變電站綜自技術(shù)培訓(職業(yè)技能鑒定)

風電場

變電站綜合自動化

叢智慧大唐（赤峰）新能源有限公司生產(chǎn)技術(shù)部1、變電站綜合自動化系統(tǒng)概述1.1、變電站綜合自動化系統(tǒng)的定義1.2、變電站綜合自動化系統(tǒng)的基本特征

1.3、變電站自動化技術(shù)的發(fā)展歷程1.4、變電站綜合自動化系統(tǒng)的功能描述

1.5、變電站綜合自動化系統(tǒng)當前發(fā)展特點1.6、變電站綜合自動化系統(tǒng)今后發(fā)展趨勢

1.1綜自系統(tǒng)概述—定義 變電站綜合自動化系統(tǒng)，是利用多臺微處理器及嵌入式CPU和大規(guī)模集成電路組成的分層分布式的自動化系統(tǒng)，它以計算機技術(shù)為基礎(chǔ)，實現(xiàn)對變電站傳統(tǒng)的繼電保護、測量手段、控制方式、通信結(jié)構(gòu)和管理模式的全面改造和升級。 系統(tǒng)將變電站的二次設(shè)備，包括測量儀表、信號系統(tǒng)、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等，經(jīng)過功能的重新組合和優(yōu)化設(shè)計，利用先進的計算機技術(shù)、現(xiàn)代電子技術(shù)、信號處理技術(shù)和通信技術(shù)、實現(xiàn)對全變電站的主要設(shè)備和輸、配電線路的綜合性的自動化功能。這些包括：自動監(jiān)視、遠程測量、自動控制、微機保護，以及與調(diào)度通信等。1.1綜自系統(tǒng)概述—定義

變電站綜合自動化系統(tǒng)從通俗意義上講，指的是包含傳統(tǒng)的自動化監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護、自動裝置等各種數(shù)字式設(shè)備，是集保護、測量、監(jiān)視、控制、遠傳等功能為一體，通過數(shù)字通信及網(wǎng)絡(luò)技術(shù)來實現(xiàn)信息共享的一套微機化的二次設(shè)備及系統(tǒng)。 該系統(tǒng)之所以冠名綜合自動化系統(tǒng)，是為了區(qū)別于以往只實現(xiàn)了局部功能的變電站自動化系統(tǒng)，例如采用常規(guī)保護加RTU構(gòu)成的變電站自動化系統(tǒng)。國外也有文章稱綜合自動化系統(tǒng)為“一體化的變電站控制與保護系統(tǒng)”。1.2綜自系統(tǒng)概述—基本特征變電站綜合自動化系統(tǒng)具有如下特征：系統(tǒng)功能綜合化

綜合了除交直流電源外的全部二次系統(tǒng)，綜合不是簡單的拼湊，而是功能的重新劃分和性能指標的最優(yōu)。系統(tǒng)構(gòu)成的模塊化和數(shù)字化 面向被控對象，形成模塊化設(shè)計，并以模塊化為基礎(chǔ)實現(xiàn)系統(tǒng)的靈活組態(tài)（例如出線按間隔配置，規(guī)模可大可?。６K化內(nèi)部又實現(xiàn)了微機化。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)分布、分層、分散化

系統(tǒng)結(jié)構(gòu)從功能上采用分層設(shè)計（分三層），從物理位置上分散就近安裝（中壓安裝在高壓柜上，可靠性遠高于集中式）。各子系統(tǒng)分布設(shè)計、并列運行、協(xié)調(diào)工作。1.2綜自系統(tǒng)概述—基本特征操作監(jiān)視屏幕化

以往的模擬屏被顯示器上實時刷新的主接線圖取代，以往的把手控制操作被鍵盤鼠標操作取代，以往的光字牌告警被計算機上的數(shù)字光字牌、文字提示及語音告警取代，以往的指針顯示被顯示器的數(shù)字顯示替代通信網(wǎng)絡(luò)化 以往用于傳輸設(shè)備信息的是傳輸模擬量或硬接點狀態(tài)量的電纜，且數(shù)量龐大，現(xiàn)在采用以傳輸串行數(shù)字信號用的少量通訊電纜或光纜。網(wǎng)絡(luò)化的通訊方式使得施工更為簡單、組態(tài)和擴容更為靈活。運行管理智能化

運行管理的自動化不僅表現(xiàn)在常規(guī)功能（抄表、VQC、接地試拉、故障隔離和恢復）的自動化上，更體現(xiàn)在在線自動診斷、狀態(tài)檢修和智能告警上。1.3綜自系統(tǒng)概述—發(fā)展歷程80年代中期90后-00年代70年代國內(nèi)變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展歷程分立的保護和自動化設(shè)備微機RTU設(shè)備和純微機保護分散的微機測控和分散的微機保護80后-90年中真正實現(xiàn)綜合自動化1.3綜自系統(tǒng)概述—發(fā)展歷程影響變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)計算機技術(shù)計算機尤其是微處理器技術(shù)的發(fā)展，決定著變電站自動化系統(tǒng)模塊集成度的提高和功能的優(yōu)化。例如早期的8位機產(chǎn)生了功能簡單的微機保護和RTU設(shè)備，現(xiàn)在的32位機及DSP實現(xiàn)了功能強大的中壓保護測控一體化設(shè)備和高壓主后備一體化保護，也實現(xiàn)了保護和控制邏輯的PLC編程，同時也催生了IEC61850標準研究應(yīng)用。串行通訊技術(shù)通訊技術(shù)尤其是以太網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，決定著變電站自動化系統(tǒng)信息的融合和共享。例如早期的載波技術(shù)低速通訊產(chǎn)生了CDT規(guī)約實現(xiàn)有限信息的上傳，現(xiàn)在的光纖以太網(wǎng)通訊促成了IEC61850的標準體系的建立，實現(xiàn)了變電站各設(shè)備間的無縫接入和信息的全面共享。1.4綜自系統(tǒng)概述—功能描述基本功能：測量、監(jiān)視、控制功能設(shè)備保護和安穩(wěn)保護功能BZT、VQC、程序化操作等自動控制等功能遠動及數(shù)據(jù)通信功能自診斷、自恢復和自動切換功能高級功能：特征量突變捕捉和斷點再續(xù)視頻聯(lián)動和故障區(qū)域成像在線監(jiān)視和設(shè)備故障早期預警電能質(zhì)量監(jiān)視和諧波治理電網(wǎng)故障輔助分析和設(shè)備缺陷的統(tǒng)計1.5綜自系統(tǒng)概述—當前發(fā)展特點從集中控制，功能分散型向全分散網(wǎng)絡(luò)型發(fā)展 核心思想在于通過I/O單元的就地化減少傳統(tǒng)電纜的敷設(shè) 集中的RTU設(shè)備面向電氣間隔分散安裝的單元測控 集中的母差保護面向電氣間隔分散安裝的分布式母差 集中的故障錄波面向電氣間隔分散安裝的故障錄波系統(tǒng)

IO單元的就地化也催生了一次設(shè)備的智能化從專用設(shè)備的開發(fā)到標準的軟硬件平臺開發(fā)

核心思想在于生產(chǎn)的簡單化和規(guī)?；?/p>

采用標準機箱結(jié)構(gòu)（1/3、1/2、全寬），相同的核心模件，靈活配置的I/O模件（插件），實現(xiàn)硬件平臺開發(fā)和生產(chǎn)的標準化，產(chǎn)品從定制化走向標準化，大大減少了備件的數(shù)量和安裝維護工作量。 在功能強勁硬件平臺上，采用由嵌入式操作系統(tǒng)和PLC技術(shù)構(gòu)建的軟件平臺，通過植入多種保護元件和邏輯塊，實現(xiàn)功能的靈活組態(tài)（不同的保護相同的軟件如、軟硬件升級各自完全獨立）1.5綜自系統(tǒng)概述—當前發(fā)展特點從集中控制向綜合智能控制發(fā)展

采集和控制單元的就地化引發(fā)了跨專業(yè)綜合智能化發(fā)展。典型的如中壓間隔管理單元，實現(xiàn)了繼電保護、故障錄波、電氣測量、自動控制、電度計量、狀態(tài)監(jiān)視、設(shè)備維護、自我診斷等功能于一體，真正實現(xiàn)了綜合化和智能化從屏幕數(shù)據(jù)監(jiān)視到多媒體多維度監(jiān)視發(fā)展

得益于視頻監(jiān)控和在線監(jiān)測技術(shù)的發(fā)展，現(xiàn)代變電站計算機監(jiān)控從原先的畫面、文字和實時數(shù)據(jù)的刷新轉(zhuǎn)為語音告警、視頻聯(lián)動、故障點成像、健康指數(shù)顯示等多媒體多維度可視化監(jiān)視，即“四遙”->“六遙”（增加遙視和遙診）1.5綜自系統(tǒng)概述—當前發(fā)展特點實現(xiàn)系統(tǒng)縱向和橫向的綜合

通訊協(xié)議的標準化促進了智能設(shè)備間的互操作性和無縫融合，既實現(xiàn)橫向設(shè)備及子系統(tǒng)間的信息共享和電氣互閉鎖，也實現(xiàn)了縱向?qū)用娴臄?shù)據(jù)的交互和數(shù)據(jù)源的一致性。（由縱向為主->橫縱結(jié)合）1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢 變電站的全面數(shù)字化和智能化是變電站綜合自動化系統(tǒng)的發(fā)展方向。 數(shù)字化、智能化變電站的基本目標是：一次設(shè)備智能化二次設(shè)備網(wǎng)絡(luò)化運行管理自動化 數(shù)字化、智能化變電站的核心標準是： IEC61850(DL/T860)變電站網(wǎng)絡(luò)與通信協(xié)議1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢1.6.1一次設(shè)備的智能化前置的信號采集系統(tǒng)

后移的智能控制回路

一次設(shè)備的狀態(tài)監(jiān)視（CT、PT、變壓器、開關(guān)）典型特征： 一次設(shè)備采集和控制的核心采用了微處理器和光電通訊技術(shù)設(shè)計，與二次設(shè)備的連接的常規(guī)強電模擬信號和控制電纜被以光纖為媒介的數(shù)字網(wǎng)絡(luò)所代替，也就是數(shù)字信號網(wǎng)絡(luò)取代傳統(tǒng)的導線連接。1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢一次設(shè)備的智能化的關(guān)鍵技術(shù)：非常規(guī)互感器的應(yīng)用

OCT、OPT、LPCT、LPPT和MU的應(yīng)用智能化開關(guān)柜的應(yīng)用

通過就地配置智能控制單元，實現(xiàn)控制操作和狀態(tài)傳輸?shù)臄?shù)字化，具備就地電氣閉鎖和自適應(yīng)分合閘操作等功能，通過對開關(guān)在線監(jiān)測和診斷，實現(xiàn)狀態(tài)檢修。其它智能化一次設(shè)備 通過就地配置智能控制單元，實現(xiàn)控制操作和狀態(tài)傳輸?shù)臄?shù)字化，完成對變壓器、電抗器油中氣體監(jiān)視、避雷器絕緣性能監(jiān)視和高壓設(shè)備的局放監(jiān)測，實現(xiàn)狀態(tài)檢修。1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢1.6.2二次設(shè)備的網(wǎng)絡(luò)化 二次設(shè)備的網(wǎng)絡(luò)化包括兩個方面：傳輸媒介網(wǎng)絡(luò)化信息交互網(wǎng)格化典型特性：

變電站內(nèi)常規(guī)的二次設(shè)備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置以及在線狀態(tài)檢測裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設(shè)計制造，設(shè)備之間的連接全部采用高速的網(wǎng)絡(luò)通信，二次設(shè)備不再出現(xiàn)常規(guī)功能裝置重復的I/O現(xiàn)場接口，通過網(wǎng)絡(luò)真正實現(xiàn)數(shù)據(jù)共享、資源其享，常規(guī)的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢1.6.3運行管理的自動化電力生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)、狀態(tài)記錄統(tǒng)計無紙化；數(shù)據(jù)信息分層、分流交換自動化；故障診斷自動化，故障時能即時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見；自動發(fā)出變電站設(shè)備檢修報告，即常規(guī)的變電站設(shè)備“定期檢修”改變?yōu)椤盃顟B(tài)檢修”。1.6綜自系統(tǒng)概述—今后發(fā)展趨勢1.6.4IEC61850標準:變電站IED通向國際標準之路一個世界

一種技術(shù)

一個標準IEC61850IEC60870-5IEC60870-6經(jīng)驗只有IEC61850能提供變電站IT的全面解決方案所有主要的變電站技術(shù)的供貨商都是IEC61850成員US委員會USTAG的IECTC57工作組10,11和12明確申明IEC作為變電站自動化的唯一標準國際認同標準IEC61850US通過UCA?2第2章變電站自動化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)和配置2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯接口2.2變電站的智能電子設(shè)備定義2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.4變電站自動化系統(tǒng)的配置原則2.5變電站自動化系統(tǒng)的典型配置2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)

IEC國際電工委員會TC57技術(shù)委員會（電力系統(tǒng)控制和通信技術(shù)委員會）在制定IEC61850系列標準時，把變電站自動化系統(tǒng)的功能在邏輯上劃分為3個層次: 站控層(stationlevel) 間隔層(baylevel) 過程層(processlevel)各層次間采用高速網(wǎng)絡(luò)通訊。站控層間隔層過程層高壓一次設(shè)備（1）過程層設(shè)備過程層實際上是指與變電站一次設(shè)備斷路器、隔離開關(guān)和電流互感器TA、電壓互感器TV接口設(shè)備。（2）間隔層設(shè)備變電站自動化系統(tǒng)在間隔層的設(shè)備主要有各種微機保護裝置、自動控制裝置、數(shù)據(jù)采集裝置和RTU等等。

(3）站控層設(shè)備變電站層的設(shè)備包括計算機、打印機、天文鐘、通訊管理機或遠動工作站等設(shè)備。2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)過程層的功能描述

過程層是一次設(shè)備與二次設(shè)備的結(jié)合面，或者說過程層是指智能化電氣設(shè)備的智能化部分。過程層的功能劃分： (1)實時的電氣量檢測 主要是電流、電壓、相位以及諧波分量的檢測。 (2)運行設(shè)備的狀態(tài)參數(shù)檢測 主要有溫度、壓力、密度、絕緣、機械特性及工作狀態(tài)等數(shù)據(jù)。 (3)操作控制執(zhí)行與驅(qū)動 包括變壓器分接頭調(diào)節(jié)控制，電容、電抗器投切控制，斷路器、刀閘合分控制，直流電源充放電控制。 在當前大量應(yīng)用的變電站綜合自動化系統(tǒng)中，由于一次設(shè)備的智能化尚未實現(xiàn)，過程的功能實際全部由間隔層的設(shè)備來實現(xiàn)。因此有時也將變電站綜合自動化系統(tǒng)的邏輯結(jié)構(gòu)劃分為兩層。2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)間隔層的功能描述 間隔層的設(shè)備主要有各種微機保護裝置、自動控制裝置、數(shù)據(jù)采集裝置和RTU等設(shè)備，間隔層設(shè)備的主要功能是：(1)匯總本間隔過程層實時數(shù)據(jù)信息；(2)實施對一次設(shè)備保護控制功能；(3)實施本間隔操作閉鎖功能；(4)實施操作同期及其他控制功能；(5)對數(shù)據(jù)采集、統(tǒng)計運算及控制命令的發(fā)出具有優(yōu)先級別的控制；(6)承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網(wǎng)絡(luò)通信功能。2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)站控層的功能描述(1)通過兩級高速網(wǎng)絡(luò)匯總?cè)镜膶崟r數(shù)據(jù)信息，不斷刷新實時數(shù)據(jù)庫，按時登錄歷史數(shù)據(jù)庫；(2)按既定規(guī)約將有關(guān)數(shù)據(jù)信息送向調(diào)度或控制中心；(3)接收調(diào)度或控制中心有關(guān)控制命令并轉(zhuǎn)間隔層、過程層執(zhí)行；(4)具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；(5)具有(或備有)站內(nèi)當?shù)乇O(jiān)控的人機聯(lián)系功能，如顯示、操作、打印、報警，實現(xiàn)視頻、聲音等多媒體功能；(6)具有對間隔層、過程層諸設(shè)備的在線維護、在線組態(tài)，在線修改參數(shù)的功能；(7)具有(或備有)變電站故障自動分析和操作培訓功能。2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)2.1變電站自動化系統(tǒng)的分層和邏輯結(jié)構(gòu)變電站自動化系統(tǒng)各項功能的邏輯接口2.2

變電站的智能電子設(shè)備定義 變電站自動化系統(tǒng)的設(shè)備統(tǒng)稱為智能電子設(shè)備IED（IntelligentElectronicDevices）。IEC61850協(xié)議對智能電子設(shè)備IED的定義是： 由一個或多個處理器組成，具有從外部源接收和傳送數(shù)據(jù)或控制外部源的任何設(shè)備（例如：電子多功能儀表、數(shù)字繼電器、控制器）。這些IEDs在物理位置上，可安裝在3個不同的功能層（即變電站層、間隔層、過程層）上。2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.3.1早期的集中式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)模式

這種系統(tǒng)集中采集變電站的模擬量、開關(guān)量和脈沖量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監(jiān)控、保護和一些自動控制功能。集中結(jié)構(gòu)并非指由單一的計算機完成保護和監(jiān)控的全部功能。作為變電站自動化系統(tǒng)，這種結(jié)構(gòu)模式已被淘汰，但是RTU作為集中式系統(tǒng)的一個子系統(tǒng)產(chǎn)物，得到了獨立發(fā)展，目前仍然在國內(nèi)發(fā)電廠中大量使用。 集中式系統(tǒng)的缺點：功能過于集中，設(shè)備故障影響面大軟件復雜，修改和維護工作量大組態(tài)不靈活，影響批量生產(chǎn)保護未按對象配置，維護不便集中式結(jié)構(gòu)2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.3.2分層分布式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)模式

特點：采用分層式結(jié)構(gòu)設(shè)計（2~3層結(jié)構(gòu)）采用分布式結(jié)構(gòu)（各設(shè)備相互協(xié)調(diào)、獨立工作）采用面向間隔的結(jié)構(gòu)（每個電氣間隔配置一個或多個IED設(shè)備）優(yōu)點：各設(shè)備獨立完成部分功能，系統(tǒng)故障影響小，可靠性高不同的電氣間隔，IED軟硬件相似，便于批產(chǎn)和組態(tài)實現(xiàn)間隔層IED的就地布置，節(jié)省大量電纜，方便檢修減少了現(xiàn)場施工和設(shè)備安裝的工程量，調(diào)試和維護方便顯著地縮小了變電站主控室的面積。變電站擴建時，系統(tǒng)擴展方便2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式分層分布式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)模式

2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.3.3當前變電站綜合自動化系統(tǒng)的幾種模式

站控監(jiān)控層僅設(shè)監(jiān)控主機,通過監(jiān)控主機實現(xiàn)與遠方系統(tǒng)信息交互。站控監(jiān)控層設(shè)監(jiān)控主機，通信管理單元作為前置機，監(jiān)控主機及遠方系統(tǒng)僅與通信管理單元信息交互。當間隔層設(shè)備與自動化系統(tǒng)只能采用單一非以太網(wǎng)通信接口進行信息交互時，常采用該模式。站控監(jiān)控層設(shè)監(jiān)控主機和通信管理單元,遠方系統(tǒng)通過通信管理單元與間隔層設(shè)備信息交互。而監(jiān)控主機主機則獨立從間隔設(shè)備層獲取數(shù)據(jù)信息。IED設(shè)備采用以太網(wǎng)通訊后，該模式被大量使用。站控監(jiān)控層設(shè)監(jiān)控主機帶雙通信管理單元,雙通信管理單元通過雙機互備和自動切換實現(xiàn)與遠方系統(tǒng)信息交互，監(jiān)控主機主機和通信管理機各自獨立從間隔設(shè)備層獲取數(shù)據(jù)信息，如前圖。該模式常用于對通訊可靠性要求較高的高電壓等級變電站中。2.3變電站自動化系統(tǒng)的硬件結(jié)構(gòu)模式2.3.3當前變電站綜合自動化系統(tǒng)的幾種模式

各種模式的區(qū)別： 上述模式的共同特點是采用了分層分布式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，間隔層的配置也基本相同。主要的不同在于站控層與遠方調(diào)度系統(tǒng)的接口設(shè)備上。由于通信管理機作為網(wǎng)關(guān)，較常規(guī)計算機設(shè)備更為穩(wěn)定和可靠，因此模式3、4被大面積推廣。2.4變電站自動化系統(tǒng)的配置原則影響系統(tǒng)配置的主要因素 變電站綜合自動化系統(tǒng)的配置，是根據(jù)變電站一次系統(tǒng)的電壓等級、主變臺數(shù)、進出線多少、變電站的重要程度等多方面綜合考慮的。綜合自動化系統(tǒng)配置的指導思想（一）通訊網(wǎng)絡(luò)首選采用以太網(wǎng)通訊監(jiān)控主機應(yīng)直接與間隔層IED交互信息采用獨立的嵌入式設(shè)計的通訊管理機與遠方系統(tǒng)通訊除骨干網(wǎng)外，應(yīng)采用星型拓撲降低網(wǎng)絡(luò)復雜度。2.4變電站自動化系統(tǒng)的配置原則綜合自動化系統(tǒng)配置的指導思想（二）IED采用面向電氣間隔配置，且應(yīng)提升IED集成度以簡化接線。同一站采用同一系列的產(chǎn)品以降低系統(tǒng)的調(diào)試維護工作量。（減少多方協(xié)調(diào)）暫不實施IEC61850標準時，站內(nèi)設(shè)備推薦使用IEC103協(xié)議。單主機系統(tǒng)采用Windows或Linux操作系統(tǒng)（簡單），多機系統(tǒng)采用UNIX操作系統(tǒng)（可靠），歷史數(shù)據(jù)庫應(yīng)采用商用數(shù)據(jù)庫（開放）。監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)控軟件除能實現(xiàn)常規(guī)SCADA功能外，還應(yīng)能實現(xiàn)站內(nèi)保護設(shè)備故障信息顯示和分析。（功能集成，很強的實用性）變電站自動化系統(tǒng)間隔層設(shè)備配置原則

根據(jù)電力系統(tǒng)微機繼電保護技術(shù)導則，對使用3-35kV微機保護裝置宜采用保護、測量、控制、通訊為一體的四合一單元；高壓變電所的自動化系統(tǒng)，因保護配置復雜及安全性的要求，保護與監(jiān)控必須分離。據(jù)此，宜采取如下配置：電壓等級為35kV/10kV/6kV的間隔層，宜選用保護測控綜合裝置，并安裝于開關(guān)柜上。電壓等級為110kV線路、主變壓器保護監(jiān)控宜組屏安裝于中控室或保護室內(nèi)。電壓等級220kV及以上的電力設(shè)備，保護監(jiān)控應(yīng)獨立配置；并組屏安裝于中控室或保護室內(nèi)。2.4變電站自動化系統(tǒng)的配置原則2.4變電站自動化系統(tǒng)的典型配置典型變電站配置舉例： 東山220KV風電變電站，安裝三臺220/33（35）KV變壓器，220KV側(cè)采用單母線接線，33KV側(cè)采用單母線，三臺主變獨立運行。采用南瑞繼保公司RCS9700綜自系統(tǒng)。基本思想： 采用分層分布的綜合自動化系統(tǒng)，將220KV間隔相關(guān)二次設(shè)備、主變相關(guān)二次設(shè)備、公用二次設(shè)備、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備及通信管理機集中組屏，布置在中控室內(nèi)，其余設(shè)備則就地安裝在高壓柜中。2.4變電站自動化系統(tǒng)的典型配置一、主控室布置：后臺計算機系統(tǒng) 配置PC機（兩臺）、打印機、音響各一套，安裝監(jiān)控系統(tǒng)軟件，完成變電站當?shù)乇O(jiān)控、自動控制、故障分析、設(shè)備維護等功能。五防及兩票系統(tǒng)： 東山風電場變電站采用與監(jiān)控機共用的一體五防系統(tǒng)，具備辦理工作票、操作票并進行操作順序校驗的五防功能。。2.4變電站自動化系統(tǒng)的典型配置一、主控室布置：變壓器保護測控屏 每臺主變配置一套主變測控裝置（RCS978)，另外獨立配置變壓器主保護、后備保護和非電量保護。主變測控裝置同時完成檔位和溫度采集，以及檔位調(diào)節(jié)的遙控。公共信息屏 配置通信管理機(RCS9698D)、公共測控裝置、GPS裝置、逆變電源，網(wǎng)絡(luò)交換設(shè)備、故障錄波裝置。通訊管理機完成于遠方系統(tǒng)的信息交互，公共測控裝置完成直流屏、交流屏等設(shè)備的信號采集。GPS屏完成全站IED設(shè)備的對時，以網(wǎng)絡(luò)或串行通信完成監(jiān)控主機的對時。網(wǎng)絡(luò)交換機，完成站控層設(shè)備的通訊。2.4變電站自動化系統(tǒng)的典型配置二、33KV開關(guān)室布置33KV出線間隔（11套）

11套饋線保護測控一體化裝置，就地安裝在開關(guān)柜上，完成相關(guān)的保護、測控、錄波、遠傳等功能33KV電容器間隔（3套）

3套電容器保護裝置，就地安裝在開關(guān)柜上，除完成常規(guī)的保護、測控、錄波、遠傳等功能外，每套還需實現(xiàn)完成兩路零序過壓保護。33KVPT間隔（3套） 除完成常規(guī)的測控功能外，還提供消弧消諧功能。第3章監(jiān)控系統(tǒng)的操作和使用3.1監(jiān)控系統(tǒng)的任務(wù)和要求3.2監(jiān)控系統(tǒng)的基本功能3.3監(jiān)控系統(tǒng)軟件的體系結(jié)構(gòu)和運行環(huán)境3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例介紹3.1監(jiān)控系統(tǒng)的任務(wù)和要求監(jiān)控系統(tǒng)的任務(wù)：

完成一次設(shè)備的監(jiān)視、控制、數(shù)據(jù)采集、事件順序記錄及顯示、使值班人員把握安全控制、事故處理的主動性，減少和避免誤操作，縮短事故停電時間，提高運行管理水平，減少變、配電損失。監(jiān)控系統(tǒng)的基本要求：實時性強（及時獲得關(guān)注的數(shù)據(jù)，并顯示出來）可靠性高（滿足全天候?qū)崟r監(jiān)視和控制）維護性好（方便參數(shù)修改，增刪間隔，系統(tǒng)組態(tài)）人機交流方便（友好的界面，人性化的設(shè)計）通訊可靠（通訊可靠是系統(tǒng)正常運行的保障）信息接入容量龐大（不限變電站規(guī)模，擴建方便）可編程資源豐富（提供一系列工具實現(xiàn)特殊要求）3.2監(jiān)控系統(tǒng)的基本功能實時數(shù)據(jù)的采集和處理 模擬量、數(shù)字量或狀態(tài)量、電能量的采集、折算回一次值、顯示并保存到歷史庫人機界面功能 主接線、數(shù)據(jù)、報文、報表、曲線、記錄顯示運行監(jiān)視和報警 越限報警、事故報警、設(shè)備狀態(tài)監(jiān)視和記錄、工況監(jiān)視操作控制功能 開關(guān)分合、電容投退、檔位調(diào)節(jié)、保護投退。具備多級權(quán)限管理和電氣閉鎖、防誤操作等功能數(shù)據(jù)處理和統(tǒng)計 需量記錄、電壓合格率、主變負載率、開關(guān)動作次數(shù)、事故狀況統(tǒng)計、操作記錄等3.2監(jiān)控系統(tǒng)的基本功能事故記錄和追憶 保護報文、SOE記錄、開關(guān)變位記錄、事故前后的電壓電流采樣值故障分析 故障錄波波形顯示、運算、分析、故障電壓、電流顯示、故障測距制表打印 對報表、報文、定值、曲線、日志等進行手動或自動打印數(shù)據(jù)查詢 對歷史數(shù)據(jù)、統(tǒng)計數(shù)據(jù)、歷史報文、操作記錄等檢索系統(tǒng)維護 參數(shù)定義、設(shè)備增刪、限值設(shè)置、報表制作3.3監(jiān)控系統(tǒng)的體系結(jié)構(gòu)和運行環(huán)境操作系統(tǒng)Unix（Solaris,AIX,HPUX,Tru64）Linux（多種發(fā)行版本）Windows（XP/2003/Vista/2007）數(shù)據(jù)庫Oracle（9i/10g/11g）MicrosoftSQLServer（2000/2005/2008）Mysql3.3監(jiān)控系統(tǒng)的體系結(jié)構(gòu)和運行環(huán)境3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例介紹南瑞繼保RCS9700自動化系統(tǒng)RCS-9700系列分層分布式變電站自動化系統(tǒng)保護和測控既相對獨立又相互融合，保護裝置工作不受測控和外部通信的影響，確保保護的安全性和可靠性，同時又實現(xiàn)信息共享，為變電站綜合自動化提供一個完整的解決方案。RCS-9700變電站綜合自動化系統(tǒng)不僅支持各種電壓等級變電站所需的保護、監(jiān)視、控制功能，還提供變電站自動化所需的各種高級應(yīng)用功能，如，高壓變電站中所需的故障信息、錄波信息分析和處理功能，為變電站安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行提供了堅實的基礎(chǔ)。3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-菜單界面3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-告警設(shè)置界面3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-報表編輯3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-保護顯示3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-故障分析操作票界面3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-集成兩票管理

SCADA視圖CIM視圖3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-對象編輯界面從畫面上調(diào)對象操作面板3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-無處不在的對象操作面板從告警中調(diào)對象操作面板3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-無處不在的對象操作面板3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-數(shù)據(jù)庫維護3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-屬性配置變壓器圖元的參數(shù)3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-參數(shù)化圖元3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-曲線定義與查詢3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-實時告警3.4監(jiān)控系統(tǒng)實例-事故追憶第4章變電站IED的硬件介紹4.1變電站IED的硬件的組成4.2模擬量采集回路4.3開關(guān)量采集回路4.4繼電器輸出回路4.5CPU核心系統(tǒng)回路4.6IED的電源系統(tǒng)4.7保護裝置操作回路4.8IED機箱設(shè)計4.1變電站IED的硬件的組成變電站IED的硬件的基本組成模擬量采集回路開關(guān)量采集回路繼電器輸出回路CPU核心系統(tǒng)回路液晶顯示和鍵盤通訊接口開關(guān)電源4.1變電站IED的硬件的組成一個IED的硬件原理框圖4.2模擬量采集回路兩種不同的模擬量采集和比較

1.直流量采樣直流采樣是指將現(xiàn)場不斷連續(xù)變化的模擬量先轉(zhuǎn)換成直流電壓信號，再送至A／D轉(zhuǎn)換器進行轉(zhuǎn)換；即A／D轉(zhuǎn)換器采樣的模擬量為直流信號。直流量采樣適用于低速、緩慢變化的信號。 直流量采樣實現(xiàn)電氣隔離困難、易受高頻干擾、零漂檢測和消除困難。對快速變化的信號，實現(xiàn)高精度采樣難度高。2.交流采樣交流采樣是相對直流采樣而言，即指對交流電流和交流電壓采集時，輸入至A／D轉(zhuǎn)換器的是與電力系統(tǒng)的一次電流和一次電壓同頻率，大小成比例的交流電壓信號。在交流采樣方式中，對于有功功率和無功功率，是通過采樣所得到的u，i,計算出P，Q。交流量采樣尤其適用于電力系統(tǒng)工頻變化信號?？刹捎没ジ衅鲗崿F(xiàn)隔離，容易消除檢測到直流零漂并實現(xiàn)軟件，需要采取措施實現(xiàn)雙極性采樣，對工頻信號易實現(xiàn)高精度采樣。4.2模擬量采集回路模擬量采集回路的組成1.傳感器

2.信號處理環(huán)節(jié)

3.多路模擬開關(guān)

4.采樣保持器

5.模/數(shù)（A/D）轉(zhuǎn)換器 現(xiàn)代實際IED設(shè)計時，往往采用模擬開關(guān)、采樣保持、A/D轉(zhuǎn)換為一體的A/D器件，以提升硬件的可靠性。例如AD7865、MAX125、AD7656、ADS8364等

交流電壓電流輸入通道結(jié)構(gòu)框圖4.2模擬量采集回路采樣定理一個隨時間連續(xù)變化的物理量f(t)，下圖a，經(jīng)過采樣后，得到一系列的脈沖序列f*(t)，它是離散的信號，被稱為采樣信號，如圖c。根據(jù)香農(nóng)（Shannon）定理：如果隨時間變化的模擬信號（包括噪聲干擾在內(nèi)）的最高頻率為fmax，只要按照采樣頻率f≥2fmax進行采樣，那么所給出的樣品系列,，…就足以代表（或恢復）f(t)了，實際應(yīng)用中常采用f≥(5～10)fmax。4.2模擬量采集回路采樣保持器的作用和原理（1）保證轉(zhuǎn)換時的誤差在A/D轉(zhuǎn)換器的量化誤差內(nèi)（2）實現(xiàn)多個模擬量的同步采樣（功率計算、差動保護）4.2模擬量采集回路A/D轉(zhuǎn)換器的主要技術(shù)性能

（1）分辨率：分辨率反映A/D轉(zhuǎn)換器對輸入模擬信號微小變化響應(yīng)的能力，通常以數(shù)字量輸出的最低位（LSB）所對應(yīng)的模擬輸入電平值表示。N位A/D轉(zhuǎn)換能反映1/2n滿量程的模擬量輸入電壓。一般用A/D轉(zhuǎn)換器輸出數(shù)字量的位數(shù)來表示分辨率。

A/D位數(shù)分辨率

8

10

121416

1/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/655364.2模擬量采集回路4.3開關(guān)量采集回路開關(guān)量的采集的幾個注意事項

1、信號輸入推薦采用DC110/220V高電壓輸入以提升抗干擾能力

2、輸入端提供低通濾波和反向旁路抑制高頻干擾

3、應(yīng)實現(xiàn)內(nèi)外信號電氣隔離

4、應(yīng)設(shè)定合適的開關(guān)量動作檢出閾值，例如DC220V輸入的開關(guān)量，閾值設(shè)定在110V。

5、從時間或閥值上具備一定的遲滯特性來過濾抖動采用光電隔離的開關(guān)量輸入方式4.3開關(guān)量采集回路采用繼電器隔離的開關(guān)量輸入方式兩種輸入方式的優(yōu)缺點對比1、采用光耦隔離的開關(guān)量輸入方式 節(jié)省空間、功耗低(一般設(shè)定2mA)、速度快(幾十us)、成本低廉、抗擾動性能不如繼電器，但電氣隔離能力優(yōu)于繼電器2、采用繼電器隔離的開關(guān)量輸入方式 具有天然的遲滯特性，抗擾動能力強。但所占空間大、功耗大（一般至少為5~10mA）、速度慢（幾ms）,成本高4.3開關(guān)量采集回路4.3開關(guān)量采集回路CPU對開關(guān)量、數(shù)字量采集的處理方式1、狀態(tài)變化申請中斷方式采樣 實時性極高（us級響應(yīng)），采樣電路復雜，丟失中斷時將監(jiān)測不到變化的信號，故僅用于高速信號捕捉時才使用。2、采用定時掃描方式采樣 采樣電路簡單，采集方式性能可靠，可與交流采樣中斷中順帶實現(xiàn)，實時性也能滿足一般遙信量的需要。例如在每周波24點下，時間分辨率為0.833ms。但高于掃描周期高速變化信號則無法捕捉。常用于遙信量采集。4.3開關(guān)量采集回路軟件的防抖處理 軟件處理時應(yīng)捕捉第一次狀態(tài)變化時間，但應(yīng)延時判別后才能確認狀態(tài)是否變化4.3開關(guān)量采集回路判有變位，記錄事件放于暫存中復雜濾波時間到，變位有效，正式記錄此事件T4.4開關(guān)量輸出回路開關(guān)量輸出回路的幾個注意事項

1、繼電器線圈去激勵時的瞬變干擾抑制

2、多重閉鎖措施防止誤出口

3、根據(jù)控制對象的特點設(shè)計印制板走線

4、應(yīng)實現(xiàn)內(nèi)外信號電氣隔離

5、推薦兩級隔離抑制源于輸出回路的傳導干擾常用數(shù)字量輸出接口電路 輸出接口電路可直接由CPUIO引腳內(nèi)部寄存器鎖存輸出，也可由外部控制總線鎖存輸出。 兩則的區(qū)別僅僅在于鎖存器在CPU片內(nèi)還是片外。顯然片內(nèi)鎖存可靠性更高些，但CPUIO資源往往有限，無法滿足大規(guī)模開關(guān)量輸出需要。4.4開關(guān)量輸出回路繼電器輸出電路設(shè)計繼電器線圈并列續(xù)流二級管抑制瞬變干擾動作于開關(guān)的出口繼電器，其工作電源必須經(jīng)裝置自診斷輸出和裝置啟動輸出控制推薦采用光耦將CPU邏輯電源與繼電器工作電源進行隔離動作于開關(guān)的出口繼電器，其印制板走線應(yīng)滿足額定10A的載流能力，相應(yīng)的繼電器接點容量也應(yīng)滿足大容量負載要求所有出口和信號輸出印制板走線長度應(yīng)盡量短，減少外部干擾信號進入IED內(nèi)部的輻射空間4.4開關(guān)量輸出回路CPU核心系統(tǒng)基本組成CPU芯片（8~32位，DSP、ARM、COLDFIRE、PPC、51/96）RAM及容量（SRAM或SDRAM、帶電池SRAM，1~16M字節(jié))可編程ROM及容量（FLASH，1~16M字節(jié)）地址譯碼電路（CPLD、FPGA等）RTC(實時日歷時鐘)硬件WATCHDOG及電源監(jiān)視回路4.5CPU核心系統(tǒng)介紹CPU核心系統(tǒng)可選模塊大容量存儲單元（SD卡、CF卡、U盤）以太網(wǎng)絡(luò)（32位自帶以太網(wǎng)接口、外掛網(wǎng)絡(luò)接口）串行接口（RS485/232）4.5CPU核心系統(tǒng)實例電源系統(tǒng)-IED的“心臟”完成高電壓小電流輸入到低壓大電流輸出的轉(zhuǎn)換完成外部電源系統(tǒng)與IED內(nèi)部系統(tǒng)的隔離抑制外部高頻干擾信號對IED內(nèi)部系統(tǒng)的擾動抑制內(nèi)部高頻信號對外部電源系統(tǒng)的干擾實現(xiàn)過流、過壓、過熱保護在電源輸入較大波動下，仍然維持輸出穩(wěn)定4.6IED電源系統(tǒng)介紹電源系統(tǒng)設(shè)計準則元器件等降額使用（整流器件、電容、MOSFET）電源輸出功率降額使用電解電容原理發(fā)熱器件優(yōu)化散熱條件壽命計算和等壽命法則運用4.6IED電源系統(tǒng)介紹4.6IED電源系統(tǒng)介紹第5章變電站綜合自動化其它IED設(shè)備5.1故障錄波器5.2電壓無功自動控制器（VQC）5.3測控裝置5.4總控裝置或通訊管理機5.5在線監(jiān)測設(shè)備故障錄波器概念：是電力系統(tǒng)發(fā)生故障及振蕩時能自動記錄的一種裝置,它可以記錄因短路故障、系統(tǒng)振蕩、頻率崩潰、電壓崩潰等大擾動引起的系統(tǒng)電流、電壓及其導出量,如有功、無功以及系統(tǒng)頻率的全過程變化現(xiàn)象。故障錄波器的啟動方式起動方式的選擇，應(yīng)保證在系統(tǒng)發(fā)生任何類型故障時，故障錄波器都能可靠的啟動。一般包括以下啟動方式：負序電壓、低電壓、過電流、零序電流、零序電壓。5.1

故障錄波器5.1

故障錄波器故障錄波器的啟動判據(jù)

相電壓和零序電壓突變量啟動

U=5%Un,U0=2%Un 電壓越限啟動

U<90%Un,U<110%Un,U2=3%Un,U0=2%Un

主變中性點電流越限啟動

3I0=2%In 頻率越限和滑差越限啟動 f<49.5Hz,f>50.5Hz,df/dt>0.1Hz/s

系統(tǒng)振蕩啟動

0.5s內(nèi)I波動大于10%In 保護跳閘接點啟動 人工啟動(1)系統(tǒng)發(fā)生故障，繼電保護裝置動作正確，可以通過故障錄波器記錄下來的電流量電壓量對故障線路進行測距，幫助巡線人員盡快找到故障點，及時采取措施，縮短停電時間，減少損失。(2)線路不明原因跳閘，通過對故障錄波器記錄的波形進行分析，可以判斷出開關(guān)跳閘的原因。從而采取相應(yīng)措施，將線路恢復送電或者停電檢修，避免盲目強送造成更大的損失，同時為檢修策略提供依據(jù)。(3)判斷繼電保護裝置的動作行為。當系統(tǒng)由于繼電保護裝置誤動造成無故障跳閘或系統(tǒng)有故障但保護裝置拒動時，就要利用故障錄波器中記錄的開關(guān)量動作情況來判斷保護的動作是否正確，并可以據(jù)此得出有問題的部分，對于較復雜的故障可以通過記錄下來的電流電壓量對故障量進行計算，從而對保護進行定量考核。故障錄波器的作用5.1

故障錄波器（1）采樣速率：采樣速率的高低決定了錄波器對高次諧波的記錄能力，在系統(tǒng)發(fā)生故障之初，故障波形的高次諧波非常嚴重，因此，為了較真實地記錄故障的暫態(tài)過程，錄波器要有較高的采樣速率。根據(jù)實際使用情況采樣速率一般設(shè)定為3200Hz即每周期采樣64點。（2）A/D轉(zhuǎn)換位數(shù)：

A/D轉(zhuǎn)換器的位數(shù)決定了錄波器記錄數(shù)據(jù)的準確度，對于不同位數(shù)的A/D轉(zhuǎn)換器在量度同一個幅值的模擬量時，顯然高位數(shù)A/D轉(zhuǎn)換器的每格所代表的值要比低位數(shù)A/D轉(zhuǎn)換器小，也就是說分辨率比較高，這樣就可以具有較高的精度保證所有通道采樣的一致性。（3）最大故障電流記錄能力：該指標用來保證在系統(tǒng)最大短路電流下能夠完整地記錄故障過程，不發(fā)生削波，同時在極小電流時又要能用一定的精度。該指標有時還影響到錄波器啟動定值的靈敏度。（4）錄波記錄時間：故障錄波器被觸發(fā)后，將根據(jù)事先設(shè)定的錄波時間采集數(shù)據(jù)、存儲數(shù)據(jù)。這幾個時段有：故障前記錄時間，這部分錄波數(shù)據(jù)主要是用來進行故障定位計算時使用。觸發(fā)時段：這部分錄波數(shù)據(jù)記錄的是故障發(fā)生的前期過程，含有較多的暫態(tài)分量，故障后進行故障定位和其他電氣量計算使用的主要是這部分數(shù)據(jù)。故障后時段：這個時段主要記錄系統(tǒng)在故障結(jié)束后系統(tǒng)的情況，這段數(shù)據(jù)主要關(guān)心的是變化過程。5.1

故障錄波器故障錄波器的主要參數(shù)由電壓互感器、電流互感器提供的電流經(jīng)A/D轉(zhuǎn)換器,將模擬量變?yōu)閿?shù)字量,再送入計算機,由CPU處理后存入存儲器,進行檢測計算,探測故障。斷路器位置及保護動作情況經(jīng)開關(guān)量輸入接口變成電信號,再經(jīng)隔離之后,成組進入CPU處理存儲。在正常情況下,對電壓電流只進行采集,對開關(guān)只進行掃描。當有故障發(fā)生時,CPU采集到電流電壓突變量,或過電流、過電壓、零序電流、開關(guān)狀態(tài)變化等信號時,啟動故障錄波。由于數(shù)據(jù)采集是連續(xù)的,故可將故障前一定時段的數(shù)據(jù)和故障后的全部數(shù)據(jù)采集,送入RAM。然后存入磁盤,由離線分析程序顯示出波形曲線圖、一次/二次錄波值等。動作原理5.1

故障錄波器5.1

故障錄波器單相接地故障單相接地故障，故障相電流和零序電流大小相等且同相位，故障相電壓有一定程度減小，同時有零序電壓出現(xiàn)，如圖1所示。

根據(jù)分析的單相接地短路故障錄波圖得出以下特點：（1）一相電流增大，一相電壓降低；出現(xiàn)零序電流、零序電壓；（2）電流增大、電壓降低為相同相別；（3）零序電流向位與故障電流同向，零序電壓與故障相電壓反向。

根據(jù)以上分析，判斷為單相接地故障，故障相為接地電流明顯增大的那一相。5.1

故障錄波器兩相接地故障

兩相接地故障，2個故障相的電流突變增大，但2個電流之間的相位有角度差，變化范圍隨過渡電阻的不同在60o～180o之間變化，但有零序電流出現(xiàn)，如圖2所示。根據(jù)分析兩相接地短路故障錄波圖得出以下特點：（1）兩相電流增大，兩相電壓降低；出現(xiàn)零序電流、零序電壓；（2）電流增大、電壓降低為相同兩個相別；（3）零序電流向量為位于故障兩相電流間。根據(jù)以上特點分析判斷故障性質(zhì)為兩相接地短路，故障相為接地電流明顯增大的那兩相。5.1

故障錄波器三相故障

三相接地故障或不接地故障，三相電流同步增，沒有零序電流和零序電壓，如圖3所示

根據(jù)分析三相短路故障錄波圖得出以下特點：（1）三相電流增大，三相電壓降低；（2）沒有零序電流、零序電壓。根據(jù)以上特點判斷故障性質(zhì)為三相短路故障5.1

故障錄波器故障錄波器的記錄格式

分時段記錄 至少為擾動前、擾動初期、擾動中期、擾動后期、恢復期五個時段，前2個時期為原始波形，后3個時期可為有效值波形

不定長錄波 錄波長度由啟動次數(shù)和故障性質(zhì)決定故障錄波器的數(shù)據(jù)輸出格式

符合暫態(tài)數(shù)據(jù)交換格式---COMTRADE格式5.2

電壓無功自動控制器變電站調(diào)壓的主要手段 有載調(diào)壓變壓器

UL=UH/Kt調(diào)節(jié)變比Kt實現(xiàn)調(diào)壓 補償電容器

U=US-U=[P*RS+(Q-QC)*XS]/U 投退電容器，改變系統(tǒng)壓降VQC的目標

維持供電電壓在規(guī)定范圍內(nèi) 保持系統(tǒng)穩(wěn)定和無功平衡 保證電壓合格前提下網(wǎng)損最小5.2

電壓無功自動控制器VQC裝置的基本要求自動識別運行方式，并采取相應(yīng)的控制策略能靈活設(shè)定電壓允許偏差和功率因素上下限能閉環(huán)檢測控制輸出，不成功則采取相應(yīng)對策，并保存記錄變壓器的分接頭控制和電容器組的投切考慮各種條件的限制；5.2

電壓無功自動控制器cosφ0UU0cosφHcosφLQ0區(qū)目標區(qū)8區(qū)先切電容再降壓1區(qū)，只降壓2區(qū)先降壓再投電容3區(qū)只投電容7區(qū)只切電容6區(qū)先升壓再切電容4區(qū)先投電容再升壓5區(qū)，只升壓UHULVQC九區(qū)控制策略為達到更加優(yōu)化的控制策略，可從九區(qū)控制演化為27區(qū)控制5.2

電壓無功自動控制器主變調(diào)檔應(yīng)遵循以下條件和要求多臺變壓器并列運行時必須保證同步調(diào)檔；確保有載調(diào)壓分級進行，一次調(diào)一檔，前后兩次調(diào)檔應(yīng)有一定延時；人工閉鎖或主變保護動作或主變停運閉鎖調(diào)擋；調(diào)檔命令發(fā)出后要進行校驗，發(fā)現(xiàn)拒動、滑檔閉鎖調(diào)檔機構(gòu)主變過負荷、母線電壓太低閉鎖調(diào)檔。主變故障、母線故障閉鎖調(diào)壓；主變的檔位已達極限或出現(xiàn)滑檔等閉鎖調(diào)壓5.2

電壓無功自動控制器電容投切操作應(yīng)滿足以下條件和要求電容器組的投切應(yīng)實行輪流原則，即保證先投者先切、先切者先投；電容器組輪換投切應(yīng)考慮運行方式的影響，當多臺主變既有關(guān)聯(lián)又有獨立性時，應(yīng)各自投入本身的電容器；人工投切的電容器組也應(yīng)參加排隊；主變低壓側(cè)電壓過高或過低應(yīng)閉鎖電容的投切；電容器檢修或保護動作應(yīng)閉鎖投切；母線故障、電容器正常退出運行是閉鎖投切；5.3

測控裝置變電站測控裝置應(yīng)用范圍110KV及以上斷路器需單獨配置測控主變宜單獨配置測控變電站公共設(shè)施需配置公共量測控裝置變電站測控的功能提供常規(guī)“四遙”功能實現(xiàn)必要的電氣邏輯閉鎖功能能接入本間隔其它IED設(shè)備的信息和狀態(tài)5.4

總控裝置或通訊管理機總控裝置或通訊管理機的主要功能擔當變電站自動化系統(tǒng)與調(diào)度系統(tǒng)間的網(wǎng)關(guān)設(shè)備，實現(xiàn)雙方的物理隔離。提供多個網(wǎng)口和各種串行通訊接口支持同時與多個主站系統(tǒng)交互數(shù)據(jù)支持各種常規(guī)通訊協(xié)議，可接入站內(nèi)各IED設(shè)備支持雙機協(xié)同工作，實現(xiàn)系統(tǒng)冗余配置內(nèi)置大容量非易失性存儲器，能夠保持一段時期內(nèi)的全站重要歷史數(shù)據(jù)5.5

在線監(jiān)測設(shè)備現(xiàn)行高壓設(shè)備定期檢修制度的弊端停電試驗，減少設(shè)備的可用時間不能真實反映設(shè)備的運行狀況。“過剩維修”，有時試驗甚至引發(fā)維修故障試驗時間集中，工作量大，造成巨大浪費5.5

在線監(jiān)測設(shè)備在線監(jiān)測技術(shù)的優(yōu)點：不停電進行，測量準確性高以設(shè)備的當前運行狀態(tài)為依據(jù)可識別故障早期征兆確定設(shè)備的最佳維修時機，實現(xiàn)“狀態(tài)修”減少停機時間，延長設(shè)備的使用壽命變電站綜合自動化系統(tǒng)第六遙--“遙診”：通過在變電站安裝在線監(jiān)測設(shè)備，實現(xiàn)對電力設(shè)備的遠程診斷。5.5

在線監(jiān)測設(shè)備監(jiān)測對象監(jiān)測內(nèi)容電力變壓器鐵芯接地電流、油中溶解氣體互感器、耦合電容器、套管末屏電流、等值電容、介損避雷器泄漏電流、阻性電流、容性電流開關(guān)柜及母線接頭、地下電纜、隧道電纜、高壓進線在線測溫斷路器動作時間、累計次數(shù)、累計的觸頭磨損量、

開關(guān)動作時刻的電流波形等母線PT母線電壓、諧波電壓、系統(tǒng)頻率現(xiàn)場環(huán)境污穢電流、環(huán)境溫度、環(huán)境濕度在線監(jiān)測對象及參數(shù)一覽表5.5

在線監(jiān)測設(shè)備在線油色譜分析 通過安裝在線監(jiān)測設(shè)備，采用與電力油化驗室相同的氣相色譜原理，檢測出混合氣體（H2、CO、C2H2、C2H4）濃度或直接得到國標規(guī)定的六組分氣體（H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6）的濃度，將以往變壓器油最短半年化驗一次，提升為約1小時自動檢測一次，真正實現(xiàn)對變壓器等設(shè)備的全程監(jiān)視。5.5

在線監(jiān)測設(shè)備絕緣性能在線檢測 通過對CT、CVT、MOV、耦合電容器、套管、主變鐵芯的末屏電流或接地電流的在線監(jiān)測，在線獲得設(shè)備泄露電流、阻性電流、阻容電流比、介質(zhì)損耗角、等值電容等反應(yīng)設(shè)備絕緣性能的特征值、實現(xiàn)對高壓設(shè)備絕緣性能的在線自動分析。5.5

在線監(jiān)測設(shè)備設(shè)備溫度的在線監(jiān)測

通過在高壓開關(guān)柜、電力電纜及電纜頭、電纜溝道、電力變壓器、發(fā)電機、隔離開關(guān)、母線、電力電容器等高壓電力設(shè)備的內(nèi)部或表面，安裝各種溫度傳感器，實現(xiàn)對這些設(shè)備溫度的實時測量和監(jiān)視。第6章變電站綜合自動化系統(tǒng)的數(shù)據(jù)通信6.1數(shù)據(jù)通信內(nèi)容和要求6.2數(shù)據(jù)通信的傳輸方式6.3遠距離通訊技術(shù)6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口6.5數(shù)據(jù)通信常用的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)6.6數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議6.7變電站無縫通信體系-IEC618506.1數(shù)據(jù)通信內(nèi)容和要求變電站數(shù)據(jù)通信任務(wù)與內(nèi)容對外任務(wù)：完成變電站與控制中心之間信息的信息交互上傳：四遙信息、故障信息、電度信息、設(shè)備診斷信息等下達：控制命令、信息查詢、參數(shù)查詢和修改等對內(nèi)任務(wù)：過程層與間隔層的信息傳輸—數(shù)據(jù)采集、命令執(zhí)行間隔層間的信息交互—數(shù)據(jù)共享，橫向操作、控制與閉鎖間隔層與站控層信息交互—信息上傳、參數(shù)修改、命令下達6.1數(shù)據(jù)通信內(nèi)容和要求變電站數(shù)據(jù)通信對網(wǎng)絡(luò)的要求快速的實時響應(yīng)能力對計量信息、錄波信息、SOE信息、正常測量和狀態(tài)信息、參數(shù)修改、常規(guī)控制命令、狀態(tài)變位信息、快速跳閘指令、原始采樣數(shù)據(jù)、時鐘同步命令等應(yīng)按優(yōu)先級從低到高進行排列，實現(xiàn)對帶寬資源的合理利用。很高的可靠性功能的分散化和采樣與執(zhí)行模塊的就地化，導致對通訊網(wǎng)絡(luò)的依賴性越來越高，要求保護動作應(yīng)不依賴于通訊網(wǎng)絡(luò)的規(guī)定已不符合最新技術(shù)標準，因此通訊的可靠性顯得更加重要。優(yōu)秀的電磁兼容性能電磁兼容性能直接影響通訊網(wǎng)絡(luò)的可靠性，必須采取措施以面對強電磁干擾、高地電位差干擾。采用分層式網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)只有分層式的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，才能滿足分層分布式的綜合自動化系統(tǒng)分層式網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)既使過程層通訊成為相對獨立的子網(wǎng)，又使站控層網(wǎng)絡(luò)流量大大降低，從而顯著提升通訊網(wǎng)絡(luò)的可靠性。6.2數(shù)據(jù)通信的傳輸方式并行通信和串行通訊并行通信數(shù)據(jù)各位以字或字節(jié)為單位并行傳輸，同時接收并行傳輸速度優(yōu)于傳統(tǒng)串行通訊，但需要提供多根數(shù)據(jù)線和控制線。僅能用于超短距離通訊。隨著串行通訊技術(shù)的快速發(fā)展，設(shè)備間通訊很少使用并行通信。串行通訊數(shù)據(jù)按一位一位的順序傳送，將一個字節(jié)的不同位，分時在同一數(shù)據(jù)線上傳送。數(shù)據(jù)傳輸雖然慢，卻可節(jié)約傳輸線，尤適用于遠距離傳輸。千兆網(wǎng)的出現(xiàn)，使得串行通信傳輸速度已優(yōu)于普通并行傳輸。6.2數(shù)據(jù)通信的傳輸方式異步通信和同步通訊異步通信每一個字節(jié)傳輸均帶有起始位、停止位和可選擇的奇偶校驗位。在不帶校驗位的情況下，一個字節(jié)共占10位。停止位保證了相鄰兩字節(jié)間的間隙，并與下一個字節(jié)起始位構(gòu)成下降沿，用于下一字節(jié)通訊同步。RS232/485即采用同步傳輸。同步通訊數(shù)據(jù)塊內(nèi)部每個字節(jié)無停止位和起始位，而在數(shù)據(jù)塊傳輸開始前使用同步字符作為傳輸指示。接收方先搜索同步字符，找到后根據(jù)幀長接收數(shù)據(jù)。同步通訊要求收發(fā)雙方必須采取措施保證時鐘同頻率同相位運轉(zhuǎn)。一般地，同步通訊在數(shù)據(jù)傳輸過程中，包含著時鐘信息，接收者根據(jù)該時鐘接收數(shù)據(jù)，實現(xiàn)同步傳輸。電信常用的64K、2M等通訊就是采用同步傳輸?shù)摹?.2數(shù)據(jù)通信的傳輸方式串行通訊的差錯控制數(shù)據(jù)傳輸過程中經(jīng)常會遇到干擾，使數(shù)據(jù)的一位或幾位發(fā)生變化，或則，同步通訊中時鐘的丟失造成數(shù)據(jù)滑碼，因此必須及時檢測到差錯并在一定程度上糾正。奇偶校驗在串行通訊中，常在數(shù)據(jù)位后增加一個奇偶校驗位，奇校驗保證所有數(shù)據(jù)位和校驗位相加為奇數(shù)，偶校驗則反之。循環(huán)冗余校驗（CRC）一組信息碼元后面附加一組監(jiān)督碼，組成一組循環(huán)碼序列，并作為一幀信息發(fā)送出去，使得該序列能被某個預定的生產(chǎn)多項式整除。CRC校驗具有很強的檢錯能力。6.3數(shù)據(jù)通信的遠距離傳輸原碼傳輸和數(shù)據(jù)調(diào)制傳輸原碼傳輸原碼傳輸指數(shù)據(jù)通信時，不做處理而直接傳輸原始數(shù)據(jù)位。原碼傳輸只能用于近距離通訊。RS232/485即采用原碼傳輸方案。調(diào)制傳輸為增加通訊抗干擾能力，數(shù)據(jù)遠距離傳輸中，必須經(jīng)過一定調(diào)制或編碼傳輸。例如數(shù)據(jù)采用模擬方式通訊時，可以使用ASK、FSK和PSK調(diào)制，然后在接收端再進行解調(diào)，即通過調(diào)制的逆過程，將數(shù)據(jù)還原。而在采用光纖通信時，往往還需將數(shù)據(jù)編碼后才傳輸，例如將數(shù)據(jù)進行脈沖編碼調(diào)制（PCM）后再進行傳輸。6.3數(shù)據(jù)通信的遠距離傳輸數(shù)據(jù)遠傳常用媒介明線或電纜信道敷設(shè)簡單，易受干擾，適用于近距離通訊。例如電話線電力線載波信道將0.3~2.7kHz電話信號與已調(diào)制成2.7~3.4kHz的遠動信號疊加成音頻信號后調(diào)制放大耦合到高壓線路上，并在接收端經(jīng)解調(diào)分離出話路和遠動信號。微波中繼信道采用300MHz~300GHz的無線電波進行傳輸。因其采用直線傳播，繞射能力弱，必須進行中繼。優(yōu)點在于容量大，可同時傳輸幾百~幾千個話路。且發(fā)射功率小，性能穩(wěn)定。光纖信道以激光為載體，以光導纖維為傳輸媒介進行通訊。具有很強的抗電磁干擾能力，保密性高，容量大，安裝維護簡單。6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口常用接口EIA-RS232接口標準 EIA-RS-232接口標準是早期串行通信接口標準。由美國電子工業(yè)協(xié)會（EIA）制定。因接口簡單，因此也廣泛應(yīng)用于變電站綜合自動化系統(tǒng)內(nèi)部的通信，缺點是易受干擾，故傳輸距離短，速率低，最大傳輸距離為15米。EIA-RS422/485接口標準

RS422是對RS232電路的改進，采用了平衡差分的電氣接口，RS422加強了抗干擾能力，使傳輸速率和距離比RS232有很大的提高。RS422用4根傳輸線，工作于全雙工。RS485由RS422變形而來，RS485采用兩線傳輸，工作于半雙工，它們的傳輸距離可到1200M，傳輸速度100K。幾種常用UART通信標準接口的主要性能RS232CRS-422RS-485最大電纜距離15m1200m1200m不同距離下的最大傳輸速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口

RS422/485的優(yōu)點： ①接口簡單，僅需一根信號電纜（雙絞線、同軸電纜），便可實現(xiàn)多節(jié)點互聯(lián)。 ②可采用標準傳輸規(guī)約，例如：IEC60870-5-101/103、DNP協(xié)議等） 由于以上優(yōu)點，間隔層設(shè)備一般均能提供RS-232/485串行接口，以方便設(shè)備互聯(lián)。

RS422/485缺點： ①一般能直接相連節(jié)點數(shù)≤32。 ②通信多為查詢方式6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口現(xiàn)場總線通信網(wǎng)絡(luò) 根據(jù)國際電工委員會IEC標準和現(xiàn)場總線基金會FF（FieldbusFoundation）的定義：現(xiàn)場總線是連接智能現(xiàn)場設(shè)備和自動化系統(tǒng)的數(shù)字式、雙向傳輸、多分支結(jié)構(gòu)的通信網(wǎng)絡(luò)。以現(xiàn)場總線構(gòu)成的控制系統(tǒng)，結(jié)構(gòu)上是分散的，從而提高了系統(tǒng)的安全、可靠和經(jīng)濟性能。 現(xiàn)場總線按ISO的OSI標準提供網(wǎng)絡(luò)服務(wù)，特點如下：

(1)現(xiàn)場設(shè)備互連網(wǎng)絡(luò)化

(2)信號傳輸數(shù)字化

(3)系統(tǒng)和功能分散化

(4)現(xiàn)場總線設(shè)備有互操作性

(5)現(xiàn)場總線的通信網(wǎng)絡(luò)為開放式互連網(wǎng)絡(luò)6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口以太網(wǎng)（Ethernet） 以太網(wǎng)（Ethernet最早在美國軍方使用，但隨其在民用系統(tǒng)中的普及，已成為當今使用最廣泛的局域網(wǎng)，在所有的網(wǎng)絡(luò)連接中，80%都是基于以太網(wǎng)的。以太網(wǎng)的優(yōu)越性 傳輸速度快（支持10-1000M），可擴展性好 生產(chǎn)和組網(wǎng)成本低 網(wǎng)絡(luò)維護和管理簡單

基于以上原因，以太網(wǎng)近幾年在變電站自動化系統(tǒng)中已得到大量應(yīng)用，且必將成為IED互聯(lián)的必然選擇。另外，受變電站強電磁場、高電位差干擾，以及存在數(shù)百米的傳輸距離，光纖以太網(wǎng)得到大量的應(yīng)用。6.4數(shù)據(jù)通信的物理接口

在網(wǎng)絡(luò)中，多個站點相互連接的方法和形式稱為網(wǎng)絡(luò)拓撲。通訊網(wǎng)絡(luò)的拓撲結(jié)構(gòu)的基本形態(tài)主要有星形、總線形和環(huán)形等，變電站自動化系統(tǒng)實際應(yīng)用時，往往是上述幾種拓撲結(jié)構(gòu)的組合應(yīng)用。6.5數(shù)據(jù)通信常用的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)星形總線形環(huán)形

幾種拓撲結(jié)構(gòu)的性能對比星形拓撲總線形拓撲環(huán)形拓撲傳輸機制點對點傳輸輪詢或總線仲裁令牌環(huán)或總線仲裁關(guān)鍵部件中心節(jié)點傳輸總線環(huán)上每一點普通點故障的影響低低高冗余方式中心節(jié)點備份無雙環(huán)自愈施工成本高低較低可靠性評價較高一般實現(xiàn)雙環(huán)自愈時最高6.5數(shù)據(jù)通信常用的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)變電站網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)的靈活應(yīng)用 采用RS485或現(xiàn)場總線時，易采用總線形結(jié)構(gòu)，當系統(tǒng)接入規(guī)模大時，可采用分層分級總線網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，即干線的每個節(jié)點都是一個網(wǎng)橋或網(wǎng)關(guān)，擔當支線的主接點。 采用以太網(wǎng)絡(luò)時，易采用星形結(jié)構(gòu)，當系統(tǒng)接入規(guī)模大時，可采用分層分級網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，干線采用雙環(huán)自愈結(jié)構(gòu)，而支線仍采用星形網(wǎng)絡(luò)。干線的每個節(jié)點都是一個網(wǎng)橋或網(wǎng)關(guān)，擔當支線的主接點。6.5數(shù)據(jù)通信常用的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)什么是通訊協(xié)議 變電站自動化系統(tǒng)作為一個整體，包含多個子系統(tǒng)和大量的IED設(shè)備，這些子系統(tǒng)或IED要實現(xiàn)信息共享，就必須借助于通訊網(wǎng)絡(luò)交換數(shù)據(jù)。而兩個相對獨立的設(shè)備或系統(tǒng)要想成功地通信，它們借助哪種語言，交流什么，怎樣交流及何時交流，都必須遵從一系列互相都能接受的規(guī)則，這些規(guī)則的集合稱為協(xié)議，它可以定義為在兩實體間控制數(shù)據(jù)交換的規(guī)則的集合。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議 由于不同系統(tǒng)中的實體間通信的任務(wù)十分復雜，相互不可能作為一整體來處理。一種替代的辦法是使用結(jié)構(gòu)式的設(shè)計和實現(xiàn)技術(shù)，用分層或?qū)哟谓Y(jié)構(gòu)的協(xié)議集合，較低級別的，更原始的功能在較低級別的實體上實現(xiàn)，而它們又向較高級別的實體服務(wù)。 國際標準化組織IS0在1977年建立了一個委員會來專門研究這樣一種體系結(jié)構(gòu)，提出了開放系統(tǒng)互連OSI模型，OSI采用分層的結(jié)構(gòu)化技術(shù)，模型共有七層：物理層、數(shù)據(jù)鏈路層、網(wǎng)絡(luò)層、傳輸層、會話層、表示層、應(yīng)用層。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議 90年代以來，國際電工委員會TC－57技術(shù)委員會為適應(yīng)電力系統(tǒng)(包括EMS,SCADA和配電自動化系統(tǒng))及其公用事業(yè)的需求，以開放系統(tǒng)互連OSI模型為基礎(chǔ),根據(jù)電力系統(tǒng)要求在有限傳輸帶寬下需要特別短的反應(yīng)時間,滿足實時性要求的特點,采用了增強性能結(jié)構(gòu)模型,這種模型僅用三層(物理層.鏈路層.應(yīng)用層),制定了一系列遠動傳輸規(guī)約的基本標準,統(tǒng)稱IEC60870-5系列標準。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議IEC60870-5系列標準協(xié)議共分5篇：第一篇：傳輸幀格式（IEC60870-5-1標準）第二篇：鏈路傳輸規(guī)則（IEC60870-5-2標準）第三篇：應(yīng)用數(shù)據(jù)的一般結(jié)構(gòu)（IEC60870-5-3標準）第四篇：應(yīng)用數(shù)據(jù)的定義和編碼（IEC60870-5-4標準）第五篇：基本應(yīng)用功能（IEC60870-5-5標準） IEC60870-5系列涵蓋了各種網(wǎng)絡(luò)配置（點對點，多個點對點，多點共線，多點環(huán)型，多點星形），各種傳輸模式（平衡式，非平衡式），網(wǎng)絡(luò)的主從傳輸模式和網(wǎng)絡(luò)的平衡傳輸模式，電力系統(tǒng)需要的應(yīng)用功能和應(yīng)用信息，是一個完整的集合，可以適應(yīng)電力自動化系統(tǒng)中各種網(wǎng)絡(luò)配置和各種傳輸模式的需要。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議 為了在兼容的設(shè)備之間達到互換的目的，國際電工委員會在IEC60870-5系列標準的基礎(chǔ)上，根據(jù)各種應(yīng)用情況下的不同要求制定了一系列的配套標準。IEC60870-5-101基本遠動任務(wù)的配套標準（1995年）（通常所說的101規(guī)約）在IEC60870-5-101基礎(chǔ)上，為適應(yīng)以太網(wǎng)傳輸，制定了IEC60870-5-104遠動設(shè)備與系統(tǒng)（104規(guī)約）IEC60870-5-103繼電保護設(shè)備信息接口配套標準（103規(guī)約）。

6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議CDT、101、104、103四種協(xié)議比較不同的通信實體CDT、101、104協(xié)議定義的兩個實體是一樣的，它們是電網(wǎng)調(diào)度主站（SCADA）與遠動終端（變電站、配電所RTU或變電站自動化系統(tǒng)）兩個實體之間進行數(shù)據(jù)交換的所依據(jù)的準則。103是在一個變電站內(nèi)繼電保護設(shè)備與監(jiān)視控制系統(tǒng)（綜合自動化系統(tǒng)）這兩個實體之間進行數(shù)據(jù)交換所依據(jù)的準則,是變電站內(nèi)的通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)的標準。分層的結(jié)構(gòu)化技術(shù)101、104、103都采用了通信體系分層結(jié)構(gòu)化技術(shù)，對物理層、鏈路層、應(yīng)用層,用戶進程作了大量具體的規(guī)定和定義。電力通信的國際標準化101、103、104協(xié)議的制定更多是為了適應(yīng)電力系統(tǒng)(包括EMS,SCADA和配電自動化系統(tǒng))通信國際標準化的統(tǒng)一，這些電力通信標準又遵循了計算機網(wǎng)絡(luò)通信的國際標準。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議遠動傳輸規(guī)約CDT與101/104協(xié)議比較1.

CDT規(guī)約屬于電力部頒規(guī)約適用于點對點的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)，它具有數(shù)據(jù)傳輸規(guī)則簡單，國內(nèi)應(yīng)用比較普及。能夠滿足電網(wǎng)調(diào)度安全監(jiān)控系統(tǒng)對遠動信息的實時性和可靠性的要求：

傳送的信息容量有限（如：遙信不能多于512個，遙測不能多于256個）。數(shù)據(jù)差錯處理的控制方法比較簡單，電網(wǎng)采集數(shù)據(jù)質(zhì)量不高。

通信未采用分層的結(jié)構(gòu)化技術(shù).不符合國際標準，電力行業(yè)與國際接軌存在困難。6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議2.101和104屬于國際電工委制定的遠動傳輸規(guī)約應(yīng)用面廣，適用于多種網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)(點對點，多個點對點，多點共線，多點環(huán)型，多點星形).數(shù)據(jù)傳輸?shù)娜萘亢头绞降玫搅藬U展(如：一個應(yīng)用數(shù)據(jù)服務(wù)單元(遙信數(shù)1024個，遙測數(shù)量512個),一個站可以有幾個應(yīng)用數(shù)據(jù)服務(wù)單元)。能很好地處理數(shù)據(jù)傳輸差錯檢測和校正，保證了電網(wǎng)數(shù)據(jù)采集的質(zhì)量。

通信采用分層的結(jié)構(gòu)化技術(shù).

符合國際標準,電力行業(yè)與國際接軌容易.6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議3.101和104區(qū)別104是101的應(yīng)用層與TCP/IP傳輸功能的結(jié)合.104在TCP/IP的框架內(nèi),可以運用不同的網(wǎng)絡(luò)類型,FR(幀中繼),ATM(異步傳輸模式)和ISDN(綜合服務(wù)數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò))

6.6變電站數(shù)據(jù)通信常用協(xié)議6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

當前IECTC57為電力系統(tǒng)通信已制定如下多種協(xié)議標準，但各協(xié)議不能兼容或不完全兼容。序號IEC配套標準我國對應(yīng)電力行業(yè)標準名稱和作用應(yīng)用場合1IEC60870-5-101DL/T634-1997基本遠動任務(wù)配套標準變電站和調(diào)度中心間2IEC60870-5-102DL/T719-2000電能累計量傳輸配套標準變電站和調(diào)度中心間3IEC60870-5-103DL/T667-1997變電站繼電保護信息接口配套標準變電站內(nèi)4IEC60870-5-104通過網(wǎng)絡(luò)傳輸變電站和調(diào)度中心5IEC60870-6TASE.1調(diào)度中心之間計算機網(wǎng)絡(luò)通信6IEC60870-6TASE.2調(diào)度中心之間計算機網(wǎng)絡(luò)通信6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

2000年6月6日在德國召開SPAG（StrategicpolicyAdvisoryGroup）會議。討論了制定唯一的通信協(xié)議和統(tǒng)一對象建模的必要性。 會議提出了無縫遠動通信體系結(jié)構(gòu)（SeamlessTelecontrolCommunicationArchitecture,SCA）的概念，并贊成制定統(tǒng)一的傳輸通信協(xié)議。從變電站的過程層至調(diào)度中心之間采用統(tǒng)一的通信協(xié)議，克服目前諸多協(xié)議之間無法完全兼容，必須經(jīng)過協(xié)議轉(zhuǎn)換才能互相連接起來的弊病。 會議決定無縫遠動通信體系結(jié)構(gòu)以IEC61850變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)為基礎(chǔ)。

會議描繪了未來電力系統(tǒng)的無縫遠動通信體系結(jié)構(gòu)如下圖所示：6.7變電站無縫通信體系-IEC61850IEC61850變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)的特點 ①應(yīng)用層傳輸協(xié)議是面向?qū)ο笞晕颐枋龅?，?shù)據(jù)對象是分層的，定義了收集這些信息的方法，數(shù)據(jù)對象，邏輯結(jié)點和邏輯設(shè)備的代號，并規(guī)定了名字的造句法，使任何對象的標識成為唯一的。 ②IEC61850可根據(jù)電力系統(tǒng)的特點來歸納所需的服務(wù)類，定義抽象通信服務(wù)接口且與所采用的網(wǎng)絡(luò)無關(guān)。 ③根據(jù)數(shù)據(jù)對象分層和數(shù)據(jù)傳輸有優(yōu)先級的特點定義了一套收集和傳輸數(shù)據(jù)的服務(wù)。 ④涵蓋了IEC60870-5-101和IEC60870-5-103的數(shù)據(jù)對象。6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

通過SNTP時間同步系統(tǒng)構(gòu)建IEC61850間隔與間隔之間的通信采用Comtrade

格式的故障錄波使用TCP-IP的標準通信基于以太網(wǎng)的標準變電站中最好的互操作性和競爭性的全球使用的標準目標變電站組態(tài)語言定義保護和控制功能6.7變電站無縫通信體系-IEC61850第7章提高綜合自動化系統(tǒng)可靠性的措施7.1提高設(shè)備可靠性的概述7.2變電站的主要干擾來源7.3干擾對變電站自動化系統(tǒng)的影響7.4變電站自動化系統(tǒng)的抗干擾措施7.5提升IED可靠性的其它措施7.6變電站自動化系統(tǒng)的自診斷技術(shù)7.1提高設(shè)備可靠性的概述可靠性是變電站自動化系統(tǒng)的基本要求之一。對變電站自動化設(shè)備而言，可靠性通常用平均無故障時間來表述，因此，這主要是一個產(chǎn)品的穩(wěn)定性問題。但對微機保護而言，可靠性還包括了設(shè)備不拒動、不誤動的問題。提高可靠性主要需要解決設(shè)備的電磁兼容性能和元器件的老化問題。這其中，提高IED的抗干擾能力是關(guān)鍵的。變電站高壓設(shè)備操作、低壓交直流電氣設(shè)備操作、雷電波、高壓設(shè)備電磁場和電網(wǎng)短路故障均會造成對IED的電磁干擾。。7.2變電站的主要干擾來源變電站干擾源的分類：變電站交直流設(shè)備受低頻振動擾動電壓波動（大負荷變化造成）、電壓突降和中斷（短路、故障切除及重合閘造成）、諧波污染（整流設(shè)備及發(fā)變設(shè)備造成）、間諧波（電弧焊、換流器、變頻器）、電力載波。傳導瞬變和高頻干擾浪涌（雷擊、操作、短路）、快速瞬變的（斷開小電感負載）、阻尼振蕩波（開關(guān)操作和短路）、衰減振蕩波（阻抗不匹配引起多次發(fā)射造成）場的干擾工頻磁場（導體帶電或設(shè)備漏磁）、脈沖磁場（雷電、操作和短路）、阻尼振蕩磁場（阻尼振蕩引發(fā)）、輻射電磁場（無線電設(shè)備引發(fā)）7.2變電站的主要干擾來源干擾信號的侵入模式侵入模式分差模干擾和共模干擾兩類。差模干擾：串聯(lián)方式侵入信號源回路的干擾。主要源自 互感和電容耦合。共模干擾：引起回路對地電位發(fā)生變化的干擾。主要源 自不同設(shè)備間和接地點選擇和接地電阻大小。干擾信號的耦合途徑電磁干擾侵入IED的途徑可分為輻射和傳導兩類,兩者可相互轉(zhuǎn)換。其耦合途徑包括：電容性耦合—兩