新型变电站综合自动化的实现方案研究

第一篇：新型变电站综合自动化的实现方案研究

新型变电站综合自动化的实现方案研究

多媒体技术、信息技术、计算机技术以及智能控制技术等有关技术的合理应用在我国电力系统自动化的整个领域都十分的广泛。变电站应用综合自动化系统代替或者是更新传统之中的变电站二次系统逐渐的成为当前电力系统在未来发展进步中的主要趋势。文章中，笔者对新型变电站综合自动化的实现方案进行了较为细致的分析，提出了变电站应用综合自动化有关系统的典型构成以及技术的特点、新型变电站的综合自动化的有关系统结构与实施研究，对加快新型变电站综合自动化的实现具有现实意义。

一、变电站应用综合自动化有关系统的典型构成以及技术的特点

（一）集中式的构成

变电站之中的综合自动化系统在集中式的构成方面是按照信息类型来进行功能上的划分，也就说，集中式的构成方案主要是利用不同类型的信息来进行功能划分，自动化控制与管理会根据信息的种类来辨别变电站的故障位置和故障类型，以达到综合自动化管理控制的目的。应用这种结构的有关系统其硬件和功能模块实际上并没有必然的联系，各个功能模块之间的互相连接是经过模块化的有关软件来实现的，各部分功能和设备的交互程度比较低，灵活程度也比较缺乏，其相关的信息是通过集中处理、运算以及采集的。由于受到了计算机本身硬件水平的桎梏，这种结构对于早期应用的自动化系统之中使用比较多。

（二）分布式的构成

分布式的整体结构是依照功能方面来进行设计的，这就区别于上述中的集中式构成，与之相比，这样的构成方式具有更高的层次性，操作较为灵活。如果按照监控以及保护等一些功能来进行单元的划分并进行实施分布。其相关结构主要是应用主从CPU互相协同工作的方式，各类功能模块例如一些智能电子设备互相之间应用网络技术或者是串行的方式来完成数据方面的通讯。分布式的有关结构对于系统的扩展以及维护非常有利，其可靠性良好，局部发生故障并不会影响到系统之中其他的模块运行工作。其主要的安装方式有两种，分别为分层组屏以及集中组屏，两种方式各有优劣，在实际的操作和设计中，可以根据变电站的实际吸取选择不同的安装方式。

二、新型变电站的综合自动化的有关系统结构与实施研究

（一）系统结构的有关模型

网络数据库、计算机以及通信等相关技术的发展与应用使得变电站对于信息进行综合性的管理提供了基础。把计算机局域网的有关技术引用到变电站整体的自动化管理系统之中，逐渐成为当前的一个热点研究问题。根据面向对象设计的分层分布式有关结构设计，划分出一种新型的具有4层结构体系的变电站自动化有关系统，其重点就是妥善的解决在通信管理层之中存在的电力通信规约进行转换的问题以及信息管理层之中的变电站有关信息进行综合管理的问题。其实际的系统功能表现在：切实实现底层相关二次设备在控制方面的数字化以及智能化；完善变电站正常的远动功能；使得变电站的有关信息能够进行较为集中的监控以及管理。如图所示。

从图中可以看出：这一模型主要分为四个层次，每个层次系统都具有自身的功能，相互之间的联系也非常的紧密，可以实现服务的快速共享，为系统用户降低劳动强度，简单的操作就可以对整个变电站进行管理。这样的系统构造可以提升变电站的自动化程度，同时使其具备一定的智能化特点。

新型变电站综合自动化4层结构模型

（二）系统的分层以及具体的功能

系统一共分为4层，具体来说就是通信管理层、信息管理层、二次设备控制层以及生产过程层。生产过程层是由变电站的一些一次设备构成的，是整个系统的最下面一层；二次设备的控制层是经过各种有关的智能设备组合形成的，从而实现其对于各自的有关对象的保护以及控制的功能；通信管理层是经由连接在IED上的主线以及作为常用网关的主/备前置机的相关系统构成，是整个系统之中的通信关键所在，管理站内的有关数据采集以及连接相关站级计算机或者是连接远动系统等；至于信息管理层则是整个系统的顶层，其关键的构成就是站级计算机，同时也包括工作站以及服务器等，从而形成一个站内应用的计算机局域网络，运行变电站应用的SCADA/EMS相关系统，进而完成对于数据库的管理、人机接口以及站级控制等相关功能；切实面向变电站之中全部设备所产生的历史数据以及参数等在主/备服务器方面的创建，所有的操作员掌控的工作站节点之中都建立有实时监测的数据库，可以应用双以太网冗余的相关结构构建。

（三）系统的相关原理

从图中我们能够了解到，二次设备的控制层之中的IED和生产之中的一次设备接口，按照对应的规约可以直接完成信息的采集以及控制调节，最后进行转发与储存，IED可以经过光纤或者是现场总线和有关的通信管理层进行连接，从而完成在信息方面的分配以及收集，不同种的IED对于二次设备的控制层无法直接进行信息上的交换，而是需要经过不同的现场总线经过前置机的相关网关来实施信息的交换工作。通信管理层之中的整个前置机系统能够同时接入多个电力通信规约的相关总线设备，同时向上挂接在上部的信息管理层的有关网络上，这是局域网之中的一个非常重要的节点，它起到收集站内相关生产信息的上传以及下发有关管理层的实际控制信息的作用。

结束语

二次设备的相关控制层在实际接入一个彻底开放的总线网络之后，可以让硬件的更换以及增减更加便捷，强化了各个节点的独立性以及自治性；信息管理层之中经过服务器和工程师工作站等有关计算机共同组成LAN，方便和其他的一些网络系统互相关联，进而使得整个系统能够具有更高的安全性、可维护性以及开放性。新型变电站综合自动化的方案的设计实现能够进一步的提升区域内的供电质量。

（作者单位：1.陕西省电力公司检修公司；2.西安咸阳国际机场股份公司）

第二篇：变电站综合自动化系统的研究

变电站综合自动化系统的研究

2013级 电气自动化技术专业 程风荣

摘要： 变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处理（DSP）等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。主要内容有变电站综合自动化系统的功能、要求、结构形式、信息的测量与采集、变电站自动化通信技术、自控技术与调节、变电站自动化系统的运行维护及调试、提高系统可靠性措施等等。通过对变电站自动化系统的研究和对发展前景的分析，就会发现它在当今社会中的重要性。关键词 变电站自动化系统 通信技术 抗干扰

Abstract：Integrated substation automation is refers to the use of advanced computer technology, modern electronic technology ,communication technique and digital signal processing(DSP)and other technology to Make automation in automatic monitoring,measurement, control, protection and scheduling communication of substation main equipment and transmission and distribution line.The main content includes the function of substation integrated automation system, requirements, structure, information

collection

and

measurement,substation

automation communications technology, control technology and adjustment,substation automation system operation maintenance and debugging, improve the system reliability measures, etc.Based on the analysis of substation automation system and the prospects of development, you will find it in today's society of importance.Keywords substation automation system communication technology anti-interference

目 录

前 言.....................................................................................................................................................................1 第1章 变电站综合自动化系统的内容、功能和特点..........................................................3

1.1 变电站综合自动化系统的研究内容及基本功能......................................................................3 1.2 变电站综合自动化系统的特点..................................................................................................3 1.3 变电站综合自动化的发展前景..................................................................................................4

第2章 变电站综合自动化系统的结构形式................................................................................5

2.1 变电站综合自动化系统的设计原则和要求..............................................................................5 2.2 变电站综合自动化系统的硬件结构..........................................................................................5

第3章 变电站综合自动化信息的测量和采集..........................................................................9

3.1 变电站综合自动化信息..............................................................................................................9 3.2 变压器油温的测量和采集........................................................................................................10

第4章 变电站综合自动化系统的通信技术..............................................................................12 4.1 数据通信基础............................................................................................................................12 4.1.1 数据通信的基本概念.............................................................................................................12

4.1.2 数据通信系统的结构.............................................................................................................12 4.1.3 传输介质.................................................................................................................................13 4.2 数据交换技术............................................................................................................................13 4.2.1 电路交换.................................................................................................................................14 4.2.2 报文交换.................................................................................................................................14 4.2.3 分组交换.................................................................................................................................14 4.3 计算机网络基础知识................................................................................................................15 4.3.1 计算机网络的定义.................................................................................................................15 4.3.2 网络拓扑结构.........................................................................................................................15 4.3.3 网络的分类.............................................................................................................................15 4.4 计算机局域网络........................................................................................................................16 4.5 现场总线技术............................................................................................................................16 4.5.1 现场总线概述.........................................................................................................................16 4.5.2 现场总线通信协议模型.........................................................................................................17

第5章 变电站综合自动化系统的运行、维护及调试........................................................18 5.1 变电站综合自动化系统的人机联系与操作............................................................................19 5.1.1 测控和保护装置的人机界面.................................................................................................19 5.1.2 后台机的人机界面.................................................................................................................20 5.2 变电站综合自动化系统运行与维护........................................................................................22 5.2.1 日常运行维护.........................................................................................................................22 5.2.2 远程维护.................................................................................................................................23 5.2.3 技术管理.................................................................................................................................23 5.2.4 综合自动化系统的注意事项.................................................................................................23 5.2.5 维护要领.................................................................................................................................24 5.3 变电站综合自动化系统的调试................................................................................................25

第6章 提高综合自动化系统可靠性的措施..............................................................................26 6.1 综合自动化可靠性概述............................................................................................................26 6.2 干扰来源和干扰的影响............................................................................................................27

6.2.1 干扰源.....................................................................................................................................28 6.2.2 干扰信号的模式.....................................................................................................................28 6.2.3 干扰的耦合方式.....................................................................................................................28 6.2.4 干扰对变电站综合自动化系统的影响.................................................................................29 6.3 抗干扰措施................................................................................................................................30 6.3.1 硬件方面.................................................................................................................................30 6.3.2 软件方面.................................................................................................................................31 6.3.3 硬件自恢复电路.....................................................................................................................32

结束语...................................................................................................................................................................29 谢 辞...................................................................................................................................错误！未定义书签。参考文献..............................................................................................................................................................35

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前言

变电站是电力网络的线路连接点，是用以变化电压、交换功率和汇集、分配电能的设施。变电站中有不同的电压的配电装置、电力变压器、控制、保护、测量、信号和通信设施以及二次回路电源等。有些变电站中还由于存在无功平衡、系统稳定和限制过电压等因素，需要装设同步调相机、并联电容器、并联电抗器、静止补偿装置等。另外，随着用电负荷的不断增长和负荷密度的增大，变电站电压等级和容量不断提高，对供电可靠性的要求也越来越高，为此需要提高变电站的自动化水平。

近几年来，变电站综合自动化已成为热门话题，引起了电力工业部门的注意和重视，并成为当前我国电力行业推行技术进步的重点技术之一。之所以如此，是因为：①随着我国电力工业和电力系统的发展，对变电站的安全、经济运行要求越来越高，实现变电站综合自动化，可提高电网的安全，经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段；②随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况；③为提高变电站的可靠性，要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；④利用现代计算机技术、通信技术等提供先进的技术设备，可改变传统的二次设备模式，实现信息共享，简化系统，减少电缆，减少用地面积；⑤对变电站进行全面的技术改造。

变电站综合自动化技术是应用计算机技术、通信技术、检测技术和控制技术等，将变电站中传统的继电保护系统、测量系统、控制系统、调节系统、信号系统和远动系统等多个独立的功能系统，经优化、组合为一套智能化的综合系统。变电站综合自动化技术研究始于20世纪70年代末，由于计算机的广泛应用，直到90年代，变电站综合自动化技术得到了迅速的发展。目前该技术已经被电力系统广泛的采纳，已投入运营的变电站正逐步进行综合自动化的改造，新建的变电站几乎普遍采用综合自动化系统。

随着国民经济的持续发展，近几年来，电网装机容量迅速增长，目前电力供应紧张情况暂时得到了缓解。主要的问题是城市居民反映进户线路截面小，电表容量不足，供电质量还难以满足生活用电需求。农村电气化事业的发展，对促进农业发展、高产，改善农民劳动和生活条件，加速农村商品经济的发展，有重要作用。但目前农网也有结构薄弱、线损过大、可靠性不高、收费不合理等情况，因此，加强城网和农网的建设和改造也是拉动国民

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经济的一项重要举措，发展变电站综合自动化也是目前城网和农网改造的基础环节之一。

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第1章 变电站综合自动化系统的内容、功能和特点

1.1 变电站综合自动化系统的研究内容及基本功能

常规变电站的二次设备主要有以下几部分组成：继电保护、自动装置、测量仪表、操作控制屏和中央信号屏以及远动装置。80年代以来，很多研究者考虑如何打破原来的二次设备框框，从变电站全局出发，着手研究全微机化的变电站二次部分的优化设计问题，这就是“变电站综合自动化系统”的由来。

10多年来，我国开展变电站综合自动化的研究与开发工作，主要包括如下两方面内容：（1）对220kV及以下中、低压变电站，采用自动化系统，利用现代计算机和通信技术，对变电站的二次设备进行全面的技术改造，取消常规的保护、监视、测量、控制屏，实现综合自动化，以全面提高变电站的技术水平，以逐步实行无人值班或减人增效。

（2）对220kV以上的变电站，主要采用计算机监控系统以提高运行管理水平，同时采用新的保护技术和控制方式，促进各专业在技术上的协调，达到提高自动化水平和运行、管理水平的目的。

实现变电站综合自动化的目标是提高变电站全面的技术水平与管理水平，提高安全、可靠、稳定运行水平，降低维护运行成本，提高经济效益，提高供电质量，促进配电系统自动化。实现变电站综合自动化是实现以上目标的一项重要技术举措。

变电站综合自动化是多专业的综合技术，国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需要完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几个功能组：①控制。监视功能；②自动控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑤与继电保护相关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。结合我国的情况，具体来说变电站综合自动化系统主要体现在下述5个子系统功能中：①监控子系统；②微机保护子系统；③电压、无功综合控制子系统；④电力系统的低频减负荷控制；⑤备用电源自投控制。

1.2 变电站综合自动化系统的特点

从变电站综合自动化系统的基本功能的介绍中，可以看出变电站综合自动化系统有以下几个突出特点：

（1）功能综合化。变电站综合自动化系统是个技术密集、多种专业技术相互交叉、相互配

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合的系统，它包括了除一次设备和交直流源外的全部二次设备。

（2）分级分布式、微机化的系统结构。变电站综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或者微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等子系统连接起来，构成一个分级分布式系统。一个变电站综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。

（3）测量显示数字化。采用微机监控系统后，彻底改变了原来的测量手段，常规指针式仪表全被CRT显示器上的数字显示屏代替，直观明了。这不仅减轻了值班员的劳动，而且提高了测量精度和管理的科学性。

（4）操作监视屏幕化。变电站实现综合自动化后，不论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内，就是在主控站或者调度室内，面对彩色屏幕显示器，对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视和操作。

（5）运行管理智能化。变电站综合自动化的另一个最大特点就是运行管理智能化，智能化不仅仅是能实现许多自动化的功能，更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化。总之，变电站实现综合自动化可以全面的提高变电站的技术水平和运行管理水平，使其能适应现代化大电力系统运营的需要。

1.3 变电站综合自动化的发展前景

在变电站综合自动化的探索和实践中，人们逐渐认识到一些共识性问题尚未解决。以下几个方向将会成为发展的主要考虑因素：①变电站综合自动化由功能分散向单位分散发展；②变电站综合自动化由集中控制向分布式网络发展；③从少功能向多功能发展；④向测量数据完全共享发展；⑤变电站综合自动化向规范化方向发展。

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第2章 变电站综合自动化系统的结构形式

2.1 变电站综合自动化系统的设计原则和要求

为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应满足以下要求：（1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。

（2）变电站微机保护的软、硬件设置既要与监控系统相互独立，又要相互协调。（3）微机保护装置应具有串行接口或现场总线接口，想计算机监控系统或者RTU提供保护动作信息或者保护定值等信息。

（4）变电站综合自动化系统的功能与配置，应满足无人值班的总体要求。（5）要有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议。

（6）必须保证综合自动化系统具有高的可靠性和强的抗干扰能了。（7）系统的可延展性和适应性要好。（8）系统的标准化程度和开放性能要好。

（9）必须充分利用数字通信的优势，现实数据共享。

（10）变电站综合自动化系统的研究与开发工作，必须统一规划，统一指挥。以上几条原则和要求也可作为设计综合自动化系统时参考。

2.2 变电站综合自动化系统的硬件结构 1.集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数字量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足： 前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能； 软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐；组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。

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图2.1 集中式系统结构图

2.分布式系统结构

分布串行方式实现数据通信，将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。其结构方便系统扩展和维护，局部故障不式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式，各功能模块如智能电子设备（Intelligent Electronic Device，IED）之间采用网络技术或影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。但目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。

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图2.2 分布式系统结构图

3.分散（层）分布式结构

分散（层）分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采集、控制单元(I/O单元)和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连，与监控主机通信。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：①现在的IED设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接线中仍是面向对象的；②利用了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成本低，运行维护方便；③系统装置及网络鲁棒性强，不依赖于通信网和主机，主机或1台IED设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性有保证。系统结构的特点是功能分散，管理集中。分散（层）分布有两层含义：其一，对于中低压电压等级，无论是I/O单元还是保护单元皆可安装在相应间隔的开关盘柜上，形成地理上的分散分布；其二，对于110kV及以上的电压等级，即使无法把间隔单元装在相应的开关柜上，也应集中组屏，在屏柜上明确区分相应间隔对应的单元，在物理结构上相对独立，以方便各间隔单元相应的操作和维护。

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图2.3 分散（层）分布式结构图

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第3章 变电站综合自动化信息的测量和采集

3.1 变电站综合自动化信息

变电站综合自动化系统要采集的信息类型多，数量大，既有变电运行方式的信息，也有电气设备运行方面的信息，还包括累积量和控制系统本身运行状态信息。这些信息大致可分为两类：第一类是与电网调度控制有关的信息，它包括常规的远动信息和上级监控或调度中心对变电站实现综合自动化提出的附加监控信息。这些信息在变电站测量采集后，由综合自动化系统向上级监控或者调度中心传送。第二类信息是为实现变电站综合自动化站内监控所使用的信息，由监控单元或自动装置测得的这些信息，用于变电站当地监视和控制。

这些信息包括有模拟量，开关量，脉冲量以及设备状态等。

1.模拟量信息

（1）联络线的有功功率、无功功率和有功电能。（2）线路和旁路的有功功率、无功功率和电流.（3）不同电压等级母线各段的线电压和相电压。（4）三绕组变压器三侧或高压、中压侧的有功功率、无功功率及电流；两绕组变压器两侧或高压侧的有功功率、无功功率及电流。（5）直流母线的电压。（6）所用变低压侧电压。（7）母线电流、分段电流、分支断路器电流。（8）出线的有功功率或电流。（9）并联补偿装置电流。（10）变压器上层油温等。

2.开关量信息

（1）变电站事故总信号。（2）线路母线旁路和分段断路器位置信号（3）变压器中性点接地隔离开关位置信号。（4）线路和旁联重合闸动作信号。（5）变压器的断路器位置信号。（6）线路和旁联保护动作信号。（7）枢纽母线保护动作信号。（8）重要隔离开关位置信号。（9）变压器内部故障综合信号。（10）断路器失灵保护动作信号。（11）有关过压、过负荷越限信号。（12）有载调压变压器分接头位置信号。（13）变压器保护动作总信号。（14）断路器事故跳闸总信号。（15）直流系统接地信号。（16）直流方式由遥控转为当地控制信号。（17）断路器闭锁信号等。

3.设备异常和故障预告信息

（1）有关控制回路断线总信号。（2）有关操作机构故障总信号。（3）变压器油温过高、绕

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组温度过高总信号。（4）轻瓦斯动作信号。（5）变压器或变压器调压装置油温过低总信号。（6）继电保护系统故障总信号。（7）距离保护闭锁信号。（8）高频保护闭锁信号。（9）消防报警信号。（10）大门打开信号。（11）站内UPS交流电源消失信号。（12）通信线路故障信号等。

变电站综合自动化系统采集的数字量主要指系统频率信号和电能脉冲信号，前者主要出现在保护和低周频负荷装置中，电能脉冲则用于远方对系统电能的计量。

3.2 变压器油温的测量和采集

为适应变电站无人值班管理运行模式要求，需要将变压器油温、变电站控制室温度等信号加以监视。因此，必须将这些温度进行测量并传送到监控中心。

测量温度常用的一次元件有热电阻、热电偶、热敏电阻等，他们都是将被测温度转化为以便测量的电气信号或者器件参数的大小。热电偶测温原理是热电效应，测温范围可达-50~1600℃，但通常用来测量300℃以上的高温。热电阻利用导体的电阻随温度变化的特征来测量温度，被广泛应用测量-200~500℃中、低温区的温度、热敏电阻利用半导体的电阻值随温度变化而显著变化的原理来测量温度，它的测温范围是-50~300℃之间。

作为温度测量的一次元件，热电阻仅将温度高低转化为电阻值的大小，只有测量出电阻值的大小才能推知温度的高低。在变电站综合自动化系统中，用热电阻测量的温度信号要传到变电站控制室或远方控制中心。所以应采用温度变送器，将温度变化引起的电阻值变化，变化为适用于各级转化的统一电信号。

1.热电阻测温电路

最常用的热电阻测温电路是电桥电路，如图3.1所示。R1、R2、R3是固定电阻，R4是不同零电位器，r1、r2、r3是导线电阻。

Rt通过r1、r2、r3与电桥相连接，r1、r2阻值相等，当温度变化时，r1、r2的变化量相同，由于r1、r2分别在不同的桥臂，不会产生测量误差，r3在电源回路，对测量的影响很小。当调整至满足电桥平衡时，则能直接由电桥检流计测的温度t的变化所导致的Rt的变化。

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图 3.1 热电阻测温常用电路

2.信号传送

当温度信号要进行传送时，需要采用与温度变送器相配合的测量方式，如图3.2所示。

图 3.2 变压器油温的变送原理

温度变送器的恒流电源输出一恒定电流，在热电阻上形成电压信号，大小与热电阻阻值成正比，测得该电压信号即可获得温度值。在温度变送器内，测量这个电压信号并变送为对应的直流电压输出。温度信号的测量远传，即将温度变送器的输出信号接到系统测控单元部分而实现。

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第4章 变电站综合自动化系统的通信技术

4.1 数据通信基础

4.1.1 数据通信的基本概念

在自动化变电站系统中数据通信主要任务有两个：一是完成自动化综合系统内部个子系统或者各种功能模块间的信息交换和实现信息共享；二是完成变电站与控制中心的的通信任务。通过信息交换，能够互相通信，实现信息共享从整体上提高自动化系统的安全性和经济性，从而提高整个网络的自动化水平。

4.1.2 数据通信系统的结构

数据通信系统的任务就是把信息以数据的形式从一处传送到另一处或多处。在数据通信系统中，终端设备和计算机之间需要通信媒介连接起来，这称为物理信道。连接方式有： ①点对点连接：如图4.1所示:

图4.1 点对点连接

终端与计算机间通过直接连接或者通过调制解调器用线路连接，可以是拨号线路，也可以是专线。在数据通信量比较大时该采用这种方式。

②多点式连接：为了提高物理信道的利用率，终端和计算机间的通信量不大时，可采用多点连接方式，即几个终端通过一条公用线路与计算机相连，该方式下，计算机作为主站，终端作为从站，有计算机来控制信息的接受和发送，终端不能随意发送信息。如图4.2所示：

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图4.2 多点式连接

③集中式连接：当终端要求与计算机进行通信时，为了节约信道，可以先将终端连接到多路复用器或集中器上，集中器与计算机相连。如图4.3所示：

图4.3 集中式连接

4.1.3 传输介质

①同轴电缆：中央都是一根铜线，外面包有绝缘层。

②双绞线：由两条导线按照一定的扭矩相互绞合在一起的、类似于电话线的的传输媒体。③光线：由许多细如发丝的橡胶或者玻璃纤维外加绝缘护套组成，光束在玻璃纤维内传输，防磁防电，传输稳定，适用于高速网络和骨干网。

④无线媒体：不使用电子或光学媒体大多数情况下是利用地球的大气作为数据的物理性通路。主要有无线电、微波、红外线三种。

4.2 数据交换技术

按照数据传送的实现手段划分，交换可分为电路交换、报文交换和分组交换三种基本技术。

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4.2.1 电路交换

数据交换是指在传送数据时，先在网络中建立一个从源节点到目标节点的专用通道，像打电话一样分为三个过程：①电路的建立。数据在传送以前，要先经过呼叫过程建立一条端对端的电路。②数据传输。电路建立以后数据就可以直接传输，可以看成有一条专用的电路。③电路拆除。数据传输结束以后，由一方发出拆除请求，然后将连接到对方的节点逐一拆除。

4.2.2 报文交换

采用电路交换方法时，如果终端间交换的数据具有随机性和突发性，则浪费信息容道和有效时间，而采用报文交换则不存在这个问题。

1.报文交换原理

报文交换的数据传输单位是报文，报文就是站点一次性要传送的数据块，其长度不限而且可以改变。报文交换的本质就是储存转发。当一个站要发送报文时，它将一个目的地址附加到报文上，网络节点根据报文上的目的地址信息，把报文发到下一个节点，每个节点在受到整个报文并检查无误后，就对这个报文进行暂存，然后利用路由信息找出下一个节点的地址，再继续把整个报文完整的传送给它。

2.报文交换的特点

相比较电路交换而言，报文交换有以下优点： ①电路利用率高。

②在报文交换的网络上，通信量大的时候仍然可以接收报文，不过传送延迟会增加。③报文交换系统可以吧一个报文发送到多个目的地，而电路交换网络很难做到这一点。④报文交换网络可以进行速度和代码的转换。

4.2.3 分组交换

分组交换是对报文交换的一种改进，它他将报文分成若干个分组，每个分组的长度有个上限，有限长度的分组使得每个节点所需的存储容量降低了，分组可以存储到内存中，提高了交换速度。

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以上三种数据交换技术，各有特点，其适用范围也各有不同：电路交换比较适用于一次传送的信息量大并且通信过程中实时性要求高的业务，报文交换在实际网络中没有被采用，分组交换适用于交互式通信，是计算机网络中使用最广泛的一种交换技术。

4.3 计算机网络基础知识 4.3.1 计算机网络的定义

计算机网络是指将地理位置不同、功能独立的多个计算机系统，利用通信设备和线路互联起来，以功能完善的网络软件实现网络中资源共享和信息交换的系统。计算机网络有以下三个部分组成：具有独立功能的多台计算机；通信设备和线路；功能完善的网络软件。其中网络软件是计算机网络组成的重要部分，主要包括网络协议和网络操作系统，具备了这些软件，节点之间、计算机之间才能通信，也才能实现资源共享。

4.3.2 网络拓扑结构

网络拓扑是指网络的几何形状，或者是它在物理上的连通性。网络拓扑结构主要有点对点、星形、总线、环形结构等。

（1）点对点结构：两台计算机通过专用传输线路直接连接，可以采用任何介质传输。（2）星形结构：星形结构特点是集中式控制。网络中各节点都是以中央节点为交换中心。（3）总线结构：总线结构中所有节点都经接口连到同一条总线上，不设中央控制装置，是一种分散式结构。

（4）环形结构：环形结构中的各节点通过有源接口连接在一条闭合的环形通信线路中，是点-点式结构。

（5）树形结构、网络结构及混合型结构：树形结构是总线型的延伸，它是一个分层分支的结构，优点是网络易于扩充，隔离故障较容易，但缺点是线路利用率不如总线型结构高，节点对根的依赖性大，若根发生故障，则全网不能正常工作。

4.3.3 网络的分类

根据网络的分布范围，可以将网络分为局域网、城域网和广域网。

（1）局域网：局域网的范围较小，比如在一个建筑物或者几个相邻的建筑物内，范围一般

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在几米到几千米。局域网往往使用专门铺设的通信介质，配置简便，速度高，误码率低。（2）城域网：其分布范围介于局域网和广域网之间，一般在十公里到几十公里范围。（3）广域网：广域网也成为远程网，其范围通常在几十公里到几千公里。广域网发展较早，一般采用租用专线将分布在不同区域的各个局域网连接，构成网络结构。

4.4 计算机局域网络

局域网LAN是计算机技术急剧发展的新领域，他是把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互联起来，并按照网络通信协议实现通信的系统。计算机局域网的组成：

1.局域网的技术特点

随着网络体系结构、协议标准研究的发展，局域网技术应用的范围越来越广泛，主要有以下特点：①安全性方面，局域网技术无论在理论上还是在软件和硬件上，都已经十分成熟可靠。

②技术方面，局域网具有较高的传输速度、低误码率的高质量数据传输环境。③由于局域网的标准化设计，系统配置组合相对灵活，允许人们方便的改变或者修改系统，而且系统设备具有十分丰富的软件支持。④开放性方面，局域网一般采用公用通信介质，都是按照国际规标准划组织的开放系统互联模型来设计，可以方便的将不同厂家的设备便连接起来，具有较好的兼容性。

2.局域网的传输方式

局域网中使用的传输方式有基带和宽带两种。基带常用于数字信号传输，常用的传输媒体有双绞线和同轴电缆。宽带常用于无线电频率范围内的模拟信号的传输，常用同轴电缆。

4.5 现场总线技术 4.5.1 现场总线概述

在计算机数据传输领域内，长期以来使用RS-232和CC1TTV.24通信标准，它们是低

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数据速率和点对点的数据传输标准，不能支持设备之间更高层的功能操作。随着经济与技术的发展，用户需要对生产系统实施更好的控制，就必须对生产过程中的信息更多、更好、更实时的进行采集。现场总线技术就是在这样的背景下产生的。现场总线控制系统具有以下特点：

①开放性与可互操作性。开放性意味着将打破大型厂家的垄断，给中小企业带来了公平竞争的机会。可互操作性实现控制产品的“即插即用”功能。②彻底的分散性。彻底的分散性意味着系统具有较高的可靠性和灵活性，系统很容易进行重组和扩建，且易于维护。③成本低。衡量一套控制系统的总体成本，不仅要考虑其造价，而且应该考虑系统从安装调试到运行维护整个生命周期内的总投入。

现场总线是安装在制造或过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行、多点通信的数据总线。

现场总线可采用多种途径传输数字信号，如普通电缆、双绞线、光导纤维、红外线、电力传输线等。现场总线既是通信网络也是自控系统，现场总线所传送的是连通、关断电源，开关阀门的指令与数据，直接关系到处于运行操作过程之中的设备、人身和安全，因此要求信号在粉尘、噪声、电磁干扰等较为恶劣的环境下能够准确、及时到位。现场总线通过网络信号的传送联络，可由单个节点、也可由多个网络节点共同完成所要求的自动化功能，是一种由网络集成的自动化系统。

现场总线技术的分类按照传送的数据宽度分为：①数据宽度为位的称为传感器总线。②数据宽度为字节的称为设备总线。③数据宽度为块的称为现场总线。

按照应用的领域划分为：①数字控制用现场总线。②机器人用现场总线。③物料经营控制用现场总线。④批量过程控制用现场总线。

4.5.2 现场总线通信协议模型

（1）现场总线模型。2000年国际电工委员会宣布的IEC61158现场总线标准中包括的八种现场总线，采用了完全不同的通信协议，为了满足实时性和低造价性的要求，针对现场总线承担的任务，现场总线通信模型一般都在OSI参考模型的基础上进行了不同程度的简化。IEC

TC65和ISA SP50都是负责制定现场总线的国际标准。参考模型如图4.4所示：（2）现场总线应用层为用户提供保存现场总线通信环境的手段，定义允许进程间相互通信的协议。

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（3）现场总线应用层通用模型可用图4.5示意表示。现场总线通信装置由数据终端设备（DTE）数据端连接设备（DCE）组成。现场总线的物理层包含了媒体相关子层与媒体无关子层两部分。从图中看出DTE包含了物理层的一部分，而DCE还包含了物理层的另一部分，既媒体相关子层。物理层不包含传输介质本身，但关系到不同传输介质的支持。

图4.4 IEC/ISA

图4.5 物理层应用模型

（4）现场总线数据链路层（DLL）。现场总线数据链路层位于物理层和应用层之间，DLL一般可分为逻辑链路控制子层（LLC）和介质访问控制子层（MAC）两部分。LLC从其上层取得数据后，构造成帧，完成通信链路的建立、拆除及差错、流量控制等。而MAC完成网络存取控制。现场总线的总线拓扑是所有节点共享一条传输线路，环形拓扑也是多个节点共享环路，这就存在同一时间几个设备同时争用传输线路的问题。为了避免发生通信的碰撞的冲突，DLL采用了介质存取控制方式来管理通信，这是MAC子层的功能。现场总线中采用的介质存取控制方式主要有CSMA/CD方式和令牌方式两类。

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第5章 变电站综合自动化系统的运行、维护及调试 5.1 变电站综合自动化系统的人机联系与操作

变电站综合自动化系统具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行情况，并进行必要的控制操作，人机联系的主要内容包括如下：

（1）显示画面与数据。（2）人工控制操作。（3）输入数据。（4）诊断与维护。

当有人值班时，人机联系功能在当地控制系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和鼠标或键盘进行操作；当无人值班时，在监控中心的主机或工作站上进行。

与变电站综合自动化系统相应，人机界面也分为两个部分：一部分为现场测控或保护装置屏的人机界面；另一部分为后台机的人机界面。

5.1.1 测控和保护装置的人机界面 1.键盘

键盘用于传递用户命令至测控和保护装置的任务。按人机交互系统对其不同的相应过程可将键盘分为数字输入、移动选择、确认、取消、命令键等五类。

2.液晶屏幕

液晶屏幕在测控和保护装置人机交互系统中担任着传递测控和保护装置信息至用户的任务。液晶屏幕信息的显示采用了分层菜单结构，菜单结构建立在“页面”的基础上，液晶上显示的平面由静态文本和动态数据两部分组成。静态文本包括说明性的文字及提示信息等，由汉字和字符组成，在人机交互软件中用字符串来表示；动态数据指事实刷新的数值或可由用户修改的信息，在人机交互软件中用数值变量来表示。

3.人机界面操作

测控和保护装置的人机界面包括LED指示灯、LCD指示屏、键盘和打印机。

①人机界面及其操作

键盘与液晶屏相配合可进行选择命令菜单和修改保护定值等操作。微机保护的键盘多数已被简化为7-9个键：+、-、→、←、↑、↓、RST(复位)、SET（确认）、Q（取消）。

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②保护菜单的使用

利用菜单可以查询保护定值、开关量的动作情况、各CPU的交流采样值、相角、相序、时钟、CRC循环冗余码自检。修改定值时，首先使人机接口插件进入修改状态，即将允许修改开关打在修改位置，并进入调试阶段，再将各保护CPU插件的运行/调试小开关打到调试位，然后在菜单中选择要修改的CPU进入子菜单，显示保护CPU的整定值。定值的拷贝，在多定值区修改时，先从原始定值区进入调试状态，再将定值小拨轮拨到所需定值区，并进行定值修改、固化。这样，要修改的全部内容只需进行某些内容的修改即可，可节省修改定值的时间。

5.1.2 后台机的人机界面 1.后台机人机界面布局

监控后台机是运行及其他相关部门人员对变电站设备进行监控、操作的主要工具。而其人机对话界面则是运行人员和监控系统实现互动的最基本的和最重要的手段。①主界面和分界面的布局问题

根据各监控界面的功能不同，可采用分层布局将主接线图、各电压等级线路图、光字牌图、监控系统工况、变电站日常报表、监控数据检索等做成按钮并列布置在主界面上，各按钮对应相应主界面。②光字牌布局及设计问题

在光字牌布局上，可以按不同电压等级、公共部分进行分类。在光字牌内容上，对于二次设备应该有反应保护工作状态、保护动作状态、保护电源状态等的光字牌；一次设备应该有反应设备工作状态的光字牌。③操作界面的设计问题

界面设计操作应注意几点。操作界面中有关设备机器运行状态应清晰可靠，并显示相关运行编码，大小适于操作。各操作界面应设计统一的线条，断路器、隔离开关的比例应合适。操作菜单应可靠定位，菜单内容应符合现场运行实际情况，并且简洁明了。操作菜单各项内容排列不宜过分紧密。在操作界面中应可以进行实时操作界面和模拟操作界面的快速切换。

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2.后台机操作界面

操作界面包括SCADA操作界面和事故追忆操作界面。

SCADA操作界面图形中的断路器、隔离开关界面及操作如下： ①遥控分/合。对于可以遥控的断路器或隔离开关可进行遥控操作。②接地选线试跳。相册控装置发送接地选线试跳信号。

③遥信封锁/封锁解除。一旦断路器或隔离开关对应的位置遥信被封锁，该断路器或隔离开关将根据定义时指定的颜色名改变为相应的封锁颜色。颜色类型表中的颜色设置可通过数据库组态程序进行修改。解除断路器或隔离开关对应的位置遥信封锁状态，该遥信量开始接受正常数据刷新，设备颜色改为正常的颜色。

SCADA操作界面中动态数据界面及操作如下：

①人工设置。弹出“人工设置”对话框，输入封锁值并确认，则动态数据的数值改变，并且颜色也变为颜色类型表中设定的遥测人工设置的颜色。

②解除封锁。解除该动态数据封锁状态，该动态数据开始接受正常数据刷新，并且颜色改变为正常的颜色。

③今日曲线。自动调出曲线工具并显示出该动态数据的今日曲线。只有在该动态数据对应的数据测点被加入到定值采样表中时才会使今日曲线可用。SCADA操作界面中变压器界面及其操作如下： ①遥调升。使变压器档位上升一档。②遥调降。使变压器档位下降一档。

③急停。当变压器发生滑档时，使变压器停止调档动作。

④设置标志牌。可以选择挂上或拆除“接地”、“检修”、“危险”、“故障”等四种标志牌。挂上标志牌则在相应标志牌位置显示一个“√”，否则为拆除标牌。

SCADA操作界面图形中其他区域界面及操作如下：

①图形选择。与主菜单的文件打开菜单相似，只是“图形选择”是在同一窗口中用新画面替换当前打开页面，而“文件打开”则新开一个画面窗口。

②导航图。弹出“导航图”窗口。如果画面非常大而不能完全显示，通过导航图可以方便的实现画面漫游。

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③放大/缩小。没单击一次，画面的放大或缩小倍数便增加或减少0.1。

④无级缩放。画面进入无级缩放状态，鼠标光标变为一个带加减号的放大镜，按鼠标左键，向上移动为缩小图形，向下移动为放大图形。按下鼠标右键则为退出无级缩放状态。事故追忆操作界面如下：弹出“选择事故”对话框。双击其中一个事故，画面将会放映出该事故发生时的历史断面，同时显示工具条，点击工具栏的“上一步”或“下一步”按钮，则画面按历史时间分别向前或向后一定的时间间隔显示。

5.2 变电站综合自动化系统运行与维护 5.2.1 日常运行维护 1.建立完善的运行巡检制度

建立严格的运行管理体制，责任到人，并配备专职技术员，对设备进行定期巡检，内容如下：

①巡检运行中的设备和各种信号灯的工况。

②检查运行设备自检信息和报告信息，如有不正常应及时报告主管人员进行处理。③监察正常运行显示，始终；检查零漂，检验各电压、电流通道刻度和测量误差；检查定值区、固化定制是否与定值通知单一致；检查遥信动作情况，与调度核对数据量和状态量；对设备进行采样值检查。④检查监控机和五防机。

⑤检查通信系统工作是否正常，如微机保护CPU与管理单元通信是否正常；前置机与后台机通信是否正常；检查遥测、要信、遥控、遥调是否正常等。⑥检查各设备电源指示灯及其工作电源是否正常。⑦检查设备的连接片切除手柄是否在正确位置。

⑧对不间断电源进行自动切换检查，对UPS电源放电时间进行合格测试。

2.缺陷管理

建立缺陷管理制度和缺陷处理记录，值班人员通过每日巡视设备及时发现问题，通知相关人员及时处理。平时进行运行分析、事故预想与反事故演习，使事故和缺陷处理准确

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迅速。3.其他

针对不同的现场情况，对设备采取防尘、驱潮、防寒、防雷等措施。

5.2.2 远程维护

由于变电站中央信号系统功能由当地监控系统来取代，因此对于当地监控系统软件及参数的日常维护与管理，是其能够安全稳定运行的重要保证。

由于变电运行人员的计算机熟悉程度和操作技能的差异，对当地监控系统软件使用过程中的一些问题无从下手，客观上需要专业人员通过与安防监控软件实施院方诊断和在线技术支持，以便迅速处理问题。因此，对自动化综合系统实时在线远程维护势在必行。

在被控站后台监控软件运行异常情况下，对被控站后台监控软件异常运行状况进行准确定位。对被控站后台监控软件发生程序“走死”情况时，进行远方软、硬件重新启动。被控站后台监控软件运行出错时，通过主站数据验证机及时接收远程维护主机传来的被控站当地系统资料并进行仿真运行，验证结果正确后将其下载至被控站当地系统运行。被控站后台监控软件崩溃时，将主站端数据备份机相应远程备份程序恢复至被控站当地系统，保证综合自动化变电站当地监控系统可靠运行。

5.2.3 技术管理

综合自动化系统投运时，应具备完整的技术文件，运行资料由专人管理，并保证齐全准确，对系统运行情况进行综合分析和评价，对不正确的动作应分析原因，提出改进对错，并及时报主管部门；微机继电保护装置型号不宜过多，对其检验应规范、标准，装置要有备品备件，要有专责维护人员，建立完善的岗位责任制。

5.2.4 综合自动化系统的注意事项

(1)使用每一样新设备前要求详细的阅读其说明书，清楚的了解工作原理及工作性能，确认无问题后再投入使用。

（2）变电站整个接地系统应可靠遵循电力系统运行要求。

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（3）对腐蚀性气体浓度较大的环境中，应将二次设备与腐蚀性气体可靠地进行隔离。（4）在温差较大及湿度较大的环境中应做好温度和湿度控制，以适应设备的正常运行。（5）设备精度适中的多功能测试仪表，以便在调试和维护过程中方便的测试二次设备的输入电压、电流、功率、相角、TA的极性和相序、TV的极性和相序等。

（6）在变电站辅助设备的订购中，若采用通信方式与主控设备连接，则需考虑通信违约问题。对于电能表要求采用全国电能表统一标准规约。

（7）若无特殊说明所有的通信系统间的连线及弱信号远传均要求采用双芯或多芯屏蔽电缆，以免影响测量的精度，系统数据的正常传输以及控制命令的正常下发。（8）替换硬件法检查运行硬件故障时，要求： ①必须对相应线路采取有效的安全措施。②必须严格按照规定步骤操作。

（9）带插件的芯片要可靠安装，防止接触不良引起插件工作不正常。（10）断开直流电源后才允许插、拔插件。（11）芯片的插、拔应注意方向。

（12）如元件损坏等原因需使用烙铁时，应使用内热式带接地线的烙铁。（13）打印机在通电情况下，不能强行转动走纸旋钮。

5.2.5 维护要领 1.正常分析判断异常问题

变电站综合自动化系统是一项涉及多种专业技术的复杂性系统工程，而且是高技术设备的组合。一旦自动化系统发生了问题，就必须做到：①思路清晰。什么信息反映什么问题，一定要熟悉。②找到关键点缩小故障范围。③针对以上判断的故障范围进一步查找故障点。分析判断自动化系统的几种分析方法如下：①系统分析法。也就是一种逻辑推断法。根据系统发生的故障现象可判断哪些设备发生什么样的故障。②排除法。从各个部分之间的联系点分析，缩小故障范围，快速准确的判断究竟是自动化设备还是相关的其他设备故障。排除法不能绝对化，因为事情也可能存在“此”与“彼”同时发生，需要更多积累经验。③电源检查法。运行一段时间后系统进入稳定期，设备本身发生故障的情况会比较少，但往往又产生了故障设备故障，遇到这种情况，首先检查电源电压是否正常，如有接触不

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良等会造成工作电源不正常。④信号追踪法。自动化系统是靠数据通信来完成其功能的，而数据通信可以借助设备检测出来，因此可以借助这些工具追踪信号或测量各节点与正常是否一致，判断出故障点。⑤换件法。遇到故障并已经找到故障设备时，而这些设备一般很复杂，如有备用可以先直接换用，先恢复系统正常运行，然后再设法恢复故障设备。

2.做好运行维护基础工作

基础工作是搞好维护与检修的前提，它的主要内容包括规章制度，信息管理及标准化、额定、计量、统计工作等。

3.做好技术培训工作

对于一般检修人员来说，必须具备最基本的“三熟”与“三能”。“三熟”既熟悉设备的系统和基本原理：熟悉检修的工艺、质量和运行知识；熟悉本岗位的规章制度；“三能”既能熟练地进行本工种的修理工作和排除故障；能看懂图纸和绘制简单的加工图；能掌握一般的钳工手艺和常用材料性能。犹豫自动化系统涉及范围广阔，需要对运行及技术人员进行知识更新和培训的教育，逐步提高运行维护人员的业务技术水平。

5.3 变电站综合自动化系统的调试 1.调试目的、内容

综合自动化装置调试的目的是检验其功能、特性等是否达到设计的有关规定的要求。检验综合自动化装置之间的连接以及装置和变电二次设备及回路间的连接是否正确，是否达到了设计及有关规定的要求；通过现场的模拟工作检验整套装置的动作是否正确无误。

综合自动化装置的检测、调试主要有两个方面的工作：一个是远动方面的三遥项目为主的基本功能及相关检验和调试，另一个是以继电保护及自动装置为主的检验调试。

综合自动化装置调试的内容一般有下面六个内容：①关于模拟量的标准性能的检验。②RTU装置或微机监控装置的功能与特性的检验。③综合自动化装置与现场一、二次设备连接后进行的变电站自动化系统的联调。④保护装置的功能与特性的检验。⑤站内保护、测控、RTU、小电流、消弧线圈、直流屏、电能表等装置的违约通信。⑥后台监控系统的检验与调试。

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2.调试前准备工作

由于装置的集成方式不太相同，一般以厂商为主、安装单位配合进行装置的现场安装调试，在系统功能检测之前，通常应完成如下工作：①隔离层测控单元的检查测试。②当地监控系统的硬、软件配置与参数组态。③站内继电保护和自动装置的检查测试。④站内其他智能装置的通信检查测试。

3.综合自动化装置的功能调试

综合自动化装置的功能调试主要有以下几项测试：①遥信量（开入量）输入测试。②遥控测试。③脉冲量输入测试。④遥测模拟量试验。⑤事件顺序记录分辨率的测试。⑥键盘遥控操作。⑦系统安全措施检查。⑧自检与自诊断功能检查。⑨系统远传通信功能。

4.综合自动化系统的现场调试

工程调试就是要结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电站的试运行条件，试运行时检查保护装置、后台、远动信息是否正确。综合自动化系统的现场调试主要有以下几点：①开关控制回路的调试。②断路器本身信号和操动机构信号在后台机上的反应。③开关量状态在后台机上的反应。④主变压器本体信号的检查。⑤二次交流部分的检查。⑥直流系统保护功能的调试。⑦监控部分功能的调试。⑧差动保护极性校验。⑨方向保护的方向校验。⑩后台机显示检查。

第6章 提高综合自动化系统可靠性的措施 6.1 综合自动化可靠性概述

变电站综合自动化系统是高技术在变电站的应用，目前工作在变电站第一线的技术人员与运行人员，对综合自动化系统的技术和系统结构还不是很了解。另一方面，变电站综合自动化系统内部各个子系统都为低电平的弱电系统，但它们的工作环境是在电磁干扰极其严重的弱电场所，在那么强的电磁干扰下很容易无法正常工作，甚至损坏元器件。因此综合自动化系统的可靠性是个很重要的问题，也是变电站综合自动化系统的基本要求之一。

所谓可靠性，是指综合自动化系统内部各子系统的部件、元器件在规定条件下、规定

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时间内完成规定功能的能力。如微机保护子系统的可靠性主要指不误动、不拒动；远动子系统的可靠性通常用平均无故障间隔时间来表示。

变电站综合自动化系统内部各个子系统都为低电平的弱电系统，工作环境恶劣，电磁干扰严重。这些干扰频率高幅度大，通过电磁耦合很容易顺利的进入微机弱电系统的内部。另外，这些干扰信号的持续时间较短。由于微机装置在其内部的时钟控制下高速运作，不能用简单的延时电路来躲过干扰信号，当干扰信号进入微机装置内部后，不仅对模拟电压和电流采样数据的准确性有影响，而且还将毁坏装置中的一些元器件。鉴于综合自动化系统在运行中因出现干扰信号所带来的问题，目前在提高可靠性的措施方面，提出三种对策：减少故障和错误出现几率、利用微型机系统的自动检测技术和采用容错设计方式。

选用高质量的元器件、合理的制造工艺和采用屏蔽和隔离技术，可以从装置的设计和元器件的选择上，减少装置故障和错误出现的概率；自动检测技术是利用微型计算机在工作程序执行结束后的闲余时间，实时监测微型计算机中有关硬件设备的运行工况，当有关硬件设备出现故障时，会自动闭锁装置，防止装置误动作，并报警通知运行值班人员及早检修、尽快恢复装置的在线运行；容错设计则是利用冗余的设备在线运行，保证装置不间断的在线运行。

6.2 干扰来源和干扰的影响

变电站内高压电器设备的操作，低压交流、直流回路内电气设备的操作，雷电引起的浪涌电压，电气设备周围的静电场，电磁波辐射和输电线路故障所产生的瞬间过程等，都会产生电磁干扰。这些干扰进入变电站内的综合自动化系统或其他电子设备，就可能引起自动化系统工作不正常，甚至损坏某些部件或元器件。

经分析电磁干扰形成的途径为：干扰源-耦合通道-敏感回路，所以干扰源、耦合通道和敏感回路称为电磁干扰的三个要素。

所谓干扰源，就是指微机装置的工作信号中，除去有用信号之外、可能影响装置正常工作的的一些电磁信号。干扰信号来源于干扰源，通过电磁耦合通道作用于微型机内部某些敏感的回路。所以，提高微型机装置抗干扰能力应该从阻塞耦合通道、提高敏感回路的抗干扰能力及合理设计泄放回路等几个方面来着手解决。

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6.2.1 干扰源

干扰信号来自于干扰源。与电力系统相关的电磁干扰源有外部干扰和内部干扰两方面。外部干扰源是指与变电站综合自动化系统的结构无关，而是由使用条件和外部环境因素决定的干扰源。外部干扰源主要有交、直流回路开关操作、扰动性负荷短路故障、大气过电压、静电、无线电干扰和核电磁脉冲等，主要表现如下三类：①变电站设备的交流电源与直流电源受低频振动扰动。②传导瞬变和高频干扰。③场的干扰。内部干扰由自动化系统结构、元件布置和生产工艺所决定。主要有杂散电感、电容引起的不同信号感应；多点接地造成的电位差干扰；长线传输造成的波德反射；寄生振荡和尖峰信号引起的干扰等。不论是内部还是外部干扰，都具有相同的物理特性，所以消除和抑制的措施基本相同。

6.2.2 干扰信号的模式

干扰信号按其出现的方式，可分为两种模式---差模干扰和共模干扰。差模干扰对微机装置的正常运行影响不大，而共模干扰则危害较大。

1.差模干扰

以串联的形式出现在信号源回路之中的干扰信号称为差模干扰。差模干扰的产生来自于长线传输导线之间的互感和分布电容间的相互耦合以及高频电路中的高频信号在低频电路中通过互感产生的干扰等。

2.共模干扰

引起回路的对地电位发生变化的干扰称为共模干扰。而且共模干扰信号可能是交流信号，也可能是直流信号。它是使微型机装置无法正常工作的重要因素。

6.2.3 干扰的耦合方式 1.静电耦合方式

在两条输电导线中会存在电容耦合关系，两条导线会因为耦合电容的存在相互给对方产生干扰信号，而且耦合电容数值越大或导线工作电源的频率越高，会给对方产生的干扰就越严重。所以减少每条导线的对地电容，在一定程度上对来自相邻电路的干扰有一定的

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抑制作用。

2.互感耦合方式

导线受相邻线路的互感耦合产生的电磁干扰信号取决于两个因素：①互感数值的大小的影响，互感越大，干扰越强；②相邻线路工作电源的频率的影响，某线路工作电源的频率越高，则对相邻线路的干扰就越严重。所以，减小导线间互感是消除互感耦合的主要途径。

3.公共阻抗耦合

当两个电路的电流经过一个公共阻抗时，将在每一个电路中出现公共阻抗耦合干扰。常见有公共电源阻抗耦合和公共地线阻抗耦合。公共电源阻抗耦合，将改变每个线路的电路参数，影响电路的正常工作；公共接地耦合是指两个电路经过导线连接只用一个接地点，在接地阻抗上产生了干扰信号，改变了装置的对地电压。

6.2.4 干扰对变电站综合自动化系统的影响 1.电源回路干扰的后果

工作在变电站的综合自动化系统，其计算机的电源往往分为如下两类供电：①交流电源供电。监控主机系统和通信管理机，往往采用交流220V电源，取自站用变压器。电网的冲击和电压、频率的波动都将直接影响到计算机。②直流电源供电。微机保护各子系统，往往采用直流220V电源，取自变电站的直流屏，其受电网波动的影响比交流电源要小得多。

不论采用交流电源供电还是直流电源供电，电源与干扰源之间的直接耦合通道都相对较多，而且电源线直接连至各部分，包括最关键的CPU。计算机电源受干扰，往往会造成计算机工作不稳定，甚至死机。

2.模拟量输入通道受干扰的后果

电磁干扰的后果可能是从TA或TV的二次引线引入浪涌电压，造成采样数据错误。

3.开关量输入、输出通道受干扰的后果

处在强电磁场中的开关设备，其辅助触点通过长线引致开关量输入回路，必然带来干

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扰信号，干扰的结果，常见的有断路器或者隔离开关的辅助触点抖动，甚至造成分、合位置判断错误。开关量的输出通道由计算机的输出至断路器的跳、合闸出口回路，除了易受外界引入的浪涌电压干扰外，自动装置内部，微机上电过程也容易产生干扰信号，导致误动。

4.CPU和数字电路受干扰的后果

电磁干扰影响CPU正常工作，会在通过地址线发出一个地址信号时产生错误，导致取令错误。也可能在传送数据时造成数据错误、逻辑紊乱，甚至造成死机。计算机随机存储器RAM是存放中间计算结果、输入输出数据和重要标志的地方，在强电磁干扰下，可能会使RAM中部分数据或标志错误，引起的后果也是很严重的。如果EPROM受干扰，会导致程序或定值遭破坏，将导致相应的自动装置无法工作。

6.3 抗干扰措施

实际中，解决抗干扰问题的方法从两个方面考虑：第一在设计综合自动化装置时，选用优质的微型机芯片和其他半导体元件，设计合理的线路布局和制造工艺，切断各种电磁耦合的途径，从而尽可能的减少扰动对综合自动化系统的影响；第二，干扰信号具有很强的随机性，还应考虑一旦干扰信号在自动化系统内部出现后，可能带来的问题问题和应采取的应策。

变电站综合自动化系统通常在硬件和软件方面应采取如下防范措施。

6.3.1 硬件方面

（1）隔离与屏蔽。在变电站综合自动化系统中，行之有效的隔离、屏蔽措施有以下几种：①模拟量的隔离与屏蔽。变电站中的模拟量大多来自一次系统中的电压互感器和电流互感器，它们均处于强电回路中，不能直接接入至综合自动化系统，必须经过设置在自动化系统各种交流回路中的隔离变压器隔离。这些隔离变压器一次、二次之间有必须有隔离层，而且屏蔽层必须安全接地，才能达到良好的屏蔽效果。②开关量输入、输出的隔离。开关量的输入主要是断路器、隔离开关的辅助触点和主变压器分接头位置等。开关量的输出，大多数也是对断路器、隔离开关和主变压器的分接头的控制。这些开关都处于强电回路中，30

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通过光电耦合隔离或继电器触点隔离，才会取得较好结果。③其他隔离措施。二次侧回路布线时，应考虑隔离，尽量减少耦合。

（2）微机采用逆变电源。微机用电源由蓄电池直流220V逆变成高频电压后经高频变压器隔离，再变换成弱电直流电压供微机系统使用，这样可以削弱由电源回路引入的干扰。（3）合理布置各个插件。为防止剩余电压的浪涌引起的恶果，在整个电路的布局上应合理，使微机工作的核心部分远离干扰源或干扰有关的部件。

（4）电源的接地处理。采用上面的防范措施后，干扰可能进入弱电系统的途径主要是通过微机的电源，一方面是因为电源与干扰源之间的联系相对来说更紧密；另一方面也因为电源之间连至各个部分，包括CPU部分。电源线传递的共模干扰是作用在弱电源线和机壳之间的干扰，弱电电源线传递共模干扰的方式与其零线是否与机壳相连有关。实际中，电源零线采用浮空的方式，即不与机壳相连，并尽量减少电源线与机壳之间的分布电容，同时减少微机弱电回路中非电源线的其他部分玉机壳之间的分布电容，为此将印刷板周围都用电源零线或+5V线环闭起来，这样可以完全隔断电源板上其他部分同机壳之间的耦合，此时在干扰作用下微机电源线与机壳之间的电位将浮动，弱电系统中其他部分的电位将随同电源线一起浮动，而他们之间的电位差不变。实践证明在，这种方法有效。

（5）采用多CPU结构。采用多CPU结构，每个CPU负责一种或几种功能，相互独立，如果一个CPU插件毁坏不会影响其他CPU的正常工作。采用了多CPU之后，出了CPU自检外，上位机还可以对各CPU进行巡检，任何部位电子器件故障，都能方便的检测出故障所在的插件。

6.3.2 软件方面

一旦干扰突破了由硬件组成的防线，可由软件进行纠正，以免造成微机工作出错，导致保护误动或拒动。

（1）对输入数据进行检查。对各模拟量输入通道，只要提供一定的冗余通道，即使由于干扰造成错误的数据输入，也有可能被计算机排除。

（2）对运行结果进行核对。为了防止干扰造成的运算出错，可以将整个运算进行两次，对运算结果进行核对，比较两次运算结果是否一致。

（3）出口的闭锁。前面提到的程序出错后绝大多数的可能是CPU停止工作，但是不能避免它在出轨后取得一个非预期的操作码正好是跳闸指令而导致误动作。这种情况可用以下

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措施来防止：①在设计出口跳闸回路的硬件时，应当使该回路执行几条指令后才输出，不允许一条指令就出口。②采取上述措施后，仍不能绝对避免在程序出错后错误的转移到跳闸入口而误动作，因此可以把跳闸程序安排成如图6.1所示的程序。在构成跳闸条件的指令中插入一段校对程序，它检查RAM区存放的各种标志。保护装置通过各种正当途径进入跳闸程序时应在这些标志字留下相应的标志，例如启动元件动作，测量元件判为区内故障等，若校对通过继续执行跳闸命令二，发出跳闸脉冲。若校对未通过，CPU将转至重新初始化，从程序出错状态恢复正常运行。

图6.1 跳闸出口的闭锁

6.3.3 硬件自恢复电路

一旦在干扰下程序出错，一般的软件措施都无济于事，因为CPU已不再按预定的程序工作，必须在硬件方面找对策，图6.2为硬件自恢复电路，它在程序出错时使微机复位，实现初始化。

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图6.2

硬件自恢复电路

图中A点接至微机并行口的某一输出位，当程序出错时，由软件安排其按移动的周期在“0”和“1”之间不断变化。A点分两路，一路经反相器；另一路不经反相器，分别接至两个延时t1动作瞬间返回的延时元件，延时元件输出接至或门的两个输入端。延时t1应比A点电位的变化周期长，因此在正常时两个延时元件都不会动作，或门输出为“0”。此时运行人员还可以看到面板上的运行监视灯不断闪烁，标志装置在正常运行。一旦程序出错，A点电位将停止变化，不论它停在“1”态还是停在“0”态，两个延时元件中总有一个正常工作。它通过或门启动单稳电路，发出一个脉冲，使CPU重新初始化（RESET），恢复正常工作。这个电路不仅可以用于对付程序出轨，还可用于在装置主要元件(如CPU)损坏而停止工作时发出告警信号。若单稳电路发出的复位脉冲已不能使A点电位恢复原来的变化规律，则经过t2（t2＞t1）延时后，发出告警信号并关闭所保护。

如果在系统无事故时发生程序出错，装置会自动恢复正常，没有任何危害。在被保护对象发生内部故障时出现程序出错，利用这种电路可以很快使CPU恢复工作，只会使保护延迟动作，而不至于造成拒动。

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结束语

内容主要介绍了变电站综合自动化系统的功能、结构组成，在变电站自动化系统内各子系统介绍时讲述了它们之间的内部联系以及调试维护方法，同时还详细说明了变电站系统出现各种干扰时的应对策略。可以清楚地发现变电站综合自动化系统相比以前的变电站是一个巨大的技术进步，很大程度上减轻了变电站工作人员的劳动强度，为变电站实现无人值班提供了可靠地技术条件，同时增加了变电站运行的安全性、可靠性、经济性。

变电站综合自动化系统是各种先进技术的结合体，有着无比的优越性，在各种先进技术进步的过程中，变电站综合自动化也跟随着完善。相信在电力系统深入改造和完善的今天，变电站综合自动化系统的研究将为电力行业的发展提供重要的技术支持，也必将为社会的发展做出更多贡献。

变电站综合自动化包含的技术复杂，文章所讲述的为自己所了解的一些情况，难免有很多不足，相信在以后的学习中，我希望更加深入的了解变电站综合自动化系统，对变电站综合自动化做出更加深刻的理解与认识。

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参考文献

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第三篇：变电站综合自动化系统的研究

变电站综合自动化系统的研究

学生姓名：郑艳钊

课程名称：变电站综合自动化 所在院系：电气与信息学院 所学专业：电气工程及其自动化 所在班级：电气1404 学 号：A19140098

东北农业大学 2016年11月

摘 要

本次毕业论文通过对变电站自动化的概念和发展趋势，以及变电站综合自动化系统研究的意义和国内外现在发展的状况的论述，探讨了变电站综合自动化系统的功能，结构，保护配置，并且进一步讨论了微机保护硬件的结构和特点。通过对变电站综合自动化系统通信方面的研究，介绍了当前各种总线方式和最新的通信技术，将各种通信方式进行了详细的说明，并将他们的优缺点进行了详细的分析，比较了各种方式的性价比。并且对此前景进行了简介。最后将变电站综合自动化系统的继电保护和综自设备的设置进行了详细的介绍。

变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。为了提高变电站安全稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务，变电站综合自动化技术开始兴起并得到广泛应用。

变电站综合自动化是将变电站的二次设备应用计算机技术和现代通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调，以及与调度通信等综合性的自动化系统。实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段。计算机技术、信息技术和网络技术的迅速发展，带动了变电站综合自动化技术的进步。近年来，随着数字化电气量测系统、智能电气设备以及相关通信技术的发展，变电站综合自动化系统正朝着数字化方向迈进。

关键词：变电站综合自动化，微机保护，继电保护，系统配置，实时数据

一、变电站综合自动化系统的基本功能体现在下变电站综合自动化系统的主要功能 述6个子系统的功能中： 1监控子系统;2继电保护子系统;3电压、无功综合控制子系统;4电力系统的低频减负荷控制子系统;5备用电源自投控制子系统;6通信子系统。

二、传统变电站自动化系统 1.系统结构

目前国内外变电站综合自动化系统的结构，从设计思想分类有以下三种： 集中式

采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行处理运算，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。其特点是：对计算机性能要求较高，可扩性、可维护性差，适用于中、小型变电站。

分布式

按变电站被监控对象或系统功能划分，多个CPU并行工作，各CPU之间采用网络技术或串行方式实现数据通信。分布式系统扩展和维护方便，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以集中组屏或分屏组屏。

分散分布式

间隔层中各数据采集、控制单元和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他设备附近，各个单元之间相互独立，仅通过通信网互联，并同变电站级测控主单元通信。能在间隔层完成的功能不依赖于通信网，如保护功能。通信网通常是光纤或双绞线，最大限度地压缩 二次设备和二次电缆，节省了工程建设投资。安装既可以分散安装于各间隔，也可以在控制室中集中组屏或分层组屏，还可以一部分在控制室中，另一部分分散在开关柜上。

2.存在的问题

变电站综合自动化系统取得了良好的应用效果参1，但也有不足之处，主要体现在：1一次和二次之间的信息交互还是延续传统的电缆接线模式，成本高，施工、维护不便;2二次的数据采集部分大量重复，浪费资源;3信息标准化不够，信息共享度低，多套系统并存，设备之间、设备与系统之间互联互通困难，形成信息孤岛，信息难以被综合应用;4发生事故时，会出现大量的事件告警信息，缺乏有效的过滤机制，干扰值班运行人员对故障的正确判断。

三、数字化变电站 数字化变电站是变电站自动化发展的下一个阶段，《国家电网公司“十一五”科技发展规划》已明确提出在“十一五”期间要研究数字化变电站并建设示范站，且目前已有数字化变电站建成并投入运行，如福州会展变110千伏数字化变电站。

1.数字化变电站的概念

数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。

数字化变电站有以下主要特点： 一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。运行管理系统自动化

应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

2.数字化变电站的主要技术特征 数据采集数字化

数字化变电站的主要标志是采用数字化电气量测系统采集电流、电压等电气量，实现了一、二次系统在电气上的有效隔离，增大了电气量的动态测量范围并提高了测量精度，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。

系统分层分布化

变电站自动化系统的发展经历了从集中式向分布式的转变，第二代分层分布式变电站自动化系统大多采用成熟的网络通信技术和开放式互连规约，能够更完整地记录设备信息并显著地提高系统的响应速度。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上根据IEC61850通信标准定义，可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”三个层次。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

信息交互网络化与信息应用集成化

数字化变电站采用低功率、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，以实现数据及资源共享。目前国际上已确定IEC61850为变电站自动化通信标准。

此外，数字化变电站对原来分散的二次系统装置进行了信息集成及功能优化处理，因此可以有效地避免常规变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等装置存在的硬件配置重复、信息不共享及投资成本大等问题的发生。

设备操作智能化 新型高压断路器二次系统是采用微机、电力电子技术和新型传感器建立起来的，断路器系统的智能性由微机控制的二次系统、IED和相应的智能软件来实现，保护和控制命令可以通过光纤网络到达非常规变电站的二次回路系统，从而实现与断路器操作机构的数字化接口。

设备检修状态化

在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种IED装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而大大提高系统的可用性。

LPCT的测量原理和检验仪的外型

如前所述，LPCT实际上是一种具有低功率输出特性的电磁式电流互感器，在IEC标准中，它被列为电子式电流互感器的一种实现形式，代表着电磁式电流互感器的一个发展方向，具有广阔的应用前景。由于LPCT的输出一般是直接提供给电子电路，所以二次负载比较小;其铁心一般采用微晶合金等高导磁性材料，在较小的铁心截面下，就能够满足测量准确度的要求。

电子式电流互感器校验仪的测试外型如图1所示。电流传感头由LPCT构成，高准确度电流互感器为0.1级，其二次输出信号作为标准信号与电子式电流互感器输出信号进行对比。

系统结构紧凑化和建模标准化

数字化电气量测系统具有体积小、重量轻等特点，可以将其集成在智能开关设备系统中，按变电站机电一体化设计理念进行功能优化组合和设备布置。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元作为一次智能设备的一部分，实现了IED的近过程化设计;在中低压变电站可将保护及监控装置小型化、紧凑化并完整地安装在开关柜上。

IEC61850确立了电力系统的建模标准，为变电站自动化系统定义了统一、标准的信息模型和信息交换模型，其意义主要体现在实现智能设备的互操作性、实现变电站的信息共享和简化系统的维护、配置和工程实施等方面。

3.IEC61850标准

IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。

与传统的通信协议体系相比，在技术上IEC61850有如下突出特点：1使用面向对象建模技术;2使用分布、分层体系;3使用抽象通信服务接口、特殊通信服务映射SCSM技术;4使用MMS技术;5具有互操作性;6具有面向未来的、开放的体系结构。

变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。系统结构

变电站综合自动化系统应该从变电站的整体情况出发，同意考虑保护、监测、控制、远动、VQC和五防功能，在变电站自动化系统的管理上，采取分层管理的模式，即各保护功能单元由保护管理机直接管理。一台保护管理机可以管理多个单元模块，它们间可以采用双绞线用RS-485接口连接，也可以通过现场总线连接。而模拟量和开关量的输入/输出单元，由数采控制机负责管理。正常运行时，保护管理机监视各保护单元的工作情况，如果某一保护动作信息或保护单元本身工作不正常，立即报告监控机，再送往调度中心。调度中心或监控机也可通过保护管理机下达修改保护定值等命令。数采控制机则将各数采单元所采集的数据和开关状态送监控机，并由监控机送往调度中心。数采控制机接受由调度中心或监控机下达的命令。总之，保护管理机和数采控制机可明显地减轻控制机的负担，协助控制机承担对单元层的管理。

1.系统各部分功能

变电站综合自动化系统是应用较为成熟的、先进的分布式系统结构，按间隔配置测控单元。将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护/测控功能于一体，保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量二次接线，增加功能，节省了投资，提高了系统可靠性。

即变电站综合自动化监控系统采用分层分布式结构，系统分为三层：间隔层、单元层、监控管理层，其中单元层和管理层均属于站控层。系统各层之间是相互独立，主站层故障时，通过前端通信层控制间隔层，监控管理层和前端通信主站层全部故障时不会影响间隔层继电保护系统的政策运行。

2.间隔层单元功能

在变电站综合自动化系统中，主要根据一次设备间隔来划分间隔层的装置。在低压系统中，间隔层单元采用的是集测控保护于一体的微机型测控保护装置；而在高压系统中，保护和测控功能是独立设置，即分别采用测控监视单元与保护单元对系统进行监控与保护。

1）模拟量采集与输出

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元采集的模拟量主要为交流电压、交流电流、有功功率以及无功功率等，一般通过间隔或元件的电流互感器、电压互感器的二次回路采样，以实现对间隔或元件的交流模拟量的测量。个别直流模拟量或温度量，一般通过传感器或变送器变为标准信号或传送给间隔层单元，或选择独立的直流系统监控装置。

2）状态量采集

变电站中的状态量信息主要包括传统概念的遥信信息和自动化系统设备运行状态信息等。在变电站综合自动化系统中，不仅要采集表征电网当前拓扑的开关位置等遥信信息，还要将反映测量、保护、监控等系统工作状态的信息进行采集、监视。间隔层中断路器、隔离开团和接地开关等一次设备的位置状态信号，在高压系统中一般采用双位置信号方式输入，在低压系统中，除了断路器的位置信号外，隔离开关和接地开关位置信号可以用单位置触点来采集。所谓双位置信号方式，是指利用间隔层装置中的两个状态输入点来采集一次设备的辅助接点的状态。双位置信号方式较为单位置信号方式可以大大提高状态信号的正确性，防止错误判断的发生。即用2位比特而不是1位比特来表征一个开关的开合状态，这时00，01,10,11的4种组合中只有2种正确的位置状态，而其余2种是不确定状态，不用0，1两种状态表示开合增加了码元的抗干扰性，从而提高了状态信号传输处理过程中的可靠性。

此外，在间隔层中海有断路器手车位置、电机储能、高压开关的异常告警信号、变压器瓦斯告警信号、保护状态和自动装置的动作信号、交直流屏的告警信号等一般都是单位置信号。

3）保护控制功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层的设备要独立实现对被控对象的保护功能，在系统发生故障时能迅速起动并发出正确的控制命令。如切断断路器等。同时，间隔层在控制方面，还要实现对断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头调节、消弧线圈接头调节及保护复归、保护压板投退等的控制。其中对于断路器、变压器接头调节等是用双命令控制，而对于保护复归、保护投退、接地试跳等是通过单命令控制实现。双命令控制对象，是指被控对象一个完整控制过程(合闸、分闸过程)需要两个命令才能实现。而单命令控制则是指被控对象的控制过程只要一个命令就能完成。

4）通信功能

在变电站综合自动化系统中，间隔层单元要为实现与主控单元的通信设立与主控单元通信的接口，为了调试工作的方便进行设立用于参数上装、下装和信息读取的调试接口，为了系统时钟一致而设立对时接口，外此还有与其他间隔层单元通信的通信接口等。这些接口一般是设在间隔单元的前面板或后面板上，分为一般有工业以太网接口、RS232／485／422串行接口、现场总线接口等。在本系统中，间隔层与主控单元之间的连接方式是总线型，因此通信采用WorldFIP总线接口。而且为了提高控制系统可靠性，主控单元采用双机冗余结构。

5）防误联锁功能

为了提高变电站运行的安全可靠性，要求间隔层单元具有防误联锁功能。这种防误联锁功能主要表现在两个方面：一是本间隔内各元件之间的防误联锁功能，二是间隔之间的防误联锁功能。对于间隔层装置来讲，主要是通过其中的可编程逻辑控制功能来实现防误联锁功能。根据间隔中一次元件的防误联锁条件，间隔层单元一方面通过获取本间隔的断路器、隔离开关、接地开关等信号，实现

本间隔自身隔离开关、接地开关、断路器各元件之间的防误联锁要求，另一方面通过网络得到所需的其他间隔的防误联锁信息，利用本间隔中间隔单元的可编程逻辑控制功能来实现间隔之间防误联锁的要求。

6）人机界面功能

为了方便调试和实现参数显示、查询、修改在间隔层单元的前面板上还应用有LCD显示屏和按键。用于实现对间隔单的运行参数，如电流、电压、功率等进行显示，对通信参数如装置地址、通信规约、波特率等进行设置，对间隔内元件参数和继电保护整定值进行显示和修改，对遥信状态进行显示和查询，对异常现象进行显示报警等功能。

（1）人机联系的桥梁，包括CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班，最大的特点之一是操作人员或调度人员只要面对CRT显示器的屏幕通过鼠标或键盘，就可以对全站的运行情况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的监视、操作方式。

（2）CRT屏幕显示的内容。作为变电站人机联系的主要桥梁和手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可以实现许多常规仪表无法完成的功能。它可以显示的内容，归纳起来有以下几个方面：

①显示采集和计算的实时运行参数。②显示实时主接线图。③顺序记录显示。④值班历史记录。

⑤保护定值和自控装置的设定值显示。⑥故障记录，设备运行状况显示等。

（3）输入数据。变电站投入运行后，随着运行方式的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备，例如更换TA变化。因此在人机联系中，必须有输入数据、调整运行参数的功能。

3.变电站层单元功能

变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而间隔层的设备最好安装于靠近现场设备，以减少控制电缆长度。变电层主要用于完成变电站内的间隔层的各种测控单元或测控保护单元以及各种职能电子装置与站控层的后台系统之间 的信息交换，起着通信控制器的作用。

1）实现和管理与间隔层的各种测控、保护和智能电子装置之间的通信。

2）实现和管理与变电站自动化系统中的后台系统和远方调度控制中心之间的通信。3）通过GPS实现对时功能，统一系统时间。4）实现对系统中各装置和设备的痛惜状态的监测。

变电站层通过控制设备实现运行监视空能，所谓运行监视，主要是指对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，即对变电站各种状态量变位情况的监视和各种模拟量的数值监视。

通过状态量变位监视，可监视变电站各种断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头的位置和动作情况、继电保护和自动装置的动作情况以及它们的动作顺序等。

模拟量的监视分为正常的测量和超过限定值的报警、事故模拟量变化的追忆等。当变电站有非正常状态发生和设备异常时 监控系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在 CRT 显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将事故信息进行打印记录和存储。越限报警的各个参数，有一个允许运行时间限额，为此除越限报警外还应向上级调度（控制）人员提供当前极限远行时间，即允许运行时间减去越限运行的累计时间。异常状态报警的是：非正常操作时，断路器变位信号、保护故障动作信号、监控和保护设备异常状态信号以及数据采集的状态量中其他报警和异常信号。

报警方式主要有：自动推出画面、报警、音响提示（语音或可变频率音响）、闪光报警 信息操作提示，如控制操作超时等。

4.变电站电压无功控制的基本原理

变电站电压无功控制是保证电压质量和无功平衡、提高供电网可靠性和经济性的重要措施之一。

随着电网规模的不断扩大和超高压远距离输电系统的发展，一方面系统消耗的无功功率日益增多。另一方面无功补偿容量相对不足，导致一些配电网低谷时电压过高，而在高峰时期电压水平过低的状况，严重威胁着电网安全运行和用户 的正常生产生活。

从发电机和高压输电线供给的无功功率往往满足不了负荷的需要，因为从建设电网考虑，主要是以电网投资和运行费用最小为目标对无功电源的位置和容量进行优化，实现无功电源的合理规划与配置，即减少发、供电设备的设计容量，减少投资，以就地无功补偿减少无功功率在电网中的流动。在电网建成后，以无

功功率交换最少为目标对电网运行方式进行优化控制，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率。以保证用户对无功功率的需要。

变电站电压无功控制的基本原理就是通过对变电站的电压、无功等运行数据的测最、分析，根据电网实际运行状态，动态地控制变压器分接头位置和电容／电抗器的投切，实现电压和无功的闭环控制，使得电压维持在合格范围内，提高电压合格率，无功动态补偿，降低无功损耗，最终实现提高经济效益的最终目标。

计算机监控系统进行电压无功控制的主要步骤如下：

第一步：采集电力系统实时运行参数，包括有功、无功、电流、电压，以及各种开关、设备的运行状态，如果系统运行未发生异常情况。则进行下列步骤。

第二步：进行电压调节分析。对于电压调节，其主要的判断依据是人为整定的正常电压的范围(限值)，超出这个范围．即认为电压越限不合格：

电压越上限，可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多，系统输送无功过少，变压器电压损耗过小；2）分接头低，系统与负荷之间的电器距离太近。

电压下限，可能原因有以下两种：1）容性无功少，低压侧无功补偿过少，系统输送无功过多，变压器电压损耗过大；2）分接头，系统与负荷之间的电气距离太远。

第三步：进行无功补偿判断，其主要的判断依据同样是人为整定的无功范围(限值)，超出这个整定值范围，意味着系统无功过多或过少：

无功越上限，说明系统送的无功过多，可能原因有以下两种：1)容性无功少，低压侧无功补偿过少；2)分接头高，系统向低压侧无功输送无功过多。无功越下限。说明系统送的无功过少．可能原因有以下两种：1)容性无功多，低压侧无功补偿过多；2)分接头低，系统向低压侧无功输送无功过少。

第四步：进行策略选择。在前两步分析判断基础，按照事先确定的策略模型，选择一个最优方案进行实施。并重新进入第一步骤。

计算机监控系统的自动控制，既可以降低人员的劳动强度，又可以更实时、更科学地控制电压及达到无功平衡。

速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。备用电源自动投入是保证电力系统连续可靠供电的重要措施，是变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自动投入装置的基本特点：

（1）工作电源确实断开后，备用电源才投入。工作电源失压后，无论其他

进线断路器是否跳开，即使已测定其他进线电流为零，但还是要先断开该断路器，并确定是已跳开后，才能投入备用电源。这时为了防止设备电源投入到故障元件上。例如工作电源故障保护柜动。但在其他地方被后备保护切除，备用自动投入装置动作后合于故障的工作电源。

（2）备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经过延时。经延时切除工作电源进线断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降。延时时限应大于最长的外部故障切除时间。在有的情况下，可不经延时直接跳开工作电源进线断路器。加速合上备用电源。例如工作母线进线侧的断路器跳开，进线侧无重合闸功能时；手动合上备用电源时也不经过延时直接跳开工作电源进线断路器。

（3）手动跳开工作电源时，备用自动投入装置不需要动作。工作电源进线断路器的合后触点（指微机保护的操作回路输出的KKJ合后触点）作为备用自

动投入装置的输入开关量，在就地或遥控跳断路器时，其合后KKJ触点断开，备用自动投入装置自动化退出。

（4）有闭锁备用自动投入装置的功能。每套备用自动投入装置均设置有闭锁备用电源自动投入的逻辑回路，以防止备用电源投入到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果。

（5）备用电源不满足有压条件，备用电源自动投入装置不动作。

（6）工作母线失压时还需要检查工作电源无流，启动备自动投入，以防止TV二次侧三相断线造成误投。

（7）备用电源自动投入装置只允许动作一次。微机型备用电源自动投入装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自动投入装置逻辑程序时广泛用电容器“充电”条件满足；延时启动的时间应理解为“充电”时间到后就完成了全部准备工作；当备用电源自动投入装置动作后或任何一个闭锁及推出备用电源自动投入电源条件存在时，立即瞬时完成“放电”。“放电”就是模拟闭锁备用电源自动投入装置，放电后就不会发生备用电源自动投入装置第二次动作。这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。

5.继电保护功能

变电站综合自动化系统中的微机继电保护主要包括输电线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。由于继电保护的特殊重要性，综合自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性。因此要求：

1）系统的继电保护按被保护的电力设备单元（间隔）分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，然后由触点输出，直接操作相应断路器的跳闸线圈。2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电站层的微机设备提供报告等，但继电保护功能完全不依赖通信网。

3）为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，特别是对35KV及以下设备，可以配给保护装置其他一些功能，但应以不因此降低保护装置可靠性为前提。

4）除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制 电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，而设备专用的装置放在相应间隔屏上。

继电保护是变电站综合自动系统的关键环节 其最重要的功能就是要有独立的、完整的继电保护功能，在此基础上还必须具备下列附加功能：

（1）继电保护的通信功能及信息量。综合自动化系统中的继电保护对监控系统而言是相对独立的，因此，继电保护应具有与监控系统通信的功能。继电保护能主动上传保护动作时间、动作性质、动作值及动作名称，并按控制命令上传当前的保护定值和修改定值的返校信息。

（2）具有与系统统一时钟对时的功能。时间的精确和统一在电网运行中显得十分重要，尤其是当继电保护动作时，只有借助精确统一时间才能根据各套继电保护动作的先后顺序正确分析电网发生事故的原因。因此，1991 年 7 月原能源部在颁布《电力调度系统计算机网络规划大纲>》中，已明确建议在同一电网内采用统一的对时方式，以便准确记录发生故障和保护动作时间。

（3）存储各种保护整定值功能。

（4）当地显示与远处观察和授权修改保护整定值。对保护整定值的检查与修改要直观、方便、可靠。除了在各保护单元上要能显示和修改保护定值外，考虑到无人值班的要求，通过当地的监控系统和远方调度端，应能观察和修改保护定值。同时，为了加强对定值的管理，避免差错，修改定值要有校对密码措施，以及记录最后一个修改定值的密码。（5）设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。保护管理机（或通信控制机）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联系起来，向下负责管理和监控保护子系统中各单元的工作状态，并下达由调度或监控系统发来的保护类型配置或整定值修改信息；如发现每一保护单元故障或工作异常，或有保护动作信息，应立刻上传给控制系统或上传至远方调度端。

（6）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如 A/D 转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成程序“出轨”的软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（7）自动重合闸功能。其功能和设置在输电线路保护内。110KV 及以下线

路一般采用三相一次重合闸，其同期检定方式重合闸延时时间应能整定。同期检定方式可选择不检定方式、检无压方式、检同期方式等。

结论

通过使用多种综自产品和多次现场服务，参考各种文献资料，对微机综合自动化系统的通讯略抒己见。随着自动化水平的提高，计算机技术、通讯技术等先进手段的应用已经成为电力发展的趋势。为了适应时代的发展，及时掌握电网和变电站的运行情况，提高变电站安全稳定运行的可靠性，以及采用先进的无人值班管理模式，减少人为误操作，对我们提出了高标准的要求。变电站自动化系统在我国的应用已经取得了非常显著的效果，对提高电网的安全经济运行水平起到了重要的作用。目前随着新技术的不断发展，数字化变电站正在兴起。与传统变电站相比，数字化变电站具有以下优势：减少二次接线，提升测量精度，提高信号传输的可靠性，避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题，解决设备间的互操作问题，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复，自动化运行和管理水平进一步提高。数字化变电站是变电站自动化技术的发展方向。

参考文献：

[1]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2000.[2]杨凯.变电站自动化系统未来的发展方向[J].电力系统通信,2007,28(12):1-5.[3]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, [4]汪秀丽.数字化变电站综述[J].水利电力科技,2007,33(2):7-15.[5]任雁铭,秦立军,杨奇逊.IEC 61850通信协议体系介绍和分析[J].电力系统自动化,2000,24(8):62-64.[6]丁书文,黄训诚,胡起宙.变电站综合自动化原理及应用[M].北京:中国电力出版社,2002.

第四篇：变电站综合自动化复习题

第一章 变电站综合自动化系统概述 一．填空题 1．常规变电站二次系统主要由______、_______、__________、__________组成。2．变电站综合自动化系统是、和 等高科技在变电站领域的综合应用。

3．变电站综合自动化的核心是_______，纽带是__________，它把微机保护、微机自动装置、微机远动功能综合在一起形成一个具有远方数据传输功能的自动监控系统。

4.变电站综合自动化的基本功能有____________、____________、_____________、_________________、___________________。

5.变电站综合自动化系统数据采集包括_______、__________、___________。6.变电站综合自动化系统的结构形式有________、___________、__________、__________________。

7.分层式结构是将变电站信息的采集和控制分为___________、________、__________。8．变电站综合自动化技术的发展趋势（1）从集中控制、功能分散型到_______;(2)从专用设备到____________;(3)从集中控制向_________发展;(4)从单纯的屏幕数据监测到___________;(5)实现____________的综合。9.___________、_____________、_____________三大块构成变电站自动化的基础。

10.变电站综合自动化系统要采集的信息，包含________、____________的信息以及_________________。

11.自动化信息传输的特点有__________、________、____________。12.模拟量可以采用_________测取，也可以进行采样。13.输入变送器的交流电压额定值为______，输入变送器的交流电流的额定值为__________。

14.在变电站中，采用变送器测电压，被测电压u1经________转变为u2，________将u2转变为统一的直流信号输出。

15.根据三相电路的特点，按功率变送器所含有功功率元件的个数不同，三相有功功率变送器有________、___________、__________等几种。

16.为了连续信号f(t)进行不失真的采样，采样频率fs应 高于f(t)所包含_________。17.在变电站中，数据通信的主要任务有两个：一是_______________________；二是___________________________。

18.物理信道的连接方式有________、_____________、__________。

19.模拟信号传输的基础是_____。根据它的不同要素，数字调制的三种基本形式是_________、_____________、_________________。

20.电路交换的三个过程是：电路建立、数据传输、电路拆除。21． 数据交换的三种基本技术分别是__________、___________、_____________。22.报文交换的本质是________，报文交换的数据传输单位是___________。23.根据网络的分布范围，可以把网络分为________、________、__________。

24.网络协议的三要素是________、_________、_____________。25.OSI的体系结构定义了一个7层模型，分别是物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层、应用层。

26.局域网的协议标准是___________，参考模型包括了OSI/RM最低两层_________、____________。

27.变电站母线上有多条供配电线路，按用户的重要性分为________和_________。每一级均装有自动按频率减负荷装置，它由__________、_________和___________三部分组成。

28.变电站调压的主要手段有有载调压变压器和补偿电容器。29.电压、无功综合控制所要达到的目的，一是___________________________；二是____________________________。

30.变电站“五防”分别是______________、_____________、______________、_______________、_____________。

31.发电机并列的理想条件可表示为GX或fGfX；UGUX；e0。

32.备用电源的配置有_________和__________两种基本方式。

33.与遥控相关的命令有三种，分别是遥控选择命令；遥控执行命令；遥控撤销命令。

34.整个断路器的遥控环节可以分为综合自动化系统的_______、_________、_________以及______________等部分。

35.变压器分接头遥控操作有三种类型，即____________、____________、_______________。

36.微机型故障录波装置的硬件结构可分为两大块(1)前置机；（2）后台机。37.输入变送器的交流电压额定值为100V，输入变送器的交流电流的额定值为5A。

38.对故障录波装置的基本要求有_________、_______、________、_______、_________。

二．判断题

1.变电站综合自动化采集的信息大致可以分为两类：一是与电网调度控制有关的信息，二是为实现变电站综合自动化站内监控所使用的信息。（对）2.变电站自动化体系结构中，“通信控制系统管理”连接系统各部分，负责数据和命令的传输，并对这一过程进行协调、管理和控制。（对）3.变送器接入TV或TA的一次回路中。（错）4.在变电站中，变送器的输出信号采用统一的交流信号。（错）5.三元件式三相功率变送器适用于三相三线制系统中的三相功率测量。（错）6.对一个信号采样就是测取该信号的瞬时值。（对）7.在分散与集中相结合的结构形式中，配电线路的保护采用集中组屏结构，高压线路保护和变压器保护采用分散式结构。（错）8.传输方式与传输的信号是模拟信号还是数字数据无关，而是根据信道上传输的是数字信号还是模拟信号而定。（对）

9、现场总线是数字式、并行、多点通信的数据总线。（错）10.电路交换的线路利用率比报文交换的高。（错）

11、备用电源在投入前在检测工作母线失压时还必须检查工作电源无流。（对）

12、微机故障录波装置要保留故障前的数据。（对）13.传输层是一个端—端，也即主机—主机的层次。（对）14.RS-232D采用负逻辑，标准接口电路采用非平衡型。（对）

15、当电力系统有功功率缺额较大时，靠负荷调节效应来补偿有功缺额就可以保证系统的安全稳定运行。（错）16.备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经过延时。（对）

17、数据传输速率指一个信道的最大数据传输速度，表示方法为数据速率和调制速率。（错）18.微机故障录波装置采用软件启动录波，一旦装置启动，立即保留3周正常运行的最新数据作为首段数据记录。

19、监控系统的核心是信息处理子系统。

三．名词解释

1．变电站综合自动化

2．微机故障录波器

3.变送器

4.交流采样技术

5.负荷的调节效应

6.现场总线

7.网络拓扑

8.电压、无功综合控制器（VQC）

9.并列操作

四．问答题

1．变电站综合自动化系统有哪些特点？

（对）（对）

2．变电站综合自动化系统的优越性？

3.什么是交流采样技术？其硬件组成有哪些？

4.电流变送器原理框图由哪几部分组成，各自的作用是什么？

5.电力系统频率偏移的原因是什么？

6.微机网络电气“五防”系统的基本工作原理。

五.画图题

1.基脉冲编码方案 2.控制对策的确定

3.电流变送器的工作原理图 5.遥控命令信息的传输过程

第五篇：变电站综合自动化技术

第一章

1、变电站综合自动化：是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

2、传统变电站的缺点：

（1）安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。（2）供电质量缺乏科学的保证。（3）占地面积大，增加了征地投资。

（4）不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。

（5）维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。

3、变电站自动化技术的发展过程。[P5内详] 第二章

4、二次设备的组成部分：继电保护、自动装置、测量仪表、操作控制屏和中央信号屏以及远动装置。

5、变电站综合自动化的优越性：

（1）变电站综合自动化系统利用当代计算机的技术和通信技术，提供了先进技术的设备，改变了传统的二次设备模式，信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。（2）提高了自动化水平，减轻了值班员的操作量，减少了维修工作量。（3）随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求各变电站能提供更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。（4）提高变电站的可控性，要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等。（5）采用无人值班管理模式，提高劳动生产率，减少人为误报操作的可能。（6）全面提高运行的可靠性和经济性。

6、变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量。

7、直流采样：即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号。交流采样：指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。

8、并联、串联有源电力滤波器的不同点及示意图。[P17内详]

9、电力系统的电压、无功综合控制的方式：集中控制、分散控制和关联分散控制。[P27内详]

10、电力系统频率偏移的原因：电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，而发电机的转速是由作用在机组转轴上的转矩决定的，原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变，电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。

11、电力系统频率降低的危害：

（1）系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。

（2）系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的无功功率就会减少。（3）系统频率长期处于49.5Hz或49Hz以下时，会降低各用户的生产率。

12、明备用和暗备用的原理和图。[P33内详] 系统正常运行时，备用电源不工作的称明备用。系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。

备用电源自投（BZT）的作用：备用电源自投装置是因为电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

13、变电站综合自动化系统的特点：（1）功能综合化

（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（4）操作监视屏幕化（5）运行管理智能化 第三章

14、光电传感器的优越性：

（1）优良的绝缘性能，造价低、体积小、质量轻。（2）不含铁心，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。（3）动态范围大，测量精度高。（4）频率范围宽。（5）抗干扰能力强。第四章

15、输入/输出的传送方式：并行和串行传送方式。

16、CPU对输入/输出的控制方式：同步传送方式、查询传送方式、中断控制输入/输出方式和直接存储器访问方式（DMA）[P50内详]

17、DMA控制器必须具备的功能：

（1）能接受外设的请求，向CPU发出总线请求信号HOLD；

（2）当CPU发出总线请求认可信号HLDA后，接管对地址线、数据线和控制线的控制，进入DMA方式；（3）发出地址信息，能对存储器寻址及能修改地址指针；（4）能向存储器和外设发出读或写等控制信号；

（5）能控制传送的字节数及判断DMA传送是否结束；

（6）在DMA传送结束以后，能发出DMA结束信号，释放总线使CPU恢复正常工作状态。

18、光电耦合器工作原理及原理图。[P62内详] 第五章

19、D/A转换器的工作原理、关系式、权电阻输入网络。[P67内详] 20、绝对精度和相对精度。[P74内详] 第六章

21、交流采样法：是直接对经过装置内部小TA，小TV转换后形成的交流电压信号进行采样，保持和A/D转换，然后在软件中通过各种算法计算出所需电量。第七章

22、小波分析在变电站综合自动化中的应用前景。[P103内详] 第八章

23、变电站内的信息传输：

（1）设备层与间隔层（单元层）间信息交换（2）单元层内部的信息交换（3）单元层之间的通信

（4）单元层和变电站层的通信（5）变电站层的内部通信

24、变电站通信网络的要求：快速的实时响应能力，很高的可靠性，优良的电磁兼容性能，分层式结构。

25、数据通信的传输的方式：并行数据通信和串行数据传输。

26、数据通信系统的工作方式：单工通信，半双工通信和全双工通信。原理及图示[P119内详]

27、网络的拓扑结构：点对点结构、星型结构、总线结构和环形结构。

28、移频键控原理。[P131内详]

29、差错检测技术：就是采用有效编码方法对咬传输信息进行编码，并按约定的规则附上若干码元（称监督码），作为信息编码的一部分，传输到接收端，接收端则按约定的规则对所收到的码进行检验。30、几种常用的监督码构成方法：奇偶校验、纵向冗余校验和循环冗余校验CRC。第九章

31、电磁兼容意义：电气或电子设备或系统能够在规定的电磁环境下不因电磁干扰而降低工作性能，它们本身发射电磁量不影响其他的设备或系统正常工作，从而达到互不干扰，在共同的电磁环境下一起执行各自功能的共存状态。

32、电磁干扰的三要素：干扰源、传播途径和电磁敏感设备。

33、解决电磁干扰问题的方法：

（1）抑制干扰源产生的电磁干扰（滤波、屏蔽和接地）；（2）切断干扰的传播途径；

（3）提高敏感设备抗电磁干扰的能力（降低对干扰的敏感度）。

34、干扰分类：

（1）差模干扰：是串联于信号源回路中的干扰，主要由长线路传输的互感耦合所致。（2）共模干扰：是由网络对地电位变化所引起的干扰，即对地干扰。

35、抑制干扰源影响的屏蔽措施：

（1）一次设备与自动化系统输入、输出的连接采用带有金属外皮的控制电缆，电缆的屏蔽层两端接地。（2）测量和微机保护或自控装置采用的各类中间互感器的一、二次绕组之间加设屏蔽层。（3）机箱或机柜的输入端子对地接一耐高压的小电容，可抑制外部高频干扰。（4）系统的机柜和机箱采用铁质材料。