合并单元智能终端区别
智能变电站合并单元和智能终端调试综述
智能变电站合并单元和智能终端调试综述在当今的电力系统中，智能变电站已成为重要的组成部分。
而合并单元和智能终端作为智能变电站中的关键设备，其调试工作对于保障变电站的安全稳定运行具有至关重要的意义。
合并单元的主要作用是将互感器输出的模拟信号转换为数字信号，并按照特定的通信协议将这些数字信号发送给保护、测控等二次设备。
智能终端则承担着对一次设备进行监测、控制和保护的任务，实现了一次设备与二次设备之间的数字化通信。
在对合并单元进行调试时，首先需要对其硬件进行检查。
这包括检查设备的外观是否完好，有无明显的损伤或变形；检查接线是否牢固，接触是否良好。
同时，还需要对合并单元的电源进行测试，确保其电压稳定、符合设备的工作要求。
接下来是对合并单元的精度测试。
这是非常关键的一步，因为合并单元输出数字信号的精度直接影响到保护、测控等二次设备的准确性和可靠性。
通常会使用标准互感器和高精度测试仪来对合并单元的精度进行测量，并将测量结果与标准值进行对比，以判断其是否满足要求。
此外，还需要对合并单元的通信功能进行测试。
要检查其是否能够按照预定的通信协议与其他设备进行正常的数据交互，数据的传输是否准确、及时、无丢失。
同时，也要对合并单元的同步性能进行测试，确保其在不同的工作条件下都能保持良好的同步状态，为二次设备提供准确的时间基准。
智能终端的调试同样包含多个方面。
硬件检查也是必不可少的环节，需要确认智能终端的机箱、插件、端子排等部件完好无损，指示灯显示正常。
在功能测试方面，要对智能终端的控制功能进行测试，验证其能否准确地接收来自二次设备的控制命令，并对一次设备进行相应的操作。
同时，还要对智能终端的保护功能进行测试，确保其在一次设备出现故障时能够迅速、准确地动作，实现对设备的保护。
对于智能终端的通信性能测试，要重点检查其与保护、测控等设备之间的通信是否顺畅，数据的收发是否准确无误。
而且，还需要测试智能终端在不同网络环境下的通信适应性，以保障其在复杂的网络条件下仍能稳定工作。
智能变电站合并单元智能终端集成技术研究
智能变电站合并单元智能终端集成技术研究摘要：随着智能变电站建设的深入，合并单元和智能终端的应用更为广泛，相应的产品在性能上日趋稳定和完善，且积累了大量工程应用的实际经验，由于合并单元和智能终端都是服务于一次设备，尤其是同一间隔内更为突出，因此，从设计角度就提出了将两者进行集成的思路，合并单元智能终端集成装置能够通过设备的集成和功能的整合，有效简化全站设计、降低设备数量、减少占地面积和建设成本，满足生产运行和检修的要求。
本文从合并单元的意义和作用入手，浅论智能变电站合并单元智能终端集成中的关键问题。
关键词：智能变电站；智能终端；集成技术智能变电站智能终端合并单元一体化装置已得到广泛的应用，达到节省就地智能控制柜空间、节约占地、节省投资的目的，也积累了大量的运行经验。
一、合并单元的作用与意义伴随着传统变电站向智能变电站转变的同时就产生了合并单元装置，从某种角度来说，合并单元属于一个物理单元，简称 MU，合并单元装置它是智能变电站二次系统的最为核心的设备，在智能变电站中具有很高的地位并且它本身也有着很重要的作用。
例如与常规变电站相比将光纤作为继电保护装置的主通道，采用了集成化的设备，因此集成化程度更高。
首先合并单元装置能够合并处理电压互感器和电子式电流通过采集器输出的数字量，然后将这些合并处理过的数字量提供给类似于继电保护装置或者测控装置之类的装置使用。
其次合并单元装置能够进行约束转换。
这一作用是指能够将电流采集器和电压采集器上面的FT3通信规约数据转换成标准的IEC61850-9-2规约，这样可以提供很多便利，比如方便不同的厂家的二次设备都能够和它通信。
第三合并单元装置能够使变电站增加电压切换和并列的功能，根据一次设备的运行方式，能够灵活地切换或者并列二次设备，使得电压能够供继电保护、故障录波等设备装置使用。
最后合并单元还能够对数据进行拓展，它能够将一组电流或者电压的数据拓展成为多组输出，然后提供给多个不同的二次设备使用。
智能终端及合并单元测试PPT课件
智能终端测试
测试项目
• 动作时间测试 • 传送开关位置信号时间测试 • SOE精度测试 • 智能终端检修测试
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智能终端测试—SOE精度测试
• SOE精度测试
测试智能终端发生变位时T1时间发送 是否正确，正常情况下T0时间发送是否正 确。
T1时间：指GOOSE变位时发送的2、2、 4、8ms间隔时间；
开关量接线：测试仪的开入口接入到端子 排上的智能终端跳（合）闸出口。
注：试验建议将操作电源关掉（空接点测试）。
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智能终端测试—动作时间测试
具体试验介绍（CRX200）：
导入需要进行测试智能终端的IED（注意检修态一 致）；导入完成后首先点击“开始” ，接着点击发送 跳闸信号；软件接收到硬接点开入信号之后可在“测试 报告”中查看结果，翻转时间<7ms则满足要求。
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智能终端测试—检修位测试
• 智能终端检修测试
当智能终端“检修压板 ”置位时，可 用手持式报文分析仪（CRX200）模拟保护 给智能终端发送跳闸信息，检查检修逻辑 是否正确：
检修一致时，智能终端正常接收 GOOSE，并跳开开关。
检修不一致时，智能终端正常接收 GOOSE但是闭锁逻辑，跳闸命令不生效。
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智能终端测试—动作时间测试
• 动作时间测试
动作时间测试指智能终端在收到保护 装置发送的GOOSE保护动作信号转换成硬 接点开出时间。 • GOOSE跳闸命令转换时间 <7ms • GOOSE合闸命令转换时间 <7ms
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智能终端测试—动作时间测试
试验接线：
光纤接线：测试仪发送口接入到智能终端 的直跳口。
智能电网二次设备状态监测内容分析
智能电网二次设备状态监测内容分析摘要：随着社会经济的不断发展，科学技术的不断提高，促使智能电网的不断增多增强。
在智能电网中，二次设备不仅是为一次设备的运行提供辅助作用，而且还同时具有观察、监测以及发出报警信号等功能，因此智能电网应加强对二次设备的安全的保护和重视。
关键词：智能电网；二次设备；状态监测引言电网调度主站的信息一体化系统在不久的未来将包含电网二次设备的状态监测内容。
根据现阶段厂站内运行的二次设备的运行情况及未来的智能化二次设备的发展趋势，介绍了电网中运行的二次设备的类型及当前运行情况，总结了现阶段二次设备系统状态监测的具体内容，提出了通过采用二次设备功耗数据进行二次设备状态监测及多数据信息源相关关联监测的方法。
最后，结合主站的要求，总结了二次设备状态监测数据的应用建议。
1智能电网二次设备监测系统的设计构建智能电网二次设备监测系统时，需要结合设备自检功能和自控特征合理开展信息分层、数据描述和服务接口对接，形成完整的信息交互系统，保证电网安全运行。
（1）信息分层。
智能电网二次设备监控系统主要包括站控层、间隔层和过程层三部分。
站控层主要为监控计算机，能对系统数据进行计算和处理；间隔层主要为CSC-101线路保护装置，能检测智能电网线路运行状态；过程层主要为互感接口、操作开关及输配电保护元件，能及时控制异常运行线路。
目前，我国二次设备监控系统主要通过IEC61850实现网络化信息分层设置，借助后台监控系统、运动机、信息保护系统、主站/厂站系统等完成数据集成处理，能在智能电网出现异常信号后及时闭锁后台。
（2）数据描述。
智能电网二次设备监控数据描述的过程中需要依照数据对象进行统一建模，从数据状况出发设置相应的数据对象格式，确保系统能够实现数据的顺利传输。
我国二次设备监控系统设计过程中的一般数据描述主要选用IEC61850标准，在该基础上确定各服务终端的结构数据模型，分析变电网中的数据对象，并设置相应的逻辑节点。
合并单元智能终端区别
合并单元就是将电压互感器及电流互感器的输出的模拟数据转换成数字数据。
智能终端可以理解成数字式的继电保护设备并带有测控功能。
合并单元功能要求1 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。
2 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3Q / GDW 426 — 2010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.3 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.4 合并单元应能提供输出IEC 61850—9 协议的接口及输出IEC 60044—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.5 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。
6 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。
220kV智能变电站合并单元、智能终端改造技术方案分析
220kV智能变电站合并单元、智能终端改造技术方案分析摘要：如今，社会的用电需求发生了剧烈的变化，尤其对于家庭用电来说，用电结构和用电形式都更为复杂，为了适应社会的用电需求，国家不断的开发了新的供电技术，智能变电站就是一个典型的代表。
本文的主要内容就是对220kV智能变电站合并单元、智能终端改造技术方案进行分析。
关键词：220KV智能变电站；合并单元；智能终端；技术改造智能变电站相比传统的变电站而言，其运行效率更高，在安全性和可靠性方面也有了非常明显的提升，管理负担比较轻。
但是智能终端和智能技术的介入，使得变电站的继电保护系统出现了不同程度的运行问题，因此，必须要通过对合并单元和智能终端进行技术改造，使之既能够起到高效管理和监督系统运行的作用，又不对继电保护产生影响。
一、整改试验内容（一）待改造装置本次220KV智能变电站进行合并单元好智能终端改造的待改造装置具体内容如下：（二）工作内容1、合并单元的改造内容。
重新进行合并单元二次电缆的接线，提交相关的接线模型，将其与SCD虚端子进行连接，完成上述工作后，下载对应的装置配置。
实施加量调试，并对采样进行测试，测试位置选择在保护测控侧。
2、智能终端的改造内容。
更换终端装置，待更换的装置主要是回路板和TDC 板，完成相关的背板图设计，现场重新接线，以便于操作回路电缆的二次线。
对ICD模型进行更新，新做SCD虚端子，完成对应的连接工作，最后导出配置下装。
为了实现单间隔保护，必须要整体重新传动出口。
此外，为了保证智能终端与机构间的传动，还应重新验证遥信对点工作。
总体来说，智能终端的技术改造需要完成下述工作：完成对应装置的更新调试、设计绘制智能终端的二次背板图与二次接线图、完成新的二次电缆线的接线工作、制作ICD文件与SCD虚端子，并完成对应的连接工作、下装配置包括智能终端、保护和测控。
完成全站所有的验证工作，完成智能终端和开关机构的联调验证工作。
二、整改总体思路及步骤（一）整站停电优势分析：技术改动的工作量比较小，难度更低，按照对应的流程完成相关配置的更换即可，此方案更加的稳妥，改造后对各个环节进行对应的验证工作，确认无误之后即表示改造完成。
智能变电站合并单元和智能终端调试.概要
•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与智能终端 及故障录波网络分析仪介绍及调试
送变电调试所 王天锷
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
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 IEC 61850 — 9 协议的接口及输出 IEC 60044 — 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。
智能变电站合并单元介绍
智能变电站合并单元和智能终端调试综述
智能变电站合并单元和智能终端调试综述在智能变电站的运行中，合并单元和智能终端是至关重要的组成部分。
它们的正常运行对于保障变电站的稳定、可靠和高效具有关键意义。
因此，对合并单元和智能终端的调试工作显得尤为重要。
合并单元是用于对一次互感器传输过来的电气量进行合并和数字化处理的设备。
它将传统的模拟量信号转换为数字信号，为变电站的二次设备提供准确、实时的数据支持。
智能终端则是连接一次设备和二次设备的智能接口装置，实现对一次设备的监测、控制和保护等功能。
在调试合并单元时，首先要进行外观检查。
查看其外壳是否有损伤、变形，接线端子是否牢固，标识是否清晰准确。
接着是通电检查，确认合并单元能够正常启动，指示灯显示正常。
然后进行精度测试，这是确保合并单元性能的关键步骤。
通过施加标准的模拟量信号，对比合并单元输出的数字量与预期值，检查其测量精度是否满足要求。
对于智能终端的调试，同样要从外观和通电开始。
检查其外观是否完好，有无受潮、腐蚀等情况。
通电后，观察指示灯和显示屏的状态，确认其工作正常。
接下来是通信功能测试，检查智能终端与其他设备之间的通信是否畅通，数据传输是否准确无误。
还需要进行控制功能测试，验证对一次设备的分合闸控制命令能否正确执行。
在实际调试过程中，还需要关注一些常见问题。
比如，合并单元可能会出现采样值异常、同步信号丢失等问题。
采样值异常可能是由于互感器故障、接线错误或者合并单元本身的硬件问题导致。
同步信号丢失则可能是由于时钟源故障或者通信链路干扰。
对于智能终端，常见的问题包括控制命令执行失败、遥信变位不准确等。
控制命令执行失败可能是由于一次设备故障、接线松动或者智能终端的控制逻辑错误。
遥信变位不准确可能是由于信号采集回路故障或者软件算法问题。
为了有效地解决这些问题，调试人员需要具备扎实的专业知识和丰富的实践经验。
在遇到采样值异常时，要逐步排查互感器、接线和合并单元，确定故障点并进行修复。
对于同步信号丢失的问题，需要检查时钟源和通信链路，采取相应的措施恢复同步。
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合并单元就是将电压互感器及电流互感器的输出的模拟数据转换成数字数据。
智能终端可以理解成数字式的继电保护设备并带有测控功能。
合并单元功能要求
1 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。
2 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3Q / GDW 426 — 2010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。
3 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。
4 合并单元应能提供输出IEC 61850—9 协议的接口及输出IEC 60044—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。
5 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。
6 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。
7 输出协议采用IEC 61850-9-2 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IEC 60044-8 时，合并单元的数字量输出宜采用二次值方式。
4.2.8 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。
4.2.9 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。
10 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。
11 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IEC 60044-7/8 的FT3 格式。
4.2.12 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。
13 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。
14 根据工程需要，合并单元可以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源。
智能终端功能要求：
1智能终端具有开关量（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；开关量输入宜采用强电方式采集；模拟量输入应能接收4～20mA电流量和0～5V电压量。
2智能终端具有开关量（DO）输出功能，输出量点数可根据工程需要灵活配置；继电器输出接点容量应满足现场实际需要。
3智能终端具有断路器控制功能，可根据工程需要选择分相控制或三相控制等不同模式。
4智能终端宜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、断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操作机构中实现。
5智能终端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。
6智能终端应具备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。
7智能终端应至少带有1个本地通信接口（调试口）、2个独立的GOOSE接口（并可根据工程需要扩展）；必要时还可设置1个独立的MMS接口（用于上传状态监测信息）。
通信规约遵循DL/T860（IEC61850）标准。
8智能终端GOOSE的单双网模式可灵活设置，宜统一采用ST型接口。
9智能终端安装处应保留总出口压板和检修压板。
10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、装置内部异常等信号；其中装置异常及直流消失信号在装置面板上宜直接有LED指示灯。
11智能终端应具有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括：出口继电器线圈自检、开入光耦自检、控制回路断线自检、断路器位置不对应自检、定值自检、程序CRC自检等等。
12智能终端应具备接收IEC61588或B码时钟同步信号功能，装置的对时精度误差应不大于±1ms。
13智能终端应提供方便、可靠的调试工具与手段，以满足网络化在线调试的需要。
14智能终端可具备状态监测信息采集功能，能够接收安装于一次设备和就地智能控制柜传感元件的输出信号，比如温度、湿度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等，支持以MMS方式上传一次设备的状态信息。
15主变本体智能终端包含完整的本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点，同时还宜具备就地非电量保护功能；所有非电量保护启动信号均应经大功率继电器重动，非电量保护跳闸通过控制电缆
以直跳方式实现。