智能变电站通信网络技术方案
1 智能变电站通信网络总体结构
智能变电站通信网络采用IEC 61850国际标准，IEC 61850标准将变电站在结构上划分为变电站层、间隔层和过程层，并通过分层、分布、开放式网络系统实现连接。
变电站层与间隔层之间的网络称为变电站层网络，间隔层与过程层之间的网络称为过程层网络。
变电站层网络和过程层网络承载的业务功能截然不同。为了保证过程层网络的实时性、安全性，在现有的技术条件下，变电站层网络应与过程层网络物理分开，并采用100M及以上高速以太网构建。
通讯在线保护及故障系统服务器系统服务器GOOSE视频监视终端信息管理兼操作员站2兼操作员站1远动远动联动服务器子站工作站1工作站2变电站层
MMS/GOOSE网变电站层网络
超五类屏蔽
双绞线
其他智能电能保护故障间隔层设备计量测控录波
SMV网光缆过程层网络GOOSE网
合并智能单元单元过程层
光缆电缆
电子式开关设备
互感器(主变、断路器、刀闸)
智能变电站通信网络基本构架示意图
2 变电站层网络技术方案
功能:
变电站层网络功能和结构与传统变电站的计算机监控系统网络基本类似,全站信息的汇总功能(包括防误闭锁)可依靠MMS/GOOSE网络实现。
拓扑结构选择:
环形和星形拓扑结构相比，其网络可用率有所提高(单故障时两者均不损失功能，少数的复故障环形网可以保留更多的设备通信)，但是支持环网的交换机和普通星型交换机相比价格大大提高。
国内经过多年的技术积累，装置普遍具备2~3个独立以太网口, 星型网络在变电站实际应用有着更加丰富的使用经验。
国内220kV及以上变电站层网络一般采用双星型拓扑结构;110kV及以下变电站层网络一般采用单星型拓扑结构。
变电站层双星型网络结构示意图
系统服务器兼操作员站远动工作站变电站层
变电站层网络变电站层交换机2
变电站层交换机1
保护测控保护测控保护测控保护测控间隔层
变电站层双环型网络结构示意图
3 过程层网络技术方案
功能:
过程层网络分为SMV采样值网络和GOOSE信息传输网络。前者的主要功能是实现电流、电压交流量的上传;后者的主要功能是实现开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁等。
SMV采样值传输协议:
IEC60044-7/8标准:传输延时确定，可以在接收端实现插值同步，有利于差动保护同步的实现，但协议私有程度较高，各厂家装置间配合较困难，且不能应用于对采样率要求较高的场合。
IEC 61850-9-1标准:沿用IEC60044对合并单元功能和输出数据格式的定义，延时有较小的抖动范围、需依靠同步信号实现同步，协议较通用，各厂家装之间配合较容易，但不符合IEC61850发展趋势(IEC 61850标委会已不再修订9-1，未来将逐渐被IEC 61850-9-2标准取代)。
IEC 61850-9-2标准:是从IEC 61850模型配置的角度出发而制定的采样数据共享协议，其优势在于采样值数据的自由配置
和共享，代表IEC 61850未来发展趋势，但合并单元与保护测控装置之间的数据匹配过程复杂，网络带宽和CPU编解码的开销较大，延时抖动范围较大，现阶段实现难度较大。
SMV采样值网络结构:
方案一:点对点方式，协议采用IEC60044-7/8或IEC61850-9-1/2标准。对于保护双重化要求的间隔，网络按照双重化配置，物理上做到相互独立;对保护单重化要求的间隔，网络按照单重化配置。(目前ABB公司在欧洲已投运试点站中采用过点对点方式的IEC 61850-9-2LE，运行情况良好)
方案二:网络方式，协议采用IEC 61850-9-2标准。对于保护双重化要求的间隔，网络按照双重化配置，物理上做到相互独立;对保护单重化要求的间隔，网络按照单重化配置。(目前国内、国外正积极试点网络方式下IEC 61850-9-2LE的采样值传输)
点对点方式优点为:延时较确定、投资较小、实现较容易。缺点为:设备间连接较复杂、设备接口数量较多、信息共享性较差。
组网方式优点为:设备间连接简单清晰、设备接口数量较少、信息共享性好、代表未来发展趋势。缺点为:延时不确定(对差动保护影响大)、交换机投资大(分间隔配置时)、继电保护可靠性受到影响。
目前国内外试点站考虑到安全性、可靠性因素，220kV及以上变电站的SMV采样值网络一般采用点对点方式，极少站点实现
部分间隔组网;110kV及以下变电站的SMV采样值网络不少采用了组网方式，并采用了IEC 61850-9-2LE通信。另外，目前还有研发厂商正在试验SMV采样值网络和GOOSE网络共网传输模式。 GOOSE网络:
方案一:间隔内采用点对点方式，跨间隔(如:主变、母差、录波等)采用星型以太网组网方式。对于保护双重化要求的间隔，建议GOOSE网络按照双套单网配置，两套GOOSE网络物理上应做到相互独立;对保护单重化要求的间隔，建议GOOSE网络按照单网配置。此方案以继电保护的可靠性为前提，尽量降低交换机故障给保护带来的影响，但装置的接口、连接介质的数量较多，接线较复杂。
方案二:全站GOOSE均采用星型以太网方式，GOOSE交换机可以按照电压等级配置，以220kV、110kV、35kV、主变为单位分别组网，并采取合适的网络处理机制(例如划分VLAN，设置优先级)。对于保护双重化要求的间隔，建议GOOSE网络按照单网配置，两套GOOSE网络物理上应做到相互独立;对保护单重化要求的间隔，建议GOOSE网络按照双网配置，保证在任意单重网络故障或单套交换机检修的情况下对系统的正常工作不造成影响。此方案着眼于GOOSE的信息共享，交换机投资大于方案一，但装置的接口、连接介质的数量较少，接线较简单。
目前国内试点变电站两种GOOSE网络配置方案均有采用。
系统服务器兼系统服务器兼远动工作站1操作员站2操作员站1远动工作站2
GOOSE/MMS网
A网B网
双重化220kV线路间隔220kV线路保护测控1220kV线路保护测控2
至故障录波器至220kV母差GOOSE交换至220kV母差GOOSE交换电能表机2(同时去录波器)机1(同时去录波器)至220kV母差2至220kV母差1智能合并智能单元1合并单元1单元2单元2
220kV母220kV母线PT合线PT合本间本间并单元2线路线路线路线路并单元1隔断隔断PTCTCTPT路器路器及刀及刀闸闸
220220220220kVkVkVkV1M2M1M2MPTPTPTPT
220kV线路间隔过程层网络典型方案一(采样值、GOOSE均点对
点)
系统服务器兼系统服务器兼操作员站2远动工作站1操作员站1远动工作站2
GOOSE/MMS网
A网B网
双重化220kV线路间隔220kV线路保护测控1220kV线路保护测控2
至220kV母差1至220kV母差2至故障录波器至故障至故障录波器GOOSE交换机录波器GOOSE交换机电能表至220kV220kV GOOSE220kV GOOSE母差2交换机1交换机2至220kV母差1智能合并智能单元1合并单元1单元2单元2
220kV母220kV母线PT合线PT合本间本间线路并单元2线路线路线路并单元1隔断隔断PTCTCTPT路器路器及刀及刀闸闸
220220220220kVkVkVkV1M2M1M2MPTPTPTPT
220kV线路间隔过程层网络典型方案二
系统服务器兼远动工作站1系统服务器兼远动工作站2操作员站2操作员站1
GOOSE/MMS网
A网B网
双重化
220kV线220kV线路保护测控1220kV线路保护测控2路间隔至220kV母差SMV 交换机1至220kV母差1至220kV母差2至220kV母差至故障录波器SMV交SMV交SMV交换机2GOOSE交换机至故障录波器换机1换机2GOOSE交换机220kV GOOSE220kV GOOSE交换机1至电能表交换机2
过程层网络流量分析 1. 采样值网络流量分析 1.1采样值网络概述 采样值传输采用IEC61850-9-2标准，合并单元和二次设备均连在交换机网络上。220kv线路间隔配置成一个独立的网段，考虑采用独立的交换机。主变三侧作为一个大间隔，配置成一个独立的网段，采用独立的交换机。每一个电压等级配一台公共交换机，连接该电压等级对应的母线保护、PT合并单元，各 间隔对应的交换机也通过级联端口连到该公共交换机。 采用组播过滤技术来解决网络阻塞的问题，接收端口只收到预订的MAC地 址对应的9-2报文，降低了网络的流量。 PT并列考虑在PT合并器实现，PT切换在间隔合并器实现。因此，对于主变保护和线路保护而言，不需要在网路上预订PT合并器的9-2报文，但母线保 护需要预订PT合并器的报文。 1.2IEC61850-9-2帧格式说明 1.2.11SO/IEC 8802-3以太网帧结构 IEC 61850-9-2LE采样值报文在链路层传输都是基于ISO/IEC 8802-3的以太网帧结构。帧结构定义如下图所示：
方法。 (2) 帧起始分隔符字段(Start-of-Frame Delimiter ) 知道导入帧，并且该字段提供了同步化接收物理层帧接收部分和导入比特流的 格式说
帧起始分隔符字段，1字节。字段中1和0交互使用。 (3)以太网mac地址报头 以太网mac地址报头包括目的地址(6个字节)和源地址(6个字节)。目的地址可以是广播或者多播以太网地址。源地址应使用唯一的以太网地址。 IEC 61850-9-2 多点传送采样值，建议目的地址为 01-0C-CD-04-00-00 到 01-0C-CD-04-01-FF。 (4)优先级标记(Priority tagged) 为了区分与保护应用相关的强实时高优先级的总线负载和低优先级的总线 负载，采用了符合IEEE 802.1Q的优先级标记。 优先级标记头的结构： TPID 值：0x8100 User priority :用户优先级，用来区分采样值，实时的保护相关的GOOSE 报文和低优先级的总线负载。高优先级帧应设置其优先级为4?7,低优先 级帧则为1?3，优先级1为未标记的帧，应避免采用优先级 0，因为这会引起正常通信下不可预见的传输时延。 采样值传输优先级设置建议为最高级7。 CFI:若值为1,则表明在ISO/IEC 8802-3标记帧中，Length/Type域后接 着内嵌的路由信息域(RIF)，否则应置0。 VID :虚拟局域网标识，VLAN ID。 (5)以太网类型Ethertype 由IEEE著作权注册机构进行注册，可以区分不同应用
110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂
广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14
一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500k V送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（W HS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单； 1.13、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂
智能变电站通信网络技术方案 1 智能变电站通信网络总体结构 智能变电站通信网络采用IEC 61850国际标准，IEC 61850标准将变电站在结构上划分为变电站层、间隔层和过程层，并通过分层、分布、开放式网络系统实现连接。 变电站层与间隔层之间的网络称为变电站层网络，间隔层与过程层之间的网络称为过程层网络。 变电站层网络和过程层网络承载的业务功能截然不同。为了保证过程层网络的实时性、安全性，在现有的技术条件下，变电站层网络应与过程层网络物理分开，并采用100M及以上高速以太网构建。 通讯在线保护及故障系统服务器系统服务器GOOSE视频监视终端信息管理兼操作员站2兼操作员站1远动远动联动服务器子站工作站1工作站2变电站层 MMS/GOOSE网变电站层网络 超五类屏蔽 双绞线 其他智能电能保护故障间隔层设备计量测控录波 SMV网光缆过程层网络GOOSE网 合并智能单元单元过程层 光缆电缆
电子式开关设备 互感器(主变、断路器、刀闸) 智能变电站通信网络基本构架示意图 2 变电站层网络技术方案 功能: 变电站层网络功能和结构与传统变电站的计算机监控系统网络基本类似,全站信息的汇总功能(包括防误闭锁)可依靠MMS/GOOSE网络实现。 拓扑结构选择: 环形和星形拓扑结构相比，其网络可用率有所提高(单故障时两者均不损失功能，少数的复故障环形网可以保留更多的设备通信)，但是支持环网的交换机和普通星型交换机相比价格大大提高。 国内经过多年的技术积累，装置普遍具备2~3个独立以太网口, 星型网络在变电站实际应用有着更加丰富的使用经验。 国内220kV及以上变电站层网络一般采用双星型拓扑结构;110kV及以下变电站层网络一般采用单星型拓扑结构。 变电站层双星型网络结构示意图 系统服务器兼操作员站远动工作站变电站层 变电站层网络变电站层交换机2 变电站层交换机1
电气调试方案 （低压供电线路及就地配电控制设备部分）批准： 审核： 编制： 日期：
目录 一、电气工程调试概况 二、系统调试、试车方案编制范围划分 三、调度前应具备的条件 四、施工组织、劳动力、机具计划 五、低压供电线路系统的检测 六、低压供电线路送电运行 七、就地配电、控制设备、器件检测调试试车 八、照明系统送电、试灯 九、系统调试、试车投运组织机构 十、调试试车管理及安全
一、电气工程调试概况 ****工程因参加承建强电、弱电施工的单位多，给整体调试试车方案的编制造成了一定困难，为确保各系统调试、试车工作顺利进行，原则上按各单位施工的范围和专业，由各施工单位编制各系统的调试、试车方案并组织实施，调试的进度要求由建设单位安排，整体投运中需各系统调试单位衔接协调工作由建设单位现场电气专业人员组织各施工单位商定解决。 商业合同条款中有需供货方或制造厂家进场调试、试车设备，由定购方协调供应方进场调试、试车事宜，施工单位应配合好供应商或制造厂家的调试辅助工作，并提供调试工作中安装必备的试车条件。 二、系统调试、试车编制范围划分 1、本工程的各系统调整试车、投入运行可按施工单位承担的工程项目和专业性质分别编制调试方案。范围划分如下： a：10KV变配装置，低压集中配电装置调试、运行方案由电力部门编制。 b：低压供电线路及就地配电控制设备调试送电方案由华西生辉公司编制。 c：火灾报警及联动控制系统调试，投入运行方案由西南消防编制。 d：空调系统电气调试方案由华西生辉公司调试。 2、本方案只包括上述调试、试车范围中的“b”项，其主要内容如下： a：集中配电室引出的全部动力、照明线路检测送电。
变电站通信网络和系统（IEC 61850）标准概述 由于现有的规约五花八门、缺乏统一性，数字化（智能化）变电站成为发展方向，性能和速度已不再是问题，因此产生了IEC 61850标准。 IEC 61850系列标准吸收国际先进新技术，并且大量引用了目前正在使用的多个领域内的其它国际标准作为61850系列标准的一部分。所以它是一个十分庞大的标准体系，确切地说，它是一种新的变电站自动化的设计、工程、维护、运行方法准则。 IEC 61850系列标准的全称：变电站通信网络和系统（Communication Networks and Systems in Substations），它规范了变电站内智能电子设备（IED）之间的通信行为和相关的系列要求。 IEC 61850的关键技术： 1)变电站三层接口 2)采用模型思想进行对变电站统一建模 3)抽象通信服务和特定通信服务 4)统一的配置描述语言 5)IEC 61850标准包括10个部分： 6)IEC 61850-1基本原则，包括了适用范围和目的，定义了变电站内IED（电 子式互感器Intelligent Electronic Device）之间的通信和相关系统要求， 并论述了制定一个适合标准的途径和如何对待通信技术革新等问题。 7)IEC 61850-2术语，给出了IEC 61850文档中涉及的关于变电站自动化系 统特定术语及其定义。 8)IEC 61850-3总体要求，详细说明系统通信网络的总体要求，重点是质量 要求（可靠性、可用性、可维护性、安全性、数据完整性以及总的网络 要求），还涉及了环境条件（温度、湿度、大气压力、机械振动、电磁 干扰等）和供电要求的指导方针，并根据其他标准和规范对相关的特定 要求提出了建议。 9)IEC 61850-4系统和项目管理，描述了对系统和项目管理过程的要求以及 对工程和试验所用的专用调度要求。主要包括：工程过程及其支持工具，，
智能变电站二次系统调试方法研究 变电站作为现代电力系统中的重要组成部分，肩负着电力系统中电能的电流以及电压的转换，是电力供电系统电流及电压集中分配的重要场所。随着科技的发展，智能变电站凭借其自身的优势在当前我国电力系统中得到了广泛的应用。智能化变电站二次系统运行的安全性、稳定性直接关系着我国经济的健康发展。智能化变电站二次系统作为整个供电系统的核心，智能化技术在整个系统中发挥着很大的作用，能有效地提高二次系统自动化的工作效率，实现供电系统的自动化控制。文章对智能变电站二次系统调试方法进行了相关的研究。 标签：智能变电站；二次系统；调试方法 引言 智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 1 传统变电站二次系统中存在的问题 1.1 不能满足现代电力系统高可靠性的要求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2 供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，电网运行随时可能出现故障。电能质量主要是通过电压、电流强度来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，大多数不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，不能采取有效的补救措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
变电站综合自动化结业论文变电站综合自动化系统通信 系部：电力工程系 班级：供用电12-4 姓名：豆鹏程 学号：2012231026
【摘要】 变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。 【关键字】 变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信
变电站综合自动化系统的通信 引言 变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[2、5] 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、无功补偿等昂贵设备。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的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受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或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。 一、变电站内的信息传输[2、3、5] 现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种： （一）现场一次设备与间隔层间的信息传输 间隔层设备大多需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情况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、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。 （二）间隔层的信息交换
0引言 智能变电站由一次设备和二次设备2个层面构成，其基本 的组成单元和普通数字化变电站并没有本质区别。 智能变电站的优势主要体现在一次设备的智能化控制以及利用网络化来组织二次设备上，加之一次设备与二次设备之间采用了高速网络通信，因此二者之间的联系得以加强。从智能变电站组成的层次结构来看，从一次设备（互感器、断路器）开始，往下是过程层设备（主要是户外柜组件和过程层交换机），其次是隔离层设备（如各类保护装置和测控装置），最后是由以太网MMS 、监控系统和远控装置构成的站控层设备。而从智能变电站的发展趋势来看，有向系统层和设备层2层结构简化的趋势。但这种2层简化结构需要依赖于大量的计算机和网络控制技术，因此短时间内还难以实现。 当前的智能变电站多数仍采用传统的3层结构形式，该种结构框架的过程层设备和间隔层设备是通过过程层的网络连接来实现的。网络连接在过程层中承担着智能变电站主要数据的通信任务，这些传输数据来自于变电站运行中的状态实时数据，以及变电站的模拟量采样信息、网络中传输的设备管理信息和事件警告信息等。因此， 在研究智能变电站的网络结构优化时，主要是考虑网络中数据传输的优化。 1智能变电站网络结构形式分析 智能变电站自动化系统分为站控层、间隔层和过程层3个 大层次，通信连接一般都是靠站控总线和过程总线完成。其中站控总线处理站控层与间隔层各控制设备之间的通信，而过程总线处理间隔层与过程层中各种智能一次设备的通信。 从逻辑上讲，在设计时，通常可依据需要将站控总线设置为独立于过程总线，或将站控总线与过程总线合并的形式。这2种不同的布线方式各有优缺点。如果将站控总线与过程总线合并，可能会因数据时效性属性不同（实时性、非实时性）、数据控制属性不同（控制性、非控制性）而导致数据间的互相影响，降低网络资源的利用效率和网络的安全性。但这种布线方式能够提高硬件资源的利用效率，在条件允许的情况下，可通过以太网的优先级排队技术或虚拟局域网技术来实现对各类重要等级不同的数据进行分析处理。 不论是采用站控总线和过程总线合并的形式还是单独布设的形式，从网络结构上看，都可以分为5个基本的层级结构：层级1（站控单元、站运行支持单元、路由器、远程控制中心）、层级2（一级交换机）、层级3（监控单元、保护单元）、层级4（二级交换机）、层级5（执行机构、传感器）。如果是站控总线和过程总线独立布设的形式，则各个层次的组成单元依次与下一层级的组成单元相连，同一层级的组成单元互不影响，形成从一级交换机开始的若干条独立的数据传输线路，此时一级交换机和二级交换机之间没有直接的线路连接，而是要经过层次3中的监控单元和保护单元。如果是站控总线和过程总线合并布设的形式，则在一级交换机和二级交换机之间直接存在直接的连接线路，但一级交换机所接收到的数据既有直接来自于二级交换机的数据，也有通过监控单元和保护单元的数据，这是这一布线方式可能存在数据干扰的根本原因。 2智能变电站网络结构优化 在本节中，将从某智能变电场升压站的组网结构优化及其 网络的流量优化2个方面来展开讨论。该升压站的原系统结构如图1所示。 2.1 原系统结构特点分析 由图1可知，其网络结构为典型的“三层两网”式结构，站控层、间隔层和过程层的层次结构很明显，过程层和站控层这2级网络为独立式布置。在本例中，网络采用高速以太网搭建，过程层的网络采用了2类网络形式来分别处理上行数据和下行数据，其中电流和电压实时数据的上传、开关量的上传均由SV 采样值网络完成，而分合闸控制量的下行则由GOOSE 网络完成。站控层网络采用MMS ／GOOSE 通信方式来完成全站信息的汇总和处理。 在原站控层的组网方案中，采用的是双星型拓扑结构，冗余网络采用双网双工方式运行。而过程层的网络结构为单星型的以太网结构，保护装置由2套独立的单网配置提供，因此能够使过程层网络具有双重化的特点，且2套网络互相物理隔离。过程层中的网络采样值按点对点传输的方式完成，以直接跳闸的方式来实现对间隔层设备的保护。 采用上述组网结构后，可以实现GOOSE 和SV 以太网口的独立传输，在信息传输时交换机所承担的任务明确，能够有效避免数据之间的干扰。原过程层GOOSE 网络承担着繁重的数据采样任务，但网络仅具备100M 的流量承载力，影响了数据的传输效率，加之网络接口独立设置，因此不便于网络结构的维护。 浅谈智能变电站的网络结构优化 丁文树 （泰州供电公司，江苏泰州225300） 摘要：介绍了智能变电站的层级构成以及各个层级的特点，在此基础上，对当前智能变电站主要的网络结构形式进行了分析，最后 以某智能变电站的网络结构改造和优化为例，阐述了网络结构优化后的具体形式以及网络流量优化时所采用的优化方法。 关键词：智能变电站；网络结构优化；流量优化 图1升压站原系统结构示意图 站控层设备 站控层网络 间隔层设备 过程层网络 过程层设备 合并单元 测控装置 录波装置 计量装置 智能单元 保护装置 设计与分析◆Sheji yu Fenxi 134
220kV龙兴北智能化变电站 调试方案 重庆市送变电工程有限公司 2013年10月 1.时间安排：2013.10.20—2013.1 2.31 2.组织措施 2.1.调试负责人：王伟 职责：负责全站保护、自动化、通讯、直流调试的人员统筹安排、文明施工。 电话：686669 2.2 安全负责人：王晓云 职责：负责全站人身安全及生产安全。 电话：654088 2.3.继保调试专业质量负责人：甘平 职责：负责全站继电保护方面所有技术管理及生产质量。 电话：612089 2.4.通讯自动化调及直流试专业负责人：罗娟
职责：负责全站通讯自动化调及直流方面所有技术管理及生产质量。电话：677421 3.安全措施
4.技术措施 4.1.在进行CT升流、PT加压试验时应检查所有回路是否正确，并且在工作时应通知所有现场其他工作人员注意，并与其设备保持安全距离，CT升流时应严禁二次开路，PT加压时应严禁二次短路。 4.2.电流回路一次通电在C.T接线盒处、主变压器上面及高于地面两米以上的地方工作时，必须正确佩戴全方位抗打击安全带。
4.3.施工电源线必须牢固连接，电源盘必须安装漏电保护器，搭接电源的工具必须绝缘良好，在搭接前应断开电源后方可搭接。 4.4.作开关传动试验时，必须通知现场所有人员注意，严禁任何人员接近该设备或者在该设备上的任何回路工作，派人到现场看守，开关上的所有作业必须停止。 4.5.电流互感器作一次通电时，不得在二次电流回路上进行改接线，切换仪器仪表等工作，防止开路后的高电压伤人 4.6.电压互感器二次回路加压前，必须采取：断开所有小空气开关；在互感器接线盒内撤开电缆线（或短接接线端子）；检查220KV电压切换装置在正确状态，保证不会倒电至其它回路和其它P.T的有效措施。 4.7. 电压互感器二次回路加压过程中，必须保证各工作点之间的通信联系畅通，各加压屏位应有人看守，此时不得进行二次回路的改接线工作，发现问题立即断开试验电压。 4.8.测量二次回路绝缘电阻时，应停止在二次回路上的所有工作，测量完毕并对回路放电后方可开始工作 4.9.二次回路耐压试验必须在二次回路绝缘电阻测试合格后进行，试验时，必须在所有带有试验电压的端子箱、操作箱、保护屏、测控屏等设备处派人看守，防止触电伤人。 4.10 对继电保护装置进行单体调试，单体调试按作业指导书进行。 4.11 二次回路绝缘及耐压试验，全部二次回路绝缘使用1000V兆欧表测试不得低于1MΩ.对重要回路如：重瓦斯、速动油压、绕组温高，油温高等跳闸接点应专门测试接点之间绝缘最小不能低于10MΩ。
智能变电站网络安全策略分析与研究徐晓寅 摘要：智能变电站网络的可靠性和安全性决定了站内智能终端、合并单元、保 护装置、测控装置、自动化系统等各设备之间信息流的传输质量，会对变电站的 安全稳定运行产生直接影响。本文针对智能变电站网络存在的安全威胁，从技术 和管理方面提出了适用于智能变电站网络安全的策略。 关键词：智能变电站；网络安全；策略分析 1 智能变电站网络安全现状分析 智能变电站网络面临的安全威胁主要有内部和外部两部分：内部威胁为网络 交换机硬件问题对站内网络造成的风险；网络风暴造成站内网络瘫痪；外部人为 专业攻击造成的破坏。 1.1 外部安全威胁主要是人为专业攻击，在智能变电站网络条件下，人为专业攻击主要分为以下两种。 1.1.1 主动破坏 非法专业用户接入网络后，通过监听、拦截对站内信息及设备进行监视和控 制操作，再伪造信息向网络发送大量无用报文，使站内网络设备异常、死机甚至 无法重启，最后导致整个网络瘫痪。 1.1.2 无意识破坏 专业用户正常接入网络后，由于误操作导致大量组播报文在网络内传播，对 网络造成破坏和损失。 1.2 智能变电站面临的内部威胁主要来源于内部通信的脆弱性。智能变电站改变了原有的点对点的通信模式，取消了原有的硬接线模式，不同部件之间的通信，采用了对等的通信模式，所有变电站的智能部件之间的通信均在局域网上实现， 并且不同智能部件的关联度更加紧密。一旦某个智能部件遭到恶意攻击，就会影 响整个变电站内的通信，危及站内业务的正常运行。其安全威胁主要有以下几方面： 1.2.1 网络交换机硬件风险 变电站在正常和异常运行时，均会产生不同程度的电磁干扰，如高压电气设 备的倒闸操作、短路故障等电磁暂态过程及高压电气设备周围产生的静电场和磁场、雷电、电磁波辐射、人体与物体的静电放电等。这些电磁干扰会对交换机的 通信传输产生一定影响，导致交换机转发的报文出错，甚至丢失整帧报文，影响 智能变电站网络的安全可靠运行。因此，在强电磁干扰的情况下，交换机必须满 足零丢帧的要求，以满足过程层数字化的需求。而在实际生产现场，智能变电站 的交换机选型配置及验收都无明确的负责机构及硬件把关负责人员，导致交换机 管理处于无序甚至空白状态。 1.2.2 网络风暴 交换机作为网络核心通信设备，如果自身的报文转发机制异常，会导致网络 风暴，给智能变电站网络运维留下极大的隐患。网络风暴的基本表现为：大量重 复报文在网络中快速传播，大量信息排队等待，直至占满带宽或耗尽交换机 CPU 资源，严重影响网络的正常运行。产生网络风暴的原因很多，其中重要的原因是 网络环路问题，主要指：对过程层网络来说，虽然工程应用上通过静态VLAN划 分或 GMRP组播技术来实现网络隔离，但如果网络环路发生在同一VLAN内，仍 会产生网络风暴；对站控层网络来讲，由于没有采用任何组播报文隔离技术，GOOSE 报文组播范围为站控层全网；一旦网络内形成重复链路，GOOSE 报文就会
220kV 智能变电站过程层解决方案西电南自智能电力设备
目录 一．智能一次设备说明 (3) 1.1智能一次设备的概念 (3) 1.2设备智能化演变 (3) 1.3智能一次设备在智能电网中的作用 (3) 1.4智能一次设备现况 (4) 1.5变压器智能化 (4) 1.6断路器智能化 (5) 二、智能一次设备解决方案及建议 (8) 2.1PSSC600系列智能组件简介 (8) 2.2互感器及智能组件技术方案 (13) 2.2.1 220kV及110kV线路、母联电子式互感器技术方案 (13) 2.2.2 变压器220kV侧电子式互感器技术方案 (15) 2.2.3 变压器110kV侧电子式互感器技术方案 (16) 2.2.4变压器35kV侧电子式互感器技术方案 (17) 2.2.5 35kV出线电子式互感器技术方案 (18) 2.2.6 35kV母线电压技术方案 (18) 2.3TDC－05户外柜 (19) 2.3.1 户外柜的技术特点 (19) 2.3.2 户外柜的专利 (20) 三．组屏方案及即插即用方案 (21) 四．过程层设备配置一览表 (23)
一．智能一次设备说明 1.1 智能一次设备的概念 智能一次设备：指变电站高压设备本体（主要包括断路器、隔离开关、变压器）和智能组件组成，具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。 （1）结构方面：一次设备+智能组件的灵活方案； （2）功能方面：监视、控制和管理设备的状态； （3）智能方面：使电网元件可观测、可控制。 1.2 设备智能化演变 图1.1 设备智能化演变 图2.1显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能综合组件是一个包含各种装置的统一名称，即过程层设备和间隔层设备即可以组合、融合在一起的，也可以是外置安装。考虑到现有的一次设备状况，设备层设备采用“传统一次设备本身＋智能综合组件”的模式，智能综合组件可以集成，可以分散，可以嵌，可以外挂等任意组合灵活架构。智能综合组件构成，包含了传统间隔层的设备，符合现状与未来的发展。 1.3 智能一次设备在智能电网中的作用 （1）与设备管理互动：全面清晰地把握设备运行状态、发现设备潜伏故障，优化电网运行及设备检修决策、提高设备可用率、降低运行管理成本； （2）与调度系统互动：提供设备故障模式及发生几率预报，使设备状态对调度系统是可观测的，使电网调度增加新的决策维度； （3）智能高级应用：从传统关注设备可靠性转变为关注电网的可靠性，提高电网运行的智能化水平。预期设备寿命，从电网的大视角实现寿命周期成本管理。
4．6．4 变电站通信网的基本设计原则 变电站通信的内容包括变电站综合自动化系统当地采集控制单元与变电站或电厂主控室监控管理层之间的通信，变电站综合自动化系统与远方调度中心之间的通信。系统通信网架的设计是十分关键的，可从以下方面考虑： 1)电力系统的连续性和重要性，通信网的可靠性是第一位的。 2)系统通信网应能使通信负荷合理分配，保证不出现“瓶颈”现象，保证通信负荷不过载，应采用分层分布式通信结构。此外应对站内通信网的信息性能合理划分，根据数据的特征是要求实时的，还是没有实时性要求以及实时性指标的高低进行处理。另外，系统通信网设计应满足组合灵活、可扩展性好、维修调试方便的要求。 3)应尽量采用国际标难的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。 4)应考虑针对不同类型的变电所的实际情况和具体特点，系统通信网络的拓扑结构是灵活多样的且具有延续性。 5)系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约。 6)对于通信媒介的选用、设计原则是在技术要求上支持采用光纤，但实际工程中也考虑以屏蔽电缆为主要的通信媒介。 7)为加速产品的开发，保持对用户持续的软件支持，对用户提出的建议及要求的快速响应，就要求摆脱小作坊式的软件开发模式，使软件开发从“小作坊阶段”进入“大生产阶段”，采用先进的通信处理器软件开发平台实时多任务操作系统RTOS，并开发应用于其之上的通信软件平台。 4．6．5 通信网的软硬件实现 1．硬件的选择 为了保证通信网的可靠性，通信网构成芯片必须保证在工业级以上，以满足湿度、温度和电磁干扰等环境要求。通信CPU可采用摩托罗拉公司或西门子公司的工控级芯片，通信介质选择屏蔽电缆或光纤。 2．接口程序 采用国际标准的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。装置通信CPU除保留标淮的RS-232/485接口用于系统调试维护外，其他各种接口采用插板式结构，设计支持以下三类共七种方式：标准RS-485接口，考虑双绞线总线型和光纤星形耦合型；标准Profibus MMS
目录 一、编制依据： (2) 二、编制说明： (2) 三、设备及人员配置 (2) 四、调试分项技术 (3) 五质量保证措施 (14) 六安全及环保措施 (14) 七电气试验数据统计及资料 (15)
一、编制依据： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2010。 有关的电气计量表计检定规程。 电气设备的厂家技术文件资料。 工程项目的施工组织设计。 二、编制说明： 2.1本方案针对XXXXX项目电气工程的安装、调整和试验而编制，施工过程中某些工作将需要生产厂家提供资料或配合的电气调整试验及投电、保运方案视具体情况和需要届时再另行编制。 2.2本工程内容：XXXX变电所一座,共计高压开关柜及其配套设施61台，4台规格型号为SGB10-2500/10的干式变压器及一台型号为SGB10-630/10的干式变压器。 本调试方案即针对以上设备编制。 三、设备及人员配置 1.调试设备
2.人员配置 调试人员1名 配合电工2名 四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试
4.1.1电流互感器 ★电流互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电流互感器的励磁特性曲线； 4、检查互感器引出线的极性； 5、检查互感器变比； ★用电流互感器变比测试仪对电流互感器的变比和极性进行校验； ★在电流互感器一次侧施加电流，检查二次电流回路的完整性和柜上各表计的显示是否正常； ★若继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应对互感器的励磁特性进行校验，同型式互感器相互比较，结果应无明显差别； ★测量电流互感器一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，测试结果与出厂值相比应无明显差别； ★对电流互感器进行绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，耐压过程中应无放电、击穿现象； 4.1.2电压互感器 ★电压互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 4、检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性；
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。
长征220kV变电站新建工程电气调试方案 编写： 校对： 审核： 中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心 2012年12月
长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案 1 概述 长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。 电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。 所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。 2、工作准备 2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。以下是本公司调试骨干人员资料。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。 2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。 2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。 2.2 制定工作技术措施 2.2.1 编制调试作业指导书 2.2.2 作业指导书交底 2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。 2.3试验仪器：
4．6．4 变电站通信网的基本设计原则变电站通信的内容包括变电站综合自动化系统当地采集控制单元与变电站或电厂主控室监控管理层之间的通信，变电站综合 自动化系统与远方调度中心之间的通信。系统通信网架的设计是十分关键的，可从以下方面考虑： 1）电力系统的连续性和重要性，通信网的可靠性是第一位的。 2）系统通信网应能使通信负荷合理分配，保证不出现“瓶颈”现象，保证通信 负荷不过载，应采用分层分布式通信结构。此外应对站内通信网的信息性能合理划分，根据数据的特征是要求实时的，还是没有实时性要求以及实时性指标的高低进 行处理。另外，系统通信网设计应满足组合灵活、可扩展性好、维修调试方便的要求。 3）应尽量采用国际标难的通信接口，技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接口，并考虑系统升级的方便。 4）应考虑针对不同类型的变电所的实际情况和具体特点，系统通信网络的拓扑结构是灵活多样的且具有延续性。 5）系统通信网络应采用符合国际标准的通信协议和通信规约。 6）对于通信媒介的选用、设计原则是在技术要求上支持采用光纤，但实际工程 中也考虑以屏蔽电缆为主要的通信媒介。 7）为加速产品的开发，保持对用户持续的软件支持，对用户提出的建议及要求 的快速响应，就要求摆脱小作坊式的软件开发模式，使软件开发从“小作坊阶段”进入“大生产阶段” ，采用先进的通信处理器软件开发平台实时多任务操作系统RTOS,并开发应用于其之上的通信软件平台。 4．6．5 通信网的软硬件实现 1．硬件的选择 为了保证通信网的可靠性, 通信网构成芯片必须保证在工业级以上, 以满足湿度、温度和电磁干扰等环境要求。通信CPU 可采用摩托罗拉公司或西门子公司的工控级 芯片,通信介质选择屏蔽电缆或光纤。 2．接口程序采用国际标准的通信接口,技术上设计原则是兼容目前各种标准的通信接 口，并考虑系统升级的方便。装置通信CPU除保留标淮的RS-232/485接口用于系统 调试维护外,其他各种接口采用插板式结构, 设计支持以下三类共七种方式：标准 RS-485 接口，考虑双绞线总线型和光纤星形耦合型；标准Profibus MMS 接口，考虑双绞线总线型、光纤环网、光纤冗余双环网；标难Ethernet,考虑双