最新变电站保护装置合并单元简介
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。
合并单元讲解..
作用
备注
FT3及SYN输入口
上口可选装FT3或 SYN口，下口固定为 FT3口
CPU 100M光纤以太网，默认使用1 －1作为调试口
FPGA 100M光纤以太网接口，可同
时支持GOOSE、点对点9-2发送和
接收、以太网1588同步
可通过配置文件配置
GOOSE和9－2报文
的工作端口；
FPGA 100M光纤以太网接口，可同 时支持GOOSE、点对点9-2发送
FPGA光纤以太网口 数量根据具体需要可 以定制。
硬件结构说明
交流模件
间隔合并单元采用C-A母版，可以配置三块AC插件；母线合并单元采用B-B 母版，可以配置两块AC插件。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
12
型号 PSIU 601-AC.A-C PSIU 601-AC.A-D PSIU 601-AC.A-E
概述
▪ 装置工作原理图
概述
▪主要功能
（1）交流模拟量采集
具备交流模拟量采集的功能，可通过选配不同通道类型的交流插件，采集 传统CT/PT输出的二次模拟信号
（2）数字量输入
可通过DL/T 860.92（IEC 61850-9-2）或 GB/T 20840.8（IEC 60044-8） 报文格式接收光纤同步串口信号，能兼容5Mbit/s及10Mbit/s 的编码速率。 为了保证合并单元装置整体采样延迟时间小于2ms，要求前端接入的数字 量采样延迟时间小于1ms。
功能原理
▪PT并列
PT并列逻辑如图所示，图中未涵盖的逻辑，视为非法状态，维持PT并列状 态，若初始上电即为非法状态，则输出数据无效。
硬件结构说明
CPU模件
CPU模件是合并单元的核心，主要负责装置的AD采样、同步以及数字量数据 的处理。CPU背板图如图：
110kV 晏家湾智能变电站保护装置、合并单元、智能终端异常及故障处理方案
目录一、110kV晏家湾智能变电站正常运行方式 (1)二、装置投检修状态及“检修状态不一致”解释 (1)三、110kV晏家湾变电站二次系统常见异常或故障处理 (2)3.1、502A套合并单元异常或故障 (2)3.2、502B套合并单元异常或故障 (3)3.3、502智能终端异常或故障 (4)3.4、504A套合并单元异常或故障 (4)3.5、504B套合并单元异常或故障 (4)3.6、504智能终端异常或故障 (5)3.7、500A套合并单元异常或故障 (5)3.8、500B套合并单元异常或故障 (6)3.9、500智能终端异常或故障 (7)3.10、#1主变A套保护异常或故障 (7)3.11、#1主变B套保护异常或故障 (7)3.12、#1主变低压侧合并单元及智能终端A套异常或故障 (8)3.13、#1主变低压侧合并单元B套异常或故障 (8)3.14、#1主变本体合并单元A套异常或故障 (9)3.15、#1主变本体合并单元B套异常或故障 (10)3.16、#1主变本体智能终端异常或故障 (10)3.17、110kVⅠ母PT合并单元异常或故障 (10)3.18、110kVⅡ母PT合并单元异常或故障 (11)3.19、110kV备自投装置异常或故障 (11)3.20、110kVⅠ母PT智能终端异常或故障 (12)3.21、110kVⅡ母PT智能终端异常或故障 (12)3.22、低频低压减载装置异常或故障 (12)一、110kV晏家湾智能变电站正常运行方式110kV电压等级设备进线两回，采用内桥接线，选用GIS组合电器，全户内布置；主变选用分体式有载调压变压器，户内布置；10kV电压等级设备出线16回，采用电缆出线，采用单母线断路器分段接线，配电装置采用金属铠装移开式开关柜，无功补偿装置2×6Mvar，全户内布置。
110kV系统：502（螃晏月线）运行，504（团晏螃线）热备用，#1主变运行；10kV系统：ⅠⅡ母并列运行，300合。
智能变电站通用规程-智能设备部分
8.智能二次设备8.1 合并单元8.1.1概述合并单元（MU）是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。
合并单元作为数据采集同步共享信息中心是一次设备向二次设备延伸的重要环节。
500kV变电站采用常规互感器与合并单元配合方式，因此合并单元配置在就地智能控制柜中，以电缆方式采集常规互感器的二次电流电压，将模拟量转换为数字量后，以光纤输出将间隔的电流、电压、母线电压信息综合后以IEC61850-9-2规约接入间隔层设备，为保护、测控、计量、录波系统、网络报文分析系统提供采样值。
8.1.1.1 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。
3）对于双母线接线，母线合并单元宜同时接受两段母线电压。
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，电压切换功能。
4）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。
8.1.1.2 配置情况：1）500kV 3/2接线方式：按断路器配置两套电流合并单元，按线路（或主变）配置两套电压合并单元，母线配置两套电压合并单元。
满足智能变电站500kV线路、母线、断路器保护及电抗器电量保护均为双重化配置的要求。
2）主变压器高压侧配置两套电压合并单元，中压侧配置两套电压、电流合并单元，低压侧电压、电流合并接入MU，配置两套合智一体装置。
智能变电站二次设备
开关量（DO）输出
接口类型：
至少带有一个本地通信接口（调试口） 2个独立的GOOSE接口 1个独立的MMS接口（用于上传状态监灵活配置 继电器输出接点容量满足现场实际需要
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2、智能终端：主要功能
智能开关等设备的过渡产品 完成断路器、隔离刀闸、地刀等位置的采集 完成断路器、隔离刀闸、地刀等的分合控制 采集主变档位、温度等信息 采集在线监测的信息 断路器操作回路
可以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源。 设置检修压板。
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二次设备
1 、合并单元 2 、智能终端
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2、智能终端
定义：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 （如断路器、刀闸、主变等）的测量、控制等 功能。 标准：
Q/GDW393-2009 110(66)kV～220kV智能变电站设 计规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范
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1、合并单元：结构
3Io Ia，Ib，Ic（保护）
ECT EVT 其他MU
SV报文
Ia，Ib，Ic（测量）
Ua，Ub，Uc，3Uo
合并单元 MU
IEC 60044-8 IEC 61850-9-2
母线电压
点对点或 交换式以太网
保护 测控 计量 录波
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1、合并单元：结构
采集器实现模拟量向数字量的转化。互感器输出的二次 信号需经过采集器调理（包括滤波、移相、积分等环节） 和AD采样后再通过光纤输出到合并单元。
一次设备 FT3 FT3 合 并 单 元 网 络 接 口 C P U 处 理 单 元 保护装置
北京四方智能变电站合并单元CSD602介绍
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下午12时1分
合并单元·硬件
三、交流插件 7) 12路电压；E3 8) 6路电压、6路零序电压；E7 9) 12路保护电流；B4、B8 10) 12路测量电流；B0、B9 11) 6路保护电流、3路测量(计量)电流、3路零序电压；E1、E5 12) 3路保护电流、6路测量(计量)电流、3路零序电压；E2、E6 通过更换交流插件和修改配置文件即可满足各间隔的需求，各钟插件端子图 可参见说明书附录一。
ETH6
电PPS 输出
TX RX ETH7
补板
补板
DIO插件
1 2 c 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 DI8 DI9 DI10 DI11 DI12 DI13 DI14 DICOM DOCO M2 DO1-2 DO2-2 DO4 DOCO DI16 M4 DO5-2 DO6-2 DO7 DI1 DI2 DI3 DI4 DI5 DI6 DI7 DICOM 3 LED a DOCO M1 DO1-1 DO2-1 DO3 DOCO DI3 M3 DO5-1 DO6-1
以太网发送插件：功能为 SV 数据发送， ETH1 ～ ETH7均为点对点SV与组网SV复用端口。
ETH1
FIBER-1
光纤接口插件：当MU接电子式互感器时，该插件为
电子式互感器提供同步采样信号， FIBER1 ～ FIBER6 输出数据相同；当装置需要发送 FT3 数据时，光纤接
FIBER-2
FIBER-3 ETH3 FIBER-4 ETH4 FIBER-5
FPGA
Slave_DSP
Bootloader DIO插件 6SF.004.455.1 MMI插件 6SF.012.046.2 M4 插件 升级软 件 调试工具软件
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
110kv智能变电站PT合并单元配置情况分析
在智能变电站中，合并单元承担着对一次互感器传输过
除此之外，PT合并
在晋城地区所有110kv智能变电站设计中，110kv部分
110kv电压相关的保
110kv母线合
110kv母线合并单元为单套配置，这样一来保护
或双套配置的作用就被大大削弱，假若110kv
则所有与110kv电压相关的保护、测控、
文章就110kvPT合并单元的配置情
参考文献
[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京：城地区已投运的几个智能变电站PT合并单元的
1 单套PT合并单元的配置情况及存在问题
在110kv米山智能变电站中，110kv母线采用的就是单
110kv母线，每条母线都配有
PT，但是两个PT公用了一套PT合并单元。每段母线
PT二次电压通过电缆全部接到了这一个PT合并单元
PT合并单元再将各段母线的二次电压值进行光电
1#PT合并单元采集，1#主变B套保护、2#
B套保护和2#线路保护的电压从2#PT合并单元采集，
1所示。
由于110kv智能变电站的主变保护都是双套配置，即保
PT合并单元，例如A套保护的母线电压
I母PT合并单元，B套保护的母线电压取自II母PT合
PT合并单元出现故障的话，
110kv线路保护一般为单套配置，但是对于单母分段接
PT合并单元还要实现电压并列功能，
PT隔离开关、分段断路器、分段隔离开关等相
如此一来，全站的110kv电压全部都得依靠这一个PT
PT合并单元发生故障需要退出运
110kv母线电压，包括主变
110kv线路保护以及测控装置，也就是说，一旦PT合
2 双套PT合并单元的配置情况及存在问题
在110kv香山智能变电站中，110kv母线也采用的是单
35kV及以上厂站继电保护装置、通道命名、标识、合并单元、智能终端装置命名、及背板光口标识
附录 A（资料性附录）继电保护装置、通道命名A.1 一般原则A.1.1 保护名称由“一次设备名称”和“保护命名”组成，一次设备命名中包含一次设备电压等级和设备名称。
双重化配置的线路保护依次命名为主一保护、主二保护等；双重化配置的元件保护依次命名为A套保护、B套保护。
在保护设备台帐等信息管理系统中，保护设备的全称由“一次设备电压等级”、“一次设备名称”和“保护名称”组成。
A.2 线路保护A.2.1 线路保护中利用通道（含光纤、载波）构成的一整套全线速动快速保护装置称为线路主保护，不上通道的后备保护装置简称为线路后备保护。
A.2.2 线路两侧同一套主保护或辅助保护的名称应一致。
线路保护及辅助保护的名称以正式下发的命名为准。
A.2.3 同一条线路的多套主保护，依次命名为××线主一保护（简称××线主一）、××线主二保护（简称××线主二）、××线主三保护（简称××线主三）。
一般情况下，同一条线路主一保护使用保护范围较大的一组电流互感器，接第一组直流电源，跳相应开关第一组跳闸线圈；主二保护使用保护范围较小的一组电流互感器，接第二组直流电源，跳相应开关第二组跳闸线圈。
A.2.4 同一条线路的两套过压及远跳辅助保护分别命名为辅A保护、辅B保护。
一般情况下，接在主一保护电流回路后，和主一保护同屏，与主一保护接同一路直流电源、跳同一组跳闸线圈，并远跳对侧开关的命名为辅A保护（简称辅A）；接在主二保护电流回路后，和主二保护同屏，与主二保护接同一路直流电源、跳同一组跳闸线圈，并远跳对侧开关的命名为辅B保护（简称辅B）。
A.2.5 对于新型线路保护集成过压远跳保护装置，命名原则为XX线路主一集成辅A保护、XX线路主二集成辅B保护；通道命名原则：XX线路主一集成辅A保护通道一、XX线路主一集成辅A保护通道二、XX线路主二集成辅B保护通道一、XX线路主二集成辅B保护通道二；A.2.6 对于新型线路保护集成载波纵联和载波过压远跳保护装置，命名原则为XX线路主一集成辅A保护、XX线路主二集成辅B保护；通道命名原则：XX线路主一集成辅A保护通道一、XX线路主一集成辅A保护通道二、XX线路主一集成辅A保护通道三（对应主一集成辅A保护中载波纵联保护的载波通道）、XX线路主一集成辅A保护通道四（对应主一集成辅A 保护中载波过压远跳保护的载波通道）、XX线路主二集成辅B保护通道一、XX线路主二集成辅B保护通道二、XX线路主二集成辅B保护通道三（对应主二集成辅B保护中载波纵联保护的载波通道）、XX线路主二集成辅B保护通道四（对应主二集成辅B保护中载波过压远跳保护的载波通道）。
智能变电站合并单元精度
智能变电站合并单元精度1. 引言智能变电站是现代电力系统中的重要组成部分，它通过集成先进的传感器、通信和控制技术，实现对电力系统的监测、保护和控制。
在智能变电站中，合并单元是一个关键的功能模块，它负责将来自不同设备的数据进行合并和处理，以提供准确的电力系统状态信息和实时控制。
本文将重点探讨智能变电站合并单元的精度问题。
首先，将介绍智能变电站合并单元的概念和功能。
然后，将分析影响合并单元精度的因素，并提出相应的解决方案。
最后，将总结本文的主要内容，并展望智能变电站合并单元精度的未来发展方向。
2. 智能变电站合并单元的概念和功能智能变电站合并单元是智能变电站中的一个重要组件，它负责将来自各个设备的数据进行合并和处理，以实现对电力系统的监测、保护和控制。
合并单元通常包括以下功能：•数据采集：合并单元通过与各个设备进行通信，获取电力系统中的各种参数和状态信息，如电流、电压、功率、频率等。
•数据处理：合并单元对采集到的数据进行处理和分析，包括数据校正、滤波、去噪等，以提高数据的准确性和可靠性。
•数据合并：合并单元将来自不同设备的数据进行合并，以获得整个电力系统的综合状态信息。
这些信息可以用于监测电力系统的运行状态、诊断故障、预测负荷等。
•实时控制：合并单元可以根据采集到的数据和预设的控制策略，对电力系统进行实时控制，如调节电压、控制负荷等。
3. 影响合并单元精度的因素合并单元的精度对于智能变电站的正常运行和可靠性至关重要。
以下是影响合并单元精度的几个关键因素：3.1 传感器精度合并单元所采集的数据主要来自各个设备的传感器。
传感器的精度直接影响合并单元的精度。
因此，选择和校准合适的传感器是确保合并单元精度的关键。
3.2 数据校正和滤波算法合并单元对采集到的数据进行校正和滤波，以提高数据的准确性和可靠性。
合适的校正算法可以消除传感器误差和系统偏差，而滤波算法可以去除数据中的噪声和干扰。
3.3 数据通信和同步合并单元需要与各个设备进行数据通信和同步，以确保采集到的数据是准确的和同步的。
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。
合并单元
100M光纤以太网接口，可同时支持GOOSE、 点对点9-2
可通过配置文件配置 GOOSE和9－2报文的 工作端口；
PSIU601-AC.A-C
PSIU601-AC.A-C-01
PSIU601-AC.A-C-02
交流插件型号
通道标识 （端子号） Ia（1，2） Ib（3，4） Ic（5，6） I0（7，8） I0G（9，10）
AD复采 通道序号 1，13 2，14 3，15 4，16 5，17 6，18 7，19 8，20 9，21 10，22 11，23 12，24 1，13 2，14 3，15 5，17 6，18 7，19 9，21 10，22 11，23 1,13 3,15 5,17
校正系数 Coef -1.04 -1.04 -1.04 -1.04 -1.04 1.019 1.019 1.019 -1.01 -1.01 -1.01 -1.01 -1.038 -1.038 -1.038 -1.038 -1.038 -1.038 1.019 1.019 1.019 -1.016 -1.016 -1.016 Phase
PSIU 601-AC.A-A
Ima（11，12） Imb（13，14） Imc（15，16） Ua（17，18） Ub（19，20） Uc（21，22） U0（23，24） Ia1（1，2） Ib1（3，4） Ic1（5，6） Ia2（7，8）
PSIU 601-AC.A-B
Ib2（9，10） Ic2（11，12） Ima（13，14） Imb（15，16） Imc（17，18） Ua1（1，2） Ub1（3，4）
智能变电站合并单元介绍
目 录
第一部分
合并单元的产生及作用
第二部分
合并单元（PSMU602）功能介绍 合并单元在智能变电站中的配置方案
南自合并单元PSMU602培训内容精品文档18页
2.工作原理介绍
传统互感器 二次采样信号
数字量输入
交流
采样
同步
处理
电
时 钟
源
输
入
装置工作原理示意图
数字量输出
国电南自
3.操作及常见问题说明
3.1 升级说明 请参照程序发布中的“调试指导.txt”
3.2 mucfg配置文件说明 实例介绍
注：请参照程序发布中的“合并单元PSMU-602G采 样配置文件说明”
CPU
2-0 3-0 SYN
2-1 3-1
1-0 2-2 3-2
1-1 2-3 3-3
国电南自
1.3.2 交流模件
国电南自
1.3.3 开入模件、开出模件
DI
1 PT刀闸1 2 公共端 3 PT刀闸2 4 PT刀闸3 5 分段开关 6 分段刀闸1 7 分段刀闸2 8 1并2 9 2并1 10 不并 11 自动并列 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 检修 22 公共端
AC
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
按
按
钮
钮
M-CPU SYN
装置背板布置图（PT MU）
国电南自
1.3 模件说明
1.3.1 CPU模件
北京四方智能变电站合并单元CSD602介绍
• 主DSP、从DSP分别从CPU板的第一个、第六个口下发，地址分别为 192.168.130.44、192.118.130.44。
9
下午12时1分
合并单元·硬件
装置前视图
10
下午12时1分
合并单元·硬件
装置背板端子
补板 主CPU组合插件
1 2 3 TX RX TX RX TX RX TX RX TX RX TX RX ETH6 PPS IRIG-B GN D ETH5 FT3-6 ETH2 FT3-3 ETH3 FT3-4 ETH4 4 5 6 7 8 9 L E D 10 11 12 13 14 15 L 17 E D 18 FT3-1 16
合并单元·软件
插件名称 CPU类型 固化文件名 称 mu_master.l dr 应用程序版本及校验和 母线合并单元 间隔合并单元 MASTER MASTER V1.13D V1.08T CRC=5378H CRC=58A1H 固化工具
Master_DSP
SmartTools
CPU插件 6SF.004.435
ETH1
ETH1
FIBER-1
FT3-2
TX RX TX RX TX ETH2
FIBER-2
I2A’ I2B’ I2C’
FIBER-3 ETH3 FIBER-4
U1N U1N U1N
FT3-5
RX TX RX TX RX
ETH4 FIBER-5 ETH5
FIBER-6
U2N U2N U2N
FT3-7
电 源 插 件
开 出 插 件
CSC线路保护 G G 管 S 开 O O C 理 V 入 O O P 插 插 插 S S U 件 件 件 E E
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
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
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t±60us； 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 t±10us，保护用的电流电压的绝对延时一般要求t±60us。
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。
变电站智能组件柜简介
CSD-602AG合并单元前面板实物图
500kV线路（母线
）电压和开关电
流50分0k开V线采路集和，开电关 压第量一接套入合线并路单（元、 母50线0k）V母合线并第单一元套 ，合50电并0k流单V 量S元V接接A入至网开； 关50合0k并V线单路元和；开关 5第00二kV套开合关并电单流元经、 合50并0k单V母元线上第送二保套 护合、并测单控元后、，接由至 保50护0k和V 测SV控B进网行；
JFZ-600F智能终端前面板实物图
智同能间终隔端两采套用智G能O终O端SE相报互文间与接保入护对、方测的控“装装置置通告信警。”第、一“套 智装能置终闭端锁通”过、本“间直隔流测消控失与”监等控硬后接台点通信讯号，第单二重套化智的能智终能 端终通端过“相装应置公告用警测”控、装“置装与置监闭控锁后”台、通“讯直。流智消能失终”端等与硬保接 护点装信置号通接信入路相由邻为间专隔用的光智纤能，终与端测，控以和防故装录置等失装电置或通GO信O通SE 过断网链络情。况下，异常信号不能上传后台。
智能组件柜为智能组件各IED、网络通信设备等提供防尘、 防雨、防烟雾、防电磁骚扰等的防护及智能组件的电源、电 气接口、并提供温度控制、湿度控制、照明等设施，保证智 能组件的安全运行。双重化配置的继电保护及安全自动装置 的输入、输出、网络及供电电源等环节应完全独立。
图 智能组件柜正面布置图
图 智能组件柜正面布置图
检查热电阻补偿线有无引到端子上，热电阻值是否正常， 变送器端子有无松动 查待测直流电压与直流变送器、直流变送器与端子之间连 线是否可靠 查供开入的直流电源与开入端子之间的连线有无松动
智能变电站合并单元和智能终端调试
智能变电站合并单元和智能终端调试随着电力系统的不断发展和智能化水平的提高，智能变电站已成为电力系统的重要组成部分。
在智能变电站中，合并单元和智能终端是实现智能化控制和监测的关键设备。
它们的正确调试对于保证变电站的安全稳定运行具有至关重要的意义。
一、合并单元合并单元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进行传输的设备。
其主要功能是实现电气量的同步采集和数字化转换，为保护、测控等二次设备提供准确、可靠的数据。
在调试合并单元时，首先需要对其硬件进行检查。
包括检查外观是否完好，接线是否牢固，电源模块是否正常工作等。
同时，还需要对合并单元的采样精度进行测试。
这通常需要使用高精度的标准源来模拟互感器的输出信号，然后对比合并单元的采样值与标准源的输出值，以判断其精度是否满足要求。
同步性能也是合并单元调试的重要内容。
由于智能变电站中多个设备需要基于统一的时间基准进行工作，因此合并单元的同步精度直接影响到整个系统的性能。
常见的同步方式有光 B 码同步和 IEEE 1588协议同步。
在调试时，需要检查同步信号的输入是否正常，以及合并单元输出的采样数据是否具有良好的同步性。
此外，还需要对合并单元的通信功能进行测试。
确保其能够按照规定的通信协议与保护、测控等设备进行稳定、可靠的数据传输。
这包括检查通信接口的物理连接、通信参数的配置以及数据报文的格式和内容等。
二、智能终端智能终端是智能变电站中一次设备与二次设备之间的接口设备，主要负责实现对一次设备的控制和状态监测。
对于智能终端的调试，同样需要从硬件和软件两个方面入手。
在硬件方面，要检查智能终端的柜体结构、接线端子、指示灯等是否正常。
同时，还需要测试智能终端的开入量和开出量，确保其能够准确地采集一次设备的状态信息，并能够可靠地控制一次设备的动作。
在软件方面，需要对智能终端的控制逻辑进行测试。
例如，测试其对断路器、隔离开关等设备的分合闸控制是否符合预期，以及在异常情况下的闭锁逻辑是否正确。
变电站保护装置合并单元简介
变电站保护装置合并单元简介传统变电站中所需要的电气量都通过电缆直接接入常规互感器的二次侧电流、电压，再通过保护、测控等装置自身的采样模块实现对模拟量的采样的A/D转换。
智能变电站则是通过某个装置专门完成电气量的采样和A/D转换，再通过光纤将采样的数字量直接传送给保护、测控装置。
这个专门的装置就是我们本期要了解的“合并单元”。
1、功能合并单元（Merging Unit）的功能主要是将互感器输出的电压、电流信号合并，输出同步采样数据，并为互感器提供统一的输出接口，使不同类型的互感器于不同类型的二次设备之间能够互相通信。
按照功能，合并单元一般可以分为间隔合并单元和母线合并单元。
间隔合并单元用于线路、变压器和电容器等间隔电气量的采集，只发送本间隔的电气量数据。
一般包括三相电压Uabc，三相保护电流Iabc、三相测量用电流I、同期电压UL、零序电压U0、零序电流I0。
对于双母线接线的间隔，合并单元根据本间隔隔离开关的位置，自动实现电压切换的功能。
母线合并单元一般采集母线电压或者同期电压，在需要电压并列时，可通过软件自动实现个母线电压的并列。
目前智能站中合并单元的采样频率和输出频率统一为4kHz，即每工频周期80个采样点，这可以保护、测量装置的需求。
对于计量用的合并单元需要专门设计，其采样和输出频率为12.8kHz。
2、技术原理（1）电气量采集由互感器输入合并单元的电气量可能是模拟量，也可能是数字量。
对于传统互感器输出的模拟量，模拟信号通过电缆输入合并单元，经过隔离变换、低通滤波后进入CPU进行A/D转换后，变为数字量输出至SV接口。
对于电子式互感器输出地数字量，合并单元有同步和异步两种方式。
同步方式：合并单元向个电子式互感器发送同步脉冲信号，电子式互感器接收到同步信号后，对一次电气量开始采集处理，并将采样数字量发送至合并单元。
异步方式：电子互感器按照自己的采样频率进行电气量采集处理，并将每次的采样值发送至合并单元。
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变电站保护装置合并单元简介
传统变电站中所需要的电气量都通过电缆直接接入常规互感器
的二次侧电流、电压，再通过保护、测控等装置自身的采样模块实现对模拟量的采样的A/D转换。
智能变电站则是通过某个装置专门完成电气量的采样和A/D转换，再通过光纤将采样的数字量直接传送给保护、测控装置。
这个专门的装置就是我们本期要了解的“合并单元”。
1、功能
合并单元（Merging Unit）的功能主要是将互感器输出的电压、电流信号合并，输出同步采样数据，并为互感器提供统一的输出接口，使不同类型的互感器于不同类型的二次设备之间能够互相通信。
按照功能，合并单元一般可以分为间隔合并单元和母线合并单元。
间隔合并单元用于线路、变压器和电容器等间隔电气量的采集，只发送本间隔的电气量数据。
一般包括三相电压Uabc，三相保护电流Iabc、三相测量用电流I、同期电压UL、零序电压U0、零序电流I0。
对于双母线接线的间隔，合并单元根据本间隔隔离开关的位置，自动实现电压切换的功能。
母线合并单元一般采集母线电压或者同期电压，在需要电压并列时，可通过软件自动实现个母线电压的并列。
目前智能站中合并单元的采样频率和输出频率统一为4kHz，即每工频周期80个采样点，这可以保护、测量装置的需求。
对于计量用的合并单元需要专门设计，其采样和输出频率为12.8kHz。
2、技术原理
（1）电气量采集
由互感器输入合并单元的电气量可能是模拟量，也可能是数字量。
对于传统互感器输出的模拟量，模拟信号通过电缆输入合并单元，经过隔离变换、低通滤波后进入CPU进行A/D转换后，变为数字量输出至SV接口。
对于电子式互感器输出地数字量，合并单元有同步和异步两种方式。
同步方式：合并单元向个电子式互感器发送同步脉冲信号，电子式互感器接收到同步信号后，对一次电气量开始采集处理，并将采样数字量发送至合并单元。
异步方式：电子互感器按照自己的采样频率进行电气量采集处理，并将每次的采样值发送至合并单元。
（4）合并单元时钟同步
合并单元接管了采样处理工作后，传统的采样过程其实就变成了保护、测控装置与合并单元之间的通信过程。
那么各个合并单元时钟同步的精度就直接决定了合并单元采样值输出的相位精度。
通常主要需要测试的有：
对时精度：合并单元与标准时钟误差不大于±1µs。
守时精度：合并单元在时钟丢失10min内，其内部时钟与绝对时间偏差在4µs以内。
（5）电压并列、切换功能
电压并列
单母分段、双母线等主接线形式的母线电压合并单元都具备电压并列功能，而无需额外的电压并列装置。
母线电压合并单元通过采集母联（分段）断路器位置和母线电压并列控制命令（I母强制并列到II母命令/II母强制并列到I母命令），从而实现电压并列功能。
这一采集过程可以通过硬接点开入，也可以通过GOOSE采集。
电压切换
当合并单元对应间隔接双母线时，期间各电压根据运行方式取I 母或II母电压。
这是需要合并单元完成本间隔的电压切换功能。
3、装置结构
装置结构如图所示。
应用主要功能模块包括采集、处理、发送三个部分。
智能采集模块，主要负责数据的采集和同步。
主处理模块，主要负责配置文件管理、采集数据的处理、对时守时功能、电压切换和并列功能。
输出模块，主要接受主处理模块的数据，并根据发送需求对数据进行二次处理，并发送至端口。