随着电力系统技术的发展，主站与变电站自动化系统开始朝着彼此独立的方向发展。而变电站与主站之间的通信依然保留着传统四遥的方式，形成了主变电站相对独立的发展局面。随着智能电网快速发展，尤其是新技术的不断应用，给主站和变电站自动化技术提出了新的要求。

在此阶段中，变电站端继电保护数据越来越丰富，不再局限于保护运行数据，而是向多维度、跨专业方向发展。保信主站各种高级应用层出不穷，这些应用为不同专业提供了工作便利，但对数据的依赖性也越来越高。

这些数据需求都使得主厂站间数据通信需打破点对点逐级转发模式，采用更加灵活、高效并兼容现有通信体系的主厂站交互技术，打通两端的交互瓶颈，将主站系统与变电站自动化系统从应用功能的维度上紧密结合在一起，实现主站与变电站自动化系统的互联互通。

国家电网企业标准《Q/GDW679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范》中，明确提出变电站一体化监控系统要融合站内各专业子系统或设备，数据通信网关机是面向主站数据交互通道。南方电网企业标准《Q/CSG 110017.23—2012 南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第2部分：第3篇：变电站系统架构技术规范》中也明确规定：智能远动模块是变电站的统一数据出口，用于变电站与主站的数据、模型通信，根据数据的重要性和实时性要求，可通过不同的通道以及不同的通信协议上传数据。

为了快速、便捷地实现主站与变电站间数据交互，先后有多种技术方案被提出，主要体现以下两种模式：

1）通过基于电力系统通用服务协议，实现主子站数据交互。

2）将变电站数据网关机或智能远动机作为主站自动化系统一个部分，与主站之间采用内部广域服务总线实现数据传输。

本方案是以第1）种模式为基础，结合现有通信问题进行研究，将计算机行业中比较成熟的面向服务通信架构应用于主站与变电站间，实现数据交互的统一化和通用化。同时也针对变电站端大数据量，提出分布式传输解决方案，满足现阶段的数据传输需求，并适应未来电网自动化技术的发展方向。

1 主子站数据传输现状

变电站从远程测控终端（remote terminal unit, RTU）模式到分布式综合自动化系统，再到智能变电站一体化监控系统，经历了3个发展阶段，可以说每个发展阶段都与当时通信和计算机技术息息相关。在这3个阶段中，变电站数据由少变多，目前已出现站内数据过于庞大的情况。大量变电站数据要与主站进行交互，对数据传输和主站应用都是一种考验。

1.1 继电保护数据

在RTU变电站阶段，站内继电保护装置只能通过硬接点将保护总动作、跳闸、硬压板投退、动作出口数据输出到RTU，再由RTU转发至主站。此阶段，变电站通常都是有人值守，大部分与继电保护运行有关的运维数据并未被采集，而是通过模拟方式显示在站监控室的光字牌上，为站内运行人员提供辅助监控。或者，运行人员定期进行巡视，记录继电保护设备运行数据。

随着微机设备在变电站的应用，进入常规变电站阶段。该阶段，继电保护设备在保留原有硬接点输出基础上，还增加了更详细的继电保护数据报文输出，包括：保护故障动作数据、设备关键运行数据、设备自检数据、定值参数、保护录波。

这些报文数据，远比硬接点数据更丰富和详细，因此硬接点数据逐渐不再被保信子站采集。相对于前一阶段，此时的继电保护数据已经出现几何式增长，既有继电保护专业数据，又有其他跨专业数据。这些数据的类型五花八门，没有统一的格式。保护通信规约、接口种类繁多，接入较为困难。

为了使用保护数据，不得不采用规约转换设备，将其统一至一种格式，通常为站内系统集成商私有格式。在数据转换过程中，必然存在精度差异、格式不兼容等问题，因此数据经过转换后，往往存在数据丢失现象，导致实际保信子站数据不全面。

在智能变电站阶段，站内过程层设备数字化，继电保护设备再次发生演变，增加了过程层设备（例如：智能终端、合并单元等）、继电保护在线监测设备等。设备的演变再次导致继电保护数据量剧增。除新增过程层设备数据外，原有继电保护数据还增加过程层回路告警和配置数据、设备台账信息数据、设备运管数据、运行灯数据、历史数据等。在实际变电站配置中，由于工程施工和后期维护等原因，与过程层相关的数据并不是按实际回路配置，而是最大化配置，这也导致保信子站数据增多。

如表1所示，智能变电站相对于常规变电站，继电保护不仅在数据量上有很大增加，而且还新增了许多不同类型数据。继电保护数据的剧增，对于保信主子站业务数据分析类应用，既是机遇又是挑战。

表1 各阶段继电保护数据类型对比

1.2 主站数据需求

在变电站发展的同时，主站各类系统也在蓬勃发展。除常规的电网监控调度系统外，保信系统、设备状态检测系统、辅助系统、设备运维系统、能源管理系统（energy management system, EMS）系统等也在逐步完善，主站系统复杂度也随之增加。

除保信系统外，其他系统也会需要继电保护设备数据。这些系统的高级应用所需数据来源不再是单独几台继电保护设备，而是相互交叉。通常，主站各系统都会自建一套数据传输机制。表面上看，这种方式使数据传输互不干涉，但在变电站端却会造成数据重复采集和远传，甚至非实时数据传输会占用电网监控数据传输带宽。

在智能变电站中，站端数据量本身就很大，使得非实时数据侵占实时数据传输带的情况进一步加剧。因此，有必要以一体化监控系统为基础构建统一的继电保护数据传输模式，形成统一的数据服务接口。这样可在同一系统上部署和运行第三方的高级应用功能模块，增强变电站的数据预处理功能，与主站功能协同配合，并最终形成一体化的功能为电网终端用户服务。

对于保信业务，常规五大类继电保护数据是必须的。此外，配置标准化管理、过程层监视、智能告警等高级应用还需要更多的辅助数据，例如：CID/CCD配置文件、GOOSE/SV断链数据、保护在线监测实时告警数据。

这些数据并不是完全来自于继电保护设备，而是相关辅助设备，例如：智能终端、继电保护在线监视设备，甚至数据网关机保信功能模块。与常规五大类数据不同，这类数据信息量庞大，而主站端的保信业务应用并不需要实时获取，而是按需索取，尤其历史数据。

相对于变电站端日趋庞大的继电保护数据，主站端全部采集并存储的方式显然不合适。借鉴互联网行业云数据模式，变电站端将关键数据实时上送，其他数据按需响应，这样可使主站端资源和通信带宽得到充分利用。这种数据分散存储的模式，在一定程度上可以降低主站端和变电站端的耦合度。

1.3 主子站数据传输通信协议

继电保护设备的五大类数据与电网监控数据不同，除实时数据外，还存在定值参数、录波文件等非实时数据，采用标准DL/T 634.5104等远动通信协议传输这类数据存在明显的短板。因此出现了各种版本的保信主子站通信协议。

这些协议基本是DL/T 634.5104和IEC 60870-5-103协议的综合体，并且为了满足不同地区的要求，还进行了扩展。这种扩展的保信主站通信协议虽然满足了继电保护信息数据远传的需求，但也存在局限性，主要体现在以下方面：

1）继电保护数据仍然采用扁平化传输。由于采用了IEC 60870-5-103应用数据单元信息体，各种数据只能使用扁平化传输。即使变电站端继电保护已经采用了DL/T 860进行数据建模，但在转发至主站端时，仍然要将规范且丰富的继电保护模型数据打散成扁平数据。

2）保信主子站通信协议通用性差。各地区自行扩展保信主子站通信协议后，导致各种细节差异较大。同样的继电保护数据，在不同地区，采用不同方式编码。

3）继电保护数据跨专业使用困难。扩展的保信主子站通信协议基本是为保信专业量身打造，其他专业想要获取尤其是从站端获取很难实现。非继保专业为了获取保护数据，专门建立数据传输通道，既增加了变电站端保信子站压力，又耗费电力通信网资源，一定程度上形成了继电保护数据孤岛的局面。

4）继电保护数据多重转换导致数据不全。变电站端继电保护设备基本采用了DL/T 860建模。在主子站数据传输时，不得不将其转换为另一种格式。主站收到数据后，还要再转换成主站应用的数据格式。这样经过多重转手，不太重要的数据被忽略，例如：保护逻辑信息、中间节点信息、配置信息等。

5）扩展保信主子站通信协议传输文件和历史类数据时，局限性大。扩展协议虽然可以用于传输文件和历史类数据，但需要严格规范被传输文件的文件名、目录和查询条件。这种特定的编码格式与数据一一对应，不能与继电保护数据同步发展。在智能变电站中，继电保护设备的数据越来越多采用文件承载。每增加一种文件就需要扩展一次主子站通信协议，不光不方便，还需对已有设备进行升级改造。

从以上通信协议的局限不难看出，继电保护业务主子站数据传输亟需一种数据传输接口与实际通信协议解耦的传输方式。

2 主站数据交互需求

2.1 实时数据交互

继电保护装置输出的报文分五大类，即保护动作信息、告警信息、在线监测信息、状态变位信息和中间节点信息，其中保护动作信息、告警信息、状态变位信息、部分在线监测信息和设备运行灯信息属于实时数据。

继电保护实时数据偏重于继电保护设备逻辑以及其保护的一次设备故障。在保信主站端，实时数据的全面性和完整性远比实时性要求高。当主子站通信中断恢复后，子站还应能将这期间产生的实时数据重新传输至主站。

保信主站并非需要全部实时数据。不同等级主站对不同电压等级继电保护设备数据需求不一样。即使同一台继电保护设备数据，面对不同主站时，也不要求全部上送，这类似于传统远动业务的数据挑点。传统的数据挑点方式，人工干预性大，出错几率高。如果采用数据自动订阅服务机制，可有效降低出错率。

2.2 非实时数据交互

继电保护设备数据还包括大量的非实时数据：定值参数、台账信息、中间节点数据、保护装置录波文件、保护装置模型文件、保护装置虚回路配置文件、录波器录波文件。

与实时数据主动推送不同，非实时数据的传输通常是请求应答模式。变电站端收到主站获取数据请求时，需要先从继电保护装置获取数据后，再转发至主站，这样可以保证主站获取数据的正确性。部分非实时数据是以文件形式存在，这类数据传输需要标准、灵活的通信服务传输接口。

3 面向服务的数据传输方案

3.1 面向服务的通信架构

面向服务体系架构（service-oriented architecture, SOA）是一种组件模型，它将应用程序的不同功能通过服务之间定义良好的接口和契约联系起来。接口是采用中立方式进行定义的，它应该独立于实现服务的硬件平台、操作系统和编程语言。这使得构建在各种系统中的服务可用统一和通用的方式进行数据交互。面向服务架构是面向对象的替代。面向对象耦合度高，而面向服务因为具有中立的接口定义，耦合度低。

面向服务的体系架构，通过一系列的接口服务实现服务消费者和服务提供者间的信息交换。该架构由域管理、服务管理、服务代理、服务提供者及服务消费者构成[14-15]，其构成如图1所示。

在该架构中，主站保信业务各应用是服务消费者，主站本地数据源和变电站端保信业务应用是服务提供者。主站应用调用一系列通信服务，从而获取所需数据，实现各种功能。这些通信服务即包括本地数据通信传输，又包括远程主子站数据通信传输。本文主要讨论主子站间继电保护数据智能传输。

图1 面向服务的通信架构

3.2 面向服务的继电保护数据智能传输架构

面向服务的继电保护数据智能传输架构由主站保信功能应用、主站服务代理和服务管理中心、变电站服务代理和服务管理中心、域管理中心组成，如图2所示。

图2 面向服务的继电保护数据智能传输架构

域管理中心用于管理全网所有服务代理，通常架设于主站。该模块实现服务代理注册、定位、授权和查询等功能。服务代理上线后，应先向域管理中心注册，获得认证后才能开放主子站服务代理之间的接口服务。实际应用时，没有条件部署该模块，服务代理应默认配置主子站之间通信认证参数。

服务代理转发和实现主子站间数据传输服务接口。保信服务消费者发出的服务请求，经过服务代理转发，被传输给服务提供者。提供者的服务响应经过服务代理，最终回到消费者。整个服务请求/响应过程中，消费者和提供者之间没有直接的通信连接，而是由标准服务接口完成，实现了应用与通信的解耦。

服务管理中心接受所有服务注册。消费者可以在该中心查询到提供者具有的服务。主站端服务管理中心和服务代理模块可部署在主站前置机中。变电站端服务管理中心和服务代理模块可部署在数据网关机或智能远动机中。

消费者和提供者是继电保护数据传输的起点和终点。通常，消费者都是主站端保信业务的各种应用，提供者是变电站端保信业务的应用。根据不同的服务接口，数据网关机和继电保护设备都可是提供者的数据源。服务消费者与继电保护设备之间通常采用DL/T 860通信接口实现数据传输。

3.3 服务接口实现

为了满足变电站与主站间的数据交互需求，自2009年起，国家电网公司就开始了针对主子站间基于服务的通信协议研究。2013年正式颁布电力系统通用服务协议企业标准。同期开展了7次互操作，初步验证了该通信协议的可行性。2015年，该标准正式成为国家标准，并完成了2次互操作实验。

电力系统通用服务协议广泛吸收了DL/T 634.5104和DL/T 860优点，将编码直接映射到TCP/ IP协议，有效提高了编解码和数据传输效率，这使得该通信协议能够确保继电保护数据交互的实时性和稳定性。该协议不但定义了采用M编码的通用服务接口细节，还明确了DL/T 634.5104、DL/T 860、DL/T 476、GB/T 18700.1、DL/T 719、DL/T 667服务应用如何映射到通用服务接口。在本方案中，继电保护数据传输采用该协议定义的通用服务来完成，服务接口采用M编码实现。

结论

随着计算机技术、通信技术以及电力电子技术等的不断发展，现代电力系统将逐步形成一个整体，主站与变电站端继电保护数据交互也更加紧密，技术要求也随之提高，对现有主子站通信模式进行改进很有必要。本文提出的面向服务的继电保护智能数据传输方案，着眼未来，目的是使通信双方解耦。

主站和变电站端保信应用均采用不关心底层通信细节的通用服务接口模式，统一构建通信平台。当出现新的、更好的通信协议时，仅需更新接口对应的底层通信协议编码，而不影响上层各类应用。

任何新技术的发展都离不开实际应用，本文所提出的方案在代替现有通信方案时，还需要更多的细节补充，尤其是对工程施工、运行检修等一些列现有操作规程的影响还需多实践。