智能电网IEC61850..doc

智能电网IEC61850标准 智能电网是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。智能变电站是智能电网的物理基础，也是智能电网建设中变电站的必然发展趋势。智能变电站是通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，以智能一次设备和统一信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策等功能，对智能电网安全状态评估/预警/控制、优化系统运行、可再生能源即插即退、与调度中心/电源/负荷及相关变电站协同互动等提供支撑的变电站。 本章介绍了基于IEC61850标准的数字化变电站，建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备和二次设备的数字化通信，以全站为对象统一配置保护和自动化功能。 1 IEC61850标准基本情况 1.1 IEC61850提出背景 变电站自动化系统(Substation Automation Sysetm，SAS)在我国应用发展十多年来，为保障电网安全经济运行发挥了重要作用。但目前也多少存在着二次接线复杂，自动化功能独立、堆砌，缺少集成应用和协同操作，数据缺乏有效利用等问题。这些问题大多是由于变电站整体数字化、信息化水平不高，缺乏能够完备实现信息标准化和设备之间互操作的变电站通信标准造成的。 电网的不断发展和电力市场化改革的深入对电网安全经济运行和供电质量的要求不断提高，变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，数字化、信息化以及信息模型化的要求越来越迫切，数字化变电站成为SAS的发展方向。 据统计，全世界共有50多种变电站通信规约。如此多种规约不仅给用户带来不便，也增加了厂家自身的负担。很多厂家为了适应更多的用户往往在其产品中集成了几种规约。现行的各种规约都有各自的特点，很难以某一种规约成为大家公认的标准。 变电站自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的职能设备（简称IED），甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不同，因而需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联，对自动化系统的无缝集成和互操作造成一定的困难，这在很大程度上消弱了变电站实现自动化的优点和意义。因此，变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性的开放式系统连接。 为适应变电站自动化技术的迅速发展，1995年国际电工委员会第57技术委员会(IECTC57)专门成立了3个工作组WG10111/12，负责制定IEC61850标准。工作组成员分别来自欧洲、北美和亚洲国家，他们有电力调度、继电保护、电厂、操作运行及电力企业的技术背景，其中有些成员参加过北美及欧洲标准的制定工作。3个工作组有明确的分工：第10工作组负责变电站数据通信协议的整体描述和总体功能要求；第11工作组负责站级数据通信总线的定义；第12工作组负责过程级数据通信协议的定义。这3个工作组在工作过程中参考和吸收了已有的许多相关标准，其中主要有： A)IEC6O870-5-101远动通信协议标准； B)IEC60870-5-103继电保护信息接口标准； C)UCA2.0(Utilify Communications Arehiteeture2.0)，由美国电科院制定的变电站和馈线设备通信协议体系； D）ISO/IEC9506制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification). 1999年3月，3个工作组提出了IEC61850委员会草案版本。IEC61850标准共分为10个部分。2002年一2005年间，IEC陆续正式颁布了IEC61850标准第一版的10个部分。我们国家也从2002年开始对IEC61850系列标准进行转换，目前己经基本制定了相应的行业标准。 IEC 61850 系列标准自 2004 年全部发布后，IECTC57 技术委员会的 3 个工作组 WG10、WG11、WG12 合并，由 WG10 继续负责 IEC 61850 标准的修订、维护等相关工作。目前正在制订的 IEC 61850第 2 版(简称 IEC61850 Ed2)已经将其应用领域扩展到变电站之外，包括变电站之间、变电站与控制中心之间、清洁能源等领域的信息建模和通信映射，从而涵盖了电力公用事业自动化的各个方面。 IEC61850标准的目的既不是对在变电站运行的功能进行标准化，也不是对变电站自动化系统的映射分配进行标准化，而是尽最大可能地去使用现有的标准和被广泛接受的通信原理，通过对变电站运行功能进行识别和描述，分析运行功能对通信协议要求的影响(被交换的数据总量、交换时间约束等)，将应