智能变电站过程层设备
智能变电站过程层设备
基于IEC61850标准的智能变电站的一个显著特点是各种保护控制设备之间均具备了数字通信接口，成为通信网络上的一个通信节点，利用通信网络完成信息的传递和逻辑的相互配合，这为过程层设备的产生奠定了信息通信基础。智能变电站过程层设备是变电站二次系统和一次设备的接口，除上一节介绍的电子式互感器外主要包括合并单元、智能终端等设备。
一、智能变电站二次回路的变化
合并单元、智能终端等过程层设备的出现根本改变了变电站的二次回路接线形式。如图8-13所示，与传统变电站相比较，智能变电站用数字通信手段传递电气量信号，用光纤作为传输介质取代传统的金属电缆，构成了数字化的二次回路。复杂的二次接线系统被基于光纤以太网的通信系统所取代，节省了大量二次电缆，克服了电缆抗干扰能力差的缺点，并通过网络实现了设备间的数据共享。
1.采样回路的变化
在常规变电站中，二次设备（保护及测控装置）通过二次电缆采集来自传统电流互感器的5A（1A）电气量和来自传统电压互感器的100V（57.7V）电气量，将电气量通过装置内置的转换器转换成5V或10V信号，再经模拟低通滤波回路、采样保持回路、多路转换开关回路、模拟转换回路后获得数字量，由CPU对数字量进行运算与处理（参见本书第一章图1-20)。
而在智能变电站中，上述二次设备的模拟量数据采集回路都下放到过程层，由合并单元完成数据的采集。合并单元采集一次设备的电压、电流等电气量后，按照IEC61850-9-2的多路广播采样值格式进行组帧，通过光纤以太网通信介质传输到间隔层二次设备，或者按照IEC60044-8标准通过光或电同步串行接口以 FT3格式发送给间隔层设备。测控装置与合并单元通过光纤接口的以太网交换机传输采样值数据（SV）。使用的采样率为每工频周期80点，数据传输速率通常采用100Mbit/s。
2.采样方式
常规保护装置采样方式是通过电缆直接接入常规互感器的二次侧电流和电压，保护装置自身完成对模拟量的采样和 A/D转换。数字化保护装置采样方式变为经过通信接口接收互感器的合并单元送来的采样值数字量，采样和 A/D转换过程实际上在电子式互感器的二次转换器或合并单元中完成。也就是说，保护装置的采样过程变为通信过程，重点是采样数据的同步问题。
保护装置从合并单元接收采样值数据，可以直接点对点连接，也可以经过SV 网络交换机。如图8-14所示，图8-14（a）的方式称为直接采样（简称直采），图8-14（b）的方式称为网络采样（简称网采）。
网络采样方式多出了对时总线，保护功能实现必须依赖于外部对时系统。目前变电站保护正常工作依赖的公共设备只有直流电源。如果保护依赖外部对时，外部对时系统的可靠性不能低于直流电源。而目前时钟设备的可靠性不可能达到直流电源的水平，即使达到了直流电源的水平，从整体上来说，保护系统的可靠性也降低了，因为它依赖的外部条件增多了。因此，从系统可靠性要求出发，保护功能实现应不依赖于外部对时系统。同时，网采方式因为交换机本身采样延时不稳定，无法测量，都要依赖外部对时系统做采样同步。
若要保护不依赖于外部对时系统，当前的办法只有直采。直采不依赖于交换机，采样值传输延时稳定，其值可以事先测好作为已知量。因此，从提高采样过程的可靠性和快速性考虑，Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》要求，继电保护应直接采样。
3.控制回路的变化
在常规变电站中，二次设备对一次设备的控制一般通过设备间的电缆接线组成的控制回路来实现，由装置内的CPU控制开关量输入电路和继电器输出电路来完成开入信号的采集和控制触点的闭合。
而在智能变电站中，上述功能下放到过程层，由智能终端完成。智能终端实现对一次设备的状态采集及控制执行等功能，它通过电缆线与一次断路器设备直接相连，通过光纤接口的以太网，采用面向通用对象的变电站事件传输机制（GOOSE）与间隔层二次设备快速可靠地交换信息。
4.跳闸方式
断路器智能终端的出现，改变了断路器的操作方式。断路器的常规操作回路、操作继电器被数字化、智能化，除输入、输出触点外，操作回路功能全部通过软件逻辑实现，接线大为简化。常规保护装置采用电路板上的出口继电器经电缆直接连接到断路器操作回路实现跳合闸，数字化保护装置则通过光纤接口接入到断路器智能终端实现跳合闸。
保护装置向智能终端发送跳闸命令，可以经过GOOSE网络交换机，也可直接点对点连接，如图8-14所示。图8-14（a）的方式称为直接跳闸（简称直跳），图8-14（b）的方式称为网络跳闸（简称网跳）。同样考虑减少中间环节以提高跳闸过程的可靠性和快速性，根据Q/GDW441-2010规定，继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式，继电保护之间的连闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE 网络传输方式。
数字化保护装置在保护原理上与常规微机继电保护差别不大，智能变电站继电保护较少涉及保护原理问题。在原理算法上，需要注意的主要是软件频率跟踪问题。软件频率跟踪已有较成熟的算法，主要涉及数字信号处理技术。
二、合并单元
由于电子式互感器一般按照A、B、C相别配置，且电流和电压互感器多分开配置。随着电子式互感器在智能变电站中得到逐步使用，这就需要一种设备把同一电气间隔的多个电子互感器的保护电流、测量电流与测量电压的采样值进行合并，并按照标准协议提供数据输出，这种设备就是合并单元。合并单元能同时实现电压的切换、并列等功能。它可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。随着智能变电站的发展，合并单元应不仅能汇集电子式电压互感器、电子式电流互感器输出的数字量信号，也可采样并汇集常规电压互感器、电流互感器输出的模拟信号或电子式互感器输出的模拟小信号。
1. 合并单元功能
合并单元是针对与数字化输出的电子式互感器连接而在IEC60044-8中首次定义的，其主要功能是同步采集多路ECT、EVT输出的数字信号或常规互感器输出的模拟信号，按照标准格式发送给保护、测控设备。
传统变电站中保护、测控等装置所需的电气量都通过本身的采样模块实现，智能变电站通过合并单元集中完成传统变电站中保护、测控等装置的电气量采集，并通过标准通信接口发送给保护、测控、录波器等装置，实现数据的共享和数据来源的唯一。
合并单元按照功能一般分为间隔合并单元和母线合并单元。间隔合并单元用于线路、变压器和电容器等间隔电气量采集，发送一个间隔的电气量数据。电气量数据典型值为三相电压Ua、Ub、Uc，三相保护用电流Ipa、Ipb、Ipc，三相测量用电流Ima、Imb、Imc，同期电压UL，零序电压UL，零序电流I。对于双母线接线的间隔，间隔合并单元根据间隔隔离开关位置自动实现电压的切换输出。
母线合并单元一般采集母线电压或同期电压。在需要电压并列时可实现各段母线电压的并列，并将处理后的数据发送至所需装置使用。
目前变电站中合并单元采样和输出频率统一为4kHz（每工频周期80点采样），可满足保护、测控等装置要求，但满足不了计量系统的精度需求。计量用合并单元必须专门设计，其采样和输出频率为12.8kHz（每工频周期 256 点采样）。
2.合并单元电气量采集技术
合并单元电气量输入可能是模拟量，也可能是数字量。合并单元一般采用定时采集方法对外部输入信号进行采集。
（1）模拟量采集。合并单元可以通过电压变送器、电流变送器，直接对接入的传统互感器或电子式互感器的二次模拟量输出进行采集。
模拟信号输出的电子式互感器输出为小信号，以下为实际某类型电子式互感器的输出参数∶
1）一次电压额定时，输出相电压有效值3.7529V，过载倍数为1.8844倍。
2）一次电流额定时，输出测量电流有效值4V，过载倍数为1.768倍。
3）一次电流额定时，输出保护电流有效值225mV，过载倍数为31.41倍。模拟信号经过隔离变换、低通滤波后进入CPU采集处理并输出至SV接口。
（2）数字量采集。合并单元采集电子式互感器数字输出信号有同步和异步两种方式。
1）同步方式。采用同步方式与电子式互感器通信时，合并单元向各电子式互感器发送同步脉冲信号，电子式互感器接收到同步信号后，对一次电气量开始采集、处理并发送至合并单元，如图8-15所示。
2）异步方式。采用异步方式与电子式互感器通信时，电子式互感器按照自己的采样频率进行一次电气量采集、处理并发送至合并单元，如图8-16所示。合并单元需处理采样数据同步问题。
3.合并单元接口与协议
合并单元输出接口协议主要有IEC 60044-8和IEC 61850-9-2通信协议，输人接口（与电子式互感器本体通信）协议一般采用自定义规约，相关标准推荐采用IEC 60044-8。
（1）IEC60044-8协议。IEC60044-8是国际电工委员会制定的电子式电流互感器标准，规定了电子式互感器的合并单元标准输出接口，串口通信，适合于点对点直接获取采样值。点对点通信传输延时固定，可由保护装置利用插值法对数据进行同步，不依赖外部时钟。
Q/GDW441-2010扩展了IEC60044-8协议。合并单元对二者均可兼容。
IEC60044-8标准中的链路层选定为IEC60870-5-1的FT3格式。Q/GDW441-2010 通用帧的标准传输速度为10Mbit/s（数据时钟），采用曼彻斯特编码，首先传输MSB（最高位）。串行通信光波长范围为820～860nm（850nm），光缆类型为62.5/125μm多模光纤，光纤接口类型为ST/ST。
额定延迟时间以微秒（μs）数给出，用于表示本帧采样数据从采样到发送时所经历的时间。采用同步脉冲进行各合并单元同步时，样本计数应随每一个同步脉冲出现时置零。在没有外部同步情况下，样本计数器根据采样率进行自行翻转（如4000点1s采样速率下，样本计数器范围为0～3999）。
（2）IEC61850-9-2协议。IEC61850-9-2是国际电工委员会标准IEC61850-9-2 《特定通信服务映射（SCSM）》中所定义的一种采样值传输方式，IEC 61850-9-2 接口可以采用点对点方式发送，也可以由交换式以太网组网发送。组网方式经过网络获取采样值，传输延迟不固定，必须依赖外部时钟，而且存在丢数据现象，可靠性降低。
IEC61850-9-2支持客户端访问采样值控制模块并向MMS映射。合并单元支持的模型和服务有基于MMS的Client/Server服务以及数据链路层的采样值服务，详见IEC61850相关文献。
两种接口协议规范比较见表8-1。
因此，Q/GDW 441-2010明确继电保护应采用“直接采样、直接跳闸”，其原因就是考虑点对点直接获取采样值（IEC60044-8或IEC61850-9-2），传输延时固定，可由保护装置利用插值法对数据进行同步，不依赖外部时钟。而经过网络获取采样值，传输延迟不固定，必须依赖外部时钟，可靠性降低。目前网络交换机延时无法确定，IEEE 1588的应用尚未成熟，应是今后的发展方向。
三、采样数据同步
1.采样同步
由于数据从互感器输出到合并单元存在延时，且不同的采样通道间隔的延时还可能不同，再考虑电磁式互感器与电子式互感器的混合接入情况，为了能够给保护等提供同步的数据输出，需要合并单元对原始获得的采样数据进行数据的二次重构，即重采样过程，以保证输出同步的数据。
需要时钟同步的设备包括各相电流、电压的同步，可以在合并单元内实现同步;各个间隔电流、电压的同步，即跨间隔保护需要同时刻采集的数据进行运算。
实现同步的方法有两种∶保护装置插值同步 （各间隔合并单元可以不同步），即由保护装置自己产生一个新的采样序列，实现数据同步，要求传输延迟必须固定;采用同步时钟，可保持各间隔合并单元严格同步，保证同时刻采集数据。
（1）插值再采样同步。适用于"点对点"模式外部报文输入，由于互感器本体采样模块并不与合并单元同步，一般采用插值法进行同步处理，如图8-17所示。合并单元利用硬件锁存外部数据到达时间，减少装置应用程序处理时间影响，将数据到达时间减去采样延时作为合并单元采样时刻。合并单元根据外部数据采样时刻和需要重采样的时刻，采用拉格朗日、牛顿插值等算法实现采样同步。
（2）同步采样。对于同步采集方式，只要电子式互感器在合并单元发送脉冲时刻采样，就可以认为外部输入与合并单元同步。装置采样与时钟同步采用图8-18所示方式进行。合并单元根据输出采样率设置合并单元中断频率，在装置时钟整秒翻转时产生每秒的第一个中断，在每个中断产生同时，触发锁存采样，这样保证采集到的数据为中断时刻数据，与装置时钟始终同步。对于接收组网的外部9一2报文，由于全站同步，只要报文中采样计数与合并单元本身的时钟一致，可以认为外部输入与合并单元同步。
2.外部统一时钟
变电站二次系统的正常运行离不开时间的准确计量，而且需要高精度的时间，否则就会因为时间不确定性引发许多问题。例如保护或测控装置的事件记录信息失去一定精度的时间参照将降低其有效性，相量测量装置因时间误差可能引起较大误差。在智能变电站中保护网络采样、集中式立域保护等技术的实现基础都需要同步采样数据，因为保护功能的实现依赖外部对时，对全站电子式互感器及其合并单元的采样同步提出了极高的要求。解决方案是通过全站的时间同步（对时）来实现采样同步，对时技术的可靠性、重要性直接影响保护的功能。
目前电力系统采用的基准时钟源主要有全球定位系统（GPS）发送的标准时间信号和北斗卫星定位系统的标准时间信号。变电站采用GPS或北斗时钟作为基准源，由站内主时钟接收装置通过天线获得GPS或北斗时钟，再通过主时钟向其他装置发送准确的时钟同步信号进行对时。站内主时钟由于是地面时钟系统的基准源，要求具备较高的对时及守时精度，智能变电站主时钟普遍采用高精度的原子钟守时。
变电站内的时钟同步（对时）方式主要有三种时钟同步方式∶IRIG-B 即B码对时（1μs～1ms）、NTP/SNTP（简单）网络时钟协议（0.2～10ms））和 IEEE 1588精确时钟协议（<1μs），不同的对时方式对应不同的同步对时精度。
三种时钟同步方式比较见表8-2。
IEC61850标准对智能化变电站中过程层、间隔层和站控层的 IED智能电子设备的同步精度提出了要求，将IED设备对时精度分为5个等级，分别用T1～T5表示，见表8-3。
其中T1用于事件时标要求最低，T2用于分布同期的过零和数据时标，T3用于配电线间隔或其他要求低的间隔，T4用于输电线间隔或用户未另外规定的地方，T5要求最高用于对时间同步要求高的地方。实际工程中各层IED设备具体采用哪种对时协议，要根据IEC 61850标准对时间同步精度的具体要求确定。
四、智能终端
一次设备智能化是智能变电站的重要技术特征，智能一次设备一般包括设备本体、传感器或/和执行器、智能组件三大部分。在目前智能变电站建设阶段，由于技术手段的限制，对一次设备智能化的实现思路是设计出一个独立智能 I/O单元，就地安装在断路器或变压器附近的控制柜中，实现对一次设备的状态采集（如断路器、隔离开关等位置信号，主变压器挡位，温度、湿度等），并把这些信息上传到间隔层设备，同时接收间隔层设备发出的控制命令，完成对一次设备的分合闸等操作，这种设备称为智能终端。它的出现替代了常规变电站的操作箱的使用，并通过软件逻辑完成一些硬件回路实现的控制逻辑，简化了操作回路的设计。
智能变电站中保护装置和测控装置先通过光缆连接智能终端，再由智能终端通过电缆连接一次设备，保护装置通过 GOOSE 通信向智能终端发送跳合闸命令，由智能终端对一次设备进行操作。智能终端与一次设备采用电缆连接，实现对一次设备（如断路器、隔离开关等）的测量、控制等功能。根据被控对象的不同，智能终端可以分为断路器智能终端和本体智能终端两大类。
1.断路器智能终端功能
断路器智能终端与断路器、隔离开关及接地开关等一次开关设备就近安装，完成对一次设备（含断路器操动机构）的信息采集和分合控制等功能。其主要功能包括∶
（1）采集断路器位置、隔离开关位置等一次设备的开关量信息，以GOOSE通信方式上送给保护、测控等二次设备。
（2）接收和处理保护、测控装置下发的GOOSE命令，对断路器、隔离开关和接地开关等一次开关设备进行分合操作。
（3）控制回路断线监视功能，实时监视断路器跳合闸回路的完好性。
（4）断路器跳合闸压力监视与闭锁功能。
（5）闭锁重合闸功能。根据遥跳、遥合、手跳、手合、非电量跳闸、保护永跳、装置上电、闭锁重合闸开入等信号合成闭锁重合闸信号，并通过GOOSE通信上送给重合闸装置。
（6）环境温度和湿度的测量功能。
断路器智能终端又可分为分相智能终端和三相智能终端。分相智能终端与采用分相操动机构的断路器配合使用，一般用于 220kV及以上电压等级;三相智能终端与采用三相联动操动机构的断路器配合使用，一般用于220kV以下电压等级。
2.本体智能终端功能
本体智能终端与主变压器、高压电抗器等一次设备就近安装，完成主变压器分接头挡位测量与调节、中性点接地开关控制、本体非电量保护等功能。其主要功能包括∶
（1）采集一次设备的状态信息，包括中性点接地开关位置、主变压器分接头挡位、非电量动作信号等，通过GOOSE上送给保护、测控等二次设备。
（2）接收和处理保护、测控装置下发的 GOOSE命令，完成启动风冷、接地开关分合操作、主变压器分接头调挡等功能，并提供闭锁调压、启动充氮灭火等出口触点。
（3）非电量保护功能。所有非电量保护启动信号均经大功率继电器重动，且具备抗220V工频交流干扰能力。
（4）环境温度、主变压器本体油面温度和绕组温度等的测量功能。
3.技术原理
（1）开关量采集。智能终端的开关量输入采用 DC 220V/110V强电方式，外部强电与装置内部弱电之间具有电气隔离。装置对开入信号进行硬件滤波和软件消抖处理，将软件消抖前的时标作为GOOSE上送的开入变位时标。
本体智能终端通常还要采集主变压器分接头挡位开人，然后按照BCD编码（或其他编码方式）计算后，将得到的挡位值通过 GOOSE上送给测控装置。
（2）直流量采集。智能终端能够实时监测所处环境的温度和湿度，本体智能终端还能够实时采集变压器油面温度、绕组温度等信息。这些信号由安装于一次设备或就地智能柜中的传感元件输出，通常采用0～5V或4～20mA两种方式。
（3）一次设备控制。断路器智能终端具备断路器控制功能，包含跳合闸回路、合后监视、闭锁重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器操作回路支持其他间隔层或过程层装置通过硬触点的方式接入，进行跳合闸操作。
智能终端提供大量的开关量输出触点，用于控制隔离开关、接地开关等设备。本体智能终端还提供启动风冷、闭锁调压、调挡等输出触点。
本体智能终端集成了本体非电量保护功能，通常采用大功率重动继电器实现。非电量保护跳闸出口通过控制电缆直接接至断路器智能终端进行跳闹。
（4）GOOSE通信。智能终端与间隔层的保护控制设备的通信功能通过GOOSE传输机制完成。保护和测控等间隔层设备对一次设备的控制命令通过GOOSE通信下发给智能终端，同时智能终端以GOOSE通信方式上传就地采集到的一次设备状态，以及装置自检、告警等信息。
对于智能终端，要求其从保护控制设备接收到GOOSE跳闸报文后，到对应的出口继电器输出整个过程时间不大于7ms，而且从开入电路检测的输入信号发生变化后，到GOOSE报文输出，整个过程的时间不大于5ms。这要求整个装置对GOOSE报文的处理需要较高的实时性。
GOOSE是一种事件驱动的数据通信方式，GOOSE报文的发送按图8-19所示的重发机制执行。
智能终端在处理GOOSE时，应考虑网络风暴对装置正常功能的影响，在高流量冲击下，装置均不时间应死机或重启，不发出错误报文，响应延时不应大于1ms。因此装置中会设置网络风暴抑制机制，剔除网络风暴报文（包括内容完全相同的GOOSE报文），处理正确、有效的GOOSE报文。
（5）事件记录。在智能变电站中，智能终端与一次设备的联系最为紧密，所有间隔层设备都要通过智能终端来对一次设备进行控制，智能终端上发生的任何事件都可能影响到设备的运行。因此智能终端本身要有强大的事件记录功能，不仅要求记录的信息要完整详细，而且要求记录的时间要准确（达到1ms 级），以便在故障发生后进行追溯和分析。
4.软件原理
（1）GOOSE跳闸逻辑。智能终端能够接收保护和测控装置通过GOOSE报文送来的跳闸信号，同时支持手跳硬触点输入，如图8-20所示。另外，要用通过开入采集到的断路器操动机构的跳闸压力和操作压力不足信号闭锁。
（2）GOOSE合闸逻辑。智能终端能够接收保护测控装置通过GOOSE 报文送来的合闸信号，同时支持手合硬触点输入，如图8-21所示。
图8-21中，“合闸压力低”是智能终端通过光耦开入采集到的断路器操动机构的合闸压力不足信号。该输入用于形成手合压力闭锁逻辑，在手合（或遥合）信号有效之前，如果合闸压力不足，“合闸压力低”状态为“1”，取反后闭锁合闸，以免损坏断路器而如果“合闸压力低”初始状态为“0”，在手合（或遥合）信号有效之后，即使出现合闸压力降低也不会受影响，保证断路器可靠合闸。
（3）控制回路监视。通过在跳合闸出口触点上并联光耦监视回路，智能终端能够监视断路器跳合闸回路的状态。图8-22所示为合闸与跳闸回路监测电路，当合闸、跳闸回路导通时，对应光耦输出为“1”。当任一相的跳闸回路和合闸回路同时为断开状态，即全为“0”时，会给出控制回路断线信号，如图8-23所示。通过合闸光耦和跳闸光耦的状态比较可以进一步判断跳合闸回路是否异常。当QF 在跳位而合闸回路监视为"0"则给出合闸回路异常报警，同理有跳闸回路异常报警，如图8-24所示。
（4）闭锁重合闸逻辑。智能终端在下述情况下会产生闭锁重合闸信号，可通过GOOSE发送给重合闸装置。
1）收到测控的GOOSE遥分命令或手动跳闸开入动作时会产生闭锁重合闸信号，并且该信号在 GOOSE遥分命令或手动跳闸开入返回后仍会一直保持，直到收到 GOOSE遥合命令或手动合闸开入动作才返回。
2）收到测控的GOOSE遥合命令或手动合闸开入动作过程中会产生闭锁重合闸信号。
3）收到保护的GOOSE_TJR、GOOSE_TJF三跳命令，或TJF三跳开入动作。
4）闭锁重合闸开入动作。
5）智能终端初始上电时，会发500ms 左右的闭锁重合闸信号。
智能终端的闭锁重合闸逻辑框图如图8-25所示。
五、智能变电站过程层接口设备配置原则
根据智能变电站的配置要求，对于220kV及以上电压等级的合并单元、智能终端应双重化配置，每套合并单元、智能终端的功能应独立完备、安全可靠;对于110kV及以下电压等级的合并单元、智能终端一般单套配置，宜采用合并单元智能终端集成装置;对于35kV及以下电压等级的各间隔保护装置按单套配置，宜使用常规互感器，电缆直接跳闸，一般不配置合并单元、智能终端，在开关柜安装时宜集成保护、测控、合并单元和智能终端功能，以下按照过程层设备的分类来说明过程层设备的配置原则。
1.合并单元配置
对于220kV及以上电压等级双重化配置保护所采用的电子式电流互感器及合并单元应双重化配置，双套配置的合并单元应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应，或者接入常规电子互感器的两套独立的绕组。110kV及以下电压等级一般单套配置合并单元，但110kV变压器保护宜按双套进行配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置。当变压器保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置。
母线电压合并单元的配置原则为对于3/2接线方式，每段母线配置双套合并单元，母线电压由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接∶对于双母线接线方式，两段母线按双套配置两台合并单元;对于双母单分段接线方式，按双套配置两台母线电压合并单元，不考虑横向并列;对于双母双分段接线方式，按双套配置四台母线电压合并单元，不考虑横向并列;对于单母线分段接线方式，按单套配置母线合并单元。母线合并单元可接收至少2组电压互感器数据，可根据电压互感器隔离开关位置、母联隔离开关位置和断路器位置，按需要完成电压并列功能，并支持向间隔合并单元转发母线电压数据。
一般按间隔配置间隔合并单元，获得本间隔的电流、电压数据。各间隔合并单元所需母线电压通过母线电压合并单元转发，用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点级联到间隔合并单元。变压器公共绕组可单独配置合并单元，中性点电流、间隙电流并入相应侧间隔合并单元，母线差动保护、变压器差动保护、高压电抗差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同。新一代智能变电站要求合并单元就地安装于智能组件柜或预制小室。
2.智能终端配置
220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能。两套智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应，其合闸命令输出并接至合闸线圈。
220kV及以上电压等级变压器各侧智能终端均按双重化配置，110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置。每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调挡及测温等），并可提供用于调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口触点。主变压器本体智能终端宜具备非电量保护功能。
智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中。智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。
另外，智能变电站故障录波的配置原则与常规站有较大差别，设备配置数量明显增加，设备功能有较大扩展，并增加了网络报文记录分析装置。故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层SV、GOOSE 网络的信息。对干220kV及以上电压等级变电站，一般按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置，主变压器单独配置主变压器故障录波装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络。
六、操作回路软件化
传统变电站二次保护系统设计和实施的过程是设备制造商设计和定义装置的端子，将相关的端子引到屏柜的端子排;设计院设计各个屏柜的端子排之间的二次电缆连线，并根据需要在端子排和装置之间加入连接片;施工单位根据设计院的设计图纸进行屏柜间接线;调试单位根据图纸对相关接线和应用功能进行测试和检查。经过多年传统二次设计的实践，特定功能的装置需要引出的端子和需要设置的连接片等已经逐渐确定并形成设计规范，"端子"的概念对于二次回路的设计、施工、调试意义重大。传统的端子排接线见图8-26。
智能变电站数字化保护设备通过光纤网络传送状态量输入信号和跳闸、合闸命令等信息，二次电缆的设计和连接工作变成了通信组态和配置文件下载的工作，传统二次系统的设计和实施方式发生了很大的变化。一方面传统的二次回路被光纤网络的信息流代替，状态开入、开出及出口逻辑等不像传统站那样直观，装置间的配合关系也难以表达。另一方面，由于保护原理没有因为采用网络而改变，对于每台装置而言，其SV/GOOSE输入/输出与传统端子排仍然存在对应关系。如GOOSE 输出数据对应传统装置的开关量输出端子，GOOSE输入数据对应传统装置的开关量输入端子，智能变电站中清晰明确的电缆变成看不见摸不着的通信网络，见图8-27。
为此，设计人员发明了基于智能IED装置SV/GOOSE"虚端子"的设计方法，该方法能够将基于网络传输的SV/GOOSE数字信号以虚端子的形式一一表达，使得设计、施工、调试以及运行维护人员能够直观地阅读智能装置的开入、开出以及出口逻辑等。在设计阶段能够成功解决保护SV/GOOSE 配合难以表达的问题，实现按图施工，大大提高了施工、调试的效率。
（1）虚端子。将智能IED装置的逻辑输入1一i分别定义为虚端子IN1—INi，输出逻辑1-j分别定义为虚端子OUT1OUTj。
虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外，还标注信号在智能装置中的内部数据属性。智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式，完整体现与其他装置联系的全部信息，并留出适量的备用虚端子。
（2）虚端子之间的逻辑连线。以智能装置的虚端子为基础，根据继电保护原理，将各智能装置SV/GOOSE配置以连线的形式加以表示，虚端子逻辑连线1-k分别定义为LL1-LLk。虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间SV/GOOSE 联系的全貌，供保护专业人员参阅。
（3）SV/GOOSE配置表。SV/GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础，根据逻辑连线，将智能装置间 SV/GOOSE 配置以列表的方式加以整理再现。
SV/GOOSE 配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成。其中逻辑连线由逻辑连线编号 LLk 和逻辑连线名称共 2项内容组成，逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子 OUTi、虚端子的内部数据属性共 3项内容，逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi、虚端子的内部属性 3项内容。
SV/GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理，作为图纸依据。在具体工程设计中，首先根据智能装置的开发原理，设计智能装置的虚端子;其次结合继电保护原理，在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线;最后按照逻辑连线，设计完成SV/GOOSE配置表。
引入虚端子的概念后，二次设备厂家可以根据传统设计规范设计并提供其装置的 SV/GOOSE输人/输出虚端子定义;设计院根据该定义设计SV/GOOSE 连线，以表格等形式提供;工程集成商通过SV/GOOSE 组态工具和设计院的设计文件，组态形成项目的变电站配置描述文件（SCD）;二次设备厂家使用装置配置工具和全站统一的SCD文件，提取SV/GOOSE 收发的配置信息并下发到装置;调试人员进行测试。
作为示例，图8-28给出了一个实际 220kV线路保护（A套）、智能终端和相关母线保护的虚端子连接示意图。虚端子图可实现光纤链路和虚端子连接的可视化展示，变抽象的信息流为形象的虚回路，更贴近常规变电站运维模式，提高运维便利性。虚端子图还可以实现连接片的可视化展示，如检修连接片、保护功能投入连接片、SV接收连接片等，实时查看保护状态，增强运维安全性。同时也可以用于智能变电站二次回路的状态监视。