变电站综合自动化系统的研究

第一篇：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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第二篇：变电站综合自动化通信系统研究

新一代变电站通信系统研究综述

摘要：介绍了变电站自动化系统中通信网络的作用、通信网络的性能要求、网络的结构模式和网络通信体系及报文分类，主要探讨了分层式变电站自动化系统通信网络方案选择和设计过程中需要遵循的原则，给出了电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络的具体方案。

关键字：变电站自动化

;通信技术

;嵌入式以太网

0 引言

随着计算机技术和通信技术的发展，尤其是网络技术的应用，变电站自动化系统在通信技术的推动下发展成为典型的分层分布式结构。该结构一般分为 3层:变电站层、间隔层和过程层。其中, 过程层包含变电站内的生产过程设施, 如变压器、断路器及其辅助接点、电流和电压互感器等, 主要负责现场数据采集、提供 I /O 接口等;间隔层包含测量和控制单元, 负责该单元线路或变压器的参数测量和监控, 断路器的控制和连锁等。变电站层包含全站性的监控主机,通信及控制主机, 实现管理等功能的工程师站[1]。

变电站自动化系统的通信任务一方面是实现站内通信功能, 完成对全站一、二次设备和装置运行情况的数据信息采集和控制命令的传输;另一方面完成与上级调度或集控中心的通信, 向上传送变电站运行的实时信息, 接收和执行上级下达的控制命令。由于数据通信的重要性, 可靠的通信成为系统的技术核心, 加上变电站的特殊环境和系统要求, 对变电站自动化系统的通信提出了以下要求: 快速的实时响应, 即变电站自动化系统要求及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息, 在电力工业标准中对系统都有严格的实时性指标, 网络必须很好地保证数据通信的实时性;高可靠性和抗干扰性, 即变电站内通信环境恶劣, 干扰严重, 网络的故障和非正常工作会影响整个系统的运行。因此, 变电站自动化系统的通信系统必须保证很高的可靠性。

1.通信在变电站综合自动化系统中的作用

通信技术的发展使变电站自动化系统较以往控制模式产生了巨大的变化，由早期集中式微机控制系统发展为分层分布式的系统结构，从而达到：（1）实现变电站无人值班或少人值班。（2）不仅完成变电站遥控、遥调、遥信、遥测的功能，而且主站可以通过通道传送图像信号，实现遥视功能。（3）数据传输更快，实时性更强。（4）系统工作可靠性高，间隔层与变电站层只通过通信网连接，任一层设备故障，不影响其它设备正常运行。（5）灵活性高，网上增加或减少触点非常方便。

由于数据通信在变电站综合自动化系统内的重要性，经济可靠的数据通信成为系统的技术核心，而由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，使变电站综合自动化系统内的数据网络具有以下特点和要求：（1）快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息，在电力工业标准中对系统的数据传送都有严格的实时性指标，因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。（2）很高的抗干扰性能及可靠性。变电站内通信环境恶劣，干扰严重，而电力系统通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，因此，变电站综合自动化系统得通信子系统必须保证很高的可靠性[2]。

2.通信网络的性能要求及结构模式

变电站自动化系统通信网络是影响整个系统性能的重要因素。变电站自动化系统对内部信息数据传输的实时性、可靠性要求很高；另外，由于分期建设、设备改造、功能升级等原因，通信网络还必须具备很好的兼容性、开放性和灵活性。在1997年8月国际大电网会议上，WG34.03工作组提出了变电站站内通信网络传输的时间要求：(1)设备层和间隔层之间、间隔层内各设备之间、间隔层各间隔单元之间为100ms；(2)间隔层和变电站层之间为10000ms；(3)变电站层各设备之间、变电站和控制中心之间为1000ms；(4)各层之间的数据流峰值为：设备层和间隔层之间数据流大概为250 kb/s，取决于模拟量的采样速度，间隔层各单元之间数据流约为60 kb/s或130 kb/s，取决于是否采用分布母线保护；间隔层和变电站层之间及其他链路之间数据流大概在100 kb/s及以下。

长期以来变电站自动化的通信较多地采用串行总线，近年来现场总线在变电站自动化通信中的应用取得了巨大的成功。变电站自动化系统的通信网络结构一般是基于以太网／总线的分层的拓扑结构，通信技术主要有RS-422/485、CAN总线、LonWorks网、以太网等。随着计算机和通信技术的进步，系统网络化和体系开放性成为发展的趋势，以太网技术正被引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层的保护、控制单元中，构成基于以太网的分层式变电站自动化通信网络系统，尤其是嵌入式以太网技术在电力系统中的应用越来越广泛[3]。

3．网络通信体系及报文分类

IEC TC57 按照变电站自动化系统所要完成的测量、控制和保护三大功能从逻辑上将系统分为3层，即变电站层、间隔层和过程层，并定义了9 种逻辑接口。如下图1 所示：④⑤用于过程层和间隔层之间通信，①③⑥⑨用于间隔层内部及与变电站层的通信，⑧是间隔层之间通信。对于该网络结构，决不是短期内就可以实现的，它需要电力一次、二次设备生产商共同努力才能实现。针对目前的情况，一次设备的智能化虽然已有学者开展研究，但还没有带网络接口的产品出现，所以建议采用两种渐进的方式，首先过程层仍采用硬线连接，而间隔和厂站采用以太网通信，另外可在一次设备和二次设备之间加入智能I/O 单元，来实现接口④⑤[4]。

变电站层①③⑥⑨⑧间隔层间隔层间隔层④⑤④⑤④⑤过程层过程层过程层

图1 基于以太网的变电站自动化系统结构

定义了7 种类型报文，即：快速报文、中速报文、低速报文、原始数据报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文。通过分析和研究，笔者从时域的角度，把上述变电站自动化系统中7 种类型的报文分为3 种类型通信：周期性通信、随机性通信、突发性通信。（1）周期性通信原始数据报文属于周期性通信，主要是过程层通过接口④，周期性地向间隔层传递过程采样数据。根据设定采样频率的不同，传输一般要求在3ms 或10ms 内完成。（2）随机性通信低速报文、文件传输报文、时间同步报文和具有访问控制的命令报文属于随机性通信，这类通信一般符合负指数分布，传送报文的数据量大，但时间稍宽松。（3）突发性通信快速报文、中速报文属于突发性通信，报文数量少，但时限要求高。

4.通信控制器模式

通信控制器模式又称为4层模式，在这种模式中变电站自动化系统的通信网络共分为4个层次：过程层、间隔层、通信控制层、变电站层，如图2所示。在四层结构中，变电站层和通信控制层一般采用以太网通信，过程层和间隔层采用RS-422/485、CAN总线、LonWorks网。这种结构通过通信控制器可以快速实现站内网络通信，成本较低，早期应用非常广泛，目前仍在许多低压变电站和少量220 kV及以上高压变电站当中应用[5]。但是当间隔层设备较多时通信控制器就会成为影响系统性能的瓶颈，虽然可以通过双通信控制器来改善，仍然难以克服通信故障率增加、效率降低等问题。监控机1站控层监控机2 监控机m...远方调度以太网通信控制层值班通信控制器备用通信控制器RS232、RS485或现场总线间隔层智能电子装（IED）...智能电子装置（IED)过程层一次设备

图2通信控制器结构框图

4.1 嵌入式以太网在变电站自动化系统中的应用模式[6] 嵌入式以太网作为变电站自动化系统的内部通信网络, 有2 种应用模式:①每个智能电子装置(IED)配置1个嵌入式以太网接口,每个IED作为一个以太网节点直接连到以太网上;②几个IED通过RS485,MODBUS 或现场总线等方式连在一起,然后用嵌入式以太网接口作为一个以太网节点连到以太网上。从国外的应用情况来看, 这2种应用模式分别以GE 公司的GESA系统和GE-Harris 公司的PowerComm 系统为代表。在选择嵌入式以太网应用模式时, 本文主要考虑了如下因素:①超高压变电站系统的二次系统一般都是基于间隔(bay)设计的;②超高压变电站自动化系统内部通信网的可靠性要求很高, 要求可方便地构成双网结构;③成本问题;④产品向下兼容性问题。基于以上考虑, 本文提出了以太网与LonWork s现场总线相结合的方案。如图3所示。

变电站层后台机工程师站远方机10Mbit/s以太网监控网1 10Mbit/s以太网监控网210Mbit/s以太网录波网 间隔层测量单元1...测量单元n设备层装置11...1间隔层装置1n...装置n1...间隔层n装置nn 图3 以太网与LonWorks 网相结合的系统方案配置

以间隔为单元, 将站内通信网设计为2 层, 间隔以上用10Mbit/s嵌入式以太网构成站内通信的主干网络, 该网络负责后台机、远动机等PC 机和各间隔进行通信。在间隔内部用LonWorks现场总线把各保护装置连在一起。LonWorks网上的信息通过间隔层的测控单元上传到主干网上。测控单元是整个方案的核心和关键。测控单元完成两大功能: 通信功能和测控功能。这种方案实际上将嵌入式以太网与LonWorks现场总线技术相结合, 发挥了各自的优势。底层的各种保护设备可不做任何改动, 保持了产品的向下兼容性。

新型通信网络与CSC2000系统原有网络相比,具有以下一些优点:①网络带宽资源大大增加;②故障录波数据上传速度大大加快;③易于与PC机接口;④易于与广域网相连。

5.通信网络方案选择[7] 网络通信方案是构成变电站自动化系统至关重要的环节，由于变电站的特殊环境和自动化系统的要求，并且受到性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响，其通信网络方案的选择很难一概而论，不同类型的变电站对自动化系统的通信网络有不同的要求，变电站自动化系统的网络通信方案选择和设计应遵循下列基本原则：通信网络具有合理的分层式结构；各层之间和层内选择适当的通信方式；高可靠性和快速实时响应能力；优良的电磁兼容性能。基于以上基本原则，给出电压等级和复杂程度不同的变电站自动化系统通信网络方案。

(1)低压变电站通信网络

对于35 kV变电站和110kV的终端变电站可采用RS-422/485的总线结构网络；若规模较大时则应考虑选择CAN总线、LonWorks网等现场总线网络。RS-422/485串口传输速率在1km内可达100kb/s，RS-422为全双工，RS-485为半双工，访问方式为主从问答式。RS-422/485网络的缺点是接点数目较少，不易实现多主冗余，通信有瓶颈问题，还有信号反射、中间节点问题。

(2)中压变电站通信网络

中型枢纽110kV变电站的多主冗余要求和节点数量增加使RS-422/485难以胜任。CAN总线、LonWorks网一般可以胜任。500 m时LonWorks网传输速率可达1 Mb/s，LonWorks网在监测网络节点异常时可使该节点自动脱网，媒介访问方式LonWorks网为载波监听多路访问/冲撞检测(CSMA/CD)方式，内部通信遵循Lon Talk协议，LonWorks网为无源网络，脉冲变压器隔离，抗电磁干扰能力很强，重要信息有优先级。CAN总线是是一种多主总线，通信介质可以是双绞线、同轴电缆或光纤，在小于40 m时通信速率可达l Mb/s。

CAN总线的一大特点是废除了传统的站地址编码，而对通信数据块进行编码。采用这种方法的优点可使网络的节点数在理论上不受限制，数据块的标识码可由11位或29位二进制数组成，数据段长度最多为8个字节，可满足工业领域中控制命令、工作状态及测试数据的一般要求，8字节不会占用总线时间过长，保证了数据通信的实时性。

(3)高压及超高压变电站通信网络

220kv及以上变电站节点数目多，站内分布成百上千个CPU，数据信息流大，对速率指标要求高(要求速率130kb/s)，现场总线网络的实时性、带宽和时间同步指标会力不从心，应当考虑基于以太网的通信网络。以太网为总线式拓扑结构，采用CSMA/CD介质访问方式，物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP／IP协议,传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。

由以上分析可见，具体采用何种方案应当在遵循有关基本原则的基础上根据变电站的电压等级、具体情况、成本等因素综合考虑。

6.结论

在设计变电站自动化系统通信网络方案的过程中，应遵循变电站自动化系统通信网络设计的基本原则，结合实际情况选择适当的网络结构和通信技术，针对不同电压等级和复杂程度的变电站有着不同的解决方案。在本文中提到基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络。这也是未来发展的趋势，为了实现变电站自动化通信系统更好的开放性、鲁棒性和互操作性，对基于嵌入式以太网的变电站自动化通信网络的优先级和实时性等问题需要重点考虑。

7.文献资料

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[6]任雁铭,秦立军,杨奇逊.变电站自动化系统中内部通信网的研究[J].电网技术,2000, 24(5).[7]王飞,刘洪才,潘立冬.分层式结构变电站自动化通信系统研究综述[J].华北电力大学学报,2007,34(1):22-25.

第三篇：变电站综合自动化系统研究

变电站综合自动化系统优化设计

刘欣宇

（开滦荆各庄矿业公司

河北唐山

063026）

摘要

随着计算机技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术也得到高速发展。变电站综合自动化技术实际上是利用计算机技术、现代通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高变电站安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业，从而提高了变电站的运行管理水平。

【关键词】

自动化

优化设计

智能化

第一章、绪

论

变电站综合自动化技术实际上是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术，对变电站内的二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障滤波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。1.1发展变电站综合自动化的必要性及意义

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站的继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。另外，随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样就要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息量也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确，发展变电站综合自动化已经是大事所趋，作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求；

（1）实时检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

（3）采集一次设备运行状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。1.2变电站综合自动化系统状况

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术，到70年代初，先后研制出了电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。具有代表性的有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统、南京南瑞集团公司的BSJ—2200计算机监控系统、上海惠安PC2000变电站自动化监控系统、南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统等。

目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围，由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网；其电压等级，由当初的35—110KV变电站，向上扩展到200—500KV变电站，向下延伸到10KV乃至0.4KV配电网络，几乎覆盖到全部供电网络。其技术涉及到自动控制、远动、通信、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统。

第二章、变电站自动化系统设计概述

自1987年我国自行设计、制造的第一个变电站综合自动化系统投入运行以来，变电站综合自动化技术已得到了突飞猛进的发展，结构体系也不断完善，技术日趋成熟。2.1变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次 系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如图1所示。

调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源数据采集系统与控制电气计算自动装置继电保护辅助设施系统电量和非电量检测开关量信号采集操作控制线路保护主变和电容器保护母线保护图1 变电站综合自动化体系结构图

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合闸操作。“通信控制管理”连接系统各部分，负责数据和命令传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。2.2变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布式三种。本次优化设计采用的是分布分散式结构。分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展。分布分散式结构框图如图2所示。

打印机运行工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器现场总线保护测控单元1#保护测控单元公用信号单元保护测控单元1#保护测控单元图2 分布分散式系统框图分布分散式结构的主要优点有；

（1）间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。（2）包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。（3）逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

（4）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。（5）简化了变电站二次设备之间的连线，节省了大量连接电缆。（6）分布分散式结构可靠性高、组态灵活、检修方便。2.3变电站自动化系统设计所具有的功能

根据实际应用需要，本次所设计的变电站自动化系统具有以下主要功能：

一、监控子系统的功能

监控子系统取代了常规的测量系统，取代针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的运动装置等等。监控子系统功能有： 1.数据采集

数据采集有两种。一种是变电站原始数据采集。原始数据直接来自一次设备，如：电压互感器、电流互感器的电压和电流信号、变压器温度以及断路器的辅助接点、一次设备状态信号。变电站原始数据包括模拟量和开关量。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集，典型的如：电能量数据、直流母线电压信号、保护信号等。

2.数据库的建立与维护

监控子系统建立实时数据库，存储并不断更新来自I/O单元及通信接口的全部实时数据；建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3.顺序事件记录及事故追忆

顺序事件记录包括；断路器跳合闸记录，保护及自动装置的动作顺序记录，断路器、隔离开关、接地开关、变压器分接头等操 作顺序记录，模拟输入信号超出正常范围等。事故追忆功能，追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。4.故障记录 5.操作控制功能

变电站运行人员可通过CRT屏幕对断路器、允许远方电动操作操作的隔离开关和接地开关进行分、合操作；对变压器及站用变压器分接头位置进行调节控制；对补偿装置进行投、切控制，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，保留人工直接跳、合闸方式，即操作控制有手动和自动两种控制方式。6.安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量要不断进行超限监视，如发现超限，立刻发出告警，同时记录和显示越限时间和越限值，另外，还监视保护装置是否失电，自控装置是否正常。7.人机联系功能

（1）CRT显示器、鼠标和键盘是人机联系的桥梁。（2）CRT显示画面，实时显示各种技术数据。

（3）输入数据，指输入电流互感器和电压互感器变比、保护定值和越限报警定值、自动控制装置的设定值、运行人员密码等。

8.打印功能 9.在线计算及制表功能 10.运行管理功能

运行管理功能包括：运行操作指导、事故记录检索、在线设备管理、操作票开列、模拟操作、运行记录及交接班记录等。

二、微机保护系统功能

微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主要设备和输电线路的全套保护：高压输电线路保护和后备保护；变压器的主保护、后备保护；母线保护；低压配电线路保护；无功补偿装置保护；所用变压器保护等。

各保护单元，除具备独立、完整的保护功能外，还具有以下附加功能：

1.具有事件记录功能。2.具有与系统对时功能。3.具有存储多种保护定值功能。4.具备就地人机接口功能。5.具备通信功能。6.具备故障自诊断功能。

7.具有满足保护装置的快速性、选择性和灵活性要求。

第三章、变电站自动化系统设计方案

本设计采用RCS—9600系列分布变电站综合自动化系统，此系统是南瑞继保电气有限公司为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究经验的基础上，运用新 技术、新规约推出的新一代集保护、测控功能于一体的新型变电站自动化系统。实用于高压和超高压等级变电站，满足35—500KV各种电压等级变电站综合自动化需要。3.1 RCS—9600系统构成

RCS—9600综合自动化系统整体分三层，即变电站层、通信层、间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元和后台监控系统组成。其系统结构图如图

3、图4所示

工作站1#打印机1#工作站2#打印机2#以太网通信控制器调度通信现场总线硬件对时通信控制器保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信保护测控单元电流、电压开关信图3 RCS—9600系统结构图1

计算机监控系统打印机五防工作站以太网电网调度中心操作控制中心通信控制器保护测控单元1#保护测控单元公用单元保护测控单元1#保护测控单元图4 9600系统结构图23.2 RCS—9600后台监控系统一、硬件部分

系统结构采用双机配置，其中两个工作站用于变电站实时监控，相互备用。主计算机系统通过两台通信控制器与变电站内的保护、测量相连接，实现变电站数据采集和控制，两台通信控制器互为备用，任一台出现故障，可自动切换，接替故障设备工作。图

3、图4两种配置软硬件平台完全一样。用户可随着变电站规模的扩大，逐步发展扩充原有系统。保护测控单元是硬件的主要部分，保护单元主要有交流插件、CPU插件、继电器出口回路、显示面板和电源及开入插件等模块构成。RCS—9600系列保护测控单元硬件典型结构如图5所示。

通信接口液晶显示面板交流插件板板出口继电器板交流电压 输入交流电流 输入控制电源手动操作去跳合闸线圈电源与开入板直流电源空接点信号输入

图5 保护测控单元硬件结构框图

二、软件部分

软件部分包括WingdowsNT/2000操作系统、数据库、画面编辑和应用软件等几个部分，如图6所示。

数据库生成器前置实时数据库计算数据库 保 护 操作票历史数据库事件库事故追忆库滤波数据库 画 面 画面库报表曲线报警事件事故追忆滤波画面编辑器

图6 监空控系统软件结构图

软件平台为WingdowsNT/2000操作系统，提供数据库ANSI标准SQL接口，适用工业标准的TCP/IP网络构成分布网络结构，采用面向对 象的VC++语言编程，系统具有广泛的实用性和可移植性。三.保护测控单元装置

RCS—9600系列保护测控单元主要有：电源自投保护测控单元、变压器保护测控单元、线路保护测控单元、公用信号测控单元、通信控制单元等组成，完全可以满足整个电网系统的各类保护需要。电源自投保护装置适用于图

7、图8两种连接方式，假定两台主变压器分列运行或一台运行一台备用。

（1）若正常运行时，一台主变压器带两段母线并列运行，另一台备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每台主变压器各带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

（2）若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，采用进线备自投；若正常运行时，两段母线分列运行，每条进线带一段母线，两段母线互为备用，采用分段备自投。

号主变号主变

图7 备自投接线方式1

号进线号进线

图8备自投接线方式2 以上是电源自投保护测控单元控制原理，其他保护单元在此不做详细叙述。

第四章、结 束 语

随着计算机技术、电子技术和网络技术的发展，变电站综合自动化技术将得到更快的发展。未来的变电站自动化系统也将更完善成熟，逐步实现变电站的小型化、智能化、无人职守化、提高变电站安全可靠、优质和经济运行；提高变电站的运行管理水平，更好的服务于社会经济建设。

参考文献

【1】王远章、徐继民等，《变电站综合自动化现场技术与运行维护》.第一版.北京.中国电力出版社、2004.9 【2】郑文波、阳宪惠等，《现场总线技术综述》第一版.北京.机械与电子出版社.1997 【3】胡穗延.《全矿井综合自动化控制系统》，第一版、北京、清华大学出版社、1998 【4】祝龙记、王汝琳等，《变电站分布式智能控制系统》.第一版.北京.工矿自动化.2003 【5】张全元.《工厂供电》.第一版.北京.机械与电子出版社.2003

作者简介：姓名：刘欣宇，性别：男，29岁，荆各庄矿业公司机运队机电副队长，电气助理工程师。

第四篇：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。

第五篇：变电站综合自动化教学大纲

《变电站综合自动化》课程教学大纲

一、课程名称：变电站综合自动化

课程负责人：

二、学时与学分：

三、适用专业：重庆大学城市科技学院电气学院

四、课程教材：

五、参考教材：《变电站综合自动化》，国家电网公司人力资源部，中国电力出版社;第1版(2010年5月1日)。

《变电站综合自动化原理及运用》，丁书文，中国电力出版社;第2版(2010年7月1日)。

《变电站综合自动化原理与系统》，张惠钢，中国电力出版社;第1版(2004年1月1日)。

六、开课单位：电气信息学院电气专业

七、课程的性质、目的和任务

《变电站综合自动化》，是电气工程及其自动化专业面向应用的一门专业课，是电力系统继电保护及自动化方向与发电厂及电力系统方向的核心专业课程。本课程以“变电站综合自动化系统”为载体，学生通过该门课的学习，使学生较全面地了解变电站综合自动化系统的用途、结构、原理和性能，初步掌握变电站综合自动化系统基本知识和技能，具备变电站综合自动化系统的安装调试、运行及事故处理的能力。

八、课程的基本要求

1、了解变电站站综合自动化的含义。

2、掌握变电站实现综合自动化的基本功能。

3、了解变电站实现综合自动化系统的结构形式。

4、掌握变电站综合自动化信息的测量和采集种类和方式方法。

5、了解变电站综合自动化中的通信技术。

6、了解变电站综合自动化系统运用的新技术。

7、掌握变电站综合自动化系统的智能装置的。

8、掌握变电站综合自动化系统的运行、维护及调试。

9、了解提高综合自动化系统可靠性的措施。

10、熟悉变电站综合自动化的监控系统相关知识。

九、课程的主要内容

第一章 变电站综合自动化系统概述 1.1 综合自动化的基本概念 1.2 综合自动化的优越性

1.3 综合自动化系统的主要内容和基本功能 1.4 综合自动化系统的设计原则与要求

1.5 综合自动化系统的硬件结构（结构形式和配置）1.6 变电站综合自动化与无人值班变电站 1.7 变电站综合自动化技术的发展方向 第二章 变电站综合自动化信息的测量和采集 2.1 变电站综合自动化信息

2.2 变电站综合自动化信息的体系结构 2.3 变电站模拟量信息的变送器测量及采集 2.4 交流采样技术及其应用 2.5 变电站油温的采集 2.6 变电站状态信息的采集 2.7 变电站实时时钟的建立和应用 第三章 变电站综合自动化系统中的通信技术 3.1 数据通信基础 3.2 数据交换技术 3.3 计算机网络基础知识

3.4 网络体系结构及OSI基本参考模型 3.5 计算机局域网络 3.6 现场总线技术

第四章 变电站综合自动化系统中的新技术应用 4.1 VQC知识 4.2 程序化操作 4.3 IEC 61850简介

第五章 变电站运行的自动控制与调节（变电站综合自动化系统的智能装置）5.1 变电站低频减负荷控制 5.2 变电站电压和无功功率控制

5.3 变电站“五防”的基本概念及实现方法 5.4 同期知识

5.5 备用电源自动投入装置 5.6 变电站主设备的遥控 5.7 微机故障录波原 5.8 微机故障录波实例

第六章 变电站综合自动化系统的运行、维护及调试 6.1 综合自动化系统人机联系与操作 6.2 综合自动化系统运行与维护 6.3 综合自动化系统的调试

第七章 提高综合自动化系统可靠性的措施 7.1 综合自动化可靠性概述 7.2 干扰来源和干扰的影响 7.3 抗干扰措施

7.4 综合自动化系统的自动检测技术 第八章 变电站综合自动化的监控系统 8.1 综合自动化监控系统的基本功能 8.2 综合自动化监控系统的基本结构 8.3 综合自动化监控系统基本要求及特点 8.4 综合自动化监控系统界面及监控操作 8.5 综合自动化监控系统的附属部分

十、课程教学重点

1、变电站实现综合自动化的基本功能。

2、变电站综合自动化信息的测量和采集种类和方式方法。

3、变电站综合自动化系统运用的新技术。

4、变电站综合自动化系统的智能装置的。

5、变电站综合自动化系统的运行、维护及调试。

6、提高综合自动化系统可靠性的措施。

7、变电站综合自动化的监控系统。

十一、考核方式

笔试考试

总成绩=笔试考试（70%）+平时考评（30%）

十二、学时分配