基于IEC61850的智能变电站可靠性研究.docx
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基于IEC61850的智能变电站可靠性研究
摘要
作为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键,智能化变电站是智能电网屮变换电压、接收和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施,是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点,对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。
由此看出,变电站更高的可靠性是建设坚强智能电网不断追求的重要目标。
首先,本文简要分析了常规变电站的弊端,描述了智能变电站针对这些弊端所具有的优势。
然后介绍了IEC61850的主要内容,详细分析了其核心思想及应用情况。
最后，对智能变电站可靠性进行了分析。
关键词：
IEC61850智能变电站可靠性
目录
摘要4
1绪论7
1.1课题研究背景及意义6
1.2课题研究现状7
1.3本文主要内容9
2IEC61850规约11
2.1IEC61850内容11
2.2IEC61850的结构体系13
2.3国外IEC61850的应用情况16
2.4国内IEC6185O应用情况17
3智能变电站关键技术的可靠性分析21
3.1可靠性的基本概念及指标21
3.2继电保护可靠性分析25
3.3电子式互感器可靠性分析27
3.4网络的安全性及安全性策略28
4结语31
参考文献33
1绪论
1.1课题研究背景及意义
影响电网运行安全的潜在风险和不确定因素随着电网规模的扩大而随之增加。
为了解决经济发展与电力建设、一次能源分布和负荷分布、电网复杂度增加与控制技术、电能质量与用户要求、电力发展与环境恶化等方面日益突出的矛盾，满足用户安全可靠的电力供应，智能电网（SmartGrid）的概念被提出，基于“智能电网”的未来电网发展理念也正被国内外研究机构、学者和电力企业达成共识，这为全世界电力行业在安全可靠、优质高效、绿色环保等方面开辟了新的发展空间。
我国继美国、欧盟之后启动了智能电网的相关研究，2007年华东电网公司率先在国内开展了智能电网的可靠性研究，并设计了2009-2020年“三步走”的行动计划。
业内人士认为，该项目的启动标志着我国开始进入智能电网领域。
在欧美智能电网研究的基础上，2009年5月“特高压输电技术国际会议”在国家电网公在召开了，会上公布了我国对智能电网的定义，即统一坚强智能电网是以坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含覆盖所有电压等级的发、输、变、配、用调度六大环节，实现各类信息流的高度融合，是可靠、高效、经济环保、透明友好、开放互动的现代化电网，由此全面拉开了中国智能电网前期研究序幕。
智能变电站作为智能电网的关键节点兼容虚拟电厂和微网，实现变电站自动化技术、GIS技术和SCADA等工业技术的高度融合，实现与控制中心快速、高性能的通信，控制和建模都是在控制中心授权范围内进行的。
国家电网公司关于智能电网规划报告中提出，智能变电站的发展目标是：
“设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理。
枢纽及中心变电站全面建成或改造成为智能化变电站。
实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。
”所以，智能电网的重要内容之一就是智能变电站的实现，从事变电站自动化研究与开发的主导方向就是与智能变电站相关的研究。
1.2课题研究现状
自从国家政策开始大力扶持城乡电网改造以来,我国的变电站综合自动化建设迅速发展,无人值班变电站的建设如雨后春夢般,变电站综合自动化系统得到了广泛应用,并对社会和经济的发展做出了巨大贡献。
一般将变电站综合自动化系统的发展历程化分为三个阶段:
第一阶段为90年代初开始使用的“集中式”结构的变电站自动化产品;第二阶段为90年代中期的“分层分布式”系统;第三阶段则是现在普遍采用的“分散分布式”自动化系统。
染中式的变电站自动化系统通常由一台前置机负责对各种釆集和控制设备进行数掘交换,并将信息传送给上位机,是较为传统的结构形式。
这种系统的缺点是前置机因过度繁忙,而带来的运行速度慢,可靠性差,并且任何一种采集或控制设备故障将影响整个系统运行,这些问题使集中式结构的扩展应用受到很大限制。
目前,国内的变电站自动化系统普遍采用的是分散分布式综合自动化系统,该系统的结构采用分层分布式,与采用“集中式”结构相比,可以节省大量的二次电缆,同时二次回路负载将进一步减轻,设计、安装简便,控制室面积进一步缩小,从而从整体上降低了变电站的造价。
分散分布式系统是将保护和监控等功能按照电气间隔划分单元,并将硬件装置安装于现场,分布实施,相互之间用串行通信或网络通信组成一个系统,这使设计更为规范,调整扩建也很简单,设备布置整齐,运行维护方便。
由于智能电网是当代电力系统的一个热点话题,智能变电站的发展是智能电网建设的重要标志,因此国内外诸多学者幵始投入大量工作到智能变电站的研究中来。
文献[2]详细地介绍了智能化变电站的主要技术特征,介绍了非常规传感器的稳定性、网络通信的可靠性、IED设备之间的互操作性、数据的同步传输和信息安全性等实现数字化变电站的关键技术,并从经济角度对智能化变电站进行了分析。
文献[3]分别从功能结构和物理结构两方面对智能化变电站的基本网络进行分析,指出可行方案。
文献[4]提出了一种数字化变电站中常规智能电子设备的接入方案,设计了一种IEC61850通信网关,包括配置工具、协议转换器、数据采集过滤器、IEC61850和过程控制对象链接与嵌入（OPC）客户/服务器等软件模块。
文献[5]提出一种基于IEC61850的服务器端模拟系统及实现方法,大大缩短了IEC61850的工程调试周期,促进了IEC61850工程化的实施和推广。
1.3本文主要内容
本文针对基于IEC61850规约的智能变电站的可靠性进行了分析，共分为四章：
第1章为绪论，对课题的研究背景以及国内外研究现状作了介绍；
第2章对IEC61850规约的内容及应用情况做了详细介绍；
第3章对智能变电站的可靠性进行了分析；
第4章为结语对全文进行总结，并对课题今后发展提出了展望。
2IEC61850规约
2.1IEC61850内容
自从1994年,德国国家委员会提出对于通讯协议的设想,制定一个世界范围统一的关于变电站自动化系统结构和数据通信的标准一IEC61850。
该标准不仅吸收了UCA和IEC60870系列标准的很多经验,并且还吸收了多种国际上的先进技术,对控制和保护等自动化产品以及变电站自动化系统（SAS）的设计产生深刻的影响。
IEC61850是变电站通信网络与系统的惟一国际标准,同时也是电力系统中从调度中心到变电站、变电站内配电自动化的无缝通信体系的基础,是变电站信息建模与信息交互的基础。
国内外各大电力公司、研究机构都在积极调整产品研发方向,力图和新的国际标准接轨,以适应未来的发展方向。
IEC61850系列标准共10大类,14个标准，如下表所示：
表2-1IEC61850内容
就标准的概念而言,IEC61850主要围绕以下四个方面展开:
（1）功能建模,Part5从变电站自动化通信系统的通信性能出发,定义了变电站系统的功能検型。
（2）数据建模,Part7-3/4采用面向对象的方法,定义了基于客户机/服务器结构的数据模型。
（3）通信协议,Part7-2和Part8/9定义了数据访问机制和向通信协议栈的映射,如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务映射到制造报文协议MMS;间隔层和过程层之间的网络映射成点对点传输网络或串行单向多点或基于IEEE802.3标准的过程层总线。
（4）变电站自动化系统工程和一致性测试,Part6定义了基于XML的结构化语言,描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。
为了验证互操作性,Part10描述了IEC61850标准的一致性测试。
IEC61850提供了13组约90种兼容逻辑节点类、450多种数据类,几乎涵盖了变电站现在所有的功能和数据对象,提供了扩展新的逻辑节点的方法,并规定了数据对象代码的组成方法,另外还定义了面向对象的服务。
将这三部分有机地结合在一起,解决了面向对象自我描述等问题。
釆用面向对象自我描述的方法,可以满足不同用户和制造商相互间传输不同信息对象和应用功能发展的要求,是保证实现功能设备间互操作性的必要前提。
2.2IEC61850的结构体系
从物理上来说,智能化变电站自动化系统可分为智能化的一次设备和网络化的二次设备两类;从逻辑上来说,变电站通信体系IEC61850将变电站通信体系分为3层:
变电站层、间隔层和过程层。
在标准中,过程层与间隔层之间基于交换式以太网的数字通信方式被称为过程总线通信,采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范、传输控制协议/国际协议以太网或光纤网。
变电站层与间隔层之间串行通信方式称为站级总线通信,采用单点向多点的单向传输以太网。
图2-1为变电站自动化系统的接口模型,是1EC61850标准系列的基础。
在一个变电站自动化设备中,接口并非必须全部出现,可以根据功能需求和成本约束来灵活地选择配置方案。
图2-1OSI参考型分层示意图
图2-1中各接口的意义如下：
接口1:
间隔层与变电站层之间的数据交换;
接口2:
间隔层与远方保护间的保护数据交换（超出标准范围）;
接口3:
间隔内的数据交换（保护与控制之间）;
接口4:
间隔层与过程层之间的CT和PT瞬时数据交换;
接口5:
间隔层与过程层之间的控制数据交换;
接口6:
间隔层与变电站层之间的控制数据交换;
接口7:
变电站层与远方工程师工作站之间的数据交换;
接口8:
间隔层之间直接交换数据（特别是快速功能如互锁的直接数据交换）;
接口9:
变电站层之间的数据交换;
接口10:
变电站层和远方控制中心之间控制数据交换（超出标准范围）。
在传统的变电站自动化系统中存在着很多不足,主要表现在二次设备之间的互操作性不够、对象建模的差异使信息难以共享、新技术应用的兼容性问题1以及二次电缆对系统可靠性的影响等。
然而与传统的通信协议相比,在技术上
IEC61850具有如下优点:
（1）使用面向对象数据的统一建模;
（2）具有分布、分层的结构体系;
（3）使用抽象通信服务接口与特定通讯服务映射技术;
（4）使用制造报文规范技术;
（5）面向实时的服务与互操作性;
（6）面向未来的、开放的体系结构,对未来的新技术具有更高的适应性;
（7）配置语言,提供了面向对象的自我描述。
国外许多大公司如ABB、Siemens、AREVA纷纷推出支持IEC61850标准的新一代变电站自动化系统。
国家电力调度通信中心也积极地组织国内从事变电站自动化的科研单位、生产厂家、检测机构等,开展IEC61850互操作试验工作,检验并促进了国内IEC61850系列产品开发和应用的兼容性,推动了IEC61850在中国的推广。
2.3国外IEC61850的应用情况
国外很多国家针对IEC61850标准的研究是比较早的,并且有很多示范性的工程己经开始实施,据介绍,ABB和Siemens等公司在IEC61850标准陆续公布之前就进行了一系列成功的互操作实验,并相继推出了符合此标准的产品。
2001年1月,ABB、Siemens和OMECRON在美国UCA用户协会进行的跳闹命令的网络传输测试实验,实验结果证明了通用对象的变电站事件（GOOSE）在网络上适合传输断路器跳闹命令,并验证了使用变电站配置语言（SCL）配置来自不同厂商设备的GOOSE的能力。
2002年1月,由ABB和Siemens参加釆样值的网络传输测试,并宣布共同支持IEC61850-9。
2002年9月,ABB、Siemens和OMECRON在美国UtilityInitiative会议上共同合作并证实了采样值和跳闹命令经同一网络传输的可行性。
可以预见,该标准必将成为下一代智能化变电站通信的主流。
2004年11月,西门子输配电集团在瑞士承建了世界上第一个基于IEC61850通信协议的变电站自动化系统,在间隔控制单元中使用了内置式可以自动进行路由切换的光以太环网交换机。
到目前为止,西门子在全球已经完成了运用同样规约的工程100多项;ABB公司也在全球完成几十项基于IEC61850标准的变电站自动化系统工程。
2.4国内IEC6185O应用情况
国内对IEC61850的研究和应用工作已陆续开展,并己取得阶段性成果。
几家大的公司如南锐继保、北京四方、国电南自等都有相应的产品问世。
国内对于IEC61850标准的研究较晚,2005年至2006年之间,中国国网调度中心以国内厂家为主,组织国内外主要厂家进行了6次IEC61850互操作试验,其中第6次试验含ABB、SIEMENS、AREVA等国际公司产品,对于国内电力系统和设备生产厂家进行IEC61850研究和提高相关产品、系统开发水平起到了巨大的推动作用,加快了国内厂家的IEC61850技术和产品的研发幵发进程。
文献[2]是国内较早研究基于IEC61850对IED进行信息分层设计以及软硬件探讨的综述性文献。
文献[3]研究了变电站电能量采集终端的实现,利用了IEC61850的扩展原则,建立了新的逻辑节点,但并未解决电能量采集数据流量较大的问题。
文献[4]主要是对调度中心的IED进行基于IEC61850的改造,未对信息模型进行具体分析,仅提出了基于动态链接库方案实现故障信息管理系统的IEC61850模块的方法。
文献[5]探讨了使用IEC61850对现有继电保护故障处理子站系统进行改造时如何与现有通信协议兼容的问题。
文献[6]提出了一种分布式母线保护方案,针对过程层和间隔层的以太网络,分析了分布式保护的采样值和通用变电站事件传输实现方案,但对于具体的实施并未做详细研究。
文献[7]以电容器保护为例将实际功能映射成各逻辑节点,设计的基于IEC61850的IED硬件平台对数字化IED的实现有实际参考价值。
国内的IEC61850实际工程应用的开展情况有:
2006年3月27日,国内首个满足IEC61850标准的变电站一西安110KV少陵变电站顺利投产,标志着我国在IEC61850相关技术领域上迈出了实质性的一步。
华北电网的220kV郭家屯变电站釆用了电子式互感器,开关釆用就地布置智能操作箱,实现开关的智能化,保护之间的联系,保护与开关之间的联系,保护与站级监控的联系,测控装置之间的联闭锁都采用基IEC61850的网络。
南网500kV桂林变电站、湖北500kV武东变电站、陕西330kV曼刘变电站、河北220kV曹妃甸变电站等是典型的变电站层和间隔层2层的IEC61850变电站,仅间隔层至变电站层信息的传送和间隔层测控装置联闭锁采用了基于IEC61850的网络,其余保护和开关、互感器间的联系,保护之间的联系,测控和开关、互感器间的联系都采用常规的硬节点。
虽然我国的研究人员在IEC61850标准应用上已经取得巨大突破,但是和国外的研究成果相比,尤其在过程层数据共享和具有新过程接口设备的接入上还存在很大的差距。
并且国内各大自动化厂家普遍没有现场的实际运行经验,即使己经通过了国内厂家之间甚至与国外同行之间的互操作试验,在IEC61850标准的实用化方面仍然有很长的路要走。
3智能变电站关键技术的可靠性分析
3.1可靠性的基本概念及指标
可靠性定义为元件、设备和系统在规定的时间内和预定的条件下完成规定功能的概率。
使得通常使用的模糊不清的可靠性概念,有了一个可以测量及计算的定量尺度。
可靠性贯穿于自动化系统的整个开发和运行过程中,包括结构设计、制造、工厂验收（FAT）、现场验收（SAT）、运行和管理等各个环节。
从可靠性观点来看,电力系统中使用的设备（元件）可分为两类:
可修复元件和不可修复元件。
按规范规定的要求完成规定功能的状态称为正常状态（normalstate）。
把不可修复兀件终止执行规定的功能称为失效（invalidation）。
把可修复元件终止执行规定的功能称为故障（failure）。
一般组成变电站自动化系统的元件都属于可修复元件。
所以该系统属于可修复系统。
对于设备的可靠性分析,通常应用如下指标:
（1）可靠度（Reliability）元件或可靠度是指元件在起始时刻正常运行条件下,在时间区间内,不发生故障的概率,对可修复元件主要集中在起始时刻到首次故障的时间。
（2）可用率：
元件在起始时刻正常工作的条件下,在时刻正常工作的概率,用万分率表示。
（3）故障率：
元件从起始时刻直至时刻t的完好条件下,在时刻t以后单位时间内发生故障的概率,平均故障率为：
（4）平均无故障工作时间（MeanTimetoFailure,MTTF）。
MTTF表示元件寿命的数学期望值。
当故障率为常数人时,可导出MTTF=1A。
当考虑修复效果后,MTTF可用故障间的平均时间（MeanTimeBetweenFailure,MTBF）表示。
元件由停运状态转向运行状态,主要靠修理,表示修理能力的指标是修复率。
修复率表示在现有检修能力和维修组织安排条件下,平均单位时间内能修复设备的台数。
在设备正常寿命周期内,可通过对同类型设备长期运行的观察、记录,运用数理统计的方法得到。
（6）平均修复时间（MeanTimetoRepair,MTTR）.
从元件故障开始到完成首次修复所需的时间称为修复时间。
为设备每次连续检修所用时间的平均值,是元件连续停运时间随机变量的数学期望。
根据我国实行的状态检修与预防性试验制度,智能变电站在检测维修的过程中可以排除设备的缺陷,因为该站为新建变电站,所以暂时不会面临因设备老化而更换的情况。
因此变电站的设备事故属于偶然性事故,事故的发生概率服从泊松分布。
变电站设备失效率需要通过设备事故统计才能获得。
变电站的一次设备包括主变压器、隔离开关、负荷开关、接地开关、断路器、避雷器、互感器、电容器、高压电抗器与阻波器、变电站母线支柱绝缘子等。
新建变电站的一次设备的年事故率多由以往的统计数据获得。
由110KV及以上变电站一次设备年事故率统计数据可见,目前使用的一次电力设备的可靠性可以满足99.5%供电可靠性要求。
表3-1110KV变电站一次设备年事故率统计
因为在智能变电站中加入了智能的二次设备,从而使得变电站的设备的年事故率大大低于同等设计的常规变电站。
表3-2列出了智能变电站主要通信设施的年故障率等具体统计值。
表中:
TS为同步时钟;MU为合并单元;RPIT为远方智能I/O;SW为交换机;EM为网络介质（如光纤）;BCU为间隔控制单元;BPU为间隔保护单元;BU为间隔单元;RTU为远方终端单元。
表3-2智能变电站元件可靠性参数
智能化变电站通信网络有光纤等各种连接手段和物理部件组成。
其主要设备包括以下几个部分:
（1）集线器
一种简单的多端口装置,在某一端口收到信息后向所有其他端口广播,OSI网络模型的物理层不用任何数据确定传输路由,以太网Hub的平均故障间隔时间MTBF—般为118.9年。
（2）交换机
智能多路交换机装置,监视端口的数据,判断其属性;OSI网络模型的数据层;如果数据包补完整或不能解释,交换机就忽略并不再广播,如果数据完整,交换机就根据数据包的地址信息广播到另一个端口,智能多路交换机装置的MTBF—般为11.5年。
（3）路由器
智能多路交换机装置,负责连接两个网络,OSI网络模型的网络设备,路由器可以设置成忽略内断网的网络通信情况,将互联网络通信到目的地址,以太网的路由器MTBF—般为9.5年。
（4）以太网接口
IED设备有以太网接口,通过以太网接口将IED设备连结到以太网,IED设备要用接口堆桟以应对信息处理时间,为满足高速以太网应用要求,一般IED设备都具备很强的信息处理能力。
以太网接口MTBF—般为19.2年。
（5）服务器
接受所有IED设备的信息,并建立变电站的数据库,通常就地人机接口的图库来自服务器,服务器属于OSI网络模型的应用层,如果服务器使用工业用PC,其MTBF—般为14.3年。
3.2继电保护可靠性分析
分析研究该方案继电保护的可靠性从两个大方面考虑,一个是设备的可靠程度,另一个是系统的可靠程度。
该智能变电站采用数字继电保护装置,在制定可靠性指标时考虑了以下的一些特点:
保护装置的误动失效和拒动失效。
继电保护装置的失效可造成极为严重的社会影响和巨大的经济损失,因此对这两项指标的分析是至关重要的。
分析该设计中与继电保护装置可靠性密切相关的模块:
（1）电源供应模块;
（2）中央处理模块;（3）数字量输入模块;（4）模拟量输入模块;（5）数字量输出模块。
另外还要考虑二次回路的可靠性,由二次回路绝缘老化、裸露导致接地等原因造成的故障在继电保护系统故障中占有一定比例。
以及继电保护辅助装置的可靠性,这些辅助装置包括交流电压切换箱、三相操作继电器箱及分相操作继电器箱等,它们对于继保可靠性的提高起着极为重要的作用。
现主要针对该设计的继电保护系统的可靠性进行分析:
变电站中通信装置、通道及接口对于继保系统的可靠性有很大的影响。
该设计考虑了经济性并在结合本站为负荷站的前提下,没有采用太过复杂的保护方案,方案精简且有助于检测与维护。
对应的SV、GOOSE、MMS网络接口釆用了相互独立的数据接口控制器,具有先进、优化的自动控制、算法和技术,系统的存储力增强,能够更好地实现故障分量保护;网络接口便于扩展,系统的在线升级能力得到较好改善;使继电保护系统的可靠性具有很强的优势。
断路器是电力网络的重要元件,其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性,还关系到电力系统主接线的可靠性。
智能断路器可独立采集运行数据,精确地检测设备缺陷和故障,并可以在缺陷变为故障前发出报警信号,大大降低故障的发生率。
建议在断路器选型时,从设备容量,短路通断能力和短时耐受能力,分段能力的精确性等多方面出发,选择各项指标优越的智能断路器。
从而使智能变电站的可靠性从整体上得到提升。
3.3电子式互感器可靠性分析
电子式互感器由多个电子元器件组成,在智能变电站中起着举足轻重的作用,因此互感器可靠性的高低会直接影响到变电站总体的可靠性。
正常情况下电子互感器的设计寿命和变压器同样为20~25年。
但是电子互感器结构简单,运行中热应力不如变压器严重,如果没有发生制造工艺不良及运行与维护不当的情况,从材料可靠性寿命来说,应当超过25年。
由于工况的改善,虽然电子式互感器的可靠性与传统的互感器并无实质区别,但是可靠性要高于常规互感器。
本设计釆用了多种类型的电子式互感器,无论是电磁式互感器,还是电阻式或电容式互感器,其可靠性指标MTBF均可达到1x10、以上。
设计中电子式互感器的传输系统采用光纤,光纤的寿命一般为20年,对互感器的失效率影响不大,由此可知采用电子式互感器应用于智能变电站的建设,能够很大的提高智能变电站的总体可靠性。
3.4网络的安全性及安全性策略
网络的可靠性表示网络连续无故障工作的能力。
对于网络可靠性的分析,主要从网络设备、链路、网络拓扑结构等方面入手。
网络设备方面,除了分析设备的可靠性,还要考虑网络是否具有冗余功能,该方式可以使整个网络的可靠性大大提高。
当一台设备因故障退出时,网络的其他设备能够对该设备的功能进行互补,如此可以避免若某一台设备故障而带来整个网络瘫瘦的情况发生。
对链路层的可靠性的分析,主要看其能否向网络提供可靠的数据传送。
将物理层提供的可能出错的物理连接改造成为逻辑上无差错的数据链路,使之对网络层表现为无差错的线路,用户不必为此担心信息丢失,信息传送过程中出错等情况出现。
网络拓扑结构对于确保网络可靠性有很重要
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