基于IEC 61850标准的变电站通信架构可靠性分析

李路遥 黄 力

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1 分析背景

变电站是整个电力系统的重要组成部分,能够借助变压器改变电压等级,连接不同电压等级电网,为电网的安全稳定运行提供重要保障。变电站一次设备通常包括电流互感器、电压互感器、电缆、线路、母线、电抗器、电容器、断路器等,通过变电站自动化系统对这些一次设备进行保护、监视、控制。变电站自动化系统的内部通信网络协议及变电站在广域网中向外界提供的接口是由国际电工委员会在2004年发布的IEC 61850标准来定义的。IEC 61850标准的发布及其应用的普及大大提高了变电站自动化系统的技术水平和安全稳定运行水平,节约了开发验收维护的人力物力,实现了完全互操作性,并迅速拉动了智能电网的建设步伐。

IEC 61850标准使用以太网作为物理和数据链路层,而不是传统变电站使用的设备之间的专用点对点连接[1-2]。变电站一次设备是输电、配电系统及整个电网正常运行的关键基础设施,因此,变电站自动化系统应非常可靠,并在投入使用前进行可靠性分析。

变电站自动化系统的成功与否取决于通信系统的有效设计,确保底层以太网能够在所需的时间段内传输消息。在对基于IEC 61850标准的变电站通信架构进行可靠性分析时,必须搭建具有全功能的数据仿真库。在国内外研究中,仿真器的使用已经相当普遍,但是大多数都存在功能不全、设置太少等缺点。

肖子健[3]采用开源的OPNET仿真器对D2-1型智能变电站架构进行仿真,利用时延测量分析通信性能。刘俊培等[4]总结基于IEC 61850标准的智能电子设备模型构建过程和步骤,为智能变电站中智能组件模型的建立打下基础。当然,文献中提出的大多数工具和方法都是基于模拟变电站设备及其运行状态,仿真结果并未与实际情况相结合。

为了克服以上缺点,提高结果的准确性,从而更准确地预测系统性能,笔者提出基于IEC 61850标准的数字变电站配置,具体配置包括真实元件参数和模拟元件参数,进而进行变电站通信架构可靠性分析。

2 IEC 61850标准

IEC 61850标准是电力系统自动化领域的全球通用标准,实现了智能变电站的工程运作标准化,使智能变电站的工程实施更规范、统一、透明[5]。

IEC 61850标准是变电站内通信网络和系统的标准,对各个厂家智能电子设备之间的通信进行分类和分析,要求具有互操作性,使用通用的工程模型、数据格式、通信协议进行数据通信[6]。

IEC 61850标准将变电站的通信体系分为三个层次,即站控层、间隔层、过程层。IEC 61850标准定义了变电站的抽象对象模型及在网络上访问这些对象的方法。其中,IEC 61850-7-3、IEC 61850-7-4定义了各种数据对象类和逻辑节点类,IEC 61850-7-2定义了使用这些逻辑节点配置更高级功能的方法。物理设备可以由多个逻辑设备组成,抽象对象模型就是根据智能电子设备中逻辑节点的功能来表示变电站自动化系统的功能。变电站内各智能电子设备都通过局域网连接在一起,他们之间的通信模式都是采用与网络独立的抽象通信服务接口[7]。

IEC 61850标准一个很重要的作用就是具有互操作性,使不同厂商的智能电子设备可以合并成一个变电站自动化系统。通常,智能电子设备最初是在工程阶段配置的。因此,不同厂商使用的工程和系统架构配置工具需要能够交换有关智能电子设备的信息。为实现这一功能,IEC 61850标准提供了全面的基于可扩展标记语言的变电站配置描述语言,用于指定包括一次设备、智能电子设备、通信链路在内的完整的系统架构。用变电站配置描述语言描述的智能电子设备能力描述文件用于规定电力设备的应用功能,如保护功能等。用变电站配置描述语言描述的变电站配置描述文件则用于描述主要对象、每个智能电子设备中实现的功能和变电站的通信链路[8]。由此,变电站配置描述文件内容包括变电站命名和拓扑描述、智能电子设备配置描述、开关站元件、智能电子设备功能之间的关系,以及通信网络描述。

来自不同供应商用于间隔控制和后备保护的两个独立智能电子设备如图1所示。两个智能电子设备都包括用于应用功能过时限保护和开关控制、开关设备对象断路器和电流互感器的逻辑节点。两个智能电子设备共存于变电站的单个间隔中。如果想进一步利用IEC 61850标准的优势,可以集成为单个智能电子设备,实现两个独立功能,如图2所示。集成智能电子设备包括两个应用功能的集成,并且对数据模型和逻辑通信链路没有影响。站控总线层只有一个物理连接,断路器逻辑节点对断路器的内部表示在集成之后仅存在一次。由以上分析可见,IEC 61850标准支持功能集成,并且不影响系统操作。

图1 两个独立智能电子设备

图2 集成单个智能电子设备

综合可知,IEC 61850标准具有四方面特点[9]。

(1) 定义变电站的信息分层结构。将变电站的通信体系分为三个层次,即站控层、间隔层、过程层,并且定义层和层之间的通信接口。

(2) 采用面向对象的数据建模技术,定义基于客户机/服务器结构的数据模型。

(3) 数据自描述。采用设备名、逻辑节点名、实例编号、数据类名建立对象的命名规则,采用面向对象的方法定义对象之间的通信服务。

(4) 网络独立性。总结变电站内信息传输所必需的通信服务,设计独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口。

3 变电站通信架构

为了验证变电站自动化系统通信架构的性能,在实验室中建立试验装置。基础设施使用变电站内部设备和工具集构建,数字变电站环境使用网络交换机相互连接的真实和模拟智能电子设备构建,得到典型变电站通信架构。

通过使用具有预期功能的相同数量的智能电子设备进行复制,各种智能电子设备之间的数据通信能够与变电站网络中的实际流量相匹配。内部开发的工具集用于测量完全运行场景中任何时间点的带宽利用率和消息传输时间。对测量得到的参数进行分析,以评估通信架构的性能,从而评估变电站自动化系统。试验装置如图3所示。

图3 试验装置

试验装置包括五部分。

(1) 两台实际智能电子设备。

(2) 安装有包含模拟智能电子设备配置文件的软件库的计算机,可以生成具有唯一网际协议地址的任意数量模拟智能电子设备,以便可以同时成为变电站网络的一部分。

(3) 变电站配置管理器工具。用于变电站智能电子设备的初始设置和工程运行。

(4) 带宽测量工具。使用内部开发的软件工具,用于测量任何时间点的带宽利用率。

(5) 消息传输时间测量工具。使用内部开发的基于JAVA语言的工具,用于测量两个通信设备之间端到端的延时。

所有试验设备和工具集都使用网络交换机相互连接。

4 可靠性分析

在进行通信架构性能仿真试验之前,过程层的采样频率和整个网络所使用的网络带宽需要通过前期仿真与分析来提前确定。这是因为过程层的采样频率占整个网络数据流的比重较大,频率的大小直接决定了数据流的体量,网络带宽则决定了网络的承载能力,这两者不进行很好的平衡和选择,将直接影响后续试验的严谨性。

采用变电站的初始通信架构作为基础模型,即只包括两个实际智能电子设备和两个模拟智能电子设备。所有设备通过以太网交换机连接在星型拓扑结构的1 Mibit/s网络上,所有智能电子设备都按照预定的运行时的功能进行配置。采用IEC 61850标准推荐的4 kHz采样频率和1 Mibit/s充裕带宽进行试验。

依据所搭建的通信架构试验装置,使用不同数量的智能电子设备进行对比仿真试验,采用实时性作为考量标准,筛选出性能最优的拓扑结构。鉴于要考察的是网络的延时情况,因此实时性是衡量网络好坏的重要指标,也是确定网络是否可靠的重要标准[10]。

实际的智能电子设备1从外部世界接收二进制输入,当接收到二进制输入时,智能电子设备1将面向通用对象的变电站事件指令触发到实际智能电子设备2,同时向模拟智能电子设备发送相同的指令。通过功能齐全的试验测量工具来获得网络上一条信息的带宽利用和传输时间,性能分析结果如图4所示。由图4可见,带宽利用约为115 kibit/s,传输时间为0.5 ms,通信网络延时为1 ms。根据以上数据,可以得出通信性能十分优异的结论。

图4 性能分析结果

重复上述试验,增加变电站网络中智能电子设备的数量,分别达到6个智能电子设备(2个实际智能电子设备、4个模拟智能电子设备)、8个智能电子设备(2个实际智能电子设备、6个模拟智能电子设备)、12个智能电子设备(2个实际智能电子设备、10个模拟智能电子设备)。四种变电站配置通信架构性能对比见表1。

表1 变电站通信架构性能对比

通过试验分析可以得出,随着模拟智能电子设备数量的增加,系统通信架构的带宽利用率和网络延时都会增大。当带宽利用率和网络延时大于系统的限制时,就可能会导致整个网络堵塞,系统的可靠性随之降低。

试验装置能够测试变电站中智能电子设备是否发生故障。当变电站智能电子设备故障时,将故障智能电子设备从实际变电站现场移除,安装到试验装置中,测试故障类型及故障程度。通过测试得到的故障结果来进行相应检修,然后再将修复后的智能电子设备安装在实际变电站中,由此大大降低变电站安全运行风险。同样,试验装置的变电站测试环境也可以用于智能电子设备的日常定期维护。

5 结束语

变电站自动化系统的安全高效需要变电站通信架构的可靠性来保障。笔者对基于IEC 61850标准的变电站通信架构进行可靠性分析,在变电站通信架构的不同层次上,基于实际智能电子设备和模拟智能电子设备,对带宽利用率和传输时间等进行测量,对变电站通信架构的可靠性进行评估,进而为变电站通信架构的设计提供参考。