浅析变电站综合自动化系统
摘要：变电站综合自动化系统由于其运行可靠性高、供电质量高、操作简单、维护调试方便、可扩展性强、经济经济效益显著等众多优点，在我国电力事业建设中得到了广泛的应用。但在应用实践过程中，由于其系统本身的复杂性、技术的不成熟性、应用环境的差异性等因素的影响，致使变电站综合自动化系统在应用过程中出现了诸多的问题，有必须对其进行深入的研究，文章在简要概述变电站综合自动化系统功能、特点的基础上，着重对变电站综合自动化应用环节中存在的问题进行分析，并提出了解决的策略，可为其应用实践提供参考和借鉴。
关键词：变电站;综合自动化;问题;功能
1 变电站综合自动化系统功能特点
我国对变电站综合自动化的研究起源于20世纪80年代，随后，在计算机技术、数据通讯技术、模块化软件技术不断发展趋势下，变电站综合自动化系统得以完全建立起来。变电站综合自动化系统是一种集保护、测量、控制及远动于一体的微机控制系统。变电站综合自动化系统需完成的功能一般有60余种，归纳起来可分为以下7个功能组：控制、监视功能;自动控制功能;测量表计功能;继电保护功能;与继电保护有关功能;接口功能;系统功能。该系统主要是由多个微机保护单元、通讯网络、后台管理机、打印机等设备组成，具有功能综合化、结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化、通信手段多元化等特点。
2 变电站综合自动化系统应用存在的问题
目前，变电站综合自动化系统已经广泛应用于各级变电站，然而，在实际应用中，出现了一些问题，有些问题已经影响到变电站整体的安全、可靠和稳定运行。对变电站综合自动化系统建设过程中存在的问题分析将是文章研究的重点。
2.1 不同产品的接口问题
接口是变电站综合自动化系统建设过程中非常重要而又长期未能得到彻底解决的问题之一，主要包括RTU与通信控制器，故障录波与通信控制器，通信控制器与模拟盘，通信控制器与主站等设备之间的通信。由于不同厂家在产品数据接口方面缺乏沟通，从而导致数据格式、通信规约存在着不协调问题。在变电站综合自动化系统建设过程中，选用不同厂家的产品众多，接口问题就会比较严重。
2.2 电磁抗干扰问题
变电站内高压电器设备的操作，低压交直流回路内电气设备的操作，电气设备周围电场，电磁波辐射，雷电引起的浪涌电压，输电线路短路所产生的瞬变过程等都会产生电磁干扰，这些电磁干扰进入变电站内的综合自动化系统或其它电子设备，会对电源回路，模拟量输入通道，开关量输入、输出通道，CPU、数字电路等造成干扰，就可能对自动化系统正常工作产生影响，造成采集数据错误，或者产生误操作，甚至使系统产生死机现象，最终损坏某些部件或元器件。可以看出，变电站综合自动化系统中的任何部分受到电磁干扰时，都会引起局部或整体的工作不正常，严重情况下还可能导导致整个自动化系统的瘫痪。因此，需要采取合理的电磁抗干扰措施是变电站自动化系统建设过程中的必要过程。
2.3 传输规约和传输网络的选择问题
目前国家已经制定了统一的通信规约，但各个产品生产厂家并未严格按照相关规定实施，这就造成了变电站和调度中心之间的信息传输采用多种形式的规约，如部颁CDT、5C-1801、DNP3.0等。而对于站内局域网的通信规约，也存在着类似的问题，致使不同厂家设备之间的通信连接困难，给日后的扩展和维护带来了众多的不便。
2.4 组织模式选择的问题
目前应用较为广泛的变电站综合自动化系统结构形式主要有集中式、分散与集中相结合、全分散式这三种。各种结构形式各具不同的特点，可应用于不同的情况，而在实际应用过程中，往往会因为追求某种结构形式某一方面的优点，而不能综合性的选择合理的组织模式，这对系统的适用性、经济性产生了不良影响。
上述问题是变电站综合自动化系统在实际应用中出现的一些较为严重的问题，对变电站的安全、可靠和稳定运行产生了重大影响，迫切需要提出具有针对性的解决策略，以促进变电站综合自动化系统的应用和发展。
3 变电站综合自动化系统应用问题解决策略
文章针对以上问题，结合笔者实际工作经验提出以下综合性的解决策略。
3.1 执行统一数据接口标准
要求所有厂家生产自动化产品时，数据接口要严格遵循统一、开放的数据接口标准，用户可以根据自身的使用要求来选择不同的产品。另外电力企业可在产品招标时，通过招标文件明确数据接口标准，规范各厂家数据接口标准。
3.2 抗电磁干扰措施
抗干扰应针对电磁干扰的三要素即干扰源、传播途径和电磁敏感设备采取相应的技术措施来抑制或消除电磁干扰。
①抑制干扰源。可以从以下两方面来抑制外部干扰源。其一，屏蔽。变电站综合自动化系统的机箱和机柜应采用铁质材料;将屏蔽层加设于测量和微机保护所使用的互感器一、二次绕组之间;变电站自动化系统与一次设备的连接应采用带有金属外皮的控制电缆，电缆屏蔽层要求两端接地。其二，减少强电回路的感应耦合。为了避免出现环路，电流互感器引出的三相线应在同一根电缆内;电流和电压互感器的二次交流回路电缆引至综合自动化装置安装处时，为减少进入这些回路的高频瞬变漏磁通，应尽量靠近接地体。
②接地。其一，一次系统接地。将一次系统合理接地，可以减少开关场内的高频瞬变电压值，特别是减少地网中各点的瞬变电位差，可明显减少对二次系统的电磁干扰。其二，二次系统接地。合理的安全接地可防止地环流引起的干扰。另外，为了有效抑制共模干扰，装置内部的零电位应全部悬浮，即不与机壳相连，并且尽量提高零电位线与机壳之间的绝缘强度和减少分布电容。
③隔离。在变电站综合自动化系统中，一般有以下几种隔离措施。其一，模拟量的输入。一次系统的电压、电流互感器处于强电回路中，模拟量必须经过小型中间变压器进行隔离，而不能直接输入至变电站自动化系统之中。因此这些隔离变压器一、二次之间必须有屏蔽层，而屏蔽层必须接地安全。所有模拟量都要通过光电隔离单元隔离后再送入主机。其二，开关量的输入与输出。变电站综合自动化系统输入的开关量主要有隔离开关的辅助触点、断路器等，这些设备同样处于强电回路中，因此，为取得较好的抗干扰效果，需要通过继电器触点或光电耦合隔离。其三，其它隔离措施。为了避免干扰由互感耦合侵入，进行二次回路布线时，应考虑用隔离的方法尽量减少互感耦合。强、弱信号电缆应尽可能避开电力电缆，也不应使用同一根电缆。
④电源的抗干扰。其一，在微机电源的输入侧安装隔离变压器，由隔离变压器的输出端直接向计算机供电。其二，为有效地抑制电网低频常态干扰，可采用不间断电源UPS向微机系统供电。其三，为了吸收交流供电网络的过电压，可将氧化锌压敏电阻安装在交流电源的输入端。
在实际应用中，可根据实际情况以上比较适合的抗电磁干扰措施。
3.3 严格执行统一的传输规约及传输网络
目前变电站综合自动化系统建设过程中所采用的标准主要有：变电站与调度之间的传送规约(IEC 60870.5.101)、站内局域网的通信规约(IEC 60870.5.103)及电力系统的电能计量传输规约(IEC 60870.5.102)。上述的三个标准即常说的101、102、103协议，运用于三层参考模型(EPA)即物理层、链路层、应用层结构之上，是相当一段时间里指导变电站综合自动化技术发展的三个重要标准。而IECTC57制定无缝远动通信体系结构，具有应用开放和网络开放统一的传输协议IEC 61850。该协议将是变电站(RTU或者变电站综合自动化系统)到控制中心的唯一通信协议，也是变电站综合自动化系统，甚至控制中心的唯一的通信协议。就目电力企业标准应用现状来看，使用的原有一代和二代综合自动化系统标准尚不统一，系统的互联和互操作性比较差，因此，在变电站综合自动化系统设备选型和建设过程中应考虑传输规约问题，即变电站和控制中心之间应使用101规约，电能量计量计费系统应使用102规约，变电站内部应使用103规约，变电站综合自动化系统从过程层到控制中心应严格使用统一的通信协议IEC61850。
3.4 合理的选择变电站综合自动化系统的运行模式
变电站综合自动化系统实现的方案随着变电站的规模、作用、复杂度、性能要求以及变电层和过程层总线数据流率的不同而有所变化。而合理的变电站综合自动化系统模式，不仅可以节约成本，而且质量好、功能全、可靠性高、可信度大、可操作性强。因此，变电站综合自动化系统运行模式的科学、合理选择，具有十分重要的意义。上文所提出的三种变电站综合自动化系统模式，虽说推出的时间有先后之分，但并不存在着前后代替的情况，因此，变电站综合自动化系统运行模式应根据变电站的实际情况以及各种系统自身的特点，给予选配。如以RTU为基础的变电站综合自动化系统可用于已建变电站的自动化系统改造，而分散式变电站综合自动化系统更适用于新建变电站。随着通信技术及微处理器技术的迅猛发展，变电站综合自动化系统的技术水平得到了很大的提高，结构体系也不断完善，全分散式自动化系统的出现为变电站综合自动化系统的选型提供了一个更广阔的选择余地。伴随着变电站综合自动化系统应用的增多，无论是新建、扩建或技改工程，其综合自动化系统的选型都应该严格执行有关选型规定，力求做到选型规范化。经选用的变电站自动化系统不仅要功能齐全、技术先进、性价比高，而且也要具有良好的实用性和可扩展性。
4 结语
变电站综合自动化系统的应用是一个复杂性、综合性的问题，所涉问题众多，文章只是结合笔者实际工作经验提出了具有普遍性的主要问题，并有针对性的阐述了应对的策略，但在实际应用过程中还需要结合变电站实际情况多方面的考虑各种问题，保证变电站综合自动化系统的安全、稳定运行，并发挥实效。
作者：游惠娟
【摘要】新时期发展下变电站电气自动化技术的应用水平不断提高，从整体情况来看电气自动化具有综合性、现代化特点。文章以此为背景对变电站运行下自动化技术特点与实际应用展开相应的探讨。
【关键词】变电站;综合自动化;自动化技术;自动化
引言
根据自动化技术在变电站中的应用，从其实现过程、运行逻辑、控制模式方面进行了分析。控制技术在实现过程中，整体的运行逻辑构成较为复杂且涉及的控制组件较多。因此在变电站的自动化改造及运行中，完善控制技术的基础架构及研究设计，加强安全方面的管理及控制，成为变电站电气自动化运行及电力运行安全控制的主要发展方向。
1电气自动化技术在变电站中的意义
现阶段电气自动化技术和整个供电系统的运行有着越来越紧密的联系，所以说在变电站建设过程中加强电气自动化技术的有效应用能够大大提升供电运行的自动化水平，避免过多人力资源的投入而造成对整个供电系统的影响，有效确保变电站运行稳定性。现阶段我国变电站的建设呈现出一定的分布趋势，对于该地区的经济发展有着十分重要的作用，因为其将直接决定着该地区的供电运行稳定性，而电气自动化技术的有效应用能够大大提升整个供电系统的准确性。因为电气自动化技术的要求越来越高，变电站在处理各项问题时更加智能化，使其运行起来即便是没有人力的干预也能够提高自身运行的准确性，加强对各项错误及故障的有效修正，既确保了变电站的安全稳定性，又能够大大提升供电系统运行效率。另外，在变电站建设中使用电气自动化技术进行设计，能够实现对变电站的实时动态模拟，进而更好的了解其运行状况。一般来说，变电站有瞬时与稳态两种状态，因此加强电气自动化设计技术应用能够更好地对其运行状态进行预判处理，加强对于各种技术的有效模拟和仿真，分析电气设备的运行状态，真正实现对整个变电站的有效监测和管理，不断完善和优化其运行状态。
2智能变电站自动化系统工程的特点
为了提升智能变电站自动化系统的功能，满足电网运行方式要求，智能变电站自动化系统把良好的系统进行继承，延续并发展了传统的变电站的功能，将变电站与自动化技术相结合，对现阶段电网系统结构和网络通讯等工程方式进行升级，更好的实现智能化的功能。变电站的一次设备作为智能变电站自动化系统的基础，保障一次设备的安全，对其设备运行进行控制、运行模式进行测量是智能变电站自动化系统的作用。变电站采用智能自动化系统，可以实现自动整合数据，无人值班的目的。智能变电站自动化系统工程的实施，有效地发挥了国家电网的功用，在先进设备智能化的推行过程中，智能变电站的各项数据得以高效的传送，并对其进行精确的分析，在故障发生时，能够第一时间发出预警，提示管理技术工作人员，在保证了工作人员安全的同时，帮助解决了问题。智能变电站自动化系统能够全程监控整个变电站，控制变电站负荷，以达到变电站高效率运行以及提高国家电力公司经济效益的目的。
3变电站综合自动化技术分析
3.1完善系统设计，强化系统压力测试
从变电站电气自动化的实现过程分析可知，完善其系统设计，强化系统压力测试，对于后期变电站电气自动化的安全稳定运行，以及合理实现电力安全运行效果的意义重大。设计单位及建设单位应从多个方面完善和优化控制系统设计，加强需求沟通及造价成本分析，并落实需求文件编订以及可行性探讨，确保相关技术设计的可行性以及成本投资的合理性;加强现场实地勘察，基于既有电气设备现状、地质现状、现场环境现状、交通现状、网络通讯设施现状，进行基础数据勘察汇编，确保基础数据应用的完善性和准确性;建立信息沟通平台，及时通告相关设计进度、功能设计现状，直至最终完成控制系统设计。压力测试作业应该由模拟测试和现场测试两部分构成，实施模拟测试作业时，主要基于变电站模拟测试软件结合自动化控制软件，进行软件运行下的系统故障及异常现象测试，确保其软件应用的合格性和有效性，同时针对测试中存在的问题进行优化和修复，直至达到设计要求及应用要求为止;模拟测试结束进行变电站机组的实际运行控制测试，直至控制系统达到运行要求及控制要求，则进行最终的系统投用。
3.2自动化保护
变电站综合自动化系统是一种以变电站为管理对象，以提高管理水平为目标，综合应用了微机技术、传感器技术等一系列前沿科技的自动化监控系统，它不仅可以实现变电站内所有设备多种物理量的实时采集、存储和分析，还可以实现对变电站的远程监控和控制，是近年来开始广泛应用的新型智能电网应用技术之一。变电站综合自动化系统的概念最早可以追溯到20世纪60年代，而我国在变电站综合自动化保护系统方面的研究则是从20世纪80年代才起步的，直到80年代中期才成功自主研发了第一台变电站综合自动化保护系统。经过多年的发展，变电站综合自动化保护技术有了飞速的进步，成为当前电网与高新技术结合应用的典型案例。
3.3微机保护和操作闭锁
变电站综合自动化系统包含大量设备与线路，规模巨大，系统复杂，设备类型多样，较易出现各种问题，需要加强保护。微机作为综合自动化系统的核心部分，更要加强对其的有效保护。在对微机进行保护时通常需要对线路、变压器、母线、电容器、备用电源自动投入及自动重合闸等进行保护，一旦发现其中某些部件存在动作故障，只需要通过操作终端正确选择对应的保护类型与定值就能就能实现快速而有效地修改。操作人员还可以直接在CRT屏幕上操作断路器与隔离开关，远程实现对电容器组的投切管理，确保电容器稳定运行，保护计算机安全、稳定运行。另外为了规避计算机故障时不能操作被控设备的问题，必须在设备操控中保留人工操作手段，进一步强化风险防控能力。而且为了减少人为原因的系统问题，还需要加强权限管理，操作闭锁正是实现权限管理的重要技术手段，只有输入正确授权口令后才能解除闭锁。
3.4采用统一的SCD文件配置模式
SCD文件记录了整个变电站的所有装置之间的连接关系，记录着变电站的层次结构以及装置之间的交互信息方式、数据，是整个智能变电站统一的数据源。SCD文件在系统联调过程中起着重要的作用，各设备制造商之间通过SCD文件获取相应装置的通信配置参数，用来达到互联互通的目的。智能变电站自动化系统工程实施过程中，SCD文件配置专业性高，而且配置复杂，稍有不慎，将影响整个变电站的电网配置。SCD文件承载了整个变电站完整的配置信息。但是，在各种设备配置软件进行数据采集分析的过程中，由于设备种类比较多，参与的厂家也就比较多，设备交互方式复杂会变得等特点，SCD文件的规范化、统一化就显得尤为重要了。国家电网根据现场实际情况，规范SCD文件的内容，为高质量完成自动化建设，为后期维护、扩建奠定良好的基础。所以，一个规范的SCD文件对智能变电站来说是必需的，我们有必要考虑统一一下变电站站内的自动化设备以及设备配置方法，实现统一SCD配置，进而实现较高的工程效率。
結语
综上所述，变电站综合自动化技术是推动变电站运行管理自动化、智能化发展的关键技术，同时也是促进现代智能电网发展的关键技术。只有加大综合自动化系统及技术的研发力度，重视技术创新与进步，加强技术优化与应用，利用先进技术构建更为科学与先进的变电站综合自动化系统，才能促进我国电力事业的全面发展，实现变电站的稳定运行。
参考文献：
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[2]陈永泽.变电站综合自动化技术发展趋势研究[J].科技资讯，2016，14(21)：17.
[3]张泉生.简析变电站综合自动化技术实施要点[J].电子技术与软件工程，2015(1)：169.
(作者单位：国网山西省电力公司忻州供电公司)
作者：武彧坤
摘 要：变电站综合自动化系统是一个功能强大、自动化程度高、运行维护较传统变电站简便的系统，由于综合自动化是一个新的产物，运行经验不足，为了保障正常工作，变电站综合自动化系统的维护工作非常重要，主要分成日常维护与事故异常处理。文章重点分析了日常维护的工作内容以及事故异常处理的步骤。
关键词：变电站综合自动化;系统维护;事故处理
变电站在电力系统中担任着电压转换和电能分配的任务，是联系发电厂与用户的中间环节，变电站综合自动化是指通过计算机网络技术和现代通信技术，将变电站的二次设备进行功能的组合与优化控制，实现对变电站主要的线路的监测、控制与保护，以及调度信号等综合自动化。由于采用了先进的科学技术，变电站综合自动化系统与传统的变电站系统在运行与维护方面存在一定的差别。
1 变电站综合自动化系统的结构与基本原理
随着现代自动化技术与控制技术的发展，变电站的自动化水平不断地提高，变电站综合自动化系统的逻辑结构均按照模块化的设计，例如其控制和检测系统、微机保护系统都是由各个子模块组成，从硬件结构来看，它们相差无几，然而区别在于它们所用的软件和硬件模块的数目以及组合方式。在变电站综合自动化系统中，典型的子系统硬件模块包括数字量的输入与输出模块、模拟量的输入与输出模块、通信模块、微机系统、人机交互系统以及电源等。
其中模拟量的输入与输出系统是二次系统与一次系统的接口，是二次系统数据采集和实现自动控制的信号源基础，在变电站综合自动化系统中微机是数据处理和运算的中枢单元，但是微机只能够识别数字信号，因此必须将采集的模拟信号转化成数字信号，通过微机的处理之后，由于设备不能接受数字信号，还需要将数字信号再一次还原成模拟信号，实现信息的传递。除此以外，变电站综合自动化系统中还有一些信号可以直接采用二进制表示，例如断路器的开合闸状态，隔离开关的状态，可以通过开关量采集发送单元进行输入和输出。
2 变电站综合化系统的功能
变电站综合自动化通过采用自动化的二次系统代替常规的变电站二次系统，实现变电站全面技术水平的提高，管理和运行维护的工作简化，以及提高电力系统的安全性、可靠性和稳定性。变电站综合自动化相较于传统的变电站而言，应该具有以下几个方面的功能：
①监控功能。通过数据采集单元实现对变电站的电气量(含有模拟信号、开关信号、电能信号)进行采集，对各个电气设备进行监视、控制。
②事件发生顺序记录功能。其中包含有对保护装置的动作顺序的记录，断路器跳闸合闸的记录。由于在变电站中电气设备相对较多，需要记录的电气信息也比较多，而且为了方便后来查询和总结，记录的数据需要能够存放一定的时间，因此控制系统和微机系统中需要有足够的内存。
③故障录波和距离测量功能。在高压输电系统中，传输线距离长，发生故障后产生的影响大，必须能够及时地找到故障点，以便排除故障，缩短检修时间。在变电站综合自动化系统中，故障录波和测距功能可以由微机系统实现，减少设备的投资，也可以通过专用的微机录波仪实现，专用录波仪应该具有串行通信的功能，这样可以与监控系统进行通讯。
④操作控制功能。变电站的操作与控制的自动化功能在无人值班变电站显得更加重要，操作员通过人机交互系统对隔离开关、断路器进行操作，调节变压器的分接开关，对电容器执行投切控制，为了保证在微机系统出现故障时，变电站的被控设备仍然能够受到控制，在进行设计时，应该保留人工直接操作跳、合闸的功能。
⑤安全监视的功能。变电站综合自动化应该具有设备的自我监视和检测的功能，在出现异常情况或者故障时，能够及时发出报警信号，通知工作人员或者控制系统及时进行处理。变电站的异常情况的发生是随机的，因此需要自检设备能够时刻监视变电站相关设备的电压、电流、频率、温度等信号，以及装置是否失电等信息，并且可以记录异常信号出现的时间。
⑥人机交互功能。人机交互主要的方式是通过可视界面，将变电站设备的电压、电流、温度等信号显示出来，方便运行管理人员进行记录分析。
除上述基本的功能以外，变电站综合自动化应该还具有数据打印功能，谐波监视与控制功能，数据分析功能等。其目的都是为了提高变电站管理维护的便捷性，提高电力系统的自动化水平，带来更高的社会和经济效益。
3 变电站综合自动化系统的维护
由以上分析可知，变电站综合自动化系统是一个具有强大功能、高自动化水平、占地面积小、运行与维护工作简便的系统，可以实现无人值班远程控制等工作模式，这一优越性能已经被广大的专家与技术人员认识，但是在变电站中使用的自动化技术是一种新的产物，变电站综合自动化没有足够的运行经验，尤其是在变电站工作的一些运行人员和技术人员，对变电站综合自动化系统的技术还不是很熟练，变电站的可靠性和安全性仍然还存在一些隐患。另外，变电站综合自动化系统中二次系统是一个弱电系统，其所处的环境电磁干扰现象非常严重，在变电站综合自动化系统的运行与维护中要充分考虑到电磁干扰带来的可靠性问题。
根据变电站的运行状态，变电站的维护工作分成日常维护管理与事故异常处理两种情况。日常维护工作是在变电站常态运行时候，工作人员对电气设备进行数据记录、操作监控、数据验收等维护工作;事故异常处理则是在变电站出现了非正常工作状态时，为应对相应的事故状态而进行的一系列工作。
3.1 日常管理与维护
日常管理工作是保障变电站安全高效运行的基础，主要的工作内容有对遥控调试的准确度进行定期核对，定时维护通信网络，每半年对变电站的数据进行一次备份。此外，要求各个工作人员都必须熟悉变电站综合自动化系统中的监控、调试的操作步骤，明确各个工作人员的工作内容以及严格规定其工作职责，对变电站内的各个运行电气参数，如电压、电流、功率流向、事故信号等进行日常监控，并且要知道如何进行操作，从而保证变电站自动化系统的正常运行。
操作与监视控制管理也是日常管理工作的一部分，其主要的任务是对倒闸的操作监视与控制，监控人员根据检测装置采集到的电气信号和数据，对变电站的运行状态进行判断，当出现异常的情况时，应当及时做出相应的处理，如设备的检修、倒闸操作、继电保护的处理方法等，在进行交接班的时候，应该有两人负责的制度，一人进行管理操作，另一人进行监护，从而保证操作的准确与安全。
验收管理是日常维护中的一项重要工作，对监控的信息进行定时验收，获得当前的有效的信息，以此为下一次监控工作提供可靠的保证，尤其对于远程测量、远程控制的量，其数据信息大，应当要尽快地处理，数据验收要细致，尽量减少误差，保证信息的准确度。
3.2 变电站的事故异常及其处理
在变电站综合自动化系统中出现的异常现象以及事故主要有：报警器报警，自动控制保护装置动作，遥测信号异常;断路器跳闸;电气设备在运行中发出了异常的声音或者气味，出现放电现象甚至爆炸声音，电气设备发生变形、变色，有冒出烟火或者喷油的现象;常见信号的多次出现，如断路器的长时间打压等。
在发现变电站的异常信号之后，首先要及时记录声音开始响的时间，停止声响，然后从变电站综合自动化的后台主机获取事故发生的特征，通过对数据和信息的分析，初步判断事故发生的程度以及可能的影响范围，及时向电网的调度中心进行事故报告。迅速安排人员赶到现场，对事故进行处理，阻止事故可能造成更深入的人身和电网危害，检查二次设备，并且根据其相关的保护与控制系统的动作情况以及故障录波，检查与之相关的一次设备的情况，并做好记录。在故障中，如果发现有放电、闪耀等情况的发生，应该立即隔离事故发生的源头，做好相关的后续处理工作。对已经发生了损坏的设备，应该及时做好安全防范措施，在检修人员处理之后，及时回复其正常的运行方式，及时向上级汇报事故发生的原因以及详细的处理结果，填写相关的文字记录进行事故数据的备份。
4 结 语
变电站是保障电力系统正常运行的重要环节，综合自动化系统的应用提高的变电站工作的效率，使得维护工作更加简便，但是由于变电站综合自动化技术是新兴产物，这种变电站运行经验不足，因此需要工作人员对综合自动化技术有充分的理解，掌握变电站运行维护的操作步骤，对异常情况及时正确处理，这样才能尽可能减少不必要的损失，保证变电站的正常运行。
参考文献：
[1] 张儒,胡学鹏.变电站综合自动化原理与运行[M].北京:中国电力出版社,2008.
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[4] 周基敏.浅谈变电站综合自动化系统的设计与维护[J].科技论坛,2010,(15).
作者：程宁
一、课程的性质和目的
本课程是电气工程及其自动化、农业电气化与自动化和电气工程与管理专业本科生的专业选修课程。本课程的任务主要是讨论变电站综合自动化系统的功能、原理、理论基础以及相关的技术。为将来从事这方面工作打下基础。
二、课程教学内容
第一章绪论(3学时)
要求理解掌握的重点内容：变电站综合自动化基本概念;
要求一般掌握的内容：传统变电站存在的问题;变电站实现自动化的优越性;变电站自动化技术发展过程。
第二章 变电站综合自动化系统的内容、功能和基本要求。(6学时)
要求理解掌握的重点内容：变电站综合自动化系统的研究内容。变电站综合自动化系统的基本功能。
要求一般掌握的内容： 变电站综合自动化系统的特点。变电站综合自动化系统的基本功能。综合自动化通信任务。
难点：微机保护子系统;电压无功测试子系统电力系统低频减载;备用电源自投;
第三章 变电站综合自动化结构形式。(6学时)
要求理解掌握的重点内容： 变电站综合自动化系统的设计原则和要求。
要求一般掌握的内容：综合自动化系统的硬件结构;保护和控制集成系统。
第四章 开关量输入输出。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数字量的输入输出;CPU对输入输出的控制方式。
要求一般掌握的内容：系统输入、输出的端口地址译码;开关量输入、输出的抗干扰措施。
第五章 模拟量输入输出。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数模、模数转换器;多路转换器。采样保持器。
要求一般掌握的内容： 模拟量输入输出通道的组成;高度集成的数据采集系统DAS;采样方式。
第六章 交流采样常用算法分析。(6学时)
要求理解掌握的重点内容：采样定理;保护和监控的常用算法和选择。
要求一般掌握的内容：直流采样和交流采样;数字滤波算法分析与选择;
第七章 小波分析在变电站综合自动化中的应用及理论基础。(3学时)
只要求一般了解，其内容有：小波分析在变电站综合自动化中的应用前景;小波分析的理论基础。改进递归小波变换的研究;变压器励磁涌流的鉴别。
第八章 变电站综合自动化系统的数据通信。(3学时)
要求理解掌握的重点内容：数据通信概述;数据通信传输方式;串行数据通信接口;
要求一般掌握的内容：局域网络技术应用;现场总线在变电站中的应用;数字信号的调制解调;差错检测技术;远传信息传输。
第九章 提高系统可靠性的措施概述;(3学时)
只要求一般掌握： 站内电磁兼容;抗电磁干扰措施;故障自诊断和自纠错。
三、课程教学的基本要
1、为什么变电站综合自动化技术的发展成为必然趋势?
1)随着我国电力工业和电力系统的发展，对变电站的安全、经济运行要求越来越高，实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段;
2)随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况; 3)为提高变电站的可控性，要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等;
4)利用现代计算机技术、通信技术等，提供先进的技术装备，可改变传统的二次设备模式，实现信息共享，简化系统，减少电缆，减少占地面积;
5)对变电站进行全面的技术改造。
2、简述变电站综合自动化的概念及其系统的组成和特点。
概念：变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。
变电站综合自动化系统：多台微型计算机和大规模集成电路组成。
特点：1)功能的综合化;2)设备的操作及监视微机化;3)结构分布分层化;4)通信网络光缆化;5)运行管理智能化。
3、变电站实现综合自动化与传统变电站相比，其优越性有哪些?
1)提高供电质量、提高电压合格率
2)提高变电站的安全、可靠运行水平
3)提高电力系统的运行、管理水平
4)缩小变电站占地面积，降低造价、减少总投资 5)减少维护工作量，减小值班员劳动，实现减人增效
6)减少人为误操作的可能。
4、说明调度自动化与变电站综合自动化之间的关系。
电网调度自动化由三个子系统构成：1)发电厂和变电站的基础自动化系统;2)信息传输系统;3)调度(控制)中心的能量管理和数据采集与监控主站计算机系统(EMS/SCADA)。电网调度自动化系统是由多个子系统组成的有机整体，是一项涉及范围广，实现难度大的系统工程。其中，变电站综合自动化是电网调度自动化不可分离的十分重要的基础自动化。
5、变电站综合自动化系统的监控子系统都实现哪些功能?
1)数据采集
2)事件顺序记录SOE 3)故障记录、故障录波和测距
4)操作控制功能
5)安全监视功能
6)人机联系功能
7)打印功能
8)数据处理与记录功能
9)谐波分析与监视
6、变电站综合自动化系统的继电保护子系统都实现哪些功能?
1)高压输电线路的主保护和后备保护
2)主变压器的主保护和后备保护 3)电容器保护
4)配电线路保护
5)母线保护
6)不完全接地系统的单相接地的选线
7、画图说明变电站备用电源自动投入控制的基本原理。
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。 1)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。
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2)暗备用方式(1)
暗备用方式(2)
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。
8、说明变电站电压、无功综合控制的基本原理。
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。
方法一：
控制目标：在系统RS、XS、RT、XT 的损耗最小时，UL达到负载要求维持的电压水平，即ULULN
(忽略电压降横分量)
(设用户的自然功率因数不变可得公式(1))
(1)
考虑U2=U1/K，可以调整K(有载分接头)使 UL=ULN ，可见，随着SL↗，U2↗，即逆调压。 方法二：
投入无功补偿QC后，高压损耗为：
(2)
其中P
2、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：
(3)
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(2)得当QC=Q2 时系统的无功、有功损耗最小，综合公式(2)(3)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。
9、简述变电站自动化中低频减负荷控制系统的基本原理。
假定变电站馈电母线上有多条配电线路，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。当系统中出现频率降低，而且降低到需要减负荷的程度时，按照负荷级别的不同进行减负荷。
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10、画图说明变电站综合自动化系统分散分布式的组态形式及特点。
特点：面向对象的设计，即可分散安装，又可集中组屏。
11、目前变电站综合自动化系统的保护单元和测控单元在使用方面有哪几种方式?各自的优缺点如何? 1)数据完全共享型：即保护和测量的模拟量完全来自同一TA或TV。
优点：接线少，造价降低。
缺点：测量精度得不到保证，保护TA和测量TA的测量范围不一样。 2)数据独立处理型：使用各自的TA、TV、A/D，可使用一个CPU或不同的CPU,保护和测量单元在同一机箱。 优点：体积小。
缺点：占用资源过多，造价高。 3)保护和测量完全独立型：测控装置和保护装置完全分开，分别接入通讯网中。 优点：完全分离，互不影响。
缺点：体积大，造价高。
12、简述光学电流互感器与传统的电磁式电流互感器相比具有哪些优点?
1)没有因充油而产生的易燃、易爆炸等危险;
2)不含铁芯，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题; 3)低压侧无开路高压危险;
4)暂态响应范围大，测量精度高; 5)频率响应范围宽;
6)优良的绝缘性能，造价低; 7)抗电磁干扰能力强;
8)体积小、重量轻，安装运输方便; 9)由于信息载体是光，用光纤传输信号，因此具有光学敏感和光纤传输的优点; 10)适应了电力计量与保护数字化、微机化和自动化发展的潮流。
13、简述变电站自动化系统中常用的几种信息传输方式及其优缺点?
1)模拟传输：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。
2)基于RS232的传输：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。 3)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。
4)基于现场总线的传输：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。
5)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。
14、简述变电站抗电磁干扰的措施。
1)屏蔽：
一、二次设备的屏蔽，端子和机箱的屏蔽; 2)减少耦合：减少强电回路的感应耦合; 3)接地：一次系统接地和二次系统接地;
4)隔离：模拟量的隔离，开关量输入、输出的隔离，二次回路布线时的隔离; 5)滤波：常用的滤波器有电容滤波器、电感滤波器、RC滤波器。
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15、简述CSC2000变电站综合自动化系统的特点及其基本功能。 1)适用35kV~500kV各种电压等级的变电站。
2)各间隔单元保留紧急手动跳、合闸操作手段外，其余保护、控制、监视、测量和报警功能全部由综合自动化系统完成。 3)LONWORKS现场总线。
4)典型的分散分布式系统，既可集中组屏，又可分散安装。 5)第三代微机保护通用硬件。 基本功能：
1)监控系统主站：以计算机监控系统为中心，实现对全部一次设备进行监视、测量、控制、管理、记录和报警功能，是为了运行人员之间的接口。需要时可与远方控制中心及其他系统通信。
2)继电保护工程师站：可以进行保护定值管理、录波数据分析，远方故障信息分析、诊断。
3)远动主站：通过LONWORKS现场总线/以太网等同各种不同类型的保护装置，测控装置通信，把所采集的数据送到几个独立的数据库中，经规约转换后，分别上送到不同的调度端，直接通过主站对间隔层设备进行控制，实现“四遥”功能。 4)防误闭锁控制：CSC 2000 综合自动化系统采用基于测控网络的站级防误闭锁及间隔层相结合的防误系统，发挥了微机防误系统及测控网络的优势。
16、变电站防止误操作的“五防”指什么?
1)防止误合误分断路器
2)防止带负荷切刀闸
3)防止带电接地线
4)防止带接地线合断路器、隔离开关 5)防止误入带电间隔
17、简述保护和监控对算法的不同要求。
1)监控需要计算得到的是反映正常运行状态的P、Q、U、I等物理量，进而计算出功率因数、有功电能量和无功电能量。而保护更关心的是反映故障特征的量，所以保护中除了会要求计算U、I、功率因数等以外，有时还会要求计算反映信号特征的其他一些量，例如频谱、突变量、负序或零序分量以及谐波分量等。
2)监控在算法的准确上要求更高一些，希望计算出的结果尽可能准确;而保护则更看重算法的速度及灵敏性，必须在故障后尽快反应，以便快速切除故障。
3)监控算法主要针对稳态时的信号，而保护算法主要针对故障时的信号。相对于前者，后者含有更严重的直流分量及衰减的谐波分量等。
18、保护和监控常用算法有哪些?
1)基于正弦函数模型的算法：两点乘积法、导数算法、二阶导数算法和半周积分算法 2)基于周期函数模型的算法：基于傅式算法的功率方向算法和基于傅式算法的滤波算法 3)基于随机函数模型的算法 4)解微分方程算法
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1.变电站综合自动化实现哪些基本功能?
答:变电站自动化系统应实现的基本功能有:数据采集，运行监测和控制，继电保护，当地后备控制和紧急控制，与远方控制中心的通信。
(l)随时在线监视电网运行参数，设备运行状态;自检、自诊断设备本身的异常运行，发现变电站设备异常变化或装置内部异常时，立即自动报警并相应的闭锁出口动作，以防止事态扩大。
(2).电网出现事故时，快速采样、判断、决策，迅速隔离和消除事故，将故障限制在最小范围。
(3)完成变电站运行参数在线计算、存储、统计、分析报表，远传和保证电能质量的自动和遥控调整工作。
2.变电站微机保护子系统的功能包括哪些? 答:微机保护子系统的功能应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护。具体有: (l)高压输电线路的主保护和后备保护; (2)主变压器的主保护、后备保护及非电量保护; (3)无功补偿装置的保护; (4)母线保护; (5)配电线路的保护; (6)不完全接地系统的单相接地选线等。
3.简述RS一232接口的电气特性。
答:RS一232接口的电气特性是:逻辑“1”用负电平表示对应的直流电压范围是一3~一15V，逻辑“O”用正电平表示对应的直流电压范围是+3~+15V。
4.什么是VQC?
答:VQC即变电站综合自动化系统电压、无功综合调节装置，是变电站层电压、无功自动控制软件，适用于各种电压等级的变电站。它作为变电站综合自动化系统的一部分，通过站内监控网络获得系统信息，包括相关节点的电压、电流、有功、无功以及有关断路器的位置信息，然后按照预定的控制原则作出控制决定。
5.集控主站对无人值班变电站监控的主要内容有哪些?
答:集控主站监控的主要内容有:无人值班变电站的断路器分、合位置，隔离开关的分、合位置，主变压器挡位，主变压器三侧的有功、无功、电流，母线电压、相电压，各进出线的有功、无功、电流，主变压器温度，直流系统的有关信号，保护装置及自动装置动作信号，各种事故信号和预告信号，无人值班变电站的断路器、隔离开关、主变压器挡位的控制等。
6.什么是变电站综合自动化分级分布式微机化的系统结构?
答:综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型计算机组成，采用分布式结构，通过网络，总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。
7.变电站综合自动化系统应满足哪些要求?
答:变电站综合自动化系统应满足以下要求:
(1)检测电网故障，尽快隔离故障部分;
(2)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;
(3)采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考;
(4)当地控制和紧急控制;
(5)确保通信要求。
8.变电站综合自动化系统功能设置应满足哪些要求?
答:其功能设置应满足: (1)具有很高的可靠性，包括安全性和可信赖性;基本功能的实现，不依赖通信网和主计算机系统。
(2)应能进行系统控制和集中控制。
(3)可为电网安全及事故分析，继电保护和自动装置在系统故障时的行为监视，研究和分析提供依据。
(4)以变电站无人或少人值班为目标。
(5)简化二次回路，节省电缆，避免和减少二次设备的重复配置。
9.变电站综合自动化系统对继电保护功能有哪些要求?
答:继电保护功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护，高压输电线路的主保护和后备保护、变压器的主保护和后备保护、母线保护、低压配电线路保护、无功补偿装置(如电容器组) 保护，站用变压器保护以及非电量保护等。
10.计算机同步通信与异步通信有何不同?
答;在同步通信传送时，发送方和接收方将整个字符组作为一个单位传送，数据传输的效率高。一般用在高速传输数据的系统中。异步通信方式实现比较容易，因为每个字符都加上了同步信息，每个字符需要多占2~3位的开销，适用于低速终端设备。由于这种方式的字符发送是独立的，所以，也称为面向字符的异步传输方式。
11.变电站自动化的基本功能有哪些? 答:基本功能有: (1控制、监视功能; (2)自动控制功能; (3)测量表计功能; 4)继电保护功能; (5)与继电保护有关的功能; (6)接口功能; (7)系统功能。
12.变电站自动化的基本功能体现在几大子系统中? 答:变电站自动化的基本功能体现在五个子系统中: (1)监控子系统功能; (2)微机保护子系统; (3)电压、无功综合控制子系统; (4)其他自动装置功能; (5)变电站自动化系统的通信。
13.什么是测控单元? 答:为适应一次设备分散布置现状，分散式RTU迅速发展起来，它利用数字信号处理技术，直接从输电线路、变压器等设备的电压互感器TV或电流互感器TA上交流采样，通过DSP得出电流、电压的数字波形，经过分析计算，可以得出各相电功、相电压的基波和谐波的有效值(均方根值)，以及有功、无、电压等量的实时数据，还可进一步计算出功率因数、频率、率功零序、负序参数等值，并和有关的输人/输出触点一道输人变电站综合自动化系统中。这种可分散分布的RTU模块，通称为测量测控单元或输人/输出单元，即1/0单元。
14.变电站自动化结构分层定义?
答:变电站自动化一般结构分为三层:
O层(过程层)，包括开关，变压器，仪用互感器等一次设备;
1层(间隔层)，包括继电保护、测量控制和其他电子智能设备;
2层(站控层)主要指现场总线以上系统总控单元和当地功能部分(按严格讲，上述间隔层应分为过程层和间隔层，但目前生产的间隔层设备已包含过程层，故统称间隔层)。
15.分散与集中相结合式变电站综合自动化系统的特点?
答:特点有:
(1)10~35kV馈线保护采用分散式结构，就地安装，节约控制电缆，通过现场总线与保护管理机交换信息。
(2)高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，保护屏安装在控制室或保护室中，同样通过现场总线与保护管理机通信，使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境，对可靠性较为有利。
(3)其他自动装置中，备用电源自投装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室中。
(4)为了保证电能计量的准确性，电能计量可采用如下两种方法解决:
l)采用脉冲电能表，由电能管理机采集各电表的脉冲量，计算电能量，然后送给监控主机，再转发给控制中心。
2)采用带串行通信接口的智能型电能计量表，通过串行总线，由电能管理机将采集的各电能量送往监控机，再传送给控制中心。
(5)系统通过网络相连。
16.变电站综合自动化系统监控子系统的功能包括哪些? 监控子系统的功能包括:数据采集; 事件顺序记录SOE;故障记录;故障录波和测距; 操作控制功能;安全监视功能;人机联系功能;打印功能;数据处理与记录功能;谐波分析与监视等功能。
17.变电站综合自动化系统内部通常采用哪种通信方式? 答:在变电站综合自动化系统内部，各种装置或继电保护装置与接口系统间，为了减少连接电缆，简化配线，降低成本，通常采用串行通信.
18.综合自动化系统操作界面主要的命令工具条有哪些? 答:命令工具条按钮由报警浏览、报表管理、分类报警显示(弹出报警、事故跳闸、保护事件、断路器及隔离开关变位、模拟量越限、一般事件)、实时库参数修改、打印机、复位音响、报文监视、运行日志、曲线、人工置数列表组成。
19.如何在监控机上进行倒闸操作? 答:步骤如下: (1)开始操作时，由监护人记录操作开始时间。
(2)操作人手握鼠标坐在操作监控机前，监护人持票站在操作人右后侧，思想集中，正视监控画面。
(3)进行操作监护，唱票复诵:根据倒闸操作票的操作步骤，监护人发布操作命令，操作人按原命令复诵一遍(用鼠标指向要操作的设备图标进行核对)，核对无误后监护人发出“对，执行”的操作命令，操作人用鼠标单击该设备图标，在操作密码确认对话框上，操作人、监护人分别输入操作密码。
(4)微机在检验操作人，监护人操作密码正确后，将弹出遥控操作设备确认对话框，此时操作人应输人该设备的调度编号，并选择要对该设备进行的操作是分还是合，最后按“确认”按钮将远方遥控操作命令发出。
(5)操作一项完了，应在监控系统上认真检查操作质量和正确性，待现场人员检查完毕后由监护人在倒闸操作票上打“√”
(6)为了明确下一步操作内容，监护人要向操作人提醒下一步操作项目。
(7)操作终了后，监护人应记录操作终了时间。
20..现运行的变电站有几种模式? 答:有三种模式： (l)传统的变电站; (2)部分实现微机化管理、具有一定自动化水平的变电站; (3)全面微机化的综合自动化变电站。
iPACS-5000新型变电站综合自动化系统
iPACS-5000新型变电站综合自动化系统采用分层、分布式结构，是金智科技为适应变电站综合自动化的需要，在总结多年从事变电站综合自动化系统开发、研究及应用经验的基础上，基于变电站自动化整体解决方案，运用新的计算机技术、网络通信技术、芯片技术、电磁兼容技术，并结合最新国际标准，而推出的新一代集保护、测控、远动、电压无功控制(VQC)、微机五防功能及继电保护信息系统(FIS)于一体的新型变电站综合自动化系统。
iPACS-5000系统采用先进技术，精心设计，使变电站保护和测控既相对独立又相互融合，以先进的通讯技术实现变电站内外各子系统及装置的信息交换，保护装置工作不受测控和外部通信的影响，同时又可以在间隔层互通逻辑，确保保护独立的安全性和可靠性，同时又实现信息共享，为变电站综合自动化提供一个完整的解决方案。
本系统适用于35KV～750KV等各种电压等级变电站和发电厂网控自动化系统。 主要特点
优化设计的整体方案 系统实现了继电保护、当地监控、远动、电压无功控制、一体化在线五防、小电流接地选线、继电保护和故障录波信息管理、运行管理、设备管理等功能;
·基于全站网络通信及拓扑技术，由软件实现了任意主接线、任意变电站规模的电压无功综合控制(VQC);
·基于网络通讯的不依赖于后台的全站间隔层联锁功能; ·基于间隔层信息交换的全变电站程序化自动控制功能，将通过操作票的人工操作由计算机智能化实现，通过程序化来自动控制，减少了不必要的人为工作，提高了变电站的运行效率、并降低可能的失误概率;
·系统集成了微机五防系统的全部功能(一体化五防系统);
·系统集成了继电保护信息系统(FIS)子站的全部功能，包括全站故障信息的采集、统计、分析功能，为保护人员进行事故处理提供帮助。该功能通过嵌入式通讯控制器实现，可以直接与调度FIS主站网络相联。 强大灵活的通信手段
·站控层网络采用100M以太网，间隔层设备支持100M高速工业级以太网，并配以适应工业控制场合应用的高可靠性交换机、网关等网络通信设备，构成系统强大的通信平台; ·站控层、间隔层支持双网，实现竞争式双网热备运行方式。系统采用高效、新颖的算法同时收取双网数据并甄别数据的有效性，故障时不需切换网络，消除了由于网络切换而带来的数据丢失和重复问题，保证了数据传输的快速性和安全可靠性;
·自行开发的网络通信设备采用工业级芯片，直流供电，机架式安装结构，满足变电站二次设备电磁兼容标准;
·系统既可以采用IEC 60870-5-103继电保护设备信息接口配套标准传输规约，所有信息采用通用分类服务传送，最大限度地保证了系统的开放性;也可以适应智能电网技术规范要求采用IEC 61850标准构成智能变电站监控系统。
·配置了多CPU结构的iPACS-5790系列通信装置，提供各种标准接口，可方便地实现与其它设备的互联，保证用户对产品的灵活选择。 开放的后主站系统
·主站系统采用跨平台技术，支持Windows和Unix系统，支持混合平台; ·通过组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，可随时加入扩展功能，且不必修改或编译原有程序，能很好地满足综合自动化系统的需要。 直观的后台界面显示
·具备网络拓扑功能，直接在接线图上反映设备的带电、接地状况;
·具备动态着色功能，通过不同的颜色、图符直接反映一次设备或智能装置的运行情况; ·采用丰富的分层、分类、分级方式的智能报警，事件过滤方式;
·曲线、饼图、棒图的即时察看功能，不需事先编辑，可选择不同方式实时察看任一测点的变化趋势;
·Excel风格的报表，可方便地制作各种类型的报表，能显示各种类型的数据、曲线、棒图。可自动打印或召唤打印。 远动信息直采直送
远动主机、监控主机通信功能相互独立，远动信息从间隔层直采直送，杜绝了通信瓶颈，保证了远动信息的可靠传输。 面向对象的信息组织
·信息的组织面向对象。逻辑装置与物理装置一一对应，信息的组织直接基于逻辑装置，按照厂站、装置、测点(遥信、遥测、遥控、脉冲和档位)三个层次组织，单个变更的影响局限于某个逻辑装置的相关部分。便于扩展;
·信息的属性自我描述，支持设备的在线配置，实时校验功能。 安全可靠的测控装置
·所有保护与装置均基于高性能32位CPU和DSP硬件平台，采用vxWorks实时多任务操作系统,处理能力强大，能很好地适应变电站间隔层对数据采集、处理的需要; ·装置采用16位高精度模数转换器，所有交流输入信号同时采样，保证了模拟量测量精度; ·校时方案采用IRIG-B对时，对时精度达到1mS，保证了SOE的分辨率;
·控制回路的多种闭锁、开放、校验、检查措施，基于网络通讯间隔层横向联锁功能，保证了远方和就地控制操作的安全性;
·装置提供100M光纤/双绞线高速工业级以太网，方便系统组网; ·可编程逻辑控制，模块化设计，可满足用户个性化需求;
·提供创新的调试维护工具包iTools,极大地方便用户现场的调试与维护; ·装置采用整体面板，背插式结构，强弱电严格分开，具有良好的抗电磁干扰能力，功耗低，工作温度范围宽，可就地安装。 系统组成
该系统分为三层：间隔层站控层、网络层、站控层。 间隔层: 主要由各种智能保护、测控装置组成。iPACS-5000系列保护、测控装置解决了装置在恶劣环境下(高温、强电磁场干扰、潮湿)长期可靠运行的问题，并在整体设计上，通过保护、测控装置有机结合，信息交换，减少重复设备，简化了设计，减少了电缆。 间隔层: 支持单网或双网结构，支持100M全以太网;双网采用竞争式热备运行方式，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性;通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连;可选用光纤组网，增强通信抗电磁干扰能力;利用GPS，支持硬件对时网络，减少了GPS与设备之间的连线，方便可靠，对时准确。 站控层: 采用分布式系统结构，提供多种组织形式，可以是单机系统，亦可多机系统。灵活性好，可靠性高，且方便系统扩展。变电站层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能，界面友好，易于使用。通过组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，能很好地满足综合自动化系统的需要。提供远动通信功能，可以不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。
典型结构说明
·数据服务器、操作员站、维护工作站、继电保护工作站、微机五防，可以配置多机，冗余配置，也可以将功能适当集中，甚至配置单机系统; ·后台操作系统可选择Windows 或者各种常规的Unix; ·远动通讯装置和保护管理装置均可采用单机或者双机配置，其中保护管理可以选择单独的保护管理装置，也可以同远动通讯装置合用。 系统功能
iPACS-5000变电站综合自动化系统，具有如下功能： ·实时数据采集与处理 ·数据库的建立与维护
·控制操作、同步检测、防误闭锁 ·程序化控制 ·报警处理
·事件顺序记录、事故追忆 ·画面生成及显示 ·在线计算及制表 ·电能量处理 ·远动功能
·电压-无功自动调节(VQC) ·小电流接地选线功能 ·一体化在线微机五防 ·时钟同步 ·人机接口
·系统自诊断与自恢复
·与其它智能电子设备(IED)的接口
·继电保护和故障录波信息管理(FIS子站)
随着这学期期末的临近，变电站综合自动化这一门学科也接近尾声。经过这一学期的变电站综合自动化的学习，在曾老师的领导下进行了分组讨论研究学习。在我们小组所有成员的努力下，顺利的完成了这学期的学习任务。使我受益匪浅!
这学期我们主要围绕着七个大知识点进行学习。
一、变电站综合自动化
二、变电站综合自动化的结构与配置
三、变电站综合自动化系统的保护与测控单元
四、变电站综合自动化系统的通信
五、变电站综合自动化系统的监控
六、变电站综合自动化的安全自动装置
七、变电站综合自动化二次回路举例
一、变电站综合自动化 主要学习了变电站综合自动化的概念、变电站综合自动化系统的特点、变电站综合自动化系统的优点、变电站综合自动化的发展简史、了解传统变电站与综合自动化站之间的不同、了解变电站综合自动化的现状。
二、变电站综合自动化系统的结构与配置 主要学习了变电站综合自动化系统的硬件结构、变电站综合自动化系统的配置、国内典型的变电站综合自动化系统以及发展的趋势。
三、 变电站综合自动化系统的保护与测控单元 主要学习了保护与测控单元的功能与硬件、保护与测控单元的常用算法、保护与测控单元硬件回路的工作原理、保护与测控单元的举例。
四、变电站综合自动化系统的通信 主要学习了变电站综合自动化系统通信的基本概念、了解变电站综合自动化数据通信的内容和功能、了解变电站综合自动化系统的通信规约、EIA RS—232/485通信接口、以太网通信接口、LONWORKS现场总线接口、站控层与单元层的通信、变电站与调度的通信、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用。
五、变电站综合自动化系统的监控 主要学习了监控系统、了解了远动主机、掌握了监控单元主界面显示的运行参数、熟练掌握了监控单元的功能及其功能按钮与使用、了解监控单元的配置与维护。
六、变电站综合自动化系统的安全自动装置 主要学习了故障录波装置、电压、无功综合控制装置、了解变电站综合自动化中VQC的基本概念、熟悉了变电站综合自动化系统中VQC的工作原理。
七、变电站综合自动化系统二次回路举例 主要学习了变电站综合自动化系统二次回路的概述、6~~35KV线路的保护、测量、控制二次回路、110KV线路的保护、测量、控制二次回路、主变压器的保护、测量、控制二次回路。
通过本学期的学习，我们的合作能力、动手能力、解决问题的能力都有了很大的提高。我们的目标是，工学结合，使理论紧密联系实际，真正掌握着一门学科。使我们成为高素质、高技能、高层次的技能型人才。
变电站综合自动化系统
第一章
变电站综合自动化技术基础 第一节
变电站综合自动化的基本概念
一、常规变电站状况
电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：
继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏
常规变电站的二次系统的缺点：
(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。
(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波
(3)占地面积大，增加了征地投资。
(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。
(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。
二、变电站综合自动化的基本概念
变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。
变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。
三、变电站实现综合自动化的优越性
(1)提高供电质量，提高电压合格率。
(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。
(3)提高电力系统的运行、管理水平。
(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。
(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。
第二节
变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量
一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。
由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。
高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。 将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。
二、变电站综合自动化的基本功能
监控子系统的功能
微机保护子系统的功能
自动控制装置的功能
远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能 (一)数据采集
(1)模拟量的采集
1)交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2)直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V (2)开关量的采集 (3)电能计量
1)电能脉冲计量法
2)软件计算方法
(二)事件顺序记录
包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录
(三)故障记录、故障录波和测距
(1)故障录波与测距
微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器
(2)故障记录
记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压
(四)操作控制功能
操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，
对变压器分接开关位置进行调节控制，
应保留人工直接跳、合闸手段，
断路器操作应有闭锁功能
(五)安全监视功能
越限监视
监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等
(六)人机联系功能
(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。
(2)显示画面的内容 ：
1)显示采集和计算的实时运行参数
2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录
4)越限报警
5)值班记录
6)历史趋势
7)保护定值和自控装置的设定值
(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志; ②开关操作记录打印; ③事件顺序记录打印; ④越限打印; ⑤召唤打印; ⑥抄屏打印; ⑦事故追忆打印。
①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间; ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间; ③计算受配电电能平衡率; ④统计断路器动作次数;
⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数; ⑥控制操作和修改定值记录。
(1)谐波源分析 (2)谐波检测与抑制 (七)打印功能
(八)数据处理与记录功能
(九)谐波分析与监视
2.2 微机保护子系统的功能
(一) 保护功能：
①高压输电线路的主保护和后备保护; ②主变压器的主保护和后备保护; ③无功补偿电容器组的保护; ④母线保护; ⑤配电线路的保护;
⑥不完全接地系统的单相接地选线。
(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响 (2)具有故障记录功能
(3)具有与统一时钟对时功能
(二) 辅助功能：
(4)存储多种保护整定值
(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值
(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。
(7)通信功能
(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。
2.3 自动控制装置的功能
(1)电压、无功综合控制
(2)低频减负荷控制 (3)备用电源自投控制 (4)小电流接地选线控制 (1)系统内部的现场级间的通信 (2)自动化系统与上级调度的通信
(1)功能综合化
(2)分级分布式、微机化的系统结构 (3)测量显示数字化 (5)运行管理智能化
(1)其结构形式有集中式、分布式、分散(层)分布式;
(2)从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能
第三节
变电站综合自动化的基本特征
(4)操作监视屏幕化
第四节
变电站综合自动化的结构形式
装等形式。
一、集中式综合自动化系统
集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能
集中式结构最大的缺点是：
1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。 3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。
4)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、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统
(一)
分层分布式结构的概念
所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。
间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。
站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。
管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。
(二)
中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构
(三)
大型变电站的分层分布式集中组屏结构
(四)分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点
(1)可靠性高，可扩展性和灵活性高;
(2)二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。
(3)分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主(4)继电保护相对独立。
(5)具有与系统控制中心通信功能。 (6)适合于老站改造。 主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。 控制机的负担。
三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构
分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：
(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。
(2)减少了施工和设备安装工程量。
(3)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。
(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。
以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。
第二章
变电站综合自动化系统的硬件原理
第三章
变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节
继电保护基本知识
一、继电保护应满足的要求 (1)选择性
(2)快速性
(3)灵敏性
(4)可靠性
二、主保护、后备保护和辅助保护
(1)主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。
(2)后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。 (3)辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。
三、继电保护的基本原理
(1)反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护; (2)反映电压改变的，有低电压(或过电压)、零序电压保护等; (3)既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护;
(4)反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗(或距离)的，有距离保护; (5)反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。 第二节
输电线路的微机保护、监视与控制子系统
一、输电线路继电保护原理
1、电网相间短路的三段式电流保护
(1)无时限(瞬时)电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。
(2)带时限(限时)电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。
(3)定时限过电流保护
定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。
定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流
2、电网相间短路的方向电流保护
向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。
二、输电线路的自动重合闸
定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置 。
1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸
(1)当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时
(2)线路上发生永久性故障时
(3)手动跳闸及遥控跳闸时
(4)闭锁重合闸
(5)手动合闸到故障线路时
2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸
(1)故障点断电时间问题
(2)同步问题
(3)重合闸实现方式：
①检无压 ②检同期
3、自动重合闸与继电保护的配合
(1)重合闸前加速保护
(2)重合闸后加速保护
三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。
1、自动按频率减负荷的基本工作原理
2、自动按频率减负荷的实现方法
①采用专用的自动按频率减负荷装置
②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式
②低电压带时限闭锁
③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式
3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析
第三节
电力变压器的微机保护、监视与控制子系统
一、概述
1、保护内容
(1)主保护配置：
①比率制动式差动保护
②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护
③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护
⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护
(2)后备保护配置：
2、配置方案
(1)双绕组变压器
后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧(或升压变压器的低压侧)
后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧
另一套装于中压侧或低压侧的电源侧
(2)三绕组变压器
二、变压器差动保护基本原理
用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图
三、变压器差动保护的特殊问题
(1)两侧电流互感器的形式不同
(2)两侧电流互感器的变比不同
(3)变压器各侧绕组接线方式不同
(4)变压器空载合闸时的励磁涌流
(5)在运行中改变变压器的变比
四、变压器微机保护的电流平衡
(1)微机变压器保护电流互感器接线原则
(2)电流平衡的调整系数
五、电力变压器比率制动差动保护 (1)比率制动式差动保护的基本原理
定义：
① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流(差动电流定值)随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。
③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。
制动作用最小。
(2)和差式比率制动的差动保护原理
(3)变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数
励磁涌流的特点：
较
二次谐波制动比定值=0.15 (4)变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。
(5)电流互感器断线监视
六、电力变压器后备保护
(1)复合电压闭锁方向过流保护
① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器(或桥断路器) Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍
② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断
⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快
励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比
关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③
方向：
如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①
中性点直接接地保护方式
由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联(或分段)②
中性点不接地的零序保护方式
装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③
中性点经放电间隙接地的零序保护方式 (2)变压器过负荷保护
(3)变压器零序保护
断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路;II段时限跳本侧(或全跳)断路器
限跳本变压器各侧
I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关(或分段开关)，第二时限跳本变各侧开第四节
电力电容器的微机保护、监视与控制子系统
一、电力电容器的内部和外部故障
(1)电容器内部故障的原因
(2)电容器的外部故障及系统异常
(3)电容器保护配置：
过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护
防止电容器内部故障的电容器组专用保护 (1)与电容器串联的电抗器
(2)避雷器的过电压保护
(3)电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压 。 (4)电容器组的电流保护
二、并联补偿电容器组的通用保护
三、电容器组内部故障的专用保护
(1)单Y形接线的电容器组保护：
① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式
(2)双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护 (3)三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护
第五节
电压、无功综合控制子系统
一、变电站电压、无功综合控制的原理
在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。 有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网
到调整电压和降低损耗的作用。 损和电压损耗，改善用户的电压质量。
二、电力系统的电压、无功综合控制的方式
(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。
(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。
(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。
(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现;另一种是由独立的关联分散控制装置实现 。 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统
一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他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他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。
(1)备用电源的配置
① 明备用的控制
② 暗备用的控制
①工作电源确实断开后，备用电源才投入。
②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。
③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。
④应具有闭锁备自投装置的功能。
⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。
⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。
(2)微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。
二、小电流接地系统单相接地故障的检测
(1)概述
根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：
①
小电流接地系统：
中性点不接地 中性点经消弧线圈接地
② 大电流接地系统：中性点直接接地 (2)小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统
①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。
实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理
②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。 第五章
数字化变电站简介
变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，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，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现
1 数字化变电站自动化系统的特点
1.1智能化的一次设备
一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
1.2网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、 测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
1.3自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化;数据信息分层、分流交换自动化;变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见;系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
2 数字化变电站自动化系统的结构
2.1 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类： (1)电力运行实时的电气量检测; (2)运行设备的状态参数检测; (3)操作控制执行与驱动。
2.2 间隔层
间隔层设备的主要功能是： (1)汇总本间隔过程层实时数据信息; (2)实施对一次设备保护控制功能; (3)实施本间隔操作闭锁功能; (4)实施操作同期及其他控制功能;
(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;
(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。 2 数字化变电站自动化系统的结构 2.3 站控层
站控层的主要任务是：
(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库;
(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;
(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行; (4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;
(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能;
(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能; (7) 具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。 谢谢!
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