IEC61850标准介绍(NR)教程
IEC61850通信标准
Part5 功能通信要求和装置模型
61850通信协议体系的基础，共分两个部分： 61850通信协议体系的基础，共分两个部分： 通信协议体系的基础 1)详细阐述了功能、逻辑节点和通信信息片三个核 详细阐述了功能 1)详细阐述了功能、逻辑节点和通信信息片三个核 心概念以及三者的相互关系。 心概念以及三者的相互关系。 2)对不同种类的通信报文的通信时间提出了要求 对不同种类的通信报文的通信时间提出了要求， 2)对不同种类的通信报文的通信时间提出了要求，以 及对如何验证整个系统通信性能提出要求。 及对如何验证整个系统通信性能提出要求。
IEC61850标准简介 标准简介
Part4 系统和项目管理
工程要求 参数分类 工程工具 文件 系统生命周期 产品周期和运行周期 停产通知和停产后支持 质量保证 责任 试验设备 试验类型：系统试验、型式试验、 试验类型：系统试验、型式试验、例行试验 FAT 和SAT
IEC61850标准简介 标准简介
IEC61850标准简介 标准简介
Part8~9 特定通信服务映射（SCSM） 特定通信服务映射（ ）
61850880261850-8-1：对MMS及ISO/IEC 8802-3的映射 MMS及 该标准将ACSI映射到了MMS ACSI映射到了MMS， 该标准将ACSI映射到了MMS，适用于站控层和间隔层 通信内通信。同时包括将ACSI映射到以太网，用于GOOSE ACSI映射到以太网 通信内通信。同时包括将ACSI映射到以太网，用于GOOSE 报文的收发。 报文的收发。 61850- 1:基于串行单方向多路点对点链接的采样值传输 61850-9-1:基于串行单方向多路点对点链接的采样值传输 该标准将有关采样测量值传输的部分映射过来,LLC 该标准将有关采样测量值传输的部分映射过来,LLC 采用无应答无连接, 采用无应答无连接,该协议适用于间隔级设备和过程级设 备间的通信。 备间的通信。 61850基于8802.3 8802.3上的采样值传输 61850-9-2：基于8802.3上的采样值传输 采用组网方式传输采样值， 采用组网方式传输采样值，更符合今后的发展方向
IEC61850介绍讲解
IEC 61850 概述 IEC 61850 功能演示 IEC 61850 简介 IEC 61850 在RCS9700中的应用
概述
IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准 国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的《变电站 通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台 的变电站自动化系统唯一的国际标准
概述
与传统规约比较
• 传统规约信息体系是扁平的，不同类型 信息并列存在，不能体现装置功能的主 从关系
• 传统装置需要通信的内容不能任意配置 • 传统规约扩展太随意，对于有特殊通信
要求的变电站局限较大 • 传统规约是底层传输，IEC61850是上层
用
数字化变电站：站内结构
支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站
概述
应用IEC61850标准的好处 实现通信无缝连接，弱化各厂商设备型号 加强设备数字化应用，提高自动化性能 自定义规范化，可使用变电站特殊要求 集成化规模增大，增强无人值守站可靠性 减少电缆使用量，节约一/二次设备成本
概述
应用IEC61850标准的缺点 网络依赖性强 站内通信设备抗干扰性对设备运行影响增大
与其他国际标准相比， IEC61850不仅局限 于单纯的通信规约, 而是（数字）化变电 站自动化系统的标准，它指导了变电站 自动化的设计、开发、工程、维护等各 个领域。
概述
IEC61850标准通过对变电站自动化系统中 的对象统一建模，采用面向对象技术和 独立于网络结构的抽象通信服务接口， 增强了设备之间的互操作性，可以在不 同厂家的设备之间实现无缝连接。
实时通信
GOOSE、采样值 章节7-2 变电站/装置基
本通信结构(ACSI)
通信映射
IEC61850规约讲解
IEC61850-9-1 特定通信服务映射(SCSM)通过串行单方向多点共线点对点链路传输采 样测量值
主要定义了DO的相关内容。
IEC61850-7-4 变电站和馈线设备的基本通信结构——兼容逻辑节点类和数据类
主要定义了LN的相关内容。
IEC61850规约的结构和内容
映射到实际的通信网络： IEC61850-8-1 特定通信服务映射(SCSM)映射到MMS(ISO/IEC9506第2部分)和 ISO/IEC8802-3
功能和设备模型的通信要求
功能通信要求和装置模型，详细阐述了功能、逻辑节点和通信信息片三个概念以及三者的相互关系，对不 同等级的变电站内的不同种类的通信报文的通信时间提出了要求，以及如何验证整个系统的通信性能要求。
IEC61850规约的结构和内容
配置： IEC61850-6 与变电站有关的IED的通信配置描述语言
我们从以下三个角度来看数字化变电站的构建情况： 1、从变电站层次结构上来看 2、从使用设备上来看 3、从使用服务上来看
如何利用IEC61850规约构建数字化变电站？
—结构上来看，数字化变电站由站控层，间隔层，过程层组成。 站控层设备：监控主机，工程师站等。 间隔层设备：保护装置，测控装置等。 过程层设备：光CT/PT，合并单元，智能开关等。
二、IEC61850规约的结构和内容
IEC61850规约的结构和内容
系统概貌： IEC61850-1 介绍和概述
介绍了整个61850系列标准的制定目的、历史沿革，对61850的其它标准的核心内容作了一个提炼并加以 介绍，对以后的标准中涉及的核心概念作了初步的阐述。
IEC61850-2 IEC61850-3 IEC61850-4
IEC 61850通信标准说明书
been intimately involved since its incep-tion. “Communication networks and sys-tems for power utility automation,” as the IEC document is properly known, is a comprehensive standard broken down into components that, for example, specify how the functionality of substa-tion devices should be described – how they should communicate with each o ther, what they should communicate and how fast that communication should be. All of this is critical to realizing the benefits of a truly digital substation.At the station level, things are generally digital, even in relatively old installations. SC ADA (supervisory control and data a cquisition) systems usually demand Digital signaling offers excellent reliability and capacity, and has been in use in power infra-structure for decades. Most existing electricity grids employ digital f iber-optic networks for the reliable and efficient transport of operation and su-pervision data from automation systems in substations – and even power line net-works carry tele-protection signals these days. But only now are the advantages of standardized digital messaging start-ing to extend into the deeper substation environment.IEC 61850Without standards, the adoption of digi-tal messaging for intrasubstation com-munication was piecemeal and fragment-ed, with mutually incompatible signaling creating an assortment of messaging within vertical silos. ABB has long cham-pioned industry adoption of IEC 61850, a standard with which the company has STEFAN MEIER – The concept of a digital substation has long been an insubstantial thing – an ideal vision of all-knowing substations networked into an intelligent grid. But the concept is now a lot more practical so the specifics of what makes a substation “digital,” and why that is such a desirable thing, can be discussed.The smarter grid needs a smarter substation, and it has to be digital Enabling digital substations Title picture Technology is now available to allow substations to be completely digital – right down to the currenttransformers. The advantages of having a digital substation are manifold.FOCS Robustness and reliability requirements apply to new technologies such as ABB’s fiber-optic current sensor (FOCS) too. A FOCS [1] can directly monitor current running through a high-voltage line with-out having to involve a current trans-former (CT) to step down the current to a measurable value. Eliminating the C T also eliminates the risk of open C T cir-cuits, in which life-threatening voltages can occur, and so increases safety.A FOCS exploits the phase shift in polar-ized light introduced by an electromag-netic field (the Faraday effect). The shiftis in direct proportion to the current flow-ing in the high-voltage line, around whichthe fiber carrying the light is wrapped.The measurement is digitized right atthe source and transmitted as a digitalsignal, via the process bus, to the pro-tection and control IEDs, as well as therevenue meters.Such an optical C T takes up a lot lessspace than its analog equivalent. It caneven be integrated into a disconnectingcircuit breaker (as ABB did in 2013) tocombine the functions of circuit breaker,current transformer and disconnector inone device – halving the size of a newsubstation.The FOCS is one of a range of noncon-ventional instrument transformers (NCITs)that can make things entirely digital.NCITs have to be every bit as reliable asthe equipment being replaced – and theydigital information and ABB has been selling fiber-optic “backbones” for more than two decades.Between the station level and the bays, fibers can carry digital data – conforming to IEC 61850 – but to become a true digital substation the standard has to e xtend even further.Deep digitalThe world beyond the bays is still pre-dominately analog. The conventional pri-mary equipment, like current and voltage transformers, is connected back to intel-ligent electronic devices (IEDs) using par-allel copper wires carrying analog voltage signals ➔1a. The IEDs receiving that data perform first-level analysis and often pro-vide the gateway into a digital world.But there is little advantage in keeping the data in analog form for so long and to properly earn the title of “digital substa-tion” the transition to digital must takeplace as soon as the data is gathered ➔1b.Through permanent system supervision, digital equipment reduces the need for manual intervention and the adoption of the all-digital process bus allows sensitive equipment to be relocated into the bays. The digital equipment that has to bel ocated out in the yard must be easy to fit, and every bit as robust and reliable as the analog equipment it is replacing or inter-facing to ➔2.Digital signaling offers excellent reliability and capacity, and has been in use in power infrastruc-ture for decades.1a Today 1b Tomorrow670 series 670 series REB500REB500650 series 650 seriescurrent transformer, arcing may occur as dangerously high voltages build and a copper line can suddenly carry high volt-age, putting workers and equipment at risk. Less copper brings greater safety.The digital substation dispenses with cop-per by using the digital process bus, which might use fiber optics or a wireless net-work, such as ABB’s Tropos technology.Just the removal of copper can, in some circumstances, justify the switch to digital. Going digital can cut the quantity of cop-per in a substation by 80 percent – a sub-stantial cost saving and, more importantly, a significant safety enhancement.The process bus also adds flexibility: Digital devices can speak directly to each other ➔3. For this, IEC 61850 defines the GOOSE (generic object-orientatedsubstation events)protocol for fasttransmission of bi-nary data. Part 9-2of the standard de-scribes the trans-mission of sampledvalues over Ether-net. These principlesensure the timelydelivery of high-pri-ority data via other-wise unpredictableEthernet links. ABB’s ASF range of E thernet switches fully supports this crit-ical aspect of substation messaging.are: Over the past decade ABB has sup-plied more than 300 NC ITs (combined current and voltage sensors fitted into gas-insulated switchgear) for use in Queensland, Australia, and the utility has yet to see a single failure in the primarysensor. Extensive use of NCITs makes a substation simpler, cheaper, smaller and more efficient.Not everything can be digital – analog data will continue to arrive from conven-tional current and voltage transformers, for example. But there is no reason for wholesale replacement when a stand-alone merging unit can perform the tran-sition to digital right beside the existinginstrument transformer. Fiber optics can then replace the copper cables connect-ing the primary equipment to the protec-tion and control IEDs.Process bus As a conductor, every bit of copper in a substation is a potential risk. For exam-ple, where current is incorrectly discon-nected, such as with an open secondary A FOCS can direct-ly monitor current running through a high-voltage line without having to involve a current transformer to stepdown the current to a measurable value.2 New equipment destined for use out in the yard is exposed to the elements so has to be very robust.ABB has long championed industry adoption of IEC 61850, a standard with which the company has been intimately involved since its inception.Installations ABB has been heavily involved in IEC 61850 since its inception. The stan-dard is essential to ensure that utilities can mix and match equipment from dif-ferent suppliers, but, through compli-ance testing, it also provides a bench-mark against which manufacturers can be measured.ABB deployed the first commercial IEC 61850-9-2 installation in 2011 at the Loganlea substation, for Powerlink Queens-land. The use of ABB’s IEC 61850-9-2- compliant merging units and IEDs, not to mention NCITs, makes the deployment a landmark in the evolution of substation design.That project was part of an upgrade of an existing station, an upgrade that saw it move into an IEC 61850 future, adopting digital standards for effective future-proof-ing. ABB created a retrofit solution based on specifications from Powerlink that can be applied to another five Powerlink substa-tions when they are ready for refitting.Two of those stations, Millmerran and Bulli Creek, were already upgraded in 2013 and 2014, respectively. The refurbished sub-stations have a MicroSCADA Pro SYS600 system and RTU560 gateway that manage Relion 670 protection and control IEDs, with REB500 busbar protection. These all communicate over IEC 61850-9-2 to the merging units and over IEC 61850 to the station-level devices. A fully digital substation is smaller, more reliable, has a reduced life-cycle cost and is simpler to maintain and extend than an analog one. It offers increased safety and is more efficient than its ana-log equivalent.Not every substation needs to be cata-pulted into a wholesale digital world – it depends on the substation size and type, and whether it is a new station or a retrofit of the secondary system. Different ap-proaches and solutions are required. ABB’s extensive IEC 61850 experience and portfolio of NCITs, merging units, pro-tection and control IEDs as well as station automation solutions eases utilities into the digital world. Flexible solutions allow utilities to set their own pace on their waytoward the digital substation.3 IEC 61850 makes the fully digital substation a reality.Stefan MeierABB Power Systems Baden, Switzerland *******************.com An optical CT takes up a lot less space than its analog equivalent and can even be integrated into a disconnecting circuit breaker to combine the func-tions of circuit breaker, current transformer and disconnector in one device – halv-ing the size of a new substation.Reference [1] S. Light measures current – A fiber-optic current sensor integrated into a high-voltage circuit breaker. Available: /global/scot/scot271.nsf/veritydisplay/0d948cedb40451cec1257ca900532dd0/$file/12-17%201m411_EN_72dpi.pdf。
IEC61850标准
实时通信
GOOSE、采样值 章节7-2 变电站/装置基
本通信结构(ACSI)
映射
章节8-1 SCSM映射到MMS和ISO/IEC 8802-3
要 总 信 章节9-1 SCSM映射-通过单向多路点对点串行
管 体 要 求 要求
理 求
通信链路的采样值
章节9-2 SCSM映射-通过ISO/IEC 8802-3 的采样值
IEC61850的简介
• 设备建模
如何为设备建立模型？ 采用模型中服务（services）的方式完成
电力系统通信的多种通信内容 设备的整体逻辑模型采用树形方式，层次
清晰，便于查询 为了规范模型结构，IEC61850标准预先定
义了部分逻辑节点模型
IEC61850标准
IEC61850的简介
XCBR 断路器 XSWI 隔离开关 TCTR 电流互感器 TVTR 电压互感器 SIMG 绝缘介质监视 CSWI 开关控制器 PTOC 带时限过电流 PTRC 保护跳闸条件
IEC61850标准
数字化变电站通信系统
IEC61850标准
GOOSE应用
GCB的通过客户端访问 发送为Peer-to-Peer 对等通信
订阅/发布方式，双方的关系体现 利用IEEE 802.1p/q标准
高优先级，传输速度快，理论传输时间<4ms
IEC61850标准
GOOSE应用
重发机制 T0没有事件发生时的重发时间(最小间隔) T1发生事件后的最短的重发时间(最大间隔) T2、T3逐渐接近T0 T1<T2<T3<T0
IEC61850标准
IEC61850的简介
• 各章节介绍
系
章 节
章
IEC61850系列标准01-介绍
IEC 61850-7-2、-3、-4详尽的描述了各种对象模型的数据类和服 务，是IEC 61850-8和IEC 61850-9的前提和基础。
确切地说，IEC 61850是一种新的变电站自动化的方法，一种影 响工程、维护、运行和电力行业组织的新方法。
IEC 61850系列标准考虑了各种需求的测试方法，面向未来通讯 的可扩展架构，实现“一个世界，一种技术，一个标准”的目标。
国电南瑞
第6页
一个开放和先进的变电站自动化标准
开放性 永远是您可信赖的朋友
背景 概念
IEC 61850系列标准吸收了多种国际最先进的新技术，并且大量 引用了目前正在使用的多个领域内的其它国际标准作为IEC 61850 系列标准的一部分。所以它是一个十分庞大的标准体系。
内容 三层架构
优点
IEC 61850系列标准全面涵盖了变电站通信网络和系统总体要求 、系统和工程管理、一致性测试等内容。
与IEC 61850-9-1类似，非点到点，双向，可配置MU中参数。
测控
保护
以太网
合并单元
国电南瑞
第 20 页
永远是您可信赖的朋友
背景 概念 内容 三层架构 优点
IEC 61850的内容 IEC 61850-10 一致性测试
PICS - Protocol Implementation Conformance Statement 协议实现一致性陈述
测控
保护
及表示层的应用层协议,该协议
IEC61850标准介绍
功能分类
系统支持功能
网络管理 时间同步 物理装置自检
系统配置或维护功能
节点标识 软件管理了 配置管理 逻辑节点运行模式控制 设定 测试模式 系统安全管理
运行或控制功能
访问安全管理 控制 指示瞬时变化的运行使用 同期分合（定点分合） 参数集切换 告警管理 事件（管理和）记录 数据检索 扰动/故障记录检索
报文性能要求:报文类型
类型 名称
报文传输时间要求
示例
1a
快速报文—跳闸 P1:10ms，P2/P3:3ms
跳闸信号
1b
快速报文—其他 P1:100ms，P2/P3:20ms
命令
2
中速报文
100ms
测量
3
低速报文
500ms
参数
4
原始数据
*
电子式互感器输出
5
文件传输
1000ms
文件
6a
时间同步报文a
T1:1ms，事件的时间标签
间隔层 联锁
ATCC
分接头 调节控制器
过程映象 逻辑节点 (过程设备)
GGIO
GIO 通 用 输 入 /输 出
表示所有 所有未预定义
过程设备逻辑 节点
XCBR
断路器
XSWI
隔离开关
YLTC
分接头
通用自动化功能、断路器控制功能和电压控制功能
功能分解
变电站层
IHMI IRTI
功能逻辑节点
遥控接口
IRMI IHMI
1 从规约角度分析
2 从信息模型角度分析 按点号数据含义不明
IEC_61850入门教程
总体要求 系统和项目管理
通信要求
通信描述配置语言
基本通信结构
Part 8
映射到MMS 和以太网
采样值 映射到以太网 一致性检测
Part 9
Part 10
IEC 61850主要部分
• • • • • • 第6部分---变电站配置描述语言（SCL） 第7-1部分---原理和模型 第7-2部分---抽象通信服务接口（ACSI） 第7-3部分---公用数据类 第7-4部分---兼容的逻辑节点类和数据类 第8-1部分---特定通信服务（SCSM）映射到 MMS 和ISO/IEC8802-3 • 第9-1部分---特定通信服务（SCSM）通过串行单 方向多点共线点对点链路传输采样测量值 • 第9-2部分---特定通信服务（SCSM）通过 ISO/IEC8802-3传输采样测量值
通信原理
通信原理
• 定义了抽象通信服务接口（ACSI），使智 能设备的通信接口统一，实现数据共享和 互操作。ACSI在第7－2部分详细介绍 • 定义特定通信服务映射（SCSM），使通信 协议与实际应用分离。SCSM在第8-1、9-1、 9-2部分说明
第7-2部分---抽象通信服务接口
• 用于
实时的数据访问和检索 控制设备 控制设备 控制设备 事件报告和日志 发布者/订户 设备的自我描述 数据选型和新出现的数据类型 文件传输
站层与间隔层通信
传统： 规约：IEC60870-103等 物理连接：串口485，以太网络等 IEC61850： 规约：工业制造报文（MMS） 物理连接：以太网络
间隔之间通信
传统：电缆接开关量 IEC61850： 规约：GOOSE 物理连接：光纤以太网 特点：除传输开关外，还可传输模拟量
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抽象通信服务 接口客户端
物理设备
服务器 报 告
数据
数据 数据
请求/响应
应用
请求 /响应 GOOSE Message Sampled Values 多波 应用
物理设备 服务器
数据 数据数据应用 Nhomakorabea物理设备
IEC61850演示
间隔层GOOSE联锁
GOOSE应用演示
保护测试仪
模拟输入 1. 仿真故障 2. 跳闸 3. 新位置 4. 重合 5. 新位置 以太网
IEC61850标准
IEC 61850 概述 IEC 61850 功能演示 IEC 61850 简介 IEC 61850 在RCS9700中的应用
概
述
IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准 国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的《变电站 通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台 的变电站自动化系统唯一的国际标准
CSWI1 Pos ctlVal q
CPU2
测量功能
CPU1
差动功能 远跳功能
IEC61850层次模型
标准化的逻辑节点组
名称 Axxx Cxxx Gxxx Ixxx Lxxx Mxxx Pxxx Rxxx Sxxx Txxx Xxxx Yxxx Zxxx 描述 自动控制（4） 监视控制（5） 通用功能（3） 接口/归档（4） 系统逻辑节点（2） 计量/测量（8） 保护（28） 保护相关（10） 传感器、监视（4） 互感器（2） 开关设备（2） 电力变压器（4） 其他设备（15）
概
述
与传统规约比较 • 传统规约信息体系是扁平的，不同类型 信息并列存在，不能体现装置功能的主 从关系 • 传统装置需要通信的内容不能任意配置 • 传统规约扩展太随意，对于有特殊通信 要求的变电站局限较大 • 传统规约是底层传输，IEC61850是上层 用
数字化变电站：站内结构
支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站
替代 数据属性 控制
对时 文件
抽象通信服务
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 关联服务 10. 取代服务 信息模型服务 定值组服务 主动上送的报告服务 日志服务 快速报文服务 采样值服务 对时 文件服务
报告示例
•Event：事件 •数据发生变化 •总查询
•一致性检查等
•两类报告 •Unbuffered报告 •Buffered报告
GOOSE传送的机制不是基于TCP/IP协议， 而是对等传送方式（peer to peer）。 使用物理网卡地址（MAC地址） 工程中I/O的网络接口被设计成一个网络 地址（组播地址），GOOSE直接发送到该网 络地址 通过支持优先级控制的以太网交换机， 抢先到达目的地址，数据传输速度迅速，从 根本上改变了变电站监控系统的实时性
数据集示例
是有序的DATA或DataAttribute的集合 每一个DATA或DataAttribute的引用(reference)称为 数据集成员 是报告/日子/GOOSE传输的基础
抽象通信服务数据模型
服务器 控制块 有缓冲报告控制块 无缓冲报告控制块 逻辑设备 记录控制块 记录 逻辑节点 LLN O 定值组控制块 GOOSE控制块 GSSE控制块 多点传送采样值控制块 单点传送采样值控制块 数据 数据集
1. 2. 3. 4. SSD：系统规范定义文件 SCD：变电站配置文件 ICD：IED能力描述文件 CID：配置IED描述文件
GOOSE示例
控制 (遥控)
常规安全的直接控制 常规安全的操作前选择控制 增强安全的直接控制
增强安全的操作前选择控制
信号灯复归主要采用:常规安全的直接控制
开关遥控/定值修改采用:常规安全的操作前选择控制
控制过程示例
采样测量值
1. 互感器的数字化接口标准 2. 提供了IED间共享信息的方法 3. 支持两种传送方法： 在以太网上多播 在串行链路上点对点传送。
装 置
IED )
(
功能、装置、逻辑节点定义
• 功能：变电站自动化系统执行的任务。 如：母线保护，联锁，报警管理等。 • 装置：是一种设备，实现部分功能。如： 断路器、继电器、变电站计算机等。 • 逻辑节点：功能的基本单元。
应用、逻辑节点、逻辑设备关系
•1) 站控计算机. •2) 同期装置. •3) 距离保护+过流保护 •4) 开关单元控制器 •5) 电流互感器 •6) 电压互感器 •7) 母线电压互感器.
树形层次
虚 拟 装 置 保护LD PDIF1 Op
stVal t q
实际装置
控制LD XCBR1 Pos
stVal t q
测量LD MMXU1 TotW
Mag t q
CPU3
开关控制 开关位置
HiSet
setMag
PhV
setMag
BlkCls
stVal
f
f
q
PDIF2 Op HiSet
MMXU2 phsA cVal q
名称 SPS DPS INS ACT ACD SEC BCR MV CMV SAV WYE DEL SEQ 定义 单点状态 双点状态 整数状态 保护动作 方向保护动作信息 安全违例计数 二进制计数器 测量值 复杂测量值 采样值 3相系统的相地测量值 3相系统的相相测量值 序分量
HMV
HWYE
谐波值
3相系统的相地谐波测量值
SMV应用
SMV示例
对时
使用SNTP对时方式: 点对点或广播
文件传输
MMS文件传输方式 FTP文件传输方式 目前国内主要采用MMS文件传输方式
数字化变电站通信系统
应用领域： 变电站自动化
模型 (对象,服务)
抽象通讯 服务接口 (ACSI)
模拟量采样值 (SAV)
通用变电站对象事件 (GOOSE)
LN应用示例
逻辑节点的命名规则
公共数据类CDC
1. 定义描述数据对象的标准结构 2. CDC是由预先定义的简单对象组成的复 杂对象，通过功能限制FC组织起来 例如：SPS：单点状态信息 on/off DPS：双点状态信息 on/off/trans
IEC61850基本数据类型
IEC61850定义的CDC
IEC61850功能演示
面向对象、 物理与逻辑的映射
逻辑设备、功能、逻辑节点
•所有的功能都可分解为 逻辑节点组成 •任何一个逻辑节点都是 属于某个逻辑设备
逻辑节点的相互关系示例
IEC61850演示
对等网络通信方式 客户/服务器通信模式 •对等网络通信方式的应用 •断路器跳闸: •传送采样值
概
述
IEC61850标准通过对变电站自动化系统中 的对象统一建模，采用面向对象技术和 独立于网络结构的抽象通信服务接口， 增强了设备之间的互操作性，可以在不 同厂家的设备之间实现无缝连接。 智能化一次设备和数字式变电站要求变电 站自动化采用IEC61850标准。
概
述
IEC61850是至今为止最为完善的变电站自动 化标准 规范二次智能装置的通信模型、通信接口， 而且还定义了数字式CT、PT、智能式开关 等一次设备的通信模型、通信接口。 采用IEC61850国际标准可以大大提高变电 站自动化技术水平、提高变电站自动化安全 稳定运行水平，节约开发、验收、维护的人 力物力，实现完全互操作。
IEC61850标准各章节层次关系
章 系 节章 1节 5 统 ～装 3 置 介 概 绍模 和型 述 概和 述功 和 术能 的 语通 要 总信 体要 求 求要 求 / /
系 一 数 据 模 型 统 章 章节致 章节7-3 公用数据类定义(CDC) 施节 5 章节7-4 逻辑节点和数据类定义 4 实时通信 工 系通性 Scada通信服务 GOOSE、采样值 统信 章节7-2 变电站/装置基 和 章节7-2 变电站/装置基 和配测 本通信结构(ACSI) 本通信结构(ACSI) 项置 工 目描试 通 信 映 射 述 章节8-1 SCSM映射到MMS和ISO/IEC 8802-3 程管 理 语章 章节9-1 SCSM映射-通过单向多路点对点串行 管 言节 通信链路的采样值 10 章节9-2 SCSM映射-通过ISO/IEC 8802-3 的采样值 理 通 信 网 络
取代
可以简单理解为人工置数
定值
报告/日志
GOOSE (通用面向对象变电站事件)
提供了快速和可靠的系统范围内传输 输入、输出数据值。 基于分布的概念，通用变电站事件模 型提供了一个高效的方法，利用多路组播/ 组播服务向多个物理设备同时传输同一个 通用变电站事件信息
GOOSE (通用面向对象变电站事件)
概
述
1995年(IEC)TC57成立了3个工作组来制定 IEC61850的标准。参考IEC101,IEC103,UCA2.0, ISO/IEC9506等标准。 1999年3月IEC61850草案出台。 2000年6月(IEC)TC57工作组决定以IEC61850作 为电力系统无缝通讯体系的基础。 2003年出版了IEC正式颁布。 国内各大厂家在2001开始关注IEC61850，2004 年进入IEC61850实质性研发，2005年开始有 IEC61850的变电站突入运行 规范还在进一步完善中，以TISSUE形式在网站 上发布
概
述
应用IEC61850标准的好处 实现通信无缝连接，弱化各厂商设备型号 加强设备数字化应用，提高自动化性能 自定义规范化，可使用变电站特殊要求 集成化规模增大，增强无人值守站可靠性 减少电缆使用量，节约一/二次设备成本
概
述
应用IEC61850标准的缺点 网络依赖性强 站内通信设备抗干扰性对设备运行影响增大
特定通讯服务映射(SCSM)
Client /Server 通讯
通 讯 技 术