IEC61850

针对当前基于IEC61850的配电终端信息模型对配电物联网的描述和覆盖能力的欠缺，以及未考虑面向终端微应用的开发，存在功能灵活扩展不足等问题，提出一种面向配电物联网的配电终端一体化信息模型。该模型融合扩展了IEC61850、CIM和物模型，采用扁平化模型层次结构和基于本体的模型抽象方法，建立物、数据、设备和服务4个顶层本体。所建模型适用于云主站与终端之间设备的信息模型交互，以及大规模接入场景下的配电终端即插即用，有助于降低终端微应用间信息交互管理的复杂度，以及配电终端功能一体化的实现，能够全力支撑当前配电终端的数字化转型。

基于包交换通信易扩展、易配置，是保护控制通信发展的趋势，但须根据不同业务整体规划。新兴通信技术能为保护控制的发展创造条件，同时也许考虑新技术应用的合理性。即使站内通信要取代MMS也不意味要取代IEC61850，仍要以61850模型及服务为基础。合理优化保护装置建模，避免使用GGIO.关注保护装置信息模型的应用，充分应用模型语义，减少保护app的配置工作量

智能变电站的二次回路呈现出的新的特征，原有直接可观、相互解耦、具体的二次接线将由不直接可见、相互高度耦合、抽象的网络数据流代替，并通过IEC61850-6中定义的变电站配置描述(SCL) 语言将全站所有的配置信息描述在系统配置描述(SCD) 文件中。由于传统硬电缆的二次回路不复存在，导致传统基于设备和回路的一系列设计、施工、运行、维护、检修等方面的做法和工具都不再适用，由各ICD汇总形成的全站SCD文件代替设计图纸成为调试、运维及改扩建的直接依据。SCD文件俗称变电站配置描述文件，它包含了整个变电站所有设备模型及工程配置信息，描述了所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，以及信号联系信息，是变电站设备运行、日常运维、工程管理依赖的重要数据，是全站统一的数据源。 智能变电站技术决定了智能变电站的运维过程高度依赖于SCD文件。在变电站调试后期、运维检修、改扩建涉及SCD文件的修改和升级时，由于SCD文件存在不同应用类型信息耦合和设备间二次虚回路复杂关系配置等原因，很难界定SCD文件修改后的影响范围，客观上造成了“牵- -发而动全身”的现象。在调试阶段，SCD 文件哪怕只是修改局部信息往往造成重新全部调试，调试工作反复进行。改扩建阶段，由于新增或改建间隔，SCD文件必然要更改，由于改动风险不好确定，往往通过扩大停电范围或全站停电来调试和确认功能的正确性，才能投运。同时变电站日常运维管理中，由于SCD模型过于专业且不同业务配置信息混合在- .起，变电站运维管理或专业管理人员无法快速理解并找到所关注业务的信息，模型维护和管控只能依赖设备厂家或系统集成商进行，不利于变电站检修管理、专业管理和监督等工作。 为此，当对智能变电站进行改扩建以及运维检修时，需要进一步探讨高度集成的SCD文件的分解措施，提供隔离间隔配置信息改动影响范围的手段，降低SCD 文件应用的复杂度,针对SCD文件的变更影响的范围进行分析，能够更好的做好防护措施，同时减少不必要的大面积的停电和反复的调试工作。

智能电网是全球电力行业的新话题，不同的国家都在以自己的方式研究和实践智能电网，随着光纤技术的发展，当前国内基于光纤技术的电子式互感器在数字化变电站中广泛应用，并取得重大进展，IEC61850正在从变电站走向整个电力行业自动化领域，相关技术越来越成熟，它克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重、易饱和等缺点，为光纤技术在发电机保护进一步发展和应用创造了条件。基于光纤技术的数字化电厂的发展可以降低发电成本、提高电能质量、减少设备故障率，最终实现电厂的安全运行和节能增效。基于上述情况，本项目针对基于光纤技术的光学电流互感器的数字化发电机保护关键技术进行了深入的研究，并开展光纤回路的功能定义、接线技术、标识等方面设计及应用。 本项目创新点有：1）提出基于光学电流互感器的多种多重差动保护方案，提高了内部故障主保护整体性能，是光学电流互感器在发电机组上的首次应用。2）设计并研制了发电机专用光学电流互感器，克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重、易饱和等缺点，适用于发电机恶劣运行环境。3）基于介质黏带减振的光学互感器抗振动技术，从而实现了对传感光纤的振动缓冲，提高了传感环的抗振动能力。4）集成式光纤测温精度补偿技术，在温度循环试验中比差变化小于0.15%，角差变化小于1分，均远优于国标。5）新型光纤接线技术，解决光缆分理、接入等问题，实现光纤的在线维护。本项目成果从根本上解决了发电机继电保护技术现存的请多问题，是国内外唯一基于光纤技术应用光学互感器的发电机保护，它在主保护性能、变频相量算法精度等方面均优于常规发电机保护。与国内外现有光学互感器相比，项目研制的发电机专用光学互感器安装灵活、电流线性测县范围更广、具有更好的振动和温度特性。本项目成果，获得专利授权4项，发表论文2篇，成果鉴定报告1项。

智能变电站通信网络一旦发生故障，将大范围影响继电保护、监控系统的安全运行。例如，2018年西北某220kV变电站过程层通信故障导致母线保护退出运行；同年，河北牟庄220kV变电站站控层通信故障导致调度监控功能丧失。但现有技术无法有效监控网络故障，存在以下技术难点：①网络异常成环、多类型故障并发等现象可导致网络通信瘫痪，但信息表征错综复杂，存在偶发性，复杂故障实时侦测难度高。②网络风暴时链路流控易造成采样、跳闸等重要报文丢失，系统功能严重受损，异常报文精准隔离困难。③网络链路时延及抖动异常直接影响跨间隔保护速动性，但网络链路结点多、业务时间敏感度高、软件时戳精度低，导致无法实时精确监测网络链路质量。④变电站内网络级联关系复杂，现有交换机设备网络拓扑感知深度低，存在探测盲区，导致故障定位困难，影响运维检修效率。因此，亟需突破智能变电站通信网络实时管控关键技术。 在国网科技项目支持下，产学研团队攻克了复杂网络下故障实时侦测、异常流精准隔离、拓扑盲区动态探测等难题，研制出智能变电站通信网络监测与诊断系统。主要创新：①通信网络多级推演故障诊断技术。创建了覆盖多维信息的故障诊断专家库，提出了分层推演策略，实现了链路时延异常、拓扑连接异常等现有变电站网络故障100%实时监测。②网络精准靶向流控技术。构建了链路流量预测模型，提出了实时逐流分离监视控制策略，实现了网络风暴等异常流控时正常业务报文零丢失。③网络链路全路径质量监控技术。提出了变电站业务报文染色技术，创立了物理与逻辑路径合一的通信链路质量监测机制，链路时延、抖动等监测精度达到微秒级。④网络信息层级主动嗅探技术。提出了IED设备报文特征自主学习算法，创建了IED设备特征信息编码库，实现了全站网络拓扑实时动态感知。 该项目授权专利5项，发表论文7篇，获软件著作权2项，编写6项标准（国际标准1项、行标2项、企标3项）。中国电机工程学会组织的鉴定委员会认为项目成果整体达到国际领先水平。该项目实现了智能变电站通信网络全面监测零的突破，研发的智能变电站通信网络监测与诊断系统已成功应用于四川、浙江、江苏等27个省市自治区。根据应用反馈，项目成果可减少智能变电站网络调试、故障排查工作量50%以上，显著提升了通信网络运维管理效率，实现通信网络异常状态及时预警，提升电力系统运行可靠性。依托项目成果牵头编制了国际标准IEC61850-90-22，大幅提升了我国在电力系统通信网络技术领域的国际话语权和影响力。

近年来电力监控系统的网络安全受到越来越多的关注，变电站作为电力供应的一个重要环节，其网络安全防护能力备受关注。因此，国家电网公司开始在变电站的站控层内部署网络安全监测装置，虽然网络安全监测装置的部署工作迅速开展，但变电站内站控层设备老旧设备多，未能全部接入网络安全监测装置，而且在接入网络安全监测装置时的网络通讯未使用特定的安全措施，存在一定的安全隐患。本文对IEC62351标准展开分析，基于IEC62351标准的内容，提出了网络安全监测装置新的部署型式，对未来变电站站控层网络安全防护措施的改进进行了展望。

一方面，目前国内基于IEC 61850 的数字化变电站自动化系统和基于IEC 61970 的数字化电网调度自动化系统已有多项工程投入使用，但变电站和调度自动化系统间如何数据交互，仍然没有公认和完善的解决方案，导致了在互联电网的规模越来越大的情况下，模型却分割孤立，调度端和变电站端各自重复建模，模型的实时性不够，各种自动化、智能化应用模块缺乏统一的模型基础。同时，由于模型不统一，变电站自动化系统大量丰富的有用信息不能传输到调度系统，系统之间处于分割状态产生信息孤岛，没有充分发挥IEC 61970，IEC 61850两大标准的优势；到目前为止，国内电网在基于IEC 61850的站内一、二次设备数字化与局部数据的互操作性研究方面有了较大进展，但在变电站数据的全面有效整合和综合运用，与调度自动化系统无缝对接等方面仍处于刚刚起步阶段，尚有大量关键技术需要研究和突破。 另一方面，为适应市场发展的需要，对电能质量指标进行监测、统计和分析，降低电能质量问题造成的一系列损失，实现对电能的全面质量控制是十分必要的。然而，随着智能变电站的迅猛发展，电子式互感器引进到实际应用中来，使得传统的互感器和电能质量监测设备趋于无效化。智能变电站相对常规变电站具有很多优点，是将来变电站建设的方向，但是由于IEC61850中定义的逻辑节点类和数据类并没有涵盖电能质量的所有指标，同时，在测量方法等方面可能不符合相关国标的规定要求，这影响到了IEC61850在电能质量监测方面的应用。现有的电能质量监测设备在不久的将来将不能满足电能质量监管的需要，必要使电能质量监测系统接入符合IEC61850的智能变电站电能质量监测终端，实现全网电能质量监测。

本项目属于电气工程学科，涉及变电站中信息建模、数据传输、集成和应用等关键技术，由国内科研、设计、制造、运行等单位联合参与攻关。 长期以来，变电站架构体系、信息采集处理方法及传输可靠性、运行组织模式及系统集成、协同应用研究相对较少，造成了信息整合度不够、系统互动性差的现状。 本项目开展的变电站共享建模与集成优化研究，旨在解决信息流高效集成、传统业务系统间交互不通畅问题，并在变电站通信网络仿真、多业务集成优化、主子站无缝信息交互等方面实现了创新与突破，并在行业内率先开展了基于IEC61850 Ed2.0的主子站无缝信息交互模式的研发与应用。 其主要内容及特点如下：1、首次提出了IEC61850 Ed2.0标准体系下变电站IED通用建模方法，建立了自动化IED全景模型，实现了基于SCL与CIM模型无损转换的主子站模型共享；2、实现了基于OPNET的变电站通信网络仿真中实体设备、报文帧格式以及报文传输模式建模，可对不同的智能变电站通信组网策略进行性能评价；3、实现了IEC61850 Ed2.0标准体系下的变电站自动化业务功能建模，并对关联业务进行了集成优化，开发了具备基波、间谐波、谐波监测功能的新型同步相量测量装置；4、首次研究并提出了适应国内工程需求的基于IEC61850 Ed2.0变电站稳态、动态数据出站通信方法，建立了调度主站与变电站模数一体的新型信息交互模式；5、研制了符合IEC 61850Ed2.0标准的自动化成套设备、新型同步相量测量装置、SCD与CIM无损转换工具等通过德国莱茵TUV、中国电科院等第三方机构检测。 本项目形成了技术标准13项（国标2项、行标7项、企标4项），发表论文21篇、授权专利28项、获得软件著作权15项。成果已大规模应用于南网各电压等级厂站，验证了成果的先进性和实效性。项目经济、社会效益显著，其中变电站自动化设备规范建模、深度模型共享及面向功能的集成优化等相关成果已纳入国行标，将在行业推广应用。 项目通过了中电联组织的鉴定，中国科学院程时杰院士、武汉大学董旭柱教授、华北电力设计院张道农等知名专家一致认为，项目在理论研究、方法创新、技术实现及工程实践上取得了重要的创新性成果，具有良好的推广价值，达到了国际领先水平。

将站用交流电源系统、直流操作电源系统、UPS/INV系统、通信电源系统组合为一体，共享直流操作电源蓄电池组并统一监控的成套电源系统； 通过一体化监控将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源信息共享。一体化监控通过以太网接口（IEC61850规约），可以方便地接入数字化变电站系统，满足系统全参数的在线监测功能需求，同时也保留了RS232/485接口，能实现MODBUS等标准协议通信，可广泛用于各类变电站。 　

在可再生新能源高渗透、互联网信息技术全面发展的背景下，为防控南方电网基准运行风险和应对新常态新挑战，广泛互联、高度智能、开放互动的新型能源利用模式正在形成。现有电网实现了多源运行状态信息的数据采集，但难以达到大电网智能化管理和运营水平，亟需建立基于数据驱动的新型大电网信息管理和安全防御系统，这就要求必须从顶层设计架构同步同源的区域数据生态体系。然而，当前智能变电站保护方案中，站域、区域保护系统均强依赖外时钟，运行风险突增，且当前站域保护和区域保护采用不同的数据来源和不同的同步方式，形成数据孤岛，导致两者之间没有可参考的时间参考平面，限制了区域数据应用的功能拓展，且增加了区域数据应用的建设成本。本项目立足于电网一体化数据同步平台关键技术研究，通过构建虚拟变电站，开展一体化数据同步平台和典型应用研究，并开发了相应的关键设备。项目主要创新点如下：（1）首次提出并实现了基于延时可测技术的电网一体化同步数据采集，建立了灵活、可靠的数据处理与交互机制，为实现间隔、站域、全域数据的准确、高效融合奠定了基础；（2）首次提出了符合 IEC61850 标准的虚拟变电站建模方法，实现了多个变电站的模型智能集成与配置，为解决电网数据对象在不同应用中的统一定义难题提供了新方法；（3）开发了同源同步的电网一体化数据平台，为应用功能快速开发和灵活部署奠定了基础。 项目申请专利 13 项（实授 9 项），发表及录用核心期刊论文 5 篇。利用项目研究成果参与编制了 1 项行业技术规范。项目研究成果在国家电网浙江省电力公司检修分公司和南方电网科学研究院落地实践，实现了智能变电站站域、区域保护从强依赖外时钟到高同步可靠性的转变，实现了从多源数据重复建设到电网数据对象统一定义快速开发的转变，极大提升了智能变电站运行安全性、可靠性和稳定性，降低了区域数据应用的建设成本，为大规模推进智能站和区域数据应用实体建设打下坚实基础。