变电站综合自动化技术培训课件

变电站综合自动化

技术培训变电站综合自动化技术培训提纲1、变电站综合自动化系统概述2、变电站综合自动化系统设计原则和结构形式

3、变电站综合自动化监控系统的功能和实例介绍

4、变电站IED设备硬件介绍5、变电站IED设备软件和算法6、变电站保护元件的常规配置

7、变电站综合自动化系统其它IED设备

8、变电站综合自动化系统的数据通信

9、提高综合自动化系统可靠性的措施

10、变电站综合自动化系统的故障及排除方法11、变电站综自系统的运行管理、维护和调试等知识1、变电站综合自动化系统概述1.1、变电站综合自动化系统的定义1.2、变电站综合自动化系统的基本特征

1.3、变电站自动化技术的发展历程1.4、变电站综合自动化系统的功能描述

1.5、变电站综合自动化系统当前发展特点1.6、变电站综合自动化系统今后发展趋势

1.1综自系统概述—定义

在国内，变电站综合自动化系统从通俗意义上讲，指的是包含传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等各种数字式设备，是集保护、测量、监视、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。该系统之所以冠名综合自动化系统，是为了区别于以往只实现了局部功能的变电站自动化系统，例如采用常规保护加RTU构成的变电站自动化系统。国外也有文章称综合自动化系统为“一体化的变电站控制与保护系统”。1.1综自系统概述—定义

从国际上看，在1997年的国际大电网会议（CIGRE）上，国际电工委员会（IEC）WG34.03工作组根据变电站自动化系统发展的情况，在“变电站内数据流的通信要求”报告中，提出了“变电站自动化”（SA，SubstationAutomation）和“变电站自动化系统”（SAS，SubstationAutomationSystem）两个名词。此名词被国际电工委员会的TC57技术委员会（即电力系统通信和控制技术委员会）在制定的IEC61850变电站通信网络和系统标准中采纳。在IEC61850标准中，对变电站自动化系统（SAS）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。1.2综自系统概述—基本特征变电站综合自动化系统具有如下特征：系统功能综合化

综合了除交直流电源外的全部二次系统，综合不是简单的拼凑，而是功能的重新划分和性能指标的最优。（不是简单的1+1）系统构成的模块化和数字化 面向被控对象，形成模块化设计，并以模块化为基础实现系统的灵活组态（例如出线按间隔配置，规模可大可小）。而模块化内部又实现了微机化。系统结构分布、分层、分散化

系统结构从功能上采用分层设计（分三层），从物理位置上分散就近安装（中压安装在高压柜上，可靠性远高于集中式）。各子系统分布设计、并列运行、协调工作。1.3综自系统概述—发展历程80年代中期90后-00年代70年代国内变电站综合自动化系统的发展历程分立的保护和自动化设备微机RTU设备和纯微机保护分散的微机测控和分散的微机保护80后-90年中真正实现综合自动化1.3综自系统概述—发展历程影响变电站综合自动化系统的发展的关键技术计算机技术计算机尤其是微处理器技术的发展，决定着变电站自动化系统模块集成度的提高和功能的优化。例如早期的8位机产生了功能简单的微机保护和RTU设备，现在的32位机及DSP实现了功能强大的中压保护测控一体化设备和高压主后备一体化保护，也实现了保护和控制逻辑的PLC编程，同时也催生了IEC61850标准研究应用。串行通讯技术通讯技术尤其是以太网技术的发展，决定着变电站自动化系统信息的融合和共享。例如早期的载波技术低速通讯产生了CDT规约实现有限信息的上传，现在的光纤以太网通讯促成了IEC61850的标准体系的建立，实现了变电站各设备间的无缝接入和信息的全面共享。1.4综自系统概述—功能描述基本功能：测量、监视、控制功能设备保护和安稳保护功能BZT、VQC、程序化操作等自动控制等功能远动及数据通信功能自诊断、自恢复和自动切换功能高级功能：特征量突变捕捉和断点再续视频联动和故障区域成像在线监视和设备故障早期预警电能质量监视和谐波治理电网故障辅助分析和设备缺陷的统计1.5综自系统概述—当前发展特点从集中控制向综合智能控制发展

采集和控制单元的就地化引发了跨专业综合智能化发展。典型的如中压间隔管理单元，实现了继电保护、故障录波、电气测量、自动控制、电度计量、状态监视、设备维护、自我诊断等功能于一体，真正实现了综合化和智能化从屏幕数据监视到多媒体多维度监视发展

得益于视频监控和在线监测技术的发展，现代变电站计算机监控从原先的画面、文字和实时数据的刷新转为语音告警、视频联动、故障点成像、健康指数显示等多媒体多维度可视化监视，即“四遥”->“六遥”（增加遥视和遥诊）1.5综自系统概述—当前发展特点实现系统纵向和横向的综合

通讯协议的标准化促进了智能设备间的互操作性和无缝融合，既实现横向设备及子系统间的信息共享和电气互闭锁，也实现了纵向层面的数据的交互和数据源的一致性。（由纵向为主->横纵结合）1.6综自系统概述—今后发展趋势 变电站的全面数字化和智能化是变电站综合自动化系统的发展方向。 数字化、智能化变电站的基本目标是：一次设备智能化二次设备网络化运行管理自动化 数字化、智能化变电站的核心标准是： IEC61850(DL/T860)变电站网络与通信协议（Communicationnetworksandsystemsinsubstations）1.6综自系统概述—今后发展趋势一次设备的智能化的关键技术：非常规互感器的应用

OCT、OPT、LPCT、LPPT和MU的应用智能化开关柜的应用

通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，具备就地电气闭锁和自适应分合闸操作等功能，通过对开关在线监测和诊断，实现状态检修。其它智能化一次设备 通过就地配置智能控制单元，实现控制操作和状态传输的数字化，完成对变压器、电抗器油中气体监视、避雷器绝缘性能监视和高压设备的局放监测，实现状态检修。1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.2二次设备的网络化 二次设备的网络化包括两个方面：传输媒介网络化信息交互网格化典型特性：

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。1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6综自系统概述—今后发展趋势1.6.4IEC61850标准:变电站IED通向国际标准之路一个世界

一种技术

一个标准IEC61850IEC60870-5IEC60870-6经验只有IEC61850能提供变电站IT的全面解决方案所有主要的变电站技术的供货商都是IEC61850成员US委员会USTAG的IECTC57工作组10，11和12明确申明IEC作为变电站自动化的唯一标准国际认同标准IEC61850US通过UCA™2第2章变电站自动化系统的结构和配置2.1变电站自动化系统的分层和逻辑接口2.2变电站的智能电子设备定义2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.4变电站自动化系统的配置原则2.5变电站自动化系统的典型配置2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构

IEC国际电工委员会TC57技术委员会（电力系统控制和通信技术委员会）在制定IEC61850系列标准时，把变电站自动化系统的功能在逻辑上划分为3个层次: 站控层(stationlevel) 间隔层(baylevel) 过程层(processlevel)各层次间采用高速网络通讯。站控层间隔层过程层高压一次设备过程层的功能描述

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。过程层的功能划分： (1)实时的电气量检测 主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测。 (2)运行设备的状态参数检测 主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性及工作状态等数据。 (3)操作控制执行与驱动 包括变压器分接头调节控制，电容、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。 在当前大量应用的变电站综合自动化系统中，由于一次设备的智能化尚未实现，过程的功能实际全部由间隔层的设备来实现。因此有时也将变电站综合自动化系统的逻辑结构划分为两层。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构间隔层的功能描述 间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等设备，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，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构变电站自动化系统各项功能的逻辑接口①间隔层和变电站层之间保护数据交换；②间隔层与远方保护（不在本标准范围）之间保护数据交换；③间隔层内数据交换；④过程层和间隔层之间采样等瞬时数据交换；⑤过程层和间隔层之间控制数据交换；⑥间隔和变电站层之间控制数据交换；⑦变电站层与远方工程师办公地数据交换；⑧间隔之间类似联锁等直接数据交换；⑨变电站层内数据交换。2.1变电站自动化系统的分层和逻辑结构2.2

变电站的智能电子设备定义 变电站自动化系统的设备统称为智能电子设备IED（IntelligentElectronicDevices）。IEC61850协议对智能电子设备IED的定义是： 由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的任何设备（例如：电子多功能仪表、数字继电器、控制器）。这些IEDs在物理位置上，可安装在3个不同的功能层（即变电站层、间隔层、过程层）上。2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.1早期的集中式系统结构模式

这种系统集中采集变电站的模拟量、开关量和脉冲量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、保护和一些自动控制功能。集中结构并非指由单一的计算机完成保护和监控的全部功能。作为变电站自动化系统，这种结构模式已被淘汰，但是RTU作为集中式系统的一个子系统产物，得到了独立发展，目前仍然在国内发电厂中大量使用。 集中式系统的缺点：功能过于集中，设备故障影响面大软件复杂，修改和维护工作量大组态不灵活，影响批量生产保护未按对象配置，维护不便集中式结构2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.2分层分布式系统结构模式

特点：采用分层式结构设计（2~3层结构）采用分布式结构（各设备相互协调、独立工作）采用面向间隔的结构（每个电气间隔配置一个或多个IED设备）优点：各设备独立完成部分功能，系统故障影响小，可靠性高不同的电气间隔，IED软硬件相似，便于批产和组态实现间隔层IED的就地布置，节省大量电缆，方便检修减少了现场施工和设备安装的工程量，调试和维护方便显著地缩小了变电站主控室的面积。变电站扩建时，系统扩展方便2.3变电站自动化系统的硬件结构模式分层分布式系统结构模式

2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3当前变电站综合自动化系统的几种模式

站控监控层仅设监控主机，通过监控主机实现与远方系统信息交互。站控监控层设监控主机，通信管理单元作为前置机，监控主机及远方系统仅与通信管理单元信息交互。当间隔层设备与自动化系统只能采用单一非以太网通信接口进行信息交互时，常采用该模式。站控监控层设监控主机和通信管理单元，远方系统通过通信管理单元与间隔层设备信息交互。而监控主机主机则独立从间隔设备层获取数据信息。IED设备采用以太网通讯后，该模式被大量使用。站控监控层设监控主机带双通信管理单元，双通信管理单元通过双机互备和自动切换实现与远方系统信息交互，监控主机和通信管理机各自独立从间隔设备层获取数据信息，（如前图）。该模式常用于对通讯可靠性要求较高的高电压等级变电站中。2.3变电站自动化系统的硬件结构模式2.3.3当前变电站综合自动化系统的几种模式

各种模式的区别： 上述模式的共同特点是采用了分层分布式系统结构，间隔层的配置也基本相同。主要的不同在于站控层与远方调度系统的接口设备上。由于通信管理机作为网关，较常规计算机设备更为稳定和可靠，因此模式3、4被大面积推广。2.4变电站自动化系统的配置原则影响系统配置的主要因素 变电站综合自动化系统的配置，是根据变电站一次系统的电压等级、主变台数、进出线多少、变电站的重要程度等多方面综合考虑的。综合自动化系统配置的指导思想（一）通讯网络首选采用以太网通讯监控主机应直接与间隔层IED交互信息采用独立的嵌入式设计的通讯管理机与远方系统通讯除骨干网外，应采用星型拓扑降低网络复杂度。2.4变电站自动化系统的配置原则综合自动化系统配置的指导思想（二）IED采用面向电气间隔配置，且应提升IED集成度以简化接线。同一站采用同一系列的产品以降低系统的调试维护工作量。（减少多方协调）暂不实施IEC61850标准时，站内设备推荐使用IEC103协议。单主机系统采用Windows或Linux操作系统（简单），多机系统采用UNIX操作系统（可靠），历史数据库应采用商用数据库（开放）。监控系统的监控软件除能实现常规SCADA功能外，还应能实现站内保护设备故障信息显示和分析。（功能集成，很强的实用性）变电站自动化系统间隔层设备配置原则

根据电力系统微机继电保护技术导则，对使用3-35kV微机保护装置宜采用保护、测量、控制、通讯为一体的四合一单元；高压变电所的自动化系统，因保护配置复杂及安全性的要求，保护与监控必须分离。据此，宜采取如下配置：电压等级为35kV/10kV/6kV的间隔层，宜选用保护测控综合装置，并安装于开关柜上。电压等级为110kV线路、主变压器保护监控宜组屏安装于中控室或保护室内。电压等级220kV及以上的电力设备，保护监控应独立配置；并组屏安装于中控室或保护室内。2.4变电站自动化系统的配置原则2.4变电站自动化系统的典型配置2.4变电站自动化系统的典型配置典型变电站配置举例： 某110KV降压变电站，设置两台110/10KV变压器，110KV侧采用内桥接线，10KV侧采用单母线分段，每段母线配一组双Y接线电容器和一组消弧变。基本思想： 采用分层分布的综合自动化系统，将110KV间隔相关二次设备、主变相关二次设备、公用二次设备、网络设备及通信管理机集中组屏，布置在中控室内，其余设备则就地安装在高压柜中。2.4变电站自动化系统的典型配置一、主控室布置：后台计算机系统 配置PC机或工控机、打印机、音响各一套，安装监控系统软件，完成变电站当地监控、自动控制、故障分析、设备维护等功能。第一面屏：110KV线路屏 配置两台测控装置（含110KV线路操作箱）、一台备自投装置（含桥开关操作箱），两测控装置各完成一条进线的测控，备自投装置完成进线互投、桥开关自投以及桥开关自身的保护测控。2.4变电站自动化系统的典型配置一、主控室布置：第二、三面屏：变压器保护测控屏 每台主变配置一套主变测控装置，另外独立配置变压器主保护、后备保护和非电量保护。主变测控装置同时完成档位和温度采集，以及档位调节和接地刀的遥控）第四面屏：公共信息屏 配置一台通信管理机、一台公共测控装置、一台GPS装置、一台逆变电源，一台网络交换机。通讯管理机完成于远方系统的信息交互，公共测控装置完成直流屏、交流屏、火灾、保安等设备的信号采集。GPS以IRIG-B码完成全站IED设备的对时，以网络或串行通信完成监控主机的对时。网络交换机，完成站控层设备的通讯。2.4变电站自动化系统的典型配置二、10KV高压室布置10KV出线间隔（16套）

16套馈线保护测控一体化装置，就地安装在开关柜上，完成相关的保护、测控、录波、远传等功能10KV电容器间隔（2套）

2套电容器保护测控一体化装置，就地安装在开关柜上，除完成常规的保护、测控、录波、远传等功能外，每套还需实现完成两路零序过压保护。10KV消弧接地间隔（2套）

2套接地变保护测控一体化装置，就地安装在接地柜上，除完成常规的保护、测控、录波、远传等功能外，还需提供消弧消谐功能。2.4变电站自动化系统的典型配置二、10KV高压室布置10KVPT间隔（2套） 2套PT测控装置，就地安装在PT柜上，除完成常规测控和电压谐波、母线绝缘监视、PT自动并列等功能。10KV分段间隔（1套） 1套备用电源自投及分段保护测控一体化装置，就地安装在母联柜上，实现分段自投、分段开关的保护测控等功能。间隔层网络交换机

16口两套，布置在引线柜，完成10KV两段母线各间隔的通讯集成。第3章监控系统的操作和使用3.1监控系统的任务和要求3.2监控系统的基本功能3.3监控系统软件的体系结构和运行环境3.4监控系统实例介绍3.1监控系统的任务和要求监控系统的任务：

完成一次设备的监视、控制、数据采集、事件顺序记录及显示、使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性，减少和避免误操作，缩短事故停电时间，提高运行管理水平，减少变、配电损失。监控系统的基本要求：实时性强（及时获得关注的数据，并显示出来）可靠性高（满足全天候实时监视和控制）维护性好（方便参数修改，增删间隔，系统组态）人机交流方便（友好的界面，人性化的设计）通讯可靠（通讯可靠是系统正常运行的保障）信息接入容量庞大（不限变电站规模，扩建方便）可编程资源丰富（提供一系列工具实现特殊要求）3.2监控系统的基本功能实时数据的采集和处理

模拟量、数字量或状态量、电能量的采集、折算回一次值、显示并保存到历史库人机界面功能 主接线、数据、报文、报表、曲线、记录显示运行监视和报警越限报警、事故报警、设备状态监视和记录、工况监视操作控制功能开关分合、电容投退、档位调节、保护投退。具备多级权限管理和电气闭锁、防误操作等功能数据处理和统计

需量记录、电压合格率、主变负载率、开关动作次数、事故状况统计、操作记录等3.2监控系统的基本功能事故记录和追忆 保护报文、SOE记录、开关变位记录、事故前后的电压电流采样值故障分析 故障录波波形显示、运算、分析、故障电压、电流显示、故障测距制表打印 对报表、报文、定值、曲线、日志等进行手动或自动打印数据查询 对历史数据、统计数据、历史报文、操作记录等检索系统维护 参数定义、设备增删、限值设置、报表制作3.3监控系统的体系结构和运行环境硬件体系结构3.3监控系统的体系结构和运行环境HistoricDatabasePASClientWebServerRealtimeDatabaseSuper-2000RTDBMSServerSuper-2000ServerCommunicationInterfaceSPAgentDTSClientBrowserODBC/OCIDBClientAppclient/WebclientnodeTCP/IPBasedSPBusDataprocessAPPServerSamplingprocessAlarmprocessControlprocess…DataLayerAppLayerClientLayerCCMprocessDriverManageCCMServerSPAgentSCADAClientFESClient…软件体系结构3.3监控系统的体系结构和运行环境操作系统Unix（Solaris，AIX，HPUX，Tru64）Linux（多种发行版本）Windows（XP/2003/Vista/2007）数据库Oracle（9i/10g/11g）MicrosoftSQLServer（2000/2005/2008）MysqlWEBApachePHP3.3监控系统的体系结构和运行环境3.4监控系统实例介绍Super-2000SCADA/EMS自动化系统规模可裁剪： 最高用于省调系统，最低用于变电站单机监控系统，灵活的硬件配置要求。系统跨平台： 适用于各种主流硬件、各种主流操作系统、主流数据库平滑升级： 软件设计向上兼容，用户可自行完成平滑升级，最大限度保护用户投资功能强大： 集成了SCADA、EMS、PAS、RMS、DTS、AVC等功能，实现“六遥”功能AVC控制显示界面3.4监控系统实例-AVC界面遥控和视频联动3.4监控系统实例-视频联动界面保护定值管理3.4监控系统实例-保护定值调用保护录波回放3.4监控系统实例-故障录波显示3.4监控系统实例-可视化界面生命线示例，红色代表重载线路3.4监控系统实例-生命线在SCADA中的应用操作票界面3.4监控系统实例-集成两票管理

SCADA视图CIM视图3.4监控系统实例-对象编辑界面对象字典定义3.4监控系统实例-对象字典定义从画面上调对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板从告警中调对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板从公式编辑中调用对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板遥信对象操作面板断路器对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板从对象操作面板查询事件3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板保护对象操作面板3.4监控系统实例-无处不在的对象操作面板变压器图元的参数3.4监控系统实例-参数化图元开关挂牌3.4监控系统实例-参数化图元变压器图元绑定到设备，图元参数自动设定3.4监控系统实例-超级绑定建模时自动关联设备和测点3.4监控系统实例-关联和拷贝和自动粘连拓扑着色采用混色3.4监控系统实例-拓扑着色事故推缩略图画面，按告警优先级排序3.4监控系统实例-事故推画面棒图、饼图和光字牌3.4监控系统实例-即插即用的图元组件系统控制台组件3.4监控系统实例-可扩展系统控制台在线报文翻译3.4监控系统实例-在线报文自动翻译公式编辑3.4监控系统实例-强大的数据加工能力主变经济运行曲线3.4监控系统实例-变压器经济运行分析负荷管理，限电跟踪控制3.4监控系统实例-负荷管理基于WEB的综合统计查询3.4监控系统实例-WEB服务3.4监控系统实例-省调应用3.4监控系统实例-电解铝厂应用第4章变电站IED的硬件介绍4.1变电站IED的硬件的组成4.2模拟量采集回路4.3开关量采集回路4.4继电器输出回路4.5CPU核心系统回路4.6IED的电源系统4.7保护装置操作回路4.8IED机箱设计4.1变电站IED的硬件的组成变电站IED的硬件的基本组成模拟量采集回路开关量采集回路继电器输出回路CPU核心系统回路液晶显示和键盘通讯接口开关电源4.1变电站IED的硬件的组成一个IED的硬件原理框图4.2模拟量采集回路两种不同的模拟量采集和比较

1.直流采样直流采样是指将现场不断连续变化的模拟量先转换成直流电压信号，再送至A／D转换器进行转换；即A／D转换器采样的模拟量为直流信号。直流量采样适用于低速、缓慢变化的信号。 直流量采样实现电气隔离困难、易受高频干扰、零漂检测和消除困难。对快速变化的信号，实现高精度采样难度高。2.交流采样交流采样是相对直流采样而言，即指对交流电流和交流电压采集时，输入至A／D转换器的是与电力系统的一次电流和一次电压同频率，大小成比例的交流电压信号。在交流采样方式中，对于有功功率和无功功率，是通过采样所得到的u、i，计算出P、Q。交流采样尤其适用于电力系统工频变化信号。可采用互感器实现隔离，容易消除检测到直流零漂并实现软件，需要采取措施实现双极性采样，对工频信号易实现高精度采样。4.2模拟量采集回路模拟量采集回路的组成1.传感器

2.信号处理环节

3.多路模拟开关

4.采样保持器

5.模/数（A/D）转换器 现代实际IED设计时，往往采用模拟开关、采样保持、A/D转换为一体的A/D器件，以提升硬件的可靠性。例如AD7865、MAX125、AD7656、ADS8364等

4.2模拟量采集回路两种直流模拟量采集方式回路VFC光隔计数器CPU系统信号源隔离运放采样保持A/DCPU系统信号源交流电压电流输入通道结构框图4.2模拟量采集回路采样定理一个随时间连续变化的物理量f(t)，下图a，经过采样后，得到一系列的脉冲序列f*(t)，它是离散的信号，被称为采样信号，如图c。根据香农（Shannon）定理：如果随时间变化的模拟信号（包括噪声干扰在内）的最高频率为fmax，只要按照采样频率f≥2fmax进行采样，那么所给出的样品系列，，…就足以代表（或恢复）f(t)了，实际应用中常采用f≥(5～10)fmax。4.2模拟量采集回路采样保持器的作用和原理（1）保证转换时的误差在A/D转换器的量化误差内（2）实现多个模拟量的同步采样（功率计算、差动保护）4.2模拟量采集回路A/D转换器的主要技术性能

（1）分辨率：分辨率反映A/D转换器对输入模拟信号微小变化响应的能力，通常以数字量输出的最低位（LSB）所对应的模拟输入电平值表示。N位A/D转换能反映1/2n满量程的模拟量输入电压。一般用A/D转换器输出数字量的位数来表示分辨率。

A/D位数分辨率

8

10

121416

1/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/655364.2模拟量采集回路A/D转换器的主要技术性能（2）准确度：①绝对误差：对应一个数字量的实际模拟量的值和模拟量的理论值之差，为绝对误差。用数字量的最小有效位表示。例如：±1/2LSB，±1LSB②相对误差：(相对误差/满量程的模拟量）×100%（3）转换时间：完成一次A/D转换所需的时间。对变电站IED而言，即便每周波200点密集采样，全部通道转换周期也只要小于100μs即可。例如：AD7865的每通道转换时间为2.4μs（4）量程：A/D转换器所能转换的模拟输入电压的范围①单极性：0～＋5V，0～＋10V，0～＋20V，②双极性：－2.5～＋2.5V，－5～＋5V，－10～＋10V

影响性能的关键因素在于AD分辨率和信号的信噪比。由于变电站IED内部噪音约为1~5mV。提升信噪比即提升量程，故在最大±10V量程下，14位AD精度已接近信噪比极限，采用更高AD位数效果并不明显。4.2模拟量采集回路4.3开关量采集回路开关量的采集的几个注意事项

1、信号输入推荐采用DC110/220V高电压输入以提升抗干扰能力

2、输入端提供低通滤波和反向旁路抑制高频干扰

3、应实现内外信号电气隔离

4、应设定合适的开关量动作检出阈值，例如DC220V输入的开关量，阈值设定在110V。

5、从时间或阀值上具备一定的迟滞特性来过滤抖动采用光电隔离的开关量输入方式4.3开关量采集回路采用继电器隔离的开关量输入方式两种输入方式的优缺点对比1、采用光耦隔离的开关量输入方式 节省空间、功耗低(一般设定2mA)、速度快(几十us)、成本低廉、抗扰动性能不如继电器，但电气隔离能力优于继电器2、采用继电器隔离的开关量输入方式 具有天然的迟滞特性，抗扰动能力强。但所占空间大、功耗大（一般至少为5~10mA）、速度慢（几ms），成本高4.3开关量采集回路4.3开关量采集回路开关量、数字量输入的后续输入回路一种开关量光耦输入前置抗扰动处理回路4.3开关量采集回路CPU对开关量、数字量采集的处理方式1、状态变化申请中断方式采样 实时性极高（us级响应），采样电路复杂，丢失中断时将监测不到变化的信号，故仅用于高速信号捕捉时才使用。2、采用定时扫描方式采样 采样电路简单，采集方式性能可靠，可与交流采样中断中顺带实现，实时性也能满足一般遥信量的需要。例如在每周波24点下，时间分辨率为0.833ms。但高于扫描周期高速变化信号则无法捕捉。常用于遥信量采集。4.3开关量采集回路软件的防抖处理 软件处理时应捕捉第一次状态变化时间，但应延时判别后才能确认状态是否变化4.3开关量采集回路判有变位，记录事件放于暂存中复杂滤波时间到，变位有效，正式记录此事件T4.4开关量输出回路开关量输出回路的几个注意事项

1、继电器线圈去激励时的瞬变干扰抑制

2、多重闭锁措施防止误出口

3、根据控制对象的特点设计印制板走线

4、应实现内外信号电气隔离

5、推荐两级隔离抑制源于输出回路的传导干扰常用数字量输出接口电路 输出接口电路可直接由CPUIO引脚内部寄存器锁存输出，也可由外部控制总线锁存输出。 两则的区别仅仅在于锁存器在CPU片内还是片外。显然片内锁存可靠性更高些，但CPUIO资源往往有限，无法满足大规模开关量输出需要。4.4开关量输出回路继电器输出电路设计继电器线圈并列续流二级管抑制瞬变干扰动作于开关的出口继电器，其工作电源必须经装置自诊断输出和装置启动输出控制推荐采用光耦将CPU逻辑电源与继电器工作电源进行隔离动作于开关的出口继电器，其印制板走线应满足额定10A的载流能力，相应的继电器接点容量也应满足大容量负载要求所有出口和信号输出印制板走线长度应尽量短，减少外部干扰信号进入IED内部的辐射空间4.4开关量输出回路继电器输出回路设计4.4开关量输出回路VCC24VQDQDJVCC24VBSBSJVCC24VTZTZJCPU核心系统基本组成CPU芯片（8~32位，DSP、ARM、COLDFIRE、PPC、51/96）RAM及容量（SRAM或SDRAM、带电池SRAM，1~16M字节)可编程ROM及容量（FLASH，1~16M字节）地址译码电路（CPLD、FPGA等）RTC(实时日历时钟)硬件WATCHDOG及电源监视回路4.5CPU核心系统介绍CPU核心系统可选模块大容量存储单元（SD卡、CF卡、U盘）以太网络（32位自带以太网接口、外挂网络接口）串行接口（RS485/232）关于三种总线选择方式的技术评价总线不出CPU

特点：所需器件最少，受干扰面积最小，可靠性最高 缺点：资源有限，软硬件升级困难，仅用于代码量小的IED设备总线不出模块特点：易共享软硬件平台，升级方便，易规模化生产缺点：集成度高，布线密集总线不出CPU板特点：布线容易缺点：针对特别的IED开发，易造成板件种类增多，受干扰面积最大，可靠性最低。4.5CPU核心系统介绍4.5CPU核心系统实例电源系统-IED的“心脏”完成高电压小电流输入到低压大电流输出的转换完成外部电源系统与IED内部系统的隔离抑制外部高频干扰信号对IED内部系统的扰动抑制内部高频信号对外部电源系统的干扰实现过流、过压、过热保护在电源输入较大波动下，仍然维持输出稳定4.6IED电源系统介绍电源系统设计准则元器件等降额使用（整流器件、电容、MOSFET）电源输出功率降额使用电解电容原理发热器件优化散热条件考虑EMI和EMS寿命计算和等寿命法则运用4.6IED电源系统介绍电源系统工作原理4.6IED电源系统介绍X-Y滤波及共模抑制全桥整流高频振荡及过载检测高频变压器隔离高频整流及滤波电压反馈电源输入多路低压电源输出4.6IED电源系统介绍操作回路的基本功能电气防跳动作保持以保证出口接点不拉弧断路器异常闭锁操作（压力、储能）断路器操作回路断线监视断路器位置监视实现人工远方或就地分闸闭锁重合闸4.7保护操作回路介绍4.7保护操作回路介绍机箱的基本要求美观、实用提供人机操作界面实现对外部干扰的屏蔽4.8变电站保护、测控及自动化装置机箱两种插件布置结构前插件结构维护方便、强弱电分离困难、抗干扰差后插件结构每块插件就地实现内外隔离和屏蔽、弱电走线远离强电区域、抗干扰强、组屏方式不易维护4.8变电站保护、测控及自动化装置机箱采用后插件结构的机箱实例第5章变电站IED设备软件和算法5.1有效值的计算方法5.2功率和电度量计算方法5.3定时限过量保护元件的实现5.4定时限欠量保护元件的实现5.5定时限矢量保护元件的实现5.6反时限保护的实现5.7复杂保护的实现5.1有效值计算方法有效值计算方法主要有三种正弦函数的半周积分法周期函数的傅立叶滤波算法周期函数的真有效值计算法5.1有效值计算方法正弦函数的半周积分法一个正弦函数的半周期面积为S，而S可由离散采样点通过梯形法近似求得。半波绝对值算法常用用于过流保护等场合5.1有效值计算方法周期函数的傅立叶滤波算法一个周期函数可用傅立叶级数展开为：该函数的基波表达式为：其中a1、b1分别为基波相量的实部和虚部，可由傅立叶逆变换求得：

5.1有效值计算方法周期函数的傅立叶滤波算法a1、b1用离散采样点梯形法求和近似可得：

该函数对应相量表达式为：I1=a1+jb1该相量表达式在基波功率计算、方向保护、阻抗保护、序分量计算中极为有用5.1有效值计算方法周期函数的真有效值(RMS)计算方法真有效值计算方法也称均方根算法，常用于监控设备中5.2功率和电度计算方法采用离散采样值近似计算，也可得P、Q等计算表达式三表计法功率计算方法如下：功率因数的计算方法如下：两表计法功率计算方法如下：5.3定时限过量保护的实现定时限过量保护种类：过流保护、过负荷保护、过压保护、零序接地保护、 差动保护、过功率保护等定时限过量保护的基本判据：动作时间判别的实现方法 t>Tzd=>N>Tzd/Ts=Nzd其中Ts为保护流程计算周期在每一次保护流程计算中，有效值满足条件则+1，不满足条件则将整个计数器清零。累加值达到整定值则动作返回系数的处理：

返回系数理论可为1，但一般设定0.95~0.98，目的在于： 被测量在动作边界时有一个明确的输出结果 保证输出接点不抖动以延长接点寿命5.4定时限欠量保护的实现定时限欠量保护种类：低电压保护、电机失载保护、全阻抗距离保护、低频减载等定时限欠量保护的基本判据：动作时间和返回系数的处理与过量保护类似，所不同的是，对欠量保护而言，返回系数常设为1.02~1.055.5矢量保护的实现矢量保护以判别角度是否满足动作范围为主，矢量保护的种类包括：方向继电器、姆欧继电器等姆欧继电器动作方程：正方向继电器动作方程：显然，上述两个判别式可以简化其特征矢量的实部的极性判别。5.6反时限保护的实现以IEC规定的几种反时限过流保护为例：一般反时限标准方程为：非常反时限标准方程为：极端反时限标准方程为：上述表达式中，Tp、Ip为整定值，Ts为保护流程间隔时间5.7复杂保护的实现 对逻辑相对复杂的保护，往往是对多个过量判别元件、欠量判别元件和矢量判别元件的”与或非”逻辑和优先级逻辑组合。以复合电压闭锁方向过流保护为例，其动作判据如下： 只有上述几个判据同时满足时，保护才出口。复合电压判据又是一个欠量元件和一个过量元件的或逻辑：

Uφφmin<ULzd或U2>U2zd采用序分量判别方向元件时，方向元件又是一个复合判据：负序判据：θ+90°<ArgU2/I2<θ+270°（I2>I2q）零序判据：θ+90°<ArgU0/I0<θ+270°（I0>I0q）正序判据：θ-90°<ArgU1/I1<θ+90°优先级第6章变电站保护元件的常规配置6.1继电保护的基本要求6.2高压输电线路保护配置6.3主变的保护配置6.4母线保护6.5中压联络线的保护配置6.6电容器的保护配置6.7中压馈出线的保护配置6.8备自投装置的功能配置6.9厂用电快切的功能配置6.10其它安全稳定装置6.1继电保护的基本要求继电保护和安全自动装置的作用 电力系统的电力元件或系统本身发生故障或危及安全运行的事件时，及时告警或直接跳闸，以终止事件发展的自动化设备。 继电保护装置保证电力元件安全运行 安全自动装置保证电力系统安全运行继电保护的任务 设备故障，迅速准确实现最近点断路器跳闸，减少对设备的损坏，降低对系统安全供电的影响，满足稳定性要求 反应电气设备的不正常工作情况，及时发信或自动调整，或自动切除那些继续运行将引发事故的电气设备。6.1继电保护的基本要求电力系统对继电保护的基本要求可靠性-最基本的性能要求可信赖-不拒动，通过双重化提升。 安全性-不误动，通过改善工艺和质量提升选择性 选择对系统影响最小的点，终止事故发展 措施：时限和定值满足上下级级差配合 提供后备保护-中压远后备，高压近后备 高压配置双重化及断路器保护快速性 最快速度切除故障，结合重合闸，提升暂态稳定性。灵敏性 对设计规定要求动作的故障和状态，能够可靠的动作 需协调好与选择性之间的矛盾6.2输电线路保护配置高压、超高压输电线路保护基本配置 相间和接地距离保护（21P/21N） 零序过流和零序方向保护（51N/67N） 重合闸（三相、单相、综合）（79） 光纤差动保护（87L，终端线不配） 振荡检测和失步保护（78，终端线不配） 断路器失灵保护（50BF，110KV不配） 非全相运行保护（52PD，110KV不配） 过流保护和过流方向保护（50P/51P/67P） 低频保护（81U）

低压保护（27）6.2主变保护基本配置主变保护基本配置 主变差动保护（87T） 复压过流和方向过流（50P/51P/67P） 零序过流和方向零序（51N/67N） 零序过压保护（59N） 过负荷控制（51P） 非电量保护（瓦斯、压力、温度、冷却器故障） 距离保护和振荡闭锁（21，110KV不配） 过激磁保护（24，110KV不配） 断路器失灵保护（50BF，110KV不配）6.3母线保护配置母线保护基本配置 母线差动保护（87B） 断路器失灵保护（50BF） 复合电压启动（27/59） 母联充电保护（51） 母联过流保护（51） 母联失灵保护（50BF） 母联非全相运行保护（52PD）6.4中压联络线保护配置中压联络线保护基本配置 复压过流和方向过流保护（50P/51P/67P） 限制性接地保护（51N/67N） 低频保护（81U）

低压保护（27） 三相重合闸（79） 相间距离保护（21P，视情况配） 光纤差动保护（87L，视情况配） 振荡检测和失步保护（78，视情况配）6.5中压电容器保护配置中压电容器保护基本配置 过流保护（50P/51P/67P） 限制性接地保护（51N/67N）

低压保护（27） 过压保护（59） 中性线不平衡电流保护（51N） 零序电压或不平衡电压保护（59N）6.6中压馈线保护配置中压馈线保护基本配置 复压过流保护（50P/51P） 限制性接地保护（51N） 低频保护（81U）

低压保护（27） 三相重合闸（79） 光纤差动保护（87L，级差不满足时）6.7备用电源自动投入装置配置备自投基本配置 进线互备用 母联或桥开关备用 母联或桥开关过流保护（50P/51P） 母联或桥开关充电保护（50P/51P）6.8中压马达保护配置中压马达保护基本配置 过流保护（50P/51P） 限制性接地保护（51N） 低频保护（81U）

低压保护（27） 启动控制（68） 堵转保护（80） 负序过流（51） 过热保护（49） 工艺联锁控制 差动保护（87M，容量2MW以上）6.9厂用电快切装置配置快切装置基本配置 正常手动切换、事故切换、非正常切换 快速切换 首次同期切换 检耐受电压切换 残压切换6.10其它安全稳定装置低周低压减载： 按频率多轮减载 提供频率特殊轮防止频率悬浮 按电压多轮减载 提供电压特殊轮防止电压悬浮过负荷自动减载 按过负荷严重程度，提供多轮减载自动解列装置 振荡解列 高周切机

低周解列 低压解列快速励磁、PSS、SVC……第7章变电站综合自动化其它IED设备7.1故障录波器7.2电压无功自动控制器（VQC）7.3测控装置7.4总控装置或通讯管理机7.5在线监测设备7.1

故障录波器 故障录波器的功能

故障录波器带数据记忆功能，能记录故障前后系统的电压、电流、频率等变化的全工程以及继电保护和安全自动装置的动作行为，为分析系统事故提供科学依据。它的主要作用如下： 找出事故原因，制定反事故措施 利于解决复杂故障、不正确动作、记录不全或次序颠倒 为查找故障点提供依据 判断故障性质、测算故障距离

积累运行经验，提供运行水平 判定故障性质，方便统计分析 找出继电保护不正确动作的原因，及时改进 分析断路器可能存在的问题，便于改进 为检修工作提供依据7.1

故障录波器故障录波器的启动判据

相电压和零序电压突变量启动

U=5%Un，U0=2%Un 电压越限启动

U<90%Un，U<110%Un，U2=3%Un，U0=2%Un

主变中性点电流越限启动

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

系统振荡启动

0.5s内I波动大于10%In 保护跳闸接点启动 人工启动7.1

故障录波器故障录波器的记录格式

分时段记录 至少为扰动前、扰动初期、扰动中期、扰动后期、恢复期五个时段，前2个时期为原始波形，后3个时期可为有效值波形

不定长录波 录波长度由启动次数和故障性质决定故障录波器的数据输出格式

符合暂态数据交换格式COMTRADE格式7.2

电压无功自动控制器变电站调压的主要手段 有载调压变压器

UL=UH/Kt调节变比Kt实现调压 补偿电容器

U=US-U=[P*RS+(Q-QC)*XS]/U 投退电容器，改变系统压降VQC的目标

维持供电电压在规定范围内 保持系统稳定和无功平衡 保证电压合格前提下网损最小7.2

电压无功自动控制器VQC装置的基本要求自动识别运行方式，并采取相应的控制策略能灵活设定电压允许偏差和功率因素上下限能闭环检测控制输出，不成功则采取相应对策，并保存记录变压器的分接头控制和电容器组的投切考虑各种条件的限制；7.2

电压无功自动控制器cosφ0UU0cosφHcosφLQ0区目标区8区先切电容再降压1区，只降压2区先降压再投电容3区只投电容7区只切电容6区先升压再切电容4区先投电容再升压5区，只升压UHULVQC九区控制策略为达到更加优化的控制策略，可从九区控制演化为27区控制7.2

电压无功自动控制器主变调档应遵循以下条件和要求多台变压器并列运行时必须保证同步调档；确保有载调压分级进行，一次调一档，前后两次调档应有一定延时；人工闭锁或主变保护动作或主变停运闭锁调挡；调档命令发出后要进行校验，发现拒动、滑档闭锁调档机构主变过负荷、母线电压太低闭锁调档。主变故障、母线故障闭锁调压；主变的档位已达极限或出现滑档等闭锁调压7.2

电压无功自动控制器电容投切操作应满足以下条件和要求电容器组的投切应实行轮流原则，即保证先投者先切、先切者先投；电容器组轮换投切应考虑运行方式的影响，当多台主变既有关联又有独立性时，应各自投入本身的电容器；人工投切的电容器组也应参加排队；主变低压侧电压过高或过低应闭锁电容的投切；电容器检修或保护动作应闭锁投切；母线故障、电容器正常退出运行是闭锁投切；7.3

测控装置变电站测控装置应用范围110KV及以上断路器需单独配置测控主变宜单独配置测控变电站公共设施需配置公共量测控装置变电站测控的功能提供常规“四遥”功能实现必要的电气逻辑闭锁功能能接入本间隔其它IED设备的信息和状态7.4

总控装置或通讯管理机总控装置或通讯管理机的主要功能担当变电站自动化系统与调度系统间的网关设备，实现双方的物理隔离。提供多个网口和各种串行通讯接口支持同时与多个主站系统交互数据支持各种常规通讯协议，可接入站内各IED设备支持双机协同工作，实现系统冗余配置内置大容量非易失性存储器，能够保持一段时期内的全站重要历史数据7.5

在线监测设备现行高压设备定期检修制度的弊端停电试验，减少设备的可用时间不能真实反映设备的运行状况。“过剩维修”，有时试验甚至引发维修故障试验时间集中，工作量大，造成巨大浪费7.5

在线监测设备在线监测技术的优点：不停电进行，测量准确性高以设备的当前运行状态为依据可识别故障早期征兆确定设备的最佳维修时机，实现“状态修”减少停机时间，延长设备的使用寿命变电站综合自动化系统第六遥--“遥诊”：通过在变电站安装在线监测设备，实现对电力设备的远程诊断。7.5

在线监测设备在线监测对象及参数一览表监测对象监测内容电力变压器铁芯接地电流、油中溶解气体互感器、耦合电容器、套管末屏电流、等值电容、介损tanδMOA避雷器泄漏电流、阻性电流、容性电流开关柜及母线接头、地下电缆、隧道电缆、高压进线在线测温断路器动作时间、累计次数、累计的触头磨损量、开关动作时刻的电流波形等母线PT母线电压、谐波电压、系统频率现场环境污秽电流、环境温度、环境湿度7.5

在线监测设备在线油色谱分析通过安装在线监测设备，采用与电力油化验室相同的气相色谱原理，检测出混合气体（H2、CO、C2H2、C2H4）浓度或直接得到国标规定的六组分气体（H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6）的浓度，将以往变压器油最短半年化验一次，提升为约1小时自动检测一次，真正实现对变压器等设备的全程监视。7.5

在线监测设备绝缘性能在线检测 通过对CT、CVT、MOV、耦合电容器、套管、主变铁芯的末屏电流或接地电流的在线监测，在线获得设备泄露电流、阻性电流、阻容电流比、介质损耗角、等值电容等反应设备绝缘性能的特征值、实现对高压设备绝缘性能的在线自动分析。7.5

在线监测设备设备温度的在线监测通过在高压开关柜、电力电缆及电缆头、电缆沟道、电力变压器、发电机、隔离开关、母线、电力电容器等高压电力设备的内部或表面，安装各种温度传感器，实现对这些设备温度的实时测量和监视。第8章变电站综合自动化系统的数据通信8.1数据通信内容和要求8.2数据通信的传输方式8.3远距离通讯技术8.4数据通信的物理接口8.5数据通信常用的网络拓扑结构8.6数据通信常用协议8.7变电站无缝通信体系-IEC618508.1数据通信内容和要求变电站数据通信任务与内容对外任务：完成变电站与控制中心之间信息的信息交互上传：四遥信息、故障信息、电度信息、设备诊断信息等下达：控制命令、信息查询、参数查询和修改等对内任务：过程层与间隔层的信息传输—数据采集、命令执行间隔层间的信息交互—数据共享，横向操作、控制与闭锁间隔层与站控层信息交互—信息上传、参数修改、命令下达8.1数据通信内容和要求变电站数据通信对网络的要求快速的实时响应能力对计量信息、录波信息、SOE信息、正常测量和状态信息、参数修改、常规控制命令、状态变位信息、快速跳闸指令、原始采样数据、时钟同步命令等应按优先级从低到高进行排列，实现对带宽资源的合理利用。很高的可靠性功能的分散化和采样与执行模块的就地化，导致对通讯网络的依赖性越来越高，要求保护动作应不依赖于通讯网络的规定已不符合最新技术标准，因此通讯的可靠性显得更加重要。优秀的电磁兼容性能电磁兼容性能直接影响通讯网络的可靠性，必须采取措施以面对强电磁干扰、高地电位差干扰。采用分层式网络结构只有分层式的网络结构，才能满足分层分布式的综合自动化系统分层式网络结构既使过程层通讯成为相对独立的子网，又使站控层网络流量大大降低，从而显著提升通讯网络的可靠性。8.2数据通信的传输方式并行通信和串行通讯并行通信数据各位以字或字节为单位并行传输、同时接收并行传输速度优于传统串行通讯，但需要提供多根数据线和控制线。仅能用于超短距离通讯。随着串行通讯技术的快速发展，设备间通讯很少使用并行通信。串行通讯数据按一位一位的顺序传送，将一个字节的不同位，分时在同一数据线上传送。数据传输虽然慢，却可节约传输线，尤适用于远距离传输。千兆网的出现，使得串行通信传输速度已优于普通并行传输。8.2数据通信的传输方式异步通信和同步通讯异步通信每一个字节传输均带有起始位、停止位和可选择的奇偶校验位。在不带校验位的情况下，一个字节共占10位。停止位保证了相邻两字节间的间隙，并与下一个字节起始位构成下降沿，用于下一字节通讯同步。RS232/485即采用同步传输。同步通讯数据块内部每个字节无停止位和起始位，而在数据块传输开始前使用同步字符作为传输指示。接收方先搜索同步字符，找到后根据帧长接收数据。同步通讯要求收发双方必须采取措施保证时钟同频率同相位运转。一般地，同步通讯在数据传输过程中，包含着时钟信息，接收者根据该时钟接收数据，实现同步传输。电信常用的64K、2M等通讯就是采用同步传输的。8.2数据通信的传输方式串行通讯的差错控制数据传输过程中经常会遇到干扰，使数据的一位或几位发生变化，或则，同步通讯中时钟的丢失造成数据滑码，因此必须及时检测到差错并在一定程度上纠正。奇偶校验在串行通讯中，常在数据位后增加一个奇偶校验位，奇校验保证所有数据位和校验位相加为奇数，偶校验则反之。循环冗余校验（CRC）一组信息码元后面附加一组监督码，组成一组循环码序列，并作为一帧信息发送出去，使得该序列能被某个预定的生产多项式整除。CRC校验具有很强的检错能力。8.3数据通信的远距离传输原码传输和数据调制传输原码传输原码传输指数据通信时，不做处理而直接传输原始数据位。原码传输只能用于近距离通讯。RS232/485即采用原码传输方案。调制传输为增加通讯抗干扰能力，数据远距离传输中，必须经过一定调制或编码传输。例如数据采用模拟方式通讯时，可以使用ASK、FSK和PSK调制，然后在接收端再进行解调，即通过调制的逆过程，将数据还原。而在采用光纤通信时，往往还需将数据编码后才传输，例如将数据进行脉冲编码调制（PCM）后再进行传输。8.3数据通信的远距离传输数据远传常用媒介明线或电缆信道敷设简单，易受干扰，适用于近距离通讯。例如电话线电力线载波信道将0.3~2.7kHz电话信号与已调制成2.7~3.4kHz的远动信号叠加成音频信号后调制放大耦合到高压线路上，并在接收端经解调分离出话路和远动信号。微波中继信道采用300MHz~300GHz的无线电波进行传输。因其采用直线传播，绕射能力弱，必须进行中继。优点在于容量大，可同时传输几百~几千个话路。且发射功率小，性能稳定。光纤信道以激光为载体，以光导纤维为传输媒介进行通讯。具有很强的抗电磁干扰能力，保密性高，容量大，安装维护简单。8.4数据通信的物理接口UART常用接口EIA-RS232接口标准

EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。由美国电子工业协会（EIA）制定。因接口简单，因此也广泛应用于变电站综合自动化系统内部的通信，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。EIA-RS422/485接口标准

RS422是对RS232电路的改进，采用了平衡差分的电气接口，RS422加强了抗干扰能力，使传输速率和距离比RS232有很大的提高。RS422用4根传输线，工作于全双工；RS485由RS422变形而来，RS485采用两线传输，工作于半双工，它们的传输距离可到1200M，传输速度100K。几种常用UART通信标准接口的主要性能RS232CRS-422RS-485操作方式单端差分差分最大电缆距离15m1200m1200m不同距离下的最大传输速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K8.4数据通信的物理接口

RS422/485的优点： ①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。 ②可采用标准传输规约，例如：IEC60870-5-101/103、DNP协议等） 由于以上优点，间隔层设备一般均能提供RS-232/485串行接口，以方便设备互联。

RS422/485缺点： ①一般能直接相连节点数≤32 ②通信多为查询方式8.4数据通信的物理接口现场总线通信网络 根据国际电工委员会IEC标准和现场总线基金会FF（FieldbusFoundation）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，从而提高了系统的安全、可靠和经济性能。 现场总线按ISO的OSI标准提供网络服务，特点如下：

(1)现场设备互连网络化

(2)信号传输数字化

(3)系统和功能分散化

(4)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8.4数据通信的物理接口电力系统常用的现场总线LonWorks现场总线

LonWorks的核心部件是Neuron神经元通信处理芯片，收发器模块和Lontalk通信协议。

LonWorks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。

LonWorks可接入上万个节点，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。CAN现场总线

CAN（ControllerAreaNetwork）控制局域网是一种具有很高可靠性、支持分布式控制。

CAN总线节点接入数量一般不大于110个，主要用于小型、实时性要求比较高的过程控制系统。8.4数据通信的物理接口现场总线的使用现状 现场总线由于具备较高的实时性、以及其标榜的开放性和互操作性，所以曾在电力系统中得到过大规模应用。例如：采用LonWorks的厂家有：ABB、北京四方、上海申瑞等；采用CAN的厂家有：深圳南瑞等。但上述厂家在最新推出的产品中已基本停止使用（CAN总线在IED内部仍存在一定应用）。现场总线存在问题 大信息量传输时实时性一般

LonWorks支持长报文传输，但实时性能大大降低。CAN的实时性能高，但只能用于短报文传递，长报文必须分拆，大大增加软件复杂度。 开放性与互操作性远低于RS485或以太网

由于电力系统没有一个针对各种现场总线的标准协议，导致各个厂家均自行定义一套传输协议，两个不同厂家间无法直接互联互通。 生产成本高，工程配置不便

LonWorks的器件成本远高于RS485及以太网，工程每增删一个节点或还需要专用工具配置。CAN的成本也略高于RS485，且在系统传输大量数据时还存在诸多不变。8.4数据通信的物理接口以太网（Ethernet） 以太网（Ethernet最早在美国军方使用，但随其在民用系统中的普及，已成为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。以太网的优越性 传输速度快（支持10-1000M），可扩展性好 生产和组网成本低 网络维护和管理简单

基于以上原因，以太网近几年在变电站自动化系统中已得到大量应用，且必将成为IED互联的必然选择。另外，受变电站强电磁场、高电位差干扰，以及存在数百米的传输距离，光纤以太网得到大量的应用。8.4数据通信的物理接口

在网络中，多个站点相互连接的方法和形式称为网络拓扑。通讯网络的拓扑结构的基本形态主要有星形、总线形和环形等，变电站自动化系统实际应用时，往往是上述几种拓扑结构的组合应用。8.5数据通信常用的网络拓扑结构星形总线形环形

几种拓扑结构的性能对比8.5数据通信常用的网络拓扑结构星形拓扑总线形拓扑环形拓扑传输机制点对点传输轮询或总线仲裁令牌环或总线仲裁关键部件中心节点传输总线环上每一点普通点故障的影响低低高冗余方式中心节点备份无双环自愈施工成本高低较低可靠性评价较高一般实现双环自愈时最高变电站网络拓扑结构的灵活应用 采用RS485或现场总线时，易采用总线形结构，当系统接入规模大时，可采用分层分级总线网络结构，即干线的每个节点都是一个网桥或网关，担当支线的主接点。 采用以太网络时，易采用星形结构，当系统接入规模大时，可采用分层分级网络结构，干线采用双环自愈结构，而支线仍采用星形网络。干线的每个节点都是一个网桥或网关，担当支线的主接点。8.5数据通信常用的网络拓扑结构什么是通讯协议 变电站自动化系统作为一个整体，包含多个子系统和大量的IED设备，这些子系统或IED要实现信息共享，就必须借助于通讯网络交换数据。而两个相对独立的设备或系统要想成功地通信，它们借助哪种语言、交流什么、怎样交流及何时交流，都必须遵从一系列互相都能接受的规则，这些规则的集合称为协议，它可以定义为在两实体间控制数据交换的规则的集合。8.6变电站数据通信常用协议 由于不同系统中的实体间通信的任务十分复杂，相互不可能作为一整体来处理。一种替代的办法是使用结构式的设计和实现技术，用分层或层次结构的协议集合，较低级别的，更原始的功能在较低级别的实体上实现，而它们又向较高级别的实体服务。 国际标准化组织IS0在1977年建立了一个委员会来专门研究这样一种体系结构，提出了开放系统互连OSI模型，OSI采用分层的结构化技术，模型共有七层：物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层、应用层。8.6变电站数据通信常用协议l

物理层：提供为建设维护和撤除物理链路所需的机械的、电气的、功能的和规程的特性有关在物理链路上传输非结构的位流以及故障检测指示l

数据链路层：在网络