IEC61850规约五篇

IEC61850规约 篇1

因此面对我国电力行业的通讯规约现状, 急需一种统一的先进规约集中管理, 需要梳理现有的变电站到调度的通讯协议, 将数据对象与信息源统一分配地址和名字, 设立签名字库, 集中建模, 建立全局性的对象模型, 在全国的电网范围内形成统一的无缝的远程通讯体系。为了实现这种统一的体系, 我们必须使用IEC61850规约。

1 IEC61850规约简介

IEC61850规约的全称是变电站通信网络和系统 (Communi cation Networks and Systems in Substations) , 是变电站和智能电网的唯一国际通讯技术标准, 由国际电工委员会制定成立, 是实现智能电网中变电站的自动化的通讯前提。IEC61850规约建立的初衷就是尊重现实, 统一管理变电站内不同厂家的IED设备, 在不同的智能电子设备之间通过统一协议标准实现信息无缝结合, 并且具有开放性和兼容性, 发展方向是最终实现“即插即用”, 在电力自动化的工业控制通讯技术上实现“一个世界、一种技术、一个标准”。

2 IEC61850规约的技术特点

(1) 面向对象建模, 一般采用XML语言。 (2) 整个体系使用分布、分层的架构。 (3) 使用抽象通信服务接口 (ACSI) 、特殊通信服务映射Scsm技术。 (4) MMS技术。 (5) 突出可操作性、互操作性, 强调开放性和兼容性。

3 IEC61850规约的应用优势

3.1 能够明显减少二次回路的图纸设计与管理

相对于102规约和CDT规约来看, IEC61850规约中各个IED设备之间的遥信、启动、备自投等通讯方式都是采用光缆或者网线的一根通讯线的方式代替以往的空结点+开入的方式。因此只需用一根光缆完成通讯, 并辅以适当的通讯方式 (多为XML语言建模) 统一建模配置文件, 而省去了繁杂的线路设计和通讯配置文件的管理工作, 能够做到远程和现场的配置文件完全一致, 因而在设计之初就省去了繁琐的现场和图纸之间的反复核实。

3.2 节省人力, 转移检修重点

目前我国的继电保护工程师长期将精力用在二次电器回路的养护上, 而培养一名合格的继电保护工程师也需要大量的时间和精力, 并且继电保护工程师在工作中也存在一定的危险, 因此我国在二次电器回路的养护上往往把精力用在二次电器回路的个别养护而不是电网一次设备的安全可靠运行、减少事故等方面。在实行了IEC61850规约后就能够实现在线的全站实时数据共享, 有利于整个系统的专家统一解决难题, 对重点难点实施远程专家会诊然后有目的地检修, 能够降低人力使用, 解决电网维修行业工程师水平参差不齐且培养难度大等现实问题。

3.3 能够降低运行成本

在传统的变电站施工现场, 处于继电保护对电器二次压降要求很严格, 因此都采用带屏蔽的阻燃铜电缆以降低电缆坑中二次交直流电缆彼此之间的电磁干扰。由此需要消耗大量的铜, 而我国铜储量并不丰富, 远不够使用, 因此我国长期处于铜进口的尴尬局面, 铜的定价权掌握在国外垄断机构手中, 使用成本和潜在成本都非常高。因此在IEC61850标准下生产的IED设备能够明显地减少CT开路和PT短路的风险, 主要是因为IEC61850采用光缆作为通讯专线, 光纤不存在电磁干扰和热效应等不利因素, 能够明显降低IED设备的数量和制作成本。并且由于集约化的管理方式, 可以做到使用者对相关系统越用越熟悉而不用费尽心思适应新设备, 由此可以节省大量的培训成本和管理成本。因此IEC61850能带来巨大的经济效益, 明显简化管理手续, 提高综合管理水平。

摘要：目前我国现行的电力行业规约繁琐且复杂, 几乎每一个变电站供应商都有自己的一套通讯规约, 给管理和维修维护带来了极大的麻烦, 面对我国电力行业的通讯规约现状, 急需一种统一的先进规约集中管理, 需要梳理现有的变电站到调度的通讯协议, 将数据对象与信息源统一分配地址和名字, 设立签名字库, 集中建模, 建立全局性的对象模型, 在全国的电网范围内形成统一的无缝的远程通讯体系。为了实现这种统一的体系, 我们必须使用IEC61850规约。IEC61850规约由于在技术上的兼容性和先进性, 在应用上能够节省大量的建设成本、人力成本和管理成本, 是下一代智能电网的核心技术之一。本文结合实际工作浅谈了IEC61850规约的技术优势与应用前景。

关键词：IEC61850,智能电网,智能变电站,通讯规约

参考文献

[1]常弘, 茹锋, 薛钧义.IEC61850标准语义信息模型的互操作性能分析及系统实现[J].电工电能新技术, 2005, 03:58-62.

[2]李友军, 徐广辉, 王文龙, 胡少谦, 代小翔.Web Service和MMS技术在IEC61850标准体系中的应用分析[J].电力系统保护与控制, 2009, 14:101-104.

IEC61850规约 篇2

IEC 61850通信体系在中国已经得到广泛应用,目前的传统变电站及智能变电站均推荐采用IEC 61850通信标准,其代表了未来变电站的发展方向[1]。

日志服务是IEC 61850提出的一项重要通信服务,对日志控制块、日志模型、日志服务映射作了明确规定。但在实际的工程中,日志服务并没有得到很好的应用,原因在于如下几个关键问题没有得到解决:①IEC 61850对日志模型作了定义,但在实际工程中,对于是采用报告数据集还是单独创建数据集的问题没有明确规定,关于日志控制块、日志数据集的实例名称也没有明确规定。②IEC 61850对日志内容作了定义,提出了日志条目、条目列表的概念,但没有对日志范围、日志存储容量等日志管理方面的问题作出明确规定。③IEC 61850没有对日志触发方式作出明确规定,例如:品质变化是否需要存储日志?是否需要周期存储日志?检修状态下是否需要保存日志?监控、子站是否也需要保存一份与智能电子设备(IED)内部相同的日志?

以上几点涉及到互操作的问题,已经严重阻碍了日志功能的实际应用。从用户角度看,没有日志功能,就不能从远方获取历史故障信息,而只能通过IED本地查阅历史报告,给事故追忆带来很大不便。传统的IEC 61870-5-103协议可以实现远方调历史报告功能,到了IEC 61850时代,虽然缓存报告控制块(BRCB)报告功能很完善,但掉电后丢失使得报告服务并不能代替日志服务,不能实现历史报告功能,不免是一大遗憾。本文从实际工程应用角度出发,对日志互操作遇到的具体问题进行详细分析,提出解决方案,并给出服务器端日志的实现方法。

1 日志概述

IED生成的历史数据均可看成是日志,日志是按照先入先出的原则写入的。客户端可以通过日志服务检索IED的历史数据。日志与报告有所不同,日志数据的记录和存储相互独立,不依赖于外部客户端的连接和检索。历史数据要先生成,然后再提供检索服务[2]。

日志的范围很广,包括保护动作事件、告警、遥控操作记录、自检变位信息等,但究竟工程中需要哪些日志,业界内并没有一致的说法。笔者认为只要是曾经以BRCB或非缓存报告控制块(URCB)上送过的报告,都应该存储一份日志,这样可以保证:在保护动作过程中,如果IED与监控或子站通信异常,造成监控或子站没有收到即时报告的情况时,可以通过日志功能获取当时的故障信息。

2 日志模型

日志模型包括日志控制块和日志内容2个部分[3]。日志控制块的实例名称,本文推荐采用以lcb为前缀,取代数据集名称的ds,后面加上数据集名称后半部分构成,例如:数据集名称为dsTripInfo,则日志控制块名称为lcbTripInfo。如果需要对一些重要信息(如保护跳闸)单独创建日志数据集,则日志数据集的名称采用dsLog,此日志数据集可以跨逻辑设备添加不同的逻辑节点,本文推荐采用原有的报告数据集作为日志数据集。日志模型样例如图1所示。

对于使能日志LogEna,IED上电后,应自动置为True,同时允许客户端对日志使能标志进行修改。IED对客户端每次更改日志使能标志都应该作为一条单独的日志进行存储,以便日志功能失效时作追忆用。

对于日志触发选项TrgOp,主要包括数据变化dChg、品质变化qChg、周期上送period。对于dChg,每次变位都要存储;对于qChg,如果在检修状态下,如果IED存储容量有限,为保证不覆盖以前有用的历史报告,可考虑不存储日志;对于遥测量的period,在进行日志互操作试验时可验证其功能的正确性,但对于实际运行的IED,如果IED存储容量有限,可考虑不进行周期存储日志。

日志内容包括起始条目号OldEntr和结束条目号NewEntf,起始条目时间oldEntrTm和结束条目时间NewEntrTm,以及条目数据内容。起始、结束条目号由8位位串表示,从0开始递增,并保证IED掉电后不丢失,重新上电时以掉电前条目号为基准进行递增。起始、结束条目时间也一样,在IED掉电后保持,重新上电时加载掉电前的日志条目起始时间。日志内容采用与报告格式相同的面向对象结构,包括日志所对应数据集的数据对象或数据属性reference、数据值、原因代码reasonCode。日志条目的DataRef和Value参数分别填充日志数据集成员的引用名和数值,类似URCB和BRCB的处理,支持日志数据集成员为功能约束数据(FCD)及功能约束数据属性(FCDA)。

3 日志服务

IEC 61850的日志服务[4]包括读写索引和读条目2大类。读日志索引采用通用的读服务,读取lcb的起始、结束条目号和条目时间,读日志控制块值GetLCBValues映射到制造报文规范(MMS)的Read服务,设置日志控制块值SetLCBValues映射到MMS的Write服务。读日志内容服务映射到MMS的Journal对象。其中的按时间查询日志QueryLogByTime、查询某条目以后的日志QueryLogAfter均映射到MMS的ReadJournal服务,读日志状态值GetLogStatusValue映射到MMS的Read服务,读取日志控制块各成员数值,可以读取当前日志的条目数目。

如图2所示,描述了日志服务基于MMS实现的具体流程。

客户端通过关联服务与服务器端建立连接后,向服务器端发送初始化服务请求,服务器端响应初始化服务时,如果检测到模型包含日志控制块,则提供日志服务响应; 客户端通过读日志控制块获取标题信息,采用映射到MMS的Read服务读取日志控制块信息,服务器端响应读日志控制块服务,将相应的日志控制块起始、结束条目号及条目时间等信息发送到客户端;客户端根据服务器端提供的日志控制块信息设置检索条件,通过MMS的ReadJournal服务发送到服务器端,服务器端将符合条件的日志内容传输给客户端,从而完成一个日志传输过程。

3.1 日志格式

日志互操作的关键问题是服务器端与客户端对日志传输格式的理解要一致。本文考虑到日志服务与报告服务[5]的相似性,对每个日志条目包含的详细内容作了具体定义,如图3所示。

以单条日志为例,主要包括日志标题和日志数据2个部分内容。日志标题包括日志条目号、日志发生时间及名称等概要信息;日志数据是将IEC 61850标准中没有明确规定的内容作了约束,包括数据引用、数值、原因代码3项,其中,数据引用既支持FCD,又支持FCDA,原因代码以位串的格式表示日志产生原因。

3.2 服务器端实现方法

首先,服务器端的模型文件需要支持日志功能,配置日志控制块。在响应客户端初始请求时,需要增加ReadJournal服务定义。

其次,服务器端解析日志控制块,定义日志数据结构[6,7],创建日志扫描服务。如图4所示,描述了日志服务处理流程。

服务器端解析模型时,自动检索模型中是否具备日志控制块,如果检索成功,则创建日志控制块,匹配日志控制块中定义的数据集,创建日志周期扫描、变位扫描服务。本文提出的日志扫描服务方法与报告扫描服务方法相同。如果是服务器端刚上电,则需要加载历史日志信息,更新日志控制块对应的起始、结束条目号及条目时间。新生成的日志将在历史日志信息基础上进行累积。服务器端加载历史日志成功后,进行日志消息循环,在消息循环中实时响应数据集成员的数据变化、品质变化、周期存储及数据更新,与日志控制块中的标志位状态一致后,则生成日志条目,记录下日志生成时刻信息,包括数据对象reference及数值,并标记原因代码ReasonCode,存储到日志数据库中,同时更新日志索引信息,对于日志名称相同的不同日志控制块进行同步更新。

最后,服务器端响应客户端的ReadJournal服务,判断客户端是按条目时间还是按条目号读取日志,并与服务器端日志数据库内容进行匹配,将符合条件的日志进行打包,并上送至客户端。

4 日志管理

按照IEC 61850标准,每个逻辑设备记录一个日志,每个日志可以对应不同的日志控制块,日志控制块对应不同的数据集。为此,每个逻辑设备下的日志需要统一编号,且涵盖该日志下的所有控制块,为此,同一逻辑设备下的日志需要统一管理。但是,考虑到日志信息分类的要求,例如告警日志与事件日志的互不影响,又要将不同的日志控制块进行单独管理。

本文采用通用文件形式对日志进行存储,以iecLog为根目录,日志名为子目录,每个日志名下又包含以日志控制块名称命名的子目录。考虑到日志检索的快速性及方便性,每个日志控制块目录下包含日志简报和日志条目。日志数据库的检索通过日志简报实现,根据日志简报可以具体定位日志条目。服务器端上电加载日志及存储日志时,均对日志简报与日志条目的关联性进行严格校验,通过检验码核对日志的完整性。

考虑到IED服务器端日志存储空间有限,且IEC 61850规定日志为先进先出的队列数据结构,为此,需要对日志存储进行循环覆盖。每次覆盖掉旧的日志条目后,都要对日志控制块索引的起始、结束条目号和条目时间进行更新。同时,IED在模拟对点时也应该正常存储日志。

5 日志解析

监控或子站客户端提供人机交互界面确定要召唤日志的范围,再通过日志服务QueryLogByTime、QueryLogAfter获取服务器端的日志信息。获取日志信息后,按照报告解析的做法,提取日志数据对象reference及数值,由于服务器端上送的日志不含名称、描述等信息,需要客户端根据模型reference进行检索,检索成功后,按照用户使用习惯,将历史信息的名称及变位信息推到历史报告画面,同时提供日志的原因代码,每个日志响应报文中可能包含多条日志,处理方法与上述相同。

6 工程案例

以上海练塘变工程为例,客户端采用国内2个不同厂家的故障信息子站,服务器端为四方公司CSC-103A保护装置。采用如下方法测试日志:进行保护试验,客户端记录实时上送的报告信息,然后装置断电,再重新上电,客户端通过日志服务检索装置的日志信息,检索条件如附录A图A1所示,可以设置检索起始、结束条目时间。装置上送的检索结果如附录A图A2所示,以列表形式显示了报告时间、名称。然后将上送的日志信息与实时报告信息进行对比,按报告数目、报告时间、报告内容对比是否一致;将装置的检修压板投上,重复上述试验,验证在检修状态下保护装置存储的日志信息是否正确,同时观察品质的Test位是否置上。经过上述2项试验发现,装置的日志信息与实时报告信息完全相同。在确保功能试验正确的前提下,进行装置性能试验,测试装置日志存储容量,即达到最大容量时,循环覆盖旧日志功能是否正确,通过品质变位及周期存储日志功能,使日志发生数目达到上千次,经过上述试验发现,日志存储达到最大容量时,日志循环覆盖存储正确,且上送时间满足要求。通过上述的互操作试验,验证了IEC 61850日志功能在工程上的可用性。用户已决定在常熟南变电站中同样使用该日志功能。

通过实际的现场工程联调,站控层与间隔层对于日志的理解得到证实,解决了以下几个日志功能在工程应用中的突出问题:①明确了日志建模方式,同一逻辑设置下日志名称为逻辑设备名,采用报告数据集,日志控制块名称与数据集名称有一一对应关系;②明确了日志分类,只要是通过报告上送的信息均按日志存储;③明确了日志触发方式,品质变化、数据变化均存储日志;④明确了日志检索方式,可以按条目号和条目时间进行检索;⑤明确了日志解析方式,通过模型及日志中reference进行名称匹配,从而完成数据与名称的对应;⑥明确了监控、子站对日志各自的处理方式,由于监控、子站已经存在历史数据库,与装置日志有重叠部分,为此,笔者认为监控、子站可以不保存日志,但要提供召唤日志或透明转发主站查询日志的手段。

尚未明确的主要问题有:①日志如何按照数据集或日志控制块进行检索?在IEC 61850第1版本中仅规定了按日志名称检索日志,而同一日志的不同数据集信息统一管理,例如状态变位信息与保护动作信息统一管理,会造成日志内存储过多与故障无关的信息,不利于故障分析。②没有提供按日志控制块检索的方法,而日志控制块是与数据集密切相关的,可以对日志进行详细分类,按日志控制块检索日志的功能在IEC 61850第2版本中有所体现,但鉴于目前各厂家的装置大多数是基于IEC 61850第1版本进行的产品设计,因此,按日志控制块检索日志的功能还需在后续产品开发中增加。

7 结语

本文结合IEC 61850日志标准和国内工程的使用习惯,提出了能够在工程中广泛应用的日志实用功能。通过对日志范围、日志模型、日志传输、日志管理等几个方面的详细介绍,解决了各IED厂商对日志存在分歧的问题。本文提出的方案也可以作为主站与子站之间采用IEC 61850传输日志的方案借鉴,有一定的工程实用价值。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

参考文献

[1]任雁铭,秦立军,杨奇逊.IEC 61850通信协议体系介绍和分析[J].电力系统自动化,2000,24(8):62-64.REN Yanming,QI N Lijun,YANG Qixun.Study onIEC61850communication protocol architecture[J].Automation of ElectricPower Systems,2000,24(8):62-64.

[2]IEC 61850-7-2 Communication networks and systems insubstations:Part 7-2 basic communication structure forsubstation and feeder equipment—abstract communicationservice interface(ACSI)[S].2004.

[3]IEC 61850-8-1 Communication networks and systems insubstations:Part 8-1 specific communication service mapping(SCSM)—mappings to MMS(ISO9506-1 and ISO9506-2)andto ISO/IEC 8802-3[S].2004.

[4]韩明峰,郑永志,唐永建,等.IEC 61850的日志服务策略[J].电力系统自动化,2007,31(18):54-56.HAN Mingfeng,ZHENG Yongzhi,TANG Yongjian,et al.Realization strategy of IEC 61850 log services[J].Automationof Electric Power Systems,2007,31(18):54-56.

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[6]童晓阳,李岗,陈德明,等.采用IEC 61850的变电站间隔层IED软件设计方案[J].电力系统自动化,2006,30(14):54-58.TONG Xiaoyang,LI Gang,CHEN Deming,et al.IEC 61850based software design scheme of bay level IED in substations[J].Automation of Electric Power Systems,2006,30(14):54-58.

IEC61850规约 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

[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

IEC104规约调试小结 篇4

调试IEC-104规约时对报文作了如下的分析，不对地方请指正。一、四遥信息体基地址范围

“可设置104调度规约”有1997年和2002年两个版本，在流程上没有什么变化，02版只是在97版上扩展了遥测、遥信等信息体基体址，区别如下：

类别

1997版基地址

2002版基地址

遥信

1H------400H

1H------4000H

遥测

701H------900H

4001H------5000H

遥控

B01H------B80H

6001H------6100H

设点

B81H------COOH

6201H------6400H

电度

C01H------C80H

6401H------6600H 二、一些报文字节数的设置

类别

配置方式 公共地址字节数传输原因字节数信息体地址字节数

此配置要根据主站来定，有的主站可能设为1，1，2，我们要改与主站一致。

三、以公共地址字节数=2，传输原因字节数=2，信息体地址字节数=3为例对一些基本的报文分析

第一步：首次握手（U帧）

发送→激活传输启动

： 68（启动符）04（长度）07（控制域）00 00 00 接收→确认激活传输启动 ： 68（启动符）04（长度）0B（控制域）00 00 00

第二步：总召唤（I帧）

召唤YC、YX（可变长I帧）初始化后定时发送总召唤，每次总召唤的间隔时间一般设为15分钟召唤一次，不同的主站系统设置不同。发送→总召唤 ：

68（启动符）0E（长度）00 00（发送序号）00 00（接收序号）64（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）00 00 00（信息体地址）14（区分是总召唤还是分组召唤，02年修改后的规约中没有分组召唤）

接收→S帧 ：

注意：记录接收到的长帧，双方可以按频率发送，比如接收8帧I帧回答一帧S帧，也可以要求接收1帧I帧就应答1帧S帧。04 01 00 02 00

接收→总召唤确认（发送帧的镜像，除传送原因不同）：

68（启动符）0E（长度）00 00（发送序号）00 00（接收序号）64（类型标示）01（可变结构限定词）07 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）00 00 00（信息体地址）14（同上）

发送→S帧 ：

注意：记录接收到的长帧，双方可以按频率发送，比如接收8帧I帧回答一帧S帧，也可以要求接收1帧I帧就应答1帧S帧。

04 01 00 02 00

接收→YX帧（以类型标识1为例）：

68（启动符）1A（长度）02 00（发送序号）02 00（接收序号）01（类型标示，单点遥信）04（可变结构限定词，有4个遥信上送）14 00（传输原因，响应总召唤）01 00（公共地址即RTU地址）03 00 00（信息体地址，第3号遥信）00（遥信分）

发送→S帧 ：

04 01 00 04 00

接收→YX帧（以类型标识3为例）：

68（启动符）1E（长度）04 00（发送序号）02 00（接收序号）03（类型标示，双点遥信）05（可变结构限定词，有5个遥信上送）14 00（传输原因，响应总召唤）01 00（公共地址）01 00 00（信息体地址，第1号遥信）02（遥信合）06 00 00（信息体地址，第6号遥信）02（遥信合）0A 00 00（信息体地址，第10号遥信）01（遥信分）0B 00 00（信息体地址，第11号遥信）02（遥信合）0C 00 00（信息体地址，第12号遥信）01（遥信分）

发送→S帧 ：

04 01 00 06 00

接收→YC帧（以类型标识9为例）：

68（启动符）13（长度）06 00（发送序号）02 00（接收序号）09（类型标示，带品质描述的遥测）82（可变结构限定词，有2个连续遥测上送）14 00（传输原因，响应总召唤）01 00（公共地址）01 07 00（信息体地址，从0X0701开始第0号遥测）A1 10（遥测值10A1）00（品质描述）89 15（遥测值1589）00（品质描述）

发送→S帧 ：

04 01 00 08 00

接收→结束总召唤帧 ：

68（启动符）0E（长度）08 00（发送序号）02 00（接收序号）64（类型标示）01（可变结构限定词）0A 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）14（区分是总召唤还是分组召唤，02年修改后的规约中没有分组召唤）发送→S帧 ： 04 01 00 0A 00 第二步:发送对时报文(通过设置RTU参数表中的”对间间隔”,单位是分钟,一般是20分钟)发送→对时命令 ：

68（启动符）14（长度）02 00（发送序号）0A 00（接收序号）67（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）01（毫秒低位）02（毫秒高位）03（分钟）04（时）81（日与星期）09（月）05（年）

接收→对时确认 ：

68（启动符）14（长度）0C 00（发送序号）02 00（接收序号）67（类型标示）01（可变结构限定词）07 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）**（毫秒低位）**（毫秒高位）**（分钟）04（时）81（日与星期）09（月）05（年）

发送→S帧 ：

04 01 00 0E 00

第三步:电度总召唤(如果没有电度此步骤可以省略且可以在对时之前以送.通过设置参数中”全数据扫描间隔”,单位是分钟一般是15分钟召唤一交,如果不需要召唤电度一定要将参数中的电度个数设为0)发送→召唤电度 ：

68（启动符）0E（长度）04 00（发送序号）0E 00（接收序号）65（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）45（QCC）

接收→召唤确认(发送帧的镜像,除传送原因不同)：

68（启动符）0E（长度）10 00（发送序号）06 00（接收序号）65（类型标示）01（可变结构限定词）07 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）45（QCC）发送→S帧 ：

04 01 00 12 00 接收→电度数据 ：

68（启动符）1A（长度）12 00（发送序号）06 00（接收序号）0F（类型标示）02（可变结构限定词,有两个电度量上送）05 00（传输原因）01 00（公共地址）01 0C 00（信息体地址，从0X0C01开始第0号电度）00 00 00 00（电度值）00（描述信息）02 0C 00（信息体地址，从0X0C01开始第1号电度）00 00 00 00（电度值）01（描述信息）发送→S帧 ：

04 01 00 14 00 接收→结束总召唤帧 ：

68（启动符）0E（长度）14 00（发送序号）06 00（接收序号）65（类型标示）01（可变结构限定词）0A 00（传输原因）01 00（公共地址）00 00 00（信息体地址）45（QCC）发送→S帧 ： 04 01 00 16 00 第四步:如果RTU有变化数据主动上送

主动上送变位遥信,类型标识为1或3 接收→变位遥信 ：

68（启动符）0E（长度）16 00（发送序号）06 00（接收序号）01（类型标示，单点遥信）01（可变结构限定词，有1个变位遥信上送）03 00（传输原因，表突发事件）01 00（公共地址即RTU地址）03 00 00（信息体地址，第3号遥信）00（遥信分）发送→S帧 ：

04 01 00 18 00 接收→变位遥信 ：

68（启动符）0E（长度）18 00（发送序号）06 00（接收序号）03（类型标示，双点遥信）01（可变结构限定词，有1个变位遥信上送）03 00（传输原因，表突发事件）01 00（公共地址即RTU地址）06 00 00（信息体地址，第6号遥信）01（遥信分）发送→S帧 ：

04 01 00 1a 00

主动上送SOE,类型标识为0x1e或0x1f 接收→SOE ：

68（启动符）15（长度）1a 00（发送序号）06 00（接收序号）1e（类型标示，单点遥信）01（可变结构限定词，有1个SOE）03 00（传输原因，表突发事件）01 00（公共地址即RTU地址）08 00 00（信息体地址，第8号遥信）00（遥信分）ad（毫秒低位）39（毫秒高位）1c（分钟）10（时）7a（日与星期）0b（月）05（年）

发送→S帧 ：

04 01 00 1c 00 接收→SOE ：

68（启动符）15（长度）1c 00（发送序号）06 00（接收序号）1f（类型标示，双点遥信）01（可变结构限定词，有1个SOE）03 00（传输原因，表突发事件）01 00（公共地址即RTU地址）0a 00 00（信息体地址，第10遥信）01（遥信分）2f（毫秒低位）40（毫秒高位）1c（分钟）10（时）7a（日与星期）0b（月）05（年）

第四步:如果主站超过一定时间没有下发报文或RTU也没有上送任何报文则双方都可以按频率发送U帧,测试帧 发送→U帧 ：

04 43 00 00 00 接收→应答 ：

04 83 00 00 00 第五步:遥控

发送→遥控预置 ：

68（启动符）0e（长度）20 00（发送序号）06 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）82（控合）接收→遥控返校 ：

68（启动符）0e（长度）0e 00（发送序号）06 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）07 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）82（控合）发送→遥控执行 ：

68（启动符）0e（长度）04 00（发送序号）18 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）06 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）02（控合）接收→执行确认 ：

68（启动符）0e（长度）12 00（发送序号）08 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）07 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）02（控合）发送→遥控撤消 ：

68（启动符）0e（长度）04 00（发送序号）18 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）08 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）02（控合）接收→撤消确认 ：

68（启动符）0e（长度）12 00（发送序号）08 00（接收序号）2e（类型标示）01（可变结构限定词）09 00（传输原因）01 00（公共地址即RTU地址）05 0b 00（信息体地址，遥控号=0xb05-0xb01=4）02（控合）

补充说明: 报文中的长度指的是除启动字符与长度字节的所有字节。

注意长帧报文中的“发送序号”与“接收序号”具有抗报文丢失功能。常用的类型标识：

遥测： 09———带品质描述的测量值，每个遥测值占3个字节

0a———带3个字节时标的且具有品质描述的测量值，每个遥测值占6个字节

0b———不带时标的标度化值，每个遥测值占3个字节

0c———带3个时标的标度化值，每个遥测值占6个字节

0d———带品质描述的浮点值，每个遥测值占5个字节

0e———带3个字节时标且具有品质描述的浮点值，每个遥测值占8个字节

15———不带品质描述的遥测值，每个遥测值占2个字节 遥信： 01———不带时标的单点遥信，每个遥信占1个字节

03———不带时标的双点遥信，每个遥信占1个字节

14———具有状态变位检出的成组单点遥信，每个字节8个遥信 SOE： 02———带3个字节短时标的单点遥信

04———带3个字节短时标的双点遥信

1e———带7个字节时标的单点遥信

1f———带7个字节时标的双点遥信

KWH： 0f———不带时标的电能量，每个电能量占5个字节

10———带3个字节短时标的电能量，每个电能量占8个字节

25———带7个字节短时标的电能量，每个电能量占12个字节

其他：

2e———双点遥控

2f———双点遥调

64———召唤全数据

65———召唤全电度

67———时钟同步

2、常用的传送原因列表：

1———周期、循环

2———背景扫描

3———突发

4———初始化

5———请求或被请求

6———激活

7———激活确认

8———停止激活

9———停止激活确认

0a———激活结束

IEC61850规约 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。

参考文献

[1]李九虎,等.电子式互感器在数字化变电站的应用[J].电力系统自动化,2007,31(7):94-98.LI Jiu-hu,ZHENG Yu-ping,GU Shi-dong,et al.Application of Electronic Instrunment Transformer in Digital Substation[J].Automation of Electric Power Systems,2007,31(7):94-98.

[2]冯娜,尙秋峰.电子式互感器数字接口的研究进展[J].电测与仪表,2007,(6):44-46.FENG Na,SHANG Qiu-feng.Research Development on the Digital Interface of Electronic Current Transformer[J].Electrical Measurement&Instrumentation,2007,(6):44-46.

[3]International Standard IEC60044-7,International Electro-technical Commision[S].

[4]International Standard IEC60044-8,International Electrotechnical Commision[S].

[5]IEC61850,变电站通信网络和系统系列标准[S].IEC61850Communication Networks and Systems in Substation[S].

[6]窦晓波,吴在军,胡敏强,等.IEC61850标准下合并单元的信息模型与映射实现[J].电网技术,2006,30(2):84-90.DOU Xiao-bo,WU Zai-jun,HU Min-qiang,et al.Information Model and Mapping Implementation of Merging Unit Based on IEC61850[J].Power System Technology,2006,30(2):84-90.

[7]刘琨,周有庆,张午阳,等.电子式互感器合并单元时间同步问题的解决方法[J].电力系统通讯,2006,27(161):71-75.LIU Kun,ZHOU You-qing,ZHANG Wu-yang,et al.Method for Solving the Synchronization of Merging Unit in Electronic Transducer[J].Teleccommunications for Electric Power System,2006,27(161):71-75.

[8]殷志良,刘万顺,杨奇逊,等.一种遵循IEC61850标准的合并单元同步的实现新方法[J].电力系统自动化,2004,28(11):61-65.YIN Zhi-liang,LIU Wan-shun,YANG Qi-xun,etal.New Method for Implementing the Synchronization of Merging Unit According to the IEC61850Standard[J].Automation of Electric Power Systems,2004,28(11):61-65.

[9]http://www.zlgmcu.com[EB/OL].