時間：2023-09-15 10:18:34
序論：好文章的創作是一個不斷探索和完善的過程，我們為您推薦十篇變電站網絡安全監測范例，希望它們能助您一臂之力，提升您的閱讀品質，帶來更深刻的閱讀感受。
保護配置主要從變壓器保護、線路保護以及母線保護三個方面進行。在進行線路保護時要注意提高采樣值差量和暫態量的速度。在進行變壓器保護時要注意勵磁涌流的影響，通常會采用廣義瞬時功率保護原理來輔助差動保護。這兩點都是易于實現的主保護原理。廣域后備保護系統由于其具有智能決策功能，可以在進行后背保護在線整定時集中全網信息，利用最少的通信量最快的數據更新速度完成決策工作。智能變電站二次系統在進行保護時簡化了原來的布線，將主保護功能由原集控室下放到設備單元內，使通信網絡的負擔減輕。并利用集中式母線保護和具有主站的分布式差動來實現母線主保護。
1.2通信配置
在通信配置這一方面，智能變電站與傳統變電站的差別不大，但是就其發展而言，數據的更快速的傳播與數據量的加大會對通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3計量配置采用三態數據為預處理數據的計量模塊，進行誤差量溯源實現現場檢驗和遠程檢驗。根據計量模塊所具有的通信優勢，促進變電站與大用戶之間的互動，進行信息采集與資源的優化配置，促進各個智能化電網環節的協調運行。
2智能變電站二次系統設計方案及應用
2.1系統構成
過程層、間隔層、站控層是變電站二次系統在功能邏輯方面的劃分。其中站控層對間隔層以及過程層起到一個全面監測與管理的作用。其主要構成是操作員站、主機、保護故障信息子站、遠動通信裝置、功能站。間隔層具有獨立運作的能力，能夠在沒有網絡的狀態下或是站控層失效的狀態下獨立完成監控，由測量、保護、錄波、相量測量等組成。過程層主要進行采集電氣量、監測設備運行狀態以及執行控制命令的工作，由合并單元、互感器、智能終端構成。
2.2網絡結構
過程網絡的組網標準是電壓等級。主要的網絡形式有雙星形、單星形、點對點等。通常要依據不同電壓等級和電氣一次主接線配置不同的網絡形式。單套配置的保護及安全自動裝置、測控裝置要采用相互獨立的數據接口控制器同時接入兩套不同的過程層網絡。雙重化配置的保護及安全自動裝置應分別接入不同的過程層網絡。單星形以太網絡適合用于110KV變電站站控層、間隔層網絡。雙重化星形以太網絡適合用于220KV及以上變電站站控層、間隔層網絡。考慮到變電站網絡安全方面以及運行維護。智能變電站，特別是高電壓等級、聯網運行的變電站，在兼顧網絡跳閘方式的同時仍保留直采直跳的方式。
2.3二次系統網絡設計原則
本文以220KV變電站為例，分析站控層設備的配置。遠動通信裝置與主機均采用雙套配置，無人值班變電站主機可兼操作員工作站和工程師站。保護及故障信息子站與變電站系統共享信息采集，無需獨立配置。
1）網絡通信設備配置需按一定原則進行。特別是交換機的端口數量一定要符合工程規模需求，端口規格在100M~1000M范圍內。兩臺智能電子設備所接的數據傳輸路由要控制在4個交換機以內。每臺交換機的光纖接入量要控制在16對以內。由于網絡式數據連接中交換機起到重要的作用，為保證智能變電站的安全運行，交換機必須保證安全穩定，避免故障的發生。
2）應對獨立配置的隔層設備測控裝置進行單套配置，采用保護測控一體化裝置對110KV及以下電壓等級進行配置，采用保護測控一體化裝置對繼電保護就地安裝的220KV電壓等級進行配置。繼電保護裝置的配置原則與常規變電站一致，220KV變電站故障錄波及網絡分析記錄裝置按照電壓等級分別配置，統一配置110KV及以下變電站，單獨配置主變壓器。
3）過程層的配置。對于110KV及以上主變壓器本體配置單套的智能終端，對于采用開關柜布置的66KV及以下配電裝置無需配置智能終端。在配電裝置場地智能組件柜中分散布置智能終端。
4）合并單元的配置。110KV及以下電壓等級各間隔單套配置，雙重化保護的主變各側冗余配置，同一間隔內電壓互感器和電流互感器合用一個合并單元。
0引言
當前，數字化技術已成為科學發展的前沿技術，變電站數字化對進一步提升變電站綜合自動化水平將起到極大促進作用。數字化變電站是一個不斷發展的概念，目前它是由電子式互感器、智能化一次設備、網絡化二次設備在IEC61850通信規范基礎上分層構建，能夠實現智能設備間信息共享和互操作的現代化變電站。
隨著2006年1月8日，我國的第一座完整意義上的數字化變電站―一云南省曲靖市翠峰110kV數字化變電站通過鑒定驗收。該變電站的落成填補了我國在數字化變電站建設中的多項空白，也為國內電力系統的數字化建設邁出了重要的一步。國內部分省市已經開始進行試點建設，積累經驗，為大規模推廣奠定基礎。可以預見，數字化變電站是大勢所趨，是未來變電站模式的發展方向。
1數字化變電站基本概念
作為現代化變電站，數字化變電站指的是變電站內一次電氣設備和二次電子裝置均實現數字化通信，并具有全站統一的數據模型和數據通信平臺，在此平臺的基礎上實現智能裝置之間信息共享和互操作。
數字化變電站的優點有：數據共享、信息全面、安裝、運行、維護、升級方便、底層數據格式相同、設備成本低、便于提供先進的應用功能，主要特征有：數字化的TV/TA、二次設備、開關設備、無縫通信協議(IEC61850)、實時數據傳輸(G00SE)等。
在數字化變電站中，自動化系統的結構在物理上可分為2個部分，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備;在邏輯結構上可分為3個層次，根據IEC關于變電站的結構規范，將變電站分為3個層次，即變電站層、間隔層以及過程層。各層次內部及層次之間采用高速網絡通信。
在數字化變電站中，其主要的核心技術體現在電子式互感器以及IEC61850標準的應用上。電子式互感器的應用是數字化變電站發展的核心與基礎。與傳統的電磁式電流互感器相比，電子式互感器無絕緣油，不會有安全隱患;無鐵芯，無鐵磁共振、磁滯效應及沒有磁飽和現象;測量帶寬和精度高;體積小、重量輕、運行時無噪音，高電壓等級時性價比好;二次系統無電流，不存在TA開路的問題;數字化通信，可以通過網絡實時監測互感器工作狀態。這些優點為傳統的變電站帶來了巨大的革命性影響。
IEC61850標準比起以往的電力系統規約，無論在標準制定思想和結構定義上都有了很大的進步。比如標準規范一致性，IEC61850標準在MMS的基礎之上建立了一套適用于電力系統的通用通信接口ACSI，符合IEC61850標準的各個廠家產品可以非常方便的實現互操作。 在IEC61850標準中，它的每個數據都是自帶名字和數據類型，為了防止傳統規約中使用點號和數據包類型號帶來的混淆;規約調試的工作量減少，因此，IEC61850特別強調一致性測試，理想情況下各個不同廠家裝置及后臺系統可以無縫組網。
2 數字化變電站建設設計常見問題
2.1 技術層面問題
(1)電子式互感器帶來的相關問題
根據IEC標準，從測量原理分類，電子式電流互感器包含了光學電流互感器、空芯電流互感器(又稱為Rogowski線圈)及低功率型電流互感器3種。由于在光學電流互感器的溫度穩定性研究方面遇到的困難，現階段實用化的高壓電子式電流互感器主要是以空芯線圈為傳感單元，低壓側的半導體激光器通過供能光纖給高壓側的調制電路供電，將高壓側的含有被測電流信息的電壓信號轉換成數字信號驅動發光二極管，通過信號傳輸光纖以光脈沖的形式傳輸至低壓側。在電子式互感器應用方面，需要關注以下問題:互感器的安裝位置，合并單元的配置方案，各個二次設備如何共享數字信號，差動保護(變壓器、母線、線路等)采樣數據的同步，數字化過程層設備的測量精度，多個過程層接口的保護測控設備的應用等如何解決。
(2)支持IEC61850標準中存在的問題
國外實現IEC61805的變電站層和間隔層部分規約已經實現，功能也已相當完整。由于制定IEC61850時，具體的保護功能和類型是按照歐美的標準及習慣制定的，國內使用的保護功能和方法與其有一定的差異，完整實現站層和間隔層部分規約包括GOOSE時，由于存在網絡沖突，可能會造成GOOSE報文的延遲;而且目前國內高壓保護全部是雙重化配置，當雙套保護同時動作的時候，會同時發送緊急事件報文，此時可能會發生沖突。因此國內急需建立一個完整全面的IEC61850數字式設備測試環境，從科研試點的角度出發，數字化變電站中有必要配置專用的網絡分析儀。網絡分析儀主要用于詳細記錄網絡上的報文信息，實現檢索、排序、分類等基本數據統計功能和針對IEC61850標準的高級報文分析功能。目前，國外有一些分析MMS報文和GOOSE報文的軟件，但價格昂貴而且長期運行穩定性差。
(3)其他技術層面的一些問題
除了以上兩大核心技術面臨的挑戰外，其他技術層面如數字化變電站通信網絡的拓撲結構，操作箱數字化的配置，時間同步和閉鎖功能的實現，智能開關耐壓等級及短路電流開斷能力的完善，網絡環境下傳輸延時不確定等已經成為數字化變電站建設中關注的焦點問題。
2.2 安全層面問題
先前的SCADA和其他的控制系統都是一個獨立系統，由于硬件平臺和邏輯結構都與外界不同，因此具有較高的安全性。而開放式變電站綜合自動化系統基于開放的、標準的網絡技術之上，供應商都能開發基于因特網的應用程序來監測、控制或遠方診斷，可能導致計算機控制系統的安全性降低。對于要求高可靠性和安全穩定性的電力系統而言，安全問題尤其突出。因此，可以嘗試從兩方面著手。
(1)物理安全性方面
一種方法是采用虛擬網技術。VLAN(虛擬網絡)技術，即將一個物理的LAN邏輯地劃分成不同的廣播域(即VLAN)，使每一個VLAN都包含一組有著相同需求的計算機工作站。這樣就可以實現電網的運行數據以及各種調度信息存儲于不同的節點，降低了人為破壞或者自然災害的風險。另一種方法是采用多智能體技術。多智能體是分布式人工智能DAI(DistributedArtificiallntelligence)研究的前沿領域，是由多個智能體組成的系統。這種方法的基礎與上一措施相同，都是分布式網絡。不同的是，多智能體技術賦予每一個受監控點一定的決策及協調能力。這樣就比單純的分布式網絡更為靈活，并且安全系數更高，通過策略庫，可以應對出現的復雜的情況。
(2)軟件安全性方面
對于變電站網絡安全體系主要有以下兩種方法：一是采用數字簽名技術，因為數字簽名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取決于算法的復雜和精準程度。數字化變電站可考慮對變電站運行信息(遙控信息、遙調信息、保護裝置和其他安全自動裝置的整定信息等)應用數字簽名。二是采用防火墻技術，因為在互聯網上廣泛應用的防火墻技術可以在有數據溝通的終端之間，通過TCP/IP協議完成對數據流的安全保護。而且這種措施還可以根據實際情況采用不同的安全等級策略，方便靈活。數字化變電站的信息安全防護是整體的、動態的過程，同時也是多種技術的總和。應當綜合考慮變電站的網絡安全策略，建立起一套真正適合變電站的網絡安全體系。
3 數字化變電站變電運行時的一些問題
基于IEC61850通信協議的數字化變電站引起了一、二次設備的變革，也必將給變電運行及檢修工作帶來新的挑戰。
3.1 智能開關的調試技術
數字化變電站的一項關鍵技術就是智能開關的使用，因此，智能開關的性能直接關系到數字化變電站的操作智能型。智能開關的調試要考慮兩方面因素:一是物理性能，如絕緣性能，機械靈活程度等;二是二次設備配合度，即要滿足精密二次設備監視、控制及信息傳輸速度的需要。
3.2 間隔層的改造
由于數字化變電站中的繼電保護是直接以數字量輸入和輸出的，內部無需A/D轉換過程，因此就拋棄了以往的笨重的A/D轉換設備，新式校驗設備更加輕便小巧易于攜帶;更重要的是將不再直接檢測高強度的模擬量，提高了檢測人員和設備的安全系數。其次，由于數字化變電站的繼電器可以進行暫態檢測，因此數據可以常備常新，隨時檢測，更準確迅速地反映電能參數的變化和異常，因此與以前的穩態校驗在校驗方法上大大不同。
3.3 傳統變電站與數字化變電站故障分析及排查
傳統變電站與數字化變電站有個很大的區別是內部連接方式的不同。傳統變電站主要是靠復雜的二次電纜群傳遞模擬信號，因此誤操作的概率較大，而數字化變電站的過程層與間隔層之間、間隔層與變電站層之間都是通過光纖以太網相連接，網絡內部通過自我檢測的方式進行故障排查，方便快捷且不易出現誤操作。數字化變電站在早期檢測方面也有了一個突破，即將新型傳感器和計算機配合使用，連續自我檢測和監視開關設備的一次和二次系統，在缺陷變為故障之前發出預警提示，及早解決，盡可能減小損失。但是，目前尚無一個符合實際的預警標準，如何制定出精確的臨界值是其中的難點。通過以上的分析不難看出，數字化變電站的運行工作比傳統變電站簡單方便，也對變電運行提出了新的挑戰。作為運行單位必須及早著手準備，加快人才培養，加快對新設備、新技術的消化和吸收，以便積極應對。
4 傳統型變電站升級改造
數字化變電站具有更加靈活，更加方便的調控手段，也具有更高的安全性和穩定性。這種技術將在以后的電力系統中得到普及。但是已建成的大量傳統變電站的整體一次性升級必將產生沉重的經濟負擔，因此，建議通過以下幾個措施逐步升級傳統型變電站。
4.1 變電站層的改造
若變電站內與控制中心都支持IEC61850標準，可以拋棄101、104直接采用IEC61850與IEC61970完成升級;否則需進行規約轉換，即在變電站層實現IEC61850與101、104的網關。具體工程則應根據各個變電站的實際情況而定。
4.2 間隔層的改造
(1)針對不同廠家進行設備升級。
(2)根據新的布局情況轉換網關的通信服務。
(3)完成原始數據到新邏輯保護接點的映射。如圖1所示
1數字化變電站基本概念
作為現代化變電站，數字化變電站指的是變電站內一次電氣設備和二次電子裝置均實現數字化通信，并具有全站統一的數據模型和數據通信平臺，在此平臺的基礎上實現智能裝置之間信息共享和互操作。
數字化變電站的優點有：數據共享、信息全面、安裝、運行、維護、升級方便、底層數據格式相同、設備成本低、便于提供先進的應用功能，主要特征有：數字化的TV/TA、二次設備、開關設備、無縫通信協議、實時數據傳輸等。
在數字化變電站中，自動化系統的結構在物理上可分為2個部分，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備;在邏輯結構上可分為3個層次，根據IEC關于變電站的結構規范，將變電站分為3個層次，即變電站層、間隔層以及過程層。各層次內部及層次之間采用高速網絡通信。
在數字化變電站中，其主要的核心技術體現在電子式互感器的應用上。電子式互感器的應用是數字化變電站發展的核心與基礎。與傳統的電磁式電流互感器相比，電子式互感器無絕緣油，不會有安全隱患;無鐵芯，無鐵磁共振、磁滯效應及沒有磁飽和現象;測量帶寬和精度高;體積小、重量輕、運行時無噪音，高電壓等級時性價比好;二次系統無電流，不存在開路的問題;數字化通信，可以通過網絡實時監測互感器工作狀態。這些優點為傳統的變電站帶來了巨大的革命性影響。
2 數字化變電站建設設計常見問題
2.1 技術層面問題
(1)電子式互感器帶來的相關問題
根據IEC標準，從測量原理分類，電子式電流互感器包含了光學電流互感器、空芯電流互感器及低功率型電流互感器3種。由于在光學電流互感器的溫度穩定性研究方面遇到的困難，現階段實用化的高壓電子式電流互感器主要是以空芯線圈為傳感單元，低壓側的半導體激光器通過供能光纖給高壓側的調制電路供電，將高壓側的含有被測電流信息的電壓信號轉換成數字信號驅動發光二極管，通過信號傳輸光纖以光脈沖的形式傳輸至低壓側。在電子式互感器應用方面，需要關注以下問題:互感器的安裝位置，合并單元的配置方案，各個二次設備如何共享數字信號，差動保護采樣數據的同步，數字化過程層設備的測量精度，多個過程層接口的保護測控設備的應用等如何解決。
(2)其他技術層面的一些問題
除了以上兩大核心技術面臨的挑戰外，其他技術層面如數字化變電站通信網絡的拓撲結構，操作箱數字化的配置，時間同步和閉鎖功能的實現，智能開關耐壓等級及短路電流開斷能力的完善，網絡環境下傳輸延時不確定等已經成為數字化變電站建設中關注的焦點問題。
2.2 安全層面問題
先前的SCADA和其他的控制系統都是一個獨立系統，由于硬件平臺和邏輯結構都與外界不同，因此具有較高的安全性。而開放式變電站綜合自動化系統基于開放的、標準的網絡技術之上，供應商都能開發基于因特網的應用程序來監測、控制或遠方診斷，可能導致計算機控制系統的安全性降低。對于要求高可靠性和安全穩定性的電力系統而言，安全問題尤其突出。因此，可以嘗試從兩方面著手。
(1)物理安全性方面
一種方法是采用虛擬網技術。VLAN技術，即將一個物理的LAN邏輯地劃分成不同的廣播域，使每一個VLAN都包含一組有著相同需求的計算機工作站。這樣就可以實現電網的運行數據以及各種調度信息存儲于不同的節點，降低了人為破壞或者自然災害的風險。另一種方法是采用多智能體技術。多智能體是分布式人工智能研究的前沿領域，是由多個智能體組成的系統。這種方法的基礎與上一措施相同，都是分布式網絡。不同的是，多智能體技術賦予每一個受監控點一定的決策及協調能力。這樣就比單純的分布式網絡更為靈活，并且安全系數更高，通過策略庫，可以應對出現的復雜的情況。
(2)軟件安全性方面
對于變電站網絡安全體系主要有以下兩種方法：一是采用數字簽名技術，因為數字簽名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取決于算法的復雜和精準程度。數字化變電站可考慮對變電站運行信息(遙控信息、遙調信息、保護裝置和其他安全自動裝置的整定信息等)應用數字簽名。二是采用防火墻技術，因為在互聯網上廣泛應用的防火墻技術可以在有數據溝通的終端之間，通過TCP/IP協議完成對數據流的安全保護。數字化變電站的信息安全防護是整體的、動態的過程，同時也是多種技術的總和。應當綜合考慮變電站的網絡安全策略，建立起一套真正適合變電站的網絡安全體系。
3 數字化變電站變電運行時的一些問題
3.1 智能開關的調試技術
數字化變電站的一項關鍵技術就是智能開關的使用，因此，智能開關的性能直接關系到數字化變電站的操作智能型。智能開關的調試要考慮兩方面因素:一是物理性能，如絕緣性能，機械靈活程度等;二是二次設備配合度，即要滿足精密二次設備監視、控制及信息傳輸速度的需要。
3.2 間隔層的改造
由于數字化變電站中的繼電保護是直接以數字量輸入和輸出的，內部無需A/D轉換過程，因此就拋棄了以往的笨重的A/D轉換設備，新式校驗設備更加輕便小巧易于攜帶;更重要的是將不再直接檢測高強度的模擬量，提高了檢測人員和設備的安全系數。其次，由于數字化變電站的繼電器可以進行暫態檢測，因此數據可以常備常新，隨時檢測，更準確迅速地反映電能參數的變化和異常，因此與以前的穩態校驗在校驗方法上大大不同。
3.3 傳統變電站與數字化變電站故障分析及排查
傳統變電站與數字化變電站有個很大的區別是內部連接方式的不同。傳統變電站主要是靠復雜的二次電纜群傳遞模擬信號，因此誤操作的概率較大，而數字化變電站的過程層與間隔層之間、間隔層與變電站層之間都是通過光纖以太網相連接，網絡內部通過自我檢測的方式進行故障排查，方便快捷且不易出現誤操作。數字化變電站在早期檢測方面也有了一個突破，即將新型傳感器和計算機配合使用，連續自我檢測和監視開關設備的一次和二次系統，在缺陷變為故障之前發出預警提示，及早解決，盡可能減小損失。但是，目前尚無一個符合實際的預警標準，如何制定出精確的臨界值是其中的難點。通過以上的分析不難看出，數字化變電站的運行工作比傳統變電站簡單方便，也對變電運行提出了新的挑戰。作為運行單位必須及早著手準備，加快人才培養，加快對新設備、新技術的消化和吸收，以便積極應對。
4 傳統型變電站升級改造
數字化變電站具有更加靈活，更加方便的調控手段，也具有更高的安全性和穩定性。這種技術將在以后的電力系統中得到普及。但是已建成的大量傳統變電站的整體一次性升級必將產生沉重的經濟負擔，因此，建議通過以下幾個措施逐步升級傳統型變電站。
4.1 變電站層的改造
若變電站內與控制中心都支持IEC61850標準，可以拋棄101、104直接采用IEC61850與IEC61970完成升級;否則需進行規約轉換，即在變電站層實現IEC61850與101、104的網關。具體工程則應根據各個變電站的實際情況而定。
4.2 間隔層的改造
(1)針對不同廠家進行設備升級。
(2)根據新的布局情況轉換網關的通信服務。
(3)完成原始數據到新邏輯保護接點的映射。如圖1所示
。圖1 間隔層升級
引言
變電站是電力系統中的―個重要環節，它的運行情況直接影響到電力系統的可靠、經濟運行。變電站自身運行的情況，在一定情況下取決于二次設備的工作性能。想要提高變電站自身運行的經濟性和可靠性，就需要不斷提高變電站的自動化管理水平，最終實現變電站的自動化運營模式。變電站自動化是在微機運動技術和微機保護的基礎上，采集變電站的脈沖量、模擬量、開關狀態量及非電量信息，然后經過功能重組，通過預定程序，實現變動站的自動化監視、協調、測量，最終實現信息數據的自動化采集、共享，讓變電站運行變得更加安全可靠。
1 變電站綜合自動化系統現狀
變電站自動化系統的功能多種多樣，其中基本功能有信息采集、數據處理、數據監測、開關操控、同其它自動化設備進行信息的交換及與調度控制中心進行通信等。目前，變電站自動化系統主要有三種結構類型。
1.1 集中式
所謂集中式變電站自動化系統是指通過拓展不同計算機的接口，實現變電站數字量、脈沖量、開關量、數字量、模擬量等信息數據的集中采集與處理，然后通過信息處理實現微機控制和微機保護功能。這種集中式的變電站系統具有結構緊湊，體積較小，占用面積小，造價低等特點，一般適用于小規模的變電站，但其缺點是運行可靠性不足，組態不夠靈活。
1.2 分散與集中相結合
分散與集中式的變電站自動化系統屬于常用型系統，此類系統主要是將配電線路的保護和測控單元分散安裝在開關柜內，而高壓線路和主變壓器保護裝置等采用集中組屢的系統結構。
1.3 全分散式
全分散式變電站自動化系統主要是利用一次主設備安裝單位，例如變壓器、開關、目前等，然后將封閉、控制、保護、砌等單元分散，然后將其安裝在一次主設備上。站控單元通過串行口與各一次設備相連，并與管理機和遠方調度中心通信。
2 變電站綜合自動化運行管理
2.1 系統的安全穩定運行管理
（1）系統備份運行管理
雖然自動化系統具有較大信息量處理的能力，但自身也存在不足和缺陷，它的運行需要穩定的網絡和安全的計算機系統，一旦計算機發生故障就可能引起整個系統的癱瘓，并且難以進行有效恢復。針對此種問題，要做好兩方面的工作，首先要對自動化信息數據進行備份，防止數據因意外情況丟失，其次要做好數據庫的備份工作，另外對自動化信息系統要進行定期維護，最后做好系統崩潰的防備工作，一旦系統癱瘓要采取備用方案。
（2）網絡安全管理
對于變電站自動化系統而言，網絡安全顯得尤為重要，一旦網絡受到攻擊或者受到病毒干擾，就會應道了整個監控系統的正常運行，針對網絡安全問題，要建立獨立的自動化網絡系統，并定期定時對網絡進行安全維護。
2.2 運行中存在的問題
（1）綜合自動化變電站新建、擴建間隔工作復雜變電站綜合自動化系統，因綜自系統資源缺乏，軟件設計不夠成熟；如果變電站進行擴建或者新建，那么就需要考慮數據庫的修改變動，即使對數據庫進行修改，修改后也可能會出現變電站綜自系統難以正常實現逐一對點工作，對其綜自系統自身也會產生不利影響，因此，不論是在重建還是擴建變電站時，都要考慮到綜自系統安裝的一次性到位。
（2）備品、備件缺乏。對于正常運行的自動化系統，要求其二次設備備件、備品都要同型號、同軟件版本號，這就在一定程度上導致了備件、備品的不足，因此在進行變電站的建設時要充分考慮到備件、備品的使用情況。
（3）綜自系統設計存在部分缺陷。因為變電站綜自系統尚處于技術發展階段，因此其穩定性較差，在系統使用過程中容易出現設備損壞，系統癱瘓等狀況，針對這種情況就需要在綜自系統使用方面采用雙網、主備系統設計模式。
3 變電站綜合自動化系統發展趨勢
3.1 整個系統的數字化、集成化、規范化
目前，變電站正朝著數字化、規范化、集成化、標準化方向發展，隨著信息技術的快速發展和集成電路的廣泛運用，各種新型的大規模集成電路將會進一步應用在繼電保護和測控裝置上，這些新器件的應用將使保護和測控裝置的電路板更加小型集成化。高端的集成化系統能夠讓數據儲存、裝置通信以及數據處理功能變得更強，同時也能夠有效的降低成本，減少故障，實現高效的運營管理。數字化是指變電站自動化系統的整體數字化、信息化以及與電力整體的協調操作。隨著變電站一次設備的智能化，如智能開關設備、光電式電壓和電流互感器和各類智能電子裝置的智能化，進一步的推動了變電站數字智能化的發展，有利于進一步優化和改進現有控制和保護功能。變電站自動化系統將逐步向產品標準化方向發展。
3.2 從集中控制、功能分散型向分層網絡型發展
傳統的保護、遠動和站級監控，故障錄波等設備是按功能分散考慮的。趨勢是從一個功能模塊管理多個間隔單元，向一個模塊管理一個間隔單元發展，實現地理位置上的高度分散。
在這種情況下，及時系統發生故障，也會降低對變電站的影響，這也是由功能模塊自身的適應性、獨立性決定的，LAN局域網在計算機系統運用中較為廣泛，能夠很好的適應變電站自動化系統，通過引入此類技術可以將所有智能裝置進行連接，可以有效的實現對現場的監控管理和協調控制，能夠實現對變電站網絡的安全監控管理。
3.3 遙視系統的應用
遙視系統是指通過電子監控設備將圖像視頻遠距離的傳輸到調度室或控制中心，讓管理人員能夠通過遠距離監控，對變電站電氣的運行環境及運行狀況進行及時了解，確保變電站的運行安全。遙視系統已經廣泛的運用在每個領域，從本質上講遙視系統的圖像屬于圖像獲取系統，實現了圖像信息分析與計算機視覺技術的有效結合，能夠有效的實現變電站的圖像信息智能處理，計算機視覺技術在變電站領域已成功應用的例子有指針式儀表表示值的自動檢定、移動物體的自動識別報警和跟蹤運行人員的操作過程。隨著遙視技術的廣泛運用以及不斷發展，其在變電站領域顯示出了良好的應用前景。
3.4 藍牙技術的發展應用
藍牙技術有效的將無線數據同語音通信進行結合，實現了信息的無線傳輸。它以無線連接為基礎，為移動設備和固定通信環境建立了短程無線技術平臺，解決了變電站布線難的問題，能有有效的降低變電站成本。無線藍牙技術具有低成本、小功率、微型化的特征，適應了網絡信息化的發展要求，藍牙技術雖然處于起步階段，但其優勢已經逐步凸顯，在未來發展具有廣泛的應用空間。
4 結語
隨著變電站自動化系統的廣泛運用，以集控技術為基礎的遠程維護、故障診斷、實時監控功能的完善，為我們變電運行提供了一套全新的工作、管理模式。我們只有不斷地總結工作中的經驗與教訓，以開拓進取、不斷創新的精神，管好、用好變電綜合自動化系統使電網更安全、更可靠、更經濟的運行。
參考文獻：
文章編號:1004-373X(2010)21-0093-03
Research on Technology and Application of IEC 61850
HUANG Wen-hua1, LI Yong2
(1. School of Telecommunications and Information Engineering, Xi’an University of Posts & Telecommunications, Xi’an 710121, China;
2. Xi’an Beareu, Shannxi Electrical Power Corp., Xi’an 710032, China)
Abstract: IEC 61850 is the seamless communication standard of substation automation system (SAS) in next generation. The technical characteristics of IEC 61850 are summarized in this paper for the purpose of the equipment development in the application of IEC 61850. It is pointed out that IEC 61850 is the intension of the integration of heterogeneous information. The substation configuration (including the structure of configuration file and the flow path of configuration) and the application of XML technology in IEC 61850 are analyzed. The ideal communication model is obtained. The security questions to the substation communication network are discussed. The research provides a foundation for the design of SAS which is coincident with IEC 61850.Keywords: IEC 61850; integration of heterogeneous information; XML; security of power network
收稿日期:2010-05-24
0 引 言
IEC 61850是國際電工委員會負責電力系統控制及其通信的相關標準的第57技術委員會(IEC TC57)制定的關于變電站自動化系統結構和數據通信的一個國際標準,目的是使變電站內不同廠家的智能電子設備(IED)之間通過一種標準協議實現互操作和信息共享,實現“一個世界、一種技術、一個標準”[1]。
在制定IEC 61850標準的過程中,美、德、荷蘭等國都建有示范工程,而應用IEC 61850的數字化變電站技術是我國十一五重點研究課題,目的在標準制定和產品研發方面追趕國際先進水平。IEC 61850標準的正在我國電力系統普及發展,而符合IEC 61850標準的設備的開發,需要對標準的深刻理解與掌握,本文對IEC 61850的相關技術進行研究與討論。
1 IEC 61850的內涵分析
1.1 IEC61850 技術特點分析
IEC 61850規約體系完善,相對于基于報文結構的傳統規約,應用面向對象技術的IEC 61850有明顯的技術特點和優勢[2]。
(1) 系統分層技術:IEC 61850明確了變電站自動化系統的三層結構:變電站層、間隔層和過程層以及各層之間的接口意義。將由一次設備組成的過程層納入統一結構中,這是基于一次設備如傳感器、執行器的智能化和網絡化發展。
(2) 面向對象的建模技術:為了實現互操作性,IEC 61850標準采用面向對象技術,建立統一的設備和系統模型,采用基于XML的SCL[3]變電站設備通信配置語言來全面的描述設備和系統,提出設備必須具有自描述功能。自描述、自診斷和即插即用的特性,極大方便了系統的集成,降低了變電站自動化系統的工程費用。
(3) 抽象服務通信接口技術:IEC 61850為實現無縫的通信網絡,提出抽象通信服務接口(ACSI)[4],接口技術獨立于具體的網絡應用層協議,與采用何種網絡無關,可充分適應TCP/IP以及現場總線等各類通信體系,而且客戶只需改動特定通信服務映射 (SCSM),即可完成網絡轉換,從而適應了電力系統網絡復雜多樣的特點。
1.2 IEC 61850標準的本質內涵
作為下一代變電站的無縫通信標準,IEC 61850充分借鑒了變電站通信、計算機、工業控制等領域的長期經驗[5]。在IEC 61850鮮明技術特點的背后,是IEC 61850與以往變電站通信標準的實質性差別,而理解IEC 61850的本質是應用IEC 61850的基礎。
IEC 61850是變電站自動化通信標準,通信標準的本質目標是實現雙方快速準確的理解相互傳達與接收到的邏輯信息命令,并正確執行命令。由于各設備生產商生產的智能電子設備,可能采用不同的芯片、不同的硬件架構、不同的嵌入式系統,它們組成了一個復雜的異構環境系統,所以變電站中設備之間的通信是一個復雜的分布式信息交互問題。變電站設備要實現互操作實際就是解決如何在異構環境下實現數據交換的問題。IEC 61850標準制定的思路與以往IEC 60870等標準在解決信息表達與傳輸問題方面相比上存在著根本的區別,主要是借鑒了近些年來計算機解決異構環境領域的常用的ASN.1,XML等技術來解決變電站中的信息交互問題,因此IEC 61850標準的本質可以理解為是解決變電站中異構環境下數據交換問題的一個實現方案。
IEC 61850標準充分綜合了ASN.1與XML兩種技術的各自優勢,利用ASN.1的二進制編碼信息傳輸效率優勢,用它作為主要的實時信息交互通信方式,利用XML直觀與帶自描述特性在XML 1.0版本的基礎上推出了變電站配置語言SCL,用于描述變電站系統的結構與智能電子設備的能力及定義通信參數等。如圖1所示。W2G組織提出了要將MMS映射到XML,采用XML技術來代替MMS協議中的ASN.1編碼,所以ASN.1與XML兩者正在不斷的相互借鑒發展。
2 IEC 61850中XML配置的運用
2.1 基于XML的變電站配置
變電站配置描述語言(Substation Configuration Description Language,SCL)是IEC 61850規定的基于XML 1.0,利用其自描述特性主要用于智能電子裝置能力描述和變電站系統與網絡通信拓撲結構描述的語言[6]。IEC 61850-6部分規范了SCL語言規范了裝置所含有的邏輯節點、數據集、報告控制塊、站內連接方式、IP地址等通信配置等[7]。由于XML技術已經受到眾多軟件集成商如微軟、IBM,SUN等的支持,開發人員可以方便的處理XML文檔,對XML的處理獨立于操作系統平臺、編程語言等等[8]。因此采用SCL語言描述以后使得變電站系統集成變得更為簡單,各廠商一致采用IEC 61850-6與IEC 61850-7對變電站的抽象模型框架提供的IED就可以通過各自的IED配置工具和系統配置工具通過對XML文檔的解析、讀取數據,進行配置信息的交互。各廠商對配置文件實現解析與處理過程可能不同,但采用了相同的變電站描述結構和相同的參數,最終就能相互理解,這是IEC 61850互操作性體現之一。
圖1 IEC 61850標準中的異構信息集成技術
圖2為一個變電站系統配置的最基本描述情況,SCL至少有以下幾個元素,Header,Substation,Communication,IED,DataTypeTemplates。Header元素定義了SCL配置文件的修改歷史記錄版本號、修改的時間、修改的原因、何人最終修改等。
圖2 系統配置文件的基本結構圖
2.2 變電站配置的流程與技術
配置的主要流程如圖3所示,配置的過程主要分為四步,首先是廠家提供的IED配置器工具將產生IED設備的ICD能力描述文件,然后傳遞到系統的子站端,根據系統的集成規范SSD以及系統端的配置器,生成系統端的描述文件SCD,再將SCD發送回IED的配置器,最終獲得IED的配置文件CID。配置文件主要包含如何進行通信,在系統所處的位置的描述,相關的鏈接通信節點,以及報告節點、數據集設置等相關約定,同時ACSI到MMS映射的實現、MMS通信服務過程中需要借助CID配置文件,解析出其中相應的數據信息作為參數,比如GOOSE報文的接收端MAC地址。
圖3 配置流程圖
通過采用XML的配置可以實現裝置的功能自動組合,裝置內的程序可以通過直接修改配置文件而動態的改變裝置所具有的功能,比如修改邏輯節點或者數據集等,從而實現裝置側的程序通用,對于廠家而言,可以實現一個通用的通信程序,然后根據具體特定裝置功能需求,設計配置不同的XML文件即可實現不同裝置的通信。最理想的IEC 61850通信程序(見圖4)的明顯優勢在于:程序一次編譯完成,可以只需要簡單的修改配置文件就可以應用到各個裝置設備中,綜合自動化后臺通過讀取裝置配置文件就可以自動創建數據庫實現裝置接入與生成。
圖4 理想的IEC 61850通信程序
3 IEC 61850應用安全問題
IEC 61850的應用依賴于一個安全的網絡環境。因此,當前電力系統在解決了信息異構集成問題后,突出面臨的一個問題就是如何構造一個安全的網絡通信系統,WG15已經開始專注于電力數據和通信安全領域,來保證電網的安全運行[9]。
電力系統安全防護重點在實時控制系統[10],IEC 61850標準在變電站分層中提出了過程層,并在這一層也采用以太網通信完全替代原來傳統的硬接線方式。由于在過程層中諸如跳閘的GOOSE報文要求在4 ms內到達通信接收的另一端,與以太網在變電站層和間隔層相比需要保障更高的安全可靠性,因此,如何保障變電站內過程層網絡的安全性問題比以往顯得更為突出和重要。從應用安全的角度出發,基于IEC 61850的變電站通信系統應具備以下防御措施:
(1) 采用VPN技術解決端到端的數據安全問題。主要采用隧道技術、加解密技術、密鑰管理技術、使用者與設備身份認證技術等四項技術來保證安全。通過安全策略和安全規則的制定,把網絡劃分成不同的安全區域,控制VPN通道內不同的安全區域之間的訪問,可以進一步減少了內部竊聽的風險和不安全因素,使網絡的安全性得到進一步的提升。
(2) 采用SSL/TLS加密技術,對變電站通信系統中面向連接通信機制的服務器連接進行授權驗證,在對象建模中對不同用戶加入訪問權限限制,并報告試圖進行未授權下的訪問操作。
(3) 采用SNMP(簡單網絡管理協議)來管理變電站通信網絡,定期建立數據備份與實施冗余機制。
(4) 建立入侵監測防御措施,建立控制中心安全策略應對措施,基于IEC 61850的變電站通信系統控制中心應采取多層安全機制保證,當受到攻擊時可以降低使用情況而不至于系統癱瘓。
除了以上從技術的角度應對電網安全問題外,還應注意人員的管理與安全意識、工程施工等與電網安全運行密切相關的因素。
4 結 語
IEC 61850標準作為未來國際變電站的統一標準,已經在逐步走向成熟。本文為了IEC 61850具體應用中IED設備開發的目的,對IEC 61850的技術特點進行了總結,首次提出IEC 61850標準是對異構信息進行集成的實質內涵,應用XML技術具體對IEC 61850中變電站的配置進行了研究和設計,包括系統配置文件的結構、配置的流程,得到了理想的IEC 61850通信程序模型;針對應用IEC 61850標準電力網絡通信的安全問題提出了建議和策略。研究為開發符合IEC 61850標準的變電站通信系統提供了依據。在中高壓綜合自動化系統中,IEC 61850的性能與優勢能得到更多的體現。IEC 61850標準可以有效地解決變電站內設備的互操作問題,作為一致公推的變電站標準必將給變電站自動化系統帶來深遠的影響。
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中圖分類號：TM762 文章編號：1009-2374（2016）02-0143-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.02.070
智能變電站是智能電網建筑的重要環節，按照國家對電網公司的編制等一系列智能變電站的技術規定，可以對變電站合并單元和智能終端、保護裝置和測試控制等方面進行分析，對二次方進行整合；也可以優先采用故障錄波方式進行研究，解決動態和報文工作；還可以通過一定整合對智能變電站進行分析，控制好測控裝置，配合二次系統相關設備，對變電站進行一定維護和管理。
1 二次設備集成工程概況
國家電網公司海北500kV智能化變電站遠期10回歸線，安裝2組主變壓器，每組主要變壓器壓側各裝設有2組低壓電抗器，500kV設2個繼電器小室。按照遠期分段可以分為兩側設置，主變可以設置一個小的電器小室，主要控制設置通信室，分為計算機室和控制室兩種。二次設備配置主要是變電站全站的三層結構網絡站控制，網絡層面主要可以采用100M以太網進行控制，然后采用統一標準進行通信規定。每一個系統之間都要實現非常完全的操作，保護好這種方式，計量上要采用網絡方式進行計算，二次設備主要是互感器和合并單元布置保護方式，還要利用智能化終端設置方式，測控裝置獨立進行配置，配置斷路器可以設計氣體密度，使用避雷器和對主變壓器色譜進行檢測裝置。
2 互感器選擇方式
隨著光纖技術和光電子學原理的研究和發展，各種光學原理和電子互感器快速發展，和常規的電磁式互感器相互比較，可以對電子互感器進行詮釋，對體積非常小的絕緣體結構進行簡單的設置，和企業設置要進行相互結合。電子數字量要進行二次網絡化輸出，如果沒有二次輸出會導致危險，不能切斷高壓和測量一定范圍，要對常規電流和電壓進行相互比較，對實際運行的電子式要進行相互的需要完善，合理解決好問題，如果出現問題會直接影響到變電站的可靠性運行。經過對運行智能變電站分析，可以很好地對互感器進行分析，電子采集器故障要對電子故障進行類型的比例調整，還要對電子互感器進行分析，同時還要對電子互感器存在問題進行振動分析，電磁兼容問題要進行精度分析，對無源的電子式互感器要能夠進行相互作用分析，對噪聲和問題要進行可靠性分析。
3 對時方式研究
第一，國外進口裝置常常會使用專為時鐘傳輸制定的時鐘碼，每秒輸出秒、分和小時的順序排列時間信息可以進行一定排列工作，LRLG-B信號非常重要的有四種：直流偏置電平、正弦調制信號、電平方式和RS232電平方式。每一個碼是10ms，一般主要是用于進口保護和故障錄波器，還會應用于很多公司，CE公司保護、ABB公司保護、惠安公司自動化裝置和故障錄波器和西門子設備應用。IRLGL-B方式對時的優點就是不需要交換機，沒有任何網絡延時，任意的線纜斷線故障只要影響到設備，都具有非常高的安全性和可靠性，都能達到一定精度，同時誤差也會很小，但是這種技術也存在缺點，就是實現需要依靠單獨接線，需要很多光纖和電纜進行系統應用，目前對國產產品的保護和故障錄波器及二次設備主要都是使用IRLG-B對時信號。
第二，IEEEI1588的技術基礎來源是AGILENT公司，主要定義就是一種網絡化測量和控制系統，是一種精度非常高的系統技術，通常稱為精密實踐協議，能夠達到和亞微米秒級的同步精度數據，協議定義的各類同步報文都是基于對用戶對數據分析，尤其是適合于太網上實現，在實際工程中使用這種系統方案可以存在很多優缺點。IEEEI1588可以很好地消除分布式的網絡化測控系統，各個測控設備的時鐘誤差數據在網絡的傳輸會延遲，但是按照相關規范去策劃和設計網絡測控系統，就可以同步對時鐘精度進行控制，從而有效解決分布網絡化測控系統；還可以依據分布網絡化系統都是需求制定精確時鐘協議，利用這項技術設計集成分布，增加網絡符合問題，實現整個系統高精度。同時利用這種開放和通用的精確同步技術，制造非常完善的設備，對不同智能電子設備實現時鐘同步，最終實現網絡總線數據傳輸能力和實現系統功能性提高。
IEEEI1588系統主要對時方式選擇的是使用非常精確的分布式網絡方案，但是這種系統同步技術在現階段還處于初級階段，主要存在設備廠家對系統不理解，會造成很多調試階段性問題，需要做大量工作，還有就是同步與技術穩定性問題，需要進行長期運行測試。
4 對二次設備的網絡架構
變電站主要的自動化系統采用的是開放式分層布局結構，邏輯上是使用站內控制，間隔層和過程層要進行網絡設備配置。網絡配置主要方案有三層結構，也就是三層結構和一個網絡方式，將MMS網絡、COOSE網絡、SV網三個網絡相互結合在一起，使得整個電站的設備和網絡進行一定連接，任意智能設備之間都可以使用非常特別站進行一定控制。另一個設計就是三層兩網的結構，可以將全部電站網絡分為站內控制層網絡和過程層兩個部分，結構可以降低網絡設備要求和提高對網絡運行和維護工作，根據網絡設備性能和運行維護要求可以將之前三網進行不同程度的組合，滿足不同網絡需要。對網絡結構的選擇主要就是使用三層一網結構和三層兩網結構方式，將設備進行很好地優化和功能性整合，運行維護上發揮各自的網絡優點。通過以前方式設計對三層一網結構可以最大限度地滿足實現全球數據共享，并且變電站建設可以建設很多設備投入工作，但是整體信息交互比較困難，可以很好地降低對自動化系統的網絡穩定性問題，還可以對網絡安全性和可靠性進行實際運行統計，按照步驟進行分析和研究工作。三層兩網結構和網絡結構非常清晰，按照電壓器等級可以劃分為幾個網段，最大限度地提高對自動化系統的安全性和可靠性分析研究工作。
5 變電站挑戰方式分析
要能很好地保護好對直采直跳，采樣值采用網絡方式進行一定傳輸，還要保護好對網絡分組建立，保護好裝置的SV采樣和跳閘過程交換機，通過對各種網絡技術手段保護工作，合理地簡化網絡配置和光纜的連接方式，可以很好地減少保護裝置問題，合并單元，通過智能終端等各種設備進行光口處理，保護網絡采用網跳。
對跳閘方式的選擇，要合理保護好直采直跳方案的優點，同時保護好采樣和跳閘要不依賴于交換機，但是也存在一定缺點，就是保護采樣值和跳閘是不能進行共享的，保護好裝置合并單元和智能終端等裝置需要具備多個光纖網絡結接口，對功耗和體積增大都有一定影響，這種方案可以很好地保護采樣以及跳閘可靠性和實時性問題。保護好網采樣和網跳閘方案的優點主要就是對網絡結構簡單處理，對SV、coose、同步信息共網和運行簡單維護，存在的缺點就是對交換機、合并單元、智能單元和測保等裝置數據的處理能力要求非常高，對網絡結構和交換機配置方式的要求也非常高，尤其是對故障錄波器等設備的處理都需要多個百兆流量處理能力，還需要網絡相關的技術和設備進行一定支持工作。
6 做好在線監測工作
在線監測主要是為了實現智能設備狀態檢修基礎問題，為了更好地提高連續的檢測數據分析，有效的在線監測系統可以隨時掌握設備技術和現狀問題，避免對突發性事故和控制漸發性事故問題，目的就是提高電壓電氣設備的利用率，有助于進行一定周期性和預防性維修，改善資產管理和設備壽命，加強故障原因分析。在線監測是智能變電站不可缺少的一項實際應用技術，但實際效果中卻一直都沒有達到預期。從各項的統計數據可以看出，主要原因就是設備可靠性還比較低，檢測數據誤差比較大，診斷結果精確度比較低，在經濟上也存在很多問題，狀態檢測系統對一次設備運行安全性影響也是不能忽視的問題。
7 結語
綜上所述，目前智能變電站的建設應該從設備安全性和可靠性進行指標衡量，同時還要兼顧設備的先進性和經濟性。可以采用三層兩網絡結構方式，合理控制網絡，所有的保護設備都要采用直接采樣和直跳方式，測控、錄波和計量采用網絡方式。可以采用常規使用的互感器和合并單元方式，合并單元布置在用戶內部進行保護工作，對電流和電壓模擬要通過電纜接入方式，合并單元轉換數字測控和光纖介入保護等二次設備方式，對智能終端也可以獨立進行配置工作，布置在戶外智能控制柜。合理保護和測控二次設備接入戶，智能終端通過電纜接線完成一次設備控制和操作，另外就是采用測控裝置獨立配置方式，布置在用戶內測控柜，要采用光纖方式進行接入。采用IRIG-B碼對時接入方式，對戶外智能終端主要就是采用光纖碼接入方式，另外就是要采用非常獨立的配置在線檢測系統上，對后臺主機和監控系統要實現通信并完成各種信息交換工作，最主要的就是設備好斷路器SF，氣體密度檢測和變壓器油色譜要實現監測和避雷器電流檢測工作。
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電子式互感器的出現，克服了傳統互感器絕緣復雜；重量重、體積大；CT動態范圍小、易飽和；電磁式PT易產生鐵磁諧振；CT二次輸出不能開路等諸多缺點。電子式互感器絕緣簡單；體積小、重量輕；CT動態范圍寬、無磁飽和；PT無諧振現象；CT二次輸出可以開路。
目前研究開發中的電子式CT、PT可分成兩類：(1)基于ROGOWSKI線圈CT(電磁感應原理，但無鐵芯)，電容（電阻、電感）分壓式PT，先將高電壓大電流變換成小電壓信號，就近經A/D變換成數字信號后通過光纜送出給接收端，高壓端電子設備需要供電，稱為有源式互感器。（2）利用光學材料的電光效應、磁光效應將電壓電流信號轉變成光信號，經光纜送到低壓區，解調成電信號或數字信號，用光纖送給二次設備。因高壓區不需電源，稱為無源型互感器。
110千伏翠峰數字化變電站更換的光電式互感器對保護性能的影響、新型計量系統的精度評估以及新老設備的兼容對整個運行體系都有著直接的影響，它標志著變電站自動化技術向數字化邁出了關鍵的一步，也為我國數字化變電站的推廣、運用打下了堅實的基礎。
二、開放式數字化的變電站綜合自動化系統
1、智能化的一次設備
根據IEC62063:1999對智能開關設備的定義，它不但具有開關設備的基本功能，還具有在線監視、智能控制、數字化接口和開關的電子操作等一系列的高智能化功能。
一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路將采用微處理器和光電技術設計，簡化常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡要取代傳統的導線連接。變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。傳統控制模式和新模式對比如下圖所示：
根據上圖：110千伏變電站在改造過程中，采用了把傳統開關端子箱通過加裝智能單元的形式，改造為智能開關下放到開關柜，這樣既降低了造價又提高了安全性；變壓器端子箱配置智能單元，各種信息通過光纜與控制室相連。不但大大節省了電纜、節約了占地，而且縮短了投運周期和互感器的電氣距離，更重要的是優化了控制回路。
2、網絡化的二次設備
二次設備的網絡化，是適應電子式互感器的應用和智能化一次設備的需要，更重要的是適應IEC61850通信規范的需要。
變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及正在發展中的在線狀態檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。
110千伏翠峰變電站的通信網絡的改變，使監控、在線檢測、五防、VQC和保護等信息傳輸方面也由原來的點對點對接實現了信息的共享。
3、IEC61850標準的應用
IEC61850是基于網絡通信平臺，將電力系統從調度中心到變電站、變電站內、配電自動化進行無縫連接的唯一的自動化國際通信標準，不但規范了保護測控裝置的模型和通信接口，而且還定義了數字式CT、PT、智能化開關等一次設備的模型和通信接口。
(1)開放式數字化變電站自動化系統的結構分層
數字化變電站自動化系統的結構在物理上可分為兩類，即智能化的一次設備和網絡化的二次設備；而在邏輯結構上可分為三個層次，根據IEC61850通信協議定義，這三個層次分別稱為“過程層”、間隔層”、站控層”。
如上圖定義了變電站層、間隔層和過程層，并定義了3層間的9種邏輯接口：
(2)開放式數字化變電站自動化系統的設備模型和信息模型
IEC61850中，每個物理裝置由服務器和應用組成，服務器(server)分為邏輯裝置(logicaldevice)－邏輯節點(logical－node)－數據對象(dataobject)－數據屬性(dataatributes)；從應用方面來看，服務器包含通信網絡和I/O。從通信的角度來看，服務器通過子網和站網相連，每1個IED(智能電子裝置)既可扮演服務器角色也可扮演客戶的角色(如下圖所示)。
這種分層，需要有相應的抽象服務來實現數據交換。這就是IEC61850的另一個特點：抽象通信服務接口(ACSI)，它獨立于具體的網絡應用層協議(例如目前采用的MMS)和采用的網絡(例如現在采用的IP網絡)無關。ACSI服務有服務器模型、邏輯裝置模型、邏輯節點模型、數據模型和數據集模型(如下圖所示)這樣提供了直接訪問現場設備，對各個制造廠的設備都用同一種方法進行訪問。這種方法可以用于重構配置，很容易獲得新加入的設備的名稱和用于管理設備的屬性。
(3)開放式數字化變電站自動化系統的通信服務映射
IEC61850在兩個方面進行了標準化的工作，一是抽象通信服務接口，二是特殊通信服務映射。特殊通信服務映射(SCSM)定義的是這些對象和服務向網絡層的映射。按照應用的網絡層協議不同，映射方法也各不相同，由IED供應商自己定義，但是IED的抽象通信服務接口是相同的。通信服務映射的層次如下圖所示：
<1>間隔層與變電站層的網絡映射
在IEC61850-7-2、-7-3、-7-4中定義的信息模型通過IEC61850-7-2提供的抽象服務實現不同設備之間的信息交換。為了達到信息交換的目的，IEC61850-8-1部分定義了抽象服務到MMS的標準映射，即特殊通信服務映射(SCSM)。如果采用的網絡類型有變化，這時只要改變相應的特定通信服務映射(SCSM)就可以了，而無需改變上層的任何內容，IEC61850采用的ACSI很容易就適應這種變化，大大提高了網絡適應能力。
在IEC61850-8-1中定義的特殊通信服務映射SCSM就是將IEC61850-7-2提供的抽象服務映射到MMS以及其它的TCP/IP與以太網。在IEC61850-7-2中定義的不同控制模塊同SCSM被映射到MMS中的各個部分（如虛擬制造設備VMD、域DOMAIN、命名變量、命名變量列表、日志、文件管理等），控制模塊包含的服務則被映射到MMS類的響應服務中去。通過SCSM，ACSI與MMS之間建立起一一對應的關系，ACSI的對象（即IEC61850-7-2中定義的類模型）與MMS的對象一一對應，每個對象內提供的服務也一一對應。
<2>間隔層與過程層的網絡映射
ACSI到單向多路點對點的串行通信連接用于電子式CT和PT，輸出的數字信號通過合并單元(MergingUnit)傳輸到電子式測量儀器和電子式保護設備。IEC61850-7-2定義的采樣值傳輸類模型及其服務通過IEC61850-9-1定義的特殊通信服務映射SCSM與OSI通信棧的鏈路層直接建立單向多路點對點的連接，從而實現采樣值的傳輸，其中鏈路層遵循ISO/IEC8802-3標準。
IEC61850-9-2定義的特殊通信服務映射SCSM是IEC61850-9-1的補充，目的在于實現采樣值模型及其服務到通行棧的完全映射。IEC61850-7-2定義的采樣值傳輸類模型及其服務通過特殊通信服務映射SCSM，在混合通信棧的基礎上，利用對ISO/IEC8802-3過程總線的直接訪問來實現采樣值的傳輸。
三開放式變電站綜合自動化系統的安全問題
由于原來的SCADA和其他的控制系統都是一個獨立系統，是廠家的專有產品。它們的安全性來自于它們的硬件平臺和邏輯結構與外界不同。開放式變電站綜合自動化系統基于開放的、標準的網絡技術之上。所有的供應商都可以開發基于因特網的應用程序來監測、控制或遠方診斷，但是帶來的問題是可能導致計算機控制系統的安全性降低。對于電力系統這樣一個要求高可靠性和安全穩定性的系統而言，安全問題尤其突出。因此對于開放式變電站綜合自動化系統的具體設計和實施而言安全問題十分重要。
可采用的技術措施分為兩類：加密技術與防火墻。
引言
隨著我國社會和經濟水平的不斷提高，在供電質量方面的要求也越來越高。在資源大量消耗的現狀下，如何通過可再生資源，更好的為社會提供穩定、安全、可靠的電力，是目前我國電力行業的核心目標。隨著我國的電力行業的不斷發展，同時也面臨著大量的機遇和挑戰。大容量的發電廠往往和負荷中心的距離較遠，需要進行遠距離的高壓輸送，提高了出現故障的幾率，從而導致大規模停電的產生。全球發生的多例大規模停電事件也讓人們開始關注電力系統的穩定性。在現代科學技術的發展下，通信技術、計算機技術等逐漸也開始應用在電力系統中，提出了智能電網理念，可以有效保證電力輸送的穩定性和安全性，更好的為社會服務。
一、智能變電站結構
1.1智能變電站和智能電網
智能變電站和智能電網之間有著密不可分的聯系，可以說智能電網中包括了智能變電站。智能變電站的設計是建立在智能電網的基礎之上的，智能變電站的存在保證了智能電網的數字化、智能化、互動化等多項特點，是實現智能電網的重要保證，主要體現在以下幾個方面：
第一，支撐智能電網。智能變電站有著統一的標準和信息模型，可以保證智能電子設備的互動性，為智能電網的信息化奠定基礎。智能變電站要建立在數字化的前提下，有著性能優良、抗干擾能力強的特點，并具備自我檢測和診斷的能力。通過以太網交換技術，能夠確保智能電網的精確度，使數據能準確、快速的傳輸，為智能電網提供數據基礎。通過穩定智能變電站中的電子設備完成動態數據、穩態數據和暫態數據的采集與處理工作，提高智能電網的數據處理能力。第二，加強全網聯接。變電站是智能電網能量傳遞的重要樞紐，因此智能變電站的存在能保證電網中各個節點的有效連接。當智能電網中發生事故時，可以進行有效的控制，并提高電網的事故預防能力，保證電網的穩定性[1]。第三，高電壓等級的智能變電站能夠滿足智能電網中對高壓輸電網架的要求。根據我國的實際情況，智能電網中的主要輸電網架都是高壓線路，必須要通過高電壓等級的智能變電站進行調節，能夠解決高電壓線路中大容量點電能傳輸所存在的問題，保證我國高壓輸電網架的穩定，促進我國電力建設的完善。第四，通過中低壓智能變電站，可以同時支持風能發電、太陽能發電等清潔分布式電源的接入，為智能電網提供了中間歇性電源“即插即用”的功能。第五，為智能電網的實時監督提供了保障。在智能變電站中，通過大量先進電子設備的應用，可以獲取到電網中的運行數據，對設備的維護檢修提供基礎，提高了系統的實用性。
1.2智能變電站與數字變電站
數字變電站是確保智能變電站實現的基礎，相比之下，數字變電站更注重過程，而智能變電站更注重結果。和數字變電站有所區別，智能變電站強調的是物理集成和邏輯集成。強調了智能設備在智能變電站中的應用，不僅可以負責傳統設備的測量、控制以及監測等各項功能，還可以進行相應的計量和保護等。智能設備是由一次設備和智能組件之間的組合，有著測量數字化、控制網絡化、狀態可視化等特征。而邏輯集成指的是智能變電站注重邏輯集成，通過對系統的虛擬裝置，可以根據實際情況，選擇對智能變電站的區域性或總體性的協調，支持在線決策、協同互動等多種應用。智能變電站和數字變電站的區別可以分為兩個方面：
第一，出發點不同。數字化變電站的目的是滿足變電站的自身需求，通過建立統一的信息通信平臺，在變電站內部實現一次、二次設備的通信，注重的是變電站內部的設備和相互之間的聯系。而智能變電站是建立在整體電網的要求上，建立全網統一的信息通信平臺，更加注重電網中各個智能變電站之間的聯系，以及變電站和控制中心之間的通信，提高電網中的通信水平。另一方面，智能電網中還可以支持風能發電、太陽能發電等多種清潔分布式電源，滿足“即插即用”的要求。
第二，設備集成化程度不同。數字變電站具備一定的設備集成和功能優化，在以太網技術的基礎上，將一次、二次設備之間相融合，符合了智能電子裝置的標準。和數字變電站相比，智能變電站的設備集成化程度更高，智能設備體現的更加全面，促進了一次、二次設備的一體化進程[2]。
二、智能變電站數據通信網絡性能要求
通信網絡是變電站自動化系統內部和其他系統之間進行交流的重要途徑，數據通信網絡是否穩定、高效、實時是判斷系統信息化、自動化的重要標準。在智能變電站中，數據通信網絡是各種設備與系統之間的信息傳輸紐帶，要滿足相應的國際標準和規范，建立統一的通信接口。隨著變電站自動化技術的不斷發展，需要進行傳輸的數據越來越多，對數據通信網絡的要求也在不斷提高。數據通信網絡必須能夠應對目前大量的電量數據、操作數據以及故障數據等。另一方面，目前對數據通信網絡的實時性和穩定性要求非常高，因此在對數據通信網絡進行設計時，要考慮到網絡的冗余性能和無擾恢復能力。從總體來說，對智能變電站通信要求的性能要求可以分為以下四方面：
第一，分層結構。智能變電站的分層結構是由分層架構決定的，數據通信網絡的分層是確保智能變電站分層架構的前提，根據對智能變電站的不同需求，要選擇相對應的網絡通信技術和結構。
第二。實時性。在智能變電站中，需要對大量的實時運行信息和操作控制信息進行處理，這些信息往往都具備一定的實時性，所以在建立數據通信平臺時要注重數據傳輸的實時性。
第三，可靠性。電力系統有著連續運行的特點，這就意味著智能變電站的數據通信系統也要一直處在運行狀態，一旦數據通信系統出現運行故障，會對智能變電站的整體運行產生影響，造成巨大的經濟損失，甚至傷及人們的人身安全。因此，數據通信系統的可靠性是在設計時要考慮的重要因素。
第四，電磁兼容性。變電站在日常的運營中會受到多方面因素的影響，例如電源、雷擊、跳閘等，使得通信系統常常要在強磁干擾的環境下工作，因此對網絡的電磁兼容性有著一定的要求，要避免強磁干擾而產生的通信障礙。
三、智能變電站數據通信結構體系
3.1智能變電站結構設計
根據我國電網公司對智能電網出臺的相關規定，在建立智能變電站時，要包括過程層、間隔層和站控層。在過程中包括變壓器、斷路器、隔離開關等一次設備；在間隔層中包括繼電保護裝置、系統測控裝置等二次設備以及一些控制器和傳感器通信系統；站控層中包括各種自動化監視控制系統，對通信系統中的實時情況進行監督，對智能變電站中的設備進行全方位的監視、控制以及信息交互，保證變電站數據采集、監視控制、電能量采集等多項工作的正常進行。
和數字化變電站相比，智能化變電站的設備集成化程度更高，更好的實現了智能設備的作用，將一次、二次設備一體化，提高了變電站的工作效率。除了過程層中的測量和控制功能不變之外，智能化變電站通過集成將間隔層中的保護、控制與監視融合到過程層中。這樣一來，這些智能設備除了能夠進行測量和控制之外，還具備保護、監視的功能；另一方面，智能設備通過標準化接口接入電網的高速網絡后，能夠更好的實現智能設備和變電站之間的信息交流。在此基礎上，可以對智能變電站中的數據通信網絡進行結構設計[3]。
3.2智能變電站總線設計
在傳統的數字變電站中，總線設計分為站級總線和過程總線兩種方式。站級總線指的是變電站層和變電站層之間的通信方式，通過站級總線，各個變電站之間能夠進行數據通信，并可以和上級運行中心以及調度控制中心相聯，傳輸相應的數據信息。
過程總線指的是在過程層和間隔層之間的通信。通過過程總線，這兩者之間可以進行數據通信，具有一定的穩定性和實時性。如非常規互感器采樣值的傳輸、保護裝置控制命令的傳輸等。根據站級總線和過程總線的特點，數字變電站中有兩種組網模式：獨立過程總線模式、站級總線與過程總線結合模式。獨立過程總線模式中，間隔層的智能電子設備要通過兩套以太網接口，分別接入站級總線和過程總線。在這種模式下間隔層和過程層的數據難以進行共享；站級總線與過程總線組合模式下，變電站中的一切智能設備同時接入同一個物理網絡。無論是變電站層之間的裝置還是智能電子裝置之間，都能實現共性和交互，但是由于網站中存在大量的數據信息，因此很容易引發網絡資源競爭問題。
和數字變電站相比，智能變電站中只有站級總線一種總線模式。在智能變電站中，逐漸開始淡化過程總線的概念，間隔層和過程層之間的數據信息傳輸通過變電站中的智能設備進行。設備以及系統之間的數據通信通過以太網技術實現，保證了數據通信傳輸的穩定性和可靠性。
3.3安全結構設計
智能變電站中的數據通信是建立在以太網技術上的，有效降低了變電站的成本。但是在智能變電站中，面臨著各種網絡安全威脅。其中既有變電站內部的威脅，也有來自變電站外部的威脅，其中主要包括非法使用、截獲信息、篡改數據信息、惡意程序、權限管理不當等。智能變電站是以TCP/ IP協議為基礎的以太網技術建設的，通過加密技術、數字簽名技術、容錯技術等多種方式對安全結構進行完善[4]。
四、結語
隨和我國社會經濟的不斷發展，對電力系統的要求越來越高，智能變電站開始興起，智能變電站中數據通信網絡系統有著重要的作用，負責變電站中各類數據的傳輸。在智能變電站中逐漸將智能設備一體化，提高了智能變電站的工作效率，促進了我國電力行業的發展。
參 考 文 獻
[1]畢艷冰. 面向智能電網的通信中間件的關鍵技術研究[D].山東大學，2013.
國內外對于智能電網和相關信息通信網絡的發展開展了廣泛的研究@4]。在通信網絡的建設方面，考慮通信系統建設向網絡化和標準化發展，通過統一接口標準、統一基礎網協議規范、建立網絡化的通信網絡、多業務融合傳輸模式等，從而達到簡化基礎設施復雜多樣、簡化系統功能設計難度、提高業務終端信息交互兼容性等的目的。本文即是在這樣的背景下，系統地研究把這種系統化理論和原則應用到配用電通信網建設的具體規劃和設計中，以解決配用電通信網規劃缺乏系統性、業務網孤立建網、多技術優化組網等方面的問題。
本文一方面從通信網絡承載的智能化配用電網業務著手，分析業務的類型、分布特性等，確定信息通信的需求、通信網絡架構、通信協議類型等網絡建設模式；另外，考慮了通信網絡的建設適應配用電網實際、具有繼承性，特別是把當前的示范工程等試點建設成果，體現在提出的設計方案中。
1智能配用電業務分析
智能配電網業務特點是：1)業務節點多、覆蓋面廣、分散，運行環境差；2)配電網受擴容、城建影響大；3)通信距離較遠，業務種類多，差異性大，總信息量大，單點容量小；4)運行維護量大、管理問題多，建設復雜。早期配網監測點數量少，多采用專線形式傳輸電力業務。智能配電網的實現意味著大量業務的傳輸，傳統通信模式不可行，需要用網絡的概念融合多種業務，同時保障業務服務質量(qualityofservice，QoS)特性。
根據多種業務的關系，融合并劃分出滿足各自需求的網絡體系是通信網構建的前提。詳細的業務內容和劃分類型見圖1。傳統自動化業務、電網狀態分析、新型充電站業務、分布式能源業務等歸于高級配電自動化。電力用戶用電信息采集、客戶交費管理、需求側管理、配網能耗評測、階梯電價實施、分布式電源置換交易和營銷管理等歸于用電信息采集網絡。
通過配電業務、營銷業務、用能服務業務等的分析，按照業務需求指標(如網絡帶寬、實時性、可靠性、安全性等)提出配電通信網業務網通信模式。
2配用電業務網模型
2.1高級配電自動化系統
配電自動化系統是配電網的重要業務，實現現場配電終端和主站的業務數據交互。早期的配網通信多采用專線的形式，通信協議采用諸如CDT、Polling串行通信協議，線路資源利用率很低。當前的數字化變電站網絡在向著IEC61850、IEC61968、IEC61970通信協議演進，目前基本實現站層級的Internet標準。
建立基于以太網技術的高級配電自動化業務系統是新時期自動化業務實現的有效方式。經過大量的建設實踐和交換式以太網技術仿真，證明在網絡設備30%負載的情況下，網絡的實時性和可靠性是最好的。推廣IEC60870-5-104在配電網中的應用能滿足自動化業務的實時性、通道帶寬、通信節點數量、新型配電業務等需求，有效實現基于以太網的配電自動化和調度自動化綜合管理功能。
2.2用電負荷管理系統
用戶電量采集業務朝著全自動化、全預付費、全覆蓋的方向發展。目前電能采集方式較為典型的是米用通用無線分組業務(generalpacketradioservice，GPRS)網絡。這種方式采用帶有GPRS模塊的集中器匯集局部區域的用電信息，經電信專網接入電力公司主站。集中器下行采用采集器讀取電表數據，通信網絡簡單；問題是GPRS設備在線率低、不能實現實時電價和及時響應用戶側需求，同時網絡租賃費用高。
解決用電負荷管理業務的有效方式是建立基于TCP/IP的以太網通信專網，連接用電信息管理主站與各個電力用戶終端(如專變采集終端、公變采集終端、廠站采集終端、小區集中器、分布式電源和充電站計量終端)；本地通信采用RS-485總線、載波、無線傳感器網絡(wirelesssensornetwork，WSN)等連接到各種電力用戶終端表計。如圖3所示。
2.3用能服務網絡
用能服務網絡是實現用戶用電需求定制、多種用能策略、多樣化服務等的業務網絡。網絡承載的業務包括語音、視頻、數據業務，帶寬需求很大，需要寬帶的通信技術和基于TCP/IP技術的網絡方式。
用電服務網絡可以利用電力通信網和公共互聯網，用戶需求經公共互聯網上傳至電力服務網站，定制的服務經由電力通信網傳輸至用戶的表計和用戶終端。用能服務網絡架構如圖4所示。
2.4視頻/環境輔助監測網絡
視頻監控系統在配電網中有廣泛的應用，例如無人值守變電站的監視、重要開關設備的監視、現場維修安全監視、事故搶修現場分析等。電力公司監控中心可以對所有的變電站視頻信息統一管理，進行圖像的顯示、錄像、回放、管理等。應用于電網視頻監控的系統通常構建成如圖5所示的客戶/服務器(client/server，C/S)網絡結構。
3配用電通信網關鍵要素
業務網絡融合是今后的發展趨勢，可以避免通信網的重復建設、實現數據有效利用、提高網絡的利用效率。下面分析支撐多業務的配用電通信網涉及的關鍵技術。
1) 無源光網絡等多種通信技術。
我國配電網通信經過多年來的實踐，先后經歷了電纜、載波、無線、光纖通信等階段。目前這些技術尤其是光通信技術發展很快，如以太網無源光網絡(Ethernetpassiveopticalnetwork，EPON)技術、光交換機、微波存取全球互通(worldwideinteroperabilityformicrowaveaccess，WIMAX)無線寬帶技術、無線局域網(wirelesslocalareanetwork，WLAN)技術、WSN技術、無線公網GPRS技術、高中低壓載波技術、非對稱數字用戶環路(asymmetricdigitalsubscriberline，ADSL)技術等，各種技術提供的通信帶寬都有了很大的提高。
配電通信網的構建必須綜合采用多種通信方式，合理建立起光纖網絡為主干，貫穿重要配電站點、調度中心、營業場所等節點，實施分區無線覆蓋的網絡覆蓋模式，解決光網絡覆蓋不到的區域通信問題。載波和線纜通信解決用戶端的多媒體業務、用電信息采集業務、配電網的設備和線路監測業務。
2) 融合的數據網絡。
配用電多業務網絡特點決定需要采用數據融合技術，見圖6，融合的業務網除了滿足業務通信需求外，還需要滿足以下幾方面要求：
①安全性要求。根據電力二次系統安全防護規定，電力二次系統應堅持安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證的原則，合理實現4個業務網的信息交互。
②可靠性要求。各業務網側重采用不同的通信在3層的基礎上增加網絡層和傳輸層。綜合配用電通信特點，提出圖8所示結構通信協議模型，應用時可針對需要進行簡化，如為了提高配電自動化通信實時性，應用層數據長度較短，可以去掉傳輸層而以4層協議結構通信。
利用這種結構可統籌兼顧配用電各種業務相應通信網協議的規范和統一要求。
圖8通信協議結構技術，自動化網側重使用光纖網絡、載波網；用電和監測網絡可以利用光纖網、載波網、無線寬帶網、WSN技術等。
3)綜合網管技術。
網絡化的通信結構和多種通信技術在同一個網絡中的綜合運用，擴大了網絡的規模，增加了網絡的復雜性，給網絡的運行維護增加了很大的困難。因此需要建立統一的網管系統(見圖7)，對這種復合的通信網絡進行管理，實現網絡設備的集中管理、設置、管理網絡業務和保障網絡的QoS。結合地理信息系統(geographicalinformationsystem，GIS)，可以對通信網絡的故障進行準確的定位，方便運維人員迅速排除故障。
4)網絡安全技術。
融合了多種通信技術、承載了多種業務和遍布互聯的配電通信網是一個開放的網絡，大量的終端設備可以隨時要求接入這個網絡，網絡的安全性和數據的保密性是應用中的關鍵內容，可以從應用層、網絡層、物理層入手設置認證加密過濾技術，提出完整的解決方案。利用安全測試評估技術、安全存儲技術、主動實施防護技術、網絡安全事件監控技術、惡意代碼防范與應急響應技術、數據備份與可生存技術、可信計算平臺技術和網絡安全管理與統一威脅管理(unifiedthreatmanagement，UTM)技術，為配電通信網的安全提供保障措施4。
4典型配用電通信技術混合組網示例
根據配用電通信網的要求和多種通信技術特征，考慮充分發揮各種通信技術的優點，減弱各種技術應用缺點，建立以光纖網絡為骨干，無線技術、載波為補充的網絡結構(見圖9)，滿足配調自動化、用電信息采集、用能服務、環境監測、臨時應急通信等多業務網的需求。混合配用電通信網的組成模式劃分成以下3個層面和綜合網管系統。
1) 骨干傳輸層。指覆蓋35 kV以上變電站點的光纖網，用作生產管理的調度數據網和信息管理的綜合數據網。
2) 遠程接入網絡。實現技術包括工業交換機、XPON技術、中壓載波、無線技術，完成用戶側數據的匯聚上傳。具體技術應用見表1。
3) 本地接入網絡。本地接入技術(如WLAN、電力線載波(powerlinecarrier，PLC))等解決電網局
4)網管系統。混合型配電通信網網管主要負責管理工業以太網、XPON網絡、本地的WLAN、WSN網絡、無線專網、載波通信網絡等通信設備和網絡設置的管理。表3給出網管的實現功能。
中圖分類號：TP915 文獻標識碼：A 文章編號：2095-1302（2013）01-0049-05
0 引 言
保障能源安全、應對全球氣候變化是全人類所面臨的重大挑戰。為應對這一嚴峻挑戰，歐洲、北美等主要發達國家于本世紀初相繼提出了智能電網（Smart Grid）的建設愿景，希望用智能電網技術解決可再生能源規模化利用、資源大規模優化配置、電動汽車大規模接入等系列問題，從而達到調整能源消費結構、保證國家能源安全、降低碳排放標準等系列目的。這一設想，立即在全世界范圍得到認可與響應，各國都把電力建設的重點放在了智能電網的研究與建設上。所謂智能電網，就是建立在集成的、高速雙向通信網絡基礎上，通過先進的傳感和測量技術、先進的設備技術、先進的控制方法以及先進的決策支持系統技術的應用，實現與用戶的互動及電網的可靠、安全、經濟、高效、環境友好和使用安全的目標[1，2]。
在智能電網的建設過程中，智能配電網是其研究重點，而通信技術則是實現智能配電網的基礎。沒有先進的通信網絡，任何智能配電網的優點都沒法體現，所以，要實現智能電網的關鍵一步，就是建立雙向、高速、集成的通信網絡。
本文首先介紹配電網通信現狀，然后介紹常用的幾種通信方式、智能配電網通信應用的場景以及通信的標準，最后對智能配電網通信系統未來的發展方向進行了簡單探討。
1 配電網通信現狀
目前，配電網的通信系統接入方式多種多樣（包括PLC技術、微波、GSM/CDMA等），然而，配電網通信缺乏統一的網絡規劃，通信信道穩定性差，數據信息傳輸速率比較低且安全性低，技術設計和標準等存在差異，電力系統現有資源無法得到有效利用，通信的單向性導致對互動性的支撐不足，缺乏對未來新業務的擴展能力[3，4]。隨著大量的分布式電源接入電網，以及用戶對電能質量的要求提高，系統對電網可靠性要求增加[4]，現有的配電網通信系統無法應對新的供用電形式和需求。這主要表現在以下幾個方面：
（1） 智能配電網強調與用戶的互動，需要雙向的通信網絡；
（2） 混合充電汽車的不斷普及、用戶需求側響應決策等，需要配電網進行實時的監測；
（3） 隨著配電網規模的不斷增大，會產生越來越多的數據；
（4） 大量的分布式電源接入配電網，需要對其進行實時穩定的管理與控制。
可見，為滿足智能配電網通信系統的可靠、安全、穩定的要求，需要對現有的配電網通信系統進行重新規劃設計。
2 智能配電網對通信系統的要求
為了保證智能配電網的特征能夠實現，其通信系統需要滿足高可靠性、安全性、實時性和靈活性等條件[5]。
2.1 高可靠性
高可靠性就是指數據信息能夠在任何環境下傳輸到控制中心或者傳輸給子站及智能電力設備。電網的可靠性都是依靠通信網絡發送和接收重要信息來維持的。可靠性在有線網絡中并不是個嚴重的問題，但是在無線網絡和PLC（電力載波通信）網絡中就是個挑戰了，因為它們的通信信道可能會受到外界干擾而發生變化。通信系統自己并不能夠直接獲得電網拓撲結構的變化，于是通信網本身就需要具有較強的魯棒性。
2.2 安全性
隨著電力網和信息網的融合，以及配電網距離的增加，有關能源分布的數據信息總是特別重要，尤其是當它們與交易信息及控制、保護有關的時候，安全問題變得非常重要。例如，如果通信方式采用無線公用網絡，公用網的分享性與容易接入，使得電力數據容易獲得，易被不法分子截取數據，從而進行破壞。
2.3 實時性
電網中的一些設備需要實時的數據，而電力設備的實時性需求主要依賴于應用的緊急程度。例如PMU就有嚴格的實時性，它提供電壓和電流的實時測量，并把數據傳輸給控制中心進行分析控制。對于保護裝置，當某處發生故障時，控制中心必須實時把控制指令發送到智能電力設備，以使其動作，切斷故障，如果沒有實時性的通信保障，就可能會發生電網的連鎖故障。
2.4 靈活性
不同于輸電網，配電網的結構總是在不斷增加和改變的。對于通信系統，不僅僅是第一次安裝，對于今后配電網的結構改變需要能夠繼續擴展而不必改變原有的通信模式，也要在運行期間易于管理和維護。除此之外，智能配電網通信系統還要支持組播技術，使得同級智能電力設備之間可以分享相關的信息。
3 常用通信方式
先進的技術和應用融合到智能配電網中，就會產生大量數據，并需要進一步分析、控制和實時管理，于是需要選取可靠、經濟、雙向的通信方式進行數據傳輸。目前，常用的通信技術分為無線通信和有線通信兩種。有線通信技術包括光纖通信、電力線載波通信（PLC）、以太網無源光網絡（EPON）等。無線通信技術包括ZigBee、全球微波接入系統（WiMAX）、GPRS等。有線和無線各有優缺點：無線成本較低，適用于很難達到的地區；有線相對比較穩定，可靠性較高。不同的通信方式適合于不同的環境和地區，要建立高效、可靠的智能配電網通信系統，就必須根據實際情況，幾種通信方式搭配使用。下面簡單地介紹幾種常用通信方式。
3.1 以太網無源光網絡
以太網無源光網絡是無源光網絡（PON）的一種，是一種點到多點結構的單纖雙向光接入網絡。EPON由網絡側的光線路終端（Optical Line Terminal，OLT）、光分配網絡（Optical Distribution Network，ODN）和用戶側的光網絡單元（Optical Network Unit，ONU）組成。OLT置于中心機房，是一個多業務平臺，可提供面向EPON的光纖接口。ONU放在用戶設備端附近或與其合為一體，主要提供面向用戶的多種業務接入。ODN完成光信號功率的分配，為OLT與ONU之間提供光傳輸通道。EPON系統下行傳輸數據采用廣播方式，上行數據則采用時分多址技術（Time Division Multiplexing，TDM）。
EPON的應用通常是作為骨干網絡結構，即35 kV以上的電網通信。EPON的優點：一是能夠提供透明寬帶的傳送能力，數據傳輸速率快；二是組網靈活，能夠組建復雜的混合型網絡，并且根據網絡節點的實際地理位置靈活聯網或改變網絡拓撲結構；三是維護簡單，長期運營和管理成本低；四是網絡可靠性以及安全性高。EPON的缺點則是建設光纖的鋪設工程量大，初期投資高；同時，由于配電信息點分布日新月異，拓撲結構不穩定，EPON的組網難度大，后期運維和故障排查工作量較大。
3.2 電力線載波
電力線載波通信（PLC）是一種電力系統特有的通信方式，利用現有的電力電纜作為傳輸媒質，通過載波方式傳輸語音和數據信號。在中低壓配電網中，PLC可以為配電網自動化、AMI等提供數據傳輸通道。目前，PLC的傳輸速率可以達到數十千位每秒，而隨著科技的發展，其傳輸速率會更大。現在又出現了一種新的PLC通信技術，就是基于OFDM（正交頻分復用）的PLC技術[6，7]。它對傳統PLC技術進行了改進，提高了可靠性和傳輸速率。
PLC技術主要應用在室內環境下，比如AMI的通信，而不需要安裝專用的通信線路。PLC的優點是利用電力線纜作為傳播媒介，建設成本較低；另外，它的通道可靠性高，抗破壞能力強。同時，PLC也有缺點：一是由于電力線信道的惡劣性，傳輸距離較短；二是易受電網負載和結構的影響，抗干擾能力差。
3.3 全球微波接入系統
全球微波接入系統（WiMAX）是基于IEEE 802.16x系列標準的寬帶無線接入城域網技術，能夠實現固定及移動用戶的高速無線接入，其基本目標是為企業和家庭用戶提供“最后一公里”的寬帶無線接入方案。WiMAX網絡體系由核心網和接入網組成。核心網包含路由器、AAA服務器、用戶數據庫以及網關設備，實現用戶認證、漫游、網絡管理等功能，并提供與其他網絡之間的接口；接入網包含基站和用戶站，負責為WiMAX用戶提供無線接入[8]。
WiMAX技術可以應用在AMI、用戶最后一公里接入等領域。其優點：一是可以通過無線方式實現寬帶連接，不需要鋪設線纜，組網速度快，建設成本低；二是網絡覆蓋面積廣，只要少數基站就可以實現全城覆蓋，無線信號應用范圍廣。WiMAX的缺點是容易受天氣、地形等影響，使傳輸質量降低；另外，雖然技術比較成熟，但是在某些國家（比如中國）沒有分配電力專用頻率段。
3.4 ZigBee
ZigBee是基于IEEE802.15.4標準的低功耗局域網協議。根據這個協議規定的技術是一種短距離、低功耗的無線通信技術。ZigBee可以把設備發出的信息傳輸給用戶，而用戶也可以獲得他們實時的電力消費信息。
在家庭自動化、能源監測和AMI的應用中，ZigBee是個比較理想的通信技術。ZigBee的優點：一是功耗和成本低；二是容量比較大，安全性高。ZigBee的缺點是傳輸速率比較低，傳輸距離比較近；同時其抗干擾能力較差。
3.5 GPRS
GPRS是GSM移動電話用戶可以使用的一種移動數據業務。GPRS可以說是GSM的延續。GPRS和以往連續在頻道傳輸的方式不同，是以封包（Packet）方式來傳輸的，因此使用者所負擔的費用是以其傳輸資料單位計算，并非使用其整個頻道，理論上較為便宜。GPRS的傳輸速率可提升至56～114 kb/s[9]。
GPRS可以應用在需求響應、家庭網絡自動化的應用中，以及有線通信無法達到或者需要建設成本較低的地區。GPRS的優點是傳輸距離較遠；成本比較低。GPRS的缺點：一是由于是公網，容易接入，安全性比較差；二是穩定性較差，信號容易受干擾。
表1總結了上述各種通信方式的特性及應用方式，使用時，可以通過比較并根據具體的環境選擇合理的通信方式。
4 通信標準
智能配電網通信中的許多應用、技術等已經比較成熟或者正在研究當中。現在智能配電網通信面臨的主要挑戰是缺乏統一的標準，這種情況影響了智能電力設備、智能電表和可再生能源的融合以及它們的相互操作。建立智能配電網通信的統一的國際標準是現在急需的，這有利于智能配電網的早日實現。表2總結了各種智能配電網通信的標準，并列出它們的應用范圍。
4.1 IEEE標準
IEEE建立了很多電力系統的標準，其在電力通信方面的標準主要有以下幾種：
（1） IEEE C37.1標準提供了SCADA系統與變電站自動化系統的的基礎定義、規范、技術性能分析和應用。它定義了變電站中的系統結構和功能——協議選擇、人機界面和執行問題。另外，它還規定了可靠性、可維護性、安全性和可擴展性等網絡性能需求。
（2） IEEE 1379標準介紹了變電站中的IED （智能電力設備）和RTU（遠程終端單元）之間的通信與相互操作的操作指導及實際應用。特別是該標準還描述了變電站網絡通信協議棧對IEC60870和DNP3的映射。它還討論了如何擴展在變電站中應用的數據元素和目標，以提高網絡功能。
（3） IEEE 1547標準定義和描述了與電網相互連接的分布式能源，包含電力系統、信息交換和驗證檢驗三部分。
（4） IEEE 1646標準規定了變電站內部和外部的通信傳輸時間的需求。這個標準把變電站通信分為幾個類別，并定義了每個類別的通信延遲需求。
4.2 IEC標準
IEC在電力系統的通信和控制方面提出了許多標準。常用的如下：
（1） IEC60870提出了電力系統通信和控制方面的許多標準。標準定義了用于電力系統控制的通信系統，通過這個標準，電力設備間可以相互操作，以實現自動管理。
（2） IEC61850標準側重于變電站的自動控制；它定義了全面的系統管理功能和通信需求，以促進變電站的管理。
（3） IEC61968標準提供了配電領域與輸電領域的設備和電網之間數據交換的信息模型。
（4） IEC62351描述了網絡安全，它規定了達到不同安全目標的需求，包括數據認證、數據保密、接入控制和入侵檢測。
4.3 ANSI標準
ANSI設定的電力通信標準主要有：
（1） ANSI C12.19標準描述了電力行業終端的數據表。它定義了終端設備和計算機之間數據傳輸的表結構，終端設備和計算機之間利用二進制代碼與XML傳輸。
（2） ANSI C12.18標準是專為智能電表通信設立的，它負責智能電表（C12.18設備）和用戶（C12.18客戶）之間的雙向通信。
5 通信系統在智能配電網中的應用
通信系統在配電網中的應用有很多，比如變電站自動控制、自動抄表技術、用戶需求響應等，這些都是智能配電網中的重要應用。它們利用先進的通信技術，與電力設備和控制中心等進行數據傳輸，達到自動控制或保護的目的。
5.1 變電站自動化控制
變電站是電力系統中很重要的部分，它可以調節輸電線路的電壓和潮流。通常變電站由變壓器、電容器、電壓控制器和斷路器等組成。變電站自動化控制將會在智能配電網中廣泛的應用，利用地區局域網進行實時監測與控制。變電站通信中的技術一般包括以太網和無線局域網。為了連接變電站中的各個設備以及收集到變電站外的的電力設備的一些數據信息，需要安裝專用的傳感器。傳感器把收集到的數據通過局域網傳輸到控制中心，然后控制中心根據數據情況進行分析再把指令發送到各個電力設備。圖1表示的是一個典型的變電站自動化通信系統的結構圖。
因為以太網的傳輸速率和可靠性都比較高，所以在變電站自動控制中，骨干網一般都采用以太網通信技術。在變電站與下面的子站及電力設備的通信選用無線網組成的局域網，因為它的成本較低且易于擴展維護。安裝在電力設備上的傳感器產生的數據經過網絡協議棧的處理后，將通過網絡實時傳輸給控制中心。當控制中心收到這些數據時，經過處理會作出反應，并給電力設備發回控制信息。由于變電站同時監測和控制許多設備，這些設備共享變電站的通信網絡帶寬。對于變電站的數據信息，如果是用作維護，通信延時允許在1 s內。如果數據提供的是實時監測與控制信息，延時時間就必須在10 ms內。對于緊急的信息，比如故障信息，就必須立刻傳輸給控制中心，延時時間應在3 ms內。
5.2 自動抄表技術
自動抄表技術是配電發展的重大進步，可用于減少工人的工作量，提高效率，增加數據分析的速度。自動抄表技術可以看作是智能配電網中AMI的部分或者是其前身。它主要由智能電表、數據傳輸通道和主站系統組成。智能電表中的采集器將電能表中的用電信息傳輸給集中器，集中器一方面向采集器下達電量數據凍結指令，一方面將用戶用電數據等主站需要的信息傳輸到主站數據庫，主站系統通過接收到的用電數據進行處理并反饋給集中器。圖2所示是自動抄表技術的通信結構。
自動抄表技術在每個用戶端都安裝有智能電表，電表通過無線網絡將數據傳輸給主站。在數據傳輸過程中，自動抄表系統可對用戶實現分級授權管理，并加裝防火墻及進行數據備份。智能電表采集到的用電信息可以同時傳輸給主站控制中心或者傳輸給用戶，在傳輸給用戶的過程中，一般允許有幾秒的延時。
5.3 用戶需求響應決策
在智能配電網中，越來越多的分布式電源接入電網，許多家庭也安裝了自己的分布式電源，比如太陽能板、小型風機等。由于大量的分布式電源接入，電力市場也變得多樣化，實行階梯式電價將更加有利。小型或者中型的分布式電源通過通信網絡和電力交易平臺連接在一起。根據電力產生和消耗的變化，電力市場中的電價將不斷變化。用戶通過之前建立的通信網絡實時地獲得電價信息，從而決定何時用電或者給電網供電，從而實現電網和用戶的供需平衡，也保證了用戶的需求。圖3所示是用戶需求響應決策的通信結構。
電力供應者和消費者通過廣域通信網絡公布他們的電力供應水平或者需求。用戶通過不同的網絡接入技術連接到電力市場中，比如普通用戶可以用PLC或者電話線接入，一個大型的發電企業可能有它們專門的局域網連接到電力市場。需求響應的通信是實時、雙向的，而且是高可靠性的。用戶對于自己的用電信息和實時電價會比較關心，從而決定自己用電設備的啟停。對于用戶來說，他們希望需求響應的延時時間在幾秒之內，以便可以隨時掌握動態的電價信息。需要指出的是，圖3中的普通用戶、發電廠、工商業用戶之間也是可以相互通信的。
6 智能配電網通信系統的未來發展方向
目前，對于智能配電網通信系統的研究范圍已經比較廣泛，涉及很多方面，比如可靠的通信技術、利于統一的通信協議等。然而，新興的通信技術雖然對之前的技術有了很大的改進，但是，如果大規模替換會導致話費巨大。現在各個機構都建立了很多通信系統協議，但是并沒有一個統一的標準，導致很多通信設備無法通用。總結本文論述的智能配電網的技術發展，未來智能配電網的通信網絡的研究將側重以下內容：
（1） 對智能配電網通信的建設要在現有的基礎上進行改進升級，而不應當完全拋棄現有的通信網；
（2） 在研究新的通信技術的同時，對通信系統的規劃應該根據實際情況來決定，合理搭配使用通信技術，使其可靠穩定而又經濟；
（3） 由于智能配電網缺乏統一的標準，因此需要制定新的適合智能配電網的標準和協議；
（4） 研究評估一個通信系統的性能的仿真方法。
7 結 語
智能配電網的實現需要建立雙向、高速、實時可靠的通信系統的支持。本文綜述了智能配電網中通信系統的相關內容，重點介紹了通信技術、通信系統的協議標準以及通信系統應用。在后續的智能配電網通信系統的研究中，確定統一的通信標準以及研究評估通信系統好壞的仿真方法是其關鍵。
參 考 文 獻
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