【文章內容簡介】 3。物理裝置PD1F1通訊處理器物理裝置PD2通訊處理器F2傳輸時間圖43總傳輸時間定義(l)發(fā)送節(jié)點的延時由兩部分組成:一是發(fā)送節(jié)點PD1的發(fā)送功能F1進行數(shù)據(jù)處理和協(xié)議封裝，并將報文從PD1的應用數(shù)據(jù)緩沖區(qū)拷貝到以太網(wǎng)通訊處理器的發(fā)送緩沖區(qū)的時延；另一部分是報文在發(fā)送緩沖區(qū)暫存引起的排隊等待時延。(2)網(wǎng)絡傳輸時延幾:發(fā)送節(jié)點PDI在通信鏈路上開始發(fā)送報文時刻至該報文到達接收節(jié)點PD2的時延，由等待時間、路由器和其它網(wǎng)絡設備所耗費的時間等組成。假設一個報文從發(fā)送節(jié)點PD1到接收節(jié)點PD2，經(jīng)過m個網(wǎng)絡中間節(jié)點和n條通信鏈路，則有:+ ()其中，表示發(fā)送時延，是指發(fā)送節(jié)點在通信鏈路上從發(fā)送報文的第1個比特開始至發(fā)送完最后一個比特所需的時間，取決于報文的長度和數(shù)據(jù)的傳輸速率；表示交換時延，是指網(wǎng)絡中間節(jié)點(如交換機和路由器)接收到報文時刻至開始發(fā)送該報文的時延；表示傳輸時延，是指發(fā)送節(jié)點在通信鏈路上發(fā)送第1個比特時刻至該比特到達接收節(jié)點時刻的時延。(3)接收節(jié)點的時延由兩部分組成:一是報文在接收節(jié)點PD2的以太網(wǎng)通信處理器的接收緩沖暫存引起的時延；另一部分是接收節(jié)點PD2對報文進行協(xié)議拆封、去除報頭、數(shù)據(jù)重新拼裝、通知目的任務報文到達和應用數(shù)據(jù)拷貝的時延。由此，報文的總傳輸時延t可以表示為: ()根據(jù)式 ()和()可得時延t的公式為: （)式中，如果報文長度為定值，則由其含義可知為確定值。由網(wǎng)絡傳輸時延定義可知，與通信鏈路帶寬成反比，與報文長度成正比，設表示帶寬(單位為bit/s),L為報文長度（單位為bit），則=L/B。設為傳輸鏈路j的傳輸距離（單位為m），v為數(shù)據(jù)傳輸速度（單位為m/s），則傳輸時延可表示為。設, ，由上述分析可知：針對特定的報文而言是確定值。為交換時延，取決于網(wǎng)絡中間節(jié)點(交換機)的工作模式以及網(wǎng)絡負載。交換機的工作模式主要有直通模式和存儲轉發(fā)模式。直通模式報文處理時延較小，但是可靠性差。存儲轉發(fā)模式處理延時較直通模式大，但報文傳輸比較可靠。目前，變電站通信網(wǎng)絡中多采用存儲轉發(fā)模式的交換機，為了避免報文的碰撞，交換機通常工作在全雙工方式下。由于報文傳輸?shù)耐话l(fā)性，存在多個源節(jié)點幾乎同時向同一個目標節(jié)點發(fā)送報文或一個源節(jié)點在短時間內同時提交多種報文至多個目標節(jié)點的情況。當網(wǎng)絡輕載時，可以忽略。但在網(wǎng)絡重載時，報文將存儲在交換機的緩沖區(qū)中，由于緩沖區(qū)的報文需要等待其他報文發(fā)送，會使報文傳輸存在較大的隨機時延。當報文到達率大于交換機目標端口的處理和轉發(fā)速率時，會出現(xiàn)緩沖區(qū)溢出而導致報文丟失，這相當于為無窮大。由此可知，網(wǎng)絡負載不同，通過同一連接傳輸?shù)膱笪牡臅r延各不相同，因此是不確定的。對于發(fā)送節(jié)點，由于多個功能需要按照串行次序通過通訊控制器的同一物理通信接口向網(wǎng)絡發(fā)送報文，可能發(fā)生報文沖突，使得報文隊列排隊等待MAC層處理，從而導致報文傳輸時延是不確定。由此可以得出式()中的:是不確定的。當2個不同網(wǎng)絡節(jié)點發(fā)送的實時報文交織在一起，并同時到達網(wǎng)絡通信控制器的串行接口時，會產(chǎn)生時間重疊，其中的一個報文必須延遲一段重疊時間，從而導致在傳輸過程中產(chǎn)生隨機時延。由此可以得出式()中的，是不確定的。主要是對到達接收節(jié)點通信控制器緩沖區(qū)的報文拆解協(xié)議封裝、整理和提取應用數(shù)據(jù)，并提交給接收節(jié)點的應用任務進行處理的時間。由于通信處理要和其它任務共享CPU資源，任務之間存在競爭和協(xié)調，使得處理時延成為不確定，即是不確定的。設，則式()可表示為: （）其中，為傳輸總時延中可確定的部分，為引起不確定時延的因素?？梢钥闯鲆饒笪膫鬏敃r延不確定性的主要因素包括報文在通信裝置中發(fā)送/接收時的排隊時延、在交換機中的交換時延以及在目的節(jié)點通信裝置中的處理時延組成。由此可見節(jié)點數(shù)目越多、報文長度越大報文的時延越大，通信速率越高時延越小，同時時延大小也和通信裝置的處理能力息息相關。變壓器間隔內過程層通信網(wǎng)絡連接了保護IED、測控IED、合并單元、智能斷路器和無功控制命令執(zhí)行IED。由于變壓器采用了差動保護，所以在變壓器的高壓側和低壓側都要設置合并單元和智能斷路器。同樣采用 100Mbps 光纖鏈路的星形拓撲結構的交換式以太網(wǎng)組網(wǎng)，交換機、保護和測控IED放置于變電站控制室內，其它設備安排在一次設備現(xiàn)場。變壓器間隔內過程層仿真網(wǎng)絡結構見圖 44。圖44變壓器間隔過程層網(wǎng)絡結構仿真時間仍設為10s，在3s時高壓側和低壓側的合并單元同時向保護IED和測控IED發(fā)送SAV報文，持續(xù)到仿真結束。兩個IED接收SAV報文的端到端時延見圖 45和圖 46。由于變壓器間隔內保護IED和測控IED需要接收高、低壓側兩個合并單元傳輸?shù)腟AV報文，所以使得SAV報文的傳輸時延與線路間隔內SAV報文傳輸時延相比有所增加，只有在SAV報文開始發(fā)送時傳輸時延稍有抖動，最大值為 ，仍然滿足標準提出的傳輸時間。圖45變壓器間隔保護IED接收圖46變壓器間隔測控IED接收SAV報文端到端時延同樣使用設置鏈路背景利用率的方法來仿真驗證變壓器間隔內過程層以太網(wǎng)在大量文件傳輸時的網(wǎng)絡性能。在仿真進行到4s時，測控IED向高壓側智能斷路器傳輸新的配置文件，占用網(wǎng)絡流量為80Mbps，持續(xù)到仿真結束。通過圖47可知在高鏈路背景利用率的情況下，信息的實時性可以保證，但是與低壓側智能斷路器接收到的第一個GOOSE報文的時延相比（與正常情況時相同仍為 ）相差較大，跳閘的同步性與正常情況時相比稍顯遜色。圖47變壓器間隔高鏈路利用率下高壓側智能斷路器接收GOOSE 報文端到端時延無功控制命令執(zhí)行IED在4s時向測控IED發(fā)送自檢報告，文件傳輸占用了50Mbps的網(wǎng)絡容量。這使得從交換機到測控IED的鏈路上具有了50%的負載，對測量用SAV報文的傳輸產(chǎn)生了影響，這時SAV報文的時延如圖48所示。在自檢信息傳輸后SAV報文的時延開始增加，而且分布不均勻，但是其時延最大值僅為 ，有99%的SAV 報文時延都在[，]區(qū)間內，也沒有發(fā)生報文丟失的現(xiàn)象，所以在上述條件下 SAV 報文傳輸?shù)膶崟r性還是可以保證的。圖 48 變壓器間隔高鏈路利用率下測控 IED 接收SAV 報文端到端時延與線路間隔內IED只對本變電站側線路進行保護、控制不同，變壓器的高壓側和低壓側都是變壓器間隔內IED保護、控制的對象，這使得變壓器間隔內過程層網(wǎng)絡與線路間隔內過程層網(wǎng)絡相比節(jié)點增多、網(wǎng)絡流量增加，所以變壓器間隔內的SAV報文和GOOSE報文的傳輸時延有所增長，尤其是網(wǎng)絡中有大量配置文件傳輸時，對兩種實時性報文的傳輸時延影響更大。但是大量仿真結果表明基于交換式以太網(wǎng)的變壓器間隔內過程層網(wǎng)絡的性能仍可以充分保證IEC61850 標準對報文傳輸時間的要求。由于變電站層通信網(wǎng)絡和各間隔內過程層通信網(wǎng)絡使用統(tǒng)一網(wǎng)絡底層技術——以太網(wǎng)，所以使整個變電站自動化系統(tǒng)IED使用統(tǒng)一以太網(wǎng)進行數(shù)據(jù)的交換十分方便，又由于全站的IED使用標準中的邏輯節(jié)點進行統(tǒng)一的建模，使得各IED具有了互操作性，實現(xiàn)了無縫通信。所研究的仿真對象變電站內共有十個間隔，包括2個進線線路間隔、6個出線線路間隔和2個變壓器間隔；位于變電站層的設備有：兩臺站內監(jiān)控記錄IED和一臺遠方通信IED。變電站層IED通過變電站層交換機與過程層網(wǎng)絡內的交換機相連，形成統(tǒng)一變電站通信網(wǎng)絡。網(wǎng)絡鏈路繼續(xù)選用 100BaseFX 技術規(guī)范支持的光纖鏈路，保持與過程層網(wǎng)絡技術的一致性。仿真時間仍設為10s，在3s時各個間隔內的測控IED開始向變電站層IED發(fā)送周期性數(shù)據(jù)，各變電站層IED接收報文的時延如圖4410所示。兩臺變電站層監(jiān)控記錄IED接收報文的時延分別為： ms ms，由于這些周期性信息傳輸過程中通過兩次交換機的交換處理工作，加之本身報文長度大于過程層網(wǎng)絡中的SAV報文，使得其傳輸時延有所增加，但是信息傳輸?shù)膶崟r性仍可以充分保證。圖49變電站層監(jiān)控記錄 IED1 接收周期性信息端到端時延圖410變電站層監(jiān)控記錄 IED2 接收周期性信息端到端時延變電站層IED向過程層設備發(fā)送的控制命令報文具有傳輸路徑長、中間交換環(huán)節(jié)多等特點，其傳輸?shù)膶崟r性成為了仿真驗證的重點。在仿真時間進行到5s 時變電站層監(jiān)控記錄IED 1向進線間隔1內的智能斷路器發(fā)出跳閘命令信號，智能斷路器接收到跳閘報文并動作后，便向變電站層監(jiān)控設備發(fā)出變位信息，使智能斷路器的最新狀態(tài)得到及時的反映，這兩種信息均采用GOOSE報文傳輸。如圖41412所示，與間隔內過程層通信網(wǎng)絡傳輸?shù)腉OOSE報文時延相比略有增加；為等待斷路器動作完成，所產(chǎn)生的電弧徹底熄滅，設智能斷路器在接收到跳閘報文20ms后才將變位信息發(fā)出，由于變電站層IED同時在接收各間隔內測控IED發(fā)送的周期性數(shù)據(jù)，造成變位信息報文的時延大于變電站層IED向間隔內智能斷路器發(fā)送的跳閘報文的時延，但變位信息報文的實時性仍能得到充分的保證，使得變電站運行狀態(tài)得到及時的反映。圖 411 進線間隔1智能斷路接收跳閘報文端到端時延圖412變電站層IED接收進線間隔智能斷路器變位信息報文端到端時延為了驗證變電站層IED向變壓器間隔內高、低壓側智能斷路同時發(fā)送跳閘報文的實時性，設仿真進行到6s時遠方通信IED接到控制中心的命令要求主變壓器1停運，隨即向變壓器間隔1內的高、低壓側智能斷路器發(fā)出跳閘命令，待動作完成后返回斷路器變位信息。同時在5s時，監(jiān)控記錄IED2向變壓器間隔1 內的高、低壓側智能斷路器同時發(fā)送配置文件，文件傳輸占用的網(wǎng)絡流量為40Mbps。在這種情況下，變壓器間隔1中高、（如圖 41414 所示），（見圖 415），由此可見，在IEC 61850標準中提出的對實時信息傳輸時間的要求可以充分滿足。 圖413變壓器間隔1高壓側智能斷路器接收跳閘報文端到端時延圖414變壓器間隔1低壓側智能斷路器接收跳閘報文端到端時延圖415變電站層IED接收變壓器間隔智能斷路器變位信息端到端時延圖724為間隔間傳輸GOOSE報文的時延。在仿真時間為5s時，變壓器間隔 1內的測控IED向出線間隔1內的智能斷路器發(fā)GOOSE報文，設置其傳輸鏈路具有80Mpbs 的網(wǎng)絡負載。圖416出線間隔1智能斷路器接收GOOSE報文端到端時延全變電站自動化系統(tǒng)IED使用統(tǒng)一以太網(wǎng)進行通信的關鍵問題在于當變電站層IED同時接收多個間隔發(fā)送的信息時，報文傳輸?shù)膶崟r性問題。通過仿真結果表明，各間隔發(fā)出的周期性信息的實時性可以充分保證，過程層設備傳輸?shù)阶冸娬緦覫ED的信息也能滿足IEC61850標準提出的傳輸時間的要求，而且網(wǎng)絡負載較低，網(wǎng)絡性能良好，為變電站規(guī)模的擴大、設備的增加、信息量的增長提供了發(fā)展的空間。通過在網(wǎng)絡中有大量文件傳輸?shù)那闆r下，對變電站層IED向過程層設備發(fā)送報文和各間隔之間傳輸報文的仿真，證明全站統(tǒng)一以太網(wǎng)通信可以為變電站自動化系統(tǒng)信息交換提供實時性的網(wǎng)絡平臺。 本章小結本章首先探討了網(wǎng)絡性能的研究方法，最后使用網(wǎng)絡仿真軟件分別對典型220kV變電站線路間隔和變壓器間隔內過程層網(wǎng)絡進行了實時性的驗證，進而對全變電站自動化系統(tǒng)統(tǒng)一通信網(wǎng)絡開展了仿真研究。大量仿真結果表明，利用交換式以太網(wǎng)和快速以太網(wǎng)技術組建的網(wǎng)絡平臺確保了變電站自動化系統(tǒng)通信的實時性，而且隨著以太網(wǎng)技術的進步、網(wǎng)絡速度的不斷提高，可以為變電站通信網(wǎng)絡提供更大的發(fā)展空間，滿足未來變電站建設的需要。總結與展望變電站自動化技術已經(jīng)進入了網(wǎng)絡化發(fā)展的進程中，在這一時期設備的互操作性和變電站通信網(wǎng)絡的性能成為了研究的重點。IEC61850變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng)系列國際標準的提出為實現(xiàn)互操作性、建立電力系統(tǒng)無縫通信網(wǎng)絡提供了基礎。本文正是在深入研究IEC61850標準的基礎上，對變電站自動化系統(tǒng)通信網(wǎng)絡進行了組建，并對網(wǎng)絡性能進行了仿真研究。主要開展的工作和取得的研究成果簡述如下：(1)對變電站自動化系統(tǒng)通信網(wǎng)絡、自動化設備建模、網(wǎng)絡負載數(shù)據(jù)建模等相關研究進行了總結與綜述，提出了目前工作中存在的不足與問題。(2)分析了變電站自動化系統(tǒng)所采用的多種通信技術，從串行通信總線到現(xiàn)場總線，再到嵌入式以太網(wǎng)，探討了各種通信方式的優(yōu)點與不足。根據(jù)IEC61850標準中規(guī)范的三層變電站結構，研究了從變電站層網(wǎng)絡化到過程層網(wǎng)絡化，到最終實現(xiàn)全變電站統(tǒng)一通信網(wǎng)絡的變電站網(wǎng)絡化發(fā)展歷程，分析了各階段變電站自動化系統(tǒng)通信網(wǎng)絡的體系結構。(3)對IEC61850 標準的基本內容和組成部分進行了介紹，詳細分析了IEC61850功能分層、面向對象統(tǒng)一建模、抽象通信服務接口和特定通信服務映射等特點與優(yōu)點。研究了IEC61850標準與其它電力系統(tǒng)通信規(guī)約的關系，提出了以IEC61850為基礎的電力系統(tǒng)無縫通信體系結構。(4)對傳統(tǒng)以太網(wǎng)的不確定性進行了分析，由于CSMA/CD協(xié)議的碰撞沖突解決機制成為了以太網(wǎng)進入實時性控制系統(tǒng)通信領域的最大障礙。在對全雙工技術、交換技術進行研究的基礎上，探討了交換式以太網(wǎng)傳輸時間確定性的問題，而且通過優(yōu)先級機制可以進一步確保重要信息的實時性，加上工業(yè)以太網(wǎng)的高實時性、高可靠性、高安全性的保證，使得以太網(wǎng)技術走向變電站自動化系統(tǒng)通信成為了可能。(5)使用IEC61850標準中提出的面向對象統(tǒng)一建模技術，以一典型220kV變電站為例，將變電站自動化系統(tǒng)所完成的各種功能分解成為標準中定義的邏輯節(jié)點，通過邏輯節(jié)點的重新分配、組合，形成過程層、間隔層和變電站層的各IED。這些IED的建模方法和建模過程符合標準中的規(guī)范，從而保證了各IED具有互操作性。(6)通過對各IED之間交換數(shù)據(jù)的分析，將變電站自動化系統(tǒng)通信網(wǎng)絡中的負載進行了分類，具體分析了各類型負載的特點，在此基礎上具有針對性的為各類網(wǎng)絡負載建立了相應的傳輸模型，制定了相應的傳輸機制。