变电站综合自动化系统 PPT课件

**变电站综合自动化系统黄益庄　教授地址：清华大学西主楼三区216室清华大学电机工程系电话：（010）6278470613701073392**内容提要第1章变电站综合自动化的基本概念第2章变电站自动化系统的功能第3章变电站自动化系统的结构第4章数字量的输入、输出第5章模拟量的输入、输出第6章 变电站自动化系统的数据通信第7章变电站与调度中心的通信 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 **第1章变电站综合自动化的基本概念1.1变电站自动化是技术发展的必然趋势1.2变电站综合自动化的发展过程1.3变电站综合自动化与无人值班**1.1变电站自动化是技术发展的必然趋势1.1.1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。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，这两地区的经济总量占全国82%，电力消费占78%。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。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。**1.1变电站自动化是技术发展的必然趋势ii)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。★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。★不利于提高运行管理水平。★维护工作量大，设备可靠性差。★占地面积大，增加征地投资。**1.1变电站自动化是技术发展的必然趋势1.1.2科学技术的发展，为发展变电站自动化提供了有利的条件　变电站自动化技术的发展过程与相关学科的发展密切相关。变电站自动化发展过程有三个阶段：(1)变电站分立元件的自控装置阶段。*电磁式的自动装置*晶体管式的自动装置*集成电路式的自动装置**1.1.2科学技术的发展，为发展变电站自动化提供了有利的条件(2)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20世纪70年代微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。这阶段厂站自动化的特点：形成变电站内的自动化孤岛。(3)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。**1.2    变电站综合自动化的发展过程1.2.1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20世纪70年代。70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。　　　变电站综合自动化的研究工作，于70年代中、后期开始。1975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。1979年9月完成样机，称为SDCS-1型，12月在变电站安装运行，1980年开始商品化生产。　　　SDCS-1型由13台微机组成。如图1.2.1，它具有对一个77kV/6.6kV的配电变电站的全部保护和控制功能。该变电站具有3台变压器，4回77kV进线，36回6.6kV馈电线路。**1.2    变电站综合自动化的发展过程　　　　　　　　　　　　图1.2.1SDCS－1结构方框图1.2.1国外变电站综合自动化的早期发展概况**　SDCS－1按功能分为3个子系统：（1）继电保护子系统　（2）测量子系统　（3）控制子系统　　　80年代，研究变电站综合自动化的国家和公司越来越多，例如，德国西门子公司、ABB公司、AEG公司、GE公司、西屋公司、阿尔斯通公司等都有自己的变电站自动化产品。1995年西门子公司的变电站自动化系统LSA678在我国已有十多个工程。国外研究工作突出的特点是他们彼此间一开始就十分重视这一领域的技术 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 和标准的制定与协调。1.2    变电站综合自动化的发展过程**1.2.2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80年代中期。1987年清华大学电机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3台微机组成，其系统结构如图1.2.2。1987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35kV/10kV城市变电站，有2回35kV进线，2台主变，8回10kV出线，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、中央信号等任务。按功能分为3个子系统：（1）安全监控子系统；（2）微机保护子系统；（3）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。　　　90年代中期后，综合自动化系统迅速发展。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科研单位和高等院校，因此变电站综合自动化系统到90年代，成为热门话题。1.2    变电站综合自动化的发展过程**1.2    变电站综合自动化的发展过程1.2.2我国变电站自动化的发展过程图1.2.2变电站微机监测、保护综合控制系统框图**1.3变电站综合自动化与无人值班1.3.1国外无人值班的发展简况西欧、北美、日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多500kV、380kV的变电站也都实行无人值班。例如：巴黎，1985年建立新一代的计算机自动管理系统，所有225/20kV变电站都由调度中心集中控制。调度室可掌握所有225/20kV变电站及20kV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，使受停电影响的用户迅速恢复供电。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，例如，到1980年止，意大利ENEL公司的474个水电站中，无人值班达408个，法国EDF公司450个水电站中，有403个无人值班占90%。**1.3.2国内无人值班的发展简况１.早期的无人值班变电站没有自动化功能。只适合不重要的35KV变电站。2.20世纪60年代，进入了远方监视的无人值班阶段。3.20世纪80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水平的提高。4.国家电力调度通信中心于1993年12月28日发布了调自[1994]2号文件《关于在地区电网中实施变电站遥控和无人值班的意见》。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，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，尤其是地区变电站。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。**1.3.3 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 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。(3)提高经济效益和劳动生产率(4)降低变电站建设成本。**1.3.4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。（2）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，减少总投资。（4）提高供电质量，提高电压合格率，降低电能损耗。（5）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能，装置内部有故障，能自动显示故障部位，缩短了维修时间。**第2章  变电站自动化系统的基本功能2.1变电站自动化系统的内涵2.2监控子系统2.3  继电保护子系统2.4电能量计量子系统 2.5  自动控制子系统2.6谐波分析与监视功能 2.7变电站综合自动化系统的通信功能2.8变电站综合自动化系统的特点 **2.1变电站自动化系统的内涵(1)20世纪80年代和90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化。国外发 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 的文章也称“综合自动化”，或一体化的变电站控制与保护。国际电工委员会（IEC）根据国际上变电站自动化系统发展的情况，于1997年国际大电网会议（CIGRE）WG34.03工作组在“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（即变电站通信网络和系统）标准中采纳。我国从20世纪80年代中、后期以来，习惯称之为“变电站综合自动化”和“变电站综合自动化系统”。在IEC61850变电站通信网络标准中，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。**2.1变电站综合自动化的内涵(2)2000年中国电力出版社出版的《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、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、通信网络化等特征。　　**2.2监控子系统2.2.1数据采集2.2.2模拟量的采样方式2.2.3数据采集途径2.2.4安全监控功能　2.2.5操作与控制功能　2.2.6人机联系功能　2.2.7运行记录功能2.2.8对时功能**2.2.1数据采集内容（1）模拟量的采集   （2）开关量的采集（3）事件顺序记录（SOE）（4）电能量的采集           **2.2.2模拟量的采样方式*电力系统和电厂、变电站中的模拟量有三种类型。*采样方式:一般可分为直流采样和交流采样两种类型。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。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。如下页图2.1。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。**图2.1交流电压电流输入通道结构框图（a）电压输入通道　（b）电流输入通道**2.2.2.3两种采样方式的比较1．直流采样的特点2．交流采样的主要特点2.2.2.4采样定理一个随时间连续变化的物理量f(t)，如图2.2（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2.2(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。**图2.2采样过程**2.2.3安全监控功能1.对采集的模拟量不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信息，同时记录和显示越限时间和越限值，并将越限情况远传给调度中心或控制中心。2.对微机保护装置和其它各种自动装置的工作状态进行监视。3.将监视结果及时传送给调度中心，并接收和执行调度中心下达的各种命令。**2.2.4操作与控制功能无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施。断路器的操作闭锁应包括以下内容:(1）断路器操作时，应闭锁重合闸；（2）当地进行操作和远方控制操作，要互相闭锁。   （3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关必要的闭锁操作。(4)其他**2.2.5人机联系功能1.人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。2．CRT或液晶显示器显示画面的内容（1）显示采集和计算的实时运行参数（2）显示实时主接线图（3）事件顺序记录（SOE）（4）越限报警显示（5）值班记录显示（6）历史趋势显示（7）保护定值和自控装置的设定值显示。（8）其它：故障记录显示、设备运行状况显示等。3.输入数据（1）TA、TV变比（2）保护定值和越限报警定值（3）自控装置的设定值（4）运行人员密码**  2.2.6运行记录功能对于有人值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成以下打印记录功能:①定时打印报表和运行日志；②开关操作记录打印；③事件顺序记录打印；④越限打印；⑤召唤打印；⑥抄屏打印；⑦事故追忆打印。　对于无人值班变电站，可不设当地打印功能，各变电站的运行报表，集中在控制中心打印输出。2.2.7对时功能　配备GPS卫星同步时钟装置、与调度统一时钟。**2.3微机保护子系统2.3.1继电保护的基本任务2.3.2对继电保护的基本要求2.3.3   微机保护子系统内容2.3.4   微机保护的优越性**2.3.1　继电保护的基本任务（1）有选择性地将故障元件从电力系统中快速、自动地切除，使其损坏程度减至最轻，并保证最大限度地迅速恢复系统中无故障部分的正常运行。（2）反应电气设备的异常运行工况，根据运行维护的具体条件和设备的承受能力，发出报警信号，减负荷或延时跳闸信号。（3）根据实际情况，尽快自动恢复停电部分的供电。**2.3.2对微机保护子系统要求（1）满足可靠性、选择性、快速性、灵敏性的要求（2）软、硬件结构要相对独立；它的工作不受监控系统和其它子系统的影响。（3）具有故障记录功能（4）察看和授权修改保护整定值方便 （5）具有故障自诊断、自闭锁和自恢复功能 （6）具有对时功能（7）具有通信功能和标准的通信规约。 　　**2.3.3微机保护子系统的内容在变电站综合自动化系统中，微机保护应包括全变电站主要设备和输、配电线路的全套保护。2.3.4.微机保护优越性（1）灵活性强　（2）稳定性好　（3）利用微机的记忆功能，可改善保护性能　（4）体积小，功能全。**2.4电能量计算子系统电能量包括有功电能和无功电能。电能量的采集和管理是变电站综合自动系统的重要组成部分。2.4.1电能计量装置的发展历程2.4.2  变电站自动化系统对电能量计量系统的管理模式**2.4.1  电能计量装置的发展历程2.4.1.1　机械式的电能表电能表的出现和发展已有100多年的历史了。大家最熟悉的感应式电能表。2.4.1.2  机电式电能表为了解决计算机能对电能量进行采集与处理，最简单的 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是利用电子技术与传统的感应式电能是相结合，即对原来感应式的电能表加以改造。2.4.1.3电子式电能表　由硬件乘法器完成对u,i相乘得到功率的测量，由于它没有传统的电能表上的旋转机构，因此又被称为静止电能表或固态电能表。**2.4.1.4　微机型电能表按其原理分，主要有两大类型。（1）利用单片机或DSP（数字信号处理器）为核心，利用高精度的A/D转换器和采样保持器，采集u和i,通过软件计算P、Q，以及kWH和kVarH等量。（2）采用专用的电能芯片和单片机构成的数字电能表这些电能计量专用芯片内含有16位、18位的高分辨率A/D转换器，因此计量准确度高。2.4.1.5 几种特殊功能的新型电能表（1）具有电能计量综合误差自动跟踪补偿功能的多功能电能表（2） 基波电能表(3） 多功能视在电能表2.4.1.6 软件计算电能量**2.4.2  变电站自动化系统对电能量计量系统的管理模式2.4.2.1设置专用电能质量管理机2.4.2.2 串行接口管理模式一般新建的变电站或220kV及以上变电站，多采用微机型电能表，它们一般都具有RS232/RS485串行通信接口，因此可直接将这些电能表利用屏蔽双绞线或同轴电缆组成RS485网络。监控机可直接通过串口与电能表的485网相联接，对电能计量进行管理。2.4.2.3 现场总线网络管理模式上述串行接口模式接口简单，投资少，但一个RS485网能联接的电能表有限。对于规模较大的变电站，监控机可以通过现场总线网络，管理各电能表。**2.5自动控制子系统2.5.1变电站的电压、无功综合控制2.5.2备用电源自投控制2.5.3低频减负荷控制**2.5.1变电站的电压无功综合控制2.5.1.1电压、无功综合控制的重要性2.5.1.2电压、无功综合控制目标　（1）维持供电电压在规定的范围内　　①500kV(330kV)变电站的220kV母线正常时，0～+10%；事故时，-5%～+10%。　　②220kV变电站的35～110kV母线正常时，-3%～+7%；事故时，±10%。　③配电网的10kV母线，电压合格范围：10.0～10.7kV（2）保持电力系统稳定和合适的无功平衡。无功分区、就地平衡的原则（3）电压、无功综合控制的手段　　①调分接头位置　　②控制无功补偿设备　　　两者综合考虑　**2.5.1.3变电站电压、无功综合控制的原理MVR型自控装置实现电压、无功综合控制的基本原理（1）根据（1）调整分接头位置，即改变变比Kn，使UL-ULN=min**（2）改变无功补偿，如图2.1所示的网络，高压网络上的损耗（包括变压器损耗）为投入无功补偿Qc后：）。在保证电压满足要求的前提下，根据无功功率QB的大小，合理的控制投、切无功补偿的容量Qc，使变电站与系统所交换的无功（QB-Qc）最小，就可以使高压网络损耗最小.）。**2.5.1.4电力系统的电压、无功综合控制的方式1.集中控制2.分散控制3.关联分散控制4.关联分散控制的实现方法（1）软件实现的方法（2）硬件实现的关联分散控制2.5.1.5微机电压、无功综合控制装置硬件结构**2.5.1.5MVR-III型微机电压、无功综合控制装置硬件结构**2.5.2低频减负荷控制　1.电力系统发生频率偏移原因　2.电力系统频率降低危害　3.低频减负荷的控制方式根据配电线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。一般低频减载装置基本级可以设定5轮或8轮。　4.低频减负荷的实现方法　①采用专用的低频减载装置　　②在线路保护装置中，增加低频切负荷功能**5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 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的切除负荷，有效地防止系统频率下降危险点以下。(2)切降的负荷应尽可能少，应防止超调和悬停现象。(3)变电站的馈电线路故障或变压器跳闸造成失压时，低频减载装置应可靠闭锁，不应误动。(4)电力系统发生低频振荡或谐谐波干扰时，不应误动。**2.5.3  备用电源自投控制备用电源自投控制是当电力系统故障或其它原因导致工作电源消失时，将备用电源迅速投入，以恢复对系统的供电，因此备用电源自动投入是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。在变电站中，常用的备自投控制有进线备自投、母联备自投和备用变压器自投等。**2.6谐波分析与监视功能2.6.1　正弦波形畸变指标2.6.2　谐波源分析2.6.3　电力系统谐波监测方法2.6.4电力系统中谐波的抑制**为定量表示电力系统正弦波形的畸变程度，采用以各次谐波含量及谐波总量大小表示电压和电流波形的畸变指标。 我国谐波国家标准《电能质量　公用电网谐波》（GB/T14549－93）规定我国公用电网谐波电压的允许值见表2-1。2.6.1正弦波形畸变指标**表2-1　　公用电网谐波电压（相电压）的允许值电压标称电压（KV）电压总畸变率（%）各次谐波含有率（100%）奇次偶次0.385.04.02.064.03.21.610353.02.41.2661102.01.60.8**2.6.2  谐波源分析电网谐波主要来自两大方面：一是输配电系统产生谐波；二是用电设备产生谐波。（1）电网的主变压器和配电变压器配电变压器中励磁电流的谐波含量与硅钢片的材料有关。如表2.2所示。（2）电气化铁路电力机车是大谐波源，又是单相大负荷，造成三相负荷不平衡。（3）电弧炼钢炉炼钢炉电弧电流不规则地急剧变化，使电流波形产生严重畸变，引起电网电压波形严重畸变。（4） 家用电器家用电器如收音机、电视机、电风扇、空调等都会产生谐波，彩色电视机产生的谐波比黑白电视机更严重，主要是3，5，7，9次谐波。（5）晶体管整流设备晶闸管整流设备在工矿企业越来越广泛应用，给电网造成大量的谐波。（6）变频装置**谐波次数HR　In%热轧硅钢片冷轧硅钢片1100100315～5514～5053～2510～2572～105～109　0.5～23～611<11～3表2.2配电变压器励磁电流中的HR　In。**表2.3电视机产生的HRIn％电视机类别HRI1　HRI3HRI5HRI7HRI9HRI11HRI12彩色10087.968.345.225.56.8122.6黑白10089.116.92.12.11.290.7 **2.6.3谐波的危害严重的谐波电流和谐波电压对电力系统本身的发输电设备、对接入电力系统的用电设备都产生不良的影响，甚至影响电力系统的自动装置、继电保护装置和测量装置的正常工作。 （1） 谐波对交流电机的危害（2）谐波对变压器和输电线路的危害（3） 谐波对电容补偿装置的危害（4） 谐波对继电保护和自动控制的干扰（5） 谐波影响计量仪表与检测仪表误差增大。（6） 谐波对通信系统的影响。。 **2.6.4电力系统谐波的监测      谐波监测是研究分析谐波问题和研究对谐波治理和抑制的主要依据。（1） 谐波监测的主要目的（2） 谐波监测点的选择（3）  谐波的测量基于傅里叶变换的谐波测量是当今应用最广泛的一种方法。**2.6.5电力系统中谐波的抑制2.6.5.1合理利用电气设备抑制谐波对谐波源本身采取措施，使其少产生或不产生谐波，从源头上加以抑制。（1） 不断提高发电机设计制造质量，从发电源头上减少谐波；（2）电力变压器的绕组尽可能采用D，y或Y,d接法，可有效抑制3的倍数的谐波流入电网；（3）在变电站装设的无功补偿电容器上，采用串联一定比例的电抗器的方法，以抑制3，5，7次谐波；**2.6.5.2利用交流滤波器抑制谐波（1）交流无源滤波器目前所采用的交流滤波装置是利用R、L、C电路对某次谐波频率串联谐振的原理，使其对特定频率的谐波呈零阻抗，从而阻止该次谐波注入电网。交流滤波器对基波呈容性，兼有无功补偿作用。（2)有源电力滤波器有源电力滤波器APF（ActivePowerFilter）安装于谐波源处，它是可动态补偿谐波、无功功率的电力电子装置，它的基本原理是实时地检测APF安装处的谐波和无功功率，然后产生一个与该谐波电流（或电压）和无功功率方向相反的谐波电流（或电压）与无功功率，注入电网，使电网只含有基波分量，达到对谐波和无功功率实时检测和补偿的目的。**2.7 变电站综合自动化系统的通信功能(1)综合自动化系统的现场级通信主要解决自动化系统内部各子系统之间，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IEC60870101/103/104和CDT等规约。**2.8变电站综合自动化系统的特点2.8.1功能综合化2.8.2分级分布式、微机化的系统结构2.8.3测量显示数字化2.8.4操作监示屏幕化2.8.5运行管理智能化总之，变电站实现综合自动化，可以全面提高变电站的技术水平和运行管理水平，使其能适应现代化的大电力系统运营的需要。**第3章变电站自动化系统的结构3.1概述3.1.1变电站自动化系统的分层和逻辑接口3.1.2变电站的智能电子设备3.2　自动化系统的硬件结构模式3.3变电站综合自动化技术的发展方向**3.1.1变电站自动化系统的分层和逻辑接口国际电工委员会（IEC）TC57技术委员会（电力系统控制和通术委员会）在制定IEC61850（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1～9建立通信，如图3.1所示。****（1）过程层（Processlevel）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）间隔层（Baylevel）功能变电站自动化系统在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等等。(3）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：**3.1.2  变电站的智能电子设备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/单元层、过程层）上。**3.2　自动化系统的硬件结构模式3.2.1集中式的综合自动化系统3.2.2分层（级）分布式系统集中组屏的结构模式 3.2.3分布分散式与集中相结合的自动化系统结构模式 3.2.4全分散式的变电站自动化系统结构模式 **3.2.1集中式结构（1）**3.2.1集中式结构（2）**3.2.2 分层分布式系统集中组屏的结构模式分层分布式自动化系统的功能在逻辑上仍可分为过程层、间隔层和变电站层三层结构。分层分布式自动化系统的最大特点体现在“功能的分布化”上，即对智能电子设备的设计理念上由以前在集中式自动化系统中的面向厂、站转变为面向对象，即面向一次设备的一个间隔。分层（级）分布式系统集中组屏的结构模式实质上是把这些面向间隔设计的变电站层和间隔层的智能电子设备，按它们的功能组装成多个屏（柜），例如：主变保护屏（柜）、线路保护屏（柜）、数据采集屏等等，这些屏（柜）一般都集中安装在主控室中，我们把这种结构模式简称为“分布集中式”结构模式。**3.2.2 分层分布式系统集中组屏的结构模式图2.1分级分布式系统集中组屏的自动化系统结构框图(一)　**3.2.3分布分散式与集中相结合的自动化系统结构模式 结构特点（1）35kV及以下电压等级的IEDs分散安装于各个开关柜中。（235kV以上的IEDs按保护功能分别集中组屏。**3.2.4分布分散式的变电站自动化系统结构模式 **3.2.4.1系统结构特点图3.5所示的自动化系统，可适用于超高压的变电站，系统采用分层、分布、分散式的结构。按一次设备的电压等级分别以小室方式分散布置。（1）变电站层是一个双光纤网的计算机监控与远动通信系统。（2）变电站内的各IEDs的通信网络采用现场总线，IEDs按不同的电压等级，组成相应的现场总线网，然后经规约转换和光电转换，通过光纤组成双光纤以太网与变电站层的各工作站通信。3.2.4.2分布分散式结构的优越性（1）显著地缩小了变电站主控室的面积。（2）二次设备与一次设备就近安装，节省了大量的连接电缆。（3）减少了现场施工和设备安装的工程量。（4）分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。（5）节约了占地面积和施工工期，减少了投资。  **第4章　数字量的输入/输出（1）4.1概述　　变电站综合自动化系统中，需要采集与数字量有关的信息有：模拟量（经A/D转换后为数字量）、开关量、脉冲量和广义读表数。4.2输入/输出信息的组成如图4.1　（1）数字信息　（2）状态信息　（3）控制信息4.3输入/输出的传送方式　（1）并行传送　（2）串行传送**第4章　数字量的输入/输出（2）4.4CPU对输入/输出的控制方式1.同步传送方式（无条件程序传送方式）见图4.2、图4.3　2.查询传送方式（条件程序传送方式）　3.中断控制输入/输出方式　4.直接存储器访问方式（DMA方式）4.5开关量输入/输出接口电路　4.5.1开关量输入接口电路,见图4.17、图4.184.5.2开关量输出接口电路,见图4.19、图4.204.6开关量输入/输出的抗干扰措施**第4章　数字量的输入/输出（3）4.4CPU对输入/输出的控制方式图4.1典型的I/O接口电路图4.2典型的I/O接口电路**第4章　数字量的输入/输出(4)4.4CPU对输入/输出的控制方式图4.3同步传送输出方式**第4章　数字量的输入/输出(5)4.5.1开关量输入/输出接口电路图4.18八开关量输入接口电路**第4章　数字量的输入/输出(6)3.5.2开关量输出接口电路图4.20八个开关量输出接口电路**第4章　数字量的输入/输出(7)4.6开关量输入/输出的抗干扰措施4.6.1光电隔离,见图4.21、图4.24.6.2继电器隔离,见图4.234.6.3继电器和光电耦合双重隔离**第4章　数字量的输入/输出(8)4.6.1光电隔离图4.22**第4章　数字量的输入/输出(9)4.6.2继电器隔离图4.23**第5章模拟量的输入、输出(1)　　　电力系统中的电流、电压、有功功率、无功功率、频率、水位、温度等均属模拟量。模拟量都是随时间连续变化的物理量。5.1模拟量输入/输出通道组成　5.1.1模拟量输入通道由以下几部分组成：见图5-11.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　5.1.2模拟量输出通道组成**第5章模拟量的输入、输出(2)5.1模拟量输入/输出通道组成**第5章模拟量的输入、输出(3)5.2A/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。表5－1　　　　A/D位数　　　　分辨率　　　　　8　　　10　　1214161/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/65536**第5章模拟量的输入、输出(4)5.2A/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。　　　例如：AD574A的转换时间为25～35μs　　　　　　AD1674A的转换时间为10μsMAX125的转换时间为3.5～13μs　（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**第5章模拟量的输入、输出(5)（5）输出逻辑电平：多数为TTL电平，即0～＋5V（6）工作温度范围：　　民用品为：0～＋70℃　　工业级为：－20～＋85℃　　军用品为：－55～＋125℃**第5章模拟量的输入、输出(6)5.3　多路转换器（模拟多路开关）　5.3.1　多路开关的作用和要求,见图5.12　　1.作用：（1）“多选一”　　　　　　（2）“一到多”　　2.要求：（1）接通时，电阻尽量接近于0　　（2）断开时，电阻尽量接近∞　　（3）切换时间要快　　（4）噪声要小　　（5）寿命要长　5.3.2　常用的多路开关集成电路芯片　　1.AD7501　8选1　　　　　2.AD7506　16选1　　3.CD4051　8选1　1到84.CD4067　16选1　　1到16　　**第5章模拟量的输入、输出(7)5.3.1　多路开关的作用和要求图5.12多回路分时共用A/D、D/A转换器**第5章模拟量的输入、输出(8)5.4　采样保持器的作用（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图5.4.1**第5章模拟量的输入、输出(9)5.4.2采样保持器的工作原理图5.12采样保持器的基本组成电路**第6章   变电站自动化系统的数据通信变电站自动化系统的通信分两大部分：1)变电站内的信息传输。2)变电站自动化系统与调度中心或控制中心的通信。**6.1变电站内的信息传输在具有变电站层――间隔层（单元层）――过程层（设备层）的分层分布式自动化系统中，需传输的信息有以下几部分:6.1.1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：★模拟量★状态信息，主要为断路器或间隔刀闸的辅助触点。6.1.2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：★数据共享★互相闭锁**6.1变电站内的信息传输6.1.3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4类：★测量信息★状态信息★操作信息★参数信息6.1.4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的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作信息等。**6.2变电站自动化系统的信息传输网络6.2.1变电站自动化系统通信网络的要求★快速的实时响应能力★高的可靠性★优良的电磁兼容性能★分层式结构**6.2变电站自动化系统的信息传输网络6.2.2串行通信接口EIA-RS-232C和EIA-RS-422/4851.EIA-RS-232C接口标准EIA-RS-232接口标准是早期串行通信接口标准。是美国电子工业协会（EIA）于1973年制定的数据传输标准接口。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，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15米。而在距离15米时，最大传输速率为20Kbps。2.EIA-RS422/485接口标准RS422对RS323C的电路进行改进，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。由RS422标准变形为RS485。RS422用4根传输线，工作于全双工，RS485只有两根传输线，工作于半双工，它们的传输距离可到1200M，传输速度100K。**6.2变电站自动化系统的信息传输网络表6-1几种常用的串行通信标准接口的主要性能RS232CRS-422RS-485操作方式单端差分差分最大电缆距离15m1200m1200m最大传输速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K**6.2变电站自动化系统的信息传输网络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：IEC60870-5-103协议（我国行标为DL/T667-1999）由于以上优点，间隔层设备间的通信以前常采用RS-232或RS-485串行接口。RS422/485缺点：①能连接的通信点数≤32个。②通信多为查询方式**6.3网络通信6.3.1现场总线通信网络6.3.1.1现场总线定义根据国际电工委员会IEC（InternationalElectro-technicalCommission）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。从而彻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。**5.3网络通信6.3.1现场总线通信网络6.3.1.2   现场总线的优点：现场总线按ISO的OSI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，维护成本低。具体有以下几方面特点：(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**6.3网络通信6.3.1现场总线通信网络6.3.1.3现场总线技术与计算机局域网技术的联系与区别：计算机局域网属数据网，现场总线属控制网。两者的区别如下：(1)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、通信速率一般较高，控制网却相反，必须频繁传送少批量数据。(2)介质访问(MAC)协议不一样(3)数据链路服务不一样(4)应用层服务不一样**6.3网络通信6.3.1现场总线通信网络6.3.1.4几种常用的现场总线(1)LONWorks现场总线它的核心部件是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的技术特点：①高可靠性②支持多种传输介质③响应时间块④安全性好⑤互换性**6.3网络通信6.3.1现场总线通信网络6.3.1.4几种常用的现场总线(2)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。CANbus的技术特点是：①技术多主结构。②可以与各种微处理机连接。③提供优先级控制、实时性强。④具有很强的错误识别和处理能力。⑤支持点对点发送和播发送功能。**5.3网络通信CAN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分布式控制系统。**6.3网络通信6.3.2以太网（Ethernet）以太网（Ethernet）的名称是由加利福尼亚Xenx公司的PARC研究中心的BobMetcalfe于1973年5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，80%都是基于以太网的。**6.3网络通信6.3.2以太网（Ethernet）6.3.2.1 以太网的优越性(1)传输速度快，可扩展性好以太网的传输速度有10Mbps系统、100Mbps系统和1000Mbps系统。(2)可靠性高(3)成本低(4)网络管理由于以上原因，以太网应用于变电站自动化系统已成为发展的趋势。**6.3网络通信6.3.2以太网（Ethernet）6.3.2.2 介质访问控制协议★多播地址和广播地址★CSMA/CD协议★冲突如果不止一个站点同时在以太网信道上传输数据，信号就会发生冲突。但冲突会很快地被解决。例如，在一个典型的10Mbps以太网上，CSMA/CD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。由于这种技术特点，当带宽占用率低于37%时，可以基本避免冲撞，充分满足实时要求。**第7章变电站与调度中心的通信标准(1)7.1现有的国际标准7.1.1IEC60870-5　系列国际标准IEC60870-5系列国际标准,是为变电站和调度中心之间传输远动信息的传输规约。7.1.2调度中心之间的计算机网络通信标准IEC60870-6TASE.2,它适用于调度中心之间的计算机网络通信。IECTC57文件指出，这些标准有效期至2009年。**第7章变电站与调度中心的通信标准(2)IEC60870-5系列国际标准序号IEC配套标准我国对应电力行业标准名称和作用应用场合1IEC60870-5-101DL/T634-1997基本远动任务配套标准变电站和调度中心间2IEC60870-5-102DL/T719-2000电能累计量传输配套标准变电站和调度中心间3IEC60870-5-103DL/T667-1997变电站继电保护信息接口配套标准变电站内4IEC60870-5-104通过网络传输变电站和调度中心5IEC60870-6-TASE.1调度中心之间计算机网络通信6IEC60870-6-TASE.2调度中心之间计算机网络通信**第7章变电站与调度中心的通信标准(3)7.2 当前IECTC57已有标准协议存在的问题IECTC57为电力系统通信已制定许多协议,常用的有以下几类：(1)用于变电站内继电保护信息传输标准：IEC60870-5-103(2)用于变电站到调度中心间的远距离通信协议有:IEC60870-5-101和IEC60870-5-102(3)变电站和调度中心通过网络传输标准：IEC60870-5-104（4）调度中心通过网络传输的协议有：IEC60870-6TASE.1和IEC60870-6TASE.2　　　以上协议不能兼容或不能完全兼容。**7.3 建立远动的无缝通信体系结构是今后的发展方向（1）1999年10月在日本京都召开的IEC64届年会TC57会议上，德国专家W.Marz先生提出了将来通信体系结构的建议，建立远动的无缝通信系统体系结构。德国专家关于建立远动的无缝通信系统体系结构的建议被会议接受。很多国家委员会就该建议进行投票，支持该建议。**7.3 建立远动的无缝通信体系结构是今后的发展方向（2）2000年6月6日在德国召开SPAG（StrategicpolicyAdvisoryGroup）会议。讨论了制定唯一的通信协议和统一对象建模的必要性。会议提出了无缝远动通信体系结构（SeamlessTelecontrolCommunicationArchitecture,SCA）的概念，并赞成制定统一的传输通信协议。从变电站的过程层至调度中心之间采用统一的通信协议，克服目前诸多协议之间无法完全兼容，必须经过协议转换才能互相连接起来起来的弊病。**7.3 建立远动的无缝通信体系结构是今后的发展方向（3）可能的技术途径：会议决定无缝远动通信体系结构以IEC61850变电站通信网络和系统为基础。**7.4远动无缝传输协议IEC618507.4.1主要特征：2001年6月1日在挪威召开SPAG会议，正式确定标准的名称为：变电站――控制中心通过IEC61850通信。并制定出电力系统的无缝远动通信体系结构的统一传输协议IEC61850。未来电力系统的无缝远动通信体系结构如图6-2。从图6-2可看出：①IEC60870-6TASE.2用于控制中心之间通过网络进行通信。②变电站内的网络采用IEC61850＋。③控制中心和变电站之间采用IEC61850＋进行通信。这样从控制中心到变电站的过程层可以采用统一的通信协议。④变电站和控制中心的配置、事故追忆、特殊应用计算机之间，采用IEC61850＋。****7.4.2 IEC61850变电站通信网络和系统的特点①应用层传输协议是面向对象自我描述的，数据对象是分层的，定义了收集这些信息的方法，数据对象，逻辑结点和逻辑设备的代号，并规定了名字的造句法，使任何对象的标识成为唯一的。②IEC61850可根据电力系统的特点来归纳所需的服务类，定义抽象通信服务接口且与所采用的网络无关。③根据数据对象分层和数据传输有优先级的特点定义了一套收集和传输数据的服务。④涵盖了IEC60870-5-101和IEC60870-5-103的数据对象。**7.4积极开展IEC61850通信标准的研究建立无缝的通信体系，不是一朝一夕可以完成的，在工程上实现无缝通信体系更需要经过多年的努力才有可能。国外针对标准的应用和研究开始较早,相应的示范工程在制定IEC61850的过程中就开始实施：美国、德国、荷兰等国都有示范工程,用以验证IEC61850变电站自动化标准,通过实践来促进标准的进一步完善。在德国有一个示范工程,参加这个工程的有SIEMENS、ABB、ALSTOM等公司,示范工程的总结已在2000年CIGRE会议上发表，国外大公司对IEC61850的研究,在理论上已经成熟,并已初步推出支持IEC61850的产品。事实上尽管IEC61850要到2004年才陆续出版完整,但SIEMENS、ABB等公司已经推出了IEC61850的变电站自动化系统的产品。相对于国外情况,中国电力企业联合会于1999年11月份成立专门工作组,组织了国内大的制造商和研究机构对该标准进行研究和消化,已经全部翻译完成并列入2003年电力行业修订计划中,2004年将陆续转化为我国电力行业标准,这为该协议在我国大范围的推广应用创造了良好的环境和条件。因此各大电力公司、研究单位和制造厂家都应积极调整产品研究方向，力图和新的国际标准接轨，以适应未来的发展方向。**谢谢！