第一篇：變電站綜合自動化系統介紹

變電站綜合自動化系統介紹

變電站綜合自動化系統

第一章

變電站綜合自動化技術基礎 第一節

變電站綜合自動化的基本概念

一、常規變電站狀況

電力系統的環節：發、輸、配、用 變電站的基本作用：配電 常規變電站的二次系統構成：

繼電保護 就地監控 遠動裝置 錄波裝置 保護屏 控制屏 中央信號屏 錄波屏

常規變電站的二次系統的缺點：

(1)安全性、可靠性不能滿足現代電力系統高可靠性的要求。

(2)供電質量缺乏科學的保證。指標：U、F、諧波

(3)占地面積大，增加了征地投資。

(4)不適應電力系統快速計算和實時控制的要求。

(5)維護工作量大，設備可靠性差，不利于提高運行管理水平和自動化水平。

二、變電站綜合自動化的基本概念

變電站綜合自動化是將變電站的二次設備(包括測量儀表、信號系統、繼電保護、自動裝置和遠動裝置等)經過功能的組合和優化設計，利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和信號處理技術，實現對全變電站的主要設備和輸、配電線路的自動監視、測量、自動控制和微機保護，以及與調度通信等綜合性的自動化功能。

變電站綜合自動化系統，即利用多臺微型計算機和大規模集成電路組成的自動化系統，代替常規的測量和監視儀表，代替常規控制屏、中央信號系統和遠動屏，用微機保護代替常規的繼電保護屏，改變常規的繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。

三、變電站實現綜合自動化的優越性

(1)提高供電質量，提高電壓合格率。

(2)提高變電站的安全、可靠運行水平。

(3)提高電力系統的運行、管理水平。

(4)縮小變電站占地面積，降低造價，減少總投資。

(5)減少維護工作量，減少值班員勞動，實現減人增效。

第二節

變電站綜合自動化的內容、主要功能及信息量

一、變電站綜合自動化的內容 電氣量的采集 電氣設備(如斷路器等)的狀態監視、控制和調節。

由繼電保護和故障錄波等完成瞬態電氣量的采集、監視和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢復正常操作。

高壓電器設備本身的監視信息(如斷路器、變壓器和避雷器等的絕緣和狀態監視等)。將變電站所采集的信息傳送給調度中心外，還要送給運行方式科和檢修中心，以便為電氣設備的監視和制定檢修計劃提供原始數據。

二、變電站綜合自動化的基本功能

監控子系統的功能

微機保護子系統的功能

自動控制裝置的功能

遠動及數據通信功能 2.1 監控子系統的功能(一)數據采集

(1)模擬量的采集

1）交流模擬量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模擬量： DC220V、DC5V、DC24V(2)開關量的采集(3)電能計量

1）電能脈沖計量法

2）軟件計算方法

(二)事件順序記錄

包括斷路器跳合閘記錄、保護動作順序記錄

(三)故障記錄、故障錄波和測距

(1)故障錄波與測距

微機保護裝置兼作故障記錄和測距 采用專用的微機故障錄波器

(2)故障記錄

記錄繼電保護動作前后與故障有關的電流量和母線電壓

(四)操作控制功能

操作人員都可通過電腦屏幕界面對斷路器和隔離開關進行分、合操作，對變壓器分接開關位置進行調節控制，應保留人工直接跳、合閘手段，斷路器操作應有閉鎖功能

(五)安全監視功能

越限監視

監視保護裝置是否失電 自控裝置工作是否正常等

(六)人機聯系功能

(1)人機聯系橋梁：顯示器、鼠標和鍵盤。

(2)顯示畫面的內容 ：

1)顯示采集和計算的實時運行參數

2)顯示實時主接線圖 3)事件順序記錄

4)越限報警

5)值班記錄

6)歷史趨勢

7)保護定值和自控裝置的設定值

(3)輸入數據：變比、定值、密碼等 ①定時打印報表和運行日志； ②開關操作記錄打印； ③事件順序記錄打印； ④越限打印； ⑤召喚打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追憶打印。

①主變和輸電線路有功和無功功率每天的最大值和最小值以及相應的時間； ②母線電壓每天定時記錄的最高值和最低值以及相應的時間； ③計算受配電電能平衡率； ④統計斷路器動作次數；

⑤斷路器切除故障電流和跳閘次數的累計數； ⑥控制操作和修改定值記錄。

(1)諧波源分析(2)諧波檢測與抑制(七)打印功能

(八)數據處理與記錄功能

(九)諧波分析與監視

2.2 微機保護子系統的功能

（一）保護功能：

①高壓輸電線路的主保護和后備保護； ②主變壓器的主保護和后備保護； ③無功補償電容器組的保護； ④母線保護； ⑤配電線路的保護；

⑥不完全接地系統的單相接地選線。

(1)它的工作不受監控系統和其他子系統的影響(2)具有故障記錄功能

(3)具有與統一時鐘對時功能

（二）輔助功能：

(4)存儲多種保護整定值

(5)當地顯示與多處觀察和授權修改保護整定值

(6)設置保護管理機或通信控制機，負責對各保護單元的管理。

(7)通信功能

(8)故障自診斷、自閉鎖和自恢復功能。

2.3 自動控制裝置的功能

（1）電壓、無功綜合控制

（2）低頻減負荷控制（3）備用電源自投控制（4）小電流接地選線控制（1）系統內部的現場級間的通信（2）自動化系統與上級調度的通信

（1）功能綜合化

（2）分級分布式、微機化的系統結構（3）測量顯示數字化（5）運行管理智能化

（1）其結構形式有集中式、分布式、分散（層）分布式；

（2）從安裝物理位置上來劃分有集中組屏、分層組屏和分散在一次設備間隔設備上安2.4 遠動及數據通信功能

第三節

變電站綜合自動化的基本特征

（4）操作監視屏幕化

第四節

變電站綜合自動化的結構形式

裝等形式。

一、集中式綜合自動化系統

集中式結構的綜合自動化系統，指采用不同檔次的計算機，擴展其外圍接口電路，集中采集變電站的模擬量、開關量和數字量等信息，集中進行計算與處理，分別完成微機監控、微機保護和一些自動控制等功能

集中式結構最大的缺點是：

1)每臺計算機的功能較集中，如果一臺計算機出故障，影響面大 2)軟件復雜，修改工作量大，系統調試麻煩。3)組態不靈活，影響了批量生產，不利于推廣。

4)集中式保護與長期以來采用一對一的常規保護相比，不直觀，不符合運行和維護人員的習慣，調試和維護不方便，程序設計麻煩，只適合于保護算法比較簡單的情況。

二、分層(級)分布式系統集中組屏的綜合自動化系統

（一）分層分布式結構的概念

所謂分層式結構，是將變電站信息的采集和控制分為管理層、站控層和間隔層三個級分層布置。

間隔層按一次設備組織，一般按斷路器的間隔劃分，具有測量、控制和繼電保護部分。

站控層的主要功能就是作為數據集中處理和保護管理，擔負著上傳下達的重要任務。

管理層由一臺或多臺微機組成，這種微機操作簡單方便，界面漢化，使運行值班人員極益掌握。

（二）中、小型變電站的分層分布式集中組屏結構

（三）大型變電站的分層分布式集中組屏結構

（四）分層分布式集中組屏綜合自動化系統結構特點

（1）可靠性高，可擴展性和靈活性高；

（2）二次電纜大大簡化，節約投資也簡化維護量。

（3）分布式系統為多CPU工作方式，各裝置都有一定數據處理能力，從而減輕了主（4）繼電保護相對獨立。

（5）具有與系統控制中心通信功能。（6）適合于老站改造。主要缺點是安裝時需要的控制電纜相對較多，增加了電纜投資。控制機的負擔。

三、分散分布式系統與集中相結合的綜合自動化系統結構

分層分散式結構的變電站綜合自動化系統突出的優點如下：

(1)簡化變電站二次部分配置，縮小控制室的面積。

(2)減少了施工和設備安裝工程量。

(3)簡化了變電站二次設備之間的互連線，節省了大量連接電纜。

(4)分層分散式結構可靠性高，組態靈活，檢修方便。

以上幾點都說明采用分層分散式的結構可以降低總投資，在今后的技術條件下，應該是變電站綜合自動化系統的發展方向。

第二章

變電站綜合自動化系統的硬件原理

第三章

變電站綜合自動化系統的微機保護、監視與控制子系統 第一節

繼電保護基本知識

一、繼電保護應滿足的要求（1）選擇性

（2）快速性

（3）靈敏性

（4）可靠性

二、主保護、后備保護和輔助保護

（1）主保護是指滿足系統穩定及設備安全要求，有選擇地切除被保護設備和全線路故障的保護。

（2）后備保護指的是主保護或斷路器拒動時，用以切除故障的保護。（3）輔助保護是為補充主保護和后備保護的不足而增設的簡單保護。

三、繼電保護的基本原理

（1）反映電流改變的，有電流速斷、定時過流及零序電流等保護；（2）反映電壓改變的，有低電壓（或過電壓）、零序電壓保護等；（3）既反映電流又反映電流與電壓間相角改變的，有方向過電流保護；

（4）反映電壓與電流的比值，即反映短路點到保護安裝處阻抗（或距離）的，有距離保護；（5）反映輸入電流和輸出電流之差的，有變壓器差動保護等。第二節

輸電線路的微機保護、監視與控制子系統一、輸電線路繼電保護原理

1、電網相間短路的三段式電流保護

（1）無時限（瞬時）電流速斷保護 此種保護的動作電流是按躲過被保護輸電線路末端最大短路電流整定的，它沒有時限元件。

（2）帶時限（限時）電流速斷保護 保護范圍限定在相鄰線路無時限電流速斷保護的保護區內，在無時限電流速斷保護的基礎上增加了一個時限元件△t=0.5s。

（3）定時限過電流保護

定時限過電流保護的動作是按躲過最大負荷電流整定。

定義：方向繼電器又稱為功率繼電器，它的動作具有方向性，即規定當功率由母線流

2、電網相間短路的方向電流保護

向線路時它才動作，進而使整個方向電流保護動作切除故障。

二、輸電線路的自動重合閘

定義：自動重合閘裝置就是將跳閘后的斷路器自動重新投入的裝置，簡稱AAR裝置。

1、單電源供電線路的三相一次自動重合閘

（1）當線路發生瞬時性故障或由于其他原因使斷路器誤跳閘時

（2）線路上發生永久性故障時

（3）手動跳閘及遙控跳閘時

（4）閉鎖重合閘

（5）手動合閘到故障線路時

2、雙電源供電線路的三相一次自動重合閘

（1）故障點斷電時間問題

（2）同步問題

（3）重合閘實現方式：

①檢無壓 ②檢同期

3、自動重合閘與繼電保護的配合（1）重合閘前加速保護

（2）重合閘后加速保護

三、自動按頻率減負荷 運行規程規定：電力系統的運行頻率偏差為±0.2Hz，系統頻率不能長時間運行在49.5～49Hz以下，事故情況下，不能較長時間停留在47Hz以下，系統頻率的瞬時值絕不能低于45Hz。

1、自動按頻率減負荷的基本工作原理

2、自動按頻率減負荷的實現方法

①采用專用的自動按頻率減負荷裝置

②把自動按頻率減負荷的控制分散設在每回饋線保護裝置中 ①時限閉鎖方式

②低電壓帶時限閉鎖

③低電流閉鎖方式 ④滑差閉鎖方式

3、對自動按頻率減負荷裝置閉鎖方式的分析

第三節

電力變壓器的微機保護、監視與控制子系統一、概述

1、保護內容

（1）主保護配置：

①比率制動式差動保護

②差動速斷保護 ③本體重瓦斯、有載調壓重瓦斯和壓力釋放 ①三段復合電壓閉鎖方向過電流保護 ②三段過負荷保護

③冷控失電，主變壓器過溫報警 ④二段式零序過電流保護

⑤一段兩時限零序電流閉鎖過電壓保護 ⑥一段兩時限間隙零序過電流保護

（2）后備保護配置：

2、配置方案

（1）雙繞組變壓器

后備保護可以配置一套，裝于降壓變壓器的高壓側（或升壓變壓器的低壓側）

后備保護可以配置兩套： 一套裝于高壓側

另一套裝于中壓側或低壓側的電源側

（2）三繞組變壓器

二、變壓器差動保護基本原理

用環流法構成的兩繞組變壓器電流差動保護的原理接線圖

三、變壓器差動保護的特殊問題

（1）兩側電流互感器的形式不同

（2）兩側電流互感器的變比不同

（3）變壓器各側繞組接線方式不同

（4）變壓器空載合閘時的勵磁涌流

（5）在運行中改變變壓器的變比

四、變壓器微機保護的電流平衡

（1）微機變壓器保護電流互感器接線原則

（2）電流平衡的調整系數

五、電力變壓器比率制動差動保護（1）比率制動式差動保護的基本原理

定義：

① 比率制動式差動保護的原理簡單地說就是保護的動作電流（差動電流定值）隨外部② 比率就是指差動電流與制動電流之比。

③ 制動電流這樣選取：在不平衡電流較大的外部故障時有制動作用，而在內部故障時短路電流按比率增大，即能保證外部不誤動，又能保證內部短路有較高的靈敏度。

制動作用最小。

（2）和差式比率制動的差動保護原理

（3）變壓器勵磁涌流的判斷及二次諧波制動系數

勵磁涌流的特點：

較

二次諧波制動比定值=0.15（4）變壓器的差動速斷保護 定義：差動速斷保護是差動電流過電流瞬時速動保護。差動速斷的整定值按躲過最大不平衡電流和勵磁涌流來整定，其整定值可取正常運行時負荷電流的5～6倍。

（5）電流互感器斷線監視

六、電力變壓器后備保護

（1）復合電壓閉鎖方向過流保護

① 復合電壓閉鎖過流保護為三段式： I段動作跳本側分段斷路器（或橋斷路器）Ⅱ段動作跳本側斷路器 Ⅲ段跳三側斷路器 ② 復合電壓啟動判劇： ① 最大值可達額定電流的6~8倍

② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲線幾乎全部偏在時間軸的一邊 ③ 包含以二次諧波為主的高次諧波 ④ 波形之間出現間斷

⑤ 勵磁涌流開始瞬間，衰減很快

勵磁涌流的閉鎖條件：將二次諧波分量算出，作為制動分量，與基波分量進行比

關 母線線電壓小于本側母線線電壓的低電壓定值 負序電壓超過負序電壓定值 或的關系 ③

方向：

如果作為變壓器相鄰元件的后備保護，則變壓器指向母線為正方向 如果作為變壓器本身的后備保護，則母線指向變壓器的正向為正方向 I段用于發警告信號 II段用于啟動風扇冷卻器 III段用于閉鎖有載調壓 ①

中性點直接接地保護方式

由兩段式經零序電壓閉鎖的零序電流構成，每段設一個時限。I段時限跳母聯（或分段）②

中性點不接地的零序保護方式

裝設I段兩時限的零序無流閉鎖零序過電壓保護，第一時限跳母聯或分段開關，第二時③

中性點經放電間隙接地的零序保護方式（2）變壓器過負荷保護

（3）變壓器零序保護

斷路器或跳三繞組變壓器中壓側有源線路；II段時限跳本側（或全跳）斷路器

限跳本變壓器各側

I段兩時限方式，第一時限跳高壓側母聯開關（或分段開關），第二時限跳本變各側開第四節

電力電容器的微機保護、監視與控制子系統一、電力電容器的內部和外部故障

（1）電容器內部故障的原因

（2）電容器的外部故障及系統異常

（3）電容器保護配置：

過電壓和欠電壓的電壓保護 限時過電流保護

防止電容器內部故障的電容器組專用保護（1）與電容器串聯的電抗器

（2）避雷器的過電壓保護

（3）電容器組的電壓保護。主要用于防止系統穩態過電壓和欠電壓。（4）電容器組的電流保護

二、并聯補償電容器組的通用保護

三、電容器組內部故障的專用保護

（1）單Y形接線的電容器組保護：

① 采用零序電壓保護 ② 橋式差流的保護方式 ③ 電壓差動保護方式

（2）雙Y形接線的電容器組保護：采用不平衡電流或電壓保護（3）三角形接線的電容器組保護：采用零序電流保護

第五節

電壓、無功綜合控制子系統一、變電站電壓、無功綜合控制的原理

在變電站主要的調壓手段是調節有載調壓變壓器分接頭位置和控制無功補償電容器。有載調壓變壓器可以在帶負荷的情況下切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起控制無功補償電容器的投切，可改變網絡中無功功率的分布，改善功率因數，減少網

到調整電壓和降低損耗的作用。損和電壓損耗，改善用戶的電壓質量。

二、電力系統的電壓、無功綜合控制的方式

(1)集中控制：指在調度中心對各個變電站的主變壓器的分接頭位置和無功補償設備進行統一的控制。

(2)分散控制：指在各個變電站或發電廠中，自動調節有載調壓變壓器的分接頭位置或其他調壓設備，以控制地區的電壓和無功功率在規定的范圍內。

(3)關聯分散控制：指電力系統正常運行時，由分散安裝在各廠、站的分散控制裝置或控制軟件進行自動調控，調控范圍和定值是從整個系統的安全、穩定和經濟運行出發，事先由電壓、無功優化程序計算好的，而在系統負荷變化較大或緊急情況或系統運行方式發生大的變動時，可由調度中心直接操作控制，或由調度中心修改下屬變電站所應維持的母線電壓和無功功率的定值，以滿足系統運行方式變化后新的要求。

(4)關聯分散控制的實現方法 一是通過監控系統的軟件模塊實現；另一種是由獨立的關聯分散控制裝置實現。第六節 變電站綜合自動化系統的其他子系統一、備用電源自動投入裝置 定義：備用電源自投裝置是因電力系統故障或其他原因使工作電源被斷開后，能迅速將備用電源或備用設備或其他正常工作的電源自動投入工作，使原來工作電源被斷開的用戶能迅速恢復供電的一種自動控制裝置。

（1）備用電源的配置

① 明備用的控制

② 暗備用的控制

①工作電源確實斷開后，備用電源才投入。

②備用電源自動投入切除工作電源斷路器必須經延時。

③手動跳開工作電源時，備自投投入裝置不應動作。

④應具有閉鎖備自投裝置的功能。

⑤備用電源不滿足有壓條件，備自投裝置不應動作。

⑥工作母線失壓時還必須檢查工作電源無流，才能啟動備自投投入。

（2）微機型的備用電源自投裝置的基本特點 ⑦備自投裝置只允許動作一次。

二、小電流接地系統單相接地故障的檢測

（1）概述

根據系統中發生單相接地故障時接地電流的大小劃分：

①

小電流接地系統：

中性點不接地 中性點經消弧線圈接地

② 大電流接地系統：中性點直接接地（2）小電流接地系統的接地電流 第六節 變電站綜合自動化系統的其他子系統

①中性點不接地系統單相接地故障時的接地電流

特征：當電網發生單相接地故障后，非故障電路電容電流就是該線路的零序電流，故障線路首段的零序電流數值上等于系統非故障線路全部電容電流的總和，其方向為線路指向母線，與非故障線路中零序電流的方向相反，系統中性點電壓發生較大的位移。

實現方法：基于基波零序電流方向的自動接地選線原理

②中性點經消弧線圈接地系統單相接地故障時的接地電流

特征：在單相接地時，故障線路首端的5次諧波電流在數值上等于系統非故障線路5實現方法：基于5次諧波零序電流方向的自動接地選線原理 次諧波電流的總和，其方向與非故障線路腫次諧波零序電流方向相反，由線路指向母線。第五章

數字化變電站簡介

變電站自動化技術經過十多年的發展已經達到一定的水平，在我國城鄉電網改造與建設中不僅中低壓變電站采用了自動化技術實現無人值班，而且在220kV及以上的超高壓變電站建設中也大量采用自動化新技術，從而大大提高了電網建設的現代化水平，增強了輸配電和電網調度的可能性，降低了變電站建設的總造價，這已經成為不爭的事實。然而，技術的發展是沒有止境的，隨著智能化開關、光電式電流電壓互感器、一次運行設備在線狀態檢測、變電站運行操作培訓仿真等技術日趨成熟，以及計算機高速網絡在實時系統中的開發應用，勢必對已有的變電站自動化技術產生深刻的影響，全數字化的變電站自動化系統即將出現 數字化變電站自動化系統的特點

1.1智能化的一次設備

一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作驅動回路采用微處理器和光電技術設計，簡化了常規機電式繼電器及控制回路的結構，數字程控器及數字公共信號網絡取代傳統的導線連接。換言之，變電站二次回路中常規的繼電器及其邏輯回路被可編程序代替，常規的強電模擬信號和控制電纜被光電數字和光纖代替。

1.2網絡化的二次設備

變電站內常規的二次設備，如繼電保護裝置、防誤閉鎖裝置、測量控制裝置、遠動裝置、故障錄波裝置、電壓無功控制、同期操作裝置等全部基于標準化、模塊化的微處理機設計制造，設備之間的連接全部采用高速的網絡通信，二次設備不再出現常規功能裝置重復的I/O現場接口，通過網絡真正實現數據共享、資源其享，常規的功能裝置在這里變成了邏輯的功能模塊。

1.3自動化的運行管理系統

變電站運行管理自動化系統應包括電力生產運行數據、狀態記錄統計無紙化；數據信息分層、分流交換自動化；變電站運行發生故障時能即時提供故障分析報告，指出故障原因，提出故障處理意見；系統能自動發出變電站設備檢修報告，即常規的變電站設備“定期檢修”改變為“狀態檢修”。數字化變電站自動化系統的結構

2.1 過程層

過程層是一次設備與二次設備的結合面，或者說過程層是指智能化電氣設備的智能化部分。過程層的主要功能分三類：(1)電力運行實時的電氣量檢測；(2)運行設備的狀態參數檢測；(3)操作控制執行與驅動。

2.2 間隔層

間隔層設備的主要功能是：(1)匯總本間隔過程層實時數據信息；(2)實施對一次設備保護控制功能；(3)實施本間隔操作閉鎖功能；(4)實施操作同期及其他控制功能；

(5)對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制；

(6)承上啟下的通信功能，即同時高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。2 數字化變電站自動化系統的結構 2.3 站控層

站控層的主要任務是：

(1)通過兩級高速網絡匯總全站的實時數據信息，不斷刷新實時數據庫，按時登錄歷史數據庫；

(2)按既定規約將有關數據信息送向調度或控制中心；

(3)接收調度或控制中心有關控制命令并轉間隔層、過程層執行；(4)具有在線可編程的全站操作閉鎖控制功能；

(5)具有(或備有)站內當地監控，人機聯系功能，如顯示、操作、打印、報警，甚至圖像，聲音等多媒體功能；

(6)具有對間隔層、過程層諸設備的在線維護、在線組態，在線修改參數的功能；(7)具有(或備有)變電站故障自動分析和操作培訓功能。謝謝！

第二篇：淺談變電站綜合自動化系統

淺談變電站綜合自動化系統

吳科續

（豐滿發電廠，吉林

豐滿

132108）

摘 要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析。

關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

1.前言

電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統，是電力系統發展的新的趨勢。2.系統結構

目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：2.1分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

2.2集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。

（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。2.3分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)和就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

（1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

（2）可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

（3）站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。3.常見通訊方式

目前國內常采用以太網通訊方式，在以太網出現之前，無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通訊速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求，但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘，以太網的應用，使通訊問題迎刃而解。常見的通訊方式有：

（1）雙以太網、雙監控機模式，主要是用于220-500kV變，在實現上可以是雙控機+雙服務器方式，支撐光/電以太網。

（2）單以太網，雙/單監控機模式。

（3）雙LON網，雙監控機模式。

（4）單LON網，雙/單監控機模式。4.變電站自動化系統應能實現的功能

4.1微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能：

（1）故障記錄。（2）存儲多套定值。

（3）顯示和當地修改定值。

（4）與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列，當前整定值及自診斷信號，接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令，通信應采用標準規約。

4.2數據采集及處理功能

包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

（1）狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘總信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

（2）模擬量采集

常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓、線路電壓，電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。4.3事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

4.4控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。

4.5系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。

4.6數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有：

（1）斷路器動作次數。

（2）斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數。

（3）輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間。

（4）獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間。

（5）控制操作及修改整定值的記錄。

根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

4.7人機聯系系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，自診、斷信息也像被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心與遠方控制中心的通信。

4.8本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能和當地運行維護功能。

5.結束語

通過以上分析，可以看到變電所綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。隨著技術的進步和硬件軟件環境的改善，它的優越性必將進一步體現出來。■ 參考文獻

1.楊奇遜.變電站綜合自動化技術發展趨勢.電力系統自動化，1995。

2.王海猷，賀仁睦.變電站綜合自動化監控主站的系統資源平衡.電網技術，1999。

2008.05.08 吳科續（1978-），男，工程師，從事水輪發電機組值班員工作。郵 編：132108 通訊地址：吉林市豐滿發電廠發電部 聯系電話：*** 工作電話：0432-4604511

第三篇：淺析變電站綜合自動化系統

淺析整流供電綜自動化系統

周玉杰

（鴻駿鋁電公司動力一分廠，內蒙古 霍林郭勒市 029200）摘要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析 關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

1.概述

近幾年全國電解鋁行業發展訊速，生產規模不斷擴大，從整個鋁冶煉行業的安全生產特點來看，整流供電綜合自動化系統越來越受到重視。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向電解提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善供電整流綜合自動化系統是今后整流供電發展的新的趨勢。

2.系統結構

目前從國內整流供電綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

2.１分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。

2.2集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。

（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

２.3分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)、就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即站控層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

2.3.1可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

2.3.2可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

2.3.3站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。目前全國各大鋁廠供電系統均采用分層分布式結構，下面就這種方式展開討論。

3.電解鋁供電綜自系統結構方式 3.1 系統結構

3.1.1變電站自動化系統由站控層、網絡層和間隔層三部分組成，并用分層、分布、開放式網絡系統實現連接。站控層設備及網絡發生故障而停運時，不能影響間隔層的正常運行。

3.1.2 站控層由計算機網絡連接的系統主機及操作員站和各工作站等設備構成，提供站內運行的人機聯系界面，實現管理控制間隔層設備等功能，形成全站監控、管理中心，并可與調度中心和集控站通信。站控層的設備可集中或分散布置。3.1.3網絡層是站控層與間隔層聯絡的中樞，間隔層的信息通過網絡層最后到達站控層，實現信息的收集功能；站控層的遙控和遙調指令通過網絡層到達間隔，實現控制功能。隨著通訊技術的快速發展，測控和保護裝置對外通信接口基本都能實現雙以太網口通訊，網絡層架構按雙網配置，主備網之間可以實現無擾動切換。由于網絡層設備的發展，又賦予了網絡層設備新的功能，既通訊協議的解析，這種設計理念正逐步在鋁電解供電綜自系統中得到應用，也是未來發展的趨勢。由于間隔層設備的廠家較多，通訊規約沒有一個統一的標準，整個通訊規約的解析主要由站控層來完成，這就增加了站控層設備的負荷，結果導致整個綜自系統的反應速度提不上來。底層的協議由網絡層具有高性能、高效率的硬件芯片來完成，大大提高的協議解析的速度和效率，同時又減輕了站控層設備的負擔。3.1.4間隔層由測控單元、間隔層網絡和各種網絡、通信接口設備等構成，完成面向單元設備的監測控制等功能。間隔層設備按相對集中方式分散下放到各個繼保小室。系統結構的分布性必須滿足系統中任一裝置故障或退出都不應影響系統的正常運行

3.2 網絡結構

3.2.1 網絡拓撲結構采用總線型、環形、星型方式。

站控層設備采用基于TCP/IP或UDP/IP協議的以太網方式組網，并具有良好的開放性，能滿足與電力系統專用網絡連接及容量擴充等要求。每一繼保小室可設一子網，合理的控制整個網絡的流量，防止網絡風暴的產生。

3.2.2 站控層和間隔層均采用雙重化監控網絡，網絡設備按雙重化配置，雙網按熱備用方式運行。

3.2.3 具備合理網絡架構和信息處理機制，能夠保證在正常運行狀態及事故狀態下均不會出現因為網絡負荷過重而導致系統死機或嚴重影響系統運行速度的情況。

3.3站控層設備及其功能

站控層設備包括主機、操作員工作站、遠動通訊裝置、故障及信息系統子站、微機五防系統、GPS對時系統以及其它智能接口。

3.3.1主機

具有主處理器及服務器的功能，為站控層數據收集、處理、存儲及發送的中心，管理和顯示有關的運行信息，供運行人員對變電站的運行情況進行監視和控制，間隔層設備工作方式的選擇，實現各種工況下的操作閉鎖邏輯等。大都采用兩臺主機互為熱備用工作方式。

3.3.2操作員工作站

是站內自動化系統的主要人機界面，用于圖形及報表顯示、事件記錄及報警狀態顯示和查詢，設備狀態和參數的查詢，操作指導，操作控制命令的解釋和下達等。通過操作員站，運行值班人員能夠實現全站設備的運行監視和操作控制。可以配置兩臺操作員站，操作員站間應能實現相互監視操作的功能。

3.3.3故障及信息系統子站

能在正常和電網故障時，采集、處理各種所需信息，并充分利用這些信息，為繼電保護運行、管理服務，為分析、處理電網故障提供支持。工作站大都具備多路數據轉發的能力，能夠通過網絡通道向多個調度中心進行數據轉發，通信規約應符合當地電網繼電保護故障信息系統通信與接口規范。支持根據調度中心命令對相應裝置進行查詢和遠程維護，包括遠程配置、可視化數據庫維護、參數的上傳下載、設備運行狀態監視等。故障及信息系統子站雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執行各項功能。當一臺工作站故障時，系統實現雙機無縫自動切換，由另一臺工作站執行全部功能，并保證切換時數據不丟失，并同時向各級調度和操作員站發送切換報警信息。

3.3.4遠動通訊裝置

滿足直采直送要求，收集全站測控裝置、保護裝置等設備的數據，將信息通過雙通道（專線或網絡通道）上傳至上一級調度中心，調度中心下發的遙控命令向變電站間隔層設備轉發。

遠動通信裝置雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執行各項功能。當一臺通信裝置故障時，系統實現雙機無縫自動切換，由另一臺通信裝置執行全部功能，并同時向各級調度和主機發送切換報警信息。也可采用雙主機工作方式。

3.2.5微機五防系統

微機五防系統主要包含五防主機、五防軟件、電腦鑰匙、充電通信控制器、編碼鎖具等，實現面向全站設備的綜合操作閉鎖功能。微機五防系統應與變電站自動化系統一體化配置，五防軟件應是變電站自動化系統后臺軟件的一個有機組成部分，獨立配置一臺微機五防工作站。

3.2.6 GPS對時系統

為故障錄波裝置、微機保護裝置、測控裝置和站控層設備等提供統一時間基準的系統。

4.結束語

隨著計算技術、網絡技術、通訊技術、視頻技術的發展，整流供電綜合自動化系統將賦予更強大的功能，其將為電解安全平穩供電發揮越來越重要的作用。

參考文獻

1.胡建斌.《霍煤鴻駿鋁電公司二期鋁合金項目綜自系統技術協議》，2007年02月。作者簡介 周玉杰、1970、山東濟寧、中級程序員、大學、供電技術及其自動化、主要從事變壓站綜合自動化及遠動工作、E-mail：hlh_zhouyj@126.com、電話：（0475）7959106

第四篇：淺析變電站綜合自動化系統

淺析變電站綜合自動化系統 開封供電公司 齊明亮

摘 要：本文簡要介紹了變電站綜合自動化系統的重要性和發展趨勢，提出了變電站綜合自動化基本概念，并對系統結構、通訊方式和能實現的基本功能及變電站自動化的發展前景進行分析

關鍵詞：變電站綜合 自動化系統 結構 功能

一、概述

電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。變電站綜合自動化是一項提高變電站安全、可靠穩定運行水平，降低運行維護成本，提高經濟效益，向用戶提供高質量電能服務的一項措施。隨著自動化技術、通信技術、計算機和網絡技術等高科技的飛速發展，一方面綜合自動化系統取代或更新傳統的變電站二次系統，已經成為必然趨勢。另一方面，保護本身也需要自檢查、故障錄波、事件記錄、運行監視和控制管理等更強健的功能。發展和完善變電站綜合自動化系統，是電力系統發展的新的趨勢。

二、系統結構

目前從國內、外變電站綜合自動化的開展情況而言，大致存在以下幾種結構：

１．分布式系統結構

按變電站被監控對象或系統功能分布的多臺計算機單功能設備，將它們連接到能共享資源的網絡上實現分布式處理。系統結構的最大特點是將變電站自動化系統的功能分散給多臺計算機來完成。分布式模式一般按功能設計，采用主從CPU系統工作方式，多CPU系統提高了處理并行多發事件的能力，解決了CPU運算處理的瓶頸問題。各功能模塊(通常是多個CPU)之間采用網絡技術或串行方式實現數據通信，選用具有優先級的網絡系統較好地解決了數據傳輸的瓶頸問題，提高了系統的實時性。分布式結構方便系統擴展和維護，局部故障不影響其他模塊正常運行。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種系統組態結構，較多地使用于中、低壓變電站。分布式變電站綜合自動化系統自問世以來，顯示出強大的生命力。目前，還存在在抗電磁干擾、信息傳輸途徑及可靠性保證上的問題等。

２．集中式系統結構

集中式一般采用功能較強的計算機并擴展其I／O接口，集中采集變電站的模擬量和數量等信息，集中進行計算和處理，分別完成微機監控、微機保護和自動控制等功能。由前置機完成數據輸入輸出、保護、控制及監測等功能，后臺機完成數據處理、顯示、打印及遠方通訊等功能。目前國內許多的廠家尚屬于這種結構方式，這種結構有以下不足：

（1）前置管理機任務繁重、引線多，降低了整個系統的可靠性，若前置機故障，將失去當地及遠方的所有信息及功能。

（2）軟件復雜，修改工作量大，系統調試煩瑣。（3）組態不靈活，對不同主接線或規模不同的變電站，軟、硬件都必須另行設計，工作量大并且擴展一些自動化需求的功能較難。

３．分層分布式結構

按變電站的控制層次和對象設置全站控制級——變電站層(站級測控單元)和就地單元控制級——間隔層(間隔單元）的二層式分布控制系統結構。也可分為三層，即變電站層、通信層和間隔層。

這種結構相比集中式處理的系統具有以下明顯的優點：

（1）可靠性提高，任一部分設備故障只影響局部，即將“危險”分散，當站級系統或網絡故障，只影響到監控部分，而最重要的保護、控制功能在段級仍可繼續運行；段級的任一智能單元損壞不應導致全站的通信中斷，比如長期霸占全站的通信網絡。

（2）可擴展性和開放性較高，利于工程的設計及應用。

（3）站內二次設備所需的電纜大大減少，節約投資也簡化了調試維護。

三、常見通訊方式

目前國內常采用以太網通訊方式，在以太網出現之前，無論RS-232C、EIA-422/485都無法避免通信系統繁瑣、通訊速度緩慢的缺陷。現場總線的應用部分地緩解了便電站自動化系統對通信的需求，但在系統容量較大時依然顯得捉襟見肘，以太網的應用，使通訊問題迎刃而解。常見的通訊方式有： 1）雙以太網、雙監控機模式，主要是用于220-500kV變，在實現上可以是雙控機+雙服務器方式，支撐光/電以太網。2）單以太網，雙/單監控機模式。3）雙LON網，雙監控機模式。4）單LON網，雙/單監控機模式。

四、變電站自動化系統應能實現的功能

１.微機保護：是對站內所有的電氣設備進行保護，包括線路保護，變壓器保護，母線保護，電容器保護及備自投，低頻減載等安全自動裝置。各類保護應具有下列功能： １）故障記錄２）存儲多套定值

３）顯示和當地修改定值

４）與監控系統通信。根據監控系統命令發送故障信息，動作序列。當前整定值及自診斷信號。接收監控系統選擇或修改定值，校對時鐘等命令。通信應采用標準規約。

２.數據采集及處理功能

包括狀態數據，模擬數據和脈沖數據

１）狀態量采集

狀態量包括：斷路器狀態，隔離開關狀態，變壓器分接頭信號及變電站一次設備告警信號、事故跳閘總信號、預告信號等。目前這些信號大部分采用光電隔離方式輸入系統，也可通過通信方式獲得。

２）模擬量采集 常規變電站采集的典型模擬量包括：各段母線電壓、線路電壓，電流和有功、無功功率值。饋線電流，電壓和有功、無功功率值。

３.事件記錄和故障錄波測距

事件記錄應包含保護動作序列記錄，開關跳合記錄。

變電站故障錄波可根據需要采用兩種方式實現，一是集中式配置專用故障錄波器，并能與監控系統通信。另一種是分散型，即由微機保護裝置兼作記錄及測距計算，再將數字化的波型及測距結果送監控系統由監控系統存儲和分析。

４.控制和操作功能

操作人員可通過后臺機屏幕對斷路器，隔離開關，變壓器分接頭，電容器組投切進行遠方操作。為了防止系統故障時無法操作被控設備，在系統設計時應保留人工直接跳合閘手段。

５.防誤閉鎖功能

６.系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，并把數據送往后臺機和遠方調度中心。對裝置本身實時自檢功能，方便維護與維修，可對其各部分采用查詢標準輸入檢測等方法實時檢查，能快速發現裝置內部的故障及缺陷，并給出提示，指出故障位置。7.數據處理和記錄

歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容，它包括上一級調度中心，變電管理和保護專業要求的數據，主要有： １）斷路器動作次數；

２）斷路器切除故障時截斷容量和跳閘操作次數的累計數；

３）輸電線路的有功、無功，變壓器的有功、無功、母線電壓定時記錄的最大，最小值及其時間；

４）獨立負荷有功、無功，每天的峰谷值及其時間；

５）控制操作及修改整定值的記錄。

根據需要，該功能可在變電站當地全部實現，也可在遠動操作中心或調度中心實現。

８.人機聯系系統的自診斷功能

系統內各插件應具有自診斷功能，自診、斷信息也像被采集的數據一樣周期性地送往后臺機和遠方調度中心或操作控制中心與遠方控制中心的通信。

9.本功能在常規遠動“四遙”的基礎上增加了遠方修改整定保護定值、故障錄波與測距信號的遠傳等，其信息量遠大于傳統的遠動系統。還應具有同調度中心對時，統一時鐘的功能和當地運行維護功能。

五、結語

通過以上分析，可以看到變電所綜合自動化對于實現電網調度自動化和現場運行管理現代化，提高電網的安全和經濟運行水平起到了很大的促進作用，它將能大大加強電網一次、二次系統的效能和可靠性，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。隨著技術的進步和硬件軟件環境的改善，它的優越性必將進一步體現出來。

第五篇：變電站綜合自動化系統名詞解釋

變電站綜合自動化系統名詞解釋

? 簡介：遙信信息：指發電廠、變電站中主要的斷路器和隔離開關的位置狀態信號，重要繼電保護與自動裝置的動作信號，以及一些運行狀態信號等。? 關鍵字：變電站綜合自動化系統 名詞解釋

系統 ：通過執行規定功能來實現某一給定目標的一些相互關聯單元的組合。

自動：在一個限定任務內自行動作(無需操作人員)。

自動化：采用自動裝置改進設備以減少人的干預。

控制：在系統中，為某一特定目的而執行的操作。在變電站中控制包括：斷路器、隔離開關的操作，變壓器分接頭的調節、保護定值修改，特殊控制。

監控：通過對系統或設備進行連續或定期的監測來核實功能是否被正確執行，并使它們的工作狀況適應于變化的運行要求。

自動控制：無需人去直接或間接操作執行裝置的控制方式。

自動控制裝置：由一個或多個繼電器或邏輯元件組合在一起，預定完成某項規定自動化功能的設備。

自動切換裝置：在變電站中按照規定的程序預定起動操作斷路器和或隔離開關的自動控制裝置。

信息：人們根據表示數據所用的約定而賦于數據的意義。

信息容量：調度中心、主站或子站可處理的各種遠動信息的總和。

狀態信息：雙態或多態運行設備所處狀態的信息。

監視信息：將子站設備的狀態或狀變傳送到主站的信息。

事件信息：有關運行設備狀態變化的監視信息。

遙信信息：指發電廠、變電站中主要的斷路器和隔離開關的位置狀態信號，重要繼電保護與自動裝置的動作信號，以及一些運行狀態信號等。

遙控信息：指通過遠程指令遙控發電廠或變電站中的各級電壓回路的斷路器、投切補償裝置、調節主變壓器分頭、自動裝置的投入和退出、發電機的開停等。

通信：在信息源和受信者之間交換信息。

串行通信：兩臺設備之間(或稱點對點之間)通過單一通道串行傳輸信息的一種方式

并行通信：兩臺設備之間(或稱點對點之間)通過多個通道并行傳輸信息的一種方式

光纖通信：在光導纖維中傳送信息的一種有線通信方式。

告警：當發生某些不正常狀態，需提醒人們注意而使用的信息。

總告警：全部單獨告警匯總成的告警。

成組告警：若干單獨告警匯總成的告警。

遙測：指運用通信技術傳輸所測變量之值。

遙信：指對狀態信息的遠程監視。

遙控：指具有兩個確定狀態的運行設備進行的遠程操作。

遙調：指對具有不少于兩個設定值的運行設備進行的遠程操作。

遙視：指運用通信技術對遠方的運行設備狀態進行遠程監視。

遙脈：指運用通信技術對遠方的運行設備的脈沖量(如電能量)進行遠程累計。

監視：用比較的方法對系統或其某一部分的運行進行觀察。在綜合自動統中通過彩色顯示器(大屏幕)上調看主接線圖、系統圖、棒圖、表格等，查看變電站運行實時數據、設備狀態、事件記錄等。

幀：指含有信息、控制和校驗區，并附有幀定界符的比特序列。

報文：以一幀或多幀組成的信息傳輸單元。

遠動：應用通信技術，完成遙測、遙信、遙控和遙調等功能的總稱。

遠動系統：對廣闊地區的生產過程進行監視和控制的系統。

遠程命令：應用通信技術，完成改變運行設備狀態的命令。

遠動網絡：若干遠動站通過傳輸鏈路，彼此進行通信聯系的整體。

通道：在數據傳輸中，傳輸信號的單一通路或其一段頻帶。

遠動控制中心：控制遠動網絡的所在地。

遠方控制端：指設置在與無人值班變電站相關的調度機構或某中心變電站一個獨立的集中控制中心的遠方控制裝置。

遠方監控終端：指設置在被監控變電站內的遠方監控裝置，包括信息采集、處理、發 送，命令接受、輸出和執行的設備。

主站，控制站：對子站實現遠程監控的站。

子站，被控站：受主站監視和控制的站。

遠方終端(RTU)：指在微機遠動裝置構成的遠動系統中，裝在變電站內的遠方數終端裝置。在變電站綜合自動化系統中指：由主站監控的子站，按規約完成遠動數據采集、處理、發送、接收以及輸出執行等功能的設備。

饋線遠方終端：安裝在配電網饋線回路的柱上和開關柜等處，并具有遙信、遙測、遙控和故障電流檢測(或利用故障指示器檢測故障)等功能的遠方終端，稱為FTU；安裝在配電網饋線回路的開閉所和配電所等處，具有遙信、遙測、遙控和故障電流檢測(或利用故障指示器檢測故障)等功能的遠方終端，稱為DTU。

配電變壓器遠方終端；用于配電變壓器的各種運行參數的監視、測量的遠方終端，稱為TTU。

配電自動化系統遠方終端：用于配電網中的各種饋線遠方終端、配電變壓器遠方終端以及中壓監控單元(配電自動化及管理系統子站)等設備的統稱。

前置機：對進站或出站的數據，完成緩沖處理和通信控制功能的處理機。

后臺機：對本站設備的數據進行采集及處理，完成監視、控制、操作、統計、報表、管理、打印、維護等功能的處理機。

調制：為了使信號便于傳輸、減少干擾和易于放大，使一種波形(載波)參數按另一種信號波形(調制波)變化的過程。

解調：從調制的載波信號中復原原調制信號的過程。

調制解調器：對遠動設備所傳送的信號進行調制和解調的設備。

數據終端設備：數據站的一種功能單元，它具有向計算機輸入和接收計算機輸出數據的能力；與數據通信線路連接的通信控制能力。

采樣(電氣傳動的)：在有限的時間間隔內(通常是相等的時間間隔)測量一個物理量的過程。

實時數據：指在線運行時實時記錄和監視的物理量。

歷史數據：指在線運行時按規定的間隔或時間點記錄的物理量。在變電站中歷史數據指按指定時間間隔或特殊要求保存下來的運行實時數據、各記錄和報表、曲線等。

變電站運行實時參數：指為監測和控制變電站運行所需的各種實時數據。主要有：母線電壓、系統周波；饋線電流、有功功率、無功功率、功率因數、電能量；主變壓器電流、有功功率、無功功率、功率因數、電能量、溫度；保護定值，直流電源電壓；變電站設備運行狀態等

變電站設備運行狀態：指各饋線斷路器、隔離開關的實際運行狀態(合閘、分閘)；

主變壓器分頭實際位置、主變壓器狀態，壓力、氣體繼電器是否報警；保護運行狀態；被監控變電站系統狀態；監控系統運行狀態。

事件記錄：指記錄變電站運行過程中計算機監測的各種越限、異常、報警、斷路器變位、設備狀態變化以及通過計算機系統執行的各種控制操作事件。事件記錄主要包含事件名稱、相關設備名稱、事件發生時間及內容等。事件記錄類型有：事件順序記錄：斷路器信號變位記錄；變位斷路器編號、變位狀態、變位時間。操作記錄，斷路器控制：操作時間、操作性質、操作人、監護人；保護定值修改：保護名稱、修改時間、操作人、監護人；越限記錄，越限起止時間、越限值；設備運行記錄，設備名稱、設備狀態啟停時間等。

事件順序記錄：事件順序記錄又稱SOE，特指在電網發生事故時，以比較高的時間精度記錄的下列一些數據：發生位置變化的各斷路器的編號(包括變電站名)、變位時刻，變位時刻，動作保護名稱，故障參數、保護動作時刻等。

報警：變電站運行參數越限，斷路器變位或保護動作時，計算機將彈出窗口(登錄窗或報警窗口)顯示事件內容并進行報警，報警類型分為：不報警、普通報警、預告報警、事故報警等。

不報警：正常拉合閘或人工禁止報警，遙信畫面閃爍，遙測數值變色。

普通報警：計算機發出一次音響，其它與“不報警”相同

預告報警：計算機發出N次音響，其它與“不報警”相同

事故報警：打印機啟動打印，計算機持續音響直至人工解除，其它與“預告報警”相同

打印：將計算機中儲存的信息打印成文檔。打印可分為：報表打印、事件打印、人工打印等。

報表打印：日報表、月報表、年報表等，打印時間可設定。

事件打印：遙信變位、保護投退／復歸、遙測越限／復歸、設備啟停。

人工打印：人工選擇(召喚)報表、畫面、各種記錄打印、拷貝。

雙機切換：含義是在雙機(主副機)配置的情況下，當主機(值班機)發生故障時,副機也可在人工干預下轉為主機，主機轉為副機。多機配置情況與雙機類似，當主機發生故障時，任一副機可在人工干預下轉為主機。

通道監視及切換：通道監視是指計算機系統通過通信控制器，統計與變電站測控裝置、保護或其他變電站自動化系統、電網調度自動化系統通信過程中接收數據錯誤和長時間無應答的情況。根據通道監視情況，系統可以告警或采取相應控制措施。如果通道配置有冗余，即某廠站有雙通道的情況下，當一個通道故障時，系統可自動轉到另一個通道上進行通信。

前景點(圖元)：前景點指的是可以在線運行時能發生變化的點，大部分的前景點都是和數據庫里具體的點時對應的，即在線時隨實時數據的變化而變化。

背景點(圖元)：背景點是在線運行時不會發生變化，只是代表一些特定的物理意義。

數值量：能反映數據斷續變化的量，如斷路器、隔離開關分／合，保護動作等。

模擬量：能反映數據連續變化的量，通常可以反映到的小數點后的變化。在線運時可反映的物理量有電壓、電流、溫度、功率、頻率等。

模擬信號：以連續變量形式出現的信號。

數字信號：在數字和時間上均是斷續的電信號。

脈沖量：反映累計變化的量，物理上對應的是有功、無功等。

操作點：操作點是系統里一個特殊功能的圖元，它可以調畫面、作遙控、按鈕功能等。．

人工置數：改變前景點現有的數值但并不下發這個命令，做一個模擬操作用。

復選框和單選框：復選框是指在一組選擇里可以同時選擇幾個命令，而單選框只能選用一個。單選框通常是小圓圈，復選框通常是小正方形。

配置文件：配置文件用來規定一些程序在啟動時讀入設定，給用戶提供了一種修改程序設置的手段。

導航圖：在線運行時，每一個圖都有設置導航圖的功能，若當前圖太大，就可以通過縮小了的導航圖來尋找位置。

事故追憶：對事件發生前后的運行情況進行記錄。

間隔層：由智能I／O單元、控制單元、控制網絡和保護等構成，面向單元設備的就地控制層。

站控層：由主機或／和操作員、工程師站、遠動接口設備等構成，面向全變電站進行運行管理的中心控制層。

數據采集：將現場的各種電氣量及狀態信號轉換成數字信號，并存入計算機系統。

數據采集與監控系統(SCADA)：對廣域生產過程進行數據采集、監視和控制的系統。

數據處理：對相關設備的各種數據進行系統化操作，用于支持系統完成監測、保護控制和記錄等功能。

接口：指兩個不同系統或實體間的界面或連接設備。由功能特征、通用的物理互聯特征、信號特征和其他特征等定義。

規約：在通信網絡中，為了通信雙方能正確有效可靠的進行數據傳輸，在通信的發送和接收過程中有一系列的規定，以約束雙方正確，協調的工作。

通信規約：啟動和維持通信所必要的嚴格約定，即必須有一套信息傳輸信息格式和信息內容等約定。

鏈路：站與站之間的數據傳輸設施。

鏈路層：鏈路是開放系統互連參考模型的一個層次，借助鏈路規約執行并控制規定的傳輸服務功能。

協議轉換器：．連接兩個通信網絡的智能電子裝置。它能夠按一種協議接收一個網絡的信息，進行轉換后，按第二個協議向另一個網絡轉發，或相反。

遠方通信接口：經遠方通信網絡鏈路與遠方控制中心相連的接口。

以太網：IEC TC57推薦使用的變電站通信網絡，局域網的一種

IP：互聯網協議，TCP／IP標準協議。IP定義了數據包，該數據包作為非連接數據包遞交的基礎。它包括控制和差錯報文協議、提供與網絡服務、ISO參考模型第三層等價的功能。

LAN局域網：一般限于一棟建筑物內或小型工業系統的一種通信網絡。這里特指變電站區域內通信網。

同步傳輸：一種數據傳輸方式，代表每比特的信號出現時間與固定時基合拍。

異步傳輸：一種數據傳輸方式，每個字符或字符組可在任意時刻開始傳輸。

廣播命令：向遠動網絡的部分或全部子站同時發出的命令。

地址：報文的部分，用以識別報文來源或報文目的地。

波特：數字信號的傳輸速率單位，等于每秒傳輸的狀態或信號碼元數。

電磁騷擾：使器件、設備或系統性能降低的任何電磁現象。

電磁干擾(EMI)：由電磁騷擾所引起的設備、傳輸通道或系統性能的降低。

抗擾性：器件、設備或系統在電磁騷擾存在時，不降低性能運行的能力。

電磁兼容（EMC）：設備或系統在其所處的電磁環境中正常工作，并要求不對該環境中其他設備造成不可承受的電磁騷擾的能力。

無人值班變電站：站內不設置固定運行、維護值班人員，運行監測、主要控制操作由遠方控制端進行，設備采取定期巡視維護的變電站。

電氣二次設備室：電氣二次設備室是一個綜合性房間，用于布置不宜設置在配電裝置和主變壓器現場的電氣二次設備。如遠動終端及相應設備、通信設備、交直流電源、不停電電源、繼電保護、測控、計量和其他自動裝置等。與控制室相比，主要差別是不適宜作為長期有人值班的監控場所。

繼電小室：位于配電裝置內或附近，安裝繼電保護、自動裝置、變送器、電能計算及及錄儀表、輔助繼電器屏、就地控制層設備的獨立小間。

工廠驗收測試：包括用戶認可的、使用特定應用的參數，特別制造的變電站自動化系統或變電站自動化系統部件的功能測試。

現場驗收測試：現場驗收測試是對變電站自動化系統的每一個數據、每個控制點、功能正確性進行驗證。現場測試驗收還包括對變電站自動化系統與其周圍運行環境條件測試，使用最終參數對全部安裝的設備的測試。現場驗收為變電站自動化系統做運行準備。