IEC61850网关

IEC61850网关（精选7篇）

IEC61850网关 篇1

摘要：基于IEC61850的数字化变电站系统已成为主流, 在现有的设备继续可靠, 有效的使用的基础上, 研究基于IEC61850的继电保护装置网关已经具备了基本的前提条件。为了将原有的保护系统的软件和硬件资源保留下来, 同时还能实现信息资源的共享和不同厂商设备的互操作, 可以通过网关的形式将原有设备接入IEC61850通信环境和系统, 最终实现当前变电站中应用的诸多通信协议IEC61850标准的转换, 通过MMS服务器与IEC61850环境中的其它设备通信。从资源节约与互操作的角度考虑, 更有必要对基于IEC61850的继电保护设备的网关进行研究。

关键词：IEC61850,建模,网关

0 引言

为满足快速发展的经济建设需要, 电力系统规模日益扩大, 人们对供电可靠性的要求越来越高。为了更好地保证安全、经济运行, 电力系统的运行越来越依赖于继电保护。通信规约是变电站自动化系统实现可靠、快速通信的重要保证。基于IEC61850的数字化变电站系统已成为主流, 在现有的设备继续可靠, 有效的使用的基础上, 研究基于IEC61850的继电保护装置网关已经具备了基本的前提条件。为了将原有的保护系统的软件和硬件资源保留下来, 同时还能实现信息资源的共享和不同厂商设备的互操作, 可以通过网关的形式将原有设备接入IEC 61850通信环境和系统, 最终实现当前变电站中应用的诸多通信协议向IEC61850标准的转换, 通过MMS服务器与IEC61850环境中的其它设备通信。

1 国内外研究现状及其发展动态分析

1.1 继电保护设备研究动态

继电保护装置的发展经历了电磁型、感应型、整流型、晶体管型、集成电路型到微机型几个阶段。智能电网的分布式发电、交互式供电对继电保护装置提出了更高要求, 另一方面, 通信和信息技术的长足发展, 数字化技术及应用在各行各业的日益普及也为探索新的保护原理提供了条件。智能电网中可利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合最后对数据进行分析利用这些信息可对运行状况进行监测实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。

1.2 60870-103协议

IEC 60870-5-103协议是一个用于电力系统控制和信息采集的通信协议, IEC60870-5-103是由TC57和TC59联合工作组制定的作为我国优先采用的标准应用于变电站自动化中, 它是在IEC60870-5的基础上采用FT1.2异步字节传输, 采用了仅有物理层, 链路层, 应用层的缘于开放式系统互联的OSI-ISO七层参考模型的EPA (增强性能结构) , 主站由非平衡传输控制系统构成, 继电保护设备作为子站。

103规约提供了两种信息交换方法, 一种方法是基于严格规定的ASDU和标准化报文的传输应用过程, 包括兼容范围和专用范围;另一种方法是使用通用分类服务, 通用分类服务可以传输几乎所有可能的信息, 但要求装置有较大的内存容量, 要求传输通道有较高的传输速率。

实现变电站自动化已经成为智能电网建设的重要目标, 然而现阶段, 由于场站和变电站中所使用的智能电子设备来自于不同的厂家, 它们遵循于各自的内部通信规约, 这对于站内网络的信息通信和信息交换带来了不便, 很大程度上影响了设备的兼容性, 开放性, 互操作性。

2 拟采取的研究方案和可行性分析

网关作为非IEC61850继电保护设备与站内的IEC61850 IED进行数据交换的媒介, 由于现有的继电保护设备大多数是非IEC 61850设备, 采用网关对其进行封装, 通过协议转换, 使其成为一个遵循IEC61850的IED, 进而实现了其与站内IEC61850 IED的互操作。这样, 所有设备都处于IEC 61850的技术体系下, 方便系统运行与保护。

继电保护设备实时信息通过网关进行协议转换, 将其转换成IEC61850标准的数据, 再通过MMS服务器与IEC61850环境中的其它设备通信。网关中需要完成61850数据建模与配置, 及ACSI与MMS的映射。

网关为可以将当前广泛应用的通信协议中的点信息映射到IEC61850的面向对象的信息, 再通过SCSM映射到MMS的对象信息。相应的信息传输通过MMS的标准服务实现。针对常规继保设备采用的通信协议的“面向点”的共性, 可在网关系统中设计一个点信息表。点信息表是一个为设备发送的点信息而设计的数据结构。它包括设备点信息的唯一标识ID号、存储点信息值的能力、点信息的含义、数据类型等信息。IEC61850保证IED设备实现互操作的基础是其定义的信息模型和服务模型。对l ED设备的信息建模的过程体现为网关配置文档的生成过程。所生成的信息模型最终映射到MMS服务器中的VMD结构之中。相应的服务模型可以直接映射到MMS服务器所提供的服务中去, 固化于MMS服务器的软件实现中。

配置文档可采用XML语言描述, 它应该能够直接反映信息模型的结构, 即包含哪些信息模型类的实例、它们之间的关系、每个实例的结构及某些静态属性。此外, 它还应能够提供模型中数据属性同点信息的关联, 即数据源的链接。

设备接口模块使用同常规继保设备相同的通信协议, 并将收到的点信息存放到点信息表结构中, 完成对点信息的采集和发送, 实现规约的接受与解析。

MMS服务器中的配置器模块主要用于系统启动时完成实际设备和虚拟制造设备VMD的映射, 实现VMD和实际设备的动态交互。配置器根据配置文档信息创建各MMS对象类的实例, 初始化有关属性。配置器的功能是:1) 正确解析配置文档;2) 根据解析结果创建MMS对象, 并初始化这些对象。当完成所有配置工作后, 就实现了实际设备和VMD的映射。VMD代表实际设备同客户端进行通信。

ACSE服务模块实现面向实体连接的ACSE服务, 包括ACSE服务原语的组装与解析, 连接的初始化和终止, 异常中断处理, 应用连接上下文的协商与确定等功能。

事务管理模块是MMS服务器的基础部分, 它接收MMS服务请求, 并将请求发送到适当的MMS对象, 由对象启动相应的服务;反之将服务响应发送到相关的MMS客户。

MMPM (制造报文协议机) 模块是MMS服务器同下层网络支持的接口。一方面, MMPM模块根据事务管理模块发来的MMS服务原语及参数构造相应的MMS PDU, 发送到传输层模块;另一方面, MMPM对收到的MMS PDU进行解码后向事务管理模块传递相应的服务原语和参数。同时还负责差错检查和处理。底层网络支持模块主要提供OSI传输层及以下各层服务功能。S

参考文献

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IEC61850互操作测试分析 篇2

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。

参考文献

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IEC61850网关 篇3

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网关 篇4

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。

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IEC61850网关 篇5

随着IEC61850的提出,一次设备的集成化和数字化,间隔层的一些功能下放到过程层去完成,使得过程层的结构日趋复杂,因此,过程层的作用越来越重要。而实现过程层的关键设备是电子式互感器的数字接口,目前采用的是遵循IEC60044-7/8和IEC61850-9两种方案[1,2]。两个标准都规范了电子式互感器数字化输出接口的重要组成部分——合并单元(Merging Unit),如图1所示,其主要功能是同步采集多路(最多12路)ECT/EVT输出的数字信号后并按照规定的格式发送给保护、测控设备[3,4]。这两个标准的主要区别是在传输方式上,标准IEC60044-8规定的数据传输方式——按FT3的帧格式,通过曼彻斯特编码方式进行发送;而标准IEC61850-9提出以太网接入方式,按照ISO/IEC802.3协议规定的帧格式封装,通过TCP/IP协议实现数据的传输[5]。鉴于目前以太网技术的成熟性,本文采用基于以太网这种传输方式来设计合并单元的输出接口。

对于基于IEC61850标准的合并单元的研究目前提出的方案多为基于FPGA/CPLD和DSP相结合的方案,采用多单片机系统去实现。对于结合嵌入式技术来实现尚只有少许研究,因此,本文将引入嵌入式技术来实现遵循IEC61850的合并单元的功能。

1 合并单元的通信映射

IEC61850标准中过程层和间隔层的采样值传输方式有两种:一种采用串行多路点对点传输方式,另一种采用过程总线的传输方式[5]。

在IEC61850-9-1部分定义了单向串行多路点到点连接映射,过程层和间隔层通过以太网技术将合并单元中数据单向发送给间隔层的保护和测控设备。由于网络中数据传输是单向的,网络上不会发生冲突,这使得以太网上的传输具有确定性。采样值ASDU直接映射到以太网链路层,以太网连接不使用附加的路由和传输协议,这种通信方式较为容易实现。

在IEC61850-9-2中说明了采用过程总线方式时,全部采样值传输模型的映射。采样值传输基于ISO/IEC8802.3以太网方式,分为客户端/服务器服务和采样值服务两种类型。前者实现对采样值控制块的操作,属于对采样值进行处理后的数据传输,时间要求相对较低,属于ACSI映射范畴,通过SCSM映射到应用层为MMS的TCP/IP以太网。后者实现对分组广播采样值模型和单播采样值类模型的操作,属于生数据传输,对传输时间要求严格,因而由ASDU直接映射到以太网链路层,采用CSMA/CD方式保证数据传输的可靠性。由于网络中进行双向数据传输,因此对网络性能要求较高。

通过分析可知,对于采用IEC61850-9-1标准的通信,方式简单容易实现,且由于数据是单向传输具有较强的可靠性;对于采用IEC61850-9-2是基于过程总线的方式,使用网络方式对变电站自动化系统过程层和间隔层串行通信会更彻底,但由于IEC61850-9-2涉及比较复杂的MMS协议,同时对通信网络性能有很高的要求,目前有一定的实现难度。

2 合并单元信息模型的构建

变电站自动化系统的信息交换机制依赖于良好的信息模型定义。模型以一种抽象的方式描述了面向通信的实际功能或装置。根据IEC61850标准,逻辑设备一般至少包含一个物理设备逻辑节点(LPHD)、一个逻辑节点零(LLN0)和一个或多个特定应用逻辑节点。对于遵循IEC61850-9-1的合并单元,其逻辑设备Merging Unit1由LPHD、LLN0、phsa TCTR、phsa TVTR等逻辑节点组成,其中LPHD代表拥有逻辑设备的物理设备的公共数据,如物理设备铭牌、运行状况等;LLN0包括逻辑设备的功能数据和此逻辑设备的数据集内容。物理设备逻辑节点和逻辑节点零是合并单元中必不可少的节点。合并单元所采集的12路电压、电流信息作为12个特定的应用逻辑节点。逻辑节点只是对装置自动化功能的定义和划分,仅构建了信息模型的框架,不具备可访问和可操作的特性。要实现对信息模型的访问和操作,必需建立逻辑节点的标准化信息语义,即用数据属性和数据对象对逻辑节点进行标准化的描述。数据属性是数据对象的内涵,是信息模型中信息的最终承载者,对信息模型的一切操作都归结到对数据属性的读写上[6]。限于篇幅,本节对合并单元信息模型的构建仅以A相保护电流phsa TCTR为例进行说明,如图2所示。

3 合并单元功能模型实现

3.1 合并单元的系统需求

合并单元在过程层与间隔层通信网络中起到联系一次设备和二次设备桥梁的关系。遵循IEC61850-9-1标准的合并单元的功能框图如图3所示,其传输的数据为A、B、C三相保护电流;A、B、C三相测量电流;A、B、C三相电压;中性点电压/电流以及母线电压共7路电流和5路电压信号。因此,本文要研究的合并单元需满足以下几个方面的技术要求:

1)应具有数字量IO读写功能。可同时具备多路遥信输入接口和多路遥控输出接口;

2)能够识别站端同步时钟输入信号和产生同步采样信号,即识别同步信号1和产生同步信号2;

3)在接收并处理采样数据后,按照IEC61850标准通过以太网卡接口向二次设备发送。

3.2 合并单元的硬件构成

为满足合并单元在处理采样值通信中的实时性、高可靠性以及能同时处理多任务等需求,对于合并单元硬件系统的设计,本文将采用嵌入式技术来完成其功能。

嵌入式技术是近几年发展起来的新型技术,它可以解决电子系统小型化和低功耗、高可靠性等问题,广泛用于工业控制领域。本文所述的基于IEC61850标准的合并单元基于三星公司推出的ARM9处理器S3C2410,系统时钟使用外部12 MHz,主频可达203 MHz。利用S3C2410处理器出色的内核功能和外部接口构造了一个嵌入式系统平台,其硬件框图如图4所示,以S3C2410为主控芯片,设备启动后,获取站内的初始化信息,然后启动数据采样模块;数据采集模块由一块FPGA和两块A/D转换芯片组成,FPGA根据ARM发送来的采样频率和采样精度来控制两块A/D芯片,将电流/电压互感器的信号进行转换,然后进行处理。

3.3 合并单元功能模型的实现

由合并单元的功能模型可知,合并单元需要完成以下三部分的内容:同步模块、数据采集与处理模块和通信模块。

1)同步模块

通常,变电站采用GPS来对信号进行同步,因为它能够将精度提高到小于4µs。在正确识别GPS接收机输出的同步秒脉冲(1PPS)之后,合并单元给各路A/D转换器发送同步转换信号,如图3所示。对于同步的内涵,包括两个方面:(1)对于GPS接收机输出的同步信号的正确识别,确保所有的合并单元甚至是变电站中所有的设备都能够准时运行;(2)在正确识别同步信号GPS之后,能够准确地产生给多路A/D转换的信号,确保同一个合并单元内不同路A/D转换器甚至不同合并单元内的A/D转换器进行信号同步转换[7,8]。

利用S3C2410内部集成的定时器可以很好地捕获外部同步信号并检测其精确性,然后向A/D转换器发送同步采样信号。

2)数据采集与处理模块

S3C2410片内集成了8路10位的A/D转换器,对于传统的电力系统来说,可以基本上满足采样精度和速度的要求。综合考虑器件的转换速度、分辨率、应用所需的采样率、同时采样、集成采样保持器等因素,为适应本系统开发的需要,本文采用2片高精度低功耗六通道同步采样16位AD转换器ADS8364。由FPGA来实现ADS8364的采样控制。

3)通信模块

遵循IEC61850-9-1的合并单元,其主要任务就是将采集的12路电压、电流信息按照规约进行数据组帧,实时可靠地发送给二次保护和控制设备。CS8900A是用于嵌入式设备的低成本以太网控制器,片内高集成度设计,无需额外的外部器件,显然满足标准要求。

4 合并单元的软件设计

合并单元数据的传送,对可靠性和实时性要求较高,因此对软件的实时性也提出了较高要求,软件系统应该有较为简洁的代码、较高的执行效率。配合S3C2410处理器,采用嵌入式操作系统可以有效地提高系统的可靠性和代码执行效率。在所有的嵌入式操作系统中,Linux因具有开放源码、内核小、功能强大、源码易于裁剪等优势,使得其在嵌入式领域得到了广泛的应用,因而本文采用Linux作为操作系统。

软件系统的运行就是各个任务之间的调度协作运行。任务之间具有相互关联性和次序性。通过调用Linux系统的任务通信管理机制,可以方便快捷地实现任务之间的通信[9]。本文应用软件包含同步采样信号发送任务用信号量通知采样数据获取处理任务,数据处理完成后用消息队列通知向以太网写数据任务,组帧封装后发送二次设备。

合并单元的输出要通过以太网传输,必须和以太网驱动程序进行通信。以太网驱动程序属于内核程序,因此只能通过系统调用才可以使用以太网接口卡硬件传输采样值。Linux内核为所有的设备提供了一个标准的接口,这个接口通过一个Struct net_device数据结构实现,这个数据结构为每个设备提供了标准的可供访问其内部数据的方法,包括初始化、发送和接收方法。这些方法的实现在具体的每一个设备驱动程序里完成,而接口数据结构仅提供这些方法的函数指针供上级协议或者应用调用[10]。其系统整个流程图如图5所示。

5 结束语

合并单元是未来数字化变电站中过程层与间隔层进行信息交换的重要组成部分。本文充分利用ARM微处理器速度快、多任务处理等优点,以及以太网的传输速度高、低耗、易于安装和兼容性好等方面的优势,遵循IEC61850-9-1来设计合并单元,能够满足电子式互感器数字接口高速、可靠的要求。文中采用了先进的硬件平台和软件开发环境、软硬件协同设计技术,具有较高的理论和实践价值。

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IEC61850网关 篇6

随着经济的发展和技术的进步,数字化变电站的数量越来越多,继电保护校验的工作量也越来越大,为减少消耗在路途上的时间,有必要对继电保护的校验方式和管理方法进行改进,研究并逐步试用继电保护远程校验。远程校验一方面可以节约人力成本,另一方面可以规范检验操作程序、提高检修效率、减少停电时间。对常规变电站继电保护进行远程校验难度很大,而对数字化变电站实施远程校验的可行性大大增加[1]。

目前,河南电网已投运的多座数字化变电站的保护大都采用基于IEC 61850-9-2LE标准的模拟量采样测量值(SMV)输入、开关量通用面向对象变电站事件(GOOSE)输入、跳合闸GOOSE输出方式,取消了硬压板。针对这类数字化保护的校验,国内外先期开发出的校验装置都是常规保护测试仪的变形,还是采用计算机控制的数字化测试仪,但将原来功放输出的模拟量变成符合IEC 61850标准的数字量通过光纤输出到被测保护装置。该测试系统中除了光缆外没有其他硬接线,因此设想将计算机远程放置,通过网络远程控制就地的数字化测试仪,实现继电保护远程校验,与现场校验的结构形式和工艺流程完全相同,因此从技术上来说是可行的。该方案能够完整地校验继电保护装置,需要额外增加的设备和工作量并不大,具有实用性和可行性。

1 继电保护远程校验的基本思路

1.1 基本思路

将待测试保护的定值及校验步骤预先存入远程校验控制单元(RTCU),远方启动校验后,按预定程序步骤进行校验。故障量采用基于IEC 61850标准的SMV输入待测装置,装置及断路器的动作信号及其他开关量以GOOSE输入RTCU,装置跳合闸命令以GOOSE方式输出。

利用数字信号便于切换的特点,通过交换机和特制设备对现场设备进行远程试验及操作,并实现对多个保护设备的远程校验。

1.2 应用范围

目前,远程校验可以应用于以下特定场合:

1)保护运算需要的电流电压以基于IEC 61850-9-1或IEC 61850-9-2LE协议的SMV报文从光以太网口获取。

2)保护的开入信号以GOOSE报文通过光以太网口从过程层网络获取。

3)保护的跳合闸出口以GOOSE报文经开关智能单元执行跳合闸,通过GOOSE指令也可以对智能开关置检修模式,闭锁智能开关的跳合闸功能。

而对于一些装在开关柜上的低压保护,其交流输入采用Rogowski线圈输出的小模拟信号,出口直接由硬接线跳合闸,目前还不适合开展远程校验应用。

2 继电保护远程校验的具体实现

相比常规变电站,数字化变电站基于IEC 61850标准实现继电保护远程校验较为现实。通过铜介质电缆传送的模拟量变为通过光纤传送的数字量,使电压、电流的切换变为数字量的切换,简单、安全、可靠,不再需要具有一定输出功率的继电保护测试仪。保护及智能一次设备自带的软压板可取代保护的硬压板,使保护出口是否跳开关变得简单易控。大量光纤取代铜电缆,不再需要回路绝缘测试[2]。

2.1 变电站层

具有远程校验功能的数字化变电站结构如图1所示。

在数字化变电站实现远程继电保护校验,变电站层一般不需要设置专门的设备,可由远程校验控制中心直接通过网络A,B与各个站的RTCU通信,完成整个远程校验工作。远程控制中心计算机存储有各站的保护信息,在操作人员控制下,将校验指令转发给相应的RTCU,同时做好必要的安全控制措施,对各个保护装置进行远程校验。与普通数字化变电站相比增加了RTCU,并对MU进行了相应的改造。

2.2 在间隔层设置RTCU

2.2.1 RTCU的功能

在间隔层需要设置RTCU。RTCU在物理上是一个独立的装置,原则上针对变电站同一电压等级的同类保护设置1个RTCU。RTCU除了具有与通信网B相连的电以太网口外,还具有2组光以太网口,一组接MU,另一组接过程层通信网络C(GOOSE信号)。RTCU具有以下3种功能:

1)接收远程控制中心的校验命令,并向其反馈校验结果,通过通信网络B经交换机与其联系。

2)根据被校验保护的原理类型和定值生成故障模拟数据,然后对指定MU发出切换控制指令,MU停止向保护装置传送实时SMV,而转发由RTCU生成的故障模拟SMV。此时,RTCU相当于模拟故障的ECT、EVT和MU的集合体。

3)记录保护装置的动作信号,可以直接采集硬接点,也可以通过GOOSE信号采集,最好通过GOOSE信号采集以免造成接线复杂。由此得到保护装置的动作情况、动作值、动作时间等校验结果。

2.2.2 RTCU对象模型

遵循IEC 61850标准的RTCU的每个功能都被定义为功能逻辑节点(LN)的一个实例,所有LN的集合加上附加服务(例如GOOSE、采样值模拟合成等)便构成逻辑设备(LD),RTCU就是系统中的一个LD,其功能对应的LN见图2。

图中SFIC定义为模拟故障信息合成器,表示根据被校验保护的原理和定值生成故障激励量的模拟器,其功能类似于数字化继电保护测试仪。由于IEC 61850没有专门定义远程保护校验LN,SFIC是专门扩展的一个新的LN[3,4]。

RTCU设计采用新一代DSP+FPGA构成的数字信号处理系统,具有较好的实时性和强大的数据处理能力,发送SMV报文时仍能够保证极高的输出稳定性,同时保证最大采样率不低于现场EVT和ECT的采样率,能够发送和接收解析多达20组GOOSE报文,每组GOOSE报文最大支持32个GOOSE数据。

2.3MU改造

MU需要增加一个光以太网接口与RTCU通信,传输SMV报文和GOOSE报文。其中GOOSE信号用来控制切换MU的数据流向,正常时MU采集并加工现场的实时测量值并传送到保护装置,当进入远程校验状态时,RTCU发GOOSE信号控制MU停止传送实时SMV,开始按校验步骤传送由RTCU计算生成的模拟故障量SMV,校验结束后按控制命令恢复传送实际采集的模拟量SMV。为了减轻MU的负担,故障模拟量的生成及同步都在RTCU中进行,只是借用MU与保护之间的光纤通道,由MU转发数据,不需要改动保护装置的输入部分或交换机的设置,也能够在更接近实际运行的状态下检验保护装置。改造后的MU如图3中虚线框部分所示。

2.4 数字化保护装置

基于IEC 61850标准开发的数字化保护装置需要的电流电压采样值通过光以太网口从MU获取,而RTCU模拟的故障激励也是从MU转发而来的,因而保护装置不需要做改动,完全是在与实际运行状态一样的条件下接受校验,这种校验也更可信。

2.5 动作信号反馈

校验过程中保护、开关的动作信号由RTCU通过接收GOOSE信号采集,根据施加故障量的时间和收到GOOSE信号的时间来计算保护的动作时间,目前的网络测试表明其误差是微秒级的。要使RTCU能接收到保护装置的GOOSE动作信号,必须注意网络多播组的配置,将RTCU加入该GOOSE信号的多播组,才能收到该GOOSE信号。同时,在现场应用中还要注意制定安全可靠的GOOSE组网原则。

2.6 远程校验全过程

继电保护远程校验的全过程可以描述如下:

1)一次设备已经停运,需要远程校验该设备的保护,工作人员在远程控制中心计算机访问变电站的RTCU,启动对该保护的远程校验程序。

2)RTCU收到指令后,通过GOOSE指令闭锁智能开关的跳闸和重合闸功能(对有些厂家的智能开关是通过GOOSE置检修模式)。

3)判断相应安措完成之后根据存储的保护定值,分别计算出0.95倍和1.05倍定值时的电流电压有效值和相位角,并合成符合IEC 61850标准的SMV。

4)RTCU向MU发切换指令,停止向保护传送实时采集数据,改成传送步骤3合成的0.95倍定值的SMV,在规定的延时内RTCU没有检测到保护动作信号,则验证了故障在区外保护不动作。

5)通过MU传送1.05倍定值的SMV,保护动作,RTCU记录跳闸GOOSE及智能开关动作时间,得到保护的动作时间和动作值。

6)通过GOOSE指令取消对智能开关的跳闸和重合闸闭锁,传动开关。

7)校验结束,由RTCU控制MU切换回到正常采集状态,检查保护无异常后投入正常运行,将校验结果传送到远方工程师站。

以上每一步完成后可以向远方工程师站报告,由远方工程师站确认正确后再发出指令执行下一步骤。技术成熟后也可以由RTCU自动执行,只汇报最终结果。

3 设计的模拟系统及其实现效果

根据前面的研究,首先设计一个远程校验的模拟系统,其结构见图4。

将一个光数字化保护测试仪改造成RTCU,该RTCU具有4组光以太网口,用远程计算机通过以太网控制RTCU,同时将一个MU按2.3节所述方法进行改造,RTCU通过不同的MU可以校验不同的保护。按照2.6节步骤,利用本模拟系统对一个110 kV线路保护进行了远程校验试验,试验结果良好,实现了远程校验的全过程,达到了设计目的。

4 结语

本文设计的远程校验方案,只需增加远程校验工程师站,在站内增设继电保护RTCU,改造MU,就能够实现远程校验,投入并不大。测试试验也获得了成功,下一步将先在低电压等级、较偏远的变电站试用,积累运行经验后再逐步推广。还可以将远程校验技术与继电保护状态监测相结合,进一步实现继电保护状态检修甚至免检修。目前正在进行的智能电网建设规划,突出了信息化、自动化、互动化的特征。因此,继电保护检验自动化水平的提高,是发展智能电网的必然要求,同时也丰富了智能电网的内容。

摘要：数字化变电站普遍采用基于IEC 61850标准的通信网络,因此在数字化变电站实现继电保护远程校验具有技术上的可行性和经济上的必要性。文中提出了通过在间隔层设立专门的远程校验控制单元和改造合并单元,来实现继电保护远程校验的设计方案,并进行了模拟实验。最后,对继电保护远程校验的实际应用和步骤提出了建议。

关键词：数字化变电站,IEC 61850,继电保护,远程校验

参考文献

[1]陈建民,周健,蔡霖.面向智能电网愿景的变电站二次技术需求分析.华东电力,2008,36(11):37-39.CHEN Jianmin,ZHOU Jian,CAI Lin.Substation secondary technology demand analysis for intelligent grid vision.East China Electric Power,2008,36(11):37-39.

[2]吴小勇,刘春艳,李健,等.继电保护和自动装置压板回路远方控制技术与应用.电力系统自动化,2008,32(15):100-103.WU Xiaoyong,LI U Chunyan,LI Jian,et al.Remote control technology andits application on relay protection and automatic device strap circuit.Automation of Electric Power Systems,2008,32(15):100-103.

[3]窦晓波,吴在军,胡敏强.借鉴IEC61850功能分层的保护装置的设计.电力系统自动化,2004,28(23):65-70.DOU Xiaobo,WU Zaijun,HU Minqiang.Design of protection by referring to function leveling in IEC61850.Automation of Electric Power Systems,2004,28(23):65-70.

IEC61850新动向和新应用 篇7

2003年IEC TC57发布IEC 61850标准,该标准使变电站中来自不同厂商的智能电子设备(IED)实现了互操作,现在IEC 61850已经被广泛应用于变电站自动化系统。2003年发布的文件被称为IEC 61850Ed 1.0[1]。从IEC 61850Ed 1.0发布后,IEC TC57 WG10与IEC,IEEE,CIGRE等组织进行了广泛合作,起草和修订了大量的相关标准和技术报告,使IEC 61850的应用从变电站拓展到发电厂、分布式能源(DER)、输变电设备监测以及配电自动化系统等领域。现在IEC 61850已经成为智能电网建设的重要基础性标准之一,IEC 61850本身也演变为一个庞大的技术体系。本文对IEC61850的体系架构和最新技术进展进行了分析和介绍,使读者能够全面了解IEC 61850的进展,方便查找和应用。

1 IEC 61850标准架构

IEC 61850Ed 1.0的架构比较简单,分为10个部分,共14个文件。IEC 61850 Ed 1.0发布后,IEC TC57 WG10就开始了对IEC 61850Ed 1.0的修订工作,从2009年开始发布IEC 61850Ed 2.0,标准名称由《变电站自动化系统与网络》改为《电力企业自动化系统与网络》,这表明标准制定者拓展其应用领域的愿望。IEC TC57 WG10与其他标准化工作组合作,起草了一系列标准和技术报告,使IEC61850技术在风电、水电、互感器等领域得到应用。目前,IEC 61850的应用领域已经涉及发电、输变电、配用电和调度领域,成为智能电网重要的基础性标准。IEC 61850技术体系由国际标准(IS)、技术报告(TR)和技术规范(TS)构成。

在IEC文件体系中,技术报告的约束性和强制性虽不如国际标准,但其仍具有很高的权威性。在行文风格上,技术报告比国际标准自由,很多技术报告对所涉及的专题进行了翔实的分析,并提出了解决方案,报告本身更像一本专著。这些报告覆盖了在各领域应用IEC 61850所需要面临的主要问题,对使用者具有重要的参考价值。

目前,IEC 61850相关的技术报告种类很多,本文对已成型及发布的报告进行较详细的介绍,对于处于起草阶段的报告进行概述,使读者对IEC61850技术报告能有一个全面的了解。

在IEC 61850标准架构中,很多文件是通用的,可适用于多个领域,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。这些通用文件相对比较稳定,一般经过5年左右会修订一次。当前是IEC 61850Ed 2.0版本。有些文件则针对特定领域,例如IEC 61850-7-410是针对水电厂监控应用规定的逻辑节点,IEC61850-7-420[3]是针对分布式能源应用规定的逻辑节点。技术报告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标准的补充和扩展,例如IEC 61850-90-3是关于在输变电一次设备状态监测与诊断领域应用IEC 61850的指南,IEC61850-90-4是变电站网络应用指南。随着IEC61850应用领域的不断扩展,IEC 61850的技术报告会不断增加。IEC 61850技术体系参见图1。图1中未包含IEC 61400-25[2]等派生标准。

IEC TC57 WG10与各标准化组织合作通过对国际标准的不断修订以及相关技术报告和技术规范的不断起草使IEC 61850技术不断前进,形成一个大的技术体系,满足智能电网的需求。了解IEC61850标准架构,对于正确选择和使用IEC 61850很有必要。

2 IEC 61850Ed 2.0

IEC TC57 WG10从2009年开始逐步发布IEC61850 Ed 2.0。IEC 61850 Ed 2.0总结了IEC61850Ed 1.0的应用经验,修改了存在的错误,扩展了数据模型,完善了工程配置语言和通信一致性测试规范,拓展了IEC 61850的应用范围。IEC 61850Ed 1.0原有的14个文件有12个被IEC 61850Ed 2.0重新修订。IEC 61850 Ed 2.0[4,5]对IEC61850Ed 1.0已有的逻辑节点和公用数据类进行了修订,增加了一批新的逻辑节点,使逻辑节点总数达到170个左右。在IEC 61850Ed 1.0所定义的4种SCL模型文件的基础上,IEC 61850Ed 2.0[6]增加了2种新的模型文件,使变电站系统集成过程得到优化。IEC 61850 Ed 2.0完善和优化了IEC61850通信一致性测试流程和案例。

除了对IEC 61850Ed 1.0文件本身修订外,IEC TC57 WG10还针对变电站自动化应用起草了IEC 61850-90-1[7]和IEC 61850-90-4等一系列技术报告。此外,IEC TC57 WG10使用UML对IEC61850进行描述,目的在于使标准更易维护。

2.1 IEC 61850-90-1

IEC 61850-90-1是关于变电站间通信应用的技术报告。IEC 61850所给出的变电站通信参考模型如图2所示。

图2中通信接口2和11分别用于变电站间的保护与控制功能。该文件首先给出了包括输电线路纵差保护、并联线路多相自动重合闸在内的10多个需要变电站间通信实现的应用案例。然后详细分析了变电站间通信的需求,针对继电保护和控制两类应用,对通信的可靠性、报文延时特性、数据完整性等进行了分析。参考IEC 61850-5给出了不同应用的性能分类。最后讨论了通信服务、数据建模和工程配置,并给出了一个工程配置文件的实例。该文件就变电站间的通信应用所涉及的各方面技术给出了比较全面的指导性意见,对于实际的工程应用具有重要的参考价值。

2.2 IEC 61850-90-4

IEC 61850Ed 1.0及Ed 2.0标准规范了变电站网络与系统相关的很多技术,包括通信服务、数据模型、配置、一致性测试等。但对于在变电站中应用网络的很多具体问题,却并未涉及。广大使用者迫切需要一份权威文件,指导变电站网络应用。IEC61850-90-4技术报告就很好地满足了这种需求。

IEC 61850-90-4从变电站自动化系统工程实践出发,对变电站网络应用中所涉及的各主要方面进行了详细的分析与讨论,基于高可用工业控制网络IEC 62439[8]及电力系统网络安全标准IEC62351[9]等最新技术,给出了建议与方案。IEC61850-90-4涵盖了如下专题。(1)网络设计:给出了变电站网络设计原则、工程流程和检查表,在检查表中将网络设计需要考虑的问题条目进行了罗列,有助于对设计方案的自我检查。(2)网络与变电站拓扑分析:对变电站中站控层网络和过程层网络的各种网络拓扑从冗余、流量控制、延时、成本等方面进行详细的比较分析。(3)网络IP地址规划建议。(4)网络性能。(5)网络延时:对造成网络延时的各环节进行了分析。(6)流量控制:分析讨论了网路流量的减少与优化的措施,例如VLAN、组播过滤等措施。(7)时间同步。(8)网络管理。(9)网络安全。(10)网络测试。讨论了环境测试、一致性测试、集成商验收与认证测试,给出了测试环境的搭建,以及一系列测试案例。

IEC 61850-90-4基于IEC 62439,推荐了PRP(parallel redundancy protocol)和HSR(highavailability seamless redundancy)2种网络冗余方式。PRP可以用于站控层网络,HSR可用于过程层网络,如图3和图4所示。简单介绍如下。

支持PRP的设备拥有2个独立以太网口,各连接到一个独立的以太网络。在同一个设备内,这2个网口对于上层网络协议而言使用相同的MAC地址和IP地址,相当于一个网口。发送网络节点将同一个以太网帧交给2个网口分别发送,2个以太网帧具有相同的源头地址和序号。接收网络节点会从2个网络上接收到2个以太网帧,处理第1帧,将源地址和序号相同的第2帧丢弃。PRP通过软件来实现。

HSR是IEC 62439定义的一种无缝切换网络冗余方式。与PRP原理类似,但支持HSR的设备不是通过交换机而是通过各自的网络收发端口相连,形成菊花链结构。每个HSR节点有2个网口,这2个网口对于上层协议栈而言地址是相同的,就如同一个网口。发送节点将1个以太网帧从2个网口按照顺时针和逆时针2个方向发送。每个节点会从2个方向接收到相同的2帧信息,处理其中一帧,丢弃另一帧。同时将接收到的信息继续转发给相邻节点。这种机制使得如果出现物理链路损坏或某个网络节点故障,信息可以从另一方向传输,达到了无缝切换的冗余效果。这种机制的一个显著优点是节点的网口直接相连,省略了交换机,降低系统成本。如果将HSR技术应用于变电站过程层通信,与现行技术相比将有如下优点。

1)可以省去大量交换机,节约成本。

2)装置只需要配备2组网络接口,简化了硬件配置,降低了设备功耗。

3)可实现数据无缝切换,提高了可靠性。

为保证性能,与PRP的软件实现不同,HSR通过硬件实现。

目前,ABB和SIEMENS等厂商已完成了基于HSR的样机,并在2010年巴黎CIGRE年会上进行了互联展示。

综上所述,IEC 61850-90-4对于如何在变电站中应用网络技术给出了非常详细的分析与建议,对于变电站工程实践有很高的参考价值和指导意义。

通过上述标准和技术报告,IEC 61850Ed 2.0形成了一个比较全面的技术体系,可以更好地满足变电站自动化系统的应用需求。

3 IEC 61850应用领域的扩展

目前IEC 61850的应用领域已经突破了变电站自动化系统,IEC 61850在智能电网越来越多的领域都得到了应用。本节分领域讨论IEC 61850的最新进展。

3.1 发电领域

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[2]。该标准以IEC 61850标准为基础,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WebService等其他4种协议的映射,完善了通信一致性检测案例。IEC 61400-25的发布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 TC57 WG10与IEC TC57 WG18合作制定了水电厂监控的国际标准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,新增了相关逻辑节点用于数据建模。IEC 61850-7-410为在水电厂监控系统使用IEC61850技术铺平了道路。

IEC TC57 WG10为分布式能源监控系统制定了国际标准IEC 61850-7-420[3]。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是关于如何在分布式能源系统中运用IEC 61850的技术报告。该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调剂模式和控制方式。然后以分布式能源系统的运行模式和控制方式为需求,讨论了如何使用IEC61850对分布式能源系统建模。从主要公用数据类(CDC)到紧急控制、电压—无功调节、频率控制、电压管理等各主要业务类型的IEC 61850建模都进行了详细的分析。每一项都给出了需要使用的逻辑节点,并根据需要对IEC 61850-7-4和IEC 61850-420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,对于使用者有重要参考价值。

目前,IEC TC57WG10正在起草技术报告IEC61850-90-13,为汽轮发电机和燃气轮机建模。

上述文件使IEC 61850在发电领域得到应用。

3.2 输变电领域

IEC 61850在输变电领域最主要的应用是变电站自动化系统,IEC 61580Ed 2.0很好地满足变电站自动化系统的应用需求。此外,IEC TC57 WG10起草了技术报告IEC 61850-90-3,该报告就输变电一次设备状态监测诊断与分析(CMD)领域如何应用IEC 61850进行了详细说明。IEC TC57 WG10正在起草技术报告IEC 61850-90-14,该报告将对FACTS数据建模给出方案。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IEC61850技术体系。IEC 61869发布后将取代现有的互感器标准IEC 60044-7/-8。

IEC 61850-90-3规范了IEC 61850应用于输变电一次设备状态监测诊断与分析领域的有关问题。IEC 61850-90-3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、输电线路、辅助电源系统。对于每一类一次设备,该文件以案例图方式对需要进行CMD的项目进行了详细的描述与分析。例如对于变压器,讨论了变压器CMD的油中溶解气体、局部放电、温度、固体绝缘老化、气泡温度、套管、冷却器、配件传感器监测等项目。对于每一种监测项目,以应用实例方式给出了主要实施步骤。最后给出了每种监测项目的数据建模方案。IEC 61850-7-4Ed 2.0中定义了13个S开头的逻辑节点,这类逻辑节点用于一次设备状态监测。IEC 61850-90-3对IEC 61850-7-4Ed 2.0所定义的逻辑节点进行了部分扩展,并新增了一些逻辑节点。IEC 61850-90-3在完成对一次设备CMD的分析后,在最后一个章节对固定资产管理进行了讨论。

IEC 61850-90-3对主要输变电一次设备的CMD项目给出了比较详细的分析,然后给出了这些项目的IEC 61850数据建模方案。这份技术报告对于在输变电一次设备CMD领域应用IEC 61850技术有很强的指导意义。国内相关部门在制定一次设备状态监测网络通信规范以及智能组件网络通信规范时,都曾借鉴过IEC 61850-90-3的成果。

3.3 配用电领域

与变电站自动化系统和电厂应用不同,配电自动化系统点多面广,通信网络的拓扑及设备的处理能力差异很大。如何在配电自动化系统中应用IEC61850是个需要深入研究的问题。IEC TC57WG10正在起草技术报告IEC 61850-90-6,该报告将对IEC 61850在配电自动化系统中的应用给出方案和建议。

变电站自动化系统的大多数通信服务都是基于局域网(LAN)实现的,IEC 61850-8-1规范了抽象通信服务(ACSI)到底层通信协议MMS之间的映射。对于变电站外的应用,这种方式存在软件实现复杂、主站资源消耗大、处理负担重等缺点。为此,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WebService之间的映射。这种映射具有软件实现简单、主站资源消耗小、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。

针对电动汽车的兴起,IEC TC57 WG10正在起草2份技术报告IEC 61850-90-8和IEC 61850-90-9。这2份技术报告分别针对电动汽车和储能系统中如何应用IEC 61850技术进行了规范。

上述文件为IEC 61850技术在配用电领域的应用打下了基础。

3.4 调度领域

调度控制中心的应用软件是基于IEC 61970所定义的CIM。CIM与IEC 61850所定义的变电站模型存在差异,不能直接识别。这是控制中心与变电站无法实现无缝通信的主要障碍之一。对于这个问题,在IEC TC57内部虽然进行了协调,但到目前为止,双方模型协调方面的进展比较缓慢。但在通信服务方面,最近取得了重要进展。IEC TC57WG10工作组起草了技术报告IEC 61850-90-2,该文件对于变电站与控制中心的通信从架构、服务、冗余等方面进行了规范。

3.4.1 IEC 61850-90-2

IEC 61850-90-2是关于IEC 61850用于变电站与控制中心之间通信的技术报告,该报告主要关注IEC 61850通信接口7和10。该文件列举了遥控、故障录波、表计等多个变电站与控制中心通信的应用案例,分析了变电站与控制中心的通信要求,包括报文性能要求与分类、数据完整性、通信冗余、安全等。该文件从通信角度规范了基本通信框架,分为从控制中心对变电站IED的完全访问方式和通过代理/网关的受限制访问方式,给出了冗余配置方案和安全模式。该文件深入讨论了关键设备代理服务器/网关的建模,包括对站内IED的模型的镜像和重构2种建模策略,以及在广域网条件下的命名规则。最后讨论了工程配置流程和互操作。

IEC 61850-90-2从通信架构、通信服务、建模和工程配置角度对变电站与控制中心通信任务进行了比较全面的规范。但IEC 61850-90-2也存在不足,例如该文件没有给出变电站内基于IEC 61850的模型与控制中心基于IEC 61970CIM之间的协调方案。变电站与控制中心之间模型的不协调是影响两者无缝通信的主要障碍之一。IEC 61850-90-2对于这个问题没有涉及。总体而言,IEC 61850-90-2对于将IEC 61850应用于广域网,实现变电站与控制中心通信仍有很高的参考价值。

3.4.2 IEC 61850-90-5

针对广域测量应用,以前IEEE C37.118规范了PMU与主站通信的报文格式。IEC TC57WG10制定了技术报告IEC 61850-90-5,IEC61850-90-5规范了一种与IEC 61850兼容的方式来传输IEEE C37.118所规范的内容与通信任务。IEC 61850-90-5对IEEE C37.118的命令、配置请求、文件头信息和数据传输4类通信报文进行了分析,给出了完成这些功能所使用的IEC 61850通信服务类别,提供了IEEE C37.118数据与IEC 61850数据模型之间的映射关系。在变电站内部,SV和GOOSE通信服务应用于局域网,应用层信息经过ASN.1编解码后,直接通过物理链路层收发。为适应PMU广域网络应用环境,IEC 61850-90-5将SV,GOOSE报文基于IP网络进行传输。由于使用了IP网络,报文可通过路由器自由传输,灵活性更强。为适应这些调整,IEC 61850-90-5对变电站配置语言(SCL)进行了必要的扩充。在附录A中提供了从IEEE C37.118到IEC 61850的迁徙方案。

IEC 61850-90-5对于如何在PMU和WAMS领域应用IEC 61850技术给出了较为详细的规定,有重要的参考价值。

针对广域网络应用,IEC TC57 WG10正在起草技术报告IEC 61850-90-12,该报告将作为电力系统广域网络应用指南。

3.5 信息安全领域

信息安全对于电力系统通信非常重要,IEC62351是专门针对电力系统安全通信的标准。IEC TC57 WG10完全采用了IEC 62351所规范的信息安全措施,包括认证、加密等措施。

3.6 其他技术报告

除了上述介绍的技术报告外,IEC TC57 WG10与其他工作组合作,针对智能电网需求,正在起草一系列技术报告,如附录A所示。这些技术报告主题涉及面很广,对在智能电网不同领域应用IEC61850技术进行了全面的讨论。但很多报告的起草工作刚起步,很多都处于需求、范围的讨论阶段。考虑到这些专题的重要性,需要关注这些报告的进展,可将相关思路、方案应用于国内智能电网建设。

4 结语

本文对IEC 61850技术的最新进展进行了介绍和分析,包括IEC 61850标准架构,IEC 61850Ed2.0以及服务于发电、输变电、配用电、调度、信息安全领域的各种技术报告,有助于读者全面了解IEC61850最新进展,理解并正确使用IEC 61850系列技术报告,在国内智能电网、智能变电站建设中,借鉴国外的有益经验。

摘要：对IEC 61850技术的最新进展和应用进行了分析,包括IEC 61850标准的架构、IEC 61850Ed 2.0的技术特点,并按照不同的应用领域,对发电、输变电、配用电、调度、信息安全等领域应用IEC 61850所涉及的标准和技术报告进行了介绍。对已经完成的报告进行了分析,包括IEC61850-90-1,IEC 61850-90-2,IEC 61850-90-3,IEC 61850-90-4,IEC 61850-90-5和IEC 61850-90-7,给出了每份技术报告的应用领域和技术特点。同时概述了未完成的技术报告。有助于使用者全面了解IEC 61850的新动向并正确使用IEC 61850系列技术报告。

关键词：IEC 61850,智能电网,变电站自动化系统,状态监测与诊断,分布式能源,相量测量单元

参考文献

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