自动化系统作为智能变电站的核心环节，其功能分布、网络结构、和调度间的信息交换方式对于智能变电站的建设至关重要。为适应智能电网的发展要求，有必要认真思考智能变电站自动化系统的功能分布、网络冗余、信息共享、远程交互等技术，探索新型智能变电站自动化系统体系架构，促进智能变电站技术的进一步发展。

　　1）系统安全可靠需求

　　目前智能变电站保护、测控功能实现环节较多，整体响应时间较长，可靠性和速动性相对于传统保护和测控略有下降，不同功能之间还存在部分横向耦合。另外，通信环节可靠性直接影响着整个变电站自动化系统的稳定和安全运行，需要研究新的双网冗余机制，实现标准化的、无缝网络切换。

　　2）信息全网共享

　　限于远动通信规约传输容量和调度系统数据容量，智能变电站无法远传所有数据。现有主子站信息交互方式已成为提高电网运行监视及控制水平的瓶颈。

　　3）分布式应用支撑

　　目前国内外已开展了一些分布式应用的研究，但由于调度与变电站长期以来一直分立建设，缺少统一设计，使得分布式应用的应用策略、交互接口等不统一，造成智能变电站的现有应用尚未与调度主站相应应用实现广域协同。

　　4）系统维护可视化

　　智能变电站网络虚回路，缺乏直观有效的展示手段，运维人员无法掌握全站的二次虚回路、物理链路和装置间的关联关系。二次回路故障定位也较困难，给紧急处理的快速性和检修的效率带来一定影响。

　　1.新的系统架构

　　1.1架构示意图

　　为实现上述需求，本文探讨了一种新型变电站自动化系统实现方案。该系统可以减少功能实现环节、减少虚端子数量、提升网络冗余性能，提升变电站对各级调控主站的支撑能力。典型的220kV智能变电站自动化系统结构如图1所示，线路间隔的间隔层设备和过程层设备进行了纵向集成整合，系统网络采用并行冗余网络协议（PRP）实现双网，监控功能实现面向服务统一设计。

　　图1220kV新型智能变电站自动化系统架构示意图

　　1.2纵向集成的间隔设备

　　纵向集成的间隔设备是将线路、母联等间隔的过程层合并单元、智能终端功能和间隔层保护、测控功能进行集成，在一套装置中实现采集、保护逻辑或测控计算、出口输出。该装置通过MMS协议和站控层设备进行通信，向变电站其他设备输出采样值报文和GOOSE报文，并接收变电站其他设备的GOOSE控制报文，进行出口控制。如此，可以减少保护、测控功能实现环节，提高就地保护速动性和可靠性。站域保护、备自投、安全稳定控制装置等跨间隔的二次设备，则通过过程层接口，以网络方式接收由间隔纵向集成装置采集的开关量和模拟量，并通过过程层光口，以网络方式将控制输出传输至面向间隔的保护或测控装置中，实现对间隔的跳合闸和控制操作。

　　如图2是一个典型的110kV线路间隔纵向集成装置配置示意图。其集成了本间隔合并单元、智能终端、保护、测控功能，实现保护、测控所需的电气量的采集，实现与保护和测控相关的开关量采集和控制输出，并通过过程层接口与其它装置通讯，实现SV发送和GOOSE信息交互，站控层接口不变。

　　图2110kV线路间隔纵向集成装置示意图

　　220kV及以上的高压线路间隔一般要求保护、测控在不同装置中实现。可以将保护、测控功能进行解耦，分别研制新型多功能保护装置和多功能测控装置。新型保护装置集成保护相关的合并单元和智能终端功能，测控装置集成自动化相关过程层功能。如此可以实现保护、测控功能解耦，便于运维管理。

　　1.3并行冗余的通信网络

　　并行冗余协议（PRP）是ABB公司首先提出，IEC62439-3规定它的实现方式，其使用遵从PRP协议的双连接节点(DANP)执行冗余。PRP的网络冗余，是在链路层实现，可以实现双网的无缝切换，同时易于实现标准化，利于不同厂家设备的互操作。IEC61850第二版核心标准和技术报告都推荐推荐采用PRP实现双网冗余，ABB、西门子等国际知名公司已经进行了多次互操作试验。

　　1.4面向服务的监控功能

　　面向服务的监控功能统一设计了标准化的底层平台，改变以往调度与变电站系统的单一性交互手段，设计了各种交互服务，并采用面向服务的广域服务总线，实现纵向的服务灵活调用和信息互联互通，为调度与变电站系统的各类分布式应用协同提供了支撑，提高调度与变电站的标准化、一体化和互动化水平。在此架构基础上，对目前智能变电站的应用功能进行分析和总结，按照分布式一体化原则来设计和开发面向服务的变电站应用功能，实现调度与变电站之间广域协同的分布式一体化应用。系统架构具有良好的动态可伸缩性，既有能力支撑已有的应用，也可以方便地支撑新的业务功能，适应未来发展的新需求。

　　系统面向调度与变电站之间的信息按需共享和分布式应用信息交互需求，建立了面向调度的变电站各类支撑交互服务，包括状态估计服务、顺序控制服务、智能告警服务、远程画面浏览服务、模型服务、历史数据查询服务、安全认证服务等，支撑调度主站全网状态估计、综合智能告警、远方顺序控制、远程浏览、历史数据查询等应用功能，为调度与变电站的广域应用协同奠定技术基础，支撑调度主站对变电站的全景观测。

　　2关键技术

　　2.1面向间隔的纵向集成装置实现技术

　　纵向集成装置集成了合并单元、智能终端的功能，对装置的硬件、软件提出了更高的要求。需要研究高性能微处理器和可编程逻辑器件，提高数据运算和处理速度。同时需要研究装置内部不同智能模块间高速数据交换技术，基于LVDS的同步传输技术、基于SERDES的串行传输技术和基于标准以太网的交换式传输技术各具特色，可以根据实际需求选择其中一种方案。

　　针对220kV及以上纵向集成装置，需要解决220kV间隔的合并单元、智能终端、保护功能的整合方法，以及如何利用最短最优的信息流路径，充分提高采样和动作响应速度，提高装置可靠性和设备性能。针对110kV及以下纵向集成装置，需要集成具有采集、控制、测量、计量、监测及保护功能，还需研究高精度量测算法的整合方法，以满足计量和监测的数据精度要求。

　　2.2基于PRP协议的网络冗余技术

　　对于装置类设备，需要研究基于PRP协议的网络接口模块，实现DANP节点功能；对于站控层服务器类设备，需要研制支持PRP协议的PCIe接口插卡。

　　在PRP网络中不易实现基于IEEE1588的精确对时。IEC62439-3给出了基于PRP的1588实现原理，对于硬件及软件要求较高。需要研究基于PRP协议的1588对时机理，研究基于FPGA技术的精确对时实现方式。

　　目前国内的智能变电站中220kV及以上电压等级的过程层设备及网络广泛采用双套冗余方式，考虑建设成本不必采用PRP实现网络冗余。在站控层网络实现PRP协议只需改造间隔层设备的网络接口，同时将站控层服务器类设备的网卡改为基于PCIe的PRP插卡，对建设成本影响不大。

　　2.3基于服务的主子站远程交互技术

　　参考目前网省调主站之间的服务总线通信，主子站远程交互可采用基于面向服务架构（SOA）的广域服务总线，设计上需要满足调度主站与变电站之间电力实时监控环境要求，纵向上能够贯通各级调度和变电站系统，横向上能够贯穿变电站三个安全分区，以实现纵向和横向的服务灵活调用和信息互联互通，为各类一体化协同应用服务的研发提供支撑。基于服务的主子站远程交互在变电站侧要建立各种主站需要的基本服务和应用服务，而主站侧不仅要建立各种服务调用，还要建立各种服务管理，负责变电站各种服务的注册、定位以及监控的统一管理。

　　安全性也是主子站远程交互的重要方面，特别是远方操作与运维的安全能否保证已成为支撑变电站无人值班的关键问题。在传统纵向加密认证的基础上，需要进一步研究主子站一体化纵深安全认证策略，建立主子站间数字签名、权限认证等二次安全防护机制，保障主子站远程交互安全。

　　2.4变电站远方全景观测技术

　　变电站远程全景观测技术可分为站端全景数据的统一采集、处理和分析，以及调度主站按需调阅方法和机制两方面。站端全景数据的统一采集、处理和分析是实现远方全景观测的基础，全景数据应包含变电站有人值班时运行监视相关的所有数据。随着智能变电站建设的深入发展，变电站全景数据将在站端实现统一采集和存储，但由于变电站全景数据量过大，还需要进一步研究站端一、二次设备状态监测技术，对全景数据进行统一地分析和预处理，平常只传输设备运行状态分析结果信息至远方，而不是直接传输全部的全景数据。

　　另一方面是研究设备故障时远方按需调阅变电站全景数据的方法。基于广域服务总线技术，研究变电站历史数据查询服务、远程画面浏览服务等各类支撑服务，支持远方按需调阅。

　　2.5电网分布式应用技术

　　分布式应用策略需要统一设计才能发挥优势，要既能利用变电站的数据冗余性和快速处理能力，又能利用调度主站的全局性和经济性，形成主子站应用的互补，而不是简单的重复处理。例如分布式状态估计，可以在变电站建立拓扑错误辨识服务，充分利用站内多源冗余的三相量测，快速辨识修正错误的开关位置遥信，为调度状态估计提供正确的网络拓扑，从而提高全网状态估计结果的可信度和准确性。

　　基于分布式应用策略，电网分布式应用还要重点研究建立主子站应用交互机制，通过建立子站端应用服务，与调度主站应用通过广域服务总线实现协同。根据具体策略进行应用信息交互接口设计，如订阅发布接口、请求响应接口等。

　　2.6系统维护可视化技术

　　为了方便调试人员对新型二次设备和系统进行调试操作，利于观察调试过程和结果，可视化技术需要运用在仿真调试的过程之中，让调试人员能够方便地启动调试、实时观察数据，以及调试过程中出现的异常情况。最终达到仿真调试操作步骤简单，各种显示效果简洁直观，功能实用的效果。

　　为了检查二次装置是否发出了GOOSE报文以及报文内容是否正确，需要对GOOSE报文进行在线监听。为提高调试的智能化水平，需要在解析报文的基础之上，根据模型数据，进行报文数据正确性的判断，并对错误数据给出提示，帮助调试人员快速查找错误。

　　有时在联调阶段会出现装置或调试仪器不能及时到位的情况，为了保证调试进度，可以利用计算机软件作为替代，仿真装置发送GOOSE报文。若是基于模型数据，则调试人员可根据调试需要，方便地设定需要仿真的若干装置所发送的报文内容。

　　在对SV9-2报文进行监听时，由于缺乏与模型数据等实际调试情况的关联性，现有计算机软件分析SV9-2报文的结果不够直观。为了更有利于调试人员观察数据，可以在解析报文的基础之上，结合模型数据和调试设置，显示报文数据，包括各个被监听通道的幅值、相位差，品质等信息。

　　3应用与展望

　　目前，纵向集成装置已在中低压等级得到推广应用。在新一代智能变电站建设中，35kV及以下多合一装置已实现了面向间隔的纵向功能集成，融合了保护、测控、合并单元和智能终端功能，并已在国家电网公司6座新一代智能变电站示范工程中应用，并将在国家电网公司50座新一代智能变电站扩大示范工程中推广应用。

　　智能变电站与调度主站之间的信息共享和应用协同问题已引起广泛重视，国家电网公司正在制定相关的服务接口规范。随着相关标准规范的发布，监控面向服务的变电站二次系统将得到广泛应用，为调控一体提供坚实的技术支撑。

　　采用纵向集成的间隔设备、并行冗余的通信网络、面向服务的监控功能等新技术的新型变电站自动化系统符合智能电网的需求，符合智能变电站的发展趋势，具有广阔的应用前景。

　　本文提出的变电站自动化系统新方案的推广应用还需要探讨以下问题：

　　1）纵向集成装置的安装方式。集成装置的安装有户外柜、预制舱、小室等方式，各有利弊。户外柜占地少、电缆短，装置运行环境相对较差，运维不便。智能变电站合并单元、智能终端普遍采用户外柜安装方式，本文介绍的纵向集成装置和它们类似，可以采用该安装方式。预制舱占地较少，环境防护能力好，运维条件也相对好一些。小室安装电缆相对较长，装置运行条件最好，便于维护。考虑二次设备在全站的成本比重、重要程度、及全寿命周期可用性，小室安装也值得考虑采用。目前，国家电网公司正在开展就地化无防护安装设备的关键技术研究，目标是实现二次设备的无防护安装与更换式检修，为纵向集成装置的就地化安装提供了一种新的解决方案。

　　2）母差保护和间隔纵向集成装置的关系。该方案母差保护依赖于间隔集成装置，其采样值输入和状态量输入来自集成装置，控制输出发给间隔集成装置执行。它们的关系类似于母差保护和合并单元、智能终端的关系。需要探讨的是间隔线路保护检修对于母差保护的影响。110kV线路通常采用保护单套配置，线路主保护检修一般会将线路停电，母差保护只需要将该间隔置检修标志即可。220kV线路通常采用保护双套配置，其中一套线路主保护检修时，如果不停线路，则需要退出对应的那套母差保护，另一套母差保护仍然可以正常运行。因此，纵向集成装置对于母差保护的影响和目前智能变电站合并单元、智能终端对于母差保护的影响类似。国内也有专家提出为母差保护设置独立的间隔子单元的方案，它和间隔集成装置独立，实现母差保护的过程层输入输出功能，可以实现母差和线路间隔保护功能的相互独立，但需要增加设备。