浙江_數(shù)字化變電站試點階段性工作總結(jié)

1、數(shù)字化變電站試點階段性工作總結(jié)浙江省電力公司2009年6月 23 1 建設(shè)數(shù)字化變電站的必要性數(shù)字化變電站一般是指信息采集、傳輸、處理、輸出過程完全數(shù)字化的變電站，現(xiàn)階段一般包含一次設(shè)備智能化、通信網(wǎng)絡(luò)化、運行管理自動化等內(nèi)容。就目前而言，應(yīng)用IEC61850標準是實現(xiàn)數(shù)字化變電站目標的基礎(chǔ)。數(shù)字化變電站中智能開關(guān)、電子式互感器的應(yīng)用提高了變電站裝備水平；信息共享且不同廠家的二次設(shè)備互操作，減少了重復(fù)建設(shè)和投資，實現(xiàn)了變電站自動化系統(tǒng)的兼容性、擴展性、可持續(xù)性，提高了變電站自動化水平和信息化水平，實現(xiàn)良好的社會效益和經(jīng)濟效益，是實現(xiàn)智能電網(wǎng)的基礎(chǔ)。數(shù)字化變電站光纜的大量使用和電纜的退出使得二次

2、系統(tǒng)的抗干擾能力加強，提高了整個二次系統(tǒng)的可靠性，電纜的節(jié)省，電纜溝的減少，總平面的縮減等，符合 “節(jié)能減排”和“兩型一化”要求；數(shù)字化變電站可實現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)檢修，減少設(shè)備的退出次數(shù)和退出時間，提高設(shè)備的使用效率；設(shè)備具有互操作性，方便了設(shè)備的維護和更新，減少停運時間，提高工作效率；方便變電站的擴建及自動化系統(tǒng)的擴充，減少變電站初期建設(shè)成本和運行維護成本。2 數(shù)字化變電站的主要特征和特點2.1 主要特征(1)一次設(shè)備智能化采用數(shù)字輸出的電子式互感器、智能開關(guān)（或配智能終端的傳統(tǒng)開關(guān)）等智能一次設(shè)備。一次設(shè)備和二次設(shè)備間用光纖傳輸數(shù)字編碼信息的方式交換采樣值、狀態(tài)量、控制命令等信息。(2)二次設(shè)備

3、網(wǎng)絡(luò)化二次設(shè)備間用通信網(wǎng)絡(luò)交換模擬量、開關(guān)量和控制命令等信息，取消常規(guī)自動化系統(tǒng)一次設(shè)備和二次設(shè)備之間的控制電纜，采用光纖網(wǎng)絡(luò)直接通信。(3)管理系統(tǒng)自動化應(yīng)包括自動故障分析系統(tǒng)、設(shè)備健康狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)和程序化控制系統(tǒng)等自動化系統(tǒng)，提升自動化水平，減少運行維護的難度和工作量。2.2 近、中、遠景特征近期數(shù)字化變電站的建設(shè)主要是基于IEC61850的二次設(shè)備發(fā)展，一次智能設(shè)備明顯滯后于二次智能設(shè)備的發(fā)展，一次設(shè)備的智能化僅依靠二次設(shè)備廠家的附加設(shè)備將一次設(shè)備智能化后接入數(shù)字化變電站二次采集系統(tǒng)，而基于IEC61850的二次設(shè)備取得全面提升。此階段電子式互感器的應(yīng)用還處于試用和起步階段。而數(shù)字化變電

4、站的建設(shè)和管理正處于積累經(jīng)驗的階段，開始對基于現(xiàn)階段技術(shù)水平的數(shù)字化變電站提出一些運行、管理上的規(guī)范。中期數(shù)字化變電站的電子式互感器的發(fā)展已經(jīng)較成熟，開始全面應(yīng)用于數(shù)字化變電站，由此帶動二次智能設(shè)備裝置性能提升、功能分布更加合理。有革命性變革的智能一次設(shè)備開始逐漸應(yīng)用于變電站中，但技術(shù)和應(yīng)用程度都有待進一步提高。基于IEC61850的二次系統(tǒng)更加完善，互操作、網(wǎng)絡(luò)技術(shù)等發(fā)展已經(jīng)趨于成熟和穩(wěn)定。整個數(shù)字化變電站管理體系已經(jīng)逐漸成熟。遠景智能一次設(shè)備已經(jīng)基本發(fā)展成熟，在數(shù)字化變電站中全面應(yīng)用，完全意義上的數(shù)字化變電站開始出現(xiàn)，基本掌握與之相適應(yīng)的數(shù)字化變電站技術(shù)、管理系統(tǒng)。2.3 技術(shù)路線數(shù)字化變

5、電站的總體技術(shù)路線是以數(shù)字化試點變電站為依托，以實際數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，以信息化技術(shù)為手段，研究數(shù)字化變電站數(shù)據(jù)通訊和應(yīng)用；著眼于特高壓、大容量、大規(guī)模的智能電網(wǎng)，從電力系統(tǒng)安全、可靠、穩(wěn)定要求的角度，充分考慮經(jīng)濟性、先進性、全新性，從基建、生產(chǎn)、運行、維護檢修各方面對數(shù)字化變電站進行全面深入的研究。重點研究數(shù)字化變電站的特征、架構(gòu)、發(fā)展階段、技術(shù)要求，對一次設(shè)備的要求以及二次次系統(tǒng)技術(shù)融合、專業(yè)融合等發(fā)展趨勢進行研究。基于現(xiàn)實和發(fā)展的眼光、以自主知識及技術(shù)創(chuàng)新為目標、從電力系統(tǒng)智能電網(wǎng)未來發(fā)展需求的角度，對數(shù)字化變電站框架、進展、技術(shù)發(fā)展和要求、具體實施等進行全面研究。2.4 關(guān)鍵技術(shù)(1) 數(shù)字化

6、變電站體系研究電網(wǎng)發(fā)展對數(shù)字化變電站的要求研究數(shù)字化變電站及其架構(gòu)研究(2) 數(shù)字化一次設(shè)備應(yīng)用研究電子式互感器在數(shù)字化變電站中的應(yīng)用研究智能化高壓電器在數(shù)字化變電站中的應(yīng)用研究一次設(shè)備在線監(jiān)測(3) 數(shù)字化變電站自動化系統(tǒng)研究基于IEC61850標準的變電站自動化系統(tǒng)總體方案研究數(shù)字化變電站繼電保護技術(shù)研究數(shù)字化變電站測控技術(shù)研究數(shù)字化變電站故障錄波技術(shù)研究(4) 數(shù)字化變電站電能計量技術(shù)研究(5) 數(shù)字化變電站安全可靠性研究數(shù)字化變電站系統(tǒng)安全可靠性研究數(shù)字化變電站信息安全及對策研究(6) 數(shù)字化變電站相關(guān)技術(shù)標準、規(guī)范研究數(shù)字化變電站相關(guān)認證、試驗及驗收標準研究數(shù)字化變電站設(shè)計規(guī)范研究數(shù)

7、字化變電站運行及管理規(guī)范研究數(shù)字化變電站典型設(shè)計制訂3 數(shù)字化變電站相關(guān)規(guī)程規(guī)范3.1 已有國家、行業(yè)、國際標準IEC61850變電站通信和網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)IEC60044-7電子式電壓互感器IEC60044-8電子式電流互感器IEC62063電子及相關(guān)技術(shù)在高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備輔助回路中的應(yīng)用IEC62271-3基于IEC61850標準的高壓斷路器及其附件的數(shù)字接口IEEE1588網(wǎng)絡(luò)時間同步系統(tǒng)DL/T860變電站通信和網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)3.2 需要研究編制的技術(shù)標準序號標準名稱簡介1220kV500kV數(shù)字化變電站電氣設(shè)計技術(shù)規(guī)程分為基本功能和選擇性功能對計量進行概述光纖考慮新建和改造2110kV數(shù)字化

8、變電站電氣設(shè)計技術(shù)規(guī)程分為基本功能和選擇性功能對計量進行概述3數(shù)字化變電站控制保護設(shè)備通用技術(shù)條件接口性能指標（二次設(shè)備的通用技術(shù)條件）4數(shù)字化變電站智能匯控柜設(shè)計規(guī)范戶外智能終二次設(shè)備用的柜子5數(shù)字化變電站用交換機技術(shù)條件交換機在變電站中的重要性凸現(xiàn)，含各層的交換機6IEC61850工程應(yīng)用模型標準模型需要統(tǒng)一，浙江省公司已有工程應(yīng)用模型標準7智能終端裝置的技術(shù)規(guī)范現(xiàn)階段智能終端裝置的技術(shù)要求8合并單元的技術(shù)規(guī)范電子式互感器用合并單元技術(shù)要求9數(shù)字化變電站電能量采集系統(tǒng)條件（電度表）數(shù)字化變電站中電度表及其采集系統(tǒng)的管理和技術(shù)要求，營銷系統(tǒng)10數(shù)字化變電站工程測試技術(shù)規(guī)范是工程還是分設(shè)備的試

9、驗驗收商，由系統(tǒng)集成商和中試所 考慮改造和新建11數(shù)字化變電站二次設(shè)備實施規(guī)范二次設(shè)備實施技術(shù)要求12二次設(shè)備1電子式互感器的現(xiàn)場試驗、驗收的標準13二次設(shè)備 2。智能終端設(shè)備的現(xiàn)場試驗、驗收的標準14二次設(shè)備 3。數(shù)字化接口的控制保護設(shè)備的驗收和試驗的標準15數(shù)字化變電站設(shè)備運行維護檢修規(guī)定4 500kV蘭溪變基于IEC61850標準數(shù)字化變電站試點情況4.1 目的和內(nèi)容由于IEC61850標準表現(xiàn)出的優(yōu)越性，使得其從開始起草就受到了國內(nèi)外的廣泛關(guān)注。以SIEMENS、ABB、AREVA、KEMA等為代表的國際主流制造商和詢機構(gòu)已能提供成熟的產(chǎn)品和技術(shù)。我國的變電站綜合自動化技術(shù)和產(chǎn)品，在采

10、用現(xiàn)有技術(shù)方面已基本達到國際當代水平。我國頒布了61850的國家標準，進行了6次互操作試驗，相關(guān)的工程實施規(guī)范即將出臺。各電壓等級的應(yīng)用61850技術(shù)的變電站二次系統(tǒng)也已運行。我省通過220kV宣家變61850項目的實踐，實現(xiàn)了不同供應(yīng)商產(chǎn)品的互操作，初步證明了保護、監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)用61850的可行性。浙江省公司本著積極穩(wěn)妥、有序推進的指導(dǎo)思想，開展61850技術(shù)在我省各電壓等級的應(yīng)用。在首先完成220kV宣家變間隔層和站級層技術(shù)驗證的基礎(chǔ)上，緊接著探索該技術(shù)在500kV變電站的應(yīng)用方式，同時過程層的技術(shù)試驗也將在110kV變電站展開?；?00kV變電站在電網(wǎng)中的重要地位，其實施過程中需充分考慮

11、新技術(shù)應(yīng)用、科技創(chuàng)新與系統(tǒng)可靠性的平衡。不在本項目試點數(shù)字式互感器，模擬量由裝置直采；采用現(xiàn)場就地的智能操作裝置；按程序化變電站設(shè)計（包括一次操作、二次操作）；采用IEC61850標準，主要二次設(shè)備的通信采用IEC61850標準中的GOOSE機制（取消主要保護控制設(shè)備的屏間連線）；4.2 項目取得的成果和主要解決的問題4.2.1 形成了浙江電網(wǎng)的 IEC61850工程應(yīng)用模型2008年8月5日，國網(wǎng)公司基本建設(shè)部在杭州組織召開了浙江IEC61850工程協(xié)調(diào)會，會上宣布蘭溪變已被國網(wǎng)公司基本建設(shè)部、科技信息部認定為國網(wǎng)數(shù)字化變電站示范工程，要求浙江電力調(diào)度通信中心和浙江省電力試驗研究所共同承擔浙

12、江電網(wǎng)IEC61850工程應(yīng)用建模工作，國網(wǎng)公司將在浙江模型基礎(chǔ)上完成國網(wǎng)統(tǒng)一的IEC61850工程應(yīng)用模型。經(jīng)過編寫組及有關(guān)各方的努力，IEC61850工程應(yīng)用模型標準(評審稿) 于2009年2月份編制完成。3月10日，省公司在杭州組織召開了IEC61850工程應(yīng)用模型標準評審會，評審專家組對該標準給予了高度評價，認為標準的制定開創(chuàng)了國內(nèi)先例，通過規(guī)范各制造廠家IEC 61850設(shè)備的建模，可以提高各廠家設(shè)備模型的規(guī)范性，減少各廠家實現(xiàn)的不一致性，保證設(shè)備的互操作性，提高變電站二次設(shè)備調(diào)試的效率，減少工程實施中的協(xié)調(diào)需求，縮短基建工期；可以提高變電站擴建、技改的可維護性，使IEC61850設(shè)

13、備增加、更換更加容易；可以使500kV蘭溪變和后續(xù)建設(shè)的數(shù)字化變電站技術(shù)更加規(guī)范。4月24日，IEC 61850工程應(yīng)用模型作為浙江省電力公司企業(yè)標準正式發(fā)布，標準編號為Q /GDW-11-152-2009，自2009年5月20日起實施。2009年5月14日，國家電網(wǎng)公司科技項目“IEC61850標準工程繼電保護應(yīng)用模型”啟動會在杭州召開，會議代表一致同意在浙江省電力公司IEC 61850工程應(yīng)用模型基礎(chǔ)上，經(jīng)過深化和完善，形成國網(wǎng)IEC61850工程應(yīng)用模型。4.2.2 發(fā)明了“數(shù)字化變電站中的GOOSE檢修方法”專有技術(shù)采用數(shù)字化變電站是由智能化一次設(shè)備和網(wǎng)絡(luò)化二次設(shè)備分層構(gòu)建，建立在IE

14、C61850通信規(guī)范基礎(chǔ)上，能夠?qū)崿F(xiàn)變電站內(nèi)智能電氣設(shè)備間信息共享和互操作的現(xiàn)代化變電站。數(shù)字化變電站技術(shù)中的面向通用對象的變電站事件（GOOSE）提供了一個快速可靠的方法，在多個物理設(shè)備之間傳輸輸入、輸出數(shù)據(jù)值，主要用于裝置之間傳輸保護跳閘、斷路器位置等實時信號。傳統(tǒng)變電站中裝置之間傳輸這些信號通常使用硬接線實現(xiàn)，裝置的檢修方法相對簡單，由于GOOSE服務(wù)基于網(wǎng)絡(luò)傳輸方式，原有的方法不適用于數(shù)字化變電站中使用GOOSE機制裝置。GOOSE服務(wù)中的信息交換通常采用發(fā)布/訂閱模式，即GOOSE報文采用多播報文方式發(fā)送，通常有一個或者多個接收方裝置。在裝置檢修時，如果不從正常運行網(wǎng)絡(luò)中斷開，將會影

15、響正常運行的裝置，如果采用專用網(wǎng)絡(luò)進行裝置檢修和GOOSE功能測試，需要增加額外的成本，并且和運行裝置的信號功能配合難以保證。需要有一種靈活可靠的方法來完成數(shù)字化變電站中裝置GOOSE功能的檢修和調(diào)試。新發(fā)明的檢修方法利用GOOSE報文中定義的檢修位來反映GOOSE發(fā)送端裝置的檢修狀態(tài)，GOOSE接收端裝置將接收到的GOOSE報文中的檢修位和裝置本身的檢修狀態(tài)做比較， 只有兩者一致時才將報文中的數(shù)據(jù)作為有效信號進行處理或者動作。采用這種方法，可以靈活方便的對數(shù)字化變電站中需要檢修的裝置進行GOOSE處理方面的測試，不會對正常運行狀態(tài)的裝置產(chǎn)生影響。4.2.3 在蘭溪變中率先應(yīng)用了國網(wǎng)公司“繼電

16、保護標準化設(shè)計”國網(wǎng)公司于2008年發(fā)布了線路保護及輔助裝置標準化設(shè)計規(guī)范、變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設(shè)計規(guī)范公司技術(shù)標準以后，省公司積極貫徹，全國范圍內(nèi)率先在數(shù)字化變電站工程實施了“標準化設(shè)計”，雙重化配置的線路保護實現(xiàn)了正真意義上的相互獨立，變壓器非電量保護實現(xiàn)了就地跳閘，保護組屏遵循國網(wǎng)公司標準化要求。4.2.4 完成國內(nèi)外第一次500kV變電站全站IEC61850保護系統(tǒng)級動模試驗為了確保500kV蘭溪變、海寧變工程的順利投產(chǎn)和安全穩(wěn)定運行，浙江省電力公司和浙江電力調(diào)度通信中心于4-5月在北京中國電科院組織開展了蘭溪變、海寧變工程全站保護系統(tǒng)性整體動模試驗，這是國

17、內(nèi)外第一次500kV變電站全站保護系統(tǒng)級動模試驗。南瑞繼保、國電南自、北京四方、南瑞科技、深圳南瑞等7家國內(nèi)主流繼電保護廠家的61套保護設(shè)備參與了本次驗證試驗。本次動模試驗證明各保護裝置的性能指標滿足標準和工程要求，通過智能終端采用GOOSE跳合閘的機制是可行的。動模試驗將一些裝置存在的問題提前暴露，綜合解決，并在補充試驗中對完善后的裝置進行了驗證。本次動模試驗基本包括了國內(nèi)主要的IEC61850繼電保護裝置，為國網(wǎng)公司推進數(shù)字化變電站建設(shè)奠定了堅實的技術(shù)基礎(chǔ)。4.2.5 形成數(shù)字化變電站的智能裝置GOOSE虛端子配置方法傳統(tǒng)變電站的微機保護設(shè)置開入、開出、出口等端子排，保護裝置的各開關(guān)量、跳

18、閘出口等都一一對應(yīng)于具體的端子，設(shè)計時，通過從端子到端子的電纜連接實現(xiàn)保護裝置之間配合，以及保護裝置至一次設(shè)備的出口。但開展數(shù)字化變電所工作以來，按GOOSE方式實現(xiàn)各智能裝置之間信息的交互、跳合閘出口等，原有傳統(tǒng)的端子概念消逝了，取而代之的是基于網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)臄?shù)字信號，原有點對點的電纜連接也被網(wǎng)絡(luò)化的光纜連接所取代。通過創(chuàng)造性地提出智能裝置虛端子、虛端子邏輯連線以及GOOSE配置表等概念，發(fā)明了一種能反映智能裝置GOOSE配置的設(shè)計方法，解決了由于數(shù)字化變電所智能裝置GOOSE信息無接點、無端子、無接線帶來的GOOSE配置難以體現(xiàn)的問題。與現(xiàn)有的數(shù)字化變電所保護設(shè)計相比，本方法繼承并突破傳統(tǒng)的理

19、念，提出了“虛端子”的概念，將基于網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)腉OOSE數(shù)字信號以虛端子的形式一一表達，使得設(shè)計、施工、調(diào)試以及運維人員能夠直觀的閱讀智能裝置的開入、開出以及出口邏輯等；其次，通過虛端子邏輯連線以及GOOSE配置表的設(shè)計方法表現(xiàn)智能裝置之間的GOOSE配合，在設(shè)計階段成功解決保護GOOSE配合難以表達的問題，實現(xiàn)按圖施工，提高施工、調(diào)試的效率，達到“數(shù)字化變電站設(shè)計”的要求。研究開發(fā)具有省公司自主知識產(chǎn)權(quán)的基于IEC61850標準的變電站自動化系統(tǒng)配置工具。掌握系統(tǒng)配置方法和系統(tǒng)配置工具。積極探索用戶配置系統(tǒng)的工作模式。針對500kV蘭溪變電站采用全電動、全遠方、程序控制的操作設(shè)計要求，對操作、

20、防誤等二次回路設(shè)計進行專題研究；研究運行需求，提出人機交互功能。智能操作箱安裝到開關(guān)場并提供閘刀控制及信號采集功能。對智能操作箱的功能設(shè)計、使用環(huán)境（電磁兼容和溫濕度耐受能力）、安裝方式進行專題研究。網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及其相關(guān)問題的研究。站級網(wǎng)絡(luò)的拓撲結(jié)構(gòu)、冗余方式、可靠性、網(wǎng)絡(luò)管理。提出適合于基于IEC61850標準500kV變電站自動化系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)方案，包括網(wǎng)絡(luò)管理和對網(wǎng)絡(luò)設(shè)備的性能、功能和可靠性要求。試驗方法、手段的研究。研究數(shù)字化變電站中設(shè)計的表述。研究符合IEC61850標準的故障錄波器。4.3 試點工程實施方案4.3.1 總體方案總體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)(1) 保護和測控裝置按傳統(tǒng)的站內(nèi)功能進行配置。(2

21、) 全站主變、線路、母線、母聯(lián)、開關(guān)保護均采用GOOSE方式跳合閘。35千伏電容、電抗保護采用傳統(tǒng)保護模式。(3) 全站MMS網(wǎng)絡(luò)與GOOSE網(wǎng)絡(luò)分離，測控裝置需具備GOOSE專用網(wǎng)口。(4) GOOSE按電壓等級分成500千伏 GOOSE網(wǎng)、220千伏 GOOSE網(wǎng)，兩個電壓等級GOOSE完全獨立。(5)智能終端按間隔雙重化配置，置于開關(guān)場。開關(guān)場信號、閘刀的狀態(tài)及操作由智能終端承擔。(6) 35千伏電容、電抗監(jiān)控保護采用四合一裝置，對一次設(shè)備的控制采用傳統(tǒng)方式。(7) 全站閘刀、地刀及相關(guān)電源開關(guān)全遠方遙控，按程序化控制要求設(shè)計。(8) 故障錄波器開關(guān)量錄波采用GOOSE方式。(9) 保護

22、子站采用61850標準，與省調(diào)主站的通信采用61850標準。(10) 配置網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析儀。(11) 蘭溪變220千伏線路對側(cè)保護型號須與蘭溪變側(cè)保護型號一致。 4.3.2 網(wǎng)絡(luò)方案(1) MMS環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)MMS網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)(2) 500千伏 GOOSE網(wǎng)保護GOOSE雙網(wǎng)冗余，網(wǎng)絡(luò)為雙星形結(jié)構(gòu)，保護配置與傳統(tǒng)一致，操作箱雙重化配置。測控裝置GOOSE單網(wǎng)結(jié)構(gòu)，接入其中一個星形網(wǎng)，實現(xiàn)對第一套操作箱的開關(guān)閘刀控制及信號采集。500千伏 GOOSE方案(3) 220kV GOOSE網(wǎng)（以線路主變和分段母聯(lián)間隔為例）網(wǎng)絡(luò)總體結(jié)構(gòu)為單星形網(wǎng)，按出線、主變、分段母聯(lián)和母線間隔配置交換機。其中出線和主變交換

23、機安裝在線路或主變保護屏上，母線交換機單獨組屏，母線交換機每套需要兩臺即可（蘭溪變遠景24個間隔，兩臺按分段母線分開接入間隔交換機），母聯(lián)分段保護屏安裝兩臺交換機。母聯(lián)分段保護出兩個GOOSE口分別接到兩套網(wǎng)絡(luò)的間隔交換機，可利用裝置原來的雙GOOSE口配置，不必另配GOOSE口。(4) 智能終端配置原則和技術(shù)要求1) 智能終端按間隔雙重化配置，分為第一套智能終端和第二套智能終端。2) 第一套智能終端應(yīng)具備功能：接收第一套保護跳合閘命令、測控的手合/手分命令及閘刀、地刀GOOSE命令；輸入開關(guān)位置、閘刀及地刀位置、開關(guān)本體信號（含壓力低閉鎖重合閘）；電流自保持功能等。3) 第二套智能終端應(yīng)具備

24、功能：接收第二套保護跳合閘命令；輸入開關(guān)位置、母線閘刀位置閘刀；壓力低閉鎖重合閘；電流自保持功能等；4) 主變非電量保護電纜方式就地跳閘，保護及本體信號、開關(guān)檔位、本體溫度經(jīng)本體智能終端GOOSE送至本體測控單元。5) 智能終端配置單工作電源，具備一組跳閘線圈和一組合閘線圈。合閘自保持繼電器、合后KKJ采用第一套智能終端內(nèi)的合閘自保持繼電器和合后KKJ，合后KKJ信號通過GOOSE上送及硬接點送出；第二套智能終端內(nèi)的合閘自保持繼電器、合后KKJ備用。220千伏智能終端非自保持合閘輸出接點并聯(lián)后通過合閘電流自保持繼電器進行開關(guān)合閘。6) 按回路監(jiān)視控制回路斷線功能，回路電壓監(jiān)視內(nèi)阻應(yīng)足夠大，避免

25、與開關(guān)本體防跳回路串聯(lián)分壓，影響防跳功能。7) 智能終端不配置MMS口及液晶顯示屏；配置兩個獨立的GOOSE口。至少需以下狀態(tài)指示燈：裝置故障/閉鎖、裝置失電、GOOSE中斷、開關(guān)及閘刀/地刀狀態(tài)、GOOSE跳閘等 。對開關(guān)量輸入狀態(tài)應(yīng)具備直觀可視手段。8) 智能終端具備裝置告警、閉鎖兩路硬接點輸出，并通過兩套智能終端GOOSE信號交叉送至相應(yīng)的測控裝置。9) 智能終端SOE精度要求達到1ms，事件的時間準確度要求達到1ms?？赏ㄟ^光纖IRIG-B碼對時。(5) 數(shù)字信息在設(shè)計文件中的表達方式虛端子：提出智能裝置GOOSE“虛端子”的概念，將智能裝置的開入邏輯1i分別定義為虛端子IN1INi，

26、開出邏輯1j分別定義為虛端子OUT1OUTj。虛端子除了標注該虛端子信號的中文名稱外，還需標注信號在智能裝置中的內(nèi)部數(shù)據(jù)屬性將GOOSE信號數(shù)據(jù)屬性及具體意義具體化，體現(xiàn)在圖紙上，如開入虛端子IN1的中文名稱為斷路器跳閘位置A相，其數(shù)據(jù)屬性為PROT$GOINGGIO1$Ind1$stVal。智能裝置的虛端子設(shè)計需要結(jié)合變電站的主接線形式，應(yīng)能完整體現(xiàn)與其他裝置聯(lián)系的全部信息，并留適量的備用虛端子。邏輯連線：虛端子邏輯連線以智能裝置的虛端子為基礎(chǔ)，根據(jù)繼電保護原理，將各智能裝置GOOSE配置以連線的方式加以表示，虛端子邏輯連線1k分別定義為LL1LLkLogic Link。虛端子邏輯連線以間隔

27、為單元進行設(shè)計。邏輯連線以某一智能裝置的開出虛端子OUTj為起點，以另一智能裝置的開入虛端子INi為終點，一條虛端子邏輯連線LLk表示裝置之間的一個具體邏輯聯(lián)系，其編號可根據(jù)智能裝置的輸出虛端子號以一定順序加以編排。如邏輯連線LL1，其起點為智能終端的開出虛端子OUT1，終點為線路保護的開入虛端子IN1，表示智能終端和線路保護之間的一個邏輯聯(lián)系。虛端子邏輯連線可以直觀地反映不同智能裝置之間GOOSE聯(lián)系的全貌，供保護專業(yè)人員參閱。5 數(shù)字化變電站關(guān)鍵設(shè)備(1) 交換機在數(shù)字化變電站中的應(yīng)用使用其重要性日益凸現(xiàn)，交換機的選型原則：1）符合IEC61850-3；2）支持IEEE1588（可選）；3

28、）保證GOOSE報文傳輸零丟包；4）保證網(wǎng)絡(luò)實時性，支持優(yōu)先級；5）支持VLAN；6）支持RSTP網(wǎng)絡(luò)冗余； 7）帶端口鏡像功能；8）支持組播管理；9）支持SNTP；10)宜通過KEMA認證。目前通過KEMA測試的廠家有羅杰康、赫斯曼、GE，國內(nèi)的東土以及MOXA。國外交換機的價格較貴，國內(nèi)的交換機價格相對便宜。(2) 國內(nèi)主流繼電保護生產(chǎn)廠商都有智能終端產(chǎn)品在變電站中的應(yīng)用業(yè)績，其價格也相對較便宜。國外如GE公司的BRICK產(chǎn)品也有類似智能終端的功能，但價格相對較高。(3) 國內(nèi)外公司基于IEC 61850 標準、電子互感器應(yīng)用的保護測控裝置均已有產(chǎn)品，國內(nèi)基于61850和電子式互感器的測控

29、和保護裝置與常規(guī)測控保護裝置在價格上基本持平。6 推薦工程實施方案6.1 數(shù)字化變電站系統(tǒng)設(shè)計原則根據(jù)目前數(shù)字化變電站應(yīng)用的實際情況，以及數(shù)字化技術(shù)發(fā)展的成熟程度，數(shù)字化變電站系統(tǒng)設(shè)計原則如下：(1) 監(jiān)控系統(tǒng)采用開放式分層分布式系統(tǒng)，計算機監(jiān)控系統(tǒng)體系面向?qū)ο蠖皇敲嫦蚬δ?，整合二次控制、保護、測量設(shè)備。(2) 全站二次系統(tǒng)采用IEC 61850通信標準，通信介質(zhì)采用電纜或光纖。(3) 為保證變電站的可靠運行，對有雙重化要求的保護，其對應(yīng)的CT、PT采樣器、智能終端以及網(wǎng)絡(luò)配置需按雙重化配置。(4) 可采用數(shù)字信號輸出的電子式互感器，簡化二次模擬量采集設(shè)備的結(jié)構(gòu)。(5) 信息共享采集的唯一性

30、，所有保護故障信息、遠動信息不重復(fù)采集。保護信息子站支持IEC61850標準，接入監(jiān)控網(wǎng)收集各保護裝置的信息，并通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入調(diào)度保護信息管理系統(tǒng)。(6) 配置支持IEC61850標準的故障錄波器。故障錄波器單獨組網(wǎng)接入保護信息子站。6.2 數(shù)字化變電站設(shè)計原則性方案6.2.1 采用智能終端、保護GOOSE跳閘，不采用電子式互感器本方案為基于我省220kV外陳變和500kV蘭溪變IEC61850應(yīng)用基礎(chǔ)上的總結(jié)，采用常規(guī)一次設(shè)備和智能終端以及符合IEC61850標準的智能二次設(shè)備結(jié)合的模式；監(jiān)控、保護跳合閘命令的輸出、保護間動作信息的交互由網(wǎng)絡(luò)完成，通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層聯(lián)閉鎖和保護

31、跳合閘功能。聯(lián)閉鎖信號可MMS網(wǎng)中傳輸，也可以在GOOSE網(wǎng)中傳輸。建議在500kV、220kV樞紐變電站中應(yīng)用。6.2.2、采用電子互感器、合并單元、智能終端、保護GOOSE跳閘本方案為采用為較為完整的數(shù)字化變電站方案，采用常規(guī)開關(guān)設(shè)備和智能終端將開關(guān)、閘刀智能化，采用電子式互感器和合并單元輸出數(shù)字信號給保護測控、電度表，采用符合IEC61850標準的智能二次設(shè)備；監(jiān)控、保護跳合閘命令的輸出、保護間動作信息的交互由網(wǎng)絡(luò)完成，通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層聯(lián)閉鎖和保護跳合閘功能。聯(lián)閉鎖信號可MMS網(wǎng)中傳輸，也可以在GOOSE網(wǎng)中傳輸。建議在終端500kV變電站、220kV非樞紐變電站和110kV

32、及以下變電站使用。6.3 總體設(shè)計技術(shù)要求6.3.1 方案一采用常規(guī)斷路器、隔離開關(guān)、電流電壓互感器以及主變，通過安裝在配電裝置現(xiàn)場的智能終端實現(xiàn)常規(guī)斷路器、隔離開關(guān)、變壓器等的智能化，主要的二次IED設(shè)備之間采用IEC61850標準通信，實現(xiàn)MMS報文和保護GOOSE報文的信息傳遞。(1) 保護和測控裝置一般宜按傳統(tǒng)的站內(nèi)功能進行配置。建議500kV斷路器保護按雙重化配置。建議110kV及以下電壓等級可考慮采用保護測控合一設(shè)備。(2) 500kV、220kV、110kV保護均采用GOOSE報文方式實現(xiàn)跳合閘。35kV/10kV測控保護采用傳統(tǒng)模式。(3) 全站MMS網(wǎng)絡(luò)與GOOSE網(wǎng)絡(luò)分離，

33、測控裝置具備GOOSE專用網(wǎng)口。(4) GOOSE可按電壓等級分成500kV GOOSE網(wǎng)、220kV GOOSE網(wǎng)，也可組成統(tǒng)一的GOOSE網(wǎng)絡(luò)。(5) 對500kV、220kV間隔，以及保護有雙重化要求的間隔，智能終端按間隔雙重化配置，對110kV間隔，智能終端按間隔單套配置；智能終端安裝于開關(guān)場。開關(guān)場信號、閘刀的狀態(tài)及操作由智能終端承擔。(6) 低壓系統(tǒng)如35kV/10kV電容、電抗、所變等監(jiān)控保護四合一裝置，對一次設(shè)備的控制采用傳統(tǒng)方式。(7) 雙母接線的線路、主變VT可采用3相CVT。保護和測控應(yīng)具備接收雙母線電壓內(nèi)部切換功能。(8) 故障錄波器開關(guān)量錄波采用GOOSE方式。(9)

34、 配置網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析儀。6.3.2 方案二采用常規(guī)斷路器、隔離開關(guān)、主變以及電子式電流電壓互感器，通過安裝在配電裝置現(xiàn)場的智能終端實現(xiàn)常規(guī)斷路器、隔離開關(guān)、變壓器等的智能化，電子式電流互感器通過合并單元連接至測控、保護和電度表等，主要的二次IED設(shè)備之間采用IEC61850標準通信，實現(xiàn)MMS報文和保護GOOSE報文的信息傳遞。方案二在方案一的基礎(chǔ)上針對電子式互感器：電子式互感器可采用有源型電子式電流互感器，次級按滿足保護雙重化和測量的要求配置，220kV和110kV出線可不單獨設(shè)置PT，合并安裝在出線電子式CT內(nèi)。由于采用了電子式互感器，故障錄波器還應(yīng)具備從SMV網(wǎng)錄取模擬量的功能。7 下

35、一步工作建議（1）數(shù)字化變電站建設(shè)的定位問題：數(shù)字化變電站是不斷發(fā)展的技術(shù)，建設(shè)定位非常重要?！皵?shù)字化”是智能化電網(wǎng)的基礎(chǔ)，是確保電網(wǎng)安全、可靠、經(jīng)濟運行的手段，而不是目的。因此IEC61850的應(yīng)用不能犧牲電網(wǎng)原有的安全性、可靠性和經(jīng)濟性。從生產(chǎn)上的需要，考慮技術(shù)上、管理上的現(xiàn)實可能，利用現(xiàn)有的成熟的二次技術(shù)結(jié)合IEC6150標準，同時和傳統(tǒng)開關(guān)設(shè)備相結(jié)合，提升變電站的智能化、數(shù)字化水平，為往后數(shù)字化變電站的建設(shè)墊定基礎(chǔ)。（2）網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)問題，我省220kV外陳變網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)主網(wǎng)采用雙環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，主網(wǎng)交換機至IED智能設(shè)備間采用星型方式連接；500kV蘭溪變GOOSE網(wǎng)和MMS網(wǎng)絡(luò)分離。就目前而言，國外廠家主要推薦光纖環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)， 國內(nèi)廠家主要推薦星型網(wǎng)結(jié)構(gòu)。但是，單星型網(wǎng)結(jié)構(gòu)無冗余，可靠性差。網(wǎng)絡(luò)線路斷線或交換機設(shè)備故障將造成網(wǎng)絡(luò)癱瘓?？刹捎镁哂腥哂喙δ艿碾p星型網(wǎng)結(jié)構(gòu)，但IEC61850沒有規(guī)定通信冗余的處理辦法。（3）電子式互感器的應(yīng)用問題，220kV外陳變和50