网络通信技术在变电站自动化系统中的应用样本.doc

网络通信技术在变电站自动化系统中应用摘 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通信通道、通信功能、通信规约、网络构造、IEC 61850通信规约以及基于IEC 61850通信规约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规定入手，解释了网络通信某些基本概念和网络通信某些技术，总结了网络通信技术在变电站综合自动化系统中实际应用状况，对变电站综合自动化系统此后发展做出简要阐明。本文共分7章。第1章变电站综合自动化系统简介；第2章变电站综合自动化系统数据通信，第3章变电站综合自动化系统通信网络构造，第4章变电站自动化系统通信网络及传播规约选取；第5章基于IEC 61850变电站自动化系统应用研究，第6章基于IEC 61850原则750KV数字化变电站建设；第7章是对于变电站综合自动化现状和发展方向做一简要阐明。核心词：变电站自动化 网络通信 局域网 以太网 IEC 61850原则目 录摘 要1前 言3第1章 变电站综合自动化系统技术基本41.1 变电站综合自动化概念41.2 变电站实现综合自动化系统基本功能51.3 变电站综合自动化系统构造形式6第2章 变电站综合自动化系统数据通信92.1 变电站综合自动化系统通信内容92.2 变电站综合自动化系统通信功能92.3 数据通信传播方式102.4 数据远传信息通道11第3章 综合自动化系统通信网络构造143.1 通信网拓扑构造143.2 变电站综合自动化系统采用通信网络构造15第4章 变电站自动化系统通信网络及传播规约选取164.1 变电站自动化系统通信网络选取164.2 变电站自动化系统中传播规约选取18第5章 基于IEC 61850变电站自动化系统应用研究205.1 智能变电站重要技术特性205.2 IEC 61850概述215.3 IEC 61850通信规约技术特点225.4 IEC 61850模型概述245.5 基于IEC 61850变电站自动化系统255.6 IEC 61850与智能变电站关系275.7 基于IEC 61850原则变电站通信网络和系统合同28第6章 基于IEC 61850原则750KV变电站建设306.1 变电站通信规约阐明306.2 过程层安装方式316.3 互换机配备及GOOSE实现326.4 小结33第7章变电站综合自动化系统存在问题和发展趋势357.1 存在问题357.2 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本上发展起来。变电站自动化可以明显提高变电站运营水平，增强变电站各种功能，一经推出即得到迅速应用。它变化了老式二次设备组态模式，大大提高了电网自动化水平，增强了系统可靠性，减少了变电站总造价，因而近几年来在电力系统中被广泛应用。由于当前变电站自动化系统中后台监控系统和微机保护设备、直流设备、安稳设备等厂家通信合同不统一，导致不同厂家连接困难，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 IEC 61850原则，为数字化变电站发展指明了新方向，使变电站站内设备通信采用统一原则。智能化一次电气设备发展，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逐渐推广应用，电气设备在线状态检测、变电站运营操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机网络技术高速发展，使得数字化变电站具备了必要技术条件。基于 IEC 61850 原则数字化变电站在国内外基本处在实验和积累经验阶段，当前建成或正在建设数字化变电站大多不具备真正意义上数字化变电站所有特性。有些变电站仅实现了站内 IED 按照 IEC 61850 原则进行通信，或者在站内采用电子式互感器。虽然同步采用了以上两项技术，离实现整个变电站数字化通信尚有一段距离，特别是对断路器、隔离开关及变压器数字化研究还不是很成熟。因而研究全数字化变电站核心技术和理论以及设计方案对数字化变电站推广应用品有重大意义。变电站综合自动化技术、通信技术、检测技术和控制技术等，将老式继电保护系统、测量系统、控制系统、调节系统、信号系统和远动系统等各种独立功能系统进行优化、组合为一套智能化综合系统。变电站综合自动化系统是以计算机和网络通信技术为基本，将保护、控制、远动、自动装置、故障录波等分散技术集成在一起，从而实现电网当代化管理，并可以给运营、安全、设计、施工、检修、维护、管理等诸多方面带来直接或间接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本1.1 变电站综合自动化概念1.1.1 变电站综合自动化概念将变电站二次设备（涉及测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）通过功能组合和优化设计，运用先进计算机技术、当代电子技术、通信技术和信号解决技术，实现对全变电站重要设备和输、配电线路自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性自动化功能。在国内，咱们也可以说是包括老式自动化监控系统、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一套微机化二次设备及系统。1.1.2 变电站综合自动化核心运用自动控制技术、信息解决和传播技术，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营操作，对变电站执行自行监视、测量、控制和协调，变电站综合自动化范畴涉及二次设备，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性 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、自动化技术基本上发展起来。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外所有二次设备。需要指出是，综合自动化综合功能，“综合”并非指将变电站所规定功能以“拼凑”方式组合，而是指在满足基本规定基本上，达到整个系统性能指标最优化。系统构成模块化保护、控制、测量装置数字化采用微机实现，并具备数字化通信能力，运用把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块扩充及信息共享。此外，模块化构成，以便变电站实现综合自动化系统模块组态，以适应工程集中式、分布分散式和分布式构造集中式组屏等方式。构造分布、分层、分散化综合自动化系统是一种分布式系统，其中微机保护、数据采集和控制以及其她智能设备等子系统都是按分布式构造设计，每个子系统也许有各种CPU分别完毕不同功能，这样一种由庞大CPU群构成了一种完整、高度协调有机综合（集成）系统。这样综合系统往往有几十个甚至更多CPU同步并列运营，以实现变电站自动化所有功能。操作监视屏幕化变电站实现综合自动化后，无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，面对彩色屏幕显示屏，对变电站设备和输电线路进行全方位监视与操作。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。因而，系统具备较高抗电磁干扰能力，可以实现高速数据传送，满足实时性规定，组态更灵活，易于扩展，可靠性大大提高，并且大大简化了常规变电站繁杂量大各种电缆，以便施工。运营管理智能化智能化不但体当前常规自动化功能上，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节，小电流接地选线，事故鉴别与解决等方面，还体当前可以在线自诊断，并不断将诊断成果送往远方主控端。测量显示数字化用CRT显示屏上数字显示代替了常规指针式仪表，直观、明了；并且打印机打印报表代替了本来人工抄表，这不但减轻了值班员劳动强度，并且提高了测量精度和管理科学性。1.1.4 变电站实现综合自动化优越性 在线运营可靠性高； 供电质量高； 专业综合，易于发现隐患，解决事故恢复供电快； 变电站运营管理自动化水平高； 减少控制电缆，缩小占地面积； 维护调试以便； 为变电站实现无人值班提供了可靠技术条件。1.2 变电站实现综合自动化系统基本功能1.2.1 测量、监视、控制功能综合自动化系统应取代常规测量装置，如变送器、录波器、批示针仪表等；取代常规告警、报警装置，如中央信号系统、光字牌等。在变电站运营过程中，监控系统对采集到电压、电流、频率、主变压器油温等量不断进行越限监视，如有越限及时发出告警信号，同步记录和显示越限时间和越限值；浮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、控制回路断线等状况时也发出报警信号；此外，还要监视自动装置自身工作与否正常。1.2.2 继电保护功能变电站综合自动化系统中继电保护重要涉及输电线路保护、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核心环节，它功能和可靠性如何，在很大限度上影响了整个系统性能。各类装置能存储多套保护定值，能远方修改整定值并依照规定可以选配有自带故障录波和测距系统。1.2.3 自动控制智能装置功能变电站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节和电容器组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状况下，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通信功能涉及系统内部现场级间通信和自动化系统与上级调度通信两某些。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硬件、软件（涉及前置机、主机、各种智能模件、通道、网络总线、电源等）故障自诊断，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。当由于某种因素导致系统停机时，能自动产生自恢复信号，将对外围接口重新初始化，保存历史数据，实现无扰动软、硬件自恢复，保障系统正常可靠运营。1.3 变电站综合自动化系统构造形式自1987年国内自行设计、制造第一种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发展，其构造体系也在不断完善。由初期集中式发展为当前分层分布式。在分层分布式构造中，按照继电保护与测量、控制装置安装位置不同，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。同步，构造形式正向分散式发展。1.3.1 集中式构造形式集中式构造综合自动化系统，集中采集变电站模仿量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与解决，分别完毕微机监控、微机保护和某些自动控制等功能。集中式是老式构造形式，所有二次设备以遥测、遥信、电能计量、遥控、保护功能划提成不同子系统。集中构造也并非指由一台计算机完毕保护、监控等所有功能。如图1所示。1.3.2 分层分布式构造形式分层分布式构造变电站综合自动化系统是以变电站内电气间隔和元件（变压器、电抗器、电容器等）为对象开发、生产、应用计算机监控系统。如图2所示。（1）分层式构造 按照国际电工委员会（IEC）推荐原则，在分层分布式构造变电站控制系统系统中，整个变电站一、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）过程层重要包括变电站内一次设备，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监控对象。过程层是一次设备与二次设备结合面，或者说过程层是指智能化电气设备智能化某些。2）间隔层各智能电子装置（IED）运用电流互感器、电压互感器、变送器、继电器等设备获取过程层各设备运营信息，如电流、电压、功率、压力、温度等模仿量信息以及断路器、隔离开关等位置状态，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互换，完毕对过程层设备遥测、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播通道）完毕与间隔层之间信息互换，从而实现对全变电站所有一次设备本地监控功能以及间隔层设备监控、变电站各种数据管理及解决功能；同步，它还通过通信设备，完毕与调度中心之间信息互换，从而实现对变电站远方监控。（2）分布式构造所谓分布是指变电站计算机监控系统构成在资源逻辑或拓扑构造上分布，重要强调从系统构造角度来研究和解决功能上分布问题。由各种分散计算机经互联网络构成统一计算机系统，该计算机系统又是一种分布式计算机系统。在这种构造计算机系统中，各计算机即可以独立工作，分别完毕分派给自己各种任务，又可以彼此之间互相协调合伙，在通信协调基本上实现系统全局管理。在分层分布式构造变电站综合自动化系统中，间隔层和站控层共同构成分布式计算机系统，间隔层各IED与站控层各计算机分别完毕各自任务，并且共同协调合伙，完毕对变电站监视、控制等任务。（3）面向间隔构造 分层分布式构造变电站综合自动化系统“面向间隔”构造特点重要体当前间隔层设备设立是面向电气间隔，即对于一次系统每一种电气间隔，分别布置有一种或各种智能电子装置来实现对该间隔测量、控制、保护及其她任务。 电气间隔是指发电厂或变电站一次接线中一种完整电气连接，涉及断路器、隔离开关、TA、TV、端子箱等。 第2章 变电站综合自动化系统数据通信2.1 变电站综合自动化系统通信内容2.1.1 变电站内信息传播内容现场变电站综合自动化系统普通都是分层分布式构造，需要传播信息有下列几种。（1）现场一次设备与间隔层信息传播间隔层设备大多需要从现场一次设备电压和电流互感器采集正常状况和事故状况下电压值和电流值，采集设备状态信息和故障诊断信息，这些信息重要涉及断路器、隔离开关位置、变压器分接头位置，变压器、互感器、避雷器诊断信息以及断路器操作信息。（2）间隔层信息互换在一种间隔层内部有关功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间数据互换。此类信息有如测量数据、断路器状态、器件运营状态、同步采样信息等。同步，不同间隔层之间数据互换有主后备继电保护工作状态、有关保护动作闭锁、电压无功综合控制装置等信息。（3）间隔层与变电站层信息测量及状态信息。正常及事故状况下测量值和计算值，断路器、隔离开关，主变压器分接开关位置、各间隔层运营状态、保护动作信息等。操作信息。断路器和隔离开关分、合闸命令，主变压器分接开关位置调节，自动装置投入与退出等。参数信息。微机保护与自动装置整定值等。此外尚有变电站层不同设备之间通信，要依照各设备任务和功能特点，传播所需测量信息、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通信内容综合自动化系统前置机或通信控制机具备执行远动功能，会把变电站内有关信息传送控制中心，同步能接受上级调度数据和控制命令。变电站向控制中心传送信息普通称为“上行信息”，涉及遥测和遥信；而由控制中心向变电站发送信息，常称为“下行信息”，涉及遥控和遥调。这些信息是变电站和控制中心共有，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 微机保护通信功能微机保护通信功能除了与微机监控系统通信外，还涉及通过监控系统与控制中心数据采集和监控系统数据通信。详细内容涉及：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；保护信号远方复归；实时向监控系统传送保护重要状态。2.2.2 自动装置通信功能与信息内容自动装置通信内容涉及接地选线装置、备用电源自投、电压、无功自动综合控制与监控系统通信。详细如下：小电流接地系统接地选线装置通信内容，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，除具备与微机保护相类似通信功能外，电压和无功调节控制还必要具备接受调度控制命令功能。2.2.3 微机监控系统通信功能具备扩展远动RTU功能。常规变电站远动RTU功能涉及遥测、遥信、遥调、遥控四遥功能。在无人值守变电站里，极大扩展了常规变电站远动RTU功能应用领域，总信息量也比常规RTU装置容量大得多。重要扩展了对保护系统及其她智能系统远东功能。如保护定值远方监视、切换与修改、故障录波、故障测距远方传送与控制等。具备与系统通信功能。变电站微机监控系统与系统通信具备两条独立通信信道。一条是常规电力线载波通道，另一条是数字微波通信或光纤通信信道。有变电站微机监控系统规定具备各种远方调度中心SCADA系统通信功能，如可同步与县调、地调通信。2.3 数据通信传播方式2.3.1 并行数据通信并行数据通信是指数据各位同步传送。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）通过专用或通用并行接口电路传送，各位数据同步传送，同步接受。并行传播速度快，但是在并行传播数据线外，往往还需要一组状态信号线和控制信号线，数据线根数等于并行传播信号位数。显然并行传播需要传播信号线多、成本高，因而惯用在短距离传播中（普通不大于10m）规定传播速度高场合。初期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详细条件限制，变电站内部通信大多采用并行通行，在综合自动化系统构造上，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传送。显而易见，串行通信数据各不同位，可以分时使用同一传播线，故串行通信最大长处是可以节约传播线，特别是当位数诸多和远距离传送时。但串行传播缺陷是传播速度慢，且通信软件相对复杂。因而适合于远距离传播，数据串行传播距离可达数千公里。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。2.4 数据远传信息通道变电站远动通信通道类型较多。通道可简朴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一种通信方式。其特点是线路敷设简朴，线路损耗大，易受干扰，重要用于近距离变电站之间或变电站与调度或监控中心远动通信。惯用电缆有多芯电缆、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一种通信方式。一种电话话路频率范畴为0.33.4KHz，为了使电话与远动数据复用，普通将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信号，载波机将话音信号与该已调至2.73.4KHz信号迭加成一种音频信号，再经调制放大耦合到高压输电线路上。在接受端，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，经解调得远动数据脉冲信号。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300MHz300GHz无线电波，它具备直线传播特性，其绕射能力弱。由于地球是一球体，因此微波直线传播距离受到限制，需通过中继方式完毕距离传播。在平原地区，一种50m高微波天线通信距离为50km左右。因而，远距离微波通信需要各种中继站中继才干完毕。微博信道长处是容量大，可同步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运用位于同步轨道通信卫星作为中继站来转发或反射无线电信号，在两个或各种地面站之间进行通信。和微波通信相比，卫星通信长处是不受地形和距离限制，通信容量大，不受大气骚动影响，通信可靠。2.4.5 光纤通道光纤通信就是以光波为载体、以光导纤维作为传播媒介，将信号从一处传播到另一处一种通信手段。随着光纤技术发展，光纤通信在变电站作为一种重要通信方式已越来越得到广泛应用。其特点如下：具备较好抗电磁干扰能力；传播频带宽、容量大、功能价格比较高；安装维护简朴；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。光纤通道用光导纤维作为传播媒介，形式上是采用有线通信方式，而实质上它通信系统是采用光波通信方式，波长为纳米波。当前，光纤通信系统采用简朴直接检波系统，即在发送端直接把信号调制在光波上（将信号变化变为光频强度变化），通过光纤传送到接受端。接受端直接用光电检波管将光频强度变化转变为电信号变化。如图所示，光纤通道示意图。光纤通信系统重要由电端机、光端机和光导纤维构成。发送端电端机对来自信源模仿信号进行A/D转换，将各种低速率数字信号复接成一种高速率电信号进入光端机发送端。光纤通信光发射机俗称光端机，实质上是一种电光调制器，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电信号调制光信号脉冲，并把该信号耦合进光纤送到对方。远方光接受机，也称光端机装有检测器（普通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，经放大和整形解决后，再送至PCM接受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数字信号送入PCM终端机。因而，PCM终端机事实上是光纤通信系统与RTU或计算机外部接口。第3章 综合自动化系统通信网络构造3.1 通信网拓扑构造3.1.1 星形网星形网拓扑构造如图6（a）所示，每一种终端均通过单一传播链路与中心互换节点相连。它以中央节点为中心，一种节点向另一种节点发送数据，必要向中央节点发送祈求，一旦建立连接，这两个节点之间就是一条专用连接线路，信息传播通过中央节点存储 转接来完毕。这种构造规定中央节点可靠性很高，否则浮现故障就会危及整个网络。星形网具备构造简朴、建网容易且易于管理特点。缺陷是线路运用率低、安全性差。3.1.2 总线形网总线形网拓扑构造如图6（b）所示，通过总线把各个节点连接起来，从而形成一种共享信道。它所有节点都通过相应硬件接口连接到一条无源公共线上，任何一种节点发出信息都可沿着总线传播，并被总线上其他任何一种节点接受。它传播方向是从发送点向两端扩散传送，是一种广播式构造。每一种节点网卡上有一种收发器，当发送节点发送目地址与某一节点接口地址相符时，该节点即接受该信息。其构造简朴、扩建以便；一种节点损坏，不会影响整个网络工作。但由于共用一条总线，因此要解决两个节点同步向一种节点发送信息碰撞问题，这对实时性规定较高场合不太合用。3.2 变电站综合自动化系统采用通信网络构造变电站综合自动化系统通信网络构造重要采用总线形网。由于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他接点直接通信，消除了瓶颈现象，可靠性较高，成为当前站内通信网首选。第4章 变电站自动化系统通信网络及传播规约选取4.1 变电站自动化系统通信网络选取通信网络作为实现变电站自动化系统内部各种IED，以及与其她系统之间实时信息互换功能载体，它是连接站内各种IED纽带，必要能支持各种通信接口，满足通信网络原则化。4.1.1 35kV变电站通信网络在小规模35kV变电站和110kV终端变电站，可考虑使用RS-422和RS-485构成网络。RS-422和RS-485串口传播速率指标是不错，在1000m内传播速率可达100Kb/s，短距离速率可达10Mb/s，RS-422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，属总线构造。这两个网络局限性在于接点数目比较少，无法实现多主冗余，有瓶颈问题，RS-422工作方式为点对点，上位机一种通信口最多只能接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，可以以便增减节点；具备点对点、一点对多点和全网广播传送数据功能；惯用有Lon Works网、CAN网。两个网络均为中速网络，500m时Lon Works网传播速率可达1Mb/s，CAN网在不大于40m时达1Mb/s，CAN网在节点出错时可自动切除与总线联系，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合同。CAN网开销小，一帧8位字节传播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，具备强抗电磁干扰能力，重要信息有优先级。因而Lon Works网可作为普通中型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，对速率指标规定高（规定速率130Kbit/s），Lon Works网络实时性、宽带和时间同步指标也达到规定。可考虑Ethernet网或Profibus网。Ethernet网为总线式拓扑构造，采用CSMA/CD介质访问方式，传播速率高达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合同，应用层采用TCP/IP合同。4.1.4 局域网应用（1）计算机局部网络（Local Area Networks，LAN），简称局域网，它是把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互联起来，并按着网络通信合同实现通信系统。在该系统中，各计算机即能独立工作，又能互换数据进行数据通信。构成局域网四大因素是网络拓扑构造和传播介质、传播控制和通信方式。（2）惯用局域网以太网当前，应用最广一类局域网是总线型局域网，即以太网。它核心技术是随机征用型介质访问控制办法，即带有冲突检测载波侦听多路访问（CSMA/CD）办法。CSMA/CD办法用来解决多节点如何共享公用总线问题。在以太网中，任何节点都没有可预约发送时间，它们发送都是随机，并且网中不存在集中控制节点，网中节点都必要平等争用发送时间，这种介质访问控制属于随机征用型办法。连接在电缆上设备争用总线，冲突采用CSMA/CD合同控制。为了有效地实现分布式多节点访问公共传播介质控制方略，CSMA/CD发送流程可以简朴概括为四点：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构造。它是一种局部通信网，普通在线路半径110Km中档规模范畴内使用，为单一组织或单位非公用网，网中传播介质可以是数据线、同轴电缆或光纤等。它特点是：信道带宽较宽；传播速率可达10Mbit/s，误码率很低（普通为1010Mbit/s）；具备高度扩充灵活性和互联性；建设成本低，见效快。图7是一种以太网构造框图。从图中可以看出：凡是用同轴电缆互连各站都能收到主机HOST发出报文分组，但只有规定接受那一终端才干接受。这样就需要途径选取，且控制也是分散，也就是说以太网中没有互换逻辑装置，因而没有中央计算机控制网络。这种分布式网络可接受从各个终端发出语言、图形、图像和数据信息，形成综合业务网。它突出特点是使用可靠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运营。4.1.5 现场总线应用（1）Lon Works总线通信网络Lon Works技术为设计和实现可互操作通信网络提供了一套完整、开放、成品化解决途径。CSC-型变电站综合自动化系统就是采用Lon Works网络总线型分散分布式实例。采用Lon Works网络通信系统如图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互相独立，提高了系统冗余度。主站1主管系统监控，它有一种监控总线网卡与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PC机，用做后台监控。主站2也设立一种监控总线网卡主管远动传送接受信息，通过MODEM将监控信息传送给调度中心。工程师站有两个网卡，分别监控总线和录波总线。接监控总线PC机具备监视系统功能，但不能作控制操作；接录波总线网卡，按个间隔变化（或专用录播装置）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备电话通信功能远方另一端，因而该主站微机系统具备录播数据远方通信功能。4.2 变电站自动化系统中传播规约选取在变电站综合自动化系统中，为了保证通信双方能有效地、可靠和自动通信，在发送端和接受端之间规定了一系列商定（信息格式和信息内容等）和顺序，这种商定和顺序称为通信规约（或通信合同）。一种通信规约涉及：代码（数据编码）、传播控制字符、传播报文格式、呼喊和应答方式。4.2.1 变电站和调度中心之间传播规约当前各个地方状况不一，现场采用规约有各种形式。国内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为了在兼容设备之间达到互换目，颁布了IEC 60870-5-101传播规约，为了使国内尽快采用远动传播国际原则，1997年原电力部颁布了国际101规约国内版本DL/T634-1997，并在1998年桂林会议上进行了宣讲。该规约为调度端和变电站端之间信息传播制定了原则，此后变电站自动化设备远方调度传播合同上应采用101规约。4.2.2 站内局域网通信规约当前各生产厂家基本上各作各密码，导致不同厂家设备通信连接困难和后来维护隐患。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规约国内版本DL/T667-1999，并在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数据通信传播规定了原则，此后变电站自动化站内合同规定采用103规约。4.2.3 电力系统电能计量传播规约对于电能计量采集传播系统，IEC在1996年颁布IEC 60870-5-102原则，即国内电力行业原则DL/T719-，是咱们在实行变电站电能计量系统时需要遵守，此后电力系统电能计量传播合同规定采用102规约。4.2.4 总结上述三个原则即101、102、103合同，运用于三层参照模型（EPA）即物理层、链路层、应用层构造之上，是相称一段时间里指引变电站自动化技术发展三个重要原则。这些国际原则按照非平衡式和平衡式传播远动信息需要制定，完全能满足电力系统中各种网络拓扑构造，得到了广泛应用。随着网络技术迅猛发展，为满足网络技术在电力系统中应用，通过网络传播远动信息，IEC TC57在IEC 60870-5-101基本远动任务配套原则基本上制定了IEC 60870-5-104传播规约，采用IEC 60870-5-101平衡传播模式，通过TCP/IP合同实现网络传播远动信息，它合用于PAD（分组装和拆卸）数据网络。当前分层分布面向对象思想已为人们所接受，变电站自动化系统构造为2层，即通过通信网络连接间隔层和变电站层，变电站到调度端通信逐渐裁减MODEM方式，采用TCP/IP模式上网。第5章 基于IEC 61850变电站自动化系统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、传播、分析、解决数字化统一应用平台，实现变电站信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享原则化为基本规定，自动完毕信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，实现与相邻变电站、电网调度互动。智能变电站涉及统一信息平台，统一传播规约。IEC 61850是当前关于变电站自动化系统及其通信国际原则，是当前为止最为完善变电站自动化通信原则，全称是“Communication 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通信进行分层、面向对象建模、统一描述语言和抽象服务接口。该原则按照自动化系统所需监视、控制和保护等功能，提供了统一完整信息模型和服务，并且为不同厂家产品间实现互操作和信息共享，其实践应用表白它将为站内自动化系统进一步发展提供坚实基本。变电站自动化系统发展方向集中体当前对变电站网络信息化、数字化和自动化应用上，将来变电站自动化系统强调是变电站整体信息化和自动化限度。以信息化网络为基本，变电站实现少人值班，甚至无人值班，完全由控制中心远方操作与监控将是此后变电站发展方向。变电站信息开放化，数字化，设备分散分布化，功能应用智能化是此后IEC 61850变电站发展新特点。5.1 智能变电站重要技术特性5.1.1 数据采集数字化数字化变电站重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各种电磁干扰将大为减少，可大大提高设备运营安全性；非常规互感器送出是数字信号，以弱功率数字量输出，可以直接为数字装置所用，省去了这些装置数字信号变换电路；增大了电气量动态测量范畴并提高了测量精度。5.1.2 系统分层分布化数字化变电站自动化系统在逻辑构造上可划分为间隔层、变电站层和过程层。过程层是分担了常规变电站间隔层某些功能，实现所有与一次设备接口有关功能，涉及开入/开出、模仿量采样等；间隔层功能是运用本间隔数据对本间隔一次设备产生作用；变电站层功能是运用全站数据对全站一次设备进行监视和控制及与远方控制中心数据互换。这种分层分布式数字化变电站自动化系统采用成熟网络通信技术和开放式互连规约，可以更完整记录设备信息并明显地提高系统响应速度。5.1.3 系统构造紧凑化数字化电气量测系统具备体积小、质量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统（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、故障录波及其她自动装置I/O单元（如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等）作为一次智能设备一某些，实现了IED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、紧凑化并完整安装在开关柜上。5.1.4 系统建模原则化IEC 61850确立了电力系统建模原则，为变电站自动化系统定义了统一、原则信息模型和信息互换模型，其意义重要体当前实现智能设备互操作性、实现变电站信息共享和简化系统维护、配备和工程实行等方面。5.1.5 信息互换网络化数字化变电站采用低功率、数字化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互换，二次设备不再浮现功能重复I/O接口，常规功能装置变成了逻辑功能模块，即通过采用原则以太网技术真正实现了数据及资源共享。5.1.6 信息应用