智能变电站过程层交换机信息流

在智能站信息流中，对于智能站点对点与组网传输方式：

前者通过光纤直连，将保护电压电流、跳合闸命令或是一次设备状态等信息传递至相应的智能设备。而后者则通过过程层交换机，将信息通过GOOSE/SV网络传递。

本文将结合典型220kV智能站过程层交换机的配置，详细阐述过程层交换机作为信息交互的枢纽，是如何将组网信息传递至各个智能设备的。

一、过程层交换机典型配置

限于篇幅，只探讨典型220kV智能站过程层交换机配置。

在220kV母差保护信息流、主变保护信息流等推送中提到过，位于母差保护屏上的过程层中心交换机是各个过程层网络的核心，负责联通各间隔的设备。

而各个间隔的交换机可以看成是中心交换机的网口拓展，设置的目的是实现更多过程层设备信息的交互。因此，针对220kV智能站过程层A、B、C、D网，过程层交换机也就相应地有4套配置。

过程层A、B网主要针对220kV设备，主要配有：220kV母差保护过程层A(B)网中心交换机、线路间隔过程层A(B)网交换机、主变220kV 及本体过程层A(B)网交换机。

过程层C、D网主要针对110kV及35kV设备，主要配有：110kV 母差保护过程层C(D)网中心交换机、线路间隔过程层C网交换机、主变110kV、35kV过程层C(D)网交换机。

下面分别针对过程层A、B、C、D网，讨论过程层交换机在信息流中所处的位置。

二、过程层A网

一般而言，过程层A网包括的设备有：保护、合并单元、智能终端、测控装置以及其他辅助设备共5大类。

保护：220kV线路(主变、母分)间隔的第一套保护；220kV第一套母差保护；

合并单元：220kV线路(主变高压侧及本体)、母分间隔的第一套合并单元；220kV母线压变第一套合并单元；

智能终端：220kV线路(主变高压侧)、母分间隔的第一套智能终端；主变本体智能终端；220kV正母(副母)智能终端

测控装置：220kV电压等级所有测控装置(包括母线、主变本体测控)；

辅助设备：网络分析仪；220kV线路故障录波器；主变故障录波器；

图1 220kV过程层A网设备联系图

注：限于篇幅，各间隔仅画到间隔交换机一级，具体设备未画出。

如图1所示，各线路(主变)间隔测控装置、第一套保护、合并单元、智能终端分别通过间隔交换机与中心交换机相连；而220kV第一套母线压变合并单元、正副母智能终端、测控以及辅助设备则直接连于中心交换机上。

此处需要指出的是：

1)220kV第一套母线压变合并单元连于A网，向各个间隔测控装置提供测量电压；并从A网中心交换机上获取220kV母联开关的位置，作为电压能否并列的判别条件。

2)220kV正、副母智能终端、测控装置连于A网，目的是实现后台对正、副母间隔闸刀、地刀的正确遥控，同时实现正、副母测量电压的采集。

三、过程层B网

数字化变电站过程层网络通信流量计算

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

500KV变电站电气接线讲解

500KV 变电站电气主接线及倒闸操作管理 1、概念 1.1变电站电气主接线，是指由变压器、开关（一般指断路器QF ）、刀闸（一般指隔离开关QS ）、互感器（CT 、CT ）、母线、避雷器（F 、老的用B ）等电气设备按一定的顺序连接，用来汇集和分配电能的电路，也称为一次设备主接线图。 1.2把这种全部由一次设备组成的电路绘制在图纸上，就是我们的电气主接线图。在电气主接线图中，所有的电气设备均用国家和电力行业规定的文字和符号表示，并且按它们的“正常状态”画出。所谓“正常状态”，就是电气设备处在所有电路无电压及无任何外力作用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。 1.3需要注意的是，电气设备的和是两个不同的概念，正常状态有两层含义：一是作为电气主接线图来讲所包含的上面讲到的一层含义，也就是电气设备处在所有电路无电压及无任何外力作用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。另外一层含义，是指设备的各项功能正常，在额定的电压、电流作用下能长期运行的一种状态。而正常运行方式是指在本站设备或系统正常运行情况下，管辖调度所规定的经常采用的一种运行方式。只要本站设备正常，就必须按照有关调度规定的方式运行，除有管辖权的调度以外的其他人员是无权改变设备的运行方式的。与正常运行方式相对应的是非正常运行方式，这是指因设备故障、停电检修、本站或系统事故处理而暂时改变设备的正常运行方式。 2、对电气主接线的要求 500KV 变电站在电网中的地位非常重要，尤其是随着三峡工程的建设，全国“西电东送，南北互供”大电网的逐步建成，它的安全可靠运行直接影响到大电网的安全稳定运行。因此对500KV 变电站一次设备主接线的要求较高。

接入层交换机

通常将网络中直接面向用户连接或访问网络的部分称为接入层，将位于接入层和核心层之间的部分称为分布层或汇聚层。接入交换机一般用于直接连接电脑，汇聚交换机一般用于楼宇间。汇聚相当于一个局部或重要的中转站，核心相当于一个出口或总汇总。原来定义的汇聚层的目的是为了减少核心的负担,将本地数据交换机流量在本地的汇聚交换机上交换,减少核心层的工作负担,使核心层只处理到本地区域外的数据交换。 1.接入层接入层目的是允许终端用户连接到网络，因此接入层交换机具有低成本和高端口密度特性。接入交换机是最常见的交换机，它直接与外网联系，使用最广泛，尤其是在一般办公室、小型机房和业务受理较为集中的业务部门、多媒体制作中心、网站管理中心等部门。在传输速度上，现代接入交换机大都提供多个具有10M/100M/1000M自适应能力的端口。 2.汇聚层汇聚层交换层是多台接入层交换机的汇聚点，它必须能够处理来自接入层设备的所有通信量，并提供到核心层的上行链路，因此汇聚层交换机与接入层交换机比较，需要更高的性能，更少的接口和更高的交换速率。 3.核心层而将网络主干部分称为核心层，核心层的主要目的在于通过高速转发通信，提供优化，可靠的骨干传输结构，因此核心层 input与output的数据流向与边界设备刚好相反接入层交换机端口的input 指服务器向交换机端口发送的数据，即是服务器发送出去的数据接入层交换机端口的output 指交换机端口向服务器传输的数据，即是服务器收到的数据接入层：网络中直接面向用户连接或访问网络的部分称为接入层，接入层目的是允许终端用户连接到网络，因此接入层交换机具有低成本和高端口密度特性。边界设备：边界设备是一个在不同类型网络间（如Ethernet和ATM）传送数据的物理设备。边界设备不负责收集网络路由信息，它只是使用在网络层获得的路由信息。边界路由器就是一种边界设备。 2.汇聚层交换机 CISCO有自己的3层层次模型1，接入层2，汇聚层3，核心层汇聚层，是多台接入层交换机的汇聚点，它必须能够处理来自接入层设备的所有通信量，并提供到核心层的上行链路，因此汇聚层交换机与接入层交换机比较，需要更高的性能，更少的接口和更高的交换速率。这一层的功能主要是实现一下一些策略： 1、路由（即文件在网络中传输的最佳路径）； 2、访问表，包过滤和排序，网络安全如防火墙等； 3、重新分配路由协议，包括静态路由； 4、在vlan之间进行路由，以及其他工作组所支持的功能； 5、定义组播域和广播域。这一层主要是实现策略的地方。汇聚层1000Base-T交换机同时存在机箱式和固定端口式两种设计，可以提供多个1000Base-T端口，一般也可以提供

过程层网络流量计算

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*2 110kV线路保护*3，110kV线路合并单元*3 110kV分段保护*1，110kV备自投*1 110kV分段合并单元*1，110kV智能控制装置*6， 110kV母差保护*1 24 10KV1M网络1 主变压器低压侧保护*4，主变压器低压智能终端*1 10kV站用变压器四合一装置*1 10kV电容器四合一装置*1 10kV TV开关柜装置*1 10kV 备自投装置*1 10kV 分段四合一装置*1 10kV 母差保护1*1 11 10KV1M网络2 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护1*1 5 10KV1M网络3 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护1*1 5 10KV1M网络4 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护1*1 5 10KV2M网络1 主变压器低压侧保护*4，主变压器低压智能终端*1 10kV站用变压器四合一装置*1 10kV电容器四合一装置*1 10kV TV开关柜装置*1 10kV 备自投装置*1 10kV 分段四合一装置*1 10kV 母差保护2*1 11 10KV2M网络2 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护2*1 5 10KV2M网络3 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护2*1 5 10KV2M网络4 10kV 线路四合一装置*4 10kV 母差保护2*1 5 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）

(完整版)《智能变电站运行管理规范》(最新版).doc

《智能变电站运行管理规范》（最新版）为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设

备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2引用标准 Q/GDW 383-2010 《智能变电站技术导则》 Q/GDW 393-2010 《 110（ 66） kV ～ 220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《 330kV ～ 750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010 《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010 《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010 《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010 《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010 《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010 《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010 《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010 《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010 《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《 110（ 66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《 220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《 330kV 及以上 330～ 750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》国家电网安监 [2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》国家电网生 [2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》国家电网科 [2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》国家电网安监 [2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》国家电网生 [2006]512 号《变电站运行管理规范》国家电网生 [2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。 3.2 智能电子设备包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。 3.3 智能组件由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对

智能变电站过程层报文详解

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。 5）

110kva变电站电气主接线图分析

把变电站内的电气设备都要算上啊一次设备：主变（中性点隔离开关、间隙保护、消弧线圈成套设备）、断路器（或开关柜、GIS等）、电压互感器（含保险）、电流互感器、避雷器、隔离开关、母线、母排、电缆、电容器组（电容、电抗、放电线圈等等），站用变压器（或接地变），有的变电站还有高频保护装置二次设备：综合自动化、. 、逆变0000.、小电流接地选线、站用电、直流（蓄电池）、逆变、远动通讯等等其他：支持瓷瓶、悬垂、导线、接地排、穿墙套管等等，消防装置、SF6在线监测装置等等好像有点说多了，也可能有少点的，存在差异吧 35KV高压开关柜上一般都设有哪些保护各作用是什么？过电流保护：1.速断电流保护：用于保护本开关以后的母排、电缆的短路故障。 2.定时限电流保护：用于下一电压级别的短路保护。 3.反时限电流保护：作用与2相同，但灵敏度比2高。 4.电压闭锁过电流保护：防止越级跳闸和误跳闸，提高供电可靠性。 5.纵联差动电流保护：专用于变压器内部故障保护。 6.长延时过负荷保护：用于保护专用设备或者电网的过负荷运行，首选发信，其次跳闸。零序电流保护：1.零序电流速断保护：保护线路和线路后侧设备对地短路、严重漏电故障。 2.定时限零序电流保护：保护线路和线路后侧设备的轻微对地短路和小电流漏电，监测绝缘状况。可以选择作用于跳闸或发信。过电压保护：1.雷电过电压保护。 2.操作过电压保护。1、2两种过电压通常都是用避雷器来保护，可防止线路或设备绝缘击穿。

3.设备异常过电压保护：通过电压继电器和综保定值整定来实现跳闸或发信，用于保护设备在异常过压下运行造成的发热损坏。低电压保护：瞬时低电压保护只发信不跳闸，用于避免瞬间短路或大负荷启动造成的正常设备误跳闸。俗称躲晃电。非电量保护：1.重瓦斯保护：用于变压器内部强短路或拉弧放电的严重故障保护。选择跳闸。 2.轻瓦斯保护：用于变压器轻微故障的检测，选择发信报警。 3.温度保护：用于检测变压器顶层油温监测，轻超温发信报警，重超温跳闸。以上都是针对一次侧设计的保护。二次侧的保护：1.直流失压保护，用于变电所直流设备故障时防止设备在保护失灵状况下运行。一般设备通常选择发信报警。重要设备选择跳闸。 2.临柜直流消失保护，用于监测相邻高压柜的直流电压状态，选择发信报警。随着技术的发展，继电保护的内容越来越多，供人们在不同情况下选用。目前使用的微机型综合保护器内都设计了各种保护功能，可以通过控制字的设定很方便地选择所需要的保护功能组合。

核心、汇聚、接入交换机教学文案

核心、汇聚、接入交换机

精品文档在计算机网络中核心汇聚接入层交换机和二层三层四层交换机到底分别代表什么意思呢最佳答案接入层交换机是接电脑用的汇聚层是连接交换机和路由器使用核心就是三层交换以上设备了。 2层就是接入层汇聚可以2层或3层。 3层就是核心层 3层可以使用路由功能速度比路由更快但是价格也更高 4层没听说过核心交换机与普通交换机区别最佳答案通常将网络中直接面向用户连接或访问网络的部分称为接入层将位于接入层和核心层之间的部分称为分布层或汇聚层接入层目的是允许终端用户连接到网络因此接入层交换机具有低成本和高端口密度特性汇聚层交换层是多台接入层交换机的汇聚点它必须能够处理来自接入层设备的所有通信量并提供到核心层的上行链路因此汇聚层交换机与接入层交换机比较需要更高的性能更少的接口和更高的交换速率。而将网络主干部分称为核心层核心层的主要目的在于通过高速转发通信提供油画可靠的骨干传输结构因此核心层交换机应拥有更高的可靠性性能和吞吐量。接入交换机核心交换机模快交换机二层交换机它们有啥区别浏览次数403次悬赏分0 解决接入交换机和核心交换机是在网络设计时放在接入层的交换机称为接入交换机而放在核心层的交换机称为核心层而介于这两层之间的可以称为汇聚层。在不同层面上的机器就称呼对应层面的交换机而各层设备的选用就要考虑功能和成本了一般接入汇聚核心三个层面交换机是依次越来越高端的。而模块交换机应该指的是交换板用在高端路由器中在路由器的一个槽位中实现交换机的功能。接着二层交换机是用来和三层交换机来比较的一般来说最大区别是二层交换机不能路由只有MAC表它解析数据帧。而三层交换带有路由功能能解析到数据包。它对数据是转发是一次路由多次转发。。回复: 接入层交换机和汇聚层交换机之间的区别。汇聚层汇聚层主要负责连接接入层接点和核心层中心汇集分收集于网络，如有侵权请联系管理员删除

牵引变电所接线方式

1WL 2WL 1WL 2WL 9QS 10QS 1QS 2QS 1QS 2QS 1QF 2QF 5QS 3QF 6QS 3QS 4QS 3QS 5QS 4QS 7QS 3QF 6QS 8QS T-1 T-2 T-1 T-2 1QF 2QF (a ) (b ) 图2-2 桥式接线 (a) 内桥带外跨条接线；(b ) 外桥接线两回进线（电源引入线）分别经断路器接入两台主变压器，若在两条电源引入线之间用带断路器的横向母线（汇流母线）将它们连接起来，即构成桥式接线。带断路器的横向母线通常称为连接桥。当桥式接线的两回电源引入线接入电力系统的环形电网中时，断路器经常处于闭合状态以便系统功率穿越。根据连接桥的所在的位置不同，桥式接线又分为外桥式接线和内桥式接线。（1）内桥带外跨条接线如图2-2(a)所示，连接桥若设置在靠变压器侧，则构成了内桥式接线。为了提高内桥接线的供电的可靠性和运行的灵活性，一般在进线断路器外侧再设置一条带隔离开关的横向母线（称为外跨条）。内桥带外跨条接线在两条电源进线回路上均有断路器，任一电源线路故障不影响向牵引变电所的供电。主接线正常运行时，如电源1WL 供电，2WL 备用；主变压器T-1运行，T-2备用。此时，除隔离开关9QS 、10QS 、8QS 断开，其他开关均闭合，使系统功率从桥断路器通过，如图2-2(a)中的箭头所指的方向所示。电源1WL 经1QS 、1QF 、3QS 、7QS 将电能传递给T-1，另一回电路冷备用。电源1WL 经1QS 、1QF 、3QS 、5QS 、3QF 、6QF 、4QS 、2QF 、2QS 将电能传递给周边变电所，完成系统功率穿越。内桥带外跨条式主接线在两条电源进线上均设有断路器，如断路器1QF 、2QF 。若电源1WL 故障，需要退出检修时，反映该故障的继电器保护装置动作，断路器1QF 断开，电源1WL 退出运行，同时，电源2WL 测的电源断开点自动闭合，2WL 投入运行。若只是一般的倒换电源1WL ，只需断开1QF ，闭合电源2WL 测的

核心交换机与普通交换机的区别

核心交换机与普通交换机的区别数据中心级交换机以高质量的业务保证和控制识别能力为特征，端到端的流控与背压机制，保证数据传输的稳定可靠，平抑网络浪涌。可靠性、安全性更高，组网方式更简单，业务部署更快捷。 1.数据中心核心交换机介绍核心交换机并不是交换机的一种类型，而是放在核心层（网络主干部分）的交换机叫核心交换机，一般大型企业网络和网吧需要购买核心交换机来实现强大的网络扩展能力，以保护原有的投资，电脑达到一定数量才会要用上核心交换机，而基本在50台以下无需用核心交换机，有个路由器即可，所谓的核心交换机是针对网络架构而言，如果是个几台电脑的小局域网，一个8口的小交换机就可以称之为核心交换机！而在网络行业中核心交换机是指有网管功能，吞吐量强大的2层或者3层交换机，一个超过100台电脑的网络，如果想稳定并高速的运行，核心交换机必不可少。

2.核心交换机与普通交换机的区别 2.1端口的区别普通交换机端口数量一般为24-48个，网口大部分为千兆以太网或者百兆以太网口，主要功能用于接入用户数据或者汇聚一些接入层的交换机数据，这种交换机最多可以配置Vlan简单路由协议和一些简单的SNMP等功能，背板带宽相对较小。核心交换机端口数量较多，通常采用模块化，可以自由搭配光口和千兆以太网口。一般核心交换机都是三层交换机，可设置路由协议/ACL/QoS/负载均衡等各种高级网络协议。最主要的一点是核心交换机的背板带宽远远高于普通交换机，且通常有单独引擎模块，并且为主备用。 2.2用户连接或访问网络的区别通常将网络中直接面向用户连接或访问网络的部分称为接入层，将位于接入层和核心层之间的部分称为分布层或汇聚层，接入层目的是允许终端用户连接到网络，因此接入层交换机具有低成本和高端口密度特性。汇聚层交换机是多台接入层交换机的汇聚点，它必须能够处理来自接入层设备的所有通信量，并提供到核心层的上行链路，因此汇聚层交换机具备更高的性能，更少的接口和更高的交换速率。

智能变电站过程层报文详解

智能变电站过程层报文 1.GOOSE报文 1.1.G OOSE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。图1-4~8以某距离保护A 相跳闸为例演示了保护跳闸信号从动作到返回过程中SendGOOSEMessage 服务的报文时序。） 5）

kV变电站数据网路由器和交换机通用技术规范

卓越水泥110kV变电站工程110kV变电站调度数据网路由器柜技术规范长供勘测设计院 2010年11月

货物需求及供货范围一览表 1 总则 1.1 本技术规范书为国家电网公司110kV变电站调度数据网接入设备中数据网路由器和交换机的技术规范和说明，包括设备的功能、性能、结构、硬件、软件、验收、质量保证措施、技术服务等要求。 1.2 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合本规范书和工业标准的优质产品。 1.3 如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中的技术规范专用部分的“投标人技术偏差表”中加以详细描述。 1.4 本技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.5 本技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.6 投标厂商应至少设计、制造、安装、调试过10套以上类似或高于本招标书技术规范的设备，并在有相当规模或相同电压等级或更恶劣的运行条件下持续运行1年以上的成功经验，并提供业绩清单，用户证明，联系人地址、电话。 1.7 投标人在中标后必须指定每一标段至少一名有经验的业务代表作为该标段工程项目经理，全权负责和协调整个项目的商务与售后服务。指定一名技术负责人和若干名工程师负责技术工作，技术负责人和工程师均须通过设备原厂商的技术认证。工程师的技术资质材料必须提交用户方认可。只有经买

方认可后，方能进行设备的调试工作。

户内变电站一次设备智能化研究

户内变电站一次设备智能化研究发表时间：2017-11-30T08:52:35.857Z 来源：《电力设备》2017年第21期作者：李冬雪1 杨继业1 刘然1 利相霖1 肖模军1 马 [导读] 摘要：本文以实际变电站工程为依托，按照工程实际优化配电装置，结合装配式建筑，采用标准化、模块化设计，形成了功能集成（1. 国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院辽宁沈阳 110015）摘要：本文以实际变电站工程为依托，按照工程实际优化配电装置，结合装配式建筑，采用标准化、模块化设计，形成了功能集成、配置优化的变电站方案。充分借鉴国家电网公司通用设计模块化思路，以“功能集成、配置优化”为设计理念，通过采用智能化的电气设备就地模块化布置，力求节地、节材。 1.引言设备的智能化要求体现在高压设备本体与智能组件的有机结合，采用内置或外置式传感器对设备状态参量进行在线监测。目前，大多数投运变电站只是将各间隔保护测控一体化装置、合并单元、智能终端、状态监测等二次设备下放到现场的智能控制柜中。这种集成方式对一、二次设备进行了初步融合，但从物理结构上来说一、二次设备还是2个层面。未来，智能变电站的一、二次设备要求高度的一体化、智能化集成，二者组成的智能设备不但是具有传输和分配电能的主设备本体，还具有测量、控制、保护、计量等功能。各功能的物理形态以智能组件方式体现，不再强调传统的一、二次设备划分。因此，本课题基于现有一次设备技术现状，重点研究变电站一次设备智能化集成。 2.变电站工程概况依托变电站工程本期双T接在正在建设的66kV前红左右线上，形成66kV前红左右线大东沟分歧线。66kV侧采用线路变压器组接线，10kV侧采用单母线分段接线；本期安装2台40MVA变压器，66kV进线2回，10kV配出线24回，本期10kV侧安装4组3000kvar的无功补偿装置，10kV侧安装2组630kVA消弧线圈。 3.变电站一次设备智能化 3.1 GIS设备的智能化本站66kV采用GIS户内布置，以提高变电站电气设备的可靠性，优化设备检修策略。根据目前的技术现状，建议开关设备的控制及操动系统仍釆用常规方案，但在二次控制系统的设计上可考虑由控制柜内智能单元输出多副硬接点直接控制断路器各相机构及各刀闹机构。 GIS本体与智能控制柜、智能控制柜内装置之间及对外的连接均采用“即插即用”方式，即GIS本体与预制式智能控制柜间连接采用航空插头电缆、柜内装置间采用网线及尾缆，柜至预制舱连接采用预制光缆。采用此种方式后，减少了现场施工人员的工作量。 GIS本体与智能控制柜、智能控制柜内装置之间及对外的连接均采用“即插即用”方式，即GIS本体与预制式智能控制柜间连接采用航空插头电缆、柜内装置间采用网线及尾缆，柜至预制舱连接采用预制光缆。采用此种方式后，减少了现场施工人员的工作量。 3.2 主变压器的智能化本工程变压器智能化的实现是在传统变压器基础上植入传感器，增加智能组件，利用数字化和网络化技术通过变压器状态传感器和指令执行元件，实现变压器状态的可视化、控制的网络化和自动化。智能组件需要与变压器主体进行一体化的统一设计，并承担过程层或间隔层的全部计量、检测、控制和保护等功能。 66kV智能变压器主要包括：变压器本体、传感器、智能组件柜。在线监测传感器采用传感器与变压器本体集成方案，从变压器设计初始阶段就充分考虑自检测的需求，在制造时预置好传感器，规范好传感器的信号接口。这样不仅设备的整体性和美观性得到改进，更会提升自检测的质量，保障设备安全。 3.3 10kV电容器的智能化本期工程采用框架式并联补偿设备，通过断路器分组投切。虽然此种补偿方式并联电容器阻抗固定不能动态的跟踪负荷无功功率的变化，需要人为投切并联补偿设备，但其因缺少投切开关，使设备在系统中能保证连续、稳定运行，在无功负荷随季节变化，成阶跃型改变的地区广受运行人员青睐。智能相控断路器主要由智能控制单元、三相分相操作的永磁真空断路器等组成。通过智能控制单元的精准控制和三相分相断路器的精确执行，实现优选的分合闸相位角控制，从而抑制电容器组投切过程中产生的涌流和操作过电压。 4.结论本专题研究结合具体变电站工程，提出了GIS、变压器、10kV电容器等的智能化集成方案。智能化集成后变电站运行可靠性可得到明显提高，且占地面积和建筑面积也得到了较大减小，为智能变电站的推广实施奠定了基础。

高电压等级智能变电站过程层组网探讨

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b512745949.html, 高电压等级智能变电站过程层组网探讨作者：乔永亮来源：《华中电力》2013年第04期摘要：智能站内网络系统的运行状况对智能变电站的可靠、安全运行影响尤为重要。过程层网络作为智能变电站的基础网络，直接关系到全站数据采集和保护运行的可靠性和实时性。在数字化变电站发展过程中，独立组网到全站共网再到直采直跳模式等网络结构在GOOSE组网应用中各存优缺点，文章针对不同电压等级变电站配置情况，利用网络记录分析对网络数据流量及延时等重要因素进行了详细的对比分析，比较了各组网模式下的适用情况。关键词：智能变电站直采直跳组网模式一引言智能变电站由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，一、二次设备的互联、互通是以集成通信技术为基础的，而要实现集成通信，必须使用通用的标准。以IEC61850标准为基础的通信体系，具有突出的技术特点：使用面向对象建模技术，使用分布、分层体系，使用ACSI、SCSM技术，使用MMS技术，具有互操作性，具有面向未来的开放的体系结构，因此能够实现数字化变电站内智能电气设备间信息共享和互操作。在实际工程应用时，应根据电压等级、网络负载量、网络通信介质、经济性、安全性等因素确定GOOSE 的组网方式[1，2]。二简介常见组网形式 1.“多网融合”模式全站三层设备设置一层网络，单网结构，并按照IEC61850协议进行系统建模及信息传输，通信介质采用光纤。站控层设备、智能组件及主变保护测控装置均接入该层网络。采用MMS、GOOSE、SV和IEEE1588四网合一方式。 MMS、GOOSE、SV和1588全部在一个以太网中传输，简化了网络及交换机配置。保护仍然采用直采直跳方式，即保护所需模拟量、开关量和跳闸信息均通过专用光纤直联，通信规约采用IEC61850-9-2。闭锁信息、母线保护所需数据通过网络方式传输。GOOSE是一种突发式的高实时低带宽流量，在间隔内和最大情况下只有10%负载，与采样值交换机共网运行完全不会影响GOOSE的实时性。交换机技术和VLAN技术的不断发展，使得“四网”合一变得可能。 1）网络延时不稳定，对保护快速动作造成不利影响；

智能变电站中工业以太网交换机要求

智能变电站中工业以太网交换机要求在智能变电站普遍采用合并单元进行过程层数字化采样值数据传输、依靠GOOSE报文传输一次设备状态和控制命令的背景下，工业以太网交换机除承载传统的站级通信服务外，开始逐渐替代传统电缆，成为维系一、二次设备关联的中枢设备。这样对工业以太网交换机的功能、性能和可靠性都提出了非常高的要求。在IEC 61850标准中，IEC 61850-3《变电站通信网络和系统》第3部分：总体要求，提出了针对工业以太网交换机的环境和电磁兼容要求，具体涉及环境及安全要求（温度、湿度、大气压力、机械和振动、污染和腐蚀），电磁兼容要求（振荡波、辐射电磁场骚扰、快速瞬变、浪涌、工频磁场）和供电要求（电压范围、电压容差、电压中断、电压质量）。而对于工业以太网交换机的功能要求，IEC 61850并未对其给出相关的标准，因此，其功能测试通常以国内通信行业标准要求和IEEE相关标准为准。 1 工业以太网交换机的功能要求根据国家电网《智能变电站技术导则》的定义，智能变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化等基本要求，而这些要求则对承载通信网络的工业以太网交换机提出了以下基本需求：①高性能的信息传输，保证高优先级的用户数据优先传送；②网络流量控制；③冗余网络；④网络工况监视和故障诊断；⑤高精度网络对时协议。通过IEC61850-3及IEEE 1613《变电站通信网络装置的环境和测试要求》的MOXA交换机（功能特点见附录1）均具有以下功能满足变

电站自动化系统的需求： (1)支持IEEE802．3x全双工以太网协议。全双工数据传输模式能同时支持两个方向的数据发送和接收，在交换机端口上不会发生信息“碰撞”，因此舍弃了半双工以太网的CSMA／CD机制，从而大大降低了数据传输时延。 (2)根据IEEE 802．1P标准，可通过以太网报文头部增加优先级序号进行QOS服务质量标识，由交换机按照流量分配原则或权重设置进行优先转发。 (3)虚拟局域网(VLAN)技术和多播过滤技术可进行通信区域的划分，有效防止广播风暴并实现安全隔离。VLAN技术分别基于端口、基于MAC地址和基于协议等，主流标准为IEEE802．1q。通用的多播技术分静态和动态2种，静态多播主要基于多播MAC地址表；动态多播主要有GMRP和IGMP snooping 2种协议。 (4)基于交换机的标准网络冗余技术主要是IEEE 802．1D生成树STP协议和IEEE 802．1W快速生成树RSTP协议。IEEE 802．1D协议下生成树的收敛时间约为60 s，而IEEE 802．1W对其进行了改进，收敛时间约为l一10 s(目前正普遍达到100 ms)。 (5)目前较开放的SNMP协议能够支持监控交换机端口、划分VLAN、设置Trunk端口等管理功能。 (6)PTP精确时钟协议(IEEE 1588)使用硬件和软件配合的方式，能达到亚微秒级的时间同步精度。工业以太网交换机需特别支持E2E (End-to-End)和P2P(Peer-to-Peer)透明时钟技术。

智能变电站过程层交换机设计及实现

电力工趕技术 128 2017 年 9 月Electric Power Engineering Technology第 36 卷第 5 期智能变电站过程层交换机设计及实现杨贵\高红亮2,彭安\张喜铭2,李莉\潘磊1 (1.南京南瑞继保电气有限公司，江苏南京211102; 2.中国南方电网电力调度控制中心，广东广州510663) 摘要:从智能变电站过程层网络传输报文的特点出发，对交换机的传输带宽、存储转发延时、强电磁干扰下的零丢包、采样同步、流量控制、配置管理等方面进行需求分析，提出了一种适用于智能变电站过程层网络交换机的整体研制方案，并对交换机的测试情况和试点运行情况进行了分析介绍。关键词：过程层；交换机;延时累加；离线配置；流量控制中图分类号:TM769;TP393 文献标志码:A 文章编号=2096-3203(2017)05-0128-08 〇引言目前，智能变电站中的继电保护普遍采用“直采直跳”方式[1]，即保护装置与合并单元采用点到点的方式，这种方式较为可靠，但接线较复杂且信息不能共享，存在智能电子设备（IE D)光口数量多导致发热量大等问题。智能变电站要求全站信息数字化、通信平台网络化、信息平台共享化。因此，采用网络传输方式实现智能变电站过程层组网是发展的必然趋势[2]。现有智能变电站采用两层网络通信架构，即过程层网络和站控层网络。过程层网络连接间隔层设备和过程层设备，站控层网络连接站控层设备和间隔层设备。继电保护的网络化，即“网采网跳”，可以实现网络信息的共享，简化光纤接线，提高调试效率，节约建设成本[3]。但要实现继电保护的网采网跳，对网络数据传输的实时性、采样同步可靠性、数据传输时延确定性、通信网络的可靠性和网络设备配置管理方便性等方面提出新的要求。因此研制符合智能变电站过程层应用的交换机，适应智能变电站过程层网络的应用需求十分必要。 1智能变电站的网络架构目前，国家电网和南方电网分别进行了智能变电站的网络化三层两网[]、三网合一[5]的试点建设。在三层两网情况下，过程层网络逐步由原来的面向通用对象的变电站事件（G O OSE)、取样值(S V)分廳网[]，向G00SE、S V共网传输方向发展;三网合一实现了 G00SE、S V和制造报文规范收稿曰期：2017-04-29;修回曰期：2017-05-28 基金项目：中国南方电网公司重点科技项目（ZDKJQQ- 00000016)(M M S)报文的共网传输，大大节省了网络设备的投人。但是网络化在推广过程中发现如下问题尚待解决： ⑴未统一建模。由于交换机在IEC 61850规范中未进行建模工作，无法实现对交换机运行状态的有效监管[]。 ()配置工作量大。由于G00SE、S V为组播传输报文，过程层网络为了实现GOOSE、S V报文的传输路径管理，防止网络报文发送到不需要的IE D 设备中，需要进行虚拟局域网（V L A N)、静态组播等配置工作[]，该工作由于缺乏IEC 61850建模和离线配置工具，必须通过手工方式进行逐台配置，配置工作量大且易反复。 ()传输可靠性难以保证。过程层网络的每路 G00SE、S V报文均采用组播的方式进行传输，目前采用V L A N或静态组播的方式进行报文传输管理[9]，该方式无法解决单路G00S E或S V发生风暴时过程层网络整体受到影响的问题。 ⑷采样同步。为了满足继电保护装置采样同步的要求，目前智能变电站采用B码对时或精准时间臓(P T P)对时等方式实现采样同步[10]，但当外部时钟源出现异常而导致假同步等异常现象出现时，无法保证继电保护高可靠性要求[11]。 2智能变电站过程层网络报文分析过程层网络传输S V、G00S E报文类型均为二层组纖文，为了合理规划智能变电站网络需要了解各种报文的特点。当采用网络P T P对时模式时，P T P报文同样采用二层麵报文方式进行传输。2.1 S V报文分析 S V报文为合并单元发送给保护、测控等装置