變電站自動化系統(tǒng)和無人值班變電站從20世紀90年代至今，發(fā)展非常迅速，本文根據(jù)國際大電網(wǎng)會議（CIGRE）WG34．03工作組于1997年8月的《變電站內(nèi)數(shù)據(jù)流的通信要求》報告對變電站自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)進行分析，指出采用現(xiàn)場總線對各種智能電子儀表（IED）進行集成來構(gòu)成變電站自動化系統(tǒng)所具有的優(yōu)越性。討論了變電站自動化實施中的有關(guān)問題，如繼電保護與遠動裝置在變電站自動化系統(tǒng)中所處的地位、事件順序記錄（SOE）分辨率的要求和變電站自動化系統(tǒng)的抗干擾措施等，并提出了建議。

1變電站自動化系統(tǒng)的分析

1997年8月國際大電網(wǎng)會議（CIGRE）的WG34．03工作組在《變電站內(nèi)數(shù)據(jù)流的通信要求》的報告中［1，2］分析了變電站自動化需完成63種功能，并將這些功能分為7個功能組：

（1）遠動功能（四遙功能）；

（2）自動控制功能（如有載調(diào)壓變壓器分接頭和并聯(lián)補償電容器的綜合控制（VQC）。電力系統(tǒng)低頻減載、靜止無功補償器控制、配網(wǎng)系統(tǒng)故障分段隔離／非故障段恢復供電與網(wǎng)絡(luò)重組等）；

（3）測量表計功能（如三相智能式電子電費計量表等）；

（4）繼電保護功能；

（5）與繼電保護有關(guān)的功能（如故障錄波、故障測距、小電流接地選線等）；

（6）接口功能（如與微機五防、繼電保護、電能計量、全球定位系統(tǒng)（GPS）等IED的接口）

（7）系統(tǒng)功能（與主站通信，當?shù)豐CADA等）。

所有能實現(xiàn)這些功能的設(shè)備，目前統(tǒng)稱為智能式電子儀表（IED）。變電站自動化的目的，就是實現(xiàn)這些IED的信息共享，由此可減少變電站使用的電纜數(shù)量和造價，提高變電站的運行和安全可靠性，并減少維護工作量和提高維護水平。

應(yīng)注意的是：

（1）上述自動化設(shè)備均應(yīng)責任分明、互不干擾。

（2）要特別重視繼電保護設(shè)備的安全可靠、不能影響到繼電保護設(shè)備的電磁兼容性的要求。

根據(jù)變電站自動化的目的，為實現(xiàn)信息共享需采用分層結(jié)構(gòu)：變電站層（與上級調(diào)度中心通信、當?shù)豐CADA等）、網(wǎng)絡(luò)層（用以實現(xiàn)各種IED的信息集成），間隔層（各種IED）和設(shè)備層（高壓一次設(shè)備）。

2用現(xiàn)場總線網(wǎng)實現(xiàn)變電站自動化系統(tǒng)

為實現(xiàn)變電站自動化，網(wǎng)絡(luò)層的性能是相當重要的，它承擔將運動設(shè)備、繼電保護設(shè)備，各種自動控制設(shè)備及電費計量等智能電子儀表進行集成的功能。20世紀90年代中發(fā)展成熟的現(xiàn)場總線（fieldbus）是實現(xiàn)IED集成的較為優(yōu)越的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。

國際電工委員會（IEC）提出現(xiàn)場總線概念。其定義為：現(xiàn)場總線是連接工業(yè)現(xiàn)場的儀表與設(shè)置在控制室內(nèi)控制設(shè)備的數(shù)字化、串行、雙向、多變量、多節(jié)點的通信網(wǎng)絡(luò)。對現(xiàn)場總線控制系統(tǒng)（FCS，fieldbuscontrolsystem）定義為：由各種現(xiàn)場儀表通過互聯(lián)與控制室內(nèi)人機界面所組成的系統(tǒng)，它是一個全分散、全數(shù)字化、全開放和可操作的生產(chǎn)過程自動控制系統(tǒng)。

采用現(xiàn)場總線的自動化系統(tǒng)具有如下特點：

（1）在結(jié)構(gòu)上改變了傳統(tǒng)的輸入／輸出（I／O）模塊，而將其并入現(xiàn)場智能電子儀表（IED），并統(tǒng)稱為節(jié)點（node）。

（2）所有信號均為雙向，管理人員在控制室內(nèi)就可監(jiān)控現(xiàn)場設(shè)備。

（3）全數(shù)字化通信，提高了數(shù)據(jù)傳輸?shù)臏蚀_性和可靠性。

（4）現(xiàn)場總線均定義了用戶層協(xié)議，可實現(xiàn)互操作性，滿足真正開放性的要求。統(tǒng)一的通信協(xié)議和組態(tài)方式使不同廠家的產(chǎn)品可互連、互換和互操作。

（5）簡化設(shè)計和安裝。因現(xiàn)場總線僅為一條雙絞線，可連接很多現(xiàn)場儀表，使布線設(shè)計簡單，并節(jié)省大量電纜，簡化了安裝。

（6）各節(jié)點應(yīng)能自診斷，當某節(jié)點故障，應(yīng)能自動停運，而不影響其他節(jié)點的運行。

（7）易于實現(xiàn)設(shè)備擴充和產(chǎn)品改型。

目前世界上現(xiàn)場總線產(chǎn)品有美國Echelon公司生產(chǎn)的LonWorks網(wǎng)，德國Bosch公司設(shè)計的CAN網(wǎng)、西門子公司的Profibus網(wǎng)等。

由于目前變電站中所使用的各種自動化設(shè)備和繼電保護裝置并不是采用現(xiàn)場總線網(wǎng)或不是采用為集成變電站自動化IED的某種現(xiàn)場總線網(wǎng)，所以有必要設(shè)計一個集成節(jié)點，使不同廠家、不同網(wǎng)絡(luò)的IED能接到所選的現(xiàn)場總線網(wǎng)上。

由于1999年10月在日本京都召開的第63屆IEC年會上已將LanWorks排除在國際標準之外，因此必須對符合國際標準的現(xiàn)場總線產(chǎn)品予以特別關(guān)注。

即使LonWorks并未列入國際標準，但由于國內(nèi)有生產(chǎn)與其適配的產(chǎn)品的廠商，也有不少用戶使用LonWorks，所以在本文中仍對具LonWorks的特點及有關(guān)產(chǎn)品進行介紹。

LonWorks現(xiàn)場總線網(wǎng)是一種使用較為廣泛的全分布智能控制網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，是實現(xiàn)變電站自動化系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)層的成熟產(chǎn)品，網(wǎng)絡(luò)通信介質(zhì)不受限制，可以是雙絞線、光纖、電力線、無線、紅外線等，并可在同一網(wǎng)絡(luò)中混合使用。

LonWorks網(wǎng)的技術(shù)特點是：

（1）基本元件為Neuron神經(jīng)元芯片。它具備通信和控制功能，并且固化了ISO／CSI全部七層協(xié)議，以及34種常見的I／O控制對象。

（2）將以太網(wǎng)CSMA協(xié)議改造為PredictiveP－PersistentCSMA協(xié)議。此協(xié)議保留了以太網(wǎng)偵聽多重訪問的優(yōu)點，克服了在控制應(yīng)用上的缺點。節(jié)點隨機地分布在最小為16個隨機時間槽的不同延遲水平上。當網(wǎng)絡(luò)空閑時所有節(jié)點只隨機分布在16個槽上。當估計到負荷增加時，節(jié)點將分布在更多的時間槽上，增加的槽的數(shù)量由n來決定。n為信道上積壓的工作的估計（由1到63），它表示下一次要發(fā)送數(shù)據(jù)包的節(jié)點數(shù)。并有選擇地提供優(yōu)先級機制以提高對重要數(shù)據(jù)包的響應(yīng)時間。

（3）Neuron神經(jīng)元芯片是LonWorks技術(shù)的核心，它有3個8位CPU分別完成介質(zhì)訪問、網(wǎng)絡(luò)處理和應(yīng)用處理。

（4）網(wǎng)絡(luò)通信采用面向?qū)ο蟮脑O(shè)計方法稱為“網(wǎng)絡(luò)變量”，使網(wǎng)絡(luò)通信的設(shè)計簡化為參數(shù)設(shè)置。

（5）通信的每幀有效字節(jié)數(shù)可從0到228B。

（6）通信速率：1．25Mb／s，雙絞線，有效距離130m；78kb／s，雙絞線，有效距離2700m。

（7）LonWroks網(wǎng)的通信協(xié)議稱為LonTalk協(xié)議，其互操作性標準為LonMark，網(wǎng)絡(luò)服務(wù)操作系統(tǒng)為LNS。

（8）LonTalk協(xié)議定義了域、子網(wǎng)、節(jié)點地址的分層邏輯尋址方式。一個子網(wǎng)最多可包括127個節(jié)點，一個域中最多可定義255個子網(wǎng)，這樣在一個域內(nèi)最多可有32385（255×127）個節(jié)點。域是一個或多個信道上節(jié)點的邏輯組合。通信只能在配置于同一個域的節(jié)點之間進行。多個域可使用相同的信道。域可以防止不同網(wǎng)絡(luò)上節(jié)點的互相干擾。

（9）LonWorks網(wǎng)可通過網(wǎng)關(guān)RTLE－KT－03001與以太網(wǎng)連結(jié)。亦可通過網(wǎng)關(guān)WBLE－KT－00001與Internet網(wǎng)或中國電力信息數(shù)據(jù)交換網(wǎng)連結(jié)。這兩種網(wǎng)關(guān)均由美國CoactiveNetworks公司生產(chǎn)。

美國iIexSystemsInc公司已生產(chǎn)了采用LonWorks現(xiàn)場總線網(wǎng)的變電站自動化系統(tǒng)，其集成節(jié)點稱為串口節(jié)點（sorialnode）。每個串口節(jié)點用同一種規(guī)約可連接256×8個遙信量、128×8個遙測量和32×8個遙控量。一個變電站自動化系統(tǒng)可連結(jié)64個串口節(jié)點。此串口節(jié)點具有豐富的通信規(guī)約，如中國電力部部頒CDT，DNP3．0，Modbus，SC1801，Har－ris5000／6000，HDLC，QDIP（Quantum電表），PG＆E2179（Cooper4C／CL4C／SA）等，可與不同廠家、不同網(wǎng)絡(luò)的IED相連，如SEL公司的繼電保護裝置，美國斯倫貝謝公司的Quantum電量計費表，南自院系統(tǒng)所生產(chǎn)的微機五防裝置等連接。為實現(xiàn)信息共享，只要進行規(guī)約轉(zhuǎn)換，各種IED都能集成到LonWorks網(wǎng)上。而且通過此串口節(jié)點集成的各種IED，可互不干擾。能在不停電運行情況下對串口節(jié)點進行新IED的連接和規(guī)約調(diào)試，且不影響變電站自動化系統(tǒng)的運行。

iLex公司同時設(shè)計了滿足LonWorks網(wǎng)的遠動節(jié)點，如遙測節(jié)點（A－32）、遙信節(jié)點（I－64）、遙控SBO節(jié)點（C－16）、交流采樣節(jié)點等以滿足自動監(jiān)控的需要。為與上級調(diào)度中心通信和管理LonWorks網(wǎng)，設(shè)計了通信節(jié)點（comm）。通信節(jié)點可有8個從通信節(jié)點、每個從節(jié)點可有各自的通信規(guī)約與主站通信；可各自對時，滿足不同主站對所需的SOE帶上各自的時標，便于電力系統(tǒng)事故分析；還具有在自動化系統(tǒng)不停電情況下，維修故障節(jié)點的能力，使平均無故障時間（MTBF）得以提高。

3變電站自動化系統(tǒng)實施中的問題

（1）變電站自動化名稱問題

1997年國際大電網(wǎng)會議WG34．03工作組在《變電站內(nèi)數(shù)據(jù)流的通信要求》報告中［1，2］已不提“變電站綜合自動化”，只提“變電站自動化”，取消了“綜合”這個詞。因為“綜合”的含義不明確，具有二義性。此提法已被（IEC）同美國IEEE協(xié)商確定。“變電站自動化”、“變電站自動化系統(tǒng)”已被IECTC57技術(shù)委員會正式定義并編入標準名詞術(shù)語。

（2）關(guān)于繼電保護與遠動在變電站自動化系統(tǒng)中所處的地位

繼電保護的基本任務(wù)是，當電力系統(tǒng)發(fā)生故障或異常工況時在可能實現(xiàn)的最短時間和最小區(qū)域內(nèi)自動將故障的電力系統(tǒng)元件從系統(tǒng)中切除，或給出信號由值班人員消除異常工況的根源，以避免或減輕設(shè)備的損壞和對相鄰地區(qū)供電的影響。

電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)是在電網(wǎng)正常運行情況下確保電網(wǎng)安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟地發(fā)供電，提高調(diào)度運行管理水平的重要手段。遠動裝置（RTU）是為完成電網(wǎng)調(diào)度自動化在變電站中裝設(shè)的必不可少的自動化裝置。

因此，繼電保護裝置與遠動裝置是完成不同任務(wù)的兩種裝置，在電網(wǎng)調(diào)度運行管理中各行其責，互不干擾。

90年代我國電網(wǎng)廣泛采用了微機保護裝置，將電力系統(tǒng)元件（發(fā)電機、變壓器、母線、線路）的運行參數(shù)（模擬量）通過低通濾波器濾去電力系統(tǒng)中出現(xiàn)的高頻分量，只反映工頻量，然后經(jīng)過交流采樣和A／D轉(zhuǎn)換，形成離散數(shù)字量來完成保護電力系統(tǒng)元件的任務(wù)。由于微機保護也可測量電網(wǎng)元件的運行參數(shù)，那么對于在變電站中裝設(shè)“微機保護＋遠動”裝置來實現(xiàn)變電站自動化是否可行，本文提出如下商榷意見：

1）繼電保護的性能是安全性（不誤動）、可靠性（不拒動）、快速性和靈敏性（反映故障能力）。對繼電器，當輸入量小于動作值時不動作，大于動作值時立即動作，對輸入信號的準確度要求不如遠動高。根據(jù)快速富里葉變換的采樣定理，采樣頻率fs必須大于信號中最高頻率fmax的2倍。大多數(shù)微機保護只取輸入信號中的工頻參量，采樣間隔都在0．5～2ms范圍，相當于1周（20ms）只采樣40～10點。對A／D轉(zhuǎn)換準確度，根據(jù)國調(diào)中心和電力部安生司頒發(fā)的調(diào)網(wǎng)［1994］109號通知，規(guī)定的《WXH－11、WXB－11、SWXB－11型微機保護檢驗規(guī)程》中的第11．3條對各電壓、電流通道的線性度要求：“調(diào)整電壓分別為60、30、5、1V，電流分別為30、10、1、0．5A，打印9個通道相應(yīng)電壓和電流有效值。要求1V、1A、0．5A時外部表計值與打印值誤差小于10％，其余小于2％。”《GB／T15145－94微機線路保護裝置通用技術(shù)條件》規(guī)定：3．7．4測量元件特性的準確度：①刻度誤差：不大于±2％；②溫度誤差：在工作環(huán)境溫度范圍內(nèi)，不大于±3％；③綜合誤差：不大于±5％。這對微機保護在電網(wǎng)發(fā)生故障時不拒動、并保證一定靈敏度是足夠了。

但對電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)來講則達不到要求。國家標準《遠動終端通用技術(shù)條件》GB／T13729－29中規(guī)定，模擬量遙測A／D準確度必須小于或等于0．5％；《電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)運行規(guī)程》DL516－93規(guī)定，“遙測的總準確度應(yīng)不低于1．5級，即從變送器入口至調(diào)度顯示終端的總誤差以引用誤差表示的值不大于＋1．5％，不小于－1．5％”。對交流直接采樣的遠動裝置來講［3］，要求一周至少采樣96點，以保證波形信號分析才能正確，使隨后計算的電工參量準確度滿足要求。并希望能支持0．2級能量表計。

2）遠動裝置是運行在電力系統(tǒng)正常方式下，繼電保護裝置是運行在電力系統(tǒng)故障環(huán)境下，故障時的短路電流將比正常時大出幾十倍，兩者對CT變比的要求是不同的。

3）交流采樣的遠動裝置由于精度比繼電保護要求高，維護、檢測所需的儀器設(shè)備和人員素質(zhì)還都比直流采樣遠動裝置所要求的高，交流采樣檢測人員必須具有國家檢測部門頒發(fā)的檢測證才有資格檢測。這些要求對我國大多數(shù)變電站，甚至電業(yè)局都不一定能滿足。若用“微機保護＋遠動”裝置來實現(xiàn)“綜合自動化”。變電站現(xiàn)場人員難以檢測和維護裝置的遠動部分，要達到國家及行業(yè)標準對遠動所需的準確度就很困難。

4）繼電保護和遠動屬兩個不同的專業(yè)。當電力系統(tǒng)發(fā)生故障或繼保遠動裝置發(fā)生故障時，現(xiàn)場人員必須各負其責管好自己管轄范圍內(nèi)的設(shè)備。若用“微機保護＋遠動”裝置，出了問題將會出現(xiàn)職責不清，甚至無人負責現(xiàn)象。對電網(wǎng)調(diào)度是極為不利的。（3）關(guān)于事件順序記錄（SOE）分辨率的要求。

《國家標準GB／T13729－92遠動終端通用技術(shù)條件》中規(guī)定：“事故順序記錄站內(nèi)分辨率≤10ms”。

《網(wǎng)、省電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)實用化驗收細則（試行）》中規(guī)定：“事件順序記錄（SOE）為可選項，站間分辨率應(yīng)小于等于10ms”。

《地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)實用化驗收細則》中規(guī)定：“SOE為可選功能，不影響實用化驗收，SOE站間分辨率應(yīng)小于等于20ms”。

《電力行業(yè)標準DL5003－91電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》中規(guī)定：“事件順序記錄系統(tǒng)分辨率應(yīng)小于20ms”。

《行業(yè)標準DL5002－91地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》中規(guī)定：“事件順序記錄站間分辨率不大于20ms”。

《行業(yè)標準DL／T635－1997縣級電網(wǎng)調(diào)度自動化功能規(guī)范》中規(guī)定：“RTU事件順序記錄站內(nèi)分辨率小于等于10ms為選配項”。調(diào)度自動化系統(tǒng)基本指標：SOE站間分辨率小于等于20ms。

本文認為，上述規(guī)定的要求是合理的。但近年來，我國出現(xiàn)了對SOE的要求愈來愈高的趨向，甚至在變電站自動化系統(tǒng)或遠動裝置的招標文件中要求RTU的SOE站內(nèi)分辨率應(yīng)小于等于1ms。這種過分的要求不僅提高了遠動裝置的造價，而且對電力系統(tǒng)事故分析可能出現(xiàn)不利的影響和錯誤的結(jié)果。現(xiàn)分析如下：

當電力系統(tǒng)發(fā)生故障時從繼電保護動作開始，直到斷路器完全滅弧才算故障元件真正切除。此過程包括3個階段：繼電保護動作時間＋斷路器開關(guān)分閘時間＋燃弧時間。而遠動裝置中SOE部件所采集到的斷路器動作時間，是斷路器主觸頭分閘瞬間聯(lián)動的輔助接點拉開時間，而燃弧時間是難以控制和測量的。請登陸:輸配電設(shè)備網(wǎng)瀏覽更多信息

我國60～70年代建造的變電站中多采用少油式斷路器。空氣斷路器由于結(jié)構(gòu)復雜且檢修期較短如今已很少采用，代之而來的是六氟化硫（SF6）斷路器，此種斷路器因滅弧時間較短，對主觸頭的燒損較小，斷路容量大而被廣泛使用。近年來真空斷路器又得到快速發(fā)展。目前我國新建的變電站中主要采用少油式、SF6和真空斷路器，由于少油式斷路器價格便宜，用得較多。

這幾種斷路器的滅弧機制和燃弧時間均不相同。燃弧時間包括前開項時間和后開項時間之和，而且燃弧時間不固定，隨著斷路器使用年限的增加和開斷次數(shù)的增多，燃弧時間也會增長。一般說來，不同斷路器的滅弧時間如下：

·真空斷路器7～15ms

·SF6斷路器17～25ms

·少油斷路器30～40ms

在一個變電站中可能只裝一種斷路器，也可能裝有不同種類的斷路器。

由于斷路器的滅弧時間不同，SOE站內(nèi)分辨率要求過高，如小于或等于1ms，那末將使電力系統(tǒng)的事故分析發(fā)生錯誤。

例1某變電站中裝有使用不同年限、開斷次數(shù)不同的真空斷路器。當電力系統(tǒng)發(fā)生故障時若使用年限長或開閉動作多的真空斷路器B1先動作，SOE首先記錄B1輔助接點動作時間，分辨率為1ms。其燃弧時間為15ms。

斷路器B2滯后B13ms動作，其燃弧時間為7ms。結(jié)果，真正斷開電路（滅弧）的時間B2反比B1快5ms，即15ms－（3ms＋7ms）＝5ms。

SOE記錄B1在B2前3ms動作，但實際上B2反比B1快5ms斷開電路。

例2某變電站安裝有不同類型的斷路器如SF6斷路器及少油式斷路器，當電力系統(tǒng)發(fā)生故障時若某少油式斷路器B1主觸頭先動作，SOE立即按1ms分辨率記下此時間，其燃弧時間為35ms。5ms后某SF6斷路器B2主觸頭動作，SOE記錄下比B2開斷時間落后B15ms，但B2燃弧時間僅為17ms，結(jié)果真正斷開電路（滅?。┑臅r間反而是B2比B1快13ms，即35ms－（5ms＋17ms）＝13ms。

由此可見，SOE分辨率過高（≤1ms）將造成電力系統(tǒng)事故分析的錯誤。所以建議有關(guān)單位在選擇RTU的SOE分辨率時不應(yīng)要求過高，應(yīng)按國家標準和行業(yè)標準選擇。

對配網(wǎng)自動化系統(tǒng)來說，110kV以下電力系統(tǒng)我國均為小電流接地系統(tǒng)。當單相接地短路時由于短路電流小，切除故障相前一般還可運行2h，即使采用FTU和當?shù)豐CADA系統(tǒng)將故障段隔離／非故障段恢復供電，時間最快也近1min。所以SOE功能在FTU中完全不必要，只需一般的遙信功能即可滿足要求，這就可降低FTU的造價。

（4）變電站自動化系統(tǒng)的抗干擾措施

為了保證變電站自動化系統(tǒng)在變電站中能可靠和穩(wěn)定地運行，遠動裝置不僅需通過電力部電力設(shè)備及儀表質(zhì)檢中心的質(zhì)檢，而且變電站內(nèi)還應(yīng)該重視和加強抗干擾措施。本文對變電站內(nèi)抗干擾問題進行分析和討論如下。

1）電源

自動、遠動系統(tǒng)一般因外部干擾引起的故障中大部分由電源干擾引起，其中尖峰和減幅振蕩是主要干擾成分；其次是正負偏差和短路斷電。因此，提高供電電源系統(tǒng)質(zhì)量是非常重要的。

在自動、遠動裝置中電源和裝置本身抗干擾的要求及措施可參閱文獻［4］。本文僅討論變電站本身應(yīng)考慮的措施。

①要注意電源的合理屏蔽與接地。

②在電源線之間及電源線對地之間應(yīng)分別裝設(shè)浪涌吸收器，以防電源對地的浪涌電壓可能造成對設(shè)備絕緣的擊穿。

③為防止電網(wǎng)出現(xiàn)低壓或突然停電現(xiàn)象，應(yīng)在的波動。

④采用反激變換器的開關(guān)穩(wěn)壓電源，利用變換器的儲能作用，把輸入干擾信號抑制掉。

⑤電源配線方面

·電源引線應(yīng)盡量短、粗，避免公共線，以降低共阻抗耦合；

·盡量采用扭絞線，抑制電磁干擾；

·各種饋線應(yīng)分開布線，如交流線、直流線、邏輯信號線和模擬信號線、非穩(wěn)壓的直流線、燈泡、繼電器等感性負載的驅(qū)動線等均應(yīng)分開。

2）傳輸信道的干擾

此種干擾主要表現(xiàn)為，雜散電磁場通過感應(yīng)和輻射進入信道，包括多路信號線之間的串擾；由于漏電流與地阻抗耦合等因素產(chǎn)生的干擾迭加在信號線上。為防止此類干擾有如下措施：請登陸:輸配電設(shè)備網(wǎng)瀏覽更多信息

①對距離較長的信號線應(yīng)采用屏蔽雙絞線或光纖。屏蔽層必須在受干擾端一端接地。

②信號線走線要盡量遠離其他電氣走線。電力電纜應(yīng)單獨走線。信號線盡可能靠近地線或用地線包圍。

③RTU與通道的通信設(shè)備共用一組接地裝置，單點與控制室地網(wǎng)相連。

④直接采用導引電纜通道時（沒有其他通信設(shè)備作為載體），要在通道接入Modem板前安裝隔離和防過電壓裝置。

⑤遠動設(shè)備外殼必須直接接地，所采用方式是將遠動設(shè)備與繼電保護設(shè)備屏之間用專用接地銅排連通，并與變電站控制樓地面相連，整個系統(tǒng)接地電阻應(yīng)小于0．5Ω。

⑥不同信號類型和不同電氣間隔不能共用一條電纜，電纜芯對地靜態(tài)感應(yīng)電壓應(yīng)小于0．5V。

⑦傳輸信道長度在1km以內(nèi)，應(yīng)加傳輸模塊抗干擾。