1、變電站構架課件變電站構架課件4.1變電站的類型2. 根據其在電力系統中的地位和作用分類樞紐變電站：樞紐變電站位于電力系統的樞紐點，電壓等級一般為330kV及以上，聯系多個電源，出現回路多，變電容量大；全站停電后將造成大面積停電，或系統瓦解，樞紐變電站對電力系統運行的穩定和可靠性起到重要作用。 中間變電站：中間變電站位于系統主干環行線路或系統主要干線的接口處，電壓等級一般為330220kV，匯集23個電源和若干線路。全站停電后，將引起區域電網的解列。 第2頁/共87頁4.1變電站的類型2. 根據其在電力系統中的地位和作用分類第4.1變電站的類型 地區變電站：地區變電站是一個地區和一個中、小城市的

2、主要變電站，電壓等級一般為220kV，全站停電后將造成該地區或城市供電的紊亂。 企業變電站：企業變電站是大、中型企業的專用變電站，電壓等級35220kV，12回進線。第3頁/共87頁4.1變電站的類型 地區變電站：地區變電站是一個地區和一個中4.1變電站的類型3.還有根據變電站圍護結構分類土建變電站箱式變電站。 箱式變電站又稱戶外成套變電站，也有稱做組合式變電站，它是西方發達國家推出的一種戶外成套變電所的新型變電設備，由于它具有組合靈活，便于運輸、遷移、安裝方便，施工周期短、運行費用低、無污染、免維護等優點，受到世界各國電力工作者的重視。特別適用于農村10110kv中小型變(配)電站電網改造，

3、被譽為21世紀變電站建設的目標模式。 第4頁/共87頁4.1變電站的類型3.還有根據變電站圍護結構分類第4頁/共84.2 變電站綜合自動化SCADA系統 變電站自動化系統的功能是指變電站必須完成的任務。這些功能包括：控制監視保護變電站的設備及其饋線。維護功能，即系統組態、通信管理和軟件管理等功能。第5頁/共87頁4.2 變電站綜合自動化SCADA系統 變電站自動化系統的變電站綜合自動化概念變電站綜合自動化是按無人值守站設計，將變電站的二次設備應用自動控制技術，微機及網絡通信技術，經過功能的重新組合和優化設計，組成計算機的軟硬件設備代替人工實現對全變電站的主要設備和輸配電線路的自動監視、測量、自

4、動控制和微機保護以及與調度通信等綜合性的自動化功能。電站綜合自動化是集保護、監視、測量、控制和遠動等功能為一體，通過數字通訊及網絡技術來實現信息共享的一套微機化的二次設備及系統，實現變電站的遙測、遙控、遙信、遙調和遙視。第6頁/共87頁變電站綜合自動化概念變電站綜合自動化是按無人值守站設計，將變變電站綜合自動化系統的基本功能綜合我國的情況，變電站綜合自動化系統的基本功能體現在以下五個方面：監控微機保護電壓、無功綜合控制低頻減負荷控制備用電源自動投入控制第7頁/共87頁變電站綜合自動化系統的基本功能綜合我國的情況，變電站綜合自動SCADA概述 SCADA即數據采集及監視控制系統，SCADA系統是

5、以計算機為基礎的變電站綜合自動化，它可以對現場的運行設備進行監視和控制，以實現數據采集、設備控制、測量、參數調節以及各類信號報警等功能。實現變電站的遙測、遙控、遙信和遙調。 第8頁/共87頁SCADA概述 SCADA即數據采集及監視控制系統，SCAD 下圖所示是一個35kv變電站的一次接線。GDL、GDL1和GDL2是高壓側開關，B1和 B2是兩個35KV/10KV的變壓器，DDL1和DDL2是變壓器低壓側開關，DL1到DL10是用戶線路開關，MDL是母連開關。變電站綜合自動化SCADA系統實例第9頁/共87頁 下圖所示是一個35kv變電站的一次接線。GDL、GDL1DL6B2 35KV/10

6、KVDL5DL135KVGDL1GDL2B1 35KV/10KVDDL1DDL2DL10MDL10KV I 段母線10KV II段母線35kv 母線GDL第10頁/共87頁DL6B2 35KV/10KVDL5DL135KVGDL1變電站的二次網絡通訊結構 下圖所示是變電站的一種二次網絡通訊結構圖。現場層由微機線路保護裝置，微機電容器保護裝置，變壓器保護和控制裝置，直流屏和計量屏（電度表）等組成，微機線路保護裝置集自動監視、測量、控制和微機保護于一體，每條線路采用一個獨立的微機線路保護裝置，對應一次設備形成獨立的控制單元間隔。監控層由前置機，操作員工作站，通訊接口Aport等構成c/s結構局域網

7、。現場層和監控層之間的通訊是通過現場總線和串行通訊來實現的。 第11頁/共87頁變電站的二次網絡通訊結構 下圖所示是變電站的一種二次網主變差動保護裝置（1臺）主變后備保護裝置（1臺）主變本體保護裝置（1臺）主變監控裝置（1臺）微機線路保護裝置（4臺）微機線路保護裝置（4臺）微機線路保護裝置（1臺）微機電容器保護裝置（1臺）三相三線電度表（8臺）三相四線電度表（3臺）直流屏交換機操作員工作站操作員工作站服務器AportAportCan232485232485Can第12頁/共87頁主變差動保護裝置（1臺）主變后備保護裝置（1臺）主變本體保護采用變電站綜合自動化系統采用變電站綜合自動化系統可以把原

8、本分隔的控制、保護、監視、通信和測量等裝置以合適的形式進行集成，由少量多功能智能電子設備（IntelligenElectronic Device，IED）組成自動化系統，通過站內的通信網絡實現信息共享，可使信號電纜大為減少，系統結構簡化。第13頁/共87頁采用變電站綜合自動化系統采用變電站綜合自動化系統可以把原本分SCADA系統監控層硬件結構配置 SCADA系統監控層硬件結構配置，針對電力系統可靠性要求高，采集信息量大的特點，系統采用雙機雙網熱備用系統結構模式。雙機及包括調度員工作站、工程師站、服務器、前置或通道等在內的設備均采用雙份熱備用模式。雙網即系統的通信具有冗余功能。第14頁/共87頁

9、SCADA系統監控層硬件結構配置 SCADA系統監控層硬SCADA系統監控層硬件結構配置 調度員工作站、工程師站都由工業用計算機組成，可以提供各回路的實時趨勢圖、歷史趨勢圖、操作界面、報警顯示、故障診以及設定控制站的測控參數等。系統中的前置機都是雙份配置，共同組成前置通信系統，擔負對各分站信息的接收、預處理及發送工作。在前置機上接入GPS衛星時鐘，向系統播發統一對時，為系統提供標準時間。網絡服務器采用主、備運行模式，除負責數據庫系統管理外，還可擔當維護工作站角色。其他工作站根據用戶權限級別區分是調度工作站還是工程師工作站。系統配置兩臺打印機，一臺打印報表，另一臺打印實時告警信息。 第15頁/共

10、87頁SCADA系統監控層硬件結構配置 調度員工作站、工程師站都 SCADA系統監控層的軟件結構 SCADA系統監控層軟件分為三層：數據層、程序層和通信系統管理層。數據層主要包括實時數據庫、歷史數據庫以及它們的存儲歷程。上層應用程序主要實現電力系統的各項功能，并提供良好的人機接口和管理工具，以方便用戶使用。通信管理系統用于網絡的管理和通信任務的管理，它對上層應用程序屏蔽具體的網絡細節，保證通信進程之間實現高速、可靠和標準的通信。 第16頁/共87頁 SCADA系統監控層的軟件結構 SCADA系統監控變電站綜合自動化SCADA系統的特點采用變電站綜合自動化系統可以把原本分隔的控制、保護、監視、通

11、信和測量等裝置以合適的形式進行集成，由少量多功能智能電子設備IED組成自動化系統，通過站內的通信網絡實現信息共享，可使信號電纜大為減少，系統結構簡化。變電站綜合自動化SCADA系統問題是：（1）信息難以共享（現場總線非開放網絡）。（2）設備不具備互操作性。（3）系統的可擴展性差。 第17頁/共87頁變電站綜合自動化SCADA系統的特點采用變電站綜合自動化系統變電站綜合自動化存在的問題（1）目前,用于電力系統的通信規約種類很多, 主要有以下通信協議;部頒CDT循環通信協議、IEC60870-5系列(IEC60870-5-101,用于電力系統遠動通;IEC60870-5-103,用于繼電保護設備信

12、息接口配套標準) 等，而且目前采用的規約都是面向點的，而不是面向設備的。目前實施的變電站自動化系統缺乏統一的系統規范，廣泛應用的IEC60870一5一103規約只是變電站內傳輸規約，缺乏對變電站系統模型、二次功能模型的描述，沒有將系統應用與通信技術進行分層處理，其應用受到通信技術的限制，缺乏一致性測試標準，因此103規約不適合作為數字化變電站的統一信息平臺。第18頁/共87頁變電站綜合自動化存在的問題（1）目前,用于電力系統的通信規在變電站綜合自動化系統集成過程中面臨的最大障礙是不同廠家的IED，甚至同一廠家不同型號的IED所采用的通信協議和用戶界面的不相同，因而難以實現無縫集成和互操作。因為

13、需要額外的硬件（如規約轉換器）和軟件來實現IED互聯.設備之間的互操作性差，系統的擴展、升級困難。主要原因是二次設備缺乏統一的信息模型規范和通信標準。為實現不同廠家設備的互連，必須設置大量的規約轉換器，增加了系統復雜度和設計、調試、運行和維護的難度，降低了通信系統的性能。變電站綜合自動化存在的問題（1）第19頁/共87頁在變電站綜合自動化系統集成過程中面臨的最大障礙是不同廠家的I變電站綜合自動化存在的問題（2）變電站綜合自動化系統中，變電站由于二次設備和一次設備間用電纜傳輸模擬信號和電平信號，需要大量的電纜。存在電纜的成本、管道面積，信號電纜傳輸過程中受電磁干擾的問題。第20頁/共87頁變電站

14、綜合自動化存在的問題（2）變電站綜合自動化系統中，變電變電站綜合自動化存在的問題（2）通信網絡取代復雜的控制電纜，減少二次接線用網絡代替電纜，可以通過網絡化傳輸將大大減少傳統的信號電纜，降低電纜的成本、管道面積，解決信號電纜傳輸過程中受電磁干擾的問題，簡化設計，減少現場施工、調試的工作量。用網絡代替電纜，可以通過網絡報文實現信號傳輸回路的自檢，實現傳輸回路的狀態檢修，避免傳統電纜回路接觸不可靠時無法自檢的缺點，將大大降低變電站的維護工作量和維護成本。第21頁/共87頁變電站綜合自動化存在的問題（2）通信網絡取代復雜的控制電纜，數字化變電站概念數字化變電站是由智能化一次設備(電子式互感器、智能化

15、開關（斷路器）等和網絡化二次設備分層(過程層、間隔層、站控層)構建，建立在IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。第22頁/共87頁數字化變電站概念數字化變電站是由智能化一次設備(電子式互感器“數字化變電站”的特征一次設備的數字化和智能化。變電站內傳統的電磁式互感器由電子式器替代，直接向外提供數字式光纖以太網接口;站內采用具備向外進行數字的智能斷路器、變壓器等設備，或者在這些一次設備就地加裝智能終端實現的數字式轉換與狀態監測，達到一次設備數字化和智能化的要求。二次設備的數字化和網絡化。數字化變電站的二次設備除了具有傳統式設備的特點外，還具備

16、對外光纖網絡通信接口，與傳統變電站信息傳輸以為媒介不同，數字化變電站二次信號傳輸基于光纖以太網實現。第23頁/共87頁“數字化變電站”的特征一次設備的數字化和智能化。變電站內傳統“數字化變電站”的特征變電站通信網絡和系統實現IEC61850標準統一化。數字化變電站全站通信網絡和系統實現均采用IEC61850標準，該標準的完系統性、開放性保證了數字化變電站站內設備具備互操作性的特征。運行管理系統的自動化。在現有綜自系統已經具備較大程度的自動化的基礎上，數字化變電站在站內設備的互操作性、信號的光纖傳輸、網絡通x訊平臺的信息共享等方面進一步體現了運行管理自動化的特點。第24頁/共87頁“數字化變電站

17、”的特征變電站通信網絡和系統實現IEC6185數字化變電站國內外發展狀況從1998年到2000年，在德國，ABB、ALSTOM和SIEMENS合作進行了OCIS(Open Communication in Substations)計劃，完成了間隔層設備和主控站之間的互操作試驗。試驗中由ABB完成主控站通過在以太網上實現IEC61850-8-1來連接ABB、ALSTOM和SIEMENS的設備。2001年，在加拿大，ABB和SIEMENS進行了間隔層設備的互操作試驗，由SIEMENS的保護裝置向ABB的開關模擬器發送跳閘信號，ABB的開關模擬器收到信號后將開關打開，并將開關打開的GOOSE信息發給

18、其他設備，配置為重合閘裝置的ABB保護向斷路器發送重合命令。第25頁/共87頁數字化變電站國內外發展狀況從1998年到2000年，在德國，數字化變電站國內外發展狀況2002年1月，在美國，ABB和SIEMENS進行了采樣值傳輸互操作試驗，同年9月，這兩個公司又進行了跳閘和采樣值互操作性試驗，試驗都很成功。2002年到2004年之間，在德國柏林，ABB、ALSTOM和SIEMENS進行了間隔層設備的互操作試驗，這次成功的試驗證明了互操作性和簡化工程難度的可行性。第26頁/共87頁數字化變電站國內外發展狀況2002年1月，在美國，ABB和S數字化變電站國內外發展狀況國網公司及部分電力公司開展了數字

19、化變電站的研究工作，中國電力科學研究院和國內的各大電力設備制造廠商是從2001年開始關注通信標準IEC61850，并開始對該標準進行翻譯，目前已經出版了4個標準的正式版。國內較有影響力的電力自動化設備供應商也積極響應并參與了互操作性試驗，相關單位有:國調中心、電科院、南瑞繼保、國電南自、國電南瑞、北京四方、東方電子、魯能積成、融科聯創等。我國己建成了一些數字化變電站示范站，數字化變電站的研究已進入實際工程應用階段。 第27頁/共87頁數字化變電站國內外發展狀況國網公司及部分電力公司開展了數字化數字化變電站國內外發展狀況數字化變電站的投運，填補了我國數字化變電站建設的空白，吹響了變電站向數字化方

20、向發展的號角。更為難得的是關鍵設備均為具有自主知識產權的國產設備，使我們得以真正意義上趕超國際先進水平。第28頁/共87頁數字化變電站國內外發展狀況數字化變電站的投運，填補了我國數字基于IEC61850標準的數字化變電站三層結構第29頁/共87頁基于IEC61850標準的數字化變電站三層結構第29頁/共8IEC61850標準從邏輯上將變電站自動化系統分為三層，即變電站層、間隔層、過程層。過程層是IEC61850標準中提出的新概念，數字化變電站過程層主要包括電子式互感器、斷路器和變壓器等高壓一次設備及其智能終端，該層主要實現信號的采集和對系統的操作控制;間隔層包括數字式保護、計量、監控等二次設備

21、，負責間隔內信息的運算處理與控制，以及與過程層和站控層的網絡通信工作;變電站層有些類似于傳統變電站的綜自系統，負責全站信息的管理和遠方調度等信息的通信。基于IEC61850標準的數字化變電站三層結構第30頁/共87頁IEC61850標準從邏輯上將變電站自動化系統分為三層，即變IEC61850標準定義了3層之間的9種邏輯接口:1)間隔層和變電站層之間保護數據交換。2)間隔層和遠方保護之間保護數據交換。3)間隔層內數據交換。4)過程層和間隔層之間TV和TA暫態數據交換(主要是采樣)。5)過程層和間隔層之間控制數據交換。6)間隔層和變電站層之間控制數據交換。7)變電站層與遠方工程師站數據交換。8)間

22、隔之間直接數據交換，尤其是像聯閉鎖這樣的功能。9)變電站層內數據交換。第31頁/共87頁IEC61850標準定義了3層之間的9種邏輯接口:第31頁/IEC61850的分層模式與現有大多數變電站自動化系統不同，現有系統中的過程層功能都是在間隔層設備實現的，隨著電子式互感器的應用，現代電力技術的發展趨勢是將越來越多的間隔層功能下放到過程層，可見IEC61850是面向未來的開放式標準。IEC61850的分層模式層間信號傳輸均由光纖以太網實現,站內信息描述和通信規約均按IEC61850標準實現。過程層與間隔層之間基于交換式以太網的數字通信方式在標準中稱為過程總線通信，間隔層與變電站層之間通信方式稱為站

23、級總線通信。 IEC61850的分層模式特點第32頁/共87頁IEC61850的分層模式與現有大多數變電站自動化系統不同，第33頁/共87頁第33頁/共87頁智能過程層設備過程層設備包括:電子式互感器實現電流電壓模擬量的數字化;合并單元將電子式互感器的數字信號匯總后分發給間隔層的保護和測控裝置;智能單元采集一次設備的狀態通過GOOSE網絡傳輸至間隔層的保護和測控裝置，同時接收間隔層的保護和測控裝置的命令對一次設備進行操作。智能開關設備包括智能斷路器、智能隔離開關及具有對主變相關部件進行數字化信息采集、控制等功能的智能操作箱。第34頁/共87頁智能過程層設備過程層設備包括:第34頁/共87頁電子

24、式互感器和合并單元電子式互感器主要由三部分組成:(1)一次結構主體，包括互感器罐體、變徑法蘭、絕緣盆子、一次導體等，互感器罐體接地，內裝三相電流電壓傳感器等部件。(2)一次傳感器，每相配置一個低功率CT、一個空芯線圈、一個同軸電容分壓器。低功率CT用于傳感測量用電流信號，空芯線圈用于傳感保護用電流信號，電容分壓器用于傳感電壓信號。(3)遠端模塊，遠端模塊也稱一次轉換器。遠端模塊接收并處理三相LPCT、空芯線圈及電容分壓器的輸出信號，遠端模塊輸出的數字信號由光纜傳送至合并單元。第35頁/共87頁電子式互感器和合并單元電子式互感器主要由三部分組成:第35頁常規互感器與電子式互感器比較常規互感器 電

25、流電壓經CT、PT轉換為二次模擬值，經電纜送經保護交流插件、AD采樣回路進入保護裝置;電子式互感器 電流電壓經電子式互感器的遠端模塊輸出數字值，經光纜送合并單元進入保護裝置。第36頁/共87頁常規互感器與電子式互感器比較常規互感器第36頁/共87頁合并單元功能 在數字化變電站中，互感器、保護以及斷路器之間復雜的導線連接被光纖代替，非常規互感器的輸出由模擬信號變為數字信號，并通過合并單元以多播方式發布到過程總線，保護單元、測控單元以及斷路器等從過程總線獲取采樣和控制信息(如跳閘信號。可見，合并單元在數字化變電站中具有重要的作用。概括起來，合并單元主要有四個功能: 第37頁/共87頁合并單元功能

26、在數字化變電站中，互感器、保護以及斷路器之合并單元功能(1)重新采樣。根據配置信息，對上述數據進行重新采樣。例如，IEC 61850規定合并單元輸出信號的采樣率有兩擋可調，80點/周波和256點/周波。(2)同步。利用外部時鐘如GPS)，給采樣數據打上時間戳，以實現全網的數據同步。 (3)將采樣數據轉換為符合IEC 61850標準的Ethernet數據幀，并發送到過程總線上。 第38頁/共87頁合并單元功能(1)重新采樣。根據配置信息，對上述數據進行重新第39頁/共87頁第39頁/共87頁智能單元的功能智能單元的功能包括:(l)斷路器操作功能(2)開入、開出功能 接收測控遙控分合及聯鎖GOOS

27、E命令，完成對斷路器和刀閘的分合操作， 就地采集斷路器、隔刀和地刀位置以及斷路器本體的開關量信號，具有保護、測控所需的各種閉鎖和狀態信號的合成功能，通過GOOSE網絡將各種開關量信息送給保護和測控裝置。第40頁/共87頁智能單元的功能智能單元的功能包括:第40頁/共87頁智能單元應具有信息轉換和通訊功能，支持以GOOSE方式上傳一次設備的狀態信息，同時接收來自保護測控等二次設備的G00SE下行控制命令，該部分上、下行信息實時性要求高;第41頁/共87頁智能單元應具有信息轉換和通訊功能，支持以GOOSE方式上傳一智能單元的特點采用高性能CPU和DSP、內部高速總線、智能I/0，硬件和軟件均采用模

28、塊化設計，靈活可配置，插件、軟件模塊通用，易于擴展和維護。采用全密封、高阻抗、小功耗的進口繼電器，減少裝置的功耗和發熱。出口繼電器經啟動DSP閉鎖，有效保證裝置動作的可靠性。配有兩個獨立的光纖GOOSE接口，支持實時GOOSE通訊。第42頁/共87頁智能單元的特點采用高性能CPU和DSP、內部高速總線、智能I第43頁/共87頁第43頁/共87頁數字化變電站通信網絡結構利用高速以太網構成變電站數據采集及傳輸系統，實現基于IEC61850標準的統一信息建模。第44頁/共87頁數字化變電站通信網絡結構利用高速以太網構成變電站數據采集現代高速通信網絡技術 網絡系統是數字化變電站的神經系統，其可靠性和實

29、時性直接決定了數字化變電站系統的可用性。對數字化變電站有重要影響的網絡技術主要如下。(1)交換式以太網技術。傳統以太網采用隨機的網絡仲裁機制CSMA/CD ，其傳輸不確定性是以太網進入實時控制領域的主要障礙。而交換式以太網具有微網段和全雙工傳輸的特性，從本質上為通信的確定性提供了保證，從而為數字化變電站中采用過程總線提供了技術基礎。 第45頁/共87頁現代高速通信網絡技術 網絡系統是數字化變電站的神經系統，其可站級PC遠動單元交換機保護設備測控設備保護設備測控設備交換機交換機合并單元智能執行單元合并單元智能執行單元 全站統一式網絡數字化變電站通信網絡結構第46頁/共87頁站級PC遠動單元交換機

30、保護設備測控設備保護設備測控設備交換機實時性問題電力系統信息傳輸的主要特點是信息傳輸有輕重緩急的不同，且應能實現時間同步，對于通信網絡應有優先級和滿足時間同步的要求。但縱觀現有商用網絡，較少能滿足這兩個要求。第47頁/共87頁實時性問題電力系統信息傳輸的主要特點是信息傳輸有輕重緩急的不現代高速通信網絡技術(2) IEEE 802.1P排隊特性。實時數據和非實時數據在同一個網絡中傳輸時，容易發生競爭服務資源的情況。IEEE 802.1P排隊特性采用帶IEEE 802.lQ優先級標簽的以太網數據幀,使得具有高優先級的數據幀獲得更快的響應速度。該技術使得數字化變電站中過程總線和變電站總線可以合并為同

31、一個物理網絡。第48頁/共87頁現代高速通信網絡技術(2) IEEE 802.1P排隊特性。現代高速通信網絡技術(3)虛擬局域網VLAN 技術。VLAN是一種利用現代交換技術，是將局域網內的設備邏輯地而不是物理地劃分成多個網段的技術。這樣，變電站中控制網段和非控制網段可以從邏輯上劃分，而不需依賴物理的組網方式以及設備的安裝位置，從而有效保證了控制網段的實時性和安全性。(4)快速生成樹協議(IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol)。傳統的以太網拓撲中不能出現環路，因為由廣播產生的數據包會引起無限循環而導致阻塞。環路問題依靠生成樹算法解決。快速生成樹協議使

32、算法的收斂過程從1min降低到110s。這樣，在變電站網絡中可以采用多種冗余鏈路設計，以保證網絡的可靠性。 第49頁/共87頁現代高速通信網絡技術(3)虛擬局域網VLAN 技術。VLANIEC61850標準 為適應變電站自動化和數字化技術的發展，1995年，國際電工委員會第57技術委員會(IECTC57)開始制定變電站通信網絡和系統規范體系IEC61850標準，目前該標準已成為變電站自動化領域統一的、權威的標準體系，是數字化變電站實現無縫通信和互操作性的基礎。第50頁/共87頁IEC61850標準 為適應變電站自動化和數字化技術的IEC 61850標準的主要特點（1）-信息及協議分層 變電站通

33、信網絡和系統協議IEC 61850標準草案提出了變電站內信息分層的概念，無論從邏輯概念上還是從物理概念上，都將變電站的通信體系分為3個層次:變電站層間隔層過程層并且定義了層和層之間的通信接口第51頁/共87頁IEC 61850標準的主要特點（1）-信息及協議分IEC61850將變電站自動化系統分成變電站層、間隔層、過程層，將每個物理設備分成由服務器和應用組成，再將服務器分層為邏輯設備(LogicalDeviee)、邏輯節點(LogiealNode)、數據對象(Dataobjeet)、數據屬性(DataAttributes),從從應用方面來看，服務器包含通信網絡和輸入/輸出接口(I/O);從通信

34、的角度來看，服務器通過子網和站網相連，每一個IED既可扮演服務器的角色，又可扮演客戶的角色。IEC 61850標準的主要特點（1）-信息及協議分層第52頁/共87頁IEC61850將變電站自動化系統分成變電站層、間隔層、過程第53頁/共87頁第53頁/共87頁 整個變電站對象從物理上可以看作由若干個一次設備和測量、控制、保護等二次設備構成，并通過網絡通信總線把設備互連起來的抽象系統。設備對變電站來說是抽象子對象，每個對象封裝了該對象所具有的屬性和操作方法，并通過外部接口供其他對象訪問。IEC 61850標準的主要特點（2）-采用了面向對象的數據統一建模第54頁/共87頁 整個變電站對象從物理上

35、可以看作由若干個一次設備和測量、控制如邏輯節點XCBR就是對斷路器對象的抽象。該邏輯節點封裝了斷路器的所有屬性，包括:斷路器開關位置控制Pos、操作次數OperCnt、操作源Loc(當地或遠方)等，以及斷路器操作服務setDaltaValue(設置開關位置)、GetDatavalue(獲取開關位置)、SBO(選擇執行)等。從物理上對斷路器的操作都是通過斷路器對象進行訪問，而不關心斷路器內部具體的組成及狀態。IEC 61850標準的主要特點（2）-采用了面向對象的數據統一建模第55頁/共87頁如邏輯節點XCBR就是對斷路器對象的抽象。該邏輯節點封裝了斷IEC 61850標準的主要特點（2）-采用

36、了面向對象的數據統一建模IEC 61850標準采用面向對象的建模技術，定義了基于客戶機/服務器結構數據模型。每個IED包含一個或多個服務器，每個服務器本身又包含一個或多個邏輯設備。邏輯設備包含邏輯節點，邏輯節點包含數據對象。數據對象則是由數據屬性構成的公用數據類的命名實例。從通信而言，IED同時也扮演客戶的角色。任何一個客戶可通過抽象通信服務接口（ACSI）和服務器通信可訪問數據對象，如圖所示。第56頁/共87頁IEC 61850標準的主要特點（2）-采用了面向對象第57頁/共87頁第57頁/共87頁統一的信息模型 IEC6185O標準中定義了大量的邏輯節點LN和公共數據類CDC，構成了變電站

37、自動化系統統一的信息模型。其中，邏輯節點LN是對變電站自動化功能的抽象，是最基本的功能單元，統一信息模型的意義在于為各種變電站自動化系統構造了統一的語義空間。抽象通信服務接口 抽象通信服務接口ACSI的意義在于，變電站自動化功能獨立于具體的底層通信一協議。第58頁/共87頁統一的信息模型第58頁/共87頁IEC 61850標準的主要特點（3）-數據自描述面向對象的數據自描述在數據源就對數據本身進行自我描述，傳輸到接收方的數據都帶有自我說明，不需要再對數據進行工程物理量對應、標度轉換等工作。由于數據本身帶有說明，所以傳輸時可以不受預先定義限制，簡化了對數據的管理和維護工作。IEC 61850標準

38、提供了一整套面向對象的數據自描述方法。（1）該標準定義了采用設備名、邏輯節點名、實例編號和數據類名建立對象名的命名規則。（2）IEC 61850通信服務標準采用面向對象的方法，定義了對象之間的通信服務，比如，獲取和設定對象值的通信服務，取得對象名列表的通信服務，獲得數據對象值列表的服務等。第59頁/共87頁IEC 61850標準的主要特點（3）-數據自描述面向IEC 61850標準的主要特點（4）抽象通信服務接口（ACSI）IEC 61850標準總結了變電站內信息傳輸所必需的通信服務，在IEC61850一7一2中，對類模型和服務進行了抽象的定義。設計了獨立于所采用網絡和應用層協議的抽象通信服務

39、接口（Abstract Communi-cation Service Interface，ACSI）， 通信服務分為:定義了諸如控制、獲取數據值服務; 定義了諸如GOOSE服務和對模擬測量值采樣服務等。第60頁/共87頁IEC 61850標準的主要特點（4）抽象通信服務接口（AIEC61850總結電力系統生產和運行過程的特點和要求，歸納出電力系統所必需的信息傳輸的網絡服務，應用抽象通信服務接口，它與具體的網絡應用層協議(如目前采用的MMS)獨立，與采用的網絡(如現采用的IP)無關。服務器和客戶之間通過ACSI服務實現通信，客戶通過ACSI服務實現對設備的訪問，其中服務器對象封裝了它的所有數據屬

40、性和服務，通過外部接口實現與客戶之間的數據交換。抽象通信服務接口ACSI的意義在于，變電站自動化功能獨立于具體的底層通信一協議。IEC 61850標準的主要特點（4）抽象通信服務接口（ACSI）第61頁/共87頁IEC61850總結電力系統生產和運行過程的特點和要求，歸納客戶通過ACSI，由專用通信服務映射（Specific Communi-cation Service Map，SCSM）映射到所采用的具體協議棧，如制造報文規范（ManufacturingMessage Specification，MMS）等。 ACSI服務通過特殊服務映射SCSM映射到OSI通信模型的應用層而實現設備數據的網

41、絡傳輸。SCSM將抽象通信服務映射到具體的通信協議棧，IEC6185O一5對變電站自動化系統中事件時間、傳輸時間、報文的類型和性能級均做了詳細定義。在IEC61850一8、9中選擇并定義了底層通信協議棧，以滿足上述性能要求。IEC 61850標準的主要特點（5）專用通信服務映射（ SCSM ）第62頁/共87頁客戶通過ACSI，由專用通信服務映射（Specific CoIEC 61850標準使用ACSI和SCSM技術，解決了標準的穩定性與未來網絡技術發展之間的矛盾，即當網絡技術發展時只要改動SCSM，而不需要修改ACSI。由于網絡技術的迅猛發展，更加符合電力系統生產特點的網絡將會出現，由于電力

42、系統的復雜性，信息傳輸的響應時間的要求不同，在變電站的過程內可能采用不同類型的網絡，IEC61850采用抽象通信服務接口，就很容易適應這種變化，只要改變相應SCSM，應用過程和抽象通信服務接口是一樣的，不同的網絡應用層協議和通信棧，由不同的SCSM對應。IEC 61850標準的主要特點（5）專用通信服務映射（ SCSM ）第63頁/共87頁IEC 61850標準使用ACSI和SCSM技術，解決了標準基于61850的變電站內通信系統框架模型 典型變電站自動化系統的通信系統框架模型如圖所示。選擇制造報文規范（MMS）作為應用層協議與變電站控制系統通信。所有IED中基于IEC 61850建立的對象和

43、服務模型都被映射成MMS中通用的對象和服務，如數據對象的讀、寫、定義和創建以及文件操作等。MMS對面向對象數據定義的支持，以太網通信標準和MMS結合，加之IEC 61850的應用描述，是將變電站自動化系統變成開放系統的一可能實現的途徑。第64頁/共87頁基于61850的變電站內通信系統框架模型 典型變電站自第65頁/共87頁第65頁/共87頁IEC61850一5所定義的報文類型和特性分類按照下圖所示進行映射。一類型1(快速報文)一類型1A(跳閘報文)一類型2(中等速度報文)一類型3(低速報文)一類型4(原始數據報文)一類型5(文件傳輸功能)一類型6(時間同步報文)第66頁/共87頁IEC618

44、50一5所定義的報文類型和特性分類按照下圖所示進第67頁/共87頁第67頁/共87頁映射模式 抽象的通信服務、通信對象及參數通過特殊通信服務映射(SCSM)映射到底層應用程序，其映射一般遵循MMS+TCP/IP+ISO/IEC802.3模式。 而SAV模型和GOOSE模型的報文傳輸映射實現比較特殊: 應用層專門定義了協議數據單元(PDU)協議經過表示層ASN.I編碼后，直接映射到數據鏈路層和物理層。這種映射方式的目的是避免通信堆棧造成傳輸延時，從而保證報文傳輸的快速性。第68頁/共87頁映射模式 抽象的通信服務、通信對象及參數通過特殊通信服務映射SAV模型和GOOSE模型IEC61850標準定

45、義了兩種抽象模型:采樣值傳輸(SAV)模型和通用的以對象為中心的變電站事件(GOOSE)模型。互感器向二次設備傳輸采樣值采用IEC61850一9一1或IEC61850一9一2；采樣值傳輸。一次設備和二次設備間交換1類性能要求(延時小于4ms)的開關量采用IEC61850的GOOSE服務;其他信息交換采用IEC61850一8；為滿足實時性要求，IEC61850一9一1、IEC61850一9一2和GOOSE服務均工作在數據鏈路層上，未使用TCP/IP協議。第69頁/共87頁SAV模型和GOOSE模型IEC61850標準定義了兩種抽象GOOSE報文GOOSE報文的傳輸是事件驅動的數據通信方式，發布者

46、(如保護設備)由事件(如線路短路故障)觸發后，從數據集中收集所需數據，然后通過發送緩沖區發送出去，它具有異步傳輸和隨機性特點，其報文傳輸的實時性和可靠性都很高。GOOSE報文的傳輸服務采用應用層經過表示層(經ASN.I編碼)后，直接映射到底層(數據鏈路層和物理層)，而不經過網絡層和傳輸層，并采用較先進的交換式以太網技術，使用IEEE802.IQ優先級標志/虛擬局域網技術，從而保證了報文傳輸的實時性。 GOOSE通信協議棧下圖。第70頁/共87頁GOOSE報文GOOSE報文的傳輸是事件驅動的數據通信方式，第71頁/共87頁第71頁/共87頁采用基于IEC61850標準的集成技術第72頁/共87頁

47、采用基于IEC61850標準的集成技術第72頁/共87頁采用基于IEC61850標準的集成技術利用抽象通信服務接口ACSI，在系統運行時動態查詢對方裝置或系統所能提供的功能服務采用基于IEC61850標準的集成技術，可以使自動化系統擺脫對具體底層通信協議的依賴，同時能夠滿足實時性的要求。第73頁/共87頁采用基于IEC61850標準的集成技術利用抽象通信服務接口數字化變電站信息安全分析 雖然基于IEC 61850標準協議建立起來的通信網絡體系結構在上層協議上是一致的，而且也大大提高變電站內設備的互操作性和互換性，但是協議的開放性和標準性同樣帶來一個重要的問題：二次系統的安全性問題。數字化變電站內由于各種智能電子設備的大量應用，變電站內運行、狀態和控制等數字化信息需要傳送，負責傳送這些信息的網絡通訊系統成為數字化變電站的重要平臺，因而，網絡可靠性直接關系著數字化變電站的良好運行。所以信息安全和網絡可靠性自然成為人們較為關注的兩個焦點。第74頁/共87頁數字化變電站