隨著電力系統(tǒng)技術的發(fā)展，主站與變電站自動化系統(tǒng)開始朝著彼此獨立的方向發(fā)展。而變電站與主站之間的通信依然保留著傳統(tǒng)四遙的方式，形成了主變電站相對獨立的發(fā)展局面。隨著智能電網(wǎng)快速發(fā)展，尤其是新技術的不斷應用，給主站和變電站自動化技術提出了新的要求。

在此階段中，變電站端繼電保護數(shù)據(jù)越來越豐富，不再局限于保護運行數(shù)據(jù)，而是向多維度、跨專業(yè)方向發(fā)展。保信主站各種高級應用層出不窮，這些應用為不同專業(yè)提供了工作便利，但對數(shù)據(jù)的依賴性也越來越高。

這些數(shù)據(jù)需求都使得主廠站間數(shù)據(jù)通信需打破點對點逐級轉發(fā)模式，采用更加靈活、高效并兼容現(xiàn)有通信體系的主廠站交互技術，打通兩端的交互瓶頸，將主站系統(tǒng)與變電站自動化系統(tǒng)從應用功能的維度上緊密結合在一起，實現(xiàn)主站與變電站自動化系統(tǒng)的互聯(lián)互通。

國家電網(wǎng)企業(yè)標準《Q/GDW679 智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)建設技術規(guī)范》中，明確提出變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)要融合站內(nèi)各專業(yè)子系統(tǒng)或設備，數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關機是面向主站數(shù)據(jù)交互通道。南方電網(wǎng)企業(yè)標準《Q/CSG 110017.23—2012 南方電網(wǎng)一體化電網(wǎng)運行智能系統(tǒng)技術規(guī)范 第2部分：第3篇：變電站系統(tǒng)架構技術規(guī)范》中也明確規(guī)定：智能遠動模塊是變電站的統(tǒng)一數(shù)據(jù)出口，用于變電站與主站的數(shù)據(jù)、模型通信，根據(jù)數(shù)據(jù)的重要性和實時性要求，可通過不同的通道以及不同的通信協(xié)議上傳數(shù)據(jù)。

為了快速、便捷地實現(xiàn)主站與變電站間數(shù)據(jù)交互，先后有多種技術方案被提出，主要體現(xiàn)以下兩種模式：

1）通過基于電力系統(tǒng)通用服務協(xié)議，實現(xiàn)主子站數(shù)據(jù)交互。

2）將變電站數(shù)據(jù)網(wǎng)關機或智能遠動機作為主站自動化系統(tǒng)一個部分，與主站之間采用內(nèi)部廣域服務總線實現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸。

本方案是以第1）種模式為基礎，結合現(xiàn)有通信問題進行研究，將計算機行業(yè)中比較成熟的面向服務通信架構應用于主站與變電站間，實現(xiàn)數(shù)據(jù)交互的統(tǒng)一化和通用化。同時也針對變電站端大數(shù)據(jù)量，提出分布式傳輸解決方案，滿足現(xiàn)階段的數(shù)據(jù)傳輸需求，并適應未來電網(wǎng)自動化技術的發(fā)展方向。

1 主子站數(shù)據(jù)傳輸現(xiàn)狀

變電站從遠程測控終端（remote terminal unit, RTU）模式到分布式綜合自動化系統(tǒng)，再到智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)，經(jīng)歷了3個發(fā)展階段，可以說每個發(fā)展階段都與當時通信和計算機技術息息相關。在這3個階段中，變電站數(shù)據(jù)由少變多，目前已出現(xiàn)站內(nèi)數(shù)據(jù)過于龐大的情況。大量變電站數(shù)據(jù)要與主站進行交互，對數(shù)據(jù)傳輸和主站應用都是一種考驗。

1.1 繼電保護數(shù)據(jù)

在RTU變電站階段，站內(nèi)繼電保護裝置只能通過硬接點將保護總動作、跳閘、硬壓板投退、動作出口數(shù)據(jù)輸出到RTU，再由RTU轉發(fā)至主站。此階段，變電站通常都是有人值守，大部分與繼電保護運行有關的運維數(shù)據(jù)并未被采集，而是通過模擬方式顯示在站監(jiān)控室的光字牌上，為站內(nèi)運行人員提供輔助監(jiān)控?；蛘?，運行人員定期進行巡視，記錄繼電保護設備運行數(shù)據(jù)。

隨著微機設備在變電站的應用，進入常規(guī)變電站階段。該階段，繼電保護設備在保留原有硬接點輸出基礎上，還增加了更詳細的繼電保護數(shù)據(jù)報文輸出，包括：保護故障動作數(shù)據(jù)、設備關鍵運行數(shù)據(jù)、設備自檢數(shù)據(jù)、定值參數(shù)、保護錄波。

這些報文數(shù)據(jù)，遠比硬接點數(shù)據(jù)更豐富和詳細，因此硬接點數(shù)據(jù)逐漸不再被保信子站采集。相對于前一階段，此時的繼電保護數(shù)據(jù)已經(jīng)出現(xiàn)幾何式增長，既有繼電保護專業(yè)數(shù)據(jù)，又有其他跨專業(yè)數(shù)據(jù)。這些數(shù)據(jù)的類型五花八門，沒有統(tǒng)一的格式。保護通信規(guī)約、接口種類繁多，接入較為困難。

為了使用保護數(shù)據(jù)，不得不采用規(guī)約轉換設備，將其統(tǒng)一至一種格式，通常為站內(nèi)系統(tǒng)集成商私有格式。在數(shù)據(jù)轉換過程中，必然存在精度差異、格式不兼容等問題，因此數(shù)據(jù)經(jīng)過轉換后，往往存在數(shù)據(jù)丟失現(xiàn)象，導致實際保信子站數(shù)據(jù)不全面。

在智能變電站階段，站內(nèi)過程層設備數(shù)字化，繼電保護設備再次發(fā)生演變，增加了過程層設備（例如：智能終端、合并單元等）、繼電保護在線監(jiān)測設備等。設備的演變再次導致繼電保護數(shù)據(jù)量劇增。除新增過程層設備數(shù)據(jù)外，原有繼電保護數(shù)據(jù)還增加過程層回路告警和配置數(shù)據(jù)、設備臺賬信息數(shù)據(jù)、設備運管數(shù)據(jù)、運行燈數(shù)據(jù)、歷史數(shù)據(jù)等。在實際變電站配置中，由于工程施工和后期維護等原因，與過程層相關的數(shù)據(jù)并不是按實際回路配置，而是最大化配置，這也導致保信子站數(shù)據(jù)增多。

如表1所示，智能變電站相對于常規(guī)變電站，繼電保護不僅在數(shù)據(jù)量上有很大增加，而且還新增了許多不同類型數(shù)據(jù)。繼電保護數(shù)據(jù)的劇增，對于保信主子站業(yè)務數(shù)據(jù)分析類應用，既是機遇又是挑戰(zhàn)。

表1 各階段繼電保護數(shù)據(jù)類型對比

1.2 主站數(shù)據(jù)需求

在變電站發(fā)展的同時，主站各類系統(tǒng)也在蓬勃發(fā)展。除常規(guī)的電網(wǎng)監(jiān)控調(diào)度系統(tǒng)外，保信系統(tǒng)、設備狀態(tài)檢測系統(tǒng)、輔助系統(tǒng)、設備運維系統(tǒng)、能源管理系統(tǒng)（energy management system, EMS）系統(tǒng)等也在逐步完善，主站系統(tǒng)復雜度也隨之增加。

除保信系統(tǒng)外，其他系統(tǒng)也會需要繼電保護設備數(shù)據(jù)。這些系統(tǒng)的高級應用所需數(shù)據(jù)來源不再是單獨幾臺繼電保護設備，而是相互交叉。通常，主站各系統(tǒng)都會自建一套數(shù)據(jù)傳輸機制。表面上看，這種方式使數(shù)據(jù)傳輸互不干涉，但在變電站端卻會造成數(shù)據(jù)重復采集和遠傳，甚至非實時數(shù)據(jù)傳輸會占用電網(wǎng)監(jiān)控數(shù)據(jù)傳輸帶寬。

在智能變電站中，站端數(shù)據(jù)量本身就很大，使得非實時數(shù)據(jù)侵占實時數(shù)據(jù)傳輸帶的情況進一步加劇。因此，有必要以一體化監(jiān)控系統(tǒng)為基礎構建統(tǒng)一的繼電保護數(shù)據(jù)傳輸模式，形成統(tǒng)一的數(shù)據(jù)服務接口。這樣可在同一系統(tǒng)上部署和運行第三方的高級應用功能模塊，增強變電站的數(shù)據(jù)預處理功能，與主站功能協(xié)同配合，并最終形成一體化的功能為電網(wǎng)終端用戶服務。

對于保信業(yè)務，常規(guī)五大類繼電保護數(shù)據(jù)是必須的。此外，配置標準化管理、過程層監(jiān)視、智能告警等高級應用還需要更多的輔助數(shù)據(jù)，例如：CID/CCD配置文件、GOOSE/SV斷鏈數(shù)據(jù)、保護在線監(jiān)測實時告警數(shù)據(jù)。

這些數(shù)據(jù)并不是完全來自于繼電保護設備，而是相關輔助設備，例如：智能終端、繼電保護在線監(jiān)視設備，甚至數(shù)據(jù)網(wǎng)關機保信功能模塊。與常規(guī)五大類數(shù)據(jù)不同，這類數(shù)據(jù)信息量龐大，而主站端的保信業(yè)務應用并不需要實時獲取，而是按需索取，尤其歷史數(shù)據(jù)。

相對于變電站端日趨龐大的繼電保護數(shù)據(jù)，主站端全部采集并存儲的方式顯然不合適。借鑒互聯(lián)網(wǎng)行業(yè)云數(shù)據(jù)模式，變電站端將關鍵數(shù)據(jù)實時上送，其他數(shù)據(jù)按需響應，這樣可使主站端資源和通信帶寬得到充分利用。這種數(shù)據(jù)分散存儲的模式，在一定程度上可以降低主站端和變電站端的耦合度。

1.3 主子站數(shù)據(jù)傳輸通信協(xié)議

繼電保護設備的五大類數(shù)據(jù)與電網(wǎng)監(jiān)控數(shù)據(jù)不同，除實時數(shù)據(jù)外，還存在定值參數(shù)、錄波文件等非實時數(shù)據(jù)，采用標準DL/T 634.5104等遠動通信協(xié)議傳輸這類數(shù)據(jù)存在明顯的短板。因此出現(xiàn)了各種版本的保信主子站通信協(xié)議。

這些協(xié)議基本是DL/T 634.5104和IEC 60870-5-103協(xié)議的綜合體，并且為了滿足不同地區(qū)的要求，還進行了擴展。這種擴展的保信主站通信協(xié)議雖然滿足了繼電保護信息數(shù)據(jù)遠傳的需求，但也存在局限性，主要體現(xiàn)在以下方面：

1）繼電保護數(shù)據(jù)仍然采用扁平化傳輸。由于采用了IEC 60870-5-103應用數(shù)據(jù)單元信息體，各種數(shù)據(jù)只能使用扁平化傳輸。即使變電站端繼電保護已經(jīng)采用了DL/T 860進行數(shù)據(jù)建模，但在轉發(fā)至主站端時，仍然要將規(guī)范且豐富的繼電保護模型數(shù)據(jù)打散成扁平數(shù)據(jù)。

2）保信主子站通信協(xié)議通用性差。各地區(qū)自行擴展保信主子站通信協(xié)議后，導致各種細節(jié)差異較大。同樣的繼電保護數(shù)據(jù)，在不同地區(qū)，采用不同方式編碼。

3）繼電保護數(shù)據(jù)跨專業(yè)使用困難。擴展的保信主子站通信協(xié)議基本是為保信專業(yè)量身打造，其他專業(yè)想要獲取尤其是從站端獲取很難實現(xiàn)。非繼保專業(yè)為了獲取保護數(shù)據(jù)，專門建立數(shù)據(jù)傳輸通道，既增加了變電站端保信子站壓力，又耗費電力通信網(wǎng)資源，一定程度上形成了繼電保護數(shù)據(jù)孤島的局面。

4）繼電保護數(shù)據(jù)多重轉換導致數(shù)據(jù)不全。變電站端繼電保護設備基本采用了DL/T 860建模。在主子站數(shù)據(jù)傳輸時，不得不將其轉換為另一種格式。主站收到數(shù)據(jù)后，還要再轉換成主站應用的數(shù)據(jù)格式。這樣經(jīng)過多重轉手，不太重要的數(shù)據(jù)被忽略，例如：保護邏輯信息、中間節(jié)點信息、配置信息等。

5）擴展保信主子站通信協(xié)議傳輸文件和歷史類數(shù)據(jù)時，局限性大。擴展協(xié)議雖然可以用于傳輸文件和歷史類數(shù)據(jù)，但需要嚴格規(guī)范被傳輸文件的文件名、目錄和查詢條件。這種特定的編碼格式與數(shù)據(jù)一一對應，不能與繼電保護數(shù)據(jù)同步發(fā)展。在智能變電站中，繼電保護設備的數(shù)據(jù)越來越多采用文件承載。每增加一種文件就需要擴展一次主子站通信協(xié)議，不光不方便，還需對已有設備進行升級改造。

從以上通信協(xié)議的局限不難看出，繼電保護業(yè)務主子站數(shù)據(jù)傳輸亟需一種數(shù)據(jù)傳輸接口與實際通信協(xié)議解耦的傳輸方式。

2 主站數(shù)據(jù)交互需求

2.1 實時數(shù)據(jù)交互

繼電保護裝置輸出的報文分五大類，即保護動作信息、告警信息、在線監(jiān)測信息、狀態(tài)變位信息和中間節(jié)點信息，其中保護動作信息、告警信息、狀態(tài)變位信息、部分在線監(jiān)測信息和設備運行燈信息屬于實時數(shù)據(jù)。

繼電保護實時數(shù)據(jù)偏重于繼電保護設備邏輯以及其保護的一次設備故障。在保信主站端，實時數(shù)據(jù)的全面性和完整性遠比實時性要求高。當主子站通信中斷恢復后，子站還應能將這期間產(chǎn)生的實時數(shù)據(jù)重新傳輸至主站。

保信主站并非需要全部實時數(shù)據(jù)。不同等級主站對不同電壓等級繼電保護設備數(shù)據(jù)需求不一樣。即使同一臺繼電保護設備數(shù)據(jù)，面對不同主站時，也不要求全部上送，這類似于傳統(tǒng)遠動業(yè)務的數(shù)據(jù)挑點。傳統(tǒng)的數(shù)據(jù)挑點方式，人工干預性大，出錯幾率高。如果采用數(shù)據(jù)自動訂閱服務機制，可有效降低出錯率。

2.2 非實時數(shù)據(jù)交互

繼電保護設備數(shù)據(jù)還包括大量的非實時數(shù)據(jù)：定值參數(shù)、臺賬信息、中間節(jié)點數(shù)據(jù)、保護裝置錄波文件、保護裝置模型文件、保護裝置虛回路配置文件、錄波器錄波文件。

與實時數(shù)據(jù)主動推送不同，非實時數(shù)據(jù)的傳輸通常是請求應答模式。變電站端收到主站獲取數(shù)據(jù)請求時，需要先從繼電保護裝置獲取數(shù)據(jù)后，再轉發(fā)至主站，這樣可以保證主站獲取數(shù)據(jù)的正確性。部分非實時數(shù)據(jù)是以文件形式存在，這類數(shù)據(jù)傳輸需要標準、靈活的通信服務傳輸接口。

3 面向服務的數(shù)據(jù)傳輸方案

3.1 面向服務的通信架構

面向服務體系架構（service-oriented architecture, SOA）是一種組件模型，它將應用程序的不同功能通過服務之間定義良好的接口和契約聯(lián)系起來。接口是采用中立方式進行定義的，它應該獨立于實現(xiàn)服務的硬件平臺、操作系統(tǒng)和編程語言。這使得構建在各種系統(tǒng)中的服務可用統(tǒng)一和通用的方式進行數(shù)據(jù)交互。面向服務架構是面向對象的替代。面向對象耦合度高，而面向服務因為具有中立的接口定義，耦合度低。

面向服務的體系架構，通過一系列的接口服務實現(xiàn)服務消費者和服務提供者間的信息交換。該架構由域管理、服務管理、服務代理、服務提供者及服務消費者構成[14-15]，其構成如圖1所示。

在該架構中，主站保信業(yè)務各應用是服務消費者，主站本地數(shù)據(jù)源和變電站端保信業(yè)務應用是服務提供者。主站應用調(diào)用一系列通信服務，從而獲取所需數(shù)據(jù)，實現(xiàn)各種功能。這些通信服務即包括本地數(shù)據(jù)通信傳輸，又包括遠程主子站數(shù)據(jù)通信傳輸。本文主要討論主子站間繼電保護數(shù)據(jù)智能傳輸。

圖1 面向服務的通信架構

3.2 面向服務的繼電保護數(shù)據(jù)智能傳輸架構

面向服務的繼電保護數(shù)據(jù)智能傳輸架構由主站保信功能應用、主站服務代理和服務管理中心、變電站服務代理和服務管理中心、域管理中心組成，如圖2所示。

圖2 面向服務的繼電保護數(shù)據(jù)智能傳輸架構

域管理中心用于管理全網(wǎng)所有服務代理，通常架設于主站。該模塊實現(xiàn)服務代理注冊、定位、授權和查詢等功能。服務代理上線后，應先向域管理中心注冊，獲得認證后才能開放主子站服務代理之間的接口服務。實際應用時，沒有條件部署該模塊，服務代理應默認配置主子站之間通信認證參數(shù)。

服務代理轉發(fā)和實現(xiàn)主子站間數(shù)據(jù)傳輸服務接口。保信服務消費者發(fā)出的服務請求，經(jīng)過服務代理轉發(fā)，被傳輸給服務提供者。提供者的服務響應經(jīng)過服務代理，最終回到消費者。整個服務請求/響應過程中，消費者和提供者之間沒有直接的通信連接，而是由標準服務接口完成，實現(xiàn)了應用與通信的解耦。

服務管理中心接受所有服務注冊。消費者可以在該中心查詢到提供者具有的服務。主站端服務管理中心和服務代理模塊可部署在主站前置機中。變電站端服務管理中心和服務代理模塊可部署在數(shù)據(jù)網(wǎng)關機或智能遠動機中。

消費者和提供者是繼電保護數(shù)據(jù)傳輸?shù)钠瘘c和終點。通常，消費者都是主站端保信業(yè)務的各種應用，提供者是變電站端保信業(yè)務的應用。根據(jù)不同的服務接口，數(shù)據(jù)網(wǎng)關機和繼電保護設備都可是提供者的數(shù)據(jù)源。服務消費者與繼電保護設備之間通常采用DL/T 860通信接口實現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸。

3.3 服務接口實現(xiàn)

為了滿足變電站與主站間的數(shù)據(jù)交互需求，自2009年起，國家電網(wǎng)公司就開始了針對主子站間基于服務的通信協(xié)議研究。2013年正式頒布電力系統(tǒng)通用服務協(xié)議企業(yè)標準。同期開展了7次互操作，初步驗證了該通信協(xié)議的可行性。2015年，該標準正式成為國家標準，并完成了2次互操作實驗。

電力系統(tǒng)通用服務協(xié)議廣泛吸收了DL/T 634.5104和DL/T 860優(yōu)點，將編碼直接映射到TCP/ IP協(xié)議，有效提高了編解碼和數(shù)據(jù)傳輸效率，這使得該通信協(xié)議能夠確保繼電保護數(shù)據(jù)交互的實時性和穩(wěn)定性。該協(xié)議不但定義了采用M編碼的通用服務接口細節(jié)，還明確了DL/T 634.5104、DL/T 860、DL/T 476、GB/T 18700.1、DL/T 719、DL/T 667服務應用如何映射到通用服務接口。在本方案中，繼電保護數(shù)據(jù)傳輸采用該協(xié)議定義的通用服務來完成，服務接口采用M編碼實現(xiàn)。

結論

隨著計算機技術、通信技術以及電力電子技術等的不斷發(fā)展，現(xiàn)代電力系統(tǒng)將逐步形成一個整體，主站與變電站端繼電保護數(shù)據(jù)交互也更加緊密，技術要求也隨之提高，對現(xiàn)有主子站通信模式進行改進很有必要。本文提出的面向服務的繼電保護智能數(shù)據(jù)傳輸方案，著眼未來，目的是使通信雙方解耦。

主站和變電站端保信應用均采用不關心底層通信細節(jié)的通用服務接口模式，統(tǒng)一構建通信平臺。當出現(xiàn)新的、更好的通信協(xié)議時，僅需更新接口對應的底層通信協(xié)議編碼，而不影響上層各類應用。

任何新技術的發(fā)展都離不開實際應用，本文所提出的方案在代替現(xiàn)有通信方案時，還需要更多的細節(jié)補充，尤其是對工程施工、運行檢修等一些列現(xiàn)有操作規(guī)程的影響還需多實踐。