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变电站是输变电系统中的重要环节，是电网的主要监控点。随着计算机、通信技术在电力系统的应用和发展，综合自动化技术在变电站的应用不断发展、成熟，分散式变电站综合自动化系统，已成为变电站综合自动化技术发展的主流。其设计思想上实现了变电站二次系统由“面向功能”设计向“面向对象”设计的重要转变。系统不再单纯考虑某一个量，而是为某一设备配置完备的保护、监控、测量、计量功能装置，以完成特定的功能，从而并保证了系统的分布式开放性。1 变电站综合自动化系统与变电站电气二次部分的区别与联系
变电站综合自动化是利用现代计算机技术 、通信技术和信息处理技术， 对变电站的运行执行监视、测量、控制和计量的一种综合自动化系统。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。变电站电气二次部分是相对于变电站电气一次部分而言，通过对电气一次设备的保护、测量、监视、控制、调节而保证一次设备的电压等级变换、电能输送、分配的功能正常执行。变电站综合自动化系统可以说也是变电站电气二次的其中一部分，都是为变电站一次部分服务的。综合自动化系统通过计算机、信息技术，变电站二次部分通过电工技术完成各自的功能。变电站综合自动化系统与变电站二次部分各自完成的功能是一样的，这些功能经过细分大概有这些 ：继电保护、跳合闸操作、四遥、小电流接地选线、防误闭锁、直流系统、备自投 、低周减载、同期并列、GPS对时、故障录波或保护信息子站、SOE和事故追忆 、定值传送、后台监控、远程通信。在完成这些功能中，变电站综合自动化系统与变电站二次部分所起的作用是有所差异的。
2 变电站的综合自动化系统与电气二次部分功能分析及对电气二次设计的要求
2．1继电保护
继电保护是变电站最重要的功能。没有继电保护,变电站不能运行。因此变电站的保护单元要独立于监控系统，即当该系统各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然能正常运行。目前各种综合自动化系统对于变电站一次设备,如变压器、线路(包括进线,出线)、母线、电容器、 接地变，都配有相应的保护测控装置，通过保护测控装置采集各个间隔层部分的电压、电流等数据，由内部CPU的逻辑判断而完成各自间隔层的保护功能。
对电气二次设计来说，保护单元具体实现过程不用再考虑，但设计的内容应考虑哪些电气一次设备需要配置保护，应该配置什么保护功能，进而选择合适的保护测控装置型号， 保护CT、 PT的精度等级和容量选择。
2．2跳合闸操作
综合自动化系统对变电站所有能电动操作的断路器、隔离开关、接地刀闸都能远方遥控操作，最终通过二次回路来完成操作。此功能电气二次设计的内容在于如何正确、合理设计操作机构，使综合自动化系统发出的跳合闸弱电信号与跳合闸线圈强电回路的电平转换。对110kV断路器需要独立的操作箱。对10kV断路器，一般保护测控装置本身能已直接与跳合闸操作回路连接。对地刀来说一般就地操作，除主变中性点地刀需要遥控，不做遥控设计。隔离开关的操作一般由测控装置发出跳合闸信号至隔离开关的操作机构。
2．3小电流接地选线功能
目前国内外综合自动化各大生产厂家，都不设独立的小电流接地选线装置，通过测控装置的某一模块实现这一功能，或者后台监控软件完成这一功能。一般通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析接地故障。完成这一功能所需要的3I0、3U0数据取自10kV保护测控装置发送到通信网络上的3I0、3U0，不需要独立的接至10kV CT、PT的电缆。一些重要的变电站如果10kV出线是电缆，对地电容大；或雷击频繁的变电站，可考虑采用独立的一套小电流接地选线装置，独立地引接电缆到所有10kV 3I0 CT与3U0PT 。
对电气二次设计来说，考虑的是一个站的接地方式，是否需要设接地选线功能；接地选线动作后是去发信号还是去跳闸；零序互感器的选则；接地选线功能有无必要独立于通信网，如果是独立于通信网，则要考虑电缆的接线问题。
2．4防误闭锁
防误闭锁的设计应遵循的原则是：凡是有可能引起误操作的高压设备，均应在控制中采取防误闭锁措施。防误闭锁主要有电气防误闭锁和微机机防误闭锁两种方式。电气防误闭锁回路是一种现场电气联锁技术，主要通过相关设备的辅助接点连接来实现闭锁，这种方式需要接入大量的二次电缆，接线方式复杂，运行维护较为困难，且辅助接点可靠性差；其防误功能随二次接线而定，不宜增加和修改。微机机防误闭锁是通过用软件编写断路器、隔离开关、接地刀闸间的操作闭锁规则，将现场大量的二次闭锁回路变为电脑中的“五防”闭锁规则库，实现了防误闭锁的数字化，并可以实现以往电气闭锁不能完成或者难以实现的防误功能，所以具有智能化程度高、功能齐全、操作简单、扩充方便等优点。。随着变电站综合自动化技术的发展，各变电站综合自动化厂家已将这部分功能已嵌套在后台监控软件中 ，不再设计单独的微机机防误闭锁装置，完成防误闭锁所需要的断路器、隔离开关、接地刀闸位置信号可从通讯网络获得。
在变电站二次设计中，可以选择用综合自动化系统的防误闭锁功能，不再考虑电气上的电缆连接；如果设置电气防误闭锁，二次设计则需要考虑大量的电缆连接。
2．5故障录波或保信子站
故障录波是电力系统发生故障及振荡时自动记录故障数据的一种技术，通过对故障录波数据的分析、计算，可以帮助我们了解故障性质、类型、相别，初步差别故障点位置，缩短查找故障及进行处理的时间，保证尽快地恢复正常供电。
110kV变电站综合自动化系统通过110kV或以上线路保护装置，亦或通过变压器保护装置附加一功能模块，共享保护ＣＴ的数据，再配合后台监控软件而完成故障录波功能。故障錄波功能基本上淘汰了采用集中独立的的故障录波屏的方式，因此对于110kV变电站的二次设计可以不用考虑另外的硬件设备和接线 ,220kV变电站则需要配置独立的的故障录波屏。
目前有些地区采用继电保护信息系统来实现实现故障录波、定值查看和修改、故障分析等功能。从而要求每个变电站配置独立的继电保护信息子站，即保信子站。当保信主站建设后，保信子站必须配置，否则会影响继电保护信息系统的完善性。电气二次设计时应根据主站建设情况考虑工程是否需要配置保信子站，考虑保信子站的安装、网络连接、电源及通讯。
2．6电压无功补偿
根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、由综合自动化系统进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。
二次设计需要考虑的是：控制调节变压器抽头位置或投退电容器组的信号来自综合自动化系统的哪些装置，VQC发出的控制信号如何接入操作回路。
2．7定值传送
通过后台监控机或调度端查看微机继电保护装置的保护整定值，也可在后台监控机或调度端修改和打印微机继电保护装置的保护整定值。比到现场直接在微机继电保护装置上查看或修改保护整定值比较起来方便快捷了很多，减少了继电保护工作人员的工作量。这部分功能完全由综合自动化系统完成，在变电站二次设计上不需要再做考虑。现在保信子站也可实现这一功能。
2．8后台监控
综合自动化变电站取消了过去常规变电站的中央控制屏，用一台监控机代替了中央控制屏，后台监控机由计算机组成，安装了当地监控系统软件。有些综合自动化系统还增加了其他工作站，集成了AVQC、定值传送、五防和操作票等诸多功能，为变电站自动化提供了一体化的方案和强有力的手段。当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。
与后台监控系统联系的仅仅是通信线，没有其他的电气联系，因而在变电站电气二次设计上不需要再做考虑。但由于计算机所需电源为交流，供电可靠性差，需要配置逆变电源，采用交流和直流供电方式，保证不间断供电。
2．9远程通信
将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。 可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS对时。
变电站综合自动化系统已完成了数据采集和规约转换工作。 二次设计的主要内容是：通道的选择：载波、微波或扩频等；通讯方式 ：同步或异步；通讯速率；通信协议的选用如CDT、DNP、IEC61870-5-103等；调度端站址和本站站址的设置。通信通道应考虑有备用通道，远动装置考虑双硬件配置。设备工作电源应同监控系统一样考虑不间断供电方式。
3 结 语
任何一个110kV综合自动化变电站的电气二次设计，都是围绕如何实现上述功能而展开的。根据变电站的电压等级，在电网中的地位，一次接线方式，潮流分布，中性点运行方式，上述功能中有些是必不可少的，而有些可选用。而在综合自动化系统变电站的电气二次设计中，先分析综合自动化系统在每个功能中完成哪些任务环节，再考虑电气二次部分需要做哪些剩余的任务环节。从这种方法去考虑电气二次设计，可以使一个变电站的电气二次设计做的功能完善可靠、思路清晰，而又不产生重复投资，从而大大提高二次设计的效率，并且对技术日暂成熟的数字变电站设计也有一定的指导意义。
变电站综合自动化是利用现代计算机技术 、通信技术和信息处理技术， 对变电站的运行执行监视、测量、控制和计量的一种综合自动化系统。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。变电站电气二次部分是相对于变电站电气一次部分而言，通过对电气一次设备的保护、测量、监视、控制、调节而保证一次设备的电压等级变换、电能输送、分配的功能正常执行。变电站综合自动化系统可以说也是变电站电气二次的其中一部分，都是为变电站一次部分服务的。综合自动化系统通过计算机、信息技术，变电站二次部分通过电工技术完成各自的功能。变电站综合自动化系统与变电站二次部分各自完成的功能是一样的，这些功能经过细分大概有这些 ：继电保护、跳合闸操作、四遥、小电流接地选线、防误闭锁、直流系统、备自投 、低周减载、同期并列、GPS对时、故障录波或保护信息子站、SOE和事故追忆 、定值传送、后台监控、远程通信。在完成这些功能中，变电站综合自动化系统与变电站二次部分所起的作用是有所差异的。
2 变电站的综合自动化系统与电气二次部分功能分析及对电气二次设计的要求
2．1继电保护
继电保护是变电站最重要的功能。没有继电保护,变电站不能运行。因此变电站的保护单元要独立于监控系统，即当该系统各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然能正常运行。目前各种综合自动化系统对于变电站一次设备,如变压器、线路(包括进线,出线)、母线、电容器、 接地变，都配有相应的保护测控装置，通过保护测控装置采集各个间隔层部分的电压、电流等数据，由内部CPU的逻辑判断而完成各自间隔层的保护功能。
对电气二次设计来说，保护单元具体实现过程不用再考虑，但设计的内容应考虑哪些电气一次设备需要配置保护，应该配置什么保护功能，进而选择合适的保护测控装置型号， 保护CT、 PT的精度等级和容量选择。
2．2跳合闸操作
综合自动化系统对变电站所有能电动操作的断路器、隔离开关、接地刀闸都能远方遥控操作，最终通过二次回路来完成操作。此功能电气二次设计的内容在于如何正确、合理设计操作机构，使综合自动化系统发出的跳合闸弱电信号与跳合闸线圈强电回路的电平转换。对110kV断路器需要独立的操作箱。对10kV断路器，一般保护测控装置本身能已直接与跳合闸操作回路连接。对地刀来说一般就地操作，除主变中性点地刀需要遥控，不做遥控设计。隔离开关的操作一般由测控装置发出跳合闸信号至隔离开关的操作机构。
2．3小电流接地选线功能
目前国内外综合自动化各大生产厂家，都不设独立的小电流接地选线装置，通过测控装置的某一模块实现这一功能，或者后台监控软件完成这一功能。一般通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析接地故障。完成这一功能所需要的3I0、3U0数据取自10kV保护测控装置发送到通信网络上的3I0、3U0，不需要独立的接至10kV CT、PT的电缆。一些重要的变电站如果10kV出线是电缆，对地电容大；或雷击频繁的变电站，可考虑采用独立的一套小电流接地选线装置，独立地引接电缆到所有10kV 3I0 CT与3U0PT 。
对电气二次设计来说，考虑的是一个站的接地方式，是否需要设接地选线功能；接地选线动作后是去发信号还是去跳闸；零序互感器的选则；接地选线功能有无必要独立于通信网，如果是独立于通信网，则要考虑电缆的接线问题。
2．4防误闭锁
防误闭锁的设计应遵循的原则是：凡是有可能引起误操作的高压设备，均应在控制中采取防误闭锁措施。防误闭锁主要有电气防误闭锁和微机机防误闭锁两种方式。电气防误闭锁回路是一种现场电气联锁技术，主要通过相关设备的辅助接点连接来实现闭锁，这种方式需要接入大量的二次电缆，接线方式复杂，运行维护较为困难，且辅助接点可靠性差；其防误功能随二次接线而定，不宜增加和修改。微机机防误闭锁是通过用软件编写断路器、隔离开关、接地刀闸间的操作闭锁规则，将现场大量的二次闭锁回路变为电脑中的“五防”闭锁规则库，实现了防误闭锁的数字化，并可以实现以往电气闭锁不能完成或者难以实现的防误功能，所以具有智能化程度高、功能齐全、操作简单、扩充方便等优点。。随着变电站综合自动化技术的发展，各变电站综合自动化厂家已将这部分功能已嵌套在后台监控软件中 ，不再设计单独的微机机防误闭锁装置，完成防误闭锁所需要的断路器、隔离开关、接地刀闸位置信号可从通讯网络获得。
在变电站二次设计中，可以选择用综合自动化系统的防误闭锁功能，不再考虑电气上的电缆连接；如果设置电气防误闭锁，二次设计则需要考虑大量的电缆连接。
2．5故障录波或保信子站
故障录波是电力系统发生故障及振荡时自动记录故障数据的一种技术，通过对故障录波数据的分析、计算，可以帮助我们了解故障性质、类型、相别，初步差别故障点位置，缩短查找故障及进行处理的时间，保证尽快地恢复正常供电。
110kV变电站综合自动化系统通过110kV或以上线路保护装置，亦或通过变压器保护装置附加一功能模块，共享保护ＣＴ的数据，再配合后台监控软件而完成故障录波功能。故障錄波功能基本上淘汰了采用集中独立的的故障录波屏的方式，因此对于110kV变电站的二次设计可以不用考虑另外的硬件设备和接线 ,220kV变电站则需要配置独立的的故障录波屏。
目前有些地区采用继电保护信息系统来实现实现故障录波、定值查看和修改、故障分析等功能。从而要求每个变电站配置独立的继电保护信息子站，即保信子站。当保信主站建设后，保信子站必须配置，否则会影响继电保护信息系统的完善性。电气二次设计时应根据主站建设情况考虑工程是否需要配置保信子站，考虑保信子站的安装、网络连接、电源及通讯。
2．6电压无功补偿
根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、由综合自动化系统进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。
二次设计需要考虑的是：控制调节变压器抽头位置或投退电容器组的信号来自综合自动化系统的哪些装置，VQC发出的控制信号如何接入操作回路。
2．7定值传送
通过后台监控机或调度端查看微机继电保护装置的保护整定值，也可在后台监控机或调度端修改和打印微机继电保护装置的保护整定值。比到现场直接在微机继电保护装置上查看或修改保护整定值比较起来方便快捷了很多，减少了继电保护工作人员的工作量。这部分功能完全由综合自动化系统完成，在变电站二次设计上不需要再做考虑。现在保信子站也可实现这一功能。
2．8后台监控
综合自动化变电站取消了过去常规变电站的中央控制屏，用一台监控机代替了中央控制屏，后台监控机由计算机组成，安装了当地监控系统软件。有些综合自动化系统还增加了其他工作站，集成了AVQC、定值传送、五防和操作票等诸多功能，为变电站自动化提供了一体化的方案和强有力的手段。当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。
与后台监控系统联系的仅仅是通信线，没有其他的电气联系，因而在变电站电气二次设计上不需要再做考虑。但由于计算机所需电源为交流，供电可靠性差，需要配置逆变电源，采用交流和直流供电方式，保证不间断供电。
2．9远程通信
将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。 可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS对时。
变电站综合自动化系统已完成了数据采集和规约转换工作。 二次设计的主要内容是：通道的选择：载波、微波或扩频等；通讯方式 ：同步或异步；通讯速率；通信协议的选用如CDT、DNP、IEC61870-5-103等；调度端站址和本站站址的设置。通信通道应考虑有备用通道，远动装置考虑双硬件配置。设备工作电源应同监控系统一样考虑不间断供电方式。
3 结 语
任何一个110kV综合自动化变电站的电气二次设计，都是围绕如何实现上述功能而展开的。根据变电站的电压等级，在电网中的地位，一次接线方式，潮流分布，中性点运行方式，上述功能中有些是必不可少的，而有些可选用。而在综合自动化系统变电站的电气二次设计中，先分析综合自动化系统在每个功能中完成哪些任务环节，再考虑电气二次部分需要做哪些剩余的任务环节。从这种方法去考虑电气二次设计，可以使一个变电站的电气二次设计做的功能完善可靠、思路清晰，而又不产生重复投资，从而大大提高二次设计的效率，并且对技术日暂成熟的数字变电站设计也有一定的指导意义。