隨著電力系統技術的發展，主站與變電站自動化系統開始朝著彼此獨立的方向發展。而變電站與主站之間的通信依然保留著傳統四遙的方式，形成了主變電站相對獨立的發展局面。隨著智能電網快速發展，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據越來越豐富，不再局限于保護運行數據，而是向多維度、跨專業方向發展。保信主站各種高級應用層出不窮，這些應用為不同專業提供了工作便利，但對數據的依賴性也越來越高。

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

國家電網企業標準《Q/GDW679 智能變電站一體化監控系統建設技術規范》中，明確提出變電站一體化監控系統要融合站內各專業子系統或設備，數據通信網關機是面向主站數據交互通道。南方電網企業標準《Q/CSG 110017.23—2012 南方電網一體化電網運行智能系統技術規范 第2部分：第3篇：變電站系統架構技術規范》中也明確規定：智能遠動模塊是變電站的統一數據出口，用于變電站與主站的數據、模型通信，根據數據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議上傳數據。

為了快速、便捷地實現主站與變電站間數據交互，先后有多種技術方案被提出，主要體現以下兩種模式：

1）通過基于電力系統通用服務協議，實現主子站數據交互。

2）將變電站數據網關機或智能遠動機作為主站自動化系統一個部分，與主站之間采用內部廣域服務總線實現數據傳輸。

本方案是以第1）種模式為基礎，結合現有通信問題進行研究，將計算機行業中比較成熟的面向服務通信架構應用于主站與變電站間，實現數據交互的統一化和通用化。同時也針對變電站端大數據量，提出分布式傳輸解決方案，滿足現階段的數據傳輸需求，并適應未來電網自動化技術的發展方向。

1 主子站數據傳輸現狀

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，再到智能變電站一體化監控系統，經歷了3個發展階段，可以說每個發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，變電站數據由少變多，目前已出現站內數據過于龐大的情況。大量變電站數據要與主站進行交互，對數據傳輸和主站應用都是一種考驗。

1.1 繼電保護數據

在RTU變電站階段，站內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、動作出口數據輸出到RTU，再由RTU轉發至主站。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據并未被采集，而是通過模擬方式顯示在站監控室的光字牌上，為站內運行人員提供輔助監控。或者，運行人員定期進行巡視，記錄繼電保護設備運行數據。

隨著微機設備在變電站的應用，進入常規變電站階段。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據報文輸出，包括：保護故障動作數據、設備關鍵運行數據、設備自檢數據、定值參數、保護錄波。

這些報文數據，遠比硬接點數據更豐富和詳細，因此硬接點數據逐漸不再被保信子站采集。相對于前一階段，此時的繼電保護數據已經出現幾何式增長，既有繼電保護專業數據，又有其他跨專業數據。這些數據的類型五花八門，沒有統一的格式。保護通信規約、接口種類繁多，接入較為困難。

為了使用保護數據，不得不采用規約轉換設備，將其統一至一種格式，通常為站內系統集成商私有格式。在數據轉換過程中，必然存在精度差異、格式不兼容等問題，因此數據經過轉換后，往往存在數據丟失現象，導致實際保信子站數據不全面。

在智能變電站階段，站內過程層設備數字化，繼電保護設備再次發生演變，增加了過程層設備（例如：智能終端、合并單元等）、繼電保護在線監測設備等。設備的演變再次導致繼電保護數據量劇增。除新增過程層設備數據外，原有繼電保護數據還增加過程層回路告警和配置數據、設備臺賬信息數據、設備運管數據、運行燈數據、歷史數據等。在實際變電站配置中，由于工程施工和后期維護等原因，與過程層相關的數據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據增多。

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

表1 各階段繼電保護數據類型對比

1.2 主站數據需求

在變電站發展的同時，主站各類系統也在蓬勃發展。除常規的電網監控調度系統外，保信系統、設備狀態檢測系統、輔助系統、設備運維系統、能源管理系統（energy management system, EMS）系統等也在逐步完善，主站系統復雜度也隨之增加。

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

在智能變電站中，站端數據量本身就很大，使得非實時數據侵占實時數據傳輸帶的情況進一步加劇。因此，有必要以一體化監控系統為基礎構建統一的繼電保護數據傳輸模式，形成統一的數據服務接口。這樣可在同一系統上部署和運行第三方的高級應用功能模塊，增強變電站的數據預處理功能，與主站功能協同配合，并最終形成一體化的功能為電網終端用戶服務。

對于保信業務，常規五大類繼電保護數據是必須的。此外，配置標準化管理、過程層監視、智能告警等高級應用還需要更多的輔助數據，例如：CID/CCD配置文件、GOOSE/SV斷鏈數據、保護在線監測實時告警數據。

這些數據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、繼電保護在線監視設備，甚至數據網關機保信功能模塊。與常規五大類數據不同，這類數據信息量龐大，而主站端的保信業務應用并不需要實時獲取，而是按需索取，尤其歷史數據。

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

1.3 主子站數據傳輸通信協議

繼電保護設備的五大類數據與電網監控數據不同，除實時數據外，還存在定值參數、錄波文件等非實時數據，采用標準DL/T 634.5104等遠動通信協議傳輸這類數據存在明顯的短板。因此出現了各種版本的保信主子站通信協議。

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

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

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

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

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

5）擴展保信主子站通信協議傳輸文件和歷史類數據時，局限性大。擴展協議雖然可以用于傳輸文件和歷史類數據，但需要嚴格規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據一一對應，不能與繼電保護數據同步發展。在智能變電站中，繼電保護設備的數據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。

從以上通信協議的局限不難看出，繼電保護業務主子站數據傳輸亟需一種數據傳輸接口與實際通信協議解耦的傳輸方式。

2 主站數據交互需求

2.1 實時數據交互

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、在線監測信息、狀態變位信息和中間節點信息，其中保護動作信息、告警信息、狀態變位信息、部分在線監測信息和設備運行燈信息屬于實時數據。

繼電保護實時數據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，實時數據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生的實時數據重新傳輸至主站。

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

2.2 非實時數據交互

繼電保護設備數據還包括大量的非實時數據：定值參數、臺賬信息、中間節點數據、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。

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

3 面向服務的數據傳輸方案

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，它應該獨立于實現服務的硬件平臺、操作系統和編程語言。這使得構建在各種系統中的服務可用統一和通用的方式進行數據交互。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，主站保信業務各應用是服務消費者，主站本地數據源和變電站端保信業務應用是服務提供者。主站應用調用一系列通信服務，從而獲取所需數據，實現各種功能。這些通信服務即包括本地數據通信傳輸，又包括遠程主子站數據通信傳輸。本文主要討論主子站間繼電保護數據智能傳輸。

圖1 面向服務的通信架構

3.2 面向服務的繼電保護數據智能傳輸架構

面向服務的繼電保護數據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據智能傳輸架構

域管理中心用于管理全網所有服務代理，通常架設于主站。該模塊實現服務代理注冊、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。

服務代理轉發和實現主子站間數據傳輸服務接口。保信服務消費者發出的服務請求，經過服務代理轉發，被傳輸給服務提供者。提供者的服務響應經過服務代理，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據網關機或智能遠動機中。

消費者和提供者是繼電保護數據傳輸的起點和終點。通常，消費者都是主站端保信業務的各種應用，提供者是變電站端保信業務的應用。根據不同的服務接口，數據網關機和繼電保護設備都可是提供者的數據源。服務消費者與繼電保護設備之間通常采用DL/T 860通信接口實現數據傳輸。

3.3 服務接口實現

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

電力系統通用服務協議廣泛吸收了DL/T 634.5104和DL/T 860優點，將編碼直接映射到TCP/ IP協議，有效提高了編解碼和數據傳輸效率，這使得該通信協議能夠確保繼電保護數據交互的實時性和穩定性。該協議不但定義了采用M編碼的通用服務接口細節，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，繼電保護數據傳輸采用該協議定義的通用服務來完成，服務接口采用M編碼實現。

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展，現代電力系統將逐步形成一個整體，主站與變電站端繼電保護數據交互也更加緊密，技術要求也隨之提高，對現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據傳輸方案，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的通用服務接口模式，統一構建通信平臺。當出現新的、更好的通信協議時，僅需更新接口對應的底層通信協議編碼，而不影響上層各類應用。

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