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1、电气电气0822班班44号号 赵赵 敏敏传统变电站二次系统存在的问题：传统变电站二次系统存在的问题：远方集中控制、操作的手段较少，提供给调度中远方集中控制、操作的手段较少，提供给调度中心的信息量少、精度差，难以满足电网实时监控心的信息量少、精度差，难以满足电网实时监控和控制的要求；和控制的要求；站内各种继电保护、自动装置和远动装置等大多站内各种继电保护、自动装置和远动装置等大多为晶体管或小规模集成电路形式，结构及接线复为晶体管或小规模集成电路形式，结构及接线复杂，二次设备主要依靠电缆，通过模拟信号来交杂，二次设备主要依靠电缆，通过模拟信号来交换信息，其安全性、可靠性不高；换信息，其安全性、可靠
2、性不高；监控以人为主，工作人员面对大量信息十处理的监控以人为主，工作人员面对大量信息十处理的准确性和可靠性不高；准确性和可靠性不高；电缆用量多，调试和维护工作量大；电缆用量多，调试和维护工作量大；二次设备冗余配置多，占地面积大。二次设备冗余配置多，占地面积大。变电站综合自动化系统是利用先进的计算变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等置及远动装置等)的功能进
3、行重新组合、优化的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。运行监视和控制任务。变电站综合自动化的基本概念变电站综合自动化的基本概念变电站综合自动化替代了变电站常规二次设变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变
4、电站安全稳定运行水平、降低动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。高质量电能的一项重要技术措施。功能的综合是其区别于常规变电站的最功能的综合是其区别于常规变电站的最大特点大特点,它以计算机技术为基础它以计算机技术为基础,以数据通以数据通讯为手段讯为手段,以信息共享为目标以信息共享为目标.目前为止该系统经历了目前为止该系统经历了集中式集中式、分布集分布集中式中式、分布分散式分布分散式等发展阶段。其中分布分等发展阶段。其中分布分散式为今后的发展方向。散式为今后的发展方向。微机保护子系统微机保护子
5、系统 对微机保护子系统的要求对微机保护子系统的要求 微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独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，一般还须具备一些附加功立、完整的保护功能外，一般还须具备一些附加功能。同时，微机保护装置应满足保护装置能。同时，微机保护装置应满足保护装置快速性快速性、选择性选择性、灵敏性灵敏性和和可靠性可靠性的要求，它的工作不受监的要求，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，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
6、、电容器保护例如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的实现，重要设备的保护，最好采用双保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子的冗余结构，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。能而不能影响其他设备。微机保护子系统的功能微机保护子系统的功能微机保护应包括微机保护应包括全变电站主要设备全变电站主要设备和和输电线路输电线路的的全套保护，具体有：全套保护，具
7、体有：进线和馈电线路的主保护进线和馈电线路的主保护和后备保护及自动重合闸；和后备保护及自动重合闸；主变压器的主保护主变压器的主保护和后备保护；和后备保护；无功补偿电容器组的保护；无功补偿电容器组的保护；母母线保护；线保护；小电流接地系统的单相接地选线。小电流接地系统的单相接地选线。此外的此外的附加功能附加功能有：通信功能、具有故障记录有：通信功能、具有故障记录功能、具有统一时钟对时功能，以便准确记录功能、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发生故障和保护动作的时间、存储多套保护定存储多套保护定值、当地显示与多处观察和授权修改保护定值值、当地显示与多处观察和授权修改保护定值
8、、故障自诊断、自闭锁和自恢复功能故障自诊断、自闭锁和自恢复功能、自动重合、自动重合闸功能。闸功能。自动化监控子系统应取代常规的测量系统，取自动化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，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。以下几部分内容。自动化监控子系统自动化监控子系统自动化监控子系统的要求自动化监控子系统的要求自动化监控子系统的功能自动化监控子系统的功能1、数据采集功能、
9、数据采集功能。变电站的数据包括：模拟量、。变电站的数据包括：模拟量、开关量和脉冲量。开关量和脉冲量。2、操作控制功能。操作人员应可通过远方或当地显、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，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：下闭锁功能：（1）断路器操作时，应闭锁自动重合
10、闸。）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）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。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）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。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）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。三步，以保证操作的正确性
11、。3、安全监视功能。、安全监视功能。4、事件顺序记录与故障滤波和测距功能。、事件顺序记录与故障滤波和测距功能。5、数据处理与记录功能。、数据处理与记录功能。6、人机联系功能。、人机联系功能。7、谐波分析与处理。、谐波分析与处理。电压无功自动控制子系统电压无功自动控制子系统 电力系统长期运行的经验和研究、计算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
12、低网损。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，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行技术指标和经济指标最佳。电压控制的方法和原则电压控制的方法和原则方法：变电站主要的调压手段是调节有载调压变方法：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压器分接头位置和控制无功补偿电容器。（。（上调上调分接头或投入电容器组：电压上升。下调分接头分接头或投入电容器组：电压上升。下调分接头或切除电容器组：电压下降或切除电容器组：电压下降）变电站电压
13、无功管）变电站电压无功管理调控原则如下：理调控原则如下：1、变电站电压允许偏差范围：变电站电压允许偏差范围：220KV变电站的变电站的110KV母线：母线：106.7117.7KV;220KV、110KV变电站的变电站的10KV母线：母线：10.0 10.7KV。2、补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压、补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压等级母线电压在允许偏差范围内，并实现无功功等级母线电压在允许偏差范围内，并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格范
14、围内尽量提高电压。范围内尽量提高电压。电压无功综合控制方式电压无功综合控制方式电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的不同，又有多种实现方式不同，又有多种实现方式：（1）集中控制集中控制。集中控制是指在调度中心对各个变。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。统一的控制。（2）分散控制分散控制。分散控制是在各厂、站独立进行的，。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
15、量和降低局部网络和变压器的电能损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。耗，减少值班员的操作是很有意义的。（3）关联分散控制关联分散控制。关联分散控制，是指电力系统。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
16、方式发生大的变动时，可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。满足系统运行方式变化后新的要求。关联分散控制的实现方法关联分散控制的实现方法：一是通过监控系统的软：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件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。实现。备用电源自投装置备用电源自投装置备用电源自投装置的作用及分类备用电源自投装置的作用及分类 备用电源自投装置
17、是因电力系统故障或其他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，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。一种自动控制装置。备用电源自投一般有备用电源自投一般有明备用明备用和和暗备用暗备用两种基两种基本方式。系统正常时，备用电源不工作者，称为本方式。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明备用；系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为
18、暗备用。暗备用实际上是两个工作电源的，称为暗备用。暗备用实际上是两个工作电源互为备用。互为备用。低周减载控制系统低周减载控制系统电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。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，甚至引起则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的系统的“频
19、率崩溃频率崩溃”，致使大面积停电，造成，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。巨大的经济损失。电力系统频率降低的危害性电力系统频率降低的危害性（1）系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大）系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。（2）系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当）系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的元功功率就会减少。励磁电流一定时，励磁机发出的元功功率就会减少。而频率降低时
20、，异步电动机、变压器的励磁电流将增而频率降低时，异步电动机、变压器的励磁电流将增大，无功损耗增加。这将导致电力系统的无功平衡和大，无功损耗增加。这将导致电力系统的无功平衡和电压调整增加困难。运行经验表明，当系统频率下降电压调整增加困难。运行经验表明，当系统频率下降至至4645Hz时，系统的电压水平就会受到严重的影响，时，系统的电压水平就会受到严重的影响，甚至造成电压的崩溃。甚至造成电压的崩溃。（3）系统频率长期处于）系统频率长期处于49.5Hz或或49Hz以下时，会以下时，会降低各用户的生产率。降低各用户的生产率。运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为0.
21、2Hz；系统频率不能长时间运行在；系统频率不能长时间运行在49.549Hz以下；以下；事故情况下，不能较长时间停留在事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下；系统以下；系统频率的瞬时值不能低于频率的瞬时值不能低于45Hz。因而当系统发生功率。因而当系统发生功率缺额的事故时，必须迅速地断开部分负荷，减少系统缺额的事故时，必须迅速地断开部分负荷，减少系统的有功缺额，使系统频率维持在正常的水平或允许的的有功缺额，使系统频率维持在正常的水平或允许的范围内。在系统发生故障，有功功率严重缺额，需要范围内。在系统发生故障，有功功率严重缺额，需要切除部分负荷时，应尽可能做到有次序、有计划地切切除部分负荷时，
22、应尽可能做到有次序、有计划地切除负荷，并保证所切负荷的数量必须合适，以尽量减除负荷，并保证所切负荷的数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。这是低频减载装置少切除负荷后所造成的经济损失。这是低频减载装置的任务。的任务。电力系统频率偏移的对策电力系统频率偏移的对策 低频减载装置的基本要求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）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。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。）切降的负荷应尽可能少，应防止超调和悬停现
23、象。（3）变电站的线路故障或变压器跳闸等造成失压时，）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。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。）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。）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、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：的可靠性，常增加以下措施：低电压闭锁；低电压闭锁；低电低电流闭锁；流闭锁；滑差闭锁，也
24、即频率变化率闭锁；滑差闭锁，也即频率变化率闭锁；双测双测频回路切换或串联闭锁；频回路切换或串联闭锁；测频回路异常闭锁。测频回路异常闭锁。低频减载的控制方式低频减载的控制方式假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减载装置基本级可以设定载装置基本级可以设定5轮或轮或8轮，随用户选用。轮，随用户选用。安排
25、在基本级中的配电级路，也按重要程度分为安排在基本级中的配电级路，也按重要程度分为1、2、3、8轮。当系统发生功率严重缺额造成频轮。当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第率下降至第1轮的启动值，且延时时限已到时，低轮的启动值，且延时时限已到时，低频减载装置动作出口，切除第频减载装置动作出口，切除第1轮的线路，此时如轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第2轮的整定值，且第轮的整定值，且第2轮的动作延时己到，则低频减轮的动作延时己到，则低频减载装置再次启动，切除第载装置再次启
26、动，切除第2轮的负荷。如此反复对轮的负荷。如此反复对频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常或基本级的或基本级的18轮（多数变电站只分为轮（多数变电站只分为3轮或轮或5轮）轮）的负荷全部切完。的负荷全部切完。当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。切除特殊轮负荷。故障滤波装置故障滤波装置110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障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
27、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，一般为保护启动前故障记录的量有限，一
28、般为保护启动前24个周个周波（即发现故障前波（即发现故障前24个周波）和保护启动后约个周波）和保护启动后约10个周波的数个周波的数据，并适当地考虑了保护动作和重合闸等全过据，并适当地考虑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程的情况，在保护装置中最好能保存连续3次的次的故障记录。故障记录。110kV及以下变电站一般采用此种方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，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，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。故障录波屏均并根据一定启动条件进行
29、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作后全过程约10s甚至几分钟的数据），数据上甚至几分钟的数据），数据上传最好采用专用局域网。传最好采用专用局域网。变电站综合自动化的数据通信系统变电站综合自动化的数据通信系统变电站内的信息传输变电站内的信息传输 目前变电站综合自动化系统一般都是分目前变电站综合自动化系统一般都是分层分布式结构，三层分别是变电站层、间隔层分布式结构
30、，三层分别是变电站层、间隔层（单元层）、过程层（设备层）。站内需层（单元层）、过程层（设备层）。站内需传输的信息有以下几部分：传输的信息有以下几部分：1、过程层与间隔层的信息交换、过程层与间隔层的信息交换 2、间隔层内设备间的通信、间隔层内设备间的通信 3、间隔层与变电站层的通信、间隔层与变电站层的通信 4、变电站层的内部通信、变电站层的内部通信变电站远传信息的内容变电站远传信息的内容遥信、遥测、遥控、遥调遥信、遥测、遥控、遥调变电站综合自动化系统结构图变电站综合自动化系统结构图变电站综合自动化系统的可靠性与电磁兼容变电站综合自动化系统的可靠性与电磁兼容 变电站综合自动化系统内部各个子系统都变
31、电站综合自动化系统内部各个子系统都为弱电系统，它们工作的环境是电磁干扰非常为弱电系统，它们工作的环境是电磁干扰非常严重的强电环境，一旦受到这些电磁的干扰，严重的强电环境，一旦受到这些电磁的干扰，将不能正常工作，会给电力系统的安全、可靠将不能正常工作，会给电力系统的安全、可靠运行带来严重的后果。另一方面，二次设备本运行带来严重的后果。另一方面，二次设备本身还会发射电磁波污染环境。因此，提高变电身还会发射电磁波污染环境。因此，提高变电站自动化系统的抗电磁干扰能力有着至关重要站自动化系统的抗电磁干扰能力有着至关重要的实际意义。的实际意义。变电站的电磁干扰有变电站的电磁干扰有外干扰外干扰和和内干扰内干
32、扰之分，之分，外干扰包括雷电、短路故障、电晕放电、高压外干扰包括雷电、短路故障、电晕放电、高压开关操作、风电感应、临近强电场感应、高频开关操作、风电感应、临近强电场感应、高频载波等，一般外部干扰源是变电站综合自动化载波等，一般外部干扰源是变电站综合自动化系统外部产生的，无法消除。内部干扰是由自系统外部产生的，无法消除。内部干扰是由自动化系统内部结构、元件布置和生产工艺决定。动化系统内部结构、元件布置和生产工艺决定。但是，外部干扰往往是通过一、二次接线串入但是，外部干扰往往是通过一、二次接线串入自动化系统内部，因此，可以通过屏蔽措施、自动化系统内部，因此，可以通过屏蔽措施、减少强电路的感应耦合两
33、个方面抑制干扰。减少强电路的感应耦合两个方面抑制干扰。电磁干扰的分类电磁干扰的分类变电站抗电磁干扰的措施变电站抗电磁干扰的措施变电站综合自动化系统电磁干扰按三个重要措施变电站综合自动化系统电磁干扰按三个重要措施进行：消除或抑制干扰源、切断电磁耦合途径、进行：消除或抑制干扰源、切断电磁耦合途径、降低装置本身对电磁干扰的敏感度。降低装置本身对电磁干扰的敏感度。1、隔离和屏蔽。模拟量的隔离开关量输入、输出、隔离和屏蔽。模拟量的隔离开关量输入、输出的隔离、其他隔离措施的隔离、其他隔离措施。2、接地。一次系统接地、接地。一次系统接地、二次系统接地、二次系统接地。3、微机电源的抗干扰、微机电源的抗干扰4、滤波。、滤波。