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摘要：近年来，变电站微机综合自动系统得到了业内的广泛关注和应用，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了变电站微机综合自动化系统。在探讨变电站自动化系统结构的基础上，结合相关实践经验，就变电站自动化系统功能展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识，望有助于相关工作的实践。
关键词：变电站；微机综合；自动系统；应用
一、前言
作为变电站运转过程中的重要组成部分，微机综合自动系统的关键地位不言而喻。该项课题的研究，将会更好地提升对微机综合自动系统的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化变电站在实际工作中的整体效果。
二、概述
变电站综合自动化技术是在计算机保护、计算机监控、远方调度控制等技术的应用经验基础上发展起来的，它集变电站保护、测量、监视和远方控制于一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。代替了常规的变电站保护、仪表、中央信号、远程装置等二次设备，通过变电站各种设备相互交换信息，共享数据，实现对变电站运行自动监视、管理、协调和控制，提高了变电站的保护和控制性能，使变电站更为可靠，提高了电网的控制水平。变电站综合自动化的发展，为电网综合自动化的发展和深入提供了广阔的前景。
三、变电站微机综合自动化系统简介
为满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统由数据采集和控制、继电保护、直流电源系统三部分构成变电站自动化基础。通信控制管理是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。变电站主计算机系统对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。变电站主计算机系统代替了过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。
1.微机保护系统与传统电磁式二次系统的比较
传统电磁式二次保护系统与微机保护系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入计算机。为便于集中控制，采用集中式设计—将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯，而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占地多、操作陈旧的模拟控制屏，使得所有的操作更加安全、可靠、方便。
2.变电站综合自动化的特点
（一）功能自动化。它综合了变电站内除了交直流电源以外的全部的二次设备。
（二）结构微机化。综合自动化系统内主要插件全是微机化、分布式或分散式结构及网络总线连接，将微机保护、数据采集、控制等环节的CPU群构成一个整体。
（三）监控集中化、直观化。由于常规方式下的仪器仪表、光字牌报警、模拟屏显示均被监视屏幕所取代，常规的控制屏操作也均在CRT屏幕上实现并立即反映操作结果，所以操作监视在一个大屏幕上可集中完成，而且更为直观方便。
（四）运行管理智能化。智能化不仅表现在常规的自动化功能上(如自动报警，自动报表等)，还表现在能够在线并不断的将自动诊断的结果送往本站或远方的主控端。
四、变电站自动化系统结构
1.分布式系统结构
按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证等问题。
2.集中式系统结构
集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数字量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入、输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。
（一）集中式系统结构的不足。a)前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。b)每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。c)软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。d)组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。e)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。
（二）集中式系统结构的主要特点。a)能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。b)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。c)结构紧凑、体积小，可大大减少占地面积。d)造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。e)实用性好。
3.分层分布式系统结构
分层分布式系统结构从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层(站级测控单元)和间隔层(间隔单元)。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。变电站层、通信层、间隔层既相互独立又相互联系。变电站层功能的实现依赖于通信层和间隔层的完好性;但是间隔层功能的实现，特别是继电保护及安全自动装置功能的实现不能依赖于通信层和变电站层;远方主站监控功能的实现应不依赖于变电站层设备。
该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。这种结构具有以下优点:间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高；包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上；逻辑连接到组态指示均可由软件控制；简化了变电站二次部分的配置，缩小了控制室的面积；简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆，节约投资也简化了调试维护；可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用；可靠性高，组态灵活，检修方便。任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或通信故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能仍可继续运行。
五、变电站自动化系统功能
1.微机保护
微机保护是对站内所有的电气设备进行保护、包括线路保护、变压器保护、综合保护、母线保护、电容器保护及备用电源自投、小电流接地检测、低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能:
1)故障记录。
2)存储多套定值。
3)显示和当地修改定值。
4)与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。
5)报警。按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警:开关量突变(如保护跳闸动作)，断路器位置错位，模拟量超过整定值，变压器保护动作(如瓦斯、温度)。模拟量之越限值可在线修改。每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。
2.数据采集及处理功能
数据采集及处理功能:包括状态数据，模拟数据和脉冲数据。
（一）状态量采集。状态量包括:断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。
（二）模拟量采集。常规变电站采集的典型模拟量包括:各段母线电压、线路电压、电流和有功、无功功率值。馈线电流、电压和有功、无功功率值。采集的数据储存于系统硬盘作为编辑报表的基础。按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表:有功电量日、月、年报表;馈线电流日、月、年报表。
3.事件顺序记录和故障录波测距
事件顺序记录应包含系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录:所有报警信息、操作人员确认有关报警、开关的操作、继电器动作和状态信息、系统通讯状况。
每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。当变电站发生故障时，对异常信息能够按时间的顺序进行自动记录、存储、远传，以供操作人员当时或以后进行事件分析。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。
4.控制和操作功能
操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。
5.防误闭锁功能
系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。
6.系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。
7.数据处理和记录
历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，主要包括:
1)断路器动作次数。
2)断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数。
3)输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大、最小值及其时间。
4)独立负荷有功、无功，每天的峰、谷值及其时间。
5)控制操作及修改整定值的记录。根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。
8.人机联系系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。
六、结束语
电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面，电力系统进入了微机控制时代，变电站自动化系统以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代繁琐而复杂的传统控制保护系统，已成为当前电力系统发展的趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强的功能。变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。目前，变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新趋势。
参考文献
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[3]蓝海涛.智能变电站继电保护二次安全措施规范化的建议[J].智能电网.2014（09）：88-89.