摘要： 文章针对变电站多种实时数据远传各类主站系统运行中存在的问题，以及对实时数据需求的增长，提出了在变电站实时系统和各主站系统之间构筑网络化传输的新模式，即基于2M光纤组建的传输控制协议/网络互联协议（TCP/IP）通信网，采用IEC 60870—5—104网络远动规约，构筑的电力自动化信息数据的网络传输模式。文章分析了该模式的特点和优势。该模式已在厦门电业局得到实际应用，效果良好，验证了该模式的可行性。
关键词： 网络化传输；变电站实时数据；配网自动化；集控系统；数据采集监视系统
随着集控中心的推广、各分区配网自动化系统的建设，变电站实时数据传输的目的地从原有的地调、省中调，扩大到了集控中心、分区供电局配网自动化系统。传统的数字或模拟通道加循环传送(CDT)规约，在速率和稳定性上已无法满足大数据量、多种类传输的需求，现有的监控系统一般也只支持一收两发与两级主站连接。在电网发展的新形势下，统筹考虑实时信息传输的多样化需求，开辟新的传输模式，提高传输速率和可靠性，使变电站各类信息对应多主站能够灵活地扩展直采直送的方式，已势在必行。
1 实时数据传输的现状
1.1 故障率高维护不方便
（1） 模拟或数字通道的通信接口是MODEM板或光隔，MODEM板经常出现故障，却没有明显的异常迹象可查；光隔带载能力不稳定，有时需触发方能工作。
（2） 模拟、数字通道的接线环节多，从通信设备的PCM出口（四线/三线）配线架，转到线务的统一配线架，再到自动化机房的前置配线架。多重的通信电缆转接、收发及其正负容易颠倒，某一环节的电缆接触不良或断线故障时有发生，而排查故障往往会耗费较多的人力和时间。
1.2 自动化系统前置部分结构复杂
变电站端和远方主站端自动化系统收发模拟或数字信号时，均需专门的前置接口设备，如串口服务器或专用多功能插卡，硬件界限复杂，软件的调试、设置量也不小。
1.3 无法满足实时数据传输发展的需要
（1） 速率低、信息量少。近2年变电站数据传输的数量、种类和传输目的不断增长，传统的传输模式600～1200b/s的带宽已无法满足无人值守变电站的大信息量传输的需要，特别是在事故情况下大量的微机保护报文的上传会产生拥堵现象。同时，传统的传输模式也无法有效利用通信技术发展带来的高可靠性、高带宽的通信资源。
（2） 一个变电站监控系统面对多级主站的连接。调度主站、集控中心系统、配网自动化系统都需要与变电站的实时系统进行信息双向交互，例如各主站系统都有可能通过变电站监控系统远程控制变电站的一次或二次设备，而现有的监控系统一般只按照一收两发设计，不具备与多上级主站双向同时连接。当需要增加与多级主站的连接时，目前的做法大体是通过主站转发，或者改造监控系统，增加独立通信接口。
现有监控系统增加通信接口时，存在着老设备改造难度大、在运行设备施工工程量大等实际困难，而且新增的通信接口仍是串口通信，速率提高有限，所以合理的做法应是结合监控系统的更新换代采用更先进的传输模式。
采用转发模式也存在较大弊端。例如当调度主站系统和集控中心系统都需要对同一个变电站遥控时，由于下行通道仅与集控中心连接，因而此时调度主站电压/无功优化自动控制（AVC）功能对电容器和变压器档位的遥控就必须经过集控系统转发，同样，配网事故自动隔离/分析/恢复（DA）功能对10kV线路开关遥合若采用转发模式则也需由集控系统转发。
转发虽然不涉及监控系统扩展通信接口的问题，但是该模式仍存在诸多缺点：①其他主站遥控的实现需要经过集控系统转发，环节多，实时响应性差。②涉及集控系统和配网或调度主站的核心数据库的设置，多个数据库多处设置，会降低安全性，加大出错环节和概率。③由于涉及多系统、多部门、多专业，因而在长期的维护管理中可能会产生一些问题。
2 对实时数据的需求分析
(1) 主网调度对变电站实时数据的需求。调度中心作为电网调度的业务部门，对电网潮流和运行方式的数据来源于变电站监控系统采集的实时数据，AVC、自动发电控制(AGC)的应用，使主网调度SCADA主站系统对变电站信息的需求从简单的两遥增加到四遥。
(2) 集控中心对变电站实时数据的需求。近两年陆续建立的集控中心，负责对所辖区域内的变电站进行监控，因此集控中心系统需要与变电站监控系统建立双向连接，实现四遥功能。
(3) 分区供电局配网对变电站实时数据的需求。配网调度不仅需要变电站10kV的两遥信息作为调度参考，DA功能的实施也要求配电子站能遥合10kV线路开关，并接收相应的保护事件作为DA启动的条件和遥合的安全闭锁依据，因此配电自动化系统也需要与变电站监控系统建立四遥的双向传输。
(4) 上下级调度主站对变电站实时数据的需求。变电站信息的主要使用和维护者是地区电业局，但上级省中调、网调和下级县调也需要监视相关的变电站实时数据，因此两遥数据需上传下发省、县调。
(5) 变电站电能量采集数据的共享。变电站内各电压等级的电能量数据通过自动采集系统发送给网省调度、地区调度和分区供电局调度，甚至营销系统。
3 实时数据传输的网络化模式
综合以上的需求分析，不论是SCADA四遥信息还是电能量等其他实时、准实时数据，变电站信息与多主站系统的双向信息交互是电网发展的需要，各主站系统之间的横向实时数据交换也会增加。
现有电力系统普遍采用同步数字体制/准同步数字体制(SDH/PDH)加光纤构建n×2M专线，通过专线组成传输控制协议/网络互联协议(TCP/IP)通信网，此模式为信息传输提供了安全、稳定、可靠的硬件传输平台，带宽从2M到n×2M可调。此类通信网有丰富的标准化硬件设备可供选择，且组成简捷，接入方便，抗干扰能力较强。其次，变电站监控系统综合自动化改造以来，各监控设备厂家的综合自动化产品都具备分层分布结构，功能模块化，后续可开发能力强，可以以很小的成本实现网络化或本身就支持网络化接口。更重要的是近两年被广泛使用的IEC
60870—5—104网络远动规约，由于其具有良好的标准确定性、业务可扩充性、传输大容量性，并且在理论上可与无限多的远方控制中心实现互联等特点，因而已得到大多数自动化设备提供商的认可并被使用，这为实施实时数据传输网络化提供了软件基础。因此，在电网系统快速发展的迫切需求下，本文提出基于2M光纤组建的TCP/IP通信网，采用IEC
60870—5—104网络远动规约，构筑电力自动化信息数据网络传输方案。
3.1 变电站自动化系统和各类主站系统间的网络传输模式
基于2M光纤通信网和104规约的组合，变电站站控层按以太网构建，与上级主站采用104通信规约，主站端专门开发104规约专用接入平台软件，该平台可兼容各监控厂家的扩展104规约。主站和变电站两侧通信接口采用交换机、同轴缆和普通网络线或尾纤等通用标准设备，完全替代传统的CDT模拟/数字传输。以变电站网络通信路由器或三层交换机作为接入多级主站的汇接点，各系统获取的变电站信息不必经过其他系统转接。IEC
60870—5—104规约能够建立不同的链路对应不同系统的多个IP，不同链路数据互不干扰，实现上下行双向同时连接。一般情况下，综合自动化系统104规约可以支持8×2个链路与多级主站同时连接，足以满足未来若干年发展的需要。在通信方面，目前光纤建设一般都形成环网，通过路由器组网各系统可以实现共享2M通道，科学合理地利用通信资源。
3.2 各类主站系统之间的横向数据交换
在中调、地调、配调主站系统之间的实时数据交换，包括四遥SCADA信息、电量数据及AVC等，也可以基于IEC
60870—5—104规约实现网络化传输。采用IEC 60870—5—104网络规约实现自动化系统之间的数据互传具有业务可扩充性的特点。在系统间建立的IEC
104应用链路上可以通过多种类型的业务数据，实现方式可采用不同公用共地址，也可采用专用定义的业务ASDU进行专用定义。如福建中调与地调主站系统之间单个物理通道IEC
104应用链路上传输的，包含AVC下达指标、上传可控容量，以及实时SCADA遥测遥信数据的传输，它们对应的系统分别是AVC和SCADA。这一特点对于传输数据量较少的不同类信息，可以合并共享同一物理通道的同一链路，在实际应用中非常有益。
4 网络传输的试点
4.1 220kV变电站综合自动化系统网络传输结构
2003年福建省中调统一建设了全省基于SDH光纤环网上路由器组成的数据三级网，该网络平台承载了220kV变电站的SCADA数据、关口电量信息、故障信息系统信息，以及AVC信息、电力市场相关数据。数据三级网的建设为厦门局220kV变电站实时数据网络传输提供了坚实的基础，使变电站内不同类型的信息可以共享物理通道，这是传统传输模式无法做到的。
图1为综合自动化系统网络通信结构图。由图1可见，通信接口设备只有路由器和网桥，其余为网络线和2M同轴缆等标准通用设备，中间不再需要MODEM、串口、多层配线架等速率低而故障率较高的环节，结构简单。其他主站系统需要的变电站信息可以由网络交换机端口引出到通信端口，直接建立互联。另一路网桥接入的2M通道作为备用通道专门传输SCADA四遥重要数据。
图1 综合自动化系统网络通信结构
4.2 调度主站和集控中心网络通信接入的改造
在厦门电业局的调度主站和集控中心系统以网络模式接入变电站信号，硬件的投资很小，增加了对应的网桥、路由器或交换机以及网络线、2M同轴缆，传统的前置接口设备、各通信楼层之间的通信电缆转接全部免去。增加了公用IEC
104网络软件模块，以替代传统的前置模块，如图2所示。
图2 主站端网络传输接入结构
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