数字化变电站学习总结
数字化变电站学习小结
数字化变电站的技术将引领未来变电站自动化系统技术的发展，其建成和运用具有划时代的意义。经过老师上课的讲解和对文献的学习，我对“数字化变电站”有了比较深入的了解。
常规变电站中，来自不同信息采集单元的设备信息难以共享，规约的执行不一致造成不同厂家设备不具有互操作性，由于互操作性差等原因导致系统可扩展性差，二次电缆影响系统的可靠性。相比之下，数字化变电站的优点更为明显，非常规互感器实现了数据采集数字化，变电站一、二次设备分为站控层、间隔层和过程层的系统分层具有很高的可靠性且减少了连接电缆的一些问题，组合电器使系统结构紧凑，IEC61850标准的出现使系统建模有统一标准标准从而实现设备互操作和变电站信息共享，智能断路器等的应用使设备操作智能化，网络通信技术的提高是数字化变电站技术应用的关键。
1数字化变电站的基本结构
变电站体系结构趋向于分层分布式，数字化变电站系统是由过程层（设备层）、间隔层和变电站层（站控层）三层组成。
1.过程层
过程层包括电子式互感器和智能开关设备等。过程层直接采集电力系统实时电气量，检测变压器、断路器、母线等运行设备的状态，执行上层控制指令。
2.间隔层
间隔层包括测控装置、保护装置、安全自动装置、故障录波器、电能计量装置等设备。间隔层汇总本间隔过程层实时数据信息，对一次设备保护控制，高速完成与过程层及变电站层的网络通信。
3.变电站层
变电站层包括主机、操作员站、五防工作站、远动装置等设备。变电站层汇总全站的实时数据，向调度中心传送数据或接收调度中心的命令并转间隔层和过程层执行，进行站内人机联系，能够对间隔层和过程层设备在线维护、组态和修改参数，具有变电站内故障自动分析功能。
2数字化变电站的特点
2.1数字化变电站的主要特点
与传统变电站自动化系统相比，数字化变电站的主要特点是实现了一次设备智能化，二次设备网络化。
一次设备智能化：采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。电子式互感器不含铁芯的结构消除了磁饱和，智能高压电器实现了自动控制、自动检测自身故障、自动调节与远方控制中心的通信等，如：智能化组合电器实现了自动控制。一次设备的避雷器将泄漏电流、动作次数、绝缘污秽等信息送往测
量单元，还将避雷器对应的电压互感器的电压信号送至测量单元。
二次设备网络化：通过合并单元采集非常规互感器的输出信息，然后发送给保护测控设备；一二次设备用光纤传输信息；二次设备间用通信网络交换信息。2.2数字化变电站的技术支撑1.非常规互感器
非常规互感器包括：①电子式电流/电压互感器:目前普遍采用激光供电技术提供电源。②光电式电流/电压互感器:采用光学测量原理，不需要给其提供电源。
传统的电磁式互感器的绝缘结构随着电压等级的提高而越来越复杂，电磁式电流互感器的磁饱和现象影响继电保护设备的判断，并且电磁式互感器输出的模拟量与数字化二次设备接口不便，电磁式电流互感器二次回路开路和电磁式电压互感器二次回路短路会造成设备和人身伤害。常规互感器尤其是电流互感器二次侧有多个绕组，不同的互感器二次绕组对应不同的保护和测控装置，它们之间相互独立，这样会造成信息冗余。
电子式和光电式非常规互感器体积小、重量轻，安装和运输方便；绝缘结构简化，造价比电磁式互感器低；不含铁芯，不存在磁饱和问题，进而可以实现大范围测量；利用光缆而不是电缆传输信号，实现了高低压的完全隔离，不会因电压互感器二次回路短路或电流互感器二次开路给设备和人身造成危害。与常规互感器造成的信息冗余相比，合并单元同步采集多路电子式互感器输出的数字信号，然后发送给保护测控装置。2.IEC61850标准
IEC61850标准解决了变电站自动化系统中不同厂家设备之间的互操作性问题，目的是实现电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化的无缝自动化。
实际运行中不同厂家的设备的信息难以共享，互操作性差，IEC61850标准使工程应用时不同制造设备厂家智能电子设备之间可以互连互通。IEC61850标准中定义了面向通用对象的变电站事件GOOSE，GOOSE报文的传输服务不经过网络层和传输层，直接从应用层到表示层，并且采用了交换式以太网，这就保证了报文传输的实时性和确保了信息传输的优先级。但是，IEC61850标准中，逻辑节点对象模型和变电站配置描述对象模型是不完全兼容的，由此建立了IEC61850的统一建模语言UML模型。3.网络通信技术
数字化变电站内的信息交互全部通过以太网实现，通信非确定性是以太网进入实时控制领域的主要障碍，交换式以太网允许不同用户间进行传送，保证了通信的确定性。在网络负荷小于25%的情况下，对于变电站内不同层次不同方向的数据交换，以太网响应时间要比令牌总线网络快得多。虚拟局域网VLAN使变电
站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分，而不依赖物理组网和设备的安装位置，从而保证了控制网段的安全性。变电站的设备之间信息交换通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩充规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备。4.智能断路器技术
常规变电站中的断路器和二次设备通过控制电缆实现传输断路器位置等信号，形成了庞大的电缆群。
智能操作断路器的数据采集模块随时把电网的数据以数字信号的形式提供给智能识别模块，智能识别模块根据这些信息判断当前断路器所处的工作状态，自动选择和调整操纵机构。智能断路器除了完成目前保护系统的基本功能，还实现就地布置，并且可对断路器状态进行监视。并且出现了智能断路器的进一步发展组合电器GIS。
3数字化变电站的应用问题
目前我国已有数字化变电站投入运行，数字化变电站方案的可行性要结合工程应用来完善。在运行和维护中必须注意一些问题。
1.电子式互感器的可靠性：
电子式互感器作为过程层中的关键设备，其可靠性至关重要。电子式互感器包括电子式电流互感器和电子式电压互感器。电子式电流互感器采用罗氏线圈等作为一次传感器；电子式电压互感器一般采用电容分压或电阻分压技术。利用激光供电技术对电子模块供电，电子模块处理信号，使用光纤传输信号。
影响电子式电流互感器测量精度的误差主要来自于一次传感器和一次转换器。一次传感器中传感材料自身的可靠性是电子式电流互感器的主要问题，包括光磁材料的双折射以及温度、振动等影响因素。一次转换器在数据转换过程中，也容易引入新的误差，降低设备测量精度。目前数字化变电站中主要选用电子式电压互感器实现电压量的采集与传输，其测量误差主要由电阻或电容自身易随温度变化、高压电极电晕放电以及与其周围低电位物体间存在固有电场所产生的分布电容等因素引起。
2.合并单元对电子式互感器输出的数字信号同步采集多路，当这些数字量出现异常时，可能导致合并单元报警，此时保护人员通常采用分段判断法：首先检查电子式互感器与合并单元连接的光纤；若故障不位于前段，再检查合并单元和保护、测控装置相连的光纤；若故障不位于后段，则是合并单元内部故障。但这样必然导致一次设备停运，现场操作比较麻烦。为了避免以上情况，必须采取方法获得引入合并单元的数字量和合并后的数字量。
3.数字化变电站用光纤传输数字量，而在现场运行维护中，对光线传输通道的误码率和传输时延等的测试和维护难度较大，必须采取相应措施。
4.每个厂家对于IEC61850标准的理解不尽一致，它们在产品研发上会有差异，这会影响装置的统一配置。
5.合并单元的输出量通过以太网发送给变电站二次保护设备，被传输的采样值报文流经多个节点，可能会出现数据包丢包等问题，从而影响测量精度。
扩展阅读：数字化变电站联调总结
数字化变电站联调总结
魏挺201*-09-15
提纲
一、了解数字化变电站的基本概念及实现方法，明确其与传统变电站相比的优势。二、熟悉工程概况，根据订货记录，确认设计输出的实施方案能否满足工程要求，并以
此核对计划单及工程图纸，统计缺料情况，并列出缺料清单，清单应详细包括屏柜、
装置、板件、贴膜、程序、附件，外购件等，同时进行问题分析和定位，协调责任部门整改。
三、熟悉新装置、新平台及相关附属产品的原理及功能。
四、根据具体工程，从整站实现的角度出发，确定联调方案。
五、根据实施方案及联调方案确定组网方案，包括MMS网络，SMV网络及GOOSE网络搭建，直采直跳网络搭建，采样同步及校时网络搭建等。
六、利用数字化变电站的配置工具进行配置，包括利用SCD_ICD工具配置新平台装置的GOOSE，利用PRS7000工具配置新平台装置板件及合并单元，利用GOOSE配置工具配置GO装置GOOSE，利用后台监控系统配置MMS网络。七、自测。联调方案所包含内容应全部实现。
内容
一、数字化变电站基本概念介绍1、什么是数字化变电站
◆数字化变电站是指变电站信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。2、与传统的变电站相比基于IEC61850标准的数字化变电站具有以下显著特征：◆IEC61850国际标准通信协议◆非常规电流/电压互感器◆智能开关设备
◆光缆取代大量电缆
◆与传统站相比较，差异主要体现在过程层的实现。传统站与数字站结构图：数字化变电站结构示意图：
3、数字化变电站优势
共享统一的信息平台
简化信息传输通道
提高信号传输的可靠性
提升系统精度
避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题解决设备间的互操作问题
进一步提高自动化和管理水平减少变电站生命周期成本
4、数字化变电站建设宗旨
充分体现一次设备智能化和二次设备网络化的设计理念，使变电站的整体设计、建
设、运行成本降低。
一次设备智能化主要体现在光电互感器和智能断路器的应用，有效地减少变电站占地面积，和电磁式CT饱和问题。应用合并器解决数据采集设备重复投资问题。利用网络替代二次电缆，有效解决二次电缆交直流串扰问题，并简化了施工。系统结构分三层：变电站层、间隔层和过程层变电站层和间隔层以基于IEC61850标准的互联互操作为重心，实现数据共享。过程层以可靠和稳定为首要设原则。5、过程层内容提要
1）非常规互感器分类：
光电互感器
纯光互感器：造价成本高、技术不成熟，安装运输要求高影响了它的推广与应用；
电子式互感器
电子式互感器：成本低，不易饱和，易推广；但体积仍较笨重；电子式互感器结构及工作原理：
电子式互感器配置示例：
合并单元不一定是独立的设备，可以是ECT/EVT的一部分。
2）过程层接口
合并单元为单独设备：
Ⅰ母A相PTⅠ母B相PTⅠ母C相PTⅡ母A相PTⅡ母B相PTⅡ母C相PT间隔1A相CT间隔1B相CT间隔1C相CTⅠ母EPT采集器AⅠ母EPT采集器BⅠ母EPT采集器CⅡ母EPT采集器AⅡ母EPT采集器BⅡ母EPT采集器C间隔1ECT采集器A间隔1ECT采集器B间隔1ECT采集器C间隔1通用MUⅡ母PTMU保护测控装置Ⅰ母PTMU间隔NA相CT间隔NB相CT间隔NC相CT间隔NECT采集器A间隔NECT采集器B间隔NECT采集器C间隔N通用MU合并单元为ECT/EVT的一部分：
Ⅰ母A相CTⅠ母B相CTⅠⅠ母C相CTⅠ母A相PTⅠ母B相PTⅠ母C相PT间隔1A相CT间隔1B相CT间隔1C相CT间隔1A相PT间隔1B相PT间隔1C相PT母合并器间隔合并器保护测控装置1间隔NA相CT间隔NB相CT间隔NC相CT间隔NA相PT间隔NB相PT间隔NC相PT间隔N合并器
3）过程层采样值接入协议比较：
6、过程层装置介绍1)合并单元（MU）
合并器采用点对点方式和保护测控装置通信。
弱模合并器（PRS7394）
弱模合并器采用航空电缆形式与ECT\\EPT接口，采集ECT\\EPT输出的弱电信号转化为光信号后，接入保护装置或级联合并器。
间隔合并器(PRS7390-1)
间隔合并器实现线路间隔线路电压、母线电压、测量电流、保护电流、零序电压、零序电流的合并。
电压合并器(PRS7390-3)
电压间隔合并器采集母线电压及接收对侧母线电压，采集两段PT刀闸及分段开关状态自动完成两段母线电压并列及解列功能，并为间隔合并器提供母线电压。级联合并器(PRS7392)
为母线保护、主变差动保护、备自投装置等提供多间隔电流、电压数据。
采样同步装置（PRS7391）
全站使用同一个采样同步数据源，每个间隔合并器的采样同步秒脉冲
2)智能操作箱（PRS7389）
智能操作箱就地安装于传统一次设备附近的端子箱，将一次设备的控制电缆、信号
电缆限制在一次设备和智能操作箱之间
智能操作箱实现操作箱的所有功能，并实现保护、测控装置的I/O采集和输出功能智能操作箱通过过程层网络，按GOOSE协议与间隔层保护、测控设备通信。监控系统实时监测智能操作箱的网络状态，要求智能操作箱将其网络端口的负载率
和网络通信状态上送间隔层保护、测控装置。3）ISA-、PRS\\BP保护及测控
◆接入站控层网络，上传四遥信息、自检信息、保护事件等，实时反映站内运行工况◆接入过程层网络，接收GOOSE信号，开出各种控制命令7、主变本体端子箱
为了限制主变本体测量、信号、控制电缆的长度，设立主变本体端子箱，主变本体保护、主变温度变送器、有载调压测控装置就地安装于主变本体端子箱内。主变后备保护的控制命令通过GOOSE网络传送至主变本体保护，并由本体保护代为
执行。
就地安装的ISA341G测控装置，采集温度变送器输出和有载调压机构的档位输出，
并执行变电站层的VQC调节命令。
二、联调方案的制定与组网
1、准备
详细了解工程概况，明确主接线方式及现场可能出现的运行方式。
收集资料并消化，包括一次、二次接线图，技术协议，地区标准，实施方案等。依据计划单统计工程所涉及的智能设备。
依据工程及设备确定站控层，间隔层和过程层的实现方案2、实例
依据新疆昌吉北庭数字化变电站实现方案为例
2.1工程概述
新疆昌吉110kV北庭数字化站现有2台三卷变压器，110kV为单母分段代旁母，进线2回；35千伏为单母分段，出线6回（其中35kV北城线为上网小电源），备用线路1回；10千伏为单母分段，出线9回，10kV电容器4套，10kV所用变两台。需要将该站涉及到的主要的保护测控装置、过程层设备以及网络设备进行一次联调。2.2联调验收方案
2.2.1统计并列举该站涉及到的我司保护测控装置：
常规装置：ISA-342G、ISA341G、ISA-301D、ISA-301P和ISA-389G。GO装置：ISA-341GO、ISA-351GO、ISA-359GO、ISA-331GO和ISA-361GO。PRS-7000新平台装置：PRS-7378和PRS7358；PRS-7390-1、PRS-7390-3、PRS-7391
（光脉冲同步）和PRS-7389；
一次CT、PT内部装置：PRS-7390-9（激光电源管理）、PRS7397-4（传统电压采集器）
和PRS-7397-5（传统电流采集）。2.2.2过程层联网方案：方案细化：
互感器及合并器配置
所有互感器（包括数字式互感器和传统互感器）的输出采用采集器加间隔合并器的模式。采集器及光纤熔接盒户外箱的安装示意图如下：主变保护测控：主变三侧智能终端PRS-7389PRS-7389PRS-7389GOOSE|A网和SMV网PRS-7389GOOSE|B网110kV侧分段智能终端主变保护测控PRS-7378PRS-7389PRS-738935kV侧分段智能终端PRS-7390-1PRS-7390-1PRS-7390-110kV侧分段智能终端主变三侧MU
说明：PRS-7378为主变差动及后备保护测控一体化装置，分别以光纤直联的方式接入三侧合并单元（MU）的电流电压量；与三侧智能终端也是以光纤直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控，主变后备保护动作通过GOOSE网实现对主变三侧分段开关的跳闸。
110kV线路测控：110kV线路测控ISA-341GOGOOSE-A网和SMV网GOOSE-B网PRS-7389110kV线路智能终端PRS-7390-1110kV线路MU
说明：110kV线路测控装置ISA-341GO从SMV网络中获取线路MU的电流电压量，同时通过GOOSE网获取线路开关信号并实现对开关刀闸的遥控。
110kV分段备自投兼测控：
110kV线路分段备自投PRS-7358（兼保护测控）GOOSE-A网和SMV网GOOSE-B网PRS-7389110kV分段智能终端PRS-7390-1110kV分段MU
说明：110kV分段配置分段备自投PRS7358实现保护测控功能，PRS7358从SMV网络中获取分段MU的电流电压量，同时通过GOOSE网获取分段开关信号并实现对开关的跳合闸以及刀闸的遥控。
35kV线路保护测控：
35kV线路智能终端PRS-738935kV线路保护测控ISA-351GOPRS-7390-1
说明：35kV线路保护测控装置ISA-351GO以直联的方式接入线路MU的电流电压量，与线路智能终端也是以直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控。
110kV侧电压并列：
35kV线路MU110KVI电电电电电电电电电电电电电电电电电电电1电电电电电电电电1电110kV电电电电电SMV电电110KV电电MU7390-3GOOSE电电电电电电电电110KVII电电电电电电电电电II电电电电电电电电电电2电电电电电电电电2电110kV电电电电电SMV电电110KV电电MU7390-3GOOSE说明：110kV侧电压并列在主控室内配置两台电压并列合并器，每台电压并列合并器接入一段母线的电压，且通过GOOSE网取得分段开关位置，并相互交换信息完成电压并列逻辑，输出并列后电压给下一级合并器。
35kV侧电压并列：
光网1＃主变中侧合并器1＃35kV线路合并器2＃35kV线路合并器3＃35kV线路合并器SMV网络35KVI母电压互感器采集器分段开关状态光串光网35KV电压MU7390-3光网光网GOOSE35KVII母电压互感器采集器II分段开关状态光串电压并列逻辑判断光网2＃主变中侧合并器4＃35kV线路合并器35KV电压MUGOOSE5＃35kV线路合并器6＃35kV线路合并器35kV备用线路合并器SMV网络7390-3
说明：35kV侧电压并列在主控室配置两台电压并列合并器，每台电压并列合并器接入一段母线的电压，且通过GOOSE网取得分段开关位置，并相互交换信息完成电压并列逻辑，输出并列后电压给下一级合并器。
10kV侧电压并列：电电电电10KVI电电电A电电电电7397-4电电电电10KVI电电电B电电电电7397-4电电电电电电电电1电电电电电电电电电电10KVI电电电电电电10KV电电电电电电电电电电10KVII电电电电电电电电电电389G电电电电10KVI电电电C电电电电7397-4电电电电电电电电10kV电电电电电电电电电I电电10kV电电电电电电电电电电I电电电电电电10KVI电电电A电电电电7397-4电电电电10KVI电电电B电电电电7397-4电电电电10KVI电电电C电电电电7397-4电电电电电电电电电电电电2电电电电电电电电电电电电电电电电10kV电电电电电电电电电II电电10kV电电电电电电电电电电II电电
说明：10kV侧电压配置传统电压互感器，配置一台传统的电压并列装置实现电压并列逻辑，以传统电缆方式输出并列后电压给10kV线路、电容器保护测控装置及10kV电度表；同时并列后电压由传统电压采集器转换成数字量，以光纤形式输出给主变低侧合并器（给主变低侧后备和10kV备自投用）。
主变高压侧合并器：
电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电MU7390-1电电电电电电电电电1电电电电电电电电电2电电电电电电SMV电电电电电电110KV电电电电MU7390-3说明：主变高侧合并器安装于主控室内，从110kV电压并列合并器取得主变高侧电压，并从主变高侧电流互感器、主变间隙互感器和主变零序互感器取得电流，再输出给相应保护测控装置。
主变中压侧合并器：
电电电电电电电电电电电电电电电电电电电电MU7390-1电电电电电电电电电1电电电电电电电电电2电电电电电电SMV电电说明：主变中压侧合并器安装于主控室内，从35kV电压并列合并器取得主变中侧电压，并从主变中侧电流互感器取得电流，再输出给相应保护测控装置。主变低压侧合并器：
光网35KV电电电电MU7390电3电电主变低侧电流互感器采集器10kV电压互感器采集器光串主后一体化保护测控1主后一体化保护测控2主变低侧电表SMV网络光串主变低侧MU7390-1说明：主变低压侧合并器安装于主控室内，从10kV电压并列合并器取得主变低侧电压，并从主变低侧电流互感器取得电流，再输出给相应保护测控装置。
110kV进线合并器：
电电110kV电电电电电电电电电电电电110kV电电MU7390-1电电110kV电电/电电电电110kV电电电电SMV电电说明：110kV进线合并器安装于主控室内，从110kV电压并列合并器取得110kV电压，并从110kV进线互感器取得电流及抽取电压，再输出给相应保护测控装置。
110kV母联合并器：
110KV电电电电MU7390电110kV电电电电电电电电电电电电110kV电电MU7390-1电电SMV电电说明：110kV母联合并器安装于主控室内，从110kV母联互感器取得电流，再输出给相应保护测控装置，110kV母联保护测控功能在110kV备自投保护装置中实现，110kV备自投从SMV网络上取得110kV母联电流。
35kV线路合并器：
光网35kV线路电流互感器采集器光串35kV线路MU7390-1光网35kV线路保护测控35kV线路电表SMV网络35KV电压并列MU7390－3说明：35kV线路合并器安装于主控室内，从35kV电压并列合并器取得35kV电压，并从35kV线路互感器取得电流，再输出给相应保护测控装置。
10kV线路/母联/电容器配置
10kV线路保护测控装置351GO
电网10kV线路电表10kV电容器保护测控装置359GO电网10kV电容器电表说明：10kV线路/母联/电容器配置传统互感器，在开关柜内就地配置四合一的保护测控装置，以传统电缆方式采集交流量。10kV线路/电容器以电口形式将计量电流、电压输出给10kV线路/电容器电度表。
保护跳闸
对于单间隔及需要快速动作的保护应直接跳闸。对于涉及多间隔的保护，采用GOOSE网络方式跳闸，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。
以下保护采用直接跳闸：
1)主后一体化保护测控跳主变各侧开关及开关量采集；2)110kV线路保护测控跳本侧开关及开关量采集；3)35kV线路、母联保护测控跳本侧开关及开关量采集；以下保护采用GOOSE网跳闸：
1)主后一体化保护测控跳各侧母联；2)110kV线路保护测控跳小电源线；3)110kV线路测控开关量采集；
4)110kV、35kV、10kV备自投保护跳闸；5)低频低压减载保护跳闸；
6)110kV、35kV、10kV电压并列合并器分段开关位置采集；保护采样
保护采样均采用61850-9-2规约。以下保护采用直接采样：1)主后一体化保护测控采样；
2)110kV线路保护测控采样；
3)35kV线路、母联保护测控装置采样；4)电度表采样；
以下保护采用SMV网络采样：
1)110kV、35kV、10kV备自投保护采样；2)110kV线路测控采样；3)低频低压减载保护采样；
4)故障录波采样。
综上所述，整个系统验证联网方案大致如下图所示：
电电电电电电电电电电电电MUPRS-7390-1PRS-7389PRS-7389PRS-7389电电电电电电PRS-7378PRS-7390-1110kV电电电电ISA-341GOPRS-7390-1110kV电电电电电PRS-7358电电电电电电电10kV电电电电电电ISA-331GO35kV电电电电电电ISA-351GOGOOSE-A电电SMV电GOOSE-B电PRS-7389PRS-7389PRS-7389PRS-7389PRS-7390-1PRS-7390-1PRS-7389PRS-7390-1110kV电电电电电电35kV电电电电电电10kV电电电电电电110kV电电电电电电110kV电电MU110kV电电MU35kV电电电电电电35kV电电MU2.2.3MMS网络方案
MMS网络与61850协议站同样做法，详见《后台联调手册》。
三、工程配置
1、GOOSE配置
目前，公司对两个平台数字化装置分别有两个对应的配置工具，在以后的工程实践中，望统一。ISA300GO系列装置用GOOSE配置工具配置，PRS7000系列装置用SCD工具配置。1.1ISA300GO装置GOOSE配置
1）打开GOOSE配置工具，点击新建，出现图1所示界面，分别有GOOSE配置和模板配置
图1
2）选择模板配置，右击模板集，出现图2所示界面，选择导入模板（XML），将全站需接入GOOSE网络的装置模板全部导入。注意：装置集与模板是一一对应的（每台装置需对应一个模板）。
图2
3）导入模板后，每个模板的GOCB配置中有一下三个地方需手动修改：VlanID=2、组播地址1和组播地址2。如图
图3
4)选择GOOSE配置，右击装置集，点击新建装置，出现图4界面，输入装置名称，选择对应的模板。装置的MAC1和MAC2分别对应装置通讯参数设置中的光口参数。
图4
5）关联操作
关联方法，一台装置的开入与另一台装置的开出相关联，反之相同。对应单台装置来说，我们只需关联它的输入端子即可。
下面以举例来说明关联1#变高后备的XKI8与1#高侧智能操作箱KI01端子：
在图5上，在中心区通过复选框选择1#变高操作箱的输出端子集。注意中心区的KI01端子为绿色（即只有显绿色的端子才可以关联）。在左边选择1#变高后备的XKI8端子上按下鼠标左键不放，同时移动鼠标到中心区
显示的KI01上的放下鼠标，这时KI01端子上的颜色变为红色，如图6所示。把鼠标移动到该KI01号端子上，这时会有关联装置的信息显示。
在信息输出框可以看到关联的信息，可以看到刚才增加的关联信息，如图6所示。
图5
图6
6)下装配置
完成GOOSE配置后，点击图9工具栏上红色圆圈处，点击下载配置，选择相应的网卡、装置名称，点击OK即可。
图9
1.2PRS7000装置GOOSE配置
1）打开SCD_ICD配置工具，右键点击IED管理，导入ICD文件，每个ICD文件对应一个二次设备，如图1所示界面，注意导入的模版必须是带有G1访问点的模版，由研发提供。
图1
2）右键点击通讯管理，弹出增加网络对话框，点击后即可增加网络。同时可对网络名称进行命名，如PROCESS_A,对总线协议类型进行命名，如GOOSE。
图2
3）增加完网络后，将先前导入的ICD（二次设备）挂接于此网络下。如图3：点击绿色的“+”后弹出IED设备，选择网络，将IED设备挂接在所选的网络下，访问点选“G1”，选中对应的IED设备标号即可。
图3
4）配置IED设备的MAC地址，VLANID,APPID等，这些信息是GOOSE信息交换时，源和目标之间的确认，配置必须准确。MAC地址分配建议：组播地址具有以下结构：01-0C-CD-01-0X-XX,其中前三个字节61850固定，第四个字节对于GOOSE为01，对于多播采样值为04；最后两个字节作用与设备有关的地址，如第五个字节A网可取00，B网取01；最后一个字节同装置的IP地址（十六进制数）。
VLANID分配建议：我们装置GOOSE的VLANID定为2，其他如SMV多播采样可以任意设置，然后通过交换机VLANID的设置将不同类型的报文进行阻隔。
APPID：为应用标识，对于G系列装置固定为4000，对于新平台装置可自定义，源和目标一致即可。
图4
5）关联操作
关联方法，一台装置的开入可与另一台装置的开入或开出相关联，反之相同。对应单台装置来说，我们只需关联它的输入端子即可。
示例1：举例来说明10kV分段保护（ISA351GO）的跳位与低周低压减载装置(ISA331GO)分段跳位开入之间的关联方法：
在图5上，点击左边对话框，选中ISA331GO装置，点击数据组合，在此菜单下进
行关联。在右上对话框中点“分段跳位”。
在右下对话框中选择要关联的装置ISA351GO(10kV分段)，选中后会在“索引”处出现该装置的数据。
选中“开关分位1”后，点添加即可。
图5
示例2：举例来说明主变保护（PRS7378）跳高压侧开关与主变高压侧智能操作箱（PRS7389）之间的关联方法：
在图6上，点击左边对话框，选中主变高压侧智能操作箱（PRS7389），点击数据组
合，在此菜单下进行关联。在右上对话框中点“GOOSE普通跳闸1”。
在右下对话框中选择要关联的装置主变保护（PRS7378），选中后会在“索引”处出
现该装置的数据。选中“跳高压侧_GOOSE”后，点添加即可。
图6
6)下装配置
完成GOOSE配置后，即可将配置下装给对应的装置。生成配置
在下装配置之前，必须先生成配置文件。具体方法如图7所示：点击IED管理，将需要下装的装置选中，点击生成配置。
图7
查看配置
生成配置后，点查看配置可查看GOOSE配置信息。如图8所示。
图8
下装配置
下装方法如图9所示。
图9
2.装置及与对应合并器关联配置
以主变保护7378配置为例说明。
1）打开PRS7000配置工具，出现如图1所示对话框，点击右键“添加工程”，将本地磁盘中原有的装置导入，在此基础上进行修改。
图1
2）图2中校时板件槽号“10”表示接收校时功能的CPU板件在第10号插槽。此工程采用的是1588对时，对时网络与GOOSE共网。
图3）图3为WB825A的板件配置内容，表示WB825A为管理板，在第三号插槽，接收第5.7.10号插槽板件的数据。
图3
4）图4为WB821的板件配置内容，表示WB821为外通讯板（GOOSE通讯板），在第10号插槽，接收第5.7号插槽板件的数据。
图4
5）图5为WB826的板件配置内容，表示WB826为保护CPU板，在第5号插槽。
图6）图6为WB826的板件配置内容，表示WB826为后备CPU板，在第7号插槽。
图6
7）图7为主变保护装置所接收MU采样的配置内容，接收网口配置数量“4”表示接收4个MU传送的数据。
图7
8）图8为主变保护装置所接收第一路MU（主变高压侧间隔合并器）采样的配置内容，
应用标识为“4000”，与主变高压侧MU一致。
SVID名称主变高压侧MU一致，对于G系列装置，如ISA351GO，当装置地址确定为0X后，其装置SVID就固定为ISA351GOMU000X，对于7000系列装置，SVID可自定义，保持一致即可。
模拟量接收挑选通道号：左边0~11表示MU的输出通道，右边通道号可选，表示主变保护PRS7378的通道。模拟量接收挑选通道号下第一行的意思为将主变高压侧MU第0通道输出的交流量（保护Ia）送给主变保护第0个通道（主编高压侧保护A相电流）。
9）下装配置。如图9所示。
图8
图9
3.MMS配置
对于MMS网络的配置与61850协议站相同，详见《后台联调手册》四．调试工具及相关附件设置介绍1．罗杰康交换机设置
1)USB转串口线连接交换机和PC（黑色设置线，水晶头黄色）2)打开超级终端
3)波特率57600bps；8位数据位；1位停止位；无校验；流控制“无”4)进入设置界面，用户名：admin密码：admin5)进入VirtualLANS项，回车6)选择ConfigureStaticVLANs,回车7)执行Ctrl+I,添加VLANID8)光标置VID处，回车9)设置VLANID号为2
10)设置VLANname为：VLAN2(名称)11)执行Ctrl+A,应用成功12)执行Esc，退回上一级菜单
13)选择ConfigurePortVLANParameters,回车14)设置各个端口隶属为VLAN2（改PVID为2），回车
15)执行Ctrl+A,应用成功16)依次同样方法设置后面端口
17)如需添加其他VLAN，执行Ctrl+I,再按上述方法添加即可。2.抓包工具Ethereal使用
Ethereal是免费的网络协议检测程序，适用于Windows、linux和Unix等多个操作系统。Ethereal更新快，数据包过滤功能灵活强大，支持的协议多，目前ethereal提供了对TCP、UDP、SMB、telnet和ftp等常用协议的支持，而且能解析61850报文，是用于网络报文分析的理想工具。2.1
Ethereal安装
使用Ethereal会用到WinPcap函式库，在安装Ethereal前需要首先安装WinPcap。如
果Ethereal运行在WindowsXP系统下，需要使用WinPcap2.3以后的版本才能正常运行，若已经有旧版本的Winpcap，必须先删除旧版WinPacp，再安装新版本。程序包中已包含WinPcap_4_0.exe,首次使用时先运行该程序安装WinPcap。
Ethereal是绿色软件，不需安装，WinPcap安装好之后，就可以使用Ethereal了。mms-ethereal.exe为抓包工具主程序。Ethereal运行界面如图2-1所示。
图1
2.2
简易抓包教程
简易的抓包操作按照以下步骤操作即可。
1）点击工具栏中最左边的第一个图标“Listtheavailablecaptureinterfaces”，进
入如下界面：
图2
2)选择需要监视的网口，点击“Prepare”按钮进入图3所示界面或者直接点击“Capture”
按钮直接进入抓包界面，如图3-3。
图3
CaptureOption界面详细说明见Option选项。
在“CaptureFilter”中填入合适的抓包条件，点击“Start”按钮即可进入抓包状态，界面如图4：
图4
3）点击“stop”按钮即可显示抓取的报文。4）此时所显示的包为系统各种类型的总包，，我们可以通过输入特定的过滤条件来筛选出我们需要的包。
举例常用过滤规则如下：
◆捕获MAC地址为00:d0:f8:00:00:03网络设备通信的所有收发报文etherhost00:d0:f8:00:00:03
◆捕获IP地址为192.168.10.1网络设备通信的所有收发报文host192.168.10.1
◆捕获端口为80（网络web浏览）的所有收发报文tcpport80
◆捕获192.168.10.1除了http外的所有通信数据报文
host192.168.10.1andnottcpport80◆在抓包完成以后，显示过滤器能够用来找到您感兴趣的包，能够根据设定规则来查找您感兴趣的包。举个例子，假如您只想查看使用http协议的包，在ethereal窗口的左下角的Filter中输入http，回车确认，ethereal就会只显示http协议的包。如下图所示：
图5
使用小技巧：只有在Filter的背景颜色是绿色时，才证明设定的Filter是合乎规则的；如果显示为红色，则说明设定的Filter是不符合规范的，须修改。常用的Filter有：MMSIECGOOSESMV等
3.AltovaXMLSpy使用
AltovaXMLSpy工具是一个比较方便的读取和修改模型文件的工具，它可以象UE一样，比较直观的显示模型文件，也可以分层分结构地显示，帮助我们比较快速地找到对应内容。1）先用AltovaXMLSpy工具打开需要读取的模型文件，ICD文件和XML文件均可，如图1，点栅格。
图1
2）按照下图流程，即可按照图2所示步骤，即可快速地找到要找的数据。
图2
4.数字化昂立使用
1）安装ONLLY-F66软件后，双击Onlly图标，出现如图1所示对话框。
图1
2）如图2所示，点击系统配置-61850配置。
图2
3）如图3所示，进入61850配置菜单，数字化昂立可同时输出两组MU数据，配置第一路MU，选用采样模式9-1和9-2可选，选9-1通道固定为12个，如选9-2通道个数可定义。图中MU通道编号为数字化昂立输出信号的通道，输出通道选择表示将数字化昂立常规电压电流赋予对应的MU通道。
图3
4）如图4所示，点击本路MU配置出现如下对话框，其中目标MAC地址指MU的MAC地址，APPID要与MU一致。
图4
5）将已经配置好的61850信息下装给数字化昂立，如图5所示。注意要设置PC机的IP地址为192.168.253.97，数字化昂立测试仪的IP地址为192.168.253.231（固定）。
图5
6）如图6所示，点击系统配置-测试仪配置，可配置PT变比和CT变比，如图7。
图
图7
7）如图8所示，点击通用测试，出现与传统昂立相识的界面，选电压电流菜单，出现图9对话框，设置需要加入的电压电流数值即可。
图
图9
五．联调测试
1.根据《61850综合自动化工程工厂验收大纲》内容对站控层进行测试。
关键测试项目有：雪崩测试、后台双机双网、远动双机双网、站控层五防、后台VQC等，其他内容详见《后台联调手册》。
2.根据《61850综合自动化工程工厂验收大纲》和联调方案对间隔层和过程层进行测试。关键测试项目有：同期功能，装置采样及保护功能测试、GOOSE测试等。3.根据工程需要丰富测试方案，对用户特殊需求做针对性测试。
友情提示：本文中关于《数字化变电站学习总结》给出的范例仅供您参考拓展思维使用，数字化变电站学习总结：该篇文章建议您自主创作。
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