第一章变电站监控概述.doc

个人收集整理 勿做商业用途第一章 变电站监控技术概述第一节 电网调度自动化系统概述一、电力系统调度自动化综合利用计算机、远动技术和远程通信技术,监视、控制和协调电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，实现电力系统调度管理自动化。1。电力系统调度自动化系统原理框图厂站系统 1人机联系子系统厂站系统2计算机网络子系统厂站系统i前置机系统厂站系统n调度中心主站系统 远动通道 厂站端系统2。电力系统调度自动化系统组成（1)信息收集和执行子系统。在各发电厂、变电所收集各种信息(遥测信息、遥信信息、事件信息等），向调度控制中心发送。在厂站（所)端，设有微型计算机为核心的远方终端(Remote Terminal Unit， RTU）或综合自动化系统,所传送的信息已经过预处理。同时，这个子系统接受上级控制中心发来的操作、调节或控制命令，例如开关操作，起停机组，调节功率等等命令。在接到命令后，或者直接作用于控制机构,或者按一定的规律将命令转发给各被控设备。（2)信息传输子系统。厂站端将收集到的信息通过传输媒介送到调度控制中心；调度中心的命令也通过传输媒介发送到厂站端。传输媒介有电力载波、微波、光纤、同轴电缆、公共话路等.(3）信息处理子系统.以计算机网络系统为核心，对收集到的信息进行加工、处理，为监视和分析计算电力系统运行状态提供正确的数据.分析计算的结果为运行人员提供控制决策的依据，或者直接实现自动控制。这种分析计算主要有： 为调节系统频率和电压的电能质量计算； 经济调度计算； 安全监视和安全分析计算.计算机还可用于完成日发电计划编制、检修计划编制、统计计算等工作.(4)人机联系子系统.用以向运行人员显示和输出信息,同时也接受运行人员的控制和操作命令。通过这一子系统,使运行人员与电力系统及其控制系统构成一个整体。人机联系设备包括图形显示器及其控制台和键盘、模拟盘、制表或图形打印机、记录器（仪)、调度模拟屏等。二、电力系统调度自动化的主要功能和技术指标1数据采集和监视控制 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）(1）监视：对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，也包括对异常或事故的自动识别。（2)控制:通过人机联系工具,对断路器、隔离开关、静电电容器组等设备进行远方操作的开环性控制。(3）监视和控制的主要内容：1）数据采集：信息测量；信息传输;数据检查;下行命令信息（系统对时、远动参数下装、远方诊断、控制和调节）；信息压缩。2)数据预处理：测量量处理；状态量处理；数据计算；监视点状态标记.3）安全监视和告警处理：信息展现；越限判断;报警处理；失电元件处理;故障判断和定位。4）气象信息的接收和处理。5）制表打印.6）人工远方操作：单个开关的操作；预定义控制序列成长；操作决策指导。7）故障过程信息记录：事件顺序记录；事故追忆记录；故障波形记录.8）统计计算（负荷率，电压合格率等）。9)计算机网络数据交换。10）人机联系。11）数据管理：实时数据库；历史数据库。2自动发电控制/经济调度控制 AGC/EDC（Automatic Generation Control / Economic Dispatching Control）（1）AGC SCADA功能 控制发电机组出力，跟踪负荷变化，使频率不变. 控制发电机组出力，使联络线交换功率恒定不变。 同时满足、.（2)EDC在给定的电力系统运行方式中,在保证频率质量的条件下,以全系统的运行成本最低为目标，将有功负荷需求分配于各可控机组，并在调度过程中考虑安全可靠运行的约束条件.例如:电力负荷变化 负荷分布变化 网损变化 发电出力调整 (网损最小等指标达最优）3能量管理系统 EMS（Energy Management System）在SCADA基础上,增加电力系统功能更强的应用软件.其主要内容为：（1） AGC/EDC；（2） 电力系统状态估计SE：根据冗余的测量值,估计电网的实际状态，获得完备的数据，提供给高级应用软件使用。（3） 电力系统安全分析SA：静态安全分析；动态安全分析.（4） 电力系统安全控制;（5） 电力系统稳定控制；（6） 电力系统潮流优化;（7） 电力系统实时负荷预报：长期预报；中长期预报;短期预报；超短期预报。（8） 调度员模拟培训DTS.4电力系统调度信息及实时性要求(1）实时信息1） 遥信信息：断路器分合状态;隔离开关分合状态;变压器分接头位置；继电保护动作和自动装置动作状态;事故总信号等2） 遥测信息有功功率P无功功率Q母线电压U线路电流I系统频率F电能脉冲M变压器油温T等3） 遥控命令断路器合闸/分闸命令发电机开机/停机命令电容器投入/切除命令其他命令4） 遥调命令发电机有功出力调整变压器分接头位置调整其他电力设备的调整（2）批次信息：运算结果;管理服务数据等。(3）水情信息：水情气象信息等。（4）信息传输的实时性要求(调度等级不同,时间指标也不同）1） 断路器变位信息：1秒内送到主站，3秒内上显示器显示。2） 遥测量采集周期:重要量3秒;次要量6秒；一般量20秒;慢变量若干分钟.3） 事件顺序记录SOE:站内10ms（通常要求2ms为周期进行遥信状态检测）；站间20ms。4） 遥测总误差：E1。5。5） 画面响应时间：T35秒（80%以上画面小于3秒）。6） 远动设备的平均故障间隔时间：MTBF8760小时。7） 系统可用率:99。8%。8） 比特差错率：P104 （海明距离d4）。第二节 变电站监控的基本功能要求随着电子技术、通信技术和计算机技术的迅速发展，使变电站的监视和控制发生了根本的变化,传统的监视和控制方式已被现代化的监视和控制技术所取代。变电站监视和控制的功能可分为以下几个方面.一、数据采集变电站综合自动化系统采集的数据主要包括模拟量、状态量和脉冲量等.1模拟量的采集.变电站综合自动化系统需采集的模拟量主要是：变电站各段母线电压、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.此外，模拟量还包括主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。对模拟量的采集，有直流采样和交流采样两种方式.直流采样即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号；交流采样则是指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。由于交流采样方式的测量精度高，免调校，已逐渐被广泛采用。2状态量的采集。变电站监控系统采集的状态量有：变电站断路器位置状态、隔离开关位置状态、继电保护动作状态、同期检测状态、有载调压变压器分接头的位置状态、变电站一次设备运行告警信号、网门及接地信号等。对于采用无人值班的综合自动化系统来说，除了一次系统以外的二次系统设备运行状态也是遥信状态量的重要来源.这些状态信号大部分采用光电隔离方式输入，系统通过循环或周期性扫描采样获得，其中有些信号可通过“电脑防误闭锁系统”的串行口通信而获得。对于断路器的状态采集，需采用中断输入方式或快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms（甚至2ms ）之内.对于隔离开关位置状态和分接头位置等开关信号，不必采用中断输入方式，可以用定期查询方式读入计算机进行判断.至于继电保护的动作状态往往取自信号继电器的辅助触点，也以开关量的形式读入计算机.微机继电保护装置大多数具有串行通信功能，因此其保护动作信号可通过串行口或局域网络通信方式输入计算机，这样可节省大量的信号连接电缆，也节省了数据采集系统的输入、输出接口量，从而简化了硬件电路。3脉冲量的采集.脉冲量指电能表输出的一种反映电能流量的脉冲信号,这种信号的采集在硬件接口上与状态量的采集相同.众所周知，对电能量的采集，传统的方法是采用感应式的电能表，由电能表盘转动的圈数来反映电能量的大小。这些机械式的电能表，无法和计算机直接接口。为了使计算机能够对电能量进行计量，开发了电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术相结合的产物，即对原来感应式的电能表加以改造，便电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲,用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数，这就是脉冲电能表。计算机可以对这个输出脉冲进行计数，将脉冲数乘以标度系数（与电能常数r/kWh、电压互感器TV和电流互感器TA的变比有关),便得到电能量。脉冲电能表的改进就是机电一体化电能计量仪表。它的核心仍然是感应式的电能表和现代电子技术相结合构成的，但它克服了脉冲电能表只输出脉冲，传输过程抗干扰能力差的缺点，这种仪表就地统计处理脉冲成电能量并存储起来,将电能量以数字虽形式传输给监控机或专用电能计量机。对电能量的采集还可采用软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值,通过软件计算出有功电能和无功电能。目前软件计算电能也有两种途径:在监控系统或数据采集系统中计算；用微机电能计量仪表计算。微机电能计量仪表是电能量的采集又一种方法。它彻底打破了传统感应式仪表的结构和原理，全部由单片机和集成电路构成，通过采样交流电压和电流量，由软件计算出有功电能和无功电能。因这种装置是专门为计量电能量而设计的，计量的准确度比较高，它还能保存电能值，方便地实现分时统计.它不仅具有串行通信功能，而且能同时输出脉冲量。因此，微机电能计量仪表从功能、准确度和性能价格比上都大大优于脉冲电能表,是发展的方向。二、事件顺序记录SOE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必须有足够的存储空间，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录信息，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。事件顺序记录应记录事件发生的时间（精确至毫秒级）.三、故障记录、故障录波和故障测距1故障录波与故障测距。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故障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故障测距，将记录和测距的结果送监控机存储、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,这种故障录波器具有串行通信功能，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。故障记录就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机数据采集系统,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，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。四、操作控制功能变电站运行人员可通过人机接口（键盘、鼠标和显示器等）对断路器、隔离开关的开合进行操作，可以对变压器分接头进行调节控制,可对电容器组进行投切.为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应包括以下内容： (1）操作出口具有跳、合闭锁功能. （2）操作出口具有并发性操作闭锁功能。 （3）根据实时信息，自动实现断路器、刀闸操作闭锁功能。（4）适应一次设备现场维修操作的电脑“五防操作及闭锁系统。五防功能是：防止带负荷拉、合刀闸；防止误入带电间隔；防止误分、合断路器;防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。(5）盘操作闭锁功能。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。（6）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号后，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。五、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。六、人机联系功能当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机（或称主机）上实现；当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上实现。无论采用哪种方式，操作维护人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。人机联系的主要内容是:（1）显示画面与数据。其中包括时间日期；单线图的状态；潮流信息；报警画面与提示信息；事件顺序记录;事故记录;趋势记录；装置工况状态；保护整定值;控制系统的配置(包括退出运行的装置以及信号流程图表);值班记录;控制系统的设定值等。（2）输入数据.运行人员代码及密码；运行人员密码更改；保护定值的修改值；控制范围及设定的变化;报警界限；告警设置与退出;手动自动设置；趋势控制等.(3）人工控制操作。断路器及隔离开关操作;开关操作；变压器分接头位置控制；控制闭锁与允许；保护装置的投入或退出;设备运行检修的设置;当地远方控制的选择；信号复归等.(4）诊断与维护。故障数据记录显示；统计误差显示；诊断检测功能的启动.对于无人值班站，应保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的需求。例如能通过液晶或小屏幕CRT，显示站内各种数据和状态量；操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节手段等.七、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.八、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。它包括上级调度中心、变电管理和继电保护要求的数据，这些数据主要包括：（1） 断路器动作次数.（2） 断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数的累计数。（3） 输电线路的有功功率、无功功率，变压器的有功功率、无功功率，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间。（4） 独立负荷有功功率、无功功率每天的最大值和最小值，并标以时间.（5） 指定模拟点上的趋势、平均值、积分值和其它计算值.（6） 控制操作及修改整定值的记录。根据需要，该功能可在变电站当地实现（有人值班方式），也可在远方操作中心或调度中心实现（无人值班方式）。九、谐波分析与监视谐波是电能质量的重要指标之一，必须保证电力系统的谐波在国标规定的范围内。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。目前，谐波“污染”已成为电力系统的公害之一。因此,在变电站综合自动化系统中，要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。 （1）谐波源。电力系统的电力变压器和高压直流输电中的换流站是系统本身的谐波源；电力网中的电气化铁路、地铁、电弧炉炼钢、大型整流设备等非线性不平衡负荷是负载注入电网的大谐波源;此外，各种家用电器，例如单相风扇、红外电器、电视机、收音机、调光日光灯等均是小谐波源。 （2）谐波的危害。对电力系统本身的影响主要表现在以下几方面：增加输电线损耗；消耗电力系统的无功储备；影响自动装置的可靠运行；更为严重的是影响继电保护的正确动作。对接入电力系统中的设备的影响主要是：测量仪表的测量误差增加;电动机产生额外的热损耗；用电设备的运行安全性下降。对电力系统外的影响主要是对通信设备的饱磁干扰。 （3）谐波检测与抑制。由于谐波对系统的污染日趋严重并造成危害,因此在变电站综合自动化系统中,需要考虑监视谐波是否超过部颁标准问题，如果超标，必须采取相应的抑制谐波的措施. 消除或抑制谐波主要应从分析产生谐波的原因出发，去研究不同的解决方法.一般来说,抑制谐波有如下两种途径： 1）主动型。从产生谐波的电力电子装置本身出发,设计不产生谐波的装置.2）被动型。即外加滤波器来消除谐波，通常滤波器有两种:无源滤波器;有源滤波器。十、通信功能变电站综合自动化系统是由多个子系统组成的。在综合自动化系统中,如何使监控机与各子系统或各子系统之间建立起数据通信或互操作，如何通过网络技术、通信协议、分布式技术、数据共享等技术,综合、协调各部分的工作,是综合自动化系统的关键之一.综合自动化系统的通信功能包括两个部分，系统内部的现场级间的通信，自动化系统与上级调度的通信。(1）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监控主机的数据通信和信息交换问题；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有局域网络和现场总线等多种方式。（2）与上级调度通信综合自动化系统兼有RTU的全部功能，能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等远传至调度中心；同时应该能接收调度中心下达的各种操作、控制、修改定值等命令.即完成新型RTU等全部“四遥”功能.（3）符合部颁的通信规约.支持最常用的Polling和CDT两类规约。十一、变电站综合自动化应具有与调度中心对时,统一时钟的功能。十二、自诊断功能系统内各插件应具有自诊断功能，与采集系统数据一样，自诊断信息能周期性地送往后台机（人机联系子系统）和远方调度中心或操作控制中心。第三节 厂站端监控系统（除保护以外的综合自动化系统）的基本组成一、集中组屏式集中组屏式结构的综合自动化系统指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算和处理,分别完成微机保护、自动控制等功能。在这种结构的系统中,按功能划分为高压保护单元、低压保护单元、遥测单元、遥信单元、遥控单元、电度单元、电压无功单元、交流和直流电源等单元，这些单元由一个总控单元加以控制，总控单元以串行通信(RS-232,RS-422，RS485）方式与各单元以及故障录波、监控计算机进行通信。如图13所示.图13集中组屏型变电站综合自动化系统结构这种集中组屏式的结构是根据变电站的规模，配置相应容量的集中式保护装置和监控主机及数据采集系统，它们安装在变电站中央控制室内。主变压器和各进出线及站内所有电气设备的运行状态,通过TA、TV经电缆传送到中央控制室的保护装置和监控主机。继电保护动作信息往往是取保护装置的信号继电器的辅助触点，通过电缆送给监控主机。这种系统的主要功能及特点是：这种机构系统的基本特点是：（1） 按功能划分单元.（2） 功能单元间相互独立，互不影响.（3） 可集中也可分散安装。（4） 扩充性好。（5） 综合性能较强。集中组屏式结构最大的缺点是： （1)每台计算机的功能较集中,如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。（2）软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。(3）组态不灵活,对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。（4）集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。 二、分层分布式在分层分布式结构的变电站综合自动化系统中，将整个变电站的一次、二次设备分为3层,即变电站层、单元层 （或称间隔层）和设备层。在所分的3层中，变电站层称为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.图14为变电站一次、二次设备分层结构示意图.图14 变电站一次和二次设备的分层结构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、联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，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;也可能设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、远动通信机等。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。直到现场通信技术在变电站的成熟使用前，单元层的设备仍安装在变电站控制室，形成了分层分布式系统集中组屏的结构。图15和图1-6分别为适用于中小规模和较大规模变电站的分层分布式集中组屏的综合自动化系统示意图。图1-5 适用于中小规模的分层分布式集中组屏综合自动化系统框图图1-6 适用于较大规模的分层分布式集中组屏综合自动化系统框图分层分布式系统集中组屏结构的变电站综合自动化系统有特点如下。(1)分层分布式的配置为了提高综合自动化系统整体的可靠性，系统采用按功能划分的分布式多CPU系统。系统的功能单元包括:各种高、低压线路保护单元;电容器保护单元；主变压器保护单元;备用电源自投控制单元；低频减负荷控制单元；电压、无功综合控制单元；数据采集与处理单元；电能计量单元等等。每个功能单元基本上由一个CPU组成,CPU多数采用单片机。主变压器保护等少数功能单元由多个CPU完成。这种按功能设计的分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态灵活、系统整体可靠性高等特点。在综合自动化系统的管理上，采取分层管理的模式,即各保护功能单元由保护管理机直接管理.一台保护管理机可以管理多个单元模块，它们间可以采用双绞线用RS485接口连接，也可通过现场总线连接。而模拟量和开关量的输入/输出单元，由数采控制机负责管理。正常运行时,保护管理机监视各保护单元的工作情况，如果某一保护单元有保护动作信息或保护单元本身工作不正常，立即报告监控机，再送往调度中心。调度中心或监控机也可通过保护管理机下达修改保护定值等命令。数采控制机则将各数采单元所采集的数据和开关状态送监控机，并由监控机送往调度中心。数采控制机还接受由调度中心或监控机下达的命令。总之，保护管理机和数采控制机可明显地减轻监控机的负担,协助监控机承担对单元层的管理。变电站层的监控机通过局部网络与保护管理机和数采控制机通信.在无人值班的变电站，监控机主要负责与调度中心的通信，使变电站综合自动化系统完成四遥的任务，具有RTU的功能。在有人值班的变电站，监控机除了负责与调度中心通信外，还必须完成人机联系(当地显示、制表打印、开关操作等）功能。对于规模较大的变电站综合自动化系统则在变电站层可能设有通信控制机，专门负责与调度中心通信,并设有维护管理机,负责软件开发与管理等功能，其结构框图如图1-6所示。(2)继电保护相对独立继电保护装置是电力系统中可靠性要求非常高的设备。根据国际大电网会议要求，在综合自动化系统中,继电保护单元宜相对独立,其功能不依赖于通信网络或其他设备。在分层分布式系统集中组屏结构的变电站综合自动化系统中,各保护单元有独立的电源,保护的输入仍由电流互感器和电压互感器通过电缆连接，输出跳闸命令也通过常规的控制电缆送至断路器的跳闸线圈，保护的启动、测量和逻辑功能独立实现，不依赖通信网络交换信息。保护装置通过通信网络与保护管理机传输的只是保护动作信息或记录数据。为了无人值班的需要，也可通过通信接口实现远方读取和修改保护整定值。(3）具有与控制中心通信功能综合自动化系统本身已具有对模拟量、开关量、电能脉冲量进行数据采集和数据处理的功能,也具有收集继电保护动作信息、事件顺序记录等功能，因此，不需独立的RTU装置为调度中心采集信息,而将综合自动化系统采集的信息直接传送给调度中心，同时也可接受调度中心下达的控制、操作命令和在线修改保护定值命令,并加以执行。（4)可靠性高由于采用模块化结构，各功能模块都由独立的电源供电，输入/输出回路都相互独立，任何一个模块故障，只影响局部功能的实现，不影响全局，系统的可靠性得到提高.(5）维护管理方便分层分布式系统采用集中组屏结构，全部屏安装在控制室内，工作环境较好，电磁干扰相对开关柜附近较弱,维护和管理方便。（6）需要电缆较多对于规模较大的变电站,由于设备分布较广，安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资.三、分布式网络结构式（1）RCS9700变电站综合自动化系统为例GPS1号历史服务器兼操作员站2号历史服务器兼操作员站工程师/五防继电保护工程师工作站以太网网关网关网关网关网关网关远动工作站规约转换器智能设备保护装置220kV间隔测控装置110kV间隔测控装置10kV间隔测控装置保护管理机保护主站调度1调度2调度3WorldFIP总线RCS-9700变电站自动化系统典型结构WorldFIP总线WorldFIP总线（2）组成1）间隔层：保护单元，测控单元.2)通信层：支持单网和双网，支持全以太网,也提供其他网络；双网时均衡控制流量,标准规范通信协议，光纤组网，GPS对时。3）变电站层：分布式计算机网络系统。17