IEC 61850应用于分布式馈线自动化系统的模型

朱正谊, 徐丙垠, Tony YIP, 陈 羽, 于强强, 李 妍

(1. 国网南京供电公司, 江苏省南京市 210019; 2. 山东理工大学智能电网研究院, 山东省淄博市 255049; 3. 山东科汇电力自动化股份有限公司, 山东省淄博市 255087; 4. 国网江苏省电力有限公司经济技术研究院, 江苏省南京市 210008)

0 引言

馈线自动化(FA)系统是智能配电网的重要组成部分，它可以自动完成配电网线路的故障区段定位、隔离和供电恢复(FLISR)功能,将停电时间从原来的几小时缩短至分钟级甚至秒级,从而显著提高供电可靠性[1]。近年来,基于终端对等通信的分布式智能FA技术,既可以利用多个站点的测量信息提高保护控制性能,又能避免主站集中式控制带来的通信与数据处理延时长的问题,是FA技术的重要发展方向[2-3]。分布式FA涉及众多设备的信息交换,不仅包括配电终端之间,还包括配电终端与变电站保护设备以及与分布式电源监控单元之间等。这些智能电子设备(IED)来自不同的供应商,如果要实现互操作和互联互通,必然要遵循统一的通信协议。而IEC 61850已经成熟应用于变电站自动化(SA)系统的保护、控制、测量等方面,并逐步推广应用到变电站之外的领域,包括水电厂监控、分布式能源监控、变电站之间的通信等[4]。因此,很有必要将IEC 61850扩展至配电自动化领域,使配电终端和其他自动化系统采用统一的信息模型、通信服务接口和配置方法,实现多种类型IED之间的无缝通信和互操作,进而有利于实现分布式控制技术[5]。

当前,国际电工技术委员会第57分会第17工作组(IEC TC57 WG17)已经起草了IEC 61850-90-6技术报告[6],用于指导配电自动化系统应用IEC 61850标准,其中包括配电自动化系统分布式FLISR的典型用例分析,以及通信需求、逻辑节点、系统集成及配置方法等。国内外关于配电自动化系统应用IEC 61850的研究主要集中在信息模型和通信服务映射上,例如小电流接地故障选线、检测的逻辑节点[7];配电终端的IEC 61850到制造业报文规范(MMS)、IEC 60870-5-101/104和WebService等协议的通信映射方法[8-9];基于IEC 61850的分布式能源智能监控终端的通信模型[10];基于IEC 61850的微电网控制架构和控制模型[11-12];基于IEC 61850的集中式FA信息模型[13];IEC 61850映射到可扩展消息和在线表示协议(XMPP)的方法[14]等。文献[15]研究了SA系统基于IEC 61850 Ed2.0的工程配置应用方案。文献[16]提出了基于IEC 61850的智能分布式FA系统模型扩展和系统配置原则,但并未给出逻辑节点的数据对象模型和具体配置内容。文献[17]提出IEC 61850应用于配电自动化系统的配置方法,但采用变电站拓扑模型来兼容地描述馈线拓扑,可能会造成语义不明确,且尚未考虑FA与SA系统的信息交互问题。

本文分析了分布式FA应用IEC 61850标准的必要性,以IEC 61850-90-6技术报告的故障指示器逻辑节点为基础,提出了分布式FLISR的信息模型及通信服务映射,扩展了基于IEC 61850系统配置语言(SCL)的配电网拓扑模型,提出了分布式FA与SA系统进行数据交换的配置方法。

1 分布式FA应用IEC 61850的必要性

智能分布式FA是指不需要配电自动化主站控制,通过终端之间的通信和配合,在配电网发生故障时,定位和隔离故障区域并恢复非故障区域的供电。

1.1 分布式FA的通信要求

分布式FA将故障定位、隔离功能部署到各开关的智能监控终端,利用相邻终端交换故障检测信息来确定故障区段的位置,然后跳开故障区段两侧的开关完成故障隔离。对于供电恢复功能,因需综合考虑馈线环网区域的实时拓扑、开环运行、电压约束等多种“区域性”信息,很难让每个终端都具备供电恢复控制器(SRC)功能。比较有代表性的方法是面向每条馈线设置SRC,如文献[18]提出的负荷控制代理(LCA);或者面向一个馈线环网区域设置SRC,如文献[19]提出的中心代理(central agent)。对一个分布式FA系统,其信息交互如图1所示。

图1 分布式FA的信息交互示意图Fig.1 Schematic diagram of information exchange in distributed FA system

假设在F1处发生永久性故障,则设备之间的信息流如箭头线所示,具体过程如下：①馈线终端FTU01,FTU1,FTU2检测到故障信号而启动故障定位功能,同时发布故障检测(变位)信号；②FTU1发布的故障检测信号将成为FTU01故障定位的闭锁信号,FTU01和FTU2的故障检测信号将闭锁FTU1的故障定位功能，而FTU2未收到FTU3或FTU9的闭锁信号,故判断出故障区间为开关S2-S3-S9所构成的区间；③FTU2使能本地的故障隔离功能,继而跳开S2,并将故障定位信号发布至FTU3和FTU9，后二者也将使能故障隔离功能,跳开本地开关S3和S9；④FTU2,FTU3,FTU9向SRC1上报故障隔离成功的信号,SRC1从而得知故障区间的位置并启动供电恢复；⑤SRC1从FTU3获得失电负荷电流(容量)测量值,从SRC2获得联络馈线可转供的容量裕度值,并制定出供电恢复策略即闭合S4；⑥SRC1通过FTU4对开关S4进行闭合操作,最终完成FLISR过程。

因此,分布式FA系统具有以下重要的通信要求:①相邻终端之间需要快速地交换故障检测、定位、隔离等状态信息;②一个终端需要同时向多个相邻终端传递数据;③SRC需要对其他终端的开关进行遥控操作,且终端之间要求快速交换状态信息。因此,通信网络必须采用光纤等电力专网的方式，以保障信息安全和数据传输的实时性。

1.2 应用IEC 61850的必要性

现有的配电自动化通信协议,如IEC 60870-5-101/104(简称101/104协议)等,无法满足分布式FA的通信要求,主要原因如下。

1)101/104等协议的应用层数据仅包含遥信、遥测、遥控等简单类型信息,自描述性差。目前,配电自动化系统采用101/104协议时,不同厂商的终端必须通过信息点表来说明终端所传输数据的实际含义,依靠人工核对信息点表的方式实现终端到主站的集成。而分布式FA要求终端之间实现互操作,如果采用现有通信协议,则大量终端之间也需人工核对信息点表来相互解析对方数据。显然,这种方式会带来巨大的配置和调试工作量,并不可行。

2)分布式FA涉及配电终端之间的“一发多收”通信,且要求很高的通信实时性。而101/104协议采用面向连接的客户端/服务器通信模式,仅适用于中低速报文的传输。

因此,分布式FA很有必要应用IEC 61850标准以解决上述问题,主要包括以下几个方面。

1)应用IEC 61850建立统一的信息模型、信息交换模型和通信服务映射,利用基于SCL模型的配置文件实现终端的自描述。配置工具通过自动解析和处理SCL文件可获取终端的数据模型,建立终端之间的通信数据流,实现终端之间的互操作。可以大大降低系统集成和终端配置的复杂度,实现终端的“即插即用”。

2)IEC 61850制定的面向通用对象的变电站事件(GOOSE)服务完全满足分布式FA终端之间的高实时性组播通信要求。同时IEC 61850还定义了其他功能丰富的通信服务接口,充分满足分布式FA各类报文的传输要求。

因此,分布式FA应用IEC 61850标准能够统一信息模型和配置描述规范,有效减少终端的配置和调试工作量,从而实现终端的互操作与“即插即用”。

2 分布式FA的信息模型

按照IEC 61850的信息建模原则,分布式FA可分解为故障指示、故障区段定位、故障区段隔离和供电恢复4个基本功能,并分别构建逻辑节点。本文利用IEC 61850-90-6技术报告中所提故障指示器逻辑节点(SFPI),新建了分布式故障定位逻辑节点(AFSL)、故障隔离逻辑节点(AFSI)和供电恢复控制逻辑节点(ASRC)来构成分布式FA功能的信息模型。其中,SFPI负责提供馈线在各监控终端处的故障信号检测情况,并将检测结果提供给AFSL;AFSL根据相邻终端SFPI的检测结果,判断出故障区段并指示故障是否发生在该监控点下游区段,并利用故障定位结果启动AFSI;AFSI负责故障隔离的启动和完成,其隔离启动信号将触发相关的开关动作,隔离完成信号将启动ASRC;ASRC负责提供本馈线可转供给联络馈线的容量裕度、供电恢复的完成情况,并输出对指定开关的控制指令等。

文献[13]比较详细地介绍了逻辑节点SFPI,它是S开头的监视类逻辑节点,对故障检测、电压状态和电流状态所输出的信号进行综合逻辑判断,输出故障指示和故障类型结果。SFPI的故障指示信号可以用做分布式FA进行故障定位的判据,故障类型包括永久型、瞬时型、自熄型、间歇型等。SPFI的主要数据对象见附录A表A1。

AFSL,AFSI和ASRC属于A开头的自动控制类逻辑节点,主要数据对象列于表1至表3。

表1 逻辑节点AFSL的主要数据对象Table 1 Main data objects of logical node AFSL

表2 逻辑节点AFSI的主要数据对象Table 2 Main data objects of logical node AFSI

表3 逻辑节点ASRC的主要数据对象Table 3 Main data objects of logical node ASRC

FltIndRef1,FltLocRef1,FltIsoRef1等为数据对象索引值,表示本逻辑节点需要订阅的来自其他逻辑节点的数据对象索引,用于建立分布式FA终端之间的数据流；M/O/C表示必选/可选/条件必选。

3 配电网拓扑的SCL模型

IEC 61850-6 Ed2.0[20]定义了SCL模板来描述系统内一次拓扑与IED逻辑功能的关联关系、IED通信地址参数、IED所支持的信息模型和通信服务等,是IED自描述和实例化应用的必要条件[21]。当前的SCL模板仅定义了Substation元素来描述变电站内的一次拓扑,其结构基本上与公共信息模型(CIM)[22]中的Substation容器模型保持一致,但没有站外线路拓扑的描述模型。根据美国电力研究院的研究报告[23],有必要将CIM中的Line容器引入SCL中来描述变电站之间的输配电线路,这样不仅能扩展IEC 61850-6 SCL的语义模型及其描述范围,而且有助于CIM和SCL之间的信息融合。因此,IEC TC57 相关工作组已起草并形成统一版本的IEC 61850-6 Ed2.1[24],其中就包括新建的Process和Line元素来支持变电站之外的应用领域。

根据文献[24]定义:Process元素是一种逻辑容器,表示变电站之外的过程集合层或若干变电站组合成一个局部的电力网络。它可以递归使用,并通过“type”属性来表明过程层类型。Line元素也是一种逻辑容器,表示变电站之间的线路,可以包含线路分段、导电设备和连接节点(CNode)等。本文利用Process,Line和Substation元素,描述FA系统相关的配电网拓扑,具体规则如下。

1)配电网中的“线型”结构,可用Line容器描述。如分段导线、分段开关、线路上的串联补偿器、电流/电压互感器等设备都属于Line的子元素。分支线同样纳入Line容器,它可以建模为一个新的Line,也可以继续包含在主干线路的Line内。

2)配电网中的“站型”结构,可用Substation容器描述。如配电变压器站点、环网柜、开关站、箱式变等设备都对应一个Substation容器。因为这些站点往往包含母线段,而母线段在SCL中对应一个专用的间隔(Bay):此间隔只包含一个CNode时,表示母线。所以,这些站点包含多个Bay,必须使用Substation容器。

3)对于架空线的分段开关,可以认为是一个“虚构的”站点,也可以认为是线路的一部分,故可以采用Substation或Line容器。但使用Line容器的层次结构更简单,配置内容更简洁,便于解析。

4)如果网络中既包含Substation,又包含Line,则需要在其上层使用Process容器,表示一个与FA系统相关联的局部网络。

5)Process,Substation,Line以及各容器内导电设备的命名,必须至少保证在该FA系统内有唯一名称。其中Substation,Line和导电设备,已经由国家电网有限公司统一命名。而Process的命名可以将国家电网有限公司对局部电网的命名方法适当迁移到“环网区域”上。

根据以上规则,配电网架空线路的主干线和分支线都可以用Line表示(一个或多个),而中压/低压配电所、开关站等可用Substation描述。电缆线路的开闭所、环网柜等使用Substation容器描述,而它们之间的分段线路则使用Line表示。混合线路分别按照架空线和电缆线的描述方法即可。附录A图A1展示了一条混合线路的环网利用SCL模型描述的示意图。

当馈线环网的拓扑模型建立之后,分布式FA相关的逻辑节点按照功能层级分配到相应的拓扑层:Process(过程集合),Line(线路),Substation→VoltageLevel→Bay→ConductingEquipment(变电站的层次结构)。例如,开关、断路器、电流互感器的信息模型分别用ConductingEquipment元素下的XSWI,XCBR,TCTR逻辑节点表示;开关控制、保护、故障指示的模型分别用Bay元素下的CSWI,PTOC,SFPI等表示;供电恢复的模型用Process元素下的ASRC表示。SCL将馈线环网的一次拓扑与分布式FLISR的逻辑节点进行关联描述后,就可以进一步完成系统和终端的实例化配置,具体方法见文献[17]。

4 通信服务映射

当前,中国的配电自动化主站和终端之间采用101/104协议,IEC 61850可作为“增量”引入配电自动化系统,然后进行通信服务映射,具体包括以下几个方面。

1)终端与主站之间的“四遥”通信,采用IEC 61850的信息模型并映射到101/104协议。

2)对于分布式FA,为尽量提高终端通信的实时性,终端上传至SRC的状态量(如开关状态、故障隔离状态等)以及终端之间传递的状态量(如故障检测信号、故障定位信号、故障隔离启动等),采用IEC 61850信息模型及GOOSE传输机制。

3)终端上传至SRC的测量值(如负荷电流、容量),以及SRC之间传递的测量值(如容量裕度),采用IEC 61850信息模型并映射到101/104协议的遥测报文。

4)SRC对终端的控制和参数设定功能,采用IEC 61850信息模型并映射到101/104协议的遥控和遥调报文。

5 FA与SA系统的信息交换

实际工程中,在高压/中压变电站之间建设中压馈线环网和FA系统,则变电站已经按照标准规定的方法完成站内系统集成和IED配置,对应的系统及配置文件分别记作SA_Sub和SCD_Sub。而FA系统可通过本文扩展的SCL模型生成初始的系统配置文件,记作FA_Grid和SCD_Grid。它们之间通过SED文件进行系统交换。最终结果是SCD_Grid和SCD_Sub都包含了FA与SA系统通信所需要的拓扑、通信参数和数据集等配置信息。

SSD为系统规范描述文件,ICD为IED能力描述文件,ver.1表示初始版本号,ver.2表示更新版本号。环网系统FA_Grid和变电站系统SA_Sub之间进行系统交换的配置流程如下。

1)按照IEC 61850-6所规定的系统集成方法,变电站的SSD_Sub文件和站内所有IED的ICD_Sub文件被集成为系统配置文件SCD_Sub(ver.1)。同理,SSD_Grid文件和ICD_Grid文件将集成为系统配置文件SCD_Grid(ver.1)。

2)变电站的系统交换文件SED_Sub(ver.1)由其SCD_Sub(ver.1)取子集得到。例如：图1中变电站A的SED文件包含CB1的一次拓扑信息、保护设备Prot1的通信地址参数和Prot1中关于CB1开关状态的数据(记作Prot1/CSWI.Pos),并设置Prot1的工程权限engRight=“dataflow”表示其CB1的开关状态数据可以与其他系统进行交换。

3)将SED_Sub(ver.1)提供给FA_Grid系统,前者信息导入至SCD_Grid(ver.1)。SCD_Grid(ver.1)获得SED的全部信息,将分布式FA的逻辑节点与变电站的边界拓扑部分进行绑定,并与保护设备之间配置数据流,FA的系统配置文件升级为SCD_Grid(ver.2)。同时,系统交换文件升级为SED_Sub(ver.2),其中也包含了配电终端与保护设备的数据流配置信息,并设置FA终端的配置权限engRight=“fix”,表示不允许SA系统对已配置完毕的数据流进行修改。

4)将SED_Sub(ver.2)返回给SA_Sub系统,后者将前者导入至SCD_Sub(ver.1)并生成最终的SCD_Sub(ver.2)。

5)SCD_Grid(ver.2)和SCD_Sub(ver.2)均包含配电终端与保护设备建立数据流连接所需要的完整配置信息。至此,FA与SA系统交换过程完成。

附录A图A2展示了FA与SA系统交换流程的示意图,FA与其他自动化系统的数据交换方法依此类推。

6 应用示例

以图1所示的分布式FA系统为例,分布式故障定位、隔离过程的数据交互示意图如图2所示。

图2 分布式故障定位、隔离的逻辑节点及数据流示意图Fig.2 Schematic diagram of logical nodes and data flow in distributed fault location and isolation

图2中逻辑节点的含义如下:PIOC为瞬时过流保护;PTRC为保护跳闸出口;MMXU为测量;CSWI为开关控制。

1)设故障发生于F1处,故障定位过程如下:FTU01收到FTU1的GOOSE信号FTU1/SFPI.FltInd=“TRUE”,故闭锁该区段的故障定位功能;同理,FTU01和FTU2的GOOSE信号将闭锁FTU1的故障定位功能;FTU2检测到故障信号且未收到FTU3和FTU9的闭锁信号,因此判定故障区间为S2-S3-S9;然后,FTU2发布故障定位指示信号FTU2/AFSL.FltLocInd=“TRUE”,并启动本地的故障隔离功能,即FTU2/AFSI.FltIsoStr被置为“TRUE”;FTU3和FTU9订阅FTU2的故障定位信号,也将启动故障隔离功能。

2)故障隔离过程如下:FTU2,FTU3和FTU9的AFSI.FltIsoStr被置为“TRUE”后,将启动相应的开关控制,置FTU2/CSWI.Pos=“FALSE”,FTU3/CSWI.Pos=“FALSE”,FTU9/CSWI.Pos=“FALSE”;确认开关断开后,三者的AFSI.FltIsoEnd置为“TRUE”,并通过GOOSE报文发送至SRC1。SRC1收到三者的故障隔离完成信号,将启动供电恢复功能,置FTU01/ASRC.SvcRstoStr为“TRUE”。

3)供电恢复过程:SRC1启动供电恢复功能,并将启动信号FTU01/ASRC.SvcRstoStr通过GOOSE报文发送至Prot1;Prot1接收该信号并闭合CB1完成故障上游的供电恢复。

馈线各区段的负荷电流(或容量)测量值已经通过周期性的报告上送至SRC1。根据故障发生时刻前的测量值,可估算失电负荷容量SL=FTU3/MMXU.VA。SRC1实时获取SRC2可转供的容量裕度ST=FTU02/ASRC.TsfCapMarg。假设ST>SL,则SRC1制定供电恢复策略:闭合S4。SRC1启动对S4的闭合控制,置FTU4/CSWI.Pos=“TRUE”,确认S4闭合后,分布式FLISR过程完成;若ST

若故障发生在F2处,则无法进行故障上游的供电恢复,FTU01/ASRC.SvcRstoStr不会发送给Prot1/CSWI.Pos。若故障发生在F3处,则无法进行故障下游的供电恢复,SRC1不会闭合S4。

7 结语

本文分析了分布式FA系统的信息交互过程,提出了分布式FLISR功能的逻辑节点。利用扩展的SCL模型来描述配电网拓扑,从而将IEC 61850的语义空间和模型描述规范扩展到配电网和分布式FA功能。提出了分布式FA应用IEC 61850的通信服务映射,以及FA与SA系统交换的配置方法。为实现分布式FA系统的互操作和终端的“即插即用”奠定了基础。

IEC 61850体系庞大、涉及面广,在配电自动化分布式控制中的应用尚处于探索阶段。由于篇幅限制,本文对分布式FA应用IEC 61850所涉及的系统交换问题并没有全面展开,关于终端之间对等通信的信息安全问题还有待进一步的研究。

本文得到南京电力工程设计有限公司科技项目(JE201604)资助，特此致谢！

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。