智能站六角图测量.docx

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智能站六角图测量

关于智能变电站

极性测试工具的改进

检修试验工区

二次检修二班

目录

1智能变电站介绍4

1.1智能化变电站的主要特征5

1.2智能化变电站的架构体系8

1.3智能化变电站的关键技术10

1.4智能化变电站总体方案14

2IEC618509-2采样值协议17

2.1协议栈17

2.2采样值传输模型的映射25

2.2.1概述25

2.2.2多点传送采样值控制块类和服务的映射25

2.361850-9-2采样值报文格式30

3采样的同步问题34

4光纤数据获取37

4.1简介37

4.2性能特点37

4.3技术标准37

4.4收发器38

5报文分析39

5.1抓包工具39

5.2抓包方法39

5.3分析举例39

6Matlab数据分析45

6.1Matlab简介45

编程环境45

简单易用45

强处理能力46

图形处理46

程序接口46

应用软件开发47

6.2部分Matlab程序47

6.3Matlab运行结果55

1智能变电站介绍

变电站是电网输配电的主要组成部分，它是由众多的一次和二次设备组成。

变电站作为整个电网的一个节点，在电网中担负着电能的传输、分配任务，变电站继电保护、监控自动化系统是构成变电站自动化系统的基础，对变电站站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。

同时，它又必须与电网调度自动化系统进行实时、有效的信息交换、信息共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平。

变电站自动化系统的功能主要取决于变电站在电力系统中的地位、作用、规模、电压等级和一次设备情况。

对于高压、超高压变电站来说，主要有以上3个方面：

①监视与控制：

运行数据和信息的收集、量测与计量、运行监视、运行操作、自动控制，包括紧急控制与当地后备控制、事件记录和故障录波、RTU功能统计分析。

②继电保护：

线路保护与自动重合闸、母线保护、变压器保护。

当电力系统和变电站本身发生故障时，继电保护应准确判断故障、跳开相应的断路器迅速切除故障。

③设备运行维护：

设备状态数据收集、在线诊断、设备状态和可靠性维修指导、自动故障恢复、系统组态、通信管理和软件管理。

国内外变电站自动化系统的应用和发展大体经历了集中式和分层分布式两个阶段。

纵观近二十年变电站自动化系统的发展历程，变电站自动化走过了一个漫长而曲折的过程，完成了从集中式向分层分布式的过渡，大大提高了电网自动化水平，增强了输配电和电网调度的可靠性。

分层分布式变电站自动化系统可纵向分为三层：

变电站层、网络层、间隔层；也有厂家将网络层归入变电站层，即纵向分为变电站层、间隔层。

但此类变电站自动化系统的特点是变电站二次系统采用单元间隔的组织形式，装置之间相对独立，功能分散，装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息共享程度不高、接线比较复杂、系统扩展复杂，变电站各层之间的联系也缺乏快速性、实时性和灵活性，存在的不足之处主要表现在：

①传统电磁型互感器的局限性；②信息共享程度不高；③设备之间缺乏互操作性（Interoperability）。

随着大型电站的兴建，远距离大容量输电线路以及电网的发展和电力市场化对变电站，特别是高压、超高压变电站自动化系统在功能、可靠性、经济性方面提出了新的要求，数字光电量测、开关设备集成、数字控制和保护集成、人工智能和光纤网络等技术的发展给变电站自动化技术的发展提供了新的发展机遇和应用前景。

随着变电站设备向一次和二次集成方向发展，出现智能化一次设备（如智能电子设备IED）、数字光电电流互感器、数字光电电压互感器、集成开关设备系统、变压器及气体绝缘开关GIS等一次设备在线状态监测和变电站运行操作仿真等，使变电站自动系统结构需增加一个过程层接入上述设备和系统。

为此，国际电工委员会IEC基于数字光电电气量测、智能开关设备和数字保护及通信的变电站全数字自动化系统的预期发展，制定了变电站内的开放式通信系统标准，即IEC61850系列标准。

该系列标准覆盖过程总线和站控总线以及站内各智能接口的通信标准，既适应现有变电站自动化水平又面向未来发展，是完全开放式的通用标准。

使站内通信系统能面向不同厂家设备，适应相同功能和运行要求的设备互换性和互操作性，使得变电站数字化技术获得重要的技术支撑，为智能化变电站的研究和逐步走向工程应用奠定了基础。

随着变电站通信网络和系统的IEC61850系列标准的制定，变电站自动化系统结构由变电站层、间隔层的二层结构向变电站层、间隔层、过程层三层结构过渡，取代现场总线的基于以太网和TCP/IP的无缝通信体系初见端倪，一个系统分布化、结构紧凑化、模型标准化、通信网络化、信息集成化、检修状态化、操作智能化的完全智能化变电站也将呼之欲出。

1.1智能化变电站的主要特征

智能化变电站在国际上虽无确切的定义，但可以理解为：

智能化变电站是由电子式/光电式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信协议基础上，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。

也就是说，智能化变电站是以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过一次设备的数字化和智能化、二次设备的数字化和网络化，对数字化信息进行标准化，实现信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现运行管理的自动化，满足安全稳定和现代化要求的变电站。

智能化变电站主要技术特征体现在以下几个方面：

1.1.1系统分布化

基于IEC61850体系的智能化变电站确立了电力系统的建模标准，采用面向对象建模技术，软件复用技术，高速以太网技术，嵌入式系统技术和嵌入式实时操作系统（RTOS）技术，XML技术等，满足了电力系统实时性、可靠性要求，有效地解决了异构系统间的信息互通、数据内容与显示处理分离、自定义性和可扩展性等问题。

使得变电站分层分布式方案的实施具备了可靠的技术基础。

1.1.2结构紧凑化

所谓结构紧凑化，是指智能开关设备系统或其他紧凑型开关设备、数字光电电气量测系统、集成自动化系统按先进设计理念进行设备布置。

智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，使变电站综合自动化技术迈进了数字化的新阶段。

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等作为智能一次设备的一部分，实现智能电子装置的所谓“近过程化（Process-close）”；而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。

1.1.3模型标准化

IEC61850为变电站自动化系统定义了统一、标准化信息和信息交换模型，主要意义在于：

（1）实现智能设备的互操作性。

采用了对象建模技术、抽象通信接口3（AbstractCommunicationServiceInterface,ACSI）技术和设备自我描述规范，智能设备之间实现了通信协议和通信接口一致性，具有互操作性；

（2）实现变电站信息共享。

对一次设备进行统一建模，资源采用统一命名规则，变电站站内及变电站与控制中心之间采用无缝通信体系，易和Web技术集成，真正实现了信息共享；

（3）支持系统与运行系统协调工作。

基于信息共享的各种运行支持系统（如一次设备运行状态检测系统等）可以功能优化并与变电站的运行系统协调工作。

（4）简化系统维护、配置和工程实施。

设备功能、系统配置乃至网络连接都可以用基于XML的变电站配置语言（SubstationConfigurationLanguage，SCL）进行描述、存储、交换、配置和管理。

由于SCL具有统一的语法和语义定义，并且是机器可读的，因此可以大大简化系统维护。

1.1.4通信网络化

智能化变电站内设备之间连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑功能模块。

通信网络的性能要求主要体现在以下几个方面：

（1）可靠性（Reliability）

电力生产的连续性和重要性决定了站内通信网络的可靠性是第一位的，应避免一个装置损坏导致站内通信中断，可靠的通信网络是智能化变电站的基础。

（2）开放性（Openness,Extensibility）

站内通信网络除了保证站内IED设备互连、便于扩展外，还应服从电力调度自动化的总体设计，硬件接口应满足国际标准，选用国际标准的通信协议，方便用户的系统集成。

（3）实时性（Real-time）

因测控数据、保护信号、遥控命令等都要求实时传送，虽然正常工作时，站内数据流不大，但出现故障时要传送大量的数据，要求信息能在站内通信网络上快速传送。

（4）安全性（Security）

基于IEC61850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，这将大大提高变电站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：

电力运行系统的安全性问题，尤其是检测和控制一次设备的二次回路通信网络的安全性问题。

可能的安全策略有：

闭环网络访问策略、只读访问策略以及密码和防火墙策略等。

1.1.5信息集成化

IEC61850的引入，使得原来分散的二次装置可以进行合理的功能集成，从而简化整个二次系统结构，提高可靠性和可用率。

新型数字量测技术和智能集成开关系统的开发和应用，可提供数据和信息的集中采集，统一传送，不同功能共享的模式。

变电站自动化系统的集成可分为两个层次，即间隔层和变电层：

间隔层的信息集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，将间隔内的控制、保护、监视、操作闭锁、诊断和计量等功能集成在这个通用平台上；变电站层的集成是自动化需要在变电站层处理的各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中，从而简化了网络结构和通信规约。

根据自动化在间隔层和变电站层功能的集成程度，变电站自动化系统分为协调型自动化系统和全集成自动化系统。

协调型自动化系统指的是间隔内仍然保留各自独立的控制、保护装置，通过统一的通信网络与变电站层相连，由变电站层的计算机系统对各功能进行协调；全集成自动化系统指的是间隔层内执行的功能和数据处理集成在一个统一的多功能数字装置内，间隔层内部、间隔层间以及间隔层与变电站层间用少量光纤总线进行网络通信的自动化系统。

图1IEC电力系统操作与运行标准体系

从整个电力系统的视角看，智能化变电站将是未来“数字化电网”中的功能和信息节点。

IEC针对电力系统操作与运行制定了一整套标准（如图1所示），以逐步统一电力系统内各自动化系统的信息模型和信息交换模型，消除由于缺乏统一建模、系统异构而导致的各种“信息孤岛”。

1.1.6检修状态化

以往的状态检修基本主要指一次设备，电气二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。

监测的是各元件的动态性能，虽然数字式IED装置本身具备状态检修的实施基础，但二次设备的状态检修必须作为一个系统性的问题来考虑，或者说状态监测环节应包含交流输入、直流、操作回路等，因此，常规变电站内很难实施二次系统的状态检修。

智能化变电站中电流、电压的采集、二次系统设备状况、操作命令的下达和执行，完全可以通过光纤实现信息的有效监测，变电站内可以有效地获取电网的运行状态数据、各种IED装置的故障和动作信息，监测操作及信号回路状态，设备状态特征量的采集上没有盲区，在此基础上可实现常规的变电站设备“定期检修”为“状态检修”。

1.1.7操作智能化

高压断路器二次技术的发展趋势是用微机、电力电子技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，如ABB公司的插入式开关系统（PlugandSwitchSystem，PASS），SIEMENS公司的高集成开关（HighlyIntegratedSwitchgear，HIS）等。

其主要特点是：

（1）由微机控制、电力电子组成的执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。

可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间，减少暂态过电压幅值。

（2）开关设备的专用信息由装在开关设备内的微机直接处理，使开关装置能独立地执行其当地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。

（3）新型传感器与微机相配合，独立采集运行数据，可早期检测设备缺陷和故障。

（4）连续自我检测和监视开关设备的一次和二次系统。

在缺陷变为故障之前发出报警信号，为状态维修提供参考。

断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、智能电子设备（IED）和相应的智能软件来实现。

这样保护和控制命令可以通过光纤网络而不是常规变电站的二次回路系统，实现与断路器操作机构的数字化接口应用。

1.2智能化变电站的架构体系

智能化变电站的系统结构继承了分层分布式变电站结构的优点，随着高速以太网技术、数字光电电气量测技术、智能开关技术的应用以及IEC61850标准的完善和实施，使得智能化变电站的系统结构又有了不同于常规变电站的革新性的变化。

1.2.1智能化变电站体系结构

从物理上看，数字式变电站仍然是一次设备和二次设备（包括保护、测控、监控和通信设备等）两个层面。

由于一次设备的智能化以及二次设备的网络化，数字式变电站一次设备和二次设备之间的结合更加紧密。

从逻辑上看，数字式变电站的“变电站层”、“间隔层”和“过程层”内部及层次之间采用高速网络通信，三个层次关系如图2所示。

图2智能化变电站架构体系

（1）变电站层。

变电站层的主要任务是：

通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定协议将有关数据信息送往调度或控制中心；接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有（或备有）站内当地监控、人机联系功能，如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能；具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。

（2）间隔层。

间隔层的主要功能是：

汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及变电站层的网络通信功能，必要时，上下网络接口具备双口全双工方式以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

（3）过程层。

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。

过程层的主要功能分三类：

①电气运行的实时电气量检测。

即利用光电电流、电压互感器及直接采集数字量等手段，对电流、电压、相位及谐波分量等进行检测；②运行设备的状态参数检测与统计。

如对变电站的变压器、断路器、母线等设备在线检测温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据；③操作控制执行与驱动。

在执行控制命令时具有智能性，能判断命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，如能使断路器定向合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。

1.2.2功能层、逻辑接口与网络总线

智能化变电站的基本结构继承了分层分布式变电站结构，如图3所示。

其功能在逻辑上被分配到三个不同的层中：

过程层、间隔层和变电站层。

在此三层中有10类逻辑接口，并分别接入两类总线：

过程总线（ProcessBus）以及变电站总线（StationBus）。

表1概括了它们之间的关系。

图3智能化变电站功能层与逻辑接口

1.3智能化变电站的关键技术

智能化变电站中，低功率、数字化的新型互感器代替常规CT和PT，将高电压、大电流直接变换为数字信号，利用高速以太网构成数据采集及传输系统；基于微机、电力电子技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，保护和控制命令可以通过光纤网络实现与断路器操作机构的数字化接口。

这些技术使得变电站的过程层也得以数字化，以太网构成全变电站的神经中枢。

智能化变电站关键技术呈现了新型传感器的稳定性、开关设备的集成化和智能化、通信网络的可靠性与实时性及安全性、IED设备之间的互操作性和信息的同步性。

1.3.1合并单元技术

IEC60044-7/8标准首先定义了一个新的物理元件——合并单元（MergingUnit，MU），合并单元与二次保护、测控设备的接口是串行单向多路点对点连接，其功能是同步采集多路ECT/EVT输出的数字信号后按照标准规定的格式发送给保护、测控设备。

针对数字化输出的电子式互感器，将7个电流互感器（3个测量，3个保护，1个备用）和5个电压互感器（3个测量、保护，1个母线，1个备用）合并为一个单元组，如图7所示。

合并单元所采集的12路电流、电压信号均有明确含义，并将输出的瞬时数字信号填入到同一个数据帧中，按照曼彻斯特编码格式将这些信息组帧发送给二次保护、控制设备。

需要注意的是，标准并未规定合并单元必须接12路电流、电压互感器，没有用上的电流、电压信息须提供相应的状态标志位，这些状态标志位也在合并单元发送给二次设备的数据帧内。

数字输出的电子式互感器与变电站监控、计量和保护装置的通信通过合并单元实现，将接收到的互感器信号转换为标准输出，同时接收同步信号，给二次设备提供一组时间一致的电压、电流值。

图IEC600447/8标准定义的合并单元

IEC61850-9-1标准中定义的合并单元（如图8）参考了IEC60044-7/8标准，合并单元连接7个电流互感器（其中3个测量ECT，3个保护ECT，1个中性ECT），下面5个电压互感器（3个保护/测量EVT，1个母线EVT，一个中性EVT），通过与二次保护、测控设备的接口串行单向多路点对点的连接，为二次设备提供一组时间一致的电流和电压数据。

合并单元发送给二次保护、测控设备的报文除了IEC60044-7/8中规定的电流、电压值及标志采样值是否有效的状态信息、同步信息和设备维护信息等外，还增加了一些反映开关状态的二进制输入信息和时间标签信息等。

目前，按照IEC61850-9-1标准的规范，合并单元与二次侧保护、测量设备的通信多采用以太网进行。

图7IEC61850-9-1/2标准的合并单元

国外ABB、SIEMENS、ALSTOM、GE等公司多次组织了快速报文传输跳合闸命令的试验，证明了面向通用对象的变电站事件（GenericObjectOrientedSubstationEvents，GOOSE）适合在网络上传输断路器跳闸命令，并验证了使用SCL配置来自不同厂商设备GOOSE的能力。

ABB等欧洲公司和GE等北美公司在合并单元的定义和使用上有很大区别，ABB等欧洲公司定义的合并单元主要功能在于电压、电流量的传输和通信，跳合闸报文的通信利用智能开关的接口来完成，而GE公司定义的合并单元还有传送跳合闸、遥信快速报文的功能。

1.3.2开关设备的集成化和智能化

（1）高压开关设备集成

智能化变电站必须进行一次设备和二次设备的集成，而数字光电量测系统为变电站一次设备的集成和设备结构紧凑化提供了可能性。

目前正在研究和试验的户外高压设备集成主要有：

①量测互感器与断路器的集成；②智能断路器；③智能开关设备系统。

也有将避雷器装于隔离开关支持绝缘子内的集成。

数字光电量测系统、在线诊断用传感器与断路器及其开关数字控制装置组合在一起构成智能断路器。

它的进一步发展是将间隔内的隔离开关、接地开关等一次设备及其相应控制装置有机地组合和集成到智能断路器内。

这种集成装置可称为智能开关设备系统。

实现开关设备的智能化必须在断路器内嵌入电压和电流变换器及其数字光电量测系统，并作为智能控制的输入。

集成开关设备系统的智能性由微机控制的二次系统、智能电子设备（IED）和相应的智能软件来实现。

（2）高压组合电器

目前世界各国正在研究和试验的集成开关有不同的组合模式，能够大幅度减少土地占用、减少寿命周期成本的模式是在一个封闭的充满SF6绝缘气体的金属壳内将一个间隔每相的断路器、隔离开关和接地开关、新型电压和电流变换器组合成一个整体，出线由支持绝缘子引出的集成开关设备系统。

1.3.4网络通信技术

通信技术是变电站自动化的关键。

对智能化变电站有重要影响的网络技术主要有：

（1）交换式以太网技术。

传统以太网采用随机的网络仲裁机制（CarrierSenseMultipleAccess/CollisionDetection，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，从而为智能化变电站中采用过程总线提供了技术基础。

（2）IEEE802.1p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。

IEEE802.1p排队特性采用带IEEE802.1Q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。

该技术使得智能化变电站中过程总线和变电站总线可以合并成同一个物理网络。

（3）虚拟局域网（VirtualLocalAreaNetwork，VLAN）技术。

VLAN是一种利用现代交换技术，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（IEEE802.1wRapidSpanningTreeProtocol）。

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1～10s。

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。

（5）电子式电流、电压互感器的实用化和智能开关设备的改进，使得过程层与间隔层之间并行电缆连接将被基于交换式以太网的串行通信网络所代替，这种通信方式又称作过程总线（ProcessBus）通信，采样测量值和跳闸命令是过程总线上数据通信最为重要的两类信息，采样测量值和跳闸命令在以太网上的实时、可靠传输是基于IEC61850标准的过程总线数据通信的重要内容。

IEC61850标准定义了两种抽象模型：

采样值传输（SMV）模型和面向通用对象的变电站事件（GOOSE）模型。

其中SMV模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等。

SMA（采样值）报文和GOOSE（跳闸命令）报文的传输均采用发布者/订阅者（Publisher/Subscriber）通信结构，如图9所示。

发布者/订阅者通信结构是一个或多个数据源（即发布者）向多个接收者（即订阅者）发送数据的最佳解决方案，尤其适合于数据流量大且实时性要求高的数据通信。

采样值和跳闸命令传输的通信过程均由发布者的控制模块进行控制。

发布者和订阅者之间实现报文传输（SendMessage）、控制值设置（SetControlValue）和数据值获取（GetDataValue）等服务。

图7发布者/订阅者通信结构

IEC61850标准中引入了抽象通信服务接口（AbstractCommunicationServiceInterface，ACSI）。

ACSI使得变电站自动化功能完全独立于具体的