毕业设计资料整理帖：变电站综合自动化系统

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对变电站综合自动化系统的几点理解
http://www.e-works.net.cn/Articles/530/Article37866.htm
发表时间：2006-6-5  来源：佳工机电网
   

本文讨论了变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置，结合我国变电站自动化的研究及应用现状，对其在工程应用中存在的问题进行了探讨，并提出相应的理解及认识。


  1、引言

  近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制，操作，反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，为简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”已转向了实用化阶段，电力行业各有关部门把变电站自动化做为一项新技术革新手段应用于电力系统运行中来，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发做为重点开发项目，不断地完善和改进相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统中的要求。

  国外从80年代初开始进行研究开发，到目前为止，各大电力设备公司都陆续地推出系列化的产品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了全数字化的二次设备；相应地采用了变电站自动化技术；我国开展变电站综合自动化的研究及开发相比世界发达国家较晚，但随着数字化保护设备的成熟及广泛应用，调度自动化系统的成熟应用，变电站自动化系统已被电力系统用户接受使用，但在电力部门使用过程中大致有两方面的原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站(220kV及以上)的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。并且在实际的工程中尚存在以下主要问题：

  (1) 功能重复，表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测，没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；

  (2) 缺乏系统化设计 而是以一种”拼凑”功能的方式构成系统，致使 整个系统的性能指标不高,部分功能及系统指标无法实现。

  (3) 对变电站综合自动化系统的工程设计缺乏规范性的要求，尤其是系统的各部分接口的通信规约，如涉及到不同厂家的产品，则问题更多，从而导致各系统的联调时间长，对将来的维护及运行都带来了极大的不便，进而影响了变电站自动化系统的投入率。
  
  2、变电站综合自动化系统应能实现的功能

  2.1 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能：

故障记录
存储多套定值
显示和当地修改定值
与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。
  2.2 数据采集

  包括状态数据，模拟数据和脉冲数据。

  (1) 状态量采集

  状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。

  保护动作信号则采用串行口(RS-232或RS485)或计算机局域网通过通信方式获得。

  (2) 模拟量采集

  常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。

  模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。

  (3) 脉冲量

  脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

  2.3 事件记录和故障录波测距

  事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。

  变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

  2.4 控制和操作闭锁

  操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：

  1) 电脑五防及闭锁系统 。
  2) 根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。
  3) 操作出口应具有同时操作闭锁功能。
  4) 操作出口应具有跳合闭锁功能。

  2.5 同期检测和同期合闸

  该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。
  
  2.6 电压和无功的就地控制
  
  无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。

  无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。

  2.7 数据处理和记录

  历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：

  1) 断路器动作次数
  2) 断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数
  3) 输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。
  4) 独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间
  5) 控制操作及修改整定值的记录
  
  根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。
  
  2.8 人机联系
  
  2.9 系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。
  
  2.10 与远方控制中心的通信
  
  本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。
  
  根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。
  
  变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。
  
  2.11 防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。
  
  3、变电站综合自动化的结构及模式
  
  3.1 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：
  
  1) 分布式系统结构
  
  按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。这里所谈的‘分布’是按变电站资源物理上的分布(未强调地理分布)，强调的是从计算机的角度来研究分布问题的。这是一种较为理想的结构，要做到完全分布式结构，在可扩展性、通用性及开放性方面都具有较强的优势，然而在实际的工程应用及技术实现上就会遇到许多目前难以解决的问题，如在分散安装布置时，恶劣运行环境、抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上存在的问题等等，就目前技术而言还不够十分成熟，一味地追求完全分布式结构，忽略工程实用性是不必要的。
  
  2) 集中式系统结构
  
  系统的硬件装置、数据处理均集中配置，采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足：前置管理机任务繁重、引线多，是一个信息‘瓶颈’，降低了整个系统的可靠性，即在前置机故障情况下，将失去当地及远方的所有信息及功能，另外仍不能从工程设计角度上节约开支，仍需铺设电缆，并且扩展一些自动化需求的功能较难。在此值得一提的是这种结构形成的原由，变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类、独立开发，没有从整个系统设计的指导思想下进行，随着技术的进步及电力系统自动化的要求，在进行变电站自动化工程的设计时，大多采用的是按功能‘拼凑’的方式开展，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。

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对变电站综合自动化系统的几点理解
发表时间：2006-6-5  来源：佳工机电网
   

本文讨论了变电站综合自动化有关的技术要求和基本的功能配置，结合我国变电站自动化的研究及应用现状，对其在工程应用中存在的问题进行了探讨，并提出相应的理解及认识。



  
  3) 分层分布式结构
  
  按变电站的控制层次和对象设置全站控制级(站级)和就地单元控制级(段级)的二层式分布控制系统结构。
  
  站级系统大致包括站控系统(SCS)、站监视系统(SMS)、站工程师工作台(EWS)及同调度中心的通信系统(RTU)：
  
  站控系统(SCS)：应具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制(包括就地及远方控制管理两种方式)，例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。
  
  站监视系统(SMS)：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。
  
  站工程师工作台(EWS)：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等功能，也可以用便携机进行就地及远端的维护工作。
  
  上面是按大致功能基本分块，硬件可根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。
  
  段级在横向按站内一次设备(变压器或线路等)面向对象的分布式配置，在功能分配上，本着尽量下放的原则，即凡是可以在本间隔就地完成的功能决不依赖通讯网，特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。
  
  这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点：
  
  1) 可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将‘危险’分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。
  2) 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。
  3) 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。
  
  3.2 基本的模式
  
  (1) 基本配置

集中处理集中布置：将集控式屏、台都集中布置在主控制室。
分布处理集中布置：将分布式单功能设备集中组屏仍集中布置在主控制室。
分布处理分散布置：将分布式单功能设备布置在一次设备的机柜内或采用就地就近组屏分散设置的方式。   
  (2) 基本模式
  
  1) 对于新建变电站的自动化系统的设计方式：
  
  A. 对于容量较大、设备进出线回路数较多、供电地位重要且投资较好的变电站，可采用分层分布式结构的双机备用系统，辅之相应的保护、测量、控制及监测功能，并完成远方RTU的功能。
  .
  B. 对于容量较小，主接线简单，供电连续性要求不高的变电站，宜取消常规的配置及前置机，采用单机系统，完成保护、测量、控制等功能的管理，并完成远方RTU的功能。
  
  (2) 对于扩建及改造现有的按常规二次系统设计的自动化系统设计方式：
  
  A. 改造项目可采用新配置的具有三遥(或四遥)功能的RTU,完成对老站保护动作信息、设备运行状态及部分功能的测量，并对原有的常规二次设备进行必要的改造或RTU增加数据采集板，使之能与增设的自动化设备构成整体。
  
  B. 当扩建项目的范围较大，用户对自动化的要求较高，投资又允许时，通常采用自动化系统方案。
  
  4、几个问题的认识及探讨
  
  4.1 变电站自动化的基本概念
  
  变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备(包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置)利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。其具有以下特征：
  
  (1) 功能综合化：是按变电站自动化系统的运行要求，将二次系统的功能综合考虑，在整个的系统设计方案指导下，进行优化组合设计，以达到协调一致的继电保护及监控系统。‘综合’(INTEGRATED)并非指将变电站所要求的功能以‘拼凑’的方式组合，而是指在满足基本要求的基础上，达到整个系统性能指标的最优化。表现在：

简化变电站二次设备的硬件配置，尽量避免重复设计。如远动装置和微机监测系统功能的重复设置，没有达到信息共享。
简化变电站各二次设备之间的互联线，节省控制电缆，减少ＰＴ、ＣＴ的负载。力争克服以前计量、远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，不仅增加投资而且还造成数据测量的不一致性。
保护模块相对独立，网络及监测系统的故障不应影响保护功能的正常工作；对于110kV及以上电压等级变电站，由于其重要程度，应考虑保护、测量系统分开设置；而对于110kV以下低压变电站，就目前的技术应用水平及工程应用角度而言，可以考虑将保护与测控功能合为一体的智能单元，这样不但利于运行管理及工程组合，而且降低投资成本。
减少安装施工和维护的工作量，减少总占地面积，降低总造价或运行费用。
提高运行的可靠性和经济性，保证电能质量。
有利于全系统的安全、稳定控制。
  (2) 系统构成的数字化及模块化：保护、控制、测量装置的数字化(即采用微机实现，并具有数字化通信能力)，利于把各功能模块通过通信网络连接起来，便于接口功能模块的扩充及信息的共享。另外方便模块的组态，适应工程的集中式、分布分散式和分布式结构集中式组屏等方式。
  
  (3) 操作监视屏幕化：当变电站有人值班时，人机联系在当地监控系统的后台机(或主机)上进行，当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上进行，不管那种方式，操作维护人员面对的都是ＣＲＴ屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。
  
  (4) 运行管理智能化：体现在无人值班、人机对话及操作的屏幕化、制表、打印、越限监视和系统信息管理、建立实时数据库和历史数据库、开关操作及防误操作闭锁等方面，能够减轻工作人员的劳动及人无法做到的工作。
  
  4.2 变电站综合自动化站内通信网络的建立
  
  变电站内传送或交换的基本信息有：测量及状态信息；操作信息；参数信息。根据信息传送的性能要求，大致可分两类考虑，一类要求实时响应较高的信息，如事故的检出、告警、事件顺序记录和用于保护动作的信息，要求传送速度较高；另一类是对时间响应要求不高的信息，如用于录波、记录及故障分析的信息，可允许较长的传送时间。对于不同的数据亦有不同的安全性要求，站内通信网联系站内各个智能单元、后台监控及远方通信装置，是整个系统的关键，根据实际系统结构及工程实际需要，大致按以下原则考虑：
  
  1) 电力生产的连续性和重要性，通信网的可靠性应放在第一位.一方面应具有较强的抗干扰能力，以满足温度、湿度和电磁干扰等环境要求，另一方面应考虑备用措施。

  2) 站内通信网应根据通信负荷的特点合理分配，保证不出现‘瓶颈’现象，通讯负荷不过载，对于大型变电站考虑100~256个负载节点，一般中小型变电站考虑不超过60~100个负载节点。通讯距离设计考虑不超过1kM.。

  3) 站内通信网应满足组合灵活、可扩展性好、具有较好的开放性以及调试维修方便的要求。宜采用总线形网络。

  4) 通信媒介的选用原则是尽量采用光纤，考虑到工程的经济性，仍可采用电缆作为主要的通信媒介，但电缆接口一般设有隔离变压器，以抑制共模干扰.

  5) 站内通信网的协议及规约应尽量符合国家及国际标准.

  6) 站内通信网的站级通信网由于处于较佳的运行环境，其信息流较大(分布式集中布置)，故可采用高速网；段级通信网根据实际工程需要，并且可能处于运行环境比较恶劣(分布式分散布置)，因实际的信息量不是很大，可考虑慢速网(如现场总线或4８5通信方式)的环境。
  
  4.3 实际工程设计的考虑
  
  为了使实际工程工作可靠，维护方便，扩展灵活，易于用户操作和管理，在系统不同的层次，需解决不同的问题。
  
  (1) 前置智能单元
  
  前置智能单元是系统的基层，执行系统最基本的功能，如保护、测量、控制等。我们希望这些基层模块尽量不受网络状态的影响，特别是继电保护装置，要求在无网络的状态下能完成保护的基本功能，因此在设计基层装置时，尽量采用自成一体的办法。
  
  为了提高基层功能模块的质量，尽量采用通用化的模块，因此硬件平台的模块化设计，在基层尤为重要。本着这种思想设计出有限品种的模块，拼装成不同的功能装置，这对模块设计成本的降低、生产的组织等均具有好处。
  
  在实际应用中，为了减少基层模块软件对工程的依赖性(即工程有关部分的软件)，一种办法将与工程有关的软件改成系统配置文件存于可擦写的存储器内，另一种办法是将与工程有关的(例如通信规约)软件用一个独立的模块来实现。
  
  (2) 网络通信层
  
  为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用。
  
  (3) 后台监控
  
  后台监控的操作、管理、维护是系统中用户最关心的问题，为了减少用户对厂家的依赖，在后台软件的设计中特别要注意人机界面的友善性，操作要方便、易学、易懂，功能的开放性，当系统中功能模块的增加和减少或具有不同通信协议规约的设备加入，后台监控系统应能方便的增加及删除，操作也简单明了，不至于遇到上述问题时要修改后台软件。
  
  综上是作者对变电站综合自动化的一点认识及理解，有不正之处，希大家批评指正。

4000

不错不错,

谢谢楼主.

talosii

对现在做毕设的学生很有帮助 大家不必太心急了 本科生的毕业设计不会很难 应该是经过自己努力都能达到目标的 所以大家要重视起来 打起精神来搞毕设 相信会有很大收获

4000

本科毕业设计嘛,

只是设计而已.

我是电气学子

这个帖子内容貌似和我们实验室正在做的韶关冶炼厂的三遥项目有些类似啊.

focus

基本是一样的

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系统 ：通过执行规定功能来实现某一给定目标的一些相互关联单元的组合。
　　 自动：在一个限定任务内自行动作(无需操作人员)。

　　 自动化：采用自动装置改进设备以减少人的干预。

　　控制：在系统中，为某一特定目的而执行的操作。在变电站中控制包括：断路器、隔离开关的操作，变压器分接头的调节、保护定值修改，特殊控制。

　　监控：通过对系统或设备进行连续或定期的监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。

　　 自动控制：无需人去直接或间接操作执行装置的控制方式。

　　自动控制装置：由一个或多个继电器或逻辑元件组合在一起，预定完成某项规定自动化功能的设备。

　　自动切换装置：在变电站中按照规定的程序预定起动操作断路器和或隔离开关的自动控制装置。

　　 信息：人们根据表示数据所用的约定而赋于数据的意义。

　　 信息容量：调度中心、主站或子站可处理的各种远动信息的总和。

　　 状态信息：双态或多态运行设备所处状态的信息。

　　 监视信息：将子站设备的状态或状变传送到主站的信息。

　　 事件信息：有关运行设备状态变化的监视信息。

　　遥信信息：指发电厂、变电站中主要的断路器和隔离开关的位置状态信号，重要继电保护与自动装置的动作信号，以及一些运行状态信号等。

　　遥控信息：指通过远程指令遥控发电厂或变电站中的各级电压回路的断路器、投切补偿装置、调节主变压器分头、自动装置的投入和退出、发电机的开停等。

　　 通信：在信息源和受信者之间交换信息。

　　 串行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过单一通道串行传输信息的一种方式

　　 并行通信：两台设备之间(或称点对点之间)通过多个通道并行传输信息的一种方式

　　 光纤通信：在光导纤维中传送信息的一种有线通信方式。

　　 告警：当发生某些不正常状态，需提醒人们注意而使用的信息。

　　 总告警：全部单独告警汇总成的告警。

　　成组告警：若干单独告警汇总成的告警。

　　遥测：指运用通信技术传输所测变量之值。

　　遥信：指对状态信息的远程监视。

　　遥控：指具有两个确定状态的运行设备进行的远程操作。

　　遥调：指对具有不少于两个设定值的运行设备进行的远程操作。

　　遥视：指运用通信技术对远方的运行设备状态进行远程监视。

　　遥脉：指运用通信技术对远方的运行设备的脉冲量(如电能量)进行远程累计。

　　 监视：用比较的方法对系统或其某一部分的运行进行观察。在综合自动统中通过彩色显示器(大屏幕)上调看主接线图、系统图、棒图、表格等，查看变电站运行实时数据、设备状态、事件记录等。

　　帧：指含有信息、控制和校验区，并附有帧定界符的比特序列。

　　报文：以一帧或多帧组成的信息传输单元。

　　远动：应用通信技术，完成遥测、遥信、遥控和遥调等功能的总称。

　　远动系统：对广阔地区的生产过程进行监视和控制的系统。

　　远程命令：应用通信技术，完成改变运行设备状态的命令。

　　远动网络：若干远动站通过传输链路，彼此进行通信联系的整体。

　　通道：在数据传输中，传输信号的单一通路或其一段频带。

　　远动控制中心：控制远动网络的所在地。

　　远方控制端：指设置在与无人值班变电站相关的调度机构或某中心变电站一个独立的集中控制中心的远方控制装置。

　　 远方监控终端：指设置在被监控变电站内的远方监控装置，包括信息采集、处理、发 送，命令接受、输出和执行的设备。

　　主站，控制站：对子站实现远程监控的站。

　　子站，被控站：受主站监视和控制的站。

　　 远方终端(RTU)：指在微机远动装置构成的远动系统中，装在变电站内的远方数终端装置。在变电站综合自动化系统中指：由主站监控的子站，按规约完成远动数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的设备。

　　 馈线远方终端：安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处，并具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为FTU；安装在配电网馈线回路的开闭所和配电所等处，具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端，称为DTU。

　　 配电变压器远方终端；用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的远方终端，称为TTU。

　　 配电自动化系统远方终端：用于配电网中的各种馈线远方终端、配电变压器远方终端以及中压监控单元(配电自动化及管理系统子站)等设备的统称。

　　 前置机：对进站或出站的数据，完成缓冲处理和通信控制功能的处理机。

　　后台机：对本站设备的数据进行采集及处理，完成监视、控制、操作、统计、报表、管理、打印、维护等功能的处理机。

　　 调制：为了使信号便于传输、减少干扰和易于放大，使一种波形(载波)参数按另一种信号波形(调制波)变化的过程。

　　解调：从调制的载波信号中复原原调制信号的过程。

　　调制解调器：对远动设备所传送的信号进行调制和解调的设备。

　　 数据终端设备：数据站的一种功能单元，它具有向计算机输入和接收计算机输出数据的能力；与数据通信线路连接的通信控制能力。

　　 采样(电气传动的)：在有限的时间间隔内(通常是相等的时间间隔)测量一个物理量的过程。

　　实时数据：指在线运行时实时记录和监视的物理量。

　　 历史数据：指在线运行时按规定的间隔或时间点记录的物理量。在变电站中历史数据指按指定时间间隔或特殊要求保存下来的运行实时数据、各记录和报表、曲线等。

　　 变电站运行实时参数：指为监测和控制变电站运行所需的各种实时数据。主要有：母线电压、系统周波；馈线电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量；主变压器电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量、温度；保护定值，直流电源电压；变电站设备运行状态等

　　 变电站设备运行状态：指各馈线断路器、隔离开关的实际运行状态(合闸、分闸)；

　　主变压器分头实际位置、主变压器状态，压力、气体继电器是否报警；保护运行状态；被监控变电站系统状态；监控系统运行状态。

　　 事件记录：指记录变电站运行过程中计算机监测的各种越限、异常、报警、断路器变位、设备状态变化以及通过计算机系统执行的各种控制操作事件。事件记录主要包含事件名称、相关设备名称、事件发生时间及内容等。事件记录类型有：事件顺序记录：断路器信号变位记录；变位断路器编号、变位状态、变位时间。操作记录，断路器控制：操作时间、操作性质、操作人、监护人；保护定值修改：保护名称、修改时间、操作人、监护人；越限记录，越限起止时间、越限值；设备运行记录，设备名称、设备状态启停时间等。

　　 事件顺序记录：事件顺序记录又称SOE，特指在电网发生事故时，以比较高的时间精度记录的下列一些数据：发生位置变化的各断路器的编号(包括变电站名)、变位时刻，变位时刻，动作保护名称，故障参数、保护动作时刻等。

　　 报警：变电站运行参数越限，断路器变位或保护动作时，计算机将弹出窗口(登录窗或报警窗口)显示事件内容并进行报警，报警类型分为：不报警、普通报警、预告报警、事故报警等。

　　不报警：正常拉合闸或人工禁止报警，遥信画面闪烁，遥测数值变色。

　　普通报警：计算机发出一次音响，其它与“不报警”相同

　　预告报警：计算机发出N次音响，其它与“不报警”相同

　　事故报警：打印机启动打印，计算机持续音响直至人工解除，其它与“预告报警”相同

　　打印：将计算机中储存的信息打印成文档。打印可分为：报表打印、事件打印、人工打印等。

　　报表打印：日报表、月报表、年报表等，打印时间可设定。

　　事件打印：遥信变位、保护投退／复归、遥测越限／复归、设备启停。

　　人工打印：人工选择(召唤)报表、画面、各种记录打印、拷贝。

　　双机切换：含义是在双机(主副机)配置的情况下，当主机(值班机)发生故障时,副机也可在人工干预下转为主机，主机转为副机。多机配置情况与双机类似，当主机发生故障时，任一副机可在人工干预下转为主机。

　　通道监视及切换：通道监视是指计算机系统通过通信控制器，统计与变电站测控装置、保护或其他变电站自动化系统、电网调度自动化系统通信过程中接收数据错误和长时间无应答的情况。根据通道监视情况，系统可以告警或采取相应控制措施。如果通道配置有冗余，即某厂站有双通道的情况下，当一个通道故障时，系统可自动转到另一个通道上进行通信。

　　前景点(图元)：前景点指的是可以在线运行时能发生变化的点，大部分的前景点都是和数据库里具体的点时对应的，即在线时随实时数据的变化而变化。

　　背景点(图元)：背景点是在线运行时不会发生变化，只是代表一些特定的物理意义。

　　数值量：能反映数据断续变化的量，如断路器、隔离开关分／合，保护动作等。

　　模拟量：能反映数据连续变化的量，通常可以反映到的小数点后的变化。在线运时可反映的物理量有电压、电流、温度、功率、频率等。

　　模拟信号：以连续变量形式出现的信号。

　　数字信号：在数字和时间上均是断续的电信号。

　　脉冲量：反映累计变化的量，物理上对应的是有功、无功等。

　　操作点：操作点是系统里一个特殊功能的图元，它可以调画面、作遥控、按钮功能等。 ．

　　人工置数：改变前景点现有的数值但并不下发这个命令，做一个模拟操作用。

　　复选框和单选框：复选框是指在一组选择里可以同时选择几个命令，而单选框只能选用一个。单选框通常是小圆圈，复选框通常是小正方形。

　　 配置文件：配置文件用来规定一些程序在启动时读入设定，给用户提供了一种修改程序设置的手段。

　　 导航图：在线运行时，每一个图都有设置导航图的功能，若当前图太大，就可以通过缩小了的导航图来寻找位置。

　　 事故追忆：对事件发生前后的运行情况进行记录。

　　 间隔层：由智能I／O单元、控制单元、控制网络和保护等构成，面向单元设备的就地控制层。

　　 站控层：由主机或／和操作员、工程师站、远动接口设备等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

　　数据采集：将现场的各种电气量及状态信号转换成数字信号，并存入计算机系统。

　　数据采集与监控系统(SCADA)：对广域生产过程进行数据采集、监视和控制的系统。

　　 数据处理：对相关设备的各种数据进行系统化操作，用于支持系统完成监测、保护控制和记录等功能。

　　 接口：指两个不同系统或实体间的界面或连接设备。由功能特征、通用的物理互联特征、信号特征和其他特征等定义。

　　 规约：在通信网络中，为了通信双方能正确有效可靠的进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列的规定，以约束双方正确，协调的工作。

　　 通信规约：启动和维持通信所必要的严格约定，即必须有一套信息传输信息格式和信息内容等约定。

　　 链路：站与站之间的数据传输设施。

　　 链路层：链路是开放系统互连参考模型的一个层次，借助链路规约执行并控制规定的传输服务功能。

　　协议转换器：．连接两个通信网络的智能电子装置。它能够按一种协议接收一个网络的信息，进行转换后，按第二个协议向另一个网络转发，或相反。

　　 远方通信接口：经远方通信网络链路与远方控制中心相连的接口。

　　 以太网：IEC TC57推荐使用的变电站通信网络，局域网的一种

　　IP：互联网协议，TCP／IP标准协议。IP定义了数据包，该数据包作为非连接数据包递交的基础。它包括控制和差错报文协议、提供与网络服务、ISO参考模型第三层等价的功能。

　　LAN局域网：一般限于一栋建筑物内或小型工业系统的一种通信网络。这里特指变电站区域内通信网。

　　 同步传输：一种数据传输方式，代表每比特的信号出现时间与固定时基合拍。

　　 异步传输：一种数据传输方式，每个字符或字符组可在任意时刻开始传输。

　　 广播命令：向远动网络的部分或全部子站同时发出的命令。

　　 地址：报文的部分，用以识别报文来源或报文目的地。

　　 波特：数字信号的传输速率单位，等于每秒传输的状态或信号码元数。

　　 电磁骚扰：使器件、设备或系统性能降低的任何电磁现象。

　　电磁干扰(EMI)：由电磁骚扰所引起的设备、传输通道或系统性能的降低。

　　 抗扰性：器件、设备或系统在电磁骚扰存在时，不降低性能运行的能力。

　　电磁兼容（EMC）：设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作，并要求不对该环境中其他设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

　　无人值班变电站：站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

　　电气二次设备室：电气二次设备室是一个综合性房间，用于布置不宜设置在配电装置和主变压器现场的电气二次设备。如远动终端及相应设备、通信设备、交直流电源、不停电电源、继电保护、测控、计量和其他自动装置等。与控制室相比，主要差别是不适宜作为长期有人值班的监控场所。

　　继电小室：位于配电装置内或附近，安装继电保护、自动装置、变送器、电能计算及及录仪表、辅助继电器屏、就地控制层设备的独立小间。

　　工厂验收测试：包括用户认可的、使用特定应用的参数，特别制造的变电站自动化系统或变电站自动化系统部件的功能测试。

　　现场验收测试：现场验收测试是对变电站自动化系统的每一个数据、每个控制点、功能正确性进行验证。现场测试验收还包括对变电站自动化系统与其周围运行环境条件测试，使用最终参数对全部安装的设备的测试。现场验收为变电站自动化系统做运行准备。

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表插队,占位.

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表插队,占位.

antliu

变电站综合自动化系统最重要的是DCS，建议楼主好好看看。