电气工程及其自动化毕业论文-110kV智能变电站二次系统设计

引言1.1研究目的及意义在2009年年初，为了对国家的能源战略布局和发展战略做出回应，国家电网公司在全国范围内开始了对智能变电站的普及，并在各个地区进行了不同的试点。在具体的应用过程中，与常规的综合加油站进行比较，智能加油站拥有的系统更稳定、安全可靠、设备维护更方便高效、项目建设开发更完备等一系列的创新突破，从而可以使一次设备智能化，电子变压器及设备在线状况检测等技术创新系统得以实施，并在二次系统联网和信息整合平台等主要领域中，获得了一批的科研结果。电力系统的建设是我国能源发展的关键。在使用智能化电力的过程中，一些关键的步骤被显示在了图1.1中。可以说，在我国电网建设中，智能化的变电所是一个非常关键的环节，在我国电网建设中将会有很大的发展空间。图1.1智能电网结构分析图与传统综自变电站相比，智能变电站特点主要分为三个方面：（1）一次设备智能化如果要让智能电网达到全网信息交换一体化的功能要求，那么，最重要的一点就是要将一次装备的智能化技术，也就是将数字化技术和信息化建设结合起来，并将二者的接口进行完善，同时还要将实时在线的设备监测管理和系统保护与测量技术中心进行整合。（2）设备检修状态化通过应用智能化技术，实现了对变电所现有装置的实时、在线监测。与常规的变电所比较，它是一个全新的变电所，它更有助于电网的安全、稳定性。使用损失检测和生命分析方法，并与先进可靠的电网系统分析评估技术相配合，对目前的设备是否处在正常运转状态，或者是出现了故障，进行了全面的判定。同时，电网将实时监控和智能变电站的结果，对数据信息终端展开了分析和研究。最后，以辨识出的问题为依据，对下一步发展趋势做出了正确的判定，并提出了维修方案，从而减少了设备损坏程度和对电网稳定运行的影响。但是，在智能配电系统中，因为具有了智能化和数字化信息整合的功能，所以对装备进行了运营。监控的条件比较苛刻，不但要对变压器展开实时监测，还要对分区开关、断路器等装置进行安装，这就导致了前期的投入有所提高。（3）二次设备网络化在智慧站的二次设备中，有稳定控制设备、二次保护设备、低周减载设备等。要实现电网系统中的实时数据信息和资源配置可以充分地实现，从而防止传统的重复界面和设备的浪费，就必须将这些二次设备之间的联系转化为快速的线上网络系统运行通信技术，也就是将电力系统中的二次设备联系方式转化为网络传输技术，来取代整体线路运行机制，从而可以在完成数据收集和分享过程中，降低数据的异常和缺失，提升数据的分享品质，从而确保了智能变电站对于内部设备运行和状况监测得全面的监督。在图1.2、1.3中，显示了智能变电站的内部构造图，也显示了智能变电站与常规变电站的不同之处。图1.2智能变电站基本结构图1.3智能变电站与常规变电站对比图示为了保证电力系统的安全、可靠、经济、有效地进行电力系统的维修，对提高电力系统的可靠性具有重要的现实意义。1.2国内外智能变电站发展动态“十二五”时期，我国电网智能化的发展呈现出以“点状”带动“面状”发展的态势。该示范工程的发展过程及特征显示在表1.4中。“十四五”时期，全国各地各类电网对智能化变电所的总投资约为1581.12亿元，各个电压级别的电网所占的总投资比重见表1.5。图1.4国网公司智能变电站试点项目特点分析图1.5各电压等级容量需求占比饼状图图1.6中国与欧洲智能变电站发展对比欧美等先进的电力系统在电力系统的智能控制方面的发展较快，在中国处于领先地位。运用智能化变电所对设施进行了现场监控，并对设施的寿命进行了预估和维修。从实践中可以看到，项目的执行是非常有效的。日本的“智慧电力网”是以日本的经贸部为主导，以产、政、科研为主要内容的“三位一体”战略为主导的。此外，日本许多著名的电力装备厂商也纷纷加入了智能电力系统的开发中，带动了该产业的迅速发展。在广域通讯，储能领域的电池优化控制，电力分配等方面具有国际先进的技术含量。在智能配电，快速充电，以及在电动车方面的应用。对“智能变电站”这一理念的正确认识与正确运用，中、欧两国之间有很大的分歧。IEC61850是欧洲最先对其进行了使用与学习的，基于该规范，我们制定了一套基于IEC61850的行业标准——《智能变电站技术导则》。中国与欧美等发达国家在电力系统的应用领域及基础条件等方面存在着较大的差别，其发展状况及研究侧重点各有不同，但总体上都是以提升装备的智能化为主要技术发展趋势。中欧国家智能化变电所开发的详细对比状况。2电气二次部分设计2.1智能变电站网络架构智能变电站的网络结构依照IEC61850来构建，以工作内容和设备所处的位置为依据，将其结构主要划分为三层网络，也就是：站控层、间隔层和过程层。对网络系统信息的传递是通过层网络来实现的。其中，站控层和中间层用来传送信号，中间层用来传送信号，中间层用来传送信号。在智能化变电所的开发过程中，因其采用的技术规范和体系结构等因素，使得其在逻辑接口方面存在着较大的差别。为此，本文根据IEC61850国际通用规范，对智能化变电站进行了系统的研究。该变电所的次级网络设计为“三层双网”。在下面的详细描述中，显示了该系统的流程图。图2.1变电站自动化系统图三个层次分别为：站控层、区间层和流程层。站控制层次的主要设施有：监控主机，数据通信网关，数据服务器，综合应用服务器，操作员站，工程师站，PMU数据中心，调度控制终端等；隔离器中的装置主要有：保护装置，稳定控制系统，以及其他；流程级设备由：智能化设备配件，智能化终端设备，集成单元组成。两个网分别是：站控层和过程层，其中站控层由中间开关和中间开关组成。两部开关用光导纤维连接，构成相同的实体网络。过程层：GOOSE与SV是过程层的主要组成.GOOSE是一种在中间层与工艺层间进行状态与控制信息交互的网络。比如，220kv及更高的电压级别，就必须配置两套电网，而10kv的线路段则不必配置另外的工艺层电网。在该控制层的移动管理系统中，发送“成功”信息。2.1.1过程层的网络设计方案文中给出了110

kV园式变电所在流程级的四种方法。第一种方法是：将保护器的断开与保护器的电流与电压的收集，以一种“一点”的形式进行连接，又称光纤直接采，光纤直接跳。通过使用互联网的方法来对侧控制装置等其他装置进行数据的收集，比如SV网络来收集当前的电流、压力样本，GOOSE网络来收集断路器位置、低压闭锁等信号。在图2.2中可以看到。图2.2过程层设计方案一特点：该保护器采用点对点的方式，具有较高的可靠性。将GOOSE消息与SV消息分成两个不同的系统，使得该系统的消息传输更加高效稳定。缺点：所需的光纤数量较多，有关的转换装置较多，投资较多，且不能实现多个数据的共享。第二种方法是：将GOOSE和SV的数据集中在一个网中，不需要更多的单独的网中。比如，开关位置，低压闭锁，测控设备所需要的数据，都是经由网络来传送的。在图2.3中可以看到。图2.3过程层设计方案二特点：通过点对点的光缆采集装置电流、电压数据采集和跳闸数据采集，具有较高的可靠性。将GOOSE与SV采集的数据共用在同一网中，可大幅降低开关次数。缺点：所需光纤数量多，造价高，且GOOSE与SV取样同时采用，易造成传输时延，影响系统的稳定。图2.4过程层设计方案三方法三：通过网络进行GOOSE数据的传送，通过互联网进行GOOSE数据的收集，实现了设备跳闸和低压阻塞等GOOSE数据的收集；通过光纤对保护器中的电流和电压进行了直接的采集。在图2.4中可以看到。特点：通过网络化的方法，实现了对诸如保护器短路等GOOSE数据的实时传送，极大地节省了光纤和有关的切换设备。缺陷：防护设备有很高的触发时间。通过互联网进行数据传送，会造成数据的时滞和不稳定。延误脱扣的结果是很糟糕的。方法4：采用了GOOSE及SV取样的方法，并采用了网络化方式，将装置的电流、压力取样及脱扣等数据进行了分析，结果见图2.5。图2.5过程层设计方案四特点：直观、节约资金、易于维修。缺点：取样与脱扣需要较高的稳定度。在实际应用中，由于对电网进行抽样，导致了电网的不稳定、消息时滞和保护的停机或拒动等问题。在上述四种网络连接的情况下，从安全和运行的稳定性角度来看，第二种方案更适用于该发电厂，也就是采用了受保护SV直接收集和GOOSE信号一对一连接的方法。通过这种直接挖矿和跳跃的方法，可以让系统的工作状态更为稳定。2.1.2过程层的通信设计在业务过程中，采用了基于顺序的逻辑，采用了虚拟局域网来实现业务过程中的数据传输。在智能站场中，普遍采用了信息屏蔽和VLAN分区等技术，保证了流程级的网络结构的稳定性。移动通信系统采用了各种技术方法。当任何装置发出讯息时，都需要侦测讯息网络的忙碌与否。在两个装置之间，互相向对方传送消息的时候，如果他们在发现了一个网络忙碌的时候，他们就会把要传送的消息反馈到该装置，之后持续地对该装置进行探测，在该装置处于忙碌状态的时候，该装置就会被传送到该装置上。在此模式下，在即时与不即时资讯同步传送时，资讯网路将会互相侵占彼此的网络资源。使用了一个private标签的private逻辑，使得更多的业务资源能够被更多的关键信息所使用。在此基础上，针对各个终端对于实时的要求，IEC61850通过对SV、GOOSE等消息的筛选，实现了实时的实时消息传递。然而，随着各装置间数据的传递，数据的传递速度越来越快，一旦超出了系统的50%以上，数据的传递速度就会下降。提出了一种基于数据中心的虚拟局域网设计方法。采用这种方式，在流程级装置数目众多、体系结构比较繁杂的情况下，将彼此间进行信息交换的装置分割到相同的局域网内，保证了各局域网的稳定性。虚拟局域网能分辨出哪些是资料存在的网络。将具有网络特征的信息传送到交换器，使其仅对具有网络特征的信息进行辨识，从而极大地降低了由交换器进行交换的信息量。在图2.6中显示了presentation标记信息。图2.6信息结构标示如果要在多个装置间传送资料，而非一一传送，则采用传送/传送方式。由于SV消息和GOOSE消息对于延迟的需求比较高，因此一般都是使用该方法，并给出了两个方法来完成多终端的互动。1）VLAN多设备交互逻辑VLAN模式的一个主要的逻辑就是在消息可以被顺利地传送给它之前，如果消息的发送者和消息的接收者都拥有同一个VID，那么就像在图2.7中看到的那样。图2.7VLAN交互连接图2）MAC多设备交互信息源筛选逻辑在一个开关从多个源中收到了一个消息，然后将它传送到一个结点的时候，由于在传送方中没有相应的消息源识别出其他消息源的消息，所以无法被接受和使用。3）对信息交换设备进行VLAN划分VLAN技术建立在对一个地区进行分区的理论和方法上，即把某一地区按某种规律进行分区，从而形成若干地区网。网络中的数据和信息，必须在一定的分区范围之内进行传送，而网络中不允许其他分区的数据和信息。这样，划分一个网域，就能明显地防止在整个网络中出现大量的资讯。2.2110kV线路保护设计2.2.1110kV线路保护配置110kV输电线路上的光导纤维电流保护器的差分电路是这样设计的。（1）配有光导纤维差分保护装置，可迅速解决线路上各种问题；（2）设计了三级间隔、三级间隔的过流保护，并带有检查模式、点到点取样、点到点跳车等多种类型的开关。2.2.2110kV线路保护设备配置方案1.二次设备配置（1）110kV线路测控、保护110线路采用南瑞公司生产的NSR-305TX系列产品，并配备了一组集监控和防护于一身的整合式设备。（2）110kV线路合并单元、智能终端与主变电设备共用一组：配置一组智能接线端，一组集成设备，分别为NSR-387B、NSR-386AG。①过程层交换机南瑞继电器公司提供的EPS6028E型交换机，主要是为了实现与变电站内部的各种智能化装置之间的信息交流及数据的分享。②关口表本次测试的线路开关测试仪设在站点的电源入口。配置2只水门计，测量准确度0.2s。从母线变频器的智能型开关箱内获取AC电压，并联接到电度表的屏幕上。③组屏方案110

kV输电线路的保护性测量和控制屏幕：配备NSR-305TX-FA-G国电南瑞公司的保护性测量和控制设备1套；以及EPS6028E-18SXST-4GSX-WV型网络开关。④对时方式本发明的二次装置采用的是电子端口B代码的时间同步方法，并与一种与该装置的同步装置接口相连接的方法。2.交流电流、电压设计（1）110kV间隔CT中各个绕组的分配该变压器的测试用电流互感器为5套，5套都与110KV端的合成装置相连。第一线圈对导线进行了保护，第二线圈对差动元件进行了保护，第三线圈对备用元件进行了保护。第四套为对主变进行测量和控制，未套为对主变进行电力测量的电子仪表。（2）110kV线路交流电压回路①从110

kV母线变流器中获取该计费用电能表所用的电压；②母线上的PT测量电压经次级线与母线合成部相连，然后经光缆与主测量和控制屏幕上的共同测量和控制部相连。该站的线路保护实现方式见附图2.8。图2.8线路保护实施方案示意图2.2.3110kV线路保护GOOSE/SV网络设计110kV段的智能控制器，采用110kV的光缆，对测量屏幕及工艺层的切换进行了防护，其中直采、直跳及网采用三种模式的防护，见附图2.9，其主要内容为：（1）线路保护直采①将SV电压取样，通过对保护的点对点的保护电路进行取样，将其输入到连线设备；②通过母线合成装置，可以得到保护的点到点的SV信号，从而实现对电网的保护。（2）线路保护直跳保护装置跳闸，重合闸命令通过点对点光纤直接传递给线路智能终端。（3）110kV线路测控装置网采①将110

kV线测控制设备的电流和电压取样，经合成单元传送至过程层网络以完成网络取样，将诸如设备故障、网络传送中断、错误取样等远程信号GOOSE的数据，经该智能终端传送至过程层网络，然后被该线测控制设备网络进行进一步的发掘；②将110

kV线测控制设备的GOOSE数据，如开关位置，分闸位置，接地位置，遥信，闭锁重合闸，直流测量等，通过该数据，通过该数据，将110kV线测控制设备的GOOSE数据，通过该数据传输到该过程层，并通过该数据传输到该数据中。③所测量的电压经由组合单元传输至由所述测量控制设备所获得的过程层的网络；④利用所述的测控设备网，采集所述的开关控制、所述的分离控制和所述的组合和所述的机器复位的GOOSE数据。图2.9110kV线路二次信息逻辑图2.3110kV公用设备设计2.3.1110kV公用设备配置方案1.二次设备配置(1)在110

kV的I组和II组中分别设置3个常用的变流器和模拟器。(2)每个110

kv二级母线配置一个总电源装置一个，一个智能端子一个，其中所用的是NSR-386BG,NSR385B。(3)采用国电南瑞电力公司NSR-383T型的电力测量用电并联用用电装置，完成了该装置的并联用。(4)一种由GOOSE网络构成的变电所对变电所进行的工艺级开关设备进行了保护。(5)公用测控屏幕上，将全站保护、测控设备和站控层网络分析装置的停电报警、设备报警、故障报警等全部报警信息全部展示出来。（a）（b）图2.10设备告警信息（6）时间同步原则采用电路接口B码时序的同步方法，并与同步时钟装置相连接。2.组屏方案(1)将NSR-386BG型号的合成单元、NSR-385B型号的智能终端、NSR-383T型号的测量压力并联机设在110kV母线设备智能控制柜中。(2)110

kV公共测量控制设备（1）的组网：设置NSR-3500DD2B公共仪器+NSR-3500DD2B总线路公共仪器。2.3.2公用设备二次系统GOOSE/SV网络设计1.公用装置二次系统信息具体如下：①将来自并联装置的远距离GOOSE信息，如：背景所收集的设备异常信息，并联异常信息，网络故障信息，采样异常信息，如：SV信息，设备异常信息，并联异常信息，网络故障信息，采样异常信息等，从并联装置发出，并经网络收集。②母线的智能终端将母线测量控制设备所收集到的刀闸、地闸、位置、分闸位置遥信和直流测量值等GOOSE数据，经互联网进行收集。2.时钟计时器的电源由DC分配屏幕提供，其部分的AC电流由邻近的时钟计时器的电源引至，并连接到一个房间的时钟计时器上。2.4交直流一体化电源系统设计变电站直流、交流系统由站内交流系统、直流系统、交流不间断系统（UPS）、直流变电系统（DC/DC）等设备构成，并配备有状态监控系统和备用电池组。变电站交直流集成系统的构造具体表现在了图2.11中。图2.11一体化电源示意图2.4.1直流电源这一部分的重点是对蓄电池的型号的选取、在设计中需要装配的数量、装配的地点以及电源的配置等进行了详细的分析。该站的DC负载情况如图2-1所示。表2-1直流负荷统计列表（1）计算电池的数量，公式为：（2-1）公式里，Un为直流母线额定电压，为220V，当电池组运行时的充电方式为浮充，浮充电压用Uf表示，为2.23V，将其代入公式（2-1）算出结果n=103.6台，则取整数，n=104台。电池组的型号的选择，下式为终止放电电压计算公式：（2-2）将数据代入公式（3-2）计算结果Ujn=1.79V，变电所配备蓄电池104节，每节电压为2V（贫液）。电池组容量的选择，持续到第n个阶段，电池容量Ccn计算公式为：（2-3）公式中：Kk为可靠系数，在此处选1.4；Kc1为容量换算系数，取0.688，I1=65.22；Kc2为换算容量系数，取0.856，I2=54.73，将数据代入到公式里（2-3）算出结果Ccn=115.56Ah。从图2-1可以看出，在开关跳闸时，DC系统最大冲击负荷为10.5

A，一般的铅酸蓄电池不能达到这样的需求，所以使用一套200AhGF-M200阀控密封。在铅酸电池组中，与之相匹配的是，选择一套DCXJ-552电池组状态控制单元模块，它可以被用来检测电池单体电压或电池组电压等运转参数。此外，还设有一条温升补偿线路，以确保该线路的平稳、持续运转。该变电所设置在二次装置室，并设有二台电池柜。（2）充电模块的选择①首先计算充电模块的额定电压，用Ur表示，用公式计算为：（2-4）在公式里，Ucm为充电后期电池组单节电压，本设计中电池型号为铅酸蓄型，电压取2.4V，将数值代入式（2-4）计算结果Ur=249.6V。②充电模块的输出电流用Ir表示，公式为：（2-5）当采用平均充电方式时，充电电流达到最大。公式里，10小时放电率电流用I10表示，本设计中I10=200Ah10h=20A，常规负荷电流Ijc=20.63A，由公式（2-5）计算出Ir=40.63～45.63A。③充电模块的台数选择计算充电机总数nt，利用公式：（2-6）为变电所单独的充电装置进行了开发。若电池组数目不足6组，则电池组数目以N+1为基础进行分配。在这个公式中，每台充电器的输出电流Ime按照20

A来进行计算，n=3.315~3.563

Ah按照式（2-6）来进行计算，其结果是要比计算值更大的最小整数，因此，每套都要有4个20ATH230D20NZ充电器，一个充电柜被设置在公众二次机房中。（3）直流系统的连接设计该方案采用单一母线的方式，在一段的控制母线中，利用系统状况监视设备及隔离监视设备，27个(ZK102-ZK125,ZK128,ZK129,ZK130)DC电源出口(ZK126)1条（ZK127）通讯设备馈线（ZK131）电源DCU配柜段馈线充电器由一段的母联式开关与一条控制母线相连。利用系统的状况监控设备和隔离监控设备，将27路(ZK202-ZK225、ZK228、ZK229、ZK230)DC出线口、1路(ZK226)AC不中断电力系统馈线、1路(ZK227)DC配电柜式二段式给料设备进行分配。2.4.2不间断电源（UPS）设计不间断电源装置的型号及配置，表2-2列举了UPS系统的负荷情况。UPS装置容量SC的计算按公式2-7：（2-7）公式里，不间断电源系统的负载P∑=3.0kW，依照有关规范系统的负载量应为设计容量的60%，可靠性系数Krel考虑各种环境因素补偿，依照规范选择1.35，功率因数cosφ=0.9，将数据代到（2-7）中计算结果得SC=7.5kVA。表2.2单套UPS负荷统计表（单位：W）在该智能变电站中，设置了一套交流不中断电源，其出线电压为220

VAC，其电容为110kVATD5310E-W，未另设电池组。在DC室设置UPS控制箱。在所使用的变电所的AC输出发生了错误或者是在该变电所的整流器不工作的情况下，该直流的输入就会立刻被转换到一个电池组中，从而给该变电所的主要的交流负荷，不中断的电力供应。2.4.3通信电源DC/DC在变电所里，所有的通讯设备都需要用到整个变电所的电力供应，也就是220

kV的DC电力通过馈线柜向开关输送到DC/DC转换器，48V的DC/DC-DC-DC转换器转换，一共给出20个DC供电通道，包括12个32

A的DC功率的DC功率分配组件，8个64

A的DC电源。另外，还准备了一个备有90A（330

A）的通信供电设备。在第二层的保护室内设置通信功率箱。2.4.4交流电源考虑到该变电所要进行较长时间的容量扩展，因此，该变电所的接线形式为一母线，其AC输出回路为60个左右。其中，从一节母线供给33个AC功率，1个AC输出向不中断电源系统提供电力，1个AC输出向充电系统提供电力。2节汇流排出32个电源，一个是UPS的旁通进口，一个是充电的，一个是紧急的灯光的。2#号所用的变频器担负着整个变电所的AC负载.2.5其他二次部分设计2.5.1全站时间同步系统由于二次侧的安全可靠，对各类保护性、测控装置的动作、测量结果和动作的准确性等都有一定的控制指标，因此对该控制体系的时序进行了严格的控制。在综合自动化变电站中，常规的互感器传送模拟量的延时时间非常短暂，不会对保护装置产生任何的作用，但是，在将模拟量转化为数字量之后，就会产生一些信息的延迟。时间到了。在智能化变电所中，其资料应具备可辨识的时标。在智能化变电所中，各装置的时序指标均符合统一规范，并根据各保护器跳闸和开关分合闸的时刻，对电网瞬态进行准确的判断。所述的同步时钟图案是这样的：（1）卫星同步时钟在电网中，GPS与北斗两种主要的时间同步方法被广泛采用。GPS的一个重要特征就是它能够通过使用GPS信号来完成对地球和地球的时间的实时同步。此外，GPS还配置有外延装置以适应各类仪器对时钟的需求，使得时钟编码类型更为丰富，例如IRIG-B、数字脉冲和串行时钟等。《北斗星》的时钟同步也是利用了人造卫星时钟的方法。区别就在于，这台设备采用了我们国家自主研发的“北斗星”，而且定位的准确度非常高。它与现有的GPS定位技术在原理上是一样的，但是它具有双向和大范围的两种定位方式。（2）网络同步对时NTP（NetworkTime

Protocol，简称NTP）是一种在互联网上得到了大量使用的实时数据传送协定。该系统的同步时钟算法较为繁琐，且其同步精度可达1-50毫秒。在IEC

61850中，SNTP（简单网络时间协定）被称作是同步时间协定。SNTP是对NTP的一种改良，在精简的网络中得到了大量的使用。2.5.2故障录波及网络记录分析装置(1)该智能化变电所配备的是南瑞公司生产的DPR-343型的故障记录仪，主要是为了对该装置的故障情况进行波形的采集和采集。为继电保护工作人员提供了在发生系统失效时，对保护装置进行操作的依据。通过将光缆与开关相连，通过网络化的方法进行数据收集。并与中心开关相连，以此方法与地测数据进行交流。（2）组屏方案网络记录分析及故障录波组1个机柜：1台HP监视器+1台系统实时监督记录装置+1台数据检测记录装置+1个故障波形管理模块+1个网络分析模块，它们被放置在二次保护设备室中。具体情况见图2.12。图2.12故障录波组一面柜2.6本章小结本章对“三层两网”的架构进行了详细的阐述，并对GOOSE/SV各层之间的数据交换进行了详细的阐述和研究；其次，针对所选择的变电所，对所选择的变电所所对应的不同电压水平的线路保护进行了详细的研究，并对所选择的主变电所对应的主变电所进行了相应的装置选择，使得所选择的装置完全符合所选择的装置的要求；接着列举了变电站中AC供电的供电方式，给出了AC供电方式及AC供电方式的具体分析。功率大，UPS不中断供电等；文章还介绍了一种简单的光缆防护装置及测控装置的改进方案。而在智能化的变电所中，大量的数据通过光纤传送。在发生了装置操作的不正常情况下，不能按照一般的方式来处理，不能对其二次线路进行检测。从而实现了对二次电路的直观显示，便于维护工作。

3基于SCD文件的虚端子连接检测成果以光纤作为输入输出设备间的通讯纽带，实现了自动化变电站的智能化。智慧站台与常规站台有很大的区别。由于只需少数光纤就能传送海量的取样和数据，因此，每个光纤所传送的数据量相对较大。二次线路的布线相对于常规的变电所来说是一个很难处理的问题。由于其直观性，使得操作人员的工作变得抽象和复杂。在此基础上，结合二次网的特点，提出了二次网中“虚构端子排”这一新的设计思想。SV及GOOSE两种数据流程的展示与常规的变电所监控与保护系统中的数据终端相同，更加详细，更加直观。3.1SCD配置文件的虚回路展示3.1.1二次回路可视化分层展示第二回路为每个光纤电缆的第二回路，它包括GOOSE和SV两个信息流。“虚电路”是一种将已设定好的功能说明文档直接用画面展示的方法，在不增加任何附加处理的情况下，可以实现一个动态的链接。第一个层次：变电所控制系统的组成；第二级栅格：每辆汽车的栅格层次；第三级的电力系统：整个二次电路的网络结构，举例说明110kv的电力系统，见附图3.1；图3.1110kV线路间隔二次回路示意图第四层网格：所有设备的虚拟回路展示，如图3.2所示。图3.2线路保护装置虚回路展示根据IEC61850的国际规范，提出了一种以GOOSE、SV为基础的、以SV为核心的、以网络通讯标识为唯一、可辨识的通讯标识。在此基础上，提出了一种基于SCL的变电所功能模块的技术方案。将全变电所的数据以容量说明文件形式保存。通过SCD读出程序，可直接向设备使用者显示智能变电站一次、二次设备的组态及GOOSE、SV的全流程。其中，SCD系统中的文件处理接口与检查接口分别显示在下面的图表中。图3.3变电站SCD文件操作界面图3.4SCD文件规范化校验3.1.2SCD配置文件解读使用武汉凯默公司的KMS9000测试机作为智能化变电所SCD概要的阅读器，该测试机可直接显示出智能化变电所次级网，并可将次级网中次级网的数据流程可视化和具体化。该程序还提供了脱机功能。在KMS9000中，把这个变电所的SCD文件输入到一个软件中，可以看到二次装置的相关逻辑以及SV,GOOSE等的传递流程，见图3.5。图3.5主变测控装置关联图在程序菜单中，有SMV发送/接收、GOOSE发送/接收选项、相关详细控制模块列表、映射通道列表和虚拟终端列表。这些列表可以为继电保护调试人员检查、试验二次设备或检查虚拟终端线路的设置是否正确，从而可以用来直观、精准地发现问题。另外，还可以从Keimer测试器中得到一个虚拟端的清单，以便维护和维护工作。在图3.6中可以看到。图3.6SCD文件比对界面3.1.3SCD配置文件调试流程首先，装备厂商必须制定完整的全厂产能说明。在此，虚端接入与常规的二次接入线路是一样的。在图3.7中显示了整个测试过程。文字组态开发人员利用SCL语言开发了一种可以对保护装置能力进行表示的ICD文字，它可以对智能变电站的所有保护装置IED及其他二次设备的能力表示文字展开一个统一的规范，之后，按照一定的标准，在SCD文件中对其进行配置，利用能力描述文件的组态软件，得出了智慧站的工程配置文件CID，之后，在每一段的IED文件中，建立一个虚拟终端，并对其进行配置，开发使其具备与GOOSE、SV信息流交换互动的功能，使其可以实现与GOOSE、SV信息流的可视化。通常的项目档案的组态关联显示在图3.8中。图3.7本站配置过程简图图3.8各文件关系示意图3.2虚端子连接实例3.2.1虚端子逻辑连接表解读“虚拟终端”逻辑链路是在智能化变电所辅助装置上进行的数字逻辑联结，通常有直接光缆和网络光缆两种方式。利用SCD读档的方法，可以方便、快捷地从次级网中获取“虚拟终端”的联机数据。在该虚拟端的逻辑联结表中，SV、GOOSE等数据的联结方式与在综合变电所的保护屏幕上所显示的联结方式基本一致。各间隔装置的GOOSE开关量输入、SV采样开关量输入、GOOSE开关量输出、SV采样开关量输出以及SV采样开关量输出的数据必须进行规范化，以代表各层之间、网络之间以及它们的连接。二次"数码虚继电器"资料。在这种智能化的变电所中，各个区间装置的资料比较多，文章的空间也就不多了。本文以变压器测量控制保护装置、变压器智能终端及合成装置作为实例，给出了它们的GOOSE数据的一个虚拟终端表格，通过该表格可以直观地显示各个装置的内在联系。本文介绍了110

kV开发区变电所二次网络中的一种新型的虚拟终端机。3.2.2主变主保护装置虚端子逻辑连接在变电所的变电所中，变电所的电压采集数据是与变电所的电压采集数据相连的。其主要功能是将变压器各边合成装置的电流和电压采样值传输到各保护和控制设备。以110

kV的变压器为例子，给出了在110kV的变电所中，在此基础上给出了一个SV取样虚端的逻辑图。表3.12#主变保护装置与合智一体之间的SV虚端子联系从表格中可见，所述的变压器保护设备的SV采样input_2

SV采样input_7与所述的线融合设备的SV采样output_11

SV采样output_16相对应。在这些信息当中，第30,32,34个信息是A,B,C三相的保护电流，这些信息是从线结合单元中产生的，然后经过光缆的直接获取和传输到变压器的保护设备。从而获得了用以参加该保护设备的操作的变压器110

kV端的电流。3.2.3主变后备保护装置虚端子逻辑连接表变电站的高电压侧备用保护系统和智能终端有数据交流，GOOSE数据是由数据收集来传输的。以电力系统中的备用保护为例子，列出了从备用保护到智能终端的GOOSE数据的逻辑联系，如下图3.2所示。表3.22#主变后备保护与智能终端之间的GOOSE虚端子联系用表3.2中的数据作为例子，说明了在一条光缆上，与一条光缆相连的是一台用于变压器备用保护的高电压端开关。3.2.4可视化二次回路的优势相对于常规的变电所而言，可视化二次回路在建设、调试和运行中都有着不可替代的优点。比如，在常规的变电所中，控制盒与开关柜之间是用一根缆线相连，用来传送开关命令及开关容量。在工程实施过程中，经常会发生线路连接不当或电线芯子破裂等情况，使运行线路失灵，使切换装置失去了作用。这个时候，就得让工程师们耗费很多的心神来查看每个导线的连接状况，非常耗时耗力。与之比较，在智能化的变电所中，次级电路更具视觉效果。技师只要在程序中开启SCD档案，便可看到各装置的逻辑联结，其工作效能可大幅提升。与常规的变电所一样，用变电所收集到的电流环，经线缆传送到继电器。而且，在传送的时候，还会有很多个站。如果在接线端子螺钉掉落或者是在连接件断裂的时候，电流回路就会被关闭，这时就会出现开路现象，从而产生高压，从而导致了对电缆和装置的破坏，还会对人体造成一定的损害，这是非常严重的。将智能变电站二次回路进行了视觉上的展示，通过SCD文件，我们可以很直接地看到回路的逻辑连接。该回路采用光导纤维将二次装置与工艺装置连接起来，避免了电流互感器的断路。具有危险性，确保人员及装备的安全性。3.3本章小结在对一台智能化变电所二次设备进行分析的基础上，采用SCD文档对二次设备的虚环及虚端进行了可视化处理。1)将凯默公司开发的用于SCD系统的KMS9000系统的主要功能模块进行了简单、直接的描述，并对该系统的开发与试验进行了较为详尽的描述。将智能变电站的SCD文件加载到KMS9000软件中，再通过报告分析和阅读功能，将智能变电站二次系统清晰、可视地呈现出来，从而对GOOSE的信息流动和SV有一个明确的认识。此外，还能够将全站SCD文件的虚终端链路表，清楚地将每个设备之间的二次虚电路的逻辑链路展现出来，从而让日后设备调试、试验、验收、维护等工作取得进步，可以极大地提高项目进度。2)二次数据的传递有两种形式：一种是直接的，一种是网络的，二次的虚拟端子连接组成了二次数据传递的逻辑连接。SCD概要可以用来检验主回路的接线情况。比如，在主变合并单元、智能终端和保护装置中，在SCD配置文件中的虚拟终端表格中，能够看到两个设备之间的逻辑线路连接，比如，变压器合并单元的SV信息和