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1、智能化变电站基础知识武汉市豪迈电力自动化技术有限责任公司武汉市豪迈电力自动化技术有限责任公司提提纲纲1 12 2智能化变电站基本概念智能变电站主要设备3 3智能化变电站解决方案4 4光纤的基础知识5 5智能站运行与维护智能化变电站基本概念为什么有智能化变电站的发展？传统变电站有哪些缺陷？传统互感器绝缘、饱和、谐振问题；长距离电缆的问题；通信协议的标准问题；检修方面的问题；传统站和智能站的差异传统站网络结构：分为站控层和间隔层；传输介质：电缆；一次设备：传统开关和基于电磁感应原理的CT；通讯协议：网络（串口）103协议检修方式：离线检修智能站网络结构：站控层、间隔层、过程层；传输介质：光纤以及少
2、量电缆；一次设备：智能开关和电子式互感器；通讯协议：61850协议；检修方式：在线检修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传统变电站功能分布微机保护测控装置智能化变电站功能分布智能终端智能终端ECT一次设备智能化IED数字化保护测控SMV光纤光纤GOOSE光纤光纤保护装置的辅助插件进行了前移二次在线监测基于基于IEC61850IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统体系站控层、间隔层、过程层设备及系统智能变电站分
3、层结构智能变电站分层结构智能变电站分层结构智能变电站分层结构l基于基于IEC61850IEC61850的计算机监控系统的计算机监控系统l基于基于IEC61850IEC61850的嵌入式公用接口装置的嵌入式公用接口装置l基于基于IEC61850IEC61850的保护信息子站的保护信息子站lIEC61850IEC61850系统集成组态软件系统集成组态软件l基于站控层基于站控层IEC61850IEC61850协议的成套继电协议的成套继电保护、测控装置保护、测控装置l基于站控层基于站控层IEC61850IEC61850、GOOSEGOOSE、SMVSMV网网络接口的成套继电保护、测控装置络接口的成套继
4、电保护、测控装置l基于全站过程层网络信息共享接口的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集中式数字化保护及故障录波装置l罗氏线圈原理电子式互感器罗氏线圈原理电子式互感器(ECT(ECT、EVT)EVT)l光学原理电子式互感器（光学原理电子式互感器（OCTOCT、OVTOVT）l智能一次设备智能一次设备l合并单元合并单元l智能终端智能终端对比与传统微机保护的差异硬件方面没有了AD变换，代之以高速数据接口；采集由合并单元来完成。没有了开入开出；保护装置发布命令，操作由一次智能设备（智能终端）来执行。更多的通讯接口、更高的数据处理能力保护装置保护系统与传统微机保护的差异保护方
5、面保护功能、原理和配置基本上保持一致保护配置有一定的集成倾向单间隔保护有下放就地的倾向由于信息的丰富，不排除衍生出新的保护原理（站域保护、暂态保护、某些新原理）过程层采样同步(采样点插值同步、时标同步)针对性的算法优化和容错（采样值品质字、双AD、丢帧等处理）原来的规程、规范继续适用，但需根据数字化变电站做些适用性调整智能化变电站概念采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通讯平台网络化、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、计量和监控等基本功能，并根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协调互动等高级功能的变电站，叫做智能化变电站（
6、Smartsubstation）发展历程2009年2010年规划试点阶段，重点开展坚强智能电网发展规划工作，制定技术和管理标准，开展关键技术研发和设备研制，开展各环节的试点工作。第一阶段2011年2015年全面建设阶段，加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用。第二阶段2016年2020年引领提升阶段，基本建成坚强智能电网，使电网的资源配置能力、安全水平、运行效率，以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高。第三阶段分三个阶段推进坚强智能电网的建设：分三个阶段推进坚强智能电网的建设：国内数字化应用情况国内数字化应用情况2005年
7、起，国调中心组织多个厂家和检测单位成功进行了6次IEC61850互操作试验。华北和华东地区对数字化变电站研究和试点和推广力度比较大。纯光学互感器、采样值数据的网络共享、IEEE1588网络对时、网络报文监视分析等前沿技术在试点变电站工程中都有不同程度的应用。国网智能化变电站建设也开始逐步开展，在试点工程中实现了一次设备状态的在线监测和分析、机器人智能巡检、一体化信息台等。目前国内智能变电站数量？智能变电站作为统一坚强智能电网的重要基础和节点支撑,是必不可少的建设内容。1、第一批试点工程:2、从2011年开始所有新立项的110kV及以上变电站均需按智能站设计。一次设备智能化电子式互感器智能终端（
8、过渡）智能开关在线监测、状态检修二次设备网络化MMS、GOOSE/SMV设备对象模型化一次设备对象二次设备功能模块智能化变电站概念解析数字化变电站的优势 变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、传输和执行系统。传统变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同，二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号，各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统，增加
9、了变电站的复杂性和成本。便于变电站新增功能和扩展规模变电站的设备间信息交换均通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩展规模时，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，保护用户投资，减少变电站全生命周期成本。数字化变电站的各种功能的采集、计算和执行分布在不同设备实现。变电站在新增功能时，如果原来的采集和执行设备能满足已能新增功能的需求，可在原有的设备上运行新增功能的软件，不需要硬件投资。通信网络取代复杂的控制电缆数字化变电站的一次设备和二次设备间、二次设备之间均采用计算机通信技术，一条信道可传输多个通道的信息。同时采用网络通信技术，通信线的数量约等于设备数量。因此数字化变电站的二次接
10、线将大幅度简化。提升测量精度数字化变电站采用输出数字信号的电子式互感器，数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差，提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。例如采用0.2级的TA和TV，传统变电站由于电缆和电表带来的附加误差，计量系统总误差在0.7的水平。而数字变电站计量系统的误差仅由TA和TV产生，可达到0.4的水平。提高信号传输的可靠性数字化变电站的信号传输均用计算机通信技术实现。通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可技术告警。数字信号可以用光纤传输，从根本上解决抗干扰问题。传统变电站
11、一次设备和二次设备间直接通过电缆传输没有校验信息的信号，当信号出错或电缆断线、短路时都难以发现。而且传输模拟信号难以使用光纤技术，易受干扰。应用电子式互感器解决传统互感器固有问题数字化变电站采用电子式互感器，没有传统互感器固有的TA断线导致高压危险、TA饱和影响差动饱和、CVT暂态过程影响距离保护、铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏等问题。避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题数字化变电站二次设备和一次设备之间使用绝缘的光纤连接，电磁干扰和传输过电压没有影响到二次设备的途径，而且也没有二次回路两点接地的可能性。传统变电站的二次设备与一次设备之间仍然采用电缆进行连接，电缆感应电磁干扰
12、和一次设备传输过电压可能引起的二次设备运行异常，在二次电缆比较长的情况下由电容耦合的干扰可能造成继电保护误动作。尽管电力行业的有关规定中要求继电保护二次回路一点接地，但由于二次回路接地点的状态无法实时检测，二次回路两点接地的情况近期仍时有发生并对继电保护产生不良影响，甚至造成设备误动作。解决设备间的互操作问题数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。数字化变电站唯一可用的通信标准为IEC61850。IEC61850的信息自解释机制，在不同设备厂家使用了各自扩展的信息时也能保证互操作性。传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作性问题至今仍然没有得到
13、很好地解决，主要原因是二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。进一步提高自动化和管理水平数字化变电站的采用智能一次设备，所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整，通信的可靠性和实时性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能，提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能，可根据设备的健康状况实现状态检修。传统变电站由于通信系统传输信息的完整性、实时性和可靠性有限，许多自动化技术只能停留在试验室里，难以工程应用。61850体系IEC6185
14、0是什么IEC61850是要一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，达到全站的通讯统一，IEC61850不是一个规约。IEC61850标准的服务IEC61850标准的服务实现主要分为三个部分：MMS服务、GOOSE服务、SMV服务。MMS服务用于装置和后台之间的数据交互；GOOSE服务用于装置之间的通讯；SMV服务用于采样值传输。三个服务之间的关系：在装置和后台之间涉及到双边应用关联，在GOOSE报文和传输采样值中涉及多路广播报文的服务。双边应用关联传送服务请求和响应（传输无确认和确认的一些服务）服务，多路广播应用关联（仅在一个方向）传送无确认服务。如果把IEC61850标准的服务细化分
15、，主要有：报告（事件状态上送）、日志历史记录上送、快速事件传送、采样值传送、遥控、遥调、定值读写服务、录波、保护故障报告、时间同步、文件传输、取代，以及模型的读取服务。IEC61850标准分类IEC61850-8-1映射到MMS和ISO/IEC8802-3（MMS）。IEC61850-9-1通过单向多路点对点串行通信链路采样值（9-1）。IEC61850-9-2通过ISO/IEC8802-3传输采样值（9-2）。IEC61850-9-2le通过ISO/IEC8802-3传输采样值（9-2le）。61850标准的目标 原有规约应用功能有限 各厂家自行扩充 导致装置无法互操作 规约数据表达能力 限
16、制了应用功能的发展IEC61850IEC61850标准的制定标准的制定95年国际电工委员会 第57委员会开始制定99年3月提出了草案版本03年、04年正式发布为 IEC61850系列国际标准04年 IEC61850第二版开始制定及修订IEC61850第二版陆续颁布“同一世界，同一技术，同一世界，同一技术，同一标准。同一标准。”不同厂家的产品互联互通互联互通即插即用即插即用新名词解释IED：IntelligentElectronicDevice，智能电子设备；一种带有处理器，具备以下全部或者部分功能的电子设备：采集或者处理数据接受或者发送数据接受或者发送控制指令执行控制指令传统保护装置数字式保护
17、装置合并单元：对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔层设备使用的装置。MergingUnit，简称MU关键字：合并、同步、转发A相电流B相电流C相电流多模光纤RCS-978单发RCS-931RCS-915合并单元故障录波器智能开关：配有电子设备、数字通讯接口、传感器和执行机构，不但具有分合闸功能，而且在监测和诊断方面具有附加功能的开关设备。目前的运用：一次设备+智能终端GIS智能汇控柜一次设备+传感器+智能监测设备PRS-7789智能终端断路器电缆连接光缆开入开出板保护装置交换机测控装置A/B双网MMS：ManufacturingMessag
18、eSpecification（制造报文规范）ICDICD文件文件S1S1访问点访问点 其对站控层其对站控层MMSMMS通讯的数据模型及服务通讯的数据模型及服务 在智能变电站中通常指站控层网络通信规约，主要用于二在智能变电站中通常指站控层网络通信规约，主要用于二次设备与监控系统之间的通信。次设备与监控系统之间的通信。MMSMMS规范了工业领域具规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IEDIED）、智能）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性。互操作性。GOOSE：ge
19、nericobjectorientedsubstationevents（面向对象的变电站事件）主要用于在多主要用于在多IEDIED间传递信息，包括传输跳合闸信息（命间传递信息，包括传输跳合闸信息（命令）。令）。ICDICD文件文件G1G1访问点访问点 其对过程层其对过程层GOOSEGOOSE通讯的数据模型及服务通讯的数据模型及服务 是一种通用面向对象变电站事件，是是一种通用面向对象变电站事件，是IEC61850IEC61850中定义的中定义的一种快速报文格式。主要用于实现在多一种快速报文格式。主要用于实现在多IEDIED之间的信息传之间的信息传递，取代传统电缆传递的开关量信号，如：接入保护或测
20、递，取代传统电缆传递的开关量信号，如：接入保护或测控的开关量信号、五防闭锁信号等，具有高传输成功概率。控的开关量信号、五防闭锁信号等，具有高传输成功概率。GOOSE报文解析某智能终端发出的其中一个某智能终端发出的其中一个GooseGoose报文：报文：01 0c cd 01 00 03 44 4d 35 30 30 30 88 b8 10 0301 0c cd 01 00 03 44 4d 35 30 30 30 88 b8 10 0300 af 00 00 00 00 61 81 a4 80 1a 50 52 53 2d 3700 af 00 00 00 00 61 81 a4 80 1a
21、50 52 53 2d 3733 39 35 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 47 4f 2433 39 35 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 47 4f 2467 6f 63 62 30 81 04 00 00 27 10 82 1a 50 52 5367 6f 63 62 30 81 04 00 00 27 10 82 1a 50 52 532d 37 33 39 35 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 642d 37 33 39 35 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 6473 4
22、7 4f 4f 53 45 30 83 1a 54 45 4d 50 4c 41 5473 47 4f 4f 53 45 30 83 1a 54 45 4d 50 4c 41 5445 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 47 4f 24 67 6f45 52 50 49 54 2f 4c 4c 4e 30 24 47 4f 24 67 6f63 62 30 84 08 00 00 0a 1f e2 9f 74 00 85 04 0063 62 30 84 08 00 00 0a 1f e2 9f 74 00 85 04 0000 00 01 86 04 00 00 0
23、0 06 87 01 00 88 04 00 0000 00 01 86 04 00 00 00 06 87 01 00 88 04 00 0000 00 89 01 23 8a 04 00 00 00 08 ab 20 84 02 0600 00 89 01 23 8a 04 00 00 00 08 ab 20 84 02 0640 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 0640 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 0600 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 06 0000
24、 84 02 06 00 84 02 06 00 84 02 06 00比较难以入手，必比较难以入手，必须依靠工具解析！须依靠工具解析！断路器保护装置电缆连接传统站PRS-7789智能终端断路器电缆连接GOOSE开入开出板保护装置交换机测控装置GOOSESMV：sampledmeasuredvalue（采样值传输）ICDICD文件文件M1M1访问点访问点 其对过程层其对过程层SMVSMV通讯的数据模型及服务通讯的数据模型及服务指采样值，主要功能是过程层与间隔层间采样值的传递。在智能变电站中通常所说的SV是指以报文形式传输的采样值，报文格式多采用IEC61850-9-1、IEC61850-9-2
25、、IEC60044-8(FT3)标准。传统站模拟量端子箱A相电流互感器B相电流互感器C相电流互感器A相电流B相电流C相电流SMV报文RCS-978单发RCS-731RCS-915合并单元故障录波器61850-9-2协议DL/T 860：IEC61850标准在国内转化后的电力行业标准，其内容完全等同于IEC61850国际标准。IEC60044-7：是IEC发布的电子式电压互感器标准。IEC60044-8：是IEC发布的电子式电流互感器标准，它对电子式互感器及合并单元的设计、试验、通信方式等做出了详细定义，有时候特指IEC60044-8标准中规定的FT3采样值传输协议。国网公司在FT3的基础上进行
26、了扩展，发送频率加倍，带宽增加了一倍，采样值通道也扩展为22路。IEC61850-9-1：一种采样值传输标准，遵循了IEC60044-78标准对合并单元的要求，该标准的映射方法相对固定、简单。目前已经废止不用。IEC61850-9-2：一种采样值传输标准，它定义了电子式互感器往外发送采样值报文所应遵循的报文格式，即用通信的方式取代了传统互感器使用电缆传输的电压、电流等信号。ICD是单装置能力描述文件，由装置制造厂商提供给系统集成厂商，该文件描述了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。（可认为单装置端子图）SCD是全站描述文件，全站统一的数据源，描述了所有IED的实例
27、配置和通信参数，IED之间的通信配置以及信号联系信息（比如GOOSE连线），由系统集成厂商完成。scd文件是全站icd文件的集合，并完成通信参数和信号联系配置。（可认为全站二次回路图）CID由装置制造厂商使用装置配置工具根据scd文件中与特定的IED的相关信息自动导出生成，是经过工程配置后（配置iedname，通信参数和GOOSE连线等）的icd文件，现场具体的工程中装置使用cid文件。（可认为是单装置二次回路的联接）SSD系统规格文件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，应全站唯一。智能变电站主要设备电子式互感器由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流
28、或电压传感器组成，采用光电子器件用于传输正比于被测量的量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制设备的一种装置。又称光电互感器。对比优点高低压完全隔离，绝缘结构简单。不含铁芯，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题。抗电磁干扰性能好，低压侧无开路高压危险动态范围大，测量精度高，频率响应范围宽。数据传输抗干扰能力强无因充油而潜在存在的污染及易燃、易爆等危险体积小、重量轻分类按一次传感部分是否需要供能划分n有源式电子互感器n无源式电子互感器按应用场合划分nGIS结构式电子互感器nAIS支柱式电子互感器n直流用电子互感器有源式电子互感器罗氏线圈（保护通道）低功耗线圈（计量通道）取能线圈（给采集单元供电，主供能）激
29、光电源（给采集单元供电，次供能）罗氏线圈罗柯夫斯基线圈有一个空芯，而不是一个铁芯，它具有低电感，并能顺应瞬息万变的电流。无二次开路危险；没有铁芯饱和，它是高线性度，甚至承受更大电流，从几安培到几百千安培，其具有极佳的瞬态跟踪能力。输入：500A300KA；输出：04V，01V也可以是输出标准信号420mA；精度：0.2S0.5S；频率：20Hz1MHz；隔离耐压：3500V；原理l 低功率线圈（低功率线圈（LPCT）的工作原理与常规）的工作原理与常规CT的原理相同的原理相同110kV电子式电流互感器传感头光纤支柱绝缘子底座220kV电子式电流互感器传感头光纤支柱绝缘子底座=+罗氏线圈 低功耗铁
30、芯线圈 线圈屏蔽盒取能线圈 取能线圈屏蔽盒屏蔽盒密封圈固定夹采集模块电源模块衬板110kV及以上电压等级电压互感器110kV电子式电压互感器=+110kV电压互感器主体底座电压采集器无源式电子互感器Faraday磁光效应：线偏振光透过放置磁场中的物质，沿着磁场方向传播时，光的偏振面发生旋转的现象。也称法拉第旋转或磁圆双折射效应,简记为MCB。一般材料中，法拉第旋转（用旋转角F表示）和样品长度l、磁感应强度B有以下关系FVlB泡克耳斯(Pockels)效应：是将物质置于电场中时，物质的光学性质发生变化的现象。某些各向同性的透明物质在电场作用下显示出光学各向异性，物质的折射率因外加电场而发生变化的
31、现象为电光效应。合并单元功能：合并单元（MU）是对远端模块（传统式、电子式互感器）传来的三相电气量（电流、电压）进行合并和同步处理，并将处理后的数字信号按特定的格式提供给间隔级设备使用的装置，它起到数据信息的整合、分配的作用。起源：保护等IED的模拟量采集、开关量输入、输出等取消、下放后，产生了新的一层-过程层。其中，过程层主要增加了合并单元（以及智能终端等）。总体要求：合并单元伴随电子式互感器的产生而产生，伴随智能变电站的应用而得到推广应用。其内部工作逻辑相对固定，但可靠性、实时性、一致性要求极高，其重要度应与继电保护装置相当。标准：Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范I
32、EC 60044-7/8（GB/T 20840）IEC 61850-9（DL/T 860）UCA 9-2 LE IEC 61869-9-3 Draft 合并单元技术条件结构：采集器实现模拟量向数字量的转化。互感器输出的二次信号需经过采集器调理（包括滤波、移相、积分等环节）和AD采样后再通过光纤输出到合并单元。合并单元：输入输入协议：电子式互感器：IEC 60044-7/8的FT3格式其他互感器：传输标准未完全统一输入接口：电子式互感器：光纤。常规互感器或模拟小信号互感器：模拟信号接口。智能化一次设备：（用在母线电压并列功能）开关信号接口数量：按间隔配置的合并单元应提供至少接收12路电子式互感器
33、的采样信号。电流信号7路电压信号5路调试接口：对所发送通道的顺序、相序、极性、比例系数等进行配置。合并单元：输出输出协议：IEC600447/8的FT3协议IEC618509协议IEC61850-9-2：数字量输出宜采用24位有符号数值。IEC61850-9-1或IEC60044-8：数字量输出宜采用二次值方式国际上推荐使用9-2协议，而国标使用FT3，FT3支持的厂家较少，不推荐使用。输出接口：对采样值组网传输的方式，提供相应的以太网口对采样值点对点传输的方式，提供足够的输出接口分别对应保护、测控、录波、计量等不同的二次设备。模块化并可根据需要增加输出模块。合并单元：其他功能要求具备合理的时
34、间同步机制和采样时延补偿机制。能保证在异常情况下（电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等）不误输出，具有完善的自诊断功能，能输出上述各种导常信号和自检信息。具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接收到的光信号的强度，并根据检测到的光强度信息，提前预警。支持可配置的采样频率，采样频率应满足保护、测控、录波、计量及故障测距等采样信号的要求。合并单元应能够接收IEC61588或B码同步对时信号。合并单元应能够实现采集器间的采样同步功能，采样的同步误差应不大于1s。在外部同步信号消失后，至少能在10分钟内继续满足4uS同步精度要求。合并单元与电子式互感器之间没有硬同步
35、信号时，合并单元应具备前端采样、处理和采样传输时延的补偿功能。可以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源。设置检修压板。智能终端定义：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（如断路器、刀闸、主变等）的测量、控制等功能。标准：Q/GDW393-2009 110(66)kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 428-2010智能变电站智能终端技术规范智能终端：输入输入类型：开关量（DI）：采用强电方式采集模拟量（AI）：能接收420mA电流量和05V电压量接口类型：三跳硬接点输入接口可灵活配置的点对点接口（最大考虑10个）GOOSE网络接口输入数量：根
36、据工程需要灵活配置智能终端：输出输出类型：开关量（DO）输出接口类型：至少带有一个本地通信接口（调试口）2个独立的GOOSE接口1个独立的MMS接口（用于上传状态监测信息）数量：输出量点数可根据工程需要灵活配置继电器输出接点容量满足现场实际需要智能终端：主要功能智能开关等设备的过渡产品完成断路器、隔离刀闸、地刀等位置的采集完成断路器、隔离刀闸、地刀等的分合控制采集主变档位、温度等信息采集在线监测的信息断路器操作回路智能终端：其他功能要求给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口。跳合闸自保持功能。控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点，具备对时功能。
37、事件报文记录功能。跳、合闸命令需要两帧确认。动作时间应不大于7ms。具备跳/合闸命令输出的监测功能。当接收命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文。具备完善的告警功能，告警信息通过GOOSE上送。配置单工作电源,保留检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮。智能终端：其他功能要求不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。具备完善的自诊断功能。具备状态监测信息采集功能，支持以MMS方式上传一次设备的状态信息。能接入站内时间同步网络，通过光纤接收站内时间同步信号。主变本体智能终端具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能；非电量保护跳闸通过控制电缆直跳方式实现。智能
38、化变电站解决方案设计思想面向数字化电网、兼容传统电网基于IEEE1588、IRIG-B及秒脉冲的采样同步机制面向所有厂家的灵活、开放的过程层接入方案集约化、网络化、智能化的自动化系统功能监控、五防、保信等一体化设计数字化网络结构智能变电站系统由三层结构二层网络组成站控层、间隔层、过程层站控层网络（MMS网）、过程层网络（GOOSE网）站控层：设备包括主站设备，如监控主机、监控备机、工程师站、远动机、故障录波、网络分析仪、信息子站等。间隔层：设备包括保护、测控、电度表、直流、UPS、电度采集器等。过程层：设备包括合并单元、智能终端、光/电CT、PT、智能机构等。MMS网：保护、测控等设备与监控通
39、讯的网络，走61850协议。设备包括保护、测控、监控、故障录波等。GOOSE网：合并单元、智能终端通过光纤上GOOSE交换机，同时保护、测控也上了GOOSE网，进行信息交换。GOOSE网相当于取代了原来常规站测控、保护的电缆接线工作。连接设备包括MU、智能终端、测控、保护、网络分析仪、故障录波器等。注意：10KV目前没有走单独的GOOSE网，走的是GOOSE/MMS合一的网络，即是在一个交换机中，既有GOOSE报文又有MMS报文，而不像高压部分GOOSE和MMS是单独分开的。MU与互感器：目前规约为私有协议。解决方案的差异集中体现在过程层直采直跳方案（现阶段主推模式）搭建过程层网络，保护特性依
40、赖于交换机。且现阶段光口交换机成本偏高。网络采样同步依赖于外部同步时钟，现阶段同步时钟源跳变时合并单元同步问题待解决。点对点模式二次厂家技术成熟，有丰富的现场工程应用经验。直采网跳方案（过渡方案）二次厂家交换机技术成熟网采网跳方案（理想方案）直采直跳模式合并单元（MU）和保护装置采取点对点通讯模式。保护装置不依赖于时钟源合并单元采用9-2协议，等间隔发送。所有采集、传输延时明确、并实时传送。保护跳闸、保护开入量的传输采取点对点通讯模式。位置、控制、闭锁、信号通过GOOSE网传输。应用于220kV及以上电压等级的电子式互感器，保护电流传感器必须双配置，采集器必须双配置，每个采集器内的保护电流通道
41、双配置，并使用独立的AD。直采网跳模式合并单元（MU）和保护装置采取点对点通讯模式。保护装置不依赖于时钟源合并单元采用9-2协议，等间隔发送。所有采集、传输延时明确、并实时传送。保护跳闸、保护开入量的传输采取GOOSE网模式。位置、控制、闭锁、信号通过GOOSE网传输。应用于220kV及以上电压等级的电子式互感器，保护电流传感器必须双配置，采集器必须双配置，每个采集器内的保护电流通道双配置，并使用独立的AD网采网跳模式按多间隔保护组建SV网，SV网根据需求划分VLAN。合并单元（MU）接收外部同步时钟对时，要求交换机的传输时延小于1ms。保护装置依赖于时钟源。合并单元采用9-2协议，需接入外部
42、时钟进行同步。保护装置根据报文中的采样帧计数器进行同步。保护跳闸、保护开入量的传输采取GOOSE网模式。位置、控制、闭锁、信号通过GOOSE网传输。应用于220kV及以上电压等级的电子式互感器，保护电流传感器必须双配置，采集器必须双配置，每个采集器内的保护电流通道双配置，并使用独立的AD。PRS-778-DBP-2C-DPRS-753-D光纤基础知识优点容量大；衰减小；体积小，重量轻；防干扰性能好；节约有色金属；成本低；分类根据传输点模数的不同，光纤分为单模光纤和多模光纤两种(“模”是指以一定角速度进入光纤的一束光)。多模光纤的芯线粗，传输速率低、距离短，整体的传输性能差，但成本低，一般用于建
43、筑物内或地理位置相邻的环境中；单模光纤的纤芯相应较细，传输频带宽、容量大、传输距离长，但需激光源，成本较高，通常在建筑物之间或地域分散的环境中使用。单模光纤单模光纤只能传一种模式的光。中心玻璃芯较细（芯径一般为9m，一些国家叫8.3m或10m，外径是125m），因此型号叫9/125。125m9m多模光纤可以传输多种模式的光。但其模间色散较大，这就限制了传输数字信号的频率，而且随距离的增加会更加严重。因此，多模光纤传输的距离就比较近，一般只有2公里。欧洲标准：中心光传输部分内直径为50m（微米），外直径为125m，因此型号叫50/125（A1a简称A1或叫OM2常规型号OM3万兆型号）。美国标准
44、：中心光传输部分内直径为62.5m，外径也为125m，因此型号叫62.5/125(A1b或OM1)。目前智能化变电站没有相应规范约束；光纤跳纤光纤跳线也分为单模和多模两种，分别与单模和多模光纤连接。智能变电站常用光纤接头类型：ST型：金属圆型卡口式结构；LC型：著名Bell研究所研究开发出来的，采用操作方便的模块化插孔(RJ)闩锁机理制成。其所采用的插针和套筒的尺寸是普通SC、FC等所用尺寸的一半，为1.25mm。插拔次数：目前使用的光纤连接器一般都可以插拔l000次以上；弯曲半径要求大于5CM；智能站运行与维护智能化变电站的运行操作智能站和传统站的区别传统屏柜压板智能化屏柜压板传统站的操作内
45、容对一次设备的操作对二次保护的功能压板、出口压板的投退操作定值检查与核对对空开和装置电源的操作智能站的操作内容对一次设备的操作（与传统站相同）对二次保护的功能压板的投退操作（二次保护的功能压板都只设置软压板，需要在装置内进行相应软压板的投退）对智能操作箱的出口压板投退操作（新增设备，一般都在户外场地或者高压室）对合并单元的检修压板进行投退（将站内设备划分为检修域和运行域）定值检查与核对（与传统站相同）对空开和装置电源的操作（新增设备包括智能操作箱、合并单元、采集器、激光电源等）数字化变电站给调度运行带来的影响数字化变电站给调度运行带来的影响1、继电保护专业：保护装置之间的联系，保护的跳闸回路、
46、电流电压量输入回路由传统的硬接线模式转变为网络模式；交换机成为保证保护系统正确动作的重要设备，其重要性远远超过保护装置和测控装置，是数字化变电站建设的关键；保护测控一体化由低电压等级向高电压等级发展的趋势，同时集中式的保护也成为可能；保护专业向自动化、通信专业渗透；2、调度专业：对变电站二次接线的熟悉，转变为对变电站二次网络接线的熟悉；保护的运行模式要考虑网络的接线方式，交换机故障或者合并单元故障可能导致多套保护失去；二次系统的网络事故事故处理成为调度员要面对的课题；运行操作的差异传统站保护设备上的出口硬压板移到智能操作箱上进行投退，对应双重化配置的智能操作箱分别对应A套和B套保护进行出口压板
47、的投退；对于双重化保护单智能操作箱的设计，出口压板也是分别对应双套保护。对于运行人员而言，只是需要熟悉各个压板的含义，在操作方面其实与传统站差异不大。建议在运行操作中最好不拔插光纤，光纤的频繁拔插会增大光纤的衰耗、缩短光纤的使用寿命。传统站的保护装置上的功能压板有硬压板，而智能站的功能压板基本都是软压板，需要在保护装置内进行投退，硬压板只有检修压板。软压板一般包括：保护软压板、GOOSE软压板、MU软压板。合并单元上的压板只有对应的检修压板，它是与保护、测控装置中的“MU软压板”配合使用，比如当某一支路的互感器处于检修状态，需要将该支路合并单元上的检修硬压板投入，母差保护或者主变保护需要正常运行，需要将保护装置中“MU软压板”对应支路“SV接收软压板”设置为退出；保护装置和智能操作箱上面都有“检修投入”硬压板，当保护装置需要检修，就投入保护装置上的“检修投入”硬压板，当智能操作箱需要检修就投入智能操作箱上的“检修投入”硬压板，这时候对应装置都会报“检修状态不一致”信息，“检修状态不一致”这个信号主要是提醒运行人员注意两种情况：a、开关处于检修状态，保护装置正常投入运行；b、开关正常投入运行，保护装置处于检修状态。智能站在全国的应用共创智能电网新未来！THANKS！