第２６卷第２期 电力科学与技术学报 ＶｏＬ ２６ ＮＯ．２ ２０１１年６月 ＪＯＵＲＮＡＬ ＯＦ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ＳＣＩＥＮＣＥ ＡＮＤ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ Ｊｕｎ．２０１ｉ 智能变电站ＰＭＵ装置研究 许 勇 ，张道农 ，于跃海。，赵景涛。 （１．中国电力科学研究院，北京１００１９２；２．华北电力设计院工程有限公司，北京１００１２０； ３．国网电力科学研究院，江苏南京２１００６１） 摘 要：同步相量测量装置（ＰＭＵ）已广泛应用于中国电网．智能变电站过程层设备与间隔层设备的信息交互对 ＰＭＵ提出了新的要求．介绍智能变电站ＰＭＵ应实现的基本功能、符合ＩＥＣ ６１８５０标准的ＰＭＵ建模、采样值报文 解析、时间同步、ＭＭＳ服务及信息共享的内容，给出智能变电站内ＰＭＵ的实现方法和应用方案，并提出完善ＩＥＣ ６１８５０的建议，为智能电网ＰＭＵ装置的应用提供参考． 关 键 词：智能变电站；ＰＭＵ；ＩＥＣ ６１８５０；时间同步 中图分类号：ＴＭ ７３；ＴＭ７６ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７３—９１４０（２０１１）０２—００３７—０７ Ｐｈａｓｏｒ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ ｕｎｉｔｓ ｉｎ ｓｍａｒｔ ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ ｘｕ Ｙｏｎｇ 。ＺＨＡＮＧ Ｄａｏ—ｎｏｎｇ ，ＹＵ Ｙｕｅ—ｈａｉ。，ＺＨＡＯ Ｊｉｎｇ—ｔａｏ。 （１．Ｃｈｉｎａ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８５，Ｃｈｉｎａ；２．Ｎｏｒｔｈ Ｃｈｉｎａ Ｐｏｗｅｒ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏ．Ｌｔｄ．， Ｂｅｉｊｉｎｇ １００１２０，Ｃｈｉｎａ；３．Ｓｔａｔｅ Ｇｒｉｄ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｎａｎｊｉｎｇ ２１００６１，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｐｈａｓｏｒ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ ｕｎｉｔｓ（ＰＭＵ）ｈａｖｅ ｇｒｅａｔｌｙ ｕｓｅｄ ｉｎ Ｃｈｉｎａ ｆｏｒ ａ ｌｏｎｇ ｔｉｍｅ．Ｔｈｅ ｉｎ— ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｅｘｃｈａｎｇｅ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｈｅ ｂａｙ ｄｅｖｉｃｅｓ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｄｅｖｉｃｅｓ ｐｒｏｐｏｓｅｓ ｓｏｍｅ ｎｅｗ ｒｅｑｕｅｓｔｓ ｆｏｒ ＰＭＵ．Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ ｔｈｅ ＰＭＵ ｂａｓｉｃ ｆｕｎｃｔｉｏｎｓ，ＰＭＵ ｍｏｄｅｌｉｎｇ ｗｉｔｈ ＩＥＣ ６１８５０，ｓａｍ— ｐｉｅ ｖａｌｕｅｓ ｍｅｓｓａｇｅ ｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎ，ｔｉｍｅ ｓｙｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎ，ＭＭＳ ｓｅｒｖｉｃｅ ａｎｄ ｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｓｈａｒｉｎｇ．Ｉｔ ｉｓ ａｌｓｏ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ｔｈａｔ ＰＭＵ ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄｓ ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｓｃｈｅｍｅ．Ｓｏｍｅ ａｄｖｉｃｅｓ ｆｏｒ ＩＥＣ ６１８５０ ｉｍｐｒｏｖｉｎｇ ａｒｅ ｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｔｈｅｙ ｐｒｏｖｉｄｅ ａ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ＰＭＵ ｄｅｖｉｃｅｓ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｍａｒｔ ｇｒｉｄｓ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｓｍａｒｔ ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ；ＰＭＵ；ＩＥＣ ６１８５０；ｔｉｍｅ ｓｙｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎ 建设坚强智能电网是中国经济社会快速发展和 功能．变电站的智能化运行是实现智能电网的基础 电力负荷高速持续增长的需求．变电站是电力网络 环节之一［ ．在智能变电站领域，今后所有新建变电 的节点，它连接线路，输送电能，担负着变换电压等 站将全面按照智能变电站技术标准建设，并且重点 级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等 对枢纽及中心变电站进行智能化改造，预计“十二 收稿日期：２０１１－－０５—２７ 通讯作者：许勇（１９７１一），男，硕士，高级工程师；主要从事系统稳定控制、继电保护及ＷＡＭＳ等研究；Ｅ－ｍａｉｌ：ｘｕｙｏｎｇ＠ｅｐｒｉ．ｓｇｃｅ．ｅｏｍ．ｃａ ３８ 电 力 科 学 与 技 术 学 报 五”期间中国将新建智能变电站几千座．规划信息数 字化、通信平台网络化、信息共享标准化将是智能变 电站的基本要求，而信息采集和测量设备将在智能 变电站起到非常重要的作用．同步相量测量装置 （ＰＭＵ）已经在中国广泛应用，ＰＭＵ数据传输基于 的模型结构中．建模工作主要参照ＩＥＣ ６１８５０标准 的第７部分． ２）基于ＩＥＣ ６１８５０标准的通信． 合并单元获得元件的采样数据，而后通过网络 将数据送给位于间隔层的各种智能设备．信息流属 于间隔层和过程层之间的通信，ＩＥＣ ６１８５０标准的 网络，具有采集精度高、传送密度大、时标精度高等 诸多优点［２］，其特性非常符合在智能变电站应用．但 是，目前ＰＭＵ在智能变电站的应用还存在一些瓶 第９部分对其进行了规范，智能变电站ＰＭＵ需要 满足这些规范．此外，随着变电站自动化系统中硬件 颈，主要原因： １）智能变电站遵循ＩＥＣ ６１８５０标准，但目前 ＩＥＣ ６１８５０标准中对ＰＭＵ各项功能在智能变电站 中的实现没有明确规定，一些标准尚处于编写阶段． ２）合并单元的性能尚不能完全满足ＰＭＵ装 置的要求．常规变电站ＰＭＵ采用硬接线采集数据， 而智能变电站ＰＭ．Ｕ可通过接入变电站过程层网 络，从合并单元（Ｍｅｒｇｉｎｇ Ｕｎｉｔ，ＭＵ）获取采样值． 而目前合并单元的一些指标无法满足ＰＭＵ的要 求，如时标精度、守时性能等． ３）不能与智能变电站内的其他智能电子装置 （Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｄｅｖｉｃｅ，ＩＥＤ）通信．常规变 电站ＰＭＵ一般不与站内设备通信，而智能变电站 ＰＭＵ需要实现与其他ＩＥＤ通信，以满足新的应用 需求． ４）现已广泛使用的ＩＥＥＥＣ ３７．１１８规约不能完 全满足智能化变电站ＰＭＵ的应用要求．ＰＭＵ为集 中式采集装置，需接收多台ＭＵ的采样值，若某台 ＭＵ出现数据异常，由于ＩＥＥＥＣ ３７．１１８中数据帧 并未对每个测点的数据品质进行描述，仅对装置的 数据可用进行标识，这必将导致该ＰＭＵ装置的其 他数据不可用或者数据失真． 笔者从智能变电站ＰＭＵ应实现的基本功能、 符合ＩＥＣ ６１８５０标准的ＰＭＵ建模、采样值报文解 析、时间同步及ＭＭＳ服务等几个方面介绍目前在 智能变电站中实现同步相量测量及其信息共享的一 些探索工作． １ ＰＭＵ功能需求 １）基于ＩＥＣ ６１８５０标准的统一建模． 对变电站ＰＭＵ基于ＩＥＣ ６１８５０标准进行统一 建模，就是将实际的数据和功能映射到ＩＥＣ ６１８５０ 设备的集成度越来越高，智能变电站ＰＭＵ需要预 留与同层其他ＩＥＤ设备进行信息交互的通信接１２１． ３）同步动态相量数据实时监视［３］． ①装置可实时接收合并单元发送的ＳＶ采样 值报文以及其他ＩＥＤ设备发送的ＧＯＯＳＥ报文，实 时计算同步相量，并显示三相基波电压相量、三相基 波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相 量、有功功率、无功功率、系统频率、开关状态及保护 动作信息等； ②装置可向主站实时传送三相基波电压相量、 三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电 流相量、系统频率及开关状态及保护动作信息等； ③装置可同时向多个主站传送实时测量数据， 各主站可以配置不同的ＣＦＧ２来独立选择要传送的 测量数据和数据输出速率； ④装置可将时钟同步状态、事件标示等信号实 时传送给主站． ４）同步动态相量数据实时记录． ①装置可连续不问断地记录所测量的三相基波 电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、 基波正序电流相量、系统频率、开关状态及保护动作 信息等； ②当装置监测到电力系统发生扰动时，装置能 结合时标建立事件标识，并向主站发送告警信息； ③装置可监测并记录时钟的同步状态； ④装置可就地显示、分析和输出实时记录数据； ⑤装置可按照主站的要求向主站传送实时记录 数据； ⑥装置记录的数据具有足够的安全性，不会因 直流电源中断而丢失，不会因外部访问而删除，不提 供人工删除和修改的功能． ５）故障录波． ①当系统发生暂态扰动时，装置可以通过高速 采样记录电力系统的暂态过程； 第２６卷第２期 许勇，等：智能变电站ＰＭＵ装置研究 ３９ ②暂态记录数据输出格式符合ＡＮＳＩ／ＩＥＥＥ Ｃ３７．１１１—１９９９（ＣＯＭＴＲＡＤＥ）标准要求； ③具有多种录波启动判据； ④装置可就地显示、分析和输出暂态记录数据； ⑤装置可按照主站的要求向主站传送暂态记录 数据； 对ＭＭＸＵ和ＭＳＱＩ节点的相关数据属性的引 用，ＰＭＵ可使用基于多播的采样值传输服务，按设 定的速率向变电站内其他ｌＥＤ或向主站传输数据 集，以达到传输这些计算值的目的．数据集还支持在 线配置，其他ＩＥＤ或主站可通过配置ＰＭＵ的数据 集来选择需要传输的数据． 逻辑节点ＲＤＲＥ定义了扰动记录功能对应的 ⑥装置记录的暂态数据具有足够的安全性，不 会因直流电源中断而丢失，不会因外部访问而删除， 不提供人工删除和修改的功能． ２ ＰＭＵ的建模 从模型的角度，智能变电站ＰＭＵ应看作一个 逻辑设备（Ｌｏｇｉｃａｌ Ｄｅｖｉｃｅ，ＬＤ），该逻辑设备必须包 含一个ＬＰＨＤ和ＬＬＮＯ逻辑节点 ］．前者用于访问 逻辑设备的公用信息，如保护装置的铭牌、健康信息 等，后者用于访问物理设备的自身属性．ＬＬＮ０描述 了基于ＵＤＰ的多播采样值控制块（ＭＳＶＣＢ），用于 传输模拟量采样数据流；描述了变电站通用事件控 制块（ＧｏＣＢ），用于装置间ＧＯＯＳＥ报文的传输．另 外，还可在ＬＬＮＯ中对ＳＶ服务和ＧＯ０ＳＥ服务使 用的数据集进行预先定义． 在分析ＰＭＵ基本功能的基础上，得出了设备 的ＵＭＬ模型，图１中描述了ＵＭＬ的一部分．按数 据功能可以分为实时数据、相量计算、序分量计算及 故障录波，其相关的逻辑节点分别为ＴＣＴＲ， ＴＶＴＲ，ＧＧＩＯ，ＭＭＸＵ，ＭＳＱＩ，ＲＤＲＥ． 图１ 智能变电站ＰＭＵ逻辑设备ＵＭＬ模型（部分） Ｆｉｇｕｒｅ １ ＵＭＬ ｍｏｄｅｌ ｏｆ ＰＭＵ ｉｎ ｓｍａｒｔ ｓｕｂｓｔｉｏｎ 启动方式、启动阈值、记录时间以及连续启动记录时 间间隔等信息． ３采样值报文解析 采样值传输定义了发送和接收缓冲区用于实现 采样值传输，所交换的数据基于发布／订户机制．在 发送侧发布方将值写入发送缓冲区，在接收侧订户 从接收缓冲区读值．通信系统负责刷新订户的当地 缓冲区，发布方使用采样值控制块控制采样值发送． 在一个发布方和一个或多个订户之间有２种交换采 样值的方法：多路广播应用和双边应用关联．按规定 的采样率对输人进行采样． 在智能变电站中，采样值报文信息由合并单元 发送．ＩＥＣ ６１８５０为合并单元采样值传输服务定义 了２种不同的映射方法，即ＩＥＣ ６１８５０—９—１嘲和 ＩＥＣ ６１８５０—９—２Ｅ ． ＩＥＣ ６１８５０—９—１的采样测量值的结构固定， 由报头、广播／组播地址、源地址、优先级标志部分 （ＴＰＩＤ和ＴＣＩ）、以太网类型、以太网类型ＰＤＵ部 分、ＡＰＤＵ部分及帧校验部分组成．ＡＰＤＵ部分包 含ＡＳＤＵ基本数据集、ＡＳＤＵ状态数据集，其中采 样值包含１２路电压和电流信息，为２字节含品质因 数的数据信息 ． 针对ＩＥＣ ６１８５０—９—１，程序定义的数据结构 如下： ｔｙｐｅｄｅｆ ｓｔｒｕｅｔ ｛ ＩＮＴ１６Ｕ ＴＰＩＤ； ＩＮＴ１６Ｕ ＴＣ１ ０ ＩＮＴ８Ｕ Ｕｓｅｒ＿Ｐｒｉｏｒｉｔｙ； ＢＯＯＬＥＡＮ ＣＦＩ； ＩＮＴ１６Ｕ ＶＩＤ； ＩＮＴ１６Ｕ Ｅｔｈｅｒｔｙｐｅ； ＩＮＴ１６Ｕ ＡＰＰＩＤ； ４０ 电 力 科 学 与 技 术 学 报 ２０１ｉ年６月 ＩＮＴ１６Ｕ Ｌｅｎｇｔｈ； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒｅｓｅｒｖｅｄｌ； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒｅｓｅｒｖｅｄ２； ＩＮＴ８Ｕ ＡＰＤＵ—Ｓｉｇｎ； ＩＮＴ３２Ｕ ＡＰＤＵ—Ｌｅｎｇｔｈ； ＩＮＴｌ６Ｕ ＡＳＤＵＮｕｍ； —ＩＮＴ１６Ｕ ＡＳＤＵ—Ｌｅｎｇｔｈ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴ８Ｕ ＬＮＮａｍｅ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴ８Ｕ ＤａｔａＳｅｔＮａｍｅ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ ＬＤＮａｍｅ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒａｔｅｄ．．ｐｈａｓｅ＿ｃｕｒｒｅｎｔ［ＭＡＸ．．ＡＳＤＵ—． ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒａｔｅｄｎｅｕｔｒａｌ—．．．ｃｕｒｒｅｎｔ［ＭＡＸ—．ＡＳＤＵ—． ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒａｔｅｄ ｐｈａｓｅ＿ｖｏｌｔａｇｅ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ Ｒａｔｅｄ—．ｄｅｌａｙ．．ｔｉｍｅ［ＭＡＸ．．ＡＳＤＵ．． ＮＵＭ］； ＩＮＴｌ６ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ—．Ｃｕｒｒｅｎｔ—．ｐｈａｓｅ＿Ａ［ＭＡＸ ． ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ—Ｃｕｒｒｅｎｔ—ｐｈａｓｅ—Ｂ［ＭＡＸ—Ａ ＤＵＮＵＭ－］； ～ＩＮＴ１６ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ—Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ｃ［ＭＡＸ—Ａ ＤＵ—ＮＵＭ３； ＩＮＴ１６ Ｃｕｒｒｅｎｔ＿Ｎｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ ＭｅａｓｕｒｉｎｇＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅ＿＿＿Ａ［ＭＡＸ— ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ ＭｅａｓｕｒｉｎｇＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅ＿．．．．Ｂ［ＭＡＸ．． ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ ＭｅａｓｕｒｉｎｇＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅ＿—＿Ｃ［ＭＡＸ＿ ＡＳＤＵＮＵＭ－］； —ＩＮＴ１６ Ｖｏｌｔａｇｅｐｈａｓｅ＿＿Ａ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ Ｖｏｌｔａｇｅｐｈａｓｅ＿＿Ｂ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ Ｖｏｌｔａｇｅ＿ｐｈａｓｅ＿Ｃ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ Ｖｏｌｔａｇｅ＿Ｎｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６ Ｂｕｓｂａｒ＿Ｖｏｌｔａｇｅ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ ＳｔａｔｕｓＷｏｒｄｌ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴｌ６Ｕ ＳｔａｔｕｓＷｏｒｄ２［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ－１； ＩＮＴ１６Ｕ Ｓａｍｐｌｅ—Ｃｏｕｎｔｅｒ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ８Ｕ Ｓａｍｐｌｉｎｇ＿ｒａｔｅ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ８Ｕ Ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ＿ｒｅｖｉｓｉｏｎ＿Ｎｏ［ＭＡＸ＿ＡＳ－ ＤＵ—ＮＵＭ］； ｝Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ＿９—１； 根据ＩＥＣ ６１８５０—９—２的定义，采样测量值采 用ＩＳＯ／ＩＥＣ ８８０２—３的帧格式（图２），由报头、 ＭＡＣ首地址部分（源地址和目的地址）、优先级标 志部分（ＴＰＩＤ和ＴＣＩ）、以太网类型、以太网类型 ＰＤＵ部分、ＡＰＤＵ部分及帧校验部分组成． ＝￣一Ｄｅ ｎ ｉｔｄｒｅ＊０ｎ一 二 ｓ０ｘ０Ｉ 萝 ｅｑｔ 舾叫。Ｉ．＝－１■匿— —・ｓｏＩＩｒ℃ｅ Ｍｄｒｅ￣－－ ０ｘＣＤ ＿ ０１０４ ｌ ０Ｉ８ｌ００ ｓｍｐＣｎｔ ｌ 一丁ＨＤ一 ＴｃＩ 一 ０ ４．０．０ 一ｓｍｐＳｙｎｃｈ 一Ｅｔｈｅ忡一～ ＤＩ８８ＢＡ ｓｍｐＢａｔｅ Ｉ —ＡＰ Ｄ一 ￣４０００ ｓｅｑＩｌｅ ｅ ０ｆＤａｔａ 瞳 －一ＲＬｅｎｅ￣Ｂｅｂ ．（ｍｅｄ￣８１）一 —— Ｏ∞００ｏ ≠ 一Ｒｅｓｅｒｖｅｄ ２—— ＡＩ＇ＤＵ（ｏｆｌｅｎ￣ｈ ｍ） ＼ 。（ＦＭ ｂｙｔｅｓｉｆ‘ ｎｅｃｅｓｓａｒｙ）Ｆｒａｍｅ ｃｈｅｅｋ￣ｅＨｃｅ 图２ ＩＥＣ ６１８５０—９—２采样值帧格式 Ｆｉｇｕｒｅ ２ ＳＭＶ ｄａｔａ ｓｔｙｌｅ ｏｆ ＩＥＣ ６ｌ８５Ｏ一９～２ ＡＰＤＵ部分由一个或多个ＡＳＤＵ组成，每组 ＡＳＤＵ包括时间标签、采样同步标识及数据集等， 其中数据集包含了电流、电压信息口］．为了加强互操 作性，ＩＥＣ ６１８５０国际用户组织ＵＣＡＩｕｇ制定了 ＩＥＣ ６１８５０—９—２（ＬＥ）［９］，该标准对数据集进行了 详细定义（图３），该数据集中包含４路电流信号和４ 路电压信号，数据信号均为ＳＡＶ类型，包含４字节ｉ 和２字节ｑ信息，其中ｉ信息为实际采样数值，ｑ信息 为数据品质信息． Ａｔｔｒｉｂｕｔｅ Ｎａｍｅ Ｖａｌｌｉｅ Ｃｏｍｍｅｎｔ ＤＳＮａｍｅ ＰｈｓＭｅｍｓｌ ＤＳＲｅｆ ＸＸＸＸＭＵｎｎ几ＩＮＯＳＰｈｓＭｅａｓｌ ＤＳＭｅｍｂｅｒＲｅｆ ＩｎｎＡＴＣＴＲ１．Ａｍｐ［ＭＸ１ ＩｎｎＡＴＣＴＲ２，ＡｍｐｆＭＸ１ ＩｎｎＡＴＣＴＲ３，Ａｍｐ［ＭＸ１ ＩｎｎＡＴＣＴＲ４，ＡｍＰｌＭＸ１ ＵｎｎＡＴＣＴＲｌ，Ｖｏｌ［ＭＸ１ ＵｎｎＡ ｒｃＴＲ２，Ｖｏｌ『ＭＸ１ ＵｎｎＡＴｃＴＲ３，Ｖ０ｕＭＸＩ ＵｎｎＡＴＣＴＲ４，Ｖ０ｌｆＭＸ１ 图３ ＩＥＣ ６１８５Ｏ一９—２（ＬＥ）中数据集的定义 Ｆｉｇｕｒｅ ３ Ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎ ｏｆ ＤａｔａＳｅｔ ｉｎ ＩＥＣ ６ｌ８５Ｏ一９—２ＬＥ 针对ＩＥＣ ６１８５０—９—２，程序定义的数据结构 如下： ｔｙｐｅｄｅｆ ｓｔｒｕｃｔ ｛ ＩＮＴ１６Ｕ ＴＰｔＤ； 第２６卷第２期 许勇，等：智能变电站ＰＭＵ装置研究 ４１ ＩＮＴ１６Ｕ ＩＮＴ８Ｕ ＴＣＩ； ＵｓｅｒＰｒｉｏｒｉｔｙ； ＿［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＣｕｒｒｅｎｔＮｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿一 ＿＿Ｂ００ＬＥＡＮ ＣＦＩ； ＮＵＭ－］； ＩＮＴ１６Ｕ ＶＩＤ； ＩＮＴ３２ Ｑｕａｌｉｔｙ＿Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ＿ｐｈａｓｅ＿Ａ－ ＩＮＴ１６Ｕ Ｅｔｈｅｒｔｙｐｅ； ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； ＩＮＴｌ６Ｕ ＡＰＰＩＤ； ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＭｅａｓｕｒｉｎｇＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅＢ－ ＿＿＿＿ＩＮＴＩ６Ｕ Ｌｅｎｇｔｈ； ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ ＮＵＭ］； ＩＮＴ１ ６Ｕ Ｒｅｓｅｒｖｅｄｌ； ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＭｅａｓｕｒｉｎｇ＿Ｃｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅ＿Ｃ－ ＿—ＩＮＴ１６Ｕ Ｒｅｓｅｒｖｅｄ２； ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ ＮＵＭ］； ＩＮＴ８Ｕ ＡＰＤＵ＿Ｓｉｇｎ； ＩＮＴ３２ Ｑｕａｌｉｔｙ＿Ｖｏｌｔａｇｅ＿ｐｈａｓｅ＿Ａ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿一 ＩＮＴ３２Ｕ ＡＰＤＵ＿Ｌｅｎｇｔｈ； ＮＵＭ－］； ＩＮＴ１６Ｕ ＡＳＤＵＮｕｍ； ＿ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＶｏｌｔａｇｅ—ｐｈａｓｅ＿＿Ｂ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿－ ＩＮＴ１ ６Ｕ Ｓｅｃｕｒｉｔｙ； ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２Ｕ ＡＳＤＵｓＬｅｎｇｔｈ； ＿ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＶｏｌｔａｇｅ＿ｐｈａｓｅ＿＿Ｃ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿一 ＩＮＴ１６Ｕ ＡＳＤＵ—Ｌｅｎｇｔｈ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＮＵＭ］； ＶＩＳＩＢＬＥＳＴＲＩＮＧ２５５ ｓｖＩＤ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙＶｏｌｔａｇｅ—．．．Ｎｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿－ ＶＩＳＩＢＬＥＳＴＲＩＮＧ２５５ ｄａｔｓｅｔ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＮＵＭ］； ＩＮＴ１６Ｕ ｓｍｐＣｎｔ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ Ｑｕａｌｉｔｙ＿Ｂｕｓｂａｒ＿Ｖｏｌｔａｇｅ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿一 ＩＮＴ３２Ｕ ｃｏｎｆＲｅｖ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ－］； ＮＵＭ］； ＴｉｍｅＳｔａｍｐ ｒｅｆｒＴｍＥＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］；／／ ）Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ＿９—２； ＢＯＯＬＥＡＮ ｓｍｐＳｙｎｅｈ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ－］； 装置采样值报文解析部分首先判别报文地址是 ＩＮＴ１６Ｕ ｓｍｐＲａｔｅ［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； 否正确，然后判别报文的类型是否为ＳＶ报文或者 ＩＮＴ３２ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ＿ｐｈａｓｅ＿Ａ［ＭＡＸ＿ＡＳ＿ ＧＯＯＳＥ报文，即１７～１８字节以太网类型是否为 ＤＵ—ＮＵＭ］； ０ｘ８８ＢＡ或０ｘ８８Ｂ８，若为ＳＶ报文，则根据ＰＤＵ的 ＩＮＴ３２ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ｂ［ＭＡＸ ＡＳＤＵ ＮＵＭ］； Ｔａｇ值判别为ＩＥＣ ６１８５０—９—１还是ＩＥＣ ６１８５０— —ＩＮＴ３２ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｖｅ９—２报文，再进行采样值到模拟量映射的解析；若 ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ｃ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ ＮＵＭ３； 为Ｇ０ＯＳＥ，则进行ＧＯＯＳＥ到开关量映射的解析． —ＩＮＴ３２ Ｃｕｒｒｅｎｔ解析成功后将数据写入预留的缓冲区进行后续的 ＿Ｎｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ａ［ＭＡＸ—Ａ 计算． ＤＵ．ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ｂ［ＭＡＸ＿Ａ ４ 时间同步 Ｄ ＮＵＭ－］； ＩＮＴ３２ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ＿Ｃｕｒｒｅｎｔ ｐｈａｓｅ＿Ｃ［ＭＡＸ＿ＡＳ－ ＰＭＵ对时间精度有极高的要求，对时的误差 ＤＵ－ＮＵＭ］； 应不大于±１ ｓ，在传统变电站中ＰＭＵ设备采集 ＩＮＴ３２ Ｖｏｌｔａｇｅｐｈａｓｅ＿＿Ａ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； 回路和授时电路一般是一体化设计，而在智能变电 ＩＮＴ３２ Ｖｏｌｔａｇｅ＿ｐｈａｓｅ＿Ｂ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ－］； 站中，数据采集通过接收合并单元（ＭＵ）发送的ＳＶ ＩＮＴ３２ Ｖｏｌｔａｇｅ＿ｐｈａｓｅ＿Ｃ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ—ＮＵＭ］； 报文来实现．根据ＩＥＣ ６１８５０—９０—５［１。］的规定，数 ＩＮＴ３２ Ｖｏｌｔａｇｅ＿Ｎｅｕｔｒａｌ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ＩＮＴ３２ Ｂｕｓｂａｒ＿Ｖｏｈａｇｅ［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； 据的“绝对时标”计算为ＲｅｆｒＴｍ＋ＳｍｐＣｎｔ／ ＩＮＴ３２ Ｑｕａｌｉｔｙ（ＳｍｐＲａｔｅ）．这就要求报文中必须在每个ＳＶ信息 ＿ＰｒｏｔｅｃｔｉｖｅＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅＡ＿ ＿＿＿［ＭＡＸ—ＡＳＤＵ＿ＮＵＭＩ； 中发送ＲｅｆｒＴｍ，ＳｍｐＣｎｔ及ＳｍｐＲａｔｅ，因ＩＥＣ ＩＮＴ３２ ＱｕａｌｉｔｙｖｅＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅＢ－ ６１８５０—９—１报文不含采样时标，所以只有ＩＥＣ ＿Ｐｒｏｔｅｃｔｉ——＿［ＭＡＸ＿ＡＳＤＵ＿ＮＵＭ］； ６１８５０—９—２报文才能够实现以上要求．但是，在实 ＩＮＴ３２ Ｑｕａｌｉｔｙ＿ＰｒｏｔｅｃｔｉｖｅＣｕｒｒｅｎｔｐｈａｓｅＣ－ ＿＿＿际应用中发现，ＲｅｆｒＴｍ虽然规定的是采样值缓冲 ４２ 电 力 科 学 与 技 术 学 报 的刷新时间，但是其并非是采样数据的绝对时标．因 此，在ＰＭＵ装置中一般通过独立的授时装置或接 口获得绝对时标ＲｅｆｒＴｍ，然后结合ＳＶ报文中的 ＳｍｐＣｎｔ，ＳｍｐＲａｔｅ得到绝对时标．这样，无论ＩＥＣ 应起来．这样做的好处是，抽象的虚拟接口和具体的 协议族之间是独立的，是通过ＭＭＳ技术关联起来 的．ＭＭＳ技术先于ＩＥＣ ６１８５０标准出现．ＩＥＣ ６１８５０ 标准应用了该项技术．智能变电站内ＰＭＵ装置提 供的ＭＭＳ服务应实现以下功能： ６１８５０—９—１还是ＩＥＣ ６１８５０—９—２都可以计算出 “绝对时标”．ＩＥＣ ６１８５０—９—２中有关时标的内容 １）关联服务．与ＩＥＤ或系统建立连接，使用 如图４所示． ＡＳＤＯ：：＝ ＳＥＱＵＥＮＣＥ【 ＭｗＩＤ或 ＶＩｓＩＢＬＥ ｓｖＩＤ［０］ＩＭＰＬＩＣＩＴ 应为系统范围内唯 ＵｓｖＩＤ ｒＲＩＮＧ ＶｉｓｉｂｌｅＳｔｒｉｎｇ 一的标识 ＤａｔＳｅｔ Ｏｂｊｃｃｔ ｄａｔｓｅｌ［１］ＩＭＰＬＩＣＩＴ 来自ＭＳＶＣ或ＵＳＶＣ Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ Ｖｉｓｉｂｌｅｓｔｒｉｎｇ 的值 ０Ｐ１ＴＯＮＡＬ 每次取得新采样 值时加１，在采样被 时钟信号同步 ｓｍｐＣｎｔ［２］ＩＭＰＬＩＣＩＴ （ＳｍｐＳｙｎｃｈＴＲＵＥ）且 ＳｍｐＣｍ Ｔｌ６Ｕ ＯＣＴＥＴ ｓＴＲＩＮＧ 同步信号出现时计数 （ＳＬＺＥ（２））器应置０． ， 参见注２． ０ＣＩＥＴ ＳＴＲＩＮＧ 解释为表１４定义的 ＩＮＴ１６Ｕ． 来自ＭＳＶＣ或 ｃｏｎｆＲｅｖ［３］ＩＭＰＬＩＣ１Ｔ ＵＳＶＣ的值． ＣｏｒｌｆＲｅｖ ＩＮＴ３２Ｕ ０ＣＴＥ研ＲＩＮＧ ０Ｃ．Ｈ＇Ｔ ＳＴＲＩＮＧ （ＳＩＺＥ（４））， 解释为表１４定义的 ＩＮＴ３２Ｕ． ＲｃｆｒＴｍ Ｅｎｔｒｙ Ｔｉｍｅ ｍｆｆＴｍ【［４］ＩＭＰＬＩＣＩＴ Ｒ曲．Ｔｍ包含采 ＵｔｃＴｉｍｅ ０Ｐ１１ＯＮＡＬ． 样值缓冲的刷新时 间． ｓｍｐＳｙｎｃｈ［５］ＩＭＰＬＩＣＩＴ ＴＲＵＥ一采样值 ＳｍｐＳｙｄｃｈ Ｂ００ＬＥＡＮ Ｂ０ＯＬＥＡＮ ＤＥＦＡＵＩ 被时钟信号同步； ＦＡＬＳＥＦＡＬｓＥ一采样值 ， 未被同步． 来自ＭＳＶＢ或 ｓａｍＲａｔｅ［６］ＩＭＰＬＩＣＩＴ ＵＳＶＢ的值． ＳｍｐＲａｔｅ Ｄ Ｔ１６Ｕ ＯＣＴＥＴ ＳＴＲＩＮＧ ＯＣＴＥＴ ｓ１ｒＲＩＮＧ （ＳＩＺＥ（２））， 解释为表１４所定义 的ＩＮＴ１６Ｕ． Ｓａｍｐｌｅ 类型取决于第 ｓａｍｐｌｅ［７］ＩＭＰＬＩＣＩＴ 与数据集定义 Ｄ７－３部分中的 ．．ｎ］ 定义的ＣＤＣ ＳＥＱＵＥＮＣＥ ＯＦＤａｔａ］ 相关的数据表．参见注１ ． 图４ ＩＥＣ ６ｌ８５Ｏ一９—２中有关时标的内容 Ｆｉｇｕｒｅ ４ Ｔｉｍｅｔａｇ ｉｎ ＩＥＣ ６１８５Ｏ一９—２ ５ ＭＭＳ服务 智能变电站内ＰＭＵ装置与其他智能电子设备 （ＩＥＤ）的通信主要通过ＭＭＳ服务来实现，ＭＭＳ是 一种技术，它将一个虚拟的接口和一组具体的协议 族对应起来．这些协议族是定型的，也是通用的．如 果随着技术的发展，协议族的内容发生了变化，那么 就应用ＭＭＳ技术将虚拟接口和一组新的协议族对 Ａｓｓｏｃｉａｔｅ（关联）、Ａｂｏｒｔ（异常中止）和Ｒｅｌｅａｓｅ（释 放）服务． ２）数据读写服务．现行的同步相量测量标准 ＩＥＥＥ Ｃ３７．１１８［１１］中并没有谈及服务这一概念，取 而代之的是交换一系列的同步相量消息帧来达到通 信目的．标准中定义了４种帧格式［１ ． ①数据帧．包含测量信息． ②配置帧．为ＰＭＵ实时相量数据的配置信息． 有２种配置文件：ＣＦＧ—ｌ为系统配置文件，由ＰＭＵ 产生，包括ＰＭＵ可以容纳的所有可能输入量； ＣＦＧ一２为数据配置文件，由主站产生，指出数据帧 的目前配置状况．配置帧有２种：ＣＦ １描述ＰＭＵ 的能力，与ＳＣＬ的作用一致，可以通过传输ＳＣＬ文 件的方式获取，同时，介于ＩＥＣ ６１８５０服务器具有自 描述能力，也可在线获取服务器定义的控制块和数 据集等信息；ＣＦＧ－２描述数据帧的当前配置，映射 为从服务器获取数据模型结构的方式． ③头帧．包含相量测量装置、数据源、数量级、变 换器、算法及模拟滤波器等的相关信息． ④命令帧．主站和子站之问获取对方发来的指 令，并根据指令进行相应操作． 这几种帧中最常用的是配置帧和数据帧，因此， 数据读写服务应实现传送配置帧、数据帧及传送设 备自描述信息． ３）报告服务．对ＰＭＵ相量信息构建专用数据 集以报告服务形式实时向站控上送数据信息，也可 由站控主动查询ＰＭＵ相量信息，可使用Ｒｅｐｏｒｔ（报 告）、ＧｅｔＢＲＣＢＶａｌｕｅｓ（读缓存报告控制块值）、Ｓｅｔ— ＢＲＣＢＶａｌｕｅｓ（设置缓存报告控制块值）、ＧｅｔＵＲＣＢ— Ｖａｌｕｅｓ（读非缓存报告控制块值）、ＳｅｔＵＲＣＢＶａｌｕｅｓ （设置非缓存报告控制块值）服务． ４）定值服务．使用ＳｅｌｅｃｔＡｃｔｉｖｅＳＧ（选择激活 定值组）、ＳｅｌｅｃｔＥｄｉｔＳＧ（选择编辑定值组）、ＳｅｔＳ— ＧＶａｌｕｅｓｓ（设置定值组值）、ＣｏｎｆｉｒｍＥｄｉｔＳＧＶａｌｕｅｓ （确认编辑定值组值）、ＧｅｔＳＧＶａｌｕｅｓ（读定值组值） 第２６卷第２期 许勇，等：智能变电站ＰＭＵ装置研究 ４３ 和ＧｅｔＳＧＣＢＶａｌｕｅｓ（读定值组控制块值）服务设置 故障录波启动定值； ５）文件服务．使用ＧｅｔＦｉｌｅ（读文件）和ＧｅｔＦｉｌｅ— ＡｔｔｒｉｂｕｔｅＶａｌｕｅｓ（读文件属性值）ＪＲ务传送实时记录 ［６］ＩＥＣ ６１８５０—９—２．变电站通信网络和系统第９—２部 分特定通信服务映射（ＳＣＳＭ）映射到ＩＳＯ／ＩＥＣ ８８０２—３ 的采样值［Ｓ］． ［７］赖登群，袁嫣红．基于ＩＥＣ ６１８５０—９—１的合并单元的 文件和传送暂态录波文件． ６ 结语 眉前，智能变电站ＰＭＵ的标准还处于编写过 程中，装置的现场应用还处于探索阶段，未来如何更 好地利用ＰＭＵ信息将是智能变电站建设的热点和 难点． 参考文献： ［１］刘振亚．智能电网技术［Ｍ］．北京：中国电力出版社， 、２０１０． ［２］陈实，许勇，王正风，等．电网实时动态监测技术及应用 ［Ｍ］．中国水利水电出版社，２００９． ［３］国家电力调度通信中心．电力系统实时动态监测系统技 术规范［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００９． ［４］高翔．数字化变电站应用技术［Ｍ］．北京：中国电力出版 社，２００８． ［５］ＩＥＣ ６１８５Ｏ一 —１．变电站通信网络和系统第９—１部 分特定服务映射（ＳＣＳＭ）单向多路点对点串行通信链 路上的采样值［Ｓ］． 设计［Ｊ］．浙江理工大学学报，２００９，２６（１）：１１４—１１９． ＬＡＩ Ｄｅｎｇ－ｑｕｎ，ＹＵＡＮ Ｙａｎ－ｈｏｎｇ．Ｔｈｅ ａｃｈｉｅｖｅｍｅｎｔ ｏｆ ｍｅｒｇｉｎｇ ｕｎｉｔ ｏｎ ｔｈｅ ｂａｓｉｓ ｏｆ ＩＥＣ ６１８５Ｏ一９—１［Ｊ］．Ｊｏｕｒ— ｎａｌ ｏｆ Ｚｈ￣ｉａｎｇ Ｓｃｉ—Ｔｅｃｈ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，２００９，２６（１）：１１４— １１９． ［８］莫峻，谭建成．基于ＩＥＣ ６１８５Ｏ一９—２的合并单元研究 ［Ｊ］．现代电力，２００９，２６（４）：１１—１４． ＭＯ Ｊｕｎ。ＴＡＮ Ｊｉａｎ—ｃｈｅｎｇ．Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ ｍｅｒｇｉｎｇ ｕｎｉｔ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔＥＣ ６１８５０——９——２ ｍｏｄｅｍ ｅｌｅｃｔｒｉｃ ｐｏｗｅｒ［Ｊ］． Ｍｏｄｅｒｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ，２００９，２６（４）：ｌ１一ｌ４． ［９３ ＩＥＣ ６１８５０ ９—２（ＬＥ）．Ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ ｇｕｉｄｅｌｉｎｅ ｏｆ ｄｉｇ— ｉｔａｌ ｉｎｔｅｒｆａｃｅ ｔｏ ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｓ ｕｓｉｎｇ ＩＥＣ ６１８５０—９—２［Ｓ］． ［１ｏ］ＩＥＣ ６１８５０—９０—５．Ｕｓｅ ｏｆ ＩＥＣ ６１８５０ ｔｏ ｔｒａｎｓｍｉｔ ｓｙｎ— ｃｈｒｏｐｈａｓｏｒ ｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ＩＥＥＥ Ｃ３７．１１８［Ｓ］． ［１１］ＩＥＥＥ Ｃ３７．１１８．ＩＥＥＥ同步相量测量装置标准［Ｓ］． ［１２］任雁铭，操丰梅，秦立军，等．ＭＭＳ技术及其在电力系 统通信协议中的应用［Ｊ］．电力系统自动化，２０００，２４ （１９）：６６—６８． 一 ＲＥＮ Ｙａｎ－ｍｉｎｇ，ＣＡＯ Ｆｅｎｇ－ｍｅｉ，ＱＩＮ Ｌｉ—ｊ ｕｎ，ｅｔ ａ１． Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ＭＭＳ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎ ｐｏｗｅｒ ｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］． Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，２０００，２４ （１９）：６６—６８．
