网络通信技术在变电站自动化系统中的应用

精选文库网络通信技术在变电站自动化系统中的应用摘 要本论文阐述了网络通信在变电站综合自动化系统中应用的通信通道、通信功能、通信规约、网络结构、IEC 61850通信规约以及基于IEC 61850通信规约的数字化变电站等内容。从变电站综合自动化系统对站内通信网的要求入手，解释了网络通信的一些基本概念和网络通信的一些技术，总结了网络通信技术在变电站综合自动化系统中的实际应用情况，对变电站综合自动化系统今后的发展做出简要说明。本文共分7章。第1章变电站综合自动化系统的简介；第2章变电站综合自动化系统的数据通信，第3章变电站综合自动化系统的通信网络结构，第4章变电站自动化系统的通信网络及传输规约的选择；第5章基于IEC 61850的变电站自动化系统的应用研究，第6章基于IEC 61850标准的750KV数字化变电站建设；第7章是对于变电站综合自动化的现状和发展方向做一简要的说明。关键词：变电站自动化 网络通信 局域网 以太网 IEC 61850标准目 录摘 要1前 言3第1章 变电站综合自动化系统技术基础41.1 变电站综合自动化的概念41.2 变电站实现综合自动化系统的基本功能51.3 变电站综合自动化系统的结构形式6第2章 变电站综合自动化系统的数据通信92.1 变电站综合自动化系统的通信内容92.2 变电站综合自动化系统通信功能92.3 数据通信的传输方式102.4 数据远传信息通道11第3章 综合自动化系统的通信网络结构143.1 通信网拓扑结构143.2 变电站综合自动化系统采用的通信网络结构15第4章 变电站自动化系统的通信网络及传输规约的选择164.1 变电站自动化系统的通信网络选择164.2 变电站自动化系统中的传输规约选择18第5章 基于IEC 61850的变电站自动化系统的应用研究205.1 智能变电站的主要技术特征205.2 IEC 61850概述215.3 IEC 61850通信规约的技术特点225.4 IEC 61850模型概述245.5 基于IEC 61850变电站自动化系统255.6 IEC 61850与智能变电站的关系275.7 基于IEC 61850标准变电站的通信网络和系统协议28第6章 基于IEC 61850标准的750KV变电站的建设306.1 变电站的通信规约说明306.2 过程层安装方式316.3 交换机配置及GOOSE的实现326.4 小结33第7章变电站综合自动化系统的存在问题和发展趋势357.1 存在问题357.2 发展趋势36结 语38前 言变电站自动化系统是在计算机技术和网络通信技术基础上发展起来的。变电站自动化能够显著提高变电站的运行水平，增强变电站的各种功能，一经推出即得到迅速的应用。它改变了传统的二次设备的组态模式，大大提高了电网的自动化水平，增强了系统的可靠性，降低了变电站的总造价，因此近几年来在电力系统中被广泛应用。由于目前的变电站自动化系统中的后台监控系统和微机保护设备、直流设备、安稳设备等厂家的通信协议不统一，造成不同厂家连接困难，调试周期长，系统稳定性差，生命周期缩短，设备之间的互操作性差，维护工作量大，改造升级困难。国际电工委员会第 57 技术委员会制定的 IEC 61850标准，为数字化变电站的发展指明了新的方向，使变电站站内设备通信采用统一的标准。智能化一次电气设备的发展，特别是智能化开关设备、电子式电压和电流互感器等在变电站系统中的逐渐推广应用，电气设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机网络技术的高速发展，使得数字化变电站具备了必要的技术条件。基于 IEC 61850 标准的数字化变电站在国内外基本处于试验和积累经验阶段，目前建成的或正在建设的数字化变电站大多不具备真正意义上数字化变电站的全部特征。有些变电站仅实现了站内的 IED 按照 IEC 61850 标准进行通信，或者在站内采用电子式互感器。即使同时采用了以上两项技术，离实现整个变电站的数字化通信还有一段距离，特别是对断路器、隔离开关及变压器的数字化研究还不是很成熟。因此研究全数字化变电站的关键技术和理论以及设计方案对数字化变电站的推广应用具有重大意义。变电站综合自动化技术、通信技术、检测技术和控制技术等，将传统的继电保护系统、测量系统、控制系统、调节系统、信号系统和远动系统等多个独立的功能系统进行优化、组合为一套智能化的综合系统。变电站综合自动化系统是以计算机和网络通信技术为基础，将保护、控制、远动、自动装置、故障录波等分散的技术集成在一起，从而实现电网的现代化管理，并可以给运行、安全、设计、施工、检修、维护、管理等诸多方面带来直接或间接的经济效益和社会效益。第1章 变电站综合自动化系统技术基础1.1 变电站综合自动化的概念1.1.1 变电站综合自动化的概念将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。在国内，我们也可以说是包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、监视、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。1.1.2 变电站综合自动化的核心利用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机软硬件系统或自动装置代替人工进行各种变电站运行操作，对变电站执行自行监视、测量、控制和协调，变电站综合自动化的范畴包括二次设备，如控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置等。1.1.3 变电站综合自动化系统基本特征 功能实现综合化 变电站综合自动化技术是在微机技术、数据通信技术、自动化技术基础上发展起来的。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。需要指出的是，综合自动化的综合功能，“综合”并非指将变电站所要求的功能以“拼凑”的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。系统构成模块化保护、控制、测量装置的数字化采用微机实现，并具有数字化通信能力，利用把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外，模块化的构成，方便变电站实现综合自动化系统模块的组态，以适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。结构分布、分层、分散化综合自动化系统是一个分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计的，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同功能，这样一个由庞大的CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合（集成）系统。这样的综合系统往往有几十个甚至更多的CPU同时并列运行，以实现变电站自动化的所有功能。操作监视屏幕化变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视与操作。通信局域网络化、光缆化计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。因此，系统具有较高的抗电磁干扰的能力，能够实现高速数据传送，满足实时性要求，组态更灵活，易于扩展，可靠性大大提高，而且大大简化了常规变电站繁杂量大的各种电缆，方便施工。运行管理智能化智能化不仅表现在常规的自动化功能上，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节，小电流接地选线，事故判别与处理等方面，还表现在能够在线自诊断，并不断将诊断的结果送往远方的主控端。测量显示数字化用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表，直观、明了；而且打印机打印报表代替了原来的人工抄表，这不仅减轻了值班员的劳动强度，而且提高了测量精度和管理的科学性。1.1.4 变电站实现综合自动化的优越性 在线运行的可靠性高； 供电质量高； 专业综合，易于发现隐患，处理事故恢复供电快； 变电站运行管理的自动化水平高； 减少控制电缆，缩小占地面积； 维护调试方便； 为变电站实现无人值班提供了可靠的技术条件。1.2 变电站实现综合自动化系统的基本功能1.2.1 测量、监视、控制功能综合自动化系统应取代常规的测量装置，如变送器、录波器、指示针仪表等；取代常规的告警、报警装置，如中央信号系统、光字牌等。在变电站的运行过程中，监控系统对采集到的电压、电流、频率、主变压器油温等量不断的进行越限监视，如有越限立即发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值；出现电压互感器或电流互感器断线、差动回路电流过大、单相接地、控制回路断线等情况时也发出报警信号；另外，还要监视自动装置本身工作是否正常。1.2.2 继电保护功能变电站综合自动化系统中的继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护等。微机保护是综合自动化系统的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能。各类装置能存储多套保护定值，能远方修改整定值并根据要求可以选配有自带故障录波和测距系统。1.2.3 自动控制智能装置的功能变电站的自动控制功能有系统接地保护、备用电源自投、低频减载、同期检测和同期合闸、电压和无功控制（此功能可分自动和手动两种方式实现），当在调度中心直接控制时，变压器分接头开关调整和电容器组的切换直接接受远方控制，当调度（控制）中心给定电压曲线或无功曲线的情况下，可由变电站自动化系统就地进行控制。1.2.4 远动及数据通信功能变电站综合自动化的通信功能包括系统内部的现场级间的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。1.2.5 自诊断、自恢复和自动切换功能自诊断功能是指变电站综合自动化监控系统的硬件、软件（包括前置机、主机、各种智能模件、通道、网络总线、电源等）故障的自诊断，并给出自诊断信息供维护人员及时检修和更换。在监控系统中设有自恢复功能。当由于某种原因导致系统停机时，能自动产生自恢复信号，将对外围接口重新初始化，保留历史数据，实现无扰动的软、硬件自恢复，保障系统的正常可靠运行。1.3 变电站综合自动化系统的结构形式自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投运以来，变电站自动化技术已得到突飞猛进的发展，其结构体系也在不断完善。由早期的集中式发展为目前的分层分布式。在分层分布式结构中，按照继电保护与测量、控制装置安装的位置不同，可分为集中组屏、分散安装、分散安装与集中组屏相结合等几种类型。同时，结构形式正向分散式发展。1.3.1 集中式结构形式集中式结构的综合自动化系统，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。集中式是传统结构形式，所有二次设备以遥测、遥信、电能计量、遥控、保护功能划分成不同的子系统。集中结构也并非指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。如图1所示。1.3.2 分层分布式结构形式分层分布式结构的变电站综合自动化系统是以变电站内的电气间隔和元件（变压器、电抗器、电容器等）为对象开发、生产、应用的计算机监控系统。如图2所示。（1）分层式的结构 按照国际电工委员会（IEC）推荐的标准，在分层分布式结构的变电站控制系统系统中，整个变电站的一、二次设备被划分为三层，即过程层（process level）、间隔层（bay level）和站控层（station level）。其中，过程层又称为0层，间隔层又称为1层或单元层，站控层又称为2层或变电站层。1）过程层主要包含变电站内的一次设备，如母线、线路、变压器、电容器、断路器、隔离开关、电流互感器和电压互感器等，它们是变电站综合自动化系统的监控对象。过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。2）间隔层各智能电子装置（IED）利用电流互感器、电压互感器、变送器、继电器等设备获取过程层各设备的运行信息，如电流、电压、功率、压力、温度等模拟量信息以及断路器、隔离开关等的位置状态，从而实现对过程层进行监视、控制和保护，并与站控层进行信息的交换，完成对过程层设备的遥测、遥信、遥控、遥调等任务。3）站控层借助通信网络（通信网络是站控层和间隔层之间数据传输的通道）完成与间隔层之间的信息交换，从而实现对全变电站所有一次设备的当地监控功能以及间隔层设备的监控、变电站各种数据的管理及处理功能；同时，它还经过通信设备，完成与调度中心之间的信息交换，从而实现对变电站的远方监控。（2）分布式的结构所谓分布是指变电站计算机监控系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布，主要强调从系统结构的角度来研究和处理功能上的分布问题。由多个分散的计算机经互联网络构成的统一的计算机系统，该计算机系统又是一个分布式的计算机系统。在这种结构的计算机系统中，各计算机即可以独立工作，分别完成分配给自己的各种任务，又可以彼此之间相互协调合作，在通信协调的基础上实现系统的全局管理。在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，间隔层和站控层共同构成的分布式的计算机系统，间隔层各IED与站控层的各计算机分别完成各自的任务，并且共同协调合作，完成对变电站的监视、控制等任务。（3）面向间隔的结构 分层分布式结构的变电站综合自动化系统“面向间隔”的结构特点主要表现在间隔层设备的设置是面向电气间隔的，即对于一次系统的每一个电气间隔，分别布置有一个或多个智能电子装置来实现对该间隔的测量、控制、保护及其他任务。 电气间隔是指发电厂或变电站一次接线中一个完整的电气连接，包括断路器、隔离开关、TA、TV、端子箱等。 第2章 变电站综合自动化系统的数据通信2.1 变电站综合自动化系统的通信内容2.1.1 变电站内的信息传输内容现场的变电站综合自动化系统一般都是分层分布式结构，需要传输的信息有下列几种。（1）现场一次设备与间隔层的信息传输间隔层设备大多需要从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要包括断路器、隔离开关位置、变压器分接头的位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息以及断路器操作信息。（2）间隔层的信息交换在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。同时，不同间隔层之间的数据交换有主后备继电保护工作状态、相关保护动作闭锁、电压无功综合控制装置等信息。（3）间隔层与变电站层的信息测量及状态信息。正常及事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关，主变压器分接开关位置、各间隔层运行状态、保护动作信息等。操作信息。断路器和隔离开关的分、合闸命令，主变压器分接开关位置的调节，自动装置的投入与退出等。参数信息。微机保护与自动装置的整定值等。另外还有变电站层的不同设备之间通信，要根据各设备的任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作命令等。2.1.2 综合自动化系统与控制中心的通信内容综合自动化系统前置机或通信控制机具有执行远动功能，会把变电站内相关信息传送控制中心，同时能接受上级调度数据和控制命令。变电站向控制中心传送的信息通常称为“上行信息”，包括遥测和遥信；而由控制中心向变电站发送的信息，常称为“下行信息”，包括遥控和遥调。这些信息是变电站和控制中心共有的，不必专门为送控制中心而单独采集。2.2 变电站综合自动化系统通信功能2.2.1 微机保护的通信功能微机保护的通信功能除了与微机监控系统通信外，还包括通过监控系统与控制中心的数据采集和监控系统的数据通信。具体内容包括：接受监控系统查询；向监控系统传送事件报告；向监控系统传送自检报告；校对时钟，与监控系统对时，修改时钟；修改保护定值；接受调度或监控系统值班人员投退保护命令；保护信号的远方复归；实时向监控系统传送保护主要状态。2.2.2 自动装置的通信功能与信息内容自动装置的通信内容包括接地选线装置、备用电源自投、电压、无功自动综合控制与监控系统的通信。具体如下：小电流接地系统接地选线装置的通信内容，母线和接地线路，母线TV谐振信息接地时间，谐振时间，开口三角形电压值等；备用电源自投装置的通信功能，与微机保护通信功能相似；电压和无功调节控制通信功能，除具有与微机保护相类似的通信功能外，电压和无功调节控制还必须具有接收调度控制命令的功能。2.2.3 微机监控系统的通信功能具有扩展远动RTU功能。常规变电站远动RTU功能包括遥测、遥信、遥调、遥控的四遥功能。在无人值守的变电站里，极大的扩展了常规变电站远动RTU功能的应用领域，总的信息量也比常规RTU装置的容量大得多。主要扩展了对保护系统及其他智能系统的远东功能。如保护定值远方监视、切换与修改、故障录波、故障测距的远方传送与控制等。具有与系统通信的功能。变电站微机监控系统与系统的通信具备两条独立的通信信道。一条是常规的电力线载波通道，另一条是数字微波通信或光纤通信信道。有的变电站微机监控系统要求具有多个远方调度中心的SCADA系统通信的功能，如可同时与县调、地调通信。2.3 数据通信的传输方式2.3.1 并行数据通信并行数据通信是指数据的各位同时传送。可以以字节为单位（8位数据总线）并行传送，也可以以字为单位（16位数据总线）通过专用或通用的并行接口电路传送，各位数据同时传送，同时接受。并行传输速度快，但是在并行传输数据线外，往往还需要一组状态信号线和控制信号线，数据线的根数等于并行传输信号的位数。显然并行传输需要的传输信号线多、成本高，因此常用在短距离传输中（通常小于10m）要求传输速度高的场合。早期的变电站综合自动化系统，由于受当时通信技术和网络技术等具体条件的限制，变电站内部通信大多采用并行通行，在综合自动化系统的结构上，多为集中组屏式。2.3.2 串行数据通信串行数据是数据一位一位顺序的传送。显而易见，串行通信数据的各不同位，可以分时使用同一传输线，故串行通信最大的优点是可以节约传输线，特别是当位数很多和远距离传送时。但串行传输的缺点是传输速度慢，且通信软件相对复杂。因此适合于远距离的传输，数据串行传输的距离可达数千公里。在变电站综合自动化系统内部，各种自动装置间或基点保护装置与监控系统间，为了减少连接电缆，简化配线，减低成本，常采用串行通信。2.4 数据远传信息通道变电站远动通信的通道类型较多。通道可简单的分为有线信道和无线信道两大类。明线、电缆、电力线载波和光纤通道等都属于有线信道，而短波、散射、微波中继和卫星通信等都属于无线信道。2.4.1 明线或电缆信道这是采用架空或敷设线路的一种通信方式。其特点是线路敷设简单，线路损耗大，易受干扰，主要用于近距离的变电站之间或变电站与调度或监控中心的远动通信。常用的电缆有多芯电缆、同轴电缆等类型。2.4.2 电力线载波通信通道采用电力线载波方式实现电力系统内话音和数据通信是最早采用的一种通信方式。一个电话话路的频率范围为0.33.4KHz，为了使电话与远动数据复用，通常将0.32.5KHz划归电话使用，2.73.4KHz划归远动数据使用。远动数据采用数字脉冲信号，故在送入载波机之前应将数字脉冲信号调制成2.73.4KHz的信号，载波机将话音信号与该已调至的2.73.4KHz信号迭加成一个音频信号，再经调制放大耦合到高压输电线路上。在接收端，载波信号先经载波机解调成音频信号，并分理出远动数据信号，经解调得远动数据的脉冲信号。2.4.3 微波中继通信微波中继通信简称微波信道。微波是指频率为300MHz300GHz的无线电波，它具有直线传播的特性，其绕射能力弱。由于地球是一球体，所以微波的直线传输距离受到限制，需经过中继方式完成距离的传输。在平原地区，一个50m高的微波天线通信距离为50km左右。因此，远距离微波通信需要多个中继站的中继才能完成。微博信道的优点是容量大，可同时传送几百乃至几千路信号，其发射功率小，性能稳定。2.4.4 卫星通信卫星通信是利用位于同步轨道的通信卫星作为中继站来转发或反射无线电信号，在两个或多个地面站之间进行通信。和微波通信相比，卫星通信的优点是不受地形和距离的限制，通信容量大，不受大气骚动的影响，通信可靠。2.4.5 光纤通道光纤通信就是以光波为载体、以光导纤维作为传输媒介，将信号从一处传输到另一处的一种通信手段。随着光纤技术的发展，光纤通信在变电站作为一种主要的通信方式已越来越得到广泛的应用。其特点如下：具有很好的抗电磁干扰能力；传输频带宽、容量大、功能价格比较高；安装维护简单；线径细、质量轻、抗化学腐蚀；损耗小、中继距离远；保密性强、无串话干扰；节约有色金属和原材料。光纤通道用光导纤维作为传输媒介，形式上是采用有线通信方式，而实质上它的通信系统是采用光波的通信方式，波长为纳米波。目前，光纤通信系统采用简单的直接检波系统，即在发送端直接把信号调制在光波上（将信号的变化变为光频强度的变化），通过光纤传送到接收端。接收端直接用光电检波管将光频强度的变化转变为电信号的变化。如图所示，光纤通道示意图。光纤通信系统主要由电端机、光端机和光导纤维组成。发送端的电端机对来自信源的模拟信号进行A/D转换，将各种低速率数字信号复接成一个高速率的电信号进入光端机的发送端。光纤通信的光发射机俗称光端机，实质上是一个电光调制器，它用脉冲编码调制（PCM）电端机发数字脉冲信号驱动电源（如发光二级管LED），发出被PCM电信号调制的光信号脉冲，并把该信号耦合进光纤送到对方。远方的光接收机，也称光端机装有检测器（一般是半导体雪崩二极管APD或发光二极管PIN）把光信号转变为电信号，经放大和整形处理后，再送至PCM接收端机还原成发送端信号。远动和数据信号通过光纤通信进行传送是将远动装置或计算机系统输出的数字信号送入PCM终端机。因此，PCM终端机实际上是光纤通信系统与RTU或计算机的外部接口。第3章 综合自动化系统的通信网络结构3.1 通信网拓扑结构3.1.1 星形网星形网拓扑结构如图6（a）所示，每一个终端均通过单一的传输链路与中心交换节点相连。它以中央节点为中心，一个节点向另一个节点发送数据，必须向中央节点发送请求，一旦建立连接，这两个节点之间就是一条专用连接线路，信息传输通过中央节点的存储 转接来完成。这种结构要求中央节点的可靠性很高，否则出现故障就会危及整个网络。星形网具有结构简单、建网容易且易于管理的特点。缺点是线路利用率低、安全性差。3.1.2 总线形网总线形网拓扑结构如图6（b）所示，通过总线把各个节点连接起来，从而形成一个共享信道。它的所有节点都通过相应的硬件接口连接到一条无源公共线上，任何一个节点发出的信息都可沿着总线传输，并被总线上其它任何一个节点接受。它的传输方向是从发送点向两端扩散传送，是一种广播式结构。每一个节点的网卡上有一个收发器，当发送节点发送的目的地址与某一节点的接口地址相符时，该节点即接受该信息。其结构简单、扩建方便；一个节点损坏，不会影响整个网络工作。但由于共用一条总线，所以要解决两个节点同时向一个节点发送信息的碰撞问题，这对实时性要求较高的场合不太适用。3.2 变电站综合自动化系统采用的通信网络结构变电站综合自动化系统的通信网络结构主要采用总线形网。因为总线网是将网络各节点和一根总线相连，每一节点都可以和其它接点直接通信，消除了瓶颈现象，可靠性较高，成为当前站内通信网的首选。第4章 变电站自动化系统的通信网络及传输规约的选择4.1 变电站自动化系统的通信网络选择通信网络作为实现变电站自动化系统内部各种IED，以及与其他系统之间的实时信息交换的功能载体，它是连接站内各种IED的纽带，必须能支持各种通信接口，满足通信网络标准化。4.1.1 35kV变电站通信网络在小规模的35kV变电站和110kV终端变电站，可考虑使用RS-422和RS-485组成的网络。RS-422和RS-485串口传输速率指标是不错的，在1000m内传输速率可达100Kb/s，短距离速率可达10Mb/s，RS-422串口为全双工；RS-485串口为半双工，媒介访问方式为主从问答式，属总线结构。这两个网络的不足在于接点数目比较少，无法实现多主冗余，有瓶颈问题，RS-422的工作方式为点对点，上位机一个通信口最多只能接10个节点，RS-485串口构成一主多从，只能接32个节点，此外有信号反射、中间节点问题。4.1.2 110kV变电站通信网络现场总线网将网上所有节点连接在一起，可以方便的增减节点；具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能；常用的有Lon Works网、CAN网。两个网络均为中速网络，500m时Lon Works网传输速率可达1Mb/s，CAN网在小于40m时达1Mb/s，CAN网在节点出错时可自动切除与总线的联系，Lon Works网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式：CAN网为问答式，Lon Works网为载波监听多路访问/冲撞检测（CSMA/CD）方式，内部通信遵循Lon Talk协议。CAN网开销小，一帧8位字节的传输格式使其服务受到一定限制。Lon Works网为无源网络，脉冲变压器隔离，具有强抗电磁干扰能力，重要信息有优先级。因此Lon Works网可作为一般中型110KV枢纽变电站自动化通信网络。4.1.3 220kV及以上变电站通信网络220500kV变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高（要求速率130Kbit/s），Lon Works网络的实时性、宽带和时间同步指标也达到要求。可考虑Ethernet网或Profibus网。Ethernet网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP/IP协议。4.1.4 局域网的应用（1）计算机局部网络（Local Area Networks，LAN），简称局域网，它是把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互联起来，并按着网络通信协议实现通信的系统。在该系统中，各计算机即能独立工作，又能交换数据进行数据通信。构成局域网的四大因素是网络的拓扑结构和传输介质、传输控制和通信方式。（2）常用的局域网以太网目前，应用最广的一类局域网是总线型局域网，即以太网。它的核心技术是随机征用型介质访问控制方法，即带有冲突检测的载波侦听多路访问（CSMA/CD）方法。CSMA/CD方法用来解决多节点如何共享公用总线的问题。在以太网中，任何节点都没有可预约的发送时间，它们的发送都是随机的，并且网中不存在集中控制的节点，网中节点都必须平等的争用发送时间，这种介质访问控制属于随机征用型方法。连接在电缆上的设备争用总线，冲突采用CSMA/CD协议控制。为了有效地实现分布式多节点访问公共传输介质的控制策略，CSMA/CD的发送流程可以简单的概括为四点：先听后发、边听边发、冲突停止、随机延迟后重发。以太网采用总线形拓扑结构。它是一种局部通信网，通常在线路半径110Km中等规模的范围内使用，为单一组织或单位的非公用网，网中的传输介质可以是数据线、同轴电缆或光纤等。它的特点是：信道带宽较宽；传输速率可达10Mbit/s，误码率很低（一般为1010Mbit/s）；具有高度的扩充灵活性和互联性；建设成本低，见效快。图7是一个以太网的结构框图。从图中可以看出：凡是用同轴电缆互连的各站都能收到主机HOST发出的报文分组，但只有要求接受的那一终端才能接受。这样就需要路径选择，且控制也是分散的，也就是说以太网中没有交换逻辑装置，因此没有中央计算机控制网络。这种分布式网络可接收从各个终端发出的语言、图形、图像和数据信息，形成综合业务网。它的突出特点是使用可靠的信道而不是各种功能设备，当网中某一站发生故障时不会影响整个系统的运行。4.1.5 现场总线的应用（1）Lon Works总线的通信网络Lon Works技术为设计和实现可互操作的通信网络提供了一套完整、开放、成品化的解决途径。CSC-2000型变电站综合自动化系统就是采用Lon Works网络的总线型分散分布式实例。采用Lon Works网络的通信系统如图8所示。（2）变电站层、主站通信功能。由图可知，它只分为两层：变电站层和间隔层，Lon Works网络取消了通信管理层。变电站层有三个主站并相互独立，提高了系统的冗余度。主站1主管系统监控，它有一个监控总线网卡与Lon Works1（监控总线）和Lon Works2（录波总线）监控总线链接，还通过RS-232接口连接人机界面的PC机，用做后台监控。主站2也设置一个监控总线网卡主管远动传送接收信息，通过MODEM将监控信息传送给调度中心。工程师站有两个网卡，分别监控总线和录波总线。接监控总线的PC机具有监视系统功能，但不能作控制操作；接录波总线的网卡，按个间隔变化（或专用录播装置）的录播数据。从Lon Works总线形式变换为RS-232串口接线形式，通过MODEM和电话通信网传向具有电话通信功能的远方另一端，因此该主站微机系统具有录播数据远方通信功能。4.2 变电站自动化系统中的传输规约选择在变电站综合自动化系统中，为了保证通信双方能有效地、可靠和自动的通信，在发送端和接收端之间规定了一系列约定（信息格式和信息内容等）和顺序，这种约定和顺序称为通信规约（或通信协议）。一个通信规约包括：代码（数据编码）、传输控制字符、传输报文格式、呼叫和应答方式。4.2.1 变电站和调度中心之间的传输规约目前各个地方情况不一，现场采用规约有各种形式。我国调度自动化系统中常采用三类规约：循环式规约（如CDT、DXF5和C01等）、问答式规约（如SC-1801、u4F和MODBUS）和对等式规约（如DNP3.0等）。1995年，IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC 60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年原电力部颁布了国际101规约的国内版本DL/T634-1997，并在1998年的桂林会议上进行了宣讲。该规约为调度端和变电站端之间的信息传输制定了标准，今后变电站自动化设备的远方调度传输协议上应采用101规约。4.2.2 站内局域网的通信规约目前各生产厂家基本上各作各的密码，造成不同厂家设备通信连接的困难和以后维护的隐患。IEC在1997年颁布了IEC 60870-5-103规约，国家经贸委在1999年颁布了103规约的国内版本DL/T667-1999，并在2000年的南昌会议上进行了宣讲。103规约为继电保护和间隔层（IED）设备与变电站层设备间的数据通信传输规定了标准，今后变电站自动化站内协议要求采用103规约。4.2.3 电力系统电能计量传输规约对于电能计量采集传输系统，IEC在1996年颁布的IEC 60870-5-102标准，即我国电力行业标准DL/T719-2000，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的，今后电力系统电能计量传输协议要求采用102规约。4.2.4 总结上述的三个标准即101、102、103协议，运用于三层参考模型（EPA）即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站自动化技术发展的三个重要标准。这些国际标准按照非平衡式和平衡式传输远动信息的需要制定，完全能满足电力系统中各种网络拓扑结构，得到了广泛的应用。随着网络技术的迅猛发展，为满足网络技术在电力系统中的应用，通过网络传输远动信息，IEC TC57在IEC 60870-5-101基本远动任务配套标准的基础上制定了IEC 60870-5-104传输规约，采用IEC 60870-5-101的平衡传输模式，通过TCP/IP协议实现网络传输远动信息，它适用于PAD（分组装和拆卸）的数据网络。目前分层分布面向对象的思想已为人们所接受，变电站自动化系统的结构为2层，即通过通信网络连接的间隔层和变电站层，变电站到调度端通信逐步淘汰MODEM方式，采用TCP/IP模式上网。第5章 基于IEC 61850的变电站自动化系统的应用研究智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，实现与相邻变电站、电网调度的互动。智能变电站包括统一的信息平台，统一的传输规约。IEC 61850是目前关于变电站自动化系统及其通信的国际标准，是目前为止最为完善的变电站自动化通信标准，全称是“Communication networks and system in substations”，即变电站通信网络和系统。其技术特点是对变电站的通信进行分层、面向对象建模、统一的描述语言和抽象服务接口。该标准按照自动化系统所需的监视、控制和保护等功能，提供了统一完整的信息模型和服务，并且为不同厂家产品间实现互操作和信息共享，其实践应用表明它将为站内自动化系统的进一步发展提供坚实的基础。变电站自动化系统的发展方向集中体现在对变电站网络信息化、数字化和自动化应用上, 未来变电站自动化系统强调的是变电站整体信息化和自动化的程度。以信息化网络为基础，变电站实现少人值班，甚至无人值班，完全由控制中心远方操作与监控将是今后变电站的发展方向。变电站信息开放化，数字化，设备分散分布化，功能应用智能化是今后IEC 61850变电站发展的新特点。5.1 智能变电站的主要技术特征5.1.1 数据采集数字化数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量系统（如光电式互感器或电子式互感器）采集电流、电压等电气量。实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，开关场经传导、感应及电容耦合等途径对于二次设备的各种电磁干扰将大为降低，可大大提高设备运行的安全性；非常规互感器送出的是数字信号，以弱功率数字量输出，可以直接为数字装置所用，省去了这些装置的数字信号变换电路；增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度。5.1.2 系统分层分布化数字化变电站自动化系统在逻辑结构上可划分为间隔层、变电站层和过程层。过程层是分担了常规变电站间隔层的部分功能，实现所有与一次设备接口相关的功能，包括开入/开出、模拟量采样等；间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备产生作用；变电站层的功能是利用全站的数据对全站的一次设备进行监视和控制及与远方控制中心的数据交换。这种分层分布式数字化变电站自动化系统采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整的记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。5.1.3 系统结构紧凑化数字化电气量测系统具有体积小、质量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统（PASS全封闭组合电器）中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元（如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等）作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化设计；在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整的安装在开关柜上。5.1.4 系统建模标准化IEC 61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施等方面。5.1.5 信息交换网络化数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。变电站内设备之间通过高速网络进行信息交换，二次设备不再出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，即通过采用标准以太网技术真正实现了数据及资源共享。5.1.6 信息应用集成化数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计算等装置存在的硬件配置重置、信息不共享及投资成本大等问题的发生。5.1.7 设备操作智能化新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护与控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。5.1.8 设备检修状态化在数字化变电站中，可以有效的获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视，在线监视一、二次设备的健康状况，根据监视和分析的诊断结果科学安排检修时间和项目。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。5.1.9 运行管理自动化采用自动故障分析系统、设备健康状态监视系统和程序化控制系统等自动化系统，提升了运行管理自动化水平、大大简化了运行维护。5.2 IEC 61850概述IEC 61850的宗旨是“一个世界、一种技术、一种标准”，目标是实现设备间的互操作，实现变电站自动化系统无缝集成，该标准是今后电力系统无缝通信体系的基础。其作为国际统一变电站通信标准已经广泛的认同与应用。所谓互操作是指一种能力，使分布的控制系统设备能即插即用、自动互联，实现通信双方理解相互传送与接收的逻辑信息命令，并根据信息正确响应、触发动作、协调工作，从而完成一个共同的目标。互操作的本质是如何解决计算机异构信息系统集成问题。IEC 61850不是一个单纯的通信规约，而是一个面向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。与以往变电站自动化系统通信协议不同，IEC 61850除了定义了变电站自动化系统的通信要求和数据交换外，还对整个系统的通信网络和体系结构、对象模型、项目管理控制、测试方法等进行了全面详尽的描述和规范。该标准不仅适用于变电站内部通信网络，也适用于变电站和控制中心之间的通信。IEC 61850采用了面向对象思想建立逻辑模型、基于XML技术的变电站配置描述语言SCL、将ACSI映射到MMS协议、基于ASN.1编码的以太网报文等计算机异构信息集成技术。IEC 61850共分为10个部分，其中第1、2、3、4、5部分为简单概述、术语、总体要求、系统项目管理、通信性能评估方面内容；第6-9部分为通信标准核心内容；第10部分为IEC 61850规约一致性测试内容。由于变电站与变电站、调度中心与调度中心之间各种协议不兼容，IEC委员会TC57工作组认为有必要从变电站信息源头直至调度中心采用统一的通信协议，IEC 61850数据对象统一建模有必要与IEC 61850还正在向风能、水电、配电和工业控制等其他领域拓展应用，凭借良好的可扩展性和体系结构，IEC 61850将在全世界所有电力相关行业的信息共享，功能交换及调度协调方面发挥重大的、决定性的作用。5.3 IEC 61850通信规约的技术特点5.3.1 面向对象的建模技术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令实例。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9所示。5.3.2 分层分布体系首先IEC 61850把变电站自动化系统分成变电站层、间隔层、过程层三个层次，从过程层到间隔层、间隔层到变电站层都采用工业以太网通信。变电站中的每个IED设备均为服务器，从逻辑上可以划分为逻辑设备、逻辑节点、数据对象和数据属性四层。在实现时可以将变电站层、间隔层、过程层保护和监控功能作为逻辑节点自由分配到任一IED中，但在逻辑上可以将多个IED中的逻辑节点灵活组合为一个逻辑设备。IED之间通过抽象通信服务接口ACSI提供的服务就可建立其完整的分层数据模型，从而实现数据的交换。如图10所示。 -IF1；-IF6；-IF4；-IF5；-IF3；-IF8；-IF2；-IF9；-IF7；-IF10图10中各逻辑接口的定义如下：IF1：间隔层与变电站层之间保护数据交换；IF2：间隔层与远方保护之间保护数据交换；IF3：间隔层间隔内数据交换；IF4：过程层与间隔层之间电子式互感器瞬时数据交换；IF5：过程层与间隔层之间控制数据交换；IF6：间隔层与变电站层之间控制数据交换；IF7：变电站层与远方工程师站的数据交换；IF8：间隔层间隔之间直接数据交换，尤其是“五防”联/闭锁这样的快速功能；IF9：变电站层内数据交换；IF10：变电站（装置）与远方控制中心之间控制数据交换。5.3.3 抽象通信服务接口和特殊通信服务映射技术IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立与所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（Abstract Communication 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 Communication Service Map，SCSM）映射到所采用的具体协议，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