2.2　过程层设备

智能变电站必须首先满足变电站正常运行的要求，电网故障时能正确切除和隔离故障，保证电网安全。与常规变电站相比，智能变电站增加了过程层网络及设备，用于实现信息的共享以及间隔层设备与智能化一次设备之间的连接，从对应的角度看，智能变电站过程层相当于常规变电站的二次电缆组成的回路，各智能设备之间的信息通过报文来交换，信息回路主要包括采样值回路、GOOSE断路器量输入输出回路等。

一次设备智能化是过程层智能化的基础。常见的智能化一次设备有：电子式互感器，实现采样值的数字化、共享化；智能终端，即智能操作箱，实现断路器、隔离断路器开入开出命令和信号的数字化以及一次设备的故障诊断。一次设备信息实现数字化为信息的共享提供了条件，总线传输为信息的共享提供了方式。过程层网络主要传输智能化一次设备的数字信号，与电缆传输模拟信号相比，其抗干扰能力增强，信息共享方便，在工程上仅需几根光缆就可实现和控制室的连接，大大简化了传统大量电缆的连接方式。

智能变电站过程层是变电站正确、可靠运行的保障，实时性要求非常高，因此过程层信息的传输要求准确、可靠、快速。过程层传输的信息主要分为以下两种：

（1）周期性的采样值信号，该信息需要保证传输的实时、快速。

（2）由事件驱动的开入开出信号，如分布式系统下各设备间跳闸命令、控制命令、状态信息、互锁信息的相互交换和智能设备状态信息的发布等，该信息不仅对数据传输实时性要求高，同时对可靠性要求也高。

2.2.1　MU

2.2.1.1　MU概述

随着电子式互感器在智能变电站的应用和推广，变电站二次电压/电流回路发生了本质的改变。电子式互感器的实现、远端模块的二次输出并没有统一的规定，各厂家使用的原理、介质系数、对二次输出光信号含义也都不尽相同，因此，电子式互感器输出的光信号需要同步、系数转换等处理后才能输出统一的数据格式供变电站二次设备使用。由此，IEC标准定义了电子式互感器接口的重要组成部分——MU，并严格规范了它与保护、测控等二次设备之间的接口方式。

MU的主要功能是采集多路电子式互感器的光数字信号，并组合成同一时间断面的电流、电压数据，最终按照标准规定以统一的数据格式输出至过程层总线，MU系统架构如图2.2所示。MU与电子式互感器之间的数字量采用串行数据传输，可以采用异步方式传输，也可以采用同步方式传输，而传输介质一般采用光纤。

在低电压等级的一些特殊应用情况下，MU除了组合各电流和电压外，还可能同时组合了相应的断路器设备状态量和控制量。

2.2.1.2　MU数据接口

按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB 14285—2006）要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”，《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）中要求220kV以上保护、MU双重化配置，每套电子式TA、TV内至少应配置1个传感元件，由两路独立的采样系统进行采集。

（1）对于只具备一个传感元件的电子式TA，每个传感元件必须对应两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统形成三组电流数据（保护用AD1、AD2以及测量用数据），通过同一通道输入到MU，而MU将双A/D的三组采样数据输出为三组数字采样值，由同一路通道输入保护、测控等二次设备。

（2）对于不具备双A/D系统设计的电子式TA，应具备两个传感元件，每个传感元件对应一个独立的采样系统，一个电子式电流互感器具备两路独立的采样系统，两路采样系统形成三组电流数据，通过同一通道输入到MU，而MU将双路采样系统的数据输出为三组数字采样值，由同一路通道输入保护、测控等二次设备。

（3）对于只具备一个传感元件的电子式TV，每个传感元件必须对应两路独立的采样系统进行采集，两路采样系统形成两组电压数据（AD1和AD2），通过同一通道输入到MU，而MU将双A/D采样数据输出为两组数字采样值，由同一路通道输入保护、测控等二次设备。MU与电子式互感器之间的数据接口如图2.3～图2.5所示。

用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源。

MU应能同时支持《互感器 第8部分：电子式电流互感器》（GB 20840.8—2007）的FT3格式输出和IEC 61850-9-2规约输出，在具体工程应用时应能灵活配置。无论采用哪种规约输出，MU都应支持数据帧通道可配置的功能。

MU对电子式互感器送出的采样数据应能进行同步性、有效性等品质判别，并通过MU输出数据的标志告知保护、测控等二次设备，以保证采样数据被有效使用。采样数据的品质位应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

2.2.1.3　MU的技术要求

每个MU应能满足最多12个电子式互感器通道输入，并对这些通道的输出数据进行有效处理。考虑到高电压等级应用中必须保证保护装置采样数据的快速性和可靠性，MU应采用点对点传输方式将采样值输入到保护装置，因此，MU至少具备8个输出端口。MU统一格式的数据输出应既能支持点对点传输方式，也能支持组网传输方式，以满足保护快速性、可靠性的要求，同时也满足监控、计量系统的数据共享的要求。

考虑到保护的可靠性，《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）中要求220kV及以上的保护不依赖于外部时钟，保护装置通过插值计算实现采样值的同步，这就要求保护装置接收的采样值数据实时性要高，且要等间隔，考虑到采样值通过交换机传输具有一定的延时，且延时具有不确定性，MU应支持点对点输出功能，而且MU发送采样值的间隔离散度尽量小，保证采样值的等间隔性，《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）中指出，这一离散值应小于10μs。因此，MU通过光纤点对点直接将采样数据相对稳定地传输至保护装置。

由于实现原理不同，电子式互感器传变一次电流/电压的延时不同，且各厂家对于数据的处理方法也不相同，由此导致不同电子式互感器从一次电流/电压到MU二次输出的延时各不相同，这将给保护装置的插值同步带来很大的误差，为此，MU必须计算出采样值从电子式互感器一次输入到其处理输出至保护装置的整个过程的时间，并以额定延时的选项通过采样值的一个数据通道传输给保护装置。保护装置通过额定延时将采样值还原到其一次侧的真实时刻，以实现不同间隔间采样值的同步。

考虑到不同的应用，MU应能支持多种采样频率的采样数据输出，用于保护、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz，用于电能质量、行波测距等应用中的采样率宜为12800Hz或更高。

若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器和取能回路的监视能力。

2.2.2　智能终端

2.2.2.1　概述

智能变电站的显著特点就是一次设备智能化，即要实现断路器的智能化。智能断路器的实现方式有两种：一种是直接将智能控制模块内嵌在断路器中，智能断路器是一个不可分割的整体，可直接提供网络通信的能力；另一种是将智能控制模块形成一个独立装置——智能操作箱，安装在传统断路器附近，实现现有断路器的智能化。目前，后者比较容易实现，国内智能变电站建设基本采用“常规断路器+智能终端”的方案。常规断路器等一次设备通过附加智能组件实现智能化，使断路器等一次设备不但可以根据运行的实际情况进行操作上的智能控制，同时还可根据状态检测和故障诊断的结果进行状态检修。

在传统断路器旁边安装智能终端，该装置负责采集与断路器、隔离开关、接地开关相关的开入信号，并负责控制断路器、隔离开关、接地开关的操作。通过智能终端完成了对一个间隔内相关一次设备的就地数字化。智能终端作为过程层的一部分，为非智能的一次设备提供了外挂的智能终端。过程层的智能终端通过光纤与间隔层的保护、控制装置通信，将开入信息上传，并接收间隔层设备的控制命令。通过智能终端，完全取消了间隔层与过程层之间的电缆。这也是目前国内一些厂家在现有一次设备条件下推荐的智能变电站方案。

智能终端与间隔层设备之间主要传输一次设备的数字信号，与模拟信号相比，其抗干扰能力更强，信息共享方便，在工程上仅需几根光缆就可实现和主控室连接，大大简化了传统的电缆的连接方式。

2.2.2.2　智能终端要求

智能终端装置是将传统一次设备接入过程层总线的设备，具有如下基本功能：

（1）接收保护跳/合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及控制隔离开关、接地开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳/合闸压力监视与闭锁功能等。

（2）智能终端具备三跳硬接点输入接口，为保护提供可灵活配置的点对点接口（最大考虑10个）、GOOSE网络接口。

（3）至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点，具备对时功能。

（4）智能终端至少具备2个独立的GOOSE接口；对于采用直跳方式的智能终端应至少具备3个独立的GOOSE接口；GOOSE接口应能独立配置接收/发送GOOSE控制块。

（5）智能终端应能对跳/合闸命令进行可靠校验，防止误动作。

（6）智能终端从接收命令到继电器出口时间应不大于7ms。

（7）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能，当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文。

（8）智能终端应设置检修状态硬压板、保护跳/合闸出口硬压板、测控分/合命令出口硬压板，不设置软压板。

（9）智能终端应具备对时功能，事件报文记录功能；对时精度误差应不大于1ms；智能终端的SOE分辨率应不大于2ms。

（10）智能终端面板应具有明显的装置运行指示灯、动作指示灯及重要告警信号指示灯。

（11）智能终端应能在-10～60℃温度范围内及恶劣的电磁干扰环境下长期可靠运行，正确动作。

（12）智能终端具备故障自检和告警的功能，并具备事件记录功能；智能终端采用GOOSE信号通过测控装置告警；必要时，智能终端可设置MMS接口直接向站控层告警。

（13）智能终端不配置液晶显示屏，但具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警；GOOSE口数量满足点对点跳闸方式和网络跳闸方式的要求。

（14）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

（15）主变本体智能终端应采集非电量、中性点隔离开关位置、挡位等信号，并输出挡位控制、中性点隔离开关控制和风扇控制等信号。

（16）智能终端配置单工作电源。

智能终端装置应能满足断路器现场使用要求，应能满足保护设备关于电磁兼容性、绝缘性能、机械振动方面的要求，具有光纤以太网接口，支持IEC 61850协议，能够与间隔层设备进行实时数据传输。

智能控制装置相对传统操作箱而言，利用以太网发送跳闸、合闸、闭锁命令（执行器），将其安装在断路器附近，可实现用过程总线对断路器进行控制。扩展故障检测功能，即状态监测、分析诊断和故障预测，通过增加相应的温度、压力等传感器，将装置的当前状态传到控制器，然后根据设定的判据进行故障诊断和处理。

设备间状态信息和互锁信息的交换属于异步对等以及点对多点通信模式，采用TCP/IP协议是无法有效实现的，必须采用网络组播的GOOSE方式发送。

2.2.3　过程层交换机

2.2.3.1　概述

网络交换机的大量使用是智能变电站的主要特征，常规的变电站只有自动化系统有一些网络交换机，在智能变电站中，除了站控层有用于交换四遥信息的网络交换机外，还配置有大量的过程层网络交换机，因此在智能变电站中，网络交换机的重要性不言而喻。

智能变电站过程层采用面向间隔的广播域划分方法提高GOOSE报文传输的实时性、可靠性，通过交换机VLAN配置，同一台过程层交换机面向不同的间隔划分为多个不同的虚拟局域网，以最大限度地减少网络流量并缩小网络的广播域。同时过程层交换机静态配置其端口的多播过滤以减少智能电子设备CPU资源的不必要占用，保证过程层信息传输的快速性。

过程层交换机的传输优先级机制的设置还可以确保过程层重要信息的实时性和可靠性。上述这些配置在变电站自动化系统扩建或交换机故障更换时必然要修改或重新设置，将带来通信网络的安全风险。

为规避风险，智能化变电站的通信网络管理不仅要满足信息网络设备管理要求，而且要与继电保护同等重要地对待，将交换机的VLAN及其所属端口、多播地址端口列表、优先规则描述和优先级映射表等配置作为定值来管理。便于在系统扩建、交换机更换后，维持网络系统的安全稳定。

2.2.3.2　过程层交换机要求

过程层GOOSE跳闸用交换机应采用100M及以上的工业光纤交换机；以上工业交换机均基于以太网，并满足《电磁兼容》（GB 17626—2006）的规定，过程层GOOSE跳闸用交换机宜通过认证。

工业交换机应具备如下功能：

（1）支持IEEE 802.3×全双工以太网协议。

（2）支持服务质量Quality of Service（QoS）IEEE 802.1p优先级排队协议。

（3）支持虚拟局域网VLAN（802.1q）以及支持交叠（overlapping）技术。

（4）支持IEEE 802.1w RSTP（快速生成树协议）。

（5）支持基于端口的网络访问控制（802.1×）。

（6）支持组播过滤、报文时序控制、端口速率限制和广播风暴限制。

（7）支持SNTP时钟同步。

（8）支持光纤口链路故障管理。

（9）网络交换设备采用冗余的直流供电方式，20%额定工作电压波动范围内均可正常工作，并能实现无缝的切换。

（10）无风扇设计。

（11）光功率传输距离大于50km，网络交换机可靠性大于99.999%，MTBF无故障时间在50年以上。