智能故障信息系统（以下简称系统）负责在电网故障时故障信息的采集和分析工作，为运行调度人员提供准确的故障诊断，以利于故障的快速处理，减少故障造成的损失。如图1所示，系统可分为主站、分站和子站的三层结构。其中子站安装在变电站内，负责数据采集和预处理任务。

在分析了智能电网对故障信息系统子站（以下简称子站）装置新需求的基础上，本文提出了一种基于CPCI总线的嵌入式装置作为子站的硬件平台，该硬件平台具有易扩展、功能强、兼容性好等特点，能满足新一代子站对硬件的要求。

1 子站硬件的现状及要求

智能电网的提出对子站提出了更高的要求。智能电网的目标是依靠先进的计算机控制技术，通过发输配用各个环节将电力精确输送给用户，提高能源的利用效率和能源供应的安全水平。智能电网要求调度系统对故障具有快速响应能力，在短时间内得到故障的详细情况，制定相应的控制决策，正因如此，传统的人工处理方式无法满足智能电网的需求。

智能电网技术提高了变电站的观测能力，子站在故障发生时需要处理的数据量显著提升，同时智能电网的渐进实施使得子站硬件必须能够兼容传统装置的接入，这就需要采用功能强大又可灵活组态的子站硬件以完成变电站层的故障信息采集和智能预处理任务。

数字化变电站是实现智能电网的基础，其遵循的新一代通信标准IEC61850指出变电站内的装置应满足互操作性，并最终实现不同厂家装置具备互换性。目前变电站内的硬件装置分为两大类：一类是工控机（IPC），另一类是各厂家自行开发的装置。这两类装置都无法完全满足智能电网对子站硬件的要求，这体现在以下几个方面：

1）工控机存在着功耗大、扩展困难、旋转配件易损耗等缺点。而各厂家自行开发的装置虽然多数采用了总线技术并以插件形式使装置具备了一定的扩展性，但厂家自定义的背板总线和插件没有遵循相同的国际标准，限制了各个厂家装置之间的通用性，装置无法做到插件级互换。

2）变电站内不同的硬件造成了变电站工程实施的复杂性。由于硬件原理和操作方法差别大，在变电站施工以及维护过程中用户必须熟悉不同厂家不同型号装置的硬件配置方法和性能指标，这增加了施工难度，提高了出错概率，降低了可靠性。

3）变电站内厂家自开发装置软件和硬件关联

程度高，造成软件硬件分离困难。用户只能从少数几个行业厂家采购硬件，不仅采购成本高，而且无法选购非行业厂家生产的先进技术设备，硬件升级缓慢，不能适应智能电网时代对大数据量、高可靠等不断增长的需要。

4）在电力技术发展的过程中，新老装置并存的局面将长期存在，对硬件的性能改进和新功能开发也将持续进行。由于工控机和厂家自定义装置硬件接口固定，扩展能力较差，因此在升级过程中经常整体更换，这增加了用户成本而且容易造成装置工作不稳定。

2 CPCI技术介绍

Compact PCI（Compact Peripheral ComponenTInterconnect，CPCI），是PCI国际工业计算机制造者联合会（PCI Industrial Computer Manufacturer’s Group，PICMG）于1994提出来的一种总线接口标准，是以PCI电气规范为标准的高性能工业用总线。一个CPCI系统由一个或多个CPCI总线段组成。每个总线段又由8个CPCI插槽组成（33 MHz情况），每个CPCI总线段包括一个系统槽和最多7个外围设备槽。图2给出了一个33 MHz的CPCI总线段结构图。

在电网智能故障系统中CPCI的应用

图2 一个CPCI总线段结构图

与IPC相比，CPCI系统具有明显的优势：

1）CPCI系统采用欧洲卡结构，具有较好的散热性能和抗振动冲击能力。CPCI板卡上的ESD（Electro．StaTIc Discharge）静电导出条可以满足电磁兼容性要求。同时CPCI总线标准定义的冗余设计、故障切换和故障管理等内容，非常符合IEC61850标准中系统的可扩展性、高可靠性要求，和IEC61850的模块化概念吻合。

2）CPCI系统以针孔连接器代替金手指，CPCI卡通过连接器固定在背板上，顶端和底部均有导轨支持，即使在剧烈的冲击和震动场合，也能保证持久连接而不会接触不良。安装、更换CPCI板卡非常简单。此外，CPCI系统引脚长短针交错以支持热插拔功能。

3）CPCI系统具有足够的带宽，如PICMG 2．x版本在64位／66 M总线接口下能提供每秒高达512 MB的带宽，而PICMG 3．0版本总线速度可达每秒2 Tb以上。

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