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【摘要】本文根据某110 kV变电站智能化建设实例，主要阐述了智能变电站网络结构和监控系统的配置。结合智能化变电站的理论概念和该110 kV变电站的实际配置，从工程的角度对智能化变电站进行了具体的分析，详细论述了智能变电站设计过程中所遇到的合并单元与智能终端的配置及安装位置、主变本体智能组件接入网络、合并单元之间的传输协议等实际问题，为今后的智能化变电站设计提供帮助，也为广大工程设计工作者提供参考。
【关键词】智能变电站；监控系统；网络结构；智能终端；合并单元
引言
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，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。合理地设计变电站网络结构，不仅可以保证各种保护控制功能的实现，对整个电力系统的安全稳定运行具有重要意义。
1.工程介绍
某110kV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。
2. 变电站二次系统的设计
2.1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；
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。
2.2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） 保护装置计量电度表采样值采用光纤点对点方式传输。
2） 各保护直及接跳闸、测控、开关位置等GOOSE报文均通过点对点传输。
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，110kV过程层不组建GOOSE网，GOOSE报文通过点对点传输；10kV不配置GOOSE网络。
2.3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110kV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
1）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。
2）110kV采用保护测控一体化装置，组屏放于主控室。
3）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。
4）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
该变电站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：
1）110kV侧出线与分段（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。
2）110kV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。
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。
从长远来看，智能组件所具备的功能将会由一次设备实现，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。
因此主变本体智能组件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，是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，减小的主控室面积。
3.4母线合并单元与其余间隔合并单元之间的协议
IEC61850 为数字化变电站提供了一套完整的信息描述和访问规范，使得不同厂家的智能电子设备具有互操作性。但是SV采样值在合并单元之间传输过程时，仍旧存在一些问题。
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。为了方便施工及运行，在设计联络会上，必须对其通信协议予以明确。
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为IEC60044-8协议。
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。智能变电站是智能电网的重要环节，其建设将对变电站的设计、管理、检测和运行维护带来巨大变革。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。
参考文献：
[1] 变电站智能化改造技术规范（Q/GDW Z414）
[2] 朱林，陈金富，段献忠. 数字化变电站冗余体系结构的改进及其
可靠性和经济性评估. 电工技术学报， 2009.
[3] 刘振亚.国家电网公司110（66）kV-750kV智能变电站通用设计.
[4]宋丽君，王若醒，等. GOOSE 机制分析、实现及其在数字化变电站中的应用.电力系统保护与控制，2009.
[5] 陈晓捷，智能变电站合并单元布置方式探讨.电力与电工2011.
[6] 谭文恕，变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍.电网技术，2001，.
【关键词】智能变电站；监控系统；网络结构；智能终端；合并单元
引言
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，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。合理地设计变电站网络结构，不仅可以保证各种保护控制功能的实现，对整个电力系统的安全稳定运行具有重要意义。
1.工程介绍
某110kV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。
2. 变电站二次系统的设计
2.1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；
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。
2.2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） 保护装置计量电度表采样值采用光纤点对点方式传输。
2） 各保护直及接跳闸、测控、开关位置等GOOSE报文均通过点对点传输。
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，110kV过程层不组建GOOSE网，GOOSE报文通过点对点传输；10kV不配置GOOSE网络。
2.3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110kV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
1）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。
2）110kV采用保护测控一体化装置，组屏放于主控室。
3）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。
4）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
该变电站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：
1）110kV侧出线与分段（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。
2）110kV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。
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。
从长远来看，智能组件所具备的功能将会由一次设备实现，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。
因此主变本体智能组件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，是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，减小的主控室面积。
3.4母线合并单元与其余间隔合并单元之间的协议
IEC61850 为数字化变电站提供了一套完整的信息描述和访问规范，使得不同厂家的智能电子设备具有互操作性。但是SV采样值在合并单元之间传输过程时，仍旧存在一些问题。
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。为了方便施工及运行，在设计联络会上，必须对其通信协议予以明确。
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为IEC60044-8协议。
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。智能变电站是智能电网的重要环节，其建设将对变电站的设计、管理、检测和运行维护带来巨大变革。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。
参考文献：
[1] 变电站智能化改造技术规范（Q/GDW Z414）
[2] 朱林，陈金富，段献忠. 数字化变电站冗余体系结构的改进及其
可靠性和经济性评估. 电工技术学报， 2009.
[3] 刘振亚.国家电网公司110（66）kV-750kV智能变电站通用设计.
[4]宋丽君，王若醒，等. GOOSE 机制分析、实现及其在数字化变电站中的应用.电力系统保护与控制，2009.
[5] 陈晓捷，智能变电站合并单元布置方式探讨.电力与电工2011.
[6] 谭文恕，变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍.电网技术，2001，.