计算机网络与通信-典型应用.ppt

,单击此处编辑母版标题样式,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,华东师范大学出版社中等职业教育分社,章节内容提要,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.2,配电网综合自动化的通信系统,6.3,配电网安全监控和数据采集系统,SCADA,6.4,远程自动抄表技术,ARM,6.5,现场总线及应用,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.1,变电站综合自动化的基本概念,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及 通信功能,6.1.3,综合自动化系统的通信网络,6.1.4,变电站自动化系统中的传输规约,6.1.5,变电站自动化系统的通信网络及传输规约的选择,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.1,变电站综合自动化的基本概念,变电站综合自动化是电网调度自动化的基础和信息来源之一，信息的正确采集，预处理，可靠的传输以及合理的利用是综合自动化的目标。变电站自动化技术是在微机技术、数据通信技术、网络技术、自动化技术基础上发展起来的。,变电站综合自动化系统是变电站自动化监控管理的重要设备，是集计算机技术、自动控制技术和通信技术为一体的综合性电力装置，具有微机监测、保护、小电流接地选线，故障录波、低频减载、四遥远传等功能。监控和通信系统的信息处理能力、开放程度和运行可靠性是变电站综合自动化系统性能优劣的重要指标。,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,一 变电站内信息传输内容,二 变电站远传信息的内容,三 综合自动化系统的通信功能,四 数据传输通信线路,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,一 变电站内信息传输内容,其传输内容包括当地开关场的采集控制单元与变电站监控管理层之间的通信，以及变电站当地与远方调度中心之间的通信。,变电站自动化系统的结构形式一般有集中式和分层分布式两种。,变电站分层分布式结构（,61850,标准内）：,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,（,1,）现场一次设备和间隔层之间的信息传输,现场一次设备的电压、电流互感器采集的电压值、电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息。这些信息包括：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷器的诊断信息以及断路器的操作信息。,（,2,）间隔层的信息交换,同一间隔层间的交换信息：测量数据；断路器状态；器件的运行状态；同步采样信息等。,不同间隔层间的交换数据：主、备继电保护工作状态、互锁、相关保护动作闭锁、电压无功综合控制装置等信息。,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,（,3,）间隔层与变电站层的信息交换,1,测量及状态信息。正常及故障状态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，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入与退出等。,3,参数信息。微机保护和自动化装置的整定值。,此外，还有变电站层的不同设备之间的通信，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。,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,二 变电站远传信息的内容,变电站向调度中心传送的信息（遥测、遥信），通常称为,“,上行信息,”,；而由控制中心向变电站发送信息（遥控、遥调）称为,“,下行信息,”,。把变电站和调度中心之间的信息传送统称为,“,远传信息,”,，这些信息包括：,1,遥测信息。变电站主变压器负载（有功功率、无功功率和电流、输电和配电线路的潮流（有功功率、无功功率）、用电量、母线的电压和频率、联络线的交换电量等。遥测信息具有周期性特性。,2,遥信信息。变电站内主要电器设备的动作和运行状态信息。还有远动、通信设备运行故障信号等。,3,遥控信息。调度值班员遥控各级电压回路的断路器（隔离开关，自动重合器）、投切补偿电容和电抗器，投入或退出自动装置等的控制信息。该信息对可靠性要求较高，因此必须有应答的特征。,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,三 综合自动化系统的通信功能,变电站综合自动化系统实际就是由微机保护子系统、自动装置子系统及微机监控子系统组成的。因此，综合自动化系统的通信功能可以从以下三个方面来了解：,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。,2,自动装置的通信功能与信息内容,自动装置的通信包括：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。具体分述：,（,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。,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,（,2,）备用电源自投装置的通信功能。与微机保护通信功能相类似。,（,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。,3,微机监控系统的通信功能,(1),具有扩展远动,RTU,功能。无人值守变电站相对常规变电站主要扩展了对保护系统及其他智能系统的远动功能。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道或光纤通道（大部分是后者）。,6.1.2,变电站综合自动化系统的通信内容及通信功能,四,数据传输通信线路,1,电力线载波通信主要传送话音的模拟信息及远动、线路保护、数据等模拟或数字信号。,相关参数：远动和数据的通信速率为,3001200bps,。电力线载波主要是利用,35110kv,输电线，载波频率一般为,40500kHZ,。,2,音频电缆通信一般适合于与调度所或控制中心距离较近的无人值守变电站。主要用来传送远动和数据信息。,3,数字微波通信传输可靠，通信容量大，抗干扰能力强，通信质量高。,相关参数：微波通信工作的频率一般为,0.3300GHZ,。,4,光纤通信以其优越的性能，成为当今通信发展的趋势。已在变电站和电力其他通信领域得到广泛的应用,。,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.3,综合自动化系统的通信网络,一 局域网的应用,二 现场总线的应用,6.1.3,综合自动化系统的通信网络,一 局域网的应用,第,4,章中讲解了,LAN,技术，它结合电力系统的特点采取某些措施，完全可以满足变电站综合自动化对网络安全性和可靠性的要求。目前应用最广泛的是以太网（,IEEE802.3,）。,以太网采用总线拓扑结构，是一种局部通信网，距离在,110km,的中等规模范围内使用。特点是：具有较宽的信道带宽；传输速率可达,10Mbit/s,误码率较低，具有高度灵活的扩充灵活性和互联性。,6.1.3,综合自动化系统的通信网络,二 现场总线的应用,变电站综合自动化系统中，各子系统间以及系统内的各功能模块间大多使用,RS-422,和,RS-485,通信接口，实现状态信息和数据相互交换。,RS-422,和,RS-455,串口传输速率指标在,1000m,内传输速率可达,100Kbit/s,短距离可达,10Mbit/s,RS-422,串口全双工，,RS-455,串口为半双工，媒介访问方式为主从问答式，属总线结构。不足点：这两个网络的节点数目都是有限的，无法实现多主冗余，有瓶颈问题。此外还有信号反射、中间节点等问题。,总线网将网上所有节点连接在一起，可以方便的增减节点；具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能；常用的有,Lon Works,网、,CAN,网。两个网络均为中速网络，,500m,时,Lon Works,网传输速率可达,1Mbit/s,CAN,网在小于,40m,时达,1Mbit/s,CAN,网在节点出错时可自动切除与总线的联系，,LonWorks,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，,LonWorks,网为载波监听多路访问,/,冲突检测（,CSMA/CD,）方式，内部通信遵循,Lon Talk,协议。,6.1.3,综合自动化系统的通信网络,CAN,网开销小，一帧,8,位字节的传输格式使其服务受到一些限制，,Lon Works,网为无源网络，脉冲变压器隔离，具有强抗电磁干扰能力，重要信息有优先级。因此，,Lon Works,网络可作为一般中型,110Kv,枢纽变电站的自动化通信网络。应用网络方式，特别是用现场总线技术来解决变电站自动化系统的通信问题已成为发展的趋势。在变电站综合自动化系统中可依据变电站规模大小采用不同的网络结构，灵活应用,CAN,和现场总线技术。,由此可见，一个变电站的通信具有多个网段，每个网段的总线类型、通信介质、通信协议等可以是不同的。（但是这点又带来很多问题，因此才有,IEC61850,的高调出现）。每个总线网段将所属的智能测控设备连接成一个子系统。这个子系统的基本功能与操作是不依赖整个变电站自动化系统而独立实现的。对于实时性要求较高的信息共享与综合控制也应优先考虑在子系统内部实现。对可靠性要求较高的子系统还可考虑双网或多网冗余通信，以确保信息传输的可靠性。,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.4,变电站自动化系统中的传输规约,一变电站和调度中心之间的传输规约,二 站内局域网的通信规约,三 电力系统电能计量传输规约,6.1.4,变电站自动化系统中的传输规约,一 变电站和调度中心之间的传输规约,我国调度自动化系统中较常用有三类：应答式规约（,SC1801,、,u4F,和,MODBUS,等）、循环式规约（,CDT,、,DXF5,和,C01,）和对等式规约（,DNP3.0,）。年颁布了传输标准，年我国电力部颁布了国际规约的国内版本，该规约为调度端和站端之间的信息传输制定了标准。,6.1.4,变电站自动化系统中的传输规约,二 站内局域网的通信规约,在年颁布了规约，我国在年颁布了规约的国内版本。规约为继电保护和间隔层（）设备与变电站设备间的数据通信传输规定了标准。,6.1.4,变电站自动化系统中的传输规约,三 电力系统电能计量传输规约,对于电能计量采集传输系统，,IEC,在,1996,年颁布的,IEC60870-5-102,标准，即我国电力行业标准,DL/T719-2000,，是我们在实施变电站电能计量系统时需要遵守的。,随着网络技术的迅猛发展，为满足网络技术在电力系统中的应用，通过网络传输远动信息，,IEC TC57,在,IEC60870-5-101,基本远动任务配套标准的基础上制定了,IEC60870-5-104,传输规约，采用了,IEC60870-5-101,的平衡传输模式，通过,TCP/IP,协议实现了网络传输远动信息，它适用于,PAD,（分组装和拆卸）的数据网络。,6.1,变电站综合自动化的数据通信系统,6.1.5,变电站自动化系统的通信网络及传输规约的选择,不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，在,35KV,的变电站可以采用,RS-485,或现场总线作为站内系统网络；在,110KV,变电站可以采用现场总线网络实现间隔层设备数据通信；在,220500KV,的超高压变电站，由于站内节点数目多，应考虑使用以太网或,profibus,网。目前变电站自动化系统中使用的传输规约种类较多，各个公司的产品使用的标准尚不统一，系统互联性和互操作较差，在变电站和控制中心之间应使用,101,规约，在变电站内应使用,103,规约，电能计量计费系统应使用,102,规约。新的国际标准,IEC 61850,颁布实施之后，变电站自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。,另附：变电站通信网络和系统协议,IEC61850,介绍,内容提要,IEC61850,标准出现的背景,IEC61850,标准出现的目的,IEC 61850,标准主要内容概述,IEC 61850,标准的技术特点,IEC 61850,标准的分层逻辑接口,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850,标准出现的背景,智能电子设备（,IED,）在变电站中普及应用，形成了许多单项自动化系统。单项自动化系统所用的,IED,种类繁多，提供的接口和功能各不相同，数据格式也多种多样。设备间不能共享信息，数据的一致性难以保证。这就产生了,“,自动化孤岛,”,问题。这种现象不仅造成了软、硬件设备的重复投资，还增加了变电站的运行维护成本。对数据的实时性传输也造成了很大的影响。,IEC61850,标准是基于通用网络平台的变电站自动化系统的国际标准，它改变了目前变电站自动化系统封闭式的结构，使之成为开放性和标准性的系统，制定,IEC61850,标准的主要原因是,:,1,变电站自动化系统产品如通信协议、应用程序接口、数据描述等也不断增加。但没有关于变电站自动化系统通信网络和系统的统一标准或规范，各厂家使用的网络和通信协议互不兼容。为保证设备之间的互操作性，就必须花很大的代价做通信协议转换装置，这样一方面增加了系统的复杂性降低了可靠性，另一方而增加了系统成本和维护的复杂性。,2,在目前的变电站自动化系统中，有时候相同的数据，甚至是相同的功能，由于在不同的应用中使用，就必须重新进行设置，既烦琐又容易出错。将一些重复使用的数据或功能实现可配置化，将有效地减少工作量。,3,为了能够将新的应用技术持续快速地整合到现有的变电站自动化系统中，需要有能涵盖通信技术与应用数据含义的统一通信协议标准。,IEC61850,标准出现的背景,IEC61850,标准出现的目的,制定,IEC61850,标准的目的主要有以下三点,:,1,、实现设备的互操作性,IEC61850,标准允许不同厂商生产的电子智能设各,IED,进行信息的交换，且利用这些信息实现设备本身的特定功能。,2,、建立系统的自由结构,分配到智能电子设备和控制层的变电站自动化功能并非固定不变，它与可用性要求、性能要求、价格约束、技术水平、公司策略等密切相关。,IEC61850,标准允许变电站自动化系统的功能在不同的设备间自由分配。,3,、保持系统的长期稳定性,IEC61850,标准具有一而向未来的特性，能够满足不断发展的通信技术与变电站自动化系统的需求。,IEC 61850标准主要内容概述,IEC 61850 标准共分为10 部分:,1.IEC 61850-1基本原则,包括IEC 61850的介绍和概貌。,2.IEC 61850-2术语。,3.IEC 61850-3一般要求,包括质量要求(可靠性、可维护性、系统可用性、轻便性、安全性),环境条件,辅助服务,其他标准和规范。,4.IEC 61850-4系统和工程管理,包括工程要求(参数分类、工程工具、文件),系统使用周期(产品版本、工程交接、工程交接后的支持),质量保证(责任、测试设备、典型测试、系统测试、工厂验收、现场验收)。,5.IEC 61850-5功能和装置模型的通信要求,包括逻辑节点的途径(access of logical nodes),逻辑通信链路,通信信息片PICOM(piece of information for communication)的概念,功能的定义。,6.IEC 61850-6变电站自动化系统结构语言,包括装置和系统属性的形式语言描述。,7.IEC 61850-7-1变电站和馈线设备的基本通信结构,原理和模式。,8.IEC 61850-7-2变电站和馈线设备的基本通信结构,抽象通信服务接口ACSI(abstract communication service interface),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。,IEC 61850标准主要内容概述,9.IEC 61850-7-3变电站和馈线设备的基本通信结构,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。,10.IEC 61850-7-4变电站和馈线设备的基本通信结构,兼容的逻辑节点和数据对象DO(data object)寻址,包括逻辑节点的定义,数据对象及其逻辑寻址。,11.IEC 61850-8 特殊通信服务映射SCSM(special communication service mapping),到变电站和间隔层内以及变电站层和间隔层之间通信映射。,12.IEC 61850-9特殊通信服务映射SCSM,即间隔层和过程层内以及间隔层和过程层之间通信的映射。,13.IEC 61850-10一致性测试。,上述10个部分中，,IEC61850-7,是标准的核心部分，它是变电站自动化系统上层应用和下层实现的接口部分。,IEC 61850标准的技术特点,IEC61850是关于变电站自动化系统的第一个完整的通信标准体系。与传统的通信协议体系相比，IEC61850有如下突出特点:,1.使用面向对象建模技术，对象实现自我描述。物理装置包含服务器，服务器又包括逻辑设备、逻辑节点、数据对象三层，定义了相应信息收集的方法以及数据对象、逻辑节点和逻辑设备的代号，并规定了命名方法。任何数据对象按照命名方法，叮以被唯一地标识。因而任何数据对象、数据类型均可进行自我描述。采用对象自我描述的方法，可以满足应用功能发展的要求，以及不同用户和制造厂传输各种不同的信息的要求，对于应用功能也是开放的。IEC61850同时也涵盖了IEC60870-5-101和IEC60870-5-103的数据对象。,2.根据电力系统的特点归纳所需的服务类，根据数据对象分层和数据传输有优先级的特点定义了一套收集和传输数据的服务。定义了抽象通信服务接口(ACSI)和特殊通信服务映射(SCSM)。ACSI独立于所采用的网络的应用层协议(如现在采用的MMS)和网络协议(如现在采用的IP)是一个服务集。在和具体网络服务接口时，采用特定的映射。只需定义特定的映射，将来任何满足电力系统数据传输要求的网络都可以被电力系统所采用，这样就实现了面向网络开放，可以适应网络技术迅猛发展的形势，适用于不同规模、不同电压等级变电站自动化系统通信对不同带宽通信介质的需求。,IEC 61850标准的技术特点,4.大部分ACSI服务经由SCSM映射到所采用的OSI七层网络通信体系，使用MMS技术作为应用层通信协议。MMS采用了数据与通信相对独立的传输方式，定义了对象模型和服务。其数据传输理念与工EC61850的设计思想一致。由于SCSM可适用于不同应用层协议，即MMS是可选的，完全可以由另一个未来的适合的通信协议所替代，因而便于实现无缝通信。,5.实现网络兼容和操作兼容，在所有控制层次都是无缝的协议栈，因而具有互操作性。便于在系统的运行过程中建立统一的数据库管理系统，采用唯一的统一命名进行访问，以及建立统一的编程环境用于系统分析、建模以及将来的系统升级和维护。与以往变电站通信协议不同，IEC61850并不仅仅是一个简单的通信协议，同时涉及通信网络一般要求、环境条件和附加服务要求，品质要求如可靠性、可用性、可维护性、安全性和数据整合等(IEC61850-3);以及工程要求，工程参数配置和文件化以及工程工具，对厂家的要求，对用户的要求等(IEC61850-4);并且包括对系统的一致性测试要求以及对设备的一致性测试要求等(IEC61850-10)。,IEC 61850,标准的分层逻辑接口,：间隔层与变电站层之间的保护数据交换,：间隔层与远方保护之间的保护数据交换,：间隔层内的数据交换,：过程层与间隔层之间电流互感器CT和电压互感器VT的瞬时数据交换,：过程层与间隔层之间的控制数据交换,：间隔层与变电站层之间的控制数据交换,：变电站与远方土程师土作站之间的数据交换,：用于快速功能的间隔层之间的直接数据交换,：变电站层内的数据交换,：变电站设备与远方控制中心之间的控制数据交换。,其中接口2,与接口,10,的标准规范正在完善中。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,1,其他相关协议标准简介（,IEC60870-5,系列、,UCA,协议体系）,2 IEC61850,与,IEC60870-5,系列规约的比较,3 IEC61850,与,UCA2.0,TASE.2,的关系,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC60870-5,系列,IEC60870-5,系列通信协议体系是国际电工委员会第,57,技术委员会第,3,工作组,(IEC TC57 WG03),用了多年时间制定的一套用于变电站远动通信的协议体系。,IEC60870-5,系列协议根据应用领域定义了一系列配套标准,:IEC60870-5-101,用于常规远动,:IEC60870-5-102,用于电能计量信息的接入,;IEC60870-5-103,用于继电保护信号的接入,;IEC60870-5-104,是将,IEC60870-5-101,用在,TCP/IP,网络协议之上的扩展。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,UCA,协议体系,UCA(Utility Communication Architecture),即公共设施通信协议体系是美国电科院,(EPRI),主持制定的一套通信协议。,UCA,通信协议体系主要由两部分组成,:,1.现场设备模型(Field Device Model),这部分由变电站及配电设备通用对象模型(GOMSFE)和通用服务模型(CASM)组成。GOMSFE采用面向对象建模方法为变电站及配电系统中的RTU,有载调压、继电保护等设备定义了标准数据模型及处理方法。CASM定义了UCA体系中设备模型的通用服务模型及这些模型与MMS之间的映射关系。,2.实时数据库信息交换(ICCP),在UCA体系中，这部分被称为TASE2(UCA Specifies Telecontrol Application Service Element2)，在北美地区也叫ICCP，由以下3个文件组成,:,(1)TASE2 Service and Protocol,该文件给出了与遥控、数据访问、报告等功能有关的基本服务和协议，并给出了它们与MMS之间的映射关系。,(2)TASE2 Object Models,该文件给出了与SCADA、电厂发电调度、负荷预测等有关的对象模型，并给出了这些模型与MMS之间的映射关系。,(3)TASE2 Application Profile,这部分主要给出了EMS,SCADA等控制中心之间信息交换的通信协议规范。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与IEC60870-5系列规约的比较,首先需要说明的是，,IEC61850,与,IEC60870-5,系列规约所针对的问题域是不同的,.IEC60870-5,系列规约主要适用于子系统之间的通信，,IEC61850,则主要针对子系统内部的通信，它的应用范围还可以扩展到子系统间的通信,.,下面进行的比较是为了进一步说明,IEC61850,作为变电站自动化系统通信体系标准所具有的优点。,(1)一般情况,IEC60870-5系列标准的设计准则是带宽和硬件的优化利用，IEC60870一系列规约的数据模型是面向串行比特位串，而不是面向变电站自动化系统内的设备对象而设计的。,IEC61850的设计准则是应用标准的系列通信规约，简化设备(数据)的工程化和整合;采用面向对象的建模方法，支持封装、继承、重用模型等。IEC6I850提供的是一个通信的体系结构，而不像IEC60870-5仅是一个个通信协议，因而IEC61850远IEC60870复杂，并能适应未来技术的发展。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与IEC60870-5系列规约的比较,(2),过程数据描述,IEC60870-5,系列标准虽然支持简单品质描述、时标、传输原因等属性，但仅能提供简单数据点的有限列表的交换，仅提供了少数几个应用特定的信息模型，在一条消息中仅能传送少数几个相同类型和相同传输原因的值。,IEC61850,则支持面向对象的建模以及,I/O,和源数据的交换，提供了大约,90,个逻辑节点类和,450,多种数据类，允许制造商创建应用特定的扩展，灵活地为其他应用领域定义任意新的逻辑节点、数据和一般数据类。在一条消息中能传送多个任意类型的值，并且任意数据类的数据名称、类型、功能特性、报告触发选项、死区、值的范围等都是可定义和可访问的。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与IEC60870-5系列规约的比较,(3),操作服务,虽然二者应用领域有所不同，但都提供了交换基本,SCADA,信息的服务，例如,:,数据的循环传输、总查询服务、时钟同步,(IEC60870-5-I04,不支持,),、控制命令、时间序列数据、事件顺序记录、报告数据值、文件传输服务。,IEC60870-5,系列标准支持限制性的自发传输,(IEC60870-5-102,不支持,),，,IEC61850,则支持灵活的自发传输。,IEC60870-5,系列标准仅支持单个值的读,/,写，,IEC61850,则支持许多值的读,/,写，还支持在线的远方替代，支持在任意时间记录和检索所选的任何带远方滤波控制或其他控制的历史数据。,关于参数设置控制，,IEC60870-5,系列标准仅支持改变少数的测量值,(IEC60870-5-101,规约,),或预先定义的保护设置组,(IEC60870.5-103,规约,).IEC61850,则支持灵活的定义、改变、编辑参数值，支持变电站事件交换,(GOOSE,和采样值交换,(,对,CT,和,VT),，这是优于,IEC60870-5,系列标准的。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与IEC60870-5系列规约的比较,(4),自我描述服务,IEC60870-5,系列中仅,IEC60870-5-103,规约能得到有限数据对象的目录,(,通用服务,),。,IEC61850,则能得到所有对象的目录,(,逻辑节点数据的名称和类型,),，即整个的信息分层结构，还能得到操作对象的定义,(,过程数据的名称、类型、范围、单位、报告的死区、等级、描述等,),，以及相关通信服务对象的定义。,(5),在线配置,IEC60870-5-101/104,和,IEC61850,支持使脚禁止通信控制对象，改变报告,/,记录行为，以及装载配置。,IEC61850,还支持定义数据组，选择要报告的数据。,(6),离线配置,IEC60870-5,系列仅有纸张文档提供装置配置的完整描述，,IEC61850,则通过,XMI/XML DTD,在线提供说明了装置、逻辑节点和真实变电站环境的数据的语法,(,描述了可选信息和专用信息,),，还支持不依赖于卖主的以,LNs,、数据和,CDC,的全部列表为基础的工程化工具的开发。,IEC60870-5,系列的配置分布在,RTU,或,IED,中、数据库中和应用程序中，,IEC61850,全部的配置在,IED,中，另外在任何时间与配置文档都是一致的,.IEC6I850,完整的信息模型可以在线找到，并与离线的配置文档相比较，进行在线和离线配置的自动验证。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与IEC60870-5系列规约的比较,(7),整合到应用,数据综合方面，,IEC60870-5,系列将被索引的通信对象映射到应用对象，以及将应用对象映射到应用数据库或程序变量，需要复杂的数据转换,;IEC61850,是将标准命名对象直接映射到应用数据库或程序的变量，基本上取消了转换过程。,(8),体系结构和通信堆栈,IEC61850,提供了不依赖于服务的数据模型，和不依赖于通信网络的服务。,IEC61850,使用了,7,层模型，也可能是,3,层（实时性要求高）,;IEC60870-5,系列则多数采用,3,层结构。,IEC61850,还支持对其他编码方式,(XML,等,),的开放性、对其他服务系统,(,如,HTTP,等,),的开放性。,IEC 61850,与其他协议标准之间的关系,IEC61850与UCA2.0,TASE.2的关系,IEC61850,借鉴了,UCA2.0,的经验，采用,OSI,七层参考模型的,profile,来构建自己的结构,;,引进了面向对象的建模方法，提供了对象模型的抽象服务标准集，并且定义了将服务映射到,MMS,的方法。,IEC61850,的对象模型是以,UCA2.O,的,GOMSFE,和,CASM,为基础而建立的，同时，又对,UCA2.O,的对象模型和服务有所补充。,UCA2.0,以物理设备作为建模对象,IEC61850,则提出了逻辑节点的概念，将物理设备对象划分为若干功能和子功能，功能进一步细化成相互通信的逻辑节点。相比之下，,IEC61850,的模型更加详细具体，可以解决逻辑层,(,进程间的,),通信问题,;,并且模型细化到逻辑节点，可以很方便地监控、管理设备内部的属性和状态，充实了自我描述。,UCA2.0,在电力系统中的应用是,TASE.2,。虽然都应用于电力系统，并采用面向对象及,MMS,技术，但,TASE.2,与,IEC61850,原理上有很大差别，面向的应用目标也不同。,TASE.2,是控制中心之间交换实时数据库信息的协议，要求两个控制中心预先建立数据库和双边表，根据双边表进行数据的访问控制，,TASE.2,是面向数据库对象的，并不包含具体的现场设备对象。,IEC61850,的目标是来自同一或不同制造商的设备之间实现良好的互操作性。,IEC61860,定义了服务器类，逻辑设备类、逻辑节点类、数据对象及属性，数据属性具有各种数据类型、值和功能约束，并提供了用于数据访问的各种服务。自我描述的方法使得数据的访问和存储更加方便，由于定义了类以及相应的属性和服务,IEC61850,是真正面向设备对象，并且一旦解决了模型的一致性问题，很可能扩展到控制中心之间的通信应用。,6.2,配电网综合自动化的通信系统,章节内容提要,6.2.1,配电自动化的基本概念,一 配电自动化系统的分层,二 配电自动化系统的功能,6.2.2,配电自动化中的几种通信方式,6.2.3,配电自动化使用的通信方式的比较,一架空明线或电缆,二配电线载波,三光纤通信,四现场总线和,五微波通信,六无线电通信,6.2.,4,配网自动化中的通信实现方案,一 配电网通信网络总体结构,二 光纤以太网在配电网自动化中的应用,三 电力线载波在低压抄表中的应用,6.2,配电网综合自动化的通信系统,6.2.1,配电自动化的基本概念,通常把从变电、配电到用户用电全过程的监视、控制和管理综合自动化系统统称为配电管理系统（,Distribution Management System,简称）其内容包括：配电网络数据采集和监控（）、地理信息系统、网络分析和优化、工作管理系统、负荷管理和远方抄表以及计费自动化和调度员培训模拟系统。,配电自动化系统（,Distribution Automation System,简称）是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统。配电网自动化系统包括配电网数据采集和安全监控系统（），配电地理信息系统（）和需方管理（）及个部分。,在城市供电网络中，我们习惯于把以下的电压等级称为配电网络。,6.2.1,配电自动化的基本概念,一配电自动化系统的分层,配电自动化系统分为如下三层：,（一）配电自动化中心主站站层,配电自动化中心主站层，位于配电网调度监控中心，是整个配电网监控和管理系统的核心。它从各配电自动化子站层获取配电网的实时信息，从整体上对配电网进行监视和控制，分析配电网的运行状态，协调配电子站层之间的关系，对整个配电网络进行有效的管理，确保整个配电系统处于最优运行状态；实现相应配电线路区域内的配电,SACDA,和故障处理功能；同时与调度,SCADA,，,MIS,等其他网络系统共享信息。,主要功能：,配网,SCADA,监控功能,馈线故障自动诊断与处理功能（,DA,）,AM/FM/GIS,功能,远程抄表功能,配电管理及配电,PAS,6.2.1,配电自动化的基本概念,（二）配电自动化子站层,配电自动化子站层，一般设置在变电站或开闭所内，是配电自动化系统的中间层。它与配电监控和管理中心层的计算机形成一个局域网，同时又与配电自动化终端设备层的各种终端进行通信，完成信息的上传下达及对当地配网实时监控的功能。,主要功能：,变电站辖区内配网,SCADA,监控功能,向配电自动化主站层转发实时数据,所属范围内的故障处理功能,向配电自动化配电主站层上报故障信息,与站内自动化装置通信,6.2.1,配电自动化的基本概念,（三）配电自动化终端设备层,配电自动化终端设备层，是整个系统的底层，该层沿配电线分布，用于对配电网及配电设备的信息采集和控制。,主要功能：,监控功能,故障检测和识别功能,电能质量测量功能,断路器在线监视功能,自诊断与自恢复,6.2.1,配电自动化的基本概念,二 配电自动化系统的功能,配电自动化系统的功能涉及配电网的监控、保护和管理，主要涵盖的功能如下：,（,1,）配电网,SCADA,功能：对变电站,10KV,出线、开闭所、,10KV,配电线路（架空和电缆）、配电变压器和重要用户的监控。,（,2,）馈线自动化（）功能：实现配电网故障诊断、故障隔离和非故障区域快速恢复供电，并考虑与变电站出口断路器以及分支断路器保护的配合。,（,3,）与集成的自动绘图设备管理地理信息系统（,AM,）功能,（,4,）配电高级应用软件：包括配电网状态估计、拓扑分析、潮流计算、短路计算、负荷预报、电压无功优化、静态安全分析、可靠性分析、线损统计与分析、网络重构等功能模块。,6.2.1,配电自动化的基本概念,（,5,）基于平台的配电网管理（）功能：包括配电工作管理、故障投诉电话管理、停电管理内容。,（,6,）用户服务自动化系统：对用户的基本信息和用电信息进行管理。,（,7,）负荷管理功能：采集大用户和配电变压器终端信息，实现对配电网负荷的监控、预测和负荷分配功能。,（,8,）远程抄表系统：变电站、关口表、大用户电能表及居民用户表实现集中、自动、远程抄表。,（,9,）与地调系统、系统、电能量计费系统、负荷控制系统接口，实现资源共享。,6.2,配电网综合自动化的通信系统,6.2.2,配电自动化中的几种通信方式,通信系统是建设配电自动化系统的关键技术，通信系统的好坏从很大程度上决定了自动化系统的优劣，配电自动化要借助可靠的通信手段，将控制中心的控制命令下发到各执行机构或远方终端，同时将各远方监控单元（）所采集的各种信息上传至控制中心。,随着通信技术的不断发展，可供配电自动化采用的通信方式有很多种，目前采用的通信方式有以下几种：,（）配电线载波（,Distribution Line Carrier,）,（）脉动（音频）控制（,Ripple Control,）,（）过零技术（工频控制技术）,ZCT,（,Zero Crossing Technique,）,（）无线电通信系统，甚高频、特高频、微波及卫星等,（）光纤通信（,Optical Fiber,）,（）有线电视通道,CATV,（）无线扩频技术,（）现场总线,6.2,配电网综合自动化的通信系统,6.2.3配电自动化使用的通信方式的比较,一架空明线或电缆,其特点是建设简单，线路衰耗大，频带窄，容易受到干扰，电力系统自动化中只能做近距离传输信道。,二配电线载波,配电载波系统数据传输速率较低，且易受到配电网运行方式变化的影响，由于反射使得配电载波在馈线的某些部分存在盲点，其优点是技术相对简单。,三光纤通信,在配电网自动化中，光纤网目前较多的是组成环状网。一则结构简单，二则可靠性强。采用光纤自愈环网通信方式时，网络由各节点双向闭环串接而成。正常时，一环路工作另一环路备用，若其中某一段光纤因施工等意外原因而断开，则可以利用光纤双环网的自愈功能，继续保持通信联系，这种通信具有很高的可靠性。,6.2,配电网综合自动化的通信系统,四 现场总线和,它是连接智能化的现场设备和自动化系统的双向的传输、分支结构的通信网络，它适