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通信协议和电力系统网络-状和未来趋势
S.Mohagheghi, Member, IEEE, J. S to upis , Member, IEEE, and Z. Wang, Member, IEEE
摘要 - 最小化实施时间和手动配置以及简单的可升级性是高效变电站自动化系统的关键要求。 对于大型公用设施，这往往需要实现多个供应商的不同设备之间的互操作性。 自二十世纪九十年代初期以来，人们注意到通信技术进步的速度似乎超越了电力系统对手，这要求变电站自动化系统具有更强的适应性，并且要求更高的独立于基础通信技术。 因此，行业从专有通信协议向开放接入标准的自然转变得到进一步加速，并针对更先进的解决方案，提供可互操作和面向未来的验证环境。 为了能够回应这些问题，IEC 61850被提出作为未来的证明，适应性通信协议，能够在多供应商环境中提供互操作性，并具有高度先进的面向对象建模结构，从传统协议迁移到Modbus，DNP3和IEC 60870-5等事实上的标准已经开始实施，而且未来可能会继续保持稳定。 除了努力为变电站自动化系统提供先进的解决方案之外，还需要将“自动化”优势扩展到下游变电站，馈线层或上游变电站，以及更高层次的网络管理。 本文的目的是概述使用IEC 61850的变电站的通信网络的当前状态，并讨论扩展标准范围和将其功能用于配电系统内其他应用的未来趋势。
索引术语 - 通信网络，分布式系统，通信协议，IEC 61850，TASE.2，DNP3，Modbus，互操作性。
Ⅰ.专业术语
ACSE-应用程序控制服务元素
ACSl-抽象通信服务接口CID-配置的IED描述
CRC-循环冗余校验
GOOSE-通用面向对象的变电站事件GSSE-基站变电站状态事件
HMI-人机界面
ICCP-交互控制中心通信协议
ICD-IED能力描述智能电子设备
MMS-制造信息规范OSI-开放系
POU-协议数据单元
PMU-相量测量单元RBE-按例外报告
SA-变电站自动化
SCD-变电站配置说明SCL-变电站配置语言SSD-系统规范说明
SV-采样值
TASE-远程控制应用服务元素
Ⅱ.介绍
自20世纪70年代末以来，通信协议和标准被引到该行业。这些标准协议很快就被用于电力系统应用，并逐渐取代了其专有的同类产品这些协议主要是为了确保多供应商系统之间的互操作性而设计的，它还简化了数据通信网络的集成和调试，降低了安装成本并允许进行独立的测试和验证，从而实现更高效的设计。 另外，根据这些标准设计的通信系统在未来可以更容易地升级或修改。 这一点尤其重要，因为通信网络领域的进步和创新往往超过了电力系统基础设施的修改频率。 因此，设计的通信网络必须能最少的量调整到新的电力系统自动化设计可能的努力。
典型的电力系统是连接配电系统，传输系统和发电机组的互联网络。 ldea lly，这样的网络的所有部分必须能够相互通信，并共享所有的数据。 然而，实际上，由于所涉及的数据量庞大，可用通信信道的限制以及安全问题，这似乎并不实际。 因此，数据共享和通信系统通常被设计为覆盖子系统而不是整个电网。 在典型的电力系统中，存在几种标准的通信协议，每一种协议都覆盖特定的域和特定的一组数据。 图1说明了典型电力系统中使用的一些通信。
图1.电力系统中使用的典型通信协
另一方面，控制中心管理整个电力系统的稳定性，安全性和可靠性，并且为了实现这一点，除其他外，他们需要从分配方获得重要信息。 另外，这些控制中心彼此之间以及与发电机组和市场参与者（如果适用的话）进行通信。 存在各种可用于实现此目的的通信协议。
本文的目的是概述配电站内外使用的一些最常用的通信协议和标准。 另外，将简要讨论这些协议的未来趋势和可能的扩展。
本文的其余部分安排如下。 本文第三部分简要概述了电力行业中使用的两个传统协议的示例：Modbus和DNP3，其中后者目前是北美配电变电站中使用的主要标准。 本文第四部分介绍了IEC 61850作为下一代通信协议的一般介绍。 通信协议的常用做法超越变电站出现在第五节。在第六节中，讨论了一些未来的趋势和对IEC 61850使用的可能扩展。 最后，本文的VTT部分提供了结论性意见。
Ⅲ.传统协议
- Modbus
Modbus传输协议由Gould Modicon（现为Schneider）开发，用于过程控制系统，自1979年以来一直是业界的串行事实标准。它是位于OSI模型[7]第7层的应用层消息传递协议，用于连接到同一网络的设备之间的客户端/服务器通信。 Modbus消息是查询/响应类型或广播/无响应类型，在任何情况下都只能由客户端启动，换句话说，不支持RBE（Modbus TCP除外）。 每种类型的设备（PLC，HMI，控制面板，驱动器，T / 0设备）都可以使用Modbus来启动远程操作。
一般来说，实现Modbus协议存在不同的传输协议[2]：
异步串行传输：用于串行连接（通过RS-232,422或485，光纤或无线电）。 存在两种不同的传输模式：Modbus RTU，一种紧凑的二进制数据表示形式，速度更快，用于正常操作（十六进制）; 和Modbus ASCII，这是人类可读的，更详细的，并用于测试目的。
基于以太网的TCP / IP
Modbus Plus：也被称为Modbus 或MB ，
目前它是Modicon专有的。
使用网关，这些不同的实现可以共存于单个通信网络[4]（图2）。
图2.局域网上的Modbus实现。
Modbus支持四种主要数据类型：只读1位输入和2字节输入寄存器，可由1/0系统提供，1位离散输出（线圈）和2字节保持寄存器，这些寄存器是可读/写的并且可以被应用程序改变。
Modbus协议定义了一个独立于底层通信层的简单PDU [4]。 典型的Modbus应用数据单元（ADU）如图3所示[2]。 地址字段包含服务器的地址。 功能字段包括要由服务器执行的功能的代码。 这些功能的例子是线圈控制命令，读取线圈的输入状态，注册控制命令，诊断测试和报告以及复位命令。 数据字段中提供了服务器可能需要执行所请求功能的信息，最后2个字节包含CRC位。
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协议数据单元（POU） |
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应用程序数据单元（ADU） |
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1字节 |
1字节 变量 |
2字节 |
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地址 领域 |
功能场 |
数据字段 |
En或检查 领域 |
图3.典型的Modbus ADU。
对于异步Modbus和Modbus 图2中的ADU，
2直接映射到物理层，而在Modbus / TCP中，它首先通过传输层和网络层（图4）[3]。
图4.将Modbus映射到OST模型。
- DNP3
DNP3是定义客户站，RTU和其他IED之间通信的电信标准。 它是由GE根据IEC 60870-5的早期部分开发的。 他们于1993年将其公布于众，并将所有权交给了新组建的DNP用户组。 它最初设计用于SCADA应用，即获取信息并在物理上分离的计算机设备之间发送控制命令，然而，今天Dl \ 1P3广泛应用于北美，南美的电力，水利基础设施，石油和天然气，安全和其他行业美国，南非，亚洲和澳大利亚（参见IEC 60870-5-101 / 104 [5]，主要限于欧洲的电气行业，或多或少具有与DNP3相同的功能）。
DNP3的目的是以可靠的方式传输相对较小的数据包，并且所涉及的消息以确定性的顺序到达。 图5描述了DNP3中的整个消息传递序列[2]。 应用数据
例如对于命令，可以是任何大小，甚至为零。 这被分解成多个应用PDU（APDU）或片段，其大小限制为2048字节。 将更长的消息分解成多个数据包有助于优化错误控制。 APDU进一步分解为多个传输PDU（TPDU），其大小限制为250字节以适合数据链路帧。 链路层报头和CRC字节被添加到TPDU，并且生成的链路PDU（LPDU或帧）被传递到物理层，该物理层发送8位数据加上附加位以指示每个序列的开始/停止。
图5. DNP3消息的结构。
原始的物理层由用于短距离点对点通信的RS232，用于工业环境的RS232的双向扩展RS485或用于多点通信的RS485组成。 但是，今天的操作环境已经发生变化，因此组织可以在更大的地理区域进行操作。 这促使DNP3定义了一种方法，包括使用互联网协议套件来传输和网络层以及以太网物理层。 在网络环境中携带DNP3的想法涉及将来自DNP3数据链路层的数据帧封装在因特网协议套件的传输层帧内。
如图6 [2]所示，DNP3的伪传输层和数据链路层保留在堆栈中，并在由TCP / UDP，IP和以太网LAN提供的传输/网络/数据链路层上运行。 这是因为这些是一起操作所需的DNP3层的基本要素，例如数据链路帧中的寻址和错误检测。 在这样的环境中，TCP强烈推荐用于局域网，并且对于广域网是必需的。另一方面，UDP可用于高度可靠的局域网或广播消息[2]。
除了传统的客户端/服务器通信模式外，DNP3还支持点对点，多服务器，多主控和分层模式通信（使用数据集中器）[6]。 它还提供轮询和RBE模式的操作。
图6. DNP3以太网
- 基于IEC 61850标准的通信
IEC 61850是IEC推荐的标准变电站自动化系统设计[8]。 它将变电站间通信分为三个层次：包括1/0设备，智能传感器和执行器，包括保护和控制IED在内的间隔/单元层次以及变电站层面的过程层次，包括变电站计算机，操作员台和接口在变电站外面。 标准中涵盖了这些级别之内和之间的所有通信（图7）。 尽管在目前的格式中，该标准并未涵盖机架和远程保护之间的保护数据交换，也没有控制变电站和远程控制中心之间的数据交换。
图7.基于IEC 61850的变电站自动化拓扑。
A.面向对象的模型
在IEC 61850环境中，保护和控制功能被分解为更小的所谓的逻辑节点（LN）。 这些虚拟单元实际上是在标准的面向对象上下文中定义的对象，并且提出了该标准相对于传统协议的最重要优势之一。 IEC 61850中定义了总共92个逻辑节点，它们对应于各种保护，保护相关，控制，计量和监控功能以及变压器和断路器等物理组件。 图8显示了一个例子，其中多个逻辑节点互相交互以执行三个功能：通用自动功能，断路器控制功能和电压控制功能[8]。
图8.基因，ic自动功能，断路器控制功能和电压控制功能的逻辑节点示例（JHMI：人机界面，CALH：警报处理程序，CJLO：联锁GAPC：通用自动过程控制，GG10 ：通用输入和输出，CSWI：断路器控制器，XCBR：断路器，XSWI：隔离器，ATCC：自动分接开关控制器，YLTC：分接开关）
每个LN可以有几个或多达30个数据对象，每个数据对象都属于公共数据类（CDC）。 每个数据对象又具有几个或多于20个数据属性。 LN可以在为变电站自动化定义的三个级别中的任何级别上。 应该注意的是，每个物理设备（如IED）都可以承载多个逻辑节点，具体取决于其功能。 这些LN被分组为逻辑设备（LD），这些设备在物理设备的上下文中定义，每个物理设备至少包含一个逻辑设备[8]（图9）。
图9.IEC 61850中的数据结构
IEC 61850定义了充当LN的数据对象的大量服务。 这些服务不仅覆盖了传统的控制/读/写命令，还包括了用于分组数据对象，报告和记录以及传输快速消息的新的和扩展的服务，即GOOSE和GSSE [8]（图8）。 10）。
图10. LN，LO和通信服务。
- 通信参议员
通信服务和数据模型在该标准的61850-7-2部分中定义。 抽象通信服务接口（ACSI）指定用于访问域特定对象模型元素的模型和服务。 ACSI是一个独立于网络的接口，用于定义服务模型的语义及其属性，并描述这些服务提供的内容。 为了使SA系统与通信技术的快速发展相兼容，ACSI的抽象特性是必要的。 换句话说，SA特定数据模型需要与通信技术分开。
消息的语法和编码在特定通信服务映射（SCSM）中定义。 例如，IEC 61850-8-1是用于将服务映射到MMS的SCSM。 图11说明
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