变电站自动化的功能设计原则
摘要：变电站自动化是电力系统发展的趋势与要求。介绍了变电站综合自动化的一般结构类型，具体讨论了自动化系统的功能要求和二次设备的设计原则。
关键词：变电站；自动化；设计；功能要求
1、引言
随着电力工业的迅速发展，电力系统的规模不断扩大，系统的运行方式越来越复杂，对自动化水平的要求越来越高，从而促进了电力系统自动化技术的不断发展。微机保护、故障录波器、计算机监控系统、计算机调度自动化等都已成功运用到电力系统中。与自动化程度相适应，对电力系统继电保护装置的要求也随之提高。目前传统的电工式继电保护测试装置已很难对继电保护装置的各方面特性进行全面测试，不再适应技术发展的需要。为避免重复投资，提高信息资源共享的水平，须对变电站自动化系统的信息采集、处理、传输加以规范，对站内功能配置予以综合考虑。目前变电站自动化系统一般采用以SCADA为基础的站端计算机网络，通过综合设计，减少了二次设备的重复配置，减少了二次回路，减少了电流互感器及电压互感器的负荷，从而简化了二次回路设计，并保证了数据的一致性，在可靠性的基础上尽可能做到了软硬资源的共享，提高了变电站的运行及管理水平，达到变电站减人增效，提高安全运行水平的目的。
2、变电站综合自动化的功能
2.1继电保护功能
变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。
（1）模拟量的显示功能。系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数，当通信网退出运行时仍能满足运行监视。
（2）故障记录功能。系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等。
（3）能储存多套定值，并能当地修改定值和显示定值。
（4）与监控系统通信，能接收监控系统命令，选择并修改定值，发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等。
除当地外，还需能实现远方查询和整定保护定值，此功能还具有远方/就地闭锁，操作权限闭锁等措施。
（5）系统内各插件具有自诊断功能。
2.2信息采集功能
分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面。
2.2.1遥测量
（1）主变压器：各侧的有功功率、无功功率、电流，主变压器上层油温等模拟量，模拟量均采用交流采样，以提高精度。主变压器有载分接开关位置（当用遥测方式处理时）。
（2）线路：有功功率、无功功率、电流。
（3）母线分段断路器相电流。
（4）母线：母线电压、零序电压。
（5）电容器：无功功率、电流。
（6）消弧线圈零序电流。
（7）直流系统：浮充电压、蓄电池端电压、控制母线电压、充电电流。
（8）所用变：电压。
（9）系统频率，功率因数，环境温度等。
2.2.2遥信量
（1）断路器闸刀位置信号。
（2）断路器远方/就地切换信号。
（3）断路器异常闭锁信号。
（4）保护动作、预告信号，保护装置故障信号。
（5）主变压器有载分接开关位置（当用遥信方式处理时），油位异常信号，冷却系统动作信号。
（6）自动装置（功能）投切、动作、故障信号，如：电压无功综合控制、低周减载、备用电源装置等。
（7）直流系统故障信号。
（8）所用变故障信号。
（9）其它有全站事故总信号、预告总信号；各段母线接地总信号；各条出线小电流接地信号；重合闸动作信号；远动终端下行通道故障信号；消防及安全防范装置动作信号等。
根据设备特点及确保安全运行需要，可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并。
2.2.3遥控量
（1）断路器分、合。
（2）主变压器有载分接开关位置调整。
（3）主变压器中性点接地闸刀分、合。
（4）保护及安全自动装置信号的远方复归。
（5）有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。
（6）有条件的变电站电压无功综控的远方投停。
（7）有条件的变电站直流充电装置的远方投停。
2.2.4电能量
（1）主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。
（2）各馈电线有功电能量、无功电能量。
（3）用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。
（4）所用变有功电能量。
2.3设备控制及闭锁功能
（1）对断路器和刀闸进行开合控制。
（2）投、切电容器组及调节变压器分接头。
（3）保护设备的检查及整定值的设定。
（4）辅助设备的退出和投入（如空调、照明、消防等）。
以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。
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