摘要：本文介紹了變電站綜合自動化的基本概念，對系統結構、特點和應能實現的基本功能，以及變電站綜合自動化的發展前景進行分析。

    關鍵詞：變電站  綜合自動化系統  結構  功能

    1 概述

    變電站綜合自動化是指利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和數字信號處理（DSP）等技術，實現對變電站主要設備和輸、配電線路的自動監視、測量、控制、保護以及與調度通信等綜合性自動化功能。它綜合了變電所內除交直流電源以外的全部二次設備功能。電力系統進行的農網改造、城網改造對于變電站二次系統的改造主要是以綜合自動化系統替換原有的常規二次系統。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著“兩網”改造的深入和電網運行水平的提高，采用變電站綜合自動化技術是計算機和通信技術應用的方向，也是電網發展的趨勢。

    2 變電站自動化系統的基本結構及特點

    2.1 集中式系統結構 集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。此類結構對監控主機的性能要求較高，且系統處理能力有限，開發手段少，系統在開放性、擴展性和可維護性等方面較差，抗干擾能力不強，該結構在早期自動化系統中應用較多，目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式。

    2.2 分布式系統結構 按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。其結構的最大特點是采用主、從CPU協同工作方式，各功能模塊如智能電子設備（Intelligent Electronic Device，IED）之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。

    其結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。但目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

    2.3 分散（層）分布式結構 分散（層）分布式結構采用“面向對象”設計。所謂面向對象，就是面向電氣一次回路設備或電氣間隔設備，間隔層中數據、采集、控制單元(I/O單元)和保護單元就地分散安裝在開關柜上或其他一次設備附近，相互間通過通信網絡相連，與監控主機通信。目前，此種系統結構在自動化系統中較為流行，主要原因是：

①現在的IED設備大多是按面向對象設計的，如專門的線路保護單元、主變保護單元、小電流接地選線單元等，雖然有將所有保護功能綜合為一體的趨勢，但具體在保護安裝接線中仍是面向對象的；

②利用了現場總線的技術優勢，省去了大量二次接線，控制設備之間僅通過雙絞線或光纖連接，設計規范，設備布置整齊，調整擴建也很簡單，成本低，運行維護方便；

③系統裝置及網絡魯棒性強，不依賴于通信網和主機，主機或1臺IED設備損壞并不影響其它設備的正常工作，運行可靠性有保證。系統結構的特點是功能分散，管理集中。

    分散（層）分布有兩層含義：其一，對于中低壓電壓等級，無論是I/O單元還是保護單元皆可安裝在相應間隔的開關盤柜上，形成地理上的分散分布，如文獻所示的系統；其二，對于110kV及以上的電壓等級，即使無法把間隔單元裝在相應的開關柜上，也應集中組屏，在屏柜上明確區分相應間隔對應的單元，在物理結構上相對獨立，以方便各間隔單元相應的操作和維護。

    3 變電站綜合自動化系統應能實現的功能

    3.1 微機保護:是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護實現故障記錄、存儲多套定值、適合當地修改定值等功能。

    3.2 數據采集

①狀態量采集：狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。保護動作信號則采用串行口（RS-232或RS485）或計算機局域網通過通信方式獲得。

②模擬量采集：常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值。饋線電流，電壓和功率值，頻率，相位等。此外還有變壓器油溫，變電站室溫等非電量的采集。模擬量采集精度應能滿足SCADA系統的需要。

③脈沖量：脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統連接，內部用計數器統計脈沖個數，實現電能測量。

    3.3 事件記錄和故障錄波測距 事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。其SOE分辨率一般在1~10ms之間，以滿足不同電壓等級對SOE的要求。變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

    3.4 控制和操作閉鎖 操作人員可通過CRT屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內容：

①電腦五防及閉鎖系統;

②根據實時狀態信息，自動實現斷路器，刀閘的操作閉鎖功能。

③操作出口應具有同時操作閉鎖功能。

④操作出口應具有跳合閉鎖功能。

    3.5　同期檢測和同期合閘　該功能可以分為手動和自動兩種方式實現。可選擇獨立的同期設備實現，也可以由微機保護軟件模塊實現。

    3.6 電壓和無功的就地控制 無功和電壓控制一般采用調整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調相機等方式實現。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。

    無功控制可由專門的無功控制設備實現，也可由監控系統根據保護裝置測量的電壓，無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現。

    3.7 數據處理和記錄歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：

①斷路器動作次數;

②斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數;

③輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間。

④獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間;

⑤控制操作及修改整定值的記錄，根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

    3.8　系統的自診斷功能：系統內各插件應具有自診斷功能，自診斷信息也象被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心。

    3.9　與遠方控制中心的通信　本功能在常規遠動‘四遙’的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。根據現場的要求，系統應具有通信通道的備用及切換功能，保證通信的可靠性，同時應具備同多個調度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM應相互獨立。保護和故障錄波信息可采用獨立的通信與調度中心連接，通信規約應適應調度中心的要求，符合國標及IEC標準。

     3.10　防火、保安系統。從設計原則而言，無人值班變電站應具有防火、保安措施。

    4　變電站綜合自動化系統的現狀及發展

    變電站綜合自動化在一些新建變電站的運行中表明其技術先進、結構簡單、功能齊全、安全可靠，經過十多年的發展已經達到一定的水平，在我國城鄉電網改造與建設中不僅中低壓變電站采用了自動化技術實現無人值班，而且在220kV及以上的超高壓變電站建設中也大量采用自動化新技術，從而大大提高了電網建設的現代化水平，增強了輸配電和電網調度的可能性，降低了變電站建設的總造價。