智能一次设备的选择应用

长春南500kV 变电站工程 设计竞赛投标文件 智能一次设备的选择应用专题报告

长春南500kV 变电站工程

设计竞赛投标文件

第3卷 竞赛投标技术文件

第3分卷 专题报告及建议

第二册 智能一次设备的选择应用

二○○九年十月

0 引 言

智能电网以及数字化变电站是电力工业将来的发展方向，国家电网已经确定了中国的智能电网发展模式，将其定义为坚强智能电网，涵盖发电、调度、输变电、配电和用户各个环节，在坚强电网基础上实现电网的信息化、数字化、自动化、互动化是坚强智能电网的“智能”含义。

中国电网智能化的建设其实已经在进行一些试点建设，目前已经有多座数字化变电站投入运行，积累了一些运行经验。只不过并未冠以“智能电网”的名称，目前可以算是智能电网的雏形。建设统一坚强的智能电网，设备制造是关键，目前，我国的二次设备制造业进步很快，对IEC61850的运用，在国际上都做出了突出贡献，弥补了许多国际上对61850定义的空白，二次设备基本实现了智能化、网络化。但是，一次设备智能化是智能电网的瓶颈，严格意义上的先进的智能化一次设备仍然处于研发阶段，未能投入应用，缺少运行经验。

本次工程设计，本着促进企业发展，推动技术进步的宗旨，在与设备制造商、运行单位的深入探讨的基础上，对长春南500kV 变电站智能一次设备的设计、制造提出一些原则和方案。在本专题中，结合已建数字化变电站工程的经验和不足，阐述在本工程中的智能一次设备的优化设计方案。

1 智能一次设备的设计原则

数字化变电站主要由光电/电子式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通讯规约基础上分层构建，实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。本专题着重论述智能化一次设备的设计选择和应用。

高可靠性的设备是变电站安全、稳定运行的基础，结合目前已运行的数字化变电站的经验和电子技术、网络技术、通信技术的发展状况，本专题针对长春南500kV 变电站建设的实际需求，提出以下设计原则：

1.1 本专题系统方案的论证主要是针对国产设备进行。

1.2 变电站采用智能一次设备，要求一次设备除具有电力设备的基本功能外，还应具有

在线监视、智能控制、数字化接口和电子操作等一系列的高智能化功能。

1.3 数据的采集、传输、处理应数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的

数字化。

1.4 500kV、220kV 智能单元冗余配置；66kV 智能单元单套配置；主变500kV 、220kV 侧

智能单元冗余配置，66kV 智能单元单套配置，本体智能单元按照单套配置。

1.5 站控层、间隔层、过程层采用高速以太网络，采用三层结构两层网络的拓扑结构。

500kV 、220kV 过程层按串或者2~4个断路器间隔为单位配置2台冗余网络交换机，采样值报文和GOOSE 报文分网传输；66kV 过程层按单元母线单位配置2台冗余网络交换机，采样值报文和GOOSE 报文共网传输。

1.6 采用IEC61850《变电站通信网络和系统》（标准DL/T860等同IEC61850）标准通信

体系，合并单元、智能单元采用IEC 61850-9-2传输方案。

1.7 合并单元与保护装置合并组柜或就地安装，智能单元就地安装。

1.8 充分考虑500kV 变电所电磁环境对设备的干扰问题，按照《500kV 变电所保护和控

制设备抗扰度要求》（DL/Z 713-2000）提出对设备抗干扰度等级的要求。

1.9 接入全站集中方式设置的GPS 时钟系统，双重化冗余配置并能自动切换，确保同步

对时精度要求和对时接口要求。

2 智能一次设备的方案设计

2.1 智能一次设备的构成方案

与常规变电站一次设备相比，智能变电站在应用方面进一步加大了一次设备信息化。智能化的一次设备将监测更多设备自身状态信息，全面实现对一次设备的物理状况、动作情况、运行工况等方面的信息化实现；在自动化功能方面，进一步实现智能化，在控制功能、状态自检测、状态检修等方面实现智能化控制操作；设备信息及智能功能，可通过网络实现与上级系统及其它设备的运行配合，自动化程度更高，具有比常规自动化

设备更多、更复杂的自动化功能；具备互动化能力，与上级间隔层设备、站控设备及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。

智能一次设备是构建数字化变电站的基础，所谓智能一次设备是指由电力功能元件与智能综合组建构成的设备，除具有电力设备的基本功能外，还具备测量、控制、保护、计量和监测等功能。基于以上定义要求，智能开关设备的实现的方式可以按照以下三种方式实现：

方式一：独立的运行的电力功能元件 + 外置的一个或多个智能综合组件。

方式二：电力功能元件 + 内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件 + 外置的一个或多个智能综合组件。

方式三：电力功能元件 + 内嵌的智能综合组件。

其中方案三最符合IEC62063:1999对智能断路器设备的定义，除具有断路器设备的基本功能，还应具有在线监视、智能控制、数字化接口和断路器的电子操作等一系列的高智能化功能。但是，目前通过一次设备本身实现智能化控制和传输技术尚未达到实际应用水平，经过对国内一次设备制造厂调研，部分制造厂是采用与二次设备制造厂合作开发具备方案一和方案二中要求的智能综合组件，符合方案三要求的智能综合组件仍然处于研发阶段，未能投入应用，缺少运行经验。

本专题站针对长春南500kV 站500kV HGIS 和220kV GIS 两种设备情况，重点分析变压器、断路器、隔离开关等设备智能化应用情况及发展方向。针对变压器、HGIS 和GIS 容性设备、高抗、等设备在线监测如何与设备智能化结合的应用情况及发展方向在《在线监测装置的选择应用》专题中进行详细论述。

针对一次设备本身不能实现智能化控制和传输的情况，通常采用就地加装智能终端来实现。对于开关设备，智能终端集成安装于HGIS 和GIS 开关的汇控柜中，开关的信号和控制电缆连接在一次设备与汇控柜间完成，由汇控柜的智能终端至二次小室间隔层设备间采用光缆连接，提供光纤数字接口，传输GOOSE 报文，完成一次设备信息的上传和远方控制。在不改变传统开关结构的基础上提升了一次设备的智能化程度。

HGIS 与GIS 的结构基本相同，只是不包含母线。HGIS 采用敞开式的母线、避雷器和电压互感器，安装方式比较灵活。从智能化的角度出发两者没有根本的区别，只是智能终端、合并单元等设备的安装方式不同，GIS 设备汇控柜按照间隔装设，智能设备可以集中安装在汇控柜中；HGIS 设备分相装设，所以智能设备从电缆和光纤等的走线合理性上考虑需要分散安装于端子箱中。

对于变压器设备而言，一个能够在智能系统环境下，通过网络与其他设备或系统进行交互的变压器是必需的。目前，国内运行的数字化试点站均采用如下方式实现，即通常而言的“常规一次设备+智能终端”方式，对于主变本体，智能终端除以继电器重动、电缆直跳方式执行本体非电量保护功能外，还可以执行与主变本体有关的诸如：启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、启动风冷控制、上传各种非电量信号等功能，是将常规配置的各个功能装置的功能整合为一的大二次装置。

上述种种均是符合方案一方式所描述的智能一次设备的，采用智能终端实现一次设备的智能化具有以下显著优点：

1）通常由汇控柜至二次小室间的距离较大，常规变电站采用电缆连接需要大量的电缆，且常常出现许多接线的问题，如今采用光缆取代了大量的电缆连接，既节省了成本又提高了可靠性。对于一个常规的长春南500kV 变电站来讲，大约需要的电缆为100km 左右，而采用数字式互感器和智能一次设备后可节约95%左右，同时大幅简化了电缆沟所需的土建设施。

光缆相对于电缆而言具有优良的抗电磁干扰能力，传输过程不会产生附加误差，从而提高了智能变电站信息传输的可靠性。

2）一、二次设计集成，简化了设计院工作，减少了设备现场调试周期。

3）采用基于GOOSE 协议的网络通讯，便于信息共享。过程层网络共享了全站所有一次设备的状态信息，便于各间隔间实现逻辑互锁功能，取消了常规变电站设备间复杂的通讯或硬接线连接。

方案一相较常规变电站已经具有很多的显著的优点，使得变电站二次发生了翻天覆

地的变化，变电站实现了彻底的数字化。但是，在实现智能化的过程中任然存在一些问题需要改进或解决，突出的就是智能终端无法实现在线监测功能，缺少在线监测功能就无法实现状态检修。

目前已经开发出来基于IEC61850的断路器在线监测系统，可以监控断路器和断路器所有需检测的方面。监测参数包括：电源电压、温度、SF6气体密度、油压、行程、线圈电流、发动机电流、线电流、加热器电流、接触时间等等，这些参数可以内部存储、评估并且定期拷贝至指定服务器；根据不同的断路器、监控水平和参数定义，又可以对下列断路器部件的状况进行计算：主触头、SF6密度、线圈电路、线圈电枢、电机、跳闸装置、弹簧、加热器、油密度、泵、蓄电池等等。主触头的状态可通过主触头被烧掉或腐蚀掉的百分比来展现；实际SF6气体密度或压力可以看到并可依据最新建议数据去补充；断路器的剩余使用寿命和工作时间亦可显示。

变压器智能化单元也已经在研发阶段，一个理想化的智能变压器应该具有如下组成：变压器主体+检测设备各种状态的传感器+执行器+通讯网络；

变压器智能化单元（TIED ）；智能化辅助设备。可简称 TIED(Transformer Intelligent Electric Device), 这是整个智能化变压器的核心，其内部潜有数据管理、综合数据统计分析、推理、信息交互管理等。变压器出厂时将各种技术参数、极限参数、结构数据，推理判据等，通过专家知识库的数据组织形式植入智能化单元。用标准协议与其他智能系统交换信息。各种传感器、执行器通过各自的数字化或智能化单元接入。一些简单的模拟量、开关量可直接接入TIED 。

对 TIED 的具体要求包括：

1） 支持标准通讯协议: IEC61850 和TCP/IP。

2） 具有互操作性，能够与同一厂家或不同厂家的 IED 互联。

3） 内嵌 Web 维护界面，支持远程维护功能。

4） 带有跟踪自诊断功能，确保系统异常后实时报警。

5） 满足室外长期运行要求，必须保证能够在恶劣环境或极端环境和变电站强电磁

干扰环境下，安全可靠运行。

其内部嵌入的各类传感器和执行器在智能化单元的管理下，保证变压器在安全、可靠、经济条件下运行。出厂时将该产品的各种特性参数和结构信息植入智能化单元，运行过程中利用传感器收集到实时信息，自动分析目前的工作状态，与其他系统实时交互信息，同时接收其他系统的相关数据和指令，调整自身的运行状态。

以上种种的实现，对于变电站进行状态检修就可以成为现实。进行状态检修可以减少因年度计划预试小修而造成的重复性停电；可以在不停电状态下，进行设备参数监测。一般情况下，每台智能变电站内变压器每年可多供电量约数千万千瓦时，节约检修的差旅、台班费约十几万元至几十万元，节约试验、化验、小修费用约几十万元。实现了智能化的在线检测还有利于对设备的缺陷进行跟踪分析，及时掌握绝缘油及介质裂化趋势，可远距离随机监控，实现绝缘状况连续监测。

实现了在线监测功能，就可由方案一描述的方式进步以形成方案二所描述的实现方式。所以，秉承通过依托工程设计和应用，引导推动国内主要电气一、二次设备技术创新和集成的宗旨，针对长春南500kV 变电站智能一次设备的构建，我们推荐采用方案二方式。

2.2 通信标准体系的建立

变电站自动化技术的使用大大提高了电网建设的现代化水平，增强了电网调度的灵活性和可靠性，降低了变电站建设的总造价。当前IEC61850标准的大力实施基本上清除了在变电站自动化系统集成过程中面临的最大障碍，即不同厂家不同的IED ，甚至同一厂家不同型号的IED 所采用的通信协议和用户界面的也可能不相同，难以实现自动化系统的无缝集成和互操作的障碍。

IEC 61850标准是针对变电站自动化系统的功能和要求，特别是互操作性要求的基础上，制定的变电站内通信网络与系统的通信标准体系。它采用分层分布式体系、面向对象的建模技术，使得数据对象的自描述成为可能，为不同厂商的IED 实现互操作和系统无缝集成提供了途径。新的国际标准IEC61850颁布实施之后，变电站自动化系统从过程

层到控制中心将使用统一的通信协议，清除了竞争壁垒，可以带给各个制造厂公平竞争的基础环境。

IEC 61850标准体系中，IEC 61850-9提供了面向对象的建模技术标准，定义了采样值传输抽象模型，如图1所示。它基于发布者/订阅者通信结构。发布者和订阅者之间可实现报文传输(SendMessage ) 、控制块值读/设置和数据值读(GetDataValue)等三种服务。其中，报文传输服务即对应采样值报文的快速、实时传输；控制块值读/设置服务对应于SVC 模块中属性值的读/写操作；数据值读服务是对数据对象的属性值进行读取。

图1 采样值传输抽象模型

合并单元、智能终端与间隔层设备间通信均采用IEC 61850-9，标准有两种模式：IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2。

1）IEC 61850-9-1传输方案：

本方案只提供报文传输这一种服务，即通过单向多路点对点串行通信链路的采样值传输方式。合并器提供多个光纤数据输出接口，与间隔层设备之间通过光纤一对一进行连接。点对点传送方式只需考虑传送介质的带宽和接受方CPU 处理数据的能力，而不用担心数据流量对于其他间隔设备传输的影响，因为它并没有通过网络与其他间隔共享网络带宽。

本方案实现模式简单固定，但不灵活，数据通道固定为12路，帧格式固定而且不允许改变，映射方法也相对固定、简单，对ASCI 模型的支持不够完备。

典型线路间隔IEC 61850-9-1方式配置图

2）IEC 61850-9-2传输方案：

合并单元直接接入过程层网络，保护、测控、计量等设备不再与合并单元直接相连，而是通过网络获取采样值，这样就达到了采样信号的信息共享。通过交换机本身的优先级技术、虚拟VLAN 技术、组播技术等可以有效的防止采样值传输流量对过程层网络的影响。更主要的方面在于网络传输模式有效的解决了点对点传输模式下的一些缺陷，如便于实现跨间隔保护（母线保护、变压器保护等）；可灵活配置数据集的内容，帧格式可灵活定义，并支持单播方式；合并器可以下放至户外安装，只需一根光纤就可方便的将此间隔的合并器接入主控室的过程层网络，方便了就地采集器至合并器的光纤连接。随着交换机网络管理技术的迅速发展及其成本的降低，采样值网络传输模式已经在数字化变电站得到推广应用。它符合数字化变电站所倡导的全站数字网络传输的发展方向。

典型线路间隔IEC 61850-9-2方式配置图

3）IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2对比

IEC 61850-9-1方案模式简单，工程实施的技术难度小，但不够灵活；IEC 61850-9-2方案则更灵活方便，更符合数字化变电站数字化网络传输的发展方向。

IEC61850-9-1与IEC61850-9-2分析对比表

2009年1月23日，(57_990_INF)正式通知各个国家委员会，宣布取消IEC61850-9-1，IEC60044-7/8也将废除，因此，针对长春南500kV 变电站的过程层网络，本次设计推荐采用IEC61850-9-2通信标准, 为吉林省电网打造全新的一座全数字化变电站。

2.3 智能一次设备的组网方案

变电站自动化系统的网络按照三层结构两层网络的结构组网，这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信，通信媒介为网络线或光纤。本专题着重讨论过程层组网方案。

过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要针对智能化电气设备, 主要功能分三类：电力运行实时的电气量检测; 运行设备的状态参数检测; 操作控制执行与驱动。国家电网公司提出了设备全寿命周期管理，要达到这一目的，必须做到对设备状态的完整把握，使得一次设备与二次设备之间没有明显的界限。本节就这一重点议题进行探讨研究。

2.3.1 网络构成的方案

在IEC61850标准体系中将以太网络规定为变电站通信体系的标准网络，以太网特有的CSMA/CD（带有冲突监测的载波侦听多址访问）机制虽然使得网络利用率提高了，但是却存在着信息传送时间不确定的问题，以往不能实际应用的原因就是不能保证实时性才限制了以太网络在变电站通信体系的应用，尤其是间隔层和过程层之间。那么IEC 为什么又要将其引入到变电站通信体系中呢? 主要是基于网络技术的飞速发展，网络带宽大大提高和交换式以太网技术的出现，使得这一问题得以解决。网络带宽的一再提高，为以太网进入控制领域奠定了基础。经过实验研究表明，当网络负荷率不大于30%时，以太网的响应时间能够满足工业控制中对实时性的要求。带宽的提高，也就是通讯速率的提高，意味着网络负荷的减轻，冲突几率的减少，实验证实，10Mbps 的以太网传送1518的字节耗时不大于1.2ms ，而1000Mbps 的以太网只要12μs 。目前，由于互联网的广泛应用极大的推动了以太网技术的发展，网络速率从最初的十兆网（10Mbps ）发展到百兆网（100Mbps ）、千兆网（1000Mbps ）直至万兆网（10Gbps ）。万兆网的标准IEEE802.3e 早已经正式颁布，目前正在逐步进入应用阶段。

IEC 给出站控层网络的推荐方案为10/100/1000 Mbps以太网，过程层网络的推荐方案为0.1/1/10Gbps以太网。

基于变电站对实时性、可靠性的高要求，以太网速率当然是越快越好，但是还需要从工程实施的可行性以及设备全寿命周期来分析这一问题。万兆超高速以太网目前由于其昂贵的成本价格还难以在工程中被接受和采用。变电站过程层网络对实时性有着严格的要求（

面对这一问题，交换式以太网技术给出了解决问题的方案。由于交换机是工作在数据链路层的设备，因而可以利用交换机来划分冲突域，采用控制区域微网段化，各控制

区域通过具有网络隔离和安全过滤的现场控制器与系统主干相连，实现各控制区域与其他区域之间的逻辑上的网络隔离。通过限制每段（利用交换机分段）接点的数量，就可以减少冲突，满足实时性要求。这种方案，增加了交换机投资，但是以交换式以太网构成的过程层，其在可靠性、实时性方面并不逊色于千兆网。

从以上分析可以得出结论，长春南500kV 变电站需要采用交换式以太网络结构, 根据推荐的试点工程经验，按照《330kV ～750kV 智能变电站设计技术规定》，确定500kV 过程层按串为单位划分网段，220kV 过程层按2~4个断路器间隔为单位划分网段，66kV 过程层按单元母线单位划分网段。 2.3.2 网络接线形式的选择

目前以太网常用的网络结构有星形结构和环结构。 1）星型结构

星形结构中各自间隔设置专用交换机，采用级联式星形接线，合并单元、智能单元等设备（IED ）直接接入二次小室的过程层交换机，过程层设置公用交换机，减少了总线接线时中间连接交换机的流量，同时也不存在一个间隔的交换机故障会影响其他间隔的交换机信息的传输。采用星形网络可以使各个IED 之间通过最短的网络路径进行信息交互，同时也不用考虑解决环形网结构中可能会产生网络广播风暴的问题而增加设备投资缺点：

星形结构的缺点是中心交换机必须具有极高的可靠性，如果一旦损坏，整个系统便趋于瘫痪。同时设备的通信量集中到一个通信点上，负荷重时比较影响传输速度。

星型网络拓扑结构

2）环型网络拓扑结构

环形网结构将所有交换机使用光纤组成一个网络环，与星形网相比它增加了硬件传输回路上的冗余性和可靠性。因为要考虑环网情况下对广播风暴的抑制和提高网络自愈的时间（一般为50ms~500ms不等），所以组成光纤自愈环网的交换机与星形交换机相比成本相对较高。

环型网络拓扑结构

从以上介绍可以看出，环形网络的特点是相比星形网络抗故障能力强，适合于接点分布广、连线长、故障几率高的网络，但是就变电站而言，网络规模相对较小，设备布置较为集中，交换机间连线短，所以故障几率较低，环形网络的优势难以体现出来。相反，星形接线的实时性高、扩展性好，维护、检修方便的优点则能被充分的体现，尤其是对过程层来讲，对实时性要求很高，不允许网络风暴的发生，所以目前国内几个大的设备制造厂基本都是选择星形网络结构的过程层接线形式。

为了提高星形网络的可靠性，采用冗余交换机配置可以满足要求，具体方案在后续内容中做详细叙述。 2.3.3 网络配置和结构的优化

前文已经就过程层网络结构，接线形式进行了论述，确定了过程层采用基于交换式以太网技术的星形100Mbps 网络。在数字化变电站中，过程层占据着重要地位，其重要性高于站控层，因此，这里需要着重讨论如何保证高可靠性的同时，如何兼顾经济性。

过程层网络的核心设备就是交换机，交换机上面连接着间隔层的IED 设备，下面连接着过程层的智能单元和合并器，面对众多的IED 设备、智能接口和合并器，如何合理的分配交换机将他们连接起来而达到结构清晰、易于维护而又节省经济是组网的关键点，IEC 标准对过程层提供了四种解决方案，由于其中的单一总线原则需要超高的网络速率支持，前面已经论述过由于受技术应用、成本的限制，还无法引入到工程实践中来，所以这里就其他的三种不同的组网方式进行论述，这三种原则各有自己的优缺点，适用于不同的场合。

1）面向间隔原则：以间隔为单位分配交换机，无论一个间隔内所包含的IED 、智能接口、合并器数目多少，都要为他们分配一台完整的交换机，不同的间隔之间不共用交换机。(考虑到目前单台交换机的最大口数可达24个，足以满足任何一个大间隔的要求) 。其优、缺点如下：

优点：结构清晰，易于维护。

缺点：需要较多的交换机，造价较高。 适用于：220 kV及以上电压等级的重要间隔。

2）面向应用原则：以过程层设备之间的距离远近为原则，就近的设备挂接在一个交换机上，而且尽量将交换机的端口用完，其优、缺点如下：

优点：节省交换机，节省网络线或者光纤。 缺点：结构不够清晰，给维护带来一定的困难。 适于用：66 kV及以下电压等级的间隔。

3）面向功能原则：将相互之间需要较多信息交互的IED 、智能接口、合并器等设备挂接到一个交换机上，不同的交换机之间再进行连接，其优、缺点如下：

优点：不同交换机之间的信息交换量最小。 缺点：可能会增加交换机的数量。 适用于：高压柜及厢式变。

对于以上三种方案，我们这里推荐对于像220kV 和500kV 以及主变等重要的间隔，

应该采用第一种方案，即面向间隔的方案，对于66kV 间隔，应该采用第二种方案，即面向功能的方案，以上在国内的变电站工程中均有成功的运行经验，都是可行的。

结合本工程实际情况和500kV 工程的经验。本工程推荐的具体实施方案如下： 500kV 过程层按串为单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文分网传输；

220kV 过程层按2~4个断路器间隔为单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文分网传输；

66kV 过程层按单元母线单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文共网传输。

3 智能一次设备的信息采集与传输

随着数字化变电站的出现，相比较原先的变电站自动化系统的功能以及其采集信息的涵盖范围也在不断的发展。在已运行的数字化变电站中，出于对运行方式等客观因素的要求，对变电站的信息采集的方式以及范围进行了扩展，并在实际运行中取得了宝贵的经验，结合本工程的实际情况，确定采取以下优化措施： 3.1 智能单元的配置原则

智能一次设备的智能核心就是智能单元，前面已经论述长春南500kV 变电站要采用方式二：电力功能元件 + 内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件 + 外置的一个或多个智能综合组件的方式来实现设备的智能化。

那么具体实施都是采用什么样的设备来实现上述方式呢，根据我们对目前的设备调研结果，提出长春南500kV 站实现一次设备智能化的具体方案就是“一次设备+内嵌在线监测单元+智能终端”。

目前已经有多个制造厂开发出基于IEC61850通信体系的一次设备在线监测装置，但是根据我们的调研，还没有运行的变电站将在线监测信息纳入到全站自动化网络中的案例，缺少运行经验。基于对可靠性的要求，另外，虽然实现了数字化变电站，但是目前的运行单位专业划分仍然未发生变化，所以，按照生产管理要求，也需要将在线监测系

统单独组网。因此一次设备在线监测系统目前都采用单独组网的方式来实现，变压器、断路器、容性设备等都是作为一个独立模块把传感器采集的信息通过一个支持IEC61850通信体系的以太网络传送至后台监控系统进行显示分析。具体方案在《在线监测装置的选择应用》专题中进行详细论述。

智能终端目前已经具有丰富的运行经验，这里不再赘述，对长春南500kV 变电站的智能终端配置原则如下：

1）500kV 、220kV 智能单元冗余配置； 2）66kV 智能单元单套配置；

3）主变500kV 、220kV 侧智能单元冗余配置，66kV 智能单元单套配置，本体智能单元按照单套配置。

4）每段母线智能终端按照单套配置 5）隔离开关并入断路器单元 智能终端均分散安装于就地。 3.2 智能断路器的信息采集

断路器在线监测信息通过在线监测网络上传。 智能终端设备要求具有如下功能：

1）传统继电器控制功能（配置这一功能是为增加可靠性）； 2）装置自检及电源监视 3）重合闸 4）同期 5）压力监视 6）DI/DO回路

智能终端实际上是一个涵盖了常规信号、控制回路的功能合并单元。 3.3 智能变压器的信息采集

变压器的在线监测信息通过在线监测网络上传。

智能终端设备要求具有如下功能： 1）非电量保护功能； 2）消防控制

3）遥控/闭锁有载调压 4）冷却器控制 5）DI/DO回路 3.4 采集信息的传输

前面已经论述过过程层组网的方式，智能终端将采集的信息通过GOOSE 网络上传至间隔层。

值得注意的是过程层设备对于信息的实时性要求很高，信息的同步性会影响到保护能否正确动作、开关同期等，所以如何保证信息的同步性，至关重要。传统的对时方式有秒脉冲对时、IRIG-B 码对时方式。目前IEEE 1588《网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准》对于提升网络系统定时同步能力迈出了一大步，该标准提供了通过硬件和软件将网络设备（客户机）的内时钟与主控机的主时钟实现同步的方案，实现同步建立时间小于10μs 的运用，与未执行IEEE 1588协议的以太网延迟时间1000μs 相比，整个网络的定时同步指标有显著的改善。之前，由于IEC 61850尚未正式支持IEEE1588，目前国内也是仅在少数几个试点站使用了IEEE1588对时方式。支持IEEE1588的装置、交换机和时钟源均处于试验开发和试验使用阶段，不仅造价高昂，在过程层双网条件下无成熟的冗余方案，技术上也未达到批量应用的程度。

但是对其应用前景因该是看好的，随着工业化的应用、推广，其价格应该是趋于一个合理的范围，作为500kV 智能变电站依托工程的长春南站，我们认为采用IEEE 1588对时具有前瞻性，所以推荐采用。

4 电磁环境对设备的干扰问题

超高压变电所内的电磁兼容问题一直一来就是人们关注的问题。当过程层设备布置

在各配电装置就地时，这一问题就显得更为突出。要加强智能单元、合并单元等的抗干扰措施，以限制阻抗耦合产生的传导类干扰和空间电磁波产生的辐射类干扰，才能保证设备和系统的安全可靠运行。

近年来，国内科研单位，如武高所、电科院等，对超高压变电所内的电磁兼容问题进行了大量研究，得到了大量实测数据，提出了解决继电器室的电磁干扰的措施，在国家电网公司的领导下，提出了《500kV 变电所继电器室设计技术要求》。

根据上述原则，确定本过程采用的抗干扰措施如下： 1）对于传导类干扰采取的措施有：

布置于就地的所有电子设备均应采取输入/输出回路隔离、硬件滤波、限幅等抗干扰措施，其具体措施及指标应满足相关国家标准以及电力行业标准的要求。

各二次装置直流电源设备均应具有低通滤波装置，防止传导类干扰直流电源的影响。 由于采用智能终端，一次设备至智能终端仍有部分少量的电缆，该电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层良好接地；

所用电子装置的工作接地应实现“一点接地”，不得与安全地或保护地混接。 端子箱、汇控柜内装设截面不小于100mm 2、且对箱（柜）体绝缘的专用接地铜排，与等电位地网可靠连接；

2) 对于辐射类干扰采取的措施有：

特别设计的端子箱、汇控柜等符合《计算机场地技术条件》的规定，应屏蔽强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，还需起到防尘作用，并符合防火标准。

3) 设备应采取的抗干扰措施：

布置于就地的二次设备应严格遵守《500kV 变电所保护和控制设备抗扰度要求》（DL/Z 713-2000）。

根据武高所科研结合，二次设备订购或研制的抗扰度要求按表7.6－1所列。在考虑特别设计的端子箱、汇控柜等采用抗干扰措施后，符合表7.6－1要求的二次设备可以实现下放。

表7.6－1 试验等级

注：信号线包括电压信号、电流信号、网络线、四遥线等。

在二次设备中，不同的设备或执行的功能重要性不同，抗扰度要求是可以有差异的，根据前述评估等级的描述，A

、B 和C 级都在不同程度上保持或具有功能，D 级则已无抗扰性。

表7.6－2对不同的设备可按不同级别评估的情况作了说明。

表7.6－2 各种功能的性能判据（按性能的重要性将降序排列）

注：

* 对具有多功能以及并行功能（例如监督和控制）的设备，应采用与最重要的功能相关的性能判据。

** 对使用电力线载波的远距离保护，在用高压隔离开关操作时的“正常性能”可能需要有合适的验证程序。

*** 在自动控制系统中用来作为对另一控制系统的辅助功能，例如实现相互配合。 1. 与被控制过程的时间常数相比较意义不大的延迟时间是可以被接受的。 2. 暂时失去数据采集和偏离预定的记录事件的时间是可以被接受的，但是应保持正确的事件记录的顺序。

3. 允许由操作人员进行手动恢复。 4. 与紧急的程度（而不是生产过程）有关。

5. 短时的位错率下降可能对通信效率有影响，要强行自动恢复任何闭塞的通信。 6. 对存储的数据和处理精度没有影响。

7. 对模拟式和数字式指示仪表的测量精度没有影响。 8. 在系统的诊断周期内。

5 方案优化的进一步构想

上面阐述了智能一次设备的一些构想，无论就其实现方式、结构、组网方式、通信规约的统一，还是规划采集量、合理布局系统数据流，其优化的基本出发点都是在计算

机、通信先进技术作为支撑的前提条件下，尽量简化网络，使网络、数据、控制更加安全。在这种思想的指导下，IEC 61850的使用可以使常规自动化变电站向智能化变电站迈出成功的步伐，相信随着技术的进步，一些在目前比较难以协调的问题，都可以有相应的解决方案。在这里我们也就一些问题的发展做一些展望。

1、一个符合IEC 标准的智能一次设备

目前，我们还停留在“常规一次设备+智能终端”这一阶段。具有经济技术手段的状态检修实现起来就不那么容易。将来内嵌智能单元的一次设备付诸实施，我们就可以考虑将自动化网络与在线监测系统网络合并组网。

2、一个结构简单、清晰的智能网络

目前智能变电站还没有采用站控层、过程层共网的方案，但是随着网络通信技术的发展，超高速网络得到普及时，站控层网络和过程层网络合并为一个总网的模式相信会取代目前智能变电站的网络结构。

这里只是对智能一次设备作了一些探讨，今后智能一次设备如何发展、应用，仍需要进一步进行研究工作。

6 结论

1、 智能一次设备采用：电力功能元件 + 内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件 + 外置的一个或多个智能综合组件的方式来实现设备的智能化。

2、 智能一次设备所在的过程层网络推荐采用IEC61850-9-2通信标准。

3、 采用交换式以太网络结构，网络速率选择100Mbps 。

4、 选择星形网络结构的过程层接线形式，为了提高星形网络的可靠性，采用冗余交换机配置可以满足要求

5、过程层网络的核心设备就是交换机，交换机采用如下配置原则：

1）220kV 和500kV 采用面向间隔原则配置

500kV 过程层按串为单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文分网传输；

220kV 过程层按2~4个断路器间隔为单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文分网传输；

2）66kV 间隔采用面向应用原则配置

66kV 过程层按单元母线单位配置2台冗余网络交换机，采样值SMV 报文和GOOSE 报文共网传输。

6、智能终端采用配置原则如下：

1）500kV 、220kV 智能单元冗余配置；

2）66kV 智能单元单套配置；

3）主变500kV 、220kV 侧智能单元冗余配置，66kV 智能单元单套配置，本体智能单元按照单套配置。

4）每段母线智能终端按照单套配置

5）隔离开关并入断路器单元

7、智能终端均分散安装于就地。

8、采用IEEE 1588标准对时