風電場

變電站綜合自動化

1、變電站綜合自動化系統概述1.1、變電站綜合自動化系統的定義1.2、變電站綜合自動化系統的基本特征

1.3、變電站自動化技術的發展歷程1.4、變電站綜合自動化系統的功能描述

1.1綜自系統概述—定義 變電站綜合自動化系統，是利用多臺微處理器及嵌入式CPU和大規模集成電路組成的分層分布式的自動化系統，它以計算機技術為基礎，實現對變電站傳統的繼電保護、測量手段、控制方式、通信結構和管理模式的全面改造和升級。 系統將變電站的二次設備，包括測量儀表、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等，經過功能的重新組合和優化設計，利用先進的計算機技術、現代電子技術、信號處理技術和通信技術、實現對全變電站的主要設備和輸、配電線路的綜合性的自動化功能。這些包括：自動監視、遠程測量、自動控制、微機保護，以及與調度通信等。1.2綜自系統概述—基本特征變電站綜合自動化系統具有如下特征：系統功能綜合化

綜合了除交直流電源外的全部二次系統，綜合不是簡單的拼湊，而是功能的重新劃分和性能指標的最優。系統構成的模塊化和數字化 面向被控對象，形成模塊化設計，并以模塊化為基礎實現系統的靈活組態（例如出線按間隔配置，規模可大可小）。而模塊化內部又實現了微機化。系統結構分布、分層、分散化

系統結構從功能上采用分層設計（分三層），從物理位置上分散就近安裝（中壓安裝在高壓柜上，可靠性遠高于集中式）。各子系統分布設計、并列運行、協調工作。1.2綜自系統概述—基本特征操作監視屏幕化

以往的模擬屏被顯示器上實時刷新的主接線圖取代，以往的把手控制操作被鍵盤鼠標操作取代，以往的光字牌告警被計算機上的數字光字牌、文字提示及語音告警取代，以往的指針顯示被顯示器的數字顯示替代通信網絡化 以往用于傳輸設備信息的是傳輸模擬量或硬接點狀態量的電纜，且數量龐大，現在采用以傳輸串行數字信號用的少量通訊電纜或光纜。網絡化的通訊方式使得施工更為簡單、組態和擴容更為靈活。運行管理智能化

運行管理的自動化不僅表現在常規功能（抄表、VQC、接地試拉、故障隔離和恢復）的自動化上，更體現在在線自動診斷、狀態檢修和智能告警上。1.3綜自系統概述—發展歷程80年代中期90后-00年代70年代國內變電站綜合自動化系統的發展歷程分立的保護和自動化設備微機RTU設備和純微機保護分散的微機測控和分散的微機保護80后-90年中真正實現綜合自動化1.3綜自系統概述—發展歷程影響變電站綜合自動化系統的發展的關鍵技術計算機技術計算機尤其是微處理器技術的發展，決定著變電站自動化系統模塊集成度的提高和功能的優化。例如早期的8位機產生了功能簡單的微機保護和RTU設備，現在的32位機及DSP實現了功能強大的中壓保護測控一體化設備和高壓主后備一體化保護，也實現了保護和控制邏輯的PLC編程，同時也催生了IEC61850標準研究應用。串行通訊技術通訊技術尤其是以太網技術的發展，決定著變電站自動化系統信息的融合和共享。例如早期的載波技術低速通訊產生了CDT規約實現有限信息的上傳，現在的光纖以太網通訊促成了IEC61850的標準體系的建立，實現了變電站各設備間的無縫接入和信息的全面共享。第2章變電站自動化系統的結構和配置2.1變電站自動化系統的分層和邏輯接口2.2變電站的智能電子設備定義2.3變電站自動化系統的硬件結構模式2.4變電站自動化系統的配置原則2.5變電站自動化系統的典型配置（1）過程層設備過程層實際上是指與變電站一次設備斷路器、隔離開關和電流互感器TA、電壓互感器TV接口設備。（2）間隔層設備變電站自動化系統在間隔層的設備主要有各種微機保護裝置、自動控制裝置、數據采集裝置和RTU等等。

(3）站控層設備變電站層的設備包括計算機、打印機、天文鐘、通訊管理機或遠動工作站等設備。2.1變電站自動化系統的分層和邏輯結構間隔層的功能描述 間隔層的設備主要有各種微機保護裝置、自動控制裝置、數據采集裝置和RTU等設備，間隔層設備的主要功能是：(1)匯總本間隔過程層實時數據信息；(2)實施對一次設備保護控制功能；(3)實施本間隔操作閉鎖功能；(4)實施操作同期及其他控制功能；(5)對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；(6)承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。2.1變電站自動化系統的分層和邏輯結構站控層的功能描述(1)通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫；(2)按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心；(3)接收調度或控制中心有關控制命令并轉間隔層、過程層執行；(4)具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；(5)具有(或備有)站內當地監控的人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警，實現視頻、聲音等多媒體功能；(6)具有對間隔層、過程層諸設備的在線維護、在線組態，在線修改參數的功能；(7)具有(或備有)變電站故障自動分析和操作培訓功能。2.1變電站自動化系統的分層和邏輯結構2.1變電站自動化系統的分層和邏輯結構變電站自動化系統各項功能的邏輯接口2.2

變電站的智能電子設備定義 變電站自動化系統的設備統稱為智能電子設備IED（IntelligentElectronicDevices）。IEC61850協議對智能電子設備IED的定義是： 由一個或多個處理器組成，具有從外部源接收和傳送數據或控制外部源的任何設備（例如：電子多功能儀表、數字繼電器、控制器）。這些IEDs在物理位置上，可安裝在3個不同的功能層（即變電站層、間隔層、過程層）上。2.3變電站自動化系統的硬件結構模式2.3.1早期的集中式系統結構模式

這種系統集中采集變電站的模擬量、開關量和脈沖量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、保護和一些自動控制功能。集中結構并非指由單一的計算機完成保護和監控的全部功能。作為變電站自動化系統，這種結構模式已被淘汰，但是RTU作為集中式系統的一個子系統產物，得到了獨立發展，目前仍然在國內發電廠中大量使用。 集中式系統的缺點：功能過于集中，設備故障影響面大軟件復雜，修改和維護工作量大組態不靈活，影響批量生產保護未按對象配置，維護不便2.3變電站自動化系統的硬件結構模式2.3.2分層分布式系統結構模式

特點：采用分層式結構設計（2~3層結構）采用分布式結構（各設備相互協調、獨立工作）采用面向間隔的結構（每個電氣間隔配置一個或多個IED設備）優點：各設備獨立完成部分功能，系統故障影響小，可靠性高不同的電氣間隔，IED軟硬件相似，便于批產和組態實現間隔層IED的就地布置，節省大量電纜，方便檢修減少了現場施工和設備安裝的工程量，調試和維護方便顯著地縮小了變電站主控室的面積。變電站擴建時，系統擴展方便2.3變電站自動化系統的硬件結構模式分層分布式系統結構模式

2.3變電站自動化系統的硬件結構模式2.3.3當前變電站綜合自動化系統的幾種模式

各種模式的區別： 上述模式的共同特點是采用了分層分布式系統結構，間隔層的配置也基本相同。主要的不同在于站控層與遠方調度系統的接口設備上。由于通信管理機作為網關，較常規計算機設備更為穩定和可靠，因此模式3、4被大面積推廣。2.4變電站自動化系統的配置原則影響系統配置的主要因素 變電站綜合自動化系統的配置，是根據變電站一次系統的電壓等級、主變臺數、進出線多少、變電站的重要程度等多方面綜合考慮的。綜合自動化系統配置的指導思想（一）通訊網絡首選采用以太網通訊監控主機應直接與間隔層IED交互信息采用獨立的嵌入式設計的通訊管理機與遠方系統通訊除骨干網外，應采用星型拓撲降低網絡復雜度。變電站自動化系統間隔層設備配置原則

根據電力系統微機繼電保護技術導則，對使用3-35kV微機保護裝置宜采用保護、測量、控制、通訊為一體的四合一單元；高壓變電所的自動化系統，因保護配置復雜及安全性的要求，保護與監控必須分離。據此，宜采取如下配置：電壓等級為35kV/10kV/6kV的間隔層，宜選用保護測控綜合裝置，并安裝于開關柜上。電壓等級為110kV線路、主變壓器保護監控宜組屏安裝于中控室或保護室內。電壓等級220kV及以上的電力設備，保護監控應獨立配置；并組屏安裝于中控室或保護室內。2.4變電站自動化系統的配置原則2.4變電站自動化系統的典型配置典型變電站配置舉例： 東山220KV風電變電站，安裝三臺220/33（35）KV變壓器，220KV側采用單母線接線，33KV側采用單母線，三臺主變獨立運行。采用南瑞繼保公司RCS9700綜自系統。基本思想： 采用分層分布的綜合自動化系統，將220KV間隔相關二次設備、主變相關二次設備、公用二次設備、網絡設備及通信管理機集中組屏，布置在中控室內，其余設備則就地安裝在高壓柜中。2.4變電站自動化系統的典型配置一、主控室布置：后臺計算機系統 配置PC機（兩臺）、打印機、音響各一套，安裝監控系統軟件，完成變電站當地監控、自動控制、故障分析、設備維護等功能。五防及兩票系統： 東山風電場變電站采用與監控機共用的一體五防系統，具備辦理工作票、操作票并進行操作順序校驗的五防功能。。2.4變電站自動化系統的典型配置二、33KV開關室布置33KV出線間隔（11套）

11套饋線保護測控一體化裝置，就地安裝在開關柜上，完成相關的保護、測控、錄波、遠傳等功能33KV電容器間隔（3套）

3套電容器保護裝置，就地安裝在開關柜上，除完成常規的保護、測控、錄波、遠傳等功能外，每套還需實現完成兩路零序過壓保護。33KVPT間隔（3套） 除完成常規的測控功能外，還提供消弧消諧功能。第3章監控系統的操作和使用3.1監控系統的任務和要求3.2監控系統的基本功能3.3監控系統軟件的體系結構和運行環境3.4監控系統實例介紹3.1監控系統的任務和要求監控系統的任務：

完成一次設備的監視、控制、數據采集、事件順序記錄及顯示、使值班人員把握安全控制、事故處理的主動性，減少和避免誤操作，縮短事故停電時間，提高運行管理水平，減少變、配電損失。監控系統的基本要求：實時性強（及時獲得關注的數據，并顯示出來）可靠性高（滿足全天候實時監視和控制）維護性好（方便參數修改，增刪間隔，系統組態）人機交流方便（友好的界面，人性化的設計）通訊可靠（通訊可靠是系統正常運行的保障）信息接入容量龐大（不限變電站規模，擴建方便）可編程資源豐富（提供一系列工具實現特殊要求）3.2監控系統的基本功能實時數據的采集和處理 模擬量、數字量或狀態量、電能量的采集、折算回一次值、顯示并保存到歷史庫人機界面功能 主接線、數據、報文、報表、曲線、記錄顯示運行監視和報警 越限報警、事故報警、設備狀態監視和記錄、工況監視操作控制功能 開關分合、電容投退、檔位調節、保護投退。具備多級權限管理和電氣閉鎖、防誤操作等功能數據處理和統計 需量記錄、電壓合格率、主變負載率、開關動作次數、事故狀況統計、操作記錄等3.2監控系統的基本功能事故記錄和追憶 保護報文、SOE記錄、開關變位記錄、事故前后的電壓電流采樣值故障分析 故障錄波波形顯示、運算、分析、故障電壓、電流顯示、故障測距制表打印 對報表、報文、定值、曲線、日志等進行手動或自動打印數據查詢 對歷史數據、統計數據、歷史報文、操作記錄等檢索系統維護 參數定義、設備增刪、限值設置、報表制作3.3監控系統的體系結構和運行環境操作系統Unix（Solaris,AIX,HPUX,Tru64）Linux（多種發行版本）Windows（XP/2003/Vista/2007）數據庫Oracle（9i/10g/11g）MicrosoftSQLServer（2000/2005/2008）Mysql3.3監控系統的體系結構和運行環境3.4監控系統實例介紹南瑞繼保RCS9700自動化系統RCS-9700系列分層分布式變電站自動化系統保護和測控既相對獨立又相互融合，保護裝置工作不受測控和外部通信的影響，確保保護的安全性和可靠性，同時又實現信息共享，為變電站綜合自動化提供一個完整的解決方案。RCS-9700變電站綜合自動化系統不僅支持各種電壓等級變電站所需的保護、監視、控制功能，還提供變電站自動化所需的各種高級應用功能，如，高壓變電站中所需的故障信息、錄波信息分析和處理功能，為變電站安全、穩定、經濟運行提供了堅實的基礎。3.4監控系統實例-菜單界面3.4監控系統實例-告警設置界面3.4監控系統實例-報表編輯3.4監控系統實例-保護顯示3.4監控系統實例-故障分析操作票界面3.4監控系統實例-集成兩票管理

SCADA視圖CIM視圖3.4監控系統實例-對象編輯界面從畫面上調對象操作面板3.4監控系統實例-無處不在的對象操作面板從告警中調對象操作面板3.4監控系統實例-無處不在的對象操作面板3.4監控系統實例-數據庫維護3.4監控系統實例-屬性配置變壓器圖元的參數3.4監控系統實例-參數化圖元3.4監控系統實例-曲線定義與查詢3.4監控系統實例-實時告警3.4監控系統實例-事故追憶第4章變電站IED的硬件介紹4.1變電站IED的硬件的組成4.2模擬量采集回路4.3開關量采集回路4.4繼電器輸出回路4.5CPU核心系統回路4.6IED的電源系統4.7保護裝置操作回路4.8IED機箱設計4.1變電站IED的硬件的組成變電站IED的硬件的基本組成模擬量采集回路開關量采集回路繼電器輸出回路CPU核心系統回路液晶顯示和鍵盤通訊接口開關電源4.1變電站IED的硬件的組成一個IED的硬件原理框圖4.2模擬量采集回路兩種不同的模擬量采集和比較

1.直流量采樣直流采樣是指將現場不斷連續變化的模擬量先轉換成直流電壓信號，再送至A／D轉換器進行轉換；即A／D轉換器采樣的模擬量為直流信號。直流量采樣適用于低速、緩慢變化的信號。 直流量采樣實現電氣隔離困難、易受高頻干擾、零漂檢測和消除困難。對快速變化的信號，實現高精度采樣難度高。2.交流采樣交流采樣是相對直流采樣而言，即指對交流電流和交流電壓采集時，輸入至A／D轉換器的是與電力系統的一次電流和一次電壓同頻率，大小成比例的交流電壓信號。在交流采樣方式中，對于有功功率和無功功率，是通過采樣所得到的u，i,計算出P，Q。交流量采樣尤其適用于電力系統工頻變化信號。可采用互感器實現隔離，容易消除檢測到直流零漂并實現軟件，需要采取措施實現雙極性采樣，對工頻信號易實現高精度采樣。4.2模擬量采集回路模擬量采集回路的組成1.傳感器

2.信號處理環節

3.多路模擬開關

4.采樣保持器

5.模/數（A/D）轉換器 現代實際IED設計時，往往采用模擬開關、采樣保持、A/D轉換為一體的A/D器件，以提升硬件的可靠性。例如AD7865、MAX125、AD7656、ADS8364等

交流電壓電流輸入通道結構框圖4.2模擬量采集回路采樣定理一個隨時間連續變化的物理量f(t)，下圖a，經過采樣后，得到一系列的脈沖序列f*(t)，它是離散的信號，被稱為采樣信號，如圖c。根據香農（Shannon）定理：如果隨時間變化的模擬信號（包括噪聲干擾在內）的最高頻率為fmax，只要按照采樣頻率f≥2fmax進行采樣，那么所給出的樣品系列,，…就足以代表（或恢復）f(t)了，實際應用中常采用f≥(5～10)fmax。4.2模擬量采集回路A/D轉換器的主要技術性能

（1）分辨率：分辨率反映A/D轉換器對輸入模擬信號微小變化響應的能力，通常以數字量輸出的最低位（LSB）所對應的模擬輸入電平值表示。N位A/D轉換能反映1/2n滿量程的模擬量輸入電壓。一般用A/D轉換器輸出數字量的位數來表示分辨率。

A/D位數分辨率

8

10

121416

1/28=1/2561/210=1/10241/212=1/40961/214=1/163841/216=1/655364.2模擬量采集回路4.3開關量采集回路開關量的采集的幾個注意事項

1、信號輸入推薦采用DC110/220V高電壓輸入以提升抗干擾能力

2、輸入端提供低通濾波和反向旁路抑制高頻干擾

3、應實現內外信號電氣隔離

4、應設定合適的開關量動作檢出閾值，例如DC220V輸入的開關量，閾值設定在110V。

5、從時間或閥值上具備一定的遲滯特性來過濾抖動采用光電隔離的開關量輸入方式4.3開關量采集回路采用繼電器隔離的開關量輸入方式兩種輸入方式的優缺點對比1、采用光耦隔離的開關量輸入方式 節省空間、功耗低(一般設定2mA)、速度快(幾十us)、成本低廉、抗擾動性能不如繼電器，但電氣隔離能力優于繼電器2、采用繼電器隔離的開關量輸入方式 具有天然的遲滯特性，抗擾動能力強。但所占空間大、功耗大（一般至少為5~10mA）、速度慢（幾ms）,成本高4.3開關量采集回路4.3開關量采集回路CPU對開關量、數字量采集的處理方式1、狀態變化申請中斷方式采樣 實時性極高（us級響應），采樣電路復雜，丟失中斷時將監測不到變化的信號，故僅用于高速信號捕捉時才使用。2、采用定時掃描方式采樣 采樣電路簡單，采集方式性能可靠，可與交流采樣中斷中順帶實現，實時性也能滿足一般遙信量的需要。例如在每周波24點下，時間分辨率為0.833ms。但高于掃描周期高速變化信號則無法捕捉。常用于遙信量采集。4.3開關量采集回路軟件的防抖處理 軟件處理時應捕捉第一次狀態變化時間，但應延時判別后才能確認狀態是否變化4.3開關量采集回路判有變位，記錄事件放于暫存中復雜濾波時間到，變位有效，正式記錄此事件T4.4開關量輸出回路開關量輸出回路的幾個注意事項

1、繼電器線圈去激勵時的瞬變干擾抑制

2、多重閉鎖措施防止誤出口

3、根據控制對象的特點設計印制板走線

4、應實現內外信號電氣隔離

5、推薦兩級隔離抑制源于輸出回路的傳導干擾常用數字量輸出接口電路 輸出接口電路可直接由CPUIO引腳內部寄存器鎖存輸出，也可由外部控制總線鎖存輸出。 兩則的區別僅僅在于鎖存器在CPU片內還是片外。顯然片內鎖存可靠性更高些，但CPUIO資源往往有限，無法滿足大規模開關量輸出需要。4.4開關量輸出回路第5章變電站綜合自動化其它IED設備5.1故障錄波器5.2電壓無功自動控制器（VQC）5.3測控裝置5.4總控裝置或通訊管理機5.5在線監測設備故障錄波器概念：是電力系統發生故障及振蕩時能自動記錄的一種裝置,它可以記錄因短路故障、系統振蕩、頻率崩潰、電壓崩潰等大擾動引起的系統電流、電壓及其導出量,如有功、無功以及系統頻率的全過程變化現象。故障錄波器的啟動方式起動方式的選擇，應保證在系統發生任何類型故障時，故障錄波器都能可靠的啟動。一般包括以下啟動方式：負序電壓、低電壓、過電流、零序電流、零序電壓。5.1

故障錄波器5.1

故障錄波器故障錄波器的啟動判據

相電壓和零序電壓突變量啟動

U=5%Un,U0=2%Un 電壓越限啟動

U<90%Un,U<110%Un,U2=3%Un,U0=2%Un

主變中性點電流越限啟動

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

系統振蕩啟動

0.5s內I波動大于10%In 保護跳閘接點啟動 人工啟動(1)系統發生故障，繼電保護裝置動作正確，可以通過故障錄波器記錄下來的電流量電壓量對故障線路進行測距，幫助巡線人員盡快找到故障點，及時采取措施，縮短停電時間，減少損失。(2)線路不明原因跳閘，通過對故障錄波器記錄的波形進行分析，可以判斷出開關跳閘的原因。從而采取相應措施，將線路恢復送電或者停電檢修，避免盲目強送造成更大的損失，同時為檢修策略提供依據。(3)判斷繼電保護裝置的動作行為。當系統由于繼電保護裝置誤動造成無故障跳閘或系統有故障但保護裝置拒動時，就要利用故障錄波器中記錄的開關量動作情況來判斷保護的動作是否正確，并可以據此得出有問題的部分，對于較復雜的故障可以通過記錄下來的電流電壓量對故障量進行計算，從而對保護進行定量考核。故障錄波器的作用5.1

故障錄波器（1）采樣速率：采樣速率的高低決定了錄波器對高次諧波的記錄能力，在系統發生故障之初，故障波形的高次諧波非常嚴重，因此，為了較真實地記錄故障的暫態過程，錄波器要有較高的采樣速率。根據實際使用情況采樣速率一般設定為3200Hz即每周期采樣64點。（2）A/D轉換位數：

A/D轉換器的位數決定了錄波器記錄數據的準確度，對于不同位數的A/D轉換器在量度同一個幅值的模擬量時，顯然高位數A/D轉換器的每格所代表的值要比低位數A/D轉換器小，也就是說分辨率比較高，這樣就可以具有較高的精度保證所有通道采樣的一致性。（3）最大故障電流記錄能力：該指標用來保證在系統最大短路電流下能夠完整地記錄故障過程，不發生削波，同時在極小電流時又要能用一定的精度。該指標有時還影響到錄波器啟動定值的靈敏度。（4）錄波記錄時間：故障錄波器被觸發后，將根據事先設定的錄波時間采集數據、存儲數據。這幾個時段有：故障前記錄時間，這部分錄波數據主要是用來進行故障定位計算時使用。觸發時段：這部分錄波數據記錄的是故障發生的前期過程，含有較多的暫態分量，故障后進行故障定位和其他電氣量計算使用的主要是這部分數據。故障后時段：這個時段主要記錄系統在故障結束后系統的情況，這段數據主要關心的是變化過程。5.1

故障錄波器故障錄波器的主要參數由電壓互感器、電流互感器提供的電流經A/D轉換器,將模擬量變為數字量,再送入計算機,由CPU處理后存入存儲器,進行檢測計算,探測故障。斷路器位置及保護動作情況經開關量輸入接口變成電信號,再經隔離之后,成組進入CPU處理存儲。在正常情況下,對電壓電流只進行采集,對開關只進行掃描。當有故障發生時,CPU采集到電流電壓突變量,或過電流、過電壓、零序電流、開關狀態變化等信號時,啟動故障錄波。由于數據采集是連續的,故可將故障前一定時段的數據和故障后的全部數據采集,送入RAM。然后存入磁盤,由離線分析程序顯示出波形曲線圖、一次/二次錄波值等。動作原理5.1

故障錄波器5.1

故障錄波器單相接地故障單相接地故障，故障相電流和零序電流大小相等且同相位，故障相電壓有一定程度減小，同時有零序電壓出現，如圖1所示。

根據分析的單相接地短路故障錄波圖得出以下特點：（1）一相電流增大，一相電壓降低；出現零序電流、零序電壓；（2）電流增大、電壓降低為相同相別；（3）零序電流向位與故障電流同向，零序電壓與故障相電壓反向。

根據以上分析，判斷為單相接地故障，故障相為接地電流明顯增大的那一相。5.1

故障錄波器兩相接地故障

兩相接地故障，2個故障相的電流突變增大，但2個電流之間的相位有角度差，變化范圍隨過渡電阻的不同在60o～180o之間變化，但有零序電流出現，如圖2所示。根據分析兩相接地短路故障錄波圖得出以下特點：（1）兩相電流增大，兩相電壓降低；出現零序電流、零序電壓；（2）電流增大、電壓降低為相同兩個相別；（3）零序電流向量為位于故障兩相電流間。根據以上特點分析判斷故障性質為兩相接地短路，故障相為接地電流明顯增大的那兩相。5.1

故障錄波器三相故障

三相接地故障或不接地故障，三相電流同步增，沒有零序電流和零序電壓，如圖3所示

根據分析三相短路故障錄波圖得出以下特點：（1）三相電流增大，三相電壓降低；（2）沒有零序電流、零序電壓。根據以上特點判斷故障性質為三相短路故障5.1

故障錄波器故障錄波器的記錄格式

分時段記錄 至少為擾動前、擾動初期、擾動中期、擾動后期、恢復期五個時段，前2個時期為原始波形，后3個時期可為有效值波形

不定長錄波 錄波長度由啟動次數和故障性質決定故障錄波器的數據輸出格式

符合暫態數據交換格式---COMTRADE格式5.2

電壓無功自動控制器變電站調壓的主要手段 有載調壓變壓器

UL=UH/Kt調節變比Kt實現調壓 補償電容器

U=US-U=[P*RS+(Q-QC)*XS]/U 投退電容器，改變系統壓降VQC的目標

維持供電電壓在規定范圍內 保持系統穩定和無功平衡 保證電壓合格前提下網損最小5.2

電壓無功自動控制器VQC裝置的基本要求自動識別運行方式，并采取相應的控制策略能靈活設定電壓允許偏差和功率因素上下限能閉環檢測控制輸出，不成功則采取相應對策，并保存記錄變壓器的分接頭控制和電容器組的投切考慮各種條件的限制；5.2

電壓無功自動控制器cosφ0UU0cosφHcosφLQ0區目標區8區先切電容再降壓1區，只降壓2區先降壓再投電容3區只投電容7區只切電容6區先升壓再切電容4區先投電容再升壓5區，只升壓UHULVQC九區控制策略為達到更加優化的控制策略，可從九區控制演化為27區控制5.2

電壓無功自動控制器主變調檔應遵循以下條件和要求多臺變壓器并列運行時必須保證同步調檔；確保有載調壓分級進行，一次調一檔，前后兩次調檔應有一定延時；人工閉鎖或主變保護動作或主變停運閉鎖調擋；調檔命令發出后要進行校驗，發現拒動、滑檔閉鎖調檔機構主變過負荷、母線電壓太低閉鎖調檔。主變故障、母線故障閉鎖調壓；主變的檔位已達極限或出現滑檔等閉鎖調壓5.2

電壓無功自動控制器電容投切操作應滿足以下條件和要求電容器組的投切應實行輪流原則，即保證先投者先切、先切者先投；電容器組輪換投切應考慮運行方式的影響，當多臺主變既有關聯又有獨立性時，應各自投入本身的電容器；人工投切的電容器組也應參加排隊；主變低壓側電壓過高或過低應閉鎖電容的投切；電容器檢修或保護動作應閉鎖投切；母線故障、電容器正常退出運行是閉鎖投切；5.3

測控裝置變電站測控裝置應用范圍110KV及以上斷路器需單獨配置測控主變宜單獨配置測控變電站公共設施需配置公共量測控裝置變電站測控的功能提供常規“四遙”功能實現必要的電氣邏輯閉鎖功能能接入本間隔其它IED設備的信息和狀態5.4

總控裝置或通訊管理機總控裝置或通訊管理機的主要功能擔當變電站自動化系統與調度系統間的網關設備，實現雙方的物理隔離。提供多個網口和各種串行通訊接口支持同時與多個主站系統交互數據支持各種常規通訊協議，可接入站內各IED設備支持雙機協同工作，實現系統冗余配置內置大容量非易失性存儲器，能夠保持一段時期內的全站重要歷史數據5.5

在線監測設備現行高壓設備定期檢修制度的弊端停電試驗，減少設備的可用時間不能真實反映設備的運行狀況。“過剩維修”，有時試驗甚至引發維修故障試驗時間集中，工作量大，造成巨大浪費5.5

在線監測設備在線監測技術的優點：不停電進行，測量準確性高以設備的當前運行狀態為依據可識別故障早期征兆確定設備的最佳維修時機，實現“狀態修”減少停機時間，延長設備的使用壽命變電站綜合自動化系統第六遙--“遙診”：通過在變電站安裝在線監測設備，實現對電力設備的遠程診斷。5.5

在線監測設備監測對象監測內容電力變壓器鐵芯接地電流、油中溶解氣體互感器、耦合電容器、套管末屏電流、等值電容、介損避雷器泄漏電流、阻性電流、容性電流開關柜及母線接頭、地下電纜、隧道電纜、高壓進線在線測溫斷路器動作時間、累計次數、累計的觸頭磨損量、

開關動作時刻的電流波形等母線PT母線電壓、諧波電壓、系統頻率現場環境污穢電流、環境溫度、環境濕度在線監測對象及參數一覽表5.5

在線監測設備在線油色譜分析 通過安裝在線監測設備，采用與電力油化驗室相同的氣相色譜原理，檢測出混合氣體（H2、CO、C2H2、C2H4）濃度或直接得到國標規定的六組分氣體（H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6）的濃度，將以往變壓器油最短半年化驗一次，提升為約1小時自動檢測一次，真正實現對變壓器等設備的全程監視。5.5

在線監測設備絕緣性能在線檢測 通過對CT、CVT、MOV、耦合電容器、套管、主變鐵芯的末屏電流或接地電流的在線監測，在線獲得設備泄露電流、阻性電流、阻容電流比、介質損耗角、等值電容等反應設備絕緣性能的特征值、實現對高壓設備絕緣性能的在線自動分析。5.5

在線監測設備設備溫度的在線監測

通過在高壓開關柜、電力電纜及電纜頭、電纜溝道、電力變壓器、發電機、隔離開關、母線、電力電容器等高壓電力設備的內部或表面，安裝各種溫度傳感器，實現對這些設備溫度的實時測量和監視。第6章變電站綜合自動化系統的數據通信6.1數據通信內容和要求6.2數據通信的傳輸方式6.3遠距離通訊技術6.4數據通信的物理接口6.5數據通信常用的網絡拓撲結構6.6數據通信常用協議6.7變電站無縫通信體系-IEC618506.1數據通信內容和要求變電站數據通信任務與內容對外任務：完成變電站與控制中心之間信息的信息交互上傳：四遙信息、故障信息、電度信息、設備診斷信息等下達：控制命令、信息查詢、參數查詢和修改等對內任務：過程層與間隔層的信息傳輸—數據采集、命令執行間隔層間的信息交互—數據共享，橫向操作、控制與閉鎖間隔層與站控層信息交互—信息上傳、參數修改、命令下達6.1數據通信內容和要求變電站數據通信對網絡的要求快速的實時響應能力對計量信息、錄波信息、SOE信息、正常測量和狀態信息、參數修改、常規控制命令、狀態變位信息、快速跳閘指令、原始采樣數據、時鐘同步命令等應按優先級從低到高進行排列，實現對帶寬資源的合理利用。很高的可靠性功能的分散化和采樣與執行模塊的就地化，導致對通訊網絡的依賴性越來越高，要求保護動作應不依賴于通訊網絡的規定已不符合最新技術標準，因此通訊的可靠性顯得更加重要。優秀的電磁兼容性能電磁兼容性能直接影響通訊網絡的可靠性，必須采取措施以面對強電磁干擾、高地電位差干擾。采用分層式網絡結構只有分層式的網絡結構，才能滿足分層分布式的綜合自動化系統分層式網絡結構既使過程層通訊成為相對獨立的子網，又使站控層網絡流量大大降低，從而顯著提升通訊網絡的可靠性。6.2數據通信的傳輸方式并行通信和串行通訊并行通信數據各位以字或字節為單位并行傳輸，同時接收并行傳輸速度優于傳統串行通訊，但需要提供多根數據線和控制線。僅能用于超短距離通訊。隨著串行通訊技術的快速發展，設備間通訊很少使用并行通信。串行通訊數據按一位一位的順序傳送，將一個字節的不同位，分時在同一數據線上傳送。數據傳輸雖然慢，卻可節約傳輸線，尤適用于遠距離傳輸。千兆網的出現，使得串行通信傳輸速度已優于普通并行傳輸。6.2數據通信的傳輸方式異步通信和同步通訊異步通信每一個字節傳輸均帶有起始位、停止位和可選擇的奇偶校驗位。在不帶校驗位的情況下，一個字節共占10位。停止位保證了相鄰兩字節間的間隙，并與下一個字節起始位構成下降沿，用于下一字節通訊同步。RS232/485即采用同步傳輸。同步通訊數據塊內部每個字節無停止位和起始位，而在數據塊傳輸開始前使用同步字符作為傳輸指示。接收方先搜索同步字符，找到后根據幀長接收數據。同步通訊要求收發雙方必須采取措施保證時鐘同頻率同相位運轉。一般地，同步通訊在數據傳輸過程中，包含著時鐘信息，接收者根據該時鐘接收數據，實現同步傳輸。電信常用的64K、2M等通訊就是采用同步傳輸的。6.2數據通信的傳輸方式串行通訊的差錯控制數據傳輸過程中經常會遇到干擾，使數據的一位或幾位發生變化，或則，同步通訊中時鐘的丟失造成數據滑碼，因此必須及時檢測到差錯并在一定程度上糾正。奇偶校驗在串行通訊中，常在數據位后增加一個奇偶校驗位，奇校驗保證所有數據位和校驗位相加為奇數，偶校驗則反之。循環冗余校驗（CRC）一組信息碼元后面附加一組監督碼，組成一組循環碼序列，并作為一幀信息發送出去，使得該序列能被某個預定的生產多項式整除。CRC校驗具有很強的檢錯能力。6.3數據通信的遠距離傳輸原碼傳輸和數據調制傳輸原碼傳輸原碼傳輸指數據通信時，不做處理而直接傳輸原始數據位。原碼傳輸只能用于近距離通訊。RS232/485即采用原碼傳輸方案。調制傳輸為增加通訊抗干擾能力，數據遠距離傳輸中，必須經過一定調制或編碼傳輸。例如數據采用模擬方式通訊時，可以使用ASK、FSK和PSK調制，然后在接收端再進行解調，即通過調制的逆過程，將數據還原。而在采用光纖通信時，往往還需將數據編碼后才傳輸，例如將數據進行脈沖編碼調制（PCM）后再進行傳輸。6.3數據通信的遠距離傳輸數據遠傳常用媒介明線或電纜信道敷設簡單，易受干擾，適用于近距離通訊。例如電話線電力線載波信道將0.3~2.7kHz電話信號與已調制成2.7~3.4kHz的遠動信號疊加成音頻信號后調制放大耦合到高壓線路上，并在接收端經解調分離出話路和遠動信號。微波中繼信道采用300MHz~300GHz的無線電波進行傳輸。因其采用直線傳播，繞射能力弱，必須進行中繼。優點在于容量大，可同時傳輸幾百~幾千個話路。且發射功率小，性能穩定。光纖信道以激光為載體，以光導纖維為傳輸媒介進行通訊。具有很強的抗電磁干擾能力，保密性高，容量大，安裝維護簡單。6.4數據通信的物理接口常用接口EIA-RS232接口標準 EIA-RS-232接口標準是早期串行通信接口標準。由美國電子工業協會（EIA）制定。因接口簡單，因此也廣泛應用于變電站綜合自動化系統內部的通信，缺點是易受干擾，故傳輸距離短，速率低，最大傳輸距離為15米。EIA-RS422/485接口標準

RS422是對RS232電路的改進，采用了平衡差分的電氣接口，RS422加強了抗干擾能力，使傳輸速率和距離比RS232有很大的提高。RS422用4根傳輸線，工作于全雙工。RS485由RS422變形而來，RS485采用兩線傳輸，工作于半雙工，它們的傳輸距離可到1200M，傳輸速度100K。幾種常用UART通信標準接口的主要性能RS232CRS-422RS-485最大電纜距離15m1200m1200m不同距離下的最大傳輸速率(bps)12m20K(15m)10M10M120m-1M1M1200m-100K100K6.4數據通信的物理接口

RS422/485的優點： ①接口簡單，僅需一根信號電纜（雙絞線、同軸電纜），便可實現多節點互聯。 ②可采用標準傳輸規約，例如：IEC60870-5-101/103、DNP協議等） 由于以上優點，間隔層設備一般均能提供RS-232/485串行接口，以方便設備互聯。

RS422/485缺點： ①一般能直接相連節點數≤32。 ②通信多為查詢方式6.4數據通信的物理接口現場總線通信網絡 根據國際電工委員會IEC標準和現場總線基金會FF（FieldbusFoundation）的定義：現場總線是連接智能現場設備和自動化系統的數字式、雙向傳輸、多分支結構的通信網絡。以現場總線構成的控制系統，結構上是分散的，從而提高了系統的安全、可靠和經濟性能。 現場總線按ISO的OSI標準提供網絡服務，特點如下：

(1)現場設備互連網絡化

(2)信號傳輸數字化

(3)系統和功能分散化

(4)現場總線設備有互操作性

(5)現場總線的通信網絡為開放式互連網絡6.4數據通信的物理接口以太網（Ethernet） 以太網（Ethernet最早在美國軍方使用，但隨其在民用系統中的普及，已成為當今使用最廣泛的局域網，在所有的網絡連接中，80%都是基于以太網的。以太網的優越性 傳輸速度快（支持10-1000M），可擴展性好 生產和組網成本低 網絡維護和管理簡單

基于以上原因，以太網近幾年在變電站自動化系統中已得到大量應用，且必將成為IED互聯的必然選擇。另外，受變電站強電磁場、高電位差干擾，以及存在數百米的傳輸距離，光纖以太網得到大量的應用。6.4數據通信的物理接口

在網絡中，多個站點相互連接的方法和形式稱為網絡拓撲。通訊網絡的拓撲結構的基本形態主要有星形、總線形和環形等，變電站自動化系統實際應用時，往往是上述幾種拓撲結構的組合應用。6.5數據通信常用的網絡拓撲結構星形總線形環形

幾種拓撲結構的性能對比星形拓撲總線形拓撲環形拓撲傳輸機制點對點傳輸輪詢或總線仲裁令牌環或總線仲裁關鍵部件中心節點傳輸總線環上每一點普通點故障的影響低低高冗余方式中心節點備份無雙環自愈施工成本高低較低可靠性評價較高一般實現雙環自愈時最高6.5數據通信常用的網絡拓撲結構變電站網絡拓撲結構的靈活應用 采用RS485或現場總線時，易采用總線形結構，當系統接入規模大時，可采用分層分級總線網絡結構，即干線的每個節點都是一個網橋或網關，擔當支線的主接點。 采用以太網絡時，易采用星形結構，當系統接入規模大時，可采用分層分級網絡結構，干線采用雙環自愈結構，而支線仍采用星形網絡。干線的每個節點都是一個網橋或網關，擔當支線的主接點。6.5數據通信常用的網絡拓撲結構什么是通訊協議 變電站自動化系統作為一個整體，包含多個子系統和大量的IED設備，這些子系統或IED要實現信息共享，就必須借助于通訊網絡交換數據。而兩個相對獨立的設備或系統要想成功地通信，它們借助哪種語言，交流什么，怎樣交流及何時交流，都必須遵從一系列互相都能接受的規則，這些規則的集合稱為協議，它可以定義為在兩實體間控制數據交換的規則的集合。6.6變電站數據通信常用協議 由于不同系統中的實體間通信的任務十分復雜，相互不可能作為一整體來處理。一種替代的辦法是使用結構式的設計和實現技術，用分層或層次結構的協議集合，較低級別的，更原始的功能在較低級別的實體上實現，而它們又向較高級別的實體服務。 國際標準化組織IS0在1977年建立了一個委員會來專門研究這樣一種體系結構，提出了開放系統互連OSI模型，OSI采用分層的結構化技術，模型共有七層：物理層、數據鏈路層、網絡層、傳輸層、會話層、表示層、應用層。6.6變電站數據通信常用協議 90年代以來，國際電工委員會TC－57技術委員會為適應電力系統(包括EMS,SCADA和配電自動化系統)及其公用事業的需求，以開放系統互連OSI模型為基礎,根據電力系統要求在有限傳輸帶寬下需要特別短的反應時間,滿足實時性要求的特點,采用了增強性能結構模型,這種模型僅用三層(物理層.鏈路層.應用層),制定了一系列遠動傳輸規約的基本標準,統稱IEC60870-5系列標準。6.6變電站數據通信常用協議IEC60870-5系列標準協議共分5篇：第一篇：傳輸幀格式（IEC60870-5-1標準）第二篇：鏈路傳輸規則（IEC60870-5-2標準）第三篇：應用數據的一般結構（IEC60870-5-3標準）第四篇：應用數據的定義和編碼（IEC60870-5-4標準）第五篇：基本應用功能（IEC60870-5-5標準） IEC60870-5系列涵蓋了各種網絡配置（點對點，多個點對點，多點共線，多點環型，多點星形），各種傳輸模式（平衡式，非平衡式），網絡的主從傳輸模式和網絡的平衡傳輸模式，電力系統需要的應用功能和應用信息，是一個完整的集合，可以適應電力自動化系統中各種網絡配置和各種傳輸模式的需要。6.6變電站數據通信常用協議 為了在兼容的設備之間達到互換的目的，國際電工委員會在IEC60870-5系列標準的基礎上，根據各種應用情況下的不同要求制定了一系列的配套標準。IEC60870-5-101基本遠動任務的配套標準（1995年）（通常所說的101規約）在IEC60870-5-101基礎上，為適應以太網傳輸，制定了IEC60870-5-104遠動設備與系統（104規約）IEC60870-5-103繼電保護設備信息接口配套標準（103規約）。

6.6變電站數據通信常用協議CDT、101、104、103四種協議比較不同的通信實體CDT、101、104協議定義的兩個實體是一樣的，它們是電網調度主站（SCADA）與遠動終端（變電站、配電所RTU或變電站自動化系統）兩個實體之間進行數據交換的所依據的準則。103是在一個變電站內繼電保護設備與監視控制系統（綜合自動化系統）這兩個實體之間進行數據交換所依據的準則,是變電站內的通信網絡和系統的標準。分層的結構化技術101、104、103都采用了通信體系分層結構化技術，對物理層、鏈路層、應用層,用戶進程作了大量具體的規定和定義。電力通信的國際標準化101、103、104協議的制定更多是為了適應電力系統(包括EMS,SCADA和配電自動化系統)通信國際標準化的統一，這些電力通信標準又遵循了計算機網絡通信的國際標準。6.6變電站數據通信常用協議遠動傳輸規約CDT與101/104協議比較1.

CDT規約屬于電力部頒規約適用于點對點的網絡拓撲結構，它具有數據傳輸規則簡單，國內應用比較普及。能夠滿足電網調度安全監控系統對遠動信息的實時性和可靠性的要求：

傳送的信息容量有限（如：遙信不能多于512個，遙測不能多于256個）。數據差錯處理的控制方法比較簡單，電網采集數據質量不高。

通信未采用分層的結構化技術.不符合國際標準，電力行業與國際接軌存在困難。6.6變電站數據通信常用協議2.101和104屬于國際電工委制定的遠動傳輸規約應用面廣，適用于多種網絡拓撲結構(點對點，多個點對點，多點共線，多點環型，多點星形).數據傳輸的容量和方式得到了擴展(如：一個應用數據服務單元(遙信數1024個，遙測數量512個),一個站可以有幾個應用數據服務單元)。能很好地處理數據傳輸差錯檢測和校正，保證了電網數據采集的質量。

通信采用分層的結構化技術.

符合國際標準,電力行業與國際接軌容易.6.6變電站數據通信常用協議3.101和104區別104是101的應用層與TCP/IP傳輸功能的結合.104在TCP/IP的框架內,可以運用不同的網絡類型,FR(幀中繼),ATM(異步傳輸模式)和ISDN(綜合服務數據網絡)

6.6變電站數據通信常用協議6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

當前IECTC57為電力系統通信已制定如下多種協議標準，但各協議不能兼容或不完全兼容。序號IEC配套標準我國對應電力行業標準名稱和作用應用場合1IEC60870-5-101DL/T634-1997基本遠動任務配套標準變電站和調度中心間2IEC60870-5-102DL/T719-2000電能累計量傳輸配套標準變電站和調度中心間3IEC60870-5-103DL/T667-1997變電站繼電保護信息接口配套標準變電站內4IEC60870-5-104通過網絡傳輸變電站和調度中心5IEC60870-6TASE.1調度中心之間計算機網絡通信6IEC60870-6TASE.2調度中心之間計算機網絡通信6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

2000年6月6日在德國召開SPAG（StrategicpolicyAdvisoryGroup）會議。討論了制定唯一的通信協議和統一對象建模的必要性。 會議提出了無縫遠動通信體系結構（SeamlessTelecontrolCommunicationArchitecture,SCA）的概念，并贊成制定統一的傳輸通信協議。從變電站的過程層至調度中心之間采用統一的通信協議，克服目前諸多協議之間無法完全兼容，必須經過協議轉換才能互相連接起來的弊病。 會議決定無縫遠動通信體系結構以IEC61850變電站通信網絡和系統為基礎。

會議描繪了未來電力系統的無縫遠動通信體系結構如下圖所示：6.7變電站無縫通信體系-IEC61850IEC61850變電站通信網絡和系統的特點 ①應用層傳輸協議是面向對象自我描述的，數據對象是分層的，定義了收集這些信息的方法，數據對象，邏輯結點和邏輯設備的代號，并規定了名字的造句法，使任何對象的標識成為唯一的。 ②IEC61850可根據電力系統的特點來歸納所需的服務類，定義抽象通信服務接口且與所采用的網絡無關。 ③根據數據對象分層和數據傳輸有優先級的特點定義了一套收集和傳輸數據的服務。 ④涵蓋了IEC60870-5-101和IEC60870-5-103的數據對象。6.7變電站無縫通信體系-IEC61850

通過SNTP時間同步系統構建IEC61850間隔與間隔之間的通信采用Comtrade

格式的故障錄波使用TCP-IP的標準通信基于以太網的標準變電站中最好的互操作性和競爭性的全球使用的標準目標變電站組態語言定義保護和控制功能6.7變電站無縫通信體系-IEC61850第7章提高綜合自動化系統可靠性的措施7.1提高設備可靠性的概述7.2變電站的主要干擾來源7.3干擾對變電站自動化系統的影響7.4變電站自動化系統的抗干擾措施7.5提升IED可靠性的其它措施7.6變電站自動化系統的自診斷技術7.1提高設備可靠性的概述可靠性是變電站自動化系統的基本要求之一。對變電站自動化設備而言，可靠性通常用平均無故障時間來表述，因此，這主要是一個產品的穩定性問題。但對微機保護而言，可靠性還包括了設備不拒動、不誤動的問題。提高可靠性主要需要解決設備的電磁兼容性能和元器件的老化問題。這其中，提高IED的抗干擾能力是關鍵的。變電站高壓設備操作、低壓交直流電氣設備操作、雷電波、高壓設備電磁場和電網短路故障均會造成對IED的電磁干擾。。7.2變電站的主要干擾來源變電站干擾源的分類：變電站交直流設備受低頻振動擾動電壓波動（大負荷變化造成）、電壓突降和中斷（短路、故障切除及重合閘造成）、諧波污染（整流設備及發變設備造成）、間諧波（電弧焊、換流器、變頻器）、電力載波。傳導瞬變和高頻干擾浪涌（雷擊、操作、短路）、快速瞬變的（斷開小電感負載）、阻尼振蕩波（開關操作和短路）、衰減振蕩波（阻抗不匹配引起多次發射造成）場的干擾工頻磁場（導體帶電或設備漏磁）、脈沖磁場（雷電、操作和短路）、阻尼振蕩磁場（阻尼振蕩引發）、輻射電磁場（無線電設備引發）7.2變電站的主要干擾來源干擾信號的侵入模式侵入模式分差模干擾和共模干擾兩類。差模干擾：串聯方式侵入信號源回路的干擾。主要源自 互感和電容耦合。共模干擾：引起回路對地電位發生變化的干擾。主要源 自不同設備間和接地點選擇和接地電阻大小。干擾信號的耦合途徑電磁干擾侵入IED的途徑可分為輻射和傳導兩類,兩者可相互轉換。其耦合途徑包括：電容性耦合—兩回路間的分布電容造成，屬于電場耦合電感性耦合—兩回路間的電感造成，屬于磁場耦合共阻抗耦合—兩回路共用主回路或共用接地回路造成輻射耦合—高頻電磁波通過空間輻射作用在導體上， 感應出電動勢。7.3干擾對變電站自動化系統的影響干擾具有頻率高、幅度大、前沿陡，可順利的通過分布電容或電感耦合到變電站自動化系統中，影響系統及其相關設備的正常工作。這種影響分以下幾個方面作用：影響電源回路-造成電源工作不正常或器件受損影響模擬量輸入通道-造成采樣錯誤或IED誤動作影響開關量輸入通道-造成狀態誤判影響開關量輸出通道-造成IED誤動作影響CPU及數字回路-造成數據錯誤，邏輯紊亂7.4變電站自動化系統的抗干擾措施干擾源、耦合通道和敏感回路稱為電磁干擾的三個要素。提高IED的硬件抗干擾能力可以從抑制干擾源、阻塞耦合通道、提高敏感回路的抗干擾能力、設計釋放回路等多個方面著手。通過外部手段提高系統抗干擾能力的措施：布設良好的接地網，降低系統的接地電阻各IED采用多股線一點接地，且接