PS6000数字化变电站自动化系统说明书V301D

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PS6000＋数字化变电站自动化系统产品简介3.01D版国电南京自动化股份有限公司2008年12月

版本声明本说明书适用于PS6000+数字化变电站系统整体介绍说明。本说明书包含数字化技术内容介绍、推荐方案介绍与数字化产品介绍。本说明书适用于PS6000+数字化变电站系统整体介绍与数字化变电站配置方案介绍。产品说明书版本修改记录表1098765432V3.01D增加网络拓扑介绍;并完善了V2.02D版本的一些说明2008/111V2.02DPS6000+数字化变电站系统说明书初稿。2007/05序号说明书版本号修改摘要软件版本号修改日期*技术支持电话：（025）83537220传真：（025）83537201*本说明书可能会被修改，请注意核对实际产品与说明书是否相符*国电南自技术部监制

目录版本声明TOC\o"1-2"\h\z\u1数字化变电站概述 11.1背景 11.2数字化变电站定义 11.3数字化变电站特点 11.4数字化变电站的优势 22PS6000+数字化变电站自动化系统简介 42.1系统特点 42.2系统架构 42.3PS6000＋典型系统方案 62.4设备简介 112.5系统演示 122.6PS6000＋系统典型应用方案 142.7PS6000＋主要设备型号列表 213产品说明 223.1PS6000+自动化系统（监控） 223.2PSX600U通信服务器 253.3VSCL61850配置工具 273.4PSL600U系列线路保护装置 273.5PSL621U系列高压线路保护测控装置 343.6PSL630U断路器保护装置 383.7PSB681U母线保护装置 423.8PST671U变压器保护装置 463.9PSC641U电容器保护测控装置 503.10PSL641U线路保护测控装置 543.11PSL642U线路保护测控装置 583.12PSP641U备用电源自投装置 623.13PST642U变压器保护测控装置 663.14PSR660U系列综合测控装置 703.15PSIU600系列智能终端 743.16PSW618智能工业以太网交换机 78 产品说明PS6000＋数字化变电站自动化系统产品简介1数字化变电站概述1.1背景随着嵌入式系统及通信技术的飞速发展，目前基于32位微处理器和以太网通信的变电站自动化系统已被普遍采用。微机保护和变电站自动化系统的成功运用极大地提高了变电站运行的可靠性，也显著地减少了原本繁重的操作检修任务。然而，伴随我国经济的快速腾飞，现阶段电力公司仍然面临着人员规模跟不上变电站建设维护要求的重要矛盾。并且，虽然微机保护极大地简化了继电保护进线，但是继电保护屏柜对外的接线仍然非常繁杂，到开关场以及屏柜间的连接电缆往往达到数百根之多，根据事故分析统计报告，这些电缆接线方面的问题占了所有责任事故中的很大部分。当前，嵌入式高速网络通信为变电站的下一步技术变革指明了方向。IEC制订了变电站网络通信的最新IEC61850国际标准，在此标准中，不仅运用了最新的网络通信和信息建模技术，而且给出了依靠通信来传输TA、TV采样值以及开入开出信息的智能一次设备接口的标准。IEC将变电站设备依据所处地位划分为变电站层、间隔层和过程层3个层次，并在IEC61850标准中首次将以太网通信引入过程层，整体描绘出了未来变电站从一次设备（主变、开关、TA、TV等）向上到整个变电站全面数字化的美好蓝图。在采用了网络通信技术以后，数字化变电站将基本取消一二次设备间大量的连接电缆，保护和测控等间隔层设备依靠网络获取一次电流电压等实时数据，也依靠网络实现间隔间以及和变电站层的信息交换，光缆取代了电缆，数字代替了模拟，将大幅度简化各类装置结构和外部连接，解决现阶段电缆连接无法自检等不可靠问题，并能依托更好的信息化和自动化提高效率，预计将在电力系统引发类似于微机保护替代传统保护的又一次技术变革。1.2数字化变电站定义数字化变电站是指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。1.3数字化变电站特点1.3.1一次设备智能化采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。1.3.2二次设备网络化二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。1.3.3统一信息模型和通信协议所有信息按统一标准建模，并按统一的通信协议标准传输，实现不同设备和不同功能的信息共享。另外，变电站站内信息数字化、标准化，在IEC61850到主站的标准确立以后，调度端将可完全访问变电站的所有信息。除了传统的实时数据外，调度端还可以直接导入变电站模型乃至主接线图，并能获得在线监测、设备台帐等运行管理信息。1.3.4运行管理自动化整合监控、远动、五防、在线监测等功能，新增自动故障分析系统和程序化控制系统等高级应用功能，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。1.4数字化变电站的优势1.4.1信息共享降低投资数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC、在线监测等系统均从同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统，减少了软硬件的重复配置及为此而增加的投资。传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加了变电站的复杂性和成本。1.4.2减少设备更新扩建等成本变电站的设备间信息交换均按照统一的IEC61850标准通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，只需在通信网络上接入新增符合国际标准的设备，无需改造或更换原有设备，保护用户投资，降低变电站全生命周期成本。数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。变电站在新增功能时，如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求，可在原有的设备上运行新增功能的软件，不需要硬件投资。1.4.3简化二次接线数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息。同时采用网络通信技术，通信线的数量约等于设备数量。因此数字化变电站的二次接线将大幅度简化。1.4.4提升采样精度数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，电流电压信号只在源头进行唯一的高精度模数转换，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。例如采用0.2级的TA和TV，传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差，计量系统总误差在±0.7％的水平。而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生，可达到±0.4％的水平。1.4.5提高信号传输的可靠性数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可及时告警。数字信号可以用光纤传输，取消了传统TA、TV的大功率输入回路，从根本上解决抗干扰问题。传统变电站一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号难以使用光纤技术，易受干扰。1.4.6避免传统互感器固有问题数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。同时，由于新技术的采用，电子式互感器将大量节约铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级和传统互感器相比具有明显的经济性。1.4.7避免电缆连接导致的易发问题数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。由于取消了TV、TA的100V/5A回路，屏柜间除了通信线外只需要装置电源连线，彻底避免交直流系统误碰的可能。传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。1.4.8解决设备间的互操作问题数字化变电站的所有智能设备均按统一IEC61850标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。IEC61850的信息采用完善的自解释机制，在不同设备厂家在由于设备功能差别而进行了各自信息扩展时也能保证互操作性。传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。1.4.9进一步提高自动化水平数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。在数字化变电站的基础上，还可以开发出完全实用化的故障自动分析及程序化操作软件。传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。2PS6000+数字化变电站自动化系统简介变电站一次设备智能化、二次设备信息化已成为当今电力系统的技术潮流，为此国电南京自动化股份有限公司全新设计了PS6000＋数字化变电站自动化系统。该系统采用先进的IEC61850、IEC61970等国际标准，二次设备组成了单纯的数字信息处理系统且和一次的能量环节解耦，符合技术演进趋势并在长时期内保护用户投资，满足可持续发展要求。PS6000＋总结了数千套PS6000产品的成功应用经验，始终以电力系统的安全稳定性及继电保护的可靠性为宗旨，基于先进的计算机软硬件、自动控制、传感器和光纤网络通信技术，充分融合了电子式互感器（也称为光电式互感器）、继电保护、测控、当地监控和远动等主要功能，能够最大限度地满足电力系统安全、稳定和高效运行的要求。PS6000＋提供了数字化变电站完整解决方案，在应用于非智能一次设备的常规变电站时，整体性能也能获得很大提升。2.1系统特点全面的数字化变电站解决方案PS6000＋包含电子式互感器、智能终端、专用交换机、高低压继电保护、测控、远动、监控等设备和各种工具软件包，提供各电压等级数字化变电站解决方案，满足系统集成要求。采用IEC61850标准，模型、信息、功能一体化配置系统采用具有优良的互操作性和开放性IEC61850国际标准，依托建模优势，在信息流的基础上优化各种功能（如VQC、一体化五防、程序化控制等），基于统一的SCL工具网络化配置，达到模型与功能的完美组合。光纤取代电缆，简化接线，提高安全可靠性间隔层设备通过光纤与一次设备传输采样值和开关量，间隔间使用以太网GOOSE水平通信实现间隔联闭锁、母差失灵保护、过负荷联切等功能，少量光纤取代大量信号和控制电缆，降低施工成本并大大改善电磁兼容环境。跨平台系统设计，最优软硬件配置一套代码适用于Windows、Linux、Unix系统，并可实现混合平台应用，根据用户需求灵活选择软硬件资源配置，充分优化系统的可靠性、易用性、经济性等各项指标。并行实时库克隆技术，实现站控层功能整合采用面向应用的并行实时库克隆以及图模库一体化、1+N冗余等技术，将监控、远动及保护信息管理系统有机整合，避免信息重复输入，简化工程实施和维护。不依赖采样同步源，确保继电保护可靠性合并器完成电压和电流同步，输出IEC61850-9-1方便间隔内互联，而跨间隔保护采用IEC60044-8/FT3协议再插值同步，全站继电保护不依赖于集中同步源，不存在同步源丢失导致大范围保护失效的风险。间隔独立、双重化保护独立，利于运行维护和检修按照面向间隔的原则合理划分网络和一二次设备，双重化或主备分开的保护独立组屏，屏柜界限清晰，屏间信号具备软硬件隔离点，方便设备的运行维护和检修。2.2系统架构PS6000＋的设备按站控层、间隔层和过程层划分，具体如下：站控层：监控系统（含监控、一体化五防、VQC和保护信息管理等功能）、远动通信服务器；间隔层：保护装置、测控装置、安全稳定装置、备自投等自动装置；过程层：电子式互感器、智能终端（用于开关和变压器智能化）。此外还包括IEC61850系统配置器、变电站专用以太网交换机、规约转换器（接入其它厂家非IEC61850装置）等配套的软件和设备。PS6000＋的通信系统按IEC61850标准构建，逻辑通信接口如图2.2.1：图2.2.1变电站自动化系统功能层和逻辑接口图2.2.1.中各逻辑接口定义如下：间隔层和变电站层之间保护数据交换；间隔层与远方保护（不在IEC61850标准范围内）之间保护数据交换；间隔层内数据交换；过程层和间隔层之间PT和CT瞬时数据交换（尤其是采样）；过程层和间隔层之间控制数据交换；间隔和变电站层之间控制数据交换；变电站层与远方工程师办公地数据交换；间隔之间直接数据交换，尤其是像联锁这样快速功能；变电站层内数据交换；变电站（装置）和远方控制中心之间控制数据交换。按此逻辑接口构建实际网络如图2.2.2：图2.2.2PS6000＋组网方式PS6000＋通信网络物理上分为两层，其一为站控间隔层网络，其二为过程层网络。图2.2.1中接口①、⑥和⑨工作在站控间隔层网络，接口④和⑤工作在过程层网络，接口③和⑧的涉及保护功能的部分工作在过程层网络，接口③和⑧的其它部分工作在站控间隔层网络。电子式互感器用点对点光纤向间隔层设备传输采样值。PS6000＋的站控间隔层网络可采用双绞线以太网或光纤以太网，过程层网络采用光纤以太网，推荐采用简单可靠的星型拓扑结构。站控间隔层网络和传统的自动化系统一样，可通过双网热备用或双网双工方式冗余提高通信可靠性；而过程层网络则视为继电保护的一部分，需根据保护配置原则进行冗余，在双网时应采用双网双工无延时切换以满足保护跳闸要求。2.3PS6000＋典型系统方案2.3.1220kV变电站典型系统在220KV变电站典型系统中，是针对220KV及其以上电压等级的数字化变电站的典型应用方案。其中包含了推荐使用的电子式互感器通讯协议、面向间隔的GOOSE组网方案以及合并器、智能终端设备的典型配置情况。220KV变电站典型系统的系统结构：电子式互感器：采用点对点光纤向间隔层设备传输采样值：间隔层设备的采样值来自单个合并器时，采用IEC61850-9-1协议；采样值来自多个合并器时，采用传输延时固定IEC60044-8的FT3协议。母线PT合并器用IEC60044－8标准的光纤串行接口（FT3）输出数据给各间隔的合并器，各间隔合并器根据隔离开关位置进行电压切换和PT并列选择电压与本间隔采样数据组合后输出。220kV的保护双重化，其母线PT采集单元和合并器均双重化。GOOSE组网：间隔层设备间实时性要求较高的信息，如失灵启动、断路器位置等通过过程层网络传输；间隔层设备间实时性要求不高的信息，如间隔联闭锁信息等通过站控间隔层网络传输。过程层通讯采用按间隔组网方式。过程层通信网按间隔分成若干子网，用母差交换机连接。某个间隔子网故障时，不影响其它间隔的功能。母差交换机故障时，不影响各间隔内功能。智能终端（开关与变压器）通过光纤以太网与间隔层设备传输各种信息（采样值除外）。变压器间隔变压器保护采用双主双后配置。变压器的中性点CT采集器可接入高压侧或低压侧合并器。变压器低压侧智能终端安装于开关柜，并实现电流电压的采集和开关量输入输出。配合主变保护双重化配置，主变各侧合并器均采用双重化配置；智能终端在高压侧采用双重化配置，在中压侧采用单智能终端双网冗余方案，低压侧智能中断因为负责合并器功能，也采用了双重化设计。低压间隔10kV（或35kV）的间隔层设备安装在开关柜上，仍采用电缆传输模拟信号的方式实现与互感器和开关的信息交换。220KV变电站典型系统的系统结构如图2.3.1所示。图2.3.1：220kV变电站系统图2.3.2110kV变电站典型系统本110KV变电站典型系统是针对110kV桥开关接线的系统结构图（单母线或双母线的110kV变电站可参照220kV变电站方案）。其中包含了推荐使用的电子式互感器通讯协议、面向间隔的GOOSE组网方案以及合并器、智能终端设备的典型配置情况。110kV电压等级的互感器的合并器、开关的智能终端和变压器的智能终端通过同一个光纤以太网传输与间隔层设备传输采样值和开关量。10kV（或35kV）的间隔层设备安装在开关柜上，仍采用电缆传输模拟信号的方式实现与互感器和开关的信息交换。电流互感器可采用模拟输出的电子式互感器或电磁互感器，计量用电流互感器和电压互感器采用电磁互感器。变压器保护采用主后分开配置，后备保护集成测控功能。变压器低压侧智能终端安装于开关柜，实现电流电压的采集和开关量输入输出，供变压器保护测控用。110VPT合并器用60044－8标准的光纤串行接口（FT3）输出数据给变压器后备保护对应的合并器，由其根据隔离开关位置选择电压与桥开关CT的采样数据组合后输出，并用插值算法实现同步。由于各组需同步采样的电流电压数据均来自同一合并器，不需要设采样同步信号源。图2.3.2：110kV变电站系统图2.4设备简介2.4.1站控层设备PS6000＋监控软件和PSX610远动通信服务器全面支持IEC61850通信标准，可直接接入符合IEC61850通信标准的各种智能电子设备（IED）。PS6000＋监控软件和PSX600U远动通信服务器采用一体化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高了系统维护效率。PS6000＋监控系统软件采用跨平台技术，可满足不同用户和不同等级厂站的要求。系统可以平滑的运行于不同硬件平台（服务器、工作站、PC机）及各种操作系统（Unix、Linux、Windows）之上，并支持Oracle、Sybase、MySQL、SQLServer等主流商用数据库，为用户提供各种最优的软硬件解决方案，同时保持系统的功能、界面、操作和维护的一致性。PSX643规约转换器实现IEC61850和其它现有主流变电站通信规约之间的规约转换，使系统可接入非IEC61850标准的IED。2.4.2间隔层设备软硬件平台间隔层设备的软硬件对数字化变电站的实施非常重要。PS6000+数字化变电站自动化系统中的“U”系列保护测控装置，采用了Freescale公司最新PowerPC高性能低功耗通信处理器为主CPU，并在其上构建了完全配置化的逻辑图执行引擎和IEC61850数字化变电站软件平台。PS6000+的保护、测控等各产品无需修改传统应用积累的核心算法和逻辑，仅通过工具软件少量修改软硬件配置即可实现GOOSE开入开出和采样值输入，确保软件可靠性。数字化变电站取消了间隔层装置上的所有交流及开入开出插件，装置只需要少量的几块CPU插件完成数字化信息处理，因此完全可实现装置硬件统一及各电压等级的保护测控一体化。间隔层装置的MMI插件负责人机界面及对站控间隔层网络的通信接口，对下管理若干块数字化CPU插件，运行不同的软件以实现各种保护、测控以及分散录波等功能。站控/间隔层通信接口间隔层设备的站控/间隔层通信接口为2～3个100M以太网（可选装光纤接口或电口），满足IEC61850对通信带宽的要求。间隔层设备通过该接口与站控层设备交换运行及配置信息。间隔层设备间的间隔联闭锁信息交换也通过该接口用GOOSE报文实现。过程层通信接口间隔层设备配置2～4个相互独立的100M光纤以太网接口用于过程层通信，各通信口分别用于输入采样值或传输GOOSE报文，且主CPU双网也可设置为同时支持两种功能。母差、变压器保护等设备另外配置多个IEC60044-8的FT3协议的光纤口，用于跨间隔采样值的同步传输。过程层总线上GOOSE报文用于间隔层设备与智能终端之间的信息传输，也用于间隔层设备间如失灵启动等涉及保护功能的信息传输。GOOSE用双网时，GOOSE报文同时在两个网口发送。GOOSE用双网时，接收的GOOSE报文，如果从另一网口已收到相同GOOSE报文序列号的报文，则过滤掉该报文。采样值同步PS6000＋过程层的采样值传输方式，不需要各合并器间采样同步，可取消同步信号源。PS6000＋的母差保护、变压器保护等跨间隔设备采样值来自多个合并器，用传输延时固定IEC60044-8的FT3协议，通过插值再采样算法同步来自各个合并器的采样值，因此不需要各合并器间采样同步。线路保护所需的数据来自本间隔，采用IEC61850-9-1点对点光纤以太网传输。由于合并器完成了电压和电流采样值的同步，保证距离和方向元件无额外的同步要求，但光纤纵差保护需要与对侧同步采样，保护装置需获取采样的实际时间。不经过交换机的点对点以太网通信传输延时平均值稳定，偶尔有约200us的跳变，经平滑处理后保护装置的同步误差小于20us，完全满足纵差保护的要求。如果线路一侧为数字化变电站，另一侧为常规站，光纤纵差保护在数字化侧补偿电子式互感器的和常规互感器的延时差。2.4.3过程层设备电子式互感器110kV及以上电压等级的互感器采用数字输出的电子式互感器。35kV及10kV电压等级的互感器采用小信号模拟输出的电子式互感器。智能终端现阶段尚无高电压等级的智能化断路器、隔离开关和变压器，因此需在这些非智能设备的端子箱内安装智能终端以实现智能化。智能终端用电缆连接非智能设备的输入、输出，用光纤与控制室内的间隔层设备交换信息。同一间隔的断路器和隔离刀闸共用一个智能终端。变压器智能终端采集变压器的非电量、中性点刀闸位置、温度和档位等信息，控制变压器的档位、风扇和中性点刀闸。220kV间隔智能终端和主变各侧开关配置双重化的智能终端，以满足保护双重化要求。智能终端逻辑上是一次设备的一部分，在系统中仍被视为过程层设备。2.5系统演示为了演示和研究数字化变电站的关键技术，国电南自在实验室搭建了PS6000＋演示系统。演示系统包含了典型数字化变电站的三层设备，包括一个220kV线路间隔、一个变压器间隔和一个220kV母差间隔，可测试PS6000+系统的关键性能指标。为清晰起见，装置及网络未进行双重化，整个系统如图2.5.1所示。在不使用升流器加大电流的情况下，微机保护测试仪输出的电流电压量由合并器直接采集。类似传统保护试验，用微机保护测试仪输出故障电流电压，模拟各类光纤故障，通过监视智能开关的跳合闸及后台显示情况，可考核整个系统的同步精度、动作正确性、整组动作时间以及异常情况下的告警和闭锁情况。典型测试内容如下：测试光纤纵差保护、变压器保护和母差保护在额定穿越电流下的差流、动作门槛精度和典型故障时整组动作时间。给变压器保护加故障电流，保护动作后故障电流不收回，测试失灵保护动作情况。给所有保护加区外故障电流，断开合并器到保护的光纤，保护应无误动情况。断开任何一条光纤，保护应告警。图2.5.1测试系统图使用升流器产生大电流可验证完整的电子式互感器系统，此时的测试系统如图2.5.2所示，主要用它来考核光纤纵差保护在故障和穿越电流下的动作行为。图2.5.2含采集器的测试系统2.6PS6000＋系统典型应用方案2.6.1220kV双母线接线方案类似于传统变电站，220kV线路、变压器及母线均采用主后一体双重化配置方案。针对数字化技术特点，PS6000+所设计的方案中遵循如下原则：互感器满足保护双重化要求：220kV电子式电流互感器采用完全独立的双保护线圈和双采集器，配合主控室双合并器实现继电保护采样环节双重化。点对点采样值传输：合并器使用单向多点以太网或串行FT3协议发送采样数据至保护、测控、计量等设备，各装置独立处理。间隔合并器含PT切换功能：母线电压采样设置专用PT合并器，以IEC60044-8/FT3形式输出母线电压及PT刀闸位置信号至间隔合并器，间隔合并器接收GOOSE开关量完成电压切换。GOOSE组网：采用面向间隔的星形过程层网络方案，按间隔配置交换机并组于保护屏上，220kV通过双网及双智能终端实现彻底的保护双重化，便于检修和维护。图2.6.1给出了220KV进线间隔网络示意图。完全独立的合并器以IEC61850-9-1的形式输出采样值至线路保护装置、测控装置、电度表等设备，保护装置和测控装置以IEC61850的GOOSE报文的形式通过相互独立的网络交换机与智能终端交互，交互信息包括断路器跳合闸控制命令，刀闸位置，断路器状态等。智能终端双重化配置，对应断路器的双跳圈。间隔层的保护装置、测控装置以双网的形式与后台及远动交互，从过程层到主控层均实现了冗余。图2.6.1220KV间隔网络示意图图2.6.2给出220KV主变间隔网络拓扑图。各电压等级的过程层网络在主变间隔处有交汇点，主变交换机通过VLAN划分确保各电压等级子网彼此独立，主变各侧操作箱连相应的VLAN端口，但变压器保护测控装置所连接的端口跨多个VLAN，满足操作各侧开关的要求。另外，各电压等级VLAN还和相应电压的母差公共交换机连接，一方面可以让母差失灵保护跳同电压主变开关，另一方面主变后备保护可以跳高中低压的母联。220kV配置双智能终端配合双跳圈实现完全的双重化，主变中低压侧智能终端具有背靠背的双网口连接两套保护。图2.6.2220KV主变间隔网络示意图根据这些原则和组网方案，图2.6.3给出了设备和保护功能配置。图2.6.3220kV双母线接线方案2.6.2110kV桥开关接线方案传统的桥开关接线一般按照主后分开的原则配置变压器保护，PS6000+数字化变电站自动化系统配置原则如下：主变保护从模拟量采集、保护装置到过程层网络设备均有冗余，同样不存在主保护和后备保护的集中故障点。过程层采用星形网络，按间隔配置交换机。桥两侧各配置一台独立的合并器，差动保护装置接收相应桥合并器、进线合并器、低压侧合并器采样数据完成差动保护功能。各进线电压配置独立的PT合并器采样，PT刀闸位置信号与采样值一起IEC61850-9-1形式传输给间隔合并器。对应于桥接线的设备配置如图2.6.4所示。图2.6.4110kV桥开关接线方案

2.6.335KV单母线分段接线方案不同于高压场合采用以光信号数字输出的电子式互感器，低压部分一般采用输出为模拟小信号的电子式互感器，单间隔保护测控装置一般就地安装，就地完成采样及保护测控功能。跨间隔保护测控装置如主变保护、备自投等可集中组屏，通过前置智能终端完成采样和操作箱等功能。保护测控装置实现PT并列功能。单母线分段各配置一台PT智能终端，就地采集分段电压、PT刀闸位置、分段开关位置，以IEC60044-8/FT3形式输出至各间隔保护测控装置，由保护测控装置通过软件完成PT并列功能。保护测控装置集成合并器功能，具有就地采样模拟小信号功能，并能完成与以IEC60044-8/FT3形式传来的PT电压采样数据的插值同步。具有计量功能，能以IEC61850-9-1形式传输计量数据给计量设备。具有与站控层通讯的能力。保护测控装置含操作箱功能，具有传统操作控制回路，并能接入过程层GOOSE网。跨间隔保护测控装置采用前置智能终端实现，智能终端含合并器与操作箱功能，以IEC60044-8/FT3形式传输采样给保护测控装置，并以GOOSE报文的形式与保护测控装置交互。对应于单母线分段的设备配置如图2.6.5所示。图2.6.535kV单母线分段接线方案2.7PS6000＋主要设备型号列表PS6000＋变电站自动化系统包含的主要设备见表2.6.1。表2.6.SEQ表\*ARABIC1PS6000＋主要设备列表类别型号名称备注监控系统PS6000＋自动化系统集成VQC、软五防等功能远动通讯PSX600U远动通信服务器纯嵌入式装置型规约转换PSX643规约转换器接入非IEC61850设备继电保护PSL601U线路保护装置220kV～1000kV方向高频PSL602U线路保护装置220kV～1000kV距离高频PSL603U线路保护装置220kV～1000kV光纤差动PSL630U系列断路器保护装置PSL621U线路保护装置110kVPSL626U线路保护装置66kVPST671U变压器保护装置110kV～1000kVPSB681U母线保护装置110kV～750kVPSL640U系列线路保护测控装置10kV～35kVPSC640U系列电容保护测控装置10kV～35kVPST640U系列变压器保护测控装置10kV～35kV测控PSR662U测控装置19/2英寸6U机箱安全自动装置PSP642U备自投装置SSC510U安全稳定紧急控制装置SSE520U频率电压紧急控制装置电子式互感器PSET6000CV系列数字式光电混合互感器10kV～1000kVPSET6000CT系列数字式光电电流互感器10kV～1000kVPSET6000VT系列数字式光电电压互感器10kV～1000kV合并器和采集单元PSMU600系列光电式互感器合并单元PSSU600系列独立安装的采集单元智能终端PSIU600系列智能终端分相、三相、主变其它VSCL61850IEC61850配置器PSW618系列工业以太网交换机8～24口，光电可选3产品说明3.1PS6000+自动化系统（监控）3.1.1系统概述数字化变电站已成为新一代电力监控系统的发展方向，PS6000＋自动化系统就是国电南自在总结了数千套电力监控系统成功应用的基础之上，面向数字化变电站当前及未来发展趋势，全新设计的新一代电网监控自动化系统。系统的设计遵循IEC61850/IEC61970国际标准，统一支持数字化变电站的各种应用，集SCADA、图模库一体化、程序化控制、拓扑分析、一体化五防、操作票管理、保护信息管理及仿真培训等高级应用于一体，为各电压等级的数字化变电站提供完整、成熟的解决方案。PS6000+自动化系统充采用“平台＋应用”的分层体系架构，具备强大的跨平台特性，可兼容于各种硬件平台（服务器、工作站、微机），又可运行于不同操作系统（Windows、Linux、Unix），全面满足数字化变电站对运行环境的不同需求。3.1.2典型结构110kV变电站图3.1.1110kV数字化变电站结构图220kV变电站图3.1.2220kV数字化变电站结构图3.1.3技术特点强大的跨平台能力PS6000＋系统可以平滑的运行于服务器、工作站、PC机等硬件平台及Unix、Linux、Windows操作系统之上，为数字化变电站提供各种最优的软硬件解决方案。全面支持IEC61850/IEC61970标准PS6000＋全面支持IEC61850/IEC61970标准，可直接接入符合IEC61850标准的不同厂家的IED设备，并可通过IEC61970CIM模型实现与第三方软件的兼容和互操作。遵循CIM、SVG标准的图模库一体化PS6000＋基于图模库一体化的思想，实现了基于电网模型的公共信息模型CIM的图形建模方法及以标准通用的可升级矢量图形SVG进行存储和读取图形数据，满足IEC61970相关标准，提高了系统的开放性和互操作能力。基于元数据、元规则的动态建模技术PS6000＋系统基于元数据、元规则的动态建模技术，不仅可以快速构建出符合IEC61850/IEC61970标准的电力系统一二次模型，而且可以适应未来数字化变电站的发展要求，灵活构建各种模型系统，体现了强大的模型定制功能。面向应用的并行实时库克隆技术PS6000＋可以为数字化变电站高级应用建立相互独立、互不干扰的实时克隆库，应用间不会发生因数据污染、访问越界而导致系统异常，解决了多应用系统应用之间的耦合度影响，极大的提高了系统运行的稳定性。高可靠的“1+N”多机容错PS6000＋开发了1＋N多机容错功能，所有的应用服务进程不仅具有一个运行进程，还有能完成同样功能的后备进程热备用在N个其他节点机上。当某台台节点机出现故障即可实现自动切换，进一步提升了数字化变电站监控系统的容错能力。监控、远动一体化配置PS6000＋系统和远动通信服务器采用一体化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高了数字化变电站的维护效率。一体化防误体系设计PS6000＋数字化变电站站控层、间隔层共用一套防误规则库，防误规则库可由后台监控生成并通过网络下载到测控装置，并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑，有效的提高了系统的可靠性与维护效率。提供强大的二次开发接口PS6000＋系统提供灵活易用的二次开发接口，用户可以开发自己的应用模块组态到原有系统中。--系统内嵌QSA接口，用户可根据自己的专门需求方便的进行功能定制。--所有的组合图符具有可定义的动态属性，最大限度满足用户实际需求。3.1.4主要功能系统的主要功能如下：IEC61850通信图模库一体化数据采集与处理（SCADA）人机界面功能控制操作功能事件及事故告警处理功能报表管理与打印事故追忆与事故反演程序化控制功能内嵌五防操作票系统电压无功控制（VQC）小电流接地选线故障录波分析保护与故障信息管理WEB发布与浏览电网拓扑着色等。3.1.5技术指标全站SOE分辨率≤1ms实时数据画面调出响应更时间：画面的85%≤2s其余画面≤3s画面实时数据刷新周期≤5s（可调）现场遥信变位到操作员工作站显示≤1s现场遥测变化到操作员工作站显示 ≤2s控制命令从生成到输出的时间 ≤1s（控制命令选择、执行或撤销传输时间 ≤2s）控制操作正确率 100%遥控动作成功率 ≥99.99%系统可用率 ≥99.99%平均无故障工作时间（MTBF） ≥30000h各工作站的CPU平均负荷率：正常时（任意30min内） ≤30%电力系统故障（10s内） ≤50%监控系统网络平均负荷率：电网正常情况下局域网负载： ≤20%电力系统故障（10s内） ≤50%历史数据保存间隔： 可调历史数据储存时间 ≥2年主备机切换时间 ≤30s3.2PSX600U通信服务器3.2.1产品概述PSX600U通信服务器适用于电厂和各电压等级变电站自动化系统的远动应用，实现了网络或串口方式接入的所有的保护/测控及其它IED设备与集控站/调度中心之间的互连。它的主要功能包括：收集全站各种测控和保护装置信息并下发控制命令；接收GPS或IRIGB码或NTP等精确时钟源的对时命令并对全站进行时钟同步；进行遥信量信号合并和触发事故/告警音响；进行遥测量按照均值或总和合并；等等。特点：=1\*GB3①CPU资源丰富、处理能力强；=2\*GB3②具有高精度高分辨率时钟设计；=3\*GB3③高电磁兼容性指标，主要电磁兼容指标达到4级；=4\*GB3④支持电子盘系统的整体备份与恢复；=5\*GB3⑤支持IEC61850规约（Client端）；=6\*GB3⑥可进行全站范围内的程序化顺控操作，操作命令及闭锁逻辑可自由定制；⑦低功耗、高可靠性。3.2.2主要功能配置模块名称主要功能工程配置CPU模块装置CPU主频达到400MHz甚至更高，内存128MB，CF盘容量可以选择128MB～1GB，资源丰富、数据处理能力强；提供四个以太网口，其中两个用于与内网装置通信，另两个可通过路由支持网络多主站。必须配置GPS对时模块GPS模块设置有两路直流同步脉冲输出和四路隔离差分电平同步脉冲输出。直流输出支持12V～220V的直流电压。差分电平为RS485/422电平。每路输出最多可支持32个受时接点。配串行接口模块每个串行接口模块含有两个串口，支持RS-232/RS-422/RS-485三种接口电平与外部远传数字接口或当地智能设备进行通信。每块数字板可接两路数字通道。选配MODEM模块低速FSK调制解调器与外部远传接口进行通信。MODEM模块支持300/600/1200波特率，具有BELL(103/202)、CCITT(V23、V21)、上音频复用方式和其它通信方式。每一路通道配置一块MODEM板。选配事故音响模块当发生事故或需要告警时，事故音响模块用于产生需要的事故或告警音响信号。选配电源模块直流220V或110V电压输入经抗干扰滤波回路后，利用逆变原理输出本装置需要的三组直流电压，即5V、24V(1)和24V（2）。必须配置3.2.3主要技术数据★以太网（双绞线）■可以灵活配置其中两个对内通信，另外两个作远方通信或其它备用功能；■通信距离：100m单段（可通过适当手段进行延长）；■通信速率：10/100Mbit/s。★串行通信口■十个串行口；■通信速率300～64000bit/s可调；■完成与主站通信或站内其他串行设备通信。★实时数据刷新时间：■信号量≤0.5s,一般测量量≤2s。★数据处理能力■各种数据类型≥30000个测点（与所选用的规约有关）。3.2.4订货要求★通道模式■通道及通信规约★站内通信■单网或双网★特殊规约■已支持的远动规约如表2所示■若采用其它特殊规约请提供规约文本(简体中文电子文本)表2：已支持的远动规约列表规约名称物理接口通讯速率IEC60870-5-101模拟、数字300～64000bit/s可调IEC60870-5-104网络TCP/IP10/100Mbit/sDL451-91(国标CDT)模拟、数字300～64000bit/s可调DISA模拟、数字300～64000bit/s可调SC1801模拟、数字300～64000bit/s可调DNP3.0模拟、数字300～64000bit/s可调XT9702模拟、数字300～64000bit/s可调RP570模拟、数字300～64000bit/s可调N4F模拟、数字300～64000bit/s可调网络DNP3.0网络UDP/IP10/100Mbit/s内网103转发网络TCP/IP10/100Mbit/s网络DISA网络UDP/IP10/100Mbit/s3.2.5注意■因在装置生产时无法知道最终工程中GPS天线的长度，装置生产时并没有购买GPS天线，因此在工程应用时必须根据工程需要单独购买GPS天线。■对远方调度，推荐使用双机双工方式，由主站选择冷备用（切换）或者热备用；若确实需要在厂站端切换，PSX600U通信服务器可从内部或者外接切换装置(PSX720)实现双机双通道切换、双机单通道切换。■以网络方式作为远传接口时，可以在远传接口处配置路由器支持网络多主站；配置硬件防火墙加强网络安全性。3.3VSCL61850配置工具3.3.1适用范围VSCL61850配置工具遵循61850-6中对配置器配置流程和功能的基本要求，集合了模型文件的显示、编辑、校验和信息配置功能，适用于各电压等级的数字化变电站及采用用61850规约的各类应用。3.3.2主要技术特点软件基于模块化设计，采用插件技术易于功能扩充。系统和IED配置工具共享独立的schema解析内核。完备的模型文件检查方法。使用文本显示组件显示模型文件。3.3.3主要功能a) 可编辑各类SCL类型文件。b) 可导入ICD和SSD文件，导出CID文件。c) 可对SCL文件进行语法、schema和模型校验，提供较强的纠错手段。d)以模型信息树和文本信息树两种形式显示模型信息。e)文本浏览方式提供完备的检索和标注功能，XML语法高亮显示。f)提供GOOSE配置图形界面。3.4PSL600U系列线路保护装置3.4.1适用范围PSL600U系列线路保护装置，是以纵联保护、距离保护、零序保护和自动重合闸功能为基本配置的成套线路保护装置，可用作220kV及以上电压等级的输电线路。PSL600U不仅适用于常规传统模拟互感器及强电开入开出应用场合，更是新一代全面支持数字化变电站的保护装置。PSL600U在过程层能与IEC61850-9-1或IEC60044-8（FT3）输出的电子式互感器接口，并通过GOOSE网络或点对点光纤实现开入开出，而对变电站层可采用IEC61850或DL/T667-1999（IEC60870-5-103）进行通信。3.4.2功能配置及型号PSL600U系列线路保护装置，按照纵联保护的配置不同分为三种型号：PSL601U、PSL602U、PSL603U。其中PSL601U是以纵联方向保护为主保护，PSL602U是以纵联距离保护为主保护，PSL603U是以纵联电流差动保护为主保护。除纵联保护外，各种型号的装置均设有三段式相间、接地距离保护，四段式零序电流方向保护。保护装置分相跳闸出口，具有自动重合闸功能，可根据需要实现单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸、停用重合闸或者退出重合闸功能。下表为三种基本类型产品的具体功能配置：表3.4.1PSL600U系列功能配置型号表型号主保护配置其他功能配置备注PSL601U纵联方向保护快速距离；三段式相间、接地距离；四段式零序电流；自动重合闸PSL602U纵联距离保护PSL603U纵联电流差动保护3.4.3技术特点装置总体性能特点动作速度快，线路近处故障动作时间小于10ms，线路70％处故障典型动作时间达到15ms，线路远处故障全线速动时间小于25ms；提供光纤接口，可直接连接光纤通道，具有远传跳闸、两路远传命令功能。自动检测通道故障，通道故障时自动闭锁光纤纵联保护或纵差保护；差动保护有独创的TA饱和判别方法，能保证各种TA饱和时装置动作的可靠性；纵联保护功率倒向逻辑，采用了反方向元件动作才增加功率倒向延时的方法，延时停闭锁信号（或发允许信号），可有效防止区外故障切除时功率倒向引起保护的误动。这种功率倒向判断方法的优点：a）即使断路器速度很快，纵联保护也不会在功率倒向情况下误动作；b）系统扰动后再发生故障等没有发生功率倒向的情况下，不会增加纵联保护的动作延时；纵联保护能够用于弱电源线路。采用允许式时，自适应判断是否为弱电源，线路两端均自动投入弱馈功能；采用闭锁式时，只能在线路一端由控制字投入弱馈功能；独创的负荷自适应功能，能有效防止距离保护在线路过负荷运行时误动；完善的自动重合闸功能，可根据需要实现单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸、停用重合闸或者退出重合闸功能。可以实现单重检线路三相有压重合闸方式，专用于大电厂侧，以防止线路发生永久故障，电厂侧重合于故障对电厂机组造成冲击；采用了超大彩色触摸屏操作界面，全汉化显示，图形化、表格化打印输出；采用透明化设计思想，保护内部元件在系统故障时的动作过程可以全息再现，便于分析保护的动作过程；强大的故障录波功能，256MB的快速闪存可以保存最多500次事件、256次的故障录波报告（实际可存储的事件录波数量需根据录波文件大小而定）。录波数据可以保存为COMTRADE格式；灵活的通信接口方式，最多可同时配置两个RS-485和三个以太网通信接口。通信规约支持IEC60870-5-103、IEC61850标准；配置GPS对时功能，对时输入接口可提供空接点、有源24V及RS485三种模式的选择。其都支持IRIG-B格式时间码对时。支持IEC61850标准的8-1部分的多种模型服务，包括：服务器模型、应用连接模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据类模型、数据集模型、取代模型、定值组模型、报告和日志模型、通用变电站事件模型、控制模型、时间与时间同步模型、文件传输模型。提供电子式互感器接口，电子式互感器的合并单元通过光纤接入保护装置，替代传统的模拟量交流模件。PSL600U系列保护支持IEC60044-8的FT3采样值传输协议及IEC61850-9-1协议。两种协议均不需要外加同步源即能和对侧装设传统互感器的保护装置配合，其中FT3采用插值处理，IEC61850-9-1点对点通信则对延时平滑处理后实现同步，保护运行时均无需接入同步信号。配置三种开关量采集方式：传统电接点开入开出方式、通过集成在保护CPU插件上的双网口支持以GOOSE服务实现方式、通过智能数字化DIO实现点对点光纤传输。装置功能元件简介1）纵联方向保护：以快速的能量积分方向元件，结合稳态量的纵联阻抗和纵联零序方向元件，构成纵联方向保护。能量积分元件的方向性不受故障暂态过程的影响，因此不需要滤波，可以实现超高速的方向继电器。在故障期间，能量积分元件的方向性是始终正确的，并且随着积分时间的增加，能量积分的绝对值也单调的上升，因此具有很高的灵敏度。2）纵联距离保护：纵联阻抗元件结合纵联零序方向元件，构成纵联距离保护。纵联阻抗元件采用多边形全阻抗特性结合正序方向元件的方法，其优点在于由正序方向元件确定故障测量阻抗的方向性、由多边形阻抗特性确定故障范围。纵联阻抗元件的反方向动作边界为正方向动作边界的1.25倍，保证反方向元件比正方向元件灵敏。如图3.1所示。纵联零序方向元件设正、反两个方向元件。反向元件的灵敏度高于正向元件。零序方向元件的电压门槛取为固定门槛（0.5V）加浮动门槛，且具有零序电压补偿功能，在系统零序阻抗很小，零序电压小于0.5V时也可以正确动作。图3.4.1阻抗方向元件3）纵联电流差动保护：电流差动保护包括三种电流差动继电器：变化量相差动继电器、稳态相差动继电器和零序差动继电器。为了提高差动继电器的灵敏度，同时又能够有效防止区外故障或线路空充时差动继电器的误动，各种差动继电器中，配置了暂态电容电流检测元件。当检测到差流中暂态电容电流含量大时，能够自动提高差动继电器的最小动作电流。差动继电器可由控制字投入经电容电流补偿和不经电容电流补偿。对于高电压长距离输电线路，电容电流较大，若差动继电器灵敏度不能满足要求时，可以投入电容电流补偿功能。本装置采用基于并联电抗器和线路分布参数模型的暂态电容电流补偿方法，能够对差流中的暂态电容电流进行精确的补偿。本装置采用同步采样的数据同步技术，通信报文包含主从标志，实时校验，两侧装置一侧作为同步端(主机)，另一侧作为参考端(从机)，以同步方式交换两侧信息、参考端采样间隔，如果满足同步条件，就向对侧传输三相电流、电压；否则启动同步过程，直到满足同步条件为止。主机和从机不需要整定，由装置自动确定。两侧装置采样同步的前提条件为通道单向最大传输延时≤16ms。差动保护具有双端测距功能，在经过渡电阻故障时也可精确测量故障距离。4）距离保护和零序电流保护：装置配置了快速距离、三段式相间距离、三段式接地距离保护元件。装置配置了四段式零序电流保护，各段可选择是否带方向。零序保护还单独设置了零序加速段保护。装置配置了TV断线相过流和零序过流保护，可作为TV断线时的后备保护。5）自动重合闸：装置既可用于单断路器接线方式，也可用于3/2接线方式，可由控制字选择装置是否带重合闸功能。在单断路器接线下选择重合闸功能投入后，可由外部重合闸方式把手控制选择为单重、三重、综重、或停用方式。另外和保护控制字配合还可以设定为条件三重方式，单相故障三跳三重，多相故障三跳不重。在重合闸功能退出或重合闸方式选择为停用时，本装置无重合闸功能，故障时选相跳闸。若要实现线路重合闸退出，即线路任何故障时三相跳闸，需投入“闭重/沟三”压板。3.4.4电气参数和技术指标额定参数序号名称额定电气参数1直流电源220V或110V(订货请注明)，允许工作范围：（80％～110％）额定直流电压2交流电压V(额定电压Un)s=3\#"0.00%"3交流电流5A或1A(额定电流In，订货请注明)4额定频率50Hz（或60Hz时订货请注明）5同期电压100V或V（有重合闸时使用，保护自适应）6过载能力交流电流回路2倍额定电流，连续工作；10倍额定电流，允许16s；50倍额定电流，允许1s；交流电压回路1.2倍额定电压，连续工作；1.4倍额定电压，允许10s；7功率消耗直流回路正常时，不大于40W；跳闸时，不大于50W；交流电压回路不大于0.5VA/相（额定电压时）交流电流回路不大于0.5VA/相（In＝5A时）不大于0.3VA/相（In＝1A时）8触点容量操作回路触点闭合容量直流220V1100W（不断弧）信号回路触点闭合容量直流220V1100W（不断弧）信号回路触点关断容量直流220V60W9状态量电平通信接口模件的输入状态量电平24VGPS对时脉冲输入电平24V开入模件输入状态量电平220V或110V主要技术性能主要技术指标序号名称主要技术指标1采样回路精确工作范围相电压：0.2V～70V同期电压：0.3V～120V电流：0.04In～30In2模拟量测量精度误差：不超过±5%。3纵联保护方向元件能量方向元件：最小动作时间5ms距离方向元件：最小动作时间10ms零序方向元件：最小动作时间10ms，零序电压采用固定门槛加浮动门槛，且具有电压补偿功能。4整组动作时间快速距离：近处3～10ms距离I段(0.7倍整定值)动作时间：小于20ms，典型值不大于15ms纵联保护：全线速动时间不大于25ms5起动元件相间电流突变量起动元件：整定范围0.04～5A零序电流辅助起动元件：整定范围0.04～200A6暂态超越不超过5%7最小整定阻抗(不包括因装置外部原因造成的误差)暂态超越不大于5%的最小整定二次侧阻抗值为0.01Ω(短路残压大于0.5V)8测距误差(不包括因装置外部原因造成的误差)金属性故障时，不超过±2%。9自动重合闸检同期元件角度误差：不超过±3度光纤接口序号名称光纤接口参数1光纤种类单模，传输距离小于50km波长为1310nm；大于50km且小于100km时波长为1550nm2发送功率传输距离小于50km时-8dBm；大于50km且小于100kM时-3dBm；3接收灵敏功率-38dBm4传输距离专用光纤<100km复接PCM接口序号名称光纤接口参数1信道类型数字光纤或数字微波2接口标准64k/sG.703同向复接接口、或者2ME1数字口通信接口序号名称接口类型1打印机接口（不可更改）RS-2322三个可同时工作的以太网接口（或光纤以太网）RJ-45(或LC光纤接口)3两个可以同时工作的串行通讯口RS-485/RS4绝缘和耐湿热性能序号绝缘试验项目试验结果1绝缘电阻在正常试验大气条件下，装置的外引带电部分（通信接口回路除外）和外露非带电金属部分及外壳之间，以及电气上无联系的各回路之间，用开路电压为直流1000V的兆欧表测量其绝缘电阻值，不小于50MΩ；通信接口回路对地，用开路电压为直流500V的兆欧表测量其绝缘电阻值，不小于100MΩ。2介质强度在正常试验大气条件下，装置能承受频率为50Hz，电压2000V（通信回路输入端子为500V）历时1min的工频耐压试验而无击穿闪络及元件损坏现象。试验过程中，任一被试回路施加电压时其余回路等电位互联接地。3冲击电压在正常试验大气条件下，装置的直流输入回路、交流输入回路、输出触点等各回路对地，以及电气上无联系的各回路之间，能承受1.2/50µs的标准雷电波的短时冲击电压试验。当额定绝缘电压大于60V时，开路试验电压为5kV；当额定绝缘电压不大于60V时，开路试验电压1kV。4耐湿热性能装置能承受GB/T2423.9－2001规定的恒定湿热试验。试验温度+40℃±2℃、相对湿度（93±3）%，试验时间为48h，在试验结束前2h内，用开路电压为直流500V的兆欧表，测量各外引带电回路部分对外露非带电金属部分及外壳之间、以及电气上无联系的各回路之间的绝缘电阻不小于1.5MΩ。电磁兼容性能序号电磁兼容试验项目试验结果1静电放电抗扰度能承受GB/T14598.14-1998中规定的静电放电抗干扰IV级试验2辐射电磁场抗扰度能承受GB/T14598.9-2002中规定的辐射电磁场干扰度Ⅲ级试验3快速瞬变脉冲群抗扰度能承受GB/T14598.10-1996中规定的快速瞬变抗扰度IV级试验4浪涌（冲击）抗扰度能承受GB/T17626.5-1998中规定的浪涌（冲击）抗扰度Ⅲ级试验5射频场感应的传导骚扰抗扰度能承受GB/T17626.6-1998中规定的射频场感应的传导骚扰抗扰度Ⅲ级试验6工频磁场抗扰度能承受GB/T17626.8-1998中规定的工频磁场抗扰度V级试验7脉冲磁场抗扰度能承受GB/T17626.9-1998中规定的脉冲磁场抗扰度V级试验8阻尼振荡磁场抗扰度能承受GB/T17626.10-1998中规定的阻尼振荡磁场抗扰度V级试验91MHz脉冲群抗扰度能承受GB/T14598.13-1998中规定的1MHz和100kHz脉冲群抗扰度Ⅲ级（共模2.5kV、差模2kV）试验，施加干扰期间，装置无误动或拒动现象。10电磁发射限值能符合GB/T14598.16-2002中规定的电磁发射限制值机械性能序号名称机械性能1机箱结构尺寸482.6mm×177mm×291mm；嵌入式安装；2振动装置能承受GB/T11287-2000中3.2.1规定的严酷等级为I级的振动响应能力试验装置能承受GB/T11287-2000中3.2.2规定的严酷等级为I级的振动耐久能力试验3冲击能承受GB/T14537－1993中4.2.1规定的严酷等级为I级的冲击响应试验装置能承受GB/T14537－1993中4.2.2规定的严酷等级为I级的冲击耐久试验4碰撞装置能承受GB/T14537-1993中4.3规定的严酷等级为I级的碰撞试验环境大气条件序号名称环境参数1正常工作大气条件环境温度：-10℃～+45℃（室内使用）；相对湿度：5%～95%（产品内部既不凝露，也不结冰）；大气压力：66kPa～110kPa；2正常试验大气条件环境温度：+15℃～+35℃；相对湿度：45%～75%；大气压力：86kPa～106kPa；3贮存及运输的极限大气环境装置贮存、运输允许的环境条件为-40℃～+70℃，相对湿度不大于85%，在不施加任何激励量的条件下，不出现不可逆变化。3.4.5订货须知或订货时应提供的技术参数要求品型号、名称、订货数量；交流电流、电压、频率额定值，TA、TV变比；直流电源额定值；由保护或自动装置起动的跳、合闸回路额定电流；通讯接口方式及规约、GPS对时方式；收货地址及时间；组屏要求及屏的尺寸及色标；用户要求配合事项；特别声明事项。3.4.6附图装置面板布置图（以PSL603U为例）图3.4.2PSL603U面板布置图装置背板端子图图3.4.3PSL603U背板端子图3.5PSL621U系列高压线路保护测控装置3.5.1适用范围PSL621U系列高压线路保护测控装置提供全线速动的纵联保护、后备距离保护、相间过流及零序过流保护、三相一次重合闸功能等成套保护，同时集成线路间隔单元的测控功能。适用于110kV及以下电压等级线路。应用领域覆盖电力、水利、交通、石油、化工、煤炭、冶金等行业。PSL621U系列高压线路保护测控装置不仅适用于常规传统模拟互感器及强电开入开出应用场合，更是新一代全面支持数字化变电站的保护装置。装置在过程层能与IEC61850-9-1或IEC60044-8（FT3）输出的电子式互感器接口，并通过GOOSE网络或点对点光纤实现开入开出，而对变电站层可采用IEC61850或DL/T667-1999（IEC60870-5-103）进行通信。3.5.2功能配置型号PSL621U(中性点直接接地)PSL626U(中性点非直接接地)PSL623UF(过流保护)基本型三段相间距离；三段接地距离；四段零序方向保护；三相一次重合闸；加速保护；过负荷；二段TV断线过流保护；负序距离保护；双回线相继速动；不对称故障相继速动；断路器失灵启动；低压减载；低周减载；双母线电压切换回路；单断路器操作回路；故障测距；电铁线路；手合准同期(可选)；反时限零序和相过流(可选)；慢速重合闸(可选)；四段距离(可选)；接地距离改为二段；四段零序方向过流保护去除；三段相间过流（可经复压闭锁）；四段零序；加速保护；充电保护；PSL622UF纵联方向×C(后缀)带测控功能D(后缀)纵联差动保护T(后缀)T接线差动保护×3.5.3技术特点PSL621UF系列高压线路保护测控装置以距离保护、零序保护和三相一次重合闸为基本配置。PSL623U线路保护装置以电流保护、零序保护和三相一次重合闸为基本配置。此两个装置都集成了电压切换和三相操作厢，适用于110kV输配电线路。装置采用统一的EDP02硬件平台，其优点在于可以相同的硬件结构实现不同的保护功能。即基于该平台开发的保护装置，在交流量、开入量、开出量等外部输入输出，和数据处理、通讯处理方面具有相同的原理，只需少许改变装置输入输出端子定义，就可实现不同的保护功能。3.5.4电气参数和技术指标额定参数序号名称额定电气参数1直流电源220V或110V(订货请注明)，允许工作范围：(80％～110％)额定直流电压2交流电压V(额定电压Un)s=3\#"0.00%"3交流电流5A或1A(额定电流In，订货请注明)4额定频率50Hz5同期电压100V或V(有重合闸时使用，保护自适应)6过载能力交流电流回路2倍额定电流，连续工作；10倍额定电流，允许16s；50倍额定电流，允许1s；交流电压回路1.2倍额定电压，连续工作；1.4倍额定电压，允许10s；7功率消耗直流回路正常时，不大于40W；跳闸时，不大于50W；交流电压回路不大于0.5VA/相(额定电压时)交流电流回路不大于0.5VA/相(In＝5A时)不大于0.3VA/相(In＝1A时）8触点容量操作回路触点闭合容量直流220V1100W(不断弧)信号回路触点闭合容量直流220V1100W（不断弧）信号回路触点关断容量直流220V60W9状态量电平通信接口模件的输入状态量电平24VGPS对时脉冲输入电平24V开入模件输入状态量电平220V或110V保护技术性能序号名称主要技术指标1采样回路精确工作范围相电压：0.2V～70V同期电压：0.3V～120V电流：0.04In～30In2模拟量测量精度误差：不超过±5%。3整组动作时间快速距离：近处10ms距离I段(0.7倍整定值)动作时间：小于20ms，典型值不大于15ms4起动元件相间电流突变量起动元件：整定范围0.04～5A零序电流辅助起动元件：整定范围0.04～200A5暂态超越不超过5%6最小整定阻抗(不包括因装置外部原因造成的误差)暂态超越不大于5%的最小整定二次侧阻抗值为0.01Ω(短路残压大于0.5V)7测距误差(不包括因装置外部原因造成的误差)金属性故障时，不超过±2%。8自动重合闸检同期元件角度误差：小于±3度测控技术性能序号名称主要技术指标1模拟量测量电流、电压：±0.2％功率、功率因数：±0.5％频率：±0.01Hz；电压、电流准确测量范围：（0.2%～120%）额定值频率准确测量范围：45Hz～55Hz2脉冲输入允许宽度≥10ms3事件顺序记录（SOE）分辨率＜1ms4遥控动作成功率100%5上传数据响应时间＜1s6最小整定阻抗(不包括因装置外部原因造成的误差)暂态超越不大于5%的最小整定二次侧阻抗值为0.01Ω(短路残压大于0.5V)7测距误差(不包括因装置外部原因造成的误差)金属性故障