以下哪些不是站控层逻辑设备

Ⅰ 求变电站自动化系统

1第一代（88—95）
1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。
1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。
1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；
2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站采用；
3）结构图
全部以硬接线上RTU。
4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。
2第二代（95—02、03）
1）前期8096，后期80C196（16位）；
2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部采用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；
3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；
对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。
4）开始应用冗余技术，做220KV等级；
5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了前置机。为解决前置机瓶颈问题，出现了双前置机。
这一代在96、97年左右，相关部门下文，新建变电站必须采用综合自动化系统，开始大力推广。
工矿企业等用户也提出把电度积分做进保护测控装置的需求。有些公司在98年曾作过，但好多当时由于占用资源较多，没有采用。
这一代产品，在现有的一些小厂家，还有在推的。
3第三代（03—至今）
1）DSP（32位），16位A/D；
2）基于第二代混乱的自用通信规约问题，03年，国家颁发IEC-103、104，以进一步保证通信可靠性，并促进各厂家产品的对接。
3）由于第二代的大力推广，使得保护的可靠性问题，更为突出，许多厂家在如何保证微机保护的可靠性上，下了不少功夫，这是该代产品的普遍特点。
装置抗干扰措施完整，确保装置安装于条件恶劣的现场时仍具备高可靠性:
² 总线隔离。所有与外界的总线连接都先经过缓冲器处理；
² 光电隔离。装置的开入开出、串行通信接口部分均采用光电隔离；
² 使用高集成度的器件，减少了元器件的数量；
² 集成电路全部采用工业品或军品，MTBF提高约为原有2－3倍；
² 对整个硬件回路采取屏蔽，防导体间耦合干扰；
² 在AI输入回路采取电容滤波，外部回路无需再加设交、直流输入抗干扰模块；
² 采用多层板和表面贴装技术，电路板的抗干扰能力强；
² 后插拔、双连接器结构，真正实现强、弱电回路分开，输入、输出信号回路分开；
² 采用加强型单元机箱，按抗强振动设计；
² 电源加装抗干扰电容滤过器，防止尖峰脉冲和浪涌；
² 完善的软硬件自检功能，使得任何元器件损坏不会造成装置的误动作和拒动作：硬件可自检到出口线圈、电源；冗余自检功能，数据采集回路的累加和自检功能，解决出异常大数的问题；此外，软件还采用了看门狗、软件陷阱等措施。
此外，第三代保护产品在软硬件平台、双CPU冗余、主后共用CT、出口矩阵灵活整定、波形提取、事件记录容量、内嵌电度、交流操作回路、交流电源、FC回路保护功能、MODBUS等通信规约、MMI的接口友好、软件的模块化编制、自动测试装置、保护动作分析软件、装置生产工艺、装置外观、说明资料等方方面面都取得了快速发展。
4）第二代产品的前置机瓶颈问题较为突出，代之以分散式的前置机。
5）对网络通信和后台应用软件的重视。随着电力系统自动化领域特别是电网侧自动化的高速发展，各厂家所开发的监控系统软件都或多或少地暴露出了一些问题。其中，尤以后台死机、通讯不稳定最为突出。《国家电力公司国内500kV变电站自动化技术调研报告》中曾指出：

经过大量的试验和系统测试，上述站控层应用软件的主要故障是由于软件中隐藏的Bug所造成的。

4第四代——数字化变电站
2004年，世界上基于61850的第一套自动化系统，由ABB提供。
2005年，与61850完全兼容的保护装置诞生，由ABB提供。
有关此部分的文献较多，不作赘述。

Ⅱ 智能变电站的自动化系统是如何构成的

智能变电站自动化系统的基本特点，分层：该系统分间隔层和站控层两层，层与层之间相对独立，通过具有冗余结构的前置层（通讯管理机）设备连接通信。间隔层设备包括保护设备、数据采集、控制设备及指示显示部分等。站控层设备包括工控机、综合自动化监控软件，可组单机网络，也可组多机热备用网络。站控层通过通信管理机与间隔层通信，实现站级协调、优化控制和当地监控；同时实现与远方调度中心的通信。既可完成RTU四遥和远程接入功能，也可直接进入上一级调度网络。分布：间隔层以站内一次设备（如变压器、电机、线路等）为间隔对象，面向对象，综合分析电站对信息的采集控制要求，分布式配置小型化、高可靠性的微机保护和测控单元装置。各间隔单元相对独立，通过可选择的RS485、CAN、以太网等网络互联。在功能分配上，凡可以在本间隔单元就地完成的功能，不依赖通信网络，即使网络瘫痪也不影响保护迅速切除故障。由于采用保护、测控一体化小型化设计，屏柜的数量较传统设计大为减少。分散：系统对35KV及以下电压等级的二次保护和监控单元设备，可选择就地分散安装在开关柜上，做到地理位置上的分散。对于无人值班的35KV及以下电站，根据用户需要，站控层的设备也可移到调度中心或集控站，电站内不设当地监控而只留接口，当维护人员进入电站时，使用便携机即可替代后台机。这样的分层、分布和分散式系统与集中式系统相比，具有明显优点:提高了系统可告性，任一部分设备有故障时，只影响局部；站内减少了二次电缆和屏柜，节省了投资，也简化了施工与维护；提高了系统可扩展性和灵活性，既适用于新建电站，也适用于老站改造；运行维护方便。

Ⅲ 哪位大侠给比较详细地说下过程层，间隔层和站控层的组成，逻辑关系和作用。谢了

智能变电站，分为过程层（设备层）、间隔层、站控层。过程层（设备层）包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端，完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、智能传感器和控制器通信。站控层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制的功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

Ⅳ 智能变电站一体化监控系统站控层包括哪些设备

站控层包括：主机兼操作员工作站、数据通信网网关、状态检测及智能辅助控制系统主机、网络打印机等设备。
主要实现管理监控以及远程通信的作用。
答案由山东容弗coMis产线提供。

Ⅳ 电力系统里的站控层是什么意思

电力系统（这里主要指的是变电站、电厂也可以）里对于整个系统的控制目前主要分为站控层和间隔层，在数字化变电站出线后，出线了新的一层，过程层。站控层主要指的是厂站级的监控，例如变电站中的监控系统、子站系统等。站控层设备主要就是指监控主站、工程师站、信息子站等。

间隔层主要指的是继电保护与测控、录波等。过程层是指数字化变电站中智能一次设备，如现在还未完全发展的智能断路器的替代设备智能终端，电子式互感器的合并单元等。

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信息控制目的

电力系统中的信息与控制子系统是实现电力系统信息传递的神经网络。它使电力系统具有可观测性与可控性，从而保证电能生产与消费过程的正常进行，以及在事故状态下的紧急处理。从电力系统诞生之日起，信息与控制子系统就是电力系统必不可少的组成部分，它在不同水平上的完善和发展，

才使电能的广泛应用成为现实。电力系统信息与控制子系统的进步，保证了电能质量，提高了电力系统安全运行水平，改善了劳动条件,提高了劳动生产率，还为电力系统的经营决策提供有力支援，从概念上、方法上对电力系统运行分析和经营管理赋予新的内容 。

任务

信息与控制子系统的作用主要在保证电力系统安全、稳定、经济地运行。

它执行以下 3项任务。

1、正常运行状态的监测、记录，正常操作与调整(自动维持频率和电压等);

2、异常状态及事故状态下的报警、保护、紧急控制及事故记录；

3、运行管理，进行短期负荷预测，制定发电计划，实现经济调度等。

组成与运行

20世纪50年代以来，随着通信技术与控制理论的发展，以及电子计算机和微电子技术的应用，电力系统的信息与控制逐步向以计算机网络为标志的综合调度自动化方向发展。电力系统调度自动化计算机系统的基本组成如图4。由被控端（发电厂、变电所）采集各种运行信息

（包括开关量、模拟量和数字量），经转换后由通道（数据传输系统）传送到调度端，再由调度端计算机接受数据，经过处理后，或进行显示监测，或进行记录制表，或作出控制决策，再由通道传送到被控端进行操作、控制。由于电力系统结构复杂，地域广阔，一般采用分级、分层调度控制。

Ⅵ 智能变电站自动化系统

由上海聚仁电力提供解决方案，该系统是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。在此基础上实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。

智能变电站自动化系统优势
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

智能变电站自动化系统主要功能特点
系统包含多专业的综合性技术，它以微机为基础来实现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，实现对电网运行管理的变革。变电站从一次设备、二次设备、继电保护、自动装置、载波通讯等与现代的计算机硬、软件系统和微波通信以及GIS组合电器等相结合，使变电站走向综合自动化和小型化。变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在以下六个方面：
■监控子系统功能：数据采集、事件顺序记录、故障测距和录波、控制功能、安全监视和人机联系功能。
■微机保护子系统功能：通讯与测控方面的故障应不影响保护正常工作。微机保护还要求保护的CPU及电源均保持独立。
■自动控制子系统功能：备用电源自动投入装置、故障录波装置等与微机保护子系统应具备各自的独立性。
■远动和通信功能：变电站与各间隔之间的通信功能；综合自动化系统与上级调度之间的通信功能，即监控系统与调度之间通信，故障录波与测距的远方传输功能。
■变电站系统综合功能：通过信息共享实现变电站VQC（电压无功控制）功能、小电流接地选线功能、自动减载功能、主变压器经济运行控制功能。
■在线自诊断功能：具有自诊断到各设备的插件级和通信网络的功能。

系统结构
在变电站自动化领域中,智能化电气的发展,特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现,变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中,保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元,如A/D变换、光隔离器件、控制回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之,智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分;而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化,完整地安装在开关柜上,实现了变电站机电一体化设计。

智能化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类,即智能化的一次设备和网络化的二次设备;在逻辑结构上可分为三个层次,根据IEC61850通信协议定义,这三个层次分别称为"过程层"、"间隔层"、"站控层"。所谓“过程层”就是由数字化变电站技术引进的合并单元和智能终端组成。

Ⅶ 站控层、间隔层、过程层的区别你还有资料

站控层、间隔层、过程层的区别如下：

①层次不同

电力系统自动化在逻辑结构上可分为“过程层”、“间隔层”、“站控层”这三个层次。

②性质不同

间隔层主要指的是继电保护与测控、录波等。

站控层主要指的是厂站级的监控。

过程层是指数字化变电站中的智能设备。

③各层次的设备不同

站控层设备主要就是指监控主站、工程师站、信息子站等。

过程层的设备如现在还未完全发展的智能断路器的替代设备智能终端，电子式互感器的合并单元等。

(7)以下哪些不是站控层逻辑设备扩展阅读

间隔层基本介绍

间隔层（bay level）间隔层是电力系统自动化结构中的组成部分。

该层次设备主要表现为以下六种功能：

①开展对一次设备保护控制功能。

②采集汇总本间隔过程层实时数据信息。

③推进本间隔操作闭锁功能。

④对统计运算、数据采集及控制命令的发出具有优先级别的控制。

⑤开展操作同期及其他控制功能。

⑥实施承上启下的通信功能,也就是说同步骤高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。在此基础上，上下网络接口具备双口全双工方式,从而保证网络通信的可靠性,有效提升信息通道的冗余度。

过程层基本介绍

过程层是完成电力运行实时的电气量检测、运行设备的状态参数检测、操作控制执行与驱动。就是常说的模拟量/开关量采集、控制命令的执行。只有数字化变电站也就是智能变电站才有过程层，常规变电站只有间隔层和站控层，没有过程层。

过程层设备包括一次设备比如发电机，变压器，母线，断路器，隔离开关，电流/电压互感器，合并单元，智能终端。合并器与互感器的输出相连并完成与一些跨间隔合并器的数据传输。智能终端能够完成某种控制动作。