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1、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
2、/100V,智能变电站合并单元介绍,微机保护测控装置,交流输入组件,A/D 转换组件,保护逻辑(CPU),开入开出组件,人机对话模件,智能变电站合并单元介绍,智能终端,MU,保护逻辑(CPU),人机对话模件,ECT,一次设备智能化,IED数字化保护测控,SMV光纤,GOOSE光纤,交流输入组件,A/D 转换组件,开入开出组件,保护装置的辅助插件进行了前移,二次在线监测,智能变电站合并单元介绍,两种不同的方式导致合并单元功能的不同：电子式互感器+合并单元（Electronic Transformers&Merging Unit 简称ETMU 模式)电磁式互感器+合并单元(Transformers
3、&Merging Unit 简称TMU 模式）,智能变电站合并单元介绍,ETMU 模式为了将电子式互感器应用于变电站自动化系统，待解决的关键问题之一就是互感器与变电站二次设备之间的接口问题，而合并单元是数字接口的主要组成部分。合并单元是将现场电子式互感器输出的电流、电压信号合并并处理，然后按规定的帧格式传送给变电站的二次设备，是整个自动化系统的关键设备,智能变电站合并单元介绍ETMU 模式,FT3,智能变电站合并单元介绍,TMU 模式采集电磁式互感器的二次电流电压，将模拟量转换为数字量后，以IEC61850-9-2的帧结构将电流、电压信号合并处理传输给间隔层设备,智能变电站合并单元介绍TMU
4、模式,合并单元介绍,功能要求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。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,合并单元介绍,对于接入
5、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。,合并
6、单元介绍,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 1 s。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。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。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
7、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。,合并单元介绍,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。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。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。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。合并单元
8、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。,合并单元介绍,电压并列功能：智能变电站没有专门的电压并列柜，并列功能在母线PT合并单元实现。由于A/D前移，且并列的隔刀位置也是通过采集GOOSE光信号，因此原理上不存在二次反送电问题电压切换：在间隔合并单元实现母线电压的切换,合并单元的延时与同步介绍,智能变电站的电流电压采集是分布式采集由各个合并单元采集电流电压，再上送到间隔层，分布式最大的问题就是同步问题，而产生同步最根本的原因就是延时问题，,合并单元的延时与同步介绍,合并单元的延时是由于硬件和软件共同导致的，对于ETMU模式 的采样延时如下图所示：,合
9、并单元的延时与同步介绍,对于TMU模式的延时主要是由合并单元自身延时导致，即不考虑EVT和ECT的延时。因为合并单元前端采用电磁式互感器，输入的模拟量采样值经电缆直接并行送入合并，采样值传输延时固定且数值很小。但当电流电压经合并单元转换为SMV-9-2输出时就会产生延时，而且不同厂家的合并单元产生的延时不会完全相同，特别对电压其延时更不好确定，因为电压到保护测控经过了PT合并单元和线路合并单元两及延时。,合并单元的延时与同步介绍,延时产生的后果：电流电压之间的夹角可能就会出现误差。合并单元的采样是一个周波是80点，一秒钟50个周波，因此一个点是1/4000秒即250us，因此1us相差的电角度
10、为4.5/250=0.018，折算从分就是0.018x60=1.081，即1us误差就是1左右,合并单元的延时与同步介绍,延时产生的后果：影响距离保护的动作边界值对于母差保护延时问题显得更为重要，如果两个线路合并单元之间的延时过大就可能导致母差保护出现误动或拒动测控和计量,合并单元设定延时的目的,为了消除不同合并单元延时不一致的问题，通常采用同步的方法来解决，即所有合并单元接收到电磁式互感器输入的电流电压后，都等待一定的时间后再同时将电流电压输出给保护测控装置，保护测控装置解析数据报文中的时标，在进行时间或相角补偿。,合并单元的延时与同步介绍,同步：,合并单元的延时与同步介绍,单个常规变电站的
11、电流电压本身就是个同步系统，电流电压通过一次母线进入变电站再通过互感器及二次电缆进入各个装置，其传播速度接近光速，且中间没有其他环节，因此对于线路保护、母差保护、变压器保护而言其电流电压之间保持同步,合并单元的延时与同步介绍,智能变电站的二次电流电压没有直接到达保护装置，而是在前端先进行A/D转换后再通过光纤传送到各个装置，特别是电压经过了两级合并单元，因此在传输过程中就会产生延时，导致不同步,合并单元的延时与同步介绍,智能变电站的同步方法包括：软件：插值法、报文延时、报文时标硬件：GPS、北斗外部对时，硬件时标,合并单元的延时与同步介绍,智能变电站时钟同步系统：,合并单元等间隔离散性（抖动）
12、介绍,调试人员不能将延时和同步混淆，延时反应的是信息的时差性，同步是解决数据延时的手段。延时长短将决定保护装置反应故障的快慢，同步性能将决定二次系统电流电压数据的质量。,合并单元等间隔离散性（抖动）介绍,合并单元间隔离散性：对一个波形采样，采样点为n，输出设定延时为t，每个点对应的输出时标为Ti，则等间隔离散性是指任意连续两个输出时标之差应10us，即Ti+1-Ti 10us。,合并单元等间隔离散性（抖动）介绍 同步波形,合并单元等间隔离散性（抖动）介绍 抖动波形,合并单元等间隔离散性（抖动）介绍,智能变电站继电保护技术规范要求合并单元采样值发送间隔离散值应小于10s，对ETMU模式的额定延时
13、要求是2ms，对TMU模式的要求目前没有明确，但一般参照ETMU模式2ms。电子式电流互感器和电压互感器的技术规范中对不同精度的角度误差做了要求，对P级别如5P和10P级别的互感器要求相角差不大于1也就是60分，而前面介绍了1分的延时大概就是1us，因此保护用的电流电压的绝对延时一般要求t60us；对精度为0.2S级别的互感器要求相角差不大于10也就是10us，因此对设备标定的延时测试即对合并单元绝对延时的测量结果要求：计量用的电流电压的绝对延时一般要求t10us，保护用的电流电压的绝对延时一般要求t60us。,合并单元延时及等间隔性（抖动）测试,合并单元的单装置延时测试只针对TMU的模式，对
14、于ETMU的模式需要和电子式互感器一起进行测试。可以使用NT781模拟量输入合并单元测试仪进行测试。,合并单元延时及等间隔性（抖动）测试,对于TMU方式的试验接线图如下图所示：,对时精度及守时功能测试,目前合并单元一般采用B码对时，如果合并单元和外部时钟已经对时稳定了，那么可以通过测试仪器比如DM5000来解析报文中的时标（DM5000本身也和这个外部时钟对时稳定），来确定合并单元是否与外部时钟已经对时稳定。如果合并单元没有对上时，而凯默已经对上时，则凯默测量合并单元的延时将是一个相差很大的延时，如果合并单元对上时，则测量的延时和合并单元设定延时相差会小于1us。下图是某线路合并单元的延时测量
15、（该合并单元设定的延时是2000us）。,对时精度及守时功能测试,测量的延时和合并单元设定的延时非常一致，误差小于1us。,对时精度及守时功能测试,守时功能测试：守时功能测试相对简单，将合并单元与外部对时系统断开后，继续使用DM5000（仍然保持B码对时）测量合并单元的延时，采样的同步误差应至少能在 10 分钟内不大于4uS 同步精度要求。,精度测试,交流采样测量装置是将工频电量量值电流、电压、频率经数据采集、转换、计算的各电量量值（电流、电压、有功功率、无功功率、频率、相位角和功率因数等）转变为数字量传送至本地或远端的装置。为了保证交流采样测量装置量值采集的准确、可靠，需要进行精度校验TMU
16、模式下的合并单元实际是将AD转换前置，因此有必要进行精度测试,2023/3/13,精度测试,合并单元的精度测试相比传统的精度测试要复杂主要是因为：1，目前没有成熟直观的产品进行合并单元的精度测试2、电压的切换问题3、电压的输入文问题4、所有母线电压都要进行精度测试，测试的内容增加,2023/3/13,精度测试,2023/3/13,SV报文检查,SV通道与互感器二次绕组级别匹配问题 系统集成商对此没有认识，可能配错通道，导致保护或测控用的二次绕组用于计量通道MAC、APPID、VLAN等检查,在测量中应注意的事项,不能利用经过B码对时上后测量时标误差来测量绝对延时的方式。因为通过解析时标的并没有
17、真实反映出合并单元A/D转换、数据处理、传输等方面的延时。线路合并单元的输出电压是通过PT合并单元级联过来的，因此这里存在两个合并单元的延时问题，目前保护厂家一般会在线路合并单元对电压进行一次延时补偿，即如果PT合并单元设定了t1秒的延时，线路合并单元在收到电压后会补偿t1秒，然后在经过线路合并单元设定的t2秒的延时与电流一起输出。因此电压的绝对延时就是t2。但在测量的时候是要分别测出t1和t2。要确定合并单元接收的是正向对时还是反向对时，如果对时装置和合并单元的方式相反则合并单元将无法对时。,小结：,合并单元是智能变电站将一次电流电压引入二次系统的桥梁，因此其性能的好坏对整个变电站的运行至关
18、重要，调试人员应该十分重视合并单元的试验，在入厂联调时一定要严格按照相关规范就行测试，特别是延时和抖动性能的测试更是重中之重。,二、智能终端的介绍及调试,智能终端简介智能终端报文测试智能终端操作箱问题智能终端逻辑闭锁问题,智能终端简介,能单元具有开关量（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；开关量输入采用强电方式采集；模拟量输入应能接收420mA电流量和05V电压量智能单元具有开关量（DO）输出功能智能单元具有断路器控制功能。智能单元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。断路器防跳功能以及各种压力闭锁功能在断路
19、器本体操作机构中实现。智能单元应具备完整的跳闸回路监测功能，在线监测跳合闸回路下列项目：出口继电器失效；出口继电器接点粘死；出口压板状态。,智能终端简介,智能单元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。智能单元应具备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。,智能终端报文测试（开入开出）,可以使用DM5000非常方便进行智能终端的报文测试，及开入开出测试、对点,智能终端报文测试（开入开出）,智能变电站继电保护技术规范
20、要求：智能终端的动作时间小于7ms。,智能终端操作箱,防跳回路的检验分合闸电流的整定TJR启动远动跳闸信号GOOSE数据通道与装置开关量输入关联的正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性闭锁操作回路双套保护重合闸问题,智能终端逻辑闭锁,智能终端逻辑闭锁回路通常串联在断路器、隔刀的控制回路，并经过逻辑压板控制，当智能终端接收到逻辑闭锁的goose信号，且“逻辑闭锁投入”压板投入，则闭锁操作要注意该goose信号不返回问题，或逻辑闭锁接点粘死问题,三、检修状态问题,智能变电站继电保护压板数量的大量减少，并不等于投退压板变的简单明了。相反，不可能根据二
21、次图纸找到压板的位置来投退。需要分析IED设备检修机制，结合具体检修工况，进行压板正确投退方式。传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员可采取将电流/电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等措施在回路上保证检修设备与运行设备之间的二次回路完全隔离。对于智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变装置参数配置进行检修/运行的切换。,检修状态问题,相对于常规变电站，智能变电站只在智能终端保留出口压板。出口压板的投退与常规站一样。智能变电站功能压板只有一个，即检修压板。根据IEC61850模型，在合并单元、保护装置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与常规站是不
22、同的，在检修压板投入时在其向外发送的GOOSE 或者SV 报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位标志完全一致时，方能出口。,检修状态问题,合并单元或智能终端处于检修状态时，其报文的TEST位置1，如果保护装置不是检修状态，保护装置会报检修状态不一致，合并单元或智能终端的报文信息不参与保护装置的计算或判断，如果是母差与某间隔检修不一致则会闭锁母差会闭锁保护,检修状态问题,合并单元和智能终端之间没有SV数据传输，也就没有直接的检修位传输或判别；合并单元和保护装置之间是上送SV数据，不会判别保护的检修位；合并单元和合并单元之间也是传输SV数据，不会改变SV数据的检修品质位，例如：母线TV
23、合并单元将母线电压上送给各间隔合并单元，各间隔合并单元上送时会原封不动的传送母线合并单元数据的检修品质位，和本间隔合并单元检修压板投退情况无关。或者说各间隔合并单元中由本间隔TV、TA直接来的数据的检修品质位和间隔合并单元检修压板相关。这样就可能出现间隔合并单元上送的SV数据中一部分带检修位，另一部分不带检修位的情况。,检修状态问题,保护装置和合并单元的检修机制是指：正常运行时，保护和合并单元的检修压板都不投，双方的检修状态相同，此时保护的出口是允许的；当单独投保护检修或单独投合并单元检修时，双方的检修状态是不同的，此时保护的出口是禁止的；当保护和合并单元的检修压板均投入，此时双方的检修状态相
24、同，保护的出口也是允许的。只有在保护和合并单元的检修状态相同时，保护才允许动作。,检修状态问题,保护装置实时对各模拟量输入通道品质中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将此路模拟量用于保护计算。元件检修不一致时，按母线闭锁差动保护。当出现检修不一致且装置未投入检修压板时，装置按元件发检修不一致报文。当投入装置检修压板时，保护不再按元件发检修不一致的报文，仅发一个总的检修不一致报文。,检修状态问题,复合电压闭锁元件包括三部分：母线保护用复合电压闭锁、失灵保护用复合电压闭锁、PT断线告警。母线保护用电压闭锁元件和失灵保护用电压闭锁元件采用不同的门槛值。电压品质异常或电压检
25、修不一致时开放复合电压。,检修状态问题,智能终端检修功能可归结为两点：检修压板投入后，装置上送所有GOOSE 报文的品质及GOOSE帧头中的测试位Test置位。装置将接收的GOOSE 报文中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才视作为有效进行动作。当二者不一致时，视为“预传动”状态。,检修状态问题,母线PT合并单元检修压板对线路保护的影响：线路间隔智能终端、合并单元、保护装置的检修压板均在退出位置，母线PT检修压板投入。则线路保护会自动退出与母线电压有关的保护。这一点在运行中要格外注意。,检修状态问题,母线保护除了母差保护装置的一个检修压板，加上各个间隔智能终端、合并单
26、元，以及母线TV合并单元的检修压板，会有很多个检修压板，应把它们当作一个整体来看待。正常运行时，所有检修压板都退出，单投入母差保护检修压板，母差保护退出。投入一个间隔智能单元检修压板，母差保护可以动作，该间隔智能单元能收到母差跳令，不出口，其他保护动作时，该间隔智能单元也不出口。投入一个间隔合并单元检修压板，对不同厂家的母差保护功能影响不同：许继母差，该间隔电流不参与保护，保护有差流，可能误动；南瑞母差，闭锁整个母差保护，拒动。措施：不投该间隔合并单元压板，退母差保护对应支路的SV软压板。对采用母线TV闭锁出口的母线差动保护，母线TV合并单元检修压板投入后，对许继和南瑞的保护功能影响不同（许继
27、母差，开放复压闭锁，南瑞，品质位不一致，闭锁保护）。,故障录波和网络分析仪,故障录波的功能和常规变电站相同，其配置是照二次网络配置进行网络分析仪主要是对二次网络的性能、报文的正确性进行分析和记录，其配置是照二次网络配置进行,故障录波器试验项目,A）模拟量通道检查B）开关量通道检查C）GOOSE开关量通道检查D）触发定值检查E）对时精度检查,故障录波和网络分析仪,故障录波的试验和常规站的试验项目相同，网络分析仪基本没有很多试验项目，主要是检查其能否正确反应网络报文和流量要注意故障录波和网络分析仪的VLAN在进行网络压力测试时，要检查两者是否有丢帧及死机现象,其他注意事项,任何情况下的CT、PT品质异常、链路异常都要引起足够的重视智能变电站一旦全站二次组网完毕，变电站的二次系统就和带电运行的情况是一致的，可以等同于运行状态,其他注意事项,如果不是GIS结构则一定要注意智能控制柜的散热和防潮及防灰尘问题，及在现场调试过程中对光口的防护问题，一定要保持光口的洁净对光纤和光缆成品保护问题,谢 谢 大 家,
