变电站网络安全监测汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇变电站网络安全监测范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

篇（1）

保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响，通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。广域后备保护系统由于其具有智能决策功能，可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息，利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线，将主保护功能由原集控室下放到设备单元内，使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。

1.2通信配置

在通信配置这一方面，智能变电站与传统变电站的差别不大，但是就其发展而言，数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3计量配置采用三态数据为预处理数据的计量模块，进行误差量溯源实现现场检验和远程检验。根据计量模块所具有的通信优势，促进变电站与大用户之间的互动，进行信息采集与资源的优化配置，促进各个智能化电网环节的协调运行。

2智能变电站二次系统设计方案及应用

2.1系统构成

过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1）网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的发生。

2）应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3）过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4）合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

篇（2）

0引言

当前，数字化技术已成为科学发展的前沿技术，变电站数字化对进一步提升变电站综合自动化水平将起到极大促进作用。数字化变电站是一个不断发展的概念，目前它是由电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信规范基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

随着2006年1月8日，我国的第一座完整意义上的数字化变电站―一云南省曲靖市翠峰110kV数字化变电站通过鉴定验收。该变电站的落成填补了我国在数字化变电站建设中的多项空白，也为国内电力系统的数字化建设迈出了重要的一步。国内部分省市已经开始进行试点建设，积累经验，为大规模推广奠定基础。可以预见，数字化变电站是大势所趋，是未来变电站模式的发展方向。

1数字化变电站基本概念

作为现代化变电站，数字化变电站指的是变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作。

数字化变电站的优点有：数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能，主要特征有：数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议(IEC61850)、实时数据传输(G00SE)等。

在数字化变电站中，自动化系统的结构在物理上可分为2个部分，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次，根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

在数字化变电站中，其主要的核心技术体现在电子式互感器以及IEC61850标准的应用上。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础。与传统的电磁式电流互感器相比，电子式互感器无绝缘油，不会有安全隐患;无铁芯，无铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象;测量带宽和精度高;体积小、重量轻、运行时无噪音，高电压等级时性价比好;二次系统无电流，不存在TA开路的问题;数字化通信，可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了巨大的革命性影响。

IEC61850标准比起以往的电力系统规约，无论在标准制定思想和结构定义上都有了很大的进步。比如标准规范一致性，IEC61850标准在MMS的基础之上建立了一套适用于电力系统的通用通信接口ACSI，符合IEC61850标准的各个厂家产品可以非常方便的实现互操作。 在IEC61850标准中，它的每个数据都是自带名字和数据类型，为了防止传统规约中使用点号和数据包类型号带来的混淆;规约调试的工作量减少，因此，IEC61850特别强调一致性测试，理想情况下各个不同厂家装置及后台系统可以无缝组网。

2 数字化变电站建设设计常见问题

2.1 技术层面问题

(1)电子式互感器带来的相关问题

根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器(又称为Rogowski线圈)及低功率型电流互感器3种。由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难，现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元，低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电，将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管，通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面，需要关注以下问题:互感器的安装位置，合并单元的配置方案，各个二次设备如何共享数字信号，差动保护(变压器、母线、线路等)采样数据的同步，数字化过程层设备的测量精度，多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。

(2)支持IEC61850标准中存在的问题

国外实现IEC61805的变电站层和间隔层部分规约已经实现，功能也已相当完整。由于制定IEC61850时，具体的保护功能和类型是按照欧美的标准及习惯制定的，国内使用的保护功能和方法与其有一定的差异，完整实现站层和间隔层部分规约包括GOOSE时，由于存在网络冲突，可能会造成GOOSE报文的延迟;而且目前国内高压保护全部是双重化配置，当双套保护同时动作的时候，会同时发送紧急事件报文，此时可能会发生冲突。因此国内急需建立一个完整全面的IEC61850数字式设备测试环境，从科研试点的角度出发，数字化变电站中有必要配置专用的网络分析仪。网络分析仪主要用于详细记录网络上的报文信息，实现检索、排序、分类等基本数据统计功能和针对IEC61850标准的高级报文分析功能。目前，国外有一些分析MMS报文和GOOSE报文的软件，但价格昂贵而且长期运行稳定性差。

(3)其他技术层面的一些问题

除了以上两大核心技术面临的挑战外，其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构，操作箱数字化的配置，时间同步和闭锁功能的实现，智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善，网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中关注的焦点问题。

2.2 安全层面问题

先前的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同，因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上，供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言，安全问题尤其突出。因此，可以尝试从两方面着手。

(1)物理安全性方面

一种方法是采用虚拟网技术。VLAN(虚拟网络)技术，即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域(即VLAN)，使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。这样就可以实现电网的运行数据以及各种调度信息存储于不同的节点，降低了人为破坏或者自然灾害的风险。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能DAI(DistributedArtificiallntelligence)研究的前沿领域，是由多个智能体组成的系统。这种方法的基础与上一措施相同，都是分布式网络。不同的是，多智能体技术赋予每一个受监控点一定的决策及协调能力。这样就比单纯的分布式网络更为灵活，并且安全系数更高，通过策略库，可以应对出现的复杂的情况。

(2)软件安全性方面

对于变电站网络安全体系主要有以下两种方法：一是采用数字签名技术，因为数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息(遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等)应用数字签名。二是采用防火墙技术，因为在互联网上广泛应用的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间，通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。而且这种措施还可以根据实际情况采用不同的安全等级策略，方便灵活。数字化变电站的信息安全防护是整体的、动态的过程，同时也是多种技术的总和。应当综合考虑变电站的网络安全策略，建立起一套真正适合变电站的网络安全体系。

3 数字化变电站变电运行时的一些问题

基于IEC61850通信协议的数字化变电站引起了一、二次设备的变革，也必将给变电运行及检修工作带来新的挑战。

3.1 智能开关的调试技术

数字化变电站的一项关键技术就是智能开关的使用，因此，智能开关的性能直接关系到数字化变电站的操作智能型。智能开关的调试要考虑两方面因素:一是物理性能，如绝缘性能，机械灵活程度等;二是二次设备配合度，即要满足精密二次设备监视、控制及信息传输速度的需要。

3.2 间隔层的改造

由于数字化变电站中的继电保护是直接以数字量输入和输出的，内部无需A/D转换过程，因此就抛弃了以往的笨重的A/D转换设备，新式校验设备更加轻便小巧易于携带;更重要的是将不再直接检测高强度的模拟量，提高了检测人员和设备的安全系数。其次，由于数字化变电站的继电器可以进行暂态检测，因此数据可以常备常新，随时检测，更准确迅速地反映电能参数的变化和异常，因此与以前的稳态校验在校验方法上大大不同。

3.3 传统变电站与数字化变电站故障分析及排查

传统变电站与数字化变电站有个很大的区别是内部连接方式的不同。传统变电站主要是靠复杂的二次电缆群传递模拟信号，因此误操作的概率较大，而数字化变电站的过程层与间隔层之间、间隔层与变电站层之间都是通过光纤以太网相连接，网络内部通过自我检测的方式进行故障排查，方便快捷且不易出现误操作。数字化变电站在早期检测方面也有了一个突破，即将新型传感器和计算机配合使用，连续自我检测和监视开关设备的一次和二次系统，在缺陷变为故障之前发出预警提示，及早解决，尽可能减小损失。但是，目前尚无一个符合实际的预警标准，如何制定出精确的临界值是其中的难点。通过以上的分析不难看出，数字化变电站的运行工作比传统变电站简单方便，也对变电运行提出了新的挑战。作为运行单位必须及早着手准备，加快人才培养，加快对新设备、新技术的消化和吸收，以便积极应对。

4 传统型变电站升级改造

数字化变电站具有更加灵活，更加方便的调控手段，也具有更高的安全性和稳定性。这种技术将在以后的电力系统中得到普及。但是已建成的大量传统变电站的整体一次性升级必将产生沉重的经济负担，因此，建议通过以下几个措施逐步升级传统型变电站。

4.1 变电站层的改造

若变电站内与控制中心都支持IEC61850标准，可以抛弃101、104直接采用IEC61850与IEC61970完成升级;否则需进行规约转换，即在变电站层实现IEC61850与101、104的网关。具体工程则应根据各个变电站的实际情况而定。

4.2 间隔层的改造

(1)针对不同厂家进行设备升级。

(2)根据新的布局情况转换网关的通信服务。

(3)完成原始数据到新逻辑保护接点的映射。如图1所示

篇（3）

1数字化变电站基本概念

作为现代化变电站，数字化变电站指的是变电站内一次电气设备和二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据模型和数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间信息共享和互操作。

数字化变电站的优点有：数据共享、信息全面、安装、运行、维护、升级方便、底层数据格式相同、设备成本低、便于提供先进的应用功能，主要特征有：数字化的TV/TA、二次设备、开关设备、无缝通信协议、实时数据传输等。

在数字化变电站中，自动化系统的结构在物理上可分为2个部分，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为3个层次，根据IEC关于变电站的结构规范，将变电站分为3个层次，即变电站层、间隔层以及过程层。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

在数字化变电站中，其主要的核心技术体现在电子式互感器的应用上。电子式互感器的应用是数字化变电站发展的核心与基础。与传统的电磁式电流互感器相比，电子式互感器无绝缘油，不会有安全隐患;无铁芯，无铁磁共振、磁滞效应及没有磁饱和现象;测量带宽和精度高;体积小、重量轻、运行时无噪音，高电压等级时性价比好;二次系统无电流，不存在开路的问题;数字化通信，可以通过网络实时监测互感器工作状态。这些优点为传统的变电站带来了巨大的革命性影响。

2 数字化变电站建设设计常见问题

2.1 技术层面问题

(1)电子式互感器带来的相关问题

根据IEC标准，从测量原理分类，电子式电流互感器包含了光学电流互感器、空芯电流互感器及低功率型电流互感器3种。由于在光学电流互感器的温度稳定性研究方面遇到的困难，现阶段实用化的高压电子式电流互感器主要是以空芯线圈为传感单元，低压侧的半导体激光器通过供能光纤给高压侧的调制电路供电，将高压侧的含有被测电流信息的电压信号转换成数字信号驱动发光二极管，通过信号传输光纤以光脉冲的形式传输至低压侧。在电子式互感器应用方面，需要关注以下问题:互感器的安装位置，合并单元的配置方案，各个二次设备如何共享数字信号，差动保护采样数据的同步，数字化过程层设备的测量精度，多个过程层接口的保护测控设备的应用等如何解决。

(2)其他技术层面的一些问题

除了以上两大核心技术面临的挑战外，其他技术层面如数字化变电站通信网络的拓扑结构，操作箱数字化的配置，时间同步和闭锁功能的实现，智能开关耐压等级及短路电流开断能力的完善，网络环境下传输延时不确定等已经成为数字化变电站建设中关注的焦点问题。

2.2 安全层面问题

先前的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，由于硬件平台和逻辑结构都与外界不同，因此具有较高的安全性。而开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上，供应商都能开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于要求高可靠性和安全稳定性的电力系统而言，安全问题尤其突出。因此，可以尝试从两方面着手。

(1)物理安全性方面

一种方法是采用虚拟网技术。VLAN技术，即将一个物理的LAN逻辑地划分成不同的广播域，使每一个VLAN都包含一组有着相同需求的计算机工作站。这样就可以实现电网的运行数据以及各种调度信息存储于不同的节点，降低了人为破坏或者自然灾害的风险。另一种方法是采用多智能体技术。多智能体是分布式人工智能研究的前沿领域，是由多个智能体组成的系统。这种方法的基础与上一措施相同，都是分布式网络。不同的是，多智能体技术赋予每一个受监控点一定的决策及协调能力。这样就比单纯的分布式网络更为灵活，并且安全系数更高，通过策略库，可以应对出现的复杂的情况。

(2)软件安全性方面

对于变电站网络安全体系主要有以下两种方法：一是采用数字签名技术，因为数字签名是基于保密算法的程序式安全措施。它的安全程度取决于算法的复杂和精准程度。数字化变电站可考虑对变电站运行信息(遥控信息、遥调信息、保护装置和其他安全自动装置的整定信息等)应用数字签名。二是采用防火墙技术，因为在互联网上广泛应用的防火墙技术可以在有数据沟通的终端之间，通过TCP/IP协议完成对数据流的安全保护。数字化变电站的信息安全防护是整体的、动态的过程，同时也是多种技术的总和。应当综合考虑变电站的网络安全策略，建立起一套真正适合变电站的网络安全体系。

3 数字化变电站变电运行时的一些问题

3.1 智能开关的调试技术

数字化变电站的一项关键技术就是智能开关的使用，因此，智能开关的性能直接关系到数字化变电站的操作智能型。智能开关的调试要考虑两方面因素:一是物理性能，如绝缘性能，机械灵活程度等;二是二次设备配合度，即要满足精密二次设备监视、控制及信息传输速度的需要。

3.2 间隔层的改造

由于数字化变电站中的继电保护是直接以数字量输入和输出的，内部无需A/D转换过程，因此就抛弃了以往的笨重的A/D转换设备，新式校验设备更加轻便小巧易于携带;更重要的是将不再直接检测高强度的模拟量，提高了检测人员和设备的安全系数。其次，由于数字化变电站的继电器可以进行暂态检测，因此数据可以常备常新，随时检测，更准确迅速地反映电能参数的变化和异常，因此与以前的稳态校验在校验方法上大大不同。

3.3 传统变电站与数字化变电站故障分析及排查

传统变电站与数字化变电站有个很大的区别是内部连接方式的不同。传统变电站主要是靠复杂的二次电缆群传递模拟信号，因此误操作的概率较大，而数字化变电站的过程层与间隔层之间、间隔层与变电站层之间都是通过光纤以太网相连接，网络内部通过自我检测的方式进行故障排查，方便快捷且不易出现误操作。数字化变电站在早期检测方面也有了一个突破，即将新型传感器和计算机配合使用，连续自我检测和监视开关设备的一次和二次系统，在缺陷变为故障之前发出预警提示，及早解决，尽可能减小损失。但是，目前尚无一个符合实际的预警标准，如何制定出精确的临界值是其中的难点。通过以上的分析不难看出，数字化变电站的运行工作比传统变电站简单方便，也对变电运行提出了新的挑战。作为运行单位必须及早着手准备，加快人才培养，加快对新设备、新技术的消化和吸收，以便积极应对。

4 传统型变电站升级改造

数字化变电站具有更加灵活，更加方便的调控手段，也具有更高的安全性和稳定性。这种技术将在以后的电力系统中得到普及。但是已建成的大量传统变电站的整体一次性升级必将产生沉重的经济负担，因此，建议通过以下几个措施逐步升级传统型变电站。

4.1 变电站层的改造

若变电站内与控制中心都支持IEC61850标准，可以抛弃101、104直接采用IEC61850与IEC61970完成升级;否则需进行规约转换，即在变电站层实现IEC61850与101、104的网关。具体工程则应根据各个变电站的实际情况而定。

4.2 间隔层的改造

(1)针对不同厂家进行设备升级。

(2)根据新的布局情况转换网关的通信服务。

(3)完成原始数据到新逻辑保护接点的映射。如图1所示

。图1 间隔层升级

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引言

变电站是电力系统中的―个重要环节，它的运行情况直接影响到电力系统的可靠、经济运行。变电站自身运行的情况，在一定情况下取决于二次设备的工作性能。想要提高变电站自身运行的经济性和可靠性，就需要不断提高变电站的自动化管理水平，最终实现变电站的自动化运营模式。变电站自动化是在微机运动技术和微机保护的基础上，采集变电站的脉冲量、模拟量、开关状态量及非电量信息，然后经过功能重组，通过预定程序，实现变动站的自动化监视、协调、测量，最终实现信息数据的自动化采集、共享，让变电站运行变得更加安全可靠。

1 变电站综合自动化系统现状

变电站自动化系统的功能多种多样，其中基本功能有信息采集、数据处理、数据监测、开关操控、同其它自动化设备进行信息的交换及与调度控制中心进行通信等。目前，变电站自动化系统主要有三种结构类型。

1.1 集中式

所谓集中式变电站自动化系统是指通过拓展不同计算机的接口，实现变电站数字量、脉冲量、开关量、数字量、模拟量等信息数据的集中采集与处理，然后通过信息处理实现微机控制和微机保护功能。这种集中式的变电站系统具有结构紧凑，体积较小，占用面积小，造价低等特点，一般适用于小规模的变电站，但其缺点是运行可靠性不足，组态不够灵活。

1.2 分散与集中相结合

分散与集中式的变电站自动化系统属于常用型系统，此类系统主要是将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路和主变压器保护装置等采用集中组屡的系统结构。

1.3 全分散式

全分散式变电站自动化系统主要是利用一次主设备安装单位，例如变压器、开关、目前等，然后将封闭、控制、保护、砌等单元分散，然后将其安装在一次主设备上。站控单元通过串行口与各一次设备相连，并与管理机和远方调度中心通信。

2 变电站综合自动化运行管理

2.1 系统的安全稳定运行管理

（1）系统备份运行管理

虽然自动化系统具有较大信息量处理的能力，但自身也存在不足和缺陷，它的运行需要稳定的网络和安全的计算机系统，一旦计算机发生故障就可能引起整个系统的瘫痪，并且难以进行有效恢复。针对此种问题，要做好两方面的工作，首先要对自动化信息数据进行备份，防止数据因意外情况丢失，其次要做好数据库的备份工作，另外对自动化信息系统要进行定期维护，最后做好系统崩溃的防备工作，一旦系统瘫痪要采取备用方案。

（2）网络安全管理

对于变电站自动化系统而言，网络安全显得尤为重要，一旦网络受到攻击或者受到病毒干扰，就会应道了整个监控系统的正常运行，针对网络安全问题，要建立独立的自动化网络系统，并定期定时对网络进行安全维护。

2.2 运行中存在的问题

（1）综合自动化变电站新建、扩建间隔工作复杂变电站综合自动化系统，因综自系统资源缺乏，软件设计不够成熟；如果变电站进行扩建或者新建，那么就需要考虑数据库的修改变动，即使对数据库进行修改，修改后也可能会出现变电站综自系统难以正常实现逐一对点工作，对其综自系统自身也会产生不利影响，因此，不论是在重建还是扩建变电站时，都要考虑到综自系统安装的一次性到位。

（2）备品、备件缺乏。对于正常运行的自动化系统，要求其二次设备备件、备品都要同型号、同软件版本号，这就在一定程度上导致了备件、备品的不足，因此在进行变电站的建设时要充分考虑到备件、备品的使用情况。

（3）综自系统设计存在部分缺陷。因为变电站综自系统尚处于技术发展阶段，因此其稳定性较差，在系统使用过程中容易出现设备损坏，系统瘫痪等状况，针对这种情况就需要在综自系统使用方面采用双网、主备系统设计模式。

3 变电站综合自动化系统发展趋势

3.1 整个系统的数字化、集成化、规范化

目前，变电站正朝着数字化、规范化、集成化、标准化方向发展，随着信息技术的快速发展和集成电路的广泛运用，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化。高端的集成化系统能够让数据储存、装置通信以及数据处理功能变得更强，同时也能够有效的降低成本，减少故障，实现高效的运营管理。数字化是指变电站自动化系统的整体数字化、信息化以及与电力整体的协调操作。随着变电站一次设备的智能化，如智能开关设备、光电式电压和电流互感器和各类智能电子装置的智能化，进一步的推动了变电站数字智能化的发展，有利于进一步优化和改进现有控制和保护功能。变电站自动化系统将逐步向产品标准化方向发展。

3.2 从集中控制、功能分散型向分层网络型发展

传统的保护、远动和站级监控，故障录波等设备是按功能分散考虑的。趋势是从一个功能模块管理多个间隔单元，向一个模块管理一个间隔单元发展，实现地理位置上的高度分散。

在这种情况下，及时系统发生故障，也会降低对变电站的影响，这也是由功能模块自身的适应性、独立性决定的，LAN局域网在计算机系统运用中较为广泛，能够很好的适应变电站自动化系统，通过引入此类技术可以将所有智能装置进行连接，可以有效的实现对现场的监控管理和协调控制，能够实现对变电站网络的安全监控管理。

3.3 遥视系统的应用

遥视系统是指通过电子监控设备将图像视频远距离的传输到调度室或控制中心，让管理人员能够通过远距离监控，对变电站电气的运行环境及运行状况进行及时了解，确保变电站的运行安全。遥视系统已经广泛的运用在每个领域，从本质上讲遥视系统的图像属于图像获取系统，实现了图像信息分析与计算机视觉技术的有效结合，能够有效的实现变电站的图像信息智能处理，计算机视觉技术在变电站领域已成功应用的例子有指针式仪表表示值的自动检定、移动物体的自动识别报警和跟踪运行人员的操作过程。随着遥视技术的广泛运用以及不断发展，其在变电站领域显示出了良好的应用前景。

3.4 蓝牙技术的发展应用

蓝牙技术有效的将无线数据同语音通信进行结合，实现了信息的无线传输。它以无线连接为基础，为移动设备和固定通信环境建立了短程无线技术平台，解决了变电站布线难的问题，能有有效的降低变电站成本。无线蓝牙技术具有低成本、小功率、微型化的特征，适应了网络信息化的发展要求，蓝牙技术虽然处于起步阶段，但其优势已经逐步凸显，在未来发展具有广泛的应用空间。

4 结语

随着变电站自动化系统的广泛运用，以集控技术为基础的远程维护、故障诊断、实时监控功能的完善，为我们变电运行提供了一套全新的工作、管理模式。我们只有不断地总结工作中的经验与教训，以开拓进取、不断创新的精神，管好、用好变电综合自动化系统使电网更安全、更可靠、更经济的运行。

参考文献：

篇（5）

文章编号: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是国际电工委员会负责电力系统控制及其通信的相关标准的第57技术委员会(IEC TC57)制定的关于变电站自动化系统结构和数据通信的一个国际标准,目的是使变电站内不同厂家的智能电子设备(IED)之间通过一种标准协议实现互操作和信息共享,实现“一个世界、一种技术、一个标准”[1]。

在制定IEC 61850标准的过程中,美、德、荷兰等国都建有示范工程,而应用IEC 61850的数字化变电站技术是我国十一五重点研究课题,目的在标准制定和产品研发方面追赶国际先进水平。IEC 61850标准的正在我国电力系统普及发展,而符合IEC 61850标准的设备的开发,需要对标准的深刻理解与掌握,本文对IEC 61850的相关技术进行研究与讨论。

1 IEC 61850的内涵分析

1.1 IEC61850 技术特点分析

IEC 61850规约体系完善,相对于基于报文结构的传统规约,应用面向对象技术的IEC 61850有明显的技术特点和优势[2]。

(1) 系统分层技术:IEC 61850明确了变电站自动化系统的三层结构:变电站层、间隔层和过程层以及各层之间的接口意义。将由一次设备组成的过程层纳入统一结构中,这是基于一次设备如传感器、执行器的智能化和网络化发展。

(2) 面向对象的建模技术:为了实现互操作性,IEC 61850标准采用面向对象技术,建立统一的设备和系统模型,采用基于XML的SCL[3]变电站设备通信配置语言来全面的描述设备和系统,提出设备必须具有自描述功能。自描述、自诊断和即插即用的特性,极大方便了系统的集成,降低了变电站自动化系统的工程费用。

(3) 抽象服务通信接口技术:IEC 61850为实现无缝的通信网络,提出抽象通信服务接口(ACSI)[4],接口技术独立于具体的网络应用层协议,与采用何种网络无关,可充分适应TCP/IP以及现场总线等各类通信体系,而且客户只需改动特定通信服务映射 (SCSM),即可完成网络转换,从而适应了电力系统网络复杂多样的特点。

1.2 IEC 61850标准的本质内涵

作为下一代变电站的无缝通信标准,IEC 61850充分借鉴了变电站通信、计算机、工业控制等领域的长期经验[5]。在IEC 61850鲜明技术特点的背后,是IEC 61850与以往变电站通信标准的实质性差别,而理解IEC 61850的本质是应用IEC 61850的基础。

IEC 61850是变电站自动化通信标准,通信标准的本质目标是实现双方快速准确的理解相互传达与接收到的逻辑信息命令,并正确执行命令。由于各设备生产商生产的智能电子设备,可能采用不同的芯片、不同的硬件架构、不同的嵌入式系统,它们组成了一个复杂的异构环境系统,所以变电站中设备之间的通信是一个复杂的分布式信息交互问题。变电站设备要实现互操作实际就是解决如何在异构环境下实现数据交换的问题。IEC 61850标准制定的思路与以往IEC 60870等标准在解决信息表达与传输问题方面相比上存在着根本的区别,主要是借鉴了近些年来计算机解决异构环境领域的常用的ASN.1,XML等技术来解决变电站中的信息交互问题,因此IEC 61850标准的本质可以理解为是解决变电站中异构环境下数据交换问题的一个实现方案。

IEC 61850标准充分综合了ASN.1与XML两种技术的各自优势,利用ASN.1的二进制编码信息传输效率优势,用它作为主要的实时信息交互通信方式,利用XML直观与带自描述特性在XML 1.0版本的基础上推出了变电站配置语言SCL,用于描述变电站系统的结构与智能电子设备的能力及定义通信参数等。如图1所示。W2G组织提出了要将MMS映射到XML,采用XML技术来代替MMS协议中的ASN.1编码,所以ASN.1与XML两者正在不断的相互借鉴发展。

2 IEC 61850中XML配置的运用

2.1 基于XML的变电站配置

变电站配置描述语言(Substation Configuration Description Language,SCL)是IEC 61850规定的基于XML 1.0,利用其自描述特性主要用于智能电子装置能力描述和变电站系统与网络通信拓扑结构描述的语言[6]。IEC 61850-6部分规范了SCL语言规范了装置所含有的逻辑节点、数据集、报告控制块、站内连接方式、IP地址等通信配置等[7]。由于XML技术已经受到众多软件集成商如微软、IBM,SUN等的支持,开发人员可以方便的处理XML文档,对XML的处理独立于操作系统平台、编程语言等等[8]。因此采用SCL语言描述以后使得变电站系统集成变得更为简单,各厂商一致采用IEC 61850-6与IEC 61850-7对变电站的抽象模型框架提供的IED就可以通过各自的IED配置工具和系统配置工具通过对XML文档的解析、读取数据,进行配置信息的交互。各厂商对配置文件实现解析与处理过程可能不同,但采用了相同的变电站描述结构和相同的参数,最终就能相互理解,这是IEC 61850互操作性体现之一。

图1 IEC 61850标准中的异构信息集成技术

图2为一个变电站系统配置的最基本描述情况,SCL至少有以下几个元素,Header,Substation,Communication,IED,DataTypeTemplates。Header元素定义了SCL配置文件的修改历史记录版本号、修改的时间、修改的原因、何人最终修改等。

图2 系统配置文件的基本结构图

2.2 变电站配置的流程与技术

配置的主要流程如图3所示,配置的过程主要分为四步,首先是厂家提供的IED配置器工具将产生IED设备的ICD能力描述文件,然后传递到系统的子站端,根据系统的集成规范SSD以及系统端的配置器,生成系统端的描述文件SCD,再将SCD发送回IED的配置器,最终获得IED的配置文件CID。配置文件主要包含如何进行通信,在系统所处的位置的描述,相关的链接通信节点,以及报告节点、数据集设置等相关约定,同时ACSI到MMS映射的实现、MMS通信服务过程中需要借助CID配置文件,解析出其中相应的数据信息作为参数,比如GOOSE报文的接收端MAC地址。

图3 配置流程图

通过采用XML的配置可以实现装置的功能自动组合,装置内的程序可以通过直接修改配置文件而动态的改变装置所具有的功能,比如修改逻辑节点或者数据集等,从而实现装置侧的程序通用,对于厂家而言,可以实现一个通用的通信程序,然后根据具体特定装置功能需求,设计配置不同的XML文件即可实现不同装置的通信。最理想的IEC 61850通信程序(见图4)的明显优势在于:程序一次编译完成,可以只需要简单的修改配置文件就可以应用到各个装置设备中,综合自动化后台通过读取装置配置文件就可以自动创建数据库实现装置接入与生成。

图4 理想的IEC 61850通信程序

3 IEC 61850应用安全问题

IEC 61850的应用依赖于一个安全的网络环境。因此,当前电力系统在解决了信息异构集成问题后,突出面临的一个问题就是如何构造一个安全的网络通信系统,WG15已经开始专注于电力数据和通信安全领域,来保证电网的安全运行[9]。

电力系统安全防护重点在实时控制系统[10],IEC 61850标准在变电站分层中提出了过程层,并在这一层也采用以太网通信完全替代原来传统的硬接线方式。由于在过程层中诸如跳闸的GOOSE报文要求在4 ms内到达通信接收的另一端,与以太网在变电站层和间隔层相比需要保障更高的安全可靠性,因此,如何保障变电站内过程层网络的安全性问题比以往显得更为突出和重要。从应用安全的角度出发,基于IEC 61850的变电站通信系统应具备以下防御措施:

(1) 采用VPN技术解决端到端的数据安全问题。主要采用隧道技术、加解密技术、密钥管理技术、使用者与设备身份认证技术等四项技术来保证安全。通过安全策略和安全规则的制定,把网络划分成不同的安全区域,控制VPN通道内不同的安全区域之间的访问,可以进一步减少了内部窃听的风险和不安全因素,使网络的安全性得到进一步的提升。

(2) 采用SSL/TLS加密技术,对变电站通信系统中面向连接通信机制的服务器连接进行授权验证,在对象建模中对不同用户加入访问权限限制,并报告试图进行未授权下的访问操作。

(3) 采用SNMP(简单网络管理协议)来管理变电站通信网络,定期建立数据备份与实施冗余机制。

(4) 建立入侵监测防御措施,建立控制中心安全策略应对措施,基于IEC 61850的变电站通信系统控制中心应采取多层安全机制保证,当受到攻击时可以降低使用情况而不至于系统瘫痪。

除了以上从技术的角度应对电网安全问题外,还应注意人员的管理与安全意识、工程施工等与电网安全运行密切相关的因素。

4 结 语

IEC 61850标准作为未来国际变电站的统一标准,已经在逐步走向成熟。本文为了IEC 61850具体应用中IED设备开发的目的,对IEC 61850的技术特点进行了总结,首次提出IEC 61850标准是对异构信息进行集成的实质内涵,应用XML技术具体对IEC 61850中变电站的配置进行了研究和设计,包括系统配置文件的结构、配置的流程,得到了理想的IEC 61850通信程序模型;针对应用IEC 61850标准电力网络通信的安全问题提出了建议和策略。研究为开发符合IEC 61850标准的变电站通信系统提供了依据。在中高压综合自动化系统中,IEC 61850的性能与优势能得到更多的体现。IEC 61850标准可以有效地解决变电站内设备的互操作问题,作为一致公推的变电站标准必将给变电站自动化系统带来深远的影响。

参考文献

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中图分类号：TM762 文章编号：1009-2374（2016）02-0143-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.02.070

智能变电站是智能电网建筑的重要环节，按照国家对电网公司的编制等一系列智能变电站的技术规定，可以对变电站合并单元和智能终端、保护装置和测试控制等方面进行分析，对二次方进行整合；也可以优先采用故障录波方式进行研究，解决动态和报文工作；还可以通过一定整合对智能变电站进行分析，控制好测控装置，配合二次系统相关设备，对变电站进行一定维护和管理。

1 二次设备集成工程概况

国家电网公司海北500kV智能化变电站远期10回归线，安装2组主变压器，每组主要变压器压侧各装设有2组低压电抗器，500kV设2个继电器小室。按照远期分段可以分为两侧设置，主变可以设置一个小的电器小室，主要控制设置通信室，分为计算机室和控制室两种。二次设备配置主要是变电站全站的三层结构网络站控制，网络层面主要可以采用100M以太网进行控制，然后采用统一标准进行通信规定。每一个系统之间都要实现非常完全的操作，保护好这种方式，计量上要采用网络方式进行计算，二次设备主要是互感器和合并单元布置保护方式，还要利用智能化终端设置方式，测控装置独立进行配置，配置断路器可以设计气体密度，使用避雷器和对主变压器色谱进行检测装置。

2 互感器选择方式

随着光纤技术和光电子学原理的研究和发展，各种光学原理和电子互感器快速发展，和常规的电磁式互感器相互比较，可以对电子互感器进行诠释，对体积非常小的绝缘体结构进行简单的设置，和企业设置要进行相互结合。电子数字量要进行二次网络化输出，如果没有二次输出会导致危险，不能切断高压和测量一定范围，要对常规电流和电压进行相互比较，对实际运行的电子式要进行相互的需要完善，合理解决好问题，如果出现问题会直接影响到变电站的可靠性运行。经过对运行智能变电站分析，可以很好地对互感器进行分析，电子采集器故障要对电子故障进行类型的比例调整，还要对电子互感器进行分析，同时还要对电子互感器存在问题进行振动分析，电磁兼容问题要进行精度分析，对无源的电子式互感器要能够进行相互作用分析，对噪声和问题要进行可靠性分析。

3 对时方式研究

第一，国外进口装置常常会使用专为时钟传输制定的时钟码，每秒输出秒、分和小时的顺序排列时间信息可以进行一定排列工作，LRLG-B信号非常重要的有四种：直流偏置电平、正弦调制信号、电平方式和RS232电平方式。每一个码是10ms，一般主要是用于进口保护和故障录波器，还会应用于很多公司，CE公司保护、ABB公司保护、惠安公司自动化装置和故障录波器和西门子设备应用。IRLGL-B方式对时的优点就是不需要交换机，没有任何网络延时，任意的线缆断线故障只要影响到设备，都具有非常高的安全性和可靠性，都能达到一定精度，同时误差也会很小，但是这种技术也存在缺点，就是实现需要依靠单独接线，需要很多光纤和电缆进行系统应用，目前对国产产品的保护和故障录波器及二次设备主要都是使用IRLG-B对时信号。

第二，IEEEI1588的技术基础来源是AGILENT公司，主要定义就是一种网络化测量和控制系统，是一种精度非常高的系统技术，通常称为精密实践协议，能够达到和亚微米秒级的同步精度数据，协议定义的各类同步报文都是基于对用户对数据分析，尤其是适合于太网上实现，在实际工程中使用这种系统方案可以存在很多优缺点。IEEEI1588可以很好地消除分布式的网络化测控系统，各个测控设备的时钟误差数据在网络的传输会延迟，但是按照相关规范去策划和设计网络测控系统，就可以同步对时钟精度进行控制，从而有效解决分布网络化测控系统；还可以依据分布网络化系统都是需求制定精确时钟协议，利用这项技术设计集成分布，增加网络符合问题，实现整个系统高精度。同时利用这种开放和通用的精确同步技术，制造非常完善的设备，对不同智能电子设备实现时钟同步，最终实现网络总线数据传输能力和实现系统功能性提高。

IEEEI1588系统主要对时方式选择的是使用非常精确的分布式网络方案，但是这种系统同步技术在现阶段还处于初级阶段，主要存在设备厂家对系统不理解，会造成很多调试阶段性问题，需要做大量工作，还有就是同步与技术稳定性问题，需要进行长期运行测试。

4 对二次设备的网络架构

变电站主要的自动化系统采用的是开放式分层布局结构，逻辑上是使用站内控制，间隔层和过程层要进行网络设备配置。网络配置主要方案有三层结构，也就是三层结构和一个网络方式，将MMS网络、COOSE网络、SV网三个网络相互结合在一起，使得整个电站的设备和网络进行一定连接，任意智能设备之间都可以使用非常特别站进行一定控制。另一个设计就是三层两网的结构，可以将全部电站网络分为站内控制层网络和过程层两个部分，结构可以降低网络设备要求和提高对网络运行和维护工作，根据网络设备性能和运行维护要求可以将之前三网进行不同程度的组合，满足不同网络需要。对网络结构的选择主要就是使用三层一网结构和三层两网结构方式，将设备进行很好地优化和功能性整合，运行维护上发挥各自的网络优点。通过以前方式设计对三层一网结构可以最大限度地满足实现全球数据共享，并且变电站建设可以建设很多设备投入工作，但是整体信息交互比较困难，可以很好地降低对自动化系统的网络稳定性问题，还可以对网络安全性和可靠性进行实际运行统计，按照步骤进行分析和研究工作。三层两网结构和网络结构非常清晰，按照电压器等级可以划分为几个网段，最大限度地提高对自动化系统的安全性和可靠性分析研究工作。

5 变电站挑战方式分析

要能很好地保护好对直采直跳，采样值采用网络方式进行一定传输，还要保护好对网络分组建立，保护好装置的SV采样和跳闸过程交换机，通过对各种网络技术手段保护工作，合理地简化网络配置和光缆的连接方式，可以很好地减少保护装置问题，合并单元，通过智能终端等各种设备进行光口处理，保护网络采用网跳。

对跳闸方式的选择，要合理保护好直采直跳方案的优点，同时保护好采样和跳闸要不依赖于交换机，但是也存在一定缺点，就是保护采样值和跳闸是不能进行共享的，保护好装置合并单元和智能终端等装置需要具备多个光纤网络结接口，对功耗和体积增大都有一定影响，这种方案可以很好地保护采样以及跳闸可靠性和实时性问题。保护好网采样和网跳闸方案的优点主要就是对网络结构简单处理，对SV、coose、同步信息共网和运行简单维护，存在的缺点就是对交换机、合并单元、智能单元和测保等装置数据的处理能力要求非常高，对网络结构和交换机配置方式的要求也非常高，尤其是对故障录波器等设备的处理都需要多个百兆流量处理能力，还需要网络相关的技术和设备进行一定支持工作。

6 做好在线监测工作

在线监测主要是为了实现智能设备状态检修基础问题，为了更好地提高连续的检测数据分析，有效的在线监测系统可以随时掌握设备技术和现状问题，避免对突发性事故和控制渐发性事故问题，目的就是提高电压电气设备的利用率，有助于进行一定周期性和预防性维修，改善资产管理和设备寿命，加强故障原因分析。在线监测是智能变电站不可缺少的一项实际应用技术，但实际效果中却一直都没有达到预期。从各项的统计数据可以看出，主要原因就是设备可靠性还比较低，检测数据误差比较大，诊断结果精确度比较低，在经济上也存在很多问题，状态检测系统对一次设备运行安全性影响也是不能忽视的问题。

7 结语

综上所述，目前智能变电站的建设应该从设备安全性和可靠性进行指标衡量，同时还要兼顾设备的先进性和经济性。可以采用三层两网络结构方式，合理控制网络，所有的保护设备都要采用直接采样和直跳方式，测控、录波和计量采用网络方式。可以采用常规使用的互感器和合并单元方式，合并单元布置在用户内部进行保护工作，对电流和电压模拟要通过电缆接入方式，合并单元转换数字测控和光纤介入保护等二次设备方式，对智能终端也可以独立进行配置工作，布置在户外智能控制柜。合理保护和测控二次设备接入户，智能终端通过电缆接线完成一次设备控制和操作，另外就是采用测控装置独立配置方式，布置在用户内测控柜，要采用光纤方式进行接入。采用IRIG-B码对时接入方式，对户外智能终端主要就是采用光纤码接入方式，另外就是要采用非常独立的配置在线检测系统上，对后台主机和监控系统要实现通信并完成各种信息交换工作，最主要的就是设备好断路器SF，气体密度检测和变压器油色谱要实现监测和避雷器电流检测工作。

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电子式互感器的出现，克服了传统互感器绝缘复杂；重量重、体积大；CT动态范围小、易饱和；电磁式PT易产生铁磁谐振；CT二次输出不能开路等诸多缺点。电子式互感器绝缘简单；体积小、重量轻；CT动态范围宽、无磁饱和；PT无谐振现象；CT二次输出可以开路。

目前研究开发中的电子式CT、PT可分成两类：(1)基于ROGOWSKI线圈CT(电磁感应原理，但无铁芯)，电容（电阻、电感）分压式PT，先将高电压大电流变换成小电压信号，就近经A/D变换成数字信号后通过光缆送出给接收端，高压端电子设备需要供电，称为有源式互感器。（2）利用光学材料的电光效应、磁光效应将电压电流信号转变成光信号，经光缆送到低压区，解调成电信号或数字信号，用光纤送给二次设备。因高压区不需电源，称为无源型互感器。

110千伏翠峰数字化变电站更换的光电式互感器对保护性能的影响、新型计量系统的精度评估以及新老设备的兼容对整个运行体系都有着直接的影响，它标志着变电站自动化技术向数字化迈出了关键的一步，也为我国数字化变电站的推广、运用打下了坚实的基础。

二、开放式数字化的变电站综合自动化系统

1、智能化的一次设备

根据IEC62063:1999对智能开关设备的定义，它不但具有开关设备的基本功能，还具有在线监视、智能控制、数字化接口和开关的电子操作等一系列的高智能化功能。

一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路将采用微处理器和光电技术设计，简化常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络要取代传统的导线连接。变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。传统控制模式和新模式对比如下图所示：

根据上图：110千伏变电站在改造过程中，采用了把传统开关端子箱通过加装智能单元的形式，改造为智能开关下放到开关柜，这样既降低了造价又提高了安全性；变压器端子箱配置智能单元，各种信息通过光缆与控制室相连。不但大大节省了电缆、节约了占地，而且缩短了投运周期和互感器的电气距离，更重要的是优化了控制回路。

2、网络化的二次设备

二次设备的网络化，是适应电子式互感器的应用和智能化一次设备的需要，更重要的是适应IEC61850通信规范的需要。

变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

110千伏翠峰变电站的通信网络的改变，使监控、在线检测、五防、VQC和保护等信息传输方面也由原来的点对点对接实现了信息的共享。

3、IEC61850标准的应用

IEC61850是基于网络通信平台，将电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化进行无缝连接的唯一的自动化国际通信标准，不但规范了保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口。

(1)开放式数字化变电站自动化系统的结构分层

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；而在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC61850通信协议定义，这三个层次分别称为“过程层”、间隔层”、站控层”。

如上图定义了变电站层、间隔层和过程层，并定义了3层间的9种逻辑接口：

(2)开放式数字化变电站自动化系统的设备模型和信息模型

IEC61850中，每个物理装置由服务器和应用组成，服务器(server)分为逻辑装置(logicaldevice)－逻辑节点(logical－node)－数据对象(dataobject)－数据属性(dataatributes)；从应用方面来看，服务器包含通信网络和I/O。从通信的角度来看，服务器通过子网和站网相连，每1个IED(智能电子装置)既可扮演服务器角色也可扮演客户的角色(如下图所示)。

这种分层，需要有相应的抽象服务来实现数据交换。这就是IEC61850的另一个特点：抽象通信服务接口(ACSI)，它独立于具体的网络应用层协议(例如目前采用的MMS)和采用的网络(例如现在采用的IP网络)无关。ACSI服务有服务器模型、逻辑装置模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型(如下图所示)这样提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备都用同一种方法进行访问。这种方法可以用于重构配置，很容易获得新加入的设备的名称和用于管理设备的属性。

(3)开放式数字化变电站自动化系统的通信服务映射

IEC61850在两个方面进行了标准化的工作，一是抽象通信服务接口，二是特殊通信服务映射。特殊通信服务映射(SCSM)定义的是这些对象和服务向网络层的映射。按照应用的网络层协议不同，映射方法也各不相同，由IED供应商自己定义，但是IED的抽象通信服务接口是相同的。通信服务映射的层次如下图所示：

<1>间隔层与变电站层的网络映射

在IEC61850-7-2、-7-3、-7-4中定义的信息模型通过IEC61850-7-2提供的抽象服务实现不同设备之间的信息交换。为了达到信息交换的目的，IEC61850-8-1部分定义了抽象服务到MMS的标准映射，即特殊通信服务映射(SCSM)。如果采用的网络类型有变化，这时只要改变相应的特定通信服务映射(SCSM)就可以了，而无需改变上层的任何内容，IEC61850采用的ACSI很容易就适应这种变化，大大提高了网络适应能力。

在IEC61850-8-1中定义的特殊通信服务映射SCSM就是将IEC61850-7-2提供的抽象服务映射到MMS以及其它的TCP/IP与以太网。在IEC61850-7-2中定义的不同控制模块同SCSM被映射到MMS中的各个部分（如虚拟制造设备VMD、域DOMAIN、命名变量、命名变量列表、日志、文件管理等），控制模块包含的服务则被映射到MMS类的响应服务中去。通过SCSM，ACSI与MMS之间建立起一一对应的关系，ACSI的对象（即IEC61850-7-2中定义的类模型）与MMS的对象一一对应，每个对象内提供的服务也一一对应。

<2>间隔层与过程层的网络映射

ACSI到单向多路点对点的串行通信连接用于电子式CT和PT，输出的数字信号通过合并单元(MergingUnit)传输到电子式测量仪器和电子式保护设备。IEC61850-7-2定义的采样值传输类模型及其服务通过IEC61850-9-1定义的特殊通信服务映射SCSM与OSI通信栈的链路层直接建立单向多路点对点的连接，从而实现采样值的传输，其中链路层遵循ISO/IEC8802-3标准。

IEC61850-9-2定义的特殊通信服务映射SCSM是IEC61850-9-1的补充，目的在于实现采样值模型及其服务到通行栈的完全映射。IEC61850-7-2定义的采样值传输类模型及其服务通过特殊通信服务映射SCSM，在混合通信栈的基础上，利用对ISO/IEC8802-3过程总线的直接访问来实现采样值的传输。

三开放式变电站综合自动化系统的安全问题

由于原来的SCADA和其他的控制系统都是一个独立系统，是厂家的专有产品。它们的安全性来自于它们的硬件平台和逻辑结构与外界不同。开放式变电站综合自动化系统基于开放的、标准的网络技术之上。所有的供应商都可以开发基于因特网的应用程序来监测、控制或远方诊断，但是带来的问题是可能导致计算机控制系统的安全性降低。对于电力系统这样一个要求高可靠性和安全稳定性的系统而言，安全问题尤其突出。因此对于开放式变电站综合自动化系统的具体设计和实施而言安全问题十分重要。

可采用的技术措施分为两类：加密技术与防火墙。

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引言

随着我国社会和经济水平的不断提高，在供电质量方面的要求也越来越高。在资源大量消耗的现状下，如何通过可再生资源，更好的为社会提供稳定、安全、可靠的电力，是目前我国电力行业的核心目标。随着我国的电力行业的不断发展，同时也面临着大量的机遇和挑战。大容量的发电厂往往和负荷中心的距离较远，需要进行远距离的高压输送，提高了出现故障的几率，从而导致大规模停电的产生。全球发生的多例大规模停电事件也让人们开始关注电力系统的稳定性。在现代科学技术的发展下，通信技术、计算机技术等逐渐也开始应用在电力系统中，提出了智能电网理念，可以有效保证电力输送的稳定性和安全性，更好的为社会服务。

一、智能变电站结构

1.1智能变电站和智能电网

智能变电站和智能电网之间有着密不可分的联系，可以说智能电网中包括了智能变电站。智能变电站的设计是建立在智能电网的基础之上的，智能变电站的存在保证了智能电网的数字化、智能化、互动化等多项特点，是实现智能电网的重要保证，主要体现在以下几个方面：

第一，支撑智能电网。智能变电站有着统一的标准和信息模型，可以保证智能电子设备的互动性，为智能电网的信息化奠定基础。智能变电站要建立在数字化的前提下，有着性能优良、抗干扰能力强的特点，并具备自我检测和诊断的能力。通过以太网交换技术，能够确保智能电网的精确度，使数据能准确、快速的传输，为智能电网提供数据基础。通过稳定智能变电站中的电子设备完成动态数据、稳态数据和暂态数据的采集与处理工作，提高智能电网的数据处理能力。第二，加强全网联接。变电站是智能电网能量传递的重要枢纽，因此智能变电站的存在能保证电网中各个节点的有效连接。当智能电网中发生事故时，可以进行有效的控制，并提高电网的事故预防能力，保证电网的稳定性[1]。第三，高电压等级的智能变电站能够满足智能电网中对高压输电网架的要求。根据我国的实际情况，智能电网中的主要输电网架都是高压线路，必须要通过高电压等级的智能变电站进行调节，能够解决高电压线路中大容量点电能传输所存在的问题，保证我国高压输电网架的稳定，促进我国电力建设的完善。第四，通过中低压智能变电站，可以同时支持风能发电、太阳能发电等清洁分布式电源的接入，为智能电网提供了中间歇性电源“即插即用”的功能。第五，为智能电网的实时监督提供了保障。在智能变电站中，通过大量先进电子设备的应用，可以获取到电网中的运行数据，对设备的维护检修提供基础，提高了系统的实用性。

1.2智能变电站与数字变电站

数字变电站是确保智能变电站实现的基础，相比之下，数字变电站更注重过程，而智能变电站更注重结果。和数字变电站有所区别，智能变电站强调的是物理集成和逻辑集成。强调了智能设备在智能变电站中的应用，不仅可以负责传统设备的测量、控制以及监测等各项功能，还可以进行相应的计量和保护等。智能设备是由一次设备和智能组件之间的组合，有着测量数字化、控制网络化、状态可视化等特征。而逻辑集成指的是智能变电站注重逻辑集成，通过对系统的虚拟装置，可以根据实际情况，选择对智能变电站的区域性或总体性的协调，支持在线决策、协同互动等多种应用。智能变电站和数字变电站的区别可以分为两个方面：

第一，出发点不同。数字化变电站的目的是满足变电站的自身需求，通过建立统一的信息通信平台，在变电站内部实现一次、二次设备的通信，注重的是变电站内部的设备和相互之间的联系。而智能变电站是建立在整体电网的要求上，建立全网统一的信息通信平台，更加注重电网中各个智能变电站之间的联系，以及变电站和控制中心之间的通信，提高电网中的通信水平。另一方面，智能电网中还可以支持风能发电、太阳能发电等多种清洁分布式电源，满足“即插即用”的要求。

第二，设备集成化程度不同。数字变电站具备一定的设备集成和功能优化，在以太网技术的基础上，将一次、二次设备之间相融合，符合了智能电子装置的标准。和数字变电站相比，智能变电站的设备集成化程度更高，智能设备体现的更加全面，促进了一次、二次设备的一体化进程[2]。

二、智能变电站数据通信网络性能要求

通信网络是变电站自动化系统内部和其他系统之间进行交流的重要途径，数据通信网络是否稳定、高效、实时是判断系统信息化、自动化的重要标准。在智能变电站中，数据通信网络是各种设备与系统之间的信息传输纽带，要满足相应的国际标准和规范，建立统一的通信接口。随着变电站自动化技术的不断发展，需要进行传输的数据越来越多，对数据通信网络的要求也在不断提高。数据通信网络必须能够应对目前大量的电量数据、操作数据以及故障数据等。另一方面，目前对数据通信网络的实时性和稳定性要求非常高，因此在对数据通信网络进行设计时，要考虑到网络的冗余性能和无扰恢复能力。从总体来说，对智能变电站通信要求的性能要求可以分为以下四方面：

第一，分层结构。智能变电站的分层结构是由分层架构决定的，数据通信网络的分层是确保智能变电站分层架构的前提，根据对智能变电站的不同需求，要选择相对应的网络通信技术和结构。

第二。实时性。在智能变电站中，需要对大量的实时运行信息和操作控制信息进行处理，这些信息往往都具备一定的实时性，所以在建立数据通信平台时要注重数据传输的实时性。

第三，可靠性。电力系统有着连续运行的特点，这就意味着智能变电站的数据通信系统也要一直处在运行状态，一旦数据通信系统出现运行故障，会对智能变电站的整体运行产生影响，造成巨大的经济损失，甚至伤及人们的人身安全。因此，数据通信系统的可靠性是在设计时要考虑的重要因素。

第四，电磁兼容性。变电站在日常的运营中会受到多方面因素的影响，例如电源、雷击、跳闸等，使得通信系统常常要在强磁干扰的环境下工作，因此对网络的电磁兼容性有着一定的要求，要避免强磁干扰而产生的通信障碍。

三、智能变电站数据通信结构体系

3.1智能变电站结构设计

根据我国电网公司对智能电网出台的相关规定，在建立智能变电站时，要包括过程层、间隔层和站控层。在过程中包括变压器、断路器、隔离开关等一次设备；在间隔层中包括继电保护装置、系统测控装置等二次设备以及一些控制器和传感器通信系统；站控层中包括各种自动化监视控制系统，对通信系统中的实时情况进行监督，对智能变电站中的设备进行全方位的监视、控制以及信息交互，保证变电站数据采集、监视控制、电能量采集等多项工作的正常进行。

和数字化变电站相比，智能化变电站的设备集成化程度更高，更好的实现了智能设备的作用，将一次、二次设备一体化，提高了变电站的工作效率。除了过程层中的测量和控制功能不变之外，智能化变电站通过集成将间隔层中的保护、控制与监视融合到过程层中。这样一来，这些智能设备除了能够进行测量和控制之外，还具备保护、监视的功能；另一方面，智能设备通过标准化接口接入电网的高速网络后，能够更好的实现智能设备和变电站之间的信息交流。在此基础上，可以对智能变电站中的数据通信网络进行结构设计[3]。

3.2智能变电站总线设计

在传统的数字变电站中，总线设计分为站级总线和过程总线两种方式。站级总线指的是变电站层和变电站层之间的通信方式，通过站级总线，各个变电站之间能够进行数据通信，并可以和上级运行中心以及调度控制中心相联，传输相应的数据信息。

过程总线指的是在过程层和间隔层之间的通信。通过过程总线，这两者之间可以进行数据通信，具有一定的稳定性和实时性。如非常规互感器采样值的传输、保护装置控制命令的传输等。根据站级总线和过程总线的特点，数字变电站中有两种组网模式：独立过程总线模式、站级总线与过程总线结合模式。独立过程总线模式中，间隔层的智能电子设备要通过两套以太网接口，分别接入站级总线和过程总线。在这种模式下间隔层和过程层的数据难以进行共享；站级总线与过程总线组合模式下，变电站中的一切智能设备同时接入同一个物理网络。无论是变电站层之间的装置还是智能电子装置之间，都能实现共性和交互，但是由于网站中存在大量的数据信息，因此很容易引发网络资源竞争问题。

和数字变电站相比，智能变电站中只有站级总线一种总线模式。在智能变电站中，逐渐开始淡化过程总线的概念，间隔层和过程层之间的数据信息传输通过变电站中的智能设备进行。设备以及系统之间的数据通信通过以太网技术实现，保证了数据通信传输的稳定性和可靠性。

3.3安全结构设计

智能变电站中的数据通信是建立在以太网技术上的，有效降低了变电站的成本。但是在智能变电站中，面临着各种网络安全威胁。其中既有变电站内部的威胁，也有来自变电站外部的威胁，其中主要包括非法使用、截获信息、篡改数据信息、恶意程序、权限管理不当等。智能变电站是以TCP/ IP协议为基础的以太网技术建设的，通过加密技术、数字签名技术、容错技术等多种方式对安全结构进行完善[4]。

四、结语

随和我国社会经济的不断发展，对电力系统的要求越来越高，智能变电站开始兴起，智能变电站中数据通信网络系统有着重要的作用，负责变电站中各类数据的传输。在智能变电站中逐渐将智能设备一体化，提高了智能变电站的工作效率，促进了我国电力行业的发展。

参 考 文 献

[1]毕艳冰. 面向智能电网的通信中间件的关键技术研究[D].山东大学，2013.

篇（9）

国内外对于智能电网和相关信息通信网络的发展开展了广泛的研究@4]。在通信网络的建设方面，考虑通信系统建设向网络化和标准化发展，通过统一接口标准、统一基础网协议规范、建立网络化的通信网络、多业务融合传输模式等，从而达到简化基础设施复杂多样、简化系统功能设计难度、提高业务终端信息交互兼容性等的目的。本文即是在这样的背景下，系统地研究把这种系统化理论和原则应用到配用电通信网建设的具体规划和设计中，以解决配用电通信网规划缺乏系统性、业务网孤立建网、多技术优化组网等方面的问题。

本文一方面从通信网络承载的智能化配用电网业务着手，分析业务的类型、分布特性等，确定信息通信的需求、通信网络架构、通信协议类型等网络建设模式；另外，考虑了通信网络的建设适应配用电网实际、具有继承性，特别是把当前的示范工程等试点建设成果，体现在提出的设计方案中。

1智能配用电业务分析

智能配电网业务特点是：1)业务节点多、覆盖面广、分散，运行环境差；2)配电网受扩容、城建影响大；3)通信距离较远，业务种类多，差异性大，总信息量大，单点容量小；4)运行维护量大、管理问题多，建设复杂。早期配网监测点数量少，多采用专线形式传输电力业务。智能配电网的实现意味着大量业务的传输，传统通信模式不可行，需要用网络的概念融合多种业务，同时保障业务服务质量(qualityofservice，QoS)特性。

根据多种业务的关系，融合并划分出满足各自需求的网络体系是通信网构建的前提。详细的业务内容和划分类型见图1。传统自动化业务、电网状态分析、新型充电站业务、分布式能源业务等归于高级配电自动化。电力用户用电信息采集、客户交费管理、需求侧管理、配网能耗评测、阶梯电价实施、分布式电源置换交易和营销管理等归于用电信息采集网络。

通过配电业务、营销业务、用能服务业务等的分析，按照业务需求指标(如网络带宽、实时性、可靠性、安全性等)提出配电通信网业务网通信模式。

2配用电业务网模型

2.1高级配电自动化系统

配电自动化系统是配电网的重要业务，实现现场配电终端和主站的业务数据交互。早期的配网通信多采用专线的形式，通信协议采用诸如CDT、Polling串行通信协议，线路资源利用率很低。当前的数字化变电站网络在向着IEC61850、IEC61968、IEC61970通信协议演进，目前基本实现站层级的Internet标准。

建立基于以太网技术的高级配电自动化业务系统是新时期自动化业务实现的有效方式。经过大量的建设实践和交换式以太网技术仿真，证明在网络设备30%负载的情况下，网络的实时性和可靠性是最好的。推广IEC60870-5-104在配电网中的应用能满足自动化业务的实时性、通道带宽、通信节点数量、新型配电业务等需求，有效实现基于以太网的配电自动化和调度自动化综合管理功能。

2.2用电负荷管理系统

用户电量采集业务朝着全自动化、全预付费、全覆盖的方向发展。目前电能采集方式较为典型的是米用通用无线分组业务(generalpacketradioservice，GPRS)网络。这种方式采用带有GPRS模块的集中器汇集局部区域的用电信息，经电信专网接入电力公司主站。集中器下行采用采集器读取电表数据，通信网络简单；问题是GPRS设备在线率低、不能实现实时电价和及时响应用户侧需求，同时网络租赁费用高。

解决用电负荷管理业务的有效方式是建立基于TCP/IP的以太网通信专网，连接用电信息管理主站与各个电力用户终端(如专变采集终端、公变采集终端、厂站采集终端、小区集中器、分布式电源和充电站计量终端)；本地通信采用RS-485总线、载波、无线传感器网络(wirelesssensornetwork，WSN)等连接到各种电力用户终端表计。如图3所示。

    2.3用能服务网络

用能服务网络是实现用户用电需求定制、多种用能策略、多样化服务等的业务网络。网络承载的业务包括语音、视频、数据业务，带宽需求很大，需要宽带的通信技术和基于TCP/IP技术的网络方式。

用电服务网络可以利用电力通信网和公共互联网，用户需求经公共互联网上传至电力服务网站，定制的服务经由电力通信网传输至用户的表计和用户终端。用能服务网络架构如图4所示。

2.4视频/环境辅助监测网络

视频监控系统在配电网中有广泛的应用，例如无人值守变电站的监视、重要开关设备的监视、现场维修安全监视、事故抢修现场分析等。电力公司监控中心可以对所有的变电站视频信息统一管理，进行图像的显示、录像、回放、管理等。应用于电网视频监控的系统通常构建成如图5所示的客户/服务器(client/server，C/S)网络结构。

3配用电通信网关键要素

业务网络融合是今后的发展趋势，可以避免通信网的重复建设、实现数据有效利用、提高网络的利用效率。下面分析支撑多业务的配用电通信网涉及的关键技术。

1) 无源光网络等多种通信技术。

我国配电网通信经过多年来的实践，先后经历了电缆、载波、无线、光纤通信等阶段。目前这些技术尤其是光通信技术发展很快，如以太网无源光网络(Ethernetpassiveopticalnetwork，EPON)技术、光交换机、微波存取全球互通(worldwideinteroperabilityformicrowaveaccess，WIMAX)无线宽带技术、无线局域网(wirelesslocalareanetwork，WLAN)技术、WSN技术、无线公网GPRS技术、高中低压载波技术、非对称数字用户环路(asymmetricdigitalsubscriberline，ADSL)技术等，各种技术提供的通信带宽都有了很大的提高。

配电通信网的构建必须综合采用多种通信方式，合理建立起光纤网络为主干，贯穿重要配电站点、调度中心、营业场所等节点，实施分区无线覆盖的网络覆盖模式，解决光网络覆盖不到的区域通信问题。载波和线缆通信解决用户端的多媒体业务、用电信息采集业务、配电网的设备和线路监测业务。

2) 融合的数据网络。

配用电多业务网络特点决定需要采用数据融合技术，见图6，融合的业务网除了满足业务通信需求外，还需要满足以下几方面要求：

①安全性要求。根据电力二次系统安全防护规定，电力二次系统应坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，合理实现4个业务网的信息交互。

②可靠性要求。各业务网侧重采用不同的通信在3层的基础上增加网络层和传输层。综合配用电通信特点，提出图8所示结构通信协议模型，应用时可针对需要进行简化，如为了提高配电自动化通信实时性，应用层数据长度较短，可以去掉传输层而以4层协议结构通信。

利用这种结构可统筹兼顾配用电各种业务相应通信网协议的规范和统一要求。

图8通信协议结构技术，自动化网侧重使用光纤网络、载波网；用电和监测网络可以利用光纤网、载波网、无线宽带网、WSN技术等。

3)综合网管技术。

网络化的通信结构和多种通信技术在同一个网络中的综合运用，扩大了网络的规模，增加了网络的复杂性，给网络的运行维护增加了很大的困难。因此需要建立统一的网管系统(见图7)，对这种复合的通信网络进行管理，实现网络设备的集中管理、设置、管理网络业务和保障网络的QoS。结合地理信息系统(geographicalinformationsystem，GIS)，可以对通信网络的故障进行准确的定位，方便运维人员迅速排除故障。

4)网络安全技术。

融合了多种通信技术、承载了多种业务和遍布互联的配电通信网是一个开放的网络，大量的终端设备可以随时要求接入这个网络，网络的安全性和数据的保密性是应用中的关键内容，可以从应用层、网络层、物理层入手设置认证加密过滤技术，提出完整的解决方案。利用安全测试评估技术、安全存储技术、主动实施防护技术、网络安全事件监控技术、恶意代码防范与应急响应技术、数据备份与可生存技术、可信计算平台技术和网络安全管理与统一威胁管理(unifiedthreatmanagement，UTM)技术，为配电通信网的安全提供保障措施4。

4典型配用电通信技术混合组网示例

根据配用电通信网的要求和多种通信技术特征，考虑充分发挥各种通信技术的优点，减弱各种技术应用缺点，建立以光纤网络为骨干，无线技术、载波为补充的网络结构(见图9)，满足配调自动化、用电信息采集、用能服务、环境监测、临时应急通信等多业务网的需求。混合配用电通信网的组成模式划分成以下3个层面和综合网管系统。

1) 骨干传输层。指覆盖35 kV以上变电站点的光纤网，用作生产管理的调度数据网和信息管理的综合数据网。

2) 远程接入网络。实现技术包括工业交换机、XPON技术、中压载波、无线技术，完成用户侧数据的汇聚上传。具体技术应用见表1。

3) 本地接入网络。本地接入技术(如WLAN、电力线载波(powerlinecarrier，PLC))等解决电网局

4)网管系统。混合型配电通信网网管主要负责管理工业以太网、XPON网络、本地的WLAN、WSN网络、无线专网、载波通信网络等通信设备和网络设置的管理。表3给出网管的实现功能。

      

篇（10）

中图分类号：TP915 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2013）01-0049-05

0 引 言

保障能源安全、应对全球气候变化是全人类所面临的重大挑战。为应对这一严峻挑战，欧洲、北美等主要发达国家于本世纪初相继提出了智能电网（Smart　Grid）的建设愿景，希望用智能电网技术解决可再生能源规模化利用、资源大规模优化配置、电动汽车大规模接入等系列问题，从而达到调整能源消费结构、保证国家能源安全、降低碳排放标准等系列目的。这一设想，立即在全世界范围得到认可与响应，各国都把电力建设的重点放在了智能电网的研究与建设上。所谓智能电网，就是建立在集成的、高速双向通信网络基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现与用户的互动及电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标[1，2]。

在智能电网的建设过程中，智能配电网是其研究重点，而通信技术则是实现智能配电网的基础。没有先进的通信网络，任何智能配电网的优点都没法体现，所以，要实现智能电网的关键一步，就是建立双向、高速、集成的通信网络。

本文首先介绍配电网通信现状，然后介绍常用的几种通信方式、智能配电网通信应用的场景以及通信的标准，最后对智能配电网通信系统未来的发展方向进行了简单探讨。

1 配电网通信现状

目前，配电网的通信系统接入方式多种多样（包括PLC技术、微波、GSM/CDMA等），然而，配电网通信缺乏统一的网络规划，通信信道稳定性差，数据信息传输速率比较低且安全性低，技术设计和标准等存在差异，电力系统现有资源无法得到有效利用，通信的单向性导致对互动性的支撑不足，缺乏对未来新业务的扩展能力[3，4]。随着大量的分布式电源接入电网，以及用户对电能质量的要求提高，系统对电网可靠性要求增加[4]，现有的配电网通信系统无法应对新的供用电形式和需求。这主要表现在以下几个方面：

（1） 智能配电网强调与用户的互动，需要双向的通信网络；

（2） 混合充电汽车的不断普及、用户需求侧响应决策等，需要配电网进行实时的监测；

（3） 随着配电网规模的不断增大，会产生越来越多的数据；

（4） 大量的分布式电源接入配电网，需要对其进行实时稳定的管理与控制。

可见，为满足智能配电网通信系统的可靠、安全、稳定的要求，需要对现有的配电网通信系统进行重新规划设计。

2 智能配电网对通信系统的要求

为了保证智能配电网的特征能够实现，其通信系统需要满足高可靠性、安全性、实时性和灵活性等条件[5]。

2.1 高可靠性

高可靠性就是指数据信息能够在任何环境下传输到控制中心或者传输给子站及智能电力设备。电网的可靠性都是依靠通信网络发送和接收重要信息来维持的。可靠性在有线网络中并不是个严重的问题，但是在无线网络和PLC（电力载波通信）网络中就是个挑战了，因为它们的通信信道可能会受到外界干扰而发生变化。通信系统自己并不能够直接获得电网拓扑结构的变化，于是通信网本身就需要具有较强的鲁棒性。

2.2 安全性

随着电力网和信息网的融合，以及配电网距离的增加，有关能源分布的数据信息总是特别重要，尤其是当它们与交易信息及控制、保护有关的时候，安全问题变得非常重要。例如，如果通信方式采用无线公用网络，公用网的分享性与容易接入，使得电力数据容易获得，易被不法分子截取数据，从而进行破坏。

2.3 实时性

电网中的一些设备需要实时的数据，而电力设备的实时性需求主要依赖于应用的紧急程度。例如PMU就有严格的实时性，它提供电压和电流的实时测量，并把数据传输给控制中心进行分析控制。对于保护装置，当某处发生故障时，控制中心必须实时把控制指令发送到智能电力设备，以使其动作，切断故障，如果没有实时性的通信保障，就可能会发生电网的连锁故障。

2.4 灵活性

不同于输电网，配电网的结构总是在不断增加和改变的。对于通信系统，不仅仅是第一次安装，对于今后配电网的结构改变需要能够继续扩展而不必改变原有的通信模式，也要在运行期间易于管理和维护。除此之外，智能配电网通信系统还要支持组播技术，使得同级智能电力设备之间可以分享相关的信息。

3 常用通信方式

先进的技术和应用融合到智能配电网中，就会产生大量数据，并需要进一步分析、控制和实时管理，于是需要选取可靠、经济、双向的通信方式进行数据传输。目前，常用的通信技术分为无线通信和有线通信两种。有线通信技术包括光纤通信、电力线载波通信（PLC）、以太网无源光网络（EPON）等。无线通信技术包括ZigBee、全球微波接入系统（WiMAX）、GPRS等。有线和无线各有优缺点：无线成本较低，适用于很难达到的地区；有线相对比较稳定，可靠性较高。不同的通信方式适合于不同的环境和地区，要建立高效、可靠的智能配电网通信系统，就必须根据实际情况，几种通信方式搭配使用。下面简单地介绍几种常用通信方式。

3.1 以太网无源光网络

以太网无源光网络是无源光网络（PON）的一种，是一种点到多点结构的单纤双向光接入网络。EPON由网络侧的光线路终端（Optical　Line　Terminal，OLT）、光分配网络（Optical　Distribution　Network，ODN）和用户侧的光网络单元（Optical　Network　Unit，ONU）组成。OLT置于中心机房，是一个多业务平台，可提供面向EPON的光纤接口。ONU放在用户设备端附近或与其合为一体，主要提供面向用户的多种业务接入。ODN完成光信号功率的分配，为OLT与ONU之间提供光传输通道。EPON系统下行传输数据采用广播方式，上行数据则采用时分多址技术（Time　Division　Multiplexing，TDM）。

EPON的应用通常是作为骨干网络结构，即35　kV以上的电网通信。EPON的优点：一是能够提供透明宽带的传送能力，数据传输速率快；二是组网灵活，能够组建复杂的混合型网络，并且根据网络节点的实际地理位置灵活联网或改变网络拓扑结构；三是维护简单，长期运营和管理成本低；四是网络可靠性以及安全性高。EPON的缺点则是建设光纤的铺设工程量大，初期投资高；同时，由于配电信息点分布日新月异，拓扑结构不稳定，EPON的组网难度大，后期运维和故障排查工作量较大。

3.2 电力线载波

电力线载波通信（PLC）是一种电力系统特有的通信方式，利用现有的电力电缆作为传输媒质，通过载波方式传输语音和数据信号。在中低压配电网中，PLC可以为配电网自动化、AMI等提供数据传输通道。目前，PLC的传输速率可以达到数十千位每秒，而随着科技的发展，其传输速率会更大。现在又出现了一种新的PLC通信技术，就是基于OFDM（正交频分复用）的PLC技术[6，7]。它对传统PLC技术进行了改进，提高了可靠性和传输速率。

PLC技术主要应用在室内环境下，比如AMI的通信，而不需要安装专用的通信线路。PLC的优点是利用电力线缆作为传播媒介，建设成本较低；另外，它的通道可靠性高，抗破坏能力强。同时，PLC也有缺点：一是由于电力线信道的恶劣性，传输距离较短；二是易受电网负载和结构的影响，抗干扰能力差。

3.3 全球微波接入系统

全球微波接入系统（WiMAX）是基于IEEE　802.16x系列标准的宽带无线接入城域网技术，能够实现固定及移动用户的高速无线接入，其基本目标是为企业和家庭用户提供“最后一公里”的宽带无线接入方案。WiMAX网络体系由核心网和接入网组成。核心网包含路由器、AAA服务器、用户数据库以及网关设备，实现用户认证、漫游、网络管理等功能，并提供与其他网络之间的接口；接入网包含基站和用户站，负责为WiMAX用户提供无线接入[8]。

WiMAX技术可以应用在AMI、用户最后一公里接入等领域。其优点：一是可以通过无线方式实现宽带连接，不需要铺设线缆，组网速度快，建设成本低；二是网络覆盖面积广，只要少数基站就可以实现全城覆盖，无线信号应用范围广。WiMAX的缺点是容易受天气、地形等影响，使传输质量降低；另外，虽然技术比较成熟，但是在某些国家（比如中国）没有分配电力专用频率段。

3.4 ZigBee

ZigBee是基于IEEE802.15.4标准的低功耗局域网协议。根据这个协议规定的技术是一种短距离、低功耗的无线通信技术。ZigBee可以把设备发出的信息传输给用户，而用户也可以获得他们实时的电力消费信息。

在家庭自动化、能源监测和AMI的应用中，ZigBee是个比较理想的通信技术。ZigBee的优点：一是功耗和成本低；二是容量比较大，安全性高。ZigBee的缺点是传输速率比较低，传输距离比较近；同时其抗干扰能力较差。

3.5 GPRS

GPRS是GSM移动电话用户可以使用的一种移动数据业务。GPRS可以说是GSM的延续。GPRS和以往连续在频道传输的方式不同，是以封包（Packet）方式来传输的，因此使用者所负担的费用是以其传输资料单位计算，并非使用其整个频道，理论上较为便宜。GPRS的传输速率可提升至56～114　kb/s[9]。

GPRS可以应用在需求响应、家庭网络自动化的应用中，以及有线通信无法达到或者需要建设成本较低的地区。GPRS的优点是传输距离较远；成本比较低。GPRS的缺点：一是由于是公网，容易接入，安全性比较差；二是稳定性较差，信号容易受干扰。

表1总结了上述各种通信方式的特性及应用方式，使用时，可以通过比较并根据具体的环境选择合理的通信方式。

4 通信标准

智能配电网通信中的许多应用、技术等已经比较成熟或者正在研究当中。现在智能配电网通信面临的主要挑战是缺乏统一的标准，这种情况影响了智能电力设备、智能电表和可再生能源的融合以及它们的相互操作。建立智能配电网通信的统一的国际标准是现在急需的，这有利于智能配电网的早日实现。表2总结了各种智能配电网通信的标准，并列出它们的应用范围。

4.1 IEEE标准

IEEE建立了很多电力系统的标准，其在电力通信方面的标准主要有以下几种：

（1） IEEE　C37.1标准提供了SCADA系统与变电站自动化系统的的基础定义、规范、技术性能分析和应用。它定义了变电站中的系统结构和功能——协议选择、人机界面和执行问题。另外，它还规定了可靠性、可维护性、安全性和可扩展性等网络性能需求。

（2） IEEE　1379标准介绍了变电站中的IED　（智能电力设备）和RTU（远程终端单元）之间的通信与相互操作的操作指导及实际应用。特别是该标准还描述了变电站网络通信协议栈对IEC60870和DNP3的映射。它还讨论了如何扩展在变电站中应用的数据元素和目标，以提高网络功能。

（3） IEEE　1547标准定义和描述了与电网相互连接的分布式能源，包含电力系统、信息交换和验证检验三部分。

（4） IEEE　1646标准规定了变电站内部和外部的通信传输时间的需求。这个标准把变电站通信分为几个类别，并定义了每个类别的通信延迟需求。

4.2 IEC标准

IEC在电力系统的通信和控制方面提出了许多标准。常用的如下：

（1） IEC60870提出了电力系统通信和控制方面的许多标准。标准定义了用于电力系统控制的通信系统，通过这个标准，电力设备间可以相互操作，以实现自动管理。

（2） IEC61850标准侧重于变电站的自动控制；它定义了全面的系统管理功能和通信需求，以促进变电站的管理。

（3） IEC61968标准提供了配电领域与输电领域的设备和电网之间数据交换的信息模型。

（4） IEC62351描述了网络安全，它规定了达到不同安全目标的需求，包括数据认证、数据保密、接入控制和入侵检测。

4.3 ANSI标准

ANSI设定的电力通信标准主要有：

（1） ANSI　C12.19标准描述了电力行业终端的数据表。它定义了终端设备和计算机之间数据传输的表结构，终端设备和计算机之间利用二进制代码与XML传输。

（2） ANSI　C12.18标准是专为智能电表通信设立的，它负责智能电表（C12.18设备）和用户（C12.18客户）之间的双向通信。

5 通信系统在智能配电网中的应用

通信系统在配电网中的应用有很多，比如变电站自动控制、自动抄表技术、用户需求响应等，这些都是智能配电网中的重要应用。它们利用先进的通信技术，与电力设备和控制中心等进行数据传输，达到自动控制或保护的目的。

5.1 变电站自动化控制

变电站是电力系统中很重要的部分，它可以调节输电线路的电压和潮流。通常变电站由变压器、电容器、电压控制器和断路器等组成。变电站自动化控制将会在智能配电网中广泛的应用，利用地区局域网进行实时监测与控制。变电站通信中的技术一般包括以太网和无线局域网。为了连接变电站中的各个设备以及收集到变电站外的的电力设备的一些数据信息，需要安装专用的传感器。传感器把收集到的数据通过局域网传输到控制中心，然后控制中心根据数据情况进行分析再把指令发送到各个电力设备。图1表示的是一个典型的变电站自动化通信系统的结构图。

因为以太网的传输速率和可靠性都比较高，所以在变电站自动控制中，骨干网一般都采用以太网通信技术。在变电站与下面的子站及电力设备的通信选用无线网组成的局域网，因为它的成本较低且易于扩展维护。安装在电力设备上的传感器产生的数据经过网络协议栈的处理后，将通过网络实时传输给控制中心。当控制中心收到这些数据时，经过处理会作出反应，并给电力设备发回控制信息。由于变电站同时监测和控制许多设备，这些设备共享变电站的通信网络带宽。对于变电站的数据信息，如果是用作维护，通信延时允许在1　s内。如果数据提供的是实时监测与控制信息，延时时间就必须在10　ms内。对于紧急的信息，比如故障信息，就必须立刻传输给控制中心，延时时间应在3　ms内。

5.2 自动抄表技术

自动抄表技术是配电发展的重大进步，可用于减少工人的工作量，提高效率，增加数据分析的速度。自动抄表技术可以看作是智能配电网中AMI的部分或者是其前身。它主要由智能电表、数据传输通道和主站系统组成。智能电表中的采集器将电能表中的用电信息传输给集中器，集中器一方面向采集器下达电量数据冻结指令，一方面将用户用电数据等主站需要的信息传输到主站数据库，主站系统通过接收到的用电数据进行处理并反馈给集中器。图2所示是自动抄表技术的通信结构。

自动抄表技术在每个用户端都安装有智能电表，电表通过无线网络将数据传输给主站。在数据传输过程中，自动抄表系统可对用户实现分级授权管理，并加装防火墙及进行数据备份。智能电表采集到的用电信息可以同时传输给主站控制中心或者传输给用户，在传输给用户的过程中，一般允许有几秒的延时。

5.3 用户需求响应决策

在智能配电网中，越来越多的分布式电源接入电网，许多家庭也安装了自己的分布式电源，比如太阳能板、小型风机等。由于大量的分布式电源接入，电力市场也变得多样化，实行阶梯式电价将更加有利。小型或者中型的分布式电源通过通信网络和电力交易平台连接在一起。根据电力产生和消耗的变化，电力市场中的电价将不断变化。用户通过之前建立的通信网络实时地获得电价信息，从而决定何时用电或者给电网供电，从而实现电网和用户的供需平衡，也保证了用户的需求。图3所示是用户需求响应决策的通信结构。

电力供应者和消费者通过广域通信网络公布他们的电力供应水平或者需求。用户通过不同的网络接入技术连接到电力市场中，比如普通用户可以用PLC或者电话线接入，一个大型的发电企业可能有它们专门的局域网连接到电力市场。需求响应的通信是实时、双向的，而且是高可靠性的。用户对于自己的用电信息和实时电价会比较关心，从而决定自己用电设备的启停。对于用户来说，他们希望需求响应的延时时间在几秒之内，以便可以随时掌握动态的电价信息。需要指出的是，图3中的普通用户、发电厂、工商业用户之间也是可以相互通信的。

6 智能配电网通信系统的未来发展方向

目前，对于智能配电网通信系统的研究范围已经比较广泛，涉及很多方面，比如可靠的通信技术、利于统一的通信协议等。然而，新兴的通信技术虽然对之前的技术有了很大的改进，但是，如果大规模替换会导致话费巨大。现在各个机构都建立了很多通信系统协议，但是并没有一个统一的标准，导致很多通信设备无法通用。总结本文论述的智能配电网的技术发展，未来智能配电网的通信网络的研究将侧重以下内容：

（1） 对智能配电网通信的建设要在现有的基础上进行改进升级，而不应当完全抛弃现有的通信网；

（2） 在研究新的通信技术的同时，对通信系统的规划应该根据实际情况来决定，合理搭配使用通信技术，使其可靠稳定而又经济；

（3） 由于智能配电网缺乏统一的标准，因此需要制定新的适合智能配电网的标准和协议；

（4） 研究评估一个通信系统的性能的仿真方法。

7 结 语

智能配电网的实现需要建立双向、高速、实时可靠的通信系统的支持。本文综述了智能配电网中通信系统的相关内容，重点介绍了通信技术、通信系统的协议标准以及通信系统应用。在后续的智能配电网通信系统的研究中，确定统一的通信标准以及研究评估通信系统好坏的仿真方法是其关键。

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