IEC61850标准

IEC61850标准（精选9篇）

IEC61850标准 第1篇

关键词：IEC61850,IED,建模,工程,《DL/T860实施技术规范》

0 引言

IEC61850变电站通信网络和系统标准,是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统的唯一国际标准[1]。该标准详细阐述了分层的变电站通信体系结构,通过定义抽象的类和服务,实现了应用和通信的解耦,为不同生产厂商的智能电子设备(IED)之间实现互操作性和系统无缝集成提供了途径。它的推广和应用为变电站自动化系统实现全数字化奠定了基础。

IEC61850的核心内容包括:采用面向对象建模技术对变电站功能和智能电子设备建模;为实现应用与通信分离,采用抽象通信服务接口映射到具体通信协议栈;基于扩展标识语言(XML)的变电站配置语言(SCL)对系统和智能设备进行配置。其中,利用面向对象的统一建模技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口对实际IED进行建模是IEC61850标准应用的关键[2]。

IEC61850在保护建模方面与国内的继电保护应用现状还有一定的差距,为满足国内需求,国家电网公司发布了《DL/T 860实施技术规范》。本文依据IEC61850建模思想,以某中压线路微机保护装置为例,结合实施技术规范,重点阐述IED工程化建模时所遇到的一些问题及解决方法。

1 IEC61850中的IED建模技术

1.1 IEC61850建模技术

变电站自动化系统由IED组成,并由分布于IED中LD的LN交互完成其系统功能。IEC61850-7部分采用面向对象的建模技术,描述了若干类以及这些类的特征和类的服务。这些类描述了变电站自动化通信系统模型的层次结构:服务器、逻辑设备、逻辑节点和数据对象等部分,如图1所示[3]。

IED的分层信息模型自上而下分为4个层级:Server(服务器)、Logical Device(逻辑设备)、Logical Node(逻辑点)、Data Object(数据对象)。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。逻辑设备包括逻辑节点,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。任何一个客户都可以通过抽象通信服务接口(ASIC)和服务器通信访问数据。

1.2 IED建模思想

IEC61850关注的是可以在网络上传输的信息。所谓建模,就是把功能可以对外交互的信息组织在模型中,并建立合适的通信服务以确定信息的传输方式和过程。基于IEC61850的IED建模思想是:对实际间隔层设备功能进行抽象,依据面向对象思想分析设备的逻辑构成,对传统的过程化流程实现的功能进行解耦分析,抽象出设备所含有的逻辑节点以及每个逻辑节点所含的参数、属性,找出逻辑节点之间的数据流向,再利用统一建模语言工具对其进一步分析[4]。

在对一个IED装置进行建模时,首先要确定该IED具有哪些功能,哪些功能是用来交换数据的。然后,根据IEC61850-7-4标准,将每个需要进行数据交换的变电站自动化功能逐一分解为若干个逻辑节点。一旦确定了某个逻辑节点,就得到了逻辑节点类中所有的兼容数据。这些数据都分为“必选”和“可选”2类。“必须”数据是强制性的,逻辑节点的实例化必须具有,而“可选”数据应根据IED的实际情况而选取。如果“必选”和“可选”都不能满足该IED的实际功能需求时,需要扩展数据[5]。

建立好逻辑节点后,以这些逻辑节点的公共特征为依据,划分逻辑设备。一个逻辑设备至少包含3个逻辑节点1个LLN0(逻辑节点零)、1个LPHD(物理设备信息)和1~n个LN(待定逻辑节点)。

最后将IED建模为一个或多个Server类的实例,通信模式采用为客户/服务器模式或订阅者/发布者模式。

2 IED工程建模方法

由于IEC61850中定义的保护逻辑节点是按照国外的保护装置设计的,与国内的应用需求有一些不相适应的地方[6]。下面将分析工程化建模时所遇到的问题,并结合《DL/T 860实施技术规范》,给出解决方法。

2.1 软压板建模

保护装置中使用软压板来设置某个保护功能的投入或退出。但是在IEC61850标准中并没有给出软压板的表述。

《DL/T 860实施技术规范》指出:保护压板数据应建模于保护逻辑设备中。保护功能压板宜建模于LLN0。保护出口压板宜建模于PTRC(保护跳闸条件)和RREC(自动重合闸)中[7]。

建模时,dsRelayEna(保护压板数据集)建立于PROT(保护)逻辑设备中的LLN0(逻辑节点零)逻辑节点,还应建立引用了该数据集的报告控制块brcbRelayEna,实现保护压板信息的及时上送。

2.2 逻辑节点建模

在实际的保护功能建模中,有很多保护功能在IEC61850中并没有相应的保护逻辑节点。遇到这种情况,先分析一下保护功能,判断标准已有的LN类是否满足功能要求,若满足,则采用合适的LN类。若不满足被建模功能,则考虑是否可以用通用的LN类来描述,即GAPC(通用过程自动控制)和GGIO(通用过程输入/输出)。

比如说线路保护装置的加速保护。装置设立独立的加速保护段,当重合于故障或者手合于故障时,加速保护不带时限无选择性地动作跳闸加速故障的切除。逻辑框图如图2所示。

在IEC61850标准中,并没有定义加速保护这个逻辑节点。但是从保护逻辑框图中可看出,后加速保护中的两个定值电流和时限,和PTOC逻辑节点类的逻辑是相似的。因此,在保护功能建模的时候,可以用PTOC来表示加速保护。同理,过负荷保护、充电保护均是PTOC逻辑节点类的不同实例。

还有一个需要注意的地方,如果没有合适的LN类符合被建模功能的核心需求,则可以新建LN类。新建LN类的名称,则要符合标准所规定的逻辑节点组相关前缀的要求,不可以与已经存在的LN类名称相冲突。但是为了保证各个厂商IED之间的互操作性,一般不建议新建LN类。

2.3 数据扩展

IEC61850所定义的逻辑节点中的数据比较少,如果不进行扩充,很难满足保护装置的需要。扩展数据时,先判断LN类中已有的可选数据是否满足要求,若满足,则应使用可选数据。若不能满足建模需求,则在该LN类中新建数据。新建的数据不可与已有数据名称冲突,要采用标准所规定的通用数据类和基本数据类型,要提供详细的描述和用法等信息。此外,不宜扩充通用数据类、复杂数据类型和基本数据类型。

2.4 GOOSE建模

装置GOOSE输入定义采用虚端子的概念,在以“GOIN”为前缀的GGIO逻辑节点实例中定义DO信号,DO信号与GOOSE外部输入虚端子意义对应,通过该GGIO中DO的描述和d U(使用UNICODE字符的文字描述)可以明确描述该信号的含义,作为GOOSE连线的依据。在相应LD的LN0中定义GOOSE数据集和GOOSE控制块用来发送GOOSE信号。在GOOSE数据集中预先配置满足工程需要的GOOSE输出信号。

GOOSE通信中断应该送出告警信号,设置网络断链告警。在接收报文的允许生存时间的2倍时间内没有收到下一帧GOOSE报文时判断为中断。另外,GOOSE通信时对接收报文的配置不一致信息须送出告警信号,判断条件为配置版本号及DA类型不匹配。

另外,装置应该通过在ICD文件中支持多个Access Point(访问点)的方式支持多个独立的GOOSE网络。

2.5 逻辑设备建模

把某些具有共同特性的逻辑节点组合成一个逻辑设备。逻辑设备的划分以功能进行,一般分为以下几种:公用LD,测量LD,保护LD,控制LD,录波LD,智能终端LD等。

在工程实施中,根据工程需要适当地组合。

3 IED工程化建模实例

中压线路XRL-261微机保护装置适用于中低压输电线路出线,实现的功能有:三段过流保护、过负荷保护、接地保护、低周减载保护、低压解列保护、加速保护、重合闸、自动序位减载保护、模拟量测量、故障录波、开关量输入和告警等。根据IED工程建模方法,本文对其进行建模。

XRL-261可建模为两个服务访问点,S1(普通MMS服务)和G1(GOOSE专用服务)。在S1访问点,建模为一个Server类,通信方式采用服务器/客户端模式。在G1访问点,建模为一个Server类,通信方式采用订阅者/发布者信息。开入报文作为GOOSE的订阅者,定义该装置接收哪些GOOSE输入,每个输入相对应的Extref(外部引用)中DO信号的引用名。

XRL-261根据功能的划分,在S1访问点,可建立5个LD:LD0(公用LD),MEAS(测量LD),PROT(保护LD),CTRL(控制LD)和RCD(录波LD)。各逻辑设备的具体构成如表1所示。

逻辑设备LD0的LLN0包含:(1)装置的参数数据集dsParameter;(2)装置自检告警数据集dsWarning,包含了装置自检告警信息;(3)报告控制块brcbWarning,引用数据集dsWarning,实现装置自检告警信息的及时上传。GGIO1:保护装置自检。

逻辑设备MEAS的LLN0包含:(1)保护遥测数据集dsRelayAin,包含了电压、电流等模拟量的测量信息;(2)报告控制块urcbRelayAin,引用数据集dsRelayAin,实现模拟量测量信息的及时上送。MMXU1:保护测量。

逻辑设备PROT的LLN0包含:(1)保护压板数据集dsRelayEna及引用了该数据集的报告控制块brcbRelayEna;(2)保护定值数据集ds Setting;(3)保护事件数据集dsTripInfo及引用了该数据集的报告控制块brcb Trip Info;(4)保护故障数据集dsAlarm及引用了该数据集的报告控制块brcbAlarm。PTOC1、PTOC2、PTOC3:三段式过流保护;PTOC4:加速保护;PTOC5:过负荷保护;RREC1:自动重合闸;PTUF1:低周减载保护;PTUV1:低压解列保护;PSDE1:接地保护;GAPC1:自动序位减载保护;TCTR/TVTR:电流/电压互感器;GGIO1:保护压板;GGIO2:保护事件;GGIO3:保护告警。

逻辑设备CTRL的LLN0包含:(1)保护遥信数据集ds Relay Din及引用了该数据集的报告控制块brcbRelayDin;(2)通信工况数据集dsCommState及引用了该数据集的报告控制brcbComm State。GGIO1:保护开入;GGIO2:GOOSE接收软压板;GGIO3:GOOSE异常告警;GGIO4:GOOSE输入信息。

逻辑设备RCD的LLN0包含:故障录波数据集dsRelayRec及引用了该数据集的报告控制块brcbRelayRect。RDRE1:故障录波。

在S2访问点下,可建立1个LD:GOLD。逻辑设备GOLD是GOOSE的专用服务。它由LLN0、LPHD1、PTRC1(GOOSE跳闸)、GGIO1(GOOSE输入信息)构成。其中LLN0包括:(1)GOOSE信号数据集ds GOOSE0,包含了GOOSE的跳闸信号;(2)Inputs(绑定外部信号)部分定义了该装置输入的GOOSE连线,每一个GOOSE连线包含了装置内部输入虚端子信号和外部装置的输出信号信息。

4 结论

本文根据IEC61850建模思想,结合《DL/T 860实施技术规范》,针对进线保护装置XRL-261I、出线保护装置XRL-261A进行了建模研究,实例验证了通过这种建模方法得到的配置文件结构清晰、功能合理。在西安供电局10 kV数字化开闭所工程中得到应用,能够比较好地满足工程需要。

参考文献

[1]IEC.IEC61850communication networks and systems in substations[S].2004.

[2]徐敏,王钢,王智东.基于IEC61850标准的电抗器保护建模方法[J].电网技术,2008,32(1):84-86.XU Min,WANG Gang,WANG Zhi-dong.IEC61850based modeling method for shunt reactor protective functions[J].Power System Technology,2008,32(1):84-86.

[3]IEC.IEC61850communication networks and systems for power utility automation-part7-2Ed.2:basic information and communication structure-abstract communication service interface(ACSI)[S].2008.

[4]李映川,王晓茹.基于IEC61850的变电站智能电子设备的实现技术[J].电力系统通信,2005,29(9):58-60.LI Ying-chuan,WANG Xiao-ru.Preliminary technology analysis on implementing IEDs in substation based on IEC61850[J].Telecommunication for Electric Power System,2005,29(9):58-60.

[5]罗四倍,黄润长,等.基于IEC61850标准面向对象思想的IED建模[J].电力系统保护与控制,2009,37(17):88-92.LUO Si-bei,HUANG Run-chang,et al.IED modeling based on object-oriented technology of IEC61850standard[J].Automation of Electric Power Systems,2009,37(17):88-92.

[6]王丽华,江涛,等.基于IEC61850标准的保护功能建模分析[J].电力系统自动化,2007,31(2):55-59.WANG Li-hua,JIANG Tao,et al.Analysis on protection function based on IEC61850standard[J].Automation of Electric Power Systems,2007,31(2):55-59.

IEC61850标准 第2篇

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标准 第3篇

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。

参考文献

[1]王昊,薄纯全.IEC 61850标准研究[J].装备制造技术,2008(12):161-163.

[2]李光辉.基于IEC 61850的变电站装置建模[J].电力系统通信,2009(4):27-29.

[3]刘冬,杨丽徙,张雅,等.通用信息模型在电力信息化建设中的应用[J].微计算机信息,2007,23(33):20-22.

[4]IEC.IEC 61850-7,communication network and systems insubstations[S].London:IEC,2008.

[5]吴晓博,王永福,杨威,等.数字化变电站自动化系统开发建议[J].电力系统自动化,2009(16):101-106.

[6]傅书逷.2008电网控制中心新技术综述[J].电网技术,2009(9):5-11.

[7]IEC.IEC 61850-8-1,communication networks and systemsin substations[S].London:IEC,2008.

[8]黄凌翔,段斌,龙辛.基于MMS的风电设备信息模型获取方法[J].电力系统自动化,2009(19):106-110.

[9]李琪林,樊留敬.MMS协议及其在数字化变电站中的应用研究[J].四川电力技术,2010(3):3-5.

IEC61850标准 第4篇

关键词：数字化变电站 IEC61850 二次检修

0 引言

随着220kV白洋淀数字化变电站的投产，保定供电公司数字化变电站的二次检修工作也已提上日程。电子式互感器、面向通用对象的变电站事件(GOOSE)功能的运用[1]，使得传统变电站的检修模式难以适应，全新的适应于全数字化变电站的检修模式也应运而生。

1 数字化变电站的特点

采用有源或者无源电子式互感器取代传统的互感器，实现了数据的采集从模拟量转向数字量。而基于EC61850-9-2规约，实现了数据点到网络的传输，利于数据的共享和互操作。虽然无源电子互感器采用光学原理，其传感头部不需要电源与电子电路，但是其有光学传感材料的选择、传感头的组装技术、震动对精度的影响、长期稳定性等关键技术难点。而由于不同生产厂商制造不同的IED，为了实现数据互换性。规定了在不改变IEC61850通信标准体系的前提下，提出了资源定义机制和基于需求激励的资源匹配机制，将IED的资源分为需求资源对象和生产资源对象，实现了变电站智能设备数据模型的自动配置，通过生产资源对象带语义的描述，屏蔽了IED内部的差异，实现了互换性。

目前，SMV采样的传输、GOOSE网络数据的传输、时钟PTP1588三网合一，从而使光纤的数量减少、交换机数量减少，节约成本。同样在数字化变电站中网络化的二次系统是数字化变电站最有代表性的部分，LCC结果表明全数字化变电站在保证供电可靠性的基础上，较传统综合系统全生命周期成本大幅降低。

1.1 数字化变电站的定义[2]

以数字式互感器，智能型断路器为基础，并利用现代化的网络信息平台，利用目前标准的通信协议，进行变电站运行状态的信息化传输，并且能够达到变电站内部的智能操作和信息共享，这就是数字化变电站当前的定义。

1.2 数字化变电站的技术特点

目前的数字化的变电站和传统意义上的自动变电站也是不一样的，属于是在自动化的基础上又提升了一个阶段。主要特点有三点：

1.2.1 数字化的一次设备

传统的电磁互感器被现在的数字式的互感器代替，是数字化变电站的一个主要的特点，而目前比较常见的数字式的互感器有磁光式、全光纤式和电子式这三种。而在断路器的选择上，也是有所变化的，通常采用的是智能型的断路器或者使用普通断路器进行智能改造后的断路器，这样的变化就能够达到断路器的智能化控制。

1.2.2 网络化的二次设备

光缆代替电缆是数字化变电站的另一个特点，在一、二次设备之间采用百兆光纤以太网，从而在变电站内除了使用很少的直流和交流电缆之外，全部采用光缆。

1.2.3 标准化的通信协议

IEC61850标准通信协议是现在最常见的通信协议，这种标准化的通信协议对变电站的数字化传输具有巨大的作用，并且加强了变电站内部的互操作性，另外是实现资源共享的重要部分。

1.3 數字化变电站的系统结构

过程层，间隔层和站控层三部分构成了数字化变电站系统的逻辑结构。并利用网络通信连接各个层次。电子式的电流，电压互感器和合并单元等组成的过程层在整个系统中主要承担对数字信号采集合并处理的作用，变电站的数据传输工作也是由这一层次进行的；而变电站的测控功能主要是由间隔层完成的，并担负着对变电站的测量和控制任务；变电站的无缝通信主要是站控层的任务，另外还能协调变电站运行功能的施行。

1.4 白洋淀数字化变电站技术特点

白洋淀变电站依据IEC 61850标准构建，采用电子互感器实现采样值的数字化，采用GIS智能控制装置实现GIS智能开关的数字化，应用GOOSE服务，实现开关量传输的数字化。

2 数字化变电站的二次模式

最新的二次模式是在数字化变电站出现之后产生的。在这个过程中，保护装置的硬件条件进行了大的变革，从最普通的电磁继电保护到后来的微机保护，再到目前的数字化变电站的数字化保护，从而实现了变电站数据传输的信息化。由于电子互感器的应用，使得变电站的保护水平和技术都有很大的提升，并得到简化。

在IEC 61850的基础上的变电站统一的数据模型和数据通信平台是数字化变电站的一大特点，这个平台主要是进行数据采集和开出的工作。保护装置通过对智能测量系统传输的测量值进行分析和判断，并把分析数据传输给智能断路器，智能断路器根据数据信息做出动作。

3 数字化变电站的二次检修

根据白洋淀的数字化变电站的运行模式，二次设备的检修内容应包括：

3.1 智能单元校验[4]

关于数字化变电站的简修方法，其实是可以借鉴常规的变电站的二次设备的检修模式的，因为这种模式经过长期的实践考验，是一种非常有针对性，并且取得了良好效果的模式。在一次设备没有智能化之前的时候，智能单元和断路器，闸刀二次回路之间采用的主要是常规的二次电缆，而光纤以太网只要连接的是智能单元和保护装置。所以有必要进行对二次电缆的全面检测，包括接线检查、绝缘电阻测试、逆变电源的检验、通电初步检验、开关量输入回路检验、输出触点和信号检查。

3.2 采样同步性功能校验

不能用同一时刻的电气量为依据是差动和距离等保护功能的一个要求，这样就要求数据采集具有高度的同步性。

3.3 数字式互感器准确度校验

这项检验主要是为了判断数字式互感器采集器采样精度是否满足保护、测量、计量的要求。

3.4 合并单元激光电源模块校验

合并电源激光电源模块的正常运行与否直接影响着采集器的工作，因此，检测合并单元激光电源模块，就要从采集器的运行入手[5]。

3.5 光纤以太网性能检验

数字化变电站的一大特点就是光纤以太网的应用，这项测试主要是为了检验光纤的应用效果，数据传输的正确性和可靠性。

3.6 GOOSE报文正确性校验[6]

这项检测的目的主要是针对保护装置对断路器智能单元传输的信息是否准确。

4 结语

数字化变电站和常规变电站的保护工作方式存在很大不同，相应地要求新的二次设备的检修技术和方法，只有通过工作实际观察和理论相结合，才能提出更好的二次检修方案，以促进变电站的稳定运行和发展。

参考文献：

[1]DL/T860.72.2004第7.2部分：变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信服务接口(ACSI)[S].

[2]王玉玮，王兰.浅析数字化变电站[J].江苏电机工程，2008，27(2): 50-53．

[3]吴卫民.110kV数字化变电站二次系统检验规范的研究[J].华东电力，2009，37(7):1185-1188.

[4]陈亦平，费云中，祝建华.基于IEC61850-9-2数字化变电站的二次检修[J].电力系统保护与控制，2011，39(2):142-144.

[5]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社，2008.

IEC61850标准 第5篇

目前,不论是对变电站进行升级改造,还是建立符合IEC61850标准的新的变电站,都需要对大量的智能电子设备进行建模,并且搭建需要符合IEC61850-6变电站配置描述语言(SCL)标准的模型。因此,掌握一种甚至多种建模方法是非常必要并具有实用价值的。文中主要介绍了运用Kalkitech SCL Manager软件建模的基本方法并搭建了一个简单的间隔单元模型,此模型的搭建依据的是IEC61850标准中模型描述语言SCL的语法规则。

1 变电站配置描述语言SCL

1.1 SCL简介

SCL(Substation Configuration Description Language)文件是IEC61850第六部分介绍的一种用来配置变电站自动化系统的描述语言,称为变电站配置描述语言。它用来进行智能电子设备(IED)和通信系统的配置,包括变电站自动化系统和变电站的关系、一次系统拓扑、变电站与变电站功能的关系等。该语言的主要目的是实现不同厂商IED配置工具和系统配置工具之间的互操作,实现可共同使用的通信系统配置数据的交换。一个完整的SCL文件分为两个基本部分:首部(Header)和内容(Content)。其中,首部用来标识SCL配置文件和它的版本号;内容主要包括变电站描述部分、IED描述部分和通信系统描述部分[1]。

在模型搭建过程中,根据不同的目的生成相应的SCL文件,以便在不同的工具间进行数据交换。主要包括:(1)SCD(Substation Configuration Description)文件:变电站配置描述文件。(2)SSD(System Specification Description)文件:系统规范描述文件。(3)CID(Configured IED Description)文件:配置IED描述文件。(4)ICD(IED Capability Description)文件:IED能力描述文件。

1.2 SCL语法结构

SCL文件语法遵循可扩展标记式语言(XML),主要包括头(Header)、变电站描述(Substation)、智能电子设备描述(IED)、通信系统描述(Communication),以及逻辑节点数据类型模板(DataTypeTemplates)5部分[2]。每一部分都对数据组件进行了细化,并对配置文档的内容做出了严格限制。这5部分分别是SCL配置文档中SCL根元素的子元素。其中Header包含SCL文档的版本和修订号以及名称映射信息;Substation包含了变电站的功能结构、主元件及其电气连接;IED描述了IED的预配置信息,包括逻辑装置、逻辑节点、数据对象和所具备的通信服务能力;DataTypeTemplates详细定义了在文件中出现的逻辑节点,包括它的类型以及该逻辑节点所包含的数据对象(DO);Communication定义了逻辑节点之间通过逻辑总线和IED接入点之间的联系方式[3]。这些元素各有其子元素和相关属性,它们层层包含,最终完成IED模型描述。图1所示为SCL文档的结构模型。

2 利用SCL进行模型搭建

2.1 模型简介

IEC61850标准的核心是通信模型和数据模型,包括服务器、逻辑设备、逻辑节点、数据和数据集等模型,通过抽象通信服务接口(ACSI)由特定通信服务映射(SCSM)映射到具体的协议栈,如制造报文规范(MMS)[4]。

图2为数据模型结构图,其模型是一个树状结构。模型包括多个逻辑设备,每个逻辑设备中有多个逻辑节点,每个逻辑节点由若干个数据对象或数据属性对象组成,不同的数据对象有不同的数据对象属性。

由图2可以看出,数据模型搭建主要分为逻辑设备建模、逻辑节点和数据建模。

2.1.1 逻辑设备建模

逻辑设备是服务器内的虚拟设备,汇集相关逻辑节点和数据集,为访问和引用数据进行通信提供便利,提供物理设备或由它控制的外部设备的信息[5]。但IEC61850标准中,逻辑设备的建模并没有统一的规范参考。在目前主流的逻辑设备建模方法中,考虑到控制中心对变电站以间隔为单位进行监控,即将变电站根据不同的功能划分的不同的间隔,每个间隔装有与所包含指定回路相关的开关设备和控制装置等,例如馈线间隔、变压器间隔等,其目的是方便检修和操作。因此把一个间隔内的远动信息划分为一个逻辑设备,相关逻辑按照断路器、变压器或母线序号进行划分。物理设备到网关采用的是逻辑设备复制的方法,即将所有逻辑设备复制到网关。

2.1.2 逻辑节点与数据建模

IEC61850规约定义了约90种逻辑节点,包括断路器(XCBR)、距离保护(PDIS)等,每个逻辑节点由代表特定意义的若干数据组成。

图3所示为逻辑节点和数据关系图,由图可以看出逻辑节点中包含的数据,这些数据构成了通过网络进行交换的大多数信息的基础内容,与设备的大多数交互都是通过逻辑节点的数据和服务进行的,数据又可以扩展到数据属性,为一个树形结构。信息模型包含许多逻辑节点、数据、数据属性。

2.2 整体信息模型的搭建

数据采用分层结构,因此模型搭建的主要思路是先建立一个IED设备;再建立这个IED所需的逻辑节点;然后对建立的每个逻辑节点进行必要的数据和数据属性描述。这样就完成了一个完整的模型。为进一步说明整体信息模型的搭建方法,采用Kalkitech SCL Manager软件建立了一个名为“pq”模型。图4～图7为采用上述软件搭建的简单模型的过程。

由上述过程可以看出,每个模型均为树形结构的数据。树的每个元素是数据:最上面的IED是“pq”,它包含逻辑物理设备(LPHD)、测量(MMXU)。MMXU包含数据,例如“启动(Str)”,每个数据又具有不同的数据属性。由上图可以看出,模型包括了逻辑设备、逻辑节点、数据属性等。

3 文件一致性检测

一致性测试是指验证IED通信接口与IEC 61850标准要求的一致性,验证串行链路上数据流与有关标准条件的一致性,例如信号形式和电平,位顺序、帧格式、时间同步、定时、访问组织以及对错误的处理[5],每个IED产品在投入运行前都必须通过一致性测试。IEC 61850-10部分规定了一致性测试的详细内容和要求来保证各厂商和用户都能真实评价IED设备对标准的支持情况。一条IEC 61850的信息能够被理解,依赖于以下要素[6]:

(1)承载信息语义的模型结构层次。

(2)承载信息的条目名称,信息的一致取决于名称空间的一致。

(3)承载信息的数据类型,信息一致要求具有相同的数据类型。

有关模型配置文件测试主要包括:按照IEC 61850-6检测CID配置文件与SCL XML模式定义是否一致;检测CID配置文件与网络上的由DUT实际数据、数据类型和服务是否相符合。有关数据的测试项主要包括:检测每个逻辑节点的强制项是否存在;检测每一个存在项的数据类型是否与标准相符;检测ACSI模型和服务映射是否与标准规定相一致。图8为对上述搭建模型进行的一致性检测结果。

如图8所示实例,可以看出有一处不一致,出现不一致的原因是标准中定义stVal的数据类型与配置不符合,必须将所有不能通过标准一致性检测的部分进行修正,这是SCL文件可用的前提,只有通过一致性监测的文件才可用。虽然此种方法搭建的模型简单明了,层次清楚,但实践中发现SCL模型尚有缺陷:它不能搭建出完全满足IEC61850中定义的对象模型;公共数据类、逻辑节点类中的一些信息无法在SCL模型中找到对应的部分。因此为完整表述公共数据类、逻辑节点类模型的信息,在实际应用当中还需要对SCL模型作一些修改。

4 结束语

介绍了SCL的语法结构、对象模型,描述了基于SCL的IEC61850变电站自动化系统中智能电子设备的配置过程。相对于传统的变电站自动化系统,IEC61850的配置方式有着较强的优势:减少了变电站自动化系统工程化的工作量、易于实现各厂商产品之间的互操作等。文章还根据IEC61850协议中SCL的语法规则,数据模型的定义等,介绍了用Kalkitech SCL Manager软件搭建的变电站内IED模型的方法,并对所搭建的模型进行了一致性检测,叙述了搭建模型过程中发现的优点与缺陷。

参考文献

[1]殷志良,刘万顺,杨奇逊,等.一种遵循IEC6185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):57-61.

[2]邹小虎,何星.基于纯XML数据库的SCL文件管理[J].计算机工程,2008(16):265-267.

[3]陈少君,程晓.智能电子装置的SCL文档配置工具的设计与实现[J].继电器,2007(20):47-50.

[4]周文瑜,温刚,王钇,等.SCL在变电站自动化系统的应用[J].继电器,2007(15):42-44.

[5]崔厚坤,汤效军,梁志成,等.IEC61850一致性测试研究[J].电力系统自动化,2006,30(8):80-88.

[6]APOST O A.Object models of protection devices in IEC61850[C].Sanfrancisco,CA,USA:Proceedings of IEEEPES TD 2005/2006,2006:915-920.

[7]王德文.基于IEC61850和MMS的网络化电力远动通信的研究[D].保定:华北电力大学,2009.

IEC61850标准 第6篇

在常规变电站中检修一次或二次设备时,为了不影响后台及调度正常的信息采集,在保护装置中专门设置了检修连接片。这样在保护传动调试过程中,装置就不会向后台发送任何因检修时发送的保护信号,这就不会影响本站后台或者各级调度正常的监视工作,但是这样的检修功能比较单一。随着智能化变电站的日益发展,具有逻辑判断能力的设备数量越来越多,设备之间的配合关系越来越复杂。为了避免在检修过程中由于人为原因造成保护装置误动作,需要一种新的检修机制来适应变电站的发展和维护需求。

1检修机制的概念及应用

因IEC61850规范的出现,在智能变电站中具有逻辑判断能力的设备越来越多,这为新的检修机制的产生创造了条件。设备检修调试过程中的配合关系,即同一个间隔不同设备之间或者公用系统与某个间隔或者某一个设备之间置检修后的相互配合。 这种配合关系,目的是为了在检修过程中避免设备发生误动作而造成事故。检修机制就是在保证任何保护装置不会误动作、测控装置不会误发信、开关不会误跳的前提下,保证调试、检修可以顺利进行[1]。

1.1品质

智能化变电站中各智能电子设备是通过数字信号相互联系的,数字信号在传输的过程中不可避免的会出现丢帧、时间不准、信号衰耗严重、信号源弱等问题。发送方发送数字信号给接收方,接收方必须判定其发送过来的数据是否有效、完整。品质属性带有不同的品质标示符,其中包括: 1. validity( 有效性) ; 2. detailquality( 细化品质) ; 3. source( 源) ; 4. test( 测试) ; 5. blocked by operator操作员闭锁。其中test测试标示符可以为检修机制所用。测试就是检修,即运行时不能投入检修压板。

1.2检修机制的应用

智能变电站中,GOOSE的检修品质位标注为test,具体为870100,当投入检修连接片后,GOOSE报文中test由0变为1。 SV的检修品质位为0800,在报文中看不到test的具体标注。根据IEC 61850标准对检修的定义以及运行维护的要求,把检修机制分为两个部分: 第一个部分是保护装置与合并单元的检修机制。第二个部分是保护装置与智能终端的检修机制。

2保护装置与合并单元、智能终端之间的检修机制

2.1保护装置与合并单元的检修机制

当某条线路间隔互感器检修或合并单元检修,或者两者同时检修时,为了不影响保护装置逻辑判断,避免出现误动作等问题, 应进行如下操作。

( 1) 当保护装置检修投入、合并单元检修投入时,此时装置能进行采样计算,保护装置能正确执行逻辑功能。此种检修机制为: 当保护装置和合并单元都需要检修时,不能影响公用设备的运行。如母差保护装置接收到检修间隔的检修品质位后,自动将该间隔剔出不进行逻辑判断,母差保护其它设备能正常运行。

( 2) 当保护装置检修不投、合并单元检修不投时,此时装置进行采样计算,保护装置能正确进行逻辑判断功能,属于正常运行状态。

( 3) 当保护装置检修投入、合并单元检修不投时; 此时装置只进行采样,不进行逻辑判断。此种检修机制为: 当对保护装置进行检修时,是不会影响其对互感器进行采样的,并将检修品质位发送给公用设备。

( 4) 当保护装置检修不投、合并单元检修投入时,装置只进行采样,不进行逻辑判断。此种检修机制为: 当对互感器进行检修时且检修完毕对其进行升流,为了确保采样回路的正确性而同时又不造成保护误动作而设计的,并将检修品质位发送给公用设备。

2.2保护装置与智能终端的检修机制

当某条线路间隔断路器检修或者保护装置检修,或两者同时检修而不影响保护逻辑功能,避免出现误动作、误出口等问题,应进行如下操作。

( 1) 当保护装置检修投入、智能终端检修投入。此时装置保护逻辑正常执行,保护正确动作。此种检修机制为: 当保护装置和断路器同时检修时,能够随意模拟故障并使其出口跳闸。另外会发送检修品质位与公用设备。

( 2) 当保护装置检修不投、智能终端检修不投; 属于正常运行状态。

( 3) 当保护装置检修投入、智能终端检修不投; 保护装置逻辑正确,但不出口跳闸。此种检修机制为: 当保护装置检修,断路器运行时,比如220 k V出线间隔,第一套装置检修,第二套装置运行时,可以对第一套保护装置进行保护逻辑功能验证,而不影响第二套保护装置及公用设备。

( 4) 当保护装置检修不投、智能终端检修投入时,保护装置逻辑正确,但不出口跳闸。此种检修机制为: 为了避免运行人员误操作而专门设定的。保护装置与智能终端的检修机制校验,仍然需要通过带测试位的采样来实现,即便不通过合并单元直接对保护装置加采样模拟故障,测试仪也必须将采样量打上测试标志,否则装置会因为没有接收到测试位的采样量而闭锁相应的功能。

3智能变电站中典型间隔的检修机制

以下讨论的逻辑主要是从保护动作到出口和遥信、遥测到各级远方操作到智能终端执行两个方向出发: ( 1) 涉及合并单元、 保护装置、智能终端; ( 2) 涉及合并单元和智能终端、测控装置、 后台及远动机。

3.1线路或母联间隔的检修机制

对于220 k V以下的线路或母联间隔: 它所包含的智能电子设备都是一套合并单元、保护装置和智能终端。其局部系统构成图如图1所示,箭头表示数据流向。当线路及测控装置相关检修连接片投入,它们送上后台的信号、报文、遥测量都会带上检修位,而且后台及各级调度也将会失去对本间隔的遥控功能,这样就避免因误操作所引发的事故。此外,合并单元投检修后,母差保护装置只能收到此线路或母联间隔不正常或者感应的电压、电流量,但也只是进行采集,不会进行逻辑判断。同样故障录波及报文分析装置接收到此间隔的采样量也都是带检修品质位的量。 此时线路或母联保护开入母差的启动失灵跳闸也是带检修品质位的,因此不会使母差保护误动作。

本典型间隔配置保护的所有检修态的配合,见表1。

因为220 k V以上的线路或母联间隔所使用的二次设备都是双套保护配置,在这种情况下断路器不能因为一套保护检修调试而误动作。为了最大程度的验证整个间隔数据传输的正确性,可以选择表1中序号3的检修方式来进行调试[3]。因为此检修机制下线路保护及合并单元给其他公用设备都可以发检修位,而智能终端通过GOOSE网发给线路或母联保护的状态位置是不带检修品质位的,可以通过在智能终端处抓取报文来确认保护装置出口的量是带检修品质位的。通过GOOSE网上测控装置发送给后台或各级调度的所有信号都可以通过此间测控装置的检修而带上检修品质位。

3.2主变间隔的检修机制

图2为220 k V主变压器间隔的典型局部系统配置图。

如果在不考虑电源点的情况下,主变压器三侧任意一侧都可能检修调试。在这种情况下,其检修机制的要求任意一侧检修调试都不能影响主变保护逻辑的判断和正确出口,当然主变保护更不能误动。所以任意一侧合并单元投检修后,主变只对该侧的数据进行采集而不参与逻辑判断。主变三侧测控装置对应上传各侧所对应的状态量。对各侧母差公用装置来说,当主变一侧检修,其他侧运行的主变保护装置还可以向母差开入正常态的启动失灵跳闸,不过此保护需要加电流判据。检修侧的电流量已带检修品质位,母线保护装置对检修侧不进行逻辑判断。检修侧测控装置会将带有检修品质位的量传送给故障录波及报文分析装置, 此时无论智能终端是否检修都不可远方遥控。

3.3公用设备的检修机制

图3为母线间隔的系统配置图。

公用设备检修调试时通常采用表1中序号7的检修方式,因为此种检修方式下合并单元、保护装置、智能终端都可以进行单装置检修调试。如果必须对保护逻辑和跳闸出口进行调试,就可以采用表1中序号3的调试方式,需要对其出口报文进行抓取分析,保证其能正确出口。对于有电压互感器切换的配置来说,当一条母线的电压互感器检修时,可以强制检修母线的电压切换到正常母线的电压[4]。

3.4线路在联调过程中的检修机制

线路在联调过程中的检修机制就是要在特定的检修状态下进行两侧线路联调而不影响站内其它正常运行的间隔。图4为线路联调过程中的系统配置图。如图4所示,当线路对侧合并单元置检修时,本侧线路保护装置通过光纤接收到对侧线路带检修品质位的保护电流量,此时本侧的差动保护功能应该退出[5]。两侧线路保护的差动保护计算与两侧合并单元的检修状态都有关系,当有一侧检修时,差动逻辑就只是采集量而不能保护逻辑出口。在光纤传输中还有一个开关量输出的远跳保护,该开关量的品质位是由保护装置的检修来决定的。当对侧开出一个远跳量的时候,如果加就地判据,就会同时受本侧合并单元所输出的电流品质位的影响。但是当两侧检修品质位不一致时,本侧收到对侧的远跳保护信号才能出口。如果不加就地判据,只需要远跳开关量检修与本侧保护一致,本侧收到对侧的远跳保护信号就能出口。

表2为线路联调中智能装置之间的检修配合所产生的现象。

由表2所示,线路纵差保护相关的设备有本( 对) 侧合并单元、本( 对) 侧保护装置,只有这四个相关设备检修一致时线路纵差保护才出口; 检修不一致时,线路纵差保护不出口[6]。

4结束语

IEC61850标准 第7篇

电动汽车作为新能源领域的一个重要组成部分,由于其很好地实现了低碳环保和与生活密切相关而受到广泛关注。各地对电动汽车充电站的建设相继展开并投入试运行[1]。新建的充电站普遍实行少人值守,这就要求具高可靠、高效率的电动汽车充电站监控系统的支持。

电动汽车充电站监控系统主要包括了站内电力设备运行监控、保护以及对充电桩运行的监控。目前随着IEC61850标准的推广,各厂家的数据采集装置及保护装置均可使用IEC61850标准进行通信[2,3,4,5],可方便地将充电站中对配电设备的监控和保护接入到监控系统中。而对于充电桩这一新兴产品的监测和控制以及信息通信目前还没有统一的标准,其研究及使用较多的是现场总线及自定义协议进行通信[6,7,8],互操作性差。本文讨论应用IEC61850标准技术,运用UML分析方法[9],在间隔层的通信管理机中建立符合IEC61850标准的交流充电桩信息模型,研究通信管理机与站控层的监控主机之间遵循IEC61850标准的交流充电桩信息交换。使对充电桩的监测和控制进一步标准化,提高电动汽车充电站监控系统的实际应用水平,提升管理能力。

1 充电桩监控功能及信息量

电动汽车充电站监控系统对充电桩的监测功能主要包括:采集充电桩运行过程中的电压、电流等的交流输出,监测充电桩运行状态及各开关状态,计量输出电能,对充电桩的保护以及各动作告警。对充电桩的控制功能包括开始充电、结束充电及紧急停止。监测信息包括测量信息、状态信息、计量信息、保护信息、告警信息。控制信息包括对充电桩的控制量。

1)测量信息

充电桩交流输出接口的交流电压、交流充电电流的测量。

2)状态信息

充电桩的当前充电状态,终端有电状态,维护门状态的监测。

3)计量信息

对输出的电能量进行计量。

4)保护信息

对充电桩的过电压保护、过电流保护的信息。

5)告警信息

维护门开告警、关告警;开始充电告警、充电结束告警、装置故障告警信号。

6)控制信息

充电桩安装有远方控制开始充电、结束充电和紧急断开充电装置,用于远方控制开始充电、结束充电及紧急断开。

2 信息模型

IEC61850标准以面向对象的概念方法定义了设备的基本信息模型[6]。充电桩监控功能及信息量与IEC61850标准的基本信息模型的对应关系如图1所示。其中充电桩监控模型对应服务器Server,包括通信参数等,代表外部可视行为。将充电桩的监控功能进行逻辑上的分类,对应逻辑设备LD。具体功能实现对应逻辑节点LN。信息量对应数据DATA。

2.1 逻辑设备及逻辑节点建模

通信管理机中建立的充电桩LD和LN模型如图2所示,将充电桩监控功能逻辑上划分为三个LD。LD1完成测量、控制及告警功能。LD2完成计量功能。LD3完成保护功能。每一个LD包含物理逻辑节点LPHD和逻辑节点零LLN0。LPHD表示物理装置的公用信息。LLN0表示逻辑设备的公用信息。

LD1包含测量MMUX、通用过程I/OGGIO逻辑节点。MMXU实现测量监测功能,监测充电桩的交流电流、电压;GGIO实现状态监测、告警和控制功能。LD2包含计量MMTR逻辑节点,MMTR实现电能计量。LD3包含限时过电流PTOC、限时过电压PTOV逻辑节点,PTOC和PTOV分别实现对充电桩的过电流和过电压保护。

GGIO用于对标准未定义信息建模,状态监测、告警和控制功能通过此LN实现。MMTR通过获取MMXU的所采集的电流、电压有效值并进行计算,得到输出的电能量。PTOC和PTOV获取MMXU的电流、电压值,根据保护动作设定值进行判断,当出现过流、过压时,通过GGIO控制充电桩停止充电。

2.2 数据建模

LN包含必选或可选DATA,并可进行DATA的扩展。所以数据建模时根据充电桩监控信息需求选取或扩展DATA以组成LN,同时需确定DATA中包含的数据属性DA。

1)测量及控制/告警逻辑节点数据

测量MMXU数据组成及相关类型如图3所示。MMXU包含数据Phv和A,Phv描述交流充电桩的输出相电压,A描述输出相电流。Ph V、A的属性类型是相对地相关测量值WYE,WYE包括属性类型为CMV的phs A,phs B,phs C。进一步确定CMV所包含数据属性有测量值c Val、品质属性q和时间戳t。另外,每个逻辑节点还包含从公共逻辑节点类继承模式、性能、健康状况和铭牌等描述性数据。

IEC61850标准中定义的GGIO包含了描述状态信息的整数状态输入Int In、描述告警的数据Alm、描述控制的双点可控状态输出DPCSO。对GGIO的数据进行扩展,以描述充电桩的状态、告警和控制信息。

如图4所示,本文在GGIO中扩展定义IntIn1、IntIn2、IntIn3描述充电桩的充电状态,终端有电状态,维护门开关状态信息。属性类型为INS,其数据属性st Val具体表示各种相应的状态值。同样对报警信息、控制信息的数据进行扩展。报警数据Alm的属性类型为SPS,维护门开告警、关告警、开始充电告警、充电结束告警、装置故障告警信息具体使用数据属性stVal表示。控制数据DPCSO属性类型是DPC,支持常规安全的操作前选择控制或常规安全的直接控制。通过控制模式ctl Model、SBO类sboclass、超时时间sboTimeOut等数据属性的配合来完成控制操作。充电桩开始充电和结束充电使用常规安全的操作前选择控制,紧急停止使用常规安全的直接控制。

2)计量逻辑节点数据

计量MMTR包含数据净有功电能Tot Wh。Tot Wh的数据属性act Val描述充电桩的输出电能量。MMTR的数据组成及相关类型如图5所示。

3)保护逻辑节点数据

保护功能逻辑节点PTOV和PTOC的数据包括启动Str、动作Op、启动值Str Val及保护动作时间Rlt Tmms Relative Time。Str的属性类型是ACD,数据属性包括总动作和三相保护设置。Op的属性类型是ACT,数据属性包括总动作及三相保护动作。Str Val为动作启动值。Rlt Tmms描述动作延迟时间。PTOC的数据组成及相关类型如图6所示。

3 信息交换

间隔层通信管理机与站控层监控主机之间的充电桩监控信息交换主要包括通信管理机上传监测信息,以及监控主机下发控制信息。信息传输需满足较高实时性。监测信息中测量数据的重要性低,其他类型数据的重要性高,需要确保不丢失传输。在IEC61850标准定义的ACSI服务中,通过GetDataValues或GetDataSetValue等可获取数据。然而这些服务的信息交换过程效率低,且不能确保传输。而报告模型具有传输效率高并可缓存的特点[10,11,12],满足充电桩监测信息交换实时性及确保传输的要求。充电桩监控信息交换的概念性模型如图7所示。

模型基于服务器/客户端通信模式。通信管理机作为服务器,监控主机作为客户端。图中包含了双边应用关联模型,数据集,报告模型和控制模型。双边应用关联模型建立客户端与服务器之间的通信连接。充电桩监测信息的信息交换通过报告模型完成。控制信息的信息交换通过控制模型[10,13]完成。

3.1 监测信息的信息交换

实现监测信息交换的报告模型通过报告控制块RCB进行控制。RCB分为缓存报告控制块BRCB和非缓存报告控制块URCB两种类型。根据BRCB具有通信中断后进行数据缓存的特点,充电桩状态信息、计量信息、保护信息和告警信息使用BRCB机制,测量信息使用URCB机制。

1)RCB的定义

RCB主要包括数据集DataSet和报告控制块RCB的定义。DataSet是报告模型中监视和上传的引用数据,根据功能约束FC将数据分组构成,包括了逻辑节点中数据标识和数据属性标识。图8给出了测量信息数据集Measureds和状态/告警信息数据集StatusAlarm的SCL配置实例。其中Measureds引用MMXU里FC为MX的数据,StatusAlarm引用GGIO里FC为ST的数据。

RCB的定义通过设置各个属性来完成:属性buffered表示是否缓存;datSet表示引用的数据集;触发选项TrgOps表示产生内部事件的触发条件(数据变化、品质变化、数据刷新);完整性周期IntgPd描述由服务器主动发送完整数据值的时间间隔;缓存时间BufTm规定缓存的时间间隔。报告选项域OptFlds指定所发出报告中的包含内容。图8给出了测量URCB和状态/告警BRCB的SCL配置实例,RCB中分别引用了Measureds和Status Alarm数据集。

2)监测信息交换服务流程

监测信息通过报告模型所提供的Set BRCB Values及Report服务实现信息交换。

a)客户端调用双边应用关联服务连接服务器。

b)客户端通过Set BRCBValues服务设置报告使能Rpt Ena。

c)客户端通过SetBRCBValues服务设置GI启动总召唤,获取DataSet全数据。

d)服务器监视DataSet中所引用的数据,满足触发条件则触发一个报告,使用Report服务主动上报信息。

e)服务器根据IntgPd时间循环上报DataSet全部数据属性值。

f)对于BRCB报告模型,客户端与服务器断开连接后,继续进行DataSet的监视并缓存数据。重新建立应用关联后,服务器端继续主动报告、循环上送数据。

3.2 控制信息的信息交换

对充电桩的控制包括充电桩的开始/停止充电的控制和紧急停止,相应的使用常规安全的操作前选择操作控制和的常规安全的直接操作控制实现。

1)控制属性

通过设置DPC类数据的ctlModel、sboclass和sboTime Out等数据属性进行操作的控制。各属性语义如表1所示。

2)控制信息交换服务流程

实现控制信息交换的服务包括Select、Operate和Cannel。

a.常规安全的操作前选择控制,客户端首先向服务器发送操作前选点的Select服务请求。收到服务端有效响应后可继续发送Cannel或Operate服务请求。服务器收到Operate服务并在sbo Timeout间隔内检查控制的有效性,无效时对客户端进行否定响应,有效则对客户端进行肯定响应并执行。

b.常规安全的直接控制,客户端向服务端发出Operate服务请求,服务端检查控制的有效性。无效时对客户端进行否定响应,有效则对客户端进行肯定响应并执行。

4 结语

IEC61850为变电站设备间互操作提供了标准,其技术和方法逐渐推广到变电站自动化以外及其他的领域。本文遵照IEC61850标准,研究了电动汽车充电站监控系统中交流充电桩的信息建模及信息交换。该研究应用于广东电网公司深圳供电局的电动汽车充电站运行支撑体系技术研究项目中。其内容对提高充电站运行管理水平具有较大的参考价值。

摘要：为了实现电动汽车充电站监控系统的标准化管理,应用IEC61850建模技术和UML建模方法,在分析交流充电桩的监控功能及信息量基础上,在间隔层通信管理机中建立交流充电桩的逻辑设备、逻辑节点、数据的信息模型。讨论了通信管理机与站控层监控主机之间的报告和控制机制的信息交换模型,分别给出了实现交流充电桩信息交换的数据集/报告控制块实例、控制属性及服务流程。应用表明,该研究内容可提高电动汽车充电站监控系统设备间互操作性和运行管理效率。

IEC61850标准 第8篇

关键词：电网自动化系统,IEC61850,信息集成模型

IEC61850标准为变电站综合自动化系统的建设和技术升级改造提供了统一系统的标准, 从而实现了不同厂家或同厂家不同智能IED设备间数据信息的通信共享和互操作功能。参考IEC61850标准中的建模技术方法, 将IEC61850标准建模体系和通讯规约标准引入到智能电网自动化系统中, 通过统一集成建模和通讯标准, 实现电网自动化智能设备间具有数据信息资源共享、互操作、以及即插即用等功能, 有效解决电网自动化系统中大量设备的有效可靠接入和系统扩展问题, 就显得非常有研究意义。

1 IEC61850在电网自动化系统中应用简介

在IEC61850标准中, 重点阐述了由过程层、间隔层、总站层三层结构的变电站自动化系统通信结构体系, 并通过定义智能IED设备抽象的类和服务语言, 实现了不同IED设备间数据信息资源交互应用和实时通信的解耦, 为不同智能IED设备间实现数据信息资源通讯共享、互操作性, 以及高级应用系统间无缝集成提供了重要的技术支撑。IEC61850标准中的核心技术内容主要包括:采用面向服务对象的统一标准建模技术, 对电网系统中的功能设备和智能IED设备进行集成建模;为实现智能IED设备在应用与通信功能方面的分离, 采用抽象通信服务接口直接映射到具体通信协议栈中, 完成数据信息资源的实时传输共享;采用基于扩展标识语言 (XML) 电网自动化设备配置语言 (SCL) 对整个电网自动化系统的电气设备和智能IED设备进行统一标准配置。在IEC61850标准中, 利用面向服务对象的统一标准建模技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口直接映射的通讯结构, 对实际电网系统中智能IED设备进行集成建模是IEC61850标准在电网自动化系统中应用的关键技术。电网自动化系统装置的统一集成数据建模, 是实现不同智能IED设备间统一的数据信息转换标准和接口标准的关键环节。

2 基于IEC61850的电网自动化系统集成模型结构

IEC61850标准中, 对解决不同智能IED设备间数据信息资源的转化共享和互操作问题, 是其它通信规约标准无可比拟和替代的, 在电网自动化系统中具有非常强大的应用前景。从逻辑组成结构来看, 整个电网系统可以看作是一个"大变电站系统", 也就是可以参照IEC61850变电站通信标准的3层结构集成模型, 将整个电网系统按照主站层、馈线 (环网) 层、终端层 (FTU、DTU、TTU) 、以及过程层 (开关、TA、TV、以及配电变压器) 4层结构, 其具体总体集成建模结构如图1所示:

从图1可知, 主站层相当于变电站自动化系统中的变电站层, 是整个电网自动化系统的控制中心;馈线 (环网) 层位于主要负责连接电网系统中的整个馈线或环网上的所有馈线自动化终端, 实现终端层与主站层间数据信息的通信转换和控制命令转换;终端层是由按照在电网线路上的智能终端IED设备组成, 主要包括柱上开关FTU、环网柜FTU、变配电台区监测终端TTU、以及开闭所监控终端DTU等智能设备, 等同与变电站自动化系统中的测控保护设备;过程层是整个电网自动化系统的基础设施, 是具体电气设备实时数据采集、远程操作等功能的实现层, 主要包括配电开关、变压器、电子式电流互感器TA、电子式电压互感器TV等。

3 基于IEC61850的电网线路保护IED信息集成模型

电网线路保护智能IED设备主要集成建模功能模块, 与实现电网自动化系统线路保护为服务对象, 即:IED信息集成模型中, 应当具有保护、测控、录波、以及通信等保护功能。IED设备数据采集功能模块, 主要负责对各个通道中的模拟信号量进行模数转换, 然后动态扫描电网自动化系统中的遥信状态;集成功能模块在对所采集到的数据信息, 进行FFT逻辑转换运算, 进而获得电网自动化系统中各线路模拟量的基波、高次谐波、功率、以及相角等特性数据, 为电网自动化系统馈线监测和故障判断功能模块提供重要数据信息和依据。根据电网线路保护技术指标要求, 线路保护智能IED设备集成模型应配置的功能主要包括:三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序方向过流保护、三相一次重合闸、以及电压互感器 (TV) 断线检测和故障事件录波等功能。IEC61850标准采用面向服务对象的统一集成建模技术, 即定义了基于客户机/服务器的电网四层结构的数据集成模型。在电网自动化系统中每个服务器 (Server) 均包含一个或多个逻辑功能设备LD (Logic Device) , 同时每个逻辑功能设备LD中又包含一个或多个逻辑功能节点LN (Logic Node) 。在逻辑功能节点LN中, 包含电网自动化系统中的数据对象 (Data Object) , 而这些数据对象则是由许多数据对象属性 (Data Attributes) 共同集合而成, 进而实现不同智能IED设备间数据信息的实时传输共享和互操作。电网线路保护IED设备软件设计, 除了要实现线路保护和控制等基本功能外, 在模型集成建模过程中, 还需要充分考虑和遵循IEC61850标准中所定义的数据模型结构、设备模型结构、以及描述数据对象的语言方法及面向对象服务技术, 以实现不同IED设备间真正具有互操作性与可扩展性, 提高电网集成自动化水平。按IEC61850-7-4定义的逻辑功能节点集成模型, 按照面向对象分层描述语言方法对线路过电压保护逻辑功能节点 (PTOV) 进行建模, 其具体方法如图2所示:

结束语

IEC61850标准是统一的变电站网络通信标准, 其也必将成为电网自动化系统装置间实现数据信息资源实时共享和互操作无缝通信的协议标准。将IEC61850标准引入到智能电网自动化信息集成模型结构体系构筑过程中, 严格按照IEC61850标准中的面向对象和服务节点建模技术, 可以有效提高电网线路保护智能IED设备间数据信息资源的实时共享和互操作能力, 进而有效推动常规电网自动化系统向统一标准的高级智能电网自动化系统方向快速建设发展。

参考文献

[1]辛耀中, 王永福, 任雁铭.中国IEC61850研发及互操作试验情况综述[J].电力系统自动化, 2007, 31 (12) :1-6.

[2]王丽华, 江涛, 等.基于IEC61850标准的保护功能建模分析[J].电力系统自动化, 2007, 31 (2) :55-59.

IEC61850标准 第9篇

随着计算机和网络通信技术的发展,越来越多符合IEC 61850标准的智能电子设备(IED)被集成到系统中,作为电网节点的变电站正在进入数字化技术时代。借助IEC61850标准可以方便地进行站内信息的共享,使功能得到大大的提升。实践证明,该标准能够很好地解决各厂商设备间的互操作性问题,同时运用抽象通信服务接口(ACSI)技术可以将应用与具体通信协议分离,从而不断地适应新技术的发展。2002年,国内外多家公司的IEC 61850产品就已经达到了实际应用水平。2006年3月国内首套符合IEC 61850标准的变电站自动化系统顺利投运。

IEC61850作为通用的国际标准,集合许多新技术,它的推广应用给变电站自动化系统带来机遇和挑战。在数字化变电站中,由于保护设备按照IEC61850标准的要求进行制造,其硬件和软件结构与传统的微机保护相比有较大的差异。传统的继电保护测试工具,如动态物理模型、实时数字仿真(RTDS)和便携式保护测试仪,都不再适用于这种新型保护(称为数字化保护)。因此,有必要开发新的测试方法和测试工具以适应这种新式保护的测试需要[1,2]。

本文简要介绍了基于IEC 61850标准的数字化变电站的结构特点和站内信息通信方式;分析了数字化保护装置的测试需求;设计开发出基于传统动模一次系统的数字化保护测试平台。文章详细介绍了该动态模拟测试系统的电气构成和特点,以及如何使用该系统完成数字化保护的性能测试和评估。

1 IEC 61850标准

IEC 61850是迄今为止最为完善的关于变电站自动化的通信标准,也是TC57近年来发布的最重要的一个国际标准。其制订的出发点是“同一世界,同一技术,同一标准”,目的是实现变电站内智能设备的互操作性[3]。

IEC 61850标准共包括10部分内容,从技术层面上大致给出了5类规范,即通信服务、通信语义、通信实现、配置描述语言和一致性测试规范。与传统的通信协议体系相比,具有以下突出特点:使用面向对象建模技术;使用分层、分布体系;使用抽象通信服务接口(ACSI)、特殊通信服务映射SCSM技术;使用MMS技术;具有互操作性;具有面向未来的、开放的体系结构[4]。

2 数字化变电站的特点和组网方式

按照IEC 61850标准的内容,数字化变电站无论从物理上还是逻辑上都分为三个层次,即变电站层、间隔层和过程层,并且规定了层与层之间的通信网络,如图1所示。

数字化变电站具备如下特点:

(1)一次设备智能化;

(2)二次设备网络化;

(3)运行管理自动化;

(4)全站统一数据模型和通信服务平台;

(5)信息采集、传输、处理、输出数字化、光纤化。

变电站应用技术的上述特点,使得电气量采集、断路器控制的方式发生了很大的改变,站内二次系统的通信结构则发生了根本性的变化。从目前来看,变电站通信网络的数字化过程可分为三个渐进阶段,即点对点组网方式、过程总线组网方式和过程总线与站级总线合并的组网方式。

点对点组网方式是指过程层互感器的测量数据、断路器的控制信号同保护装置之间的采取基于以太网的点对点的方式连接,其中测量数据遵循IEC 61850-9-1或IEC 6004-8标准;保护、测控装置通过站级总线与变电站层设备进行信息交互。

过程总线组网方式是指测量数据、控制信息通过过程总线合并传输给保护和测控装置,过程总线遵循IEC 61850-9-2标准;间隔层与变电站层之间通过站级总线进行信息交互。

随着以太网技术的发展,过程总线和站级总线最终将连接成一条总线,即过程总线与站级总线合并的组网方式。这样可以大大简化设备间的通信接线,提高信息共享程度。

3 数字化保护装置的测试要求

在数字化变电站中,数字化保护装置直接输入来自电子式互感器的数字化电压和电流信号,省略了隔离变换、低通滤波、采样/保持、A/D转换等硬件模块;跳合闸信号的传输则由光纤以太网取代传统的电缆硬接线方式。要实现对这种新型保护装置的实验或测试,测试工具或系统必需满足以下条件:

⑴提供符合IEC61850标准要求的数字式电压和电流信息;

⑵能够模拟电力系统不同故障类型及故障暂态过程;

⑶具备数字化变电站的典型组网模式和通信条件;

⑷具备记录数字信息和显示模拟信号的设备条件。

电力系统动态物理模拟系统是对继电保护装置进行检测的最有效手段之一,在我国获得广泛应用。传统动模系统建立在电力系统的传统一、二次模式基础之上,无法提供数字化保护装置所需要的测试条件,因而不能直接用来作为数字化保护的测试平台。

4 数字化保护动模测试系统建立

4.1 测试系统构建思想

根据数字化保护测试要求及传统动模系统所具备的资源条件,可以考虑在传统动模一次系统基础上进行数字化升级改造。

如图2所示,升级方案在保留原动模系统常规电流、电压互感器的基础上,串联接入电子式电流互感器,并联接入电子式电压互感器,同时配置合并单元,将电气量信息转换成符合IEC 61850-9-1标准的数据格式。这样改造后的动模系统可以在保留原功能不变的前提下,提供符合数字化保护要求的数字量输出。

为了进一步完善数字化保护的功能测试,更好地模拟数字化变电站的实际运行环境,方便进行动作情况分析,还需要配置开关智能单元、数字录波器、光交换机、网络同步器等设备,并采用光纤以太网构建完整的数字化保护测试系统。

4.2 测试系统实现方案

根据以上构建思想并结合数字化变电站的典型结构和配置,设计出如图3所示的数字化保护动模测试系统实现方案。其一次系统由两条输电线路、三绕组变压器、发电机及等值电源系统组成。过程层设备有电子式互感器、合并单元及智能开关单元;间隔层设备主要是保护装置和控制设备,它们可以作为固定设备用于构成数字化变电站模拟系统,也可以是来自不同厂家的被试装置,根据需要与系统进行连接。

文中在第2部分已经分析了数字化变电站的组网方式。考虑到在实际数字化变电站中,过程层采样数据流量很大,为保证数据通信的可靠性,本测试系统中合并单元与数字化保护之间的通信采用点对点组网方式(IEC61850-9-1);而保护的跳闸、重合闸信息、保护和测控装置的闭锁信息、断路器位置状态信息等,由于数据流量较小,对网络带宽要求不高,因此采用GOOSE网结构的方式进行通信(IEC61850-9-2)[5]。

4.3 测试系统可实现的功能

图3所示数字化保护测试系统能为间隔层保护装置及监控设备提供与数字化变电站二次特性相一致的数字量电压、电流信号;智能开关单元与保护装置之间可实现GOOSE信息传递;所配置的数字式故障录波器既能接收合并单元传来的数字式电压电流信号又能接收GOOSE网络信息,并可显示出故障电压、电流模拟信号及保护装置动作时间信号。因此,该系统完全满足数字化保护的测试需求,可以实现对线路保护、变压器保护、母线保护装置及其它数字监控设备的功能测试和性能测试。同时该系统还可以同时完成对同类传统保护装置的测试,为两类互感器及两类保护的性能提供对比和分析。

5 系统建立及试验结果

本文提出的新型数字化保护测试系统已于2008年底在山东大学电力系统动态模拟省重点实验室建设完成。在原动模一次系统基础上通过配置符合IEC 61850标准要求的、且适合动模系统规格要求的高质量电子式互感器、合并单元、智能开关单元、光交换机以及数字式故障录波器等设备,开发出一套完整的能对数字化保护及二次设备进行动、稳态检测的新型物理模拟测试系统。过程层设备及故障录波器均采用最新定制产品。

测试系统开发完成后,为验证该平台是否达到预期的设计目标,进行了一系列的测试。具体包括系统组成设备的单机工作状态测试,IED之间的通信情况检测以及保护设备的性能评估。本文重点介绍利用新开发的测试平台对X7211系列数字化变压器保护装置进行试验的情况,并给出其中的一些测试结果。在进行保护试验时,测试系统采用双端供电模式(单台发电机对无穷大系统),其中无穷大系统侧电压为1 000 V,三绕组变压器的电压变比为1000/700/400。试验项目包括变压器的稳态运行、空载合闸、不同电压等级侧的内部故障和外部故障。典型的录波图如图4、图5所示。

图4为典型的变压器空载合闸录波图。由高压侧的三相电流波形可以发现明显的励磁涌流特征,而保护装置可靠不动作(正确反应)。

图5为典型的变压器高压侧区内A相接地故障录波图。图中记录了高压侧和中压侧的电流波形以及保护的跳闸信号。不难发现,保护装置于故障发生24.5 ms后发出跳闸信号(从GOOSE信息中提取)。

大量的试验结果表明,所构建的测试系统能够提供与数字化变电站相一致的二次电气环境,满足了数字化保护装置和其他二次监控设备的各项测试要求。

6 结论

基于IEC 61850标准的数字化保护的应用给保护测试提出了更高的要求。本文从分析数字化变电站的特征出发,分析了数字化保护与传统保护在测试手段上存在的区别,设计开发出一种新型数字化保护动模测试系统。该系统可实现以下功能:

(1)评估不同类型的数字化保护装置的功能和性能,如线路保护、变压器保护和母线保护。

(2)对来自不同厂家的IED进行互操作试验。

(3)评估电子式互感器的暂、稳态响应情况,分析其对数字化保护的影响。

(4)研究数字化变电站的相关技术。

摘要：IEC 61850标准的应用给变电站自动化系统带来了重大变革,也给继电保护检测带来了新的挑战。介绍了数字化变电站的特点和组网方式,在此基础上讨论了数字化保护与传统保护在测试方面存在的区别。详细阐述了在传统电力系统动模系统基础上构建数字化保护测试系统的思想和实施方案。依据所提出的方法,在山东大学电力系统动模实验室成功开发出满足IEC 61850标准的测试平台,可实现对数字化保护及二次设备的综合测试功能。

关键词：IEC 61850,数字化保护,保护测试,动态模拟系统

参考文献

[1]吴俊兴,胡敏强,吴在军.基于IEC61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J].电网技术,2007,31(2):70-74.WU Jun-xing,HU Min-qiang,WU Zai-jun.Testing of IEC61850Based Intelligent Electronic Device and Substation Automation System[J].Power System Technology,2007,31(2):70-74.

[2]冯硕,黄梅,李晓朋.基于IEC61850的光数字继电保护测试仪的研制[J].继电器,2008,36(8):23-25,45.FENG Shuo,HUANG Mei,LI Xiao-peng.Development of Fiber Digital Relay Protection Tester Based on IEC61850[J].Relay,2008,36(8):23-25,45.

[3]操丰梅,任雁铭,王照,等.变电站自动化系统互操作实验建议[J].电力系统自动化,2005,29(3):86-89.CAO Feng-mei,REN Yan-ming,WANG Zhao,et al.Advices on Interoperability Test of Substation Automation System[J].Automation of Electric Power Systems,2005,29(3):86-89.

[4]任雁铭,秦立军,杨奇逊.IEC61850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 Yan-ming,QIN Li-jun,YANG Qi-xun.Study on IEC61850Communication Protocol Architecture[J].Automation of Electric Power Systems,2000,24(8):62-64.