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[摘 要]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、提供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大特点，它以计算机技术为基础， 以数据通讯为手段，以信息共享为目标. 目前为止该系统经历了集中式、分布集中式、分布分散式等发展阶段。其中分布分散式为今后的发展方向。
[关键词]变电站 综合自动化 技术研究
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）04-0207-01
变电站自动化技术经过多年的发展已经达到一定的水平，在电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现。
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、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备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。
一、常规变电站的二次系统的缺点：
常规变电站的二次系统远方集中控制、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，通过模拟信号来交换信息，其安全性、可靠性不高；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；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，增加了征地投资；不能满足现代电力系统高可靠性的要求，不适应电力系统快速计算和实时控制的要求，不利于提高运行管理水平和自动化水平。
二、变电站综合自动化技术
1.微机保护子系统
1.1 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快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，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、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备。
1.2 微机保护子系统的功能
微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：（1）进线和馈电线路的主保护和后备保护及自动重合闸；（2）主变压器的主保护和后备保护；（3）无功补偿电容器组的保护；（4）母线保护；（5）小电流接地系统的单相接地选线。此外的附加功能有：通信功能、具有故障记录功能、具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间 、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、故障自诊断、自闭锁和自恢复功能 、自动重合闸功能。
2.自动化监控子系统
2.1 自动化监控子系统的要求
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，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，其功能应包括以下几部分内容。
2.2 自动化监控子系统的功能
（1）数据采集功能 。变电站的数据包括：模拟量、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下闭锁功能：①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三步，以保证操作的正确性。（3）安全监视功能。（4）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。（6）人机联系功能。（7）谐波分析与处理。
3.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、降低网损。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行技术指标和经济指标最佳 。
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 ：（1）集中控制。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统一的控制。（2）分散控制。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。（3）关联分散控制。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。关联分散控制的实现方法 ：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实现。
4.备用电源自投装置
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一种自動控制装置。备用电源自投一般有明备用和暗备用两种基本方式。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的，称为暗备用。暗备用实际上是两个工作电源互为备用。
三、结论与认识
变电站综合自动化的应用，利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷，提高供电质量，提高电压合格率，提高变电站的安全、可靠运行水平；缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资；减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。
参考文献
[1] 杨奇逊，变电站综合自动化技术发展趋势，电力系统自动化，2005.
[2] 王远璋，变电站综合自动化现场技术与运行维护，中国电力出版社 2004.
[关键词]变电站 综合自动化 技术研究
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）04-0207-01
变电站自动化技术经过多年的发展已经达到一定的水平，在电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现。
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、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备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。
一、常规变电站的二次系统的缺点：
常规变电站的二次系统远方集中控制、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，通过模拟信号来交换信息，其安全性、可靠性不高；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；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，增加了征地投资；不能满足现代电力系统高可靠性的要求，不适应电力系统快速计算和实时控制的要求，不利于提高运行管理水平和自动化水平。
二、变电站综合自动化技术
1.微机保护子系统
1.1 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快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，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、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备。
1.2 微机保护子系统的功能
微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：（1）进线和馈电线路的主保护和后备保护及自动重合闸；（2）主变压器的主保护和后备保护；（3）无功补偿电容器组的保护；（4）母线保护；（5）小电流接地系统的单相接地选线。此外的附加功能有：通信功能、具有故障记录功能、具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间 、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、故障自诊断、自闭锁和自恢复功能 、自动重合闸功能。
2.自动化监控子系统
2.1 自动化监控子系统的要求
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，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，其功能应包括以下几部分内容。
2.2 自动化监控子系统的功能
（1）数据采集功能 。变电站的数据包括：模拟量、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下闭锁功能：①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三步，以保证操作的正确性。（3）安全监视功能。（4）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。（6）人机联系功能。（7）谐波分析与处理。
3.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、降低网损。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行技术指标和经济指标最佳 。
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 ：（1）集中控制。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统一的控制。（2）分散控制。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。（3）关联分散控制。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。关联分散控制的实现方法 ：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实现。
4.备用电源自投装置
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一种自動控制装置。备用电源自投一般有明备用和暗备用两种基本方式。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的，称为暗备用。暗备用实际上是两个工作电源互为备用。
三、结论与认识
变电站综合自动化的应用，利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷，提高供电质量，提高电压合格率，提高变电站的安全、可靠运行水平；缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资；减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。
参考文献
[1] 杨奇逊，变电站综合自动化技术发展趋势，电力系统自动化，2005.
[2] 王远璋，变电站综合自动化现场技术与运行维护，中国电力出版社 2004.