近年來，隨著智能變電站、智慧變電站建設的推進，形成了以IEC 61850標準化網絡通信平臺為基礎，具備測量監視、控制保護、信息共享等功能特征的二次系統運行架構，推動了新技術、新設備的系統應用，實現了變電站二次系統的數字化、網絡化、智能化。

但是，智能變電站在運行中也暴露出了一些問題：①大量交換機用于實現過程層的信息共享，在中心交換機故障時將會影響多套測控、保護和安全自動裝置；②二次設備數量大幅增加，設備間耦合程度高、影響范圍廣、故障定位困難；③變電站配置描述文件信息高度耦合，維護管理困難，往往牽一發而動全身，且配置文件無法保證文件的唯一性和正確性。

目前，國家電網公司在220kV及以下電壓等級中全面推廣智能變電站建設，但110kV及以下電壓等級變電站在全部變電站中數量占比達到86.7%，且這類低電壓等級的變電站由于設備準入門檻低，質量參差不齊，故障率相對較高，消耗了運維人員大量精力。

只有解決好智能變電站運行維護中存在的問題，才能保障電網的安全穩定運行。因此，亟需總結當前智能變電站存在的問題，開展新的智能變電站系統架構方案研究。通過研究二次系統總體架構、網絡傳輸技術及相應二次設備集成與研制的關鍵技術，減少變電站二次設備數量，縱向簡化網絡層次，橫向減少交叉互聯。研究將全部變電站配置描述文件按業務、功能、設備進行分解，單個設備軟件修改、擴建不影響其他設備，徹底消除因軟件修改面大而無法停電驗證的隱患。

研究針對裝置功能程序、網絡配置文件、驅動程序版本的集中在線管控系統，并在工程師工作站通過站控層網絡實現網絡裝載，確保軟件生產、調試、運行的全過程管控。

1 二次系統優化方案

1.1 方案設計原則

智能變電站二次系統采用三層設備架構，包括站控層、間隔層及過程層，各層之間通過網絡連接，站控層實現數據共享，三層設備架構清晰，符合各自功能特點。

在滿足專業特點的基礎上對設備進行合理整合，過程層及間隔層設備按間隔進行多功能集成，站控層監控系統采用平臺化設計架構，支持應用功能的動態擴展和相互隔離，打造開放的產品生態。通過設備整合，減少二次系統設備數量，簡化間隔設備實現環節，提高整體可靠性及保護速動性。

在不違背國家電網公司各專業基本原則的基礎上堅持網絡化、數字化的技術路線，站控層網絡采用星形網絡，過程層SV及GOOSE合并采用點對點方式，同時設置保護專網用以進行跨間隔保護聯閉鎖信息交互。

1.2 二次系統架構方案

采用三層兩網結構：站控層、間隔層、過程層、站控層網絡、保護專網，如圖1所示。

1）站控層

站控層設備包含監控主機、通信網關機、時間同步裝置、電能量采集裝置、網絡打印機、站控層交換機等。

圖1 二次系統總體架構

2）間隔層

間隔層設備包含保護、測控、安自、智能故障錄波器、相量測量單元（PMU）、計量等。

（1）保護、測控等裝置SV直采、GOOSE直跳；（2）智能故障錄波裝置SV、GOOSE直采；（3）采用常規模擬式計量表，電纜采樣。

3）過程層

過程層采用采集執行單元代替合并單元及智能終端，集成合并單元與智能終端功能，減少設備數量。采集執行單元與保護、測控、智能故障錄波器、PMU等裝置基于點對點光纖連接，采用IEC 61850協議傳輸SV和GOOSE報文，SV和GOOSE信息共光纖傳輸。

為避免單一元件故障影響范圍廣的問題，采集執行單元線路保護和母線保護的CT繞組分別接入不同插件，獨立配置交流小CT、采樣及通信插件，實現獨立采集、獨立傳輸。

4）站控層網絡

站控層網絡：站控層設備與間隔層設備之間的通信網，采用星形網絡，MMS通信協議。

5）保護專網

保護專網：保護設備之間、保護與智能故障錄波之間的通信網，傳遞的數據包括保護裝置之間的啟失靈等聯鎖GOOSE報文、保護發送至智能故障錄波的動作GOOSE報文等。

1.3 建模及配置方案

需要對所有接入保護專網的裝置、測控裝置、及采集執行單元進行配置。

可以通過設置固定數據集來弱化相關裝置的配置工作，具體如下：

1）制定標準化的采集執行單元信息模型，各廠商在進行建模時嚴格按照標準化模型進行建模，采集執行單元的通信支路按遠期最大規模數量預先配置，便于后期擴展。

2）制定標準化的線路保護設備模型，各廠商按照標準化、模板化配置通信回路，可以實現線路保護現場免配置。

3）制定標準化的跨間隔保護設備模型，各廠商按遠期最大規模預先配置好所有間隔模型，通過軟壓板來設定間隔的接入與退出，后期擴建時只需投入相應預留間隔的軟壓板，即可完成該間隔的接入。

通過上述方法，可以實現同一廠商同一類型設備現場免配置，可以實現不同廠商的同一類型保護設備虛回路現場免配置。

同時，通過智能故障錄波裝置可以實現二次系統光纖連接關系以及虛回路的可視化。

1.4 設備標準化方案

保護裝置采用標準九統一裝置，設備標準，應用經驗成熟，光纖直采直跳，基本無電纜接線（僅保留裝置電源、對時、閉鎖節點、打印等少量電纜），線路保護與跨間隔保護之間保持一定程度的采樣回路獨立性。測控裝置采用標準四統一裝置，裝置標準、應用經驗成熟、光纖直采直跳，基本無電纜接線（僅保留裝置電源、對時、閉鎖節點等少量電纜）。

故障錄波裝置交流量和開關量信息采用光纖直采，設備應用經驗成熟。

采集執行單元同時與測控和保護等裝置傳輸SV、GOOSE報文，為避免單一元件故障影響范圍廣，線路保護和母線保護的CT繞組分別接入不同插件，獨立配置交流小CT、采樣及通信插件，實現獨立采集、獨立傳輸。該設備已經在多個國網公司智能變電站試點應用，技術成熟。

1.5 網絡安全方案

二次系統依照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原則，對各安全分區進行隔離，確保邊界安全。充分考慮二次業務特征及安全防護要求，確保各安全分區清晰、邊界防護規范得力。

根據設備在二次系統中的角色，以及設備硬件平臺、操作系統等基礎支撐設施特點，對二次系統進行不同策略的本體信息安全設計，確保二次系統內部基本安全。

二次系統各設備實時監視并匯集自身的安全監測事件，配合安全監測裝置，實現二次系統的實時在線網絡安全態勢感知。

二次系統相關設備，采用融合二次業務特征的高效安全防護技術，通過證書認證及通信加密等技術手段，對調控中心、集控站、變電站操作控制類命令的規范化身份認證流程進行規范，實現順序控制等重要操作的端到端認證，提升系統的安全防護水平。

避免在生產等核心安全區直接接入具有無線通信功能的設備。不可采用高風險相關服務，屏蔽高風險相關網絡端口，確保系統為最小可信系統，避免業務無關服務開啟。

1.6 配置管控方案

改進原有修改單一軟件需要導入導出全站站變電站配置描述文件的模式，將全站站變電站配置描述文件信息獨立分散存放于每個設備，使用結構層次清晰的樹形目錄管理，實現站變電站配置描述文件按業務、功能、設備進行分解，單個設備軟件修改、擴建不影響其他設備。

對裝置程序版本進行集中在線管控，并在工程師工作站通過站控層網絡實現網絡裝載，杜絕現場人員擅自使用個人計算機直連設備修改調試。規范了軟件修改、測試、發布、執行的流程管控，實現軟件全壽命周期痕跡管理。

1）配置獨立。站變電站配置描述文件解耦，按裝置獨立配置，站控層通信信息分散存放于各裝置的網絡配置文件中，監控主機、網關機通過導入各裝置網絡配置文件獲取全站設備通信信息。

2）在線管控。智能站完善提升方案通過軟件在線管控系統對全站裝置程序/文件進行全壽命周期管控。在線管控功能部署在工程師工作站，主要包括軟件簽入簽出、版本管理、校驗碼在線讀取及校核、操作信息記錄檢索等功能。

3）網絡裝載。軟件在線管控系統能夠實現全站配置軟件單個或批量網絡裝載，大幅減少軟件裝載工作量，防止錯裝軟件，避免網絡安全風險，軟件在線管控流程如圖2所示。

圖2 軟件在線管控流程

2 應用實例

上文所述的智能變電站二次系統架構方案，旨在解決目前智能變電站二次設備數量多、設備間耦合程度高、交換機數量多、故障影響范圍大、站變電站配置描述文件信息高度耦合和管理困難的問題。

以湖北宜昌某110kV變電站為例說明該二次系統優化方案。

該站分為110kV、35kV、10kV三個電壓等級，均為單母分段接線方式，共有兩臺主變。其中，110kV出線3回，35kV出線7回，10kV出線11回。

按照傳統智能變電站以及上文所述的二次系統架構方案。方案對比見表1。

2.1 經濟性提升

上文所述的系統架構方案，在典型的110kV智能變電站應用，可以減少50%的過程層設備以及100%的過程層交換機，考慮新增保護專網帶來的交換機數量增加，全站總體交換機數量仍然下降20%～30%，以上述變電站規模為例，可以減少過程層設備10臺，減少過程層交換機4臺，增加保護專網交換機2臺；過程層設備2萬/臺、過程層交換機3.5萬/臺、保護專網交換機0.35萬元/臺。該站總計可節約二次設備投資33.3萬元。

表1 方案對比

2.2 可靠性提升

采用獨立的保護專網進行保護設備之間、保護與智能故障錄波之間的通信，傳遞保護裝置之間的啟動失靈等聯鎖GOOSE報文、保護發至智能故障錄波的動作GOOSE報文等。相較于原來采用站控層網絡進行數據傳輸，減少了站控層網絡數據可能帶來的交換機轉發延時及網絡風暴異常等影響，提升了保護間聯閉鎖信息傳遞的可靠性。

2.3 運維便捷性提升

采用標準化設備及規范設備模型、統一接口標準，實現同一廠商同一類型設備現場免配置，以及不同廠商的同一類型保護設備虛回路現場免配置。通過將站變電站配置描述文件按業務、功能、設備進行分解，單個設備軟件配置修改、擴建設備不影響其他設備。通過規范軟件修改、測試、發布、執行的流程管控，實現軟件全壽命周期痕跡管理。

總體而言，通過新的二次系統架構方案設計，有效降低了設備數量，提升了變電站建設經濟性和運行可靠性；同時通過標準化及規范化技術手段，減少了現場調試工作量及安全風險，提升了運維安全性和便利性。

3 結論

本文針對現有智能變電站存在的二次設備數量多、設備間耦合程度高、交換機數量多、故障影響范圍大、站變電站配置描述文件信息高度耦合和管理困難的問題，提出了二次系統優化方案，在不影響保護與自動化的運行可靠性的同時，進行了變電站二次系統架構及數據流的重構設計，并對設備標準化、信息建模、信息安全以及站變電站配置描述管控提出了改進方案。最后通過實際的工程應用案例進行分析，驗證了該方案的可靠性與經濟性。

本文提出的智能變電站二次系統優化方案符合電網未來數字化、智能化的技術發展趨勢，具備架構簡單、設備可靠、運維便利、運行安全的技術特點。對于110kV及以下等數量較多、主接線較為簡單的變電站，該架構的應用有著更為突出的經濟效益與管理效益，因此，可在基于110kV及以下智能變電站推廣使用，并在220kV智能變電站借鑒使用，從而將運維人員集中到500kV及以上高電壓等級變電站的精益運維上，具有極大的工程實踐意義。

本文編自2021年第3期《電氣技術》，論文標題為“智能變電站二次系統優化方案探討”，作者為張洪、劉慶國、鄂士平、黎恒烜。