IEC61850通信协议

IEC61850通信协议（共7篇）

IEC61850通信协议 篇1

数字化变电站技术的理论基础是IEC61850通讯协议，这是由国际电工委员会从1995年开始制定的，2002年提出草案，2004年大部分正是内容才正式基本发布，所以说数字化变电站还是一门正在发展中的也是一门很新的技术。现在IEC61850可以大致分为三个大块，即信息建模，抽象服务，和具体影射。与传统协议相比，由于采取了分层体系，使得更具有互操作性，具有更强的应用性和普遍性。它将逐渐成为国际上数字化变电站的统一标准，我国也现在正在将其引用为我国的国家标准GB/T860.现阶段数字化变电站相关的研究方向主要有IEC61850标准相关的智能设备研制，变电站自动化技术的应用，电子式互感器及接口设备的应用，智能断路器的应用以及计算机网络技术的应用。

数字化变电站技术的理论基础是IEC61850通讯协议，这是由国际电工委员会从1995年开始制定的，2002年提出草案，2004年大部分正是内容才正式基本发布，所以说数字化变电站还是一门正在发展中的也是一门很新的技术。现在IEC61850可以大致分为三个大块，即信息建模，抽象服务，和具体影射。与传统协议相比，由于采取了分层体系，使得更具有互操作性，具有更强的应用性和普遍性。它将逐渐成为国际上数字化变电站的统一标准，我国也现在正在将其引用为我国的国家标准GB/T860.现阶段数字化变电站相关的研究方向主要有IEC61850标准相关的智能设备研制，变电站自动化技术的应用，电子式互感器及接口设备的应用，智能断路器的应用以及计算机网络技术的应用。

IEC61850通信协议 篇2

IEC在充分考虑变电站自动化系统的功能和要求,特别是互操作性要求的基础上,制定了变电站内通信网络与系统的通信标准体系(IEC61850标准)。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术,使得数据对象的自描述成为可能,为不同厂商的IED实现互操作和系统无缝集成提供了途径。

1 IEC 61850标准的主要特点

1.1 信息分层

变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念,无论从逻辑概念上还是从物理概念上,都将变电站的通信体系分为3个层次,即变电站层、间隔层和过程层,并且定义了层和层之间的通信接口,如图1所示。

1.2 面向对象的数据对象统一建模

IEC 61850标准采用面向对象的建模技术,定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器,每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点,逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。就通信而言,IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口(ACSI)和服务器通信可访问数据对象,如图2所示。

1.3 数据自描述

(1)IEC 61850对象名称标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则。

(2)IEC 61850通信服务标准采用面向对象的方法,定义了对象之间的通信服务,如获取和设定对象值的通信服务、取得对象名列表的通信服务、获得数据对象值列表的服务等。

1.4 抽象通信服务接口(ACSI)

IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务,设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口(ACSI)。在IEC61850-7-2中,建立了标准兼容服务器所必须提供的通信服务的模型,包括服务器、逻辑设备、逻辑节点、数据和数据集等模型。客户通过ACSI,由专用通信服务映射(SCSM)映射到所采用的具体协议栈,如制造报文规范(MMS)等。IEC 61850标准使用ACSI和SCSM技术,解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾,即当网络技术发展时只要改动SCSM,而不需要修改ACSI。

2 基于IEC 61850标准的变电站内通信系统框架模型

作为变电站自动化通信网络和系统的标准,IEC61850主要强调面向对象的建模和对基于客户机/服务器结构的应用数据交换的定义。一典型变电站自动化系统的通信系统框架模型如图3所示。

2.1 物理层/数据链路层

选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和市场上已处于主流地位。另外,随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟,对变电站自动化应用而言,网络带宽已不再是制约因素,由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。

为了定性地说明这一问题,美国电力研究院(EPRI)对此进行了研究,在特定的“最恶劣”情形下对比了以太网和12M令牌传递Profibus网的性能。研究结果表明,通过交换式HUB连接的10M以太网完全能够满足变电站自动化系统网络通信“实时”性的要求,并且以太网快于12M令牌传递Profibus网络。

2.2 网络层/传输层

选择事实标准的TCP/IP协议作为站内IED的高层接口,实现站内IED的Intranet/Internet化,使得站内IED的数据收发都能以TCP/IP方式进行。这样,监控主站或远方调度中心采用TCP/IP协议就可以通过广域网(WAN)甚至Internet获得变电站内的数据。同时,采用标准的数据访问方式可以保证站内IED具有良好的互操作性。

2.3 应用层

选择制造报文规范(MMS)作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC 61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS中通用的对象和服务,如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持,使该数据自描述成为可能,改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明,故传输可不受预先定义的限制,简化了数据管理和维护工作。以太网通信标准和MMS结合,加之IEC 61850的应用描述,是将变电站自动化系统变成开放系统的一可能实现的途径。

3 IED软件系统设计

3.1 IED功能模块的实现

实现IEC 61850的重点、难点在于软件设计。它主要涉及两个方面的内容:在变电站层的监控主站系统上实现与IEC 61850相关的功能;在间隔层IED上实现保护、控制,尤其是在间隔层的IED的通信模块中实现TCP/IP、MMS、XML等技术。

IED软件设计也是按功能划分进行模块化设计的,使得软件具有可裁剪性,也便于功能扩充。按功能划分主要可分为:数字信号处理、数据处理、继电保护、可编程的数字量I/O、事件捕获、人机接口和通信元件。

不同于以往一般的微机保护监控装置,IEC61850标准中为了实现互操作性和可扩展性,采用了面向对象的建模技术,定义了数据模型和设备模型以及描述数据对象的方法及一套面向对象的服务。所以,IED软件设计除了要实现测量、保护和控制功能外,还应充分考虑并遵循这些要求。按照IEC 61850-5定义的逻辑节点模型,采用面向对象分层描述方法描述电流速断保护逻辑节点,如图5所示。

3.2 基于标准的保护装置

智能电子装置IED是一个在一定范围内,接口限定的条件下,能够完成一个或多个指定逻辑节点任务的实体。逻辑节点是装置交换数据、执行任务的最小功能单元。在IEC61850中,保护整定值及其相关的动作信息是建模在各相关的逻辑节点中的。而逻辑节点包含着大量的数据信息和数据属性。过去传统的以单片机或小型微处理器为主的板硬件平台已经难以满足规约应用的需求。

因此必须为IEC61850装置提供高端的硬件支撑平台,包括扩展高性能的微处理芯片,并为其提供大量的存储FLASH和其他外围辅助设备。同时软件系统框架结构应该清晰,并具有较强的兼容性和可扩展性。

3.3 基于IEC61850标准的测控装置

今后的测控装置除了要完成传统的“四遥”功能、定值组操作功能以外,还必须在间隔层实现全站的五防联闭锁功能。在IEC61850标准中,开关联闭锁功能直接在(一般性面向对象的变电站事件)机制中实现,其报文可以根据优先级别在间隔控制单元间传送。支持由数据集组织的公共数据的交换,每次由数据集引用的一个或多个成员值改变,就发送报文。抽象的报文格式规定了包含在报文的信息。

3.4 过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面,或者说是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分:电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。

3.5 IED通信模块的实现

IED应具有强大的网络通信功能,以实现符合IEC61850标准的通信系统框架,因而通信模块的实现显得尤为重要。在间隔层的IED中实现上节所述功能,同时在通信模块中实现TCP/IP、MMS、XML等技术,特别是在IED中的单片机或DSP上实现这些技术,是有相当难度的。尤其是TCP/IP协议的处理任务繁杂,并且还要求有很高的实时性。

嵌入式实时操作系统(RTOS)的出现,为此类任务的实现提供了便捷方法。因此,IED软件设计采用了Windriver公司的嵌入式实时操作系统Vx Works,利用RTOS提供的多任务机制以及任务之间的通信和互斥等机制来进行任务的管理和调度。同时,Vx Works还提供了与BSD 4.4版本基本兼容而实时性方面有很大提高的TCP/IP协议栈。

所以,IED软件设计是由嵌入式RTOS及其上的TCP/IP软件模块以及应用程序模块构成,如图6所示。

上述变电站内通信网络模型中物理层和数据链路层功能由以太网收发器和集成在CPU中的以太网控制器实现。网络层TCP/IP协议的实现则须调用Vxworks中的TCP/IP协议栈。

参考文献

[1]Haud J,Janz A,Rudolph T et al.A pilot project for testing the standard drafts foropen communication in substa-tions-First experiences with the future standard IEC61850[DB/OL].http://www.tde.alstom.com/p-c/ftp/docs/papers/PO005TREpdf

IEC61850通信协议 篇3

关键词：CDT；IEC61850；协议转换；通信协议

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）08-0023-02

1 通信协议转换概述

通信协议的转换，需要系统能够对互相转换的协议进行支持，也就是说能够在系统中实现这些通信协议。通信协议的实现涉及具体的应用系统，当确定采用某种通信协议后，应该按照通信协议对于各个层次的规定进行硬件系统和软件系统的构建。

要解决不同协议的智能电子设备之间的通信，通常采用的办法是将变电站通信系统内的物理设备以及用于通信的软件进行升级、更新或者直接更换。这种工作模式需要把变电站中的许多正常工作的设备都替换下来，这种做法使得成本过高并且浪费设备。为此我们将一个转换网关加入到远程终端设备外并且将该网关接入无缝远动体系，就能够解决替换设备成本过高的问题，如图1所示：

2 CDT协议向IEC61850转换方案

在众多的变电站自动化协议中，CDT协议由于其简单、稳定性强，在我国得到了广泛应用，我们采用CDT协议作为传统变电站协议的代表向IEC61850协议进行转换设计。本文利用IEC61850-6定义的变电站配置语言采用的XML文件作为这两种协议转换的中间桥梁，先把CDT报文数据准换成XML文件，再把转换好的XML文件转换成IEC61850协议的报文数据格式ASN.1，如图2所示：

2.1 CDT协议向IEC61850转换流程

IEC61850协议采用SCL语言描述变电站自动化系统的相关配置，生成XML文件作为配置文件。本文就是利用XML文件作为协议转换的一个中间桥梁，先将传统的变电站通信协议的报文数据解析成为可用的变电站信息，建立数据模型后，采用XML进行描述，生成XML文件，再将生成的XML文件转换成为IEC61850协议报文数据，这里需要用到ASN.1编码来表示符合IEC61850协议规定的报文数据。具体的转换流程如图3所示。

2.2 CDT协议帧结构分析

CDT协议中规定的数据帧的结构如图4所示，数据帧由同步字、控制字、信息字、校验码组成，多数的数据帧都有信息字，信息字的个数可以根据需要进行添加。由于信息字的个数未知所以所发送的数据帧的长度也不一样，在发送CDT报文时，按照“先低后高”的原则进行发送，先发送低字节的码，然后再发送高字节的码，在同一个字节内，优先发送低数据位，然后再发送高数据位。

2.3 建立CDT协议中的变电站遥信数据与IEC61850模型映射

在IEC61850标准中没有明确地规定如何建立逻辑设备的模型，所以可以根据实际的变电站信息进行建立逻辑设备模型。变电站系统的远程信息中心为了对变电站系统中的智能电子设备进行监控，依靠间隔层的接口与现场设备相互通信进而进行指令发布。逻辑设备下面有划分逻辑

节点。

2.4 使用配置文档描述

XML是一种简捷、高效的文本文档，标记语言具有可扩展性和可移植性。XML语言主要是用来处理INTERNET的数据交换和业务交换，IEC61850协议中使用的XML-Schema是一种特殊的XML文档，它的语法规则与XML文件的语法规则基本相同。IEC61850标准采用XML文件来描述变电站、智能电子设备、通信系统等模型，并给出了建立各种模型描述文档时所需要的XML模式（Schema）。采用正确的XML模式描述文件能够使不同生产厂家生产的智能电子设备的管理工具和系统管理工具之间达到互操作性，使不同的变电站设备之间相互交换自身的配置文件信息以及变电站的相关信息。

2.5 将XML文档转换为IEC61850协议使用的编码规范ASN.1

ASN.1（Abstract Syntax Notation One）是一种标准的抽象语法定义描述语言，与平台和编程语言无关，它的作用之一就是具体描述各种通信协议。ASN.1的另一个重要作用就是对已描述的结构化信息进行编码。IEC61850的制造报文规范MMS就采用了ASN.1来作为其数据结构定义描述工具与传输语法，在传输方面，采用数据流来表示抽象语法所描述的数据结构。

XML文档转换成ASN.1分为两个过程：

第一步是完成数据信息的提取，系统首先解析XML Schema文档，生成相应的DOM树，在遍历DOM树的同时执行相应的语义动作，提取语义信息，生成反映数据信息的核心语义数据结构。

第二步是目标数据生成阶段，根据XML的文档解析生成的DOM树，遍历核心语义数据结构，并插入相应语义动作，生成目标数据。在进行语法分析时首先要创建组件类，XML Schema由许多不同类型的组件构成，每个组件作为一个语法单元，这些语法单元不同组合描述了XML数据的信息。采用面向对象技术将语法单元封装成类，每个类中既有语法分析又有语义处理行为，使得语法单元之间具有独立性。

3 结语

本文主要对自动化系统协议转换进行了研究，分析了变电站自动化系统的结构形式和变电站系统的基本通信结构，提出了CDT协议向IEC61850转换的方法，使不同的电力设备进行互相通信，实现设备的互操作。

作者简介：于大全（1987—），男，山东海阳人，鸡西大学电信系助教，硕士，研究方向：电气自动化。

IEC61850通信协议 篇4

1智能变电站通信网络模型

1.1变电站通信网络的信息分层

根据IEC 61850标准,变电站内信息结构分为三个层次,即变电站层、间隔层、过程层,如图1所示。过程层设备包括智能开关、断路器、电压 / 电流互感器等一次设备,主要功能是完成模拟量采集、开关量输入 / 输出。间隔层设备包括继电保护装置、测控装置等二次侧设备,主要功能是汇总本间隔内的过程层实时数据信息,通过站层网络传送给变电站层,同时接收变电站层发出的控制信息, 起到上传下达的作用。变电站层设备主要由监控主机、操作员工作站、远动工作站等组成,该层的功能是对间隔层设备进行监视和控制。

1.2变电站通信网络组网方案

变电站信息结构的分层导致站层网络和过程层网络的产生。站层网络用于变电站层和间隔层通信, 过程层网络用于实现间隔层和过程层的通信。根据两者是否连通,分为全站统一组网和独立组网。统一组网和独立组网的拓扑结构如图2所示。

两种组网方案的网络拓扑可以有多种选择如星形网络、环形网络、总线网络。本文研究的统一组网方案选择星形网络拓扑,独立组网方案站层网络和过程层网络分别为星形网络和总线形网络。

其中统一组网的间隔层设备通过单网卡与本间隔交换机相连,间隔交换机再连接到中央交换机。 独立组网的间隔层保护设备为双网卡结构,以两个不同的网卡分别与过程层网络、站层网络相连。

2变电站通信网络数据流数学建模

变电站内存在多种不同模式的报文数据,根据数据的产生间隔可以分为周期性、随机性、突发性三类数据。本文采用ON/OFF模型建立三种数据的统一数学模型[13],模型分为ON和OFF两个状态 :ON状态产生数据流 ;OFF状态下不产生数据流。为建立统一的数学模型首先定义数学参数 :Ton为ON状态持续时间 ;Toff为OFF状态持续时间 ;L为单个报文数据的长度 ;D为报文的端到端延时 ;Dm为标准所允许的最大报文端到端延时 ;Tj为ON状态持续期间报文数据到达的时间间隔。

根据以上描述,三种数据流的统一数学模型可以表示为 :

周期性数据流ON状态持续整个过程,报文长度为固定常数C1,报文到达时间间隔为固定常数C2,则周期性数据流Sp的数学描述为 :

随机性数据流有如下时域特征 :在整个仿真时间过程中依概率P出现报文,报文长度依时间的任意随机函数ξ(t),报文的到达时间间隔依均值为λ 的负指数分布。故随机性数据流Sr的数学描述为 :

突发性数据报文表现为数据流出现时间集中分布,报文产生和消失交替重复出现并有明显的先验性或称自相似特性。对此类数据描述如下[11,12,13]:Ton服从Parato分布,分布函数为ψ(θ) 如式 (4) :

Toff服从Poisson过程负指数分布,分布函数为ξ(λ) 如式 (5) :

L为常数C3,Tj为常数C4。故突发性数据流St的数学描述如式 (6) :

3 220 k V变电站通信网络建模

3.1 220 k V变电站系统结构

以220 k V的D2-1配电变电站为例,做统一组网和独立组网的对比研究。

该变电站共包括9个间隔 :变压器间隔T1、 T2,母线间隔S,馈线间隔F1 ~ F6。其中变压器间隔T1、T2各包括1个合并单元MU IED、2个断路器IED和2个P&C( 保护控制 )IED ;6个馈线间隔F1 ~ F6各包括1个MU IED、1个断路器IED和2个P&C IED ;母线间隔包括1个MU IED、1个断路器IED和一个P&C IED。

统一组网时,每个间隔内的IED通过交换机相连,各间隔交换机与中央交换机相连以实现全网统一网络通信。独立组网时,每个间隔的交换机除了实现间隔内部互连还要与其他间隔交换机相连组成总线式结构构成过程网络,各间隔的保护控制IED除了连接所在间隔的交换机还要与变电站层的星形网络的核心交换机相连构成站层网络,实现独立组网。

3.2 220 k V变电站通信网络业务数据整合

根据变电站内数据流的发送方和接收方进行分类,共分成5类数据流如表1所示,为了全面地分析两种组网方式应对最坏情况下变电站业务数据通信的能力,表中对各种业务数据的发生时刻、发包间隔以及包的大小等参数进行了详细的定义。

4 220 k V变电站通信网络仿真分析

4.1仿真内容及目标

根据以上3节的分析,应用OPNET仿真软件搭建220 k V变电站通信网络的统一组网和独立组网的通信模型,并进行相同的业务配置进行仿真。对结果进行对比,分析两种组网方式的通信性能。在此基础上,应用VLAN技术对两种组网方式进行VLAN的划分,深入分析VLAN对两种组网方式的影响。

4.2仿真模型的搭建与VLAN的配置

根据IEC 61850标准的规定,采样值报文属于快速报文,需要直接映射到数据链路层进行实时传输,模型中应用ethernet-station三层结构节点模型模拟MU IED。断路器CB IED、保护控制P&C IED、站层服务器SERVER、监控主机MODELER,该类智能设备发送 / 接收的报文需要上层协议参与, 在模型中应用ethernet-wkstn节点进行建模。针对前文所提到的统一组网、独立组网两种组网方式, 分别搭建了220 k V变电站通信网络模型。

本文将D2-1变电站划分为10个VLAN,VLAN ID为1 ~ 10,VLAN_1包含变电站中除去MU IED外的所有IED设备 ;VLAN_2至VLAN_10分别为变压器间隔T1、T2,母线间隔S,馈线间隔F1 ~ F6。VLAN_1用于实现跨间隔和跨层通信,VLAN_2至VLAN_10用于抑制广播信息泛滥。具体配置以T1间隔为例,主要参数设置如表2所示。依据表1所列220 k V变电站业务,分别对两种网络模型进行相同业务配置。仿真模型中分别设置了4种应用及业务主询,其中有3个video-conference应用和业务主询模拟设备状态信息、跳闸信息和GOOSE信息,1个FTP应用和业务主询模拟站层设备文件传输信息。

4.3仿真结果分析

根据前文分析,设置了两组仿真实验 :第一组是在相同的业务配置下,对两种组网方式进行了对比仿真 ;第二组是应用虚拟局域网技术对通信组网进行VLAN划分,在同样业务配置下,对两种组网方式进行了对比仿真。对两种组网方式和采用VLAN划分前后,比较网络数据流量、以太网延时情况。表3给出了VLAN划分前后,两种组网方式的各类交换机转发速率对比情况。

从表3可以得出以下两点结论 :(1) 统一组网和独立组网对各间隔层交换机的转发速率影响不大,但对站层交换机有较大的影响。(2)VLAN的划分对统一组网影响较独立组网大。结论1与前文的分析一致,即统一组网方式下站层交换机是作为核心交换机来使用的,多种报文都通过该交换机进行转发而独立组网方式下站层交换机只转发变电站层与间隔控制IED之间的报文,故独立组网方式下站层交换机的负荷小于统一组网方式。对结论2的分析为 :独立组网在结构上就已经把整个变电站网络分成了两个物理上独立的网络,具有自觉的逻辑独立性,一定程度上限制了采样值报文的广播。而统一组网由于组网结构上的统一,本身无法限制广播报文,故更加需要逻辑上VLAN的划分来限制广播报文的泛滥。图3和图4分别为两种组网方式在有无VLAN设置下以太网延时对比情况。

可以看出,无VLAN设置情况下的以太网延时,统一组网要高于独立组网。通过VLAN的设置,两种组网方式的以太网延时都有大幅减小,统一组网时延仍略高于独立组网。VLAN的设置对统一组网的延时削减要大于独立组网,因此再次印证了前文的结论 :VLAN的划分对统一组网的影响较独立组网的影响大。

5结语

IEC61850通信协议 篇5

【关键词】智能化；电压；监测；IEC61850

【中图分类号】TM56；TP277

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0257-02

0　引言

智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能变电站作为智能电网的重要环节，也是今后变电站发展的主要趋势。据悉，国家电网将在“十二五”期间投资建设大量智能变电站，可以预见，在不远的将来，智能变电站将在全国电网系统遍地开花。基于EC61850标准体系的智能变电站在提升信息化、自动化、互动化水平的同时，也对传统一二次设备提出了新要求和带来新挑战。

变电站电压合格率是衡量供电电压质量一个重要指标，是国家电网优质服务的重要内容，也是电监会电力监管的关键指标。传统电压监测仪作为统计电压合格率主要仪表，已经越来越无法满足智能变电站的技术要求。传统电压监测仪的电压输入量均为传统模拟量输入，而智能变电站大量采用非常规互感器，不再提供模拟量输出接口，因此，设计能够适应智能变电站需求，无缝接入电压合格率管理系统，并实现智能化应用的新型电压监测系统是当前非常紧迫的课题。

1　智能电压监测系统功能需求

根据电压监测仪相关标准规范，结合智能变电站技术特点，设计的智能电压监测系统需具备以下功能：

支持对非传统互感器二次输出采样。智能变电站广泛采用了电子式、光纤式等非常规互感器，其一二次转换和二次输出跟传统互感器相比，不论是原理上和形式上均有较大差异，突出表现在二次输出由模拟电信号变为光电数字信号。输出的光电数字信号通过合并单元MU的处理，以IEC61850-9-2等规范和格式上送采样数据。因此，智能电压监测仪必须支持对IEC61850-9-2等协议规范的电压数字信号的分析和解读，实现对智能站电压电信号的采集，从而解决传统的电压监测仪无法接入智能化变电站的问题。

实现采样数据的就地统计分析。传统统计型电压监测仪接入模拟信号后通过模数转换，获得采样数据后进行处理，而智能统计型电压监测仪则从MU单元获得数字信号后无需模数转换，直接进行处理，并实现电压数据监控、采集、统计、集抄、告警和数据远传等功能。

实现智能化高级应用。长期以来，传统仪器仪表功能较为单，越来越无法满足智能变电站建设需求，随着新技术的发展和应用，对其进行技术升级成为可能，通过智能化改造，使其具备智能化特征，从而服务电力安全生产，提高安全效益。提高智能化方面，主要从信息化、自动化、互动化方面进行探索。

具备电力安全防护隔离功能。智能电压监测仪从厂站采样值传输网采集电压数据，将数据处理后再通过信息网上送到电压合格率管理系统，因涉及两个安全控制区，根据相关管理规定，在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置，因此电压监测网还需考虑电力二次安全防护问题。

实现电压合格率统计报表功能。电压合格率的基础管理工作的载体是各种报表的制作，采集和存储的电压数据，需要进行统计分析，实现终端测点管理和配置，统计查询、报表自动生成、终端远程维护，工况信息监视和告警事件查询等功能。

2　项目总体架构

2.1　项目架构

智能变电站电压监测系统由智能电压监测仪、Ⅱ区电压前置子系统、正反向隔离设备、数据库与WEB服务器、以及通讯系统组成。智能变电站电压监测接入总体结构图1所示：

2.2　安全防护与安全隔离

安全Ⅱ区与Ⅲ区间横向隔离根据二次安全防护规定需采用单比特硬件隔离装置。Ⅱ区与Ⅲ区间横向隔离部署在变电站侧，由于主站系统中统计处理子系统与前置子系统间需双向交互，所以应采用正向、反向隔离装置。

2.3　与合并单元交互

智能型电压监测仪与合并单元间的物理接口为光纤以太网接口，通过遵循IEC61850规范的网络交换机进行数据交换。接入母线的电压信号，每段母线有独立的电压合并单元，通过多模光纤经交互机送至智能电压监测仪。

3　电压监测原理及功能设计

3.1　电压监测原理

智能型电压监测仪通过间隔层网络从合并单元获取IEC61850—9-2母线电压的波形采样数据，经过计算、统计得到电压合格率数据，再进行存储、显示，最终通过网络上行通道与主站系统通讯。数据流向及原理如下图所示：

3.2　电压监测数据处理流程

电压监测仪采集到数据后，根据《DL／T　500-2009电压监测仪技术规范》相关要求，对电压监测统计十二项指标进行计算、统计、存储。监测仪软件的统计分析过程，遵循以下流程：

3.3　电压监测仪的功能实现

采集功能。能够遵循／EC61　850-9-2规范获取一个合并单元的三个电压通道波形采样数据，按照10周波数据进行积分运算得到电压有效值。

统计功能。按照《DL／T　500-2009电压监测仪技术规范》要求进行电压合格率的统计，分别按照日和月进行统计：合格率、超上限率、超下限率、统计时间、合格时间、超上限时间、超下限时间、最大值、最大值发生时间、最小值、最小值发生时间、电压平均值，共十二大项。

通讯功能。与合并单元通讯，通过100M／1000M自适应以太网接口与合并单元按照IEC61850-9-2规范进行数据交换。与主站通讯通过100M／1000M自适应以太网接口与主站前置机进行通讯。

存储和显示功能。存储容量满足1分钟间隔、30～90天存储周期的要求，月统计数据及季统计数据可保存一年以上，并具有可扩展性。掉电后数据存储可在10年以上。存储数据可以通过装置面板方便读取和显示。

告警功能。监测仪具有各种事件记录并提供上报功能，能够记录测点来电、停电及越限记录。

维护功能。支持现场或远程维护，包括bash，busybox，tinylogin，telnet，ftp，scp等。支持远程参数设置，如上下限值、结算日的远程设置。

远程升级功能。电压监测仪可以响应远程升级应用程序指令，接受对升级数据，自动更新装置程序。

运行记录。能够自动记录监测仪复位记录，监测仪停电记录，包括停电发生时间、持续时间，按日、月统计的累计停电时间及停电次数，电压异常记录。

自检和自恢复。通过装置自检程序，循环自检，一旦发现异常可以通过设置软启动进行装置重启，恢复设备正常功能。

以上功能的均可通过成熟的软硬件构架实现，构架图如下：

4　智能电压监测系统的特点

1、完全遵循智能变电站标准体系，按照IEC61850规范接入的智能型电压监测仪，实现对智能变电站电压监测，解决了传统的电压监测仪无法接入智能化变电站的问题。

2、商性能的软硬件平台、数字化智能化接口，具备扩展监测谐波、简谐波、三相不平衡度、波动与闪变等电能质量指标的能力。传统的电压监测仪只能监测电压合格率指标，一方面不具备扩展其他电压相关指标的检测能力，另外一方面由于其采用固定模拟通道输入方式，无法扩展采集电流信号的能力，更不具体监测电能质量中与电流、功率等相关的指标。

3、减少周期性校验复杂度，可以轻松在现场完成校验工作。智能型电压监测仪为纯数字化处理，不像传统电压监测仪那样需提供高精度的标准源来校准模拟器件老化、衰变而引起的误差，只需通过数字化校验即可。

4、智能型电压监测大大提高了维护性、稳定性和可靠性。一方面，智能型电压监测仪整机除电源外全部为弱电系统，在安装调试、维护过程中均不需要直接涉及传统的PT回路，提高工作的便利性和工作效率，降低事故概率。另外一方面仪器整机为数字化部件，稳定性和可靠性方面都要比传统的电压监测仪有很大的提升。

5　结论

智能型电压监测系统根据智能变电站特点，在传统统计型电压表的基础上，采用新技术，实现对IEC61850-9-2电压数据的直接采集和处理，采用单比特硬件隔离装置隔离安全Ⅱ区和Ⅲ区，将电压数据上送到电压合格率管理系统，并实现信息化、自动化和互动化高级应用，从而实现对智能变电站电压采集和管理。

参考文献

[1]Q／GDW　383—2009，智能变电站技术导则，国家电网公司，2009—12—25，

[2]国家电力监管委员会第5号令，《电力二次系统安全防护规定》，2004—12—20

IEC61850通信协议 篇6

目前,IEC 61850标准已在变电站自动化系统中得到广泛应用。IEC 61850标准描述了整个变电站完整的数据模型,也在变电站内部智能设备之间构建了能够实现数据综合传输的数据总线,使得变电站内部实现数据的共享和综合利用以及整个变电站的一体化管理成为可能。

目前,调度中心和变电站之间一般采用IEC 60870-5-101/104标准作为远动通信协议。该标准由于制定较早,只能传输数据,不能传输模型,只能传输监控信息,不能传输监控、保护、录波、电量、在线监测等综合信息,已成为调度中心与变电站之间的瓶颈,限制了调度中心与变电站之间信息和应用的贯通,也限制了调度中心内部二次系统各专业的横向融合和全网信息的综合共享,IEC 61850标准的优势被限制在站内,成为实现一体化电网综合智能应用的瓶颈。

文献[1]指出,IEC第57技术委员会(IEC TC57)正在进行调度中心与变电站之间采用IEC 61850标准的研究。本文探讨了调度中心与变电站之间采用IEC 61850标准的可能性。

1 调度中心与变电站之间的上下数据贯通

1.1 二次系统一体化建设的必要性

目前,调度中心和变电站的二次系统在功能上能够满足电网运行的要求,但由于技术发展的阶段性以及专业分离等历史因素,存在信息孤岛、功能分散等不足[2]。整个电网没有形成统一的数据源,各个二次系统之间各自为政,没有充分利用电网的综合数据。建设从调度中心到变电站的一体化电网运行系统,在数据整合的基础上进行专业的融合,提升电网二次系统的应用水平,是很有必要的。

1.2 二次系统一体化需要上下数据贯通

在调度中心内部,建立全景数据中心,实现二次系统各专业的横向融合和全网信息的综合共享,逐步实现电网综合智能应用。

变电站端作为电网数据的采集源头,其发展的重点是建立变电站端的数据中心,统一数据模型,统一数据采集和传输,促进监控、保护、计量等专业的融合和信息综合共享,实现统一历史存储,提供统一的数据出口[3]。

调度中心与变电站之间需要建立上下贯通的数据通道,传输变电站的数据模型、各个专业的综合数据,实现不同调度的订阅/发布和变电站端的源端维护。目前,调度中心与变电站之间通过不同通道、不同协议传输不同专业的信息,并且只能传输数据,不能传输模型,影响了2个数据中心的数据贯通。

1.3 上下数据贯通需要解决的问题

1)数据模型

目前,变电站一般采用IEC 61850标准,调度中心一般采用IEC 61970标准提出的公共信息模型(CIM)。IEC 61850标准详细描述了站内电网结构的模型、一次设备的模型、二次设备的模型、一次设备与二次设备的关联关系,全面、完整地建立了变电站的数据模型[4]。CIM主要描述电网结构,基本上没有涉及继电保护、录波、在线监测等二次设备的模型[5]。调度中心采用的基于IEC 61970标准的模型不够完备,需要扩展以支持变电站的全景模型。鉴于调度中心与变电站的数据模型存在较大差异,在互通上需要进行转换,数据模型是调度中心与变电站之间数据贯通的一个基础性问题[6]。文献[2]提出IEC TC57也在进行相关研究工作。

2)图形(接线图)

目前,调度中心和变电站的图形一般都采用可缩放矢量图形(SVG)标准。在工程实施时,调度中心、变电站、不同调度部门都需要建立图元和模型之间的关联,工作重复,费事费力,可以考虑在变电站统一建立IEC 61850标准、CIM和SVG之间的关联,提供给不同调度部门使用,减少重复劳动。

3)传输协议

目前,调度中心与变电站之间的远动协议一般为IEC 60870-5-101/104标准,标准传输内容单一,只能传输远动信息,不能传输保护、录波、电量、在线监测等综合数据;只能传输数据,不能传输变电站的数据模型。

4)源端维护与订阅/发布

需要建立变电站数据模型、远动协议信息点、调度中心数据模型之间的对应关系,实现变电站端的源端维护以及调度中心端的订阅/发布,减少重复劳动。

2 变电站出站协议和出站通道的现状

目前,变电站出站协议和出站通道按照专业划分,不同专业占用不同的通道,采用不同的协议。监控系统一般通过IEC 60870-5-101/104标准与调度中心的能量管理系统(EMS)相连,保护信息系统采用IEC 60870-5-103标准,电量采集系统采用IEC 60870-5-102标准,相量测量单元(PMU)采用IEEE 1344标准,在线监测系统采用IEC 61850标准,视频系统一般是私有协议。如图1所示。

3 基于IEC 61850标准的变电站出站解决方案

3.1 基本原则

1)变电站按照IEC 61850标准模型生成全站统一的变电站配置描述文件(SCD),除了包括站内所有装置的模型外,还需要包含远动装置的智能电子设备(IED)模型。

2)调度中心通过SCD获得全站的数据模型,不建议进行数据模型的在线召唤。

3)远动装置作为网关/代理与调度中心进行通信,从功能实现角度,所有信息可以透明传输。

4)远动装置的模型至少包含一个逻辑设备(LD)用于组织远动装置自身信息。

5)远动装置自身的IED模型中提供多个订阅/发布LD对应不同的调度中心,每个LD中应包含dsDin(遥信)、dsAin(遥测)、dsCount(电度量)、dsControl(控制)、dsTripInfo(保护事件)、dsRelayWarning(保护告警)、dsRelayEna(保护压板)、dsRelayRec(保护录波)、dsCommState(通信工况)数据集,数据集可以跨IED,调度中心通过数据集的读写服务和报告服务实现数据的访问,数据集中的成员可以动态创建,用于实现调度端的订阅/发布。

6)保护定值、装置参数的读写在对应装置的数据集中进行。

7)通过IEC 61850标准的动态数据集服务,调度中心可以实现数据的订阅/发布和数据的筛选。

3.2 服务实现

调度中心与变电站内所有IED的通信服务均通过远动装置实现。本文所涉及的通信服务与IEC 61850标准保持一致,具体实现如下。

1)关联服务:应支持不同调度中心的同时访问服务,提供安全访问机制,具备通信中断快速检测功能。

2)目录服务:全站目录结构从SCD解析获取,不进行在线召唤。

3)数据读写服务:应支持IEC 61850标准读写服务。

4)报告服务:对订阅/发布LD应提供足够的报告控制块以满足不同调度中心客户端需求。考虑到订阅数据集为站级范围,跨多个IED,变量较多,报告控制块应支持分段传输功能。

5)数据集服务:与调度中心通信以数据集为单位,宜按遥信、遥测、电度量、控制、保护事件、保护告警、保护压板、保护录波、通信工况等分类划分数据集,数据集条目应支持跨IED。订阅/发布LD用来组织所有数据集和报告控制块,各调度中心通过订阅本LD数据集并操作本LD报告控制块来获取数据。装置参数和定值可采用对应IED原模型中的数据集,不必重新组织包括跨IED的数据集。订阅/发布LD应支持CreateDataSet和DeleteDataSet服务,用来组织全站级的跨IED的分类数据集。

6)控制服务:应满足站内IED所支持的控制服务。

7)取代服务:应满足站内IED所支持的取代服务。

8)定值服务:应满足站内IED所支持的定值服务。

9)文件服务:文件传输包括故障录波文件、SVG文件、SCD、数据关系文件以及其他配置文件。使用GetFile(读文件)和GetFileAttributeValues(读文件属性值)服务。对于波形文件,应实现按IED名称、时间等条件进行文件检索。

10)日志服务:应支持日志服务。

11)数据集订阅/发布:调度中心客户端应提供CreateDataSet和DeleteDataSet服务,调度中心用此服务完成所需数据的重新组织,数据集的重新组织需在订阅/发布LD中完成。订阅/发布LD模型需提供足够的报告控制块,以满足所有客户端要求。报告控制块所对应的数据集由客户端在线生成和指定。采用CreateDataSet服务,宜通过TPAA(twoparty-application-association)建立Data-Sets非永久性实例,非永久性实例仅对建立该实例的客户是可视的。当TPAA释放或异常中止时,应自动删除Data-Sets的非永久性实例。

通信初始化过程宜按图2所示的流程进行,完成对所需数据的订阅。

3.3 综合数据的传输

IEC 61850标准本身已经能够进行监控、保护、故障录波、电量、在线监测综合数据的传输。

3.4 数据筛选

IEC 61850标准描述了整个变电站的全景数据,数据量庞大,如果远动装置将变电站的数据全部通过IEC 61850标准上送到调度中心,远动通道的带宽和调度中心的前置机也难以承受,通过IEC 61850标准的数据集服务可解决此问题。变电站的远动装置可以根据调度中心的需要创建数据集,远动装置仅仅将数据集的内容上送到调度中心,不在数据集中的数据不上送。

3.5 源端维护与订阅/发布

源端维护功能的实现以数据关系文件为基础,数据关系文件描述变电站IEC 61850标准模型与CIM之间的对应关系[7]。

1)数据关系文件的建立

变电站建立全站数据关系文件,此文件需要完整地描述变电站模型(IEC 61850标准)和调度中心端CIM之间的关联关系。

2)数据关系文件的传输

数据关系文件的传输可以由调度中心通过IEC 61850标准的文件服务进行,也可以通过人工方式将此文件传给调度中心。

3)源端维护

变电站数据关系文件完整地描述了变电站模型、接线图,调度中心模型、接线图之间的对应关系,调度中心以此文件为基础获得整个变电站的数据模型、接线图,并且建立变电站IEC 61850标准模型与调度中心CIM之间的关系。从本质上来说,源端维护的主要工作有2个:一个是在变电站端提供整个变电站的完整的数据模型;另一个是建立IEC 61850标准与CIM之间的关系。

4)订阅/发布

订阅/发布是在源端维护的基础上实现调度端所关心的数据的动态订阅。源端维护主要实现手段是提供变电站的数据关系文件,调度端可以以此文件为基础获得整个变电站完整的IEC 61850标准数据模型,以及IEC 61850标准与CIM之间的对应关系,但是此关系文件不能动态修改。调度端往往并不需要整个变电站的完整数据,而是希望变电站能够提供自己关心的数据,这可以通过IEC 61850标准的动态数据集来实现,调度端在获得完整模型的基础上,挑选关心的数据,形成IEC 61850标准的数据集,通过IEC 61850标准的动态数据集服务将此数据集下发,远动装置以新的数据集为基准更新发往调度中心的数据,完成订阅/发布功能。

4 基于IEC 61850标准的出站协议实验

在实验室环境中搭建了由40台测控装置、80台保护装置、1台远动装置、1个模拟主站构成的模型系统,按照上述出站方案对基于IEC 61850标准的出站效果进行了实验,实验功能包括遥信、遥测、电度量、控制、保护事件、保护告警、保护压板、保护录波、定值和通信工况。从实验结果来看,平常运行时数据流量一般不超过0.2 Mbit/s,事故时一般不超过1.0 Mbit/s,遥信的响应时间(从输入/输出变化到模拟主站的前置)不大于1s,遥测的响应时间(从输入/输出变化到模拟主站的前置)不大于2s,遥控、定值、压板、参数操作的成功率为100%,实验结果比较满意。

5 基于IEC 61850标准出站协议的局限性

IEC 61850标准一般在站内使用,不是国际组织认可的标准远动协议,其作为远动协议的安全可靠性没有得到实践的验证,由于IEC 61850标准传输数据的效率较低,需要的通信带宽较大,目前调度数据网的带宽是2 Mbit/s,对于基于IEC 61850标准的出站协议基本够用,但是裕度不够,如果调度数据网的带宽能够提高到10Mbit/s,将提供宽裕的数据带宽,实验室模拟结果证明了这一点。

6 结语

目前,随着IEC 61850标准的应用逐步成熟,变电站内部已经具备完整的数据模型,信息的传输能力大大增强,但是变电站的出站协议却没有跟上技术的发展,因此,研究新的传输协议、实现变电站模型和综合数据的传输是一项紧迫的任务。IEC 61850标准作为变电站的出站协议在广东在线监测项目中得到了应用,效果良好,但是鉴于目前应用实例有限,技术上仍有许多有待提高和改进之处。

参考文献

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[3]周邺飞,徐石明.智能变电站数据中心初探[J].电力系统自动化,2011,35(18):52-56.ZHOU Yefei,XU Shiming.A preliminary investigation on datacenter in smart substation[J].Automation of Electric PowerSystems,2011,35(18):52-56.

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[5]高志远,姚建国,曹阳,等.公共信息模型和IEC61850模型协调方案评析[J].电力系统自动化,2011,35(16):9-14.GAO Zhiyuan,YAO Jianguo,CAO Yang,et al.A survey ofcoordination scheme between CIM and IEC 61850 mode[J].Automation of Electric Power Systems,2011,35(16):9-14.

[6]王文龙,笃俊,胡绍谦.智能变电站技术发展的探讨[C]//2011年电机工程学会年会论文集,2011年11月27-29日,贵阳.

IEC61850通信协议 篇7

IEC 61968与IEC 61850的融合问题一直是国内外学者给予充分关注但一直没有得到很好解决的难题[1]。该问题的提出最初是因为基于IEC 61850标准的变电站与基于IEC 61970/IEC 61968标准的控制中心之间存在大量的信息交互和共享,包括配置信息和实时测控信息等,但是由于标准间在信息模型、接口服务、通信协议上的差异导致信息无法对应或描述不一致,严重阻碍了信息集成的正常进行[2]。其中,信息模型的差异是最关键的,也是导致变电站和控制中心间无缝通信障碍产生的根本原因。

针对IEC 61968和IEC 61850在信息模型上的差异问题,国内外近年来开展了许多研究,主要的解决方案有映射和融合2种:映射是在不改变现有标准模型的前提下,通过建立两者公共部分的对应关系,实现映射转换;融合是指将2个模型进行语义层面的统一,以一定的方式融合在一起。

文献[3]分别采用不同的映射手段,实现了IEC61850配置文件静态拓扑部分和IEC 61970静态拓扑模型文件之间的映射转换,虽然在工程上有一定应用价值,但是这种映射转换并未完全屏蔽2个模型的差异,转换过程中都造成了部分语义的丢失,至多只能实现单向的转换,并且映射转换方式都比较机械。文献[4]对映射转换的方法进行了优化,在映射过程中引入了本体和规则,能够更好地表达对象间的对应关系,且具备较强的语义识别能力。但是,依旧只是针对静态拓扑部分的映射,且模型的不一致导致这种映射依旧不完备,只能实现部分映射、单向转换。文献[5]在文献[4]的基础上,首次针对IEC 61850和IEC 61968的量测模型进行了映射尝试,将IEC 61850的量测数据自动转换成了CIM模型的表达形式,但是所讨论的应用实例只有一个简单的布尔型开关量测数据,一方面并没有涵盖所有的量测类型,一方面依然存在转换过程中部分语义丢失的情况。

映射手段在工程上具备一定的实际应用价值,但是并没有从根本上解决2个模型间的差异冲突,只能实现模型的部分对应。而融合手段的根本目的则是消除两者之间的差异,实现语义层面的模型一致。因此要从根本上解决IEC 61850和IEC 61968信息模型间的差异问题,必须依靠融合手段。

文献[6]和文献[7]对模型融合进行了研究,它们都以CIM模型为基础模型,将IEC 61850信息模型合并到了CIM模型中,构成了融合模型。其中文献[6]只是将IEC 61850的静态拓扑模型融合到了CIM模型中;文献[7]则是一个更完整的解决方案,将IEC 61850的大部分模型都融合到了CIM模型中。文献[8]提出了一种基于IEC 61850的馈线局部拓扑模型,文献[9]提出了一种应用局部拓扑实现的分布式馈线自动化方法。

目前模型融合的相关研究成果,其基本出发点都是将2个模型合二为一,以构建一个统一的信息模型共同用于2个标准。这虽然是一个终极的标准化目标[1],但是现阶段却难以实现。CIM模型和IEC 61850模型用途本来就并不一样,只是存在一部分交集,且目前都由各自的工作组不断进行独立更新。将2个模型完全合并,是一项从标准制定角度和系统改造角度上都耗费巨大的工作。因此,在模型融合的方法上,需要一些新的思路,本文将从两者的量测模型差异化角度进行分析,作为模型融合和映射的基础。

1 IEC 61968的量测模型分析

IEC 61968的量测模型完全继承于IEC 61970,主要类包含在Meas包内。其中的核心类见图1。

量测类(Measurement)由Identified Object类泛化而来,与电力系统资源(power system resource)是多对一聚集关系,与端子(Terminal)是多对一关联关系。这是量测与电网拓扑关联的2种方式,即直接与电力系统资源(包括其各种子类设备)或通过端子再关联到导电设备。后者可以更精确地描述量测的位置,但多数情况下与电力系统资源直接关联就足够,国内的EMS/DMS中也一般使用这种关联方式。量测类有4种子类,分别是模拟量量测(Analog)、离散量量测(Discrete)、累积量量测(Accumulator)和字符串量测(String Measurement)。量测本身仅包含量测类型、相别、单位及其乘子,各个子类中也仅扩展了一些限值类属性,实际的量测值是通过量测值类(Measurement Value)来表达的。量测值类的4个子类分别与量测的4个子类有多对一的关联关系,例如多个模拟量量测值(Analog Value)关联一个模拟量测。量测值本身还与量测值来源(Measurement Value Source)、量测值品质(Measurement Value Quality)关联。也就是说,通常在IEC 61968范畴中,设备包含量测,量测关联量测值,量测值关联品质和来源,以此建立一个完整的导航关系。需要特殊说明的是,IEC 61968量测模型中还有一类特殊的量测量,即表计计量量(在IEC61850中一般包含在MMTR逻辑节点内),在模型中计量值Base Reading是作为Measurement Value类的第5个子类的。但是,由于计量量通常可以被认为是累积量,因此在实际使用时可以直接作为Accumulator处理。

2 IEC 61850的量测模型分析

IEC 61850的量测模型是I E C6 1 8 5 0的I E D模型(对应S C L配置文件的I E D部分和Data Type Templates部分)的一部分,描述了量测数据在IED中的存放路径、整体结构和数据类型。它是一个分层模型,这里以标准中的一个实例来说明,见图2。

MMXU1是MMXU(电气量量测)逻辑节点的一个实例,它包含一个数据对象(DO)Ph V(相对地电压),该数据对象是公共数据类WYE(三相系统量测)的一个实例。该对象又包含一个公共数据类CMV(复量测)的实例Phs A(A相对地电压)。phs A数据对象包含一个数据属性(DA)c Val(复量测值),数据属性类型为Vector(向量)。该数据属性还可以继续再分,包含一个mag(幅值)数据属性,类型为Analog Value(模拟量测值)。该属性最后还可以再分为最原子的数据属性,可以是INT32类型的i,也可以是FLOAT32类型的f。可以看到,从逻辑节点直到最原子的数据属性,一共嵌套了6个层次。另外,IEC 61850以对象引用的方式唯一标识对象,所有的IEC 61850 ACSI服务,都需要通过对象引用来定位逻辑设备中的数据对象或数据属性。MMXU1.Ph V是MMXU1逻辑节点中Ph V数据对象的引用,MMXU1.Ph V.Phs A.c Val.mag.f则是对MMXU1逻辑节点中A相对地电压的幅值数据属性的引用。通过这种方式可以唯一地搜索到IEC 61850树形数据结构的任意一个节点。

IEC 61850的所有公共数据类(CDC)的实例(即数据对象DO),可以根据其功能约束(FC),分成6大类,构成功能约束数据对象(FCD)。6类FCD分别是状态数据对象、模拟量测数据对象、控制数据对象、状态定值数据对象、模拟定值数据对象以及描述信息数据对象,其中状态数据对象和模拟量测数据对象属于IEC61850的量测模型范畴(即对应SCADA中的“二遥”概念,遥信和遥测),对应的功能约束FC为ST(状态)和MX(模拟量测)。FCD可以再分为FCDA,即功能约束数据属性FCDA。状态数据对象和模拟量测数据对象中,并不是所有数据属性的功能约束都是ST和MX,也包含许多的辅助类数据属性,如命名空间等,这部分数据属性并不需要在系统运行阶段上送给主站。对于IEC 61850的量测模型而言,需要上送给主站的量测数据,一般只有状态数据对象和模拟量测数据对象中的量测值(即实际的状态值、模拟量测值,一般属性名后缀为“Val”,如st Val、c Val等)、量测值品质(q)和量测值时间戳(t)等几个属性,这些属性的FC也均为ST或MX,并且都是必选属性。例如MMXU逻辑节点的Ph V数据对象就是FC=MX的FCD,Ph V数据对象内的c Val数据属性就是FC=MX的FCDA,表示量测值。另外模拟量测值的数据对象中有时还会包含量测值的单位(units)属性,该属性虽然功能约束并不是MX,但也需要上传给主站。

3 IEC 61968与IEC 61850的量测模型对比分析

IEC 61850的量测模型中,状态数据对象和模拟量测数据对象对应许多种公共数据类,这些公共数据类与IEC 61968的量测类的对应关系见图3。

IEC 61968和IEC 61850的量测模型差异主要有以下几个方面:

(1)量测值数据结构及数据类型的差异。IEC61968的4种量测值类都包含value属性,模拟量量测值的value属性是浮点数Float类型,累积量和离散量量测值value属性是整型值Integer类型,但未标明其值域范围,字符串量测值value属性是String类型。不存在由多种基本数据类型再组成一个新的数据类型,甚至继续嵌套封装的情况。量测值的类型、单位(包括乘子)都不在量测值类中表述,而是在量测类中;4种量测值的时间戳属性从量测值类中继承,同时继承量测值类与量测值品质、量测值来源类的关联。

IEC 61850的量测值数据类型则比IEC 61968复杂许多,这主要是由于数据对象可以再分为数据对象,数据属性又可以再分为数据属性,即一个数据对象可以展开成一个树形的数据结构,位于“叶子”部分的才是不可分的数据属性,类型都是IEC 61850的基本数据类型(在IEC 61850-7-2部分定义)。而事实上,IEC 61850的量测值基本数据类型和IEC 61968量测值的基本数据类型也存在差异,其对应关系见图4。

IEC 61850中,量测值一般由布尔型、整型、枚举型、单精度浮点型、可见字符串等几大类基本数据类型的基本数据属性组成。其中整型、枚举型都还有多个子类。相应地,在IEC 61968中,IEC 61850的布尔型、整型、枚举型都只能对应整型,单精度符点型则对应IEC61968的浮点型(IEC 61968浮点型无位数限制,IEC61850的FLOAT32类型是它的子集),可见字符串型对应字符串型(IEC 61850可见字符串型是IEC 61968字符串型的子集)。其中IEC 61850布尔型、整型、枚举型与IEC 61968整型的对应比较复杂;IEC 61850的可见字符串类型只在公共数据类可见字符串型状态“VSS”的实例数据对象中使用,其量测值st Val属性的类型是Visble String。

(2)单位、时间戳、品质类型差异。量测的单位、量测值的时间戳和品质是除了量测值本身之外最重要的数据。在这3个数据上,IEC 61850和IEC 61968的表述也存在差异。

1)单位的差异。IEC 61850的单位类型Unit是一个单独的数据属性类,但并不是基本数据类型。它由2个枚举型(Enumerated)的子数据属性组成:SIUnit、multiplier。SIUnit代表标准单位符号,为必选属性;multiplier代表乘子,为可选属性。SIUnit包含83个枚举值,均为国际标准单位,除了电气量单位之外也包括光强、流量等其他物理量单位,可以囊括主动配电网中的电气量与非电气量(如环境监测量)的量测值单位。mulitiplier包括从10–2–1024共20个乘子,分别以英文缩写作为其枚举值,如103对应的枚举值为k。IEC 61968的CIM模型在CIM14版本以前还存在一个单独的单位类Unit,但CIM15版本以后删去了该类,转而使用Unit Symbol和Unit Multiplier 2个枚举类来表达单位。其中Unit Symbol只包含27个单位,多数为电气量单位,不足以满足主动配电网量测单位的需求;Unit Multiplier则包含从10–12–1012共11个乘子,也以英文缩写作为其枚举值(乘子100以none表示),乘子的范围比IEC 61850要小。

2)量测值时间戳的差异。IEC 61850的时间戳是一个数据属性类,但不是基本属性类型,它包含一个32位无符号整型(INT32U)的属性Second Since Epoch,表示从1970年1月1日0点整开始到当前时间点所经过的整秒数;包含一个INT24U类型的属性Fraction Of Second,表示秒的小数部分,精度可达到2-24s;还包含一个时间品质属性Time Quality,该属性类型也为Time Quality,是一个包含3个布尔型子属性和1个枚举型子属性的复杂类型。IEC 61968的时间戳在CIM14版本以前是一个单独定义的类型,名为Absolute Date Time,包含一个String型的value属性,其格式在模型的注释中予以规定,为“yyyy-mm-dd Thh:mm:ss.sss”,即“年—月—日T时:分:秒.毫秒”。若为世界统一时间,则为“yyyy-mmdd Thh:mm:ss.sss Z”;若为相对时区时间,则为“yyyymm-dd Thh:mm:ss.sss-hh:mm”。在CIM15版本以后,将Absolute Date Time类删去,直接使用UML的基础数据类型Date Time。理论上Date Time类支持任意精度的时间表达,但是CIM16的基础版(IEC61970 CIM16V00_IEC61968 CIM12V01)中,该类的注释说明依然没有对时间戳的精度进行调整,只能支持毫秒级的精度,格式与Absolute Date Time的value属性没有区别。

3)量测值品质的差异。IEC 61850的量测值品质是一个数据属性,类型为Quality。该类包含validity、detail Qual、source、test、operator Blocked 5个子数据属性,其中validity和source是CODED ENUM类型,分别包含good、invalid、reserved、questionable 4个枚举值和process、substituted 2个枚举值(默认为process);test和operator Blocked是BOOLEAN类型;detail Qual则还可以再分为overflow、out Of Range、bad Reference、oscillatory、failure、old Data、inconsistent、inaccurate 8个BOOLEAN类型的子属性。IEC 61968的量测值品质类名为Measurement Value Quality,是从Quality61850类泛化而来,并未添加任何属性。Quality61850类就是IEC 61968模型参照IEC 61850模型的Quality类所增加的一个类,包含overflow、out Of Range、bad Reference、oscillatory、failure、old Data、test、operator Blocked、estimator Blocked、suspect 10个布尔型的属性,以及source和validity 2个枚举型的属性。其中overflow、out Of Range、bad Reference、oscillatory、failure、old Data、test、operator Blocked与IEC 61850品质类型中的同名属性完全对应,estimated Blocked和suspect 2个属性是由主站层总线上的状态估计应用进行设置的,并非从终端层的IEC 61850装置中获取。source属性的Source枚举类包含GOOD、QUESTIONABLE、INVALID 3个枚举值,没有包含IEC 61850中的reserved枚举值,validity属性的Validity枚举类包含DEFAULTED、PROCESS、SUBSTITUTED 3个枚举值,其中PROCESS和SUBSTITUTED对应于IEC 61850中的process、substituted,DEFAULTED则代表IEC 61850中的默认值process。

4 结语

本文详细分析了IEC 61968和IEC 61850在量测模型上的差异,由于这2个标准对于量测的需求不一致,以及其量测定义的颗粒度不一致,因此在实际信息集成过程中需要在融合2个模型的基础上,实现IEC 61850和IEC 61968量测信息的匹配和对应。本文研究成果将对后续模型融合或映射研究具有较好的参考价值。

摘要：IEC 61968和IEC 61850是智能电网领域中2个核心的系列标准,目前IEC 61850标准正逐步将其应用范围扩展到配电自动化、分布式能源监控等领域,IEC 61968和IEC 61850信息模型的差异将会在使用2个标准进行配电网信息集成时产生许多不一致的情况,将阻碍信息集成的正常进行。文章基于IEC 61968和IEC61850标准的量测模型,分析2个模型在量测表达方面的差异性,作为这2个信息模型融合的量测方面基础。

关键词：信息集成,信息建模,模型融合,IEC 61850,IEC 61968

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