基于IEC61850的继电保护与故障信息管理系统研究

唐毅，王安宁，朱倩茹，黄德斌，李磊，李乃永

（山东电力调度控制中心，山东济南250001）

·专题论述·

基于IEC61850的继电保护与故障信息管理系统研究

唐毅，王安宁，朱倩茹，黄德斌，李磊，李乃永

（山东电力调度控制中心，山东济南250001）

针对继电保护与故障信息管理系统存在的与子站通信的智能装置通信规约杂乱、子站与主站及主站与主站之间的通信规约缺乏、建设中存在大量的协调与调试工作使得该系统不能产生应有的价值和效益等问题，提出将IEC61850标准扩展用于变电站外通信，并建成了兼容IEC61850标准的通信体系，规定无法兼容IEC61850的智能装置接入系统的规范化方法，提出统一的系统配置维护方法，实现了主站系统的免维护。实践证明，继电保护与故障信息管理系统技术体系和技术规范同时适用于传统变电站和数字化变电站，突破了困扰该系统大规模应用的技术瓶颈。

IEC61850；继电保护与故障信息管理系统；技术体系

0 引言

继电保护与故障信息管理系统提出已近10年［1-8］，但大规模建设及运行维护仍存在很多问题。受制于设备现状，子站需要具备与站内所有智能装置通信的能力，通信规约上有IEC61850、各种版本的IEC60870-5-103通信规约、各种厂家的私有规约，通信类型有以太网、485串口、CAN等。需要确定子站与主站之间、主站与主站之间的通信规约。目前可供使用的有IEC61850和IEC60870-5-103，但这些规约都仅适用于站内通信，且无论采用哪种规约，都需要实施对其他规约信息的转换。系统建设及运行维护中存在大量的协调、调试工作（如远动信息点表核对工作），效率低质量差，致使系统的大规模建设难以展开，不能产生应有的价值和效益。不同厂家、不同型号装置的信息表或信息模型语义不统一，困扰高级应用功能（如故障录波数据调阅、定值自动校核）的开发及应用。

针对上述问题，从通信技术体系、配置维护体系、二次信息语义体系3个方面对系统的技术体系进行完整的研究，根据IEC61850标准及其扩展标准IEC61400-25-4，制定了继电保护信息的技术体系及成套通信技术规范，并建成以省级、地级主站、各级子站的分级系统为主框架的、覆盖传统变电站和智能变电站的山东电网继电保护与故障信息管理系统，实践了通信技术体系、配置维护体系、二次信息语义体系的技术特征，验证了继电保护与故障信息管理系统技术体系和技术规范的可行性、完整性。主要内容：基于IEC61400-25-4规定了映射到Web Sevice的用于站外通信的特定通信服务映射（SCSM），建成了与IEC61850标准兼容的通信体系，用于子站与主站以及主站之间的通信；将IEC61850抽象通信服务接口（ACSI）中提供的过程层服务映射为非IEC61850规约的应用服务数据单元来交换信息，并对智能装置信息建模方法和二次信息语义进行了统一规定，扩展了IEC61850在二次系统应用的语义约定和建模约束，规定了非IEC61850兼容智能装置接入系统的规范化方法；提出了统一的系统配置维护方法，包括采用IEC61850的SCL语言作为配置描述语言、采用配置文件的解析作为主站数据库生成的方法、采用变化通知的方式保证主站、子站一致性等，实现了主站系统的免维护。

1 系统结构

继电保护与故障信息管理系统结构如图1所示。

图1 继电保护与故障信息管理系统结构

环节1指智能装置与子站系统的通信，属于站内通信系统的范畴，应遵循相应的变电站通信标准，即子站按照装置自身的通信规约与装置进行通信，本系统对环节1的通信不作统一规定。

子站负责与所有接入的各种智能装置通信，并经综合处理后向主站上传所需的信息。子站具有智能装置信息封装功能，按照统一规定的信息“封装”方法将智能装置信息转换为符合IEC61850标准的信息模型及服务，屏蔽了各种智能装置通信协议和通信语义的差异性。

环节2指站内子站系统与主站系统的通信。主站与所有接入的子站通信并向主站用户提供录波数据调阅、定值自动校核等高级应用功能。主站具有信息代理功能，负责将直连子站的智能装置信息根据需要向其他主站转发。

环节3指主站系统之间的通信。

对于环节2、环节3，需要解决的关键问题是选择能够承载变电站所有数据的，具备应用解析支持能力的变电站与调度中心、调度中心与调度中心的通信协议。

显然，基于IEC60870-5-101／103的协议不能满足上述要求，但IEC61850标准不仅能够统一装置与装置之间、装置与站层之间的通信，并具备了互操作性、免维护等特征，符合技术发展方向，能够解决系统大规模建设及运行维护存在的问题，与系统建设目标一致。由于IEC61850是站内智能装置（IED）之间的通信标准，还需要研究基于IEC61850技术体系的变电站与调度系统之间的通信标准。通过借鉴和扩展IEC61850标准，制定了关于继电保护及故障信息系统的成套技术规范，允许不同厂家生产的子站、主站能够互联互通。

2 通信技术体系

通信技术体系主要包括通信规约和通信机制两部分内容。

2.1 通信规约

系统采用的通信分层体系结构与IEC61850具有一致性，如图2所示。

图2 通信技术体系分层结构

通信技术体系的技术主体基于IEC61850，由信息模型、抽象通信服务和协议栈3个层次构成。其中，信息模型与IEC61850一致。

2.1.1 抽象通信服务

抽象通信服务方法定义了服务方法的语义以及调用这些服务方法的操作（包括请求和应答中的参数）。本文所采用的抽象通信服务方法是IEC61850-7-2规定的抽象通信服务（ACSI）的一个子集，即不包括通用变电站事件、采样值传输等专用于站内装置之间的高速响应服务方法。系统规定强制支持的抽象通信服务模型类及方法如表1所示。

表1 强制抽象通信服务对象模型与服务方法

2.1.2 协议栈及特定通信服务映射

IEC61850标准规定了MMS协议栈及特定通信服务映射。MMS协议栈需要通信双方对信息结构的定义严格保持一致［9］。然而，图1中环节2、环节3是一种变电站之外的通信，需要管理大量的IED数据类型。若采用MMS映射，需要维护大量的数据类型结构［10］（对于同一种数据对象或数据属性的结构定义也可能不同），增大了系统维护的难度和运行开销，增加了系统出错的可能性。若采用XML映射，接收方可以不需要检查数据的类型定义，就能对数据进行完整解析。

为满足信息远程传输的需要，选择了基于XML的通信，并且根据IEC61400-25标准采用了SOAP协议栈，给出了统一的WSDL形式的接口描述。两种特定通信服务映射（SCSM）的主要差异如表2所示。

表2 两种特定通信服务映射（SCSM）的主要差异

2.2 通信机制

通信机制规定了分级主站之间的代理传输机制、变电站装置的信息封装方法、通信过程约定等内容。

2.2.1 分级代理机制

分级代理机制是以图2中通信服务为基础的代理机制，旨在实现图3所示的信息代理传输和信息共享。

图3 数据共享特征示意图

将子站、各级主站均视为站内智能装置的代理，通过信息的汇总逐级向上提供信息服务，以及支持主站之间横向的数据共享。为了建立这种机制，系统规定子站、各级主站信息模型中必须包括支持事务通信的功能，同时也规定子站、各级主站通过汇总下级系统通信配置自动形成智能装置通信服务代理等。

2.2.2 信息传输机制

系统的通信过程包括智能装置接入、子站信息传送、主站之间信息的转发等，如图4所示。为实现上述通信过程，建立了如下的信息传输机制。

1）对系统内所有涉及到的对象建立全局标识，以保证对象在系统范围内的唯一性。

2）对厂站内接入的各种智能装置的信息进行封装，以封装后的信息模型为基础，按照2.1.2的信息交换方法向上提供服务。封装后的信息模型及配置的信息交换服务均采用IEC61850-6规定的SCL进行描述。针对兼容IED信息、非兼容IED装置信息以及过程数据，系统分别规定了相应的封装方法。

3）对封装后的智能装置的信息和服务进行代理，提供应用网关级的数据访问，以实现跨网络访问、提高信息的安全性、减少对智能装置的频繁访问、优化信息流量。

4）对系统的通信配置和通信保持信号，建立一种统一的传递机制，以实现系统的自动更新和通信状态监视。

5）由于IEC61850采用名称作为对象标识，只能保证站内唯一性，因此必须具备区分所有对象的机制。系统规定采用URI作为全局唯一标识，以适应系统的分布式维护。

图4 智能装置信息传输过程示意图

3 配置维护体系

配置维护体系面向系统的工程实施环节，体现为变电站的建模和主站、子站负责通信的智能装置的建模。本文描述继电保护与故障信息管理系统配置维护模式如图5所示，主要包括采用IEC61850 SCL语言作为配置描述语言、采用配置文件的解析作为主站数据库生成的方法、采用变化通知的方式保证主站、子站一致性等。

配置维护体系能够使维护工作简化为变电站端的智能装置信息模型维护，子站和主站仅仅需要召唤配置模型输入即可正常通信，无需人工维护，大大简化了系统的调试过程。

图5 系统配置维护模式

4 二次信息语义体系

为了屏蔽不同厂家、不同型号的智能装置信息语义的差异性，支持对常用的约定俗成的信息的正确、完整的语义表达；保证信息语义的一致性；具备一致的语义扩展机制，基于IEC61850模型结构，继承IEC61850的语义体系，增加LD（逻辑设备）实例、LN（逻辑节点）实例层面的词汇约定，扩展IEC61850所缺少的LNCLASS，补充DO（数据对象）层面的词汇约定，并基于IEC61850层次上下文，表达信息语义的多角度特征。

采用IEC61850的层次结构，总体上约定的语义字典条目大大减少，信息语义表现为LN／DO／DA的上下文关系。

4.1 LN层次

LNCLASS承载的是功能元件类型的语义，仅对IEC61850所没有约定的元件功能扩展了一定数量的LNCLASS。

IEC61850没有对LN实例进行语义约定，例如：PDIS的实例并不具有“I段”、“II段”、“相间”、“接地”等语义，为了承载这些语义，并体现信息语义角度的多样性特征，方案采用在LN实例名称上增加多前缀的方法进行描述。为了减少LN实例的前缀数量，方案允许在LD实例名称上增加前缀。这就意味着，建立在特定LD下的LN及以下层次均具有LD名称所表达的语义的上下文，例如以PTRC表现的“出口”就具有“纵联出口”、“距离出口”、“零序出口”、“失灵出口”的语义。

4.2 DO层次

DO名称承载专业语义，例如：动作、启动，为了表达目前使用中的信息语义，IEC61850对LN扩展DO的体现仅仅是LN结构的变化，不具有约定的语义。规定对IEC61850所缺少的DO名称进行了扩展。

4.3 CDC、DA及枚举值

CDC（通用数据类型）、DA（数据属性）承载的是基于数据类型的语义（相当于SCADA系统所使用的数据语义），例如：双点状态、单点状态，模拟量定值、状态量定值，时标、品质等，IEC61850对其定义比较完善，不需要扩展。

4.4 枚举值

枚举值承载数据值的语义，如：开、合，投入、退出等专业语义，IEC61850对其定义比较完善，不需要扩展。

上述二次信息语义体系适用于中国国内大量采用IEC60870-5-103／104、厂家私有规约等非IEC61850通信的变电站智能装置的信息建模，能够通过IEC61850的层次上下文关系，完整的表达目前变电站所有的信息语义，解决了传统装置信息语义的差异性问题。

5 应用情况

依据上述技术体系的研究成果及所编制的成套技术规范，基于调度数据网建设了以省级、地级主站、各级子站的分级系统为主框架的山东电网继电保护与故障信息管理系统（主子站互联原则为：地级主站直接接入220 kV及以下的子站，并向省级主站转发信息，省级主站直接接入500 kV子站），如图6所示。实践了通信技术体系、二次信息语义体系、配置维护体系的技术特征，实现了自动故障分析及可视化展示、自动定值校核等高级应用功能，验证了继电保护与故障信息管理系统技术体系和技术规范的可行性、完整性。

图6 山东电网继电保护与故障信息管理系统结构图

5.1 自动故障分析及可视化展示

利用系统收到的保护、录波装置的动作事件报告和录波数据，分析出故障的时间、位置、类型、相别以及保护动作情况、重合过程等信息，主动向调度员推送分析结果，同时提供以电网接线图为背景的显示画面将故障发展过程中各种电气量、开关量的变化过程进行直观展示。本功能的实现主要基于二次信息语义体系。

5.2 自动定值校核

利用系统在调度主站召唤保护装置当前的定值清单及每项的数据值，与主站整定数据库中同一个装置的定值数据进行逐项比较，发现不一致时给出告警。该功能可分别以定期校核、按需要校核两种模式进行工作。本功能的实现基于通信技术体系及配置维护体系。

部署在山东电网的继电保护与故障信息管理系统运行良好，为电网安全稳定运行发挥了有效作用。

6 结语

从通信技术体系、配置维护体系、二次信息语义体系三个方面对系统的技术体系进行完整的研究，通过借鉴和扩展IEC61850标准，制定了继电保护信息的技术体系及成套通信技术规范。实践证明，本文提出的继电保护与故障信息管理系统技术体系和技术规范具有可行性、完整性，同时适用于传统变电站和智能变电站，突破了困扰该系统大规模应用的技术瓶颈。继电保护及故障信息系统技术体系研究和系统实践项目荣获山东省科学技术进步一等奖。

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Management Information System for Protective Relaying and Fault Recorder Based on IEC61850

There are many problems impeding management information system for protective relaying and fault recorder largescale application，such as，variety of communication protocols between the slave system and IEDs inside of substation，shortage of communication protocols between slave system and master system and that between master systems outside of substation，huge amount of work on checking the point table of remote information during the process of its construction，etc.To solve the above issues，IEC61850 for substation communication is proposed，the communication system compatible with IEC61850 is built，the standardization of methods not compatible with IEC61850 intelligent device are set，and the unified system configuration and maintenance method is proposed to achieve master system maintenance-free.The practice shows that the management information system for protective relaying and fault recorder is feasible for both digital substation and traditional substation，and breaks through the technical bottleneck of the large-scale application.

IEC61850；management information system for protective relaying and fault recorder；technical architecture

TM774

：B

：1007－9904（2014）04－0013－05

2014-03-24

唐毅（1970—），男，高级工程师，从事继电保护整定计算和管理工作；

王安宁（1980—），女，高级工程师，从事继电保护整定计算和管理工作；

朱倩茹（1969—），女，高级工程师，从事继电保护整定计算和管理工作；

黄德斌（1962—），男，高级工程师，从事继电保护整定计算和管理工作。