近年来，随着智能变电站、智慧变电站建设的推进，形成了以IEC 61850标准化网络通信平台为基础，具备测量监视、控制保护、信息共享等功能特征的二次系统运行架构，推动了新技术、新设备的系统应用，实现了变电站二次系统的数字化、网络化、智能化。

但是，智能变电站在运行中也暴露出了一些问题：①大量交换机用于实现过程层的信息共享，在中心交换机故障时将会影响多套测控、保护和安全自动装置；②二次设备数量大幅增加，设备间耦合程度高、影响范围广、故障定位困难；③变电站配置描述文件信息高度耦合，维护管理困难，往往牵一发而动全身，且配置文件无法保证文件的唯一性和正确性。

目前，国家电网公司在220kV及以下电压等级中全面推广智能变电站建设，但110kV及以下电压等级变电站在全部变电站中数量占比达到86.7%，且这类低电压等级的变电站由于设备准入门槛低，质量参差不齐，故障率相对较高，消耗了运维人员大量精力。

只有解决好智能变电站运行维护中存在的问题，才能保障电网的安全稳定运行。因此，亟需总结当前智能变电站存在的问题，开展新的智能变电站系统架构方案研究。通过研究二次系统总体架构、网络传输技术及相应二次设备集成与研制的关键技术，减少变电站二次设备数量，纵向简化网络层次，横向减少交叉互联。研究将全部变电站配置描述文件按业务、功能、设备进行分解，单个设备软件修改、扩建不影响其他设备，彻底消除因软件修改面大而无法停电验证的隐患。

研究针对装置功能程序、网络配置文件、驱动程序版本的集中在线管控系统，并在工程师工作站通过站控层网络实现网络装载，确保软件生产、调试、运行的全过程管控。

1 二次系统优化方案

1.1 方案设计原则

智能变电站二次系统采用三层设备架构，包括站控层、间隔层及过程层，各层之间通过网络连接，站控层实现数据共享，三层设备架构清晰，符合各自功能特点。

在满足专业特点的基础上对设备进行合理整合，过程层及间隔层设备按间隔进行多功能集成，站控层监控系统采用平台化设计架构，支持应用功能的动态扩展和相互隔离，打造开放的产品生态。通过设备整合，减少二次系统设备数量，简化间隔设备实现环节，提高整体可靠性及保护速动性。

在不违背国家电网公司各专业基本原则的基础上坚持网络化、数字化的技术路线，站控层网络采用星形网络，过程层SV及GOOSE合并采用点对点方式，同时设置保护专网用以进行跨间隔保护联闭锁信息交互。

1.2 二次系统架构方案

采用三层两网结构：站控层、间隔层、过程层、站控层网络、保护专网，如图1所示。

1）站控层

站控层设备包含监控主机、通信网关机、时间同步装置、电能量采集装置、网络打印机、站控层交换机等。

图1 二次系统总体架构

2）间隔层

间隔层设备包含保护、测控、安自、智能故障录波器、相量测量单元（PMU）、计量等。

（1）保护、测控等装置SV直采、GOOSE直跳；（2）智能故障录波装置SV、GOOSE直采；（3）采用常规模拟式计量表，电缆采样。

3）过程层

过程层采用采集执行单元代替合并单元及智能终端，集成合并单元与智能终端功能，减少设备数量。采集执行单元与保护、测控、智能故障录波器、PMU等装置基于点对点光纤连接，采用IEC 61850协议传输SV和GOOSE报文，SV和GOOSE信息共光纤传输。

为避免单一元件故障影响范围广的问题，采集执行单元线路保护和母线保护的CT绕组分别接入不同插件，独立配置交流小CT、采样及通信插件，实现独立采集、独立传输。

4）站控层网络

站控层网络：站控层设备与间隔层设备之间的通信网，采用星形网络，MMS通信协议。

5）保护专网

保护专网：保护设备之间、保护与智能故障录波之间的通信网，传递的数据包括保护装置之间的启失灵等联锁GOOSE报文、保护发送至智能故障录波的动作GOOSE报文等。

1.3 建模及配置方案

需要对所有接入保护专网的装置、测控装置、及采集执行单元进行配置。

可以通过设置固定数据集来弱化相关装置的配置工作，具体如下：

1）制定标准化的采集执行单元信息模型，各厂商在进行建模时严格按照标准化模型进行建模，采集执行单元的通信支路按远期最大规模数量预先配置，便于后期扩展。

2）制定标准化的线路保护设备模型，各厂商按照标准化、模板化配置通信回路，可以实现线路保护现场免配置。

3）制定标准化的跨间隔保护设备模型，各厂商按远期最大规模预先配置好所有间隔模型，通过软压板来设定间隔的接入与退出，后期扩建时只需投入相应预留间隔的软压板，即可完成该间隔的接入。

通过上述方法，可以实现同一厂商同一类型设备现场免配置，可以实现不同厂商的同一类型保护设备虚回路现场免配置。

同时，通过智能故障录波装置可以实现二次系统光纤连接关系以及虚回路的可视化。

1.4 设备标准化方案

保护装置采用标准九统一装置，设备标准，应用经验成熟，光纤直采直跳，基本无电缆接线（仅保留装置电源、对时、闭锁节点、打印等少量电缆），线路保护与跨间隔保护之间保持一定程度的采样回路独立性。测控装置采用标准四统一装置，装置标准、应用经验成熟、光纤直采直跳，基本无电缆接线（仅保留装置电源、对时、闭锁节点等少量电缆）。

故障录波装置交流量和开关量信息采用光纤直采，设备应用经验成熟。

采集执行单元同时与测控和保护等装置传输SV、GOOSE报文，为避免单一元件故障影响范围广，线路保护和母线保护的CT绕组分别接入不同插件，独立配置交流小CT、采样及通信插件，实现独立采集、独立传输。该设备已经在多个国网公司智能变电站试点应用，技术成熟。

1.5 网络安全方案

二次系统依照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，对各安全分区进行隔离，确保边界安全。充分考虑二次业务特征及安全防护要求，确保各安全分区清晰、边界防护规范得力。

根据设备在二次系统中的角色，以及设备硬件平台、操作系统等基础支撑设施特点，对二次系统进行不同策略的本体信息安全设计，确保二次系统内部基本安全。

二次系统各设备实时监视并汇集自身的安全监测事件，配合安全监测装置，实现二次系统的实时在线网络安全态势感知。

二次系统相关设备，采用融合二次业务特征的高效安全防护技术，通过证书认证及通信加密等技术手段，对调控中心、集控站、变电站操作控制类命令的规范化身份认证流程进行规范，实现顺序控制等重要操作的端到端认证，提升系统的安全防护水平。

避免在生产等核心安全区直接接入具有无线通信功能的设备。不可采用高风险相关服务，屏蔽高风险相关网络端口，确保系统为最小可信系统，避免业务无关服务开启。

1.6 配置管控方案

改进原有修改单一软件需要导入导出全站站变电站配置描述文件的模式，将全站站变电站配置描述文件信息独立分散存放于每个设备，使用结构层次清晰的树形目录管理，实现站变电站配置描述文件按业务、功能、设备进行分解，单个设备软件修改、扩建不影响其他设备。

对装置程序版本进行集中在线管控，并在工程师工作站通过站控层网络实现网络装载，杜绝现场人员擅自使用个人计算机直连设备修改调试。规范了软件修改、测试、发布、执行的流程管控，实现软件全寿命周期痕迹管理。

1）配置独立。站变电站配置描述文件解耦，按装置独立配置，站控层通信信息分散存放于各装置的网络配置文件中，监控主机、网关机通过导入各装置网络配置文件获取全站设备通信信息。

2）在线管控。智能站完善提升方案通过软件在线管控系统对全站装置程序/文件进行全寿命周期管控。在线管控功能部署在工程师工作站，主要包括软件签入签出、版本管理、校验码在线读取及校核、操作信息记录检索等功能。

3）网络装载。软件在线管控系统能够实现全站配置软件单个或批量网络装载，大幅减少软件装载工作量，防止错装软件，避免网络安全风险，软件在线管控流程如图2所示。

图2 软件在线管控流程

2 应用实例

上文所述的智能变电站二次系统架构方案，旨在解决目前智能变电站二次设备数量多、设备间耦合程度高、交换机数量多、故障影响范围大、站变电站配置描述文件信息高度耦合和管理困难的问题。

以湖北宜昌某110kV变电站为例说明该二次系统优化方案。

该站分为110kV、35kV、10kV三个电压等级，均为单母分段接线方式，共有两台主变。其中，110kV出线3回，35kV出线7回，10kV出线11回。

按照传统智能变电站以及上文所述的二次系统架构方案。方案对比见表1。

2.1 经济性提升

上文所述的系统架构方案，在典型的110kV智能变电站应用，可以减少50%的过程层设备以及100%的过程层交换机，考虑新增保护专网带来的交换机数量增加，全站总体交换机数量仍然下降20%～30%，以上述变电站规模为例，可以减少过程层设备10台，减少过程层交换机4台，增加保护专网交换机2台；过程层设备2万/台、过程层交换机3.5万/台、保护专网交换机0.35万元/台。该站总计可节约二次设备投资33.3万元。

表1 方案对比

2.2 可靠性提升

采用独立的保护专网进行保护设备之间、保护与智能故障录波之间的通信，传递保护装置之间的启动失灵等联锁GOOSE报文、保护发至智能故障录波的动作GOOSE报文等。相较于原来采用站控层网络进行数据传输，减少了站控层网络数据可能带来的交换机转发延时及网络风暴异常等影响，提升了保护间联闭锁信息传递的可靠性。

2.3 运维便捷性提升

采用标准化设备及规范设备模型、统一接口标准，实现同一厂商同一类型设备现场免配置，以及不同厂商的同一类型保护设备虚回路现场免配置。通过将站变电站配置描述文件按业务、功能、设备进行分解，单个设备软件配置修改、扩建设备不影响其他设备。通过规范软件修改、测试、发布、执行的流程管控，实现软件全寿命周期痕迹管理。

总体而言，通过新的二次系统架构方案设计，有效降低了设备数量，提升了变电站建设经济性和运行可靠性；同时通过标准化及规范化技术手段，减少了现场调试工作量及安全风险，提升了运维安全性和便利性。

3 结论

本文针对现有智能变电站存在的二次设备数量多、设备间耦合程度高、交换机数量多、故障影响范围大、站变电站配置描述文件信息高度耦合和管理困难的问题，提出了二次系统优化方案，在不影响保护与自动化的运行可靠性的同时，进行了变电站二次系统架构及数据流的重构设计，并对设备标准化、信息建模、信息安全以及站变电站配置描述管控提出了改进方案。最后通过实际的工程应用案例进行分析，验证了该方案的可靠性与经济性。

本文提出的智能变电站二次系统优化方案符合电网未来数字化、智能化的技术发展趋势，具备架构简单、设备可靠、运维便利、运行安全的技术特点。对于110kV及以下等数量较多、主接线较为简单的变电站，该架构的应用有着更为突出的经济效益与管理效益，因此，可在基于110kV及以下智能变电站推广使用，并在220kV智能变电站借鉴使用，从而将运维人员集中到500kV及以上高电压等级变电站的精益运维上，具有极大的工程实践意义。

本文编自2021年第3期《电气技术》，论文标题为“智能变电站二次系统优化方案探讨”，作者为张洪、刘庆国、鄂士平、黎恒烜。