1、IEC61850标准,IEC 61850 概述,IEC 61850 功能演示,IEC 61850 简介,IEC 61850 在RCS9700中的应用,概 述,IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的变电站通信网络和系统系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准,概 述,1995年(IEC)TC57成立了3个工作组来制定IEC61850的标准。参考IEC101,IEC103,UCA2.0,ISO/IEC9506等标准。,2003年出版了IEC正式颁布。国内各大厂家在2001开始关注IEC61850，2004年进入IEC61
2、850实质性研发，2005年开始有IEC61850的变电站突入运行规范还在进一步完善中，以TISSUE形式在网站上发布,1999年3月IEC61850草案出台。2000年6月(IEC)TC57工作组决定以IEC61850作为电力系统无缝通讯体系的基础。,概 述,IEC61850不限制装置逻辑功能以装置逻辑功能为基础建立装置模型，可根据不同逻辑功能灵活配置装置模型，便于不同设备间互访,概 述,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。 与其他国际标准相比， IEC61850不仅局限于单纯的通信规约, 而是（数字）化变电站自动化系统的标准，它指导了变电站
3、自动化的设计、开发、工程、维护等各个领域。,概 述,IEC61850标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，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，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。智能化一次设备和数字式变电站要求变电站自动化采用IEC61850标准。,概 述,IEC61850是至今为止最为完善的变电站自动化标准规范二次智能装置的通信模型、通信接口，而且还定义了数字式CT、PT、智能式开关等一次设备的通信模型、通信接口。采用IEC61850国际标准可以大大提高变电站自动化技术水平、提高变电站自动化安全稳定运行水平，节约开发、验收、维护的人力物力，实
4、现完全互操作。,概 述,应用IEC61850标准的好处实现通信无缝连接，弱化各厂商设备型号加强设备数字化应用，提高自动化性能自定义规范化，可使用变电站特殊要求集成化规模增大，增强无人值守站可靠性减少电缆使用量，节约一/二次设备成本,概 述,应用IEC61850标准的缺点网络依赖性强站内通信设备抗干扰性对设备运行影响增大,概 述,与传统规约比较,传统规约信息体系是扁平的，不同类型信息并列存在，不能体现装置功能的主从关系 传统装置需要通信的内容不能任意配置 传统规约扩展太随意，对于有特殊通信要求的变电站局限较大 传统规约是底层传输，IEC61850是上层用,支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电
5、站,数字化变电站：站内结构,IEC61850功能演示,面向对象、 物理与逻辑的映射,逻辑设备、功能、逻辑节点,所有的功能都可分解为逻辑节点组成 任何一个逻辑节点都是属于某个逻辑设备,逻辑节点的相互关系示例,物理设备,服务器,数据,数据,物理设备,抽象通信服务接口客户端,应用,数据,物理设备,服务器,数据,数据,应用,数据,物理设备,应用,对等网络通信方式的应用 断路器跳闸: 传送采样值,IEC61850演示,IEC61850演示,间隔层GOOSE联锁,A公司保护,B公司保护,智能一次设备,保护测试仪,以太网,2. 跳闸,4. 重合,3. 新位置,5. 新位置,GOOSE应用演示,IEC6185
6、0标准简介,IEC61850标准简介,第一部分：介绍和概述 第二部分：术语 第三部分：总体要求 第四部分：系统和项目管理 第五部分：功能通信需求和装置模型 第六部分：变电站自动化系统配置 第七部分：基本通信结构 第八部分：映射到MMS和以太网 第九部分：模拟采样数据 第十部分：一致性测试,IEC61850标准各章节层次关系,功能、装置、逻辑节点定义,功能：变电站自动化系统执行的任务。 如：母线保护，联锁，报警管理等。 装置：是一种设备，实现部分功能。如：断路器、继电器、变电站计算机等。 逻辑节点：功能的基本单元。,应用、逻辑节点、逻辑设备关系,1) 站控计算机. 2) 同期装置. 3) 距离保
7、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.,物理映射到逻辑,实际装置,CPU1 差动功能 远跳功能,CPU3 开关控制 开关位置,虚 拟 装 置,保护功能,测量功能,控制功能,CPU2测量功能,差动保护 PDIF,距离保护 PDIS,过流保护 PTOC,计量类测量 MMTR,相序测量 MSQI,开关/刀闸 遥控 CSWI,开关位置 XCBR,刀闸位置 XSWI,树形层次,实际装置,CPU1 差动功能 远跳功能,CPU3 开关控制 开关位置,虚 拟 装 置,保护LDPDIF1OpstValtqHiSetsetMagfPDIF2OpHiSet,C
8、PU2测量功能,测量LDMMXU1TotWMagtqPhVsetMagfMMXU2phsAcValq,控制LDXCBR1PosstValtqBlkClsstValqCSWI1PosctlValq,IEC61850层次模型,标准化的逻辑节点组,LN应用示例,逻辑节点的命名规则,公共数据类CDC,定义描述数据对象的标准结构 CDC是由预先定义的简单对象组成的复杂对象，通过功能限制FC组织起来例如：SPS：单点状态信息 on/offDPS：双点状态信息 on/off/trans,IEC61850基本数据类型,IEC61850定义的CDC,IEC61850定义的CDC,公用数据类 CDC相互关系,实例
9、,类型,功能限制FC,CDC中包含多个数据属性，它们与某一功能相关，如控制、配置、测量等 FC是用来表示数据的用途 用功能分类来组织数据有很多优点,功能限制分类,数据命名规则,数据集（DatSet）,数据集定义 数据集创建 数据集与报告、GOOSE、日志的关系 信息定制,数据集示例,数据集示例,是有序的DATA或DataAttribute的集合,每一个DATA或DataAttribute的引用(reference)称为数据集成员,是报告/日子/GOOSE传输的基础,抽象通信服务数据模型,抽象通信服务,关联服务 信息模型服务 定值组服务 主动上送的报告服务 日志服务 快速报文服务 采样值服务 对
10、时 文件服务,10. 取代服务,报告示例,Event：事件 数据发生变化 总查询 一致性检查等 两类报告 Unbuffered报告 Buffered报告,取代,可以简单理解为人工置数,定值,报告/日志,GOOSE (通用面向对象变电站事件),提供了快速和可靠的系统范围内传输输入、输出数据值。 基于分布的概念，通用变电站事件模型提供了一个高效的方法，利用多路组播/组播服务向多个物理设备同时传输同一个通用变电站事件信息,GOOSE (通用面向对象变电站事件),GOOSE传送的机制不是基于TCP/IP协议，而是对等传送方式（peer to peer）。 使用物理网卡地址（MAC地址） 工程中I/O的
11、网络接口被设计成一个网络地址（组播地址），GOOSE直接发送到该网络地址 通过支持优先级控制的以太网交换机，抢先到达目的地址，数据传输速度迅速，从根本上改变了变电站监控系统的实时性,GOOSE示例,控制 (遥控),常规安全的直接控制,常规安全的操作前选择控制,增强安全的直接控制,增强安全的操作前选择控制,信号灯复归主要采用:常规安全的直接控制,开关遥控/定值修改采用:常规安全的操作前选择控制,控制过程示例,采样测量值,互感器的数字化接口标准 提供了IED间共享信息的方法 支持两种传送方法：在以太网上多播在串行链路上点对点传送。,SMV应用,SMV示例,对时,使用SNTP对时方式: 点对点或广播
12、,MMS文件传输方式,文件传输,FTP文件传输方式,目前国内主要采用MMS文件传输方式,数字化变电站通信系统,变电站配置语言,基于XML 描述变电站自动化系统、开关场及它们的相互关系 IED的配置 支持私有扩充,SCL文件类型,SSD：系统规范定义文件 SCD：变电站配置文件 ICD：IED能力描述文件 CID：配置IED描述文件,SCL体系结构,MMS映射,MMS: 报文制造规范一种底层传输的规约IEC61850将各种模型数据以此为载体在各装置、后台间传输,IEC61850在RCS9700变电站自动化系统中的应用,数字化变电站系统图,支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站,数字化变电站：
13、站内结构,程序化操作,变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成,变电站程序化操作意义,提高自动化水平，减员增效 。 防止误操作的发生 ,缩短操作时间，提高变电站的安全运行水平。,程序化操作前提条件,对一次设备的要求 所有参与程序化操作的一次设备需要实现电动化操作 。 一次设备具有较高的可靠性 。程序化操作的成功与否在绝大多数情况下取决于一次设备操作的可靠性，也就是说一次设备能否正常操作到位，特别是地刀
14、的分合操作，如果一次设备的可靠性较低，则程序化操作的成功率难以提高。另一方面，程序化操作过程中每一步执行前的条件以及每一步执行后成功与否的判断，均需要根据相关一次设备的辅助接点位置进行判断，因此一次设备辅助接点位置与一次设备实际位置的严格对应，是保证程序化操作正确性的关键因素。,程序化操作前提条件,对变电站内二次设备的要求 参与程序化操作的各二次设备要求稳定、可靠 。 具备一定的容错措施。 保护设备具有可远方投退的保护软压板并可实现保护定值区的远方切换。,程序化操作前提条件,对站内通讯规约的要求 可以方便实现间隔层装置之间的通讯。 可以承载操作票以及操作结果信息。 IEC61850是不二的选择
15、。,程序化操作前提条件,对远动通信的要求 目前变电站对调度主站/集控中心主要采用101、104等远动规约，这些规约主要传送的是变电站的四遥信息，标准的远动规约对保护定值的传输和定值的修改没有定义，如果进行程序化操作，必然涉及到远动规约的扩充；另一方面，进行变电站程序化操作的目的是实现变电站的远方操作，调度主站在操作过程中需要获得变电站的实时操作报告，这一点也涉及到远动规约的扩充和修改。,程序化操作时需要考虑的问题,程序化操作验证问题 由于变电站通常是不断进行扩建的，扩建后变电站程序化操作必然会涉及到已有的带电间隔，如何在保证程序化操作正确性的前提条件下尽可能减少对变电站运行设备的影响。因此寻求
16、一种实施和验证方式，能够保证在扩建过程中对已有间隔进行操作验证也是在220kV变电站内实施程序化操作必然需要解决的问题,程序化操作方案,将程序化操作放在调度主站或后台机实现 将程序化操作放在后台机实现，就不能实现调度远方程序化操作，反之放在调度主站实现程序化控制则当地不能实现程序化操作功能，如果当地后台和调度主站同时具备程序化操作功能，一方面使系统复杂，另一反面两套程序化操作的一致性验证工作量巨大，而且一旦操作票修改需要两边修改，给运行维护带来麻烦,程序化操作方案,站控层设置程序化操作服务器 变电站内所有操作票均存放在该服务器中，程序化操作服务器根据操作顺序依次向间隔层设备下发控制命令，达到操作票的程序化操作目的。但是这种做法存在一种缺陷，由于所有的操作票均存储在程序化操作服务器中，当变电站扩建后，由于间隔增加，操作票需要增加内容，此时运行间隔无法停电，造成操作票验证不完整，为安全运行带来隐患 。,程序化操作方案,间隔层设备与站控层程序化操作服务器共同完成程序化操作的方案 我们将本间隔操作的所有操作票均存在间隔层测控装置或四合一装置中，所有间隔内的程序化操作均由间隔装置负责实现，而程序化操作中涉及到跨间隔部分的操作则由程序化操作服务器负责完成 。,
