随着智能设备与通讯规约的不断成熟，智能变电站迅速充斥了人们的视野，成为了电力行业的热门话题。本篇推送将对智能站的基础知识进行详细讲解，主要讲解内容包括：
1)智能站新增设备(合并单元MU、智能终端IU)；
2)智能站网络结构；
2)智能站信息流的传输路径；
3)智能站SV/GOOSE检修机制。
识别图中的二维码，即可观看动态配音讲解。讲解内容包括：智能站合并单元MU、智能终端IU；网络结构；信息流的传输路径；以及SV/GOOSE检修机制。
MU、IU的由来
众所周知，相比于常规站，智能站新增的智能设备即指合并单元MU与智能终端IU(如图1所示)。
图1 合并单元与智能终端（思源弘瑞）
二者看似陌生，但实质上在常规站的保护装置内，就有着它们的影子。
如图2所示，常规站保护装置功能主要由A/D采样模块、保护CPU、I/O转换模块实现。其中，A/D采样模块将电流、电压互感器的模拟量转换为数字量，传递给保护CPU进行逻辑判断；系统故障时，保护CPU将跳闸命令(数字量)传递至I/O转换模块，通过I/O转换模块实现数字/模拟量的转换，并将跳闸命令(模拟量)传递至断路器操作箱，进而实现保护功能；同时断路器本体的状态量(如位置、内部压力)通过电缆传递至保护装置的I/O转换模块，该模块将模拟量转换为数字量，最终传递至保护CPU模块，协助保护的判别。
图2 常规站保护功能实现方式
相比于常规站，智能站保护设备仅保留保护CPU模块，A/D采样模块以及I/O转换模块均被移出。如图3所示，原保护装置的A/D采样模块，加上同步对时等模块集成为合并单元，原保护装置的I/O转换模块，加上断路器操作箱集成为智能终端。
图3 智能站保护功能实现方式
如图3所示，合并单元将采集到的电压、电流等模拟量转换为数字量，并加以时间标识，以SV报文的形式合并输出。智能终端在输出保护装置的跳闸指令时，将数字量转换至模拟量，而在接收断路器本身的状态量时，将模拟量转换至数字量；智能终端接收的保护跳闸指令、上传至保护的断路器状态量均以GOOSE报文的形式传输。
如今以合并单元与智能终端作为光电转换设备的智能站大批投运，这仅是智能站发展的过渡阶段。因为，随着光电互感器与智能断路器的技术成熟，合并单元与智能终端的功能终将被并入一次设备，从而实现智能站的最终形态。
智能站“三层两网”结构
如图4所示，典型智能站二次设备分为三层：站控层、间隔层、过程层。相比于常规站，过程层设备属于新增设备，负责间隔层设备与一次设备之间交互信息的传递。本节详细阐述智能站设备的分层以及网络结构。
图4 智能站设备分层
过程层设备包括：合并单元、智能终端、过程层网络交换机。过程层网络交换机则较多的负责数据共享，测量、计量、告警量、状态量的中转以及传输工作。
间隔层设备包括：保护装置、测控装置等设备；站控层设备包括：监控主机、工程师站、远动机等设备。智能站的间隔层、站控层设备与常规站大抵相同。只不过常规站的间隔层设备向下是模拟接口、向上是数字接口；而智能站的间隔层设备向上向下均为数字接口。
智能站网络结构如图5所示：通过站控层网络、过程层网络分别将站控层设备、间隔层设备以及过程层设备联系起来。其中，站控层网络通过MMS报文传输远方分合闸命令、闭锁逻辑、遥测、摇信等信息；过程层网络通过SV报文传递电流电压采样值，GOOSE报文传递保护跳合闸命令、闭重、一次设备状态量等信息。
图5 智能站网络结构
其中，紫色表示MMS报文、蓝色表示GOOSE报文、红色表示SV报文
对于现阶段的智能站，过程层网络信息传输方式分为点对点传输与组网传输。前者通过光纤直连，主要传递与保护相关的信息，而后者则通过交换机，主要传递测量、计量、告警量、状态量等信息。如此设计的主要原因在于：
当前过程层网络交换机的可靠性不高，将与保护相关的信息以点对点的方式传输，能提高保护信息传递的可靠性，同时使其免于受到过程层网络风暴的影响。
智能站信息流的传输路径
以110kV线路间隔为例，分别讲述智能站信息的点对点与组网传输。
本例中，涉及到的过程层设备：线路合并单元、母线合并单元、线路智能终端、线路间隔过程层交换机、110kV母差保护过程层中心交换机。
间隔层设备：线路保护测控装置、电能表、110kV母差保护。
点对点传输信息流
图6 智能站典型间隔信息点对点传输
其中，红色箭头代表SV报文，蓝色箭头代表GOOSE报文，黑色虚线表示电缆传输的模拟量。图6中并未画出通过过程层交换机组网传输的信息。
智能站信息点对点传输路径按实现的功能划分，可分为采样路径与出口路径。
采样路径：
母线合并单元、线路合并单元从一次设备采集到的保护电压、电流，以SV报文的形式通过光纤直连，点对点传输至保护。
值得注意的是本例中电压量的传输路径。即，110kV母差保护通过点对点的传输方式获取保护级母线电压；线路合并单元通过合并单元级联的传输方式(也属于点对点)，获取母线保护、测量、计量级电压。其中，线路合并单元的保护级电压通过点对点的方式传输至本间隔的线路保测装置；而测量、计量级电压通过组网传输至保测装置以及电能表。
出口路径：
线路间隔智能终端通过光纤，点对点接收来自110kV母差保护以及本间隔线路保测装置的GOOSE报文，完成跳闸以及重合闸功能。
组网传输
图7 智能站典型间隔信息组网传输
注：110kV母差保护中心交换机可理解为过程层的主交换机；命名为110kV母差保护中心交换机原因：一是交换机位于110kV母差保护屏，二是交换机传输的是与110kV母差保护相关的跨间隔信息。
其中，红色箭头代表SV报文，蓝色箭头代表GOOSE报文，黑色虚线表示电缆传输的模拟量。图7中并未画出点对点传输的信息。
智能站信息组网传输路径按信息的类别划分，可分为以下5种路径：
1)测量级电流/电压
2) 计量级电流/电压
3)110kV母差保护闭重信息
4)遥控、联锁信息
5) 装置及一次设备的告警量、状态量
其中，前两种路径均从线路间隔的合并单元发出，接至本间隔交换机组网，线路保护测控装置、电能表分别从本间隔交换机上获得测量级电流/电压和计量级电流/电压。
路径3)单独拆解如图8所示。
图8 110kV母差保护闭重信息传递
其目的是将110kV母差保护的闭重信息，组网传递至线路间隔的保护测控装置，从而保证110kV母差保护跳闸的同时，令线路间隔重合闸放电，闭锁重合闸功能。
该传输信息涉及到110kV母差保护与本间隔的线路保测装置，因此在组网时，将110kV母差保护中心交换机与本间隔交换机纳入传输路径。即，闭重信息通过110kV母差保护中心交换机传递至本间隔交换机，再由线路保测装置从本间隔交换机上取得闭重信息。
路径4)通过本间隔交换机将遥控、联锁信息传递至线路智能终端，进而完成对一次设备的远方操作以及五防闭锁功能。
路径5)以线路合并单元与智能终端为起点，将线路合并单元、智能终端自身的告警量以及线路智能终端采集到的一次设备的状态量通过本间隔交换机传递至线路保护测控装置，再由线路保护测控装置通过站控层网络上传至后台。
其中，告警量包括：SV、GOOSE终端，配置异常，采样品质异常等；一次设备的状态量包括：断路器、闸刀位置，合位监视，KKJ合后位置，事故总，控制电压异常等信息。
将图7与图8合二为一即可得到图9，智能站典型间隔完整的信息传输路径。
图9 智能站典型间隔信息完整路径传输
SV/GOOSE检修机制：
众所周知，智能站间隔层设备与过程层设备通过光纤以SV/GOOSE报文的形式传输信息。但不可将SV/GOOSE报文单单理解为电流（电压）/跳合闸命令的数字表现形式，报文中还包含了其他信息。例如，采样延时、Test标识、事件时标、报文允许生存时间等。
其中，“Test标识”由装置的检修硬压板的状态决定。当装置的检修硬压板投入时，装置发出的报文中“Test标识”置为“Ture”，接收端设备将报文的“Test标识”与自身的检修硬压板状态做比对。若一致，则接收端装置认为报文有效；否则，无效。
图10 智能站检修机制种类
如图10所示，合并单元、保护测控装置以及各自的检修硬压板组成了SV检修机制；保护测控装置、智能终端以及各自的检修硬压板组成了GOOSE检修机制。
简单地说，SV检修机制决定了采样的有效性，进而决定保护能否动作；GOOSE检修机制决定了跳合闸命令的有效性，进而决定一次设备能否根据保护测控装置的GOOSE命令而动作。
值得注意的是，当智能站二次设备的检修硬压板均在投入状态时，保护也能正常动作出口。因此，在智能站二次设备进行检修工作时，各个装置检修硬压板的状态应严格把控，防止二次设备试验导致一次设备误动的事故发生。
下面以典型间隔为例，讲解智能站SV/GOOSE检修机制。
实例讲解：
为不失一般性，以110kV线路间隔为例，详细阐述SV/GOOSE检修机制。
图11 110kV线路间隔信息流图
注：红色箭头代表SV报文，蓝色箭头代表GOOSE报文，黑色虚线表示电缆传输的模拟量；图中仅列举出点对点传输方式涉及到的设备及信息。
智能站典型110kV线路间隔设备情况以及信息流如图11所示。其中，SV检修机制涉及到的设备为母线合并单元、线路合并单元、110kV母差保护以及线路保护测控装置；GOOSE检修机制涉及到的设备为线路智能终端、110kV母差保护以及线路保护测控装置。
SV检修机制实例分析
由于检修机制实质上是比对报文“Test标识”与设备的检修硬压板状态是否一致。因此，只要合并单元与保护装置的检修硬压板状态不一致，对保护的采样以及动作就会产生影响。此处仅列举合并单元检修硬压板投入的情况进行讲解。
情况一：母线合并单元检修硬压板投入
此时，SV检修机制范围内，各个设备状态以及信息传递情况如图12所示。
图12 母线合并单元检修硬压板投入时设备状态
可见，母线合并单元检修硬压板投入时，母线合并单元发送SV报文“Test标识”置为“True”。相应地，110kV母差保护认为该报文无效，复压闭锁元件开放；而与母线合并单元级联的线路合并单元，将“Test标识”为“True”的电压信息与电流信息合并发给线路保护测控装置，装置认为电流有效、电压无效，从而闭锁了装置内部的距离保护。
此处需要指出两点：
1)SV报文中含有多个“Test标识”。
例中线路合并单元发出的SV报文中包含两大部分：电压采样信息、电流采样信息。每部分都带有各自的“Test标识”，接收报文的装置将自身检修硬压板的状态与报文中的各个“Test标识”逐一比对，使用状态一致的信息。
因此，本例中在线路合并单元检修硬压板未投入的情况下，保护装置认为线路合并单元打包发出的SV报文中，电流采样信息有效，而电压采样信息无效。
2)合并单元检修硬压板投入时，所发的SV报文所有“Test标识”均被置为“True”。
若母线合并单元检修硬压板未投入，而线路合并单元检修硬压板投入，线路合并单元发出的SV报文里，电压、电流“Test标识”均被置为“True”。保护装置认为电压、电流采样均无效（即情况二）。
情况二：线路合并单元检修硬压板投入
此时，SV检修机制范围内，各个设备状态以及信息传递情况如图13所示。
图13 线路合并单元检修硬压板投入时设备状态
可见，线路合并单元检修硬压板投入时，线路合并单元发送SV报文“Test标识”置为“True”。相应地，110kV母差保护认为该报文无效，为避免产生差流而造成装置误动，母差保护闭锁；同理，线路保护测控装置，认为报文中电流、电压信息均无效，为防止装置的误动，也从内部闭锁线路保护(包括装置所含的后备保护)。
GOOSE检修机制实例分析
与SV检修机制类似，此处仅列举线路智能终端检修硬压板投入的情况。
此时，GOOSE检修机制范围内，各个设备状态以及信息传递情况如图14所示。
图14 线路智能终端检修硬压板投入时设备状态
可见，线路智能终端检修硬压板投入时，线路保护测控装置与110kV母差保护发送的GOOSE报文“Test标识”与智能终端检修硬压板状态不一致。相应地，智能终端认为110kV母差保护以及线路保护测控装置发送的GOOSE报文无效，不会执行跳合闸命令。
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