王灿论文（新）-IEC61850数字变电站综合自动化系统

分 类 号

学校代码 10487

学号 密级

硕士学位论文

IEC61850数字变电站综合自动化系统

学位申请人： 王 灿

学科专业： 电力系统及其自动化 指导教师： 刘 沛 教授 答辩日期： 年 月 日

A Thesis Submitted in Partial Fulfillment of the Requirements

for the Degree for the Master of Engineering

DIGITAL SUBSTATION COMPREHENSIVE AUTOMATION SYSTEM OVER IEC61850

Candidate Major Supervisor

: : :

Huazhong University of Science & Technology

Wuhan 430074, P.R.China

May, 2009

Wang can

Power System and its Automation Prof. Liu Pei

独 创 性 声 明

本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。尽我所知，除文中已经标明引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写过的研究成果。对本文的研究做出贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本人完全意识到本声明的法律结果由本人承担。

学位论文作者签名：

日期： 年 月 日

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保 密 □，在 年解密后适用本授权书。

本论文属于

不保密 □。

(请在以上方框内打“√”)

学位论文作者签名： 指导教师签名： 日期： 年 月 日 日期： 年 月 日

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摘 要

随着非常规互感器逐步在工程中代替传统电磁互感器运行，IEC61850标准的颁布及其对信息的统一建模，高速以太网技术构建的变电站数据采集及传输系统的应用、智能化断路器技术的发展等，数字化变电站及数字化电网概念正被逐步提出。作为电网控制系统基础的变电站自动化系统对于电网运行的可靠性和安全性起着非常关键的作用，因此，对于数字化变电站及其自动化系统的研究是一项十分重要的课题。

目前国内采用较多的是分布式变电站自动化系统，其特点是采用传统电磁互感器，二次系统采用单元间隔的布置方式，而且接线比较复杂，装置之间相互独立，装置间缺乏整体的协调和功能优化，站内信息不能共享，容易形成“信息孤岛”，系统扩展困难，为了解决这些问题，国际电工委员会制定了IEC61850变电站自动化系统统一通信标准，极大的推动了数字化变电站的建设。

论文介绍了IEC61850标准体系及其技术，IEC61850标准的实现过程，介绍了变电站自动化系统的发展现状和设计原则，分析了常规变电站自动化系统存在的不足。论文分析了基于IEC61850数字化变电站的技术特征和基本架构体系，对数字化变电站的关键技术进行了探讨。

最后结合笔者参与的湖南110kV数字化变电站金南变的设计与建设工作，提出了一种基于IEC61850标准体系的数字化变电站的设计方案。

关键词： IEC61850；变电站自动化系统；数字化变电站；通信标准

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Abstract

The concept of digital substation and digital grid is putting forward due to replacement of the electromagnetic transformer by irregular transformer, the publication of the IEC61580 standard and its unified modeling for the information, the application of the substation data acquisition and transformation based on the high-speed Ethernet, the development of the intelligent breaker technology, and so on. The research on the digital substation comprehensive automation system is very important because of its reliability and safety for the grid control.

The distribution substation comprehensive automation system is popular in China today. Duo to the complicated Unit Wiring Schemes of electromagnetic transformer, the relay protection devices are actually independent information Solitary Island and the system expansion is difficult because of the lack of coordination and function optimization. So the IEC61850 substation comprehensive automation system is put forward by IEEE to unify the communication standard which promotes the construction of the digital substation. The IEC61850 standard system, its technology, the implementation process, the development status and the design principles is introduced and its shortage is pointed out by this paper. It analyses the technical features and basic system framework and discusses the key technology of the digital substation.

A design scheme for the digital substation based on IEC61850 standard system is put forward finally, combining with the participation of the design and construction of Hunan Jinnan 110kV Digital Substation.

Key words: IEC61850, substation automation system, digital substation, communication standard.

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目 录

摘 要 .................................................................................................... Ⅰ Abstract .................................................................................................... Ⅱ 1 绪论

1.1 引言..................................................................................................................................................................... (1) 1.2 变电站自动化系统国内外发展与研究现状 ................................................................. (1) 1.3 IEC61850标准制定的背景和应用现状 ............................................................................ (2) 1.4论文研究的主要内容 .......................................................................................................................... (4) 1.5 本章小结 ........................................................................................................................................................ (4) 2 IEC61850标准体系及关键技术

2.1 IEC61850标准的主要技术特点 ............................................................................................... (6) 2.2 IEC61850标准中的变电站自动化系统接口模型..................................................(10) 2.3 基于IEC61850标准的通信系统结构 ..............................................................................(10) 2.4 MMS技术的应用 .................................................................................................................................(12) 2.5 抽象语法符号..........................................................................................................................................(15) 2.5 本章小结 ......................................................................................................................................................(17) 3 IEC61850标准的实现过程

3.1 功能建模 ......................................................................................................................................................(18) 3.2 数据建模 ......................................................................................................................................................(19) 3.3 通信服务映射..........................................................................................................................................(20) 3.4 一致性测试 ................................................................................................................................................(21) 3.5 本章小结 ......................................................................................................................................................(22) 4 数字化变电站自动化系统的特征和结构

4.1 变电站自动化系统设计原则 ....................................................................................................(23) 4.2 常规变电站自动化系统存在的不足..................................................................................(24)

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4.3数字化变电站自动化系统的结构特征 ............................................................................(24) 4.4数字化变电站自动化系统的关键技术 ............................................................................(28) 4.5 本章小结 ......................................................................................................................................................(33) 5 数字化变电站的应用

5.1 110KV金南变数字化变电站设计要求.............................................................................(36) 5.2 110KV金南变数字化变电站设计方案.............................................................................(37) 5.3 本章小结 ......................................................................................................................................................(41) 6 总结 ................................................................................................. (43) 致 谢 ................................................................................................... (44) 参考文献 ............................................................................................... (45)

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1 绪论

1.1引言

随着电子技术、计算机技术和通信技术的发展，变电站自动化技术也得到了迅速的发展和推广。电网运行的可靠性、安全性也越来越依赖于变电站综合自动化系统等电网控制系统的可靠性与安全性。

变电站综合自动化系统是基于计算机、网络通信技术和微电子技术的智能电子设备IED( Intelligent Electronic Device)与后台监控系统组成的变电站运行控制系统，包含了保护、监控、电能质量监测与控制等多个子系统，各子系统又由多个智能电子设备组成，这些不同厂家提供智能电子设备接口与功能各不相同，数据格式多样，设备间信息不能共享，难以保证数据的一致性。为了解决这些问题，研究以实现互操作性为目标的基于IEC61850标准的数字化变电站综合自动化系统便有着十分重要的工程意义。

1.2 变电站自动化系统国内外发展与研究现状[1-5]

当前的变电站自动化系统是将微机保护、监控等装置通过网络和通信技术集成为一体的自动化系统，它取消了传统的控制屏、计量、仪表等常规设备，节省了大量二次电缆和占地面积。

20世纪80年代，随着计算机技术的发展，远动终端、当地监控、故障录波等装置相继实现了微机化，这些装置功能不同，但其硬件结构相似，因而变电站二次回路功能的集成化受到了人们的重视。这时的变电站自动化系统就是远动终端加一台当地监控系统，不实现继电保护功能，保留传统控制屏，这是国内变电站自动化系统发展的第一阶段。

20世纪90年代初，变电站自动化系统是在控制室内设置计算机作为变电站自动化的心脏，另设置数据采集和控制系统采集数据和发出控制命令。微机保护除保护元件外，每柜设管理单元，其串口与变电站自动化系统数据采集和控制部件相连，传送保护装置的各种信息和参数，整定和显示保护定值，投/停保护装置，这种集中式变电站自动化系统是国内变电站自动化系统发展的第二阶段。

20世纪90年代中期，随着计算机、网络技术及通信技术的发展，分散式变电站自动化系统纷纷投运。分散式系统按变电站控制和对象划分为变电站层和间隔层的两层。其特点是现场输入输出单元部件分别安装在中低压开关柜或高压一次设备附

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近，现场单元部件可以是保护和监控功能的二合一装置，各保护和监控部件保持独立。在变电站控制室内设置计算机系统，采用常用的RS232, RS485串行通信与现场单元通信，随后推出的分散式系统更多采用如Lonworks或CAN等的现场总线技术，变电站自动化系统还将遥测遥信采集及处理、遥控命令执行和继电保护功能均由现场单元部件独立完成，并将这些信息通过网络送至后台，变电站自动化的综合功能均由后台主机系统完成，这是国内变电站自动化系统发展的第三阶段。

1.3 IEC61850标准制定的背景和应用现状

早在20世纪90年代初，IEC意识到不同厂家的保护设备需要一个统一的信息接口，实现设备的互操作性。为此，IEC TC57和IEC TC95成立了一个联合工作组，制定了“继电保护设备信息接口标准”即60870-5-103标准。同时，美国电力科学研究院EPRI在1990年开始了公共通信体系UCA(Utility Communication Architecture)标准制定工作，直接促成了UCA2.0的发行。其目的在于提供一个具有广泛适应性的、功能强大的通信协议，使各种IED能够通过使用该协议实现互操作。

1994年由德国国家委员会提出制定通用的变电站自动化标准建议，1995年IECTC57为此成立了3个工作组：WG10、WG11、WG12，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一些标准的制定工作。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。1998年国际电工委员会(IEC)、美国电器电子工程师协会(IEEE)和美国EPRI达成共识，由IEC牵头，以美国UCA2.0数据模型和服务为基础，将UCA的研究结果纳入IEC标准，开始制定世界范围的统一标准——IEC61850变电站自动化标准，由IEC TC95工作组对IEC61850及其数据模型开展研究。1999年的IEC TC57京都会议和2000年SPAG会议提出将IEC61850作为无缝通信标准。在IEC TC57工作组2002年北京会议上，指出今后的工作方向：追求现代技术水平的通信体系，实现完全的互操作性，体系向下兼容，基于现代技术水平的标准信息和通信技术平台，在IT系统和软件应用通过数据交换接口标准化实现开放式系统，例如变电站通信标准用于所有类型的分布式SCADA系统。IEC61850不仅用于变电站内通信，且用于变电站和控制中心通信。

国外针对IEC61850标准的应用和研究开始较早相应的示范工程在制定IEC61850的过程中就开始实施。美国、德国、荷兰等国都有示范工程，用以验证标准，通过实践来促进标准的进一步完善。在德国有一个示范工程，参加这个工程的

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有SIEMENS、ABB、ALSTOM等公司，用一个公司的变电站主站和其他公司的IED相联，然后用另一个公司的变电站主站和其他公司的IED相联，示范工程的总结已在2000年CIGRE会议上发表。国外大公司对IEC61850的研究，在理论上已经成熟，并已初步推出支持IEC61850的产品。为了使得IEC61850国际标准达到互操作性，IEC TC57专门制定了IEC61850-10：一致性测试标准，要求各个制造厂的设备实现互操作和互联。相对于国外情况，国内也有专门的部门在全面跟踪和研究IEC61850的最新发展动向，国内许多大的电力企业也在多方调研，希望能在将来采用IEC61850标准，以达到降低系统集成费用和维护成本，充分利用系统资源，提高系统可靠性的目的。中国电力企业联合会于1999年11月份成立专门工作组，组织了国内大的制造商和研究机构对该标准进行研究和消化，到目前为止已经全部翻译完成并陆续转化为我国电力行业标准，这为该标准在我国大范围的推广应用创造了良好的环境和条件。

从2005年8月至2006年9月，国调中心组织国内有关电力系统自动化产品研究、开发和生产的主要厂家进行了IEC61850国际标准的5次互操作试验。参加试验的单位有中国电力科学研究院质检中心、东方电子股份有限公司，中国电力科学研究院变电站自动化公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、山东积成电子股份有限公司、北京融科联创电力科技公司和许继公司。这些互操作试验主要着眼于IEC61850标准规定的各项功能和服务的验证，以确定相互理解的一致性。2006年12月进行了第六次互操作试验，以上提及的国内各大厂家及单位与著名的国外四大厂家ABB, SIMENSE, SEL, AREVAL实现互联。总体上讲，国外四家公司开展IEC61850的研究工作较早，其间经过了多次国际设备的互联，有一定的实际运行经验，并都通过了KEMA实验室的测试认证。第六次互操作试验系首次引入国外设备，也是国内厂家向国外同行学习的难得机会。电科院质检中心目前已经具备测试IEC61850标准的能力。国内各大自动化厂家普遍没有现场的实际运行经验，即使已经通过了国内厂家之间甚至与国外同行之间的互操作试验，在IEC61850标准的实用化方面仍然有很长的路要走。

1.4 论文研究的主要内容

本文主要工作是在分析传统变电站自动化系统功能、结构及设计原则基础上提出传统变电站自动化系统存在的问题，在对IEC61850标准数字化变电站体系分析基础上，以实际设备及工程进行建模和设计。

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论文的研究内容包括：

1、分析传统变电站自动化的发展，介绍IEC61850数字化变电站研究现状。 2、分析传统变电站自动化系统分类及设计原则，分析传统变电站自动化系统和基于IEC61850变电站自动化系统结构，并进行优缺点比较。

3、分析基于IEC61850的变电站自动化系统通信模式及组网方案，介绍数字化变电站网络对时。

4、以湖南110kV金南变既有变电站数字化建设方案为例，介绍了数字化变电站设计要求和实现方案。

1.5 本章小结

本章主要介绍了目前国内外变电站自动化系统的发展和研究现状，介绍了IEC61850标准的制定的背景和应用现状，最后提出了本文所要完成的主要内容和工作。

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2 IEC61850标准体系及关键技术

制定IEC61850的目的是想实现不同厂商产品之间的互操作性。为此，该协议采用自顶向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，并对一致性检测作了详细的定义。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。具体内容如下：

IEC61850-1 基本原则,包括IEC61850的介绍和概貌。 IEC61850-2 术语。

IEC61850-3 一般要求,包括质量要求(可靠性、可维护性、系统可用性、轻便性、安全性)，环境条件，辅助服务，其他标准和规范。

IEC61850-4 系统和工程管理，包括工程要求(参数分类、工程工具、文件)，系统使用周期(产品版本、工程交接、工程交接后的支持)，质量保证(责任、测试设备、典型测试、系统测试、工厂验收、现场验收)。

IEC61850-5 功能和装置模型的通信要求，包括逻辑节点的访问(access of logical nodes)，逻辑通信链路，通信信息片PICOM(piece of information for communication)的概念，功能的定义。

IEC61850-6 变电站自动化系统结构语言，包括装置和系统属性的形式语言描述。

IEC61850-7-1 变电站和馈线设备的基本通信结构─原理和模式。

IEC61850-7-2 变电站和馈线设备的基本通信结构─抽象通信服务接口ACSI(abstract communication service interface)，包括抽象通信服务接口的描述，抽象通信服务的规范，服务数据库的模型。

IEC61850-7-3变电站和馈线设备的基本通信结构—公共数据级别和属性,包括抽象公共数据级别和属性的定义。

IEC61850-7-4 变电站和馈线设备的基本通信结构——兼容的逻辑节点和数据对象DO(data object)寻址，包括逻辑节点的定义，数据对象及其逻辑寻址。

IEC61850-8-1特定通信服务映射SCSM(special communication service mapping)映射到MMS(ISO/IEC9506第二部分)和ISO/IEC8802-3。

IEC61850-9-1 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。

IEC61850-9-2 特定通信服务映射SCSM通过ISO/IEC8802.3传输采样测量值。

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IEC61850-0 一致性测试

就概念而言，IEC 61850标准主要围绕以下4个方面展开：

（1）功能建模 从变电站自动化通信系统的通信性能（PICOM）要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型（Part 5）。

（2）数据建模 采用面向对象的方法，定义了基于客户机/服务器结构的数据模型（Part 7-3/4）。

（3）通信协议 定义了数据访问机制（通信服务）和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS（IEC61850-8-1）。在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络（IEC 61850-9-1）或映射成基于IEEE 802.3标准的过程总线（IEC 61850-9-2）（Part 7-2，Part 8/9）。 （4）变电站自动化系统工程和一致性测试 定义了基于XML（Extensible Make up Language）的结构化语言（Part 6），描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part10描述了IEC 61850标准一致性测试。

2.1 IEC61850标准的主要技术特点[6-7]

IEC61850国际标准是基于美国的UCA2.0标准，在此基础上又有所发展，其主要特点是：面向设备，面向对象建模，面向应用开放的完善的自我描述；采用抽象通信服务接口，网络的应用层协议和网络传输层协议独立；具有符合电力系统特点的通信服务，信息对象在信息源处惟一定义，数据对象统一建模；采用XML的配置技术等。下面分别介绍。 2.1.1 信息及协议分层

IEC61850除了将变电站自动化系统分成变电站层、间隔层、过程层之外，每个物理设备由服务器和应用组成，将服务器(Server)分层为逻辑设备(Logical Device)、逻辑节点(Logical Node)、数据对象(Data Object)、数据属性(Data Attributes)，物理设备内包含服务器(Server)和应用。从应用方面来看，服务器包含通信网络和输入/输出接口(I/O)；由IEC 61850来看，服务器包含逻辑设备，逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性；从通信的角度来看，服务器通过子网和站网相连，每一个IED既可扮演服务器角色，也可扮演客户的角色。由于这种分层，就得有相应的抽象服务来实现数据交换，抽象通信服务接口(ACSI)服务有服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型，通过服务器目录(Server directory)收集服务器中有多少个逻辑设备名字和文件名字，通过逻辑设备目录(LD Directory)

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收集每个逻辑设备中有多少个逻辑节点名字，通过逻辑节点目录(LN Directory)收集每个逻辑节点中有多少个数据对象名字，通过数据目录(Data Directory)收集每个数据对象中有多少个数据对象属性名字，通过这样的服务，建立起了完整的分层数据库模型，通过Get Data Definition服务中的参数分别读取全部数据对象属性定义、一个数据对象属性定义或受请求功能约束的全部数据对象属性。这样提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问。这种方法可以用于重构配置，很容易获得新加入的设备的名称，用于管理设备属性。

如变电站至调度所的网络通信协议采用IEC 61850，则两者之间不存在协议转换的问题，因其体系和分层是一样的，只是从系统网络和控制中心的角度来看，应增加变电站这个层次。

2.1.2采用抽象通信服务接口ACSI

ACSI定义了独立于所采用网络和应用层协议的公用通信服务，通信服务分为：基于Client/Server模型，定义了诸如控制、获取数据值服务；基于Peer-to-Peer模型，定义了诸如GOOSE服务和对模拟测量值采样服务。

IEC61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，在IEC61850-7-2中，对类模型和服务进行了抽象的定义。通信服务的模型，包括服务器模型、应用联合模型、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、整定值控制模型、报告和记录模型、变电站通用事件模型、采样值传送模型、控制模型、时间及时间同步模型和文件传输模型。在此基础上，定义了独立于底层通信系统的各个类模型所应提供的服务。客户通过抽象通信服务接口ACSI，由特定通信服务映射SCSM（Special Communication Service Mapping）映射到应用层具体所采用的协议栈，如MMS等。

这些服务模型定义了通信对象及如何对这些对象进行访问。这些定义由各种各样的请求、响应及服务过程组成。服务过程描述了某个具体服务请求如何被服务器所响应和采取什么动作在什么时候以什么方式响应。

电力系统信息传输的主要特点是信息传输有轻重缓急的不同，且应能实现时间同步，对于通信网络应有优先级和满足时间同步的要求，但纵观现有商用网络，较少能满足这两个要求，只能求其次，选择容易实现、价格合理、比较成熟的网络，在实时性方面往往用提高网络传输速率来解决。IEC61850总结电力生产过程的特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，应用抽象通信服务接口，它和具体的网络应用层协议(如目前采用的MMS)独立，和采用的网络(如现采用的IP)无关。客户服务通过抽象通信服务接口，由特定通信服务映射(SCSM)到采用的通信

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栈或协议子集，在服务器侧通信栈或协议子集通过SCSM和ACSI接口。

由于网络技术的迅猛发展，更加符合电力系统生产特点的网络将会出现，由于电力系统生产的复杂性，信息传输的响应时间的要求不同，在变电站的过程内可能采用不同类型的网络，IEC61850采用抽象通信服务接口，就很容易适应这种变化，只要改变相应SCSM，应用过程和抽象通信服务接口是一样的，不同的网络应用层协议和通信栈，由不同的SCSM对应。 2.1.3完善的自我描述

目前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，但是传输时开销增加。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法的实现才有可能。IEC61850对于信息均采用面向对象自我描述的方法，在数据源就对数据进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。因数据本身带有说明，这就不受预先定义的限制进行传输，可以马上建立数据库,使得现场验收的验证工作大大简化，数据库的维护工作量大大减少。

DL/T667-1999继电保护设备信息接口配套标准明确规定应推广采用兼容范围和通用服务，变电站自动化系统中各个制造厂生产的继电保护设备差异很大，超出了DL/T667-1999继电保护设备信息接口配套标准中已定义的专用范围，因而目前各个厂的继电保护设备连接起来非常困难，如果采用具有自我描述功能的通用服务，这个问题就不会发生。但DL/T667-1999没有提供一套完整的数据对象代码和数据对象描述方法，而IEC61850通过定义了如下三方面的内容，才彻底解决面向对象自我描述所遇到的所有问题：定义完整的各类(单元)数据对象和逻辑节点以及逻辑设备的代码；定义用这些代码组成完整地描述数据对象的方法；定义一套面向对象的服务。

在IEC61850-7-3，IEC61850-7-4中定义了各类(单元)数据对象和逻辑节点、逻辑设备的代码，在IEC61850-7-2中定义了用这些代码组成完整地描述数据对象的方法和一套面向对象的服务。IEC61850-7-2、IEC61850-7-3、IEC61850-7-4的关系如图2-1所示。

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图2-1 IEC61850标准各部分的关系

IEC61850-7-3、IEC61850-7-4提供了80多种逻辑节点名字代码和350多种数据 对象代码，并规定了一套数据对象代码组成的方法，还定义了一套面向对象的服务，这3部分有机地结合在一起，完善地解决了面向对象自我描述的问题。仅靠采用MMS是不可能实现面向对象自我描述的。 2.1.4面向对象统一建模

IEC61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，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。从通信角度看，IED同时也扮演客户（Client）角色。任何一个客户通过抽象通信服务接口ACSI（Abstract Communication Service Interface）和服务器通信进而访问数据对象。

整个变电站对象从物理上可以看作由若干个一次设备和测量、控制、保护等二次设备构成，并通过网络通信总线把设备互连起来的抽象系统。设备对变电站来说是各个抽象子对象，每个对象封装了该对象所具有的属性和操作方法，并通过外部接口供其他对象访问。如逻辑节点XCBR就是对断路器对象的抽象。该逻辑节点封装了断路器的所有属性，包括：断路器开关位置控制Pos、操作次数OperCnt、操作源Loc（当地或远方）等，以及断路器服务操作SetDataValue（设置开关位置）、GetDataValue（获取开关位置）、SBO（选择执行）等。所以从物理上对断路器的操

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作都是通过断路器对象进行访问，而不具体关心断路器内部的组成及状态。 2.1.5采用XML配置技术

IEC61850-6中定义了变电站配置描述语言(Substation Configuration description Language，SCL)，SCL是一种用来描述与通信相关的智能电子设备结构和参数、通信系统结构、开关间隔(功能)结构及它们之间关系的文件格式。在变电站配置描述语言中采用XML作为信息交换格式，由于XML的信息独立于平台之间，从而使得文件中的数据能够在不同厂家的智能电子设备、工程工具和系统工程工具间以某种兼容的方式进行交换。

本章首先结合厂家的需求和相关国家规定，设计出继电保护测试系统的整体软件框架。接下来设计出上位机和下位机的整体框架和软件功能；最后制定了上、下位机之间的通信规约，最后对数据发送过程给出详细的分析。

2.2 IEC61850标准中的变电站自动化系统接口模型

IEC61850指出，变电站自动化系统(SAS)的功能是指变电站必须完成的任务。这些功能包括控制、监视和保护变电站的设备及其馈线。同时,还包括变电站自动化系统的维护功能,即系统组态、通信管理和软件管理等功能。按照变电站自动化系统所要完成的三大功能从逻辑上将系统分为三层，即变电站层、间隔层和过程层，并定义了3层间的9种逻辑接口。

过程层主要完成开关量IO、模拟量采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能。过程层通过逻辑接口4、5与间隔层通信。

间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔一次设备产生作用,如线路保护设备或间隔单元控制设备就属于这一层。间隔层通过逻辑接口4、与过程层通信,通过逻辑接口3完成间隔层内部的通信功能。

变电站层的功能分为两类:(1)与过程相关的功能主要指利用各间隔或全站的信息对多个间隔或全站一次设备发生作用的功能,如母线保护或全站范围内的闭锁等,变电站层通过逻辑接口8完成通信功能;(2)与接口相关的功能,主要指与远方控制中心、工程师站及人机界面的通信,通过逻辑接口1、6及7完成通信功能。

2.3 基于IEC61850标准的通信系统结构

IEC61850-8-1的目的就是为了用ISO/IEC9506（制造报文规范）、SNTP及其它应用层协议来实现定义在IEC61850-7-2、IEC61850-7-3和IEC61850-7-4中定义的服

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务、对象和算法提供详细的指令/规范。

变电站通信要求（罗列在IEC61850-5中）被图2-2所表示的通信集所满足。IEC61850-5所定义的报文类型和特性分类也按照图2-2所示进行映射。

-类型1（快速报文） -类型1A（跳闸报文） -类型2（中等速度报文） -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）

图2-2 通信集框架

为了优化接收报文的解码过程，类型1和类型1A的报文映射到专门的以太网类型。类型2、3、5的报文要求面向报文的服务。MMS标准提供了ACSI所需要的信息建模方法和服务。

2.3.1物理层／数据链路层

选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和

市场上已处于主流地位。另外，随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟，对

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变电站自动化应用而言，网络带宽已不再是制约因素，由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。

曾有一种观点，认为因以太网具有载波侦听多路访问(CSMA/CD)的本质，其对“实时”信息传输造成延迟的随机性无法预测，因而不能满足实时系统的需要。因为两个或多个以太网节点同时访问共享的传输介质局域网(LAN)时会造成数据冲突，此时所有冲突的节点会按退避算法(back of falgorithm)随机延迟一定的时间，然后试图重新访问介质，以获得介质的访问权。这样就无法确切地估计冲突节点所需的随机等待时间，因而有可能造成“实时”信息传输无效。

为了定性地说明这一问题，美国电力研究院(EPRI)对此进行了研究，在特定的“最恶劣”情形下对比了以太网和12M令牌传递Profibus网的性能。研究结果表明，通过交换式HUB连接的10M以太网完全能够满足变电站自动化系统网络通信“实时”性的要求，并且以太网快于12M令牌传递Profibus网络。 2.3.2网络层／传输层

选择事实标准的TCP/IP协议作为站内IED的高层接口，实现站内IEDIntranet/Internet化，使得站内IED的数据收发都能以TCP/IP方式进行。的这样，监控主站或远方调度中心采用TCP/IP协议就可以通过广域网（WAN）甚至Internet获得变电站内的数据。同时，采用标准的数据访问方式可以保证站内IED具有良好的互操作性。 2.3.3应用层

选择制造报文规范（MMS）作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC 61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS中通用的对象和服务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持，使该数据自描述成为可能，改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明，故传输可不受预先定义的限制，简化了数据管理和维护工作。以太网通信标准和MMS结合，加之IEC 61850的应用描述，从而将变电站自动化系统变成开放系统。

2.4 MMS技术的应用

制造报文规范MMS（Manufacturing Message Specification）是由国际标准化组织ISO工业自动化技术委员会TC184制定的一套用于开发和维护工业自动化系统的独立国际标准报文规范。MMS是通过对真实设备及其功能进行建模的方法，实现网络

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环境下计算机应用程序或智能电子设备IED之间数据和监控信息的实时交换。国际标准化组织出台MMS的目的是为了规范工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备IED、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性，使系统集成变得简单、方便。

MMS独立于应用程序与设备的开发者，所提供的服务非常通用，适用于多种设备、应用和工业部门。现在MMS已经广泛用于汽车、航空、化工等工业自动化领域。在国外，MMS技术广泛用于工业过程控制、工业机器人等领域。

以前MMS在电力系统远动通信协议中并无应用，但近来情况有所变化。国际电工技术委员会第57技术委员会(IEC TC57)推出的IEC60870-6 TASE.2系列标准定义了EMS和SCADA等电力控制中心之间的通信协议，该协议采用面向对象建模技术，其底层直接映射到MMS上。IEC61850标准采用分层、面向对象建模等多种新技术，其底层也直接映射到MMS上。可见MMS在电力系统远动通信协议中的应用越来越广泛。目前，国内电力自动化行业对MMS还比较陌生。因此，有必要对MMS技术及其在电力系统远动通信协议中的应用做深入的分析和研究。

MMS的主要目的是为设备及计算机应用规范标准的通信机制，以实现高层次的互操作性。为了达到这个目标，MMS除了定义公共报文(或协议)的形式外，还提供了以下定义：

对象：MMS定义了公共对象集(如变量)及其网络可见属性(如名称、数值、类型);对象是静态的概念，存在于服务器方，它以一定的数据结构关系间接体现了实际设备各个部分的状态、工况以及功能等方面的属性。MMS标准共定义了16类对象，其中每个MMS应用都必须包含至少一个VMD对象，VMD在整个MMS的对象结构中处于“根”的位置。VMD所具有的属性定义了设备的名称、型号、生产厂商、控制系统动静态资源等VMD的各种总体特性。除VMD对象外，MMS所定义的其它15类对象都包含于VMD对象中而成为它的子对象，有些类型的对象还可包含于其它子对象中而成为更深层的子对象。

服务：MMS定义了通信服务集(如读、写)用于网络环境下对象的访问及管理；MMS中的“服务”是动态的概念，MMS通信中通常由一方发出服务请求，由另一方根据服务请求的内容来完成相应的操作，而服务本身则定义了MMS所能支持的各种通信控制操作。在MMS协议中定义了80多种类型的服务，涵盖了包括定义对象、执行程序、读取状态、设置参数等多种类型的操作。这些服务按其应答方式可分为证实型服务和非证实型服务两大类，证实型服务要求服务的发起方必须在得到接收方传回的响应信息后才能认为服务结束，而非证实型服务的发起方在发出服务请求

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后就可以认为服务结束。在MMS中绝大多数服务类型都为证实型服务，而非证实型服务则仅包含报告状态等几种对设备运行不起关键作用的服务类型。

行为：MMS定义了设备处理服务时表现出来的网络可见行为。对象、服务及行为的定义构成了设备与应用通信的全面广泛的定义，在MMS中即所谓的虚拟制造设备模型。

2.4.1虚拟制造设备VMD模型

为了提供一种面向所有智能设备的通信接口,在MMS系统的服务器端引入了虚拟制造设备(virtual manufacturing device,VMD)的概念。它是代表实际设备的外部通信行为的模型。VMD对象提取了各种不同的智能设备所共同具有的外部可见特性,因此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。从这一过程可以看出MMS协议所具有的中介作用,当正确建立了VMD与实设备之间的映射关系后,远程控制器与实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,达到了控制的设备无关性。

ISO对于MMS协议的描述十分庞大且复杂,这主要体现在VMD对象结构的复杂性。在制造系统中不同类型的智能设备之间无论在内部结构、控制信息类型、通信方式等方面都存在很大差别,因而MMS协议标准不可能定义具体的VMD结构,它只能用抽象语言定义VMD对象和它的一系列子对象的结构框架。在实际应用中,用户要根据实际设备的结构和功能,来确定VMD对象及其包含的子对象的具体结构,并建立起VMD对象与实际设备之间的映射关系,才能够通过各种MMS服务实现对设备的远程控制。

在MMS中定义了许多对象，每个对象都有相应的MMS服务，用户的应用程序通过服务可以访问和操作这些对象。每个对象还包含相应的名称属性及其它相关属性，以便区分不同的对象。虚拟制造设备VMD本身就是一个对象，其它的对象均从属或包含在VMD对象中。

VMD执行模型能灵活地提供MMS服务器执行程序的控制定义，该模型的核心是域对象与程序调用对象。

1．域对象(Domain Object)

代表真实设备资源的MMS命名对象。在许多典型应用中，域被用于代表设备的内存范围。

2．程序调用对象(Program Invocations Object)通过程序调用操作，MMS用户可以控制VMD内的程序执行。 2.4.2变量访问模型

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在MMS中定义了两种类型的虚拟对象用于描述变量访问，用户可以通过作为虚拟对象的MMS变量对真实变量进行访问。

未命名变量对象（Unnamed Variable Object）：描述通过设备特定地址对真实变量进行的访问。

命名变量对象（Named Variable Object）：描述通过MMS对象名称对真实变量进行的访问。 2.4.3事件管理模型

MMS事件管理模型提供用于访问和管理事件的网络通信方面的框架，通过对以下三个命名对象的定义来实现：

事件状况对象（Event Condition Object）：代表VMD内真实状况的当前状态。 事件行为（Event Action Object）：代表事件状况的状态发生变化时，VMD采取的行为。

事件登记（Event Enrollment Object）：联系MMS事件管理模型的全部元素，代表向MMS用户通报事件状况的状态改变的请求。 2.4.4信号管理模型

在许多实时系统中，需要建立一种机制，应用程序通过这种机制可以控制对系统资源的访问。MMS定义了以下两种类型的信号对象用于这些类型的应用程序：

令牌信号对象（Token Semaphore Object）：代表在VMD控制范围内对访问进行控制的资源。

公共信号对象（Pool Semaphore Object）：除了单个信号可确认并且拥有相关的名称外，其余与令牌信号对象相似。 2.4.5其它MMS对象

其它的MMS对象还包括：

操作员位置对象（Operator Station Object）：代表基于与VMD连接用于和就地操作员通信的输入及输出设备的特性。

日志对象（Journal Object）：代表包含有按时间顺序组织的收集记录的日志文件。 文件对象（File Object）：提供简单的文件传输服务集，用于具有就地文件存储却无法通过其它方式支持文件服务的全集的设备。

2.5 抽象语法符号

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IEC 61850实现的关键在于ACSI到MMS的映射，MMS协议规范使用表示层标准ISO8824即抽象语句标识（ASN.1，Abstract Syntax Notation Number One）定义MMS的报文格式，因此，实现ACSI到MMS的映射的一个关键就在于ASN.1编码。

OSI定义抽象对象的方法称为ASN.1(Abstract Syntax Notation One，X.208)，把这些对象转换成“0”和“1”的比特流的一套规则称为BER(Basic Encoding Rules，X.209)。ASN.1是一套灵活的记号，它允许定义多种数据类型，从integer、bit string一类的简单类型到结构化类型，如set和sequence，还可以使用这些类型构建复杂类型。BER说明了如何把每种ASN.1类型的值编码为8bit的octet流。通常每个值有不止一种的BER编码方法。 2.5.1类型

在ASN.1中，一个类型就是一个值的集合。有些类型有有限个值，有些则有无限多个。一个给定的ASN.1类型的值是该类型集合里的一个元素。ASN.1有四种类型：简单类型，它相当于原子，没有组件；结构类型，有组件；标签类型，由其他类型生成；其他类型，包括CHOICE和ANY类型。可以使用ASN.1的分配符（::=）给类型和值指定名字，这些名字可以用于定义其他类型或值。

除了CHOICE和ANY类型以外，每种ASN.1类型都有一个标签，由一个类和一个非负的标签数组成。标签值可以唯一区分ASN.1类型。也就是说，ASN.1类型的名字并不影响它的抽象含义，只有标签才有这个作用。有四类标签：

Universal：该类型的含义在所有的application中都相同。这种类型只在X.208中定义。

Application：该类型的含义由application决定，如X.500目录服务。两个不同的application中的类型可以具有相同的application-specific标签但是不同的含义。

Private：该类型的含义根据给定的企业而不同。

Context-specific：该类型的含义根据给定的结构类型而不同。Context-specific标签用于在一个给定的结构类型上下文中区分使用相同的下层标签的组件类型。在两个不同的结构类型中组建类型可以具有相同的标签但是含义不同。

具有universal标签的类型在X.208中定义，X.208也给出了类型的universal标签值。使用其他标签的类型在很多地方都有定义，通常是通过implicit或explicit标签获得。

ASN.1类型和值使用一种灵活的、类似编程语言的符号表示，规则为：分层（换行）无特殊意义；多个空格和多个空行相当于一个空格。注释由一对连字符（--）开头，或者一对连字符和一个空行标识符（值或字段的名字）和类型索引（类型的名

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字）由大小写字母、数字连字符和空格组成；标识符由小写字母开头，类型索引由大写字母开头。 2.5.2基本编码规则

ASN.1的基本编码规则定义了一种或多种把任意ASN.1值表示成字节字符串的方法，缩写为BER。（当然还有其它的方法，但是BER是OSI中转换这些值的标准）。使用BER，一个ASN.1的值有三种编码方法，选择哪种取决于值的类型和值的长度是否已知。这三种方法是：简单定长编码，结构化定长编码，及结构化不定长编码。简单的non-string类型使用第一种（简单定长编码）；结构化类型可使用任一种结构化的编码方法；简单的string类型根据值的长度是否已知可使用任一种方法。隐式标签定义的类型可使用下层类型的方法，显式标签定义的类型使用结构化的编码方法。每种BER编码方法都有三或四部分：

Identifier octets：定义了ASN.1值的类和标签值，指明编码方法是简单的还是结构化的。

Length octets：对于定长编码方法，它指出了内容字节个数；对于结构化非定长编码方法，它指明长度是不确定的。

Contents octets：对于简单定长编码方法，它给出了值的具体表示；对于结构化的方法，它给出了值内容的BER编码的串联。

End-of-contents octets：对于结构化非定长的编码方法，它表示内容结束；对于其它方法，没有该部分。

2.6本章小结

本章阐述了IEC61850标准体系的主要内容及其技术特点：网络分层、面向对象的数据对象统一建模、数据自描述、抽象通信服务映射和采用XML的配置技术。介绍了IEC61850标准中的变电站自动化系统接口模型和通信系统结构。简要分析了IEC61850标准中的关键技术即制造报文规范（MMS）和抽象语法符号—（ASN.1）。

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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[8-9]

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

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障信息，这些信息采集都来自不同TA或其他测量设备，然而保护、测控等系统信息应用分属不同部门，变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心不同层次之间的信息缺乏统一建模规范，形成“信息孤岛”，造成来自不同信息采集单元的信息无法共享。

3．设备之间不具备互操作性

变电站二次设备缺乏统一的功能和接口规范，缺乏统一通信标准，不同厂家在规约和标准的理解、实现上存在差异，因此不同厂家IED设备之间缺乏互操作性，这是对变电站自动化系统进行长期运行维护的一大障碍。

4．系统可扩展性差

由于设备间互操作性和信息模型等原因，现有变电站自动化系统在系统扩展或设备更新时需要支付很大的额外成本。变电站增加间隔或更新保护、测控装置，由于通信接口和协议差异往往需要增加规约转换器，现场调试或数据库更新验证困难，造成系统扩展性差。

5．二次电缆影响系统可靠性

现有变电站自动化系统虽然实现了设备智能化，但是这些IED之间及IED与一次设备和变电站自动化系统之间仍采用电缆连接。二次系统安全性取决于IED具有的抗电磁干扰能力，而实际运行中由于各种原因，二次设备运行经常发生由于电缆遭受电磁干扰或一次设备传输过电压引起的异常动作，在二次电缆较长情况下，电容藕合干扰也会造成保护误动作，二次电缆实际构成了变电站安全运行的主要隐患。

4.3 数字化变电站自动化系统的结构特征[13-15]

随着非常规互感器逐步在工程中代替传统电磁互感器运行，IEC61850标准的颁布及其对信息的统一建模，高速以太网技术构建的变电站数据采集及传输系统的应用、智能化断路器技术的发展等，使得数字化变电站及数字化电网概念正被逐步提出。 4.3.1数字化变电站自动化系统的基本架构体系

基于IEC61850标准数字化变电站用非常规互感器代替常规继电保护、测控装置I/O接口，以交换式以太网代替传统二次电缆回路，间隔层IED实现了信息集成，以功能的软件冗余代替常规变电站装置冗余，最终使系统实现分层分布设计；智能化一次设备使控制回路数字化，尽可能下放常规变电站间隔层控制功能，实现整个变电站的小型化、紧凑化设计。

IEC61850根据变电站自动化系统要完成的监视、控制和继电保护功能，提出信息分层概念，从逻辑和物理概念上将变电站通信体系分为变电站层、间隔层和过程层，

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并定义了层与层之间的通信接口，其基本架构如图4-1所示。

图4-1 数字化变电站自动化系统基本架构图

IEC61850为数字化变电站自动化系统各层之间提供了标准信息接口模型，如图4-2所示，各接口具体含义如下：

接口1：间隔层与变电站层保护数据交换；

接口2：间隔层与远方保护保护数据交换(非IEC61850范围)； 接口3：间隔层内数据交换；

接口4：过程层与间隔层流互、压互瞬时数据交换； 接口5：过程层与间隔层控制数据交换； 接口6：间隔层与变电站层控制数据交换； 接口7：变电站层与远方工程师站数据交换；

接口8：间隔层之间直接数据交换(特别如连锁之类的快速功能)； 接口9：变电站层内数据交换；

接口10：变电站层和远方控制中心控制数据交换(非IEC61850范围)；

变电站层和间隔层间应用通信被抽象为ACSI通过SCSM映射到制造报文规范(MMS)、传输控制协议/网际协议(TCP/IP)以太网或光纤网的网络采用单点向多点的单

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向以太网通信。

图4-2 IEC61850数字化变电站信息流接口模型

对于数字化变电站三层的具体功能分析如下。 1．过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要完成开关量I/O、模拟量的采集控制命令的传送执行等与一次设备相关的功能，这些功能通过逻辑接口4和5与间隔层通信。过程层所要完成的具体功能如下：

（1）变电站运行实时信息采集

过程层完成变电站运行电流、电压、相位及谐波分量的采集，间隔层设备通过计算得出有功、无功。信息采集采用光电电流电压互感器取代传统电磁式电流/电压互感器，输出数字量并通过光纤传输，抗干扰能力强，抗饱和特性好。

（2）变电站运行设备状态参数在线监测

过程层需要进行变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统状态参数检测，内容包括温度、压力、绝缘、机械特性和相关工作状态等。

（3）操作控制的执行与驱动

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸的合分控制，直流电源充放电控制，在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合

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闸，选相分闸，在选定相角下实现断路器的关合和开断。

2．间隔层

间隔层由保护测控单元、数字化计量设备等组成，完成保护、控制和测量功能。通过逻辑接口3实现间隔层内通信，通过逻辑接口4和5写过程层远方I/O、智能传感器和控制器通信。间隔层具体功能如下：

（1）收集本间隔过程层实时数据，实施对一次设备的保护和控制功能，并高速完成与过程层及变电站层的通信，实现数据共享；

（2）实施操作控制功能，实施本间隔防误闭锁功能，对数据采集及控制命令发出具有优先级选择；

3．变电站层

变电站层所要完成的功能如下：

（l）使用多个间隔或者全站数据，作用于多个间隔或全站的一次设备进行监视和控制，通过逻辑接口8通信；

（2）站控层的人机接口HMI功能，与远方控制中心的远动接口TCI功能，与监视和维护远方工程管理的TMI接口功能，通过逻辑接口1和6与间隔层通信，通过逻辑接口7和远方控制接口与外部通信。 4.3.2数字化变电站系统技术特征

数字化变电站是指变电站二次系统数字化，其主要技术特征体现在以下几点。 一、信息采集数字化

数字化变电站的一个重要标志就是采用非常规互感器即电子或光电式电压/电流互感器对电流、电压进行采集，并直接输出数字量，实现了一、二次系统的有效电气隔离，为实现信息集成提供前提，同时实现与二次设备直接进行数字化接口。

二、系统分层分布化

IEC61850根据变电站自动化系统所要完成的监视、控制和继电保护功能，提出信息分层概念，将变电站通信体系分为变电站层、间隔层和过程层，并定义了层与层之间通信的接口。

三、系统结构紧凑化

在数字化变电站中，智能化一次设备一般都集成了保护、测控及其他自动装置的I/O接口，如A/D变换、光电隔离、控制回路等，在低压变电站中，甚至将保护、测控小型化、紧凑化，安装在开关柜上实现机电一体化设计使得隔离开关、接地刀闸数量明显减少，站内其他元件及设备数量少、布置灵活紧凑、占地面积少，大量节约土建成本，大大减少现场安装、调试的工作量。

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四、系统建模标准化

IEC61850标准采用基于面向对象技术的统一建模语言 UML(unified Modeling Language)。这种标准模型使得电力系统各种应用不再依赖信息的内容表示，公用一种语言，各种异构系统集成将简单有效。

五、信息交互网路化

数字化变电站系统信息的采集、处理、传输主要通过网络实现，站内设备之间通信全部采用高速以太网实现信息共享，因此，信息流量控制和信息同步十分重要，提高网络速度并制定合适通信协议将是实现数字化变电站的关键。

六、信息应用集成化

变电站自动化系统集成就是将间隔层保护、控制、故障录波、事件记录等的数据处理功能集成在一个统一多功能数字装置内，间隔内、间隔间及间隔层同站级间的通信用少量光纤总线实现，取消传统硬接线。

七、设备检修状态化

数字化变电站信息采集、二次设备状态、操作命令下达与执行，完全可通过光纤实现信息有效检测，变电站可有效获取电网运行数据、各IED故障动作信息，监测控制与信号回路状态和设备状态采集没有盲区，实现状态检修，提高系统可用率。

八、设备操作智能化

高压断路器发展的趋势是实现断路器智能化，在断路器内嵌入电压、电流变换器，作为智能控制元件输入，系统的智能性由微机控制单元、智能型接口装置及控制软件实现。保护和测控命令通过光纤网络实现与断路器操作机构的数字化接口。

4.4数字化变电站自动化系统的关键技术

4.4.1非常规互感器

[11-12]

传统电磁式互感器存在的问题： （l）产品结构复杂，重量大，造价高。

（2）电磁式电流互感器存在电磁饱和，一次电流较大时会使二次输出发生畸变，影响保护设备故障判断，造成保护误动或拒动。

（3）电磁式互感器输出模拟量，不能与数字化二次设备直接接口。

非常规互感器是新一代有别于传统电磁式电压/电流互感器的新型互感器。按照原理可以将其分为有源和无源两大类。

1、有源非常规互感器

有源非常规互感器又称为电子式电压/电流互感器ECT/EVT（Electrical

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Current/VoltageTransformer)，这种互感器需要向传感头提供电源，利用电磁感应原理感应电压、电流信号，主要由罗科夫斯基线圈和电容、电阻分压原理实现。

基于Rogowski线圈的ECT是将导线均匀密绕在环形等截面非磁性骨架上而形成空心电感线圈，待测电流从线圈中心流过，在线圈中产生感应电势。由于没有铁芯，线圈输出低电压模拟信号，可直接与微机系统接口。ECT必须同时满足测量、保护要求，一般采用两个Rogowski线圈分别用于测量和保护通道。基于电容、电阻分压EVT原理与传统的电容式电压互感器相同，这里不做介绍。

电子式互感器传感头位于高压侧，如果将其输出信号直接送往低压侧处理，将会受到电磁干扰的严重影响，因此增加了高压侧数据采集系统。该系统由逻辑控制单元和信号采样调整单元构成。逻辑控制单元接收合并单元同步采样控制信号，通过信号采样和调整单元，对传感头输出的模拟信号进行高速同步采样，并将采样值按照一定的标准进行组帧编码，通过电光转换实现光纤传输，使得高压侧与低压侧实现光电隔离，减小电磁千扰，保证数据传输可靠性。

2、无源非常规互感器

无源非常规互感器又称光电式电压/电流互感器OVT/OCT(Optical Current/VoltageTransformer)，其不需向传感头供电，主要采用光学测量原理。

光电电流互感器利用法拉第磁光效应和塞格奈克效应感应被测信号，法拉第效应原理是线性偏振光通过光玻璃等磁场中的介质，偏振方向发生旋转，只要测量出法拉第旋转角，就可求出磁场强度，得出磁场电流大小。光电电压互感器利用普克尔效应和逆压电效应感应被测信号，常用普克尔效应。

在实际工程应用中，电子式互感器比较适合于小绝缘距离的高电压系统，由电容分压和罗氏线圈构成的系统比较适合于全封闭气体绝缘装置(GIS)，光电互感器则比较适合于超高压系统。这两种互感器都大大减少了占地面积，减少了传统的二次电缆连线，必将在工程中得到广泛应用。 4.4.2合并单元

要推动基于IEC61850标准数字化变电站建设，其基础是非常规互感器，而解决非常规互感器与间隔层保护、测控设备的数字接口是关键。鉴于此，IEC61850标准详细定义了合并单元(MU)，并严格规范了它与保护、测控设备的接口方式。

根据IEC61850标准定义，合并单元作为非常规互感器的数字接口，其主要功能是产生同步采样信号传送到12路电子互感器，接收12路电子互感器的采样数据帧，汇总合并为一路符合IEC61850-9-1/2标准的带GPS时标的以太网帧，通过以太网传送到二次保护、测控设备。如图4-3所示为合并单元的一个功能模型。

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图4-3 合并单元功能模型

（l）同步模块

MU接入的多路非常规互感器信号必须进行同步采样，以满足二次保护的需求。一般采样同步的方法有两种：依靠GPS秒脉冲信号进行同步和采用角度调整的线性插值法。在实际的工程应用中，可以将两种方法结合起来用。合并单元依靠GPS秒脉冲信号同步，而在二次保护测控设备中实现角度调整的线性插值算法。

目前合并单元同步主要采用GPS秒脉冲信号法。在接收到外部的GPS秒脉冲信号后，首先应该判断该秒脉冲的有效性，如果有效，则对其进行倍频处理，产生符合电子互感器采样频率的脉冲信号，并转换成16位数字序列0564H，经过曼彻斯特编码后通过光纤传输到非常规互感器，否则应该发送秒脉冲异常标志，并将备用晶振投入使用。由于GPS秒脉冲信号的周期是1s，因此不同的合并单元每隔1s将会被强行同步一次，从而实现了数据的同步采集。

（2）多路数据采集模块，

该模块完成对12路非常规互感器采样数据的解码校验，并通过FIFO排序。由于电子互感器输出的数据帧进行了CRC校验，并在物理层进行曼彻斯特编码，使得光纤传输更加可靠。合并单元接收到采样数据后，应先进行曼彻斯特解码和CRC校验，确保接收到的采样数据正确后才能由后续数据处理模块处理。但实际上，由于各数据采集通道相互独立，数据到达合并单元的时间有前后顺序，且关系不定，可利用FPGA中的先进先出(FIFO)队列对12路数据进行正确排序，然后再传送到数据处理模块。

（3）数据处理模块

数据处理模块利用DSP处理器读取FIFO中的并行数据，并对接收的数据信号进行数字滤波、相位补偿，给数据包打上正确的时标，保证数据传输过程中的同步。在

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完成了以上功能后，该模块还要对处理后的数据按照IEC61850-9-1/2标准进行组帧，通过以太网控制器，发送到以太网上进行传输。 4.4.3 智能断路器

（1）断路器概述

断路器技术发展经历了少油断路器、空气断路器及SF6断路器等阶段，近年来的GIS技术更使实现变电站紧凑化布置成为可能。

断路器由操作机构分断或关合触头，在收到继电保护或控制装置来的外部跳合闸指令后动作，分合高压电路。当外部指令到达断路器时，断路器控制装置确定断路器是否做好执行分合操作的准备，如果好了，则控制装置完成规定操作;否则，控制装置闭锁规定操作。

随着微电子、计算机技术的发展和新型传感器原理的出现，开发具有智能操作功能的断路器已经具备一定的技术基础。IEC62063标准对于智能断路器的定义为：“具有较高性能的断路器合控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有断路器的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面”。

智能断路器实现了智能电子操作，变机械储能为电容储能，变机械传动为变频器经电机直接驱动，机械系统可靠性高。在IEC61850标准中，智能断路器可以通过IEC61850标准规定的GOOSE/GSSE通信报文实现断路器分合闸命令、状态位置信息的传输，智能断路器具备与间隔层通信的接口，接收和发送符合 IEC61850标准的GOOSE报文。

（2）智能断路器原理_

智能断路器在现有断路器基础上引入包含数据采集、智能识别和调节装置等基本模块的智能控制单元。

智能识别是智能控制单元的核心，由微处理器构成微控制系统，根据断路器操作前采集到的变电站运行信息和主控室发出的操作信号，自动识别当前操作断路器所处的工作状态，根据断路器仿真分析结果做出适当的分合闸动作特性，并向执行机构发出调节信息，待调节完成后再发出分合闸命令。

数据采集主要由新型传感器组成，随时把电网运行数据以数字量形式发送给智能识别模块进行分析处理。执行机构由可以接收定量控制信息的元件及驱动执行器组成，用来调节操作机构参数，以便改变每次操作时的动作特性。

智能断路器工作流程：系统故障时，由继电保护装置发出分闸信号或由操作人员发出操作信号，首先启动智能识别模块，判断当前断路器所处工作状态，对调节装置发出不同定量控制信息而自动调整操动机构参数，获得与当前系统工作状态相适应的

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动作特性，控制断路器动作。

（3）智能断路器的优点

1)智能断路器可以实现重合闸智能操作，根据监测系统的信息判断故障是永久性的还是瞬时性的，决定断路器是否重合，提高重合闸成功率，减少断路器短路合闸冲击及对电网的冲击。

2)智能断路器可以实现分合闸相角控制，实现断路器选相合闸，控制断路器在不同相别的弧触头在各自零序电压或特定电压相位时合闸，有效抑制电网操作过电压，克服容性负载合闸涌流，降低合闸电阻配置要求。

3)智能断路器可以实现同步分断，控制断路器在各自相别的弧触头在各自相电流为零时实现分断，从根本上解决过电压问题，提高断路器的开断能力。

4)智能断路器跳合闸控制命令按照IEC61850标准的GOOSE/GSSE等快速报文的方式通过网络传输，节省了大量的二次电缆，有利于实现二次系统状态检修，大大提高系统的可靠性和安全性。

IEC61850标准采用基于面向对象技术的统一建模语言 UML(unified ModelingLanguage)。这种标准模型使得电力系统各种应用不再依赖信息的内容表示，公用一种语言，各种异构系统集成将简单有效。 4.4.4 IEC61850标准数字化变电站信息同步技术

（1）信息同步机制概述

目前，常规变电站自动化系统对时基本上采用直接对时和网络对时相结合的方案。一般变电站内有一个或多个GPS接收器实现对间隔层各个IED对时，对时采用分/秒脉冲方式或IRIG-B方式，而变电站中的GPS一般采用集中式的模式，变电站中安装一台GPS，通过接收器扩展箱实现对各个IED对时。

在数字化变电站自动化系统中，信息的传送采用网络通信方式，变电站内采用直接对时不能充分利用网络资源。一般站控层有1～2台服务器采用串口时间报文的方式从GPS接收器获取时间信息，并通过网络方式向其余节点对时。网络对时是依赖变电站自动化系统的数据网络提供的通信通道，以监控时钟或GPS时钟为主时钟，将时钟信息以数据帧的形式发送给各个被授时装置。被授时装置接收到报文后通过解析帧获取当前时刻信息，来校正自己的时间，达到与主时钟时间同步的目的。

在基于 IEC61850的数字化变电站中对于网络对时提出了明确的要求和模型，IEC61850-5中就规定：“具有精确外部时钟源的逻辑节点作为主时钟，同一类型的一个逻辑节点规定为后备主时钟，外部时钟源一般为无线电或卫星时钟。通过主时钟对各分布节点设置绝对时间，各分布节点通过主时钟实现同步，时钟同步最好通过协议

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栈完成”。如图4-4所示，为 IEC61850-7-2中定义的一个典型变电站内的对时图，包括了时间模型和同步原理。其中，UTC国际标准时间由GPS获得，时间服务器作为站内IED的时钟源，采用时间同步协议时间IED同步。

图4-4 典型变电站对时图

数字化变电站采用网络对时是必然趋势，根据数字化变电站信息流的特点，在间隔层一般采用SNTP时间同步机制，在过程层采用IEEE1588信息同步机制。

（2）SNTP与IEEE1588同步原理

1) 间隔层SNTP同步原理：SNTP同步采用客户/服务器工作方式，服务器接收GPS信号作为系统时间参照，客户机定期访问服务器获取准确时间信息，进而调整自己的系统时钟，达到时间同步目的，如图4-5所示，为SNTP协议时间同步原理图。

图4-5 SNTP对时原理图

SNTP实现同步包括以下四个步骤:

a)客户端发送一个SNTP包给时间服务器，该包带有其离开客户端的时间戳Tl，该时间以客户端时间为参考。

b)当该SNTP包到达时间服务器，时间服务器将加上自己的时间戳T2，该时间以时间服务器时间为参考。

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