IEC 61850在智能配电通信网中的应用综述

卢　超，李　彬，孙　毅，祁　兵，韦　磊

(1．华北电力大学电气与电子工程学院，北京　102206；2．国网南京供电公司，江苏　南京　210019)

目前，在我国配电自动化系统中广泛应用的通信规约有IEC 60870-5系列的101规约和104规约，以及DNP3.0规约。但这些规约在设备互通性方面的定义很宽泛，在实际运行时会表现出如下缺陷[1-2]：①信息共享困难，配电终端与控制中心之间互操作性差；②安装调试、管理维护工作量大；③缺乏智能化的功能。因此，传统的配电网通信规约已经不能适应智能配电网的发展。

IEC 61850是数字化变电站自动化系统的标准，用于指导变电站自动化的设计、开发、工程、维护等各个领域[3]。自国际电工委员会IEC于2004年发布IEC 61850 Ed 1.0以来，IEC 61850标准族不断扩充、完善。从2009年开始陆续发布了子标准，构成了IEC 61850 Ed 2.0。Ed 2.0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(Abstract Communication Service Interface, ACSI)增强了设备之间的互操作性，可在不同型号的设备之间实现无缝连接，从而大大提高变电站自动化技术水平和安全稳定运行水平，实现完全互操作[4]。美国国家标准与技术研究院在2009年就将IEC 61850确立为智能电网输配电领域的标准[5]。

随着智能配电业务建设与应用的深入，采用IEC 61850的配电设备的应用领域越来越广[6-7]，尤其是IEC 61850标准从变电侧向配电侧扩展与延伸，使得配电业务网络化、互动化、开放化的层次逐步提高。IEC 61850已经覆盖了配电新能源网络[8]、汽车充电站系统[9]、双向交互系统[10]、配变实时监测系统[11]、远程视频监控等新型配电业务领域。2015年8月发布的IEC 61850-90-6[12]则针对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给出了解决方案，同时对IEC 61850在配电自动化系统中的应用给出了用例和建议。随着智能电网工程建设的不断推进，IEC 61850标准成为智能电网的配电网信息通信体系之核心的趋势已经越来越明显。近年来IEC 61850提出了该标准在配电自动化系统的应用架构草案，本文针对该框架性标准展开了进一步的应用研究。

本文综述了IEC 61850在智能配电网中的应用，包括IEC 61850概况，变电站通信接口模型，配电自动化系统的体系结构，配网自动化通信架构，同时对IEC 61850在智能配电网中的应用前景做了展望。

1　IEC 61850在变电站通信的已有模型

IEC 61850在变电站自动化系统中已经得到了广泛的应用，其功能可以分为控制、监视和继电保护，根据IEC 61850标准，将变电站自动化系统分为三层：变电站层、间隔层和过程层[13]，并定义了三层间的9种逻辑接口。

过程层实现所有与一次设备接口相关的功能，包括开入/开出，模拟量采样设备运行状态的监测、控制命令的发送等；间隔层设备对间隔层和过程层的数据信息进行汇总,完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判断、命令发送，主要实现保护和监控功能；变电站层完成对站内间隔层设备、一次设备的控制，以及远方控制中心、工程师站、人机界面的通信功能。

IEC 61850定义的这三层结构是功能上的分层，即抽象的逻辑结构，标准本身并不规定通信拓扑。这样的通信结构有利于变电站内设备以及变电站与控制中心构成统一的无缝连接网络。

2　IEC 61850在配网的扩展需求分析

2.1　配电自动化系统的结构

配电自动化是一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程，包含电力企业中与配电系统有关的全部功能数据流和控制流。文献[14]将配电自动化系统的体系结构分为四层：主站层、子站层、终端层和过程层，如图1所示。

图1　配电自动化系统结构

主站层由服务器、工作站、网络设备等硬件及配套软件构成，负责接收、处理和分析配电子站汇集转发的配电终端信息，从而对配电网进行实时操作调整[15-16]。主站层从宏观上实现了配电网的FLISR功能，是配电网监控和管理系统的核心。

馈线层由多条馈线和通信设备组成，从整体上实现了对一条馈线的逻辑处理功能。一方面保证通信的无缝连接，另一方面隔离了主干网络和分支网络，避免因分支网络内的广播信息进入主干网络而造成主干网络的拥塞[17]。

终端层是位于配电网线路上的自动化现场设备，包括柱上开关FTU、环网柜FTU、配变终端TTU、开闭所DTU等。柱上开关FTU可检测短路或单相接地等故障，同时监测电能质量；环网柜FTU用于配电网电缆线路中，起着分支、分段、联络的功能；配变终端TTU监测并记录配电变压器的运行工况，记录电压和电流有效值、有功、无功等数据；开闭所DTU的主要功能是遥测、遥信和遥控。遥测采集所在线路的电气参数，遥信监测开关分合、接地、过流故障等状态，遥控进行开关分/合控制。终端层的设备相互配合，完成故障隔离、负荷转移，恢复非故障区段的供电，控制馈线上开关的分/合等任务。

过程层主要包括电流互感器(TA)、电压互感器(TV)、开关和控制传动设备等。其中互感器利用电磁感应原理，将一次回路的高电压和大电流变为二次回路标准的低电压和小电流，在方便测量的同时还能隔离高压电路，保证操作的安全。过程层设备主要实现对原始数据的采集和对具体指令的响应，是配电网最基础的组成部分。

2.2　IEC 61850在配网的应用场景

IEC 61850协议不仅统一了站内的通信，还扩展到了变电站与变电站之间，变电站与控制中心之间的通信。由IEC 61850协议构成的无缝通信体系结构如图2所示。

图 2　IEC 61850-90在配电网的应用场景

IEC 61850-90-1用于变电站之间的通信，控制中心与变电站之间采用61850-90-2通信协议，主要传输远动信息、故障信息及PMU信息[13]；变电站内部的监控与控制设备采用61850-8协议；控制设备与传感设备采用61850-9协议；而变电站之间的控制设备则采用了61850-90-1协议。

最新发布的IEC 61850-90-6标准指出配电自动化系统或馈线自动化系统应具备以下功能。

a. 分布式数据获取和监测(D-SCADA)。此功能使操作员能够远程监测和控制配电网络，是配电自动化系统的基本功能。

b. 故障定位、隔离和业务恢复(FLISR)。在FLISR中有多种实现形式，包括安装自动开关和自动分段断路器，主站中心控制方案和分布式控制方案。在分布式控制方案中，智能电子设备通过端到端的通信网络交换故障和控制信息。这些都是实现FLISR的典型方式，在实际部署时这3种方式可能会混合使用。

c. 电压与无功控制(VVC)。VVC通过对LTC变电站变压器、母线/馈线电压调节器和开关并联电容器进行相应的配置，以减少配电网中的电

能损耗，改善网络中的潮流分布。更高级的VVC应用也可以使用分布式电源的有功、无功注入，以及分布式如柔性交流输电系统设备，如配电网静止同步补偿器等。

d. 基于通信的抗孤岛保护。一旦馈线断路器打开，就可能产生电力孤岛。考虑到操作员的安全、系统的稳定和电能质量等因素，在此情况下孤岛内所涉及的分布式电源将被迫停止向馈线供电。孤岛感知运用了本地测量技术。

2.3　基于IEC 61850的配电网组成

IEC 61850针对配电网的现状，提出了四部分的内容：设备信息模型，信息交换模型，通信服务映射，通信业务需求。这四部分所针对的对象或包含的内容如图3所示。

为了实现不同IED的无缝通信，IEC 61850先对配电网中的设备如柱上开关、环网柜、配变终端等进行建模，抽象出各自的信息模型；根据不同配电业务的特点，选择相应的信息交换模型来实现配电主站与配电终端之间或配电终端之间信息交互，如关联模型用于通信链路的拆除，日历服务模型将数据按照一定的顺序存储到服务器的日志中以待客户查询；为实现具体的通信传输，需要将通信服务映射为不同的通信协议，IEC 61850的服务映射有通用对象变电站事件(GOOSE)的IP映射，核心服务映射到MMS等。根据不同的业务类型，对数据流向、通信时延和业务并发数等通信需求进行分析测算，保证通信的顺利进行。

3　基于IEC 61850的配网自动化通信模型

3.1　设备信息模型

IEC 61850采用了面向对象的建模方法，使传输到控制中心的数据可以得到很好的识别，简化了现场验证工作，减了维护数据库的工作量[18]。IEC 61850提供了层次化的数据模型用于描述变电站的信息模型，这些数据模型将实际设备进行虚拟化，抽象成服务器、逻辑设备(LD)、逻辑节点(LN)，数据对象、数据属性等。与变电站自动化系统不同、配电网中还需要考虑开闭所、配电所、环网柜、柱上开关、配变等设备的模型，并增加四遥服务。

图3　基于IEC 61850的配电网组成

IEC 61850服务器描述了设备外部可见可访问的特性。此设备拥有一个访问接入点AP，向上与变电站层设备通信，向下与过程层设备通信。逻辑设备LD定义为具有特定应用功能和能使用信息的虚拟设备，由某些具有公用特性的逻辑节点和附加的功能服务聚合而成。逻辑节点LN是由数据和方法构成的对象，是具有数据通信功能的最小单元。Ed 2.0定义了170多种LN，基本覆盖了配电自动化应用需求，其他未覆盖的可依照标准对LN进行拓展[19]。数据对象包含了逻辑节点的所有信息，数据属性则是模型中信息的最终承载者。

可以看出，IEC 61850在考虑配电网的升级版已经针对电力生产过程的特点，归纳出电力系统所必需的信息传输服务，设计出抽象通信服务接口ACSI，其应用功能、对象、服务与具体的技术及实现方法无关。ACSI采用GOOSE模型，以事件触发传输数据，适合快速可靠地在保护IED之间传递数据。Ed 2.0定义了60多种抽象通信服务(ACSI)，这些 ACSI 可以满足配电自动化系统对于通信服务的需求。按照配电网运行控制技术导则中规范的正常状态、警戒状态、故障状态下的运行控制以及分布式电源并网与运行控制的技术需求，可通过ACSI的高层接口屏蔽不同业务类别的细节。

在信息模型方面，IEC 61968已经定义了详细的信息交换模型及数据交换规范，并具有一定的通用性。同时，该标准允许对操作接口进行自定义扩展。因此，采用协议层次方面与IEC 61850进行对接时，需要在信息模型层满足其接口定义和信息组织方面的标准，并对操作接口做适当扩展。涉及到多方参与的信息交互时，可以通过协议接口适配器进行转换。

图4描述了智能配电网的信息模型的层次化结构，除了考虑配网馈线、环网柜、故障指示器、开闭所、配电终端等信息模型外，还需要考虑诸如馈线自动化设备FTU等配网的采集信息以及控制信息(D-SCADA、小电流接地检测、电能质量检测、故障录波及故障报告等)。图中空心菱形箭头表示聚合关系，表示上一层的类由多个下一层的类聚合而成；实心箭头表示数据流。信息模型是数据与功能服务的聚合，模型中的数据和功能服务相互对应，信息交换必须通过对应的功能服务来实现，数据与功能服务的紧密结合使之具备良好的稳定性、可重构性和易维护性。在协议对接方面，充分发挥ACSI接口的适配作用，完成104规约、DNP3.0等协议向Web服务的映射。并将配网的遥测、遥信、遥控映射到IEC 61850的逻辑节点中。

图4　信息模型层次化的结构

3.2　信息交互模型

IEC 61850在与已有IEC 61968系统对接时，可采用标准的请求/应答或者发布/订阅方式实现信息的传递，所有消息的传递通常伴随着事件的触发。根据《电力信息交换总线技术导则》的规定，信息交换总线结构应当满足SOA体系架构，并满足IEC CIM的信息格式。信息模型适配器建立了用于数据交换的对象，信息交互模型则定义了获取信息模型的方法，主要有以下几种：①关联模型，通信双方或者多方广播通信链路的建立和拆除；② C/S主从模型，是核心ACSI服务；③采样值(Sampling Value, SV)模型，用于实现过程层的快速数据传输；④通用变电站事件GSE(Generic Substation Event)，包括面向通用对象的变电站事件GOOSE和通用变电站状态事件 GSSE(Generic Substation Status Event)；⑤报告和日志等。

统一的信息模型和信息交互模型创建了一致、确定和可扩展的层次化语义空间，并成为IED之间信息交互的内容和方式的约定，有利于实现配电终端之间的互操作。IEC 61850的信息交换模型提供了信息对象的获取、实时数据交换方式等，同样适用于配网自动化主站与配电终端、配电终端与配电终端之间的信息交换。

3.3　通信服务映射

在最新的IEC 61850-90-6标准规范中，针对FLISR、VVC、D-SCADA、孤岛保护等用例进行了业务流程分析，并完成了对应的逻辑节点的映射关系。ACSI的具体报文需要通过特定通信服务映射(Specific Communication Service Mapping，SCSM)映射到具体的实现方式上。这种上层的通信服务与下层的实现方式独立的结构，保证了标准上层结构的稳定性，即当有新的通信技术出现时，IEC 61850只需增加对应于此新技术的SCSM映射，而无需改变上层的通信服务和信息交换模型。图5为通常的映射方式。

根据文献[14]，文献[20-21]，图5给出了3种典型的映射方法，分别是C/S、GOOSE和SV模式下映射到以太网，其中第二部分的标号表示了在映射中所用到的标准，如9-1表示从SV映射到以太网使用了IEC 61850-9-1标准。C/S模式映射到以太网又有3种方式：映射到制造报文规范(Manufacturing Message Specification, MMS)、104规约和公共对象请求代理机构(Common Object Request Broker Architecture，CORBA)。

图5　IEC 61850中通信服务映射方式

MMS和104规约的底层均采用了TCP/IP协议。MMS映射主要用于电力远动通信，如主站和配电终端的通信。在现有的IEC 61850标准体系里，已经建立了与MMS对象、MMS实例、MMS服务的映射关系，在新制定的IEC 61850-80-1中也详细地规范了IEC 61850信息模型向104规约的映射方法以及数据类型。为了减少配网FTU所用的LD，可以为FTU分配应用数据报文的公共地址，对于四遥信息可以从IEC 61850的逻辑节点中进行组合构建。MMS能够支持所有的ACSI服务，但实现起来较复杂，对通信网络的要求高。考虑到目前仍有相当数量的配电网通信采用的是104规约，将IEC 61850映射到104规约为一个好的选择：既避免了资源的重复投资，实现了技术的平滑过渡，又能支持配电网监控与保护控制服务。104规约可用于变电站与控制中心之间的通信，但与MMS相比，104规约并不支持所有ACSI服务。对于不支持的服务，目前最具前景的方法是使用Web Service映射，或对104规约进行扩展。在IEC 61850-90-6中也给出了MMS的Web映射方法，同时还定义了104规约，DNP3.0协议向IEC 61850-80-1的映射规则。CORBA[22]是对象管理组织提出的公用对象请求代理程序结构的技术规范，其目标是解决面向对象异构应用之间的互操作问题。在电力远动系统网络的点到点通信中，CORBA能够起到代理机制的作用，它允许多个客户同时访问同一个对象。CORBA的终端设备一般采用嵌入式系统开发，实现起来比较困难。

GOOSE是IEC 61850中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制，具有良好的实时性，可用于传输如跳闸/重合闸命令、闭锁等高优先级的信息[23-24]。在配网自动化系统中，故障通道指示与故障检测保护与原有保护系统具有一些共同的特征。对于配网的故障指示器上报的信息，也可产生相同的操作信号并发送给对应的断路器，并设定预置的操控逻辑，当所定义任何操作和跳闸信号瞬态故障清除时，所有状态为将被重新设置。

GOOSE通信服务内容采用ASN.1进行编码，在映射时跳过了传输层和网络层而直接映射到数据链路层，避免了中间协议的编码耗时，保障了数据传输的实时性。采样值SV表示终端传输给变电站的数字化信号，此信号来自于由新型低耗能电压和电流传感器聚合的初级电力系统的信息[25]，已是过程层中最为重要的信息流。9-2标准SV采样数据具有灵活可配置的优点[26]，在工程实施中可以根据其规定的配置项对采样数据集的内容进行设置，完成实际应用的需求。

3.4　配网自动化通信模型

配网自动化通信系统是连接控制中心主站系统和用于监视配电网运行的各种自动化装置的通信网络和通信机制。文献[14]提出了基于IEC 61850的配网自动化通信架构，如图6所示。

图6　基于IEC 61850的配网自动化通信架构

配网馈线终端的自动化设备采集配电网的工况信息,在服务器内对这些信息进行面向对象的建模得到3.1节所述的配网自动化信息模型，再定义抽象的信息交互模，最后将信息交换模型通过映射,映射到具体的通信协议如制造报文规范MMS和以太网等，并采用IP网络传输数据。客户机以相反的顺序对信息进行处理后交由控制主站。

4　结束语

本文针对配电自动化系统的技术需求，结合IEC 61850-90的最新标准化进展，分析了IEC 61850-90系列标准在配网的扩展方式。目前，虽然IEC 61850已经针对馈线、环网柜进行了模型化的描述，但是在底层通信协议的高效利用上还存在很大的提升空间。此外，售电侧放开后，配网将出现部分由信息化带动的新型业务及与用户的互动方式，未来该标准还需要完善扩充，以进一步满足国内市场的应用需求。

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