基于IEC61850的对时装置建模

李大鹏

（南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102）

随着数字化变电站的发展，GOOSE，SAV 在变电站过程层中的广泛应用，信号、模拟量的时标精度非常重要。变电站对时主钟装置设备如果状态异常，GOOSE，SAV 报文时标精度会超过规定范围，引起变电站保护、测控设备逻辑判断错误，从而可能导致跳闸事故等情况发生。如何快速发现变电站时钟装置故障是智能变电站急需解决的问题。

变电站对时装置技术发展已有几十年时间，而大部分研究在于高精度时间测试技术，高精度守时技术，授时方式灵活性方面[1-3]。现有对时系统通信尚没有统一的数据模型，数据传输时尽管采用了国际标准协议，但这些协议的标准语义定义中没有对时的定义。各厂家都自行进行了扩展，而且互不相容。

本文分析了对时装置的数据需求，提出了对时设备的数据模型来描述对时状态数据，并介绍了基于ΙEC61850 标准为对时装置建立了信息模型，以实现不同厂家之间的设备互连互通和监视其运行状态。

1 变电站时钟系统结构

智能变电站时钟同步系统由时钟源，主时钟，时钟信号传输通道，时钟信号接口，被授时装置组成，如图1所示。变电站时钟主钟装置将时间同步给变电站内的保护装置，测控装置，录波装置等。

图1 变电站时钟系统结构

通过时钟装置同步变电站时钟，可为系统故障分析和处理提供准确的时间依据；时钟同步是提供电网综合自动化水平的必要技术手段；电子式互感器的应用，时钟同步是保证同步采样的基础；数字化变电站采用分布式采集，由合并单元输出的数字采样信号中必须含有时间信息。各合并单元输出的电压、电流信号必须严格同步，否则将直接影响保护动作的正确性，甚至在失去同步时要退出相应的保护。

所以，智能变电站内时钟主从时钟装置工作状态和输出时钟准确性直接关系的高压保护设备保护动作的正确性，直接关系着电网综合自动化水平的高低。所以时钟装置的工作状态非常重要，对其进行监视，是智能化变电站必须要做的工作。

随着ΙEC61850 标准的广泛运用，时钟装置通过MMS 传输时钟装置的测量以及状态数据将成为必然。

2 智能变电站时钟设备信息数据分析

智能变电站时钟设备信息数据源有两大类：对时状态测量数据和设备状态自检数据。

2.1 对时状态测量数据

对时状态测量的方法有多种手段，基于分层管理，建设成本低，管理成本低，技术风险低，性能上至少保证SOE 记录有效性的要求。传统变电站、智能站的站控层采用NTP 测量时钟差的方法作为对时状态测量的手段，在智能变电站过程层采用GOOSE 时标的方式作为对时状态测量的手段，以期尽可能的利用现有资源。

1）站控层NTP 测量钟差的原理

NTP 测量钟差原理是基于网络对时协议的对时过程是先测量两地时钟偏差再做修正。

具体的钟差测量算法如图2所示。

图2 基于NTP 原理的钟差测试原理

T0，T1，T2，T3为装置时标，⊿t为钟差，NTP建立在网络连路延迟对称的假设上，因此

对时状态测量核心工作原理是乒乓原理，通过问答时标实现对传输延迟的补偿，站内被测设备只需要具备标准的NTP 服务，用一个需要单独编写的在线监测采集端去轮流查询这些被监测设备即可获取到全站的时钟偏差，这些偏差数据再由标准的站内通信协议上传到变电站后台，进行统一的分析告警。

根据这种方案的监测准确度等于NTP 的对时准确度，经过实例验证，在变电站网络环境下NTP 测量有效灵敏度为20ms。

经过分析，状态可归纳为以下三种类型（见表1）。

表1 状态类型表

2）过程层GOOSE 测量钟差的原理

对时状态测量软件集成在测控装置内，在需要轮询时，测控装置发起一个请求，在被测过程层设备上配置一个虚遥控点，被测设备收到后，返回一个虚遥信，通过测控装置受到虚遥信时自身登记的时戳T2和返回 GOOSE 报文中的发出时戳T1，△t=T2-T1，该方法测量误差等于网络延迟，合格的监控系统GOOSE 延迟在±4ms 以内，因此该方法的测量灵敏度在10ms 级，如图3所示。

图3 GOOSE 测量钟差的原理

请求返回的轮询机制可保证测量的可靠性，当请求超时无返回时可自动重发，并且管理权由对时状态测量软件控制，如测量对象，测量周期等，不易产生冲突。

2.2 设备状态自检数据

设备状态自检是设备通过自身设计主动获取对时工作状态的手段，它发现故障较为快速和直接，但可发现的问题受到自检设计的局限。系统/设备因具有以下基本状态自检数据类型，以便实现统一的故障分析逻辑。

1）被授时系统/设备（见表2）

表2 被授时系统状态表

2）被授时系统/设备（见表3）

表3 被授时信号状态表

3 时钟装置的IED 模型

3.1 IEC61850 的数据模型

ΙEC61850 是智能电网下的变电站设备建模和数据通信标准，其按功能划分节点，用逻辑设备抽象物理设备。ΙEC61850 采用分层的对象模型，一个服务器（server）内可以包含多个逻辑设备，一个逻辑设备由多个逻辑节点组成，一个逻辑节点包含多个数据对象，一个数据对象具有多个数据属性。一个服务器必须提供一个或多个服务访问点（server access point）。在通信网络中，一个服务器就是一个功能节点，它能够提供数据，或允许其他功能节点访问它的资源。

3.2 时钟设备功能分解

采用ΙEC61850 标准建立ΙED 的对象模型首先是对ΙED 的功能进行定义，分解和分配。

针对变电站时钟的功能要求和技术特点，可以将起分解为：对时测量功能，设备自检状态功能。

4 模型实现

4.1 LD（逻辑装置）模型定义

时钟装置的各项功能可分为两大类：一部分是装置基本参数部分，主要涉及装置自身的一些参数和设置，该功能模块各厂家自行整理。另一部分为时钟的测量功能，设备自检等一些高级监视功能，该部分功能各厂家监控数据基本相同。

如上所述，可以将时钟装置的模型划分为基本功能LD0（实列名称采用“LD0”）和高级应用LD（名称可采用“APPL”)。

4.2 基本功能LD0 中的LN 模型定义

1）装置基本参数监控LLN0 建模

将时钟装置的公用参数监控防在基本性能LD 的LLN0[4-5]节点中，使模型简洁且便于操作（见表4）。

表4 基本性能LLN0 类结构

2）运行告警LN 建模

为了便于管理也便于扩展数据对象，将所有表示装置基本性能的告警信息数据统一放入基本性能LD0 的通用类型节点GGΙO[6-8]中，数据对象名统一采用“Alm”扩展。LN 中的数据对象数量视时钟装置能 的告警信息数量而定。如果告警信息过多可分 入多个GGΙO 中（见表5）。

表5 时钟装置告警GGIO 类结构

4.3 高级应用LD 中的模型定义

在高级应用LD中按照时钟装置主从关系分别扩展了TSSM 逻辑节点。点具体意义在2.2 节有说明。

被授时系统/设备LN 定义DLT/860 扩展逻辑节点名称为TSSM 见表6。

表6 被授时系统/设备LN 结构

所有ALM 状态均为双点状态信息，0 表示正常，1 表示告警。

授时系统/设备LN 定义DLT/860 扩展逻辑节点名称为TSSM 见表7。

表7 授时系统/设备LN 结构

所有ALM 状态均为双点状态信息，0 表示正常，1 表示告警。

5 时钟装置IED 通信服务映射

时钟应用功能对实时性能的要求较低，所以ΙED 的通信服务主要采用客户/服务器工作模式。支持应用关联（association），报告（report）等服务。时钟ΙED 的访问通过将逻辑节点下的相关数据对象组成数据集由客户端利用服务检索应用数据对象的数据值来实现。其抽象通信服务模型如图4所示。

图4 时钟装置MMS 通信抽象通信服务模型

上述时钟ΙED 的抽象通信服务接口（ACSΙ）可映射到ΙEC61850-8-1 定义的制造报文规范（MMS）

对时ΙED 模型的SERVER 映射到MMS 的虚拟设备（VMD）；逻辑设备映射到 MMS 的域模型（domain）[9]；逻辑节点类。数据类。日志控制块等都映射到MMS 的命名变量；数据集类映射到MMS的命名变量列表。

时钟装置有状态变位或者告警信号时通过MMS 的报告方式来更新客户端数据。

6 结论

在智能化变电站中，采用全站统一的ΙEC61850协议对时钟主从装置工作状态进行监控，必然将成为发展趋势。而时钟装置建模工作是将时钟装置真正融合到智能变电站二次一体化监控的基础，对推动变电站二次一体化的建设有着重要的意义。

[1] 张清枝,坐群业,何刚,等.智能变电站网络对时测试研究[J].电力系统保护与控制,2010(21).

[2] 韩本帅,孙中尉,崔海鹏,等.智能变电站过程层时间同步方式研究[J].中国电力,2010,45(11).

[3] 高磊,袁宇波,宋亮亮.能变电站监控系统时间体系研究[J].电力自动化设备,2012(3).

[4] 余晓鹏,李琼林,等.基于ΙEC61850 的电能质量监测终端数据分析及模型实现[J].电力系统自动化,2011,35(4):56-60.

[5] 国家电网公司.Q/GDW 396-2009.ΙEC61850 工程继电保护应用模型.

[6] ΙEC.Communication networks and systems for power utility automation :Part 6 configuration description language for communication in electrical substations related to ΙEDs[S].2009.

[7] ΙEC,Communication networks and systems for power utility automation:Part 7-2 basic communication structure for substation and feeder equipment-Abstract communication service interface(ACSΙ).2003.

[8] ΙEC,Communication networks and systems for power utility automation:Part 7-4 basic communication structure-compatible logical node classes and data object classes [S].2010.

[9] ΙEC,Communication networks and systems for power utility automation:Part 8-1.Specific Communication Service Mapping(SCSM)-Mappings to MMS(ΙSO 9506-1 and ΙSO 9506-2) and to ΙSO/ΙEC 8802-3 2004.