IEC61850模型论文十篇

IEC61850模型论文 篇1

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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IEC61850模型论文 篇2

IEC61850 标准的制定为变电站自动化系统定义了统一、标准化的信息交换模型,实现了智能设备的统一信息建模,解决了不同厂家设备之间的互操作问题,为变电站内各种信息的整合和共享奠定了基础。鉴于IEC61850 已成功应用于变电站自动化系统中,国际电工委员会已经启动了将IEC61850 标准扩展到配电领域应用的工作[1,2,3],同时制定了一系列有关标准,进行需求侧管理、计量服务、智能家居、分布式自动化等领域的共享信息模型定义,以便为智能电网的研究和建设提供标准和规范[4]。

从系统结构与业务内容角度来看,配电自动化系统中的终端与变电站自动化系统中的智能电子设备(Intelligent Electronic Devices,IED) 类似,主站与站控层主站类似,因此可以将IEC61850 移植到配电自动化系统中,实现配电终端、主站、配电子站的互通互联与即插即用。国际电工委员会适时地将IEC61850 标准延伸到配电自动化领域,继承了IEC61850 标准在解决开放性、互操作性方面的优势,又很好地解决了配电自动化系统的通信问题。此外, IEC标准特别是公共信息模型(Common Information Model,CIM)和IEC61850 标准,已被公认为是智能电网实现互操作和设备管理的支柱[5]。

为适应配电网管理和安全生产的要求,各种智能装置、自动化系统越来越多,它们之间的信息交互也越来越多[6],信息模型是实现信息交互的基础。IEC61850 标准引入后,配电自动化系统与其他系统之间信息交互时涉及不止一个信息模型。为构建适应于位置透明的电力应用体系,需要一个统一描述的全模型。由于配电自动化系统涉及的点多面广[7],其复杂程度远远超过变电站自动化系统。IEC61850在配电自动化系统中的应用远不如在变电站自动化系统中成熟,相关的配电自动化模型架构的搭建也不完善,工作人员无法了解相关的业务流程、信息模型以及通信协议等,最终导致信息无法正常传递,阻碍了配电网乃至整个智能电网的发展,因此亟待建立一个基于IEC61850 的配电自动化全模型架构,用于指导配电自动化业务的相关工作。

2012 年,智能电网协调组推出了智能电网架构模型[8],此架构模型可为所有电网业务用例提供架构模板。本文通过引入智能电网架构模型,分析配电电压无功控制业务用例,从而建立配电电压无功控制全模型架构,通过该全模型架构可以描述配电自动化业务,并且参照该模型,可以找到目前配电自动化系统应用与未来架构模型存在的差距。本文还对架构模型中的CIM和IEC61850 模型协调问题进行了研究,给出了模型协调的具体过程,为配电自动化业务的模型协调提供方法。

1 智能电网架构

智能电网建设的初衷与互操作性相关,随着越来越多的信息和通信技术的相关组件被嵌入/ 连接到物理电气基础设施,互操作性成为一个强大、可靠和安全的智能电网基础设施的关键要求。实现智能系统互操作的方法是通过采用系统规范和统一的标准,以及测试在具体应用下的配置文件。

智能电网协调组依据互操作性推出了智能电网架构模型(Smart Grid Architecture Model,SGAM)。智能电网架构模型如图1 所示。

SGAM是设计者根据智能电网架构而设计的一个模板,着眼于分布式智能电网系统的结构化描述以识别标准的空白[9]。从架构模型来看,为了清晰地呈现架构模型,智能电网架构模型由5 个抽象层次叠加而成,将整个电力系统用一个三维(互操作层、电能域和管理区)立体图呈现。其中互操作层分别为业务层、功能层、信息层、通信层和组件层。

1)业务层。业务层用于展示与智能电网相关的信息交换的业务视图。SGAM可用于映射监管、经济结构和政策、商业模式、市场参与各方的业务组合。同时该层也可表示业务能力和业务流程。这样,它可支持业务主管在相关业务的商业模式和具体的商业项目中的决策以及定义新兴市场模式中的监管。

2)功能层。功能层描述功能和服务,包括从架构的角度描述它们之间的关系。功能表示在应用中的物理实现、系统和组件。该功能通过提取用例的功能得到,独立于参与者。

3)信息层。信息层描述各功能之间交换的信息、服务和组件,包含信息对象和基本规范的数据模型。这些信息对象与标准数据模型表示功能和服务的公共语义,以方便通过通信手段实现信息交换。

4)通信层。通信层主要描述在基本用例背景下,组件之间信息交换的协议和机制、功能或服务以及相关的信息对象或数据模型。

5)组件层。组件层主要描述参与具体业务用例的全部组件在智能电网背景下的物理分布,包括系统的参与者、应用程序、电力系统设备、保护和远程控制设备、网络基础设施和任何类型的计算机。

智能电网架构模型同时也涵盖了完整的电能转换链,包括发电、输电、配电、分布式能源以及用户整个电能域。发电通常连接到传输系统;输电代表长距离输送电能的基础设施和组织管理;配电代表分配电能给用户的基础设施和组织管理;分布式能源代表直接连接到公共电网的分布式发电资源。用户既包括工业、商业和家庭设施,也可以是光伏发电形式、电动汽车储能、电池组、微型燃气轮机等托管发电。在市场、企业、调度等管理区描述了表示电力系统管理的层次级别,这些管理区反映了层次模型,考虑了电力系统管理中聚集和功能分离的理念。

2 配电自动化全模型架构

IEC描述下的IEC61850 有了新的发展,目前正在为电力系统支持的开放性系统通信制定规范标准,工作主体正式命名为“电力公用事业自动化的通信网络与系统”。这些标准将很容易吸纳设备进入互操作的通信系统,通过标准化对象模型和相关协议支持智能配电系统运行,并使用国际标准的应用取代原来对每个业务用例进行通信系统定制,使其更有成效地开发智能配电系统的通信系统,最终将其应用到整个电力系统。IEC61850 引入配电自动化领域后,在解决开放性、互操作性方面发挥了重要作用,与此同时也改变了它们的角色、商业模式和业务流程。由于配电自动化系统产生了这些变化,需要构建完整的全模型架构来定义或改进系统。对照智能电网架构模型,对配电自动化典型业务用例进行分析,可以实现配电自动化业务在SGAM中的全景展现,从而得到配电自动化业务实现涉及的设备、通信、信息、功能、业务5 个互操作层次上与现实的差距,在信息层差距分析的基础上可进一步建立指导配电自动化建设的全模型架构。

全模型架构的建立首先要根据业务用例来确定系统应用的业务服务,然后确定使用什么样的标准、语义和互操作性来支撑整个配电自动化系统业务,生成的配电自动化全模型架构是配电系统信息交换的基础,为未来标准的制定和模型协调的解决提供依据。

搭建架构的过程包括了解业务范围及业务相关者的要求。一个完整的架构应描述一个系统的结构、元素类型以及它们之间的相互作用类型,本文以配电电压无功控制为例构建全模型架构。首先,确定用例包括的服务,如配电终端单元(Distribution Terminal Unit,DTU)数据采集、电压/ 无功控制业务、控制/ 监视分布式能源(Distributed Energy Resources,DER)、审核控制操作等服务;然后确定事件顺序,整个事件顺序为:由DTU向配电管理系统(Distribution Management System,DMS) 发送量测信息,电压/ 无功控制被该事件触发,电压/ 无功控制计算控制值,电压/ 无功控制向DMS系统发送控制值,DMS向DER发送控制定值,DER接收定值并确认,DER调整无功功率注入,DMS上传DER控制动作记录,客户关系管理系统获取动作记录。整个过程实现的前提是数据采集在运行且馈线电气模型是当前的。通过服务及事件顺序,可以画出配电自动化系统的组件层、业务层、功能层、信息层及通信层。

组件层如图2 所示,可以看到整个业务场景所有的参与者,如配电管理系统和能量管理系统,以及远程控制设备DTU、网络设备等。

业务层如图3 所示,包括业务目标、业务过程以及经济和监管约束。

功能层如图4 所示,主要负责从场景用例的功能中提取相关功能,如无功优化和审核等。

通信层如图5 所示,可以看出配电自动化系统与调度中心通信用到的所有协议和标准,二者交互利用了IEC61968-100 标准。IEC61968-100 标准包括JMS和Web服务,此标准相对于企业服务总线(Enterprise Service Bus,ESB)技术的优势是提供了实现互操作的一种手段。IEC61850-8-1 支持除采样值以外其他类型的数据流,以及选定的高层用例。

配电自动化系统进行信息通信涉及到信息层的内容,信息层如图6 所示,可以看出实现配电自动化信息交互用到了CIM和IEC61850 这2 个信息模型。它们之间既存在相互重叠又存在相当的不一致情形,因此在数据交换时模型间信息不能充分交流,实现调度中心与配电自动化系统的互操作必须解决模型协调问题,有关模型协调的内容见第3 部分。

3 模型协调

根据配电自动化全模型架构来看,配电自动化系统与调度中心或其他系统进行信息交互时涉及到CIM[10]和IEC61850 信息模型。配电自动化系统结构如图7 所示,配电自动化系统采用IEC61850 标准为配电终端设备建模[11,12],IEC61850 取代以前的IEC60870-5-104 协议,信息通过信息交互总线上传到调度中心,交互总线基于IEC61968 实现CIM消息的发布,调度中心基于IEC61970 标准、依据CIM描述电网模型。CIM和IEC61850 模型的差异阻碍了配电自动化和调度中心的交互,因此必须对二者进行协调。

CIM与IEC61850 模型协调问题是未来配电自动化系统之间信息共享和互操作的基础。电力系统运行和保护领域中新应用的信息交换标准化要求越来越高,IEC61850 的基本功能是用于信息交流,它是信息交换的基础。由于IEC61850 标准和CIM各自的目标及侧重点不同,所以标准的内容及特点等也各不相同。尽管这2 个标准在IEC TC57 电力系统管理及关联的信息交换内制定,但它们是独立开发的,没有一个共同的模型和建模方法,为此本文给出了一种模型协调的方案和步骤。

配电自动化业务用例,如小电流接地选线系统、开关SF6气体泄露检测、光伏电站孤岛检测等,其未来实现都要与调度中心通信,故必须进行CIM与IEC61850 模型协调,协调的一般过程如下:

1)找到IEC61850 在业务用例中用到的全部逻辑节点,如小电流接地选线系统用到的逻辑节点有LLN0 、LPHD、MMXU、MSQI、GGIO、IHMI等;

2)在CIM类中找到与IEC61850 逻辑节点对应的CIM资源,如IEC61850 的量测功能逻辑节点与CIM模型的Measurement类对应,电流互感器TCTR、电压互感器TVTR在CIM模型中与设备类中的Power Transformer类对应;

3)将IEC61850 类中的属性与CIM子类对应,实现属性的映射,如类型为MMXU的逻辑节点映射到CIM,IEC61850 MMXU映射到CIM如图8所示。

MMXU在数据对象中以Tot W属性表示量测类型,并且在Tot W下的数据属性中分别定义幅值(f)、品质(q)以及时间戳(t),它们映射为CIM中的Measurement Value类、Measurement Value Quality类以及Measurement Value类下的timestamp。

根据以上步骤可完成配电业务用例中所有IEC61850 逻辑节点与CIM的对应,最终实现模型的协调。需要注意的是,为了实现业务需求需对部分逻辑节点的数据和属性进行扩展。

4 结语

本文主要探讨了基于IEC61850 的配电电压无功控制全模型架构,分析基于IEC61850 标准建模后配电自动化业务对信息互操作模型的需求,主要工作如下:

1)对智能电网协调组给出的智能电网架构进行了介绍,详细描述了SGAM互操作的5 个层次,参照此模型可找出智能电网各种业务存在的问题;

2)参照SGAM,利用配电电压无功控制作为配电自动化业务典型用例,详细分析了在各个互操作层次上的需求,尤其在信息互操作层面,利用参考模型可清晰看出配电自动化系统与调度中心的信息交互涉及CIM和IEC61850 模型,由于2 个模型的描述对象、目标及侧重点不同,必须进行模型协调才能实现系统间的互操作;

3)给出了CIM和IEC61850 模型协调的一般过程,并以量测协调为例进行了说明,其过程可供其他业务用例的模型协调参考。

参考文献

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IEC61850模型论文 篇3

【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

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[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4

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模型论文 篇5

变电站内基于IEC61850的通信服务是具有自描述的面向对象模式,而目前变电站和调度主站EMS系统之间的通信大多采用面向信息点的IEC60870-5系列通信协议,这两者之间的通信模型构建存在相当大的差异。数字化变电站按照IEC61850标准建模后,通过什么样的方式对调度主站提供可扩展的、无缝协调的模型和数据一体化通信是当前急待解决的问题。

1 IEC61850与IEC61970模型差异

IEC61850标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准。适用于分层的智能电子设备和变电站自动化系统,采用对象建模技术,面向设备建模和自我描述以适应应用功能的需要和发展,满足应用开放互操作性要求[1]。IEC61970标准定义了EMS的应用程序接口,包含了公共信息模型(Common Information Model,CIM)和组件接口规范(Component Interface Specification,CIS)[2]。

IEC61850和IEC61970系列标准的建模方式各有特点,不尽相同。IEC61970标准采用基于CIM的建模方式,各类包之间存在多种关联方法;IEC61850标准中数据建模的主要内容为IED模型的建立,包括内部的各逻辑设备和逻辑节点的建立。IEC61850对二次设备制定了详细建模规范,对一次设备建模有所欠缺,IEC61970规定了变电站的所有一次设备的详细信息以及一二次设备的关联关系等信息。

2 EC61850SAS与IEC61970EMS交互方式分析

IEC61970能量管理系统(Energy Management System,EMS)与IEC61850厂站自动化系统(Substation Automation System,SAS)信息交互研究和实现根据标准差异重点需解决模型、图形的整合和通信问题。具体需解决IEC61850模型扩展转换、变电站SVG格式转换、变电站端网关机设置和功能、主站系统与变电站的通信标准和协议、变电站上送主站模型内容和筛选方式、主站系统前置系统功能、主站系统模型交互和图形交互方式等应用功能。

根据模型、图形的转换,对应模式可采用2种方式:1)由厂站端提供全站SCD文件(或SSD文件)和SVG图形,主站端对SCD文件(或SSD文件)进行解释;2)由厂站端完成CIM模型数据和SVG图形的转换和整合,同时提供全站SCD文件(或SSD文件),主站端进行模型和图形的交互通信。

方式一由主站端对SCD文件(SSD文件)进行解释,具有良好的推广应用价值。根据模型、图形的转换,对应模式方式上优先采用方式一,即由厂站端提供全站SCD文件(SSD文件)和SVG图形,主站端对SCD文件(SSD文件)进行解释。方式二要求SAS提供CIM模型,具体实现方式只能在SAS后台监控系统中进行模型整合,该方式其实是后台监控系统与主站系统的IEC61970系统间交互,不具有通用意义。

3 IEC61850与IEC61970模型交互技术研究

3.1 SCD文件转换分析

由厂站端提供全站SCD文件(SSD文件)和SVG图形,主站端对SCD文件(SSD文件)进行解释。厂站端提供的SCD文件是标准的61850文件,其模型分为3部分:1)变电站模型,描述了一次设备的相互关联以及他们的连接关系;2)IED装置模型,描述了变电站二次智能电子装置的模型和功能等;3)通信系统模型,描述了与通信相关的对象模型。IEC61850数据模型见图1。

SCD实例示意如下:

SCD文件中不仅包含上面3部分模型,还有一次设备与二次设备逻辑节点的关联关系[3]。

IEC61970模型中与子站相关的主站采集数据模型包括2种:1)采集模型;2)电网模型和测量模型。

3.2 交互通信结构

IEC61970EMS系统与61850SAS信息交互结构如图2所示。

图2中变电站网关机上运行与站内各IED通信的IED接收模块和IEC61850站控层转出模块,负责数据的整合并转出;主站前置机上运行IEC61850站控层通信接收模块以及模型分析软件,负责与变电站网关机通信;信息整合模块负责实现调度主站所需变电站信息与调度主站整体CIM模型的整合。

主站前置机如同站内监控后台一样,与站内所有IED建立通信连接,可以通信获取所有IED的模型。当然从安全角度看,可以在站内增加一道防火墙。

3.3 交互通信标准和协议

EMS与SAS通信一般采用制造报文规范(Manufacturing Message Specification,MMS)实现实时通信。MMS是一套用于工业控制系统的应用层通信协议,在互连的设备或计算机应用间进行实时数据和监控信息交换[4]。在该模型中,采用MMS作为底层的实时通信协议,由于该规范独立于应用功能的具体实现,使不同设备制造商和应用开发商的产品之间具有互操作性,可以很好地满足电力远动通信中对实时性的要求,并且系统集成更为容易、方便[5]。通信标准的实现有以下2种方式。

(1)采用扩展标准IEC6185规约来实现,IEC61850标准中将变电站分为3层,即站控层、间隔层和过程层。每个物理装置由服务器和应用组成(见图3),将服务器(Server)分层为逻辑设备(LD)、逻辑节点(LN)、数据对象(DO)和数据属性(DA)。通过GetServerDirectory收集服务器中有多少个逻辑设备,通过GetLDDirectory收集每个逻辑设备有多少逻辑节点,通过GetLNDirectory收集每个逻辑节点有多少数据对象,通过GetDataDirec tory收集每个数据对象有多少个数据属性。通过这样的服务,建立起完整的分层模型。从系统网络和控制中心的角度来看,需要增加一个层次,即变电站层,即为变电站层-站控层-间隔层-过程层的4层结构,相应的通信服务也要增加GetSubstationDirectory服务。

(2)采用标准的IEC61850标准实现,变电站模型可以完全由SCD文件静态获得,主站只需要导入SCD文件,得到站内完整模型,取消GetXXDirectory服务。模型的其他服务(如写服务、文件服务、报告服务)仍然是要实现的。

3.4 上送主站模型整合

站内IED给主站上送的报告都是以数据集为单位,一个完整的数据集中,主站可能只需要部分信息,但是报告控制块使能后,对应数据集中的所有条目都可能上送主站,白白浪费了带宽。要解决这个问题有2种方案:1)由网关机过滤,屏蔽掉主站不需要的上送数据;2)简化模型,根据站内SCD模型,挑选主站关心的部分,生成一个新的简化SCD文件来表示站内一次设备和二次设备的模型。例如,主站不关心保护模型,就可以把IED中的保护部分删除,只保留测量模型、控制模型等。通信实现时,由网关机实现简化模型与装置实际模型的映射。

4 结语

IEC61850/61970系列标准将为企业信息一体化提供强大的技术基础,他们的诞生是电力系统通信体系和数据交换技术的里程碑。这2个标准必将对今后电力系统信息技术的发展产生深远的影响。本文通过研究IEC61970EMS与IEC61850变电站模型差异与交互,提出适合实际工程应用的信息交互模式和通信协议。

参考文献

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[4]ISO9506.Industrial Automation Systems Manufacturing Message Specification[S].ISO,2002.

IEC61850模型论文 篇6

关键词：IEC61850,变电站自动化系统,ACSI,MMS,IED,XML

0 引 言

IEC 61850是关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准,目的是使变电站内不同厂家的智能电子设备(IED)之间通过一种标准实现互操作和信息共享,取消多种协议转换环节和转换设备,使系统调试更加便捷,实现“一个世界、一种技术、一个标准”[1]。

IEC 61850规约体系完善,相对于基于报文结构的传统规约,应用面向对象技术的IEC 61850有明显的特点和优势[2]。它提出系统的分层结构,采用数据对象统一建模,将映射的方法和具体网络独立,提供基于SCL的系统配置管理,使协议拥有足够的开放性以适应未来的变电站通信发展的要求[3]。IEC 61850定义了抽象通信服务接口ACSI[4],它的作用在于约束厂家在装置实现通信中,对IED功能与涉及的数据进行标准化,以达到互操作。因此IEC 61850的应用关键就是抽象通信服务接口ACSI映射的实现。

1 ACSI概述

ACSI(Abstract Communication Service Interface)的产生来源于人们对现实设备的实践经验抽象,主要定义了各类通信服务与通信对象及参数[5],它与下层通信系统独立,与采用的通信协议和具体的实现方法无关。ACSI主要设定了各类服务模型包括连接服务模型、变量访问服务模型、数据传输服务模型、设备控制服务模型、文件传输服务模型、时钟同步服务模型等[6]。这些服务模型定义了通信对象以及如何对这些对象进行访问,实现客户应用端和服务器应用端的通信,完成实时数据的访问和检索、对设备的控制、时间报告和记录、设备的自我描述等。

为了保证ACSI的独立性以及适合未来的网络技术通信发展的变化,IEC 61850协议中并没有具体指定实现ACSI的方法,只提供了特殊通信服务映射(SCSM)来描述映射过程,在IEC 61850-8-1部分定义了ACSI映射到制造报文规范MMS[7]。由于不同类型的SCSM之间无法直接互操作,所以标准目前只规范了到MMS的映射。

2 MMS简介

MMS(Manufacturing Message Specification)即ISO/IEC 9506,是ISO TC184提出在异构网络环境下,智能设备之间实现实时数据交换与监控的一套国际报文规范。MMS所提供的服务有很强的通用性,已经广泛运用于汽车制造,航空,化工、电力等工业自动化领域[8]。

MMS具有以下三大优势:实现互操作;实现独立;实现异构环境下数据访问。以往通信标准中提供的互操作,或者对网络连接、设备型号、功能的执行等做了过多限制或者规范的不足,直到MMS标准的产生才改变了这种局面。MMS同时实现了独立性,使用户不再受限于选择固定的设备提供商,只要是符合MMS标准并能实现相同功能的设备就可以进行替换,这种独立性还体现在网络连接和功能的实现上。MMS还实现了异构环境下的数据访问,以往大部分通信机制提供的只是一种简单的字节队列信息在网络中传输的机制,缺乏独立性,而MMS对传递的信息提供了更多的限定和结构化抽象,屏蔽了实际设备内部特性,在表示层采用ASN.1的BER编码。

3 ACSI映射实现模型

实现IEC 61850的关键在于实现协议中规范的ACSI到MMS或其他中间件的映射。如图1所示。

ACSI只提供了类模型与服务,不存在ACSI PDU,ACSI通过各自特定的映射方式SCSM映射到应用层或CORBA中间件技术。以MMS方式为例,标准规定采用ASN.1的BER编码方式构造MMS PDU(MMS Protocol Data Units)。对于底层协议栈可以自行设计实现OSI协议栈,也可以直接建立在TCP/IP协议基础之上。SCSM是具体的ACSI映射的实现,描述了映射实现的过程。

4 ACSI到MMS的映射

4.1 ACSI 到MMS映射实现流程

ACSI到MMS映射的实现是IEC 61850的核心所在。如图2所示,ACSI的设计主要分为三部分:第一部分是最上层应用层的ACSI的各个类的设计,先采用面向对象语言设计出ACSI服务与86个逻辑节点和公共数据类(见图3),应用层数据的导入(可能来源于数据库、XML配置文件),各个逻辑服务相映射,包括IEC 61850中报告机制、数据集、日志机制、GOOSE报文、定值更新、带选择控制等。第二部分是将应用层的服务语义与应用层的数据在表示层实现ASN.1的BER编码化,是一个编解码的部分,这一部分设计是关键所在,因为它涉及到实现设备的互操作,需要进行报文的一致性测试。第三部分是比特流报文在网络中的传输形式,分为TCP方式的面向关联与GOOSE报文与采样报文的UDP无连接方式。

4.2 ACSI到MMS映射实现方法

MMS标准作为MAP (Manufacturing Automation Standard)应用层中最主要的部分, 通过引入VMD(Virtual Manufacturing Device)概念,隐藏了具体的设备内部特性[9],设定一系列类型的数据代表实际设备的功能,同时定义了一系列MMS服务来操作这些数据,通过对VMD模型的访问达到操纵实际设备工作,MMS的VMD概念首次把面向对象设计的思想引入了过程控制系统。

MMS对其规定的各类服务没有进行具体实现方法的规定,保证实现的开放性[10]。如图4所示,将IEC 61850数据对象模型映射到MMS的VMD,IED(智能电子设备)的逻辑节点MMXU,PBPR分别可以映射成VMD中的域,逻辑节点Volts被映射成命名变量,可以通过访问变量MMXU$Volts$rang就获得访问MMXU逻辑节点中电压的范围这个属性值。

MMS中采用ASN.1的基本编码规则(Basic Encoding Rules,BER)。ASN.1中定义了4种TAG类型,即UNIVERSAL,APPLICATION,CONTEXT-SPECIFIC,PRIVATE。在传输编码时,采用TLV(TAG Length Value)方式,即同时传递TAG、值的长度以及值。双方在接收与解析时就可以根据TLV方式进行编解码,编码和解码是一个相反的过程。采用ASN.1编码使得在异构的环境中设备双方可以理解ASN.1编码代表的含义与代表的MMS服务,而双方无需考虑双方ASN.1编码是如何实现与传输的。

面向关联的MMS通信服务的具体实现如图5所示。这是一个接收信息的过程。首先侦听函数在接到通信数据流时通过管道命令通知主函数,主函数调用MMS的管理ACSE函数确认连接的合法性,确认获得授权后,调用读函数读入比特数据流,再经过MMS ASN.1函数进行比特流的解码,同时处理连接,管理MMS的VMD域、变量、类型。在解码后根据特定应用层的应用对数据进行相应的处理。

IEC 61850中ACSI的采用有利于用户通过直接查看配置文件或者得到其中的逻辑节点与数据了解装置的各个模块功能。因此,各厂家的抽象建模可能有所不同,同时现行的IEC 61850标准在制定方面因为缺乏中国的参与,在很多数据与逻辑节点的定义中尚需要根据我国保护自身情况进行扩展。在扩展中应该尽量做到不扩展逻辑节点,扩展数据的时候扩展名加Ex长度限制在7位。

4.3 ACSI映射到MMS与映射到XML的比较

IEC 61850标准中暂时只规定了映射到MMS,但同时指出了映射到其他可能性,比如XML。XML作为一种异构的处理技术,它可以与HTTP的服务相结合。如图6所示。

从图6可以看出,ACSI一小部分服务也可以映射到HTTP/HTML/XML。由图中可知,采用ACSI映射到MMS比结合HTTP协议映射到XML能实现更多的服务,如InfoRepor,Journal,而HTTP中只有最基本的GET与POST可以实现Read与Write服务。两者最大的区别在于映射到MMS是传递ASN.1的BER编码,而映射到XML或HTML是传递文本格式文件。因此,根据具体应用场合,在只需要比较基本的服务、功能不复杂并且实时性要求不高的场合,可以采用ACSI映射到XML的方式。

5 结 论

本文针对IEC 61850具体应用中设备开发的目的,对ACSI的映射实现进行了研究,得到如下结论:

(1) 通过对ACSI技术特点的分析,构建了ACSI映射实现的模型,为ACSI的映射实现奠定基础;

(2) IEC 61850规定了ACSI到MMS的映射,研究设计了ACSI到MMS映射实现的详细流程,提出了ACSI实现的三个部分,为ACSI映射实现提供了框架依据;

(3) 设计了ACSI到MMS映射的具体方法,包括逻辑节点映射、数据模型映射以及MMS通信服务器主函数的设计,为开发符合IEC 61850的IED提供了技术方案;

(4) 对ACSI到MMS与到XML的映射进行了比较,在实时性不高功能不复杂的场合可以采用ACSI映射到XML的方式。

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IEC61850模型论文 篇7

智能变电站是智能电网的关键组成部分。作为智能变电站综合自动化体系的重要组成部分,母线及其保护功能的实现直接影响到电力系统的安全可靠运行[1]。目前,微机母线保护仍主要采用集中式方案,当母线上连接元件较多时,集中式母线保护二次回路接线十分复杂,容易误动作,给现场运行、维护带来很多困难[2,3,4,5]。

随着新型互感器技术、智能开关技术和网络通信技术的发展,以一次设备智能化、二次设备网络化为主要特征的基于IEC 61850的数字化变电站技术成为目前研究热点之一。基于IEC 61850的数字化变电站体系结构中引入过程层的概念,要求不再依靠大量电缆来传输过程层参数,而是通过基于交换式以太网的过程层通信网络来传输采样值、一次设备的状态信息和一次设备的控制信息,这就为实现分布式母线保护提供了必要的技术支撑[6,7,8,9,10,11]。分布式母线保护面向间隔,具有分散处理能力,可以克服传统集中式母线保护的缺点,因而成为母线保护今后发展的主要方向。但同时分布式母线保护也具有间隔多、数据实时性要求高、数据通信量大等技术难题。

本文研究了基于IEC 61850标准的分布式母线保护建模,提出了基于以太网环网的分布式母线保护实现方案,并对分布式母线保护所涉及的采样值及通用面向对象变电站事件(GOOSE)信息传输方案进行了分析研究。

1IEC 61850标准及分布式母线保护方案

如图1所示,IEC 61850将变电站分为3层:变电站层、间隔层、过程层[5]。基于IEC 61850的数字化变电站体系中,过程层与间隔层之间并行电缆连接的方式被基于交换式以太网的串行通信网络所代替,这种通信方式被称为过程总线通信[6]。

分布式母线保护方案可大致分为2类:一类是有主站式的分布式母线保护;另一类是无主站式分布式母线保护。有主站式的分布式母线保护存在因主站误判造成母线全部失电的可能性。本文基于IEC 61850研究了无主站式的分布式母线保护,如图2所示。由图可知,每个间隔合并单元只负责采集母线上本间隔过程层一次设备的数据,并将模拟量采样值转换成数字量,通过过程总线与各母线保护单元进行数据通信。变电站间隔控制单元包括断路器控制等。

如图2所示,分布式母线保护通信网络采用环形结构,因此所有间隔的母线保护单元都能通过以太网共享母线上所有间隔的数据信息。各母线间隔保护单元相互独立,经计算后,如果判断出母线内部故障,只需将本回路从母线上断开,不影响其他回路。因此,如果发生某个母线保护单元误动时,只会影响该条回路,不会造成整条母线的停电。采用环型网络通信的优点是具有较高的冗余度,当通信网络中的一个节点发生故障时,可以通过其他网络节点反方向传输。

分布式母线保护的每个保护单元可与对应回路(如线路或变压器)的保护合并或单独设置,以增加保护的冗余度,提高母线保护防误动或拒动的可靠性。这样,由于人员误操作、误碰等原因造成的母线上所有断路器跳闸等恶性事故的发生概率大大减小。显然,分布式母线保护与基于IEC 61850的变电站自动化分层分布式的结构相适应,可以就地布置,不要求将各回路的电流互感器并联形成差回路。这样既便于扩展,又节省了大量的二次电缆,降低了工程造价,更符合继电保护“下放”的发展趋势[2]。

2基于IEC 61850的分布式母线保护建模

如图3所示,IEC 61850采用了面向对象的建模方法,分层结构的数据对象包括五大部分[7,8]:①服务器(Server):用来表示外部可视化的设备;②逻辑设备(LD):包含一组由特定应用功能产生和使用的信息,是一种虚拟设备;③逻辑节点(LN):由数据和方法构成的对象,包含特定应用功能;④数据(Data):提供各种包含在逻辑节点内的不同类型的信息;⑤数据属性(DA):定义用来传输的数值名称、格式、范围或允许值以及表示法。

IEC 61850将应用功能分解为与其交换信息的最小实体,合理地分配这些实体到专用的智能电子设备(IED)。这些实体就是逻辑节点,不同逻辑节点之间可以实现信息交换。完成特定功能的逻辑节点组合在一起就是一个逻辑设备。由图3可知,服务器位于IED上,客户通过抽象通信服务接口(ACSI)访问位于IED上的服务器。服务器可以包含多个逻辑设备,逻辑设备可以包含多个逻辑节点,逻辑节点可以包含多个数据对象及其属性。

不同的分布式母线保护的实现方案有不同的建模方法,本文针对无主站式的分布式母线保护进行建模。

2.1 逻辑节点和数据对象

分布式母线保护的主要功能包括母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护等多种保护。以母线差动保护为例,该功能可由一个单独的逻辑设备来建立模型。对于母线差动保护功能而言,其逻辑节点包括:①TCTR:电流互感器逻辑节点;②MMXU:基本测量逻辑节点;③PDIF:差动保护逻辑节点;④PTRC:跳闸输出逻辑节点;⑤XCBR:断路器逻辑节点。除此之外,任一个逻辑设备还应包含LLN0和LPHD这2个逻辑节点:LLN0用来描述逻辑设备本身的公共数据;LPHD用来描述逻辑设备所在的IED,如物理设备的铭牌、运行状况信息等。

图4所示为分布式母线保护差动保护功能对应的逻辑节点。可知,母线上有n条出线,每个方框都表示一个逻辑节点,箭头信息代表从源逻辑节点流向目的逻辑节点。例如:TCTR流向MMXU,代表测量单元节点获取电流互感器逻辑节点的采样值。

母线差动保护功能实现的具体步骤如下:

步骤1:被保护的母线上有n个间隔,各间隔的电流互感器对应TCTR1～TCTRn,其采集数据向本间隔的MMXU传送。

步骤2:每个间隔的IED测量本间隔的电流量,通过以太网总线将测量信息发送给其他间隔,同时接收其他间隔发送过来的测量信息,从而实现差动计算和故障判断。即图4中的每个PDIF可以接收来自所有间隔的MMXU传送来的电流数据。

步骤3:每个间隔上的母线保护单元都有独立的保护功能。如果某个母线保护单元判断为母线内部故障,只断开本支路的断路器。这样在因干扰或其他原因造成某个保护单元误动时,不至于使整条母线停电。在由于某种原因使母线保护拒动时,至多有一回路拒动,不影响其他回路跳闸。即每个PDIF在判断出发生母线内部故障的情况下,发出信号给本间隔PTRC,从而控制本间隔的XCBR实现跳闸操作。

不同厂家的设备能实现互操作的关键在于逻辑节点语义的定义,即对数据及数据属性的描述。下面以差动保护中最重要的一个逻辑节点PDIF为例说明逻辑节点所包含的数据对象及其属性定义。

PDIF的数据名中,Mod,Beh,Health,NamePlt和OpCntRs是有关PDIF本身描述的公用逻辑节点信息,指明工作模式、性能、健康、铭牌和可复位动作次数信息;Str,Op,TmASt描述状态信息,说明保护是处于启动还是动作状态,以及动作曲线特征;被测量值有差动电流DiffAClc和制动电流RstA;定值包含线路电容LinCapac、低动作值(额定电流百分数)LoSet、高动作值(额定电流百分数)HiSet、最小动作时间MinOpTmms、最大动作时间MaxOpTmms、制动模式RstMod、复位延时时间RsDlTmms、动作曲线类型TimACrv。合理选择数据及其属性可以实现不同的功能,例如:在PDIF定值中改变不同的TmACrv可以实现不同的差动保护原理。

2.2 逻辑设备

逻辑设备是一种虚拟设备,是为了在不同节点之间通信而定义的一组逻辑节点。一个实际的物理设备可以分解为一个或多个逻辑设备,但是一个逻辑设备只能存在于一个物理设备上。因此,将逻辑设备按照保护设备的不同功能划分较为合理。对于实际的分布式母线保护装置来说,按功能分类基本可以分解为5个逻辑设备。如图5所示,LD1～LD5分别为保护功能、测量功能、控制功能、监视告警功能、人机接口功能模块。

3 分布式母线保护的采样值及GOOSE信息传输方案

过程总线通信中采样值(SMV)报文和保护跳闸命令(GOOSE报文)是最为重要的2类信息[10,11]。

3.1 分布式母线保护的采样值传输

采样值传输基于发布者/订阅者机制,通信过程由发布方的采样值控制(SVC)模块进行控制。在发布方与订户之间有2种采样值交换方法:一种是选择多播采样值控制块(MSVCB),它采用广播或组播的传输方式,允许一个发布方与多个订户之间交换数据;另一种是选择单播采样值控制块(USVCB),它采用单播的传输方式,仅允许一个发布方与一个订户之间交换数据。因此在实际应用中MSVCB使用较为广泛。

IEC 61850-9-1中对合并单元提供的采样值信息的定义是固定的,即12路电流、电压信息。因此,基于IEC 61850-9-1的分布式母线保护采样值传输如图6所示。图中,ECT为电子式电流互感器,EVT为电子式电压互感器,MU为合并单元。每条出线间隔上都设置一个ECT,采集本条出线上的电流,然后传输给本条出线上的合并单元。EVT用来采集母线上的电压,用于复合电压闭锁。

IEC 61850-9-2并没有明确规定采样值传输模型中数据集的内容,因此可以应用于采集大于12路采样值输出的情况,配置方式灵活。例如:一个合并单元可以包含2个或2个以上的电流互感器逻辑节点。与IEC 61850-9-1相比,IEC 61850-9-2不仅支持MSVCB类中的3种服务,而且支持对采样值传输模型中的逻辑设备、数据集和数据对象进行访问。

基于IEC 61850-9-2下的分布式母线保护采样值传输如图7所示。IEC 61850-9-2下的合并单元将数字量采样信号通过光纤接入过程层网络,因此,与IEC 61850-9-1不同,保护设备不与合并单元直接连接,而是将保护设备和各间隔的设备连接于同一个虚拟局域网,各间隔的采样值可以互相共享,每个母线保护单元都能获取各间隔的采样值。

IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2的采样值实现方法的区别主要有:IEC 61850-9-2下的采样值报文支持SendMSVMessage(发送MSV报文)、GetMSVCBValues(读取MSV控制块值)和SetMSVCBValues(设置MSV控制块值),而IEC 61850-9-1仅支持SendMSVMessage,并且IEC 61850-9-2下的采样值报文可以自定义数据集和MSVCB的属性;在表示层上均采用ASN.1的基本编码格式,IEC 61850-9-1可以对部分信息进行简化,但IEC 61850-9-2须严格按照基本编码格式来编码;IEC 61850-9-2下的采样值报文可以支持多于12路的采样值通道,而IEC 61850-9-1下则必须严格遵循12路的采样。IEC 61850-9-1沿用了IEC 60044-7/8对合并单元功能和输出数据格式的规定,接近实际运行情况;并且规范了SMV报文传输的格式和内容,简单易懂,易于实现,现阶段能够满足高实时性和可靠性的目标。在实际网络连接上,IEC 61850-9-2的光纤连接方法简洁,便于实现跨间隔保护。但基于IEC 61850-9-2的实现方式除增加了过程总线的网络负担,还有通信可靠性的担忧。基于以太网的过程总线可以利用交换机来提升通信容量。例如:利用交换机及其级联技术,可以实现过程总线的环形、总线型、树形或星形等结构。目前,很多建设的数字化变电站过程总线实际通信负载量较低,其误码率基本可以忽略,这更加证明了分布式母线保护的可行性。因此,随着过程总线的不断完善,以IEC 61850-9-2为基础的分布式母线保护不仅是IEC 61850分层分布式的数字化变电站的重要组成,更代表了数字化变电站二次设备的发展方向。

3.2 分布式母线保护的GOOSE信息传输

如图2所示,分布式母线保护具体GOOSE信息传输步骤如下:

步骤1:分布式母线保护的单元向下发送GOOSE报文,确定当前各个智能开关的状态;

步骤2:控制单元检测各智能单元状态量,并向间隔层母线保护单元发送GOOSE报文传送状态量信息;

步骤3:母线区内故障时,母线保护单元发送GOOSE报文到相应的故障间隔的控制单元通知跳闸;

步骤4:控制单元发送GOOSE报文,对当前智能开关发出跳闸指令;

步骤5:智能开关跳闸后,控制单元发送GOOSE报文,确定当前智能开关的新状态;

步骤6:本间隔分布式母线保护单元接收到智能开关的新状态,确认跳闸成功。

4 结语

IEC 61850定义了未来变电站的分层分布式体系结构,这为分布式母线保护的研究和应用提供了契机。本文分析研究了分布式母线保护的建模方法和过程,并分析了分布式母线保护涉及到的逻辑节点功能和数据属性,提出了分布式母线保护的实现方案。根据IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2的要求,分别建立了2种不同规范下的分布式母线保护采样值传输模型及实现方法,指出了在IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2下的分布式母线保护采样值传输服务过程的区别。最后分析了跳闸事件报文传输服务,提出了分布式母线保护的GOOSE网络实现方法。

摘要：智能变电站是智能电网的关键组成部分,而基于IEC 61850的分布式母线保护研究与应用对于保障变电站的安全可靠运行具有重要意义。分析了IEC 61850的分层控制体系结构,提出了分布式母线保护的实现方案。基于IEC 61850的信息模型结构,研究了分布式母线保护设备的建模过程与方法。针对IEC 61850体系下过程层与间隔层的以太网通信网络,分析研究了分布式保护的采样值传输和通用面向对象变电站事件(GOOSE)传输实现方案。

关键词：智能电网,数字化变电站,IEC 61850,分布式母线保护

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IEC61850模型论文 篇8

分布式电源、电动车充电设施的大量接入以及对供电质量、运行效率要求的不断提高,使得配电技术正在经历着一场深刻的变化。为此,人们提出了智能配电网、主动配电系统、配电网信息物理系统等概念[1,2,3,4,5,6],以描述未来配电网发展的技术形态与特征。尽管这些概念(定义)强调的功能特征有所不同,但其实质都是将二次信息系统与一次配电系统高度集成与融合,实现配电网的信息化并在此基础上实现自动化、互动化与智能化。配电网实现信息化的基础是其信息模型与信息交换方法。现有的电力系统通信协议如IEC 60870-5-101/104,DNP3.0等采用信息点表的方式组织数据,缺少对数据的来源以及与其他数据的关系的描述,无法实现智能电子设备与自动化系统之间的互联、互通、互操作与即插即用(plug in and play),安装调试工作量大。为解决这些问题,IEC(国际电工委员会)TC57技术委员会正在推动电网信息模型与信息交换方法的标准化工作,IEC 61970与IEC 61968定义能量管理系统主站与配电管理系统主站的信息模型与应用程序接口,而IEC61850则定义现场智能电子设备(IED)的信息模型与信息交换的方法。应用IEC 61850实现配电网IED的开放式通信,是智能配电网通信技术的发展方向[7],也是建设智能配电网、主动配电系统、配电网信息物理系统乃至能源互联网的关键支撑技术。

1 智能配电网体系结构

根据系统物理结构及其功能,智能配电网可分为一次配用电设备、传(互)感器、信息系统与智能化高级应用软件4个层次上的内容,如图1所示。信息系统完成配电网运行数据的采集、交换、存储与管理,同时为各种智能化应用软件提供数据与支撑平台。

智能配电网信息系统的物理构成如图2所示,包括IED、广域通信网络(WAN)以及运行监控与管理主站系统(如能量管理系统、配电管理系统、分布式电源管理系统)等。与常规的配电自动化系统相比,智能配电网中的IED除具有常规的“四遥”功能外,还可与局域内(如一条馈线范围内)其他IED对等交换实时测控信息;具有开放式应用程序接口,支持基于本站点测量信息的就地控制应用以及基于局域测量信息的分布式控制应用。

智能配电网的信息系统应具有良好的开放性,采用IEC 61970/61968/61850系列标准定义的信息模型与信息交换方法,支持来自不同厂家的IED、自动化系统以及应用软件的互联、互通、互操作与即插即用,其中主站之间的信息共享采用IEC 61970与IEC 61968,而智能终端与主站之间以及IED之间的通信则采用IEC 61850。

2 IEC TC57 WG17工作组

IEC TC57在2004发布了IEC 61850 Ed1.0标准后,启动了IEC 61850 Ed2.0标准的制定工作[8],决定将IEC61850的覆盖范围扩展至变电站以外的所有公用电力应用领域,并于2004年成立了WG17工作组负责制定IEC61850在分布式电源(DER)与配电自动化通信中应用的有关标准。目前,WG17已发布了分布式电源通信系统标准IEC 61850-7-420、逆变器应用IEC 61850对象模型技术文件IEC 61850-90-7,以及电动车IEC 61850对象模型技术文件IEC 61850-90-8。

正在制定的标准文件为:

1)IEC 61850-90-6《IEC 61850在配电自动化系统中的应用》。

2)IEC 61850-90-9《电力储能系统IEC 61850对象模型》。

3)IEC 61850-90-10《IEC 61850中的调度模型》。

4)IEC 61850-90-15《基于IEC 61850的DER并网集成》。

5)IEC 61850-8-2《通信服务(SCSM)对XMPP(可扩展通信和表示协议)的映射》。

3 IEC 61850-90-6

2010年TC 57 WG17成立了90-6工作小组(TF 90-6)制定IEC 61850-90-6《IEC 61850在配电自动化系统中的应用》,原定的内容覆盖范围包括馈线自动化、需求侧响应与可调度的分布式发电的控制。为加快文件的制定速度,以尽早为配电自动化工程应用IEC 61850的工作提供权威的技术指导文件,WG17在2013年2月的丹麦腓特烈西亚(Fredericia)会议上决定将内容集中在馈线自动化上。我国山东理工大学、北京四方继保自动化股份有限公司、上海交通大学与中国电力科学研究院的专家参与了该文件的制定工作。

IEC 61850-90-6的主要内容为:

1)配电自动化用例(use cases):描述配电自动化的主要功能、实现过程及其对信息交换的需求,包括故障指示、就地式FLISR(故障定位、隔离与恢复供电)、集中式FLISR、分布式FLISR、集中电压控制(VVC)、基于通信的反孤岛保护、线路开关备自投控制、能量流监视、配电网环境感知与系统配置方面共20个用例。

2)信息模型:针对用例描述配电自动化功能,给出其通信需求对LN(逻辑节点)的映射关系(所需要的LN),甄别出需要扩展或新定义的LN,并提出已有LN扩展与新LN定义的方案。

3)通信需求:分析配电自动化通信对通道带宽、数据传输的实时性以及通信服务映射、信息安全的需求,提出配电网终端即插即用的解决方案。

4)配置需求:分析配电自动化系统配置的需求,提出解决方案。

目前,IEC 61850-90-6已完成配电自动化用例部分并发布了第一个征求意见稿(DC1),并根据各个国家委员会反馈的意见对用例进行了修改、完善,目前正在写作信息模型部分,并计划于2016年底发布第二个征求意见稿(DC2)。预计于2017年底完成整个文件的制定。

4 信息模型

IEC 61850用于配电网通信,一部分功能(如电压与电流测量、开关控制等)完全可以使用为变电站自动化系统定义的LN,而也有一部分功能如分布式电源监控、故障指示、FLISR等,需要扩展已有的LN或定义新的LN。目前,WG17已发布了分布式电源、逆变器、电动车应用的LN,其他如配电自动化、储能应用的LN正在制定之中。

下面以配电自动化终端(故障指示器)的故障指示功能为例,介绍需要扩展或新定义的LN。终端在检测到过流现象后如果再检测到电压或电流消失,说明配电网发生了导致断路器跳闸的故障,给出故障指示,据此画出故障指示信息交互需求对LN的映射关系,如图3所示,所需的LN的名称、功能及其是否为已有LN的情况如表1所示。

电流指示LN SCPI与电压指示LN SVPI数据对象定义如表2和表3所示。其中SCPI.Prs由PTOC.Op置位,由PTOC.Str复归,SCPI.Abs由PTUC.Op置位,由PTUC.Str复归;SVPI.Prs由PTOV.Op置位,由PTOV.Str复归,SVPI.Abs由PTUV.Op置位,由PTUV.Str复归。

SFPI根据PTOC以及SVPI与SCPI的输出指示是否有故障电流出现,其数据对象的定义如表4所示。

5 通信服务对XMPP的映射

目前变电站自动化系统中的通信服务主要采用IEC 61850-8-1定义的对MMS(制造报文规范)的映射。MMS是一种为局域网定义的传输协议,若用于配电网通信中,则存在数据处理负担重、硬件资源消耗大、软件实现复杂等缺点。IEC 61850-80-1定义了公共数据类模型对IEC 60870-5-101/104的映射,可用于配电网IED远动数据的传输,但这种映射方式不支持对象模型描述数据的传输,无法实现即插即用。IEC 61400-25-4提出了用于广域网中的Web Services映射方案,由于没有解决好信息安全问题,未得到业内的广泛认可。为此,TC57 WG17正在制定IEC 61850-8-2,定义对XMPP的映射。目前,IEC 61850-8-2已进入最后的修订阶段,预计在2016年底即可正式发布。

XMPP是一种基于XML(可扩展标记语言)的开源网络即时通信协议,常用的社交通信工具QQ、微信就使用了该协议。XMPP定义了服务器(Server)、客户端(Client)、网关(Gateway)3个角色。服务器承担了客户端信息记录、连接管理与信息路由的功能。客户端与服务器连接,能够充分利用由服务器提供的应用功能。网关承担着与异构即时通信系统的互联互通功能,如SMS(短信)等,完成不同系统之间的消息转换。它是一种特殊服务器,主要功能是将XMPP翻译成外部消息系统所使用的协议,也可将返回的数据翻译回XMPP。

IEC 61850-8-2给出的采用XMPP映射的IEC 61850通信系统架构如图4所示。它首先将IEC 61850-7-2定义的数据模型与通信服务依据ISO 9506-1与ISO 9506-2映射为MMS格式的消息,这一部分内容实际上与IEC 61850-8-1的定义是一样的。MMS消息和依据IEC 62351-4形成的端对端安全加密信息组合,形成应用层协议消息。将应用层消息按照ITU X.693(XER)编码形成用XML表示的IEC 61850-8-2的协议数据单元(PDU)。PDU附加上会话层的关联信息后,送入XMPP传输层。采用简单授权与安全层(SASL)协议和传输层安全(TLS)协议来保证信息传输的安全。

配电网中应用XMPP映射,需要单独架设XMPP Server,如图5所示,其中主站和IED都属于XMPP Client。因此,在XMPP通信系统中,IED与主站之间以及IED之间的通信信息,都要经过XMPP Server转发。

XMPP完全可以取代MMS,实现基于客户/服务器的报文的传输。XMPP系统中端对端之间的连接是通过XMPP Server建立的,而在XMPP Server上可以实现复杂的身份认证与消息加密,因此具有良好的安全性。由于有大量的开源软件资源可供使用,因此其还具有开发周期短、成本低的优点。据报道,法国配电公司ERDF拟在其配电自动化系统中使用XMPP映射,由中国电力科学研究院牵头承担的国家电网公司总部科技项目“IEC61850在配电自动化系统中的应用”也在研究使用XMPP映射。

由于端对端的通信需要通过XMPP Server的转发,因此XMPP通信速度较慢,不宜用于快速报文的传输。

6 实时控制数据的快速传输

未来智能配电网支持基于终端之间对等通信的分布式控制。为保证控制响应速度,分布式控制数据的传输延时应小于10ms。实测结果表明,在光纤通信网络中,在通信流量小于90%的情况下,采用UPD协议传输实时控制报文(GOOSE),即采用GOOSE Over UDP的传输方式,能够满足配电网分布式控制对实时测控数据传输实时性的要求[9]。

UDP是TCP/IP协议栈中的无连接的传输层协议,由于不需要建立连接,因而具有资源消耗小、处理速度快的优点。根据服务等级和业务类型分别设置报文传输的优先级,可使GOOSE报文优先通过交换机和路由器。

U D P协议不提供可靠的传输服务,需要采用GOOSE重发机制来保证报文传输的可靠性。如果重发报文次数过多,就会造成网络通信负荷过重,采用与数字化变电站类似的做法,通过报文重发和重发时间间隔逐渐增大的机制来避免这一问题。GOOSE报文的传输对信息安全性要求很高。TC57发布的技术报告IEC 61850-90-5《IEC在同步相量传输中的应用》,也是采用GOOSE over UDP的方式传输实时同步相量测量数据,其中提出了基于IEC 62351的GOOSE over UDP信息安全解决方案,适合在现场IED中实现,也可以用于解决智能配电网应用中GOOSE报文传输的安全问题。

7 即插即用

智能配电网中包含成千上万个IED,采用传统的通信协议,需要人工配置并核对信息点表,安装调试与维护的工作量非常大,因此迫切需要解决IED的即插即用问题。所谓IED的即插即用就是在IED接入通信网络后,能够被主站(或者分布式控制中主控IED)自动发现,然后由主站自动接收IED上传的数据模型配置信息,并根据配置信息自动配置主站数据库里IED测控信息;或者主站在发现IED接入后,自动生成IED数据模型配置文件并将其下发[10]。

要实现IED的即插即用,必须在信息模型、信息交换模型、传输协议标准化的基础上,采用统一的配置描述语言,实现IED功能与模型信息的自描述,此外,还有解决IED的自动注册、主站自动发现IED的问题。在变电站自动化系统中,IED的配置都是由变电站的设计者预先设计的,可以进行统一的配置,因此,现有的IEC 61850标准还没有解决IED的自动注册与自动发现问题。而智能配电网中的IED量大面广,难以实现统一的自上而下的配置,因此需要解决IED的自动发现问题。

自动发现机制包括自动注册(Register)和自动发现(Discover)两种机制。

1)注册。新的IED接入网络中并上电后,主动向主站发送Register信息,主站接收IED的Register信息后,查询IED的通信与配置、通信地址等相关信息。如果终端已配置好IED实例配置文件(CID),则召唤IED的CID文件,根据上传的CID文件配置主站数据库的IED信息。如果终端没有配置IED文件,主站则将CID文件下载给IED,IED根据CID文件组织测控信息。

当在现场更新IED的配置信息后,也是采用Register的机制主动通知主站。

2)发现。主站发送Discover命令,新接入的IED在接到Discover命令后发送Register信息,然后根据其自身是否已配置CID文件向主站发送或从主站接收CID文件;对于已安装的IED则向主站发送配置版本信息,主站根据接收到的配置版本信息,判断IED的CID文件是否已更新,如果已更新,则召唤更新后的CID文件。IED自动发现/注册的过程如图6所示。

8 系统配置问题

IEC 61850-90-6对IEC 61850用于配电网需要解决的特殊问题进行了分析,包括配置对象、配置内容与配置模式三个方面。

8.1 配置对象

变电站自动化系统的IED集中布置在站内,一般是把整个变电站作为一个工程项目(Project)进行配置。而配电网中包含成千上万的IED,点多面广,而且经常有新的IED接入,同时因配电网结构或应用系统功能发生变化而需要更新IED的配置,因此,不宜把整个配电网作为一个工程项目进行配置[11]。

配电网的规划设计一般以单条馈线为单位。根据IEC 61968对馈线(feeder)的定义,它是以变电站为起点,以联络开关(正常运行时处于分位)或负荷、分布式电源等为终点的一段配电线路。根据其接线方式,馈线可分为放射式馈线以及环型馈线两类。环型馈线与其他馈线有联络关系,几条有联络关系的馈线构成一个环网,图7给出了一个由4条馈线构成的架空环网。除电源点外,放射式馈线与其他馈线没有连接关系;环网中的馈线与本环网外的其他馈线也没有连接关系。因此,在对配电网终端进行配置时,应该把一条放射式馈线或一个环网作为一个独立的工程项目对待。

配电网包含若干个独立的供电区域,一个供电区域又包含若干个变电站、馈线或馈线环网。馈线配置文件中包含系统描述文件SCD与系统交换信息描述SED文件,通过这两个文件可以获取一个独立供电区域内的所有配置信息。

8.2 配置内容

智能配电网中IED具有分布式控制功能,而IED完成分布式控制功能需要知道其控制域内的配电网拓扑信息。IED可以通过由主站下发、人工配置以及逐级查询的方式获取其控制域内的拓扑信息,而后两种方式,都需要为IED配置拓扑信息。因此在配置配电网中具有分布式控制功能的IED时,除逻辑节点、通信参数外,还有必要为其配置有关的配电网拓扑信息,而在变电站自动化系统中则没有这种需求。

用于IED配置的拓扑信息有两种描述方式。一种是采用变电站配置(SCL)语言描述,将SCD文件中的拓扑信息下发至IED中。另外一种方式是采用逻辑节点描述网络拓扑信息。目前发布的IEC 61850标准还没有定义描述网络拓扑信息的LN。

8.3 配置模式

变电站自动化系统的工程建设以站为单位,建设周期确定,连接关系基本固定,适宜采用静态配置文件一次性完成全站的配置,然后分割成各IED的实例化配置文件,“由总到分”地完成配置过程。

配电自动化系统的建设往往是分区、分期进行,馈线拓扑的变动,终端的插入、删除和升级等工程场景频繁发生,配置与维护工作量很大,需分区分次进行。当新建一条馈线或一个环网时,可以像配置变电站自动化系统那样“由总到分”地完成配置;但如果只涉及馈线局部的变动,如新建一条支线,则没有必要对馈线整体的配置进行操作,可以修改局部配置后再反馈给整体配置。

此外,IED既可能在现场配置,也可能在控制中心通过主站配置。在现场配置时,配置工具将配置文件直接下载到IED里,而IED接入通信网络后,将配置文件上传至主站。如果通过主站配置,则IED只需配置通信参数,在IED接入通信网络后,主站将配置文件发送给IED。

9 结语

配电网的智能化建立在信息化基础上,而I E C61850在实现配电网IED信息模型以及信息交换方法标准化的同时,也规范了配电网运行信息采集与交换系统的功能、体系结构与实现方法。应用IEC 61850是配电网IED通信的发展方向。

相对传统的通信协议,IEC 61850内容丰富,涉及许多新概念、新方法、新技术。对于习惯于传统通信协议的工程技术人员来讲,需要花费较多的时间来熟悉、掌握。因此,有人认为配电网通信应用IEC 61850是人为地将问题复杂化了。然而,要建设智能配电网必须首先建设一个开放的通信系统,实现配电网运行信息的无缝交换,否则,会形成一个一个的信息孤岛,根本无法实现配电网智能化的目标。IEC 61850实际上为复杂的配电网通信问题提供了一个有效的解决方案,是智能配电网通信技术发展的必由之路。

IEC TC57致力于IEC 61850在配电网中的应用,为此专门成立了WG17工作组。目前,WG17已发布了有关分布式电源、电动车的信息模型的文件,正在编写配电自动化、储能系统的信息模型文件;适合配电网通信的XMPP映射文件也将于近期发布。我国电力学者与研究机构在IEC 61850用于配电网方面也做了大量的研究工作,其中国家电网公司也在开展试点工作,探讨IEC61850用于配电自动化系统通信的问题。

IEC 61850用于配电网通信是一项巨大的工程,还有大量的工作要做。目前国内外工作总体还处在标准文件制定、技术可行性探讨阶段。现有的研究成果与试点工程已经证明了IEC 61850在解决配电网通信开放性问题上的巨大优势,相信经过若干年的努力,IEC 61850必将在配电网中获得广泛的应用!

摘要：应用IEC 61850实现配电网IED(智能电子设备)与自动化系统的互联、互通、互操作以及IED的即插即用,是智能配电网通信技术的发展方向。文章介绍了IEC(国际电工委员会)TC57技术委员会WG17工作组及其TF90-6工作小组的工作进展情况,阐述了TC57 WG17针对IEC 61850用于配电网提出的信息模型与通信映射方法的解决方案,给出了实现IED实时数据快速传输与即插即用的方法,分析了IEC 61850用于配电网在系统配置时需要解决的特殊问题,可为IEC 61850用于配电网的研究和实践提供参考。

IEC61850模型论文 篇9

关键词：智能变电站,IEC61850标准,信息平台

传统变电站,设备数据采集与逻辑运算密切相关,一种设备只能完成一种功能,若要实现多种功能,则需配置多套不同的设备与系统,例如电能量的测量,利用行波法测量电网故障距离[1],相量同步的检测[2]等,均需要配置相应的设备与系统,这些设备均拥有独立的数据采集模块[3]。此外,变电站内还有数据采集系统、监控系统、设备实时在线检测系统等,不同系统之间存在数据采集与信息系统数据重复交叉采集,利用率低、数据采集异常、时间紊乱等问题,造成资源的浪费[4,5,6]。

1 IEC61850标准

IEC61850标准[7]是一种全球通用的电力系统自动化标准,其通过制定公共的通信标准,实现了智能变电站的工程运作标准化,使得智能变电站的工程实施变得规范、统一和透明,对于智能化变电站发展具有不可替代的作用。

IEC 61850标准将变电站的信息平台分为站控层,间隔层及过程层,对变电站的信息平台实行分层管理,层与层之间通过通讯接口相连接并完成数据交换与信息共享。同时,IEC 61850标准采用数据自描述的方式定义了公共数据格式,标识符,设备通信协议等,简化了数据维护过程,降低了数据管理成本,并提升了平台系统的稳定性。此外,该标准支持设备的即插即用,使系统的集成更加方便,在一定程度上降低了变电站自动化系统的建设成本。

2 基于IEC61850标准的信息平台

2.1 功能及结构

如图1所示,本信息平台主要由站控层,间隔层及过程层组成。站控层由平台中心单元构成,且每个智能变电站一体化信息平台只有一个平台中心单元,其主要负责对变电站数据进行数据识别与处理融合,将各个设备采集到的数据信息加以处理、整合,去除掉重复采集部分,并形成统一的时间;间隔层由若干个子单元构成,每个子单元位于变电站的某个设备内,负责采集设备的数据并对数据进行识别与估计,得到完备的信息,为隔离层提供数据信息源,并根据需求传送给站外使用人员。过程层由合并单元及智能终端等构成,其是一次设备与二次设备的结合面,负责变电站运行参数检测,设备运行状态检测及控制指令的发生等。

智能变电站内的一体化信息平台通过站控层、间隔层及过程层对变电站的信息和数据进行分层分布式处理,完成对变电站的信息和数据进行整合、分类、记录和共享,其数据及信息的流向如图1所示。

2.2 智能变电站的数据及信息

智能变电站采集的数据及信息包括:(1)变电站运行时产生的数据,包括变电站母线,馈线等的电压、电流、功率和主变压器电流、功率、油温;电容器的电流、频率、相位、无功功率和功率因子等;(2)变电站运行期间设备的状态量,包括高压断路器的状态,继电保护信号,运行异常报警信号,同期检查状态等;(3)用户的数据;(4)环境数据,诸如火警监测数据,烟雾报警器监测数据,视频监控信息,甚至天气信息等以确保该变电站能正常运行。

由于不同类型的数据其实时性要求及对数据的可靠性需求不一致,在平台设计过程中必须对类型不同的数据进行分类处理,以确保数据的有效性和可用性。

2.3 数据识别

数据识别的作用主要是过滤异常数据[8],并在设备产生异常数据时,向数据的使用人员作出报警提示。目前识别异常数据的方式主要有:(1)基于基尔霍夫定律的异常电流检测,根据基尔霍夫定律,电路系统中流入以及流出每一个节点的电流之和为零,因此可以利用基尔霍夫定律对变电站同一节点的所有设备的电流进行检测;(2)基于参量变化的关联影响检测,变电站运行中的各种参量是相互结合的,某个参量的变化会影响多个相关联的电压,电流的值也发生变化。若某个参量的突变并未影响其关联参量的值,则该参量数据出现异常;(3)基于电流电压值的检测,对于变电站中的某些设备,流经其的电流及所加的电压必须满足一定大小才能正常工作,若电流电压不满足要求,则该设备电流电压数据存在异常;(4)通过功率平衡来判断功率数据是否异常,正常情况下变电站设备的功率处于平衡状态,若某个设备的流入流出的功率相差较大,则可认为该功率数据出现异常。

2.4 数据估计

当变电站数据出现异常时,可通过以下规则对异常数据点进行估计,从而求出异常数据的正确值。

(1)当节点电流发生异常时,可根据基尔霍夫电流定律求出k支路的异常电流数据,即

其中,N为节点支路数量;(2)通过设备自身的特性估计数据。例如在变压器正常工作时,根据未发生异常的电流电压数据求得发生异常的电流电压数据。对于不同的链段或由总线耦合断路器通信总线,每个总线电压应相等,因此能通过正常的总线电压求得发生异常的总线电压数据;(3)通过历史数据和正常数据来进行估计。当系统操作模式并未改变时,发生异常的数据可以由历史数据或其他正常数据估计得到。如在其他综合数据按照设备正常运行状况未发生改变时,由于模拟量的周期性变化规律,可以由之前的正常历史数据估计出发生异常数据的正确数值。

3 平台的实时性仿真

平台能否满足系统所需的实时性决定了平台是否能正常运行,这也成为子单元划分的根据之一。如图2所示变电站,其过程层具有10个合并单元和10个智能终端,间隔层具有10个平台子单元。在平台实时性实验仿真中,设置仿真时间为900 s,当仿真时间到达100 s时,各数据流开始产生,仿真得到间隔层SAV、间隔层GOOSE、站控层MMS、远方用户SAV数据流端到端的延迟仿真时间,仿真结果如图3所示。

由图3所示,间隔层SAV平均延迟和GOOSE平均延迟均在1.5 ms以下,其中间隔层SAV平均延迟约为1.4 ms,间隔层GOOSE平均延迟约为1.2 ms。而远方用户SAV平均延迟与间隔层SAV和GOOSE平均延迟相比则略微增大,约为2.2 ms。站控层MMS延迟则约为15 ms。总体而言,平台的延迟均在15 ms以内,因此平台可满足IEC 61850标准对数据及信息的实时性要求,具有良好的运行效果。

4 结束语

为解决传统变电站因信息系统数据重复交叉采集而造成数据采集异常,时间紊乱等问题,完成传统变电站到智能变电站的建设。本文设计了基于IEC61850的智能变电站信息平台,其将变电站产生的数据,例如变电站运行数据、设备的状态量、环境数据、用户数据等处理转化成相同标准的形式,形成统一的信息平台,便于信息的交换与共享并为变电站的控制、运营等提供数据支持。实验仿真证明,此平台可满足IEC 61850标准对数据及信息的实时性要求。

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IEC61850模型论文 篇10

近年来,随着对智能电网研究的不断深入[1,2,3,4],提出了高级配电自动化的概念[5,6,7]。

配电网的一个重要特点就是设备点多面广,这就导致了配电网自动化建设和维护的成本都很高。而同时配电网自动化需要一个规模效应,只有当接入的设备达到一定的规模之后,才能真正起到提高供电可靠性的作用[8]。

IEC61850为变电站自动化提供了统一的标准,实现了不同智能设备之间的互操作[9]。参考IEC61850的技术和方法,将其引入到配网自动化中[10],实现配网自动化设备的互操作、即插即用,解决配网自动化中大量设备的有效接入问题。

1 高级配网自动化

美国电力科学研究院在智能电网体系报告中提出了高级配电自动化的概念:“配电网革命性的管理与控制方法,它实现了接有分布式电源的配电系统的全面控制与自动化,使系统的性能得到优化[11]”。本文所讨论的高级配网自动化,也就是其中的高级配电网运行自动化ADOA(Advanced Distribution Operation Automation)。

高级配网自动化中采用IP网络通信,解决了传统配网自动的通信难题。以IP通信网络为基础,使用IEC61850的建模方法和通信模型,组建新的通信系统实现数据的透明传输,已成为一种必然趋势。

2 IEC61850的主要内容和特点

IEC61850标准为不同厂商的智能电子设备(IED)实现互操作和系统无缝集成提供了有效的途径,简单而言具有4个特点。

a.提出了变电站内信息分层的概念,将变电站从逻辑上分为变电站层、间隔层、过程层共3层,并定义了层与层之间的接口。

b.采用面向对象的建模技术,定义了基于客户/服务器结构的通信模型,定义了服务器、逻辑设备、逻辑节点、数据对象等数据对象模型,并定义了对象之间的通信服务,为信息交换提供了信息模型。

c.采用统一的命名规则,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,如Relay/CSWIa.Pos.st Val,Relay为逻辑设备,CSWIa为逻辑节点,Pos为数据名,st Val为数据属性。在数据的发送方采用面向对象的方法对数据本身进行自我描述,接收方不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作,简化了对数据的管理和维护工作。

d.使用独立网络技术,采用面向对象技术定义通信服务,服务接口采用抽象的描述方法。对于设备间交换的具体报文及编码通过特定通信服务映射SCSM(Specific Communication Service Mapping)指定,实现了通信服务和具体实现协议的相互独立。

3 应用IEC61850的高级配网自动化结构

3.1 总体结构

从逻辑上将整个配电网看作是一个“没有屋顶的大变电站”,参照IEC61850的3层模型,划分为4层,即主站层、馈线(环网)层、终端层、过程层(开关、电流互感器(TA)、电压互感器(TV)等),如图1所示。

图1中,主站层位于控制中心,是整个高级配网自动化的核心大脑,馈线(环网)层位于变电站负责连接整个馈线或者环网上的馈线自动化终端FTU(Feeder Terminal Unit),终端层是位于具体线路上的智能设备,包括柱上开关的FTU、环网柜FTU、配变监测终端TTU(distribution Transformer supervisory Terminal Unit)、开闭所监控终端DTU(Distribution Terminal Unit)等,过程层是具体设备的实现层,包括开关、配变、TA、TV等。

高级配网自动化采用分层的IP通信网络,主站与变电站之间为主干网络,变电站与相关的终端设备组成分支网络,FTU与TA、TV、开关之间为终端网络,如图2所示。

3.2 主站层

主站层位于控制中心,对应于IEC61850的变电站层,从整体上实现了配电网的监视和控制、故障定位、隔离与恢复供电,是整个配电网监控和管理系统的核心。

主站层通过前置系统实现了大量IED的数据接入。参照IEC61850中变电站自动化系统功能分层和逻辑接口,将前置系统看作是变电站层的后台,前置系统与IED的通信采用客户/服务模式,IED为服务器,前置系统主要作为客户。

系统接入了大量的IED,为了避免频繁操作IED和减少网络的数据流量,使重要信息得到快速有效的传递,需要合理规划IED数据刷新的速度,划分子网,避免广播数据的大量发送。

3.3 馈线(环网)层

馈线(环网)层位于变电站,由一条馈线或者一个环网上所有的配电终端组成。在传统的配电自动化中一般有配电子站,配电子站一般也位于变电站。配电子站的主要作用是实现数据的转发,一般是接入附近的配电终端,该配电终端可能属于一条馈线也可能属于不同的馈线,主要依据通信网络的连接组成。而馈线层,所连接的配电终端属于同一条馈线或者同一个环网,配电终端之间存在着一定的拓扑关系。

由于具体的配网接线方式不同,有放射性的馈线,也有多条馈线组成的环网,根据接线方式的不同,馈线层将这些相互关联的配电终端联系到一起。

馈线层在通信上属于汇接设备,可实现配电终端数据的透明传输。在馈线层上添加分布式智能设备可实现配电网的分布式智能控制,如快速自愈等。

馈线层可以是实际的物理局域网,也可以采用虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)的方式实现。通过馈线层,可以将IED的一些广播报文限制在该层,实现信息的分流,从而减少主干网络的数据流量。

3.4 终端层

终端层位于具体的配网线路一次设备上,包括柱上开关FTU、环网柜FTU、开闭所DTU、配变TTU等。配电终端需要完成的功能包括:

a.SCADA测量与控制功能,即遥测、遥信、遥控功能;

b.谐波测量功能;

c.短路故障检测功能;

d.小电流接地故障检测功能;

e.智能充电管理。

智能终端采用IP网络通信方式,信息量采用面向对象的自描述方式。

对于不同的应用环境,终端层包括的IED设备数量也不同,柱上开关FTU、配变TTU可能包括一个IED,而环网柜FTU、开闭所DTU可能包括多个IED。

3.5 过程层

过程层的定义与IEC61850相同,包括TA、TV、控制传动机构等。

4 IEC61850应用于配网自动化的扩展

将IEC61850应用到高级配网自动化中,需要根据配网自动化的特点做相应的扩充。

4.1 信息模型

4.1.1 逻辑节点

a.保护节点。针对于配电网和配电线路的特点,在配电网中有一些专用的保护,需要进行信息建模,包括小电流故障选线、定位相关的逻辑节点模型等。

b.电池充电管理模型。配电终端一般需要辅助电源,目前多数用充电电池,需要根据充电电池的特点,建立电池充电管理逻辑节点。

c.超级电容。由于电池寿命较短,一般为3~5年,采用长寿命的超级电容做配电终端的后备电源将成为一种新的选择,为此需要建立超级电容逻辑节点。

4.1.2 配电终端设备建模

目前的IEC61850对变电站自动化设备的建模已经比较成熟,应用到配网自动化中,需要对相关的IED进行合理地建模,包括配电终端、环网柜、故障指示器、开闭所等。图3给出了柱上开关FTU的一种模型。

4.2 信息交换模型

4.2.1 通信服务接口

IEC61850-7-2定义了比较完备的抽象服务接口ACSI(Abstract Communication Service Interface),包括基本模型规范和信息交换服务模型。信息交换服务模型包括客户/服务器模型、通用变电站事件GSE(Generic Substation Event)模型、采样值SV(Sample Value)传输模型。

主站和馈线层之间的通信采用客户/服务器模型,尽量不采用GSE模型,减少主干网络上的广播包数量。客户/服务器模型采用发布/订阅机制既可以保证正常数据的传输,又可以将异常数据快速发布。

不同的馈线层之间也采用客户/服务器模型,减少GSE的使用。

馈线层和终端层之间使用客户/服务器模型和GSE模型。GSE包括面向通用对象的变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Events)和通用变电站状态事件GSSE(Generic Substation Status Event)。GSE采用广播方式,对传输的延时有严格的限制。馈线层和终端层之间网络是分支网络,同一个分支网络上的IED一般不会很多,为了实现一些馈线层的快速功能,可以采用GSE模型。GSE的使用应该限制在馈线层内部,避免造成主干网络的堵塞。

环网柜、开闭所内不同的终端之间的通信也采用客户/服务器模型和GSE模型。

对于终端层和过程层之间需要采用SV传输模型。

4.2.2 时间同步

整个高级配网自动化系统包含大量的智能设备,为了保持时间的一致性,可以采用二级时间同步机制,即主站层时间同步和馈线层时间同步,如图4所示。

图4中,主站层由全球定位系统GPS(Global Positioning System)时钟提供标准的时间信号,馈线层有的接有GPS时钟,有的没有GPS时钟。主站层时间同步负责主站与各个馈线层的时间同步,对于接入了GPS时钟的馈线层可以不使用主站的时间信号,对于没有GPS时钟信号的馈线层需要采用主站的时间同步信号,完成时间的同步。馈线层时间同步负责馈线和终端的时间同步,馈线层将标准时间发送到终端设备。

4.3 服务映射

ACSI的具体报文及编码需要通过特定通信服务映射SCSM映射到具体的实现方式上。对于GSE和SV的映射采用IEC61850-8-1、IEC61850-9-1、IEC61850-9-2中相关的实现方式。这里着重讨论客户/服务器模型的实现方式,目前比较可行的映射方式有映射到制造业报文规范MMS(Manufacturing Message Specification)、映射到公共对象请求代理机构CORBA(Common Object Request Broker Architecture)、映射到IEC60870-5-101/104。

4.3.1 映射到MMS

IEC61850-8-1中详细定义了客户/服务器模型映射到MMS的实现方式。MMS底层采用TCP/IP,编码格式采用ASN.1。在高级配网自动化中采用以太网,以MMS+TCP/IP来实现网络通信是一种比较可行的实现方式。

4.3.2 映射到CORBA

CORBA是由对象管理组织OMG(Object Management Group)制订的一种标准的面向对象的应用程序体系规范[12],目标是解决面向对象的异构应用之间的互操作问题,并提供分布式计算所需要的一些其他服务。CORBA的对象管理模型、对象请求通信机制和ACSI的服务有很多相似之处,可以很方便地进行映射。IEC61850到CORBA的映射过程实际上是将IEC61850-7-2部分的模型用CORBA的IDL描述出来。

但是,CORBA的实现方式比较复杂,终端设备一般采用嵌入式系统开发,实现CORBA比较困难,具体的应用中还没有采用CORBA的实现方式。

4.3.3 映射到IEC60870-5-101/104

IEC TC57制订了IEC61850与IEC60870-5-101/104之间信息交换的导则IEC61850-80-1。通过IEC61850-80-1可以完成IEC61850向IEC60870-5-101/104的数据模型的映射,用于变电站与控制中心的通信。

IEC61850-80-1对于信息模型能够很好地进行映射,但对服务模型支持得不够好,比如Server的GetServer Directory、Logical Device的Get Logical DeviceDirectory等偏重于信息模型自描述的部分在IEC60870-5-101/104中没有相应的实现。这主要是2种标准所采用模型不一致造成的,对于这些不能映射的部分可以采用Web Services、文件传输,或对IEC60870进行扩展,添加相关的应用来实现。

4.4 配置语言

IEC61850-6定义了变电站配置描述语言SCL(Substation Configuration Language),用来描述IED的配置、参数,通信系统的配置、参数,变电站的系统结构以及它们之间的关系。

将IEC61850应用到配电网自动化中,需要增加对配电线路的描述,描述同一环网或者馈线上不同终端之间的拓扑关系,为实现分布智能做好基础。

5 结语

将IEC61850引入到配网自动化中,以开放式IP网络为基础,采用面向对象的建模技术和MMS技术,提高设备之间的互操作性,将对传统的配网自动化带来比较深刻的变化,推动传统配网自动化向高级配网自动化过渡。

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