配网自动化通信技术

1、11 配电网自动化通信技术11.1 概述 （2000）11.1.1 通信网通信网连接着配电网自动化的主站系统和远方终端，是配电网自动化系统的重要组成部分，其性能与可靠性的好坏，对整个系统功能的实现及运行可靠性有着决定性的影响。事实上，许多建成的配电网自动化系统不能很好地发挥作用的主要原因就是通信网络工作不正常。因此，在设计、建设配电网自动化系统时，要认真研究通信网络的解决方案。与传统的调度自动化系统相比，配电网自动化系统的通信站点众多，大型系统的监控站点数量有上万个，一个中等规模的系统的站点数量也有数千个；此外，还有站点分散、通信距离短、站点通信数据量较小等特点；许多通信装置安装在户外，运行条

2、件比较苛刻，对可靠性要求比较高。为减少通信与系统处理的负担，配电网自动化系统一般采用“例外报告（Report by exception）”的通信机制，传输电流越限、开关变位等异常信息；而遥测数据刷新的周期则选得相对较长，往往是几分钟甚至几十分钟刷新一次，远低于调度自动化系统中数秒内就刷新一次的要求。11.1.2 通信规约目前，配电网自动化系统通信使用的规约主要有IEC 60870-5-101/104、DNP3.0等。这些规约把监控数据分为模拟量、状态量、遥控量等几种类型进行传输，没有对配电网自动化应用数据模型做出统一的规定，导致不同的厂家设备之间不能互通互联、通信系统配置调试工作量大。发展方向

3、是扩展变电站通信协议体系IEC 61860，将其推广应用到配电网自动化系统中，实现配电网自动化设备的即插即用。11.2 光纤通信技术 （5000）光纤通信技术指的是采用光纤介质的通信技术，具有传输速率高、抗干扰性能强、可靠性高的优点，在条件允许的情况下，应是分支通信网的首选。以前制约光纤通信在配电网自动化系统中应用的主要原因是投资大、敷设工程量大，而近年来随着技术的发展，光缆价格有了大幅度的下降，光端机的价格也接近其他类型的通信终端，为光纤通信的大量应用创造了条件。目前，配电网自动化系统分支通信网采用光纤通信技术有专线通道或以太网两种方式。11.2.1 光纤专线通道光纤专线通道是以光纤作为通信

4、介质的点对多点串行数据传输通道，其光端设备是一种简单的光纤数据传输收发设备，具有T和R两个光端口，与光缆连接。光端机的数据通信接口与数据终端设备（主站、子站、DRTU等）相连接，通信接口采用EIA/RS-232/485标准接口。光纤专线通道有以下配置方式：1）主从式。主从方式是环形通信系统，支持多点通信，只有一个作为主单元，如图7-2所示。这种配置方式比较适合配电系统多点、分散通信的特点。图7-2 主从式光纤通信方式2）环路通信对等配置。该配置方式物理结构与图7-2一样，但环路上各点都可以设置为主单元。不过，每次数据传输时，只能选择环路中一个单元作为主单元，其余各单元都处于从单元状态。3）双环

5、自愈网。当环路上节点比较多时，为防止光缆或光端设备故障，造成通信中断，采用双光纤环路自愈网，如图7-3所示。环网上每个站配置支持具有自愈功能的光纤收发器，该收发器具有自动切换和自愈功能。正常情况下，通信报文分别在A环和B环里传输。分站同时接收来自A环和B环的信息，光端设备只选择其中一个环路的信号传送给DRTU。主站由一个串行口发送信息，同时在A环与B环里传送，由两个串行口分别接收A环和B环的信息。当光缆出现故障时，如k点断开，两侧的光端设备只能接收到一个环路信息，经过一段延时，双环路切换控制器自动把接收的信号切换到另一个环路发送端，生成新的环路，即断点两侧的光端设备，A环和B环相互链接，自动构

6、成回路而形成双环工作，实现光纤环路自愈功能。图7-3 双环路光纤自愈环网光纤专线通道结构简单、易于实现，传输延时小并且可控，不足之处只能采用轮询的方式访问DRTU，不支持主动上报通信机制，更不能实现DRTU之间的点对点对等数据交换，不能充分发挥光纤介质的传输速率高的优点。光纤专线通道在我国早期建设的配电网自动化系统中应用比较多，现在有被光纤以太网所取代的趋势。 11.2.2 光纤工业以太网光纤以太网是以光纤为通信介质的以太网。配电网自动化系统采用以太网通信，可以充分地利用光纤带宽，提高数据传输速率与容量，更重要的是能够更好地适应配电网自动化应用特点，主动上报数据，支持“例外报告”机制。此外，接

7、到以太网上的DRTU之间能够对等交换数据，支持快速故障自愈控制等分布式智能控制应用。工业光纤以太网是面向工业现场应用的光纤以太网。工业以太网技术上与以太网（IEEE802.3标准）兼容，并在产品设计、材质选用等方面考虑了实时性、互操作性、可靠性、抗干扰等工程应用的需要。工业以太网有以下技术特点：1）交换机通过快速生成树冗余（RSTP）、环网冗余（RapidRingTM）到主干冗余（TrunkingTM）等技术可以实现光纤环网及多环耦合功能，其中环网冗余技术可以在300ms内完成自愈。2）交换机采用了工业级元器件，无风扇设计，可以在高温、强电磁辐射的环境下使用，适用能力较强。3）交换机的功耗较小

8、，双光口配置的设备功率约为6W。4）网管可在线监测网络运行状态。5）工业以太网各个厂家都有一部分私有协议，无法在环网冗余等层面上实现互联；如果要实现不同厂家之间的互联，网络只能支持到快速生成树冗余，网络自愈能力将从300ms增加到1到2min。6）用工业以太网组建网络需要严格的整体规划。环网冗余等技术应用的是数据链路层协议。根据以太网组网规定，一个二层网络，网内节点需限制在200个左右，才能很好控制网络风暴。采用工业以太网的配电网自动化通信网络如图7-4所示。图7-4 光纤工业以太网工业光纤以太网的不足之处是对一次网架结构变化的适应能力较差。当因网架结构变化，改变DRTU布局时，需要对多个节点

9、进行统一调整，配置维护工作量比较大。11.2.3 以太网无源光网络以太网无源光网络（Ethernet Passive Optical Network，EPON）是无源光网络（PON）技术中的一种，EPON采用点到多点网络结构、无源光纤传输方式，是一种能够提供多种综合业务的新型的宽带接入技术，目前已经广泛应用于宽带接入市场。作为一种拓扑灵活、支持多种业务接口的纯光介质的接入技术，EPON已在配电网自动化系统中获得应用并呈现了广阔的前景。EPON一种无源网络技术，比工业光纤以太网更加适合配电网自动化通信。因为在一个站点失去电源时，站点上的工业以太网交换机不能正常工作，可能导致整个光纤环路的通信中断

10、；而对EPON来说，仅仅是该站点无法正常通信，并不影响整个光纤环路的正常工作。我们知道，电源是目前DRTU应用的薄弱点，故障率比较高，EPON的这一优点，对于提高配电网自动化系统的可用性十分重要。1EPON系统的构成EPON系统由网络侧的光线路终端（Optical Line Terminal，OLT）、用户侧的光网络单元（Optical Network Unit，ONU）和光分配网络（Optical Distributio Network，ODN）组成，可以灵活组成树型、星型、总线型等拓扑结构。所谓“无源”指ODN中不含有任何有源电子器件。在下行方向（OLT到ONU），OLT发送的信号通过OD

11、N到达各个ONU。在上行方向（ONU到OLT），ONU发送的信号只会到达OLT，而不会到达其他ONU。为了避免数据冲突并提高网络利用效率，上行方向采用时分多址（TDMA）接入方式并对各ONU的数据发送进行仲裁。ODN由光纤和一个或多个无源光分路器和相关无源光器件等组成，在OLT和ONU间提供光传输通道。EPON系统参考结构如图7-5所示。图7-5 EPON系统参考结构按照ONU在接入网中所处位置的不同，EPON系统通常有以下几种网络应用类型：光纤到路边（FTTCurb）、光纤到楼宇/分线盒（FTTB/C）、光纤到户（FTTH）、光纤到办公室（FTTO）等。配电网自动化系统中应用的EPON光纤网

12、络主要有以下三个部分组成：1）OLT：光线路终端，是xPON网络的头端设备，负责ONU的接入汇聚功能。2）POS（Passive Opical Splitter）：光分配网络，打通OLT同ONU的通信光路。3）ONU：光网络单元，是xPON网络的终端设备，负责监控数据的采集和主站命令的下发。网络层次结构如图7-6所示。图7-6 EPON层次结构2技术特点EPON的技术优点:1）长距离，高宽带（20km，1.25G）是EPON的一大优点。光纤化的ONU/OLT，非常适合于FTTB和FTTO模式，光纤可以直接到用户，很好的解决了通信宽带最后“一公里”的问题。2）带宽分配灵活，服务有保证。EPON对

13、带宽的分配和保证都有一套完整的体系，EPON可以通过DiffServ、PQ/WFQ、WRED等来实现用户级的SLA。MS-EPON可以根据需要对每个用户甚至每个端口实现基于连接的带宽分配（区别于普通交换机的基于端口的速率限制），并可根据业务合约保证每个用户连接的通信质量（QoS）。3）节省光纤资源、对网络协议透明传输。EPON的不足之处：1）组网结构相对单一，组成树形和链型网，无法实现ONU级别的通道保护。2）对以太网之外的业务支持能力较差。对于话音业务，其QoS是无法得到保障。3）虽然理论上链路上可以实现无限次分光，但设备厂家的建议是二级分光，链路的延伸受到一定的限制。11.3 无线通信技术

14、上节介绍，配电网自动化系统应用光纤通信遇到的最大的问题，是在一些建筑密集的城市中心区施工难，此外，还存在易受外力破坏，站点布局调整工作量大的缺点；而无线通信具有安装方便、成本低、抗自然灾害能力强等优点，是对光纤通信的很好补充。对于城市郊区、农网中一些偏远的站点来说，敷设光纤成本比较高，无线通信是一种很好的替代解决方案。无线通信在国际上配电网自动化系统中应用的比较广泛。据美国Chartwell公司在2001年发布的对配电网自动化通信方式的调查结果，无线通信的应用排在第一位。近年来，光纤通信应用有所增多，但无线通信仍然占有相当大的比例。我国早期建设的配电网自动化系统主要应用光纤通信，对无线通信的应

15、用有限。近年来，一些配电网自动化系统应用了无线公网通信（GPRS）。而根据中国电监会电力二次系统安全防护（5号令）规定，不得使用无线公网进行开关的遥控操作，因此，GPRS也只是用于上传故障指示器（FPI）、配变监测终端（TTU）的数据。根据配电网自动化通信点多、分散的特点，不可能整个系统仅使用一种通信方式解决问题，应根据应用要求与站点分布情况，选择合适的通信方式。为丰富配电网自动化通信手段，应加强对无线通信在配电网自动化系统中应用的研究。无线通信按照网络性质分为无线公网和无线专网。目前应用的无线公网主要是GPRS/CDMA技术，而无线专网有窄带数据电台、扩频电台、宽带无线通信技术等几种形式。下

16、面简单介绍几种无线通信方式的原理、优缺点以及对配电网自动化通信的适用性。11.3.1 窄带数传电台窄带数传电台（简称数传电台）应用无线超短波信号传输数据，由发射、接收机与调制解调器（MODEM）三部分组成，支持点对点或点对多点串行通信方式，发射功率在150W之间，传输距离在数公里到数十公里之间，通信数率有300bps、600bps、1.2kbps、4.8kbps、9.6kbps、19.2kbps几种。我国无线电管理委员会给用于工业控制的数传电台分配的频段为223.025MHz235.000MHz与821MHz870MHz。窄带数传电台具有发射功率大、覆盖范围广、传输时延小的优点，既可用于配电网

17、自动化系统分支通信网中配电子站与DRTU之间通信，亦可用于配电子站与配电网自动化主站之间的通信。不足之处是电台发射功率大，需要向无线电管理委员会申请频点。此外，它只能采用查询式通信规约，不支持主动上报功能，更不能支持点对点对等（Peer-to-Peer）数据传输。尽管安装比较方便，但需要根据通信距离、两个通信站点的之间障碍物情况，对电台的发射功率、工作频率以及天线的安装位置与方向，进行合理的配置与选择，否则将达不到应有的通信效果。参数的配置与天线的安装，需要专业人士来完成并且要有一个调试的过程。这可能是除了需要申请频点外，影响输出电台应用的重要障碍。11.3.2 扩频电台常规无线通信，其载波频

18、谱宽度集中在其载频附近的窄的带宽内，而扩频通信采用专门的调制技术，将调制后的信息扩展到很宽的频带上去传输，然后在接收端采用与发送端相同的扩频码进行解调，还原出发送的数据信息。扩频通信特点主要有：1）扩频电台发射功率大都在1W以内，不用申请无线频点。2）扩频电台具有网络（IP）与串行（RS-232）通信接口，支持点对点、点对多点、点对点对等通信方式。3）通信速率高，达数百bps。4）通信距离数km到数十km。5）具有网络自愈功能，可靠性高。若干个扩频电台构成一个网络。网络中的每一个电台既是一个数据收发终端，也同时起到中继器的作用，向其他电台转发数据。数据传输的路径是动态的，当一个电台出现故障时，

19、可以重新建立传输路径，防止通信中断。6）采用扩频码调制，信噪比大为提高，抗干扰能力强，保密性好。扩频通信可用于配电网自动化系统分支通信网与主干通信通道。由于不用申请频点，且组网灵活，因而扩频通信在配电网自动化系统的应用多于窄带电台。其不足之处，也是参数配置与调试工作量大。11.3.3 宽带无线通信目前应用的比较多的宽带无线通信技术是WiMAX，它是基于IEEE802.16标准的一项无线城域网技术，可提供最后一公里的固定和移动宽带无线接入。目前已经发布的802.16系列标准有802.16、802.16a、802.16c、802.16d和802.16e，其中802.16d标准（发布名称为IEEE8

20、02.16-2004）是802.16、802.16a和802.16c的整合和修订版本，主要对工作于266GHz频段的固定无线接入系统空中接口的物理层（PHY）和媒质接入层（MAC）进行规范，是目前最成熟和最具实用性的一个标准；而802.16e标准（发布名称为IEEE 802.16-2005）则是为了支持移动性而制定的标准，它增加了对小于6GHz许可频段移动无线接入的支持，支持用户站以120km/h的车辆速度移动，支持基站或扇区间的高层切换功能。除以上版本外，正在发展和计划发展的802.16系列标准还包括802.16f、802.16g、802.16h、802.16i、802.16k、802.16

21、m等版本，基于这些标准的WiMAX技术也将逐步被完善。WiMAX技术支持ATM和IP两种数据接口，主要应用于高速传输的数据业务，但它同时也支持语音、视频等多媒体业务的传输。802.16d系统在采用OFDM调制方式和20MHz信道带宽下，最大传输 速率可达75Mbit/s，最大的覆盖范围可达50km，典型的覆盖半径为515km，因此已成为解决接入网“最后一公里”瓶颈的有效手段。而802.16e系统在5MHz的信道带宽下，也可以实现15Mbit/s的数据传输速率，它的典型覆盖范围为几公里。WiMAX技术优点：1）提供距离最远至50km的无线信号传输，只要建设少量的基站就能实现全城覆盖。2）最大带宽

22、75 Mbit/s,具备QoS保证能力。可用WiMAX无线网络辅助电力光纤网络，实现便捷、经济的网络覆盖。3）电力系统的微波塔、变电站可作为基站的设置资源，网络建设周期短。WiMAX不足之处：1）WiMAX的产业规模以及技术和设备的成熟性还难以与现有的无线公网相比，相应的安全管理等经验不足。2）使用3.5G频段，需要向无委会申请。3）一次性投资较大。4）网络的维护需要专业人员，成本较大。WiMAX被认为是一种有前途的智能配电网通信技术。国外有供电企业在尝试使用它完成配电网自动化系统与智能电表通信。我国目前还没有这方面的应用报道。11.3.4 无线公网通信无线公网通信技术有全球移动通信系统（GS

23、M）与码分多址系统（CMDA）两种。目前，在配电网自动化系统中应用的主要是GSM中的GPRS。GPRS（General Packet Radio Service）是在现有GSM网络上开通的一种新型分组数据传输技术，具有永远在线、快速登陆、按数据流量计费、自如切换、高速传送、 安全可靠等优点。GPRS通信网络能够满足可持续传送业务数据的需求，并且能够进行实时的交互数据传送，业务数据以数据包为单位，每个数据包的大小不超过1024字节，通信网络传送一包数据的时延不超过1500ms。GPRS通信网络能够满足可持续传送业务数据的需求，并且能够进行实时的交互数据传送，业务数据以数据包为单位，每个数据包的大

24、小不超过1024字节，通信网络传送一包数据的时延不超过1500ms。使用GPRS可以实现点对点以及点对多点的数据传输。GPRS通信技术在传输速率，信号覆盖范围等方面有突出的优势，比较适合远程电能抄表，远程变压器监控，远程仪表监控等领域的通信要求。对于一些分散在边远地区的配电网监控点来说，建设专用的通信通道投资比较大，使用社会上电信运营商提供的GPRS通信服务是一种比较合适的选择。相对于其他通信方式，GPRS的不足之处是传输延迟较大， 有“掉线”现象，但能够满足大部分配电网自动化应用要求，是可以接受的。我国一些城市配电网自动化工程实际运行结果表明，GPRS通信的在线率可以达到95%以上。考虑到安

25、全防护要求，GPRS网络和配电网自动化系统主网络之间需要加入物理隔离装置。根据电监会5号令电力二次系统安全防护规定， 作为公网的GPRS不能用于遥控场合，在我国GPRS只能用于“一遥”、“二遥”终端的通信。5号令主要是针对变电站监控制定的，至于中压配电网控制是否有必要这样要求，还有待于探讨。事实上，国际上很多DA工程都使用公共电话或移动通信网，在采取适当的防护措施后，其安全性是有保证的。11.4 配电线载波技术 （3000）11.4.1 常规载波通信的问题电力线路载波（Power Line Carrier，PLC）利用电力线路作为信号传输通道，具有投资小、覆盖面广的优点，被认为是一种理想的电力

26、系统通信方式。尽管PLC在高压与超高压线路中有着广泛的应用，但将其用于配电线路却有着许多实际的困难：1）出于成本等方面的考虑，配电线路载波（Distribution Line Carrier，DLC）不像在输电线路中那样使用阻波器将信号的传播限制在线路两端之间，载波信号受电源、分支线与负荷的影响，衰减比较大。2）配电网结构多变，对信号耦合与传播有影响。分段开关打开后造成信号通路断开，需在开关两侧安装信号耦合中继设备。3）信号经过变压器时的衰减大。4）信号在线路端点或阻抗不匹配点产生反射，反射信号与入射信号相互叠加可能造成“陷波”现象，使得一些点处于信号的波谷位置，信号幅值很小，影响检测灵敏度。

27、5）线路故障影响通信可靠性。鉴于以上原因，利用配电线路导体的DLC难以满足配电网监控对可靠性与实时性的要求，因此在配电网自动化系统中应用的较少。目前，DLC主要用于自动读表系统中，解决用户电表到安装公共配电变压器处的数据集中器之间的通信问题。11.4.2 电缆屏蔽层载波城市配电网中大量使用电力电缆，而利用电缆的绝缘屏蔽层（外屏蔽层）在电缆两端进行载波通信，信号在屏蔽层与大地（金属护套）之间传播，减少了电源、负荷等因素的影响，提高了通信可靠性。典型的三相统包型中压交联聚乙烯电缆的结构如图7-7所示，各导体线芯绝缘外为分相铜丝或铜皮屏蔽层，用于将电缆电场限制在电缆内部与保护电缆免受外部电场干扰作用

28、；缠绕铜屏蔽的三个线芯与填充料放置在一起，由内绝缘护层（套）统一包裹，内绝缘护层的材料为塑料，起到防水、防潮作用；内绝缘护层外为钢带或钢丝铠装，称为金属护层，起到保护电缆免受外力破坏的作用；金属护层外为外绝缘护层（套）。可见，铜屏蔽层与金属护层之间有一层绝缘与防水性能都较好的内绝缘护层，这样在铜屏蔽层与金属护层之间就构成了一个良好的信号回路，可用来传输载波信号。 图7-7 三芯中压交联聚乙烯电缆的典型结构利用电缆屏蔽层的DLC有两种信号耦合方式：1）注入式耦合，如图7-8（a）所示。载波信号通过一耦合变压器注入到电缆屏蔽层与大地之间回路中。电缆正常运行时，三个线芯的屏蔽层和金属护套都是接地的。

29、安装耦合设备时，需把屏蔽层的接地解开，将耦合变压器接在屏蔽层与大地之间。注入式耦合的信号耦合效果好，但安全起见，安装时需要停电。2）卡接式耦合。卡接式耦合器的铁芯采用开合式结构，安装时卡在电缆上，铁芯上的装有高频线圈用于将载波信号耦合到电缆上去。这种耦合方式的信号耦合效果相对较差，好处是安装时不需要停电，施工方便。实际工程中，耦合器往往直接卡接到电缆金属护层外面，如图7-8（b）所示，这样信号实际上是在屏蔽层、金属护层（二者均在电缆头处接地）与大地之间传播的，受护层绝缘不良、大地导电率等因素的影响，传输距离有限。 （a） （b）图7-8 电缆屏蔽层DLC系统（a）注入式耦合方式 （b）卡接式耦

30、合方式屏蔽层载波一般用于一段电缆两端之间的通信，当跨越两段电缆时，则需要使用信号耦合网桥进行通信连接，如图7-9所示。网桥对载波信号的衰减较大，当级数较多时（如三级以后），可能因为信号衰减过大而无法可靠通信。必要时，可使用载波中继技术，进行分级组网。图7-9 卡接式耦合网桥实现两段电缆之间的通信连接电缆屏蔽层载波具有投资小、易于实施，受外力破坏的机会较小的优点，对于光缆施工困难的场合，是一种很好的替代通信方案，因此，在我国的配电网自动化工程中有着一定量的应用。其不足之处是通信受一次系统电压、电流变化的干扰影响，易出现误码。11.5 配电子站 （2000）11.5.1 功能和作用配电子站是一个安

31、装在变电站或开闭所内，收集处理一个供电小区内DRTU数据的站端装置。按照其实现的功能可以通信子站和监控子站两类。1）通信子站，称为通信处理机，作为配网自动化主站与DRTU之间的中间连接节点，能够汇集小区内DRTU数据，进行规约转换与数据转发。2）监控子站，在完成通信处理机功能的基础上，增加FLISR控制功能，并能提供必要的人机界面，完成一些基本的运行监控与系统调试维护功能。设置配电子站可以减少实时测量数据与控制命令的传输处理层次，能够不依赖于上级主站进行FLISR，提高了控制速度与可靠性。在开展配网自动化工作的初期，出于对主站的处理大量数据能力与稳定性的担心，不少供电企业选择了由配电子站进行F

32、LISR的做法，但设置配电子站也带来了管理层次增加、系统的总体投资与管理维护工作量加大等问题。目前，配网自动化主站技术日趋成熟，其数据处理能力与可靠性大为提高；另一方面可以采用基于对等通信的分布式智能控制（见本手册3.4节的介绍）提高FLISR速度。因此，现在新建的配网自动化系统一般不再使用具有监控功能的配电子站，而只是在采用串行通道时设置通信子站，用以优化配网自动化通信通道结构（详细见第7章“配网自动化通信技术”的介绍）。此外，对一些规模不太大的配电网（如县级配电网），监控点不是很多，使用一个配电子站即可构成一个小型的FA系统，完成FLISR控制。配电网的SCADA功能由调度自动化系统完成，

33、配电子站与调度自动化系统通信，交换监控数据。这种方式易于建设，投资少，特别适用于在已有调度自动化系统基础上扩展FA功能。据有关资料介绍，韩国就在农村小城镇配电网投运了200多套这种小规模的配网自动化系统。11.5.2 构成11.6 通信网设计 （4000）根据配电网自动化系统节点多、分散、节点通信数据量少的特点，不宜像在调度自动化系统中那样，建设直接把主站与变电站内终端装置连接在一起的通信通道，而是采用主干通道与分支通信网相结合的结构。这样既可以优化通道配置，减少通道投资，又使得系统层次清楚，便于通信网的建设、管理和维护。图7-1给出了一个典型的配电网自动化通信网络结构，由主干通道、分支通信网

34、、通信网关或配电子站构成。主干通道是主站与变电站或开闭所之间的数据传输通道。分支通信网变电站或开闭所与附近小区内配电终端（DRTU）之间的数据传输网。通信网关或配电子站是主干通道与分支通信网之间的连接点，一般安装在HV/MV变电站或选定的开闭所、配电所内，实现附近小区内（大致是一个变电站的供电范围）DRTU与主站之间的数据的汇集、转发。主干通道数据传输量比较大，支持的通信速率在64k-2M bits/s之间。现在，我国地、市一级的供电企业一般都建成了覆盖所管辖变电站的SDH光纤骨干传输网。可利用这个骨干传输网提供的信道作为配电网自动化通信的骨干通道。以前，配电网自动化通常采用点对点串行通信方式

35、，需要使用配电子站进行规约转换，将来自DRTU（或主站）的数据重新打包、封装后向主站（或DRTU）传输。发展方向是采用IP通信方式，使用网络交换机作为通信网关连接骨干通道与分支通信网，实现DRTU与主站之间的透明传输。IP通信方式省去了数据转发环节，避免了使用专门设计的配电子站，结构简单、成本低、数据传输速度快、且便于安装调试与管理维护。分支通信网站点多而分散，每一个站点数据传输量小，通信距离比较短（在一个变电站供电半径内），难以仅使用一种通信方式解决问题。实际工程中往往根据满足应用要求、经济、可靠的原则，因地制宜，选择合适地通信方式。分支通信网常用的通信技术有光纤、无线专网、公共移动通信网（

36、GPRS/CDMA）配电载波等，详见下面的介绍。图7-1 配电网自动化通信网的结构11.7 配电网自动化通信协议基本概念 （5000）11.7.1 基本概念通信协议是通信实体间进行数据交换的协议，工程上习惯上称为通信规约（Protocol）。通信协议规定怎样开始/结束通信，谁管理通信，怎样传输信息，数据是怎样表示与保护的，工作机理，支持的数据类型、“命令”，怎样检测/纠正错误等。通信协议的标准化早期的电力远动（即电力监控）通信协议是自发形成的，各个电力自动化设备制造商以及电力企业根据自自的设备及应用情况，开发出了许多不同的通信协议。世界各地应用的不同版本的电力远动通信协议有近百种，它们互相之间

37、不兼容，各种自动化设备之间难以直接互联，给自动化系统集成带来了极大的不便，造成了很大的投资浪费。为改变这一局面，国际电工委员会（IEC）在1980年代初期成立了TC57技术委员会，开始制定电力远动通信协议，已颁布的通信协议有IEC 60870-5系列远动通信协议体系、IEC 60870-6系列计算机（控制中心）数据通信协议体系以及IEC 61334-4 系列使用配电载波的配电网自动化通信协议。早期的配电网自动化系统使用的规约有DNP3.0、Modbus、SC1801等，近年来，IEC 60870-5-101/104获得了广泛的应用。我国是IEC成员国，原则上是等同采用IEC标准。现在，我国新建

38、的配电网自动化系统普遍使用IEC 60870-5-101/104。现有的远动通信协议（IEC 60870-5-101/104、DNP3.0等）采用面向过程的抽象数据模型，即把监控信息抽象为模拟量、状态量、遥控量等几种类型的数据打包传输，没有对数据模型做出统一的规定，通信配置调试工作量大，不能实现配电网自动化设备的即插即用。为解决这些问题，IEC TC57成立了专门的工作组，研究扩展变电站自动化通信标准IEC 61850，使其覆盖电力远动通信。因此，配电网自动化系统通信协议研究与应用发展趋势是IEC 61850标准。开放式系统互联模型的应用现在国际标准化组织新颁布的电力系统通信协议，都是依据开放

39、式系统互联模型标准OSI制定的。OSI是国际标准化组织ISO为保证不同的计算机系统之间能够相互通信交换数据定义的。OSI模型将通信协议分成物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层和应用层7个层次上的内容。当然，并不是所有的通信协议都符合OSI模型，如早期的部颁循环远动协议CDT、查询式远动协议SC1801就没有OSI模型规定的层次划分。目前，在计算机网络通信中应用比较广泛的TCP/IP协议，由于制定时间较早，也不完全符合OSI模型，实际上它只是包含了一部分传输层及网络层的内容。不过，按照OSI模型要求制定通信协议是发展趋势，目前IEC、IEEE等国际性组织制定的通信协议如IEC 60

40、870-5-101、ICCP（TASE2）等都是符合OSI模型结构的。需要指出，我们实际工作中讲的通信协议，往往有两个含义。一个含义是指一个完整的通信协议组或体系，它包含了一个具体应用中两个通信实体进行数据交换需要的所有层次上的协议，如IEC 60870-5-101协议，包含了物理层、链路层及应用层三个层次的内容；另一个含义只是指一个具体层次上的通信协议，如TCP/IP仅仅包含传输层、网络层的部分内容，它必须和其他层次上的协议配合，才能真正的实现两个通信实体间的数据交换。根据协议的层次结构，目前配电网自动化系统通信协议可分为两种：一种用于点对点连接的专线通道（如IEC 60870-5-101）

41、，包括物理层、链路层以及应用层三个层次的内容，如图7-10（a）所示；另一种用于IP通信网络（如IEC 60870-5-101），除前述三个层次上的内容，还使用TCP/IP作为网络层传输协议，如图7-10（b）所示。（a） (b)图7-10 配电自动化通信协议的层次（a）专线通道 (b) 数据网络11.7.2 IEC 60870-5系列远动协议常规配电网自动化通信协议指现在配电网自动化系统普遍使用的协议，主要有IEC 60870-5-101、IEC 60870-5-104、DNP3.0。IEC 60870-5-1011990年代初期，IEC颁布了60870-5系列远动协议。它遵循OSI七层参考

42、模型，规定了物理层、链路层和应用层三个层次之间的内容，其中IEC 60870-5-101、IEC 60870-5-102、IEC 60870-5-103三个通信协议，分别适用于电力远动、电能计量、继电保护设备通信。我国已把IEC 60870-5-101协议（简称101协议）作为电力远动通信行业标准（非等效采用），因此，应是配电网自动化系统优先考虑选用的协议。（1）物理层物理层规定了连接器机械特性、逻辑电平、位元宽度、接口线的定义与功能、连接线建立和切断等内容，提供传送“1”、“0”码的物理条件。101协议适用于点对点、点对多点等网络结构，通道可以是双工或半双工，所规定的数据传输基本方式为8个数

43、据位、1个起始位和1个奇偶校验位。101协议采用国际电信联盟ITU（CCITT）推荐的V和X系列数据终端设备（DTE）数据连接设备（DCE）标准。常用的是EIA/RS232/422/485电气接口。（2）链路层链路层规定了建立链路联系，从一点向另一点的传送数据帧功能，包括数据“发出站”、“目的站”地址、连接控制信息、纠错处理等内容。101协议数据帧格式包括帧头、应用服务数据单元（Application Service Data Uni，ASDU）、校验码及帧尾，其中ASDU是协议所传送的信息体。数据帧又分为传送链路信息的固定长度帧、传送应用数据的长度可变帧以及握手信息帧。一帧中的应用数据长度不

44、超过255个字节。（3） 应用层101协议应用层定义提供的应用服务与应用服务数据单元（Application Service Data Unit，ASDU）。101协议提供的应用服务有：1）站点初始化2）召唤模拟量3）模拟量循环传输4）召唤状态量5）总召唤6）时钟同步7）控制命令传输8）累加量传输9）参数上载10）测试过程11）文件传输12）获取传输延时ASDU的格式如表7-1所示。表中类型标识说明信息体类型、结构、格式。信息体顺序说明信息体数据元素是否按顺序排。公共地址指的是分站地址。信息体地址是数据序号，在数据按顺序排时，所有的数据序号是连续的，只有一个地址，是第一个数据的序号，而在数据是

45、任意排列顺序时，每一个数据前都有该数据的地址；信息体元素包括远动数据，如模拟量输入、数字量输入、事件输入等；信息体时标是时间标签，在传送遥信与遥测事件记录时使用。表7-1 ASDU应用数据单元格式ASDUASDU的域数据单元标识数据单元类型类型标识ASDU长度信息体顺序传送原因公共地址信息体信息体地址信息体元素信息体时标（4） 平衡式与非平衡式传输方式101协议有两种传输方式：平衡式与非平衡式。在点对点全双工通道结构中采用平衡式传输方式，在其它通道结构中采用非平衡式传输方式。平衡式传输方式下，主站端和分站端都可以作为启动站；而在非平衡式传输方式时，只有主站端可以作为启动站。IEC 60870-

46、5-101在配电网自动化系统中的应用101协议既可用于分支通信网中配电子站与DRTU之间的通信，也可用于主站与配电子站之间的通信。配电网自动化系统中使用的串行通道一般都是半双工的，因此只能使用非平衡传输方式。101协议是为EMS中变电站与主站之间的通信制定的，用于配电网自动化系统时，还需要针对配电网自动化应用特点，对其进行必要的修改、补充。例如，101协议给链路（站点）地址分配了两个字节，最多支持256个站点的通信。对EMS来说，256个站点地址能够满足应用要求，而配电网自动化系统中的通信站点有可能大于256个，因此，有些情况下需要修改协议，扩充站址数。配电网自动化系统中主站或配电子站与DRT

47、U之间的通道常采用半双工的点对多点结构。在这种通道结构下，101协议不支持配网终端主动上报数据，只能采用查询的方式读取开关变位、故障等异常事件信息。当DRTU较多时，采用问答方式把所有的站点访问一遍，花费的时间比较长，往往会影响异常事件信息的上传与处理。这是其用于配电网自动化存在的一大问题。11.7.2.1 IEC 60870-5-104为满足在电力系统中应用IP网络传输远动信息的要求，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协议（简称104协议）。它增加了TCP/IP协议层次，以满足在广域数据网络上的两点之间进行对等通信

48、的需要。IP网络对于主站（子站）端和配网终端来说都是一个全双工高速网络，使得104协议能够采用平衡传输方式，在DRTU有数据变化时，不管主站有没有进行召唤，配网终端都可主动上报；此外，还支持配网终端之间对等交换数据，实现分布式智能控制。因此，应用IP通信网络与104协议是配电网自动化通信的方向。（1）104协议的体系结构104协议的结构遵循开放式系统互联的ISO-OSI参考模型，采用了其中的5层，如图7-11所示。它实际上是处于应用层位置上协议。基于TCP / IP的应用层协议很多,每一种应用层协议都对应着一个网络端口号。其中TCP协议是一种面向连接的协议，为用户提供可靠的、全双工的字节流服务

49、，具有确认、流控制、多路复用和同步等功能，适用于数据传输；而UDP协议则是无连接的，每个分组都携带完整的目的地址，各分组在系统中独立地从数据源走到终点，它不保证数据的可靠传输，也不提供重新排列次序或重新请求功能。为保证数据的可靠传输，104协议传输层使用的是TCP协议，其对应的端口号为2404，已经得到互联网地址分配机构（Internet Assigned Numbers Authority，IANA）的确认。图7-11 IEC 60870-5-104规约参考模型（2）应用规约数据单元协议104协议的应用规约数据单元（APDU）由应用规约控制信息（Application Protocol Co

50、ntrol Information，APCI）和应用服务数据单元（ASDU）组成，如图7-12所示。图7-12 IEC 60870-5-104协议应用规约数据单元传输接口（TCP到用户）是一个定向流接口，它没有为ASDU定义任何启动或者停止机制。为了检测出ASDU的启动和结束，每个APCI包括下列定界元素：启动字、APDU长度以及控制域。启动字符68H定义了数据流中的起点。APDU长度定义了APDU的长度。控制域包括4个8位位组，根据其定义，将APDU分成3种报文格式：I格式报文，包含ASDU，用于传送应用数据；S格式报文，不包含ASDU，用于当报文接收方收到发送方的I格式报文且没有I格式报文

51、需要发送给对方时，对所接收到的报文进行确任；U格式报文，也不包含ASDU，其作用主要是启动终端进行数据传输(STARTDT)、停止终端的数据传输(STOPDT)与TCP链路测试(TESTFR)。104 协议规定一个APDU 报文（包括启动字符和长度标识）不能超过255 个字节，因此，APDU最大长度为253（255减去启动和长度标识共两个8 位位组），ASDU 的最大长度为249。104协议的ASDU与101协议的ASDU兼容，增加了类型标识为58到64，以及类型标识为107的新ASDU，主要用于带时标的命令。（3）防止数据丢失与重复传输的措施IP网络所提供的服务是不可靠的分组传送。当传送过程

52、中出现错误以及在网络硬件失效或网络负荷太重时，有可能会造成数据包的丢失、延迟、重复和乱序，因此，应用层协议必须使用超时和重传机制。104协议的I格式报文控制域，定义了发送序号N（S）和接收序号R（S）。发送方每发送一个I格式报文，其发送序号应加1；接收方每接收到一个与其接收序号相等的I格式报文后，其接收序号也应加1。每次重新建立TCP连接后，主站（子站）和终端的接收序号和发送序号都应清零。因此，在双方开始数据传送后，每当接收方收到1个I格式报文，都应判断此I格式报文的发送序号是否等于自己的接收序号。若二者相等，说明报文传送正常，将自己的接收序号加1。若此I格式报文的发送序号大于自己的接收序号，

53、说明发送方发送的一些报文出现了丢失；若此I格式报文的发送序号小于自己的接收序号，则意味着发送方出现了重复传送。11.7.2.2 DNP3.0DNP3.0是1993年由加拿大HARRIS（原Westronic公司）推出的，2000年被美国电气电子工程师协会（IEEE）推荐为SCADA系统主站与远方终端（RTU）之间的通信协议，2010年被列为IEEE标准IEEE Std 1815-2010。DNP3.0在北美地区有着广泛的应用。我国早期的一些配电网自动化系统也使用了DNP3.0，原国家电力公司在2001年颁布的配电网自动化监控终端通信协议与DNP3.0类似。当初制定DNP3.0时，101协议已部

54、分完成，因此DNP3.0参照了101协议，与101协议是基本兼容的。其主要的不同点有：1传输层按照IEC 60870-5的规定，链路层每一帧所传送的应用数据不超过255个字节，为此，DNP3.0增加了一个传输层，将超过255个字节的应用数据分成若干个不超过255字节的数据段，送到链路层传输。2分站主动上报信息DNP3.0支持分站主动上报信息方式，如果两个分站同时上报信息，有可能发生消息碰撞。因此，主站或分站都要检测线路是否空闲，确认线路上无数据传输时，才可以发送数据。为了避免分站发出的信息在通道上碰撞，要为每个分站设置一个固定的时间延迟，每个分站的时间延迟大于主站时间延迟且各不相同。可按照分站

55、的重要程度，确定优先级，给定时间延迟，优先级高的时间延迟就小，这样就避免了消息碰撞。给分站确定不同的时间延迟带来的问题是优先级低的分站等待时间可能很长，时间浪费大。另一种方法是为每个分站设置一个大于主站时间延迟，但小于所有的分站时间延迟之和的随机等待时间。这样可以减少时间浪费，但仍有消息碰撞的可能，如发生了碰撞，碰撞的两个站再等待一个随机时间，再上报信息，直到消息不再碰撞时，将数据发往主站。11.8 IEC 61850在配电网自动化通信中的应用 （6000）在配电网自动化系统中，需要接入大量的来自不同生产厂家的配电终端设备。采用传统的通信规约如IEC 60870-5-101/104，DNP3.

56、0等，难以做到互联互通、即插即用，接入和维护的工作量都十分大。IEC 61850为变电站自动化提供了统一的标准，实现了不同智能设备之间的无缝接入。随着IEC 61850的逐渐成熟和广泛应用，其技术和方法逐渐推广至变电站自动化以外的其它应用领域，包括变电站与EMS主站之间的通信、水力发电（IEC 61850-7-410）、分布式电源（IEC 61850-7-420）、风力发电（IEC 61400-25）等等。引入IEC 61850采用统一的模型、统一的接口，实现主站与DRTU以及不同DRTU之间的互操作，从而解决大量DRTU的有效接入问题，减少维护工作量，是配电网自动化通信的发展方向。11.8.

57、1 IEC 61850简介IEC 61850 标准是IEC、IEEE与美国电科院（EPRI）合作的结果，其目的是建立一个真正的全球性标准，解决变电站自动化系统的互通互联问题。下面介绍IEC 61850的采用的关键技术。面向对象的数据模型常规的通信协议（如IEC 60870-5系列、SC1801、ModBus等）从各种自动装置接收数据需要三个处理过程。首先，装置把实际数据映射成适当的协议消息；将数据传递到请求者那里，并写入数据库中；最后，将数据以图形符号的方式显示给用户。存在的问题是，在协议消息传输过程中，其中一个数据与其他数据的关系丢失了，因此，必须映射协议消息与其他数据的关系（一般叫作交叉关

58、系表映射）。在安装调试变电站自动化系统，处理所有的数据点时，（映射）配置工作非常耗费时间并且容易发生错误。IEC 61850采用面向对象的新方法，来解决以上问题。单一的数据是没有意义的，IEC 61850将信息分为可以访问的逻辑信息组，例如保护信息、开关设备信息、测量信息组等。逻辑信息组被进一步划分为不同的逻辑节点。逻辑节点是组成变电站自动化应用功能，能够互相交换信息的最小实体，是变电站最基本的虚拟表示单元。每一个逻辑节点由代表一些特定应用功能的数据组成。按照定义好的通信方法与服务，包含在逻辑节点中的信息能够同其他逻辑节点交换。用户可以比较容易地研究和浏览这些逻辑节点，提取出所需要的信息。 图7-13 逻辑节点XCBR的数据和数据属性 图7-14 由逻辑节点构成的保护功能图7-13给