技术︱基于正确性检查的SCD管理方案探讨

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国网上海市电力公司电力科学研究院、上海毅昊自动化有限公司、国家电网公司上海市电力公司的研究人员鲍伟、高翔、涂琦、沈冰、宋杰，在2016年第6期《电气技术》杂志上撰文指出，智能变电站SCD文件构成了二次系统的核心组成部分，本文探索了基于SCD正确性检查的智能变电站SCD管理技术，为有效控制智能变电站二次系统风险提供了可借鉴的技术路径。

自2009年国家电网公司组织推进智能电网战略以来，基于IEC61850标准的智能变电站自动化技术获得了快速发展。国家电网公司自2013年起组织开展新一代智能变电站试点，2014年度有六个新一代智能变电站投运，2015年将增加到50个站。迄今已经有3000座以上的智能变电站投入运行,我国已成为智能变电站投运数量最多的国家[1-2]。

智能变电站有别于常规站的最大差异在于工程实施基于变电站配置文件SCD[3]，通过工程配置工具（SystemConfigurator）及IED配置工具（IEDConfigurator），完成二次系统信号关联的配置。由此，SCD构成了智能变电站的核心要素。然而，在实际工程应用中SCD文件的应用和管理出现了诸多问题和困难，由此增加了智能变电站二次系统运行风险。

本文通过分析SCD的特征，实际工程SCD应用状况，探索有效的SCD管理模式，以便为基于SCD的智能变电站工程应用提供可靠的技术支撑。

1智能变电站工程实践分析

1.1 二次系统基于SCD展开

作为智能变电站的核心要素SCD文件描述了：①变电站一次设备模型与电气拓扑信息；②功能视图：自动化功能在各间隔内的分配；③IED视图：IED能力描述；④通信视图：通信配置信息；⑤产品视图：IED视图中的LN与功能视图中的LN的映射；⑥数据流：IED之间的水平通信与垂直通信，参见图2 [4]。

图1 SCD信息示意图

由此可见，对于SCD的应用构成了智能变电站运行维护的关键。

1.2 SCD工程应用存在的主要问题

SCD文件基于IEC61850标准体系，IEC61850体系极为庞大，架构设计上又极其灵活，如变压器模型PowerTransformer对象可以建在Substation、VoltageLevel或Bay对象下面[5]，参见图2。

图2 SCD文件中一次设备模型

这样，对于实现互操作就需要有满足工程实例化需求的细节要求。国家电网公司2008年起开始组织编写《IEC61850工程继电保护应用模型》[6]，从继电保护专业领域规范了IED相关模型的应用要求，满足了“互操作”要求。因此，对于IEC61850标准的实例化要求是推进智能变电站“互操作”及互换性的关键环节。

1.3 现阶段SCD管理模式

现阶段作为智能变电站二次系统的承载体SCD，与以往常规综自系统的二次回路图有很差异。工程初期基本由集成商“代管”，没有建立规范的管理机制和体系。

由此，国网系统组织编写了“智能变电站配置文件管理规定”，及企业标准《智能变电站配置文件运行管理系统技术规范》，以期从管理规范、流程上控制智能变电站运行风险。

2  SCD工程应用难点分析

2.1耦合度高、直观性差[7]

IEC61850标准支持用信息流描述变电站一次拓扑关系，一、二次设备关联关系、数据通信关系，涵盖继电保护二次功能回路信息，自动化联闭锁信息等。光缆代替电缆，“数据包”代替了硬接线联接，以往常规端子排为界面的管理边界不复存在。工程实施一般是多个专业一起调试，有可能发生某专业因配置需要修改SCD文件，造成其它专业二次联接关系异常。

作为智能变电站二次系统载体SCD文件通过XML格式描述智能变电站二次系统之间的联接关系，其展现模式与常规综自保护二次回路图形态上差异很大，专业人员很难直观上依据保护专业技术领域知识把握SCD文件的核心要素。

2.2 工程设计与现场实施一致性困难

在变电站整个生命周期过程中，SCD是核心环节，即工程设计、现场配置、检修操作、运维测试、事故分析等均应基于SCD展开。严格意义上讲，每个不同的环节均以SCD作为工作依据，即实现“设计、配置、运行”一体化[8]。

然而，目前并没有建立基于流程的SCD应用机制，设计产出物依旧是CAD图纸，网络结构图、设计光缆清册等严重依赖于集成商，缺乏设计过程的独立性，设计过程的产出物不是SCD。

由集成商根据设计单位提供的资料形成SCD。这样，工程设计的产出物与现场配置的输入要求是隔离的。尤其，现场施工过程中经常修改SCD，这种修改结果并不反馈给设计单位，出现了工程实施过程中的管理“真空”地带。由此，无法实现设计要求与施工结果的一致性，对于日后变电站二次系统的运行维护带来了安全隐患。

2.3二次系统可维护性差

IEC61850标准体系强调通信逻辑联系，弱化物理通信介质和网络设备描述。由于现阶段SCD文件中模型不完整，如没有SSD、缺乏一、二次关联模型、没有过程层交换机模型等，无法实现基于物理对象的信息描述。不能建立通信物理连接与逻辑链路映射，及链路与功能回路映射。

现阶段整个二次系统呈现为“黑匣子”特征，无法建立基于物理维护对象的模型描述机制。给现场运行、检修及故障判别带来极大困难。运行风险增加，已经出现了因运行检修人员无法准确判断信号，造成甘肃330kV永登变全停等事件。

3 SCD管理模式分析

3.1基于责任主体管理模式

“智能变电站配置文件管理规定”，主要从全过程管理的视角，明确各个责任主体在SCD管理过程中的要求。提出SCD管理包含：系统配置文件（SCD）、IED能力描述文件（ICD）、IED实例配置描述文件（CID）、IED回路实例配置文件（CCD）、过程层交换机配置文件等。

提出“源端修改，过程受控”的原则，智能变电站装置应采用具有相应资质的检测机构发布的ICD文件。明确相关设计、制造、安装调试、建设管理、运行维护、调控等单位和部门相关职责。以期保证SCD文件的正确性、完整性以及与现场的一致性。这个规定基本上侧重于管理机制，并不能从技术上解决第2部分提出的问题。

3.2 基于流程化管理机制

“智能变电站配置文件运行管理系统技术规范”提出了基于流程管控SCD的思路。基本上是从文档管理的思路提出SCD管理要求，如体现权限管理的“签入/签出”要求；体现版本管理的配置一致性、CRC要求；体现语义语法规范性管理的SCD合法性要求；体现流程化管理的过程控制要求等。这对于规范SCD应用具有积极作用，但仍然没有解决第2部分所提出的关键问题。

3.3 SCD管理需解决的关键问题

综上所述，SCD管理需要解决以下关键问题：

1）模型的完整描述机制

IEC61850标准的核心思想是面向对象建模，参见图3，

图3 面向对象的建模

现阶段SCD文件模型的不完整，远没有实现基于“源端数据维护”的应用，技术方案基本是将IEC61850标准作为通信规约来处理，等同于完成了103效果的变电站二次系统。因此，对于SCD的管理首先需要从模型完整性入手，否则，无法支撑基于完整模型的信息应用。

2）基于业务特征的可视化

基于SCD的智能变电站实现方案并没有改变变电站业务特征，却使变电站二次系统呈现为“黑匣子”。由此，需要在SCD模型完整性基础上，基于图模映射技术，实现基于业务的可视化展示，在业务层面屏蔽IEC61850标准的复杂性。使得一线技术人员仍然能够依据所掌握的专业技能，进行智能变电站的运行维护。

3）二次回路的正确性检查。

需要注意SCD仅仅是二次系统的功能载体，业务管理的对象应该是二次功能回路。因此，对于SCD的管理重点应该是二次系统功能回路的正确性检查，而不仅仅停留在文档管理的层面。如通过具有可视化功能的在线监测装置，验证现场配置的正确性等。唯有这样，才有可能实现SCD管理的最终目标，确保二次系统功能的正确性。

4  SCD检查技术方案

4.1基于通用设计规则的检查

变电站二次系统设计有规范的设计要求，如“变电站通用设计规范”等，这些规范规定了二次系统的配置原则，结合变电站一次典型接线方式，可以大体确定SCD所包含的二次虚回路的联接要求，并可构成二次系统检查的规则库。

结合变电站过程层组网方案，检查的内容包括：①IED之间的功能回路连接，验证基本的功能回路是否完整；②功能回路的网络路由，验证是否存在网络寄生回路；③二次虚回路组网方案的“直采直跳”或“直采网跳”，是否符合规范要求等。

4.2基于功能的回路检查

IEC61850标准定义的逻辑节点LN（Logical Node）本身并不实现功能，但LN可以让与功能实现相关的输入、输出、定值、参数等在通信上是可见的，即逻辑节点使得：①“功能”的所有输入和定值都是可控、可设置的；②“功能”的所有输出都是可测量的，参见图4。

图4 逻辑接点示意图

因此，对于二次系统功能回路的检查可以通过逐层递进方式，间隔、装置、功能进行正确性检查。

结合二次系统检查规则库，基于功能的回路正确性检查可涵盖下列内容：

①功能回路逻辑闭环的完整性：以线路保护为例，完整的逻辑闭环包括模拟量和开关量采样、保护跳闸动作出口等回路。

②具体回路连接的正确性：根据SCD文件中配置的二次虚回路的模型和描述等信息提取回路的类型特征，与规则库进行匹配和比较，检查回路连接是否完整和正确。

4.3基于通信描述机制的检查

IEC61850标准对于IED之间的信息关联通过GOOSE描述，因此，需要针对SCD的特征，结合数据集、APPID、Mac地址等通信要素，进行正确性及规范性检查。

检查的内容包括：① GOOSE和SMV控制块的地址配置是否一一对应，是否存在地址冲突；② APPID、Mac地址格式和范围是否符合规范；③ IP地址的分配是否合理以及是否存在冲突。

5上海地区SCD管理应用分析

5.1 SCD管理平台方案

方案采用在上海电科院搭建服务器平台，实现上海地区SCD的统一管理，要求设计产出物为SCD文件，实现严格的SCD签入/签出制度，现场配置的SCD与设计结果SCD进行一致性比对，由此实现SCD的闭环管理。

以变电站为单位建立SCD管理机制，实现对于变电站所有历史SCD文件管理。

1）对每个版本的SCD文件进行检查，并将检查的结果以可视化的方式展示

图5 SCD检查结果可视化展示

2）每次导入新的SCD文件，比较它与之前版本的SCD文件的差异并可视化展示，参见图6。

图6 SCD版本管理示意图

5.2以保护装置为核心管理

SCD管理以保护装置为核心展开， SCD文件的差异重点关注IED的变化及其对功能的影响：如①新增、删除的IED；②IED的CRC码的变化，参见图7。

图7 SCD变化范畴示意图

③IED所对应的ICD的变化及功能的变化，④IED站控层和过程层通信参数的变化，以及参数变化对其他IED的影响，参见图8。

图8 通信参数变化示意图

⑤IED中二次虚回路连接的变化，⑥ED中定值、软压板等的变化，⑦IED中保护事件数据集的变化，以及其他MMS数据集的变化，参见图9。

图9 二次联接变化示意图

SCD和IED的变化内容通过可视化的方式直观地展示，并通过所检测到的变化内容提示哪些IED需要重新下装配置、哪些IED需要重新进行保护试验。

5.3效用分析

具有SCD正确性检查功能的管理平台应用规范了上海地区智能变电站SCD文件管理，由于平台具有SCD正确性检查功能，较之于“智能变电站配置文件运行管理系统技术规范”的方案可确保进入管理平台SCD文件的正确性。

由此，可以大大弱化建设过程对于SCD版本递交的管理要求，极大地提高管理效率。

6结论

本文针对智能变电站SCD应用现状，及不同管理模式的特点。阐述了SCD管理的核心要素，分析了SCD管理的关键要素。提出了上海地区SCD管理平台方案，对于有效实现SCD管理提出了可借鉴的模式。