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变电站综合自动化控制系统

变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处

理（DSP）等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保

护以与与调度通信等综合性自动化功能。它综合了变电所内除交直流电源以外的全部二次设

备功能。电力系统进行的农网改造、城网改造对于变电站二次系统的改造主要是以综合自动

化系统替换原有的常规二次系统。

它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。随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，采用

变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向，也是电网发展的趋势。

变电站自动化系统的基本结构有集中式系统结构、分布式系统结构和分散（层）分布式结构。

变电站综合自动化系统应能实现的功能：·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，电容器保护与备自投，低频减载等安全自动装置。各

类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。

·数据采集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

与变电站一次设备告警信号等。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。保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信

方式获得。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，

电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室

温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。③脉冲量：脉冲量主要

是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，

实现电能测量。

·事件记录和故障录波测距事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE

分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据

需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是

分散型，即由微机保护装置兼作记录与测距计算，再将数字化的波型与测距结果送监控系统

由监控系统存储和分析。

·控制和操作闭锁操作人员可通过CRT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。操作闭锁应具有以下内容：①电脑五防与闭锁系统②根据实时状态信息，自

动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能。③操作出口应具有同时操作闭锁功能。④操作出口应

具有跳合闭锁功能。

·同期检测和同期合闸该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备

实现，也可以由微机保护软件模块实现。

·电压和无功的就地控制无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电

抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。

无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和

变压器抽头信号通过专用软件实现。

·数据处理和记录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，

变电管理和保护专业要求的数据，主要有：①断路器动作次数②断路器切除故障时截断容量

和跳闸操作次数的累计数③输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记

录的最大，最小值与其时间。④独立负荷有功、无功，每天的峰谷值与其时间⑤控制操作与

修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调

度中心实现。

·系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样

周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

·与远方控制中心的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。根据现场的要求，系

统应具有通信通道的备用与切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同

方式的通信接口，且各通信口与MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的

通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标与IEC标准。

·防火、保安系统。从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。

国内有多家生产变电站综合自动控制系统的厂家，以下简介几家以与