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摘要：智能电网是一个完整的体系，具备灵活性、可靠性、经济性等特点，且便于运营和管理。智能变电站是智能电网的重要环节之一，终端站更是电网基础运行数据的采集源头和命令的执行单元，对智能电网起支撑作用。在现阶段智能变电站中，二次系统较常规站有很大的变化，不仅增加了设备，而且结构更加复杂。本文针对110kV新关（城东）智能变电站工程的实际情况，主要对智能化二次系统设计原则、网络结构及各层设备的配置进行了介绍，探讨分析了智能变电站设计过程中存在的一些实际问题。
关键词：智能变电站 监控系统 网络结构 智能终端 合并单元
1 概述
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑[1]，是电网基础运行数据的采集源头和命令执行单元，对智能电网起支撑作用。智能变电站设计建设过程中，诸如监控系统配置、二次智能化设备配置、变电站二次网络结构等问题，都是智能变电站建设中需要解决的。针对于具体情况，解决这些问题是智能变电站建设成功的关键。110kV新关（城东）变电站工程是一座开发区的智能变电站。作为电网的末端站，智能化变电站不仅要尽量减少设备的费用，并且需要兼顾保护装置的安全稳定运行。
本文结合110kV新关（城东）变电站工程（有110kV、10kV两个电压等级），就终端负荷站的部分设计内容进行了探讨。
2 变电站二次系统的设计
2.1 建设背景介绍
为满足城东工业园新增负荷，满足园区经济发展和生产运行的要求，故建设110kV新关（城东）变电站。110kV新关（城东）变电站按最终规模建设，安装2台容量为50MVA的主变压器，每台主变低压侧配置2×3600kVar并联电容器组；110kV终期采用外桥接线，10kV采用单母线分段接线。本站已于2012年12月投运。
2.2 设计原则
①本站站按智能化变电站，无人值班设计。
②采用计算机监控系统，配置主机兼操作员站。
③采用分层分布式的网络结构，全站分为站控层、间隔层和过程层。
④整站采用IEC 61850协议，变电站内保护与监控统一组网，数据统一采集处理，资源共享，所有保护故障信息、远动信息不重复采集[2]。
⑤站设置1套公用的时间同步系统，站控层采用SNTP对时，间隔层、过程层设备均采用IRIG-B码对时方式。
2.3 网络结构
整站基于IEC61850标准构建，开关量传输采用GOOSE协议。
对应于分散布置方案，全站三层一网，MMS总线+点对点。
特点如下：
①保护装置采样值采用光纤点对点方式传输，计量电度表采样值采用光纤点对点方式传输。
②各保护直接跳闸，测控、开关位置等均通过点对点传输。
③站控层基于SNTP网络对时，间隔层和过程层设备采用IRIG-B码对时。
④站控层网络（MMS总线）采用单星型以太网。
⑤因变电站主接线形式较为简单，设备配置较少，为降低二次设备造价，减少交换机使用，110kV过程层不组建GOOSE网，GOOSE报文通过点对点传输；10kV不设独立的GOOSE网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。
⑥根据本站目前采样值数据需求，不满足配置SV网络要求，故本站不配置SV网络。
2.4 各层设备配置
2.4.1 过程层设备配置
本站110kV线路、110kV桥、110kV PT、主变本体采
用智能终端合并单元一体化设备，且单套配置；主变110
kV侧、主变10kV侧分别配置两台合并单元、一台智能终端，装置分散安装于就地GIS控制柜或10kV开关柜内；10kV其余间隔不配置智能终端及合并单元。
2.4.2 间隔层设备配置
①保护测控装置配置
a 依据业主要求，主变保护采用主后分开的保护装置；主保护不具备测控功能，后备保护兼容测控功能，组屏放于主控室。
主变非电量保护下放到户外主变本智能组件箱，实现就地采集就地跳闸。
b 110kV采用保护测控一体化装置，组屏放于主控室。
c 10kV线路采用保护测控一体化装置，10kV电容器及所变采用四合一装置（具备保护，测控，计量、录波功能），均安装在开关柜上。
d 全站设一台母线测控装置，实现母线电压的测量和PT刀闸的遥控功能；设一台公用测控装置，以硬接线方式采集非智能化设备的模拟量和开关量信息，上传监控后台。
②计量装置
110kV新关（城东）变电站110kV线路侧、主变110kV侧、主变10kV侧均采用0.5S级数字式电度表，安装于电量采集屏。10kV出现作为关口计量点，电度表采用1+0配置原则，采用0.2S级常规电度表；无功补偿及站变，采用0.5S级常规电度表。
站内设置一台电能量远方终端设备，该设备以RS485串口方式采集全变电站的电量信息，向电能计量管理部门传送信息，并通过协议转换器接入站内MMS网络。
3 设计中遇到问题及分析
3.1 合并单元与智能终端配置问题
依据国家电网公司通用设计规定，110kV变电站中，110kV侧出线与分段（母联）合并单元单套配置，智能终端单套配置；110kV母线配置单套合并单元、智能终端；主变110kV、10kV进线合并单元双套配置，智能终端单套配置。
本站根据实际情况，对合并单元、智能终端配置做出以下优化调整：
①110kV側出线与分段（母联）采用智能组件，同时具备合并单元智能终端功能，单套配置。
②110kV母线采用智能组件，按照母线段分别配置，且均具备并列功能。正常工作时，两套装置同时使用，输出SV采样值为相应母线段电压，分别供给各段母线所带间隔。这样将有效避免一套智能组件故障时，站内全部保护设备均无法取到电压采样值的情况，提高了变电站运行的可靠性。 ③为了满足主变双套保护的独立性、可靠性，设计中未对主变110kV、35kV进线合并单元、智能终端配置做出调整；主变本体采用具有合并单元功能的智能组件，并且兼容本体保护功能。
3.2 主变本体智能组件接入网络问题
主变本体智能组件是一个特殊的装置，具备合并单元、智能终端、主变本体保护三台装置的功能。因此在本工程设计过程中有两种思路，第一，主变本体智能组件直接接入站控层网络；第二，主变智能组件接入过程层网络，在过程层不配置网络时，GOOSE报文点对点接入主变测控装置，SV采样值点对点接入主变保护装置。
两种思路比较：
①主变本体智能组件具备保护功能，可以看做保护装置，并且有部分厂家可以使其兼容测控功能，这就使得主变本体智能组件更加接近于单独的保护测控装置，因此，其信息可以直接上传至后台。主变本体智能组件具备合并单元功能，而站控层网络允许传输GOOSE、SV报文。
②主变本体智能组件作为合并单元和智能终端合一装置，具备智能终端和合并单元的功能。而就现在的智能变电站来说，之所以配置智能组件等过程层设备，原因是国内现有的一次设备不能满足智能站的要求，需要通过增加二次设备来弥补一次设备的不足。因此智能组件不能仅仅看做是光电转换设备，而更重要的是应该将其看做是一次设备的一部分。从长远来看，智能组件所具备的功能将会由一次设备实现，所以不宜直接接入站控层网络。而就现阶段来说，智能变电站均采用分层分布式结构，智能组件作为过程层设备，直接接入站控层网络，有可能对站控层网络稳定造成一定的影响，并且使得整个监控系统的管理不够清晰明确。
通过综合考虑，本站按照第二种思路，主变本体智能组件GOOSE报文点对点接入主变测控装置，SV采样值点对点接入主变保护装置。
3.3 智能组件安装位置选择
本站合并单元与智能终端考虑安装于就地位置，装置安装于就地位置主要由于以下几点：
①本站按照常规配置，采用“合并单元+常规电流（电压）互感器”方式，智能组件安装于就地智能控制柜内，将有效的减少控制电缆的使用量，而且智能组件连线较短，不容易产生误差。
②本站采用户内GIS，智能组件安装于智能控制柜内，配线及装置安装均由GIS厂家完成，减少了端子之间的转接，使装置的可靠性得到有效提高。
③智能组件安装于就地位置，有效的减少了主控室内的屏位数量，减小了主控室面积[3]。
④智能組件虽然是二次设备，但实际上应该属于一次设备的一部分，就地安装显得理所当然。
3.4 母线合并单元与其余间隔合并单元之间的协议
现阶段，国内合并单元厂家常用的SV采样值相互传输协议有两种，一种是IEC61850-9-2协议，另一种是IEC60044-8协议[4]。由于国家电网公司的招标方式时常改变，经常出现各间隔合并单元厂家不一致的情况，有一些厂家的合并单元只能接收IEC61850-9-2协议的数据，而有一些厂家的合并单元只能接收IEC60044-8协议的数据。智能变电站中，各间隔合并单元之间通常会有很多联系光缆，因此，在设计联络会上，必须对其通信协议予以明确，有效避免现场调试时，出现无法通信的情况。本站智能组件均采用单一厂家产品，智能组件之间的SV采样值相互传输协议均采用IEC60044-8协议，有效的避免了上述情况的发生。
4 结语
随着科技的不断进步，越来越多的技术应用到智能电网的建设中。虽然智能化变电站只是智能电网中的一部分，但是其作用是无可替代的。如今，大量的智能变电站正在建设中，设计过程中遇到的问题也在不断的涌现出来。只有不断的解决难题，才能使智能变电站建设的更加完美，使智能化电网得到不断的完善。本文只是对负荷终端智能变电站的二次系统展开了设计分析，对设计过程中遇到的几个问题进行了阐述，要全面建设智能电网，还需要广大电力工作者的共同努力。
参考文献：
[1]变电站智能化改造技术规范（Q/GDW Z414）[S].国家电网公司指导性技术文件，2010.
[2]刘振亚，国家电网公司110（66）kV-750kV智能变电站通用设计[M].北京，中国电力出版社.
[3]陈晓捷，智能变电站合并单元布置方式探讨[J].电力与电工2011，31（3）：44-46.
[4]鄢志平，聂一雄，邓志华.基于IEC 61850的合并单元与二次设备通信研究[J].高压电器，2009，45（2）：27-30.
作者简介：
杨扬（1985-），男，河北石家庄人，助理工程师，主要从事变电工程电气二次设计工作。韩姝娴（1988-），女，河北石家庄人，主要从事水利水电工程设计工作。
关键词：智能变电站 监控系统 网络结构 智能终端 合并单元
1 概述
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑[1]，是电网基础运行数据的采集源头和命令执行单元，对智能电网起支撑作用。智能变电站设计建设过程中，诸如监控系统配置、二次智能化设备配置、变电站二次网络结构等问题，都是智能变电站建设中需要解决的。针对于具体情况，解决这些问题是智能变电站建设成功的关键。110kV新关（城东）变电站工程是一座开发区的智能变电站。作为电网的末端站，智能化变电站不仅要尽量减少设备的费用，并且需要兼顾保护装置的安全稳定运行。
本文结合110kV新关（城东）变电站工程（有110kV、10kV两个电压等级），就终端负荷站的部分设计内容进行了探讨。
2 变电站二次系统的设计
2.1 建设背景介绍
为满足城东工业园新增负荷，满足园区经济发展和生产运行的要求，故建设110kV新关（城东）变电站。110kV新关（城东）变电站按最终规模建设，安装2台容量为50MVA的主变压器，每台主变低压侧配置2×3600kVar并联电容器组；110kV终期采用外桥接线，10kV采用单母线分段接线。本站已于2012年12月投运。
2.2 设计原则
①本站站按智能化变电站，无人值班设计。
②采用计算机监控系统，配置主机兼操作员站。
③采用分层分布式的网络结构，全站分为站控层、间隔层和过程层。
④整站采用IEC 61850协议，变电站内保护与监控统一组网，数据统一采集处理，资源共享，所有保护故障信息、远动信息不重复采集[2]。
⑤站设置1套公用的时间同步系统，站控层采用SNTP对时，间隔层、过程层设备均采用IRIG-B码对时方式。
2.3 网络结构
整站基于IEC61850标准构建，开关量传输采用GOOSE协议。
对应于分散布置方案，全站三层一网，MMS总线+点对点。
特点如下：
①保护装置采样值采用光纤点对点方式传输，计量电度表采样值采用光纤点对点方式传输。
②各保护直接跳闸，测控、开关位置等均通过点对点传输。
③站控层基于SNTP网络对时，间隔层和过程层设备采用IRIG-B码对时。
④站控层网络（MMS总线）采用单星型以太网。
⑤因变电站主接线形式较为简单，设备配置较少，为降低二次设备造价，减少交换机使用，110kV过程层不组建GOOSE网，GOOSE报文通过点对点传输；10kV不设独立的GOOSE网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。
⑥根据本站目前采样值数据需求，不满足配置SV网络要求，故本站不配置SV网络。
2.4 各层设备配置
2.4.1 过程层设备配置
本站110kV线路、110kV桥、110kV PT、主变本体采
用智能终端合并单元一体化设备，且单套配置；主变110
kV侧、主变10kV侧分别配置两台合并单元、一台智能终端，装置分散安装于就地GIS控制柜或10kV开关柜内；10kV其余间隔不配置智能终端及合并单元。
2.4.2 间隔层设备配置
①保护测控装置配置
a 依据业主要求，主变保护采用主后分开的保护装置；主保护不具备测控功能，后备保护兼容测控功能，组屏放于主控室。
主变非电量保护下放到户外主变本智能组件箱，实现就地采集就地跳闸。
b 110kV采用保护测控一体化装置，组屏放于主控室。
c 10kV线路采用保护测控一体化装置，10kV电容器及所变采用四合一装置（具备保护，测控，计量、录波功能），均安装在开关柜上。
d 全站设一台母线测控装置，实现母线电压的测量和PT刀闸的遥控功能；设一台公用测控装置，以硬接线方式采集非智能化设备的模拟量和开关量信息，上传监控后台。
②计量装置
110kV新关（城东）变电站110kV线路侧、主变110kV侧、主变10kV侧均采用0.5S级数字式电度表，安装于电量采集屏。10kV出现作为关口计量点，电度表采用1+0配置原则，采用0.2S级常规电度表；无功补偿及站变，采用0.5S级常规电度表。
站内设置一台电能量远方终端设备，该设备以RS485串口方式采集全变电站的电量信息，向电能计量管理部门传送信息，并通过协议转换器接入站内MMS网络。
3 设计中遇到问题及分析
3.1 合并单元与智能终端配置问题
依据国家电网公司通用设计规定，110kV变电站中，110kV侧出线与分段（母联）合并单元单套配置，智能终端单套配置；110kV母线配置单套合并单元、智能终端；主变110kV、10kV进线合并单元双套配置，智能终端单套配置。
本站根据实际情况，对合并单元、智能终端配置做出以下优化调整：
①110kV側出线与分段（母联）采用智能组件，同时具备合并单元智能终端功能，单套配置。
②110kV母线采用智能组件，按照母线段分别配置，且均具备并列功能。正常工作时，两套装置同时使用，输出SV采样值为相应母线段电压，分别供给各段母线所带间隔。这样将有效避免一套智能组件故障时，站内全部保护设备均无法取到电压采样值的情况，提高了变电站运行的可靠性。 ③为了满足主变双套保护的独立性、可靠性，设计中未对主变110kV、35kV进线合并单元、智能终端配置做出调整；主变本体采用具有合并单元功能的智能组件，并且兼容本体保护功能。
3.2 主变本体智能组件接入网络问题
主变本体智能组件是一个特殊的装置，具备合并单元、智能终端、主变本体保护三台装置的功能。因此在本工程设计过程中有两种思路，第一，主变本体智能组件直接接入站控层网络；第二，主变智能组件接入过程层网络，在过程层不配置网络时，GOOSE报文点对点接入主变测控装置，SV采样值点对点接入主变保护装置。
两种思路比较：
①主变本体智能组件具备保护功能，可以看做保护装置，并且有部分厂家可以使其兼容测控功能，这就使得主变本体智能组件更加接近于单独的保护测控装置，因此，其信息可以直接上传至后台。主变本体智能组件具备合并单元功能，而站控层网络允许传输GOOSE、SV报文。
②主变本体智能组件作为合并单元和智能终端合一装置，具备智能终端和合并单元的功能。而就现在的智能变电站来说，之所以配置智能组件等过程层设备，原因是国内现有的一次设备不能满足智能站的要求，需要通过增加二次设备来弥补一次设备的不足。因此智能组件不能仅仅看做是光电转换设备，而更重要的是应该将其看做是一次设备的一部分。从长远来看，智能组件所具备的功能将会由一次设备实现，所以不宜直接接入站控层网络。而就现阶段来说，智能变电站均采用分层分布式结构，智能组件作为过程层设备，直接接入站控层网络，有可能对站控层网络稳定造成一定的影响，并且使得整个监控系统的管理不够清晰明确。
通过综合考虑，本站按照第二种思路，主变本体智能组件GOOSE报文点对点接入主变测控装置，SV采样值点对点接入主变保护装置。
3.3 智能组件安装位置选择
本站合并单元与智能终端考虑安装于就地位置，装置安装于就地位置主要由于以下几点：
①本站按照常规配置，采用“合并单元+常规电流（电压）互感器”方式，智能组件安装于就地智能控制柜内，将有效的减少控制电缆的使用量，而且智能组件连线较短，不容易产生误差。
②本站采用户内GIS，智能组件安装于智能控制柜内，配线及装置安装均由GIS厂家完成，减少了端子之间的转接，使装置的可靠性得到有效提高。
③智能组件安装于就地位置，有效的减少了主控室内的屏位数量，减小了主控室面积[3]。
④智能組件虽然是二次设备，但实际上应该属于一次设备的一部分，就地安装显得理所当然。
3.4 母线合并单元与其余间隔合并单元之间的协议
现阶段，国内合并单元厂家常用的SV采样值相互传输协议有两种，一种是IEC61850-9-2协议，另一种是IEC60044-8协议[4]。由于国家电网公司的招标方式时常改变，经常出现各间隔合并单元厂家不一致的情况，有一些厂家的合并单元只能接收IEC61850-9-2协议的数据，而有一些厂家的合并单元只能接收IEC60044-8协议的数据。智能变电站中，各间隔合并单元之间通常会有很多联系光缆，因此，在设计联络会上，必须对其通信协议予以明确，有效避免现场调试时，出现无法通信的情况。本站智能组件均采用单一厂家产品，智能组件之间的SV采样值相互传输协议均采用IEC60044-8协议，有效的避免了上述情况的发生。
4 结语
随着科技的不断进步，越来越多的技术应用到智能电网的建设中。虽然智能化变电站只是智能电网中的一部分，但是其作用是无可替代的。如今，大量的智能变电站正在建设中，设计过程中遇到的问题也在不断的涌现出来。只有不断的解决难题，才能使智能变电站建设的更加完美，使智能化电网得到不断的完善。本文只是对负荷终端智能变电站的二次系统展开了设计分析，对设计过程中遇到的几个问题进行了阐述，要全面建设智能电网，还需要广大电力工作者的共同努力。
参考文献：
[1]变电站智能化改造技术规范（Q/GDW Z414）[S].国家电网公司指导性技术文件，2010.
[2]刘振亚，国家电网公司110（66）kV-750kV智能变电站通用设计[M].北京，中国电力出版社.
[3]陈晓捷，智能变电站合并单元布置方式探讨[J].电力与电工2011，31（3）：44-46.
[4]鄢志平，聂一雄，邓志华.基于IEC 61850的合并单元与二次设备通信研究[J].高压电器，2009，45（2）：27-30.
作者简介：
杨扬（1985-），男，河北石家庄人，助理工程师，主要从事变电工程电气二次设计工作。韩姝娴（1988-），女，河北石家庄人，主要从事水利水电工程设计工作。