智能变电站实用知识问答
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第一章 智能变电站基础知识
什么是智能电网？
智能电网（Smart Power Grids），就是电网的智能化，也被称为“电网2．0”。它是建立在集成的高速双向通信网络基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。与现代电网相比，智能电网体现出电力流、信息流和业务流高度融合的显著特点。
智能电网有哪些特征？
智能电网的特征如下所述。
（1）坚强：在电网发生大扰动和故障时，仍能保持对用户的供电能力，而不发生大面积停电事故；在自然灾害、极端气候条件下或外力破坏下仍能保证电网的安全运行；具有确保电力信息安全的能力。
（2）自愈：具有实时、在线和连续的安全评估和分析能力，强大的预警和预防控制能力，以及自动故障诊断、故障隔离和系统自我恢复的能力。
（3）兼容：支持可再生能源的有序、合理接入，适应分布式电源和微电网的接入，能够实现与用户的交互和高效互动，满足用户多样化的电力需求，并提供对用户的增值服务。
（4）经济：支持电力市场运营和电力交易的有效开展，实现资源的优化配置，降低电网损耗，提高能源利用效率。
（5）集成：实现电网信息的高度集成和共享，采用统一的平台和模型，实现标准化、规范化和精益化管理。
（6）优化：优化资产的利用，降低投资成本和运行维护成本。
什么是智能变电站？
智能变电站采用先进、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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
智能变电站与数字化变电站有什么区别？
智能变电站与数字化变电站有密不可分的联系。数字化变电站是智能变电站的前提和基础，是智能变电站的初级阶段，智能变电站是数字化变电站的发展和升级。智能变电站拥有数字化变电站的所有自动化功能和技术特征。智能变电站与数字化变电站的差别主要体现在以下两个方面。
（1）数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，实现站内一次、二次设备的数字化通信和控制，建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统间的互操作性。而智能变电站则从满足智能电网运行要求出发，比数字化变电站更加注重变电站之间、变电站与调度中心之间的信息的统一与功能的层次化。智能变电站需要建立全网统一的标准化信息平台，作为该平台的重要节点，提高其硬件与软件的标准化程度，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。
（2）数字化变电站已经具有一定程度的设备集成和功能优化的概念，要求站内应用的所有智能电子装置（IED）满足统一的标准，拥有统一的接口，以实现互操作性。IED分布安装于站内，其功能的整合以统一标准为纽带，利用网络通信来实现。数字化变电站在以太网通信的基础上，模糊了一次、二次设备的界限，实现了一次、二次设备的初步融合。而智能变电站设备集成化程度更高，可以实现一次、二次设备的一体化、智能化整合和集成。
智能变电站与常规变电站有什么区别？
简单地说，智能变电站与普通变电站的区别是，智能变电站是以数字化为代表的，现有的智能变电站一般是以采用IEC 61850标准和数字化互感器为主要特征。智能变电站与常规变电站的区别主要体现以下5点。
● 采用光纤作为继电保护自动装置测量电流、电压的主通道，传输容量更大，解决了常规变电站中电流、电压精度受电流、电压互感器二次负载影响的问题，同时也使采用功能强大的一次设备在线监测成为可能。由于采用光纤，也彻底解决了常规变电站连接二次设备的二次电缆在强电场中穿越的干扰问题
● 采用电子式或光学互感器。由于这些数字化互感器彻底摒弃了传统互感器电磁感应的原理，不仅精度更高，而且不存在磁饱和问题，不论是正常运行还是事故状态，都能为继电保护自动装置提供能够真实反映一次设备运行状态的测量数据。同时，由于采用光纤进行数字化传输，即使电流通道开路也就不会出现危及人身安全的高电压，当然也不会出现电压回路二次短路的问题，运行更安全、更可靠。
● 功能强大的一体化平台。智能变电站采用一体化平台技术，将五防系统、智能报警、后台监控、在线监测等全面集成，不仅节省了设备投资，而且便于各个子系统之间、各个变电站之间及变电站与调度之间的数据交换，便于实现站域及区域控制和自我调节。
● 设备集成化。智能变电站将断路器的操作回路、智能终端、在线监测等一次、二次设备集成化，不仅节省了设备的占地面积，而且使一次、二次设备的信息交换通道长度大为缩短，一定程度上也避免了电场干扰对二次控制设备影响。
● 采用了数字化继电保护装置，简化了继电保护装置结构，大量省去保护装置内部的继电器，不仅减少了保护装置硬件故障的概率，提高了保护装置自身的运行可靠性，而且也减少了设备振动对保护装置的影响。
智能变电站中的IED是什么？
IED是英文Intelligent Electronic Device（智能电子设备）的缩写，是指包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或者向外部发送数据，或者进行控制的装置，如电子多功能仪表、数字保护、控制器等。IED是具有一个或多个特定环境中特定逻辑节点且受制于其接口的装置。
现有的智能变电站（数字化变电站）网络结构模式有几种？有什么优缺点？
根据继电保护采样跳闸方式的不同，现有的智能变电站（数字化变电站）网络结构模式有两种，即“三网合一”网络采样跳闸模式和“直采直跳”采样跳闸模式。“三网合一”就是指把继电保护的交流采样SV网、开关量采集及跳闸GOOSE网、站控层网合为同一个网络，利用这个光纤网络实现测控装置信号采集、继电保护采样跳闸、计量采样等所有功能，其网络结构示意图如图1-1所示。
“直采直跳”采样跳闸模式是指测控装置信号采集、继电保护采样跳闸、计量采样等通过专用的网络实现独立于站控层网络，其网络结构示意图如图1-2和图1-3所示。
由于采用不同的网络结构模式，其各自的优缺点见表1-1。
| "三网合一"方式 | “直采直跳”方式 | |
|---|---|---|
| 光缆用量 | 较少 | 较大 |
| 对GPS对时依赖 | 完全依赖 | 依赖性低 |
| 对网络交换机的依赖性 | 完全依赖 | 依赖性低 |
| 保护及自动装置的独立性 | 弱 | 强 |
智能变电站中“三层三网”指的是什么？
智能变电站中“三层三网”是对智能变电站设备及网络架构的综合描述。
三层”主要侧重于设备构成，即站控层、间隔层、过程层。
间隔层设备包括继电保护装置、故障录波、测控装置、计量装置等；
过程层设备包括变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、电流/电压采集器、智能终端、合并单元及网络交换机等；
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、报警及信息交互功能，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。
“三网”主要侧重于网络结构，即站控层网络、间隔层网络、过程层网络。
间隔层网络和过程层网络一样可以分为两类，即GOOSE网和SV网，其中GOOSE网主要传送一些开关量信息，而SV网主要传输电流/电压等测量信息。
站控层网络主要传输站域及区域信息，如遥控、遥信、遥测、站域备自投及保护测控的报警信息；
间隔层网络主要传输间隔内部的一些信息，如遥信、遥测及保护跳闸开出等；
过程层网络是各个间隔保护装置之间的信息传输通道。
智能变电站中“直采直跳”指的是什么？
“直采直跳”是智能变电站（数字化变电站）的一种网络结构模式，有别于网络采集网络跳闸。“直采直跳”模式中，保护装置的电流、电压采集是从本间隔的电流互感器和电压互感器直接采集，保护跳闸也是通过本间隔的GOOSE跳闸网络即直跳网络直接出口不再通过网络交换机，因此“直采直跳”方式的变电站较网络采集网络跳闸方式有更强的独立性，完全不依赖于网络交换机，可靠性更高。
现有智能变电站中高级应用功能一般有哪些？有什么特点？
智能变电站的高级应用功能是智能变电站区别与数字化变电站的重要特征，是智能变电站满足智能电网坚强、自愈、兼容、经济、集成、优化六大要求的主要措施。根据智能电网的六大要求，智能变电站的高级应用功能受负荷性质、电源情况、电网情况等因素的影响，各个变电站配置并不完全相同，一般情况下由顺控操作、智能报警、五防系统、站域控制（包括站域备自投、站域无功控制、小电流接地选线）、区域控制、网络监测、设备状态可视化等自由组合而成，可能有其中几种也可能全部都有。它的优点主要体现在以下4个方面。
● 集成化：智能变电站的所有高级应用功能全部集成在智能变电站的一体化平台中，降低了设备投资，减少了各个高级应用模块之间的通信环节，提高了运行效率和可靠性。
● 软件化：大部分高级应用功能只是一个运行于一体化平台服务器的系统软件，并不增加屏、柜等硬件设施，体现了经济性。● 智能化：高级应用功能有自我监测、自动实施的功能，减少了人为参与的因素，从而减少了人员误操作的可能性。同时，也改进了常规变电站中运行操作受运行人员素质影响的缺陷。
● 效率化：由于高级应用功能是在线运行的软件程序，实时监测电网的运行参数并进行调节，因此较此前的人为监测和调节更全面、更迅速，效率更高。
数字化微机型继电保护与常规微机型继电保护有什么不同？
数字化微机型继电保护与常规微机型继电保护的区别主要体现在以下两个方面。
● 软件方面：数字化微机型继电保护是为了满足智能变电站一次、二次设备情况设计而成的新型微机保护装置。由于智能变电站广泛采用光纤网络实现保护采样和跳闸功能，因此数字化继电保护装置除了具有常规微机型继电保护装置的保护逻辑软件和人机接口软件外，还必须增加功能强大的光纤网络通信软件，即支持IEC 61850通信规约的相关软件。
● 硬件方面：由于智能变电站采用光纤网络作为保护采样和跳闸的通道，以及采用电子式互感器等数字化互感器，因此数字化继电保护装置在硬件方面与常规微机型继电保护装置差异很大。图1-4和图1-5所示分别为WXH—803A微机型继电保护装置和WXH—803B数字化微机型继电保护装置的背板图。
图1-4中，1#、2#为交流输入；3#为采样保持；4#、6#为DSP主板；5#（通道B）、7#（通道A）为光纤接口插件；8#为开入插件；9#为信号插件；A#、B#为出口插件；C#、D#、E#为备用插件；F#为通信插件；G#为稳压电源。
图1-5中，7#为过程层接口插件、9#为CPU插件、B#为光纤插件、C#为稳压电源，其余为备用插件。通过对比可知，数字化微机型继电保护装置减少了交流输入插件两块、出口插件两块和采样保持插件、开入插件、信号插件各一块，增加了过程层接口插件一块，可见数字化微机型继电保护装置的硬件明显少于常规的微机型继电保护装置，也就减少了硬件故障率，提高了保护装置的可靠性。
电阻分压式电压互感器与常规电容式电压互感器有什么不同？有什么优点？
虽然电阻分压式电压互感器与常规电容式电压互感器都是采用分压原理的电压互感器，但其实是两种不同类型的电压互感器。图1-6和图1-7所示分别为电阻分压式电压互感器和电容式电压互感器的原理示意图。
电阻分压式电压互感器是利用电阻分压原理，直接将一次高电压转换成为与其成正比的0～5V的交流小信号，再经信号处理及光电转换单元转换成光数字信号供给保护、测量、计量等负载装置使用。显然电阻分压式电压互感器不存在电磁感应元件，没有因为电磁感应所造成的各种问题。
虽然电容式电压互感器同样采用分压原理将一次设备的高电压U1降低到一定程度，但其采样回路与电磁式电压互感器一样是YH通过电磁感应变压实现的，因此其精度和性能必然受电磁铁心特性的影响。与电容式电压互感器相比，电阻分压式电压互感器的优点主要体现在以下6个方面。
● 采用0～5V的小信号输出，与数字化装置接口连接时不需要二次转换装置，便于与数字电路进行连接。
● 由于其二次电压只有0～5V，因此在二次传输回路上产生的电压降明显降低，也就降低了传输误差。如果用于智能变电站（或数字化变电站）经光电转换装置转换成光数字信号进行传输，就不存在二次传输的电压损耗问题，精度更高。
● 不存在电磁感应回路，因此其电压变换的线性度更好，精度更高，频响范围更宽，不存在铁磁畸变和饱和问题。
● 由于采用特殊的采样原理，不存在二次短路烧坏电压互感器的问题，运行可靠性更高。
● 采用纯电阻分压结构，不存在谐振问题。
● 优化了结构设计，减少了绝缘油及YH等电压转换装置，减轻了设备重量，便于集成化安装，同时也减少了由于绝缘油绝缘性能下降对设备安全的影响。
磁光玻璃光学电流互感器与电磁式电流互感器有什么不同？有什么优缺点？
磁光玻璃光学电流互感器（以下简称光学电流互感器）与电磁式电流互感器是完全不同的两种电气设备，尽管都是继电和保护测控装置测量一次设备电流的主要设备，但其工作原理完全不同。
首先，它们的工作基本原理不同。常见的电磁式电流互感器是根据与变压器完全相同的电磁感应原理制造而成的。图1-8所示为电磁式电流互感器的工作原理示意图。
当电流互感器的一次侧N1通过电流时，就会在铁心中产生磁通Φ，由电磁感应原理可知Φ=İ1×N1，由于铁心二次侧缠绕有二次绕组N2，如果忽略漏磁，由电磁原理可知Φ=İ1×N1=İ2×N2，如果N2=K×N1，那么İ2=1/K×İ1，显然也就起到了降低一次电流值、便于保护及测控装置采样的作用。
光学电流互感器是按照“磁旋光效应原理”（法拉第磁旋光效应原理如图1-9所示，当一束光通过一个磁场后，其偏振面就会发生偏转，其偏转角φ是对被测电流i 周围磁场强度的线积分成正比）制造而成的，光学电流互感器就是基于测量光通过载流导体附近的磁场后偏转角度的变化来测量电流的大小的。
如图1-10所示，当光学电流互感器一次载流导体上通过电流时，在其光学电流传感器内部就会产生与其大小及相位有关联的磁场。光学电流互感器二次采集装置通过其ST1、ST2两个光口分别向互感器的光学电流传感元件1及光学电流传感元件2发送两束标准光，此标准光经过光学传感器内的磁场后，其偏振角发生变化，经采集装置的ST7～ST10接收。采集装置经过比较标准光经磁场前、后的变化，并经过逻辑计算及转换后，由ST4（或ST5、ST6）输出至合并单元。
与电磁电流互感器相比，光学互感器有以下4个优点。
● 不存在电磁感应回路，因此其电流变换的线性度更好，精度更高，频响范围更宽，不存在铁磁畸变和饱和问题。
● 由于采用法拉第磁旋光效应原理，不会在二次开路时产生危及人身安全的高电压，运行安全性更高。
● 互感器直接输出光数字信号，直接进入保护及测控装置的采样运算，减少了采样回路的中间环节，提高了保护及测控等装置的采样精度。
● 优化了结构设计，不再采用绝缘油作为绝缘介质，而是采用硅橡胶或瓷质绝缘，减轻了设备重量，便于集成化安装，同时也减少了由于绝缘油绝缘性能下降对设备安全的影响。
由于受光学互感器自身工作原理的局限，相比电磁电流互感器也存在以下两个缺点。
● 光学互感器自身是一个有源采样系统，不可避免地要受电源可靠性的影响。
● 光学互感器工作时需要一个标准光源，因此其可靠性必然受光源发生元件自身寿命的影响。
罗氏线圈电流互感器是什么样的工作原理？
采用罗氏线圈（也叫空心线圈）原理的互感器，由罗氏线圈、积分器、A/D转换器组成。由罗氏线圈组成的电子式电流互感器原理图如图1-11所示。
电子式电流互感器一次传感部分采用了罗哥夫斯基线圈的原理，它由罗哥夫斯基线圈、积分器、A/D转换等单元组成，将一次侧大电流转换成二次的低电压模拟量输出或数字量输出。
电子式电流传感器不使用铁心，使用了原理上没有饱和的罗哥夫斯基线圈，由这个罗哥夫斯基线圈得到了与一次电流I1的时间微分成比例的二次电压E2，将该二次电压E2进行积分处理，获得与一次电流成比例的电压信号。
电子式互感器在二次回路中采用模拟积分和数字积分技术，通过数字运算，并利用去除直流偏置回路和不完全积分器的技术，有效地抑制了因直流偏置使积分值飞快增大的问题，并确保了作为叠加值DC分量的电流信号的真实反映，电流互感器将不完全积分器控制在一个适当的数值内。
在二次回路中，也利用抑制雷电过电压和操作过电压的措施，提高了互感器的耐冲击特性。电源供给方式和主信号的变换及传递，采用独特的电磁兼容设计技术，使新型互感器抗干扰能力得到增强，能有效可靠地工作。
目前用于智能变电站（数字化变电站）的电子式电流互感器有哪几种类型？
目前用于智能变电站（数字化变电站）的电子式电流互感器主要有以下3种。
（1）光学电流互感器：是指采用光学器件作为被测电流传感器，光学器件由光学玻璃、全光纤等构成。传输系统用光纤，输出电压大小正比于被测电流大小。由被测电流调制的光波物理特征，可将光波调制分为强度调制、波长调制、相位调制和偏振调制等。
（2）空心线圈电流互感器：又称罗氏线圈式电流互感器。空心线圈往往由漆包线均匀绕制在环形骨架上制成，骨架采用塑料、陶瓷等非铁磁材料，其相对磁导率与空气的相对磁导率相同，这是空心线圈有别于带铁心的电流互感器的一个显著特征。
（3）铁心线圈式低功率电流互感器（LPCT）：它是传统电磁式电流互感器的一种发展。它按照高阻抗电阻设计，在非常高的一次电流下，饱和特性得到改善，扩大了测量范围，降低了功率消耗，可以无饱和、高准确度测量高达短路电流的过电流、全偏移短路电流，测量和保护可共用一个铁心线圈式低功率电流互感器，其输出为电压信号。
IEC 61850通信规约是什么？有什么特点？
IEC 61850标准是由国际电工委员会（International Electro technicalCommission）第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。作为基于网信通信平台的变电站唯一的国际标准，IEC 61850标准吸收了IEC 60870系列标准和UCA的经验，同时吸收了很多先进的技术，对保护和控制等自动化产品和变电站自动化系统（SAS）的设计产生深刻的影响。它将不仅应用在变电站内，而且将应用于变电站与调度中心之间以及各级调度中心之间。IEC 61850的特点如下所述。
（1）定义了变电站的信息分层结构：变电站通信网络和系统协议IEC61850标准草案提出了变电站内信息分层的概念，将变电站的通信体系分为3个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间的通信接口。
（2）采用了面向对象的数据建模技术：IEC 61850标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。每个IED包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通信而言，IED同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口（ACSI）和服务器通信可访问数据对象。
（3）数据自描述：该标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则；采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，如获取和设定对象值的通信服务，取得对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。面向对象的数据自描述在数据源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义限制，简化了对数据的管理和维护工作。
（4）网络独立性：IEC 61850标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口（ASCI）。在IEC 61850—7—2中，建立了标准兼容服务器所必须提供的通信服务的模型，包括服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型和数据集模型。客户通过ACSI，由专用通信服务映射（SCSM）映射到所采用的具体协议栈，如制造报文规范（MMS）等。IEC 61850标准使用ACSI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要修改ACSI。
什么是通信规约？现有智能变电站（数字化变电站）有几种通信规约？分别运行于哪些地方？
通信规约又名通信协议，是为保证数据通信系统中通信双方能有效和可靠地通信而规定的双方应共同遵守的一系列约定，包括数据的格式、顺序和速率、链路管理、流量调节和差错控制等。现有智能变电站的通信规约主要有FT3规约、IEC 61850规约、101规约、104规约、DISA规约、CDT规约及DNP规约等，它们分别使用在不同的网络中，如图1-12所示。现有采用“直采直跳”网络方式的智能变电站网络中，站控层和过程层主要采用IEC 61850规约。间隔层网络主要采用IEC 61850规约和FT3规约，其中保护装置、测控装置与合并单元及智能终端的通信规约为IEC 61850规约，而合并单元与电流采集器、电压采集器之间采用FT3规约。站控层与调度主站及集控站之间根据通道模式采用101规约、104规约、DISA规约、CDT规约及DNP规约等。
智能变电站的网络配置过程中ICD、CID、SCD文件指的是什么？有什么用处？
ICD文件是由装置厂商提供给智能变电站系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。
SCD文件由系统集成厂商根据变电站设计图纸，完成的描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置及变电站一次系统结构配置文件。
SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
CID文件：智能变电站中的每个装置都有有一个CID文件，由各装置厂商根据SCD文件中与各自设备（IED）相关配置内容重新配置生成的配置文件。
ICD文件是设计人员进行变电站设计时必需的，它显示了各个智能设备的功能输出、SV采样需求及GOOSE开入/开出需求等信息。一般情况下，同一厂家同一型号和版本的设备的ICD文件是相同的。在系统配置完成后，ICD文件没有实际用处。
SCD文件是设计人员经过综合变电站的各种功能需求进行完善的设计后，由智能变电站的系统集成商进行配置生成的配置文件，该文件包含了全站智能组件的全部信息及各智能组件之间的通信信息，是施工调试人员及运行检修人员进行传动调试必备的配置文件。
CID文件对于特定的某个智能组件来说与SCD文件完全相同，只是它只包含了单个智能组件的系统信息，是SCD文件一部分。
智能变电站中的智能终端装置有什么作用？
智能终端装置是智能变电站二次系统的核心设备之一，它的作用十分重要，其主要作用有以下4个方面。
● 智能终端是智能变电站中一次设备状态开关量（遥信量）的采集及转换设备。智能终端装置通过强/弱电转换方式将隔离开关、断路器等一次设备运行位置及断路器本体的报警及状态信号转换为弱电信号，并通过光电转换元件转换为光数字信号上送给继电保护、测控装置及合并单元等设备。
● 智能终端装置是断路器的操作箱。终端箱内除了配置断路器控制回路监视、断路器SF6压力监视、防跳回路、断路器操作回路的同时还具有自我状态检测功能，能够检测自身所有光通道及开入/开出元件的完好性。
● 智能终端是继电保护装置的跳/合闸出口装置。由于数字化继电保护装置没有出口插件，当继电保护装置动作出口时，继电保护装置将跳闸命令数字信号传送给智能终端装置，由智能终端装置驱动有关元件实现断路器的跳/合闸。
● 智能终端装置是监控遥控执行装置。运行人员（或调度人员）进行远方遥控操作时，遥控命令通过站控层网络传送给测控装置后，测控装置经过逻辑五防校验后发出遥控操作指令，遥控操作指令由间隔层光通道传送至智能终端由智能终端实现断路器分/合、隔离开关拉/合及挡位调节等操作功能。
智能变电站中的合并单元（MU）装置有什么作用？
合并单元（MU）装置是智能变电站二次系统的核心设备之一，它的作用十分重要。
● 由图1-13可见，合并单元（MU）装置能够对电子式电流、电压互感器通过采集器输出的数字量进行合并和处理，供继电保护、计量装置、故障录波及测控装置使用。
● 合并单元（MU）装置具有规约转换功能。能够将电流采集器和电压采集器上送的FT3通信规约数据转换成标准的IEC 61850—9—2规约，便于不同厂家的二次设备与其通信。
● 合并单元（MU）装置具有电压切换及并列功能。能够根据一次设备的运行方式，灵活切换或并列二次电压供继电保护、计量装置、故障录波及测控装置使用。
● 合并单元（MU）装置具有数据扩展作用。能够将一组电流或一组电压数据扩展成多组输出，以供给不同的二次设备使用。
图1-14和图1-15所示为DMU—813电压合并单元正视图和背视图。
双母接线方式 DMU—813电压合并单元的电压并列是如何实现的？它与常规的电压并列有什么不同点？
DMU—813电压合并单元是许继电气生产的一款适用于智能变电站（或数字化变电站）的电压合并器。图1-16所示为DMU—813电压合并单元开入原理图，当母联间隔的所有刀闸及断路器在合闸位置时即两条母线并列运行时，如果Ⅰ母电压互感器停运，则将并列把手QK至于“Ⅰ母停运并列”位置，DMU—813电压合并单元就自动屏蔽Ⅰ母电压互感器的输入，同时其所有输出端口全部输出Ⅱ母电压信号。同理，如果Ⅱ母电压互感器停运，则将并列把手QK至于“Ⅱ母停运并列”位置，DMU—813电压合并单元就自动屏蔽Ⅱ母电压互感器的输入，同时其所有输出端口全部输出Ⅰ母电压信号，这样就实现了电压并列功能。
DMU—813电压合并单元工作原理与常规变电站的电压并列原理完全不同。如图1-17所示，在常规变电站中，当满足并列条件（母联间隔运行）操作人员将并列把手合上后，Ⅰ母电压互感器电压和Ⅱ母电压互感