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１．  引言

    近年來，隨著電網運行水平的提高，各級調度中心要求更多的信息，以便及時掌握電網及變電站的運行情況，提高變電站的可控性，進而要求更多地采用遠方集中控制，操作，反事故措施等，即采用無人值班的管理模式，以提高勞動生產率，減少人為誤操作的可能，提高運行的可靠性。另一方面，當代計算機技術，通訊技術等先進技術手段的應用，已改變了傳統二次設備的模式，為簡化系統，信息共享，減少電纜，減少占地面積，降低造價等方面已改變了變電站運行的面貌。基于上述原因，變電站自動化由“熱門話題”已轉向了實用化階段，電力行業各有關部門把變電站自動化做為一項新技術革新手段應用于電力系統運行中來，各大專業廠家亦把變電站自動化系統的開發做為重點開發項目，不斷地完善和改進相應地推出各具特色的變電站綜合自動化系統，以滿足電力系統中的要求。
    國外從80年代初開始進行研究開發，到目前為止，各大電力設備公司都陸續地推出系列化的產品。如ABB，SIEMENS,HARRIS等公司，90年代以來，世界各國新建變電站大部分采用了全數字化的二次設備；相應地采用了變電站自動化技術；我國開展變電站綜合自動化的研究及開發相比世界發達國家較晚，但隨著數字化保護設備的成熟及廣泛應用，調度自動化系統的成熟應用，變電站自動化系統已被電力系統用戶接受使用，但在電力部門使用過程中大致有兩方面的原則：一是中低壓變電站采用自動化系統，以便更好地實施無人值班，達到減人增效的目的；二是對高壓變電站（220kV及以上）的建設和設計來說，是要求用先進的控制方式，解決各專業在技術上分散、自成系統，重復投資，甚至影響運行可靠性。并且在實際的工程中尚存在以下主要問題：
    (1)功能重復，表現在計量，遠動和當地監測系統所用的變送器各自設置，加大了CT，PT負載，投資增加，并且還造成數據測量的不一致性；遠動裝置和微機監測系統一個受制于調度所，一個是服務于當地監測，沒有做到資源共享，增加了投資且使現場造成復雜性，影響系統的可靠性；
    (2) 缺乏系統化設計 而是以一種”拼湊”功能的方式構成系統，致使 整個系統的性能指標不高,部分功能及系統指標無法實現。
    （3）對變電站綜合自動化系統的工程設計缺乏規范性的要求，尤其是系統的各部分接口的通信規約，如涉及到不同廠家的產品，則問題更多，從而導致各系統的聯調時間長，對將來的維護及運行都帶來了極大的不便，進而影響了變電站自動化系統的投入率。

２．  變電站綜合自動化系統應能實現的功能

２．１ 微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：
    １）．故障記錄
    ２）．存儲多套定值
    ３）．顯示和當地修改定值
    ４）．與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。
２．２　數據采集
包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據
    １）．狀態量采集
狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。
保護動作信號則采用串行口（RS-232或RS485）或計算機局域網通過通信方式獲得。
    ２）．模擬量采集
常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓，線路電壓，電流和功率值。饋線電流，電壓和功率值，頻率，相位等。此外還有變壓器油溫，變電站室溫等非電量的采集。
模擬量采集精度應能滿足SCADA系統的需要。
    ３）．脈沖量
脈沖量主要是脈沖電度表的輸出脈沖，也采用光電隔離方式與系統連接，內部用計數器統計脈沖個數，實現電能測量。

２．３　事件記錄和故障錄波測距
    事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。其SOE分辨率一般在1~10ms之間，以滿足不同電壓等級對SOE的要求。
    變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。
２．４　控制和操作閉鎖
    操作人員可通過CRT屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。操作閉鎖應具有以下內容：
    １）．電腦五防及閉鎖系統
    ２）．根據實時狀態信息，自動實現斷路器，刀閘的操作閉鎖功能。
    ３）．操作出口應具有同時操作閉鎖功能
    ４）．操作出口應具有跳合閉鎖功能
２．５　同期檢測和同期合閘
    該功能可以分為手動和自動兩種方式實現。可選擇獨立的同期設備實現，也可以由微機保護軟件模塊實現。
２．６　電壓和無功的就地控制
    無功和電壓控制一般采用調整變壓器分接頭，投切電容器組，電抗器組，同步調相機等方式實現。操作方式可手動可自動，人工操作可就地控制或遠方控制。
    無功控制可由專門的無功控制設備實現，也可由監控系統根據保護裝置測量的電壓，無功和變壓器抽頭信號通過專用軟件實現。
２．７　數據處理和記錄
    歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：
    １）．斷路器動作次數
    ２）．斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數
    ３）．輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄　
　　　的最大，最小值及其時間。
    ４）．獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間
    ５）．控制操作及修改整定值的記錄
　根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。
２．８ 人機聯系
２．９　系統的自診斷功能：系統內各插件應具有自診斷功能，自診斷信息也象被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心。
２．１０與遠方控制中心的通信
    本功能在常規遠動‘四遙’的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。
    根據現場的要求，系統應具有通信通道的備用及切換功能，保證通信的可靠性，同時應具備同多個調度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM應相互獨立。保護和故障錄波信息可采用獨立的通信與調度中心連接，通信規約應適應調度中心的要求，符合國標及IEC標準。
    變電站綜合自動化系統應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能，還應具有當地運行維護功能。
２．１１ 防火、保安系統。從設計原則而言，無人值班變電站應具有防火、保安措施。
 

３．變電站綜合自動化的結構及模式

３．１ 目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：
    １）．分布式系統結構
    按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。這里所談的‘分布’是按變電站資源物理上的分布（未強調地理分布），強調的是從計算機的角度來研究分布問題的。這是一種較為理想的結構，要做到完全分布式結構，在可擴展性、通用性及開放性方面都具有較強的優勢，然而在實際的工程應用及技術實現上就會遇到許多目前難以解決的問題，如在分散安裝布置時，惡劣運行環境、抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上存在的問題等等，就目前技術而言還不夠十分成熟，一味地追求完全分布式結構，忽略工程實用性是不必要的。
    ２）．集中式系統結構
    系統的硬件裝置、數據處理均集中配置，采用由前置機和后臺機構成的集控式結構，由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：前置管理機任務繁重、引線多，是一個信息‘瓶頸’，降低了整個系統的可靠性，即在前置機故障情況下，將失去當地及遠方的所有信息及功能，另外仍不能從工程設計角度上節約開支，仍需鋪設電纜，并且擴展一些自動化需求的功能較難。在此值得一提的是這種結構形成的原由，變電站二次產品早期開發過程是按保護、測量、控制和通信部分分類、獨立開發，沒有從整個系統設計的指導思想下進行，隨著技術的進步及電力系統自動化的要求，在進行變電站自動化工程的設計時，大多采用的是按功能‘拼湊’的方式開展，從而導致系統的性能指標下降以及出現許多無法解決的工程問題。
    ３）．分層分布式結構
    按變電站的控制層次和對象設置全站控制級（站級）和就地單元控制級（段級）的二層式分布控制系統結構。
    站級系統大致包括站控系統（SCS）、站監視系統（SMS）、站工程師工作臺（EWS）及同調度中心的通信系統（RTU）：
    站控系統（SCS）：應具有快速的信息響應能力及相應的信息處理分析功能，完成站內的運行管理及控制（包括就地及遠方控制管理兩種方式），例如事件記錄、開關控制及SCADA的數據收集功能。
    站監視系統（SMS）：應對站內所有運行設備進行監測，為站控系統提供運行狀態及異常信息，即提供全面的運行信息功能，如擾動記錄、站內設備運行狀態、二次設備投入/退出狀態及設備的額定參數等。
    站工程師工作臺（EWS）：可對站內設備進行狀態檢查、參數整定、調試檢驗等功能，也可以用便攜機進行就地及遠端的維護工作。
    上面是按大致功能基本分塊，硬件可根據功能及信息特征在一臺站控計算機中實現，也可以兩臺雙備用，也可以按功能分別布置，但應能夠共享數據信息，具有多任務時實處理功能。
    段級在橫向按站內一次設備（變壓器或線路等）面向對象的分布式配置，在功能分配上，本著盡量下放的原則，即凡是可以在本間隔就地完成的功能決不依賴通訊網，特殊功能例外，如分散式錄波及小電流接地選線等功能的實現。
    這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：
    （1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將‘危險’分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。
    （2） 可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。
    （3） 站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。

３．２ 基本的模式
    １）．基本配置：
    （１） 集中處理集中布置：將集控式屏、臺都集中布置在主控制室。
    （２） 分布處理集中布置：將分布式單功能設備集中組屏仍集中布置在主控制室。
    （３） 分布處理分散布置：將分布式單功能設備布置在一次設備的機柜內或采用就地就近組屏分散設置的方式。
    ２）．基本模式：
    （１） 對于新建變電站的自動化系統的設計方式：
    Ａ．對于容量較大、設備進出線回路數較多、供電地位重要且投資較好的變電站，可采用分層分布式結構的雙機備用系統，輔之相應的保護、測量、控制及監測功能，并完成遠方ＲＴＵ的功能。
    Ｂ．對于容量較小，主接線簡單，供電連續性要求不高的變電站，宜取消常規的配置及前置機，采用單機系統，完成保護、測量、控制等功能的管理，并完成遠方ＲＴＵ的功能。
    （２） 對于擴建及改造現有的按常規二次系統設計的自動化系統設計方式：
    Ａ．改造項目可采用新配置的具有三遙（或四遙）功能的RTU,完成對老站保護動作信息、設備運行狀態及部分功能的測量，并對原有的常規二次設備進行必要的改造或ＲＴＵ增加數據采集板，使之能與增設的自動化設備構成整體。
    Ｂ．當擴建項目的范圍較大，用戶對自動化的要求較高，投資又允許時，通常采用自動化系統方案。

４．  幾個問題的認識及探討

４．１　變電站自動化的基本概念
    變電站自動化是指應用自動控制技術、信息處理和傳輸技術，通過計算機硬軟件系統或自動裝置代替人工進行各種運行作業，提高變電站運行、管理水平的一種自動化系統。變電站自動化的范疇包括綜合自動化技術；變電站綜合自動化是指將二次設備（包括控制、保護、測量、信號、自動裝置和遠動裝置）利用微機技術經過功能的重新組合和優化設計，對變電站執行自動監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統，它是自動化和計算機、通信技術在變電站領域的綜合應用。其具有以下特征：
    １）．功能綜合化：是按變電站自動化系統的運行要求，將二次系統的功能綜合考慮，在整個的系統設計方案指導下，進行優化組合設計，以達到協調一致的繼電保護及監控系統。‘綜合’（INTEGRATED）并非指將變電站所要求的功能以‘拼湊’的方式組合，而是指在滿足基本要求的基礎上，達到整個系統性能指標的最優化。表現在：
   （１） 簡化變電站二次設備的硬件配置，盡量避免重復設計。如遠動裝置和微機監測系統功能的重復設置，沒有達到信息共享。
    （２） 簡化變電站各二次設備之間的互聯線，節省控制電纜，減少ＰＴ、ＣＴ的負載。力爭克服以前計量、遠動和當地監測系統所用的變送器各自設置，不僅增加投資而且還造成數據測量的不一致性。
    （３） 保護模塊相對獨立，網絡及監測系統的故障不應影響保護功能的正常工作；對于110kV及以上電壓等級變電站，由于其重要程度，應考慮保護、測量系統分開設置；而對于110kV以下低壓變電站，就目前的技術應用水平及工程應用角度而言，可以考慮將保護與測控功能合為一體的智能單元，這樣不但利于運行管理及工程組合，而且降低投資成本。
    （４） 減少安裝施工和維護的工作量，減少總占地面積，降低總造價或運行費用。
    （５） 提高運行的可靠性和經濟性，保證電能質量。
    （６） 有利于全系統的安全、穩定控制。
    ２）．系統構成的數字化及模塊化：保護、控制、測量裝置的數字化（即采用微機實現，并具有數字化通信能力），利于把各功能模塊通過通信網絡連接起來，便于接口功能模塊的擴充及信息的共享。另外方便模塊的組態，適應工程的集中式、分布分散式和分布式結構集中式組屏等方式。
    ３）．操作監視屏幕化：當變電站有人值班時，人機聯系在當地監控系統的后臺機（或主機）上進行，當變電站無人值班時，人機聯系功能在遠方的調度中心或操作控制中心的主機或工作站上進行，不管那種方式，操作維護人員面對的都是ＣＲＴ屏幕，操作的工具都是鍵盤或鼠標。
    ４）．運行管理智能化：體現在無人值班、人機對話及操作的屏幕化、制表、打印、越限監視和系統信息管理、建立實時數據庫和歷史數據庫、開關操作及防誤操作閉鎖等方面，能夠減輕工作人員的勞動及人無法做到的工作。
４．２ 變電站綜合自動化站內通信網絡的建立
    變電站內傳送或交換的基本信息有：測量及狀態信息；操作信息；參數信息。根據信息傳送的性能要求，大致可分兩類考慮，一類要求實時響應較高的信息，如事故的檢出、告警、事件順序記錄和用于保護動作的信息，要求傳送速度較高；另一類是對時間響應要求不高的信息，如用于錄波、記錄及故障分析的信息，可允許較長的傳送時間。對于不同的數據亦有不同的安全性要求，站內通信網聯系站內各個智能單元、后臺監控及遠方通信裝置，是整個系統的關鍵，根據實際系統結構及工程實際需要，大致按以下原則考慮：
    １）．電力生產的連續性和重要性，通信網的可靠性應放在第一位．一方面應具有較強的抗干擾能力，以滿足溫度、濕度和電磁干擾等環境要求，另一方面應考慮備用措施。
    ２）．站內通信網應根據通信負荷的特點合理分配，保證不出現‘瓶頸’現象，通訊負荷不過載，對于大型變電站考慮100~256個負載節點，一般中小型變電站考慮不超過60~100個負載節點。通訊距離設計考慮不超過１kM.。
    ３）．站內通信網應滿足組合靈活、可擴展性好、具有較好的開放性以及調試維修方便的要求。宜采用總線形網絡。
    ４）．通信媒介的選用原則是盡量采用光纖，考慮到工程的經濟性，仍可采用電纜作為主要的通信媒介，但電纜接口一般設有隔離變壓器，以抑制共模干擾．
    ５）．站內通信網的協議及規約應盡量符合國家及國際標準．
    ６）．站內通信網的站級通信網由于處于較佳的運行環境，其信息流較大（分布式集中布置），故可采用高速網；段級通信網根據實際工程需要，并且可能處于運行環境比較惡劣（分布式分散布置），因實際的信息量不是很大，可考慮慢速網（如現場總線或４８５通信方式）的環境。
４．３ 實際工程設計的考慮
    為了使實際工程工作可靠，維護方便，擴展靈活，易于用戶操作和管理，在系統不同的層次，需解決不同的問題。
    １）．前置智能單元
前置智能單元是系統的基層，執行系統最基本的功能，如保護、測量、控制等。我們希望這些基層模塊盡量不受網絡狀態的影響，特別是繼電保護裝置，要求在無網絡的狀態下能完成保護的基本功能，因此在設計基層裝置時，盡量采用自成一體的辦法。
為了提高基層功能模塊的質量，盡量采用通用化的模塊，因此硬件平臺的模塊化設計，在基層尤為重要。本著這種思想設計出有限品種的模塊，拼裝成不同的功能裝置，這對模塊設計成本的降低、生產的組織等均具有好處。
在實際應用中，為了減少基層模塊軟件對工程的依賴性（即工程有關部分的軟件），一種辦法將與工程有關的軟件改成系統配置文件存于可擦寫的存儲器內，另一種辦法是將與工程有關的（例如通信規約）軟件用一個獨立的模塊來實現。
    ２）．網絡通信層
為了保證網絡層的完好，應該注意對網絡層的監視，這可以從后臺和前置兩個層次來實現，在硬件條件比較好的地方，可以采取兩個獨立通訊網絡工作，或同時工作，或者互為備用。
    ３）．后臺監控
后臺監控的操作、管理、維護是系統中用戶最關心的問題，為了減少用戶對廠家的依賴，在后臺軟件的設計中特別要注意人機界面的友善性，操作要方便、易學、易懂，功能的開放性，當系統中功能模塊的增加和減少或具有不同通信協議規約的設備加入，后臺監控系統應能方便的增加及刪除，操作也簡單明了，不至于遇到上述問題時要修改后臺軟件。
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