IEC 61850作为智能电网五大核心标准之一，在变电领域多年的发展和应用验证了其技术体系的先进性与适用性，尤其是在信息互操作方面表现突出。目前，随着IEC61850标准的不断发展与完善，其2.0版本已经成为涵盖水电（IEC61850-410）、分布式电源（IEC61850-7-420）、高压电气设备状态检测（IEC61850-90-3，未发布）、配电自动化系统（IEC61850-90-6，未发布）、光伏发电（IEC61850-90-7，未发布）、电动汽车（IEC61850-90-8，未发布）、电池储能（IEC61850-90-9，未发布）等各个电力领域的自动化网络与系统的标准体系。其名称也从第一版的“变电站通信网络与系统”更名为“电力公共事业自动化通信网络与系统”。

智能配电网是连接能源侧和用户侧的枢纽，是智能电网框架中的重要环节。目前已经从传统配电网发展为主动配电网，涉及可再生能源与微电网的接入、智能用电、储能、配电一次设备的状态监测等内容，且配电网需要与输变电系统、电网控制调度中心、用户需求响应系统等智能电网的其他环节进行信息交互，这些要素综合作用将对配电网原有的运行与管理方式产生很大影响，同时也要从智能电网整体角度统筹考虑和规划技术应用体系。

2国内外研究现状

2.1 IEC 61850标准体系的发展及现状

IEC 61850标准最初用于变电站自动化，对变电站自动化系统的通信网络、装置建模和系统配置进行了标准化，由IEC TC 57 WG10-WG12（后合并为WG10）制定。在变电站自动化系统中的应用获得了较大成功后，目前IEC61850标准逐渐延伸到了分布式能源监控、水电站自动化、配电自动化、电动汽车监控等领域，应用范围在未来将覆盖整个电力公用事业的各类自动化系统当中。目前，IEC 61850标准由IEC TC57 WG10、WG17、WG18以及IEC TC88 JWG25工作组合作制定和维护。

IEC 61850第1版主要针对变电站自动化系统应用，定义了大约90种逻辑节点。随着技术的发展，这些逻辑节点在内容和种类上都不能满足工程实践的需求。为此，IEC 61850第2版对IEC 61850第１版已有的逻辑节点和公用数据类的内容进行了修订，同时又增加了很多新的逻辑节点，使逻辑节点总数达到170多个。IEC TC57 WG10对基于IEC 61850-6第一版的工程实践进行了总结，在原有４种模型文件的基础上，IEC 61850第2版又新增了2种模型文件，使变电站系统集成过程得到优化。IEC TC57 WG10对基于IEC 61850-10第一版的通信一致性测试活动进行了总结，IEC 61850-10第二版完善和优化了IEC 61850通信一致性测试活动。

目前，IEC 61850的应用领域已经涉及发电、输变电、配用电和调度领域，成为智能电网重要的基础性标准。IEC 61850技术体系由国际标准（IS）、技术报告（TR）和技术规范（TS）构成。在IEC文件体系中，技术报告的约束性和强制性虽不如国际标准，但其仍具有很高的权威性。在行文风格上，技术报告比国际标准自由，很多技术报告对所涉及的专题进行了翔实的分析，并提出了解决方案，报告本身更像一本专著。这些报告覆盖了在各领域应用IEC 61850所需要面临的主要问题，对使用者具有重要的参考价值。IEC TC57 WG10与IEEE，CIGRE及IEC其他小组合作，起草包括储能、风电、水电、柔性交流输电系统（FACTS）等应用的国际标准与技术报告。

2.2 IEC 61850在智能配电网应用方面的研究现状

IEC 61850标准是未来配电网信息集成的一项核心标准。之所以称为未来的核心标准，是因为目前IEC 61850标准基本局限于变电站自动化系统的应用，但它在其它电力自动化领域，特别是与配电网相关的配电自动化和分布式能源监控领域的延伸，已经成为必然的趋势，相关的标准和研究都已经起步。针对配电领域，与变电站自动化系统和电厂应用不同，配电自动化系统点多面广，通信网络的拓扑及设备的处理能力差异很大。如何在配电自动化系统中应用IEC 61850是个需要深入研究的问题。    

目前，IEC TC57 WG10正在起草技术报告IEC 61850-90-6，该报告将对IEC 61850在配电自动化系统中的应用给出解决方案和建议。变电站自动化系统的大多数通信服务都是基于局域网（LAN）实现的，IEC 61850-8-1规范了抽象通信服务（ACSI）到底层通信协议MMS之间的映射。对于变电站以外的应用，这种方式存在软件实现复杂、主站资源消耗大、处理负担重等缺点。为此，IEC TC57 WG10起草了技术报告IEC 61850-8-2，该文件规范了ACSI与底层通信协议Web Service之间的映射。这种映射具有软件实现简单、主站资源消耗小、处理负担轻等优点，比较适合配电自动化系统等变电站外的应用场合。针对电动汽车的兴起，IEC TC57 WG10正在起草2份技术报告IEC 61850-90-8和IEC 61850-90-9。这2份技术报告分别针对电动汽车和储能系统中如何应用IEC 61850技术进行了规范。上述文件为IEC 61850技术在配用电领域的应用打下了基础。

国内目前在IEC 61850应用于配电网的研究工作刚刚起步。2013年起，国家电网公司陆续启动了IEC 61850用于配电自动化的相关标准的起草和制定工作。13年修订的《配电线路故障监测终端技术规范》中将IEC 61850的应用作为实现终端设备智能化、自动配置的基础。2013年8月，国网公司开始组织业内专家制定企业标准《配电自动化终端应用IEC 61850技术规范》以统一配电终端方面应用IEC 61850的技术路线，标准目前正在编制过程中。国内各主流设备制造商也陆续开展基于IEC 61850的配电自动化主站和终端的研制工作，四方、科东、山东科汇公司目前已经研制出基于IEC 61850标准的配电终端样机，但由于IEC 61850应用于配电网的技术体系尚未确立，理解不统一，技术实现差异较大，互操作效果不理想。

2.3分布式馈线自动化技术研究方面现状

馈线自动化（Feeder Automation，FA）作为智能配电网、配电自动化的一项基本内容，对于减少停电时间、提高供电可靠性起着重要的作用。根据故障处理实现方式的不同，FA可分为：（1）依靠就地信息，自动化开关相互配合的就地模式；（2）依靠全网信息，由配电自动化主站控制的集中模式；（3）近几年兴起的，依靠本地信息和相邻配电终端信息，由配电终端相互配合完成的分布式模式。

随着智能电网的发展，减少短时停电（停电时间小于等于 3分钟的停电）要求的不断提高，而依赖于通信通道和主站系统的集中模式，供电恢复时间一般都超过3分钟，不能满足减少短时停电的要求，为此依靠配电终端之间相互协作的分布式模式的FA成为当前研究的热点。分布式模式的FA系统能够不依赖配电自动化主站控制在数秒内完成故障隔离与恢复供电，适用于接有重要敏感负荷、对供电质量有更高要求的线路。

美国佐治亚工业大学2003年开发的基于端对端通信的馈线自动化，可在10秒内恢复非故障区段供电。加拿大阿尔伯特省ENMAX电力公司2004年3月在其19条25kV线路投运了分布式FA系统，到当年9月份，共为用户减少了862000分钟停电时间。国内的专家学者也对分布式FA进行了研究，提出了解决方案，如采用过程控制思想，多代理技术，GOOSE快速数据通信等实现了分布式FA。同时，随着智能配电自愈技术的发展，分布式馈线自动化也成为了配电网自愈控制的一项重要内容。

3分布式馈线自动化工作原理

图1为典型的电缆单环网运行的分布式馈线自动化系统，其中变电站出线开关（CB）为断路器，环网柜（RUM）开关为负荷开关，S为分段开关和联络开关，空心为分状态。

                          图1电缆线路分布式馈线自动化系统

3.1故障的定位与隔离

当线路上发生故障时，智能配电终端（Smart Terminal Unit，STU）通过检测当地开关处是否故障电流流过来进行故障的定位。如果，两个相邻的开关都有故障电流流过说明这两个开关之间的区段不是故障区；如果，两个相邻的开关一个有故障电流流过一个没有，则说明这两个开关之间的区段是故障区。对于下游没有相邻开关的线路末端开关来说，当STU检测到有故障电流流过时，则直接判断故障在下游区段。

当故障定位完成后，故障区段上游边界开关（与故障区段相邻的开关称为故障区段边界开关，边界开关中更靠近电源方向的开关称为上游边界开关，边界开关中远离电源方向的开关称为下游边界开关）处的STU发出跳闸的命令，并通知下游边界开关也进行跳闸操作，隔离故障。STU在确定边界开关都跳闸成功后，发出“故障隔离成功”的消息。

如图1中，当F点发生故障时，STU1检测到开关CB1处有故障电流流过，然后与STU2进行通信发现开关S11处也有故障电流流过，所以可以判断出故障不在开关CB1和S11之间的区域。STU2在检测出开关S12有故障电流流过后，与STU3通信发现开关S21处没有故障电流流过，所以可以判断出故障在开关S12和S21之间的区段。在故障定位完成后，STU2控制开关S12跳闸，然后发生命令给STU3让其控制S21进行跳闸操作，STU2在确认两个边界开关都跳闸后，发出“故障隔离成功”的消息。
3.2供电恢复

当故障不在变电站出线开关的相邻区段上时，故障点上游非故障区的供电恢复由变电站出线开关合闸来完成。

对于故障点下游非故障区的供电恢复，如果故障区在馈线干线上且不是联络开关的相邻区段时，在联络电源备用容量充足的情况下由STU控制联络开关进行合闸操作来完成故障点下游非故障区的供电。

如图1所示，当F点发生故障，在故障隔离成功后，STU1检测出开关S12不在变电站出线开关CB1的相邻区段上，所以由变电站出线开关CB1直接合闸来完成故障点上游非故障区的供电恢复。对于故障点下游非故障区的供电恢复，首先由STU4检测出故障区在馈线干线上且不是联络开关的相邻区段，然后在联络电源备用容量充足的情况下由STU4控制联络开关S32进行合闸操作来完成故障点下游非故障区的供电。
4结束语

随着不断地发展与扩充IEC 61850将成为国内外电力网络自动化发展的重要方向，同时也是从全局角度实现智能配电网多领域跨接和数据链接的必然趋势。分布式馈线自动化是智能配电网的重要组成部分，能够实现快速地（≤1秒）隔离故障恢复供电，对减少短时停电和提高供电可靠性具有重大意义。

参考文献

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[2]陈堂,赵祖康,陈星莺等.配电系统及其自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2002.

[3]李天友,徐丙垠.智能配电网自愈功能与评价指标[J].电力系统保护与控制,2010,38(22):105-108.

作者简介

战一鸣（1991-）女  研究生  研究方向：智能电网方向