2.4　站控层设备

智能变电站站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能质量采集、保护信息管理等相关功能。

智能变电站站控层在完成变电站的遥信、遥测、遥控、遥调基本功能的同时，应具备程序化操作、保护故障信息系统、一体化信息平台及其高级应用等功能。

常规变电站与智能变电站站控层的主要区别如下：

（1）常规站保护装置站控层规约多为私有规约，保护装置无法与监控后台通信，保护装置只能和同厂家的保护管理机通信。

（2）常规站站控层多采用IEC 103规约。

（3）常规变电站无法实现远方切换定值区、远方修改定值、远方投退功能软压板，无法实现程序化控制。

（4）常规变电站没有一体化信息平台及其高级应用功能。

（5）智能变电站站控层基于IEC 61850统一建模，能够实现监控后台、保护信息子站与间隔层设备之间的互操作。

（6）智能变电站可以实现远方切换定值区、远方修改定值、远方投退功能软压板的功能，可以实现程序化控制。

（7）智能变电站具备一体化信息平台及其高级应用功能。

智能变电站站控层典型网络结构如图2.11所示，在通信规约层面上主要使用特定通信服务映射对MMS的映射，使用《工业自动化系统制造报文规范》（GB 16720—2005）作为实现在《电力自动化通信网络和系统 第7-2部分：基本信息和通信结构 抽象通信服务接口（ACSI）》（DL/T 860.72—2013）、《电力自动化通信网络和系统 第7-3部分：基本通信结构 公用数据类》（DL/T 860.73—2013）和《电力自动化通信网络和系统 第7-4部分：基本通信结构 兼容逻辑节点类和数据类》（DL/T 860.74—2014）中规定的服务、对象和算法的机制和规则。该协议实现了从ACSI到MMS的映射，规定了使用MMS的概念、对象和服务，实现ACSI的概念、对象和服务。该映射使得不同生产厂商实现功能之间的互操作。

站控层包括监控主机、微机五防工作站、远动通信机、打印机、保护信息管理装置、时钟同步装置等。站控层设现场总线或局域网，实现各主机之间、监控主机与间隔层之间的信息交换。站控层的主要任务如下：

（1）通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库。

（2）将有关数据信息送往电网调度或控制中心。

（3）接受电网调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行。

（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能。

（5）具有（或备有）站内当地监控、人机联系功能，显示、操作、打印、告警等功能以及图像、声音等多媒体功能。

（6）具有对间隔层、过程层设备在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。

站控层的数字化（采用IEC 61850）技术已经基本成熟，应充分利用IEC 61850的特有优势，建立统一模型和配置文件规范，有利于全站信息化，实现GOOSE联闭锁和实现程序化操作，在保证安全性的前提下，大大提高工作效率，为智能变电站监控一体化创造条件。

后台监控系统调试工作主要包括定值召唤、软压板投切、断路器控制等操作，可以实现后台对保护装置的远方控制。定值召唤可将保护定值召至后台监控系统，实现定值的在线召唤；软压板投切实现远方投退软压板的功能；断路器控制实现断路器的远方分合。

保护子站后台调试工作主要包括调阅事故简报、调阅录波文件、日志功能。