智能电网IEC61850.doc

智能电网IEC61850标准智能电网是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。智能变电站是智能电网的物理基础，也是智能电网建设中变电站的必然发展趋势。智能变电站是通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，以智能一次设备和统一信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策等功能，对智能电网安全状态评估/预警/控制、优化系统运行、可再生能源即插即退、与调度中心/电源/负荷及相关变电站协同互动等提供支撑的变电站。本章介绍了基于IEC61850标准的数字化变电站，建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次设备的数字化通信，以全站为对象统一配置保护和自动化功能。1 IEC61850标准基本情况1.1 IEC61850提出背景变电站自动化系统(Substation Automation Sysetm，SAS)在我国应用发展十多年来，为保障电网安全经济运行发挥了重要作用。但目前也多少存在着二次接线复杂，自动化功能独立、堆砌，缺少集成应用和协同操作，数据缺乏有效利用等问题。这些问题大多是由于变电站整体数字化、信息化水平不高，缺乏能够完备实现信息标准化和设备之间互操作的变电站通信标准造成的。电网的不断发展和电力市场化改革的深入对电网安全经济运行和供电质量的要求不断提高，变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，数字化、信息化以及信息模型化的要求越来越迫切，数字化变电站成为SAS的发展方向。据统计，全世界共有50多种变电站通信规约。如此多种规约不仅给用户带来不便，也增加了厂家自身的负担。很多厂家为了适应更多的用户往往在其产品中集成了几种规约。现行的各种规约都有各自的特点，很难以某一种规约成为大家公认的标准。变电站自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的职能设备（简称IED），甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不同，因而需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联，对自动化系统的无缝集成和互操作造成一定的困难，这在很大程度上消弱了变电站实现自动化的优点和意义。因此，变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性的开放式系统连接。为适应变电站自动化技术的迅速发展，1995年国际电工委员会第57技术委员会(IECTC57)专门成立了3个工作组WG10111/12，负责制定IEC61850标准。工作组成员分别来自欧洲、北美和亚洲国家，他们有电力调度、继电保护、电厂、操作运行及电力企业的技术背景，其中有些成员参加过北美及欧洲标准的制定工作。3个工作组有明确的分工：第10工作组负责变电站数据通信协议的整体描述和总体功能要求；第11工作组负责站级数据通信总线的定义；第12工作组负责过程级数据通信协议的定义。这3个工作组在工作过程中参考和吸收了已有的许多相关标准，其中主要有：A)IEC6O870-5-101远动通信协议标准；B)IEC60870-5-103继电保护信息接口标准；C)UCA2.0(Utilify Communications Arehiteeture2.0)，由美国电科院制定的变电站和馈线设备通信协议体系；D）ISO/IEC9506制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification).1999年3月，3个工作组提出了IEC61850委员会草案版本。IEC61850标准共分为10个部分。2002年一2005年间，IEC陆续正式颁布了IEC61850标准第一版的10个部分。我们国家也从2002年开始对IEC61850系列标准进行转换，目前己经基本制定了相应的行业标准。IEC 61850 系列标准自 2004 年全部发布后，IECTC57 技术委员会的 3 个工作组 WG10、WG11、WG12 合并，由 WG10 继续负责 IEC 61850 标准的修订、维护等相关工作。目前正在制订的 IEC 61850第 2 版(简称 IEC61850 Ed2)已经将其应用领域扩展到变电站之外，包括变电站之间、变电站与控制中心之间、清洁能源等领域的信息建模和通信映射，从而涵盖了电力公用事业自动化的各个方面。IEC61850标准的目的既不是对在变电站运行的功能进行标准化，也不是对变电站自动化系统的映射分配进行标准化，而是尽最大可能地去使用现有的标准和被广泛接受的通信原理，通过对变电站运行功能进行识别和描述，分析运行功能对通信协议要求的影响(被交换的数据总量、交换时间约束等)，将应用功能和通信分开，对应用功能和通信之间的中性接口进行标准化，允许在变电站自动化系统的组件之间进行兼容的数据交换。IEC61850提供了13组约90种兼容逻辑节点类、450多种数据类，几乎涵盖了变电站现有的所有功能和数据对象，并提供了扩展新的逻辑节点的方法，规定了数据对象代码的组成方法，还定义了面向对象的服务。这三部分有机地结合在一起，解决了面向对象自我描述的问题。采用面向对象自我描述的方法，可以满足不同用户和制造商传输不同信息对象、和应用功能发展的要求，是保证实现功能设备间互操作性的必要前提。IEC61850标准采用分层分布式体系，面向对象的建模技术，为不同厂商的IED实现互操作和系统无缝集成提供了有效途径。该标准的制定及其内容已超出变电站自动化系统的范围，将会扩展到其他工业控制领域，成为基于通用网络通信平台的工业控制的国际标准。当前，国内外电力设备生产商都在围绕IEC61850开展研究和应用工作，并提出IEC61850的发展方向是实现“即插即用”，在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。1.2 标准的内容概述IEC61850标准主要为了实现以下目标：l)互操作性来自同一厂家或不同厂家的智能装置之间交换信息，正确使用信息协同操作的能力，这是IEC61850标准最基本的目标。2)功能自由分布功能自由分布强调了变电站自动化系统中的自动化功能的可分布性，而不仅仅是自动化装置的分布，它可实现跨越自动化装置边界的自动化功能之间的协调配合。3)可扩充性由于变电站自动化系统的复杂性和用户需求的个性化，IEC61850必须具有可扩充性，因此应面向变电站自动化的所有应用，全面地支持信息扩充。4)长期稳定性为了适应历史的、目前的和未来的通信技术，IEC61850对通信服务采用了抽象定义的方法，即抽象通信服务，而将具体的通信协议栈应用以特定通信服务映射加以规定，适应了通信技术的发展变化。该标准具体包含以下十个部分：图1-1 IEC61850标准的组成第一部分介绍与概貌：除了从整体上对IEC61850标准系列的结构与框架进行介绍外，还介绍标准对通信技术发展的适用性。第二部分术语集：介绍标准的特定术语集以及标准其它部分所用到的定义。第三部分总体要求：介绍变电站自动化系统对通信网络的总体要求，重点是对通信网络的质量要求，同时还涉及环境条件和辅助服务的指导方针，并根据其它的标准与规范，对相关的特定要求提出了建议。第四部分系统与项目管理：介绍系统与项目管理的过程及其要求，包括变电站内必备硬件配置的定义、功能和信号质量的适应性以及所有具体定义的文档。第五部分功能的通信要求与设备模型：规范变电站自动化系统所要实现功能的通信要求与设备模型，对所有已知的功能和它们的通信要求均加以辨别。在IEC618505中对功能的描述不是用于功能的标准化，而是为了区分变电站与技术服务、变电站内IED之间的通信要求，其基本目的是在设备的相互作用中实现互操作性。第六部分变电站自动化系统中IED的通信配置描述语言SCL：规定了描述变电站主接线、自动化功能、通信系统结构、智能电子设备数据模型及能力以及它们之间相互关系的文件格式(基于扩展标记语言XMLI.0版)，文件中的数据可以在不同制造商的系统配置工具和IEO配置工具间通用。第七部分变电站与馈线设各的基本通信结构：该部分作为整个标准的核心内容，分为四个部分：7-1部分介绍第七部分使用到的建模方法、通信原理以及信息模型；7-2部分定义用于IEO之间实现实时协作功能并且独立于底层通信系统的抽象通信服务接口ACSI；7-3部分定义与变电站应用相关的公共属性类型和公共数据类；7-4部分定义与变电站相关的设备及功能的信息模型，即用于IEO之间通信的可兼容逻辑节点和数据。第八部分特殊通信服务映射SCSM：定义间隔层与变电站层之间的映射，规范通过局域网将ACSI的对象与服务映射到MMS从而实现数据交换的方法。第九部分特殊通信服务映射SCSM：定义过程层与间隔层之间的映射。9-1部分规范了特殊通信服务映射SCSM映射到制造报文规范MMS。9-3部分规范了特殊通信服务映射SCSM通过单向多路点对点串行通信连接的模拟采样值。第十部分一致性测试：定义了变电站自动化系统设备一致性测试的方法，还给出了用于设置测试环境以便进行一致性研究并建立有效性的准则。由以上10个部分可见，IEC61850标准不同与以往的变电站自动化系统通信协议之处在于，除了定义变电站自动化系统的通信要求和数据交换外，还对整个系统的通信网络、体系结构、对象模型、项目管理控制以及一致性测试方法等进行了全面详尽的描述与规范。这10个部分主要围绕四个方面：变电站自动化应用域的功能模型(第五部分)；变电站数据模型及其服务(第七部分)；变电站体系层次之间的映射关系(第八、第九部分)；基于XML的变电站配置描述语言SCL(第六部分)。1.3 标准的研究现状智能电网要求变电站向高度集成化、信息化和智能化方向发展。数字化变电站是智能变电站在当前条件下的具体表现形式。随着 IEC 61850 的推广应用和新技术的发展，数字化变电站过渡成智能变电站是必然的趋势。1.3.1 国外研究现状IEC61850从开始制定就受到国际上的广泛关注。国外初期的研究是旨在验证标准的可行性和效率上，其后则是为实现互操作性而进行相关的示范项目和实验进行实践研究。在变电站通信网络性能分析、实时性改进措施和引起报文的延时不确定性分析等方面的理论研究并未见文献报道，主要研究工作都在各示范项目和实验的基础上利用其实践数据来验证标准并催进标准的进一步完善。在制定IEC61850的过程中，美国、德国、荷兰等国都进行了示范工程和互操作实验，并推出了符合标准的变电站设备产品。1998年，在德国由FGH、VEW、ABB、ALSTOM和SIEMENS几家公司联合建立了一个示范项目一一变电站开放式通信(opencommunicationin Substations，OCIS)项目，建立这个项目的主要目的是：比较并测试IEC61850标准草案和UCA2.0；复查标准草案的灵活性、可行性和效率；向IEC标准草案介绍己有的知识；推动标准化进程；确信该标准符合欧洲市场的需要；考虑VDEW的建议。2000年，为了验证IEC61850的可行性，瑞士的ABB和德国的SIEMENS等公司联合搭建了一个实验环境，经验证，IEC61850完全满足变电站自动化系统的实时响应性和网络互连的要求。2001年1月，ABB、SIEMENS和OMECRON在美国UCA用户协会进行试验，并于当年5月在加拿大Utility Initiative会议上进行了演示。实验主要测试了跳闸命令的网络传输特性以及面向通用对象的变电站事件(Generic Objeet Oriented Substation Event，GOOSE)和变电站配置语言(SubstationCOnfiguration Language，SCL)的基本概念等，结果证明了GOOSE跳闸命令，并验证了使用SCL配置来自不同厂商设备的GOOSE的能力.此次演示活动被认为是IEC61850成为全球标准过程中的里程碑。2002年1月，ABB和SIEMENS在美国针对采样值的网络传输进行了试验，主要测试了遵行IEC61850-9的电子式电流/电压互感器、保护装置、计量装置之间的互操作性以及支持IEC61850-9的第一批样机。试验结果表明按照IEC61850-9-1以点对多点方式传输采样值的可行性以及支持IEC61850-9-1的应用连接到以太网交换机上是实现过程总线解决方案的第一步。2002年9月，ABB、SIEMENs和OMECRON在美国UtilityInitiative会议上进行了互操作测试，测试结果证明了采样值报文和GOOSE报文在统一通信总线上传输的互操作性。几家公司在此试验成功的基础上又进行了后期实验，例如间隔层的设备之间通过GOOSE报文传输命令的性能、配置数据的处理、系统启动、时间同步、报告超测、客户机/服务器机制和通过SCL配置文件实现互联等实验，从而验证IEC61850的性能、正确性和可行性。2003年4月在美国正EE/PES变电站委员会年会上，ABB、ALSTOM和SIEMENS演示了在以太网上传输跳闸信号GOOSE报文的测试实验，实验主要是测试联锁跳闸等功能的性能满足实际应用的要求。2003年到2004年，几家公司和组织针对过程层和变电站层之间的控制功能和通信性能进行了测试实验，主要测试了基于TCP/IP和MMS的报文传输的特性，并验证了其用于正C61850的可行性和可靠性。2004年11月，西门子输配电集团EPTD在瑞士承建了世界上第一个运用IEC61850通信协议的电站自动化系统。西门子全球运用同样协议的第100个工程实例位于上海西南郊区的南桥500kV变电站自动化系统己于2005年顺利投入运行，该工程也是IEC61850国际标准较早在国内应用的典范。间隔控制单元中使用了内置式可自动进行路由切换的光以太环网交换机，支持快速生成树协议IEEE802.w，生成树协议通过从网络化物理拓扑结构构建一个无环路的逻辑转发拓扑结构，提供了冗余连接，消除了数据流量环路的威胁，其快速的网络重构时间可小于30m。2006年底以前，全球有超过300个变电站已应用IEC61850协议。美国已经有300多个变电站采用或部分采用IEC61850，后续还有5000个变电站需要改造。瑞士某380kV改造变电站的二次系统应用了IEC61850。阿尔及利亚一座400kV变电站的测控装置、操作员站、工程师站、远动网关基于IEC61850，保护装置为IEC60870-5-103协议和MODBUS协议，GIS监视系统、计量为MODBUS协议，远动为IEC60870-5-104协议和IEC60870-5-101协议。基于IEC61850标准的测控装置兼作本间隔的协议转换器，操作员站为主备机系统。网络为光纤环网，逻辑上是星形网络，实现点对点通信和客户/服务器通信。1.3.2 国内研究现状我国正式确定了将IEC61850转化为我国国家标准，主要产品及应用理论研究如下：a)IEc61850在故障信息处理系统中的专门应用。对于站内数据通信，以IEC61850为基础，提出了信息服务模型的概念并定义了其基本功能，设计了较为详细的实现方案。b)基于IEC61850的保护装置建模。建立了保护装置的IEc61850信息模型，基于IEc61850的自动化装置设计.c)通信服务及映射实现的研究与分析。包括采样值、基于TCP/IP的MMS等。d)SCL配置文件的研究等。数字化变电站是国内学者和研究机构近年来提出来的，国际国内均没有针对/数字化变电站做完整的定义。数字化变电站的概念是随着数字式过程层设备的诞生出现的，它基于光电技术、微电子技术、信息技术、网络通信等技术的发展，在应用方面直接表现为变电站二次系统的信息应用模式发生了巨大的变化。其实，在微机继电保护及变电站自动化系统开始应用后，变电站己经具备了部分数字化的特征。有些文献对数字化变电站定义为：变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。从概念上讲，数字化变电站并不等同于IEC61850系统。前者的关键是采用数字式过程层设备，而后者是指采用IEC61850的SAS，它并不要求一定采用数字式过程层设备(可能仅在间隔层和变电站层上实现IEc61850)。如果数字化变电站只具备了数字式过程层设备、网络化间隔层设备等形态特征，而未能实现信息模型化、标准化和互操作，则远未实现数字化变电站的建设初衷。如ABB的PASS由于未采用通用标准(它采用的是未被广泛接受的协议EC61375)，因此与其它厂商设备存在协议转换的问题，这正是数字化变电站所要避免的情况。国内己经从标准研究过渡到工程应用、产品研发阶段，并已有多个基于IEC61850标准的变电站投入运行或试运行，这表明IEC6185O标准的实施已推进到了一个新的实用的层面。2006年7月21日，基于IEC61850标准的RCS9700系统在湖北宜昌220kV俿亭变投入运行。2006年11月8日，云南省曲靖市翠峰110kv数字化变电站通过鉴定验收。它遵循IEC61850标准，是一座完整意义的数字化变电站。2008年1月，浙江省外陈(宣家)220kV数字化变电站一期工程顺利投产。220kV外陈变是浙江的第一个数字化变电站。该变电站汇集了南瑞(国电南瑞、南瑞继保、深圳南瑞)，南自(国电南自、国电南思)，北京四方，ABB，西门子等10多个不同厂家的数字化保护与测控装置，从过程层、间隔层、变电站层全面实现基于IEC61850的信息传输和控制。330kV聂刘(径河)变电站是陕西省电力公司的重点工程，也是国内第一家使用IEC61850技术的330kV超高压变电站，它于2006年6月28日上午正式投运。它接入四个国内主要保护和自动化设备厂家的装置，接入网络节点较多，全站通过IEC61850接入的间隔层IED数量为86台，从站控层到间隔层全面实现了IEC61850。北京顺义500kV数字化变电站工程于2007年6月8日投入运行，后台采用trunking技术，将双网绑定为一条逻辑链路，组成冗余网络，双网卡单IP。间隔层设备是专为超高压变电站自动化设计的测控装置，基于模件的设计思想，硬件可灵活组态，具有实时的全站逻辑闭锁功能，完全支持IEC61850标准。长期以来国内一、二次设备生产厂家相对独立是国内变电站过程层自动化进展缓慢的一个主要原因，基于IEC61850标准的变电站自动化技术的发展与推广给一、二次设备厂商密切合作提出了新的要求。2 IEC61850标准的技术特征IEC61850是迄今为止最为完善的变电站通信网络与系统的标准，与以往的变电站通信标准相比，它具有如下突出的技术特征：(l)功能分层的变电站；(2)面向对象的数据对象统一建模；(3)功能与通信解藕；(4)变电站配置语言SCL。2.1 功能分层IEC61850为了完成变电站自动化系统的控制、监视和继电保护三大功能，将变电站自动化系统按功能和逻辑通信抽象为3层体系结构：变电站层、间隔层和过程层。并定义了层和层之间的通信接口，其结构如图2-1所示。图2-l功能分层的变电站自动化系统图2-1中各接口的意义为：1 IFI：在间隔层和变电站层之间交换保护数据；2 IF2：在间隔层和远方保护之间交换保护数据；3 IF3：在间隔层内交换数据；4 IF4：在过程层和间隔层之间cr和PT的瞬时数据交换(例如采样值)：5 IF5：在过程层和间隔层之间交换控制数据；6 IF6：在间隔层和变电站层之间交换控制数据；7 IF7：在变电站层和远方工程师工作站之间交换数据；8 IF8：在间隔层之间直接交换数据，特别是快速功能数据，例如互锁；9 IF9：在变电站层之间交换数据；10 IF10：在变电站层和远方工程师工作站之间交换控制数据。过程层实现所有与一次设备接口相关的功能，包括开入/开出，模拟量采样等。IEC61850要求过程层ETC/EVT能够将一次测电流、电压模拟量采样值直接转换为数字信息并通过通信网络传送至间隔层，ISG能过通过通信网络将开关位置信息传送至间隔层并接收间隔层下发的控制命令。间隔层设备主要实现保护和监控功能，并实现相关的控制闭锁和间隔级信息的人机交互功能，间隔层设备可以通过间隔层总线实现设备间相互对话机制，间隔层设备可以集中组屏或就地下放。间隔层与过程层之间通过逻辑接口4、5通信，分别完成2层之间的采样数据和测控数据的交换；间隔层内部通过逻辑接口3完成数据交换。发电站层设备包括发电站就地操作后台系统、外部数据交互接口( 控制中心数据转发、保护信息管理系统数据接口、设备管理系统) 和通用功能服务等。其中逻辑接口1、6完成与间隔层之间的保护、测控数据交换；接口7、10完成与工程师站、远方控制中心的数据交换；变电站层内部通过逻辑接口9实现数据交换。IEC61850并不规定通信拓扑，不限制任何物理通信接口，只需根据需求因此，这种层体系结构只是抽象的概念，并不限定实际的网络形式。这样的通信系统有利于变电站内设备以及变电站与控制中心构成统一的无缝连接网络。2.2 面向对象的数据对象统一建模IEC61850将IED视为客户机/服务器(Client/server)的运行方式，客户机代表向其它IED请求或确认功能服务，服务器代表IED本身可视或可访问的自动化功能。而IED以客户机方式请求或确认功能服务的过程也就是其它IED以服务器方式提供功能服务的过程，客户机的运行行为可以由其与服务器间的逻辑关系得出，所以，IEC61850通常主要将IED的服务器功能(但包括由客户机主动发起请求目的不需要服务器响应的客户机功能，如GooSE)作为建模对象。IEC61850采用面向对象的建模方法：首先，定义若干语义模型类，用来规范变电站自动化系统涉及到数据、结构、操作以及广义的SCADA语义；接着，对照语义模型类，将IED的自动化功能和相关信息抽象、分解，并通过对语义模型类的继承、重载或直接引用，生成特定的应用实例：最后，将这些实例按照/类0的形式层次化的构成具有一致性和确定性的信息模型(服务器)。信息模型的属性包含逻辑设备(LogicDevieeLD)、逻辑节点、数据对象和数据属性4个层次：1. 逻辑设备，用于包含1组特定应用功能的产生和使用信息的虚拟设备，逻辑设备由逻辑节点和附加的功能服务聚合而成。2. 逻辑节点，交换数据的最小功能单元，1个逻辑节点代表服务器的1项基本功能或IED中的1组设备信息，可以与其它逻辑节点进行信息交互，并执行特定的操作，逻辑节点由数据对象、数据属性、数据属性列表以及对应的功能服务聚合而成。3. 数据对象，包含逻辑节点的所有信息，从不同的CDC及CPDC继承而来，是CPDC的命名实例(NmaedInstnace)。4. 数据属性，数据对象的内涵，是模型中信息的最终承载者。从模型构成语义可以看出，信息模型不是数据集合，而是数据与功能服务的聚合，是一个面向对象的模型，模型中的数据和功能服务相互对应，数据的交换必须通过对应的功能服务来实现。数据与功能服务的紧密结合使模型具备了良好的稳定性、可重构性和易维护性。IEC61850采用统一建模语言(Unifide Mdeeling Lnauggae，UML)描述信息模型。一方面，UML是面向对象设计和分析的国际标准；另一方面，UML采用可视化建模方法，与编程语言和实现平台无关，使用简单但能够准确的表达各种复杂的关联，并具有良好的系统性和扩展性，也适合用于设计和记录信息模型。信息模型层次化的结构，如图2-2所示。2-2 信息模型层次化的结构面向对象的信息模型创建了一致、确定和可扩展的层次化语义空间，成为IED间信息交互的内容和方式的约定，是实现互操作的手段。2.3 功能与通信解藕如上节所述，信息模型之间的数据交换由信息模型的功能服务实现。在总结变电站自动化系统涉及通信服务的基础上，IEC61850定义了14类ACSI(Abstract Communieation Service Interface)模型，用来规范信息模型的功能服务。包括服务器模型、应用关联模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型、数据集模型、替换模型、整定值控制块模型、报告及记录控制块模型、通用变电站事件模型、采样值传输模型、控制模型、时间及时间同步模型和文件传输模型。每类ACSI模型都由若干抽象通信服务组成，每个服务又都定义了服务的对象和方式：服务方式包括服务的发起、响应和过程，而服务的过程是指某个具体服务请求如何被服务器所响应，以及采取什么动作在什么时候以什么方式响应。ACSI模型中的通信服务分为2类：客户机/服务器模式，诸如控制、读写数据值等服务；发布者/订阅者或对等交换模式，诸如采样值传输、GSE等服务，如图2-3所示。图2-3 ACSI通信方法ACSL规范的信息模型的功能服务独立于具体网络，即功能与通信解藕。功能的最终实现还需要经过SCSM(Specific Communication Service Mapping)，SCSM负责将抽象的功能服务映射到具体的通信网络及协议上，具体包括：根据功能需要和实际情况选择通信网络的类型和OSI模型的16层协议；在应用层上(OSI模型中的第7层)，对功能服务进行映射，生成应用层协议数据单元(Application Protocol Data Unit，APDU)，形成通信报文，如图2-4所示。图2-4 ACSI向应用层的映射ACSI对信息模型的约束是强制和惟一的，而SCSM的方法却是多样和开放的。采用不同的SCSM方法，可以满足不同功能服务对通信过程、通信速率以及可靠性的不同要求，解决了变电站内通信复杂多样性与标准统一之间的矛盾；适时的改变SCSM方法，就能够应用最新的通信网络技术，而不需要改动ACSI模型，解决了标准的稳定性与未来通信网络技术发展之间的矛盾。IEC61850并不要求每种SCSM方法都能够映射ACSI所有的抽象服务，但越简单的SCSM方法对ACSI模型的支持就越不完备，所实现的功能服务也就越简单。ACSI向不同SCSM映射的过程，如图2-5所示。图2-5 ACSI向不同SCSM的映射IEC61850运用ACSI和SCSM技术不仅实现了功能与通信的解藕，而且通信可以灵活的采取多种实现形式，这是建立统一、开放和发展的变电站自动化系统的可行方法。2.4 变电站配置语言SCL在 IEC61850-6 中定义了变电站配置描述语言 SCL，它主要基于可扩展标记语言XML 1.0。SCL 用来描述通信相关的 IED 配置和参数、通信系统配置、变电站系统结构及它们之间的关系。主要目的是在不同厂家的 IED 配置工具和系统配置工具之间提供一种可兼容的方式，实现可共同使用的通信系统配置数据的交换。SCL 模型可包含 5 个方面的对象：（1）系统结构模型，变电站主设备，拓扑联接等；（2）IED 结构模型，应用和通信信息；（3）通信系统结构模型，设备在何接入点（access point）接入哪些总线（bus）；（4）逻辑节点类定义模型，包含数据对象（DO）和服务；（5）逻辑节点和一次系统功能关联模型；3 IEC61850 标准的实现过程开发者只要根据所要开发的产品，并结合 IEC61850-5 中对变电站自动化系统的功能和逻辑节点分类，提出产品的通信要求，然后从 IEC61850-7-4 中选择标准数据类(标准中没有的数据类，开发者可以自己定义私有逻辑节点类)，从IEC61850-7-3 中选择出标准数据对象类，以这些类作为模板，派生出所需的实例，这些实例包括逻辑设备和逻辑节点，IEC61850-7-2 中定义的 ACSI 模型和服务规范了逻辑节点通信模型和服务，然后根据实际使用的网络和协议栈，利用IEC61850-8/-9-1/-9-2 定义的 SCSM，将 ACSI 映射到 SCSM 中去，到这一步，就完成了产品的设计。最后根据 IEC61850-10 的规定，完成兼容性检测。整个过程是先提出通信要求，然后从标准所提供的模型中派生出实例的过程，这是使用面向对象建模技术通信标准的显著特点。按照以上方法，整个协议的实现过程均有明确严格的规范和步骤，因此符合该标准的协议开发在理论和方法上都是有保证的。由于 IEC61850 建模了大多数公共实际设备和设备组件，这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，充分利用 IEC61850 的自我描述，可重复使用的建模用标准名和类型信息这一特性，降低整个系统设计、工程、运行、维护等费用，节约时间。以下从功能的建模过程、数据的建模过程、通信服务的映射、工程与一致性测试四个方面予以分析。3.1 功能建模整个变电站对象从逻辑上可以看作由分布于变电站自动化系统中完成各个功能模块的逻辑设备构成。而逻辑设备中的各个功能模块又由若干个相关子功能块，即逻辑节点（Logic Node）组成，并通过它的载体IED设备实现运行。逻辑节点是功能组合的基础块，也是通信功能的具体体现。逻辑节点类似积木块，可以搭建组成任意功能，而且可分布于各个IED设备中。逻辑节点本身进行了很好的封装，各个逻辑节点之间通过逻辑连接（Logic Connect）进行信息交换。逻辑连接是一种虚连接，主要用于交换逻辑节点之间的通信信息块PICOM(Piece of Information Communication )。逻辑连接映射到物理连接实现节点之间的信息交换。PICOM 通过 ACSI 服务实现传输。逻辑节点的功能任意分布性和它们之间的信息交换使变电站自动化系统真正实现了功能级的分布特性。整个 IEC61850 标准 定义了上百个逻辑节点，涵盖了保护、控制和测量设备以及一次设备等变电站设备的功能。而且逻辑节点具有可扩展性，扩展后的逻辑节点通过数据对象的自描述特性可以很容易和已有的逻辑节点兼容。逻辑节点 0（LLN0）和物理设备信息逻辑节点（LPHD）是基本逻辑节点的特例。其中 LPHD 逻辑节点描述物理设备参数，包括物理设备铭牌、设备的状态、故障、热启动次数、上电检测等，LLN0 是逻辑设备全局参数的描述，它的数据与功能无关，只记录逻辑设备自身的一些信息，如逻辑设备铭牌、运行时间、自诊断结果等，其它功能逻辑节点在基本逻辑节点的基础上可根据自己的需要添加可控数据、状态信息等其它数据对象。每个接收逻辑节点（Receiving LN）应该知道需要什么样的数据用来实现任务，也就是说，它应该能检查所接收的数据是否完整与有效。在变电站自动化这样的实时系统中，最重要的有效性指标就是数据的时效。发送逻辑节点（SendingLN）设置大部分的质量属性，接收逻辑节点的任务则是判断数据是否过时。在以上的要求中，发送逻辑节点是主要的数据来源，保持有这些数据大多数的最新值。接收逻辑节点对这些数据进行处理用于某些相关的功能。如果数据遭到破坏或者丢失，接收逻辑节点不能按照正常的方式运行，但是可能处于降级方式。因此，逻辑节点在正常和降级两种方式下的行为都必须予以充分的定义。降级情况下功能的行为必须根据功能自身的情况单独设计，但是需要借助于标准化的报文或正确的数据质量属性，将情况通知给分布功能的其它逻辑节点以及管理系统，以便它们采取适当的措施。3.2 数据建模逻辑节点由若干个数据对象组成，数据对象是 ACSI 服务访问的基本元素，也是设备间交换信息的基本单元，IEC61850 根据标准的命名规则，定义了近 30种数据对象名。数据对象是由公共数据类 CDC(Common Data Class)定义产生的对象实体。对象的继承性和多态性使同一公共数据类产生的对象属性不同。如逻辑节点LLN0 中的数据对象Beh和Health都是由公共数据类的“整型状态信息类ISI”定义产生的，但二者产生的实例定义有很大不同。Beh对象的stVal值定义为：On、Block、Test、Test/Block、Off，而Health对象的stVal值定义为：Ok、Warning、Alarm。正是这一特性实现了用不到 20 个的公共数据类产生近 400 种不同的数据对象。应用功能与信息的分解过程是为了获得多数的公共逻辑节点。首先根据IEC61850-5 中已经定义好的变电站某个应用功能的通信需求，将该应用功能分解成相应的个体，然后将每个个体所包含的需求信息封装在一组内，每组所包含的信息代表特定含义的公共组并且能够被重复使用，这些组别在 IEC61850-7-3中被定义为公共数据类 CDC（Common Data Class），每组所包含的信息在IEC61850-7-3 中被定义为数据属性（Data Attribute）。IEC61850-7-3 中定义了 30种公共数据用于表示状态、测量、可控状态、可控模拟量、状态设置、以及模拟量设置等信息。信息模型的创建过程是利用逻辑节点搭建设备模型，首先使用已经定义好的公共数据类来定义数据类（Data Class），这些数据类属于专门的公共数据类，并且每个数据（Data）都继承了相应公共数据的数据属性。IEC61850-7-4 中定义了这些数据代表的含义。然后将所需的数据组合在一起就构成了一个逻辑节点，相关的逻辑节点就构成了变电站自动化系统的某个特定功能，并且逻辑节点可以被重复用于描述不同结构和型号的同种设备所具有的公共信息。IEC61850-7-4中定义了大约 90 个逻辑节点，使用到 450 个左右的数据。3.3 通信服务映射变电站网络通信采用客户/服务器模式，设备充当服务器角色，通过端口 102侦听来自客户（一般是变电站当地监控主机或调度中心）的请求，并做出响应，所以变电站网络通信是多服务器少客户形式。该模式不同于常规的 CDT 和Polling 模式，而是采取事件驱动的方式，当定义的事件（数据值改变、数据质量变化等）触发时，服务器才通过报告服务向主站报告预先定义好要求报告的数据或数据集，并可通过日志服务向循环缓冲区中写入事件日志，以供客户随时访问。另外采用面向无连接的通信方式，可以使设备通过组播同时向多个设备或客户发送信息。服务器和客户之间通过 ACSI 服务实现通信，一个 IED 设备依据该设备的功能作用可以包含若干个服务器对象，一般情况下，当 IED 设备作为其它串口通信设备的代理服务器时，可以包含多个服务器对象，否则针对某一特定功能的IED 设备一般只包含一个服务器对象即可，而每个服务器又由若干逻辑设备组成，客户通过 ACSI 服务实现对设备的访问，其中服务器对象封装了它的所有数据属性和服务，通过外部接口实现与客户之间的数据交换。ACSI服务通过特殊服务映射SCSM映射到OSI通信模型的应用层而实现设备数据的网络传输。采用ACSI服务的映射模型，可以使数据对象和ACSI服务有很大的灵活性，它的改变不受底下 7 层协议栈的影响。IED 设备的服务器映射到制造报文规范 MMS 的虚拟制造设备 VMD，逻辑设备映射到 MMS 的域 Domain，逻辑节点、数据对象映射到 MMS 的命名变量（Named Vaviable）。通过 ACSI 服务到 MMS 服务的映射实现数据通信。3.3.1 变电站层与间隔层的网络映射在 IEC61850-7-2、-7-3 与-7-4 中定义的信息模型通过 IEC61850-7-2 提供的抽象服务来实现不同设备之间的信息交换。为了达到信息交换的目的，IEC61850-8-1 部分定义了抽象服务到 MMS 的标准映射，即特殊通信服务映射(SCSM)。IEC61850-8-1 中定义的特殊通信服务映射 SCSM 就是将 IEC61850-7-2提供的抽象服务映射到 MMS 以及其它的 TCP/IP 与以太网。在 IEC61850-7-2中定义的不同控制模块通过 SCSM 被映射到 MMS 中的各个部分（如虚拟制造设备 VMD、域 Domain、命名变量、命名变量列表、日志、文件管理等），控制模块包含的服务则被映射到 MMS 类的相应服务中去。通过特殊通信服务映射SCSM ， ACSI 与 MMS 之间建立起一一对应的关系， ACSI 的对象（即IEC61850-7-2 中定义的类模型）与 MMS 的对象一一对应，每个对象内所提供的服务也一一对应。3.3.2 间隔层与过程层的网络映射ACSI 到单向多路点对点的串行通信连接用于电子式电流互感器和电压互感器，输出的数字信号通过合并单元（Merging Unit）传输到电子式测量仪器和电子式保护设备。IEC61850-7-2 定义的采样值传输类模型及其服务通过 IEC61850-9-1 定义的特殊通信服务映射 SCSM 与 OSI 通信栈的链路层直接建立单向多路点对点的连接，从而实现采样值的传输，其中链路层遵循 ISO/IEC8802-3 标准。IEC61850-9-2 定义的特殊通信服务映射 SCSM 是对 IEC61850-9-1 的补充，目的在于实现采样值模型及其服务到通信栈的完全映射。IEC61850-7-2 定义的采样值传输类模型及其服务通过特殊通信服务映射 SCSM，在混合通信栈的基础上，利用对 ISO/IEC8802-3 过程总线的直接访问来实现采样值的传输。3.4 一致性测试一致性测试是验证 IED 通信接口与标准要求的一致性。它验证串行链路上数据流与有关标准条件的一致性，如访问组织、帧格式、位顺序、时间同步、定时、信号形式和电平，以及对错误的处理。测试方应进行以被测方提供的在 PICS（协议实现一致性陈述），PIXIT（协议实现之外的信息）和 MICS（模型实现一致性陈述）中定义的能力为基础的一致性测试。在提交测试设备测试时，被测方应提供以下几点内容：1) 测试设备的准备；2) PICS，也被称为 PICS 示范，是被测系统能力的总结；3) PIXIT，包括系统特定信息，涉及被测系统的容量；4) MICS，详细说明由系统或设备支持的标准数据对象模型元素；5) 设备安装和操作的详细的指令指南。一致性测试的要求分成以下两类：1）静态一致性需求，对其测试通过静态一致性分析来实现；2）动态一致性需求，对其测试通过测试行为来进行。静态和动态的一致性需求应该在 PICS 内，PICS 用于三种目的：a) 适当的测试集的选择；b) 保证执行的测试适合一致性要求；c) 为静态一致性观察提供基础。一个网络上的后台负载可由另外的一个负载仿真器提供，包含电流电压互感器和仿真开关，进行环境仿真，并与通信仿真器互相通信。可以采用 Omicron 公司的 CMC Test Set。用一个网络分析仪来监控测试过程中出现的错误，分析所得检测结果。网络分析仪能够采集并分析以太网络上IEC 61850 的信息流量，在此它可以用来记录网络事件、监控网络安全以及建立连接并检验系统配置等。分析仪在鉴别和最小化互操作危险方面扮演很重要的角色。分析仪可应用KEMA公司的UniCA 61850 Analyzer。它不但可以以人们可以读懂的格式显示通信包，还可以分析和报告检查到的错误。还有一个时间控制器用来监控时间同步。以上设备组成 IEC 61850 一致性测试的框架结构。如果开发的装置即被测设备作为客户运行，则通信仿真器将作为仿真服务器的角色运行；若开发的装置要作为服务器运行，则通信仿真器将用作仿真客户来测试以验证其要求的通信功能。智能电网的智能配调智能调度是电力系统进行智能化的核心环节之一，智能配调技术在配电网智能化中起着关键性的作用。本章节对目前国内外的配调技术进行初步的探索和整理。1.1 智能配调的目标与要求智能配电网，就是配电网的智能化，它是建立在集成的、高速通讯网络基础上，通过先进的传感测量技术、信息处理技术、通信技术以及决策支持系统技术的应用来实现电网安全可靠的运行。智能调配的目标就是实现配电网在正常运行下完善的运行、监测、保护、控制、优化、管理和故障情况下的紧急控制和智能处理，最终为用户提供优质、环保、经济的电力供应。电网的统一调度是实现电能可靠交易的必要条件，是实现电力系统的生产、管理、运行效益最优的基本保障。电能的特性决定了必须设置足够的发电备用才能保证系统安全、可靠、连续供电。电力调度中心，作为电网运行的直接生产单位随着智能电网的发展也面临着一场巨大的变革。为了满足未来智能电网的需求，电力智能调配中心对配电网调度管理提出了更高的要求：1）智能调度要将配电网实时运行与离线管理数据高度融合、深度继承，实现设备管理、检修管理、停电管理以及用电管理的信息化和一体化； 2）智能调度要使配电网具有自愈控制能力，能够及时检测出已发生或正在发生的故障并进行相应的纠正性操作，使其不影响用户的正常供电或将其影响降至最小；3）智能调度要能够提供快速预测性分析，通过现有的电力系统状态和预想任何突发事件的影响来对电力系统进行评估。1.2 电网调度自动化系统1.2.1电网调度自动化的发展与概述电网调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，同时还是在线为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。 电力调度自动化系统是保证电网安全和经济可靠运行的重要支柱手段之一。 随着电网不断的发展，电网的运行和管理需求也在不断地变化，要保证电力生产的安全有序进行，作为重要支柱的调度自动化系统要适应电网需求的发展。电网调度自动化系统对电力系统的安全经济运行起着不可或缺的作用。 电网调度自动化发展至今已经到了第四代。 20 世纪 70 年代产生了基于专用机和专用操作系统的监控与数据采集（SCADA）的第一代系统，其功能在单机上实现。 在 80 年代，出现了调度主机双机热备用的第二代系统，其特点是基于通用计算机和集中式的 SCADA/能量管理系统（EMS），部分 EMS 应用软件开始实用化。20 世纪 90 年代开始， 第三代开放分布式的电网调度自动化系统（SCADA/EMS）的应用，配备完善的高级应用（PAS）、网络分析（NA）、调度培训（DTS）、以及调度管理信息系统（DMIS）等，全面采用面向对象技术、通信中间件技术、WEB 技术、国际标准等，实现了真正的开放系统。高性能计算机以及完善的能量管理系统（EMS）在电网调度自动化系统的应用，将电网调度自动化水平提高到一个新的阶段。基于精简指令集计算机（RISC）/UNIX 的开放分布式 EMS 就属于第 3 代产品，采用商用关系型数据库和先进的图形显示技术，EMS应用软件更加丰富和完善，其主要特征是基于RISC图形工作站的统一支持平台的功能分布式系统。随着计算机和网络技