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智能变电站的发展及现状智能变电站的发展及现状一、引言智能变电站是指利用先进的信息通信技术和自动化控制技术，对传统的变电站进行升级改造，实现设备互联互通、自动化运维和智能化管理的一种新型变电站。
随着电力系统的发展和技术的进步，智能变电站已经成为电力行业的重要发展任务。
本文将对智能变电站的发展历程及现状进行详细阐述。
二、智能变电站的发展历程⒈传统变电站的局限性传统变电站存在着设备信息孤立、运维成本高、响应速度慢等问题。
随着电力行业的快速发展，传统变电站已经无法满足现代电力系统的需求。
⒉智能变电站的概念提出为了解决传统变电站存在的问题，智能变电站的概念应运而生。
智能变电站利用先进的信息通信技术和自动化控制技术，实现设备之间的互联互通，并通过高效的智能化管理系统，提高运维效率，降低运维成本，实现变电站的可靠运行。
⒊智能变电站的发展进程智能变电站的发展经历了几个阶段：网络互联阶段、数据采集与分析阶段、自主决策与控制阶段。
目前，智能变电站已经进入智能运营与维护阶段，实现了从传统变电站到智能变电站的转型。
三、智能变电站的主要特点⒈互联互通智能变电站通过网络连接，实现了设备之间的信息互通和数据共享。
这使得变电站的运行更加高效可靠，并且便于对变电站进行远程监控和运维。
⒉自动化运维智能变电站采用自动化控制技术，实现对设备的自动巡检、故障诊断和维护。
这大大降低了人工巡检的工作量，提高了运维效率。
⒊智能化管理智能变电站依靠智能化管理系统，对变电站进行综合管理和优化调度。
通过数据分析和决策支持，可以及时发现问题并采取相应的措施，提高变电站的运行效率。
四、智能变电站的应用现状⒈国内智能变电站的应用情况我国电力行业在智能变电站的建设方面取得了一定的成果，各地区相继建设了多个智能变电站。
目前，智能变电站在我国的应用逐渐普及，但与发达国家相比，仍有一定差距。
⒉国际智能变电站的发展情况国际上，智能变电站已经得到广泛应用，并取得了显著的成果。
变电站综合自动化的发展现状及其改造问题探讨介绍了变电站综合自动化系统的功能要求和现阶段常见的几种工作模式,重点分析了变电站综合自动化改造中的常见问题及相关解决方法。
标签：变电站综合自动化;功能要求;工作模式;改造问题1 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、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,以及调度通信等综合性的自动化功能。
变电站综合自动化具有功能综合化;设备、操作、监视微机化;结构分布分层化;通信网络光缆化及运行管理智能化的特征。
它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大监控范围及变电站的安全可靠、优质、经济运行提供了数据采集及监控支持而且在其基础上可以实现高水平的无人值班变电站的管理。
同时,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。
只有通过厂站自动化装置和系统向调度自动化系统提供完整可靠的信息,调度中心才有可能了解和掌握电力系统实时运行状态和厂站设备工况,才能对其控制做出决策;同样,要实现调度控制中心的远程控制操作,也只有依靠变电站自动化装置才能完成或执行操作命令的任务。
可以说,一个完整、先进、可靠的变电站综合自动化,是实现高水平的电网调度自动化的基础。
2 变电站综合自动化系统的功能要求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,代替常规的控制屏、中央信号系统和远动屏,根据常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。
变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息,利用计算机的高度计算能力和逻辑判断功能,可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。
一般的来说,变电站综合自动化主要包括数据采集及通讯、数据处理、安全监视、微机保护、开关操作、电压无功控制、远动及自诊断等功能。
变电站综合自动化变电站综合自动化是指利用现代化的信息技术和自动化控制技术，对变电站的运行、监控、保护、测量和维护等进行全面自动化的管理和控制。
通过实时数据采集、传输和处理，实现对变电站各个设备的远程监控和控制，提高变电站的运行效率、可靠性和安全性。
一、综合自动化系统的主要功能1. 运行监控功能：通过对变电站的各个设备进行实时监测，及时发现设备异常情况，并进行报警和处理。
监控内容包括电压、电流、温度、湿度等参数的监测，以及设备的运行状态、开关操作等的监控。
2. 保护功能：综合自动化系统能够对变电站的各个设备进行保护，包括过电流保护、短路保护、接地保护、过压保护等。
当设备发生故障时，系统能够及时切除故障设备，并进行报警和记录。
3. 控制功能：综合自动化系统能够对变电站的各个设备进行远程控制，包括开关的合闸、分闸、变压器的调压、调容等操作。
通过远程控制，可以降低人工操作的风险，提高操作的准确性和效率。
4. 数据采集和处理功能：综合自动化系统能够对变电站的各个设备进行数据采集，并进行实时处理和存储。
通过对数据的分析和统计，可以及时发现设备的异常情况，提供科学依据进行设备维护和优化运行。
5. 通信功能：综合自动化系统能够通过网络实现与上级调度中心的通信，及时传输变电站的运行数据和状态信息。
通过与调度中心的通信，可以实现对变电站的远程监控和控制，提高变电站的运行效率和可靠性。
二、综合自动化系统的组成部份1. 监测装置：包括各种传感器和测量仪器，用于对变电站的各个设备进行参数的实时监测和测量。
常见的监测装置包括电流互感器、电压互感器、温度传感器、湿度传感器等。
2. 控制装置：包括PLC（可编程逻辑控制器）和RTU（远程终端单元）等，用于对变电站的各个设备进行远程控制和操作。
控制装置通常与监测装置相连接，实现对设备的自动控制和调节。
3. 通信装置：包括以太网、无线通信等，用于实现综合自动化系统与上级调度中心的数据传输和通信。
变电站综合自动化系统SCS的概念和现状一、变电站综合自动化系统的基本概念随着近十年来计算机技术和继电保护自动化理念的发展。
变电站的微机综合自动化已经在我国的电力系统及其工业用户中得到了广泛的推广和应用，并在技术上具有了更多更新的内涵。
作为现代意义上的变电站综合自动化系统本身必须完成以下两大功能：❖作为一个独立的控制系统，可实现站级控制系统的所有测量、控制、保护、自动调节功能，实时采集大量的设备运行情况数据，并提供友好的人机界面。
❖同时作为电网自动化系统的基本节点，可实时向上级调度中心发送站内设备运行信息，并在调度中心指令下实现各种遥控、遥调操作。
SCS系统采用模块化、分布式开放系统结构。
本着分散控制、集中监视的原则设计集中监视的原则设计，实现设备分层与网络分层的解决方案，整个系统可划分图一、SCS系统结构为间隔级与站级两层(见图一)，充分实现了变电站综合自动化系统的基本功能：❖间隔级设备包括各类微机保护装置、馈线终端、控制终端、自动远动装置、及智能测量仪表组成。
完成各间隔就地功能(如保护，联锁控制，测量等等)及数据采集功能。
❖站级设备可按照其功能划分为SYS500，COM500及MMC500。
其中SYS500为系统服务器，为站级监控提供人机界面；COM500为通讯服务器，完成规约转换功能；MMC500 则用作为操作员工作站。
由于系统采用了先进的计算机技术与通信技术，改变了传统的变电站二次设备模式。
间隔级设备均为采用先进CPU技术的各类微机保护或智能终端，可就地安装于各设备间隔，通过光纤为媒介建立间隔级通讯网络，实现与站级计算机系统通讯及间隔间信息共享 (后者适用于支持LONBUS的各类智能终端)。
同传统变电站监控系统相比，SCS系统大大简化了二次接线，减少了二次电缆与占地面积，降低了整体系统造价。
而且各间隔设备在设计上均采取了相应抗干扰措施，符合各类IEC抗干扰标准，并在间隔级网络通讯层采用光纤作为通讯媒介，整个系统具有抗电磁干扰能力强，可靠性高等优点。
浅谈变电站综合自动化系统的功能及存在的问题摘要：本文分析了变电站综合自动化系统存在的问题，介绍了变电站综合自动化系统的特点，阐述了变电站综合自动化系统应能实现的功能。
关键词：变电站综合自动化系统问题特点功能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、通信技术和信号处理技术，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、保护以及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。
1、变电站综合自动化系统存在的问题(1)抗干扰问题。
传统上的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关、电焊机、风扇、手提电话等定性实验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。
(2)运行维护人员水平不高的问题。
目前，变电站综合自动化系统绝大部分设备的维护依靠厂家，在专业管理上几乎没有专业队伍，出了设备缺陷即通知相应的厂家来处理，从而造成缺陷处理不及时等一系列问题。
(3)开放性问题。
现有的变电站各厂家的设备之间接口困难，甚至不能连接，从而造成各厂家各自为政，重复开发，浪费了大量的财力物力。
(4)传输规约和传输网络的选择问题。
变电站和调度中心之间的传输规约。
目前国内各个地方情况不统一，变电站和调度中心之间的信息传输采用各种形式的规约，如部颁CDT、SC-1801、DNP3.0等。
(5)技术标准问题。
目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准，因此标准问题（其中包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等问题）是当前迫切需要解决的问题。
(6)不同产品的接口问题。
接口是综合自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一。
这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通，需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通信规约等问题。
当不同厂家的产品、种类很多时，问题会很严重。
(7)生产厂家的问题。
有些厂家就某产品只搞技术鉴定，没搞产品鉴定；另外，生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够，导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻，造成设计漏洞较多。
变电站综合自动化系统的发展现状及功能
分析
摘要：文章通过笔者的工作实践，阐述了变电站综合自动化系统的发展现状及组成，从中着重针对变电站综合自动化系统的主要功能进行了分析与研究，提出自己的看法，旨在为
变电站自动化工程的未来发展提供有利的参考。
关键词：变电站；综合自动化系统；现状；系统功能
中图分类号：K826.16 文献标识码：A 文章编号：
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。
随着通信技术、计算机和网络技术等的迅速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。
另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。
本文就变电站综合自动化系统的现状及功能进行分析，以供大家参考。
一、变电站综合自动化系统的发展现状
变电站综合自动化系统具有安全可靠、功能齐全、结构简单和技术先进的优点，且这些优点通过一些新建变电站的运行得到了很好的证明。
近年来，变电站综合自动化系统
的水平飞速发展，在我国电力系统、城乡电网建设与改造中得到了越来越广泛的普及和应用。
无论是 220kV及以上的超高压变电站的设计与建设，还是中低压变电站的无人值班，都应用了自动化新技术，这一应用使得电网建设和电力系统的现代化水平大大提高，并且使电网调度和配输电的可能性增强以及变电站的建设成本更为低廉。
二、变电站综合自动化系统组成
在变电站综合自动化系统中，通常把继电保护、动重合闸、故障录波、故障测距等功能综合在一起的装置称为保护单元，而把测量和控制功能综合在一起的装置称为控制或I/0单元，两者通称为间隔级单元。
各种类型的间隔级单元搜集到的状态量和测量值，通过软件来实现各种保护闭锁。
它主要由以下几部分构成：微机保护单元主要完成信号的测量、传递、保护的计算和执行、接受上位机的指令并执行，通讯网络主要完成信号的传递，后台管理机主要完成对保护单元上传来的信号进行分析处理及显示、提供人机对话窗口、接受操作人员的指令、向上位管理机传递及时信息，为管理人员提供决策信息。
站控层的主要功能就是作为数据集中处理的保护管理，担负着上传下达的重要任务，对下它可以管理各种间隔单元装置，包括微机监控、保护、自动装置等，收集各种数据并发出控制命令，起到数据集中作用，还可以通过现场总
线完成对保护单元的自适应调整：对上则通过设立开放式结构的站级网络接口，与管理层建立联系。
将数据传送给管理后台机或调度端，起到数据处理作用。
网络层支持单网或双网结构，支持100M高速工业级以太网，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性;通信协议采用DL/T667-1999规约。
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。
测量、控制部分负责单元的测量、监视、断路器的操作控制和联锁及事件顺序记录等：保护部分负责该单元线路或变压器或电容器的保护、各种录波等。
因此，间隔层本身是由各种不同的单元装置组成，这些独立的单元装置直接通过总线接到站控层。
三、变电站综合自动化系统的功能分析
3.1 继电保护功能
变电站综合自动化系统中的微机继电保护功能主要包括自动重合闸、小电流接地系统自动选线、电容器保护、母线保护、电力变压器保护以及输电线路保护。
因为继电保护极其重要，其可靠性绝对不可以被综合自动化系统降低，因此要求做到：
（1）分别独立设置系统中继电保护的电力设备单元，电气量由相关的电压互感器和电流互感器直接输入，输出则由触点相应断路器的跳闸线圈直接操作。
（2）保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作之后向变电站层的微机设备提供报告，但通信网并不是继电保护功能完全依赖的对象。
此外，保护装置之外的一些重要控制设备，例如控制电容器、变压器分接头有载切换和投切的无功电压控制装置、备用电源自动投入装置等，通信网同样并非是其完全依赖的平台，应在相应的间隔屏上放置设备装用的装置。
同时为了避免不必要的硬件重复，使整个系统的造价降低、可靠性提高，特别针对35 kV 及以下设备，可将一些其他功能配给给保护装置，但其前提是不能使保护装置的可靠性将因此被降低。
作为变电站综合自动化系统中的关键环节，继电保护最重要的就是拥有完整、独立的继电保护功能，而在此基础上，还必须具备下列附加功能：
（1）与监控系统的通信功能。
监控系统与综合自动化系统中的继电保护是彼此独立的，因此，与监控系统的通信功能是继电保护所应具备的附加功能之一。
继电保护功能会将动作名称、动作值、动作性质以及动作时间主动上传，并将当前的修改定值和保护定值的信息按照控制命令上传。
（2）与系统统一时钟对时的功能。
在电网运行中，时间的统一和精确是极其重要的，当继电保护动作时，对电网发生事故的原因进行正确分析的可靠依据，即是各套继电保护动作的先后顺序，而只有借助统一精确的时间才能判断
其顺序的先后。
因此，1991 年 7 月颁布的“大纲”已对同一电网内采用统一的对时方式做出了明确的建议，以便将保护动作的时间和故障发生的情况进行准确记录。
（3）将授权修改和远处观察的保护整定值进行当地显示的功能。
对保护整定值的修改与检查要做到可靠、方便、直观。
对保护定值的修改除了能够在各保护单元上进行显示之外，还应考虑到无人值班的因素，通过远方调度端和当地的监控系统，使得保护定值能够被修改和查看。
同时为了对加强定值的管理，避免出现差错，应采取校对密码的措施对定值进行修改，并对最后一个修改定值的密码进行记录。
（4）故障自恢复、自闭锁、自诊断功能。
完善的自诊断功能是每个保护单元都应具备的，当内部发现故障时，能够自动报警，同时对故障部位予以指明，使维修时间缩短以及故障的查更为方便。
当故障出现在关键部位时，保护出口则应自动闭锁。
如果故障干扰到的是软件，则通过自启动功能使保护装置的可靠性得以提高。
（5）自动重合闸功能。
输电线路保护内为该设置和功能。
三相一次重合闸一般为 110 kV及以下线路所采用，可整定其同期检定方式下重合闸延长的时间。
同期检定方式包括检同期方式、检无压方式和不检定方式。
3.2 监视控制功能
3.2.1 数据处理与采集
对变电站设备的运行状态和电力运行的实时数据进行采集，包括保护信号、数字量、脉冲量、模拟量和各种状态量等，经过去伪存真的处理后，将采集到的数据存于数据库，为计算机处理提供信息基础。
（1）采集模拟量。
其内容包括功率、站用电电压、直流电源电压、变电站室温、主变压器的油温、功率因数、相位、无功频率及功率、电容器的电流、功率值、主变压器电流、功率值和电压馈线电流、线路电流以及各段母线电压。
（2）采集状态量。
其内容包括运行告警信号、继电保护动作信号、同期检查状态、有载调压变压器分接头位置、隔离开关状态以及断路器状态。
（3）采集脉冲量。
脉冲电能表所输出的电能量即为变电站所采集到的典型脉冲量，实质采集的是包括无功电能和有功电能在内的电能量。
（4）采集数字量。
主要指对自动装置的信息或计算机构成的保护进行采集。
3.2.2 运行监视功能
通过监视状态量变位，可对变电站内机自动装置和继电保护的动作顺序及情况、变压器分接头的动作和位置情况、接地开关、隔离开关和各种断路器进行监视。
监视模拟量分为事故模拟量变化的追忆、定值超限报警和正常的测量。
当变电站设备异常或状态非正常时，监控系统能够第一
时间在远方或当地发出语音报警或事故音响，同时在 CRT 显示器上自动推出事故情况的报警画面，然后运行人员可以此为依据对事故进行分析和处理，并存储和打印记录事故信息。
3.2.3 事故追忆及顺序记录功能
事故追忆是指对于主要母线电压、有功功率以及线路等一些主要模拟量，连续测量并记录其在事故前后一段时间内的状态；事故顺序记录是指自动记录变电站内的断路器、自动装置和继电保护等在事故时动作的先后顺序。
毫秒级为事故记录对时间要求的精确级别，CRT显示器上可以打印输出和显示自动记录下的报告。
事故顺序记录功能所提供的报告非常有助于评价断路器、自动装置及继电保护的动作情况，并对事故进行分析。
四、结束语
总之，变电站综合自动化系统以服务于电力系统安全、经济运行为中心。
通过先进的计算机技术、通信技术的应用，为新的保护和控制技术采用提供技术支持，解决过去能解决的变电站监视、控制问题，促进各专业在技术上、管理上配合协调，为电网自动化进一步发展提供基础，提高变电站安全、可靠和稳定运行水平。
参考文献
[1] 黄益庄.变电站综合自动化技术.中国电力出版
社，2000.
[2] 江智伟.变电站自动化及其新技术[M].北京：中国电力出版社，2006。
