变电站实时系统与主站之间的传输控制协议网络互联协议的构建

变电站实时系统与主站之间的传输控制协议网络互联协议的构建

1实时数据传输的现状1.1模拟和数字通道的模拟模拟或数字通道的通信接口是祯米板或光隔。虽然模型板经常失败，但可以确认没有明显的异常迹象。光带负荷能力不稳定，需要触发此操作。模拟、数字通道的接线环节多,从通信设备的PCM出口(四线/三线)配线架,转到线务的统一配线架,再到自动化机房的前置配线架。多重的通信电缆转接、收发及其正负容易颠倒,某一环节的电缆接触不良或断线故障,而排查故障往往会耗费较多的人力和时间。1.2前置接口设备变电站端和远方主站端自动化系统收发模拟或数字信号时,均需专门的前置接口设备,如串口服务器或专用多功能插卡。硬件标准的统一,软件的调试、设置量也不小。1.3传统传输模式速率低、信息量少。近两年变电站数据传输的数量、种类和传输的目的不断增长,传统的传输模式600～1200b/s的带宽已无法满足无人值守变电站的大信息量传输的需要,特别是在事故情况下大量的微机保护报文的上传会产生拥堵现象。同时,传统的传输模式也无法有效利用通信技术发展带来的高可靠性、高宽带的通信资源。现有监控系统增加通信接口时,存在着老设备改造难度大、在运行设备施工工程量大等实际困难,而且新增的通信接口仍是串口通信,速率提高有限,所以合理的做法应是结合监控系统的更新换代采用更先进的传输模式。采用转发模式也存在较大弊端。例如当调度主站系统和集控中心系统都需要对同一个变电站遥控时,由于下行通道仅与集控中心连接,因而此时调度主站电压/无功优化自动控制(AVC)功能对电容器和变压器档位的遥控就必须经过集控系统转发,同样,配网事故自动隔离/分析/恢复(DA)功能对10kV线路开关遥合若采用转发模式则也需由集控系统转发。2与变电站监控系统的连接主网调度对变电站实时数据的需求。调度中心作为电网调度的业务部门,对来源于变电站监控系统采集的电网潮流和运行方式的数据,AVC、自动发电控制(AGC)的应用,使主网调度SCADA主站系统对变电站信息的需求从简单的两遥增加到四遥。集控中心对变电站实时数据的需求。近两年陆续建立的集控中心,负责对所辖区域内的变电站进行监控,因此集控中心系统需要与变电站监控系统建立双向连接,实现四遥功能。分区供电局配网对变电站实时数据的需求。配网调度不仅需要变电站10kV的两遥信息作为调度参考,DA功能的实施也要求配电子站能遥合10kV线路开关,并接收相应的保护事件作为DA启动的条件和遥合的安全闭锁依据,因此配电自动化系统也需要与变电站监控系统建立四遥的双向传输。上下级调度主站对变电站实时数据的需求。变电站信息的主要使用和维护者是地区电业局,但上级省中调、网调和下级县调也需要监视相关的变电站实时数据,因此两遥数据需上传下发省、县调。变电站电能量采集数据的共享。变电站内各电压等级的电能量数据通过自动采集系统发送给网省调度、地区调度和分区供电局调度,甚至营销系统。3过专线网络传输模式综合以上的需求分析,不论是SCADA四遥信息还是电能量等其他实时、准实时数据,变电站信息与多主站系统的双向信息交互是电网发展的需要,各主站系统之间的横向实时数据交换也会增加。现有电力系统普遍采用同步数字体制/准同步数字体制(SDH/PDH)加光纤构建n×2M专线,通过专线组成传输控制协议/网络互联协议(TCP/IP)通信网,此模式为信息传输提供了安全、稳定、可靠的硬件传输平台,带宽从2Mbit/s到n×2Mbit/s可调。此类通信网有丰富的标准化硬件设备可供选择,且组成简捷,接入方便,抗干扰能力较强。其次,变电站监控系统综合自动化改造以来,各监控设备厂家的综合自动化产品都具备分层分布结构,功能模块化,后续可开发能力强,可以以很小的成本实现网络化或本身就支持网络化接口。更重要的是近两年被广泛使用的IEC60870-5-104网络远动规约,由于其具有良好的标准确定性、业务可扩充性、传输大容量性,并且在理论上可与无限多的远方控制中心实现互联等特点,因而已得到大多数自动化设备提供商的认可并被使用。这为实施实时数据传输网络化提供了软件基础。因此,在电网系统快速发展的迫切需求下,采用IEC60870-5-104网络远动规约,构筑电力自动化信息数据网络传输方案。3.1u2009dk-需要基于2Mbit/s光纤通信网和104规约的组合,变电站站控层按以太网构建,与上级主站采用104通信规约,主站端专门开发104规约专用接入平台软件,该平台可兼容各监控厂家的扩展104规约。主站和变电站两侧通信接口采用交换机、同轴缆和普通网络线或尾纤等通用标准设备,完全替代传统的CDT模拟/数字传输。以变电站网络通信路由器或三层交换机作为接入多级主站的汇接点,各系统获取的变电站信息不必经过其他系统转接。IEC60870-5-104规约能够建立不同的链路对应不同系统的多个IP,不同链路数据互不干扰,实现上下行双向同时连接。一般情况下,综合自动化系统104规约可以支持8×2个链路与多级主站同时连接,足以满足未来若干年发展的需要。在通信方面,目前光纤建设一般都形成环网,通过路由器组网各系统可以实现共享2M通道,科学合理地利用通信资源。3.2数据互通的业务可扩充性在中调、地调、配调主站系统之间的实时数据交换,包括四遥SCADA信息、电量数据及AVC等,也可以基于IEC60870-5-104规约实现网络化传输。采用IEC60870-5-104网络规约实现自动化系统之间的数据互传具有业务可扩充性的特点。在系统间建立的IEC104应用链路上可以通过多种类型的业务数据,实现方式可采用不同公用地址,也可采用专用定义的业务ASDU进行专用定义。如福建中调与地调主站系统之间单个物理通道IEC104应用链路上传输的,包含AVC下达指示、上传可控容量,以及实量SCADA遥测遥信数据的传输,它们对应的系统分别AVC和SCADA。这一特点对于传输数据量较少的不同类信息,可以合并共享同一物理通道的同一链路,在实际应用中非常有益。4网络传输的尝试4.12数据网络传输系统的应用2003年福建省中调统一建设了全省基于SDH光纤环网上路由器组成的数据三级网,该网络平台承载了220kV变电站的SCADA数据、关口电量信息、故障信息系统信息,以及AVC信息、电力市场相关数据。数据三级网的建设为厦门局220kV变电站实时数据网络传输提供了坚实的基础,使变电站内不同类型的信息可以共享物理通道,这是传统传输模式无法做到的。通信接口设备只有路由器和网桥,其余为网络线和2M同轴缆等标准通用设备,中间不再需要MODEM、串口、多层配线架等速率低而故障率较高的环节,结构简单。其他主站系统需要的变电站信息可以由网络交换机端口引出到通信端口,直接建立互联。另一路网桥接入的2M通道作为备用通道专门传输SCADA四遥重要数据。4.2-1332m网络传输模式在厦门电业局的调度主站和集控中心系统以网络模式接入变电站信号,硬件的投资很小,增加了对应的网桥、路由器或交换机以及网络线、2M同轴缆,传统的前置接口设备、各通信楼层之间的通信电缆转接全部免去。增加了公用IEC104网络软件模块,以替代传统的前置模块。自第一个IEC60870-5-1042M通道网络传输模式在厦门电业局李林变电站投运至今,共有9个变电站采用该模式。运行1年多来,网络通信传输模式与传统的通信模式之间的优劣差距非常明显:网络传输模式能够方便地实现一个变电站监控系统对多类主站的直采直送,符合国网公司对生产实时数据的传输要求。网络传输模式速率大大高于传统的CDT模式,信息流在自动化接口部分的瓶颈自然消失。网络传输模式在通信与自动化之间的硬件接口简单化、标准化、抗干扰能力强,稳定可靠,故障率明显减少。多主站系统对一个变电站的遥控无需经过多重转发,可直接通过网络链路下达到变电站,环节少,实进响应性能较高。各系统的遥控命令无需转发也避免了遥控操作冲突、争抢时间的现象。不同系统之间的数据库交叉较少,维护和管理界限清晰。基于网络IEC104平台的系统之间互联,可扩展性良好。基于网络化的传输,可以利用路由器使变电站不同类型系统的信息上传时共用一个物理通道,集约了实时、准实时信息的传输,有效地共享复用同一物理通道。5网络模型的安全系统自动化信息网络化传输在地区电业局和省中调的试点成功,证实了采用网络化通信模式能够解决长期以来传统的传输通信存在的弊端,同时也能够解决