智能变电站运行与维护-过程层设备原理及调试

合并单元讲解合并单元虚端子的配置说明合并单元的使用说明合并单元的硬件结构合并单元的功能原理PSMU602系列合并单元概述主要内容概述

PSMU602面板图PSMU602合并单元是国电南京自动化股份有限公司最新研发的新一代数字化采样装置，适用于110kV（66kV）及以上各电压等级智能变电站，配合传统电流、电压互感器，实现二次输出模拟量的数字采样及同步，并通过DL/T860.92（IEC61850-9-2）及GB/T20840.8（IEC60044-8）规定的标准规约格式，向站内保护、测控、录波、PMU等智能电子设备输出采样值。国网入网测试后，由于送检设备采用9-2级联，故国网测试版本不支持FT3级联。概述装置工作原理图概述主要功能（1）交流模拟量采集具备交流模拟量采集的功能，可通过选配不同通道类型的交流插件，采集传统CT/PT输出的二次模拟信号（2）数字量输入可通过DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）报文格式接收光纤同步串口信号，能兼容5Mbit/s及10Mbit/s的编码速率。为了保证合并单元装置整体采样延迟时间小于2ms，要求前端接入的数字量采样延迟时间小于1ms。（3）数字量输出采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）规定的报文格式，向站内保护、测控、计量、录波、PMU等智能电子设备输出经同步后的采样值。整体采样延迟时间小于2ms。概述主要功能（4）时钟同步可支持光纤B码、PPS秒脉冲及IEEE1588同步方式，同步误差小于1µs，并具有守时功能，在失去同步时钟信号10min以内的同步误差小于4µs，通过选配FT3模件，可以支持在运行状态下输出光纤同步测试脉冲。（5）电压并列、切换可通过GOOSE通信或本地开入模件采集开关、刀闸等位置信号，并可提供多种PT并列和切换方式（6）设备自检装置具备对本身的AD采样、FLASH、工作电压等硬件环节进行自检，并能对异常事件进行记录和保存。在MU故障时可通过GOOSE上送告警内容，并输出告警接点，装置主要运行状态可通过面板LED灯指示概述装置配置PSMU602合并单元根据应用场合的不同，主要包括以下六种子型号配置方式：序号名称分类描述备注

PSMU602-C开关间隔合并单元

标准版

PSMU602-VF母线间隔合并单元，采用FT3规约输出电压

PSMU602-VN母线间隔合并单元，采用9－2规约输出电压

PSMU602GC开关间隔合并单元

国网版

PSMU602GV-N母线间隔合并单元，采用9-2规约输出电压

PSMU602GV-F母线间隔合并单元，采用FT3规约输出电压功能原理数字采样PSMU602G合并单元采用16位高性能AD同步采样芯片，直接通过FPGA对AD采样数据进行插值处理，所有的通道均能以最高200ksps（kiloSamplesperSecond）的速率进行采样，保证了智能变电站对于数字采样精度及实时性的要求。此外，为了保证AD采样可靠性，PSMU602G具备双AD采样模式，确保每一路模拟量都可以有两片AD进行独立采样，在接收方通过比较双AD数据一致性即可避免因AD异常导致的保护误动功能原理对时与同步PSMU602G可通过光纤B码、秒脉冲及IEEE1588等方式实现时钟同步，对于最为常用的B码对时方式，装置采用了一定的校验和异常判断处理：当收到B码报文后，会进行码值校验，只有在整包码值校验通过后，才会进入正常的采样同步处理流程。在报文校验通过的前提下，B码中的时标信息正确与否不会影响MU的正常同步；此外，PSMU602G还选用了高精度的恒温晶振，并在已同步情况下可以做到对外同步信号的实时跟踪和锁定，一旦外同步丢失，即可依靠内部恒温晶振进行守时。经过实测，在常温、－40℃及70℃等环境下，装置守时能力可以达到4us/10min及24us/60min，因此，短时间的同步丢失或波动完全不会影响到合并单元的采样同步。功能原理PT切换具体的PT切换逻辑如图所示。在非法状态情况下，维持原PT切换状态，若初始上电即为非法状态，则输出采样数据无效。功能原理PT切换具体的PT切换逻辑如图所示。在非法状态情况下，维持原PT切换状态，若初始上电即为非法状态，则输出采样数据无效。功能原理PT并列PT并列逻辑如图所示，图中未涵盖的逻辑，视为非法状态，维持PT并列状态，若初始上电即为非法状态，则输出数据无效。功能原理PT并列PT并列逻辑如图所示，图中未涵盖的逻辑，视为非法状态，维持PT并列状态，若初始上电即为非法状态，则输出数据无效。硬件结构说明CPU模件CPU模件是合并单元的核心，主要负责装置的AD采样、同步以及数字量数据的处理。CPU背板图如图：光口名称作用备注SYN/SRFT3及SYN输入口上口可选装FT3或SYN口，下口固定为FT3口1－0CPU100M光纤以太网，默认使用1－1作为调试口

1－12－0FPGA100M光纤以太网接口，可同时支持GOOSE、点对点9-2发送和接收、以太网1588同步可通过配置文件配置GOOSE和9－2报文的工作端口；FPGA光纤以太网口数量根据具体需要可以定制。2－12－2FPGA100M光纤以太网接口，可同时支持GOOSE、点对点9-2发送2－33－03－13－23－3硬件结构说明交流模件间隔合并单元采用C-A母版，可以配置三块AC插件；母线合并单元采用B-B母版，可以配置两块AC插件。序号型号选装通道描述备注1PSIU601-AC.A-CPSIU601-AC.A-C6电压PSIU601-AC.A-C-02可与PSIU601-AC.A-D配合，同时实现双母线PT间隔计量、测量、保护及3U0的采样。2PSIU601-AC.A-C-016电压＋3零序电压3PSIU601-AC.A-C-023零序电压4PSIU601-AC.A-DPSIU601-AC.A-D12电压5PSIU601-AC.A-EPSIU601-AC.A-E-016保护3测量3电压，1A

6PSIU601-AC.A-E-056保护3测量3电压，5A端自定义同PSIU601-AC.A-E-017PSIU601-AC.A-E-023电压3测量，1A

8PSIU601-AC.A-E-063电压3测量，5A端自定义同PSIU601-AC.A-E-029PSIU601-AC.A-FPSIU601-AC.A-F-016电压3测量3保护，1A

10PSIU601-AC.A-F-056电压3测量3保护，5A

11PSIU601-AC.A-HPSIU601-AC.A-H-013保护，1A5TPE12PSIU601-AC.A-H-053保护，5A5TPE硬件结构说明母线合并单元交流插件背板端子定义图：硬件结构说明间隔合并单元交流插件的背板端子定义图硬件结构说明间隔合并单元交流插件背板端子定义图：PSIU601-AC.A-H交流模件采用TPE级小互感器，可满足TPY互感器的精度高、抗饱和、暂态特性好的要求要求，且一台合并单元最多可配置两组A-H交流模件。硬件结构说明开入模件：开入模件为合并单元提供可能的传统开入量接入，包括检修状态、刀闸和开关位置等。开出模件：开出模件主要用于提供硬件的装置告警、闭锁接点。开出模件开入模件硬件结构说明FT3模件最多可输出9路GB/T20840.8（IEC60044-8）标准的FT3报文，兼容5M及10Mbit/s两种编码速率，主要用于母线合并单元向各间隔发送电压数字量信号。硬件结构说明TDC模件TDC模件可提供5路4～20mA及2路RTD测温接口，用于在户外安装情况下，监视户外柜温、湿度等模拟量信息。此外，TDC模件还提供了1路光纤串口输入，兼容5M及10Mbit/s两种编码速率，缺省用于光纤同步信号的输入。硬件结构说明CC模件CC板一般用于PT合并单元扩展板，满足PT合并单元光口不足情况。硬件结构说明电源模件装置输入电源的额定电压有220V和110V两种，订货时请注明，投运调试前请检查所提供电源插件的额定输入电压是否与控制电源电压相同。输出一组24V(2)电源，其中05端子为+24V(2)，06端子为-24V(2)。另外经01～02、03～04端子输出两付“电源异常”告警常闭接点，当电源消失后接点闭合，正常有电源时接点是打开的硬件结构说明母版模件现有母板模件分别为PSIU601-MB.B-A，PSIU601-MB.B-B，PSIU601-MB.C-A，其中，PSIU601-MB.B-A支持1块交流插件，PSIU601-MB.B-B支持2块交流插件，PSIU601-MB.C-A支持3块交流插件，各模板的通道定义如下：交流插件型号对应交流插件的位置母板通道标识

AD复采通道序号PSIU601-MB.B-AAC111，1322，1433，1544，1655，1766，1877，1988，2099，211010，221111，231212，24硬件结构说明母版模件PSIU601-MB.B-B

AC111，1322，1433，1544，1655，1766，1877，1988，2099，211010，221111，231212，24AC21325，281426，291527，30PSIU601-MB.C-A

AC111，1322，1433，1544，1655，1766，1877，1988，2099，21AC31010，221111，231212，24AC21010，221111，231212，24硬件结构说明装置背板间隔合并单元PSMU602GC硬件结构说明装置背板母线合并单元PSMU602GV-N（9-2级联方式）硬件结构说明装置背板母线合并单元PSMU602GV-F（FT3级联方式）使用说明指示灯说明PSMU602GC与PSMU602GV的面板一致序号信号灯名称颜色点灯方式1运行绿灯正常运行时长亮2告警红灯异常时告警灯长亮3同步绿灯同步时长亮，未同步或守时过程中闪烁4GOOSE通信绿灯正常时长亮，中断时闪烁，熄灭表示不接收GOOSE5SV接收1绿灯正常时长亮，中断时闪烁，熄灭表示1口不接收SV6SV接收2绿灯正常时长亮，中断时闪烁，熄灭表示2口不接收SV7I母运行绿灯配置PT切换情况下，长亮表示在I母运行8II母运行绿灯配置PT切换情况下，长亮表示在II母运行9PT并列绿灯配置PT并列情况下，长亮表示处于并列状态10备用绿灯熄灭11备用绿灯熄灭12检修红灯检修状态时长亮，非检修态时熄灭使用说明控制字说明控制字名称内容含义并列把手开入来源0：本地开入（缺省）备用1：GOOSE开入刀闸1开入来源0：本地开入在PT间隔，表示PT刀闸，在线路间隔，则表示支路刀闸1：GOOSE开入（缺省）刀闸2开入来源0：本地开入同上1：GOOSE开入（缺省）刀闸2投退0：刀闸2投入（缺省）当PT并列工作在扩大内桥方式，若II段母线没有PT情况下，该控制字整成“1”，否则“0”1：刀闸2退出刀闸3开入来源0：本地开入同上1：GOOSE开入（缺省）分段开关开入1来源0：本地开入分段开关1、分段刀闸2、分段刀闸3的开入来源1：GOOSE开入（缺省）分段开关开入2来源0：本地开入分段开关2、分段刀闸3、分段刀闸4的开入来源1：GOOSE开入（缺省）PT切换告警延时默认延时1分钟延时1分钟输出PT切换刀闸位置无效PT并列方式0：不并列（缺省）用于PT并列模式选择1：单母分段自动方式2：单母分段手动方式3：扩大内桥自动方式4：扩大内桥手动方式虚端子说明虚端子说明GOOSE开入序号GOOSE输入含义1刀闸1GOOSE开入方式下隔刀1双点位置2刀闸2GOOSE开入方式下隔刀2双点位置3刀闸3

4分段开关1GOOSE开入方式下分段开关1双点位置5分段刀闸1GOOSE开入方式下分段刀闸1双点位置6分段刀闸2GOOSE开入方式下分段刀闸2双点位置7分段开关2GOOSE开入方式下分段开关2双点位置8分段刀闸3GOOSE开入方式下分段刀闸3双点位置9分段刀闸4GOOSE开入方式下分段刀闸4双点位置10备用10

11转发告警合一装置用12远方复归GOOSE开入复归信号13备用13

14备用14

15备用15

虚端子说明GOOSE开出：主要发送合并单元自身的异常、告警信号，通过GOOSE的方式发送给测控装置，便于监控系统收拾监测。序号事件名称含义1告警总装置异常，与面板告警灯对应2失步同步信号源丢失3配置错采样或GOOSE配置文件出错4平台告警软件平台告警5SV接收1中断9-2/FT3接收口1通信中断，与面板“SV接收1”灯对应6SV接收2中断9-2/FT3接收口2通信中断，与面板“SV接收2”灯对应7备用

8备用

9备用

10备用

11备用

12GOCB1中断GOOSE数据1接收中断13GOCB2中断GOOSE数据2接收中断14GOCB3中断GOOSE数据3接收中断15GOCB4中断GOOSE数据4接收中断16GOCB5中断GOOSE数据5接收中断17GOOSE中断总GOOSE中断总信号，与面板“GOOSE通信”灯对应18PT并列告警PT并列状态非法19PT切换告警PT切换状态非法20备用

21备用

22备用

23备用

24备用

25备用

26PT并列PT并列状态27PT切换PT切换状态28I母I母PT运行（针对PT切换）29II母II母PT运行（针对PT切换）30备用

31复归外部复归32检修状态

虚端子说明SV开入、SV开出：SV开入：不同变电站由于现场互感器采集不同，SV虚端子也会根据调整有区别，但是基本上一致。SV开入主要是间隔合并单元级联的母线合并单元电压，母线合并单元无SV开入。SV开出：SV开出则由模型定义好SV通道顺序，将交流采样与9-2（或FT3）级联电压整合后统一发送给间隔层设备。智能变电站合并单元和智能终端调试提纲合并单元介绍及调试智能终端介绍及调试检修问题故障录波网络分析仪一、合并单元的介绍及调试智能变电站合并单元介绍合并单元的延时与同步介绍合并单元等间隔离散性（抖动）介绍合并单元延时及等间隔性（抖动）测试对时精度及守时功能测试精度测试SV报文检查智能变电站合并单元介绍合并单元最初是属于电子式互感器的附属品目前智能变电站，合并单元更多的是A/D转换及电压并列、切换功能智能变电站合并单元介绍

智能变电站的互感器采用两种方式：电子式互感器二次输出为数字量，弱信号二次输出规约基于IEC60044-8的FT3电磁式互感器（主要形式）二次输出为模拟量电流为1A/5A，电压为57V/100V智能变电站合并单元介绍微机保护测控装置交流输入组件A/D转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱智能变电站合并单元介绍智能终端MU保护逻辑(CPU)人机对话模件ECT一次设备智能化IED数字化保护测控SMV光纤GOOSE光纤交流输入组件A/D转换组件开入开出组件保护装置的辅助插件进行了前移二次在线监测智能变电站合并单元介绍两种不同的方式导致合并单元功能的不同：电子式互感器+合并单元（ElectronicTransformers&MergingUnit

简称ETMU模式)电磁式互感器+合并单元(Transformers&MergingUnit

简称TMU模式）智能变电站合并单元介绍

ETMU模式为了将电子式互感器应用于变电站自动化系统，待解决的关键问题之一就是互感器与变电站二次设备之间的接口问题，而合并单元是数字接口的主要组成部分。合并单元是将现场电子式互感器输出的电流、电压信号合并并处理，然后按规定的帧格式传送给变电站的二次设备，是整个自动化系统的关键设备智能变电站合并单元介绍

ETMU模式FT3智能变电站合并单元介绍TMU

模式采集电磁式互感器的二次电流电压，将模拟量转换为数字量后，以IEC61850-9-2的帧结构将电流、电压信号合并处理传输给间隔层设备智能变电站合并单元介绍

TMU模式合并单元介绍功能要求按间隔配置的合并单元应提供足够的输入接口，接收来自本间隔电流互感器的电流信号；若间隔设置有电压互感器，还应接入间隔的电压信号；若本间隔的二次设备需要母线电压，还应接入来自母线电压合并单元的母线电压信号。

母线电压应配置单独的母线电压合并单元。合并单元应提供足够的输入接口，接收来自母线电压互感器的电压信号。对于单母线接线，一台母线电压合并单元对应一段母线；对于双母线接线，一台母线电压合并单元宜同时接收两段母线电压；对于双母线单分段接线，一台母线电压合并单元宜同时接收三段母线电压；对于双母线双分段接线，宜按分段划分为两个双母线来配置母线电压合并单元合并单元介绍对于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单元，母线电压并列功能宜由合并单元完成，合并单元通过GOOSE网络获取断路器、刀闸位置信息，实现电压并列功能。合并单元应能提供输出IEC61850—9协议的接口及输出IEC60044—7/8的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。对于采样值组网传输的方式，合并单元应提供相应的以太网口；对于采样值点对点传输的方式，合并单元应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。输出接口应模块化并可根据需要增加输出模块。合并单元应能接收12路电子式互感器的采样信号，经同步和合并之后对外提供采样值数据。

合并单元介绍

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±1μs。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。输出协议采用IEC61850-9-2时，合并单元的数字量输出宜采用24位有符号数值。输出协议采用IEC61850-9-1或IEC60044-8时，合并单元的数字量输出宜采用二次值方式。合并单元应能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出；应能够接收电子式互感器的异常信号；应具有完善的自诊断功能。合并单元应能够输出上述各种异常信号和自检信息。合并单元介绍合并单元宜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强度，并根据检测到的光强度信息，提前报警。根据工程需要，合并单元可提供接收常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号的接口。合并单元与电子式互感器之间通讯速度应满足最高采样率要求。合并单元与电子式互感器之间的通讯协议应开放、标准，宜采用IEC60044-7/8的FT3格式。合并单元应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。合并单元应提供调试接口，可以根据现场要求对所发送通道的顺序、相序、极性、比例系数等进行配置。合并单元介绍电压并列功能：智能变电站没有专门的电压并列柜，并列功能在母线PT合并单元实现。由于A/D前移，且并列的隔刀位置也是通过采集GOOSE光信号，因此原理上不存在二次反送电问题电压切换：在间隔合并单元实现母线电压的切换合并单元的延时与同步介绍智能变电站的电流电压采集是分布式采集由各个合并单元采集电流电压，再上送到间隔层，分布式最大的问题就是同步问题，而产生同步最根本的原因就是延时问题，合并单元的延时与同步介绍合并单元的延时是由于硬件和软件共同导致的，对于ETMU模式

的采样延时如下图所示：

合并单元的延时与同步介绍

对于TMU模式的延时主要是由合并单元自身延时导致，即不考虑EVT和ECT的延时。因为合并单元前端采用电磁式互感器，输入的模拟量采样值经电缆直接并行送入合并，采样值传输延时固定且数值很小。但当电流电压经合并单元转换为SMV-9-2输出时就会产生延时，而且不同厂家的合并单元产生的延时不会完全相同，特别对电压其延时更不好确定，因为电压到保护测控经过了PT合并单元和线路合并单元两及延时。

合并单元的延时与同步介绍

延时产生的后果：

电流电压之间的夹角可能就会出现误差。合并单元的采样是一个周波是80点，一秒钟50个周波，因此一个点是1/4000秒即250us，因此1us相差的电角度为4.5/250=0.018°，折算从分就是0.018x60=1.08′≈1′，即1us误差就是1′左右

合并单元的延时与同步介绍

延时产生的后果：影响距离保护的动作边界值对于母差保护延时问题显得更为重要，如果两个线路合并单元之间的延时过大就可能导致母差保护出现误动或拒动测控和计量

合并单元设定延时的目的为了消除不同合并单元延时不一致的问题，通常采用同步的方法来解决，即所有合并单元接收到电磁式互感器输入的电流电压后，都等待一定的时间后再同时将电流电压输出给保护测控装置，保护测控装置解析数据报文中的时标，在进行时间或相角补偿。

合并单元的延时与同步介绍

同步：

合并单元的延时与同步介绍

单个常规变电站的电流电压本身就是个同步系统，电流电压通过一次母线进入变电站再通过互感器及二次电缆进入各个装置，其传播速度接近光速，且中间没有其他环节，因此对于线路保护、母差保护、变压器保护而言其电流电压之间保持同步

合并单元的延时与同步介绍

智能变电站的二次电流电压没有直接到达保护装置，而是在前端先进行A/D转换后再通过光纤传送到各个装置，特别是电压经过了两级合并单元，因此在传输过程中就会产生延时，导致不同步合并单元的延时与同步介绍智能变电站的同步方法包括：软件：插值法、报文延时、报文时标硬件：GPS、北斗外部对时，硬件时标

合并单元的延时与同步介绍

智能变电站时钟同步系统：合并单元等间隔离散性（抖动）介绍调试人员不能将延时和同步混淆，延时反应的是信息的时差性，同步是解决数据延时的手段。延时长短将决定保护装置反应故障的快慢，同步性能将决定二次系统电流电压数据的质量。合并单元等间隔离散性（抖动）介绍合并单元间隔离散性：对一个波形采样，采样点为n，输出设定延时为t，每个点对应的输出时标为Ti，则等间隔离散性是指任意连续两个输出时标之差应±10us，即Ti+1-Ti≤±10us。合并单元等间隔离散性（抖动）介绍

同步波形合并单元等间隔离散性（抖动）介绍

抖动波形合并单元等间隔离散性（抖动）介绍

《智能变电站继电保护技术规范》要求合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs，对ETMU模式的额定延时要求是≤2ms，对TMU模式的要求目前没有明确，但一般参照ETMU模式≤2ms。电子式电流互感器和电压互感器的技术规范中对不同精度的角度误差做了要求，对P级别如5P和10P级别的互感器要求相角差不大于±1°也就是±60分，而前面介绍了1分的延时大概就是1us，因此保护用的电流电压的绝对延时一般要求t±60us；对精度为0.2S级别的互感器要求相角差不大于±10′也就是±10us，因此对设备标定的延时测试即对合并单元绝对延时的测量结果要求：计量用的电流电压的绝对延时一般要求t±10us，保护用的电流电压的绝对延时一般要求t±60us。合并单元延时及等间隔性（抖动）测试合并单元的单装置延时测试只针对TMU的模式，对于ETMU的模式需要和电子式互感器一起进行测试。可以使用NT781模拟量输入合并单元测试仪进行测试。合并单元延时及等间隔性（抖动）测试对于TMU方式的试验接线图如下图所示：对时精度及守时功能测试目前合并单元一般采用B码对时，如果合并单元和外部时钟已经对时稳定了，那么可以通过测试仪器比如DM5000来解析报文中的时标（DM5000本身也和这个外部时钟对时稳定），来确定合并单元是否与外部时钟已经对时稳定。如果合并单元没有对上时，而凯默已经对上时，则凯默测量合并单元的延时将是一个相差很大的延时，如果合并单元对上时，则测量的延时和合并单元设定延时相差会小于1us。下图是某线路合并单元的延时测量（该合并单元设定的延时是2000us）。对时精度及守时功能测试测量的延时和合并单元设定的延时非常一致，误差小于1us。对时精度及守时功能测试守时功能测试：守时功能测试相对简单，将合并单元与外部对时系统断开后，继续使用DM5000（仍然保持B码对时）测量合并单元的延时，采样的同步误差应至少能在10分钟内不大于4uS同步精度要求。精度测试交流采样测量装置是将工频电量量值电流、电压、频率经数据采集、转换、计算的各电量量值（电流、电压、有功功率、无功功率、频率、相位角和功率因数等）转变为数字量传送至本地或远端的装置。为了保证交流采样测量装置量值采集的准确、可靠，需要进行精度校验TMU模式下的合并单元实际是将AD转换前置，因此有必要进行精度测试2025/3/18精度测试合并单元的精度测试相比传统的精度测试要复杂主要是因为：1，目前没有成熟直观的产品进行合并单元的精度测试2、电压的切换问题3、电压的输入文问题4、所有母线电压都要进行精度测试，测试的内容增加2025/3/18精度测试2025/3/18SV报文检查SV通道与互感器二次绕组级别匹配问题

系统集成商对此没有认识，可能配错通道，导致保护或测控用的二次绕组用于计量通道MAC、APPID、VLAN等检查在测量中应注意的事项不能利用经过B码对时上后测量时标误差来测量绝对延时的方式。因为通过解析时标的并没有真实反映出合并单元A/D转换、数据处理、传输等方面的延时。线路合并单元的输出电压是通过PT合并单元级联过来的，因此这里存在两个合并单元的延时问题，目前保护厂家一般会在线路合并单元对电压进行一次延时补偿，即如果PT合并单元设定了t1秒的延时，线路合并单元在收到电压后会补偿t1秒，然后在经过线路合并单元设定的t2秒的延时与电流一起输出。因此电压的绝对延时就是t2。但在测量的时候是要分别测出t1和t2。要确定合并单元接收的是正向对时还是反向对时，如果对时装置和合并单元的方式相反则合并单元将无法对时。小结：合并单元是智能变电站将一次电流电压引入二次系统的桥梁，因此其性能的好坏对整个变电站的运行至关重要，调试人员应该十分重视合并单元的试验，在入厂联调时一定要严格按照相关规范就行测试，特别是延时和抖动性能的测试更是重中之重。二、智能终端的介绍及调试智能终端简介智能终端报文测试智能终端操作箱问题智能终端逻辑闭锁问题智能终端简介能单元具有开关量（DI）和模拟量（AI）采集功能，输入量点数可根据工程需要灵活配置；开关量输入采用强电方式采集；模拟量输入应能接收4～20mA电流量和0～5V电压量智能单元具有开关量（DO）输出功能智能单元具有断路器控制功能。智能单元具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器防跳功能以及各种压力闭锁功能在断路器本体操作机构中实现。智能单元应具备完整的跳闸回路监测功能，在线监测跳合闸回路下列项目：出口继电器失效；出口继电器接点粘死；出口压板状态。智能终端简介智能单元应具有信息转换和通信功能，支持以GOOSE方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自二次设备的GOOSE下行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能。智能单元应具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法。智能终端报文测试（开入开出）可以使用DM5000非常方便进行智能终端的报文测试，及开入开出测试、对点智能终端报文测试（开入开出）智能变电站继电保护技术规范要求：智能终端的动作时间小于7ms。

智能终端操作箱防跳回路的检验分合闸电流的整定TJR启动远动跳闸信号GOOSE数据通道与装置开关量输入关联的正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性闭锁操作回路双套保护重合闸问题智能终端逻辑闭锁智能终端逻辑闭锁回路通常串联在断路器、隔刀的控制回路，并经过逻辑压板控制，当智能终端接收到逻辑闭锁的goose信号，且“逻辑闭锁投入”压板投入，则闭锁操作要注意该goose信号不返回问题，或逻辑闭锁接点粘死问题三、检修状态问题智能变电站继电保护压板数量的大量减少，并不等于投退压板变的简单明了。相反，不可能根据二次图纸找到压板的位置来投退。需要分析IED设备检修机制，结合具体检修工况，进行压板正确投退方式。传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员可采取将电流/电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等措施在回路上保证检修设备与运行设备之间的二次回路完全隔离。对于智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变装置参数配置进行检修/运行的切换。检修状态问题相对于常规变电站，智能变电站只在智能终端保留出口压板。出口压板的投退与常规站一样。智能变电站功能压板只有一个，即检修压板。根据IEC61850模型，在合并单元、保护装置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与常规站是不同的，在检修压板投入时在其向外发送的GOOSE或者SV报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位标志完全一致时，方能出口。检修状态问题合并单元或智能终端处于检修状态时，其报文的TEST位置1，如果保护装置不是检修状态，保护装置会报检修状态不一致，合并单元或智能终端的报文信息不参与保护装置的计算或判断，如果是母差与某间隔检修不一致则会闭锁母差会闭锁保护检修状态问题

合并单元和智能终端之间没有SV数据传输，也就没有直接的检修位传输或判别；合并单元和保护装置之间是上送SV数据，不会判别保护的检修位；合并单元和合并单元之间也是传输SV数据，不会改变SV数据的检修品质位，例如：母线TV合并单元将母线电压上送给各间隔合并单元，各间隔合并单元上送时会原封不动的传送母线合并单元数据的检修品质位，和本间隔合并单元检修压板投退情况无关。或者说各间隔合并单元中由本间隔TV、TA直接来的数据的检修品质位和间隔合并单元检修压板相关。这样就可能出现间隔合并单元上送的SV数据中一部分带检修位，另一部分不带检修位的情况。检修状态问题保护装置和合并单元的检修机制是指：正常运行时，保护和合并单元的检修压板都不投，双方的检修状态相同，此时保护的出口是允许的；当单独投保护检修或单独投合并单元检修时，双方的检修状态是不同的，此时保护的出口是禁止的；当保护和合并单元的检修压板均投入，此时双方的检修状态相同，保护的出口也是允许的。只有在保护和合并单元的检修状态相同时，保护才允许动作。检修状态问题保护装置实时对各模拟量输入通道品质中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将此路模拟量用于保护计算。元件检修不一致时，按母线闭锁差动保护。当出现检修不一致且装置未投入检修压板时，装置按元件发检修不一致报文。当投入装置检修压板时，保护不再按元件发检修不一致的报文，仅发一个总的检修不一致报文。检修状态问题复合电压闭锁元件包括三部分：母线保护用复合电压闭锁、失灵保护用复合电压闭锁、PT断线告警。母线保护用电压闭锁元件和失灵保护用电压闭锁元件采用不同的门槛值。电压品质异常或电压检修不一致时开放复合电压。检修状态问题智能终端检修功能可归结为两点：检修压板投入后，装置上送所有GOOSE报文的品质及GOOSE帧头中的测试位Test置位。装置将接收的GOOSE报文中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才视作为有效进行动作。当二者不一致时，视为“预传动”状态。检修状态问题母线PT合并单元检修压板对线路保护的影响：线路间隔智能终端、合并单元、保护装置的检修压板均在退出位置，母线PT检修压板投入。则线路保护会自动退出与母线电压有关的保护。这一点在运行中要格外注意。检修状态问题母线保护除了母差保护装置的一个检修压板，加上各个间隔智能终端、合并单元，以及母线TV合并单元的检修压板，会有很多个检修压板，应把它们当作一个整体来看待。正常运行时，所有检修压板都退出，单投入母差保护检修压板，母差保护退出。投入一个间隔智能单元检修压板，母差保护可以动作，该间隔智能单元能收到母差跳令，不出口，其他保护动作时，该间隔智能单元也不出口。投入一个间隔合并单元检修压板，对不同厂家的母差保护功能影响不同：许继母差，该间隔电流不参与保护，保护有差流，可能误动；南瑞母差，闭锁整个母差保护，拒动。措施：不投该间隔合并单元压板，退母差保护对应支路的SV软压板。对采用母线TV闭锁出口的母线差动保护，母线TV合并单元检修压板投入后，对许继和南瑞的保护功能影响不同（许继母差，开放复压闭锁，南瑞，品质位不一致，闭锁保护）。故障录波和网络分析仪故障录波的功能和常规变电站相同，其配置是照二次网络配置进行网络分析仪主要是对二次网络的性能、报文的正确性进行分析和记录，其配置是照二次网络配置进行故障录波器试验项目A） 模拟量通道检查B） 开关量通道检查C） GOOSE开关量通道检查D） 触发定值检查E） 对时精度检查故障录波和网络分析仪故障录波的试验和常规站的试验项目相同，网络分析仪基本没有很多试验项目，主要是检查其能否正确反应网络报文和流量要注意故障录波和网络分析仪的VLAN在进行网络压力测试时，要检查两者是否有丢帧及死机现象其他注意事项任何情况下的CT、PT品质异常、链路异常都要引起足够的重视智能变电站一旦全站二次组网完毕，变电站的二次系统就和带电运行的情况是一致的，可以等同于运行状态其他注意事项如果不是GIS结构则一定要注意智能控制柜的散热和防潮及防灰尘问题，及在现场调试过程中对光口的防护问题，一定要保持光口的洁净对光纤和光缆成品保护问题智能断路器目录1智能断路器的定义2智能开关的优越性3典型系统4数字接口5小结1智能断路器的定义为什么要智能化断路器？CIGRE对SF6断路器的可靠性调查结果表明，72%的故障是由断路器的二次设备、机械缺陷引起的。1智能断路器的定义高压断路器二次技术的发展趋势是用微电子、计算机技术和新型传感器建立新的断路器二次系统，开发具有智能化操作功能的断路器。由电力电子技术、数字化控制装置组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间，减少瞬时过电压幅值。断路器操作所需的各种信息由装在断路器设备内的数字化控制装置直接处理，使断路器装置能独立地执行其当地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。新型传感器与数字化控制装置相配合，独立采集运行数据，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障之前发出报警信号，以便采取措施避免事故发生。断路器具有数字化接口，可收发GOOSE消息以实现开关控制。1智能断路器的定义智能操作断路器是在现有断路器的基础上引入智能控制单元，它由数据采集、智能识别和调节装置3个基本模块构成。1智能断路器的定义基于微机、电力电子技术和新型传感器（电子互感器、光学互感器）建立新的断路器二次系统；智能断路器的技术基础基于IEC61850，保护和控制命令可以通过光纤网络实现与断路器操作机构的数字化接口。这些技术使得变电站的过程层也得以数字化，以太网构成全变电站的神经中枢。目录1智能断路器的定义2智能开关的优越性3典型系统4数字接口5小结2智能断路器的优越性使断路器实际操作大多是在较低速度下开断，从而减小断路器开断时的冲击力和机械磨损，不仅可减少机械故障和提高可靠性，还能提高断路器的操作使用寿命，在工程上有较大的经济效益和社会效益；有可能改变目前的试探性自动重合闸的工作方式，而成为自适应自动重合闸，即做到在短路故障开断后，如故障仍存在，则会拒绝重合，只有当故障消除后才能重合；122智能断路器的优越性实现分相合闸，降低合闸操作过电压，取消合闸电阻，进一步提高可靠性；实现分相分闸，控制实际燃弧时间，使断路器起弧时间控制在最有利于燃弧的相位角，不受系统燃弧时差要求的限制，从而提高断路器实际开断能力；实现集成开关设备，从而实现紧凑型变电站。345目录1智能断路器的定义2智能开关的优越性3典型系统4数字接口5小结3典型系统智能断路器技术的进一步发展就是将非常规互感器、间隔内的隔离开关、接地开关等一次设备及其相应控制装置有机地组合和集成到智能断路器内，这种集成装置可称为智能开关系统。集成开关设备（系统）3典型系统插接式开关系统PASS(Plug&SwitchSystem)。

PASS采用了智能化传感器技术和微处理技术，通过数字通信实现对设备的在线监测、诊断、过程监视和站内计算机监控。通过智能软件分析可确定出设备的运行状况。PASS中安装了电子式互感器。通过高速现场总线传送数字化的电流电压信号。ABB智能断路器：PASS全部采用智能化PASS开关的澳大利亚的275kVBlackwall变电站和Braemar变电站已分别于1999年和2000年投入了运行。3典型系统MITS智能化开关产品（MitsubishiInformationTechnologySwitchgear）

MITS以无铁芯电流互感器和分压式电压互感器取代了常规电流互感器和电压互感器，配合使用同步相位控制器和复合传感器，可以实现智能化变电站的全数字化要求。三菱：MITS三菱公司在广东500kV西江变电站部分间隔安装了MITS系统，由南瑞继保、北京四方提供配套的二次保护控制设备，进行运行试验。3典型系统HIS(HighlyIntegratedSwitchgear)

类似于ABB的PASS，但未采用电子式互感器。在断路器智能化方面，采用了智能模块对断路器的相关参数进行监视，并通过高速现场总线传输到变电站层作进一步的分析。SIEMENS：HIS3典型系统国内制造商也开始了智能断路器技术的研究，平顶山天鹰集团的ZF11-252KVGIS，状态监控系统集成了传感器技术、PLC技术、计算机技术、监测技术、网络技术以及通讯技术等，实现对GIS产品内部电器元件、特别是对其中断路器及其操作机构部分的状态监测，通过对其内部多种状态参数的采集和结果的分析处理，完成状态信息和分析结果的显示以及相应的控制操作，已在云南大关变应用。国内情况南瑞PCS-9820A智能控制装置和CZX-12R1型操作继电器可组成智能断路器操作系统。目录1智能断路器的定义2智能开关的优越性3典型系统4数字接口5小结4数字接口目录1智能断路器的定义2智能开关的优越性3典型系统4数字接口5小结5小结智能操作的核心是断路器能够根据其工作条件自动地调整开断性能以实现最优操作。跳合闸信号通过网络方式传输，省却了大量的二次电缆，这将大大提高变电站二次系统的可靠性和安全性；同时，将有利于实现二次系统的状态检修。智能断路器是数字化变电站的重要支撑技术。该技术的应用对于提高电网安全稳定水平具有积极和长远的意义。智能组件目录1智能变电站与变压器智能组件2变压器智能组件构成及技术要求3变压器智能组件设计方案1智能变电站与变压器智能组件采用先进、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。智能变电站1智能变电站与变压器智能组件智能变电站分为设备层、系统层智能变电站设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成，实现DL/T860（IEC61850）中所提及的变电站测量、控制、保护、检测、计量等过程层和间隔层的功能。系统层面向全站或一个以上高压设备，通过智能组件获取并综合处理变电站中关联智能设备的相关信息，按照变电站和电网安全稳定运行要求，控制各设备层协同完成多个应用功能。系统层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现DL/T860中所提及的站控层功能。1智能变电站与变压器智能组件综合这些因素，油浸式电力变压器具有智能化的价值，是高压设备智能化的重要对象之一。变压器智能化油浸式电力变压器是最重要的高压设备之一，事故率较高、故障影响较大，对电网可靠性有较大影响。油浸式电力变压器也是结构最复杂、故障原因最复杂的电网设备。油浸式电力变压器在运行中，有不少需要测量的参量（如油温、油位、分接位置），也有需要控制的部件（如冷却系统、有载调压系统）1智能变电站与变压器智能组件智能组件是我国在研究制订智能电网标准体系时提出的一个新概念，是集中反映了宿主设备智能化的关键部件，由一个以上智能电子装置的集合组成，是宿主设备的一部分。变压器智能组件由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。什么是智能组件？1智能变电站与变压器智能组件根据工程实际，可以由多个独立的智能电子装置实现智能组件的功能，他们的集合可以称为逻辑智能组件，或分散式智能组件，但不宜把各独立智能电子装置称为智能组件。变压器智能组件是一个物理设备智能组件具有以下三个属性：是宿主高压设备的一部分由一个以上智能电子装置组成1智能变电站与变压器智能组件如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。智能电子装置(IntelligentElectronicDevice,IED)采集或处理数据一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的一种电子装置：接收或发送数据接收或发送控制指令执行控制指令目录1智能变电站与变压器智能组件2变压器智能组件构成及技术要求3变压器智能组件设计方案2变压器智能组件构成及技术要求变压器智能化项目2变压器智能组件构成及技术要求测量IED通信要求：测量IED接入过程层网络，需要向站控层设备传输的数据可由测量IED直接接入站控层网络，或由测量IED通过过程层网络采用GOOSE方式发送至系统测控装置，