IEC61850培训.ppt

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数字化变电站技术培训,黄伟江苏方天电力技术有限公司,变电站技术发展状态常规变电站存在的问题：

信息难以共享；设备间不具备互操作性；系统集成、可扩展性差；系统可靠性受二次电缆影响；,变电站技术发展状态新技术对变电站自动化系统发展的影响：

随着非常规互感器、IEC61850标准、网络通信技术及智能断路器等新技术的发展，对常规变电站系统应用“瓶颈”带来了技术上的突破。

国家电网公司“十一五”科技发展规划，电网自动化技术为提高电网运行管理控制水平的六个重点技术领域之一。

数字化变电站技术则是电网自动化技术的五个主要研究课题之一。

通信、计算机、测控保护等技术的发展，已经为数字化变电站的形成奠定了充实的技术基础。

特高压、大容量、超大规模电网的逐渐形成，对电网安全、稳定、可靠、控制、信息交互等提出了更高的要求,整个变电站系统应是全部数字化实现和集成。

变电站内各个设备采用统一的IEC61850标准，实现互操作性使用智能的一次设备，而传统的一次设备均应具备智能接口，使用统一的通信标准，而非直接输出传统的电压，电流，接点等复杂非统一的接口。

采用现代通信技术，使用通信媒介替代传统的电缆，分层组网使变电站层次结构关系得以简化，降低二次系统的复杂性。

利用网络通信技术，实现跨变电站，区域电网的保护和自动协调控制,数字化变电站定义?

未有非常明确的定义，但核心两方面：

变电站采用统一的通信标准一次设备的智能化【IEC61850标准电子式CTPT互感器】分两部分介绍,数字化变电站结构智能化设备的出现正改变着变电站自动化系统的物理结构。

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备。

在逻辑结构上根据当前数字化变电站使用的IEC61850通信协议的定义，可分为三个层次，分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。

数字化变电站体系结构,常规变电站与数字化变电站结构图对比,数字化变电站相关设备1）过程层设备：

非常规互感器；合并单元；智能终端；智能开关。

2）间隔层设备：

保护与测控装置；电能计量；交直流与消弧线圈；光纤交换机。

3）站控层设备：

数字化变电站综合自动化系统,数字化变电站特征“一次设备数字化、二次设备网络化、通信接口标准化”是数字化变电站与传统变电站的主要区别。

技术特征：

数据采集数字化系统分层分布化系统结构紧凑化系统建模标准化设备检修状态化设备操作智能化,不同点：

传统电磁式互感器被非常规互感器代替。

设备间信息传输方式以网络为主，传统的控制电缆、CT电缆和PT电缆等硬接线被网线、交换机、路由器构建的网络所取代一次设备、二次设备接口数字化装置逐渐小型化，向保护、测控、计量装置一体化过渡，减少站内二次设备数量，系统整合为一。

二次回路接线简洁，便于排查与检修。

一二次设备的小型化与精简化，减小变电站占地面积,数字化变电站与传统变电站比较,相同点：

与传统站相比较，数字化变电站内设备其保护原理、内部算法、逻辑并没有发生根本改变，只是在采样数字化、通信介质网络化、通信接口标准化改变带来了变电站自动化系统可靠性的提高。

数字化变电站特征,数字化变电站与传统变电站比较,历史过程,IEC61850是国际电工委员会TC57制定的变电站通信网络和系统系列标准，为基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准，也是国家电力行业相关标准的基础。

（DL/T860）IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。

IEC61850标准,控制中心1,控制中心2,变电站,电力通讯网络,风力发电,水电厂,配电能源,国际电力通信标准,IEC61850标准的目标,互操作性,一个或几个厂家的IED可以互相交换信息并将该信息作为自己的功能使用的能力。

自由配置,长期稳定性,标准应该支持不同的机理并允许功能的自由分配。

标准应该是充分考虑未来技术发展的，也就是说它应该能够跟上通讯技术的进步以及系统扩容的要求。

以太网统一工业领域，在电网中垄断地位确定，信息技术飞速发展借鉴了控制领域（MMS）计算机软件领域，网络领域的经验成本更低（初期投入可能更大，但后期维护以及系统集成将更为简单）节约投资成本计算机技术的发展（面向对象思想、ASN.1/XML异构信息集成技术）随着电压等级升高，信息量越来越大，对电力通信性能提出更高的要求IEC61850能达到4MSVS传统硬接线8Ms有UCA2在美国（1993）的使用10年基础有利于实现设备互操作，全球统一变电站通信标准独立于设备商，集成中客户采购不受约束有利于电网安全顺应了未来的电力、网络与信息技术发展,故障率下降安全性能得以提高,在制定IEC61850标准的过程中，在美国、德国、荷兰等国都有示范工程，用以验证标准，通过实践反过来又会促进标准完善。

2003年在意大利TERNA变电站SIEMENS、ABB、ALSTOM已经实现了互操作，2004年国外大公司开始纷纷正式推出符合IEC61850标准的产品。

1）2000年SIEMENS、ABB、ALSTOM实现间隔层设备和控制层设备的互操作2）2001年SIEMENS、ABB、ALSTOM实现同层之间（GOOSE）通信的互操作3）2002年SIEMENS、ABB、ALSTOM实现由KEMA认证的采样值传输的互操作4）2003年SIEMENS、ABB、ALSTOM实现在意大利TERNA变电站示范工程的互操作5）2004年推出第1个正式产品，更多的试点工程6）意大利的TERNA变电站基于IEC61850的SICAS示范工程7）德国RWE的RHEINBRAUN新变电站GARZWEILER示范工程8）德国RWENETAG讨论示范工程9）西班牙的REDELECTRICASIGRES工程10）西班牙的IBERDROLAINTERUCA11）英国MGCSICAP工程12）荷兰TENNET工程（正在研究）13）荷兰NUON工程（正在研究）14）美国OMAHAPUBLIC工程，宣称UCA.2IED巳不适用15）美国AEP称IEC61850标准发布，仅采用IEC61850产品16）加拿大HYDROONE计划建设一个IEC61850产品的变电站,2004年9月巴黎IEC61850国际展示会议15家厂商产品互连,61850出现的主要原因：

嵌入式以太网技术使得变电站内设备装置具有了更强大的通信能力与网络访问功能，使得用更高速与安全的以太网通信代替串口通信成为可能不同厂家的设备，采用不同的嵌入式系统、不同的编程语言，数据库、构成“信息孤岛”现象，需要一个有效的异构信息解决方案IEC61850标准是变电站内异构信息集成方案设备互操作问题是关键厂商规约加密/客户设备采购受限/系统集成困难需要一个统一的国际标准iec61850变电站内调度端iec61970异构集成,IEC61850标准体系,基本原则,Part1,Glossary,Part2,基本要求,Part3,系统项目管理,Part4,通信要求,Part5,变电站自动化配置,Part6,基本通信结构,Part7,Part9,过程层测量采样值映射,Part8,一致性测试,Part10,映射到以太网,映射到MMS与以太网,第二部分IEC61850标准的主要内容,标准有10部分6789部分为主要部分第6部分基于XML的配置第7部分数据逻辑节点公共数据类第8部分映射到MMS标准第9部分采样报文,IEC61850主要内容介绍抽象建模（逻辑节点、自描述、数据集）ACSI映射一致性测试,通信模型的一致性规范使得设备之间互操作相互理解成为了可能,PhysicalDevice（networkaddress）,LogicalDevice（e.g.Relay1）,MMXU1,MMXU2,MX,MX,A,V,LogicalNodes,FunctionalConstraint,“MMXU2$MX$A”=Feeder#2CurrentMeasurements,例子：

LD0/MMXU1/MX/Hz/mag/f频率功能约束：

MXSTCORPSESGDC,面向对象思想逻辑节点面对设备功能数据的规范标准化87个逻辑节点保护功能类、测量类、控制等PTOC过流保护MMXU测量RREC重合闸自定义扩展数据与标准协调,逻辑节点,LSystemLN

（2）PProtection（28）RProtectionrelated（10）CControl（5）GGeneric（3）IInterfacingandarchiving（4）AAutomaticcontrol（4）,MMeteringandmeasurement（8）SSensorandmonitoring（4）XSwitchgear

（2）TInstrumenttransformers

（2）YPowertransformers（4）ZFurtherpowersystemequipment（15）,PTOC1$CO$Mod$ctlVal控制型定值表示过流I段保护投退PTOC1$ST$Mod$stVal表示过流I段保护投退状态PTOC1$ST$Op$general表示过流I段保护动作PTOC1$ST$Op$t表示过流I段保护动作时间PTOC1$CO$ExVolMod$ctlVal控制型定值表示过流I段电压闭锁投退PTOC1$CO$DirMod$ctlVal控制型定值表示过流I段方向闭锁投退PTOC1$SE$StrVal$setMag$f保护电流定值PTOC1$SG$MinOpTmms$setVal保护时间定值PTOC1$DC$NamPlt$dPTOC1描述由于IEC61850标准中数据规范尚不完善，如电压闭锁并未定义，所以按规定自行扩展，扩展变量前加Ex，以ExVolMod电压闭锁表示。

CO、ST、SE、DC分别表示数据为控制型、状态型、可修改定值型、描述型。

数据、功能和通信分开，不再面向通信数据包作规定，而是面向了数据和功能的定义，不存在IEC61850的通信数据包结构定义；具体的实现通过底层的应用层映射实现，底层的应用层可以是多种的（尽管目前的IEC61850仅规定了MMS的SCSM映射方式）,这样就可能实现跨通信结构平台的通信规约，不再局限于固定的通信栈结构。

规约的设计采用了面向对象的设计方法,层次化的数据结构使数据的维护简单明了，克服了以往采用点表罗列方式带来的困难。

数据类型的定义从IEC61850规定的基本数据类型开始，和IEC61850的自描述功能相结合，可以使用类似数据结构的方式，定义出新的数据类型而不会破坏已有的类型约定。

具备自我描述功能，可以自我描述数据的含义（名称（name）,数据的类型（如整形，浮点或某种复杂结构）,不再需要核对点表定义；使用任何符合IEC61850的浏览工具，即可浏览到装置内的全部信息，以及设置参数等；不存在专用工具软件问题层次化的结构使通信的级联和转发变得易于实现,数据集,面向关联通信机制,IEC61850作为下一代变电站的无缝通信协议标准，充分借鉴了变电站通信、计算机、工业控制等领域的长期经验，采用面向对象思想对变电站涉及的设备与通信服务进行了功能建模、数据建模，并规范了一套抽象的通信接口，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。

实现IEC61850的关键在于实现协议中规范的ACSI（AbstractCommunicationServiceInterface）到MMS（ManufacturingMessageSpecification）或其它中间件的映射,ACSI介绍,ACSI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，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：

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，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，实现了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、设备的自我描述等等,ACSIServices,EnableSelfDescribingDevices,IEC61850Profiles,IEC61850与传统规约的区别传统通信规约缺点：

通信栈结构是固定的，不能适应多种通信接口。

面向数据包的结构使数据类型的定义是固定的，无法灵活设置。

没有点号对照表是无法理解的。

对通信的级联和转发不作要求，在每个转发点需要重复组织点表。

IEC61850与传统规约的区别IEC61850标准特点：

数据、功能和通信分开，不再面向通信数据包作规定规约的设计采用了面向对象的设计方法,层次化的数据结构使数据的维护简单明了，克服了以往采用点表罗列方式带来的困难。

SSD:

SystemSpecificationDescription.XMLdescriptionoftheentiresystem.SCD:

SubstationConfigurationDescription.XMLdescriptionofasinglesubstation.ICD:

IEDCapabilityDescription.XMLdescriptionofitemssupportedbyanIED.CID:

ConfiguredIEDDescription.XMLconfigurationforaspecificIED.,数字化变电站中SCL配置技术,Standardizedconfigurationlanguage（SCL）.基于XML文本轻型数据库描述了装置的功能、数据、连接方式、IPMAC地址、报告服务参数GOOSE服务参数数据集等简化了工程化实施，尤其是综自后台的数据库配置,相同的协议相同的数据格式和内容映射到相同的SCSM（ACSI到MMS）相同的数据命名规则相同的配置语言,保护装置在中国电科院进行了IEC61850一致性测试测试情况良好，国内目前只有南自、南瑞、四方、北京融科、西门子、ABB在中国电科院进行了相应测试。

PSI3000系列装置中支持IEC61850中应用关联、服务器/逻辑设备/逻辑节点/数据模型、数据集模型、定值组控制模型、报告模型、控制模型、时间同步模型、采样值模型的传输等服务。

制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，中国使用的保护功能和方法和其有一定的差异，使逻辑节点或数据类型可能找不到合适的已定义的模型，需要自定义一套模型。

尽管自定义在通信及互操作上不会存在问题，但是模型的多样性，名词定义的不同同样会导致混淆。

目前国网公司为此正在起草详细的标准。

完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE,由于存在网络冲突，可能会造成GOOSE报文的延迟，超出4ms；国外为此已经开发出了专用的IEC61850的交换机（美国格雷特公司），可以使GOOSE报文得到优先交换，但价格非常昂贵。

在中国目前保护配置的方法上使用还存在问题。

一致性测试主要是对各项功能服务测试国内对检测手段还比较缺乏尤其是-9部分检测现场整体性能测试手段缺乏缺乏现场测试设备与标准,IEC61850标准为什么这么制定？

IEC61850标准的目标解决变电站内设备互操作问题互操作本质是异构信息如何集成的问题ASN.1与XML技术是解决异构信息集成两大技术,ASN.1与XML技术与比较ASN.1编码信息传递难理解，适合实时通信、效率高XML文本形式信息传递直观易理解，适用于计算机之间信息交互、非实时通信IEC61850采用ASN.1作为实时通信、XML作为配置语言,IEC通信标准体系制定的基本思路基本思路规范建模+通信与服务独立+异构通信技术+一致性测试有利于理解其他通信标准类比其他应用场合，理解基本思路有利于掌握其他IEC标准、IEC61970/IEC62056/风力通信标准/智能楼宇、智能家电等其他领域通信标准,IEC61850标准开发与工程一体化应用一体化应用对厂家而言从保护组态、代码生成、通信配置、综合自动化数据库与画图、现场调试等实现对电力系统而言从建站设计、运行管理、维护IEC61850-6的应用是实现一体化应用的关键,运用IEC61850-6装置与系统配置文件配置文件具有通信、功能的配置、实现装置开发、调试开发中的无缝应用结合。

诸如：

通过配置文件自动生成该部分IEC61850通信、保护功能源码。

减少综合自动化后台配置数据库工作量。

一体化应用目标利用IEC61850标准实现开发、现场调试、工程应用的无缝结合可以根据需求，快速定制生成所需的保护各个厂家应用IEC61850标准化有利于提高开发效率、减少工程配置综自与调试工作量、便于电力系统单位建设、设计与运行维护,组态生成保护功能代码平台保护组态、代码生成、软硬件通用平台,组态、代码生成,模块化设计：

利用硬件平台无关的，图形化组态软件工具，全部逻辑和算法功能模块化。

用户定制：

对于一般的应用，保护逻辑可以由工程设计人员设计，不需要编程即能满足用户的个性化需求。

接口标准化：

基于IEC61850-6配置易于测试：

当需要单独测试某个模块的时候，可以很快的作一个简单逻辑图，专门测试和分析这个模块的功能,组态生成保护功能代码平台特点,符合IEC61850的数字式保护与测控装置,线路、差动、电容、分段、后备、测控装置采用IEC61850通信标准过程层支持IEC61850-9-1支持IEC61850与顺控功能的综合自动化系统,IEC61850过程层与数字式保护IEC61850三层变电站、间隔层、过程层。

IEC61850-9过程层是基于电子式互感器，测量源头的数字化，所以我们将目前采用支持IEC61850-9的保护，也称为数字式保护。

对于相同的保护算法而言，在保护功能上，数字化保护和传统的保护没有区别。

数字式与传统的对比,程序化操作（顺控）对电动开关设备的按一定顺序让其自动控制,圆石变变电站特点,分为变电站层、间隔层、过程层三层结构10kV侧采用电子式互感器代替传统电磁式互感器站内数字式保护装置具有模拟与数字双通道输入接口采用IEC61850通信标准综合自动化后台支持顺控程序化操作交直流、消弧线圈等小系统规约转换到IEC61850接入后台过程层支持IEC61850-9-1,IEC61850的抽象模型与国内保护功能方法差异与欧美存在差异制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，中国使用的保护功能和方法和其有一定的差异，使逻辑节点或数据类型可能找不到合适的已定义的模型，需要自定义一套模型。

尽管自定义在通信及互操作上不会存在问题，但是模型的多样性，名词定义的不同同样会导致混淆。

圆石变对交直流、消耗线圈等系统采用了一些自定义参数,推广IEC61850标准应用IEC61850通信标准将是未来变电站的发展趋势，是变电站自动化发展的一个重要里程碑。

对低压站建议间隔层和变电站层推广采用IEC61850标准的综自系统，而过程层采用数字化技术可以结合实际情况与成本考虑权衡。

采用IEC61850的变电站可以降低运行维护、更新换代、后期应用功能扩展、变电站改造成本。

电子式互感器定义IEC60044-8对电子式互感器是这样定义的：

一种结构，包括一个或多个可以连接到传输系统及二次转换装置的电流或电压传感器，其作用是按比例传递被测量值并提供给测量仪器仪表和保护及控制设备，必要时电子式互感器的合并单元还可提供数字接口。

电子式互感器分类根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器（又称为Rogowski线圈）及低功率型电流互感器三种；电子式电压互感器包含了光学电压互感器、分压型电压互感器等两种。

从高压侧是否需要电源来分类，可以分为有源式和无源式两种：

在高电压侧不需要电源的那种称为无源式，与之相反，在高压侧需要电源的那种称为有源式电子式互感器。

目前电磁式互感器，易产生磁饱和、通频带不够宽、剩磁对互感器的暂态误差影响大等缺点。

随着电子式互感器技术的不断发展并开始逐步进入实际应用，输出源头的数字化对变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站是未来的发展趋势。

电子式CT/PT在电压等级越高的变电站，其性能价格比越优。

不含铁心，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。

电磁型的互感器在电力系统故障时易饱和，这是保护易据动的最大弊病所在，电子式传感器可以彻底解决此问题。

动态范围大，测量精度高。

其额定电流可由几十安到几千安，过电流范围可达几十万安，一个OCT可以同时满足计量和继电保护的需求。

频率范围宽，可以测出高压线路的谐波电流，还可以进行电流暂态、高频大电流与直流电流的测量抗干扰能力强，数字化信息输出有力于实现数据信息的共享。

无源磁光玻璃型电流互感器利用法拉第磁光效应：

如果一次导体流过电流，在导体周围产生磁场，当一速线偏振光通过该磁场的时候，线偏振光的偏振角会发生偏转，偏转的量和磁场场强成正比。

这种互感器最大困难是其本身的光学系统折射效应随环境因素而变化，光学传感头中存在着各种形式的双折射，影响了整个系统的精度和稳定性。

有源磁光玻璃型电流互感器,在高压系统该种互感器利用光纤的激光能供电，对于低压系统（10KV及以下），能够解决绝缘问题，ROGOWSKI线圈的输出直接接到集中的模拟数字转换器上，不再需要光供电，成本较低；高压系统用的互感器在就地直接将模拟量转换成数字信号，再经光纤输出。

现在这种类型的互感器使用较多。

合并单元负责把一个间隔的电流、电压互感器二次侧共十二路数字信号按规约进行数据处理，并把在每个采样时刻得到的十二路处理好的采样数据打包发送。

这十二路信号包括：

A、B、C三相保护用电流互感器；A、B、C三相测量用电流互感器；零序电流互感器；A、B、C三相电压互感器；零序电压互感器，母线电压互感器。

合并器同步合并单元提供同步信号输入通道，可以接收变电站同步信号以同步连接的各采集器；如果变电站同步信号丢失，合并单元将告知二次设备采用插值法进行同步。

数字式计量数字式电能表接收通过光纤以太网传送的数字化电流电压瞬时值，可保证计算出的各项电量值完全没有误差；全数字电能表可避免因电流电压传输造成计量系统附加误差.数字式电能表首先应获得国家质量技术监督局颁发的制造计量器具许可证，在得到国家计量部门认可的基础上，数字式电能表还需通过省电力研究院的计量检测，以获得本省的入网许可证。

数字式计量由于数字化电能表的精度取决于合并单元输出数据精度，但目前国家计量标准中未对合并单元作出明确的MC认证要求。

因此，只要合并单元构成的数字计量整体系统联合测试能满足MC计量要求并误差在标准范围之内，即可选用。

可以采用测控装置替代站内电量平衡用电能表，并且该类测控装置应通过MC认证。

受限于本次项目开发时间，本次改造方案中不采用。

组网方式根据最新即将颁布的IEC61850国际标准工程化实施技术规范（送审稿）要求：

220kV及以上电压等级变电站自动化系统应采用冗余通信网络结构，110kV及以下电压等级变电站自动化系统宜采用单网结构，站控层与过程层宜分别独立组网。

因此，在本次改造方案中，站控层、过程层、GOOSE通信都独立组网，且都采用单网结构。

IEC61850标准最终目标：

三网合一。

组网方式站控层网络本次改造项目采用单星型网络结构选择理由：

根据相关标准要求110kV变电站一般都采用单网结构。

星型网络实时性好，网络延时最少。

受限于项目开发周期，短时间内无法开发出装置支持站控层双网冗余。

单星型网络结构,组网方式过程层网络本次改造项目采用点对点连接模式选择理由：

IEC61850-9-2这种通信模式也要求间隔层设备