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【摘 要】现阶段随着电网建设和改造的顺利进行，提高配电网自动化水平的呼声越来越高。这一时期自动化装置的特点是以模拟电路和布线逻辑为主进行设计，其应用减轻了变电站值班员的劳动强度，提高了电力安全运行程度。而电网调度自动化系统在电力系统的安全经济运行中已经起着不可或缺的作用。
【关键词】电力系统；自动化技术
1.电力系统自动化技术
1.1电网调度自动化
电网调度自动化主要组成部分由电网调度控制中心的计算机网络系统、工作站、服务器、大屏蔽显示器、打印设备、通过电力系统专用广域网连结的下级电网调度控制中心、调度范围内的发电厂、变电站终端设备（如测量控制等装置）等构成。电网调度自动化的主要功能是电力生产过程实时数据采集与监控电网运行安全分析、电力系统状态估计、电力负荷预测、自动发电控制、自动经济调度并适应电力市场运营的需求等。县级电网调度控制中心设备规模一般要比地区电网调度小，并且工作站、服务器一般选用工业或普通商用PC机。地区电网调度是指城市供电网的调度，调度功能和调度范围要比大区电网和省级电网小得多，地区电网调度不对发电厂进行控制，主要对供电网内的各级变电站和配电网进行实时监控，保证安全可靠供电。
1.2变电站自动化
电力系统中变电站与输配电线路是联系发电厂与电力用户的主要环节。变电站自动化的目的是取代人工监视和电话人工操作，提高工作效率，扩大对变电站的监控功能，提高变电站的安全运行水平。变电站自动化的内容就是对站内运行的电气设备进行全方位的监视和有效控制，其特点是全微机化的装置替代各种常规电磁式设备；二次设备数字化、网络化、集成化，尽量采用计算机电缆或光纤代替电力信号电缆；操作监视实现计算机屏幕化；运行管理、记录统计实现自动化。变电站自动化除了满足变电站运行操作任务外还作为电网调度自动化不可分割的重要组成部分，是电力生产现代化的一个重要环节。
1.3发电厂分散测控系统（DCS）
发电厂分散控制系统（DCS）一般采用分层分布式结构，由过程控制单元（PCU）、运行员工作站（OS）、工程师工作站（ES）和冗余的高速数据通讯网络（以太网）组成。过程控制单元（PCU）由可冗余配置的主控模件（MCU）和智能l/O模件组成。MCU模件通过冗余的l/O总线与智能l/O模件通讯。PCU直接面向生产过程，接受现场变送器、热电偶、热电阻、电气量、开关量、脉冲量等信号，经运算处理后进行运行参数、设备状态的实时显示和打印以及输出信号直接驱动执行机构，完成生产过程的监测、控制和联锁保护等功能。运行员工作站（OS）和工程师工作站（ES）提供了人机接口。运行员工作站接收PCU发来的信息和向PCU发出指令，为运行操作人员提供监视和控制机组运行的手段。工程师工作站为维护工程师提供系统组态设置和修改、系统诊断和维护等手段。
2.电子技术、计算机技术的发展不断推动电力系统自动化进步
上世纪六七十年代晶体管技术的发展及随后中小规模集成电路的问世为研发初始的电力系统自动化装置提供了技术条件，电力开关信号检测、模拟量检测（电力变送器）、晶体管及集成电路继电保护、自动装置、远动装置、模拟盘等二次设备相继出现。但这些自动化装置功能比较单一，互相之间缺少通信联系，装置不具备故障自诊断能力。随着上世纪八十年代单片机技术的发展和应用，我国电力系统自动化设备实现了全面的更新换代。由于采用了数字电路和模块化软件设计技术，电力自动化装置的性能大大提高，特别是装置具有了通信功能，可通过并行口、串行口与其他设备进行数据交换，数据和各种信息可通过外部设备如CRT显示，打印机打印制表等，装置首次出现了人机联系功能。值得一提的是从Intel公司引进的SBC系列OEM单板机技术加快了我国微机化电力系统二次设备的开发进度，以单片机为基础的国产化自动化设备层出不穷，数字式故障录波器替代了机械光学结构原理的老式录波装置；微机远动装置及巡回检测设备体积小，容量大，通信规约适应性强；微机继电保护装置性能也大大提高，可方便修改保护定值，使用和维护非常透明。同时，国产的工业计算机和引进的PC机技术为电力系统调度自动化、电厂监控系统、变电站综合自动化奠定了基础。开发的应用软件可以实现电力系统实时数据采集、汇总、分类、分析、存档、显示、打印、报警、完成操作控制等任务。这一时期自动化存在的主要问题是系统结构、功能、通信协议等方面缺乏工业标准，不同厂家的设备不能互连；计算机与各设备的通信一般为星形点对点连结，主要采用低速率的串/并行口通信方式，系统实时性不太好，设备配置的灵活性也较差。
随着上世纪九十年代高性能工作站、服务器及软件技术、信息处理技术、特别是高速网络技术的发展，电网调度自动化系统、电厂监控、变电站自动化、配电自动化的技术水平上了一个新台阶，产品逐步发展成为一种开放式、分布式、网络化、智能化的新模式。与上一代产品相比可以大幅度减少电力电缆、通信电缆的用量，设备体积小还减少了占地面积等从而降低了建设成本，同时大幅度提高了系统的技术性能，增加了设备配置的灵活性、互换性和可维护性，提高了系统运行的可靠性。
3.当前电力系统自动化依赖IT技术向前发展的重要热点技术
当前电力系统自动化依赖于电子技术、计算机技术继续向前发展的主要热点有：电力一次设备智能化；电力一次设备在线状态检测；光电式电力互感器；适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置；特高压电网中的二次设备开发。
3.1电力一次设备智能化
常规电力一次设备和二次设备安装地点一般相隔几十至几百米距离，互相间用强信号电力电缆和大电流控制电缆连接，而电力一次设备智能化是指一次设备结构设计时考虑将常规二次设备的部分或全部功能就地实现，省却大量电力信号电缆和控制电缆，通常简述为一次设备自带测量和保护功能。如常见的智能化开关、智能化开关柜、智能化箱式变电站等。
3.2电力一次设备在线状态检测
对电力系统一次设备如发电机、汽轮机、变压器、断路器、开关等设备的重要运行参数进行长期连续的在线监测，不仅可以监视设备实时运行状态，而且还能分析各种重要参数的变化趋势，判断有无存在故障的先兆，从而延长设备的维修保养周期，提高设备的利用率，为电力设备由定期检修向状态检修过度提供保障。
3.3光电式电力互感器
电力互感器是输电线路中不可缺少的重要设备，其作用是按一定比例关系将输电线路上的高电压和大电流数值降到可以用仪表直接测量的标准数值，以便用仪表直接测量。其缺点是随电压等级的升高绝缘难度越大，设备体积和质量也越大；信号动态范围小，导致电流互感器会出现饱和现象，或发生信号畸变；互感器的输出信号不能直接与微机化计量及保护设备接口。因此不少发达国家已经成功研究出新型光电式和电子式互感器，国际电工协会已发布了电子式电压、电流互感器的标准。
3.4适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置
电力系统采用光电互感器技术后，与之相关的二次设备，如测控设备，繼电保护等装置的结构与内部功能将发生很大的变化。首先省去了装置内部的隔离互感器、A/D转换电路及部分信号处理电路，从而提高了装置的响应速度。但需要解决的重要关键技术是为满足数值计算需要对相关的来自不同互感器的数据如何实现同步采样，其次是高效快速的数据交换通信协议的设计。
【关键词】电力系统；自动化技术
1.电力系统自动化技术
1.1电网调度自动化
电网调度自动化主要组成部分由电网调度控制中心的计算机网络系统、工作站、服务器、大屏蔽显示器、打印设备、通过电力系统专用广域网连结的下级电网调度控制中心、调度范围内的发电厂、变电站终端设备（如测量控制等装置）等构成。电网调度自动化的主要功能是电力生产过程实时数据采集与监控电网运行安全分析、电力系统状态估计、电力负荷预测、自动发电控制、自动经济调度并适应电力市场运营的需求等。县级电网调度控制中心设备规模一般要比地区电网调度小，并且工作站、服务器一般选用工业或普通商用PC机。地区电网调度是指城市供电网的调度，调度功能和调度范围要比大区电网和省级电网小得多，地区电网调度不对发电厂进行控制，主要对供电网内的各级变电站和配电网进行实时监控，保证安全可靠供电。
1.2变电站自动化
电力系统中变电站与输配电线路是联系发电厂与电力用户的主要环节。变电站自动化的目的是取代人工监视和电话人工操作，提高工作效率，扩大对变电站的监控功能，提高变电站的安全运行水平。变电站自动化的内容就是对站内运行的电气设备进行全方位的监视和有效控制，其特点是全微机化的装置替代各种常规电磁式设备；二次设备数字化、网络化、集成化，尽量采用计算机电缆或光纤代替电力信号电缆；操作监视实现计算机屏幕化；运行管理、记录统计实现自动化。变电站自动化除了满足变电站运行操作任务外还作为电网调度自动化不可分割的重要组成部分，是电力生产现代化的一个重要环节。
1.3发电厂分散测控系统（DCS）
发电厂分散控制系统（DCS）一般采用分层分布式结构，由过程控制单元（PCU）、运行员工作站（OS）、工程师工作站（ES）和冗余的高速数据通讯网络（以太网）组成。过程控制单元（PCU）由可冗余配置的主控模件（MCU）和智能l/O模件组成。MCU模件通过冗余的l/O总线与智能l/O模件通讯。PCU直接面向生产过程，接受现场变送器、热电偶、热电阻、电气量、开关量、脉冲量等信号，经运算处理后进行运行参数、设备状态的实时显示和打印以及输出信号直接驱动执行机构，完成生产过程的监测、控制和联锁保护等功能。运行员工作站（OS）和工程师工作站（ES）提供了人机接口。运行员工作站接收PCU发来的信息和向PCU发出指令，为运行操作人员提供监视和控制机组运行的手段。工程师工作站为维护工程师提供系统组态设置和修改、系统诊断和维护等手段。
2.电子技术、计算机技术的发展不断推动电力系统自动化进步
上世纪六七十年代晶体管技术的发展及随后中小规模集成电路的问世为研发初始的电力系统自动化装置提供了技术条件，电力开关信号检测、模拟量检测（电力变送器）、晶体管及集成电路继电保护、自动装置、远动装置、模拟盘等二次设备相继出现。但这些自动化装置功能比较单一，互相之间缺少通信联系，装置不具备故障自诊断能力。随着上世纪八十年代单片机技术的发展和应用，我国电力系统自动化设备实现了全面的更新换代。由于采用了数字电路和模块化软件设计技术，电力自动化装置的性能大大提高，特别是装置具有了通信功能，可通过并行口、串行口与其他设备进行数据交换，数据和各种信息可通过外部设备如CRT显示，打印机打印制表等，装置首次出现了人机联系功能。值得一提的是从Intel公司引进的SBC系列OEM单板机技术加快了我国微机化电力系统二次设备的开发进度，以单片机为基础的国产化自动化设备层出不穷，数字式故障录波器替代了机械光学结构原理的老式录波装置；微机远动装置及巡回检测设备体积小，容量大，通信规约适应性强；微机继电保护装置性能也大大提高，可方便修改保护定值，使用和维护非常透明。同时，国产的工业计算机和引进的PC机技术为电力系统调度自动化、电厂监控系统、变电站综合自动化奠定了基础。开发的应用软件可以实现电力系统实时数据采集、汇总、分类、分析、存档、显示、打印、报警、完成操作控制等任务。这一时期自动化存在的主要问题是系统结构、功能、通信协议等方面缺乏工业标准，不同厂家的设备不能互连；计算机与各设备的通信一般为星形点对点连结，主要采用低速率的串/并行口通信方式，系统实时性不太好，设备配置的灵活性也较差。
随着上世纪九十年代高性能工作站、服务器及软件技术、信息处理技术、特别是高速网络技术的发展，电网调度自动化系统、电厂监控、变电站自动化、配电自动化的技术水平上了一个新台阶，产品逐步发展成为一种开放式、分布式、网络化、智能化的新模式。与上一代产品相比可以大幅度减少电力电缆、通信电缆的用量，设备体积小还减少了占地面积等从而降低了建设成本，同时大幅度提高了系统的技术性能，增加了设备配置的灵活性、互换性和可维护性，提高了系统运行的可靠性。
3.当前电力系统自动化依赖IT技术向前发展的重要热点技术
当前电力系统自动化依赖于电子技术、计算机技术继续向前发展的主要热点有：电力一次设备智能化；电力一次设备在线状态检测；光电式电力互感器；适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置；特高压电网中的二次设备开发。
3.1电力一次设备智能化
常规电力一次设备和二次设备安装地点一般相隔几十至几百米距离，互相间用强信号电力电缆和大电流控制电缆连接，而电力一次设备智能化是指一次设备结构设计时考虑将常规二次设备的部分或全部功能就地实现，省却大量电力信号电缆和控制电缆，通常简述为一次设备自带测量和保护功能。如常见的智能化开关、智能化开关柜、智能化箱式变电站等。
3.2电力一次设备在线状态检测
对电力系统一次设备如发电机、汽轮机、变压器、断路器、开关等设备的重要运行参数进行长期连续的在线监测，不仅可以监视设备实时运行状态，而且还能分析各种重要参数的变化趋势，判断有无存在故障的先兆，从而延长设备的维修保养周期，提高设备的利用率，为电力设备由定期检修向状态检修过度提供保障。
3.3光电式电力互感器
电力互感器是输电线路中不可缺少的重要设备，其作用是按一定比例关系将输电线路上的高电压和大电流数值降到可以用仪表直接测量的标准数值，以便用仪表直接测量。其缺点是随电压等级的升高绝缘难度越大，设备体积和质量也越大；信号动态范围小，导致电流互感器会出现饱和现象，或发生信号畸变；互感器的输出信号不能直接与微机化计量及保护设备接口。因此不少发达国家已经成功研究出新型光电式和电子式互感器，国际电工协会已发布了电子式电压、电流互感器的标准。
3.4适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置
电力系统采用光电互感器技术后，与之相关的二次设备，如测控设备，繼电保护等装置的结构与内部功能将发生很大的变化。首先省去了装置内部的隔离互感器、A/D转换电路及部分信号处理电路，从而提高了装置的响应速度。但需要解决的重要关键技术是为满足数值计算需要对相关的来自不同互感器的数据如何实现同步采样，其次是高效快速的数据交换通信协议的设计。