关于智能站和常规站的区别文档格式.docx

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３、智能变电站体系分层（Ｑ/ＧDW383《智能变电站技术导则》）

变电站自动化系统得功能逻辑上可分配在三个不同得层（二次系统得分层）

　1）过程层

过程层设备:

包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属得智能组件以及独立得智能电子装置、

过程层功能:

为间隔层设备服务功能,状态量与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:

实现使用一个间隔得数据并且作用于该间隔一次设备得功能,即与各种远方输入／输出、传感器与控制器通信。

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,实现面向全站设备得监视、控制、告警及信息交互功能,完成数据采集与监视控制（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。

站控层得功能:

将变电站瞧作一个整体得功能,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,采样值与开关设备就地实现数字化与信息网络化传输。

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,一就是通过电子式互感器通过光纤直接输出数字信号给MU,二就是通过常规互感器加装就地MＵ得方式实现模数转换,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得设备,它具有从或到一个外部源接受与发送数据／控制（例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控）得能力。

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,实现对一次设备得测量、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、仪表与继电保护或控制装置。

电子式互感器通常由传感模块与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得电流与/或电压数据进行时间相关组合得物理单元。

合并单元可就是互感器得一个组成件,也可就是一个分立单元、（主要作用:

ABC三相电流、电压得合并同步,并按照特定协议向间隔层设备,发送采样值）

SVＳａmｐled　Vaｌue:

采样值、基于发布/订阅机制,交换采样数据集中得采样值得相关模型对象与服务,以及这些模型对象与服务到ISＯ／IEC880２－３帧之间得映射。

（相当于传统站得交流采样）。

GOOSEＧenericOｂjectOｒiented　SuｂstａtioｎEvent:

GOOＳE就是一种面向通用对象得变电站事件、主要用于实现在多IED之间得信息传递,包括传输跳合闸信号（命令）,具有高传输成功概率。

（相当于传统保护得开入开出回路）

5、继电保护原则:

SV:

所谓得61８509-2协议得电流、电压得点对点传输、网络传输;

　过程层传输,由合并单元上传给保护、测控,相当于传统站得交流采样回路、

ＧOOSE:

状态量得网络、点对点传输;

（状态量:

跳闸、位置等信号、闭锁等信号,相当于传统保护得开入开出回路;

）

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得跳闸,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,母差跳闸等跨间隔得跳闸,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得变量,与传统屏柜得端子存在着对应关系,为了便于形象得理解与应用ＧOＯSE、SV信号,将这些信号得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”得方式。

二、智能站与常规站得区别

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）、从上图瞧出两者得区别,主要在于:

1、过程层设备得区别:

（１）采样值实现

常规站用常规CT、PT

优点:

多年来成熟得设备

缺点:

绝缘、饱与、爆炸、谐振、精度、接口等

智能站用电子式互感器:

有源式互感器、无源式（纯光学）互感器

不存在常规互感器得饱与、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、有磁饱与

范围宽、无磁饱与

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

近年来发展起来得新设备,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,特别就是光学互感器、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”来实现互感器得就地数字化、

（2）开关设备

常规站用传统开关设备,与间隔层设备电缆连接。

智能站采用“传统开关设备+智能终端”就地完成开关数字化,将位置信息与控制信息转化为GＯOSＥ光纤数字信号与间隔层设备交互、

2、过程层网络得区别

常规站不存在过程层网络得概念,一次设备与间隔层设备之间通过大量得电缆直接互连,电缆用量与二次回路较复杂,但长期以来也积累了成熟得经验。

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、控制信息得传输。

根据不同得现场需求,ＧOOＳＥ与SV网络可以就是相互独立得网络架构,也可就是“SＶ+GＯOSE”二合一网络形式。

过程层得网络化大大简化了常规综自站中复杂得二次回路电缆,通过文件配置与虚端子连接等进行管理,并可实施监测链路状态。

3、保护、测控等间隔层设备得区别

智能化站中新型得数字化保护装置在核心逻辑算法上与常规综自站得保护装置没有大得差别,仅针对于ＳV或ＧOＯSE得通讯特点做了相应得处理,装置得交流头插件被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

智能站中得测控装置一般通过SV网络接收电流电压测量值,通过GOOSE完成信息量采集与控制命令下发等功能、

保护、测控得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设备间得信息共享与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得数量降低。

网络化二次设备要求其具有数字化接口、满足电子式互感器得要求、满足智能开关得要求、网络通信功能满足IＥＣ６１８50得要求

4、站控层网络得区别

站控层网络在智能站及常规综自站中最大变化在于规约得变化,常规综自站得网络103规约因各设备厂家对其理解区别较大,设备间得信息交互能力差,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与互操作性能好得优势。

5、光缆与电缆用量区别

常规站用电缆线连接

多年来运行可靠。

用量大,电缆采用铜材料,造价高

智能站用光纤连接,电缆用量下降

减少了使用电缆得数量,减少了电缆得费用

增加了光纤得熔接工作,维护量高,有了光纤就更增加了交换机得数量（省了电缆得费用,增加了交换机得费用）

6、数据同步得区别

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”得方式,天生就是同步得,保护自己根据采样得数据判断就是否故障。

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,需要考虑数据同步得问题,特别对于差动类保护要求保护功能得实现不依赖于对时、故在智能站中,电子式互感器得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得同步。

直接采样因MU到保护得数据延时固定,即便MU失步也不影响差动功能得实现,不依赖于对时系统,而网络采样得方式却不得不保证时钟系统得可靠性,若失步有可能会闭锁保护。

7、网络通讯及交换机配置得区别

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,网络通讯得可靠性与信息传输得快速性直接决定了系统得可用性,网络通讯得重要性上升到前所未有得高度,网络设备与保护装置同等重要、

网络通讯得可靠性主要通过选择具有高可靠性得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,中心交换机级联时或考虑千兆口得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得概念。

智能站中除了站控层、间隔层交换机与常规站中配置要求大致类似,主要区别就是增加了过程层交换机得配置,过程层多为光口交换机,用于传输SV或GＯOSE信息,过程层交换机得使用与维护相对更复杂,需要考虑数据流向及流量得划分以保障过程层信息传输得可靠性,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得相应更改。

尤其在网采网跳时,过程层交换机得重要性应与保护设备平级、

8、回路设计、运行维护、试验检测与设备管理得变革

智能变电站取消了大部分得电缆连接,取而代之得就是设备之间得信号软连接,而这些连接信息以及变电站设备模型都保存在变电站及装置配置文件中,带来了变电站得建设、技改、扩建二次回路设计方式得重大变革。

由于信号采用网络传输方式,现有得运行操作、检修、试验均发生很大得变化,如软压板取代硬压板带来运行操作得变化、设备检修、故障消缺带来安措得变化、现场调试方法得变化。

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）得管理对继电保护可靠运行至关重要,对运行维护与设备管理提出了新得要求。

9、部分功能实现得区别

常规站得电压切换与电压并列由专门得嵌入式装置完成,而智能站得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与ＧOOSＥ光纤信号,增配网络分析仪设备完成对MMＳ网络及过程层网络得报文存储、监视、分析、

智能站中数字接口电能表为全数字处理系统,获取得就是已经数字化得电流电压瞬时值,电能表在电量计算得过程中理论上不产生误差。

其精度高于常规电度表,一就是不存在二次电缆压降得问题,二就是没有电表自身得误差。

数字式电度表通过RS４85接口,标准规约（DL645）与电表处理器通信,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得基础上,还需通过省电力研究院得计量检测,以获得本省得入网许可证。

10、二次系统检修得变化

如应用电子式互感器,现场无需校验电流或电压互感器得极性,极性由安装位置决定;

使用现场不存在回路电阻问题,无需测试回路电阻;

合并单元输出得数据均带有品质标记,可保证不会使用错误得数据,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,光纤回路就是绝缘得,没有接地得可能,减轻了现场查接地得工作量。

11、保护测试得实现区别

由于间隔层得保护测控装置得输入数据接口为数字化接口,所以进行间隔层设备得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,一种就是　omicron、博电等公司可提供数字信号得新型测试设备,但这种装置价格比较高;

另一种方式:

模拟信号得测试设备+模/数转换设备方式,可方便现场使用。

间隔层设备与智能终端得闭环测试方法得实现:

用omicrｏn、博电得新型测试设备,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

智能化站得主要配置调试流程如下

13、常规站扩建增加新得间隔,比较简单、

智能化站要扩建增加新得间隔就必须将原来全站得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）化技术得发展与应用深入,我国数字化变电站进入了一个快速发展得新阶段,按照应用IEC６1850协议得程度与对继电保护系统得影响,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,采用常规互感器与传统得跳闸方式,保护与互感器、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得信息交换。

３）、间隔层与站控层设备之间采用双星型网络（MMS）与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得需要。

5）、继电保护运行模式与传统一致,与现有得规程、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）、站控层与间隔层采用单环网（ＭMS）,间隔层与过程层采用单星型（GOＯＳE）网络双重化配置,按间隔配置交换机、

5）、二次回路网络化后,对现有得设计、运行操作、检修、试验产生很大得影响,对继电保护运行维护与设备管理提出了新得要求、

　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、间隔层与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与时钟同步1588共网运行。

４）、能够满足智能电网对变电站信息得需要、

５）、采样数字化、二次回路网络化后,规程、规定应适应新模式得要求、

模式三变电站结构层次图

三种智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

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）

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）;

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）