传统变电站与数字化变电站比较
数字化变电站方案
以我给的标题写文档，最低1503字，要求以Markdown文本格式输出，不要带图片，标题为：数字化变电站方案# 数字化变电站方案## 1. 引言数字化变电站是指利用数字化和智能化技术对传统变电站进行升级改造，实现自动化、智能化、信息化管理的一种变电站方案。
数字化变电站通过应用先进的传感器、通信设备、数据处理和分析技术，实现对变电站设备和运行状态的实时监测、数据分析和故障诊断，从而提升变电站的安全性、可靠性和运行效率。
## 2. 数字化变电站方案的优势数字化变电站方案相比传统变电站具有以下优势：### 2.1 自动化运维数字化变电站采用先进的传感器和监测设备，可以对变电站设备的运行状态进行实时监测和数据采集。
通过数据分析和故障诊断，可以实现设备的自动化运维，提前预警和避免设备故障。
同时，数字化变电站支持远程监控和控制，可以远程调整设备参数和运行模式，提高运维效率。
### 2.2 节能减排数字化变电站可以通过智能化的能源管理和优化调度，提高能源利用效率，降低能耗和排放。
通过对供电负荷的实时监测和预测，可以合理调配电力资源，减少供电压降和传输损耗。
此外，数字化变电站可以实现对设备的智能控制和优化调度，避免不必要的设备运行和能源浪费。
### 2.3 数据驱动决策数字化变电站通过大数据分析和人工智能技术，可以从海量的数据中提取有价值的信息。
这些信息可以帮助运维人员优化设备运行、预测设备故障、制定合理的维护计划和决策。
数字化变电站还可以实现对历史数据的回溯和分析，为运营和管理决策提供科学依据。
### 2.4 安全可靠数字化变电站可以实现对变电站设备和运行状态的实时监测和预警，及时发现隐患和故障。
数字化变电站还可以通过智能设备和系统的互联互通，实现设备间信息共享和联动控制，提高变电站的安全性和可靠性。
在故障发生时，数字化变电站可以快速诊断和定位故障，提高故障排除的效率和准确性。
## 3. 数字化变电站方案的主要技术组成### 3.1 传感器和监测设备数字化变电站采用各类传感器和监测设备，用于实时监测变电站设备和运行状态。
智能变电站与常规变电站的区别
智能变电站与常规变电站的区别一、了解智能变电站1、背景伴随着工业控制信息交换标准化需求和技术的发展，国外提出了以“一个世界，一种技术，一种标准”为理念的新的信息交换标准:IEC61850标准。
在国内，现有信息交换技术在变电站自动化领域体现出来的种种弊端严重制约了生产管理新技术的提高，因此，采用IEC61850实现信息交换标准化已经成为国内电力自动化业界的一致共识，同时，国家电网公司又提出了“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针，如何提高变电站及其他电网节点的数字化程度成为打造信息化企业的重要工作之一。
数字化变电站就是在这样的背景下提出来的。
因此，数字化变电站是变电站自动化发展及电网发展的结果。
如今，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。
这些问题在智能（数字）化变电站中都能得到根本性的解决。
另外，微机技术和信息、通讯技术、网络技术的迅速发展和现有的成熟技术也促成了数字化技术在电力行业内的应用进程。
这几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快，从一些试运行站的近期反馈情况可以看出，智能化一次设备已经从初期的不稳定达到了基本满足现场应用的水平。
工业以太网是随着微机保护开始应用于电力系统的，更是成为近几年的变电站自动化系统的主流通信方式。
在大量的工程实践证明站控层与间隔层之间的以太网通信的可靠性不存在任何问题。
而间隔层与过程层的通信对实时性、可靠性提出了更高的要求，但通过近两年的研究与实践，这一难点问题也已经解决。
可以说原来制约数字化变电站发展的因素目前已经得到逐一排除。
智能（数字）化变电站按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都可将变电站的功能分为三层，即站级层、间隔层和过程层。
智能（数字）化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：传统互感器的绝缘、饱和、谐振等；长距离电缆、屏间电缆；通信标准等。
智能变电站继电保护中的关键技术分析
智能变电站继电保护中的关键技术分析摘要：电力是城市发展以及人们用电的保证，同时也是社会最基本的能源，因此国家对电力上的发展给予了极大的重视，而智能变电站就是电力行业发展至今由此衍生出来的一种东西。
智能变电站与传统变电站相比较，其由于受到电脑系统加成而具有极高的集成度，智能变电站主要是由一系列智能设备组成，借助计算机技术与人工智能技术，使得变电站变得更加高级，从而使得电力管理变得一体化，能够使电力信息集中处理并共享变电站信息资源。
关键词：智能变电站；继电保护；技术分析引言：电力系统继电保护技术是指通过合理、有效地配置，对电力设备进行管理，确保电网安全稳定运行。
在这个过程中，必须要考虑到相应的技术标准和运行要求，而智能变电站的继电器因为其可靠性高、安全性高，因此也成了现代电力系统的主要发展方向。
电力系统继电保护技术的核心在于它在某种程度上反映了电网的工作状态。
新一代智能变电站以“智能化设备与综合服务系统”为特点，从专业的设计到整体的综合设计，从一次设备到一次智能的转变，是先进适用技术的集成应用。
在智能变电站运行过程中，必须要将相关的信息准确地记录下来，并且合理利用这些数据的特性，以便对电力系统运行状况进行全面监测。
1智能变电站的特点智能变电站是将计算机技术、现代通信技术和综合控制技术相结合的一种新型的智能化变电站。
同时，它还可以在一定程度上减少传统变电站的安全隐患，随着科技的发展，网络时代的发展，其优点也将日益显现。
在智能化变电站的设计和生产中，其最大的优点是可以有效地防止人为的错误，达到无人值班的目的。
通过对电网的操作进行分析，发现常规变电站一般都是由继电器和控制设备组成的。
但随着技术的发展和完善，微机、PLC等设备的出现，可以实现对电能质量的实时监控和保护，自动化程度也得到了极大地提升，智能化程度也得到了极大地提升；可以说，智能化是人类社会发展的必然趋势。
2智能变电站继电保护架构体系智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，它是电力系统的信息采集、信息的执行单位，它在智能电网的建设中起到关键作用。
数字化变电站介绍
1.2.6变电站的各种功能可ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ享统一的
信息平台，避免设备重复
数字化变电站的所有信息采用统一的信息模型，按 统一的通信标准接入变电站通信网络。变电站的保 护、测控、计量、监控、远动、VQC等系统均用同 一个通信网络接收电流、电压和状态等信息以及发 出控制命令，不需为不同功能建设各自的信息采集、 传输和执行系统。
1.2.5解决设备间的互操作问题
数字化变电站的所有智能设备均按统一的标准建立 信息模型和通信接口，设备间可实现无缝连接。
传统变电站的不同生产厂家二次设备之间的互操作 性问题至今仍然没有得到很好地解决，主要原因是 二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。为 实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转 换器，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难 度，降低了通信系统的性能。
国外厂商已经开发出符合IEC61850要求的智能 电子设备，不但有保护装置，还有符合该标准 的过程层设备，如智能断路器，带数字接口的 光CT、PT等。ABB公司开发的PASS系统将智 能化的开关设备和互感器集成在一起，并将融 和了部分保护功能和测控功能。该系统在国外 已有一定范围的应用。
从1998年到2000年，ABB，ALSTOM和 SIEMENS合作在德国进行了OCIS（Open Communication in Substations）计划，完成了 间隔层设备和主控站之间的互操作试验。试验 中由ABB完成主控站通过在以太网上实现 IEC61850-8-1来连接ABB、ALSTOM和 SIEMENS的设备。
浅谈智能化变电站虚端子配置及连接
浅谈智能化变电站虚端子配置及连接内容提要:智能化变电站与传统变电站相比，全站所有装置的信息均为数字信息，保护及测控装置之间均采用光缆联系；二次微机装置之间无传统变电站的电缆连接，之间的联系采用DL/T860（IEC61850）规约进行通信，通过DL/T860建模，实现装置之间的信息交互、共享，以达到与传统变电站装置之间用电缆点对点连接的效果。
对于继电保护设备来说，由于原来用于点对点连接的电缆取消了，但是所有需要实现的保护功能仍是必不可少的，保护设备之间、保护与测控等其他二次设备之间仍旧需要进行信息交互。
而所有这些功能的实现、数据的传输等都是通过配置完善的虚端子实现的。
保护设备的GOOSE开入、GOOSE开出以及SV 开入虚端关键词:智能化变电站虚端子连接方法及调试1、前言传统变电站微机保护装置和测控装置，是由模拟量的开入开出信号及交流输入等装置插件实现装置与其他设备的信号传输。
端子排是保护装置插件与外界设备连接的设备。
通过从插件到端子排，端子排到电缆的连接方式实现保护装置与一二次设备间的配合。
但随着智能化保护及测控装置的出现，改变了传统二次设计方式。
对于装置本身而言，大量的继电器出口，节点开入，交流输入及开关的操作回路被光电设备所涵盖，取而代之的是光纤接口的出现。
智能化保护设备和测控装置越来越像是一个黑盒子，保护装置所需的外部特性能被ICD文件所描述，为了使大家能更好的使用各种保护及测控装置，我们下面对虚端子的连接及校验方法进行比较详细的介绍和分析。
2、虚端子的特征及连接方式1）装置虚端子是源于装置的ICD文件，内容包括虚开入，虚开出及MU输入三部分。
而每部分又由虚端子描述，虚端子引用，虚端子编号，GOOSE软压板及源头（目的）装置组成。
在虚端子图中将信息源头及终点设备予以描绘，方便用户信息查找，同时在设计图纸时考虑将网络方案配置及光纤走向示意设计其中，使图纸内容更加丰富。
2)虚端子逻辑联系图虚端子逻辑联系以装置虚端子为基础，根据继电保护原理，将全站二次设备间以虚端子连线方式联系起来，直观反映不同间隔层设备间，间隔层与过程层设备间GOOSE，SV联系全貌。
全数字化变电站实施方案(110KV)
图2-1-1、110kV数字化变电站结构示意图（GOOSE点对点组网）
图2-1-2、110kV数字化变电站结构示意图（GOOSE交换机组网）此外，若采用区域采样同步(插值同步)方案，则图2-1、图2-2中的采样同步时钟源、采样同步网不存在。
3.3. 校时及采样同步方案
3.3.1. 校时方案
1）监控服务器、运行工作站支持以下方式校时：
l采用SNTP校时。
l来自远动工作站的规约校时。
2）远动工作站支持以下方式校时：
l IRIG-B（DC）校时。
l GPS秒脉冲对时。
l SNTP校时（复用站控层以太网，传输层协议为用户数据报协议UDP）。
l IEEE1588校时（复用站控层以太网，严格按IEEE1588解码）。
l来自调度的规约校时。
3）所有带站控层接口板的装置支持以下方式校时：
l IRIG-B（DC）校时。
l GPS秒脉冲对时。
l SNTP校时（复用站控层以太网，传输层协议为用户数据报协议UDP）。
l IEEE1588校时（复用站控层以太网，严格按IEEE1588解码）。
l来自远动工作站的规约校时。
3.3.2. 采样同步
变电站内的变压器保护、方向距离保护、以及测控计量设备对数据源同步的精度要求为最大为5us（0.1度）。
对于实现不同采集设备的同步，工程应用中通常采用以下两种方案：全站同步时钟源
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深圳南瑞科技有限公司第11页。
智能变电站与传统变电站的比较
智能变电站与传统变电站的比较随着科技的发展，智能化变电站也正式地取代了传统的变电站，使得继电保护方式有了革命性的变化。
本文对智能变电站与传统变电站的关键技术进行了详细的比较论述，分析出各自的优缺点，以供大家参考。
标签：智能化变电站传统变电站关键技术一、前言智能电子的兴起，在我国掀起了一股工业改革热潮，当然我国的国家电网传统变电站也受到了冲击。
为了更好地实现继电保护，我国对于智能电网的建设也在进行整体的部署和改革。
在此期间，对于智能变电站的建设，国家也在极力地推广。
各省也在积极地对智能变电站开展试点工程，目前我国大多的智能变电站，都是采用了IEC61850的标准，实现了变电站的自动化，同时运用了全光纤的电流互感器，使系统自动化更加地稳定。
二、智能变电站与传统变电站关键技术对比1.实现统一通信规范：统一的通信规范，也就是大家所熟悉的IEC61850通信规范，这是一种国际通用的变电站自动化系统。
它对于数据的命名，定义，以及设备的行为、自描述特征等都进行了规范。
跟传统的IEC60870通信规范相比，IEC61850，不只是一个单纯的通信规约，在一定程度上，它对于变电站的自动化设计，开发，维护等各个领域，都起到了指导作用。
这个标准，可以对变电站系统中的所有对象进行统一的建模，采用面向对象以及一个抽象通信服务接口相连，而且这个接口还是独立于网络结构的。
使得设备之间，有了更强的互操作性，可以让不同厂家生产的设备，通过这个接口进行无缝连接。
可以说这个标准，是目前为止，最先进的变电站自动化系统，它不仅对通信接口和测控装置模型有一个更规范的保护。
而且还支持CT、智能式开关、PT等通信接口。
使用这个标准，对于自动化技术水平，有一个很高的提升。
对于变电站智能化系统的稳定运行，也有一定的保障。
使得智能化变电站系统的运行以及维护，变得更加轻松，节省了大量的维护费用和人力物力。
目前，IEC61850标准自动化系统，主要可以实现以下几个功能：首先，就是MMS功能，这个功能它主要就是可以实现装备和后台之间实现数据的交换，属站控层部分；其次，还具备GOOSE功能，这个功能主要就是为了实现装备与装备之间进行数据的交换，属间隔层部分；最后，可实现SMV功能，这个就是主要用来进行采样值的传输，属于过程层部分。
数字化变电站与传统变电站间光纤纵差保护研究
数字化变电站与传统变电站间光纤纵差保护研究摘要：在使用电子式互感器的数字化变电站和使用电磁式互感器的传统变电站之间，实现差动保护的关键是两侧电气量的同步。
本文提出了解决该问题的具体方法：数字化变电站侧的保护装置实时跟踪间隔合并单元的采样频率，传统化站的保护装置实时跟踪数字化站侧的保护装置的采样频率，从而实现两侧电气量的同步。
关键词:数字化变电站传统变电站光纤纵差保护中图分类号：tu74 文献标识码：a 文章编号：引言随着智能化电气的发展，数字化变电站彻底解决ct 饱和问题以及二次电缆的交直流串扰问题，具有避免重复建设以及管理自动化等优势，是变电站自动化的趋势。
但数字化变电站的建设不能一蹴而就，建设过程中必然出现某些线路的一侧是使用电子式互感器的数字化变电站，另一侧则是使用电磁式互感器的传统变电站。
目前通常采用纵联方向保护和纵联距离保护来完成该类线路的保护。
1 数字化变电站和传统变电站光纤纵差系统结构数字化变电站每条线路的间隔合并单元mu通过和ect 以及电压合并单元通信获得线路保护需要的ia、ib、ic、ua、ub、uc 以及抽取电压数据。
线路保护、主变保护和母线保护通过过程层间隔交换机与间隔合并单元按iec61850-9-1/2 标准通信获取上述数据。
本文基于iec61850-9-1 标准实现。
数字化变电站和传统变电站之间的光纤纵差保护装置的关键技术是解决两侧电气量的同步。
只有两侧电气量同步才能进行差动保护计算。
电气量的同步可分为三个层次：1) 数字化变电站侧ect 和ept 的同步;2) 数字化变电站中保护装置和间隔合并单元的同步;3) 数字化变电站和传统变电站间两台保护装置之间的同步。
数字化变电站中，全站数据采集同步信号来源于同一个时钟源，从而保证ect 和ept 间数据完全同步。
因而数字化变电站和传统变电站间的光纤纵差保护主要考虑的是第二层次和第三层次的同步。
2 数字化变电站保护装置和合并单元同步电子互感器为定周期采样，电子互感器的采样率与数据发送间隔可能相同，也可能不同，但前者一般是后者的整数倍。
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变电站配置语言SCL
SCL四种类型文件
文件类型
ICD文件
描述
IED设备能力描述，用于描述装置的定值、压板、事件、 控制字、遥测、遥控等信息。
SSD文件
SCD文件 CID文件
系统特性描述，包括变电站一次设备和网络分布。
变电站配置描述，由ICD文件和SSD文件生成，包括了 所有ICD文件和SSD文件的内容。 由SCD文件生成，是已配置的IED描述。
公用数据类 逻辑节点和数据类
主体
SCSM特定通信服务映射 SMV采样值
一致性测试
功能与通信解耦
信息模型之间的数据交换由信息模型的的功能服务实现。
IEC61850定义14类ACSI模型（如定值控制块、报告及 记录控制块、通用变电站事件GSE等），用来规范信息 模型的功能服务。 ACSI规范的信息模型的功能服务独立于具体网络，功能 的最终实现还需要经过SCSM。SCSM负责将抽象的功能 服务映射到具体的通信网络及协议上。
61850数字化变电站讲义
ptSw tch
2018年10月7日8时39分
2018年10月7日8时39分
传统变电站与数字化变电站比较
高压场地500kV HGIS设备的就地汇控柜
数 字 化 变 电 站
常 规 变 电 站
二次光纤
二次电缆
传统变电站的突出问题
变电站综合自动化系统技术经过10余年的发展，目前已经基本成熟，得到了 广泛的工程应用。但是综自系统采用传统的互感器及开关设备，需要铺设大 量的采集和控制、信号等二次电缆，数据采集环节冗余，各子系统的功能重 复配置，不仅造成浪费而且与一次设备的电缆接线复杂，系统可靠性受二次 电缆影响大，二次回路的检修非常困难， 装置间缺乏整体协调和优化，信息对象未统一建模导致信息共享难，系统扩 展复杂。为了解决以上问题，数字化变电站各项新技术得到了飞速发展和应 用。 数字化变电站是以IEC 61850系列标准为先导牵引，以OCT/ECT等非常规互 感器、智能断路器技术发展为突破口，以网络技术发展为支撑的系统化工程。 与传统变电站相比，具有八大主要技术特征，引入了过程层的概念，信息应 用模式发生了根本变化，基于网络的数字信息交互更加广泛，更加智能化的 一次设备与二次设备的界限变得模糊，一次和二次设备融合是未来的发展趋 势。IEC 61850系列标准、非常规互感器、智能断路器、高速工业以太网这 四大新技术领域的创新就像四个有力的引擎推动着传统的变电站自动化系统 进入到全新的数字化变电站发展阶段。
变电站分层
面向对象的信息模型
功能与通信解耦
信息模型之间的数据交换由信息模型的的功能服务实现。
IEC61850定义14类ACSI模型（如定值控制块、报告及 记录控制块、通用变电站事件GSE等），用来规范信息 模型的功能服务。 ACSI规范的信息模型的功能服务独立于具体网络，功能 的最终实现还需要经过SCSM。SCSM负责将抽象的功能 服务映射到具体的通信网络及协议上。
传统变电站的突出问题
功能独立重叠，整体协调性不足： 目前变电站的控制、保护，包括故障录波等都实现了微机数 字化，但装置之间缺乏整体协调性。主要原因是二次设备缺 乏统一的功能和接口规范，以及通信标准的采用缺乏一致性。
传统变电站的突出问题
二次接线复杂、CT/VT负载过重： 自动化装置之间缺乏通信等原因，变电站内二次接线十分复 杂，降低了系统的可靠性。同时，大量硬接线的存在造成 CT/VT负载过重。
ICD
ICD NARI
I统配置器
IEC 61850 world
SCD
面向对象的数据自描述
面向对象的数据自描述：完整、确定和唯一的语义空间
过程层是一次设备与二次设备的结合面, 过程层的主要功 能分三类： (1) 电力运行的实时电气量检测：主要是电流、电压、 相位以及谐波分量的检测
(2)
运行设备状态参数在线检测与统计：状态参数检测的 设备主要有变压器、断路器开关、刀闸等。 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) 操作控制的执行与驱动：如电容、电抗器投切控制, 断路器刀闸合分控制。
间隔层设备的主要功能是: ①汇总本间隔过程层实时数据信息。 ②实施对一次设备保护控制功能。 ③实施本间隔操作闭锁功能。 ④实施操作同期及其他控制功能。 ⑤对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别 的控制。 ⑥承上启下的通信功能即同时高速完成与过程层及站控层 的网络通信功能。必要时, 上下网络接口具备双口全双工 方式以提高信息通道的冗余度, 保证网络通信的可靠 性。
传统变电站的突出问题
缺少统一的信息模型，信息难以共享： 由于缺少统一的信息模型，装置间缺乏整体协调和优化,系统 扩展复杂,信息共享困难。
合并 单元 合并 单元
保护
共 享 池
保护
合并 单元
测控
61850标准协议组成部分
概论 总体要求 术语 系统和项目管理
通信需求 变电站自动化系统配置语言
基本通信结构 原理和模型 ACSI抽象通信服务接口
站控层的主要任务是: 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按既定协约将有关数据信息送往调度或控制中心。 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。