基于IEC61850数字化变电站的研究毕业论文.docx
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基于IEC61850数字化变电站的研究毕业论文
基于IEC61850数字化变电站的研究毕业论文
摘要II
ABSTRACTII
第1章绪论2
第2章数字化变电站系统的发展及现状2
2.1变电站自动化系统的发展2
2.2变电站自动化系统通信规约现状2
2.3小结2
第3章数字化变电站的技术优势及经济效益2
3.1数字化变电站的技术优势2
3.2经济效益2
3.3小结2
第4章IEC61850标准介绍2
4.1IEC61850标准主要容2
4.1.1IEC61850标准容2
4.2.1分层2
4.2.2变电站通信网络的实时性以及时延不确定性研究2
4.3本章小结2
总结与展望2
1.全文工作总结2
2.工作展望2
致谢2
参考文献2
附录12
第1章绪论
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。
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。
但是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。
同时变电站的高压电气设备和保护、监控等二次设备的控制、信号发送、模拟量采集还需要靠大量的控制电缆来连接，不仅浪费了大量的财力，而且抗干扰性大大降低。
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，使变电站站设备通信采用统一的标准，解决了设备之间的互操作性问题，使通信可靠性得到提高。
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[1]。
因此本文对数字化变电站的发展、技术优势等进行详细的阐述，对数字化变电站的关键技术IEC61850标准、电子互感器、智能断路器的原理、功能等进行一定探索，并充分进行三乡变电站数字化改造的资料搜集，在此基础上研究供电局三乡变电站数字化改造的实际工程中的的实施方案，探讨了设计、施工中遇到了设备选型、兼容模式的一系列问题，为供电局的常规变电站的数字化改造规划提出建议。
数字化变电站与常规的综合自动化变电站在网络结构，特别是一、二次设备之间的通信方式，取消电缆后的信息传输要求，一次智能开关、电子式互感器等方面均有很大差异，需要在原有变电站的模式上提出新的设计方案才能满足实际运行的要求。
同时，现有变电站中大量常规综合自动化系统和常规一次电气设备需要在今后较长一段时间与新建的数字化变电站的一、二次系统同时存在，还需要探讨过渡方案以及与常规自动化系统和一次设备的兼容问题。
本人的工作具有如下意义:
基于IEC61850标准的数字化变电站在国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的IED按照IEC61850标准进行通信，或者在站采用电子式互感器。
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。
在现有技术条件下，由于不能完全按照数字化变电站模式来实施，所以必须按照过渡方案一步步进行推进。
进行数字化变电站过渡方案以及与常规自动化系统和常规一次设备实现兼容的方案研究，可以节约变电站改造或建设费用，提高改造或建设方案的可操作性和实用性，使数字化变电站的推广应用更具有吸引力。
总之，完善的改造方案将确保常规变电站在向的数字化变电站转型后，既具有先进性又具有实用性，可以充分地提高变电站的自动化技术水平，使变电站的设备运行更安全、维护和升级改造更便捷，最终达到提高效益、增加运行可靠性的目的。
第2章数字化变电站系统的发展及现状
2.1变电站自动化系统的发展
变电站自动化系统的定义为“在变电站提供包括通信基础设施在的自动化系统”（SubstationAutomationSystem,SAS）[2]。
在国，我们通常所说的变电站自动化系统，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、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。
我国的变电站综合自动化系统发展基本上可以归纳为以下几个阶段：
第一阶段集中RTU模式的自动化系统
该类系统实际上是在常规的继电保护屏、控制屏及二次接线的基础上加装RTU装置，主要应用在80年代后期和90年代初期。
功能主要是与远方调度中心通信实现四遥，即遥测、遥信、遥控、遥调；与继电保护及安全自动装置的连接主要通过硬接点连接方式或串行口RS232通信较多。
此类系统称为集中RTU模式，典型框图见图2－1,目前仍有少量老变电站在使用，例如局的220kV凤凰变电站等。
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图2-1集中RTU模式的自动化系统
第二阶段集中式变电站综合自动化系统
随着微机保护的广泛应用，使变电站自动化技术取得快速的进展，出现了面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。
每个10kV开关柜上装设1台保护装置和1台测控装置，通过RS485通信口组网进行连接，主变保护屏、主变测控屏等安装在主控室，通过通信管理单元之后与监控后台计算机连接，调度中心通过MODEN与后台监控连接。
保护装置与测控装置独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台监控计算机。
微机保护通过数据通信与自动化系统进行信息交换，并应用了现场总线和网络技术，此类系统的典型框图见图2-2。
但这种系统电缆仍然需要大量的控制电缆，并且系统的可扩展性比较差。
目前，有一部分变电站在使用中。
例如：
局的110kV夏湾变电站、110kV明珠变电站等。
图2-2集中式变电站综合自动化系统
第三阶段分层分布式变电站综合自动化系统
随着计算机技术和通信技术的迅猛发展，后来出线了面向间隔、面向对象设计的分层分布式结构模式。
该模式按变电站分为站控层和间隔层的二层式分布控制系统结构。
站控层主要包括后台监控系统、工程师站、五防机以及与远方调度中心通信的远动机系统。
10kV保护测控装置一般采用一体化装置；110kV及以上电压等级，一般保护、测控大多按间隔分别设计。
目前国主要的综合自动化厂家均采用了此类结构模式。
此类系统的典型框图见图2－3[3]。
图2-3综合自动化系统典型结构图
变电站自动化系统采用分布式结构相比前面几种结构可以大大减少控制电缆，大大降低了变电站的投资。
同时由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计，整个系统配置相对灵活、扩展相对比较方便。
但是，即使是采用分布式自动化系统的变电站，由于各种不同二次设备需要互感器提供多组不同功能的二次绕组，它们之间信息也不能实现共享；变电站一次设备和二次设备以及二次设备之间还需要依靠大量的控制电缆连接来实现信息及命令地传输；二次设备之间互操作性和互换性差，系统升级改造工作复杂。
2.2变电站自动化系统通信规约现状
要实现整个变电站的自动化,并且与上一级控制中心和远动通信,必须保证变电站工作站、主机、工程师站、现场各CPU单元与RTU等控制设备间的实时、准确地通信。
而通信规约就是整个自动化系统通信部分的核心,没有通信协议,自动化系统就不能进行有效的信息交换,有时还会造成信息传递的紊乱,严重时还会引起整个通信网的崩溃。
为了整个变电站自动化系统安全、可靠、稳定地运行,必须采用合适的通信规约,以使因通信故障而引起的损失降到最低。
目前在变电站自动化系统中使用的通信规约有很多，主要有以下几种：
1）部颁CDT
该协议是电力系统中使用最早的通信协议,数据以帧结构循环发送。
由于其简单可靠,至今还被广泛使用。
但由于其帧结构的局限性,遥信最多只能传送512个遥信信号;而遥测,最多也只能传送256个遥测信号,所以CDT通信协议不适合在传输大信息量时使用。
另外,CDT规约是循环不停地上报所有事先规定的信息,不管信息是否有变化或主站是否需要,都会不停地上报。
这不仅给自己的CPU增加了负担,占用了宝贵的资源,而且,主站也必须处理没有变化的数据,这种循环发送式的通信方式造成了时间上的延迟和资源的浪费,严重时会影响到系统的性能。
由于它的局限性，现在变电站设备一般不采用此规约[4]。
2）DNP3.0
DNP3.0是美国IEEE的电力工程协会（PES）在IEC的基础上制定的美国国家标准。
目前,DNP3.0通信协议在我国电力行业中的应用也非常广泛。
目前供电局调度数据系统采用此规约。
DNP3.0将基本应用数据分为四大类:
固态值、事件数据、固态冻结数据、事件冻结数据。
同时这四大类数据分4个组,第1组固定为所用的固态值数据,第2－4组全部为事件数据分组,并且每个事件数据的分组可以任意在线修改。
基本扫描方式有4种。
a.哑态工作方式:
主站从来不主动与子站设备通信,由子站设备向主站报告变化数据。
b.非请求变位工作方式:
与哑态唯一的不同就是,主站会向子站请求所有静态数据。
c.变位扫描方式。
主站会请求所有静态数据并不时地扫描变化数据。
d.扫描静态方式。
主站仅请求所有或部分静态数据。
在最常用的变位扫描方式中,
DNP3.0可以利用2种方法获得变位数据。
一种是读取事件数据来获得变位数据,这种方法灵活性好,且可以在线修改;另一种是利用简单的方法来读取固定的变化数据,这种方法通道的利用效率较高。
该协议总的特点是传送信息量很大,支持突发事件主动上报的功能,支持变化信息上报的功能,提供通信链路确认的功能。
但DNP3.0规约本身功能复杂,需要很大的程序才能实现。
3）MODBUS通信协议
MODBUS通信协议是ABB为其自动化设备提供,用于实现主从结构的控制网的通信协议。
协议的主要特点如下：
a.通过RS-485通信支持多点连接,最多能支持32个节点。
b.单主机控制网系统,采用主从访问技术。
c.通信报文结构简单,可完成较简单的对从机的读写操作。
d.通信速率最高只支持19200bps。
该协议为问答式通信协议,采用读写累存器的格式。
累存器的地址为4个字节,解决了大信息量传送的问题,主站比CDT协议更有自主选择性,主站可以向采集装置询问所需要的数据,减轻了采集控制器的资源使用,但由于MODBUS不提供SOE（事件顺序记录）的功能,在电力系统的事故分析方面造成了不便;因为是采取被动的问答式通信,变化信号不提供主动上报,这就造成了信号上报的速度慢,所以MODBUS只适用于实时性不高不要求SOE的系统。
4）IEC60870-5系列
IEC60870-5规约系列由三大部分组成。
a.物理层的选用及数据链路层的定义和选用；b.应用层基本功能定义及选用；c.各个典型工业过程的数据及功能定义标准。
该通信规约的有关小节具体如下。
IEC60870-5-1,传输帧格式；
IEC60870-5-2,联结传输步骤；
IEC60870-5-3,应用数据通用格式；
IEC60870-5-4,应用数据的定义和编码；
IEC60870-5-5,规定基本的应用功能；
IEC60870-5-101,用于电力系统远动通信；
IEC60870-5-102,用于电力系统总加数据传输的补充标准；
IEC60870-5-103,用于继电保护设备信息接口配套标准；
IEC60870-5-104,用于远动、就地监控主站与IED设备间的SCADA监控信息的通信。
其中,IEC60870-5-101协议（以下简称101协议）已经成为我国电力系统远动通信标准。
其传输的信息量很大,信息地址可以是2个字节或3个字节。
具有平衡和不平衡两大方式,平衡方式是主站可以查询RTU的信息状态,对RTU进行控制,RTU也可以主动和主站建立通信连接;不平衡方式是主站只能对RTU进行查询。
目前在我国大多使用的是不平衡方式的。
101协议功能强大,一旦产生突变信息,RTU便插入变化信息的标志,然后主站进行查询变化的数据;上报的速度也很快,平时主站仅查询变化数据,RTU有数据变化就把变化的信息上报,报文格式相对DNP比较简单,所占的资源比较少[5]。
IEC60870-5-103协议（以下简称103协议）是用于控制系统与继电保护设备信息交换中的继电保护设备的信息接口配套标准,物理层采用光纤传输或RS-485接口。
IEC60870-5-104协议（以下简称104协议）本身是国际电工委员会（IEC）为了满足101远动通信协议用于以太网而制定的。
目前,103协议在继电保护装置的RS-485串行通信接口中应用较为广泛。
变电站自动化系统需要通信传输的信息按数据类型可分为继电保护故障（含故障录波、扰动记录）信息和SCADA监控信息两大类。
鉴于变电站自动化系统通信数据的特点和采用以太网的方式,采用103协议和104协议应该是IEC61850标准正式颁布之前,变电站自动化系统的站通信协议的最为合理的一种选择。
它们既能满足继电保护故障信息（含故障录波、扰动记录）和SCADA监控信息的传输要求,又有很好的兼容性。
另外,103协议和104协议同属IEC60870-5系列标准的配套标准,它们共享相同的应用数据结构和应用信息元素的定义与编码,会给通信数据的处理带来极大的方便。
2.3小结
本章总结和归纳了我国变电站综合自动化发展的历程，就每个不同发展阶段的网络模式进行了分析，分析了它的优点和不足之处。
同时分析了变电站使用的各种通信规约，逐一进行分析和比较。
由于目前变电站综合自动化存在的问题，如不同厂家的设备互操作性差、生命周期短、耗用大量的控制电缆等，我们迫切的希望可以解决这些问题。
随着新技术的出现和发展，数字化变电站的形成成为必然，数字化变电站为我们解决目前这些问题的提供了方法。
第3章数字化变电站的技术优势及经济效益
3.1数字化变电站的技术优势
基于IEC61850标准的数字化变电站在现代网络技术的基础上发展起来，给变电站的自动化技术带来了全方位的影响。
在交流电气量的采集环节、变电站IED设备之间的信息交互模式、变电站信息冗余性的实现方式、变电站二次系统的可靠性、安全性、运行检修策略等，均将由于相关技术的应用而发生巨大的变化，这一系列变化意味着变电站二次系统技术将步入一个全新的发展阶段。
（一）采用电子式互感器的技术优势
数字化变电站在电气量采集环节采用了电子式互感器技术，对于变电站二次系统技术应用带来的最明显特征就是，一次系统的电流、电压、功率、频率等电气量信息通过合并单元变为低电平的数字信号，经光缆直接传递给变电站二次系统的IED设备。
变电站二次系统不再需要引入交流二次电缆，一次系统和二次系统可以实现有效的电气隔离。
因此常规变电站由于交流电缆引起的传导性电磁干扰现象将不复存在，以往因一次系统故障产生的干扰对于二次系统的影响将得到有效的控制。
二次系统的安全性大大提高，二次系统的接地只需要考虑本系统的等电位问题，不需要与一次系统关联。
同时也可以大大降低由于二次接线错误以及绝缘降低带来的保护误动、拒动等事故[7]。
电子式互感器动态围大、对于不同应用的适应性强，合并单元可分别输出信号给不同的装置，只要合并一单元的输出接口数量足够，即可满足使用需求，不存在容量限制问题，这就从源头上保证信息采集的唯一性。
基于数字量测系统的继电保护装置不再需要考虑CT开路、PT短路以及互感器饱和、方向元件的极性等问题，可以大大简化保护装置的算法，提高保护动作的可靠性。
现场的调试工作也将有很大的变化，对调试人员的要求也更高了[8]。
（二）信息处理基于网络通信的技术优势
1、信息交互采取对等通信模式
数字化变电站设备之间的信息交互由常规变电站以硬接点信号交互未特征的方式变为基于IEC61850标准的对等通信模式（PeertoPeer,P2P），P2P是一种分布式网络，网路的参与者共享所拥有的一部分硬件资源，如处理能力、存储能力、网络连接能力、打印机等，这些共享资源由网络提供服务和容，同时，能被其他对等节点（Peer）直接访问而无需经过中间实体。
在此网络中的参与者既是资源（服务和容）提供者（Server），又是资源获取者（Client），见图3-1。
图3-1PeertoPeer模式
P2P网络环境下由于每个节点既是服务器又是客户机，减少了对传统C/S结构服务器计算能力、存储能力的要求，同时因为资源分布在多个节点，更好地实现了整个网络的负载均衡。
这种通信模式带来的最大变化在于，以往的IED往往需要大量辅助接点来完成信息的传递，如跳闸信号、告警信号、事件记录信号。
设备之间的连线十分复杂，IED设计环节繁杂，往往由于辅助接点不够，需要额外增加单独的辅助继电器。
实际上这构成了二次系统安全运行的“瓶颈”，因外力破环、电缆质量、小动物、超容量等原因引起的二次系统主要故障时有发生，并会引起燃耗、断路器跳闸、损坏设备等后果。
变电站之间的信息交互采取对等通信模式后，常规变电站中IED以Polling方式实现的信息传送，可以转变未根据信息应用的时效性要求，实现事故处理重要信息的有序上送和事故分析信息的事后调用。
2、信息同步采取网络同步机制
常规变电站自动化系统对时基本采用直接对时和网络对时相结合，有一个或多个GPS接收器实现对于间隔层各种IED的对时，采取分脉冲方式或IRIG-B方式。
由于间隔层设备众多，在初期应用中往往GPS是随不同功能的IED设置，因此，在实际应用中变电站存在多个GPS接收器同时运行，分别对不同的设备进行对时。
如保护、故障录波器、测控、PMU等。
数字化变电站的信息传统采取网络通信方式，因此变电站采取以往的对时方式是不合适的，IEC61850功能通信要求和装置模型的附件G明确：
“具有精确外部时间源的逻辑节点作为主时钟，通过主时钟对个分布节点设置绝对时间，各分布节点通过主时钟实现时间同步，时钟同步通过协议层完成。
”图3-2中国际标准时UTC从外部高精度时间源获取，时间服务器作为站IED的时钟同步源，采取时间同步协议与站IED实现时间同步，所采取的协议取决于所选择的SCSM[10]。
图3-2变电站对时
（三）变电站整体建设方案的优化
在土地日益紧的今天，缩小变电站的占地面积将带来巨大的社会和经济效益。
采用电子式的电压/电流互感器及智能开关后，由于电子式互感器的体积小、重量轻、结构紧凑，方便集成到断路器和其它高压设备中，因此可以大大减少变电站的占地面积。
变电站的电缆基本上被光纤和通信电缆所代替，站大量的二次电缆沟（电缆井、电缆层）可以取消，变电站的建筑结构也可大大简化。
数字化变电站自动化系统由过程总线和站级总线进用效率。
但将变电站层网络分割为多个网段必然造成网络的复杂化和网络设备的增加。
因此在设计网络时应充分考虑当前网络发展技术水平的制约，同时应尽可能简化网络结构，提高网络的可靠性。
按照目前的技术水平，可将变电站层网络分成以下3个网段。
（1）鉴于220kv间隔的重要性，间隔部和间隔之间的数据交换量大，信息传输速度要求高，因此将所有的220kV线路、母联、母设等保护、测控装置及22OkV故障录波器等IEO接在同一个网段上。
（2）主变之间的保护、控制及闭锁信息往往需要三侧的电气、信号量，同一台主变三侧的保护、测控装置及主变录波器等放于同一网段上比较合适。
实际应用中将110kv部分、主变三侧及公用部分组成一个网段。
35kV部分组成一个独立的网段。
（3）在网络技术发展到一定程度后，可以对变电站的网络结构进行简化。
不仅变电站层网络合为一个网段，而且过程层网络和变电站网络合并为一个通信网络。
这样就大大减少交换机的数量和间隔层IED的以太网口，网络可靠性得到进一步提高。
3.2经济效益
推动数字化变电站技术研究、开发和应用的主要动力是它的经济性和可靠性。
数字化变电站的经济效益主要体现在两个方面:
（1）在于一次性投资成本上的效益，如减少变电站占地面积从而减少建设投资;实现信息集成化应用和共享，减少设备的重复投资;由于系统集成度高，大量的调试工作在工厂完成，大大缩短现场调试时间。
（2）整个变电站二次系统具有自我诊断和监视能力，可为运行和维护提供综合、有效的信息，更容易实现远方维修和远方运行控制，实现变电站无人值班，减少系统的运行维护成本。
而且，对于电压等级越高、二次接线越复杂的变电站，采用数字化技术后所带来的经济效益就越明显[11]。
3.3小结
本章从技术和经济两个方面分析了数字化变电站的优势。
数字化变电站的应用将一次、二次设备完全隔离，使二次系统的安全性大大提高，减少了现场的维护量，使系统升级扩建更加方便，使现场的试验和调试更加便捷。
数字化变电站的应用将大大减少变电站的占地面积，大大减少控制电缆，减少维护成本，从而更节约资源和资金。
第4章IEC61850标准介绍
IEC61850于2004年正式发布,中国等同采用并作为电力行业标准,标准代号为DL/T860系列。
IEC61850标准的设计思想先进,代表了变电站自动化技术的发展方向,是实现数字化变电站的核心技术之一,对整个电力自动化技术都有深刻影响。
4.1IEC61850标准主要容
4.1.1IEC61850标准容
IEC61850标准是目前国际上统一的变电站自动化系统唯一国际标准。
该标准，共分为10个部分:
（1）IEC61850－1：
概论。
包括IEC61850的介绍和概貌。
（2）IEC61850－2：
术语。
列出本系列标准变电站自动化系统所用术语和定义。
（3）IEC61850－3：
总体要求。
包括重点是质量要求（可靠性、可维护性、系统可用性、轻便性、安全性）、还有环境条件、供电要求、其他标准和规。
（4）IEC61850－4：
系统和工程管理。
包括工程要求（参数分类、工程工具、文件），系统寿命周期（产品版本、停产、停产后的支持），质量保证（责任、测试设备、型式测试、系统测试、工厂验收、现场验收）。
（5）IEC61850－5：
功能的通信要求和设备模型。
包括逻辑节点的途径，逻辑通信链路，通信信息片的概念，功能定义。
这部分使用面向对象技术对变电站自动化系统的功能、子功能进行了分类和定义，并引入了逻辑节点的概念，这些对于分布式系统的设计和互操作性有重要作用。
（6）IEC61850－6：
与变电站通信有关的智能电子设备的配置描述语言。
包括装置和系统属性的形式语言描述。
（7）IEC61850－7：
变电站和馈线设备的基本通信结构。
IEC61850－7－1：
变电站和馈线设备的基本通信结构一原理与模型。
IEC61850－7－2：
变电站和馈线设备的基本通信结构一抽象通信服务接口ACSI。
包括抽象通信服务接口的描述，抽象通信服务的规，服务数据库的模型。
ACSI定义了与实际所用的通信协议无关的应用。
ACSI提供了如下6种服务模型:
连接服务模型、变量访问服务模型、数据传输服务模型、设备控制服务模型、文件传输服务模型、时钟同步服务模型。
IEC61850－7－3:
变电站和馈线设备的堪本通信结构
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