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變電站綜合；自動化系統；結構；功能文章要介紹的是變電站綜合自動化系統的發展趨勢和重要性，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析。

一、概述電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統，是電力系統發展的新的趨勢。二、系統結構目前從國內、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：

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。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。目前，還存在在抗電磁干擾、傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。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，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有及功能。

軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。

組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

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——變電站層和就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

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。

可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。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。三、常見通方式目前國內常采用以太網通方式，在以太網出現之前，無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求，但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘，以太網的應用，使通問題迎刃而解。常見的通方式有：

雙以太網、雙監控機模式，主要是用于220-500kV變，在實現上可以是雙控機+雙服務器方式，支撐光/電以太網；單以太網，雙/單監控機模式；雙LON網，雙監控機模式；單LON網，雙/單監控機模式。四、變電站自動化系統應能實現的功能微機保護：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：故障記錄；存儲多套定值；顯示和當地修改定值；與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障，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。

數據采集及處理功能：包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

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、事故跳閘總信號、預告信號等。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。

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，電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。

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。

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。

控制和操作功能。操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器，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。

防誤閉鎖功能。系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。

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：

斷路器動作次數；斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數；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；獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間；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。

人機聯系系統的自診斷功能。系統內各插件應具有自診斷功能，自診、斷也像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，其量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能和當地運行維護功能。五、結語通過以上分析，能看到變電綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。隨著技術的進步和硬件軟件環境的改善，它的優越性必將進一步體現出來。

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（責任編輯：xy）

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