基于IEC61850数字化变电站的研究

1、太原理工大学学士学位论文题目：基于IEC61850数字变电站的研究姓 名：贾 鹏申请学位级别：学 士 专 业：电子信息工程指 导 老 师：赵 菊 敏 太原理工大学毕业设计（论文）任务书毕业设计（论文）题目：基于IEC61850的数字化变电站的研究毕业设计（论文）要求及原始数据（资料）：1完成30篇以上资料的收集与阅读其中包括10篇以上的外文文献，并经指导教师审查核实；2论文要求：（1）选题要与所学专业相结合，选题应具有较强的现实性、时效性、新颖性，研究所学专业的理论热点问题，要求理论与实践相结合、理论研究与实证研究相结合、定性分析与定量分析相结合、内容应系统完整。（2）选定论文题目后，全面收集

2、资料并提交写作提纲。（3）依据论文提纲，在规定的时间内完成初稿，在指导教师指导和评价后，继续完成二稿、三稿，直至最后定稿，定稿后根据学校的统一规定，排版、打印、装订，最后完成毕业设计论文。（4）明确写作进度及质量要求。（5）论文要求格式规范、文字通顺、图表清晰、结构合理。（6）论文一般应包含有中英文摘要（300500字）、关键词、论文正文及参考文献等。3原始资料随着变电站综合自动化系统、基于微机数字信息的二次设备的不断推广和普及,现有变电站已经具备了一定的数字式和自动化特征；而最近大家广泛关注的“数字化变电站 ”的概念,可以理解为在现有变电站技术的基础上,结合电子式互感器、光纤网络通信技术、站

3、内设备互操作技术的发展，向数字化、自动化、智能化和网络化方向的进一步延伸。可以预计,在现有技术水平不断发展和运行经验不断总结的基础上,数字化变电站将以其在数字化、自动化、智能化、安全性和互操作性等方面的优势,成为未来变电站技术发展的必然趋势。本设计的主要目标是简单介绍快速发展的数字化变电站，详细阐述IEC61850规约在数字化变电站中通信系统的具体应用，探讨在现有技数条件下建设数字化变电站，如何实现与以往设备的兼容，使本文提出的数字化变电站改造方案更具有实用性和可操作性。 4.毕业设计（论文）主要内容：数字化变电站通信系统的发展概况；基于IEC61850的数字化变电站系统概述；IEC61850

4、规约的简述；基于IEC61850数字化变电站的关键技术；数字化变电站的未来发展趋势；学生应交出的设计文件（论文）：1 设计论文一本2 光盘一张主要参考文献（资料）：01 刘海燕.3G移动通信终端MMI的设计与研究学位论文.华中科技大学，2006.1102 黄东巍.3G终端现状及发展趋势研究.中国联合网络通信有限公司.移动通信，2009, 33(17)03 常嘉岳.3G移动终端的发展趋势.中国移动通信研究院.世界电信，2006, 19(3)04 王继刚，顾国昌，谢鑫.移动通信操作系统研究现状及发展.哈尔滨工程大学，计算机科学与技术学院;中兴通信技术中心，成都研究所.计算机应用研究，2005, 2

5、2(12)05 李香平，张智江，张范.3G终端主流技术的演进和发展预测.中国联合通信有限公司.移动通信，2006.1106 彭杰.基于3G通信的终端系统的研究.宁波波导股份有限公司，浙江，宁波，315500.电脑与电信，2009, (12)07 魏然，吴文.3G终端的机遇与挑战.现代电信科技，2004, (5)08 陈亮.中国3G手机终端发展困局及破解策略探讨.移动通信，2009, 33(15)09 Jerry Epplin.Linux as an Embedded Operating SystemA.Embedded Systems Programmin C.2000.12-3610 张航，

6、宋俊德.第二代无绳电话系统CT-2.北京：人民邮电出版社，199311 Sharpe A K.Land Mobile Radio Systems.Short Run Press, 198512 Molish A F.Wideband Wireless Digital Communications.北京：电子工业出版社，2002 专业班级 电子信息工程 学生 贾鹏 要求设计（论文）工作起止日期 2011-3-12011-6-10 指导教师签字 日期 系 主 任 批 准 签 字 日期 基于IEC61850数字化变电站的研究摘 要变电站自动化技术的发展和微机保护的广泛应用极大地提高了电网的自动化水平

7、和管理水平，但是由于变电站自动化系统和保护设备的通信协议不统一，造成系统无缝集成困难，生命周期缩短；设备之间互操作性差，维护工作量大，改造升级困难。同时变电站的一、二次设备的控制信号发送、模拟量采集靠大量的电缆连接实现，不仅浪费了大量的财力，而且抗干扰性大大降低。随着IEC61850 标准的发布，电子式互感器、智能化高压电气设备的发展，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，使得建设数字化变电站具备了必要的技术条件。本文在研究数字化变电站相关理论和技术的基础上，总结变电站数字化技术的现状、发展趋势，初步形成数字化变电站的整体模型，提出了数字化变

8、电站的特征和需要实现的功能。研究数字化变电站三层网络结构下通信的实现，运用前面的研究成果，探讨在现有技数条件下建设数字化变电站，如何实现与以往设备的兼容，使本文提出的数字化变电站改造方案更具有实用性和可操作性。关键词：数字化变电站，IEC61850 标准，电子式互感器，智能化高压电气设备DIGITAL SUBSTATION BASED ON IEC61850 RESEARCHABSTRACTWith the development of integrated substation automation technology and microprocessor-based protection

9、s，electrical power system automation is highly promoted. But the communication protocols among IEDs produced by different manufacturers are different，the SA system will not be integrated well.Also，IEDs from different manufacturers are difficult to achieve interoperability.Maintenance and upgrading s

10、uch a SA system may cost much resource and time.In a substation，many cables made with copper are used to transmit control signal and analog data，so highly lower the anti-interference of a SA system. The IEC6185O standard electronic measurement transformers，intelligent control of high voltage electri

11、cal apparatus，computer network technology，etc，all these make it possible to build a digital substation. So,the thesis will study these key technologies and intelligence devices，and give a reference design project of digital substations. First，a digital substation model and main charaeters are formed

12、 in this thesis. Then a communication network construction principle of digital substations，including proeess buses and Station buses，are developed. According with the Principle，with the reaserch on the key technologies of 110kV wucun digital substation in Shenzhen Power Supply Bureau and 220kV sanx

13、iang digital substation in nanfang Power Supply Bureau，this article analysis a digital substation s layered communication network framework. Deeply. Based on the investigation of intelligence devices of digital substations，selcetion and configuration principle of devices is summarized.KEY WORDS: dig

14、ital subatation,IEC61850 standard ,electronic transformer ,intelligent control of high voltage electrical apparatus目 录摘 要IABSTRACTII第1章 绪论1第2章 数字化变电站系统的发展及现状32.1 变电站自动化系统的发展32.2 变电站自动化系统通信规约现状62.3 小结9第3章 数字化变电站的技术优势及经济效益103.1 数字化变电站的技术优势103.2 经济效益133.3 小结14第4章 IEC61850 标准介绍154.1 IEC61850 标准主要内容154.1

15、.1 IEC61850 标准内容154.2.1 分层17变电站通信网络的实时性以及时延不确定性研究184.3 本章小结35总结与展望361.全文工作总结362. 工作展望37致 谢38参考文献39附录143第1章 绪论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。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。但是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

16、作性差，维护工作量大，改造升级困难。同时变电站的高压电气设备和保护、监控等二次设备的控制、信号发送、模拟量采集还需要靠大量的控制电缆来连接，不仅浪费了大量的财力，而且抗干扰性大大降低。国际电工委员会第 57 技术委员会制定的 IEC61850 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，解决了设备之间的互操作性问题，使通信可靠性得到提高。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

17、件1。因此本文对数字化变电站的发展、技术优势等进行详细的阐述，对数字化变电站的关键技术 IEC61850 标准、电子互感器、智能断路器的原理、功能等进行一定探索，并充分进行三乡变电站数字化改造的资料搜集，在此基础上研究中山供电局三乡变电站数字化改造的实际工程中的的实施方案，探讨了设计、施工中遇到了设备选型、兼容模式的一系列问题，为珠海供电局的常规变电站的数字化改造规划提出建议。数字化变电站与常规的综合自动化变电站在网络结构，特别是一、二次设备之间的通信方式，取消电缆后的信息传输要求，一次智能开关、电子式互感器等方面均有很大差异，需要在原有变电站的模式上提出新的设计方案才能满足实际运行的要求。同

18、时，现有变电站中大量常规综合自动化系统和常规一次电气设备需要在今后较长一段时间内与新建的数字化变电站的一、二次系统同时存在，还需要探讨过渡方案以及与常规自动化系统和一次设备的兼容问题。本人的工作具有如下意义:基于 IEC61850 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 IEC61850 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

19、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。在现有技术条件下，由于不能完全按照数字化变电站模式来实施，所以必须按照过渡方案一步步进行推进。进行数字化变电站过渡方案以及与常规自动化系统和常规一次设备实现兼容的方案研究，可以节约变电站改造或建设费用，提高改造或建设方案的可操作性和实用性，使数字化变电站的推广应用更具有吸引力。总之，完善的改造方案将确保常规变电站在向的数字化变电站转型后，既具有先进性又具有实用性，可以充分地提高变电站的自动化技术水平，使变电站内的设备运行更安全、维护和升级改造更便捷，最终达到提高效益、增加运行可靠性的目的。第2章 数字化变电站系统的

20、发展及现状2.1 变电站自动化系统的发展变电站自动化系统的定义为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统”(Substation Automation System,SAS)2。在国内，我们通常所说的变电站自动化系统，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、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。我国的变电站综合自动化系统发展基本上可以归纳为以下几个阶段：第一阶段 集中 RTU 模式的自动化系统Moden集中式RTU屏PT CT刀闸开关继电保护屏控制屏控制电缆控制电缆YCYXYKYXYX该类系统实际上是在常规

21、的继电保护屏、控制屏及二次接线的基础上加装 RTU 装置，主要应用在 80 年代后期和 90 年代初期。功能主要是与远方调度中心通信实现四遥，即遥测、遥信、遥控、遥调；与继电保护及安全自动装置的连接主要通过硬接点连接方式或串行口 RS232 通信较多。此类系统称为集中 RTU 模式，典型框图见图 21,目前仍有少量老变电站在使用，例如珠海局的 220kV 凤凰变电站等。YK图2-1集中RTU模式的自动化系统第二阶段 集中式变电站综合自动化系统 随着微机保护的广泛应用，使变电站自动化技术取得快速的进展，出现了面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。每个 10kV 开关柜上装设 1 台保护装置

22、和 1 台测控装置，通过 RS485 通信口组网进行连接，主变保护屏、主变测控屏等安装在主控室，通过通信管理单元之后与监控后台计算机连接，调度中心通过 MODEN 与后台监控连接。保护装置与测控装置独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台监控计算机。微机保护通过数据通信与自动化系统进行信息交换，并应用了现场总线和网络技术，此类系统的典型框图见图2-2。但这种系统电缆仍然需要大量的控制电缆，并且系统的可扩展性比较差。目前，有一部分变电站在使用中。例如：珠海局的 110kV 夏湾变电站、110kV 明珠变电站等。 至调度中心MODEN后台监控机通信管理单元10KV测控装置110KV测控装置21

23、0KV测控装置N10KV保护装置110KV保护装置210KV保护装置N主变保护屏主变测控屏直流屏图2-2集中式变电站综合自动化系统第三阶段 分层分布式变电站综合自动化系统随着计算机技术和通信技术的迅猛发展，后来出线了面向间隔、面向对象设计的分层分布式结构模式。该模式按变电站分为站控层和间隔层的二层式分布控制系统结构。站控层主要包括后台监控系统、工程师站、五防机以及与远方调度中心通信的远动机系统。10kV 保护测控装置一般采用一体化装置；110kV 及以上电压等级，一般保护、测控大多按间隔分别设计。目前国内主要的综合自动化厂家均采用了此类结构模式。此类系统的典型框图见图 233。后台监控机五防机

24、远动机工程师站A网HUBB网HUB10kv保护测控装置110kv保护测控装置N主变保护屏主变测控屏母线保护屏规约转换器消弧屏直流屏A网至调度中心A网B网B网图2-3综合自动化系统典型结构图变电站自动化系统采用分布式结构相比前面几种结构可以大大减少控制电缆，大大降低了变电站的投资。同时由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计，整个系统配置相对灵活、扩展相对比较方便。但是，即使是采用分布式自动化系统的变电站，由于各种不同二次设备需要互感器提供多组不同功能的二次绕组，它们之间信息也不能实现共享；变电站内一次设备和二次设备以及二次设备之间还需要依靠大量的控制电缆连接来实现信息及命令地传输；二次设备之

25、间互操作性和互换性差，系统升级改造工作复杂。2.2 变电站自动化系统通信规约现状 要实现整个变电站的自动化,并且与上一级控制中心和远动通信,必须保证变电站内工作站、主机、工程师站、现场各 CPU 单元与 RTU 等控制设备间的实时、准确地通信。而通信规约就是整个自动化系统通信部分的核心,没有通信协议,自动化系统就不能进行有效的信息交换,有时还会造成信息传递的紊乱,严重时还会引起整个通信网的崩溃。为了整个变电站自动化系统安全、可靠、稳定地运行,必须采用合适的通信规约,以使因通信故障而引起的损失降到最低。目前在变电站自动化系统中使用的通信规约有很多，主要有以下几种：1）部颁 CDT该协议是电力系统

26、中使用最早的通信协议,数据以帧结构循环发送。由于其简单可靠,至今还被广泛使用。但由于其帧结构的局限性,遥信最多只能传送 512 个遥信信号;而遥测,最多也只能传送 256 个遥测信号,所以 CDT 通信协议不适合在传输大信息量时使用。另外,CDT 规约是循环不停地上报所有事先规定的信息,不管信息是否有变化或主站是否需要,都会不停地上报。这不仅给自己的 CPU 增加了负担,占用了宝贵的资源,而且,主站也必须处理没有变化的数据,这种循环发送式的通信方式造成了时间上的延迟和资源的浪费,严重时会影响到系统的性能。由于它的局限性，现在变电站内设备一般不采用此规约4。2）DNP3.0DNP3.0 是美国

27、IEEE 的电力工程协会(PES)在 IEC 的基础上制定的美国国家标准。目前,DNP3.0 通信协议在我国电力行业中的应用也非常广泛。目前珠海供电局调度数据系统采用此规约。DNP3.0 将基本应用数据分为四大类:固态值、事件数据、固态冻结数据、事件冻结数据。同时这四大类数据分 4 个组,第 1 组固定为所用的固态值数据,第 24 组全部为事件数据分组,并且每个事件数据的分组可以任意在线修改。基本扫描方式有 4 种。a.哑态工作方式:主站从来不主动与子站设备通信,由子站设备向主站报告变化数据。b.非请求变位工作方式:与哑态唯一的不同就是,主站会向子站请求所有静态数据。c.变位扫描方式。主站会请

28、求所有静态数据并不时地扫描变化数据。d.扫描静态方式。主站仅请求所有或部分静态数据。在最常用的变位扫描方式中,DNP3.0 可以利用 2 种方法获得变位数据。一种是读取事件数据来获得变位数据,这种方法灵活性好,且可以在线修改;另一种是利用简单的方法来读取固定的变化数据,这种方法通道的利用效率较高。该协议总的特点是传送信息量很大,支持突发事件主动上报的功能,支持变化信息上报的功能,提供通信链路确认的功能。但 DNP3.0 规约本身功能复杂,需要很大的程序才能实现。3)MODBUS 通信协议MODBUS 通信协议是 ABB 为其自动化设备提供,用于实现主从结构的控制网的通信协议。协议的主要特点如下

29、：a.通过 RS-485 通信支持多点连接,最多能支持 32 个节点。b.单主机控制网系统,采用主从访问技术。c.通信报文结构简单,可完成较简单的对从机的读写操作。d.通信速率最高只支持 19200bps。该协议为问答式通信协议,采用读写累存器的格式。累存器的地址为 4 个字节,解决了大信息量传送的问题,主站比CDT协议更有自主选择性,主站可以向采集装置询问所需要的数据,减轻了采集控制器的资源使用,但由于 MODBUS 不提供 SOE(事件顺序记录)的功能,在电力系统的事故分析方面造成了不便;因为是采取被动的问答式通信,变化信号不提供主动上报,这就造成了信号上报的速度慢,所以 MODBUS 只

30、适用于实时性不高不要求 SOE 的系统。4)IEC60870-5 系列IEC60870-5 规约系列由三大部分组成。a.物理层的选用及数据链路层的定义和选用；b.应用层基本功能定义及选用；c.各个典型工业过程的数据及功能定义标准。该通信规约的有关小节具体如下。IEC60870-5-1,传输帧格式；IEC60870-5-2,联结传输步骤；IEC60870-5-3,应用数据通用格式；IEC60870-5-4,应用数据的定义和编码；IEC60870-5-5,规定基本的应用功能；IEC60870-5-101,用于电力系统远动通信；IEC60870-5-102,用于电力系统总加数据传输的补充标准；IEC

31、60870-5-103,用于继电保护设备信息接口配套标准；IEC60870-5-104,用于远动、就地监控主站与 IED 设备间的 SCADA 监控信息的通信。其中, IEC60870-5-101 协议(以下简称 101 协议)已经成为我国电力系统远动通信标准。其传输的信息量很大,信息地址可以是 2 个字节或 3 个字节。具有平衡和不平衡两大方式,平衡方式是主站可以查询 RTU 的信息状态,对 RTU 进行控制,RTU 也可以主动和主站建立通信连接;不平衡方式是主站只能对 RTU 进行查询。目前在我国大多使用的是不平衡方式的。101 协议功能强大,一旦产生突变信息, RTU 便插入变化信息的标

32、志,然后主站进行查询变化的数据;上报的速度也很快,平时主站仅查询变化数据, RTU 有数据变化就把变化的信息上报,报文格式相对 DNP 比较简单,所占的资源比较少5。IEC60870-5-103 协议(以下简称 103 协议)是用于控制系统与继电保护设备信息交换中的继电保护设备的信息接口配套标准,物理层采用光纤传输或 RS-485 接口。IEC60870-5-104 协议(以下简称 104 协议)本身是国际电工委员会(IEC)为了满足 101远动通信协议用于以太网而制定的。目前, 103 协议在继电保护装置的 RS-485 串行通信接口中应用较为广泛。变电站自动化系统需要通信传输的信息按数据类

33、型可分为继电保护故障(含故障录波、扰动记录)信息和 SCADA 监控信息两大类。鉴于变电站自动化系统通信数据的特点和采用以太网的方式,采用 103 协议和 104 协议应该是 IEC61850 标准正式颁布之前,变电站自动化系统的站内通信协议的最为合理的一种选择。它们既能满足继电保护故障信息(含故障录波、扰动记录)和 SCADA 监控信息的传输要求,又有很好的兼容性。另外,103 协议和 104 协议同属 IEC60870-5 系列标准的配套标准,它们共享相同的应用数据结构和应用信息元素的定义与编码,会给通信数据的处理带来极大的方便。2.3 小结本章总结和归纳了我国变电站综合自动化发展的历程，

34、就每个不同发展阶段的网络模式进行了分析，分析了它的优点和不足之处。同时分析了变电站使用的各种通信规约，逐一进行分析和比较。由于目前变电站综合自动化存在的问题，如不同厂家的设备互操作性差、生命周期短、耗用大量的控制电缆等，我们迫切的希望可以解决这些问题。随着新技术的出现和发展，数字化变电站的形成成为必然，数字化变电站为我们解决目前这些问题的提供了方法。第3章 数字化变电站的技术优势及经济效益3.1 数字化变电站的技术优势基于 IEC61850 标准的数字化变电站在现代网络技术的基础上发展起来，给变电站的自动化技术带来了全方位的影响。在交流电气量的采集环节、变电站 IED 设备之间的信息交互模式、

35、变电站信息冗余性的实现方式、变电站二次系统的可靠性、安全性、运行检修策略等，均将由于相关技术的应用而发生巨大的变化，这一系列变化意味着变电站二次系统技术将步入一个全新的发展阶段。(一)采用电子式互感器的技术优势数字化变电站在电气量采集环节采用了电子式互感器技术，对于变电站二次系统技术应用带来的最明显特征就是，一次系统的电流、电压、功率、频率等电气量信息通过合并单元变为低电平的数字信号，经光缆直接传递给变电站二次系统的 IED 设备。变电站二次系统不再需要引入交流二次电缆，一次系统和二次系统可以实现有效的电气隔离。因此常规变电站由于交流电缆引起的传导性电磁干扰现象将不复存在，以往因一次系统故障产

36、生的干扰对于二次系统的影响将得到有效的控制。二次系统的安全性大大提高，二次系统的接地只需要考虑本系统的等电位问题，不需要与一次系统关联。同时也可以大大降低由于二次接线错误以及绝缘降低带来的保护误动、拒动等事故7。电子式互感器动态范围大、对于不同应用的适应性强，合并单元可分别输出信号给不同的装置，只要合并一单元的输出接口数量足够，即可满足使用需求，不存在容量限制问题，这就从源头上保证信息采集的唯一性。基于数字量测系统的继电保护装置不再需要考虑 CT 开路、PT 短路以及互感器饱和、方向元件的极性等问题，可以大大简化保护装置的算法，提高保护动作的可靠性。现场的调试工作也将有很大的变化，对调试人员的

37、要求也更高了8。(二)信息处理基于网络通信的技术优势1、信息交互采取对等通信模式数字化变电站内设备之间的信息交互由常规变电站以硬接点信号交互未特征的方式变为基于 IEC61850 标准的对等通信模式（Peer to Peer, P2P），P2P 是一种分布式网络，网路的参与者共享所拥有的一部分硬件资源，如处理能力、存储能力、网络连接能力、打印机等，这些共享资源由网络提供服务和内容，同时，能被其他对等节点（Peer）直接访问而无需经过中间实体。在此网络中的参与者既是资源（服务和内容）提供者（Server），又是资源获取者（Client），见图 3-1。图3-1 Peer to Peer 模式P2

38、P 网络环境下由于每个节点既是服务器又是客户机，减少了对传统 C/S 结构服务器计算能力、存储能力的要求，同时因为资源分布在多个节点，更好地实现了整个网络的负载均衡。这种通信模式带来的最大变化在于，以往的 IED 往往需要大量辅助接点来完成信息的传递，如跳闸信号、告警信号、事件记录信号。设备之间的连线十分复杂，IED 设计环节繁杂，往往由于辅助接点不够，需要额外增加单独的辅助继电器。实际上这构成了二次系统安全运行的“瓶颈”，因外力破环、电缆质量、小动物、超容量等原因引起的二次系统主要故障时有发生，并会引起燃耗、断路器跳闸、损坏设备等后果。变电站之间的信息交互采取对等通信模式后，常规变电站中 I

39、ED 以 Polling 方式实现的信息传送，可以转变未根据信息应用的时效性要求，实现事故处理重要信息的有序上送和事故分析信息的事后调用。2、信息同步采取网络同步机制常规变电站自动化系统对时基本采用直接对时和网络对时相结合，有一个或多个GPS 接收器实现对于间隔层各种 IED 的对时，采取分脉冲方式或 IRIG-B 方式。由于间隔层设备众多，在初期应用中往往 GPS 是随不同功能的 IED 设置，因此，在实际应用中变电站存在多个 GPS 接收器同时运行，分别对不同的设备进行对时。如保护、故障录波器、测控、PMU 等。数字化变电站内的信息传统采取网络通信方式，因此变电站采取以往的对时方式是不合适

40、的，IEC61850 功能通信要求和装置模型的附件 G 明确：“具有精确外部时间源的逻辑节点作为主时钟，通过主时钟对个分布节点设置绝对时间，各分布节点通过主时钟实现时间同步，时钟同步通过协议层完成。”图 3-2 中国际标准时 UTC 从外部高精度时间源获取，时间服务器作为站内 IED 的时钟同步源，采取时间同步协议与站内 IED实现时间同步，所采取的协议取决于所选择的 SCSM10。IEC61850客户服务器在SCSM中定义时间同步过程时间截语义时间戳语义时间戳表示形式被同步的UTC时间外部高精度时间时间服务器/IEC61850服务器主UTC时间在IEC61850中定义在SCSM中定义图3-2

41、变电站内对时（三） 变电站整体建设方案的优化在土地日益紧张的今天，缩小变电站的占地面积将带来巨大的社会和经济效益。采用电子式的电压/电流互感器及智能开关后，由于电子式互感器的体积小、重量轻、结构紧凑，方便集成到断路器和其它高压设备中，因此可以大大减少变电站的占地面积。变电站内的电缆基本上被光纤和通信电缆所代替，站内大量的二次电缆沟(电缆井、电缆层)可以取消，变电站的建筑结构也可大大简化。数字化变电站自动化系统由过程总线和站级总线进用效率。但将变电站层网络分割为多个网段必然造成网络的复杂化和网络设备的增加。因此在设计网络时应充分考虑当前网络发展技术水平的制约，同时应尽可能简化网络结构，提高网络的

42、可靠性。按照目前的技术水平，可将变电站层网络分成以下3个网段。(1)鉴于220kv间隔的重要性，间隔内部和间隔之间的数据交换量大，信息传输速度要求高，因此将所有的220kV线路、母联、母设等保护、测控装置及22OkV故障录波器等IEO接在同一个网段上。(2)主变之间的保护、控制及闭锁信息往往需要三侧的电气、信号量，同一台主变三侧的保护、测控装置及主变录波器等放于同一网段上比较合适。实际应用中将110kv部分、主变三侧及公用部分组成一个网段。35kV部分组成一个独立的网段。(3)在网络技术发展到一定程度后，可以对变电站的网络结构进行简化。不仅变电站层网络合为一个网段，而且过程层网络和变电站网络合

43、并为一个通信网络。这样就大大减少交换机的数量和间隔层IED的以太网口，网络可靠性得到进一步提高。3.2 经济效益推动数字化变电站技术研究、开发和应用的主要动力是它的经济性和可靠性。数字化变电站的经济效益主要体现在两个方面:(1)在于一次性投资成本上的效益，如减少变电站占地面积从而减少建设投资;实现信息集成化应用和共享，减少设备的重复投资;由于系统集成度高，大量的调试工作在工厂完成，大大缩短现场调试时间。(2)整个变电站二次系统具有自我诊断和监视能力，可为运行和维护提供综合、有效的信息，更容易实现远方维修和远方运行控制，实现变电站无人值班，减少系统的运行维护成本。而且，对于电压等级越高、二次接线

44、越复杂的变电站，采用数字化技术后所带来的经济效益就越明显11。3.3 小结本章从技术和经济两个方面分析了数字化变电站的优势。数字化变电站的应用将一次、二次设备完全隔离，使二次系统的安全性大大提高，减少了现场的维护量，使系统升级扩建更加方便，使现场的试验和调试更加便捷。数字化变电站的应用将大大减少变电站的占地面积，大大减少控制电缆，减少维护成本，从而更节约资源和资金。第4章 IEC61850 标准介绍IEC 61850 于 2004 年正式发布,中国等同采用并作为电力行业标准,标准代号为 DL/T860 系列。IEC 61850 标准的设计思想先进,代表了变电站自动化技术的发展方向,是实现数字化

45、变电站的核心技术之一,对整个电力自动化技术都有深刻影响。4.1 IEC61850 标准主要内容4.1.1 IEC61850 标准内容IEC61850 标准是目前国际上统一的变电站自动化系统唯一国际标准。该标准，共分为 10 个部分:(1)IEC618501：概论。包括 IEC61850 的介绍和概貌。(2)IEC618502：术语。列出本系列标准内变电站自动化系统所用术语和定义。(3)IEC618503：总体要求。包括重点是质量要求（可靠性、可维护性、系统可用性、轻便性、安全性）、还有环境条件、供电要求、其他标准和规范。(4)IEC618504：系统和工程管理。包括工程要求（参数分类、工程工具

46、、文件），系统寿命周期（产品版本、停产、停产后的支持），质量保证（责任、测试设备、型式测试、系统测试、工厂验收、现场验收）。(5)IEC618505：功能的通信要求和设备模型。包括逻辑节点的途径，逻辑通信链路，通信信息片的概念，功能定义。这部分使用面向对象技术对变电站自动化系统的功能、子功能进行了分类和定义，并引入了逻辑节点的概念，这些对于分布式系统的设计和互操作性有重要作用。(6)IEC618506：与变电站通信有关的智能电子设备的配置描述语言。包括装置和系统属性的形式语言描述。(7)IEC618507：变电站和馈线设备的基本通信结构。IEC6185071：变电站和馈线设备的基本通信结构一原

47、理与模型。IEC6185072：变电站和馈线设备的基本通信结构一抽象通信服务接口 ACSI。包括抽象通信服务接口的描述，抽象通信服务的规范，服务数据库的模型。ACSI 定义了与实际所用的通信协议无关的应用。ACSI 提供了如下 6 种服务模型:连接服务模型、变量访问服务模型、数据传输服务模型、设备控制服务模型、文件传输服务模型、时钟同步服务模型。IEC6185073:变电站和馈线设备的堪本通信结构一公共数据级别和属性，包括抽象公共数据级别和属性的定义，定义了逻辑节点所使用的基本数据类型。IEC6185074:变电站和馈线设备的基本通信结构一兼容的逻辑节点和数据对象的寻址，包括逻辑节点的定义、数

48、据对象及其的逻辑寻址。逻辑节点 LN 是构成系统工程的基础。IEC6185074 定义了基本逻辑节点类及其数据对象。(8) IEC618508:特殊的通信服务映射(SCSM)，变电站和间隔层内以及变电站层和间隔层之间的通信映射。IEC618508 一 l:映射到 MMS。(9)IEC618509：特殊通信服务映射 SCSM，间隔层和过程层以内以及间隔层和过程层之间的通信映射。IEC6185091:特定通信服务映射 SCSM 通过串行单方向多点共线链接传输采样测量值。该部分规定了用于间隔层和过程层之间通信的 SCSM，规定了一种模拟量采样值传输的抽象服务映射，这种传输基于与 IEC60448 相

49、一致的单向多路点对点串行通信链路。可用于变电站内电子式电流互感器(ECT)和电压互感器(EVT)的合并单元与间隔层 IED 之间的通信。IEC6185092: 特定通信服务映射 SCSM 通过 ISO/IEC 8802.3 传输采样测量值。(10)IEC6185010:一致性测试。包括一致性测试规则、质量保证和测试、所要求的文件、有关设备的一致性测试、测试手段、测试设备的要求和有效性的证明11。4.2 IEC61850 标准的特点4.2.1 分层变电站自动化系统的功能是控制和监视，以及一次设备和电网的继电保护和监视。其他（系统）功能是和系统本身有关的，例如通信的监视。根据其功能可以将系统分为三

50、层，即变电站层、间隔层、过程层，并定义这些层及逻辑接口 110 的逻辑关系。IEC61850 给出的变电站自动化系统逻辑接口模型如图 42 所示12。保护控制控制保护过程接口传感器执行器功能A功能B远方控制技术服务高压设备远方保护远方保护4,5图4-2信息分层的变电站自动化系统图4-2中各接口的意义:间隔层和变电站层之间保护数据交换；:间隔层和远方保护之间保护数据交换；:间隔层内数据交换；:过程层和间隔层之间电压互感器和电流互感器瞬时数据交换；:过程层和间隔层之间控制数据交换；:间隔层和变电站层之间控制数据交换；:变电站层与远方工程师工作站之间数据交换；:间隔层之间直接数据交换，特别是快速功能

51、(例如联锁)；:变电站层内交换数据；:变电站层和远方控制中心之间控制数据交换。变电站通信网络的实时性以及时延不确定性研究以太网目前发展的最大瓶颈是实时性问题，同样存在于基于IEC61850的变电站通信网络中。通信网络的实时性由网络的带宽、介质访问控制方法、优先级策略以及网络拓扑等诸多因素共同决定。由于以太网最初设计是用于商业用途而非工业过程控制领域，强调的是网络节点之间的平衡性和带宽的共享，采用的介质访问控制方法是CSMA/CD，因此标准的共享式以太网存在时延不确定的问题。由于涉及诸多因素，目前时延不确定性研究正在进行，还没有一致性的结论。不少学者认为只要选择交换式以太网作为数字化变电站的内部

52、通信网络，其网络传输时延是有保证的，其理由是:网络各节点之间通过交换机可实现逻辑上的点对点通信，信道冲突可以避免。另一种观点则认为虽然采用交换式以太网可以避免信道冲突，提高了通信时延的确定性，但是，交换式以太网中仍存在端口竞争，并没有消除碰撞和排队等现象。最后总结其时延的特性。基于以太网的变电站通信系统中的报文传输过程的实质是由发送节点的某功能产生发送报文，经过各层协议栈的封装解析并通过网络到达接收节点的某功能，网络时延就是在这个过程中产生的。根据时延的产生过程和不同特性，报文经历的端到端时延t由3个不同的部分组成，如图4-3。物理装置PD1F1通讯处理器物理装置PD2通讯处理器F2传输时间t

53、=ta+tb+tctatc图4-3总传输时间定义(l)发送节点的延时ta由两部分组成:一是发送节点PD1的发送功能F1进行数据处理和协议封装，并将报文从PD1的应用数据缓冲区拷贝到以太网通讯处理器的发送缓冲区的时延tal；另一部分是报文在发送缓冲区暂存引起的排队等待时延ta2。(2)网络传输时延几:发送节点PDI在通信链路上开始发送报文时刻至该报文到达接收节点PD2的时延，由等待时间、路由器和其它网络设备所耗费的时间等组成。假设一个报文从发送节点PD1到接收节点PD2，经过m个网络中间节点和n条通信链路，则有: tb=i=1m(i+i)+j=1nj (4.1)其中，表示发送时延，是指发送节点在

54、通信链路上从发送报文的第1个比特开始至发送完最后一个比特所需的时间，取决于报文的长度和数据的传输速率；表示交换时延，是指网络中间节点(如交换机和路由器)接收到报文时刻至开始发送该报文的时延；表示传输时延，是指发送节点在通信链路上发送第1个比特时刻至该比特到达接收节点时刻的时延。(3)接收节点的时延tc由两部分组成:一是报文在接收节点PD2的以太网通信处理器的接收缓冲暂存引起的时延tc1；另一部分是接收节点PD2对报文进行协议拆封、去除报头、数据重新拼装、通知目的任务报文到达和应用数据拷贝的时延tc2。由此，报文的总传输时延t可以表示为: t=ta+tb+tc (4.2)根据式 (4.1)和(4

55、.2)可得时延t的公式为:t=t1+t2+i=1mi+i+j=1nj+tc1+tc2 （4.3)式中，如果报文长度为定值，则t1由其含义可知为确定值。由网络传输时延定义可知，与通信链路带宽成反比，与报文长度成正比，设表示带宽(单位为bit/s),L为报文长度（单位为bit），则i=1mi=L/B。设Dj为传输链路j的传输距离（单位为m），v为数据传输速度（单位为m/s），则传输时延可表示为j=1nj=j=1nDj/v。设t1=t1+j=1nj+i=1ni, ，由上述分析可知：针对特定的报文而言t1是确定值。为交换时延，取决于网络中间节点(交换机)的工作模式以及网络负载。交换机的工作模式主要有直通模式和存储转发模式。直通模式报文处理时延较小，但是可靠性差;存储转发模式处理延时较直通模式大，但报文传输比较可靠。目前，变电站通信网络中多采用存储转发模式的交换机，为了避免报文的碰撞，交换机通常工作在全双工方式下。由于报文传输的突发性，存在多个源节点几乎同时向同一个目标节点发送报文或一个源节点在短时间内同时提交多种报文至多个目标节点的情况。当网络轻载时，