西门子模块6ES517-3TP00-0AB0型号介绍

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变电站自动化系统在实现控制、监视和保护功能的同时，为了实现不同厂家的设备达到信息共享，使变电站自动化系统成为开放系统，还应具有互操作性。为此，国际电工委员会（IEC）制定了变电站内通信网络和系统标准体系-IEC 61850。文章在分析IEC 61850标准的信息分层、面向对象的数据对象统一建模、数据自描述和抽象通信服务映射等概念的基础上，提出了一种符合IEC 61850标准的变电站内通信系统的框架模型。同时，遵循面向对象建模和抽象服务映射的思想，对变电站内智能电子设备（IED）统一硬件平台设计和软件系统的实现方法以及应该注意的相关问题进行了详细讨论，为变电站自动化系统的互操作性、可扩展性和高可靠性要求的实现提供了依据。
    关键词：变电站自动化系统；通信系统；IEC 61850通信标准；互操作性；面向对象建模；智能电子设备

 引言
    变电站自动化系统的功能除控制、监视和保护3大功能外，还包括变电站自动化系统的维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能[1]。
    采用变电站自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备（Inbbbligent Electronic Device，IED）组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。这样既提高了系统的经济性，又改善了可靠性。因此，变电站集成和自动化已成为电力行业降低安装、维护和运行成本的有效途径。
    在变电站自动化系统集成过程中面临的大障碍是不同厂家的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相同，因而难以实现无缝集成和互操作。因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联，还要对用户进行培训，这在很大程度上削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、可扩展性和高可靠性等性能。这在以往系统分析和设计过程中通常是被忽视的。
    互操作性，即同一厂家或不同厂家的多个IED要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。设备的互操作性可以大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成。
    可扩展性，这就要求系统在设计时，软件系统和硬件系统都尽可能采用模块化设计方法，方便未来的系统扩展，同时要求通信接口标准化，系统具有开放性。
    高可靠性，系统应具有冗余结构，特别是作为系统数据通道的通信系统和人机界面的监控主站应具有互相独立的冗余配置。在故障情况下，冗余的通信系统和监控主站应该可以在系统不停止工作的情况下进行热切换，以保证系统执行相应的保护和自动控制任务。
    IEC在充分考虑上述变电站自动化系统的功能和要求，特别是互操作性要求的基础上，制定了变电站内通信网络与系统的通信标准体系¾¾IEC 61850标准。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术，使得数据对象的自描述成为可能，为不同厂商的IED实现互操作和系统无缝集成提供了途径。
2  IEC 61850 标准简介
2.1  IEC 61850标准的主要内容
    在20世纪90年代初，欧洲和美国同时开展了这方面的研究工作，并制定了相应标准[2,3]。为了避免两个标准冲突，在IEEE和IEC的共同协调下，IEC决定以UCA 2.0 数据模型和服务为基础，将UCA的研究结果纳入IEC标准，建立世界范围的统一标准¾¾IEC 61850，并于1999年3月提出了委员会草案版本。IEC 61850标准草案主要包括的系列文档如图1所示。

    就概念而言，IEC 61850标准草案主要围绕以下4个方面展开：   
    （1）功能建模  从变电站自动化通信系统的通信性能（PICOM）要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型（Part 5）。
    （2）数据建模  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（Part 7-3/4）。
    （3）通信协议  定义了数据访问机制（通信服务）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接口映射到MMS（IEC 61850-8-1）。在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络（IEC 61850-9-1）或映射成基于IEEE 802.3标准的过程总线（IEC 61850-9-2）（Part 7-2，Part 8/9）。
    （4）变电站自动化系统工程和一致性测试 定义了基于XML（Extensible Make up Language）的结构化语言（Part 6），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，Part 10描述了IEC 61850标准一致性测试。
2.2  IEC 61850标准的主要特点
2.2.1  信息分层
    变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念，无论从逻辑概念上还是从物理概念上，都将变电站的通信体系分为3个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间的通信接口，如图2所示。

2.2.2   面向对象的数据对象统一建模
    IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象，如图3所示。

2.2.3  数据自描述
    与IEC 60870-5系列标准采用面向点的数据描述方法不同，IEC 61850标准对于信息均采用面向对象的自描述。
    采用“面向点”的数据描述方法，在信息传输时数据收发双方必须事先对数据库进行约定，并一一对应，这样才能正确反应现场设备的状态。协议一旦确立以后，如果要增加或删除某些信息就必须对协议进行修改，这是一项耗费资金和时间的工作。随着技术发展、电力市场的建立和变电站自动化水平的提高，变电站内需要传输的新信息不断增加，这种数据描述方法已不大适应，因而使新功能的应用受到限制。
    面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作。为此，IEC 61850标准提供了一整套面向对象的数据自描述方法。
    （1）IEC 61850 对象名称  标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则。
    （2）IEC 61850通信服务  标准采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，获取和设定对象值的通信服务，取得对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。
2.2.4  抽象通信服务接口（ACSI）
    IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（Abstract Communi-cation Service Interface，ACSI）。在IEC 61850-7-2中，建立了标准兼容服务器所必须提供的通信服务的模型，包括服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型。客户通过 ACSI，由专用通信服务映射（Specific Communi-cation Service Map，SCSM）映射到所采用的具体协议栈，如制造报文规范（Manufacturing Message Specification，MMS）等。IEC 61850标准使用ACSI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要修改 ACSI。
3 基于IEC 61850标准的变电站内通信系统框架模型
    作为变电站自动化通信网络和系统的标准，IEC 61850主要强调面向对象的建模和对基于客户机/服务器结构的应用数据交换的定义。一典型变电站自动化系统的通信系统框架模型如图4所示。

    （1）物理层/数据链路层
    选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和市场上已处于主流地位。另外，随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟，对变电站自动化应用而言，网络带宽已不再是制约因素，由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。
    曾有一种观点，认为因以太网具有载波侦听多路访问（CSMA/CD）的本质，其对“实时”信息传输造成延迟的随机性无法预测，因而不能满足实时系统的需要。因为两个或多个以太网节点同时访问共享的传输介质局域网（LAN）时会造成数据冲突，此时所有冲突的节点会按退避算法（backoff algorithm）随机延迟一定的时间，然后试图重新访问介质，以获得介质的访问权。这样就无法确切地估计冲突节点所需的随机等待时间，因而有可能造成 “实时”信息传输无效。
    为了定性地说明这一问题，美国电力研究院（EPRI）对此进行了研究，在特定的“恶劣”情形下对比了以太网和12M令牌传递Profibus网的性能。研究结果表明，通过交换式HUB连接的10M以太网完全能够满足变电站自动化系统网络通信“实时”性的要求，并且以太网快于12M令牌传递 Profibus网络[4]。
    （2）网络层/传输层
    选择事实标准的TCP/IP协议作为站内IED的高层接口，实现站内IED的Intranet/Internet化，使得站内IED的数据收发都能以 TCP/IP方式进行。这样，监控主站或远方调度中心采用TCP/IP协议就可以通过广域网（WAN）甚至Internet获得变电站内的数据。同时，采用标准的数据访问方式可以保证站内IED具有良好的互操作性。
    （3）应用层
    选择制造报文规范（MMS）[5]作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC 61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS中通用的对象和服务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持，使该数据自描述成为可能，改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明，故传输可不受预先定义的限制，简化了数据管理和维护工作。
    以太网通信标准和MMS结合，加之IEC 61850的应用描述，是将变电站自动化系统变成开放系统的一可能实现的途径[6]。
4  IED统一硬件平台设计
    考虑IED本身的功能，以及可扩展性和可靠性的要求，IED硬件设计采用可组态的模块化设计方法，按功能划分各个模块，主要包括模拟量输入输出模块，开关量输入输出模块，人机接口模块（MMI），通信模块（COM）和主控模块（CPU），如图5所示。

    模块和模块之间的数据通信通过内部高速总线实现。由于各模块都具有一定的智能化处理能力，可以对信号的输入输出进行一定的预处理，减轻主控模块的负担，使其专注于数据处理、故障判断和任务调度。同时，采用这种模块化的设计方法，使得IED具有可扩展性，可以根据客户的需要添加相应模块，为IED的高可靠性提供了可能。而且这种模块化的设计方法可以随技术的发展而更换相应模块，大限度地保护了用户已有的投资，迅速实现产品的升级换代。
    在该平台上直接与IEC 61850标准相关的模块主要是负责信息处理和网络通信的模块，即通信模块。此通信模块设计时必须处理好CPU处理速度、RAM的容量和ROM的容量等。
    在实际设计过程中，将主控模块和通信模块合二为一，选用Motorola公司集成了以太网控制器的32位高性能芯片MPC 860。通信模块中MAC层和LLC层功能由MPC 860中的以太网控制器实现，而10/100M自适应以太网收发器芯片LXT 970则实现与通信介质接口和驱动等功能。在通信模块中实现庞大的TCP/IP协议栈和MMS，需要较大的存贮空间，因此，程序存储器和数据存储器分别采用大容量的Flash 29F040和SRAM KM416S1020B以适应应用的需要。主控模块和通信模块的硬件结构如图6所示。

5  IED软件系统设计
5.1  IED功能模块的实现
    实现IEC 61850的重点、难点在于软件设计。它主要涉及两个方面的内容：在变电站层的监控主站系统上实现与IEC 61850相关的功能；在间隔层IED上实现保护、控制，尤其是在间隔层的IED的通信模块中实现TCP/IP、MMS、XML等技术。本文主要讨论 IED中软件系统的实现。
    IED软件设计也是按功能划分进行模块化设计的，使得软件具有可裁剪性，也便于功能扩充。按功能划分主要可分为：数字信号处理元件、数据处理元件、继电保护元件、可编程的数字量输入输出元件、事件捕获元件、人机接口元件和通信元件。
    不同于以往一般的微机保护监控装置，IEC 61850标准中为了实现互操作性和可扩展性，采用了面向对象的建模技术，定义了数据模型和设备模型以及描述数据对象的方法及一套面向对象的服务。所以， IED软件设计除了要实现测量、保护和控制功能外，还应充分考虑并遵循这些要求。按照IEC 61850-5定义的逻辑节点模型，采用面向对象分层描述方法描述电流速断保护逻辑节点，如图7所示。

5.2  IED通信模块的实现
    IED应具有强大的网络通信功能，以实现符合IEC 61850标准的通信系统框架，因而通信模块的实现显得尤为重要。在间隔层的IED中实现上节所述功能，同时在通信模块中实现TCP/IP、MMS、 XML等技术，特别是在IED中的单片机或DSP上实现这些技术，是有相当难度的。尤其是TCP/IP协议的处理任务繁杂，并且还要求有很高的实时性。
    嵌入式实时操作系统（RTOS）的出现，为此类任务的实现提供了便捷方法。因此，IED软件设计采用了Windriver公司的嵌入式实时操作系统（RTOS）VxWorks，利用RTOS提供的多任务机制以及任务之间的通信和互斥等机制来进行任务的管理和调度。同时，VxWorks还提供了与 BSD 4.4版本基本兼容而实时性方面有很大提高的TCP/IP协议栈。
    所以，IED软件设计是由嵌入式RTOS及其上的TCP/IP软件模块以及应用程序模块构成，如图8所示。
    上述变电站内通信网络模型中物理层和数据链路层功能由以太网收发器和集成在CPU中的以太网控制器实现。网络层TCP/IP协议的实现则须调用Vxworks中的TCP/IP协议栈。

6  结束语
    文章在分析了IEC 61850标准的信息分层、面向对象的数据对象统一建模、数据自描述和抽象通信服务映射等概念的基础上，提出了变电站自动化通信系统框架模型，同时遵循 IEC 61850标准，对IED硬件系统和软件系统具体实现方法及应该注意的相关问题进行了讨论，为变电站自动化系统互操作性、可扩展性和高可靠性的实现提供了可行依据。
    但由于受到目前技术条件的限制，本文对IED硬件平台中通信模块10M/100M的自适应、双网冗余设计及其切换策略，以及倍受关注的变电站中过程层自动化实现的软、硬件方案等均未涉及，这也是今后需要进一步研究的重点

国标GB763、GB50150和电力行标DL/T596对断路器导电回路电阻的测量均作了规定：应采用直流压降法测量，电流不小于100A。过去因受测量仪器和现场条件的限制，一般都使用双桥法进行测量，由于双桥测量回路通过的电流很小，难以清除接触部位的氧化膜，造成较大的测量误差。石家庄供电局曾对一台DW₃-110型多油断路器进行过两种试验方法的对比性试验(见表1)，结果双桥法测出的电阻值是偏大的，相对误差高达1倍以上。过去用双桥法测量遇到阻值超标时，往往使用多次电动合闸的方法来降低阻值，这是不科学的，也是有损断路器的。目前，使用压降法专用回路电阻测量仪表测量回路电阻的越来越多。但仍有一些单位还在沿用双桥法，这对指导设备检修是很不利的。目前生产专用测量仪的厂家很多，一些产品特别是早期产品的质量不理想，选用时应慎重。

表1　DW₃-110型多油断路器导电回路电阻测量值(μΩ)

为正确判断测量结果在GB50150和DL/T596中都作了明确规定，见表2。

表2　各类断路器导电回路电阻值的规定

目前，争议较大的是油断路器的导电回路电阻值，在预防性试验中，如何自行规定控制标准。制造厂曾向使用单位推荐过以下估算公式：

I_HR_H=I₁R₁

式中I_H、R_H--额定工作电流和制造厂规定的导电回路电阻值

　　I₁、R₁--实际工作电流和导电回路电阻

如果运行中的负荷电流是固定的或波动性很小的话，制造厂提供的估算公式还是可以用的。但实际上负荷电流的波动性是很大的，是难以选定一个适合的实际工作电流(I₁)值的。另外，在变电所的设计中，一般都要考虑负荷增长的因素，选用的断路器额定电流值(I_H)总是偏大的。而在投入运行初期的实际工作电流又往往是偏小的，造成估算出的导电回路电阻偏高，达到额定电阻值的3倍甚至4倍，这就可能掩盖了设备接触部位存在的缺陷。因此不采用这种估算方法。

从现场了解，目前多数单位是根据运行，检修经验和多年实测的导电回路电阻值的统计，进行分析后自行确定出控制标准的。例如有的单位规定实测的导电回路电阻值，应不大于制造厂规定值的2倍，也有的单位规定不大于制造厂规定值的1.5倍，至今尚无一个统一的规定。

如果把数据的采集范围能扩大到电网一级，制定出一个网内统一的更近乎合理的控制标准来。这对断路器的运行和检修都会有利的。对超出控制标准的断路器，用红外热像仪再行监测，就更加科学和可信了