基于IEC61850标准的数字化变电站自动化系统介绍.ppt

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1、,基于IEC61850标准的数字化变电站自动化系统介绍,国电南瑞科技股份有限公司,IEC61850技术-背景,全称变电站通信网络和系统，规范了变电站内IED之间的通信行为。由IEC TC57制订（19952004）。中国等同引用为DL/T860系列。目标“一个世界，一种技术，一个标准”。代表了SAS技术的最新趋势，是实现数字化变电站的关键技术。是一个十分庞大的标准体系，不仅仅是一个普通通信协议。,数字化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，将物理设备虚拟化，对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，满足安全可靠、技术先进、经济运行要求的变电站。,数字化变电站特

2、征,数字化变电站两大支柱,IEC61850 电子式互感器,变电站自动化系统现状电力自动化系统通讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850 介绍,IEC61850 介绍,全称变电站通信网络和系统，规范了变电站内IED之间的通信行为。由IEC TC57制订（19952004）。中国等同引用为DL/T860系列。目标“一个世界，一种技术，一个标准”。代表了SAS技术的最新趋势，是实现数字化变电站的关键技术。是一个十分庞大的标准体系，不仅仅是一个普通通信协议。,变电

3、站自动化系统现状,采集资源重复、设计复杂 变电站内存在多套系统 数据采集要求不一致 大量设备都有数据采集单元,变电站自动化系统现状,系统、设备之间互操作性差 通信规约繁杂 缺乏一致性测试、权威认证 数据含义不明,变电站自动化系统现状,信息不标准不规范，难以充分应用 原理、算法、模型不一致导致信息输出不一致 装置信息输出不平衡 通讯规约的信息承载率低,复杂一次、二次设备接口,1 抗干扰能力差、运行维护工作量大、工程调试周期长。2 电磁型电流互感器出现二次线圈开路，二次侧产生高电压；电磁型电压互感 器出现短路或二次反送一次设备时，均危及设备和人身的安全。3 防误闭锁实现复杂。4 投资大。,二次设备

4、互联的问题,各厂家网络103规约的差异,国电南自网络103,南瑞科技网络103,南瑞继保网络103,北京四方网络103,许继电气网络103,深圳南瑞网络103,变电站自动化系统现状电力自动化系统通讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850 介绍,变电站规约的历史,变电站通信网络和系统,IEC61850是什么?,它不仅是一个通信规约它是一个全球的变电站自动化的标准。使用面向对象建模技术使用分布、分层体系使用抽象通信服务接口（ACSI）、特殊通信服务映射SCSM

5、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。,一个用于无缝通信的全球标准,IEC61850 的内容,IEC61850共由10个部分，14个标准组成,变电站自动化系统现状电力自动化系统通讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850介绍,开放性：全部通信协议集将基于已有的IEC/IEEE/ISO/OSI可用 的通信标准的基础上;不考虑具体实现先进性：采用ACSI、SCSM、OO的技术采用抽象的MMS作为应用层协议自我描述,在线读取/修改参数和配置

6、采用XML语言来描述变电站的配置 完整性：适用对象几乎包容了变电站内所有IED，例如：常规的测控装置、保护装置、RTU、站级计算机、可选的同期、VQC装置未来可能广泛使用的数字式一次设备如PT、CT、开关,IEC61850标准的主要特点,IEC61850数字化变电站自动化系统功能层和逻辑接口,IF1：间隔层和变电站层间保护数据交换IF2：间隔层与远方保护间保护数据交换IF3：间隔层内数据交换；IF4：过程层和间隔层间PT和CT瞬时数据 交换（尤其是采样）IF5：过程层和间隔层间控制数据交换IF6：间隔和变电站层间控制数据交换IF7：变电站层与远方工程师间数据交换IF8：间隔之间直接数据交换IF

7、9：变电站层内数据交换IF10：变电站（装置）和远方控制中心间 控制数据交换,功能、逻辑节点、装置关系,1)变电站计算机2)同期装置3)距离保护+过流保护4)开关单元控制器5)电流互感器6)电压互感器7)母线电压互感器,面向变电站对象的统一建模,配置文件,基本信息概念模型,SERVER(服务器)所有其他ACSI模型是服务器的一部分。注:服务器有两种角色:和客户通信(DLIT860中的 大多数服务模型可以和客户设备通信)，向对等 设备发送信息(例如采样值)。LOGICAL-DEVICE(LD逻辑设备)包含由一组域特定应用 功能产生和使用的信息;功能定义为 LOGICAL-NODE.LOGICAL

8、-NODE(LN)包含由域特定应用功能例如过电 压保护或断路器等产生和使用的信息。DATA 提供各种手段去规定包含在 LOGICAL-NODE内的类 型信息，例如带品质信息和时标的开关位置。,面向对象模型,点通讯 对象描述的变革,常规保护 IEC 60870-103规约,IEC 61850通信,逻辑设备举例,IED包含四个逻辑节点PTOC：过流保护PDIS：距离保护PTRC：保护跳闸监视XCBR：断路器,IEC61850逻辑设备的概念,逻辑设备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。,IEC61850模型实例,XCBR逻辑节点,采用XML语言描述变电站的配置 扩展超文

9、本标志语言extended markup language,SCL变电站配置描述语言,数据自描述,与IEC608705面向点的描述方法不同，IEC61850对于信息均采用面向对象自我描述的方法，虽然传输时开销增加，由于网络技术的发展，传输速率提高，使得面向对象自我描述方式成为实现。目前所使用的传输协议传输信息的方法是变电站的远动设备的某个信息，要和调度控制中心的数据库预先约定，一一对应，才能正确反映现场设备的状态，在现场验收前，必须将每一个信息动作一次，以验证其正确性，这种技术是面向点的。由于新的技术的不断发展，变电站内的新应用功能不断出现，需要传输新的信息，已经定义好的协议可能无法传输这些新

10、的信息，使得新的功能的应用受到限制，采用面向对象自我描述方法就可以适应这种形势发展的要求，不受预先约定的限制，什么样的信息都可以传输。采用面向对象自我描述的方法，传输到调度控制中心的数据都带说明，马上建立数据库，使得现场验收的验证工作简化，数据库的维护工作量大大减少。,IEC61850与传统规约比较,传统的数据对象映射,IEC61850中的数据对象映射,抽象服务接口（ACSI）Abstract Communication Service Interface,通信和应用独立，ACSI规定了抽象服务和对象集，使得应用 和特定协议无关。ACSI独立于通信协议,独立于具体实现,通过特定通讯服务映射(S

11、CSM)映射到不同的协议。在给 定 的 SCSM 内，规定ACSI到具体的应用协议/通信协议服务集的映射。,ACSI(抽象通信服务接口)通信方式,抽象通信服务接口（ACSI）,协,议,栈,接,口,Client/Server,通讯,模拟量采样值,（SAV）,模型（对象、服务）,抽象通讯服务接口,实,实,时,时,性,性,要,要,求,求,带优先级的以太链路层,以太物理层,IP,TCP,MMS,特定通讯服务映射（SCSM）,通用变电站对象事件,（GOOSE）,MMS 制造报文规范,MMS是一个与设备、与功能、与应用均无关的极为抽象的通用标准，IEC61850中涉及到的 MMS映射对象包括：虚拟制造设备

12、（VMD）命名变量（Named Variable）命名变量集（Named Variable List）日志（Journal）域（Domain）文件（File）,在SCSM中使用的MMS对象及服务,在SCSM中使用的MMS对象及服务,ACSI服务概述（部分）,报文类型和性能类映射,-类型1（快速报文）-类型1A（跳闸报文）-类型2（中速报文）-类型3（低速报文）-类型4（原始数据报文）-类型5（文件传输功能）-类型6（时间同步报文）,互操作性,在IEC61850中互操作性被表述为：“来自同一制造厂或不同制造厂的IED之间交换信息，和正确使用信息协同操作的能力”。,变电站自动化系统现状电力自动化系

13、统通讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850介绍,IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处,实现IEC61850对电力用户的益处 1、开放式的系统联接 2、选择设备或系统时不依赖于生产厂家 3、以经济最优化选择可靠的设备 4、工程管理和运行管理成本最小化 5、有大容量和大范围的数据库使用IEC61850对设备提供商的益处 1、市场范围更大 2、低开发、调试和维护成本 3、更有效的工程实现 4、产品的类型可以减少 5、建立了大容量和全面的运行设备数

14、据库,是未来电力系统信息化系统的最佳平台,IEC61850 有理由成为全球使用标准,IEC61850 一个世界 一种技术 一个标准,各厂家生产的自动化设备在IEC61850标准体系下实现无缝联接,IEC61850建立的目标,实现设备的互操作性 IEC61850标准允许不同厂商生产的智能 电子设备IED之间进行信息的交换并且 利用信息实现设备本身的特定功能建立系统的自由配置 IEC61850标准允许变电站自动化系统的功 能在不同的设备之间自由分配保持系统的长期稳定 IEC61850标准具有面向未来的特性，能够 满足不断发展的通信技术与变电站自动化 系统的需求,变电站自动化系统现状电力自动化系统通

15、讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850介绍,数字化变电站主要特点与应用,智能化的一次设备的应用智能设备的互操作性 实现变电站信息共享,数字化变电站系统结构物理结构,从物理上看：仍然是一次设备和二次设备(包括保护、测控、监控和通信设备)两个层面。由于一次设备的智能化，数字化变电站一次设备和二次设备之间的结合比现在更加紧密。,数字化变电站系统结构逻辑结构,从逻辑上看：可以分为三层，即过程层、间隔层和站级层。过程层主要是指智能化电气设备的智能化部分，其功能有三

16、类：电气量参数检测、设备健康状态检测和操作控制执行与驱动。间隔层主要表现为对象的统一建模、通信信息的分层、通信接口的抽象化和自描述规范等技术的应用。站控层除实现变电站与控制系统的无缝通信外，基于信息共享的站级运行支持功能可以与变电站运行功能协调工作。,数字化变电站系统结构,实现数字化变电站需要具备条件,智能一次设备已被逐步采用光纤通信及以太网技术已被普遍采用电力行业面向对象的统一建模技术逐步被采用IEC为数字化变电站制定的无缝通信体系基本完成,电子式互感器与常规互感器比较,常规互感器绝缘复杂体积大、重量重CT动态范围小，有磁饱和电磁式PT易产生铁磁谐振CT二次输出不能开路,电子式互感器绝缘简单

17、体积小、重量轻CT动态范围宽，无磁饱和PT无谐振现象CT二次输出可以开路,电压等级越高，电子式互感器优势越明显 中低电压等级使用电子式互感器意义不大,传统保护控制装置,早期的EVT/ECT接口：,合并单元-电子式互感器与二次的接口,1、交流模拟量小信号输出方式,EVT/ECT,新型保护控制装置,现研制的EVT/ECT接口：,MU,IEC618509 IEC60044-7/-8,A相,B相,C相,网络口,模拟信号输入,合并单元-电子式互感器与二次的接口,2、数字信号输出方式,新型保护控制装置,EVT/ECT,MU,同步信号,网络口,101101010001,101101010001,IEC618

18、509 IEC60044-7/-8电子PT/CT标准,合并单元-电子式互感器与二次的接口,3、混合过渡接口方式（仪用变换单元ITU&合并单元MU）,合并单元-电子式互感器与二次的接口,应用图示,合并单元-电子式互感器与二次的接口,电子互感器及合并单元接口示意图,合并单元(MU)仪用变换单元（ITU）,合并单元-电子式互感器与二次的接口,IEC61850应用中的难点和局限性,软件复杂性 硬件升级代价 GOOSE应用凸显网络重要性 与国内需求的切合度 IEC61850自身不够成熟的地方适应数字化变电站的运行、维护和管理方法,软件复杂性,IEC61850系列标准充分吸收了计算机信息处理中的面向对象模

19、型技术，并通过抽象通信接口等方法进行层次型设计，希望能够及时容纳不断发展中的通信新技术。这种设计固然保证了标准在较长时间内具有良好的通用性，然而也不可避免地给标准的实现带来相当的复杂性。,硬件升级代价,由于软件的复杂性大大增加，导致对CPU速度以及内存的需求和103等传统规约相比有了数量级的飞跃。为了实现MMS通信，100M的CPU速度和8M动态内存应该是基本配置，这导致各设备制造商必须升级已有硬件方能实现IEC61850功能，一定程度上也会导致用户初期采购成本的增加。,GOOSE应用凸显网络重要性,传统保护跳闸等应用通过控制电缆来实现，各种保护是自足并且可能在站内实现某种程度的备用（比如主变

20、保护作为出线的后备，等等），一旦所有跳闸以及联络都通过通信来实现，那么通信设备的可靠性将可能成为全站安全的瓶颈。如果大量通过点对点直接电缆连接的方式来实现GOOSE通信，似乎又有违IEC61850初衷，达不到减少控制电缆降低系统复杂性之目的。,与国内需求的切合度,IEC61850模型更多地考虑了欧洲和北美的需求，并某种程度上按照西门子、ABB等厂家的习惯设计，当在国内装置上实现时，感觉和我们传统装置的实现差别较大。尤其关于保护逻辑节点以及定值等方面，必需按照标准作较大的扩充和变化方能实现。另外IEC61850关于工程管理、变电站配置语言等方面，也必须和国内的习惯进行磨合后方能探索出切实可行的一

21、条路。,IEC61850自身不够成熟的地方,首先是关于保护信息处理方面（定值、带参数信息的保护动作事件、录波），目前版本的IEC61850规定得不够具体甚至相互矛盾（欧洲产品基本上这块都在产品调试软件中实现，回避了该问题）；其次在SCL变电站描述语言这一部分已被发现若干错误；另外关于采样值通信这部分有些超前当前网络以及CPU硬件水平。IEC目前正在编写、酝酿IEC61850的第二版。,适应数字化变电站的运行、维护和管理方法,数字化变电站由于广泛地采用智能设备，对现有地运行、维护和管理方法提出了挑战。例如许多设备的输入输出接口都由传统的模拟接口和硬接线变为数字通信接口，必须有新的调试和检验设备以

22、及相应规程。还有许多原来由不同部门管理的功能由同一设备实现也造成一些问题。所以规划数字式变电站时应充分考虑运行、维护和管理的因素，同时也应根据数字化变电站的特点适当调整运行、维护和管理的规程。,前景与挑战,基于IEC61850自动化变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。数字化变电站建设的关键是实现能满足上述特征的通信网络和系统。IEC61850标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设通信网络和系统的变

23、电站，可以将不同厂商的设备协调运作，节约运行及维护成本，使系统简化、降低复杂程度。数字化变电站应用对传统一、二次设备、以及二次专业中保护、自动化、仪表专业界限划分将重新组合，对人员的技术要求进一步提高，数字化变电站应用对各专业的划分和管理将产生深刻的变革，为高效率的变电站管理开辟了全新的空间。,变电站自动化系统现状电力自动化系统通讯体系的发展过程IEC61850主要特点IEC61850标准实施对电力自动化系统带来的益处IEC61850标准全数字化变电站IEC61850标准自动化系统进展情况,IEC61850介绍,基于IEC61850标准自动化系统典型配置,过程层配置模式,电缆（PTCTSW）,

24、电缆（PTCTSW）,电缆（EPTECTSW）,模式1,光缆（OCTOCTSW）,智能化电器,模式2,模式3,模式4,模式5,光缆,电缆,光缆,电缆,光缆,电缆,光缆,光缆,IED,IED,IED,IED,IED,MU-A/IOP-A,MU-A/IOP-A,MU-D/IOP-D,基于IEC61850标准自动化系统典型配置,间隔层配置模式一,PT,CT,MU,IOB,SW,IED,现场设备,PTCT：互感器MU：合并单元SW：开关IOB：智能操作箱IED：测控保护装置,配置模式1：点对点,基于IEC61850标准自动化系统典型配置,间隔层配置模式二,IED,PT,CT,MU,IOB,SW,PT,

25、CT,MU,IOB,SW,现场设备1,N,1,10KV每段线路主变三侧保护一体化全站故障录波器全站备自投,配置模式2：1:N,现场设备2,现场设备N,PT,CT,MU,IOB,SW,基于IEC61850标准自动化系统典型配置,间隔层配置模式三,同1:N主机冗余配置通信冗余配置,IED,PT,CT,MU,IOB,SW,PT,CT,MU,IOB,SW,现场设备1,N,2,配置模式3：2:N,现场设备2,现场设备N,IED,PT,CT,MU,IOB,SW,基于IEC61850标准自动化系统典型配置,信息共享和功能分配模式,测控元件M(1)应用功能A(1),Obj(1),测控元件M(2)应用功能A(2

26、),Obj(2),测控元件M(i)应用功能A(i),Obj(i),SCADA,测控元件M(1),Obj(1),测控元件M(2),Obj(2),测控元件M(i),Obj(i),SCADA,应用功能A(1)应用功能A(2)应用功能A(i),网络共享站控层信息秒级一般网络,共享过程层数据网络0.110毫秒级高速以太网,传统变电站系统,新一代数字化变电站,基于IEC61850标准自动化系统典型方案,典型方案一：ECT/OCT配置,OCT,EVT,IED,01V,OCT,EVT,IED,01V,OCT,EVT,IED,01V,SCADA,IEC61850,间隔层有变化,过程层变化较大,适用于各电压等级的

27、变电站特点：基本不改变原有的系统结构优点：ECT优点,基于IEC61850标准自动化系统典型方案,典型方案二：10kV不变，其他就地数字化,OCTEVT,MUIOPHMUIOPMMUIOPL,主变保护,线路保护,10KV保护,SCADA,MU,OCTEVT,MUIOP,GOOSE,站控层变化不大,间隔层有变化,过程层变化较大,110KV及以下变电站特点：10KV部分不变，主变110KV线路过程层信息共享优点：ECT优点全站光纤化,基于IEC61850标准自动化系统典型方案,典型方案三：所有设备就地数字化,OCTEVT,MUIOPHMUIOPMMUIOPL,主变保护,线路保护,10KV保护,SC

28、ADA,MU,OCTEVT,MUIOP,GOOSE,站控层变化不大,间隔层有变化,过程层变化较大,OCTEVT,MUIOP,110KV及以下变电站特点：过程层信息共享优点：ECT优点全站光纤化全部MU过程层数据共享,基于IEC61850标准自动化系统典型方案,典型方案四：智能化电器,智能化电器1,SCADA,IEC61850,智能化电器2,智能化电器3,站控层变化不大,过程层间隔层合并处理，变化较大,超高压变电站特点：基本不改变原有的系统结构优点：ECT优点全站光纤化全部MU过程层数据共享,基于IEC61850标准自动化系统产品介绍,南瑞科技的此类变电站自动化产品包括：,站控层后台监控系统（N

29、S3000）通信控制器（NS3301等）保护信息子站（PSF3000）间隔层NS3600保护测控装置（NS3611、NS3615）公用测控装置（NS3520等）过程层智能操作箱（NS3658、NS3520AG）合并单元（NS3261AD、NS3621DD）电子式互感器（NAEG）故障录波（DPR2）、同步装置,郑州110kV碧沙变数字化改造工程介绍,主接线图：,郑州110kV碧沙变数字化改造工程介绍,系统配置：,郑州110kV碧沙变数字化改造工程介绍,通用组态工具：对装置和系统均可组态SCL配置文件：ICD、CID、SSD和SCD文件工程组态过程：使用通用组态工具生成上述配置文件的过程远传功能

30、实现：通过解析SCL配置文件并将其中数据模型映射成调度规约中使用的信息量来实现,工程实施概述,郑州110kV碧沙变数字化改造工程介绍,工程实施和维护中难点,同步采样信号调试方法与常规站有所不同网络状况对系统性能的影响很大面向对象的数据模型和以往“四遥”概念的差异,对待IEC61850的态度,充分利用其优点，弥补缺陷IEC 继续修订 ED2 2009年推出 ED3 择机推出 注重标准本身。CIGRE 就IEC61850变电站设计、应用、维护问题进行研究,IEC61850已解决的问题,提出了3层通信体系解决了互操作问题。,IEC61850未解决的问题,行业用户对下一代SAS的期待 降低费用、减少现

31、场劳动量、缩短调试时间 架构 成本和简化是推动架构进步的力量，IEC61850对架构目前没有给出详细的规范。冗余原则 IEC61850建议采用冗余原则配置保护，但是没有给出具体做法。,IEC61850未解决的问题（续）,AC 信号 1）NCIT尽管有16年历史，但还没有广泛使用。2）目前还没有形成SV的新的设计方法，还都是根据传统方式进行设计。3）传统信号容易实现共享，数字信号相反。4）通信引入了信号延时。5）同步和数据丢失都是问题。IEC61850只提供了SV通信协议，没有给出满足技术、运行、维护各方面要求的可用架构。,IEC61850未解决的问题（续）,DC 信号 2类：1）状态；2）跳闸

32、、互锁等信息。要求小于4ms。IEC61850只定义了GOOSE格式 网络拓扑没有给出。,IEC61850未解决的问题（续）,LAN架构 网络冗余如何实现？带网关功能交换机的使用，要求使用者深入理解物理拓扑和控制机制。,IEC61850未解决的问题（续）,时间同步IEC61850定义几种不同的时间准确度。所建议的SNTP不能满足要求。可选方式：1）IRIG-B；2）IEEE1588.3）私有。,IEC61850未解决的问题（续）,可靠性 IEC61850只解决了过程层的通信协议的互操作问题。基于过程层如何设计系统解决方案，IEC61850没有给出答案，需要使用者考虑。,IEC61850未解决的问题（续）,系统整体性能 过程总线的使用使整体性能的保证变得更加困难。IEC61850并没给出达到良好整体系统性能的具体途径。,IEC61850未解决的问题（续）,GOOSE 定义了GOOSE详细的帧格式和信息组织原则。IEC61850没有给出详细的基于GOOSE的应用模板。例如：各种IED配合细则。现在使用者都是利用GOOSE作为一个手段，将现有做法网络化。,IEC61850未解决的问题（续）,测试 IEC61850-10给出了服务器端一直性测试规范。全数字化变电站如何投运、维护IEC61850并没有给出答案,