1、关于智能站和常规站的区别智能站和常规站的区别一、了解智能变电站1、背景伴随着工业控制信息交换标准化需求和技术的发展，国外提出了以“一个世界，一种技术，一种标准”为理念的新的信息交换标准:IEC61850标准。在国内，现有信息交换技术在变电站自动化领域体现出来的种种弊端严重制约了生产管理新技术的提高，因此，采用IEC61850实现信息交换标准化已经成为国内电力自动化业界的一致共识，同时，国家电网公司又提出了“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针，如何提高变电站及其他电网节点的数字化程度成为打造信息化企业的重要工作之一。数字化变电站就是在这样的背景下提出来的。因此，数字化变电站是变电站自动化
2、发展及电网发展的结果。如今，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。这些问题在智能（数字）化变电站中都能得到根本性的解决。另外，微机技术和信息、通讯技术、网络技术的迅速发展和现有的成熟技术也促成了数字化技术在电力行业内的应用进程。这几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快，从一些试运行站的近期反馈情况可以看出，智能化一次设备已经从初期的不稳定达到了基本满足现场应用的水平。工业以太网是随着微机保护开始应用于电力系统的，更是成为近几年的变电站自动化系统的主流通信方式。在大量的工程实践证明站
3、控层与间隔层之间的以太网通信的可靠性不存在任何问题。而间隔层与过程层的通信对实时性、可靠性提出了更高的要求，但通过近两年的研究与实践，这一难点问题也已经解决。可以说原来制约数字化变电站发展的因素目前已经得到逐一排除。智能（数字）化变电站按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都可将变电站的功能分为三层，即站级层、间隔层和过程层。智能（数字）化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：传统互感器的绝缘、饱和、谐振等；长距离电缆、屏间电缆；通信标准等。 智能（数字）化变电站与传统变电站相比，主要需对
4、过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。2、智能变电站定义：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、通信平台网络化、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、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3、智能变电站体系分层（ Q/GDW383智能变电站技术导则）变电站自动化系统的功能逻辑上可分配在三个不同的层（二次系统的分层） 1）过程层过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一
5、次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。2）间隔层 间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主 IED等二次设备。间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。3）站控层站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA） 、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层的
6、功能：将变电站看作一个整体的功能，站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。4、数字化过程： 主要体现在过程层数字化，采样值和开关设备就地实现数字化和信息网络化传输。智能终端将刀闸、开关位置，开关本体信息（告警等）； 开关、刀闸控制等进行就地 数字化；合并单元（MU）实现电流电压数字化；通常分两类模式，一是通过电子式互感器通过光纤直接输出数字信号给MU，二是通过常规互感器加装就地MU的方式实现模数转换，采样值以标准规约方式传输给间隔层设备。智能电子设备( IED) 一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制(例如
7、电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能力。智能终端：一种智能组件。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，实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装置）电子式互感器：多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于一次电流或电压量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元MU：用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。(主要作用：ABC三相电
8、流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值)SV Sampled Value：采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。（相当于传统站的交流采样）。GOOSE Generic Object Oriented Substation Event：GOOSE 是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）5、继电保护原则： SV：所谓的 61850 9-2协议的 电流、电压的点对点传
9、输、网络传输； 过程层传输， 由合并单元上传给保护、测控， 相当于传统站的交流采样回路。GOOSE: 状态量的网络、点对点传输；（状态量：跳闸、位置等信号、闭锁等信号，相当于传统保护的开入开出回路；）1）按照 国网441号文“智能化变电站继电保护技术规范”要求， 保护装置采用直采：MU到保护装置用光纤点对点连接（象电缆连接 四芯电流、电压电缆由光纤代替），不经交换机； 直跳：保护作用于本间隔断路器的跳闸，采用保护装置到智能终端（操作箱）点对点连接，不经交换机；网跳（网络传输）：像启失灵，母差跳闸等跨间隔的跳闸，宜采用GOOSE网络传输。虚端子：GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与
10、传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SV、GOOSE数据传输=过程层传输2）按照南网数字化站相关导则，保护装置也可经交换机采用“网采网跳”的方式。二、智能站和常规站的区别根据实现功能，数字化（传统）变电站划为三层结构，即过程层、间隔层、站控层。按照报文传输格式，数字化变电站网络分为三类，即数据采样（SMV）、控制信号（GOOSE）、信息管理（MMS）。从上图看出两者的区别，主要在于：1、 过程层设备的区别:(1)采样值实现常规站用常规CT 、PT 优点：多年来成熟的设备缺点：绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度、接口等 智能站用
11、电子式互感器：有源式互感器、无源式（纯光学）互感器优点：不存在常规互感器的饱和、爆炸、谐振等问题比较项目常规互感器电子式互感器绝缘复杂绝缘简单体积及重量大、重体积小、重量轻CT动态范围范围小、有磁饱和范围宽、无磁饱和PT谐振易产生铁磁谐振PT无谐振现象CT二次输出不能开路可以开路 输出形式 模拟量输出 数字量输出缺点：近年来发展起来的新设备，其测量精度、暂态特性、抗干扰能力，长期运行可靠性、温度稳定性问题，特别是光学互感器、设备能否长期可靠运行问题。注：目前智能站也可采用“常规互感器+就地合并单元”来实现互感器的就地数字化。(2)开关设备常规站用传统开关设备，和间隔层设备电缆连接。智能站采用“
12、传统开关设备+智能终端”就地完成开关数字化，将位置信息和控制信息转化为GOOSE光纤数字信号和间隔层设备交互。2、 过程层网络的区别常规站不存在过程层网络的概念，一次设备和间隔层设备之间通过大量的电缆直接互连，电缆用量和二次回路较复杂，但长期以来也积累了成熟的经验。智能站采样值通过电子式互感器（或常规互感器+MU）实现数字化，组建SV采样值光纤数字传输网络；一次开关设备通过智能终端完成数字化，经GOOSE光纤网络完成开关设备位置信息、控制信息的传输。根据不同的现场需求，GOOSE和SV网络可以是相互独立的网络架构，也可是“SV+GOOSE”二合一网络形式。过程层的网络化大大简化了常规综自站中复
13、杂的二次回路电缆，通过文件配置和虚端子连接等进行管理，并可实施监测链路状态。3、 保护、测控等间隔层设备的区别智能化站中新型的数字化保护装置在核心逻辑算法上和常规综自站的保护装置没有大的差别，仅针对于SV或GOOSE的通讯特点做了相应的处理，装置的交流头插件被SV采样值光口板所代替，开入开出板卡被GOOSE光口板所代替，保护本身仅保留CPU插件完成保护算法以及键盘、液晶等人机界面。常规保护示意数字化保护示意智能站中的测控装置一般通过SV网络接收电流电压测量值，通过GOOSE完成信息量采集和控制命令下发等功能。保护、测控的间隔层设备对过程层均支持光纤通讯接口，数据基于统一标准建模，各IED设备间
14、的信息共享和互操作性要大大优于常规站。对上接口均符合IEC61850规范要求，故智能站中规约转换装置所接设备的数量降低。网络化二次设备要求其具有数字化接口、满足电子式互感器的要求、满足智能开关的要求、网络通信功能满足IEC61850的要求4、 站控层网络的区别站控层网络在智能站及常规综自站中最大变化在于规约的变化，常规综自站的网络103规约因各设备厂家对其理解区别较大，设备间的信息交互能力差，不利于信息共享。在智能站中均按照统一规范进行数据建模，体现出智能化站信息共享能力和互操作性能好的优势。5、 光缆和电缆用量区别常规站用电缆线连接优点：多年来运行可靠。缺点：用量大，电缆采用铜材料，造价高
15、智能站用光纤连接，电缆用量下降优点：减少了使用电缆的数量，减少了电缆的费用缺点：增加了光纤的熔接工作，维护量高，有了光纤就更增加了交换机的数量（省了电缆的费用，增加了交换机的费用）6、 数据同步的区别常规站不依赖同步时钟对时，常规互感器通过电缆接到保护装置，保护CPU在同一时刻发锁存指令，各相采样数据为“一刀切”的方式，天生是同步的，保护自己根据采样的数据判断是否故障。智能站从电子式互感器出来数字量后要送到保护、计量等设备，需要考虑数据同步的问题，特别对于差动类保护要求保护功能的实现不依赖于对时。故在智能站中，电子式互感器的过程层设备及保护均需利用差值算法等有效措施保证采样数据的同步。直接采样
16、因MU到保护的数据延时固定，即便MU失步也不影响差动功能的实现，不依赖于对时系统，而网络采样的方式却不得不保证时钟系统的可靠性，若失步有可能会闭锁保护。7、 网络通讯及交换机配置的区别网络通讯：智能化变电站中采集（数字式互感器、合并单元）、控制（智能终端）、应用（各类保护测控装置）三者往往相对分离，通过网络连接，因此，网络通讯的可靠性与信息传输的快速性直接决定了系统的可用性，网络通讯的重要性上升到前所未有的高度，网络设备与保护装置同等重要。网络通讯的可靠性主要通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构以及采用冗余技术保证。交换机：常规站中交换机仅使用在站控层或间隔层，一般为电口百兆交换机，中心交换机级
17、联时或考虑千兆口的使用或采用光口连接。过程层没有实现网络化，不存在过程层交换机的概念。智能站中除了站控层、间隔层交换机和常规站中配置要求大致类似，主要区别是增加了过程层交换机的配置，过程层多为光口交换机，用于传输SV或GOOSE信息，过程层交换机的使用和维护相对更复杂，需要考虑数据流向及流量的划分以保障过程层信息传输的可靠性，如划分VLAN或动态组播方式等，在扩建间隔时需要考虑对过程层交换机配置的相应更改。尤其在网采网跳时，过程层交换机的重要性应和保护设备平级。8、 回路设计、运行维护、试验检测和设备管理的变革智能变电站取消了大部分的电缆连接，取而代之的是设备之间的信号软连接，而这些连接信息以
18、及变电站设备模型都保存在变电站及装置配置文件中，带来了变电站的建设、技改、扩建二次回路设计方式的重大变革。由于信号采用网络传输方式，现有的运行操作、检修、试验均发生很大的变化，如软压板取代硬压板带来运行操作的变化、设备检修、故障消缺带来安措的变化、现场调试方法的变化。同时，合并单元、智能终端、交换机、工程文件（全站配置文件、装置配置文件、交换机配置文件等）的管理对继电保护可靠运行至关重要，对运行维护和设备管理提出了新的要求。9、 部分功能实现的区别常规站的电压切换和电压并列由专门的嵌入式装置完成，而智能站的电压切换并列功能集成于合并单元内完成。另外，智能站中故障录波器可支持直接采集SV和GOO
19、SE光纤信号，增配网络分析仪设备完成对MMS网络及过程层网络的报文存储、监视、分析。智能站中数字接口电能表为全数字处理系统，获取的是已经数字化的电流电压瞬时值，电能表在电量计算的过程中理论上不产生误差。其精度高于常规电度表，一是不存在二次电缆压降的问题，二是没有电表自身的误差。数字式电度表通过RS485接口，标准规约(DL645)和电表处理器通信，对处理器没有特殊要求。数字电表在得到国家计量部门认可的基础上，还需通过省电力研究院的计量检测，以获得本省的入网许可证。10、 二次系统检修的变化如应用电子式互感器，现场无需校验电流或电压互感器的极性，极性由安装位置决定；使用现场不存在回路电阻问题，无
20、需测试回路电阻；合并单元输出的数据均带有品质标记，可保证不会使用错误的数据，现场无需进行二次回路接线检查，减轻了查线工作量；由于取消了二次电缆而采用光纤通讯，光纤回路是绝缘的，没有接地的可能，减轻了现场查接地的工作量。11、 保护测试的实现区别由于间隔层的保护测控装置的输入数据接口为数字化接口，所以进行间隔层设备的测试需采用数字式光电测试仪，目前数字式光电测试仪有两种，一种是 omicron、博电等公司可提供数字信号的新型测试设备，但这种装置价格比较高；另一种方式：模拟信号的测试设备+模/数转换设备方式，可方便现场使用。间隔层设备和智能终端的闭环测试方法的实现：用omicron、博电的新型测试
21、设备，通过GOOSE网络给保护装置发送动作信号，保护装置通过GOOSE网络发GOOSE动作命令给智能终端，智能终端收到命令后跳/合闸出口接点动作并反馈开关位置信号。12、 工程配置流程区别智能化站的主要配置调试流程如下系统配置工具全站唯一 SCDIED配置工具IED配置工具IED配置工具线路保护 ICD开关保护 ICDIED配置工具13、 常规站扩建增加新的间隔，比较简单。智能化站要扩建增加新的间隔就必须将原来全站的IED 能力描述文件ICD 文件，SSD系统规格文件，全站系统配置SCD文件重新更换并定义。三、智能变电站模式随着智能（数字）化技术的发展和应用深入，我国数字化变电站进入了一个快速
22、发展的新阶段，按照应用IEC61850协议的程度和对继电保护系统的影响，变电站类型主要分为以下三种模式。建议华能集团采用第三种模式进行智能化方案配置。1、模式一1)、站内继电保护配置、设计、应用与现有技术规程相一致，采用常规互感器和传统的跳闸方式，保护和互感器、断路器之间以电缆相互连接。2)、保护装置通信采用IEC61850规约，实现保护与监控后台、继电保护故障信息系统子站的信息交换。3)、间隔层和站控层设备之间采用双星型网络（MMS）和IEC61850规约通信，采用统一建模，实现了数据共享，提高了互操作能力。4)、能够满足智能电网对变电站信息的需要。5)、继电保护运行模式与传统一致，与现有的
23、规程、规定相适应。模式一变电站结构层次图2、模式二1）、站内模拟量采用常规互感器一对一电缆连接，开关量（如断路器运行状态、保护跳闸等）采用网络方式传输，智能操作箱就地布置，网络通讯采用IEC61850规约。2）、保护装置交流回路采用电缆接线，通过GOOSE网络实现跳闸，不再以物理连接（“硬压板”）作为电气隔离，采用软件控制（“软压板”）。3)、站控层和间隔层采用单环网(MMS)，间隔层和过程层采用单星型(GOOSE)网络双重化配置，按间隔配置交换机。4)、能够满足智能电网对变电站信息的需要。5)、二次回路网络化后，对现有的设计、运行操作、检修、试验产生很大的影响，对继电保护运行维护和设备管理提
24、出了新的要求。模式二变电站结构层次图3、模式三1）、站内采用电子式互感器或“常规互感器+就地合并单元”，开关量（如断路器运行状态、保护跳闸等）采用网络方式传输，智能操作箱就地布置，网络通讯采用IEC61850规约。2）、保护装置通过网络与电子式互感器连接，改变装置内部采样回路，跳闸通过GOOSE实现网络跳闸方式，也可采用“直采直跳”方式。3)、站控层、间隔层和过程层均采用网络传输，按间隔配置交换机，数据传输SMV、信号传输GOOSE和时钟同步1588共网运行。4)、能够满足智能电网对变电站信息的需要。5)、采样数字化、二次回路网络化后，规程、规定应适应新模式的要求。模式三变电站结构层次图三种智
25、能变电站模式技术对比表：模式类型站控层间隔层过程层（开变量）过程层（模拟量）模式一采用61850规约（MMS）与站控层采用61850规约（MMS）；与过程层用电缆连接电缆连接电缆连接模式二采用61850规约（MMS）与站控层采用61850规约（MMS）；与过程层（开关量）采用61850规约（GOOSE）；与过程层（模拟量）采用电缆连接使用智能终端与间隔层采用61850规约（GOOSE）电缆连接模式三采用61850规约（MMS）与站控层采用61850规约（MMS）；与过程层采用61850规约（GOOSE）；使用智能终端与间隔层采用61850规约（GOOSE）使用电子式互感器或“常规互感器+就地合并单元”与间隔层采用61850规约(SMV)
