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摘要：变电站是电网中的重要节点，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能的流向和调整电压的功能。智能变电站是针对变电站的安全、可靠运行而建立起来的，基于微电子技术、信息技术和计算机技术的一种新型变电站。随着电子式互感器，智能高压电器、高速网络通信技术等的发展，能够为变电站提供更高层次的可靠、高效、稳定、开放的智能变电站系统应运而生。本次设计针对智能变电站进行了相关设备选型、综合保护功能的设置以及对通信系统作了一些研究。选型方面主要根据额定值选择并且校验。保护功能主要有变压器内部外部的各类短路、过流及不正常运行的整定计算;继电保护部分主要是针对变压器的保护，重点介绍变压器的主保护和后备保护。通信部分主要介绍RS-485串行口标准和远动技术的应用。变电站运行的各状态量被变送器采集输送到总线系统后，都要根据远动通信规约转换成对应的信息，才能被数据采集系统识别。
将网络技术、通信技术和计算机技术综合应用于变电站自动化系统中，并接入网络。采用基于B/S的三层体系结构，将运行监测与办公管理融为一体，实现了调度管理部门对继电保护信息监测与管理的双重需求。实例应用结果表明，该系统可大幅降低运行人员的劳动强度，为变电站的无人值班奠定了基础。
关键词：变电站;设备选型;继电保护;远动技术
一、监控自动化系统介绍
根据变电站综合自动化系统的现状和发展趋势，微机自动化已经是当下发展的基石，在微机的基础上更好的发展和研究。本文从设实现原理、整体结构、软硬件部分、功能模块的应用程序等方面对分层分布式变电站综合自动化微机监控系统进行了分析，以及通过五防监控系统实现断路器、隔离刀闸，接地刀闸的五防操作系统，还有微机自动化的高级应用终端的应用。对220kV变电站综合自动化系统及其微机监控系统进行比较详细地整体概述。对变电站综合自动化微机监控系统的基本原理、系统结构进行分析。
监控综合自动化系统，是对220kV系统电气设备的监控，通过监控系统可以对设备的监测和控制，远动信息的交换和控制，变电站设备管理，系统配置，监视和报警，操作员站画面对主要电气设备的运行参数和设备状态监视。通过电气主接线图，可以监视设备的运行状态、潮流方向、模拟量的瞬时值，监视综合自动化系统本身的配置和状态，当所采集的模拟量越线时，SOE窗口会弹出告警信息，提示监控人员时刻掌握设备运行状态。利用软件可以实现抄表系统的RTU监视，对设备的负荷实时监测和通过AGC和AVC实现对整个系统的负荷分配。
设备配置主要是围绕功能展开的，例如我要实现变压器的差动保护，需配备一块Speam80系列的施耐德保护装置（或者其他产品厂家），两组电流互感器和一块通讯装置。通过电流互感器二次端子接入保护装置，给Speam80软件编程来实现变压器断路器的遥控合闸、保护跳闸和遥控分闸的功能，然后再通过通讯装置配上通讯协议上传到通讯管理机，然后再通过网络交换机在通讯管理机时采时送保护装置上传的遥信、遥测、遥控、遥调、遥脉等数据到工作站的服务器，然后再通过通讯软件PCS900或者PCS9700做数据库组态和图形组态，关联到服务器存储的遥信、遥测、遥控、遥调、遥脉等数据，就可以实现自动化监控的功能。
二、微机保护的优越性
微机保护子系统是变电站综合自动化系统的关键环节，微机保护装置与继电器型或晶体管型装置有不可比拟的优越性，微机保护装置是由软件和硬件结合起来实现保护功能的，因此在很大程度上，不同原理的继电保护的硬件可以是一样的，换以不同的程序即可改变继电器功能，利用微计算机的逻辑判断能力，很容易解决继电保护中碰到要考虑因素太多时，利用模拟电路很难实现的问题，使继电保护动作规律更合理，性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、连接线等都大大减少，因而可靠性高。微机保护利用微机的记忆功能，可明显改善保护性能，提高保护的灵敏性。例如，由微机软件实现的功率方向元件，可消除电压死区，同时有利于新原理保护的实现。微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复。这是常规保护装置所不能比拟的。体积小、功能全。由软件可实现多种保护功能，可大大简化装置的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据。例如故障前后电压、电流采样值、故障点距离、保护的动作过程和出口时间等。运行工作维护工作量小，现场调试方便。可在线修改或检查保护定值，不必停电校验定值。由于微机保护具有突出的优越性，是今后继电保护技术的发展方向，因此变电站综合自动化系统中，采用微机保护是必然的趋势。尤其是新建的变电站，如果条件许可，则应该采用变电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平。
三、220kV变电站监控系统概述
自动化变电站是一种新型变电站，应用了现代计算机技术、通信和信息处理技术、现代远动技术、现代微电子技术等先进技术，使变电站的二次设备实现功能重组优化，以更好的实现对变电站一次设备的运行状态进行测量、监控、控制和调配。智能变电站的主要任务是，完成对站内设备的信息共享，让各设备之间完成信息的交换和数据分享，從而对变电站形成监视和控制。智能变电站的出现，取代了传统变电站的二次设备，同时也简化了传统变电站的二次接线。智能变电站的推广和应用是提高现代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、向用户提供高质量电能的一项重要措施。把一些变电站常用功能智能化综合在一起是智能变电站的一大特点，比如计算机技术，数据通讯，信息共享等。可以收集变电站及其主要线路上反映系统运行状态的实时信息，对其加以识别和处理之后用于分析、统计制表、超限报警和安全监视等。 变电站运行人员在制定短期运行计划（通常几小时到几个月之间）时，需要考虑资源的可利用程度、负载测算、系统功率互换、网络结构等，使变电站在保证供电质量及系统稳定的前提下把运行费用降到尽可能低的水平。制定和执行短时运行计划，使电力系统做到经济运行。进行发电控制以保持系统的频率，维持电压水平稳定以保证供电质量。变电站可以实现对电力系统安全性等级做分析和预防性控制，在紧急情况下进行安全控制，防止事故的进一步扩大，在故障消除时执行恢复控制，电力系统又可以回到正常运行状态。
3.1 自动化变电站的一些基本概念
SCADA系统：指变电站内微机监控系统或调度所内EMS系统或集控站系统。测控单元：指集中组屏的测控插箱。
分散式单元：指安装于开关柜上的分散式单元。
插件：插在控制器或测控单元内的1块集成电路板称1个插件。
远方：指变电站当地设备以外的其他地方，如调度所机房、监控主控制室。就地：指变电站所在地的设备。SOE：带时间标志的事件顺序记录。COS：不带时间标志的变化遥信。
口令：指监控系统装置或后台微机进行参数修改、设置时需要输入的密码。智能变电站是变电站发展的一个新的方向，综合了计算机技术、继电保护技术、通信技术、微电子技术等对变电站的运行进行实时监控。智能变电站的应用，可以使电力系统的故障率降低，提高供电配电质量，降低系统运行产生的成本。
3.2自动化变电站的系统构成
为了提高供电系统的自动化水平，确保供电的运行质量和可靠性，设置功能齐全、可靠性高、结构紧凑、操作简单的变电所综合自动化系统。该系统结构采用分层分布式，分层分布式的终端采用综合保护装置。
全厂电气数据 中心设置在 ”22OkV总变内，设置电气监控系统后台（含 离线编程器），由以太网交换机（10OOM）、前置采集服务器、历史数据服务器、SCADA服务器、DTS服务器、WEB数据服务器、PAS服务器、备机、工程师工作站、操作员工作站及服务器、打印机组成。在动力中心控制楼内设置全厂监控中心，由 以太网交换机、工程师、操作员工作站组成。动力中心综合自动化装置在动力中心控制楼内，设电气监控系统后台（含离线编程器），集中组屏和分布式相结合，各综合保护装置采用工业以太网或现场总线方式与前端机相连，前端机至后台系统采用光纤。总变电所电气监控系统后台（含离线编程器），集中组屏和分布式相结合，各综合保护装置采用工业以太网或现场总线方式与前端机相连，前端机至后台系统采用光纤。此外35kV区域变电所设电气监控系统后台（含离线编程器），但6kV变配电所不设置后台系统只设通讯管理机，并与0.4kV综合保护和监控系统所有上传信号至全厂电气数据中心。
3.2.1站控层设备
主机兼工程师工作站。用于整个计算机监控系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络管埋维护、系统诊断等工作;负责收集、处理、存储站控层数据;作为计算机监控系统的主要入机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，
操作指导，操作控制命令的解释和下达、闭锁逻辑功能等。在进行维护和监控操作时应有可靠的登录保护。主机兼操作员工作站按双机冗余配置。站级控制层根据运行及操作权限不同，配置2个主机和 2台操作员工作站、1台工程师站，供运行监视及操作控制用，并且完成对系统软件、数据库的在线维护和修改：站级控制层通过以太网将这些设各与现场测控单元层互连，实现信息交换。
远动通信设备应采用双套专用独立设各，直采直送通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度传送远动信息;
公共接口设备：用于站内其他设备的接入的转换终端，该设备为专用设备。
电力系统调度的远程监控可分四个子系统：信息采集和命令执行子系统、信息传输子系统、信息采集和处理控制子系统、人机联系子系统。
信息采集和命令执行子系统的作用是监控系统厂站端，通过输入设备采集和处理一些状态量后，在发送到调度端，并接受调度端的命令作出动作，通过命令输出执行设备完成遥控和遥调等操作。
信息传输子系统的作用是，用通信機和信道组成的系统，完成调度端和厂站端的信息传输，解决两站间距离较远的问题。
信息采集处理和控制子系统用来收集各调度端从厂站端采集来的信息，经分析处理后，通过人机联系子系统呈现给工作人员，并接受信息，对厂站下达调度指令。
人机联系子系统用来将电力系统运行状态量呈现给工作人员，实现的硬件有调度模拟屏、显示器和打印机等，工作人员可操作键盘就对电力系统的运行状态作出调整。
3.2.2网络设备
（a）网 络交换机。网络交换机网络传输速率 ≥1000Mbps（主 网络采用1000M站内采用100M），构成分布式高速工业级双以太网，应经过国家或电力工业检验测试中心检测，支 持交流、直流供电。
（b）其 他网络设备。包括光/电转换器，接口设备（如光纤接线盒）和 网络连接线、电缆、光缆等。
（c）测I/O控装置。I/O测控装置具有状态量采集、交流采样及测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及数字显示等功能，对全站运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。I/O测控装置还应配置有 “就地 /远 方 ”切换开关。
3.3计算机监控系统功能
3.3.1数据采集和处理
计算机监控系统通过 I/O测控装置实时采集模拟量、状态量等信息量;通过公共接口设备接受来自其他通讯装置的数据。
对所采集的实时信息迸行数字滤波、有效性检杳，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而提供可应用的电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。 I/O数据采集单元输入量额定值：
CT二 次额定电流：1A
PT二 次额定电压：100V（线电压）
特 殊 量 输 入：4～20mA，DC O～±5V
3.3.2数据库的建立与维护
a）实时数据库。存储计算机监控系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录被监控设备的当前状态;
b）历史数据库。对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。
应提供通用数据库，记录周期为1分钟 -1小时可调。历史数据应能够在线滚动存储1年，无需人工干预。所有的历史数据应能够转存到光盘或磁带等大容量存储设备上作为长期存档。对于状态量变位、事件、模拟量越限等信息，应 按时间顺序分类保存在历史事件库中，保存时间可由用户自定义为几个月、几年等。
调度管理系统是分布式网络化系统，共享一套数据库管理系统，人机交互系统和分布式支撑环境。系统各网络功能节点可以集成在同一节点上，也可分散驻留于不同节点，配置灵活，每个单独的系统都可独立运行。
分布式SCADA系统调度端一般为局域网系统，其主要系统为数据服务器，WEB服务器，调度员工作站，维护工作站，通信前置机及打印机，模拟屏（大屏幕显示器）等外设组成。
3.3.3计算机监控系统的控制输出
控制输出的接点为无源接点，控制输出：1个独立的合间接点、1个独立的跳闸接点和 1个独立的闭锁接点。合闸、跳闸输出，均应通过计算机监控系统闭锁逻辑判断。闭锁接点应能实时正确反映隔离开关的闭锁状态，当满足相关闭锁条件就允许对该隔离开关进行操作时，该闭锁输出接点闭合，以接通电动操作机构的控制电源回路;且该接点应能长期保持，直到闭锁条件不满足时，该接点断开以切断电动操作机构的控制电源。
3.3.4调度端软件
软件从层次上来分，可分为三大类，即系统软件、支持软件和应用软件。系统软件由计算机公司提供，面向机器本身，其算法和功能不依赖于特定的用户。它的主要任务是使硬件所提供的能力可以得到充分的利用，支持用戶的应用软件的运行并提供恰当的服务。
操作系统是微机最基本的系统软件，由它来管理内存分配，键盘操作，屏幕显示，驱动软盘，硬盘等外设。操作系统有一部分固化在主机内存中，大部分是在开机后，从软盘或硬盘调入内存。
现场使用UNIX和WINDOWS系统特点：具备高稳定性、可靠性及高实时响应的特点;具备强大的网络管理能力及较强的抗计算机病毒侵染的能力;硬件成本高，运营维护欠直观。动力和总变采用UNIX操作系统，化工区工作站采用WINDOWS操作系统。
3.3.5通讯、对时
微机保护装置应具备通信网络时和GPS卫星时钟对时功能。应具备IRIG-B码（直流）或脉冲对时功能，并通过保护柜端子接线。
采用软件对时，CDT、DNP、Modbus等规约提供了软件对时手段，可采用软件对时。但由于受到通信速率的影响，需要采取修正措施。这种方法的优点是不需要增加硬件设备。
3.3.6自恢复和自检测功能
RTU作为远动系统的数据采集单元，必须保证不间断地完成和SCADA系统的通信，但RTU的工作环境恶劣，具有强大电磁干扰，运行中难免发生程序受干扰，或通信瞬时中断等异常情况，有时也会发生电源瞬时掉电，这都会造成RTU死机，而使系统无法收到该被控对象的信息。因此要求RTU在遇这些情况时，能在最短时间内自动恢复，重新从头开始运行程序，为了维护方便，通常要求RTU含有自检程序。
3.4有线RS-485通讯方式综述
在要求通信距离为几十米到上千米时，广泛采用RS-485串行总线标准。RS-485采用平衡发送和差分接收，因此具有抑制共模干扰的能力。加上总线收发器具有高灵敏度，能检测低至200mV的电压，故传输信号能在千米以外得到恢复。RS-485采用半双工工作方式，任何时候只能有一点处于发送状态，因此，发送电路须由使能信号加以控制。RS-485用于多点互连时非常方便，可以省掉许多信号线。应用RS-485可以联网构成分布式系统，其允许最多并联32台驱动器和32台接收器。RS-485接口组成的半双工网络，一般只需二根连线，所以RS-485接口均采用屏蔽双绞线传输。
四、总结
本文根据变电站综合自动化系统的现状和发展趋势，应用分层、模块化和面向对象的设计方法和组态技术，通过对变电站综合自动化系统及其微机监控系统的结构组成和基本功能以及变电站综合自动化系统及其微机监控系统的设计原则、基本原理、系统构成等进行了分析和研究，得出了变电站综合自动化微机监控系统的总体方案、整体结构和组成框图。
总之，提高计算机监控系统的可靠性是变电站自动化技术发展的根本，计算机监控系统稳定运行是至关重要的。为了增强计算机监控系统自身应付故障的能力，在设计中应考虑系统中任一环节遇到故障均不影响系统的正常运行的原则。应不断完善变电站各项系统的功能，正确、可靠地与监控系统连接。企业变电站安装微机监控系统后，可以利用计算机对变电站的各种动态参量加以组织分析，再以数据，图表，色彩及音响等形式形象直观地呈现在值班人员面前。借助于该系统，值班人员能提前发现事故隐患，作到防患于未然。万一发生事故也能迅速找出事故原因，及时处理缩短停电时间减少经济损失，因此，研究变电站综合自动化微机监控系统具有迫切的现实需要和重大的实际意义。
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[4]孟祥忠，王博.电力系统自动化.北京：北京大学出版社，2004
[5]孟祥萍.电力系统与调度自动化.北京：中国电力出版社，2007
将网络技术、通信技术和计算机技术综合应用于变电站自动化系统中，并接入网络。采用基于B/S的三层体系结构，将运行监测与办公管理融为一体，实现了调度管理部门对继电保护信息监测与管理的双重需求。实例应用结果表明，该系统可大幅降低运行人员的劳动强度，为变电站的无人值班奠定了基础。
关键词：变电站;设备选型;继电保护;远动技术
一、监控自动化系统介绍
根据变电站综合自动化系统的现状和发展趋势，微机自动化已经是当下发展的基石，在微机的基础上更好的发展和研究。本文从设实现原理、整体结构、软硬件部分、功能模块的应用程序等方面对分层分布式变电站综合自动化微机监控系统进行了分析，以及通过五防监控系统实现断路器、隔离刀闸，接地刀闸的五防操作系统，还有微机自动化的高级应用终端的应用。对220kV变电站综合自动化系统及其微机监控系统进行比较详细地整体概述。对变电站综合自动化微机监控系统的基本原理、系统结构进行分析。
监控综合自动化系统，是对220kV系统电气设备的监控，通过监控系统可以对设备的监测和控制，远动信息的交换和控制，变电站设备管理，系统配置，监视和报警，操作员站画面对主要电气设备的运行参数和设备状态监视。通过电气主接线图，可以监视设备的运行状态、潮流方向、模拟量的瞬时值，监视综合自动化系统本身的配置和状态，当所采集的模拟量越线时，SOE窗口会弹出告警信息，提示监控人员时刻掌握设备运行状态。利用软件可以实现抄表系统的RTU监视，对设备的负荷实时监测和通过AGC和AVC实现对整个系统的负荷分配。
设备配置主要是围绕功能展开的，例如我要实现变压器的差动保护，需配备一块Speam80系列的施耐德保护装置（或者其他产品厂家），两组电流互感器和一块通讯装置。通过电流互感器二次端子接入保护装置，给Speam80软件编程来实现变压器断路器的遥控合闸、保护跳闸和遥控分闸的功能，然后再通过通讯装置配上通讯协议上传到通讯管理机，然后再通过网络交换机在通讯管理机时采时送保护装置上传的遥信、遥测、遥控、遥调、遥脉等数据到工作站的服务器，然后再通过通讯软件PCS900或者PCS9700做数据库组态和图形组态，关联到服务器存储的遥信、遥测、遥控、遥调、遥脉等数据，就可以实现自动化监控的功能。
二、微机保护的优越性
微机保护子系统是变电站综合自动化系统的关键环节，微机保护装置与继电器型或晶体管型装置有不可比拟的优越性，微机保护装置是由软件和硬件结合起来实现保护功能的，因此在很大程度上，不同原理的继电保护的硬件可以是一样的，换以不同的程序即可改变继电器功能，利用微计算机的逻辑判断能力，很容易解决继电保护中碰到要考虑因素太多时，利用模拟电路很难实现的问题，使继电保护动作规律更合理，性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、连接线等都大大减少，因而可靠性高。微机保护利用微机的记忆功能，可明显改善保护性能，提高保护的灵敏性。例如，由微机软件实现的功率方向元件，可消除电压死区，同时有利于新原理保护的实现。微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复。这是常规保护装置所不能比拟的。体积小、功能全。由软件可实现多种保护功能，可大大简化装置的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据。例如故障前后电压、电流采样值、故障点距离、保护的动作过程和出口时间等。运行工作维护工作量小，现场调试方便。可在线修改或检查保护定值，不必停电校验定值。由于微机保护具有突出的优越性，是今后继电保护技术的发展方向，因此变电站综合自动化系统中，采用微机保护是必然的趋势。尤其是新建的变电站，如果条件许可，则应该采用变电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平。
三、220kV变电站监控系统概述
自动化变电站是一种新型变电站，应用了现代计算机技术、通信和信息处理技术、现代远动技术、现代微电子技术等先进技术，使变电站的二次设备实现功能重组优化，以更好的实现对变电站一次设备的运行状态进行测量、监控、控制和调配。智能变电站的主要任务是，完成对站内设备的信息共享，让各设备之间完成信息的交换和数据分享，從而对变电站形成监视和控制。智能变电站的出现，取代了传统变电站的二次设备，同时也简化了传统变电站的二次接线。智能变电站的推广和应用是提高现代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、向用户提供高质量电能的一项重要措施。把一些变电站常用功能智能化综合在一起是智能变电站的一大特点，比如计算机技术，数据通讯，信息共享等。可以收集变电站及其主要线路上反映系统运行状态的实时信息，对其加以识别和处理之后用于分析、统计制表、超限报警和安全监视等。 变电站运行人员在制定短期运行计划（通常几小时到几个月之间）时，需要考虑资源的可利用程度、负载测算、系统功率互换、网络结构等，使变电站在保证供电质量及系统稳定的前提下把运行费用降到尽可能低的水平。制定和执行短时运行计划，使电力系统做到经济运行。进行发电控制以保持系统的频率，维持电压水平稳定以保证供电质量。变电站可以实现对电力系统安全性等级做分析和预防性控制，在紧急情况下进行安全控制，防止事故的进一步扩大，在故障消除时执行恢复控制，电力系统又可以回到正常运行状态。
3.1 自动化变电站的一些基本概念
SCADA系统：指变电站内微机监控系统或调度所内EMS系统或集控站系统。测控单元：指集中组屏的测控插箱。
分散式单元：指安装于开关柜上的分散式单元。
插件：插在控制器或测控单元内的1块集成电路板称1个插件。
远方：指变电站当地设备以外的其他地方，如调度所机房、监控主控制室。就地：指变电站所在地的设备。SOE：带时间标志的事件顺序记录。COS：不带时间标志的变化遥信。
口令：指监控系统装置或后台微机进行参数修改、设置时需要输入的密码。智能变电站是变电站发展的一个新的方向，综合了计算机技术、继电保护技术、通信技术、微电子技术等对变电站的运行进行实时监控。智能变电站的应用，可以使电力系统的故障率降低，提高供电配电质量，降低系统运行产生的成本。
3.2自动化变电站的系统构成
为了提高供电系统的自动化水平，确保供电的运行质量和可靠性，设置功能齐全、可靠性高、结构紧凑、操作简单的变电所综合自动化系统。该系统结构采用分层分布式，分层分布式的终端采用综合保护装置。
全厂电气数据 中心设置在 ”22OkV总变内，设置电气监控系统后台（含 离线编程器），由以太网交换机（10OOM）、前置采集服务器、历史数据服务器、SCADA服务器、DTS服务器、WEB数据服务器、PAS服务器、备机、工程师工作站、操作员工作站及服务器、打印机组成。在动力中心控制楼内设置全厂监控中心，由 以太网交换机、工程师、操作员工作站组成。动力中心综合自动化装置在动力中心控制楼内，设电气监控系统后台（含离线编程器），集中组屏和分布式相结合，各综合保护装置采用工业以太网或现场总线方式与前端机相连，前端机至后台系统采用光纤。总变电所电气监控系统后台（含离线编程器），集中组屏和分布式相结合，各综合保护装置采用工业以太网或现场总线方式与前端机相连，前端机至后台系统采用光纤。此外35kV区域变电所设电气监控系统后台（含离线编程器），但6kV变配电所不设置后台系统只设通讯管理机，并与0.4kV综合保护和监控系统所有上传信号至全厂电气数据中心。
3.2.1站控层设备
主机兼工程师工作站。用于整个计算机监控系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络管埋维护、系统诊断等工作;负责收集、处理、存储站控层数据;作为计算机监控系统的主要入机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，
操作指导，操作控制命令的解释和下达、闭锁逻辑功能等。在进行维护和监控操作时应有可靠的登录保护。主机兼操作员工作站按双机冗余配置。站级控制层根据运行及操作权限不同，配置2个主机和 2台操作员工作站、1台工程师站，供运行监视及操作控制用，并且完成对系统软件、数据库的在线维护和修改：站级控制层通过以太网将这些设各与现场测控单元层互连，实现信息交换。
远动通信设备应采用双套专用独立设各，直采直送通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度传送远动信息;
公共接口设备：用于站内其他设备的接入的转换终端，该设备为专用设备。
电力系统调度的远程监控可分四个子系统：信息采集和命令执行子系统、信息传输子系统、信息采集和处理控制子系统、人机联系子系统。
信息采集和命令执行子系统的作用是监控系统厂站端，通过输入设备采集和处理一些状态量后，在发送到调度端，并接受调度端的命令作出动作，通过命令输出执行设备完成遥控和遥调等操作。
信息传输子系统的作用是，用通信機和信道组成的系统，完成调度端和厂站端的信息传输，解决两站间距离较远的问题。
信息采集处理和控制子系统用来收集各调度端从厂站端采集来的信息，经分析处理后，通过人机联系子系统呈现给工作人员，并接受信息，对厂站下达调度指令。
人机联系子系统用来将电力系统运行状态量呈现给工作人员，实现的硬件有调度模拟屏、显示器和打印机等，工作人员可操作键盘就对电力系统的运行状态作出调整。
3.2.2网络设备
（a）网 络交换机。网络交换机网络传输速率 ≥1000Mbps（主 网络采用1000M站内采用100M），构成分布式高速工业级双以太网，应经过国家或电力工业检验测试中心检测，支 持交流、直流供电。
（b）其 他网络设备。包括光/电转换器，接口设备（如光纤接线盒）和 网络连接线、电缆、光缆等。
（c）测I/O控装置。I/O测控装置具有状态量采集、交流采样及测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及数字显示等功能，对全站运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。I/O测控装置还应配置有 “就地 /远 方 ”切换开关。
3.3计算机监控系统功能
3.3.1数据采集和处理
计算机监控系统通过 I/O测控装置实时采集模拟量、状态量等信息量;通过公共接口设备接受来自其他通讯装置的数据。
对所采集的实时信息迸行数字滤波、有效性检杳，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而提供可应用的电流、电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。 I/O数据采集单元输入量额定值：
CT二 次额定电流：1A
PT二 次额定电压：100V（线电压）
特 殊 量 输 入：4～20mA，DC O～±5V
3.3.2数据库的建立与维护
a）实时数据库。存储计算机监控系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录被监控设备的当前状态;
b）历史数据库。对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。
应提供通用数据库，记录周期为1分钟 -1小时可调。历史数据应能够在线滚动存储1年，无需人工干预。所有的历史数据应能够转存到光盘或磁带等大容量存储设备上作为长期存档。对于状态量变位、事件、模拟量越限等信息，应 按时间顺序分类保存在历史事件库中，保存时间可由用户自定义为几个月、几年等。
调度管理系统是分布式网络化系统，共享一套数据库管理系统，人机交互系统和分布式支撑环境。系统各网络功能节点可以集成在同一节点上，也可分散驻留于不同节点，配置灵活，每个单独的系统都可独立运行。
分布式SCADA系统调度端一般为局域网系统，其主要系统为数据服务器，WEB服务器，调度员工作站，维护工作站，通信前置机及打印机，模拟屏（大屏幕显示器）等外设组成。
3.3.3计算机监控系统的控制输出
控制输出的接点为无源接点，控制输出：1个独立的合间接点、1个独立的跳闸接点和 1个独立的闭锁接点。合闸、跳闸输出，均应通过计算机监控系统闭锁逻辑判断。闭锁接点应能实时正确反映隔离开关的闭锁状态，当满足相关闭锁条件就允许对该隔离开关进行操作时，该闭锁输出接点闭合，以接通电动操作机构的控制电源回路;且该接点应能长期保持，直到闭锁条件不满足时，该接点断开以切断电动操作机构的控制电源。
3.3.4调度端软件
软件从层次上来分，可分为三大类，即系统软件、支持软件和应用软件。系统软件由计算机公司提供，面向机器本身，其算法和功能不依赖于特定的用户。它的主要任务是使硬件所提供的能力可以得到充分的利用，支持用戶的应用软件的运行并提供恰当的服务。
操作系统是微机最基本的系统软件，由它来管理内存分配，键盘操作，屏幕显示，驱动软盘，硬盘等外设。操作系统有一部分固化在主机内存中，大部分是在开机后，从软盘或硬盘调入内存。
现场使用UNIX和WINDOWS系统特点：具备高稳定性、可靠性及高实时响应的特点;具备强大的网络管理能力及较强的抗计算机病毒侵染的能力;硬件成本高，运营维护欠直观。动力和总变采用UNIX操作系统，化工区工作站采用WINDOWS操作系统。
3.3.5通讯、对时
微机保护装置应具备通信网络时和GPS卫星时钟对时功能。应具备IRIG-B码（直流）或脉冲对时功能，并通过保护柜端子接线。
采用软件对时，CDT、DNP、Modbus等规约提供了软件对时手段，可采用软件对时。但由于受到通信速率的影响，需要采取修正措施。这种方法的优点是不需要增加硬件设备。
3.3.6自恢复和自检测功能
RTU作为远动系统的数据采集单元，必须保证不间断地完成和SCADA系统的通信，但RTU的工作环境恶劣，具有强大电磁干扰，运行中难免发生程序受干扰，或通信瞬时中断等异常情况，有时也会发生电源瞬时掉电，这都会造成RTU死机，而使系统无法收到该被控对象的信息。因此要求RTU在遇这些情况时，能在最短时间内自动恢复，重新从头开始运行程序，为了维护方便，通常要求RTU含有自检程序。
3.4有线RS-485通讯方式综述
在要求通信距离为几十米到上千米时，广泛采用RS-485串行总线标准。RS-485采用平衡发送和差分接收，因此具有抑制共模干扰的能力。加上总线收发器具有高灵敏度，能检测低至200mV的电压，故传输信号能在千米以外得到恢复。RS-485采用半双工工作方式，任何时候只能有一点处于发送状态，因此，发送电路须由使能信号加以控制。RS-485用于多点互连时非常方便，可以省掉许多信号线。应用RS-485可以联网构成分布式系统，其允许最多并联32台驱动器和32台接收器。RS-485接口组成的半双工网络，一般只需二根连线，所以RS-485接口均采用屏蔽双绞线传输。
四、总结
本文根据变电站综合自动化系统的现状和发展趋势，应用分层、模块化和面向对象的设计方法和组态技术，通过对变电站综合自动化系统及其微机监控系统的结构组成和基本功能以及变电站综合自动化系统及其微机监控系统的设计原则、基本原理、系统构成等进行了分析和研究，得出了变电站综合自动化微机监控系统的总体方案、整体结构和组成框图。
总之，提高计算机监控系统的可靠性是变电站自动化技术发展的根本，计算机监控系统稳定运行是至关重要的。为了增强计算机监控系统自身应付故障的能力，在设计中应考虑系统中任一环节遇到故障均不影响系统的正常运行的原则。应不断完善变电站各项系统的功能，正确、可靠地与监控系统连接。企业变电站安装微机监控系统后，可以利用计算机对变电站的各种动态参量加以组织分析，再以数据，图表，色彩及音响等形式形象直观地呈现在值班人员面前。借助于该系统，值班人员能提前发现事故隐患，作到防患于未然。万一发生事故也能迅速找出事故原因，及时处理缩短停电时间减少经济损失，因此，研究变电站综合自动化微机监控系统具有迫切的现实需要和重大的实际意义。
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