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摘要:简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化的基本概念，分析了变电站自动化的系统结构、通信方式、可实现的基本功能和发展前景。

关键词:变电站综合自动化系统结构与功能

一.概述

电网是一个不可分割的整体。综合利用整个电网的一、二次设备信息，对保证电网安全稳定运行具有重要意义。变电站综合自动化是提高变电站安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，为用户提供优质电力服务的措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术的快速发展，一方面，综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统已成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要更健壮的功能，如自检、故障记录、事件记录、运行监视和控制管理。发展和完善变电站综合自动化系统是电力系统发展的新趋势。

二、系统结构

目前，从国内外变电站综合自动化的发展来看，大致有以下几种结构:

1.分布式系统结构

将根据变电站的监控对象或系统功能分布的多个计算机单功能设备连接到可以共享资源的网络上，实现分布式处理。该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分布到多台计算机上完成。一般根据功能设计分布式模式，采用主从CPU系统。多CPU系统提高了处理并行和多事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。功能模块(通常是多个CPU)之间的数据通信通过网络技术或串行方式实现，选择具有优先级的网络系统，解决数据传输的瓶颈问题，提高系统的实时性。分布式结构便于系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块的正常运行。在安装上，这种方式可以形成集中屏组件或分级屏组件两种系统配置结构，多用于中低压变电站。自分布式变电站综合自动化系统问世以来，显示出了强大的生命力。目前，在抗电磁干扰、信息传输方式和可靠性保障等方面还存在一些问题。

2.集中式系统结构

一般采用功能强大的集中式计算机并扩展其I/O接口，集中采集、计算、处理变电站的模拟量、量等信息，分别完成微机监控、微机保护、自动控制等功能。前置机完成数据输入输出、保护、控制和监视功能，后台机完成数据处理、显示、打印和远程通信功能。目前国内很多厂商还是属于这种结构，这种结构有以下缺点:

(1)前端管理人员任务重，领导多，降低了整个系统的可靠性。如果前端管理器出现故障，所有本地和远程信息和功能都将丢失。

(2)软件复杂，修改工作量大，系统调试繁琐。

(3)配置不灵活。对于不同主接线或不同规模的变电站，软硬件必须分开设计，工作量大，难以扩展一些自动化要求的功能。

3.分层分布式结构

根据变电站的控制层次和对象，设置了全站控制级-变电站级(站级测控单元)和现地单元控制级-间隔级(间隔单元)的两层分布式控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

与集中式处理系统相比，这种结构有以下明显的优点:

(1)可靠性提高。任何一部分设备故障只影响局部区域，即“危险”分散。当站级系统或网络发生故障时，仅影响监控部分，而最重要的保护和控制功能仍可在区段级继续运行；任何段级智能单元的损坏都不应该造成全站通信中断，比如长时间占用全站通信网络。

(2)扩展性和开放性高，有利于工程设计和应用。

(3)站内二次设备所需电缆大大减少，节省投资，简化调试和维护。

三、常用的沟通方式

目前国内多采用以太网通信方式。在以太网出现之前，无论是RS-232C还是EIA-422/485都无法避免通信系统复杂、通信速度慢的缺点。现场总线的应用在一定程度上缓解了移动电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时仍然捉襟见肘。以太网的应用解决了通信问题。常见的沟通方式有:

1)双以太网双监控模式，主要用于220-500kV变压器。可以双控制器+双服务器模式实现，支持光/电以太网。

2)单以太网，双/单显示器模式。

3)双LON网络和双显示器模式。

4)单LON网络，双/单显示器模式。

四、变电站自动化系统应能实现的功能。

1.微机保护:保护站内所有电气设备，包括线路保护、变压器保护、母线保护、电容器保护、备用自动切换、低频减载等安全自动装置。各种保护应具有以下功能:1)故障录波。

变电站综合自动化系统分析

2)存储多组固定值

3)显示和本地修改定值

4)与监控系统通信。根据监控系统的命令发送故障信息和动作顺序。电流设定值和自诊断信号。从监控系统接收命令以选择或修改固定值并检查时钟。通信应采用标准协议。

2.数据采集和处理功能

包括状态数据、模拟数据和脉冲数据。

1)状态量采集

状态量包括:断路器状态、隔离开关状态、变压器分接头信号、变电站一次设备报警信号、总事故跳闸信号、报警信号等。目前这些信号大多是通过光电隔离输入到系统中，也可以通过通信获得。

2)模拟采集

传统变电站收集的典型模拟量包括总线电压、线电压、电流以及有功和无功功率值。馈线电流、电压以及有功和无功功率值。

3.事件记录、故障录波和测距

事件记录应包括保护动作顺序记录和开关跳闸记录。

变电站故障录波器可以根据需要以两种方式实现。一种是集中配置专门的故障录波器，与监控系统进行通信。另一种是分散式，即利用微机保护装置进行记录和测距计算，然后将数字化的波形和测距结果送入监控系统进行存储和分析。

4.控制和操作功能

操作员可以通过后台机的屏幕远程切换断路器、隔离开关、变压器分接头和电容器组。为防止系统故障时被控设备无法操作，系统设计中应预留手动直接跳闸和合闸手段。

5.防误操作锁定功能

6.系统的自诊断功能

系统中各插件应具有自诊断功能，并向后台计算机和远程调度中心发送数据。设备本身的实时自检功能便于维护和维修，通过查询标准输入检测等方法对设备各部分进行实时检查，可以快速发现设备内部的故障和缺陷，给出提示，指出故障位置。

7.数据处理和记录

历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，包括上一级调度中心和变电站管理保护专业所需的数据，主要包括:

1)断路器动作次数；

2)断路器开断时的累计截断容量和跳闸操作次数；

3)定期记录输电线路有功和无功功率、变压器有功和无功功率、母线电压的最大值、最小值和时间；

4)独立负荷的有功和无功功率、日峰谷值及其时间；

5)控制操作和整定值修改的记录。

根据需要，该功能可以在变电站本地实现，也可以在远动操作中心或调度中心实现。

8.人机接触系统的自诊断功能

系统中的每个插件都应具有自诊断功能，自诊断和故障的信息像采集的数据一样定期发送给后台机和远程调度中心或运行控制中心和远程控制中心之间的通信。

9.该功能在常规远动“四远动”的基础上，增加了整定保护定值的远程修改、故障录波、测距信号的远传等功能。其信息量远大于传统的远动系统。还应具备与调度中心同步、统一时钟和本地运维的功能。

动词 （verb的缩写）结论

通过以上分析可以看出，变电站综合自动化极大地促进了电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高了电网安全经济运行水平。它将大大提高电网一、二次系统的效率和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重要意义。随着技术的进步和软硬件环境的改善，其优势将进一步体现。■