变电站综合自动化系统研究论文

目录

前言 ................................................... - 2 -

1 绪论 ................................................ - 3 -

1.1变电站综合自动化的优越性 ............................ -3-

1.2变电站综合自动化系统的发展阶段 ..................... -4-

2 变电站综合自动化系统的内容、功能和要求 ................ - 8 -

2.1变电站综合自动化系统的主要内容 ..................... -8-

2.2变电站综合自动化的基本功能 ......................... -9-

2.3变电站综合自动化系统的设计原则与要求 ............... -9-

3 变电站综合自动化系统的硬件结构 ...................... - 12 -

3.1变电站综合自动化系统的结构形式 .................... -12-

3.2变电站综合自动化系统硬件 .......................... -13-

3.2.1 模拟量输入/输出回路 .......................... - 14 -

3.2.2 开关量输入及输出电路 ......................... - 16 -

3.2.3 人机对话硬件 ................................. - 18 -

3.2.4 键盘响应 ..................................... - 18 -

3.2.5屏幕显示电路 .................................. - 19 -

3.2.6打印机的接口电路 .............................. - 19 -

4 变电站综合自动化系统的通信 ........................... - 20 -

4.1变电站综合自动化系统通信传输方式 ................... -20-

4.1.1 综合自动化系统与控制中心通信 ................. - 21 -

4.1.2 变电站内的信息传输 ........................... - 22 -

4.2变电站综合自动化系统通信的特点 .................... -22-

4.3基于CAN总线的变电站通信网络 ....................... -23-

4.3.1 变电站综合自动化系统通信 ..................... - 23 -

4.3.2 变电站综合自动化通信结构单元 ................ - 24 -

5 NS2000变电站综合自动化系统 .......................... - 27 -

5.1NS2000综合自动化系统特点 .......................... -27-

5.1.1、主要功能 .................................... - 29 -

5.1.2 NS2000系统构成 .............................. - 30 -

5.1.3 通信网络 ..................................... - 32 -

5.2NS2000变电站综合自动化计算机监控系统 .............. -34-

5.2.1 系统结构及软硬件配置 ......................... - 39 -

5.2.2系统软件运行环境 .............................. - 42 -

5.2.3支撑平台系统 .................................. - 44 -

5.2.4数据采集和监控系统（SCADA）功能 ............... - 46 -

5.3NSC200系列通信控制器 .............................. -48-

5.3.1 NSC200通信控制器硬件结构及原理 ............... - 49 -

5.4NSD200系列通用测控装置 ............................ -53-

5.4.1 NSD200系列通用测控装置硬件结构 .............. - 53 -

5.4.2 NSD200组态软件 ............................... - 57 -

5.4.3 NSD100/500系列测控装置 ....................... - 57 -

5.5NSR500系列微机保护装置 ............................ -58-

5.5.1 NSR530系列变压器保护装置 ..................... - 59 -

5.5.2 NSR540系列备自投装置 ......................... - 60 -

5.5.3 NSR550系列通信管理机及其它辅助装置 ........... - 61 -

5.5.4 NSR570系列线路、馈线保护装置 ................ - 61 -

5.5.5 NSR580系列电容器保护装置 ..................... - 61 -

结束语 ................................................ - 63 -

致谢 .................................................. - 64 -

参考文献 .............................................. - 65 -

前言

变电站是电力网中的线路连接点，是用以变换电压、交换功率和汇

集、分配电能的设施。变电站中有不同电压的配电装置、电力变压器、控

制、保护、测量、信号和通信设施以及二次回路电源等。有些变电站中还

由于存在无功平衡、系统稳定和限制过电压等因素，需要装设同步调相机、

并联电容器、并联电抗器、静止补偿装置、串联补偿装置等。另外，随着

用电负荷的不断增长和负荷密度的加大，变电站的电压等级和容量不断提

高，对供电可靠性的要求也越来越高，为此需要提高变电站的自动化水平。

变电站综合自动化技术应用计算机技术、通信技术、检测技术和控制

技术等，将变电站中传统的继电保护系统、测量系统、控制系统、调节系

统、信号系统和远动系统等多个独立的功能系统，经优化、组合为一套智

能化的综合系统。这一技术的应用，提高了对变电站电气设备和电力系统

进行监视、控制和保护的自动化、智能化水平，提高了保护、控制的可靠

性和电力系统的安全运行水平，社会经济效益十分显著。此论文是以

NS2000变电站综合自动化系统主体的变电站综合自动化系统研究。

1 绪论

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,

以及与调度通信等的综合性的自动化功能。

1.1变电站综合自动化的优越性

由于传统变电站存在着安全性及可靠性不高、供电质量缺乏科学性、

不适应电力系统快速计算和实时控制、维护工作量大且设备可靠性差的特

点，在新建变电站中大都采用变电站综合自动化系统，增加了四遥功能，

提高了变电站的自动水平，实现无人值班和调度自动化管理。

变电站实现综合自动化的优越性主要有以下几个方面。

⑴ 提高变电站的安全，可靠运行水平。有的自控装置兼有监视其控

制对象工作是否正常的功能，一旦发现其工作不正常，能及时发出告警信

息。更为重要的是，微机保护装置和微机型自动装置具有故障自诊断功能，

这是综合自动化系统比其常规的自动装置或“四遥”装置突出的特点，可

使得采用综合自动化系统的变电站一、二次设备的可靠性大为提高。

⑵ 提高了供电质量，提高电压合格率。由于在变电站综合自动化系

统中包括有电压，无功自动控制功能，对于具备有载调压变压器和无功补

偿电容器的变电站，可以大大提高电压合格率，保证电力系统主要设备和

各种负荷电器设备的安全，使无功潮流合理，降低网损，节约电能。

⑶简化了变电站二次部分的硬件配置。在变电站综合自动化系统中，

对某个电气量只需要采集一次便可以供全系统共享。

⑷ 提高电力系统的运行、管理水平。变电站实现自动化后，监视、

测量、记录、抄袭等工作都是由计算机自动完成，既提高了测量的精度，

又避免了人为的主观干预。运行人员只要通过观看屏幕，对变电站主

CRT

要设备和各输、配电线路的运行工况和运行参数便一目了然，大大提高运

行管理水平。

⑸ 缩小变电站占地面积，减少总投资。一方面，由于变电站综合自动

化采用微机和通信技术，可以实现资源共享，同时由于硬件电路多数采用

大规模集成电路，机构紧凑、体积小、功能强，与常规的二次设备相比，

可以大大缩小变电站的占地面积。另一方面，随着微处理器和大规模集成

电路的不断降价，微计算机性能价格比逐步上升，使综合自动化系统的

/

造价也逐渐降低，而性能和功能则逐步提高，因而可以减少变电站的总投

资。

⑹

减少维护工作量，减少值班员劳动量。由于综合自动化系统中，

各子系统有故障自诊断功能，系统内部有故障时能自检出故障部位，缩短

了维护时间。微机保护和自动装置的定值又可在线读出检查，可节约定期

核对定值的时间。而监控系统的抄表、记录自动化，值班员可不必定时抄

表、记录。如果配置了与上级调度的通信功能，能实现遥测、遥信、遥控、

遥调，则完全可实现无人值班，达到减人增效的目的。

⑺

有利于提高变电站无人值班管理水平。综合自动化系统可以采集

比常规运动装置更多的变电站运行信息和设备状态信息，这些信息可以迅

速发往上级调度中心。综合自动化系统还能将二次设备的运行状态和故障

自诊断的信息向调度主站报告，这些都是常规的变电站所没有办法达到

的。因此，采用综合自动化系统不仅可以全面提高无人值班变电站的技术

水平，也可提高其可靠性。

正是由于变电站综合自动化系统具有以上优点，现在，变电站综合

自动化系统已经开始广泛应用与新建变电站中，对传统的变电站也进行着

综合自动化系统改造。

1.2 变电站综合自动化系统的发展阶段

1、国外变电站综合自动化发展概况

20世纪70年代末，英国、意大利、法国、西德、澳大利亚等国新装

的运动装置都是微型机的个别有用16位小型计算机的，布线逻辑的远动

装置已经开始淘汰。供电网的监控功能正以综合自动化为目标迅速发展，

除“三遥”外，还增加了：（1）寻找并处理单相接地故障；（2）作为保护

拒动或短路器拒动的补充保护；（3）负荷管理；（4）成组数据记录，其中

包括负荷曲线、最大需量、运行数据、事故及事件顺序记录等；（5）自动

重合闸及继电保护。

20世纪80年代以后，研究变电站综合自动化系统的国家和大公司越

来越多，包括德国西门子公司、ABB公司、AEC公司、美国GE公司、

西屋公司，法国阿尔斯通公司等。这些公司都有自己的综合自动化系统产

品。

1985年，西门子公司在德国汉诺威正式投运第一套变电站自动化系

统LSA67B，至1993年已经有300多套同类型的系统在德国本土及欧洲

其他国家不同电压等级的变电站投入运行。

国际电工委员会第57次技术委员会成立了“变电站控制和保护接口”

工作组，负责起草该接口的通信标准。该工作组由12个国家（主要集中

在北美和欧洲，亚洲有中国，非洲有南非）2000位成员参加。从1994年

3月到1995年4月举行了四次讨论会，与1995年2月向IEC秘书处提交

了保护通信伙伴标准IEC60870-5-103，为控制与保护之间的通信提供了一

个国际标准。

2、 我国变电站综合自动化的发展过程

我国变电站综合自动化研究开始于20世纪80年代中期。1987年，

清华大学电机工程系研制成功第一个符合要求的变电站综合自动化系统，

在山东威海望岛变电站成功地投入运行。该系统主要由3台微机及其外围

接口电路组成。

20世纪80年代后期，不少高等院校、研究单位和生产厂家投入到变

电站综合自动化的研究中。90年代，召开了规模很大全国变电站综合自

动化研讨和技术经验交流会。规模比较大的单位有南瑞公司、四方公司等，

变电站综合自动化系统的产品种类越来越多。

近几年来，大规模集成电路技术和通信技术的迅猛发展，网络技术、

现场总线等的出现，为提高变电站综合自动化技术水平提供了技术支持。

90年代中，变电站综合自动化已经成为电力系统自动化最重要的装置，

其功能和性能也不断完善。变电站综合自动化已成为新建变电站的主导技

术。

3、 综合自动化系统的发展趋势

随着电力工业的发展，以及微机通信技术的广泛使用，变电站综合自

动化技术也取得了巨大进步。从20世纪80年代起，我国先后开展了变电

站综合自动化工作，到90年代初，结合变电站技术改造和变电站无人值

班工作的开展，出现了多种结构、功能不一的变电站综合自动化系统。现

在，这项技术正向纵深发展。

⑴ 由功能分散向单元分散发展

早期的变电站综合自动化系统，通常将微机保护、微机监控、故障录

波、微机运动等按功能分散考虑，一个功能模块管理很多个设备、多个单

元。现在更多地考虑分散性，让一个综合模块去管理一个电气系统，这种

综合模块既可分散安装在电气单元附近，也可适当集中到一个控制小间。

这种单元分散式模块的独立性很强，硬件故障不会波及到其他单元。

⑵ 由集中控制向分散方式网络发展

早期的变电站综合自动化系统是由传统自动化发展起来的，大多数采

用集中控制方式，硬件上采用总线插槽中插入功能模块。这种结构一方面

要将设备单元的信息通过电缆集中；另一方面数据通信处理能力受到限

制，系统可靠性不高。采用网络结构，特别是分布式的网络结构，可从根

本上克服了集中控制的缺点。

⑶ 由功能向多功能发展

变电站综合自动化系统所能完成的功能是逐步增加的。早期的变电站

综合自动化系统仅是传统功能的简单集中，现在则在多个面增加功能、增

强其综合性。例如、①从测量、监控、保护相对独立发展到测量、监控、

保护一体化。②故障录波由微机保护兼容，省去了故障录波装置。③电压

无功综合控制纳入变电站综合自动化系统。④操作闭锁已成为变电站综合

自动化系统的功能之一。变电站中原来未能实现独立自动化的功能正在逐

步由变电站综合自动化系统来完成。

⑷ 向测量数据完全共享发展

变电站综合自动化数据完全共享是指继电保护所需的输入信息和测

量信息完全共享。测量信息完全共享的优点是：保护和测量可以共用同一

个CPU和共用相同的模拟量输入通道，即同一个功能单元既完成保护的

功能，也完成测量的功能，因此可减小测控单元体积，降低设备造价.。

⑸ 变电站综合自动化向规范化方向发展

变电站综合自动化技术的迅猛发展和良好前景，吸引了越来越多行业

技术力量的参与。随着变电站综合自动化系统产品制造商越多，技术规范

和标准的制定和实施等更为重要。国际电工委员会第57技术委员会（IEC

TC57）已经颁布了与此相关的IEC 60870-5系列标准，我国也陆续推出了

与之配套的相关标准DL/T634-1997，DL/T667-1999，DL/T719-2000等。

变电站综合自动化系统的开发商都按照标准组织生产，将有利于系统的集

成，有利于变电站综合自动化技术的推广和发展，有利于变电站综合自动

化技术水平的提高。

变电站综合自动化更深层次的发展，必然使变电站综合自动化系统的

功能更加强大，其应用范围也必然更为全面。变电站综合自动化深层次，

宽范围的发展，必然能极大促进电力系统的长足发展。

2 变电站综合自动化系统的内容、功能和要求

变电站综合自动化系统具有强大的功能，无论监控控制功能还是微

机保护方面都是常规模式所不能比拟的。完善的操作性能、强大而趋于完

善的功能，正是变电站综合自动化系统独特的性能。

2.1 变电站综合自动化系统的主要内容

变电站综合自动化的内容主要包括变电站电气量的采集和电气设备

（如断路器等）的状态监视、控制和调节。通过变电站综合自动化技术，

实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全。当发

生事故时，由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，

并迅速切除故障，完成事故后的恢复操作。

由于变电站有多种电压等级，在电网中所起的作用不同，变电站综合

自动化在实现的目标上可分为以下两种情况：

⑴对及以下中、低压变电站，采用自动化系统，利用现代计算

220kV

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，并逐步实行无人值班或减少人增效。

⑵对以上的变电站，主要是采用计算机监控系统提高运行管理

220kV

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。

此外，变电站综合自动化的内容还应包括监视高压电器设备本身的运

行（如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等），并将变电站所

采集的信息传送给调度中心，必要时送给运行方式科和检修中心等，以便

为电气设备监视和制定检修计划提供原始数据。

变电站实现综合自动化的基本目标是提高变电站的技术水平和管理

水平，提高电网和设备安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，

提高供电质量，并促进配电系统自动化。

2.2 变电站综合自动化的基本功能

变电站综合自动化的基本功能包括下面几个方面：

1

、监视和控制功能

⑴、数据采集。

①模拟量的采集；②状态量的采集；③脉冲量的采集。

⑵事件顺序纪录。

SOE

⑶事故纪录、故障录波和故障测距。

⑷操作控制功能。

⑸安全监视功能。

⑹人机联系功能。

⑺打印功能。

⑻数据处理与纪录功能。

⑼谐波分析与监视。

2

、微机保护功能。

⑴微机保护的功能。①高压输电线路的主保护和后备保护；②主变

压器的主保护和后备保护；③无功补偿电容器组的保护；④母线保护；

⑤配电线路的保护；⑥不完全接地系统的单相接地选线。

⑵电压、无功综合控制。包括集中控制、分散控制、关联分散控制。

⑶低频减负荷控制。

⑷备用电源自投控制。

⑸通信功能。

自动化系统时，必须考虑以下原则要求：

（1） 系统运行的安全性。变电站微机保护的软件、硬件设置，既

要与监控系统相对独立，又要相互协调，即在系统运行中，继电保护的动

作行为仅与保护装置有关，不依赖于监控系统的其它环节，保证综合自动

化系统中任何其他环节故障只影响局部功能的实现，不影响保护子系统的

正常工作。但微机保护与监控系统要保持紧密通信联系。

（2） 信息共享。必须充分利用数字通信的优势，实现数据共享。

数据共享应该是综合自动化系统发展的趋势，只有实现数据共享，才能简

化自动化系统的结构、减少设备的重复、低造价。

（3） 充分体现综合性。变电站综合自动化系统应该能全面代替常

规的二次设备，并提供良好的操作控制。综合自动化系统应该集变电站的

继电保护、测量、监视、运行控制和通信于一体，形成一个由监视控制、

微机保护子系统、测量子系统、各种功能的控制子系统、通信子系统等组

成的分级分布的系统。该系统应该能代替常规的继电保护、仪表、中央信

号、模拟屏、控制屏和运行控制装置。为了提高变电站的技术水平和可靠

性，一般要求的故障录波及测距功能由保护系统完成，在有特殊较高要求

时，可专门设置独立完成，并将其状态信息传送给监控系统。

（4） 技术先进性。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，随着我过电力工业进入大电网，大机组的时代，无

人值班变电站的实施已经成为电网调度自动化深入发展的必然趋势，是电

网管理的发展方向。无论从可靠性、测量精度、传输速率和技术水平等方

面衡量，传统的“四遥”装置都不能满足现代电网调度和管理的要求。变

电站综合自动化系统的功能设计，要从电力系统的安全、稳定运行、提高

经济效益等综合指标以及提高电网基础自动化水平的综合要求出发，其

软、硬件的配置必须具备RTU的全部功能，必须具备与上级调度通信的

能力，以便满足和促进变电站无人值班的实施。

（5） 结构上的灵活性。在电力系统中，新建变电站和对老变电站

改造是常见的，它们的自动化水平要求各不相同，需要有不同规模和不同

技术等级、技术先进、功能可选、性能价格比高的自动化系统可供选用。

根据实际情况，可采用集中式结构，分层分布式结构，完全分散式结构等

系统。

（6） 通信的可靠性。在变电站综合自动化系统内，许多信息需要

快速交换。各个功能模块之间宜采用网络方式，便于接口功能的扩充。网

络可选用星形、总线形或环行等结构。网络介质一般采用电缆或光缆。系

统应支持标准的或合理的通信协议。

（7） 运行模式的适应性。变电站综合自动化系统应能灵活地提供

监控操作手段，满足有人或无人值班的需要。

（8） 很强的抗干扰能力。变电站安全运行是变电站综合自动化系

统设计的基本要求，为此，在考虑提供的总体结构时，要注意主、次分清。

对关键环节，要有异地能够的冗余。各子系统应具有独立的故障自诊断和

自恢复功能，任何一部分发生故障时，应监控主机发出警告指示，并

能迅速将自诊断信息送往控制中心。

（9） 标准化和开放性。所设计的变电站综合自动化应尽量符合国

家或部颁标准，使系统开放性能好，便于升级。

在变电站综合自动化系统的设计中，各公司都遵循以上原则，从而

保证了在系统运行中信息共享，也能体现各子系统在系统运行中能达到良

好的配合。这些设计原则与要求，大大提高了变电站运行的可靠性和方便

性。

3 变电站综合自动化系统的硬件结构

电子技术、微机技术、通信技术和网络技术的迅速发展，推动了变

电站综合自动化技术的发展，同时，也促使变电站综合自动化系统的体系

结构发生相应的变化。变电站综合自动化系统的结构形式通常可分为传统

改造式、集中组屏式、分层分布式、完全分散式和分散集中结合式等五种

类型。本论文研究中主要以南瑞集团生产的NS2000变电站综合自动化系

统为主体进行研究，它采用的分层分布式结构，如图3-1所示。

图3-1 分层分布式结构图

3.1 变电站综合自动化系统的结构形式

在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，将整个变电站的一、

二次设备分为3层，即变电站层、单元层（间隔层）和设备层。在所分的

3层中，变电站层成为2层，单元层为1层，设备层为0层。每一层由不

同的设备或不同的子系统组成，完成不同的功能。

设备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，

也包括电流互感器、电压互感器等一次设备。

单元层一般按断路器间隔划分，具有测量、控制部件或继电保护部件。

测量、控制部分完成该单元的测量、监视、操作控制、闭锁及事件顺序记

录等功能；保护部分完成该单元线路或变压器或电容器的保护、故障记录

等功能。因此，单元层本身是由各种不同的单元装置组成的，这些独立的

单元装置直接通过局域网络或串行总线与变电站层联系；也可能没有数采

管理机或保护管理机，分别管理各测量、监视单元和各保护单元，然后集

中由数采管理机和保护管理机与变电站层通信。单元层本身实际上就是两

级系统的结构。

变电站层包括站级监控主机、运动通信机等。变电站层设现场总线或

局域网，供各主机之间和监控主机与单元层之间交换信息。变电站综合自

动化系统主要位于1层和2层。

变电站层的有关自动化设备一般安装于控制室，而单元层的设备宜安

装于靠近现场，以减少控制电缆长度。至现场通信技术在变电站的成熟使

用前，单元层的设备仍宜安装在变电站的控制室，从而形成了分层分布式

系统集中组屏的结构。

分层分布式有以下特点：

（1） 分层分布式的配置

（2） 继电保护相对独立。

（3） 具有与控制中心通信功能。

（4） 可靠性高。

（5） 维护管理方便。

（6） 需要电缆较多。

3.2 变电站综合自动化系统硬件装置

变电站综合自动化系统是按照模块化设计的，各部件都是由若干模块

组成。它们的硬件部分大都是由模拟量输入/输出回路、微机系统、开关

量输入/输出回路、人机对话接口回路、通信回路和电源等部分组成。这

些部分是综自系统的基础。系统典型的部件硬件结构如下图3-2-1。

图3-2-1 变电站综合自动化系统各部件硬件结构图

3.2.1 模拟量输入/输出回路

来自变电站的电压、电流信号都是模拟信号，是随时间连续变化的物

理量。由于微机系统是一种数字电路设备，只能接收数字脉冲信号，识别

数字脉冲信号，所以就需要将来自TA、TV的电流、电压类型的模拟信号

转换为相应的微机系统能接收的数字脉冲信号。同时，为了实现对生产过

程的控制，还需要输出模拟信号，去驱动模拟调节执行机构工作，这就需

要模拟量的输出回路。

根据模/数变换原理不同，综合自动化装置中模拟量输入电路有两种

方式：一是基于逐次逼近型A/D转换方式（ADC），是直接将模拟量转变为

数字量的变换方式；二是利用电压/频率变换（VFC）原理进行模/数变换

的方式，它是将模拟量电压先转换为频率脉冲量，通过脉冲计数变换为数

字量的一种变换形式。但逐次逼近式A/D变换过程中，CPU要使采样保持、

多路转换开关及A/D变换器三个芯片之间协调好，接口电路非常复杂。而

且ADC芯片结构也很复杂，成本高。现在许多微机应用系统都采用电压-

频率变换技术进行A/D变换。

1、V/F转换的原理

电压-频率变换技术的原理是将输入的电压模拟量u线性地变换为

i

数字脉冲的频率f，是产生的脉冲频率正比于输入电压的大小，然后在固

定的时间内用计数器对脉冲数目进行计数，供CPU读入。原理图如下图

3-2-2所示。

图3-2-2 V/F转换原理图

图中VFC可采用AD654芯片，计数器可采用8031或内部计数器。CPU

每隔一个采用间隔时间t读取计数器的脉冲值，并根据比例关系算出输

s

入电压u对应的数字量，从而完成了模/数转换。

in

VFC型的A/D变换方式及接口简单，CPU几乎不需要对VFC芯片进行

控制。保护装置采用VFC型的A/D变换，建立了一种新的变换方式，为微

机系统带来很多好处。

2、模拟量的输出回路原理

模拟量的输出电路的作用是把微机系统输出的数字量转换成模拟量输

出，这个任务主要由数/模变换器来完成。由于D/A转换器需要一定的转

换时间，在转换期间，输入待转换的数字量应该保持不变，而微机系统输

出的数据在数据总线上稳定的时间很短，因此在微机系统与D/A转换器之

间必须用锁存器来保持数字量的稳定。经过D/A转换器得到的模拟信号，

一般要经过低通滤波器，使输出波形平滑，同时为了能驱动受控设备，可

以采用功率放大器作为模拟量输出的驱动电路。如图3-2-3所示。

图3-2-3 模拟量输出回路原理

数/模转换器的作用是将二进制的数字量转换为相应的模拟量。它 的

主要部件是电阻开关网络。在运算放大电路中，当放大器的放大倍数足够

大时，其输出电压u和输入电压U关系为U=-U，式中R为运

did

R

F

I

F

R

算放大器的反馈电阻；R为输入端输入电阻。数/模变换的原理正是利用

了这个原理。

3.2.2 开关量输入及输出电路

开关量输入/输出回路由并行接口、光电耦合及有触点的中间继电器

等组成，主要用于人机接口、发跳闸信号、本地和后台机处的告警信号及

闭锁信号等。输出电路主要是将CPU送出的数字信号或数据进行显示、控

制或调节。图3-2-4是开关量输入电路配置图。

图3-2-4 开关量输入电路配置图

由图可知，开关量输入电路由信号调节电路、控制逻辑电路、驱动电

路、地址译码电路、隔离电路组成。开关量输出电路与输入电路基本一致。

1、 光电隔离。为防止电磁干扰对计算机的影响，在设计中采用光电

隔离技术。光电隔离是利用光电耦合器实现现场开关量与计算机总线之间

的完全隔离。光电耦合器是由发光二极管和光敏三极管组成。发光二极管

和光敏三极管之间是绝缘的，两者都封装于同一芯片中。接线如图3-2-5

所示。

图 3-2-5 输出为低电平 输出为高电平

在综合自动化系统中，主要运用中断控制方式来控制输入/输出。中

断是通过硬件来改变CPU程序运行的方向。微机系统在执行程序过程中，

由于CPU以外的某种原因，有必要尽快中断当前程序的执行，而执行相应

的处理程序，待处理结束后，在回来继续执行被中止的原程序。

3.2.3 人机对话硬件装置原理

在变电站综合自动化系统中，人机对话的主要内容有：

1、 显示画面与数据：包括时间日期、单线图状态、报警画面与提

示信息等。

2、 输入数据：包括运行人员的代码和密码、手动/自动设置。

3、 人工控制操作：包括断路器及隔离开关操作、变压器分接头顺

序控制；控制闭锁与允许等。

4、 诊断与维护：包括故障数据纪录显示；诊断检测功能的启动等。

3.2.4 键盘响应原理

键盘响应电路如图3-2-6所示 该电路采用非编码矩阵式键盘，设有

16个按键，按照4行4列构成，在行与列交叉处接入开关式按键。其中

按键的行号由并行口8256的P2口的P2.4-P2.7来提供，列号由经过双向

数据缓冲器与微处理器数据总线的低四位相连来提供。

图3-2-6 键盘响应电路原理图

3.2.5屏幕显示电路

屏幕显示器即CRT显示器，是微机实现人机对话的重要工具，能够

把各种数据和信息变成直观的文字和图像，帮助操作人员随时了解变电站

的实时接线图以及各种运行参数等。显示电路的简化结构如图3-2-7

CRT显示器为了得到一幅图像，必须用水平和垂直两种扫描信号。字

符在屏幕上由点阵的光点组成，电子束自左至右和自上到下地逐行扫描。

画面至少以每秒50次的频率重复扫描才能得到稳定的图像。所以，要使

CRT显示出一幅稳定的图像，要有图像信号、同步信号和消隐信号。

图3-2-7 屏幕显示电路图

3.2.6打印机的接口电路

打印机作为一种输出设备，在人机联系构成中有着重要的作用。在调

试方式下，输入键盘操作命令，微型机装置可以通过打印机将执行结果打

印出来，以便于使用者了解装置是否正常运行；在运行方式下，电力系统

发生故障后，打印机可以将有关的故障信息、保护动作行为和采样报告打

印输出，为事故分析提供保护动作信息。

4 变电站综合自动化系统的通信

在变电站综合自动化系统运行时，为了监视和控制变电站运行状况，

需要将各种信息及时采集并，送到调度或监控中心，并由调度或控制中心

发送调度或控制命令。而各种信息的传输过程，就是变电站综合自动化的

通信过程。

4.1 变电站综合自动化系统通信传输方式

现在通信传输主要有两种形式，一是分布式，另一种是现场总线式。

面向对象分布式系统，通常在每一现场设备上(开关柜)安装一台多功

能(综合)单元(面向对象设置的现场单元FU )，

它的优点是可靠性增加，电缆减少，以至达到可取消原控制室。但此

方法构造的控制系统，目前多采用主从方式来完成控制主机与各现场单元

间的通信，各现场单元间不相互联系，并且通信协议多为自定，难以支持

不同厂商的现场单元。若采用公认标准的现场总线技术，则可方便地解决

上述问题。

而现场总线的应用则能很好地解决分布式系统存在的缺点。它能更好

地对系统实施控制。现场总线控制系统具有以下特点：

(l)互操作性好

具有现场总线接口的设备不仅在硬件上标准化，而且在软件上也标准

化。用户也优选不同厂家的产品集成为个符合自己实际情况的自动化系

统。

(2)现场总线的通讯网络为开放式网络

以前，由于不同厂家的自动化设备通讯协议不同，要实现不同厂家同

类型产品互连困难，给用户带来许多不便，甚至要增加投资。而现场总线

为开放式的互连网络，所有的技术和标准全是公开的，所有制造商必须遵

循，使用户可以自由组成不同制造商的通讯网络，既可以与同层网络相连，

也可与不同层网络互连，因此现场总线给自动化系统带来更大的适应性。

(3)成本降低。由十现场总线完个采用数字通讯，其控制功能也可下

放到现场。由现场总线设备组成的自动化系统，减少了占地而积，简化了

控制系统内部的连接，可节约大量的连接电缆，使成本大大降低。

(4)安装、维护、使用方便。

使用现场总线接口技术，无需用许多控制电缆连接各控制单元，只需

将设备挂在总线上，这样明显减少连接电缆，使安装更方便，抗干扰能力

更强。系统配置灵活，可扩展性好，整个系统具有统一的操作界面。同时，

通过现场总线接口就可获得高级控制算法所需基本数据。

4.1.1 综合自动化系统与控制中心通信

变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是综合

自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换，主要解决综合自

动化系统内部各子系统与上位机之间的数据通信和信息交换问题，其通信

范围在变电站内部。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；对于分散安装的综合自动化系统来说，其通信范围扩大到主控室

与子系统的安装地，通信距离加长了。另一方面变电站与控制中心或远方

调度中心间的通信，综合自动化系统兼有RTU的全部功能，能够将所采

集的数据、断路器状态信息及事件顺序记录等远传至调度端；并且能接收

调度下达的各种操作、控制、修改定值等命令。

综合自动化系统具有与电力系统控制中心通信的功能，不另设独立的

运动装置，而由综合自动化系统的上位机或通信管理机执行运动功能.把

变电所所需测量的数据量和控制信息传送至控制中心，这些信息是变电所

和控制中心共用的，不必为专门送控制中心而单独采集.

变电站不仅要向控制中心发送测量和监视信息，而且要从上级调度中

心接收数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保

护定值，召唤实时运行参数.从全系统范围考虑电能质量，潮流和稳定值

的控制等。

4.1.2 变电站内的信息传输

在变电站综合自动化系统中需要传输的数据有以下几种：

（1）设备层与间隔层(单元层)间的信息交换，间隔层的设备有控制测

量单元或继电保护单元，或两者都有。设备层的智能开关柜内的高压断路

器有智能传感器和执行器，可以自由地与单元层的装置交换信息。间隔层

的设备大多数需要从设备层的电压互感器采集正常或事故下的电压值和

电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息包括：断路器和

隔离开关的位置，主变压器分节头位置，变压器互感器霹雷器的诊断信息

及断路器操作信息。

（2） 单元层内部的信息交换，在一个单元层内部相关的功能模块间，

即智能保护和控制、监视、测量之间的数据交换。

（3） 单元层之间的信息交换：不同单元层间的数据交换有，主、后

备保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁电压无功功率综合控制装置的

信息。

（4） 单元层和变电站层的通信：正常和事故情况下的测量值和计算

值，断路器、隔离开关、主变压器分接开关位置、各单元层运行状态保护

动作信息等；断路器和隔离开关的分和命令，主变压器分接头位置调节，

自动装置的投入与退出等；微机保护与自动装置的整定值等。

（5） 变电站层的不同设备之间的通信，要根据各设备的任务和功能

的特点，传输所需要的测量信息、状态信息和操作命令等。

4.2 变电站综合自动化系统通信的特点

变电站综合自动化通信具有以下特点：

（1） 快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及

时的传输现场的实时运行信息和操作信息。

（2） 很高的可靠性。电力系统的连续运行要求数据通信网络也必须

连续运行，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系

统的正常运行。

（3） 优良的电磁兼容性能。变电站是一个具有强电磁干扰的环境，

存在电源、雷击、跳闸等强点此干扰和地电位差干扰，通信环境恶劣，因

此数据通信网络应采取相应的消磁措施。

4.3基于CAN总线的变电站通信网络

4.3.1 变电站综合自动化系统通信

通信功能是综合自动化出别于常规站最明显的标志之一，通信网络变

电站内间隔信息可充分共享，并通过通信接口与外界信息系统交换信息，

同时节省大量电缆，构成一个快速、稳定、可靠的通信网络是变电站自动

化系统的基本要求，也是电力系统运行管理功能的基本前提。

近年来，随着我国电力自动化的不断发展，电力系统通信方式也不断

改进，现场总线技术因其组网方便，抗干扰能力强等特点得到广泛应用。

现场总线标准很多， 电力自动化系统中最常用的是LONWORKS和CAN

总线。LONWORKS总线通信速率为78Kbps和1.25Mbps，CAN总线通

信速率为 1Mbps。CAN总线是一种有效支持分布控制和实时控制的串行

通信网络，是一种通信速率可达1Mbps的多主总线[1]。具有优先抢占方

式进行总线仲裁的作用机理，通信速率高，错误帧可自动重发，永久故障

可自动隔离，不影响整个网络正常工作，可靠性高，而且协议简单，开放

性强，组网灵活，成本低等特点， 能为电力自动化提供开放性、全分布

及可互操作性的通信平台。

变电站综合自动化系统一般由站控层、通信管理层和间隔层构成的计

算机监控系统，采用分布式结构，设备分为站控层、通信管理层及间隔层，

间隔层原则上按一次 设备组织，每一间隔层设备包括智能测量、控制、

保护、信号、通信、录波等基本功能，并完成各自的特殊功能，系统能实

现信息共享及保护、监控功能的综合化，极大 简化二次回路，节省系统

投资，由于间隔层设备可放在开关柜或一次设备附近，大为减少主控室面

积，节约控制电缆，大大提高了整个系统的可靠性和可扩展性。通信管理

层由于各间隔层设备通信协议的多样性，要实现不同装置的数据链接，可

加入前置机（通信管理装置）完成通信控制和规约转化，使其在功能上实

现通信接收、发送、规约转化等功能；通信协议采用电力行业标准协议，

能实现不同厂家设备的互联，采用全球定位系统（GPS），支持硬件对时

网络，减少GPS与设备 间的连接，并保证对时精度，硬件上采用模块化

设计以支持多种通信接口，包括以太网、串行通信接口、可扩充的其他现

场总线接口等；软件上具有规约库以支持 RS-232、RS-485、LONWORKS、

CAN及标准网络协议（TCP/IP）等多种类型的标准通信接口，从而具备

良好的软、硬件扩展性。站控层包括数据库服务器、Web服务器工作站、

维护工作站、监视工作站等。

4.3.2 变电站综合自动化通信结构单元

主要通信单元包括，现场设备、CAN总线上下接口、通信介质等，

还包括应用软件设计，以及通信管理机，这里重点介绍通信管理机。变电

站综合自动化系统中通信管理机的主要任务是实现变电站内部的变电站

子层和单元子层间的通信以及本地的变电站系统和远程调度中心的通信，

系统的结构框图如图4-3-2所示。

图4-3-2 通信管理机系统结构图

变电站系统内部的通信基于CAN总线，包含两层通信网络，站级CAN

网络用于实现上位机监控主机和通信管理机之间的通信;现场级CAN网络

用于实现通信管理机和监控保护单元之间的信息传送。变电站和远程调度

中心的信息传输基于公用电话网，通过终端的modem实现数字信号和公

用电话网上的模拟信号之间的转换。通讯管理机的外围设备包括键盘输

入、液晶显示、程序存储器EPROM、实时时钟RAM以及备用RS-232

串口。

根据变电站数据通信的要求，这里选用了DALLAS公司的8位高性

能嵌入式微处理器DS80C320作为通信管理机的CPU。首先，DS80C320

的执行速度快，允许的最大晶振频率是33 MHz，采用了单循环周期指令，

相同的晶振下，执行速度一般为MCS51的2.5倍，完全可以满足通信管

理机的要求;CAN总线上数据收发以及键盘操作都采用中断的方式，

DS80C320提供了14个中断，其中6个外部中断，能够满足中断的需求，

同时提高了通信管理机的实时性;DS80C320提供了2个串口，一个串口通

过Max232提供备用的RS-232串行通讯口，另一个串口通过工业modem

连到公用电话网上实现远程控制。

通信管理机的CPU通过CAN控制器SJA1000及CAN收发器82C250连

接到CAN总线上， 在设计通信管理机的软件时，我们采用了模块化的设

计思想，有利于软件系统的升级及维护，软件系统的主要模块有主程序模

块、中断模块(比如键盘模块、接受CAN总线数据模块等)以及各子模块(比

如显示模块、远程通讯模块等) 管理机通过定时循检的方式监督总线上通

讯是否正常以及各个节点的工作状态。通信管理机定时的以广播方式发送

查询报文到总线上，总线上节点在收到查询报文后，回送该节点工作状态

报文到管理机，管理机在n秒(定时多少根据总线上所挂的节点数量以及

报文的数量来决定)内没有接受某一节点的回送报文，确认该节点发生故

障，并通过LCD反映出来。

5 NS2000变电站综合自动化系统

5.1 NS2000综合自动化系统特点

NS2000变电站综合自动化系统是国电南瑞科技股份有限公司充分利

用计算机软硬件技术、网络及现场总线技术、集成电路技术、结构技术、

可靠性及电磁兼容技术、液晶显示技术、表面贴装加工技术的最新成果，

对公司原有的BJ、DISA、BSJ系统进行了继承与发展，基于网络应用范

围广泛的新一代变电站综合自动化系统。

NS2000变电站综合自动化系统采用分层分布式结构，除了具有一般

分布式系统的可靠性高、扩展性好、易于施工与维护、工程成本低等特点

外，还具有如下特点。

⑴ 变电站综合自动化全面解决方案。

NS2000产品系列涵盖了10kV至500kV电压等级的线路、馈线、电容

器、变压器、电抗器、电动机、发电机保护装置及其测控装置，适用范围

覆盖所有的电压等级的变电站、开关站和集控站，对于各种电压等级的变

电站综合自动化系统提供全面优化的解决方案。

⑵ 基于国际标准设计的开放式系统

NS2000系统结构体系、接口标准、通信协议等按照IEC及其他国际

标准设计，能够实现与第三智能设备的互操作，易与采用标准和开放协议

厂家的设备和系统集成。

⑶ 基于新结构、新器件、新加工工艺、高标准电磁兼容设计的高可

靠性的硬件平台

旋转框机柜、背插式机箱等新结构，具有良好的电器屏蔽性能；基于

16位、32位高性能处理器、CPLD、FLASH、现场总线器件、以太网新

器件的硬件平台，集成度高，严格的筛选与老化，从源头提高可靠性；模

件全部采用表面贴片及多层印制加工工艺，保证了系统的长期可靠性；系

统各个组成环节的全面电磁兼容设计，使得系统整体的电磁兼容能力达到

了较高水平，全面超过国家标准对变电站综合自动化系统的要求，通过电

磁兼容国际标准IEC6100-4中规定的最严酷等级的测试。

⑷ 基于嵌入式实时多任务操作系统VxWORKS的软件平台，使软件

的可靠性和实时性大大增加。

与WINDOWS不同，VxWORKS是专门为要求高可靠性及强实时性

的嵌入式工业控制系统开发的实时多任务操作系统，它的内核经过了FAA

及FDA认证，加上集成开发环境提供的先进开发、调试手段，使得系统

的软件具有极高的可靠性。VxWORKS提供各种硬件的驱动、标准的协议，

如TCP/IP、PPP、X25、TELNET等，使得NS2000系统的网络解决方案

轻松自如，可随操作系统的升级而自动升级。

⑸ 采用商用和实时统一的、面向对象的及图模库一体化的数据库管

理系统。

实时数据库是一个使用ATL产生的多线程公寓模式的进程内和进程

外COM服务器，提供一致的读写接口。运用多线程技术可以保证访问数

据的及时响应。对数据库的访问采用COM顾客端形式操作数据库的数据。

服务器采用对象化的设备描述方法，构造的主要对象有：断路器、隔离开

关、变压器、线路、母线、电容器、电抗器、电压互感器、电流互感器等

及其设备组。数据库采用商用数据库和实时数据库相结合的方式，采用统

一的对外数据库接口，其他组件在访问数据时，只要指明所要访问的数据

对象，不必关联数据库存在于实时数据库还是商用数据库。实时数据库按

照分布式的要求进行设计，具有Client/Server和Producer/Consumer模式，

自动实行全网所有机器数据的同步。工程数据如画面、报表、采集量参数

作为对象存入数据库，在任一台节点上对数据对象的修改，自动更新到网

上所有其他节点。为了保证COM服务器内多线程共享数据时不发生冲突

及保持数据的一致性，读/写操作遵循以下规则：当一个线程在写数据时，

其他线程不能读或写数据；当一个线程正在读数据时，其他线程不能写数

据，但可以读数据；在有读写请求时，写请求优先。

⑹ 基于IECI131-3的PLC功能

按照IECI131-3标准设计的可编程控制功能，完成单设备顺控、群控

及全站范围内的控制逻辑闭锁。

⑺ 组态灵活

NS2000系统的保护监控既可合一可相对独立配制，能够实现与国内

外主要厂家保护设备及其他智能设备的系统集成；既可集中组屏，也可分

散安装；系统的可裁剪性好，可实现不同电压等级变电站综合自动化配制

与高性价比。

⑻ 系统主要设备支持主备冗余配置

服务器、通信控制器、现场总线、以太网等关键部件和设备，可采用

主备冗余配置，提高整个系统的可靠性。

⑼ 支持全站数据共享，不依赖于站控层实现全站控制操作的逻辑闭

锁。

间隔层测控装置具备直接上网的功能，可以监视 到网上其余装置的

以太网报文，从而获得变电站内全部的状态信息，使全站实时控制闭锁成

为可能。

5.1.1、主要功能

⑴监视功能：①数据采集（状态量、交/直流模拟量、脉冲量）与处理

功能；②报警及事件纪录功能；③历史数据纪录功能；④图形功能；⑤显

示及打印功能；⑥报表功能；⑦事故追忆功能。

⑵控制功能：①支持多个远方调度控制中心的选择控制功能；②控制

室计算机监控系统的当地控制功能；③间隔层设备的当地控制功能；④同

期检测与同期合闸功能；⑤基于IECI131组态的自动控制功能；⑥基于

IECI131组态的全站逻辑闭锁功能；⑦电压无功自动调节功能。

⑶保护功能：①线路、馈线保护功能；②变压器、电抗器保护功能；

③电动机保护功能；④发电机保护功能；⑤电容器保护功能。

⑷组态功能：①系统配置组态功能；②图形组态功能；③数据库组态

功能；④基于IECI131-3标准的PLC控制功能组态。

⑸通信功能：①具有多个支持多种介质及多种网络的通信接口；②与

测控单元的高速数据网络通信功能；③与多种微机保护的数据网络通信功

能；④与多种智能设备的数据网络通信（微机直流系统，智能电度表，智

能消防报警，GPS等）功能。

⑹高级应用功能：①电压无功自动控制功能；②嵌入式微机五防功能；

③小电流接地选线功能；④操作票及防误闭锁功能；⑤系统诊断与自恢复

功能；⑥远程监视与维护功能。

1、应用范围

NS2000既适用于电力系统各种电压等级的变电站，也适用与发电厂、

水电站中的开关站，也适合与有人值班、少人值班或无人值班变电站；既

适合于新建变电站的综合自动化系统，也适合于常规变电站的自动化系统

改造；既能以集中组屏方式构成变电站综合自动化系统，又能以全分散或

者两者兼顾的局部分散模式构成变电站综合自动化系统；既能构建保护、

监控相对独立配置的变电站综合自动化系统，也能构建保护监控一体化配

置的变电站综合自动化系统；既能实现现场总线的智能设备连接，也能实

现10M/100M以太网的智能设备连接。

5.1.2 NS2000系统构成

NS2000变电站综合自动化系统采用分层分布式模块化设计思想，系

统分为两层——站控层和间隔层。站控层与间隔层之间通过通信网络相

连。典型结构图如下图5-1-2。

图5-1-2 NS2000系统结构图

NS2000变电站综合自动化系统在设计中充分考虑了系统组态的灵活

性，能够实现不同的分层分布式变电站综合自动化系统模式。

1、站控层

NS2000系统的站控层采用分布式设计，完成站内监控功能，全面提

供变电站设备的状态监视、控制、信息纪录与分析等功能。

NS2000站控层设备包括：NS2000计算机监控系统；NSC200系统

通信控制器。

NS2000计算机监控系统，一般由主机、操作员工作站、工程师工作

站、保护工作站、远动工作站等部分组成。变电站计算机监控系统通过组

态完成不同的功能配置，当系统规模较小时，系统可以是一台PC机，当

系统规模较大或者为超高压变电站时，可以是多台PC机。NS2000计算

机监控系统的信息可以直接从间隔层设备获得，也可以从NS2000系列通

信控制器获得。

NSC200系列通信控制器是变电站综合自动化系统的信息中心，它

支持不同的通信介质和通信规约，对变电站内各种设备的信息进行采集处

理，形成标准的信息通过数据通道传送到集控中心和电网自动化系统。

NSC200可实现单机和双机冗余两种配置方式。

2、间隔层

NS200系统的间隔层设备按间隔分布式配置，可直接下放到开关场就

地安装，以减少大量的二次电缆。各间隔相互独立，仅通过通信网络互连，

并同站控层设备通信，取消了变电站监控传统方式大量引入主控室的信

号、测量、保护、控制等使用的电缆，不仅节省投资，而且大大提高系统

的可靠性。NS200系统间隔层包括以下设备。

① 测控装置类：NSD100系列线路保护装置；NSD200系列通用测控

装置；NSD500系列超高压线路测控装置。

② 保护装置：NSR200系列线路保护装置；NSR300系列线路保护装

置；NSR500系列成套微机保护装置。

③ 保护监控一体化装置；NSR600系列馈线、电容器保护测控装置等。

5.1.3 通信网络

变电站综合自动化系统利用通信网络实现全站信息的共享是其区别

于常规变电站的最明显标志之一。就地下安装的测控装置通过通信网络互

连交换信息，节约大量的信号电缆。

NS2000系统通信网包括：站内通信网；运动通信接口；其他智能设

备通信的接口。

⑴ 站内通信网

本系统采用现场总线，现场总线由于其高可靠性、抗恶劣环境而在工

业过程自动化领域获得广泛应用。国电南瑞系统控制公司在国内率先将之

应用于变电站综合自动化系统，实践证明现场总线完全满足各电压等级变

电站信息共享的容量及实时性要求，且具有接线简单和性价比高等优点，

从而在电力系统中获得广泛应用。在工业过程自动化领域采用以太网技术

实现控制设备的互连是近几年的热门技术，以太网以其快速性、开放性、

使用广泛性而被电力系统自动化设备生产厂商所关注。NS2000系统支持

以下两种网络方式：

1） CAN BUS现场总线，速率10k、25k、50k、125k、250k、1000kbps

可选；

2） 以太网，速率10M/100M自适应。

NS2000间隔层设备与监控系统及通信控制之间采用了交换式快速以

太网，比共享式以太网的端口带宽提高了10倍以上，充分保证信息交换

的实时性，同时也时各种分布式功能成为可能，例如全站逻辑闭锁等。

由于采用了实时多任务操作系统，NS2000间隔层设备实际上也是一

台WEB服务器，客户可在任何一台联网的主机上通过浏览器查阅本设备

信息。

NS2000间隔层设备与计算机监控系统及通信控制器之间更可采用双

以太网配置，利用双以太网，可以实现双网冗余及动态流量平衡两种通信

方式，两种通信方式可以在线调整。

NS2000间隔层设备与计算机监控系统及通信控制器之间的通信符合

TCP/IP协议的要求。值得一提的是其传输层采用了UDP/广播和UDP/点

对点两种协议。没有采用TCP的原因是考虑到电力系统实时监控的根本

要求在于实时性，TCP虽然能保证传输质量，但其时延是难以把握的。而

UDP恰好有实是性强的特点，它能在同一时间将信息传递给所有的节点，

其传输可靠性的缺陷可通过网络应用层的协议来弥补。

NS2000间隔层设备与计算机监控系统及通信控制器之间通信的应用

层采用国际标准IEC60870-5-103的应用层。由于是等同采用，故具有极

强的互操作性，其他厂家的支持IEC60870-5-130规约的智能电子设备可

以很方便地接入本系统。

⑵ 远动通信接口

鉴于我国电力系统分层管理的需要，NS2000变电站自动化系统支持

远动通信功能。NS2000的运动通信接口由NSC200系列通信控制器提供。

NSC200一方面通过站内通信网络采集间隔层设备的信息，另一方面将信

息传送到远方调度中心（包括站级计算机监控系统），同时接收远方调度

中心的控制、调节命令并分发到指定的间隔层单元。NSC200通信控制器

还具有基于电话线Modem的远程诊断与维护功能。NSC200远动通信有

多种方式可恭选择。

1） 传统的串行通信方式：基于电力线载波、电缆的调制解调模拟传

输方式；基于微波、光纤通信的数字接口方式 （RS232/RS422/RS485）。

2） 基于电话线的MODEM传输方式；以太网通信方式；双绞线、光

纤。

NSC200通信控制器提供18个串行通信口，通过组态能实现以不同

波特率、不同规约、不同传送内容的远动通信。NSC200支持的与调度通

信的规约有：

① 串行口——IEC60870-5104、部颁CDT、SC1801、DMP3.0等；

② 以太网——IEC60870-5-104、DNP3.0、DL476等。

⑶其他智能设备通信接口。

NS2000系统秉承开放式设计思想，不仅能将NS2000的各种设备集成

到其他的系统中，也提供强大的软硬件支持，使其他厂家的设备接入

NS2000系统中来，达到信息共享的目的。

1） NS2000与智能设备的通信接口实现方式：通过通信控制器的

集中接入方案；通过间隔测控单元就地接入方案；通过智能通信接口接入

方案。

2） NS2000提供的接口标准：串行口——RS232、RS422、RS485；

现场总线—— CANBUS、LONWORKS、PROFIBUS；以太网。

3） NS2000支持的通信规约：国际标准（IEC60870-5-103、

MODBUS、SPABUS、MLINK+、Profibus/DP等）；产品标准（LFP规约、

RCS规约、DFP规约、LSA规约、CSC规约等）。

5.2 NS2000变电站综合自动化计算机监控系统

1、NS2000变电站综合自动化计算机监控系统特点

NS2000变电站计算机监控系统采用组件对象模型（COM）技术和面

向对象技术进行系统设计，软件采用C++、TCP/IP、OLEDB、SQL、DCOM、

ActiveX等国际标准，具有很好的开放性。该系统可广泛应用于各种电压

等级的变电站和集中控制中心。主要特点如下。

⑴ 采用组件对象模型COM，开放性、扩充性好

COM是由MICROSOFT提出的组件对象模型，它是构造二进制兼容

软件的规范。COM采用面向接口编程方法。Windows NT从4.0版开始支

持DCOM，DCOM增强了COM的分布处理性能，支持多种通信协议，

加强组件通信的安全保障，它使得局域网上不同计算机间的COM可以进

行通信。DCOM的主要技术特点有：位置独立性、语言平台独立性、可

连接的管理、可伸缩性、高效的网络性能、网络安全性。

⑵ 商用和实时统一、面向设备对象和图模库一体化的数据库管理系

统。

实时数据库是一个使用ATL产生的多线程公寓模式的进程内和进程

外COM服务器，提供一致的读写接口。运用多线程技术可以保证访问数

据的及时响应。对数据库的访问采用COM顾客端形式操纵数据库中的数

据。服务器采用对象化的设备描述方法，构造的主要对象有：断路器、隔

离开关、变压器、线路、母线、电容器、电抗器、电压互感器、电流互感

器等及其设备组。数据库采用商用数据库和实时数据库相结合的方式，采

用同意的对外数据库接口，其他组件在访问数据时，只要指明要访问的数

据对象，不必关联数据存在于实时数据库还是商用数据库。实时数据库按

照分布方式的要求进行设计，具有Client/Server和Producer/Consumer模

式，自动实行全网所有机器数据的同步。工程数据如画面、报表、采集量

等参数作为对象存入数据库，在任何一个节点的数据对象修改，自动更新

到网上所有其他节点。为了保证COM服务器内多线程共享数据时不发生

冲突及保持数据的一致性，读/写操作遵循以下规则：当一个线程正在写

数据时，其他线程不能读或写数据；当一个线程正在读数据时，其他线程

不能写数据，但可以读数据；在有读写请求时，写请求优先。

⑶ 具有标准、只管方便的多层多平面的图形界面和组态界面。

提供功能丰富、操作方便的图形编辑器。每一画面可根据实际需要

分为不同的图层、不同平面。用户可控制各图层、平面的显示。多个窗口

之间可互相拷贝画面，方便图形的制作。图形还可放大后制作，以加强细

节的表现力。图形编辑器提供编辑记忆功能，用户可以进行多才

Undo/Redo操作。通过图形制导录入数据的功能，可直观地通过图形上的

设备，如断路器、变压器、母线等及其设备组，把相应的遥信、遥测及其

他参数录入到数据库。具有网络拓扑功能，能对设备进行动态着色，确定

设备的带电情况。支持动态潮流显示、功率图显示及各种仪表显示，可以

无级缩放，平滑漫游，具有导航功能。工具自带丰富的电力系统图符库，

支持Active X控件，可使用丰富的第三方图形元件。支持三维动画显示，

形象反映现场设备状态；支持按设备组的前景连接和替接，保证画面前景

和I/O测点位置无关。支持3D Max、Autocad、Photoshop等第三方图形

格式。直观的保证图形界面，较方便地显示、修改和下装保护定值。能用

波形显示和分析按IEEE标准COMTRADE格式存储的故障录波数据。

⑷ 网络、节点等多种冗余配置，采用同步及异步两种调用方式

通过DCOM通信，应用之间直接跨节点调用接口。为了满足网络冗

余的实时性，采用适当措施，可以做到双网无扰动的快速切换。支持网络

流量的平衡，提供快慢道以保证重要信文的优先发送。采用同步及异步两

种调用方式，为应用之间的联络提供灵活的手段，保证系统运行的可靠性

和稳定性。重要网络节点之间可互相冗余、定期进行握手、主从数据同步、

网上版本验证，根据节点生存时间及生存状况，自动进行切换。

⑸ 智能化报警，提供按设备、时间等多种查询、确认方法

提供各种类型的事件报警记录、复归记录、拥护登陆记录、控制操

作记录、系统自诊断记录。时间类型包括：事故、故障、状变、越限、保

护事件等。基于优先级的语音报警和采用多媒体技术，自动提供专家事故

处理指导。可按设备、事件类型、事件级别、发生时间等条件进行综合查

询。提供按对象、逐条、全部三种报警事件确认方法，可自动或手动确认。

提供具有操作级别控制的对象投退、报警屏蔽/使能和对象检修/解除检修

操作。提供直观的光字牌显示及查询。不同级别的光字牌可定义不同的颜

色，提供按不同设备不同光字级别查询光字牌的手段及多种光字牌确认方

法。具有对象光字报警提示功能，用对象树图标的颜色区分有无光字报警。

⑹ 按照IEC 1131-3标准设计的可视化顺控流程

按照IEC-1131-3标准设计的梯形图和被广泛应用的顺控流程图两种

方式实现顺控和闭锁描述，完成单设备控制、群控及全站范围内的控制逻

辑闭锁。执行后的流程回放，便于事后分析事故处理的历史记录及控制失

败的详细原因。对流程可以进行加锁、解锁。支持流程执行异常陷阱处理。

⑺ 数据优化保存及还原

遵循SQL、ODBC、OLEDB、ADO开放接口标准的历史数据库是建

立在商用关系型数据库基础上，支持冗余磁盘阵列（RAJD）及双历史站，

可长期保存实时数据、现场发生的各种事件及操作记录，可统计遥测量的

最大、最小、平均值，遥信量动作次数。支持事故追忆显示，事故重演和

历史曲线显示，事故追忆数据采用压缩算法进行保存和还原。采用Excel

风格的电子表格方式组织、显示报表、支持运行日志、月、年统计及特殊

统计等各种表格。报表以文本、棒图、饼图等图形只管显示，图文并茂；

通过年月日选择，检索历史报表；支持各种公式计算。可自动打印或召唤

打印。通过关系型数据库的复制功能，无需编程就可将实时系统实时历史

数据映象到MIS系统服务器的数据库中，做到与MIS 系统无缝连接。

⑻ 提供功能强大、直观的脚本语言

实现计算功能，设计一套方便、功能强大的公式系统，公式系统的引

用量可以是常量、实时量、历史量、时间量、支持数值计算符和逻辑计算

符，支持函数，可用鼠标输入，也可手动输入，能进行错误分析检查。对

历史量可统计某测点在某段时间内按步长统计的最大、最小、平均、综合，

某测点在某段时间内出现的最大、最小值的时间。

⑼ 具有操作票模板的只能操作票

可在线编辑、打印操作票。操作票按模板方式管理，开新操作票时只

需对操作票模板中的对象进行编辑，就可生成一新操作票。操作票制作过

程完全图形化。数据库中的数据分在线运行和模拟运行两种方式，在模拟

操作时完全不影响在线运行。

⑽ 内嵌电压无功控制等高级应用软件模块

在性能完善的监控系统基础上，针对变电站的应用需求，开发一些高

级自动控制功能，可以大大减轻变电站值班人员的决策和操作负担，目前

开发的高级应用功能有：

①电压无功控制功能

电压无功自动控制系统（VQC）能够根据变电站的运行变化情况，

通过自动的调节分接头和投切电容器或电抗器，满足用电户对电压的需求

和供电部门对无功控制的要求，或者给运行人员提供调节操作提示。

②小电流接地选线功能

在系统发生小电流接地时，能够选出最有可能接地的线路进行报警，

并可进行开关试调操作，或者给运行人员做操作提示。

③自动减载功能

在变电站主变的负荷接近临界状态时，能够停止对一些不重要的线

路供电，保证重要线路的用电负荷，或者给运行人员操作提示。

④主变经济运行控制功能

在变电站负荷较轻时，自动退出一台主变，能够在负荷较重的时候

自动投入一台主变。

⑾ 拓扑和动态着色

系统带网络拓扑结构，网络拓扑结构的主要作用是根据电网中断器、

隔离开关等设备的状态以及各种元件的连接关系，产生电网计算用的母线

和网络模型，拓扑结构是根据拥护的图形自动分析而形成的。

动态着色是根据电网拓扑监视出的设备状态信息，以不同的颜色直观

地显示出电力系统各个设备的电气状态。

⑿ Internet/Intranet上的WEB浏览及远程诊断

通过企业内Intranet方式（通过器组成广域网）和公众数据交换网

Internet方式（通过电话线MODEM拨号、ISDN或DDN方式），使用

EXPLORE或其他商用浏览器，实现远程浏览实时画面、报表、事件记录、

保护定值、波形和系统自诊断情况。安装配置防火墙软件，确保访问安全

性。

5.2.1 系统结构及软硬件配置

1、系统体系结构

系统采用能够多主机分布式结构配置，典型的配制图如下5-2-1所示。

图5-2-1 NS2000计算机监控系统系统配置图

其中网络可以是单网配置，也可以是双网配置。系统将变电站分为变

电站层和间隔层。对500kV、220kV每一个间隔设置一个通信单元；110kV

以下为一个电压等级或几个电压等级设置一个通信单元。通信单元负责收

集该间隔的数据，转发给后台和远动机。通信单元还负责两种网络之间报

文的转换和对自身间隔层装置的查询。间隔层通信采用现场总线方式，通

信单元和变电站层之间采用以太网通信。专门设置远动机负责调度信息的

收集和转发。

2、系统硬件配置

系统主网采用单/双10/100M以太网结构，由10/100M交换机构建，采

用国际标准网络协议。

SCADA部分采用双机热备用方式，完成网络数据同步功能。其他主网

节点依据主要性和应用需要，选用双节点备用或多节点备用方式运行。

主网的双网配置是为了完成负荷平衡及热备用双重功能。在双网正常

情况下，系统负荷双网平衡，一旦其中任何一个网络故障，另一个网就接

替全部通信负荷，保证实时系统的可靠性。

⑴ SCADA服务工作站

SCADA服务工作站负责整个系统的协调和管理，保持实时数据库的最

新最完整备份；负责组织各种历史数据，并将其保存在历史数据库服务器。

当某一SCADA工作站故障时，系统将自动进行切换（切换时间小于30s）。

任何单一硬件设备故障和切换都不会造成实时数据丢失和SCADA功能的

丧失，主备机也可通过人工进行切换。

⑵ 操作人员工作站

操作人员工作站完成对电网的实时监控和操作功能，包括显示各种

图形和数据，并进行人工交换，可选用双屏结构。他为操作人员提供了所

有功能的入口；显示各种画面、表格、告警信息和管理信息；提供遥控、

遥调等操作界面。

⑶ 前置通信工作站

负责接受各厂站（或用户）的实时数据，进行相应的规约转换和预

处理，通过网络广播给后台机系统，同时对各厂站发送相应的控制命令。

信息采集包括对RTU（模拟量、数字量、状态量和保护信息）、负控终端

等的采集。控制的功能包括遥控、遥调、保护定值和负控终端参数的设定

和修改。双前置机工作在互为热备用状态，当其中一台工作站故障时，系

统将自动进行切换。

⑷ 远动工作站

负责与调度自动化系统进行通信，完成多种远动通信规约的解释，

实现现场数据的上送及下传远方的遥控、遥调命令。

⑸ 五防工作站

五防工作站主要提供操作员对变电站内的五防操作进行管理。可在

线通过画面操作生成操作票；在制作操作票的过程中，进行操作条件检测；

可在画面上模拟执行操作票；系统可提供操作票模板，在生成新操作票模

板中的对象进行编辑，就可生成一新操作票。系统还具有操作票查询、修

改手段及按操作票按设备对象进行存储和管理功能。可设置与电脑钥匙的

通信。

⑹ 保护工程师站。

保护工程师工作站主要提供保护工程师对变电站内的保护装置及其

故障信息进行管理维护的工具。保护工程师指运行管理、维护人员以及保

护设计、调试人员。保护工程师站关心的信息包括保护设备（故障录波器）

的参数，工作状态，故障信息，动作信息。

故障录波综合分析提供保护工程师故障分析的工具，作为事故处理、

运行决策的依据。故障录波综合分析不仅分析录波数据，还综合考察故障

时的其他信号、测量值、定值参数等，提供多种分析手段，产生综合性的

报告结果。

⑺ 管理工作站。

根据用户制定的设备管理方法，设备管理程序对系统中的电力设备

进行监管，比如根据断路器的跳闸次数提出检修要求，根据主变的运行情

况指定检修计划，并自动将这些要求通知用户。

⑻ Web服务器。

Web服务器为远程工作站提供SCADA系统的浏览功能。配置防火

墙软件，确保访问安全性。

⑼ 远程工作站

通过企业内Intranet方式（通过路由器组成广域网）和公共数据交换网

Internet方式（通过电话线MODEM拨号、ISDN或DDN方式），使用

EXPLORE或其他商用浏览器，实现远程浏览实时画面、报表、事件记录、

保护定值、波形和系统字诊断情况。

因采用多进程，多线程操作系统，因而也可以在一台计算机上运行多

个应用模块。可根据现场实际情况进行节点的灵活配置。如当地监控因工

作量多，只需一台计算机即可完成所有的功能。

5.2.2系统软件运行环境

⑴、操作系统。

操作系统采用Microsoft公司的Windows2000/XP专业及服务器的最新

版本。Windows2000/XP操作系统平台具有以下特点：

1）Windows2000/XP是一个跨平台的操作系统，可采用PC机与工作

站相结合的异构型系统，取得最佳的性能价格比，同时又保护了用户的软

件投资。

2）安全性好。

3）Windows2000/XP操作系统具有丰富的第三方软件、硬件支持，用

户在主机及外设选型时有充分的选择余地，系统的备件也易缺德，各种新

设备输入方便。

4）Windows2000/XP提供了良好的二次开发平台。

5）Windows2000/XP具有强大的网络功能，支持客户/服务器通信方式

和流行的多种通信协议。方便的实现Internet/Intranet。

⑵、系统软件

数据库系统采用SQL Server2000或由用户指定其他商用数据库等均

可。系统采用面向对象的程序设计方法，全部用Visual C++编写。

采用报表和数据库组态工作生成图文并茂的图形报表和组态界面。操

作风格与Microsoft的Excel完全兼容。提供多媒体功能，具有语音报警

和图象显示功能。

该系统是一个开放的系统结构，功能模块可自由组合。系统软件结构

如图5-2-2所示。

图5-2-2 系统软件结构图

其中只有数据库组件是必须的，其余应用组件可以根据应用需要任意

选取。数据库足见是一个使用ATL产生的多线程公寓模式的进程内和进

程外COM服务器，提供一致的读写接口。运用多线程技术可以保证访问

数据的及时响应。对数据库的访问采用COM顾客端形式操纵数据库中的

数据。服务器采用对象化的设备描述方法，构造的主要对象有：断路器、

隔离开关、变压器、线路、母线、电容器、电抗器、电压互感器、电流互

感器等。数据库采用商用数据库和实时数据库组结合的方式，采用同意的

对外数据库接口，其他组件在访问数据时，只要指明所要访问的数据对象，

不必关联数据存在于实时数据库还是商用数据库。工程数据如画面、报表、

采集量参数作为对象存入数据库，在任一台节点上对数据对象的修改，自

动更新到网上所有其他节点。为了保证COM服务器内多线程共享数据时

不发生冲突及保持数据的一致性，读/写操作遵循以下规则：当一个线程

在写数据时，其他线程不同读或写数据；当一个线程在读数据时，其他线

程不能写数据，但可读数据；在有读写请求时，写请求优先。应用组件包

括系统控制台、数据库组态、图形编辑、图形调用和操作界面、报表管理、

实时数据浏览、告警窗、事件浏览、保护操作界面等。

5.2.3支撑平台系统

NS2000计算机监控系统采用了计算机领域新的技术，在系统的开放

性、标准化、面向对象和数据共享方面进行了大量的开发工作，使之易于

扩充、维护，也易于与其他系统互连以及其他商用软件的使用。

NS2000计算机监控系统的支撑平台系统主要由五个部分组成：商用

与实时同意的数据库管理系统、网络管理系统、图形管理系统、报表系统、

系统管理系统。

1、数据库管理系统

⑴ 商用和实时同意的数据库管理系统。

为了满足实时性的要求，计算机监控系统必须提供一套实时数据库管

理系统来提供快速的实时数据的存取，实时数据库管理系统必须具有分布

式网络功能，具有Client/Server模式，能管理全网分布式的数据库，保护

全网数据的一致性。本系统采用实时数据库管理系统和商用数据库管理系

统相结合的方法。商用数据库采用目前比较流行、具有Client/Server模式

的SQL-Server关系型的数据库，主要用于数据库建模、历史数据存储、

告警信息的登录、管理信息的保存、以及数据库一致性的检查、一致性和

完整性的保证等。实时数据库因设计成商用数据库的快速Cache使用户在

使用时完全透明，根本感觉不到有两套数据库管理系统的存在。

实时数据库管理系统设计采用面向对象，具有Client/Server和

Producer/Consumer模式，具有极快的实时响应性，能很好的满足电力系

统实时性的要求，同时它还是一个网络数据库管理系统，它可以管理分布

在网络中各个节点上的所有分布式数据库，使得系统可以灵活配置、功能

随意组合。

两种数据库在系统中有机地结合在一起。本系统对两种数据库进行统

一管理，向用户提供统一的访问接口和人机界面。用户访问数据库时，只

要指出访问数据对象，就可检索到相应 的数据，两种数据库对用户完全

透明。

数据库中的数据按照电力系统中的设备作为对象来进行组织，每一数

据都属于设备的一个属性。变电站中物理对象进行抽象和模拟后，主要包

括：短路器、、隔离开关、变压器等基本设备对象，以及遥测、遥信、脉

冲等测点对象，还有保护设备、历史与日志记录、数据统计与计算和画面，

声音等辅助对象。测点属于变电站基本设备的属性，而统计值、历史值则

属于测点的属性。

数据库主要完成数据的计算、统计、报警、追忆、事件的记录、网络

的拓扑、数据一致性的维护，并向其他应用提供访问接口。

⑵ 数据库组态。

本系统数据库模型建立的一大特点，是可通过在图形绘制的过程中以

图形制导的方式建立数据库。但也提供了常规通过数据库组态界面进行数

据库定义的手段。数据库界面不同于以往的设备测点定义方式，设备的定

义方式和图形定义方式一样，也是面向设备的。

⑶ 数据库检索和数据库接口。

整个数据库的索引方式采用厂站-设备组-设备类型-测点名-属性名。

数据库单独成一个进程，应用功能不能直接访问数据库的数据，而是通过

COM接口来取得相关数据。对各种应用提供统一的接口。

2、网络管理系统

网络通信以独立进程运行，以COM接口方式与其他应用接口，接受

网络数据，送给数据需求方，其他应用把需求发送的数据提交给网络，由

网络层负责发送。这样网络独立成系统，与主系统有相应的隔离性，做到

网络硬件升级换代时系统软件不受影响，整个系统其他软件不需要做任何

改动。

原则上各台机器上都有一套完整数据库。但对某些应用它可能只需少

量实时数据，该机器可以不运行数据库，它需要数据时通过网络向SCADA

服务机申请。SCADA服务机负责历史数据的存储和查询。网络通信支撑

全系统的GPS对时。

3、图形管理系统

提供功能丰富、操作方便的图形编辑器。用户可控制各图层、平面的

形式。多个窗口之间可互相拷贝画面，方便图形的制作。具有网络拓扑功

能，能对设备进行动态着色，确定设备的带电情况。支持动态潮流显示、

功率圆图显示及各种仪表显示，可以无级缩放，平滑漫游，具有导航功能。

工具自带丰富的电力系统图符库，支持Active X控件，可使用丰富的第三

方图形元件。支持三维动画显示，能形象反映现场设备状态。

4、报表系统

采用Excel风格的电子表格方式组织、显示报表，支持运行日志、月、

年统计及特殊统计等各种表格。报表以文本、棒图、饼图等图形直观显示，

图文并茂；通过年月日选择，检索历史报表；支持各种公式计算。可自动

打印或召唤打印。通过关系型数据库的复制功能，无需变成就可将实时历

史数据反映到MIS系统服务器的数据库中，做到与MIS系统无缝连接。

5、系统管理

系统管理主要包括安全管理、分布式网络管理、系统自诊断管理、定

时任务管理。权限管理的实现分散在多个有人机界面的任务中，数据库管

理系统提供COM接口对权限进行校核。分布式网络管理、系统自诊断及

定时任务管理功能分别由不同的任务实现。

5.2.4数据采集和监控系统（SCADA）功能

1、数据采集

SCADA系统实时采集各厂站RTU及子系统的遥测、遥信、电度、保

护信号及综合自动化等信息。向各厂站RTU及子系统发送各种数据信息

及控制命令。

⑴ 模拟量。模拟量主要包括：① 有功功率、无功功率；② 电流、

电压；③ 周波值及其它测量值。可设定每个模拟量的死区值范围，每个

模拟量的死区值范围可在工作站通过人机界面设定。模拟量扫描周期≤

3s 。

⑵ 状态量。状态量包括：①断路器位置、事故跳闸信号、预告信号；

②隔离开关；③有载电压变压器抽头位置、主保护自动装置动作信号、机

组运行状态信号、事件顺序记录；④ 二次设备的运行工况。

⑶ 脉冲量。脉冲量采集各厂站RTU脉冲电度量或微机电度量等。

⑷ 保护及综合自动化信息。系统对RTU除完成远动四遥功能外，对

已安装变电站微机保护及综合自动化系统的厂站可完成相应的保护数据

采集及控制功能。包括：接收并处理保护开关状态量，接收并处理保护测

量值量，接收保护定值信息，远方传送、设定、修改保护定值，接收保护

故障动作信息，接收保护装置自检信息，保护信号复归。

⑸天文时钟。SCADA系统在后台接人标准天文时钟，向全网广播统一

对时，并定时与各RTU远方对时，为系统提供唯一时标。

2、 数据处理。

① 模拟量处理。

② 状态量处理。

③ 电度量处理。电度量处理的累计有三种方式：由对应的有功功率和

无功功率进行积分累计；对脉冲信号进行累计计算；接收智能电度

表的电量或装置的计算电量。

④ 档位处理

3、 报警系统。当在系统范围内发生需要引起操作员注意的情况时，

系统产生一系列报警信息。报警方式有图形报警、文字报警、语音报警、

打印报警。

4、 历史数据处理。系统提供一种历史数据查询手段，可以方便地查

询各种设备、各种类型、各个时间段的历史数据，提供数据编辑修改的功

能，并在数据库中置上人工修改的标志。

5、 控制操作。即是开关量输出控制。开关量输出具备核对功能。

6、 事故追忆。它的功能是在电力系统发生事故时，自动将故障前M

分钟，故障后N分钟内的有关数据供事后分析(M、N可设定)。事故追忆

的文件内容自动存入历史数据库。事故追忆由重要开关事故跳闸时自动启

动。

5.3 NSC200系列通信控制器

通信控制器是变电站综合自动化系统的信息中心，它通过不同的通信

介质和通信规约对变电站内各种设备的信息进行采集处理，形成标准的信

息并通过数据通道传送到集控中心和电网自动化系统。在变电站综合自动

化系统中，信息的采集和传送是根据优先级进行划分的，这要求通信控制

器具有实时、分时的特性，NSC200就是采用实时操作系统开发的嵌入式

多任务通信控制装置。

NSC200系列通信控制器以工业控制CPU母板为核心，具有8MB的

电子盘用于存放程序和运行参数，并可构成主设备双通信控制器系统。双

通信控制器以双机切换串口通信为主，以以太网通信为备监视主备状态，

从而保证主备状态的正确性。NSC200系列通信控制器以双以太网借口与

监控层计算机通信，以双CAN网口与间隔层测控单元通信，通过18个串

口与其它职能设备（如保护装置、直流屏、电度表、五防等）实现数据交

换。同时，NSC200通信控制器具有完善的GPS对时子系统，具有8个对

时报文串口或秒脉冲对时总线。通信控制器通过CAN网及其它串口向测

控单元和保护单元发送对时报文，使站内时间保持统一。

NSC200系列通信控制器完成下列功能：

⑴系统配置组态功能；

⑵提供彩色图形接口，可以监视系统运行情况和进行各种操作；

⑶通过梯形图完成顺序控制和逻辑闭锁控制；

⑷实现电压无功自动控制；

⑸实现各种测控装置的通信和控制；

⑹实现国内、国外各种保护控制设备的通信和控制；

⑺采用GPS完成站内设备的时间统一；

⑻实现双机、双网的冗余控制；

⑼通过数据通道或光纤接口实现远方通信；

⑽支持多种国内、国外通信协议，如IEC 60870-101/103/104等、ABB

Spa-bus、Modbus等；

⑾支持多种国内、国外智能设备的接入，如电度表、消弧线圈、直流

屏等；

⑿提供Http，FTP，Telnet等服务。

5.3.1 NSC200通信控制器硬件结构及原理

1、NSC200系列通信控制器结构

NSC200通信控制器采用19 4u短机箱结构，各种功能模件安装于机

箱中，模件间通过背板相连，各种功能模件由一块或几块功能模板及其面

板构成。NSC200主要模件型号、名称及功能如表5-3-1所示

表5-3-1 NSC200主要模件型号、名称及功能表

序模件标识 模件名称 构成模板 主要功能

号

1 PWR44A 电源模件 NSC200PWR1 提供装置电源

2 SIO4A 光电隔模件 NSC200-422 通信信号TTL电平与

3 CPU104A CPU模件 NSC200-SCE 数据通信处理

RCS-422或485电平的转换

NSC200-RST

SCM/SDX2-33-4

NSC200-MDM 数字信号与模拟信号之间的4 MDM2A MODEM模件

NSC200-232 RS422与RS232之间的转换 5 RS232A RS232电平转

NSC200-GPS 接收卫星时钟信息 6 GPS1A GPS时钟模件

NSC200-TPD 转换GPS时钟信息 7 TPD8A GPS输出模件

NSC200-GW 实现各种只能设备的转换 8 GW2A 规约转换模件

转换

换模件

根据应用场合实际需要，采用上述模件的不同组合，可构成不同系统

结构方式。NSC200系列通信的控制器包括①NSC201单片机通信控制器

主单元；②NSC202双机通信控制器主单元；③NSC211通信控制器扩展

单元；④NSC221、NSC222智能人机接口单元。

2、 NSC200系列通信控制器功能模件

⑴ PWR44A电源模件

该模件用于提供装置工作电源。该模件中将交流220v、直流110v或

220v输入，经整流滤波、高频滤波、隔离后输出5v、±10v、24v或48v

直流电源（三组电源不共地）。电源模件输出具有过压、过流保护功能。

同时电源模件还提供两副空接点输出，一副是装置故障，另一副是遥控启

动。

⑵ CPU104A CPU模件

该模件由一块PC104模板，一块NSC200—RST模板，两块

NSC200-SCE模板组成。

1） PC104模板，型号为SCM/SDX2-33-4。其主要参数如下：①INTEL

80486 CPU；②主频33Mhz；③内存4M Bytes；④电子盘8M Bytes；⑤

两个串行口，186550兼容；⑥一个并口，本装置不用；⑦看门狗；⑧与

PC机兼容的BIOS。

2） NSC200-SCE模板，每一CPU104A模件具有两块SCE模板。在

SCE模板中由两片16C554串行口控制器芯片提供8路异步串行通信口，

一片SJA1000提供一路CAN网口，一片DM9008F提供一路以太网接口。

原理框图如图5-3-1所示。

图5-3-1 NSC200-SCE模板原理框图

3） NSC200-RST模板。该板为CPU模板上两路串行口提供光电隔离，

为面板上8个发光二极管提供驱动，具有一片带电保持静态32k RAM和

看门狗电路。NVRAM地址范围为0E000H-0E7FFH，看门狗电路的启动

时间可通过跳线器设置。NSC200-RST模板原理框图如5-3-2所示

图5-3-2 NSC200-RST模板原理框图

⑶ SIO4A四路光隔模件

在NSC200系列通信控制器中，每块SIO4A四路光电隔离串行口。

它可将CPU104A模件输出的TTL电平信号转换为RCS422或485电平信

号。该光隔有两种工作方式：422方式/85方式，有软件和板上的跳线进

行工作方式的选择。

⑷ RS232A模件

NSC200通讯控制器的串行口通信主要采用RS422/RS485方式，当

需要使用RS232口时可选用本板实现RS422至RS232的转换。每块RS232

模件上有四路RS422-RS232转换单元。每个单元有独立的DC-DC转换器，

因此每个RS232输出是在电气上相互隔离的。该板上没有可选部件，在

使用时要注意的是，对应的SIO4上串口要选为RS422工作方式。

⑸ MDM2A调制解调模件。

MDM2A模件实现模拟信号与数字信号之间的相互转换，从而适用

于电力系统的载波及微波的通信方式。每个MDM2A模件上有两个

MODEM单元，可选两个单元独立的工作，也可选择一个接数据口，两路

通道口的工作方式，根据通道质量自动选择一个质量较好的通道工作的双

路互备用的工作方式。对于每个MODEM单元，可选由RTS控制的两线

制工作，或不用RTS控制的四线制工作方式。同时每个MODEM有多个

波特率，多个工作频率可选择。

⑹ GPS1A模件

该模件的核心采用日本FURUNO公司的GN-79GPS接收单元，它能

同时接收多达12颗卫星信号，经计算后输出精确的位置及时间数据。这

些数据经过模件上的AT89C52 CPU转换为NSC200通信控制器所要求的

时标信号。当偶然GPS信号中断时，也可由温度补偿晶体震荡器ZWB-1

来保持其时标信号的相对精度。

本板有三路输出，秒脉冲信号、分脉冲信号、报文。前两项连续输出，

报文只在卫星信号接收正确后才有输出，以防止混淆。

面板上有两排数码管，每排四个数字，另有复位按钮RST和模式切

换按钮MODE。装置通电时数码管显示该程序的最后修改日期作为版本

指示，然后进入MODE0模式。以后，每按一次MODE键，切换一个模

式，共有四个模式可进行顺序切换。下表5-3-3列出不同模式下数码管显

示的内容情况：

表5-3-3 GPS模件LED显示意义表

模式 数码管显示的内容情况

MODED 时（2位）-分（2位）-秒（2秒）-卫星个数（2位）

MODE1 年（4位）-月（2位）-日（2位）

MODE2 经度：度（3位），分（2位），百分之-分位（2位）

MODE3 纬度：度（2位），分（2位），百分之-分位（2位）

数码管下部中间还有一个小数点。小数点不亮，表示刚开机，尚未捕

捉到卫星信号，或天线位置不佳。小数点秒闪，表示收到卫星信号，输出

信号可用。如果捕捉到的卫星数据经常在8个以上，则输出信号稳定。

⑺ TPD8A模件

TPD8A模件将GPS模件输出的信号经分路、光隔、驱动后输出8路

信号，其中两路为光隔直接输出，其输出为秒脉冲信号，并且可由跳线

E11、E12选择输出脉冲极佳；另外六路输出为RS422电平。起输入可选

择报文、秒脉冲信号或分脉冲信号，由板上跳线决定输入信号类型。

5.4 NSD200系列通用测控装置

NSD200系列通用测控装置采用模块化方法设计，结构采用19时4u

标准机箱，既可实现集中组屏安装方式，也可实现分散安装方式，适合各

不同配置、不同对象的自动化监控系统，具有完备的交直流测量、开关量

采集、脉冲计数、控制（包括同期）、与智能设备及上位机通信等功能。

装置特点包括：①采用19时4u短机箱，可安装于旋转框机柜；②各

种模件在插槽总数一定的约束下可任意组合；③采用高性能CPU，具有

内置DSP功能；④与通信控制器通信采用双CAN网冗余结构；⑤提供一

个RS485接口与其他智能设备通信；⑥模件可带电插拔；⑦开出控制模

件采用多重闭锁措施，可靠性高；⑧支持GPS秒脉冲对时。

5.4.1 NSD200系列通用测控装置硬件结构

1、NSD200系列通用测控装置结构

NSD200系列通用测控装置包括直流采样模件、交流采样模件、开关

量采样模件、控制模件脉冲量采集模件等。NSD200的各个模件可根据监

控对象的不同要求而灵活配置，通过组态软件即可构成单一功能的开关量

采集装置、模拟量采集装置、控制装置、交流采集装置、脉冲量采集装置，

也可构成按对象划分的综合采集装置，且其配置容量可灵活设置。其结构

图如下5-4-1所示。

图5-4-1 NSD200系列通用测控装置原理框图

NSD200系列通用测控装置在电气上由各种模件构成，模件之间通

过背板相连，CPU与各种I/O模件通过装置背板上的NSD200-BUS实现

数据交换，NSD200-BUS总线数字控制采用大规模可编程器件CPLD实

现。NSD200-BUS总线由以下信号组成：①电源线：+5v、±12v、YKPWR；

②双向数据线：DD0-DD3；③地址线：AB0-AB2；④读写控制：RW；⑤

模拟两通道：AI0-AI5；⑥I/O选择线：VS0-BS13；⑦频率跟踪信号线：

VF1、VF2。

2、NSC200系列通用测控装置功能模件

⑴ PWR64A、PWR61A电源模件

PWR64A模件用于提供装置工作电源。该模件中将交流200v、直流

110v或220v输入，经整流滤波、高频变换、隔离后输出5v、±12v、24v

或48v（三组电源不共地）。其中5v电源供CPU及其外围接口电路使用；

±12v电源供模拟电路使用，24V或48V电源主要供风机，开关量采集单

元使用。

PWR61A模件用于要求提供开关量采集单独电源的场合。该模件中

将交流220V、直流110V或220V输入，经整流滤波、高频变换、隔离后

输出24V或48V电源。电源模件输出具有过压、过流保护功能。同时电

源模件还提供两副空接点输出，一副是装置故障，另一副是遥控启动。

⑵ CPU模件

CPU模件是NSD200系列通用测控装置的核心部件，对内通过

NSD200-BUS并行总线与各种功能模件相连，采集输入量通过计算、处理

实现NSD200系列通用测控装置的各种监测功能，输入控制量；对外通过

双CANBUS总线或光纤与通信控制器或上位机交换数据，通过RS485与

智能设备通信，通过RS232与计算机相连对装置进行组态。

CPU模件采用INTEL推出的带有DSP功能的16位微处理器，它的

四段指令流水线能在同一时刻分别完成四条指令的取指、译码、读及写操

作。从而大大提高了指令的运行效率。80396SA的运行速度是标准的80196

的5倍。80296SA包含适合于数字信号处理（DSP）方面应用的特性，具

备了使用数学算法去分析研究和解决复杂的数字信息的方法，它能很好地

完成高达12.5MIPS的DSP内部循环操作以及乘/累加（MAC）操作。

CPU模件包括NS200-MC296模板为可选模板，选配这三中模板可

构成CPU296A模板、其中NSD200-ADC模板、NSD200-LDP模板为可选

模板，选配这三种模板可构成CPU296A模件、CPU296B模件、PCD120A

模件、PCD120B模件。CPU模件的原理图如5-4-2所示：

图5-4-2 NSD200系列通用测控装置CPU模件原理图

⑶ AI16A直流采集模件

直流采集模件（AI16A）负责完成直流模拟量的采集。该模件可采集

16点的模拟电压信号或8点模拟电流信号，幅值范围：电压为-5V~+5V

或0~5V；直流为0~20mA或4~20mA。输入回路具有完善的保护功能，

可避免由于变送器的损坏而引起的连锁反应。AI16A模件由NSD200-AI

模板和响应的安装面板构成。

⑷ DO4A开关控制模件

开关控制模件负责完成开关量的控制输出。该模件可对四路对象进

行控制。完成断路器、隔离开关、接地隔离开关的分闸操作、合闸操作及

主变分接头升降调节与急停控制。

在设计中采用了多种确保控制可靠性的措施，如具有硬件自检故障

闭锁、数量保护等。同时，为了防止由于继电器粘连引起的故障扩散及不

可控，还设计了出口继电器的监控功能，能准确及时地报告控制操作的成

功与否。

⑸ DI16A开入采集模件

开入采集模件负责完成状态开关量的采集。该模件可采集16点的状

态信息，光电隔离，所接受的信号为24v或48v（由本机提供）、110vDC

或220vDC。输入信号范围由板上的跳线器选择。它既能采集无源接点，

如继电器触点、开关辅助触点等；也可采集有源接点，如控制屏上开关位

置信号、光字牌信号、音响报警信号等。DI16A模件由NSD200-DI模板

和相应的安装面板构成。另外该模件也可作为电度脉冲采集模件（PI16A）。

⑹ AC2A交流采集模件。

交流采集模件将100V交流电压信号、5A交流电流信号转变成为弱

电信号，经过模拟开关的选择送入CPU板进行A/D转换，完成交流量的

测量。

5.4.2 NSD200组态软件

NSD200可根据监控对象的不同要求，将各个功能模件进行灵活的

配置。在配置时，须将配置的情况及要求提供给装置的核心部件——CPU

模件。组态功能就是通过RS-232串口将装置的配置参数输入CPU模板或

从CPU模板读取这些参数。组态软件就是在于NSD200系列通用测控装

置通信计算机上运行的具有组态功能的应用软件。

NSD200组态软件是基于VC开发的应用软件，它是NS2000系统组

态软件的一部分，可以对NSD200系列通用测控装置进行组态。其功能包

括：①生成工程装置总表和信息总表；②对组态信息文件或一般文件，在

计算机和总控制装置之间进行上装和下装；③测控单元的遥测、遥信、遥

控、遥调参数设置；④组态信息、信息总表、引用表的文本显示、打印、

转存。

5.4.3 NSD100/500系列测控装置

NSD100系列测控装置是可分散安装的单线路智能测控装置。该装

置具有良好的抗震性能，抗电磁干扰性，较低的功耗及小型化封闭结构等

特点，适合直接安装于开关柜。它采用隔离的、实时可靠的双CAN网现

场总线结构；支持软件、硬件对时；采用带背光的点阵液晶显示及薄膜式

键盘，支持就地监控及操作功能；装置参数可直接通过键盘设置，也可通

过组态程序由计算机下装，更为方便。

NSD500系列超高压变电站单元测控是以变电站内一条线路或一台