CN101697551A - 一种网络化电力远动通信方法 - Google Patents

Abstract

一种网络化电力远动通信方法，用于解决电力远动信息一发多收和信息转发的问题。其技术方案是：它以IEC 61850标准的公共数据类、数据类、数据集、报告与操作前选择控制等模型为基础，结合电力远动通信的功能需要，建立基于IEC 61850的电力远动通信模型，使变电站内部、变电站到控制中心都采用IEC 61850、MMS与以太网作为唯一的通信标准、协议与平台，实现不同厂商IED间的互操作。本发明从根本上解决了困扰电力远动领域多年的远动信息一发多收和信息转发的问题，实现了不同厂商IED间的互操作以及设备的统一配置与管理。

Description

一种网络化电力远动通信方法

技术领域

本发明涉及一种电力远动通信方法，特别是基于IEC 61850和MMS的网络化电力远动通信方法，属通信技术领域。

背景技术

电力远动系统是电力调度自动化系统的重要组成部分，是实现电力系统远方运行监视，实施调频、调压、发电和负荷控制，以及调度员进行事故条件下控制和调节的重要手段。从20世纪60年代开始，经历以“四遥”功能为代表的中期电力远动技术，一直发展到今天。随着半导体芯片技术、计算机技术及通信技术的飞速发展，远动技术被融入到厂站自动化技术中，远动从而在概念和内涵上有了本质变化，传统上各自独立的远动和继电保护统一到一起，由此诞生的厂站自动化系统不仅包含传统的远动监控系统，也包含继电保护装置与系统及若干附属设备。随着计算机、网络与通信等技术的不断发展，电力系统对远动实时数据交换的要求不断提高，远动信息的网络化传输已经成为发展的必然趋势。电力远动系统虽然经过多年的应用发展，为保障电网安全稳定运行发挥了重要的作用，但仍然在通信模式、互操作性与维护性等方面存在着诸多的问题。

采用以前置机与远动终端装置(RTU)为核心的传统体系结构和通信模式，存在远动信息一发多收和信息转发的问题。电力控制中心内的前置机负责与厂站内的RTU进行通信，接收RTU送来的遥测和遥信数据，为调度自动化系统提供原始数据，监视远方设备的实时运行状况，并通过遥控和遥调功能完成对远方设备的控制。由于主站与厂站具有控制与被控制的主从关系，并非平等的网络节点，必然存在远动信息一发多收和信息转发过程中造成的延时问题。

每个厂站的信号传输使用调制解调器并独占信道，导致通信速率低、硬件开销大。RTU与调度中心之间的远动通信信道主要以话路载波、电力线载波、微波通信等为主，虽然某些具有同步数字传输系统(SDH)的厂站，通过SDH的2M接口通过光纤信道传输数据，但仍采用调制解调器将数字信道模拟使用，高速信道低速使用，致使通信速率低，中间环节多造成延时严重，出错机率大导致可靠性低。另外，控制中心的应用数据访问都必须通过“驱动”对每个变电站进行访问，每一个控制中心都需要采用一对一的方式接入每一个变电站，即每个变电站都必须有专用通道。若N个变电站同属于地调、中调和网调三个控制中心，则共需3+3×N个专用通道，并且所接收到的数据很有可能大部分都是相同的，显然会造成传输通道的浪费、增加设备的硬件开销。

各种电力远动通信协议并存、互不兼容，必须经过协议转换才能互通，难以实现互操作。目前用于变电站到控制中心的电力远动传输规约主要包括循环式远动规约(CDT)、问答式远动规约(POLLING)、IEC 60870-5、IEC 60870-6(TASE.2)、DNP3以及各种私有规约。由于上述所有的远动规约都没有对变电站自动化系统(SAS)的各种实际对象进行建模和描述，各个厂商按照各自不同的理解进行设计，使得不同系统之间互操作性比较差。长期以来，国内外电力自动化设备的厂商推出了各式各样的电力系统远动通信装置，但是各自的远动通信协议又有所差别，导致目前各种通信协议并存的局面，不同厂家的各种设备甚至同一厂家生产的不同设备之间也不能直接通信，这导致了控制中心内远动通信系统结构复杂、系统可靠性降低，同时也增加了系统成本和维护费用。

在建设或改造变电站的过程中需要投入或替换大量的智能电子设备(IED)，而在目前设备配置与管理方式下，对于IED的安装、升级、管理和维护是一件非常繁重的工作。IED的基本信息、拓扑连接、通信连接与定值参数等配置信息需要靠维护人员手工输入工程信息表(点表)，在现场对IED进行设置，与控制中心的数据库约定并一一对应，以此来正确反映现场设备状态。由于采用面向点的数据描述方法，根据点表进行人工配置，缺乏有效的配置工具与管理手段，工作量极大、出错率高，难以保证配置信息输入的准确性和一致性，并且厂商自己定义配置文件格式，造成只能自己的系统能够识别。另外，采用传统通信协议的配置方法只能进行参数定值等有限配置，无法获得IED的全部信息，通信协议的不同又导致在协议转换和数据集成方面需要花费大量的开销。

综上所述，目前变电站与控制中心之间的网络化远动通信仍然是采用IEC 60870-5-104的传统方法，这种通信是有缝隙的，由于其固有的一些缺点，以及在实际应用中暴露出的问题，都难以成为远动无缝通信的协议标准，主要表现在：

(1)仅仅考虑具体设备的数据格式的统一，其数据传送效率不高，信息发布量小、各子系统间缺乏有机联系；

(2)厂站与调度之间数据交换能力差，只能传送预先定义的数据，新增种类的数据交换难以实现，各厂站之间不具备信息交换能力；

(3)没有对SAS内部的各种实际对象进行建模和描述，各个厂商按照各自不同的理解进行设计，这是导致不同系统之间互操作性差的根本原因。

(4)采用面向点的数据描述方法，缺乏有效的配置工具与管理手段，导致设备维护困难。

(5)在开发实现过程中，由于属于面向字符的协议，不仅需要考虑网络连接的维护，对每一层数据包都进行详细定义，还必须处理具体的报文格式、高低字节等问题，其扩展性、可读性远远不如面向对象的协议。

(6)在实际应用过程中，仍然采用传统的通信模式与通信结构，主要的方法是对RTU进行改进，仅仅解决RTU的网络接入问题，并没有根本解决困扰电力远动领域多年的远动信息一发多收和信息转发的问题。

因此，如何从根本上解决困扰电力远动领域多年的远动信息一发多收和信息转发的问题，实现不同厂商IED间的互操作以及设备的统一配置与管理是一个亟待解决的问题。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足、提供一种通信速率高、硬件开销小、性能可靠，能够实现变电站与控制中心之间的无缝通信的网络化电力远动通信方法。

本发明所述问题是以下述技术方案实现的：

一种网络化电力远动通信方法，它以IEC 61850的公共数据类、数据类、数据集、报告与操作前选择控制等模型为基础，结合电力远动通信的功能需要，建立基于IEC 61850的电力远动通信模型，使变电站内部、变电站到控制中心都采用IEC 61850、MMS与以太网作为唯一的通信标准、协议与平台，实现不同厂商IED间的互操作。

上述网络化电力远动通信方法，它包括以下步骤：

a.根据IED中服务器、逻辑设备、逻辑节点与数据的层次关系，将远动IED或代理/网关建模为服务器，所有其它模型是服务器的一部分；

b.考虑到远动系统涉及到测量、计量与控制等功能，从IEC 61850模型中抽取出与远动通信相关的逻辑节点与公共数据类，采用远动通信相关的逻辑节点，并通过这些逻辑节点所包含的数据对象和数据属性建立起基于IEC 61850的电力远动逻辑节点模型；

c.在控制中心与变电站内的代理/网关或IED之间，采用客户机/服务器通信模式、应用关联模型、数据集模型、报告模型以及控制模型等建立基于IEC 61850的远动通信服务模型；

d.在建立基于IEC 61850的电力远动通信模型的基础之上，采用MMS实现电力远动的底层实时通信，采用变电站配置描述语言(SCL)实现变电站设备的远程配置，并设计通信网关来兼容常规设备。

上述网络化电力远动通信方法，所述电力远动的底层实时数据通信采用基于ACSI+MMS+ISODE+RFC1006+TCP/IP+以太网+Windows的电力远动实时数据交换方法。

上述网络化电力远动通信方法，传统IED向IEC 61850/MMS远动通信网络的连接与规约转换采用IEC 61850/MMS通信网关，其结构包括通信子层、应用服务子层和高级应用子层。

本发明提供了一种基于IEC 61850和MMS的网络化电力远动通信方法，由于IEC 61850具备分层分布式的体系结构，采用先进的制造报文规范(MM8)作为实时通信协议，并使用面向对象的方法对各种实际对象进行统一的建模和自描述，因而本方法从根本上解决困扰电力远动领域多年的远动信息一发多收和信息转发的问题，实现了不同厂商IED间的互操作以及设备的统一配置与管理。

附图说明

图1是本发明的一个实施例中变电站的部分接线图；

图2是图1中变压器D1T1和线路间隔E1Q2的基于IEC 61850的电力远动逻辑节点模型；

图3是基于IEC 61850的远动通信服务模型；

图4是本发明的原理框图；

图5是IEC 61850/MMS通信网关的结构。

图中和文中各符号为：RTU、远动终端装置，SDH、同步数字传输系统，CDT、循环式远动规约，POLLING、问答式远动规约，SAS、变电站自动化系统，IED、智能电子设备，SCL、变电站配置描述语言，MMS、制造报文规范，D1、110KV电压等级，E1、10KV电压等级，D1T1、变压器，E1W1、母线间隔，D1Q1、E1Q1、E1Q2、E1Q3、线路间隔，LD111、LD011、LD055、LD057、LDT1、LDW1、逻辑设备，LPHD、LLN0、TCTR、TVTR、XCBR、XSWI、YPTR、YLTC、GGIO、MMXU、MMTR、CSWI、ATCC、逻辑节点，IHMI、站层操作员接口，ACSI、抽象通信服务接口，SOE、事件顺序记录，SCSM、特殊通信服务映射，ISODE、ISO开发环境，ACSE、关联控制服务元素，ICD、IED能力描述文件，SSD、系统说明文件，SCD、电站配置描述文件，CID、IED配置描述文件，ASDU、应用服务数据单元，ASDU.xsd、ASDU模式文件，CAD、ASDU配置描述文件，CMD、规则配置描述文件。

具体实施方式

本发明的目的是提供一种基于IEC 61850和MMS的网络化电力远动通信方法，从根本上解决困扰电力远动领域多年的远动信息一发多收和信息转发的问题，实现不同厂商IED间的互操作以及设备的统一配置与管理，其实现方法如下：

以IEC 61850的公共数据类、数据类、数据集、报告与操作前选择控制等模型为基础，结合电力远动通信的功能需要，建立基于IEC 61850的电力远动通信模型，实现不同厂商IED间的互操作。下面结合某变电站，给出电力远动通信模型的建立方法与过程。

图1给出了该变电站的部分接线，其中有两个电压等级D1(110KV)和E1(10KV)，被划分为6个部分，包括一台变压器D1T1、一个母线间隔E1W1和四个线路间隔分别为D1Q1、E1Q1、E1Q2、E1Q3，由断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器等一次设备和相应保护和控制二次设备构成。

根据IED中服务器、逻辑设备、逻辑节点与数据的层次关系，将远动IED或代理/网关建模为服务器，所有其它模型是服务器的一部分。按照断路器、变压器或母线序号，将示例中每个间隔划分为一个逻辑设备，分别为LD111、LD011、LD055、LD057、LDT1、LDW1等。多个物理设备到代理/网关的映射采用对逻辑设备进行复制的方法，将所有的逻辑设备LD111、LD011、LD055、LD057、LDT1和LDW1复制到代理/网关中。在映射过程中，考虑两种情况：若逻辑设备存在与之对应的物理设备，其逻辑节点LPHD代表与之对应的物理设备，例如代理/网关中LD111属于物理设备A，它的LPHD代表物理设备A，将其LPHD.Proxy.stVal属性设置为TRUE，而逻辑设备LD011、LD055和LD057同属于一个物理设备B，三者的LPHD是相同的，都代表物理设备B，将它们的LPHD.Proxy.stVal也设置为TRUE，它们之间的不同之处通过LLN0来进行说明；若逻辑设备不存在与之对应的物理设备，其逻辑节点LPHD代表代理/网关，例如LDT1和LDW1的LPHD代表代理/网关，它们的LPHD.Proxy.stVal设置为FALSE。另外，代理/网关通过新增逻辑设备LDProxy来表示代理/网关自身的信息，LDProxy的逻辑节点LLN0表示LDProxy的信息，LDProxy的逻辑节点LPHD表示代理/网关的物理设备信息。

考虑到远动系统涉及到测量、计量与控制等功能，从IEC 61850模型中抽取出与远动通信相关的逻辑节点与公共数据类。以变压器D1T1和线路间隔E1Q2为例，采用远动通信相关的逻辑节点，并通过这些逻辑节点所包含的数据对象和数据属性建立起基于IEC 61850的电力远动逻辑节点模型，如图2所示。

TCTR、TVTR、XCBR、XSWI、YPTR、YLTC和GGIO等逻辑节点分布在过程层，MMXU、MMTR、CSWI、ATCC和保护功能等逻辑节点分布在间隔层。XCBR和XSWI的遥控以及遥信状态通过CSWI实现，TCTR、TVTR的遥测和计量通过MMXU和MMTR得以实现，YLTC的遥调通过ATCC实现，变压器绕组温度及其报警通过YPTR实现，保护动作信号以及设备报警等遥信信息采用GGIO实现。大多数情况下，电力远动系统不需要获取变电站内所有数据，因此引入虚拟逻辑节点ITCI和ITMI作为与远方控制中心的接口(无需建模)，ITCI和ITMI所传输的数据是站层操作员接口(IHMI)的子集。

遥测信息主要包括有功、无功、电流值、电压值、电能量计量值和设备状态的测量值等。对于电流、电压、功率等反映电网运行的测量值，采用逻辑节点MMXU来实现。由于远动系统中上传至控制中心的有功和无功主要是三相之和，因此仅仅采用总有功功率和总无功功率。对于遥测信息中的电能量计量值，可以采用计量逻辑节点MMTR，而对于反映电力设备运行状况的测量值，需要选用与设备相对应的逻辑节点与数据对象，例如变压器温度测量值可以采用电力变压器逻辑节点YPTR的HPTmp(类型为MV)数据对象。

遥控信息主要包括对断路器和隔离开关的分合控制信息，选用开关控制CSWI逻辑节点来进行建模。CSWI可以被用来控制由XCBR和XSWI说明的任意装置，处理来自运行人员或自动控制功能的开关操作命令，检查控制命令权限，监视命令的执行，若命令非正常结束，给出报警。

遥调信息主要指变压器分接头调节信息，采用分接开关YLTC和自动分接头调节ATCC实现，两者可以配合使用，也可以单独使用YLTC。ATCC根据给定的设定点自动控制分接头调节，自动维持母线电压在一给定的范围内；YLTC按操作人员的命令对分接头调节控制(手动方式)。

遥信信息包括继电保护、断路器、隔离开关、变压器等装置的位置和报警信息。由于CSWI不仅能反映隔离开关和断路器的控制信息，还能反映对隔离开关和断路器的位置信息，因此仍然使用CSWI进行建模。对于电力设备的报警信息，若IEC 61850中已经定义，选用与设备相对应的逻辑节点与数据对象建模，例如变压器绕组热点温度告警采用YPTR的HPTmpAlm(类型为SPS)数据对象。另外，某些远动系统中的设备报警信息在IEC 61850中并未定义，例如变压器重瓦斯报警信号等。对于上述遥信信息，根据IEC 61850规定的扩展规则，借用其它逻辑节点，或者根据需要对逻辑节点进行扩展甚至定义的方法建模。

在电力远动通信过程中，控制中心与变电站内的代理/网关或IED之间实时数据交换主要包括通信连接的建立，主动上传的遥测告警和遥信变位，召唤和循环上传的遥测和遥信以及下发的控制命令等。采用客户机/服务器通信模式、应用关联模型、数据集模型、报告模型以及控制模型等建立基于IEC 61850的远动通信服务模型，如图3所示。

控制中心作为抽象通信服务接口(ACSI)客户端，变电站内的代理/网关或IED充当ACSI服务器，通过ACSI服务实现控制中心与变电站内的IED(或通过代理/网关)之间的远动通信。应用关联模型被用来建立ACSI客户机与服务器之间的双边应用关联，服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型和数据模型被用来进行远动信息模型的获取以及单个或多个遥测遥信量的读取，数据集模型和报告模型被用来实现遥测和遥信数据的召唤和循环上传、主动变位上传与事件顺序记录(SOE)等，控制模型被用来实现远程设备的控制。

在建立基于IEC 61850的电力远动通信模型的基础之上，采用MMS实现电力远动的底层实时通信，采用变电站配置描述语言(SCL)实现变电站设备的远程配置，并设计通信网关来兼容常规设备。

参照IEC 61850将电力远动的控制与监视功能分布在四个层次：控制中心层、变电站层、间隔层和过程层，其中：过程层完成开关量I/O、模拟量采样和控制命令的发送等与一次设备相关的功能；间隔层利用本间隔的数据对本间隔的一次设备进行操作，完成间隔单元控制等功能；变电站层除了对多个间隔或全站的一次设备进行监视和控制以外，还提供与远方控制中心、远方监视和维护工程师站及本地人机接口的通信；控制中心层实现远程通信、配置管理、图形界面以及EMS高级分析与应用等。变电站内、变电站与控制中心以及控制中心内部都采用以太网作为组网标准，变电站内以及变电站与控制中心之间的通信都遵循IEC 61850标准，采用MMS作为实时通信协议(不包括过程层)，并利用IEC 61850的SCL进行设备的远程配置与管理，这样变电站内部、变电站到控制中心都采用IEC 61850、MMS与以太网作为唯一的通信标准、协议与平台，如图4所示。

为了实现电力远动的底层实时数据通信，本发明提出一种基于ACSI+MMS+ISODE+RFC1006+TCP/IP+以太网+Windows的电力远动实时数据交换方法。考虑电力远动通信中主要采用的是基于客户机/服务器模式的核心ACSI，采用特殊通信服务映射(SCSM)将核心ACSI映射到MMS。MMS建立在ISO开发环境(ISODE)的基础上，ISODE用来支持OSI的上层，包括关联控制服务元素(ACSE)、表示层和会话层，在TCP/IP与会话层之间采用RFC1006作为适配层，在TCP协议栈上实现OSI的传输服务，TCP/IP由Windows操作系统提供支持，链路层和物理层采用以太网。对于ACSE根据电力远动实时通信的需要选择面向连接的通信模式，实现关联、释放、终止等服务，表示层实现连接、数据传输等服务，会话层实现连接、数据传输与令牌等服务。每一层都被分发为一个动态链接库，并为上一层提供调用接口，采用动态链接库技术可以提高开发效率，便于扩展。由于直接针对IEC 61850设计，便于IEC 61850到MMS的映射，提高了IEC 61850系统的开发效率，更好地满足电力远动系统实时数据交换的实际需要。

IEC 61850/MMS通信网关被用于传统IED向IEC 61850/MMS远动通信网络的连接与规约转换，设计的软件结构如图5所示。

主要包括通信子层、应用服务子层和高级应用子层，其核心部分为协议转换器、数据采集过滤器、IEC 61850/OPC客户服务器与配置工具等，各部分的功能如下：

(1)提供多种与新旧系统的通信接口。

IEC 61850/MMS通信网关作为IEC 61850系统与传统系统之间的接口，提供多种与新旧系统的通信接口，包括串口通信、TCP/UDP、OSI协议栈与MMS等。

(2)提供新旧系统之间的数据采集与协议转换。

数据采集与过滤器充当传统系统的主站，利用通信接口收集所连接的常规继电保护装置、间隔测控单元或RTU等设备传送来的继电保护故障信息和SCADA监控信息。同时，将所接收继电保护故障信息管理主站和具有SCADA监控功能的就地与远动主站所发出的控制命令等下发给所连接的常规间隔设备。另外，本地或远方主站大多数情况下无须获得IED的所有数据，通信网关还应具备数据过滤的功能。协议转换器是核心功能，采用前文所提出的映射方法完成协议转换。

(3)提供MMS、OPC(OLE for Process Control)等服务，实现广泛的IEC 61850互操作。

通信网关对外是一个IEC 61850通信控制器，一方面充当IEC 61850服务器的角色，向IEC 61850客户端提供标准的IEC 61850服务，另一方面作为IEC 61850客户端与其它IEC61850设备(IEC 61850服务器)进行数据通信。考虑到基于Windows平台的常规SCADA监控软件一般支持开放数据访问接口OPC，通信网关还应提供OPC数据访问服务，将MMS的VMD、域和有名变量等对象映射为OPC的服务器、数据组和数据项对象，以解决实时数据库对IEC61850的支持。

(4)提供基于SCL的配置与诊断工具。

借助于SCL系统配置器与IED配置器，传送统一的SCL配置描述文档，在控制中心对遵循IEC 61850的IED直接进行网络化的远程配置与管理，通过IEC 61850网关兼容常规的非IEC 61850的IED，另外，将SCL文件所描述的变电站拓扑结构导出为CIM/XML与SVG文件，对控制中心的CIM模型库以及SVG图形库进行更新，有望真正实现IED的即插即用，详细的配置过程如下：

(a)各IED厂商提供IED的功能描述及其出厂信息，通过IED配置工具生成IED能力描述文件(ICD)，包含IED的功能描述，用于IED配置工具与系统配置工具之间交换数据。

(b)系统说明文件(SSD)用于描述变电站的单线图及其所需要的逻辑节点，与ICD文件作为系统配置器的输入源。系统配置器对各厂商的所有ICD文件和SSD文件进行集成，生成变电站配置描述文件(SCD)。SCD文件用于描述各个孤立的IED是怎样整合成为功能完善的SAS，包含了变电站系统全面的配置信息，包括功能信息、设备装置之间的拓扑关系、IED的全部模型信息以及各种通信结构信息等，作为下一步实现IEC 61850的数据模型与实时数据库相互映射的基础，在整个系统运行起来之后，SCD文件将是不断进行动态配置的文件，从而实现指导不同厂家IED进行互操作。另外，将变电站拓扑结构导出为CIM与SVG文件，对CIM模型库以及SVG图形库进行更新。

(c)SCD文件将被反馈输入至IED配置工具中去，生成绑定了具体功能并可供进行参数配置的IED配置描述文件(CID)。

(d)下装CID文件到各IED，完成配置的过程。

IEC 61850/MMS通信网关作为一个遵循IEC 61850的IED，必须提供相应的IED配置工具，另外，由于封装了传统的遗留设备，还必须提供对IEC 60870-5协议数据模型的描述功能，以及两者之间映射规则的描述与配置服务，在以下两个方面对SCL配置的参考模型进行了扩展：

(a)在对IEC 60870-5的应用服务数据单元(ASDU)结构进行分析的基础上，根据IEC60870-5ASDU到IEC 61850的映射规则与方法，采用XML Schema技术对IEC 60870-5的ASDU及其映射规则进行描述，生成ASDU模式文件(ASDU.xsd)和映射规则模式文件(Mapping.xsd)。

(b)在已有的SCL配置描述文件的基础之上，引入ASDU配置描述文件CAD(ConfiguredASDU Description)，用来描述IEC 60870-5ASDU的配置实例；映射规则配置描述文件CMD(Configured Mapping Description)用来描述IEC 60870-5ASDU与IEC 61850映射规则实例。通过上述扩展，可以采用配置工具将传统IED的IEC 60870-5特定实现协议及其信息点表生成IED配置描述文件。

对于上述方法在某地区电网进行了初步的工业现场试验。改变遥测和遥信报文的定时召唤周期，使用协议分析器MMS-Ethereal对通信网关与客户端之间的IEC 61850报文进行了捕获，对正常运行情况下的网络性能进行观测，表1分别对定时召唤周期为10s和5s情况下IEC 61850报文进行了统计与比较。

表1IEC 61850报文统计

召唤周期(秒)	时间(秒)	报文数目(个)	流量(字节)	平均报文数目(个/秒)	平均报文长度(字节)	平均流量(字节/秒)	平均流量(Mbps)
								10	209.480	503	328697	2.401	653.473	1569.107	0.013
5	210.563	766	619850	3.638	809.204	2943.776	0.024

从表1可以看出，缩短召唤周期会使网络中通信报文的数目明显增加，进而增大了网络流量。另外，从平均流量可以看出，0.013Mbps和0.024Mbps远远小于SDH 2Mbps的带宽，网络负荷极低。在正常运行情况下，大多数时间内远动通信网络中只有遥测、遥信等召唤报文，网络负荷极低，因此，对于远动网络性能分析不在于其稳定性能进行准确评估，而是对其动态性能，即对开关变位和遥测量变化等突发事件以及遥控命令等随机事件发生时的网络性能进行观测。在测试过程中随机对4台断路器分别发出了多次遥控操作命令，测试结果表明：遥控发生时，虽然网络负荷短时间内突然增大，但对系统性能没有明显的影响，遥测、遥信报文仍能快速的正常传送。

IEC 61850规定远方人机接口与变电站之间的访问控制命令报文属于低速报文(类型3)，总传输时间应小于500ms，这里的传输时间是客户端与服务端之间报文传输的端到端延时，包括通信节点的协议处理时间与网络的传输延时。对四台断路器遥控过程中相关控制服务的响应时间，是指从客户端发出请求开始到接收到应答的时间间隔，由于设备收到遥控命令后，立即向客户端发出了应答，所以这里的响应时间并不包含设备的实际动作时间。带值选择与操作等报文属于证实性服务，响应时间至少包括两个报文(请求与响应)的传输时间。由于采用现场实测的方法，加上测试工具的限制，难以避免会存在误差，但从实测结果仍可以看出，系统的响应时间在10ms以内(传输时间5ms以内)，明显满足IEC 61850的要求。另外，从客户端发出操作请求到最后状态发生变化的响应时间明显小于并行运行的旧系统。

通过上述分析结果表明，该发明可以显著提高信息传输的速率，体现了IEC 61850/MMS网络化电力远动的优越性，更好地满足供电公司对远动信息进行监控和管理的要求。

Claims (4)

1.一种网络化电力远动通信方法，其特征是，它以IEC 61850通信标准的公共数据类、数据类、数据集、报告与操作前选择控制模型为基础，结合电力远动通信的功能需要，建立基于IEC 61850的电力远动通信模型，使变电站内部、变电站到控制中心都采用IEC 61850、MMS与以太网作为唯一的通信标准、协议与平台，实现不同厂商IED间的互操作。

2.根据权利要求1所述网络化电力远动通信方法，其特征是，它包括以下步骤：

a.根据IED中服务器、逻辑设备、逻辑节点与数据的层次关系，将远动IED或代理/网关建模为服务器，所有其它模型是服务器的一部分；

b.考虑到远动系统涉及到测量、计量与控制功能，从IEC 61850模型中抽取出与远动通信相关的逻辑节点与公共数据类，采用远动通信相关的逻辑节点，并通过这些逻辑节点所包含的数据对象和数据属性建立起基于IEC 61850的电力远动逻辑节点模型；

c.在控制中心与变电站内的代理/网关或IED之间，采用客户机/服务器通信模式、应用关联模型、数据集模型、报告模型以及控制模型建立基于IEC 61850的远动通信服务模型；

d.在建立基于IEC 61850的电力远动通信模型的基础之上，采用MMS实现电力远动的底层实时通信，采用变电站配置描述语言SCL实现变电站设备的远程配置，并设计通信网关来兼容常规设备。

3.根据权利要求1或2所述网络化电力远动通信方法，其特征是，所述电力远动的底层实时数据通信采用基于ACSI+MMS+ISODE+RFC1006+TCP/IP+以太网+Windows的电力远动实时数据交换方法。

4.根据权利要求3所述网络化电力远动通信方法，其特征是，传统IED向IEC 61850/MMS远动通信网络的连接与规约转换采用IEC 61850/MMS通信网关，其结构包括通信子层、应用服务子层和高级应用子层。

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