变电站综合自动化

任建文,变电站综合自动化,内容提要,一、变电站自动化系统概述,二、变电站自动化系统的发展过程,四、变电站综合自动化系统的结构形式,三、变电站综合自动化系统的内容和功能,一、变电站综合自动化系统概述,发电厂、输电网、配电网和用电设备连接起来组成电力系统,虚筐内为输电网,1、输电网的组成,2、变电站的简介,2、变电站的简介（续）,2、变电站的简介（续）,枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，连接电力系统高压和中压的几个部分，汇集多个电源，电压为330500kV的变电站，称为枢纽变电站。全站停电后，将引起系统解列，甚至出现瘫痪。,枢纽变电站,中间变电站,中间变电站高压侧以交换潮流为主，起系统交换功率的作用，或使长距离输电线分段，一般汇集23个电源，电压为220330kV，同时又降压供给当地用电。这样的变电站起中间环节的作用，称为中间变电站。全站停电后，将引起区域网络解列。,2、变电站的简介（续）,地区变电站高压侧电压一般为110220kV，对地区用户供电为主的变电站，这是一个地区或城市的主要变电站。全站停电后，仅使该地区中断供电。,地区变电站,终端变电站,终端变电站在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧电压为35110kV，经降压后直接向用户供电的变电站，即为终端变电站。全站停电后，只是用户受到损失。,另外，按变电站作用的不同，可分为升压变电站、降压变电站、联络变电站和整流变电站等。,3、变电站自动化系统的功能要求,检测电网故障，尽快隔离故障部分采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考实现当地后备控制和紧急控制确保通信要求,变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。,变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。,4、变电站综合自动化系统的概念,5、功能组合,远动功能（四遥功能）自动控制功能（如电压无功综合控制（VQC）、低周减载、负荷联切/故障隔离/恢复供电/网络重组等）测量表计功能（如智能电度表）继电保护功能与继电保护相关的功能（如故障录波、测距、小电流接地选线等）接口功能（与微机五防、电源、电能表计、全球定位（GPS）等设备的接口）系统功能（与主站通信、当地SCADA等）所有能实现这些功能的设备，均统称为智能式电子设备（IED）,6、变电站综合自动化系统特点,功能综合化,分布式微机化的系统结构,简单可靠、可扩展、兼容性好,操作监视屏幕化,6、变电站综合自动化系统特点（续）,通过计算机上的CRT显示器，可以监视全变电站的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。,运行管理智能化,智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能，例如：电压、无功自动调节，不完全接地系统单相接地自动选线，自动事故判别与事故记录，事件顺序记录，制表打印，自动报警等，更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化，实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能，这对于提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的，也是常规的二次系统所无法实现的。,二、变电站自动化系统的发展状况,1、国外概况,国际上变电站综合自动化的研究工作于70年代中、后期开始。据报道，目前在西欧、北美及日本等发达国家，绝大多数变电站（500kV，380kV及以下电压等级）都已是无人值班，且管理人员很少，或集中或在家值班。,美国：田纳西流域管理局（TAV）负责管理161500kV电压等级的电网和部分69.46kV电网，供电面积8000平方公里，电网最高负荷为26000MW，平均负荷为1600017000MW，1995年平均停电时间为7min，供电可靠性为99.999%，对变电系统全部实现“四遥”。,1、国外概况（续）,TAV电网协调是由一个负荷控制中心和5个电网控制中心组成，共控制160座变电站和若干小型水电站。控制中心控制161/69kV变电站、2627台开关，所有变电站均无人值班。TAV系统的通信以光纤和微波通信为主，有4根光缆（68芯/根），电路总长为1600km.TAV正在建造新的调度中心，将把电网控制中心与负荷控制中心合为一体，主要功能和任务包括负荷与发电的协调，输电调度，发电计划，运行支持，系统安全，与邻网电量交换几商务结算，市场预测等。,日本：西京电力公司的无人值班变电站在70年代初就达60%以上，1975年引入计算机集中监控系统，80年代90%以上变电站实现自动化控制。日本10家电力公司供电可靠性统计，1986年停电次数4.85次，停电时间701min，到1994年，停电次数仅为0.21次，停电时间缩短到38min,其中东京电力公司的实绩为：1215min，可靠性达到99.997%。,法国：全国电力公司（EDF）实行的是单一垄断经管，1995年EDF总装机容量达到97450MW，它是西欧联合电网的重要成员。现在EDF90%以上变电站为无人值班。对用户的平均年停电时间EDF标准是1.5h，但实绩为45min。,1、国外概况（续）,变电站无人值班工作早在1958年在我国就掀起高潮，许多供电局的35115kV变电站撤了人，由调度所或基地站进行远方监视和控制，后来由于技术上的、管理及经济上的原因，除郑州供电局等极少数还在坚持无人值班外，大多数都停止了这种尝试。,2、国内情况,经过几十年的发展，电网装备技术和运行管理水平，人员素质等方面取得了很大的提高。至1995年底，全国60多个城网已经建立了无人值班站（含少人值班站）数量已有340多座，投运或正在筹建的综合自动化变电站也有300多座，这些变电站基本上正常运行，三遥或四遥的正确率达到97%98%。1995年全国供电可靠性平均为99.724%，2000年全国供电可靠性平均为99.829%。,3、变电站自动化的三个发展阶段,由分立元件构成的自动装置阶段,采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。,20世纪70年代以前，各种功能的自动装置（自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等）,相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。,分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。,3、变电站自动化的三个发展阶段（续）,以微处理器为核心的智能化自动装置阶段,用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的。,由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。,基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。,3、变电站自动化的三个发展阶段（续）,变电站综合自动化系统的发展阶段,我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。在80年代中期，由清华大学研制的35kV变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。与此同时南京京自动化研究院也开发出了220kV梅河口变电站综合自动化系统。,国内许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。,3、变电站自动化的三个发展阶段（续）,进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品如雨后春笋般的发展，具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，上海惠安Powercomm2000变电站自动化监控系统，国电南自PS6000系列综合自动化系统，许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统等,4、变电站自动化的发展趋势,计算机化网络化智能化保护、控制、测量、数据通信一体化,4、变电站自动化的发展趋势,4、变电站自动化的发展趋势,根据IEC61850标准，SA系统的结构可分成如图所示的三个层次：,0层次：称为过程层，包括开关、变压器等一次设备以及各种互感器、传感器和执行机构等接口设备；,1层次：称为现场保护控制单元层（Baylevelunit），又称间隔层，包括保护、测量、控制、以及扰动记录等二次设备；,2层次：为变电所层，包括通信处理机、当地监控主站等。习惯上，人们将变电所层的设备称为上位机或后台机。,第1步：基于IEC61850-9-1或IEC60044-7/8的点对多点连接,控制中心,人机接口,技术服务,交换机,路由器,站级总线,保护1,监控设备,常规开关设备,电子式CT/VT,保护2,保护1,监控设备,常规开关设备,电子式CT/VT,保护2,IEC61850-9-1,IEC60044-7/8,第2步：基于IEC61850-9-2的过程总线连接,控制中心,人机接口,技术服务,交换机,路由器,站级总线,保护1,监控设备,智能开关设备,电子式CT/VT,保护2,保护1,监控设备,智能开关设备,电子式CT/VT,保护2,IEC61850-9-2,过程总线,交换机,交换机,第3步：同一网络,过程总线,控制中心,人机接口,技术服务,交换机,路由器,站级总线,保护1,监控设备,智能开关设备,电子式CT/VT,保护2,保护1,监控设备,智能开关设备,电子式CT/VT,保护2,交换机,交换机,三、变电站综合自动化系统的内容与功能,基本内容,电气量的采集和电气设备的状态监视电气设备的控制和调节（正常运行状态）继电保护的故障录波功能（事故状态）站级监控系统（站级SCADA）与远方调度（控制）中心的通信系统,基本功能,监控子系统继电保护子系统电压、无功综合控制子系统电力系统的低频减负荷控制子系统备用电源自投控制子系统通信子系统,变电站综合自动化系统的基本功能体现在下述6个子系统的功能中：,1、监控子系统,监控子系统的功能应包括以下几部分内容：（一）数据采集（二）事件顺序纪录SOE（三）故障记录、故障录波和测距（四）操作控制功能（五）安全监视功能（六）人机联系功能（七）打印功能（八）数据处理与记录功能（九）谐波分析与监视,（一）数据采集,模拟量：各段母线电压；线路电压、电流、有功功率、无功功率；主变压器电流、有功功率、无功功率；电容器的电流、无功功率；馈线的电流、电压、功率及频率、相位、功率因数。此外，还有主变油温、直流电源电压、站用变压器电压等。,变电站的数据采集包括：模拟量、开关量和电能量。,（一）数据采集（续）,开关量：断路器的状态、隔离开关的状态、有载调压变压器分接头位置、同期检测状态、继电保护动作信号、运行告警信号等。一般经过光电隔离电路输入到计算机。,电能计量,电能脉冲计量法：是传统的感应式的电能表与电子技术相结合的产物，电能表转盘每转一周，便输出一个或两个脉冲。软件计算法：利用采集到的u、i直接计算P、Q，但电能计量作为计费的依据，不易被大家接受。智能型电度表：有串口输出功能。,事件顺序记录SOE（SequenceofEvent）包括断路器、跳合闸记录、保护动作顺序记录。,（二）事件顺序记录SOE,故障记录：35kV及以下电压等级，一般不配置专用录波器，主要靠微机保护装置的录波功能。,（三）故障记录、故障录波和测距,故障录波和测距：110kV及以上系统一般配置专用的故障录波器，故障录波器应有串行通信功能，可以与监控系统通信。,（四）操作控制功能,主要包括：对断路器和隔离开关进行分、合操作；对变压器分接头开关位置进行调节控制；对电容器进行投切控制；同时要能接受遥控操作命令，进行远方操作；为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，应保留人工直接跳、合闸手段。,断路器操作时，应闭锁自动重合闸,当地操作和远方操作要相互闭锁,根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关闸的闭锁操作,无论当地操作还是远方操作，都应有防误操作的闭锁措施,（五）安全监视功能,监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变温度、频率等量，要不断进行越限监视，如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值。另外还要监视保护装置是否失电，自控装置工作是否正常。,（六）人机联系功能,人机联系桥梁：CRT显示器，鼠标和键盘。代替传统的指针或仪表，模拟屏或操作屏。,显示采集和计算的实时运行参数。如U、I、P、Q、有功电能、无功电能、主变温度、系统频率等。,显示实时主接线,事件顺序记录（SOE）显示,越限报警显示,历史趋势显示。如负荷曲线，母线电压曲线等,保护装置，自动装置定值显示,其他，如故障录波等。,通过人机联系可以输入下列数据：,TA，TV变比,保护定值,自动装置定值,运行人员密码,越限报警定值,（七）打印功能,定时打印报表和运行日志,开关操作记录打印,越限打印,事件顺序记录打印,召唤打印,抄屏打印,事故追忆打印,（八）数据处理与记录功能,主变和输电线路的有功、无功功率每天的最大值和最小值及相应时间；,计算受配电电能平衡率；,母线电压，每天的最大值，最小值及相应时间；,统计断路器动作次数；,断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数；,控制操作和修改定值记录。,（九）谐波分析与监视,谐波源:,电动机产生额外的热损耗。,电力变压器、高压直接输电中心换流站、电气化铁路、地铁、电弧炼钢炉、大型整流设备等。,增加输电线损耗，消耗无功功率储备；,影响自动装置、继电保护正确工作；,增加测量仪表的测量误差；,谐波的危害:,2、继电保护子系统,微机保护的优越性:,有较好的记忆功能：如功率方向元件可以消除死区，有利于新原理(突变量)保护的实现。,灵敏性强：不同原理的保护硬件可以是一样的，改变软件可以改变保护功能，还可同时实现多种功能，如保护、重合闸等。,综合判断能力强：可以考虑较复杂的逻辑，解决常规保护不易解决的难题。,性能稳定，可靠性高：保护功能主要取决于算法和判剧，而软件只要芯片不损坏，就不会改变。,良好的自检、自诊断功能：运行维护工作量小，现场调试方便,微机保护系统的功能包括：,配电线路保护,高压输电线路的主保护和后备保护,主变压器的主保护和后备保护,电容器保护,母线保护,不完全接地系统的单相接地的选线,对微机保护系统的要求,具有故障记录功能：包括故障前后电位、电压、保护动作情况。,满足“四性”要求：可靠、灵敏、快速、选择，各保护功能相对独立。,可以当地显示或者多处观察定位，对保护定值的修改要有授权密码。,具有通讯功能，但保护功能决不依赖于通讯网。,具有与统一时钟对时功能：如GPS（GlobalPositionSystem全球定位系统）对时。区别GPRS（GeneralPacketRadioService）通用分组无线业务,可以储存多套保护定值。,有完善的自稳、自恢复功能,3、电压、无功综合控制子系统,维持供电电压在规定的范围内,（一）电压、无功综合调控的目标,500（330）kV变电站的220kV母线：正常时，010事故时，510,220kV变电站的35110kV母线：正常时，37事故时，10,配电网的10kV母线：10.010.7kV,保证电压合格的前提下使电能损耗为最小,增强对无功功率和电压的调控能力，充分利用现有的无功补偿设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等）的作用，并对它们进行合理的优化调控。,保持电力系统稳定和合适的无功平衡,主输电网络应该实现无功分层平衡；地区供电网路应实现无功分区就地平衡的原则，才能保持各级供电母线电压在规定的范围内。,（一）电压、无功综合调控的目标（续）,（二）电力系统的无功功率与电压的关系,1无功功率负荷（以异步发电机为例）QU特性2无功电源（以同步发电机为例）QU特性在某一无功负荷下，发电机发出的无功与负荷吸收的无功平衡，由1和2的关系得系统电压为UA。如果无功负荷增加，曲线1变为曲线1，而系统发出的无功不变，系统电压就会由UAUA。只有发电机发出无功也增加，曲线2变为曲线2，才能维持系统电压在不变。,（三）变电站电压、无功综合控制的原理,设；,为系统阻抗；,为变压器阻抗；，为馈线阻抗；，为用户功率，；,（三）变电站电压、无功综合控制的原理（续）,控制目标：在系统RS、XS、RT、XT的损耗最小时，ULULN,（设用户的自然功率因素不变，忽略电压降横分量可得公式）,考虑U2=U1/K，可以调整K(有载分接头)使ULULN可见，随着SL，U2，即逆调压。,第一种方法,（三）变电站电压、无功综合控制的原理（续）,投入无功补偿QC后，高压损耗为：,其中P2、Q2为U2处的功率。变电站低压母线电压U2与系统电压Us的关系为：,第二种方法,（三）变电站电压、无功综合控制的原理（续）,改变K值（分接头位置）和QC（电容参数值）都可以起到对电压的调节作用，由公式得当QCQ2时系统的无功、有功损耗最小，综合公式两者考虑，不仅可以保证电压质量，还能尽量使网络损耗最小，从而达到现有设备条件下得最佳控制。从整个系统看，通过改变变压器的变比调整每一节点的电压，实质上是改变了无功功率的分布，控制变压器的变比调压是以电力系统无功功率电源充足为基本条件的。,（三）变电站电压、无功综合控制的原理（续）,4、电力系统的低频减负荷控制子系统,电力系统的频率是反映系统有功是否平衡的质量指标。,当发电机原动机功率大于发电机输出的电磁功率时，发电机就要加速运行，系统频率就要上升，反之系统频率就会下降,对于负荷变化幅度小，变化周期短（一般10s内）所引起的频率偏移，一般由发电机调速器进行调整，即电力系统的一次调频,对于负荷变化幅度大，变化周期较长（10s3min）所引起的频率偏移，单靠调速器的作用，不能把频率偏移限制在规定的范围内，必须由调频器参加调频，这种有调频器参与控制调速器的设定转速的频率调整称为二次调频,电力系统发生突发事故，出现严重的功率缺额，使频率急剧下降，单靠一、二次调频已解决不了频率下降的问题，必须采取低频减载措施,（一）电力系统频率降低的危害,系统频率降低，使发电厂的厂用机械出力大为下降，使发电机的有功出力减小，导致系统频率的进一步降低,系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的无功功率就会减小，而频率降低时，电动机、变压器励磁电流增大，无功损耗增加，系统的电压水平就会受到严重的影响（下降），甚至造成电压的崩溃,系统频率下降，会导致各用户的生产率降低,（二）低频减负荷的控制方式,假定变电站馈电母线上有多余配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。基本级中为一般负荷的馈电线，特殊级为重要负荷。,（三）对低频减负荷装置的基本要求,能在各种运行方式且功率缺额的情况下，有计划地切除负荷，有效地防止系统频率下降至危险点以下,切除地负荷应尽可能小，应防止超调和悬停现象,变电站馈电线路故障或变压器跳闸造成的失压时，低频减负荷装置应可靠闭锁，不应误动,电力系统发生低频震荡时，不应误动,电力系统受谐波干扰时，不应误动,（三）对低频减负荷装置的基本要求（续）,为了满足以上要求，常用的闭锁条件有：带时限的低电压闭锁；低电流闭锁；滑差闭锁，也即频率变化闭锁；双测频回路串联闭锁；低频减负荷装置故障闭锁。,5、备用电源自投控制子系统,（一）备用电源自投（BZT）的作用,备用电源自投装置是因电力系统故障或其它原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其它正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。,明备用方式：正常时1DL合，2DL分，由1DL供电。当1L上发生故障，1DL跳开时，2DL自动合上,（二）备用电源自投的方式,暗备用方式1：正常时1DL，2DL均合，3DL断开，1DL、2DL分别对1#主变、2#主变供电。当1L上发生故障，1DL跳开后，3DL自动合上，由2L供电。,（二）备用电源自投的方式（续）,暗备用方式2：正常时1DL，2DL均合，5DL断开，1#主变、2#主变分别对低压母线供电。当1#主变或2#主变发生故障，跳开4DL或6DL，合上5DL。,（二）备用电源自投的方式（续）,6、通信子系统,变电站的站级监控系统与各个子系统及各个子系统之间以及变电站和远方调度（控制）中心都是通过通信联系在一起的，因此通讯系统是变电站自动化系统中不可缺少的一部分。,变电站自动化系统的现场级通信,变电站自动化系统与上级调度,主要是自动化系统内部各子系统与上位机（站极监控机）和各子系统之间的数据通信和信息交换问题，其范围是变电站内部，通信主要有现场总线和局域网络。,完成变电站与远方调度（控制）中心的信息交换。,（一）通信系统的组成,信息源和信息接收者发送设备传输介质接收设备,信号的传输方式基带传输（不进行调制）载波传输宽带网（2M）异步传输模式ATMSDH的一种方式,（二）通信工作方式,通信系统的工作方式按照消息传送的方向和时间，可分为单工通信，半双工通信和全双工通信等三种方式。单工通信是指消息只能按一个方向传送的工作方式。半双工通信是指消息可以双向传输，但两个方向的传输不能同时进行，只能交替进行。全双工通信是指通信双方可同时进行双向传送消息的工作方式。,（三）通信传输方式,点对点,无灵活性可言,且传输的信息量小,适用于全集中式阶段和大RTU方式。,模拟传输,解决了传输信息量的问题,但仍然是点对点的传输,灵活性差,适用于大RTU的阶段。,基于RS232的传输,基于RS485的传输,传输信息量大,可以连成网络,但网络的节点数减少,且为主从式,限制了传输的效率.适用于大RTU方式和小规模分布式网络,（三）通信传输方式（续）,信息量较大,网络传输,结点数较多,可靠性大大提高,平等式的结构和优先级的机制保证了重要信息的实时性,但信息传输的速度相对于录波数据传输等要求有差距.适用于中等规模的分层分布式阶段。（CAN，LONWORKS，FDK-BUS等）,基于现场总线的传输,基于以太网络的传输,传输信息量及速度极大，网络连接，平等结构，随着近年基于芯片的系统和光纤传输技术逐渐成熟，在变电站控制领域得到日益广泛的应用。适用于大规模的分层分布式控制系统。,（三）常用通信规约,IEC60870-5-101远动通信协议标准IEC60870-5-103继电保护信息接口标准UCA2.0（utilitycommunicationarchitecture)变电站和馈线设备通信协议体系（美国电科院）IEC61850规约基于MMS（ManufacturingMessageSpecification）的TCP/IP协议的以太网信息互连国际标准。其它远动规约：DNP、CDT92、CDT85、U4F、MB88、MODBUS、SCI1801V6、ISA、LFP、XT9702等,（三）常用通信规约（续）,帧结构如图1所示。每帧都以同步字开头，并有控制字，除少数帧外均应有信息字。信息字的数量依实际需要设定，帧长度可变。,信息字1,（四）组网模式,（四）组网模式（续）,（四）组网模式（续）,（四）组网模式（续）,（四）组网模式（续）,系统配置实例莱阳变（四方公司）,四、变电站自动化系统的结构形式,变电站自动化系统可分为两类：第一类以远动RTU为核心组成的变电站自动化系统；第二类为综合自动化系统。,RTURemoteTerminalUnit远程终端设备,1、远动RTU模式的结构特点与应用,结构,保护、电表、其他IED一般通过串口接入系统，早先产品（或RTU不具备串口功能，或保护、电表等不具备串口功能）一般是以接点、脉冲形式接入RTU。本地I/O是指遥测、遥信、遥控和遥调的输入、输出口。,1、远动RTU模式的结构特点与应用（续）,优点：,(a)保护、远动相互独立，结构简单，易于运行和维护；(b)现有二次系统典型设计比较成熟，一般能满足要求；(c)常规老电站改造时，二次设备不需要全部更换，只需部分改进；(d)在原有远动系统中增加和完善适用于无人值班变电站的信息量易于实现；(e)无论改建还是新建变电站投资较低。,1、远动RTU模式的结构特点与应用（续）,缺点：,(a)RTU配置不灵活，可扩性差；(b)应用变送器进行模拟量的采集时，维护工作量较大，投资较多，体积大，占用屏位；(c)除了新的分布式增强型RTU外，大多数常规RTU与站内智能设备通信接口的能力有限，通信速度慢，通信规约很难协调(d)控制命令通过RTU硬接点输出至遥调执行屏出口，再由控制电缆引出二次回路实施控制，控制电缆较多，占屏位；(e)通常不能与微机保护交换信息，大多数仍是接点联系；(f)处理信息的能力较低。,1、远动RTU模式的结构特点与应用（续）,实际应用情况：,该方式在国内已经历了较长一段时间，应用经验相当丰富，特别是近年来微机分布或增强型RTU和交流采样技术的发展和应用，该模式已获得了广泛的应用。,2、综合自动化系统,将变电站内的监控和保护综合在一起研究变电站综合自动化，国内的研究开发工作从80年代中后期开始并得到迅速发展，目前已进入推广、应用阶段。促使该项工作开展的原因有三个：(1)常规变电站二次系统存在诸多缺陷；(2)电力系统对变电站保护、监控提出了更高的要求;(3)新技术的发展（计算机、通信技术）为其奠定了技术基础。,安装的物理位置上分：集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安装。,设计思想分：集中式、分布式和分散分布式。,（一）、集中式结构,系统各功能模块与硬件无关，各功能模块用模块化软件连接安装实现，并且集中采集信息，集中处理运算。,特点：对计算机性能要求较高，可扩