变电站综合自动化技术的最新应用.doc

变电站综合自动化技术的最新应用作者：李林锋（单位：广东电网公司江门台山供电局 邮编：529200）摘要：本文根据目前电力系统变电站实现综合自动化的现状，从设计原则、特点、系统配置及结构、功能、技术指标等方面对变电站综合自动化系统进行了分析和描述，对其在最新工程应用中存在的问题进行了探讨，对今后的发展趋势作了总结，并提出建议。关键词：变电站，综合自动化，配置，功能，继电保护 引言在电力系统内，电力主设备继电保护主要经历了电磁式、晶体管式、集成电路式、微机式保护4个阶段。特别是21世纪以来，电力工业突飞猛进，整个电力系统呈现出往超高电压等级、单机容量增大、大联网系统方向发展的趋势,这就对电力设备保护的可靠性、灵敏性、选择性和快速性提出了更高的要求。电力系统相关部门已把变电站自动化作为一项新技术革新手段应用于电力电网，各大专业厂家亦把变电站自动化系统的开发作为重点研发项目，不断地完善和改进，相应地推出各具特色的变电站综合自动化系统，以满足电力系统发展的要求。所谓最新的变电站综合自动化，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真、液晶显示、远程监控等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，“三化”改造和无人值班变电站的进一步发展，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，从而提高电网安全稳定运行水平。继电保护技术未来趋势将是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化的方向发展【1】。新的变电站综合自动化系统，利用组屏取代了常规的仪表屏柜以及一些中央信号装置，经过优化组合成为系统，节省了变电站、控制室和配电室的占地面积，缩短建设工期，提高了变电站的自动化水平，减少人为事故，保证了供电质量，有利于电网安全稳定运行,实现了电力系统的减员增效目标，提高了企业的劳动生产率和经济效益。现在市场上流通着有各种各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。我们所熟悉的有北京四方CSC2000变电站综合自动化系统、南瑞继科技BSJ-2200监控系统、国电南自PS6000变电站自动化系统、许继电气CBZ8000变电站自动化系统、深圳南自的ISA300变电站综合自动化系统等。电压等级不同又有一些功能不一致。本文主要根据南瑞继保RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况进行分析。针对变电站综合自动化系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，展开论述。2综合自动化技术应用2.1 设计原则和特点变电站一期工程包括：三卷变1台，绕组电压等级为110 kV /35kV/10kV；35kV线路2回，35kV旁路1回；110kV线路1回，110kV旁路1回；10kV部分出线11回,电容器组2组，10kV站用变一台。综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证可靠性这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。2.2系统结构2.2.1 微机监控系统采用分散分层分布式系统。变电站运行管理为无人值班值守方式。微机监控系统采用分散分层分布式系统。(见图1)。2.2.2 各装置优化组合主变保护及测控装置、110kV线路保护装置采用分别组屏方式，布置在二次设备室。35kV馈线、10kV馈线、电容器组站用变等设备采用微机型保护测控一体化装置组屏安装在二次设备室。其它智能设备可通过通信口接入监控系统。 图1 分散分层分布式系统2.2.3微机监控系统微机监控系统分为站级控制层和间隔级控制层，网络按双网配置。间隔级控制层设备配置双以太网接口。将采集和处理后的数据信号，经双绞线传输到站级控制层，各间隔级单元相互独立，不相互影响。站级网络采用基于TCP/IP协议的自适应10/100M双以太网结构（A、B网）。应用层协议使用DL/T 667-1999标准。2.2.4系统通讯能力综合自动化系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度SCADA系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用的通讯规约为DL/T 634-5-101-2002、DL/T 634-5-104-2002和新部颁CDT。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。通道具有防雷、过压保护装置。调制解调器满足CCITT标准的要求，传送电平020db可调，接受电平-400db，低于-40db发告警信号，通道误码率小于10-5时，调制解调器能正常工作。其调制方式为FSK。同步方式为同步或异步可设置，与调度通信方式为异步方式。2.3硬件的配置2.3.1监控主机用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，满足IEEE POSIX标准。测控装置面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统一的数据库管理。装置采用32位CPU和DSP硬件平台，14位以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统。利用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措施达到高可靠性。2.3.2 操作员工作、继保工程师工作站系统配置一台操作员工作站兼作继保工程师站。能在正常和电网故障时，采集、处理各种二次装置信息，并充分利用这些信息为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。继保工程师站具备多路数据转发能力，能通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约符合中国南方电网继电保护故障信系统通信与接口规范。2.3.3 系统配置一台微机五防工作站微机五防工作站为珠海共创电气有限公司微机五防系统，防误操作功能比较完备。2.4 电源 系统站级控制层交流电源由在线式UPS供电。其他交流电源由站用变交流系统提供。二次设备室的设备由变电站直流系统220V电源供电。2.5设计规划站级控制层设备按远期规模配置。3系统功能介绍3.1系统功能系统具备较强的故障软化与容错能力，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。3.2微机保护及自动装置3.2.1 10kV、35kV馈线保护装置包括三段时限电流保护、零序过流，三相一次重合闸、低周减载及操作回路。能够上传保护定值、故障报告、动作信息、采样数据等，能够在线修改定值。3.2.2 10kV电容器保护装置包括装设带有时限电流速断、定时过流保护，零序过流，过压和欠压保护，不平衡电压保护不平衡电流保护，温度保护，远方管理等功能。3.2.3 主变压器保护装置主变压器保护装置=主保护后备保护+本体非电量保护。主保护装置与后备保护装置相互独立，硬件上完全分开。主保护装设一套二次谐波制动原理的纵差保护。后备保护包括复合电压起动的过流保护、零序过流保护、间隙零序过流保护、零序过压保护、过负荷保护、主变有载调压控制系统、主变风扇控制系统。非电量保护包括重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温度高、绕组温度高, 有载调压重瓦斯。3.2.4 110kV线路微机光纤纵联保护光纤分相电流差动保护三相电流分相差动保护零序电流差动保护距离保护和零序电流保护（后备）。主保护和后备保护CPU各自独立。装置具有电流电压保护功能和低周保护功能。光纤分相电流差动保护用专用光纤作为通道，传送模拟量和开关量。具有通道监测功能，通道故障时自动闭锁差动保护。距离保护有重合闸功能。3.2.5 低频低压减载装置双CPU结构，强弱电严格分离，舍弃传统的背板配线方式，有很强的抗干扰和抗电磁辐射的能力。完善的事件记录报文处理，可保存最新128次动作报告，24次故障录波报告。有友好的人机界面、中文显示、打印。具备软件和硬件GPS脉冲对时功能。3.3微机监控系统的功能3.3.1实时数据采集及处理功能遥测：变电站运行的各种实时数据，如母线电压、线路电流、主变温度、功率、频率等；遥信：开关、刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、气压信号等。通过间隔层I/O单元进行实时数据的采集和处理。模拟量信息的采集采用交流采样方式，输入回路采用隔离变压器进行隔离。模拟量数据处理包括模拟数据的滤波、数据合理性检查、工程单位变换、数据变化及越限检测、精度及线性度测试、零漂校正、极性判别等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功和功率因数及电度量等，显示在CRT上。3.3.2限值监视和报警处理功能 多种限值、多种报警级别、多种告警方式（声响、语音）、告警闭锁和解除, 遥信变位次数统计、变位告警。报警处理分两种方式，一种是事故报警，包括非操作引起的开关跳闸和保护装置动作信号；另一种是预告报警，包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限复限、计算机站控系统的各个部件、间隔层单元的状态异常等。3.3.3事件顺序记录和事故追忆功能开关和保护信号的动作顺序以ms级进行记录。SOE分辨率为2ms。能够在CRT上显示动作顺序，及在打印机上打印。顺序事件进行存档，存档保存时间可由用户确定。事故追忆表的容量能记录事故前1分钟至事故后2分钟全站的模拟量。 3.3.4控制功能能通过当地或调度端微机的键盘、鼠标输入操作命令，对变电站的控制对象进行操作。包括开关及刀闸的分合、变压器分接头调节、PT并列信号复归等。就地测控单元可实现一对一的操作以保证计算机系统瘫痪时的最低监控手段。为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校核、执行，并设置操作员和线路代码口令。3.3.5管理功能管理功能主要指对一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。运行人员或工程师可以进行修改、检索、显示、打印设备工况报告；对各种运行记录及设备的资料进行档案管理；对于不同性质的工作人员，系统具有管理权限、操作权限分类设置的功能。3.3.6在线统计计算功能 具有统计计算和报表统计功能、用户自定义报表工具。根据采样的CT、PT实时数据能够计算：每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；电压、功率因数合格率的分时段统计、变压器负荷率及损耗所用电率、开关正常及事故跳闸次数、变压器的停用时间及次数等。3.3.7画面显示和打印功能在CRT上显示主接线图、直流系统图、站用电系统图、监控系统运行工况图、系统网络结构图、开关量状态表、各种实时测量值表、历史事件及某些重要数据表、主要设备参数表、继电保护定值表、有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头、潮流方向、电压棒图、110kV母线相电压及3U0电压、10kV母线接地时3U0电压及母线相电压的趋势曲线等。能储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件画面。3.3.8与远方调度的信息交换功能能正确接收、处理、执行变电站SCADA或地区调度中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。厂站号标志位不对应不允许遥控。与市调分别有主备两个通道。采用全双工通信方式，遥测越死区传送、遥信变位传送，电度量定时冻结传送，遥控按“选择返送校核执行”程序运行，结构组态和处理参数由调度端下装。传送速率为：300bps9600bps，可调。能传送模拟量、开关量、各种信号。3.3.9系统的自诊断和自恢复功能微机监控系统能够在线诊断系统的软件、硬件运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。在微机监控系统诊断到软件运行出格时，能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数据。任何插件可带电插拔，而不会导致误动。3.1.10维护功能工程师可以通过工作站对该系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，能够用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删。对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。还可以对计算机站控系统的各个设备进行状态检查。3.1.11 GPS同步对时功能在变电站内采用一套标准同步钟本体，在主控室集中组屏，天线安装在主控室屋顶。与GPS的对时接口，GPS的对时精度为1ms，其与系统内各装置的对时采用硬对时。3.1.12电压无功自动控制在监控实现，VQC系统满足变电站VQC系统功能技术要求，同时在不同时段，能执行不同定值。4 系统主要技术参数44.1 频率:50Hz0.5Hz4.2 直流电压：DC220V，允许偏差-20%+10%，波纹系数5%4.3 交流电压： AC220V，允许偏差-15%+10%，波形畸变系数5%4.4 电流电压误差：0.2%4.5 有功无功计量误差：0.5%4.6 遥控准确率：100%4.7 微机保护正确投入率；100%5 存在问题变电站综合自动化显出其优越性的同时，也有以下几个缺点：其一，在变电站巡检操作人员操作设备过程中，在主控室操作后，又必须到现场查看并验证一次设备的实际位置，跑来跑去，如果操作项目多的话，过程反复又浪费时间，自动化的程度还有待提高。假如操作人员在主控室或调度室就能查看一次设备的运行工况，则减少操作人员的劳动力和时间。所以，未来的趋向将是在一次设备附近装设视频和声控系统，通过远动和通信系统进行数据采样和传输，运行操作人员在远方就能对设备的运行工况及状态变化情况了如指掌，同时又减少与高压设备危险接触的不定因素。其二，微机保护装置插件容易损坏，比较典型的有电源板插件发热损坏导致保护失去作用，或通讯监控主插件通讯模块坏导致通讯连接不上等，必须保证充足的维护抢修人员进行紧急抢修。其三，该系统增加了继保工作人员作业量，继保工作人员作保护调试时，不仅要对保护对信号，还要对后台、调度核对信号，大量繁杂的信号对点工作增加了巨大的作业量，而且只能在检修状态时可以信号核对，否则不会准确。其四，对运行维护技术培训不能及时跟上，大部分人员计算机技术能力有待提高，只能进行简单分合闸操作，以及线路改命名等简单的数据库编译工作等，遇到复杂问题仍需向厂家求助。其五，未能引入先进的WEB Server技术和防火墙技术，运行管理人员还不能通过Internet或Intranet实现远程访问和维护。这个基于结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题，为运行和维护带来更大的方便，将是未来综合自动化系统的发展方向。6 总结本文论述了数字化变电站综合自动化系统的特征、结构及其发展情况，接着论述了自动化技术应用、系统功能介绍、技术参数情况，对存在的问题进行了探讨，对今后的发展趋势作了总结。数字化变电站自动化是一个系统工程，要实现全部数字化变电站自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，作者相信在不太远的将来数字化的变电站自动化系统，将有一个蓬勃的发展期。参考文献：1. 杨奇逊微型机继电保护基础北京：水利电力出版社，1988 ； 2. 王梅义高压电网继电保护运行技术北京：电力工业出版社，1981；3.吴斌，刘沛，陈德树继电保护中的人工智能及其应用电力系统自动化，1995 ；4.RCS9700变电站综合自动化系统技术使用说明书，南京南瑞继保电气有限公司；5.RCS9700 变电站综合自动化系统后台监控系统技术使用说明书，南京南瑞继保电气有限公司；6中国南方电网继电保护故障信系统通信与接口规范。7电力系统继电保护实用技术问答,第二版，中国电力出版社。作者简介：李林锋，男，28岁，大学本科工学学士，电气助理工程师，2003年毕业于华南理工大学电气工程及其自动化专业。现于广东电网公司江门台山供电局从事继保工作。通信地址：广东省江门台山供电局，邮编：529200，联系电话变电站综合自动化系统的问题分析2009-12-27 18:05:00 来源：中国自动化网目前变电站综合自动化得到了迅速的发展，尤其是随着电力系统“达标创一流”的实施，全国已经有许多变电站实现了综合自动化，其中一些220 kV变电站、110 kV变电站的设备已经具备了无人值守的条件。下面对变电站综合自动化系统的具体内容作以介绍；对建设综合自动化变电站存在的问题加以分析；对下一步的继续发展进行探讨。1变电站综合自动化系统的基本内容变电站综合自动化系统的基本内容包括：继电保护、故障录波、“五防”闭锁、测控系统、通信系统五部分组成。继电保护包括线路保护、变压器保护、电容器保护等。线路保护部分设有启动元件、零序电流元件、零序方向元件、距离元件、振荡闭锁元件、TV断线报警、 TA断线报警、控制回路断线报警及自动重合闸；变压器保护由差动保护、复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序过电压保护、过负荷保护及TV断线保护几部分组成；电容器保护由过电流保护、不平衡电流保护、过电压保护、低电压保护及不平衡电压保护几部分组成。故障录波主要是记录故障前后的电压、电流的动态变化过程及开关量的状态。在管理计算机系统中，设有专家系统，可提供标准的操作票，利用计算机进行操作的硬闭锁。还可以利用专家系统方便、直观地进行反事故演习，而不会影响其他功能的正常运行。综合自动化的变电站除了实现就地测控外，还设有比较完备的远动系统。远动系统的“四遥”要求在综合自动化的变电站中得到具体体现，无人值守的变电站更是如此。测控系统的主要内容是开关控制、变压器调压、补偿电容器调压、低频减载、变电站的参数采集。经过通信联网使变电站 实现了与调度系统的信息传递，从而完成“四遥”功能。2变电站继电保护与综合自动化变电站继电保护的安装位置与以往相比发生了很大的变化，基本上考虑2种方式：就地安装；集中安装。有的变电站只考虑一种方式，有的则2种方式全用。作为一般的设计，10 kV线路保护安装到开关柜上，变压器以及高压线路保护则集中于控制室，继电保护装置经过通信线路与管理计算机联网。这种考虑主要是由于10 kV开关柜一般为户内安装，变压器以及高压线路开关为户外安装的缘故。微机技术的发展，即单片机技术的应用使保护独立于管理机之外，并与管理机建立通信联系成为可能，如此，继电保护并没有成为以大型计算机为中心的内部的一部分。继电保护作为综合自动化系统的一部分，在结构、功能上相互独立，在管理上相互通信的模式为人们所接受。继电保护不仅是综合自动化系统的一部分，而且是 独立于综合自动化系统的一部分，这种设计对整个系统的可靠性无疑是非常必要的。3综合自动化变电站采用的新成果一些新技术、新工艺、新设备以及新的科研成果，已经陆续应用到变电站综合自动化系统中。3.1小电流接地选线由于微机型小电流接地选线装置陆续投入使用，这些产品因为在硬件上进行了严格的筛选，在结构上采取了一系列的抗干扰措施，在软件上设置了自检程序，设置了防止误动的检测环节等，使小电流接地故障选线保护基本达到了动作无误的程度。3.2机卡保护机卡保护是防止开关拒动时烧毁继电器触点的一种保护。据统计，在低压系统中由于开关机构的质量问题，烧毁跳闸继电器触点的事情是常见的，引用了机卡保护后，彻底解决了继电器被烧毁的问题。3.3直流接地选线装置由于变电站直流系统的接线很复杂，运行中的直流系统接地现象时有发生，近几年有比较成功的直流接地选线装置投入运行，基本上实现了不拉路选线的愿望，提高了变电站运行的可靠性。3.4时钟校对系统变电站的微机型保护及自动装置中均设有事件的记录功能，并利用装置内部的时钟来记录故障等事件相关的参数，以便按顺序进行追忆，记录的时间分年、月、日、时、分、秒、毫秒、微秒，作为一套装置如此设置是无可挑剔的，但是对于变电站与调度管理系统，由于各自内部时钟误差的存在，日积月累，偏差难免会过大，采用了时钟校对措施以后，事件的时间就会彻底统一起来。4综合自动化变电站的运行与管理的特点综合自动化变电站的管理与常规变电站管理相比有许多特点，分析如下。4.1网络管理系统变电站的网络管理系统简图见图1。变电站利用管理单元完成数据的传送，完成变电站内有关单元的管理、检测，完成有关操作、查询，当变电站内的有关单元出现异常后自动报警，当被保护的设备出现故障后完成故障前后的录波打印。管理单元在很大程度上代替了运行过程中的巡回检查，只是比人工检查更及时、迅速、准确，但是对于某些特殊的情况尚不能代替人工检查，至于有关单元的异常处理仍然需要人来完成。4.2实现了与调度自动化系统的联网常用的变电站与调度自动化系统的联网方式见图2。变电站实现了与调度自动化系统的联网以后，为变电站实现遥测、遥调、遥信、遥控提供了条件，为无人值守提供了条件。调度部 门可以通过调度自动化系统对各变电站进行监视或操作。4.3操作特点综合自动化变电站正常的断路器、隔离开关操作采用手动或自动方式均可实现，对于无人值守的变电站的倒闸操作则以远方为主，这主要看设备的配置，例如负荷开关若能实现远方操作的，一般情况下无须到就地操作，但是诸如接地开关的操作只能到就地进行。只能在就地进行的操作，综合自动化也无能为力，一般的配置仍须操作人员到现场，对停电后所做的验电、挂接地线等措施也不是综合自动化所能代替的。在这种情况下，对于有人值班的变电站由值班人员办理，对于无人值班的变电站则需派操作队前往办理。4.4设备异常及事故的特点与一般的变电站相比综合自动化变电站由于自动化系统、远动系统的设备庞大、机构复杂，设备的异常及事故所带来的麻烦明显增多，据某些供电局统计约占 30%以上，因此在同样的情况下，综合自动化变电站的问题要比一般的变电站多。无人值班变电站的事故处理显然要比有人值班的变电站更加繁琐。5变电站综合自动化发展的趋势5.1变电站综合自动化的优点综合自动化变电站有许多优越性，它的出现加强了信息的传递，方便了许多方面的工作。例如MPS4000变电站综合自动化系统有如下优点：（1）简化了二次设备的硬件配置。由于二次设备所采集的数据可以通过通信总线使各部分共享，如此其采样部分、数据处理部分对于每一个参量来说，只需要采集一次就可以满足不同功能的数据要求。综合自动化变电站可以省去专用的故障录波器、专用的控制信号屏以及专用的中央信号屏。（2）简化了二次设备的连线。将变电站的线路、变压器、电容器等一次设备的所有的二次功能集中到一个或几个机箱内部，不同的二次设备之间的联系可用总线来实现，从而省去了二次设备之间的电缆连接。（3）简化了设备的调试。由于硬件的模块化、采样值的数字化，使得出厂调试及运行维护调试简单了许多。（4）方便了一次事故处理。设备的自检功能使设备本身出现异常时能够及时报警；设备的故障录波功能使系统出现故障时能够记录故障时的参数及事件，以便分析处理。5.2变电站综合自动化尚存在的问题（1）设计的规范很难统一。尽管国家电力公司、各省电力部门对变电站综合自动化系统的设计、设备的性能指标等都做了统一的规定，但是设备生产厂家的元件筛选、硬件配置、电路结构、制造工艺、软件程序却差别很大，这些差别导致了设备的寿命、性能、抗干扰能力以及管理与维护等相差甚远。（2）设备的一次性投资太高。虽然综合自动化变电站节省了连线，方便了安装施工，简化了调试，但是继电保护、通信系统、集中控制、远动系统等现代化设备产品的造价都比较高，因此，综合自动化变电站设备的一次性投资高于常规的变电站。例如一个变电容量相同的110 kV综合自动化变电站，自动化设备部分的投资比常规变电站设备的一次投资高1倍多；通常，一个一般的220 kV变电站的自动化部分大约是150万元以上。（3）设备依然需要定期维护。到目前为止，几乎所有的变电站综合自动化系统，没有一家产品是免维护的，在现场对设备异常的处理也只有针对情况更换插件或更换元件，更进一步的分析及更深入的检查处理往往是请厂家帮助解决。（4）误动的问题依然存在。有一个110 kV变电站的一条35 kV线路在一天内曾经误动跳闸24次，最后检查原因是保护元件的温度特性变坏，电流采样值在运行过程中向高处漂移，直到达到过流保护的定值后过流保护动作跳闸为止。虽然这种现象并不多见，但如此的可靠性仍是令人担忧的。（5）设备的操作与事故处理比较烦琐。有些地区对于无人值守变电站的一般操作仍然由“操作队”到就地进行，以避免远方操作出现异常时不能及时处理。另外变电站综合自动化设备一旦出现了故障，即使是微小的故障也必须派人到现场。（6）设备的寿命有限。变电站综合自动化设备的寿命一般只有15年左右，运行寿命到期以后只能更换新的产品。（7）远动设备监视不足。目前，变电站综合自动化主要在处理速度、容量、精度以及事件记录的分辨率等方面得到了提高，但是远动终端、变电站综合自动化本身的自检及输入输出板的运行状态监视却没有得到发展，例如UPS电源的检测，远动终端自检信息的检测等功能并没有完善。这些功能的完善尚需认识与实践的过程，涉及到生产厂家改进设备、增加远动设备的自检信息及电力系统远动规约的修订。5.3变电站综合自动化得以发展的因素近十几年来电力系统的自动化程度发展很快，从调度自动化、变电站自动化、配电自动化、城网自动化到农网自动化等，众多的自动化纷纷涌现出来。变电站综合自动化的发展也有它的历史原因，分析如下：（1）电网发展的需要。变电站综合自动化有一定的优势，为了电网整体自动化水平的提高，为了与电网调度自动化的配套等应该发展一定规模的变电站综合自动化系统。（2）创一流工作的需要。国家电力公司在一流的企业标准中，明确规定了综合自动化变电站的比例，因此那些争创一流的企业必须按规定完成综合自动化变电站的指标。（3）减人增效的需要。据统计，有的地区供电局在不到10年的时间内变电站的数量增加了一倍，变电容量翻了一翻，但是生产管理人员不但没有增加，反而有所减少，在这种情况下要完成年度的生产任务，要完成检修任务必须大力发展高度自动化系统，以减少设备维护、调试的工作量，同时减轻工作人员的负担。由此可见，变电站综合自动化的发展既有主观上的愿望，又有客观上的需求。值得重视的是 生产部门应该充实一线的力量，减轻生产人员的劳动强度，提高工作效率，保证工作质量。5.4必须控制变电站综合自动化的发展规模高度综合自动化的变电站、无人值守的变电站的数量必须控制在一定的比例以内，使其既满足主网综合自动化的需求，又考虑到中国的国情，考虑到国家整体的经济实力，考虑到国家的人口因素。中国的人口问题极为突出，电力作为国民经济一大支柱的部门不可能回避，各部门应该适量地吸收人员，以减轻社会的就业压力。一方面综合自动化变电站的建设投资费用太高，同时自动化设备的平均寿命太短，另一方面高度发达的自动化设备与人争饭碗的问题，在发达国家的发展过程中曾经出现过，作为宏观调控的部门应该把好第一关，以免重蹈覆辙。变电站综合自动化的发展应统筹考虑，区别对待，宏观上解决好以下问题。 （1）偏远地区。对于值班人员的生存、生活有困难的变电站，可以考虑变电站综合自动化的问题，若条件允许可以做到无人值守的程度。（2）枢纽变电站。对于枢纽变电站应考虑比较先进的综合自动化配置，但是枢纽变电站应该是有人值班的管理，无人值守不可取。（3）一般变电站。对于一般变电站，应该根据设计的原则，根据实际的情况适当考虑保护 、自动、远动、通信等，即达到所谓的半自动化水平或半自动化以下水平。只要在宏观上解决好上述问题，变电站综合自动化系统的发展是会令人满意的。这样既 能看到现代水平的象征，又能顾全大局，考虑到与其他行业的配套发展。变电站综合自动化系统的的体系结构和配置收藏此信息 打印该信息 添加：佚名 来源：未知摘要：变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块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。“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。 关键词：综合自动化 结构 变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块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。“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”代替了很多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。“通信控制管理连接系统各部分，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。 与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是：(1)在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。(2)在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备(如模拟式指针仪表、中央信号系统)揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的