网络通信技术在变电站自动化系统中的应用

1、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

2、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 . 4 1.1 变电站综合自动化的概念 . 4 1.2 变电站实现综合自动化系统的基本功能 . 5 1.3 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 . 9 2.1 变电站综合自动化系统的通信内

3、容 . 9 2.2 变电站综合自动化系统通信功能 . 9 2.3 数据通信的传输方式 . 10 2.4 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 . 14 3.1 通信网拓扑结构 . 14 3.2 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 . 16 4.1 变电站自动化系统的通信网络选择 . 16 4.2 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 . 20 5.1 智能变电站的主要技术特征 . 20 5.2 IEC 61850概述 . 21

4、5.3 IEC 61850通信规约的技术特点 . 22 5.4 IEC 61850模型概述 . 24 5.5 基于 IEC 61850变电站自动化系统 . 25 5.6 IEC 61850与智能变电站的关系 . 27 5.7 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 . 30 6.1 变电站的通信规约说明 . 30 6.2 过程层安装方式 . 31 6.3 交换机配置及 GOOSE 的实现 . 32 6.4 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 . . 35 7.1 存在问

5、题 . 35 7.2 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

6、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

7、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

8、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

9、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

10、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(

11、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

12、,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

13、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

14、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

15、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

16、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。 图 1 集中式变电站综合自动化系统结构框图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

17、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。 站控层(2层间隔层(1层过程层(0层图 2 110KV分层分布式结构的变电站综合自动化系统的结构(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

18、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

19、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

20、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

21、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

22、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

23、。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

24、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

25、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

26、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

27、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。 (b图 3 并行和串行数据传输方式示意图(a 并行数据传输;(b 串行数据传输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

28、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

29、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。 图 4 电力线载波信道的信息传输框图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 300MHz 300GHz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.

30、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

31、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。 发LEDLED光检测器图 5 光前通信构成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

32、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

33、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,

34、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。 (a 电 缆 头(b 图 6 网络的拓扑结构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

35、,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-42

36、2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

37、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

38、 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

39、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

40、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 1011-108-Mbit/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:

41、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。 图 7 以太(Ethernet 框图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

42、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

43、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。 变电站层 Lonworks1间隔层 Lonworks2至调度中心专图 8 采用 Lonworks 网络的通信系统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

44、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

45、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

46、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

47、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 IE

48、C 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 “ Communi

49、cation 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

50、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

51、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

52、(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

53、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

54、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