变电站值班人员培训班教材

变电站综合自动化系统 新员工及变电站值班人员培训教材

济南华电东工科技有限公司

2006年12月

新员工及变电站值班人员培训班教材 目录

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 2. 2.1 2.2 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 4. 5. 6. 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 7. 7.1 7.2

变电站综合自动化系统的概念及优越性 ......................................................................... 2 变电站综合自动化系统的概念 ..................................................................................... 2 对变电站保护和监控的要求的变化 ............................................................................. 2 传统变电站存在的问题 ................................................................................................. 3 变电站实现综合自动化的优越性 ................................................................................. 4 变电站综合自动化对无人值班的促进作用 ................................................................. 5 变电站自动化技术的发展过程 ..................................................................................... 7 变电站综合自动化系统的内容和功能 ........................................................................... 15 变电站综合自动化系统的研究内容 ........................................................................... 15 变电站综合自动化系统的基本功能 ........................................................................... 15 变电站综合自动化装置原理介绍 ................................................................................... 30 硬件原理介绍 ............................................................................................................... 30 保护软件原理介绍 ....................................................................................................... 32 实时多任务系统介绍 ................................................................................................... 35 测控保护算法介绍 ....................................................................................................... 36 变电站通讯网络 ............................................................................................................... 39 超高压变电站自动化系统的发展策略讨论 ................................... 错误！未定义书签。

WKY-2000变电站自动化系统介绍 .............................................................................. 42

系统特点 ....................................................................................................................... 43 系统构架 ....................................................................................................................... 46 以太网为核心构建通讯网络 ....................................................................................... 46 系统功能部署 ............................................................................................................... 48 间隔装置和功能部署 ................................................................................................... 51 变电站的干扰及其防护措施 ........................................................................................... 58 主要干扰源简述 ........................................................................................................... 59 抗干扰措施 ................................................................................................................... 60

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1. 变电站综合自动化系统的概念及优越性

1.1 变电站综合自动化系统的概念

随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用，自80年代以来，变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）逐步采用微机型的装置，即微机保护、微机监控、微机远动等。这些微机装置尽管功能不一，但其硬件配置却大体相同，装置所采集的信息量和要控制的对象许多是共同的。但由于这些设备分属不同的专业，加上管理体制上的一些原因，在变电站上述各专业的设备出现了功能重复、装置硬件配置重复、互连复杂等问题。这就迫切需要打破各专业分界的框框，从全局出发来考虑全微机化的变电站二次设备的优化设计，这便提出了变电站综合自动化的问题。

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。变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此，变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

变电站综合自动化系统以全微机化的新型二次设备替代常规设备，尽量做到硬件资源、信息资源共享。用不同的模块软件实现常规设备的各种功能，用计算机局域网代替大量信号电缆的连接，用主动模式代替常规的被动模式，简化了变电站二次部分的硬件配置，减轻了安装施工和运行维护工作量，降低了变电站总造价和运行费用，使变电运行更安全、可靠，为提高运行管理自动化水平打下了基础。

1.2 对变电站保护和监控的要求的变化

使变电站综合自动化成为电力系统自动化的发展方向原因有两个方面：一是随着电力系统的发展，对变电站保护和监控的要求发生了很大的变化，而现有的常规保护和监控系统渐渐不能满足要求；二是变电站现有的常规保护和监控系统设计本身具有很多缺点和不足。

继电保护要求的变化

当前的电力系统具有电网规模大、电压等级高和机组容量大的特点。为了最大限度的发挥电网的经济性，电力系统越来越多地运行在其稳定极限附近。这就要求一旦发生故障，继电保护装置能更快地切除故障。

220kV及以上的超高压输电线路要求的典型故障切除时间?30ms，严重故障时要求故障

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切除时间更短；母线保护要求内部故障切除时间?10ms，能自动识别母线运行方式并作出相应调整，能在近端外部故障下抗CT饱和并可闭锁；差动保护作为变压器的主保护，其关键问题仍是励磁涌流的鉴别。传统的办法是监测差流中的谐波成分，但是对超高压大容量变压器接长距离输电线或低压侧接无功补偿装置时，内部故障电流中也会含有丰富的谐波成分，在这种情况下就难以判别故障还是涌流。

自动监控装置作用的变化

电力系统监控方面最主要的变化在于对监控装置在降低发电成本和跳提高电网运行水平方面的要求越来越高。电力系统经济运行需要更多有关电网运行的信息和更精确可靠的监控，这就需要更多通道和手段来采集和分析电网信息并作出监控。另外在电网进行安全分析，特别是进行网络偶然事故分析时还要求对电网信息采集和监控功能进行协调。

变电站扩容改造的要求

一般来讲，大型变电站开始仅有几回进线，经过几年后逐步发展成为具有多回联络线。变电站扩容改造的每一步都要增加保护和监控设备，甚至需要重新安排母线的布置，因此要对现用的监控设备和保护装置进行较大的调整或重新配置。这就要求这些装置具有较大的灵活性和可扩充性以便以最小的费用和最短的时间完成扩容和改造。

变电站无人值班运行的要求

由于具有明显的技术经济效益（运行可靠性高、劳动生产率高、建设成本低），发达国家早在七十年代就开始实施这种新的变电站运行管理模式。

实现变电站无人值班的技术基础是变电站中的测量、监视、保护、监控等二次设备具有高度的安全性与可靠性，优越的协调性与兼容性。变电站综合自动化系统的运用是实现变电站无人值班运行的有效途径。

1.3 传统变电站存在的问题

众所周知，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。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造的话，必然没法满足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。传统的变电站进入九十年代以来越来越暴露出其固有的缺陷和局限性：

（1）安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。传统的变电站大多数采用常规的设备，尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等（有不少变电站没有自动装置和远动装置）采用电磁型或晶体管式设备，设备本身结构复杂、可靠性不高，而且又没有故障自诊断的能力。目前的办法是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这不但增加了维护人员的工作量，而且仍无法保证装置绝对的可靠，往往是等到保护

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装置发生拒动或误动后才能发现问题再进行调整与检修，另外维护人员在定期检测中造成装置误动或形成新的隐患的情况也时有发生。同时硬件设备基本上是按功能独立配置的，彼此间联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。

（2）供电质量缺乏科学的保证。随着国民经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断提高，家用电器、个人计算机越来越多地进入各家各户。不仅各工矿企业，而且居民用户对保证供电质量的要求越来越高。衡量电能质量的主要指标是频率和电压，目前还应考虑谐波问题。频率主要由发电厂调节、保证。而电压的合格，不能单靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行在合格范围内。但传统的变电站，大多数不具备调压手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引起足够的重视和采取有力的解决措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。

（3）占地面积大，增加了征地投资。实现了综合自动化的变电站与传统的变电站相比，在一次设备方面，目前还没有多大的差别，而差别较大的是二次设备。传统的变电站，二次设备多数采用电磁式或晶体管式，体积大、笨重，因此，主控制室、继电保护室占地面积大。这对于人口众多的我国，特别是对人口密度很大的城市来说，是一个不可忽视的问题。如果变电站实现综合自动化，则会大大减少占地面积，这对国家眼前和长远的利益都是很有意义的。

（4）不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。电力系统要做到优质、安全、经济运行，必须及时掌握系统的运行工况，才能采取一系列的自动控制和调节手段。但传统的变电站主要用指示灯显示监控操作，用各种各样的模拟式表盘反映模拟量瞬时值，大部分的历史数据、操作记录和事件记录主要靠手工完成或用专门的记录器记录，费时费力且易出错，不能满足向调度中心及时提供运行参数的要求；而且参数采集不齐，不准确，变电站本身又缺乏自动控制和调控手段，因此没法进行实时控制，不利于电力系统的安全、稳定运行。

（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。常规的保护装置和自动装置多为电磁型或晶体管型，例如晶体管型保护装置，其工作点易受环境温度影响，因此其整定值必须定期停电校验，每年校验保护定值的工作量是相当大的；也无法实现远方修改保护或自动装置的定值。

1.4 变电站实现综合自动化的优越性

由于传统的变电站存在以上缺点，无法满足电力系统安全、稳定和经济、优化运行的要求。解决这些问题的出路是用先进技术武装变电站。对于老式的变电站，逐步进行技术改造；对新建的变电站，要尽量采用先进的技术，提高变电站的自动化水平，增加四遥功能，逐步实现无人值班和调度自动化。变电站实现综合自动化的优越性主要有以下几方面。

（1）提高供电质量，提高电压合格率。由于在变电站综合自动化系统中包括有电压、无功自动控制功能，故对于具备有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站，可以大大提高电

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压合格率，保证电力系统主要设备和各种电器设备的安全，使无功潮流合理，降低网损，节约电能损耗。

（2）提高变电站的安全、可靠运行水平。变电站综合自动化系统中的各子系统，绝大多数都是由微机组成的，它们多数具有故障诊断功能。除了微机保护能迅速发现被保护对象的故障并切除故障外，有的自控装置并兼有监视其控制对象工作是否正常的功能，发现其工作不正常及时发出告警信息。更为重要的是，微机保护装置和微机型自动装置具有故障自诊断功能，这是当今的综合自动化系统比其常规的自动装置或四遥装置突出的特点，这使得采用综合自动化系统的变电站一、二次设备的可靠性大大提高。

（3）提高电力系统的运行、管理水平。变电站实现自动化后，监视、测量、记录、抄表等工作都由计算机自动进行，既提高了测量的精度，又避免了人为的主观干预，运行人员只要通过观看CRT屏幕，对变电站主要设备和各输、配电线路的运行工况和运行参数便一目了然。综合自动化系统具有与上级调度通信功能，可将检测到的数据及时送往调度中心，使调度员能及时掌握各变电站的运行情况，也能对它进行必要的调节与控制，且各种操作都有事件顺序记录可供查阅，大大提高运行管理水平。

（4）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。变电站综合自动化系统，由于采用微计算机和通信技术，可以实现资源共享和信息共享，同时由于硬件电路多数采用大规模集成电路，结构紧凑、体积小、功能强，与常规的二次设备相比，可以大大缩小变电站的占地面积，而且随着微处理器和大规模集成电路的不断降价，微计算机性能价格比逐步上升，发展的趋势是综合自动化系统的造价会逐渐降低，而性能和功能会逐步提高，因而可以减少变电站的总投资。

（5）减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。由于综合自动化系统中，各子系统有故障自诊断功能，系统内部有故障时能自检出故障部位，缩短了维修时间。微机保护和自动装置的定值又可在线读出检查，可节约定期核对定值的时间，而监控系统的抄表、记录自动化，值班员可不必定时抄表、记录，可实现少人值班，如果配置了与上级调度的通信功能，能实现遥测、遥信、遥控、遥调，则完全可实现无人值班，达到减人增效的目的。

1.5 变电站综合自动化对无人值班的促进作用

对变电站来说，无人值班和有人值班是两种不同的管理模式，它与变电站一、二次系统技术水平的发展，与变电站是否实现自动化没有直接关系。一、二次设备可靠性的提高和采用先进技术，可以为无人值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。

早在四、五十年代，无人值班已经在我国一些大城市实行，例如上海、广州、天津等城市，对一些不是很重要的35kV变电站，实行无人值班，平时把变电站的门锁起来，一旦出现故障，保护跳闸停电，则用户会用电话或其他方式要求供电局去检修，恢复供电。供电局在确认停电事故后，便派出检修人员去查找并修复故障，恢复供电。这种无人值班变电站的一、二次设备与有人值班变电站完全一样，没有任何信息送往调度室。其一、二次设备的运行工

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况如何，只能由检修人员到现场后，才能知道，因此这类无人值班只适合于重要性不高的变电站。

到了60年代，由于远动技术的发展，在变电站开始应用遥测、遥信技术，从而进入了远方监视的无人值班阶段。这时，在调度中心，调度人员可以了解到下面无人值班站的运行工况，这比起元四遥功能的无人值班站来说，已前进了一大步。但是，这个阶段的遥测、遥信功能还是很有限的，例如遥信只传送事故总信号和一些开关位置信号。值班员通过事故总信号知道变也站发生故障，可及早派人到变电站或线路寻找放障和进行检修，这对及早恢复供电无疑是很有好处的。相对无四遥功能的无人值班站来说，是一大进步。但是，如果要对开关进行操作，还必须到变电站现场才行。

80年代中后期以后，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远动装置〔简称RTU（Remote Terminal Unit）的功能和性能有很大提高，具有遥测、遥信和遥控功能，有的还有遥调功能，这使无人值班技术又上了一个台阶。

经过几十年的努力，电网装备技术和运行管理水平及人员素质都有了很大提高，一次设备可靠性提高，遥控技术逐步走向成熟。特别是“八五”期间，全国电网调度自动化振兴纲要的实施，电网调度自动化实用化工作的开展取得了很好的经验，为全国特别是中心城市开展无人值班工作奠定了扎实的基础。因此，1995年国家电力调度通信中心要求现有35kV和110kV变电站，在条件具备时逐步实现无人值班，新建变电站可根据调度和管理需要以及规划要求，按无人值班设计。这几年的实践证明：变电站实行无人值班有明显的经济效益和社会效益，特别是提高了运行的可靠性，减少人为事故，保障系统安全，提高了劳动生产率，降低了建设成本，推动了电力行业的科技进步。

上述分析可见，无人值班与变电站综合自动化是不同范畴的问题。变电站有人值班与无人值班是变电站运行管理采用“当地”还是“远方”两种管理模式选择哪一种的问题；而变电站综合自动化是指变电站的技术水平问题。两者表面看来没有直接的关系。采用常规的二次设备，没有实现自动化，只要有RTU远动设备，便可以实现无人值班。但变电站自动化技术的发展和自动化水平的提高，对无人值班元疑将起很大的推动作用，它可以明显地提高无人值班变电站运行的可靠性和技术水平，而且我们今天提倡的无人值班不能回到40年代、60年代的简单水平，必须建立在高可靠性、高技术水平的基础上。变电站综合自动化可适应这种高的要求。用于与常规二次设备配合的RTU远动装置对模拟量的采集，一般是通过变送器采样，对继电保护信息的采集是通过信号继电器的辅助触点，连接电缆多，因此采集的信息量往往受到限制，而变电站综合自动化系统可以提供更丰富的信息，它不仅能完成常规的RTU的全部功能，而且由于各子系统几乎都是由微处理机构成的、因而可以实现资源失享。因此，实现综合自动化的变电站，一般不必再配置单独的RTU，而是由监控系统所采集的模拟量和开关状态信息，通过通信管理单元直接送往调度，对于继电保护动作信息的采集，可以由各微机保护单元，将动作信息通过综合自动化系统内部网络送给通信管理单元再送给调度，并由通信管理单元转发或执行调度下达的命令。由于综合自动化系统内部各子系统间通过网络连接，既减少了彼此间的连接电缆，简化了设备，又可以传送更多的信息。更为突出的特点

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是可将各微机保护子系统和各自动装置的定值送往调度端，上级调度也可对其修改定值，而且综合自动化系统还能将三次进条路1运行此态和投摩启诊断时信，击耐调度主席才报苦，这些都是常规的变电所没有办法达到的。因此，目前新建的变电站在投资允许的情况下，采用综合自动化系统不仅可以全面提高无人值班变电站的技术水平，也可提高其可靠性。

1.6 变电站自动化技术的发展过程

国外从70年代末80年代初就开始进行保护和控制综合自动化新技术的开发和试验研究工作，80年代中期，我国亦开始研究变电站综合自动化技术。尤其是近年来，国内变电站综合自动化技术也得到了飞速的发展。下面就国内外变电站综合自动化技术的现状与发展作一总结和分析。

变电站分立元件的自动装置阶段

为了保证电力系统的正常运行，研究单位和制造厂家，长期以来陆续生产出各种功能的自动装置，例如：自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投和各种继电保护装置等。电力部门可根据需要，分别选择配置。70年代以前，这些自动装置主要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站的自动化水平，保证系统的安全运行，发挥了一定的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网运行的安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，经常需要维修、体积大，不利于减少变电站的占地面积，因此需要有更高性能的装置代替。

微处理器为核心的智能自动装置阶段

1971年，世界上第一片微处理器问世。美国Intel公司率先做出了贡献，接着许多厂家都纷纷开始研制微处理器，逐步形成了以Intel公司、Motorola公司、Zilog公司为代表的三大系列微处理器产品。由于该产品集成度高、体积小、性能价格比高，被微型机迅速渗透和占领了各个技术领域，为计算机应用的普及和推广提供了现实的可能性。另一方面，工农业生产和科学技术发展的需求，反过来又促进了微处理器技术的迅速发展，使之在70年代的10年中便更新了三代。20多年来，几乎每两年微处理器的集成度便翻一翻，每2~4年便更新换代一次。现已进入第五代，即64位高档微处理器阶段。

80年代，随着国家改革开放方针的进展，微处理器技术开始引人我国，并且吸引了许多为电力行业服务的科技工作者，他们都把注意力放在如何将大规模集成电路技术和微处理器技术应用于电力系统各个领域上。在变电站自动化方面，首先将原来由晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理机代替，由于采用了数字式电路，统一数字信号电平，缩小了体积，明显地显示出优越性，特别是由微处理器构成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提高了测量的准确度和控制的可靠性，

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还扩充了新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断能力，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的。

这些微机型的自动装置，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但在80年代，基本上还是维持原有的功能和逻辑关系的框框，只是组成的硬件结构由微处理器及其接口电路代替，扩展了一些简单的功能，多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，实际上形成了变电站的自动化孤岛，因此仍然解决不了前述变电站设计和运行中存在的所有问题。随着数字技术和微机技术的发展，变电站内自动化孤岛问题引起了国内外科技工作者的关注，并对其开展研究和寻求解决的途径。因此变电站综合自动化是科学技术发展和变电站自动控制技术发展的必然结果。

变电站综合自动化系统的发展阶段

国外变电站综合自动化的发展概况

国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发和试验研究工作。如由美国西屋电气公司和美国电力科学研究院（EPRI）联合研制的SPCS变电站保护和控制综合自动化系统、由日本关西电力公司与三菱电气公司共同研制的SDCS－I、II保护和控制综合自动化系统，SDCS－I、II系统从1977－1979年进行了现场试验及试运行，80年代初已交付商业应用。目前，日本日立、三菱、东芝公司，德国西门子公司（SIEMENS）、AEG公司，瑞士ABB公司，美国通用电气公司（GE）、西屋电气公司（Wesinghouse），法国阿尔斯通公司（AL－STHOM），瑞士Landis&Gyr公司等国际著名大型电气公司均开发和生产了变电站综合自动化系统（或称保护与控制一体化装置），并取得了较为成熟的运行经验。

西门子公司于1985年在德国汉诺威正式投运其第一套变电站自动化系统LSA678，至1993年已有300多套同类型的系统在德国本土及欧洲其他国家不同电压等级的变电站投入运行，至1995年，该公司在中国也陆续得到十几个工程项目，基本上是110kV城市变电站。LSA678系统的结构有全分散式和集中与分散相结合两种类型。

ABB公司的变电站综合自动化系统SCS100，在芬兰生产，用于中、低压变电站。SCS200在瑞典生产，用于高压变电站。

各公司变电站综合自动化系统的主要特点为：系统一般采用分层分布式，系统由站控级和元件／间隔级组成，大部分系统在站控级和元件／间隔级的通信采用星形光纤连接，继电保护装置下放到就地，主控制室与各级电压配电装置之间仅有光缆联系，没有强电控制电缆进入主控制室，这样节约了大量控制电缆，大大减少对主控制室内计算机系统及其他电子元件器的干扰，提高了运行水平和安全可靠性。

国外在制定变电站综合自动化技术规范方面的进展

国外变电站综合自动化系统制造厂商颇多，但他们彼此之间一开始就十分注意系统的技

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术规范和标准的制定及协调，以避免各自为政造成的不良后果，以便于这门新技术能够迅速发展和广泛的应用，这是很值得我们学习的。目前，许多国际性组织或权威机构都在进行这项工作，如国际电工委员会（IEC）、国际大电网会议（CICRE）、德国电力事业联合会（VDEW）和电工供货商机构（ZVEI）、美国电力科学研究院（EPRI）和IEEE的电力工程学会（IEEE、PES）都正在制订或已制订了某些标准。

德国电力行业协会（VDEW）为电子制造商协会（EVEI）制定的关于数字式变电站控制系统的推荐草案于1987年公布，成为IEC TC 57在起草保护与控制之间接口标准的参考，内容非常丰富。德国的三大电气公司Siemens、ABB、AEG基本上是按这一推荐规范设计和开发自己的产品。该草案把变电站的结构规定为站控级（Station Level）和元件／间隔级（Bay LeveI）。对于系统的硬件、软件、参数化、资料、测试、验收和现场调试等那做出了具体而详尽的规定。该推荐草案的公布不仅对德国国内变电站综合自动化的发展而且对整个欧洲地区都起了一定的促进和规范作用。

美国电力科学研究院EPRI委托西屋电气公司研究起草的变电站控制与保护项目的系统规范，于1983年8月发表（EL-1813），1989年又进行了修改与增补。该规范定义出了变电站综合自动化系统的范畴，同时列出了该系统应具备的功能菜单，规定了每一种功能应具备的内容及基本要求。它反映了变电站综合自动化的基本要求，总共逐个规定了26种功能。普遍认为，任何一种装置的功能都不可能超出上述功能清单之外。

国际电工委员会第57次技术委员会（IEC TC 57）为了配合变电站综合自动化方面的进展，成立了“变电站控制和保护接口”工作组，负责起草该接口的通信标准，该工作组共12个国家（主要集中在北美和欧洲，亚洲有中国，非洲有南非）2000位成员参加。从1994年3月到1995年4月举行了四次讨论会，于1995年2月向IEC秘书处提交了保护通信伙伴标准IEC87Q-5-103，为控制与保护之间的通信提供了一个国际标准。

我国变电站综合自动化的发展过程

我国变电站综合自动化的研究工作开始于80年代中期。1987年，清华大学电机工程系研制成功一套符合国情的变电站综合自动化系统，在山东威海35kV望岛变电站投入运行，用3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后．随着1988年由华北电力学院研制的第1代微机保护（01型）投入运行，第2代微机保护（WXB—11）1990年4月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。这样，在远动装置采用微机技术后，更为复杂的继电保护全面采用微机技术成为现实。至此，随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置在电网中的全面推广应用，人们日益感到各专业在技术上保待相对独立造成了各行其是，重复硬件投资，互连复杂，甚至影响运行的可靠性。1990年，清华大学在研制鞍山公园变电站综合自动化系统时，首先提出了将监控系统和RTU合二为一的设计思想。1992年5月．电力部组织召开的“全国微机继电保护可靠性研讨会”指出：微机保护与RTU，微机就地监控．微机录波器的信息传送，时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准，微机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第1套适用于综合自动化系统的成套微机保护系统ISA－1于1993年通过部级鉴定以后，各地电网逐步开始大量采用变电站综

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合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了“变电站综合自动化分专业委员会”的成立大会，这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。

目前，国内有关研制和生产单位推出的变电站综合自动化系统及产品很多，根据该技术的发展过程及系统结构特点，归纳起来可分为4种典型类型。

第1种类型为基于RTU、变送器及继电保护与自动装置等设备的变电站综合自动化系统，一般称为增强型RTU方式，也称集中式，或第1代综合自动化系统。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置以实现“四遥”。结构上仅是站级概念，有关重要信息（如保护动作信息等）通过硬接点送给RTU装置，变电所的监测量一般经变送器变换后送给RTU。开关监测量是直接引至RTU，RTU的控制输出一般经遥控执行柜发出控制命令。该类系统的特点是：系统功能不强，硬件设备重复、整体性能指标低，系统联接复杂，可靠性低，但其成本低，特别适合于老站改造。现在全国大量远行的无人值班变电站多采用此种模式。实际上该类系统仅为变电站综合自动化的初级形式，尚不能称为综合自动化系统。

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调度室自动化主站系统远方自动化系统变电站控制室RTU屏YX屏YK屏高压开关室10KV开关柜ES60YKX交直流电源切换及防雷装置YKXUPS遥控接线电度接线遥测接线遥信接线配电屏交流220V直流屏直流220V电度表屏脉冲电度表变送器屏中央信号屏其它屏体有功/无功电流/电压电量/档位直流/温度其它等多种指示信号故障录波装置小电流接地装置保护屏继电保护主控制屏110KV控制把手或35KV控制把手端子箱控制室外

第2种类型早期的变电站综合自动化系统多为集中式，由一台或两台计算机完成变电站的所有继电保护、测量监视、操作控制、中央信号数据通信和记录打印等功能。系统各功能模块与硬件无关，采用模块化软件连接来实现，集中采集信息，集中处理运算。具有工作可靠、结构简单、性价比高等优点，但可扩充性、可维护性差。

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调度主站系统调制解调器V20CPU板系统支持板汉字库板键盘接口板S T D B U S后台机A/D转换板开关量输入板开关量输出板电量变送器断路器继电器 第3种类型为从硬件结构上按功能对装置进行了划分，摒弃了集中式单CPU结构而走向分散，系统由数据采集单元（模拟量、开关堡、脉冲量），主机单元（总控单元）、遥控执行单元、保护单元组成。各功能单元（设备）通过通信网络等手段实现有机结合，构成系统。该类系统可替代常规的保护屏、控制屏、中央信号屏、远动屏、测量仪表等。它具有较强的在线功能。各种功能比较完善，且人机界面较好。但系统仍然比较复杂，联结电缆较多，系统可靠性不太高。这类系统虽然做到了一定程度上的分散（功能分散），但没有从整体上来考虑变电站综合自动化系统的结构、一般仅是监控系统和保护系统简单的相加。由于我国保护和远动分属不同的部门和专业。故我国目前的大多数综合自动化系统均属此类结构系统。这类系统一般称为分散式系统或第2代综合自动化系统，是一种过渡方案。

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集控中心交流220V调度主站系统其它自动化系统iES-L70当地监控系统调制解调器UPSGPS 钟20:35:43直流220V交/直流切换通讯切换装置通讯控制器 ACC700 通讯控制器 BCC700 系统主电源微机保护48VDC智能电度表100k/sCANBus小电流接地装置电压无功自动控制装置R701组屏组屏R702R706R703R704R705组屏组屏组屏变电站二次回路其它智能装置

第4种类型系统是采用国际上成熟的先进设计思想，引入了站控级和间隔级概念，系统采用分层分布式结构。设备分变电站层设备（站控级）和间隔层设备（间隔级）。间隔层设备原则上按一次设备组织，例如1条线路、1台主变压器。每一间隔层设备包括保护、控制、测量、通信、录波等所有功能。设计的原则是：凡是可以在本间隔层设备完成的功能，尽量由间隔层设备就地独立处理，不依赖于通信网和变电站层设备。变电站层设备是通过间隔层设备了解和掌握整个变电站实时运行情况、并通过间隔层设备实现变电站控制，它还负责站内信息收集、分析、存储以及与远方调度中心的联系，这类系统实现了信息资源的共享以及保护、监控功能的综合化，大大简化了站内二次回路，它完全消除了设备之间错综复杂的二次电缆。由于间隔层设备可放在开关柜上或放置在一次设备附近，从而可大大缩小主控制室面积，节省控制电缆、减少CT负担。同时大大提高了整个系统的可靠性、可扩展性，是综合自动比系统的发展方向。该类系统一般称为分层分布式系统，也称为第3代变电站综合自动化系统。目前国内主要电力自动化研究生产单位的系统均属于此类产品。

针对110kV及以下中低压变电站和220kV～500kV的高压变电站，第3代变电站综合自动化系统的构成又有一定区别。110kV及以下中低压变电站综合自动化系统以“四合一”（保护、遥测、遥信、遥控）的测控保护装置为基础，配合相应的测控和自动化装置构成。220kV～500kV的高压变电站综合自动化系统，考虑其复杂性，仍采用保护、监控完全独立装置或系统设计，保护、监控系统均属于分层分布式系统。

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上述产品类型也很大程度上反映了目前在综合自动化技术领域上的2种技术观点。第1种技术观点认为：变电站综合自动化系统主要考虑“四遥量”的采集，以点为对象，面向”功能设计”，故变电站综合自动化系统应以传统RTU装置或在其基础上发展起来的数据采集装置、主控单元、遥控执行等装置组成的监控为基础组成，它与微机保护的联系只要通过装置上的串行口收集信息即可，并且特别强调保护的独立性，即两者不能有任何硬件上的融合。由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”并且是在微机远动、微机保护基础上发展起来的，且保护和远动分属不同的部门和专业，故这种技术观点曾一度流行。而第2种技术观点认为：综合自动化技术是以先进可靠的微机保护为核心，以成熟的网络通信技术将测量控制与继电保护融为一体，共享数据资源，并十分强调系统的总体结构优化以及系统的可靠性。系统是以对应的一次设备为对象，面向“对象设计”。当然它也强调保护的相对独立性，主张在决不降低保护可靠性和功能的前提下，目前至少可以在低压上采用保护与测控合一的综合装置。第2种技术观点是在微机保护技术成熟并向网络化多功能方向发展的基础上形成的。如前所述，由于保护和远动分属不同的部门和专业、加之技术发展有个过程，开始持这类观点的人并不多，但随着技术的发展和按这一新概念设计的变电站综合自动化系统的成功授运，并加之这一技术观点与目前国际上先进的设计思想及推出的高品质系统如同一脉。因此，第2种技术观点正逐步成为大家的共识，它也成为了目前综合自动化技术发展的趋势和潮流。

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2. 变电站综合自动化系统的内容和功能

2.1 变电站综合自动化系统的研究内容

十多年来，我国开展变电站自动化的研究与开发工作，主要包括如下两方面内容： （1）对110kV及以下中、低压变电站，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和运行管理水平，并逐步实行无人值班或减人增效。

（2）对220kV以上的变电站，主要是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。

总之，变电站综合自动化的内容应包括电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态监视、控制和调节。实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全。发生事故时，由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。从长远的观点看，综合自动化系统的内容还应包括高压电器设备本身的监视信息（如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等）。除了需要将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。

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和管理水平，提高安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，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措施。

2.2 变电站综合自动化系统的基本功能

变电站综合自动化是多专业性的综合技术，它以微计算机为基础，实现了对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现了电网运行管理的一次变革。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完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：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与继电保护有关功能；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的基本功能主要体现在微机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统的功能中，下面注意论述。

微机保护子系统

（一）微机保护的优越性

微机保护装置在我国投入运行已有10多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。这是因为，它显示出比常规的继电器型或晶体管型保护装置有不可比拟的

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优越性，突出表现在以下几方面。

（1）灵活性强。由于微机保护装置是由软件和硬件结合来实现保护功能的，因此在很大程度上，不同原理的继电保护的硬件可以是一样的，换以不同的程序即可改变继电器功能。例如：三段式的电流保护、重合闸和后加速跳闸、低周减载等功能，可以通过同一套保护装置实现，只要保护软件具备这些功能即可，这是常规继电器很难做到的。

（2）可明显改善保护性能。利用微计算机的软硬件技术，可以寻求更多的原理、算法等实施手段，使保护性能得到改善。同时其很强的逻辑判断能力，能够根据众多因素进行灵活规律准确的处理，这在常规继电保护中，用模拟电路是很难实现的。

（3）性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、连接线等都大大减少，因而可靠性高。

（4）微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复，而不必进行一年一度的定期检验。

（5）体积小、功能全。由软件可实现多种保护功能和获取各种附加功能，可大大简化装置的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据。例如故障前后电压、电流采样值、故障点距离、保护的动作过程和出口时间等。

（6）使用维护方便、工作量小。微机保护有良好的人际界面，甚至可在当地或远方计算机上召唤装置相关信息和进行控制。

由于微机保护具有突出的优越性，是今后继电保护技术的发展方向，因此变电站综合自动化系统中，采用微机保护是必然的趋势。尤其是新建的变电站，如果条件许可，则应该采用变电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平。

（二）微机保护子系统的功能

微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：①高压输电线路的主保护和后备保护；②主变压器的主保护和后备保护；③无功补偿电容器组的保护；④母线保护；⑤配电线路的保护。

（三）对微机保护子系统的要求

微机保护是综合自动化系统的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视。

微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独立、完整的保护功能外，还必须满足以下要求，也即必须具备以下附加功能。

（1）满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，它的工作不受监控系统和

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其他子系统的影响。为此，要求保护子系统的软、硬件结构要相对独立，而且各保护单元，例如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备。

（2）存储多套保护定值和定值的自动校对，以及保护定值、功能的远方整定和投退。 （3）具有故障记录功能。当被保护对象发生事故时，能自动记录保护动作前后有关的故障信息，包括故障电压电流、故障发生时间和保护出口时间等，以利于分析故障。在此基础上，尽可能具备一定的故障录波功能，以及录波数据的图形显示和分析，这样更有利于事故的分析和尽快解决。

（4）具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间。

（5）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“飞车”软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（6）通信功能。各保护单元必须设置有通信接口，与保护管理机或通讯控制器连接。保护管理机（或通讯控制器）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，向下负责管理和监视保护子系统中各保护单元的工作状态，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等信息；如果发现某一保护单元故障或工作异常，或有保护动作的信息，应立刻上传给监控系统或上传至远方调度端。

安全自动控制子系统

为了保障电网的安全可靠经济运行，和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：①电压无功自动综合控制；②低周减载；③备用电源自投；④小电流接地选线；⑤故障录波和测距；⑥同期操作；⑦五防操作和闭锁；⑧声音图象远程监控。

五防操作和闭锁即：防止带负荷拉合刀闸；防止误入带电间隔、防止误分、合断路器；防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。由于具有较强的独立性，一般有独立厂家生产，与保护监控仅存在通讯联系，所以此处不再详述。

电压无功自动综合控制

电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于《电力行业一流供电企业考核标准》（试行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98％，其中A类电压大于等于99％，配电系统用户供电可靠率RS1大于等于99.9％、RS3大于等于99.96％。线损率降低系数K大于等于0.007。

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电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明，造成系统电压下降的主要原因是系统的无功功率不足或无功功率分布不合理。对电压和无功进行合理的调节，可以提高电能质量、提高电压合格率、降低网损。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现包括电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标最佳，具体的调控目标如下：

（1）维持供电电压在规定的范围内。根据前能源部颁发的《电力系统电压和无功电力技术导则》规定，各级供电母线电压的允许波动范围（以额定电压为基准）如下：500（330）kV变电所的220kV母线：正常时0%~+10%；事故时－5%～+10%。220kV变电所的35～110kV母线：正常时－3%～+7%；事故时－10%～+10%。配电网的10kV母线：10.0~10.7kV。

（2）保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，应实现无功分层平衡；地区供电网络应实现无功分区就地平衡的原则，才能保护各级供电母线电压，（包括用户入口电压）在《导则》规定的范围内。

（3）保证在电压合格的前提下使电能损耗为最小。为了达到以上目标，必须增强对无功功率和电压的调控能力，充分利用现有的无功补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等）的作用，对它们进行合理的优化调控。对发电厂来说，主要的调压手段是调整发电机的励磁；在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。少数220kV以上的高压或超高压变电站装有调相机或静止无功补偿器，有的变电站既装有并联电容器也装有并联补偿电抗器。

下面的论述主要考虑通过调整有载变压器变比和电容器投切进行电压无功的控制。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调整电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网损和电压损耗，改善用户的电压质量。

以上两种调节和控制的措施，都有调整电压和改变无功分布的作用，但它们的作用原理和后果有所不同。利用改变有载调压变压器的分接头位置进行调压时，调压措施本身不产生无功功率，但系统消耗的无功功率与电压水平有关，因此在系统无功功率不足的情况下，不能用改变变比的办法来提高系统的电压水平，否则电压水平调得越高，该地区的无功功率越不足，反而导致恶性循环。所以在系统缺乏无功的情况下，必须利用补偿电容器进行调压。投补偿电容器既能补充系统的无功功率，又可改变网络中的无功分布，从而又有利于系统电压水平的提高。因此必须把调分头与控制电容器组的投切两者结合起来，进行合理的调控，才能起到既改善电压水平，又降低网损的效果。

然而，如果靠运行人员手工操作来进行对分接开关和电容器的调节控制，则运行人员必须经常监视变电站的运行工况，并作出如何调控的判断，这不仅增加运行人员的劳动强度，而且难以达到及时进行最优控制的效果。而采用电压无功自动综合控制功能具有以下优点：

（1）可选用先进合理控制规律，便于功能升级和扩展。

（2）能自动判断运行方式，并根据不同的运行方式、时段，自动选择相应的调控决策。

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（3）对电容器组的控制具有轮流投、切功能。对装有串联电抗器的电容器组，可根据变电站的实际需要，做到最先投和最后切电抗率为12%的电容器组。

（4）对于具有并联电容器组又有并联电抗器的变电站，则执行相应的正确控制规律。 （5）具有分接开关联调制动和故障闭锁功能，确保电力系统的安全。 （6）可增加电压合格率计算、监视和记录功能。

电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的不同，又有多种实现方式：①集中控制；②分散控制；③关联分散控制。

（1）集中控制。集中控制是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。理论上，这种控制方式是维持系统电压正常，实现无功优化控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，而且对各变电站要有可靠性高的通道；在各变电站，最好要具有智能执行单元。但在我国目前各变电站的基础自动化水平层次不一的情况下，实现全系统的集中优化控制有较大的难度。现在一些地区调度中心，虽然也自称为对电压和无功可以实行集中控制，但实际上多数只是由操作员通过RTU执行机构，进行远方手动操作，既不能实现自动优化控制，也增加调度员的负担，这是目前集中控制普遍存在的一个问题。

（2）分散控制。这是我国当前进行电压、无功综合控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各厂、站独立进行的，它可以实现局部地区的优化，对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗，减少值班员的操作是很有意义的。但是，目前已实现的变电站分散控制，只能做到局部的优化，无法实现全局的优化控制。

（3）关联分散控制。众所周知，电力系统是个复杂的互联系统，其潮流是互相关联的。电压水平是电力系统稳定运行的一个重要因素，在电力系统运行调度中，往往需要监视并控制某些中枢点电压和无功功率，使其维持在一个给定的范围内。如何维持这些中枢点的电压有多种调控决策需要选择。对各个变电站来说，也有各自的优化控制方案选择问题，同时还必须考虑许多实际问题。例如：一个220kV变电站，要使其中110kV侧母线电压调整至规定范围内，方法有多种，例如调整分接头位置或投、切补偿电容器，都可改变110kV的母线电压。到底采用何种调节措施，这必须通过判断和综合分析比较变电站的运行方式、运行参数、分接头当前的位置和各组电容器的投、切历史以及低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多因素后，才能选择最好的调节决策进行调节。这些调节方案的判断、决策，如果集中由调度中心的计算机负责，则必然造成软件复杂，而且不可能对各变电站因地制宜地考虑得那么细致。因此，最好的控制方式是采用关联分散控制的方式。

所谓关联分散控制，是指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大

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的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。因此，关联分散控制最大的优点是：在系统正常运行时，各关联分散控制器自动执行对各受控变电站的电压、无功调控，做到责任分散、控制分散、危险分散；紧急情况下，执行应急程序，因而可以从根本上提高全系统的可靠性和经济性。为达此目的，这就要求执行关联分散控制任务的装置，除了要具有齐全的对受控站的分析、判断和控制功能外，还必须具有强的通信能力和手段。在正常运行情况下，能把控制结果向调度报告。系统需要时，能接受上级调度下达的命令，自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律，而作为调度下达调控命令的智能执行单元。对调度中心而言，必须具备应急控制程序，这是今后研究的方向。

（4）关联分散控制的实现方法。如上所述，关联分散控制器是安装在变电站，独立完成对该站电压、无功优化控制的自动装置。其实现方法有两种：一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。

软件实现的方法，一般是在监控系统中设有专用的调分接头和调电容器的控制软件。这种方法的最大优点是可以减少硬件开销（增加一些输入、输出接口电路是必要的）；缺点是，对监控系统来说，功能过于集中，不容易对电压和无功控制的规律和调控决策进行优化。

硬件实现的关联分散控制，实际上是由专门的电压无功综合控制装置实现对U、Q的优化控制。由于该类装置有独立的CPU和信息采集以及控制输出电路，有专门的控制软件和通信接口，可以独立对该站的U、Q进行控制，也可以执行来自监控系统或调度的命令。由于是专用的硬件和软件，能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的调控决策，可以自动判断运行方式和计算投、切电容对谐波放大的影响及采取合适的抑制措施。同时还可考虑调控决策与保护的配合问题。总之，其独立性、灵活性和控制规律都有其突出的特点。但由于采用专门的装置，投资必然增加一些，同时现场还需要进行必要的安装接线。

低周减载

电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。电力系统正常运行时，必须维持频率在50±（0.1~0.2）Hz的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。轻则影响工农业产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。

（一）电力系统频率偏移的原因

电力系统的频率是反映系统有功功率是否平衡的质量指标。当系统发出的有功功率有盈余时，频率就会上升，超过额定频率；当系统发送的有功功率缺额时，频率就会低于额定值。电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，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

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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。

在非事故情况下，负荷变化引起的频率偏移将由电力系统的频率调整来限制。对于负荷变化幅度小，变化周期短（一般为10s以内）所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器进行调整，这就是电力系统频率的一次调整。对于负荷变化幅度大，变化周期较长（一般在10s~3min）所引起的频率偏移，单靠调速器的作用，不能把频率偏移限制在规定的范围内，必须有调频器参加调频。这种有调频器参与的频率调整称为二次调整。然而在事故情况下，例如：大型发电机组突然切除，输电线路发生短路跳闸或用电负荷突然大幅度增加，致使电力系统可能会出现严重的功率缺额，使频率急剧下降，这时单靠水轮机或汽轮机组的调速器或调频器已经解决不了频率下降的问题，必须采取紧急的低频减载控制措施，才能防止电网的频率崩溃，保证系统的安全、稳定运行。

（二）电力系统频率降低的危害性

（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，励磁机发出的元功功率就会减少。而频率降低时，异步电动机、变压器的励磁电流将增大，无功损耗增加。这将导致电力系统的无功平衡和电压调整增加困难。运行经验表明，当系统频率下降至46~45Hz时，系统的电压水平就会受到严重的影响，甚至造成电压的崩溃。

（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。

因此，运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为±0.2Hz；系统频率不能长时间运行在49.5~49Hz以下；事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下；系统频率的瞬时值不能低于45Hz。因而当系统发生功率缺额的事故时，必须迅速地断开部分负荷，减少系统的有功缺额，使系统频率维持在正常的水平或允许的范围内。在系统发生故障，有功功率严重缺额，需要切除部分负荷时，应尽可能做到有次序、有计划地切除负荷，并保证所切负荷的数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。这是低频减载装置的任务。

（三）低频减载的控制方式

假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减载装置基本级可以设定5轮或8轮，随用户选用。安排在基本级中的配电级路，也按重要程度分为1、2、3、?、8轮。当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第1轮的启动值，且延时时限已到时，低频减载装置动作出口，切除第1轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第2轮的整定值，且第2轮的动作延时己到，则低频减载装置再次启动，切除第2轮的负荷。如此反复对频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常或基本级的1~8轮（多数变电站只分为3轮或5轮）的负荷全部切完。

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当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。

一般第1轮的频率整定为47.5~48.5Hz，最末轮的频率整定为46~46.5Hz。若采用常规的低频继电器，则相邻两轮间的整定频率差为0.5Hz，动作时限差为0.5s；若采用微机低频减负荷装置，则相邻两轮间的整定频率差可以减少，时限差也可减少。特殊轮的动作频率可取47.5~48.5Hz，动作时限可取15~25s。

至于特别重要的用户，则设为0轮，即低频减载装置不会对它发切负荷的指令。 （四）低频减载的实现方法

实现低频减载的方法关键在于测频，在微处理器特别是单片机引入我国并推广应用以前，测频主要靠电磁型或晶体管型的频率继电器。后来又发展了数字式频率继电器，由频率继电器和控制轮次的中间继电器组成整套低频减载装置。这些低频减载装置存在体积大、测频精度低、易受干扰等缺点，为了避免误动，常加上低压闭锁、低电流闭锁及增加时延等环节。每增加一种闭锁措施，则至少必须增加一种继电器，因此结构复杂，调试不方便。而且随着电力系统的发展，电网运行方式日益复杂和多样化，供电可靠性的问题更加突出，因此对低频减载装置的性能指标的要求也必须提高。采用传统的频率继电器构成的低频减负荷装置，由于级差大、级数少，不能适应系统中出现的不同的功率缺额的情况，不能有效地防止系统的频率下降并恢复频率，难以实现重合闸等功能，常造成频率的悬停和超调现象。随着计算机在变电站自动装置中的应用日趋广泛，不少研究单位和厂家研究开发了各种类型的微机低频减载装置，其功能也日趋完善，由于它具有许多优点（详见下文），因此由其代替常规低频减载装置是必然的趋势。

目前，用微机实现低频减载的方法大体有两种。

（1）采用专用的低频减载装置实现。这种低频减载装置的控制方式如前所述，将全部馈电线路分为1~8轮（也可根据用户需要设置低于8轮的）和特殊轮，然后根据系统频率下降的情况去切除负荷。

（2）把低频减载的控制分散装设在每回馈电线路的保护装置中。现在微机保护装置几乎都是面向对象设置的，每回线路配一套保护装置，在线路保护装置中，增加一个测频环节，便可以实现低频减载的控制功能了，对各回线路轮次安排考虑的原则仍同上所述。只要将第n轮动作的频率和时延定值事前在某回线路的保护装置中设置好，则该回线路便属于第n轮切除的负荷。这种控制方法容易实现，结构也简单，目前国内面向110KV及以下变电站的综合自动化系统中基本均采用这种控制方法。

（五）对低频减载装置的基本要求

（1）能在各种运行方式且功率缺额的情况下，有计划地切除负荷，有效地防止系统频率下降至危险点以下。

（2）切降的负荷应尽可能少，应防止超调和悬停现象。

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（3）变电站的线路故障或变压器跳闸等造成失压时，应可靠闭锁，低频减载不应误动。 （4）电力系统发生低频振荡时，不应误动。 （5）电力系统受谐波干扰时，不应误动。

为满足以上要求，关键是要有原理先进、准确度高、抗干扰能力强的测频电路。此外，为了提高低频减载的可靠性，常增加以下措施：①低电压闭锁；②低电流闭锁；③滑差闭锁，也即频率变化率闭锁；④双测频回路切换或串联闭锁；⑤测频回路异常闭锁。

（七）新型低频减载装置的特点

常规的低频减载装置由电磁式或数字式的频率继电器构成。主要存在测频精度不高（分辨率仅在0.02~0.1Hz之间）、抗干扰能力差、性能不稳定等缺点。新型的低频减载装置由微处理器（多数采用单片机）构成，可以充分发挥微处理机的优势，因此具有以下主要特点。

（1）测频方法先进，测频精度高。由单片机和大规模集成电路组成的低频减载装置，可以充分利用单片机的资源，提高测频精度。

（2）可采用频率下降速率作为动作判据或闭锁条件。当系统发生严重的功率缺额事故时，系统频率的下降速率快。如果低频减载装置按df/dt作为动作判据，则能加速切除部分负荷，保证系统频率尽快恢复正常，也即提高了装置动作的快速性和准确性。也可以利用df/dt作为闭锁条件，以防止低频减载装置误动。

（3）容易扩展低电压闭锁功能。安装低频减载装置的变电站，当其母线或附近出线发生短路事故时，母线电压降低，有时可以引起测频误差，致使装置误动。为提高可靠性和动作的准确性，可考虑增加低压闭锁功能。对于常规的低频减载装置来说，必须增加一个电压继电器，而对于微机低频减载装置，只需从软件上增加电压判据即可。

（4）容易扩充重合闸功能。由微机构成的低频减载装置，只要在软件设计上做些工作，并扩展合闸出口回路，就可以方便地扩展自动重合闸功能。它是在低频减载装置动作，切除部分负荷并在消除有功功率缺额事故后，系统频率回升时，对已被切线路进行重合闸操作。这对于无人值班变电站尤其有用，可以防止装置误动或在有功缺额的事故消除后，及时恢复供电。对于以水电为主，并有较大容量的电力系统，经过延时跳闸这段时间，水轮机调速器已经发挥作用，系统备用容量得到充分利用，从而减轻了系统的有功功率缺额，此时可以重合闸，加速恢复对用户的供电。

（5）具有故障自诊断和自闭锁功能。微机低频减载装置，利用微机的智能，很容易扩展故障自诊断功能。例如：测频回路自检、存储器自检和输出回路自检等。当发现某部分发生故障时，应立刻报警，并自动闭锁装置的出口。

备用电源自投

（一）备用电源自投（BZT）的作用

随着国民经济的迅猛发展、科学技术的不断提高及家用电器迅速走向千家万户，用户对

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供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备用电源自动技人是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。因此，备用电源自投已成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自投装置是因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。

备用电源自投一般有明备用和暗备用两种基本方式。系统正常时，备用电源不工作者，称为明备用；系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。暗备用实际上是两个工作电源互为备用。

传统的备用电源自投装置是晶体管型或电磁型的自控装置。这些老式的装置不仅体积大、功能单一，且可靠性不高。随着微处理机技术、网络技术和通信技术的迅猛发展，微机型的备用电源自投装置必将取代常规的自动装置。

（二）微机型的备用电源自投装置的优越性

微机型的备用电源自投装置通过精心设计，可以具有以下特点。

（1）综合功能齐全、适应面广。常用的3种备用电源自投方式（两进线互为自投、母联或桥自投），如果采用常规的备用电源自投装置，需要安装3套备用电源自投装置，不仅体积大，成本也高。但若采用微机型备用电源自投控制装置，则1套装置就能全部实现。

（2）具有串行通信功能，可实时将信息上传。 （3）体积小，性能价格比高。 （4）故障自诊断能力强，可靠性高。

（5）可根据特殊运行方式的需求，通过软件调整满足。但也应注意，复杂的软件设计要求，也容易造成程序隐患，所以也不宜选择过于复杂的备自投运行方式。

小电流接地选线

国内66kV及以下电网，中性点不接地或经消弧线圈接地，单相接地时，故障点流过很小的电容电流，因此叫做小电流接地系统。当有一相发生接地故障时，线电压仍三相对称，不影响正常供电，允许运行1?2小时而不必跳闸。但为了防止发展成两相接地故障，必须在这段运行时间内识别出单相接地线路即小电流接地选线，然后由运行人员采取措施查找故障点并切除故障。小电流接地选线有多种实现原理：①拉路选线；②零序电流和零序功率方向；③五次谐波判别法；④反应暂态分量首半波; ⑤注入法。但无论哪一种原理，均采用零序过压作为单相接地的认定启动条件，通过相电压降低判别故障相别。

（1）拉路选线。这是传统的选线方法，即逐路拉开出线断路器，当拉开某条出线后，若指针表指示3U0降低为正常值，则表明此线路接地。对拉开的线路，一般可人工或通过重合闸送上。目前国内部分综合自动化厂家也提供了类似的远方命令实现拉路选线功能。

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（2）零序电流和零序功率方向。对于完全不接地系统，由于接地线路零序电流稍大（是非接地线路零序电容电流的总和），且零序电流方向滞后于零序电压90o（非接地线路零序电流方向超前于零序电压90o），所以可根据以上两特性进行线路接地判别。若工作出线较多，接地线路零序电流增大明显，则仅通过零序过流即可正确选出接地线路。若工作出线较少或零序过流灵敏度不能满足要求，则应考虑选用零序功率方向进行选线。零序过流选线使用条件可参考：

3I0min?Idz0?Kk3I0maxKlmKk3I0max?Kk'Ibp3I0min?Ibp?Idz0?KlmKh其中 3I0min——线路单相接地时的最小零序电流 Klm ——灵敏系数，取2

3I0max——正常运行时的最大接地电容电流 Kk ——可靠系数，取1.5~2 Ibp —— 一次侧的不平衡电流 Kk ——可靠系数，取1.2~1.3

（3）五次谐波判别法。中性点非直接接地系统单相接地时，由于发电机电动势的非正弦特性和变压器铁芯、负荷的非线性，电压、电流总是包含有谐波分量，其中五次谐波较大。在经消弧线圈接地的系统中单相接地时，消弧线圈仅能补偿电容电流中的基波分量，对于五次谐波分量，由于消弧线圈感抗增大为基波感抗的5倍，而线路五次谐波容抗为基波容抗的1/5，所以消弧线圈中的五次谐波电感电流相对于五次谐波对地电容电流来说是非常小，起不到补偿作用，与中性点完全不接地系统相似，可以不考虑消弧线圈的影响。五次谐波在电网中的分布规律与基波电流一样，接地线路的五次谐波零序电流较非接地线路的五次谐波零序电流大；且非接地线路的五次谐波零序电流超前于五次谐波零序电压90?，接地线路的五次谐波零序电流滞后于五次谐波零序电压90?，据此可采用五次谐波零序电流方向判断接地线路。五次谐波判别法既适用于经消弧线圈接地系统，同样也适用于完全不接地系统，但由于谐波分量的大小与电网结构、运行方式、故障处的过渡电阻（电弧电阻、导线与地之间电阻等）有关，因此保护的灵敏度有时不能得到保证。

（4）反应暂态分量首半波。小电流接地系统单相接地时还有以下特点：故障线路的暂态电流首半波比非故障线路的暂态电流大得多；且故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电压相位相反；而非故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电压相位相同。所以也有研究人员提出反应零序电流暂态分量首半波进行接地选线的方法，可用于中性点不接地系统，也可用于中性点经消弧线圈接地系统。由于此元件需要反应暂态电流，因此要求速动，动作后还需要自保持。但如果接地故障发生在相电压瞬时值过零点附近时，保护的灵敏度较低，可能拒动。

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国内现行综合自动化系统的接地选线方法大多采用2、3两种原理，根据各自系统设计的不同又有不同的实现方式，有的通过专门的选线装置实现、也有的分散于各测控保护装置。专门的选线装置由于全部采集了零序电压和所有线路零序电流信息，所以具有加强各线路零序电流幅值、方向的比较的优势，而且尽可能多地采用多种原理和算法（包括第4项原理）。而分散于各测控保护装置进行选线的方式，一般仅在各线路装置上以零序电流和零序功率方向分散实现接地选线，部分系统设计各线路装置完成线路零序电流基波幅值及相角的采集和计算，但不进行选线，而通过通讯控制器（管理机）全部收集后，全盘比较确定接地线路。

以上无论何种原理均需要提供零序电流，对电缆出线或经电缆引出的架空线有条件通过安装零序电流互感器获取零序电流。而单纯的架空线则无法安装零序电流互感器，若必须获取零序电流则只能通过三相电流捏合，此时由于CT变比较大、三相CT不平衡等因素均降低了以上的灵敏度和准确性。为了提高接地选线可靠性，解决此类问题，1995年，原山东工业大学电力系桑在中、潘贞存教授等提出“注入法”接地选线新概念，获得国家专利并研制出相应装置投放市场。

（5）注入法。注入法选线的设备分主机、辅机两部分，主机装于主控室，辅机装于各线路出口处。当通过3U0升高确认发生单相接地后，由主机通过母线PT接地相二次测向电网注入一个特殊频率的信号电流，它在PT一次侧的感应电流通过接地线路经接地点形成通路，而在非接地线路上不流通，这样通过辅机进行电流信号探测，并与主机通讯即可判断出接地线路。注入法选线是一种比较新颖的思路，它克服了根据零序电流进行选线的诸多缺点，适用于各种非直接接地系统的单相接地选线，若能在产品实现等方面继续探索，有望在选线准确率等方面较基于零序电流原理的设备有更好表现。

故障记录、故障录波和测距

110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接送调度主站，这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限，一般为保护启动前2~4个周波（即发现故障前2~4个周波）和保护启动后约10个周波的数据，并适当地考虑了保护动作和重合闸等全过程的情况，在保护装置中最好能保存连续3次的故障记录。110kV及以下变电站一般采用此种方式。另一种方法是采用专用微机故障录波屏，另外配置相应的硬件采集相应模拟量、信号量，并根据一定启动条件进行录波。故障录波屏均带有相应的显示器及配套显示分析软件，但也应具有与上级通信的功能，由于故障录波屏的录波数据量大（一般为保护启动前到重合闸动作后全过程约10s甚至几分钟的数据），数据上传最好采用专用局域网。

同期操作

随着电网发电容量的不短增大、发电机组的不短增多，特别是一些自备电厂或小水电站的不断增加，在变电站实现同期操作的要求也越来越多。变电站的同期操作主要有：检同期

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重合闸、检同期并列合闸、自备电厂电站或小水电站的准同期合闸。

检同期重合闸由于两系统分列时间短（约1～2s），一般不考虑两系统频率有较大差异，所以仅需检测两侧电压相角满足要求即可重合闸出口，同时也不需设置“导前时间”等参数。

检同期并列合闸和准同期合闸均须检测三个条件：①频率差异一般最大不超过0.4Hz；②电压差异一般线电压不超过10V；③相角差异一般不宜超过10O。准同期功能另外还具有调整待并机组励磁电压（输出电压）、转速（输出频率）的控制功能，以使待并机组尽快满足并网条件。

声音图象远程监控

近两年，声音图象远程监控也逐步成为变电站综合自动化系统的一部分，它具有以下优越性：

（1）声音图象异常自动识别功能，当变电站发生异常情况时能够及时发出报警信息。 （2）声音图象信息存储存储功能，便于事后对异常情况的了解分析处理。

（3）真正的全天候24小时监控，在夜晚、雨天等情况下均可实现有效监控和告警。 （4）部分系统具有门禁控制功能，有效管理记录人员进入情况。

远动监控子系统

远动监控子系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；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；取代常规的远动装置等等。总之，其功能应包括以下几部分内容。

（一）数据采集变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量。

（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：系统频率、各段母线电压、进线线路电压、各断路器电流、有功功率、无功功率、功率因数等。此外，模拟量还有主变油温、直流合闸母线和控制母线电压、站用变电压等。

（2）开关量的采集。变电站需采集的开关量有：断路器的状态及辅助信号、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态、继电保护及安全自动控制装置信号、

运行告警信号等。

（3）电度量采集。现行变电站综合自动化系统中，电度量采集方式包括脉冲和RS485接口两种，对每断路器的电能采集一般不超过正反向有功、无功4个电度量，若希望得到更多电度量数据，应考虑通过独立的电量采集系统。

（二）事件顺序记录SOE

事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录，并应记录事件发生的时间（应精确至毫秒级）。微机保护和远动监控系统必须有足够的内存，

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能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录，确保当后台监控和远方集中控制主站设备故障或通信中断时，不丢失事件信息。详细指标见调度自动化规范。

（三）操作控制功能

操作人员应可通过远方或当地显示屏幕对断路器和电动隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸手段。对断路器的操作应有以下闭锁功能：

（1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸。

（2）当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作，以免互相干扰。 （3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。

（4）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号后，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

（四）人机联系功能、数据处理与记录功能、打印功能 这几项功能与调度主站基本类似，此处不再赘述。

通信管理子系统

综合自动化系统的通信管理功能包括三方面内容：一是各子系统内部产品的信息管理；二是主通讯控制器（管理机）对其它公司产品的信息管理；三是主通讯控制器（管理机）与上级调度的通信。有关变电站通信网络后面还将独立阐述，本处仅就这三方面作概括介绍。

与上级调度的通信

变电站综合自动化系统应具有与电力调度中心通信的功能，而且每套综自系统应仅有一个主通讯控制器完成此功能。对110kV及以下中低压变电站，综自厂家的通讯控制器即作为主通讯控制器；对220KV及以上高压变电站，目前采用保护、远动监控独立的系统模式且大多属于两个厂家产品，此时一般远动监控厂家的通讯控制器即作为主通讯控制器。

需要说明的是，对专用故障录波屏、独立的电量采集系统、声音图象远程监控系统，由于其数据量较大，目前一般不通过主通讯控制器进行信息管理，而采用各自独立的通讯网送至远方相应信息监控管理系统。

主通讯控制器把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等测量和监视信息传送至调度中心，同时从上级调度接收数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。

主通讯控制器与调度中心的通信通道目前主要有：载波通道、微波通道、光纤通道。而且对重要变电站，为了保证对变电站的可靠监控，常使用两条通道冗余设置、互为备用。载波通道一般采用300或600bps，也有特殊要求的1200bps情况；微波通道、光纤通道可达

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到9600bps。现在越来越多的地方在逐步实施光纤通讯手段。

也有一些地方在尝试采用局域网实现对变电站的监控，但安全性的考虑也是要慎重对待的。一般的问题可以通过防火墙设置来过滤一些有害信息，在通讯控制器上最好还要实现一个网关的功能，可以设置不同的网段进行隔离。但为了保险起见最好采用完全独立局域网。

对其它公司产品的信息管理

变电站综合自动化系统技术涉及面广、各子系统间功能要求差异大，所以现在大多数厂家不能全部提供满足其中各种功能和不同用户需求的产品。所以根据变电站综合自动化优化资源、信息共享的目的，这就必然要求主通讯控制器对其它公司的产品进行通信和管理。

主通讯控制器对其它公司产品的信息管理一般包括：保护和安全自动装置信息的实时上传、保护和安全自动装置定值的召唤和修改、电子式多功能电能表的数据采集、智能交直流屏的数据采集、向五防操作闭锁系统发送断路器刀闸信号（根据系统设计要求接收其闭锁信号）、其它智能设备的数据采集、所有设备的授时管理和通讯异常管理。

主通讯控制器与其它公司产品的通讯一般采用RS232、RS422/485接口，常用速率有1200、 2400、4800、9600bps。RS232接口的最大传输距离是15m，若超出此距离或考虑增强可靠性、以及抗雷击和抗干扰能力，则应每对RS232接口配置1对光电隔离长线收发器。由于近年来光电隔离长线收发器的技术发展和大量使用，其价格已比较便宜，连接设计也越来越方便，对仅使用2（TXD）、3（RXD）、5（GND）三个信号线的RS232接口一般仅需要4根线两端压接连接即可，对线的介质无特殊要求。由于加装光电隔离长线收发器可明显减少误码率和意外损外，并有较好的抗雷击能力，能有效提高RS232接口的可靠性，所以我们建议用户在每对RS232接口均配置1对光电隔离长线收发器，包括对调度中心通讯采用微波通道、光纤通道时，主通讯控制器与微波机、光端机的RS232接口。

子系统内部产品的信息管理

子系统内部产品的信息管理，即为综合自动化系统的现场级通信，主要解决各子系统内部各装置之间及其与通讯控制器（管理机）间的数据通信和信息交换问题，它们的通信范围是变电站内部。对于集中组屏的综合自动化系统来说，实际是在主控室内部；对于分散安装的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与子系统的安装地，最大的可能是开关柜间，即通信距离加长了。

常规远动RTU因采集和处理的数据量相对较少，实时性能很好地达到有关标准规定的技术指标，并满足电力调度的需要。随着变电站综合自动化系统的信息量大大增大，为保证实时性，对现场通信网络的速度及可靠性都提出了更高的要求。

现行变电站综合自动化的现场通讯网主要有：RS485、CANBUS（控制局域网）、LONWORKS（局部操作网）。其中CANBUS网络由于具有载波侦听多路访问／冲突检测（CSMA/CD）、多优先级、多主节点、通讯距离远（5KBPS/10KM）、速率高（1MBPS/40M）等特点，同其它通讯网相比具有较大优势。站内通信网一般采用电缆作为通信介质，根据我

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们的经验，CANBUS网络推荐采用铠装屏蔽电缆作为通信介质，材料方便获取、连接可靠性高，并经多年现场应用验证可满足应用要求。

90年代以来以太网技术进一步发展成熟，以及近年来基于单片机的嵌入式以太网的出现，为变电站综合自动化系统提供了实现现场通讯网的心途径。目前国外一些著名公司已经将嵌入式以太网技术应用于最新推出的变电站综合自动化系统，如GE公司的UR系列通用微机保护装置、GE-HARRIS公司的D25测控装置、以及ABB公司的R580间隔控制装置。国内综自厂家也在积极进行这方面的探索和研究，并已在面向220kV及以上变电站的高压监控装置中实现。但应该指出，嵌入式以太网协议目前还没有得到很好统一，虽然美国电力科学研究院已提出UCA嵌入式以太网通信协议体系（现在为2.0版本），但为世界范围厂家希望共同遵从的IEC 61850规范迟迟未最终定稿，所以目前不同厂家的产品无法实现同网互联。另外嵌入式以太网技术比较复杂，现在还未完全成熟，国内国际上各保护厂家对嵌入式以太网在保护装置的应用模式和传输模式上还存在一些分歧，对其复杂性是否会影响保护功能还存在疑虑，所以国外部分保护厂家新研发的保护产品采用两CPU板独立实现保护和嵌入式以太网功能，而国内厂家在保护装置上实施嵌入式以太网技术还比较谨慎。

3. 变电站综合自动化装置原理介绍

3.1 硬件原理介绍

变电站综合自动化装置实际上是一种依靠单片机智能地实现保护、监控等功能的工业控制装置。典型的变电站综合自动化装置结构是由五个部分构成的，即数据采集部分、数据处理部分、开关量输入/输出部分、人机接口及电源部分。结构示意图如下：

辅助变换器低通滤波器采样保持器多路开关模数变换器保护出口模入告 警启 动光隔开入保护CPU继电器跳合闸出口遥控出口信 号开关量 输入＋U＝－电源5V15V24VRAMEPROMEEPROM串行通信测控CPU通讯

（一）数据采集部分

将模拟输入量转换为所需的数字量。主要包括辅助变换器、低通滤波器（ALF）、采样保持器（S/H）、多路转换开关（MPX）及模数变换器（A/D）等功能部件（变换器、压频变换器（VFC）、计数器等）

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（二）数据处理部分

即单片机主系统（CPU主系统），它将数据采集单元输出的数据进行分析处理，完成各种继电保护和测量控制功能。包括微处理器（MPU）、只读存储器（EPROM、E2PROM）随机存储器（RAM）、时钟（CLOCK）等器件。

（三）开关量输入/输出部分

完成保护的出口跳闸，开关量信号的采集。主要由多重输入/输出接口芯片（PIO或PIA）、光电隔离器等部件构成。

（四）人机接口部分

主要通过键盘、汉化液晶显示、打印及信号灯等来实现人机对话。 （五）电源部分

为前述各种芯片和外围器件提供电源，一般输入电压为交流或直流220V，输出的压有+5V、?15V、+24V等。

数据采集单元是微机保护中很重要的电路。保护装置的动作速度和测量精确度等性能都与该电路有密切关系，以下着重介绍数据采集单元各部分功能实现。其他部分将结合软件算法进一步介绍。

（一）电压形成回路

微机保护要从电流互感器和电压互感器取得信息，单其二次侧的电流或电压不能适应模数变换器的输入范围，故需对他们进行变换。一般采用电流变换器，并在其二次侧并联电阻以取得所需电压。电流变化器优点就是其二次侧电流及并联电阻上电压的波形可基本保持与一次电流波形相同且同相，即不失真。电压回路除了起电量变换作用外，还起到隔离作用。减弱了来自高压的电磁干扰。

（二）低通滤波器（ALF）

这主要是针对保护模拟量而设置的，因为对于微机保护一般都是反映工频变化量的，或者是反映某种高次谐波（如5次谐波分量），所以在采样之前需将最高信号频率分量限制在一定频带之内，即限制输入信号的最高频率（滤出高频成分），以降低采样频率（fs），一方面降低了对硬件的速度要求，另一方面对所需的最高频率信号的采样不至于发生失真。

要限制输入信号的最高频率，只要在采样前用一个模拟低通滤波器（ALF），将fs/2以上的频率分量滤去即可。采用ALF消除频率失真现象后，采样频率就取决于保护原理和算法

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的要求了，对于每周波12点采样（600次/秒），采样间隔Ts为1.66ms； 每周波24点采样（1200/秒），采样间隔Ts为0.83ms，目前国内保护每周波采样点大多是12点或24点，基本能够满足硬件速度及对频率不失真采样的要求了。近年，DSP（数字信号处理器）芯片开始在模拟量采集上大量应用，其优势即在于对A/D后的数字信号有非常强的快速运算能力。在今后的保护产品研发中，DSP技术也必将被广泛采用，通过DSP技术的应用将使保护每周波采样点达到64点甚至128点，这也将有利于降低对低通滤波的要求和获取更多故障信息。

（三）采样保持电路（S/H）多路转换开关（MPX）

S/H电路的作用有两方面：首先是为了保证在A/D转换过程中输入模拟量保持不变；其次是为了保证各模拟量间的相位关系在采样后保持不变，各通道必须同步采样保持。微机保护多采用多路通道共用一片A/D变换器，在每路通道各用一个S/H芯片在同一时刻对各路模拟量进行采样并保持，然后通过多路开关依序将各S/H采样保持的模拟量由A/D变换为数字量供CPU处理。采样保持器何时采样受来自CPU的控制信号的管理。

（四）模数变化（A/D）

A/D变换器的作用是将模拟通道中已离散化的信号变化为计算机所需的数字量。A/D变换器多采用逐次逼近型原理实现。

3.2 保护软件原理介绍

微机保护主程序框图如下：

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初始化

初始化是指保护装置在上电或复位时首先执行的程序，主要对单片机及可编程扩展芯片的工作方式、参数的设置以便在后面的程序中按照预定的方案工作。（主要包括采样定时器的初始化、控制采样间隔时间、对RAM区中所有运行时要使用的软件计数器及各种标志位清零等程序）

自检

初始化完成之后，开始对保护装置进行全面的自检如果自检不正常则显示装置故障信息，然后开放定时采样中断和串行口中断，等到中断发生后转入中断服务程序。自检的内容和方式：

（1）CPU自检

上电或复位后，执行一组特定的指令，根据其运行结果即得到其状态信息。 （2）RAM自检

对RAM的某一单元写入一个数（如AAH）再从其中读出来，并比较两者是否相等，如不相等则应显示“RAM故障”信息。主程序运行时，除进行上述RAM写检查外，还要针对定值参数区等重要数据可进行CRC校验，如CRC校验正确，即证明此区数据可用；如CRC校验错误，即证明此区数据已损坏，应从E2PROM内读取，更新数据，如数据校验仍不正确，

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则给出E2PROM出错信息，并给出RAM出错信息。

（3）E2PROM自检

每套定值在存入E2PROM时，都自动固化若干个校验码。若发现只读存储器E2PROM定值求和码与事先存放的定值和不一样，说明E2PROM有故障，则应显示“E2PROM故障”信息。

（4）EPROM自检

对于EPROM采用求和自检，将EPROM中存放的程序代码从第一个字节加到最后一个字节，将求和结果与固化在程序末尾的和数进进行比较。如发现求和自检与源程序求和结果不符，则显示“EPROM故障”信息。

（5）模拟量输入通道自检

模拟量输入通道自检包括对模拟滤波器、采样保持器、模拟多路转换开关和模数转换的检查，可以通过限制判断、数字滤波、采样数据间相关性互相校核等措施来检查，另外还可以在专设一个采样通道，该通道输入是一个标准电压，CPU可以通过对这一通道的采样值的检测来检测多路开关、A/D是否正常。如果得到基准值不超过标称值的千分之五和地测量值不超过满量程千分之五，则认为正常；如果得到基准值超过标称值的千分之五或地测量值超过满量程千分之五，并且连续确认3次，则认为数据采集系统异常。

（6）输出通道自检

在上电或复位后，主程序执行前，读取对应的光耦的状态，若有导通，出口异常；若无导通，再逐一的开放控制出口（绝对不可同时有效，以免出口误动），若CPU在预定的时间内收不到对应的光耦的导通信息，出口异常，更改相应标志位；若有导通，出口正常，更改相应标志位，检测完毕。

在程序运行后，在未发控制命令时，定时读取对应的光耦的信息，如导通则连续几次确认后，仍导通则认为出口异常。同时，在实施控制时，如返校状态出错，亦应给出输出通道出错信息。

（7）CPU间通讯状态

检测串行通讯的某些关键状态位，判断串行通讯是否正常。

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3.3 实时多任务系统介绍

实时多任务操作系统（抢占式实时多任务嵌入式软件内核和模块化程序结构设计）（RTOS）的应用是嵌入式软件系统发展的必然趋势，系统采用的实时多任务内核为微控制器软件系统引入了任务管理、时间管理、信息管理，实时多任务内核既是整个软件体系的管理系统，同时又为上层应用程序提供服务；实时多任务内核作为软件体系的平台，改变了传统单片机编程的思路，能够保证各种任务的并行实时处理和动态切换，提高了CPU的利用效率和任务的实时性。程序的编写也由于实时多任务的应用可以更好的实现模块化程序结构，减小了任务模块间的耦合，提高了内聚性，可以提高程序运行的稳定性和可靠性。

大部分实时内核是抢占式的，抢占式内核确保就绪的最高优先级任务总是得到CPU的控制权。当一个ISR（中断服务例程）引发一个更高优先级任务时，一旦所有的中断嵌套都完成后，这个任务会立即得到CPU的控制权。一个低优先级任务正在执行，一个异步事件中断了微处理器，微处理器则执行使高优先级任务就绪的一个中断服务程序。该ISR在退出前调用了一个由内核提供的服务，该服务将使中断退出后返回到高优先级的任务而不是低优先级的任务。除非也被中断，高优先级任务将执行直到结束。高优先级任务执行到最后，内核恢复低优先级任务。可以看出：内核确保首先执行时间紧迫的任务。此外执行时间紧迫的任务是确定的，而且几乎与代码改变无关。事实上，在很多情况中，你可以在系统不影响高优先级任务的前提下加载低优先级任务。一般情况下，一个低优先级任务可以引发一个更高优先级的任务就绪。这时，内核将立即挂起低优先级的任务，启动高优先级任务。

实时内核最基本的两种操作：调度（Scheduling）和上下文切换（Context Switching）。调度是判定是否存在一个更高优先级任务等待执行的处理过程。当存在时，内核将保存所有最终用于恢复当前被挂起任务的信息。被保存的信息称为任务上下文（task context）。任务上下文通常包括绝大部分的（如果不是所有的）CPU寄存器。当切换到更高优先级任务时，内核执行一个和保存上下文相反的过程：将新任务的上下文载入到CPU，从而该任务实现从那里离开，从那里恢复执行。

实时多任务内核，可以使得系统的软件体系结构更为合理，结构清晰，提高了不同装置间程序的重用性，以及软件的可移植性，从而更好地保证了软件的质量。

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3.4 测控保护算法介绍

测控保护的算法是软件中的关键问题，测控保护算法有很多种，主要考虑的是计算的精度和速度。速度包括两方面：一是算法所要求的采样点数，二是算法的运算工作量。精度与速度往往是相互矛盾的，若要精度高，则要利用更多的采样点，也就增加了计算工作量，降低了计算速度。对算法除了精度和速度要求之外，还要考虑算法的数字滤波功能，即滤出影响精确计算的高次谐波分量。

电力部颁标准规定，对于中低压变电站，遥测量的采集应该考虑到13次谐波以内，保护模拟量的采集应该能够反应基波并照顾到某些特定的谐波量（二、五次谐波）；并且遥测要求窄范围（0～5A）高精度（电压、电流要达到千分之二，有、无功功率要达到千分之五），保护模拟量的测量要求宽范围（0～100A）精度稍低（一般情况下要达到百分之三）。

根据以上标准规定，就决定了测控、保护模拟量的测量势必在采样点数确定、滤波回路、软件算法等方面存在差异，简单分析如下：

（一）采样点数差异

因为遥测要考虑到十三次谐波，根据采样定理，采样点数必须大于等于26点，采样不至于发生频域叠混，离散后的信号才能够描述其原模拟信号，因此，为保证测量精度，同时考虑到硬件电路特别是CPU的处理速度，遥测采样点数为48点。

同样对于保护模拟量来说，因为其主要依靠基波和某些特定谐波分量，同时要照顾到继电保护的“四性”，中低压保护模拟量采样点数为24点（实际为12点就可满足要求）。

（二）滤波回路的差异

测控和保护对谐波量要求的差异决定了两者硬件电路设计方面的差异，测控回路要求限制十三次谐波分量以上的谐波成分，保护回路要求限制五次谐波分量以上的谐波成分。

实际中，由于中低压变电站十三次谐波以上的成分非常少，再经过两级二次回路（变电站的PT、CT和装置自身的PT、CT）降压降流后更是微乎其微，因此测控硬件电路不加前置低通滤波回路；保护硬件电路为满足保护功能，就需要加前置低通滤波回路，滤除五次以上的谐波，首先在硬件方面保证继电保护的安全可靠性。

（三）软件算法的差异

由于交流采样所得到的是信号的瞬时值，这些量是随时间而变化的量，人们无法直接识别它的大小和传送方向（指功率），这就需要通过一种算法把信号的值计算出来。采样有多种算法，几种典型的算法简单分析如下：

（1）一点采样算法

这种算法只需对三相电压和电流同时采集一点，就可计算出信号有效值，计算公式如下：

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U?I?131222UAB?UBC?UCA31P??UAB?IA?IB??UBC?IB?IC??UCA?IC?IA??91Q?(UABIC?UBCIA?UCAIB)33这种算法的特点是对采样没有定时的要求，因此不需要设置任何定时器也可以进行数据采集。缺点是算法中没有滤波作用，且要求三相对称，当系统有高次谐波或三相不对称时会产生误差，同时算法中要求输入三相电流和电压，这对大型设备是不成问题的，但是一般的10KV线路（一般为两相两元件）均不具备这种条件。

（2）两点乘积算法

假定输入信号按正弦规律变化，即 i?Imsin?t 若相隔90?采集两点，则

222IA?IB?ICi1?Imsin?ti2?Imsin??t?90???Imcos?t

222进行运算得 i12?i2?Imsin2?t?Imcos2?t?2I2

2i12?i2故 I?，（I为有效值），

22u12?u2同理可得 U?

2P?u1i1?u2i2最后

Q?u1i2?u2i1

这种算法的优点是简单快速，但90?采样本身无滤波作用，输入信号必须是经过数字滤波的纯正弦波才不至于引起误差。如果被采样的正弦波频率有波动时，很大程度上影响计算的准确度和精度。

（3）积分算法

这是一种基于均方根值的多点算法，其基本思想是根据周期连续函数的有效值定义，将连续函数离散化，可以得出电压、电流的表达式如下：

U?I?

1N1N?ui?1N2i?ii?1N2i式中 N——每个周期均匀采样的点数；

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ui——第i点电压采样值； ii——第i点电流采样值。

1P?N?uii?1NiiQ?S2?P2??UI?2?P2由连续函数的功率定义可得离散表达式为 式中的ui与ii为同一时刻的采样值。

这种算法的结果是均方根值，因此它不仅对正弦波有效，当采样点数较多时，可较准确地测量波形畸变的电量，这是它的主要优点。缺点是，如果采样点数太多，就会使运算时间加长，响应速度有所下降。

（4）全周波傅氏算法

根据傅氏级数的理论，一个以T为周期的函数u?t?，如果在??那么在???TT?,?上就可以展开成傅氏级数，在u?t?的连续点上，级数的三角形式为 22??u0?u?t?????uRncosn?t?uXnsinn?t?2n?1?TT? ,?上满足狄氏条件，

22??其中

??2?TT22u0??Tu?t?dtT?2uRnuRn2??2Tu?t?cosn?tdt?n?1,2,3??T?22??2Tu?t?sinn?tdt?n?1,2,3??T?2TTuRn和uXn是信号u?t?各次谐波分量的幅值的实部和虚部。为了在计算机上进行上述计算，

必须加以离散化，令??就可以得到下式

uRn2?T,t?K,dt?代入，并用离散的总加?代替连续的积分?，TN2?N?uKcosnKK?1N2? N38

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样，其虚部的离散计算公式为

uRnT进行积分，就可以得到该信号与样品函数同频率的信号中的实部，这是一种正交变换。同22?N上式表明，一个含有高次谐波的信号u?t?，与一个样品函数cosn?t相乘之后，从?T到2?uKsinnKK?1N2? N式中 n——谐波次数；

N——一个周期T中的采样点数； uK——第K个采样值。

将每周期采样点数N和K=1～N，代入以上两式就可以得到信号u?t?中n次谐波分量的实部和虚部。

全周波傅氏算法有很强的滤波功能，在保证足够的采样点数的基础上，采用它能很容易地得到完成保护功能所用到的基波或某些特定的谐波量。

根据以上几种算法的介绍分析，我们可以得出这样的结论：对于遥测因为其要反应谐波量，所以最好采用积分算法；对于保护功能所需要的量最好采用全周波傅氏算法（或根据需要采用短数据窗傅氏算法，此算法这里不做讨论）得到。

综合以上分析，如果装置采用单CPU结构进行设计开发后将会带来以下问题： （1）装置的测控、保护以及网络连接、人机界面等要在一个CPU内完成。

（2）为保证遥测精度和继电保护功能的可靠性，一个CPU内要控制完成两种采样和算法，以及其它一些内容。

（3）测控、保护功能在一个CPU内完成，不利于保证继电保护的独立性

这样就使CPU的任务变得很重，处理问题的速度就要降低，从应用角度讲，就降低了产品的性能（尤其是降低了继电保护的安全可靠性），因此就降低了设计出的产品的使用价值。因此，如果能够采用双CPU的设计思路，把测控和保护功能分开，两功能分别由两块CPU完成，两块CPU相互独立，其中一块出现故障，不影响另一块运行，这样以来，无论在任何情况下还可以使CPU轻载运行，提高了产品的可靠性。

4. 变电站通讯网络

变电站自动化系统要求站内智能设备可以提供信息通讯接口，实现信息和数据交流，而且要通过远动通信接口与外部系统实现信息交流，所以通讯技术是实现变电站自动化的一个关键技术要求，如何构建一个快速稳定可靠的通信网络是变电站自动化系统的基本要求，而且通讯系统要富有弹性，可扩展性强。通讯网络的建立是整个电力系统运行管理自动化的基础。

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通讯技术的发展也是日新月异，从早期的模拟通讯方式到现在的数字通讯方式，从简单的串行通讯到现场总线通讯、以太网通讯，从载波机、微波机到交换机、路由器等等。通讯速率也从300BPS、600BPS到2M、10M，甚至更高。尤其是近年来以太网大量使用在工业环境中，展示了其优越的性能，大量的相关技术以及软件硬件支持使得变电站通讯的前景也越来越广阔。

以太网

以太网发展状况

可以看出，以太网的通讯方式正逐渐成为将来的一种主流通讯方式，从大型的服务器、工作站到嵌入式的芯片级别都有有关以太网的技术和产品，而且对各种环境下尤其是工业环境下的研究也不断深入。目前，以太网已经渗透到了控制层和设备层，几乎所有的PLC和远程I/O供应商都能提供支持TCP/IP的以太网接口的产品。以太网之所以给自动化行业带来风暴式的革命，主要有3个原因：

（1）低成本的刺激和速度的提高。以太网适配器的价格大幅度下跌以及各种产品和标准对以太网的支持是其成功的重要因素。20世纪80年代，10Mb/s的网卡售价近1000美元；现在100Mb/s的网卡售价仅为20美元左右，而且很多PC机已经集成有以太网接口。以太网最初的数据传输速度只有10Mb/s。随着1996年快速以太网标准的发布，以太网的速度提高到了100Mb/s。1998年，千兆位以太网标准的发布将其速度提高到最初速度的100倍。最初的以太网需要1.2ms才能传送一个1518B大小的帧；现在，快速以太网已经将这一时间减少到120μs；如果采用千兆位以太网，这一时间只需12μs。现代以太网标准，比如交换、全双工传输、实时数据的优先级、带宽由10Mb/s到100Mb/s乃至1000Mb/s的升级，使以太网成为工业自动化网络中首选的传输方式。

（2）现代企业对实时生产信息有越来越多的要求。当前，人类已经进入了以互联网为基础的知识经济时代，企业活动也已扩展到全球范围，生产系统中最主要的3大要素：物质、能源和信息之间的关系发生了巨大变化，信息已成为最活跃的主导性因素。为了提高生产的效率和效益，人们迫切需要了解生产过程的实时数据，将实时生产信息与企业的ERP系统结合起来。而企业的信息层大多数采用了以太网的解决方案，当控制层和设备层都采用以太网时，则可实现各层之间信息的无缝连接，而且整个网络系统将是透明的。

（3）以太网的开放性和兼容性。现场总线从1984年开始提出到现在，共产生了60多个数字通信网络标准，有5000多种支持这些网络的产品。这些标准分别为不同的公司所拥有，

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并与他们的产品捆绑在一起，相互之间兼容性很差。这给那些使用多家产品的大型系统的集成和维护带来了很大的麻烦，因此迫切需要建立一个统一、开放的通信标准。工业以太网因为采用由IEEE802.3所定义的数据传输协议，它是一个开放的标准，从而为PLC和DCS厂家广泛接受。与现场总线相比，以太网还具有向下兼容性。快速以太网是在双绞线连接的传统以太网标准(10Base-T)的基础上发展起来的，但它的传输速度从10Mb/s提升到了100Mb/s。在大多数场合，它还可以使用现有的布线。此外，以太网还允许逐步采用新技术。也就是说，没必要一下子改变整个网络，可以一步步将整个网络升级。

变电站适用情况

所以在变电站自动化系统中，在各个层次上都可以利用以太网通讯，使用以太网的通讯的优势更主要体现在以下一些方面：

（1）通信带宽。以太网的带宽高达10Mbps 以上，100M 以太网也已广泛使用，即使用于超大规模变电站也游刃有余。以太网的一个冲突域中可支持1024 个节点，节点数小于100 时10M 的以太网即使负载达到50% ，500kB/s 响应时间也小于0.01 秒，由于用交换式集线器能把一个以太网分为数个冲突域，可以把节点数大于100 的变电站分为若干个节点数小于100 的子网来保证响应速率。在可见的将来变电站自动化系统的通信节点数不会超过200 个数据流量的峰值，最多能达到100kB/s ，以太网完全能满足实时性的要求。

（2）通信媒介，以太网可使用同轴电缆、双绞线、光纤等通信介质，甚至能在一个网络中混合使用，可根据需要灵活选用。

（3）拓扑结构，网络拓扑结构可为总线型或星型，同样也可两者混用，基于集线器的星型拓扑结构和结构化布线技术使以太网的可靠性达到很高的标准，任何节点的故障因被集线器隔离而不会扩散，值得指出的是集线器是高可靠设备MTBF 大于20 年，不会降低网络的可靠性，若使用双以太网更让人高枕无忧，以太网即使使用双绞线，也有很高的电磁兼容性能，在4 级快速瞬变干扰试验中，误码率仍保持在小于10-9 的低水平。在超强电污染场合，还可使用光纤介质彻底解决抗干扰问题。集线器的运用，使网络的性能提高和站点扩展可通过集线器的升级或堆叠来完成。

（4）资源支持，IEEE802.3 以太网标准在1985 年即被ISO 接收为国际标准。使得采用以太网的通信系统可成为真正的开放型系统，由于大量的使用，以太网的成本变得相当低廉。数不清的网络工具和网络设备任我们尽情选用，各种高层规约都对以太网提供充分支持，而且每天都有巨大的人力和物力资源用于以太网的研究，我们可不断从以太网的技术进步中得到更进一步的支持。

网络安全性的考虑

随着以太网应用的日益普及，尤其是在一些大中型企业网的应用，以太网安全成为日益迫切的需求。网络安全机制包括：①访问控制、②用户验证、③防地址假冒、④入侵检测与

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防范、⑤安全管理等。

（一）访问控制。分为以下几种情况：

（1）访问权限需要进行口令的分级保护。只有持有相应口令的特权用户才能对系统进行操作；一般用户只有查看普通信息的权力。

（2）基于IP地址的访问控制。一般情况下，用户（包括网内用户和分支机构、合作伙伴等网外用户）是通过IP地址来区分的，不同的用户具有不同的权限。通过包过滤实现基于IP地址的访问控制，可以实现对重要资源的保护。

（3）基于MAC地址的访问控制。特殊情况下，用户也可以通过MAC地址来区分。通过实现基于MAC地址的访问控制，可以保护特殊用户的权限。

（4）基于端口的访问控制。 对于接入用户来说，他们之间的权限也有可能是不一样的。通过对用户接入的端口设置特定的过滤属性，可实现对接入用户的访问控制。

（5）基于Vlan的访问控制。企业内部通常以VLan方式划分成不同部门，各个部门的访问权限有可能是不一样的。通过实现基于Vlan的访问控制，可以实现对部门的访问控制。

（二）用户验证。用户验证是实现用户安全防护的基础功能。对用户进行识别和区分，不仅能保护接入的用户不受网络攻击，而且能阻止接入用户攻击其他用户和网络。经过验证的用户可以享受服务，而未经验证的用户则被拒绝。

（三）防地址假冒。防地址假冒能够有效的防止假冒IP地址和假冒MAC地址，严格控制用户的接入。

（四）入侵检测与防范。主要是防止网上的大流量攻击，进行报文过滤。 （五）安全管理。进行安全策略管理是必需的。

5. WKY-2000变电站自动化系统介绍

WKY-2000是面向110kV～10kV中小型变电站而设计，开放的分布式变电站自动化系统。该系统采用嵌入式工业以太网通讯技术为核心，基于标准TCP(UDP)/IP协议基础上制定应用通讯规范，采用先进的、性能稳定的嵌入式实时多任务操作系统作为软件平台，面向电气间隔单元对象设计，是代表国际先进水平而又适合国情的变电站自动化系统。完成监测、控制、调节以及通信等功能，取代常规的二次系统，实现变电站监控、防误操作，达到变电站无人或少人值班的水平。

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5.1 系统特点

按变电站层、间隔层分层分布方式部署整个系统。采用嵌入式工业以太网通讯技术为核心构造间隔测控通讯网络，组建无瓶颈的快速响应系统。

系统构建方式灵活，支持多种拓扑结构，配置简单方便，可以根据不同的要求组建多种构架方案。

第一种方案：间隔层装置可以直接上网，实现间隔装置和变电站层系统互联；网络介质可选择光纤，构建强大的双光纤星型网络。

第二种方案：设置远动通讯工作站为网关，以远动通讯工作站实现变电站层和间隔层的隔离，提高安全性。

第三种方案：可以按间隔小室或电压等级构建各自独立的测控局域子网，形成分布式的分层网络构架。

系统在工业以太网应用方面有精心设计，重点关注通讯实时性、设备互操作性、网络可靠性和网络安全性等几方面的应用性能。

间隔装置采用平衡式（主动送）网络通讯方式，提高了数据的实时响应性能。

每个测控屏可单独配置工业级网络交换机，构建独立的测控局域网，在间隔层内部实现两层交换，在网络安全性、可靠性、系统效率、施工维护及系统扩展方面有了质的突破。

系统采用双网热备用方式通讯。间隔层双网通讯采用负载平衡方式，有效利用双网通讯资源。

基于标准TCP(UDP)/IP协议基础上制定应用通讯规范，容易实现设备的互联。

采用交换机分段过滤数据包，设备间的信息交互有端口状态检查、信息类型识别、校验逻辑等一系列的安全措施。同外部网络互联配置网络防火墙，并可以在远动通讯管理机上采用第三网卡进行物理隔离，使远动通讯管理机实现网关功能。间隔层网络和变电站层网络通过远动通信管理机隔离，分别组成各自子网，从而进一步提高网络的安全性。

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硬件平台采用先进可靠的符合工业级标准的部件，适应变电站运行环境和无人值班的要求。

采用工业级交换机为网络互联设备，支持全直流供电方式，较一般商用网络设备有更高的电磁兼容性和可靠性。

远动通讯工作站选用以低功耗免风扇嵌入式CPU和超大容量电子盘为核心器件的一体化工作站。

间隔测控装置硬件采用高性能嵌入式CPU，高可靠的工业级嵌入式以太网芯片，自主版权的大规模专用集成电路（ASIC）。

系统各级电源模块专为变电站运行环境设计，支持交直流宽范围输入，电磁兼容性能达到IV级。

间隔层和通讯层采用先进的、性能稳定的嵌入式实时多任务操作系统作为软件平台。站控层工作站采用当前主流的win2000/xp操作系统，数据库支持软件采用Oracle或MS SQL，报表支持软件采用office2000。

应用软件基于先进的软总线（SOFTBUS）分布式计算技术，按client/server方式构建系统。针对变电站应用设计，交互简单方便。配置方式灵活，可以根据需要即插即用不同层次的功能模块。系统功能完备，包含从基本SCADA软件模块到高层应用、管理等多层次应用软件。 通讯接口能力强

可配置到24路串口，支持RS232/422/485通讯方式，可配置多个以太网卡，支持多个以太网连接。

具备和多家主站系统联调经验，内置众多已经联调通过的通讯规约，如：DL451-91、扩展DL451-91、IEC870-5-101、扩展IEC870 -5-101、

IEC870-5-104、扩展IEC870-5-104 等规约。可以实现传统四遥通讯和远方保护管理功能，如：微机保护事项、测值召唤、定值整定等功能。

不使用额外的规约转换器或其它通讯转接装置，减少了信息处理的中间环节，提高了系统的响应性能和可靠性。

变电站分保护间隔小室设置时，主控室远动通讯工作站和保护小室通讯控制器可以分层部署，主控室和保护小室的通讯透明设计。提高了保护小室内非以太网方式通讯的间隔装置接入的便利性。

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充分考虑无人值班和变电站工作环境要求，系统具有高可靠性保证。

变电层各工作站、服务器采用高标准的品牌机器，保证系统运行可靠。双机冗余热备用方式，自动切换，保证系统功能不间断运行。配备大功率直流逆变电源，支持系统异常掉电情况下保持运行。所有软件模块都有监视和自恢复功能。

通讯网络平台采用双网冗余设计，干扰大的环境中采用光纤通讯，采用电缆通讯有防雷器。

间隔装置所有输入输出回路均采用不同方式的隔离、滤波、过电压浪涌抑制等措施。装置采用背插总线式结构，强电信号经过隔离在物理空间上与弱电信号完全隔离，大大减小外部电磁干扰在弱电侧的耦合。电磁兼容测试通过国际标准IEC61000-4中规定的最严酷等级（IV级）的要求。

间隔装置功能完备，性能可靠

装置采用面向电气间隔单元对象设计，针对不同的对象（线路、母联、分段、电容器、电抗器、变压器、断路器等）分别有对应的测控装置完成其所需的测控要求，可以根据电压等级、测控功能配置不同的监控装置

低压线路保护单元采用保护、测控双CPU并行工作模式，保证每个装置均能满足保护及远动双重标准要求，而且CPU轻载运行，可靠性更高

保护CT的快速跟踪和线性传变特性优良，充分保证保护动作特性。

间隔装置内全部采用了抢占式实时多任务嵌入式软件内核和模块化程序结构设计

抢占式实时多任务内核能够保证各种任务的并行实时处理和动态切换，提高了CPU的利用效率和任务的实时性，并可有效防止单个任务空间中数据的偶然破坏造成的系统崩溃，大大提高了装置软件体系的稳定性和可靠性。

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5.2 系统构架

系统采用以太网为核心网络组建系统通讯网络平台，以分层方式部署系统功能，根据不同的变电站运行环境和系统部署方式，以不同的网络介质连接网络各节点。系统分为三个层次：

变电站层监控 通讯网络平台 间隔层测控

系统依据这个划分，有机部署功能，共同组成一个协调统一的变电站自动化系统。

5.3 以太网为核心构建通讯网络

系统采用星型连接为主的拓扑结构，根据节点数量的多少，采用集线器或交换机进行连接或级连，也可以实现星环结构，即以环路实现各个交换机的连接，每一个交换机挂接的设备采用星型连接。同时支持双网络冗余热备用，保证通讯的可靠性。变电站层网络和间隔层网络分别各自组成本层的通讯网络，不直接互联；同时远动通讯工作站实现通讯集中器和规约转换器功能，完成站内的通讯接口和规约转换。远动通讯工作站双机热备用，充分提高系统的安全性；由于有明显得层次划分，信息交互也是分层，通讯信息冲撞检测的几率较小，实际通讯效率反而相对提高。

变电层网络部署

变电站层的网络独立，支持双网，不和间隔网络联接在一起；主要配置基本SCADA功能、高层应用功能、专家系统、管理子系统等(可裁减、可定制)。

基本的SCADA功能配置有：

数据库服务器，可以配置双机热备用，运行于双网上，实现双机双网。

后台工作站，可以配置双机，运行于双网上，实现双机双网，每一台工作站可以支持双显示屏。

远动维护工作站，可以运行在双网上。

其中，数据库服务器和后台工作站、远动维护工作站可以集成到一台机器内，实现当地功能。

高层应用功能主要有AVQC功能等，可以配置单独的工作站完成，也可以部署到后台工作站上。

专家系统包含五防闭锁功能。配置单独的五防工作站完成。

管理子系统包含两票三制的管理，设备台帐，检修记录等MIS管理功能。配置单独的管

理工作站。

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间隔网络

根据面向线路间隔的部署方式配置间隔测控单元，测控装置分别按主变、公共测控装置、不同的电压等级各自组成自己的工作组，共享一个网络交换机，然后交换机和远动通讯工作站相连。各个工作组分别独立，以交换机将它们分隔。对于网络信息流量比较大，网络节点比较多的220kV变电站，这种方案更能体现其优越性。

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5.4 系统功能部署

通讯接口功能

变电站内的智能设备有许多，如：直流系统，消弧装置、五防系统、智能电表系统等，变电站自动化系统需要同它们通讯，发送测量信息给它们，或接收它们的信息。这些设备通常是串行接口，如：RS232/422/485。所以，有必要对这类的智能接口提供串行通道支持，系统的远动通信工作站可以配置到16~24个串口，系统内置大量的通讯规约，并且可以在线开发和更改规约，可以非常方便地完成通讯接口功能。

对远方调度主站的通讯接口，可灵活多样，支持电缆、载波、微波、光纤等传输方式，尤其支持网络方式，基于TCP/IP通讯。

GPS校时

GPS校时也是系统中比较重要的一个环节，系统提供GPS秒脉冲校时和规约校时两种方式，间隔测控装置采用秒脉冲校时和规约软件校时相结合的方式，变电站层工作站采用规约校时。

变电站层功能部署

SCADA功能软件模块 通讯服务模块

通讯服务模块是变电站自动化系统中变电站层的通讯基础。一方面采集间隔装置传送来的数据、进行初步处理；另一方面具有一定的控制操作功能，为控制台微机故障时提供操作备用。

采用面向间隔装置对象的方式设计的间隔装置数据库。以间隔设备为操作界面出现，实现了间隔设备管理的功能。

提供更加方便、友好的通讯调试、监视手段，使用户能迅速快捷地建立起通讯。提供通讯上的三级监视手段，第一可以直接监视系统的数据流，通讯的原始码，第二可以监视基于规约的通讯数据帧，第三可以直观浏览应用层的发送数据表。为通讯调试分析提供有力的支持。

支持主控室、保护小室的通讯服务模块的分层部署，两层模块透明设计。间隔装置参数库在主控室、保护小室分层部署，增加小室通讯管理机的运行独立性。

支持以太网、CAN网和串口三种通讯方式，可以与不提供以太网通讯的间隔层装置直接通讯，可以起到网络转换器的功能。

可以以多种规约与站内多种间隔装置（如保护、电度表、直流屏等）通讯，起到规约转换器的作用。

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与间隔层装置支持负荷平衡式双以太网通讯。

通讯服务模块直接与远方控制中心通讯，担负常规RTU的功能。支持主辅通道与远方控制中心通信，支持多发送表。

支持多种规约，如CDT451－91、IEC60870-5-101、IEC60870-5-102、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、DL/T645和基于以太网的103（iES-N103）等多种规约。以及我们公司十几年历史积累的丰富的规约栈。

支持保护信号转化成遥信信号处理。 支持双机冗配置。主辅双机可以自动切换

数据库服务模块

数据库服务模块是变电站自动化系统中最主要的数据采集和处理部分。数据库服务模块接收通讯管理模块发送来的实时数据，进行数据统计、计算等处理，负责历史数据存盘等，是变电站自动化系统中最为主要的数据处理部分。

数据库服务模块可以处理以下数据

遥测：可以处理有功、无功、电流、电压、变压器油温、所用变电流和电压、直流系统电流和电压等；

遥测处理包括有效滤波处理，越限报警处理，还可以进行母线电压分时段考核，合格率统计等。

遥信：可以处理断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置信号、继电保护装置和安全自动装置预警信号和动作信号、运行监视信号、变压器有载调压分接头位置信号等；

遥信处理包括进行变位报警、事故判别、断路器开断次数统计，对SOE处理。支持双遥信处理功能，对保护信号可以作遥信处理。

电能：可以处理前向有功、前向无功、后向有功和后向无功等；可处理任何采集方式的电能量，包括：关口计量表采集、脉冲信号方式采集或通过计算方式获取等；具有分时段累计，分方向累计电能量功能。可以实现积分电度。

对变压器档位分接头的位置，支持BCD码、全遥信、遥测和BCD码＋遥信等多种输入方式；

统计计算功能

计算量支持加、减、乘、除、开方、平方、逻辑计算等能力； 遥测量可统计日最大值、日最大时、日最小值和日最小时等； 母线电压能滤波处理并可分时段统计电压合格率、电压平衡率； 统计开关动作次数、开关故障跳闸次数等； 具有电度积分功能； 事项顺序记录和事故追忆功能

可将变电站内重要设备的状态变化列为事项顺序记录，事项顺序记录的信息完整，并能

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