IEC61850在含微电网的配电网中的应用探讨

金 明 袁新喜

（1.安徽水利水电职业技术学院机电系，合肥 231603；2.合肥工业大学电气工程学院，合肥 230009）

智能电网概念的提出，开启了电力系统的又一次重大革新，成为未来电网发展的趋势.智能电网的功能特征之一是支持分布式电源（Distribute Energy Resource DER）的大量接入［1］，为了减小DER 对配电网的影响，DER 是以微电网的方式接入到大电网中.

IEC61850的主要目的是实现同一级电力系统的电气设备实现互操作性.目前，基于IEC61850 的研究和应用主要集中在变电站，SAS（变电站自动化系统）是IEC61850最主要的应用体现.目前，越来越多的数字化变电站在国内外实现了设备运行，文献［2］介绍了国内首座220kV 数字化变电站——杜尔伯特变电站，阐述了数字化变电站的实施方案.文献［3］介绍了IEC61850 标准下采样值传输的应用.当然，随着IEC61850 在电力系统的应用越来越广泛，IEC61850标准也在不断完整，应用范围也不断得到拓展.文献［4－5］介绍了加泰罗尼亚能源研究所的低压微电网连接到电网的测试平台，该平台微电网是基于IEC61850的通信.

本文通过对含多微电网的配电自动化的研究以及IEC61850通信标准在数字化变电站中的应用，对IEC61850在含有多微电网的配电自动化系统中的应用进行了探讨.

1 智能配电网与智能微电网

1.1 智能配电网系统

智能配电网（Smart Distribution Grid）是智能电网（Smart Grid）中重要的一环.与传统的配电网相比，具有以下优点：1）自愈能力强；2）具有更高的安全性；3）可支持更高的电能质量；4）可实现DER 的大量接入；5）支持与用户互动等.

智能配电网与传统的配电网相比，之所以具有这么多高性能的优点，主要得益于它采用了众多的高新技术及高新设备.比如大量使用了现代电力电子技术，采用了先进的网络通信技术，更新的网络通信标准（如IEC61850），现代化的高级传感器和测控设备（光PT、光CT，智能短路器）［2］.

因此智能配电网能可靠高效地实现分布式电源的有效接入，并可以为再生能源发电和储能装置能够安全并网运行提供有效保证.智能配电网有效地增强电力用户和供电企业之间的互动，提高配电网的运行效率［1］.下面是含有多微电网的配电网系统图.

图1 含多微网的配电网图

图1是含多微电网“手拉手供电”的配电网.CB1和CB2 是变电站出口智能断路器，S2／S4／S5／S7 是线路上的负荷智能隔离开关，S1／S3／S6／S8是微电网接入配电网的负荷智能隔离开关，St是联络智能隔离开关.MGCC是微电网中的中央控制器.FTU 是馈线终端单元.

1.2 智能微电网

在智能配电网中包含大量的，灵活的分布式能源（DER），其主要的种类有小水电、风能发电、光伏电源、燃料电池和储能装置等.如何将这些大量分布式电源可靠有效地组织起来，形成一个微型网络为本地负荷供电，或者并网运行，为电力配电网提供后备能源，是智能配电网的关键问题.

智能微电网就是由此诞生的，它是微电网实现智能化.要实现微电网智能化，需要采用先进的通信标准（IEC61850）、智能化的一次设备（智能断路器，智能开关，电子式互感器）与高效的储能技术（超级电容、钒电池储能）；并通过智能化的调度决策软件，实现微电网内部的发电单元、储能单元及负荷单元信息交互以及微电网与外部电网的信息交互［6］.微电网信息交互如图2所示.

图2 智能微电网信息交互图

表1 图2中信息类型说明

2 IEC61850应用于含多微电网的智能配电网

2.1 IEC61850在数字化变电站中的应用

IEC61850在变电站自动化系统应用中，从逻辑功能上将变电站系统分为3层：站控层（也可称为变电站层）、间隔层和过程层.

站控层的主要功能是通过高速通信网络，将实时数据信息送往调度中心，并接收控制命令转发给间隔层和过程层执行，站内监控及人机交互等；间隔层设备的主要功能是实施保护控制，操作闭锁，数据采集及承上启下的通信等.过程层的功能有：电力运行实时的电气量监测，运行设备的状态参数检测等［7］.

站控层内部以及间隔层与站控层之间通信通过映射到制造报文规范（MMS）完成之间的信息交互，间隔层内部以及间隔层与过程层之间通信通过映射到GOOSE 实现数据通信.间隔层、过程层的原始数据采用值映射到SMV 以实现采样值信息传送.

2.2 IEC61850在含多微网的智能配电网的应用

1）含多微电网的配电网分层结构

IEC61850标准主要是应用在变电站自动化系统，基于IEC61850标准的数字化变电站可分为站控层（变电站层）、间隔层和过程层.但是IEC61850 标准不是仅限于在变电站系统应用，标准的设计者在制定标准时，就考虑到将来IEC61850 应用扩展，所以IEC61850标准采用面向对象技术，将具体的功能、设备、器件抽象化，模块化；抽象的数据模型，服务接口和具体的通信协议相隔离，使IEC61850具有很强的扩展性.随着IEC61850 标准在实际的大规模应用，IEC61850 在更多新电力领域得到应用，如IEC61850－7－410 中确定的水电站监控模型、IEC61850－7－420中确定的分布式能源模型（太阳能发电模型等DER）.IEC61850 的标准正不断地更新和增加，不断增加新的逻辑节点、新的数据类型，IEC61850也变得越来越完善.含多微电网的配电网即是IEC61850的一个扩展应用（IEC61850－7－420）.对比于变电站系统，含多微电网的配电网亦可分为4层，即主站层、馈线层（配电子站）、终端层（FTU、DTU、TTU、MGCC等）和过程层（开关、PT、CT）［8］.

以IEC61850的分层结构来看，含多微电网的配电网分层结构中主站层与配电子站之间的通信类似于IEC61850协议中变电站系统里站控层与间隔层之间的通信，它们之间通信方式采用的是MMS 报文.而多微电网的配电网分层结构馈线层、终端层与过程层之间的通信方式主要采用的是GOOSE 报文.从此处可以看出IEC61850 的结构系统具有非常好的灵活性和扩展性.当初的规约制定仅仅是为了满足智能电网中数字化变电站各种设备的互操作来提出的.随着此标准在电网中的大量运用，愈来愈多的电网模型单元采用此标准来实现智能化与分布式功能.

主站层位于控制中心，是智能配电网的核心.馈线层位于变电站，负责连接整个馈线的馈线自动化终端（如FTU）.终端层是位于具体线路上的智能设备，包括柱上的开关FTU、环网柜FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所监控终端DTU、连接微电网的开关FTU、微电网中央控制器MGCC 等.过程层主要是具体的一次设备，包括断路器、隔离开关、TA、TV 等.

本文所述的智能配电网采用的是IEC61850 通信标准.在图1的配电系统中，传统的101与103规约支持现场终端装置（FTU）主动上报变位的信息，但不能用于点对多点通信，因此FTU 只能点对点地传送采集到的运行及故障数据并接受远方遥控命令.

IEC61850通信标准应用于含多微电网的配电网中，其配电子站和主站通信一般采用以制造报文规范（MMS）为核心的客户／服务器（C／S）通信方式，配电子站与终端层的通信一般采用通用面向对象的变电站事件（GOOSE）报文通信.

多位电网的配电网中，主站主要负责对配电子站传来的信息进行处理和判断，然后针对不同的情况发送不同的指令使终端层（如TTU、FTU），过程层（开关、PT、CT）设备进行保护动作或者控制动作，保证整个系统正常运行.

但是，为了使含多微电网的配电系统实现分布式功能，其关键是需要在配电子站、终端层和过程层之间实现GOOSE 报文通信.通过GOOSE 的发布／订阅模式，使只有参与了订阅的IED，才能获得被订阅的IED 所发布的GOOSE 报文.若IED 的状态没有变化，GOOSE报文是以心跳报文方式发布，订阅过的IED 能接收到报文.当IED 状态改变时候，GOOSE报文在很短时间内多次快速地发送，所有订阅过的IED 都能准确可靠、快速地接收到状态变化的报文，进而实现设备间的互操作.正是基于此订阅／发布模式，配电子站中的终端层和过程层设备可以不用等待主站下发命令，而直接根据配电子站系统以及设备的当时状态，快速地进行动作.实现了设备动作的快速性和分布性.同时，可以大大减轻主站控制系统的压力.

随着嵌入式技术的发展，大量的智能断路器以及IEC61850通信标准应用于智能配电网中，使得故障处理时间更短，故障停电范围更小.图1中的配电网在正常运行时，微电网并网运行，联络开关St断开.当A 点发生永久性故障时，智能断路器S2、S3和智能断路器CB1将检测到故障电流，GOOSE 以多播的方式快速发送状态变位的报文，参与订阅的智能断路器接收到变位的报文.智能断路器S4没有检测到故障电流，并发送正常的心跳报文.则智能断路器S2、S3、S4断开.当S2 拒动时，S2以心跳报文的方式发送故障时的信息，S3、S4则发送断开后的报文，此时CB1断开，S1也断开.

当S3检测到故障电流时，MGCC 向微电网内部发送协调信号.微电网内部的微源控制器（MC）、负荷控制器（LC）、储能控制器（SC）会定时向MGCC 发送信息.MGCC根据故障前一时刻的微源、储能和负荷的信息，在故障时通过GOOSE 报文向MC／SC／LC发送协调信号.

2）信息建模

目前的IEC61850建模技术已经非常成熟，在智能配电网中，应用IEC61850 建模的技术和方法，采用IEC61850提供的数据模型和逻辑节点，可完成对含多微电网的智能配电网中的关键设备的信息建模，比如馈线终端单元（FTU）的信息建模.

本文的FTU 建模根据FTU 的遥测、遥控、遥信及电源管理功能4个信息模块进行建模.遥测主要包括有功、无功、电流、电压等测量值.遥信包括开关状态、继电保护信息等.遥控主要完成对断路器和隔离开关的分合控制等［9－10］.电源管理实现对电池管理.每个功能模块看成一个逻辑设备（LD），可以分为4个逻辑设备（LD1、LD2、LD3、LD4），如图3所示.

图3 FTU 信息模块

LD1主要完成遥测功能；LD2 主要完成遥信功能；LD3主要完成遥控功能；LD4主要完成智能电源模块管理.每个逻辑设备都包含LLN0 和LPHD.LLN0 包含IED 的相关信息、控制IED 自检等；LPHD 为物理装置的公共信息模块.

LD1为遥测功能模块，包括测量（MMXU）逻辑节点、谐波和间谐波（MHAI）逻辑节点、相序和不平衡（MSQI）逻辑节点、电流互感器（TCTR）逻辑节点、电压互感器（TVTR）逻辑节点.MMXU 从TA（电流互感器设备）和TV（电压互感器设备）采集电流和电压，计算电压、电流有效值，并通过电压，电流采样值计算功率.MHAI通过TA、TV 采集数据计算电网谐波、间谐波，MSQI通过TA、TV 采集数据计算三相电路或电网中不平衡电流.

LD2 为遥信功能模块，包括通用过程I／O（GGIO）、瞬时过流保护（PIOC）、时限过电流（PTOC）、灵敏方向接地故障（PSDE）、方向元件（RDIR）、故障定位（RFLO）.

LD3为遥控功能模块，包括开关控制器（CSWI）、负荷开关（XSWI）、断路器（XCBR）.

LD4为电源管理模块，包括电池（ZBAT）和电池充电管理（ZBTC）.

实际中以TI的TMS230F28335为CPU，并扩展W5100网络芯片、FLASH、时钟芯片，搭建了支持61850规约的FTP硬件平台（如图4所示）.

图4 支持IEC61850的FTU 硬件构成图

为了测试产品性能，组建了基于MOXA 工业以太网、许继保测试仪（支持IEC61850）、光纤、光电转换器、模拟短路器等的测试系统.同时按照ACSI抽象层次建模原理，自上而下对FTU 进行建模，并进行实例化，具体内容见表2.

表2 FTU 分层建模部分逻辑节点实现

在实际的测试中，通过抓包软件wireshark抓取了多帧GOOSE 报文，如图5 所示.并结合GOOSE报文，进行了数据分析.如图6所示.

3 结 论

智能电网作为新生的概念，随着智能电网建设的不断深入，其内涵正不断地丰富和深化.智能微电网满足了智能电网对大量DER 接入的要求.本文基于对含多微电网的配电网的研究，分析IEC61850标准在数字化变电站中的应用，并以此拓展了IEC61850在含微电电网的智能配电网中的应用探索.基于IEC61850标准的智能配电网只是在研究探索阶段，在实际的电网中应用较少.但随着电网多能源接入以及微电网技术的发展，今后对智能配电网研究、应用会加大，IEC61850在含多微电网的配电网中应用将会是新的发展方向.

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