变电站综合自动化通信技术应用及展望

变电站综合自动化系统通信技术应用及展望一、变电站自动化系统的通信内容变电站自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式控制系统，包括微机监控、微机保护、电能质量自动控制等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多智能模块组成。例如：在微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护、各种线路保护等。因此在变电站自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统之间的信息交换和信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置并简化各子系统的互连，既减少了重复投资，又提高了系统整体的安全性和可靠性①。另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性要求很高，尤其是在无人值班变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息和各断路器、隔离开关的状态信息和继电保护动作信息等能传送给地区电网调度中心（简称地调）或县调或省调。综合自动化系统中各环节的故障信息也要及时上报控制中心，同时也要能接收和执行控制中心下达的各种操作和调控命令②。因此，变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统间的信息交换；另一是变电站与远方控制中心的通信。1、变电站内的信息传输现场的变电站综合自动化系统一般都是分层分布式结构，需要传输的信息有下列几种③：(1)、设备层与间隔层的信息传输间隔层设备大多需要从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器分接头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息以及断路器操作信息。(2)、间隔层内部的信息交换在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、测量之间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。同时，不同间隔层之间的数据交换有：主、后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。(3)、间隔层与变电站层的通信a.测量及状态信息。正常及事故情况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。b.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。c.参数信息。微机保护与自动装置的整定值等。另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特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作命令等。2、变电站与控制中心的通信综合自动化系统应具有变电站与远方控制中心通信的能力，由上位机或通信管理机执行远动功能，把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等信息传送至控制中心。这些信息是变电站和控制中心共用的，不必专门为送控制中心而单独采集。变电站不仅要向控制中心发送测量和监视信息，而且要从上级调度接收数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。从全系统范围考虑电能质量、潮流和稳定的控制等，这些功能如果实现，将给电力系统带来很大效益，这也是变电站实现综合自动化的优越性和要求的目标。二、变电站自动化通信技术的发展及其现状变电站是输配电系统的重要环节。变电站自动化系统实现对全变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制、微机保护以及调度通信等功能，其中通信技术是分散式变电站自动化系统的关键技术之一构建一个快速、稳定、可靠和富有弹性的站内通信网络是变电站自动化系统的基本要求,也是整个电力系统运行管理自动化的根本前提。国际大电网会议(CIGRE)WG34.03工作组根据变电站自动化领域的发展状况和信息技术的发展趋势,在《变电站内数据流通信要求》的报告中将变电站自动化系统完成的63种功能分为7组:(1)远动功能;(2)自动控制功能;(3)测量表计功能;(4)继电保护功能;(5)与继电保护有关功能;(6)接口功能;(7)系统功能。在早期的变电站自动化系统中,由于当时技术条件的限制,广泛采用简单串行通信技术来实现通信网络。但简单串行通信技术通信速率低、性能低下,加之用户对变电站自动化系统的功能要求不断提高,所以简单串行通信技术很快便被现场总线技术和计算机网络技术所取代。由于基于网络技术的现场总线无论在通信速率和实时性,还是在可靠性和组网的灵活性上均远高于简单的串行通信技术,在很短时间内便成为变电站自动化系统的主流通信技术,同时也使变站自动化系统的整体结构发生了本质变化。例如:CSC2000综合自动化系统就是采用485总线组成站内网络,并得到迅速推广。现场总线是专为小数据量工业控制领域通信设计的廉价网络,当作为变电站自动化的主干网时,总体性能随节点数的增长迅速下降。但由于强调专用性而牺牲了通用性,长期缺乏统一的国际标准。所以在通信节点多,通信数据量大的变电站中,现场总线存在以下局限性:(1)当变电站通信节点超过一定数量后,响应速率迅速下降到不能接受的水平,不能适应大型变电站对通信的要求;(2)有限的带宽使录波等大量数据的传输延迟增大,不能令人满意;(3)总线型拓扑结构在网络的任一点故障时均可能导致整个系统崩溃。现场总线技术的成功和不足让我们认识到,变电站自动化通信系统需要计算机网络技术,尤其是带宽、通用性和符合国际标准的网络技术。在带宽、可扩展性、可靠性、经济性、通用性等方面的综合评估中,计算机网络技术必将成为变电站自动化系统中通信技术发展的趋势。当前,基于以太网的Internet技术应用日益广泛,以太网的带宽高达100Mbps以上,100M的以太网也已广泛使用,即使用于超大规模的变电站也游刃有余。由于以太网的一个冲突域中可支持1024个节点,节点数小于100时,10M的以太网即使负载达到50%(500kB/s),响应时间也小于0.01s。由于用交换式集线器能把一个以太网分成多个冲突域,可以把节点数大于100的变电站,分成若干个节点数小于100的子网来保证响应速率。所以以太网完全能满足变电站自动化系统实时性的要求。三、变电站自动化系统嵌入式以太网应用利用嵌入式设计技术在微控制器/微处理器和以太网控制器上实现的以太网就是嵌入式以太网。嵌入式以太网与传统以太网一样，在物理上遵循工EEE802.3标准，逻辑上大都选用广泛使用的TCP/IP协议族。嵌入式以太网与传统以太网的最大区别在于:传统以太网技术是基于CP机、工作站的软件和硬件环境，与CP机、工作站的硬件直接配合，其使用的网络协议如TCP/IP等内嵌在WindowsNT、UNIX等操作系统中，传统的以太网技术总脱离不了CP机、工作站的软、硬件环境，这限制了传统以太网在工业控制领域的应用。而嵌入式以太网是基于微控制器/微处理器的软、硬件环境的，使用的网络协议如TCP/PI协议族内嵌在嵌入式操作系统，甚至不使用操作系统，从而为嵌入式以太网技术应用于变电站自动化领域打开了方便之门，且它能与传统以太网在物理上和通信协议上相互兼容，因此它们之间能够相互通信④。1、变电站自动化系统嵌入式以太网技术概述嵌入式以太网(Ethernet)应用于变电站自动化系统已经成为新一代变电站自动化系统的发展趋势。变电站自动化系统利用嵌入式以太网进行通信时，系统的实时性和可靠性主要由采用的协议的性能、对报文进行协议编码/解码的速度和以太网的冲突情况等因素决定。但是目前在变电站自动化系统中，尤其是在无操作系统环境下，对以太网常使用的TCP/IP协议栈的实现差异很大，没有如TCP/IP协议栈通用实现的那样有统一的标准，导致性能差异较大。目前，在变电站内实现嵌入式以太网时，不仅对ICMP(Internet互连网控制报文协议)的实现一般仅停留在利用ICMP报文进行通信测试，而且也没有考虑IP多播、PI选项和PI分片组装等功能。考虑到即将颁布的IEC61850采用的发布/订阅等通信方式要求的P1多播、EID接收配置文件时可能需要PI分片组装和广域保护等紧急控制系统可能利用电力系统Intranet网采用广域发布/订阅方式交换信息等问题，本文建议实现P1多播、PI选项和PI分片组装等功能，实现和PI多播紧密相关的工MGP协议(nIternet组管理协议)，把它们实现为灵活的宏编译方式，可以动态的加入或者删除。2、嵌入式以太网在变电站自动化系统中的应用模式嵌入式以太网应用于变电站自动化系统内部的通信网络一般有三种典型应用模式，其典型结构如下图所示⑤：图3-1嵌入式以太网应用模式应用模式a:每个间隔层设备都配置一个嵌入式以太网接口(如CS8900A)，将设备作为一个以太网节点直接连接到以太网上。应用模式b:几个不具备以太网接口的智能电子设备红ED)通过RS—422/485或者现场总线等方式连接在一起，然后通过一个具有嵌入式以太网接口的通信管理单元连接到以太网上，典型系统为GE—Harris公司的DZOO系统。应用模式c：应用模式a和应用模式b的混合。对比这三种应用模式，从技术实现而言，三者都必须设计嵌入式以太网硬件接口，实现TCP/PI协议栈传输数据。通信管理单元硬件配置平台较高，一般采用X86或者高性能的AMR芯片为主处理器，软件上引入性能好的商业TROS(实时操作系统)如QNX或者VxWorks操作系统及其TCP/IP协议栈，而间隔层设备的硬件配置平台较低，一般使用无操作系统环境下的以太网通信模块进行通信。就具体应用而言，尤其是现阶段，变电站中的EID(如智能电能表)可能由不同的厂家提供，这些IDE的对外通信接口可能只有RS—485或者现场总线接口，没有嵌入式以太网接口。因此，现阶段的变电站自动化系统，尤其是中低压变电站自动化系统，一般采用应用模式b或者应用模式c，但是应用模式a是变电站自动化系统发展的趋势。3、嵌入式以太网应用于变电站自动化系统的传输协议变电站的间隔层设备采用以太网方式通信时，目前普遍采用的协议体系如图图3-2所示。应用层使用网络103协议，即采用EIC60870-5-103协议的应用服务数据单元(ASDU)封装继电保护设备信息，使用工EC60870-5-104协议提供的应用规约控制信息(APCI)封装ASDU，组成完整的应用规约数据单元(APDU)进行传输⑥。图3-2变电站内部以太网方式通信的协议层次传输层一般使用UDP协议或者TCP协议，网络层使用P1协议(网际协议)和ICMP协议(Internet互连网控制报文协议)，IP协议运载TCP、UDP和ICMP。ICMP协议在P1系统间传递差错报文和管理报文。链路层主要是ARP协议和以太网硬件的驱动，ARP协议(地址解析协议)解析PI地址和以太网MAC(MdeaiAccessControl)地址的映射，以太网硬件驱动直接操作以太网硬件的寄存器，实现对以太网帧的接收和发送。4、小结随着变电站自动化通信系统的不断发展,引发了很多新的技术问题,其中最主要的有两个方面:研究开发基于嵌入式以太网技术的通信网络,满足不断增长的技术要求；制定合适的基于以太网技术的变电站自动化系统通信协议标准或者电力系统用户制定区域标准,以实现不同厂家产品互联。变电站自动化技术向超高压、特高压变电站系统发展,变电站自动化系统得到迅速发展,“分布化、智能化、集成化、可视化和协调化”是其发展方向。通过对通信系统其发展模式的分析比较,提出了在新站建设和老站综合自动化系统改造中嵌入式以太网技术的不同应用。四、无线通信在变电站自动化系统中的应用变电站通信网络是变电站自动化得以实现的关键。随着智能型一次设备在电力系统中的使用，变电站自动化水平有了很大提高，但这也对变电站自动化通信网络提出了更高要求，有必要对现有变电站自动化网络通信系统进行扩展。目前，变电站自动化数据通信网大多采用RS-485串口、现场总线或以太网，它们的通信介质都是有线的，都要受到布线的限制。线路的布置和更改都不容易，网络的升级、扩展不方便，安装维护也很复杂。此外，现有站内通信网络的覆盖范围有限，对一些室外设备（如遥视装置）的通信还没有很好的方法。随着无线通信技术的发展和无线设备的成熟，可