毕业设计（论文）数字化变电站过程层设备的配置选型研究

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1、学号 200632540017 密级 _ 武汉大学本科毕业论文数字化变电站过程层设备的配置选型研究院（系）名 称：电气工程学院专 业 名 称 ：电气工程与自动化学 生 姓 名 ：指 导 教 师 ： 二一年六月BACHELORS DEGREE THESIS OF WUHAN UNIVERSITYEquipment Configuration Selection of Layer of Digital SubstationCollege： School of Electrical EngineeringSubject： Electrical Engineering and AutomationNa

2、me： Yao MingqiDirected by ： Zhang Hui Associate ProfessorJune 2010郑 重 声 明本人呈交的学位论文，是在导师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果，所有数据、图片资料真实可靠。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本学位论文的研究成果不包含他人享有著作权的内容。对本论文所涉及的研究工作做出贡献的其他个人和集体，均已在文中以明确的方式标明。本学位论文的知识产权归属于培养单位。本人签名： 日期： 摘 要近年来，特高压、大容量系统电网的逐渐形成，对电网坚强、安全、稳定、可靠、控制、信息交互等提出了更高、更迫切的要求。变电站自动化技术的

3、发展是一个不断深化的数字化过程，通过对计算机网络和网络通信技术的充分运用，实现一次设备智能化、二次设备网络化、信息共享化、运行管理科学化、相关领域的共性技术一体化、技术规范和标准的完善化，形成趋向全数字化的变电站自动化系统。随着近年来电子式电流、电压互感器、智能断路器等数字化设备的逐步运用，传统电缆连接模式被光纤替代，数字化变电站成为发展主流。本文在广泛收集学术资料的基础上，结合实际变电站的数字化改造经验，运用电力电子技术、电气工程基础等基本理论，理论联系实际给予数字化变电站建设中过程层各种设备的选型一个实用的参考。关键字：数字化变电站；过程层；电子式互感器；IEC 61850；智能开关；AB

4、STRACTIn recent years,there is a higher, more urgent requirements on strong, security, stability, reliability, control, information exchange, etc. on the power grid, with the special high-Voltage, high-capacity system grid gradually formed. Substation automation technology is an ongoing process of d

5、eepening the digital, Through computer networks and make full use of network communication technology , To achieve an intelligent device, second device networking, information sharing technology, operation and scientific management, integration of common technologies in related fields, technical nor

6、ms and standards of perfection, Towards the formation of all-digital substation automation system. With the recent electronic current, voltage transformers, circuit breakers and other digital equipment, intelligent progressive use of, Traditional fiber optic cable connection mode is replaced, Digita

7、l Substation has become the mainstream of development. This thesis extensive collection of academic information，based on the combination of digital transformation of the actual substation experience, the use of electronic technology, the basic theoretical foundation of electrical engineering theory

8、with practice for the construction of digital substation equipment selection process of the various layers of a useful reference .Key words：Digital substation；Layer；Electronic Transformers；IEC 61850，Smart Switches.目录第1章 绪论11.1 研究背景11.2 国内外关于该论题的研究现状和发展趋势11.3 小结1第2章 数字化变电站概述22.1 数字化变电站概念22.2 IEC 6185

9、0标准22.2.1 IEC61850标准概述22.2.2 IEC61850标准核心技术22.3 数字化变电站主要技术特征22.4 小结4第3章 非常规互感器53.1 概述53.2 传统互感器存在的问题53.2.1 电磁式电压互感器存在的问题53.2.2 电磁式电流互感器存在的问题63.3 非常规互感器简介63.3.1 有源式互感器系统73.3.2 无源式互感器系统93.3.3 非常规互感器基本特点93.4 合并单元MU113.4.2 合并单元配置原则113.5 非常规互感器技术要求123.6 非常规互感器配置原则123.7 数据采集与同步123.7.1 采样数据同步方法133.7.2 电子式互

10、感器同步133.8 小结13第4章 智能一次设备144.1 智能一次设备概述144.2 智能一次设备满足功能要求144.3 智能开关154.4 智能终端154.4.1 智能终端技术要求154.4.2 智能终端配置原则164.5 智能就地柜164.6 智能在线监测设备164.6.1 在线监测实现方式164.7 小结17第5章 过程层网络185.1 过程层网络结构185.1.1 过程层组网原则185.1.2 VLAN划分原则195.1.3 采样值数据网195.1.4 GOOSE数据网205.2 过程层常规设备接入模式205.2.1 常规互感器接入205.2.2 常规开关设备接入205.2.3 变压

11、器非电量信号接入205.3 小结21第6章 数字化变电站建设的效应分析226.1 经济效益分析226.2 技术效应分析226.3 小结23附录：某220KV数字化变电站配置清单24结束语28参考文献29致谢31第1章 绪论 1.1 研究背景我国变电站自动化技术经过10多年的发展已经达到一定的水平。目前新建的变电站，无论电压等级到底，基本都采用变电站自动化系统，很多老变电站也通过改造实现了变电站自动化。变电站自动化技术的广泛应用提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的能力，降低了变电站建设的总造价。随着智能化开关、光电式电流/电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿

12、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，变电站中所有信息的采集、传输和处理全数字化的变电站将成为变电站自动化建设的必然趋势。但是目前在电力行业尚未形成系统的数字化变电站设计体系，而且该体系也是一个不断发展、总结、创新的渐进完善过程。对数字化变电站过程层设备选型的研究势必具有很大的实用价值。1.2 国内外关于该论题的研究现状和发展趋势现阶段，在电子式互感器技术、一次设备智能化与数字化技术、数字式保护、综合测控装置、故障录波、电能计量等一系列设备基本具备数字化变电站建设所需的要求，而且已积累大量运行经验基础上，进一步推进数字化变电站工程建设，对克服常规变电站技术瓶颈，进一步提高

13、变电站运行的安全性和自动化水平具有重大意义。国际上美、日、德、英、法等国均在数字化变电站试点建设上投入大量人力物力，已得到了很大发展，国际上大型电气制造商更是从研发阶段到达规模生产阶段；目前我国哈尔滨工业大学、华北电力大学、华中科技大学、清华大学等高校也进行了研究，达到了较为实用的水平，外加上国内已有不少数字化变电站投运，可以说，展开数字化变电站的试点建设技术从技术层面上完全可行。1.3 小结目前数字化变电站建设中相关环节的技术标准和检验规范的制定相对滞后，这些标准、规范都急需在数字化变电站技术试点和应用过程中不断制定和完善，以进一步规范和指导数字化变电站技术的推广和发展。可以预计，数字化变电

14、站的建设和发展会雨后春笋般地展开。第2章 数字化变电站概述2.1 数字化变电站概念数字化变电站概念的提出是基于光电技术、微电子技术、信息技术、网络通信技术的发展，在应用方面直接表现为变电站二次系统的信息应用模式发生巨大的变化。因此，从某种意义上讲“数字化变电站”主要指变电站二次系统的“数字化”，其内涵体现为以下几个方面：1） 反映电网运行情况的电气量信息实现数字化输出；2） IED对于电力系统的信息实现统一建模；3） IED之间信息交互以网络通信方式实现；4） 运行控制操作过程经网络通信方式以信息报文方式实现。因此，数字化变电站技术意味着变电站自动化系统将迈入一个新的发展平台，促进二次系统信息

15、应用模式发生根本性变化的原因是非常规互感器IEC61850标准、网络通信技术、智能断路器技术等相关支撑技术的发展。2.2 IEC 61850标准2.2.1 IEC61850标准概述IEC61850标准是迄今为止最为完善的关于变电站自动化的通信标准，也是TC57今年来发布的一个国际标准，并形成了数字化变电站应用技术的重要支撑。IEC 61850标准最初是针对变电站内网络通信协议，由于变电站内、变电站与调度中心、调度中心之间各种协议的不兼容，需要协议转换才可连接，IEC委员会TC57工作组感到有必要从信息源（变电站的过程层）直到调度中心之间采用统一的通信协议，数据对象统一建模和IEC61970标准

16、中的通用信息模型CIM协调一致，于是在2000年的SPAG会议上决定IEC61850标准为基础建立无缝远动通信体系结构。这一体系对变电站自动化系统的网络和系统做出了全面、详细的描述和规范。2.2.2 IEC61850标准核心技术（1） 面向对象建模技术；（2） 软件复用技术；（3） 高速以太网技术；（4） 嵌入式实时操作系统技术；（5） XML技术；2.3 数字化变电站主要技术特征数字化变电站采用低功耗、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规TA和TV；将高电压、大电流直接变换为低电平或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模，并采

17、用智能断路器控制等技术，这使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越，数字化变电站主要技术特征体现在以下几个方面。（一）、 数据采集数字化作为数字化变电站技术应用的主要标志之一就是在电流、电压的采集环节采用非常规互感器，如光电式互感器或电子式互感器，实现了电气量数据采集环节的数字化应用，其特点在于：可以实现一、二次系统电气上的有效隔离；电气量动态测量范围大，测量精度高，为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变，实现信息集成化应用提供了前提；对于低驱动功率的变电站二次系统设备可以直接实现数字化接口应用。 （二）、系统分层分布化根据IEC61850标准的描述，变电站的一、二次

18、设备可分为三层：站控层（变电站层）；间隔层；过程层。过程层通常又称为设备层，主要是指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。变电站综合自动化系统主要是指间隔层和站控层。间隔层一般按断路器间隔划分，具有测量、控制元件或继电保护元件。测量、控制元件负责该间隔的测量、监视、断路器的操作控制和联闭锁，以及时间顺序记录等，保护元件负责该间隔线路、变压器等设备的保护、故障记录等。因此，间隔层由各种不同间隔的装置组成，这些装置直接通过局域网络或者串行总线与变电站层联系；也可设有数据管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视元件和各保护元件，然后集中由数据管理机和保护机与变电

19、站层通信。站控层包括监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或局域网，实现各主机之间、监控主机与间隔层之间信息交换。分层分布式系统按站内一次设备（变压器或线路等）实现面向对象的分布式配置，其主要特点是：1） 不同电气设备均单独安装具有测量、控制和保护功能的元件，如数字式保护和测控单元等，任一元件出现故障，不会影响整个系统正常运行。2） 分布式系统实现多CPU工作模式，每个单独的装置都具有一定的数据处理能力，从而大大减轻了主控单元的负担；3） 系统自诊断能力强，能自动对系统内所有装置进行巡查，及时发现故障并加以隔离；4） 系统扩充灵活、方便。 （三）、系统结构紧凑化紧凑型组合电器将断路器、隔离

20、开关和接地刀闸、TA和TV等组合在一个SF6绝缘的密封壳内，实现了变电站布置的紧凑化。用于户外变电站的集成型断路器设备（swithcgear）指的是金属壳内、SF6绝缘的开关模块和空气绝缘元件的组合体。紧凑型组合电器有不同的组合模式，能够大幅度减少土地占用、减少寿命周期成本的模式是在一个封闭的充满SF6绝缘气体的金属壳内将一个间隔内每相断路器、隔离开关和接地刀闸、电压和电流变换器组合成一个整体，出线由支持绝缘子引出的紧凑型组合电器。 （四）、系统建模标准化IEC61850标准为变电站自动化系统定义了统一、标准化和信息交换模型，主要意义在于：（1） 实现智能设备的互操作性。（2） 实现变电站信息

21、共享。（五）、信息交互网络化数字化变电站自动化系统在逻辑结构上分为三个层次，这三个层次分别称为变电站层、间隔层、过程层，在变电站层间隔层过程层结构分层的变电站内，需要传输的数据流有以下几种：1） 过程层与间隔层之间的信息交换，过程层的各种智能传感器和执行器可以自由地与间隔层的装置交换信息。2） 间隔层内部的信息交换，间隔层之间的通信。3） 间隔层与变电站层的通信。数字化变电站内设备之间连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。通信网络的性能要求主要体现在以下几个方面：（1） 可靠性；（2

22、）开放性；（3）实时性；（4）安全性；（5）同步性。 （六）、信息采集集成化常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、测量与计量等几乎都是功能单一的相互独立的装置和系统。这种按功能划分的变电站自动化系统，硬件重复配置、信息不共享、TV和TA负载重、二次接线复杂、整体可靠性差、投资成本大。面向对象技术将原来分散的二次装置进行合理的功能集成有利于简化二次系统结构，提高系统的可靠性和可用率。数字化电气量测技术和智能集成开关系统的开发和应用，可提高数据和信息的集中采集，统一传送，不同功能共享的模式。集成型自动化系统就是将间隔层的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能集成在一个统一的

23、多功能数字装置内，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信少量的光纤总线实现，取消传统的硬件连接。 （七）、设备检修状态化设备检修体制是随着科学技术的进步而不断演变的，由事后检修/故障检修发展到预防性检修。通过状态检测手段，诊断设备健康状况，确定设备是否需要检修或最佳检修时机。状态检修的目的是减少设备停运时间，提高设备可靠性和可用系数，延长设备寿命，降低运行检修费用，改善设备运行性能，提高经济效益。（八）、设备操作智能化设备操作智能化表现在以下几个方面：1） 以微电子、计算机技术为基础的控制回路组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器。2） 断路器设备的专用信息由装在断路器设备内基于

24、计算机的控制单元直接处理，使断路器能独立执行其当地功能，而不依赖于变电站的控制系统。3） 非常规互感器与危机型控制元件相配合，独立采集运行状态数据，可有效地判断断路器的工作状况。4） 连续自我检测和监视断路器一、二次系统设备，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，为状态维修提高参考。2.4 小结数字化变电站的技术将逐步引领未来变电站自动化技术发展的趋势，变电站自动化系统所涉及的监控、远动、继电保护、自动安全装置设备的可靠性、实时性、经济性将得以迅速发展。第3章 非常规互感器3.1 概述 自20世纪70年代以来，人们一直在寻求一种安全、可靠、理论完善、性能优越的新方法来实现电力系

25、统高电压、大电流的测量。顺应电力系统发展的需要，非常规互感器应运而生。基于光学传感技术的光学电流互感器OCT（Optical Current Transformer），和光学电压互感器OVT（Optical Voltage Transformer），及采用空芯线圈或低功耗铁芯线圈感应电流的电子式互感器ECT（Electrical Current transformer）和EVT（Electrical Voltage transformer）一直受到国内外的广泛关注和深入研究。随着温度稳定性和工艺一致性等问题的逐步解决，目前光学电流互感器OCT和电子式互感器ECT已经逐步从试验阶段走向工程应用。

26、光学电流互感器OCT和电子式互感器ECT相对于传统的互感器技术有着明显的优势，解决了饱和、铁磁谐振等问题，可提高一次设备、二次系统以及继电保护的可靠性，并且具有较好的线性度及动态范围宽的特点，可实现数据源的一致性，即相关的保护、测量、计量环节可以合一化处理。3.2 传统互感器存在的问题自1884年变压器问世以来，电磁式输变电设备得到了充分发展，电流和电压互感器是为电力系统进行电能计量和为继电保护和测控装置提供电流、电压信号的重要设备，其精度和可靠性与电力系统的安全、可靠和经济运行密切相关。传统的电流和电压互感器是电磁感应式的，具有类似变压器的结构。随着电力工业的发展，电流系统传输的电力容量不断

27、增加，电网运行电压等级也越来越高，目前我国电网已将原来220KV的骨干电网提高到了500KV，随着电压等级的提高，电磁式互感器逐渐暴露出一系列固有的缺点：1） 绝缘结构越来越复杂，产品的造价越来越高，产品重量大支撑机构复杂；2） 电磁式电流互感器固有的磁饱和现象，一次电流较大时会使二次输出发生畸变，严重时胡影响继电保护设备的故障判断性能，造成保护拒动或误动；3） 电磁式互感器的输出为模拟量，不能与数字化二次设备直接接口，不利于电力系统的数字化进程。3.2.1 电磁式电压互感器存在的问题电压互感器的工作原理与一般变压器的工作原理相同，不同点是由于它们的用途不同，从而在结构、容量、误差以及运行情况

28、等方面有较大差异。电压互感器的工作状态接近于变压器的空载状态，二次电压接近于空载电势，从而使二次电压和一次电压成正比。电压互感器在运行中二次侧不能短路，否则，二次电压会降为零，在一、二次绕组中会流过很大的短路电流，该短路电流会烧毁电压互感器。传统的电压互感器具有显著的变比频率特性，即对于一次侧某种频率在二次侧会有明显的放大作用，其主要原因在于互感器绕组的分布参数，而对于电容式互感器主要由于二次回路形成过程中串接了L、C等元件。同时，由于一、二次绕组的分布参数，当一次侧电压突然下降为零时，由于绕组的内部振荡有可能在二次侧出现短时的高频电压，并在1020ms内降为零。另外，电压互感器的二次绕组必须

29、有一个端子直接接地以保证安全。影响电压互感器误差的因素有以下几种：电压互感器各绕组的电阻和漏抗；励磁电流；一次电压和系统频率；二次侧负载。3.2.2 电磁式电流互感器存在的问题传统的电流互感器是电磁感应式的，一次绕组串接在电力线路中，二次绕组外部回路接有测量仪器、继电保护及安全自动控制装置等。其结构和变压器，铁芯上绕有一、二次绕组，依靠一、二绕组之间的电磁耦合，将电气量信息从电力系统的一次侧转变到二次侧。在铁芯与绕组间以及一、二次绕组之间需要有足够强度的绝缘结构，以保证所有的低压设备与高压设备相隔离。随着电力系统传输容量的增加，电压等级越来越高，这种电流互感器的绝缘结构越来越复杂，体积和重量加

30、大，产品的造价也越来越高。电磁式的电流互感器有铁芯，具有非线性特性，当电力系统发生短路时，高幅值的短路电流使互感器饱和，输出的二次电流严重畸变，有可能造成保护拒动或误动，使电力系统事故扩大。而且频带响应特性较差，频带窄，系统高频响应特性差。继电保护用的电流互感器在电力系统的故障状态下，故障电流一般大大超过额定电流，或者说是在电磁暂态过程中需要完成对于故障状态的准确判断。在电磁暂态过程中，一次侧电流可分解为周期量和非周期量两部分，分周期量对于电流互感器的工作具有很大的影响。这一分量衰减越慢， 变换到电流互感器二次回路中的误差就越大。因此，随着衰减时间常数的加大，大部分一次电流飞周期性分量将作用于

31、电流互感器铁芯的励磁。现有电流互感器的闭合铁芯会由于电流的非周期分量作用而高度饱和，磁导率急剧降低，从而使电流互感器的误差在电磁暂态过程中增大到不能允许的程度。当电流互感器铁芯中有剩磁通，并且这一剩磁通与励磁电流非周期分量的磁通方向一致时，产生的误差更大。在电力系统的应用过程中针对充油电磁式电流互感器的上述缺点，采取了如铁芯开口（带气隙），用充六氟化硫气体来代替充油等措施，但由于采用电磁式感应原理，因而不能完全克服电磁感应式电流互感器的缺点。3.3 非常规互感器简介光电子、光线通信和数字信号处理技术的发展和应用，推动了数字化电压和电流量测技术的研究，数字化电气量测系统有电流变换器、数字信号处理

32、器及其它们之间的连接电缆组成，电压和电流变换器是电气量测系统的关键，可以通过不同的物理原理来实现。国际上将有别于传统的电磁型电压/电流互感器的新一代互感器统称为非常规互感器（Non Conventional Instrument Transformer，简称NCIT）。非常规互感器按其变换原理可以分为有源和无源两大系列，有源非常规互感器又称为电子式电压/电流互感器（EVT/ECT），其特点是需要向传感头提供电源，主要是以罗科夫斯基（Rogowski）线圈为代表，它在户外、空气绝缘变电站中应用时，要解决处于高电位电子设备的供电问题和信号从高电位到低电位的传输问题；无源非常规互感器主要指采用法拉第

33、光学测量原理的电流互感器，又称为光电式电压/电流互感器（OVT/OCT），其特点是无须向传感头提供电源。电流变换主要是利用石英晶体的法拉第效应，即光束通过磁场作用下的晶体产生旋转，测量光线旋转角度来测量电流，电压变换主要是利用石英晶体的普克尔效应测量电场强度来测量导线的对地电压。见图2-1。图2-1 非常规互感器3.3.1 有源式互感器系统有源式互感器主要是指罗科夫斯基（Rogowski）线圈，又称为电子式电压/电流互感器（EVT/ECT），其特点是需要向传感头提供电源，目前成熟产品均采用光纤供能方式。3.3.1.1 罗科夫斯基（Rogowski）线圈原理罗科夫斯基线圈是一种较成熟的测量元件。

34、它实际上是一种特殊结构的空心线圈，将测量导线均匀地绕在截面均匀地非磁性材料的框架上，就构成了罗氏线圈，如图2-2所示。可根据被测电流的变化，感应出被测电流i变化的信号，其特点在于被测电流几乎不受限制，反映速度快，可以测量前沿上升时间为纳秒级的电流，且精度达到0.1%。从测量大电流的观点来看，罗氏线圈时一种较理想的敏感元件。由于它不与被测电路直接接触，可方便地对高压回路进行隔离测量，当被测电流从线圈中心通过时，在线圈两端会产生一个感应电压，若线圈匝数密度n级线圈截面积s均匀，则线圈感应电压的大小为：图2-2 罗氏线圈结构示意图（2.1）式中。为真空磁导率。式（2.1）表明空心线圈的感应信号与被测

35、电流的微分成正比，经积分变换等信号处理便可获知被测电流的大小。有源电子式电流互感器高压侧有电子电路构成的电子模块，电子模块采集线圈的输出信号，经滤波、积分变换及A/D转换后变为数字信号，通过电光转换电路将数字信号变为光信号，然后通过光线将数字光信号送至二次侧供继电保护和电能计量等设备用。有源电子式电流互感器高压侧的电子模块需工作电源，利用激光供电技术实现对高压侧电子模块的供电时目前普遍采用的方法，这也是有源式电子式互感器的关键技术之一，由此也引出了在高压条件下电源绝缘问题。3.3.1.2 有源电子式电压互感器根据使用场合不同，有源电子式互感器一般采用电容分压或电阻分压技术，利用与有源电子式电流

36、互感器类似的电子模块处理信号，使用光线传输信号。图2-3为电阻/电容型电压变换器原理，与常规的电容式电压互感器相同，不同的是其额定容量在毫瓦级。输出电压不超过5V。（a）电阻分压（b）电容分压图2-3 电阻/电容型电压变换器原理图3.3.2 无源式互感器系统无源互感器主要采用光学测量原理的电流互感器，又称为光电式电压/电流互感器（OVT/OVT），其特点是无须向传感头提供电源。法拉第效应（Faraday effect）原理光电式电流互感器（OCT）采用了光学测量原理并采用光纤传输数字信号，是非常规互感器发展的重要方向之一。电光效应的变换器一般采用旋光原理来对电流进行测量，其中应用最多的是法拉第

37、效应（Faraday effect）。其原理为线性偏振光通过在磁场环境下的介质时，偏振的方向会发生偏转，见图2-42，这个现象最早是法拉第发现的，所以称为法拉第磁光效应。图2-4 法拉第磁光效应示意图3.3.3 非常规互感器基本特点随着计算机和数字技术的发展，数字式控制和保护装置已广泛用于电力系统，输入仅需要5V电压和mW级功率，电力计算与继电保护已日渐实现自动化、微机化。电磁式电流互感器的5A或1A输出必需经过相应的隔离变换才能与数字化保护和测控设备接口，而非常规互感器本身就是利用光电技术的数字化设备，可直接与数字化保护和测控设备接口，避免中间环节。与传统电磁感应式电流互感器相比，非常规互感

38、器具有以下一系列有点：（1） 高低压完全隔离，安全性高，具有优良的绝缘性能。电磁式互感器的被测信号与二次线圈之间通过铁芯耦合，结构复杂，其造价随着电压等级呈指数关系上升。非常规互感器将高压侧信号通过绝缘性能很好的光纤传输到二次侧设备，这使得其绝缘结构大大简化，电压等级越高其性能价格比优势越明显。非常规互感器利用光缆而不是光缆作为信号传输工具，实现了高低压的彻底隔离，不存在电压互感器二次回路短路或电流互感器二次开路给设备和人身造成的危害，安全性和可靠性大大提高。（2） 不含铁芯，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题。电磁式电流互感器由于使用了铁芯，不可避免地存在磁饱和及铁磁谐振等问题。非常规互感器在原理

39、上与传统互感器有着本质的区别，一般不用铁芯做磁耦合，因此消除了磁饱和及铁磁谐振现象，从而使互感器运行暂态响应好、稳定性好，保证了系统运行的高可靠性。（3） 抗电磁干扰性能好，低压侧无开路高压危险。电磁式电流互感器二次回路不能开路，低压侧存在开路危险。非常规互感器的高压侧与低压侧之间只存在光纤联系，信号通过光纤传输，高压回路与二次回路在电气上完全隔离，互感器具有较好的抗电磁干扰能力，低压侧无开路引起的高压危险。（4） 动态范围大，测量精度高。电网正常运行时电流互感器流过的电流不大，但短路电流一般很大，而且随着电网容量的增加，短路电流越来越大。电磁式电流互感器因存在饱和问题，难以实现大范围测量，统

40、一互感器很难同时满足测量和继电保护的要求。非常规互感器有很宽的动态范围，可同时满足测量的继电保护的要求。（5） 频率响应范围宽。非常规互感器的频率范围主要取决于相关的电子线路部分，频率响应范围较宽。非常规互感器可以测出高压电力线上的谐波，还可以进行电网电流暂态、高频大电流与直流的测量，而电磁式互感器难以进行这方面的工作的。（6） 没有因充油而潜在的易燃、易爆等危险。非常规互感器的绝缘结构相对简单，一般不采用油作为绝缘介质，不会引起火灾和爆炸等危险。（7） 体积小、重量轻。非常规互感器无铁芯，其重量较相同电压等级的电磁式互感器小很多。美国西屋公司公布的345KV油浸式电流互感器的重量有2T左右，

41、而相同电压等级的OCT重量仅为109KG，这给运输和安装带来很大方便。终上所述，非常规互感器以其优越的性能、适应了电力系统数字化、智能化和网络化发展的需要，并具有明显的经济效益和社会效益，对于保证日益庞大和复杂的电力系统安全可靠性运行并提高其自动化程度具有深远的意义。3.4 合并单元MU3.4.1.1 合并单元综述电子式互感器通常由传感模块和合并单元MU（Merging Unit）两部分构成，传感模块又称端模块，安装在高压一次侧，负责采集、转换一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，其主要功能是同步采集多路ECT/EVT输出的数字信号并按照IEC标准规定的格式发送给保护测控设备。

42、合并单元主要特点有：MU到IED设备之间采取高速单向数据连接；采用32位CRC的数字电路实现采样数据校验；具有高速采样率，每周波采样频率达80或256点；物理层采用光纤；数据层支持100Mb/s以太网。3.4.2 合并单元配置原则一般来讲合并单元的配置方案将决定系统的安全性与可靠性，配置原则是保证一套系统出问题不会导致保护误动，也不会导致保护拒动。电子式互感器或就地采集单元的二次转换模块需要冗余配置，转换器中电流需要冗余采样，分别用于测量、保护启动和保护动作，数据合并单元冗余配置并分别连接冗余的电子式互感器模块，合并单元可以安装在开关附近或保护小室。220 kV-750 kV电压等级合并单元应

43、按双套配置。110 kV及以下间隔合并单元应按单套配置。主变各侧合并单元应按双套配置。对于接入母线的设备，如接入3/2接线合并单元应按母线单套配置；双母线接线合并单元应按双套配置；双母单分段或双母双分段接线合并单元应按四套配置；单母线或单母分段按线合并单元应按双套配置。图2-51 电子式互感器数据接口配置示意图3.5 非常规互感器技术要求电子式互感器可以采用电流电压式混合式互感器。也可采用单独配置的电流电压互感器，按间隔布置。对35kV及以上电压等级的互感器选用数字信号输出的电子式互感器。对于10kV及以下电压等级的互感器可以选用小电压信号输出的电子式互感器。为满足继电保护双重化配置的要求，对

44、双重化配置的继电保护使用电子式互感器的传感模块(包括电流、电压)、合并单元必须冗余配置，确保任何一套系统出问题时不会导致保护拒动。用于计量的电子式互感器的传感模块、合并单元可和继电保护使用的传感模块、合并单元共用（不同的输入回路）。合并单元合并单元的输出协议应支持IEC61850-9-1、IEC61850-9-2。电子互感器选择具备多个光纤以太网口的产品，建议整站保持采样速率的统一性。3.6 非常规互感器配置原则对于新建站，35kV以上电压等级优先考虑采用电子式互感器，采用带模拟插件的合并单元进行数字转换，主变各侧间隔采用特性相同的电子式互感器。对于扩建、改造站，可使用常规互感器，条件成熟时可

45、采用电子式互感器，380V采用常规互感器。 220kV-750 kV电流互感器保护绕组按照双重化要求配置。110 kV及以下电流互感器保护绕组按照单重化要求配置。主变各侧及中性点电流互感器按照双重化要求配置。出线、主变进线电压互感器，母线电压互感器保护绕组按照双重化要求配置，220 kV以下电压等级出线电压互感器按照单重化要求配置。220 kV以下变电站电压互感器按照单重化要求配置。主变保留中性点套管电流互感器，其余套管电流互感器若与主变各侧进线电流互感器功能重叠可取消。3.7 数据采集与同步数字化变电站中的过程层设备若采用就地采集单元，则对于以下的几种情形必须考虑同步问题；即各电压、电流之间

46、、变压器不同的电压等级之间需考虑同步采样；变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存也在同步问题；母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步问题；以及线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步问题。对于电网的运行或事故系统分析需要有描述电网暂态过程的电流、电压波形，断路器、保护装置动作时序的时间，各种事件发生的时间序列在电网运行或故障分析过程中起着决定性的作用。目前变电站各种IED设备均采用数字化处理技术，内部晶振回路可以在输出信息中附以时标信息，但由于内部晶振回路因设备的质量、使用寿命会产生较大的时间偏差，在实际系统应用中往往出现不同IED的设备时间累计误差很大。数字化变电站的一个基础平台是

47、电子式互感器的使用，电子式互感器对电量的同步测量是过程层同步对时的重要任务，对同步精度要求最高。电子互感器同步采样是指在电力系统的不同采样点同时开始采样, 使不同互感器采样点的采样结果在时间上具有同步性, 同步采样对故障判断、 系统稳定分析与控制等都具有重要意义。这里所说的同步是采样时间的同步, 并不是与电网系统频率的同步, 它采用固定采样频率进行等间隔采样, 是准同步采样。 因交流电气信号是一种特殊的周期信号, 其频谱是分布在基波及其整数倍频率上的线谱, 为了保证测量精度, 需保证采样信号和原信号严格同步, 否则将出现频谱泄漏, 造成信号频谱中各谱线之间相互影响, 同时在谱线两侧其他频率点上

48、出现一些幅值较小的假谱, 从而使测量结果偏离实际值。合并单元需接入多个电子式互感器的信号， 因此必须考虑各接人量的采样同步问题， 它主要包含四个层面。 ( 1 )同一间隔内的各电压电流量的同步测量。 ( 2 )关联多间隔之问的同步 。例如集中式母线保护、 主设备纵联差动保护等装置均需相关间隔的电压电流同步测量数据。 ( 3 )关联变电站间的同步，主要用于输电线路相关保护。 ( 4 )广域同步。大电网广域监测系统（Wide Area Measurement System,WAMS )需要全系统范围内的同步相角测量， 在未来大规模使用电子式互感器的情况下，这可能导致出现全系统范围内采样数据同步。

49、3.7.1 采样数据同步方法(1) 依靠全球定位系统( GPS ) 秒脉冲信号 即全站及相邻站采用同一GPS秒脉冲信号， 以GPS秒脉冲信号来调整所有智能采集模块的采样间隔， 经合并单元汇总后，自动实现各模拟量的同步采样。 这种方法的同步效果取决于GPS秒脉冲的精度及完整性， G P S秒脉冲的丢失可能直接影响同步的精度 。 (2) 采用插值法， 各测量环节 A/D进行非同步采样， 而在合并单元中用插值法计算各路电流电压量在同一时刻的采样值，它不依赖于 GP S信号而完成采样数据的同步， 较前一种方法有更高的可靠性 。在实际工程中可同时使用上述 2种方法，即当有GP S秒脉冲信号且完整时，可达

50、到很高的同步精度，误差在n S级；当GP S脉冲丢失时，同步精度略低，误差在 s 级，仍可满足保护和计量的精度要求。3.7.2 电子式互感器同步电子式互感器同步问题包含的几个层面。（1）同一间隔内的各电压电流量的同步。（2）关联多间隔之间的同步。如主变差动、母线差动。（3）关联变电站间的同步。如线路光纤差动保护。3.8 小结非常规互感器的技术对于变电站自动化系统带来的影响主要体现在数据采集环节的数字化应用，信息的集成化，一、二次系统电气隔离对于二次系统安全性的提高，并将大大简化现场试验，实现保护应用原理的简洁化、提高保护装置的安全性等，因此随着非常规互感器技术的日臻成熟，将引领变电站应用技术进

51、入一个全新的发展阶段。第4章 智能一次设备4.1 智能一次设备概述基于智能化传感器技术、微处理技术和数字通信，一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的电缆连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字信号和光纤代替。智能化模块可监视控制回路的完好性，监视开关的气体压力、密度、断口的行程、压力泵的起动时间累计等，为状态检修创造条件。位置信息甚至跳合闸命令都可以通过网络传送。在数字化新建或改造过程中，鉴于传统变电站的变压器、断

52、路器等一次设备本身不具备GOOSE报文通讯功能，需要在变压器、断路器等一次设备就地安装智能终端终端，实现将变压器或断路器的模拟量及开关量的各种位置、告警信号转换为数字信号后经光纤送至主控室保护测控装置。同时保护测控装置输出数字控制信号到智能终端，经智能终端转换为电信号量后作为断路器的分、合闸指令。智能终端具有遥信、遥控、事件记录、GPS对时及对一次设备的在线监测等功能，与间隔层设备的通信符合IEC 61850国际标准。正是采用了GOOS E 报文，所有配置好的信息( 如跳闸、互锁、断路器状态) 在网络上可靠传输，使传统变电站用于传输跳闸和装置信号的纷繁复杂的硬接线在数字化变电站中将不复存在，不

53、仅简化了二次接线，而且大幅降低了设备投资成本。智能一次设备发展的理想模式是智能开关设备，即在一次设备设计之初，应将传感器、微处理器、操作箱、通信接口等全部或部分部件集成于一次设备本体，集智能诊断和控制技术于一身，对外的数据通过光纤连接实现。但是目前实现难度较大。在目前一体化智能一次设备尚未成熟的现状下，采用智能终端是较为现实的实现手段。即所谓的一次设备智能化，将智能终端作为一次设备的智能化接口，实现智能一次设备的功能要求，且不改变现有一次设备的部分智能化功能。4.2 智能一次设备满足功能要求1） 设备应自带各种传感器，应能对自身各种重要状态参量实现在线监测和自诊断；2） 充分利用计算机技术，能

54、对自身各种开关量数据进行采集、数字化转换和事件记录，并具备完善的报警功能；3） 充分利用通信技术，应具备标准化的通信接口，本身应能组织GOOSE报文，经过程层以太网与间隔层、其他过程层设备进行数据通信，实现互操作性；4） 对于断路器，应具备操作箱功能，就能通过光纤接收间隔层设备的GOOSE控制命令，实现分合闸等操作。5） 对其内部的二次回路进行优化设计，环境及电磁兼容指标应按照IEC61850-3进行设计；6） 具有良好的电磁兼容性能，抗干扰能力强，抗震动能力强，功耗低，工作温度范围宽；7） 绝缘电阻、介质强度、冲击电压均应满足电力行业标准61850的要求。应具备人机界面功能，能显示相关监测数

55、据，提供给用户直观的信息；8） 应能对设备的工作模式、报警阈值等进行设置。通信协议及模型应采用DL/T860推荐标准，互操作性应满足IEC61850一致性测试要求。应能接入站内同步对时网络，通过光纤接收站内同步对时信号；9） 具备定点分合闸、防误闭锁、重合闸、检同期等高级功能。4.3 智能开关理想的智能开关是指在断路器内嵌电压、电流变换器及其光电测量系统，由微机控制的二次系统、IED设备和相应的智能软件完成集成开关系统智能性的开关设备。其最大的优点是间隔内自动闭锁的“五防”，保证设备和人身安全；按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压实现重合闸；实现设备在线监测和诊断，为

56、状态检修提供参考；实现就地重合闸以及其它当地可以执行的功能，而不依赖站控层控制系统。4.4 智能终端智能终端采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE协议传递上下行信息。智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。智能终端的GOOSE信息处理时延应较小，满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求。智能终端输出最低功率为-20dbm，输入最低功率为-30dbm，相应接收侧的接收功率裕度为10dbm以上。智能终端应具备GOOSE命令记录功能，记录

57、收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，记录条数不应少于100条，并能提供便捷的查看方法。智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等。户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁干扰抗扰性指标必须满足国标DL/T860.3的要求，并能在温度介于-40-70之间、湿度介于10%-95%之间的工作环境长期稳定运行。4.4.1 智能终端技术要求与一次设备应采用电缆连接，与保护、测控等二次设备应采用光纤连接。应支持以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COOSE下行控制命令，实现对

58、一次设备的实时控制功能。GOOSE信息处理时延应较小，满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求。输出最低功率应为-22.5dbm，裕度应为10dbm以上；输入最低功率应为-30 dbm，裕度应为10 dbm以上。能接入站内对时网络，通过光纤接收站内同步对时信号。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。 应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等。户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁兼容性指标必须满足IEC标准4级的要求

59、，并能在温度介于-40+70之间、湿度介于10%95%之间的工作环境长期稳定运行。智能终端安装处应保留断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮。具备在线监测功能，能接收安装于一次设备的传感器的输出信号，并转换成GOOSE报文上传监控系统。4.4.2 智能终端配置原则根据电压等级的不同来阐述相应的智能终端配置原则。其中 330kV750 kV智能终端按断路器双套配置，与双重化保护和双分闸圈配合。220 kV间隔智能终端应双套配置，与双重化保护和双分闸圈配合。66 kV110 kV间隔智能终端应按单套配置。35 kV及以下间隔不配置智能终端。330 kV750 kV变电站主变三侧间隔智能终端应按双套

60、配置，与双重化保护和双分闸圈配合。每台主变应配置一台本体智能终端，应具有主变本体非电量保护、启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号的功能。主变本体的非电量保护跳闸应通过控制电缆直跳实现。每段母线设备智能终端应按单套配置。4.5 智能就地柜智能就地柜放置于开关场。主要包括间隔一次接线图、智能终端、GOOSE压板三部分，以及电源空气开关、光纤熔接盒、二次端子、温湿度自动控制器等,具备对断路器、刀闸、主变抽头就地分合控制等功能。4.6 智能在线监测设备有选择地对电气一次设备进行在线监测，实时检测运行设备的各种状态参量，辅以专家系统进行参数分析，及时发现设备的潜在故障，

61、使运行维护由定期检修逐步转向状态检修，提高供电可靠性、有效控制检修成本、预测和合理延长设备使用寿命。4.6.1 在线监测实现方式以下实现方式功能要求，实现难度各不相同，可根据实际情况进行选择。1. 方式一：站内各设备（如：变压器、GIS、避雷器等）的在线监测系统相互独立、自成体系。在设备安装处设置就地采集单元，负责采集传感器的输出信号。在监控室内设置在线监测主机，负责汇总站内某一设备所有就地采集单元的信息并结合专家系统软件进行分析诊断。在线监测主机与就地采集单元之间通过现场总线或RS-485总线实现连接，与远方通过因特网或电话拨号方式实现连接。其优点是实现较容易，是目前主要采用的实现方式。其缺

62、点是站内存在多套在线监测系统，且均独立于监控系统之外。各系统的模型、通信协议均为私有，由多个厂家提供并维护。在线监测系统与监控系统之间无数据共享。2. 方式二：在设备安装处出在线监测装置厂家提供就地采集单元，监测数据按照系统集成商统一约定建模，通讯协议采用全站统一的IEC61850标准协议。就地采集单元采用以太网方式接入站控层网络，采用MMS方式上传监测信息。在监测数据量较小、设备较少的情况下可利用监控主机实现在线监测数据的汇总与诊断分析，在监测数据量较大、设备较多的情况下设置独立的在线监测主机。与远方通过数据网方式实现信息远传。不同设备的后台专家系统软件由各在线监测厂家提供并维护。其优点是站内在线监测系统与监控系统可整合为同一系统，采用统一的通信协议并实现数据共享。其缺点是数据建模、通信规约的整合工作量较大，现阶段实现难度较大。3. 方式三：在方式二的基础上，取消就地采集单元，利用各设备处的智能终端实现就地采集单元的功能，并采用GOOSE方式上传在线监测信息。其优点是可实现设备的整合。其缺点是对智能终端要求较高，现阶段难度较大。4. 方式四：利用自带在线监测功能的智能一次设备通过以太网方式直接上传在线监测信息，数据统一建模，支持以GOOSE方式上传信息，