网络通信技术在变电站自动化系统中的应用文档格式.docx
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5.2IEC61850概述21
5.3IEC61850通信规约的技术特点22
5.4IEC61850模型概述24
5.5基于IEC61850变电站自动化系统25
5.6IEC61850与智能变电站的关系27
5.7基于IEC61850标准变电站的通信网络和系统协议28
第6章基于IEC61850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GOOS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存在问题35
7.2发展趋势36
结语38
、八
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。
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①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。
2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。
3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CPL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（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。
4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。
5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。
6运行管理智能化
智能化不仅表现在常规的自动化功能上，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。
7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
1在线运行的可靠性高；
2供电质量高；
3专业综合，易于发现隐患，处理事故恢复供电快；
4变电站运行管理的自动化水平高；
5减少控制电缆，缩小占地面积；
6维护调试方便；
7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
级调度的通信两部分。
125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
主变压器TAW
输入接口
输电线路
TA
TV
微机保护装置
电容器组
TATV
一次设备状态量
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
间隔层1
层）
过程层0
站控层2层）
通信网
图2110K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（processlevel）、间隔
层（baylevel）和站控层（stationlevel）。
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、TATV、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
1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。
2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。
3参数信息。
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。
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：
1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；
2备用电源自投装置的通信功能，与微机保护通信功能相似；
3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
1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。
2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iom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。
控制
（a）
计算机或外部设备
DnD2D2D1
状态
（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0.3~3.4KHz，为了使电话与远动数据复用，通常将
0.3~2.5KHz划归电话使用，2.7~3.4KHz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2.7~3.4KHz的信号，载波机将话音
信号与该已调至的2.7~3.4KHz信号迭加成一个音频信号，再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。
电力线
载波机
结合滤波器
A端咼频电缆
D—>
-
M
高频电缆
H
B端
电力线
RTU
或
CPU
图4电力线载波信道的信息传输框图
243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300MH~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。
2.4.4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：
1具有很好的抗电磁干扰能力；
2传输频带宽、容量大、功能价格比较高；
3安装维护简单；
4线径细、质量轻、抗化学腐蚀；
5损耗小、中继距离远；
6保密性强、无串话干扰；
7节约有色金属和原材料。
光纤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。
光检测器
LED
光纤
—
发
控制中心
如图所示，光纤通道示意图。
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
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