网络分析仪在智能站的作用

网络分析仪在智能站中的应用

1.1 传统变电站向智能站的变革

随着IEC 61850 通信建模标准的分阶段颁布实施和电子式互感器技术、智能开关技术、计算机网络通信技术的发展，以及国家建设坚强智能电网的战略发展规划的快速推进。变电站综自技术进入了数字化、智能化时代。数字化变电站的建成投产也为电网数字化建设奠定了基础, 在变电站发展历程史上具有划时代的意义, 是一次变电技术的革命。智能变电站相对于传统变电站有众多明显优势：

1、高性能通信网络采用统一的通信规约IEC 61850 , 提高了设备之间的互操作性，不需要进行规约转换, 加快了通信速度, 降低了系统的复杂度和设计、调试和维护的难度, 提高了通信系统的性能。数字信号通过光缆传输避免了电缆带来的电磁干扰, 传输过程中无信号衰减、失真。无L 、C 滤波网络, 不产生谐振过电压。传输和处理过程中不再产生附加误差, 提升了保护、计量和测量系统的精度。光电互感器无磁饱和, 精度高, 暂态特性好。

2、高安全性光电互感器的应用, 避免了油和sF 6互感器的渗漏问题, 很大程度上减少了运行维护的工作量, 不再受渗漏油的困扰, 同时提高了安全性光电互感器高低压部分光电隔离, 使得电流互感器二次开路、电压互感器二次短路可能危及人身或设备等问题不复存在, 大大提高了安全性。光缆代替电缆, 避免了电缆端子接线松动、发热、开路和短路的危险, 提高了变电站整体安全运行水平。

3、高可靠性，设备自检功能强, 合并器收不到数据会判断通讯故障或互感器故障而发出告警, 既提高了运行的可靠性又减轻了运行人员的工作量。采集器的电源由能量线圈或激光电源提供, 两者自动切换, 互为备用。

4、高经济性采用光缆代替大量电缆, 降低成本。用光缆取代二次电缆, 简化了电缆沟、电缆层和电缆防火, 保护、自动化调试的工作量减少, 减少了运行维护成本。同时, 缩短工程周期, 减少通道重复建设和投资。实现信息共享, 兼容性高, 便于新增功能和扩展规模, 减少变电站投资成本。光电互感器采用固体绝缘, 无渗漏问题, 减少了停运检修成本。¼数字化变电站技术含量高, 电缆等耗材节约, 具有节能、环保、节约社会资源的多重功效。

1.2 以太网技术在智能站的应用

IEC 61850使用以太网作为基本通信网络，变电站层与远方控制中心之间、变电站层与间隔层之间、间隔层与过程层之间分别通过基于以太网的远动网络、站级网络和过程网络交互信息。使测量、保护、控制、监测等不同专业真正实现信息共享。使不同功能可以方便地得到协调和集成，形成信息高度共享的变电站自动化系统。即基于以太网的变电站自动化系统。由于以太网具有标准化、灵活性、价格低廉、稳定可靠、通信速率高、软硬件产品丰富、应用广泛以及支持技术成熟等优点，在变电站自动化系统中，为各种特定功能构建的各自独立的专用网络将被全开放的以太网取代。以以太网技术为基础的新一代数字变电站已经成为发展中的新亮点。

1.3 变电站通信体系结构研究

1.3.1 IEC 61850 标准概述

1.3.2 变电站自动化系统层次结构

IEC 61850 标准将变电站自动化系统按功能和逻辑通信抽象为3 层体系结构:变电站层(第2 层)、间隔层(第1 层)、过程层(第0 层)。变电站自动化三层体系各自代表的功能为变电站层功能、间隔层功能、过程层功能，其相应的逻辑接口如下图所示

1.3.3 变电站设备与功能建模

IEC 61850 除了将变电站自动化系统分成变电站层、间隔层、过程层之外，每个物理设备（IED ）由服务器和应用组成，将服务器(Server)分层为逻辑设备(Logical Device)——逻辑节点(Logical Node)——数据对象(Data object)——数据属(Data attributes)，物理设备内包含服务器(Server)和应用。服务器包含逻辑设备，逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。逻辑节点是执行交换数据的最小功能单元。每个逻辑节点都是由它的数据和方法所定义的对象，多个逻辑节点共同协调工作，完成变电站的控制、保护、测量以及它的功能。这些节点可能分布在一个或多个物理设备(PD ，Physical Device)上。为了实现逻辑节点间的数据变换，逻辑节点间通过逻辑连接(LC ，Logical Connection)相连。如图2.2 所示。图2.2 中实现两个功能F1 和F2。F1 功能分解成5 个逻辑节点LN1、LN2、LN3、LN4、LN5；F2 功能分解成三个逻辑节点LN3、LN5、LN6。而在实际中这两个功能又由三个物理设备(IED)完成。如图2.2 第一个物理设备中含有三个逻辑节点，第二个设备中含有两个逻辑节点，第三个设备只有一个逻辑节点。它们之间的连线表示它们之间的通信联系。

功能分解示例

1.3.4 变电站自动化通信建模与服务映射

IEC 61850 标准把通信技术本身和要实现的通信功能分开。因为通信技术发展过快，即使最新制定出的通信协议也不一定能代表出版时的最新技术。IEC61850 标准规定了变电站功能和设备模型的通信要求，区分所有功能和通信要求。同时为支持功能的自由配置，对功能作了适当分解，分解成相互通信的逻辑节点，而且IEC 61850 标准中列出了变电站各逻辑节点要交换的数据和性能要求。从信息抽象的角度来看，变电站的配置工作就成为定义变电站中的数据流向。IEC 61850 总结电力生产过程的特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，设计出抽象通信服务接口(ACSI)[40]，它和具体的网络应用层协议(例如目前采用的MMS)独立，和采用的网络无关。ACSI 中的抽象概念可以归纳为两个方面：第一，ACSI 仅仅建模了通信网路可视访问的实际设备（例如断路器）或功能，抽象出各种层次结构的类模型和它们的行为。第二，ACSI 从设备信息交换角度进行抽象，并且仅仅定义了概念上的互操作。具体的信息在SCSM 中定义。由于电力系统生产的复杂性，信息传输的响应时间要求不同，在变电站内需要采用不同的网络应用层协议和通信栈。不同的网络应用层协议和通信栈，只要改变相应特定通信服务映射（SCSM）[43-45]便可完成。不同的网络应用层协议和通信栈，由不同的SCSM 对应。特定通信服务映射定义了采用特定通信栈如何实现服务和模型，映射和采用的应用层定义通过网络交换数据的语法（具体编码）。SCSM 作为中间层提供抽象应用层所不支持的功能并将抽象应用层的抽象服务映射为实际的服务。无论是变电站总线还是过程总线，IEC 61850 都提供了相应的特殊通信服务映射。

SCSM弥补了ACSI 提供的功能与所采用的应用层提供的功能之间的差距。ACSI、SCSM 与