一种基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统

摘要

本发明公开了一种基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统，包括上位机、内部通信网线、下位机、MMS网络、GOOSE/SMV网络和点对点网络；所述上位机通过站控层MMS通信接口与MMS网络连接，所述MMS网络与站控层IEC61850客户端系统连接；所述下位机具有多个网络接口，包括下位机内部通信接口、间隔层通信接口和过程层GOOSE、SMV通信接口。本发明能够模拟数字变电站内各种IED、监控保护装置、监控后台等设备的通信行为，完成数字变电站IEC61850通信网络的仿真，实现对数字变电站IEC61850通信网络的一致性测试、互操作性测试、性能测试等工作。

说明书

技术领域

本发明属于数字变电站技术领域，具体涉及一种基于IEC61850的数字变电站网络通信仿真系统。

背景技术

智能电网要求从发电、输电到配电的整个电网，包括系统和元器件可靠、安全，能够保证供电的连续性、安全性，这对电力行业也提出了更高的要求。包括美国在内的工业化国家正在集合企业和研究机构的力量，加强智能技术攻关和成果推广，积极推动智能设备、智能家电等研发和应用。智能变电站的通信网络发展摒弃了传统网络如CAN网、串口等通信方式以及IEC103等规约，全部采用基于国际统一的IEC61850标准通过以太网进行通信，利用面向对象的建模思想，采用抽象化通信接口技术，实现了变电站内各设备和系统间无缝通信。

随着智能变电站数字化和网络化的发展，以及IEC61850标准在智能变电站的广泛应用，智能变电站通信网络的可靠性要求越来越高。目前，在我国智能电网的规划中明确提出智能变电站设备（或系统）的通信应统一采用IEC61850标准，智能变电站站内涉及的通信网络包括采样值SMV网络、跳闸信号GOOSE网络、站控层MMS网络等，如图2所示。目前很多厂家均依据IEC61850-6SCL语言编写了设备模型，但模型的标准化和规范化不够好，很容易引起设备互操作性的问题。在具体通信方式上，有些厂家为了兼容已有应用功能和传统通信方式，往往通过增加IEC61850通信网关机采用规约中转的方式来实现IEC61850通信；有些厂家针对一次设备采用外挂一个智能单元或智能组件的方式来实现IEC61850通信。以上两种方式的通用性不理想、通信效率低造成不同应用设备采用IEC61850通信的开发成本比较高、不便于维护等不利于智能设备规模化推广。针对智能变电站的IEC61850通信网络，除了一致性测试，还可以进行互操作性测试，在系统集成前进行互操作性测试，有利于提前发现并解决不同厂家的智能电子设备（IED）之间的互操作问题，以减少安装调试的时间。除了互操作性，电力公司可能还关心IED或由IED组成的系统在极端情况下的性能测试，测试主要检查IED和网络系统在这种极端情况下是否可以承受过大的通信流量，并且正常的执行互操作和功能，以便估计变电站自动化系统的安全裕度。性能测试还用来检测关键消息(例如GOOSE报文)的传输及时性，性能测试能更准确地评价IED或集成系统在实时性方面的表现。

可见，网络环境下数据传输的实时性、可靠性、安全性都存在各种不确定的因素，如何评估这些网络的性能指标，如何优化这些网络的组网方式和网络拓扑结构等，如何针对网络应用中的各种异常问题实现记录、跟踪和评判，都是目前亟待解决的问题。

发明内容

本发明针对现有数字化变电站建设、维护、性能测试工作的需要，提供一种基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统，该系统能够模拟数字变电站内各种IED、监控保护装置、监控后台等设备的通信行为，完成数字变电站IEC61850通信网络的仿真，实现对数字变电站IEC61850通信网络的一致性测试、互操作性测试、性能测试等工作。

本发明采用的技术方案为：一种基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统，包括上位机、内部通信网线、下位机、MMS网络、GOOSE/SMV网络和点对点网络；

所述上位机通过站控层MMS通信接口与MMS网络连接，上位机通过上位机内部通信接口与内部通信网线连接，内部通信网线的另一端与下位机的下位机内部通信接口连接，所述MMS网络与站控层IEC61850客户端系统连接；

所述下位机具有多个网络接口，包括下位机内部通信接口、间隔层通信接口和过程层GOOSE、SMV通信接口，下位机通过过程层GOOSE、SMV通信接口，分别与GOOSE/SMV网络、点对点网络连接，下位机通过间隔层通信接口连接到IEC61850MMS网络并与间隔层其他IED进行通信。

作为优选，所述上位机采用工业PC机，利用上位机主板扩展槽获得两个千兆速率的高速以太网口，一个高速以太网口与MMS网络连接，另一个高速以太网口与内部通信网线连接。

作为优选，所述上位机包括具备四项特征：特征一是监视和控制下位机，与下位机进行双向通信，监视下位机的运行工况和实时数据，支持通过主动下发控制、设值等命令改变下位机的工作状态；特征二是系统仿真数据的实时传输和交互，可接收下位机的仿真事件信号并更新上位机对应的模型数据然后触发MMS服务，也可转发MMS控制信号给下位机做联动处理；特征三是具备多IED的IEC61850/MMS通信能力，支持与作为MMS客户端的变电站监控后台计算机进行连接和MMS通信；特征四是具备人机交互界面，以多标签视图的友好操作界面提供SCL模型管理、实时数据监视、仿真操作人机交互特征。

作为优选，所述下位机系采用高性能微处理器及实时操作系统构成的嵌入式计算机系统，通过硬件接口扩展实现一个千兆速率的高速以太网口和多个百兆速率的通用以太网口。

作为优选，所述下位机具备仿真多IED实时接收或发送过程层GOOOSE、SMV数据，并进行数据滤波和运算，自动载入各个IED的模型配置并动态仿真IED各种逻辑特征，包括常见的测控、保护功能逻辑，并将逻辑的输出信号上送到上位机。

有益效果：本发明采用上位机和下位机的高速以太网口、下位机的多个以太网口组成变电站IEC61850的仿真通信网络，可以模拟数字变电站IEC61850网络上各种智能设备的通信行为，用于数字变电站IEC61850通信的一致性检查，网络实时性能，数据包传输可靠性和正确性等工作，具有组网简便、成本低、使用灵活的优点。

附图说明

图1为本发明的结构示意图。

图2为基于IEC61850的数字化变电站网络通信结构图。

图3为本发明应用于数字化变电站网络通信的结构图。

图中有：上位机1、内部通信网线2、下位机3、MMS网络4、GOOSE/SMV网络5、点对点网络6、基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统7、监控后台8、远动终端9、保护子站10、监控保护终端11、智能终端12、合并单元13、控制终端14、电压互感器15、电子互感器16、智能断路器17。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步说明。

由图1可见，一种基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统，包括上位机1、内部通信网线2、下位机3、MMS网络4、GOOSE/SMV网络5和点对点网络6，所述上位机1通过站控层MMS通信接口与MMS网络4连接，上位机1通过上位机内部通信接口与内部通信网线2连接，内部通信网线2的另一端与下位机3的下位机内部通信接口连接，所述的MMS网络4与站控层IEC61850客户端系统连接，所述下位机3具有多个网络接口，包括下位机内部通信接口、间隔层通信接口和过程层GOOSE、SMV通信接口，下位机3通过过程层GOOSE、SMV通信接口，分别与GOOSE/SMV网络5、点对点网络6连接，下位机3通过间隔层通信接口连接到IEC61850MMS网络并与间隔层其他IED进行通信。

由图2可见，数字化变电站的网络结构示意图，包括监控后台8、远动终端9、保护子站10、监控保护终端11、智能终端12、合并单元13、控制终端14、电压互感器15、电子互感器16、智能断路器17、MMS网络4、GOOSE/SMV网络5、点对点网络6。

由图3可见，应用本发明的数字化变电站网络通信的结构图，包括基于IEC61850的变电站网络通信仿真系统7、监控后台8、远动终端9、保护子站10、监控保护终端11、智能终端12、合并单元13、控制终端14、电压互感器15、电子互感器16、智能断路器17、MMS网络4、GOOSE/MMS网络5、点对点网络6，基于IEC61850的变电站网络通信仿真装置7位于数字变电站的间隔层，分别与MMS网络4、GOOSE/SMV网络5、点对点网络6和内部通信网线相连接。

按图1和图3，仿真系统的工作原理如下：

仿真装置由下位机和上位机两部分组成，两者之间通过百兆以太网端口完成通信连接和内部通信。

下位机负责间隔层装置实时处理模块的仿真，由装置实时数据信号库、GOOSE仿真通信模块、SMV通信模块、逻辑仿真模块、内部通信模块等来组成。其中，装置实时数据信号库，根据上位机解析后的模型信息构建与真实装置一模一样的应用信号库。GOOSE仿真通信模块和SMV通信模块分别负责从过程层网络收订阅的GOOSE报文和SMV报文，并交给逻辑仿真模块进行处理，同时也可接收逻辑仿真模块的处理数据，响应并发送GOOSE报文和SMV报文到过程层网络。逻辑仿真模块，负责模拟间隔层保护或测控装置的逻辑判断，对SMV采样值进行滤波和计算，综合GOOSE、开入量等其他输入信号，完成逻辑运算和分析判断，并将运算结果传递给GOOSE通信模块用于跳闸，或传递给内部通信模块用于信号上送。内部通信模块负责发送逻辑运算的结果上送到上位机的MMS服务模块进行信号处理和报告上送，同时，接收上位机的控制指令交给下位机的其他模块进行处理。

上位机负责间隔层装置非实时处理模块的仿真，由SCD模型文件解析模块、IEC61850内存数据库模块、IEC61850/MMS通信模块、内部通信模块、人机交互界面模块等来组成。其中，SCD模型文件解析模块，负责以DOM方式解析SCD模型文件并形成应用信号库送给下位机，同时形成内存树数据结构提供给IEC61850内存数据库模块。IEC61850内存数据库模块，负责构建符合IEC61850ACSI服务所需的层次化树形内存数据库。IEC61850/MMS通信服务模块负责实现IEC61850ACSI通信接口、IEC61850ACSI/MMS的通信映射以及MMS报文通信，对外负责与IEC61850客户端系统系统进行通信。内部通信模块负责上位机与下位机的数据通信和信息交互。人机交互界面模块负责提供友好的人机交互界面和接口供使用者完成模型文件选择、参数配置、数据监视、操作与控制等。

仿真系统通过上位机和下位机的联动工作，可完成多台变电站间隔层装置的运行仿真，并应用于解决智能变电站功能调试、检验与测试、实验室仿真等各种应用场合。

实际运行时，将仿真系统下位机的以太网端口分别连接到变电站过程层的GOOSE网络和采样值SMV网络，将仿真系统上位机的以太网端口连接到变电站站控层的MMS网络，如图1所示。

上电启动上位机和下位机，在上位机选择变电站SCD全站系统模型文件载入SCD模型，选择需要仿真的IED，进行必要的配置后，上位机的仿真软件自动生成仿真信号库和仿真逻辑库，并自动完成上下位机的数据库的初始化，接着执行上下位机的各个应用进程模块即可仿真1个或多个间隔层装置的实时运行。

仿真系统接收过程层网络的采样值IEC61850/SMV报文(例如短路时刻电流采样值报文组)，这时仿真装置的某种简易逻辑功能如过流I段保护、距离保护等应该被触发，并使用IEC61850/GOOSE报文发送跳闸命令到订阅了该报文的IEDZ(假设为智能断路器)，IEDZ做跳闸处理后，通过IEC61850/GOOSE报文发送断路器状态到仿真装置。通过分析工具抓获、记录并分析LAN上的相关消息，可检查并验证智能断路器或断路器的智能终端的功能，评价相互之间的互操作能力。

同时，仿真系统根据模型中的GOOSE配置关系，自动触发IEC61850/GOOSE报文发送联闭锁信号到订阅了该报文的其他间隔层装置IEDX，比如变压器高、中、低侧不同保护之间的复压闭锁信号、间隔层五防逻辑闭锁信号等，通过跟踪和捕获相关信息，即可检查和验证其他间隔层装置IEDX的功能是否正确响应。

此外，仿真系统在简易逻辑动作后，会仿真产生相应的逻辑事件信号，如保护动作、保护告警事件以及虚遥信等，这些信号会自动映射到仿真系统上位机的IEC61850内存数据库，并触发产生IEC61850/ACSI的报告服务，通过MMS通信模块将变化事件的MMS报文上送到与上位机连接的IEC61850客户端系统如变电站监控后台或保护子站。借助仿真系统的逻辑仿真，反复重复以上实验，可对变电站监控后台或保护子站等站控系统进行功能调试和验证。

最后，仿真系统也可以模拟产生网络背景流量，通过设定一些仿真参数如IED仿真个数、简易逻辑定值、信号变化频率、发送时间间隔等，使仿真系统在短时间内满足大批量事件触发条件。此时，仿真系统会并发仿真很多IED的事件，从而在过程层GOOSE网络会产生大量的真实场景下的GOOSE应用报文，在站控层网络产生大量的真实场景下MMS应用报文，从而对变电站同一网络下其他IED或IEC61850客户端系统在这种极端情况下是否可以承受过大的通信流量，并且正常的执行互操作和功能进行试验和验证。

应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。本实施例中未明确的各组成部分均可用现有技术加以实现。