变电站综合自动化(ppt).ppt

变电站综合自动化新技术及发展,第一章绪论,变电站综合自动化的基本概念传统变电站存在的问题变电站综合自动化的优越性变电站综合自动化的发展过程,变电站综合自动化的基本概念,变电站综合自动化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，经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，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。因此变电站综合自动化系统可以认为是自动化技术、计算机技术和通信技术等在变电站监控领域的综合应用。,传统变电站存在的问题,变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，担负着电能转换和重新分配的任务，对于电网的安全、可靠和经济运行起着举足轻重的作用。随着电力系统容量、输电电压等级的提高，使得电力系统的测量与控制更加复杂，传统变电站的缺陷日渐突出，主要体现在如下几个方面：1、安全性、可靠性不能满足现代电力系统的要求；2、供电电能质量缺乏保证；3、不适应电力系统快速计算和时实控制的要求；4、维护工作量巨大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平；5、占地面积大，增加了征地投资。,变电站综合自动化的优越性,由于传统变电站存在以上的缺点，无法满足现代电力系统的发展，对于老站的改造、新站的建设采用综合自动化技术势在必行。相对与传统变电站而言综合自动化变电站存在许多优势：1、提高供电质量，提高电压合格率；2、提高变电站的安全、可靠运行水平；3、提高电力系统的运行、管理水平；4、减小维护量，减少值班人员劳动，实现减员增效；5、缩小变电站占地面积，降低造价，减小总投资。,变电站综合自动化的发展过程,从变电站综合自动化的发展过程来看，可以分为以下几个阶段：1、变电站分立元件的自动装置阶段；为了保证电力系统的正常运行，各科研机构厂家推出了各种功能的自动装置，但各自动装置之间相互独立，互不相干，而且缺乏智能，装置本体的可靠性不高；2、微处理器为核心的智能自动装置阶段；随着微处理器的发展，将原有的晶体管等分立元件组成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理器代替，从而大大提高了自动装置的准确度、可靠性，并缩短了维护的时间，但该类微机型自动装置还基本维持原有的装置功能和逻辑关系，多数仍就各自独立运行，不能相互通信，不能共享资源，实际上形成了变电站自动化孤岛。3、综合自动化阶段；,第二章变电站综合自动化系统的内容、功能和要求,1、变电站综合自动化系统的研究内容2、变电站综合自动化系统的基本功能3、变电站综合自动化系统的特点,变电站综合自动化系统的研究内容,从变电站的全局出发，研究全微机化的变电站二次部分的优化设计问题是变电站综合自动化的核心。我国开展变电站综合自动化的研究和开发工作主要包含如下两各方面的内容：1、对220kv及以下的中、低压变电站，采用自动化系统，利用计算机和通信技术，对变电站的二次设备进行全面的技术改造，取消常规的保护、监视、测量、控制屏，实现综合自动化，以全面提高变电站的技术水平和运行管理水平，逐步实行无人值班或减员增效；2、对220kv以上变电站主要采用计算机监控系统以提高运行管理水平，同时采用新的保护技术和控制方式，促进各专业在技术上的协调，达到提高自动化水平和运行、管理水平的目的。,变电站综合自动化系统的基本功能,变电站综合自动化是多学科多专业的综合技术，其以微机算机为基础，实现对变电站传统的保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面改造。国际大电网会议将变电站综合自动化系统的功能进行了详细的划分，归纳起来可以分为如下几大类：1、控制、监视功能；2、自动控制功能；3、测量表计功能；4、继电保护功能；5、与继电保护相关功能；6、接口功能；7、系统功能。,结合我国的情况，变电站综合自动化的基本功能体现在如下5各方面：1、监控子系统;2、微机保护子系统；3、电压、无功综合控制子系统；4、电力系统低频减负荷控制子系统；5、备用电源自投入控制子系统。,各子系统的基本内容及功能一、监控子系统,（1）变电站数据采集，包含模拟量、开关量和电能量；（2）事件顺序记录SOE，包含断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录；（3）故障记录、故障录波和测距；（4）操作控制功能，其中必须包含有防误闭锁功能；（5）安全监视功能；（6）人机交互功能；（7）输出打印功能；（8）数据处理与记录功能；（9）谐波分析与监视功能；,二、微机保护子系统,微机保护是综合自动化系统的关键环节，应该包含全变电站主要设备和输电线路的全套保护。做为关键的组成部分，微机保护子系统中的各单元除了具有独立完整的保护功能外，必须具有如下附加功能：1）满足保护装置的速动性、选择性、灵敏性和可靠性的要求；2）具有故障记录功能，记录被保护对象发生故障时，保护动作前后的故障信息，以便于事后分析；3）具有统一时钟对时功能，（GPS）;4）存储多套保护整定值；5）就地显示与远方查看定值及修改定值；6）设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理；7）通信功能；8）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。,三、电压、无功综合控制子系统,变电站综合自动化系统必须具有保证安全、可靠运行和提高电能质量的自动控制功能，电压和频率是电能质量的重要指标，因此电压、无功综合控制是变电站综合自动化的一个重要组成部分。变电站中电压、无功的自动控制主要通过自动调节有载变压器的分接头和自动控制无功补偿设备实现，其控制方式主要有如下几种：1）集中控制，指在调度中心对各变电站的主要变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一控制；2）分散控制，指在各变电站中自动调节有载变压器分接头的位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内；3）关联分散控制。,四、电力系统低频减负荷控制子系统,电力系统的频率是电能质量重要的指标之一，电力系统正常运行时，必须维持频率在50（0.1-0.2）Hz，频率偏移过大会造成严重的危害。低频减负荷控制的实现方式主要有如下几种：1）采用专用的低频减负荷装置实现；2）将低频减负荷的控制分散在每回馈线的保护装置中。,五、备用电源自投入控制子系统,备用电源自投入装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作电源自投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速地恢复供电的一种自动装置。备用电源自投入的配置可分为：明备用控制和暗备用控制两大类。,变电站综合自动化系统的特点,综上所述，变电站综合自动化有如下明显特点：1）功能综合化，变电站综合自动化是多种专业技术相互交叉、融合的产物，是建立在计算机软、硬件技术、通信技术的基础上发展起来的；2）分级分布式、微机化结构，综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机和微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等子系统联接为一体；3）测量显示数字化；4）操作监视屏幕化；5）运行管理智能化。,第三章变电站综合自动化系统的结构形式,为了达到变电站综合自动化的总目标，自动化系统应满足以下要求：1）变电站综合自动化系统应能全面代替常规的二次设备。综合自动化系统应集成变电站的继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一个分级分布式的系统中，该系统由多个微机保护子系统、测量子系统、各种功能的控制子系统组成；2）变电站微机保护的软、硬件设置既要与监控系统相对独立，又要相互协调；3）微机保护应具有串行接口或现场总线接口，向计算机监控系统提供保护动作信息或保护定值等信息；4）变电站综合自动化系统的功能和配置，应满足无人值班的总体要求；5）具有可靠、先进的通信网络和合理的通信协议；6）必须保证综合自动化系统具有高的可靠性和强的抗干扰能力；7）系统具有可扩展性和良好的适应性；8）系统的标准化和开放性良好；9）必须充分利用数字通信的优势，实现数据共享；,综合自动化系统的硬件结构,变电站综合自动化的发展过程与集成电路技术、微计算机技术、通信技术和网络技术密切相关，随着相关技术的发展，综合自动化系统的结构体系不断的变化，从总体的发展历程来看可分为两大类：1）集中式结构形式；2）分层分布式系统集中组屏的结构形式；3）分布分散式与集中相结合的结构。,集中式结构形式,集中式结构的综合自动化系统是指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。该种结构形式的特点：1）能实时采集变电站中各种模拟量、开关量，完成对变电站数据的采集和实时监控的功能；2）完成对变电站主要设备和进、出线的保护；3）结构紧凑、体积小，减小占地面积；但该种结构的缺点也是明显的：1）每台计算机的功能较为集中，如果有一台故障，影响面大；2）软件复杂，维护量大；3）组态不灵活，对于不同接线形式或规模不同的变电站，软、硬件多必须另行设计；,分层分布式系统集中组屏的结构形式,分层分布式系统集中组屏的结构总体上来看就是把整套综合自动化系统按照其不同的功能组装多个屏柜，这些屏一般集中安装在主控室。随着单片机技术和通信技术的发展给自动化系统的研究与应用注入了新的活力，将微机保护单元和数据采集单元按照回路设计，从而形成分层分布式系统的结构，一般来说，整个变电站的一、二次设备可分为3层，即：变电站层、间隔层和设备层。,1、设备层，该层主要指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备；2、间隔层，该层一般按照断路器为间隔划分，具有测量、控制部件及继电保护部件，测量、控制、保护部件负责该间隔的测量、监视、断路器的操作控制和联锁及事件记录、保护、故障记录等，给层由多种不同的装置组成，各独立的装置直接通过局域网或串行总线或现场总线与变电站层联系，也可通过设有数据管理机和保护管理机与变电站层通信；3、变电站层，该层包含全站性的监控主机、远动通信机等，变电站层设现场总线和局域网，各主机和监控主机与间隔层设备之间交换信息，该层相关设备一般安装于控制室，而间隔层设备安装于靠近现场设备，以减少电缆长度,分层分布式集中组屏结构的特点：1）分层分布式的配置提高了综合自动化系统整体的可靠性，整个系统按照功能将系统划分为多CPU分布式结构，该分散模块结构具有软件相对简单、调试方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点；2）继电保护相对独立，继电保护装置是电力系统中对可靠性要求非常严格的设备，在综合自动化系统中继电保护单元宜采用相对独立的设置，其功能步依赖于通信网络或其他设备；3）具有与系统控制中心通信的功能；4）模块化结构，可靠性高；5）维护管理方便。,分布分散式与集中相结合的结构,由于分布集中式的结构，虽具有分级分布式、模块化结构的优点，但因为采用集中组屏结构，因此需要更多的电缆，随着现场总线和局域网络技术的应用，变电站综合自动化的技术不断的提高，必须考虑全微机化的变电站二次系统的优化设计。一种发展趋势就是测控、保护一体化设计，在一个装置中实现，从而可以将一体化装置安装在开关柜中，然后通过光纤或电缆与主机通信，进行管理和信息交换。,该种方式的特点：1）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积；2）减小了施工和设备安装工程量；3）简化了变电站二次设备之间的互联线；4）分层分散式结构可靠性高，组态灵活、维修方便；,变电站综合自动化系统,CSC-2000,变电站综合自动化的整体介绍 变电站综合自动化在110KV变电站中的具体实现 监控系统主站的具体介绍 变电站综合自动化在实现过程中需要注意的事项及 220/500KV综自站的结构 变电站综合自动化的信息发布系统WEB服务器,内容介绍,变电站综合自动化的整体介绍,变电站综合自动化的定义 变电站综合自动化的发展历程 变电站综合自动化实现的功能 常规变电站与综自站在设计理念上的差别 综自站的特点和优点 继电保护和微机监控的发展趋势 相关图片,综合自动化发展历程,1.全集中式阶段2.大RTU方式3.分层分布式阶段,全集中式方案,大RTU方案,管理机模式,两层式,综合自动化实现的功能,保护和重合闸功能四遥功能电度采集五防功能自动装置(VQC,接地选线,备自投,低周减载)故障录波专家系统,面向功能的设计,面向间隔的设计,继电保护和微机监控的发展趋势,中.低压保护走向功能综合,分散就地安装二次设备面向对象-电力系统间隔的设计对高压系统,保护强调完全独立测控系统按间隔设计，分散至间隔单元布置测控单元应直接连至变电站主网系统三种布置：就地.小间和控制室,南昌站500KV保护小间,南昌站220KV保护小间,辽宁丹东变66KV户外保护柜,变电站综合自动化在110KV变电站中的具体实现,110KV变电站的典型配置 110KV变电站网络层主网的选择,什么是现场总线,现场总线是用于现场仪表与控制系统和控制室之间的一种全分散、全数字化、智能、双向、互联、多变量、多点、多站的通信系统。可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快，系统安全符合环境保护要求，造价低廉，维护成本低是现场总线的特点。,现场总线技术的主要特点,完全替代420mA模拟信号，实现传输信号数字化，从而易于现场布线，且降低了电缆安装和保养费用，增加了可靠性。控制、报警、趋势分析等功能分散在现场仪表和装置中，简化了上层系统。各厂家产品的交互操作和互换使用，给用户进行系统组织提供了方便。实现自动化仪表技术从模拟数字技术向全数字技术的转化，自动化系统从 封闭式系统向开放式系统的转变。,控制网与传统数据网比较,1 装置间经常可靠和安全的通信2 报文格式一般较短3 每个装置对等的功能性,现场总线与RS232、RS485的本质区别,RS232、RS485只能代表通信的物理介质层和链路层，如果要实现数据的双向访问，就必须自己编写通信应用程序，但这种程序多数都不符合ISO/OSI的规范，因此，通用性不强。在RS232、RS485设备联成的设备网中，如果设备数量超过2台，就必须使用RS485做通信介质,采用半双工方式。RS485网的设备间通信只能采用主从式网络或环形网络。采用主从式网络只允许有一台主设备。采用环形网络的设备通过令牌形式获得总线控制权。采用RS485接口通信抗干扰性能差，传输速率不高，如果不加中继,其可靠传输距离不超过200米。现场总线设备自动成网，无主从设备之分或允许多主存在。现场总线在带宽、抗干扰性、传输距离等方面均优于RS485总线。,设备小间1,监控1,监控2,五 防,工程师站,设备小间n,485网,以太网,基于485网络的变电站典型配置图,以太网与现场总线的比较,Ethernet进入现场，实际是比较特殊的一种。与各种现场总线相比较，Ethernet优点：1、通用性强。TCP/IP通讯协议已成为国际通用标准。2、成本效益。软硬件价格低廉。3、速度“快”，带宽10M-100M。4、资源共享。网络连接与开发环境与主流市场相同，货源无虑，人力资源容易取得。5、TCP/IP应用于Internet，因此Ethernet使得“Web Enabled”十分容易。缺点：1、较现场总线相比，在工业底层应用不是很广。没有优先上送机制机制,但其大带宽可以弥补.2、与其它现场总线相比，抗干扰能力有限。采用光纤传输使这一问 题大大改善。,监控系统主站的具体介绍,面向间隔的实时库生成 当地监控的功能 工程师站 远动主站 自动电压无功调节,快速准确地生成实时数据库,面向对象的软件设计利用间隔对象组织实时库实时库自然关联装置模板描述不同类型的装置由装置模板派生测控点,报警窗口自动弹出，分级，分类显示,配电自动化系统技术及发展,绪论,1、配电网及其特点；2、配电自动化的概念；3、配电自动化的基本功能；4、国内外配电自动化的发展及现状,5、本次课程对于配电网自动化系统技术及发展主要从以下几方面进行讨论：1）开闭所及配电变电站自动化；2）馈线自动化；3）配电网应用软件分析；4）配电自动化SCADA系统结构方式讨论；5）配电自动化通信系统；6）配电自动化地理信息系统。,配电网及其特点,配电自动化系统是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统，是计算机技术和通信技术在配电网监视与控制领域的应用。通常把电力系统中二次将压变压所低压侧直接或将压后网络称为配电网络，但需要强调的是对于配电网的划分并无明晰的界限。,从体系结构上讲，配电网可分为辐射状、树状网和环形状网。配电网的特点一般有：1、深入城市中心和居民密集点；2、传输功率和距离一般不大；3、供电容量、用户性质和可靠性要求千差万别。,配电自动化的概念,通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统成为配电管理系统(DMS)。其内容主要包含如下几个方面：1、配电网数据采集和监控(SCADA)；配电网进线监视、配电变电站自动化、馈线自动化以及部分低压无功补偿；2、网络分析及优化；3、地理信息系统；4、需方管理系统；5、地理信息系统；等等。,配电网自动化基本功能,配电网自动化可划分三大基本功能，即对配电网进行安全监视、控制和保护。1）对配电网的安全监视功能是指通过采集配电网的状态量(如开关位置和保护动作情况等)和模拟量(如电压、电流和功率等)以及电度量，从而对配电网的运行状况进行监视；2）对配电网的控制功能是指在需要的时候远方控制开关的分合以及有载调压设备的调节，以达到所期望的目的(如满足电能质量的要求、无功补偿和负荷平衡)；3）对配电网的保护功能是指检测和判断故障区段，并隔离故障区域，恢复正常区域供电。,开闭所和配电变电所内自动化,馈线自动化,配电自动化通信系统,通信系统的建设是配电自动化系统的关键问题。配电自动化系统需要借助于有效的通信手段，将控制中心命令准确地传送到远方终端，并且将反映远方设备运行情况的数据信息收集到控制中心。从目前的技术和实际应用水平来看，没有任何一种单一的通信手段能够全面满足各种规模的配电系统自动化的需要，多种多样的通信方式都在配电自动化系统中得到应用。,配电系统自动化对通信的要求取决于配电自动化系统的规模、复杂程度和预期达到的自动化水平，总体上讲，配电自动化对通信系统的要求体现在以下几个方面：1）通信可靠性；配电自动化的通信系统大都安装在户外，长期暴露在外界环境中会导致材料的老化，因此配电自动化的通信系统必须设计成为能够通过常规维护就可以在恶劣的户外环境下工作；并且除上述自然环境外，外界较强的电磁干扰也对通信系统产生很大的影响，电磁兼容的水平取决于要实现自动化的功能。,2）通信系统的费用；配电自动化通信系统的造价可观，通过选择恰当合适的通信方式，可以节省大量的费用。3）通信速率的要求；任何通信系统的带宽都是有限的，带宽越窄通信速率越低，在建设通信系统时，不仅要满足当前的通信速率要求，还必须考虑中远期的规划。从功能的角度来看，在配电自动化系统中进线监视、开闭所、配电变电站监控和馈线自动化对于通信速率的要求较低，从配电自动化系统结构的角度分析，集结了大量数据的主干线对通信速率的要求远高于分支线对通信速率的要求。在设计选择通信方式之前，应该先估算配电自动化系统所需的通信速率，考虑最坏的情形，并根据需要选择恰当的通信方式和通信网络组织形式。,4）双向通信能力；配电自动化系统的多数功能要求双向通信。尤其是对于故障区段隔离和恢复正常区域供电的能力，必须要求具有双向通信能力，在该情况下，远方终端必须能向控制中心上报故障信息以便确定故障区段，同时控制中心必须能够向远方设备发布控制命令，以隔离故障区段和恢复正常区域供电。,5）通信不受停电的影响；配电自动化和故障区段隔离，以及恢复正常区域供电的功能要求即使在停电的状况下仍能进行，这就必须要求通信不受停电的影响。采用电力线作为通信信道在这个问题上就会遇到许多困难，必须考虑故障或断线对这几种通信方式的影响。另外还必须考虑的问题是在停电的地区远方通信终端设备的供电问题，应当为其提供后备供电手段。,6）通信系统的使用和维护方便性；配电自动化的通信系统构成的规模往往比较大，而且通常采用多种通信方式相结合，因此在设计上应该尽量考虑简化这一复杂系统的使用和维护。选择适当的标准和通信设备不仅能提高系统的兼容性，而且能够为今后的扩展带来方便。,配电自动化系统的通信方式,目前配电自动化系统中的通信应用主要有如下几种：1）配电线载波通信；2）脉动控制技术；3）工频控制技术；4）电话线；5）光纤通信；6）有线电视通道；7）现场总线和485；8）传统无线通信；9）无线扩频通信；10）混合通信系统。,配电线载波通信,电力线载波(PLC)已经成熟有效地应用于电力系统，主要应用于电力传输线（传输继电保护、SCADA和语音通信），该种通信方式可以沿着电力线传输到电力系统的各个环节，不必考虑架设专用通信线路；根据电力线载波通信所采用的通信线的不同，电力线载波分为输电线载波通信、配电线载波通信和低压配电线载波通信三类；根据传输方式的不同，电力线载波通信又可分为一线对地传输方式、两线对地传输方式、相间结合传输方式和回线间结合传输方式。对于电力线载波通信，载波频率一般为10-300kHz；对于配电线载波通信，载波频率一般为5-40kHz；对于低压配电线载波通信，载波频率一般为50-150kHz。,配电线载波通信的设备主要有在主变电站安装的多路载波机、在线路各测控对象除安装的配电载波机和高频通道（主要由高频阻波器、耦合滤波器和结合滤波器组成）。高频阻波器是用以防止高频载波信号向不需要的方向传播的设备；耦合电容器的作用是将载波设备与馈线上的高电压、操作过电压等隔离，以防止高电压进入通信设备，并使得高频载波信号能耦合到馈线上；结合滤波器是与耦合电容器配合将载波信号耦合到馈线，并抑制干扰进入载波机的设备。,电力线载波通信在电力系统中的应用效果很好，但是对于配电系统来说，由于其结构复杂，变压器、分支线、电容器等对高频信号会产生较大的衰减和失真，因此配电线载波使用的频率较低，即便如此载波信号在配电线上的传输仍旧显著衰减，此外，配电线载波通信中信号的盲区存在也是一个严重的问题，信号在盲区发生在配电线上的反射信号，其抵消了或者削弱了入射信号的区域。,另外目前对于配电线载波通信系统能否可靠地传送故障信息，并在停电区域内正常工作还有较大的争议。在输电线载波通信系统中，单相故障区是可以跨越的，因为没有故障的另外两相可以提供载波通信辅助通道，但是对于配电线载波通信系统，由于存在许多单相区段，上述方法并不可行，此外配电系统中存在大量的重合器、负荷开关等，这些都必须采用旁路调谐设备构造桥路，但是配电网中旁路调谐设备的用量较输电网要大得多。,在设计配电线载波通信系统方案时应该明确以下技术问题：1）随着线路结构的变动(如分段开关、联络开关和分支开关的动作)，载波信号的衰减情况也随着发生变化，在设计时应该考虑最坏的情况；2）随着线路用电负荷变动，载波信号的衰减情况也随之变化，一般负荷越重，衰减越严重，同样在设计时应该考虑最坏的情况；,3）不同的用电设备对载波信号的干扰也不同，直接整流环节和高频激励的气体放电灯对载波信号的干扰较大；4）地埋电缆线的线-线、线-地之间的分布电容较大，因此对载波信号的衰减较大，并且频率越高，衰减越大，因此要求在有地埋电缆的线路上使用较低的载波频率；5）配电线的载波频率越低，线路衰减越小，但受50Hz工频及谐波的影响越强，但频率越高，线路衰减越大，因此对于通信频带的选择必须根据实际的情况而定；,6）因线路分支较多，为降低成本，一般不在各分支上加阻波器，因此必须采取有效的措施，如载波机采用FSK方式提高抗干扰能力，增大输出功率以提高信噪比和适应范围，设备具有一定的输出裕度，以保证在最不利的情况下满足使用要求；7）对于非常复杂且信号衰减大的线路，或对于一些能产生较强干扰的分支，应适当加设阻波器以降低信号衰减和减小干扰信号进入载波通道；8）对于通信距离满足不了换网配电线路，可以在适当的地方加设阻波器，并将其两侧的线路上的设备信息分别上报给两侧相应的主变电所。,脉动控制技术,脉动控制技术的工作原理类似与配电线载波通信，其将高频信号注入电力传输线，只是脉动控制技术对信息的调制方式是通过让脉动有或无来实现。其又可分高频电压脉动控制技术和高频电流脉动控制技术。高频电压脉动控制技术特点：信号传送范围可以从高压配电线经柱上变压器至低压用户端；信号传送特性受到谐波和负载端装设并联电容器的影响；高频电流脉动控制技术特点：信号传输范围利用变电所母线是配电系统阻抗值最低点的特点，可将信号从高压配电线的负载侧送到馈线的进口处；信号传输特性根据配电线阻抗与负载侧的并联电容器在200-400Hz左右谐振的特点，50Hz系统采用500Hz以下的信号传输。,工频控制技术,工频控制技术是一种双向通信方式，同样利用电力线为信道，利用电压过零的时机进行信号调制。其技术特点如下：信号发生原理是工频电源电压过零点附近用晶闸管控制电容放电或通过电感吸收电流产生脉冲波；传送速率是通过在过零点同时传送多个通道脉冲实现，因此速率可以较高；传送可靠性受到负荷阻抗变化的影响，并要求注意利用控制相位原理的其他设备所发出脉冲的干扰。,电话线,电话线以被广泛地应用与电力系统SCADA和继电保护中，长期实践证明其是一种成熟的通信方式，从技术角度讲，利用电话线通信是很适合于配电自动化系统，容易达到较高的波特率，且易于实现双向通信，其缺点显而易见，费用高、维护困难。,光纤通信,光纤技术今年得到广泛地推广应用，其频带宽、抗干扰能力强是主要的优点。按照传输光波长划分，光纤通信系统可分为：短波长光纤通信系统；长波长光纤通信系统；超长波长光纤通信系统；按照光纤种类划分可分为：多模光纤通信系统和单模光纤通信系统；按照传输信号划分可分为：光纤数字通信系统和光纤模拟通信系统；按照网络形式划分，光纤通信系统又可分为：点对点、T型、环形和星型光纤通信系统。,传统无线通信系统,传统无线通信系统包括：1）调幅广播；2）调频广播；3）无线寻呼网；4）甚高频通信；5）特高频通信；6）微波通信；7）卫星通信。,无线扩频通信,无线扩频技术是利用高速率的扩频码达到扩展传输的数字信息带宽的目的，扩频通信系统的带宽比常规通信体制大几百倍至几千倍，故在相同的信噪比条件下，具有较强的抗干扰能力。无线扩频技术具有如下优点：1）抗干扰能力强；2）隐蔽性强、干扰小；3）易于实现码分多址；4）抗多径干扰。,混合通信系统,为了比较经济的方式全面满足配电自动化的要求，通常需根据配电网的具体情况在不同层次上采用不同的通信方式，从而构成了混合通信系统。混合通信系统的优点在于能够为每一条信道提供最合适的通信方式，在一个具有分层集结的配电自动化系统中，所处的层次越高，则所需的通道数就越少，但所需的带宽和可靠性就越高。,配电自动化通信系统的若干问题,1）电磁波频带于传输行为的关系；2）有效性和可靠性的关系；3）备用通信通道的问题；4）配电自动化通信系统的过电压和雷击防护（其中包含配电自动化控制中心的防雷、有线通信电缆的防雷、无线通信天馈系统的防雷、载波通信系统的防雷、光纤通信系统的强电防护、通信系统接口设备的防雷）；,配电自动化中通信系统规约,目前普遍应用于电网调度自动化和变电站综合自动化的通信规约大致可分为：应答式、循环式和对等式规约。应答式规约又称polling规约，以主站为主，依次向各远方终端查询，各终端应答，报文的长度可变。其优点：允许多台终端共用一个通道；可以采用多种通道方式，适应性强；但其缺点表现为：不支持主动上送，对事故的响应速度慢；并且往往要采用整帧校验的方式，由于一帧的信息量大，因此出错的概率大。,循环式规约（CDT），其由远方终端点自发地上报现场数据，报文长度可变，主要特点是：数据以线长终端为主；数据格式在发送端与接受端实现约定；重要数据发送周期短，实时性强。采用循环规约的优点：1）远方终端不断地上报现场数据，即使发生短时通信失败丢失数据，当通信正常时仍能得到报文，不至于造成显著危害；2）循环规约采用信息字的校验方式，当帧种的某个字出错只需丢弃响应的信息字即可，提高了传输数据的利用率；3）循环规约采用遥信变位优先插入的传送方式，大大提高了事故传送的速度。,其缺点表现为：1）由于采用循环规约的远方终端不断主动上报现场数据，通道必须为全双工，并且不允许多路共用通道；2）由于采用主动上送策略，主机对遥测量的响应速度慢。,对等式规约，DNP3.0为其代表性规约，其优点为：1）采用分布式网络协议，适用于安全性要求较高、中等速率的数据通信领域；2）以IEC870-5标准为基础，灵活且与硬件结构无关；3）采用网络通信方式；4）支持点对点、一点多址和对等的通信方式；5）支持问答式和自动上送方式；6）支持通信冲撞/检测方式；7）支持传送带时标的量。,配电SCADA系统的组织方式,图1 典型配置,配电自动化系统实例分析,北京四方华能公司CSCD2000综合自动化系统作为地、县级电网调度和生产及用电管理指挥中心，它是按照如下的总体目标进行设计的，即实现地、县级调度自动化系统(主站系统)、变电站自动化、馈线自动化、配变一体化与用电管理自动化以及远程自动抄表等多岛自动化系统进行一体化设计及规划，并能与MIS系统实现互联互通，从而实现地区级或县级电力综合调度自动化功能,(1)调度自动化调度自动化主站系统是综合自动化系统的控制与管理中心，它的主要功能有收集并保存来自现场自动装置的实时数据，录入并保存反映配电网和设备状态以及用户情况的离线数据，完成电网的SCADA实时监控功能；具备完善的实时数据、历史数据处理和报表打印功能，并可实现对开关设备的四遥操作，提供以地理信息系统为基础的图形用户界面（GUI_Graph User Interface），同时提供与其它网络系统进行数据交换的接口，如与企业信息管理MIS系统的接口。,(2)配网地理信息系统GIS系统主要功能包括：AM自动绘图子系统，FM设备管理子系统，CIS用户管理系统，实时监控子系统，故障处理，LM负荷管理，WEBGis网上发布系统。,(3)配网高级应用软件（PAS）CSCD2000B电力高级应用软件（PAS）是调度人员和规划人员对电力系统进行仿真分析和监视控制的强大工具，在监视电网运行状态、优化全网经济运行方式、分析电网安全性和降低或消除电网中不安全因素等方面都起着不可替代的作用。网络分析和控制的基本功能一般由网络拓扑、实时状态估计、负荷预测、调度员潮流、故障分析等基础模块完成，分别完成网络的运行控制、安全性分析和经济性分析三大块功能。通过这些基础模块，调度员可以实时监视电网运行状态，从而评定系统运行方式的合理性。PAS中的静态安全分析、安全校正控制、自动故障选择、灵敏度分析等模块提供了对电网的运行安全性全面分析的方法和工具。,(4)配变电一体化综合自动化系统的配变电一体化系统是同时面向变电站（开闭所）自动化和馈线自动化设计的一体化系统，即配网设备通过采集故障数据及信息，经通信与监控主站系统实现保护、测量与控制以及包括故障检测、隔离、恢复在内的馈线自动化功能。(5)变电站综合自动化变电站综合自动化系统实现各电压等级变电站开闭所监视与控制、继电保护等功能，即实现变电站的保护、控制、监视、测量和报警等的综合自动化，它一般是集中式RTU与变电站各种保护监控装置通信构成的系统，或由间隔层微机综合保护、监控装置配合后台通信处理工作站构成的分布式计算机系统。,（7）远程抄表自动化为了适应目前供电部门“一户一表、抄表到户”的新的抄表模式要求以及电量计费改革的需要，开发出新一代专门面向供电部门现代化管理要求的远程自动抄表及管理系统CSCD2000B-CSMR系列产品，该系统产品采用了先进可靠的低压载波通讯技术，并可结合城市电网通讯布局特点，综合利用多种通讯手段诸如中压载波、光纤、PSTN公用电话网、RS485等进行远程通信，可完全实现电能采集自动化以及计费自动化要求。同时，农网改造中要求实现一户一表，同网同价，必须提供抄表的有利技术手段，低压载波抄表技术及相关的智能电表,除了系统典型结构外，根据实际情况的不同还有其它一些配置方式，下面列举几种不同配置方式。1）FTU单元直接与通信系统连接，而不需要通过子站连接，具体连接方式如下图所示（与典型配置相同的部分简略，只描述不同连接处，后面各图均相同）,2）抄表系统通过FTU与通信系统连接，而不是通过子站与通信系统连接。,3抄表系统通过通信处理机直接和主站系统连接。,1）能满足各地区和县电网目前的需要和长远发展，该系统遵循以下各项开放式国际标准，包括硬件平台标准，软件平台标准，通信协议标准，数据库标准以及应用程序接口标准等；2）系统的可扩展性：主站系统的规模、容量、处理速度、CPU负荷在考虑到地、县级电网现状和远景规划，以及地、县级电力自动化系统二期工程实施的基础上，应有充足的裕度，在变电站、通信线路数目增加后不会使系统的性能有明显的下降，系统随着功能和规模的扩展可以进行线性无缝扩充；3）系统实时性：满足电力系统实时性的要求；4）可维护性：可维护性良好，提高了系统可利用率。,主站系统体系结构设计,主站端或控制中心由多台计算机构成全分布式体系结构，系统软件采用基于客户服务器模型结合三层体系结构浏览器模型的设计方式；硬件的模块化结构设计，使得系统的扩展成为可能。配电网自动化主站典型配置如图5所示，系统中的计算机通过局域网连在一起，局域网采用10M/100MB高速以太网连接，为提高系统可靠性，采用双网冗余热备份方式，所有的服务器和PC机都连接到这两个以太网上，主网出故障时，在固定时间内系统自动或手动切换到备网运行，从而使系统更加安全可靠；在某些关键节点上，如前置机、SCADA服务器等，可以采用双机冗余热备份的工作模式，如果主机出现故障，备机自动切换为主机继续工作，保证系统可靠性。,无论是变电站的信息，还是馈线信息(FTU、TTU)，都可通过系统的通信装置，收集到主站系统中，由SCADA服务器进行统一处理后，供各个专用工作站使用。为了保证系统的时钟一致性，系统配备了专用的GPS时钟，用于同步全网的系统时钟。前置机将采集到的GPS时钟信息，播送到整个网络中。同时担负和各个变电站之间的时钟的同步。主站系统可以通过路由器与MIS网等其他网络进行数据交换。,SCADA服务器是配电网自动化系统的控制中心，负责接收并处理各采集单元（RTU/FTU/TTU）或转发单元的实时数据，监测报文和故障信息，并广播到实时网，供其它各工作站使用，同时协调对各厂站的控制。SCADA服务器由两台计算机构成热备份结构。在操作时，两台机器的权限相同，自动切换控制权。当其中一台发生故障时，另一台立即投入控制系统。在SCADA服务器上可以安装商用关系数据库，用于存储系统运行参数和历史数据，并作网络数据库来使用，提供与外界的数据接口。,前置系统由前置处理机、CSE200通信处理规约转换器、通信服务器和调制解调器箱组成。该系统提供了与RTU之间的通信链路，完成数据采集、预处理、通信监视和控制并且完成规约转换功能。前置系统属于关键节点，一般需要配置两套，每一台前置机都通过网络接口连接到系统的局域网上，两台机器以主备方式运行。当主机故障时，备机应自动接替主机运行。任何单一硬件设备的故障不会使实时数据和SCADA的主要功能丧失。,通过调度员工作站，操作者可以进行SCADA监控，可以查看配电网实时运行状况、获取报表、数据曲线、棒图等统计资料，同时调度员工作站也提供系统运行管理和信息管理的手段。视实际情况，在网络中可以同时设置多个调度员工作站。GIS工作站为配电网运行人员提供了监控电网运行状态的手段。使用GIS工作站，可使电网运行人员在地图背景上，查看各条电力馈线的实时状态，监控电力馈线的负荷，定位线路的故障点，控制馈线的拓扑结构等。在GIS工作站上一般安装GIS系统软件。视情况可以将调度员工作站与GIS工作站以及浏览、维护、PAS工作站等集成为一台机器作为调度员/维护工作站。,如果变电站是按照无人值班方式进行设计的，在变电站内没有设置当地监控功能，因此需要在调度端增设无人值班监控工作站。在该工作站上，调度员可以通过上传至调度端的各种数据信息及时了解到变电站的各种运行工况、变电站设备的状况和