本章先提出了变电站综合自动化系统应满足的基本要求，接着从保护系统和监控系统两方面对其功能进行了详细介绍和研究。并对变电站综合自动化系统几种常用的组网结构：集中式、分布式、分散分布式结构进行了介绍，对目前应用较广的分散分布式结构进行重点研究。 2.1变电站综合自动化系统的功能要求
变电站自动化系统的具体功能要求主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用和变电站的规模、电压等级及一次设备状况。高压、超高压变电站自动化系统的主要功能要求，概括起来有３个方面。①控制系统：运行人员监视与控制、自动控制、电力系统紧急控制与当地后备控制、故障录波与事件记录、测量与计量、自动数据分析；②保护系统：变压器保护、线路保护及自动重合闸、母线保护、电容器保护；③运行支持系统：设备维修支持、设备非正常状态的恢复支持、电力系统故障恢复支持、自动故障恢复。每个变电站自动化的功能将随原来系统的运行经验、成本和性能的要求不同而变化，但它们都要适应以下基本要求：
1)当电力系统发生故障时，继电保护系统准确检测故障，跳开相应开关，迅速切除故障，不造成故障连锁反应，使故障造成的影响限制在尽可能小的范围； 2)收集、处理各种设备的运行信息和数据，按要求发送到集控中心和远方调度控制中心，满足调度部门对电力系统的监视、控制和运行操作；
3)收集设备的状态数据，支持设备的状态维修和可靠性为中心的维修系统，提高设备可用率和使用寿命；
4)在集控中心或调度控制中心对变电站失去监控的情况下，变电站的后备控制能对变电站进行控制；
5)收集并及时传送电力市场实时交易所需的技术数据，促进安全交易，减少交易风险。
针对以上基本要求，在做变电站综合自动化系统设计时，可靠、实用、技术先进和利于推广是系统设计的基本指导思想。变电站综合自动化系统设计过程中，可靠性与系统总体设计及软硬件结构和工艺关系密切，考虑软硬件总体方案时，可靠性必须放在第一位。其次应强调性能价格比这个重要指标，机型选择、硬件配置上，应从应用对象实际情况出发，特别重视性能价格比。同时还应考虑操作方便，具有完备的防误提示和措施。 2.1.1保护系统功能
保护装置是综合自动化系统的重要组成部分，以被保护的一次设备为对象，直接由相关的ＣＴ和ＰＴ输入电气量，动作后由接点输出，直接作用于相应断路器的跳闸线圈。要求和自动化系统保持相对独立，一般要求保证电磁兼容指标，设置专用电源回路（３５ｋＶ电压等级以上），保护ＴＡ与测量ＴＡ分开，可远方投退压板和控制字，在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录等。当监控系统异常或失去联系时，保护系统能够独立地完成它的使命，做电力系统的守护神。从功能上可分为线路保护、母线保护、变压器保护、电容器保护及备用电源自投、故障录波、低周低压减载等安全自动装置。
微机保护应具有与监控系统通信的功能，包括：接受监控系统查询，若返回正确应答信号，则表明保护装置通信接口完好；若超时无应答或应答错误，则表明通信接口或保护装置本身出现故障；传送事件报告，包括跳闸时间（分辨率２ｍＳ）、跳闸元件、相别、测距、故障波形等，且掉电后信息能保留：传送自检报告，包括装置内部自检和对输入信号的检查；修改时钟及对时，目前至少要
有通信广播对时及分秒中断对时，并能GPS外部对时；修改保护定值，定值要经过上传、下装、反校、确认等环节后，保护装置才予以修改；接受投退保护命令，保护信号应具有掉电白保持，能够远方或就地复归；接受查询定值并送出定值；实行显示保护主要状态（功能投入情况输入量值等）。与监控系统通讯，主动上传故障信息、动作信息、动作值及自诊断信息，接受监控系统命令上传整定值及历史事件，与监控系统通讯应采用标准规约。 2.1.2监控系统功能 （1）数据采集
系统由数据采集装置采集现场所有状态量、模拟量及脉冲量，并可从各保护装置采集保护运行状态、保护动作信息、保护定值信息、保护故障信息、保护电源及保护装置自检信息。 1）状态量采集
包括断路器状态、隔离开关状态、接地刀闸状态、变压器分接头位置等，这些信号大部分采用光电隔离方式的开关量中断输入。对重要的状态量（如断路器位置）采用双位置接点进行采集，即11,00分别表示二个状态，以保证正确无误地反映断路器位置，防止继电器触点的失效与抖动而引起的状态误报。 2）模拟量采集
采样各段母线电压、各进出线回路的电流和功率值；电网频率与相位等电量参数以及变压器的瓦斯值、温度、压力等非电量参数。目前各种电量参数在综合自动化系统中均采用交流采样，直接采集由电流互感器与电压互感器提供的交流参数，常规变送器加Ａ／Ｄ变换方式只用于对非电量参数如变压器油温、主控室温的采集。 3）脉冲量采集
采集由全电子电能表输出的电量脉冲值，也可直接采集电能量。 4）继电保护数据采集
包括保护动作信号、保护状态、保护定值等。 （2）事件记录及故障录波
事件记录包括保护动作序列记录soe（seuenceofevents）开关跳合记录，事件分辨率可根据不同电压等级的要求确定，一般为1.3ms，能存放100个以上的事件顺序记录。当出现电网故障时00ms以及故障后3s的波形，（如接地短路故障），能记录故障前１min供事故分析。对高压变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现：一是配置专用微机故障录波器，并能与监控系统通讯；另一种则由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储及打印波形。对低压变电站可给出故障报告，包括故障类型、动作类型及开关遮断电流大小。 （3）远方整定保护定值
对各保护装置，可在当地或远方设置一组或多组保护定值，并可在当地或远方显示、切换整定值。此功能应具有远方、当地闭锁，操作权限闭锁措施。 （4）控制和操作闭锁
可对断路器、隔离开关的分、合进行操作，对变压器分接头进行调节控制，对电容器组进行换切。这些控制和操作可在远方的调度中心或变电站内的后台监控系统的ＣＲＴ及键盘上发命令完成（具有操作密码和操作者及操作内容归档功能），也可在装置面板上进行操作，以保证系统的更高的使用灵活性。为确保操
作的准确可靠，操作步骤按“选择一返送校核一执行”来进行，并具备逻辑闭锁功能，每次操作均有打印输出。操作闭锁应包括以下内容： 1）操作出口应具有跳、合闭锁功能。 2）操作出口应具有并发性操作闭锁功能。
3）根据实时信息，实现断路器、刀闸操作闭锁功能。
4）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。
（5）电压无功综合控制
在上级调度直接控制时，变压器分接头调整和电容器组的投切直接接受上级调度的控制；当给定电压曲线的情况下，则由变电站自动化系统进行控制，按系统电压与功率因数变化自动调节变压器分接头位置或投切电容器，保证电压质量和优化无功补偿。
（6）与远方调度中心通信
实现远动装置的常规的遥测、遥信、遥控和遥调四遥功能，即将采集的数字量和状态量实时地送往调度中心，并接受上级调度中心的控制和调节操作命令。若有事故发生，如开关变位等事故发生或数字量越限时则插入优先发送，及时向调度中心报警。此外还将故障录波和其他继电保护信息送往调度中心，同时接受调度中心发来的修改继电保护整定值的命令等。传送通道可以是电力载波、微波、光纤或专用通道。通信波特率随所选用通信通道及通信方式来决定。通信规约可以采用远动标准规约或计算机通信规约，视调度中心的要求而定。
（7）数据处理和统计记录
系统将采集来的状态量、数字量和脉冲量按规定的要求进行处理，送往当地监控系统的后台机和上级调度中心。这些数据主要有：线路、变压器的电流、有功和无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间等；整点数据的日报表；每日的峰值和谷值，并标以时间；断路器动作次数、断路器切除故障时的故障电流和跳闸操作次数统计；控制操作及修改整定值的记录及有关操作者；独立负荷有功无功每天的峰值、最大值及其时间，并保存归档。历史数据在监控系统的后台机内至少能保存１年以上。 （8）人机联系功能
当变电站有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行。当变电站无人值班时，。则在远方的调度中心或集控中心的调度或监视主机上进行。操作人员的人机联系界面是ＣＲＴ屏幕与键盘或鼠标器，可实现下列主要功能：
CRT屏幕上可显示各种画面、数据和表格，包括主接线图、开关状态、潮流信息、报警画面与提示信息、事故记录ＳＯＥ、负荷曲线、系统的配置和工作情况、保护整定值、日运行报表等，并可将显示画面和表格拷贝打印记录下来。 实施远方控制和操作，包括保护装置的投入和退出、断路器以及隔离开关的操作、变压器分接头位置控制等。
输入或修改数据，包括远方操作的密码、操作人员的代码及密码、保护定值的设置和修改、报警值设置和修改、远方／当地操作的设置、控制闭锁与允许等。
显示系统各设备的诊断自检结果。
无人值班站应保留一定的人机联系功能，以保证变电站现场检修或巡视的要求，能显示站内各种数据和状态量；操作出口回路具有人工当地紧急控制设施；变压器分接头应备有当地人工调节手段。 （9）系统的自诊断检测功能
系统的各装置如保护装置、数据采集装置、控制装置等都具有自诊断功能，所有数据采集、控制、保护等主要单元模块故障，应能自诊断出故障部位；具有失电保护、失电自检、自复位至原运行状态的能力。当数据采集出现非法错误时，应能输出出错信息，进行报警和闭锁故障单元，保证其它部分的正常工作。当系统在线诊断出故障时，应能自动报警，并将故障内容及发生时间登录在事件一览表中。诊断结果周期性地送当地监控系统的后台机和远方调度中心，故系统中各装置的状态一目了然，无需定期检修。 （10）对时系统
对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110ｋＶ枢纽以上站要求系统具有GPS对时功能，能够对变电站层设备和间隔层ＩＥ１）设备（包括全电子电能表等）实现GPS对时，并具有时钟同步网络传
输校正措施。110Ｖ终端站、35ｋＶ变电站不要求ＧＰＳ对时功能，但要求具有一定精度的站内系统对时功能，定时完成由系统主机或由调度端发出的对站内间隔层设备的对时功能。 （11）同期检测和同期合闸
由于实现电网互联是必然趋势，所以负责系统联络线联络变压器的枢纽变电站仍需配置自动同期装置，使待并列的两个系统在电压、频率、相位角都能满足条件的情况下能够进行并列操作，分为手动和自动两种方式实现，一般应具有两种方式供选择，这部分功能也应纳入自动化系统。 2.2变电站综合自动化系统的网络结构
变电站自动化系统的组成可分为２个层次，即间隔级和变电站级，也称间隔层和站控层。间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，将间隔内的控制、保护、测量等功能集成在这个通用的平台上。通用的硬件平台指的是由一组元件组成一个多功能装置，用于各个间隔。通用的软件平台指的是在多功能装置内建立一个通用的功能软件库和数据库。通过通用的硬件和软件采集各功能需要的数据和状态量，实现数据共享。这样，原来控制、保护等功能将不再需要专用的硬件装置和专用的输入、输出通道，而是由合理的软件设计来实现。站级的集成是将变电站自动化需在站级处理的各个功能通过信息网络组合在一个系统中。这样，原来站级各个分隔的系统及其多个通信网络将不再需要，从而简化了网络结构和通信规约。
目前，国内外变电站综合自动化系统大体可分为三种结构：集中式、分布式以及分散（层）分布式。 2.3集中式结构
集中式的变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能。采用这类结构的系统其功能模块与硬件无关，各功能模块的连接通过模块化软件实现，信息是集中采集、处理和运算的。受计算机硬件水平的限制，该结构在早期自动化系统中应用较多，图２—１是一种较典型的集中式结构。此类结构对监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，开发手段少，系统在开放性、扩展性和可维护性等方面较差，抗干扰能力不强。系统结构如图2-1所示：
