数据集异常的周期上送和通信堵塞的分析与建议

朱俊杰，张 蓉

（上海市电力公司检修公司变电运维中心，上海 200063）

0 引言

数字化变电站是指基于IEC 61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次智能电子装置的数字化通信，确保智能装置之间的互操作性。其主要特征为：数字化的一次电气设备；基于IEC 61850标准的全站统一的数据模型及通信服务平台；网络化的二次装置。

练塘站是上海电网首次在500 k V变电站的间隔层和站控层全面采用IEC 61850标准通信的变电站，其继电保护、测控单元、远动设备、后台监控系统、保护子站、故障录波等系统集成了多家公司的二十余种型号的产品，这些装置均按IEC 61850标准模型建模。数字化练塘站的建设和投运，有力地支撑了上海智能电网的建设。

1 IEC 61850的应用

1.1 网络结构

练塘站自动化系统采用分层分布式结构，为了提高系统的可靠性，间隔层和站控层之间的通信采用数字化变电站通信标准IEC 61850，通过双星形光纤以太网进行传输。其中，间隔层完成数据的采集、测量控制和保护功能，并将采集和处理后的数据信号，经制造商信息规范（MMS）传输到站控层，完成全站数据处理、运行监视、控制及信息远传功能。

MMS通信采用客户／服务器通信模式，间隔层各保护和测控装置是客户端，站控层各设备是服务器端。客户端双网采用国调实施规范中提出的“双网热备”方式，1个网工作，另1个网保持在关联状态；当工作状态的网络出现故障时，保持在关联状态的网络切换为工作状态。

1.2 二次设备

所有二次设备，包括各电压等级的保护设备、测控设备、故障录波器、保护子站等，均以IEC 61850通信规约为标准，通过MMS网口直接传至MMS网上。

保护信号按照IEC 61850标准直接上传至站控层网络，由自动化后台直接通过IEC 61850通信规约接收保护装置的动作和告警软遥信，不再需要像常规站从信息子站转接。因此，常规站500 k V小室和220 k V小室内接入信息子站的2台智能接口管理机（CSC-1326）都不需要。全站只有1台接入直流屏等智能设备的CSC-1326，从而减少了厂家通信规约接入的工作量。

测控装置通过面向通用对象的（GOOSE）网络报文，实现装置之间的逻辑互锁，取代了常规站中的电缆硬连线。

1.3 直流系统和不间断电源

直流系统、不间断电源（UPS）与传统变电站的配置相同，分别采用奥特迅公司和许继电气公司的设备，需要通过公用智能接口管理机CSC-1326接入自动化后台，使用的是北京四方公司的CSC 2000监控系统而不是IEC 61850通信规约。自动化后台可同时处理IEC 61850通信规约和CSC 2000监控系统。

2 发现问题及思考

2.1 数据集不正常地周期上送

在500 k V练塘站IEC 61850综合自动化系统现场调试时，使用厂家的报文记录仪对现场测控装置的模型文件及测控装置实际上送的大量报文进行检测汇总分析时，发现测控装置模型文件中的软压板数据集报文控制块中，只定义了数值变化和品质描述变化时主动上送报文，而没有定义周期性主动上送，导致测控装置会间隔1 min周期性地上送软压板数据集报文，这与其定义是自相矛盾的。

研发单位的专家对此回复：“报告的触发选项以及周期时间有两种配置方式，一种是在模型文件中进行离线配置；另一种是在线配置，即客户端建立关联后对各种数据集的报告控制块进行设置时去规定是否允许周期性上送。现场截获的主动上送的周期报文是由客户端在线设置的，而报文记录仪是单纯依靠模型中的离线配置条件进行分析判断的”。

为此，对练塘站测控装置的模型文件进行了分析。通过分析软压板数据集报文控制块的定义得知，这个软压板数据集是个非缓冲数据集（URCB型），其触发选项为数据变化时和品质描述变化时都主动上送报文，但不周期上送，这就是研发单位专家所说的模型文件中对离线配置报告触发选项的离线配置。

紧接着对练塘站监控系统中CSS 61850通信子系统配置文件csssys.ini中的相关设置进行了检查，发现RPT字段TrgOps列的设置值为0x44，其中并不包括定时周期触发报告。因此，从理论上说V2后台客户端和测控装置建立关联后，进行在线设置时应该不会设置定时周期，同时模型文件的离线配置中也没有周期上送，那么现场记录到的测控装置软压板urcbSoftConn的周期报文是怎么来的？

最终负责计算机系统模拟（CSS）子系统研发的专家，对该问题给出了准确的解释，这和CSS子系统判断装置通信中断的方式有关，通信中断信号肯定不可能由装置自己送出来，只能由和该装置通信的客户端进行判断，因此装置通信中断是后台、远动等客户端的1个感知判断量，而这个感知判断量的准确性，是由客户端判据是否合理决定的。判据合理，对装置是否通信中断的判断就越准确。

目前的CSS子系统对装置通信中断共有5种判据：轮询目录、最小报告周期上送、所有报告周期上送、轮询ID服务和轮询其他信息。这5种方式同时只能使用1种，通过csssys.ini中SYS字段的commChk Mod列来设置（依次用代码1—5对应上述5种通信中断的判据）。

在5种方式中，最小周期报告（commChk Mod列的设置代码＝2）判据的效果最好。因为，每个装置的周期报告由各装置自己维护、互不影响、十分准确，能做到真正的硬件并行心跳方式，这样客户端检测出装置通信中断的准确性最高。由于使用了最小周期报告判据，就需要在装置选择1个数据集报告将其触发成周期上送。1个数据集周期上送时，将上送其包含的所有DO或DA元素的信息，为尽量减小网络上供判断通信中断用的周期报文的流量，肯定选择DO或DA元素最少的那个数据集将其触发成周期上送来供CSS子系统进行通信中断的判断用。

模型文件中的数据集有2种，1种是带缓存的数据集（BRCB），另1种是不带缓存的数据集（URCB）。为了尽量减小装置的内存消耗，优先选择不带缓存的URCB数据集，毕竟丢失1～2次这种URCB数据集周期报文，对判断通信中断的结果不会产生关键性影响。因此，首先从所有URCB中选择最小（即包含元素最少）的那个URCB；如果装置模型文件中没有URCB，就从所有BRCB中选择1个最小的。

按照上述理解，对CSI 200EA测控装置模型文件中的所有数据集进行了检查与分析，汇总后如表1所示。

表1 对CSI 200EA数据集的检查与分析

根据优先选择最小URCB数据集的原则，CSS子系统肯定选择“dsSoftConn”软压板这个数据集作为判断装置通信中断用的数据集，从而强制将其设置成周期上送，这和在现场通过报文抓包工具看到的情况一致。

这个自动周期上送的软压板数据集，是由CSS子系统这个61850客户端自动设置的，而自动上送的周期在csssys.ini中COM字段的pdCommChk列设置，练塘站pdCommChk列的设置值是60 s，而在现场通过报文抓包工具检测，发现这个软压板数据集是每间隔1 min上送一次，与pdCommChk列设置值正好吻合。

按照上述理解，对南瑞继保PCS915母差保护模型文件中的所有数据集进行了检查和分析，如表2所示。

表2 对PCS915数据集的检查与分析

根据优先选择最小URCB数据集的原则，CSS子系统肯定选择“dsRelay Ain”模拟量这个数据集，作为判断装置通信中断用的数据集，从而强制将其设置成周期上送，这和现场通过报文抓包工具看到的情况一致。

这个自动周期上送的“dsRelay Ain”模拟量数据集也是由计算机系统模拟子系统这个61850客户端自动设置的，而自动上送的周期在csssys.ini中COM字段的pdCommChk列设置，练塘站pdCommChk列的设置值是60 s，而现场通过报文抓包工具检测，发现这个模拟量数据集是每间隔1 min上送1次的，这和pdCommChk列设置值也正好吻合。

通过以上分析，可以断定厂家保护中某些数据集不正常的周期上送是由于CSS子系统采用了最小报告周期上送的装置通信中断判据引起的，要想彻底消除这种现象，必须对csssys.ini中RPT字段TrgOps列的设置值进行修改，选择其他的装置通信中断判据。

2.2 信息配置的规范性

在现场调试时还发现二次设备厂方对智能电子装置（IED）的类型属性填写较为随意，例如：有些保护装置和测控装置填写“模板”，有的填写“设备型号＋版本号”，有的填写“measclt”；而IED的制造商对智能电子装置属性的填写也很随意，例如：有的填“SF”，有的填“sifang”；有的填“NARI”，有的填“NARI-RELAYS”。

事实上，该部分内容在IEC 61850通信规范中的定义都十分明确，如表3所示［1］。

表3 信息配置规范

依据表3定义以及确保智能电子设备之间的互操作性，要求各厂家及时规范其IED的类型（TYPE）属性。

2.3 网络通信堵塞

目前，练塘站内所有保护设备、测控设备、保护子站、自动化后台之间的通信，均通过基于IEC 61850的双星形以太网快速通信；故障录波器之间单独组网，也是通过IEC 61850与保护子站通信。因此，通过保护子站，运行人员不仅可以直接调取保护装置的动作情况，还可以调取故障录波器的录波文件，大大提高异常和事故情况下的应急响应速度。

但实际情况却和上述设想不一致，在一次线路跳闸事故中，保护子站无法调取相关信息。经分析，主要原因有两方面：一是故障录波器频繁启动，产生大量录波文件，并上传至保护子站。同时，保护装置也上传事故报文，造成网络通信堵塞。二是保护子站硬件处理水平和报文解析能力欠佳，造成故障时刻装置死机。

针对上述两大问题，从两方面着手改进：一是要求厂家及时升级保护子站的硬件和软件；二是制定保护子站日常巡视制度。规定每天必须从保护子站中调取现场保护装置及故障录波器的相关信息，由此确认保护子站与保护设备、故障录波器之间通信无异常，同时也可确认装置本身运行状态良好。

采取上述措施后，在第二次线路跳闸事故中，运行人员通过保护子站，快速调取相关故障波形。

3 推广应用与建议［2］

IEC 61850对变电站自动化信息具有完整的建模方法，不仅可支持站内的通信语言，也为变电站信息发布提供了统一的模型。制定IEC 61850标准的主要目标之一，是实现IED的互操作性和互换性。IED设备的互操作性可以最大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成。

然而，由于IEC 61850通信规范的技术性和复杂性，其各项性能在网络异常时的未知性以及保护、监控系统对实时性的严格要求等诸多因素，很可能出现单一产品已经通过一致性测试，但是将其构成应用系统时却不能通过现场应用测试的情况。通过一致性测试，只是通过应用测试的充分而非必要条件。

对IEC 61850标准的一致性测试还需要进一步加强研究。目前，国内中国电力科学研究院可以提供功能一致性测试，但还只停留在相对简单的IEC 61850各个功能服务测试，缺乏组网整体的性能测试以及尚缺乏相应的数字式试验设备，国内急需建立1个完整全面的数字式设备测试环境。

4 结语

鉴于目前我国电力系统快速发展的现状，对IEC 61850通信规范的研究和实践还处于探索和应用阶段，数字化变电站的实施还将有1个过渡过程，在该过程中，IEC 61850通信规范将在变电站的各个层面逐步实现。

在今后数字化变电站发展过程中，不仅需要使辅助系统与IEC 61850通信规范保持兼容，而且需要使一次设备真正做到数字化、智能化，使设备具有实时数据的采集和处理能力，而且具有与其他智能电子设备实时交换数据的能力以及自我描述和诊断能力。

IEC 61850通信规范在上海500 k V练塘站的应用，为今后上海电网推广数字化变电站和智能变电站打下了坚实的基础，通过示范工程的经验总结，有利于新的标准和技术的推广应用，同时也为将来实现智能化变电站积累了经验。

［1］ IEC 61850 Communication networks and system in substation［S］.2005.

［2］ 丁书文，史志鸿.数字化变电站的几个关键技术问题［J］.继电器，2008（10）.