变电站综合自动化系统课件

變電站綜合自動化系統

**第1章變電站綜合自動化的基本概念

1.1變電站自動化是技術發展的必然趨勢1.2變電站綜合自動化的發展過程1.3變電站綜合自動化與無人值班**1.1變電站自動化是技術發展的

必然趨勢1.1.1當前電力系統發展的要求

i)全國聯網的發展方向，對電力系統的可靠性提出更高要求。 國家電力公司陸延昌在2000年全國電網調度工作會議上明確指出：堅持全國聯網、西電東送、南北互聯的發展方向不動搖。並且要做到系統聯網，可靠水準不降低。我國水力資源主要集中在西部和西南部，這兩地區可開發電量占全國82.9%；煤炭資源華北和西北兩地區占80%；而負荷中心集中在中部和東部沿海，這兩地區的經濟總量占全國82%，電力消費占78%。這種差異，決定了電力工業發展必須實行西電東送、南北互供、全國聯網的戰略。 要做到全國聯網後，供電可靠性水準不降低，加強發電廠、變電站的安全、可靠運行、提高其自動化水準很為重要。**1.1變電站自動化是技術發展的

必然趨勢 ii)常規的變電站存在的問題

★安全性、可靠性不能滿足電力系統發展的需求。 ★不適應電力系統快速計算和即時性要求。 ★供電品質缺乏科學的保證。 ★不利於提高運行管理水準。

★維護工作量大，設備可靠性差。 ★占地面積大，增加征地投資。**1.1變電站自動化是技術發展的

必然趨勢1.1.2 科學技術的發展，為發展變電站自動 化提供了有利的條件

變電站自動化技術的發展過程與相關學科的發展密切相關。變電站自動化發展過程有三個階段：

(1)變電站分立元件的自控裝置階段。

*電磁式的自動裝置

*電晶體式的自動裝置

*積體電路式的自動裝置

**1.1.2 科學技術的發展，為發展變電站自動 化提供了有利的條件 (2)微處理器為核心的智能自動裝置階段。電腦工業的發展，尤其是20世紀70年代微處理器的問世和微電腦技術的迅速發展，為變電站自動化技術的發展提供了必要的手段。這階段廠站自動化的特點：形成變電站內的自動化孤島。

(3)變電站綜合自動化的發展，全面促進變電站技術水 平和運行管理水準的提高。**1.2

變電站綜合自動化的發展過程1.2.1 國外變電站綜合自動化的早期發展概況

國外變電站自動化的研究工作始於20世紀70年代。70年代末，英、西德、義大利、澳大利亞等國新裝的遠動裝置都是微機型的。變電站綜合自動化的研究工作，於70年代中、後期開始。1975年由關西電子公司和三菱電氣有限公司合作，研究配電變電站數字控制系統。1979年9月完成樣機，稱為SDCS-1型，12月在變電站安裝運行，1980年開始商品化生產。

SDCS-1型由13臺微機組成。如圖1.2.1，它具有對一個77kV/6.6kV的配電變電站的全部保護和控制功能。該變電站具有3臺變壓器，4回77kV進線，36回6.6kV饋電線路。

**1.2

變電站綜合自動化的發展過程

圖1.2.1

SDCS－1結構方框圖1.2.1 國外變電站綜合自動化的早期發展概況**

SDCS－1按功能分為3個子系統：（1）繼電保護子系統（2）測量子系統（3）控制子系統

80年代，研究變電站綜合自動化的國家和公司越來越多，例如，德國西門子公司、ABB公司、AEG公司、GE公司、西屋公司、阿爾斯通公司等都有自己的變電站自動化產品。1995年西門子公司的變電站自動化系統LSA678在我國已有十多個工程。國外研究工作突出的特點是他們彼此間一開始就十分重視這一領域的技術規範和標準的制定與協調。

1.2

變電站綜合自動化的發展過程**1.2.2我國變電站自動化的發展過程

我國變電站綜合自動化的研究工作始於80年代中期。1987年清華大學電機工程系研究成功國內第一個符合國情的綜合自動化系統。該系統由3臺微機組成，其系統結構如圖1.2.2。1987年在山東威海望島變電站成功地投入運行。望島變電站是一個35kV/10kV城市變電站，有2回35kV進線，2臺主變，8回10kV出線，2組電容器。該系統擔負全變電站安全監控、微機保護、電壓無功控制、中央信號等任務。按功能分為3個子系統：（1）安全監控子系統；（2）微機保護子系統；（3）電壓、無功控制子系統。這是我國第一個變電站綜合自動化系統，其成功的投入運行，證明了我國完全可以自行研究，製造出具有國際先進水準，符合國情的變電站綜合自動化系統。

90年代中期後，綜合自動化系統迅速發展。隨著微機技術的不斷發展和已投入運行的變電站綜合系統取得的經濟效益和社會效益，吸引全國許多用戶和科研單位和高等院校，因此變電站綜合自動化系統到90年代，成為熱門話題。1.2

變電站綜合自動化的發展過程**1.2

變電站綜合自動化的發展過程1.2.2我國變電站自動化的發展過程圖1.2.2

變電站微機監測、保護綜合控制系統框圖**1.3變電站綜合自動化與無人值班1.3.1國外無人值班的發展簡況西歐、北美、日本等發達國家的絕大多數變電站，包括許多500kV、380kV的變電站也都實行無人值班。例如：巴黎，1985年建立新一代的電腦自動管理系統，所有225/20kV變電站都由調度中心集中控制。調度室可掌握所有225/20kV變電站及20kV主網路運行狀況，當電網發生事故時，調度中心可以直接進行必要的處理，使受停電影響的用戶迅速恢復供電。與此同時也出現一批無人值班或少人值班的大、中小型水電站，例如，到1980年止，義大利ENEL公司的474個水電站中，無人值班達408個，法國EDF公司450個水電站中，有403個無人值班占90%。**1.3.2國內無人值班的發展簡況１.早期的無人值班變電站沒有自動化功能。只適合不重要的35KV變電站。

2.20世紀60年代，進入了遠方監視的無人值班階段。

3.20世紀80年代後期，無人值班技術又上了一個臺階。促進了調度自動化實用化的深入開展和電網調度管理水準的提高。

4.國家電力調度通信中心於1993年12月28日發佈了調自[1994]2號檔《關於在地區電網中實施變電站遙控和無人值班的意見》。該檔明確指出實行變電站遙控和無人值班是可行的，是電網調度管理的發展方向，並明確指出各單位要積極穩妥地開展此項工作，要根據當地的實際情況，因地制宜，統籌安排，綜合考慮，做好規劃，逐步實施。根據需要有些地區可考慮新建變電站一步到位，即按無人站設計建設，尤其是地區變電站。該檔對全國無人值班變電站的建設起了很大的推動作用。**1.3.3

變電站實現無人值班的目的和意義(1)國民經濟發展形勢的需要

不僅發達地區、人口密集經濟發展的地區需要發展無人值班變電站；人口密度少、經濟不甚發達的邊遠地區，發展無人值班也很重要。(2)

提高運行的可靠性，減少誤操作率。(3)提高經濟效益和勞動生產率(4)降低變電站建設成本。**1.3.4變電站綜合自動化全面提高無人值班變電站的技術水準（1）提高了變電站的安全、可靠運行水準。（2）提高電力系統的運行、管理水準和技術水準（3）縮小變電站占地面積，降低造價，減少總投資。（4）提高供電品質，提高電壓合格率，降低電能損耗。（5）減少維護工作量。由於綜合自動化系統中的微機保護裝置和自動裝置，都具有故障自診斷功能，裝置內部有故障，能自動顯示故障部位，縮短了維修時間。**第2章

變電站自動化系統的基本功能2.1變電站自動化系統的內涵2.2監控子系統2.3

繼電保護子系統2.4電能量計量子系統

2.5

自動控制子系統2.6諧波分析與監視功能

2.7變電站綜合自動化系統的通信功能2.8變電站綜合自動化系統的特點

**2.1變電站自動化系統的內涵(1) 20世紀80年代和90年代中期，國內都把上述功能的系統稱為變電站綜合自動化系統，以區別於只有局部功能的自動化。國外發表的文章也稱“綜合自動化”，或一體化的變電站控制與保護。國際電工委員會（IEC）根據國際上變電站自動化系統發展的情況，於1997年國際大電網會議（CIGRE）WG34.03工作組在“變電站內數據流的通信要求”報告中，提出了“變電站自動化”（SA，SubstationAutomation）和“變電站自動化系統”（SAS，SubstationAutomationSystem）兩個名詞。此名詞被國際電工委員會的TC57技術委員會（即電力系統通信和控制技術委員會）在制定的IEC61850（即變電站通信網絡和系統）標準中採納。我國從20世紀80年代中、後期以來，習慣稱之為“變電站綜合自動化”和“變電站綜合自動化系統”。 在IEC61850變電站通信網絡標準中，對變電站自動化系統（SAS）的定義為：變電站自動化系統就是在變電站內提供包括通信基礎設施在內的自動化。**2.1

變電站綜合自動化的內涵(2)2000年中國電力出版社出版的《變電站綜合自動術》一書中指出了變電站綜合自動化的含義是將變電站的二次設備（包括測量儀錶、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等）經過功能的重新組合和優化設計，利用先進的電腦技術、現代電子技術、信號處理技術和通信技術、實現對全變電站的主要設備和輸、配電線路的自動監視、測量、自動控制和微機保護，以及與調度通信等綜合性的自動化功能。變電站自動化系統，是利用多臺微型電腦（包括單片機等）和大規模積體電路組成的分級分佈式的自動化系統，它以微電腦為基礎，實現對變電站傳統的繼電保護、測量手段、控制方式以及通信和管理模式的全面改造。變電站綜合自動化系統具有功能綜合化、結構微機化、操作監視螢幕化、運行管理智能化、通信網絡化等特徵。

**2.2

監控子系統2.2.1數據採集

2.2.2模擬量的採樣方式

2.2.3數據採集途徑

2.2.4安全監控功能

2.2.5操作與控制功能

2.2.6人機聯繫功能

2.2.7運行記錄功能

2.2.8對時功能**2.2.1

數據採集內容

（1）模擬量的採集

（2）開關量的採集（3）事件順序記錄（SOE）（4）電能量的採集

**2.2.2

模擬量的採樣方式*電力系統和電廠、變電站中的模擬量有三種類型。*採樣方式:一般可分為直流採樣和交流採樣兩種類型。1.直流採樣

直流採樣是指將現場不斷連續變化的模擬量先轉換成直流電壓信號，再送至A／D轉換器進行轉換；即A／D轉換器採樣的模擬量為直流信號。2.交流採樣

交流採樣是相對直流採樣而言，即指對交流電流和交流電壓採集時，輸入至A／D轉換器的是與電力系統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。如下頁圖2.1。

在交流採樣方式中，對於有功功率和無功功率，是通過採樣所得到的u，i,計算出P，Q。

**圖2.1交流電壓電流輸入通道結構框圖（a）電壓輸入通道（b）電流輸入通道**2.2.2.3兩種採樣方式的比較

1．直流採樣的特點

2．交流採樣的主要特點2.2.2.4採樣定理一個隨時間連續變化的物理量f(t)，如圖2.2（a），經過採樣後，得到一系列的脈衝序列f*(t)，它是離散的信號，被稱為採樣信號，如圖2.2(c)。根據香農（Shannon）定理：如果隨時間變化的模擬信號（包括雜訊干擾在內）的最高頻率為fmax，只要按照採樣頻率f≥2fmax進行採樣，那麼所給出的樣品系列,，…就足以代表（或恢復）f(t)了，實際應用中常採用f≥(5～10)fmax。**圖2.2採樣過程**2.2.3

安全監控功能1.對採集的模擬量不斷進行越限監視，如發現越限，立刻發出告警資訊，同時記錄和顯示越限時間和越限值，並將越限情況遠傳給調度中心或控制中心。2.對微機保護裝置和其他各種自動裝置的工作狀態進行監視。3.將監視結果及時傳送給調度中心，並接收和執行調度中心下達的各種命令。**2.2.4操作與控制功能

無論當地操作或遠方操作，都應有防誤操作的閉鎖措施。 斷路器的操作閉鎖應包括以下內容:(1）斷路器操作時，應閉鎖重合閘；（2）當地進行操作和遠方控制操作，要互相閉鎖。

（3）根據即時資訊，自動實現斷路器與隔離開關必要的閉鎖操作。

(4)其他**2.2.5

人機聯繫功能1.人機聯繫橋樑：顯示器、滑鼠和鍵盤。

2．CRT或液晶顯示器顯示畫面的內容（1）顯示採集和計算的即時運行參數（2）顯示即時主接線圖（3）事件順序記錄（SOE）（4）越限報警顯示（5）值班記錄顯示（6）歷史趨勢顯示（7）保護定值和自控裝置的設定值顯示。（8）其他：故障記錄顯示、設備運行狀況顯示等。

3.

輸入數據（1）TA、TV變比（2）保護定值和越限報警定值（3）自控裝置的設定值（4）運行人員密碼**

2.2.6

運行記錄功能對於有人值班的變電站，監控系統可以配備印表機，完成以下列印記錄功能:①

定時列印報表和運行日誌；②開關操作記錄列印；

③事件順序記錄列印； ④越限列印；

⑤召喚列印；⑥抄屏列印；

⑦事故追憶列印。

對於無人值班變電站，可不設當地列印功能，各變電站的運行報表，集中在控制中心列印輸出。

2.2.7

對時功能

配備GPS衛星同步時鐘裝置、與調度統一時鐘。**2.3微機保護子系統2.3.1繼電保護的基本任務2.3.2對繼電保護的基本要求2.3.3

微機保護子系統內容2.3.4

微機保護的優越性**2.3.1繼電保護的基本任務（1）有選擇性地將故障元件從電力系統中快速、自動地切除，使其損壞程度減至最輕，並保證最大限度地迅速恢復系統中無故障部分的正常運行。（2）反應電氣設備的異常運行工況，根據運行維護的具體條件和設備的承受能力，發出報警信號，減負荷或延時跳閘信號。（3）根據實際情況，儘快自動恢復停電部分的供電。

**2.3.2對微機保護子系統要求

（1）滿足可靠性、選擇性、快速性、靈敏性的要求（2）軟、硬體結構要相對獨立；它的工作不受監控系統和其他子系統的影響。（3）具有故障記錄功能（4）察看和授權修改保護整定值方便

（5）具有故障自診斷、自閉鎖和自恢復功能

（6）具有對時功能（7）具有通信功能和標準的通信規約。

**2.3.3微機保護子系統的內容

在變電站綜合自動化系統中，微機保護應包括全變電站主要設備和輸、配電線路的全套保護。

2.3.4.微機保護優越性（1）靈活性強（2）穩定性好（3）利用微機的記憶功能，可改善保護性能（4）體積小，功能全。**2.4電能量計算子系統

電能量包括有功電能和無功電能。電能量的採集和管理是變電站綜合自動系統的重要組成部分。

2.4.1電能計量裝置的發展歷程2.4.2

變電站自動化系統對電能量計量 系統的管理模式**2.4.1

電能計量裝置的發展歷程2.4.1.1機械式的電能表電能表的出現和發展已有100多年的歷史了。大家最熟悉的感應式電能表。2.4.1.2

機電式電能表 為了解決電腦能對電能量進行採集與處理，最簡單的方法是利用電子技術與傳統的感應式電能是相結合，即對原來感應式的電能表加以改造。

2.4.1.3

電子式電能表 由硬體乘法器完成對u,i相乘得到功率的測量，由於它沒有傳統的電能表上的旋轉機構，因此又被稱為靜止電能表或固態電能表。

**2.4.1.4微機型電能表 按其原理分，主要有兩大類型。（1）利用單片機或DSP（數字信號處理器）為核心，利用高精度的A/D轉換器和採樣保持器，採集u和i,通過軟體計算P、Q，以及kWH和kVarH等量。（2）採用專用的電能晶片和單片機構成的數字電能表這些電能計量專用晶片內含有16位、18位的高解析度A/D轉換器，因此計量準確度高。2.4.1.5

幾種特殊功能的新型電能表（1）具有電能計量綜合誤差自動跟蹤補償功能的多功能電能表（2）

基波電能表

(3）

多功能視在電能表

2.4.1.6

軟體計算電能量**

2.4.2

變電站自動化系統對電能量計量系統的管理模式

2.4.2.1設置專用電能品質管理機2.4.2.2

串行介面管理模式一般新建的變電站或220kV及以上變電站，多採用微機型電能表，它們一般都具有RS232/RS485串行通信介面，因此可直接將這些電能表利用遮罩雙絞線或同軸電纜組成RS485網路。監控機可直接通過串口與電能表的485網相聯接，對電能計量進行管理。2.4.2.3

現場匯流排網路管理模式 上述串行介面模式介面簡單，投資少，但一個RS485網能聯接的電能表有限。對於規模較大的變電站，監控機可以通過現場匯流排網路，管理各電能表。

**2.5自動控制子系統2.5.1變電站的電壓、無功綜合控制2.5.2備用電源自投控制2.5.3低頻減負荷控制**2.5.1變電站的電壓無功綜合控制2.5.1.1電壓、無功綜合控制的重要性2.5.1.2電壓、無功綜合控制目標（1）維持供電電壓在規定的範圍內

①500kV(330kV)變電站的220kV母線正常時，0～+10%；事故時，-5%～+10%。

②220kV變電站的35～110kV母線正常時，-3%～+7%；事故時，±10%。

③配電網的10kV母線，電壓合格範圍：10.0～10.7kV

（2）保持電力系統穩定和合適的無功平衡。無功分區、就地平衡的原則

（3）電壓、無功綜合控制的手段

①調分接頭位置

②控制無功補償設備兩者綜合考慮

**2.5.1.3變電站電壓、無功綜合控制的原理

MVR型自控裝置實現電壓、無功綜合控制的基本原理（1）根據（1）調整分接頭位置，即改變變比Kn，使UL-ULN=min**

（2）改變無功補償，如圖2.1所示的網路，高壓網路上的損耗（包括變壓器損耗）為

投入無功補償Qc後：）。在保證電壓滿足要求的前提下，根據無功功率QB的大小，合理的控制投、切無功補償的容量Qc，使變電站與系統所交換的無功（QB-Qc）最小，就可以使高壓網路損耗最小.）。**2.5.1.4電力系統的電壓、無功綜合控制的方式1.集中控制2.分散控制3.關聯分散控制4.關聯分散控制的實現方法

（1）軟體實現的方法

（2）硬體實現的關聯分散控制2.5.1.5微機電壓、無功綜合控制裝置硬體結構**2.5.1.5MVR-III型微機電壓、無功綜合控制裝置硬體結構**2.5.2低頻減負荷控制

1.電力系統發生頻率偏移原因

2.電力系統頻率降低危害

3.低頻減負荷的控制方式

根據配電線路所供負荷的重要程度，分為基本級和特殊級兩大類。一般低頻減載裝置基本級可以設定5輪或8輪。

4.低頻減負荷的實現方法

①採用專用的低頻減載裝置

②線上路保護裝置中，增加低頻切負荷功能**

5對低頻減載裝置的基本要求

(1)能在各種運行方式且功率缺額的情況下，有計畫的切除負荷，有效地防止系統頻率下降危險點以下。

(2)切降的負荷應盡可能少，應防止超調和懸停現象。

(3)變電站的饋電線路故障或變壓器跳閘造成失壓時，低頻減載裝置應可靠閉鎖，不應誤動。(4)電力系統發生低頻振盪或諧諧波干擾時，不應誤動。**2.5.3

備用電源自投控制

備用電源自投控制是當電力系統故障或其他原因導致工作電源消失時，將備用電源迅速投入，以恢復對系統的供電，因此備用電源自動投入是保證配電系統連續可靠供電的重要措施。在變電站中，常用的備自投控制有進線備自投、母聯備自投和備用變壓器自投等。**2.6諧波分析與監視功能2.6.1正弦波形畸變指標2.6.2諧波源分析2.6.3電力系統諧波監測方法2.6.4電力系統中諧波的抑制**

為定量表示電力系統正弦波形的畸變程度，採用以各次諧波含量及諧波總量大小表示電壓和電流波形的畸變指標。

我國諧波國家標準《電能品質公用電網諧波》（GB/T14549－93）規定我國公用電網諧波電壓的允許值見表2-1。

2.6.1

正弦波形畸變指標**表2-1公用電網諧波電壓（相電壓）的允許值電壓標稱電壓（KV）電壓總畸變率（%）各次諧波含有率（100%）奇次偶次0.385.04.02.064.03.21.610353.02.41.2661102.01.60.8**2.6.2

諧波源分析電網諧波主要來自兩大方面：一是輸配電系統產生諧波；二是用電設備產生諧波。（1）電網的主變壓器和配電變壓器配電變壓器中勵磁電流的諧波含量與矽鋼片的材料有關。如表2.2所示。（2）電氣化鐵路

電力機車是大諧波源，又是單相大負荷，造成三相負荷不平衡。（3）

電弧煉鋼爐煉鋼爐電弧電流不規則地急劇變化，使電流波形產生嚴重畸變，引起電網電壓波形嚴重畸變。（4）

家用電器

家用電器如收音機、電視機、電風扇、空調等都會產生諧波，彩色電視機產生的諧波比黑白電視機更嚴重，主要是3，5，7，9次諧波。（5）電晶體整流設備晶閘管整流設備在工礦企業越來越廣泛應用，給電網造成大量的諧波。（6）

變頻裝置**諧波次數HR

In%熱軋矽鋼片冷軋矽鋼片1100100315～5514～505

3～2510～257

2～10

5～109

0.5～23～611<11～3表2.2配電變壓器勵磁電流中的HR

In。**

表2.3電視機產生的HRIn％電視機類別HRI1

HRI3HRI5HRI7HRI9HRI11HRI12彩色10087.968.345.225.56.8122.6黑白10089.116.92.12.11.290.7

**2.6.3諧波的危害

嚴重的諧波電流和諧波電壓對電力系統本身的發輸電設備、對接入電力系統的用電設備都產生不良的影響，甚至影響電力系統的自動裝置、繼電保護裝置和測量裝置的正常工作。

（1）

諧波對交流電機的危害（2）諧波對變壓器和輸電線路的危害（3）

諧波對電容補償裝置的危害（4）

諧波對繼電保護和自動控制的干擾（5）

諧波影響計量儀錶與檢測儀錶誤差增大。（6）

諧波對通信系統的影響。。

**2.6.4

電力系統諧波的監測

諧波監測是研究分析諧波問題和研究對諧波治理和抑制的主要依據。（1）

諧波監測的主要目的 （2）

諧波監測點的選擇 （3）

諧波的測量 基於傅裏葉變換的諧波測量是當今應用最廣泛的一種方法。**2.6.5

電力系統中諧波的抑制2.6.5.1合理利用電氣設備抑制諧波 對諧波源本身採取措施，使其少產生或不產生諧波，從源頭上加以抑制。（1）

不斷提高發電機設計製造品質，從發電源頭上減少諧波；（2）電力變壓器的繞組盡可能採用D，y或Y,d接法，可有效抑制3的倍數的諧波流入電網；（3）在變電站裝設的無功補償電容器上，採用串聯一定比例的電抗器的方法，以抑制3，5，7次諧波；**2.6.5.2利用交流濾波器抑制諧波

（1）交流無源濾波器目前所採用的交流濾波裝置是利用R、L、C電路對某次諧波頻率串聯諧振的原理，使其對特定頻率的諧波呈零阻抗，從而阻止該次諧波注入電網。交流濾波器對基波呈容性，兼有無功補償作用。（2)

有源電力濾波器

有源電力濾波器APF（ActivePowerFilter）安裝於諧波源處，它是可動態補償諧波、無功功率的電力電子裝置，它的基本原理是即時地檢測APF安裝處的諧波和無功功率，然後產生一個與該諧波電流（或電壓）和無功功率方向相反的諧波電流（或電壓）與無功功率，注入電網，使電網只含有基波分量，達到對諧波和無功功率即時檢測和補償的目的。**2.7

變電站綜合自動化系統的通信功能

(1)綜合自動化系統的現場級通信主要解決自動化系統內部各子系統之間，各子系統與上位機（監控主機）間的數據通信和資訊交換問題。(2)自動化系統與上級調度通信

綜合自動化系統必須兼有RTU的全部功能，應該能夠將所採集的模擬量和開關狀態資訊，以及事件順序記錄等遠傳至調度端；同時應該能接收調度端下達的各種操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部四遙功能。通信規約必須符合部頒的規定。目前最常用的有IEC60870101/103/104和CDT等規約。**2.8變電站綜合自動化系統的特點2.8.1功能綜合化2.8.2分級分佈式、微機化的系統結構2.8.3測量顯示數位化2.8.4操作監示螢幕化2.8.5運行管理智能化總之，變電站實現綜合自動化，可以全面提高變電站的技術水準和運行管理水準，使其能適應現代化的大電力系統運營的需要。**第3章變電站自動化系統的結構3.1概述

3.1.1變電站自動化系統的分層和邏輯介面

3.1.2變電站的智能電子設備3.2自動化系統的硬體結構模式3.3變電站綜合自動化技術的發展方向**3.1.1變電站自動化系統的分層和邏輯介面

國際電工委員會（IEC）TC57技術委員會（電力系統控制和通術委員會）在制定IEC61850（變電站通信網絡和系統）標準時，把變電站自動化系統的功能在邏輯上分配在3個層次（變電站層、間隔層或單元層、過程層），這3個層次分別通過邏輯介面1～9建立通信，如圖3.1所示。****（1）過程層（Processlevel）功能過程層的功能實際上是與變電站一次設備斷路器、隔離開關和電流互感器TA、電壓互感器TV介面的功能。（2）間隔層（Baylevel）功能變電站自動化系統在間隔層的設備主要有各種微機保護裝置、自動控制裝置、數據採集裝置和RTU等等。

(3）變電站層（Stationlevel）變電站的功能有2類：

與過程有關的站層功能：

與介面有關的站層功能：**3.1.2

變電站的智能電子設備

變電站自動化系統的設備統稱為智能電子設備IED（IntelligentElectronicDevices）。IEC61850協議對智能電子設備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據或控制外部源的任何設備（例如：電子多功能儀錶、數字繼電器、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/單元層、過程層）上。**3.2自動化系統的硬體結構模式

3.2.1集中式的綜合自動化系統3.2.2分層（級）分佈式系統集中組屏的結構模式

3.2.3分佈分散式與集中相結合的自動化系統結構模式

3.2.4全分散式的變電站自動化系統結構模式

**3.2.1集中式結構（1）**3.2.1集中式結構（2）**3.2.2

分層分佈式系統集中組屏的結構模式

分層分佈式自動化系統的功能在邏輯上仍可分為過程層、間隔層和變電站層三層結構。分層分佈式自動化系統的最大特點體現在“功能的分佈化”上，即對智能電子設備的設計理念上由以前在集中式自動化系統中的面向廠、站轉變為面向對象，即面向一次設備的一個間隔。分層（級）分佈式系統集中組屏的結構模式實質上是把這些面向間隔設計的變電站層和間隔層的智能電子設備，按它們的功能組裝成多個屏（櫃），例如：主變保護屏（櫃）、線路保護屏（櫃）、數據採集屏等等，這些屏（櫃）一般都集中安裝在主控室中，我們把這種結構模式簡稱為“分佈集中式”結構模式。**3.2.2

分層分佈式系統集中組屏的結構模式圖2.1分級分佈式系統集中組屏的自動化系統結構框圖(一)

**3.2.3分佈分散式與集中相結合的自動化系統結構模式

結構特點（1）35kV及以下電壓等級的IEDs分散安裝於各個開關櫃中。（235kV以上的IEDs按保護功能分別集中組屏。**3.2.4分佈分散式的變電站自動化系統結構模式

**3.2.4.1系統結構特點圖3.5所示的自動化系統，可適用於超高壓的變電站，系統採用分層、分佈、分散式的結構。按一次設備的電壓等級分別以小室方式分散佈置。（1）變電站層是一個雙光纖網的電腦監控與遠動通信系統。（2）變電站內的各IEDs的通信網絡採用現場匯流排，IEDs按不同的電壓等級，組成相應的現場匯流排網，然後經規約轉換和光電轉換，通過光纖組成雙光纖以太網與變電站層的各工作站通信。3.2.4.2分佈分散式結構的優越性（1）顯著地縮小了變電站主控室的面積。（2）二次設備與一次設備就近安裝，節省了大量的連接電纜。（3）減少了現場施工和設備安裝的工程量。（4）分層分散式結構可靠性高，組態靈活，檢修方便。（5）節約了占地面積和施工工期，減少了投資。

**第4章數字量的輸入/輸出（1）4.1概述

變電站綜合自動化系統中，需要採集與數字量有關的資訊有：模擬量（經A/D轉換後為數字量）、開關量、脈衝量和廣義讀表數。4.2輸入/輸出資訊的組成如圖4.1（1）數字資訊（2）狀態資訊（3）控制資訊4.3輸入/輸出的傳送方式

（1）並行傳送（2）串行傳送**第4章數字量的輸入/輸出（2）4.4CPU對輸入/輸出的控制方式

1.同步傳送方式（無條件程式傳送方式）

見圖4.2、圖4.3

2.查詢傳送方式（條件程式傳送方式）

3.中斷控制輸入/輸出方式

4.直接記憶體訪問方式（DMA方式）4.5開關量輸入/輸出介面電路

4.5.1開關量輸入介面電路,見圖4.17、圖4.184.5.2開關量輸出介面電路,見圖4.19、圖4.204.6開關量輸入/輸出的抗干擾措施**第4章數字量的輸入/輸出（3）4.4CPU對輸入/輸出的控制方式

圖4.1典型的I/O介面電路

圖4.2典型的I/O介面電路**第4章數字量的輸入/輸出(4)4.4CPU對輸入/輸出的控制方式

圖4.3同步傳送輸出方式

**第4章數字量的輸入/輸出(5)4.5.1開關量輸入/輸出介面電路圖4.18八開關量輸入介面電路**第4章數字量的輸入/輸出(6)3.5.2開關量輸出介面電路圖4.20八個開關量輸出介面電路

**第4章數字量的輸入/輸出(7)4.6開關量輸入/輸出的抗干擾措施4.6.1光電隔離,見圖4.21、圖4.24.6.2繼電器隔離,見圖4.234.6.3繼電器和光電耦合雙重隔離**第4章數字量的輸入/輸出(8)4.6.1光電隔離圖4.22**第4章數字量的輸入/輸出(9)4.6.2繼電器隔離圖4.23**第5章模擬量的輸入、輸出(1)

電力系統中的電流、電壓、有功功率、無功功率、頻率、水位、溫度等均屬模擬量。模擬量都是隨時間連續變化的物理量。5.1模擬量輸入/輸出通道組成

5.1.1模擬量輸入通道由以下幾部分組成：見圖5-11.感測器

2.信號處理環節

3.多路模擬開關

4.採樣保持器

5.模/數（A/D）轉換器

5.1.2模擬量輸出通道組成**第5章模擬量的輸入、輸出(2)5.1模擬量輸入/輸出通道組成**第5章模擬量的輸入、輸出(3)5.2A/D轉換器的主要技術性能

（1）解析度：解析度反映A/D轉換器對輸入模擬信號微小變化回應的能力，通常以數字量輸出的最低位（LSB）所對應的模擬輸入電平值表示。N位A/D轉換能反映1/2n滿量程的模擬量輸入電壓。一般用A/D轉換器輸出數字量的位數來表示解析度。表5－1

A/D位數解析度

8

10

1214161/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/65536**第5章模擬量的輸入、輸出(4)5.2A/D轉換器的主要技術性能（2）準確度：

①絕對誤差：對應一個數字量的實際模擬量的值和模擬量的理論值之差，為絕對誤差。用數字量的最小有效位表示。例如：±1/2LSB,±1LSB②相對誤差：(相對誤差/滿量程的模擬量）×100%（3）轉換時間：完成一次A/D轉換所需的時間。例如：AD574A的轉換時間為25～35μs

AD1674A的轉換時間為10μsMAX125的轉換時間為3.5～13μs（4）量程：A/D轉換器所能轉換的模擬輸入電壓的範圍

①單極性：0～＋5V，0～＋10V，0～＋20V，

②雙極性：－2.5～＋2.5V,－5～＋5V,－10～＋10V

**第5章模擬量的輸入、輸出(5)（5）輸出邏輯電平：多數為TTL電平，即0～＋5V（6）工作溫度範圍：民用品為：0～＋70℃工業級為：－20～＋85℃軍用品為：－55～＋125℃**第5章模擬量的輸入、輸出(6)5.3多路轉換器（模擬多路開關）

5.3.1多路開關的作用和要求,見圖5.12

1.作用：（1）“多選一”（2）“一到多”

2.要求：（1）接通時，電阻儘量接近於0（2）斷開時，電阻儘量接近∞（3）切換時間要快（4）雜訊要小（5）壽命要長

5.3.2常用的多路開關積體電路晶片

1.AD7501

8選1

2.AD7506

16選1

3.CD4051

8選1

1到84.CD4067

16選1

1到16

**第5章模擬量的輸入、輸出(7)5.3.1多路開關的作用和要求

圖5.12多回路分時共用A/D、D/A轉換器

**第5章模擬量的輸入、輸出(8)5.4採樣保持器的作用

（1）保證轉換時的誤差在A/D轉換器的量化誤差內（2）實現多個模擬量的同步採樣

圖5.4.1**第5章模擬量的輸入、輸出(9)5.4.2採樣保持器的工作原理圖5.12採樣保持器的基本組成電路

**第6章

變電站自動化系統的數據通信

變電站自動化系統的通信分兩大部分：

1)變電站內的資訊傳輸。

2)變電站自動化系統與調度中心或控制 中心的通信。**6.1變電站內的資訊傳輸

在具有變電站層――間隔層（單元層）――過程層（設備層）的分層分佈式自動化系統中，需傳輸的資訊有以下幾部分: 6.1.1過程層與間隔層的資訊交換 過程層提供的資訊主要有兩種：

★模擬量

★狀態資訊，主要為斷路器或間隔刀閘的輔助觸點。

6.1.2間隔層內設備間的通信 間隔層設備間內部通信，主要解決兩個問題：

★數據共用

★互相閉鎖**6.1變電站內的資訊傳輸

6.1.3間隔層與變電站層的通信 間隔層和變電站層的通信內容很豐富，概括起來有以下4類：

★測量資訊

★狀態資訊

★操作資訊

★參數資訊

6.1.4變電站層的內部通信 變電站層不同設備間的通信，根據各設備任務和功能的特點，傳輸所需的測量資訊、狀態資訊和操作資訊等。**6.2變電站自動化系統的資訊傳輸網絡

6.2.1變電站自動化系統通信網絡的要求

★快速的即時回應能力

★高的可靠性

★優良的電磁相容性能

★分層式結構**6.2變電站自動化系統的資訊傳輸網絡

6.2.2串行通信介面EIA-RS-232C和EIA-RS-422/485 1.EIA-RS-232C介面標準

EIA-RS-232介面標準是早期串行通信介面標準。是美國電子工業協會（EIA）於1973年制定的數據傳輸標準介面。因介面簡單，因此也廣泛應用於變電站綜合自動化系統內部的通信，但其主要缺點是易受干擾，故傳輸距離短，速率低，最大傳輸距離為15米。而在距離15米時，最大傳輸速率為20Kbps。

2.EIA-RS422/485介面標準

RS422對RS323C的電路進行改進，採用了平衡差分的電氣介面，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。由RS422標準變形為RS485。RS422用4根傳輸線，工作於全雙工，RS485只有兩根傳輸線，工作於半雙工，它們的傳輸距離可到1200M，傳輸速度100K。**6.2變電站自動化系統的資訊傳輸網絡

表6-1幾種常用的串行通信標準介面的主要性能RS232CRS-422RS-485操作方式單端差分差分最大電纜距離15m1200m1200m最大傳輸速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K**6.2變電站自動化系統的資訊傳輸網絡

RS422/485的優點：

①介面簡單，僅需一根信號電纜（雙絞線、同軸電纜），便可實現多節點互聯。

②可採用標準傳輸規約，例如：IEC60870-5-103協議（我國行標為DL/T667-1999） 由於以上優點，間隔層設備間的通信以前常採用RS-232或RS-485串行介面。

RS422/485缺點：

①能連接的通信點數≤32個。

②通信多為查詢方式**6.3網路通信

6.3.1現場匯流排通信網絡

6.3.1.1現場匯流排定義 根據國際電工委員會IEC（InternationalElectro-technicalCommission）標準和現場匯流排基金會FF（FieldbusFoundation）的定義：現場匯流排是連接智能現場設備和自動化系統的數字式、雙向傳輸、多分支結構的通信網絡。 以現場匯流排構成的控制系統，結構上是分散的。從而徹底改變了傳統的控制系統的體系結構，提高了控制系統的安全、可靠和經濟性能。**5.3網路通信

6.3.1現場匯流排通信網絡

6.3.1.2

現場匯流排的優點： 現場匯流排按ISO的OSI標準提供了網路服務，可靠性高，穩定性好，抗干擾能力強，通信速率快，造價低，維護成本低。 具體有以下幾方面特點：

(1)現場設備互連網絡化

(2)信號傳輸數位化

(3)系統和功能分散化

(4)現場匯流排設備有互操作性

(5)現場匯流排的通信網絡為開放式互連網絡**6.3網路通信

6.3.1現場匯流排通信網絡6.3.1.3現場匯流排技術與電腦局域網技術的聯繫與區別： 電腦局域網屬數據網，現場匯流排屬控制網。兩者的區別如下：

(1)數據特性不一樣 數據網使用大數據報文，且數據並不是頻繁地發送、通信速率一般較高，控制網卻相反，必須頻繁傳送少批量數據。

(2)介質訪問(MAC)協議不一樣

(3)資料鏈路服務不一樣

(4)應用層服務不一樣**6.3網路通信

6.3.1現場匯流排通信網絡

6.3.1.4幾種常用的現場匯流排

(1)LONWorks

現場匯流排 它的核心部件是Neuron神經元通信處理晶片，收發器模組和LONtalk通信協議。

LONWorks的節點相互獨立，從硬體結構上保證當任何一節點出現故障，不會影響整個網路的工作。

LONWorks的技術特點：

①高可靠性

②支持多種傳輸介質

③回應時間塊

④安全性好

⑤互換性**6.3網路通信

6.3.1現場匯流排通信網絡

6.3.1.4幾種常用的現場匯流排

(2)CAN現場匯流排

CAN（ControllerAreaNetwork）控制局域網是一種具有很高可靠性、支持分佈式控制。

CANbus的技術特點是：

①技術多主結構。

②可以與各種微處理機連接。

③提供優先順序控制、即時性強。

④具有很強的錯誤識別和處理能力。

⑤支持點對點發送和播發送功能。**5.3網路通信

CAN主要用於小型、即時性要求比較高的過程控制系統。

LONWorks主要適用於大型的、對回應時間要求不太高的分佈式控制系統。**6.3網路通信

6.3.2以太網（Ethernet） 以太網（Ethernet）的名稱是由加利福尼亞Xenx公司的PARC研究中心的BobMetcalfe於1973年5月首次提出的。 以太網是當今使用最廣泛的局域網，在所有的網路連接中，80%都是基於以太網的。**6.3網路通信

6.3.2以太網（Ethernet）

6.3.2.1

以太網的優越性

(1)傳輸速度快，可擴展性好 以太網的傳輸速度有10Mbps系統、 100Mbps系統和1000Mbps系統。

(2)可靠性高

(3)成本低

(4)網路管理 由於以上原因，以太網應用於變電站自動化系統已成為發展的趨勢。**6.3網路通信

6.3.2以太網（Ethernet）

6.3.2.2

介質訪問控制協議

★多播地址和廣播地址

★

CSMA/CD協議

★衝突 如果不止一個站點同時在以太網通道上傳輸數據，信號就會發生衝突。但衝突會很快地被解決。例如，在一個典型的10Mbps以太網上，CSMA/CD協議的設計保證了大部分衝突都可在微秒即百萬分之一秒內被解決。 由於這種技術特點，當帶寬佔用率低於37%時，可以基本避免衝撞，充分滿足即時要求。**第7章變電站與調度中心的通信標準(1)

7.1現有的國際標準

7.1.1IEC60870-5系列國際標準

IEC60870-5系列國際標準,是為變電站和調度中心之間傳輸遠動資訊的傳輸規約。

7.1.2調度中心之間的電腦網絡通信標準

IEC60870-6TASE.2,它適用於調度中心之間的電腦網絡通信。

IECTC57檔指出，這些標準有效期至2009年。

**第7章變電站與調度中心的通信標準(2)

IEC60870-5系列國際標準

序號IEC配套標準我國對應電力行業標準名稱和作用應用場合1IEC60870-5-101DL/T634-1997基本遠動任務配套標準變電站和調度中心間2IEC60870-5-102DL/T719-2000電能累計量傳輸配套標準變電站和調度中心間3IEC60870-5-103DL/T667-1997變電站繼電保護資訊介面配