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摘要：本文结合多年工作经验，介绍了变电站自动化系统的结构，并分析了主要功能，最后对变电站综合自动化系统未来的发展进行展望。
关键词：变电站；综合自动化；结构
Abstract: this paper combined with years work experience, this paper introduces the structure of substation automation system, and analyzes the main function, and finally substation integrated automation system for the development of the future prospects.
Keywords: substation; Integrated automation; structure
中图分类号：TM411文献标识码： A 文章编号：
1 变电站自动化系统的结构
变电站综合自动化系统的发展过程与集成电路技术、微型计算机技术、通讯技术和网络技术密切相关。随着高科技的不断发展，综合自动化系统的体系得到了不断完善，功能和性能也不断提高。从发展过程来看，典型的结构主要有：集中式结构、分布式结构、分散(层)式结构和全分散式几种结构类型。
1.1 集中式结构
集中式变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。这种方式一般采用功能较强的计算机并扩展其1/O接口，集中采集变电站的模拟量和数据量信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入、输出、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。这种结构系统能实时采集变电站中各种模拟量、开关量的信息，完成对变电站的数据采集和监控、打印、制表和事件记录功能，还能完成对变电站主要设备和进、出线的保护功能。此结构体积小、紧凑，造价低。不足的是其对系统监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，在开放性、扩展性和可维护性方面较差，抗干扰能力差。
1.2 分布式结构
分布式结构最大的特点是将变电站自动化系统文由主CPU和从CPU多台计算机来完成。采用主从CPU系统的工作方式，各功能模块采用串行方式实现数据通信，提高r处理并行多发事件的能力，较好地解决了CPU运算处理的瓶颈问题。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。
1.3 分散(层)式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级(站级)和就地单元控制级(段级)的二层分布控制系统结构。站控系统(SCS)：应具有快速的信息相应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制(包括就地及远方控制管理两种方式)，例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。站监视系统(SMS)：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入、退出状态及设备的额定参数等。站工程师工作台(EWS)：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等，也可用便携机进行就地及遠端维护。上面是按大致功能基本分块，硬件可以根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。原则上凡是可以在本间隔就地完成的功能绝不依赖通讯网，但特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。这种结构与集中式处理系统相比有着明显的优点：(1)可靠性提高，任何一部分设备故障只影响局部，即将“故障”分散，当站级系统或网络出现故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。(2)可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。(3)站内二次设备所需的电缆大大减少节约投资，也简化了调试维护。
2 常见的通讯方式简介
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。随着电光传感器和光纤通讯技术的发展，必将迎来变电站综合自动化系统的新纪元。
3 变电站综合自动化系统实现的功能研究
3.1 微机保护
我们通常所说的微机保护是指对站内所有的电器设备进行保护，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。各类保护实现故障记录、存储多套定值并与监控系统通信。
3.2 数据采集及处理功能
(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，电流和功率值，馈线电流，电压和有功、无功功率值，频率，相位等。
(3)脉冲量。脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。
3.3 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，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储和分析。
3.4 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，以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。操作闭锁应具有以下内容：电脑五防及闭锁系统；根据实时状态信息，自动实现断路器、刀闸的操作闭锁功能；操作出口应具有同时操作闭锁功能；操作出口应具有跳合闭锁功能。
3.5 电压和无功的就地控制
无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压、无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。
3.6 数据处理和记录
历史数据的行程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，母线电压定时记录的最大、最小值及其时间每天的峰谷值及其时间。(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，也可在运动操作中心或调度中心实现。
3.7 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。
3.8 与远方控制中心的通信
本功能在常规运动“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。根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM 应相互独立。保护盒故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国际及IEC标准。
3.9 防火、保安系统
无人值班变电站应具有防火、保安措施。
4 变电站综合自动化的发展趋势
4.1 人机操作统一化、运行操作无线化
无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行操作控制，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。
4.2 保护监控一体化
这种方式的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定地进行信息采集以及对设备状态进行控制，极大地提高了性能效率比。其目前的缺点也是显而易见的：此种装置的运行可靠性要求极高，否则任何形式的检修维护都将迫使一次设备停役。可靠性、稳定性要求高，这也是目前220千伏及以上电压等级还采用保护和监控分离设置的原因之一。随着技术的发展，冗余性、在线维护性设计的出现，将使保护监控一体化成为必然。
4.3 數据采集和一次设备一体化
除了常规的电流电压、有功无功、开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，如主变的油位、开关的气体压力等等，都将紧密结合一次设备的传感器，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关、光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。
5 结论
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。随着高科技的发展和硬软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。
参考文献：
[1]林国栋.陆志气.浅谈变电站综合自动化系统[J].中小企业管理与科技，2009，(11)
[2]陈素芳.变电站自动化系统的分析与应用[J].武汉理工大学学报，2004，(5)．
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
关键词：变电站；综合自动化；结构
Abstract: this paper combined with years work experience, this paper introduces the structure of substation automation system, and analyzes the main function, and finally substation integrated automation system for the development of the future prospects.
Keywords: substation; Integrated automation; structure
中图分类号：TM411文献标识码： A 文章编号：
1 变电站自动化系统的结构
变电站综合自动化系统的发展过程与集成电路技术、微型计算机技术、通讯技术和网络技术密切相关。随着高科技的不断发展，综合自动化系统的体系得到了不断完善，功能和性能也不断提高。从发展过程来看，典型的结构主要有：集中式结构、分布式结构、分散(层)式结构和全分散式几种结构类型。
1.1 集中式结构
集中式变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。这种方式一般采用功能较强的计算机并扩展其1/O接口，集中采集变电站的模拟量和数据量信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入、输出、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。这种结构系统能实时采集变电站中各种模拟量、开关量的信息，完成对变电站的数据采集和监控、打印、制表和事件记录功能，还能完成对变电站主要设备和进、出线的保护功能。此结构体积小、紧凑，造价低。不足的是其对系统监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，在开放性、扩展性和可维护性方面较差，抗干扰能力差。
1.2 分布式结构
分布式结构最大的特点是将变电站自动化系统文由主CPU和从CPU多台计算机来完成。采用主从CPU系统的工作方式，各功能模块采用串行方式实现数据通信，提高r处理并行多发事件的能力，较好地解决了CPU运算处理的瓶颈问题。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。
1.3 分散(层)式结构
按变电站的控制层次和对象设置全站控制级(站级)和就地单元控制级(段级)的二层分布控制系统结构。站控系统(SCS)：应具有快速的信息相应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制(包括就地及远方控制管理两种方式)，例如事件记录、开关控制及SCADA的数据收集功能。站监视系统(SMS)：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入、退出状态及设备的额定参数等。站工程师工作台(EWS)：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等，也可用便携机进行就地及遠端维护。上面是按大致功能基本分块，硬件可以根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。原则上凡是可以在本间隔就地完成的功能绝不依赖通讯网，但特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。这种结构与集中式处理系统相比有着明显的优点：(1)可靠性提高，任何一部分设备故障只影响局部，即将“故障”分散，当站级系统或网络出现故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。(2)可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。(3)站内二次设备所需的电缆大大减少节约投资，也简化了调试维护。
2 常见的通讯方式简介
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。随着电光传感器和光纤通讯技术的发展，必将迎来变电站综合自动化系统的新纪元。
3 变电站综合自动化系统实现的功能研究
3.1 微机保护
我们通常所说的微机保护是指对站内所有的电器设备进行保护，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。各类保护实现故障记录、存储多套定值并与监控系统通信。
3.2 数据采集及处理功能
(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，电流和功率值，馈线电流，电压和有功、无功功率值，频率，相位等。
(3)脉冲量。脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。
3.3 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，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储和分析。
3.4 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，以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。操作闭锁应具有以下内容：电脑五防及闭锁系统；根据实时状态信息，自动实现断路器、刀闸的操作闭锁功能；操作出口应具有同时操作闭锁功能；操作出口应具有跳合闭锁功能。
3.5 电压和无功的就地控制
无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压、无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。
3.6 数据处理和记录
历史数据的行程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，母线电压定时记录的最大、最小值及其时间每天的峰谷值及其时间。(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，也可在运动操作中心或调度中心实现。
3.7 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。
3.8 与远方控制中心的通信
本功能在常规运动“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。根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM 应相互独立。保护盒故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国际及IEC标准。
3.9 防火、保安系统
无人值班变电站应具有防火、保安措施。
4 变电站综合自动化的发展趋势
4.1 人机操作统一化、运行操作无线化
无人无建筑小室的变电站，变电运行人员如果在就地查看设备和控制操作，将通过一个手持式可视无线终端，边监视一次设备边进行操作控制，所有相关的量化数据将显示在可视无线终端上。
4.2 保护监控一体化
这种方式的好处是功能按一次单元集中化，利于稳定地进行信息采集以及对设备状态进行控制，极大地提高了性能效率比。其目前的缺点也是显而易见的：此种装置的运行可靠性要求极高，否则任何形式的检修维护都将迫使一次设备停役。可靠性、稳定性要求高，这也是目前220千伏及以上电压等级还采用保护和监控分离设置的原因之一。随着技术的发展，冗余性、在线维护性设计的出现，将使保护监控一体化成为必然。
4.3 數据采集和一次设备一体化
除了常规的电流电压、有功无功、开关状态等信息采集外，对一些设备的在线状态检测量化值，如主变的油位、开关的气体压力等等，都将紧密结合一次设备的传感器，直接采集到监控系统的实时数据库中。高技术的智能化开关、光电式电流电压互感器的应用，必将给数据采集控制系统带来全新的模式。
5 结论
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。随着高科技的发展和硬软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。
参考文献：
[1]林国栋.陆志气.浅谈变电站综合自动化系统[J].中小企业管理与科技，2009，(11)
[2]陈素芳.变电站自动化系统的分析与应用[J].武汉理工大学学报，2004，(5)．
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。