发电厂变电所电气设备： 变压器：变压器是一种变换电压的静止电器， 它是靠电磁感应原理， 把某种频率的电压变换 成同频率的另一种或多种数值不等 （或相等）电压的功率传输装置，以满足不同负荷的需要 当多个电站联合起来组成一个电力系统时， 除需要输电线路等设备外， 也要依靠变压器把各 种电压不相等的线路连接起来， 形成一个系统所以变压器是不可缺少的主要电气设备， 就 现有的通信局站的低压配电系统基本是通过 10KV/400V 的变压器受电电力变压器可以按 相数/绕组数目/铁心形式/冷却方式等特征分类按相数分：单相 /三相/多相等；按绕组数： 双绕组/自耦/三绕组/多绕组；铁心形式：心式 /壳式；冷却方式：干式/油浸式等如表 2-2 所示，但是，这样的分类包含不了变压器的全部特征， 所以在变压器型号中往往要把所有特 征均表达出来，并标记以额定容量和高压绕组额定电压等级图 1-2-4 时电力变压器产品型 号的表示方法 隔离开关 断路器：三、断路器的结构和工作原理 真空断路器的生产厂家比较多， 型号也较繁杂按使用条件分为户内（ ZNx *）和户 外（ZW * ）两种类型主要由框架部分，灭弧室部分 （真空泡），和操动机构部分组成。
断路器本体部分由导电回路，绝缘系统， 密封件和壳体组成 整体结构为三相共箱式 其中 导电回路由进出线导电杆，进出线绝缘支座， 导电夹，软连接与真空灭弧室连接而成 机构 为电动储能，电动分合闸，同时具有手动功能整个结构由合闸弹簧，储能系统，过流脱扣 器，分合闸线圈，手动分合闸系统，辅助开关，储能指示等部件组成 3、工作原理真空断 路器利用高真空中电流流过零点时，等离子体迅速扩散而熄灭电弧，完成切断电流的目的 4、动作原理 储能过程：当储能电机 14 接通电源时，电机带动偏心轮转动，通过紧靠在偏心轮上的 滚子 10 带动拐臂 9 及连板 7 摆动，推动储能棘爪 6 摆动，使棘轮 11 转动，当棘轮 11 上的销与 储能轴套 32 的板 4 mtt i *i片計如 &皓忆谢nt 7 JHt w涪r II Htt 12即持廉乐 Mlfl 1!皆育业爆卓 DQTOMG.COM 靠住以后， 二者一起运动， 使挂在储能轴套上 32 上的合闸弹簧 21 拉长 储 能轴套 32 由定位销 13 固定，维持储能状态，同时，储能轴套 32 上的拐臂推动行程开关 5 切断储能电机 14 的电源，并且储能棘爪被抬起，与棘轮可靠脱离。
合闸操作过程：当机构接到合闸信号后（开关处于断开， 已储能状态），合闸电磁铁 15 的铁心被吸向下运动， 拉动定位件 13 向逆时针方向转动， 解除储能维持，合闸弹簧 21 带动 储能轴套 32 逆时针方向转动，其凸轮压动传动轴套 30 ,带动连板 29 及摇臂 27 运动，使摇臂 27 扣住半轴 25,使机构处于合闸状态此时， 连锁装置 28 锁住定位件，使定位牛不能逆时 针方向转动，达到机构联销的目的，保证了机构在合闸位置不能合闸操作 分闸操作过程：断路器合闸后，分闸电磁铁接到信号，铁芯吸合， 分闸脱扣器 19 中的 顶杆向上运动，使脱扣轴 16 转动，带动顶杆 18 向上运动，顶动弯板 26 并带动半轴 25 向反 时针方向转动 半轴 25 与摇臂 27 解扣，在分闸弹簧的作用下，断路器完成分闸操作 四、 断路器的调试开距与超行程断路器的开距与超行程的测量可以根据图三所示， 在分 合闸状态测量出的 X 值之差为断路器的开距， Y 值之差为断路器的超行程调整的方法为 放长或缩短绝缘操作杆 3 或机构与主轴的连杆 分合闸机构调整 1、摇臂 27 与半轴 25 的扣 接量为1.52.5mm,可以通过调整螺钉24来实现。
2、 传动轴套30转动最大角时， 摇臂27与 半轴间要有1.52mm的间隙，以保证传动轴套回落到合闸位置时，摇臂 27 能自动扣接到半 轴 25 上,可以通过螺钉 31 的调节来实现3、辅助开关 2 的转换应准确可靠，可以通过调 整辅助开关 2的拐臂 3 位置及位杆 4 的长短来实现4、在储能过程中，当棘爪到达最后一个 齿的最高点时，应能保证储能轴套 32 上的拐臂使行程开关的触点可靠切换， 切断电机电源， 可以通过调整行程开关 5 的上下前后位置来实现 5、调整分闸合闸弹簧的预拉长度，保证 断路器的可靠分合，且分合闸速度达到规定值 五、 断路器的控制回路 在某省农网 35KV 标准化变电站中，采用了控制母线和合闸母线分开的原则在短路器 的辅助常闭接点与合闸线圈之间，把断路器储能行程开关的一对常开接点串联进控制回路 这样，在断路器未储能的情况下，将不能进行合闸操作防止了在断路器未储能的情况下合 闸，合闸回路保持，烧毁合闸线圈同时，在接线的过程中，要注意储能行程开关接点中合 闸母线与控制母线的极性要一致，防止出现在开关蓄能时，合闸回路的电弧击穿行程开关， 造成控制保险的熔断或控制空气开关的掉闸。
这一点在综合自动化变电站上要特别注意 六、运行维护与检修试验真空断路器的燃弧时间短， 绝缘强度高，电气寿命也较高，触头的 开距与行程小，操作的能量小，因此，机械寿命也较高在日常的运行中，维护工作量很小， 主要检查机构的运动部件磨损情况， 紧固件有无松动，清除绝缘表面的灰尘， 在活动部位注 些润滑脂等在春检预防性试验中， 对开关的直流电阻测试要与历史数据进行比较， 发现问 题及时处理更换，对断口的工频耐压试验，是检验真空泡是否漏气的有效方法 （户内真空 断路器可以借鉴断开负荷时，真空泡内闪光的颜色来初步判断真空泡的真空度， 颜色暗红时 表明真空度降低，颜色淡蓝时， 表明真空度良好）保护定植校验时，对断路器做低电压掉合 闸试验，检验开关在母线故障状态时，电压降低时动作是否可靠 隔离开关：隔离开关，一般指的是高压隔离开关 ，即额定电压在 1kv 及其以上的隔离开关， 通常简称为隔离开关，是高压开关电器中使用最多的一种电器， 它本身的工作原理及结构比 较简朴，但是因为使用量大，工作可靠性要求高，对变电所、电厂的设计、建立和安全运行 的影响均较大刀闸的主要特点是无灭弧能力，只能在没有负荷电流的情况下分、合电路。
隔离开关在使用中具有良好的作用和价值 ，能够在不同的领域和行业中使用，需要常 常对其进行良好的检修和检查，保证使用功能 隔离开关即在分位置时，触头间有符合划定要求的绝缘间隔和显著的断开标志； 在合位置时， 能承载正常回路前提下的电流及在划定时间内异常前提 （例如短路）下的电流的开关设备 隔离开关主要是用来将高压配电装置中需要停电的部门与带电部门可靠地隔离， 以保证检验 工作的安全 隔离开关的触头全部敞露在空气中， 具有显著的断开点， 隔离开关没有灭弧装 置，因此不能用来堵截负荷电流或短路电流，否则在高压作用下，断开点将产生强烈电弧， 并很难自行熄灭，甚至可能造成飞弧（相对地或相间短路） ，烧损设备，危及人身安全，这 就是所谓“带负荷拉隔离开关”的严峻事故 继电保护设备自动装置设备 继电保护：（一）继电保护广泛应用在电力系统、飞机、机车、舰船、汽车等等各个领域 我们讨论的主要是电力系统的继电保护 电力系统的运行要求安全可靠、 电能质量高、 经济性好 但是，电力系统的组成元件数量多， 结构各异，运行情况复杂，覆盖的地域辽阔因此，受自然条件、设备及人为因素的影响， 可能出现各种故障和不正常运行状态。
故障中最常见、 危害最大的是各种形式的短路 发生 短路时可能造成的危害是： 故障点的很大的短路电流燃起的电弧，使故障设备损坏 从电流到短路点间流过的短路电流， 它们引起的发热和电动力将造成在该路径中有关的非故 障元件的损坏 靠近故障点的部分地区电压大幅度下降，使用户的正常工作遭到破坏或影响产品质量 破坏电力系统并列运行的稳定性， 引起系统振荡， 甚至使该系统瓦解和崩溃 继电保护的作用是： （1）在过载时，继电保护装置应发出警报信号 （ 2）在短路故障时， 继电保护装置应立即动作， 要求准确、 迅速地自动将有关的断路器跳闸， 将故障部分从系统 中断开，确保其他回路的正常运行 （ 3）为了保证电源不中断，继电保护装置应将备用电 源投入或经自动装置进行重合闸 （二）继电保护的基本要求 选择性 基本含义是保护装置动作时， 仅将故障元件从电力系统中切除， 使停电范围尽量减小， 以保 证系统中非故障部分继续安全运行 . 速动性 速动性是指继电保护装置应以尽可能快的速度断开故障元件 这样就能减轻故障设备的损坏 程度，减小用户在低电压情况下工作的时间， 提高电力系统运行的稳定性 . 灵敏性 保护装置对其保护范围内的故障或不正常运行状态的反应能力称为灵敏性（灵敏度） 。
灵敏 性常用灵敏系数来衡量 它是在保护装置的测量元件确定了动作值后， 按最不利的运行方式、 故障类型、保护范围内的指定点校验，并满足有关规定的标准 . 可靠性 可靠性是指在保护装置规定的保护范围内发生它应该反应的故障时， 保护装置应可靠地动作 （即不拒动） 而在不属于该保护动作的其他任何情况下，则不应该动作（即不误动） 自动装置： （1） 低频、低压解列装置 :地区功率不平衡且缺额较大时 ,应考虑在适当地点安装低 频低压解列装置 ,以保证该地区与系统解列后 ,不因频率或电压崩溃造成全停事故 ,同时也能 保证重要用户供电 (2)振荡 (失步)解列装置 :经过稳定计算 ,在可能失去稳定的联络线上安装 振荡解列装置 , 一旦稳定破坏 ,该装置自动跳开联络线 ,将失去稳定的系统与主系统解列 ,以平 息振荡 (3) 切负荷装置 :为了解决与系统联系薄弱地区的正常受电问题 ,在主要变电站安装 切负荷装置 ,当受电地区与主系统失去联系时 ,该装置动作切除部分负荷 ,以保证该区域发供 电的平衡 ,也可以保证当一回联络线掉闸时 ,其它联络线不过负荷 (4) 自动低频、低压减负 荷装置 :是电力系统重要的安全自动装置之一 ,它在电力系统发生事故出现功率缺额使电网频 率、电压急剧下降时 ,自动切除部分负荷 ,防止系统频率、 电压崩溃 ,使系统恢复正常 ,保证电网 的安全稳定运行和对重要用户的连续供电。
(5) 大小电流联切装置 :主要控制联络线正向反向 过负荷而设置 (6)切机装置 :其作用是保证故障载流元件不严重过负荷 ;使解列后的电厂或 局部地区电网频率不会过高 ,功率基本平衡 ,以防止锅炉灭火扩大事故 ;可提高稳定极限 (1) 低频、 低压解列装置 :地区功率不平衡且缺额较大时 ,应考虑在适当地点安装低频低压解列 装置 ,以保证该地区与系统解列后 ,不因频率或电压崩溃造成全停事故 ,同时也能保证重要用 户供电 (2)振荡 (失步 )解列装置 :经过稳定计算 ,在可能失去稳定的联络线上安装振荡解列装 置,一旦稳定破坏 ,该装置自动跳开联络线 ,将失去稳定的系统与主系统解列 ,以平息振荡 (3) 切负荷装置 :为了解决与系统联系薄弱地区的正常受电问题 ,在主要变电站安装切负荷装置 , 当受电地区与主系统失去联系时 ,该装置动作切除部分负荷 ,以保证该区域发供电的平衡 ,也 可以保证当一回联络线掉闸时 ,其它联络线不过负荷 (4) 自动低频、低压减负荷装置 :是电 力系统重要的安全自动装置之一 ,它在电力系统发生事故出现功率缺额使电网频率、电压急 剧下降时 ,自动切除部分负荷 ,防止系统频率、 电压崩溃 ,使系统恢复正常 ,保证电网的安全稳定 运行和对重要用户的连续供电。
(5) 大小电流联切装置 :主要控制联络线正向反向过负荷而设 置 (6) 切机装置 :其作用是保证故障载流元件不严重过负荷 ;使解列后的电厂或局部地区电 网频率不会过高 ,功率基本平衡 ,以防止锅炉灭火扩大事故 ;可提高稳定极限 微机保护 变电站综合自动化是多专业性的综合技术， 它以微计算机为基础， 实现了对变电站传 统的继电保护、 控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现了电网运行管 理的一次变革国际大电网会议 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：控制、监视功能； 自动控制功能；测量表计功能；继电保护功能；与继电保护有关功能；接口功能； 系统功能 结合我国的情况， 具体来说， 变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在微 机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统的功能中，下面注意论述 微机保护子系统 (一)微机保护的优越性 微机保护装置在我国投入运行已有 10 多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人 员的普遍欢迎 这是因为， 它显示出比常规的继电器型或晶体管型保护装置有不可比拟的优 越性，突出表现在以下几方面。
(1) 灵活性强由于微机保护装置是由软件和硬件结合来实现保护功能的，因此在很大程 度上， 不同原理的继电保护的硬件可以是一样的， 换以不同的程序即可改变继电器功能 例 如：三段式的电流保护、 重合闸和后加速跳闸、低周减载等功能， 可以通过同一套保护装置 实现，只要保护软件具备这些功能即可，这是常规继电器很难做到的 （2）可明显改善保护性能利用微计算机的软硬件技术，可以寻求更多的原理、算法等实 施手段， 使保护性能得到改善 同时其很强的逻辑判断能力， 能够根据众多因素进行灵活规 律准确的处理，这在常规继电保护中，用模拟电路是很难实现的 （3）性能稳定，可靠性高微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，对 于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致， 所以性能稳定而晶体管型的 继电器的元器件受温度影响大， 机械式的继电器运动机构可能失灵， 触点性能不良， 接触不 好等 而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、 连接线等都大大减少，因 而可靠性高 （4）微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复，而不必进行一年一 度的定期检验 （5）体积小、功能全。
由软件可实现多种保护功能和获取各种附加功能，可大大简化装置 的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据例如故障前后电压、电流采样值、故障 点距离、保护的动作过程和出口时间等 （6）使用维护方便、工作量小微机保护有良好的人际界面，甚至可在当地或远方计算机 上召唤装置相关信息和进行控制 由于微机保护具有突出的优越性， 是今后继电保护技术的发展方向， 因此变电站综合自动化 系统中，采用微机保护是必然的趋势尤其是新建的变电站， 如果条件许可，则应该采用变 电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平 （二）微机保护子系统的功能 微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护， 具体有： 高压输电线路的主保 护和后备保护； 主变压器的主保护和后备保护； 无功补偿电容器组的保护； 母线保护； 配电线路的保护 （三）对微机保护子系统的要求 微机保护是综合自动化系统的关键环节， 它的功能和可靠性如何， 在很大程度上影响了整个 系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视 微机保护子系统中的各保护单元， 除了具有独立、 完整的保护功能外， 还必须满足以下要求， 也即必须具备以下附加功能 （1）满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，它的工作不受监控系统和其 他子系统的影响。
为此，要求保护子系统的软、硬件结构要相对独立，而且各保护单元，例 如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的 CPU 组成模块化 结构；主保护和后备保护由不同的 CPU 实现，重要设备的保护，最好采用双 CPU 的冗余结构， 保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备 （2）存储多套保护定值和定值的自动校对，以及保护定值、功能的远方整定和投退 （3）具有故障记录功能当被保护对象发生事故时，能自动记录保护动作前后有关的故障 信息，包括故障电压电流、 故障发生时间和保护出口时间等， 以利于分析故障 在此基础上， 尽可能具备一定的故障录波功能， 以及录波数据的图形显示和分析， 这样更有利于事故的分 析和尽快解决 （4）具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间 （5）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现 内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间， 对于关键 部位故障， 例如 A/D 转换器故障或存储器故障， 则应自动闭锁保护出口 如果是软件受干扰， 造成“飞车”软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。
（6）通信功能各保护单元必须设置有通信接口，与保护管理机或通讯控制器连接保护 管理机 （或通讯控制器） 在自动化系统中起承上启下的作用 把保护子系统与监控系统联系 起来，向下负责管理和监视保护子系统中各保护单元的工作状态， 并下达由调度或监控系统 发来的保护类型配置或整定值修改等信息； 如果发现某一保护单元故障或工作异常， 或有保 护动作的信息，应立刻上传给监控系统或上传至远方调度端 安全自动控制子系统 为了保障电网的安全可靠经济运行， 和提高电能质量， 变电站综合自动化系统中根据不同情 况设置有相应安全自动控制子系统， 主要包括以下功能： 电压无功自动综合控制； 低周 减载；备用电源自投；小电流接地选线；故障录波和测距；同期操作；五防操作 和闭锁；声音图象远程监控 五防操作和闭锁即：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 由于具有较强的独立性， 一般有独立厂家生产，与保护 监控仅存在通讯联系，所以此处不再详述 电压无功自动综合控制 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 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对电压和无功进行合理的调节，可以提高电能质量、 提高电压合格率、降低网损因此， 要对电压和无功功率进行综合调控，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，具体的调控目标如下： （1）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）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 35110kV 母 线：正常时3%+7% 事故时10%+10% 配电网的 10kV 母线：10.010.7kV （2） 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 （3） 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 率和电压的调控能力，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调控。
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 下面的论述主要考虑通过调整有载变压器变比和电容器投切进行电压无功的控制 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， 反而导致恶性循环 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 电容器既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， 进行合理的调控， 才能起 到既改善电压水平，又降低网损的效果 然而，如果靠运行人员手工操作来进行对分接开关和电容器的调节控制， 则运行人员必须经 常监视变电站的运行工况， 并作出如何调控的判断， 这不仅增加运行人员的劳动强度， 而且 难以达到及时进行最优控制的效果而采用电压无功自动综合控制功能具有以下优点： （1 ）可选用先进合理控制规律，便于功能升级和扩展 （2） 能自动判断运行方式，并根据不同的运行方式、时段，自动选择相应的调控决策 （3） 对电容器组的控制具有轮流投、切功能对装有串联电抗器的电容器组，可根据变电 站的实际需要，做到最先投和最后切电抗率为 12%的电容器组 （4） 对于具有并联电容器组又有并联电抗器的变电站，则执行相应的正确控制规律 （5） 具有分接开关联调制动和故障闭锁功能，确保电力系统的安全 （6） 可增加电压合格率计算、监视和记录功能 电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的不同，又有多种实现方式：集中控制； 分散控制；关联分散控制 （1） 集中控制集中控制是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补 偿设备进行统一的控制。
理论上，这种控制方式是维持系统电压正常，实现无功优化控制， 提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案 但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无 功实时优化控制软件， 而且对各变电站要有可靠性高的通道； 在各变电站， 最好要具有智能 执行单元 但在我国目前各变电站的基础自动化水平层次不一的情况下， 实现全系统的集中 优化控制有较大的难度 现在一些地区调度中心， 虽然也自称为对电压和无功可以实行集中 控制，但实际上多数只是由操作员通过 RTU 执行机构，进行远方手动操作， 既不能实现自动 优化控制，也增加调度员的负担，这是目前集中控制普遍存在的一个问题 （2） 分散控制这是我国当前进行电压、无功综合控制的主要方式分散控制是指在各个 变电站或发电厂中， 自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备， 以控制地区的 电压和无功功率在规定的范围内 分散控制是在各厂、 站独立进行的， 它可以实现局部地区 的优化， 对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗， 减少值 班员的操作是很有意义的但是，目前已实现的变电站分散控制， 只能做到局部的优化，无 法实现全局的优化控制 （3） 关联分散控制。
众所周知，电力系统是个复杂的互联系统，其潮流是互相关联的电 压水平是电力系统稳定运行的一个重要因素， 在电力系统运行调度中， 往往需要监视并控制 某些中枢点电压和无功功率， 使其维持在一个给定的范围内 如何维持这些中枢点的电压有 多种调控决策需要选择 对各个变电站来说， 也有各自的优化控制方案选择问题， 同时还必 须考虑许多实际问题 例如： 一个 220kV 变电站， 要使其中 110kV 侧母线电压调整至规定范 围内，方法有多种， 例如调整分接头位置或投、 切补偿电容器， 都可改变 110kV 的母线电压 到底采用何种调节措施， 这必须通过判断和综合分析比较变电站的运行方式、 运行参数、 分 接头当前的位置和各组电容器的投、 切历史以及低压侧母线的电压水平、 负载情况等诸多因 素后， 才能选择最好的调节决策进行调节这些调节方案的判断、 决策，如果集中由调度中 心的计算机负责， 则必然造成软件复杂， 而且不可能对各变电站因地制宜地考虑得那么细致 因此，最好的控制方式是采用关联分散控制的方式 所谓关联分散控制， 是指电力系统正常运行时， 由分散安装在各厂、 站的分散控制装置或控 制软件进行自动调控， 调控范围和定值是从整个系统的安全、 稳定和经济运行出发， 事先由 电压无功优化程序计算好的， 而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变 动时，可由调度中心直接操作控制， 或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无 功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。
因此，关联分散控制最大的优点是： 在系统正常运行时， 各关联分散控制器自动执行对各受控变电站的电压、 无功调控， 做到责 任分散、控制分散、危险分散；紧急情况下，执行应急程序，因而可以从根本上提高全系统 的可靠性和经济性 为达此目的， 这就要求执行关联分散控制任务的装置， 除了要具有齐全 的对受控站的分析、 判断和控制功能外， 还必须具有强的通信能力和手段 在正常运行情况 下，能把控制结果向调度报告 系统需要时， 能接受上级调度下达的命令， 自动修改和调整 整定值或停止执行自己的控制规律， 而作为调度下达调控命令的智能执行单元 对调度中心 而言，必须具备应急控制程序，这是今后研究的方向 （4）关联分散控制的实现方法如上所述，关联分散控制器是安装在变电站，独立完成对 该站电压、 无功优化控制的自动装置 其实现方法有两种： 一是通过监控系统的软件模块实 现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现 软件实现的方法， 一般是在监控系统中设有专用的调分接头和调电容器的控制软件 这种方 法的最大优点是可以减少硬件开销（增加一些输入、输出接口电路是必要的）；缺点是，对 监控系统来说，功能过于集中，不容易对电压和无功控制的规律和调控决策进行优化。
硬件实现的关联分散控制，实际上是由专门的电压无功综合控制装置实现对 U、Q 的优化控 制由于该类装置有独立的 CPU 和信息采集以及控制输出电路，有专门的控制软件和通信接 口，可以独立对该站的 U、Q 进行控制，也可以执行来自监控系统或调度的命令由于是专 用的硬件和软件， 能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的调控决策， 可以自动判 断运行方式和计算投、 切电容对谐波放大的影响及采取合适的抑制措施 同时还可考虑调控 决策与保护的配合问题 总之， 其独立性、灵活性和控制规律都有其突出的特点 但由于采 用专门的装置，投资必然增加一些，同时现场还需要进行必要的安装接线 低周减载 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 （0.10.2 ）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 用微机实现低频减载的方法大体有两种 （1 ） 采用专用的低频减载装置实现 这种低频减载装置的控制方式如前所述， 将全部馈电 线路分为 18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。
（2）把低频减载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，路保护装置中，增加一个测频环节，便 可以实现低频减载的控制功能了，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，目前国内面向 110KV 及以下变电站的综合 自动化系统中基本均采用这种控制方法 （五）对低频减载装置的基本要求 （1）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 （2）切降的负荷应尽可能少，应防止超调和悬停现象 （3）变电站的线路故障或变压器跳闸等造成失压时，应可靠闭锁，低频减载不应误动 （4）电力系统发生低频振荡时，不应误动 （5）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，为了 提高低频减载的可靠性，常增加以下措施：低电压闭锁；低电流闭锁；滑差闭锁，也 即频率变化率闭锁；双测频回路切换或串联闭锁；测频回路异常闭锁。
（七）新型低频减载装置的特点 常规的低频减载装置由电磁式或数字式的频率继电器构成 主要存在测频精度不高 （分辨率 仅在 0.020.1Hz 之间）、抗干扰能力差、性能不稳定等缺点新型的低频减载装置由微处 理器（多数采用单片机）构成，可以充分发挥微处理机的优势，因此具有以下主要特点 （1） 测频方法先进，测频精度高由单片机和大规模集成电路组成的低频减载装置，可以 充分利用单片机的资源，提高测频精度 （2） 可采用频率下降速率作为动作判据或闭锁条件当系统发生严重的功率缺额事故时， 系统频率的下降速率快 如果低频减载装置按 df/dt 作为动作判据， 则能加速切除部分负荷， 保证系统频率尽快恢复正常，也即提高了装置动作的快速性和准确性也可以利用 df/dt 作为闭锁条件，以防止低频减载装置误动 （3） 容易扩展低电压闭锁功能安装低频减载装置的变电站，当其母线或附近出线发生短 路事故时， 母线电压降低，有时可以引起测频误差，致使装置误动为提高可靠性和动作的 准确性， 可考虑增加低压闭锁功能 对于常规的低频减载装置来说， 必须增加一个电压继电 器，而对于微机低频减载装置，只需从软件上增加电压判据即可。
（4） 容易扩充重合闸功能由微机构成的低频减载装置，只要在软件设计上做些工作，并 扩展合闸出口回路， 就可以方便地扩展自动重合闸功能 它是在低频减载装置动作， 切除部 分负荷并在消除有功功率缺额事故后， 系统频率回升时， 对已被切线路进行重合闸操作 这 对于无人值班变电站尤其有用， 可以防止装置误动或在有功缺额的事故消除后， 及时恢复供 电对于以水电为主，并有较大容量的电力系统， 经过延时跳闸这段时间， 水轮机调速器已 经发挥作用， 系统备用容量得到充分利用， 从而减轻了系统的有功功率缺额， 此时可以重合 闸，加速恢复对用户的供电 （5） 具有故障自诊断和自闭锁功能微机低频减载装置，利用微机的智能，很容易扩展故 障自诊断功能 例如：测频回路自检、存储器自检和输出回路自检等 当发现某部分发生故 障时，应立刻报警，并自动闭锁装置的出口 备用电源自投 (一) 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， 备用电源自动技人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 备用电源自投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 暗备用实际上是两个工作 电源互为备用 传统的备用电源自投装置是晶体管型或电磁型的自控装置 这些老式的装置不仅体积大、 功 能单一，且可靠性不高 随着微处理机技术、 网络技术和通信技术的迅猛发展，微机型的备 用电源自投装置必将取代常规的自动装置 (二) 微机型的备用电源自投装置的优越性 微机型的备用电源自投装置通过精心设计，可以具有以下特点 ( 1 )综合功能齐全、适应面广常用的 3 种备用电源自投方式(两进线互为自投、母联或 桥自投)， 如果采用常规的备用电源自投装置，需要安装 3 套备用电源自投装置， 不仅体积 大，成本也高但若采用微机型备用电源自投控制装置，则 1 套装置就能全部实现 ( 2 )具有串行通信功能，可实时将信息上传 ( 3 )体积小，性能价格比高。
( 4 )故障自诊断能力强，可靠性高 ( 5 )可根据特殊运行方式的需求，通过软件调整满足但也应注意，复杂的软件设计要求， 也容易造成程序隐患，所以也不宜选择过于复杂的备自投运行方式 小电流接地选线 2 小时而不必跳闸但为了防止发展成两相接地故障，必须在这段运行时间内识别出单相接 地线路即小电流接地选线， 然后由运行人员采取措施查找故障点并切除故障 小电流接地选 线有多种实现原理： 拉路选线；零序电流和零序功率方向；五次谐波判别法；反应 暂态分量首半波 ; 国内 66kV 及以下电网，中性点不接地或经消弧线圈接地，单相接地时， 故障点流过很小的电容电流， 因此叫做小电流接地系统 当有一相发生接地故障时， 线电压 仍三相对称，不影响正常供电，允许运行 1注入法但无论哪一种原理，均采用零序过 压作为单相接地的认定启动条件，通过相电压降低判别故障相别 (1) 拉路选线这是传统的选线方法，即逐路拉开出线断路器，当拉开某条出线后，若指 针表指示 3U0 降低为正常值，则表明此线路接地对拉开的线路，一般可人工或通过重合闸 送上目前国内部分综合自动化厂家也提供了类似的远方命令实现拉路选线功能 2）零序电流和零序功率方向。
对于完全不接地系统，由于接地线路零序电流稍大（是非 接地线路零序电容电流的总和），且零序电流方向滞后于零序电压 90o （非接地线路零序电 流方向超前于零序电压 90o），所以可根据以上两特性进行线路接地判别 若工作出线较多， 接地线路零序电流增大明显， 则仅通过零序过流即可正确选出接地线路 若工作出线较少或 零序过流灵敏度不能满足要求， 则应考虑选用零序功率方向进行选线 零序过流选线使用条 件可参考： 其中 3I0min 线路单相接地时的最小零序电流 Klm 灵敏系数，取 2 3I0max 正常运行时的最大接地电容电流 Kk 可靠系数，取 1.52 Ibp 一次侧的不平衡电流 Kk 可靠系数，取 1.21.3 ，据此可采用五次谐波零序电流方向判断接地线路 五次谐波判别法既适用于经消弧线圈接 地系统，同样也适用于完全不接地系统， 但由于谐波分量的大小与电网结构、运行方式、故 障处的过渡电阻 （电弧电阻、导线与地之间电阻等）有关，因此保护的灵敏度有时不能得到 保证 ，接地线路的五次谐波零序电流滞后于五次谐波零序电压 90（3）五次谐波判别法 中性点非直接接地系统单相接地时， 由于发电机电动势的非正弦特性和变压器铁芯、 负荷的 非线性，电压、 电流总是包含有谐波分量，其中五次谐波较大。
在经消弧线圈接地的系统中 单相接地时， 消弧线圈仅能补偿电容电流中的基波分量， 对于五次谐波分量， 由于消弧线圈 感抗增大为基波感抗的 5 倍，而线路五次谐波容抗为基波容抗的 1/5，所以消弧线圈中的五 次谐波电感电流相对于五次谐波对地电容电流来说是非常小， 起不到补偿作用， 与中性点完 全不接地系统相似， 可以不考虑消弧线圈的影响 五次谐波在电网中的分布规律与基波电流 一样，接地线路的五次谐波零序电流较非接地线路的五次谐波零序电流大； 且非接地线路的 五次谐波零序电流超前于五次谐波零序电压 90 （4）反应暂态分量首半波小电流接地系统单相接地时还有以下特点：故障线路的暂态电 流首半波比非故障线路的暂态电流大得多； 且故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电 压相位相反； 而非故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电压相位相同 所以也有研究 人员提出反应零序电流暂态分量首半波进行接地选线的方法， 可用于中性点不接地系统， 也 可用于中性点经消弧线圈接地系统 由于此元件需要反应暂态电流， 因此要求速动， 动作后 还需要自保持 但如果接地故障发生在相电压瞬时值过零点附近时， 保护的灵敏度较低， 可 能拒动。
国内现行综合自动化系统的接地选线方法大多采用 2、3 两种原理，根据各自系统设计的不 同又有不同的实现方式， 有的通过专门的选线装置实现、 也有的分散于各测控保护装置 专 门的选线装置由于全部采集了零序电压和所有线路零序电流信息， 所以具有加强各线路零序 电流幅值、方向的比较的优势，而且尽可能多地采用多种原理和算法（包括第 而分散于各测控保护装置进行选线的方式， 一般仅在各线路装置上以零序电流和零序功率方 向分散实现接地选线， 部分系统设计各线路装置完成线路零序电流基波幅值及相角的采集和 计算，但不进行选线，而通过通讯控制器（管理机）全部收集后，全盘比较确定接地线路 以上无论何种原理均需要提供零序电流， 对电缆出线或经电缆引出的架空线有条件通过安装 零序电流互感器获取零序电流 而单纯的架空线则无法安装零序电流互感器， 若必须获取零 序电流则只能通过三相电流捏合， 此时由于 CT 变比较大、三相 CT 不平衡等因素均降低了以 上的灵敏度和准确性为了提高接地选线可靠性，解决此类问题， 1995 年，原山东工业大 学电力系桑在中、 潘贞存教授等提出“注入法”接地选线新概念， 获得国家专利并研制出相 应装置投放市场。
（5）注入法注入法选线的设备分主机、辅机两部分，主机装于主控室，辅机装于各线路 出口处当通过 3U0 升高确认发生单相接地后，由主机通过母线 PT 接地相二次测向电网注 入一个特殊频率的信号电流，它在 PT 一次侧的感应电流通过接地线路经接地点形成通路， 而在非接地线路上不流通， 这样通过辅机进行电流信号探测， 并与主机通讯即可判断出接地 线路 注入法选线是一种比较新颖的思路， 它克服了根据零序电流进行选线的诸多缺点， 适 用于各种非直接接地系统的单相接地选线， 若能在产品实现等方面继续探索， 有望在选线准 确率等方面较基于零序电流原理的设备有更好表现 故障记录、故障录波和测距 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，一般为保护启动前 24 个周波（即发现故障前 24 个周波）和保护启动后约 10 个周波的数据，并适当地考虑4 项原理）。
了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 110kV 及以下变电站一般采用此种方 式另一种方法是采用专用微机故障录波屏， 另外配置相应的硬件采集相应模拟量、 信号量， 并根据一定启动条件进行录波 故障录波屏均带有相应的显示器及配套显示分析软件， 但也 应具有与上级通信的功能， 由于故障录波屏的录波数据量大 （一般为保护启动前到重合闸动 作后全过程约 10s 甚至几分钟的数据），数据上传最好采用专用局域网 同期操作 随着电网发电容量的不短增大、 发电机组的不短增多， 特别是一些自备电厂或小水电站的不 断增加， 在变电站实现同期操作的要求也越来越多 变电站的同期操作主要有： 检同期重合 闸、检同期并列合闸、自备电厂电站或小水电站的准同期合闸 检同期重合闸由于两系统分列时间短（约 12s），一般不考虑两系统频率有较大差异，所 以仅需检测两侧电压相角满足要求即可重合闸出口，同时也不需设置“导前时间”等参数 检同期并列合闸和准同期合闸均须检测三个条件：频率差异一般最大不超过 0.4Hz ;电 压差异一般线电压不超过 10V；相角差异一般不宜超过 100准同期功能另外还具有调整 待并机组励磁电压（输出电压）、转速（输出频率）的控制功能，以使待并机组尽快满足并 网条件。
声音图象远程监控 近两年，声音图象远程监控也逐步成为变电站综合自动化系统的一部分， 它具有以下优越性： （1） 声音图象异常自动识别功能，当变电站发生异常情况时能够及时发出报警信息 （2） 声音图象信息存储存储功能，便于事后对异常情况的了解分析处理 （3） 真正的全天候 24 小时监控，在夜晚、雨天等情况下均可实现有效监控和告警 （4） 部分系统具有门禁控制功能，有效管理记录人员进入情况 远动监控子系统 远动监控子系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘， 取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等总之，其功能应 包括以下几部分内容 （一）数据采集变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量 （1） 模拟量的采集变电站需采集的模拟量有：系统频率、各段母线电压、进线线路电压、 各断路器电流、有功功率、无功功率、功率因数等此外，模拟量还有主变油温、直流合闸 母线和控制母线电压、站用变电压等 （2） 开关量的采集 变电站需采集的开关量有：断路器的状态及辅助信号、 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、 继电保护及安全自动控制装置信号、 运行告 警信号等。
（3）电度量采集现行变电站综合自动化系统中，电度量采集方式包括脉冲和 RS485 接口 两种， 对每断路器的电能采集一般不超过正反向有功、 无功 4 个电度量， 若希望得到更多电 度量数据，应考虑通过独立的电量采集系统 （二） 事件顺序记录 S0E 事件顺序记录 S0E （ Sequence of Events ）包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录，并 应记录事件发生的时间（应精确至毫秒级）微机保护和远动监控系统必须有足够的内存， 能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录， 确保当后台监控和远方集中控制主站设备 故障或通信中断时，不丢失事件信息详细指标见调度自动化规范 （三） 操作控制功能 操作人员应可通过远方或当地显示屏幕对断路器和电动隔离开关进行分、 合操作， 对变压器 分接开关位置进行调节控制 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、合闸手段对断路器的操作应有以下闭锁功能： （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，以免互相干扰 （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 （四）人机联系功能、数据处理与记录功能、打印功能 这几项功能与调度主站基本类似，此处不再赘述 通信管理子系统 综合自动化系统的通信管理功能包括三方面内容： 一是各子系统内部产品的信息管理； 二是 主通讯控制器（管理机）对其它公司产品的信息管理；三是主通讯控制器（管理机）与上级 调度的通信有关变电站通信网络后面还将独立阐述，本处仅就这三方面作概括介绍 与上级调度的通信 变电站综合自动化系统应具有与电力调度中心通信的功能， 而且每套综自系统应仅有一个主 通讯控制器完成此功能 对 110kV 及以下中低压变电站， 综自厂家的通讯控制器即作为主通 讯控制器； 对 220KV及以上高压变电站，目前采用保护、远动监控独立的系统模式且大多属 于两个厂家产品，此时一般远动监控厂家的通讯控制器即作为主通讯控制器 需要说明的是， 对专用故障录波屏、 独立的电量采集系统、声音图象远程监控系统，由于其 数据量较大， 目前一般不通过主通讯控制器进行信息管理， 而采用各自独立的通讯网送至远 方相应信息监控管理系统。
主通讯控制器把变电站所需测量的模拟量、 电能量、状态信息和 SOE 等测量和监视信息传送 至调度中心， 同时从上级调度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 主通讯控制器与调度中心的通信通道目前主要有： 载波通道、 微波通道、光纤通道而且对 重要变电站，为了保证对变电站的可靠监控， 常使用两条通道冗余设置、互为备用载波通 道一般采用 300 或600bps，也有特殊要求的 1200bps 情况；微波通道、光纤通道可达到 9600bps现在越来越多的地方在逐步实施光纤通讯手段 也有一些地方在尝试采用局域网实现对变电站的监控，但安全性的考虑也是要慎重对待的 一般的问题可以通过防火墙设置来过滤一些有害信息， 在通讯控制器上最好还要实现一个网 关的功能，可以设置不同的网段进行隔离但为了保险起见最好采用完全独立局域网 对其它公司产品的信息管理 变电站综合自动化系统技术涉及面广、 各子系统间功能要求差异大， 所以现在大多数厂家不 能全部提供满足其中各种功能和不同用户需求的产品所以根据变电站综合自动化优化资 源、信息共享的目的，这就必然要求主通讯控制器对其它公司的产品进行通信和管理。
主通讯控制器对其它公司产品的信息管理一般包括：保护和安全自动装置信息的实时上传、 保护和安全自动装置定值的召唤和修改、 电子式多功能电能表的数据采集、 智能交直流屏的 数据采集、 向五防操作闭锁系统发送断路器刀闸信号 （根据系统设计要求接收其闭锁信号） 、 其它智能设备的数据采集、所有设备的授时管理和通讯异常管理 主通讯控制器与其它公司产品的通讯一般采用 RS232、 RS422/485 接口，常用速率有 1200、 2400、4800、9600bpsRS232 接口的最大传输距离是 15m 若超出此距离或考虑增强可靠性、 以及抗雷击和抗干扰能力， 则应每对 RS232 接口配置 1 对光电隔离长线收发器 由于近年来 光电隔离长线收发器的技术发展和大量使用，其价格已比较便宜，连接设计也越来越方便， 对仅使用 2（ TXD、3（ RXD、5 （GND 三个信号线的 RS232 接口一般仅需要 4 根线两端 压接连接即可， 对线的介质无特殊要求 由于加装光电隔离长线收发器可明显减少误码率和 意外损外，并有较好的抗雷击能力， 能有效提高 RS232 接口的可靠性，所以我们建议用户在 每对 RS232 接口均配置 1 对光电隔离长线收发器， 包括对调度中心通讯采用微波通道、 光纤 通道时，主通讯控制器与微波机、光端机的 RS232 接口。
子系统内部产品的信息管理 子系统内部产品的信息管理， 即为综合自动化系统的现场级通信， 主要解决各子系统内部各 装置之间及其与通讯控制器 （管理机 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 常规远动 RTU 因采集和处理的数据量相对较少，实时性能很好地达到有关标准规定的技术指 标，并满足电力调度的需要 随着变电站综合自动化系统的信息量大大增大， 为保证实时性， 对现场通信网络的速度及可靠性都提出了更高的要求 现行变电站综合自动化的现场通讯网主要有： RS485 CANBUS 控制局域网）、LONWORK 局 部操作网）其中 CANBU 网络由于具有载波侦听多路访问/冲突检测（ CSMA/CD、多优先 级、多主节点、通讯距离远（ 5KBPS/10KM 、速率高（ 1MBPS/40M 等特点，同其它通讯网 相比具有较大优势站内通信网一般采用电缆作为通信介质，根据我们的经验， CANBU 网 络推荐采用铠装屏蔽电缆作为通信介质， 材料方便获取、 连接可靠性高， 并经多年。