能，实现保护信息规约转换和直采直送。
本站保护信息子站与智能变电站一体化监控主机整合方案分析详见《二次设备功能优化集成专题报告》。 4.2 故障录波装置信息
故障录波装置是间隔层设备，直接接入到变电站的过程层网络和站控层网络中，接收来自过程层网络和站控层网络的所有报文，并对这些报文进行实时解码，进行报文分析，并提取录波所需的数据进行录波启动判据算法，判断是否达到录波启动条件，如达到录波启动条件，则进行录波并存储。
网络报文记录分析装置直接接入到变电站的过程层网络和站控层网络中，接收来自过程层网络和站控层网络的所有报文(过程层网络报文主要包括SMV、GOOSE、GMRP、PTP等；站控层网路报文主要包括MMS、TCP/IP、UDP/IP、NTP/SNTP、FTP、ARP、ICMG、IGMP等)，并对这些报文进行实时解码分析和存储负责对自动化系统通信网络的全过程进行报文接收、记录、存储。
智能变电站故障录波装置与网络报文记录分析装置都作为第三方监视装置，在数据采集的范围存在大量交集。当智能变电站内出现异常情况时，常常需要将故障录波装置与网络报文记录分析装置这两个装置记录的信息结合在一起分析才能更快更准确地定位异常位置，分析异常原因。整合方案系统结构如图4.2-1所示。
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远端管理和分析子系统Windows/Linux/Unix子站系统监控系统网关站控层网络交换机就地管理和分析子系统Linux/500G存储/就地显示/打印波形分析/报文分析管理交换机过程层报文记录子系统1T存储原始报文暂态录波子系统160G存储COMTRADE站控层报文记录子系统500G存储原始报文过程层网络交换机SMVGOOSEPTPMU1MUnIED1IEDnCLK
图4.2-1 故障录波及报文记录一体化装置图
本设计拟在全站配置一套故障录波及网络记录分析一体化装置，采用录波整站启动方案，取消主变故障录波装置，即按电压等级配置故障录波及网络记录分析子装置。
故障录波器与网络记录分析装置整合后可实现两者大部分采集单元的共享，实现对一次系统异常的数据记录和诊断的故障录波功能，及对智能变电站中网络系统异常数据记录和诊断的网络记录分析功能，同时应集智能变电站网络报文记录分析、故障录波功能于一体，应能记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，并对暂态录波分析功能与网络报文进行分析，实时监测二次设备的运行状态，实现对二次设备的状态监测，分析结果上传至站控层主机兼操作员站，还需经
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调度数据网Ⅱ区传输至山西省调继电保护及故障录波信息管理系统主站。
本站故障录波器与网络记录分析装置整合方案及具体分析详见《二次设备功能优化集成专题报告》。 4.3 装置选型
太原南500kV变电站按智能化变电站设计，本设计根据本、终期建设方案及系统继电保护配置现状、《智能变电站继电保护技术规范》(Q/GDW 441-2010)、国家电网基建【2011】539号《智能变电站优化集成设计建设指导意见》、国家电网科【2012】143号《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》、调继【2012】41号关于反馈《智能变电站220kV～750kV保护测控一体化装置技术规范》3项公司标准修改意见的函、国家电网基建【2013】11号《国家电网公司基建部关于开展标准配送式智能变电站建设工作的通知》，结合现阶段智能变电站保护设备最新发展现状以及国网公司智能变电站继电保护技术规范，本站系统继电保护及安全自动装置的选用应满足以下基本技术要求：
(1) 系统继电保护应能适应智能变电站的要求，采用数字式保护设备，遵循DL/T 860(IEC 61850)标准；
(2) 220kV及以上电压等级继电保护应遵循双重化配置原则，每套保护装置功能独立完备、安全可靠；
(3) 保护应直接采样，采样值采用点对点接入方式，采样同步由保护装置实现，支持GB/T 20840.8(IEC 60044-8)或DL/T 860.92(IEC 61850-9-2)协议，在工程应用时应能灵活配置；采样值接口数量应满足工程的需要；
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(4) 保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信，采用DL/T 860(IEC 61850)标准；每套保护均通过两个MMS接口分别接入站控层MMS网A和MMS网B，上送保护信息；
(5) 保护、录波装置内部的MMS接口、GOOSE/SV接口应采用相互独立的数据端口控制器接入网络。
(6) 保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能； (7) 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能； (8) 保护装置的交流量信息应具备自描述功能；保护装置的交流电流、电压和保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值；
(9) 保护装置应满足标准配送式智能变电站预制式二次组合设备舱的相关技术要求。 4.4 装置检修信息闭锁
太原南500kV变电站继电保护和安全自动装置除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，主保护、后备保护均应设置软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示(面板指示灯和界面显示)。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。
继电保护和安全自动装置应具备检修信息闭锁功能，装置检修时可通过报文处理或其他机制避免对调控中心的干扰。 4.5 纵联保护通道监视功能
(1) 500kV线路光纤保护配置及通道组织
太原南500kV变电站本期500kV出线2回，分别至500kV晋中变
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和500kV云顶山变，即开断500kV晋中～云顶山线路环入本站。本站侧每回线路需配置两套与对侧相一致的光纤分相电流差动保护。
本站每套500kV线路保护均通过双通道方式与对侧线路保护进行通信，双通道应利用不同的光缆构成。根据通信专业的通道安排，500kV本站~晋中和500kV本站~云顶山线路每套线路保护的两个通道均采用复用2M光纤通道。
(2) 220kV线路光纤保护配置及通道组织
本站220kV出线6回，分别至冶峪变1回、商务区变1回、小店变2回和汾东变2回。本站每回220kV线路配置一套光纤分相电流差动保护和一套光纤距离保护。本站每套220kV线路距离保护与光纤接口装置进行了优化整合，取消了独立的光纤接口装置，采用线路距离保护自带光纤接口。本站线路距离保护与接口装置的整合方案分析详见《二次设备配置及组屏优化专题报告》。
光纤数字通道可靠性高，在通信通道满足的前提下，每回220kV线路的2套快速保护利用不同路由的光纤数字通道传送保护信号；根据通信专业的通道安排，本站每回220kV线路新配置的两套光纤保护均采用复用2M光纤通道。
(3) 光纤保护通道监视功能
光纤保护装置可采用“专用光纤”或“复用通道”。在纤芯数量及传输距离允许范围内，优先采用“专用光纤”作为传输通道。当功率不满足条件，可采用“复用通道”。 双通道差动保护也可以两个通道都采用专用光纤；或一个通道复用，另外一个通道采取专用光纤，这种情况下，通道A优先选用专用光纤。
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