《电力系统继电保护及应用》课件-智能变电站技术

电力系统继电保护及应用电力系统继电保护及应用智能变电站技术1常规变电站综合自动化系统存在的主要问题2智能变电站概念3智能变电站技术优于数字化变电站4智能变电站自动化系统典型的三层体系结构5智能变电站典型应用特征7智能变电站与常规变电站比较8虚端子与虚回路9软压板概念6智能变电站体现出的“新”1常规变电站综合自动化系统存在的主要问题常规变电站综合自动化系统存在的主要问题01目前电力系统中大量的变电站采用了自动化技术，实现了无人值班。变电站自动化技术经过了三十年的发展也逐步成熟和完善，在提高电网自动化水平和输配电可靠性等方面发挥着重要的作用。然而随着非常规互感器、智能电力设备和网络技术的发展，以及IEC61850变电站通讯标准的推广应用，常规的变电站综合自动化系统构架体系越来越不能适应新技术的发展，主要存在以下几个方面的问题：1.没有统一的变电站自动化系统的技术标准。生产厂家各自为政，应用不同的技术标准。变电站自动化系统的标准包括技术标准、自动化系统模式及管理标准等；常规变电站综合自动化系统存在的主要问题012.没有实现传输规约和传输网络的标准化。不同厂家设备间通信协议和接口兼容性差，造成不同厂家的设备间互换性、互操作性差，给变电站设备维护带来困难，同时还造成各厂家设备技术重复开发，浪费人力物力；3.一次设备的数字化、信息化不够。常规变电站自动化架构体系是基于传统互感器和一次设备实现的，没有真正实现一次设备的数字化，缺乏一次设备状态监视信息，通常设备只能采用计划检修，而不能实现设备的状态检修。非智能一次设备也不能实现例如按波形控制合闸等智能控制功能；4.可扩展性差。由于技术的发展，二次设备厂家的产品经常需要升级、扩容和维护，而常规的变电站自动化系统结构不能满足设备间的互操作性，不能实现设备间的“即插即用”，因此，在需要系统扩展和设备更新时给用户带来了一系列的问题。2智能变电站概念智能变电站概念02随着智能化开关、非常规互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻影响，全数字化、智能化的变电站自动化系统投入运行并大量建设。在坚强智能电网的发电、输电、变电、配电、用电和调度六个环节之中，变电环节占据着相当重要的地位，智能变电站因此成为建设坚强智能电网的重要组成部分，是连接发电和用电的枢纽，是整个电网安全、可靠运行的重要环节。随着应用网络技术、开放协议、一次设备在线监测、变电站全景电力数据平台、电力信息接口标准等方面的发展，驱动了变电站一、二次设备技术的融合以及变电站运行方式的变革，由此逐渐形成了完备的智能变电站技术体系。智能变电站概念02智能即为人性化，就是把变电站做成像人在调节一样，当低压负荷量增加时变电站送出满足增加负荷量的电量，当低压负荷量减小时，变电站送出电量随之减少，确保节省能源。依据国网公司企业标准《智能变电站技术导则》的规定，智能变电站定义为采用先进、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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。智能变电站概念02智能化变电站以先进的信息化、自动化和分析技术为基础，灵活、高效且可靠地满足发电、用电对电网提出的各种需求，实现提高电网安全性、可靠性、灵活性和资源优化配置水平的目标。变电站又是电力网络的节点，负责连接线路和输送电能，担负着变换电压等级，汇集电流，分配电能，控制电能流向和调整电压等功能。变电站的智能化运行是实现智能电网的最基础环节之一。智能变电站概念02智能变电站主要包括智能高压设备和变电站统一信息平台。智能高压设备主要包括智能变压器、智能高压开关设备、电子式互感器等。智能变压器与控制系统依靠通信光纤相连，可及时掌握变压器状态参数和运行数据。当运行方式发生改变时，设备根据系统的电压、功率情况，决定是否调节分接头；当设备出现异常时，会发出预警并提供状态参数等，在一定程度上降低运行管理成本，减少隐患，提高变压器运行可靠性。智能高压开关设备是具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，具有监测和诊断功能。电子式互感器是指纯光纤互感器、磁光玻璃互感器等，可有效克服传统电磁式互感器的缺点。3智能变电站技术优于数字化变电站智能变电站技术优于数字化变电站03数字化变电站技术是在变电站综合自动化基础上进一步发展的阶段性技术，其本质特点是变电站实现了一、二次设备就地数字化和数据光缆传输技术的实践应用。建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统间的互操作性；要求站内应用的所有微机装置满足统一的标准，拥有统一的接口，以实现互操作性，实现了一、二次设备的初步融合。智能变电站技术优于数字化变电站03而智能变电站更侧重于运行与管理，是在数字化变电站的基础之上，赋予了更多的“智能”特征，进一步增加高级应用，完善变电站的智能化应用与管理。如监控管理一体化系统，利用了大量数字信息来完成一些分布功能、自动控制功能；是在数字化变电站技术的基础上，对变电站信息进行了综合分析利用，实现了一、二次设备的智能化，允许管理的自动化、操作监视的智能化等。数字化变电站主要强调手段，而智能变电站更强调目的。智能变电站技术优于数字化变电站03智能变电站注重变电站之间、变电站与调度中心之间的信息的统一与功能的层次化，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标实现一、二次设备的一体化、智能化整合和集成；需要满足间歇性电源“即插即用”的技术要求。在信息采集方面：数字化变电站对数据的全面数字化采集、传输和共享，而智能变电站全面覆盖的智能传感器根据分析要求进行采集；在通信方面：数字化变电站采用高速可靠的数字化通信，而智能变电站采用多种通讯介质实现的集成的、双向的通信；在决策方面：数字化变电站根据系统实时状态给出准确的处置方案，而智能变电站实时评估，快速判断，并自动生成控制策略；在控制方面：数字化变电站根据辅助决策结果进行人工控制，而智能变电站，智能控制系统对人工的代替，实现电网自愈。智能变电站技术优于数字化变电站03智能变电站与数字变电站的区别主要体现在：一次设备状态监测与一次设备智能化；一体化信息平台与智能高级应用；辅助系统智能化。4智能变电站自动化系统典型的三层体系结构智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04智能变电站着重强调对一次设备自动控制以及二次设备系统组织，同时采用高效快捷的网络通信方式建立起二者之间的交流通道。根据IEC61850系列标准提出的变电站三层功能结构，国内智能变电站实施过程中应用较多的是“三层两网”结构，也提出过“三层三网”结构及“三层一网”结构，在网络配置上差异较大。当前最经典的智能变电站二次系统结构为“三层两网”结构。三层：站控层、间隔层、过程层；两网：站控层网络、过程层网络。站控层网络、过程层网络物理上相互独立。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04智能变电站典型“三层两网”结构示意图智能变电站自动化系统典型的三层体系结构041.三层设备一次设备和二次设备的结合面被称之为过程层，或者说过程层是指智能化一次设备的智能化部分，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的智能组件，以及独立的微机装置。如电子式互感器、合并单元、智能终端等，完成一次设备的“智能化”功能，如实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。（1）过程层。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04过程层设备主要作用：①实时电气量检测。如电流、电压以及谐波分量等参数的检测。②运行设备的状态参数在线检测与统计。变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。③对各种操作进行执行和控制。如变压器分接头调节控制；电容、电抗器投/切控制；断路器、隔离开关合/分控制等。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关/合或开/断。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04间隔层设备一般指变电站每个间隔的保护装置、测控装置、故障录波、计量装置等二次设备。间隔层一般按断路器间隔划分，保护装置负责该间隔线路、变压器等设备的保护、故障记录等，测控装置负责该间隔的测量、监视、断路器的操作控制和闭锁，以及时间顺序记录等。间隔层设备主要作用：采集本间隔一次设备的信号并对一次设备产生保护、控制和监视作用，并将相关信息上送给站控层设备和接收站控层设备的命令。（2）间隔层。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04站控层（也叫变电站层）由自动化站级监视控制系统、监控主机、远动工作站、操作员工作站、对时系统等组成，提供变电站运行的人机联系界面，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互与远方调度中心联系。（3）站控层。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04站控层设备主要作用：①通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；②按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；③接收调度或控制中心有关控制命令并转送间隔层、过程层执行；④具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；⑤具有（或备有）站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像、声音等多媒体功能；⑥具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；⑦具有（或备有）变电站故障自动分析和操作培训功能。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构042.两网结构三层设备之间通过网络通信实现数据交换和信息共享。间隔层设备与站控层设备之间的网络称之为站控层网络，过程层设备与间隔层设备之间的网络称为过程层网络。站控层网络实现站控层内部以及站控层与间隔层之间的数据传输，过程层网络实现过程层内部以及间隔层与过程层之间的数据传输。间隔层设备之间的通信，物理上可以映射到站控层网络，也可以映射到过程层网络。全站的通信网络应采用高速工业以太网组成。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04站控层网络设备包括站控层中心交换机和间隔交换机。间隔交换机与中心交换机通过光纤连成同一物理网络。站控层制造报文规范（MMS）网络负责传输全站的实时数据信息；实现变电站与调度或控制中心的数据交互；实现对间隔层、过程层设备的在线维护；实现全站IED设备的信息共享、互操作等功能。（1）站控层网络。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04过程层网络包括GOOSE网和SV网。GOOSE网用于间隔层和过程层设备之间的状态与控制数据交换。GOOSE网一般按电压等级配置，220kV以上电压等级采用双网，保护装置与本间隔的智能终端之间采用GOOSE点对点通信方式。SV网用于间隔层和过程层设备之间的采样值传输，保护装置与本间隔的合并单元之间也采用点对点的方式接入SV数据。也就是我们常说的“直采直跳”。网络代替电缆，使变电站原来复杂的二次回路转变成简单的网络形式。（2）过程层网络。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04按照报文传输格式，智能化变电站通信网络分为三类，即数据采样SV（SMV）、控制信号（GOOSE）、信息管理（MMS）。在数字通信系统中，广泛采用客户-服务器模式。就每个信息传送而言，提供信息的一端叫服务端，接受信息的一端叫客户端，因此对于每个IED装置而言就是对外提供MMS，GOOSE，SV通信服务。（3）智能化变电站通信网络的三种通信服务模型智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04智能变电站间隔层IED智能终端对外提供的三种通信服务是实施智能变电站通信系统的重要内容：①MMS通信服务用于间隔层保护、测控装置（IED）对站控层的通信。如保护动作信息、异常告警信息、定值信息、录波信息等；②GOOSE通信服务用于间隔层保护、测控装置（IED）与过程层智能终端之间的状态变位及控制信息通信。如状态信息、跳闸命令等；③SV通信服务用于间隔层保护、测控装置（IED）与合并单元之间采集值信息传输。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04智能变电站通信网络的三种通信服务模型示意图智能变电站自动化系统典型的三层体系结构043.时间同步系统电力系统是时间相关系统，电压、电流、相角等参数都是基于时间的波形。为保证全网设备和系统的时间一致性，根据《智能变电站技术导则》规定，智能变电站的时间同步系统应能接收北斗和GPS授时信号(优先北斗)对全站智能电子设备（IED）和系统进行授时，时钟同步精度优于1µs。应支持IRIG-B码、秒脉冲对时方式。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04变电站时间同步是指时钟装置通过物理连接方式为站内所有带时间的电气设备提供时间同步信号。时钟装置主要分为主时钟装置和从时钟装置，主时钟可接受卫星授时信号及地面授时信号从而同步装置时间，输出时间信号为变电站被授时装置授时；从时钟装置接收主时钟输出的IRIG-B码信号作为同步信号源完成时间同步，再输出时间信号为其他被授时设备授时。主时钟部署于站控层，从时钟一般部署于变电站小室。各级调度机构应配置一套时间同步系统。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04变电站典型时间同步系统结构智能变电站自动化系统典型的三层体系结构044.110kV智能变电站结构体系的一种配置方案不同电压等级的智能变电站体系结构因重要性和功能性不同而有所区别，110kV智能变电站装置常按单套配置，保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。通用面向对象的变电站事件(GOOSE)网络、采样值(SV)网络组成单网运行，制造报文规范(MMS)网络组成单网运行，下图为110kV智能变电站典型的结构体系图。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04110kV智能变电站典型结构体系图智能变电站自动化系统典型的三层体系结构045.220kV智能变电站结构体系的一种配置方案智能变电站的220kV变压器保护（包括非电量保护）按双重化进行配置。主变压器各侧均配置独立的测控装置及一套本体测控装置。110kV变压器保护按单套配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；变压器各侧合并单元按单套配置，中性点电流、间隙电流并入高压侧合并单元。220kV线路配置两套独立的保护装置，配置一套测控装置。110kV侧线路配置一套保护测控一体化装置。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构0435kV及以下电压等级侧采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置。电压、电流通过直接对常规互感器或低功率互感器采样的方式完成；断路器、隔离开关位置等开关量信息通过硬触点直接采集；断路器的跳/合闸通过硬触点直接控制方式完成。跨间隔开关量信息交换采用站控层GOOSE网络传输。GOOSE网络、SV网络组成双网运行，MMS网络组成双网运行。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04220kV智能变电站典型结构体系示意图智能变电站自动化系统典型的三层体系结构046．智能变电站与综合自动化变电站的系统结构形式差异常规变电站综合自动化系统由站控层、间隔层两层网络构成，站控层设备由带数据库的计算机、操作员工作站、远方通信接口等组成，间隔层主要包括变电站的保护、测控、计量等二次设备。未统一建模，采用多种规约，变电站存在监控、保护等多个网络；互感器、一次设备通过常规控制电缆硬接线方式实现与间隔层设备互感器模拟量、开关量的信息交换。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04智能变电站自动化系统为站控层、间隔层和过程层三层结构，全部采用了IEC61850标准统一建模。站控层、间隔层设备构成与常规综自站差异不大，但功能及网络方面发生了较大的变化。实现了信息统一建模，统一了数据模型，实现设备之间的互连互通，设备之间的电缆连接变为光纤连接；过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置，配置了智能化一次设备；在智能变电站内，设备不再出现常规功能装置重复的I/O接口，而是通过网络直接相联来实现数据共享、资源共享；站控层实现了顺序控制、一体化五防、智能告警等智能化的高级应用功能。实现一次设备和二次设备在线监测，设备状态检修替代计划检修。智能变电站自动化系统典型的三层体系结构04常规变电站综合自动化系统与智能变电站结构形式的差异图5智能变电站典型应用特征智能变电站典型应用特征05智能变电站与综自变电站不同，除了关注站内设备及变电站本身可靠性外，更关注自身的自诊断和自治功能，做到设备故障提早预防、预警，并可以在故障发生时，自动将设备故障带来的供电损失降至最低。高可靠性的设备是变电站坚强的基础，综合分析、自动协同控制是变电站智能的关键，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化是发展方向。智能变电站主要应用特征体现在：智能变电站典型应用特征051.高压设备智能化。变电站的一次高压设备主要有变压器、断路器、互感器、避雷器、电容器等，是电网电能传输的基本单元。一次设备的智能化是利用配置智能组件（智能组件由若干智能电子设备组成，承担与宿主设备相关的测量、控制和监测等基本功能）与一次设备本体的有机结合，集状态监测、监控、保护、通讯等功能于一身的电气一次设备，使用标准的通讯协议与信息管理系统进行数据交互。智能变电站典型应用特征05一次设备的智能化改变了传统综合自动化变电站保护测控装置的结构，如图所示。智能一次设备逐渐向集成化、结构一体化转变，间隔层保护测控装置模/数转换环节移入电子式互感器，代之以高速数据接口。间隔层保护测控装置开关量输出DO、输入DI移入智能化断路器，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。一、二次设备融合更加紧密。智能变电站典型应用特征05间隔层保护测控装置结构的演变示意图智能变电站典型应用特征052.二次设备网络化。智能变电站采用IEC61850标准，将二次系统分为过程层、间隔层、站控层三层，采用全站信息的网络化传输，通过面向通用对象的变电站事件(GOOSE)网络、采样值(SV)网络传输跳合闸信息、采样信息、控制信息等。智能变电站设备之间的连接全部采用网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复I/O现场接口。传统的硬件设备被分布式网络化功能所取代，控制功能的实现基于网络信息的交互和共享，而不是依赖硬件设备的冗余。采用光纤代替电缆，利用光纤网络，实现信息共享。光纤网络的虚端子逻辑连接代替了传统模拟电缆的端子的物理连接，虚端子代替了物理端子，逻辑连接代替了物理连接。智能变电站典型应用特征05智能变电站的光纤网络代替综自变电站的电缆实物图例智能变电站典型应用特征053.全站信息数字化。智能变电站从数据的采集、传输、处理、跳/合闸命令的发送，均采用数字化信息。数字化信息也方便智能变电站与相邻变电站调度总站以及用户之间的通信。信息采集实现就地化。智能化一次设备可以看作将常规二次设备的部分或全部功能在设备端实现，就地化与一次设备融合安装，实现设备本体信息就地采集与控制命令就地执行，省去大量信号电缆和控制电缆，表现为一次设备自带测量和保护功能，与管理系统的连接仅为通信网络。智能变电站典型应用特征05智能化变电站不同发展阶段信息采集就地化的演变智能变电站典型应用特征054.信息共享标准化。智能变电站采用IEC61850标准，使变电站自动化系统建立了标准化信息模型，全站的数据按照统一格式、统一编号存放在一起，应用时按照统一检索方式、统一存取机制进行。通过统一标准、统一建模，使智能变电站的站控层可以获得同步、全站、唯一、标准的“高质量”数据来实现站内/外信息共享。其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施，避免了不同功能应用时对相同信息的重复建设。智能变电站典型应用特征055.高级应用互动化。智能变电站的高级应用，包括设备状态检修、综合故障诊断、自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等。智能变电站建立变电站内全景数据的信息一体化系统，供各子系统统一数据标准化存取访问以及和调度等其他系统进行标准化交互；满足变电站集约化管理、顺序控制等要求，并可与相邻变电站、电源(包括可再生能源)、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。智能化变电站的特点是通过采用先进的电子式传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，以智能化的一次设备和统一的信息平台为基础，实现变电站的实时全景监测、自动运行控制、设备状态的检修、运行状态的自适应、智能分析决策等功能，对智能电网进行安全状态评估、预警和控制，优化智能系统的运行，实现新能源的实时接入和退出，并与调度中心、电源及相关变电站能够协同互动提供支撑。6智能变电站体现出的“新”智能变电站体现出的“新”06与综合自动化变电站相比，智能变电站的“新”体现在新设备、新标准、新体系结构、新功能、新应用等方面。如IEC61850标准体系、电子式互感器、智能化一次设备、光纤物理回路、逻辑虚回路、一体化监控系统等新技术以及新设备等。1.新装备，新设备。电子式互感器实现了数据采样的数字化，解决了常规电磁式互感器磁饱和问题、控制电缆引起的电磁干扰问题以及二次回路复杂问题；合并单元实现了数据采样的共享化；智能终端实现了断路器、隔离开关开入/开出命令和信号的数字化。智能变电站体现出的“新”062.新标准。《变电站通信网络与系统》IEC61850标准的制定与实施，统一了变电站三层模型、设备统一建模、规范抽象通信服务、详细定义了一致性测试规范，使得二次系统在结构、通信、连接以及工程应用方式等方面更易于标准化。IEC61850标准的应用实现了智能变电站的工程运作标准化，使得智能变电站的工程实施变得规范、统一和透明。实现了不同设备厂家的IED产品互联互通，即插即用。通过标准化MMS、SV、GOOSE的网络通信，更利于系统的功能配置以及设备的兼容、扩展、维护，且更容易按将来的高级应用目的逐步实现新的系统智能化功能。智能变电站体现出的“新”063.新体系结构。智能变电站自动化系统为站控层、间隔层和过程层三层结构代替了常规变电站综合自动化的站控层、间隔层两层网络结构。增加了过程层设备，实现了一次高压设备的智能化。在智能变电站内，设备不再出现常规功能装置重复的I/O接口，而是通过网络直接相联来实现数据共享、资源共享；智能变电站在传统电站的基础上进行了设备的分层、分级，建立起了真正的保护、测控和数据传输网络，使得传统变电站在设备结构和功能发生了变化，智能变电站间隔层设备的出口部分和数据采集部分下放到过程层的智能终端和合并单元，改变了保护、测控装置的组织结构。智能变电站体现出的“新”064.新功能，新应用。运行监视、程序操作、智能告警、事故分析与展示、状态监视与分析可视化；实现变电站全景可视化，以及在线监测技术的应用，能实时监测设备信息并作出智能告警分析处理，实现了变电站电气一次设备状态检修。智能变电站更多的是关注自身的自论断和自治功能，做到设备故障提早发现、预警，提高了变电站的安全可靠性，降低全寿命周期内工程总体投资。智能变电站体现出的“新”06总之，从传统综自变电站技术到智能变电站技术，其差异化可总结为三个方面：①实现在线检测和测控保护技术于一体的智能化一次设备；②实现设备状态在线检测，在一次设备运行状态异常时对设备进行故障分析，对故障的部位、严重程度和发展趋势做出的判断，可识别故障的早期征兆，并根据分析诊断结果在设备性能下降到一定程度或故障将要发生之前进行维修，达到设备检修状态化。③变电站的二次设备，这些设备之间的连接全部采用高速的网络通信，而不会出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络实现数据共享、资源共享，实现二次设备网络化。7智能变电站与常规变电站比较智能变电站与常规变电站比较071.变电站物理结构上的不同。智能变电站的典型“三层两网”结构与综自变电站的“二层一网”结构不同，如图所示。智能变电站与常规变电站比较07智能变电站通信规约标准化，所有智能设备均按照统一的IEC61850建立信号模型和通信接口设备。IEC61850规约带来了变电站二次系统物理结构上的变化。如基本取消了硬接线，所有的开入、模拟量的采集均就地完成，转换为数字量后通过标准规约利用网络传输；所有的开出控制通过网络通信完成；继电保护的联闭锁及控制的联闭锁由网络通信(GOOSE报文)完成，取消了传统二次继电器物理连接；数据共享通过网络交换完成。智能变电站与常规变电站比较072.保护测控采集电量、跳闸方式不同。综自变电站的保护装置包含A/D变换环节，其采集电气量来自常规互感器TA、TV的模拟量，通过自身A/D变换环节获得数字量信息；智能变电站的保护装置不再包含A/D变换环节，其采集电量直接从合并单元通过SV网络获得数字量信息，实现了信息共享；集中采集与分散独立采集、信息集中传输与分散传输、网络共享与点对点采集是二者在采样模式方面的最大变化。综自变电站断路器的跳闸方式为电缆传输跳/合闸电流操作方式，而智能变电站的跳闸方式为基于IEC61850标准的GOOSE等快速报文传递跳/合闸命令的操作方式。智能变电站与常规变电站比较07智能变电站与综自变电站的保护测控采集、跳闸方式对比图智能变电站与常规变电站比较073.设备间信息传输载体不同。综自变电站大量使用电缆，电流、电压、开关量等信息利用电缆传递，二次回路复杂，设备自检能力弱，通信能力弱。智能变电站使用光缆代替电缆，信息采用数字量取代模拟量，增加了过程层网络，通过合并单元、智能终端实现就地采集与控制，光缆取代大量电缆解决了电子干扰问题，提高了传输可靠性。缺点是增加了光纤的熔接工作，维护量高，有了光纤增加了交换机的数量。智能变电站与常规变电站比较074.端子形式发生变革。端子连接：智能变电站使用看不见的虚端子代替物理端子，逻辑连接替代物理连接。5.图纸表达方式（留存文档）不同。综自变电站是原理接线图、二次回路图、设备安装图、施工图等。智能变电站是设备厂家置ICD文件和虚端子表，设计院根据变电站一次系统接线图，生成全站虚端子表，集成商进行虚端子配置，留存虚端子图、SCD文件等。智能变电站与常规变电站比较076.设备操作形式不同。智能变电站中传统的硬压板被大量的软压板取代，相应功能有软件内部的控制字来实现，也促进了装置硬件的简化。传统的人工逐步倒闸操作被程序执行的一键式顺控操作代替。7.调试方式发生变革。大量的二次电缆连接演变成虚端子，虚回路，避免了原先对照图纸，依靠人力进行信息输入和现场接线、验证接线的准确性等弊端.8.运维技能要求不同。综自变电站能识图，熟规程，会操作，懂处理。而智能变电站中需要懂规约，读报文，识配置，懂信息，会重启。8虚端子与虚回路虚端子与虚回路08传统变电站二次回路设计与实施过程是：①设备制造商提供端子排，视需要在重要端子排和装置之间设置硬压板；②设计院设计各个二次设备屏柜的端子排之间的二次电缆连线；③施工方根据设计院的设计图纸进行屏柜间控制电缆接线；④调试方式是根据图纸对相关接线进行测试和检查。而智能变电站的二次回路设计和实施发生了根本变化。提出了虚端子与虚回路概念。1.虚端子与虚回路概念。综自变电站的保护、测控等二次设备开关量开入/开出，模拟量输入/输出等端子排，保护装置的各开关量、跳/合闸出口、模拟量采集端口等都一一对应于具体的端子。在进行二次系统设计时，通过从端子到端子的电缆线路物理连接实现二次设备之间的配合，以及二次设备至一次设备的出口。虚端子与虚回路08传统装置端子电缆连接示意图智能变电站二次设备数字化信息采用网络传输，信息交互由交换机和网线代替了常规电缆硬接线方式。原有点对点清晰明确的电缆连接也被网络化的光缆连接所取代，变成看不见摸不着的通信网络，原有传统的实端子消逝了，各二次设备之间，以及从保护装置到交换机的光缆连接，所有信息全部隐含在光缆中。虚端子与虚回路08智能站“虚端子”光纤网络连接示意图智能变电站采用全站“三层两网”网络化结构，光纤代替电缆传输信号，在智能站的一根光缆中，以报文的形式传输着多路信号，其中的每一路信号都可以视作与传统站端子排上的电缆相对应，GOOSE、SV信号作为过程层网络上传递的开关量、采样值信号，与传统二次设备屏柜的端子存在着对应关系，而这些信号的逻辑连接点称为虚端子，将用光纤代替电缆传输信号的回路称为虚端子回路。设备的输入虚端子接收来自发送设备的输出虚端子，表示设备之间的虚连接关系。GOOSE信号相当于综自变电站的二次直流电缆；SV信号相当于综自变电站的二次交流电缆。虚端子与虚回路08虚端子是描述IED设备的GOOSE、SV输入输出信号连接点的总称，用以标识过程层、间隔层及其之间联系的二次回路信号，等同于传统变电站的屏柜端子。虚端子是一种虚拟端子，是为了便于形象地反映智能变电站二次设备之间SV、GOOSE信息的联系而引入的概念，与综自屏柜的实端子存在着对应关系，是网络上传递的SV、GOOSE信号的起点或终点。虚端子与虚回路08柜的实端子存在着对应关系，是网络上传递的SV、GOOSE信号的起点或终点。通过借用传统二次设备中的端子概念，将智能变电站装置中数字信号以虚端子的方式展示在变电站二次设计人员面前，便于设计人员和现场调试人员理解和辨别现场各智能设备之间的信息交换，能够与传统的“实端子”形成良好的对应关系，延续以往的端子排设计与校核。用以反映二次设备之间的SV、GOOSE配置与联系，解决由于智能变电站二次设备SV、GOOSE信息无触点、无端子、无接线带来的施工、调试、检修困难等问题。虚端子与虚回路08虚端子回路中，各微机装置（IED）发送的网络报文经过程层交换机转发后被1到多个微机装置接收，相当于输入、输出虚端子经光纤和交换机构成的实路径构成回路。虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开关量输出信号能够给多个微机装置使用，而开关量输入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实端子则刚好相反。与实端子串联的硬压板能够起到二次回路中明显断开点的作用，但对虚端子无此意义，因此，虚端子优先采用软压板。虚端子设计一般包括虚端子、虚端子逻辑连线图及SV、GOOSE配置表等。虚端子与虚回路08虚端子与虚回路08虚端子连接表实例2.智能变电站“虚端子”的应用由于继电保护原理没有因为采用GOOSE而改变，对于每台微机装置而言，其GOOSE输入、输出与传统端子排仍然存在对应关系，如果微机装置配置描述文件（ICD）相当于装置，那么数据集可以认为是屏上的端子排。例如GOOSE输出数据对应传统装置的开关量输出端子，GOOSE输入数据对应传动装置的开关量输入端子。虚端子与虚回路08智能变电站中，微机装置的输入/输出可以通过能力描述文件ICD来定义。在ICD文件中，描述了装置之间的数据订阅关系，即本设备发送的数据集及数据集条目（例如模拟量、开关量、告警等）和本设备订阅哪些装置的数据集条目。智能变电站的所有ICD文件汇集成SCD文件（全变电站配置描述文件），SCD文件描述了整个变电站内各设备的能力，及相互之间的数据交互关系。智能变电站各设备的数据条目之间的收发关系，功能和意义与综自变电站中的“端子图”类似。引入“虚端子”概念以后，二次设备厂家可以根据传统设计规范，设计并提供输入/输出“虚端子”定义。虚端子与虚回路08设计院进行变电站一次系统设计，根据厂家提供的ICD文件或虚端子源头表进行虚端子连接设计，提供一次主接线图和虚端子连接配置表给工程集成商。虚端子配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成，以虚端子逻辑连线为基础，根据逻辑连线，将保护装置间虚端子配置以列表的方式加以整理再现。工程集成商，通过组态工具和设计院的设计文件，配置虚回路，组态形成项目的变电站配置描述文件（SCD）。二次设备厂家使用装置配置工具和全站统一的SCD文件，提取GOOSE收发的配置信息，并下发置入到智能装置。调试人员进行测试。虚端子与虚回路083.引用“虚端子”带来的技术应用难点相对于综自变电站物理电缆连接二次回路，虚拟二次回路缺乏直观性，给智能变电站的运维带来困难。主要有：①硬件回路不复存在，导致传统基于设备和回路的一系列设计、施工、运行、检修等方面的做法和工具都不再适用，虚端子回路隐藏于过程层交换机内，运维人员无法再用常规万用表和螺丝刀进行调试和诊断；②GOOSE网络实际上相当于传统变电站中保护测控装置的跳/合闸回路，一旦网络出现问题同时系统又发生故障，就有可能出现保护动作而跳闸报文无法及时传输，导致断路器无法及时断开故障点的情况；③SV采样值网络相当于传统变电站的电压、电流二次回路，一旦网络出现问题，保护、测控装置可能接收错误的数