智能配电网通信技术及其应用

智能配电网通信技术研究及其应用学生：丁炳旺

变电站的发展与电力系统的发展密切相关,承担着变换电压等级、汇集潮流、分配电能、调整电压等功能。随着电力系统的扩大,相应的变电站结构和运行方式越来越复杂,用户对用电可靠性的要求也日益严格。基于各种技术的进步和推广,原有的电磁型、晶体管型设备被变电站自动化系统所替代。变电站自动化系统采用各种设备通过交换信息、数据共享,从而达到对变电站的监视和控制。其技术的应用提高了变电站安全稳定运行水平,降低了运行维护成本,提高了经济效益,同时向用户提供了高质量的电能供应。

智能变电站的提出

中国智能电网六个环节中,变电环节在实现智能电网运行数据的全面采集和实时共享,接入各类电源及用户,开展资产全寿命周期管理,支撑电网实时控制与保护、智能调节和各类高级应用等方面具有重要意义。因此，智能变电站充分体现了智能电网的核心理念和内涵,代表了变电站的先进技术和发展方向。智能变电站的概念智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

数字化变电站技术是智能变电站的技术基础，数字化变电站强调实现手段的数字化，而智能电网的建设，对变电站自动化系统的一次设备智能化、高级应用、对智能电网的支撑等功能提出了新的要求，智能变电站是变电站整体技术的跨越和未来变电站发展的方向

自动化系统结构比较与一次设备的连接比较与调度主站联系的比较通讯规约的比较高级应用功能比较对时系统要求的比较传统变电站间隔层、站控层两层结构常规互感器及断路器，电缆连接仅传四遥信息内部规约IEC60870-5-103等基本无高级应用仅限于SOE数字化变电站间隔层、站控层、过程层三层结构非传统互感器、常规断路器及主变仅传四遥信息全面采用IEC61850支持设备互操作引入了网络分析等功能增加了对采样同步性的要求智能化变电站间隔层、站控层、过程层三层结构智能断路器、主变、一次设备智能组件，弱化一二次设备的界限上传全面的基础数据以及模型信息全面采用IEC61850支持设备互操作，并兼容IEC61970集成了众多高级应用功能，采用一体化的数据平台绝对时刻要高度准确，全网时钟统一，采用IEC61588对时方式比较类型智能变电站结构电子式互感器智能断路器智能组件通信规约高级应用简介IEC61588对时方式智能变电站结构：

过程层：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。

间隔层：间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组的主智能电子设备（IED）等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。

站控层：站控层包含自动化站级见识控制系统、站域控制、通行系统，对时系统等子系统，实现面向全站设备的见识、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步向量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。传统变电站结构智能变电站结构电子式互感器

国际电工委员会（IEC）制定了电子式互感器的2个标准：EVT标准IEC60044-7和ECT标准IEC60044-8.根据标准中描述，电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15~100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流/电压互感器。IEC标准定义了电子式互感器的通用结构，如图，包括一次部分、二次部分和传输系统3个部分。P1、P2是一次输入端，S1、S2是电压模拟量的二次输出端，数字输出与过程层的合并单元对接。

若一次传感器是半常规测量原理的，一次转换器就要将一次传感器的电输出信号转换为光信号，此时的一次转换器是电子部件，需要一次电源供电，称为有源电子式互感器。

若一次传感器是光学原理的，无需一次转换器，即无需一次电源，直接输出到光纤传输系统，称为无源电子式互感器（又称光学互感器）。

数字化变电站首先要求便是在过程层实现测量输出数字化，而电子式互感器能够输出采样值的数字信号，最适合应用于数字化变电站中。

下图是电子式互感器在数字化变电站中的逻辑位置。处于过程层的EVT和ECT向间隔层的合并单元(MU)提供电压和电流测量数据，MU将测量数据提供给保护控制装置并上传到站控层。

数字化变电站中的电子式互感器

按照IEC标准，在数字化变电站中，每个间隔拥有7路电流测量和5路电压测量如图，是每个间隔中EVT和ECT的配置情况。IEC标准明确了MU的输出格式，却没有规定电子式互感器与MU的接口，因此，互感器和MU之间的光纤通信可以根据需要采取点对点或者过程总线传输方式。电子式互感器和合并单元的连接

IEC62063标准对智能断路器设备的定义：“具有较高性能的断路器和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，还具有附加功能，尤其是在线监视和诊断方面。”

智能断路器是用微电子、计算机技术和新型传感器建立新的断路器二次系统。其主要特点是由电力电子技术、数字化控制装置组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。智能断路器实现电子操动，变机械储能为电容储能，变机械传动为变频器经电机直接驱动，机械系统可靠性提高。智能断路器

智能断路器的基本工作模式为：当系统故障由继电保护装置发出断开信号或由操作人员发出操作信号后，首先启动智能识别模块，判断当前状态即断路器所处的工作条件，对调节装置发出不同的定量控制信息而自动调整相关参数，以获得与当前系统工作状态相适应的运动特性，然后使断路器动作。其核心在于根据监测到的不同故障电流自动选择操动机构参数及灭弧室预先规定的工作条件，电流小时低速断开，电流大时高速断开，以获得电气和机械性能上的最佳断开效果。智能断路器工作原理

高压设备与智能组件之间通过传感器和控制器组成一个有机整体，具有状态可视化测量数字化、控制网络化、功能一体化和信息互动化的主要特征。

智能组件是承担宿主设备相关测量、控制、计量、检测、保护等全部或部分功能的智能电子装置的集合，是高压设备智能化的核心部件。智能组件通过网络连接至站控层，实现与站内其他设备和调度系统的信息交互。

智能组件

现阶段智能变电站中的智能组件主要分为变压器智能组件和断路器智能组件两种。其整体原则是变电站内一次设备应综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化。因此一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式，与一次设备本体采用一体化设计。

随着技术的进步与发展，智能变电站设备的重要特征体现为一、二次技术的融合。智能组件的功能主要是信息采集与执行，与电力系统的外在特征无关，因此智能组件完全可以作为智能一次设备的一个组成部分，就地化靠近一次设备安装，最终形成智能一次设备产业化，智能一次设备将逐步取代现有的不能满足智能电网需求的传统一次设备。如图是智能一次设备的发展和演变过程。

IEC60870-5-103规约属于问答式(Polling)，是IECTC一57技术委员会IEC60870—5系列标准的基础上，根据各种应用情况下的不同要求制定的配套标准。其目的是为了在变电站或厂站中，不同继电保护设备和控制系统之间达到互换。规约采用非平衡传输，控制系统组成主站，继电保护设备(或间隔单元)为从站(子站)。

IEC61850是一个关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准，其目的是使变电站内不同厂家的电子设备（IED）之间通过一种标准（协议）实现互操作和信息共享。

IEC61970是国际电工委员会制定的《能量管理系统应用程序接口（EMS-API）》系列国际标准。对应国内的电力行业标准DL890。IEC61970系列标准定义了能量管理系统（EMS）的应用程序接口（API），目的在于便于集成来自不同厂家的EMS内部的各种应用，便于将EMS与调度中心内部其它系统互联，以及便于实现不同调度中心EMS之间的模型交换。通信规约高级应用简介

建设阶段可实现的高级应用功能主要包括顺序控制、设备在线监测与状态检修、智能告警与分析决策、故障信息综合分析决策、经济运行与优化控制、安全状态评估/预警/控制、站域保护、站内状态估计、远方不停电修改定值等

目前，自动化设备制造商对于智能变电站高级应用功能的研发尚处于起步阶段，用于实际工程的事例也不多。因此，开展智能变电站高级应用研究，加强工程实用化应用，具有重要的现实意义。。IEC61588对时方式

为了解决分布式网络时钟同步的需要，相关领域的技术人员共同开发了精确时间协议（PTP），后得到IEEE的赞助，于2002年11月得到IEEE批准，形成IEEE1588版本1，并被转化为IEC61588版本1，在2008年形成了IEEE1588V2，并很快被国际电工委员会（IEC）和国家标准采用，形成IEC61588-2009和GB/T-25931-2010标准。IEC61588定义了一个能够在测量和控制系统中实现高精度时钟同步的协议——精确时间协议。

PTP协议集成了网络通讯、局部计算和分布式对象等多项技术、适用于所有通过支持多播的局域网进行通讯的分布式系统，特别适合于以太网，但不局限于以太网。其在硬件上要求每个网络节点必须有1个包含实时时钟的网络接口卡，可以实现基于PTP协议栈的相关服务。其将时标打在硬件层，根据网元客户端和时间服务器之间的时间标签，计算出二者之间的传输时延和时钟偏差，实测利用SDH通信网传输时间同步信号的精度已达到1微秒。PTP时钟同步通过发送和接受同步报文实现。一个主时钟（Master）与一个从时钟（Slave）的同步过程如下：1）主节点每秒（同步报文的间隔是可设置的，这里假设为1s）向从节点发送一个“同步”（Sync）报文。这个报文是由主节点打上预计的发送时间标记的报文，但是由于预计的发送时间和实际的报文发送本身可能的延迟，实际时间标记不能随“同步”报文一起发送。这个“同步”报文在接收端被从节点打上接收时间标记。2）主节点向从节点发送一个“跟随”（Floow-Up）报文。这个报文包含先前的同步报文准确的发送时间的标记。从节点利用这2个时间标记可以得到它与主节点的延迟，据此可调整它的时钟的频率。

3)从节点向主节点发送“延时请求”（Delay-Req）报文。这个报文是由从节点记录它的准确发送时间,由主节点打上准确的接收时间标记。4）主节点向从节点返回一个“延时响应”（Delay-Resp）报文。这个报文带着先前的“延时请求”报文的准确的接收时间标记，从节点利用这个时间和由它所记录的准确的发送时间，可计算出主节点和从节点之间的传输延迟并调整它的时钟漂移误差。

从时钟相对于主时钟的偏差（offset）和传输延时（delay）计算公式为：小结

作为复杂的智能化系统，智能变电站需经过多阶段、多目标发展才能完成。改造原有的变电站需要应用上的平稳过渡和重点技术突破，逐步达到完善。智能变电站的发展将为智能电网的建设奠定坚实基础。[1]李孟超.智能变电站及技术特点分析,2010.9.16[2]吴忆.智能变电站的体系结构及原理研究,华中电力杂志.2011年第3期[3]王红星.电子式互感器及其在数字化变电站中应用,2009.09[4]苏永春.时间同步技术在智能变电站的应用,江西电力杂志.2010年第4期[5]张沛超.智能变电站,2010.02[6]黄鑫.智能变电站IEC61