kV智能变电站一体化监控系统组网方案研

220kV智能变电站一体化监控系统组网方案研究瞿蒙（中南电力设计院，武汉430071）摘要：智能变电站是智能电网的重要组成部分，一体化监控系统是智能变电站自动化系统各种功能优化及辅助应用的高度集成。本文从智能电网的发展角度出发，依托某实际建设的220kV智能变电站，通过分析一体化监控系统的架构、功能，对一体化监控系统的组网方案进行了重点研究。关键词：智能变电站；一体化监控系统；组网方案

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引言智能变电站是智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，是智能电网的重要组成部分。它既是衔接智能电网发电、输电、配电、用电和调度六大环节的关键，同时也是实现风能、太阳能等新能源接入电网的重要支撑。根据智能变电站试点建设工程的经验总结，变电站自动化系统目前存在子系统繁多且独立建设、集成度不高等问题，本文依据国家电网公司组织编写的《智能变电站一体化监控系统功能规范》和《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》要求，分析了一体化监控系统体系架构和功能，对一体化监控系统组网方案进行了重点研究。1

概述1.1智能变电站一体化监控系统智能变电站一体化监控系统以智能化一次设备、网络化二次设备和统一的信息平台为基础，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，实现变电站设备的远程监控、程序化自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策、网络故障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互等功能，实现一、二次设备的智能化、运行管理的自动化。1.2智能变电站一体化监控系统的结构智能变电站一体化监控系统以基于IEC61850标准的统一的信息平台为基础。依据IEC61850标准，智能变电站自动化系统的通信体系按“三层设备、两层网络”的模式设计，通过高速网络完成变电站的信息集成。全站的智能设备在功能逻辑上分为站控层设备（或称变电站层）、间隔层设备和过程层设备；三层设备之间用分层、分布、开放式的二层网络系统实现连接，即站控层网络、过程层网络；三层设备、两层网络之间的关系如图1.2.1所示。图1.2.1

IEC61850通信体系结构示意图2

智能变电站一体化监控系统架构智能变电站一体化监控系统直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量等进行信息交互，实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理等。智能变电站一体化监控系统可分为安全I区和安全II区。在安全I区中，监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据，经过分析和处理后进行统一展示，并将数据存入数据服务器。I区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度（调控）中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务。在安全II区中，综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进行通信，采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息，经过分析和处理后进行可视化展示，并将数据存入数据服务器。II区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取II区数据和模型等信息，与调度（调控）中心进行信息交互，提供信息查询和远程浏览服务。3

智能变电站一体化监控系统组成智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，以及网络和安全防护设备组成，各层设备主要包括：1）站控层设备包括监控主机兼操作员站和工程师站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器等。2）间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、故障录波及网络记录分析装置、及稳控装置等。3）过程层设备包括合并单元、智能终端、智能组件等。以某220kV智能变电站一体化监控系统结构如下图3.1所示。

图3.14

智能变电站一体化监控系统组网方案4.1智能变电站一体化监控系统的两层网络依据IEC61850标准，智能变电站的自动化系统通信网络在功能逻辑上分为两层：站控层网络和过程层网络；两层网络物理上相互独立。目前一般将站控层网络构建为全站统一的MMS网，过程层网络则包括GOOSE网与SV网。4.1.1站控层MMS网MMS（ManufacturingMessageSpecification）即制造报文规范是IEC61850的基础之一，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议，由ISOTC184和IEC共同负责管理。MMS提供了通过网络进行对等（peertopeer）实时通信的一套服务集，目的是为了规范工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED：IntelligentElectronicDevice）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperability），使系统集成变得简单与方便。站控层MMS网络主要用于实现站控层各设备之间的横向通信以及站控层与间隔层设备之间的纵向通信。站控层远动通信装置则通过远动规约和各级调度之间进行通信。站控层设备均以电网口接入MMS网；间隔层保护测控设备均以电网口接入MMS网。间隔层MMS网以光网口接入站控层MMS网。站用交直流电源一体化系统、设备状态在线监测系统、智能辅助控制系统等均通过双套配置的综合应用服务器接入站控层MMS双网。4.1.2过程层GOOSE网与SV网IEC61850-7-2中定义了通用变电站事件GSE模型（GenericSubstationEvent），它基于分布的概念，提供了一个高效的方法，利用多路广播/广播服务向多个物理设备同时传输同一个通用变电站事件信息。GSE又分为两种不同的控制类和报文结构，一种是通用变电站状态事件GSSE（GenericSubstationStateEvent），另一种则是面向通用对象的变电站事件GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvent）。GOOSE支持由数据集组织的公共数据交换，主要用于实现在变电站内多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号命令等，具有高传输成功概率。IEC61850-7-2中定义同样定义了SV模型（SampledValue），SV指采样值，是电气一次设备的电流、电压信息的传输服务，SV模型提供了以有组织的和时间受控制的方式报告采样值；SV的映射方式包括IEC61850-9-1和IEC61850-9-2，目前应用较多的服务映射方式为IEC61850-9-2。间隔层设备通过过程层GOOSE网实现本层设备之间的横向通信（主要是联闭锁、保护之间的配合等）、通过GOOSE网和SV网与过程层设备（智能终端、合并单元）进行纵向通信；间隔层的保护设备与过程层的智能终端、合并单元之间的通信可以是点对点方式、也可以是网络方式，间隔层其余设备（测控、录波等）则均考虑采用网络方式实现与过程层设备的通信。间隔层设备与过程层设备的通信无论是采用点对点方式还是采用网络方式，为适应开关场设备的电磁环境及远距离传输的要求，均应采用光通信介质，以确保信息传输的可靠性。4.2通信网络的种类通信网络是变电站自动化系统的关键所在，它连接站内各层设备，使独立的各自分散的设备或装置形成协同工作的有机整体，并与外部系统紧密相联。为了保证智能变电站的安全可靠运行，站内自动化系统通信网络的性能要远高于一般通信网络。目前，变电站自动化系统的通信网络一般是基于以太网/总线的分层式拓扑结构。以太网具有通信带宽高、实时性能好、拓扑结构灵活、真正的开放型网络、具备异构网络之间的互联能力等特点，可以满足智能变电站自动化系统通信网络的性能要求。4.2.1以太网络的拓扑结构以太网络在组网结构方面主要有总线形、树形、环形、星形等几种拓扑结构。（1）总线形网络总线形网络的结构如图4.2.1所示，图中Sw为交换机（Switch），IED为智能电子设备。

图4.2.1总线形网结构示意图总线形网络的优点：配置简单、容易布线；对交换机要求较低总线形网络的缺点：网络冗余度较差（任意节点的故障都会影响网络通信），可靠性低；交换机之间的通信信息量大，网络负荷较重（2）树形网络树形网络的结构如图4.2.2所示。

图4.2.2

树形网络结构示意图树形网络的优点：可扩充性好。树形网络的缺点：交换机利用率不如总线形结构高。（3）环形网络环形网络的结构如图4.2.3所示，图中虚线为环网的虚断点，在其他链路中断的情况下，此逻辑虚端点将自动愈合。环形网在逻辑上是个环，但在物理上确是条总线。

图4.2.3环形网络结构示意图环形网络的优点：冗余度较高，环中任意一点故障不会引起通信中断，可采用快速生成树协议RSTP（RapidSpanningTreeProtocol）自动重新组态，不影响网络运行。环形网络的缺点：网络结构较复杂，通信经过多级交换机，延时增加；因故障引起的网络重构时间较长；每台交换机均通过全站所有数据，每台交换机均需强大的功能；不同厂家的交换机可能采用不同的生成树协议，不便于组网；可扩展性差，当网络扩建、增加交换机时，需将网络打开重新组环，如果变电站自动化系统采用环形网络结构，宜按终期规模配置网络交换机，但将会增加一期工程的投资。（4）星形网络星形网络的结构如图4.2.4所示，各交换机以一台公共交换机（或称中心交换机）为中心节点，分层级联而成。星形网络的优点：网络架构清晰简单，传输速度快，任意两点之间通信最多经过三级交换机，延时较少且固定，没有网络重构问题；便于维护，任一间隔交换机故障，都可以方便隔离，不影响其他间隔交换机工作；可扩展性好。星形网络的缺点：冗余度比环网稍差，任意一点故障都会造成该点通信中断但不会引起其他点通信中断；中心交换机负担较大；网络交换机数目较多，成本相对较高。小结：总线形网络与树形网络的优点不明显，在经济性，与实际应用的契合程度等方面较差，难以在智能变电站自动化系统中推广应用；环形网络与星形网络均有各自的拓扑结构优点，与实际应用的契合程度较高。可在智能变电站自动化系统中予以应用。4.2.2网络可靠性网络可靠性表示网络连续无故障工作的能力，其判断依据主要是网络的任意两节点之间至少存在一条可通信的链路。通信网络的可靠性是一项非常重要的指标，它直接决定了智能变电站自动化系统的可用性。通信网络的可靠性除了可采用高可靠性的网络设备来保证外、还可通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构以及采用冗余技术来保证。（1）环网方式实现冗余由于环形网在逻辑上是个环，环中的逻辑虚断点在主链路中断的情况下会自动愈合，因此环网天然就具备一定的冗余度。采用环网方式实现冗余的特点是网络自愈速度快（<300ms），缺点是通常情况下不同厂家之间的环网协议不通用、兼容性较差，且正常运行时只有主链路传输数据，备用链路完全闲置，网络带宽和交换机端口的利用率不高。（2）双以太网方式实现冗余双以太网包括双星形网和双环形网（将双网中的一个网段称为A网、另一个网段称为B网），对于每个接入A、B双网的IED而言，都具有2组完全独立的通信控制器、收发器、隔离变压器、连接件及通信电缆。IED可以通过回环测试、定时读取收发器连接状态、发送报文后通信控制器是否返回失败标志、采样值报文是否正常到达等，来检测链路是否发生故障。采用双网实现冗余有以下两种工作模式：（a）热备用模式采用热备用方式的双以太网结构，在切换链路时，总会有一定的延时；同时，各个IED的冗余实现方法可能不同，不同的IED之间、以及交换机与IED之间的协议配合需要进一步研究。热备用方式适合于作为站控层MMS网络的工作模式。（b）双网独立工作模式双网独立工作模式可以减少网络切换带来的时间差，可靠性及实时性均较高，适合作为过程层GOOSE及SV网络的工作模式。小结：网络冗余可提高变电站自动化系统的可靠性。自动化系统通信网络若采用环网方式实现冗余，在正常运行时只有主链路传输数据，备用链路完全闲置，网络带宽和交换机端口的利用率不高；对于采用双网方式实现冗余中的双网而言，可采用热备用和双网独立两种工作模式，其中热备用工作模式适用于站控层网络，双网独立工作模式适用于过程层网络。4.2.3网络实时性变电站自动化系统通信网络，尤其是过程层网络对通信的实时性要求较高（比如过程层GOOSE报文传输延迟不得超过4ms），因此需要对网络及交换机的时延进行分析。交换式以太网是基于帧交换技术，数据帧在交换机内的转发，带来一定的交换延迟。当多个信息流涌向一个端口时，会出现端口竞争现象，造成传输的延时和不确定性。4.2.4

网络延时定义网络延时定义为一帧报文从发送者到接收者的网络传输花费的全部时间。网络延时由以下四部分组成：－发送延时；－交换机制延时；－线路传输延时；－帧排队延时。（1）发送延时（T0）T0定义为交换机发送节点在通信链路上从发送帧的第1个比特开始至发送完最后一个比特所需的时间。这个延时与被发送的帧的大小成正比，与速率成反比：T0=FS/BR这里T0是发送延时，FS是以位计算的帧大小，BR是以位/秒为单位计算的速率。（2）交换机制延时（T1）以太网交换机的内部是交换机制。交换机制由复杂的硬件电路执行存储转发引擎、MAC地址表、VLAN、QoS（QualityofService）及其它的功能，执行这些逻辑功能便产生了延时。各个厂商交换机的交换机制延时各不相同，同一厂商的产品基本相同。交换机制延时一般为几个μs到十几个μs。目前智能变电站中使用的主流交换机的交换机制延时一般不大于7μs（比如MOXAPT-7728机制延时约为5μs左右）。（3）线路传输延时（T2）数据位在光纤链路上的传输速度大约是光速（3×108m/s）的⅔。当部署很长距离以太网线路时，这个延时值得注意。对于100km/1km/100m的链路延时可以计算出：T2（100km）=1×105/（⅔×3×108）≈500μsT2（1km）

=1×103/（⅔×3×108）≈5μsT2（100m）=1×102/（⅔×3×108）≈0.5μs对于智能变电站内过程层GOOSE网的传输距离而言，单条路径一般不会超过500m，线路传输延时和其它延时相比显得较小，可以忽略不计。（4）帧排队延时（T3）帧冲突在广播式以太网中存在，以太网交换机用队列结合存储转发机制来消除以太网中存在的帧冲突问题。而队列给延时引入了非确定性，原因归结于队列长度、网络负荷等因素。为了减轻重要数据帧的排队延时，引入了数据帧优先级机制，然而并不能保证服务的质量。以上4种延时中，前3种延时由网络本身的硬件和软件决定，只有排队延时具有不确定性。要分析以太网延时，就必须分析出影响排队延时的因素，通过减小排队时延将有利于提高整个网络系统的实时性能。4.2.5

延时分析结论经延时计算，得出结论如下：（1）从网络延时指标看，环形网络与星形网络的通信延时在最坏情况下均小于4ms，此两类网络结构可应用于智能变电站自动化系统。（2）在环形网络中，节点信息的网络延时会随着环路中交换机数量的增加而增加；而在星形网络中（由中心交换机和下端交换机构成的两级网络），下端交换机数量的增加并不会增加信息的跨交换机传输时延（由于拓扑结构的原因，其通信链路中的交换机数量是恒定的）。星形网络的实时性要优于环形网络。4.3主要网络结构的技术方案比较目前变电站自动化系统网络中常用的星形网络结构和环形网络结构，其性能对比详细见下表4.3.1。表4.3.1

星形网络结构和环形网络结构性能比较

序号比较项目星形网络环形网络1可靠性（冗余度）单星形网冗余度较差差，可靠性低，可可通过双星形网网来增加冗余度，提提高可靠性单环网具备一定的冗冗余度，比单星星形网可靠性要要高2网络结构简单，易扩展较复杂，可扩展性较较差3安全性安全性较好，发生网网络风暴的可能能性较低，没有有复杂的网络恢恢复过程；中心交交换机十分重要要。存在发生网络风暴、导导致整个环网失失效的可能，具具有一定的安全隐隐患。4网络时延经优化配置后，很短短且确定。存在不确定性。5网络恢复不具可恢复性具有可恢复性，但恢恢复过程较复杂杂，具有不确定定性。6交换机的兼容性网络架构简单，对交交换机要求相对对低一些。存在交换机环网协议议兼容性问题，扩扩建可选择性较较差。7配置方式可按间隔配置，优化化效果明显，网网络结构清晰。也可按间隔配置，但但优化效果不明明显。8对接入设备的要求对保护、监控等接入入设备要求高，要要达到类似于单单环的冗余度，必必须采用双星形形网，每个接入入设备必须提供供两个网口，存存在双通道监视、配配合等问题。对保护、监控等接入入设备要求低，如如采用单环，每每个接入设备只需需提供一个口，没没有备用切换，双通通道监视等问题题。9应用合理性经过合理配置，网络络通信最长延时时3跳。根据应用的优化存在在难度，跳数难难以确定。（注：序号9中的“3跳”指经过3级交换机。）通过比较可以发现，星形网络结构简单，安全性好，与应用的契合度佳，可针对电力应用进行优化，但对接入设备要求高，达到同等冗余度费用较高；而环形网络结构和特性复杂，网络延时难以固定，且存在产生网络风暴的安全隐患，但其对接入设备要求低，费用也相对较低。因此推荐220kV变电站站控层网络和过程层网络均采用星形网络结构，并通过双网方式实现冗余以增加网络的可靠性。站控层网络双网采用热备用方式，过程层网络双网采用独立运行方式。4.4站控层组网方案全站统一设置站控层MMS网，推荐站控层网采用双星形网络结构，双网双工、热备用方式运行。间隔层的各保护装置、测控装置，以及站控层设备的详细信息均通过MMS网传输。监控系统内各装置间相互传输的联闭锁信息以GOOSE报文的形式在MMS网上传输。全站的站控层设备以及间隔层设备，均通过双网口接入站控层双星形MMS网络。4.5

过程层组网方案过程层网络同样推荐采用双星形结构双网独立运行方式，并按站内电压等级分列不同网段，例如对于220kV智能变电站，全站分成220kV过程层网、110kV过程层网，两个电压等级的过程层网完全独立，该组网方式增强了网络的可靠性，缩小了故障检修的影响范围；过程层网络中主要传输GOOSE报文和SV报文，即开关量与采样值信息，此两类报文是十分重要的报文，对于间隔层设备，尤其保护装置而言，网络结构及网络设备必须从最大程度上保证GOOSE报文与SV报文传输的实时性与可靠性，此外跨间隔的保护对分散采样的合并单元同步性要求也十分苛刻。如果过程层设备（主要是合并单元、智能终端）能够集成间隔层设备的保护、测控功能，构成真正意义上全功能的智能组件，就不存在上述信息传输问题，但这意味着保护、测控等重要功能需要下放，现阶段在户外站全面推广尚有困难，特别是高电压等级的户外站。另外，变压器和母线等间隔的一次设备物理位置必然是分散的，必须解决上述信息传输问题。为实现开关量与采样值的实时、可靠传输，间隔层设备与过程层设置之间可以是点对点方式光纤连接，也可以是以太网络方式连接。考虑到变电站自动化系统通信网络的重要性，并结合当前阶段智能变电站应用技术（尤其是交换机网络技术）的成熟程度，对于过程层每个电压等级的GOOSE网和SV网，可以有三种不同的组网模式。4.5.1保护直采直跳GOOSE网与SV网分别独立组网，但考虑到采样测量值和跳闸命令是过程层网络通信中的两类重要信息，而保护装置是十分重要的间隔层设备，为确保此两类信息传输的可靠性与实时性，可将保护装置的采样值及跳闸命令采用点对点传输的方式实现，即“直接采样、直接跳闸”，采样值及跳闸命令通过直连光缆传输，不通过网络传输，其余装置（如测控、录波等）则分别通过GOOSE网与SV网传输相关信息。无论是点对点方式传输的SV报文还是网络方式传输的SV报文，都推荐采用符合DL/T860协议格式的报文。保护装置采用点对点方式，传输路径没有中间环节，可靠性高；此外点对点的传输路径是固定的，则传输时间也相对固定，不存在类似于交换机排队延迟等现象，传输的实时性高。保护装置点对点传输信息的方式只需考虑传输介质的带宽和接受方CPU处理数据的能力，而不用担心数据流量对于其他间隔设备传输的影响，因为它并没有通过网络与其他间隔共享网络带宽；但合并单元及智能终端均需具备多个网络接口，直采直跳的保护装置也需具备多个网络接口，装置的通信负担较重；此外对于跨间隔的保护（如母线保护、主变保护等）需接收多个间隔的SV报文，其装置的CPU解码压力较大，并且跨间隔保护装置实现不同间隔合并单元采样值的同步较困难。4.5.2

GOOSE与SV分网虽然保护装置“直接采样、直接跳闸”可以在一定程度上保证保护装置的开关量及采样值信息传输的实时性与可靠性，但此种模式也存在诸多缺点；在采用高可靠性的IED及网络设备（主要是交换机），优化网络拓扑结构，并采用VLAN及GMPR等技术对过程层网络的流量进行合理控制的前提下，也可采用GOOSE与SV分别单独组网的模式。过程层GOOSE与SV分别单独组网模式下，间隔层及过程层所有设备的相关GOOSE信息及SV信息均分别通过分开设置的GOOSE网及SV网传输。合并单元直接接入过程层SV网络，SV报文通信采用符合IEC61850-9-2协议格式的报文。保护、测控、计量等设备通过SV网络获取采样值，实现了SV信息共享。4.5.3

GOOSE与SV共网在设备可靠的前提下，为了在最大程度上实现过程层的信息共享、节约资源，GOOSE与SV报文也可共网传输。GOOSE与SV共网的关键在于过程层网络的流量，若GOOSE与SV共网，则220kV母线保护过程层网口与110kV母线保护过程层网口的流量都非常巨大，可能会大于100M网口的40%安全范围，当前阶段可以采取多个100M光纤以太网口分担带宽的办法来解决，通过VLAN的划分，使每个100M光网口分别对应若干间隔；远期则通过采用1000M以太网技术的办法来解决。采取过程层GOOSE与SV统一组网的模式时，间隔层及过程层所有设备均分别通过统一设置的过程层网络传输相关GOOSE信息及SV信息。合并单元及智能终端均直接接入过程层网络，SV报文通信采用符合IEC61850-9-2协议格式的报文，保护、测控、计量等设备通过SV网络获取采样值，保护及测控装置对断路器的分/合闸操作均通过网络传输的GOOSE报文实现。GOOSE与SV共网模式可以在最大程度上实现信息共享，节约交换机的投资。4.5.4过程层组网方案小结以上共列举了过程层网络的三种组网模式，各种组网模式的优缺点比较见表4.5.4。表4.5.4

各种组网模式的优缺点比较

序号组网模式描

述优

点缺

点1保护装置直采直跳组组网SV报文与GOOSSE报文完全独独立传输，但保保护装置直接采采样、直接跳闸；；其余设备相关关信息都分别经经GOOSE网网与SV网传输。技术上易于实现，保保护装置采样信信息和跳闸命令令传输的可靠性性与实时性均较较高。网络结构较复杂，保保护装置的采样样与跳闸都通过过直连光缆实现现，光缆投资较较大