多功能IED（精选7篇）
多功能IED 篇1
0 引言
作为智能电网建设的重要环节,智能变电站的试点工程采取分阶段、分层次的技术方案逐步实施[1]。按照IEC 61850标准[2],智能变电站系统结构可以划分为3层,即变电站层、间隔层和过程层。在较高电压等级的变电站,出于可靠性的考虑,严格按照规范要求,采用独立、冗余配置过程层和间隔层设备[3]的方案,层次分明,概念清晰。然而,所有电压等级都采取过程层和间隔层设备独立配置的方案将会遇到一定的困难,尤其是常规变电站的智能化改造工程中,在更换间隔层设备的同时必然增加大量的合并单元、智能终端等过程层设备。对于中低压电压等级的间隔,一般要求分散接地安装,安装空间有限,而且交换机和通信接线复杂,与改造前相比,由于增加较多设备,经济性也欠佳。因此,针对中低压电压等级选择更简便、经济的配置方案势在必行。经过多年的理论研究和产品研发,间隔层、过程层智能电子设备(IED)的原理和技术已逐渐成熟。在经过不同电压等级的智能变电站试点工程积累经验后,可以尝试对不同电压等级的间隔采取不同的配置方案。研究和开发功能一体化的IED,同时完成过程层和间隔层功能,对简化配置、提高经济性具有重要的实用价值。
本文针对常规变电站智能化改造需增加较多二次设备、安装调试复杂、经济性差等问题,设计了功能一体化IED,将分属于过程层和间隔层的逻辑功能在一台物理设备中实现。利用功能一体化IED实现分散接地安装,减少了设备数量,提高了经济性。
1 智能变电站二次设备配置方案
1.1 线路间隔的典型配置方案
智能变电站的数据采集和传输模式与常规变电站有较大区别,针对线路间隔的典型配置方案如图1所示。图中:GPS为全球定位系统;SV为采样值。
智能变电站过程层采用非常规互感器——电子式电流互感器(ECT)和电子式电压互感器(EVT),由合并单元接收时钟信号,完成多路电流、电压的同步采集。合并单元按IEC 61850-9-2标准[4]将信息组成以太网帧,通过点对点方式或过程层网络方式发送给间隔层设备。这样从根本上改变了常规变电站模拟量采集的独立冗余模式,实现了全数字化测量和信息高度共享。随着IEC 61850-9-1标准的废除,以网络方式实现SV传输成为技术发展趋势。就地安装的合并单元通过光纤以太网交换机接入主控室的SV网络,向间隔层的保护装置、测控装置和数字电度表提供SV。
目前智能一次设备技术上尚不成熟,数量庞大的现存一次设备要全部实现智能化改造也相当困难,通过智能终端+常规一次设备的模式实现一次设备智能化是现实而有效的方法[5]。智能终端就地安装,采集断路器的状态,执行遥控和保护跳闸命令,可通过IEC 61850标准接口实现与间隔层IED的通信[6,7]。
对比图1与常规变电站可以发现,智能变电站二次设备配置具有以下几个主要特点:
1)增加了过程层设备——合并单元和智能终端;
2)模拟量采集功能下放到就地实现,并由通信网络代替硬接线完成信息传输;
3)通过通用面向对象变电站事件(GOOSE)网络实现跳合闸以及间隔层的信息交互。
该配置方案严格遵循IEC 61850“三层两网”的标准,概念清晰,层次分明,设备分工明确,是智能变电站化建设的标准化方案。然而,该方案需要增加大量二次设备,经济性欠佳。
1.2 功能一体化IED的应用
为了满足二次设备就地安装的需求,简化变电站智能化改造工作,设计了利用功能一体化IED的智能变电站二次设备配置方案,如图2所示。
根据功能一体化IED实现功能的不同,可以分为图2(a)和图2(b)2种方案(图中省略了间隔层与站控层通信的制造报文规范(MMS)网络)。
图2(a)所示的配置方案将过程层的合并单元与智能终端功能实现一体化,将测控、保护功能实现一体化。测控保护IED布置在主控室内,过程层的一体化IED分散安装在开关柜上,是一种部分一体化的配置方案。
图2(b)的方案实现了完全的过程层、间隔层功能的一体化,功能一体化IED可以实现完全就地安装,通过光纤以太网接入过程层的SV网络和GOOSE网络,与间隔层其他设备交互信息。由于考虑到电度表需要获得计量许可证的情况,仍将其单独配置[8]。
2 功能一体化IED的设计方案
功能一体化IED是实现智能变电站中二次设备就地安装的理想方案,一体化IED可以同时完成合并单元、智能终端、测控、保护等几乎所有过程层和间隔层功能。
2.1 总体设计和硬件结构
虽然在逻辑功能上可以按照合并单元、智能终端和测控保护功能分类,但在二次设备的软硬件结构上越来越趋向于融为一个整体[9,10]。
一体化IED的硬件结构如图3所示,包含4个主要模块:PowerPC主处理器模块,数字信号处理器(DSP)数据处理模块,现场可编程门阵列(FPGA)综合处理模块,断路器智能控制模块。
主处理器模块采用具有PowerPC内核的高速嵌入式处理器芯片,利用其集成的网络功能和外围设备,提供高性能的通信处理能力,满足IED的网络通信需求。具备最大6路(2路1 000 Mbit/s速率+4路100 Mbit/s速率)光纤以太网接口,通过软件可以配置以太网接口支持MMS协议、SV接收或GOOSE信息的收发功能。PowerPC主处理器模块同时还完成测控、智能自检任务和人机交互模块的管理等功能。
DSP数据处理模块采用高速浮点DSP芯片,利用片内高速RAM存储程序,增加外围辅助器件Flash存储器、SDRAM等构成数据协处理单元,主要完成数字滤波、模拟量计算、保护逻辑判断等功能。DSP模块通过FPGA中的双口RAM获取SV,通过HPI接口与PowerPC模块通信。
为了满足合并单元SV发送间隔离散度小于10 μs的设计要求[11],合并单元的绝大部分功能由FPGA完成,尽量减少软件参与,保证SV收发的实时性[12]。FPGA综合处理模块完成从电子式互感器接收同步SV、进行插值同步和采样率调整、转发SV数据帧、接收和发送GOOSE信息帧、标定以太网帧的接收绝对时刻(如图4所示)等功能。具备GPS解码功能,可以接收秒脉冲或IRIG-B码,提供给整个装置绝对时钟。实现双口RAM功能用于DSP模块与PowerPC之间交互数据。
断路器的智能控制模块包括开关量采集、中间继电器的出口和操作回路等功能模块,完成断路器状态采集、保护出口和断路器的跳合闸操作。
此外,硬件设计方案还包括外围辅助模块,例如看门狗电路、工作电源模块、扩展掉电保持存储器(用以建立文件系统存储事项和日志文件)、人机交互模块(用以设置查看定值和参数)。
2.2 数据流设计
SV处理的数据流设计如图5所示。
为了适应智能化改造中保留常规互感器的情况,一体化IED除了可以通过合并单元模块直接接收电子式互感器的同步SV以外,还可以通过常规模拟量采集模块将常规互感器接入过程层。因此,合并单元模块可以接入3种类型的SV信号:电子式互感器输出的数字量SV,常规互感器经A/D转换后的数字信号,其他合并单元发送来的标准SV帧。一体化IED也可适应这3种信号混接的情况,此时由于电子式互感器的采样率与其他合并单元可能不一致,而且一体化IED集成的各种功能对采样率要求也不尽相同,因此,需要专门模块完成插值同步和采样率转换工作。
经过上述处理后,以24点/周期的数据提供给继电保护功能使用,以36点/周期的数据提供给测控功能使用,以80点/周期的数据提供给数字式电度表使用;在接入过程层SV网络时,以预先设定的采样率向订阅者发送SV帧。
与IEC 60044-8标准不同,符合IEC 61850-9-2标准的SV信息采用了非固定帧的发送方式(帧格式参见附录A图A1)。因此,需要CPU参与解析配置文件,以获得数据集配置信息,并写入FPGA中的配置寄存器,在FPGA中实现ASN.1的编解码和IEC 61850-9-2标准SV帧的组帧和解帧。
全局时钟信号消失后,可以通过装置本身的高稳时钟在短时间保持同步。在失步较长时间后,通过图4中实现的硬件时间标定功能和数据插值的方法实现同步,保证继电保护功能的正常工作。限于篇幅,具体实现不再详细讨论。
2.3 GOOSE信息的处理
GOOSE信息与SV的处理有一定的区别,属于快速突发事件[13],对于间隔层设备之间的互锁信息要满足3 ms要求较容易实现,但在操作系统中处理保护跳闸的GOOSE信息,较难实现更高的实时性,而此类跳闸信息对于继电保护而言希望越快越好。以业内广泛采用的VxWorks以太网END接口为例,需要逐个查询注册过的网络协议,然后提交网络任务处理[14],即使不通过IP层处理,也需要提交MUX层处理,响应时间较长。本文采用直接操作MAC寄存器的方式,在以太网中断中直接处理GOOSE信息,提高了跳闸GOOSE的实时性。GOOSE信息的软硬件处理流程如图6所示。
2.4 测控保护功能设计
做到测控精确、保护快速可靠是实现测控保护一体化装置的难点和重点,实现性能的突破必须为各种功能合理分配资源。在一体化IED的设计中实现了相对独立的合理分工:测控功能由PowerPC模块完成,继电保护功能由DSP模块完成。
PowerPC模块中测量计算任务采用全周期积分算法计算测控模拟量的有效值,间接计算出有功功率、无功功率、功率因数,并进行积分电度量的累加。同时,可对三相电压和三相电流进行谐波含量的分析。遥控任务可以接收站控层通过MMS网络发来的遥控和顺控命令,驱动断路器智能控制模块实现跳合闸操作,并将执行结果反馈给站控层。自检任务实现完备的软硬件自检功能,可以将故障定位于芯片,通过循环冗余检验(CRC)实时检测装置参数、保护定值是否正常。
DSP模块从双口RAM读取经过采样率转换的SV序列,采样率统一转换为24点/周期。利用DSP芯片的硬件乘加器和多级流水线特性实现逐点全周期傅里叶滤波,获得保护模拟量的有效值和相位信息。在检测到故障启动且数据窗满1个周期后触发保护逻辑判断软中断,进行继电保护的逻辑判断。这样处理既可以保证保护跳闸的快速性,又可减少装置的计算负担。一体化IED提供的继电保护功能包括电流电压保护、低周低压减载、重合闸、过流加速保护、接地告警等。
2.5 符合IEC61850标准的信息建模
根据IEC 61850标准的要求,建立了过程层和间隔层功能一体化IED的信息模型,将整个IED作为一个服务器端,分解逻辑功能,建立以下逻辑设备和逻辑节点。
1)LPDH:
物理装置的公共信息逻辑设备,包含逻辑节点LLN0;
2)LDMU:
合并单元逻辑设备,包含互感器逻辑节点TCTR和TVTR;
3)LDRL:
保护逻辑设备,包含时限过电流保护逻辑节点PTOC、低周减载逻辑节点PTUF、低电压逻辑节点PTUV、自动重合闸逻辑节点RREC、保护跳闸逻辑节点PTRC等;
4)LDMM:
测量逻辑设备,包含测量逻辑节点MMXU、谐波逻辑节点MHAI等;
5)LDCT:
控制逻辑设备,包含隔离开关控制逻辑节点XSWI、断路器控制逻辑节点XCBR、互锁逻辑节点CILO等。
3 结语
IEC 61850标准的精髓在于变电站功能的逻辑设计。本文在一体化逻辑设计前提下,采用了功能集成化的实现方式。设计了一种过程层和间隔层功能一体化实现的新型IED,将合并单元、智能终端功能、保护和测控功能在一台物理设备中实现,软硬件设计合理,有较好的经济性。采用功能一体化IED,实现分散接地安装,可以减少二次设备数量,有效地简化中低电压等级间隔的智能化改造工作。
功能一体化的设计为软硬件平台的统一提供了有利条件,可有效地缩短产品研发周期,提高可制造性,增强产品可组态性。功能一体化的实现可能会引起对失效风险的担忧,在目前的技术水平下完全可以通过完善自检告警功能、增强电磁兼容性(EMC)设计、加强产品老化试验和出厂检验等手段来提高一体化IED的可靠性。
感谢积成电子公司厂站部滕兆宏、魏鹏、张志浩、王秀广、林伟、丛春涛、杨冰等工程师在本项目开发过程给予的帮助和支持!
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
数字化变电站IED互换性研究 篇2
IEC61850是变电站自动化通信系统的国际标准,现已在国内外得到了广泛的贯彻应用。IEC61850给出了变电站自动化系统数据模型的定义和构建方法,给出了数据模型的通信服务体系。IEC61850的目标是实现变电站各智能设备(IED)之间的互操作性和变电站智能设备的互换性[1]。
IED的互换性指的是在不改变系统内的其他IED的情况下,不同厂商生产的具有相同功能的IED之间互相替换的能力。IED的互换性具有狭义互换性和广义互换性之分。IED的狭义互换性是指IED之间的相同功能具有完全相同的数据模型定义结构,在此基础上实现不同IED之间的互换。IED的广义互换性是指IED之间的相同功能的数据模型定义结构不相同,依据在IED之间对相同功能的数据模型定义结构进行自动匹配配置,在匹配配置的基础上实现不同IED之间的互换。
实际上,具有狭义互换性的IED是依据相同IED配置文件在硬件上和软件上精心制作的,不同厂商因在硬件实现上和软件实现上的差异,其生产的IED是很难达到狭义互换性条件的[2]。由此,不同厂商生产的IED之间的互换,实际上是IED之间的广义互换。本文涉及的IED互换性是IED广义互换性。
1 互换性实现原理
在IED之间进行数据模型的自动配置是实现IED互换性的基础。现有的IED数据模型配置主要有两种方式[3],文件配置方式和服务配置方式。
在文件配置方式下,在专有配置工具平台上,由人工通过配置文件完成IED数据模型的配置,其配置过程[4]如下:
(1)应用变电站配置语言(SCL),就变电站智能设备的数据模型,由设备制造商建立智能设备能力描述(ICD)文件;
(2)应用SCL,就变电站的电压等级、拓扑结构和规模大小,由系统集成商建立系统说明描述(SSD)文件;
(3)在现场工程化过程中,由系统集成商将变电站各智能设备的ICD文件和SSD文件输入到系统配置工具平台,在系统配置工具平台上就各ICD文件和SSD文件进行人工关联和匹配,形成工程事例化的变电站配置描述(SCD)文件;
(4)在现场工程化过程中,将SCD文件中适配于智能设备的部分剥离,形成工程事例化的配置后智能设备描述(CID)文件;
(5)将CID文件读入各智能设备,解析生成智能设备数据模型结构和通信接口;
(6)在数据模型结构一致的基础上,变电站各智能设备之间实现数据信息的交换和共享。
由此看出,文件配置方式是不能实现IED数据模型的自动配置,即不能实现IED的互换性。
在服务配置方式下,通过IEC61850的通信服务来实现IED之间的数据模型的匹配配置,在不考虑实现困难性的前提下,服务配置方式能实现IED数据模型的自动配置,即能实现IED的互换性[5]。
采用服务配置方式实现IED数据模型匹配配置的主要困难性有以下两点:
(1)IED之间数据模型的供求关系不确定。
(2)在基于IEC61850服务的配置方式下,通过IED支持的MMS(报文制造规范)服务,来获取IED的数据模型并自动复制到监控主站上。该方式在原理上是可行的。但是该方式存在以下问题,第一,未考虑变电站设备的拓扑关系;第二,未对IED的数据属性进行区分,在匹配时会发生紊乱。
因此,以上方式均不能实现IED数据模型的自动配置。由此,在不改变IEC61850通信体系的基础上,本文提出建立一种IED的资源对象定义机制,以对IED数据属性进行划分;和一种基于需求激励的资源对象匹配机制,以实现IED数据模型的自动配置;在两种机制的共同作用下达到IED间的互换性。通过资源对象定义机制完成资源对象的定义。并将IED资源对象划分为生产资源对象(Providing Object)和需求资源对象(Requiring Object);(具体论述请见本文资源对象定义机制部分。)
在完成IED资源对象定义的基础上,需要依靠基于需求激励的资源对象匹配机制来实现生产资源对象和需求资源对象自动匹配。即在需求资源对象的设备初始化或生产资源对象消失时,由需求激励机制驱动IEC61850服务实现需求资源对象与生产资源对象的自动匹配。其资源对象匹配过程如下:
(1)需求资源对象与生产资源对象的激活;
(2)需求资源对象对生产资源对象的寻找;
(3)需求资源对象对生产资源对象的关联;
(4)需求和生产资源对象的交易;
(5)需求和生产资源对象的连接。
通过IED资源对象间的自动匹配,来实现IED的互换性。
资源定义机制确定了IED需要从系统获取的资源和可以为系统提供的资源。同只通过设备能力描述(ICD)文件对IED进行描述相比,该资源定义机制更加完整地表达了IED与资源的关系,使资源对象的匹配过程更加“清晰”和智能,从而避免了匹配过程的紊乱;在完成资源对象的定义之后,由资源对象匹配机制来实现资源对象间自动匹配和连接。生产资源对象和需求资源对象间的连接过程也就是IED自动接入系统的过程。通过资源定义机制和资源匹配机制的共同作用,实现了相同功能IED间的互换性,即实现了IED的即插即用。
通过对IEC61850通信协议的理解和互换性机理的研究以及现有工作表明,由IED资源对象间的自动匹配,来实现IED的互换性是可行的。其可行性如下:
(1)IEC61850数据模型具有自定义和自描述的特征,这将有助于资源对象的定义表示,有助于资源对象的拓扑关系描述。
(2)IEC61850具有完善的通信服务体系,这可使资源对象的匹配过程变为现实。
(3)智能设备网址的寻址已是成熟技术,这将有助于资源对象的遍历寻找。
(4)接口组件是正在发展成熟的技术,这将有助于互换性组件的编制。
虽然通过本文所提资源对象自动匹配方式,可以解决IED的互换性问题。但是要达到在数字化变电站内实现IED互换性的目标,必须解决以下的关键问题:
(1)资源对象的定义表示;
(2)资源对象的寻找;
(3)资源对象的自动关联;
(4)资源对象的交易选择;
(5)资源对象的连接操作。
2 资源对象定义机制
IEC61850采用了面向对象的建模方法,该方法是将实际IED的功能和数据虚拟成抽象的通信服务模型。如图1所示。
作为IED及其功能抽象化、标准化的映射,信息模型被定义为“类”,由属性和功能服务封装组成。其中属性代表信息模型的外部可视功能及设备信息,是访问和操作信息模型的对象。如图1左侧部分所示,信息模型的属性由逻辑设备、逻辑节点、数据对象和数据属性这四个不同层次的语义所构成[6]。功能服务则由若干个通信控制块组成,代表了控制块的具体通信规则。如图1右侧所示,包括了通信服务对象与方式(服务的请求、响应和过程)。通过变电站配置语言(SCL)对信息模型的属性和功能服务进行描述,这样就建立IED的通信模型。
IEC61850采用了面向对象层次化建模的思路,IED由一个或多个逻辑设备组成;逻辑设备由不同的逻辑节点组成,在所有的逻辑设备都必须包含节点LLN0(标示逻辑设备的公用信息);逻辑节点由不同的数据组成,所有的逻辑节点都必须包含数据mod(标示设备的运行模式)。根据数据功能和用途的不同,将数据进行分类,并形成了18个不同的功能约束集(FC)。其中的描述功能约束集(DC),专用于对数据属性进行描述。描述功能约束集(DC)中数据对象的数值类型为字符串型。
根据IEC61850以上的建模特点,本文采用资源对象定义机制来建立IED的通信数据模型。资源对象定义机制包括生产资源对象的定义和需求资源对象的定义。
生产资源对象是相对于需求资源对象而言的。当IED在正常运行情况下,能够向系统提供的信息称为IED的生产资源对象;而当IED要实现其功能但自身又不能提供相应信息时,需要获取的信息就称为IED的需求资源对象。也就是说,‘A’IED的生产资源对象可成为系统中其他任何有相应需要的IED的需求资源对象;而其他任何有相应信息的IED的生产资源对象也可成为‘A’IED的需求资源对象。
考虑到IEC61850通信模型的层次性,因而,本文采用分层标示法对生产资源对象和需求资源对象进行定义[7]。
(1)当LLN0下功能约束DC中Mod取值为Requiring时,表明该逻辑设备为需求资源对象;当取值为其他值或为空时,表明该逻辑设备为生产资源对象。
(2)当逻辑节点下功能约束DC中Mod取值为Requiring时,表明该逻辑节点为需求资源对象;当取值为其他值或为空时,表明该数据为生产资源对象。
(3)当逻辑节点下某个具体的数据,在功能约束DC中的取值为Requiring时,表明该数据为需求资源对象;当取值为其他值或为空时,表明该逻辑节点为生产资源对象。
该资源定义机制具有以下优点有:第一,数据定义的完整性。在该资源定义机制下,可以将IEC61850各层数据模型定义为需求资源对象;第二,完全遵循了IEC61850的建模方式;第三,能够与其他实现方式保持兼容。
3 资源对象匹配机制
为了实现IED的即插即用以及资源对象间的自动匹配,本文提出一种需求激励的资源对象匹配机制,即:当需求资源对象需要从系统获取资源时,由需求资源对象主动地在系统中寻找最优的生产资源对象。需求资源对象能否自动连接最优的生产资源对象关系到IED互换性能否实现,因而需求激励是该匹配机制的核心。资源对象的匹配过程由以下几个部分组成:需求资源对象与生产资源对象激活,需求资源对象对生产资源对象的寻找,需求资源对象对生产资源对象的关联,需求资源对象和生产资源对象的交易,需求资源对象和生产资源对象的连接[7]。
3.1 资源对象的激活
资源对象的激活是指资源对象自动加入通信系统的过程。在数字化变电站中,随着双网的组网方式和虚拟局域网(Virtual Local Area Network,VLAN)技术使用使得变电站的网络拓扑结构变得更为复杂。因此,要实现资源对象的自动匹配,就必须首先使资源对象自动加载到变电站通信系统中。于是,本文特提出采用“组播”的方式来实现资源对象的激活。组播支持发送一个可被任意多个实体接收的消息。它不是广播,因为它不是到达网络中所有实体,它只发送到那些在明确等待的实体;它也不是单播,单播需要分别向每个接收者发送消息,并且要求发送方事先知道每个接收者的IP地址。组播有效地利用了网络资源,因为在可能的情况下,发送到多个接收者的消息都是以单个消息在传输。
资源对象的组播激活方式使资源对象的加入变得更灵活,也有助于IED从网络断连或机器失败的故障中恢复。
3.2 资源对象的寻找
资源对象的寻找指的是IED的需求资源对象对符合要求和满足需要的资源对象的找寻过程。在需求资源对象的设备初始化或生产资源对象消失的情况下,由需求资源对象驱动IEC61850服务实现与需求资源对象名相关的生产资源对象的寻找。因为在IEC61850的通信体系中,采用SCL(变电站配置语言)来对资源对象进行描述,使资源对象中的数据和服务具有了语义性,所以可以通过语义匹配算法来实现资源对象间的匹配,完成需求资源对象对生产资源对象的寻找,在寻找的过程中,需要考虑分为以下三种情况:
(1)需求资源对象名与生产资源对象名一致情况下的寻找;
(2)需求资源对象名与生产资源对象名不一致情况下的寻找,此寻找机制的研究将有助于IEC61850数据模型与IEC61970数据模型或IEC61968数据模型的交换共享;
(3)需求资源对象名未知情况下的寻找,此寻找机制将服务于系统未知设备的接入。
3.3 资源对象的关联
资源对象的关联是整个匹配机制实现的重点和难点。资源对象的关联指的是需求资源对象和生产资源对象建立拓扑关系的过程。在完成资源对象寻找的基础上,就需求资源对象拓扑结构和生产资源对象拓扑结构的关联关系,可以从以下几个方面进行关联:
(1)资源对象名。当需求资源对象和生产资源对象的名称相一致时,可以根据资源对象名进行关联,此关联方式是几种关联方式中最为简单的一种。
(2)智能设备特征标志。当资源对象名不一致时,可用设备特征标志进行关联。
(3)智能设备网络地址。当资源对象名和设备特征标志均不能实现资源对象的关联时,可用智能设备的网络地址进行关联。
(4)资源对象间的逻辑推理。主要有:分析和综合、比较和分类、归纳和演绎等逻辑推理方法。
3.4 资源对象的交易
资源对象的交易指的是需求资源对象和所寻找到的最佳的生产资源对象的相互获取过程。在实际的系统中,有可能满足需求资源对象拓扑关系的生产资源对象不止一个,如某回线路的相电流采样值可由多个智能设备生产,而需求资源对象只需要一个智能设备生产的相电流采样值。如何从多个满足需求的生产资源对象中选择一个最佳生产资源对象,这需要由用户内在需求决定。用户可以从服务要求、数据质量、拓扑关系等方面进行选择。因而用户选择标准不同,选择的结果也将不同。例如:在具体工程中,用户可能以快速找到生产资源对象为主要目标,也可能以系统的可靠性为主要目标。
3.5 资源对象的连接
资源对象的连接指的是资源对象间资源的交互过程。在资源对象的拓扑关联和资源对象的交易选择完成后,将生成资源对象的参考,即资源对象的指针地址。通过资源对象的连接操作机制,实现资源对象间的连接。连接操作机制包括:生产资源对象的激活、需求资源对象的映射(需求资源对象名与生产资源对象名不一致情况)、需求资源对象的创建(需求资源对象名未知情况)、报告控制块和记录控制块的创建、生产资源对象的订阅和发布等。
以上五个部分是互相依赖、密切联系的。资源对象的激活是资源对象的寻找的前提;资源对象的寻找是匹配机制实现的基础;资源对象的关联是匹配机制实现的关键;资源对象的交易保证了最佳资源对象的获取;资源对象的连接的实现使整个匹配机制的整个过程得以有效地完成。因此,它们是一个有机联系的整体。
综上所述,在本文提出的资源对象的匹配机制作用下,实现了生产资源对象和需求资源对象间的自动匹配。当IED发生故障时,相应的资源对象将离开网络,与之一起协作的资源对象能够自动寻找其他合适的资源对象,并与之建立连接,屏蔽了故障对系统的影响,维持系统的正常运行;也就是说,对系统中所有的资源对象来说,一个资源对象的出现和消失都不会对其他资源对象产生影响。资源对象匹配机制可以实现需求资源对象对生产资源对象变化的感知,而无需静态配置或编辑系统配置文件以及配置网关等工作,就可以实现IED的自动接入。
IED资源对象的这种匹配机制,实现了IED的自发连网。使通信系统具有很强的“自修复”能力,减轻了系统管理负担,方便了用户;增强了系统的容错能力,提高了系统的可靠性。
4 结论
在IEC61850的通信系统中,并没有对IED内部的实现方式及内部特性进行规定,这也是作为一个通用标准的必然要求[8]。但是,这就使由不同厂家生产的具有相同功能的IED,其配置文件差异很大。这也是互换性不能很好实现的主要原因。
本文提出的资源定义机制和机遇需求激励的资源匹配机制,将IED的资源分为需求资源对象和生产资源对象,该定义机制,在考虑IED拓扑关系的基础上,实现了变电站智能设备数据模型的自动配置,通过生产资源对象带语义的描述,屏蔽了IED内部的差异;通过匹配机制,实现了资源对象的自动激活、寻找、关联、交易和连接。现有工作表明该资源对象的定义机制和匹配机制是解决IED互换性的有效机制。
摘要：受智能设备数据模型配置技术的限制,数字化变电站智能电子设备互换性还未能实现。在不改变IEC61850通信标准体系的前提下,提出了资源定义机制和基于需求激励的资源匹配机制,将IED的资源分为需求资源对象和生产资源对象。该定义机制在考虑IED拓扑关系的基础上,实现了变电站智能设备数据模型的自动配置,通过生产资源对象带语义的描述,屏蔽了IED内部的差异;通过该机制实现对IED资源的定义、激活、寻找、关联、交易和连接,以达到在数字化变电站内IED间互换性的实现。
关键词：数字化变电站,IED,IEC61850,互换性,资源对象,机制
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多功能IED 篇3
IEC61850是国际电工委员会TC57制定的《变电站通信网络和系统》系列标准。61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言,能够实现不同厂家提供的智能电子设备IED之间的互操作和无缝连接。近年来,随着采用IEC61850标准的数字化变电站示范项目的不断开展,以往通过手写配置文件的方式已经不能满足需求,因此开发出一款实用、高效的配置工具软件来实现文件的自动配置已经成为61850标准研究的一个热点工作。为此,本文将在分析变电站配置语言、配置文件及配置流程的基础上,开展IED配置工具软件的设计、开发工作。
1 变电站配置简介[1,2]
IEC61850-6规定了专门用于描述变电站配置的语言,即SCL语言。SCL是基于扩展标记语言XML1.0版[3]的,61850标准通过8个XML Schema文件来约束SCL文件的语法结构,确保文件的一致性和规范性。采用SCL语言描述变电站自动化系统的文件均按照树形结构分层描述,配置文件以SCL为根节点,由五个基本部分组成,分别为头(Header)、变电站部分(Substation)、智能电子设备部分(IED)、通信系统部分(Communication)以及数据类型模板(Data Type Templates),分别用以描述变电站系统不同部分的模型结构和数据对象。各部分再分别以树的形式层层深入,最终实现变电站系统的层次化描述。
变电站系统在进行配置的过程中,要用到四种类型的SCL文件,分别为IED功能描述(ICD)文件、配置IED功能描述(CID)文件、系统规格描述(SSD)文件和变电站配置描述(SCD)文件,这四种文件本质上都是XML文件,只是用不同的后缀加以区别。其中ICD和CID文件主要侧重于描述IED部分的内容,而SSD和SCD文件则主要用于描述整个变电站的系统级功能,分别由IED配置工具和系统配置工具进行功能和参数的配置。
IED配置工具主要完成CID及相关配置文件(GOOSE配置文件、数据集映射文件等)的生成和下载工作,可以通过ICD文件进行实例化生成,也可以从系统配置文件SCD提取相关信息获得。配置工作的本质就是根据变电站系统运行的实际情况及61850标准的约束规范对SCL文件的内容进行编辑和修改的过程。而配置工具的主要工作就是为用户提供可视化的配置界面以及对文件的编辑、修改、校验等操作功能,从而实现IED的自动配置。
2 配置工具系统分析设计[4,5]
根据对变电站自动化系统配置过程的分析可知,IED配置工具应具备以下功能:第一,能够进行ICD模板文件的集中管理。第二,能够导入ICD文件并派生出具体的实例文件。第三,可以导入系统配置SCD文件,提取IED运行时所需的有效数据信息,导出IED的配置文件。第四,配置工具能够提供配置文件的校验和下载功能。
根据以上的功能分析,软件可以通过主程序部分、SCL文件处理部分、数据操作部分以及辅助的校验下载部分联合作用来实现IED的自动配置。配置软件的结构如图1所示,采用经典的Frame-ViewDocument软件设计模式和面向对象的模块化设计方法。
其中,框架类负责搭建整个软件系统的架构,并协调各个功能模块。视图类显示与用户进行交互的界面,包括模板文件管理窗口、数据信息输出窗口、公共数据类显示窗口以及校验信息输出窗口。模板文件管理窗口可以将导入的XML格式的文件以树的形式显示出来,实现模板文件的集中管理。数据输出窗口是整个配置工具的核心部分,主要通过二维表格的形式显示从SCL文件中解析出的节点及属性信息,供配置工程师进行编辑、修改等操作。公共数据类显示窗口以树的形式显示数据模板中当前IED所用到的公共数据,供用户进行数据部分的配置。校验信息输出窗口用于显示文件的校验结果信息,指出错误的数量、出错的位置及原因等。文档类代表底层模块对应的C++语言类,这些类用于提供与配置过程相关的数据对象和操作函数,包括SCL文件处理模块、数据操作模块及校验和下载模块。用户可以通过在视图类窗口中对节点和属性信息进行编辑、添加、修改、导入、导出等操作,最终生成IED正常工作时所需要的配置文件。
3 配置工具的实现[6,7]
3.1 XML解析器MSXML
MSXML是微软提供的专用于处理XML服务的软件组件,它提供四种形式的接口,常用的有DOM(Document Object Mode)接口和SAX(Simple API for XML)接口。在实际应用中,基于DOM接口的解析器可以将XML文件解析成一棵数据树并保存在内存中,通过DOM提供的接口和函数对树进行操作。而基于SAX的文件分析器是以顺序访问的模式对XML文件进行解析的,解析的过程中会自动触发一系列事件,从而激活相应的处理函数。相比较而言,DOM解析器的灵活性更高,它可以随机访问XML文档中的数据并进行修改,因此常用于在XML文件中查找并修改指定节点或属性信息。而SAX解析器则多用于只对文件进行访问但不修改的场合。例如,对SCL文件进行校验时,就是通过对比XSD文件,查找出不符合约束规范的地方记录下来,但是并不对其进行修改,此时就需要用到SAX解析器。
3.2 主程序模块
主程序模块对应类CMain Frame,是由基类CFrame Wnd派生而来,主要负责搭建整个软件程序的框架,提供用户界面、菜单栏、工具栏等界面元素,以及管理不同模块之间的数据交换。菜单栏中包括打开、新建、保存、剪切、复制、校验、下装以及视图等命令菜单,每一个菜单项在主程序中都对应一个消息响应函数,用户一旦发出命令触发消息,程序就会查询消息地图找到该命令对应的响应函数,执行相应的操作。此外主框架部分还需提供针对视图类窗口中树形控件项目的添加、删除节点,拖拽数据等操作的消息响应函数。
3.3 SCL文件处理部分
这一部分主要实现文件的新建、导入、导出、保存及修改、获取文件节点信息等功能。这些关于文件的操作函数都封装在一个文件管理类CSCLManage中,实例化以后由主程序部分直接调用。文件导入时,程序将自动调用校验函数进行文件的校验,校验无误后再采用DOM接口函数查询整个文件,提取Header、Communication、IED部分的节点信息及属性信息,将节点信息填充在文件管理窗口的树形控件中,而将对应的属性信息显示在数据输出窗口的二维表格中。通过点击树形控件中项目的内容进行表格的切换。需要导出某个IED的配置文件时,只需在文件管理窗口中选中该IED的名称,并指定文件保存的名称及路径,程序就会自动提取模板文件树中的相关节点和属性信息,生成后缀名为.CID的XML文件,并以文件夹的形式保存在指定路径下。
需要说明的是,文档管理类CSCLManage由主程序直接调用,而其余的位于文档层的类都要通过视图层由主程序模块间接调用。
3.4 数据处理部分
数据处理部分主要由数据集、数据映射及GOOSE订阅者信息等模块组成,各模块对应的数据信息分别以表格的形式显示在Tab Ctrl控件的标签中,供用户修改。
(1)数据映射模块
数据映射模块实现本地数据和61850数据之间的一种映射关系,模块初始化程序通过调用预先写好的解析函数,将某个IED节点下的所有数据信息对应的模板数据解析出来,并通过树形结构显示在界面右侧的公共数据类显示窗口中供用户查看、使用。在数据映射Datamap标签对应的二维表格中,用户可以根据需要建立多个本地数据与多个公共数据之间的映射关系,并可以将这种关系以文本的形式保存在TXT文件中,默认文件名为datamap.cfg。
(2)数据集模块
数据集模块采用嵌套查询法将IED节点下所有数据集中的数据信息保存在一个结构体数组中,通过记录断点的方法以数据集为单位分标签将数据信息显示在二维表格中。用户不仅可以修改表格中的数据属性值,添加或删除数据,还可以将整个数据集从LN节点下删除,或向某个LN节点中添加新的数据集。这样的配置方式不同于以往采用单个节点属性编辑界面的配置方法,而是将所有的数据信息放在一起进行集中配置,不仅直观高效,而且还可以从公共数据类窗口直接拖拽新的数据进来,省去了手动输入的麻烦。
(3)报告控制块模块
报告控制块模块将Report Control部分的所有节点和属性信息都以控件的形式显示在数据输出窗口中,用户在编辑文本框或选择Check控件的过程中自动触发消息,程序会转而执行相应的消息响应函数进行查询并修改指定的属性值。
(4)GOOSE订阅者信息模块
GOOSE订阅者信息模块提供IED的GOOSE配置文件,它将GOOSE网络上各个装置订阅与发布的数据集信息显示在一个列表框中,当用户需要对某个IED进行GOOSE配置时,只需要在列表框中选择订阅的数据集信息并添加在相应的表格中即可。用户选择导出CID及相关文件的菜单时,程序会将该表格中的数据以文本的形式保存在TXT文件中,并默认文件名为goose.cfg。
3.5 校验及下载模块
(1)校验模块
校验模块作为一个辅助部分,通常由主程序菜单栏中的校验命令触发,或在文件导入时由软件主程序自动调用。校验过程通过间接调用ISAXXML-Reader接口的parse函数来实现,最终返回一个指示校验成功与否的BOOL值和存储错误信息的静态数组,并在校验结束之后将错误信息显示在校验信息输出窗口中,提示用户及时进行修改。
(2)配置文件下载模块
配置文件数据通过以太网串行传输时,主程序首先要检查服务器与客户端是否已经连接好,若连接错误则弹出错误提示对话框,下载失败;若连接正确,主程序自动弹出下载文件对话框,提示用户输入要下装的CID文件及目标IED的IP地址,调用下载消息响应函数并在进度条控件中显示文件下载的进度,进度条显示满格之后,点击确定按钮,完成整个下载过程。
4 配置工具的实际应用
如图2所示,界面左侧的模板树显示SCD文件中的主要节点信息,中间的窗口为数据信息输出窗口,当前显示的内容为IED列表中第一个IED对应的Data Set数据集信息,数据以行为单位显示,用户可以通过双击表格中的某个区域,来编辑修改其对应的属性值。界面右侧为装置信息输出窗口,显示当前IED中的公共数据模板树,用户可以在数据模板树中选择需要的数据项,拖拽到中间的数据表格中以增加新的数据节点。
5 结语
本文在研究变电站自动化系统IED配置过程的基础上,提出了一种IED配置工具软件的解决方案,并详细说明了软件系统的设计思路,各模块的具体功能及实现方法。目前,依据此方案设计出的配置软件已经投入使用,实现了IED的自动配置,不过随着工程应用的深入开展,软件也出现了一些不足之处,比如当工程中用到的IED模板文件过多时,手动在本地文件夹中查找效率不高。因此,笔者下一步即将考虑加入数据库功能,实现CID模板文件的集中管理,进一步提高软件的实用性。
摘要：通过研究IEC61850标准变电站配置描述语言SCL(Substation Configuration Language)的应用规范及配置文件、配置流程等理论,系统分析了配置工具的功能需求及设计思想,并详细介绍了IED配置工具软件的系统框架、XML解析器及系统组成模块中主程序部分、文件和数据处理部分、下载及校验部分的具体实现方法。
关键词：IEC61850,SCL,IED配置工具
参考文献
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多功能IED 篇4
随着电力系统向大容量、超高压和特高压方向发展,一次、二次设备向小型化、智能化、高可靠性方向发展。电子式互感器以其体积小、重量轻、抗电磁干扰能力强、动态范围宽不易饱和、绝缘结构简单可靠、易于数字信号传输等优点,顺应了电力工程的发展要求,得到了越来越广泛的应用[1,2]。目前,国际电工委员会(IEC)已经制定了电子式电压互感器标准IEC 60044-7[3] 和电子式电流互感器标准IEC 60044-8[4]。 为实现变电站综合自动化系统的标准化和互操作性,TC57制定的IEC 61850-9-1也对采样数据传输做了相应的规定。根据IEC 60044-8和IEC 61850-9-1的规定,过程层的电子式互感器经过合并单元将采样的数字信号传送给间隔层的智能电子设备(IED)[5]。
传统变电站的IED通过电力电缆输入电压、电流信号,然后经隔离保护、A/D转换后进行数据分析以实现各自功能。这种方式的采样延时特性相对稳定。而数字化变电站中,站内IED以通信方式获得采样值,取消了传统IED的采样回路。数字式互感器、合并单元、网络等环节由于各个厂家处理不一和采样频率不同等因素[6],导致时序特性不一致,因此,站内IED得到的各个通道采样数据时序上会出现较大差别。另外,间隔层的IED也有成熟采样算法,使用前需进行二次采样,抽取出设备需要的采样值序列[7]。
随着数字化变电站不断建设及传统变电站的数字化改造,站内IED不可避免地面临与不同厂家、不同类型采样数据源的配合问题。因此,有必要对站内二次采样时序和IED数据同步插值方法进行研究,以增强不同采样模式下IED整体采样数据的有效性。
1 数字化变电站间隔层采样结构
目前,数字化变电站间隔层采样模式主要有2种:一种是模拟量经过电压互感器(TV)、电流互感器(TA)送至合并单元,如图1中IED1所示,由合并单元完成A/D转换,并通过IEC 60044-7/8或IEC 61850-9-1/2协议进行数据组织,送给不同的IED;另一种是数字化TV/TA直接完成采样功能,如图1中IED3所示,数字信号送到合并单元,然后送给不同的IED。另外,对于老站改造,由于改造计划、施工限制等原因,系统中可能会有部分仍为TV/TA二次模拟量,需要保护装置直接接入。因此,对于需要采集多间隔数据的IED,特别是母差保护和变压器保护,需要处理不同模式下不同采样频率、不同时序的采样值, 如图1中IED2所示。间隔层设备获取多样化采样数据后,必须将这些数据同步到相同时间点才能作为数据源计算相关功能。因此,数据同步的效果将影响保护测控及计量功能的准确性。
图1间隔层采样系统示意Fig.1 Bay level sample system sketch map
2 间隔层采样数据时序
由于站内采样系统可能出现的模式不同,IED接收到采样数据的时序也有较大差别。
2.1 IED直接接入传统TV/TA模拟量的时序
IED直接接入传统TV/TA模拟量的时序如图2所示。
图2 IED直接接入TV/TA模拟量采样时序Fig.2 Time sequence(IED input analog with TV/TA)
此时,IED接收到采样数据的延时为:
2.2 模拟量接入合并单元模式
模拟量接入合并单元模式下采样数据的时序如图3所示。
图3模拟量接入合并单元模式下采样数据时序Fig.3 Time sequence(IED get sampled value from MU)
此时,IED接收到采样数据的延时为:
2.3 模拟量经电子式互感器接入合并单元模式
模拟量经电子式互感器接入合并单元模式下采样数据的时序如图4所示。
此时,IED接收到采样数据的延时为:
ΔTremote=Δt滤波+ΔtMU采样+Δt传输+ΔtMU解码+ΔtMU合并+Δt传输+ΔtIED解码
通过上述时序分析可以看出:对于传统的TV/TA模拟量直接接入模式,采样数据延时ΔTdect非常小,且在设备采样系统研发完毕后,延时时间基本上为固定值。但是在另外2种模式下,采样数据延时ΔTMU,ΔTremote时间不是完全稳定的。首先影响采样数据延时的因素是采样模式及系统结构。不同采样模式和系统结构,采样值所经过的环节不同,相应延时会有所变化;其次,由于不同的电子式互感器及合并单元采用不同的处理方法、不同的设计结构、甚至不同的硬件平台都会影响各自环节的时序,导致采样延时不同;还有,A/D采样的不同步会造成不确定的时间延时;另外,以太网传输延时的不确定性,也是影响采样系统时序的重要因素。
图4电子式互感器接入合并单元模式下采样数据时序Fig.4 Time sequence(IED get sampled value from ECVT/EVT)
3 IED采样数据同步插值设计
由于各个采样通道延时、采样频率和采样触发不同,IED在同一时刻接收的不一定是同一时间的经过离散化处理的数据。因此,采样数据同步必须考虑:电子式互感器及合并单元A/D转换的同时性,采样数据处理时数据的有效性及采样数据延时的不确定性。
3.1 A/D转换的同时性设计
A/D转换的同时性必须在数字化变电站系统设计的初期进行。各个设备A/D采样触发机制不同[7],且接收电子式互感器的合并单元存在二次采样问题。在数字化变电站系统设计的初期应考虑不同设备A/D采样、合并单元二次采样等因素,统一采样节奏。可利用站内全球定位系统(GPS)秒脉冲信号统一站内采样节奏,即以GPS秒脉冲信号逐步调整所有A/D采样、合并单元二次采样触发时间,从而提高各个环节采样的同时性。另外,由于各个设备性能不一致,从GPS触发到A/D采样、合并单元二次采样完成,延时可能不一样。应将其延时特性计算到各个通道采样延时中,加以弥补。这种方法的同步效果取决于GPS脉冲信号的精度、完整性和采样设备时钟的稳定性。
3.2 采样数据处理时数据的有效性设计
由于各个采样通道延时、采样频率和采样触发等因素的影响,IED同一时刻接收的不一定是同时间的采样数据。如果IED以接收的时标为基准时标进行功能分析,会直接导致分析出错误的结果,特别是变压器保护、母差保护等对采样同时性要求比较高的IED,可能会导致保护误动。因此,要实现同步数据的有效性,必须首先确定同步插值运算的基准时刻。
确定同步插值运算的基准时刻,需要综合IED的各个通道采样数据延时,主要是其功能所允许的最大数据延时和不确定性延时,选定一个合理的插值运算基准时刻。
3.2.1 IED各个采样通道延时时间
IED各个采样通道延时时间可以采用实测的方法获得,也可根据电子式互感器、合并单元的技术参数获得。设计时要找出各个采样通道延时时间的最大值:
ΔTmaxaccdelay=max(ΔTIAB,ΔTIBC,ΔTICA,ΔTUA,ΔTUB,ΔTUC,…)
式中:ΔTIAB,ΔTIBC,ΔTICA,ΔTUA,ΔTUB,ΔTUC,分别为接入IED的各个采样通道延时时间。
当同步插值运算的基准时刻大于采样通道延时时间的最大值时,同步插值运算才能根据已接收到的采样离散数据,找出插值时刻两侧的采样值,确保插值运算为内插值运算,这样可以有效提高插值精度。
3.2.2 采样数据延时的不确定性因素
采样数据延时的不确定性主要来自数据传输环节,特别是IEC 61850-9-1/2采用以太网方式传输时。数据延时容易受网络数据流量、突发性数据尖峰等因素的影响,而导致数据延时的不确定。对于这种情况,设计时应考虑网络稳态时数据延时时间,并根据IED功能所允许的最大延时时间,增加适当的裕度即可。
这种处理方式不可避免地带来一个问题:如何处理那些不能在时间裕度范围内到达的偶发情况。对此情况的处理主要有2种:放弃或使用前一个周期的数据替代。IED应根据自身的功能作出选择。 同时应统计这种异常情况出现的频率,若频率过高,应重新调整延时时间或优化系统,减小不确定性因素导致的延时时间。
3.3 插值方法
插值常用的方法有拉格朗日插值、牛顿插值、差商插值等方法。从计算速度和处理的复杂程度考虑,建议使用拉格朗日插值。
拉格朗日插值公式为:
余项式有:
由分析可以看出:参与插值的顺序排列离散数据点个数n值越大,其曲线拟合程度越好,插值结果精度越高。但是n值越大,数据窗越长,数据接收等待时间就越长,数据运算量也会随之以指数倍增加。而且在实际应用中发现,n值越大,数值稳定性越差。因此,实际工程应用大多采用2点线性插值或3点抛物线插值。
4 结语
IED不同通道采样数据同步的关键之一是选择适中的同步插值时刻。一方面,IED高实时性要求同步插值时刻的延时尽可能的小;另一方面,从数据有效性考虑,同步插值时刻的延时应尽可能躲过各个通道的最大延时时间。在保护测控装置设计时,需优化系统方案设计,以有效地避免同步插值时刻选择的矛盾。目前,现场使用的合并单元、远端模块数据采样频率比较高,大多在4 kHz以上,因此,在保护测控装置设计时采用拉格朗日插值的3点抛物线插值方法,既能够保障插值精度,同时控制了运算量和确保数值稳定性。
目前,在数字化变电站改造工程中,已经有母差保护、变压器保护由于站内改造计划的原因,出现IEC 60044-8采样和模拟量需要同时接入的问题。随着数字化变电站的不断推广和电子式互感器广泛应用,站内IED采样将会更加的多样化。如何处理不同采样频率、不同延时特性的采样数据将会是IED设计者长期面临的一个关键问题。
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多功能IED 篇5
IEC61850标准是在智能电网的通信标准化要求之下产生的, 其传输介质以以太网为主, 可实现跨平台运行。当前的数字化变电站设计, 主要是基于该国际通用标准的。数字化变电站内, 所有的IED都将按照IEC61850标准进行通信。ADI的IEC61850系统方案采用了ADI双核Blackfin处理器, 可以根据需要自定义核心的使用, 以满足智能电网对于实时性的高要求。该方案在集成了以太网端口的同时还预留了FPGA接口, 可用以扩展以太网接口。该方案运行的是ADIμCLinux操作系统和SISCO MMS Lite协议栈。
ADI公司市场经理张松刚先生介绍说, 中国过去只有不到5%的数字化变电站, 现在已有15%左右, 未来会更多, 建设速度会更快, 4~5年之内将增长至30~40%, 去年总共建了约200套数字化变电站, 今年还将建设300~400套。由于大部分的智能设备主要安装在数字化变电站之中或其周边, 对ADI等半导体公司来说, 这将是一个充满活力的市场。
多功能IED 篇6
随着数字化、智能化变电站的逐渐推广和应用,IEC 61850标准被广泛应用于变电站自动化系统中。智能电子设备(IED)通过IEC 61850/制造报文规范(MMS)与监控系统、保信子站、远动机等进行数据通信,IED之间通过IEC 61850/通用面向对象变电站事件(GOOSE)传递快速报文,实现网络跳闸和装置之间的联闭锁。由于采用统一的IEC 61850标准[1,2,3,4],智能变电站实现了通信的标准化,装置与装置(或系统)之间实现了无缝通信。
经过对第一批国网智能变电站试点工程实施情况的总结,发现由于IEC 61850标准、数字化和网络技术的应用,智能变电站自动化系统集成商的调试工作量很大,调试效率较低,导致智能变电站工程投运前的调试周期过长,直接影响了智能变电站的规模化实施,这主要由于下述原因造成:IED的变电站配置描述语言(SCL)模型或配置不正确导致IED功能异常,需在调试中反复修改模型并进行功能确认;IED功能的验证依赖GOOSE网络,系统功能的验证依赖于MMS网络,调试期间搭建这2个网络以及网络下的实际设备工作量大;智能变电站的IED数量多,信号量剧增,对点工作量大。
为了解决上述问题,本文基于仿真测试的思想[5,6,7,8],提出一种通过设计和构建通用IED仿真系统来简化系统调试复杂度的解决方案。考虑到SCL模型反映了该设备对外通信的所有信息和配置,尤其是装置IED配置描述文件(CID)模型和全站变电站配置描述文件(SCD)模型包含了设备投运时的完整配置信息,使得基于模型来构建一种IED仿真系统成为可能。
目前,荷兰KEMA公司开发了IED仿真工具,但要依赖额外的私有映射文本和配置,不具有通用性;国内主要电力二次设备主流厂商也开发了一些装置的通信仿真或调试工具,但主要侧重于通信协议的调试,而且主要针对本厂商的装置的特定功能进行仿真,缺乏一些通用功能的仿真测试如测控装置的控制闭环仿真或保护装置的保护定值仿真等。
本文实现了一种全新的基于IEC 61850标准的通用IED仿真系统,该仿真系统完全基于IED的SCL标准化模型,在校验装置SCL模型正确性的基础上,可模拟IED的MMS和GOOSE的通信行为以及通用事件响应机制。智能变电站调试时,采用该仿真系统可代替实际物理的IED,对与本IED有通信联系的对端设备(或系统)的功能、行为进行调试和验证,大大简化了装置和系统调试时的复杂度,提高了智能变电站自动化系统集成调试的效率。
1 系统架构设计
IED仿真系统是可模拟IED运行的软件仿真系统。根据载入模型不同,可以模拟保护、测控、在线状态监测、录波器等不同IED的运行。仿真系统通过收发IEC 61850/MMS报文和IEC 61850/GOOSE报文并进行处理,可模拟IED作为MMS服务器的通信行为和事件响应(如遥信/遥测变位、开关分合、定值切换等),模拟IED作为GOOSE发布方或接收方的通信行为和事件响应(如GOOSE信号跳闸或联闭锁等)。将该仿真系统安装于PC机上,可仿真IED的运行,用于代替实际IED对客户端系统或对端设备进行功能测试和调试。IED仿真系统的应用结构如图1所示。
IED仿真系统的设计流程和架构如图2所示。整个仿真系统由模型解析和校核模块、虚拟应用信号提取模块、应用仿真模块、通信服务模块4个数据处理模块以及IEC 61850内存数据库、虚拟应用信号库、信号映射表3个数据模块构成。
模型解析和校核模块负责载入IED的CID或SCD模型文件,校核模型文件的正确性,并生成仿真IED对应的IEC 61850标准内存数据库。
虚拟应用信号提取模块根据一定的规则从模型解析的数据中提取MMS通信应用仿真的信号(包括遥控、遥信、遥测、录波、定值、事件等)和GOOSE通信应用仿真的信号(包括跳/合闸信号、联闭锁信号等),从而生成虚拟应用信号库,同时生成反映IEC 61850数据对象reference与虚拟应用信号ID之间关系的信号映射表。
应用仿真模块基于虚拟信号库和信号映射表仿真IED的运行及信号处理,包括MMS信号仿真处理(如信号仿真、定值仿真、闭环控制仿真等)和GOOSE信号仿真处理(如GOOSE发送仿真、GOOSE接收仿真监视等),这2部分信号最终通过通信服务模块发送出去。
通信服务模块负责实现IEC 61850/MMS通信服务和IEC 61850/GOOSE通信服务,为各个应用仿真模块处理网络报文的发送,同时接收来自网络的网络报文并转发给应用仿真模块。其中IEC61850通信服务依赖于IEC 61850内存数据库进行运行。
为了提高仿真效果,仿真系统的模型解析模块和通信服务模块采用与IED几乎等同的处理机制和实现方式(除了GOOSE通信服务底层链路通信接口因嵌入式平台和PC机平台网络接口差异化实现时有所不同外),从而确保仿真系统在模型数据源和通信服务2个方面与实际IED的处理保持高度一致。
为了提高仿真的通用性,考虑到各个厂家IED的内部逻辑处理各不相同,应用仿真模块不仿真IED的内部算法逻辑,仅仿真通用逻辑的输入、输出接口的数据响应功能,例如闭环控制仿真,仿真IED收到远方控制命令后模拟开关分/合闸并上送变位遥信,但不涉及装置控制时的闭锁逻辑等。为此,针对IED与IEC 61850客户端通信,设计了信号仿真、闭环控制仿真、定值仿真、录波仿真等应用模块;针对IED之间的GOOSE通信,设计了GOOSE信号发送仿真、GOOSE信号接收仿真、信号逻辑驱动仿真等应用模块。
2 系统功能设计
通用IED仿真系统的主要功能包括模型管理、MMS应用仿真、GOOSE仿真3部分,其功能结构如图3所示。
2.1 模型管理
模型管理功能为仿真系统提供SCL模型和仿真数据的管理。首先导入全站SCD模型,提供操作界面供用户选择仿真的IED,然后对模型及其配置的有效性进行校核,确保不因模型问题影响IED仿真功能。在此基础上,提取出模型中的信号,形成应用信号库,提供仿真信号的编辑和管理功能等。
2.2 MMS应用仿真
MMS应用仿真功能可仿真IED作为IEC61850/MMS服务器的通信行为[4]和响应逻辑,用于调试站控层的IEC 61850客户端系统(如监控后台、保护子站、远动网关机)的通信功能。仿真系统可模拟IED与这些客户端系统进行通信连接,在此基础上提供信号仿真、闭环控制仿真、定值仿真、故障录波仿真等应用仿真功能。
信号仿真包括遥信仿真、遥测仿真、事件仿真等。遥信仿真可模拟IED遥信变位并上送的过程,从而替代传统的用直流电点击装置信号端子来实验状态量的方法。遥测仿真可模拟IED遥测变化且超过设定的阈值后上送的过程,可替代传统的借助测试仪产生模拟信号来实验模拟量的方法。事件仿真可模拟IED发生各种告警事件和保护动作事件等,从而方便与客户端系统进行对点实验。
闭环控制仿真功能模拟远方遥控开关、刀闸、压板等可控对象时IED的响应和处理过程,包括接收客户端系统的遥控命令、遥控选择时判断开关位置是否有效、遥控执行成功后开关位置变化触发遥信上送等过程,从而方便对客户端系统进行遥控操作调试。
定值仿真功能可模拟保护装置IED本地定值修改、本地活动定值区切换等操作,同时模拟装置接收远方修改定值、远方切换定值区、远方召唤定值等命令并做出响应,从而方便对客户端系统对保护IED进行定值功能调试。
故障录波仿真功能可模拟保护装置IED产生故障录波文件后通知客户端系统召唤录波文件的过程,包括自动产生故障录波文件、故障发生时间、故障序号,以及发送故障通知给客户端系统、接收客户端系统的召唤录波请求并响应、将录波文件通过文件服务传送给客户端系统等过程。该功能典型的应用是用于调试保护子站对IEC 61850客户端系统与保护IED进行录波文件传送功能调试。
2.3 GOOSE仿真
GOOSE仿真功能可仿真IED作为GOOSE报文发布方/接收方的通信行为,用于具有GOOSE收发关系的2个IED之间GOOSE信号对点调试,具体功能包括GOOSE信号发送、GOOSE信号接收监视以及信号逻辑驱动等。其中,GOOSE信号发送功能基于模型中GOOSE发送控制块关联的数据集信号,通过人工置数或自动置数,触发GOOSE信号变位并发送。GOOSE接收功能通过监视GOOSE网络报文,获取与仿真IED相关的GOOSE信号,从而对GOOSE接收的信号进行实时监视。仿真时,GOOSE信号支持单点信号、双点信号、浮点数据、整形数据和位串数据等常见的应用数据类型。信号逻辑驱动功能用于模拟IED内部GOOSE输入、输出之间的关联触发机制,可以对有关信号参与逻辑规则运算,逻辑运算结果可用于驱动GOOSE信号的发送。
3 关键模块和技术
3.1 虚拟信号的提取
在仿真系统的实现过程中,如何根据模型信息逆向提取IED的应用信号如普通信号、GOOSE信号、保护定值、可控对象等,构建虚拟应用信号库是关键之一。针对不同类型信号在模型中表示方式的不同,分别按以下方法完成信号的提取。
1)普通信号和GOOSE信号:普通信号包括遥信、遥测、保护事件、告警事件和录波通知,这些信号和GOOSE信号在SCL模型的数据集都有反映,通过解析模型文件,遍历模型中所有的数据集,创建虚拟信号。
2)保护定值信号:根据保护定值的数据集获得保护定值信号,同时通过读取模型中保护逻辑设备下的LN0的定值控制块内配置的numOfSGs获得IED应用层所支持定值区个数,从而建立应用层多区定值信号缓冲区。
3)可控对象:通过遍历模型中具体的逻辑节点,访问IED→逻辑设备(LD)→逻辑节点(LN)→数据对象(DO)→数据属性(DA)的具体内容,根据ctlModel的配置,识别所有可控对象。
3.2 多态多时序的信号仿真
在对MMS信号和GOOSE信号进行信号上送仿真的功能中,除了提供单步信号变化仿真(一种可人工修改装置运行态的信号值,从而触发变位信号上送给IEC 61850客户端的方式),还采用了一种多态、多时序的信号仿真技术。多态、多时序的信号仿真模式下,信号包含初始态和运行态2种状态,以仿真装置初始化过程和运行过程中的信号,同时,在运行态下可设定多个时间序列的状态变化过程,从而达到更好的仿真和调试效果。
多态、多时序仿真流程设计如图3所示。仿真运行前,一般先确定运行态个数,设定初始态和每个运行态包含的信号及其信号值、每个运行态的触发时间间隔、这些运行态序列的循环反复标记等。图4(a)为仿真步骤示意图,其中设置了1个初始态和K个运行态,每个状态下的S1,S2,…,SN分别表示该状态包含的信号及信号值,每个状态下的t1,t2,…,tK分别表示该运行态的触发时间间隔。仿真运行后,首先仿真初始态,接着仿真后续的各个运行态;仿真程序定时检查当前时间计数是否达到各个运行态的触发时间,如达到则将该状态的信号值发送给IEC 61850客户端。运行态可以循环仿真,图4(b)示意了循环仿真时各个运行态触发时间的判断机制,其中,t为运行时间,cycle为循环次数。
3.3 闭环控制仿真
闭环控制仿真流程如图5所示。首先,在IED仿真系统中设置可控对象的位置信号。通信服务模块一旦接收到来自IEC 61850客户端的控制命令,若为遥控选择命令,应用仿真实时处理线程检查可控对象是否存在以及对象的位置信号是否有效(控合时位置应处于分位,控分时位置应处于合位)。然后,将遥控选择的结果返回通信服务模块。若为遥控执行命令,仿真应用程序改变控制对象的位置信号,一方面将遥控执行的结果返回通信服务模块,另一方面将位置变化结果通过信号监视线程反馈给通信服务模块。MMS通信服务模块收到上述信息后更新IEC 61850内存树数据库并综合判断遥控结果,最终反馈给IEC 61850客户端,从而完成一个完整的闭环控制流程。
3.4 GOOSE仿真
GOOSE仿真流程如图6所示。首先,解析IED模型,获得GOOSE通信参数、GOOSE发送信号序列和GOOSE接收信号序列(包括收发信号点之间的对应关系)。GOOSE通信参数用于通信服务模块的通信初始化,在此基础上进行GOOSE发送和GOOSE接收的处理。
GOOSE发送模块针对GOOSE发送信号序列进行信号值和仿真方案的设置,通过实时信号监视线程完成GOOSE发送机制判断,借助通信服务将GOOSE信号发送出去。
GOOSE接收模块从GOOSE通信服务模块获得接收的GOOSE报文,过滤掉与仿真IED接收方无关的GOOSE发送数据包,仅接收匹配的GOOSE数据包,解析数据报文获得信号值,从而对GOOSE接收的信号进行实时监视。
在GOOSE发送模块与接收模块之间设置信号逻辑驱动和处理模块,该模块可针对GOOSE发送的信号、GOOSE接收的信号、内部仿真的信号进行逻辑规则运算,运算所需的逻辑元件可以是与门、或门、非门、异或门和条件表达式等逻辑,当逻辑运算结果改变了GOOSE信号值,则会反过来驱动GOOSE发送模块发送GOOSE信号。
GOOSE通信服务模块负责GOOSE协议报文的封包、解包以及GOOSE通信机制的处理,为GOOSE应用处理模块提供通信服务。该模块的通信底层基于WinPCAP底层网络通信开发包,使得GOOSE报文可绕过TCP/IP协议栈通过数据链路层直接通信。
4 应用实例
按照上述设计,采用VC++开发并实现了可运行于Windows平台下的基于IEC 61850标准的通用IED仿真系统软件IEDSimulator。将该套仿真系统安装于PC机上,通过载入智能变电站SCD模型或装置CID模型,可仿真变电站间隔层各种IED的运行,实现在仿真环境下进行各项测试和调试。
若该仿真的PC机挂接于变电站站控层网络,可代替实际IED对客户端系统进行功能测试。仿真实例如图7所示。仿真系统分别仿真了测控IED和保护IED的运行,用于检验后台监控系统或保护子站的各项功能和配置是否正常。例如,当开关变位或保护事件发生后监控后台是否能正确告警、监控后台的遥控操作是否正常、保护子站是否可以正确浏览保护定值和切换定值区等。通过仿真测试,确保客户端系统的功能和配置正确,从而实现实际IED与客户端系统的无缝对接。
若该仿真PC机挂接于变电站过程层网络,还可代替实际IED对有GOOSE关联关系的其他IED的GOOSE信号跳闸或联闭锁功能进行调试。仿真实例如图8所示。通过仿真测控IED1运行,对智能终端和测控IED2的功能、配置进行测试和验证,从而动态完成了IED之间的GOOSE虚端子接线和功能的验证,进而简化实际IED的调试工作量,实现实际IED与其他IED的无缝对接。
该仿真系统目前已在浙江省电力试验研究院电力系统仿真实验室率先应用,并已在浙江220kV兰溪变智能化改造、陕西750kV延安智能变、山东110kV黄屯智能变等工程的集成调试中获得应用和推广。
5 结语
基于IEC 61850标准的通用IED仿真系统的应用,可以大大简化智能变电站自动化系统的调试工作复杂度,提高调试效率,加快新建智能变电站工程的实施进度,通过仿真还可及时预见实际系统的隐患,发现系统的缺陷,保证系统更加健壮和可靠。未来,在单个IED仿真的基础上,进一步实现可模拟多IED运行的全站仿真系统,进而对实际系统进行更全面的测试,包括仿真应用数据报文下对实际系统进行压力和负载测试等,此外,还可进一步在仿真系统中增加支持采样值(SMV)采样数据传输的仿真功能,提高IED仿真能力,以适应更广的应用场合。
摘要：分析了目前智能变电站自动化系统调试中的各种问题,提出了通过构建基于IEC 61850标准的通用智能电子设备(IED)仿真系统进行仿真测试的解决方案。叙述了该系统的体系架构、功能结构和实现通用IED仿真系统的关键技术;设计了多态多时序信号仿真、闭环控制仿真、通用面向对象变电站事件(GOOSE)仿真等关键模块的仿真流程。开发实现了通用IED仿真系统软件,并将其成功运用于多个智能变电站系统的集成调试。
关键词：IEC61850,IED仿真系统,GOOSE通信,智能变电站
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多功能IED 篇7
智能变电站是建设坚强智能电网的关键环节之一,经过若干年的工程实践,积累了大量经验,同时也暴露出了在智能变电站设计、施工、运行和管理等诸方面存在的技术问题。特别是在常规变电站的智能化改造中,由于各制造商对规范、标准的理解存在差异,设备制造和设计施工过程不规范,导致智能变电站呈现出多种技术形态,表现最突出的环节在于过程层和间隔层的IED(智能电子设备)配置方案过于繁杂,缺乏统一规范[1]。
本文从110 k V智能变电站二次设备的规范化配置出发,以相关规范[2]为依据,结合工程实践[3,4,5],研究了在内桥接线、线变组接线、扩大内桥接线和单母线分段等典型接线型式下过程层和间隔层IED的配置方案。通过配置方案的规范化,为IED设备的研制和生产提供了原则性的指导意见,减少了IED设备的种类和型号,既有利于提高智能变电站的施工和运行管理水平,也有利于IED设备研发、制造成本的降低。
1 110 k V智能变电站IED配置原则
众所周知,智能变电站以信息数字化和通信网络化为基本技术特征,信息数字化的实现以非常规互感器和智能一次设备为主要手段,通信网络化主要通过基于IEC 61850的以太网技术实现。然而如何实现以上技术特征,在具体工程实践中应该区别对待。相比较高压变电站,110 k V智能变电站的建设具有一定的特殊性,IED配置的基本原则包括:
1)采用常规互感器,由MU内部的AD转换模块实现模拟量信息数字化,MU同时具备电子式互感器接入能力。
2)除特殊要求外,过程层不采用交换机[6],SV报文和GOOSE信息的传输采用点对点模式采用点对点直连方式,SV采用IEC 61850-9-2格式[7]。
3)采用常规一次设备,为断路器和变压器配置智能终端[8],分别完成断路器的操作、控制和变压器的状态监控、非电量保护等功能。
4)全站继电保护功能使用的采样值信息不依赖于GPS时钟,跨间隔数据同步由保护装置采用数据插值方式实现。
5)变压器保护接入的MU全部采用双重化冗余配置,变压器保护装置采用主后一体化设计,双重化配置;低电压等级采用功能一体化的IED,实现分布式就地安装。
2 110 k V电压等级的过程层IED配置方案
110 k V变电站中110 k V电压等级的主接线型式相对固定,按照上文确定的IED配置原则,本节详细阐述四种典型接线型式下过程层IED的配置方案。
2.1 内桥接线型式
内桥接线型式以较少的一次设备投资获得了较灵活的运行方式,在按照终端负荷站设计的110 k V智能变电站中被广泛采用。图1给出了内桥接线型式的MU和智能终端的配置方案。
与2台变压器保护相关的MU均按照双重化冗余配置,包括1#进线MU1、2#进线MU5及桥开关MU2。MU直接采集3组常规电流互感器(保护、测量和计量)的输出并进行AD转换,同时接收由母线合并单元MU3、MU4发送来的SV9-2帧格式的电压采样值,并完成数据同步功能。母线MU按照保护与计量分开配置的原则,MU4完成计量电压的采集和并列功能,MU3采集2组PT的保护电压,通过判断桥开关位置完成电压并列功能,将并列后电压发送给各间隔MU和母线测控、备自投、录波以及低周减载装置等。
以桥开关2DL配置的智能终端为例,继电保护以点对点直连方式发送GOOSE跳闸信号,需接入2台主变的差动保护、各侧后备保护以及备自投动作的跳闸GOOSE信号,同时将桥开关的位置信号GOOSE发送给母线MU和录波装置。
1#进线MU1与2#进线MU5的输出可分别适应变压器保护主后备一体化及主后备分置两种间隔层IED配置方案,具体SV输出的连接对象见图1描述。
2.2 线变组接线型式
随着用电负荷的增加和日益集中,内桥接线型式的变电容量趋于饱和时,需对变电站进行扩建,增加一台主变后主接线型式可有两种选择,即内桥+线变组接线和扩大内桥接线。
内桥+线变组接线方式中,有2台变压器采用内桥接线,第3台变压器按照线路变压器组方式接线。图2给出了线变组接线型式下MU的配置方案。差动保护与计量公用MU。
2.3 扩大内桥接线型式
图3给出了扩大内桥接线型式下MU的配置方案。相比内桥接线,增加了1台主变和1台桥开关,主变高压侧配置独立的3组常规电流互感器,用于高后备保护、测控和计量,主变差动保护仍直接使用进线电流和桥开关电流。
母线合并单元MU3、MU4分别接入3段母线的保护电压和计量电压,根据2台桥开关的位置完成3段母线的电压并列功能,母线MU需要接入5路GOOSE信号以完成电压并列功能。
2.4 单母线分段接线型式
对于110 k V进线回数较多的变电站,为获得更灵活的运行方式,采用单母线分段的接线型式,图4给出了该接线型式下MU的配置方案。与(扩大)内桥接线型式的主要差别在于需要单独配置出线MU,并且主变保护装置不再接入进线MU和桥(分段)开关MU。
3 间隔层IED配置方案
3.1 变压器保护测控装置
主变保护测控功能的实现可以按照以下两种方案配置:1)主后备保护一体、双重冗余配置,单独配置主变的测控装置;2)主保护与后备保护分置,后备保护测控合一。
无论采用上述两种方案的哪种,MU都采用双重冗余配置,如图1所示。第一种方案采用的IED数量较少,而且可以做到保护功能的完全双重化,但在采用保护GOOSE直接跳闸时,需要IED提供足够多的GOOSE光口;当变压器中低压侧存在分支开关时,采用第二种方案将使IED的数量有所增加,IED之间的信息交换也会同时增加。
3.2 备用电源自投装置
备自投装置在智能变电站中的应用与常规变电站中最大的差异在于以下两个环节:模拟量的输入和跳合闸信号的输出。在智能变电站中,前者采用点对点模式从对应的MU接收SV9-2数据帧实现;后者采用点对点模式的GOOSE信号,发送给对应的断路器智能终端实现。
智能变电站中110 k V电压等级的备自投应用在四种典型接线型式中以扩大内桥接线最为复杂。扩大内桥接线的常规变电站中往往囿于模拟量采集通道限制,需要使用2台装置相互配合实现备自投逻辑,在智能变电站中即便采用点对点接入SV9-2采样值的模式也完全可以用1台装置实现扩大内桥接线备自投逻辑。
扩大内桥接线的备自投装置需要接收的保护动作闭锁信号数量较多,若采用GOOSE直连方式,必然要求备自投装置具备大量通信口,为减少光口数量可增加保护闭锁信号接入的过程层交换机。
3.3 中低压馈线间隔的IED配置
在110 k V智能变电站的新建或改造工程中,35k V及以下电压等级的间隔如果按照过程层与间隔层设备分别独立配置,必然会增加大量的合并单元、智能终端等过程层设备,不但增加投资而且不易就地安装,需占用屏柜空间。因此,对于中低压馈线间隔采用功能一体化IED[9],实现分散就地安装于开关柜上。
如图5所示,功能一体化IED将过程层的合并单元、智能终端以及间隔层的测控、保护功能全部在1台物理装置中实现。电流和电压信号仍采用电缆连接方式,多段母线的电压并列功能由传统电压并列装置实现。为实现跨间隔的信息共享,如果采用过程层网络,功能一体化IED也可以接入SV网络和GOOSE网络。
4 结论
针对110 k V变电站的特点,依据相关标准和规范文件,研究了内桥、线变组、扩大内桥和单母线分段等主接线型式下过程层和间隔层二次设备的典型配置方案,根据配置方案总结了IED应该满足的基本功能需求。
按照本文给出的典型接线型式的IED配置方案已经成功应用于山东、安徽、宁夏等近二十座110 k V智能变电站的新建和改造工程中,实践证明本文的配置方案在保证技术先进性的同时,很好的兼顾了经济性和可靠性,进一步规范了110 k V电压等级的智能变电站IED配置方案,对常规变电站的智能化改造有一定的指导意义。
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