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IEC 61850在主动配电网中的应用

供稿:中国工控网 2016/5/27 16:52:26

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  • 关键词: IEC 配电自动化
  • 摘要:随着分布式电源的大量接入,配电网面临更复杂的运行和控制,同时用户对供电可靠性的要求越来越高,为了满足这些要求,配电网需要更主动地进行控制。配电自动化的实施可以有效地加快配电网的故障处理速度,提高供电可靠性。

  引言  

  配电网现有的控制技术可分为就地控制、集中控制和分布式控制方式。集中控制方式需要在配电智能终端(smart terminal unit,STU)和主站之间进行数据交互。分布式控制方式不依赖控制主站,现场STU通过互相之间交换测量与控制信息,协作完成控制任务。分布式控制方式由于故障处理速度快,可更好地减少停电时间,近年得到了深入的研究。为实现集中控制和分布式控制方式,需要不同厂家的STU之间、STU与主站之间可以满足互操作要求。

  IEC TC57发布的IEC 61850标准使变电站内来自不同厂商的智能电子设备(IED)实现了互操作并已经广泛应用于变电站自动化系统,但目前发布的IEC 61580标准尚未涵盖配电自动化领域。为实现配电自动化设备的互操作和即插即用,文章分析了配电自动化互操作通信的需求,并对IEC 61850应用于主动配电网的关键技术进行了分析。

  1、配电自动化设备的互操作要求

  配电自动化系统由安装在现场的STU、通信网络与位于控制中心的主站三部分构成,主要功能包括数据采集与监控(SCADA)、故障隔离(指故障定位、自动隔离与非故障区段恢复供电)、电压管理、负荷管理等。

  相对于变电站内的远程测控终端(RTU)来说,STU功能丰富,不仅能完成遥测、遥信、遥控、遥调任务,还可以检测故障、记录故障信号,并且能够完成当地自动控制(分段开关顺序重合控制、无功补偿电容投切控制)与分布式智能控制(如基于对等通信的快速故障自愈控制)功能。

  STU、通信设备处于变电站外,沿线路安装,点多面广,网络通信基础设施差异较大,需要采用广域网技术、无线通信等技术。此外,由于STU数量多,其安装维护的工作量大。

  在配电自动化系统中,STU的硬件配置不是很高,通信功能的实现还需要充分考虑其对STU的软、硬件资源的占用率。

  相对于变电站自动化系统,配电自动化系统的结构、功能、通信要求都有所不同。故IEC 61850应用于配电自动化系统时,在信息模型、通信服务、工程配置等方面都需要进行相应的补充、完善。

  2、数据模型

  目前,还没有建立起完整的面向配电网监控与保护控制应用的信息模型,为此IEC TC57已经启动了将IEC 61850扩展到智能配电网领域的工作,正在起草90-6(TR),主要解决IEC 61850用于配电自动化系统的数据模型、通信映射和工程配置等技术问题。

  现有的IEC 61850第二版定义了170多个逻辑节点(LN),这些LN覆盖了大部分配电自动化应用需求,可以满足基本的数据采集与监控(SCADA)功能,但是在短路故障指示、故障隔离等功能上没有相应的逻辑节点满足其功能要求。研究了智能配电终端中的馈线终端(FTU)和变压器终端(TTU)的信息模型;文献[5]建立了小电流接地故障相关的LN;对故障定位、自动隔离与非故障区段恢复供电功能进行了模型扩展,提出了相应的LN;文献[7]研究了分布式能源智能监控终端的信息模型。通过这些研究,对IEC 61850标准中未定义的配电自动化功能逻辑节点逐步进行了补充、完善。

  3、通信服务映射

  通信服务的映射是应用IEC 61850的关键技术之一。对于变电站自动化系统,目前采用的是将IEC 61850抽象通信服务接口(ACSI)映射到制造报文规范(MMS)。MMS能够支持所有的ACSI服务,但实现起来较复杂,对通信网络和STU软硬件资源要求高。对于配电网监控与保护控制应用,将ACSI映射到IEC 60870-5-101/104协议上的方式,则可以较好的满足要求。TC57发布的IEC 61850-80-1定义了该映射,由于IEC 60870-5-101/104协议的限制,该映射不能支持所有的ACSI服务,所以该映射不支持信息模型的传输。为实现信息模型的传输,可以采用Web Service、文件传输或扩展IEC 60870-5-101/104协议,目前的趋势是采用将部分ACSI映射到Web Service的方式,IEC 61850-80-2定义了该映射。

  4、馈线拓扑信息的表达

  对于配电网集中控制方式,STU将测量信息上传主站并由主站进行决策,馈线的拓扑由主站建立、维护和使用,现场STU不需要拓扑信息。而对于分布式控制应用,STU之间通过对等通信交互测量信息后,需要根据相应馈线的拓扑进行决策并发出控制命令。例如,在分布式馈线自动化(FA)的故障定位、隔离中,控制器必须明晰本地开关与哪些开关相邻,据此获取相邻开关的故障检测信息,进而判断故障区间并隔离。其中,开关的相邻关系是配电网拓扑的基本单元,单独或组合使用它,能够获得分布式控制应用所需的拓扑信息。支持分布式控制应用的终端必须使用包含邻域拓扑信息的配置文件,预先配置相邻的一次拓扑及IED接口信息。

  4.1、邻域拓扑信息

  不同的分布式控制应用对馈线拓扑的需求程度不同,不可能依据多样化的功能对一个终端配置多重拓扑信息。对于一条馈线,其一次设备的拓扑模型见图1,线路可以由断路器、线路、开关等的LN及连接节点进行表达。如果定义从电源侧开始的开关或断路器到下一级的开关连接点为最小的拓扑单元,则整个馈线可以由多个拓扑单元的组合来表示。

图1 馈线拓扑模型

  对于馈线上安装的IED,其邻域拓扑是指本地IED到邻近的IED之间馈线一次设备的拓扑信息,该信息由一个或多个拓扑单元组成。除了在IED中配置邻域拓扑外,IED中还需要配置相邻IED的名称和通信地址。按此配置后,相邻IED之间通过采用接力查询的机制就可以获得整个馈线的拓扑信息。

  4.2 配置文件

  IEC 61850-6 Ed2.0定义了6种基于SCL模板的文件类型来完成变电站自动化系统配置。①ICD:IED能力描述文件,描述IED的外部可视信息与功能;②SSD:系统规范描述文件,描述变电站一次主接线单线图;③SCD:系统配置文件,描述全站的配置信息;④CID:IED配置文件,描述IED个体的实例化配置信息;⑤IID:实例化IED描述文件,描述具体工程的IED预配置信息、实例值变化或数据模型更改信息;⑥SED:系统交换文件,描述不同工程之间交换数据的IED接口信息和修改权限。

  这6种文件在功能划分上基本能满足配电自动化的配置和维护要求,但在内容和结构上需作调整。IID、ICD和SED保持不变,SSD和SCD的描述对象由变电站变为馈线,CID要增加邻域拓扑信息。馈线的拓扑描述文件可命名为FSD(feeder specification description),实例配置文件为FCD(feeder configuration description),邻域配置文件为NCD(neighborhood feeder configuration description)。

  参考变电站SSD文件的“Substation”部分,利用现有的设备类型(CBR、DIS、LIN、CAB等)逻辑节点和连接节点(ConnectivityNode)完全可以描述馈线拓扑。SCL模板中的“Substation”部分从上到下由“Substation”、“VoltageLevel”、“Bay”和“Equipment”组成,这和馈线的分层结构“馈线”,“馈线间隔”(杆塔、环网柜、开闭所、分支节点等),“设备”不吻合,可将“馈线”映射到“Substation”,将馈线关联的电压等级映射为“VoltageLevel”,“馈线间隔”映射到“Bay”,从而不需要定义新的模板和对象。

  CID文件的UML模型见图2,在现有CID文件基础上增加了“Substation”部分(可选),以描述实例化的邻域拓扑信息;在“Communication”部分增加相邻IED所属的子网(SubNetwork)、访问点(ConnectedAP)、名称、地址等通信参数;“IED”和“DataTypeTemplates”部分保持不变,该CID文件符合SCL模板且满足邻域拓扑信息的配置要求。

图2 配电自动化CID文件的UML表示

  5、实时控制信息的快速传输

  实时数据的快速传输在IEC 61850变电站中使用GOOSE(generic object oriented substation event)传输机制。为减少通信处理延时,GOOSE将应用层数据包直接映射到数据链路层,从而保证了GOOSE报文传输的实时性。此映射方式下的GOOSE可以在4ms内完成变电站中IED间实时数据交换,但其报文传输需要专用的设备和传输信道、配置复杂,且报文无法跨子网传输。配电网由于点多面广,采用广域网技术,故变电站内采用的GOOSE传输机制不适合在配电网中直接应用。

  为解决IEC 61850应用于配电自动化时的实时数据快速传输,文献[9-10]对基于IP(Internet protocol)网络传输报文的实时性问题进行了研究,OPNET仿真结果表明可以满足配电网快速报文传输速度的要求。基于IP的报文传输方式易于跨网传输、配置简单、通用性好。基于IP的常用的传输层协议有TCP和UDP:TCP传输信息时需要先建立连接,建立连接的3次握手机制所需时间较长、实时性差,且只能实现单播通信方式;UDP不用建立连接可直接传输信息,传输速度快,且能实现广播、多播、单播多种通信方式,特别适合传输数据量小、实时性要求高以及终端数量多的应用场合。

  基于UDP的高效性,可将GOOSE报文映射到UDP协议,通过IP网络进行传输,以方便其在配电自动化中的实现,称为GOOSE over UDP,其协议栈见图3。

  图3 GOOSE over UDP 通信协议栈

  采用该映射方式的GOOSE可以实现配电网中关键报文的实时传输,但由于UDP是无连接的,不能保证报文传输的可靠性。发布方在发送报文前无法及时获知此时的网络以及订阅方的运行状态,也无法得知订阅方是否正确接收到报文,故需要采用Goose快速重发机制来确保报文的可靠性。采用该映射方式可以使STU之间的快速跳闸命令、状态量变化报文的传输时延小于20ms。

  6、工程配置方法

  变电站内的IEC 61850工程配置方式是基于模型文件的静态配置,其将IED能力描述文件ICD和系统规范描述文件SSD汇总配置后再生成具体的IED配置文件CID并下载到IED,是一种从上到下的配置方式,这符合变电站自动化系统IED数量有限、建设时间集中的特点。

  配电自动化系统的IED数量巨大,建设往往是分批、分区、分阶段完成,安装和维护的应用场景多,所以应用IEC 61850工程配置时不仅需要支持从上到下的配置方式,也应该支持从下到上的配置方式。从下到上的配置方式是指现场安装配置好IED设备后,IED设备采用自动发现和注册的机制进行自动识别并将配置信息上传给主站的配置方式。为支持分布式控制应用,配电自动化系统IED配置需要增加拓扑信息的配置。配电自动化系统配置和维护流程的参考模型见图4。

图4  配电自动化系统配置过程

  7、结语

  主动配电网的运行和控制需要配电自动化设备支持互操作。配电自动化系统与变电站自动化系统差异较大,IEC

  61850应用于配电自动化领域时,在数据模型、通信服务映射、馈线拓扑信息表达、实时数据的快速传输和工程配置方法等问题上都需要根据配电自动化系统的特点进行扩展、完善,才能使配电自动化设备实现互操作和即插即用。

审核编辑(王雪)
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