电能生产的特点和电力系统运行的基本要求

1.1 电能生产的特点

电力系统是由电能的生产、输送、分配和消费各个环节构成的一个整体，与其它的工业系统相比较，电力系统的运行具有如下的明显特点。

（1）电能不能大量存贮。电能的生产、输送、分配和消费实际上是同时进行的，电力系统中任何时刻，各发电厂发出的功率必须等于该时刻各用电设备所需的功率与输送，分配各环节中损耗功率之和，因而对电能生产的协调和管理提出很高的要求。

（2）电磁过程的快速性。电力系统中任何一个地方的运行状态的改变或故障，都会快速的影响到整体电力系统的各个地方，仅依靠手动操作是无法保证电力系统的正常和稳定的运行，所以电力系统运行必须依靠信息就地处理的继电保护和自动装置，以及信息全局处理的调度自动化系统。

（3）与国民经济的各部门。人民的日常生活等有着密切的联系。供电的突然中断会产生严重的后果。

1.2 电力系统运行的基本要求

对电力系统运行的基本要求是：

（1）保证安全可靠的供电； （2）要有合乎要求的电能质量； （3）要有良好的经济性。

要实现这些基本要求，除了提高电力设备的可靠性水平，配备足够的备用容量，提高运行人员的素质，采用继电保护和自动装置等以外，采用电网调度自动化系统也是一个极为重要的手段。

1.3 电力系统的运行状态及其相互间的转变关系

电力系统调度控制的内容与电力系统的运行，状态是紧密联系在一起，图1-1中画出了电力系统的各种运行状态及其相互间的转变的关系。

1.3.1 正常运行状态

在正常运行状态下，电力系统中总的有功和无功出力能与负荷总的有功和无功的需求达到平衡；电力系统的频率和各母线电压均在正常运行的允许范围内；各电源设备和输变

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正常状态

系统崩溃 （切机，切负荷， 断开线路） 解列 恢复状态 （重新并列） 恢复对用户供电 安全 （满足负荷要求，有一定的安全储备） 储备系数减小 或干扰概率增大 警戒状态 （预防性控制） 不安全 由于外界干扰 使电压频率潮流越限 紧急状态 （紧急控制） 系统保持原状 危险

系统解列 图1-1 电力系统的运行状态

电设备又均在规定的额定范围内运行，系统内的发电和输变电设备均有足够的备用容量。此时，系统不仅能以电压和频率质量均合格的电能满足负荷用电的需求，而且还具有适当的安全储备，能承受正常的干忧（如断开一条线路或停止一台发电机）而不断造成有害的后果（如设备过载等）。在正常的干扰下，系统能达到一个新的正常运行状态。

电网调度中心的任务就是尽量使系统维持在正常运行状态。

在正常运行状态下，电力系统的负荷每时每刻在变化。运行的主要任务是使得发电机的出力和负荷的需求相适应，以保证电能的频率质量。同时，还应在保证安全的条件下，实现电力系统的经济运行。

1.3.2 警戒状态

电力系统受到灾难性干扰的机会虽然不多，大量的情况是在正常状态下由于一系列不大干扰的积累，而使电力系统总的安全水平逐渐降低，以致进入警戒状态。

在警戒状态下，虽然电压、频率等都在容许范围内，但系统的安全储备系数大大减少了，对于外界干扰的抵抗能力削弱了。当发生一些不可预测的干扰或负荷增长到一定程度，就可能使电压频率的偏差超过容许范围，某些设备发生过载，使系统的安全运行受到威胁。

电网调度自动化系统，要随时监测系统的运行情况，并通过静态安全分析、暂态安全分析等应用软件，对系统的安全水平作出评价，当发现系统处于警戒状态时，及时向调度人员作出报告，调度人员应及时采取预防性控制措施，如增加和调整发电机出力、调整负荷、改变运行方式等，使系统尽快恢复到正常状态。

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1.3.3 紧急状态

若系统处于警戒状态时，调度人员没有及时采取有效的预防性措施，一旦发生一个足够严重的干扰（例如发生短路故障，或一台大容量机组退出运行等），那么，系统就要从警戒状态进入紧急状态，这时可能有某些线路的潮流或系统中的其它元件的负荷超过极限值，系统的电压或频率超过或低于允许值。

这时电网调度自动化系统就担负着特别重要的任务，它向调度人员发出一系列的告警信号，调度人员根据CRT或模拟屏的显示，掌握系统的全局运行状态，以便及时的采取正确而且有效的紧急控制措施，则仍可能使系统回复到警戒状态，或进而恢复到正常状态。

1.3.4 系统崩溃

在紧急状态下，如果不及时采取适当的控制措施，或者措施不够有效，或者因为干扰及其产生的连锁反应十分严重，则系统可能失去稳定，并解列成几个系统。此时，由于出力和负荷的不平衡，不得不大量的切除负荷及发电机，从而导致全系统的崩溃。

系统崩溃后，要尽量利用调度自动化系统提供的手段，了解崩溃后的系统状况，采用各种措施，使已崩溃的电网逐步的恢复起来。

1.3.5 恢复状态

系统崩溃后，整个电力系统可能已解列为几个小系统，并且造成许多用户大面积的停电和许多发电机的紧急停机。此时，要采用各种恢复出力和送电能力的措施，逐步对用户恢复供电。使解列的小系统逐步的并列运行。使电力系统还复到正常状态或警戒状态。

在这个过程中，调度自动化系统，也是调度员恢复电力系统运行的重要手段。 从以上讨论的电力系统的运行状态来看，在电力系统发生故障等大干扰的情况下，需要依靠继电保护等的快速反应，及时的切除故障线路，按频率降低自动减负荷装置是防止系统频率崩溃的基本措施等。这些装置都是对电力系统稳定运行必不可少的手段。但从现代电力系统的发展来看。仅依靠这些手段还不能保证电力系统的安全、优质、经济运行，因为这些装置往往都是从局部的事后来处理电力系统的故障，而不能从全局的事先的来预测，分析系统的运行情况和处理系统中出现的各种情况，所以调度自动化系统有着它独特的不可取代的作用。

因而继电保护，安全自动装置，安全稳定控制系统，电网调度自动化系统和电力专用通信网系统等现代化技术手段，成为保证电力系统安全、优质、经济运行的五大支柱，是现代电网运行的必不可少的手段。

1.4 电力系统、自动化系统的作用及电力系统的分层控制

1.4.1 电力自动化系统在电力系统中的作用

电网系统运行的可靠性以及供应电能的质量，与其自动化系统的水平有着密切的联系。

电力系统的自动化系统由两个系统构成，信息就地处理的自动化系统和信息集中处理的

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自动化系统。

信息就地处理的自动化系统的特点是能对电力系统的情况作出快速的反应，如高压输电线上发生短路故障时，要求继电保护要在20ms左右动作，以便快速切除故障，而同步发电机的励磁自动控制系统，在电力系统正常运行时，可以保证系统的电压质量和无功出力的分配，在故障时可以提高系统的稳定水平，有功功率自动调节装置，能跟踪系统负荷的随机波动，保证电能的频率质量，按频率自动减负荷装置能在系统事故情况，电力系统出现严重的有功缺额时，快速的切除一些较为次要的负荷，以免造成系统的频率崩溃，以上这些信息就地处理装置，其重要的优点是能对系统中的情况作出快速的反应，尤其在电力系统发生故障时，其作用更为明显，但由于其获得的信息有局限性，因而不能从全局的角度来处理问题，例如通过自动频率调节，虽然可以跟踪负荷的变化，但总还存在与额定频率的偏差，更不能实现出力的经济分配。另外，信息就地处理自动装置，只能“事后”的处理出现的事件，而不能“事先”的对系统的安全性作出评价，因而有其局限性。

信息集中处理的自动化系统（即电网调度自动化系统），可以通过设置在各发电厂和变电站的远动终端（RTU）采集电网运行的实时信息，通过信道传输到主站，主站根据全网的信息，对电网的运行状态进行安全性分析，负荷预测，以及自动发电控制、经济调度等控制。当系统发生故障，继电保护动作切除故障线路后，调度自动化系统便可将继电保护的断路器的状态采集后送到调度员的监视器屏幕和调度模拟屏显示器上。调度员在掌握这些信息后可以知道故障的情况和原因，并采取相应的措施，使电网恢复正常供电，但是由于信息的采集、传输需要一定的时间，所以系统的故障不可能依靠信息集中处理系统来作为切除故障的手段。

信息就地处理系统和信息集中处理系统各自有其特点，互相不能替代。但以往这两个系统往往互相，联系较少。随着微机保护，变电站综合自动化等技术的发展，两个信息处理系统之间互相渗透，更重要的是这些微机装置，尽管功能不同，但硬件均大同小异，而所采集的量和所控制的对象还有许多是共同的促进研制者思考，如果打破原来的二次设备柜框，从变电站的全局出发，着手研究全微机化的变电站二次部分的优化设计，这就是变电站自动化系统的由来。

1.4.2 电力系统的分层控制

电能生产、输送、分配和消费均在一个电力系统中进行的。我国目前已建成五大电网（华北、东北、华东、华中、西北）以及一些省网，并且在大网之间通过联络线进行能量交换（例如葛洲坝到上海的葛沪500KV直流输电线将华东和华中两大电网联系起来）。另外按照各省、市经济的规定，电力系统的运行管理本身是分层次的，各大区电管局、各省电力局、各市、县供电局均有其管辖范围，它的出力和负荷的分配，受上一级的电力部门管理，同时又要管理下一级的电力部门，以保证电能生产、消耗之间的平衡。

按我国现在电网运行，管理的制约，我国电网的调度管理分五级，国家调度控制中心、大区电网调度控制中心、省电网调度控制中心、市和县电网调度控制中心，图1-2是电网分层控制的示意图。

在各级电网调度管理实行分层控制，因而其相应的调度自动化必须与之相适应，信息分层采集，逐级传送，命令也按层次的逐级下达，为了保证电力系统的可靠运行，对各级调度都规定了一定的职责。

与集中控制方式相比，分层控制的优点是：

（1）从电力系统调度控制的观点来看，信息可以分层采集，而把一些必要的信息转发给上一级的调度，例如地区调度可以采集本地区的负荷和出力，并把地区负荷和出力总加后

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送上一级调度，而对出力和负荷的控制是同样，上一级调度只向下一级调度发出出力和负荷的总指标，由下一级调度进行控制。这样做既减轻了上一级调度的负担，又加速了控制过程，同时减少了不必要的信息流量。

（2）在分层控制的电力系统中，若局部的电力系统控制系统停止工作，也不会影响整个电力系统的其他部分，并且各分层间可以部分地互为备用，从而提高了电力系统运行的可靠性，在电力系统中，即使在紧急情况下部分电网与系统解列，也可以分别地运行，因为局部地区也有相应的调度自动化系统，可对电网实现监控。

变电站

变电站 变电站 枢纽变电站 国 调 网 调 直属电厂 省 调 省属电厂 地 调 市层电厂 县 调 县属电厂 图1-2 电网分层控制示意图

（3）实现分层控制以后，可以大大的降低信息流量，因而减少了对通信系统的投资。

同样，分层以后减轻了计算机的负荷，投资也相应的下降。

总之，分层控制不仅是可能的，而且是必要的，采用分层控制后，可以使电力系统的监测和控制更可靠而有效。

2 变电站自动化

2.1 发展变电站自动化的必要性

变电站作为整个电网中的一个节点，在电网中，担负着电能传输、分配的监测、控制及管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点，如变电站、发电厂，具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运

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行。因此，变电站自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保：

·检测电网故障，尽快隔离故障部分；

·采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视和计量； ·采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考；

·当地后备控制。

因此，要求变电站自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，它又必须与电网调度自动化系统进行实时、有效的信息交换、信息共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。

常规的变电站中，其自动化系统存在诸多缺点难以完全满足上述要求。例如：

（1）常规变电站中的二次设备，继电保护、自动装置、远动装置等大多采用电磁型或

小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低；

（2）传统变电站中的二次设备，主要依赖大量电缆，通过空触点、模拟信号来交换信

息，信息量小、灵活性差、可靠性低；

（3）由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压、电流互感器负

担重，二次设冗余配置多；

（4）传统变电站远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变

电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调、配合能力，难以满足电网实时监测和控制的要求。

（5）电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改定

值和检查其工作状态。有些设备易受环境的影响，如晶体管型二次设备，其工作点受环境温度的影响。

常规的二次系统中, 各设备按功能配置, 彼此之间相关性甚少, 相互之间协调困难, 需要值班人员比较多的干预，难于适应现代电网的控制要求。另外需要对设备进行定期的试验和维修, 即便如此，仍然存在设备故障很长时间不能发现, 甚至这种定期检修也可能引起新的问题。发生和出现由试验人员过失引起的故障。

经济的迅猛发展，一方面使得电网规模不断扩大，新增大量发电厂、变电站，电网日趋复杂，要求各级电网调度运行控制值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅捷和准确；另一方面，现代工业技术的发展，特别是电子工业技术的发展，计算机技术的普遍应用，对电网提出了更高的要求：要求供电必须更加稳定可靠，即使很短时间的停电，也会给社会造成巨大损失。市场经济的发展、整个社会对环保要求的提高，也给电网的建设、运行和管理提出了许多要求，如，要求电力企业参与市场竞争，降低成本，提高经济效益；要求发电厂、变电站减少占地面积。这些相互矛盾的要求，显然单依靠各级电网调度运行控制运行值班人员已难于解决。必须求助于技术的进步，求助于计算机技术的应用。

综上所述，现代电网的发展，高质量、高可靠性供电的要求，显然单依靠变电站常规的二次系统及变电运行值班人员已难于解决。

现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术以及电力电子技术的进步和发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统。变电站自动化系统是电网自动化系统的一个子系统。

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2.2 变电站自动化研究内容

变电站自动化指：在变电站内应用自动控制技术、信息处理和传输技术、计算机硬软件技术实现变电站运行监测、协调、控制和管理任务，部分代替或取代变电站常规二次系统，减少和代替运行值班人员对变电站运行进行监视、控制的操作，使变电站更加安全、稳定、可靠运行。

变电站综合自动化其实质是以计算机技术为核心，通过将变电站原有的保护、仪表、信号、远动装置等二次设备系统及功能重新分解、组合、互连、计算机化而形成, 集变电站保护、测量、监视和远方控制于一体, 完全替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。

变电站综合自动化系统的研究内容主要为：

1）对220kV及以上电压变电站，以服务于电力系统安全、经济运行为中心。通过先进的计算机技术、通信技术的应用，为新的保护和控制技术采用提供技术支持，解决过去未能解决的变电站监视、控制问题，促进各专业技术上、管理上配合协调，为电网自动化进一步发展提供基础，提高变电站安全、可靠、稳定运行水平。如，采集高压电器设备本身的监视信息，断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态等，采集继电保护和故障录波等装置完成的各种故障前后瞬态电气量和状态量的记录数据，将这些信息传送给调度中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划、事故分析提供原始数据。

2）110kV及以下电压变电站，以提高供电安全与供电质量，改进和提高用户服务水平为重点。侧重于利用变电站综合自动化系统，对变电站的二次设备进行全面的改造，取消常规的保护、测量监视、控制屏，全面实现变电站综合自动化，以提高变电站的监视和控制技术水平，改进管理，加强用户服务，实现变电站无人值班，减人增效。 变电站综合自动化就是通过微机化的保护、测控单元采集变电站内各种信息，如母线电压、线路电流、变压器各侧电气量及变电站内各种一次及辅助设备（如断路器等）的状态信息采集，并对采集到的信息加以分析和处理，借助于计算机通信手段，相互交换和上送相关信息，实现变电站运行监视、控制、协调和管理。同传统变电站二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对，继电保护装置设备不依赖于与通信或其它设备，可自主、可靠地完成保护控制功能，迅速切除和隔离故障；又通过计算机通信的形式，相互交换信息，实现数据共享，协调配合工作，减少了电缆和设备配置，增加了新的功能，提高了变电站整体运行控制的安全性和可靠性。 变电站综合自动化实现：

1） 随时在线监视电网运行参数、设备运行状况；自检、自诊断设备本身的异常运行，

发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并相应的闭锁出口动作，以防止事态扩大；

2） 电网出现事故时，快速采样、判断、决策，迅速隔离和消除事故，将故障在最

小范围；

3） 完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表、远传和保证电能质量的自

动和遥控调整工作。

借助于变电站综合自动化系统，实现对变电站运行自动监视、管理、协调和控制，减轻了变电站运行值班人员的劳动强度，提高了变电站自动化水平。 变电站综合自动化是实现变电站无人值班的重要手段之一。

不同电压等级、不同重要性的变电站其实现无人值班的要求和手段不尽相同。

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无人值班的关键是通过采取种种技术措施，提高变电站整体自动化水平，减少事故发生机会，缩短事故处理和恢复时间，使变电站运行更加稳定可靠，从而把变电站运行值班人员从单调、重复、精神紧张的劳动中出来，让人做更富有创造性的工作，实现减人增效之目的。

变电站综合自动化的发展，为电网综合自动化的发展和深入提供了广阔天地。 变电站综合自动化是一项提高变电站安全稳定可靠运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

变电站综合自动化包括两个方面: 1) 横向综合

利用计算机手段将不同厂家的设备连在一起, 替代或升级老设备的功能 2) 纵向综合

在变电站层这一级, 提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能, 增强变电站内部、各控制中心间的协调能力。如借用人工智能技术, 在控制中心可实现对变电站控制和保护系统进行在线诊断和事件分析, 或在变电站当地自动化功能协助之下, 完成电网故障后自动恢复。

变电站综合自动化与一般自动化区别关键在于：自动化系统是否作为一个整体执行保护、检测和控制功能。

2.3 变电站自动化特点

变电站自动化系统有以下几个突出的特点。

2.3.1 功能综合化

变电站综合自动化系统是个技术密集，多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的。它综合了变电站内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、信号系统等功能；微机保护子系统代替了电磁式或晶体管式的保护装置；还可根据用户的需要，微机保护子系统和监控子系统结合，综合了故障录波、故障测距和小电流接地等子系统的功能。

2.3.2 分级分布式、微机化的系统结构

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或微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统联接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几人甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。

2.3.3 测量显示数字化

长期以来，变电站采用指针式仪表作为测量仪器，其准确度低、读数不方便。采用微机监控系统后，彻底改变了原来的测量手段，常规指针式仪表全被CRT显示器上的数字显示

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所代替，直观、明了。而原来的人工抄表记录则完全由打印机打印、报表所代替，这不仅减轻了值班员的劳动，而且提高了测量精度和管理的科学性。

2.3.4 操作监视屏幕化

变电站实现综合自动化，不论是有人值班，还是无人值班，操作人员在变电站内，还是在主控站或调度室内，面对彩色屏幕显示器，可对变电站的设备和输电线路进行全方位的监视与操作。常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时主接线画面取代；常规在断路器安装处或控制屏上进行的跳、合闸操作，被CRT屏幕上的鼠标操作或键盘操作所代替；常规的光字牌报警信号，被CRT屏幕画面闪烁和文字提示或语言报警所取代，即通过计算机上的CRT显示器，可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。

2.3.5 运行管理智能化

变电站综合自动化的另一个最大特点是运行管理智能化。智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能，例如：电压、无功自动调节，不完全接地系统单相接地自动选线，自动事故判别与事故记录，事件顺序记录，制表打印，自动报警等，更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化；而且能实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能，这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的，也是常规的二次系统所无法实现的。常规的二次设备只能监视一次设备，而本身的故障必须靠维护人员去检查，本身不具备自诊断能力。

总之，变电站实现综合自动化可以全面地提高变电站的技术水平和运行管理水平，使其能适应现代化大电力系统运营的需要。

2.3.6 变电站自动化的优点

1）控制和调节由计算机完成，减轻了劳动强度，避免了误操作；

2）简化了二次接线，整体布局紧凑，减少了占地面积，降低变电站建设投资； 3）通过设备监视和自诊断，延长了设备检修周期，提高了运行可靠性； 4）变电站综合自动化以计算机技术为核心，提供了很大发展、扩充余地； 5) 减少了人的干预，因而人为事故大大减少； 6）经济效益

 减少占地面积，降低了二次建设投资；

 降低了变电站运行维护成本；

 设备可靠性增加，维护方便；

 减轻和替代了值班人员的大量劳动；  延长了供电时间，减少了供电故障。

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3 体系结构和配置

3.1 变电站分类

为便于研究变电站自动化问题，我们对变电站进行分类。分类主要依据：

1）决定二次系统构成和配置的主要因素

2）实现变电站少人或无人值班的技术手段和要求

由于二次系统的配置和构成主要取决于变电站的电压等级、规模和其在电网中的地位。为实现变电站无人值班，对于同样规模的新建变电站和老变电站，其采用的技术手段，实现方法和技术要求可能差异很大。为此，我们对变电站分类采用以下两种分类方法： （1）按电压等级分类

根据变电站的电压等级和规模，我们将变电站分为以下两类。

一、35～110kV变电站

这类变电站在系统中主要起分配电能的作用。它的高压侧电压为35～110kV，低压侧电

压一般是10kV或35kV和10kV。低压侧系统的中性点一般采用不接地或经消弧线圈接地的方式。这类变电站容量不大，属中小型变电站。 二、220～500kV变电站

这类变电站相当一部分为枢纽变电站，它在系统中的地位十分重要。它的一次侧电压为

220～500kV，二次侧电压为220kV或110kV。220～500kV系统的中性点均采用直接接地的方式。这种变电站接线复杂，地位重要，容量较大，属大中型变电站。 （2）按新老变电站分类 一、新建变电站

这类变电站主要包括新增变电站、全部更新变电站、二次设备全部更新变电站。 二、老变电站

这类变电站主要为现有变电站和部分二次设备更新的变电站。

3.2 体系结构

如前所述，变电站自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站自动化系统体系结构如图（3-1）所示。

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理”是桥梁，联系变电站内各部分之间、变电站与调度控制中心，使之得以相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制开关分合，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。变电站主计算机系统代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复、繁琐的工作，如收集、处理、记录和统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、开关分合闸等重要事件。其还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。通信控制管理连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。

同变电站常规电磁式二次系统相比，在体系结构上变电站自动化系统增添了变电站主

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变电站自动化系统体系结构调度控制中心变电站主计算机系统通信控制管理直流电源系统电量和非电量检测

图（3-1）

计算机系统和通信控制管理两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。

数字化使变电站自动化系统比变电站常规二次系统：数据采集更为精确、传递更为方便、处理更为灵活、运行更为可靠、扩展更为容易。 例如，在常规电磁式二次系统变电站里，运行人员通过查看模拟仪表的指针偏转角度来获取变电站运行数据，如母线电压、线路功率等，其误差较大。不同的人、站在不同的角度观察，会得出不同的数据。而采用变电站自动化技术，直接用数字表示各种测量值后，就没有上述现象。又如，继电保护异常和动作信号通过保护装置的信号继电器的触点传递给信号系统，所表达的内容非常简单，只能是“发生”或“未发生”。若要监测多项信号，则需要继电保护装置提供更多辅助触点，增加接线。采用微机保护后，利用计算机通信技术，仅用一根通信电缆便可得到保护各种状态以及测量值、定值等等。

实际的变电站自动化系统，常根据具体情况，技术经济的比较，对图（3-1）所示的变电站自动化系统结构体系进行剪裁，以获得最佳性能价格比。较为典型的是：

在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。 在实际的系统中，更为常见的是部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备，如模拟式指针仪表、信号系统揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又无需投入更多的物力和财力。这也是技术发展过程中的必然现象。

数据采集与控制 开关量信号采集电气计量操作控制自动装置线路保护继电保护主变和电容器保护辅助设施系统母线保护 3.3 变电站无人值班自动化系统配置模式

变电站自动化技术是实现变电站少人或无人值班的关键。变电站无人值班自动化系统大致有两种配置模式。

第一种模式是在常规二次系统的基础上增加具备遥测、遥信、遥控和遥调等四遥功能的远动装置RTU,或改造现有的远动装置RTU，使之具备四遥功能。通过RTU，实现变电站运行遥测、遥信信息的检测、远传和变电站内开关的遥控。这种模式解决了变电站无人值班信

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息远传和开关遥控问题。这种模式，对变电站的二次系统并没有带来根本性的变化，变电站原有二次系统存在的问题，仍然存在，甚至因为变电站实现无人值班变得突出起来。如变电站电磁式二次系统的信号传递主要通过触点断开或闭合完成，若信号触点卡住，在远方监测很难及时发现；再如，电磁型或集成电路型二次设备自检能力很弱，甚至没有。这样这类设备的隐性故障往往直到发展并造成重大事故后才被人所知。 这一种模式主要用于中低压老变电站无人值班改造。

第二种模式，即变电站综合自动化系统。变电站综合自动化指利用变电站自动化技术，对变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置）的功能重新组合和优化设计而形成的以计算机化为核心、综合性的变电站自动化系统。它替代变电站电磁式二次系统，对变电站运行进行自动监视、测量、控制和协调以及与远方调度控制中心通信。变电站综合自动化可以收集到较齐全的数据和信息，有计算机高速计算能力和判断功能，可以方便地监视和控制变电站内各种的运行及操作。主要特征是：功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化。具有设计简捷、维护方便、占地面积少、变电运行更安全可靠等特点。

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分布分散式三种模式。 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集、集中处理计算，甚至将保护功能也集中做在一起。其系统结构如图3-2所示。这种方式提出得较早，其可靠性差，功能有限。

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图3-2集中式系统结构框图

计算机技术的发展，特别是通信技术的发展，提出集中分布式结构，如图3-3。这种系统结构最大特点是将自动化系统功能分散给多台计算机来完成。各功能部分通过简单的计算机通信交换信息。其系统可靠性大大幅度提高，维护也相对比较方便。

工业控制技术、计算机技术、网络通信技术的进一步发展，分布分散式系统出现。该系统的主要特点是按照变电站的元件，开关间隔进行设计的。将变电站一个开关间隔所需的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元（IED）完成。测控单元可直接放在开关柜上或安放在开关间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连

接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度的减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，

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方便系统维护和扩展，大量现场工作可一次性的在设备制造厂家内完成。系统结构框图见图3-4。

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图3-4分布分散式系统结构

二次设备配置模式

1)常规模式

. 沿用多年，有比较成熟的经验

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. CT负担重，测量精度低

. 占地面积大，设备配置有部分重叠

. 缺乏自诊断能力，维护工作量大，且带有一定的盲目性 2)常规模式＋RTU . 增加了计算机功能 A.自动巡检 B.屏幕监视 C.报表

D.数据远传

. 可实现重要参数远方监视和控制 . 减轻了值班人员的一些劳动 . TV、TA负载加重 3)变电站综合自动化

. 替代、取消了常规二次设备

. 简化了二次接线，减少了占地面积

. 实现了变电站自动进行监视、管理、协调和控制 A)备自投

B)分散式低周减载 C)故障自动恢复 D)事故处理

E)保护、监控接口 F)远方和当地控制 G)操作监视 H)防误闭锁

. 不仅对电气运行监视，还包括对一、二次设备运行监视 . 资源、数据共享

4 变电站自动化系统的功能和要求

4.1 变电站自动化系统的功能要求

在变电站综合自动化系统的研究和开发过程中，对变电站综合自动化系统应包括哪些功能和要求，曾经有不同的看法。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：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与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。经过几年来实践的结果和发展的趋势，目前这些看法已逐步接近。变电站自动化的功能由电网安全稳定运行和变电站建设、运行及维护的综合经济效益的要求所决定。变电站在电网中的地位和作用不同，变电站自动化系统有不同的功能。变电站自动化系统功能设置应满足：

1） 具有很高的可靠性，包括安全性和可信赖性。基本功能的实现，不依赖通信网和主

计算机系统；

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2） 应能进行系统控制和集中控制；

3） 可为电网安全及事故分析、继电保护和自动装置在系统故障时的行为监视、研究和

分析提供数据；

4） 以变电站无人或少人值班为目标；

5）简化二次回路, 节省电缆，避免和减少二次设备的重复配置。

变电站自动化系统的基本功能有： ·数据采集

·运行监测和控制 ·继电保护

·当地后备控制和紧急控制 ·通信

4.1.1 数据采集

数据采集有两种：一种是变电站原始数据采集。原始数据指直接来自一次设备，如TV、TA电压电流信号、变压器温度以及开关辅助触点、一次设备状态信号。变电站的原始数据包括：模拟量、开关量（状态量）。另一种是变电站自动化系统内部数据交换或采集。典型的如，电能量数据、直流母线电压信号、保护动作信号等。这种方式，在变电站自动化系统中，已基本上被计算机通信方式所替代，或者说，可以看作系统内数据交换。故，本文中数据采集主要指变电站原始数据的采集。

数据采集在变电站中主要采集电压、电流、功率、温度等模拟量、断路器和刀闸位置、变压器分接头、设备状态等开关量。

（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功率、馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。另外，还有少量非电量，如变压器温度等。

模拟量数据采集有交流和直流采样两种形式。交流采样，即来自TV、TA的电压、电流信号不经过变送器，直接接入数据采集单元。直流采样是将外部信号，如交流电压、电流，经变送器转换成适合数据采集单元处理的直流电压信号后，再接入数据采集单元。在变电站综合自动化系统中，直流采样主要用于变压器温度、气体压力等非电量数据的采集。

（2）开关量的采集。变电站的开关量有：断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态、继电保护动作信号、运行告警信号等，这些信号都以开关量的形式，通过光电隔离电路输入至计算机。

数据采集是变电站自动化系统得以执行其他功能的基础。

4.1.2 运行监测和控制

运行监测和控制相当于正常的监视和控制，取代常规的测量系统，指针式仪表、常规的操作机构和模拟盘，以计算机显示和处理取代常规的告警、报警、信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等。其功能应包括以下几部分内容：

1)安全监视功能

监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值，另外还要监视保护装置是否失电，自控装置工作是否正常等。

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2)事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统采集环节必须有足够的内存，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录，确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断时，不丢失事件信息，并应记录事件发生的时间（应精确至毫秒级）。详细指标见调度自动化规范。

3)故障记录、故障录波和测距

（1）故障录波与测距。110KV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距 ，再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接送调度主站，这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。

（2）故障记录。35KV、10KV 和6KV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。

故障记录是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压，故障记录量的选择可以按以下原则考虑：如果微机保护子系统具有故障记录功能，则该保护单元的保护启动同时，便启动故障记录，这样可以直接记录发生事故的线路或设备在事故前后的短路电流和相关的母线电压的变化过程；若保护单元不具备故障记录功能，则可以采用保护启动监控和数据采集系统，记录主变压器电流和高压母线电压。记录时间一般可考虑保护启动前2个周波（即发现故障前2个周波）和保护启动。后10个周波以及保护动作和重合闸等全过程的情况，在保护装置中最好能保存连续3次的故障记录。

对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10KV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确很有益处。

4)操作控制功能

无论是无人值班还是少人值班变电站、操作人员都可通过CRT屏幕对断路器和隔离开关（如果允许电动操作的话）进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，对电容器进行投、切控制，同时要能接受遥控操作命令，进行远方操作；为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸手段。

断路器操作应有闭锁功能，操作闭锁应包括以下内容： （1） 断路器操作时，应闭锁自动重合闸；

（2） 当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作； （3） 根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。

（4） 无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号，

才执行下一项，必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。

5)人机联系功能

（1）人机联系桥梁。CRT显示器、鼠标和键盘。变电站采用微机监控系统后，无论是有人值班还是无人值班站，最大的特点之一是操作人员或调度员只要面对CRT显示器的屏幕，通过操作鼠标或键盘，就可对全站的运行工况和运行参数一目了然，可对全站的断路器和隔离开关等进行分、合操作，彻底改变了传统的依靠指针式仪表和依靠模拟屏或操作屏等手段的操作方式。

（2）CRT显示画面的内容。作为变电站人机联系的主要桥梁和手段的CRT显示器，不仅可以取代常规的仪器、仪表，而且可实现许多常规仪表无法完成的功能。它可以显示的内容归纳起来有以下几方面：

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·显示采集和计算的实时运行参数。监控系统所采集和通过采集信息所计算出来的U、I、P、Q、cos¢、有功电能、无功电能及主变压器温度T、系统频率ƒ等，都可在CRT的屏幕上实时显示出来，同时在潮流等运行参数的显示画面上应显示出日期和时间（年、月、日、时、分、秒）。屏幕刷新周期可在2～10S间（可调）

·显示实时主接线图。主接线图上断路器和隔离开关的位置要与实际状态相对应。进行对断路器或隔离开关的操作时，在所显示的主接线图上，对所要操作的对象应有明显的标记（如闪烁等）。各项操作都应有汉字提示。

·事件顺序记录（SOE）显示。显示所发生的事件内容及发生事件的时间。 ·越限报警显示。显示越限设备名、越限值和发生越限的时间。 ·值班记录显示。

·历史趋势显示。显示主变压器负荷曲线、母线电压曲线等。 ·保护定值和自控装置的设定值显示。

·其他。包括故障记录显示、设备运行状况显示等。

(3)输入数据。变电站投入运行后，随着送电量的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备，例如更换TA变比。因此在人机联系中，必须有输入数据的功能。需要输入的数据至少有以下几种内容：

a) TA和TV变比；

b) 保护定值和越限报警定值； c) 自控装置的设定值； d) 运行人员密码。

特别要强调指出的是：对无人值班变电站也必须设置有必要的人机联系功能，以便当巡视或检修人员到现场时，能通过液晶显示或七段显示器或CRT显示器或便携机观察到站内各设备的运行状况和运行参数，对断路器等的控制应具有人工当地紧急操作的设施。

(4)打印功能

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。

6)数据处理与记录功能

监控系统除了完成上述功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。此外，为满足继电保护专业和变电站管理的需要，必须进行一些数据统计，其内容包括：①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间；②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间；③计算受配电电能平衡率；④统计断路器动作次数；⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；⑥控制操作和修改定值记录。

7)谐波分析与监视

保证电力系统的谐波在国标规定的范围内，也是电能质量的重要指标。随着非线性器件和设备的广泛应用，电气化铁路的发展和家用电器的不断增加，电力系统的谐波含量显著增加，并且有越来越严重的趋势。目前，谐波“污染”已成为电力系统的公害之一。因此，在变电站自动化系统中，要重视对谐波含量的分析和监视。对谐波污染严重的变电站采取适当的抑制措施，降低谐波含量，是一个不容忽视的问题。

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4.1.3 继电保护功能

继电保护功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能。它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：高压输电线路的主保护和后备保护、变压器的主保护、后备保护以及非电量保护、母线保护、低压配电线路保护、无功补偿装置如电容器组保护、所用变保护等。

各保护单元，除应具备、完整的保护功能外，还应具备以下附加功能：

1）具有事件记录功能。事件记录，包括发生故障、保护动作出口、保护设备状态等重要事项的记录；

2）具有与系统对时功能，以便与系统统一时间，准确记录各种事件发生的时间； 3）存储多套保护定值； 4）具备当地人机接口功能。不仅可显示保护单元各种信息，且可通过它修改保护定值； 5）具备通信功能。提供必要的通信接口，支持保护单元与计算机系统通信协议；

6）故障自诊断功能。通过自诊断，及时发现保护单元内部故障并报警。对于严重故障，在报警的同时，应可靠闭锁保护出口。

各保护单元满足功能要求的同时，还应满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性要求。

4.1.4 后备控制和紧急控制

当地后备控制和紧急控制则包括人工操作控制、低周减载、备用电源自投、稳定控制装置等。

1)电压、无功综合控制功能

变电站综合自动化系统必需具有保证安全、可靠供电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、无功综合控制也是变电站综合自动化系统的一个重要组成部分。

（1）电压和无功控制的重要性

电压是衡量电能质量的一个重要指标，保证用户的电压接近额定值是电力系统运行调整的基本任务之一。发、变电设备和各种用电设备是按额定电压设计的，电压过高或过低，偏离了合格范围，都会影响这些设备的寿命和效率。因此，电压能否维持在合格的范围内，不仅影响电力工业本身的安全，而且关系到千家万户。同时，改善电压质量是节能的重要措施之一，也是防止系统电压崩溃、提高安全稳定运行水平的重要条件。另一方面，系统的无功功率对电压水平影响极大，维持电网正常运行下的无功潮流的合理平衡，对提高供电质量，保证系统安全、可靠和经济运行有着重要意义，因此，电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于《电力行业一流供电企业考核标准》（试行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98%，其中A类电压大于等于99%，配电系统用户供电可靠率RS1大于等于99.9%，RS3大于等于99.96%。线损率降低系数K大于等于0.007。

对电压和无功进行合理的调节，不仅可以提高电能质量，提高电压合格率，而且可以降低网损，为供电企业创一流创造必要条件。

（2）电压、无功综合的目标

如上所述，电力系统中，电压和无功功率的调整对电网的输电能力、安全稳定运行水平和降低电能损耗有极大影响。因此，要对电压和无功功率进行综合，保证实现包括电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标最佳，具体的目标如下：

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·维持供电电压在规定的范围内。根据前能源部颁发的《电力系统电压和无功电力技术导则》规定，各级供电母线电压的允许波动范围。（以额定电压为基准），规定如下：

500（330）kV变电所的220kV母线，正常时，0%～+10%；事故时，-5%～+10% 220kV变电所的35～110kV母线，正常时，-3%～+7%；事故时，±10%。 配电网的10kV母线，电压合格范围：10.0～10.7kV。

·保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，应实现无功分层平衡；地区供电网络应实现无功分区就地平衡的原则，才能保护各级供电母线电压，（包括用户入口电压）在《导则》规定的范围内。

·保证在电压合格的前提下使电能损耗为最小。为了达到以上目标，必须增强对无功功率和电压的能力，充分利用现有的无功补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等）的作用，对它们进行合理的优化。

（3）变电站电压、无功综合控制的原理 电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明，造成系统电压下降的主要原因是系统的无功功率不足或无功功率分布不合理。所以，对发电厂来说，主要的调压手段是调整发电机的励磁；在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器；少数220kV以上的高压或超高压变电站装有调相机或静止无功补偿器，有的变电站既装有并联电容器也装有并联补偿电抗器。

本节针对大多数变电站具有补偿电容器和有载调压变压器的情况，介绍其调压原理。 有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调整电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网损和电压损耗，改善用户的电压质量。

以上两种调节和控制的措施，都有调整电压和改变无功分布的作用，但它们的作用原理和后果有所不同。利用改变有载调压变压器的分接头位置进行调压时，调压措施本身不产生无功功率，但系统消耗的无功功率与电压水平有关，因此在系统无功功率不足的情况下，不能用改变变比的办法来提高系统的电压水平，否则电压水平调得越高，该地区的无功功率越不足，反而导至恶性循环。所以在系统缺乏无功的情况下，必须利用补偿电容器进行调压。投补偿电容器即能补充系统的无功功率，又可改变网络中的无功分布，从而又有利于系统电压水平的提高。因此，必须把调分头与控制电容器组的投、切两者结合起来，进行合理的，才能起到既改善电压水平，又降低网损的效果。

2)电力系统的低频减负荷控制

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的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。轻则影响工农业产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。

(1)电力系统频率偏移的原因

电力系统的频率是反映系统有功功率是否平衡的质量指标。当系统发出的有功功率有盈余时，频率就会上升，超过额定频率；当系统发送的有功功率缺额时，频率就会低于额定值。电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，而发电机的转速是由作用在机组转轴上的转矩决定的。原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变。电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。

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在非事故情况下，负荷变化引起的频率偏移将由电力系统的频率调整来。对于负荷变化幅度小，变化周期短（一般为10s以内）所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器进行调整，这就是电力系统频率的一次调整。对于负荷变化幅度大，变化周期较长（一般在10s～3min）所引起的频率偏移，单靠调速器的作用，不能把频率偏移在规定的范围内，必须有调频器参加调频。这种有调频器参与的频率调整称为二次调整。然而在事故情况下，例如：大型发电机组突然切除输电线路发生短路、跳闸或用电负荷，突然大幅度增加，致使电力系统可能会出现严重的功率缺额，使频率急剧下降，这时单靠水轮机或汽轮机组的调速器或调频器已经解决不了频率下降的问题，必须采取紧急的低频减负荷控制措施，才能防止电网的频率崩溃，保证系统的安全、稳定运行。

(2）电力系统频率降低的危害

频率下降较大时，对电力系统的正常运行及发电设备和用电设备都十分不利，其危害性主要表现在以下几方面：

·系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。

·系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的无功功率就会减少。而频率降低时，异步电动机、变压器的励磁电流将磁大，无功损耗增加。这将导致电力系统的无功平衡和电压调整增加困难。运行经验表明，当系统频率下降至46～45Hz时，系统的电压水平就会受到严重的影响，甚至造成电压的崩溃。

·系统频率长期处于49.5 Hz或49 Hz以下时，会降低各用户的生产率。

因此，运行规程规定：电力系统的允许频率偏差±0.2 Hz；系统频率不能长时间运行在49.5 Hz ～49 Hz以下；事故情况下，不能较长时间停留在47 Hz以下；系统频率的瞬时值不能低于45 Hz。因而当系统发生功率缺额的事故时，必须迅速地断开部分负荷，减少系统的有功缺额，使系统频率维持在正常的水平或允许的范围内。

在系统发生故障，有功功率严重缺额，需要切除部分负荷时，应尽可能做到有次序、有计划地切除负荷，并保证所切负荷的数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失，这是低频减负荷装置的任务。

（3）低频减负荷的控制方式

假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减负荷装置基本级可以设定5轮或8轮，随用户选用。安排在基本级中的配电级路，也按重要程度分为1、2、3、„、8轮。当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第1轮的启动值，且延时时限已到时，频率减负荷装置动作出口，切除第1轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第2轮的整定值，且第2轮的动作延时已到，则低频减负荷装置再次启动，切除第2轮的负荷。如此反复对频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常或基本级的1～8轮（多数变电站只分为3轮或5轮）的负荷全部切完。

当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。

一般第1轮的频率整定为47.5 Hz ～48.5 Hz，最末轮的频率整定为46 Hz ～46.5 Hz。若采用常规的低频继电器，则相邻两轮间的整定频率差为0.5 Hz；动作时限差为0.5s；若采用微机低频减负荷装置，则相邻两轮间的整定频率差可以减少，时限差也可减少。特殊轮的动作频率可取47.5～48.5 Hz，动作时限可取15～25s。

至于特别重要的用户，则设为0轮，即低频减负荷装置不会对它发切负荷的指令。 （4）低频减负荷的实现方法

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实现低频减负荷的方法关键在于测频，在微处理器特别是单片机引入我国并推广应用以前，测频主要靠电磁型或晶体管型的频率继电器。后来又发展了数字式频率继电器，由频率继电器和控制轮次的中间继电器组成整套低频减负荷装置。这些低频咸负荷装置存在体积大、测频精度低、易受干扰等缺点，为了避免误动，常加上低压闭锁、低电流闭锁及增加时延等环节。每增加一种闭锁措施，则至少必须增加一种继电器，因此结构复杂，调试不方便。而且随着电力系统的发展，电网运行方式日益复杂和多样化，供电可靠性的问题更加突出，因此，对低频减负荷装置的性能指标的要求也必须提高。采用传统的频率继电器构成的低频减负荷装置，由于级差大、级数少，不能适应系统中出现的不同的功率缺额的情况，不能有效地防止系统的频率下降并恢复频率，难以实现重合闸等功能，常造成频率的悬停和超调现象。

随着计算机在变电站自动装置中应用日趋广泛，不少研究单位和厂家研究开发了各种类型的微机低频减负荷装置，其功能也日趋完善，由于它具有许多优点（详见下文），因此由其代替常规低频减负荷装置是必然的趋势。

目前，用微机实现低频减负荷的方法大体有两种。

·采用专用的低频减负荷装置实现。这种低频减负荷装置的控制方式如前所述，将全部馈电线路分为1～8轮（也可根据用户需要设置低于8轮的）和特殊轮，然后根据系统频率下降的情况去切除负荷。

·把低频减负荷的控制分散装设在每回馈电线路的保护装置中。现在微机保护装置几乎都是面向对象设置的，每回线路配一套保护装置，在线路保护装置中，增加一个测频环节，便可以实现低频减负荷的控制功能了，对各回线路轮次安排考虑的原则仍同上所述。只要将第n轮动作的频率和时延定值事前在某回线路的保护装置中设置好，则该回线路便属于第n轮切除的负荷。

这种控制方法容易实现，结构也简单，今后会越来越多地被采用。 （5）对低频减负荷装置的基本要求：

·能在各种运行方式且功率缺额的情况下，有计划地切除负荷，有效地防止系统频率下降至危险点以下。

·切降的负荷应尽可能少，应防止超调和悬停现象。

·变电站的馈电线路故障或变压器跳闸造成失压时，低频减负荷装置应可靠闭锁，不应误动。

·电力系统发生低频振荡时，不应误动。 ·电力系统受谐波干扰时，不应误动。

为满足以上要求，关键是要有原理先进、准确度高、抗干扰能力强的测频电路。此外，在低频减负荷装置中，必须增加一些闭锁措施，这些措施将在具体装置的说明书中看到。

3)备用电源自投控制

（1）备用电源自投（BZT）的作用

随着国民经济的迅猛发展、科学技术的不断提高及家用电器迅速走向千家万户，用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高，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。因此，备用电源自投已成为变电站综合自动化系统的基本功能之一。

备用电源自投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的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。

（2）备用电源的配置

备用电源的配置一般有明备用和暗备用两种基本方式。系统正常时。备用电源不工作者，称为明备用；系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。暗备用实际上是

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两个工作电源互为备用。图4-1是两种备用方式的简单接线图，图中TV为电压互感器；BZT为备用电源自投控制装置。

·明备用的控制，有一个工作电源和一个备用电源的变电站，即为明备用的配置，如图4-1(a)所示。图中，连线1L为工作电源，1QF合上，2L为备用电源，断路器2QF断开。备用电源自动投入装置控制的是备用电源进线的断路器2QF，即当变电站正常运行时，由1L进线供电，当1L因故障被切除即1QF跳开时，备用进线断路器2QF自动合闸，保证变电站的继续供电。

·暗备用的控制。有两个工作电源的变电站，两回进线同时对变电站供电，有两种正常运行方式。

a）高压分段断路器3QF断开。备用电源自投装置控制的是高压母线分段断路器，称为暗备用，如图4-1（b）所示。当一个工作电源发生故障被切除后，例如：进线2L故障，2QF跳开后，高压母线分段断路器3QF自动合闸，由一个工作电源1L供给变电所的负荷。

b）正常运行时，低压母联断开。不少变电站正常运行时，其低压母联是分开的，如图4-1(c)所示，即低压侧Ⅰ段和Ⅱ段母线上的负荷分别由1号变压器和2号变压器供电，当两台主变压器中有一台发生故障而跳开时，备用电源自投装置则发生控制指令，使低压母联断路器5QF合上，保证Ⅰ、Ⅱ段母线的负荷的供电。这种备用电源的配置也属暗备用配置。

1L2LTV1L2L

YY1QF2QF1QFBZT2QF3QFTVYYTV1YY3QFYYTV21#变压器2#变压器1#变压器2#变压器I段5QFII段I段5QFII段(a)1L

2L

(b)1QF2QF3QF1#变压器2#变压器I段BZT5QFII段TV3YYY(c)YTV4

图4-1 备用电源的配置形式

（a）明备用；（b）暗备用之一；（c）暗备用之二

22

5 变电站综合自动化系统的通信

变电站综合自动化的主要目的不仅仅是用以微机为核心的保护和控制装置来替代变电站内常规的保护和控制装置，关键在于实现信息交换。通过控制和保护互连、相互协调，允许数据在各功能块之间互相交换，可以提高它们的性能。通过信息交换，互相通信，实现信息共享，提供常规的变电站二次设备所不能提供的功能，减少变电站设备的重复配置，简化设备之间的互连，从整体上提高变电站自化系统的安全性和经济性，从而提高整个电网的自动化水平。因而，在综合自动化系统中，网络技术、通信协议标准、分布式技术、数据共享等问题，必然成为综合自动化系统的关键问题。

5.1 变电站自动化系统通信任务

通信包括两方面的内容：一是变电站内部各部分之间的信息传递，如保护动作信号传

递给信号系统报警；二是变电站与操作控制中心的信息传递，即远动通信。向控制中心传送变电站的实时信息，电压、电流、功率的数值大小、开关位置状态、事件记录等；接收控制中心的开关操作控制命令以及查询和其他操作控制命令。

5.1.1 综合自动化系统的现场级通信

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与上位机（监控主机）和各子系统间的数据通信和信息交换问题，它们的通信范围是变电站内部。对于集中组屏的综合自动化系统来说，实际是在主控室内部；对于分散安装的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与子系统的安装地，最大的可能是开关柜间，即通信距离加长了。

综合自动化系统现场级的通信方式并行通信、串行通信、局域网络和现场总线等多种方式。

5.1.2 综合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，经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，最常用的有POLLING和CDT两类规约。

5.2 通信基本概念

通信的基本目的是在信息源和受信者之间交换信息。信息源，指产生和发送信息的地方，如保护、测控单元。受信者指接收和使用信息的地方。如，计算机监控系统、调度中心SCADA系统。

要实现信息源和受信者之间相互通信，两者之间必须有信息传输路径。如，电话线、无线电通道等。信息源、受信者和传输路径是通信的三要素。

实现和完成通信，需要信息源和受信者合作。如，信息源必须在受信者准备好接收信息

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时，才能发送信息。受信者一方必须准确直到通信何时开始，何时结束。信息的发送速度必须与受信者可以接收信息的速度相匹配，否则，可能会造成接收到信息混乱。除此之外，信息源和受信者之间还必须制定某些约定。约定可能包括：信息源和受信者间的传输是否可以同时还是必须轮流，一次发送的信息总量，信息格式，以及如果出现意外（诸如出现差错时）该作什么。

在通信过程中，所传输的信息不可避免会受到干扰和破坏。另外，由于安全和保密的需要，数据的发送者希望得到保证：使指定的接收者真正接收到该数据。而数据的接收者希望得到保证：收到的数据是正确的数据。因而，通信过程中，应有检错、抗干扰措施。

数字通信系统的工作方式按照信息传送的方向和时间，可分为单工通信、半双工通信、全双工通信等三种方式。

单工通信是指消息只能按一个方向传送的工作方式。

半双工通信方式指消息可以双方向传送，但两个方向的传输不能同时进行，只能交替进行。

全双工通信是指通信双方向可同时进行双方向传送消息的工作方式。 为完成数据通信，两个计算机系统之间必须有一种高度的协调。计算机之间为协调动作的目的而进行的信息交换一般称之为计算机通信。类似地，当两个或更多的计算机通过一个通信网相互连接时，计算机站的集合称之为计算机网络。

为使信息可在传输介质上传播或接收传输介质上传来的信息，或充分利用传输介质，信息源和传输介质、受信者和传输介质之间必须有转换设备。如，调制解调器、载波机等。与转换设备连接部分称之为通信接口。

常见的通信接口有： 1）RS-232接口； 2）RS-422接口； 3）RS-485接口。

EIA-RS-232-C是由美国电子工业协会制定的一种串行物理接口标准，目前比较广泛地用于计算机与终端、计算机与计算机之间的就近连接。

RS-232-C的机械特性规定使用一种具有特殊接线排列的25脚标准连接器，并对该连接器的物理尺寸、插针的排列、位置也作了相应的规定，

RS-232-C电气特性说明信号特征。对于公共地线，比-3V更负的电压解释为二进制“1”而比＋3V更正的电压解释为二进制“0”。接口信息速率＜20kbps和传输距离＜15m。常用速率为300bps、600bps、1200bps、2400bps、4800bps、9600bps。 对于RS-232C，最为常用的是下列信号连接线：

· 保护地（AA） · 发送数据（BA） · 接收数据（BB） · 请求发送（CA） · 清除发送（CB） · 数据设置准备好（CC） · 信号地（AB） · 数据终端准备好（CD）

RS-232-C传输信号采用非平衡传输方式，传输距离短，且易受干扰。为此，在RS-232-C接口基础上改进，提出了RS-422接口。

RS-422-A标准采用平衡传输方式，传输一个信号要用两条线。其连接方式见图5-1。当AA’线电平比BB’线电平低于-2V时，表示逻辑“1”；AA’线电平比BB’线电平高于+2V时，

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表示逻辑“0”。由于采用平衡传输，抗干扰能力大大加强，传输速度和性能与RS-232C

平衡发送器差动接收器AA'BB'

图5-1

相比，提高很多。如，距离1200 米，速率可达100kbkps；距离12米远，速率可高达10Mbps。采用平衡传输方式，每一个信号需两根导线。要求全双工通信时，则需要4根信号线传送 双向数据。当使用DTE-DCE通信模式时，连接信号线将随着信号的增多，增加很多连接线。这非常不方便。由于集成电路的发展，为减少连接线，又保留平衡传输特点提供了可能。这就是RS-422标准的变形RS-485标准。

计算机2计算机1RS-485仅能用于半双工通信。其电气特性同RS-422。RS-485电气连接见图

5-2。 由于RS-422/485采用平衡传输，每个信号采用两根信号线传输，具有良好的抗干扰性能。故在实践中，常采用RS-422/485电气接口，组成总线

式通信网，实现一点对多点通信。图

5-3是RS-485组网连接示意图。 图5-2

AA发送接收BB控制控制AA接收发送BB

图5-3 RS-485接口组网示意图

5.3 通信协议

计算机通信如同两个人相互交流一般，必须说同一种语言。通信协议就是计算机通信的语言。数据通信中，计算机间传输的是一组二进制“0”、“1”代码串。这些代码串在不同的位置可能有不同的含义。有的用于传输中控制，如同步、报文控制信息，有的是通信双方地址，有的是通信中要传输的数据，还有些是为检测差错而附加上的监督码元。这些，在通信之前必须双方约定。

通信协议定义为控制计算机之间实现数据交换的一套规则。通讯协议就是指两个以上不

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同实体之间的通信，所必要的一些规定及习性，实体包括用户的应用程序、文件包、数据管理系统、电子邮件、装置终端等，一般来说实体是能发送和接收信息的任何物体，两个实体之间要想实现通信，它们之间就必须约定相互交流的语言。如何交流，交流什么及何时交流，都必须遵循通信实体所共同接受的规定及习性，以达成交换信息的目的，通信协议的关键元素是：

· 语法：数据格式及信号电平 · 语义：协调动作和差错处理的控制信息 · 同步：包括速度匹配及排序

通信协议可分为异步协议和同步协议两类。异步协议把传输的每个字符看作一个的信息，在每个字符起始处同步，并在接收该字符的一段时间内保持同步。同步协议则把许多字符组织成一个数据块，在该数据块的起始处同步，在数据块传输过程中维持同步。维持同步实际上是依靠从接收数据中分离出由发送端混合到数据中一同发送出来的时钟，来对字符各位和字符本身定时。这主要由调制解调器来完成。

同步协议实现比较复杂，但它避免了异步方式中许多起始和终止信号，传输效率提高了，增加控制信息，可使之对更为复杂的通信进行控制，校验能力增强，更便于实现差错 控制。

常用的通信协议主要有：继电保护设备信息接口配套标准DL/T667-1999，等同采用国际标准IEC870-5-103以及变电站自动化系统与调度自动化系统通信协议DL451-91。

5.3.1 DL/T667-1999通信协议

DL/T667-1999适用于具有编码的位串行数据传输的继电保护设备（或间隔单元）和控制系统交换信息。该标准详细规范了继电保护设备（或）间隔单元的信息接口的规范。制定本标准的目的是：使得变电站中一个控制系统的不同继电保护设备和各种装置（或间隔单元）达到互换。

DL/T667-1999的详细规范了继电保护设备（或间隔单元）信息接口。但未必一定适

用于继电保护和测量、控制功能组合在一个装置内并共用一个通信口的设备信息接口。

DL/T667-1999描述了两种信息交换的方法。第一种方法基于严格规定的应用服务数据单元（ASDUs）和为传输“标准化”报文的应用过程。第二种方法使用了通用分类服务，以传输几乎所有可能的信息。 5.3.1.1

规约的结构

DL/T667-1999的规约是基于三层参考模型“增强性能结构”这三层分别为物理层、链路层和应用层。

1）物理层

物理层采用光纤系统或基于铜线的系统，它提供一个二进制对称和无记忆传输，包括把数据变成信息流经过传输介质后又变成数据的全部内容，举例如图5-4所示。

在图5-4中数据是以字节的形式并行传送给通信收发器，经收发器和接口后变成信号流以同步/异步方式传至对侧。若用异步通讯方式，若数据有8位的话，则这个信号流就有11位。最高位后加奇校验位和停止位，最低位前加起始位。

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实体1 CPU链路层数据收发器16C554(901中8251）接口RS485(232或422）接口RS485(232或422）收发器16C554(901中8251)链路层数据实体2CPU物理层图5-4

2）数据链路层

数据链路层属于软件编写格式的内容，它可完成如下功能：

1)对应用层送来的数据或信号，按本规约规定的格式进行帧格式的装卸（打包或折包）后送往应用层，完成网络实体间的数据传递功能。

2)控制通信的收发，提供数据链路流量控制。 3)检测和纠正物理链路产生的差错。

若一个控制系统到几个继电保护设备之间链路，共用一条公用的物理通道（总线型网结构），那么，这些链路必须工作在非平衡式（即主从关系的传输方式如查询方式，有问才回答），以避免各个继电保护设备试图同一时刻在通道上传输的可能性，不同的继电保护设备（在控制系统中按唯一的编号来安排地址），在通道上容许传输的顺序取决于控制系统的应用层规则，“主”在我们系统中指总控单元，“从”则指每个装置。

在870-5-103规约附录C中，对传输帧格式和链路规则以及固定帧长链路规约数据单元做了规定，在链路规约数据单元中（LPDU）不得含有多于一个的应用服务数据单元。

3）应用层

在应用层形成应用服务数据单元（ASDU）如图5-5所示，应用服务数据单元由数据单元标识符和信息体组成，其数据单元标识符有相同的结构，它由四个八位位组所组成。

其结构如下：

·类型标识（TYP）

·可变结构限定词（VSQ） ·传送原因（COT）

·应用服务数据单元公共地址

应用服务数据单元公共地址常常和用于链路层的地址一致。

信息体（INFORMATION OBJECT）由信息体标识符（INFORMATION OBJECT IDENTIFIER）和一组信息元素集（A SET INFORMATION ELEMENTS）组成，如果出现的话，还有时标（TIMEG）

信息体标志符包含两个八位位组，其结构如下： ·功能类型（FUN） ·信息序号（INF）

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·信息元素集由一个单个的信息元素、一个综合信息元素或一个顺序的信息元素所组成。

类型标识数据单元类型可变结构限定词数据单元标识符传送原因应用服务数据单元公共地址功能类型应用服务数据单元信息体标识符信息序号信息元素集信息体时标ms信息体时标(可选)IVSURes时标min时标h

图5-5一个应用服务数据单元的结构

应用服务数据单元:

=CP48+8I+8j (数据单元标志符，信息体) 数据单元标识符：

=CP32(类型标识，可变结构限定词，传送原因，应用服务数据单元公共地址) 信息体：

=CP16+8i+8j(功能类型，信息序号，信息元素集，时标) 其中:

参数i: =信息元素集的八位位组的数目 参数j: =0：时标不出现，4：时标出现`

该结构中的各项具体解释见DL/T667-1999第7部分。 链路层数据单元 链路层数据单元（LPDN）的形成过程及各数据单元之间的关系，模型可用下图5-6表示，该模型只用在三层(物理、链络、应用)增强性结构(EPA)中。

模型2的应用数据结构中规约数据单元由规约控制信息和服务数据单元组成。参考模型2的数据单元关系如图5-6所示。

由于本标准未采用应用规约控制信息APCI，所以在应用层中的应用规约数据单元和应用服务数据是一样的，也和链路层中的链路服务数据单元一致的。

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ÖÖÖÖ§ÖÖ¦ÓÓÃÓû§Êý¾ÝAPCIAPDU=ÖÖÖÖÖÖÖÖAPCIASDUASDU=ÖÖ·ÖÖÖÖÖÖAPCI=ÖÖÖÖÖÖÖÖAPDU(ASDU)LPCILPCILSDU(ASDU)LPDU=ÖÖ·ÖÖÖÖÖÖLSDU=ÖÖ··ÖÖÖÖÖÖLPCI=ÖÖ·ÖÖÖÖÖÖÖÖ·ÖÖ2ÖLPDUïÀÎí²ã图5-6 各种数据单元之间关系

5.3.1.2

帧结构和传输顺序

870-5-103通信规约有固定帧长报文和可变帧长报文两种报文格式，前者主要用于传送

“召唤、命令、确认、应答”等信息，后者主要用于传送“命令”和“数据”等信息。

1)传输帧格式

（1） 固定帧长报文FT1.2

固定帧长报文FT1.2格式如图5.7a所示。

高位低位启动字符（10H）控制域C地址域A帧校验和CS线路上传输顺序1112345停止位11111D7D6D5D4D3D2D1D0101PPP10009080706150403020100001100启动字符控制域地址域帧校验和结束字符启动位控制域地址域帧校验和10偶校验位结束字符（16H）

图5-7a固定帧长帧格式 图5-7b固定帧长帧传输顺序

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图5.7a中帧校验和是控制域和地址域的算术和，不考虑溢出。

固定帧按图5-7b传输顺序传输。帧传输首先传输启动字符，接着按从上到下的次序逐个字符传输。每一个字符由启动位开始，接着按低位到高位的顺序逐位发送，即，先D0位，其次D1位，依次传输，最后传输D7位。D7位传输完后，传输偶校验位、停止位。至此，一个字符传输完毕，准备传输下一个字符。

固定帧传输规定: (1) 线路空闲状态为二进制1； (2) 每一个字符有一个启动位二进制0,八位信息位,一位偶校验位,一位停止位； (3) 前后两个字符间无需线路空闲间隔； (4) 两帧之间的线路空闲间隔最少需33位； (5) 无报文长度域； (6) 帧校验和是控制域、地址域、用户数据区的算术和(不考虑溢出位即256模和)； (7) 接收校验：

①每个字符的启动位、停止位、偶校验位；

②校验启动字符、帧校验和、结束字符，若检出一个差错，舍弃此帧数据，并校验空闲间隔；

③校验结果，若无差错，数据有效。 2）可变帧长报文

可变帧长报文格式如图5.8a所示。

启动字符（68H）报文头（长度固定）报文长度L报文长度L（重复）启动字符（68H）控制域C用户数据（L个字节）链路用户数据（可变长度）帧校验和CS结束字符（16H）n-1n停止位线路上传输顺序11101234561111111..1111PP1PPP..PP1000帧校验和10110011高位低位D7D6D5D4D3D2D1D090817160L重复L010005140302010000000启动字符报文长度重复报文长度启动字符控制域地址域控制域地址域地址域A链路用户数据（可变长度）..000用户数据可变长度帧校验和结束字符启动位偶校验位 图5.8a可变帧长帧格式 图5.8b可变帧长帧传输顺序

可变帧长帧格式中帧校验和为控制域、地址域和链路用户数据的算术和，不考虑溢出。可变帧长帧格式中“链路用户数据”对应ASDU，具体格式见图5-5。报文长度为用户链路数据字节数加2。

可变帧长帧传输顺序如图5-8b所示。帧传输首先传输启动字符，接着按从上到下的次序逐个字符传输。每一个字符由启动位开始，接着按低位到高位的顺序逐位发送，即，先D0位，其次D1位，依次传输，最后传输D7位。D7位传输完后，传输偶校验位、停止位。至此，一个字符传输完毕，准备传输下一个字符。

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可变帧长帧传输规定： (1) 线路空闲状态为二进制1； (2) 每一个符有一启动位二进制0，八位信息位，一位偶校验位，一位停止位； (3) 每个字符间无需线路空闲间隔； (4) 两帧之间的线路空闲间隔最少需33位； (5) 报文长度L包括控制域、地址域、链路用户数据区的8位位组（字节）的个数，为二进制数； (6) 帧校验和是控制、地址、用户数据区八位位组的算术和； (7) 接收校验：

①每个字符的启动位、停止位、偶校验位；

②校验两个启动字符、两个L值应一致，接受字符数为L+6、帧校验和、结束字符。若检出一个差错，舍弃此帧数据，并校验空闲间隔； ③校验结果若无差错，数据有效。

FT1.2可变帧长帧格式用于由控制系统向继电保护设备（或间隔单元）传输数据，或由继电保护设备（或间隔单元）向控制系统传输数据之用。FT1.2固定帧长格式用于继电保护设备（或间隔单元）向控制系统传输的确认帧，或控制系统向保护设备（或间隔单元）传输的询问帧。 3）控制域

控制域分“主→从”和“从→主”两种情况。“主→从”即由控制系统向保护设备（间隔单元）传输报文。“从→主”指由保护设备（间隔单元）向控制系统传输报文。 （1）“主→从”报文的控制域

D7备用D6D5D4D3D2D1D0PRMFCBFCV23222120启动报文位帧计数位帧计数有效位功能码图5-9“主→从”报文的控制域

（A） 启动报文位PRM=1，表示是由主站（控制系统）向从站（继电保护设备或间隔单

元）传输，主站为启动站。

（B） 帧计数位FCB。主站（控制系统）向同一个从站（继电保护设备或间隔单元）传

输新一轮的“发送/确认”或“请求/响应”传输服务时，将帧计数位FCB取相反值，主站为每一个从站保留一个帧计数位FCB的拷贝，若超时，未从从站收到所期望的报文，或接收出现差错，则主站不改变帧计数位FCB的状态，重传原报文，重传次数为3次，若主站正确收到从站报文，则该一轮的“发送/确认”或“请求/响应”传输服务结束。重发次数最多不超过3次。若重传未收到预期应答，则结束本轮传输服务。

复位命令的帧计数位FCB常为零，帧计数有效位FCV=0。

（C） 帧计数有效位FCV=0表示帧计数位FCB无效；帧计数有效位FCV=1表示帧计数

位FCB有效；

对于“发送/无回答”、广播报文不需要考虑报文丢失和重复传输，无需改变帧计数位FCB的状态，故这些帧的帧计数有效位FCV常为零。

（D） 功能码如表5-1所示。

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表5-1 主站向从站传输帧功能码定义 功能码 帧 类 型 功能描述 FCV状态 0 0 发送/确认帧 复位通信单元 3 1 发送/确认帧 传送数据 4 0 发送/无回答帧 传送数据 7 0 复位帧计数位 传送数据 9 0 请求/响应帧 召唤链路状态 10 1 请求/响应帧 召唤1级数据 11 1 请求/响应帧 召唤2级数据 注：功能码等于3、4的报文可为可变帧长报文，其余报文均为固定帧长报文。

（2）“从→主”报文的控制域

D7备用D6D5D4D3D2D1D0PRMACDDFC23222120启动报文位要求访问位数据流控制位功能码图5-10“从→主”报文的控制域

（A） 启动报文位PRM=0，表示是由从站（继电保护设备或间隔单元）向主站（控制系

统）传输，从站为启动站；

（B） 要求访问位：ACD=1，表示从站希望向主站传输1级用户数据； （C） 数据流控制位DFC

DFC=0——表示从站可以接受数据

DFC=1——表示从站当前无法接受数据。

（D） 功能码。从站向主站传输帧的功能代码定义见表5-2。

表5-2 从站向主站传输帧的功能代码定义 功能码 帧 类 型 功 能 0 确认帧 确认 1 确认帧 链路忙，未收到报文 8 响应帧 以数据包响应请求帧 9 响应帧 从站没有所召唤的数据 11 响应帧 从站以链路状态响应主站请求 注：功能码=0、1、9、11的报文为固定帧长报文。功能码=8的报文为可变帧

长报文。 主站向从站召唤1级用户数据，从站如有1级用户数据，以响应帧回答。如无1级用户数据，以无所要求的数据帧回答。

主站向从站召唤2级用户数据，从站以被测值的响应帧回答。如无所要求的被测数据，以无所要求的数据帧回答。

主站召唤全数据，进行总查询（总召唤），从站以相应的帧回答。 （3）地址域

地址域为主站与之通信的从站地址。

32

5.3.1.3 链路传输规则（见原规约附录C）

本标准采用非平衡（主从问答式）方式传输规则，即由主站向从站触发一次传输服务，或者成功完成，或者报告产生差错，之后才开始下一轮的传输服务。对于“发送/确认”、“请求/响应”传输服务在传输过程中受到干扰，用等待——超时——重发的方式发送下一帧。本标准内采用的链路服务级别为3级，见表5-3。

表5-3 链路服务级别

链路服务级别 S1 S2 S3 帧 类 型 功 能 发送/无回答（SEND/NO REPLY） 由控制系统向继电保护设备（或间隔单元）发送广播命令 发送/确认（SEND/CONFIRM） 请求/响应（REQUEST RESPOND） 由控制系统向保护设备或间隔单元设置参数等 由控制系统向保护设备或间隔单元召唤数据或事件 在新一轮服务开始时，帧计数位（FCB）改变状态，对于发送/确认，请求/响应/传输服务的传输过程中若确认帧受到干扰或超时（50ms）未收到确认帧，则不改变帧计数位的状态重发报文，最大重复次数为3次。

从站继保设备（或间隔单元）正确收到主站控制系统的发送报文后，则应向主站控制系统发送确认帧（或响应帧），此时从站继保（或间隔单元）将此帧保持起来，在前后两次按收到的发送帧计数位的值不同时，将保存的确认帧清除，并形成新的确认帧；否则不管收到帧内容是什么，将保存的确认帧重发；当收到一个复位命令（RESET）时，此帧的帧计数位为零,并期待下一帧的帧计数位和帧有效位都为1。

若从站由于过载原因不能接收控制系统的报文，应传送一个忙帧给主站控制系统。 A、固定帧长链路规约数据单元举例

（1）复位帧计数位、复位通信单元的链路规约数据单元格式(见图5-11、图5-12)。 C_RFB_NA_3 C_RCU_NA_3 10H 10H 0 1 0 0 0 1 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 链路地址域 链路地址域 帧校验和（CS） 帧校验和（CS） 16H 16H 图5-11复位帧计数位 图5-12复位通信单元 图5-11中，控制域D7～D0分别为01000111；D6为1（即PRM=1）表示由控制系统向继电保护系统；D5为0（即PCB=0），复位命令PCB=0；D4为0，帧计数有效位FCV=0；D3 ～D0为7，功能码序号为7，表示帧类式为复位帧计数位（查原规约表C1可知）。

图5-12中，D3～D0为0，功能码序号为0，表示帧类型为发送/确认帧，功能为复位通信单元（查原规约表C1可知）。

(2)控制系统发送召唤1级用户数据的链路规约数据单元（C_PL1_NA_3）、召唤2级用户数据（C_PL2_NA3）的链路规约数据单元、请求链路状态帧（C_PLK_NA-3）格式如下见图5-13、图5-14、图5-15。

33

C_PL1_NA_3 10H 0 1 FCB FCV 1 0 链路地址域 帧校验和（CS） 16H 1 0 C_RL2_NA_3 10H 0 1 FCB FCV 1 0 链路地址域 帧校验和（CS） 16H

1 1 图5-13召唤1级用户数据 图5-14召唤2级用户数据

C_RLK_NA_3 10H 0 1 FCB 0 1 0 链路地址域 帧校验和（CS） 16H 0 1 图5-15 请求链路状态

图5-13中D3~D0为10，功能码序号为10，请求/响应帧类型，功能为召唤1级用户数据。

图5-14中D3~D0为11，功能码序号为11，请求/响应帧类型功能为召唤2级用户数据。 图5-15中D3~D0为9，功能码序号为9,请求响应帧类型功能为请求链路状态。 1） 在监视方向上的固定帧长的链路服务数据单元。 ①确认帧

正确收到控制系统的发送帧，继电保护设备（或间隔单元）以确认帧回答，见图5-16。 M-CON-NA-3 10H 0 0 ACD DFC 0 0 0 0 链路地址域 帧校验和（CS） 16H 图5-16确认帧 ②忙帧（确认帧）

如果链路忙，未接收到报文，以忙帧响应控制系统的发送帧，见图5-17。 M-BY-NA-3 10H 0 0 ACD DFC 0 0 0 1 链路地址域

帧校验和（CS）

16H

图5-17 忙帧

③无所要求的数据帧回答（M_NV_NA_3）

如果继电保设备（或间隔单元）无控制系统所要求的数据，以此帧回答，见图5-18。

34

M_NV_NA_3 10H 0 0 ACD DFC 1 0 链路地址域 帧校验和（CS） 16H 0 1 图5-18无所要求的数据帧

④链路状态响应帧

当控制系统请求继电保护设备（或间隔单元）链路状，继电保护设备（或间隔单元）以此帧回答，见图5-19。

M_LKR_NA_3 10H 0 0 ACD DFC * * 链路地址域 帧校验和（CS） 16H * * 图5-19 链路状态响应帧

图5-19中“*”表示：=（11）=链路工作正常，；=（14）=链路服务未工作，；=（15）=链路服务未实现。

注：1级和2级用户数据的定义见原附录F中的定义。1级用户数据可以理解为自发和突变的信息。2级用户数据可以理解为周期性遥测数据。

B、可变帧长链路规约数据单元举例。 1）链路用户数据（ASDU）的一般格式

数据单元

标识符

信息体

TYPE VSQ COT ASDU-ADDR FUN INF 信息元 -------- ASDU类型标识（1byte） 可变结构限定词 传送原因 应用服务数据单元公共地址 功能类型 信息序号 图5-20链路数据单元一般格式

（A） 应用服务数据单元公共地址（ASDU-ADDR） 对于一般的装置，ASDU-ADDR=装置的物理地址

对于保护管理，ASDU-ADDR=产生信号的保护装置的物理地址。 ASDU-ADDR的取值范围为：0～254

35

（B） 传送原因（COT）——指出报文的性质 传送原因分“主→从”和“从→主”两种情况。 • “主→从”传送方向 8——同时同步

9——总查询（总召唤）的启动 20——一般命令

31——扰动数据的传输 40——通用分类写命令 42——通用分类读命令 • “从→主”传送方向 1——自发（突发）报文 2——循环传送

3——复位帧计算位（FCB） 4——复位通信单元 8——时间同步

9——总查询（总召唤）

10——总查询（总召唤）终止 12——远方操作

20——命令的肯定认可 21——命令的否定认可 31——扰动数据的传送

40——通用分类写命令的肯定认可 41——通用分类写命令的否定认可 42——通用分类读命令的有效数据响应 43——通用分类读命令的无效数据响应 44——通用分类写确认

（C） ASDU类型标识（TYP）

ASDU的类型标识号，870-5-103通信规约出于传送各种不同类型信息的需要，规定了很多种格式的ASDU，每一种格式的信息体都不一样，并且都有一个唯一识号。 （D） 可变结构限定词（VSQ）

它规定了ASDU信息体中信息元的个数和存放格式。如图5-21所示。 （E） 信息元标识符（FUN、INF）

D7D6D5D4D3D2D1 信息元标识符包括两个部分即功能类型（FUN）和信息序号（INF）对于继电保护置，每个动作元件（如Ⅰ段距离动信息元数目作）、报警信号和压板状态等都有一个唯

0—信息体中，信息元按序存放。一的FUN和INF与之对应。 FUN和INF给出第一信息元的标识码。对于远动装置，每个遥测、遥信、遥脉、

1—信息体中只含单个元素，或信息体遥控通道也都有一个唯一的FUN和INF与之对 中包含的元素为综合信息元。应。具体定义如下：

遥测通道：FUN=1～6，INF=92～148 图5-21 遥信通道：FUN=1～6，INF=149～190 遥脉通道：FUN=1～6，INF=6～31 遥控通道：FUN=1～6，INF=48～75

36

D0（F） 信息元

以一定格式表示信息的状态或数值（如遥信状态、遥测值或压板位置等等）。 2）时间同步的ASDU（ASDU6）

1byte1byte1byte1byte1byte1byte681HCOTASDU_ADDR2550TYPVSQCOTASDU_ADDRFUNINF7bytetime7个字节的时钟值

图5-22时间同步ASDU

3）保护开关是输入信号和内部报警信号的ASDU（ASDU1）

1byte1byte1byte1byte1byte1byte181HCOTASDU_ADDRFUNINF00000DPITYPVSQCOTASDU_ADDRFUNINF双位置信号值0 未用1 断开2 闭合3 未用4bytetime4个字节的时钟值图5-23保护开关是输入信号和内部报警信号的ASDU

C、专用范围应用分类服务信息帧举例 1）总控单元远方合闸报文举例

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（1）远方选合信息发送帧及其解释

高位低位D7D6D5D4D3D2D1D012345678680a0a6853fa40810cfa01378200ce16启动字符报文长度重复报文长度启动字符控制域地址域报文长度910111213141516数据单元标识ASDU应用服务数据信息体帧校验和结束字符图5-24远方选合信息发送帧

①固定长度报文头面貌1-4个字符，68为启动字符（68H），oa、oa为两个垂直的报文长度，指从第5个字符到第14个字符（ 回信标志）的长度，68为第2个启动字符。

②报文长度从第5个字符到第14个字符，该长度根据信息的内容可变，其中第一个字符（也就是该帧的第5个字符）53为控制域。

D7D6D5D4D3D2D1D00PRM=1表示主站→从站1010011功能码3表示“发送/确认”帧帧类型。功能发送数据。FCB=0。超时收不到所期望报文，不改变该位状态，重传原报文。重传次数为 3。传输新一帧则变位。PCV=1 表示帧计数位变化有效。若为0 则表示帧计数位变化无效。图5-25控制域

第6个字符fa为从站在传输系统中的地址。

第7个字符40（十进制）为ASDU应用服务数据组的类型表识，为控制断路器命令（见原规约附录E16）。

第8个字符81H为ASDU的可变结构限定词（原规约7.2.2有说明）。

1 0 0 0 0 0 0 1 图5-26

第9个字符0CH为ASDU的传输原因，0C（十进制12）表示远方操作（见原规约附录E表E2）。

第10个字符0faH为ASDU的公共地址。 第11个字符为信息体的功能类型D7D6D5D4D3D2D1D010000010FUN，01H为断路器控制（见原规约附录E

0:执行0：不允许表E2）。

无定义1：跳闸1:选择第12个字符信息体信息序号INF，2：合闸0:有效3：不允许37H（55=48+7），表示总控单元被控对象数

1:撤消据库中第8个元素。见附录E表E2。

第13个字符为信息元素集，82H为 图5-27选合信息元素 选合含义（控制命令）（原规约附录E2.7）。

第14个字符为返回信息标识

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第15个字符为校验和（报文内容之和取两个低位） 第16个字符16H为结束码。 （2）确认帧及其解释

高低 位位第1个字符为启动字符10H D7D6D5D4D3D2D1D0第2个符为控制域

110启动字符第3个字符为链路地址faH

200控制域第4个字符为帧校验和

3fa地址域第5个字符为结束码 4fa帧校验和 5 16结束字符

图5-28 确认帧 （3）远方执合信息帧及其解释

高位低位D7D6D5D4D3D2D1D012345678680a0a6873fa40810cfa013702006e16启动字符报文长度重复报文长度启动字符控制域地址域报文长度910111213141516数据单元标识ASDU应用服务数据信息体帧校验和结束字符图5-29执合信息帧

其基本含义基本同前解释，仅有如下差别：

第5个字符由53改为73，因为FCB由0变为1，要传一个新的信息帧。 第13个字符由82改为02，02为合闸。 （4）确认帧

高位低位D7D6D5D4D3D2D1D0123451000fafa16启动字符控制域地址域帧校验和结束字符图5-30 确认帧

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5.3.1.4 通用分类服务

A、通用分类服务概况

引入通用分类服务是为了将来继电保护设备（或间隔单元）的扩展，以便提供一种传送任何类型和格式数据的机能，而不用经常定义新的严格的应用服务数据单元。这种服务提供了识别数据包括其类型、格式和描述的能力，还提供了读和写数据值的能力。“通用分类”一词隐含所有进出的数据可以通过通用分类服务按同一种方式进行访问，因此所有数据在所有设备上按一致的方法构成，在许多不同设备上即使采用不同数据类型，它的结构也能适用。虽然其数据的内容和含义在不同设备之间是不相同的。

B、目录结构

为了访问在一个继电保护设备（或间隔单元）内的通用分类数据，将数据编成目录，在这里通用分类数据的每一项存入单一的目录条目，这些目录条目由唯一的通用分类标识序号（GIN）所识别，通用分类标识序号是用来区分所有信息（属性）。这些信息（属性）是属于一个通用分类数据的特定项，诸如其值、ASCII描述，设定范围、量纲等等，每一个条目都是完全的，为了一致性，每一个条目至少应包含一个描述属性。

通用分类标识序号GIN用两个八位组来代表，它允许每一个继电保护设备（或间隔单元）有65535个不同的条目，因为在同时处理时，这是一个大的信息量，通用分类标识序号按照两个层次来构成，这样比较容易选择，而不致于困扰使用者，为此通用分类标识序号的第一个八位位组是指类似相关条目的一个组，第二个八位位组是指在这个组内的条目的索引号。为使系统灵活，任何特定的组序号无任何特定的含义,如果在一个组内数据条目太多,它还可在下一个组内安排。

一个组内的第一个条目（在这里通用分类标识序号的第二个八位位组为零）有其特定的含义，它指的是这个组的标量，包含有跟随其后的条目组的定义。它的描述属性用以识别组的名字，它和继电保护设备（或间隔单元）是相关联的，其值可以指明在组内条目的数目。

通用分类标识序号的概念可以看作是采用了一个文件档案柜的模型（见图5-31），虽然包含在一个继电保护设备（或间隔单元）内的数据结构可能是完全不同的。

在此模型中，继电保护设备（或间隔单元）的目录看起来类似许多相邻的文件柜按水平方向从0～225加以编号（通用分类标识序号的第一个八位位组），每个文件柜内有一系列的抽屉按垂直方向上从0～225加以编号（通用分类标识序号的第二个八位位组），每一个文件柜内的第一个抽屉代表一组通用分类数据的条目，内容含了许多文件夹，每一个文件夹有一个属性名字在它上面，打开文件夹就显示出属性的内容。

通用分类标识序号的第二个八位位组

在传输时，先读主标题，了解整体结构，再读每个标题下的条目，还要读条目内的内容和属性，组成一个三维立体结构。

C、通用分类数据结构

通用分类服务中的一个重要概念是具有传输任何类型数据的能力，以及能够正确解释其类型和格式，因而在实际数据的前面加上一个其结构被称为“数据集”的类型和长度信息（GDD见图5-32），就可以形成能自我描述的通用分类数据，它被采用作为许多通用分类服务的应用服务数据单元的公共单元。

通用分类标识序号的第二个八位位组

40

04 通的 00 用第 分一 01 类个 标八 02 识位 序位 03 号组 04 05 00 01 02 03

实际值 描述 GIN=0100 GIN=0200 GIN=0300 GIN=0400 组定义 =0101 GIN=0201 GIN=0000 缺省值 GIN=0301 GIN=0401 GIN=0202 GIN=0402 GIN=0403 GIN=0404 GIN=0405 每个组下条目中的内容和属性 GIN=0002 GIN=0102 GIN=0003 GIN=0103 GIN=0004 GIN=0104 GIN=0005 GIN=0105 量程（步长） GIN= GIN= 量程（最大值） 量程（最小值） GIN= 实际值GIN= 描述 GIN=0205 GIN= GIN=0202 图5-31目录结构的模型

通用分类标识序号（见原规约7.2.6.31） GIN 描述的类别（见原规约7.2.6.34） KOD GDD 通用分类数据描述（见原规约7.2.6.32） GDI 通用分类标识数据（见原规约7.2.6.33） 图5-32

D、通用分类服务原理

基本上，在同一时刻仅能有一个通用分类数据的读服务在工作，这同样适用于通用分类数据的写服务，除了上面所指出的通用分类服务之外的其他服务，包括“通用分类数据的总查询（总召唤）”可以协调一致的完成。

当一个新的读服务启动时，通用分类数据的任何读服务将常常被继电保护设备（或间隔单元）所中止，而不用任何表示。

当执行先前的命令时，接受到新的写命令，这个新的命令将被继电保护设备（或间隔单元）所拒绝，继电保护设备（或间隔单元）采用相应的应用服务数据单元，其传送原因以“通用分类命令的否定认可”来回答。

为了在控制方向和监视方向上报文容易区分，采用返回信息标识符（RⅡ），由继电保护设备（或间隔单元）传送的所有应用服务数据单元包含了由命令所赋予的返回信息标识符（RⅡ）。

通用分类数据也可以循环地和自发（突发）地传送， 采用上面已定义的传送原因（COT），此时返回信息标识符为0

E、通用分类服务的应用服务数据单元

一个继电保护装置要传输的目录，可以用通分类标识序号（GIN）来描述，见原规约表A1，对GIN的说明在原规约7.2.6.31。

41

以上通用分类标识序号GIN中的每一个组中的每个条目的属性可以用通用分类数据描述（GDD）（原规约7.2.6.32说明），描述类别（KOD）（原规约7.2.6.34说明）；通用分类标识数据（GID）（原远见约7.2.6.33中说明）来说明，把它们做为信息体填入应用服务数据单元的ASDU中就构成了通用分类服务的应用服务数据单元。当然，这个ASDU的类型标识（TYP）、传输原因（COT）、功能类型（GEN）等均应选用规约规定的序号。

表5-4

GIN 0000H 0002H 0003H 0004H 000BH 0100H 0101H 0102H 0200H 0201H 0211H 0300H 0301H

目录条目的用法 组的标题：一般继电保护设备（或间隔单元）的信息 全局设置的口令 新的口令条目设置 继电保护设备（或间隔单元）的位置 继电保护设备（或间隔单元）单元地址 组的标题：被测值 A相电压 B相电流 组的标题：设置 LOWSET CURVE特性 分接头位置信号 组的标题：故障记录 1号故障 5.3.2 DL451-91循环式远动规约简介

DL451-91循环式远动规约由原水利电力部颁发。该规约制定了远动同步通信帧格式和字结构及传输策略。

该规约采用可变帧长、多种帧类别循环传送的方法实现下列信息的传送： · 遥信 · 遥测 · 事件顺序记录（SOE） · 电能量脉冲计数值 · 遥控命令 · 升降命令 · 校时 · 广播命令

42

· 复归命令 · 子站工作状态

该规约对变位遥信采取插入传送、重要遥测缩短循环传送间隔时间来提高系统对这些信息的实时响应性能；采用BCH循环码作为监督码，进行检错，提高远动信息传输的可靠性。

帧格式见图5-33。每帧以同步字开头，紧跟着的是控制字，控制字后有若干信息字组成。不同的帧，信息字有多有少，甚至没有信息字。

同步字 控制字 信息字1 „„ 信息字n 同步字 „„ 图5-33 同步字由3组相同字符（EB90H）构成，无BCH保护码。码长48位

控制字格式见图5-34。控制字主要包含控制字节、帧类别、信息字数、发送和接收者地址及校验码。

控制字节 帧类别 信息字数 源站址 目的站址 校验码 图5-34 控制字节用来对本帧格式作补充说明。帧类别见表5-5。帧主要按信息类型和传输时间要求进行分类。控制字和信息字均为（48，40）BCH码。

信息字的通用结构见图5-35。遥测、遥信、遥控信息字结构如图5-36。

功能码 监督码 图5-35 信息字开头字节是功能码。功能码表征信息字的功能和序号。最后一个字节是BCH监

督码。中间四个字节供数据使用。对不同的数据，中间数据格式有所不同，见图5-36。如，对于遥测，一个信息字包括两个遥测数据，每个遥测数据最大为12位二进制数。对于遥信，一个信息字最多可包括32个开关对象。遥控命令中操作性质码以CCH表示合闸，33H表示分闸。对象码是受控对象的代号，用BCD码表示。BCD码是这样一种编码，用四位二进制数来表示一位十进制数。如，十进制“9”，BCD码表示为“1001”；十进制“68”， BCD码表示为“0110 1000”。

功能码 遥测数据1 遥测数据2 监督码 (a) 遥测信息字

功能码 功能码 操作性质码 对象码 (c)遥控信息字

图5-36

传输远动信息，按帧发送。只要满足规定的循环时间，帧系列可任意组合。对于重要遥测，循环时间不大于3秒；一般遥测循环时间一般不大于20秒；非变位遥信状态循环时间可较长，变位遥信插入传输，要求在1秒内送到主站。诸如电能量脉冲计数等慢变化量，则以几分钟到十几分钟时间间隔循环传送。

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遥信数据 (b) 遥信数据

监督码 监督码 帧系列传送有固定循环传送、帧插入传送、信息字插入传送等三种传输模式。 对于遥控、升降命令，一般采取连传三遍，以提高传送的可靠性。 下行通道无信息传输时，规约规定传同步码。

表5-5帧类别 帧类别 定 义 代 码 上行 下行 61H C2H B3H F4H 85H 26H 57H A8H D9H 7AH 0BH 4CH 3DH 9EH EFH

重要遥测（A帧） 次要遥测（B帧） 一般遥测（C帧） 遥信状态（D1帧） 电能脉冲计数（D2帧） 事件顺序记录（E帧） 遥控选择 遥控执行 遥控撤消 升降选择 升降执行 升降撤消 设定命令 设置时钟 设置时钟校正值 召唤子站时钟 复归命令 广播命令 44