引言
　　变电站无人值班正在全国范围内推广应用，并陆续建设了一批集控站来监视和控制这些无人值班变电站，但这些变电站的电压等级一般为110kV及以下。随着220kV变电站无人值班试点工作的展开，如何监控和管理这类变电站还没有成熟的经验。苏州供电公司在这方面做了一些有益的尝试，建设了苏州市区220kV变电站无人值班改造及监控系统(以下简称监控系统)。该系统建设的总体方案为：在苏州供电公司本部调度通信中心远动机房建设监控系统的主机系统，依靠苏州市区光纤自愈同步数字序列(SDH)和异步传输模式(ATM)电力调度数据通信网络，根据需要，在无人值班变电站监控中心设置计算机监控工作站，实现对相应监控中心管辖的责任区域无人值班变电站的远方计算机监控功能。在苏州市区可以形成多个监控中心，实现多个责任区域的无人值班远方计算机监控功能，以不断适应电网的发展变化和各种无人值班变电站运行管理模式以及生产管理体制改革的需要。
1 监控系统方案分析
　　监控系统的设置有两种可选方案：①设置多套监控系统，每套监控系统独立运行，实现对责任区域内无人变电站的远方监控，优点是各个监控系统的处理容量比较小，配置可以比较简单，监控系统之间没有影响，可靠性相对比较高；②设置1套监控系统，然后通过网络延伸配置远程监控工作站来完成相应的监控任务，优点是监控系统的总投资和运行费用较低，但可靠性较低，原因是通常基于局部网络环境的SCADA系统，没有很好地解决监控系统在城域网应用中出现的种种问题，例如信息分层传输、责任区域的处理、非平衡异步网络传输控制、网络安全性等新问题，而且大多采用基于客户/B艮务器(C/S)模式，使系统十分依赖于数据库服务器，一旦服务器故障，则导致整个SCADA系统完全瘫痪。
　　为了便于对各变电站实现远方监控和管理，构建网络化的变电站远方监控系统将是发展趋势。必须设法使监控系统按照分布式信息处理系统的特点来实现整体功能，确保系统可靠性不完全依赖于某个功能节点的可靠性，即使在极端情况下单个节点也能具备基本的监控功能，并在其他节点故障恢复时保持信息的连续性。
　　另外，系统的安全性涉及多个方面，除了采用成熟和相对安全的Unix操作系统、网络通信考虑使监控系统网络成为独立的网络系统并与MIS等系统实行有效隔离外，还应考虑监控系统在监控操作等应用软件方面的安全性。一方面，系统应具备完整的操作口令管理体系并与责任区域处理功能相结合，能够区分不同的操作用户、不同的操作节点、不同的操作区域、不同的操作设备对象以及不同的运行模式；另一方面，系统应实现信息的分层处理，系统只能够提供与监控区域相关和有效的信息给监控操作员，无关信息和责任区域以外的信息不能干扰责任区域内的监控操作员。
对于基于网络的监控系统，实时性的主要瓶颈还是在于前置数据采集通信环节。单个无人值班变电站的监控信息量是以往常规远动信息量的3倍以上，特别是在对多个220kV无人值班变电站同时远方监控的情况下，监控信息的总量明显增加。常规远动数据采集的通信方式和通信协议已经难以满足220kV无人值班变电站集中监控的信息容量及实时性要求。而推广和采用IEC 60870-5-101，103，104通信协议，并依靠成熟、可靠，快速的自愈光纤通信网络，可以克服和解决监控系统实时性的瓶颈问题。
2 系统结构及软硬件配置
　　整个监控系统采用OPEN—2000型SCADA系统，分为1个主姑端和N个基于城域网的监控中心站。图1所示监控系统中含2个监控中心站。

　　主站端设置在调度通信中心远动机房，主要包括系统前置通信处理子系统、系统数据库管理子系统、网络通信设备以及系统维护工作站，实现系统对所有变电站的数据采集和处理等功能，监控中心站根据无人值班变电站监控管理的需要设置在相应的地理中心变电站内，主要包括监控工作站、打印设备和简单的网络接口设备，实现对地理区域内所有变电站的远方监控等功能。监控系统信息处理的容量为64个厂站，首期按照48个厂站的硬件配置。
　　监控系统应用软件主要包括两部分。一部分为OPEN—2000系统基本SCADA软件，并根据苏州供电公司监控系统的功能规范要求进行改进和完善，包括前置数据采集与处理、实时计算与统计、事件处理与报警、人工操作与控制、网络通信及双网管理软件、历史数据库管理软件、实时数据库管理软件、图形和报表生成及管理软件、图/模/库一体化软件、网络拓扑动态着色软件、历史潮流和事故反演软件、测试与诊断软件等。另一部分为监控管理软件、信息分层处理软件、责任区域处理软件、IEC 101/103/104通信处理软件、实时信息分析处理告警软件、综合查询统计分析软件、分布式系统管理软件、系统诊断自动中文短消息报警等监控系统重点开发应用的软件功能。
3 系统重点开发应用的软件功能
　　3.1 “1＋N”方式的分布式数据处理功0能
　　由于与变电站的数据通信都集中在主站端前置处理子系统完成，为了确保可靠性，把属于各个监控中心站的信息处理工作(包括各责任区域内的220kV和110kV变电站信息)由其相应的工作站来完成，而不采用依赖于数据库服务器的通常C/S模式。每个工作站节点具有相对独立的实时数据处理能力，处理的结果通过分布式管理软件来保证满足各个节点实时数据库的一致性。我们把这种主站端通过对N个监控中心站相应工作站节点工作状态的准确判断来支持数据的分布处理方式称为“1＋N”方式，该分布式管理软件也称为“1＋N”管理软件。
　　在“1＋N”方式下，当主站端数据库服务器完全故障时，各个工作站节点访问数据库服务器的SQL语句串，将重定向到由“1＋N”管理软件自动搜索出来的正常工作的工作站节点上去访问，并按照时序记录这些SQL语句串。当主站端数据库服务器故障恢复时，记录在工作站节点上的SQL语句串将在“1＋N”管理软件的支持下，按照时序恢复对数据库服务器的访问。“1＋N”方式不仅确保监控中心站的SCADA功能不受影响，而且使监控系统仍然可以保存一段时间(大于24h)的历史信息；并当主站端数据库服务器恢复正常工作时，可以恢复故障时间段的历史信息。因此，可以使监控系统在仅有1台前置通信工作站正常工作的条件下，也能实现对变电站的监控功能，并在其他故障节点恢复后实现所有数据库的同步恢复。采用“1＋N”方式的监控系统不仅可以极大地提高可靠性，而且可以大大降低对数据库服务器的硬件配置要求。
　　3.2 信息分层处理
　　监控系统针对不同的信息，按责任区域(变电站、电压等级、具体设备)和操作权限级别(操纵工作站节点、操作员、操作员组、口令有效期)分层次处理，每个监控中心站(或工作站)只处理责任范围内需要处理的信息，并且只能监视、操作、控制到责任区域内的相关设备和信息，其他无关设备的信息(包括告警事件、画面、报表、历史信息等相关SCADA信息)将被屏蔽，起到各个工作站节点之间信息分层和安全有效隔离的作用。
　　3.3 IEC 101/104/103通信协议的应用
　　系统采用104协议实现对变电站监控设备的数据通信，采用103协议实现对变电站保护管理机的数据通信。变电站监控设备和变电站保护管理机的网络接口为同一网段的不同IP地址，主站104和103协议工作在同一个IP地址。常规串行通信采用IEC 870-5-101协议。监控系统对保护管理机信息和监控设备信息具有同等的处理能力，可以确保保护信息处理的实时性、准确性以及数据库管理的有效性。网络通信和常规串行通信的通道切换满足数据的一致性及惟一性要求，特别是对下行遥控命令采取严格的闭锁条件限制，在任何情况下只有一个数据通道有效。网络通信按照协议文本提供了直观明了的分层报文原码实时显示功能，并具有模拟报文调试功能，对重要报文(例如事故遥信、遥控操作)的原码采用数据库统一管理。
　　3.4 实时信息分析处理告警功能
　　监控系统对变电站遥测、遥信(包括事故遥信、保护信号)的处理，可以根据网络拓扑以及默认的、人工设置的逻辑条件并结合设备运行状态(设备检修、挂接地线、测试校验、人工模拟、遥控操纵等)进行综合分析判断处理，从而有效地避免误遥信的出现，并提高事故遥信判断的正确性。此外，根据信号的实时性、类型、责任区以及重要性进行合理分类后进行多种形式的告警处理，最大限度地满足变电站监控的要求。
　　3.5 综合查询统计分析功能
　　监控系统应用了商用数据库作为系统数据库管理系统的平台，采用模糊对象识别技术实现综合查询功能，不仅可以根据时间、具体设备对象进行历史信息的查询，还可以根据设备运行结果等条件来查询满足条件的具体设备和时间段，为统计分析电网运行情况提供科学依据。
　　3.6 系统诊断自动中文短消息报警
　　监控系统采用软硬件相对独立配置的PC机自动值班子系统对系统进行诊断告警。当监控系统出现异常时，可以通过发送手机中文短消息通知有关人员，及时排除监控系统内部的各种异常。同时，监控系统运行值班人员也可以通过短消息查询系统运行情况。
　　4 结语
　　目前，监控系统已经投入运行，现已接人狮山变、寒山变、金山变、宝带变等220kV无人值班变电站的监控信息以及市区部分110kV无人值班变电站的监控信息，并设置了一个220kV狮山监控中心站。今后将建设完善新区狮山、园区葑门、市区彩虹3个监控中心站，逐步取代现有监控系统，最终实现一套无人值班变电站计算机集中监控系统对苏州市区220kV及以下等级无人值班变电站的计算机远方监控的目标。