沈阳工程学院毕业设计

1、第一章 ICE61850标准1.1概述IEC 61850标准不仅给变电站自动化系统提供最完备的通信标准，而且能够对数字化变电站应用技术做好最大的支撑。IEC 61850标准还运用到给变电站的自动化系统所处理的对象建立了一致的模型，这个操作主要是根据该通信标准来进行的；而且在整个过程中还需要采用相关的技术和接口，主要有面向对象技术和抽象服务通信接口（Abstract Communication），而且该接口是不依赖系统所具有的网络的结构的，同时还应用了GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event），它是针对通用对象的，传输实时性要求高的事件；使用X

2、ML文档对装置数据内容和结构进行描述；提出SCL(Station Configuration Language)语言描述变电站配置。目的是实现设备间的无缝连接，达到“即插即用”， “一个世界、一种技术、一个标准”是工业控制通信所追求的最终目标。变电站自动化系统的功能除控制、监视和保护3大功能外，还包括变电站自动化系统的维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能。采用变电站自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备（Intelligent Electronic Device，IED)组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享

3、，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。这样既提高了系统的经济性，又改善了可靠性。因此，变电站集成和自动化已成为电力行业降低安装、维护和运行成本的有效途径。在变电站自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的IED，甚至同一厂家不同型号的IED 所采用的通信协议和用户界面的不同，因而难以实现无缝集成和互操作。因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED 互联，还要对用户进行培训，这在很大程度上削弱了变电站实现自动化的优点和意义。因变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性、可扩展性和高可靠性等性能。这在以往系统分析和设计过程中通常是被忽视的。互操作性，即同一厂家或不同厂家的多个

4、IED要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。设备的互操作性可以最大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成。可扩展性，这就要求系统在设计时，软件系统和硬件系统都尽可能采用模块化设计方法，方便未来的系统扩展，同时要求通信接口标准化，系统具有开放性。高可靠性，系统应具有冗余结构，特别是作为系统数据通道的通信系统和人机界面的监控主站应具有互相独立的冗余配置。在故障情况下，冗余的通信系统和监控主站应该可以在系统不停止工作的情况下进行热切换，以保证系统执行相应的保护和自动控制任务。IEC 在充分考虑上述变电站自动化系统的功能和要求，特别是互操作性要求的基础上，制定了变电站内通信网络

5、与系统的通信标准体系¾¾IEC61850 标准。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术，使得数据对象的自描述成为可能，为不同厂商的IED 实现互操作和系统无缝集成提供了途径。1.2 IEC 61850 标准简介IEC 61850 标准的主要内容在 20 世纪90 年代初，欧洲和美国同时开展了这方面的研究工作，并制定了相应标准2,3。为了避免两个标准冲突，在IEEE 和IEC 的共同协调下，IEC 决定以UCA 2.0 数据模型和服务为基础，将UCA 的研究结果纳入IEC 标准，建立世界范围的统一标准¾¾IEC 61850，并于1999 年3 月提出了委

6、员会草案版本。IEC 61850 标准草案主要包括的系列文档如图1 所示。就概念而言，IEC 61850 标准草案主要围绕以下4 个方面展开：（1）功能建模从变电站自动化通信系统的通信性能（PICOM）要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型（Part 5）。（2）数据建模采用面向对象的方法，定义了基于客户机/服务器结构的数据模型（Part 7-3/4）。（3）通信协议定义了数据访问机制（通信服务）和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS（IEC 61850-8-1）。在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络（IEC61850-

7、9-1）或映射成基于IEEE 802.3 标准的过程总线（IEC 61850-9-2）（Part 7-2，Part 8/9）。（4）变电站自动化系统工程和一致性测试定义了基于XML（Extensible Make up Language的结构化语言（Part 6），描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED 结构化数据。为了验证操作性，Part10 描述了IEC 61850 标准一致性测试。 1. 2.1 IEC 61850 标准的本质内涵作为下一代变电站的无缝通信标准， IEC 61850 充分借鉴了变电站通信、计算机、工业控制等领域的长期经验 5 。在IEC 61850 鲜明技术特点的背后，

8、是IEC61850 与以往变电站通信标准的实质性差别， 而理解IEC 61850 的本质是应用IEC 61850 的基础。IEC 61850 是变电站自动化通信标准， 通信标准的本质目标是实现双方快速准确的理解相互传达与接收到的逻辑信息命令， 并正确执行命令。由于各设备生产商生产的智能电子设备， 可能采用不同的芯片、不同的硬件架构、不同的嵌入式系统， 它们组成了一个复杂的异构环境系统， 所以变电站中设备之间的通信是一个复杂的分布式信息交互问题。变电站设备要实现互操作实际就是解决如何在异构环境下实现数据交换的问题。IEC 61850 标准制定的思路与以往IEC 60870 等标准在解决信息表达与

9、传输问题方面相比上存在着根本的区别， 主要是借鉴了近些年来计算机解决异构环境领域的常用的ASN. 1， XML 等技术来解决变电站中的信息交互问题， 因此IEC 61850 标准的本质可以理解为是解决变电站中异构环境下数据交换问题的一个实现方案。IEC 61850 标准充分综合了ASN. 1 与XML 两种技术的各自优势， 利用A SN. 1 的二进制编码信息传输效率优势， 用它作为主要的实时信息交互通信方式， 利用XML 直观与带自描述特性在XML 1. 0 版本的基础上推出了变电站配置语言SCL， 用于描述变电站系统的结构与智能电子设备的能力及定义通信参数等。如图1 所示。W2G 组织提出

10、了要将MMS 映射到XML，采用XML 技术来代替MMS 协议中的ASN. 1 编码，所以ASN. 1 与XML 两者正在不断的相互借鉴发展。1.3 IEC61850 技术特点分析IEC 61850 规约体系完善， 相对于基于报文结构的传统规约， 应用面向对象技术的IEC 61850 有明显的技术特点和优势。( 1) 系统分层技术: IEC 61850 明确了变电站自动化系统的三层结构: 变电站层、间隔层和过程层以及各层之间的接口意义。将由一次设备组成的过程层纳入统一结构中， 这是基于一次设备如传感器、执行器的智能化和网络化发展。( 2) 面向对象的建模技术: 为了实现互操作性， IEC618

11、50 标准采用面向对象技术， 建立统一的设备和系统模型， 采用基于XML 的SCL 变电站设备通信配置语言来全面的描述设备和系统， 提出设备必须具有自描述功能。自描述、自诊断和即插即用的特性， 极大方便了系统的集成， 降低了变电站自动化系统的工程费用。( 3) 抽象服务通信接口技术: IEC 61850 为实现无缝的通信网络， 提出抽象通信服务接口( ACSI) 4 ， 接口技术独立于具体的网络应用层协议， 与采用何种网络无关， 可充分适应TCP/ IP 以及现场总线等各类通信体系， 而且客户只需改动特定通信服务映射( SCSM) ， 即可完成网络转换， 从而适应了电力系统网络复杂多样的特点。

12、 1.3.1 IED 设备之间的互操作性IEC 61850标准之所以能够被制定出来，其中最重要的原因是为了使得设备间具备互操作性，甚至是互换性，这些设备指的是存在于变电站内的各种各样的智能IED设备。有了IED设备的互操作性（interoperability）,可以使得软硬件投资的用户得到最好的保护和照顾，另外，不同的商家之间的产品存在着一定的差异性，在这样的操作下可以使得不同的产品之间实现集成，同时，IED设备所具备的这种性能还可称为：“来自同一厂家或不同厂家的IED之间交换信息，和正确使用信息协同操作的能力”。从确定性方面进行考虑，语言表述上是否明确就是所谓的互操作性，而针对性与确定性二者

13、是分不开的，但就针对性来说，它更多的是在应用领域中被强调，若以IEC61850标准为基础，这种针对性是面向变电站自动化领域的。它所涉及的不仅关系到语言的表述问题，而且还与相关的保护操作有关。比如那些“模拟量”、“信号量”、“电压”、“电流”这样的表述则是属于前一种情况，而类似于“距离一段出口”这样的表述则是属于后者的情况。我们根据信息语义中的偏序关旭来探讨，不同的约定层次在是能够以相对数据对象含义的逼近程度来阐述的。同时也表示了用于互操作的信息之间是否相对应，在语义层面上，他们针对性和互操作性两者之间存着着正关系，互操作性对于语义约定的层次也是有一定的要求的，太低的层次是无法实现互操作性的，就

14、像最早时候采用的通信协议。另一方面，对于语义的确定性我们还需要考虑一定的环境和背景，环境条件一定要能够保证自动化的顺利进行，诸如相应的表述上，应该对某一方面进行阐明，但是在确定性方面它是不合格的，不能满足互操作性的要求，因为像“一段出口”这样的表述在语义上存在着二义性。IEC61850标准中给出了一些针对IED的测试方法，包括一致性测试和性能测试。前者属于“证书”测试，后者属于应用测试。二者方法所要达到的目的也是不同的，如果想知道IED能否达到特定的标准，就必须应用一致性测试的方法，而性能测试的方法则是对系统进行一次全面的检测，通过这样的检测了解系统在运行方面能否达到标准。根据保护系统中的应用

15、测试，来了解系统“四性”是否一定达到了相应的标准。必须模拟保护系统中的网络情况，包括系统中电网的运行情况和通信网络情况，而且在这样的保护系统中的所有程序和操作都采用数字化的，其中构成保护系统的设备主要包括新型互感器、合并单元、交换机和数字式保护。另外，不同测试其完成的主体也是不同的，前者主要由授权机构来完成，而后者则是由个体用户负责的。常规和数字化变电站系统都应用了一致性测试和应用测试，但是二者在数字化变电站系统中的联系却更为密切。一般来说，后者是要以前者作为基础和条件的。一个产品，首先要经过一致性测试，才有足够的资格进行应用测试，这样的资格指拥有构成应用系统的条件。但是有些产品，虽然已经通过

16、了前一个测试，而且也拥有一定的能力可以进行系统的构建，但是在应用测试的时候，却无法达到要求，这种情况还是比较常见的。它主要是由繁杂的IEC61850标准、网络异常情况下其性能的未知性和一些系统对实时性的高要求造成的，则海洋的系统有保护系统、监控系统等。一个产品通过了应用测试就一定通过了一致性测试，但是反过来未必成立。正因为如此，对于数字化变电站，在构建的过程中，绝对不允许忽视其中的任何一种测试，由其要注重对系统应用性能的测试工作。测试过程中，一致性测试是IEC61850标准实施的最后一步，它包括了静态一致性测试和动态一致性测试两种测试，为了使得产品能够符合标准对一致性所提出的要求，必须进行静态

17、一致性测试。其中最要包含了对MICS、PICS、PIXIT，它们对应的中文名称为模型实现一致性声明服务实现一致性声明、服务实现额外信息一致性声明。动态一致性测试是想要对产品是否能够达到产品一致性声明的要求，这种测试主要是针对产品的行为，包括产品的通信和接口环节。进行该种测试之前要严格设置一套方案，它所包含的内容有测试用例、测试环境、测试步骤，而且这样的一套方案是需要根据一定的产品资料和标准来制定的，由测试机构完成。通过一致性测试，它所测试的结果并不能对产品的功能和性能做出相关的判断，它只是给出了产品关于通信和接口环节在一致性方面是否能够达到产品的标准要求。对一个设备或系统的设计，通常需要观察其

18、所能运行的各种功能或性能是否能够达到设计的目标，而性能测试（performance）所提供的就是一种对于IED进行的测试，它需要以应用性能要求为基础。通过性能测试，可以对系统的性能做出相应的评估。一般来说，性能测试包括两个环节，一个是关于适应性的，主要是在当前所处的条件下，观察所测试的产品或系统的工作状态是否正常，其中最常用到的测试方式是EMC测试；另一个环节是为了保证系统能够符合设计性能的要求，如测控装置的功能性试验、保护装置的动态模拟测试等。1.4基于IEC 61850 标准的变电站内通信系统框架模型作为变电站自动化通信网络和系统的标准，IEC 61850 主要强调面向对象的建模和对基于客

19、户机/服务器结构的应用数据交换的定义。一典型变电站自动化系统的通信系统框架模型如图4 所示。（1）物理层/数据链路层选择以太网作为通信系统的物理层和数据链路层的主要原因是以太网在技术和市场上已处于主流地位。另外，随着快速以太网、G-比特以太网技术逐步成熟，对变电站自动化应用而言，网络带宽已不再是制约因素，由冲撞引起的传输延时随机性问题已淡化。曾有一种观点，认为因以太网具有载波侦听多路访问（CSMA/CD）的本质，其对“实时”信息传输造成延迟的随机性无法预测，因而不能满足实时系统的需要。因为两个或多个以太网节点同时访问共享的传输介质局域网（LAN）时会造成数据冲突，此时所有冲突的节点会按退避算法

20、（backoffalgorithm）随机延迟一定的时间，然后试图重新访问介质，以获得介质的访问权。这样就无法确切地估计冲突节点所需的随机等待时间，因而有可能造成“实时”信息传输无效。为了定性地说明这一问题，美国电力研究院（EPRI）对此进行了研究，在特定的“最恶劣”情形下对比了以太网和12M 令牌传递Profibus 网的性能。研究结果表明，通过交换式HUB 连接的10M以太网完全能够满足变电站自动化系统网络通信“实时”性的要求，并且以太网快于12M 令牌传递Profibus 网络。（2）网络层/传输层选择事实标准的 TCP/IP 协议作为站内IED 的高层接口，实现站内IED 的Intran

21、et/Internet 化，使得站内IED 的数据收发都能以TCP/IP 方式进行。这样，监控主站或远方调度中心采用TCP/IP 协议就可以通过广域网（WAN）甚至Internet 获得变电站内的数据。同时，采用标准的数据访问方式可以保证站内IED 具有良好的互操作性。（3）应用层选择制造报文规范（MMS）5作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED 中基于IEC 61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS 中通用的对象和服务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS 对面向对象数据定义的支持，使该数据自描述成为可能，改变了传统的面向点的数据描述方法。因数据本身带有说明，故

22、传输可不受预先定义的限制，简化了数据管理和维护工作。以太网通信标准和 MMS 结合，加之IEC 61850的应用描述，是将变电站自动化系统变成开放系统的一可能实现的途径。1.5 IEC 61850标准在牵引供电系统的应用 2.1 牵引变电所自动化系统现状国内铁路牵引供电系统广泛采用的变电所自动化系统是在2000年左右成型的微机型综合自动化系统。目前的综合自动化系统存在以下几个主要问题：(1)使用大量的控制电缆，提高了系统建设成本，增加了运行风险。(2)间隔层设备之间不能共享信息，造成硬件设备重复配置，提高了系统的复杂性和建设成本。(3)不同厂家的设备不能直接互换，系统开放性、可扩展性和可维护性

23、较差。(4)目前牵引供电系统的远动系统大多采用IEC 608705104规约作为控制站和被控站之间的通信规约。由于没有对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。2.2采用IEC 61850标准需要解决的问题 2.2.1 电子式互感器的应用传统电磁式互感器存在磁滞饱和问题，并且电缆连接方式存在抗干扰性差、精确度低等缺点，而数字化电子式互感器在低压部分通过光纤输出数字信号提供给二次设备，具有抗电磁干扰能力强、频率响应范围宽等优点，是互感器的发展方向。提高电子式互感器的可靠性对数字化变电所技术的推广具有决定性作用。对于低电压等级，目前电子式互感

24、器的技术优势不明显，而且各个间隔间的电流和电压信号基本上不需要在多个间隔层设备之间共享，因此不必对电流和电压信息进行数字化处理后再以IEC 61850(或者IEC 600448)标准进行传输。对于低电压等级，可以仍采用常规互感器，或者采用低功率输出的新型互感器并与就地安装的间隔层设备相配合，间隔层设备采用数字化接口支持IEC 61850标准。2.2.2智能化一次设备数字化牵引变电所内的智能化一次设备主要包括数字化开关和变压器等，其信号回路和操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字信号和光纤代替。当前，智能化一次设备还处于实验室研究和理论论证阶段，国内外均没

25、有成熟产品应用的报道。考虑到铁路牵引供电系统原有传统一次设备的改造难度，通过在互感器和开关上加装智能采集终端及智能控制终端装置，实现模拟量数字化传输和开关、刀闸的数字化操作。其中，智能终端装置针对单个电流互感器、电压互感器或断路器设计，由智能采集装置根据系统同步脉冲完成模数转换，并将数据通过光纤送至合并单元，合并单元通过高速光纤再将时标一致的电压和电流数据转发给各保护测控单元。2.2.3 系统的网络选型间隔层设备安装在开关柜上，仍采用电缆传输模拟信号的方式实现与互感器和开关的信息交换。为避免不同特点的数据相互之间的影响，系统可采用监控层网络、过程层网络和模拟数据传送网络三网分离策略。监控层网络

26、数据的特点是突发性强、数据量大，传送实时性要求不高；过程层网络数据的特点是数据量不大，具有突发性，传输要求可靠数据量特别大，呈周期性，传输的要求是实时性、稳定性、可靠性都要非常高，延时需要确定。三网相互独立，分工明确，确保整个牵引变电所系统的安全和稳定2.2.4 既有变电所改造过渡策略随着数字化变电所新技术的积极研究并逐步推广应用，IEC 61850标准将得到广泛应用，传统的既有变电所将需要进行过渡改造以支持IEC61850标准。但对于低压既有变电所如果完全改造成采用电子式互感器，可能导致成本高昂，在变电所升级的过程中，变电所一般从经济利益的角度出发首先改造二次设备，采取更为先进的技术与通信第

27、二章 智能变电站2.1 智能变电站网络架构智能变电站可分为站控层、间隔层、过程层，站控层和间隔层之间的网络为MMS网，间隔层和过程层之间的网络为GOOSESMV 网(统称为过程层网络)1。目前智能变电站大多采用星形网络，基本结构如图1所示。图1 智能变电站组网方案图1所示的网络架构中，MMS网用于站控层设备和间隔层设备的信息交换，主要是监视间隔层设备和控制信息，可靠性要求较低，但数据量相对较大_1 ；GOOSE网主要用于过程层设备的跳闸、保护之间的信息交互、开关刀闸等开关量信息的采集4 ；SMV 网用于传输电子式互感器所产生的模拟量。智能变电站的信息数据量庞大，对数据传输的可靠性、实时性要求很

28、高。智能化变电站是指采用先进的传感器、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化和标准化、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景检测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，可再生能源“即插即退”等目标的变电站。在智能变电站中，电子式互感器或OPT、OCT被广泛采用；变压器、断路器、电容器、避雷器等一次设备预装了大量的传感器，实时监测、跟踪一次设备的状态。智能变电站的概念是随智能电网的概念提出来的。从其提出时间及内容上看智能变电站是建立在数字化变电站的基础之上，并增加了许多新的内容，诸如一次变压器、断路器、电容器、避

29、霄器、GIS等设备的在线检测以及设备状态可视化、智能评估告警及分析决策、故障信息综合分析决策、经济运行与优化控制、站域控制、广域测量等高级功能.智能变电站系统可分为：自动化子系统、计量子系统、在线检测子系统、高级应用子系统。智能变电站具有数字化变电站的所有特点。智能变电站是实现智能电网的必备条件。只有在变电站实现智能化以后，才有可能实现智能电网的自诊断、自协调、自恢复，才有可能实现真正意义的智能电网，进而实现自愈。智能电网的建设需要两个重要基础来支撑：一个是智能一次设备状态的动态管理功能(自检测、自诊断)，另一个是智能变电站与高级调度中心之间的互动协同。2.2 智能变电站过程层基本需求 2.2

30、.1 电源变电站中一般采用直流电源，交换机需要适应变电站的电源供电方式。在智能变电站中，1台交换机连接多个间隔，1台交换机的电源故障将导致多个间隔的网络中断，所以交换机需要提供双电源。双电源可同时运行、均衡负载，也可采用主备运行切换方式。当采用主备运行切换方式时，应保证主备电源切换期间交换机的正常运行。 2.2.2 存储转发时延常规变电站的保护跳闸信号通过电缆传送，实时性好，而智能变电站的保护装置先形成GOOSE跳闸命令报文，再经过交换机传送给智能终端。其中交换机的存储转发时延是影响跳闸命令传输时间特性的一个重要因素，存储转发时延越小，GOOSE跳闸的实时性就越好。考虑到目前的交换技术水平，交

31、换机的存储转发时延在100 吞吐量时应该小于4“s。对于光纤交换机，减小光模块的转发时延是减小交换机存储转发时延的一个途径。2.2.3 温度范围智能变电站的部分过程层设备需要就地安装，例如智能终端往往需要安装在开关旁边。随着过程层设备的就地化，过程层交换机往往也需要户外就地安装。中国幅员广阔，南北温度差异大，低温对交换机的影响一般不大，但是交换机在高温下运行时，其相关元器件的老化速度会加快，严重影响其性能和使用寿命。交换机必须采用适当的无风扇自冷散热技术，使得交换机能够在一40 +85 的温度范围内长期可靠地工作。交换机的散热技术一般从2方面着手，一是降低元器件功耗，另一个是增加散热面积2.2

32、.4 吞吐量 智能变电站过程层数字化后，过程层网上传输报文的字节长度各有不同，例如不同间隔的跳闸GOOSE报文、SMV报文中，任意一帧丢失均可能导致保护工作异常，从而严重影响保护动作的可靠性，进而影响整个电网的安全。因此，要求交换机必须对有效长度(641 518 B)内的所有报文吞吐量达到100 。当网络报文流量达到上限时，不能出现因交换机吞吐量达不到100 而引起报文丢失，避免因某一字节长度报文出现丢包而影响变电站的可靠运行。2.2.5 强电磁干扰下的零丢包技术在变电站中，正常和异常运行状况下都会产生和遭受各种电磁干扰，例如高压电气设备和低压交直流回路内电气设备的操作、短路故障所产生的瞬变过

33、程，电气设备周围的静电场和磁场、雷电、电磁波辐射、人体与物体的静电、放电等5。这些电磁干扰会对交换机通信数据的转发产生影响，导致交换机转发的报文中某些字节出错，使得链路层的CRC校验出错，从而丢失整帧报文。报文丢失会导致模拟量采样出错、开关量丢失、跳闸延时，影响变电站的可靠安全运行。交换机可采用全封封闭机箱、分区接地、电源干扰抑制、电路板按电压等级分区、信号线屏蔽等抗EMC干扰技术，实现强EMC干扰下的零丢包技术，以满足过程层数字化的需求 。2.2.6 环网自愈时间在环网架构的物理链路上，交换机构成1个环；在逻辑链路上，其中1台交换机的1个端口处于“block”状态，数据流不能通过，从而在逻辑

34、上构成非环链路。当网络上出现故障时，交换机之间的环网架构发生改变，交换机需要能探测到网络架构的改变，并能够重新构建新的逻辑链路。在智能变电站中 环网故障自愈的时间应尽量短，并且最好实现零丢包。交换机一般采用快速生成树协议(RSTP)实现环网自愈，但是标准的RSTP环网故障后恢复的时间较长，很难满足智能变电站的需求。一般情况下，智能变电站用交换机针对智能变电站的应用采用自己的环网自愈技术，就目前的技术水平而言，其自愈时间应该小于2 mshop。2.2.7 组播流量控制和优先级智能变电站中，本间隔的保护测控装置往往只关心本间隔的数据(如线路保护)，而GOOSE报文和SMV报文都是组播发送，如不进行

35、控制，交换机会将此类报文向其所有端口转发，网络上会增加许多不必要的组播流量，极大地浪费带宽。因此，智能变电站内组播流量控制十分必要。交换机可以采用虚拟局域网(VLAN)技术将相关的装置划分在同一VLAN里，限制组播的转发范围；或者采用动态组播管理协议(GMRP)动态对组播数据进行管理，控制组播数据的转发端口。2种方式都可减少网络上不必要的组播流量。另外，交换机也需要支持优先级技术，保证重要数据的实时性。2.2.8 网络安全控制智能变电站的采样值、跳闸、联闭锁等重要信息全部通过网络传输。因此，交换机网络必须提供更高的安全控制策略，如目前常用的基于静态MAC或8021Xl8 的网络安全控制策略，二

36、者均可提供精确到端口粒度的网络安全，可从源头上杜绝网络侵害隐患。2.3 交换机的整体方案2.3.1组网方式设计智能变电站用交换机需要支持星形网、环网等多种组网方式。支持星形网时，交换机需要提供1个千兆光纤端口，用于主交换机和从交换机之间级联；支持环网时，需要提供2个千兆光纤端口，以构成环网。因此，交换机一般支持2个千兆光纤端2.3.2硬件方案交换机的硬件架构分为数据交换模块和管理模块2部分。数据交换模块负责交换机的基本的数据交换处理，支持16个百兆光纤端口、2个千兆光纤端口，采用存储转发模式工作，缓存空间应不小于6 MB，存储转发延时小于4 s。管理模块实现交换机的管理、配置、调试以及交换机的

37、高级应用功能。管理模块和数据交换模块之间通过PCI连接。2.3.3软件方案(1) 软件架构该交换机的软件整体结构分为操作系统、系统抽象层(SAL)、交换模块的操作接口层(Switch API)、基本功能模块、高级功能模块、配置管理模块、日志告警模块等几部分(2) 操作系统、SAL、API模块综合考虑系统稳定性、高效性和可扩展性等因素，采用了嵌入式实时多任务操作系统。SAL提供通用的系统函数封装接口，使得上层的应用程序与操作系统无关，确保程序具有良好的可移植性，为今后CPU 或操作系统升级提供了良好的可扩展性。Switch API封装了应用功能对交换模块的操作，包括修改端口属性、读写交换芯片各寄

38、存器等，为上层应用提供了简明清晰的操作手段。增加该层使得上层应用程序独立于交换芯片而存在，便于上层应用程序的改进和移植，提高了可扩展性。(3)日志告警模块记录交换机内部的日志和告警，为其他各模块提供产生日志和告警的接口，产生的日志和告警存储在Flash盘中，断电后不丢失。可以通过FTP将日志告警信息上传到电脑后再浏览，也可在操作界面(web，Telnet，CLI)菜单中浏览。(4) 配置管理模块该模块负责所有参数的显示、配置，可以通过Web，Telnet，CLI(命令行界面)对交换机进行访问和维护，以满足在不同场合和条件下用户对交换机配置和管理的需要。(5) 基本功能模块该模块主要包括对端口模

39、式、属性的控制管理。通过改变Switch和物理层(PHY)芯片上相关寄存器的内容设置端口的各项属性，以适应应用需求。该模块接收来自配置管理模块的功能控制命令，设置PHY芯片和Switch芯片的工作模式。同时该模块与日志告警模块接口，对常规配置操作和系统运行异常等情况进行记录。(6 )高级功能模块该模块提供管理型交换机的各项高级应用功能，包括环网管理、数据隔离、链路冗余、流量分类控制、端口安全、流量远程监控和统计、对时、多播报文管理等。该模块接收来自配置管理模块的功能控制命令，设置PHY芯片和Switch芯片的工作模式。同时该模块与日志告警模块接口相连，对常规配置操作和各项高级功能在运行过程中的

40、异常情况或重要事件进行记录。该模块内部各模块为平行关系，独立运行，可以独立打开和关闭2.4 智能变电站过程层网络通信报文智能变电站过程层设备在一定程度上与数字化变电站相同，主要涉及电子式电压互感器(EVT)、电子式电流电压互感器(ECVT)、合并单元、智能操作箱(智能开关)等典型设备。对此，典型的报文主要有多播采样值(MSV)报文和通用面向对象变电站事件(GOOSE)跳闸报文2类，个别采用IEEE1588标准l2 对时的变电站还存在IEEE 1588标准对时网络。智能变电站的采样报文主要依据IEC 600447标准 、IEC 600448标准 、IEC 6185091 (以下简称“91标准”)

41、、IEC 6185092标准l6(以下简称“92标准”)。早期建设的数字化变电站以采用91标准居多，但此标准目前已经被IEC废除，因此，92标准成为今后采样数据组网的唯一报文格式。92标准的报文以灵活、便捷的方式能够满足工程的要求，已经得到推广，但对设备整体性能要求较高，早期实现对设备来说还有难度，但随着产品的升级完善，当前二次设备厂家的产品都能够支持92标准。而IEC 600447和IEC 600448标准目前也仍然被保留使用，主要是为了满足智能变电站继电保护技术规范7中保护装置“直采直连”的要求，合并单元以直连的方式采用IEC 600447和IEC600448标准的格式给保护装置传输采样数

42、据。 智能变电站的跳闸网络主要是指GOOSE网，其实现原理和方式与当前数字化变电站完全相同，仅保护跳闸按照智能变电站继电保护技术规范的要求采用直跳的方式，即网络直连。针对采用IEEE 1588标准对时的网络，过程层组网还涉及IEEE 1588标准对时网络。该网络无须单独组建，仅需要依附在MSV 网或GOOSE跳闸网上即可；无须增加额外的电气连接，但支持对时的网络主时钟需单独提供，而且交换机也必须支持IEEE 1588标准对时功能。2.5 智能变电站过程层网络拓扑过程层组网网络拓扑与间隔层网络拓扑结构相同，可分为星形网络、环形网络、总线形网络3种主要方式。总线形网络可靠性最低，网络延迟大，造价最

43、低；星形网络可靠性较低，网络延迟最小，造价适中；环形网络可靠性较高，网络延迟较大，但造价也最高。从以前国内数字化变电站工程的建设情况来看，大多数变电站在组网时选择了星形结构，以实现性能和造价的最优化。目前在高电压等级的变电站中，也多采用星形网络。2.6 智能变电站过程层网络结构智能变电站过程层通信涉及数字化采样，即电子式互感器和合并单元的使用，同时也涉及GOOSE网的实现，即智能操作箱或智能开关的使用。从一定程度上看，过程层网络涉及全站的数据源和开关的控制，对全站的稳定运行起着重要作用。因此，有必要对其组网方式进行详细讨论，并挑选最安全可靠、最经济的组网方式来保证现场安全稳定运行。当前涉及的组

44、网方式主要有以下几种。 2.6.1 MSV直连和GOOSE直连此方式的实现与传统变电站的电缆连接方式极为类似，区别是当前的直连(也称点对点)全部更换成光缆连接，即MSV 点对点与跳闸点对点类似设备直连，不经过网络交换机的方式。MSV 和GOOSE的实现原理及方式保持不变，其结构示意 图1 MSV直连和GOOSE直连结构此方式虽然能够保证数据传输的可靠性，但是采样值数据无法实现共享，直连需要智能电子设备(IED)同时提供多个网络电接口或光接口，增加了设备的成本，而且设备发热量大，光缆用量也较大。若合并单元或智能操作箱彻底下放到一次设备，此方式还可采用；但若进行集中配置，例如典型的组屏配置，则无形

45、中增加了光缆的连接数量，此方式就不适合。 2.6.2 MSV直连和GOOSE组网此方式MSV 采用点对点，但通过网络方式跳闸，与跳闸点对点相比，在一定程度上实现了数据传输的网络化，并具有较高的自动化程度。图2 MSV直连和G0OSE组网结构采用此方式实现MSV 点对点，仍然无法实现采样的数据共享，但过程层网络跳闸有利于节省光缆连接，实现GOOSE网跳闸，这符合IEC 61850标准对GOOSE的使用要求，也符合智能开关设备接收GOOSE网跳闸命令的趋势。今后若开关设备进行智能化升级改造，GOOSE网能满足这一要求，这正体现了IEC 61850标准通用性和可扩展性的特点。 2.6.3 MSV组网

46、和G0OSE直连此方式仅涉及MSV网的实现，有利于MSV 网的数据共享图3 MSV组网和GOOSE直连结构此方式主要出现在早期数字化变电站建设阶段，由于GOOSE网跳闸的性能和可靠性还未得到广泛推广，初期数字化的实现就着重于电子式互感器的应用，因而多关注于MSV数据网的构建。在当前智能变电站建设阶段，此方式大多会应用于传统变电站的升级改造 2.6.4MSV组网和GOOSE组网此方式完全符合IEC 61850标准对过程层网络通信的要求。其结构示意图如图4所示。图4 MSV组网和GOOSE组网结构此方式中，过程层MSV组网能够实现全站数据的共享，跳闸GO0SE组网也能够实现网络跳闸，因此，符合变电

47、站自动化发展方向，也满足智能变电站组网的要求。但此方式的网络结构较为复杂，所需要的交换机数量较大，尤其是双重化冗余配置的方式需求量会翻倍，投资巨大，全站二次设备大部分投资都花在购置交换机上，因为当前同时满足电磁兼容要求和IEC 61850标准要求的交换机型号不多，同时，采样和GOOSE网对网络的稳定性和可靠性要求更高，这就对交换机的性能提出了较高的要求，而满足这一要求的产品价格都很昂贵，因此，当前采用此方式的变电站投资都相当大。目前数字化变电站已有较多此类工程实例，有一定的工程经验。采用此方式的设备数据同步大多采用IRIGB码对时。 2.6.5 MSV。GOOSE和IEEE 1588标准对时共

48、网此方式和上述方式基本相同，仅对时方式有区别。考虑到IEEE 1588标准对时精度小于1 s，这一对时精度能够满足变电站所有领域的要求；同时，IEEE 1588标准通过网络对时，无需额外的线路连接，提高了全站设备对时的可靠性，也能节省投资。为此，采用IEEE 1588标准对时方式在变电站得到了有效推广和应用。其结构示意图如图5所示。图5 MSV，GO SE和IEEE 1588标准对时组网结构采用此方式对网络及其交换机的要求更高，需要支持IEEE 1588标准对时功能，并且对过程层设备也提出了更高的要求，装置的网络芯片不仅需要支持IEEE 1588标准对时功能，还需要具有更高的处理能力，此方式下

49、百兆网络已显得有些不足，千兆网络是此方式的最佳途径。但如此会涉及所有过程层设备的升级和换代，不仅在技术上需要进行有效升级，而且会增加设备投资，从而导致全站建设成本的提高；另外，支持IEEE 1588标准对时的交换机也需进行开发，当前满足此类要求的交换机仅有几款，而且都是新产品，价格昂贵，稳定性和可靠性还需工程验证，目前在一些试点站中发现主钟的对时报文经过交换机后会有上百毫秒的修正延时，远超过规定的要求，而且出现的频率较高，因此，交换机总体性能仍需进一步提高。总体上看，IEEE 1588标准对时是一个系统化的工作，需要IED、网络交换机和变电站主时钟的支持以及合理的网络拓扑结构等，只有各个环节都

50、支持且相互有效配合，其小于1 s的对时精度要求才能达到。当前浙江大侣110 kV变电站、辽宁朝阳马山220 kV变电站、llO kV金南变电站等都采用此方式，作为技术性的尝试和探索已经积累了一定的工程经验。但此方式需对网络进行划分，工作量较大，虽然较为先进，但总体运行的稳定性和可靠性还有待进一步检验，建议待技术成熟和积累丰富运行维护经验后再推广应用。2.6.6 混合组网混合组网方式是结合上述几种方式、根据实际工程的运用灵活进行调整的一种组网方式。在此介绍一种保护采样和跳闸点对点，其余通过组网方式实现。其结构示意图如图6所示。图6 智能变电站保护设备组网结构此方式主要考虑保护装置安全可靠性的要求

51、，尽量避免因为网络故障而导致保护功能失效。此方式在智能变电站继电保护技术规范中有明确的定义，亦即：除了保护装置外，其余的测控、网络分析、录波等设备仍然采用组网的方式实现。虽然如此，但此方式对过程层和间隔层设备仍然提出了较高的要求，合并单元、智能操作箱等都需要增加多个光接口以满足直连和组网的需求，目前设备光接口至少需要8个，母线保护、备自投保护等跨间隔的设备需要的光接口更多。目前，针对此方式组网所需要的设备还处于升级改造或开发中，智能变电站第一批试点的一些变电站已经按照此方式进行设计建设，第一批试点工程中已有部分产品投入运行。现以500 kV 等级变电站(500 kV22o kV35 kV)为例

52、，除了保护装置的采样和GOOSE通过光缆直接连接外，其他500 kV和220 kV电压等级设备的MSV 网和GOOSE网都可以单独组网，其中MSV 网和GOOSE网都可采用星形网络，由于220 kV及以上等级变电站保护双套冗余，为避免相互影响，2套设备独立组网。当500 kV母线采用32接线方式时，过程层交换机按串配置。对于35 kV 电压等级的间隔，要根据现场情况进行设计。若采用保护测控一体化设备并且下方有开关，可采用点对点方式进行组网；若采用保护测控体化设备但组屏建设，则可以分别组建MSV 网和GOOSE网或MSV，GOOSE和IEEE 1588标准对时共网(也有称为“三网合一”)。但此方

53、式投入较大，对于35 kV等级GOOSE网可采用站控层网络进行传输。全站对时方式可采用较为成熟的IRIGB码对时，也可尝试在各电压等级的MSV 网和GO0SE网中实现IEEE 1588标准对时，只需通过网络与主时钟连接即可，但要求设备和交换机都需支持IEEE 1588标准。总体看来，混合式组网方式既满足了国家电网公司相关标准和规范的需求，同时也在提高保护安全性和可靠性的基础上满足了全站信息数字化、标准化和网络化的要求，将成为今后智能变电站建设的主要组网方式。2.7 过程层网络报文的过滤过程层网络承担着全站数据采集以及设备状态信息、二次设备保护、控制信号的传输工作，其性能的好坏直接影响到全站运行

54、的稳定性和可靠性。为了有效降低交换机的负荷，提高网络的安全性，增加网络管理的灵活性，方便网络的维护、IED的调试和变电站的扩建，在过程层物理网络架构确定后需要进行报文过滤，即从大量的网络报文中接收需要的报文并摒弃不需要的报文。目前，过程层网络常用的报文过滤技术有VLAN (虚拟局域网)和基于通用属性注册协议(generic attribute registration protocol，GARP)多播注册协议(GMRP)2种，以下对其进行技术比较分析。2.7.1VLAN 的应用对于MSV和GOOSE单独组网的方式，为了减少交换机各端口转发报文的数量，减少网络阻塞，提高报文传输的可靠性和实时性，

55、需对组网设备进行VLAN的划分。对于采用MSV 网、GOOSE网和IEEE 1588标准对时共网的方式，由于多种报文共存，更需要进行报文过滤，亦可避免主时钟接收其他非IEEE 1588标准报文。 VLAN 技术是目前数字化变电站中应用最广的报文过滤技术，因为它不涉及设备本身，只需对交换机进行配置即可，具体原理可参考文献9。但是，该方式对交换机的配置较为繁琐，增加了现场施工和维护的复杂性，一旦网络结构有调整就必须重新划分VLAN，工作量较大。为此，另一种较为灵活的网络协议GMRP得到了应用。2.7.2 GMRP的应用GMRP是基于GARP的一个多播注册协议，用于维护交换机中的多播注册信息，其原理

56、可参考文献.这种信息交换机制确保了同一交换网络内所有支持GMRP的设备维护的多播信息的一致性，特别适合智能变电站中基于订阅I布机制的MSV92采样值、GOOSE 信息传输。与VLAN 相比，GMRP不需要对交换机进行繁琐配置，仅需交换机支持GMRP功能，方便了变电站的改扩建，有效降低了运行维护的难度。总体上看，VLAN 的实现仅需在交换机上进行配置，不涉及设备本身的改进，实现相对容易，但是在网络结构变化或调整后，VI AN 必须重新划分，使用和维护工作量较大。而GMRP虽涉及设备和交换机，但是其实现方式更加灵活，能够灵活地满足工程建设和维护的需要。第三章 10KV架空导线截面选择及校验架空线是软导体，架空线的选择主要是截面选择，而架空线路的型号则视具体情况而定。架空线路一般用裸导线，其结构型式主要有单股线、多股绞线、钢芯铝绞线、扩径导线、空心导线、分裂导线几种。常用架空线的型号、规格，由材料、结构的汉语拼音的第一个字母在写表示，额定载流截面积（mm2）和钢线部分额定截面积（mm2）等几部分组成，字母含义为：T铜L铝G钢J多股绞线LH铝合金F防腐型等。本线路设计采用LGJ型架空线，含义为机械强度为普通型的钢芯铝绞线。配电装置中软导线的选择，应根据（环境温度、日照、风速、