浙江_数字化变电站试点阶段性工作总结

1、数字化变电站试点阶段性工作总结浙江省电力公司2009年6月 23 1 建设数字化变电站的必要性数字化变电站一般是指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，现阶段一般包含一次设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等内容。就目前而言，应用IEC61850标准是实现数字化变电站目标的基础。数字化变电站中智能开关、电子式互感器的应用提高了变电站装备水平；信息共享且不同厂家的二次设备互操作，减少了重复建设和投资，实现了变电站自动化系统的兼容性、扩展性、可持续性，提高了变电站自动化水平和信息化水平，实现良好的社会效益和经济效益，是实现智能电网的基础。数字化变电站光缆的大量使用和电缆的退出使得二次

2、系统的抗干扰能力加强，提高了整个二次系统的可靠性，电缆的节省，电缆沟的减少，总平面的缩减等，符合 “节能减排”和“两型一化”要求；数字化变电站可实现设备状态检修，减少设备的退出次数和退出时间，提高设备的使用效率；设备具有互操作性，方便了设备的维护和更新，减少停运时间，提高工作效率；方便变电站的扩建及自动化系统的扩充，减少变电站初期建设成本和运行维护成本。2 数字化变电站的主要特征和特点2.1 主要特征(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。(2)二次设备

3、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，取消常规自动化系统一次设备和二次设备之间的控制电缆，采用光纤网络直接通信。(3)管理系统自动化应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。2.2 近、中、远景特征近期数字化变电站的建设主要是基于IEC61850的二次设备发展，一次智能设备明显滞后于二次智能设备的发展，一次设备的智能化仅依靠二次设备厂家的附加设备将一次设备智能化后接入数字化变电站二次采集系统，而基于IEC61850的二次设备取得全面提升。此阶段电子式互感器的应用还处于试用和起步阶段。而数字化变电

4、站的建设和管理正处于积累经验的阶段，开始对基于现阶段技术水平的数字化变电站提出一些运行、管理上的规范。中期数字化变电站的电子式互感器的发展已经较成熟，开始全面应用于数字化变电站，由此带动二次智能设备装置性能提升、功能分布更加合理。有革命性变革的智能一次设备开始逐渐应用于变电站中，但技术和应用程度都有待进一步提高。基于IEC61850的二次系统更加完善，互操作、网络技术等发展已经趋于成熟和稳定。整个数字化变电站管理体系已经逐渐成熟。远景智能一次设备已经基本发展成熟，在数字化变电站中全面应用，完全意义上的数字化变电站开始出现，基本掌握与之相适应的数字化变电站技术、管理系统。2.3 技术路线数字化变

5、电站的总体技术路线是以数字化试点变电站为依托，以实际数据为基础，以信息化技术为手段，研究数字化变电站数据通讯和应用；着眼于特高压、大容量、大规模的智能电网，从电力系统安全、可靠、稳定要求的角度，充分考虑经济性、先进性、全新性，从基建、生产、运行、维护检修各方面对数字化变电站进行全面深入的研究。重点研究数字化变电站的特征、架构、发展阶段、技术要求，对一次设备的要求以及二次次系统技术融合、专业融合等发展趋势进行研究。基于现实和发展的眼光、以自主知识及技术创新为目标、从电力系统智能电网未来发展需求的角度，对数字化变电站框架、进展、技术发展和要求、具体实施等进行全面研究。2.4 关键技术(1) 数字化

6、变电站体系研究电网发展对数字化变电站的要求研究数字化变电站及其架构研究(2) 数字化一次设备应用研究电子式互感器在数字化变电站中的应用研究智能化高压电器在数字化变电站中的应用研究一次设备在线监测(3) 数字化变电站自动化系统研究基于IEC61850标准的变电站自动化系统总体方案研究数字化变电站继电保护技术研究数字化变电站测控技术研究数字化变电站故障录波技术研究(4) 数字化变电站电能计量技术研究(5) 数字化变电站安全可靠性研究数字化变电站系统安全可靠性研究数字化变电站信息安全及对策研究(6) 数字化变电站相关技术标准、规范研究数字化变电站相关认证、试验及验收标准研究数字化变电站设计规范研究数

7、字化变电站运行及管理规范研究数字化变电站典型设计制订3 数字化变电站相关规程规范3.1 已有国家、行业、国际标准IEC61850变电站通信和网络系统IEC60044-7电子式电压互感器IEC60044-8电子式电流互感器IEC62063电子及相关技术在高压开关设备和控制设备辅助回路中的应用IEC62271-3基于IEC61850标准的高压断路器及其附件的数字接口IEEE1588网络时间同步系统DL/T860变电站通信和网络系统3.2 需要研究编制的技术标准序号标准名称简介1220kV500kV数字化变电站电气设计技术规程分为基本功能和选择性功能对计量进行概述光纤考虑新建和改造2110kV数字化

8、变电站电气设计技术规程分为基本功能和选择性功能对计量进行概述3数字化变电站控制保护设备通用技术条件接口性能指标（二次设备的通用技术条件）4数字化变电站智能汇控柜设计规范户外智能终二次设备用的柜子5数字化变电站用交换机技术条件交换机在变电站中的重要性凸现，含各层的交换机6IEC61850工程应用模型标准模型需要统一，浙江省公司已有工程应用模型标准7智能终端装置的技术规范现阶段智能终端装置的技术要求8合并单元的技术规范电子式互感器用合并单元技术要求9数字化变电站电能量采集系统条件（电度表）数字化变电站中电度表及其采集系统的管理和技术要求，营销系统10数字化变电站工程测试技术规范是工程还是分设备的试

9、验验收商，由系统集成商和中试所 考虑改造和新建11数字化变电站二次设备实施规范二次设备实施技术要求12二次设备1电子式互感器的现场试验、验收的标准13二次设备 2。智能终端设备的现场试验、验收的标准14二次设备 3。数字化接口的控制保护设备的验收和试验的标准15数字化变电站设备运行维护检修规定4 500kV兰溪变基于IEC61850标准数字化变电站试点情况4.1 目的和内容由于IEC61850标准表现出的优越性，使得其从开始起草就受到了国内外的广泛关注。以SIEMENS、ABB、AREVA、KEMA等为代表的国际主流制造商和询机构已能提供成熟的产品和技术。我国的变电站综合自动化技术和产品，在采

10、用现有技术方面已基本达到国际当代水平。我国颁布了61850的国家标准，进行了6次互操作试验，相关的工程实施规范即将出台。各电压等级的应用61850技术的变电站二次系统也已运行。我省通过220kV宣家变61850项目的实践，实现了不同供应商产品的互操作，初步证明了保护、监控系统应用61850的可行性。浙江省公司本着积极稳妥、有序推进的指导思想，开展61850技术在我省各电压等级的应用。在首先完成220kV宣家变间隔层和站级层技术验证的基础上，紧接着探索该技术在500kV变电站的应用方式，同时过程层的技术试验也将在110kV变电站展开。基于500kV变电站在电网中的重要地位，其实施过程中需充分考虑

11、新技术应用、科技创新与系统可靠性的平衡。不在本项目试点数字式互感器，模拟量由装置直采；采用现场就地的智能操作装置；按程序化变电站设计（包括一次操作、二次操作）；采用IEC61850标准，主要二次设备的通信采用IEC61850标准中的GOOSE机制（取消主要保护控制设备的屏间连线）；4.2 项目取得的成果和主要解决的问题4.2.1 形成了浙江电网的 IEC61850工程应用模型2008年8月5日，国网公司基本建设部在杭州组织召开了浙江IEC61850工程协调会，会上宣布兰溪变已被国网公司基本建设部、科技信息部认定为国网数字化变电站示范工程，要求浙江电力调度通信中心和浙江省电力试验研究所共同承担浙

12、江电网IEC61850工程应用建模工作，国网公司将在浙江模型基础上完成国网统一的IEC61850工程应用模型。经过编写组及有关各方的努力，IEC61850工程应用模型标准(评审稿) 于2009年2月份编制完成。3月10日，省公司在杭州组织召开了IEC61850工程应用模型标准评审会，评审专家组对该标准给予了高度评价，认为标准的制定开创了国内先例，通过规范各制造厂家IEC 61850设备的建模，可以提高各厂家设备模型的规范性，减少各厂家实现的不一致性，保证设备的互操作性，提高变电站二次设备调试的效率，减少工程实施中的协调需求，缩短基建工期；可以提高变电站扩建、技改的可维护性，使IEC61850设

13、备增加、更换更加容易；可以使500kV兰溪变和后续建设的数字化变电站技术更加规范。4月24日，IEC 61850工程应用模型作为浙江省电力公司企业标准正式发布，标准编号为Q /GDW-11-152-2009，自2009年5月20日起实施。2009年5月14日，国家电网公司科技项目“IEC61850标准工程继电保护应用模型”启动会在杭州召开，会议代表一致同意在浙江省电力公司IEC 61850工程应用模型基础上，经过深化和完善，形成国网IEC61850工程应用模型。4.2.2 发明了“数字化变电站中的GOOSE检修方法”专有技术采用数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IE

14、C61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站技术中的面向通用对象的变电站事件（GOOSE）提供了一个快速可靠的方法，在多个物理设备之间传输输入、输出数据值，主要用于装置之间传输保护跳闸、断路器位置等实时信号。传统变电站中装置之间传输这些信号通常使用硬接线实现，装置的检修方法相对简单，由于GOOSE服务基于网络传输方式，原有的方法不适用于数字化变电站中使用GOOSE机制装置。GOOSE服务中的信息交换通常采用发布/订阅模式，即GOOSE报文采用多播报文方式发送，通常有一个或者多个接收方装置。在装置检修时，如果不从正常运行网络中断开，将会影

15、响正常运行的装置，如果采用专用网络进行装置检修和GOOSE功能测试，需要增加额外的成本，并且和运行装置的信号功能配合难以保证。需要有一种灵活可靠的方法来完成数字化变电站中装置GOOSE功能的检修和调试。新发明的检修方法利用GOOSE报文中定义的检修位来反映GOOSE发送端装置的检修状态，GOOSE接收端装置将接收到的GOOSE报文中的检修位和装置本身的检修状态做比较， 只有两者一致时才将报文中的数据作为有效信号进行处理或者动作。采用这种方法，可以灵活方便的对数字化变电站中需要检修的装置进行GOOSE处理方面的测试，不会对正常运行状态的装置产生影响。4.2.3 在兰溪变中率先应用了国网公司“继电

16、保护标准化设计”国网公司于2008年发布了线路保护及辅助装置标准化设计规范、变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范公司技术标准以后，省公司积极贯彻，全国范围内率先在数字化变电站工程实施了“标准化设计”，双重化配置的线路保护实现了正真意义上的相互独立，变压器非电量保护实现了就地跳闸，保护组屏遵循国网公司标准化要求。4.2.4 完成国内外第一次500kV变电站全站IEC61850保护系统级动模试验为了确保500kV兰溪变、海宁变工程的顺利投产和安全稳定运行，浙江省电力公司和浙江电力调度通信中心于4-5月在北京中国电科院组织开展了兰溪变、海宁变工程全站保护系统性整体动模试验，这是国

17、内外第一次500kV变电站全站保护系统级动模试验。南瑞继保、国电南自、北京四方、南瑞科技、深圳南瑞等7家国内主流继电保护厂家的61套保护设备参与了本次验证试验。本次动模试验证明各保护装置的性能指标满足标准和工程要求，通过智能终端采用GOOSE跳合闸的机制是可行的。动模试验将一些装置存在的问题提前暴露，综合解决，并在补充试验中对完善后的装置进行了验证。本次动模试验基本包括了国内主要的IEC61850继电保护装置，为国网公司推进数字化变电站建设奠定了坚实的技术基础。4.2.5 形成数字化变电站的智能装置GOOSE虚端子配置方法传统变电站的微机保护设置开入、开出、出口等端子排，保护装置的各开关量、跳

18、闸出口等都一一对应于具体的端子，设计时，通过从端子到端子的电缆连接实现保护装置之间配合，以及保护装置至一次设备的出口。但开展数字化变电所工作以来，按GOOSE方式实现各智能装置之间信息的交互、跳合闸出口等，原有传统的端子概念消逝了，取而代之的是基于网络传输的数字信号，原有点对点的电缆连接也被网络化的光缆连接所取代。通过创造性地提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念，发明了一种能反映智能装置GOOSE配置的设计方法，解决了由于数字化变电所智能装置GOOSE信息无接点、无端子、无接线带来的GOOSE配置难以体现的问题。与现有的数字化变电所保护设计相比，本方法继承并突破传统的理

19、念，提出了“虚端子”的概念，将基于网络传输的GOOSE数字信号以虚端子的形式一一表达，使得设计、施工、调试以及运维人员能够直观的阅读智能装置的开入、开出以及出口逻辑等；其次，通过虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表的设计方法表现智能装置之间的GOOSE配合，在设计阶段成功解决保护GOOSE配合难以表达的问题，实现按图施工，提高施工、调试的效率，达到“数字化变电站设计”的要求。研究开发具有省公司自主知识产权的基于IEC61850标准的变电站自动化系统配置工具。掌握系统配置方法和系统配置工具。积极探索用户配置系统的工作模式。针对500kV兰溪变电站采用全电动、全远方、程序控制的操作设计要求，对操作、

20、防误等二次回路设计进行专题研究；研究运行需求，提出人机交互功能。智能操作箱安装到开关场并提供闸刀控制及信号采集功能。对智能操作箱的功能设计、使用环境（电磁兼容和温湿度耐受能力）、安装方式进行专题研究。网络结构及其相关问题的研究。站级网络的拓扑结构、冗余方式、可靠性、网络管理。提出适合于基于IEC61850标准500kV变电站自动化系统的网络方案，包括网络管理和对网络设备的性能、功能和可靠性要求。试验方法、手段的研究。研究数字化变电站中设计的表述。研究符合IEC61850标准的故障录波器。4.3 试点工程实施方案4.3.1 总体方案总体网络结构(1) 保护和测控装置按传统的站内功能进行配置。(2

21、) 全站主变、线路、母线、母联、开关保护均采用GOOSE方式跳合闸。35千伏电容、电抗保护采用传统保护模式。(3) 全站MMS网络与GOOSE网络分离，测控装置需具备GOOSE专用网口。(4) GOOSE按电压等级分成500千伏 GOOSE网、220千伏 GOOSE网，两个电压等级GOOSE完全独立。(5)智能终端按间隔双重化配置，置于开关场。开关场信号、闸刀的状态及操作由智能终端承担。(6) 35千伏电容、电抗监控保护采用四合一装置，对一次设备的控制采用传统方式。(7) 全站闸刀、地刀及相关电源开关全远方遥控，按程序化控制要求设计。(8) 故障录波器开关量录波采用GOOSE方式。(9) 保护

22、子站采用61850标准，与省调主站的通信采用61850标准。(10) 配置网络报文记录分析仪。(11) 兰溪变220千伏线路对侧保护型号须与兰溪变侧保护型号一致。 4.3.2 网络方案(1) MMS环网结构MMS网络结构(2) 500千伏 GOOSE网保护GOOSE双网冗余，网络为双星形结构，保护配置与传统一致，操作箱双重化配置。测控装置GOOSE单网结构，接入其中一个星形网，实现对第一套操作箱的开关闸刀控制及信号采集。500千伏 GOOSE方案(3) 220kV GOOSE网（以线路主变和分段母联间隔为例）网络总体结构为单星形网，按出线、主变、分段母联和母线间隔配置交换机。其中出线和主变交换

23、机安装在线路或主变保护屏上，母线交换机单独组屏，母线交换机每套需要两台即可（兰溪变远景24个间隔，两台按分段母线分开接入间隔交换机），母联分段保护屏安装两台交换机。母联分段保护出两个GOOSE口分别接到两套网络的间隔交换机，可利用装置原来的双GOOSE口配置，不必另配GOOSE口。(4) 智能终端配置原则和技术要求1) 智能终端按间隔双重化配置，分为第一套智能终端和第二套智能终端。2) 第一套智能终端应具备功能：接收第一套保护跳合闸命令、测控的手合/手分命令及闸刀、地刀GOOSE命令；输入开关位置、闸刀及地刀位置、开关本体信号（含压力低闭锁重合闸）；电流自保持功能等。3) 第二套智能终端应具备

24、功能：接收第二套保护跳合闸命令；输入开关位置、母线闸刀位置闸刀；压力低闭锁重合闸；电流自保持功能等；4) 主变非电量保护电缆方式就地跳闸，保护及本体信号、开关档位、本体温度经本体智能终端GOOSE送至本体测控单元。5) 智能终端配置单工作电源，具备一组跳闸线圈和一组合闸线圈。合闸自保持继电器、合后KKJ采用第一套智能终端内的合闸自保持继电器和合后KKJ，合后KKJ信号通过GOOSE上送及硬接点送出；第二套智能终端内的合闸自保持继电器、合后KKJ备用。220千伏智能终端非自保持合闸输出接点并联后通过合闸电流自保持继电器进行开关合闸。6) 按回路监视控制回路断线功能，回路电压监视内阻应足够大，避免

25、与开关本体防跳回路串联分压，影响防跳功能。7) 智能终端不配置MMS口及液晶显示屏；配置两个独立的GOOSE口。至少需以下状态指示灯：装置故障/闭锁、装置失电、GOOSE中断、开关及闸刀/地刀状态、GOOSE跳闸等 。对开关量输入状态应具备直观可视手段。8) 智能终端具备装置告警、闭锁两路硬接点输出，并通过两套智能终端GOOSE信号交叉送至相应的测控装置。9) 智能终端SOE精度要求达到1ms，事件的时间准确度要求达到1ms。可通过光纤IRIG-B码对时。(5) 数字信息在设计文件中的表达方式虚端子：提出智能装置GOOSE“虚端子”的概念，将智能装置的开入逻辑1i分别定义为虚端子IN1INi，

26、开出逻辑1j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，还需标注信号在智能装置中的内部数据属性将GOOSE信号数据属性及具体意义具体化，体现在图纸上，如开入虚端子IN1的中文名称为断路器跳闸位置A相，其数据属性为PROT$GOINGGIO1$Ind1$stVal。智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式，应能完整体现与其他装置联系的全部信息，并留适量的备用虚端子。逻辑连线：虚端子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GOOSE配置以连线的方式加以表示，虚端子逻辑连线1k分别定义为LL1LLkLogic Link。虚端子逻辑连线以间隔

27、为单元进行设计。逻辑连线以某一智能装置的开出虚端子OUTj为起点，以另一智能装置的开入虚端子INi为终点，一条虚端子逻辑连线LLk表示装置之间的一个具体逻辑联系，其编号可根据智能装置的输出虚端子号以一定顺序加以编排。如逻辑连线LL1，其起点为智能终端的开出虚端子OUT1，终点为线路保护的开入虚端子IN1，表示智能终端和线路保护之间的一个逻辑联系。虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌，供保护专业人员参阅。5 数字化变电站关键设备(1) 交换机在数字化变电站中的应用使用其重要性日益凸现，交换机的选型原则：1）符合IEC61850-3；2）支持IEEE1588（可选）；3

28、）保证GOOSE报文传输零丢包；4）保证网络实时性，支持优先级；5）支持VLAN；6）支持RSTP网络冗余； 7）带端口镜像功能；8）支持组播管理；9）支持SNTP；10)宜通过KEMA认证。目前通过KEMA测试的厂家有罗杰康、赫斯曼、GE，国内的东土以及MOXA。国外交换机的价格较贵，国内的交换机价格相对便宜。(2) 国内主流继电保护生产厂商都有智能终端产品在变电站中的应用业绩，其价格也相对较便宜。国外如GE公司的BRICK产品也有类似智能终端的功能，但价格相对较高。(3) 国内外公司基于IEC 61850 标准、电子互感器应用的保护测控装置均已有产品，国内基于61850和电子式互感器的测控

29、和保护装置与常规测控保护装置在价格上基本持平。6 推荐工程实施方案6.1 数字化变电站系统设计原则根据目前数字化变电站应用的实际情况，以及数字化技术发展的成熟程度，数字化变电站系统设计原则如下：(1) 监控系统采用开放式分层分布式系统，计算机监控系统体系面向对象而不是面向功能，整合二次控制、保护、测量设备。(2) 全站二次系统采用IEC 61850通信标准，通信介质采用电缆或光纤。(3) 为保证变电站的可靠运行，对有双重化要求的保护，其对应的CT、PT采样器、智能终端以及网络配置需按双重化配置。(4) 可采用数字信号输出的电子式互感器，简化二次模拟量采集设备的结构。(5) 信息共享采集的唯一性

30、，所有保护故障信息、远动信息不重复采集。保护信息子站支持IEC61850标准，接入监控网收集各保护装置的信息，并通过调度数据网接入调度保护信息管理系统。(6) 配置支持IEC61850标准的故障录波器。故障录波器单独组网接入保护信息子站。6.2 数字化变电站设计原则性方案6.2.1 采用智能终端、保护GOOSE跳闸，不采用电子式互感器本方案为基于我省220kV外陈变和500kV兰溪变IEC61850应用基础上的总结，采用常规一次设备和智能终端以及符合IEC61850标准的智能二次设备结合的模式；监控、保护跳合闸命令的输出、保护间动作信息的交互由网络完成，通过GOOSE报文实现间隔层联闭锁和保护

31、跳合闸功能。联闭锁信号可MMS网中传输，也可以在GOOSE网中传输。建议在500kV、220kV枢纽变电站中应用。6.2.2、采用电子互感器、合并单元、智能终端、保护GOOSE跳闸本方案为采用为较为完整的数字化变电站方案，采用常规开关设备和智能终端将开关、闸刀智能化，采用电子式互感器和合并单元输出数字信号给保护测控、电度表，采用符合IEC61850标准的智能二次设备；监控、保护跳合闸命令的输出、保护间动作信息的交互由网络完成，通过GOOSE报文实现间隔层联闭锁和保护跳合闸功能。联闭锁信号可MMS网中传输，也可以在GOOSE网中传输。建议在终端500kV变电站、220kV非枢纽变电站和110kV

32、及以下变电站使用。6.3 总体设计技术要求6.3.1 方案一采用常规断路器、隔离开关、电流电压互感器以及主变，通过安装在配电装置现场的智能终端实现常规断路器、隔离开关、变压器等的智能化，主要的二次IED设备之间采用IEC61850标准通信，实现MMS报文和保护GOOSE报文的信息传递。(1) 保护和测控装置一般宜按传统的站内功能进行配置。建议500kV断路器保护按双重化配置。建议110kV及以下电压等级可考虑采用保护测控合一设备。(2) 500kV、220kV、110kV保护均采用GOOSE报文方式实现跳合闸。35kV/10kV测控保护采用传统模式。(3) 全站MMS网络与GOOSE网络分离，

33、测控装置具备GOOSE专用网口。(4) GOOSE可按电压等级分成500kV GOOSE网、220kV GOOSE网，也可组成统一的GOOSE网络。(5) 对500kV、220kV间隔，以及保护有双重化要求的间隔，智能终端按间隔双重化配置，对110kV间隔，智能终端按间隔单套配置；智能终端安装于开关场。开关场信号、闸刀的状态及操作由智能终端承担。(6) 低压系统如35kV/10kV电容、电抗、所变等监控保护四合一装置，对一次设备的控制采用传统方式。(7) 双母接线的线路、主变VT可采用3相CVT。保护和测控应具备接收双母线电压内部切换功能。(8) 故障录波器开关量录波采用GOOSE方式。(9)

34、 配置网络报文记录分析仪。6.3.2 方案二采用常规断路器、隔离开关、主变以及电子式电流电压互感器，通过安装在配电装置现场的智能终端实现常规断路器、隔离开关、变压器等的智能化，电子式电流互感器通过合并单元连接至测控、保护和电度表等，主要的二次IED设备之间采用IEC61850标准通信，实现MMS报文和保护GOOSE报文的信息传递。方案二在方案一的基础上针对电子式互感器：电子式互感器可采用有源型电子式电流互感器，次级按满足保护双重化和测量的要求配置，220kV和110kV出线可不单独设置PT，合并安装在出线电子式CT内。由于采用了电子式互感器，故障录波器还应具备从SMV网录取模拟量的功能。7 下

35、一步工作建议（1）数字化变电站建设的定位问题：数字化变电站是不断发展的技术，建设定位非常重要。“数字化”是智能化电网的基础，是确保电网安全、可靠、经济运行的手段，而不是目的。因此IEC61850的应用不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性。从生产上的需要，考虑技术上、管理上的现实可能，利用现有的成熟的二次技术结合IEC6150标准，同时和传统开关设备相结合，提升变电站的智能化、数字化水平，为往后数字化变电站的建设垫定基础。（2）网络结构问题，我省220kV外陈变网络结构主网采用双环网结构，主网交换机至IED智能设备间采用星型方式连接；500kV兰溪变GOOSE网和MMS网络分离。就目前而言，国外厂家主要推荐光纤环网结构， 国内厂家主要推荐星型网结构。但是，单星型网结构无冗余，可靠性差。网络线路断线或交换机设备故障将造成网络瘫痪。可采用具有冗余功能的双星型网结构，但IEC61850没有规定通信冗余的处理办法。（3）电子式互感器的应用问题，220kV外陈变和50