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变电设备状态监控系统研究与开发 浙江大学硕士学位论文 摘要摘要电网的不断扩大，变电站布点的不断增加，为了保证运行正常，带动了变电站内的各种传感设备增加。这给维护员工带来了更大的工作量，并且检修周期安排和离线数据采集变的非常困难。本文研究在在线状态下，通过本系统的监控，能够快速的反映前方各个变电站内的各个智能传感器的采集状况以及被监测设备的运行状况。在做到监控这一目的后，再为维护人员检修提供采样数据。变电站在线监测系统接收前端各式各样的智能传感器，这些传感器使用的协议可分为两大类，异构规约和标准规约。本系统的前置机系统提供开放接口支持标准规约，同时也提供专用接口支持已透入使用的异构规约。前端智能传感器采集到数据，封装后发送到接入层CAC系统，这一层，不同协议的数据解析后都封装成标准格式I2。接入层再把标准格式数据包发送到主站数据处理、分析、存储服务层，服务层解析标准数据包，取出采样数据，采样数据作三个用途，一是更新实时数据库，作为在线监测；二是存到本地历史数据库，作为查询用；三是写入PMS系统。关键词：智能传感器， IEC61850，异构规约，标准规约 i浙江大学硕士学位论文 AbstractAbstractThe expanding of electricity grid leads to the increasing of substations. In order to ensure normal operation, varieties of sensors are used. Maintenancestaffstakea greaterworkload. And so its hard tomaintain cyclearrangements andoff-linedata acquisition. This paper mainly researches such status that it can be quickly reflects equipment status of the various smart sensors in substation far away. After reach this goal, and then provide sample data to maintenance stuff. Substation line Monitoring System receiveda wide range ofsmart sensors. Protocol used bythese sensorscan be divided intotwo categories, one is Standard Statute, and the other is HeterogeneousStatute. This systemprovidesopen interfaces to support StandardStatute and provide private interface to support HeterogeneousStatute. Smartsensorscollect data and packaged, then send to access layer of CAC. After receiving these packages, CAC analysis and package to another standard format. Access layer will send I2 packages to service layer where master data processing, analysis, storage. The sample data can be display in the web, and also send the PMS system.Key Words：Smart Sensor, IEC61850, HeterogeneousStatute, StandardStatuteii浙江大学硕士学位论文 目录目录摘要iAbstractii图目录IV第1章 绪论11.1 课题的提出及意义11.2 智能变电站概述11.3 国内外研究现状21.4 本章小结3第2章 变电站在线监测总体结构设计42.1 系统总体框架42.2 状态信息接入控制器52.2.1 设计思路52.2.2 总体结构72.2.3 功能设计72.2.4 状态信息接入控制器设备82.3 状态监测代理92.4 设备状态监测主站系统92.5 本章小结11第3章 变电站在线监测异构规约123.1 异构规约123.2 油色谱协议123.2.1 变压器油色谱分析的理论依据123.2.2 通讯协议133.2.3 通讯过程143.3 蓄电池协议143.3.1 蓄电池的用途143.3.2 蓄电池协议153.3.3 通讯方式153.4 避雷器协议163.4.1 避雷器重要性163.4.2 通讯协议163.4.3 通讯过程173.5 本章小结17第4章 变电站在线监测标准规约184.1 IEC61850184.1.1 简介184.1.2 技术特点184.1.3 IEC61850的分层结构194.2 IEC61850信息模型214.2.1 逻辑节点和数据214.2.2 逻辑设备模型234.3 抽象通信服务接口ACSI244.4 制造报文规范MMS254.4.1 服务的客户服务器关系274.4.2 IEC61850与MMS的映射284.5 IEC61850 接入284.5.1 实现分析284.5.2 IEC61850应用304.6 本章小结31第5章 CAC前置系统设计与实现335.1 CAC前置系统概要335.2 下行数据通信模块345.3 数据处理模块355.3.1 协议解析365.3.2 数据模型匹配375.4 上行数据通信模块375.5 辅助功能模块385.5.1 心跳监测双机切换385.5.2 日志备份，校时和远程维护395.6 CAC前置系统实现395.7 本章小结40第6章 变电站在线监控主站系统实现416.1 主站后台服务系统416.1.1 实时数据接入服务416.1.2 数据处理服务416.1.3 实时数据输出服务426.1.4 后台服务实现436.2 主站Web系统446.2.1 系统登录446.2.2 设备管理466.2.3 传感器配置476.2.4 CAC管理496.2.5 状态监控506.3 本章小结51第7章 总结和展望527.1 工作总结527.2 进一步工作展望52参考文献54作者简历56致谢57III浙江大学硕士学位论文 图目录图目录图 2.1系统框架图5图 2.2 专用前置系统6图 2.3 通用前置系统6图 2.4 前置系统结构图7图 2.5 CAC外观图8图 2.6信息接入系统管理功能9图 2.7 设备树管理10图 2.8 状态采集映射10图 3.1油色谱协议13图 3.2油色谱应答协议14图 3.3油色谱传感器通讯图14图 3.4蓄电池协议15图 3.5蓄电池命令15图 3.6避雷器协议16图 4.1 变电站自动化系统接口模型20图 4.2 概念性建模方法21图 4.3 逻辑节点和数据22图 4.4 基本组成部件22图 4.5 逻辑节点连接23图 4.6 逻辑设备基本组成元素23图 4.7 逻辑设备和LLN0/LPHD24图 4.8 ACSI通信方法25图 4.9 VMD模型26图 4.10 客户与服务器的交互过程27图 4.11 IEC61850映射到MMS28图 4.12 IEC61850通信模型29图 4.13 SISCO MMS-EASE Lite的体系结构29图 4.14 IED客户端文件31图 5.1 Application 时序图32图 5.2 Application配置文件app.config33图 5.3下行数据模块继承关系34图 5.4 xml格式标准数据包35图 5.5数据包解析流程35图 5.6数据模型适配解析时序图36图 5.7上行数据发送模块时序图37图 5.8心跳检测图37图 5.9 CAC前置系统启动38图 5.10 CAC前置系统接收油色谱数据39图 6.1主站后台服务DataServer启动时序图40图 6.2主站数据处理时序图41图 6.3 写入PMS的WebService服务42图 6.4 DataServer后台服务程序启动42图 6.5 DataServer后台服务程序接收数据43图 6.6 系统首页44图 6.7 普通用户监控界面44图 6.8 管理员监控界面45图 6.9 设备树管理45图 6.10设备信息查看46图 6.11 传感器配置46图 6.12传感器安装47图 6.13 传感器测点管理48图 6.14 CAC管理48图 6.15 CAC时间管理49图 6.16 状态监控49图 6.17 实时曲线图50图 6.18 历史数据查询50V浙江大学硕士学位论文第1章 绪论第1章 绪论1.1 课题的提出及意义随着电网规模不断扩大，变电所的布点不断增加，设备性能不断提升，单一员工所需要运行维护的设备不断增加，因此，按照原有的检修周期再安排大量的离线数据采集工作已经变的非常困难；同时变电所相关设备及其运行情况多数实现了远方遥控、遥测、遥信、遥调、遥视等功能。各监控中心配置PMS（power production management system）生产管理系统，目前主要的设备信息、运行巡视记录、检修记录、试验记录、缺陷记录包括计划信息均已经纳入了PMS系统，数据的积累比较丰富，离线数据大量积累在PMS系统中，为生产管理分析提供了依据。但是，各类信号协议不同，采集监控管理系统相对独立，各种数据较难做到统一，实时监控，给维护管理很大麻烦，急需建立起有效的设备状态监测系统来实时监测设备运行情况。设备状态监测是指利用传感技术和微电子技术对运行中的设备进行监测，获取反映运行状态的各种物理量，并对其进行分析处理，预测运行状况，必要时提供报警和故障诊断信息，避免因故障的进一步扩大而导致事故的发生，指导设备最佳的维修时机，为状态检修提供实时数据。随着网络、通信、信息技术的进一步发展，设备状态监测会向系统化集成化方向发展，形成以状态监测为基础的设备智能管理系统，能对在线和离线数据进行分析处理，对设备进行实时监测。本项目作为智能变电站的重要组成部分，应用先进可靠、高度集成的前置状态数据采集设备，通过网络化通信、标准化信息平台，实现变电站数据全面采集、实时监控、分析决策等功能，达到提高变电站运行可靠性、减少人工干预、支撑电网实时控制和智能调节、优化资产利用等目标。1.2 智能变电站概述经过十多年的发展，变电站自动化技术已经发展到了一定的水平，在我国城乡电网改造和建设中，许多变电站都通过自动化技术的使用实现了无人值班，实现了变电站综合自动化，使电网建设的现代化水平得到了极大的提高。智能变电站是变电站自动化技术发展的延伸，它以设备全智能化和测控全智能化为基础，完全实现了信息采集、传输、处理、输出过程的数字化，例如，对变电设备进制智能控制、对供电安全进行在线预警、对薄弱环节进行自动识别等。智能变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，其主要特征是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即智能变电站内的信息全部做到智能，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得智能变电站在系统可靠性，经济型，维护简单性方面均比常规变电站有大幅度提升1。IEC61850将智能变电站分为过程层，间隔层和站控层，各层内部及各层直接采用高速网络通信。整个系统的通信网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通信网，以及间隔层和过程层之间的过程层通信网。站控层通信全面采用IEC 61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC 61850装置。同时提供了完备的IEC 61850工程工具，用以生成符合IEC 61850-6规范的SCL文件可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。间隔层通信网采用星型网络架构在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功 能。110 kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110 kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC 61850国际标准进行通信，非IEC 61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤而在各小室内部设备之间的通信则可采用屏蔽双绞线2。1.3 国内外研究现状在变电站自动化系统方面，欧美等发达国家变电站的远程监控可靠性和实用性均高于国内，西欧，北美，日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多500kV、380kV的变电站也都已实现无人值班，所有225/20kV变电站都由调度中心集中控制，当电网发生事故时，调度中心可以直接进行必要的处理。随着微电子技术、电子式电流互感器技术、网络通信技术、智能断路技术的发展成熟以及IEC61850通信标准体系的颁布，德国SIEMENS公司推出的SICAM WCC系统开发出可以 支持基于以太网的IEC61850-8变电站总线以及IEC61850-9过程总线技术，从而实现过程层网络化，使得SICAM WCC进入符合标准的智能化的变电站自动化系统产品行列中来；ABB、ALSTOM和GE等国外的电力装备厂商公司都已在SCADA系统实现IEC618503-4。目前，国内110（66）kV及以上变电站基本实现了以“遥测”、“遥信”、“遥控”、“遥调”的四遥功能，部分网省公司220kV以上变电站无人值班比例达到85%以上。输变电系统已具备了对电网运行状态、设备运行状态的进行实时在线监测和控制的能力。国家电网公司从2005年开始数字化变电站研究工作。国网中心从2005 年开始陆续组织了6 次互操作性试验，检验并促进了国内IEC61850 系列产品开发和应用的兼容性，对标准在国内的应用起到重要的推动作用。同时，通讯技术尤其是以太网技术在电力系统中应用的普及以及嵌入式技术的快速发展也为数字化变电站的发展奠定了坚实的技术基础。1.4 本章小结本文主要是研究开发变电设备状态监控系统，提出研究意义，然后介绍智能变电站的概念，最后介绍变电站自动化的国内外研究状况。3浙江大学硕士学位论文第2章变电站在线监测总体结构设计第2章 变电站在线监测总体结构设计2.1 系统总体框架变电设备状态监测系统总体结构如图2.1所示，分为四个层次。最底层为各类在线检测设备，也称为智能传感器层，该层设备类型比较复杂，支持的协议也很不同，有传统的检测设备，也有最新技术支持最新标准协议的传感器，通讯类型有采用有线网络的，也有无线网络的。 第二层为接入层。该层是本系统最重要的组成部分，设计思路上可以将第一层的各种采集装置数据接入分为三种情况，第一种类型是支持最新智能变电站通讯接入标准的设备，这类设备数据直接以标准接口接入设备状态接入控制器（Condition information Acquisition Controller，CAC）；第二种类型是一些不支持标准通讯的现场设备，这类设备可以通过安装设备状态检测代理（Condition Monitoring Agent ，CMA）装置来整合转换成标准协议后上传到CAC；第三种情况是传统的一些接入装置并且已经开发了相应的数据处理系统，这种数据类型经过接口转换后，直接将数据接入后台设备状态监测系统中。 第三层为数据处理、分析、存储服务层，经整合处理后的数据进入变电设备状态检测系统，实时数据同时可以写入PI系统进行海量实时数据存储，设计可以预留除PI以外的实时数据中心，为没有PI系统的应用单位提供相同数据存储能力。第四层为应用和接口层，系统提供与生产管理系统之间的数据交换接口、其它应用系统的数据使用接口、国网数据中心的数据交换家口等。提供在线综合信息监测，提供状态数据、属性数据、综合分析数据、空间图形数据等可视化展现功能与远程访问。图 2.1系统框架图2.2 状态信息接入控制器2.2.1 设计思路状态信息接入网关机（CAC）是变电站状态监测系统的重要部件。由于历史原因，变电站中各类状态监测装置标准化程度很低，导致出现各种类型的专用前置子系统，且结构比较复杂。接入结构如图2.2所示：上层应用系统专用系统1装置1装置2专用系统2装置3装置4专用系统3装置5装置6图 2.2 专用前置系统这种接入方式技术实现难度较小，但是前置各成体系，难以标准化，随着系统的发展前置装置越来越多，资源利用率低，成本高且重复投入，难以标准化并推广应用。因此，本方案设计采用统一标准的信息接入控制器CAC。CAC是部署在变电站内，能以标准方式连接站内各种状态监测装置或状态监测代理，接收它们发出的标准化状态信息，并对它们进行标准化控制的装置。CAC承载各专业所特有的与传感器技术相关的原始数据加工处理，具有高速数据接入能力。通过CAC传统接入方式改变为如图2.3结构：上层应用系统装置1状态接入控制器装置2装置3装置4装置5装置6图 2.3 通用前置系统为保证非标准系统的接入，CAC开放一个标准接口，用于接入已有状态监测信息，传统系统增加一个接口模块将信息送入状态信息接入控制器（CAC）。2.2.2 总体结构状态信息接入控制器（CAC）采用开放的接口协议标准（IEC61850），能适应未来智能电网传感器技术和状态监测业务的长期发展需要。标准状态监测装置或者状态监测代理将采集的状态信息以标准方式送给CAC标准数据接入模块，实现信息接入。现存非标准监测装置通过各自的前置子系统加工成符合标准格式的结果信息，以标准方式推送给CAC，状态数据经CAC处理，进行解析和缓存后通过上行通讯模块发送给状态信息监测主站系统的数据接入服务模块。同时，CAC还负责管理站内各种监测装置和前置子系统的运行状态，发现异常及时记录并上报。下行的标准指令通过接入模块、解析模块和下发模块发送给标准状态监测或者状态监测代理（CMA），如图2.4所示。图 2.4 前置系统结构图2.2.3 功能设计状态信息接入控制器（CAC）的主要功能包括：1、前置信息接入状态信息接入控制器（CAC）可接入各类状态监测装置，通过标准接口接入，并进行数据的校验，接入信息包括标准设备、接入代理以及专用系统接入。2、控制指令模块状态信息接入控制器（CAC）可接入主站系统下达的标准控制指令，并转发给所连接的标准监测装置或CMA。3、协议解析和数据模型匹配对接收到的标准协议数据，经解析和匹配后转为设备状态数据，进行缓存和转发。4、数据缓存与续传CAC提供状态数据的缓存功能，为保证上行通道中断状态下的数据完整性。当通讯功能恢复后重新进行数据上传。5、配置管理CAC提供远程系统配置与管理功能。6、双机切换采用双机热备份运行模式，保证信息的及时同步和故障恢复功能。7、系统自检CAC通过自检系统保障自身的正常稳定运行，提高抗干扰能力。CAC可对自身状态进行监测和管理，包括心跳监测、容错、版本、远程更新、日志、安全论证等。2.2.4 状态信息接入控制器设备如图2.5所示，状态信息接入控制器采用1U 19标准上架机箱，Linux操作系统，支持双机热备，固态硬盘。图 2.5 CAC外观图根据变电站接入规模配置路由器、多串口卡、可远程控制电源模块辅助设备。2.3 状态监测代理状态监测代理是安装在变电站内，能集中收集站内各类状态监测信息，并替代各类状态监测装置与CAC进行标准化数据通信的统一代理装置。CMA可跨专业和跨厂家采集各类标准化或非标准化状态信息。特别在目前过度阶段站内还存在许多非标准监测装置。CMA可以起到很好的协议转换功能。状态监测代理为智能变电站中接入各类设备状态监控信息的智能组件，具有接入设备状态监测、数据缓存、自检测、数据交换等功能。2.4 设备状态监测主站系统如图2.6所示，信息接入主站系统的功能图。变电站状态监测信息接入系统管理功能设备树管理远程升级管理实时数据接入服务实时数据输出服务数据处理服务状态监控设备监测装置配置状态采集点映射状态监测系统管理时钟管理系统管理图 2.6信息接入系统管理功能设备树管理：可以根据用户的需要定义任意层次的设备管理层次，以满足定义符合电力系统规范DL/T890.301-2004能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第301部分:公共信息模型(CIM)基础的电力设备层次。如果用户已经存在设备管理系统，并且有设备模型的定义，则本系统的设备树管理引用设备管理系统，以实现互联，但该系统必须开放模型数据接口，以便开发接入。设备树示例如图2.7所示：图 2.7 设备树管理状态监测装置管理：管理变电站安装的各种在线状态监测系统。状态采集点映射：管理状态监测装置状态点逻辑名称与协议点命名之间的映射关系。状态监测装置和监测点映射示例如图2.8所示：图 2.8 状态采集映射其中测点部位为监测传感器安装的对应设备位置，配置时从设备树中选择。状态监测装置配置：配置状态监测装置的通讯方式、协议参数、通讯地址等运行参数。远程升级管理：可以远程选择或批量更新前置状态接入控制器的软件，同时管理状态接入控制器的版本信息。实时数据接入服务：实现多线程数据接入服务功能。实时数据输出服务：实现状态数据写入数据中心（PI）功能，可以通过数据中心专用接口或服务总线接口。数据处理服务：状态数据点信息是否写入实时数据库或需经某种特定处理后写入实时数据库，该模块根据设定条件进行数据处理服务。状态监控：可是实时监控各设备的状态信息，实现基于图形的展现和基于对象的展现两类。时钟管理：取得标准的时间，向各数据采集装置定期发布时间信息，时钟校正。系统管理：实现用户与权限管理，系统参数设置等功能。2.5 本章小结本节主要介绍整个系统的组织层次，并对每个层次分别进行介绍以及每个层次的设计方法。11浙江大学硕士学位论文第3章变电站在线监测异构规约第3章 变电站在线监测异构规约3.1 异构规约异构规约，在本文中，是指非IEC61850标准的规约。这些规约大多是基于IEC60870-5的规范，以IEC60870-5-101和IEC60870-5-104为最主要参考标准。IEC60870-5是国际电工委员会电力系统控制及其技术委员会（IEC TC57）根据形势发展的要求制定调度自动化系统和变电站自动化系统的数据通信标准，适应和引导电力系统调度自动化技术的发展。借鉴IEC60870-5规范，许多厂商已经开发了适应各自产品的传输协议，并且已经应用在变电站中，其运行稳定性也得到了时间的考验。本系统的前端接入层已经开放接口支持这些传输协议，实现了异构规约的接入。到目前为止，已经成功接入的异构规约包括：油色谱协议，避雷器协议，蓄电池协议。3.2 油色谱协议3.2.1 变压器油色谱分析的理论依据变压器的安全运行是电网安全的保证。目前，在变压器的故障诊断中，只凭电气试验的方法很难发现某些局部故障与发热缺陷，特别是变压器内部的过热性和放电行缺陷。但通过变压器中气体的油色谱分析这种方法可以有效地发现这些潜伏性故障及发展程度。油浸式电力变压器，绝缘油中的溶解气体的色谱分析是发现这种潜伏性故障的有效方法。油色谱分析的原理是任何一种烃类气体的产生速率随温度变化而变化，它是对运行中的变压器油样进行油中溶解气体成分及含量的分析，根据不同的成分及含量可判断变压器存在的潜伏性故障及性质。因为油浸式电力变压器的内部故障大体是局部过热和局部放电两种类型，这两种故障都会引起故障点周围的绝缘油和固体绝缘材料发生分解而产生的气体，这些气体大部分溶解到油中，因为不同性质的故障点产生的气体不同，而同一种性质故障，由于故障的严重程度不同，产生的气体数量也不同。变压器油色谱分析中H2 、CO及等烃类气体随温度变化而产生。在一定的温度下，某一种气体的产生速率会出现较大值，随着温度的升高，变压器油依次会出现CH4，C2H6，C2H4，C2H2。由于溶解气体含量及故障温度有对应关系。而电弧与局部过热产生故障气体的主要原因。由于故障气体大部分都溶于变压器油中，变压器油中故障气体各种组成的含量多少与故障性质及严重程度有直接关系。因此在变压器运行中对其进行定期测量溶解与油中的气体组成和含量对于及早发现变压器内部潜伏性故障有非常重要的作用和意义5。3.2.2 通讯协议油色谱协议比较简单，是根据IEC-60870-5-101规范简化的协议。此报文有三大部分组成如图3.1。报文头以68H开始，紧跟着传输帧类型，以及后面报文的长度。中间数据区同样以68H开始，接着是传感器的序号ID，然后是采样时间，数据块可以包含各种采样数据。结尾部分就是CRC效验和结尾16H。应答报文更简单如图3.2，68H开头，接着是被处理的数据包的传感器序号，报文处理时间，效验位和结尾标识16H。图 3.1油色谱协议图 3.2油色谱应答协议3.2.3 通讯过程油色谱传感器定时采样，分析，整理，然后其内部的程序自动把采集结果组织成数据包。然后以TCP方式连接服务器即CAC，连接成功后，发送数据，服务器在解析之后会返回处理结果的数据包。根据返回包里处理结果，如果成功，删除这条数据包，如果失败，则继续连接服务器并发送数据包，整个过程如图3.3。图 3.3油色谱传感器通讯图3.3 蓄电池协议3.3.1 蓄电池的用途在变电站的直流系统中，蓄电池作为备用电源作用十分重要。蓄电池组平时处于浮充电备用状态，但当交流失电或直流系统故障时，蓄电池组将成为负荷的唯一电源，向整个变电站中的继电保护、控制、信号、计算机监控、事故照明、交流不间断等负荷提供能量6-7。显然在交流失电的事故状态下，蓄电池应作为变电站的备用电源。平时对蓄电池状态的监测，就是为了保证蓄电池组的运行状态。3.3.2 蓄电池协议蓄电池协议时根据IEC60870-5-101规约制定的厂方标准。如图3.4，信息帧同步头固定为EB,90,EB,90,EB,90（十六进制）。接着是地址和命令，然后说明数据段的总长度。数据内容2以3字节为一组。最后是CRC16效验和结尾标识。图 3.4蓄电池协议在信息类型为命令项中，具体命令如图3.5。图 3.5蓄电池命令3.3.3 通讯方式蓄电池协议采用跟油色谱协议一样的通讯方式，都是由传感器主动连接服务器，连通后，主动发送数据，唯一区别是，除了校正时间命令，服务器不需要返回处理结果。3.4 避雷器协议3.4.1 避雷器重要性雷电波沿着输电线路侵入变电站，就会对变电站设备构成巨大威胁。变电站是电力系统的枢纽，站内的变压器等主要电气设备的内绝缘大多没有恢复能力，一旦雷击损坏，有可能造成大面积停电，给生产和生活带来重大损失和影响。目前世界范围内由于雷电波侵入变电站而引起开关设备闪络甚至爆炸的事件接连发生，我国华南和华北地区的变电站及电厂也发生了数次由于雷击引起的开关闪络和爆炸事件7-8。3.4.2 通讯协议避雷器协议是基于IEC60870-5-104规范制定的，属于厂方标准。如图3.6是避雷器协议报文中的一种，是传输不连续测量的报文结构。图 3.6避雷器协议3.4.3 通讯过程设备子站运行在TCP 服务器模式，后台主机运行在TCP 客户端模式。 1、设备子站在标准104 端口开启服务，监听来自后台主机CAC的TCP 连接。2、后台主机CAC向设备子站IP 的指定端口发起TCP 连接3、TCP 连接建立成功后，由后台主机发送STARTDT，当处于STARTDT 状态设备子站才主动上送数据4、后台主机在一个较长的时间间隔内发送总招命令。总招时，将上送所有的具有有效数据点号的最新数据，而不管之前是否上送过。5、设备子站将主动上送新的数据，新的数据是指上一次上送后（包括总招）新产生的数据，如果是第一次则是当TCP 建立后产生的数据。6、数据传输失败后，如果是总招，除非是后台重新发起总招，否则不会重新传输总招数据。如果是数据主动上送，这次失败后，将在一段时间后重新上送。需要注意的是，重新上送时，可以将其视为一个新的数据上送，这时将按照数据传输时刻的数据进行传输。如果在失败后到重新传送期间，有新的数据产生，传输时将包含新数据。如果这期间有老数据被新数据替代，将直接传输新数据。7、设备子站不接收其他未约定任何报文。这些报文均将被丢弃，并且不会影响设备子站空闲计时。3.5 本章小结本章主要介绍异构规约，以IEC60870为基础的各种厂商协议，油色谱，蓄电池，避雷器。17浙江大学硕士学位论文第4章 变电站在线监测标准规约第4章 变电站在线监测标准规约4.1 IEC61850IEC61850通信协议对变电站自动化系统中的数据对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口（ACSI），并支持TCP/IP协议，是一个开发的、面向未来的新一代变电站自动化系统通信协议。为在各种自动化系统内部准、快速地收集、处理并传输从发电厂、变电站到最终用户接口的各种实时信息，提供了一种解决方案16。4.1.1 简介IEC 61850是国际电工委员会(IEC)第57技术委员会(TC57)制定的关于变电站自动化系统通信网络和系统的标准。目的是为了实现不同厂商之间的设备的互操作性。该协议采用自上而下的方式对变电站自动化系统进行系统分层、功能定义和对象建模。IEC61850包括面向对象的标准、通信网络性能要求、接口和映射、系统和项目管理、一致性测试等多方面详细内容。协议内容纲要如下：第l 部分、概述；第2部分、术语；第3部分、总体要求；第4部分、系统和项目管理；第5部分、功能和设备模型的通信要求；第6部分、与变电站有关的IED的通信配置描述语言；第7.1部分、变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模型；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)；第7.3部分、变电站和馈线设备的基本通信结构公用数据类；第7.4部分、变电站和馈线设备的基本通信结构兼容的逻辑节点类和数据类；第8.1部分、特定通信服务映射(SCSM)映射到MMS(ISOIEC9506第2部分)和ISO/IEC8802.3；第9.1部分、特定通信服务映射(SCSM)通过串行单方向多点共线点对点链路传输采样测量值；第9-2部分、特定通信服务映射(SCSM)通过ISO/IEC 8802.3传输采样测量值；第l部分、一致性测试。IEC61850.7(DLT 860.7)是标准的核心，是变电站自动化系统上层应用和下层实现的接口部分10。4.1.2 技术特点国际电工委员会TC57制定了变电站通信网络和系统系列标准，该标准 为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14。该系列标准具有一系列特点和优点： 1分层的智能电子设备和变电站自动化系统； 2根据电力系统生产过程的特点，制定了满足实时信息和其他信息传输要 求的服务模型：3采用抽象通信服务接口、特定通信服务映射以适应网络技术迅猛发展的 要求； 4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； 5快速传输变化值； 6采用配置语言，配备配置工具，在信息源定义数据和数据属性； 7定义和传输元数据，扩充数据和设备管理功能； 8传输采样测量值等7。4.1.3 IEC61850的分层结构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。变电站总线用于变电站层和间隔层间通信，过程总线用于间隔层和过程层间通信。IEC 61850并不规定通信拓扑，不限制任何物理通信接口，只需根据需求定义可以在物理的通信链路上应用的通信服务，因此，这种3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。三层间具有相应的10种逻辑接口，如图4.1所示。过程层通过接口4和接口5与间隔层通信，主要完成开关量I/O、模拟量的采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能，该层主要物理设备是远方I/O、智能传感器和执行器。间隔层的功能主要是利用一个间隔的数据对本间隔的一次设备进行操作，如线路保护设备就属于这一层。间隔层通过逻辑接口3实现间隔层的内部通信功能，通过逻辑接口4和接口5与过程层通信，即与各种远方I/O、智能传感器和控制器通信。该层的设备主要包括每个间隔的控制、保护或监视单元。变电站层的功能分为两类：一是与过程层相关的变电站功能，主要指使用多个问隔或者全站的数据，并且对多个间隔或全站的一次设备进行监视和控制，如母线保护或全站范围的联琐等，间隔层之间通过接口8进行通信；二是与接口相关的变电站范围的功能，主要是指变电站自动化系统与本地操作人员的人机交互界面的接口HMI(Human Machine Interface)、与远方控制中心的接口TCI(TeControl Interface)以及监视和维护远方工程管理接口TMI(TeleMonitoring Interface)。这些功能通过逻辑接口1和6与间隔层通信，通过逻辑接口7与外部通信，通过逻辑接口9完成变电站层内部的通信功能11。图 4.1 变电站自动化系统接口模型接口说明：接口1：间隔层和变电站层之间保护数据交换；接口2：间隔层与远方保护(不在本标准范围)之间保护数据交换：接口3：间隔层内数据交换； 接口4：过程层和间隔层之间电压互感器VT和电流互感器CT瞬时数据交换(尤其是采样)；接口5：过程层和间隔层之间控制数据交换；接口6：间隔和变电站层之间控制数据交换；接口7：变电站层与远方工程师工作站之间数据交换；接口8：间隔之间直接数据交换，尤其是像联锁这样快速功能； 接口9：变电站层内数据交换； 接口10：变电站(装置)和远方控制中心之间控制数据交换(不在本标准范围)。4.2 IEC61850信息模型信息交换机制主要依赖于定义好的信息模型，信息模型和建模方法是IEC61850的核心。IEC 61850使用如图4.2所示的方法对实际设备进行建模。信息建模过程是将功能和信息进行分解的过程。IEC 61850将应用功能分解成能够用于交换信息的最小单元，即逻辑节点。图4.2以一个实际的断路器设备为例，通过虚拟化建模抽象为一个逻辑节点类，名称为“XCBRl”。根据逻辑节点需要实现的功能，在逻辑节点内部包含了一系列的数据，如：XCBRI中表示断路器开关位置信息Position等，这些数据有自己的数据属性和数据服务。数据属性表征了系统的主要信息，信息通过标准定义的专有服务进行交换。这些服务被定义成抽象通信服务，具体传输信息时，需要将抽象服务映射成具体通信方式即MMS、TCP/IP等12。图 4.2 概念性建模方法4.2.1 逻辑节点和数据IEC61850-7-4定义了90多个逻辑节点，例如断路器（简写成“XCBR”），局部放电（简写成“SPDC”）。以一个简单的断路器逻辑节点为例，如图4.3所示12个逻辑节点都由一些代表应用相关特定含义的数据对象组成。图 4.3 逻辑节点和数据图中数据Data作为断路器的一部分，用于控制、报告断路器的位置状态，数据对象Mode用于表示断路器逻辑节点当前运行方式(on，blocked，test，test/blocked，off)。IEC 61850对这些信息的特定含义进行了详细的定义。数据对象建立了网络上设备之间多数信息交换的基础。大多数设备的相互作用通过逻辑节点的数据和服务。IEC 61850-7-3中定义了30多个数据类，称为公共数据类，例如：两点的状态和测量值。每一数据类表征了变电站自动化系统特定的应用信息，每个公共数据类有分派到它的服务，它定义了允许在此数据上操作的可能的服务。一些信息是可读可写的而另一些信息只是可读的。在IEC61850中使用功能约束(FC)定义了规定数据类的每个信息的这个特性。逻辑节点的构成元素如图4.4所示12，逻辑节点中除了包含数据对象以外，还有可能包括数据集(DataSet，若干条数据的集合)、报告(Report)、日志(Log) 等内容，此外还有一些逻辑节点的相关服务。图 4.4 基本组成部件逻辑节点和包含在逻辑节点中的数据是描述实际系统及功能的基本概念。逻辑节点主要作为数据对象的容器，可以放置在IED的任何地方。IEC 61850-7-4中定义的每个数据都有唯一确定的意义。数据通过它们的服务和它们的环境交互。在IEC 61850-7-x系列中逻辑节点和数据的概念定义了可在逻辑节点内访问的信息。例如发出请求从逻辑节点重新获取数据的设备也可建模为一个逻辑节点，则在逻辑节点之间可以看到信息流如图4.5所示12。图 4.5 逻辑节点连接4.2.2 逻辑设备模型为了(在逻辑节点之外)通信目的，IEC 61850引入了逻辑设备的概念。逻辑设备是物理设备的抽象，主要由逻辑节点和附加服务组成(例如GOOSE、采样值交换、定值组)，如图4.6所示12。图 4.6 逻辑设备基本组成元素另外，当用逻辑设备构建网关(或代理)时，从功能的角度看它是透明的。逻辑设备也提供物理设备的相关信息，这个物理设备是逻辑设备的宿主或者逻辑设备所控制的外部设备，逻辑设备同逻辑节点的关系如图4.7所示12，图中物理设备A包含两个逻辑设备LDl和LD2，逻辑设备LDl包含3个逻辑节点，逻辑节点0(LLN0)代表逻辑设备的公共数据(例如，铭牌、运行状态信息)，逻辑节点物理设备(LPHD)表示该逻辑设备的宿主物理设备本身的公共数据，所有逻辑节点都定义了LLN0和LPHD。例如右边主设备铭牌信息的显示被定义为代表主设备逻辑节点的数据。图 4.7 逻辑设备和LLN0/LPHD4.3 抽象通信服务接口ACSIIEC 61850总结了电力生产过程特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，采用抽象建模方法设计出抽象通信服务接口(ACSI)，ACSI中的抽象概念可以归纳为两个方面：1ACSI仅对通信网络可见且可访问的实际设备(例如断路器)或功能建模，抽象出各种层次结构的类模型和它们的行为。2ACSI从设备信息交换角度进行抽象，并只定义了概念上的互操作。标准关心的是描述通信服务的具体原理，而没有定义与有关设备间交换的具体报文及编码，这些在特定通信服务映射SCSM中指定(IEC 61850-8、IEC 61850-9)，因此它独立于具体的网络应用层协议，和采用的网络无关。这样就实现了通信服务和采用的具体技术的独立。ACSI为变电站设备定义了公共通信服务。通信服务可分为两组，如图4.8所示9，其中一组使用客户-服务器(C/S)模式，如控制或读数据服务；一组使用对等(pear-to-pear)模式，用于对时间要求较高的情况(如用于继电保护设备间快速、可靠的数据传输)，以及周期采样值传输服务。本文后面实现的IEC61850应用采用前一种即客户服务器（C/S）模式。图 4.8 ACSI通信方法4.4 制造报文规范MMS为了最大限度的实现互操作性，在MMS中引入了虚拟制造设备13（Virtual Manufacturing Device，VMD）的概念。它是实际设备的外部可见行为的抽象模型，表征了各种不同的智能设备所共同具有的外部可见特性。完整意义上的VMD是实际制造设备上一组特定的资源和功能的抽象表示以及此抽象表示与实际制造设备的物理及功能方面的映射。它规定了从外部MMS客户角度看到的MMS设备即MMS服务器的外部可见行为。当正确建立了VMD与实际设备之间的映射关系后，远程控制器与实际设备之间的通信就可以在不考虑实际设备的具体物理特性的条件下进行，作为客户一方的远程控制器可直接对服务器一方的VMD进行操作，从而达到对VMD所对应的实际设备进行控制的目的，实现控制的设备无关性14-15。图 4.9 VMD模型实际设备及包含于其中的对象和VMD模型定义的虚拟设备及对象之间存在差异。实际设备或应用实际设备和对象具有自身密切相关的特性，不同品牌的应用或设备的特性各不相同。虚拟设备和对象遵从VMD模型，独立于品牌、语言和操作系统。每一个MMS服务器设备或服务器应用的开发者必须通过提供一个执行功能，“隐藏”这些实际设备和对象的细节，如图4.910所示。在和客户应用或设备通信时，执行功能将实际设备和对象映射为VMD模型定义的虚拟设备和对象。执行功能提供