浅析变电站综合自动化系统
摘要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和概念，分析变电站综合自动化的系统结构、通讯方式和能实现的基本功能。

关键词：变电站综合自动化概念系统结构基本功能
一、概述
变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。

随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，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，已经成为必然趋势。

另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能变电站综合自动化的概念是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

这里变电站综合包括两方面：
（1）横向综合，是指利用计算机将不同厂家的设备连在一起，替代或升级老设备的功能。

（2）纵向综合，是指在变电站层这一级，提供信息、优化、综合处理分析信息和增加新的功能，增强变电站内部、各控制中心间
的协调能力。

二、系统结构
目前变电站综合自动化大致存在以下几种结构：集中组屏式、分层分布式、完全分散式和分散集中结合式等四种类型.
1、集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。

这种结构的特点：
①能实时采集变电站中各种电气设备的模拟量、脉冲量、开关状态量，完成变电站的数据采集、实时监控、制表、打印、追忆及crt显示功能。

②值班员可通过画面操作，并能检查操作的正确与否。

③系统具有自诊断功能和自恢复功能，当设备受到外界瞬间干扰信号而影响正常工作时，系统能发出自恢复命令，使设备立即进入正常工作状态。

④造价低，适合小型变电站的新建或改造。

集中式结构最大的缺点是：
（1）每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。

（2）集中式结构，软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。

（3）组态不灵活，对不同主线或规模不同的变电站，软硬件都
必须另行设计，工作量大，因此影响了批量生产，不利于推广。

（4）集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

2、分层分布式结构：是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。

（1）间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。

（2）站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。

（3）管理层由一台或多台微机组成，具有数据处理、画面显示、打印、谐波分析计算等功能，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。

分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点
（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；
（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。

（3）分布式系统为多cpu工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主控制机的负担。

（4）继电保护相对独立。

（5）具有与系统控制中心通信功能。

（6）适合于老站改造。

主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。

3、集中分散结合式：是指既有集中部分又有分散部分。

按集中和分散的不同结合可分为：局部集中-总体分散结构、高压集中-配电分散结构，其基本特点是：
（1）配电线路的保护和测控单元，分散安装在各开关柜内，简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积；
（2）高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，处于比较好的工作环境中，有利于提高可靠性；简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆；
（3）模块与监控主机间通过局域网或现场总线连接，原来变电站内大量的信号传输改变为数据传输，抗干扰能力强，可靠性高；
（4）分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

4、完全分散式
是指以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将保护、控制、输入/输出、闭锁等单元就地分散安装在一次主设备的开关屏（或柜）上，安装在主控制室内的主控单元通过现场总线与这些分散单元进行通信，主控单元通过网络与监控主机联系。

其基本特点是：
（1）系统部件完全依主设备分散安装分层分布式的配置；
（2）节约控制室面积；
（3）节约二次电缆；
（4）综合性能强；
（5）可减少调度—控制间故障的发生。

三、常见通讯方式
目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论
rs-232c、eia-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。

现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。

常见的通讯方式有：
（1）双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kv变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。

（2）单以太网，双/单监控机模式。

（3）双lon网，双监控机模式。

（4）单lon网，双/单监控机模式。

四、变电站自动化系统实现的功能
1、微机保护功能：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。

各类保护应具有下列功能：
1）故障记录
2）存储多套定值
3）显示和当地修改定值
4）与监控系统通信。

根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。

当前整定值及自诊断信号。

接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。

通信应采用标准规约。

2、数据采集及处理功能
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，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。

目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。

2）模拟量采集
常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。

馈线电流，电压和有功、无功功率值。

3、事件记录和故障录波测距
事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。

变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。

另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

4、控制和操作功能
操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。

为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。

5、防误闭锁功能
6、系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。

对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，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，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：1）断路器动作次数；
2）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；
3）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间；
4）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；
5）控制操作及修改整定值的记录。

根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

8、人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。

9、本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。

还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维
护功能。

五、结语
通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。