基于IEC61850标准的智能变电站自动化系统实施问题分析

喻 亮

（广西电力工业勘察设计研究院，广西 南宁530022）

0 引言

当前变电站自动化设计面临的主要挑战在于有效实现站内不同厂家设备之间的互操作性。但是，目前几乎所有厂家都还在使用自己的专有通信协议，其投资巨大，协议转换复杂。为了解决这些问题，IEC TC57工作组在2003年出版了IEC61850标准《变电站通信网络和系统》。IEC61850标准不仅定义了如何通信，还明确了其通信内容，以标准定义的通信协议、数据格式和通用配置语言来实现不同智能设备间的互操作性。不过，实现基于IEC61850标准的变电站自动化系统还需要解决一些目前悬而未决的问题。

1 采用IEC61850标准的变电站自动化系统

1.1 IEC61850通信系统的特点

1.1.1 IEC61850标准的功能层次结构和接口

IEC61850标准智能变电站从功能结构上分3个层次：（1）过程层，包括开关场设备，如CT／PT、远程I／O、开关设备等。（2）间隔层，主要包括不同间隔的保护和控制设备。（3）站控层，从各个间隔采集数据的功能在站控层实现。

接口：（1）过程层网络：有利于保护和控制设备与过程层之间的时间要求严格的通信，如采样值、二进制状态信号或二进制控制信号。（2）站控层网络：有利于站控层和间隔层之间的通信，且能实现不同间隔之间的通信。

1.1.2 IEC61850标准的数据定义

IEC61850标准将智能变电站内的数据传输分为3种，即监控报文（MMS）、采样值报文（SV）和状态报文（GOOSE）。MMS报文不用快速传输，一般用来实现保护、测控等装置与监控系统间的信息交互；SV报文须快速传输，主要用于保护、测控、录波和计量等装置所需的采样值信号，如电流、电压等；GOOSE报文也须快速传输，用于传递开关量信号，如开入量状态信号、跳合闸信号等。

1.1.3 过程层合并单元

为了降低开关场和主控室之间的电缆成本，IEC61850－9建议采用过程层数字通信方式，即过程层网络。过程层的合并单元是其中的一个关键因素。合并单元采集开关场内的各类信息，如电流、电压等。所有这些模拟量被转换为数字量，并合并到一个标准格式的数据包。这个数据包从过程层以太网被发送到间隔层内各相应的保护及测控装置。

1.2 IEC61850标准的主要优点

IEC61850标准在实施上主要有如下优点：（1）互操作性。不同供应商可以把完整的功能集成在1个或2个IED内。（2）免费配置。所有变电站保护和控制功能都可以集成在间隔层IED内。（3）结构简单。点对点电缆接线减少，改为结构及连线更简单明了的通信网络。此外，该结构提高了通信网络的实时性。（4）整体成本的节约。过程层的高速数字通信取代了传统意义的电缆布线，可以为变电站综合自动化系统节省大量的时间和成本。

2 基于IEC61850标准的变电站自动化系统实施问题

2.1 过程层网络问题

过程层网络的实现所面临的主要挑战是我们目前没有足够的实践经验和专业技术来指导过程层网络的工作。此外，由于过程层网络必须完成实时信息的处理，如GOOSE报文和原始数据包等。因此，变电站内绝大部分保护及控制功能的实现依赖于过程层网络的性能。其中涉及过程层网络通信的主要问题可以分为：（1）过程层网络拓扑结构的问题。决定以太网性能和特点的关键技术之一是局域网（LAN）的拓扑结构。总线型拓扑结构对于交换机数量的要求可以满足IEC61850标准，但是其所能达到的时间延迟却不能满足IEC61850标准对可靠性的要求；环型拓扑结构比总线型方式覆盖距离更远，处理故障也更容易，可同样不能达到IEC61850所要求的时间延迟。而星型拓扑结构的消息传输延时能力符合IEC61850标准的要求，却很容易受到站内环境与电磁干扰的影响。目前，根据国内已有经验，站控层网络采用双星型拓扑结构，冗余网络采用双网双工方式运行，实现网络无缝切换。站控层网络采用MMS、GOOSE、SNTP时间同步三网合一、共网运行，过程层网络采用星型结构100 M以太网。（2）通信网络的性能问题。过程层网络负责传输开关场内各状态量、控制量及采样值，其通信网络的性能主要取决于实时信息传输的延迟。IEC61850标准明确了信息传输延时的要求，为此，通信网络应该配置具有优先级标记功能的以太网交换机和IED。但是，在过程层中采用这种昂贵且可靠性不高的以太网交换机，必须考虑成本—效益的关系问题。（3）时间同步问题。开关场内采样值的数字化输出及时间同步性是当前智能变电站亟待解决的重要问题之一。在变电站内各装置之间的时间同步问题一直存在，而智能变电站过程层内合并单元需要采集同一个时间点上多个互感器的信号，对站内时间同步提出了更高的要求。IEC61850建议采用简单网络时间协议（SNTP）来实现局域网的时间同步。然而，SNTP只能提供1 ms的精度，不满足采样信号的要求。而采用基于IEEE1588的IRIG－B同步信号，需要一个外部的时间同步源，采样值的精度取决于时间同步源的可靠性和质量。我们必须从实用性、准确性及复杂性来综合考虑站内时间同步系统。（4）抗电磁干扰能力。变电站经常遭受各种电磁干扰，一般工业抗电磁干扰度不满足变电站的要求。IEC61850－3中规定了EMI抗扰性要求。所有的变电站自动化系统设备必须符合这些EMI抗扰度标准，尤其是过程层设备。（5）环境要求。一般情况下，智能变电站过程层通信设备安装于户外屏柜内，因此，室外安装的通信装置要满足IEC61850对设备的环境要求，如温度、湿度、气压、机械性能、地震、污染和腐蚀等。

2.2 站控层问题

（1）通信网络问题。站控层设备与间隔层设备之间在站控层网络实现通信，而间隔层内各设备也在站控层网络实现通信。站控层内保护和控制的实时信息，如断路器故障跳闸、母线差动保护跳闸等，将通过站控层网络来传输。因此，对站控层的实时信息传输的评估是必须的。（2）变电站与远程控制中心的通信。站控层变电站设备和远程控制中心之间的控制数据交换是属于IEC61850标准范围之外的内容。然而，IEC61850还是有部分内容专门讨论变电站之间及变电站与远程控制中心的通信问题。

2.3 变电站自动化系统功能问题

（1）变电站自动化系统构架问题。目前，变电站内保护和控制系统的每个功能区域都由一个单独的模块控制，由某一个厂商做维护。而IEC61850标准将各种功能分布到每个功能区域的几个模块内。这种新结构使得各类设备来自不同的供货商，他们有自己的硬件模块，这可能会影响系统的性能。即便所有厂商遵守IEC61850标准，这个问题仍然可能存在。（2）可靠性和冗余性问题。按照IEC61850－3可靠性的要求，某一点的故障不能引起变电站系统的瘫痪。但是，IEC61850对系统的冗余性却不做要求。在实际应用中，设计人员要充分考虑系统的可靠性及冗余性。（3）可维护性问题。智能变电站系统的可维护性将转向IED的内部运行上，这使厂家在可维护性问题上将承担更大的责任。（4）数据完整性问题。当出现传输和程序错误、传输延时改变、设备故障等设备问题时，变电站通信系统应提供可靠的数据。这不仅要求时间上要同步，同时也会增加成本，影响系统的可靠性。另外，在变电站自动化系统中，还需更好地解决数据安全以及版本升级中存在的问题。在规划阶段，必须考虑变电站自动化系统方案的复杂性及成本问题、功能分配问题、系统扩建的规划问题以及对变电站运行人员通信技术的培训问题等。

3 结语

IEC61850标准可以有效实现设备的互联互通，且配置自由，节约成本，已被国内外各大公司接受。然而，为了实现这些优势，我们必须解决实际应用中所面临的各类挑战。本文从各方面对主要实施问题进行分析讨论，旨在为智能变电站内IEC61850标准的工程实施提供参考。

［1］梁国坚，段新辉，高新华.数字化变电站过程层组网方案［J］.电力自动化设备，2011（2）

［2］Q／GDW383—2009 智能变电站技术导则［S］