摘要：
变电站的综合自动化系统主要是把变电站的二次设备、自动装置、运动装置、测量仪表、信号系统经过功能组合以及优化设计，利用计算机技术、现代化电子技术、通信技术、信号处理技术等，对在线运行的变电站主要设备和输配电线路实时监控、测量、自动控制与保护，并且和调度通信等综合性的自动化系统。本文主要就110k及其以下的变电站踪合自动化系统进行分析。
1、变电站的综合自动化系统特点分析
变电站的综合自动化系统主要是建立在数据通信技术、计算机技术和软件技术上的，是一种集合测量、控制、保护、远动等功能为一体的微机控制系统。变电站的综合自动化系统则是由多个微机保护单元，测量控制单元、通讯网络、后台管理机、打印机等所组成，接线简单、系统可靠，适应了现代生产发展和能源管理的要求。
1.1结构微机化
系统的的主要元件用可编程逻辑控件代替分立元件，实现了硬件软化，软件硬化，所有功能都是通过软件来实现，实现了将数据采集、数据传输、远方控制、微机保护等环节能够并列运行，运行参数、操作记录、历史记录等均可通过打印机输出。通过网络连接，实时的将数据上传到电力调度。
1.2功能综合化
微机保护单元具有完善的测量、控制、保护功能，综合自动化系统就是利用了微机保护单元的完善功能，根据用户需要配置独立的微机保护单元，通过通讯网络将微机保护单元和后台管理机按照一定的结构形式连接起来。它可以保护除交直流电源以外的全部二次设备，微机保护代替了以继电器为主的模拟保护，监控装置(后台管理机)综合了仪表屏、操作屏、模拟屏、远动、中央信号系统和光字牌等功能，接线简单。
1.3运行管理智能化
一般微机保护单元都有实时在线自诊断功能，可以在微机保护单元的面板上显示故障发生的时间和故障类型，保护单元通过网络将自诊断结果送到后台管理机，这样使得运行人员可以随时掌握保护单元的运行状态。由于保护单元在抗干扰方面采取了一定的措施。使得其抗干扰能力强，提高了保护的高可靠性。
1.4操作监视屏幕化
系统将所有的操作和监视功能，通过后台管理机来实现。操作人员通过显示器全方位监视变电站运行方式和运行参数，屏幕数据取代了常规方式下的指针仪表，实时接线画面取代了模拟屏，远程遥控开关的分合闸。软件程序取代五防闭锁装置，提高了操作的可靠性，减少了人为误操作。
2、变电站综合自动化系统各子系统分析
2.1SCADA监控子系统
SCADA系统完成对各模拟量、状态量和脉冲量的采集和处理，并将处理结果以图形、表格等形式进行显示。其功能包括数据采集;事件顺序记录SOE;数据处理与记录;故障记录、故障录波和故障测距;人机联系等。数据采集：变电站采集的典型模拟量有：进线电压、电流和功率值，各段母线的电压、电流，各馈电回路的电流及功率值。
此外还有变压器的油温、直流电源电压等。变电站内采集的状态量数据主要有：变电站内各高压断路器和高压隔离开关的位置状态;变电站内一次设备运行状态及报警信号，变压器分接位置信号，无功补偿电容器的投切开关位置状态等。这些信号大部分采用光电隔离方式的开关中断输入或周期性扫描采样获得。脉冲量是指脉冲电度表输出的脉冲信号表示的电度表。
事件顺序记录SOE：变电站内各种事件信息的顺序记忆并登陆存档，如变电站内各开关的正常操作次数，发生时间;变电站内运行参数和设备的越限报警及记录，包括变电站内开关的正常变位报警，设备及运行参数的越限报警，系统保护装置的动作报警等。
数据处理与记录：数据处理的主要内容包括电力部门和用户内部生产调度所要求的数据。变电站运行参数的统计、分析与计算包括变电站进线及各馈电回路的电压和电流、有功功率、无功功率、功率因数、有功电量、无功电量的统计计算;日负荷、月负荷的最大值、最小值、平均值的统计分析及各类负荷报表的生成和负荷曲线的绘制等。
故障记录、故障录波和故障测距：设备或线路发生故障时，系统自动记录继电保护装置和各种装置动作的类型、时间、内容等，并提供事故追忆。
人机联系功能：屏幕显示是变电站综合自动化系统进行人机联系的重要手段之一。通过屏幕显示，可以使值班人员随时、全面地了解变电站的运行情况，屏幕显示的内容可以包括一次主接线，实时运行参数，变电站内一次设备的运行状况等;键盘输入数据如运行操作人员的代码及密码，运行操人员密码的更改，保护类型的选择及定值的更改，报警的界限、设置与退出手动/自动设置等;人机联系是变电站综合自动化系统不可缺少的互补措施，为了防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上保留人工直接跳合闸手段和CRT屏幕操作闭锁功能，只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制。
2.2微机保护子系统
微机保护是综合自动化系统的关键环节。微机保护包括全变电站主要设备利输电线路的全套保护，具体有：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，无功补偿电容器组的保护，母线保护，配电线路的保护，备用电源的自动投入装置和自动重合闸装置等。作为综合自动化重要环节的微机保护应具有以下功能：故障记录，故障自诊断、自闭锁、自恢复，并具备断电保持功能。存储多套整定值，并能显示及当地修改整定值。实时显示保护主要状态及统一时钟对时功能(功能投入情况及输入量值等)。与监控系统通信功能，根据监控系统命令发送故障信息，保护装置动作信息，保护装置动作值以及自诊断信息;接受监控系统选择保护类型及修改保护整定值的命令等，与监控系统通信应采用标准规约。
2.3安全自动控制系统
为了保障电网的安全可靠经济运行和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：电压无功综合控制，低频减载，备用电源自投，小电流接地选线，故障录波和测距，同期操作，声音图像远程监控。
2.4通信管理子系统
通信功能包括站内现场级间的通信和变电站自动化系统与上级调度的通信两部分。通信子系统应使用标准的通信规约。综合自动化系统的现场级通信。综合自动化系统的现场级通信，主要解决自动化系统内部各了系统与监控主机及各子系统间的数据通信和信息交换问题，通信范围是变电站内部。综合自动化系统与上级调度通信。综合自动化系统兼有RTU的全部功能，能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等传至调度端，同时能接受调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。
通信技术是变电站综合自动化的实现必需条件，有了通信技术才使得变电站的遥控、遥调、逼测、遥信功能得以实现，它是系统远动的必需纽带。
3、结束语
总而言之，变电站的综合自动化系统运行一直都较为稳定，保护动作的反映准确可靠，在经过长时间的运行考验下，有着良好的安全性能，为无人值班变电站的实现积累了经验。随着无人值班变电站的不断推广，变电站综合自动化系统的优越性将不断体现。分层分布式自动化系统有利于系统的扩展，具有方便性和灵活性。现场总线技术适合于城市电网和农村电网中新建的小型变电站。计算机网络技术也是在电力建设中推广的一种通信系统发展模式。只有借鉴国内外的成熟经验、技术，进行合理的系统优化及技术选型，才能在无人值班变电站的管理和建设中，确保电网安全稳定运行。
(杨萌 身份证号码:452228198103020012 广西)
参考文献：
[1]王显平，田男.变电站综合自动化系统及其应用.电力建设，2003
[2]史素华.无人值班变电站综合自动化系统研究.北京：华北电力大学(北京)硕士论文,2007
