第三章_变电站综合自动化

1、第三章第三章 变电站综合自动化变电站综合自动化23.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识一、一、 当前电力系统发展的要求当前电力系统发展的要求 i) 全国联网的发展方向，对电力系统的可靠性提出更高要求。全国联网的发展方向，对电力系统的可靠性提出更高要求。 国家电力公司陆延昌在国家电力公司陆延昌在2000年全国电网调度工作会议上明确指年全国电网调度工作会议上明确指出：坚持全国联网、西电东送、南北互联的发展方向不动摇。并且出：坚持全国联网、西电东送、南北互联的发展方向不动摇。并且要做到系统联网，可靠水平不降低。我国水力资源主要集中在西部要做到系统联网，可靠水平不降低。我国水力资源主要集中在西部

2、和西南部，这两地区可开发电量占全国和西南部，这两地区可开发电量占全国82.9%；煤炭资源华北和西；煤炭资源华北和西北两地区占北两地区占80%；而负荷中心集中在中部和东部沿海，这两地区的；而负荷中心集中在中部和东部沿海，这两地区的经济总量占全国经济总量占全国82%，电力消费占，电力消费占78%。这种差异，决定了电力工。这种差异，决定了电力工业发展必须实行西电东送、南北互供、全国联网的战略。业发展必须实行西电东送、南北互供、全国联网的战略。 要做到全国联网后，供电可靠性水平不降低，加强发电厂、变要做到全国联网后，供电可靠性水平不降低，加强发电厂、变电站的安全、可靠运行、提高其自动化水平很为重要。电

3、站的安全、可靠运行、提高其自动化水平很为重要。 33.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识ii) 常规的变电站存在的问题常规的变电站存在的问题 安全性、可靠性不能满足电力系统发展的需求。安全性、可靠性不能满足电力系统发展的需求。 不适应电力系统快速计算和实时性要求。不适应电力系统快速计算和实时性要求。 供电质量缺乏科学的保证。供电质量缺乏科学的保证。 不利于提高运行管理水平。不利于提高运行管理水平。 维护工作量大，设备可靠性差。维护工作量大，设备可靠性差。 占地面积大，增加征地投资。占地面积大，增加征地投资。43.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识科学技术的发展，为发展变电站自动化提

4、供科学技术的发展，为发展变电站自动化提供了有利的条件了有利的条件 变电站自动化技术的发展过程与相关学科的变电站自动化技术的发展过程与相关学科的发展密切相关。变电站自动化发展过程有三个阶发展密切相关。变电站自动化发展过程有三个阶段：段：(1) 变电站分立元件的自控装置阶段。变电站分立元件的自控装置阶段。 *电磁式的自动装置电磁式的自动装置 *晶体管式的自动装置晶体管式的自动装置 *集成电路式的自动装置集成电路式的自动装置53.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识(2) 微处理器为核心的智能自动装置阶段。微处理器为核心的智能自动装置阶段。 计算机工业的发展，尤其是计算机工业的发展，尤其是20世

5、纪世纪70年代微年代微处理器的问世和微计算机技术的迅速发展，为变处理器的问世和微计算机技术的迅速发展，为变电站自动化技术的发展提供了必要的手段。电站自动化技术的发展提供了必要的手段。 这阶段厂站自动化的特点：形成变电站内的这阶段厂站自动化的特点：形成变电站内的自动化孤岛。自动化孤岛。(3) 变电站综合自动化的发展，全面促进变电站变电站综合自动化的发展，全面促进变电站技术水平和运行管理水平的提高。技术水平和运行管理水平的提高。63.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识国外变电站综合自动化的早期发展概况国外变电站综合自动化的早期发展概况 国外变电站自动化的研究工作始于国外变电站自动化的研究工作

6、始于20世纪世纪70年代。年代。70年代末，英、西德、意大利、澳大利亚等国新装的远动年代末，英、西德、意大利、澳大利亚等国新装的远动装置都是微机型的。装置都是微机型的。变电站综合自动化的研究工作，于变电站综合自动化的研究工作，于70年代中、后期年代中、后期开始。开始。1975年由关西电子公司和三菱电气有限公司合作年由关西电子公司和三菱电气有限公司合作，研究配电变电站数字控制系统。，研究配电变电站数字控制系统。1979年年9月完成样机，月完成样机，称为称为SDCS-1型，型，12月在变电站安装运行，月在变电站安装运行，1980年开始年开始商品化生产。商品化生产。 SDCS-1型由型由13台微机组

7、成。如台微机组成。如图图1.2.1，它具有对，它具有对一个一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有该变电站具有3台变压器，台变压器，4回回77kV进线，进线，36回回6.6kV馈馈电线路。电线路。73.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识SDCS1结构方框图 国外变电站综合自动化的早期发展概况国外变电站综合自动化的早期发展概况8我国变电站自动化的发展过程我国变电站自动化的发展过程我国变电站综合自动化的研究工作始于我国变电站综合自动化的研究工作始于8080年代中期。年代中期。19871987年清华大学电机年清华大学电机工程系研究

8、成功国内第一个符合国情的综合自动化系统工程系研究成功国内第一个符合国情的综合自动化系统。该系统由该系统由3 3台微机组台微机组成，其系统结构如成，其系统结构如图图1.2.21.2.2。19871987年在山东威海望岛变电站成功地投入运行。年在山东威海望岛变电站成功地投入运行。望岛变电站是一个望岛变电站是一个35kV/10kV35kV/10kV城市变电站，有城市变电站，有2 2回回35kV35kV进线，进线，2 2台主变，台主变，8 8回回10kV10kV出线，出线，2 2组电容器。该系统担负全变电站安全监控、微机保护、电压无功控制组电容器。该系统担负全变电站安全监控、微机保护、电压无功控制、中

9、央信号等任务。按功能分为、中央信号等任务。按功能分为3 3个子系统个子系统：（：（1 1）安全监控子系统；（）安全监控子系统；（2 2）微）微机保护子系统；（机保护子系统；（3 3）电压、无功控制子系统。）电压、无功控制子系统。 这是我国第一个变电站综合自动化系统，其成功的投入运行，证明了我国这是我国第一个变电站综合自动化系统，其成功的投入运行，证明了我国完全可以自行研究，制造出具有国际先进水平，符合国情的变电站综合自动化完全可以自行研究，制造出具有国际先进水平，符合国情的变电站综合自动化系统。系统。 9090年代中期后，综合自动化系统迅速发展年代中期后，综合自动化系统迅速发展。随着微机技术的

10、不断发展和已随着微机技术的不断发展和已投入运行的变电站综合系统取得的经济效益和社会效益，吸引全国许多用户和投入运行的变电站综合系统取得的经济效益和社会效益，吸引全国许多用户和科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统到科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统到9090年代，成为热门话题。年代，成为热门话题。3.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识93.1 变电站综合自动化和综合自动化基础知识我国变电站自动化的发展过程我国变电站自动化的发展过程变电站微机监测、保护综合控制系统框图变电站微机监测、保护综合控制系统框图10 国外无人值班的发展简况无人值班的发展简况 西欧、北美、日本等发达国

11、家的绝大多数变西欧、北美、日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多电站，包括许多500kV、380kV的变电站也都实的变电站也都实行无人值班。例如：巴黎，行无人值班。例如：巴黎，1985年建立新一代的年建立新一代的计算机自动管理系统，所有计算机自动管理系统，所有225/20kV变电站都由变电站都由调度中心集中控制。调度室可掌握所有调度中心集中控制。调度室可掌握所有225/20kV变电站及变电站及20kV主网络运行状况，当电网发生事故主网络运行状况，当电网发生事故时，调度中心可以直接进行必要的处理，使受停时，调度中心可以直接进行必要的处理，使受停电影响的用户迅速恢复供电。与此同时也出现一电影响的

12、用户迅速恢复供电。与此同时也出现一批无人值班或少人值班的大、中小型水电站，例批无人值班或少人值班的大、中小型水电站，例如，到如，到1980年止，意大利年止，意大利ENEL公司的公司的474个水个水电站中，无人值班达电站中，无人值班达408个，法国个，法国EDF公司公司450个个水电站中，有水电站中，有403个无人值班占个无人值班占90%。 11国内国内无人值班的发展简况. .早期的无人值班变电站没有自动化功能。只适合不重早期的无人值班变电站没有自动化功能。只适合不重要的要的35KV变电站。变电站。 2. 20世纪世纪60年代，进入了远方监视的无人值班阶段。年代，进入了远方监视的无人值班阶段。

13、3. 20世纪世纪80年代后期，无人值班技术又上了一个台阶。年代后期，无人值班技术又上了一个台阶。促进了调度自动化实用化的深入开展和电网调度管理促进了调度自动化实用化的深入开展和电网调度管理水平的提高。水平的提高。 4. 国家电力调度通信中心于国家电力调度通信中心于1993年年12月月28日发布了调自日发布了调自 1994 2号文件号文件关于在地区电网中实施变电站遥控关于在地区电网中实施变电站遥控和无人值班的意见和无人值班的意见。该文件明确指出实行变电站遥。该文件明确指出实行变电站遥控和无人值班是可行的，是电网调度管理的发展方向控和无人值班是可行的，是电网调度管理的发展方向，并明确指出各单位要

14、积极稳妥地开展此项工作，要，并明确指出各单位要积极稳妥地开展此项工作，要根据当地的实际情况，因地制宜，统筹安排，综合考根据当地的实际情况，因地制宜，统筹安排，综合考虑，做好规划，逐步实施。根据需要有些地区可考虑虑，做好规划，逐步实施。根据需要有些地区可考虑新建变电站一步到位，即按无人站设计建设，尤其是新建变电站一步到位，即按无人站设计建设，尤其是地区变电站地区变电站 。该文件对全国无人值班变电站的建设起。该文件对全国无人值班变电站的建设起了很大的推动作用。了很大的推动作用。12变电站实现无人值班的目的和意义(1) 国民经济发展形势的需要国民经济发展形势的需要 不仅发达地区、人口密集经济发展的地

15、区需要发展不仅发达地区、人口密集经济发展的地区需要发展无人值班变电站；人口密度少、经济不甚发达的边远地无人值班变电站；人口密度少、经济不甚发达的边远地区，发展无人值班也很重要。区，发展无人值班也很重要。(2) 提高运行的可靠性，减少误操作率。提高运行的可靠性，减少误操作率。(3) 提高经济效益和劳动生产率提高经济效益和劳动生产率(4) 降低变电站建设成本降低变电站建设成本 。13变电站综合自动化全面提高无人值班变电站的技术水平变电站综合自动化全面提高无人值班变电站的技术水平（1）提高了变电站的安全、可靠运行水平。）提高了变电站的安全、可靠运行水平。（2）提高电力系统的运行、管理水平和技术水平）

16、提高电力系统的运行、管理水平和技术水平（3）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投）缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。资。（4）提高供电质量，提高电压合格率，降低电能）提高供电质量，提高电压合格率，降低电能损耗。损耗。（5）减少维护工作量。由于综合自动化系统中的）减少维护工作量。由于综合自动化系统中的 微机保护装置和自动装置，都具有故障自诊断功微机保护装置和自动装置，都具有故障自诊断功能，装置内部有故障，能自动显示故障部位，缩能，装置内部有故障，能自动显示故障部位，缩短了维修时间短了维修时间 。14变电站自动化系统的内涵变电站自动化系统的内涵 20世纪 80年代和年代和90年代中期，国

17、内都把上述功能的系统年代中期，国内都把上述功能的系统称为变电站综合自动化系统，以区别于只有局部功能的自动称为变电站综合自动化系统，以区别于只有局部功能的自动化。国外发表的文章也称化。国外发表的文章也称“综合自动化综合自动化”，或一体化的变电，或一体化的变电站控制与保护。站控制与保护。 国际电工委员会（国际电工委员会（IEC）根据国际上变电站自动化系统根据国际上变电站自动化系统发展的情况，于发展的情况，于1997年国际大电网会议（年国际大电网会议（CIGRE）WG 34.03工作组在工作组在“变电站内数据流的通信要求变电站内数据流的通信要求”报告中，提报告中，提出了出了“变电站自动化变电站自动化

18、”（SA，Substation Automation）和和“变电站自动化系统变电站自动化系统”（SAS，Substation Automation System）两个名词。此名词被国际电工委员会的两个名词。此名词被国际电工委员会的TC 57技技术委员会（即电力系统通信和控制技术委员会）在制定的术委员会（即电力系统通信和控制技术委员会）在制定的IEC 61850（即变电站通信网络和系统）标准中采纳。我国即变电站通信网络和系统）标准中采纳。我国从从20世纪世纪80年代中、后期以来，习惯称之为年代中、后期以来，习惯称之为“变电站综合变电站综合自动化自动化”和和“变电站综合自动化系统变电站综合自动化系

19、统”。在在IEC 61850变电站通信网络标准中，对变电站变电站通信网络标准中，对变电站自动化系统（自动化系统（SAS）的定义为：变电站自动化系统就是在变的定义为：变电站自动化系统就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化。电站内提供包括通信基础设施在内的自动化。15变电站综合自动化的内涵 2000年中国电力出版社出版的年中国电力出版社出版的变电站综合自动术变电站综合自动术一书中指出了变电站综合自动化的含义是将变电站的二次一书中指出了变电站综合自动化的含义是将变电站的二次设备（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）经过功能

20、的重新组合和优化设计，利用先进远动装置等）经过功能的重新组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、信号处理技术和通信技术的计算机技术、现代电子技术、信号处理技术和通信技术、实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、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、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。变电站自动化系统，是利用多台微型计算的自动化功能。变电站自动化系统，是利用多台微型计算机（包括单片机等）和大规模集成电路组成的分级分布式机（包括单片机等）和大规模集成电路组成的分级分布式的自动化系统，它以微

21、计算机为基础，实现对变电站传统的自动化系统，它以微计算机为基础，实现对变电站传统的继电保护、测量手段、控制方式以及通信和管理模式的的继电保护、测量手段、控制方式以及通信和管理模式的全面改造。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构全面改造。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、通信网络化微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化、通信网络化等特征。等特征。163.2 变电站综合自动化系统中的子系统变电站综合自动化系统中的子系统一、微机保护子系统一、微机保护子系统 功能及要求 四性：快速性、选择性、灵敏性和可靠性 主要功能：1）进线和馈电线路的主保护和后备保

22、护及自动重合闸； 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）小电流接地系统的单相接地选线。 附加功能：通信、故障记录、统一时钟、存储整定值、显示观察修改整 定值、故障自诊断自闭锁和自恢复、自动重合闸功能17 输电线路的微机保护配置 电流保护、距离保护、高频保护、光纤纵差保护、方向电流保护、零序电流保护 变压器的微机保护配置 比率制动式差动保护、本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放保护、三段复合电压（方向）闭锁过电流保护、二段式零序过电流保护、间隙过电流过电压保护 电力电容器的故障及微机保护配置 过电流保护、电压保护、不平衡电压保护和不平衡电流保护18二

23、、自动化监控子系统二、自动化监控子系统 在变电站综合自动化系统中，监控子系统应能取代常规的测量系统，改变常规的操动机构，取代常规的告警、报警装置，取代常规的电磁式和机械式防误闭锁设备；取代常规的远动装置等等。 基本功能 ：数据采集功能 、操作控制功能 、安全监视功能 、事件顺序记录与故障录波和测距功能 、数据处理与记录功能 、人机联系功能和谐波分析与处理。19三、电压无功控制子系统三、电压无功控制子系统 造成电压质量下降的主要原因是系统无功不足或无功功率分布不合理 无功功率的补偿与分布问题 分层分区，就地补偿 变电站调节电压和无功的主要手段是调节主变的分接头和投切电容器组 变电站电压无功管理调

24、控原则 （1）变电站电压允许偏差范围为：220kV变电站的110kV母线：106.7117.7kV；220kV、110kV变电站的10kV母线10.010.7kV。 （2）补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压等级母线电压在允许偏差范围之内，并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格范围内尽量提高电压。 20 VQC的控制策略 （1）当电压越上限，无功正常/功率因数正常时 （2）当电压越上限，无功越上限/功率因数越下限时 （3）当电压越上限，无功越下限/功率因数越上限时 （4）当电压越下限，无功正常/功率因数正常时 （5）当电压越下限，无功

25、越上限/功率因数越下限时 （6）当电压越下限，无功越下限/功率因数越上限时 21 电压无功综合控制方式 （1）集中控制方式。该方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。（2）分散控制方式。该方式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，以控制某地区的电压和无功功率在规定的范围内。（3）关联分散控制方式。关联分散控制该方式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，而在系统负荷变化圈套或紧急情况或系

26、统运行该方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心个性下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行该方式变化后新的要求。22 变电站10kV系统电压无功综合控制装置简介 23四、备用电源自动投入装置 明备用。正常情况下有明显断开的备用电源或备用设备。 暗备用。正常情况下没有明显断开的备用电源或备用设备。24 对备用电源自动投入装置的基本要求1）只有当工作电源断开后，备用电源才投入。防止备用电源投入到故障元件上，加重故障设备的破坏程度。2）APD只允许动作一次。永久性故障时的多次动作将会导致系统多次受到短路电流的冲击。3）APD切除工作电源断路器必须经延时。这是为

27、了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降25 PSP642微机型APD的硬件结构一般由CPU插件、电源插件、逻辑及跳闸插件、人机对话插件几部分组成。 控制条件：允许条件和闭锁条件。 当允许条件满足，而闭锁条件不满足时，备自投动作出口。 就地：可实现就地分合断路器操作，此时，远方遥控断路器的操作将被闭锁 。 远方 ：允许通过遥控该方式对断路器进行操作，此状态下就地操作均将被闭锁。 26五、自动按频率减负荷控制系统五、自动按频率减负荷控制系统 当电力系统发生事故时，系统发送的有功功率可能小于系统所需要（负荷功率）的，频率就会降低，这将会造成系统低频运行。其危害是：1）影响汽轮机叶片，可能损伤或断

28、裂。2）使火电厂厂用机械出力减少，会造成系统频率崩溃。3）引起发电机转速下降，严重时会造成系统电压崩溃。4）影响测量仪表的准确性和用户的产品质量。27自动按频率减负荷（AFL）：当电力系统频率降低时，能根据系统频率下降的不同程度自动有次序、有计划地切除相应的负荷，以阻止系统频率降低，并使系统频率迅速恢复到给定值。基本要求：1）AFL动作后，系统频率应回升到恢复频率范围内。2）使AFL充分发挥作用，应有足够负荷接于AFL上。3）AFL应根据系统频率的下降程度切除负荷。分级切除、逐步逼近4）AFL各级动作频率确定应符合系统要求，应防止超调和悬停现象。5）AFL应设置附加级，使系统频率从稳定的但略低

29、于恢复频率值回升到正常值。附加级动作时系统频率已处于稳定，所以附加级一般需延时较长。组成：频率测量元件f，延时元件t和执行元件 282930六、故障录波装置六、故障录波装置 常年投入运行，监视电力系统运行状态的自动记录装置，记录电力系统故障及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，迅速判断线路故障的位置。 发展：机械式故障录波装置 、光线式故障录波装置 、微机故障录波装置 作用：当电力系统发生故障和振荡时，自动记录下故障类型、故障发生时间、电流电压变化过程及继电保护和自动装置的动作情况，计算出短路点到装置安装处的距离等，并且可以通过打印机打印事故报告，通过传真或电力通信系统将报告传送到调

30、度所。 313.3变电站综合自动化的数据通信系统变电站综合自动化的数据通信系统(1)综合自动化系统的站内信息传输 主要解决自动化系统内部各子系统与上位机（监控主机）间的数据通信和信息交换问题。(2)自动化系统与上级调度通信 综合自动化系统必须兼有RTU的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等远传至调度端；同时应该能接收调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部四遥功能。 通信规约必须符合部颁的规定。目前最常用的有IEC60870 101/103/104和CDT等规约。32国际电工委员会（IEC）TC 57技术委员会（电力系统控制和通术委员会

31、）在制定IEC 61850（变电站通信网络和系统）标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上分配在3个层次（变电站层、间隔层或单元层、过程层），这3个层次分别通过逻辑接口19建立通信，如图3.1所示。33功能A功能B远方控制（NCC）7技术服务变电站层保护控制保护控制329832过程接口1,61,64,5过程接口4,5间隔/单元层远方保护过程层远方保护高压设备34（1 1）过程层（）过程层（Processlevel）功能功能 过程层的功能实际上是与变电站一次设备断路器、隔离开关和电流互感器TA、电压互感器TV接口的功能。（2 2）间隔层（）间隔层（Baylevel）功能功能 变电站自动化系统在间

32、隔层的设备主要有各种微机保护装置、自动控制装置、数据采集装置和RTU等等。 (3(3）变电站层（）变电站层（Stationlevel） 变电站的功能有2类：与过程有关的站层功能： 与接口有关的站层功能：35变电站内的信息传输变电站内的信息传输 在具有变电站层在具有变电站层间隔层（单元层）间隔层（单元层）过程层（设过程层（设备层）的分层分布式自动化系统中，需传输的信息有以备层）的分层分布式自动化系统中，需传输的信息有以下几部分下几部分:1过程层与间隔层的信息交换过程层与间隔层的信息交换过程层提供的信息主要有两种：过程层提供的信息主要有两种： 模拟量模拟量 状态信息，主要为断路器或间隔刀闸的辅助触

33、点。状态信息，主要为断路器或间隔刀闸的辅助触点。2间隔层内设备间的通信间隔层内设备间的通信间隔层设备间内部通信，主要解决两个问题：间隔层设备间内部通信，主要解决两个问题： 数据共享数据共享互相闭锁互相闭锁363间隔层与变电站层的通信间隔层与变电站层的通信间隔层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下间隔层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下4类：类： 测量信息测量信息 状态信息状态信息 操作信息操作信息 参数信息参数信息4 变电站层的内部通信变电站层的内部通信变电站层不同设备间的通信，根据各设备任务和功能变电站层不同设备间的通信，根据各设备任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息

34、和操作信息等的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作信息等。37变电站自动化系统通信网络的要求变电站自动化系统通信网络的要求 快速的实时响应能力快速的实时响应能力 高的可靠性高的可靠性 优良的电磁兼容性能优良的电磁兼容性能 分层式结构分层式结构38串行通信接口串行通信接口EIA-RS-232C和和EIA-RS-422/485 1. EIA-RS-232C接口标准接口标准EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工业协会（业协会（EIA）于）于1973年制定的数据传输标准接口。因接口简单年制定的数据传输标准接口。因接口简单，因此也

35、广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，但其主，因此也广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，但其主要缺点是易受干扰，故传输距离短，速率低，最大传输距离为要缺点是易受干扰，故传输距离短，速率低，最大传输距离为15米。而在距离米。而在距离15米时，最大传输速率为米时，最大传输速率为20Kbps。2. EIA-RS 422/485 接口标准接口标准RS422对对RS323C的电路进行改进，采用了平衡差的电路进行改进，采用了平衡差分的电气接口，分的电气接口，RS422加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比RS232有很大的提高。由有很大的提高。由RS422标准变

36、形为标准变形为RS485。RS422用用4根传输线，工作于全双工，根传输线，工作于全双工，RS485只有两根传输线，工作于半双只有两根传输线，工作于半双工，它们的传输距离可到工，它们的传输距离可到1200M，传输速度，传输速度100K。 39表 几种常用的串行通信标准接口的主要性能RS232CRS-422RS-485操作方式操作方式单端单端差分差分差分差分最大电缆距离最大电缆距离15m1200m1200m最大传输速最大传输速率率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K40RS422/485的优点：的优点： 接口简单，仅需一根信号电缆（双绞线、同

37、轴电缆接口简单，仅需一根信号电缆（双绞线、同轴电缆），便可实现多节点互联。），便可实现多节点互联。 可采用标准传输规约，例如：可采用标准传输规约，例如：IEC60870-5-103协议协议（我国行标为（我国行标为DL/T 667-1999）由于以上优点，间隔层设备间的通信以前由于以上优点，间隔层设备间的通信以前常采用常采用RS-232或或RS-485串行接口。串行接口。RS422/485缺点：缺点： 能连接的通信点数能连接的通信点数32个。个。 通信多为查询方式通信多为查询方式41现场总线通信网络现场总线通信网络 1现场总线定义现场总线定义根据国际电工委员会根据国际电工委员会IEC（Inter

38、national Electro-technical Commission）标准和现场总线基金会标准和现场总线基金会FF（Fieldbus Foundation）的定义：现场总线是连接智能的定义：现场总线是连接智能现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结现场设备和自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络。构的通信网络。以现场总线构成的控制系统，结构上是分散的。从而彻以现场总线构成的控制系统，结构上是分散的。从而彻底改变了传统的控制系统的体系结构，提高了控制系统底改变了传统的控制系统的体系结构，提高了控制系统的安全、可靠和经济性能。的安全、可靠和经济性能。422现场总线的优点：

39、现场总线的优点：现场总线按现场总线按ISO的的OSI标准提供了网络服务，可靠性高标准提供了网络服务，可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率快，造价低，维，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率快，造价低，维护成本低。护成本低。具体有以下几方面特点：具体有以下几方面特点：(1) 现场设备互连网络化现场设备互连网络化(2) 信号传输数字化信号传输数字化(3) 系统和功能分散化系统和功能分散化(4) 现场总线设备有互操作性现场总线设备有互操作性(5) 现场总线的通信网络为开放式互连网络现场总线的通信网络为开放式互连网络433 现场总线技术与计算机局域网技术的联系与区别：现场总线技术与计算机局域网技术的

40、联系与区别：计算机局域网属数据网，现场总线属控制网。两者的区计算机局域网属数据网，现场总线属控制网。两者的区别如下：别如下：(1) 数据特性不一样数据特性不一样数据网使用大数据报文，且数据并不是频繁地发送、通数据网使用大数据报文，且数据并不是频繁地发送、通信速率一般较高，控制网却相反，必须频繁传送少批量信速率一般较高，控制网却相反，必须频繁传送少批量数据。数据。(2) 介质访问介质访问(MAC)协议不一样协议不一样(3) 数据链路服务不一样数据链路服务不一样(4) 应用层服务不一样应用层服务不一样 444 几种常用的现场总线几种常用的现场总线(1) LONWorks 现场总线现场总线它的核心部

41、件是它的核心部件是Neuron神经元通信处理芯片，收发器神经元通信处理芯片，收发器模块和模块和LONtalk通信协议。通信协议。LONWorks的节点相互独立，从硬件结构上保证当任何的节点相互独立，从硬件结构上保证当任何一节点出现故障，不会影响整个网络的工作。一节点出现故障，不会影响整个网络的工作。LONWorks的技术特点：的技术特点： 高可靠性高可靠性 支持多种传输介质支持多种传输介质 响应时间块响应时间块 安全性好安全性好 互换性互换性45 (2) CAN现场总线现场总线CAN（Controller Area Network）控制局域网是一种控制局域网是一种具有很高可靠性、支持分布式控制

42、。具有很高可靠性、支持分布式控制。 CANbus的技术特点是：的技术特点是： 技术多主结构。技术多主结构。 可以与各种微处理机连接。可以与各种微处理机连接。 提供优先级控制、实时性强。提供优先级控制、实时性强。 具有很强的错误识别和处理能力。具有很强的错误识别和处理能力。 支持点对点发送和播发送功能。支持点对点发送和播发送功能。CAN主要用于小型、实时性要求比较高的过程控制系统。主要用于小型、实时性要求比较高的过程控制系统。LONWorks主要适用于大型的、对响应时间要求不太高的主要适用于大型的、对响应时间要求不太高的分布式控制系统。分布式控制系统。463以太网（以太网（Ethernet）以太

43、网（以太网（Ethernet）的名称是由加利福尼亚的名称是由加利福尼亚Xenx公司的公司的PARC研究中心的研究中心的Bob Metcalfe于于1973年年5月首次提出的。月首次提出的。以太网是当今使用最广泛的局域网，在所有的网络连接中，以太网是当今使用最广泛的局域网，在所有的网络连接中，80%都是基于以太网的。都是基于以太网的。 以太网的优越性以太网的优越性(1) 传输速度快，可扩展性好传输速度快，可扩展性好 以太网的传输速度有以太网的传输速度有10Mbps系统、系统、 100Mbps系统和系统和1000Mbps系统。系统。(2) 可靠性高可靠性高(3) 成本低成本低(4) 网络管理网络管

44、理由于以上原因，以太网应用于变电站自动化系统已成为发展的由于以上原因，以太网应用于变电站自动化系统已成为发展的趋势。趋势。47介质访问控制协议介质访问控制协议 多播地址和广播地址多播地址和广播地址 CSMA/CD协议协议 冲突冲突如果不止一个站点同时在以太网信道上传输数据，信号如果不止一个站点同时在以太网信道上传输数据，信号就会发生冲突。但冲突会很快地被解决。例如，在一个就会发生冲突。但冲突会很快地被解决。例如，在一个典型的典型的10Mbps以太网上，以太网上，CSMA/CD协议的设计保证协议的设计保证了大部分冲突都可在微秒即百万分之一秒内被解决。了大部分冲突都可在微秒即百万分之一秒内被解决。 由于这种技术特点，当带宽占用率低于由于这种技术特点，当带宽占用率低于37%时，可以基时，可以基本避免冲撞，充分满足实时要求。本避免冲撞，充分满足实时要求。48IEC 60870-5 系列国际标准系列国际标准 序号序号 IEC配套标准配套标准 我国对应电力我国对应电力行业标准行业标准 名称和作用名称和作用 应用场合应用场合 1IEC 60870-5-101 DL/T 634-1997 基本远动任务配套标准基本远动任务配套标准 变电站和调度中心变电站和调度中心间间 2IEC 60870-5-102 DL/T 719-2000 电能累计量传输配套标电能累计量传输配套标准准