智能变电站技术报告课件

智能变电站技术交流智能变电站技术交流定义智能变电站

采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。定义智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备概述12345智能变电站智能传感技术采用智能传感器实现一次设备的灵活监控网络传输技术构成网络化二次回路实现采样值及监控信息的网络化传输数字采样技术采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集信息共享技术采用基于IEC61850(DL860)标准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化同步技术采用B码、秒脉冲或IEEEl588网络对时方式实现全站信息同步概述12345智能变电站智能传感技术网络传输技术数字采样技术特点（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持IEC61850标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能；（2）过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置，并需进行同步；（3）支持与开关的智能化接口；（4）一次设备向智能化发展；（5）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接；（6）多种过程层组网技术，支持与互感器的IEC61850-9-1点对点、IEC61850-9-2总线和GOOSE模式，可单独组网，也可与站控网、过程网共同组网。特点（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持IEC相关术语智能电子设备(IED)

一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制(例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能力。智能终端

又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等功能，并通过基于IEC61850标准的通信接口实现与过程层的通信功能。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装置）相关术语智能电子设备(IED)相关术语合并单元 合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站二次系统连接起来的关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性、实时性、均匀性等方面的要求。 主要作用：ABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值。相关术语合并单元相关术语电子式互感器： 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。智能一次设备： 指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。相关术语电子式互感器：相关术语SVSampledValue

采样值：基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。（相当于传统站的交流采样）。GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件,是一种通信服务机制。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）相关术语SVSampledValue基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统基于IEC61850的计算机监控系统基于IEC61850的嵌入式公用接口装置基于IEC61850的保护信息子站IEC61850系统集成组态软件基于站控层IEC61850协议的成套继电保护、测控装置基于站控层IEC61850、GOOSE、SMV网络接口的成套继电保护、测控装置基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置罗氏线圈原理电子式互感器(ECT、EVT)光学原理电子式互感器（OCT、OVT）智能一次设备合并单元智能终端变电站分层结构基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统基于信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层设备之间间隔层网络，负责间隔层设备之间的通讯站控层网络，在间隔层设备与站控层设备之间物理上，间隔层网络为站控层网络的一个子集信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层设备之间间隔层网络，ElectricPowerResearchInstituteofChina.Allrightsreserved.@2010站控层介绍站控层 又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作台及与电网调度中心的通信系统。 站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。 站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。ElectricPowerResearchInstit间隔层 包括测量、控制组件及继电保护组件。 间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备。 间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。间隔层介绍间隔层间隔层介绍过程层 又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。 过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。 过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。过程层介绍过程层过程层介绍时钟同步方式常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEEE1588。站控层的MMS服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTP对时。智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时性要求高的数据传输采用GOOSE服务，过程层的采样值传输仍旧采用常规连接，考虑到对时精度要求较高以及IED设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用IRIG-B对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准IRIG-B接点和时间信息。智能变电站的过程层有GOOSE和SMV网络，考虑通过以太网同步时钟并且需要较高的精度，过程层9-2采样值网络传输线路差动保护、母线差动保护和变压器保护的采样同步的需求，采用IEEE1588对时。时钟同步方式常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEE国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备的配置原则及技术要求，原则性要求重点包括：不能降低可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求常规互感器和电子式互感器均可继电保护装置继电保护系统过程层网络按照电压等级组网，双重化网络相互独立电子式互感器应具有两路独立的采样系统，每路双A/D

接入MU，每个MU输出两路数字采样值通过同一通道接入保护装置国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则国网标准要求直采直跳：直接采样：不经以太网交换机以SV点对点直接进行采样值传输直接跳闸：保护与本间隔智能终端之间不经以太网交换机以

GOOSE点对点直接进行跳合闸信号传输本间隔采用GOOSE直接点对点跳闸命令，跨间隔可用GOOSE

网络跳闸保护装置不依赖外部对时系统实现其保护功能

智能终端的动作时间应不大于7ms保护采用就地安装时，宜采用常规互感器、电缆跳闸220kV以上采用双重化配置，包括过程层合并单元和智能终端110kV及以下系统宜采用测控一体化装置。国网标准要求配置文件配置文件配置文件ICD文件IED能力描述文件IEDCapabilityDescription

由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。

ICD文件在国内变电站实施中经历了两个阶段： 第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访问接口的模型信息。 第二阶段，ICD文件中以一个模型标准规范为参考统一建模，描述GOOSE信号和采样值数据的输入和输出联系。

ICD由装置厂家提供，与装置一一对应；配置文件ICD文件配置文件SSD文件系统规格文件SystemSpecificationDescription

变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。

SSD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应。配置文件SSD文件SCD文件全站系统配置文件SubstationConfigurationDescription

应全站唯一，为全站统一数据源，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

SCD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应配置文件SCD文件配置文件CID文件IED实例配置文件ConfiguredIEDDescription

每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。由装置制造厂商使用配置工具根据SCD自动导出生成，最终下载到智能装置完成配置。 包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。

CID由SCD导出，与装置一一对应，通过下载到装置，完成装置通信配置（建立虚回路等）；配置文件CID文件配置文件配置文件配置过程调试前应先对装置进行配置；调试过程中发现问题，应对SCD进行修改，然后生成CID，对装置配置进行升级，确认修改涉及范围，重新调试；（该SCD相当于改设计/图纸；CID下载相当于改线）厂家要对ICD升级，要依据新的ICD重新生成SCD、CID，对装置进行配置，重新调试。确保SCD及每台装置CID及装置内配置，版本一致。确保对配置文件的需该过程受控！（全过程管理）配置文件配置过程二次连接物理连接与逻辑连接

传统变电站：

物理连接等于逻辑连接；

CT二次绕组和保护装置由电缆连接，连接正确后，保护装置可采到电流；

智能变电站：

物理连接不等于逻辑连接；光纤连接为物理连接；虚端子配置为逻辑连接。

CT合并单元与保护由光纤连接（物理连接），只有物理连接电流数据还不能发送到保护装置；只有再进行虚端子配置（CID下装）后（建立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。

二次连接物理连接与逻辑连接传统变电站二次设备典型布置传统变电站二次设备典型布置智能变电站二次设备典型布置智能变电站二次设备典型布置虚端子概念

虚端子

GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SV、GOOSE数据传输=过程层传输虚端子概念 虚端子SV介绍

传输实时值，每周期20ms采80点，每秒钟发送4000个采样数据帧，通信负载稳定（故障与非故障）。

一、同步问题 合并单元之间的同步（例如母差、变压器保护）分三种情况：

1）三相之间的同步由合并单元保证；

2）保护直接采样的同步靠插值同步；

3）通过网络传输的同步靠同步时钟。SV介绍 传输实时值，每周期20ms采80点，每秒钟发送40SV介绍

二、SV采样值的品质位同步位：对应SV数据集，各通道采样是否同步(例如：合并单元对时同步信号中断)；每一通道的有效位：该通道采样值是否有效（例如：A相保护电流无效）每一通道的检修位：该设备是否正在检修：三、检修机制规程规定：检修状态通过装置压板开入实现，当投入时，检修位置“1”，保护接受SV时应对SV的检修位与装置本身的检修位进行比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑计算。SV介绍 二、SV采样值的品质位SV介绍四、SV采样值

SV采样值为瞬时值，目前采用9-2标准传输，传输为一次电流、电压值，没有变比概念。为适应保护定值计算，在保护装置虚拟为二次值，认为设置变比。SV介绍四、SV采样值GOOSE介绍一、传输机制在稳态情况下，稳定的以T0时间间隔循环发送GOOSE报文；当产生事件变化时（变位、跳闸），立即发送事件变化报文，快速重传两次变化（T1间隔）；然后分别间隔T2、T3再重复发送两遍报文；共发送5遍报文；T0=5000ms，T1=2ms，T2=4ms，T3=8ms；GOOSE介绍一、传输机制在稳态情况下，稳定的以T0时间间隔GOOSE介绍二、Goose断链报警

Goose用重发机制来确保数据传输（保护跳闸）的可靠性，当数据通信中断或其它原因Goose信息没有按时（T0）到达，延时超过TimeAllowedtoLive设置值时，装置应发GOOSE通信报警。对于GOOSE跳闸等重要状态量的传递，应重视断链报警。三、Goose检修机制同SV检修机制四、Goose数据特点平时数据量小，当系统故障产生大量变位，保护动作时，通信数据增多（重传）GOOSE介绍二、Goose断链报警调试说明系统联调应具备条件

设计单位(1)智能变电站施工图设计提交的设计结果应包括全站SCD配置、GOOSE关系表、虚端子图、等配置信息资料，其中可视化设计结果应具有可读性，方便调试。(2)设计单位应提交网络通讯配置资料。包括Vlan划分、IP地址分配、MAC地址分配等。

系统联调单位(1)全站SCD配置文件已通过有效性测试，确认正确可用。(2)根据SCD及其它设计资料编写完系统联调大纲、验收方案，并通过审批。(3)根据工程设计，已搭建好系统测试平台，网络配置和通讯布线已经测试。调试说明系统联调应具备条件调试说明光纤测试（装置间的物理连接） 相当于传统变电站的电缆测试，对光纤的衰耗进行测试，在光纤的一头连接光源，另一头用光功率计进行测量，测量值与光源功率差值为光纤的衰耗。 必要性：站内光纤熔接基本都为现场完成，操作环境差，熔接量大；光纤传输电流、电压量和保护跳闸信号，光纤重要程度等同于常规变电站的保护回路。 注意问题：光纤分单模和多模两种类型；变电站内用多为多模光纤；光功率发生器分单模和多模；而光功率计不分；测试多模光纤时用单模光功率发生器。调试说明光纤测试（装置间的物理连接）调试说明（1）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时约0～2ms；（2）保护为适应网络延时通常会留出一定的裕度；（3）保护跳闸GOOSE报文通过网络传送的延时；（4）保护装置网络接口数据处理时间；（5）因合并单元输出采样率和保护算法采样率不一致，保护要重新进行插值计算，以求得所需采样值，增加了保护的处理时间。数字化保护出口动作时间慢于传统保护，主要原因分析如下：保护装置动作性能

调试说明（1）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时调试说明检修策略测试

通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSE或SV报文，通过便携报文分析装置接受被测装置发出的报文,被测装置的检修策略应满足以下要求: (1)投入检修压板后，装置发出的各类网络传输报文（GOOSE、SV等报文）的检修状态位应置为有效。

(2)投入检修压板后，装置应上送站控层检修压板状态。

(3)被测装置的检修压板状态要与接收的网络GOOSE报文中的检修位进行比较，当两者检修位一致时才将接收的数据用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算。对于检修位不一致，装置应发出“检修位不一致报警”。

(4）被测装置的检修压板状态要与接受网络的SV报文中的检修位进行比较,当两者检修位一致时才将接收的电流、电压量用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算，对于检修位不一致，接收端装置应计算和显示其幅值，装置应发出“检修位不一致报警”。调试说明检修策略测试调试说明SV采样检测

(1)按照SCD配置文件，用数字继电保护校验仪向装置发送SV报文，装置应正确接收报文，并且正确显示采样值。（变比验证）；

(2)通过继电保护测试仪分别模拟SV采样异常（SV丢帧、SV乱序及SV无效），被测装置应能发出告警，同时装置应瞬时闭锁相应功能。调试说明SV采样检测调试说明全站SV验证（1）SV采样连接关系验证在进行一次外施电流、电压,对全站的SV连接关系进行检查。根据SCD配置，各装置应能正确接收合并单元发出的SV报文，各装置上的电流、电压交流量的幅值、角度、相序及频率应显示正常且稳定。（2）保护方向检测在通流试验时，通过改变一次运行方式，对全站的母线差动保护，变压器差动保护的电流极性和间隔间采样的同步（核相）性进行验证。（3）保护传动试验在通流通压试验时，宜通过改变保护定值的方法使保护动作，进行传动试验。（4）稳定性测试24小时连续运行中间，装置应该无SV相关告警，网络分析装置应无相应SV告警。调试说明全站SV验证调试说明GOOSE功能测试(1)GOOSE接收功能测试

按照SCD配置文件，通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSE报文，装置能正确接收，相应的开入量指示正确，事项记录正确。(2)检查GOOSE发送策略

利用报文分析装置对被测装置发送的GOOSE报文进行自动解析。无状态变位时，GOOSE报文应按照配置文件中的Maxtime时间间隔主动发送报文;有状态变位时，GOOSE报文应立即发送，并按后四帧报文一倍、一倍、两倍、四倍Mintime时间间隔主动发送。(3)GOOSE断链告警

利用继电保护测试仪向被测装置发送GOOSE报文，修改发送间隔，当发送间隔大于告警延时设置值时，被测装置应发OOSE中断告警。调试说明GOOSE功能测试调试说明全站GOOSE验证（1）GOOSE连接关系验证根据虚端子表逐一进行全站的GOOSE连接检查。在发送端装置上模拟相应状态变位，在接受端装置上检查GOOSE是否能正确接收。对于GOOSE跳闸的测试应带开关进行测试。（2）装置检修状态下的逻辑测试GOOSE连接两端设备都在运行状态，GOOSE状态信息能正常参与逻辑(开关跳闸或保护闭锁逻辑)，两侧装置有任一个在检修状态，GOOSE状态量将不参与逻辑运算。（3）稳定性测试24小时连续运行中间，装置应该无GOOSE断链告警或其它相关GOOSE告警，网络分析装置应无相应GOOSE告警。调试说明全站GOOSE验证相关标准IEC标准IEC61850《变电站网络与通信协议》(DL/T860《变电站通信网络和系统》)IEC60044-7《互感器：电子式电压互感器》IEC60044-8《互感器：电子式电流互感器》国网标准智能变电站技术导则智能变电站继电保护技术规范智能变电站设计规范变电站智能化改造技术规范相关标准IEC标准IEC标准IEC61850《变电站网络与通信协议》IEC61850-1第1部分：概论IEC61850-2第2部分：术语IEC61850-3第3部分：总体要求IEC61850-4第4部分：系统和项目管理IEC61850-5第5部分：功能和设备模型的通信要求IEC61850-6第6部分：与变电站有关的IED的通信配置描述语言IEC61850-7-1第7-1部分：变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模型IEC61850-7-2第7-2部分：变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信服务接口IEC61850-7-3第7-3部分：变电站和馈线设备的基本通信结构公用数据IEC61850-7-4第7-4部分：变电站和馈线设备的基本通信结构兼容的逻辑节点类和数据类IEC标准IEC61850《变电站网络与通信协议》IEC标准IEC61850《变电站网络与通信协议》IEC61850-8-1第8-1部分：特定通信服务映射（SCSM）到MMS（ISO/IEC9506第1部分和第2部分及ISO/IEC8802-3的映射）IEC61850-9-1第9-1部分：特定通信服务映射（SCSM）单向多路点对点串行通信链路上的采样值IEC61850-9-2第9-2部分：特定通信服务映射（SCSM）通过ISO8802-3传输采样值IEC61850-10第10部分：一致性测试IEC标准IEC61850《变电站网络与通信协议》IEC标准

IEC61850标准对MU（合并单元）的采样值传输服务功能划分了2种不同的传输协议，即IEC61850-9-1和IEC61850-9-2。

IEC61850-9-1规定了建立在与IEC60044-8相一致的单向多路点对点连接之上的映射。

IEC61850-9-2则采用了过程层网络总线传输介质，可实现采样值网络传输。相对于IEC61850-9-1而言，采用IEC61850-9-2有光纤连接简洁、便于实现跨间隔保护、安装方式灵活等特点。但采用9-2传输时，需要考虑网络传输流量的控制，同时会涉及复杂的、有一定实现难度的制造报文协议。初期较多采用的是IEC61850-9-1。IEC标准IEC61850标准对MU（合并单元）的采样值IEC标准IEC60044-7《互感器：电子式电压互感器》/8《互感器：电子式电流互感器》IEC60044-7是IEC于1999年正式颁布的关于电子式电压互感器的国际标准。IEC60044-8是IEC于2002年正式颁布的关于电子式电流互感器的国际标准。规定了电子式互感器的有关技术要求。GB/T20840.7/8是我国根据国情修改采用IEC60044-7/8标准而制定的标准，目前为2007年版。IEC标准IEC60044-7《互感器：电子式电压互感器》/谢谢大家！谢谢大家！智能变电站技术交流智能变电站技术交流定义智能变电站

采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。定义智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备概述12345智能变电站智能传感技术采用智能传感器实现一次设备的灵活监控网络传输技术构成网络化二次回路实现采样值及监控信息的网络化传输数字采样技术采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集信息共享技术采用基于IEC61850(DL860)标准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化同步技术采用B码、秒脉冲或IEEEl588网络对时方式实现全站信息同步概述12345智能变电站智能传感技术网络传输技术数字采样技术特点（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持IEC61850标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能；（2）过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置，并需进行同步；（3）支持与开关的智能化接口；（4）一次设备向智能化发展；（5）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接；（6）多种过程层组网技术，支持与互感器的IEC61850-9-1点对点、IEC61850-9-2总线和GOOSE模式，可单独组网，也可与站控网、过程网共同组网。特点（1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持IEC相关术语智能电子设备(IED)

一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制(例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能力。智能终端

又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等功能，并通过基于IEC61850标准的通信接口实现与过程层的通信功能。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装置）相关术语智能电子设备(IED)相关术语合并单元 合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站二次系统连接起来的关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性、实时性、均匀性等方面的要求。 主要作用：ABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值。相关术语合并单元相关术语电子式互感器： 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。智能一次设备： 指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。相关术语电子式互感器：相关术语SVSampledValue

采样值：基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。（相当于传统站的交流采样）。GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件,是一种通信服务机制。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）相关术语SVSampledValue基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统基于IEC61850的计算机监控系统基于IEC61850的嵌入式公用接口装置基于IEC61850的保护信息子站IEC61850系统集成组态软件基于站控层IEC61850协议的成套继电保护、测控装置基于站控层IEC61850、GOOSE、SMV网络接口的成套继电保护、测控装置基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置罗氏线圈原理电子式互感器(ECT、EVT)光学原理电子式互感器（OCT、OVT）智能一次设备合并单元智能终端变电站分层结构基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统基于信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层设备之间间隔层网络，负责间隔层设备之间的通讯站控层网络，在间隔层设备与站控层设备之间物理上，间隔层网络为站控层网络的一个子集信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层设备之间间隔层网络，ElectricPowerResearchInstituteofChina.Allrightsreserved.@2010站控层介绍站控层 又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作台及与电网调度中心的通信系统。 站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。 站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。ElectricPowerResearchInstit间隔层 包括测量、控制组件及继电保护组件。 间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备。 间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。间隔层介绍间隔层间隔层介绍过程层 又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。 过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。 过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。过程层介绍过程层过程层介绍时钟同步方式常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEEE1588。站控层的MMS服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTP对时。智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时性要求高的数据传输采用GOOSE服务，过程层的采样值传输仍旧采用常规连接，考虑到对时精度要求较高以及IED设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用IRIG-B对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准IRIG-B接点和时间信息。智能变电站的过程层有GOOSE和SMV网络，考虑通过以太网同步时钟并且需要较高的精度，过程层9-2采样值网络传输线路差动保护、母线差动保护和变压器保护的采样同步的需求，采用IEEE1588对时。时钟同步方式常见三种对时方式：SNTP、IRIG-B和IEE国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备的配置原则及技术要求，原则性要求重点包括：不能降低可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求常规互感器和电子式互感器均可继电保护装置继电保护系统过程层网络按照电压等级组网，双重化网络相互独立电子式互感器应具有两路独立的采样系统，每路双A/D

接入MU，每个MU输出两路数字采样值通过同一通道接入保护装置国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则国网标准要求直采直跳：直接采样：不经以太网交换机以SV点对点直接进行采样值传输直接跳闸：保护与本间隔智能终端之间不经以太网交换机以

GOOSE点对点直接进行跳合闸信号传输本间隔采用GOOSE直接点对点跳闸命令，跨间隔可用GOOSE

网络跳闸保护装置不依赖外部对时系统实现其保护功能

智能终端的动作时间应不大于7ms保护采用就地安装时，宜采用常规互感器、电缆跳闸220kV以上采用双重化配置，包括过程层合并单元和智能终端110kV及以下系统宜采用测控一体化装置。国网标准要求配置文件配置文件配置文件ICD文件IED能力描述文件IEDCapabilityDescription

由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。

ICD文件在国内变电站实施中经历了两个阶段： 第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访问接口的模型信息。 第二阶段，ICD文件中以一个模型标准规范为参考统一建模，描述GOOSE信号和采样值数据的输入和输出联系。

ICD由装置厂家提供，与装置一一对应；配置文件ICD文件配置文件SSD文件系统规格文件SystemSpecificationDescription

变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。

SSD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应。配置文件SSD文件SCD文件全站系统配置文件SubstationConfigurationDescription

应全站唯一，为全站统一数据源，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

SCD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应配置文件SCD文件配置文件CID文件IED实例配置文件ConfiguredIEDDescription

每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。由装置制造厂商使用配置工具根据SCD自动导出生成，最终下载到智能装置完成配置。 包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。

CID由SCD导出，与装置一一对应，通过下载到装置，完成装置通信配置（建立虚回路等）；配置文件CID文件配置文件配置文件配置过程调试前应先对装置进行配置；调试过程中发现问题，应对SCD进行修改，然后生成CID，对装置配置进行升级，确认修改涉及范围，重新调试；（该SCD相当于改设计/图纸；CID下载相当于改线）厂家要对ICD升级，要依据新的ICD重新生成SCD、CID，对装置进行配置，重新调试。确保SCD及每台装置CID及装置内配置，版本一致。确保对配置文件的需该过程受控！（全过程管理）配置文件配置过程二次连接物理连接与逻辑连接

传统变电站：

物理连接等于逻辑连接；

CT二次绕组和保护装置由电缆连接，连接正确后，保护装置可采到电流；

智能变电站：

物理连接不等于逻辑连接；光纤连接为物理连接；虚端子配置为逻辑连接。

CT合并单元与保护由光纤连接（物理连接），只有物理连接电流数据还不能发送到保护装置；只有再进行虚端子配置（CID下装）后（建立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。

二次连接物理连接与逻辑连接传统变电站二次设备典型布置传统变电站二次设备典型布置智能变电站二次设备典型布置智能变电站二次设备典型布置虚端子概念

虚端子

GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SV、GOOSE数据传输=过程层传输虚端子概念 虚端子SV介绍

传输实时值，每周期20ms采80点，每秒钟发送4000个采样数据帧，通信负载稳定（故障与非故障）。

一、同步问题 合并单元之间的同步（例如母差、变压器保护）分三种情况：

1）三相之间的同步由合并单元保证；

2）保护直接采样的同步靠插值同步；

3）通过网络传输的同步靠同步时钟。SV介绍 传输实时值，每周期20ms采80点，每秒钟发送40SV介绍

二、SV采样值的品质位同步位：对应SV数据集，各通道采样是否同步(例如：合并单元对时同步信号中断)；每一通道的有效位：该通道采样值是否有效（例如：A相保护电流无效）每一通道的检修位：该设备是否正在检修：三、检修机制规程规定：检修状态通过装置压板开入实现，当投入时，检修位置“1”，保护接受SV时应对SV的检修位与装置本身的检修位进行比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑计算。SV介绍 二、SV采样值的品质位SV介绍四、SV采样值

SV采样值为瞬时值，目前采用9-2标准传输，传输为一次电流、电压值，没有变比概念。为适应保护定值计算，在保护装置虚拟为二次值，认为设置变比。SV介绍四、SV采样值GOOSE介绍一、传输机制在稳态情况下，稳定的以T0时间间隔循环发送GOOSE报文；当产生事件变化时（变位、跳闸），立即发送事件变化报文，快速重传两次变化（T1间隔）；然后分别间隔T2、T3再重复发送两遍报文；共发送5遍报文；T0=5000ms，T1=2ms，T2=4ms，T3=8ms；GOOSE介绍一、传输机制在稳态情况下，稳定的以T0时间间隔GOOSE介绍二、Goose断链报警

Goose用重发机制来确保数据传输（保护跳闸）的可靠性，当数据通信中断或其它原因Goose信息没有按时（T0）到达，延时超过TimeAllowedtoLive设置值时，装置应发GOOSE通信报警。对于GOOSE跳闸等重要状态量的传递，应重视断链报警。三、Goose检修机制同SV检修机制四、Goose数据特点平时数据量小，当系统故障产生大量变位，保护动作时，通信数据增多（重传）GOOSE介绍二、Goose断链报警调试说明系统联调应具备条件

设计单位(1)智能变电站施工图设计提交的设计结果应包括全站SCD配置、GOOSE关系表、虚端子图、等配置信息资料，其中可视化设计结果应具有可读性，方便调试。(2)设计单位应提交网络通讯配置资料。包括Vlan划分、IP地址分配、MAC地址分配等。

系统联调单位(1)全站SCD配置文件已通过有效性测试，确认正确可用。(2)根据SCD及其它设计资料编写完系统联调大纲、验收方案，并通过审批。(3)根据工程设计，已搭建好系统测试平台，网络配置和通讯布线已经测试。调试说明系统联调应具备条件调试说明光纤测试（装置间的物理连接） 相当于传统变电站的电缆测试，对光纤的衰耗进行测试，在光纤的一头连接光源，另一头用光功率计进行测量，测量值与光源功率差值为光纤的衰耗。 必要性：站内光纤熔接基本都为现场完成，操作环境差，熔接量大；光纤传输电流、电压量和保护跳闸信号，光纤重要程度等同于常规变电站的保护回路。 注意问题：光纤分单模和多模两种类型；变电站内用多为多模光纤；光功率发生器分单模和多模；而光功率计不分；测试多模光纤时用单模光功率发生器。调试说明光纤测试（装置间的物理连接）调试说明（1）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时约0～2ms；（2）保护为适应网络延时通常会留出一定的裕度；（3）保护跳闸GOOSE报文通过网络传送的延时；（4）保护装置网络接口数据处理时间；（5）因合并单元输出采样率和保护算法采样率不一致，保护要重新进行插值计算，以求得所需采样值，增加了保护的处理时间。数字化保护出口动作时间慢于传统保护，主要原因分析如下：保护装置动作性能

调试说明（1）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时调试说明检修策略测试

通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSE或SV报文，通过便携报文分析装置接受被测装置发出的报文,被测装置的检修策略应满足以下要求: (1)投入检修压板后，装置发出的各类网络传输报文（GOOSE、SV等报文）的检修状态位应置为有效。

(2)投入检修压板后，装置应上送站控层检修压板状态。

(3)被测装置的检修压板状态要与接收的网络GOOSE报文中的检修位进行比较，当两者检修位一致时才将接收的数据用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算。对于检修位不一致，装置应发出“检修位不一致报警”。

(4）被测装置的检修压板状态要与接受网络的SV报文中的检修位进行比较,当两者检修位一致时才将接收的电流、电压量用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算，对于检修位不一致，接收端装置应计算和显示其幅值，装置应发出“检修位不一致报警”。调试说明检修策略测试调试说明SV采样检测

(1)按照SCD配置文件，用数字继电保护校验仪向装置发送SV报文，装置应正确接收报文，并且正确显示采样值。（变比验证）；

(2)通过继电保护测试仪分别模拟SV采样异常（SV丢帧、SV乱序及SV无效），被测装置应能发出告警，同时装置应瞬时闭锁相应功能。调试说明SV采样检测调试说明全站SV验证（1）SV采样连接关系验证在进行一次外施电流、电压,对全站的SV连接关系进行检查。根据SCD配置，各装置应能正确接收合并单元发出的SV报文，各装置上的电流、电压交流量的幅值、角度、相序及频率应显示正常且稳定。（2）保护方向检测在通流试验时，通过改变一次运行方式，对全站的母线差动保护，变压器差动保护的电流极性和间隔间采样的同步（核相）性进行验证。（3）保护传动试验在通流通压试验时，宜通过改变保护定值的方法使保护动作，进行传动试验。（4）稳定性测试24小时连续运行中间，装置应该无SV相关告警，网络分析装置应无相应SV告警。调试说明全站SV验证调试说明GOOSE功能测试(1)GOOSE接收功能测试

按照SCD配置文件，通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSE报文，装置能正确接收，相应的开入量指示正确，事项记录正确。(2)检查GOOSE发送策略

利用报文分析装置对被测装置发送的GOOSE报文进行自动