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摘要：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。
关键词：变电站 综合自动化系统 结构
1、系统结构
1.1 面向间隔的分布式系统
将变电站的输变电路线分为许多间隔，如进线间隔、变压器间隔、出线间隔等。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网络互联，并同站级计算机进行通信。每一间隔层按遥测、遥信、遥控、保护等多CPU分布配置，且在设计上引入计算机局域网络技术，功能分配采用尽可能下放的原则，这种结构虽然可靠性大大提高，任一间隔故障不会影響其它间隔，但是对于每一间隔来说可靠性就比较低，如果间隔内任一个发生故障，则会影响整个间隔。
1.2 面向对象的分布式系统
即一个单元对一个对象，每一根进线、每一根出线、每台变压器、电容器等都可作为对象。这是一种真正的全分布式的变电站综合自动化系统，它打破了原有二次设备的功能界限，根据变电站综合自动化的要求重新组合。这种面向对象的分布式系统符合国际电工委员会的技术规范，是今后的发展方向。它具有以下特点：系统可靠性大大提高，局部故障不影响系统运行；模块间相对独立，互相影响小；数据共享性好；系统运行效率高；多功能的综合控制方式，使得设备的运行管理十分简单，维护量少；抗干扰能力强；可扩展性好；站内二次设备所需电缆大大减少，节约投资。
2、双网络与单网络总线结构
站级管理层与保护监控层之间的数据及命令传递，可采用双网络或单网络结构。对110 kV枢纽变电站，采用双网络结构便于在数据流量很大时保证能快速传递各类信号，并提高其可靠性。采用双网络方式时，通常将监控和保护独立组网，在输电线路或电气设备故障保护动作后，可利用保护网快速传递录波数据。由110kV及以下变电站规模较小，数据流量不大，110kV及以下变电站采用单网络即可很好地满足数据传输的要求。
3、RS485或CAN现场总线网
3.1 RS485 总线
RS2485 总线较早应用于变电站综合自动化系统，目前仍为许多系统所采用，其缺点主要有：对于较小规模系统，有足够的传输率，实时性有保证，但随着系统规模的扩大，系统性能迅速降低。抗干扰及安全性较差，一般只适宜于在控制室内部使用，不能用于开关场及开关间隔内，即不适用于分散安装的分布式系统。从结构网络上只能有一个主节点，其余均为从节点，各I/O单元横向通信必须经过站级计算机进行，系统灵活性差。数据通信方式是命令响应式，节点只有在收到主节点的命令后才能响应，一些重要的变位信息得不到及时上送，实时性较差。无检错纠错功能。通信规约由各厂家自定，不同系统设备间难以互联。
3.2 CAN 总线型网络
采用短帧传送，且每帧均有CRC 校验和其它检错措施，抗干扰能力强，只需采用廉价的双绞线传输就可保证误码率≤10-11。网络直接通信距离最远可达10km，此时传输速率为5kbit/s，而当传输距离为40m时，传输速率可达1Mbit/s。按多主方式工作，网络上任一节点均可在任意时刻向网络上其它节点发送信息，而且还可按点对点、一点对多点和全局广播等方式传送信息，通信方式灵活。网络上的节点可以设置成不同的优先级别，并采用非破坏性总线裁决技术，当有两个节点同时向网络上传送信息时，优先级低的节点会自行暂停发送，但优先级高的节点却不受影响继续发送，从而大大地节省了总线冲突裁决时间，以保证整个系统的实时性。网络上某个节点异常时，有自动关闭总线的功能，切断该节点与总线的联系，以保证总线上其它操作不受影响。CAN网络符合ISO11898技术规范，具有良好的开放性和硬件支持环境。
4、后台操作系统
4.1 WindowsNT操作系统
硬件向上兼容性好，不需要人工进行硬件的优化配置。支持软件多，可移植性强，易于二次开发和功能扩展。有全方位多功能的系统配置组态功能，包括系统配置、图形、报表、曲线、事件处理方式等，使系统生成修改极为快捷、灵活、方便；多种报表配置生成及输出，全部基于Excel 电子报表，便于管理并与其他工具接口；标准的大型数据系统SQL Server 或Sybase 作为实时及历史数据库，系统容量大，保证了数据完整性和一致性，易于维护并能与其它系统无缝连接。界面直观，通用性强，用户普遍会使用，减少培训的工作量。系统运行的稳定性略差，有时由于任务多易发生死机。安全性不高，易受计算机病毒的侵入。基于该操作系统的应用软件有的具有识别码，从保密的角度限制了它的使用范围。
4.2 SCOUN IX 系统
硬件兼容较为严格， 一般的PC 机显卡在图形环境下不能兼容，即使兼容，其分辨率也较低，大多≤1024×768。需要对系统进行优化配置，这项工作一般使用人员难以胜任。支持软件较少，应用系统组态软件要自行编制。操作系统为英文环境，对国内用户来说较难掌握。有较长时间的运行经验及完善改进，稳定性好，安全性高，军工、金融等行业对可靠性要求较高的网络普遍采用。
5、变电站自动化系统应能实现的功能
5.1 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， 母线保护， 电容器保护及备自投， 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。
5.2数据采集及处理功能
5.2．1 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。
5.2.2 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。
5．3 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。
5.4 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。
5.5 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通信。本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等， 其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时， 统一时钟的功能和当地运行维护功能。
参考文献
[1] 辛安国. 浅析变电站综合自动化系统[J]. 内蒙古石油化工. 2009（24）
[2] 虞昉. 浅谈数字化变电站自动化技术[J]. 洁净煤技术. 2005（04）
关键词：变电站 综合自动化系统 结构
1、系统结构
1.1 面向间隔的分布式系统
将变电站的输变电路线分为许多间隔，如进线间隔、变压器间隔、出线间隔等。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网络互联，并同站级计算机进行通信。每一间隔层按遥测、遥信、遥控、保护等多CPU分布配置，且在设计上引入计算机局域网络技术，功能分配采用尽可能下放的原则，这种结构虽然可靠性大大提高，任一间隔故障不会影響其它间隔，但是对于每一间隔来说可靠性就比较低，如果间隔内任一个发生故障，则会影响整个间隔。
1.2 面向对象的分布式系统
即一个单元对一个对象，每一根进线、每一根出线、每台变压器、电容器等都可作为对象。这是一种真正的全分布式的变电站综合自动化系统，它打破了原有二次设备的功能界限，根据变电站综合自动化的要求重新组合。这种面向对象的分布式系统符合国际电工委员会的技术规范，是今后的发展方向。它具有以下特点：系统可靠性大大提高，局部故障不影响系统运行；模块间相对独立，互相影响小；数据共享性好；系统运行效率高；多功能的综合控制方式，使得设备的运行管理十分简单，维护量少；抗干扰能力强；可扩展性好；站内二次设备所需电缆大大减少，节约投资。
2、双网络与单网络总线结构
站级管理层与保护监控层之间的数据及命令传递，可采用双网络或单网络结构。对110 kV枢纽变电站，采用双网络结构便于在数据流量很大时保证能快速传递各类信号，并提高其可靠性。采用双网络方式时，通常将监控和保护独立组网，在输电线路或电气设备故障保护动作后，可利用保护网快速传递录波数据。由110kV及以下变电站规模较小，数据流量不大，110kV及以下变电站采用单网络即可很好地满足数据传输的要求。
3、RS485或CAN现场总线网
3.1 RS485 总线
RS2485 总线较早应用于变电站综合自动化系统，目前仍为许多系统所采用，其缺点主要有：对于较小规模系统，有足够的传输率，实时性有保证，但随着系统规模的扩大，系统性能迅速降低。抗干扰及安全性较差，一般只适宜于在控制室内部使用，不能用于开关场及开关间隔内，即不适用于分散安装的分布式系统。从结构网络上只能有一个主节点，其余均为从节点，各I/O单元横向通信必须经过站级计算机进行，系统灵活性差。数据通信方式是命令响应式，节点只有在收到主节点的命令后才能响应，一些重要的变位信息得不到及时上送，实时性较差。无检错纠错功能。通信规约由各厂家自定，不同系统设备间难以互联。
3.2 CAN 总线型网络
采用短帧传送，且每帧均有CRC 校验和其它检错措施，抗干扰能力强，只需采用廉价的双绞线传输就可保证误码率≤10-11。网络直接通信距离最远可达10km，此时传输速率为5kbit/s，而当传输距离为40m时，传输速率可达1Mbit/s。按多主方式工作，网络上任一节点均可在任意时刻向网络上其它节点发送信息，而且还可按点对点、一点对多点和全局广播等方式传送信息，通信方式灵活。网络上的节点可以设置成不同的优先级别，并采用非破坏性总线裁决技术，当有两个节点同时向网络上传送信息时，优先级低的节点会自行暂停发送，但优先级高的节点却不受影响继续发送，从而大大地节省了总线冲突裁决时间，以保证整个系统的实时性。网络上某个节点异常时，有自动关闭总线的功能，切断该节点与总线的联系，以保证总线上其它操作不受影响。CAN网络符合ISO11898技术规范，具有良好的开放性和硬件支持环境。
4、后台操作系统
4.1 WindowsNT操作系统
硬件向上兼容性好，不需要人工进行硬件的优化配置。支持软件多，可移植性强，易于二次开发和功能扩展。有全方位多功能的系统配置组态功能，包括系统配置、图形、报表、曲线、事件处理方式等，使系统生成修改极为快捷、灵活、方便；多种报表配置生成及输出，全部基于Excel 电子报表，便于管理并与其他工具接口；标准的大型数据系统SQL Server 或Sybase 作为实时及历史数据库，系统容量大，保证了数据完整性和一致性，易于维护并能与其它系统无缝连接。界面直观，通用性强，用户普遍会使用，减少培训的工作量。系统运行的稳定性略差，有时由于任务多易发生死机。安全性不高，易受计算机病毒的侵入。基于该操作系统的应用软件有的具有识别码，从保密的角度限制了它的使用范围。
4.2 SCOUN IX 系统
硬件兼容较为严格， 一般的PC 机显卡在图形环境下不能兼容，即使兼容，其分辨率也较低，大多≤1024×768。需要对系统进行优化配置，这项工作一般使用人员难以胜任。支持软件较少，应用系统组态软件要自行编制。操作系统为英文环境，对国内用户来说较难掌握。有较长时间的运行经验及完善改进，稳定性好，安全性高，军工、金融等行业对可靠性要求较高的网络普遍采用。
5、变电站自动化系统应能实现的功能
5.1 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， 母线保护， 电容器保护及备自投， 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。
5.2数据采集及处理功能
5.2．1 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。
5.2.2 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。
5．3 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。
5.4 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。
5.5 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通信。本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等， 其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时， 统一时钟的功能和当地运行维护功能。
参考文献
[1] 辛安国. 浅析变电站综合自动化系统[J]. 内蒙古石油化工. 2009（24）
[2] 虞昉. 浅谈数字化变电站自动化技术[J]. 洁净煤技术. 2005（04）