电力技术变电站综合自动化系统应用及发展教学课件

2022/12/111IEC61850标准应用情况介绍

在变电站自动化技术近20年的发展过程中，随着智能电子设备的普及，形成许多单项自动化系统，这些系统间相对独立，没有直接的电气联系，通常由电力企业不同部门来管理、维护。由于种类繁多，提供的接口和功能各不相同，设备间不能够共享信息，形成“自动化孤岛”问题，不仅增加成本，也影响系统的可靠性，增加用户的维护工作量。目前各种各样的集成方案都不能提供高层次的信息共享。在这样的背景下，国际电工委员会提出了IEC61850标准。这是一个基于网络的通信体系标准，包括面向对象、通信网络、接口和映射、系统和管理项目等多方面的内容。

2022/12/111IEC61850标准应用情况介绍2022/12/112IEC61850标准应用情况介绍

IEC61850是一个关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准，其目的是使变电站内不同厂家的只能电子设备（IED）之间通过一种标准（协议）实现互操作和信息共享。IEC61850标准颁布后，中国电力标委会积极跟踪，明确了等同采用的原则，并成立了相关工作组，开展了一系列的工作，取得很大成效。

2022/12/112IEC61850标准应用情况介绍2022/12/113

经过国家电网调度通信中心组织国内外变电站自动化生产厂家进行了6次IEC61850互操作试验，使得国内大多数变电站自动化生产厂家的技术水平已与国外主要厂家处于同一水平，已具备实际应用要求。国内大多数变电站自动化生产厂家已具有实际工程应用案例，有能力提供整套系统。电网建设对新技术、新标准的需求，为IEC61850的应用带来很好的前景。认真总结，不断完善，IEC61850标准即将进入快速应用阶段。2022/12/113经过国家电网调度通信2022/12/114IEC61850具有如下五个特点。

1、分层

IEC61850将变电站通信体系分为3层：变电站层（第2层）、间隔层（第1层）、过程层（第0层）。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。IEC61850标准中没有继电保护管理机，变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。除此之外，每个物理装置又由服务器和应用组成。由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。这种分层，需要有相应的抽象服务来实现数据交换，这就是IEC61850的另一个特点：抽象通信服务接口（ACSI）。

2022/12/114IEC61850具有如下五个特点。12022/12/115IEC61850具有如下五个特点。2、IEC61850采用与网络独立的抽象通信服务接口（ACSI）

由于电力系统生产的复杂性，信息传输的响应时间的要求不同，在变电站自动化系统实现的过程中可能采用不同类型的网络。IEC61850总结了电力生产过程特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，设计出抽象通信服务接口，它独立于具体的网络应用层协议（例如目前采用的MMS），和采用的网络（例如现在采用的IP）无关。如果采用的网络类型有变化，这时只要改变相应的特定通信服务映射（SCSM）就可以了，而无需改变上层的任何内容，IEC61850采用抽象通信服务接口很容易适应这种变化，大大提高了网络适应能力。

2022/12/115IEC61850具有如下五个特点。2、2022/12/116IEC61850具有如下五个特点。3、面向对象、面向应用开放的自我描述

由于技术的不断发展，变电站内的应用功能不断涌现，需要传输新的信息，已经定义好的协议可能无法传输这些新的信息，因而使新功能的应用受到限制。采用面向对象自我描述方法就可以适应这种形势发展的要求，不受预先约定的限制，什么样的信息都可以传输。采用面向对象自我描述的方法后，传输到对方的数据都带说明，马上可建立数据库，使得现场验收的验证工作大为简化。自我描述能显著降低数据管理费用，简化数据维护，减少由于配置错误而引起的系统停机时间。

2022/12/116IEC61850具有如下五个特点。3、2022/12/117IEC61850具有如下五个特点。4、电力系统的配置管理

由于IEC61850提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问。这种方法可以用于重构配置，很容易获得新加入设备的名称并用于管理设备属性。因此IEC60870-6（TASE.2）和IEC60870-5系列一样是属于面向点的，而IEC61850是面向设备的。

2022/12/117IEC61850具有如下五个特点。4、2022/12/118IEC61850具有如下五个特点。5、数据对象统一建模

IEC61850和以前使用的协议不同之处在于对象模型，它建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备（诸如断路器、电压调节器和继电保护等）。

2022/12/118IEC61850具有如下五个特点。5、2022/12/119采用无缝通信系统协议（IEC61850）除了可以避免劳民伤财的协议转换之外，还有更深层次的意义。2022/12/119采用无缝通信系统协议（IE2022/12/1110

由于网络技术的迅猛发展，提供了通过网络交换数据的可能性。随着电力市场的兴起和电力系统的扩大，信息量越来越大，要求在各种自动化系统内快速、准确地集成、合并和传播从发电厂到用户接口的实时信息。公司花费大量资金用于实时信息交换，数据集成和维护，而且费用还在剧增。无缝通信系统协议（IEC61850）就能够解决这一问题。

2022/12/1110由于网络技术的迅2022/12/1111IEC61850在终端设备中采用了先进的IT技术（例如以太网、TCP/IP、MMS），低廉的宽带设备、高效的处理器能力、定义和传输过程数据的元数据（metadata），将应用重复使用的标准名和类型信息，用以在线验证整个系统的数据库的集成和配置。

TCP/IP传输控制协议/网间协议）是一种网络通信协议，它规范了网络上的所有通信设备，尤其是一个主机与另一个主机之间的数据往来格式以及传送方式。

2022/12/1111IEC61850在终端设2022/12/1112

采用无缝通信系统协议（IEC61850）能大幅度改善信息技术和自动化技术的设备数据集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性。2022/12/1112采用无缝通信系统协2022/12/1113

将来会有越来越多的智能设备集成到电力系统的应用（SCADA、实时系统、机器诊断等）中去，为了避免出现糟糕局面，有力的高效的实现无缝数据集成和共享信息是解决此问题的主要手段。

2022/12/1113将来会有越来越多的2022/12/1114

IEC61850在国外已经研究的非常成熟，SIEMENS、ABB等公司已推出了符合IEC61850的变电站自动化系统的产品。所以，基于上述IEC61850的特点和意义，对于国内电力系统自动化领域来说，使用符合IEC61850标准的产品将是变电站自动化系统的发展趋势。2022/12/1114IEC61850在2022/12/1115一、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，能对变电站全部设备的运行工况进行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。2022/12/1115一、变电站综合自动化的基本概念2022/12/1116发展变电站综合自动化的必要性

变电站作为电网的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制的任务。电网的统一调度、指挥和协调，是对电网中各节点(发电厂、变电站)具体实施监视、控制和调整。变电站自动化是电网调度自动化系统的一个重要组成部分。2022/12/1116发展变电站综合自动化的必要性(5)实现数据通信。(2)采集变电站实时信息，对运行进行监视、计量、调整和控制。(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。(3)采集一次设备状态数据。（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；无缝通信系统协议（IEC61850）就能够解决这一问题。由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。IEC61850具有如下五个特点。第一种是传统的变电站；二是现代工业技术的发展，特别是电子技术的发展，计算机及通信技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求。在南京供电公司六合变运行中的220kV数字式光电电流互感器（4）实施操作同期及其他控制功能；二、变电站综合自动化系统的发展过程采用面向对象自我描述的方法后，传输到对方的数据都带说明，马上可建立数据库，使得现场验收的验证工作大为简化。采用面向对象自我描述方法就可以适应这种形势发展的要求，不受预先约定的限制，什么样的信息都可以传输。（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。传统变电站自动化系统的缺点：由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。4、电力系统的配置管理

由于IEC61850提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问。（3）操作控制执行与驱动。2022/12/1117电网运行对变电站自动化系统的要求：

(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。

(2)采集变电站实时信息，对运行进行监视、计量、调整和控制。

(3)采集一次设备状态数据。

(4)实现当地后备控制和紧急控制。

(5)实现数据通信。(5)实现数据通信。2022/12/1117电网运行对变电站2022/12/1118传统变电站自动化系统的缺点：

(1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。(2)二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。(3)传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。2022/12/1118传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1119传统变电站自动化系统的缺点：

(4)远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。(5)电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护定值和检查其工作状态。2022/12/1119传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1120传统变电站自动化系统的缺点：

(6)传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之间协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。(7)传统的二次系统需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。2022/12/1120传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1121发展变电站综合自动化的必要性

一是随着电网规模不断扩大，要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复要求更为迅速和准确。二是现代工业技术的发展，特别是电子技术的发展，计算机及通信技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求。三是电力企业参与市场竞争，降低运行维护成本，提高经济效益；发电厂、变电站减少占地面积。2022/12/1121发展变电站综合自动化的必要性2022/12/1122

要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。2022/12/1122要解决上述问题，显然仅依2022/12/1123二、变电站综合自动化系统的发展过程

现有变电站的三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。

2022/12/1123二、变电站综合自动化系统的发展过程2022/12/1124变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段：

1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，广泛采用的各种功能的自动装置，（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，或晶体管继电器等由分立元件组成。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安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。2022/12/1124变电站自动化的发展可以分为以下三个阶2022/12/11252．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

采用大规模集成电路或微处理机代替了原来的晶体管继电器等分立元件组成的自动装置。（1）利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；（2）能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，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；（3）微机型自动装置基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源。2022/12/11252．以微处理器为核心的智能化自动装2022/12/1126

3变电站综合自动化系统的发展阶段国际上对于变电站综合自动化的研究，早在20世纪70年代末，日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统SDCS－1。在20世纪80年代初，美国一家电力公司研制了IMPac模块化保护和控制系统。美国西屋公司和EPRI联合研制出了SPCS变电站保护和控制综合自动化系统。到1984年，瑞士的BBC公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。1985年，德国的西门子公司又推出了第一套变电站综合自动化系统LSA678。变电站综合自动化目前在美国、德国、法国、意大利等国家已得到了较普遍的应用。2022/12/11263变电站综合自动化系统的发展阶段变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。采用无缝通信系统协议（IEC61850）除了可以避免劳民伤财的协议转换之外，还有更深层次的意义。全光纤电子式电流互感器工作原理要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。（3）接收调度中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；1、数字化变电站自动化系统的特点IEC61850具有如下五个特点。按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压就地实现重合闸；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。（4）实施操作同期及其他控制功能；可接收传统互感器的模拟量输入，本机完成模数转换并通过光纤以太网输出，完成光电互感器和传统互感器的混合使用；数字信号通过光纤传输，增强了抗EMI性能，数据可靠性大大提高；与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。玻璃块和光纤混接，胶粘方式，存在一定的可靠性问题。（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；2022/12/1127

我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。在80年代中期，由清华大学研制的35kV变电站微机保护、监测自动化系统投入运行。与此同时南京自动化研究院也开发出变电站综合自动化系统。此外，国内许多高等院校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城2022/12/1128

进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，上海惠安Powercomm2000变电站自动化监控系统，国电南自PS6000系列综合自动化系统，许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统等。2022/12/1128进入90年代，变电站综合2022/12/1129

变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。然而，技术的发展是没有止境的，一种新的全数字化的变电站自动化系统即将出现。2022/12/1129变电站自动化技术经过十多2022/12/1130三、变电站自动化系统的新发展

在变电站自动化领域中，随着智能化电气的发展，特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，变电站一次运行设备在线状态检测、变电站运行仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，变电站自动化技术即将进入数字化新阶段——数字化变电站自动化系统。本节简单介绍数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分。2022/12/1130三、变电站自动化系统的新发展2022/12/1131数字化变电站的基本特征

数字化变电站是指变电站信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。2022/12/1131数字化变电站的基本特征2022/12/1132

1、数字化变电站自动化系统的特点1.1智能化的一次设备一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。2022/12/11321、数字化变电站自动化系统的特点12022/12/11331.2网络化的二次设备变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。2022/12/11331.2网络化的二次设备2022/12/11341.3自动化的运行管理系统变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。2022/12/11341.3自动化的运行管理系统2022/12/11352、数字化变电站自动化系统的结构

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元（如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等）将割列出来作为智能化一次设备的一部分。换言之，用智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。2022/12/11352、数字化变电站自动化系统的结构2022/12/1136

数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；数字化变电站自动化系统在逻辑结构上可分为三个层次，根据IEC6185A通信协议草案定义，这三个层次分别称为“过程层”、“间隔层”、“站控层”。2022/12/1136数字化变电站自动化系统的第一种是传统的变电站；在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，广泛采用的各种功能的自动装置，（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，或晶体管继电器等由分立元件组成。(1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。自检功能完备，若出现通讯故障或光电互感器故障，保护装置将会因错误标或收不到校验码正确的数据而可以直接判断出互感器异常；变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。公司花费大量资金用于实时信息交换，数据集成和维护，而且费用还在剧增。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；IED—智能电子装置（智能开关）这是一个基于网络的通信体系标准，包括面向对象、通信网络、接口和映射、系统和管理项目等多方面的内容。固体绝缘保证了互感器绝缘性能更加稳定，无需检压检漏，运行过程中免维护。3自动化的运行管理系统发电厂、变电站减少占地面积。变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。IEC61850具有如下五个特点。电磁式互感器和电子式互感器目前主要存在的问题是：由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。2022/12/11372.1过程层

过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：（1）电气设备运行实时的电气量检测；（2）运行设备的状态参数检测；（3）操作控制执行与驱动。第一种是传统的变电站；2022/12/11372.1过程层2022/12/1138IED—智能电子装置（智能开关）定义：在断路器内嵌电压、电流变换器及其光电测量系统，由微机控制的二次系统、IED设备和相应智能软件实现集成开关系统智能性的开关设备。

优点:间隔内自动闭锁和“五防”，保证设备和人身安全；

按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压就地实现重合闸；实现设备在线监测和诊断，为状态维修提供参考；实现就地重合闸以及其他当地可以执行的功能，而不依赖站级控制系统。2022/12/1138IED—智能电子装置（智能开关）2022/12/1139

（1）电气设备运行的实时电气量检测与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。2022/12/1139（1）电气设备运行的实时电气量检测2022/12/1140（2）运行设备的状态参数在线检测与统计变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。2022/12/1140（2）运行设备的状态参数在线检测与统2022/12/1141（3）操作控制的执行与驱动。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制；电容器、电抗器投切控制；断路器、刀闸合分控制；直流电源充放电控制等。

过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制。例如能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内；又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。2022/12/1141（3）操作控制的执行与驱动。2022/12/11422.2间隔层

间隔层设备的主要功能是：（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（2）实施对一次设备保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；（6）承上启下的通信功能，高速完成与过程层及站控层的网络通信。2022/12/11422.2间隔层间隔层设备的主要功能2022/12/11432.3站控层

站控层的主要任务是：（1）通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；（2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；（3）接收调度中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；（5）具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；（6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。

2022/12/11432.3站控层站控层的主要任务是：2022/12/11442022/12/11442022/12/11452022/12/11452022/12/11463、数字化变电站自动化系统中的网络选型

网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉，它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。常规变电站自动化系统中单套保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个CPU控制下进行的，使得同步采样、A/D转换，运算、输出控制命令整个流程快速，简捷。全数字化的系统中信息的采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，关键技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。

目前，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100/1000MHz的以太网（ethernet）。2022/12/11463、数字化变电站自动化系统中的网络选数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；电网运行对变电站自动化系统的要求：变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。全光纤电子式电流互感器工作原理二是现代工业技术的发展，特别是电子技术的发展，计算机及通信技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求。专业涉及到计算机、通信、自动化、继电保护、变电运行等，已经发展为现代科学技术的一门交叉学科。（4）实施操作同期及其他控制功能；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。（6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。(3)采集一次设备状态数据。2）和IEC60870-5系列一样是属于面向点的，而IEC61850是面向设备的。按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压就地实现重合闸；(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在南京供电公司六合变运行中的220kV数字式光电电流互感器全数字化的系统中信息的采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，关键技术是网络通信速度的提高和合适的通信协议的制定。（如果采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。2022/12/1147

目前，以太网（ethernet）已经进入工业自动化过程控制领域，固化OSI七层协议，速率达到100MHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。

（如果采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。）数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一2022/12/11484、数字化变电站自动化系统发展中的主要问题在三个层次中，数字化变电站自动化系统的研究的主要内容集中在过程层方面，诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。

目前主要存在的问题是：（1）研究开发过程中专业协作需要加强，比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关；（2）材料器件方面的缺陷及改进；（3）试验设备、测试方法、检验标准，特别是EMC（电磁干扰与兼容）控制与试验还是薄弱环节。2022/12/11484、数字化变电站自动化系统发展中的主2022/12/1149目前变电站综合自动化技术在我国的应用范围，由电力系统的主干网、城市供电网、农村供电网扩展到企业供电网；其电压等级，由当初的35－110kV变电站，向上扩展到220－500kV变电站，向下延伸到10kV乃至0.4kV配电网络，几乎覆盖到全部供电网络。变电站综合自动化技术涉及到自动控制、远动、通信、计算机、网络、继电保护、测量、计量、在线监测、信号及控制等二次系统；专业涉及到计算机、通信、自动化、继电保护、变电运行等，已经发展为现代科学技术的一门交叉学科。2022/12/1149目前变电站综合自动化技2022/12/1150数字化变电站图例2022/12/1150数字化变电站图例2022/12/11512022/12/11512022/12/11522022/12/11522022/12/11532022/12/11532022/12/11542022/12/11542022/12/11552022/12/11552022/12/1156电磁式互感器和电子式互感器2022/12/1156电磁式互感器和电子式互感器1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，广泛采用的各种功能的自动装置，（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，或晶体管继电器等由分立元件组成。（2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；本节简单介绍数字化变电站自动化系统的特征、结构及功能划分。（2）运行设备的状态参数检测；全光纤电子式电流互感器工作原理电磁式互感器和电子式互感器二、变电站综合自动化系统的发展过程（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；（3）微机型自动装置基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源。无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、暂态特性好，不受环境因素影响；（6）承上启下的通信功能，高速完成与过程层及站控层的网络通信。（2）实施对一次设备保护控制功能；如果采用的网络类型有变化，这时只要改变相应的特定通信服务映射（SCSM）就可以了，而无需改变上层的任何内容，IEC61850采用抽象通信服务接口很容易适应这种变化，大大提高了网络适应能力。可接收传统互感器的模拟量输入，本机完成模数转换并通过光纤以太网输出，完成光电互感器和传统互感器的混合使用；变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。IEC61850在国外已经研究的非常成熟，SIEMENS、ABB等公司已推出了符合IEC61850的变电站自动化系统的产品。（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。在变电站自动化领域中，随着智能化电气的发展，特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，变电站一次运行设备在线状态检测、变电站运行仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，变电站自动化技术即将进入数字化新阶段——数字化变电站自动化系统。目前各种各样的集成方案都不能提供高层次的信息共享。2022/12/11571．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代2022/12/1158电子式互感器（光电混合式）供能半导体激器功率大、价格贵。易受杂散磁场影响。不能测直流（罗格夫斯基线圈）2022/12/1158电子式互感器（光电混合式）供能半导体2022/12/1159光学式传感器之块状玻璃块状玻璃是特殊光学材料；它对光信号的损耗大；光纤粘接影响稳定性2022/12/1159光学式传感器之块状玻璃块状玻璃是特殊2022/12/1160

全光纤电子式电流互感器工作原理A）不通电B）通电保护:5P30，测量:0.2级符合IEC60044-8和GB/T20840.8

2022/12/1160全光纤电子式电流互感器工作原理A）2022/12/11612022/12/11612022/12/11622022/12/11622022/12/1163全光纤式互感器：全光纤结构，高温熔接，可靠性高、寿命长；磁光玻璃式互感器：玻璃块和光纤混接，胶粘方式，存在一定的可靠性问题。2022/12/1163全光纤式互感器：2022/12/11642022/12/11642022/12/1165在南京供电公司六合变运行中的220kV数字式光电电流互感器－OET7222022/12/1165在南京供电公司六合变运行中的220k2022/12/1166电子式互感器优点

互感器的高低压部分通过光纤连接，没有电气联系，绝缘距离约等于互感器整体高度；无磁饱和、频率响应范围宽、精度高、暂态特性好，不受环境因素影响；数字信号通过光纤传输，增强了抗EMI性能，数据可靠性大大提高；无传统二次负荷概念；高低压部分的光电隔离，使得电流互感器二次开路、电压互感器二次短路可能导致危及设备或人身安全等问题不复存在。高压侧采集器单元的工作电源同时由取能线圈和激光电源提供，两者动态自检，互为热备用；以绝缘脂替代了传统互感器的油或SF6，避免了传统充油互感器渗漏油现象，也避免了SF6互感器的SF6气体的渗漏气现象；固体绝缘保证了互感器绝缘性能更加稳定，无需检压检漏，运行过程中免维护。2022/12/1166电子式互感器优点2022/12/1167

互感器可直接提供诸如断线等各种故障信息，二次设备接收后可闭锁保护；自检功能完备，若出现通讯故障或光电互感器故障，保护装置将会因错误标或收不到校验码正确的数据而可以直接判断出互感器异常；输出遵循IEC61850-9标准格式；可接收传统互感器的模拟量输入，本机完成模数转换并通过光纤以太网输出，完成光电互感器和传统互感器的混合使用；在高压和超高压中，光电互感器的制造成本和综合运行成本具有明显优势，高性价比体现得尤其显著。2022/12/1167互感器可直接提供2022/12/1168IEC61850标准应用情况介绍

IEC61850是一个关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准，其目的是使变电站内不同厂家的只能电子设备（IED）之间通过一种标准（协议）实现互操作和信息共享。IEC61850标准颁布后，中国电力标委会积极跟踪，明确了等同采用的原则，并成立了相关工作组，开展了一系列的工作，取得很大成效。

2022/12/1168IEC61850标准应用情况介绍2022/12/1169电网运行对变电站自动化系统的要求：

(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。

(2)采集变电站实时信息，对运行进行监视、计量、调整和控制。

(3)采集一次设备状态数据。

(4)实现当地后备控制和紧急控制。

(5)实现数据通信。2022/12/1169电网运行对变电站自动化系统的要求：2022/12/1170

要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。2022/12/1170要解决上述问题，显然仅依2022/12/11712、数字化变电站自动化系统的结构

在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元（如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等）将割列出来作为智能化一次设备的一部分。换言之，用智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分；在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。2022/12/11712、数字化变电站自动化系统的结构2022/12/11722.2间隔层

间隔层设备的主要功能是：（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（2）实施对一次设备保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；（6）承上启下的通信功能，高速完成与过程层及站控层的网络通信。2022/12/11722.2间隔层间隔层设备的主要功能2022/12/11732.3站控层

站控层的主要任务是：（1）通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；（2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；（3）接收调度中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；（5）具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；（6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。

2022/12/11732.3站控层站控层的主要任务是：2022/12/11742022/12/1174由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。玻璃块和光纤混接，胶粘方式，存在一定的可靠性问题。5、数据对象统一建模

IEC61850和以前使用的协议不同之处在于对象模型，它建模了大多数公共实际设备和设备组件。数字化变电站的基本特征（6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；目前，以太网（ethernet）已经进入工业自动化过程控制领域，固化OSI七层协议，速率达到100MHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。目前，以太网（ethernet）已经进入工业自动化过程控制领域，固化OSI七层协议，速率达到100MHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。（2）运行设备的状态参数在线检测与统计（6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；国内大多数变电站自动化生产厂家已具有实际工程应用案例，有能力提供整套系统。变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度自动化的可能性，降低了变电站建设的总造价。优点:间隔内自动闭锁和“五防”，保证设备和人身安全；1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，广泛采用的各种功能的自动装置，（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，或晶体管继电器等由分立元件组成。（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。2022/12/1175由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑2022/12/1176IEC61850标准应用情况介绍

在变电站自动化技术近20年的发展过程中，随着智能电子设备的普及，形成许多单项自动化系统，这些系统间相对独立，没有直接的电气联系，通常由电力企业不同部门来管理、维护。由于种类繁多，提供的接口和功能各不相同，设备间不能够共享信息，形成“自动化孤岛”问题，不仅增加成本，也影响系统的可靠性，增加用户的维护工作量。目前各种各样的集成方案都不能提供高层次的信息共享。在这样的背景下，国际电工委员会提出了IEC61850标准。这是一个基于网络的通信体系标准，包括面向对象、通信网络、接口和映射、系统和管理项目等多方面的内容。

2022/12/111IEC61850标准应用情况介绍2022/12/1177IEC61850标准应用情况介绍

IEC61850是一个关于变电站自动化系统结构和数据通信的国际标准，其目的是使变电站内不同厂家的只能电子设备（IED）之间通过一种标准（协议）实现互操作和信息共享。IEC61850标准颁布后，中国电力标委会积极跟踪，明确了等同采用的原则，并成立了相关工作组，开展了一系列的工作，取得很大成效。

2022/12/112IEC61850标准应用情况介绍2022/12/1178

经过国家电网调度通信中心组织国内外变电站自动化生产厂家进行了6次IEC61850互操作试验，使得国内大多数变电站自动化生产厂家的技术水平已与国外主要厂家处于同一水平，已具备实际应用要求。国内大多数变电站自动化生产厂家已具有实际工程应用案例，有能力提供整套系统。电网建设对新技术、新标准的需求，为IEC61850的应用带来很好的前景。认真总结，不断完善，IEC61850标准即将进入快速应用阶段。2022/12/113经过国家电网调度通信2022/12/1179IEC61850具有如下五个特点。

1、分层

IEC61850将变电站通信体系分为3层：变电站层（第2层）、间隔层（第1层）、过程层（第0层）。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。IEC61850标准中没有继电保护管理机，变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。除此之外，每个物理装置又由服务器和应用组成。由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。这种分层，需要有相应的抽象服务来实现数据交换，这就是IEC61850的另一个特点：抽象通信服务接口（ACSI）。

2022/12/114IEC61850具有如下五个特点。12022/12/1180IEC61850具有如下五个特点。2、IEC61850采用与网络独立的抽象通信服务接口（ACSI）

由于电力系统生产的复杂性，信息传输的响应时间的要求不同，在变电站自动化系统实现的过程中可能采用不同类型的网络。IEC61850总结了电力生产过程特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，设计出抽象通信服务接口，它独立于具体的网络应用层协议（例如目前采用的MMS），和采用的网络（例如现在采用的IP）无关。如果采用的网络类型有变化，这时只要改变相应的特定通信服务映射（SCSM）就可以了，而无需改变上层的任何内容，IEC61850采用抽象通信服务接口很容易适应这种变化，大大提高了网络适应能力。

2022/12/115IEC61850具有如下五个特点。2、2022/12/1181IEC61850具有如下五个特点。3、面向对象、面向应用开放的自我描述

由于技术的不断发展，变电站内的应用功能不断涌现，需要传输新的信息，已经定义好的协议可能无法传输这些新的信息，因而使新功能的应用受到限制。采用面向对象自我描述方法就可以适应这种形势发展的要求，不受预先约定的限制，什么样的信息都可以传输。采用面向对象自我描述的方法后，传输到对方的数据都带说明，马上可建立数据库，使得现场验收的验证工作大为简化。自我描述能显著降低数据管理费用，简化数据维护，减少由于配置错误而引起的系统停机时间。

2022/12/116IEC61850具有如下五个特点。3、2022/12/1182IEC61850具有如下五个特点。4、电力系统的配置管理

由于IEC61850提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问。这种方法可以用于重构配置，很容易获得新加入设备的名称并用于管理设备属性。因此IEC60870-6（TASE.2）和IEC60870-5系列一样是属于面向点的，而IEC61850是面向设备的。

2022/12/117IEC61850具有如下五个特点。4、2022/12/1183IEC61850具有如下五个特点。5、数据对象统一建模

IEC61850和以前使用的协议不同之处在于对象模型，它建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备（诸如断路器、电压调节器和继电保护等）。

2022/12/118IEC61850具有如下五个特点。5、2022/12/1184采用无缝通信系统协议（IEC61850）除了可以避免劳民伤财的协议转换之外，还有更深层次的意义。2022/12/119采用无缝通信系统协议（IE2022/12/1185

由于网络技术的迅猛发展，提供了通过网络交换数据的可能性。随着电力市场的兴起和电力系统的扩大，信息量越来越大，要求在各种自动化系统内快速、准确地集成、合并和传播从发电厂到用户接口的实时信息。公司花费大量资金用于实时信息交换，数据集成和维护，而且费用还在剧增。无缝通信系统协议（IEC61850）就能够解决这一问题。

2022/12/1110由于网络技术的迅2022/12/1186IEC61850在终端设备中采用了先进的IT技术（例如以太网、TCP/IP、MMS），低廉的宽带设备、高效的处理器能力、定义和传输过程数据的元数据（metadata），将应用重复使用的标准名和类型信息，用以在线验证整个系统的数据库的集成和配置。

TCP/IP传输控制协议/网间协议）是一种网络通信协议，它规范了网络上的所有通信设备，尤其是一个主机与另一个主机之间的数据往来格式以及传送方式。

2022/12/1111IEC61850在终端设2022/12/1187

采用无缝通信系统协议（IEC61850）能大幅度改善信息技术和自动化技术的设备数据集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性。2022/12/1112采用无缝通信系统协2022/12/1188

将来会有越来越多的智能设备集成到电力系统的应用（SCADA、实时系统、机器诊断等）中去，为了避免出现糟糕局面，有力的高效的实现无缝数据集成和共享信息是解决此问题的主要手段。

2022/12/1113将来会有越来越多的2022/12/1189

IEC61850在国外已经研究的非常成熟，SIEMENS、ABB等公司已推出了符合IEC61850的变电站自动化系统的产品。所以，基于上述IEC61850的特点和意义，对于国内电力系统自动化领域来说，使用符合IEC61850标准的产品将是变电站自动化系统的发展趋势。2022/12/1114IEC61850在2022/12/1190一、变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，能对变电站全部设备的运行工况进行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。2022/12/1115一、变电站综合自动化的基本概念2022/12/1191发展变电站综合自动化的必要性

变电站作为电网的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制的任务。电网的统一调度、指挥和协调，是对电网中各节点(发电厂、变电站)具体实施监视、控制和调整。变电站自动化是电网调度自动化系统的一个重要组成部分。2022/12/1116发展变电站综合自动化的必要性(5)实现数据通信。(2)采集变电站实时信息，对运行进行监视、计量、调整和控制。(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。(3)采集一次设备状态数据。（4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；无缝通信系统协议（IEC61850）就能够解决这一问题。由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。IEC61850具有如下五个特点。第一种是传统的变电站；二是现代工业技术的发展，特别是电子技术的发展，计算机及通信技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求。在南京供电公司六合变运行中的220kV数字式光电电流互感器（4）实施操作同期及其他控制功能；二、变电站综合自动化系统的发展过程采用面向对象自我描述的方法后，传输到对方的数据都带说明，马上可建立数据库，使得现场验收的验证工作大为简化。采用面向对象自我描述方法就可以适应这种形势发展的要求，不受预先约定的限制，什么样的信息都可以传输。（7）具有变电站故障自动分析和操作培训功能。传统变电站自动化系统的缺点：由IEC61850来看，服务器包含逻辑装置，逻辑装置包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象、数据属性。4、电力系统的配置管理

由于IEC61850提供了直接访问现场设备，对各个制造厂的设备用同一种方法进行访问。（3）操作控制执行与驱动。2022/12/1192电网运行对变电站自动化系统的要求：

(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。

(2)采集变电站实时信息，对运行进行监视、计量、调整和控制。

(3)采集一次设备状态数据。

(4)实现当地后备控制和紧急控制。

(5)实现数据通信。(5)实现数据通信。2022/12/1117电网运行对变电站2022/12/1193传统变电站自动化系统的缺点：

(1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。(2)二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。(3)传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。2022/12/1118传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1194传统变电站自动化系统的缺点：

(4)远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。(5)电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护定值和检查其工作状态。2022/12/1119传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1195传统变电站自动化系统的缺点：

(6)传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之间协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。(7)传统的二次系统需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。2022/12/1120传统变电站自动化系统的缺点：2022/12/1196发展变电站综合自动化的必要性

一是随着电网规模不断扩大，要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复要求更为迅速和准确。二是现代工业技术的发展，特别是电子技术的发展，计算机及通信技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求。三是电力企业参与市场竞争，降低运行维护成本，提高经济效益；发电厂、变电站减少占地面积。2022/12/1121发展变电站综合自动化的必要性2022/12/1197

要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。2022/12/1122要解决上述问题，显然仅依2022/12/1198二、变电站综合自动化系统的发展过程

现有变电站的三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。

2022/12/1123二、变电站综合自动化系统的发展过程2022/12/1199变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段：

1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，广泛采用的各种功能的自动装置，（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，或晶体管继电器等由分立元件组成。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安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。2022/12/1124变电站自动化的发展可以分为以下三个阶2022/12/111002．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

采用大规模集成电路或微处理机代替了原来的晶体管继电器等分立元件组成的自动装置。（1）利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；（2）能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，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；（3）微机型自动装置基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源。2022/12/11252．以微处理器为核心的智能化自动装2022/12/11101

3变电站综合自动化系统的发展阶段国际上对于变电站综合自动化的研究，早在20世纪70年代末，日本就研制出了世界上第一套综合数字式保护和控制系统SDCS－1。在20世纪80年代初，美国一家电力公司研制了IMPac模块化保护和控制系统。美国西屋公司和EPRI联合研制出了SPCS变电站保护和控制综合自动化系统。到1984年，瑞士的BBC公司首次推出了他们的变电站综合自动化系统。1985年，德国的西门子公司又推出了第一套变电站综合自动化系统LSA678。变电站综合自动化目前在美国、德国、法国、意大利等国家已得