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（数字）化变电站与传统变电站相比，主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通信。
2、智能变电站定义：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的变电站。
3、智能变电站体系分层（ Q/GDW383《智能变电站技术导则》）
变电站自动化系统的功能逻辑上可分配在三个不同的层（二次系统的分层）
1）过程层
过程层设备：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智能电子装置。
过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。
2）间隔层
间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主 IED等二次设备。
间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。
3）站控层
站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA） 、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。
站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能，站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。
4、数字化过程：
主要体现在过程层数字化，采样值和开关设备就地实现数字化和信息网络化传输。
智能终端将刀闸、开关位置，开关本体信息（告警等）；开关、刀闸控制等进行就地数字化；
合并单元（MU）实现电流电压数字化；通常分两类模式，一是通过电子式互感器通过光纤直接输出数字信号给MU，二是通过常规互感器加装就地MU的方式实现模数转换，采样值以标准规约方式传输给间隔层设备。
智能电子设备( IED)
一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制(例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能力。
智能终端：一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装置）
电子式互感器：多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于一次电流或电压量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。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MU：用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。(主要作用：ABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值)
SV Sampled Value：采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。（相当于传统站的交流采样）。
GOOSE Generic Object Oriented Substation Event：GOOSE 是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）
5、继电保护原则：
SV：所谓的 61850 9-2协议的电流、电压的点对点传输、网络传输； 过程层传输，由合并单元上传给保护、测控， 相当于传统站的交流采样回路。
GOOSE:状态量的网络、点对点传输；（状态量：跳闸、位置等信号、闭锁等信号，相当于传统保护的开入开出回路；）
1）按照国网441号文“智能化变电站继电保护技术规范”要求，保护装置采用
直采：MU到保护装置用光纤点对点连接（象电缆连接 四芯电流、电压电缆由光纤代替），不经交换机；
直跳：保护作用于本间隔断路器的跳闸，采用保护装置到智能终端（操作箱）点对点连接，不经交换机；
网跳（网络传输）：像启失灵，母差跳闸等跨间隔的跳闸，宜采用GOOSE网络传输。
虚端子：GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SV、GOOSE数据传输=过程层传输
2）按照南网数字化站相关导则，保护装置也可经交换机采用“网采网跳”的方式。
二、智能站和常规站的区别
根据实现功能，数字化（传统）变电站划为三层结构，即过程层、间隔层、站控层。按照报文传输格式，数字化变电站网络分为三类，即数据采样（SMV）、控制信号（GOOSE）、信息管理（MMS）。从上图看出两者的区别，主要在于：
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、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。
(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。
1、 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。
2、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。
