IEC61850规约（通用7篇）
IEC61850规约 篇1
摘要：目前我国的电力行业中现行的规约相当繁琐复杂, 这对电网和设备的运行维护造成了极大的麻烦。所以说, 急需一种规约来统一我国电力行业这些繁琐复杂的规约, 需要对我国的变电站进行统一的管理。对于每一个变电站的通讯协议, 将通讯设备与信号源设置统一的地址和名字, 并建立一个数据库进行储存, 在全国的电网之中实现统一的通讯。为了实现这一目标我们可以采用IEC61850规约, IEC61850规约在技术上具有兼容性和先进性, 可以在建设中节约很多的人力成本、物质成本等, 同时IEC61850规约是智能电网技术的核心, 被应用到建立统一规约中去。
关键词：IEC61850规约,通讯,电力系统
IEC61850规约实现在解决电网综合的自动化通信系统和技术问题的一项较为完整应用技术。对于电力部门的运行来说具有极其先进的意义。本文就IEC61850规约的定义、应用目的、应用优势及应用中应该做的工作做出了分析讨论。
一、61850规约的定义及特点
1.1 IEC61850规约的定义
IEC61850规约的全称是变电站通信网络和系统, 是现在国际上唯一一个变电站和智能电网的智能通信系统, 是由国际电工委员会提出的, 是实现智能电网中变电站的自动化的通讯系统前提。IEC61850规约建立的初衷就是要针对不同变电站之中不同的IED设备, 在不同的电子通信设备之间通过相同的协议从而实现通讯的无缝化, 并且能够实现自动化和兼容化。IEC61850协议的最终目标就是能够在全世界实现真正的“即插即用”, 在电力自动化的通讯技术上真正的能够实现“一个世界, 一种技术, 一个标准。”
1.2 IEC61850规约的特点
IEC61850规约具有以下的特点:面向对象建立模型的时候一般都是采用XML语言, 整个系统的所有架构都是采用分布分层, 使用抽象的通信接口、通信服务映射Scsm技术, 采用MMS技术, 整个系统突出的特点是可操作性和互操作性, 强调的特点是开放性和兼容性。
二、IEC61850规约的应用优势
2.1能够明显减少二次回路的图纸设计与管理
IEC61850规约相对与之前的很多规约来看, 在进行各个IED设备之间的遥信、启动、备自投等通讯方式的时候一般都是通过一根光缆或者一根通讯网线来完成的代替了以往规约空结点加开入的方式。因此IEC61850只需要一根光缆, 并且辅以适合的通信方式就能够实现对文件的统一建模和配置, 省去了复杂的线路设计以及文件的统一建模和配置工作, 能够实现远程和现场的配置完全统一, 不必要跟以前的规约一样, 反复的对现场和图纸之间进行核实。
2.2节省人力, 转移检修重点
目前我国的继电保护工程师长期的将精力放在了对二次电器回路的养护和维修上, 浪费了大量的人力物力, 而且继电保护工程师的培养很不容易, 需要经过长期的学习, 需要大量的时间和精力。而且继电保护工程师在工作时还存在着一定的危险性。这使得我国的继电保护工程师只是将精力放在一条二次电器回路的养护中去, 而不是电力整体的一次性建设上去。在实行了IEC61850规约之后, 能够实现全电网的统一实时的数据共享, 有利于专家在线统一解决问题, 对于某些疑难问题还可以专家在线进行讨论解决。然后进行有目的的维修养护, 这样极大的节省了人力, 并且解决了我国电网二次电气回路养护人员工作素质参差不齐的情况, 极大的改善了我国高科技人才不足的现状。
2.3能够降低运行成本
在我国传统的变电站的工作现场, 为了对继电器进行保护以及对电器二次降压严格的要求, 因此都采用带屏蔽的阻燃铜电缆以降低电缆坑中二次交直流电缆彼此之间的电磁干扰, 但是我国的铜元素的储备量并不是很大, 所以需要从国外进口大量的铜。但是在IEC61850规约实行之后, 这种情况就会被改善很多, 因为IEC61850通讯设备都是采用光缆通信, 不会存在电磁干扰和热效应的问题, 这也就使得IEC61850标准下生产的IED设备能够明显的减少CT开路和PT短路的风险。从而降低了我国电网设备制作的成本。而且对于统一化的管理使得工作人员对于IED设备的使用只会越来越熟悉, 减少了设备的更改, 从而节约了对员工进行集训的费用。明显的简化了管理的繁琐性。
三、IEC61850规约应用过程中应该做的工作
3.1加紧对新技术的跟进, 努力推广IEC61850规约
从上面的叙述中我们就可以看得出来, IEC61850规约对于电力部门的安全运行, 提高经济效益, 实现技术创新等方面都具有重大的意义。所以为了保持这些对电力部门的意义, 我们要加紧对IEC61850规约新技术的跟进, 同时要加快IEC61850在国内的推向。诚然这一技术有它复杂的技术要求, 但只要我们建立完成之后将会得到巨大的好处和方便。
3.2成立相应的规约组织, 协调好规约建立过程中的工作
在IEC61850规约的建立过程中需要建立一个统一的规约协调组织, 毕竟我国花费巨大代价建立起来的通信设备不可能完全的舍弃掉, 这个组织就是要完成旧设备与新设备技术的兼容性。同时IEC61850规约在国外已经发展的很完善了, 但是在中国其中有很多细节无法与中国的现状相符合, 这就需要这个统一的规约组织针对我国广大电网的现状对IEC61850规约进行改进, 使其能够符合我国的电力现状。同时在IEC61850规约建立的过程之中这个组织能够协调好各个变电站, 能够统一的实行IEC61850规约, 完成我国电力行业的一次巨大的蜕变。
3.3更新相应的测试体系
传统的通信测试手段已经无法满足对于IEC61850通信设备的测试, 必须要根据现在的要求对通信测试手段进行改进。使其能够满足IEC61850规约的要求, 从而更好的对整个的通信设备进行完善的测试。
四、结语
IEC61850规约在国外已经发展的十分完善, 实现了电网的无缝通信, 与我国现在实行的通信规约相比具有很大的先进性。所以我国电力部门为了与国际进行接轨也为了满足自身的发展需求只能实行IEC61850规约, 对于该规约的优点以及实行过程中应该怎么做本文都作出了相应的探讨。
参考文献
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IEC61850规约 篇2
IEC61850是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准。它采用抽象通信服务接口(ACSI)和特定通信服务映射(SCSM)的方法,通过面向对象、面向应用开放的自我描述,对数据对象统一建模,实现对变电站自动化系统的功能、设备的互操作性。IEC61850代表了自动化技术的发展趋势。使用常规一次设备和符合IEC61850标准的智能二次设备结合的模式,浙江省电力公司在220 k V外陈(宣家)变进行IEC61850标准的实用化研究,在该变电所实现了IEC61850标准在IED设备间、间隔层到站控层、站控层到调度中心的应用,并投入生产运行。由于保护跳合闸命令以及间隔层联闭锁使用了GOOSE(面向通用对象的变电所时间)报文实现,使得220 k V变电所的继电保护设计产生了较大的变化,传统模式下以接点配合方式进行信息交互而形成的保护功能,改为以GOOSE报文进行信息交互而形成的保护功能。不仅改变了继电保护设计的内容和形式,对保护功能分布也产生了一定影响。
1 IEC61850标准主要特点以及GOOSE模型介绍
IEC 61850标准是国际电工委员会(IEC)TC57工作组(WG10/11/12)从1995年开始制定一部面向未来的变电站内的通信标准,2004年大部分内容正式颁布。我国将该标准等同引用为国家标准GB/T860[1]。
1.1 IEC61850标准主要特点
IEC61850标准是关于变电站自动化系统第一个完整的通信标准体系,其核心可归纳为信息建模、抽象服务、具体映射三部分,与传统通信协议体系相比,在技术上有如下突出特点:
(1)使用分布、分层体系:IEC61850按照变电站自动化系统所要求完成的控制、监视和继电保护三大功能从逻辑上和物理概念上将系统分为三层,即变电站层(第2层)、间隔层(第1层)、过程层(第0层)。
(2)采用与网络独立的抽象通信服务接口和特定通信服务接口:IEC61850标准总结了电力生产过程特点和要求,归纳出电力系统所必须的信息传输的网络服务,设计出抽象通信服务接口ACSI(Abstract Communication Service Interface),使得信息模型及其服务不依赖于具体的通信协议栈。
(3)采用面向对象、面向应用的自描述:IEC61850标准对于信息均采用面向对象自我描述的方法,传输时开销增加。由于网络技术的发展,传输速率提高,使得这种面向对象自我描述方法才有可能实现。
(4)具有互操作性:IEC61850标准中互操作性被表述为:“来自同一厂家或不同厂家智能装置IED之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力”。IEC61850标准采用UML作为建模语言。UML可以帮助人们对现实世界问题进行科学地抽象,进而建立简明准确的表示模型。这些模型成为标准后,电力系统的各种应用就不再依赖信息的内部表示,大家共用一种语言,各种异构系统的集成将变得简单。各种IED之间就具有互操作性的可能。
1.2 GOOSE模型
采样测量值和跳闸命令是过程总线上数据通信最为重要的两类信息。IEC61850标准定义了两种抽象模型;采样值传输(SAV)模型和通用的以对象为中心的变电站事件(GOOSE-generic object oriented substation event)模型。GOOSE报文的核心内容可由用户灵活、自由定义,不仅可以传输状态信息,而且可以传输模拟量信息,甚至可以传输时间同步信息等,应用范围广泛[2]。
2 外陈(宣家)变整体设计方案
2.1 过程层
由于目前国内智能开关的应用比较少,尤其是国内厂家这方面的产品还处在一、二次融合阶段,试运行的时间都很短,对环境的适应能力尚未经过考验,因此对于外陈变电所考虑采用IEC61850标准,对过程层一次设备的模拟量、开关量的采集和测控、保护命令的传输等仍通过传统的电缆连接方式,各间隔智能IED设备独立的采集本间隔的信息,二次IED设备集中布置在继电器室,因此该变电所没有IEC61850意义上的过程层设备。
2.2 间隔层
间隔层设备与站控层设备间信息交换采用100 M/10M光纤以太网,通信标准采用IEC61850。
220 k V电压等级间隔层设备的模拟量、开关量的采集仍由集中布置在继电器室的智能装置完成。监控、保护跳合闸命令的输出、保护间动作信息的交换则由间隔层网络完成,通过GOOSE报文实现间隔联闭锁和保护跳合闸功能。
110 k V及以下电压等级间隔层设备(即保护测控一体化IED装置)下放到开关柜,间隔层设备与过程层设备间距离很近,用通信网络实现间隔层和过程层信息交换没有技术意义,同时将使成本大幅上升,因此仍采用传统的模拟量输入和开关量输入输出回路。
直流系统、直流绝缘检测装置、直流电池巡检装置、电能量采集装置、微机消谐装置、消弧线圈自动调谐装置及UPS装置等需经规约转换后接入间隔层网络,自动化系统的公用信息工作站配置足够数量的通信规约转换接口与这些设备通信。
2.3 系统网络结构(图1)
交换机主干环网具备网络自愈机制,当主控楼任意一台交换机发生故障后,网络通信链路将重建,间隔层与站级层的通信以及间隔层设备之间的通信不会中断;当主控楼两台交换机同时发生故障后,间隔层设备和站级层设备的通信将中断,间隔层设备之间的通信可以维持正常状态。
当继电器小室的任意一台交换机发生故障后,网络通信链路将重建,间隔层与站级层的通信以及间隔层设备之间的通信不会中断;需采用GOOSE传送跳合闸命令的保护功能(包括220 k V线路保护、母差保护、断路器失灵保护等)均实现双重化,且保护GOOSE采用双网双冗余机制传输,可以保证保护继电保护功能不受影响。
2.4 继电器小室的设置
本工程站控层的IED设备布置在主控制室二层。110 k V、主变测控、继保等IED设备放置在就地继电器室;220 k V监控单元、所用电、直流测控保护等IED设备放置在主控制楼继电器室;35 k V一体化测控保护等IED装置就地放置在35 k V开关柜上。
3 外陈(宣家)变继电保护设计方案
根据上述IEC61850通信标准定义的功能层次,采用常规一次设备和符合IEC61850标准的智能二次设备结合的模式实现220 k V外陈变对IEC61850的应用。
1)模拟量采集:因未配置过程层,所有模拟量均通过电缆直接接入各智能设备。
2)开关量的采集以及跳合闸命令的执行:配置智能操作箱,接入由开关场一次设备来的开关量。智能操作箱连接到变电站间隔层GOOSE网,本间隔的保护以及母差、主变等跨间隔装置均通过GOOSE网交换机获取信息;各设备的跳合闸命令通过GOOSE网交换机发送给智能操作箱,经智能操作箱以接点形式发送到一次设备。智能操作箱在继电器室与保护装置统一组屏。
3)各智能设备之间信息交换:包括各保护装置的开入量、保护之间的相互启动与闭锁、断路器失灵保护等均通过GOOSE网交换机传送信息,不需要传统的控制电缆。
4)GOOSE主要包括的内容:根据以上方案结合浙江省继电保护应用现状,典型220 k V线路间隔的GOOSE主要内容如图2所示。
5)故障录波器设置:故障录波器为故障后分析提供重要依据。由于采用传统一次设备,故障录波器的模拟量通道和常规变电所一致;因为采用了智能操作箱作为开关量的转接单元,因此录波器开关量输入采用由智能设备通过间隔层网络获取的方式。
4 GOOSE应用举例分析
由于采用GOOSE报文进行间隔层IED设备间的信息交互,启动失灵、启动重合等功能可在母差、线路保护等装置中实现,而无需经操作箱通过中间继电器扩展各类出口接点。此时,操作箱不再收发与启动失灵、启动重合相关的GOOSE信号。
以下通过对线路保护重合闸、远跳、断路器失灵等保护功能的实现,举例分析GOOSE在继电保护中的应用。
4.1 线路保护重合闸(图3)
GOOSE输入有:保护动作起动重合输入(线路保护的分相跳闸信号)、闭锁重合闸信号(线路保护的闭锁重合信号、母差三跳、其他闭锁信号)。
4.2 线路保护远跳远传(图4)
GOOSE输入有:远跳(来自母差)、远传(来自其它保护)。
4.3 断路器失灵保护(图5)
GOOSE输入有:失灵起动(来自线路、母联、变压器等的起动和跳闸信号,支持分相跳闸和三跳)。
GOOSE输出有:母差起动信号、发给各个间隔的跳闸和远跳信号。
5 经验与探讨
继电保护等二次智能设备采用IEC61850通信协议,利用快速以太网特性,替代保护监控等智能设备间的二次电缆,二次电缆(IED设备间的电缆)减少,二次接线工作量明显减少。
智能设备间信息交换均通过通信网络完成,变电站在扩充功能和扩展规模时,只需在通信网络上接入新增设备,无需改造或更换原有设备。
数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口,设备间可实现无缝连接,解决设备间的互操作问题。
智能设备间信息交换均通过通信网络完成,按统一的通信标准接入变电站通信网络。各智能设备可在一定程度上共享统一的信息平台,从而可避免设备重复。
通信系统传输的信息更完整,通信的可靠性和实时性都大幅度提高,进一步提高自动化和管理水平。
应用IEC61850通信协议的变电所继电保护设计的主要内容由设备电气二次接线转移到智能设备信息配置表、系统网络交换机配置等,对设计者的网络知识、IEC61850标准的应用水平提出较高的要求。
外陈(宣家)变通过采用常规一次设备和符合IEC61850标准的智能二次设备结合的模式实现对IEC61850的应用,将采用IEC61850通信协议的优越性得到较为充分的体现,且在间隔层、站控层已经较为完整地实现了IEC61850通信标准的应用。在此成功的基础上,在智能开关等设备技术成熟时,应在包括过程层全面实现IEC61850通信标准的应用,取消一次设备到间隔层设备的常规电缆,提高测量、传输精度,使自动化应用水平再上一个台阶。
参考文献
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IEC61850互操作测试分析 篇3
随着计算机和网络通信技术的迅速发展,尤其是以太网和面向对象技术的广泛应用,国际电工委员会第57技术委员会提出了实现变电站内智能电子设备IED(intelligent electronic device)间无缝通信的一个全球范围标准——IEC61850,这是现阶段数字化变电站的关键技术。
IEC61850的优点在于统一的对象模型和标准的通信协议使得不同厂商的IED之间能够实现好的互操作,从而降低系统的集成费用,提高系统利用率,保护用户的投资,提高整个电网的安全稳定运行水平。因此,确保不同厂家IED的互操作性以及与标准的一致性显得尤为重要。
从2008年起广东电网公司在变电站自动化系统中全面推广应用IEC61850标准,这也是国内第一个大规模推广IEC61850技术的省级电网公司。因此,广东电网公司组织了IEC61850产品入网互操作测试,本文将对测试情况进行深入分析。
1 各类IEC61850测试分析
1.1 国内互操作测试
2005~2006年,国调中心已组织国内外主流厂家前后进行了六次IEC61850互操作使用,大大推进了国内产品的研发进度。但由于当时条件所限,这些测试存在一定的局限性:
(1)大部分试验仅限于厂家两两之间的通信服务互联互通,试验项目十分有限,且缺乏一个评判标准;
(2)当时参加测试的产品大部分仍处于试验品阶段,非实际现场应用的产品。
1.2 KEMA测试
荷兰KEMA公司作为权威的IEC61850测试机构,也为世界上许多变电站二次产品生产商提供IEC61850一致性测试认证服务,包括ABB、西门子、北京四方、南瑞继保等公司。其权威性无容置疑,但对于我们的实际应用而言,仍有许多需要补充的地方:
(1)KEMA认证的测试依据IEC61850-10,主要测试项目包括配置文件、数据模型和服务,这些都是构建IEC61850的最根本要素,但对应用细节没做出要求,会导致实际应用中仍会存在不一致的地方,如双网、保护定值、保护事件、录波等;
(2)测试目前只对服务器(即间隔层产品),针对客户端(即站控层产品)的测试没有进行。另外,将产品送至荷兰检测,费用昂贵,国内只有部分厂家的部分型号产品通过了测试。
中国电科院也根据IEC61850-10开发了类似与KEMA公司的测试系统,其优缺点与KEMA测试相同。
因此,由用户组织进行基于完善的入网互操作测试是现阶段大规模推广应用IEC61850标准必需进行的工作,它保证设备的一致性、规范性,大大减少现场调试、维护的工作量,减少设备出现异常的概率。保证产品的规范性须从标准化测试抓起,这也是我们从以往变电站通讯规约应用不规范导致的不良效果中吸取的经验教训。
2 测试平台和测试原则
2.1 测试平台
广东电网公司针对目前各类测试及相关产品现状,研究组建了广东电网IEC61850入网互操作基准平台,提出了相对完善的互操作测试方案和测试流程。
与国调中心组织的两两厂家之间互操作测试不同,我们进行的是各厂家产品与广东电网入网互操作基准平台之间的互操作,操作过程能进行全程监视分析,各产品测试环境完全一致。互操作涉及的测试系统和主要仪器包括:
(1)IEC61850模型测试系统,进行模型的合法性、在线模型与离线模型文件的一致性等测试;
(2)站控层模拟系统,进行各间隔层设备的应用测试,包括模型配置、四遥、保护定值、录波管理等测试;
(3)标准IED装置,进行与被测的客户端进行各种应用测试;
(4)监视分析系统,能对IEC61850报文进行监视、存储、分析等;
(5)网络测试系统,进行交换机的性能测试;
(6)电磁兼容测试系统,进行电磁干扰下设备的性能和稳定性测试;
(7)数字化保护测试仪;
(8)时间同步测试系统,进行时间精度测试。
2.2 测试原则
(1)被测厂家的间隔层产品应通过相关机构的一致性测试;
(2)产品的模型必须完全合法,装置模型文件必须与在线获取的模型保持一致;
(3)客户端有良好的兼容性;
(4)同时满足IEC61850和中电联组织编制的《IEC61850工程实施规范》(送审稿)的要求;
(5)各项基本的应用功能能在测试平台顺利操作。
3 测试情况分析
测试历时近三个月,共对十一个厂家的产品进行了测试,测试的中标产品包括:站控层系统、测控装置、保护装置、录波器、交换机。测试共发现1934项错误,涉及模型、网络、应用功能和交换机等,测试问题常见表1。
3.1 综自测试
对综自产品的实验项目主要包括模型、模型配置、双网测试、GOOSE、遥测、遥信、遥控、对时等,测试中发现的主要问题如下:
(1)大部分装置的模型不够规范,出现的错误相对较多;
(2)系统配置工具的兼容性也存在一定的问题,不同厂家产品出现了不能导入的情况;
(3)对双网实现方式不一致,有可能出现不兼容的问题;
(4)GOOSE通信问题。
3.2 保护测试
对保护装置的实验项目主要包括模型、保护事件、录波文件、压板、定值、对时等,因为IEC61850标准中对保护装置方面的描述还有待完善,故各厂家的实现方式不同。在中电联组织编织的《IEC61850工程实施规范》(送审稿)中对部分细节做了补充要求,因此本次测试依据参考此送审稿,测试中发现的主要问题如下:
(1)对保护事件的组织方式不一致;
(2)录波文件的命名、存放位置、上送方式、波形头文件格式不一致;
(3)对保护定值的起始区的理解不一致,因为IEC61850中定义保护定值的起始区从1开始,而国内保护定值的习惯起始区为0,考虑到各省保护版本的受控管理,部分厂家产品的高压保护装置的起始区为0,低压保护装置的起始区为1,总的来说每个厂家目前的做法很不一致。
3.3 录波器测试
对录波器的实验项目主要包括模型、录波、定值、对时等,测试中发现的主要问题如下:
(1)录波器模型的错误相对较多;
(2)录波文件的命名、存放位置、上送方式、波形头文件格式不一致。
3.4 交换机测试
对交换机的实验项目主要包括优先级QOS测试、Vlan功能测试、广播风暴抑制功能、电快速瞬变条件下的丢包、电压跌落条件下的丢包、浪涌条件下的丢包等,送检产品的总体测试情况良好,仅有个别产品在强电磁干扰下的性能表现不佳以及部分功能不完善。
3.5 测试效果
本次测试的总体效果十分理想,测试中及时有效发现了大量问题,这也有效验证了广东电网IEC61850互操作测试基准平台的作用。同时通过测试指导了厂家及时改进产品,促进了产品水平的提高,为IEC61850产品在广东电网的顺利推广应用扫清了障碍,也为国内IEC61850产品的规范化应用打下了殷实基础。
4 结语
目前,IEC 61850各个部分已经正式出版完毕,我国相应的电力行业标准也已印发。总的来说,IEC61850产品的研发水平在不断提高,基本符合IEC61850标准的要求,在国内大规模推广应用IEC61850标准的时机已趋向成熟。
从国内外电力通信协议的发展历程以及我们实际测试情况来看,为确保多个厂家设备的互联成功以及业务的正常提供,对设备进行互操作测试是十分必要的,而且必须强制执行。此项工作最好由有强大技术实力的省级以上电网公司组织,保证测试的权威性和有效性。此外,二次设备的验收测试也需加以重视,确保现场应用的产品与互操作测试产品的一致性,真正实现互联互通。
本文介绍广东电网IEC61850产品入网互操作测试的方案、原则、过程,并对测试结果进行了分析。相信对相关测试的进一步研究必将对IEC61850标准在产品中的正确实现以及推广应用中起到积极作用。
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IEC61850规约 篇4
关键词：调度自动化系,规约,应用
0 引言
电力调度自动化系统主要由主站系统、数据传输通道、厂站端远动设备组成, 随着调控一体化技术在电网的全面实施, 通道质量直接影响远方控制技术的最后实现。目前电网调度自动化系统产品已大量采用101 (104) 规约, 相应的变电站综自系统产品也完全支持该规约接口, 它具有可靠性高、实时性好、数据流量充足、支持网络传输等优点。自2009年起, IEC60870-5-101 (104) 规约在黄梅电网新建变电站和改造站的自动化系统中已大量采用。
IEC104规约有服务端规约和客户端规约2种, 服务端规约一般用于向上级调度或其他系统转发实时数据;客户端规约一般用于接收变电站的实时数据, 有时也接收其他系统的实时数据, 通讯方式为网络。
这里以我县调向黄冈地调转发实时数据和35 kV蔡山变电站为例, 简单介绍IEC104服务端规约和客户端规约的应用。调度主站系统采用国电南瑞ON2000系统。
1 104服务端
104服务端的配置主要包括数据库的配置和配置文件的配置。
1.1 数据库的配置
1.1.1 前置通道信息表的配置
前置通道信息表的配置如表1所示。
参数含义如下:我县调度自动化主站向黄冈地调转发数据, 通道号为100, 采用网络方式, 规约类型为选择IEC104服务端规约。
需要注意的是:通道号不能和其他的通道号重复, 范围为0~255。因为104规约的通讯不采用专线方式, 不占用实际通道, 因此通道号填的都比较大, 这里填写100。
CDT符号位位置:一定要和厂站端一致, 如果选择错误, 可能会导致较大的正数和负数处理不正确, 一般采用16位符号位。
1.1.2 前置节点信息表的配置
前置节点信息表的配置如表2所示。
参数含义如下:黄梅转发地调的结点号为100, 需要转发的遥信字数是128, 需要转发的遥测个数是512个, 结点电度个数是64个, 双方协商后应用服务数据单元公共地址一致为1, 结点端口类型是SERVER, 对端接受IP地址是10.42.62.1, 默认端口号是2404。
这里需要注意的是填写的需要转发的遥信字数、遥测个数和结点电度个数要保证比实际值大一点, 作为预留。
数据库配置完成后, 需要在前置机上启动IEC104服务端规约。
1.1.3 配置遥测、遥信转发量表
ON2000系统中遥测转发量表和遥信转发量表的记录通常是由系统自动派生产生的, 方法是在遥测定义表和遥信定义表中找到需要转发的记录, 将域段是否转发选成是, 该记录会自动生成遥测转发量表和遥信定义表。
1.2 配置文件的配置
IEC104服务端规约需要用到2个配置文件, IEC104_server_config.cfg和data_server_net_config.cfg。
1.2.1 配置文件IEC104_server_config.cfg
在实际应用过程中, 规约的各项参数都有可能发生变化, 该配置文件主要用来配置IEC104服务端规约的运行参数。
黄冈地调转发参数配置如下:
参数含义如下:
厂站号为100, 遥测起始信息体地址为0701, 遥信起始信息体地址为0001, 遥控起始信息体地址为0b01, 电度起始信息体地址为0c01, 步位置起始信息体地址为c800, 保护起始信息体地址为0401, 传输原因字节数为2, 应用服务数据单元地址字节数为2, 信息体地址字节数为3, 遥测按满度值系数处理, 遥信发送方式为双点遥信, 发送遥测的类型为9 (带品质描述词的归一化值) , 数据来源为1, 不发送总召唤。
1.2.2 配置文件data_server_net_config.cfg
黄冈地调转发参数配置如下:
参数含义如下:
文件data_server_net_config.cfg用来配置转发服务的网络配置, 建立网络服务的个数为1, 本台前置机的IP地址是10.228.190.129, 端口号是2404。文件修改完成后要重启IEC104_server_protocal.exe程序配置的信息才能生效。
1.3 常见问题分析
1.3.1 对方链接不上
(1) 检查前置节点信息表中IP地址和IP端口号是否和对方要求的一致。 (2) 检查网络是否正常, ping对方的IP地址看网络是否正常。如果网络正常, 让对方用命令telnet IP地址端口号, 检查该端口号是否开放。 (3) 打开配置文件data_server_net_config.cfg, 检查是否将本机的IP地址和监听端口加入文件, IP地址和开放的端口号是否和对方要求的一致。
1.3.2 数据不刷新
(1) 配置文件IEC104_server_config.cfg中遥测起始信息体地址、遥信起始信息体地址、电度起始信息体地址、传输原因字节数、应用服务数据单元地址字节数、信息体地址字节数的设置是否和厂站端一致。 (2) 遥测转发量表中的死区值是否太大, 导致长时间不发送变化遥测。
1.3.3 遥测数据不对
CDT符号位设置不正确, 12位还是16位;遥测处理方式设置不正确, 原始值还是满刻度系数转换。
1.3.4 对方收不到数据
(1) 遥测转发量表、遥信转发量表中的厂站ID号没有改成104转发厂。 (2) 配置文件IEC104_server_app_data_system.cfg中的厂站号和实际的104转发厂不对应。
2 104客户端
104客户端的配置与104服务端的配置大致相同, 这里以黄梅电网35 kV蔡山变电站为例进行简要说明。
2.1 数据库的配置
104客户端仅需要配置前置通道信息表和前置结点信息表。104客户端配置的参数与服务端配置的参数大致相同, 但需要注意的是在结点端口类型上需要选择为IEC104规约的客户端, 否则接收不了数据。
2.2 配置文件的配置
IEC104客户端规约的配置文件有2个, 分别是IEC104_client_config.cfg和net_protocal_link_define.cfg。
IEC104_client_config.cfg文件的配置和服务端文件配置一样, 这里不再赘述。
配置文件net_protocal_link_define.cfg, 参数设置为【112 0】, 表示通道112 (35 kV蔡山变) 备用前置机不建立链路。
2.3 常见问题分析
2.3.1 厂站不投入
(1) 检查网络链接是否通畅, 设置是否正确, 具体方法见服务端操作。 (2) 变电站装置不支持多个IP链接, 此时和装置建立链路的只有备用前置机。修改配置文件net_protocal_link_define.cfg, 不允许备用前置机建立链路。
2.3.2 遥测数据不对
CDT符号位设置不正确, 12位还是16位;遥测处理方式设置不正确, 原始值还是满刻度系数转换。
2.3.3 遥控无法操作
遥控方式设置错误, 单点还是双点;遥控起始信息体地址错误, 要和厂站端一致。
3 结语
随着经济的发展和科学技术的提高, 电网调度自动化系统有了长足进步。但由于电网结构的日趋复杂和厂站设备的多样化, 对远动通道的稳定性和功能性提出了更高的要求, 只有不断的完善进步, 才能保证电网安全稳定运行。
参考文献
IEC61850规约 篇5
IEC 61850是目前数字化变电站自动化系统的核心技术之一[1],而标准的一致性测试是确保不同厂家产品实现互操作的关键[2]。一致性测试的工作量主要体现在对于IEC 61850-6部分配置文件的测试以及对于IEC 61850 7-2、8-1、9-1、9-2部分相关服务的一致性测试。其中,配置文件的测试工作不仅在单装置的一致性测试中需要严格把关,在系统级测试中更是各项互操作试验的基础。
协议的一致性测试是电力自动化产品投入使用前的必经阶段[3]。文献[4]对IEC 61850的一致性测试进行了系统的研究,阐述了测试的程序、内容和结构及其重要性。文章中提到了配置文件的测试项,但是并未展开深入研究,且针对此问题鲜有文章发表。本文主要就配置文件的测试内容及方案等方面加以讨论。
1 IEC 61850配置文件及其测试简介
采用IEC 61850标准协议的系统及其智能电子设备IED(Intelligent Electronic Device)的优点之一就是可以实现灵活的配置。标准中引入了变电站配置语言SCL(Substation Configuration Language)的概念。SCL是一种变电站专用语言,用来描述通信相关的IED配置和参数、通信系统结构、开关间隔结构及它们之间的关系。SCL的提出使系统设备的自描述、设备的在线配置、设备的即插即用以及信息在不同设备间的共享得以实现[5],因此对SCL的研究对实现变电站的互操作性、通用性和开放性都有积极和重要的意义。
IEC 61850中,用SCL编写的配置文件有四种[6],根据描述的内容和用途的不同进行分类,并且通过扩展名加以区分,如图1。其中,SSD文件(系统规范描述文件System Specification Description)主要描述变电站的单线图、电压等级、一次设备等信息,文件包括变电站描述以及数据类型模板等。ICD文件(IED能力描述文件IED Capability Description)与IED一一对应,描述IED装置的能力,使用模板定义逻辑节点、数据和服务。SCD文件(变电站配置描述文件Substation Configuration Description)由系统配置从SSD文件和ICD文件里生成,描述了完整的变电站、IED以及通信系统。CID文件(IED配置描述文件Configured IED Description)跟ICD一样与IED一一对应,是最终的配置文件。
配置文件是构建数据库的依据,变电站工程应用的重点及难点所在就是如何保证配置文件的正确性,这也是本文讨论的主要内容。图1中四种类型的配置文件在工程和测试中均有意义,其中SSD和CID文件都是可选的。在系统级测试中,SCD文件是工程配置和测试中最重要的文件。而在单装置的一致性测试中根本没有SCD的概念,测试主要把关的是ICD文件。所以配置文件的测试主要针对SCD和ICD文件。
一致性测试分为静态测试和动态测试两部分[7]。静态测试需提交被测设备的相关文档(ICD文件、协议实现一致性陈述等),依此进行静态性能检查。本文所指的配置文件的测试就是指静态测试中的一部分,内容包括按照标准的句法(IEC61850-6)和按照设备相关的对象模型(IEC61850-7-4、IEC 61850-7-3)进行设备的配置文件测试两方面。
2 测试工具及其应用研究
2.1 常用测试工具简介
配置文件采用XML(可扩展标记语言Extensible Markup Language)作为信息交换格式,以一种开放的自我描述的方式定义了数据结构,体现数据之间的层次关系。
Altova XMLSpy是一个工业标准的XML开发环境,为XML Schema、XML文件的创建和编辑提供了高效灵活的环境。它还支持多种文档视图,便于对工程中XML文档进行管理。
IEC 61850 SCL-Validator是由UCA International Usersgroup和Siemens提供技术支持,一种基于网页的SCL有效性的免费测试工具。主要验证配置文件和IEC 61850-6中Schema的一致性,并且有针对性地测试SCD和ICD文件。
IED Scout是Omicron开发的针对IEC 61850设备的测试工具,与KEMA相关软件的测试重点不同。它可以通过服务获取IED的数据模型,验证其正确性,并且自动生成配置文件。就配置文件的测试来说,具有Checking Model的功能主要是为了方便IED的开发,模型测试根据IEC 61850-7中的定义进行模型比对,不考虑IEC 61850-8-1和IEC61850-6中的互操作性。
荷兰电力试验所KEMA是一家在全球的测试和认证领域居于前沿的权威机构,也是第一个被UCA Users Group授权可以进行IEC 61850一致性测试并且颁发UCA认证证书的独立测试机构。KEMA使用自主开发的一套先进的测试系统结合协议分析软件对设备进行一致性测试。其中Uni CA SCL Checker是专门针对配置文件的测试工具,是较为权威和全面的测试软件。
2.2 测试方案的研究
Altova XMLSpy具有良构性检查和内置验证器,在切换视图和文件时,XMLSpy会自动对XML文档进行良构性检查。如果关联了schema(DTD或XML Schema)的XML文件,XMLSpy还会对它进行验证。这样就保证了所描述的文档在语法上的正确性以及在内容上的有效性。但是大多数厂家对Altova XMLSpy的应用还停留在编辑和良构性的检查,并没有关联schema,默认配置的schema路径为http://www.iec.ch/61850/2003/SCL SCL.xsd。http://www.iec.ch/61850/2003/SCL是为IEC 61850-6的附录A中的XML schema保留的命名空间,如果直接进行验证,则会显示无法从目标命名空间获取schema文件的错误。所以必须手动关联schema文件才能进行有效的验证。Altova XMLSpy主要针对配置文件语法层面的测试。一些对配置文件仅需要进行简单的编辑管理和语法测试的厂家,大多不会购买专业的测试软件,Altova XMLSpy这款免费的软件已经能够基本满足需求。本文测试的配置文件也都是使用Altova XMLSpy 2009 Enterprise编辑并且进行基本的语法检测的。
IEC 61850 SCL-Validator的测试点与Altova XMLSpy有很大一部分重合,虽然不需要手动关联Schema文件,但是必须通过网络上传配置文件进行测试,效率较低。因此它可以成为研发人员初期开发时测试少量配置文件的工具。
IED Scout的测试重点放在工程应用方面,对配置文件的测试没有深入开发,但是根据IEC 61850-7的模型比对是对Altova XMLSpy和IEC 61850SCL-Validator很好的补充,可以结合使用。
SCL Checker作为专业的测试软件测试点非常全面,且测试内容也更为严谨。除了包括有效性测试等静态测试,还能结合动态测试中通过服务获取的服务模型进行比对。有效性测试根据IEC 61850-6部分对配置文件进行检测。内部测试检测文件是否有自相矛盾的配置,如数据集中元素的个数是否小于等于max Attributes配置的值等。引用测试根据IEC 61850-7-4和IEC 61850-7-3检测配置文件中数据类型模板部分的引用是否与标准一致,如强制的数据对象和属性是否存在等。IED模型比对测试检测ICD、SCD和CID文件与IED中模型是否一致,如数据对象及其类型和数据集元素是否一致等。因为拥有强大的技术支持和第三方公正的立场,SCL Checker是大多数国内独立权威的测试机构进行验收性测试时,测试配置文件的主要工具。
3 工程应用分析
3.1 测试内容的总结
随着测试软件的的不断升级以及IEC 61850标准的不断修订,测试点也在不断地发生变化。但是测试细节的调整不会影响测试的方向,所以下面根据第2节中介绍的配置文件的测试工具及其能力,总结了工程应用中强制性的测试内容。
1)文件良构性,即配置文件作为一种XML文档,包含一个或多个元素,各个元素都应该有正确的嵌套,并且正确地使用属性,符合XML的基本语法规范[8]。测试内容包括以下几个方面:XML文档必须以一个XML声明开始;每一个起始标签和结束标签必须成对出现,且对大小写敏感;各元素间必须正确地嵌套,即不能有单个起始或结束标签出现在另一个标签对中。
2)文件有效性,即为了使配置文件能明确规范地描述变电站模型,必须规定可使用的标签、标签之间的层次关系、在SCL对象中标签出现的顺序等。而这些都属于Schema的规定内容,即要求配置文件必须符合IEC 61850-6部分Schema的各种规则[9]。测试内容包括以下几个方面:配置文件的结构和文件中包含的元素及其属性出现的次数、先后顺序必须符合Schema的规定;数据对象和数据属性的命名和类型的定义等必须与标准中一致。
3)信息完整性,即配置文件中所有引用的对象必须有定义,测试内容包括以下几个方面:数据集中引用的数据所在的逻辑节点必须定义;引用的逻辑节点和数据类型必须在Data Type Template中有定义。
4)信息一致性,即配置文件中模型描述必须完全符合IEC 61850-7-4和IEC 61850-7-3的数据模型规定,这也是IEC 61850-10中规定的一致性检测的内容。测试内容包括以下几个方面:逻辑节点中的强制数据项(数据项包括数据对象和数据属性)、条件可选数据项和可选数据项的配置和顺序必须与标准中一致;数据项的类型及其表示方法必须与标准中一致;数据项和枚举类型及其值的扩充和使用必须与标准中一致。
5)配置一致性,即一些特定配置的参数必须与实际信息保持一致。测试内容包括以下几个方面:元素Connected AP中的数据属性ap Name和ied Name必须引用一个实际存在的对象;元素confdataset中的数据属性max Attributes的值必须大于等于数据集中实际配置的属性个数;元素confreportcontrol中的数据属性max的值必须大于等于实际配置的控制块个数。
6)模型一致性,即配置文件中的模型必须和通过服务读取的IED的数据模型一致。测试内容包括以下几个方面:数据对象的配置和类型必须一致;数据集元素的配置必须一致;配置文件中数据的初始值必须与IED重启后读取的值一致;报告控制块和GOOSE控制块的顺序必须一致。
3.2 典型问题的探讨
实际测试过程中会出现很多具体的问题,下面仅列出具有典型意义的几个问题加以探讨。
1)对于扩展的数据项(包括数据对象和数据属性)
数据项的命名可能是标准中已有的也可能是私有扩展的,现有的测试软件无法保证扩展的数据项一定符合标准,只能检测扩展的数据对象是否继承了data Ns的属性,从而给出相应的提示。使用标准中的命名不需要继承data Ns的属性,而使用私有的命名则必须继承,否则给出错误性提示。如果符合要求则给出陈述性提示,然后由测试人员人工判断扩展是否符合标准。
人工判断的内容主要有以下几个方面:
a.扩展的数据项必须在配置文件中找到定义;
b.一般情况下,扩展的数据项必须放在逻辑节点定义的最后。唯一的例外就是根据IEC 61850-8-1附录E中对于控制服务映射的公用数据类的扩展,必须将SBOw等扩展的数据属性放在数据对象定义的最前面。
在国内,各厂家经过多次工程实践中的交流和探讨,已经在一定程度上达成一致,对扩展数据项的顺序要求已经没有标准中规定的那么严格。在国际权威电力认证机构KEMA进行的IEC 61850一致性认证中,被测产品必须严格遵守标准对扩展数据项顺序的规定。而在国内的实际工程项目中,这个问题上已经不会对互操作性带来影响。
2)对于数据属性的类型
在IEC 61850-6、IEC 61850-7-4和一些tissue中均有关于数据属性类型的定义,若三者规定一致,则测试软件可以明确地判断数据属性类型的定义是否正确,否则测试软件给出建议性提示,因为第六部分的执行力高于后面的标准,建议按照IEC61850-6配置。
工程应用中也可能因为厂家需要扩展成要求更高的类型,所以对于这个方面的测试要根据厂家的情况进行具体分析,暂时没有统一的标准。
3.3 测试发展方向的研究
目前,配置文件的测试工具已经得到逐步完善,但是仍不可避免地存在一些盲区,如数据有效性。即一些数据的值应该在取值范围内,保证参数的有效性。虽然在Data Type Template中可以声明取值范围,但是使用Schema无法验证实例化的数据属性的值是否有效。例如变电站运行方面的,逻辑节点中某些数据对象的数据值不能超越变电站的安全运行阈值,现有的配置文件的测试工具没有提供有效手段进行约束,测试内容受到测试工具能力的限制,所以还有需要完善的空间。现阶段,由于各个IED及工程情况不尽相同,技术上实现比较复杂,所以只能由各个厂家通过开发IED配置器的功能来实现数据有效性的检测。
对于配置文件能否完全描述IED的数据模型和通信模型这一问题[10]。按照一般的理解,配置文件提供了IED的全部信息,包括数据模型和通信模型,但是实际上配置文件描述的范围是有限的,只能够完全描述服务器模型、逻辑装置模型、逻辑节点模型、数据模型以及数据集模型,对于各种控制块模型(报告控制块等)只能提供部分描述。例如报告控制块实例的配置,配置文件中只有一个参数,具体使用多个实例是在程序中实现的。要实现控制块模型的互操作,就需要IEC 61850客户端和服务器端对控制块模型的理解达成一致,这就需要进行服务方面的测试进行验证,所以动态测试也是非常重要的。测试方案的适当结合可以使配置文件的测试更为有效。这方面的研究需要在测试过程中积累经验总结而成,无法一蹴而就。
4 结语
本文对配置文件的测试工具及其应用进行了初步的研究。结合工程应用实践,详细总结了配置文件的测试内容,并且指出了测试中存在的典型问题及测试的不足之处。对于配置文件的应用还有很多方面的工作要做,相信本文关于配置文件测试方面的一些理解对今后的进一步研究起到了积极的推动作用。
摘要：介绍了IEC 61850配置文件,分析了对其测试的必要性,研究了国内广泛应用的几种测试工具,总结了这些工具测试的关注点,并且根据其测试能力提出测试方案。通过工程应用中的探索,总结出强制性的测试内容。通过分析测试中出现的典型问题,提出了对于扩展的数据项的测试依据。对于标准中定义不一致的数据属性类型,明确了使用方法。对测试中有待完善的若干问题进行了探讨,说明了目前配置文件测试的局限性,研究了测试发展的方向。
关键词：IEC 61850,互操作性,一致性测试,配置文件,变电站配置语言
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IEC61850规约 篇6
自2004年IEC 61850 Ed1.0发布后, IEC TC57 WG10就开始IEC 61850 Ed2.0的制定工作。IEC 61850 Ed2.0在IEC 61850ED1.0的基础上, 突破IEC 61850 Ed1.0的变电站自动化应用领域, 面向智能电网考虑问题。IEC 61850 Ed2.0的名称也改为《电力系统通信网络和系统》[2]。现在IEC 61850标准已经形成了一个丰富的体系, 相关文件以国际标准 (IS) 和技术报告 (TR) 形式发布。这些文件对智能电网的建设将发挥重要作用。
配电自动化系统是智能电网的重要组成部分, 已从传统配电网发展为主动配电网, 涉及可再生能源与微电网的接入、智能用电、储能、配电一次设备的状态监测等内容。配电自动化系统在物理上具有点多面广的特点, 通信方式灵活多样。配电自动化系统还需要与变电站自动化系统、电网控制中心等智能电网其他部分交互。这些特点使得配电自动化系统的网络与系统变得非常复杂, 需要从智能电网的整体进行选择和规划。由于IEC 61850Ed2.0考虑了智能电网的应用需求, 所以在配电自动化中应用IEC 61850可以比较方便得满足上述要求。本文对IEC 61850与配电自动化系统相关的最新进展进行介绍, 并分析了在配电自动化系统应用IEC 61850可以获得的益处以及需要解决的问题。
IEC 61850的最新发展[3]
针对智能电网, IEC TC57提出的解决方案架构是在电网控制中心使用IEC 61970/IEC 61968, 厂站端使用IEC 61850, 通信安全使用IEC 62351。就不同应用领域的厂站端的需求, IEC TC57基于IEC 61850制定了大量新文件, 其框架如图1所示。需要注意的是此图中未包括IEC 61400-25等派生标准。
在IEC 61850标准架构中, 很多文件是通用的, 适用于多个领域, 例如IEC 61850-4规定的系统和项目管理, IEC 61850-10规定的通信一致性测试等内容。这些通用文件一般经过5年左右会修订一次。有些文件则是针对特定领域的, 例如IEC 61850-7-410是针对水电厂监控应用规定的逻辑节点, IEC 61850-7-420是针对分布式能源应用规定的逻辑节点。技术报告 (TR) 一般是针对特定应用领域或特定工程问题所给出的应用指南或对已有标准的补充和扩展, 例如IEC 61850-90-3是关于输变电一次设备状态监测与诊断领域应用IEC 61850的指南。随着IEC 61850应用领域的不断扩展, IEC 61850的技术报告数量会不断增加。
IEC TC57 WG10与各标准化组织合作通过对已有国际标准的修订以及相关技术报告、技术规范的起草不断推进IEC 61850技术向前发展, 逐步形成了一个大的技术体系, 满足智能电网的应用需求。
在上述体系中, 与配电自动化系统相关的主要有如下文件。
可再生能源领域
IEC 61400-25[4]:风电场监控
IEC TC57 WG10与IEC TC88合作制定了风电场监控系统国际标准IEC 61400-25。该标准以IEC 61850为基础, 针对风电应用的特殊性, 增加了新的逻辑节点用于对风电场进行数据建模, 底层通信协议除了映射到制造报文规范 (MMS) 外, 新增了对Web Service等其他4种协议的映射, 并完善了通信一致性测试案例。IEC 61400-25使风电场监控系统有标准可依, 实现了设备间的互操作, 简化了系统集成。
IEC 61850-7-410:水电厂监控
IEC TC57 WG10与IEC TC57 WG18合作制定了水电厂监控标准IEC 61850-7-410。该标准继承了IEC 61850技术体系, 针对水电厂应用的特殊性, 新增了逻辑节点用于数据建模。为在水电厂监控系统使用IEC 61850铺平了道路。
IEC 61850-7-420[5]:分布式能源监控
IEC 61850-7-420针对分布式能源的监控需求, 新增了一系列逻辑节点, 涵盖分布式能源的管理、单元控制器、发电系统、电池监视、联网等应用。可支持热电联产 (CHP) 、光伏、储能等多种分布式能源的监控。
IEC 61850-90-7:分布式能源系统应用IEC 61850技术指南
该技术报告用了近一半篇幅对光伏、储能等分布式能源系统进行了全面介绍, 分析了基于逆变器的分布式能源系统的各种运行和控制模式。然后以运行模式和控制方式为需求, 讨论了分布式能源系统的IEC 61850建模问题。分析了紧急控制、电压-无功控制、频率控制、电压管理等各业务类型的IEC 61850建模问题。每一项都给出了所使用的逻辑节点, 并根据需要对IEC 61850-7-4和IEC 61850-7-420定义的逻辑节点进行了扩充和新增。IEC 61850-90-7对如何在分布式能源中应用IEC 61850技术给出了详细的指南, 对于使用者具有重要参考价值。
设备领域
IEC 61850-90-3:输变电一次设备状态监测诊断与分析 (CMD)
该技术报告规范了IEC 61850与输变电一次设备状态监测诊断与分析领域的有关问题。该报告所涵盖的一次设备包括GIS、变压器、变压器有载分接开关 (LTC) 、地下电缆、输电线、辅助电源系统等。对于每一类设备, 以案例图方式对需要进行CMD的项目做了详细的描述与分析, 然后给出这些项目的IEC61850数据建模方案。这份技术报告对于在输变电一设备CMD领域应用IEC 61850技术具有很强的指导意义。
IEC 61869:互感器
IEC TC57 WG10与IEC TC38合作起草互感器的最新标准IEC 61869, 电子互感器的数字接口和工程配置将按照IEC 61850技术体系进行规范。IEC 61869发布后将取代现有的互感器标准IEC 61400-7/-8。
智能用电领域
针对电动汽车的兴起, IEC TC57 WG10正在起草两份技术报告IEC 61850-90-8和IEC 61850-90-9。这两份技术报告分别针对电动汽车和储能系统中如何运用IEC 61850技术进行了规范。
特定通信服务映射 (SCSM)
IEC TC57 WG10起草了技术报告IEC 61850-8-2, 该文件规范了ACSI与底层通信协议Web Service之间的映射。这种映射具有软件实现简单、主站资源消耗少、处理负担轻等优点, 比较适合配电自动化系统等变电站外的应用场合。
配电自动化系统应用IEC 61850指南
IEC TC57 WG10与WG17正在合作制定配电自动化系统中IEC 61850应用指南技术文件IEC 61850-90-6。该文件将对配电自动化系统中应用IEC 61850所遇到的关键文件进行分析, 并给出应用指导。
配电自动化系统采用IEC 61850的益处
信息模型
现代配电网已经进入主动配电网时代, 其中包含了可再生能源及微电网的接入、电动汽车的充放电、配电网一次设备的状态监测与资产管理等诸多方面。此外, 还要考虑与变电站自动化系统的配合等问题。
在配电自动化系统中采用IEC 61850标准体系, 可以继承IEC 61850在可再生能源、微电网、输变电状态监测等领域已有的丰富信息模型, 避免重新定义有关信息模型。可使配电自动化系统的信息方便、高效地与智能电网其他部分进行集成, 避免形成信息孤岛。
通信服务
IEC 61850标准定义了60多种抽象通信服务接口 (ACSI) , 这些服务可以直接满足变电站自动化系统的需求, 也为配电自动化系统的应用提供了良好支持系统。为了适应底层通信技术快速发展与上层服务相对稳定的问题, IEC 61850采用了上层通信服务 (ACSI) 与底层具体通信协议相分离的技术策略。在ACSI不变的情况下, 针对不同的底层通信技术与协议, 制定不同的特定通信服务映射 (SCSM) 。目前在变电站自动化系统中主要使用到MMS的映射。IEC 61400-25为风电场监控系统定义了5种映射, 除MMS外, 将ACSI映射到Web Service、OPC、IEC61870-5-104和DNP3.0。IEC 61850完备的ACSI、丰富的底层协议映射及开放的通信服务架构为配电自动化系统提供了良好的通信服务支持。
已有经验的继承
从2004年IEC 61850 Ed1.0发布至今, IEC 61850已经有近10年的应用历史。在变电站自动化领域已经积累了大量工程应用经验, 各设备供应商也积累了丰富的产品和系统研发经验, 第三方检测机构亦积累了丰富的检测经验。因此, 在配电自动化系统中应用IEC 61850可以继承已有的宝贵经验。
配电自动化系统采用IEC 61850需要解决的问题[6]
架构
IEC 61850从网络通信及设备功能角度提出了变电站自动化系统三层设备的架构, 即站控层设备、间隔层设备和过程层设备。而配电自动化系统还需要考虑微电网、可再生能源接入等问题, 情况较变电站自动化系统复杂得多。不能照搬变电站系统的三层架构, 需要根据配电自动化系统的实际情况, 例如分布式智能控制需求, 设计出合适的架构。目前, 国内外都在开展这方面的工作。
终端设备即插即用
为简化配电自动化系统的工程实施与维护, 配电自动化系统的终端设备需要支持即插即用。这就要求基于IEC 61850的ACSI补充和丰富有关数据模型, 设计出合理的应答与识别机制来支持终端设备即插即用。
与控制中心的信息交互与协调
电网控制中心的数据模型都是基于IEC 61970/IEC 61968建立的, 此外还要与生产管理等其他系统进行信息集成。终端设备基于IEC 61850建立的模型, 与控制中心的IEC 61970/IEC 61968模型之间需要转化与协调。
系统集成过程
变电站自动化系统的集成是基于SCL语言的模型文件一次性完成。但配电自动化系统的集成往往是分多次进行的。因此, 集成过程不能照搬变电站自动化系统的做法。此外, 对IEC61850-6所定义的SCL文件内容也需要进行调整, 使之满足配电自动化系统的需求。需要根据配电自动化系统工程配置特点, 对IEC 61850-6 Ed2.0所提出的集成过程进行调整。例如, 变电站自动化系统的建设周期集中, 建设完成时可以形成全站配置文件 (SCD) 。而配电自动化建设周期长, 形成全系统的配置文件, 需要很长的时间。因此, 就有必要按照区域形成配置文件。
IEC 61850-6 Ed2.0所定义的文件格式与模板 (Schema) 都是变电站自动化系统特点的。这些文件格式与模板不能直接应用于配电自动化系统。例如:IEC 61850-6所定义的SSD文件格式, 用于描述变电站内的主接线, 描述了电压等级、变压器连接关系、每个电压等级的间隔划分、每个间隔内IED的配置等信息, 并提供了模板。但这种内容与层次结构不适合配电自动化系统。有必要根据配电自动化系统的特点, 重新定义SSD的内容与模板。此外, SCD文件是基于变电站的间隔进行信息组织, 不适合配电自动化系统, 需要调整与修改。
通信一致性测试
一致性测试是设备互操作的重要保证, IEC 61850-10 Ed2.0对一致性测试的环境搭建、测试案例等都进行了规定。这些内容原则上都可应用于配电自动化系统。针对配电自动化系统的特点, 还要对有关内容进行补充与修订, 例如新增模型的检测、新的即插即用通信模式的检测、SCL文件格式的检测等。
结语
IEC 61850经过近十年发展, 应用领域早已突破了变电站自动化系统, 现在已面向智能电网这个广阔的应用领域了。本文介绍和分析了IEC 61850与配电自动化系统有关的最新进展, 讨论了在配电自动化系统中应用IEC 61850的益处以及需要进一步解决的有关问题。
摘要：首先介绍了与配电自动化系统相关的IEC 61850的最新进展, 包括可再生能源、一次设备状态监测、智能用电等;然后讨论了在配电自动化系统中应用IEC 61850的益处, 包括数据模型、通信服务和已有经验的继承等;最后分析了在配电自动化系统应用IEC 61850需要解决的问题, 包括体系架构、终端设备的即插即用、与控制中心信息的交换与模型的转换、系统集成过程和一致性测试等。
参考文献
[1]IEC 61850 Communication networks and systems in substation[S].Ed1.0, 2004.
[2]IEC 61850 Communication networks and systems for power utility automation[S].Ed 2.0, 2010.
[3]任雁铭, 操丰梅.IEC 61850新动向和新应用[J].电力系统自动化, 2013 (2) :1-6.
[4]IEC 61400-25 Wind turbines-Part 25:Communications for monitoring and control of wind power plants[S].2006.
[5]IEC 61850-7-420 Communication networks and system for power utility automation–Part 7-420:Basic communication structure-DistributEd energy resources logical nodes[S].2009.
IEC61850规约 篇7
随着计算机技术和通信技术的发展，特别是工业以太网技术的发展，传统的变电站自动化系统正逐步被集控制、测量、采集、保护、网络通信于一体的网络化的变电站自动化系统所代替，为了实现不同厂家的设备达到信息共享，使变电站自动化系统成为开放系统，具有互操作性，为此，国际电工委员会(IEC)制定了变电站内通信网络和系统标准体系IEC61850。IEC61850标准在信息分层、面向对象的数据统一建模、数据自描述和抽象通信服务映射等概念的基础上，提出了一种符合IEC61850标准的变电站内通信系统的框架模型[2]。同时在遵循面向对象建模和抽象服务映射的思想基础上，对变电站内智能电子设备(IED)统一硬件平台设计和软件系统的实现方法以及应该注意的相关问题进行了详细讨论，为变电站自动化系统的互操作性、可扩展性和高可靠性要求的实现提供了依据。
变电站自动化系统的广泛应用使得变电站运行管理人员对自动化系统的依赖性越来越大，自动化系统任何一个环节出现问题都会使变电站处于失去监控的危险状态。系统故障期间变电站脱离了调度、运行人员的监控，如果这时变电站设备发生故障，运行管理人员可能得不到任何信息，极有可能造成事故扩大或延误事故分析处理，对电网的安全运行、经济调度都会造成威胁和损失，社会影响更难以估计。因此自动化系统的可靠运行得到越来越多的重视。双网通讯已成为变电站自动化系统的基本配置。
国际电工委员会(IEC)制定的变电站内通信网络和系统标准体系IEC61850中并没有涉及双网通讯。IEC61850是数字化变电站的基础，随着数字化变电站大量推广，IEC61850得到了广泛的应用，基于IEC61850的双网通讯方法被提出。
1 网络拓扑结构
网络通信拓扑结构主要有星型拓扑、总线型拓扑、环型拓扑以及它们的混合型。在星型拓扑结构中，任何一个连接只涉及交换机和一个站点，访问控制介质的方法很简单，因而访问协议也十分简单,如图1。同时，单个站点的故障只影响一个站点，不会影响全网，容易检测和隔离故障，重新配置网络也十分方便。因此变电站网络通信拓扑结构主要采用星型拓扑。但星型拓扑对交换机的可靠性要求很高，一旦交换机发生故障，全网将不能工作，为了提高通信可靠性，双星型拓扑已逐渐成为变电站内网络通信的主要接线方式。随着工业以太网技术的发展，各种加强型快速生成树的实现，使得环网故障恢复时间提高到10 ms以内。由于环网布线比星型网简单、可靠，环型拓扑也开始被变电站所采用(如图2)ㄢ
2 常规双网通信
目前无论是在网络传输层还是网络应用层都没有标准的双网通信协议，为了适应技术发展的需求，许多厂家自己定义双网通讯协议，尽管具体应用有所不同，但基本原理都是一样的，以下是NARI公司应用的一个典型双网通讯协议(RTCP)ㄢ
RTCP协议规定传输层使用UDP/IP和TCP/IP协议、应用层传输格式使用标准的IEC60870-5-103。当发送数据包时，将一个带序列号的报头加入数据包并将其从双网发送到目标设备。序列号分为重要数据序列号和普通数据序列号。每次发送数据包时将序列号加1ㄢ
接收设备收到数据包后，首先判别数据类型是重要数据还是普通数据，然后比较其序列号(假设为X)和上一个已处理数据包的序列号(假设为Y)的大小，比较后处理如下[3]：
(1)当前数据包为重要数据时：
1)X=Y。当前数据包无效，丢弃当前数据包，当前数据包已从另一网络接收。
2)X=Y+1。当前数据包有效，继续处理。
3)Y+1
4)X>Y+17。当前数据包有效，继续处理，此种情况可能是网络发生长时间中断或发送设备重新启动，发送设备缓冲区中可能已没有丢失的数据包，因此不再申请丢失数据包重发。
5)Y-16≤X
6)X
(2)当前数据包为普通数据时与重要数据做相同处理，只是不再申请数据包重发。
采用双网通讯协议是实现双网通讯的最佳方案，它不但使双网处于热备状态，也过滤了双网通讯中的冗余数据。
3 IEC61850网络通讯原理
IEC61850标准中包含了变电站站控层设备与间隔层设备之间、间隔层设备相互之间、间隔层设备与过程层设备之间的网络通讯标准。
IEC61850通信结构框图见图3。在目前的数字化变电站实际应用中主要涉及到了采样值、通用面向对象变电站事件、时间同步、核心ACSI服务(TCP/IP T-Profile)四种功能。它们都基于ISO/IEC8802-3以太网类型，底层通讯原理都是一致的，对双网的处理也可考虑一致。以下主要探讨核心ACSI服务(TCP/IP T-Profile)的双网处理过程[1]。
双网是变电站自动化系统的基本配置，但IEC61850没有涉及双网通讯，为满足变电站的需求，又不违背IEC61850互操作性、可扩展性和高可靠性要求，如下的网络通讯方案被提出，并都通过测试，部分方案已在实际工程中得到应用。
4 IEC61850双网单IP的应用
4.1 采用IEEE 802.3ad，“链路聚合控制协议”(LACP)[4]
IEEE 802.3ad配置双网后，链路聚合控制协议数据单元(LACPDU)就会在设备和交换机之间进行交换。LACP会通知交换机在聚合中配置的网络适配器作为交换机上的一个适配器来考虑，而不再有用户干涉。聚合模块按照一定算法将业务流量分配给不同的成员，实现链路级的负载分担功能。链路聚合中，成员互相动态备份。当某一链路中断时，其它成员能够迅速接替其工作。与生成树协议不同，链路聚合启用备份的过程对聚合之外是不可见的，而且启用备份过程只在聚合链路内，与其它链路无关，切换可在数毫秒内完成。
4.2 采用网络层冷备用
将双网设置同一个IP，由于IP协议工作在网络层，当双网的网络层同时工作时，会引起系统工作故障。所以当双网中的A网工作正常时，需要停止B网的网络层运行，同时保持B网的数据链路层和物理层的运行。当A网发生故障时，再恢复B网的网络层运行。
双网单IP在应用，使得IEC61850处理过程与单网完全相同。是实现IEC61850最简单最快速的方法。但它在网络底层需要开发相应的驱动软件，不一定被所有厂家所支持，在变电站系统互连时可能会遇到困难。
5 IEC61850双网双IP的应用
IEC61850数据主要通过总召唤、非缓冲报告控制块(URCB)和缓冲报告控制块(BRCB)等方式传送。总召唤用来定期传送全数据;URCB用来传送普通数据，不论数据是否传送成功，传送结束后都将数据丢弃;BRCB用来传送重要数据，如果数据传送失败，则缓冲该数据，等到下次继续传送。
IEC61850数据发送采用双网独立工作，没有任何关联，这种方案通用性高，便于变电站各个装置的互连，符合IEC61850标准的精神。
5.1 双网冷备用（IEC61850数据接收采用双网独立工作）
当双网中的A网IEC61850工作正常时，B网IEC61850模块停止工作。A网IEC61850发生故障时，B网IEC61850模块恢复工作。
优点：实现简单;缺点：应用软件检测A网故障需要一定的时间。当A网已发生故障，系统尚没有检测到A网故障，而此时B网又不能工作，系统这段时间将收不到任何数据。当B网开始工作时，会将BRCB中缓冲的数据发送一遍，而这些数据A网可能已经发送过，接收装置会有冗余信息产生。
5.2 双网冷备用（IEC61850数据接收采用双网使能相同报告控制块）
当双网中的A网IEC61850工作正常时，B网IEC61850模块停止工作。A网IEC61850发生故障时，B网IEC61850模块恢复工作，同时使能与A网相同的报告控制块。
该方案可以解决接收装置冗余信息的产生。但有些发送装置可能会将报告控制块与IP地址绑定。当A网IEC61850发生故障后，需要等待一定超时时间再将报告控制块与IP地址松绑，使B网使能报告控制块时间较长。
5.3 双网热备用
将IEC61850数据分为带时标和不带时标两大类，带时标的IEC61850数据采用双网热备用，不带时标的IEC61850数据采用双网冷备用。当设备收到IEC61850数据后，判断数据是否包含时标，如果包含则进入双网热备用处理模块。否则进入双网冷备用处理模块。
系统首先建立双网循环队列，根据监控系统的容量配置相应的队列成员数量。系统收到A网IEC61850数据后寻找与其相对应的时标，将数据的描述(IEC61850 reference)和时标(t)作为一个关键字，与B网循环队列中所存放的关键字进行比较。
如果发现该关键字已在B网循环队列中存在，则表示本次接收的数据已从另B网接收，需要将A网本次接收的数据丢弃，为了提高后续数据的检索效率，同时将B网循环队列中该信息删除。
如果发现该关键字在B网循环队列中不存在，表示本次接收的数据有效，继续该数据的其它处理流程，同时将本次接收的数据放入A网循环队列。为了减少队列的存储容量，提高队列的读写时间，只在队列中存放关键字。
6 结束语
数字化变电站是变电站自动化的发展方向，而IEC61850标准是数字化变电站的基础。随着技术的发展，数字化变电站得到了越来越多的应用，基于IEC61850双网技术的需求也越来越迫切。本文给出的变电站内IEC61850双网通信多种可行技术，并都通过测试[5]，部分技术已在数字化变电站得到应用。IEC61850双网热备用技术由于在可靠性、实时性、互操作性等方面的特点，已成为数字化变电站主要采用的双网技术。
参考文献
[1]IEC61850,Communication Networks and Systems in Substations,Part 8-1:Specific Communication Service Mapping(SCSM)-Mappings to MMS(ISO 9506-1 and ISO 9506-2)and to ISO/IEC 8802-3[S].
[2]IEC61850,Communication Networks and Systems in Substations,Part7-1:Basic Communication Structure for Substation and Feeder Equipment-Principles and Models[S].
[3]王海峰,丁杰.对变电站内若干网络通信问题的探讨[J].电网技术,2004,28(24):65-68.Wang Hai-feng,Ding Jie.Research on Several Issues of Substation Network Communications[J].Power System Technology,2004,28(24):65-6.
[4]IEEE 802.3ad Standard.