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摘要：文章首先介绍智能变电站发展的背景和意义，并简要阐述计算机监控系统及IEC 61850通信标准，然后依照模块化思想，设计了智能变电站监控系统的结构，将其划分成三层，详细分析各层需要实现的功能及设计方案。
关键词：IEC 61850；智能化；监控系统；智能变电站
中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0126-02
1 概述
随着供电可靠性和安全性要求的提高及各种技术的推动，智能变电站概念愈发清晰。而智能化一次设备的应用、在线检测方法的发展及计算机网络技术的进步，促使智能变电站成为当今电力的发展趋势。
2 变电站监控系统
变电站监控系统是利用现代电子、计算机、通信和信息处理等技术来实现变电站二次设备的各类功能，对站内设备的运行情况实现控制、监视、测量的一种自动化
系统。
目前，变电站监控系统多采用分层分布体系结构，以数字化和智能化为发展方向，网络技术和计算机技术在监控系统中作用变得更为重要。
3 IEC 61850标准
IEC 61850标准是基于网络通信的变电站自动化系统国际标准，对站内自动化系统进行功能特点定义、系统模型建立和系统层次划分，规范其数据的命名与定义、设备的行为与特征描述、通用语言配置使各类智能设备之间的信息共享和相互操作成为一种可能。IEC 61850标准的核心概念就是要在智能站内建立基于IEC 61850的系统模型。
IEC 61850标准按照站内监控系统要实现的控制、监视和保护等功能提出变电站功能按三层划分的概念：即站控层、间隔层及过程层。其站控层的设备采用100M工业以太网，并按照IEC 61850规约进行系统建模来实现信息传输。目前，IEC 61850标准作为变电站监控系统的权威标准体系，已成为智能变电站实现互操作性和无缝通信的基石。
4 智能变电站监控系统的实现
一次设备的智能化、二次设备的网络化及数据平台的标准化是智能变电站的主要特点。基于上述特征，智能变电站从传统硬电缆接线改变为光纤网络，以网络连接站内各二次设备，因此智能变电站对比常规变电站的主要区别在于二次回路的网络化，这是智能变电站的核心内容。
IEC 61850标准将智能变电站内的数据传输分为若干类型，主要有3类：监控报文（MMS）、采样值报文（SV）和状态报文（GOOSE）。
MMS报文属于不用快速传输的报文，双向传递数据。SV报文和GOOSE报文属于快速传输的报文，单向传递数据。SV报文采用等间隔发送机制，一直以基于采样频率的固定间隔发送。GOOSE报文采用变位发送机制，正常时以最大发送间隔重复发送。
MMS报文一般用来实现保护、测控等装置与监控系统间的信息交互；SV报文则主要用于保护、测控、录波和计量等装置所需的采样值信号，如电流、电压等；而GOOSE报文传递开关量信号，如开入量状态信号、跳合闸信
号等。
IEC 61850标准将监控系统分为三层，即站控层、间隔层、过程层，并约束这三类设备之间的通信服务，它主要包含通信要求、通信协议、信息模型、一致性检测和工程管理等方面内容，且支持各层间的通信，完全可以满足当前智能变电站的要求。
4.1 监控系统结构介绍
4.1.1 过程层。智能变电站的过程层是保护、测控等装置与断路器、互感器等设备的连接点，必须完成控制操作的驱动与执行，在线检测各运行设备的状态参数等
功能。
过程层需完成电气模拟量的采集、输入和基本状态量的输入输出任务，主要为断路器、互感器、合并单元、传感器单元、智能输入输出单元等设备。其控制操作功能主要体现在分合断路器、投切补偿装置、低频低压减载、调节有载变压器的分接头等，且要求能判别命令真伪及合
理性。
4.1.2 间隔层。智能变电站间隔层设备执行一个间隔内与过程层操作有关的任务，如完成本间隔防误锁、实施同期合闸及其他控制、实现一次设备的保护控制、汇总本间隔内各类数据信息等功能，且能按优先级别完成数据采集、控制命令及统计运算等功能。间隔层设备主要为保护、测控、录波等功能性装置，在过程层和站控层之间发挥承上启下的功能以保证数据传输的可靠性。
4.1.3 站控层。智能变电站站控层必须完成人机接口、远方通信、后台信息处理等任务，主要包括运动装置、操作员工作站、工程师站等。变电站站控层接收调度端下达的的控制命令，由间隔层设备和过程层设备去执行；并需汇总站内运行信息，将各类信息以既定规约送向调度端或集控中心。站控层还须具有各类在线功能，如可编程防误闭锁，对间隔层及过程层设备进行维护、组态、修改参数等功能。
4.2 监控系统的网络设计
智能变电站自动化系统为“三层两网”结构，由站控层、间隔层、过程层组成。采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本文以220kV某变电站为例介绍智能变电站监控系统组网方案。
4.2.1 过程层网络的实现。过程层一般由合并单元、智能终端等构成，主要实现过程层设备、间隔层设备间的连接。过程层网络可传输SV报文和GOOSE报文。SV可采用点对点、独立组网或与GOOSE共同组网的方式实现报文传输；GOOSE可采用点对点、独立组网或与SV共同组网的方式实现报文传输。过程层网络组网形式可以采用共享双网、双套独立双网或双单网。
过程层按单间隔配置交换机时，交换机故障仅影响本间隔，与保护及测控装置的联系只是屏内光纤跳线，可靠性高，但成本较高。过程层按多间隔配置交换机时，交换机故障将影响多个间隔，与各间隔的保护、测控装置联系需经室内电缆沟拉光缆或尾缆实现，各间隔的界面不够清晰，但成本较低。
经综合比较，220kV电压等级SV网和GOOSE网分网设计，均按双套物理独立的单网配置，按间隔配置交换机。
4.2.2 间隔层网络的实现。间隔层由若干二次子系统构成，如保护装置、测控装置、计量表计、故障录波器、安全稳定装置等。当站控层网络失效进，仍可以独立实现间隔层设备的就地监控功能。智能变电站内保护、测控装置和传统装置功能基本一致，但其信息的输入输出采用以太网串行通信来实现，装置内以光电转换接口插件替换原来的模数转换插件。其他无本质差异。
4.2.3 站控层网络的实现。变电站站控层一般由主机兼操作员工作站、远动装置、保护信息管理子站及其它各类在线监测系统构成，形成全站监控管理中心，并与调度端实现通信，主要完成站控层与间隔层间设备的信息交互。站控层网络为双星型拓扑结构，以双网双工方式运行，实现网络无缝切换。站控层网络三网合一、共网运行；MMS传递后台操控命令、告警信息、一次设备状态信息、保护测控动作信息等，GOOSE用于传输五防闭锁信息，SNTP用于站内设备对时。
5 结语
基于一次设备智能化，二次设备网络化和运行管理系统自动化的独特优点，智能变电站实现了各种功能共享统一的信息平台，使变电站新增功能和扩展规模，且光纤取代电缆，电磁兼容性能优越；还能提高测量精度和信号传输的可靠性。总之，基于IEC 61850的智能变电站正成为当今电力发展的主流。
参考文献
[1] 谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC 61850介绍
[J].电网技术，2001，25（9）.
[2] 许林生.浅谈智能变电站自动化技术[J].广东科技，2008，（3）.
[3] 石秀美.浅谈智能变电站中的电气二次设计[J].民营科技，2011，（7）.
[4] 吴国威.智能变电站中信息处理及网络信息安全分
析[J].继电器，2007，35（12）.
作者简介：喻亮（1981—），男，廣西桂林人，供职于广西电力工业勘察设计研究院，硕士，研究方向：控制理论与控制工程。
关键词：IEC 61850；智能化；监控系统；智能变电站
中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0126-02
1 概述
随着供电可靠性和安全性要求的提高及各种技术的推动，智能变电站概念愈发清晰。而智能化一次设备的应用、在线检测方法的发展及计算机网络技术的进步，促使智能变电站成为当今电力的发展趋势。
2 变电站监控系统
变电站监控系统是利用现代电子、计算机、通信和信息处理等技术来实现变电站二次设备的各类功能，对站内设备的运行情况实现控制、监视、测量的一种自动化
系统。
目前，变电站监控系统多采用分层分布体系结构，以数字化和智能化为发展方向，网络技术和计算机技术在监控系统中作用变得更为重要。
3 IEC 61850标准
IEC 61850标准是基于网络通信的变电站自动化系统国际标准，对站内自动化系统进行功能特点定义、系统模型建立和系统层次划分，规范其数据的命名与定义、设备的行为与特征描述、通用语言配置使各类智能设备之间的信息共享和相互操作成为一种可能。IEC 61850标准的核心概念就是要在智能站内建立基于IEC 61850的系统模型。
IEC 61850标准按照站内监控系统要实现的控制、监视和保护等功能提出变电站功能按三层划分的概念：即站控层、间隔层及过程层。其站控层的设备采用100M工业以太网，并按照IEC 61850规约进行系统建模来实现信息传输。目前，IEC 61850标准作为变电站监控系统的权威标准体系，已成为智能变电站实现互操作性和无缝通信的基石。
4 智能变电站监控系统的实现
一次设备的智能化、二次设备的网络化及数据平台的标准化是智能变电站的主要特点。基于上述特征，智能变电站从传统硬电缆接线改变为光纤网络，以网络连接站内各二次设备，因此智能变电站对比常规变电站的主要区别在于二次回路的网络化，这是智能变电站的核心内容。
IEC 61850标准将智能变电站内的数据传输分为若干类型，主要有3类：监控报文（MMS）、采样值报文（SV）和状态报文（GOOSE）。
MMS报文属于不用快速传输的报文，双向传递数据。SV报文和GOOSE报文属于快速传输的报文，单向传递数据。SV报文采用等间隔发送机制，一直以基于采样频率的固定间隔发送。GOOSE报文采用变位发送机制，正常时以最大发送间隔重复发送。
MMS报文一般用来实现保护、测控等装置与监控系统间的信息交互；SV报文则主要用于保护、测控、录波和计量等装置所需的采样值信号，如电流、电压等；而GOOSE报文传递开关量信号，如开入量状态信号、跳合闸信
号等。
IEC 61850标准将监控系统分为三层，即站控层、间隔层、过程层，并约束这三类设备之间的通信服务，它主要包含通信要求、通信协议、信息模型、一致性检测和工程管理等方面内容，且支持各层间的通信，完全可以满足当前智能变电站的要求。
4.1 监控系统结构介绍
4.1.1 过程层。智能变电站的过程层是保护、测控等装置与断路器、互感器等设备的连接点，必须完成控制操作的驱动与执行，在线检测各运行设备的状态参数等
功能。
过程层需完成电气模拟量的采集、输入和基本状态量的输入输出任务，主要为断路器、互感器、合并单元、传感器单元、智能输入输出单元等设备。其控制操作功能主要体现在分合断路器、投切补偿装置、低频低压减载、调节有载变压器的分接头等，且要求能判别命令真伪及合
理性。
4.1.2 间隔层。智能变电站间隔层设备执行一个间隔内与过程层操作有关的任务，如完成本间隔防误锁、实施同期合闸及其他控制、实现一次设备的保护控制、汇总本间隔内各类数据信息等功能，且能按优先级别完成数据采集、控制命令及统计运算等功能。间隔层设备主要为保护、测控、录波等功能性装置，在过程层和站控层之间发挥承上启下的功能以保证数据传输的可靠性。
4.1.3 站控层。智能变电站站控层必须完成人机接口、远方通信、后台信息处理等任务，主要包括运动装置、操作员工作站、工程师站等。变电站站控层接收调度端下达的的控制命令，由间隔层设备和过程层设备去执行；并需汇总站内运行信息，将各类信息以既定规约送向调度端或集控中心。站控层还须具有各类在线功能，如可编程防误闭锁，对间隔层及过程层设备进行维护、组态、修改参数等功能。
4.2 监控系统的网络设计
智能变电站自动化系统为“三层两网”结构，由站控层、间隔层、过程层组成。采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。本文以220kV某变电站为例介绍智能变电站监控系统组网方案。
4.2.1 过程层网络的实现。过程层一般由合并单元、智能终端等构成，主要实现过程层设备、间隔层设备间的连接。过程层网络可传输SV报文和GOOSE报文。SV可采用点对点、独立组网或与GOOSE共同组网的方式实现报文传输；GOOSE可采用点对点、独立组网或与SV共同组网的方式实现报文传输。过程层网络组网形式可以采用共享双网、双套独立双网或双单网。
过程层按单间隔配置交换机时，交换机故障仅影响本间隔，与保护及测控装置的联系只是屏内光纤跳线，可靠性高，但成本较高。过程层按多间隔配置交换机时，交换机故障将影响多个间隔，与各间隔的保护、测控装置联系需经室内电缆沟拉光缆或尾缆实现，各间隔的界面不够清晰，但成本较低。
经综合比较，220kV电压等级SV网和GOOSE网分网设计，均按双套物理独立的单网配置，按间隔配置交换机。
4.2.2 间隔层网络的实现。间隔层由若干二次子系统构成，如保护装置、测控装置、计量表计、故障录波器、安全稳定装置等。当站控层网络失效进，仍可以独立实现间隔层设备的就地监控功能。智能变电站内保护、测控装置和传统装置功能基本一致，但其信息的输入输出采用以太网串行通信来实现，装置内以光电转换接口插件替换原来的模数转换插件。其他无本质差异。
4.2.3 站控层网络的实现。变电站站控层一般由主机兼操作员工作站、远动装置、保护信息管理子站及其它各类在线监测系统构成，形成全站监控管理中心，并与调度端实现通信，主要完成站控层与间隔层间设备的信息交互。站控层网络为双星型拓扑结构，以双网双工方式运行，实现网络无缝切换。站控层网络三网合一、共网运行；MMS传递后台操控命令、告警信息、一次设备状态信息、保护测控动作信息等，GOOSE用于传输五防闭锁信息，SNTP用于站内设备对时。
5 结语
基于一次设备智能化，二次设备网络化和运行管理系统自动化的独特优点，智能变电站实现了各种功能共享统一的信息平台，使变电站新增功能和扩展规模，且光纤取代电缆，电磁兼容性能优越；还能提高测量精度和信号传输的可靠性。总之，基于IEC 61850的智能变电站正成为当今电力发展的主流。
参考文献
[1] 谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC 61850介绍
[J].电网技术，2001，25（9）.
[2] 许林生.浅谈智能变电站自动化技术[J].广东科技，2008，（3）.
[3] 石秀美.浅谈智能变电站中的电气二次设计[J].民营科技，2011，（7）.
[4] 吴国威.智能变电站中信息处理及网络信息安全分
析[J].继电器，2007，35（12）.
作者简介：喻亮（1981—），男，廣西桂林人，供职于广西电力工业勘察设计研究院，硕士，研究方向：控制理论与控制工程。