0 引言

在电力监控网络结构发展过程中，技术的快速发展带来了各设备功能的跃进，但由于只注重电力设备、模块自身功能的提升，忽略了系统、设备相互之间的配合和整体功能的优化^[1]，在运行过程中暴露出许多问题。例如，变电站端自动化系统的各子系统未能很好地融合，未实现数据共享，造成设备重复配置、数据重复采集，资源浪费严重，增加了管理工作，而且因未能与调度、生产管理端的各主站功能实现完全对应，出现了缺乏统一规划、上送方式及路径繁多、信息上送成功与否以及上送之后是否有对应的部门管理等问题。为了解决与调度终端功能要求的对应配合，方便变电站端和调度端的运行、管理工作，开展变电站自动化系统一体化解决方案的研究工作具有非常重要的意义。

1 变电站自动化系统现状 1.1 国家电网

国家电网智能变电站自动化系统解决方案如图 1所示，该方案具有以下特点^[2]。

（1）变电站自动化系统通过一体化监控平台实现了信息共享与统一监控。

（2）对网络进行了安全分区，各区之间通过防火墙采集数据。这种方式明确了各区的涵盖范围，有助于网络安全及运行管理。分区方法基于国家电网调度端的设置与管理。

（3）智能变电站实现了站控层、间隔层、过程层3层的智能化配置与管理。

1.2 内蒙古电网

近年来，内蒙古电网发展迅速，变电站站端设备、数据采集与传送方式，以及调度端数据的接收方式等都发生了很大变化^[3]。站端自动化设备子功能模块不断更新，功能日趋先进，调度端的数据采集平台以及调控方式也不断优化，但目前内蒙古电网的变电站自动化系统解决方案（如图 2所示）仍存在以下问题。

（1）监控平台未进行安全分区。站内监控信息和管理信息在同1个网络大区管理，存在网络安全隐患。

（2）站控层服务器按不同功能分散设置，后台设备多。操作员站双机配置，工程师站单机配置，500 kV变电站还另配有双监控主机，造成后台设备繁多。

（3）防误闭锁系统独立设置，不便于运行操作。计算机监控后台虽然可以实现防误闭锁功能，但碍于本地运行习惯，五防系统独立配置，存在与监控网络通信、数据反校等诸多环节，会出现通信缓慢、中断等问题。双系统独立设置也不方便因后期监控系统升级带来的顺序控制、一键控制等功能的实现，而且浪费资源。如果能够将变电站的防误闭锁软件及操作票管理软件作为1个节点嵌入监控系统，与操作主机同台设置，可减少系统间的通信配合，也可融合顺控等高级功能，更方便于运行操作。

（4）保护故障信息管理子站的保护信息重复采集，未从变电站监控网络共享，造成保护设备及保护故障信息管理子站通信接口的浪费。故障录波信息单独组网通过数据网上送调度端，整体上没有实现统一经由调度端通信的“数据通信网关机”上传。

（5）未上送变电站的状态监测信息，虽然配置了一次设备状态监测装置，但对状态检修及管理工作没有起到帮助作用。

（6）变电站的辅助信息分散，没有统一监视、管理，不能形成子系统的联动。子系统的信息有的独立上送、有的不上送，调度端不能全面掌握变电站的辅助信息，对无人值守功能的实现未起到帮助作用。

2 变电站一体化监控平台解决方案

变电站监控系统统一组网后，能够实现全站信息的统一采集、存储、管理、展示、共享，具备运行与监视、操作与控制、信息分析与管理、辅助开发与应用等功能，同时还可与调度和生产管理端建立统一的通信、操作、访问等服务^[4-5]。目前内蒙古电网变电站监控平台的配置、信息共享、一体化能力较差，网络安全系数较低，与调度端的管理配合不流畅。为了解决上述问题，设计了变电站一体化监控平台解决方案，如图 3所示。

2.1 系统网络结构

全站统一配置监控系统及网络，常规综自站全站设置1层站控层网络，采用双重星型以太网结构。站控层设备通过站控层网络与间隔层及站控层其他设备进行通信，间隔层设备原则上采用IEC61850标准直接接入站控层网络与其进行通信。一般Ⅰ区设备及大多数Ⅱ区设备具备IEC 61850标准通信方式，为了站控层网络的适应性，不具备IEC61850标准的设备可经规约转换装置接入站控层网络。IEC 61850标准为目前国际上通用的网络通信标准，方便各设备厂家与监控后台厂家间的接口，而且保留了规约转换的接入模式，保证了网络的开放性及灵活性。子系统内部也可采用系统厂商自2.1系统网络结构全站统一配置监控系统及网络，常规综自站全站设置1层站控层网络，采用双重星型以太网结构。站控层设备通过站控层网络与间隔层及站控层其他设备进行通信，间隔层设备原则上采用IEC61850标准直接接入站控层网络与其进行通信。一般Ⅰ区设备及大多数Ⅱ区设备具备IEC 61850标准通信方式，为了站控层网络的适应性，不具备IEC61850标准的设备可经规约转换装置接入站控层网络。IEC 61850标准为目前国际上通用的网络通信标准，方便各设备厂家与监控后台厂家间的接口，而且保留了规约转换的接入模式，保证了网络的开放性及灵活性。子系统内部也可采用系统厂商自定或其他通信方式，外部采用IEC 61850通信。这一方案也改变了多数老站采用的IEC 60870通信方式，减少了网络通信中设备信息不直接上网而通过规约转换上网的过程及中间接口设备。

2.2 系统结构 2.2.1 网络安全区的划分

根据国家有关电力网络与信息安全规定的要求，一般将电力网络划分为Ⅰ区、Ⅱ区和Ⅲ/Ⅳ区^[6-7]。Ⅰ区为生产控制区域（实时控制），包含保护、测控、PMU、五防、安全自动装置等信息；Ⅱ区为生产非控制区域（非实时控制），包含电能量采集、故障录波、在线状态监测、辅助设备监控等；Ⅲ/Ⅳ区为生产管理信息大区。

变电站一体化监控平台网络划分为安全Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ/Ⅳ区。遵循电力系统安全防护原则“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。

（1）按内蒙古电网管理终端调度主站端的业务划分现状，将以下设备划入安全Ⅰ区。

站控层：Ⅰ区通信网关机、主机、五防工作站、Ⅰ区网络接口设备。

间隔层：保护、测控、安全自动装置、相量测量等。电源系统的数据根据控制的要求也可接入Ⅰ区，如果Ⅱ区管理需要，可通过防火墙采集。Ⅰ区监控主机采集电网运行和设备工况的实时数据，进行处理、分析，统一存储、展示，统一通过Ⅰ区网关机向调度、集控主站传送数据，同时具备图形网关机功能。

（2）以下设备接入安全Ⅱ区。

Ⅱ区网关机、综合应用服务器、Ⅱ区网络接口设备、电能量采集终端（含下端电能表计），状态监测系统、辅助控制系统（含图像监视及安全警卫子系统、环境监测子系统、火灾报警及消防子系统、照明采暖通风等）。

状态监测设备、辅助控制系统属于生产信息管理设备，不属于自动化系统，但可与自动化系统进行信息交互，建议统一接入Ⅱ区监控网络，方便信息共享。上端可通过隔离送入Ⅲ区对应的管理终端，Ⅱ区数据原则上通过Ⅱ区数据网关机与调度端进行信息交互。Ⅰ区、Ⅱ区之间通过防火墙隔离，Ⅱ区一般经防火墙从Ⅰ区获取数据。

其中辅助控制系统、状态监测信息也可单独搭建Ⅲ区，建设网络和数据服务器，进行信息采集、处理和传输。但需考虑不同区间信息的传输以及数据上送管理终端的通道、接口等。

2.2.2 主机的整合

因工业型服务器的功能强大，完全满足数据存储处理的要求，为了节省了资源，将Ⅰ区的监控主机、操作员站、工程师站按照功能分散、资源共享原则整合为1台服务器。考虑安全性要求，对220 kV及以上电压等级的变电站按双机配置，满足冗余备份、调试检修等要求。

Ⅱ区设置单套综合应用服务器采集Ⅱ区各类数据，作为存储、处理、分析、展示等功能的中心服务器。

2.2.3 防误闭锁功能的融合

内蒙古电网的部分变电站采用了“监控五防一体化”方案，除了部分监控设备厂家对五防设备的后期服务比较欠缺外，系统设备功能并无明显的不足，而且一体化带来了通信可靠、实时性强等优势。为使管理水平跟上技术的发展，建议采用一体化的监控防误闭锁功能，监控主机嵌入防误闭锁软件和操作票软件，实现断路器刀闸的防误闭锁操作。

2.2.4 保护信息的接入

保护信息管理子站的功能融合于一体化监控网络，保护信息接入Ⅰ区监控网络。其中，告警直传信息由Ⅰ区监控服务器统一采集处理，从Ⅰ区网关机上传；保护专业使用的信息经过防火墙转入Ⅱ区，由Ⅱ区综合服务器统一采集处理，从Ⅱ区网关机上传。

故障录波信息接入Ⅱ区网络，由Ⅱ区综合服务器统一采集处理，从Ⅱ区网关机上传，调度端最终从Ⅱ区接受保护故障管理信息。这样可减少保护故障信息管理子站的设置和信息上传，也减少了因此增加的网络接口设备以及保护设备的接口和传输通道，节约了资源，功能管理集成符合节能要求。

2.2.5 状态监测信息的管理

状态监测信息统一管理，搭建状态监测信息平台，对设备状态进行综合分析，从而得到状态检修决策，同时通过Ⅱ区网关机上送调度端，方便状态检修的实现。基于现行的状态监测产品以及技术水平，建议一次设备状态监测以主变压器油色谱在线监测为主，其他监测根据实际需要选配。如变电站不同期建设多台主变压器及状态监测系统，建议设置独立的状态监测后台，可同时预留避雷器等状态监测终端的接入口，便于监测数据集中分析管理。如果状态监测量不多，状态监测后台可集成于综合应用服务器，由综合应用服务器完成状态监测数据的收集管理功能，但应保证下端监测数据已完成数据分析及评估。

2.2.6 辅助信息的管理

通过搭建辅助监控平台，统一管理变电站的辅助信息。综合分析各辅助系统的监测信息，实现子系统的功能联动，对未来无人值班起到积极作用^[8]。鉴于辅助产品现状及内蒙古电网终端管理现状，建议设置单独的服务器完成辅助系统的数据监测及管理功能。但随着技术的发展，各厂家设备协议的开放、接入性的增强，也可以考虑集成于综合应用服务器。

2.3 与调控和生产管理系统的配合

（1）原则上Ⅰ、Ⅱ区的设备信息都上传至站控层网络，分别通过Ⅰ、Ⅱ区网关机经数据网接入设备与主站端进行通信。实际执行过程中，内蒙古电网调度端按照不同职能管理部门、数据流量等因素，分设不同功能的主站端，实时调控的数据属于Ⅰ区的调度端主站，其他非实时控制类的设有多个主站。例如，电能量采集终端直接上传至计量主站、营销主站，图像监视及安全警卫信息直接上传至视频主站。

保护信息、故障录波信息上级同属1个主站即保护故障信息管理主站，处于Ⅱ区。将来建立D5000调度平台后，可集成Ⅰ、Ⅱ区各职能主站的功能、以及转发（如从调度端转发至营销主站等）数据的功能，信息可经Ⅰ区、Ⅱ区数据网关机统一上传。

（2）Ⅲ区的信息也应逐步建设统一的管理终端，融合为统一的通道，改变现在分散上传或不上传的现状。

目前，内蒙古电网状态监测信息、辅控信息的管理上、下级间不对应。状态监测信息和辅控信息没有建立上级统一管理平台，上传数据得不到对应管理。建议将管理功能及模块嵌入统一的D5000管理平台或进行独立配置。只有上、下端对应统一建设，才能最大限度地发挥下端监测设备的作用。

2.4 系统具备的功能

自动化系统通过构建一体化监控平台，能够实现对变电站全站的监视、测量、控制断路器同期合闸等功能。具备遥测、遥信、遥调、遥控的远动功能，实现与调度端交换信息。信息整体可靠、合理、完善，具备防误闭锁、远动、信号采集、信息交互、继电保护管理、顺序控制、智能告警、VQC等功能。

3 结语

内蒙古电网变电站自动化系统一体化平台解决方案可实现站内设备完整的监视与控制，与主站端的信息进行交互并可接受主站端下发的各种调度控制指令，改变站内多平台、上传主站端多通道的现状；同时，优化了网络结构，整合了系统资源，提升了设备功能，更能适应未来主站端管理功能的整合需求。今后通过进一步优化调度终端服务器的功能，提升数据的采集、处理、管理能力，加强调度端不同职能数据终端及管理部门间的融合，实现劳动效率与自动化水平的持续提高。

本方案适用于内蒙古电网新建的220 kV、500 kV综自变电站，新建智能变电站和智能化改造变电站。也可为新建或改造的110 kV变电站提供参考。