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智能变电站二次系统网络结构和信息流分析摘要：本文简要阐述了智能变电站二次系统网络结构，介绍了GOOSE、SV、MMS的定义和传输方式，并对站内数据信息的流向进行了分析。
关键词：三层两网；GOOSE；SV；MMS；信息流0 引言智能变电站基于IEC61850标准提出了变电站的三层功能结构、功能间的逻辑接口和逻辑接口到物理接口的映射，现在国内变电站应用较多的是“三层两网”结构。
智能变电站的二次设备网络架构可分为站控层、间隔层和过程层三层，网络组成可分为站控层网络和过程层网络。
站控层网络和过程层网络在物理上完全独立。
站控层和间隔层之间采用MMS报文通信，间隔层之间采用面向通用对象的变电站事件GOOSE通信，间隔层和过程层之间采用面向通用对象的变电站事件GOOSE通信和SV通信。
GOOSE报文和SV报文组成了过程层和间隔层之间的信息流，间隔层GOOSE报文是间隔层之间的信息流，MMS报文是间隔层和站控层之间的信息流。
三层两网是智能变电站的核心架构，站控层和过程层网络独立，报文相互隔离，确保了安全的信息交互和稳定的报文走向。
1 智能变电站二次系统网络结构智能变电站二次系统设备主要包括：（1）站控层设备：包括后台监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师站、保护信息子站和PMU数据集中器等。
（2）间隔层设备：包括测控、保护、故障录波、网络分析仪、安全与稳定控制装置等。
（3）过程层设备：包括合并单元、智能终端和智能组件等。
智能变电站二次系统网络结构示意图如下图1所示。
合并单元采集一次设备的电压、电流等电气量后，按照IEC61850-9-2的多路广播采样值格式进行组帧，通过光纤以太网通信介质传输到间隔层二次设备（如测控和保护），或者按照IEC60044-8标准通过光或电同步串行接口以FT3格式发送给间隔层设备。
智能终端通过电缆线与一次断路器等设备相连，通过光纤接口的以太网，采用GOOSE报文与间隔层设备快速交换信息。
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，，整个系统及其IED的生命周期，系统生命期内的质量保证供三个方面。
智能变电站过程层报文1. GOOSE报文1.1. GOOSE传输机制SendGOOSEMessage通信服务映射使用一种特殊的重传方案来获得合适级别的可靠性。
重传序列中的每个报文都带有允许生存时间参数，用于通知接收方等待下一次重传的最长时间。
如在该时间间隔内没有收到新报文，接收方将认为关联丢失。
事件传输时间如图1-1所示。
从事件发生时刻第一帧报文发出起，经过两次最短传输时间间隔T1重传两帧报文后，重传间隔时间逐渐加长直至最大重传间隔时间T0。
标准没有规定逐渐重传时间间隔计算方法。
事实上，重传报文机制是网络传输兼顾实时性、可靠性及网络通信流量的最佳方案，而逐渐重传报文已越来越不能满足实时性要求，对重传间隔时间已没有必要规定。
图1-1 GOOSE事件传输时间SendGOOSEMessage服务以主动无须确认的发布者/订阅者组播方式发送变化信息，其发布者和订阅者状态机见图1-2和图1-3。
图1-2 GOOSE 服务发布者状态机1) GoEna=True （GOOSE 使能），发布者发送数据集当前数据，事件计数器置1（StNum=1），报文计数器置1（SqNum=1）。
2) 发送数据，SqNum=0，发布者启动根据允许生存时间确定的重发计时器，重发计时器计时时间比允许生存时间短（通常为一半）。
3) 重发计时器到时触发GOOSE 报文重发，SqNum 加1。
4) 重发后，开始下一个重发间隔，启动重发计时器。
重发间隔计算方法和重发之间的最大允许时间都由发布者确定。
最大允许时间应小于60秒。
5) 当数据集成员数据发生变化时，发布者发送数据，StNum 加1，SqNum=0。
6) GoEna=False ，所有的GOOSE 变位和重发报文均停止发送。
图1-3 GOOSE 服务订阅者状态机1) 订阅者收到GOOSE 报文，启动允许生存时间定时器。
2) 允许生存时间定时器到时溢出。
3) 收到有效GOOSE 变位报文或重发报文，重启允许生存时间定时器。
数字化变电站的网络架构分析摘要：数字化变电站的重要特征是功能分散、数据共享，因此对通信提出了非常严格的要求。
IEC 61850由于其面向对象并且包含对过程层设备的模型描述，因此成为最适合数字化变电站使用的标准。
IEC 61850标准规定了三层两网的体系结构关键词：功能分散数据共享三层两网1 、前言数字化变电站的重要特征是功能分散、数据共享，因此对通信提出了非常严格的要求。
IEC 61850由于其面向对象并且包含对过程层设备的模型描述，因此成为最适合数字化变电站使用的标准。
IEC 61850标准规定了三层两网的体系结构。
三层是指站控层、间隔层、过程层三层设备。
两网是指以三层设备为节点的两层网络：站控层网络和过程层网络，都是以IEEE 802.3标准规定的以太网为基础的。
数字化变电站对站控层网络的要求与传统变电站并无本质区别，以下三点需要考虑。
数字化变电站的站控层网络完成MMS数据传输和变电站GOOSE联闭锁等功能，较之IEC 60870-5-103规约年代，通信数据量大幅增加，需要采用100M 的以太网。
至于网络拓扑结构究竟采用双星型还是环形，可以参照传统变电站的要求。
采用光纤以太网还是RJ45接口的以太网，建议根据变电站实际情况，不宜作硬性规定。
数字化变电站的过程层网络由于承担着变电站模拟量、开关量的实时传输，因此必须建立起高效、可靠、开放的网络才能满足需求。
目前，过程层网络可以考虑以下三种拓扑结构：2、SV和GOOSE均采用点对点传输方式该方案用类似于从源端到目的端的传统电缆连接方式来构建光纤通信回路，以保证继电保护、测控装置数据来源的可靠性、独立性、实时性。
可靠性是指数据采用点对点形式，没有中间环节，传输可靠；独立性是指不同的二次设备的光纤回路完全独立；实时性是指传输时间固定，不会存在类似交换机排队延迟等现象。
该方案的缺点有以下几个方面：实现了功能分布，但是不能满足数字化变电站对信息共享的要求；对二次设备通信能力提出了很高的要求，需要具有多个个光纤以太网口的通信能力；光纤数量众多，造成现场施工和日后运行维护难度大。
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。
远动工作站1MMS/GOOSE 网超五类屏蔽双绞线系统服务器兼操作员站1保护测控系统服务器兼操作员站2远动工作站2通讯在线监视终端故障录波电能计量其他智能设备SMV 网GOOSE 网光缆变电站层间隔层合并单元智能单元过程层过程层网络变电站层网络光缆电缆电子式互感器开关设备（主变、断路器、刀闸）保护及故障信息管理子站GOOSE 视频联动服务器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变电站层交换机1变电站层交换机2变电站层变电站层网络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。
数字化变电站的通信网络和主要协议数字化变电站自动化系统由站控层、间隔层和过程层3个层次组成，由过程总线和站级总线进行通信连接。
过程总线处理间隔层装置和智能化一次设备(如断路器、互感器、变压器之间的通信)，站级总线处理变电站层和间隔层的装置之间的通信。
1．过程总线及组网方式过程层是一次设备与二次设备的结合面，也就是智能化电气设备的智能化部分。
在过程层要实现以下功能：运行的电气一次设备实时模拟量的上送，即采样值的报文传输；运行的电气一次设备的状态参数在线检测和统计，如对变电站的断路器、隔离开关等工作状态等数据的上送；远程控制和操作命令的执行与驱动，如对断路器的分合闸命令的接收与执行。
过程层往间隔层传送的数据较多，且报文优先级不一样(如相对于开关设备状态检测信息，采样值传输和跳闸命令传输更重要)，而且这些数据在不同的运行方式下有不同的传输响应速度和优先级要求，为避免通道堵塞，过程层选择基于交换式以太网的串行通信网络。
相对于共享式以太网，交换式以太网具有端口带宽独享、端口之间全双工通信、支持虚拟局域网(VLAN)和报文优先级设置等诸多特点。
变电站自动化系统过程层与间隔层之间并行电缆连接被基于交换式以太网的串行通信网络所代替，这种通信方式又称作过程总线(Processbus)通信。
组网方式有四种原则：面向间隔、面向位置、单一总线、面向功能。
2．过程总线数据交换模式采样测量值和跳闸命令是过程总线上数据通信最为重要的两类信息。
IEC61850标准定义了两种抽象模型；采样值传输(SA V)模型和通用的以对象为中心的变电站事件(GOOSE)模型。
其中SA V模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件(如命令、告警等)快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等。
现代通信技术主要有3种通信中间结构：点对点、客户/服务器和发布者/订阅者。
发布者/订阅者(publisher/subscriber)通信结构是分布式系统应用首要方法，它支持多个节点之间的直接而快速的数据传输，并在各通信节点之间形成点对点直接通信，尤其适应于数据流量大且实时性要求高的数据通信。
智能数字化变电站过程层应用技术要点分析摘要过程总线技术是智能数字化变电站基于常规变电站自动化系统结构发展起来的一种集一次设备智能化、二次设备网络系统化为一体的重要技术。
在介绍了智能数字化变电站过程总线通信实现的基本前提技术支撑条件后，对过程总线通信中实现特征参量信号采样值报文和跳闸命令（GOOSE）事件报文高效稳定、精确可靠传输的关键技术进行了详细分析研究。
关键词智能数字化变电站；信号采样值；GOOSE事件随着电力电子技术、计算机技术、电力通信技术等先进技术发展的不断完善，智能数字化变电站已成为变电站综合自动化领域技术升级改造研究的难点热点。
国内外相关电力研究工作人员普遍认为，智能数字化变电站综合自动化技术是基于变电站IEC61850国际规约标准的基础上，建成满足变电站自动化系统全站统一数据信息集成模型和实时通信平台需求，从而实现变电站一次设备和二次设备间的无缝数字化通信，有效提高变电站自动化系统中IED智能电子设备间数据信息资源的实时共享和互操作水平。
基于IEC61850标准的智能数字化变电站继承了常规变电站自动化逻辑组成结构，将整个变电站自动化系统划分为站控层、间隔层、以及过程层三层单元。
过程层与间隔层间的串行通信规约通道可以成为过程总线通信，是过程层现地智能设备与间隔层监测、保护、记录等设备间数据信息的主要通信通道，其是基于网络的过程总线技术结构，其综合成本较低、运行可靠性高等优点，可以大大解决过程层IED设备与间隔层IED设备间数据信息规约较为复杂、通信转换设备综合投资较大等问题，受到广大变电站用户和自动化厂家的青睐。
但在过程层实际应用过程中，如何确保采样信号、保护动作命令等与变电站综合自动化系统安全稳定运行有密切关系的数据信息在船上过程中具有较高的实时性、准确性、安全可靠性，一直就是智能数字化变电站过程总线应用技术研究的重要内容。
1 智能数字化变电站过程总线通信实现基本前提智能数字化变电站过程总线通信技术的研究发展与断路器、互感器等高压开关电气设备制造新技术、通信新技术等的发有密不可分，同时也是电力系统高压行业适应智能电网建设需求的必然发展趋势。
智能变电站过程层网络技术1引言随着IEC61850变电站网络与通信协议标准的发展和广泛应用，智能变电站实现了全站信息的数字化、通信平台网络化以及信息共享标准化。
IEC61850将智能变电站自动化系统从功能逻辑上分为变电站层、间隔层和过程层三层结构。
过程层是智能变电站区别于传统变电站的特点之一，智能变电站的过程层是一次设备与二次设备的结合面，能够更加有效地解决设备易受干扰、高低压无法有效隔离、信息不能共享等缺点。
但是由于智能变电站的信息数据量庞大，对数据传输的可靠性、实时性要求很高，过程层又大量应用了新设备、新技术，而相关设备和技术的运行业又不是很成熟，因此随之产生的安全性和可靠性方面的问题不容忽视[2-3]。
本文提出了几种典型的过程层网络构建方案，并结合实际案例分析研究了其中的关键性技术。
2过程层组网设计方案2.1方案一本方案又被称为常规互感器方案，即是利用采集单元帮助常规互感器实现采样值的数字化。
下面以线路保护为例来进行说明。
该方案的实现与传统变电站的电缆连接方式相似，点对点采用光缆直连，其结构示意图如图1所示。
整个过程层网络的设计基于IEC61850标准，采集单元独立配置是本方案的优点，这方便后期工程进行改造，同时系统中的继电保护装置不必经过交换机直接进行采样，可通过GOOSE网络直接跳断路器，启动断路器失灵、重合闸。
但是本方案有个缺点，就是增加了采集单元，这提高了过程层网络的结构复杂度，同时常规电流互感器的饱和问题不易解决。
2.2方案二本方案建立在IEC61850标准基础上，电压、电流互感器采用电子式。
优点是传输延时固定，由继电保护装置利用插值法对数据进行同步，可以不依赖于外部时钟。
采样值和信息传输采用网络模式，按电压等级进行组网分类。
本过程层组网方案采用IEEE1588或IRIG-B码方式对时，所有的保护都要求配置主后备功能。
另外有几点需要说明的是，变压器中性点的电流和间隙电流要并入相应侧MU；跳母联、分段断路器及闭锁备自投和启动失灵等变压器保护采用GOOSE网络传输。
智能变电站通信网络系统设计随着电力行业的不断发展，智能变电站已成为电力系统的重要组成部分。
通信网络系统是智能变电站的核心之一，它能够实现变电站内部各种设备之间的高效信息交互，同时还可以与上级电力系统和远程控制中心进行数据传输。
本文将介绍智能变电站通信网络系统的设计。
智能变电站通信网络系统主要由站控层、间隔层和过程层构成。
站控层是智能变电站的控制中心，主要负责变电站内部各种设备的集中监控和维护管理。
站控层包括监控主机、工程师站、维护服务器等设备。
这些设备通过以太网连接，实现数据传输和信息交互。
间隔层是智能变电站的核心层，主要负责各个设备的控制和保护。
间隔层包括各种智能设备，如变压器、断路器、隔离开关等。
这些设备通过以太网或串行接口连接，实现相互之间的信息交互和数据传输。
过程层是智能变电站的基础层，主要负责各种传感器和执行器的数据采集和控制。
过程层包括各种智能传感器和执行器，如电流互感器、电压互感器、继电器等。
这些设备通过以太网或串行接口连接，实现与站控层和间隔层的数据传输和信息交互。
智能变电站通信网络系统的可靠性是设计的首要考虑因素。
为了提高系统的可靠性，需要采用高可靠性设备和通信协议，同时还需要对系统进行冗余设计，确保在设备故障或通信故障时，系统仍能够正常运行。
智能变电站通信网络系统的实时性是关键性能之一。
为了提高系统的实时性，需要采用高效的通信协议和数据处理技术，同时还需要对系统进行优化，减少通信延迟和数据拥塞。
智能变电站通信网络系统的安全性是设计的另一个重要因素。
为了保障系统的安全性，需要采用加密技术和访问控制策略，以保护数据的安全和系统的稳定运行。
同时还需要对系统进行漏洞扫描和安全审计，及时发现和处理安全问题。
智能变电站通信网络系统的可扩展性是设计的必要考虑因素之一。
为了使系统能够适应未来的发展需求，需要采用可扩展的通信协议和设备接口，同时还需要对系统进行模块化设计，方便进行系统的升级和扩展。
智能变电站过程层网络报文与流量分布计算方法陈桥平;陈志光;黄勇;苏忠阳;陆伟【摘要】报文与流量分布的定量计算不仅能够对过程层网络组网方案进行评价，为设备选型提供量化依据，也能为网络异常保护提供判据和阈值整定。
提出了过程层网络报文的描述与计算模型，包括过程层网络报文传输路径模型，设备输入流量计算模型，链路流量计算模型等。
模型描述了过程层网络报文的整个传输行为，利用该模型能够在提取SCD文件中必要的计算要素的基础上，实现报文与流量分布的自动计算。
并以典型110 kV变电站的过程层网络为例，并结合 OPNET 仿真对比，验证了该模型和方法的有效性。
最后基于报文与流量计算方法，给出了网络异常保护的实现思路。
%Quantitatively accurate calculation of the distribution of message and traffic load can not only evaluate the network scheme and provide a quantitative basis for equipment selection, but also for network anomaly monitoring protection criterion and threshold tuning. This paper presents a process bus network message model, including the message transmission path model, equipment input flow calculation model and the traffic load of links calculation model. These models describe the transmission behavior of the messages, and based on the SCD file analysis, the information flow calculation method can be achieved automatically. Finally, it takes the process bus of a typical 110kV substation network as an example combined with OPNET simulationcomparison to verify the validity of the models and methods in this paper.【期刊名称】《电力系统保护与控制》【年(卷),期】2016(044)009【总页数】5页(P117-121)【关键词】智能变电站;过程层网络;报文;计算模型;SCD文件【作者】陈桥平;陈志光;黄勇;苏忠阳;陆伟【作者单位】广东电网公司电力调度控制中心，广东广州 510665;广东电网公司电力调度控制中心，广东广州 510665;武汉中元华电科技股份有限公司，湖北武汉 430000;武汉中元华电科技股份有限公司，湖北武汉 430000;武汉中元华电科技股份有限公司，湖北武汉 430000【正文语种】中文过程层网络是智能变电站的核心，其报文的定量分析不仅能够反映过程层网络在各种状态下的流量分布，为组网方案评价与设备选型提供量化依据；针对各类网络异常情况下的报文计算，还可为网络异常保护提供判据和阈值整定[1-2]。
数字化变电站通信技术数字化变电站通信技术数字化变电站通信技术【摘要】我国的变电站正在积极进行转型，在自动化的道路上已经取得了一定的成效。
而为了更好地发展，提高变电站的工作效率，变电站要进一步转变成数字化变电站的形式。
数字化变电站是一种包含了很多高新科学技术的新型变电站，包括抗干扰技术、智能化技术、网络通信技术等。
这种变电站的运行更加安全、可靠、稳定，是未来变电站的主要发展方向。
本文将针对数字化变电站中通信技术的展开讨论。
【关键词】数字化变电站通信技一、什么是数字化变电站数字化变电站就是通过一个统一的数据信息交流平台，在变电站的各个系统之间实行数字化通信的变电站形式。
数字化变电站由过程层、间隔层、变电站层三部分组成[1]。
数字化变电站的组网系统分为两部分：变电站内部之间运用的站内组网和各个变电站之间应用的站间组网。
本文探讨的主要是站间组网的通信技术。
在我国，数字化变电站已经开始逐步试用，但是由于资金、设施等条件限制，还不能够大规模普及应用。
数字化变电站的特征有三方面：首先是具有大量数字化和智能化的设备。
数字化变电站内不再应用传统的电磁式互感器，取而代之的是电子式互感器，甚至更先进的光电式互感器;在站内的断路器、变压器等设备上，安装了用于发射信号、监测设备运行状态的智能终端。
这些都是帮助变电站实现数字化通信所采取的设备方面的手段。
其次是设备的网络化。
很多设备在数字化的基础上，还能通过通信接口连接到光纤网络进行通信。
光纤以太网作为数字化变电站的主要通信形式，比以往的电缆网络更加稳定、迅捷。
第三是管理系统的运行自动化。
数字化变电站的管理系统，能够接受网络信号，自主地对信息平台的信息进行收集和整理，从而对设备做出操控。
二、数字化变电站通信的可行性在目前我国的试用数字化变电站项目中，内部采用的光纤来进行信息和信号的传输。
光纤和设备质量的好坏，决定了带宽资源的多少，传输速度的快慢。
确认数字化变电站的通信是否可行，就要从数字化变电站之间互相传输数据的速度上入手。
对于智能变电站的过程网络，SMW报文数据量交大、流量稳定；GOOSE信息的特点则是实时性要求高，对带宽占用较少。
为了减轻过程层交换机的负载，增加数据交换的安全性和效率，需对交换机按端口划分VLAN。
一般来讲，VLAN划分的主要原则：按逻辑功能进行划分，简单可靠。
在满足要求的情况下，不宜划分过多的VLAN，以免为现场配置、运行维护以及日后的扩展带来困扰。
一、装置流量分析（一）装置发送GOOSE报文流量由于同一种装置发送的GOOSE信号数量可能有差异，取典型报文长度进行网络流量计算。
正常无信号变位情况下，GOOSE发送报文时间间隔为5S。
假设GOOSE报文的典型长度为200B，则装置发送GOOSE报文流量为（200*8）/5=320(bit/s)。
（二）装置发送SMV报文流量SMV9—2采样值传输按12通道模拟量计算，发送频率为4K，典型报文长度为160B。
装置发送采样值流量为（160*8）*4000=5.12（Mbit/s）。
二、SMV和GOOSE共网方式分析SMV和GOOSE共网的关键在于流量的划分通常采用VLAN网络划分方式。
以某一110KV 智能变电站为例，其整个网络分为9个虚拟以太网VLAN子网，分别为110KV网络、10KV1M 网络1、10KV1M网络2、10KV1M网络3、10KV1M网络4、10KV2M网络1、10KV2M 网络2、10KV2M网络3、10KV2M网络4。
SMV和GOOSE共网方式分析如表4—1所示。
表4—1 SMV和GOOSE共网方式分析网络装置交换机端口（个）110KV网络主变压器保护高压侧*4，主变压器高压侧合并单元*8主变压器本体智能终端*2110kV线路保护*3，110kV线路合并单元*3110kV分段保护*1，110kV备自投*1110kV分段合并单元*1，110kV智能控制装置*6，110kV母差保护*12410KV1M网络1 主变压器低压侧保护*4，主变压器低压智能终端*110kV站用变压器四合一装置*110kV电容器四合一装置*110kV TV开关柜装置*110kV 备自投装置*110kV 分段四合一装置*110kV 母差保护1*11110KV1M网络2 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护1*1510KV1M网络3 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护1*1510KV1M网络4 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护1*1510KV2M网络1 主变压器低压侧保护*4，主变压器低压智能终端*110kV站用变压器四合一装置*110kV电容器四合一装置*110kV TV开关柜装置*110kV 备自投装置*110kV 分段四合一装置*110kV 母差保护2*11110KV2M网络2 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护2*1510KV2M网络3 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护2*1510KV2M网络4 10kV 线路四合一装置*410kV 母差保护2*15三．网络流量分析VLAN网络内的流量可以根据装置网络流量分析计算得到（见下表）网络GOOSE流量SMV流量总流量110KV网络320bit/s*24=7.68bit/s 5.12Mbit/s*6=30.72Mbit/s 30.727Mbit/s10KV1M网络1 320bit/s*11=3.52bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.483Mbit/s10KV1M网络2 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s10KV1M网络3 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s10KV1M网络4 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s10KV2M网络1 320bit/s*11=3.52bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.483Mbit/s10KV2M网络2 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s10KV2M网络3 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s10KV2M网络4 320bit/s*5=1.6bit/s 5.12Mbit/s*4=20.48Mbit/s 20.481Mbit/s四．结论通过对上述数据进行分析，可以看出SMV报文和GOOSE报文共网传输时，100M带宽的网络完全能够满足要求。
数字化变电站网络通信技术分析【摘要】当前，各种新型技术被广泛融合应用至变电站的自动化系统中，加速了变电站的数字化变革。
当前，综合自动化的变电站已经全面进入了数字化时代，并成为智能化电网系统中最重要的组成内容。
较之于传统的变电站自动化系统，数字化变电站的通信网络在结构、功能及重要性等多方面都呈现出明显的不同。
本研究就是在明确了数字化变电站的通信标准的基础上，对变电站中的网络通信技术进行了相应的研究。
【关键词】数字化变电站；网络通信技术；网络结构；研究随着各种先进技术如计算机、信息、自动化等的不断发展，将这些技术充分应用于变电站自动化系统中之后，就极大地推进了变电站的数字化发展。
当前，数字化变电站已经成为我国变电站的主流发展趋势，并作为智能化电网中的重要组成，促进了我国电力行业的发展，也为社会提供了源源不断的发展动力。
在数字化变电站站中，网络通信技术的重要性不言而喻，其性能的好坏将直接影响到变电站的自动化运行，进而还会影响到数字化变电站的安全。
1数字化变电站的主要特性1.1一次设备的智能化。
较之传统的变电站系统，数字化变电站有着诸多的不同之处。
如数字化变电站内部的互感器已经发展成为电子式及光电式。
不同于过去的电磁式互感器，这些新型的互感设备具备了更多的功能。
如其对外能直接提供数字式的光纤以太网接口，而在其内部则具有可以与外部进行数字通信的智能断路器及变压器等设备，也有些变电站中支架在以此设备上加设相应的智能终端，以便于将信号进行数字式转变，也能利于对状态的监测，从而实现了一次设备的智能数字化。
1.2二次设备的网络化。
在数字化变电站中，其二次设备除了具备相应的数字化功能与特征外，还拥有对外的网络接口，并且其信号的传输都是在以太网的基础上得以实现的。
1.3标准化。
自IEC61850这一国际标准实施以来，传统的变电站中的相关信息与网络通信在标准化的差异致使其设备之间的信息交互出现了诸多的问题，但是对于数字化变电站而言，由于其站内的设备都符合国际标准，从而使得站内的设备之间都具备可互相操作的特性。
变电站自动化系统过程层与间隔层串行通信研究武兆亮发布时间：2021-08-04T16:18:48.933Z 来源：《基层建设》2021年第14期作者：武兆亮[导读] 随着经济的发展，社会已经向智能化、信息化的时代发展。
科学技术水平的提高，变电站也向着智能化的方向发展前进国网山西省电力公司检修公司山西太原 030024摘要：随着经济的发展，社会已经向智能化、信息化的时代发展。
科学技术水平的提高，变电站也向着智能化的方向发展前进。
智能变电站的技术关键点与难点过程层网络。
在满足过程层网络实时控制需求的基础上，结合现有技术条件，本文分析了过程层设备的功能、传输及配置原则，并阐述了智能变电站过程层的基本要求，并提出了相关的方案。
关键词：智能变电站：过程层：应用技术：研究一、变电站过程层的概述智能变电站是当前电力系统发展的一大产物，它是随着科技的发展从而实现变电站的智能化和自动化。
可以有效的实现信息的数字化，并且具备一定的采集信息、处理数据信息的能力，实现信息共享。
智能变电站由站控层、间隔层和过程层三层结构。
而过程层位于整个自动化系统的最底层，主要由变压器、断路器、隔离开关以及电流电压互感器等一次设备和各种智能组件构成的电子装置。
其主要职能是对整个设备进行监测，并执行相关的操作命令。
过程层是三层中与一次设备连接最为密切的.对于智能变电站的相应设备的运行业绩较少并且时间较短，并且相关的建设方案未实现完全的共识，设备过程中的安全性和可靠性过程中的分析和管理过程中的问题也不容忽视。
二、应用过程层的基本要求过程层在整个变电站中的使用当中起着重要的作用，因此，要想整个自动化系统合理、安全的运行下去，就必须遵循相应的原则，这样才能更好安装和管理好过程层。
（一）实时性原则。
在通信标准中IEC61580中规定的GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件，简言之，其主要工作职能就是保护交换和传输中的信息能够合理有效。
在智能变电站中，GOOSE服务主要是对那些智能单元、一次设备等进行有效的连接信息传输服务，尤其是对跳合闸信号和命令的传输。
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：0x8100User 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（6）以太网类型PDUAPPID :应用标识，建议在同一系统中采用唯一标识，面向数据源的标识。
为采样值保留的APPID值范围是0x4000-0x7fff。
可以根据报文中的APPID来确定唯一的采样值控制块。
长度Length:从APPID开始的字节数。
保留4个字节（7）应用协议数据单元APDUAPDU格式说明请参考下一部分。
（8）帧校验序列4个字节。
该序列包括32位的循环冗余校验（CRC）值，由发送MAC方生成，通过接收MAC方进行计算得出，以校验被破坏的帧。
1.2.2IEC 61850-9-2采样值报文帧格式（1）IEC 61850-9-2采样值报文 APDU部分一个APDU可以由多个ASDU链接而成。
采用与基本编码规则（BER）相关的ASN.1语法对通过ISO/IEC 8802-3传输的采样值信息进行编码。
基本编码规则的转换语法具有 T-L-V（类型-长度-值Type-Le ngth-Value或者是（标记-长度-值Tag-Length-Value三个一组的格式.所有域（T、L 或V）都是一系列的8位位组。
值V可以构造为T-L-V组合本身。
（2）IEC 61850-9-2采样值报文 APDU结构(3)IEC 61850-9-2采样值报文 ASDU结构（4）I EC 61850-9-2采样值报文采样值序列结构，这部分内容是根据配置来确定的，下面以一个标准间隔的情况为例。
如果是PT合并器，则采样值序列只包含电压量。
(5)数据品质1.3IEC 61850-9-2采样值报文帧长度计算公式IEC 61850-9-2采样值报文帧中存在一些不确定的长度，其具体值有配置和编码来决定：TLV格式中的长度L采用ASN1编码，具体的编码长度可能不同，但由于以太网帧长度限制为1522字节，所以长度L最大占3个字节，最小占1个字节；还有svID的长度不确定，最少占用2字节，最多占用39字节; 每个数据占4个字节的数据值和4个字节的数据品质。
从以上分析可以看出，按照IEC60044-7/8提供的标准数据集，假设采样值报文帧中有n个ASDU，每帧数据的长度为(48+ nx 121)〜(54+ nX 172)字节。
1.4220kV 试点站变采样值网络流量分析为了便于分析，下面所有的数据流量分析都以每周波 48点采样，每帧1个 ASDU 计算，从上面的计算公式可以计算出，根据不同的配置和编码风格，每 帧数据的长度为169〜226字节。
1.4.1主变网段:主变网段中采样值主要包括：高、中、低三侧间隔合并器单元采集的电流值，35kV PT 合并单元、IIOkVPT 合并单元、220kV PT 合并单元采集的电压 值。
数据报文流向为：①220kvPT 合并单元-〉220kv 高压侧合并单元；②11OkvPT 合并单元-〉11Okv 中压侧合并单元；③35kvPT 合并单元-〉35kv 低 压侧合并单元；④220kv 高压侧合并单元-〉主变保护或测控；⑤11Okv 中压侧合并单元-〉主变保护或测控；⑥35kv 低压侧合并单元-〉主变保护或测控；⑦220kv 高压侧合并单元-〉级联端口到220kv 公共交换机；⑧110kv 中压侧合 并单元-〉级联端口到110kv 公共交换机；⑨35kv 低压侧合并单元-〉级联端口 到35kv 公共交换机。
从上面分析可知，最大的数据流量出现在主变保护或测控装置的端口上, 有3个合并单元的IEC61850-9-2数据在传输，每秒数据吞吐总量为 3X （ 169〜226） byte/APDU x 8bits/byteX48APDU/周波x 50 周波 /s=32448000~13017600bit§最大约为13M ，100M 交换机可以满足要求。
1.4.2220kV 间隔网段:数据流向为：①220kv 母线PT 合并单元-〉220kv 间隔合并单元；②220kv 间隔220kV 间隔合并单元110kV 间隔合并单元35kV 间隔合并单元电流电流1r三侧电王变 4保护A 电压电压220kV PT合并单元110kV PT35kV PT主变网段电压 220kV 网段中采样值主要包括：220kV 间隔合并器单元采集的电流值，220kV 母线PT 合并单元、220kV 间隔出线PT 合并单元采集的电压值。
之所以 有220kV 间隔出线PT 合并单元，是因为该间隔是选用3相线路PT 。
如果只需PT 合并单元 PT 合并单元合并单元-〉线路保护或测控；③220kv出线PT合并单元-〉线路保护或测控；④220kv间隔合并单元-〉级联端口到220kv公共交换机。
由上面分析可知，最大的数据流量出现在线路保护或测控装置的端口上220kV网段有2个合并单元的IEC61850-9-2数据在传输，220kV网段每秒数据吞吐总量为 2X（ 169〜226） byte/APDU x 8bits/byteX 48APDU/周波x 50周波/s=6489600〜8678400bits，最大为 8.6M。
1.4.3110kV间隔网段：110kV网段中采样值主要包括：110kV间隔合并器单元采集的电流值，110kV PT合并单元采集的电压值。
这些采样值通过交换机到110kV网段的保护和测控设备。
从上图可以看出，110kV网段分为面向单间隔和面向双间隔两种。
单间隔情况，数据流向为：①110kv母线PT合并单元-> 110kv间隔合并单元；②110kv间隔合并单元- > 线路保护或测控；③110kv间隔合并单元- > 级联端口到220kv公共交换机。
端口数据流量只需要考虑 1个合并单元的9-2报文, 1X（ 169〜226） byte/APDU x 8bits/byteX 48APDU/周波 x 50 周波/s =3244800〜4339200, 4.3M。
双间隔情况：数据流向同但间隔类似，只不过最大数据流量出现在级联端口上，有两个合并单元的9-2报文通过该端口送到110kv公共交换机， 2X( 169〜226) byte/APDU x 8bits/byteX48APDU/周波x 50 周波/s=6489600〜8678400bits，最大为 8.6M1.4.435kV (20kV)网段：35kV （20kV）网段根据站点实际情况作具体考虑，可根据以上的分析来确定其网络数据的流量。
1.4.5母线保护端口数据流量：母线保护挂在交换机上，属于跨网段设备，我们可以通过诸多措施（比如VLAN+HASH 算法、组播过滤技术等），使其只接收需要的数据。
假设单元数为N，最简单的双母线配置还需要加上 PT合并单元和母联合并单元，则吞吐量为（N +2）X （ 169〜226） byte/APDU x 8bits/byteX48APDU/周波x 50 周波/s= （ N+2）X （3244800~4339200。
西泾变，220kv本期规划4回，吞吐量最大为26Mbits/s，110kv本期8回，吞吐量最大为 43Mbits/s。
晨港变， 220kv本期规划4回，吞吐量最大为26Mbits/s，110kv本期12回，吞吐量最大为 60Mbits/s。
百M 交换机的带宽已经不够，需要考虑千 M交换机作为公共交换机。
1.4.6计量：以上分析都是基于每周波 48点的，如果计量采用集中式工作的形式，则需要将采样点数提升到 96 点甚至 1 92点，才能保证计算精度。
而过高的采样点数又会造成网络数据流量的大幅增加，不仅仅降低了采样网络的可靠性，而且带来成本的增加，因此不建议采用计量工作站。
合并单元与电能表可以通过点对点的形式进行连接。
2．GOOSE 网络流量分析2.1G oose网络概述在当前进行的数字化变电站项目中，GOOSE服务网络一般用来进行开关量的传输。
国电南自的解决方案中，采取两层网络交换的拓扑结构，即每一个间隔配置一台交换机，每一个电压等级配置一台公共交换机。
各间隔交换机通过 uplink 端口（一般为千 M 端口）与对应电压等级的公共交换机相连。
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GOOSE报文，降低了网络的流量。
