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0 前言
围绕“节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流”的核心理念，深入学习总结提炼已投运试点工程经验，在智能变电站设计上进一步优化集成，逐步提高智能变电站设备集成度、成熟度及经济合理性。结合结合近期完成的220kV南蔡变、九墩变、邳州南等智能化变电站工程实践经验，介绍二次系统集成优化设计方案，供大家参考。
1 变电站自动化系统网络优化
从数字化变电站试点到当前的智能化变电站，自动化系统的核心都是IEC 61850标准体系。IEC 61850描述的变电站自动化系统采用分层分布式结构，从逻辑上分为三层：站控层、间隔层和过程层，各地各电压等级的试点智能变电站还没有形成一个相对标准的组网方案，现阶段国内试点站的组网方案基本上是三种方式：站控层/间隔层以太网+SV总线+GOOSE总线+B码对时；站控层/间隔层以太网+SV点对点+GOOSE总线+B码对时；站控层/间隔层以太网+SV与GOOSE共网+IEEE1588对时，加上“保护直采直跳”。在“试点先行”阶段，各地各电压等级的智能变电站也没有形成一个相对标准的组网方案，较为普遍的“点对点直采直跳+SV网+GOOSE网”的方案，SV与GOOSE总线统一组网未能达到二次设备优化集成和网络化的最终目的，光缆接线多而复杂，数量与常规站电缆相当，加上ODF及熔接费用，电缆投资较大。SV+GOOSE共网在技术上是可行的。保测一体化、合并单元及智能终端一体化整合后，直采用直跳报文共用一对端口传输，既满足直采直跳的要求，又达到与网络跳闸一样简化网络、减少光缆的目的。
SV与GOOSE共网已是大势所趋。从技术经济角度分析，有以下几个原因可以说明物理共网传输方式是行的，也是必要的。分析如下：① “保护直采直跳”的大前提不变，站内过程层网络对继电保护的影响已降到最小，仅余下“保护启动母差、失灵”及“保护跨间隔跳母联、母分”两项GOOSE信息在网络上传输。② GOOSE信息采用了特有的发布/订阅机有完善的超时重传机制，GOOSE数据量和占用带宽的比例都是很小的，共网传输后的通信性能和单独组网方式，无论SV值和GOOSE信息都不会有明显差别。③ 过程层传输的信息除了SV采样值和GOOSE信息外，还有少量辅助信息，如对时信息、网络设备管理信息等，这些信用各自独立的物理通道后，技术实现和运行维不方便。④ 采用共网传输方案后，可以在保证性能的前提下，省掉大量的网络通信设备，如工业交换机，对于变电站降低投资成本，加快推广应用重要意义。⑤ 采用共网传输方案后，网络化保护及控制电压切换、PT并列等辅助功能实现起来更加便捷。⑥ 网络通信技术的飞速发展也揭示着千兆网络通信速率、更低成本的应用方案的实用化，多种信息共网综合传输是大势所趋。采用合并单元与智能终端合一装置使SV与GOOSE信息一起物理共网传输成为必然选择。当合并单元与智能终端分开配置时，所需的过程层交换机端口数量翻倍，交换机和光缆的成本增加，因此必需考虑组SV网的经济性。合并单元与智能终端合一装置采用同一光接口接入过程层网络，SV与GOOSE从硬件源头上已经彻底共网。
网络结构优化方案：采用“三层两网”模式，站控层/间隔层MMS网采用双星形结构，GOOSE网和SV网合并，与IEC 61588信息共网传输；220kV配置双套星形网络；110kV除主变进线外配置星形单网；单套配置的测控装置跨接双网。
交换机配置：220kV交换机按单间隔配置，110kV交换机按双间隔配置，和组屏方式保持一致，并优化间隔交换机光口数量；主变不设独立交换机，通过主变保护连接不同电压等级网段；母联交换机、中心交换机配置优化。采用VLAN方式进行流量控制，保证网络快速性和可靠性；针对工程实践中网络运行状况难以监视的问题，结合硬接点和基于管理VLAN的交换机状态监视，在不增加投资的情况下，实现交换机设备运行状态的可视化。
单测控跨双网并不会同时对双网造成影响，相反通过双网冗余技术，反而会提高可靠性。多间隔配一台16口交换机，采用冗余双网，可靠性可以满足要求，相比于每面保护柜配置一台交换机，可大量减少交换机台数，节省大量投资。
2 二次设备功能整合与配置优化
通过整合系统功能，加强专业间融合，利用数据采集数字化和信息共享，提高装置集成度。随着调控一体化管理模式试点的深入及二次安全防护措施的完善，一体化信息平台应为变电站内统一的、唯一的信息平台。逐步整合变电站自动化系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统的独立后台主机，将其功能融入一体化信息平台，实现全景数据监测与高级应用功能。保护装置、测控装置除检修压板外，其余压板均应采用软压板；智能终端应设置相应的断路器出口硬压板。二次装置失电告警信号通过硬接点方式发送测控装置，其余告警信号可通过网络报文方式上送，每面柜内各装置失电告警信号并接后发送测控装置。实现站控层信息一体化，顺控操作、源端维护、设备状态可视化、智能告警、故障信息综合分析决策、经济运行及优化控制、状态检修、辅助系统综合运行与监视。一体化信息应包括站端的SCADA实时数据，保护信息、安稳、状态监测、计量系统和辅助系统结果信息等准实时与非实时数据。在信息一体化的基础上，实现运行管理、调度控制、运行监视、辅助系统应用和信息综合分析与智能告警五大应用功能，各项功能通过标准数据总线和接口，实现信息的交换和流转。
1）站控层监控主机集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站功能，高级应用功能等。不再配置专用的微机五防系统，不再设置保护及故障信息子站，不设置低频低压减负荷装置、不设置备用电源自动投入装置，其功能均由变电站自动化系统实现。
2）220kV及110kV线路、母联采用保护、测控功能一体化装置。经过整合，节省装置投资、组柜数量、交换机数量，而且简化网络结构，减少运行维护工作量和建筑面积。
3）主变测控配置优化：将主变三侧测控和本体测控按网络结构优化成两套，其中一套测控装置实现主变高压侧测控及主变本体测控功能，另一套测控装置实现主变中压侧测控及主变低压测控功能。既充分利用了现有测控装置可处理多间隔数据的能力，又保持了220kV、110kV过程层网络在物理上的独立。
4）合并单元与智能终端一体化装置：减少装置和网络交换机的数量，为简化网络结构和进一步提高二次设备集成度创造条件；同时在不增加网络的复杂性的情况下，可实现“直采直跳”，提高可靠性。
5）站用一体化电源优化：优化自动切换配置，对交流供电可靠性要求较高的设备在电源末端设置ATS实现自动切换，取消站用变低压侧的自动切换装置，回路简单可靠，同时避免多重ATS时限失配造成重复动作，节省设备投资。简化一体化电源系统开关状态采集，取消交直流馈线采集模块，仅需实现脱扣报警。
6）故障录波与网络分析仪整合：故根据对故障录波、网络分析仪共性的分析，两者数据源、功能性质一致，将故障录波、网络分析仪整合。减少相关软、硬件的配置和二次屏柜的数量，节约运行维护费用。
7）优化电流互感器二次绕组配置，实际应用中及少有互感器的二次绕组故障，二次绕组数量多可靠性不一定就高。两套主保护应分别接入电流互感器的不同二次绕组，后备保护与主保护共用二次绕组；故障录波器与保护共用一个二次绕组；故障测距装置与合并单元串接共用保护用二次绕组；测量、计量宜共用二次绕组。
8）推荐220kV和110kV部分独立配置数字电能表，与保护测控装置集成布置；10kV部分采用多功能合一装置，取消了常规电能表，如计量关口时，可增加常规电能表。减少了电表屏位数量，光缆连接更简洁，具有明显的经济技术效益，可作为今后智能变电站数字计量系统的参考依据。
二次设备的集成整合，体现了全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的特征，是智能变电站发展的必然结果。
3 状态监测系统配置优化
本着“安全可靠、技术先进、合理造价、性能价格比最优和适宜推广”的原则，在广泛调研和工程实践的基础上，提出了一次设备在线监测的优化方案。
围绕“节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流”的核心理念，深入学习总结提炼已投运试点工程经验，在智能变电站设计上进一步优化集成，逐步提高智能变电站设备集成度、成熟度及经济合理性。结合结合近期完成的220kV南蔡变、九墩变、邳州南等智能化变电站工程实践经验，介绍二次系统集成优化设计方案，供大家参考。
1 变电站自动化系统网络优化
从数字化变电站试点到当前的智能化变电站，自动化系统的核心都是IEC 61850标准体系。IEC 61850描述的变电站自动化系统采用分层分布式结构，从逻辑上分为三层：站控层、间隔层和过程层，各地各电压等级的试点智能变电站还没有形成一个相对标准的组网方案，现阶段国内试点站的组网方案基本上是三种方式：站控层/间隔层以太网+SV总线+GOOSE总线+B码对时；站控层/间隔层以太网+SV点对点+GOOSE总线+B码对时；站控层/间隔层以太网+SV与GOOSE共网+IEEE1588对时，加上“保护直采直跳”。在“试点先行”阶段，各地各电压等级的智能变电站也没有形成一个相对标准的组网方案，较为普遍的“点对点直采直跳+SV网+GOOSE网”的方案，SV与GOOSE总线统一组网未能达到二次设备优化集成和网络化的最终目的，光缆接线多而复杂，数量与常规站电缆相当，加上ODF及熔接费用，电缆投资较大。SV+GOOSE共网在技术上是可行的。保测一体化、合并单元及智能终端一体化整合后，直采用直跳报文共用一对端口传输，既满足直采直跳的要求，又达到与网络跳闸一样简化网络、减少光缆的目的。
SV与GOOSE共网已是大势所趋。从技术经济角度分析，有以下几个原因可以说明物理共网传输方式是行的，也是必要的。分析如下：① “保护直采直跳”的大前提不变，站内过程层网络对继电保护的影响已降到最小，仅余下“保护启动母差、失灵”及“保护跨间隔跳母联、母分”两项GOOSE信息在网络上传输。② GOOSE信息采用了特有的发布/订阅机有完善的超时重传机制，GOOSE数据量和占用带宽的比例都是很小的，共网传输后的通信性能和单独组网方式，无论SV值和GOOSE信息都不会有明显差别。③ 过程层传输的信息除了SV采样值和GOOSE信息外，还有少量辅助信息，如对时信息、网络设备管理信息等，这些信用各自独立的物理通道后，技术实现和运行维不方便。④ 采用共网传输方案后，可以在保证性能的前提下，省掉大量的网络通信设备，如工业交换机，对于变电站降低投资成本，加快推广应用重要意义。⑤ 采用共网传输方案后，网络化保护及控制电压切换、PT并列等辅助功能实现起来更加便捷。⑥ 网络通信技术的飞速发展也揭示着千兆网络通信速率、更低成本的应用方案的实用化，多种信息共网综合传输是大势所趋。采用合并单元与智能终端合一装置使SV与GOOSE信息一起物理共网传输成为必然选择。当合并单元与智能终端分开配置时，所需的过程层交换机端口数量翻倍，交换机和光缆的成本增加，因此必需考虑组SV网的经济性。合并单元与智能终端合一装置采用同一光接口接入过程层网络，SV与GOOSE从硬件源头上已经彻底共网。
网络结构优化方案：采用“三层两网”模式，站控层/间隔层MMS网采用双星形结构，GOOSE网和SV网合并，与IEC 61588信息共网传输；220kV配置双套星形网络；110kV除主变进线外配置星形单网；单套配置的测控装置跨接双网。
交换机配置：220kV交换机按单间隔配置，110kV交换机按双间隔配置，和组屏方式保持一致，并优化间隔交换机光口数量；主变不设独立交换机，通过主变保护连接不同电压等级网段；母联交换机、中心交换机配置优化。采用VLAN方式进行流量控制，保证网络快速性和可靠性；针对工程实践中网络运行状况难以监视的问题，结合硬接点和基于管理VLAN的交换机状态监视，在不增加投资的情况下，实现交换机设备运行状态的可视化。
单测控跨双网并不会同时对双网造成影响，相反通过双网冗余技术，反而会提高可靠性。多间隔配一台16口交换机，采用冗余双网，可靠性可以满足要求，相比于每面保护柜配置一台交换机，可大量减少交换机台数，节省大量投资。
2 二次设备功能整合与配置优化
通过整合系统功能，加强专业间融合，利用数据采集数字化和信息共享，提高装置集成度。随着调控一体化管理模式试点的深入及二次安全防护措施的完善，一体化信息平台应为变电站内统一的、唯一的信息平台。逐步整合变电站自动化系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统的独立后台主机，将其功能融入一体化信息平台，实现全景数据监测与高级应用功能。保护装置、测控装置除检修压板外，其余压板均应采用软压板；智能终端应设置相应的断路器出口硬压板。二次装置失电告警信号通过硬接点方式发送测控装置，其余告警信号可通过网络报文方式上送，每面柜内各装置失电告警信号并接后发送测控装置。实现站控层信息一体化，顺控操作、源端维护、设备状态可视化、智能告警、故障信息综合分析决策、经济运行及优化控制、状态检修、辅助系统综合运行与监视。一体化信息应包括站端的SCADA实时数据，保护信息、安稳、状态监测、计量系统和辅助系统结果信息等准实时与非实时数据。在信息一体化的基础上，实现运行管理、调度控制、运行监视、辅助系统应用和信息综合分析与智能告警五大应用功能，各项功能通过标准数据总线和接口，实现信息的交换和流转。
1）站控层监控主机集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站功能，高级应用功能等。不再配置专用的微机五防系统，不再设置保护及故障信息子站，不设置低频低压减负荷装置、不设置备用电源自动投入装置，其功能均由变电站自动化系统实现。
2）220kV及110kV线路、母联采用保护、测控功能一体化装置。经过整合，节省装置投资、组柜数量、交换机数量，而且简化网络结构，减少运行维护工作量和建筑面积。
3）主变测控配置优化：将主变三侧测控和本体测控按网络结构优化成两套，其中一套测控装置实现主变高压侧测控及主变本体测控功能，另一套测控装置实现主变中压侧测控及主变低压测控功能。既充分利用了现有测控装置可处理多间隔数据的能力，又保持了220kV、110kV过程层网络在物理上的独立。
4）合并单元与智能终端一体化装置：减少装置和网络交换机的数量，为简化网络结构和进一步提高二次设备集成度创造条件；同时在不增加网络的复杂性的情况下，可实现“直采直跳”，提高可靠性。
5）站用一体化电源优化：优化自动切换配置，对交流供电可靠性要求较高的设备在电源末端设置ATS实现自动切换，取消站用变低压侧的自动切换装置，回路简单可靠，同时避免多重ATS时限失配造成重复动作，节省设备投资。简化一体化电源系统开关状态采集，取消交直流馈线采集模块，仅需实现脱扣报警。
6）故障录波与网络分析仪整合：故根据对故障录波、网络分析仪共性的分析，两者数据源、功能性质一致，将故障录波、网络分析仪整合。减少相关软、硬件的配置和二次屏柜的数量，节约运行维护费用。
7）优化电流互感器二次绕组配置，实际应用中及少有互感器的二次绕组故障，二次绕组数量多可靠性不一定就高。两套主保护应分别接入电流互感器的不同二次绕组，后备保护与主保护共用二次绕组；故障录波器与保护共用一个二次绕组；故障测距装置与合并单元串接共用保护用二次绕组；测量、计量宜共用二次绕组。
8）推荐220kV和110kV部分独立配置数字电能表，与保护测控装置集成布置；10kV部分采用多功能合一装置，取消了常规电能表，如计量关口时，可增加常规电能表。减少了电表屏位数量，光缆连接更简洁，具有明显的经济技术效益，可作为今后智能变电站数字计量系统的参考依据。
二次设备的集成整合，体现了全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的特征，是智能变电站发展的必然结果。
3 状态监测系统配置优化
本着“安全可靠、技术先进、合理造价、性能价格比最优和适宜推广”的原则，在广泛调研和工程实践的基础上，提出了一次设备在线监测的优化方案。