时间：2022-04-24 10:07:09
导语：在智能变电站论文的撰写旅程中，学习并吸收他人佳作的精髓是一条宝贵的路径，好期刊汇集了一篇优秀范文，愿这些内容能够启发您的创作灵感，引领您探索更多的创作可能。
1智能变电站无源光网络设计
1．1网络设计原则
变电站网络设计涉及多种因素，其主要原则包括:
(1)数据业务分类。
变电站中各种数据业务通信要求不同，利用变电站数据业务分类的特性，组建不同特点的通信网络，在多种信息混合的情况下保证实时信息传递的实时性和可靠性是网络设计的基础。信息多样化和传递实时性是通信系统中的一对矛盾体，解决这个矛盾是选择网络通信方案的基本原则。
(2)网络互通和隔离。
通信网络应提供IED互联的便利性、灵活性，为变电站自动化技术的发展预留空间;同时网络应满足各个系统间隔离的要求，以保证各个专业系统(保护、自动化)互不影响。互通和隔离是一对矛盾，构建变电站通信网络应该妥善解决这个矛盾。
(3)通信系统的建设成本。
变电站通信系统的性能与成本是网络设计中的另一对矛盾，较高的性能要求，往往导致较高的建设成本。降低成本的途径一是采用合理的网络结构设计，避免复杂的网络结构，减少通信设备数量;二是采用标准、成熟、流行的技术;三是合理配置网络资源，裕度考虑合理。
1．2“两层一网”整体构架
本研究根据网络设计原则，综合考虑智能变电站网络性能要求和建设成本，利用数据通信业务分类的特性，组建“两层一网”通信网络。“两层一网”中，两层指站控层、设备层，“一网”指全站MMS\GOOSE\SV合一网络。在“两层一网”两层网络方案中，笔者采用无源光网络技术，组建统一通信网络，。本研究通过采用面向连接、接近电路交换特点的交换技术(MPLS-TP)替代以太网技术，构建逻辑网络。通过网络互连使得变电站成为一个整体，变电站中任意两个IED设备通过统一网络可以直接实现通信，通过网络互连使得变电站成为一个整体，便于发挥各种自动化保护、测控系统的整体效益;同时，可以充分利用网络提供的广播、组播技术实现保护、测控数据的一对多的跨间隔传递，大幅度提高通信的效率。
1．3无源光网络的设计
本研究变电站通信网络设计采用“两层一网”结构，通过引入无源光网络技术PON，将整个通信资源划分为许多小时间片实现数据的传输和交换，其关键技术主要包括无源光网络技术、分组交换技术、并行网络技术和逻辑子网技术等。
(1)无源光网络技术
智能变电站网络引入了无源光网络技术PON，PON技术将整个通信资源划分为许多小时间片实现数据的传输和交换，多倍地增加通信资源数量;每一路数据占有一个专属自己的时间片，各路数据之间不产生资源竞争。系统通过无源光网络的应用提高设备集成度和网络覆盖能力，引入高精度时间同步技术以提供具有亚微秒精度的同步控制环境;通过采用多重路径快速保护机制，提高数据传递可靠性，增强网络的鲁棒性和生存能力;通过采用专用业务网络技术，提供传递高速同步控制为基本业务兼容信息网、多媒体数据业务的综合通信平台。
(2)分组交换技术
为克服以太网交换技术的不足，“两层一网”网络设计中采用面向连接、接近电路交换特点的分组交换技术(MPLS-TP)替代以太网技术作为实时交换机的基本技术体制。分组交换技术采用固定的分组连接，每一个连接固定分配一定的资源，基本保证连接的资源不受干扰;通信网络可以为每两个IED设备之间提供固定的连接和固定的带宽。这种技术在数据传递前通过带宽资源分配机制确定资源，在数据传递过程中固定不变，强调面向连接、严格控制、资源独占和通信保障，因此该技术可以保证通信的可靠性，提供固定的通信时延。
(3)并行网络技术
在统一物理网络的基础上，本研究采用并行网络技术，实现IED设备由单点接入到双网络接入的转变，提高系统的可靠性和稳定性。具体组网中，主备两台完全相同的交换机和接入网络组成并行网络，IED设备配置P模块接口，采用标准的PRP方式(即双路并发、主动放弃方式，IEC62439)，实现主备网络无缝、无损的保护切换。全站设备以并行网络保护方式接入，实现覆盖全系统的N-1保护和全路径端到端的1+1保护。
(4)逻辑子网技术
本研究根据数据业务的类型对通信网络资源进行实质性的划分，依据高级、紧急、快速业务资源专用，低级、慢速业务资源复用，各类业务之间资源占用互不影响的原则，利用可预配置时分复用交换技术，将一个物理网络划分成若干独立的逻辑子网分别传递不同类型的业务。本研究通过资源划分，将智能变电站典型业务分成GOOSE逻辑子网、SV逻辑子网和MMS逻辑子网3个逻辑平面，各业务之间逻辑隔离，互不影响，提高了数据传输可靠性。
2实验结果与分析
以国网公司220-A1-1通用设计方案为例，变电站规模为主变3台，220kV采用双母线接线、出线6回，110kV单母线三分段接线、出线12回，35kV单母线分段接线、出线8回。本研究采用“三层两网”组网方案，冗余双网配置，全站需配置站控层中心交换机4台、间隔层交换机8台、过程层交换机39台，合计51台交换机，网络设备投资约190万元。笔者按本研究“两层一网”组网方案，构建无源光网络，冗余双网配置，全站设A、B两个网，A网核心交换机冗余配置、双主工作模式，主要接入主变间隔保护一、220kV间隔线路、母线保护一、110kV间隔和35kV间隔;B网核心交换机冗余配置、双主工作模式，主要接入主变间隔保护二、220kV间隔线路、母线保护二。全站共需配置4台实时交换机。网络设备投资约60万元，较“三层两网”方案，交换机数量减少47台，投资减少130万元。
3结束语
本研究介绍了采用面向连接的分组交换技术和无源光网络组建的智能变电站“两层一网”网络构架，并将其应用于220kV变电站。结果表明，通过组建全站统一的无源光网络，变电站中任意两个IED设备都可以直接实现通信，减少交换机的中转，提高了网络性能;实现了全站间隔层与过程层的整合，全站交换机数量由51台减少为4台，网络设备投资减少60%以上，经济效益显著。
作者：俞辰颖 高亚栋 尹康 徐俞音 潘国兵 单位：国网浙江省电力公司经济技术研究院 浙江工业大学机械工程学院
1智能变电站二次系统配置方案
1.1保护配置
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。
3结束语
综上所述，智能变电站的发展、变革以及建设是实现电网发展完善的基础。智能变电站二次系统设计方法的不断发展优化会促进智能变电站作用及优势的更好的发挥。针对我国智能化变电站二次系统设计的实践经验及相关原则，其应用发展道路一定会更广阔。
作者：黄兰芝 单位：国网菏泽供电公司
1仿真的总体思路
1．1信息一体化平台
信息一体化平台采用一体化模式，集监控和五防功能于一体。一方面作为后台监控系统软件，模拟数据采集处理、运行监控、正常操作、事件和报警处理等，实现常规站监控系统功能，同时新增加智能变电站特有的高级应用功能:一键顺序控制、告警信息分类、智能告警等;另一方面作为五防系统软件，嵌入到信息一体化平台中，不仅保留就地间隔内电气设备的电气联锁，同时还通过以太网实现相互通信，交换设备的状态，实现智能变电站站控层、间隔层、过程层3级防误闭锁功能。
1．2智能化保护测控系统
智能化保护测控系统按照保护测控装置的物理原理建立数学模型，采用定值驱动法，当故障发生后计算的故障电流结果到达定值要求时自动启动保护测控装置，按照其工作原理进行判别，相关保护动作，报出故障信息报文，有关指示灯点亮，与变电站真实设备保持一致。
2系统功能
智能变电站高级应用功能的仿真是以智能变电站仿真系统为基础，将智能站高级应用集成于信息一体化平台中，实现了智能变电站特有的一键顺序控制、智能告警信息分类、故障综合分析决策功能的仿真。该系统从其功能上可以作为培训和测试的平台。
1)培训功能。智能变电站高级应用功能是智能站特有的新应用，对运行人员来说是全新的知识，需要进行培训学习。该系统真实再现了智能变电站场景，可以为运行人员提供一种有效的培训手段，使运行人员能够学习智能变电站中的新知识、新技术，提升专业素质。该系统已经投入培训使用，系统运行稳定，人机界面友好，培训功能完善，培训效果逼真。
2)测试平台功能。智能变电站高级应用功能的仿真还可以为高级应用功能的研究提供测试平台。由于电力系统的特殊性，不能在真实运行设备上进行任意操作，而该仿真系统通过为其他系统或软件提供开放的数据接口，可以反复进行操作和设置故障，对被测系统或软件运行情况进行测试，通过与某公司合作，能够正确地实现测试功能，为研究智能站高级应用功能提供了一种有效的测试平台。
3智能告警信息分类的仿真
通过建立故障信息的逻辑推理模型，对故障告警信息分类过滤，并对变电站运行状态进行实时在线分析推理，能够实现智能告警功能，可以自动报告站内异常状态，并根据需求提供分层分类的故障告警信息。智能变电站各种运行告警信息量非常大，包括3类:
1)提示性信息。这类信息不需要特别关注;
2)告警信号。这类信息虽然没有直接引发事故跳闸，但实际隐含着可能的故障，若不进行综合分析，消除异常，持续发展会导致事故发生，需要给予重点关注;
3)事故信息。事故信号产生一般都会有保护动作、开关跳闸，要求在尽可能短的时间判断故障原因，以便上报，并依据调度指导进行故障隔离和恢复操作。因此，需要对故障告警信息进行过滤，提供分层分类的告警信息，以方便运行人员工作。智能告警信息分类的仿真包括以下几个方面:
1)图形界面仿真。智能告警信息分类通过信息一体化平台进行展示，信息告警图形界面是信息分类结果的直观展现。在进行仿真开发时，按照智能变电站信息分类的原则，根据告警信号重要性，告警实时显示窗口由多个页面组成，包括:全部告警、严重保护事件、一般保护事件、SOE、开关刀闸动作和智能告警6类，所示同时还会根据告警信息的级别，通过声音的方式发出告警。
2)数据库仿真。智能告警信息量非常大，其仿真时所需的数据量也很多。仿真时全站采集信息采用统一的命名格式。变量命名格式包括:变量名、变量描述、变量单位、变量标识、变量数据指向。变量名是信息的代表，当变量为1时，其变量描述才有意义，该描述会在智能告警图形界面中显示出来;变量单位的作用是区分告警信息变量的间隔，是实现变量筛选分类的基础;变量标识的作用是区分告警信息变量的重要程度，以便于告警信息的分类;变量数据指向主要用于数据通信。
3)告警信息筛选分类功能。由于告警信息总量很大，为满足不同的关注需求，在告警显示窗口设置信息筛选的功能，在窗口中选择某一设备间隔，根据告警信息变量的标识，可以在告警窗口各页面中自动显示出有关该间隔的所有信息，将不关注的信息屏蔽。可以通过左上角下拉列表选择变电站间隔来显示不同间隔的告警信息，使运行人员更有针对性地查看所需的信息。
4故障综合分析决策的仿真
故障综合分析决策是指在故障情况下对事件顺序记录、保护装置动作及信号、故障录波数据等进行深入挖掘，通过多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。通常当变电站发生异常或事故时，其处理过程是运行人员按照现场情况、规程及经验进行判断处理，这种方式不仅要求值班员非常熟悉变电运行规程、规范及设备运行要求，而且需要较长的分析判断时间。故障综合分析决策功能可自动为运行人员提供一个或多个可能的事故分析报告，便于迅速确定事故原因和应采取的措施。
4．1故障仿真
故障仿真是进行故障综合分析决策仿真的基础，该仿真系统中对真实系统中可能发生的故障类型进行了分析总结，可实现真实系统中常见故障的仿真。在仿真中故障类型，分为4类，一百多个故障:
1)一次设备故障及异常，包括线路、母线、主变压器、电容器、所用变、断路器操作机构、SF6泄露等;
2)保护与测控装置故障;
3)智能组件故障，包括智能终端、合并单元、网络故障;
4)低压交直流故障。其中，一次故障可以进行故障相别、故障距离、故障性质(瞬时/永久)进行分别设置。在仿真中既可以单独设置一次、二次故障或网络故障，也可组合一次、二次故障和网络故障。故障仿真范围全面，效果逼真。通过仿真系统在培训中的应用，该系统能够在故障和异常发生时，能够真实反应故障现象和保护动作情况，故障信息详细，为故障综合分析决策提供分析依据。
4．2故障综合分析决策仿真的基本结构
故障综合分析决策仿真的基本结构，以仿真支撑系统为服务器，进行故障模拟、采集信息、建立推理知识库、故障综合分析推理，并将分析结果以可视化的形式在信息一体化平台中展示出来。信息采集是对设备实际状态信息和故障信息的采集，在仿真时通过支撑系统完成数据的采集;推理知识库存放专家提供的告警及故障分析知识，推理机完成故障信息的综合分析，给出推理结果，推理知识库和推理机以数学模型的形式存放于支撑系统中;推理结果展示是将推理结果以一条条报文的形式展示在信息一体化平台的告警窗口中。
4．3建立推理知识库
推理知识库的知识源自变电运行规程、规范及运行人员的经验总结，通过分类归纳总结，形成一定的知识规则，在仿真过程中其规则内容包括设备名称、事件、原因、推理相关信息等。它采用统一建模方式，可以通过修改、完善知识库中的推理逻辑来提高综合分析决策的功能。
4．4推理机
推理机是利用类似专家解决问题的思维方式，通过推理机来实现知识库的价值。在故障发生后，推理机将采集到的告警信息、设备状态信息与知识库中的推理建立起关联关系，采用正向推理策略，按照推理规则进行反复匹配和判断，最终给出一个或多个合理的推理结果以供参考。
4．5推理结果展示
推理结果展示既是将推理结果以报文的形式展示在信息一体化平台的告警窗口中，告警窗口“推理信息”页面提供简单的故障分析结果报文信息，包括故障发生时间、设备名称及简单推理结论，通过双击该报文信息调用具体故障分析报告的展示窗口，分析报告显示的内容包括故障发生的时间和间隔、动作事件、故障原因、故障相关信息分析的结果。通过推理结果展示，可以直观的看到故障综合分析决策的结果。
5结束语
本文介绍了实现智能变电站高级应用功能仿真的总体思路，并对一键顺序控制、智能告警信息分类、故障信息综合分析决策功能的仿真进行了详细阐述，该智能变电站高级应用功能的仿真为既为高级应用功能的研究提供了测试平台，同时也为运行人员提供了培训平台，有较好的推广意义。
作者：张洪波 刘国宏 徐岩 单位：国网河南省电力公司技能培训中心
1智能变电站自动化的特点
在电网的建设中，智能变电站是非常重要的组成部分，主要是传输和分配电能，并且进行监测、控制和管理。变电站综合自动化系统具有的特征包括这些方面，首先是功能综合化，指的是结合变电站自动化系统的运行要求，综合考虑二次系统的功能，优化组合设计，以便促使继电保护和监控系统达到统一。其次是构成模块化，模块化和数字化保护、控制和测量装置，这样就可以利用通信网络来连接各个功能模块，以便有效的共享信息。再次是运行管理智能化，变电站综合自动化的实现，可以促使无人值班、人机对话得到实现，并且操作屏幕化、制表、打印以及越限监视等功能也可以实现，对实时数据库和历史数据库进行构建。在变电站自动化技术中，非常重要的一个组成部分就是变电站自动化、智能化，需要实现的功能有很多；对电网故障进行检测，以便对故障部分尽快隔离；对变电站运行实时信息进行采集，监视、计量和控制变电站运行情况；对一次设备状态数据进行采集，以便更好的维护一次设备；促使当地后备控制和紧急控制得到实现。主要有这些表现，在微机保护方面，保护站内所有的电气设备，如母线保护、变压器保护、电容器保护以及其他的安全自动装置，如低频减载、设备自投等等。其次是数据采集，在状态量方面，断路器状态、隔离开关状态以及变压器分接头信号等都属于这个方面的内容；各段的母线电压、线路电压以及电流和功率值等则属于模拟量；脉冲电度表的输出脉冲是脉冲量，促使电能测量得到实现。
2智能变电站自动化技术的调试
智能变电站自动化技术需要进行调试，主要调试的内容在于：第一，进行站内网络调试，站内网络主要由交换机以及通信介质构成，需要对外部、通信广联、通信铜缆进行检查。第二，对计算及监控体系进行调试，对设备的外部进行检查，进行绝缘实验以及上电检查，检查遥信、遥调、遥控等功能，检查无功控制、定值管理、主备切换等功能。第三，调试继电保护，主要包含的是绝缘试验、上电检查、单体与整组调试、调试继电保护的信息管理系统等。第四，调试电站中的不间断电源，实时监测网络状态，主要是对网络报文记录系统以及网络通信检测设备进行调试。第五，对采样值系统进行调试，主要包含的是过程层的合并单元调试与电子互感器的电子采集调试等。上述调试试验的主要目的在于保证智能变电站的安全、稳定运行，减少工程建设的试验时间，从而为变电站的自动化技术奠定坚实的基础。
3智能变电站自动化的建立
3.1建设单元管理模式单元管理模式主要是依照物理层、网络层等实行隔离管理，对一些数量较多的元器件应当采用“点对点”的形式进行监控，每一个元器件都需要有一个代码进行相应的信息存储与信息管理，而且还可以借助GPS等形式，提高电力管理效率。
3.2建立应急系统智能变电站无法解决所有的问题，因此可以在原有的基础上设置应急系统，此系统平时不会参与电气运行，但是需要定期对其进行检查，因为如果出现了相应的电力故障，应急系统由于自身原因无法及时投入使用，那么将会造成不可预计的损失。一般情况下，可以对一二次设备以及通信网络进行合理分配，主保护与备用保护要分开，方便设备运行时的保护与运行后的维护。
4结语
综上所述，文章已经对智能变电站的安装施工要点进行了系统的分析。智能变电站可以提高电力系统的自动化运行，减少相应的人为工作量，这正是我国电力系统自动化发展的重要趋势，但是在实际的安装施工过程中，需要对每一个要点进行系统的分析，每一个安装的步骤都要严格进行把控，争取保证智能变电站的正常运行，为我国电力系统的发展提供坚实的保障。
作者：何祥单位：达州供电公司
1时间性能要求
不同的时间信号有着不同的传输介质，时间信号的准确度也决定着智能变电站的时间性能，目前一般要求的时间信号准确度如表1所示。DL/T860标准根据通信信息片通信要求的不同，在整个智能变电站需要多种联络传输报文协调通信信息片的属性，不同的报文类型规定不同的性能要求。DL/T860标准定义了7种报文类型，其属性范围由性能类建立，每种报文对应不同性能类具有不同的时间性能要求。对于控制和保护性能类定义为P1/P2/P3，P1一般用于配电线间隔或者其他要求较低的间隔，P2一般用于输电线间隔或用户未另外规定的地方，P3一般用于输电线间隔，具备满足同步和断路器分合时间差的最好性能。对于计量和电能质量性能类定义为M1/M2/M3，M1用于具有0.5级和0.2级精度计费计量，最高5次谐波，M2用于具有0.2级和0.1级精度计费计量，最高13次谐波，M3用于电能质量计量，最高40次谐波。智能变电站应用数据的时间性能要求在DL/T860标准中也有所体现，主要参数如表2所示。时间性能包括时间准确度和传输时间两个方面，既然定义了不同的参数指标，对设备是否符合规范的时间性能定义，只有通过测试才能明确检测和分析。因此目前时间测试不能只停留在时间准确度的测试上，必须要深入到传输时间的测试内。时间的准确度只能说明设备的时间是可靠的，但智能变电站是一个设备与设备协调工作的整体，设备和设备之间传输时间的变化将直接影响到智能变电站的稳定性，毕竟变电站的安全稳定运行才是电力系统的重点，因此时间准确度是基石，而传输时间是系统工作的保障。
2时间性能测试
通过对智能变电站数据报文传输延迟测试技术的研究和分析，目的在于如何在智能变电站的测试和日常维护中为智能变电站的稳定运行提供有力的测试设备和依据，解决电力用户对智能变电站数字化信息的准确把握。电力系统分为发电、输电、变电、配电、用电等五大环节。变电站是变电环节的重要部分，它实质是一个转换电压的枢纽，实现不同电压等级的电力转换。所有变电站的一次设备的工作状况都是通过二次设备之间的通信网络来完成。二次设备利用自身设备的功能实现测控、保护、计量等工作，然后通过通信网络将变电站的数据信息送到本地或远程监控系统实现电力系统的数据采集和监控。通信是一个基于信号的交流渠道，为了增加变电站通信交互双方对信号的识别能力，变电站内的各个设备都必须工作在同一时刻，也就是说需要在变电站内设置时间同步系统来完成设备的时间同步，确保设备时标一致，信息识别度能清晰，应用处理能简约化，其中对传输延迟的测试是必不可少的部分。电力系统的快速发展，对时间同步的要求也越来越高。任何一个变电站都需要准确、安全、可靠的时钟源，为电力系统各类运行设备提供精确的时间基准。高性能的时钟源可以为电力系统变电站提供统一的时间基准，满足变电站各种系统（监控系统、能量管理系统、调度自动化系统）和设备（继电保护装置、智能电子设备、时间顺序记录SOE、厂站自动化故障测距、安全稳定控制装置、故障录波器）对时间系统的要求[8]，确保实时数据采集时间一致性，提高系统运行的准确性，从而提高电网运行效率和可靠性。国内智能变电站完全遵循DL/T860标准的设计规范。DL/T860标准覆盖变电站通信网络与系统，其中智能设备中各个逻辑节点之间的通信由数千个独立的通信信息片进行描述，而通信信息片主要完成逻辑节点之间对于给定通信属性的信息交换，包括对它们的性能要求。如何保证基本功能的正常运行以及支撑通信系统的性能要求的关键是数据交换的最大允许时间，即传输时间。
传输时间是智能变电站的系统要求，其定义如图2所示。一个报文的完成传输过程包括收发端必要的处理。传输时间计时从发送方把数据内容置于其传输栈顶时刻开始，直到接收方从其传输栈中取走数据时刻结束[10]。图中定义了完整传输链的时间要求。在物理装置PD1中，功能f1把数据发送到位于物理装置PD2中功能f2。传输时间将包括各自通信处理器时间加上网络时间，其中有等待时间、路由器与其他网络设备所耗费的时间。由于物理装置和网络设备可能来自不同的厂商，故对总传输时间的任何测试和验证都必须在现场验收测试时进行。智能变电站报文数据传输延迟属于性能测试的应用范畴。传输时间的定义的间隔中，tb时间间隔取决于网络底层结构，不属于智能电子设备的范畴，从智能电子设备的角度出发，只有输出和输入延迟可以被测量。标准中规定时间性能的测试方法[11]如图3所示。对于传输时间的输入输出延迟测量值应不大于DL/T860标准中所规定的相应报文类型的总的传输时间的40%。图3方法中定义了回环测试环境，被测设备的输入信息与输出信息都与测试系统建立连接，当测试系统产生被测设备需要的物理输入信号或者报文信号后，测试系统通过接收被测设备产生的报文或者物理的输出信号来检验输入输出时间性能。有了以上测试方法之后便可以对实际的设备进行测试。以下是对某变电站中一台时钟源的测试，该时钟源的PTP同步报文经过一层交换机如图4所示，交换机为TC模式，测试仪器对经过交换机以后的PTP报文进行测试。有效数据共测试60次，时钟源的准确度和路径传输延迟测试结果如表3所示。使用上述的测试方法可以测试时钟源同步信号经过两层或者两层以上交换机时的准确度和路径传输延迟，同时也适用于GOOSE、SV9-2报文传输延迟的测试。
3结语
目前电力系统从国网、南网到每个省的电科院都设置了关于时间的工作组，相关的测试标准也已经具备，但是国内专业的测试机构只对规约报文的一致性进行分析和测试，不针对时间性能做检测，没有制定详细可操作的方法或者手段。综上所述，智能变电站时间性能的分析研究和检测对于智能变电站的实施和投运后的安全运行将有很大帮助，因此我们每一个从事电力事业的工作人员都需要清楚地认识时间性能的概念，它全面覆盖整个智能变电站时间的准确度和智能变电站应用信息的传输时间定义。希望在电力行业所有工作人员的共同努力下，尽快成立针对时间性能检测的专业的机构，并制定详细的可操作方法和手段。推动智能变电站健康稳定的发展，为我们的国家和社会做出更多的贡献。
作者：高吉普徐长宝张道农黄兵赵旭阳王小勇单位：贵州电力试验研究院华北电力设计院工程有限公司上海远景数字信息技术有限公司
1智能变电站站内光纤通信系统设计
1.1设计原则
巍山变电站是110kV智能变电站，因此在智能变电站的光纤通信系统建立时，需要从总体上考虑光纤系统的可行性和可实现性，在保证传输安全的前提下保证数据传输的效率，即可靠性。智能变电站光缆的选择要符合施工的实际情况，光纤的接口应该尽量统一，在施工中要尽量采用新技术。方案的设计要尽可能节约光缆的使用量，提高光纤的利用率，同时要在设计中明确施工目标，从而保证施工效率。在进行光缆的铺设时要注意光缆的保护等。
1.2光缆的选择
在智能变电站中，光缆产品的性能决定了智能变电站的通信效率，因此光缆的选择是其在设计时需要优先考虑的，在实际的工作中要根据实际情况进行光缆的选择。在智能变电站内数据的传输距离长，通常选用单模光缆，以确保数据的准确传输；站内各LED之间的通信，则要选用渐变性多模光缆。在进行户外配电装置的选用时，对光缆的抗磨损性要求较高，因此大多选用铠装型光缆。在光缆的选择之后，还要进行光缆连接器的选择，即接入光模块的光纤接头。根据使用的光缆块不同，光缆连接器的选择也有不同。该变电站采用光纤代替了二次电缆技术，并且通过智能终端使各项数据可以共享。
2智能光纤通信系统的主要实施手段
2.1光缆线路设计
在进行信息数据传输时，为了保证传输的稳定性和可靠性，使光纤在各种环境下都能够进行长期使用，需要将光纤制作成光缆。在进行光缆设计时要对光缆进行足够的保护，保证光纤不受外界因素的损坏，光缆的材质要选择重量较轻、便于施工和维护的材料。针对不同的传输环境，选择不同结构的光缆，从而将传输的线路进行优化处理。在进行光缆的安装时，要对光缆之间的挤压、磨损、扭转等进行规范操作，清除光缆附近的障碍物，进行电场强度控制，使其感应电场不超过规定值。由于110kV巍山智能变电站光缆的安装是在高电压的环境下进行安装，因此要格外注意人身安全和安装设备安全，在安装时要进行安全措施防护，保持作业的安全。要注意施工的环境，在施工结束后要在附近悬挂警示牌和设立相关的标志，及时进行光缆的维护等。
2.2通信系统设计
110kV巍山智能变电站的通信系统主要由传输设备、接入设备和电源设备组成，SDH传输设备是光纤系统的核心，所有的控制信号都要通过SDH进行转换才能进行数据的传输。PCM接入设备将传输设备中的2M信号转换为可控制传输的64K信号，而电源设备是通信系统正常运行的重要保证，只有电源提供稳定的电源，才能保证数据传输的可实现性和准确性。在进行通信设备施工时，要对施工人员进行大地放电，消除人体静电，以防止通信设备的损坏。通信设备对周围环境的要求很高，要设置专门的通信机房，安装防静电地板，同时要保证机房的温度和湿度恒定，将通信电池和设备相分隔开，以防止火灾的发生。巍山智能变电站的设计中采用了全封闭式的组合电器，具有很强的抗干扰功能，智能化远程遥控可以大大减少人为操纵的风险。
3现阶段变电站中光纤通信系统存在的问题
3.1光缆施工安全隐患
在智能变电站建设中，光纤通信作为其主要通信介质发挥出了极大的作用，但是在施工建设中容易出现一系列问题，导致变电站通信质量受到损坏。在导入光纤时接口密封不严，使保护钢管中容易出现积水，造成冬天积水无法排除结冰膨胀，从而造成光纤被积压，不仅降低了传输效率，同时也影响了光缆的安全性。在进行光缆材料的选用时没有固定的标准，捆绑材料也达不到标准，使光缆在固定时不稳定，余缆容易出现散落的现象，从而造成安全隐患。光缆的材料选用不足，也会造成施工工艺的差异，产品的质量达不到统一的标准，导致同一个智能变电站中出现不同施工工艺的现象。在进行光缆的固定和安装时，其固定架间隔之间缝隙存在着质量问题，部分型号的光缆固定架间隙不足，导致传输的质量和速率下降，固定架和光配机架上下距离不够充足，使光缆在固定保护套管弯曲过大，使馆内光纤造成积压，从而降低传输速率。
3.2材料选择不规范
智能变电站光纤通信系统涉及到多个专业，施工需要采购的设备数量多，型号也分为很多种类，因此在进行设备采购时针对光缆固定架、配线单元、保护套管等材料的配备要符合施工的要求。但是从巍山智能变电站光纤通信系统的材料选购上看，设备进行采购时常常出现遗漏的现象，设备材料的供应商数目众多，其产品型号难以统一，给材料的配置带来了很多的困难。不同型号进行的施工工艺也不相同，造成工程的工艺不规范。
3.3施工人员素质不强
智能变电站光纤通信系统的构建是一个非常复杂的施工工程，施工规模大，项目多，作业环境危险，这就需要施工人员增强安全意识和专业技能，但是现阶段很多施工人员不注重技能的提升，不能够及时掌握新技术，在进行高电压作业时防护措施不到位，高空作业时没有配备相应的安全设施，造成人身安全隐患。在进行通信设备的建设时没有进行大地放电，身上的静电造成通信设备的损坏等。
4加强变电站站内光纤通信的有效措施
4.1进行变电站初期研究
在进行智能变电站光纤通信系统的构建时，要与相关部门进行沟通，确定系统的可实现性，要对光缆通信建设的目标进行明确，同时优化设计方案，将设备材料的选购、光缆设计数量、安装方式和投入使用等各界环节进行预算和估量，在设计时要严格审核期设备的选用，人员的调配和施工技术的应用也要符合相关的规定。要选择专业的设备厂家进行设备材料的选购，保证设备的型号一致，将安全隐患在初期研究阶段降到最低。110kV巍山变电站的顺利实施和政府的支持紧密相连，其各项施工也符合国家的施工要求。
4.2规范施工中的各项操作
在进行光缆的安装和调试运行时，施工人员要严格按照相关的规定进行规范操作，在进行光缆施工时，要以光缆数据传输效率最大化和传输安全为标准进行光缆的安装。结合巍山当地的气候特点，对于施工中出现的客观因素如天气原因等要进行及时的调整工期，保证施工的进度和工期。及时将新技术应用到施工建设中，从而让通信建筑更好地发挥其作用。在建筑中明确责任人和监督人，监督施工按照相关规定操作，保证施工的安全。
4.3加强施工人员的培训
在进行光缆通信建设时，施工人员的操作是保证系统顺利运行的关键。要加强对施工人员的技能培训和综合素质的提高，不断提升员工的专业技能水平，让新技术运用到光纤通信建设中。增强员工的安全意识，在员工进行危险环境作业时，要让员工配备相应的安全工具，如安全帽等，在进行通信设备建设时，要注意对员工进行大地放电，减少通信设备的损害。建筑单位要及时对光缆进行维护，防止光缆的损坏造成极大的损失。
5结语
随着我国电力产业的发展，国家供电量需要大幅度的增加，国家电网建设越来越重要。在电网建筑中，最重要的部分就是变电站的建设，其可以有效的进行数据信息的传输，保证了供电系统的完整性。在进行智能变电站光纤通信系统的构建时要依照其设计原则进行设计，在施工时要注意施工安全和施工细节。提升员工的专业技能和安全意识，对于会影响到通信传输的各项因素进行及时的处理，发现问题时要进行及时的处理，防止损失的进一步增加。要大力发展智能变电站光纤通信系统的构建，让我国的电站通信更好的发展。
作者：洪健明单位：云南电网公司大理供电局
1我国智能变电站一体化装置架构
智能变电站自动化系统，由一体化监控、输变电设备的状态监测以及辅助设备等部分构成。一体化监控系统纵向贯穿于调度、生产等系统，横向对变电站内部的各个自动化设备进行联通，是智能变电站自动化的一个重要组成部分。该系统能对电站内部的电网和二次设备的运行信息进行直接的采集，通过标准的接口、输变电设备状态监测以及辅助应用等信息进行交互，实现对变电站的数据采集、处理以及监督控制[1]。智能变电站一体化监控由安全Ⅰ区和Ⅱ区两个部分组成，安全Ⅰ区的监控是对智能变电站各种设备的运行状况参数进行采集，并且对整个电网系统的运行状况信息进行采集，以及对信息数据进行综合的分析，最后将这些信息数据上传到系统服务器上。与此同时该区域的运行信息是通过直接采集和传送的方式，经过安全Ⅰ区通信网络，将其与智能变电站一体化监控系统中的调控中心进行实时信息交互。此外要想确保这些信息的可读性，对于所采集到的数据信息要对其进行规范化的处理，生成可读性比较高的标准文本格式。安全Ⅱ区是对智能变电站的环境进行监测、采集和处理安防和消防等方面的信息。通过对变电站输变电设备的状况进行监测，并且实施与其他辅助设备、综合应用服务器进行信息交互。此外对于采集到的这些信息要对其进行规范化的处理和分析，随后将其上传到调控中心[2]。
2智能变电站一体化装置系统功能和系统设计
2.1智能变电站一体化装置系统功能。功能：①运行监视功能，采用可视化技术，对电网运行信息、保护信息、一次和二次设备的运行状况等信息进行监视和展示，包括对运行的状况进行监视，对设备状况进行监测，利用远程进行浏览；②操作和控制功能，对变电站设备的就地和远方操作进行控制，包括对顺序、无功优化等进行控制、防误闭锁操作等。调控中心主要通过数据和图形通信进行调度控制和远程浏览；③信息分析与智能告警功能，对智能变电站的各项运行数据进行分析和处理，并且为变电站提供分类告警以及故障分析报告等结果信息；④运行管理功能，通过人工方式进行录入和系统交互等，建立智能变电站设备的基础信息，并且对一次和二次设备的运行、操作以及检修维护工作进行规范化，以权限、设备以及检修等方面的管理为主。2.2智能变电站一体化装置系统设计。1）硬件配置。站控层是重要的组成部分，该设备的作用主要是对变电站的数据进行处理、集中监控以及数据通信，主要包括监控主机，数据通信网关机以及数据服务器等。综合应用服务器也是一个重要的设备，包括接收站内部一次设备在线监测数据，设备基础信息等，对其进行集中处理和分析。数据服务器也是一个重要的硬件配置，其主要是对变电站全景数据进行集中存储，并且为站控层设备和应用提供数据访问服务。此外还包括监控主机双套、数据服务器单套配置等[3]。2）系统软件配置：①操作系统，关于智能变电站一体化应该采用LINUX/UNIX操作系统；②历史数据库，该配置主要是采用比较成熟，且商用的数据库，能对数据库管理和软件开发工具进行维护和更新；③实时数据库，对系统提供安全和高效率的数据存取，还支持多应用并发访问和实时同步更新；④标准数据总线与接口，该配置主要是进行信息交换，对信息与信息之间的不同应用的和传送提供依据。
3结束语
综上所述，在当今社会对电力需要越来越高的情况下，确保智能变电站能够得到高效率和稳定的运行是非常重要的。虽然在智能化变电站的建设过程中取得了很大的进步，并且在智能变电站的运行与维护方面取得了一定的成绩。但我们必须承认的是在智能变电站一体化装置构建的过程中，我们还有很多方面的技术有待加强。因此，作为相关的设计人员，需要不断学习和借鉴国外的先进技术，并与实际设计过程中所存在的问题相结合，进而保证智能化变电站的一体化系统设计更加完善，以促进我国社会更好的发展。
作者:姚金玲 单位:河北省电力勘测设计研究院
1.智能变电站设计的特殊性
首先，电路回路接入。对于常规变电站而言，设计电流、电压电路时，通常选择次级对应方式进行接入，设置录播与测控设备，通过各个设备、装置，实现了交流采样，通过A/D转换器，对数字量进行处理、识别。使用双重化保护装置，通过互感器，产生二次绕组。若一次设备未达到设计次级数量，通过电流互感器，将同一次级绕组向不同保护装置接入，利用串联方式接入。而智能变电站，对一次系统开关量、模拟量，实现就地数字化，再通过光学互感器，实现光纤输出，直接输出数字信息，不产生电流开路、多点接地、电压短路等问题。通过单元合并，对采集器信号进行采集，按照不同装置，例如计量、测控、保护等装置，组织、分配相关数字。然后通过不同回路，向二次设备传输不同熟悉信号，利用光纤多收信息、多发信号，进而提升现场接线稳定性、安全性。所以，通过智能变电站，其电压、电流等数字信息，由电流互感器出口开始计算，通过单元合并，实现数字采样，在一个通道上，实现不同次级电压量与电流量的同步发送。对于常规变电站而言，由A/D设备装置转换开始计算数据，在装置内实现采样，但一个次级无法与其他次级进行合并传输。对于智能化电流与电压，与常规站回路比较，实现采样更简捷、更安全，且具备极强可操作性。其次，新型二次接线方式及特点。对于常规变电站，回路、设备共同确定功能，使设备更具特定功能，而厂家定义了外部输出、输入等接口，利用已设定电缆回路，与各设备装置链接，满足变电站功能需求，而各方施工需按照设计图纸执行。对于智能变电站，对数字化技术进行优化整合，实现了紧凑型功能、二次回路的设计。通过常规站，实现二次电缆的分散链接，确保二次回路的信息规范整合、数据集中分配。对于常规线路设计，严格电缆装置、接地屏蔽装置、保护装置等要求，必须考虑施工重点、二次设计因素。对于智能变电站，通过光缆实现信息传输，具有极强抗电磁干扰性能、带宽较高等特点，防止电缆电磁兼容、交流误碰、电压接地等问题，防止出现继电拒动、误动行为，消除各类干扰源，利用控制电缆，实现二次设备耦合，进而保证保护装置正确操作，降低设备损坏率。另外，在各层级之间，选择相关数据传输，具有更高可靠性、稳定性，进而确保设备的稳定运行。第三，虚端子、虚回路运用。对于常规变电站而言，利用直流接点、电压信号、交流信号等，通过硬电缆，传输相关模拟信号。而智能变电站，利用直观感知，消除电缆接线硬件回路，使二次系统设计不再使用。由于硬电缆回路被取消，可生产虚回路体系，实现网络信息共享。根据IEC61850标准，明确定义了GOOSE、采样值传输的两种抽象模型。通过GOOSE模型，为变电站提供快速传输数据，确保遥信量、跳闸命令、合闸命令的传输。IEC61850标准作为虚回路基础，具有网络工程实施、回路表达方式，利用系列工具软件、网络自动配置，使智能变电站的回路检验、运用问题得以解决。同时，对于IEC61850标准而言，构建虚回路体系，满足建模基本要求，需确保各逻辑接点的输出信号、输入信号，在SCD文件中，实现全站信号关联，为GOOSE参数订阅、数据采样提供充足信息。保证这些信息之后，通过SCD文件，将二次图纸作为变电站的设计条件、数据表达。而系统高度集成、设计融合，使全站模型文件向厂商导入数据，减少为对照图纸，人为输入信息的差错率、重复率。对于采样值传输与GOOSE两种模型的输出信号，属于网络传递变量，和传统屏柜相比，端子具有对应关系，而逻辑连接点就是虚端子，通常采取CAD文件表达虚端子图。在具体运用中，采取EXECL表达表达采样值传输与GOOSE两种模型，标注各逻辑节点数据属性与名称，确定装置名称、虚端子标号。以序号11为例，信息栏内容为：GIS信号为信息类别，跳闸动作为发送装置信息，而接收信息委跳闸动作，信息传输采取点对点方式，信息装置栏显示为110kV智能终端，RPIT／ProtInGGIO为数据集属性。订阅装置栏：110kv保护装置为装置名称，而PI2／CKGOINGGIO1＄ST＄SPCSO6＄stVal为数据集属性。采取这种数据显示方式，若按照原有设计图纸，增加了二次施工调试难度。而智能变电站是以间隔设计为基础，通过间隔设计一套图纸，利用二次设备进行联系图组网，对GOOSE示意图、虚端子表、过程图信息进行表达，提高检修人员、调试人员、整合人员的图纸易懂性，主要为背板接线图与屏后接线图。
2.220kV智能变电站中自动化系统的可靠性分析
首先，对于智能变电站而言，其自动化系统是否可靠，需对自动化系统可靠性进行分析。在系统具体运作过程中，可满足电力用户的通信需求。需评价系统可靠性，评价、分析的基本思路为：以平均无障碍时间、平均障碍时间参数，评估网络基本元素安全性、可靠性。另外，通过全面功能，以降级功能可靠度、效能指标，评价系统安全性、可靠性，按照系统拓扑结构，对系统可靠性、安全性进行评估与分析。其次，智能变电站的可靠度、智能组件、模型分析等，主要为电子器件，通常属于典型性组件，显示故障率曲线。随着时间变化，故障率也随之改变。若故障率属于常数，正常寿命处于II区。若故障率处于I区或III区时，故障率较高，主要由于设备生产时间延长，机械设备逐渐老化所致。
3.结语
综上所述，随着智能变电站的推广和应用，新的规程规范需要更好地完善和补充，同时也需要大力推进智能变电站的电气二次典型设计工作。
作者:陈世永宋丽娜单位:许继电气股份有限公司
《电气技术杂志》2014年第七期
13D场景显示开发环境的比较及选择
在计算机领域有多种成熟的三维图形显示技术可以选择。常用的3D开发软件主要有Unity3D，HTML5等。Unity3D能轻松创建诸如三维视频游戏、建筑可视化、实时三维动画等类型互动内容的多平台综合型游戏开发工具，是一个全面整合的专业游戏引擎，具有优越的效果和很高的扩展空间[5]；在网络方面，Unity3D提供了很强大的可视化编辑器和语言层面的网络类，支持重载和命名空间。HTML5是基于SVG、Canvas、WebGL和CSS3的3D功能的开发工具，在浏览器中能达到惊人的3D显示效果，HTML5在支持跨平台进行使用的同时，还提供数据与应用接入开放接口，使外部应用程序可以直接与浏览器内部数据直接相连，例如视频影音。Unity3D相对于其他开发环境，其优势在于：可以轻松的创建三维视频，并且可以使用AssetBundle动态载入外部模型，或者使用3dsMax正常制作三维模型，导入生成FBX文件，载入Unity3D中构建，最后进行交互操作。尽管HTML5也可是创作模拟出三维场景，但HTML5存在漏洞，产生的数据垃圾会对用户进行轰炸，甚至会在短时间将硬盘塞满。综合各方面因素，选用Unity3D进行三维场景的模拟在技术层而言相对稳定，并且易于操作。此外，Unity3D对于同一项目，在不需要修改的前提下，可以通过菜单到各种平台，市场空间很大。
2实现的关键技术
2.1三维模型建立首先是进行数据采集，包括地理信息、建筑物纹理等，在变电站中根据现实需求设置多个传感器，通过传感器获取设备或周边环境情况的信息，如图1所示。对信息进行采集，包括录像、信息、建筑物纹理等。在变电站中不同的位置设置摄像机，对实时情况进行录像，通过3dsMAX根据采集的信息进行三维模型建立。在三维模型空间中，设置一个摄像机的点，通过设置摄像机的角度，依据现场摄像机所提供的实际的参数转换为三维界面中摄像机的模拟参数，形成逼真、生动的现场效果模拟3D图像。设想有一个任意方向、任意位置的物体，我们要把它渲染到任意方向、任意位置的摄像机中。为了做到这一点，必须将物体的所有顶点从物体坐标系变换到世界坐标系，接着再从世界坐标系变换到摄像机坐标系。其中的数学变换总结如下：这样就能在渲染的循环外先将所有矩阵组合起来，使循环内作矩阵乘法的时候只需要和一个矩阵相乘即可（物体有很多顶点，省一次矩阵乘法就会提高不少效率），如下：通过摄像机和传感器完成对信息的采集之后，存储到相应的数据库中，利用三维制作软件3dsMAX根据已经采集的信息进行三维模型的建立。下面将比较动态贴图技术和使用Unity3D软件进行3D场景显示的两种方式。
2.2动态贴图技术动态贴图技术利用在三维模型的不同面以动态贴图的方式，从不同角度看到的视频角度不同，在视觉上初步实现3D视频显示。未经过动态贴图的三维模型为灰色，通过摄像机获取监控视频的画面，将视频画面截取为一帧一帧的图片，利用已经截取的图片对已经建立的三维模型动态贴图。通过在模型不同的面，间隔时间段的进行贴图，如图2所示。通过视频播放控件与GUI界面中的视频窗口叠加，视频截图不间断的替换出现，从而实现对视频的播放。但是，通过在三维模型上动态贴图的方式实现3D视频显示的同时也存在一些缺陷。由于三维模型的分辨率较低，将分辨率高于三维模型的视频截图动态贴入三维模型时，视频截图的分辨率也会随之降低。背离了3D视频显示清晰、真实的技术要求。
2.3Unity3D软件实现3D场景显示对建立的变电站的三维模型进行透视投影原理进行模型渲染，至Web，通过视频播放插件与GUI界面预设视频窗口叠加，实现3D场景显示。1）模型建立各个点的摄像机获取的场景和设备纹理以及传感器获得的各种信息，通过程控放大器、A/D数模转换以及逻辑控制，传送到服务器的数据库中。利用三维软件3dsMAX，根据计算机存放的数据库采集的变电站现场的信息进行模型的建立，将建立的模型进行场景的拼接，模拟出变电站现实场景相对应虚拟现实的初步三维模型。利用Unity3D可以导入外部模型的特性，将已经建立的虚拟现实的初步三维模型导入Unity3D中进行模型的透视投影和渲染等。2）透视投影的实现对于透视投影的标准模型，视平面的坐标模型如图3所示，它的坐标原点位于视平面的中心，x轴正向水平向右，y轴正向垂直向上。要把透视投影的结果在计算机屏幕上显示的话，需要对透视图进行坐标变换，将其从视平面坐标系转换到屏幕坐标系。3）载入3D模型在3dsMAX中，已经根据现场所采集的信息，包括设备、建筑等按照视频需求比例进行了三维模型建立；使用MattFairfax实现的Model_3DS类支持3DS模型文件的载入。并对已经导入的变电站的三维模型进行视图变换、透视变换和屏幕变换。4）视图变换为表示透视投影的模型，实现了KCamera类，除保存视点的位置和姿态，还保存视图变换矩阵m_kmView，随着视点位置和姿态的变化，视图矩阵也不断更新。对于世界坐标系中的任何一点v(x,y,z)，通过v=m_kmView×v将其变换到透视投影的标准模型坐标系，通过KCamera::Transform函数实现。5）透视变换经过视图变换之后，利用KFrustum类用来对透视投影的模型进行建模，其成员包括视平面的尺寸大小，以及近截面和远截面的z轴坐标。KFrustum通过Project函数将视图变换的结果变换为透视坐标。代码实现如下：6）屏幕变换实现视图变换和投影变换之后，需要将其转换为适合屏幕大小的模型，继而需要进行屏幕变换；屏幕变换的算法通过宏实现，代码如下。7）三维模型的渲染将已经导入经过投影变换的变电站的电力系统以及变电站周边环境的三维模型进行渲染，渲染使用软件来实现，没有使用任何第三方图形库，主代码在KCamera::Render函数中，它接收两次参数：Model_3DS和KSurface，对Model_3DS中的顶点进行透视投影。渲染代码如下：7）三维模型的渲染将已经导入经过投影变换的变电站的电力系统以及变电站周边环境的三维模型进行渲染，渲染使用软件来实现，没有使用任何第三方图形库，主代码在KCamera::Render函数中，它接收两次参数：Model_3DS和KSurface，对Model_3DS中的顶点进行透视投影。渲染代码如下：8）视频叠加重合三维模型渲染结束之后，将其至Web上，在GUI客户端界面的设计过程中，预留的配置了Web浏览器的视频播放窗口，将Unity3D虚拟视频与预先定义的视频窗口进行叠加重合，实现3D视频的播放功能，从而达到理想中的3D场景显示的效果，如图5所示。
2.4试点应用上述两种方式均能实现3D视频的显示，但通过实际模型对比得出第二种方式实现3D场景显示的效果优于第一种方式。因此采用第二种方式在220kV武侯变电站上试点建设一套3D显示系统来展现变电站场景及站端辅助系统。用户可以通过客户端访问系统，客户端所采用的通信协议，具有很强的开放性和兼容性，完全能融合在电力系统现有网络中。通过标准的客户端，相关负责人和管理人员可根据不同的权限对系统进行配置及监控，操作界面全部为中文可视化界面，使用非常方便。此系统将获取的真实站端动环数据，如环境温湿度、风度、风向等环境量以及门禁，集成到3D场景显示系统中。在此3D显示界面上，管理人员可以根据3D虚拟现实视频中得到的实时数据的模拟数据，判断设备周边环境和设备运行情况。图6所示为设备周边环境，能真实地反映出周边环境温湿度、风度、风向等环境量以及门禁等的变化。图7所示为设备运行情况，根据3D虚拟现实视频中的实时数据，立体、形象、真实地反映了变电站各个设备的细节和特征以及运行情况，让管理人员和技术人员可以更直观地了解设备的运行情况。试点表明利用透视原理，使用Unity3D软件可以很好的展现生成变电站3D场景，并能把辅助系统的相关数据都融合到这个界面上，对变电站的全景数据进行有效的展示。
3结论
目前，3D视频显示技术虽然已经应用于众多领域，但在电力企业的信息化建设中应用并不普遍，武侯变电站的试点结果表明，在电网的信息化建设中，采用3D场景显示技术呈现变电站设备的空间关系以及环境数据的实时变化，既可以纵览全局，也可以观察局部详细信息，为变电站的智能化管理提供了直观、准确并且真实的监控管理方式。利用3D场景显示技术进行有效的监控和管理，能更好的满足生产运维、安防应急的需求，同时也有利于工程人员进行扩建项目的分析和设计，将大大提高管理的可操作性并提升了电网信息化的管理和决策水平。
作者：马玫杨鸿昌白丁单位：国网四川省电力公司信息通信公司
《软件工程师杂志》2015年第三期
1信息分级及子站端实现(Informationclsification)
电力调度分级划分为国调、网调、省调、地调、县调和集控，一般按照电压等级对变电站内不同设备信息进行分级采集，如图2所示。子站端远动系统采集变电站的一次设备、过程层设备、间隔层设备及站控层设备的实时测控信息，通过实时数据库(db)与内置调度分级系统，根据不同调度需求和信息分类规则，生成各级调度转发数据库(zfdb)，按调度规定的相应规约把站内信息送至各级调度中心。信息分类一般规则按一次设备(开关、刀闸、机构、测量等)、过程层设(OSE链路状态、SMV链路状态等)、间隔层设备(保护动作、保护告警、压板、装置告警、通信状态等)、站控层设备系统信息(通信状态、系统故障、系统告警等)进行划分。
2子站端信息分级模块及映射研究(Modelmapping)
根据智能变电站信息分级和各级调度采集规则，利用智能化信息分级远传软件系统实现信息分级以及远传功能。子站端软件主要包含五个模块：(1)智能信息分类功能模块；(2)全站信息建模功能模块；(3)远传分级建模功能模块；(4)IEC61970模型映射功能模块；(5)IEC104远传通信模块。各功能模块关系如图3所示。智能化信息分类模块根据关键词和相关定义建立分类规则库，在全站信息建模时按分类规则自动实现全站信息的分类，并生成智能分类后的全站信息数据库(db)，由远程分级模块对信息进行远程信息分级，通过IEC104远传通信模块及IEC61970模型映射功能模块把分级后的信息送至主站。子站各模块关系如图3所示。
2.1子站端远传规约选择变电站子站与调控主站间的通信协议采用电力系统实时数据通信应用层协议IEC104。104规约应用服务数据单元(DU)结构一般结构如表1所示，由数据单元标识，一个或多个信息体和应用服务数据单元的公共时标所组成[4]。为实现信息分级及控制功能IEC104规约扩充了两个DU：信息分级传送文件(DU54)和信息分级文件(DU127)。扩充DU的基本原则是不改变IEC104协议的帧结构和通讯流程。
2.2子站端电网模型(IEC61850)与远动实时数据库的映射研究子站端电网模型(IEC61850)不对具体的通信技术和采用的通信协议做出限定，满足技术需要并能传输标准的信息模型，就可以使用该通信技术和协议，需要解释该通信技术和协议如何承载标准的信息模型，既映射问题[6]。子站端电网模型(IEC61850)与远动实时数据库(db)的关联关系，映射研究内容包括：(1)站内IED与实时数据库IED地址的映射；(2)遥测类的映射；(3)遥信类的映射；(4)遥控类的映射；(5)遥脉类的映射；(6)定值类的映射。如下：(1)站内IED与实时远动数据库IED地址的映射选择一个SCD文件查找到其中的IED名称进行IED映射，给每个IED分配IED地址。网关的名称命名为IED名称。如表2所示。(2)遥测类的映射遥测类的映射CDC类型：MV、CMVBSC、WYE、DEL等。如表3所示。(3)遥信类的映射CDC类型：SPS、DPS、SPC、DPC、INS、ACT、ACD。如表4所示。(4)遥控类的映射CDC类型：SPC、DPC、INC、BSC(遥调)、ISC(遥调)、APC等。如表5所示。(5)遥脉类的映射CDC类型：BCR，如表6所示。(6)定值类的映射映射定值数据集，是为了配合国内实施规范。如表7所示。
3工程应用(Application)
在变电站子站端远动系统调试界面中增加调度分级配置功能，可以方便配置信息分级，如图4所示。在某地区实际工程中，应用具备信息分级功能的子站远动系统后，减少子站运维人天数27人/天，大幅度降低了变电站子站端和调控主站端信息接入联调的工作量，提高了子站端信息远传的调试工作质量和效率，节约了运行维护的成本。
4结论(Conclusion)
本文在目前智能变电站数量和调度信息量激增的情况下，根据不同调度主站端职能和对智能变电站信息远传的要求，提出了一种在子站端进行信息分级和远传方案。通过进行子站端电网模型(IEC61850)与实时数据库(db)映射研究，分析了站内IED与实时数据库IED地址、遥测类的映射、遥信类、遥控类、遥脉类、定值类的映射；子站端开发相应软件模块，实现基于调度信息分级规则、IEC104扩展协议的子站端调度信息的自动分级处理及远传。
作者：刘宝江段运鑫刘建勇魏勇单位：许继电气股份有限公司河南龙源许继科技发展股份有限公司
1交换机状态评估
1.1评价因素权重的确定模糊综合评价方法中，各因素权重对评价结果有很大的影响。如何确定权重是模糊评判中的重点和难点之一。本文采用层次分析法[11-12]，构建的判断矩阵。
1.2模糊关系矩阵的隶属度模糊关系矩阵的关键是建立符合实际的隶属度函数。隶属函数的指派要反映这些元素对集合的隶属程度。如何确定一个模糊集的隶属函数至今还是尚未解决的问题[13]。目前作为隶属函数的分布函数类型比较多，常用的分布函数有：抛物型、正态型、柯西型、岭型等。每种分布函数又可分为偏小、偏大、中间型。岭型分布函数具有主值区间宽、过渡平缓的特点[13]，能较好地反映交换机状态的模糊关系，因此本文用岭型函数来计算隶属度。岭型分布函数表示。在建立隶属函数具体表达式的过程中，遵从最模糊原则和最清晰原则，即表1中区间的端点处于最模糊状态，隶属度属于相邻两级指标状态的值均为0.5，在区间中点其类别是最清晰的，隶属度属于该级的值为1。根据交换机各评价指标的参数范围，把各指标数值代入式(3)~式(5)中相应公式，即可得出它们相对于评价集的隶属函数。需要说明的是，交换机有多个不等数量的端口，交换机状态与每个端口有关的指标有：流量、端口接收光强、端口发送光强、端口误码率。每个端口都单独采集，取劣化程度最大的作为交换机状态评价的输入值。
1.3模糊综合评价根据各个指标的值，代入该指标对应的隶属函数，即可得到模糊关系矩阵。保护、测控装置等二次设备的状态评价都可以采用同样的方法来评价其状态，但评价因素集要根据具体设备选定。
2智能组件跳闸回路定检
为防止保护出口跳闸回路触点粘连、失效、忘投压板等问题，设计后台监控系统与智能组件配合，实现跳闸触点定检的智能告警。充分利用智能终端操作回路硬件软件化的特点，对传统操作箱功能改进，实现跳闸回路(包含触点及压板)的在线监测和离线定检功能。开关处于合位时，智能终端可实现跳闸回路在线监测，及时发现、定位跳闸回路存在的异常。开关处于分位时，智能终端可接收系统命令进行分闸回路离线定检、实现合闸预置功能，避免忘投压板等人为疏忽。定检实现原理：如图1所示。保护出口驱动电路上串接TZ1、TZ2触点，两触点中间至正、负电间各串接一个用于检测的光耦(监测1、监测2)。智能终端接收保护装置定检命令后，首先闭合保护触点TZ1，正电经保护触点TZ1、监测2光耦回路导通，监测2光耦反馈检测结果，完成保护触点TZ1的检测；然后闭合保护触点TZ2，正电经监测1光耦、触点TZ2、TBJ继电器、压板回路导通，监测1光耦反馈检测结果，完成保护触点TZ2、压板、TBJ继电器的检测。同样，可以在分闸回路上实现相同的定检功能。
3过程层通信故障诊断
智能变电站中，间隔层与过程层用网络通信代替了信号电缆，之间用SV、GOOSE传送信息[14]。当SV、GOOSE收发异常时，需要及时诊断是间隔层装置、还是智能组件故障。本文提出一种不依赖网络报文分析仪[15]的诊断方法。分析SV、GOOSE的传输机制和特性，可采用接收端是否接收到相应的发送端信号来确定发送端的通信状态，而不是直接监测发送端的状态。间隔层装置发送GOOSE到智能组件，智能组件把接收到该GOOSE的状态用另外一个GOOSE送给间隔层装置，间隔层装置再把该状态值送到监控后台，完成一个间隔层装置GOOSE发送、智能组件GOOSE接收的状态上送，如图2所示。间隔层装置接收GOOSE的状态可以直接用来判断智能组件发送、间隔层装置接收的状态。一个智能组件可以把SV、GOOSE发送至多个间隔层装置，同样也可以接收多个间隔层装置下发的控制GOOSE，数据接收、发送是多对多的关系。如图3所示。故障诊断原理：根据所辖的发送端口和接收端口判断。当有任意一路发送端口或任意一路接收端口通信正常，则认为网口正常。如果所有的发送端口和接收端口都异常，才判定为网口故障。为此监控后台设计的过程层网络监测模型如图4所示。
4运行实例
基于上述原理的综合智能告警在贵州都匀泉东110kV数字化变电站投运。某一时刻采集到某交换机的一个状态数据(选用劣化程度最大的端口值)，12345u,u,u,u,u的值为(35,20.8,16.7,28.5,0.65)，得到模糊关系矩阵为。
5结语
设备状态监测是状态检修的基础，是二次设备检修的发展方向。针对智能变电站自动化系统的技术特点，交换机是智能变电站自动化系统的核心关键设备。研究了交换机状态监测信息采集，在此基础上提出了用模糊综合评价方法对交换机进行状态评价；为防止保护出口跳闸回路触点粘连、失效、忘投压板等问题，设计了智能组件跳合闸定检回路进行监测；根据SV、GOOSE的传输机制和特性，当SV、GOOSE收发异常时，提出了一种不依赖于网络报文分析仪，及时诊断是间隔层装置、还是智能组件故障的方法。本文提出的模型、方法在实际变电站运行中得到了验证。
作者：徐长宝庄晨蒋宏图单位：贵州电力试验研究院上海思源弘瑞自动化有限公司
1概述
随着我国经济发展和科技进步的速度越来越快，各行业对电力能源的需求不断增加，给国家电网的生产运行带来了前所未有的挑战。提高供电质量一直是我国电力系统的主要工作目标，为实现这一目标，满足社会发展的需求，国家提倡并大力建设智能电网。变电站作为电网中的重要组成部分，也加快了智能化建设，不仅实现了生产效率的提高，还降低了能源消耗，符合我国节能减排的发展政策。在变电站智能化建设过程中，对电气设备技术也有了更高的要求，光电传输、数字通信以及计算机技术等都融入到变电站建设中，简化了变电站的业务流程，提高了电力系统整体的运行效率。
2变电站电气设备介绍
智能化变电站电气设备是对数字化变电站技术的进一步发展和升级，与数字化变电站既有联系，也存在一定的差异。
2.1数字化变电站数字化变电站是按照国际标准建立的一种现代化变电站，其电气设备结构由过程层、间隔层和站控层三部分构成，能够实现变电站内各电气设备之间的共享和交互操作。数字化变电站的电气技术就是将变电站中所采集的信息进行传输、存储、分析和输出等，这一系列工作均是通过数据和信息的形式进行，通过相应的通信网络和系统实现各项功能。数字化变电站电气设备技术的突出特点是所有作业均是以数字化的形式实现，变电站自动化系统的一次设备智能化、高级应用和智能电网的支撑功能都有了很大进步。数字化变电站为建设智能变电站奠定了基础，而智能化变电站的建设是对原有变电站的进一步改进和升级，也是未来变电站发展的主要趋势。
2.2智能化变电站智能化变电站电气设备结构与数字化变电站有一定区别，主要由设备层、间隔层和控制层三部分组成，一次智能电气设备组成了设备层；检测和继电保护设备等二次设备组成了间隔层，这层主要采用分散型方式连接大部分母线应用；服务器、人机设备、路由器和站级计算机组成了控制层。该层利用光纤介质实现与间隔层的通信联系，并设置了计算机监控系统，以实现对变电站电气设备的实施检测、远程控制，并能在设备发生故障时，及时做出反应，保护电网系统免受更大损失。
3智能化变电站电气设备技术分析
3.1计算机终端与控制终端的结合智能化变电站将计算机终端与站内电气设备技术中的控制终端相结合，这就相当于在变电站中加入计算机系统，利用该系统可实现对站内运行信息和数据的采集、存储、分析，根据数据分析结果做出相应的指令，然后通过通信技术传输给各个电气控制终端。计算机终端还能对变电站系统的运行情况进行全程监测，根据设备运行情况做出准确判断，并采取有效的解决措施，这就能有效的降低电网运行故障处理不及时带来的经济损失。
3.2分布式控制技术的应用智能变电站电气设备分级控制是通过在变电站系统中采用了分布式控制技术，该技术具有独立控制性和自主调控性，这就能有效的将变电站中各类潜在风险进行分散和减弱，提高智能变电站运行的安全性和可靠性。分布式控制下的系统运行过程中若某一层出现故障，并不会影响其他层的正常运行，这种功能极大的提高了变电站的运行效率，降低了相关电气设备的负荷。
3.3光纤技术的应用光纤技术的应用，提升了智能变电站各层的通信速度和信息质量，实现了不同设备、系统之间的信息采集和传输高效化，这就为局域网管理功能的提升奠定了基础。控制层和设备之间的信息传输主要通过光线技术实现，该技术具有快速、准确、抗干扰能力强等优点，提升了整个变电站的运行效率。
3.4通信系统软交换的应用智能化变电站在很大程度上实现了电力通信的灵活性和便利性，其主要原因是在通信系统中应用了软交换，这不仅降低了后期的设备投资，还简化了设备维护工作，降低了变电站电气设备的维护成本。
4智能化变电站电气设备技术问题分析
我国变电站电气设备技术发展迅速，极大的提升了我国电力系统的运行质量，但仍存在一些不足需要进一步改进。如设备仍采用定期维护检修的状态、设备操作和监控仍需要人工完成等。为进一步提高我国变电站的智能化水平，应加大对以下问题的研究力度：
4.1电气设备检修智能化变电站中的所有电气设备都应该按照相关工作要求，科学合理的实施检修，在检修过程中，必须严格遵守设备配套的安全措施卡中的操作要求，防止意外事故的发生。为减少定期检修引起的停电，企业应积极加快在线检修技术的推广和应用，通过安全保护设备的配备，操作人员专业水平的提升确保在线检修的安全性，减少检修停电引起的各项损失。
4.2实时监控为提高智能变电站设备的运行质量，应进一步加强实时监控技术的应用，这样就能随时了解电气设备运行过程中的性能状态，通过各项监测数据的分析，对设备的运行状态进行判断，然后制定合适的养护措施。为确保实时监测功能的实现，应在变电站内建立统一的信息共享平台，利用该平台规范、统一各个系统的数据信息，提高信息传输速度，缩短系统反应时间。
5结语
智能化变电站是在数字化变电站基础上发展起来的一种新型运行形式，变电站的智能化是通过传统变电站技术与各类新技术结合实现的，目前尚处于起步阶段，还有一系列急需解决的问题需要我们进一步研究和实践。变电站智能化是我国构建坚强智能电网的关键环节，各部门应该积极配合，不断学习先进的管理理念和专业操作技能，确保变电站运行的安全性和可靠性。
作者：田召庚 单位：国网山东桓台县供电公司
摘要：智能电网建设目前已成为我国重要发展项目之一，作为智能电网建设中的关键和重头戏，智能变电站的建设改造任务显得尤为重要，智能变电站的建立在某种程度上可以推动我国电网智能化的出现。所以本文立足于我国现阶段通信系统和通信网络的现状，指出其中的特点和不足，并提出相应解决措施，矢志为我国智能变电站的建设和电网智能化的实现提供实际有效的理论依据，推动电网智能化在我国的开展落实。
关键词：智能变电站；通信网络
0引言
随着社会进步和繁荣，我国各行各业对电力的需求也在逐步提升，更多的需求也为智能电网建设带来更多挑战，智能变电站在用电、送电、配电和调度方面，都起着至关重要的作用，其联系各个环节，是使各个环节环环相扣的重要支撑，起着重要的纽带作用，在电网运行过程中起着不可替代的重要作用。然而，现在的智能变电站的网络系统较为僵化死板，仍然存在着重要的现实问题，所以，如何进一步加强智能变电站的技术研究，是我国当前智能电网项目中的重要课题。
1发展现状
近年来，随着我国经济实力的不断提升，现代科学技术也在不断发展，这也促使我国的变电站更多的趋向于智能方向发展，尤其是在“互联网+”的大环境的冲击下，我国智能变电站的通信网络技术也得到了较大的发展。通常情况下，电力通信网络运行的整个过程中，变电站是网络通信得以顺利实行的重要节点，变电站的合理推行，能够维护通信网的安全稳定，促进电力系统的平稳运行，提高运行效率和运行速度。在实际工作过程中，电力通信网络一般会分为两部分，一部分是骨干通信网，一部分是中低压通信网。这两部分的划分依据是电网通信的覆盖范围。
（1）骨干通信网
随着电力行业的不断发展，当前，我国的电力与传统的电力系统有了较大的区别。我国电力部门将通信网络划分为四个层次，由点到面，按照区域行政规划的方式进行区分，骨干通信网是指在四个层级中，覆盖可达到110（66）kV以上电压地区的部门，骨干通信网在整体电力通信网络中，起到调度控制的作用。目前来看，我国社会深度发展，电力系统的运用也更加完善，各个层级电力系统互相协调，相互作用，共同促进我国电力系统的完善和发展，人们生活水平不断提高，用电需求增加，也对电力系统的进一步发展提出更多挑战。目前，我国电缆使用状况良好，电缆使用总长度已经达到59.24万km，覆盖范围较广，覆盖深度强[1]。随着社会进一步发展，城市化规模越来越大，通信系统的发展总体来说是机遇和挑战并存的。现阶段，我国省级、跨区级、县级通信网络的传输率逐渐趋于每秒2.5Gbit和每秒10Gbit，速度加快，信号传输稳定，传输内容损失率低，在经济发展较快的城市，甚至已经出现波分复用技术，这一技术随着我国科技进步和需求增大，将在国内得到更大范围内的使用。但由于我国在通信系统方面起步晚，发展时间短，因此，在承载超大容量数据这一块，我国的骨干通信网络已经呈现出颓态，逐渐暴露一些缺陷和弱点，需要科技工作者进一步加强与完善[2]。
（2）中低压接入网
骨干通信网主要指覆盖范围在110（66）kV以上的地区和用户，与之相对应的，中低压接入网的覆盖范围即为110（66）kV以下的地区和用户，和骨干通信网的作用类似，中低压接入网主要起调度的作用，是一个场站、地区甚至个人的调度场所。一般来说，在进行中低压接入网端口连接时，需要注意以下几点：1）首先，在电力通信网络工作运行时，中低压接入网可以承载配电自动化、中压电力线载波等情况，另一方面，可以承接无线公网的运用，适用范围较广泛，使用场所也更加多元；2）其次，在电力通信网络合理运行的过程中，难免会出现收集用户用电信息等业务工作，为了满足这一需求，在远程通道中，科技工作者经常采用光纤、无线公网等方式进行信息收集；而本地服务则一般采用短距无线的方式进行信息采集。目前，我国在中低压通信网方面投入较大，投入成本较高，耗费了大量资金和人力物力，但是由于中低压通信网络可以覆盖更大范围，更适合社会化需求，因此短期内必须继续采用这一方法。我国在中低压通信网的网络管理方面仍存在漏洞和缺憾，缺少一套行之有效的管理措施，管理体制僵化，急需改革，这些都对电力通信网络的发展起到不利影响，甚至在一定程度上拖慢了我国电网设施的完善和发展。
2应用研究
（1）中低压接入网通信技术应用研究
我国电网系统中，中低压接入系统由于涉及范围广，覆盖面较大，因此，分管的位置相对来说较为分散，给通信技术的管理和应用带来一些阻碍，针对这一情况，我国科技人员计划从以下几个方面入手进行管理：从当前我国的运用现状来看，中低压接入网的通信技术主要包括PON技术、TD-LTE技术以及PLC技术三种，其中，PLC技术是当中最为主要的关键，在各级传输信号网络中都会运用。这种技术以电缆为媒，搭载波长，主要输送数据和语音信号。这种传输方式运用简单，操作无负担，对一些行业来说，采用这一方式进行操作工作，能够提升电网搭载信息的使用效率，完善电力线性道在电网工作中的基本目标和基本要求，提高数据传输能力，增强传输质量，降低传输过程遗漏或数据缺失的可能[3]。
（2）骨干通信网技术应用研究
在我国的通讯网络技术中，需要注意的是骨干通信网络是我国电力通信网络中极为重要的一环，不可或缺，不可忽视。为了进一步加强骨干通信网在我国电力部门的具体运用和实施，笔者根据当前实际情况提出一些方案供参考：骨干组网方案。ONT技术是光转网中一项新的技术，目前正在进入投入使用的过程中，这一技术方案与原有的传输技术相比，具备DWDM和SDH技术的优势，使用过后，整个骨干组网络的操作更加简便，极大提高网络的使用效率，加快实现数据传输无障碍的目标，对于一些大容量数据来说，使用这一技术，已经有效降低数据的损耗程度和损耗率，因此，ONT技术正不断被推行和应用[4]。另一方面，为了提高整个网络的实用性和适配性，在ONT技术实施的基础上，增加PTN+OTN+SDH的模式，满足区域内各行业的实际需要。在保证大容量数据的传输安全和传输效率的同时，确保简单容量的数据在传输过程中不遗失，提高工作质量和业务水平。例如，在骨干通信网中，有的业务工作对时间延长有要求，因此，使用SDH技术可以在不耽误时间延长的基础上进行工作管理；对于区域内覆盖来说，可以使用PTN这一技术进行优化改革，确保简单的信息容量在传输过程中可以保持高度精准。采用层级分明，规划恰当的管理措施，是解决区域内数据信息不安全的重要手段之一。在这一状态下，骨干通信网内的各级技术得到大幅发展，业务的收敛和汇聚作用都得到有效体现[5]。采用这一方法，能够有效发挥各层级的作用，提高网络的利用率，还可以提升整体网络的灵活性和输送能力，推动骨干通信的科学合理有序发展。
3结束语
我国是发展中国家，人口众多，因此，对于基础设施的需求也就相对于发达国家更大一些，随着现代社会的不断发展，电力成为了人民日常生活中不可或缺的一部分，不得不说，电力始终是一个国家经济发展和社会稳定的重要保证，当前我国进入改革开放新时期，社会各行各业对电力发展抱有充分信心和极大期待，与此同时，我国电力部门也相应面临严肃的挑战。作为我国支柱性能源，电网建设尤其是智能电网的建设在国内的发展更需要提到重要层面，智能电网的有效实施，能够在一定情况下促进经济发展和科学水平的提高。所以，必须进一步加强变电站的通信应用技术和网络技术，进行项目改进和创新，不断提高项目的总体效果和综合实力，严格按照国家法律法规和相关规章制度进行工作，促进电网智能化水平的提高，推动变电站通信网络服务的质量提升，为我国带来更大的经济效益和社会效益。
作者：刘文杰 单位：许继电气电网保护自动化系统公司
摘要：智能电网建设目前已成为我国重要发展项目之一，作为智能电网建设中的关键和重头戏，智能变电站的建设改造任务显得尤为重要，智能变电站的建立在某种程度上可以推动我国电网智能化的出现。所以本文立足于我国现阶段通信系统和通信网络的现状，指出其中的特点和不足，并提出相应解决措施，矢志为我国智能变电站的建设和电网智能化的实现提供实际有效的理论依据，推动电网智能化在我国的开展落实。
关键词：智能变电站；通信网络
0引言
随着社会进步和繁荣，我国各行各业对电力的需求也在逐步提升，更多的需求也为智能电网建设带来更多挑战，智能变电站在用电、送电、配电和调度方面，都起着至关重要的作用，其联系各个环节，是使各个环节环环相扣的重要支撑，起着重要的纽带作用，在电网运行过程中起着不可替代的重要作用。然而，现在的智能变电站的网络系统较为僵化死板，仍然存在着重要的现实问题，所以，如何进一步加强智能变电站的技术研究，是我国当前智能电网项目中的重要课题。
1发展现状
近年来，随着我国经济实力的不断提升，现代科学技术也在不断发展，这也促使我国的变电站更多的趋向于智能方向发展，尤其是在“互联网+”的大环境的冲击下，我国智能变电站的通信网络技术也得到了较大的发展。通常情况下，电力通信网络运行的整个过程中，变电站是网络通信得以顺利实行的重要节点，变电站的合理推行，能够维护通信网的安全稳定，促进电力系统的平稳运行，提高运行效率和运行速度。在实际工作过程中，电力通信网络一般会分为两部分，一部分是骨干通信网，一部分是中低压通信网。这两部分的划分依据是电网通信的覆盖范围。
（1）骨干通信网
随着电力行业的不断发展，当前，我国的电力与传统的电力系统有了较大的区别。我国电力部门将通信网络划分为四个层次，由点到面，按照区域行政规划的方式进行区分，骨干通信网是指在四个层级中，覆盖可达到110（66）kV以上电压地区的部门，骨干通信网在整体电力通信网络中，起到调度控制的作用。目前来看，我国社会深度发展，电力系统的运用也更加完善，各个层级电力系统互相协调，相互作用，共同促进我国电力系统的完善和发展，人们生活水平不断提高，用电需求增加，也对电力系统的进一步发展提出更多挑战。目前，我国电缆使用状况良好，电缆使用总长度已经达到59.24万km，覆盖范围较广，覆盖深度强[1]。随着社会进一步发展，城市化规模越来越大，通信系统的发展总体来说是机遇和挑战并存的。现阶段，我国省级、跨区级、县级通信网络的传输率逐渐趋于每秒2.5Gbit和每秒10Gbit，速度加快，信号传输稳定，传输内容损失率低，在经济发展较快的城市，甚至已经出现波分复用技术，这一技术随着我国科技进步和需求增大，将在国内得到更大范围内的使用。但由于我国在通信系统方面起步晚，发展时间短，因此，在承载超大容量数据这一块，我国的骨干通信网络已经呈现出颓态，逐渐暴露一些缺陷和弱点，需要科技工作者进一步加强与完善[2]。
（2）中低压接入网骨干通信网主要指覆盖范围
在110（66）kV以上的地区和用户，与之相对应的，中低压接入网的覆盖范围即为110（66）kV以下的地区和用户，和骨干通信网的作用类似，中低压接入网主要起调度的作用，是一个场站、地区甚至个人的调度场所。一般来说，在进行中低压接入网端口连接时，需要注意以下几点：1）首先，在电力通信网络工作运行时，中低压接入网可以承载配电自动化、中压电力线载波等情况，另一方面，可以承接无线公网的运用，适用范围较广泛，使用场所也更加多元；2）其次，在电力通信网络合理运行的过程中，难免会出现收集用户用电信息等业务工作，为了满足这一需求，在远程通道中，科技工作者经常采用光纤、无线公网等方式进行信息收集；而本地服务则一般采用短距无线的方式进行信息采集。目前，我国在中低压通信网方面投入较大，投入成本较高，耗费了大量资金和人力物力，但是由于中低压通信网络可以覆盖更大范围，更适合社会化需求，因此短期内必须继续采用这一方法。我国在中低压通信网的网络管理方面仍存在漏洞和缺憾，缺少一套行之有效的管理措施，管理体制僵化，急需改革，这些都对电力通信网络的发展起到不利影响，甚至在一定程度上拖慢了我国电网设施的完善和发展。
2应用研究
（1）中低压接入网通信技术应用研究
我国电网系统中，中低压接入系统由于涉及范围广，覆盖面较大，因此，分管的位置相对来说较为分散，给通信技术的管理和应用带来一些阻碍，针对这一情况，我国科技人员计划从以下几个方面入手进行管理：从当前我国的运用现状来看，中低压接入网的通信技术主要包括PON技术、TD-LTE技术以及PLC技术三种，其中，PLC技术是当中最为主要的关键，在各级传输信号网络中都会运用。这种技术以电缆为媒，搭载波长，主要输送数据和语音信号。这种传输方式运用简单，操作无负担，对一些行业来说，采用这一方式进行操作工作，能够提升电网搭载信息的使用效率，完善电力线性道在电网工作中的基本目标和基本要求，提高数据传输能力，增强传输质量，降低传输过程遗漏或数据缺失的可能[3]。
（2）骨干通信网技术应用研究
在我国的通讯网络技术中，需要注意的是骨干通信网络是我国电力通信网络中极为重要的一环，不可或缺，不可忽视。为了进一步加强骨干通信网在我国电力部门的具体运用和实施，笔者根据当前实际情况提出一些方案供参考：骨干组网方案。ONT技术是光转网中一项新的技术，目前正在进入投入使用的过程中，这一技术方案与原有的传输技术相比，具备DWDM和SDH技术的优势，使用过后，整个骨干组网络的操作更加简便，极大提高网络的使用效率，加快实现数据传输无障碍的目标，对于一些大容量数据来说，使用这一技术，已经有效降低数据的损耗程度和损耗率，因此，ONT技术正不断被推行和应用[4]。另一方面，为了提高整个网络的实用性和适配性，在ONT技术实施的基础上，增加PTN+OTN+SDH的模式，满足区域内各行业的实际需要。
在保证大容量数据的传输安全和传输效率的同时，确保简单容量的数据在传输过程中不遗失，提高工作质量和业务水平。例如，在骨干通信网中，有的业务工作对时间延长有要求，因此，使用SDH技术可以在不耽误时间延长的基础上进行工作管理；对于区域内覆盖来说，可以使用PTN这一技术进行优化改革，确保简单的信息容量在传输过程中可以保持高度精准。采用层级分明，规划恰当的管理措施，是解决区域内数据信息不安全的重要手段之一。在这一状态下，骨干通信网内的各级技术得到大幅发展，业务的收敛和汇聚作用都得到有效体现[5]。采用这一方法，能够有效发挥各层级的作用，提高网络的利用率，还可以提升整体网络的灵活性和输送能力，推动骨干通信的科学合理有序发展。
3结束语
我国是发展中国家，人口众多，因此，对于基础设施的需求也就相对于发达国家更大一些，随着现代社会的不断发展，电力成为了人民日常生活中不可或缺的一部分，不得不说，电力始终是一个国家经济发展和社会稳定的重要保证，当前我国进入改革开放新时期，社会各行各业对电力发展抱有充分信心和极大期待，与此同时，我国电力部门也相应面临严肃的挑战。作为我国支柱性能源，电网建设尤其是智能电网的建设在国内的发展更需要提到重要层面，智能电网的有效实施，能够在一定情况下促进经济发展和科学水平的提高。所以，必须进一步加强变电站的通信应用技术和网络技术，进行项目改进和创新，不断提高项目的总体效果和综合实力，严格按照国家法律法规和相关规章制度进行工作，促进电网智能化水平的提高，推动变电站通信网络服务的质量提升，为我国带来更大的经济效益和社会效益。
作者：刘文杰 单位：许继电气电网保护自动化系统公司
1智能变电站的网络通信技术
智能变电站中使用的网络通信技术使用的是以IEC61850标准为核心的基本结构，这种结构可以分为过程层、间隔层和站控曾。这种基本结构的结构图如图1所示。站控层中使用的设备的功能是使用全站的信息对整个变电站的设备进行控制和检测，并和远方的控制中心进行通信。间隔层中使用的设备的功能是采集间隔设备的信号并对这些设备进行控制和跳闸等控制动作，然后将相关的信息发送到站控层的设备并接收来自站控层设备的命令。过程层中使用的设备的功能是实现所有的和一次设备有接口的功能，并把直流的状态信号和交流的采样信号直接转换成数字信号，可以将其看作是一次设备的智能化和数字化的接口。这三层设备是通过网络通信来实现信息共享和数据的交换的，在间隔层和过程层设备中的网络叫做过程层网络，之间的通信内容包括交流的采样信号SV、直流的状态信号GOOSE以及硬对时信号1588。在站控层和间隔层设备之间的网络叫做站控层网络，之间的通信内容包括全站的保护信息和所有需要监控的信息。智能变电站中网络结构和传统的变电站的结构的不同就在智能变电站的继电保护装置是通过点对点的通信模式来实现采样和直接跳闸的，这就保证了继电保护装置的独立，极大的提升了继电保护装置的安全和可靠。在智能变电站中网络结构的各个层次的网络通信协议如表1所示。
1.1SV
由IEC61850标准的规定可知，SV是映射到以太网的数据链路层和物理层的，通过组播的方式进行传送，其传输网络可以分成点对点直接网络和通过交换设备的网络。采样值若通过交换设备进行传输，则装置和合并单元都是链接到网络的交换设备上的，所有的信息是共网传输的，数据的流向是通过组播的地址、VLAN的信息和APPID的信息来确定的。
1.2GOOSE
GOOSE的原理和SV是类似的，都是映射到以太网的数据链路层和物理层的，都是通过组播的方式进行传送的，传送的网络都是分成点对点的直接网络和通过交换设备的网络，但是，GOOSE使用的是一种重发的机制来确保跳闸等相关的重要信息能够可靠的进行传输。在正常的情况下，GOOSE按照一定的时间发送报文来保证通信链路的完好，若是有事件发生，换一种时间间隔连续两帧发送事件报文，然后再换时间间隔发送事件报文，最后或辅导初始状态下的时间间隔。
2智能变电站的数据通信
因为变电站系统之间的通信在新型的智能变电站中占有十分重要的位置，所以，变电站自动化系统的核心就是要建一个安全可靠的数据通信链路，又因为变电站具有一定的特殊性，其数据通信要求具有以下能力：①变电站自动化系统中的数据信息在传输网中要快速准确的传输，要保证其传送的实时性；②变电站是一个电磁干扰很严重的特殊环境，通信中信道本身的通道就较为复杂，在恶劣的通信环境中要拥有一个优秀的兼容性能；③在变电站的系统设计中若是出现失误或者错误，将会对设备甚至是人身造成极大的损害。
2.1智能变电站中常用到的通信接口
智能变电站中常用的通信接口就是RS-485接口，它的优点是多数的智能单元的接口方便，同时它的接口十分的标准规范，RS-485的接口是通过RS-232串口通信发展起来的，它采用差分的方式进行总线式的通信，具有良好的抗干扰能力，其传输的速率和距离都有了明显的提高，又因为总显示的通信方式可以在接口上进行，构建起通信网络来很方便。RS-485总线有两种连接方式可以选择，即半双工和全双工，常用的为半双工的方式，其网络拓扑图如图2所示。
2.2在智能电站中常用的设备通信协议
在智能变电站中使用比较广泛的和智能设备通信接口相匹配的协议有以下几种：①Modbus协议，这种协议时采用的客户端/服务器通信模式的一种基于串行链路的应用层协议，它的结构较为简单，在实际中应用也比较广泛，通常情况下，变电站和断路器设备中都是广泛的使用基于RS-485接口的此种协议；②TCP/IP协议，是由传输层的TCP/UDP协议和网络层的IP协议组成，是目前应用最为广泛的网络基础协议；③TCP/UDP协议，这种协议是完全以网络层为基础的通信协议，其中TCP的特点是向用户提供一种可靠的面向连接的字节流服务，UDP和TCP不同，它是基于传输层的协议，面向的是数据报文。
3实用分析
某智能电网系统的变电站的自动化系统中使用开放式的分层分布式的系统，由过程层、间隔层和站控层组成，站中的二次设备按照标准建模进行统一组网，实现信息共享。同时，变电站配备了通信记录监视系统，能够对整个电站的通信状态和信息进行时间和记录，该通信记录监视系统配备了两台监听装置和一台监视终端，其中一个监视装置负责采样值和GOOSE信息的监听和记录分析，另外一个监听装置负责对网络通信信息和另一个网的采样值以及GOOSE信息的记录，而监视终端通过交换机和两台监听装置相连，显示监听和分析的结果。在上述过程中，操作人员随时可以对系统中信号的变化、异常和传输中的异常状态灯进行监听，能够及时高效的对各种异常进行处理。在通信报文的记录文件到录波文件的转换过程中，同时采用了采样值按采样序号对其和按记录时间对其两种方式，这样，操作人员就可以通过两种方式的结果对比等到更为贴近实际的结果了。
4结束语
智能电网的建设关系到我国经济的发展和社会的进步步伐，而智能变电站在技术和功能上都与传统中的变电站发生了极大的变化，变电站中的运行信息需要以网络通信的方式进行交换和传输才能很好的满足智能化的要求，所以只有做好智能变电站的网络通信和信息处理的技术的研发工作和普及工作才能很好地做好智能电网的建设工作，才能更好地让电网为人民服务。
作者：陈敏 单位：国网湖北省电力公司孝感供电公司
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