数字化变电站与常规站区别介绍
智能变电站与常规变电站对比分析
智能变电站与常规变电站对比分析摘要：智能电网是电网发展的必然，而智能化变电站是智能电网的重要组成部分，也是体现其智能化的关键部分。
从智能变电站与常规变电站的对比中可以发现，智能变电站突出解决的是常规变电站中长期存在的信息获取、传递、共享、使用方面的问题。
因此可以理解为，智能变电站是建立在信息化网络化基础上的对于常规变电站的巨大革新与进步。
本文通过对常规变电站和智能变电站进行比较，阐明智能变电站的特点和优势，对帮助变电站运维人员进一步了解智能变电站有着十分重要的意义，同时对智能变电站的相关建设也具有一定的参考作用。
关键词：智能变电站；常规变电站；优越性智能化变电站是常规变电站自动化技术改造的目标，其最大的特征在于一次设备的信息化、信息交互的标准化、运行控制的智能化、保护控制的协同化和分析决定的在线化。
智能变电站的发展与应用对构建“坚强智能电网”有着至关重要的作用，并且可以预见的是随着国家智能电网建设的逐步深入，常规变电站将被智能变电站所代替，而在此过程中作为电力部门要高度重视自动化、计算机技术、信息技术等方面人才的培养与引进，同时作为运维人员要进一步加强对智能电网相关知识与技能的学习，只有这样国家智能电网建设才能得到更好更快的发展。
1常规变电站与智能变电站的基本组成目前，常规变电站通常指综合自动化变电站。
这种变电站利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况进行监视、测量、控制和协调的一种综合性自动化系统。
通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。
它具有以下特点：（1）功能实现综合化。
它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。
（2）系统构成模块化。
保护、控制、测量装置的数字化利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。
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。
智能站与常规站区别
智能站与常规站区别变电站在电⽹中作⽤变电站在电⽹各个结构层次中具备能源转换和控制功能，是电⽹的⾄关重要的物理基础，发挥着⽆可替代的作⽤。
智能变电站在智能电⽹中作⽤智能变电站能为智能电⽹采集基础运⾏参量、执⾏管控命令、提供运⾏⽀撑。
其在智能电⽹中作⽤具体如下：1. 即时采集电⽹运⾏数据；2. 实时更新变电设备状态；3. 及时发布任务指令；4. 需要执⾏调度控制；5. ⾃动调节、开展⾼级应⽤；6. 完成本变电站与调度、与相邻变电站、与电源、与⽤户之间的协调交流；7. 保障电⽹安全稳定运⾏，给未来⾼效、⾃愈的智能电⽹提供技术⽀持。
常规站缺点常规站在使⽤过程中被发现了⼀些缺点，如设计复杂、系统冗余、多次采样、互操作性差、调试困难、标准化低下。
基于此发展出智能变电站，⽽智能变电站推⾏还存在⼀些显著问题，且问题主要集中在⼆次系统⽅⾯。
为了实现⼆次设备智能化，⽬前主要的⽅式是对有关的⼆次设备引⼊创新的智能组件，譬如智能终端、合并单元等。
智能站在⼆次系统中建设运维存在问题智能变电站的设计理念与实现⽅式区别于常规变电站，和常规变电站⼤相径庭，在⼆次系统⽅⾯更是如此，变电⼈员该⽅⾯知识空⽩，因⽽在基建、验收、运维等⽅⾯相对棘⼿，需要⼤⾯积依靠设备提供⽅，不能很好的降低运维风险。
智能站⼆次系统-电压电流采集变化数字化信息主要体现在电压电流的采集上。
通过数字式电⼦互感器，将电压电流的模拟量转化成数字量，或者直接将电压电流提取为数字量。
数字化信息的构建，避免了重复采集和采集误差，还能将采集的数据集成分享，供给各保护、测量、计量、录波等的装置使⽤，实现了数据统⼀采集、统⼀编码、因需转换、因需调⽤等数字化能⼒，实现的底层基础的进化，为上层各式应⽤提供了简约有效、⽅便易⾏的底层⽀撑。
遗憾的是⽬前电⼦式互感器的技术还处于理论阶段，实际应⽤中质量偏差偏离期望，未能真实达到理论效果，所以⽬前采⽤“电磁式互感器＋合并单元”的数字式互感器配置⽅式。
常规站与智能站对比
建设工期
变电站布置形式比较
布置形式
描述
设备选采用GIS，35kV GIS具有体积小、技术性能优 主变、高低压配电装置均为 适用于占地面积小并与周边环境 及以下设备采用金属开关柜 良的特点；金属开关柜具有安 户内布置。 相协调的场所。 形式。 全可靠，易安装运输的特点。
领域
常规变电站
常规GIS变电站
智能变电站
受外部环境的影响，雷雨季节进行操作时 GIS不受外部环境的影响，具有优良的抗 自动化程度高，实时监控，出现 操作人员的安全系数降低，抗地震性能差， 地震性能，没有触电危险，抗无线电干 异常时自动找出故障点，自动分 安全可靠性 有触电危险，抗无线电干扰能力弱。 扰能力强。自动化程度低，不能对设备 析故障原因，并对严重的程度做 出现异常时进行需人工进行故障分析，需 进行在线监测，故障的判断、自动分析 出判断。 人工对故障的部位、严重的程度做出判断。 程度没有智能变电站高。
110千伏配电装置采用智能GIS组 合电器，因此占地面积跟常规GIS 变电站基本相同，全站占地面积5 至6亩。
造价
110千伏配电装置采用GIS组合电器，造 价适中，占地面积小。 采用智能化模块，造价高。 110千伏配电装置采用空气绝缘开关，造 常规GIS变电站除了110千伏配电装置采 1、智能主变比常规变电站主变价 价低，占地面积大。 用GIS，其他设备价格和常规变电站一样。 格多30万至40万。 1、常规主变：200万左右。 1、常规主变：与常规变电站相同 2、智能GIS比常规GIS一个间隔多 2、110千伏配电装置:一个间隔30万左右，2、110千伏配电装置:一线厂家50万至60 10至20万左右。 7个间隔210万左右，比常规GIS变电站减 万一个间隔，本专用站7个间隔，共350 3、智能后台监控价格比常规后台 少40%左右。 万至420万左右。二线厂家40万至50万一 监控价格多40万左右。 3、常规后台监控：215万至255万左右。 个间隔，本专用站7个间隔，共280万至 350万左右 3、常规后台监控：与常规变电站相同 总造价：比常规GIS变电站增加 总造价：比常规GIS变电站减少10%左右。 总造价：比常规变电站增加10%左右，约 15%左右，约500至600万。 约300至400万。 300至400万。
常规变电站与数字变差异
浅谈常规变电站和数字化变电站之间差异1.过程层设备的区别:(1)采样值实现常规站用常规CT 、PT优点：多年来成熟的设备缺点：绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度、接口等智能站用电子式互感器：有源式互感器、无源式（纯光学）互感器优点：不存在常规互感器的饱和、爆炸、谐振等问题比较项目常规互感器电子式互感器绝缘复杂绝缘简单体积及重量大、重体积小、重量轻CT动态范围范围小、有磁饱和范围宽、无磁饱和PT谐振易产生铁磁谐振PT无谐振现象CT二次输出不能开路可以开路输出形式模拟量输出数字量输出缺点：近年来发展起来的新设备，其测量精度、暂态特性、抗干扰能力，长期运行可靠性、温度稳定性问题，特别是光学互感器、设备能否长期可靠运行问题。
注：目前智能站也可采用“常规互感器+就地合并单元”来实现互感器的就地数字化。
(2)开关设备常规站用传统开关设备，和间隔层设备电缆连接。
智能站采用“传统开关设备+智能终端”就地完成开关数字化，将位置信息和控制信息转化为GOOSE 光纤数字信号和间隔层设备交互。
2.过程层网络的区别常规站不存在过程层网络的概念，一次设备和间隔层设备之间通过大量的电缆直接互连，电缆用量和二次回路较复杂，但长期以来也积累了成熟的经验。
智能站采样值通过电子式互感器（或常规互感器+MU ）实现数字化，组建SV 采样值光纤数字传输网络；一次开关设备通过智能终端完成数字化，经GOOSE 光纤网络完成开关设备位置信息、控制信息的传输。
根据不同的现场需求，GOOSE 和SV 网络可以是相互独立的网络架构，也可是“SV+GOOSE ”二合一网络形式。
过程层的网络化大大简化了常规综自站中复杂的二次回路电缆，通过文件配置和虚端子连接等进行管理，并可实施监测链路状态。
3.保护、测控等间隔层设备的区别智能化站中新型的数字化保护装置在核心逻辑算法上和常规综自站的保护装置没有大的差别，仅针对于SV 或GOOSE 的通讯特点做了相应的处理，装置的交流头插件被SV 采样值光口板所代替，开入开出板卡被GOOSE 光口板所代替，保护本身仅保留CPU 插件完成保护算法以及键盘、液晶等人机界面。
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摘要:随着自动化控制技术的进步及非常规互感器技术的发展，常规变电站正在被数字化的智能变电站所取代，一次变电站智能化改造大潮正在各电力部门展开，而这也正好符合国家“坚强智能电网”的总体规划。
而在此基础上从一次设备智能化、对时要求、信息基础、智能应用到辅助系统等方面对智能变电站和常规变电站进行一次对比分析，对帮助变电站运维人员进一步了解智能变电站有着十分重要的意义，同时对智能变电站的相关建设也具有一定的参考作用。
关键词：智能变电站；常规变电站；一次设备；比较分析1引言随着自动化控制技术的进步，非常规互感器技术的发展，IEC61850标准的颁布实施，网络通信技术的日臻成熟，变电站自动化进入了智能化发展的新阶段。
同时，随着国家电网建设“坚强智能电网”总体规划的逐步推进，智能电网建设在全国范围内迅速铺开，而智能变电站作为构建“坚强智能电网”的关键支撑，其相关研究、开发与建设工作也相继展开，在其推动下变电站智能化改造进一步加快。
而在此基础上从一次设备智能化、对时要求、信息基础、智能应用到辅助系统等方面对智能变电站和常规变电站进行一次对比分析，对帮助变电站运维人员进一步了解智能变电站有着十分重要的意义，同时对智能变电站的相关建设也具有一定的参考作用。
2 常规变电站和智能变电站的基本结构2.1 常规变电站的基本结构常规变电站结构如图1所示，其网络监控系统由间隔层和站控层两层构成，由于没有统一建模，存在着多种信息标准，接口多样而兼容性差，综合自动化软件版本庞杂不一，存在监控、保护、远动、计量等多个网络。
其中的站控层设备由带数据库的操作员站、远动工作站、五防主机等组成；间隔层主要包括保护、测控和IBD等二次设备；一次设备和录波、保护、测控等二次设备之间多采用二次电缆连接，导致二次电缆布线繁复、回路众多。
且常规变电站的信息采集由电磁型电流和电压互感器完成，系统内部各装置之间相对独立、功能分散，缺乏整体的协调和功能优化机制，输入信息难以进行共享，对系统的扩展性和兼容性带来了限制。
传统变电站与数字化变电站比较
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。
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摘要：和常规变电站相比，智能变电站拥有更多优势。
智能变电站作为一种新型变电站，正在被全国逐步推广使用中，它与常规站有着很大的区别，作为继电保护人员，我们必须了解掌握智能变电站的构成，与常规变电站的区别，以及各自的优缺点，才能准确、正确的对智能变电站进行运行维护。
关键词：智能变电站；常规变电站；区别近年来，能源安全和全球气候变化问题对人类社会经济发展提出了严峻挑战，发展新能源和建设智能电网已成为各国解决上述问题的首选方案。
而智能变电站是智能电网的关键，是建设坚强智能电网的核心平台之一。
一、变电站的相关概念1.常规变电站。
常规变电站系统中没有统一的模板，因此常规的变电站完成信息的采集任务主要是通过电磁型电流互感器和电压互感器这两种常规的互感器，通常情况下常规变电站的各个装置是相互独立的，并不是一个相互关联的整体，因此存在设备兼容性较差，没有整体性，不能实现信息共享的缺点，工作效率较低。
2.智能变电站。
智能变电站，顾名思义，是将智能化应用到变电站的结果。
智能变电站，一般是利用目前较为先进且可以实现人工智能的设备，采用的主要技术是目前较为先进的计算机数字化技术，还有各种网络技术如信息技术等，还包括一些先进的半自动或者全自动的测量分析技术等，以这些先进的设备和技术为基础，并且以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求和技术支撑，实现所需要的信息的自动采集，自动测量和标记以及实时控制、保护。
二、智能变电站主要构成1.智能变电站“三层”。
智能变电站的分层结构包括站控层、间隔层和过程层。
其中，站控层由主机兼操作员站、远动通信装置、继电保护故障信息系统子站（可选）、一体化信息平台、智能设备接口及网络打印机等设备构成,提供站内运行的人机联系界面,实现管理控制间隔层、过程层设备等功能,形成全站的监控、管理中心,并与远方监控/调度中心通信；间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，间隔层主要是基于站控层IEC6185协议的成套继电保护、测控装置、执行数据的承上启下通信传输功能和基于全站过程层网信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置，在站控层及网络失效的情况下，仍能独完成间隔层设备的就地监控功能；过程层由互感器、合并单元、智能终端组成，完成与一次设备相关的功能,包括实时运行电气量的采集及检测、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
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合并单元数据分发
• 采样数据传送标准（1）
– IEC60044-8：点对点光纤串行数据接口
• 传输延时确定 • 可以采用再采样技术实现同步采样 • 硬件和软件实现简单 • 适合保护要求
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合并单元数据分发
• 采样数据传送标准（2）
数字化变电站介绍
数字化变电站与常规站区别介绍
1
数字化变电站概念
• 数字化变电站是由智能化一次设备和网络 化二次设备分层构建，建立在IEC61850通 信规范基础上，能够实现变电站内智能电 气设备间信息共享和互操作的现代化变电 站。
• 智能化一次设备:电子式互感器、智能终端 等
• 过程层、间隔层、站控层
• 式中C1为高压电容，C2为低压电容。利用电子电路对电压传感器的输出 信号进行积分变换便可求得被测电压。
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9
电子式互感器的构成
电子式互感器通常由传感模块和合并单元 两部分构成，传感模块又称远端模块,安装在 高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流 并转换成数字信号。
合并单元安装在二次侧，负责对各相远端 模块传来的信号做同步合并处理。
PWR
远远远远2
远远远 远远远远
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电子式互感器与二次设备的接口
• 合并单元
– 信号合并、数据同步、分配信号、供电
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电子式互感器与合并单元接口
A远 远 远 远 远 1
远
远
B远 远 远 远 远 1
远
远
C远 远 远 远 远 1
1
A远 远 远 远 远 2
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有源电子式互感器结构
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图1 中低压电子式电流互感器
图2 中低压测相间电压的电子式电压互感器
图3 中低压测相对地电压的电子式电压互感器
图4 中低压母线电子式电压互感器
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无源电子式互感器
• 与有源式电子互感器相比，无源式电子互感 器的传感模块利用光学原理，由纯光学器件 构成，不含有电子电路，其有着有源式无法 比拟的电磁兼容性能
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合并单元数据同步
• 解决同步采样的两种方案
– 基于GPS秒脉冲同步的同步采样
• 同步方法简单 • 秒脉冲丢失时存在危险
– 二次设备通过再采样技术(插值算法)实现同步
• 样率要求高 • 硬件软件要求高，实现难度较大 • 不依赖于GPS和秒脉冲传输系统
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– 配置方案 – 同步采样问题 – 采样数据传送标准
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电子式互感器配置
• 配置方案
– 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
– 电子式互感器的远端模块和合并单元需要冗余 配置
– 远端模块中电流需要冗余采样
– 合并单元冗余配置并分别连接冗余的电子式互 感器远端模块，合并单元可以安装在开关附近 或保护小室
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与传统变电站的比较
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3
数字化变电站
• 电子式互感器 • 智能终端 • IEC61850的应用 • 数字化变电站建设中需要考虑问题
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4
电子式互感器
比较项目
绝缘 体积及重量 CT动态范围
PT谐振 CT二次输出
输出形式
常规互感器
复杂 大、重 范围小、有磁饱和 易产生铁磁谐振 不能开路 模拟量输出
电子式互感器
绝缘简单 体积小、重量轻 范围宽、无磁饱和 PT无谐振现象
可以开路 数字量输出
•电压等级越高电子式互感器优势越明显
•中低电压等级使用电子式互感器意义不大
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5
电子式互感器的原理和分类
• 按一次传感部分是否需要供电划分
远
远
B远 远 远 远 远 2
远
远
C远 远 远 远 远 2
2
远远远远1 远远远远1 远远远远1 远 远 / PMU 远远
I EC60044- 8 I EC61850- 9- 1 I EC61850- 9- 2
远远远远2 远远远远2 远远远远2 远远
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16
电子式互感器配置
• 应用电子式互感器需要面对的几个问题
• 空芯线圈的输出信号e与被测电流i有如下关系：
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e(t)ddt0n
sd d
i t
电子式电压互感器原理
• 电压互感器利用电容分压器测量电压。为提高电压测量的精度，改善电 压测量的暂态特性，在电容分压器的输出端并一精密小电阻。电容分压 器的输出信号U0 与被测电压Ui有如下关系：
– 有源式电子互感器 – 无源式电子互感器
• 按应用场合划分
– GIS结构的电子互感器
– AIS结构(独立式)电子互感器
– 直流用电子式互感器
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6
电子式互感器
• 有源电子式互感器
– 利用电磁感应等原理感应被测信号
• CT：空心线圈(RC)；低功率线圈(LPCT) • PT：分压原理 电容、电感、电阻
– 利用光纤传输传感信号
– 传感头部分不需电子电路及其电源
– 独立安装的互感器的理想解决方案
– Faraday磁光效应（电流互感器）
– Pockels电光效应（电压互感器）
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电子式互感器远端模块的配置
A/D CPU
A/D
PWR
远远远远1
远远远 远远远远
A/D
CPU
A/D
– 传感头部分具有需用电源的电子电路 – 利用光纤传输数字信号 – 独立式、GIS式
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e(t)ddt0n
sd d
i t
电子式电流互感器原理
• 电流互感器利用空芯线圈及低功率线圈传感被测一次电流。低功 率线圈（LPCT）的工作原理与常规CT的原理相同，只是LPCT的 输出功率要求很小，因此其铁芯截面就较小。空芯线圈是一种密 绕于非磁性骨架上的螺线管，如图所示。空芯线圈不含铁芯，具 有很好的线性度。
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合并单元数据同步
• 同步采样问题
– 常规互感器与电子式互感器会并存，如电压、电 流之间，变压器不同的电压等级之间
– 三相电流、电压采样必须同步 – 变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取
数据存在同步问题 – 母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步 – 线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步