第一篇：變電站綜合自動化系統教案

第七章

變電站綜合自動化系統

第一節

變電站綜合自動化系統概述

1)因此，變電站綜合自動化是自動化技術、計算機技術和通信技術等高科技在變電站領域的綜合應用。

2)只有通過變電站自動化系統才能向電力系統的調度中心提供完整和可靠的信息，調度中心才能了解和掌握電力系統實時的運行狀態。同時，調度中心對電力系統要下發各種遠方控制命令，這些命令只有通過變電站的自動化裝置才能最終完成。也可以說沒有一個完整、先進、可靠的基礎自動化就不可能實現一個高水平的電網調度自動化。

3)變電站綜合自動化系統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。

4)微機保護代替常規的繼電保護屏，改變了常規繼電保護裝置不能與外界通信的缺陷。

5)變電站綜合自動化系統可以采集到比較齊全的數據和信息，利用計算機的高速計算能力和邏輯判斷功能，可方便的監視和控制變電站內各種設備的運行，取代了常規的測量和監視儀表、常規控制屏、中央信號系統和遠動屏。6)變電站綜合自動化系統具有功能自動化、結構微機化、操作監視屏幕化、運行管理智能化等特征。

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7)它的應用為變電所無人值班提供了強有力的現場數據采集和監控支持。8)其主要功能為：①對變電所所管轄的配電網實行監視和自動操作，如通過投切配電網中的聯絡開關和分段開關，切除故障或者調整功率分布。②在系統頻率下降時，切除負荷，或在電壓變動時自動投切電容器或者調節變壓器的分接頭，調節系統的電壓和無功，提高供電質量。③通過對負荷的直接控制來調節負荷曲線和保持電能的供需平衡。

9)傳統變電站自動化系統和變電站綜合自動化系統的優越性體現：

1、傳統的變電站大多數采用常規設備。尤其是二次設備中的繼電保護和自動裝置、遠動裝置等，采用了電磁式或是晶體管形式，因此結構復雜、可靠性不高，本身沒有故障自檢功能，因此不能滿足現代電力系統高可靠性的要求。

2、調節電壓。電能質量逐漸的引起人們的關注，但是傳統的變電站，大多數都不具備調節電壓的手段，至于諧波污染造成的危害，還沒有引起足夠重視，更沒有采取足夠的措施，且缺乏科學的電能質量考核辦法，不能滿足目前發展的電力市場需求。

3、占地面積。傳統的變電站和和二次設備大多采用電磁式和晶體管式，體積大、笨重，因此主控制室、繼電保護室占地面積大，增大了征地投資。實現變電站綜合自動化就會減少占地面積，對國家目前和長遠利益是很有意義的。

4、“四遙”信息。傳統的變電站不能滿足向調度中心及時提供運行參數的要求，于是就不能適應電力系統快速計算和實時控制的要求。綜合自動化系統能夠和上級的調度中心實現信息共享，可以將現場的“四遙”信息及時準確地傳遞到

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調度中心。因此，可以提高電力系統的運行和管理水平。

第二節

變電站綜合自動化系統的基本功能

變電站綜合自動化系統是多專業性的綜合技術，它以微型計算機為基礎，實現了電站傳統的繼電保護、控制方式、測量手段、通信和管理模式的全面技術改造。國際大電網會議WG34.03工作組在研究變電站時，分析了變電站自動化需完成的功能大概有63種，歸納起來可以分為以下幾個功能組：①控制、監視功能；②自動控制功能；③測量表計功能；④繼電保護功能；⑥與繼電保護有關功能；⑥接口功能；⑦系統功能。

結合這五個不同的功能組，我們將系統自動化的基本功能體現在下面的五個子系統中。

一、監控子功能

變電站的監控子功能可以分為以下兩個部分。

上位機的監視和控制功能以及下位機的監視和控制功能。下位機的監控功能主要包括電能量、母線電壓和電流U、I和開關量的采集、故障錄波等功能。上位機主要包含有人機界面和人機對話的功能，通信聯絡功能。

（一）數據采集

變電站的數據包括：模擬量、開關量和電能量

（1）模擬量的采集。變電站需采集的模擬量有：各段母線的電壓、線路電壓、電流有功功率、無功功率，主變壓器電流、有功功率和無功功率，電容器的-162-

電流、無功功率，饋線電流、電壓、功率以及頻率、相位、功率因數等。此外，模擬量還有主變壓器的油溫，直流電源電壓、站用變壓器電壓等。

（2）開關量的采集。變電站的開關量有：斷路器的狀態、隔離開關狀態、有載調壓變壓器分接頭的位置、同期檢測狀態。繼電保護動作信號、運行告警信號等這些信號都以開關量的形式，通過光電隔離電路輸入到計算機。對于斷路器的狀態，我們通常采用中斷輸入方式和快速掃描方式，以保證對斷路器變位的采樣分辨率能在5ms之內。對于給定開關狀態和分接頭位置等開關信號，可以用定期查詢的方式讀取。

（3）電能計量。電能計量即指對電能量（包括有功電能和無功電能）的采集。對電能的采集可以采用不同的方式。一種就是根據數據采集系統采集的各種不同的數據通過軟件的方法進行不同的計算，得出有功電能和無功電能。這種方法不需要進行硬件的投資，但是作為實際的電能計費的方式，還不為大家所接受。另外的方法就是采用微機型電能計量儀表。這種儀表采用單片機和集成電路構成，通過采樣數據進行有功電能和無功電能的計算。因為這種裝置是專門為電能計算設計的，因此，可以保證計量的準確度。這種微機型的電能計量儀表是今后電能計量的發展方向。

（二）事件順序記錄（SOE）

事件順序記錄SOE（Sequence of Events）包括斷路器合閘記錄、保護動作順序記錄。微機保護或監控系統采集環節必須有足夠的內存，能存放足夠數量或足夠廠時間的時間順序記錄，確保當后臺監控系統或遠方幾種控制主站通信中斷

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時，不會丟失事件的信息，并記錄事件發生的時間（應該精確到毫秒級）。

（三）故障記錄、故障錄波和測距

（1）故障錄波與測距。110KV及以上的重要輸電線路距離廠、發生故障的影響大。必須盡快查找故障點，以縮短修復時間，盡快恢復供電，減小損失。設置故障錄波和各種測距是解決此問題的最好途徑。變電站的故障錄波和測距可采用兩種方法實現，一是由微機保護裝置兼作故障記錄和測距，在將記錄和測距結果送監控機存儲和打印輸出或是直接送調度主站，這種方法可節約投資，減小硬件投資，但故障記錄的數量有限；另外的方法就是采用專門的微機故障錄波器，并且故障錄波器應具有串行通信功能，可以與監視系統通信。

（2）故障記錄。35 KV、10 KV、6 KV的配電線路很少專門設置故障錄波器，為了分析故障的方便，可以設置簡單故障記錄功能。

故障記錄功能是記錄繼電保護動作前后與故障有關的電流量和母線電壓，故障記錄量的選擇可以按照以下的原則：

對于大量中、低壓變電站，沒有配備專門的故障錄波裝置，而10KV出線數量大、故障率高，在監控系統中設置了故障記錄功能，對分析和掌握情況、判斷保護動作是否正確很有益處。

（四）操作控制功能

無論是無人值班還是少人值班變電站，操作人員都可以通過CRT屏幕對斷路器和隔離開關（如果允許電動操作的話）進行分、合操作，對變壓器分接頭開關位置進行調節控制，對電容器進行投切控制，同時要能接受遙控操作命令，進行-164-

遠方操作；為防止計算機系統故障時無法操作被控設備，在設計時，應保留人工直接跳閘、合閘的手段。

斷路器應該有閉鎖功能，操作閉鎖應包括以下內容：（1）斷路器操作時，應閉鎖自動重合閘裝置。

（2）當地進行操作和遠方控制操作要互相閉鎖，保證只有一處操作，以免相互干擾。

（3）根據實時信息，自動實現斷路器與隔離開關間的閉鎖操作。

（4）無論當地操作或遠方操作，都應有防誤操作的閉鎖措施，即要收到反校驗信號，才執行下一項；必須有對象校核、操作性質校核和命令執行三步，以保證操作的正確性。

（五）安全監視功能

監控系統在運行過程中，對采集的電流、電壓、主變壓器溫度、頻率等量，要不斷進行越限監視，如果發現越限，立刻發出告警信號，同時記錄和顯示越限時間和越限值，另外，還要監視保護裝置是否失電，自動控制裝置工作是否正常等。

（六）人機聯系功能

（1）CRT顯示器、鼠標和鍵盤。變電站采用微機監控之后，無論是有人值班還是無人值班的變電站，最大的特點之一是操作人員或調度員只要面對CRT顯示器的屏幕，通過操作鼠標和鍵盤，就可對全站的運行工況和運行參數一目了然，可對全站的斷路器和隔離開關等進行分、合操作，徹底改變了傳統依靠指針式儀

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表和依靠模擬屏或操作屏手段的操作方式。

變電站中的這種顯示是和變電站綜合自動化系統的具體功能緊密相連的。CRT的顯示內容是變電站中前臺機監視、控制和測量等具體功能的人性化體現。在這些可以顯示的內容中，包括現場采集的各種數據和經過后臺計算機計算得到的數據：U、I、P、Q、cos?、有功電能、無功電能以及主變壓器溫度T、系統頻率f等，都可以在計算機的屏幕上實時顯示。同時，在潮流等運行參數的顯示畫面上，應顯示出日期和時間。對變電站主接線圖中的斷路器和隔離開關的位置要與實際狀態相適應。進行對斷路器或隔離開關的操作時，在CRT的顯示上，對要操作的對象應有明顯的標記（如閃爍、顏色改變等措施）。各項操作都有漢字提示。

另外，變電站投入運行之后，隨著送電量的改變，保護整定值、越限值等都需要修改，甚至由于負荷的增加，都需要更換原有的設備，例如更換TA的變化。因此在人機聯系中，應該有良好的人機界面，以供變電站的操作人員對變電站的設備進行參數設定。

特別需要強調的是，針對無人值班變電站必須設置有必要的人機聯系功能，在操作人員進行設備巡視和檢修時，可以通過液晶顯示器和七段顯示器或者CRT顯示器和便攜式機到站內進行操作。

（七）后臺數據統計和打印功能

監控系統除了完成上述的各項功能外，數據處理和記錄也是很重要的環節。歷史數據的形成和存儲是數據處理的主要內容。此外，為滿足繼電保護專業和變-166-

電站管理的需要，必須進行一些數據統計，其內容包括：主變和輸電線路有功和無功功率每天的最大和最小值以及相應的時間；母線電壓每天記錄的最高值和最低值以及相應的時間；計算受配電電能平衡率；統計斷路器動作次數；斷路器切除故障電流和跳閘次數的累積時間；控制操作和修改整定值記錄等。

對數據的記錄之后，就可以通過系統的打印機進行數據打印，以供變電站管理和歷史存檔。對于無人職守的系統變電站，可以不配備打印機，不設當地打印功能，各變電站的運行報表集中在控制中心打印輸出。

二、微機保護子系統

為保證電力系統運行的安全可靠，微機保護通常獨立于監控系統，專門負責系統運行過程中的故障檢測和處理，故要求微機保護具有安全、可靠、準確、快速等性能。低壓配電所的繼電保護比較簡單，有主變瓦斯/差動保護、電流速斷保護、低壓閉鎖過電壓過電流保護等。在低壓配電所中通常被設置為一個獨立的單元。微機保護在我國已經投入運行10多年的歷史，并且越來越受到繼電保護人員和運行人員的普遍歡迎。對微機保護的原理和功能實現不作介紹。

三、無功／電壓控制功能

變電站綜合自動化系統能夠必須具有保證安全可靠供電和提高電能質量的自動控制功能。電壓和頻率是電能質量的重要指標，因此電壓、無功綜合控制也是變電站綜合自動化的一個重要組成部分。造成電壓下降的主要原因是系統中的無功功率不足和無功功率分布不合理。所以，在變電站內，應該接有有載調壓變壓器和控制無功分布的電容器。

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變電站內的有載調壓變壓器和無功補償裝置雖然都能對系統的無功和電壓起到調節作用，但是，兩種調節方式的作用是不相同的。有載調壓變壓器可以載帶有負荷的情況下，切換分接頭位置，從而改變變壓器的變比，起到調節電壓和降低損耗的作用。控制無功補償電容器的投切，可以改變網絡中無功功率的分布，改變功率因數，減少網絡損耗和電壓損耗，改善用戶的電壓質量。在系統的無功功率嚴重不足的情況下，單純的調節有載調壓變壓器的抽頭，使電網的電壓水平較高，反而使得該地區的無功功率不足，導致惡性循環。因此，在系統無功缺乏的情況下，必須調節系統的無功功率。總之，在進行無功和電壓的控制時，必須將調分接頭和電容器的投切兩者結合起來，進行合理的調控。才能起到改變電壓水平，又降低網絡損耗的效果。

電力系統中，電壓和無功的調控對電網的輸電能力、安全穩定運行水平和降低電能損耗有著極大影響。因此，要對電壓和無功功率進行綜合調控，保證實現電力部門和用戶在內的總體運行技術指標和經濟指標達到最佳。其具體的調控目標是：

1、維持供電電壓在規定的范圍內。

2、保持電力系統穩定和適當的無功平衡。

3、保證在電壓合格的前提下使電能損耗最小。

四、低頻減載功能

電力系統的頻率是電能質量最重要的指標之一。在系統正常運行時必須維持電網的頻率在50Hz±（0.1～0.2）Hz的范圍內。系統頻率不論是偏大還是偏小，-168-

對大量的用電設備和系統設備都是十分不利的。因此，在變電站內部，裝設低頻減載系統。低頻減載系統的主要任務是，在系統發生故障，有功功率嚴重缺額時，需要切除部分負荷時，應盡可能作到有次序、有計劃的切除負荷，并保證所切除的負荷數量必須合適，以盡量減少切除負荷后所造成的經濟損失。

目前，較為常用的兩種方法是：

（1）采用專門的低頻減載裝置實現。這種低頻減載裝置的控制方式在前面的章節里面已經做過介紹。采用不同的低頻減載輪來實現低頻減載功能。

（2）把低頻減載的負荷控制分散裝設在每回線路的保護裝置中。現在微機保護幾乎都是面向對象設置的，每回線路都有一套自己的保護設備。在線路保護裝置中，增加一個測量頻率的環節，就可以實現低頻減載的控制功能了。其對每回線路輪次的安排原則同上所述。只要將第n 輪動作的頻率和延時定值事前在某回路的保護裝置中安排好，則該回路便屬于第 n 輪切除的負荷。

五、備用電源自投控制

隨著國民經濟的迅猛發展，科學技術的不斷提高及家用電器迅速走向千家萬戶，用戶對供電質量和供電可靠性的要求日益提高。備用電源自投是保證配電系統連續可靠供電的重要措施。因此，備用電源自投已經成為變電站綜合自動化系統的基本功能之一。

備用電源自投裝置的任務是，當電力系統故障或者因為其他的原因使工作電源被斷開后，能迅速將備用電源或備用設備自動投入工作，使原來的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。

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一般來講，變電站的備用電源自投有兩種形式：明備用和暗備用。

第三節

變電站的基本結構

一、變電站綜合自動化系統的基本要求

為了達到變電站綜合自動化的總目標，自動化系統應該滿足以下要求：（1）變電站綜合自動化系統應能全面代替常規的二次設備。綜合自動化系統應集變電站的繼電保護、測量、監視、運行控制和通信于一個分級分布式的系統中，此系統由微機保護子系統、測量子系統、各種控制子系統組成。這些系統能代替常規的機電保護、儀表、中央信號、模擬屏、控制屏和運行控制裝置。

（2）變電站微機保護的軟件和硬件設置既要和監控系統相對獨立，又要相互協調。微機保護是綜合自動化系統中較為重要的環節，因此軟件和硬件的配置要相對獨立，即在系統運行中，繼電保護的動作、行為僅和保護裝置有關，不依賴監控系統的其他環節，保證綜合自動化系統中，任何其他的環節故障只是影響局部功能的實現，不影響保護子系統的正常工作。但和監控系統要保持緊密的通信聯系。

（3）微機保護裝置應具有串行接口或現場總線接口，向計算機監控系統或RTU提供保護動作信息或保護定值等信息。

（4）變電站綜合自動化系統的功能和配置，應該滿足無人值班變電站的要求。系統中無人值班變電站的實施和推廣是一個必然的趨勢，是電網調度管理的發展方向。傳統的四遙裝置不能滿足現代化電網調度、管理的要求。因此，變電-170-

站綜合自動化系統不管從硬件或軟件方面考慮，都必須具備和上級調度通信的能力，必須具有RTU的全部功能，以滿足和促進變電站無人值班的實施。

（5）要有可靠、先進的通信網絡和合理的通信協議。

（6）必須保證綜合自動化系統具有較高的可靠性和較強的抗干擾能力。在考慮總體結構時，要主、次分明，對關鍵的環節，要有一定的冗余。綜合自動化系統的各個子系統要相對獨立，一旦系統中某個部分出現故障，應盡量縮小故障影響的范圍并能盡量盡快修復故障。為此，各子系統應具有獨立的故障診斷、自修復功能，任何一個部分發生了故障，應通知監控主機發出告警信號，并能迅速將自診斷信息發送到監控中心。

（7）系統的可擴展性和適應性要好。在對技術落后的老變電站進行技術改造時，變電站自動化設備應能根據變電站不同的要求，組成不同規模和不同技術等級的系統。

（8）系統的標準化程度和開放性要好。研究新的產品時，應盡量符合國家或部頒標準，使系統的開放性能好，也便于系統以后升級。

（9）必須充分利用好數字通信的優勢，實現數據共享。數據共享應該是自動化系統發展的趨勢，只有實現數據共享，才能簡化自動化系統的結構，減少設備的重復，降低造價。

（10）變電站綜合自動化系統是一項技術密集、涉及面廣、綜合性很強的基礎自動化工程。系統的研究和開發，必須統一規劃、協調工作。各個方面要相互配合，避免各自為戰。避免不必要的重復和相互干擾。

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二、綜合自動化系統的體系結構

變電站綜合自動化系統是和計算機技術、集成電路技術、網絡通信技術密切相關的。隨著這些技術的不斷發展，綜合自動化系統的體系結構也在不斷的發生變化，功能和特性也在不斷的提高。從變電站綜合自動化的發展過程來看，它的體系結構經歷了集中式、分布集中式、分散與集中相集合的方式和分散式等不同的發展類型和階段。其中分層分散式的結構是今后的發展方向。它具有明顯的優點。而且光電傳感器和先進的光纖通信技術的出現，為分散式的綜合自動化系統提供了有力的技術支持。

顯示器各保護裝置打印機鍵盤調度中心監控主機通信控制器輸出接口模入接口開入接口輸出接口A/D模塊輸入接口主變壓器TVTA線路TVTA斷路器分合狀態保護出口模擬量輸入斷開繼路關電器狀保和態護隔輸出口繼電器信輸入離入息圖7-1 集中式結構的綜合自動化系統框圖

1、集中式系統結構（如圖7-1所示）

集中式的變電站綜合自動化系統是和當時計算機技術發展水平密切相關的。出現在70年代中、后期。在集中結構中，將自動化系統中的數據采集（包括模擬量和狀態量）、繼電保護和各種對變電站自動化設備的控制功能通過一定的接-172-

口交給系統的主監控機來管理和完成，為了實現和調度中心的通信聯系，還要有相應的通信控制器來負責主控計算機和調度中心的通信工作。在有人值班的變電站中，主控計算機為了實現人機對話和管理功能，還必須負責管理大量的外圍設備，以滿足人機對話和數據報表的打印功能。

這種集中式的變電站綜合自動化系統具有結構緊湊、體積小、占地面積小，可以減少投資、實用等特點。但是，隨著技術地不斷發展和新的變電站自動化結構的出現，它的劣勢也就愈加明顯：

1）每臺計算機的功能較為集中，如果一臺計算機出現故障。影響面是很大的。必須采用雙機或者是并聯運行的結構來提高系統的穩定性

2）集中式結構，軟件復雜，修改的工作量大，而且系統的軟件調試工作麻煩。

3）組態不靈活，對不同結主接線和規模不同的變電站，其軟、硬件都必須另行設計，適應性較差，不利于推廣。

4）集中式保護和長期以來采用的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，僅適合于保護算法簡單的場合。

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打印機（可選）人機接口當地調試或監控主控機（或雙機）調度所/控制操縱中心光纜或電纜電能管理機485總線智能電能表智能電能表TV狀出TA態口信回TV狀出TA態口信回保護管理機現場總線或其他總線線路開關柜1保護與監控單元線路開關柜n保護與監控單元主變壓器保護屏監控單元TV狀出TA態口信回高壓線路保護屏監控單元TV狀出TA態口信回電壓無功控制屏備用電源自投裝置號路號路號路號路圖7-2 分散與集中相結合的變電站綜合自動化系統結構框圖

2、分層式分布變電站自動化系統

隨著自動化系統的發展，到了90年代，出現了不同的變電站綜合自動化模式，歸納起來，都屬于分層分布式的結構。將實際的變電站的一次、二次設備分為三個不同的結構層次。

設備層主要指變電站內的變壓器、斷路器和隔離開關及其輔助觸點，電流、電壓互感器等一次設備。

單元層主要是按照斷路器間隔劃分的。單元層本身由各種不同的單元裝置組成，這些獨立的單元裝置通過局域網或者是總線和主監控機進行通信。它具有測量、控制部件或繼電保護單元。測量和控制部件負責該單元的測量、監視、斷路-174-

器的操作控制和連鎖及事件順序記錄等；保護部件負責該單元線路或變壓器、電容器的保護、故障記錄等。在這個層次中，還可能存在數據采集管理機和保護管理機，分別管理系統的數據采集和繼電保護工作。所以說單元層本身是一個兩級系統的結構。

變電站層包括全站性的監控主機、遠動通信機等。變電站層設現場總線或是局域網，供各主機之間和監控主機之間的信息交換。

根據上面的變電站結構層次的劃分，通常要采用按功能來分類的多CPU來實現。各種高壓和低壓線路的保護單元；電容器保護單元；主變壓器保護單元；備用電源自投單元；低頻減載控制單元；電壓、無功綜合補償單元；數據采集單元；電能計量單元等。每個功能單元基本上由單獨的一個CPU來完成，多采用單片機。

在系統的管理上面，數據采集管理機和保護管理機能完成系統賦予它們的任務，并且能協調監控機的工作。這樣就可以大大的減輕監控機的負擔。它們通過總線或是局域網和主控計算機進行通信。一旦各個管理機發生故障，就會向主控計算機發出告警信號。對于主控計算機，如果應用在無人值班的場合，主要負責與調度中心的通信，使變電站自動化系統具有RTU的功能，完成“四遙”的任務；在有人值班的場合，除了仍然負責和調度中心通信外，還要負責人機聯系，使自動化系統通過監控計算機完成當地顯示、制表打印等任務。

這種按照功能設計的分層分布式自動化結構，具有軟件相對簡單、調試相對方便、組態靈活、系統整體可靠性高等特點。但是，這種結構在安裝的時候，需要的控制電纜相對較多，增加了電纜的投資。

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3、分布分散式和集中式相結合的系統（如圖7-2所示）

利用先進的局域網絡技術和現場總線技術，就可以對變電站二次系統進行優化，使變電站綜合自動化系統得到提高。一種發展趨勢就是按照每個電網的元件為對象，集測量、保護、控制為一體，設計在同一個機箱內。例如，對于6～35Kv的配電線路，可以將這個一體化的保護、測量、控制單元分散安裝在各個開關柜中，然后由監控主機通過光纖或電纜網絡，對它們進行管理和交換信息，這就是分散式結構。而且對于高壓線路的各種保護和變壓器保護，仍然可以通過集中組屏安裝在控制室內。這種將低壓線路的保護和測控單元分散安裝在控制室內，而高壓線路保護和主變壓器保護采用集中組屏的系統結構，稱為分布和集中相結合的結構，這是當前綜合自動化系統的主要結構。

分布分散式結構的優越性在于：

（1）簡化了變電站內二次部分的配置，大大減小了控制室的面積。配電線路的保護和測控系統都是安裝在各個開關柜當中，因此，主控室內就減少了常規控制屏、中央信號屏和站內模擬屏。減少了主控室的占用面積，也有利于實現無人值班。

（2）減小了施工和設備安裝工程量。在開關柜中的保護和測控系統已經由廠家事先調整完畢，分布分散式系統的電纜敷設工程量小，因此施工和設備安裝工程量就減小了。

（3）簡化了變電站二次設備之間的互連線，節省了連接電纜。

（4）分層分散式結構將大量的實際工作分擔到不同的單元去完成，因此可-176-

靠性高，組態靈活，檢修方便。并且，各模塊和主控計算機之間通過局域網或總線連接，抗干擾能力強，可靠性高。

（5）由于各個模塊基本上是面向對象設計的，因此軟件結構相對集中式的簡單，并且調試方便，便于系統擴充。

第四節 變電站綜合自動化系統的數據通信

變電站綜合自動化系統實質上是由多臺微機組成的分級分布式的控制系統，包括微機監控、微機保護、電能質量自動控制等多個子系統。在各個子系統中往往又由多個智能模塊組成。例如：微機保護子系統中，有變壓器保護、電容器保護和各種線路保護等。因此在綜合自動化系統內部，必須通過內部數據通信，實現各子系統內部和各子系統間的信息交換和實現信息共享，以減少變電站二次設備的重復配置和簡化二次設備的互連，既減少了重復投資，又提高了整體的安全性，這是常規的變電站的二次設備所不能實現的問題。

另一個方面，變電站是電能傳輸、交換、分配的重要環節，它集中了變壓器、開關、無功補償等昂貴設備。因此，對變電站綜合自動化系統的可靠性、抗干擾能力、工作靈活和可擴展性要求很高，尤其是在無人值班變電站中，不僅要求綜合自動化系統中所采集的測量信息和各斷路器、隔離開關的狀態信息等能傳送給地區電網調度中心（簡稱地調）或縣調或省調（為了敘述簡單，下文將各級調度中心或集控站統稱為控制中心）。綜合自動化系統各環節的故障信息也要及時上報給控制中心。同時也要能接受和執行控制中心下達的各操作和調控命令。

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因此，變電站綜合自動化系統的數據通信，包括兩方面的內容：一是綜合自動化系統內內部各子系統或各種功能模塊間的信息交換；另一個是變電站和控制中心間的通信。

一、綜合自動化系統與控制中心的通信

綜合自動化系統應具有與電力系統控制中心通信的功能，不另外設獨立的遠動裝置，而由綜合自動化系統的上位機（或稱集中管理機）或通信控制機執行遠動功能。把變電站所需測量的模擬量、電能量、狀態信息和SOE等類信息傳送到控制中心，這些信息是變電站和控制中心共用的，不必專門為送控制中心專門單獨采集。

變電站不僅要向控制中心發送測量和監視信息，而且要從上級調度接受數據和控制命令，例如接收調度下達的開關操作命令，在線修改保護定值、召喚實時運行參數。從全系統范圍內考慮電能質量、潮流和穩定的控制等，這些功能如果實現，將給電力系統帶來很大效益，這也是變電站綜合自動化的優越性和要求的目標。

二、變電站內的信息傳輸

在具有變電站層—單元層（間隔層）—現場層（設備層）的分層式自動化系統中，要傳輸的信息有如下幾種。

（一）設備層和間隔層（單元層）間的信息交換

間隔層的設備有控制測量單元或繼電保護單元，或兩者都有。

設備層的高壓斷路器可能有智能傳感器和執行器，可以自由地與單元層的裝-178-

置交換信息。間隔層的設備大多需要從設備層的電壓和電流互感器采集正常和事故情況下的電壓值和電流值，采集設備的狀態信息和故障診斷信息，這些信息包括：斷路器和隔離開關位置、主變壓器分頭位置，變壓器、互感器、避雷器的診斷信息和斷路器的操作信息。

（二）單元層內部的信息交換

在一個單元層內部相關的功能模塊間，即繼電器保護和控制、監視、測量間的數據交換。這類信息有如測量數據、斷路器狀態、器件的運行狀態、同步采樣信息等。

（三）單元層間的通信

不同單元層間的數據交換有：主、后繼電保護工作狀態、互鎖，相關保護動作閉鎖電壓無功綜合控制裝置信息。

（四）單元層和變電站層的通信

單元層和變電站層的通信內容很豐富，概括起來有以下三類：

（1）測量及狀態信息。正常和事故情況下的測量值和計算值，斷路器、隔離開關、主變壓器分接頭開關位置、各單元層運行狀態、保護動作信息等。

（2）操作信息。斷路器和隔離開關的分、合命令，主變壓器分接頭位置的調節，自動裝置的投入和退出等。

（3）參數信息。微機保護和自動裝置的整定值等。

（五）變電站層的內部通信

變電站層的內部通信，要根據各設備的任務和功能特點，傳輸所需的測量信

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息、狀態信息和操作命令等。

三、變電站綜合自動化系統通信的特點和要求

（一）、變電站通信網絡的要求

由于數據通信在綜合自動化系統的重要性，經濟、可靠的數據通信成為系統的技術核心，而由于變電站的特殊環境和綜合自動化系統的要求。使變電站綜合自動化系統內的數據網絡具有以下的特點和要求。

（1）快速和實時響應的能力。變電站綜合自動化系統的數據網絡要求及時地傳輸現場的實時運行信息和控制信息。在電力工業標準中對系統的數據傳輸都有嚴格的實時性指標，網絡必須很好地保證數據通信的實時性。

（2）很高的可靠性。電力系統是連續運行的，數據通信網絡也必須連續運行，通信網絡的故障和非正常工作會影響整個變電站綜合自動化系統的運行，設計不合理的系統，嚴重時甚至會造成設備和人身事故、造成很大的損失，因此變電站綜合自動化系統的通信子系統必須保證很高的可靠性。

（3）優良的電磁兼容性能。變電站是一個具有強電磁干擾的環境，存在電源、雷擊、跳閘等強電磁干擾，通信環境惡劣，數據通信網絡必須注意采取相應地措施消除這些干擾的影響。

（4）分層式結構。這是由整個系統的分層式結構所決定的，也只有實現通信網絡的分層，才能實現整個變電站綜合自動化系統的分層分布式結構，系統的各層次又各自具有特殊的應用條件和性能要求，因此每一層都要有合適的網絡系統。

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（二）、信息傳輸響應速度的要求

不同類型和特性的信息要求傳送的時間差異很大，具體內容如下：

（1）經常傳送的監視信息。①為監視變電站運行狀態，需要傳輸母線電壓、電流、有功功率、無功功率、零序電壓、頻率等測量值，這類信息需要經常傳送，響應時間需滿足SCADA的要求，一般不宜大于1~2秒；②為計量用的信息，如有功電能量和無功電能量，這類信息傳送的時間可以較長，傳送的優先級可以較低；③為刷新變電站層的數據庫，需定時采集斷路器的狀態信息，繼電保護裝置和自動裝置投入和退出的工作狀態信息，可以采用定時召喚方式，以刷新數據庫；④為監視變電站的電氣設備和安全運行所需的信息，例如變壓器、避雷器等的狀態監視信息，變電站保安、防火有關的運行信息。

（2）突發事件產生的信息。①系統發生事故的情況下，需要快速響應的信息，例如：事故時斷路器的位置信號，這種信號要求傳輸時延小，優先級高；②正常操作時的狀態變化信息（如斷路器狀態變化）要求立即傳送，傳輸響應時間要小，自動裝置和繼電保護裝置的投入和退出信息，要及時傳送；③故障情況下，繼電保護動作的狀態信息和事件順序記錄，這些信息作為事故后分析事故之用，不需要立即傳送。待事故處理完畢后在送即可；④事故發生時的故障錄波，帶時標的擾動記錄的數據，這些數據量很大，傳輸時間長，也不必立即傳送；⑤控制命令、升降命令、繼電保護和自動設備的投入和退出命令。修改定值命令的傳輸不是固定的，傳輸的時間間隔比較長；⑥隨著電子技術的發展，在高壓電氣設備內裝設的智能傳感器和智能執行器，高速地和自動化系統單元層的設備交換數

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據，這些信息的傳輸速率取決于正常狀態時對模擬量的采樣速率，以及故障情況下快速傳輸的狀態量。

（三）、各層次之間和每層內部傳輸信息時間的要求

（1）設備層和間隔層，1~100ms。（2）間隔層內各個模塊間，1~100ms。（3）間隔層的各個間隔單元間，1~100ms。（4）間隔層和變電站層之間，1~1000ms。（5）變電站層的各個設備之間，≥1000ms。（6）變電站和控制中心間，≥1000ms。

第五節 現場總線在變電站綜合自動化系統中的應用

一、概述

變電站數據通信可以采取并行通信或串行通信方式。并行通信方式除了需要數據線外還需要控制線和狀態信號線，顯然并行通信方式下需要的傳輸線路較多，成本高，因此常用在傳輸距離較短（通常小于10m），傳輸速率較快的場合。早期的變電站綜合自動化系統，由于受到當時通信技術和網絡技術等具體條件的限制，變電站內部通信大多采用并行通信，在綜合自動化系統的結構上，多為集中組屏式。

串行通信方式是一位一位順序傳送。串行通信最大的優點是可以節約傳輸線路，特別是當位數較多的情況和遠距離傳輸時，這個優點就更加明顯，不僅節約-182-

了投資，還簡化了接線。在變電站綜合自動化系統的內部，各種自動裝置之間，或繼電保護裝置與監控系統間，為了減小連接電纜，簡化配線，常采用串行通信。

目前，在變電站綜合自動化系統中，微機保護、微機監控和其他微機型的自控裝置間的通信，大多通過RS-422/RS-485通信接口連接，實現監控系統與微機保護和自動裝置間的相互交換數據和狀態信息。這與變電站原來的二次系統相比，已有很大的優越性，可節省大量連接電纜，接線簡單、可靠。

然而，在變電站綜合自動化系統中。采用RS-422/RS-485通信接口，雖然可以實現多個節點（設備）的互連，但連接的數目一般不超過32個，在變電站規模較大時，不能滿足綜合自動化的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式為查詢方式，即由主計算機詢問，保護單元或自控裝置答，通信效率低，難以滿足較高的實時性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信接口，整個通信網上只能有一個主節點對通信進行管理和控制，其余皆為從節點，受節點管理和控制，這樣主節點便成為系統的瓶頸，一旦主節點出現故障，整個系統的通信便無法進行；另外，對RS-422/RS-485通信接口的通信規約缺乏統一標準，使不同廠家生產的設備很難互連，給用戶帶來不便。

在變電站綜合自動化系統中，也有采用計算機局域網的，比如Novell網，Ether網Token Ring網等。但這些局域網適用于一般做數據處理的計算機網絡，其傳輸容量大，但實時性不高。

以上的種種問題不僅在電力系統中，在其他的工業控制領域也存在。基于上述原因，國際上在80年代就提出了現場總線，并制定了相應的標準。

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并且出現了幾種較為著名的現場總線技術。

根據國際現場總線基金會的定義，所謂現場總線是一種全數字的雙響多站點通信系統。

現場總線是基于微機化的智能現場儀表，實現現場儀表與控制系統和控制室之間的一種全分散、全數字化的、智能、雙向、多變量、多點、多站的通信網絡。它按國際標準化組織ISO和開放系統互連OSI提供了網絡服務，可靠性高、穩定性好、抗干擾能力強、通信速率快、造價低、維護成本低。

現場總線和一般的計算機局域網有些相似之處，但也有不少差別。局域網適合于一般數據處理的計算機網絡，而現場總線是作為現場測控網絡，要求方便地適應多個輸入輸出類型數據（突發性數據和周期性數據）的傳輸，要求通信的周期性、實時性、可確定性，并適應工業現場的惡劣環境。

現場總線除了具有局域網的優點外，最主要的是它滿足了工業控制過程所要求的現場設備通信的要求，且提供了互換操作，使不同廠家和設備也可互連，并可統一組態，使所組成的系統的適應性更廣泛。現場總線的開放性，使用戶可方便地實現數據共享。

二、現場總線技術在變電站綜合自動化系統中應用的優越性。

隨著大規模集成電路技術和微型計算機技術的不斷發展，變電站綜合自動化系統從體系結構上面臨著由原來面向功能往面向對象的方向發展。以往的變電站綜合自動化系統是按照保護、監控、故障記錄和其他的自動控制等功能分為若干個相對獨立的子系統，每個子系統有自己的輸入和輸出設備，造成設施重復，聯-184-

系復雜，這一方面是由于以前技術條件限制，另外一個方面也與各種功能發展過程中形成的管理體制和習慣有關。現在微機技術，尤其是單片機技術的發展，使人們認識到變電站綜合自動化系統是按照其服務對象（一次設備）將保護、測量集成在一起，然后通過網絡聯系起來，可以使體積大大縮小，有很多優越性。

變電站的自動化設備采用面向對象的微機化產品后，應用現場總線是必然的趨勢。

采用具有現場總線的自動化設備有以下幾個方面的優越性。

（1）互操作性好。具有現場總線接口的設備不僅在硬件上標準化，而且在接口軟件上也標準化。用戶可優選不同廠家的產品集成為一個比較理想的自動化系統。

（2）現場總線的通信網絡為開放式網絡。以前，由于不同廠家生產的自動化設備通信協議不同，要實現不同設備間的互連比較困難。而現場總線為開放式的互連網絡，所有技術和標準都是公開的，所有制造商必須遵守，使用戶可以自由地組成不同制造商的通信網絡，既可以與同層網絡相連，也可以與不同層網絡互連，因此現場總線給綜合自動化系統帶來了更大的適應性。

（3）成本降低。由于現場總線完全采用數字通信，其控制功能也可不下放到現場。由現場總線設備組成的自動化系統，減少了占地面積，簡化了控制系統內部的連接，可節約大量的連接電纜，使成本大大降低。

（4）安裝、維護、使用方便。使用現場總線接口技術，無需用很多控制電纜連接各控制單元，只需將各個設備掛接在總線上，這樣就顯著減少了連接電纜，-185-

使安裝更方便，抗干擾能力更強。

（5）系統配置更靈活，可擴展性好。

正是因為現場總線有上述主要優點，因此今后變電站綜合自動化設備采用現場總線是發展的方向。

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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。