变电站构架[资料].ppt

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1、第4章 变电站信息化与智能化,主要内容,4.1 变电站的类型4.2 变电站综合自动化SCADA系统 4.3 数字化变电站4.4 智能变电站,4.1变电站的类型,1.按电压等级分类电压在1kV以下的称为低压变电站；电压为110kV的称为中压变电站；电压高于10kV低于330kV的称为高压变电站；电压在330kV以上的称为超高压变电站。目前，我国变电站按电压等级分为3.5万伏变电站、11万伏变电站、22万伏变电站和50万伏变电站。,4.1变电站的类型,2.根据其在电力系统中的地位和作用分类枢纽变电站：枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，电压等级一般为330kV及以上，联系多个电源，出现回路多，变电容量

2、大；全站停电后将造成大面积停电，或系统瓦解，枢纽变电站对电力系统运行的稳定和可靠性起到重要作用。中间变电站：中间变电站位于系统主干环行线路或系统主要干线的接口处，电压等级一般为330220kV，汇集23个电源和若干线路。全站停电后，将引起区域电网的解列。,4.1变电站的类型,地区变电站：地区变电站是一个地区和一个中、小城市的主要变电站，电压等级一般为220kV，全站停电后将造成该地区或城市供电的紊乱。企业变电站：企业变电站是大、中型企业的专用变电站，电压等级35220kV，12回进线。,4.1变电站的类型,3.还有根据变电站围护结构分类土建变电站箱式变电站。箱式变电站又称户外成套变电站，也有称

3、做组合式变电站，它是西方发达国家推出的一种户外成套变电所的新型变电设备，由于它具有组合灵活，便于运输、迁移、安装方便，施工周期短、运行费用低、无污染、免维护等优点，受到世界各国电力工作者的重视。特别适用于农村10110kv中小型变(配)电站电网改造，被誉为21世纪变电站建设的目标模式。,4.2 变电站综合自动化SCADA系统,变电站自动化系统的功能是指变电站必须完成的任务。这些功能包括：控制监视保护变电站的设备及其馈线。维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能。,变电站综合自动化概念,变电站综合自动化是按无人值守站设计，将变电站的二次设备应用自动控制技术，微机及网络通信技术，经过功能的重

4、新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工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。电站综合自动化是集保护、监视、测量、控制和远动等功能为一体，通过数字通讯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，实现变电站的遥测、遥控、遥信、遥调和遥视。,变电站综合自动化系统的基本功能,综合我国的情况，变电站综合自动化系统的基本功能体现在以下五个方面：监控微机保护电压、无功综合控制低频减负荷控制备用电源自动投入控制,SCADA概述,SCADA即数据采集及监视控制系统，SCADA系统是以计算机为基础的变电站综合自动化，它可以对

5、现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等功能。实现变电站的遥测、遥控、遥信和遥调。,下图所示是一个35kv变电站的一次接线。GDL、GDL1和GDL2是高压侧开关，B1和 B2是两个35KV/10KV的变压器，DDL1和DDL2是变压器低压侧开关，DL1到DL10是用户线路开关，MDL是母连开关。,变电站综合自动化SCADA系统实例,DL6,B2 35KV/10KV,DL5,DL1,变电站的二次网络通讯结构,下图所示是变电站的一种二次网络通讯结构图。现场层由微机线路保护装置，微机电容器保护装置，变压器保护和控制装置，直流屏和计量屏（电度表）等组成

6、，微机线路保护装置集自动监视、测量、控制和微机保护于一体，每条线路采用一个独立的微机线路保护装置，对应一次设备形成独立的控制单元间隔。监控层由前置机，操作员工作站，通讯接口Aport等构成c/s结构局域网。现场层和监控层之间的通讯是通过现场总线和串行通讯来实现的。,采用变电站综合自动化系统,采用变电站综合自动化系统可以把原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备（IntelligenElectronic Device，IED）组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。,SCADA系统监控层硬件结构配置,S

7、CADA系统监控层硬件结构配置，针对电力系统可靠性要求高，采集信息量大的特点，系统采用双机双网热备用系统结构模式。双机及包括调度员工作站、工程师站、服务器、前置或通道等在内的设备均采用双份热备用模式。双网即系统的通信具有冗余功能。,SCADA系统监控层硬件结构配置,调度员工作站、工程师站都由工业用计算机组成，可以提供各回路的实时趋势图、历史趋势图、操作界面、报警显示、故障诊以及设定控制站的测控参数等。系统中的前置机都是双份配置，共同组成前置通信系统，担负对各分站信息的接收、预处理及发送工作。在前置机上接入GPS卫星时钟，向系统播发统一对时，为系统提供标准时间。网络服务器采用主、备运行模式，除负

8、责数据库系统管理外，还可担当维护工作站角色。其他工作站根据用户权限级别区分是调度工作站还是工程师工作站。系统配置两台打印机，一台打印报表，另一台打印实时告警信息。,SCADA系统监控层的软件结构,SCADA系统监控层软件分为三层：数据层、程序层和通信系统管理层。数据层主要包括实时数据库、历史数据库以及它们的存储历程。上层应用程序主要实现电力系统的各项功能，并提供良好的人机接口和管理工具，以方便用户使用。通信管理系统用于网络的管理和通信任务的管理，它对上层应用程序屏蔽具体的网络细节，保证通信进程之间实现高速、可靠和标准的通信。,变电站综合自动化SCADA系统的特点,采用变电站综合自动化系统可以把

9、原本分隔的控制、保护、监视、通信和测量等装置以合适的形式进行集成，由少量多功能智能电子设备IED组成自动化系统，通过站内的通信网络实现信息共享，可使信号电缆大为减少，系统结构简化。变电站综合自动化SCADA系统问题是：（1）信息难以共享（现场总线非开放网络）。（2）设备不具备互操作性。（3）系统的可扩展性差。,变电站综合自动化存在的问题（1）,目前,用于电力系统的通信规约种类很多,主要有以下通信协议;部颁CDT循环通信协议、IEC60870-5系列(IEC60870-5-101,用于电力系统远动通;IEC60870-5-103,用于继电保护设备信息接口配套标准)等，而且目前采用的规约都是面向点

10、的，而不是面向设备的。目前实施的变电站自动化系统缺乏统一的系统规范，广泛应用的IEC60870一5一103规约只是变电站内传输规约，缺乏对变电站系统模型、二次功能模型的描述，没有将系统应用与通信技术进行分层处理，其应用受到通信技术的限制，缺乏一致性测试标准，因此103规约不适合作为数字化变电站的统一信息平台。,在变电站综合自动化系统集成过程中面临的最大障碍是不同厂家的IED，甚至同一厂家不同型号的IED所采用的通信协议和用户界面的不相同，因而难以实现无缝集成和互操作。因为需要额外的硬件（如规约转换器）和软件来实现IED互联.设备之间的互操作性差，系统的扩展、升级困难。主要原因是二次设备缺乏统一

11、的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试、运行和维护的难度，降低了通信系统的性能。,变电站综合自动化存在的问题（1）,变电站综合自动化存在的问题（2）,变电站综合自动化系统中，变电站由于二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，需要大量的电缆。存在电缆的成本、管道面积，信号电缆传输过程中受电磁干扰的问题。,变电站综合自动化存在的问题（2）,通信网络取代复杂的控制电缆，减少二次接线用网络代替电缆，可以通过网络化传输将大大减少传统的信号电缆，降低电缆的成本、管道面积，解决信号电缆传输过程中受电磁干扰的问题，简化设计，减少现场

12、施工、调试的工作量。用网络代替电缆，可以通过网络报文实现信号传输回路的自检，实现传输回路的状态检修，避免传统电缆回路接触不可靠时无法自检的缺点，将大大降低变电站的维护工作量和维护成本。,数字化变电站概念,数字化变电站是由智能化一次设备(电子式互感器、智能化开关（断路器）等和网络化二次设备分层(过程层、间隔层、站控层)构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。,“数字化变电站”的特征,一次设备的数字化和智能化。变电站内传统的电磁式互感器由电子式器替代，直接向外提供数字式光纤以太网接口;站内采用具备向外进行数字的智能断路器、变压器等设

13、备，或者在这些一次设备就地加装智能终端实现的数字式转换与状态监测，达到一次设备数字化和智能化的要求。二次设备的数字化和网络化。数字化变电站的二次设备除了具有传统式设备的特点外，还具备对外光纤网络通信接口，与传统变电站信息传输以为媒介不同，数字化变电站二次信号传输基于光纤以太网实现。,“数字化变电站”的特征,变电站通信网络和系统实现IEC61850标准统一化。数字化变电站全站通信网络和系统实现均采用IEC61850标准，该标准的完系统性、开放性保证了数字化变电站站内设备具备互操作性的特征。运行管理系统的自动化。在现有综自系统已经具备较大程度的自动化的基础上，数字化变电站在站内设备的互操作性、信号

14、的光纤传输、网络通x讯平台的信息共享等方面进一步体现了运行管理自动化的特点。,数字化变电站国内外发展状况,从1998年到2000年，在德国，ABB、ALSTOM和SIEMENS合作进行了OCIS(Open Communication in Substations)计划，完成了间隔层设备和主控站之间的互操作试验。试验中由ABB完成主控站通过在以太网上实现IEC61850-8-1来连接ABB、ALSTOM和SIEMENS的设备。2001年，在加拿大，ABB和SIEMENS进行了间隔层设备的互操作试验，由SIEMENS的保护装置向ABB的开关模拟器发送跳闸信号，ABB的开关模拟器收到信号后将开关打开

15、，并将开关打开的GOOSE信息发给其他设备，配置为重合闸装置的ABB保护向断路器发送重合命令。,数字化变电站国内外发展状况,2002年1月，在美国，ABB和SIEMENS进行了采样值传输互操作试验，同年9月，这两个公司又进行了跳闸和采样值互操作性试验，试验都很成功。2002年到2004年之间，在德国柏林，ABB、ALSTOM和SIEMENS进行了间隔层设备的互操作试验，这次成功的试验证明了互操作性和简化工程难度的可行性。,数字化变电站国内外发展状况,国网公司及部分电力公司开展了数字化变电站的研究工作，中国电力科学研究院和国内的各大电力设备制造厂商是从2001年开始关注通信标准IEC61850，

16、并开始对该标准进行翻译，目前已经出版了4个标准的正式版。国内较有影响力的电力自动化设备供应商也积极响应并参与了互操作性试验，相关单位有:国调中心、电科院、南瑞继保、国电南自、国电南瑞、北京四方、东方电子、鲁能积成、融科联创等。我国己建成了一些数字化变电站示范站，数字化变电站的研究已进入实际工程应用阶段。,数字化变电站国内外发展状况,数字化变电站的投运，填补了我国数字化变电站建设的空白，吹响了变电站向数字化方向发展的号角。更为难得的是关键设备均为具有自主知识产权的国产设备，使我们得以真正意义上赶超国际先进水平。,基于IEC61850标准的数字化变电站三层结构,IEC61850标准从逻辑上将变电站

17、自动化系统分为三层，即变电站层、间隔层、过程层。过程层是IEC61850标准中提出的新概念，数字化变电站过程层主要包括电子式互感器、断路器和变压器等高压一次设备及其智能终端，该层主要实现信号的采集和对系统的操作控制;间隔层包括数字式保护、计量、监控等二次设备，负责间隔内信息的运算处理与控制，以及与过程层和站控层的网络通信工作;变电站层有些类似于传统变电站的综自系统，负责全站信息的管理和远方调度等信息的通信。,基于IEC61850标准的数字化变电站三层结构,IEC61850标准定义了3层之间的9种逻辑接口:1)间隔层和变电站层之间保护数据交换。2)间隔层和远方保护之间保护数据交换。3)间隔层内数

18、据交换。4)过程层和间隔层之间TV和TA暂态数据交换(主要是采样)。5)过程层和间隔层之间控制数据交换。6)间隔层和变电站层之间控制数据交换。7)变电站层与远方工程师站数据交换。8)间隔之间直接数据交换，尤其是像联闭锁这样的功能。9)变电站层内数据交换。,IEC61850的分层模式与现有大多数变电站自动化系统不同，现有系统中的过程层功能都是在间隔层设备实现的，随着电子式互感器的应用，现代电力技术的发展趋势是将越来越多的间隔层功能下放到过程层，可见IEC61850是面向未来的开放式标准。IEC61850的分层模式层间信号传输均由光纤以太网实现,站内信息描述和通信规约均按IEC61850标准实现。

19、过程层与间隔层之间基于交换式以太网的数字通信方式在标准中称为过程总线通信，间隔层与变电站层之间通信方式称为站级总线通信。,IEC61850的分层模式特点,智能过程层设备,过程层设备包括:电子式互感器实现电流电压模拟量的数字化;合并单元将电子式互感器的数字信号汇总后分发给间隔层的保护和测控装置;智能单元采集一次设备的状态通过GOOSE网络传输至间隔层的保护和测控装置，同时接收间隔层的保护和测控装置的命令对一次设备进行操作。智能开关设备包括智能断路器、智能隔离开关及具有对主变相关部件进行数字化信息采集、控制等功能的智能操作箱。,电子式互感器和合并单元,电子式互感器主要由三部分组成:(1)一次结构主

20、体，包括互感器罐体、变径法兰、绝缘盆子、一次导体等，互感器罐体接地，内装三相电流电压传感器等部件。(2)一次传感器，每相配置一个低功率CT、一个空芯线圈、一个同轴电容分压器。低功率CT用于传感测量用电流信号，空芯线圈用于传感保护用电流信号，电容分压器用于传感电压信号。(3)远端模块，远端模块也称一次转换器。远端模块接收并处理三相LPCT、空芯线圈及电容分压器的输出信号，远端模块输出的数字信号由光缆传送至合并单元。,常规互感器与电子式互感器比较,常规互感器 电流电压经CT、PT转换为二次模拟值，经电缆送经保护交流插件、AD采样回路进入保护装置;电子式互感器 电流电压经电子式互感器的远端模块输出数

21、字值，经光缆送合并单元进入保护装置。,合并单元功能,在数字化变电站中，互感器、保护以及断路器之间复杂的导线连接被光纤代替，非常规互感器的输出由模拟信号变为数字信号，并通过合并单元以多播方式发布到过程总线，保护单元、测控单元以及断路器等从过程总线获取采样和控制信息(如跳闸信号。可见，合并单元在数字化变电站中具有重要的作用。概括起来，合并单元主要有四个功能:,合并单元功能,(1)重新采样。根据配置信息，对上述数据进行重新采样。例如，IEC 61850规定合并单元输出信号的采样率有两挡可调，80点/周波和256点/周波。(2)同步。利用外部时钟如GPS)，给采样数据打上时间戳，以实现全网的数据同步。

22、(3)将采样数据转换为符合IEC 61850标准的Ethernet数据帧，并发送到过程总线上。,智能单元的功能,智能单元的功能包括:(l)断路器操作功能(2)开入、开出功能 接收测控遥控分合及联锁GOOSE命令，完成对断路器和刀闸的分合操作，就地采集断路器、隔刀和地刀位置以及断路器本体的开关量信号，具有保护、测控所需的各种闭锁和状态信号的合成功能，通过GOOSE网络将各种开关量信息送给保护和测控装置。,智能单元应具有信息转换和通讯功能，支持以GOOSE方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自保护测控等二次设备的G00SE下行控制命令，该部分上、下行信息实时性要求高;,智能单元的特点,采用高性能

23、CPU和DSP、内部高速总线、智能I/0，硬件和软件均采用模块化设计，灵活可配置，插件、软件模块通用，易于扩展和维护。采用全密封、高阻抗、小功耗的进口继电器，减少装置的功耗和发热。出口继电器经启动DSP闭锁，有效保证装置动作的可靠性。配有两个独立的光纤GOOSE接口，支持实时GOOSE通讯。,数字化变电站通信网络结构,利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模。,现代高速通信网络技术,网络系统是数字化变电站的神经系统，其可靠性和实时性直接决定了数字化变电站系统的可用性。对数字化变电站有重要影响的网络技术主要如下。(1)交换式以太网技术。传统以太网采用

24、随机的网络仲裁机制CSMA/CD，其传输不确定性是以太网进入实时控制领域的主要障碍。而交换式以太网具有微网段和全双工传输的特性，从本质上为通信的确定性提供了保证，从而为数字化变电站中采用过程总线提供了技术基础。,数字化变电站通信网络结构,实时性问题,电力系统信息传输的主要特点是信息传输有轻重缓急的不同，且应能实现时间同步，对于通信网络应有优先级和满足时间同步的要求。但纵观现有商用网络，较少能满足这两个要求。,现代高速通信网络技术,(2)IEEE 802.1P排队特性。实时数据和非实时数据在同一个网络中传输时，容易发生竞争服务资源的情况。IEEE 802.1P排队特性采用带IEEE 802.lQ

25、优先级标签的以太网数据帧,使得具有高优先级的数据帧获得更快的响应速度。该技术使得数字化变电站中过程总线和变电站总线可以合并为同一个物理网络。,现代高速通信网络技术,(3)虚拟局域网VLAN 技术。VLAN是一种利用现代交换技术，是将局域网内的设备逻辑地而不是物理地划分成多个网段的技术。这样，变电站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分，而不需依赖物理的组网方式以及设备的安装位置，从而有效保证了控制网段的实时性和安全性。(4)快速生成树协议(IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol)。传统的以太网拓扑中不能出现环路，因为由广播产生的数据包会引起无限循环而导

26、致阻塞。环路问题依靠生成树算法解决。快速生成树协议使算法的收敛过程从1min降低到110s。这样，在变电站网络中可以采用多种冗余链路设计，以保证网络的可靠性。,IEC61850标准,为适应变电站自动化和数字化技术的发展，1995年，国际电工委员会第57技术委员会(IECTC57)开始制定变电站通信网络和系统规范体系IEC61850标准，目前该标准已成为变电站自动化领域统一的、权威的标准体系，是数字化变电站实现无缝通信和互操作性的基础。,IEC 61850标准的主要特点（1）-信息及协议分层,变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念，无论从逻辑概念上还是从物

27、理概念上，都将变电站的通信体系分为3个层次:变电站层间隔层过程层并且定义了层和层之间的通信接口,IEC61850将变电站自动化系统分成变电站层、间隔层、过程层，将每个物理设备分成由服务器和应用组成，再将服务器分层为逻辑设备(LogicalDeviee)、逻辑节点(LogiealNode)、数据对象(Dataobjeet)、数据属性(DataAttributes),从从应用方面来看，服务器包含通信网络和输入/输出接口(I/O);从通信的角度来看，服务器通过子网和站网相连，每一个IED既可扮演服务器的角色，又可扮演客户的角色。,IEC 61850标准的主要特点（1）-信息及协议分层,整个变电站对象

28、从物理上可以看作由若干个一次设备和测量、控制、保护等二次设备构成，并通过网络通信总线把设备互连起来的抽象系统。设备对变电站来说是抽象子对象，每个对象封装了该对象所具有的属性和操作方法，并通过外部接口供其他对象访问。,IEC 61850标准的主要特点（2）-采用了面向对象的数据统一建模,如逻辑节点XCBR就是对断路器对象的抽象。该逻辑节点封装了断路器的所有属性，包括:断路器开关位置控制Pos、操作次数OperCnt、操作源Loc(当地或远方)等，以及断路器操作服务setDaltaValue(设置开关位置)、GetDatavalue(获取开关位置)、SBO(选择执行)等。从物理上对断路器的操作都是

29、通过断路器对象进行访问，而不关心断路器内部具体的组成及状态。,IEC 61850标准的主要特点（2）-采用了面向对象的数据统一建模,IEC 61850标准的主要特点（2）-采用了面向对象的数据统一建模,IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象，如图所示。,统一的信息模型 IEC

30、6185O标准中定义了大量的逻辑节点LN和公共数据类CDC，构成了变电站自动化系统统一的信息模型。其中，逻辑节点LN是对变电站自动化功能的抽象，是最基本的功能单元，统一信息模型的意义在于为各种变电站自动化系统构造了统一的语义空间。抽象通信服务接口 抽象通信服务接口ACSI的意义在于，变电站自动化功能独立于具体的底层通信一协议。,IEC 61850标准的主要特点（3）-数据自描述,面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工

31、作。IEC 61850标准提供了一整套面向对象的数据自描述方法。（1）该标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则。（2）IEC 61850通信服务标准采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，获取和设定对象值的通信服务，取得对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。,IEC 61850标准的主要特点（4）抽象通信服务接口（ACSI）,IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，在IEC61850一7一2中，对类模型和服务进行了抽象的定义。设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（Abstract Communi-c

32、ation Service Interface，ACSI），通信服务分为:定义了诸如控制、获取数据值服务;定义了诸如GOOSE服务和对模拟测量值采样服务等。,IEC61850总结电力系统生产和运行过程的特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，应用抽象通信服务接口，它与具体的网络应用层协议(如目前采用的MMS)独立，与采用的网络(如现采用的IP)无关。服务器和客户之间通过ACSI服务实现通信，客户通过ACSI服务实现对设备的访问，其中服务器对象封装了它的所有数据属性和服务，通过外部接口实现与客户之间的数据交换。抽象通信服务接口ACSI的意义在于，变电站自动化功能独立于具体的底层通信

33、一协议。,IEC 61850标准的主要特点（4）抽象通信服务接口（ACSI）,客户通过ACSI，由专用通信服务映射（Specific Communi-cation Service Map，SCSM）映射到所采用的具体协议栈，如制造报文规范（ManufacturingMessage Specification，MMS）等。ACSI服务通过特殊服务映射SCSM映射到OSI通信模型的应用层而实现设备数据的网络传输。SCSM将抽象通信服务映射到具体的通信协议栈，IEC6185O一5对变电站自动化系统中事件时间、传输时间、报文的类型和性能级均做了详细定义。在IEC61850一8、9中选择并定义了底层通信

34、协议栈，以满足上述性能要求。,IEC 61850标准的主要特点（5）专用通信服务映射（SCSM）,IEC 61850标准使用ACSI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要修改ACSI。由于网络技术的迅猛发展，更加符合电力系统生产特点的网络将会出现，由于电力系统的复杂性，信息传输的响应时间的要求不同，在变电站的过程内可能采用不同类型的网络，IEC61850采用抽象通信服务接口，就很容易适应这种变化，只要改变相应SCSM，应用过程和抽象通信服务接口是一样的，不同的网络应用层协议和通信栈，由不同的SCSM对应。,IEC 61850

35、标准的主要特点（5）专用通信服务映射（SCSM）,基于61850的变电站内通信系统框架模型,典型变电站自动化系统的通信系统框架模型如图所示。选择制造报文规范（MMS）作为应用层协议与变电站控制系统通信。所有IED中基于IEC 61850建立的对象和服务模型都被映射成MMS中通用的对象和服务，如数据对象的读、写、定义和创建以及文件操作等。MMS对面向对象数据定义的支持，以太网通信标准和MMS结合，加之IEC 61850的应用描述，是将变电站自动化系统变成开放系统的一可能实现的途径。,IEC61850一5所定义的报文类型和特性分类按照下图所示进行映射。一类型1(快速报文)一类型1A(跳闸报文)一类

36、型2(中等速度报文)一类型3(低速报文)一类型4(原始数据报文)一类型5(文件传输功能)一类型6(时间同步报文),映射模式,抽象的通信服务、通信对象及参数通过特殊通信服务映射(SCSM)映射到底层应用程序，其映射一般遵循MMS+TCP/IP+ISO/IEC802.3模式。而SAV模型和GOOSE模型的报文传输映射实现比较特殊:应用层专门定义了协议数据单元(PDU)协议经过表示层ASN.I编码后，直接映射到数据链路层和物理层。这种映射方式的目的是避免通信堆栈造成传输延时，从而保证报文传输的快速性。,SAV模型和GOOSE模型,IEC61850标准定义了两种抽象模型:采样值传输(SAV)模型和通用

37、的以对象为中心的变电站事件(GOOSE)模型。互感器向二次设备传输采样值采用IEC61850一9一1或IEC61850一9一2；采样值传输。一次设备和二次设备间交换1类性能要求(延时小于4ms)的开关量采用IEC61850的GOOSE服务;其他信息交换采用IEC61850一8；为满足实时性要求，IEC61850一9一1、IEC61850一9一2和GOOSE服务均工作在数据链路层上，未使用TCP/IP协议。,GOOSE报文,GOOSE报文的传输是事件驱动的数据通信方式，发布者(如保护设备)由事件(如线路短路故障)触发后，从数据集中收集所需数据，然后通过发送缓冲区发送出去，它具有异步传输和随机性特

38、点，其报文传输的实时性和可靠性都很高。GOOSE报文的传输服务采用应用层经过表示层(经ASN.I编码)后，直接映射到底层(数据链路层和物理层)，而不经过网络层和传输层，并采用较先进的交换式以太网技术，使用IEEE802.IQ优先级标志/虚拟局域网技术，从而保证了报文传输的实时性。GOOSE通信协议栈下图。,采用基于IEC61850标准的集成技术,采用基于IEC61850标准的集成技术,利用抽象通信服务接口ACSI，在系统运行时动态查询对方装置或系统所能提供的功能服务采用基于IEC61850标准的集成技术，可以使自动化系统摆脱对具体底层通信协议的依赖，同时能够满足实时性的要求。,数字化变电站信息

39、安全分析,虽然基于IEC 61850标准协议建立起来的通信网络体系结构在上层协议上是一致的，而且也大大提高变电站内设备的互操作性和互换性，但是协议的开放性和标准性同样带来一个重要的问题：二次系统的安全性问题。数字化变电站内由于各种智能电子设备的大量应用，变电站内运行、状态和控制等数字化信息需要传送，负责传送这些信息的网络通讯系统成为数字化变电站的重要平台，因而，网络可靠性直接关系着数字化变电站的良好运行。所以信息安全和网络可靠性自然成为人们较为关注的两个焦点。,数字化变电站信息安全分析,从应用安全的角度出发,基于IEC 61850的变电站通信系统应具备以下防御措施:(1)采用VPN技术解决端到

40、端的数据安全问题。主要采用隧道技术、加解密技术、密钥管理技术、使用者与设备身份认证技术等四项技术来保证安全。通过安全策略和安全规则的制定,把网络划分成不同的安全区域,控制VPN通道内不同的安全区域之间的访问,可以进一步减少了内部窃听的风险和不安全因素,使网络的安全性得到进一步的提升。,数字化变电站信息安全分析,(2)采用SSL/TLS加密技术,对变电站通信系统中面向连接通信机制的服务器连接进行授权验证,在对象建模中对不同用户加入访问权限限制,并报告试图进行未授权下的访问操作。(3)采用SNMP(简单网络管理协议)来管理变电站通信网络,定期建立数据备份与实施冗余机制。,数字化变电站信息安全分析,

41、(4)建立入侵监测防御措施,建立控制中心安全策略应对措施,基于IEC 61850的变电站通信系统控制中心应采取多层安全机制保证,当受到攻击时可以降低使用情况而不至于系统瘫痪。除了以上从技术的角度应对电网安全问题外,还应注意人员的管理与安全意识、工程施工等与电网安全运行密切相关的因素。,总结,与传统变电站相比，数字化变电站主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流、电压互感器代替常规的TA和TV，将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以

42、太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模，并采用智能断路器控制等技术，这使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越。,必然发展趋势,随着智能化开关、非常规互感器、IEC61850标准、网络通信等技术日趋成熟，变电站中所有信息的采集、传输和处理全数字化的变电站将成为变电站自动化建设的必然发展趋势。,4.5智能变电站,对于变电站自动化技术而言，数字化变电站与传统的常规变电站相比，已经在理念和技术上获得了飞越，能够满足目前，乃至今后一段时间电力系统发展的要求。然而，目前的数字化变电站技术能否完全满足智能电网的要求，支撑智能电网的发展，在智能电网大背景下，变电站的自动化、智能化技术又如何进一步发展，是一个值得思考的问题。,4.5智能变电站,智能化变电站的概念和功能特征,智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。,4.5智能变电站,4.5智能变电站,4.5智能变电站,4.5智能变电站,