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变电站属于电力系统改变电压，分配电力能源以及调控电力流向的一种电力设备，变电站中的变压器能够将各级的电压电网联系起来，因此变电站对于整个电力系统来说具有十分重要的意义和作用。现阶段，我国已经投入电网运行的35kV到110kV的变电站大概有两万座左右，220kV变电站大概有1000多座左右，500kV变电站大约有50到100座左右，同时我国变电站的数量正在持续的增长，每一年都有成百上千座新建设的变电站投入使用。结合电网的需求，我国的变电站技术也在不断的进步，其自动化水平也逐渐提升，尤其是近几年来我国变电站的自动化控制技术都取得了很大的发展。
1 变电站自动化控制的内容与功能
变电站自动化控制技术的主要内容有采集和监测电气量、控制和调节各种电力设备的状态，让变电站的监视系统和各种操作可以正常运行，保证变电站中的电力设备能够稳定安全运行。当有故障发生的时候，我们可以对瞬态电气量进行采集并及时的进行监测和控制，第一时间找出故障源头并采取解决措施，让故障产生之后变电站可以快速的恢复到正常的状态下，同时高压电气设备自身也具备监视能力，所以电力故障可以得到及时的排除。随着计算机网络技术以及通信技术在变电站中的广泛运用，结合变电站的实际情况，变电站自动化控制系统可以将各个现场在输入以及输出的单元部件分别在中低压断路器柜和高压设备附近进行安装，现场单元部件以及具备保护监控能力的设备，能够用于处理各种继电的保护以及监控；或者能够让现场微机保护以及监控部件保持独立的状态。在变电站的控制器中对计算机进行科学的设置之后，可以让各个现场的单元部件展开畅通的通信联系，而通信通常都是串行口方式。
变电站的自动化控制技术的主要功能一般是用于遥测和遥信，通过现场的单元部件，我们可以独立的完成遥控并根据命令来执行各种功能，将这些收集到的各种信息再通过网络通信以及远程通信的控制单元之后和后台计算机控制系统进行联系，让传统的RTU和变电站系统的各种功能得以综合的运用。
2 变电站自动化控制的新技术运用
2.1数字信号处理（DSP）技术
数字信号处理技术（DSP）主要通过对直流交流电进行采样的一种远动装置技术，它可以将保护、重合闸、鼓掌测距等很多自动装置测量很好的结合在一起，共同构成自动化控制系统的基础。通过数字信号处理技术的运用，我们能够非常准确的计算出电流的方向以及故障电流，其准确率能够达到0.2%。数字信号处理技术不仅可以解决电能测量和计量的问题，还可以精确的对其数值进行分析，拥有极大的保护功能。
2.2PLC软件的应用
可编程逻辑控制器（PLC）软件通常采取模块化设计，其开发设计的难度极大的降低，同时提升了它的可读性以及可移植性，能够实现变电站无人值班。自动化控制系统的应用，能够通过现场的程序对PLC进行控制，让其拥有实时监测、故障记录、形成趋势图等功能，最大限度的让变电站管理工作变得现代化和智能化，这样不但可以提升变电站运行的稳定性以及安全性，同时还能够降低维护工作量，提升管理水平。
2.3综合自动化技术
在变电站自动化控制系统中运用综合自动化技术能够实现面向现场的目标，让变电站完全实现无人值班，保护工况采取监视控制和信息采集的手段进行监控，保护投切和选择定值是通过调度员在调度中心进行遥控实现的。变电站的综合自动化系统属于一种面向市场的系统，不再像过去那样使用大型控制室，而仅仅需要和相关工程设计进行配合就能够实现自动化控制。
3 推动变电站自动化控制的发展措施
3.1使用计算机局域网
随着计算机网络技术的发展，局域网已经在各行各业得到广泛的运用，变电站自动化控制技术也应该充分利用计算机局域网技术的优势来促进自身发展。总线型网络、令牌网等都是比较普遍的计算机局域网，由于这些局域网是根据国际标准化模型来进行开发设计的，因此在应用过程中的兼容性问题很少，我们只需要根据标准进行设计就可以实现共用。在常用网络中，总线型局域网得到了普遍的运用，任何一个端口只需要将信息数据发送到公共通信总线中，目标端都可以进行接受，同时还可以接收其他端口同步发送的信息，信息通道之间不会存在堵塞的问题，可靠性与稳定性非常高。
3.2加强监控机运行的管理
实践研究说明，做好监控机的管理工作是尤为重要的，变电站在运行过程中，常常会产生因为人为因素或者监控机自身因素而导致的故障现象，造成监控机不能正常工作，而在这些因素中，人为因素占据了很大的比例，这样就极大的影响了变电站的正常运转。因此，为了避免监控机发生故障，变电站必须要制定完善的管理条例并且严格执行，避免因为人员违规而导致的故障问题出现。相关管理部门要定期进行抽查，发现隐患应第一时间处理，如果监控机因为人为因素而瘫痪，要严格按照管理制度进行处罚。另外，监控软件必须设置密码，以避免值班人员随意进入系统中恶意使用监控软件，避免对监控机软硬件资源造成破坏。
4 结论
我国正处于社会经济飞速发展的浪潮中，各种科学技术也产生了极大的进步，我国各个社会行业中所运用到的各种科学技术也日益朝着自动化以及智能化的方向前进，变电站的自动化控制也是社会发展的需求，虽然就目前而言，让所有的变电站都完全实现的微机自动化控制系统，还需要很长的路要走，但是在科学技术不断前进的历史条件下，变电站自动化控制技术也会得到逐渐的完善，传统的控制系统会受到更大的阻碍和挑战，必将会被历史所淘汰。
参考文献
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中国的变电站已实现了自动化技术，主要的功能是发挥系统运行的监控作用，并在显示器上将所监测到的各种信息呈现出来。自动化技术给变电站的运行带来了诸多的便利，而且还降低了运行成本。当变电站处于自动化运行状态的时候，继电保护装置所发挥的功能是值得关注的。随着微电子技术的发展，变电站自动化运行中，将微机自动化技术所具备的优势发挥出来。具体而言，就是应用先进的微型计算机组对电气系统的运行予以自动化控制，配合使用集成控制电路，使得通信技术被融入到自动化技术中，推动了变电站快速发展。
1 变电站采用微机自动化技术实施管理
在自动控制系统中，微机保护是系统运行中不可或缺的一部分，主要发挥的功能是对变电站所使用的主要设备实施保护，同时还要保护好配电线路。对这些保护采用微机自动化控制技术，可以对变电站实施全方位控制和保护。传统的电磁式设备被技术先进的具有高端科技含量的新型二次设备所取缔，使得变电站在运行中，各项配置都得以优化，所产生的信息资源都得以共享。原有的一些只有采用硬件技术才可以实现的变电站功能，通过软件开发就可以完成的，而且在软件开发之后，根据需要将可以发挥指定功能的软件模块构建起来。对于一些使用多个硬件经过组合之后才能够实现的功能，通过运行计算机网络，就可以将这些硬件的功能充分地发挥出来。当计算机进行局部通信的时候，所有的信号传输不再使用电缆作为载体，而是运用无线通信网络，由此而使得设备维修、维护工作量降低。当变电站经过自动化改造之后，不仅自动化程度有所提高，而且变电站运行的安全可靠性也有所提高。从技术的角度而言，变电站的自动化控制属于是集成控制。微机控制系统可以实现远程管理，对变电站的运行设备实施保护，同时还可以发挥测量的功能。微机控制系统不仅构造简单，而且使得电力系统能够更安全稳定地供电。微机控制系统的功能综合性特点，使其在元件的使用、设计结构、可以技术管理上都采用了通讯网络运行，操作人员多信息的变化可以随时掌握，并对变电站的运行实施有效控制。在对规定中自动化控制技术实施管理时，要将微机自动化技术的优越性充分地发挥出来，以其灵活、可靠、具有良好的保护性能等特点，使得微机保护装置具有维护上的优越性。
2 变电站中微机自动化控制技术的实际应用
某变电站不仅配网运行的规模大，而且电压等级相对较高，承担周边环境的村镇用电供应。多年来，变电站持续地运行中会暴露二次系统运行的问题，这就需要变电站要高度重视二次系统的改造工作，以使得变电站的运行状态良好。具体的改造内容为，对变电站配网上所安装的保护装置实施微机自动化改造。所有技术改造之后的设备都在开关柜中组屏安装，包括主机、变电站监控系统串行通讯卡、网卡等，都根据变电站自动化设备运行的需要而构建集成电路。具体操作中，是从变电站的主要控制室内向室外敷设屏蔽控制电缆，以链接各种配电设备，电缆的总长度大约为12公里。主要控制变压器保护屏所在位置，可以用通讯屏取而代之，从通讯屏开始敷设以太网线，一直延伸到后台工作站。在后台工作站的终端安装后台系统。对通讯线路的敷设，从技术的角度而言需要敷设两条，其中的一条通讯线路在6千伏高压柜中分布；另一条线路是与网卡链接。在变电站运行中，安装有6千伏高压柜，还要临时安装保护测控装置，以在微机自动化系统运行中，还可以随时调整，并针对调试过程中所存在的问题，采用实验的方法判断故障原因，并根据所获得的结果制定技术处理措施。为了保证电网能够持续而稳定地提供电能，在对变电站配网上所安装的保护装置实施微机自动化改造的过程中，要确保两个系统处于并列运行状态，原有的电缆以及保护屏都要予以拆除，对连接设备的电缆进行整理，对新的保护屏所需要安装的位置予以确定。
变电站经过技术改造之后，不仅自动化运行的水平提高，而且变电站处于运行状态的安全系数有所增加，以能够为电能用户可靠供电。当微机综合自动化控制系统处于运行状态的过程中，还建立了人机交互界面。计算机拥有强大的数据信息管理功能，甚至可以使用挖掘技术对所获得的信息进行处理，从而为变电站的管理人员和专业技术人员的变电站运行管理工作提供了支撑。
经过技术改造之后，二次系统故障得以有效解决，甚至使可能存在的安全隐患都得以消除，使得二次系统在运行中具有较高的安全系数。当变电站采用了新的微机自动化控制系统之后，使得变电站运行较为稳定，所获得的数据信息更为精确，使各个设备之间都能够协调运行，相应的，变电站二次保护系统的运行可靠性得以明显。从经济的角度而言，微机自动化控制系统接口为标准化通用接口，可以使系统能够与相关设备兼容，不仅使空间合理利用，还降低了人力、物力成本。
3 变电站自动化设备的维护管理技术要点
3.1 对真空重合器的维护
真空重合器的维护，就是对其油面和油色进行常规检查，看是否有破损。检查真空重合器的构架，要求不可以出现变形或者断裂的现象。要对真空重合器做好维护工作，要按照规定每隔5年就要对真空开关维修一次，包括运动部件是否有严重的磨损、分合闸的运作的灵敏度等。还要提取变压油样本进行试验，如果样本的耐压值没有达到1.5千伏，就要对变压器油进行更换。
3.2 对跌落熔断器的维护
跌落熔断器的维护要注重倒闸操作。注意检查熔丝，如果发现熔丝有损伤之处，就要及时更换。如果发现熔管已经出现变形，很有可能是由于受潮所引起的，更换熔管的同时，还要对作业环境进行检查，采取必要的防潮措施。如果跌落熔断器的绝缘子是瓷质的，要注意检查是否有放电的痕迹、是否出现裂纹等。熔管的鸭嘴夹要具备一定的压力，否则会在变压器运行的过程中脱落，因此松弛的鸭嘴夹要对螺钉进行调整，以加大其对熔管施加的夹力。
3.3 对六氟化硫重合器的维护
六氟化硫重合器的运行过程中，如果六氟化硫重合器没有配备压力表，可以采用气压检测法对其进行气压检测。将集线盒盖板拆卸下来，在下顶盖上面有一个轴，施加压力后松手，如果轴恢复到原来的状态，就表明气压正常。对配有压力表的六氟化硫重合器，将气门盖拧下来之后就可以进行气压检查。在环境温度为20℃时，气压为0.35兆帕，则为正常。如果气压没有超过0.25兆帕，就需要停止运行。
测量合闸和分闸速度的时候，所获得的数据超出了规定数值，就要调整弹簧的拉力，以使合闸和分闸的速度符合运行要求。六氟化硫重合器的电池每三个月检查一次，如果常电压还没有达到7.5伏，就需要换电池。按照电池的负极线拆、正极线的顺序拆下来。电池的安装则是先安装正极线，然后安装负极线。
4 结语
综上所述，科学技术的发展进程进入到信息通信技术阶段，使自动化技术在各个领域普及，不仅给变电站的运行带来了诸多的便捷，而且还会由于自动化技术的应用而使各种信息资源在计算机信息网络上实现了共享。变电站各种电气设备的连接，依赖于电缆并按照设计电路连接，将微机自动化技术应用其中，使电气系统自动化运行，并不断向智能化发展。
参考文献
[1] 袁佳.110kV变电站无人值班综合自动化控制系统改造研究[J].科技风，2014，（19）.
[2] 李爱玲，韩启华.微机综合自动化保护系统在110kV变电站中的应用[J].科技咨询，2015，（19）.
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一、控制系统的几种控制方式
1.集中控制
目前，我国的变电站属于电力行业的主要变电装置，电压值的大小转变都是由变电站来完成的。对变电站实行集中控制，这不仅能够协调好每个设备之间的运行，还能创造系统的变电站自动化结构控制体系。为我国变电站电气化控制系统提供了一个基础结构。
2.远程监控
就是利用网络的作用，采取远程监控。这可以对实行变电站自动化控制的物质基础进行控制，如可以减少电缆、节约材料等。作业人员通过对远程监控上传输的数据，能够很清晰的分析出变电的不足并及时对变电计划加以调整。
3.线路监控
电气自动化控制的实现最终离不开不同的线路发挥的作用，因为线路是把所有变电设备连接起来的载体。每条线路根据不同的作用它的连接方法也是大不一样的，这就需要工作人员在自动化设计时充分考虑线路的连接方式。如：隔离刀闸的操作闭锁就不能选择硬接线这容易引起误操作。
4.现场监控
对变电站生成进行现场监控这是电气自动化的一个重要内容。因为现场监控可以很全面的去查看电气自动化的生成，及时发现生成过程中的问题并及时采取补救措施，规范了整体的生产作业程序，促进了变电站电气自动化的优化改进。
二、变电设备的接地设计
变电站电气自动化设备的接地设计是最重要的，只有做好了接地方面的设计才能保证各项设备的有序进行。
1.工作接地
变电站在正常的变电过程中只负责把转变电压的大小，而工作接地将电气自动化工程的基本操作系统、设备、监控设备等全面的结合到了一起成为一个整体。工作接地是电气自动化中最基本的也是最重要的。不过，工作接地也要根据现有的设备安排，这样才能充分发挥它的基础作用。
2.屏蔽接地
电磁场的存在在一定程度上给变电站电气自动化系统带来了影响，会造成远程监控中数据的终断或者对设备的程序、参数、精度的耗损使得传输的数据不够准确，不能为工作人员提供正确有效的数据，从而造成判断的失误，照成不良的影响。采用屏蔽接地能够在一定程度上缓解和抵制电磁场带来的各种损害。为变电站电气自动化分析提供良好的工作环境，保证数据的有效性和准确性。
3.防雷接地
变电站电气自动化控制的很多设备都是暴露在露天下的，在雷雨天气下很容易受到雷击的破坏。在电气自动化控制系统逐渐完善的过程中，变电站自身结构及使用的设备变得更加的复杂化，防雷接地已经成为控制系统的一个重点，同时也是建设施工必需具备的重要基础设施，这是安全作业的保证。在电气自动化控制改造中把握好防雷装置的区域划分，选择的防雷装置是防雷接地的主要工作。根据不同的区域地形和环境须知不同的防雷设备，是防雷接地的前提保证。
4.保护接地
在变电站电气自动化控制系统的实施时实现保护接地，这是保证电气上班安全的重要途径。变电站的保护接地主要是为了监督和保护电气工程的设备和连接的线路出现问题，如：电流过大、电阻偏小等，在这种异常的情况下利用保护接地来控制电气设备，确保能够有效数据的传输，作业人员通过数据上的分析从而来发现问题，并加以研究相处解决的办法，保证在最短的时间内最低的损失内解决问题，这很大程度上提高了变电站电气自动化的工作效率。
三、等电位连接中自动化控制的途径
变电站都是复杂的电气结构，将具有相同对地电位的各个可导电部分做电气连接，就是等电气连接。对等变电连接实现自动化可以使变电站电气自动化控制系统有效的安全的运用。
1.路径控制
在等电位连接的设计中，路径大小的掌控是一个难题也是重心。变电站都是复杂的电气结构，如果将不同对地接位的路径连接起来，将会使整个自动化操作系统失灵。在变电站电气自动化控制系统中在严格的把握好变电站内部结构装置的基础上，合理的安排设计将路径控制在最短的范围内，保证自动化操作系统的正常使用，同时也为导电器件创造有利的条件。
2.网络控制
网络在变电站电气自动化中的运用和控制，能够使电气自动化更加的系统地控制电气结构的运行，一定程度上促进变电站自动化水平的提高。在现代电气技术水平不断提升的过程中，网络在电气自动化中的运用得到了推广。等电位控制网络的建立在电气自动化中的运用涵盖了很多的方面，比如说人员、设备等因素的分配，优化网络在电气自动化中的用途，有助于维持整个等电位连接的有效性。
3.位置控制
等电位连接的位置选择是等电位连接运用到电气自动化中的最基础也是最重要的一个内容，变电站本身复杂的结构就给等电位连接的位置选择增加了难度。位置控制的设计好坏决定了连接作用的发挥，这就需要工业者根据具体的变电站需求来定。
4.设备控制
电气设备的选择设计，必须要执行国家的有关技术经济政策，并需选择技术先进、经济合理、安全可靠等特点的设备，以此来满足电力系统能够安全经济的运行被人民所用。等电位连接中的自动化实现需要有配对的硬件来运行，不同的等电位连接系统配备的电气装置也是不一样的，这就需要作业者在使用时根据性能对号入座，不能随便的使用设备的型号，者会给整体的结构性能带来影响。比如：在屏蔽电磁场时，屏蔽器的选择要根据当时电流的大小来选择。
四、变电站电气自动化体系运行的管理措施
1.硬件管理
硬件设备是变电站电气自动化系统得以实施的基本保障，在日常的管理中对设备的管理是一个重要的内容。这就要求全体变电站工作者对电气设备要进行严格的管理，同时对有问题的机械设备及时的修理，对报废老化的机器加以改进。作业者定期对设备进行检查和维护，确保设备能够保证变电站电气自动化系统的实施。
2.系统管理
在变电站电气最大化系统方案完成后，还是需要在实验和实施中组织专家对其可行性加以研究和分析，对系统中存在的潜在的不足或者需要加以改进，及时发现问题解决问题，防止在运行过程中因为方案的错失造成不该有的损失。
3.操作人员培训管理
操作人员基本技能的熟练掌握是变电站电气自动化控制系统得正常使用的基础和保证，变电站负责单位和负责人要严格实施操作人员的技能考核条目，保证人员专业技术过关后才能正式上岗工作。同时也要加强各方面的培训，定期开展技能培训和考核，当引进新设备后也要对操作人员进行培训，让每个成操作员都能够熟练的掌握电气设备的使用技巧，保证变电站电气最自动化控制系统的实施。
4.故障管理
变电站电气最大化控制系统管理中对故障的管理也要全面，比如说各岗位员工自查，管理机构抽查等方法来对故障进行管理。对故障的管理可以提前的预知一些故障的发生，提前发现问题并加以解决，可以减少很多可以避免的事故带来的损失和影响。提高设备故障的管理，加大防范力度，大大改善了电力运行的效率，促进变电站电气自动化控制系统的提升和发展。
五、总结
能源是社会生产力的重要基础，随着生成的发展人类对能源的需求不仅仅停留在数量上，在构成和管理上的要求也越来越大。电力是能源的核心工业的基础，在人民生活工业中都发挥着重要的作用，为了满足国民经济的发展，电力必须超前发展进行改革。变电站是我国电力行业的重要组成部分，在电力的传输中转变电压的大小过程中发辉着重要的作用。面对电力的改革，我们必须坚持在科技的道路上实现电气自动化系统的运用，以此来促进我国电力事业的发展。
参考文献
[1]李小松.谈220V变电电气自动化[J].福建省电力工程承保公司，2012，8.
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1.1变电站自动化控制系统的含义
由于我国计算机信息技术的迅速发展，计算机技术已经广泛应用于各行各业，同时也给我国电力系统带来了一场革命。从技术层面上看，变电站自动化控制技术也是计算机信息技术发展的产物，计算机应用功能的不断发展和分布式RTU的出现，为变电站自动化控制技术的全面应用奠定了坚实的基础。我们所说的变电站自动化控制系统，包括传统的自动化监控系统、继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。它取消了传统的控制屏、表计等常规设备，因而节省了控制电缆，缩小了控制室面积。
1.2变电站自动化控制的内容
变电站自动化控制的内容主要包括：电气量的采集和电气设备状态的监视、控制和调节，实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全；在发生事故时，采集瞬态电气量、实施监视和控制，迅速切除故障，完成事故后变电站恢复正常运行的操作；高压电气设备本身的监视信息。随着对计算机技术、网络技术及通信技术的应用，根据变电站的实际情况，各类分散分布式变电站自动化系统将各现场输入输出单元部件分别安装在中低压断路器柜或高压一次设备附近，现场单元部件或是保护和监控功能的二合一装置，用以处理各开关单元的继电保护和监控功能；或是使现场的微机保护和监控部件分别保持相对独立。在变电站控制室内设置计算机系统，对各现场单元部件进行通信联系，通信方式通常采用串行口。
1.3变电站自动化控制的功能
变电站自动化控制的功能是将遥测、遥信进行采集，通过现场单元部件独立完成遥控执行命令和继电保护功能等，这些信息通过网络与远程通信控制单元和后台计算机系统进行通信，从而完成了传统的RTU和变电站当地综合系统的功能。
2变电站自动化控制系统应用的现状
2.1产品接口不同
产品接口问题是变电站自动化系统与调度自动化系统之间的连接必须妥善解决的重要问题，它包括数据的格式、通讯规约等技术问题。当调度自动化系统与变电站自动化系统是使用不同的厂家的产品时，可能会出现数据格式、通讯规约不同而无法在调度自动化系统中得到正常运行。
2.2产品质量有待提高
容易出现产品质量问题是由于某些厂家仅为了追求自己经济利益，而忽视了产品的质量，产品的结构设计不合理、可靠性差等问题，缺乏了基本的质量保证，从而会使在投运的变电站自动化系统问题增加。
2.3系统抗干扰能力须有效提高
系统抗干扰能力是指当变电站自动化系统在高温低温、雷电冲击、耐湿、静电放电干扰、电磁辐射干扰等环境下的实际情况下，该系统是否能够正常运行。
2.4通讯通道须确保可靠
通讯通道是指在特定的条件下，变电站与调度之间的通讯可能出现的通讯问题。由于大部分变电站、电厂与调度之间的通讯手段主要还是靠载波通讯，途中还有多个T接点，载波信号由变电站传至调度主站时衰减严重，信号的可靠性下降了许多，导致远动信号的误码率增高，通道问题显得十分突出。
2.5远动数据和信息发送须及时准确
一些变电站自动化系统对远动数据和信息的发送和接收处理能力不强，主要表现在：不能上传保护定值、主变档位等，不能正确接收和处理调度主站的开关遥控操作、修改定值、主变调档等功能。由于这一问题的存在，不利于自动化设备的远程操作。
3变电站自动化控制系统的发展建议
3.1改进监控机运行管理
大量实践数据表明，监控机的运行管理工作十分重要。在实际运行中，已经多次出现了监控机由于人为和监控机本身等原因导致瘫痪不能工作情况，有的变电站一年内就发生数次，多为人为原因引起，严重影响了变电站的整体运行。因此，为了防止这种情况发生，我们要制定变电站监控机的运行和管理制度，并严格执行，对值班人员进行约束，防止利用监控机玩游戏，防止私自使用软盘和光盘使监控机感染病等，加强管理部门的定期和不定期检查，发现问题，立即处理，一旦发生人为原因引起的监控机瘫痪情况，严格按制度处罚。同时采取设置操作系统和监控软件密码管理办法，只有管理部门和变电站站长掌握密码，普通值班人员不掌握密码，防止随意进入操作系统和启动或停运监控软件，防止使用监控机的硬件资源并遭到破坏。在选择监控软件时，还应充分考虑到监控系统运行的安全可靠性。
3.2计算机局域网的应用
由于计算机局域网的迅速发展，将这一技术应用于变电站自动化控制系统已是一种发展趋势。常见的局域网有总线型网络（以太网）、令牌网和令牌总线网。由于这些网络均是按照国际标准化组织的开放相同互连标准（ISO）所规定的7层模型而设计的，故不同厂家的兼容性较好，只要按标准设计即可共用。这些常用网络中，最为常用的为总线型网络，任何一点发送信息到公共的通信总线上，目的点均可以收到，同时也可为其它所有的点接收，不存在信息通路阻塞问题，可靠性较高。在变电站自动化控制技术应用中，美国Echelon公司推出的Lonworks网络技术非常适合于总线型结构，网络功能极强。由于变电站的基层控制已广泛采用基于计算机的智能电子器件，现场测控网络采用现场总线是一种发展趋势。此外，我国引进开发的用于变电站自动化控制的还有德国Bosch公司推出的CAN总线标准等，都属于连接变电站智能化设备与自动控制系统的全数字化、多变量、双向、多点、多站的通信网络产品。
3.3维护系统的安全性
传统的保护装置一般只提供一套整定值，而基于微机的保护单元可以提供多套整定值，可供运行方式改变时远方选用，并提供在动态过程中定值修改的可能性，而这种定值修改既可靠又安全。计算机保护装置替代传统的继电保护装置单元，使保护装置经常处于在线自检状态，遇到异常立即报警。基于微机的保护单元，较易实现小电流接地系统单相接地选线、故障测距、故障录波等功能。
4结束语
近年来，我国计算机通信技术的迅猛发展，给变电站自动化控制技术水平的提高带来了新的机遇，变电站自动化控制技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。然而由于变电站自动化控制系统还缺乏统一的国家标准，有很多问题还有待完善，这就需要我们各岗位的电力工作者在实际操作过程中不断总结经验，具体情况具体分析，遵循科学、严谨的工作原则，根据其规律性，进一步开拓和创新，全面开展变电站自动化控制系统的应用，保障我国电力系统的长远发展。
参考文献：
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1 非自动化变电站电力调度的缺点
在进行大规模技术改造之前，变电站一般都是采取人工值班的方法，有些工作都需要人工手动去完成，例如以前的抄表工作，就需要值班人员根据需要按时间去手动完成，由于进行抄表数据传输的方法一般为电话口头传输，没有可以依据的文字性材料或者电子材料，误差出现的概率极高，而且手动抄表也不能做到对数据的时间监控，甚至不排除一些值班人员为了某些原因而对数字进行虚假报告的情况。
除了人员的因素之外，常规的变电站一般以充油式的构建为主力军，这其中包括了变电站的主要部分，比如主变压器、断路器等核心部件。由于其技术自身的缺陷，油液渗漏就成为了一个不可避免的情况。同时由于常规电站的技术相比较现在的电站更加落后，因此在常规维护项目上，比如操作结构、直流电源、电缆以及其接头部位等处维护工作量很大，并且很容易出现拒动、误动事故。正是基于以上的因素，综合自动化控制技术在变电站电力调度中的应用已经成为了一种必然趋势。
2 综合自动化控制技术在变电站电力调度中的模式构成
2.1 集中式结构
在自动化电力调度结构中，集中式的应用是最为广泛的一种。在这方面，整个变电站中的强功能计算机对其I/O接口进行扩展，通过这些扩展接口来获取相应的精确信息，比如变电站的即时模拟量还有相应的数量，数据采集之后也可以进行对数据进行相应的处理，在数据统计的基础之上进行微机监控、保护以及按照设定程序进行自动控制的功能。在这里要明确一个概念，集中式结构并不意味着一台计算机独挑大梁，单独完成从监控到保护的全部过程，而是在单独的计算机承担相应的任务同时，对自己所负责的领域处理涉及的更多一点。在这里笔者举个例子，在综合化变电站中，负责监控的电脑——监控机——要对监控领域的数据关注更多一点，比如说数据采集和处理业务、电流断路器的应急处理、人机交互以及数据提供等任务。在这个基础上，另一台计算机则要负责比如说多回低压电路保护的任务。这样在分工有序的情境创设下，集中式的结构就成为了高效智能化自动变电站的主流构成。
2.2 分布式结构
这种结构和集中式结构的构成思路似乎是完全相反的。在这个系统里，变电站自身的功能一般会进行扩展，不再由一台计算机或者一个整体的计算机组成来完成相应的工作。与之相反，各个功能都会按照一定规律分散给个台计算机，这种规律一般情况下是按照功能设计思路的逻辑顺序来的。在这里，一般情况下都是通过主从cpu的系统工作思路来进行并联运算。在这种模式下，同时发生的多任务或者多突发事件能够被并行的cpu完美完成，解决了同一时刻大量数据涌入导致的数据卡死的瓶颈问题。与此同时，每一个cpu之间的网络产生串行的方式来进行数据间的交换以及通信，同时由于网络内部构架有着优先级别的区分，系统传输信息的实时性得到了解决。最为关键的问题是，单一模块出现了问题不会对其他模块构成太大的影响，功能在没有受到严重破坏的情况下还可以完整有序的继续运行。正是基于以上优点，分布式结构一般都被用在各种维护困难的变电站中，多以中低压变电站为主。
2.3 分布分散结构
这种结构的主要特点就是把变电站的结构系统从上述两种中的单纯分散式单层系统逻辑变成了双层次的逻辑，也就是被划分成了变电站层和间隔层。有的时候，这两层中间还会插入一个通信层，变成三层次结构。
和上面的两种不同结构相比，这种结构的创新之处就在于针对元件和断路器间隔进行重新的设计。当这个层次进行正常运作的时候，断路间隔所需要的数据进行全部采集，另外在此基础上，保护和控制的多项功能将完全集中到一个很小范围内的测控单元上，如一个或者多个单元进行集中处理。测控单元可以直接设置到断流器柜上或者根据实际需要放置到断路器的间隔旁边，相互之间通过特殊的光缆进行连接。这种技术最大的好处是尽可能的减少了电缆线路的连接，使得电磁干扰在理论上降到了一个低点，使得信息的传递准确性和可依赖性大幅度提高，最终使得各个部分之间即使出现故障或者事物也不会影响整体的运行。除此之外，最关键的一点就是这些设置都是流水化作业，可以在厂家进行提前组装，降低了现场施工的难度，提高了效率。
3 综合自动化控制技术在变电站电力调度中的优越性
3.1 提高供电服务的质量，对电压合格率的提高也有促进
变电站综合自动化服务系统是一个完整的功能组成，在这其中的一个重要功能就是无功自动控制。因此对于具有相应配置的变电站（有载调压变压器以及无功补偿电容器）来说，可以充分运用这些配置，来对电压进行稳定化并使得电压的合格率得到大幅度的提高。从安全角度考虑，这可以使得相应的用电设备和传输设备的耐久性得到大幅度的提升，保护了这些设备，对网络损耗的降低以及电能传输过程中的节能都有着非常好的帮助。
3.2 保护变电站的安全，提高运行水平
自动化运行系统是由电脑操控的，他们同时具有故障查找以及诊断的能力。同时由于电脑在反应速度上与人相比所具有的明显优势，他们能够十分迅速的发现针对性目标的故障并及时采取措施进行断电保护。有的装置可以无时无刻监视其保护对象，当保护对象的运行数值超出了正常范围的时候，监视器就可以迅速的发出其告警信息。正是这种无时无刻的监督，使得很多有可能会酿成大祸的事故被及时扼杀于无形当中，这也直接或者间接的促进了一次或者二次设备的运行可靠性提高。
3.3 提高管理水平
当变电站进行了全面的自动化改造之后，无论是数据监视、数据测量、数据记录还是最终的抄表活动都是通过电脑和互联网进行自动的执行。这样不仅提高了准确度，节约了时间和大量的人力物力，又避免了出于各种目的所造成的人为数据精确度干扰。在进行正常运作的时候，运行人员只需要观察屏幕，就可以对输电和变电的主要数据以及各项参数做到心中有数。同时数据可以通过互联网进行自动化的传输，处于枢纽的调度员也可以对这些数据随时做到心中有数，出现问题也可以在警报的提示下第一时间进行调节和控制。所有事件的先后顺序也有着明确的纪录，这样就使得管理水平得到了极大的提高。
3.4 减少工作量
因为电脑可以根据程序设定对监控系统进行远程的遥控和调整，因此只要在核心枢纽留有少量的值班人员就可以，减少人工劳动力的输出，避免人力浪费。
3.5 降低成本
新型的变电站综合自动化系统由于大量采用了计算机以及电子通信技术进行运行，因此在资源共享以及信息利用方面比人工要好很多。同时因为大规模集成电路的广泛运用，成本不断缩小降低，因此就整体改造而言施工和物料成本只会处于不断下降的程度，性价比也会逐步上升。在这种情况下，变电站的总投资只会达到一个很低的水平。
4 结论
综合自动化控制技术在变电站电力调度中的应用是一个新生事物，相对于过去的传统人力的耗时耗力，综合自动化控制技术更能适应当前的我国国情。随着我们国家的经济不断飞速发展，我们国家对电力的需求也在与日俱增。正是在这种条件下，高科技变电站必然会成为这个飞速发展时代的重要辅助工具。正是在这种高科技辅助的支援下，我们国家才能在电力领域逐步走向自主、安全、节能、低耗、廉价的更高目标。这样从宏观上说对我们国家的能源领域有着长远的进步和促进。
参考文献：
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1 我国变电站的设备自动化控制的具体内容以及相应的功能
变电站自动化控制技术的主要内容有采集和监测电气量、控制和调节各种电力设备的状态，让变电站的监视系统和各种操作可以正常运行，保证变电站中的电力设备能够稳定安全运行。当有故障发生的时候，我们可以对瞬态电气量进行采集并及时的进行监测和控制，第一时间找出故障源头并采取解决措施，让故障产生之后变电站可以快速的恢复到正常的状态下，同时高压电气设备自身也具备监视能力，所以电力故障可以得到及时的排除。随着计算机网络技术以及通信技术在变电站中的广泛运用，结合变电站的实际情况，变电站自动化控制系统可以将各个现场在输入以及输出的单元部件分别在中低压断路器柜和高压设备附近进行安装，现场单元部件以及具备保护监控能力的设备，能够用于处理各种继电的保护以及监控；或者能够让现场微机保护以及监控部件保持独立的状态。
2 我国变电站设备自动化控制新技术的应用
关于我国变电站的自动化最新技术的应用，文章主要从数字信号的自动化技术的应用，PLC控制技术的应用以及自动自动化技术的应用三个方面进行阐述以及分析，下面进行详细的论述。
2.1 自动化控制系统中数字信号处理的自动化控制技术的应用
在我国的变电站自动化控制技术中的数字信号处理（DSP）是一种远动控制装置技术。主要就是采样直流电以及交流电。可以有效的结合很多的自动化控制装置，例如自动保护装置；重合闸装置；故障测距装置等。将上述的主要自动控制装置有机的结合在一起形成了变电站的自动化控制的基础系统。数字信号处理自动化技术能够通过对于数字信号的有效利用来准确无误的掌握控制系统中的电流的流向以及计算电流的大小，及时的发现出现故障的电流。这种自动化控制技术判断电流故障率的误差不超过0.2%。数字信号的自动化控制技术不仅仅是计算和测量设备的线路电流，还能够对设备电流故障进行有效的准确的判断，给出相应的数字依据，对于设备自动化的保护非常到位。
2.2 自动化控制系统中的PLC控制软件的具体应用
PLC在自动化领域又称之为可编程逻辑控制器。PLC软件主要是设计方式为模块式，这样就让自动化设计以及开发变得非常简便，更重要的是能够实现编程的可读性和可移植性。这样就保障变电站在运行过程中的无需人工进行值班。变电站中设备的控制完全可以由PLC控制软件进行操控。能够在变电站设备运行过程中进行实时监测以及故障记录等。能够在很大程度上实现变电站设备运行管理的智能化以及现代化。变电站的设备自动化控制由于应用了PLC就会最大限度的保障变电站设备的运行安全以及稳定。同时还能够有效的解放变电站的工作人员的劳动力，有效的提升了变电站设备管理的效率。
2.3 自动化控制系统中的综合自动化控制技术的应用
在变电站设备的自动化管理控制中我们还能够利用综合自动化的控制技术来实现控制室到现场的控制目的。能够让变电站实现无人管理正常运行状态。工作人员只需要进行远程控制即可保障变电站设备的正常稳定运行。综合自动化控制能够在设备日常的运行过程中收集相关的运行信息，进而判断设备的运行情况，选择下一步对于设备的控制方式。控制室中的远程控制人员只需要在控制室中严密的监视和遥控即可。现阶段综合性的自动化控制系统主要是面对市场进行推广，不但适用于大的变电站，小型变电站也同样适用。只需要根据变电站的运行情况进行针对性编程即可。
3 有效提升我国变电站自动化控制的发展方法
关于有效提升我国变电站自动化控制的发展方法的阐述以及分析，文章主要从两个方面进行阐述以及分析。第一个方面是在变电站设备控制过程中有效的使用计算机的局域网。第二个方面是在变电站设备的自动化控制过程中，不断的强化自动化控制的监管力度。下面进行详细的论述以及分析。
3.1 在变电站设备控制过程中有效的使用计算机的局域网
伴随着我国计算机科技的发展和创新，局域网在很多的领域都有非常广泛的应用，得到了很好的认可度。在变电站的设备自动化控制过程中，我们也可以很好的利用局域网的优势进行自动化控制的进一步发展。局域网没有所谓的兼容性问题，在实际的应用中更加的便利。
3.2 在变电站设备的自动化控制过程中，不断的强化自动化控制的监管力度
在我国变电站设备运行自动化管理过程中，在实践中可以知道，有效的进行自动化控制的监管对于变电站的正常运行至关重要。因为在变电站设备运行过程中，往往会由于各种各样的问题导致设备出现运行故障，一旦自动化控制系统没有很好的进行运行监管，就会造成设备的进一步损坏，直接的影响变电站的正常稳定运行。因此我们在自动化控制过程中要实现有效的自动化监管。
参考文献
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供电系统变电站的自动化控制主要是指通过自动化控制技术、信息处理、传输技术的应用，以计算机软件与硬件或者自动装置作为媒介，取代人工操作进行供电系统变电站中的各项运行作业，它是一种能有效提高变电站管理方式、工作效率的自动化控制系统。本文将对当前我国变电站自动化控制技术的主要功能及其实现手段进行分析与阐述，以提高自动化控制技术的应用效果。
1供电系统变电站自动化控制的特点分析
1.1自动化控制设备的安全度高
当前我国供电系统变电站的自动化控制设备外壳部分多采用国内先进的技术与工艺，多采用镀铝锌钢板材质，缝隙部分则用隔磁板覆盖，框架利用标准集装箱材料及其制作工艺，有较好的防腐与抗电磁干扰的功效。内部封板采取铝合金扣板的形式，夹层采用防火保温材质，以确保设备在运行过程中受恶劣自然天气以及外界污染源的影响，能够确保设备在-40℃~40℃的环境中正常作业。
1.2系统安装、运用简便
在变电站自动化系统的设计过程中，设计人员仅需根据变电站的实际情况与客观要求，作出一次主接线图及站外设备的涉及，就能够选择由厂家提供的配置的型号与规格，且所有设备的安装与调试工作简单便捷，能实现变电站建设的工厂化规模，大大减少了设计的周期；在变电站现场进行系统安装时，只需要进行箱体定位、出线电缆连接、箱体间电缆联络、传动试验、保护定值校对及相关的调试工作等。一个完整的变电站自动化系统从安装到投入使用仅需一个星期左右的时间，减断了建设工期，加快投入使用的时间。
1.3系统自动化程度高
变电站的自动化控制系统设计中，保护系统采取的是变电站计算机综合自动化的装置，以分散安装的形式，能够实现“遥测”、“遥信”、“遥控”、“遥调”四大功能，且每一个单元都可独立运作，能够对运行的参数实现远方设置，对箱体内的温度及湿度等进行控制及远方报警，实现无人值守变电站的需求，还可根据实际情况实现远程监控功能。
2 供电系统变电站自动化控制的功能及实现方式
2.1继电保护功能
变电站的自动化控制系统中，微机继电保护主要包含输电线的保护、母线保护、电力变压器保护、小电流接地系统自主选线、电容器保护、自动重合闸几个方面的作用。由于继电保护工作具有特殊的重要性，因此在自动化系统的应用中尤其要增强继电保护的可靠性。
2.2监视功能的实现
自动化控制系统中的运行监视，主要是指对供电系统变电站的运行状况及设备运行状态自动进行监视，也就是对变电站自动化运行时的各种状态量的变化情况进行监视，同时对模拟量数值进行。通过对状态量变位的监视，可以监控到变电站中各种隔离开关、断路器、变压器接头的位置与动作情况、接地开关、继电保护及自动装置情况等。模拟量的监视工作包括正常测量的监视及超过限定值的报警情况、对事故模拟量变化的追忆等。若变电站出现非正常状态设备异常情况时，监视系统能够及时、准确地在当地或者远方发出报警语音或者事故信号，并且在监视器中自动推出报警的画面，以便工作人员能够准确获得处理事故的信息，并将其进行记录与存储。
2.3系统的自动控制功能
在供电系统变电站中，其自动化系统须具备保障安全、实现可靠供电并提高电能质量的自动控制功能。因此，在典型的变电站自动化系统中都配置对应的自动控制设备，如无功综合控制装置、电压、各用电源自投的控制装置、低频率减负荷控制装置及小电流接地选线配置等。
另外，在自动控制过程中，还需加强人机联系功能。无论是无人值班变电站还是普通变电站都需通过监视显示器、键盘及鼠标等工具，实现工作人员和变电站内部设备的交互联系，以实现全站状态的监视与操作。
2.4事故记录与追溯功能
变电站自动化控制系统中对事故的记忆即对变电站中断电保护、断路器、自动装置等在发生事故时动作的先后顺序进行自动记录。且对事故发生时间的记录应该精确到毫秒。通过系统自动记忆的报告可在监视显示器中显示并输出打印。对事故的追溯功能则是对变电站中一些主要的模拟量，如主变压器各侧的电流、线路、主要母线电压及有功功率等，在事故发生的前后时间段内进行连续的测量记录。通过这一追溯记录，可以对系统在发生事故前后的工作状态进行分析，既利于对事故的客观处理，又促进自动化系统的改进。
2.5安全操作的闭锁功能
操作人员可以通过监视显示器中对断路器及隔离开关进行分闸与合闸的操作；对电容器进行投切控制，并能够接收遥控操作的命令，进行远程操控；对变压器的分接头进行调节与控制；以上所有操作控制都能实现就地与远方控制、就地与远方切换相互闭锁，以及自动与手动相互闭锁的功能。
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1.1多级多地点控制功能 自动化系统的控制操作方式有远方遥控、站控、就地(后备操作)3种方式
远方遥控：由调度人员在调度端发出下行控制命令。站控操作：运行人员在变电站层监控主机发出操作命令，通过交互式对话过程，选择操作对象、操作性质，完成对某一操作过程的全部要求。就地操作：作为后备控制方式，当监控系统故障或网络故障时，可在间隔层的测控单元的小开关手动控制或通过就地监控单元装置上的薄膜键盘进行就地控制。
上述3种操作方式通过软件或使能开关可相互切换，当切换到后备手动控制时，站控及遥控命令不被执行；当切换到站控操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条以上命令或预操作命令不一致时，应拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
1.2操作过程中软件的多次返校
1.2.1操作员权限设密，以杜绝误操作及非法操作。目前成熟的监控系统的软、硬件设备都具有良好的容错能力，即便运行人员在操作过程中发生一般性错误，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统都具有恢复功能。
1.2.2操作员工作站发出的操作指令，都必须经过选择—校核—执行等操作步骤，返校通过后再送至该点执行下一步骤。当某一环节出错，操作指令中断，并告警提示。每次操作结束后，系统自动记录操作过程并存盘。
1.2.3监控系统的双机配置 220kV及以上电压等级变电站自动化系统多作双机双网配置，作为人机接口的监控主站冗余配置，热备用工作方式，可保证任意设备故障时对控制功能无影响。时下的做法，监控主站用以太网相联并以HUB作为该以太网的管理。该网上任一装置异常，可将热备机切换为主机工作。
监控系统硬件的冗余配置，系统分层分布式结构，为变电站的控制与操作的可靠性提供了保证。
2.操作实现方式
为保证变电站控制与操作系统的可靠性、准确性，变电站的防误操作的设计也是重要环节之一。因为是计算机监控，变电站不再采用繁琐的电气联锁，可方便地实现多级联锁。对于分层分布式自动化系统，其操作闭锁方式也为分层分级式闭锁而与该系统结构相适应。每个间隔的测控装置，已引入该间隔的交流电流、电压、断路器位置及刀闸辅助接点作为遥测、遥信之用，这也为实现本间隔内的断路器及刀闸操作的防误操作提供了必要条件。智能型装置可很方便地利用上述信息进行编程，实现该间隔的操作闭锁功能。
对于全站的涉及多个电气间隔和多个电压等级间的操作闭锁，目前有3种不同的实现方式。其一，用软件实现，即将全站的防误操作闭锁用软件编程置于监控主机之内。监控主机可从通信网上获得全站所有开关、刀闸的状态信息及每个间隔控制终端的操作信息，引入设备操作规则，进行软件编程即可实现全站的操作闭锁功能。该方式应该说是最简单经济可靠的方案之一。其二，硬件闭锁，即西门子公司的8TK模式。西门子公司的LSA-678变电站自动化系统的一个主要特点便是8TK操作闭锁装置的相对独立性，8TK纯粹作为控制及操作闭锁之用，每个间隔的刀闸信息进8TK1实现该间隔的操作闭锁，各间隔的刀闸信息经重动后都进入8TK2装置，母联刀闸及母线地刀等直接引入8TK2装置，8TK2装置实现间隔之间的操作闭锁功能。其三，软硬相结合的闭锁方式，间隔之间的闭锁采用8TK及类似装置实现闭锁功能，监控主机内做一套全站的软件操作闭锁。
以软件实现全站的操作闭锁，对于一套成熟的变电站自动化系统来说，也应该是高可靠性的；既然整个变电站的监控功能都由监控主机实现，那么操作闭锁软件功能做在监控主机内也应是安全可靠的。对于双机系统冗余配置，闭锁软件也为双套设置。笔者认为对于220 kV及以下自动化系统实现的无人值班站采用这种模式可靠、安全、经济适用。
上述三种模式都可高效可靠地实现变电站所有断路器及刀闸的控制。而且都具有顺控功能，例如：操作某条线路送/停电、旁母代/倒线路、母线切换等各种常规顺序操作，只需在监控主机的键盘上敲入相应指令，便可自动完成。常规站可能要花费几个小时的操作，在这里几分钟便可完成。
可见变电站自动化系统的防误操作分层分级考虑，其可靠程度明显优于常规站的防误设计。
3.自动化控制技术分析
分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制与防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。综合自动化站可采用远方、当地、就地3级控制，而常规站只能通过控制屏KK把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地实现多级操作闭锁，可靠性高。
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1 分散控制系统的现状及发展
1.1分散控制系统的起源
DSC应用试点最早是1985年出现在美国。选用的是网厅电厂300MW机组，这就是分散系统控制的开端。经过20度年来的不断改进和推陈出新，分散控制系统经过长期的实践累积了许多相对成熟的经验。在很多国家中，DCS的应用已经不仅仅局限于锅炉和汽轮机的热工监视，DCS供应商逐渐掌握成套覆盖的技术。DSC在现阶段各方面的应用能够充分证明分散控制系统值得信任与期待。只要在软件的设计上更加优化完善，对机组的正常安全运用是足够全部保障的。我国通过对DCS的不断改进，最终也达到了国际的DCS水平，在变电站得到广泛应用。
1.2分散控制系统的应用
分散控制系统在实际应用中具有功能相对分散、数据可共享、可靠性较高等特点，在电厂和变电所得到了广泛的应用。从1985年到21世纪伊始，我国的变电站已经采用了近229套、14种型号的DCS。至今，使用过的DCS可大概分成3类，第一类是多功能的控制器型；第二类是可编程序控制器基础型；第三类是PC机总线基础型。发展到今后，还将产生另外两种分散控制系统。一种是以现场总线为基础的，另一种是以电厂信息监控管理为基础的，这也将进一步扩大DCS应用的功能。
1.3分散控制系统的发展
分散控制系统正在朝横纵两个方向进行功能性的扩展，向上至SIS、向下至FCS。现场总线技术的出现，也是DCS在纵向延伸方面的一个体现。现场总线技术兼具开放性、数字化和多节点的特点。并且融化智能化的现场设备及系统。为避免只靠电缆单一传输的弊端，现场总线技术还可以帮助现场的设备实现在运行中的数字量信息交换，达到双方的共享和控制。之所以会出现现场总线技术，主要是由于现场仪表的模拟技术缺陷：速度慢，精准度低、成本高。并且现场仪表的模拟技术与计算机控制的数字技术不符，还可能会出现使用问题。而现场总线技术能够把部分控制共嫩分散到就地的仪表设备中，让控制功能能通过功能块的方式达到组合和实现。但这仍是一项新生事物，还需进一步的改进和推广。
2 分散控制系统特点
2.1高可靠性
分散控制系统是建立在分散结构的理念上的，这对系统的可靠性是一个保障。分散结构不仅是系统功能的分散还有地理位置的分散。应用分散结构可以将系统危险性进行分散，在设备某一部分发生故障时并不会影响其他部分的正常运行。另外，关键设备进行冗余配置是确保系统可靠性的一项有力措施。DCS系统中还采用了一些模块化、标准化的软件，也有助于保证系统的可靠性。
2.2监视性能好
分散控制系统利用高智能操作员站实现过程现场的监视及操作，且具备较友好的人际交互界面，能进行直观观测，监视性能良好。
2.3扩展性能好
通常情况下系统采用的是递阶数据通信网络，可实现通信分层化。系统构成相对较灵活，硬件高度集成化，设备接口模块化、标准化，均提供了较好的扩展性能。
2.4编程容易
编程采用的是控制图形界面及功能码控制组态，可自动生成执行文件。对用户的编程能力要求较低，只需掌握填表、作图进行组态的方法即可，且应用程序质量可靠。
2.5系统维护方便
微处理器均有自诊断功能，应用程序执行间隙同时也进行自侦段程序的运行，对硬件的运行状态进行扫描，发现异常现象会及时报警，亮指示灯提示出现异常的部位和性质，系统维护时间短。模件为可带电插拔、接插结构，种类少，维护方便。
3 分散控制系统在变电站电气自动化中的应用分析
3.1变电站电气自动化的功能及特点
变电站电气自动化是一种能够保持主控室机、炉、电的协调一致，并且便于集中的管理控制和信息数据共享的多方位系统，变电站电气自动化有效地提高了工作效率。随着变电站电气自动化技术的快速发展，以及电力市场的不断推进，提高电气自动化的运行管理水平已经成为一个亟待解决的问题，各方专家也对此积极展开了研究讨论，旨在推动此项技术的进步以提高电气自动化的运行管理水平。
监控和控制设备是变电站电气自动化系统的主要功能，反馈信号在数据交换中的变化是其辅助功能，他还有一项更高级的功能是提供部分特殊数据的反馈机制，这种系统的设备数量较多，布置较复杂。
3.2变电站电气自动化的现状及趋势
变电站电气自动化的发展也在跟随着科学技术的步伐不断向前。在数据的采集方面有了新的突破，先进的计算机保护监控能够实现以太网和现场总线技术总成网络，电厂的电气监控自动化也开始纳入信息化管理。随着计算机技术的发展，ESC系统开始取代传统控制操作系统，电气自动化在间隔层的保护和测量、控制装置上实现了独立化操作，整个系统的控制单元开始朝着一体化的方向发展。国际电工委员会指定的EIC61850标准预示着电气自动化除了基本功能之外还将兼具相互操作性和强大的扩展性、高度的可靠性等功能，极可能实现在商业和工业领域的双重大规模应用。
3.3分散控制系统在变电站电气自动化中的应用
变电站的电气自动化系统是电气运营管理的必然发展模式，这不仅可以提高电厂的自动化水平，而且对相关领域的新建和改进可以拓展更宽的投资空间。特别是分散控制系统所提供的综合化自动技术更加具有代表性。与DCS的技术链接可以帮助电厂电气综合自动化系统形成可靠的技术保障和支持，但是具体的现场总线架构标准及通信网络的关联还需要进一步的实践和研究。变电站电气自动化的出现让分散控制系统的功能得到了纵向的延伸，有效实现了电厂所有过程和环节的控制和经营管理。目前的电气自动化在功能性和经营性的范围内正在电力市场大趋势的影响下不断完善和改进，在未来必然出现的厂网分开潮流中，电力企业不断的补充DCS的内容将有助于实现科学化的管理，也有利于国内电力企业的生产管理决策支持系统，并对整个中国的发展起到积极的推动作用。
4 结论
综上所述，分散控制系统是一项发展日趋成熟的技术，与变电站电气自动化的基本功能与特点有机结合，可以实现二者的整合运用，为进一步改进电气自动化系统提供了很好的途径。
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1 变电站自动化系统的基本状况
在变电站的运行当中，变电站自动化系统起着重要的作用。首先在自动化系统的运行过程当中，变电站自动化系统主要起着对微机进行保护的作用，除此之外变电站自动化系统也发挥着对电容器、变压器进行适当的保护功能[1]。在电力运行的过程当中，可以对变压器进行分接头的控制，以至于对于隔离的开关也能进行及时的远程调控。如果在电力运行当中，电力工作人员需要对断路器和电容器组进行调换的时候，也可以通过变电站的自动化系统进行相关的操作。
2 变电站自动化调试的内容以及经常遇到的故障
2.1变电站自动化调试的目的
在变电站自动化调试的过程当中，变电站自动化调试的主要目标是对每一个变电站在没有人值班的自动化运作系统当中的各个运行部分进行相应的检查[2]。在变电站的自动化系统当中，变电站的各个运行系统主要包括对电力运行信息进行相应传送的系统，以及变电站对信息进行相应调控和处理的系统，除此之外，变电站的没有工作人员进行工作的系统还包括自动化的中断装置系统，在变电站自动化的调试系统当中，变电站还会对每一个没有工作人员操作的自动化系统的控制对象的计量和控制的具体情况进行相应的调试工作。
2.2变电站自动化调试的主要内容状况
在变电站自动化系统进行调试的过程当中，调试的内容主要包括以下几个方面。首先是变电站主要对系统所包含的运行设备的安装进行相关的调试[3]。这些运行设备主要包括全球定位系统卫星时钟，进行网络交换的具体的机器设备以及对内部进行相关监控的一些系统软件设备，除此之外，还有电力运行的相关参数的分布状况。
3 电压无功控制的基本原理
在电力的运行过程当中，如果电力工作人员需要在电力运行过程中改变变电站的电压和无功，变电站往往会采用对分接头档位和投切电容器组进行相关的操作，以达到改变变电站电压和无功的操作目的[4]。对于电压无功控制的基本原理，在实际的操作中，往往会通过变压器的运行状况，从而对所有电力运行状况的电压状况和无功调节进行相应的分析。在变压器的运行过程当中，电压主要通过主变的低压侧相对应的母线的电压进行相关的取值工作，然而，与电压不同，无功的取值在很大程度上依靠主变的低压侧的无功的现象。在变压器的运行过程当中，升档位的最低档和最高档以及降档位的最低档和最高档这几个区域的调节对象往往是采用主变分接头，然而与此同时，则会出现对不同时段进行优先投切电容的关注度不够。除此之外，对于无功来说，在供电的不同的运行时间往往会出现不同的运行状况。在供电的过程当中，不同供电时间的功率是不同的，在通常情况下，功率的因数越高就会越好，当然这种情况是在排除了变电站向供电系统倒送无功的现象。
4 电压无功控制的实现方法
4.1实时的数据库系统
在变电站的运行过程中，实时数据库系统也是比较重要的，在实时数据库的开发中，通常情况下是根据变电站的具体的运行特点和运行的基本要求，并在遵循数据共享、与程序分离的惯用标准的条件下，除此之外，还必须在能够满足电力运行数据的安全性的基础上，根据运行数据要求的情况下进行数据的相关开发工作。在数据的开发过程中，常常会出现以下几种特点，第一，在数据模型的选择上，通常情况下需要采用层次加关系的模型形式，这种模式的特点除了具有比较高的实时响应性能之外，数据模式的可靠性相对来说也是比较高的。第二，这种数据库系统的在运行当中，主要通过C/S的运行手段，同时数据库在运行的过程当中，主要是借助于多线程、管道以及邮件槽的运行技术手段进行数据库运行的，通过这些相关的操作方式和运行技术对应用程序的通信能力和数据库的及时更新，甚至还可以通过这些相关的技术实现对数据库进行在线的监控手段，使数据库具有很大的实时性[5]。第三，数据库系统对其中的数据进行相应的定义，以及对数据库的运行程序进行相关的维护，并且使他们与实时运行的工作程序进行相关的分离。除此之外，可以对数据库通过相关的管道实现对数据库进行在线状态的维护。第四，在实时数据库的运行当中，数据库主要具有组织相对来说比较合理的特点，除此之外，数据库的检索也是比较快速和及时的。
4.2电压无功控制的功能以及实现的具体方法
电力的运行过程当中，电压无功综合自动控制部分在实际上是一个运行程序，这个运行程序在实际的运行当中，是实时数据库的后台运作程序，在实时数据库的运行当中，发挥着非常重要的作用，然而，在运行当中，电压无功综合自动控制是和实时数据库在同一时间进行工作的。
在电力运行的过程当中，如果母线电压的运行值定值于母线电压可以进行调整的范围内的情况下，电压无功控制主要是通过控制投切，与此同时对电容器组进行并联为主要的方法进行相关运行的，在这种情况下，可以对投切震荡的现象能够做到很好的避免。
除此之外，在电压无功控制的运行过程当中，如果出现了主变压器的无功的负荷在很大程度上与这个主变压器相连接的母线上的每一个组的电容器的容量相比，相对来说比电容器的容量值小的情况下，电压无功控制主要是通过对主变压器相关的有载调压开关的位置进行相应的适当的变动，最终实现对电压无功控制[6]。
在对电压进行无功控制的相关过程当中，往往还会遇到母线电压在具体的工作当中，远远大于可以进行相应调整的幅度的情况，除此之外，在这种情况下，如果主变压器的有载调压对开关进行相关分接的位置已经位于可以进行调节的上限状态或者可以进行调节的下限状况时，为了应对这种不利状况，可以采用电容器组对电压进行相关调节的作用，进而来实现对电容器组实行强投和强切的调节控制操作。通过这种操作方法，可以使电压无功控制在一定程度上得到实现，促进电压自动调节系统的正常运转。
5 结语
随着社会经济的不断发展，我国居民的社会生活水平也获得了不断的提高，除此之外，科技水平的不断提高也使各种家电能够进入到普通人们的生活当中，因此，在如今，我国的用电量的需求越来越大，与此同时，在电力运行当中也存在着非常多的问题。科技的进步在方便人们生活的同时，也能够使电力运行系统控制的科技水平不断提高，因此，在电力运行系统当中，电压无功控制也得到了广泛的运用。
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[3]王闰瑶.浅谈变电站自动化系统调试及常见问题[J].广东科技，2011，20（20）：120-121.
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变电站综合自动化系统是一系列自动化技术的综合,它包括微机保护、故障录波与故障测距、小电流接地选线,电压无功综合控制,远动监控,电能计量等功能。综合自动化系统能完全取代常规监视仪表,操作控制屏柜,模拟屏柜,中央信号系统,变送器及常规远动装置等,它能为变电站运行人员提供更为丰富齐全的变电站设备运行状态和信息,提高运行监视的可视性、趣味性和可靠性,并可安全、快捷地实现无人值班。从这几年应用看,综合自动化系统的发展给变电站设计、安装、调试及运行、维护、管理等方面都带来了一系列自动化技术的变革,从而提高了变电站的自动化水平和可靠性,降低了运行维护成本,使电力系统提高供电能力和供电可靠性有了坚实的技术基础。因此,研究、开发和发展提高变电站综合自动化系统对电力系统稳定运行,提高供电质量,改善服务以保证国民经济稳定发展的作用十分巨大。
一、变电站综合自动化系统设计的指导思想
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。主要有以下三个方面的内容:(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:线路保护及自动重合闸、母线保护、变压器保护;(3)运行支持系统:设备维修运行、设备非正常状态的恢复支持、电力系统故障恢复支持:自动故障录波恢复。
虽然每个变电站自动化系统功能将随原来系统的运行经验,成本和性能的要求不同变化,但它们都要适应以下基本要求:当电力系统发生故障时,继电保护系统准确检测故障,跳合相应开关,迅速切除故障,不造成载障连锁反应,使故障造成的影响限制在尽可能小的范围:收集、处理各种设备的运行信息和数据,按要求发送到集接中心和远方调度中心,满足调度中心对电力系统的监视,控制和运行操作: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:在集控中心或调度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: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。
二、变电站综合自动化系统的设计与控制
根据我国常用的变电站的地位、作用以及电气一次主接线形式和一次设备的配置,变电站综合自动化系统的设计与控制要点如下。
(一)合理产品选型
当前国内市场上变电站的综合自动化产品的型号和系统结构各不相同,功能、性能及价格相差也较大。根据我国电网工程的具体特点,我们认为,综合自动化系统的设备选择主要依据以下原则:(1)变电站的地位及负荷性质:我国电网工程所带多为I、II类负荷,其可靠性要求较高;(2)突出保护功能:保护功能相对独立,系统中其它部分故障不能影响保护系统的正常工作;(3)满足目前电力企业运行维护管理体制的要求,目前电力企业生产运行维护要求各部分功能相对独立,分界明确,便于分工。
(二)实现主要功能
1.变电站微机综合自动化系统应能安全、可靠地实现无人值班。
2.变电站微机综合自动化系统采用分阶段层分布结构,整个系统的装首应标准化设计,具有灵活的互换性。
3.系统应具有组态灵活,适应性强和可扩展的特点,二次设备应随一次设备的变化而可方便地变化,并且在扩建安装时不应影响整个系统的安全运行。
4.系统应选用多进程、多任务操作系统,系统用户界面友好、丰富、方便。
5.系统应具有良好的人机界面,所有窗口和操作都必须汉字化。对变电站的运行状况应能准确的实时监视:对综合自动化系统的运行状况也能监视:对所有电力单元的实际状况,都能在后台机上进行同步监视:能准确、及时地进行事件记录,进行各种图表的分类、汇总、输送或上报,并具有绘图打印功能。
6.系统应具有自检功能,所有软、硬件都应得到检查,单个元件的故障,不得引起整套装置的误动,不得影响其它元件的运行,并能根据故障性质自动判别是否需要闭锁有关功能或设备,并能及时发出故障报警信号。
7.系统软件应具有良好的可修改性,能很容易地增减或改变软件功能及方便升级,其修改操作也必须有口令闭锁措施。
8.系统的测量、计算、传输精度等要满足有关规定的要求,所有液晶显示器及后台机轮流显示的测量值应归算为一次值,以利运行人员监视。
(三)加强微机监控
1.数据采集和处理:定时采集全站生产过程输入信号并进行处理,实时更新数据库,为监控系统提供运行状态的数据。
2.运行监视和事件报警:对变电站的运行情况及所有设备进行全面的监视和记录,具体包括:系统主接线图、设备状态图、负荷曲线、电压曲线、用电量曲线、电压棒图、运行参数表、定值表、故障录波曲线、模拟量越限、断路器、刀闸变位告警、保护动作及故障告警、历史参数的召唤打印。
3.控制操作功能,经键盘执行对变电站内断路器、主变中性点刀闸,电动刀闸的控制,执行某条线路送/停电的顺序操作。
4.自动报表打印功能,运行参数的定时及召唤打印,电度量报表的定时及召唤打印,电压合格率的统计报表,平、峰谷电度的统计报表,事件记录的实时及召唤打印。设备管理文档召唤打印,主接线图、负荷曲线、电压曲线等的打印,保护定值及软压板位置的打印,主变分接头、调节电容器自动投切动作时间及动作次数的召唤打印,各保护及开关动作时间、动作次数的召唤打印,事故顺序记录、事故追忆记录的召唤打印。
5.远方信号交换。微机监控系统具有与电网各级调度中心交换信息,实现资源共享的功能。
(四)畅通信息通道
综合自动化系统应有先进、可靠的通讯端口,具有很强的远传功能,与集控站、调度中心的通讯应准确、及时;各单元的时钟通过通讯网与调度中心实现同步。系统能按要求平滑升级并予预留扩充余地,如扩充间隔,通讯接口等。(1)要求系统与集控站或调度中心监控系统的通信适应多种通讯规约,对个别规约的扩充应以集控站或调度中心监控系统为主进行。(2)变电站至集控站或调度中心必须保证一主一备两个通道要求,主备通道自动或手动切换。主各通道都选用光纤通道,保证信息畅通,传输速率为9600bit/s,并要求额定信息比为17db时,误码率不应大于10-6。
总之,变电站综合自动化系统是一系列自动化技术的综合,它包括综合自动化、微机监控、微机保护和信息传输等功能。本文设计的电网工程变电站综合自动化系统可以实现全站的保护、监控、测量、计量和远动方面的功能要求。
参考文献
[1]谭文恕.对变电站自动化系统通信网络的要求及通信网络标准化的动态[J].电网技术,1998,22(12).
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一、变电站调度自动化运行中的常见问题及其控制策略
（1）遥控拒动及其控制策略。第一，遥控序号算法或者定义区间不一致。首先，遥控序号算法不一致。此种问题主要发生在调度自动化系统的安装调试阶段，由于主站和厂站的遥控序号存在着算法方面的差异，常常会导致错号。例如，假设我们在定义现场的遥控信号的首个序号为“0”，但是主站可以将遥控信号的首个序号定位为“1”，进而出现错号问题。其次，遥控序号的定义区间不一致。例如，某场站的应用程序定义某点至另一点位开关设备遥控序号，剩余为档位遥控序号，此时如果出现遥控序号定义区间不一致的情况则便会出现遥控拒动问题。其控制策略是：针对遥控序号算法或者定义区间不一致导致的遥控拒动问题，则需要进行必要的更改，确保两者的高度一致。第二，遥控通道问题及其控制策略。首先，外界因素影响遥控通道导致遥控拒动。通常为了保证上行通道的传输畅通，而对其进行实时监控；但是遥控通常一般情况没有采取必要的监控措施，往往导致在需要遥控操作时出现拒动问题。影响遥控通道的因素较多，通常是某些恶劣的天气。其次，传统通道采用介质存在差异导致遥控拒动。变电站虽然采用了双通道，但是上行通道和下行通道所采的介质存在差异，例如，一个传统通道采用光纤作为通道介质，而另一个传输通道则采用了载波进行传输，虽然不会对上行通道产生影响，但是会影响下行通道，导致遥控拒动。其控制策略是：针对第一种问题，要求工作人员对载波机发送水平和接收电平进行定期的调试和检测，确保载波机拥有正常的工作状态；针对第二种问题，使上行通道和下行通道所采的介质保持一致，或者直接采用单通道。第三，主站调度自动化系统导致的遥控拒动。主站调度自动化系统是遥控命令的直接发出者，因此，主站调度自动化系统的运行状态直接关系到遥控指令的发送状态。一般情况是，主站调度自动化系统忙，如果第一次遥控拒动，通常多操作一次便会解决。（2）误遥信及其控制策略。第一，遥信误发及其控制策略。重启站端远动装置时导致的遥信误发。因为保护和测控远动装置与站内装置的数量较多，重启站端远动装置时，通常调度端的通信恢复速度快于现场的测控设置或者保护装置，这种通信恢复的滞后性容易导致测控设置或者保护装置恢复正常工作状态之前无法向调度端发送信号，导致现场本身处于“合”位的遥信就会在主站端产生由“合”到“分”与由“分”到“合”的报警事项，该类误发遥信不带SOE。其控制对策是：要求部分厂家对远动装置程序进行了修改，当远动装置重启时往调度端发送的报文存1min之内只发同步字，待收到各测控装置的实时数据后，往调度端发送的报文恢复正常。第二，遥信漏发。测控、保护装置或智能设备故障。在实际运行中，很多变电站智能小电流选线装置运行都不稳定，系统发生小电流接地时，不能正确发送线路接地信号。测控、保护装置故障情况也时有发生，开关、刀闸辅助接点接触不良，防抖时间设置过长。其控制对策是：利用主站调度自动化系统提供的一些功能来弥补分站端遥信采集的不足。调度自动化系统具备慢遥信功能，可在主站设置慢遥信的时间，即在定义的时间范围里该对象状态发生的变化被认为是抖动。开关跳闸时发送“控制回路断线”信号也可以通过该功能来屏蔽，而真正的“控制回路断线”报警信号又能正确反应。对RTU装置接保护信号对应的防抖时间全部修改为20ms～30ms，保证保护信号不再出现漏发。
二、结语
变电站调度自动化技术是顺应时展潮流、应用众多先进科学技术的实用性技术种类，尤其是对于大型的现代化电力系统而言，调度自动化技术的应用更是显得尤为必要。该系统通过高效的工作模式可以在最大程度上降低由于人为操作失误导致的电力系统故障以及大面积停电等事故的发生。有效解决变电站调度自动化系统运行当中存在的问题，并予以有效解决，能够为为电力系统的可靠安全运行提供重要保障。
参考文献
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目前，变电站自动化系统已在兰州供电局无人值班变电站中广泛应用，对提高变电站自动化程度、实现调度自动化和自动抄表，建设无人值班变电站和减员增效等方面发挥了积极作用。然而，我们在实际运行中出现的一些问题，在一定程度上影响了变电站的安全经济运行。
1.“四遥”功能问题分析
综合自动化变电站必须具备四遥功能，这是对综合自动化变电站的最基本的要求，它由变电站的远动终端与主站配合来实现四遥功能。就目前来看，这方面的功能是各厂家在研制开发产品时的主要方向。
在遥控、遥调方面成功率高，但在遥信方面，其误码率较高，存在遥信信号误报、漏报与抖动。遥信信号直接反映了电网运行方式及变电站相关设备的运行状态，它是电网自动化系统中最基本、最重要的信息之一，特别要求可靠、实时。但在实际运行中误报、漏报现象较突出，必须很好地加以研究和解决。引起遥信误报、漏报或抖动的原因主要有两个：一是一次、二次设备在运行过程中造成的遥信误动或抖动，如断路器辅助触点的机械传动部分出现间隙、触点不对位或接触不良等，二次回路中信号继电器返回性能不稳而出现电颤、触电接触不良等，故造成遥信误动或抖动。二是由于遥信装置本身引起误动或抖动，如长线传输受到静电和工频干扰，产生遥信误动和抖动。在遥测方面，由于信息的远传，数据在采集、传输过程中有偏差，准确性不高，只能做为日常分析的参考依据。为了保证抄表的准确性，这就使得无人值班变电站，不得不有人留守，专门抄表，增加了运行人员的负担。
2.后台监控机问题分析
后台监控机是实现无人值班的重要环节，它代替值班人员监视设备的运行状况，并作好记录，提供可靠的运行数据，供运行人员参考。在实际运行中，已经多次出现后台机由于运行人员人为的或监控机本身的缺陷等导致监控机瘫痪而不能正常工作的情况。
2.1 后台机监控机管理
为防止后台机监控机上述缺陷和事故的发生，一是变电站要制定后台监控机的运行、使用、维护和管理制度。二是进行定期和不定期的检查，发现问题，立即处理，不留缺陷和隐患。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法，密码权限分管理员和操作员，管理员密码由专人掌握，普通人员不能随意进入操作系统和启动、停运监控系统，防止后台机的软硬件资源遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统。监控软件封装操作系统，是指当第一次启动后台监控机时，监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件，直至监控软件界面。如果停运监控软件，需要输入密码。只有掌握密码的人才能停运监控软件，进入到操作系统。在选择后台监控软件时，应选择具有这种功能的产品，提高后台监控系统运行的安全可靠性。
2.2 后台监控机运行
由于后台监控机要求实时运行，处理的数据量比较大，相应速度要快，而且处在强电磁环境，一般普通计算机无法满足要求，因此在选择高性能的工控机时，要能适应在强电场环境中工作，抗干扰性强，硬件设备工作稳定性能好。在选择设备时，除了必须保证所选系统功能满足变电站的需求之外，还要求技术具有一定的先进性，防止由于功能欠缺，影响系统以后的安全稳定运行。另外，各变电站自动化系统的型号不易过多。各电压等级的自动化系统不易超过两种，以便于运行人员能快速操作、维护。
3.保护监控系统问题分析
目前，在一些变电站的保护监控系统没有故障录波装置。作为无人值班变电站，故障录波装置应是必备的一种重要自动装置，当母线、主变及进出线发生故障、异常和跳闸时，故障录波装置能够记录各种异常、故障、事故，以及跳闸前后的负荷电流、电压和各种保护、信号动作信息，能在更多周波内记录电流的变化以及故障电流值，以便于运行人员到达事故现场后，对各种异常信息进行调阅和查看，便于查明事故点和原因，对正确分析、判断事故异常及迅速果断正确处理事故、异常起到重要作用。
变电站的保护监控系统的事故和预告音响信号受后台监控系统的控制，如当后台监控机不能工作时，事故和预告音响信号则不能发出；或者事故和预告信号在后台机上，音量小，值班留守人员很难听见（值班室和主控室分为两室，有一定距离），故不能提示值班人员处理事故或故障，严重影响变电站的安全运行。这类情况已经发生过几次，造成PT烧毁、开关事故跳闸不报警。对于这种情况，应与厂家共同处理，将保护监控系统的事故和预告音响信号独立出来，不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预告音响信号情况。
4.远动数据和信息的发送与接收问题分析
由于远动数据和信息的发送不准确和设备缺陷，发生过几个变电站综合自动化系统停止向调度主站发送远动数据和信息。一些变电站自动化系统的远动数据和信息是通过后台监控系统发送到调度主站的，当后台监控系统不能正常工作时，则远动数据和信息不能发送。这种方式不利于远动数据和信息的上传，并经常误发误传信息，造成操作人员经常要到现场值班；到现场检查设备和恢复误发的信息等。对于这些问题，建议变电站在设计时，采用双通信通道，（如图1所示）远方主站与后台机的连结方式为以太网，共享数据总线，这样，当后台机瘫痪时，信息仍能远传至主站。
有人值班的常规远动RTU因采集和处理的数据量相对较少，实时性能达到了有关标准规定的技术指标，并满足了电力调度需要。但实施了无人值班后，其系统实时性受到了较大影响；一是由于数据在发往集控中心的过程中处理传送环节较多；二是由于总体结构设计中存在较多的瓶颈，数据传输不畅，等待时间长，其中还涉及到网络的选择和数据库设计等问题。
目前，一些变电站自动化系统对远动数据和信息的发送、接收处理能力不强，设备可靠程度不过关。主要表现为：不能上传保护值，不能正确接收、处理调度主站的开关遥控操作，修改定值、主变调档功能等。由于这些问题的存在，一些简单的拉合开关的单一操作，重合闸压板的投退，都要由操作人员到现场进行操作，不利于设备的远程操作，使变电站的自动化程度受到很大影响，浪费了人力资源及加大了生产成本。
5.结语
通过以上的分析可以看出，变电站自动化监控系统在实际运行中存在的问题，已影响到变电站安全、经济运行。这需要从“四遥”功能、保护监控系统、后台监控机的管理和运行、远动数据信息的发送与接收等方面，引起制造设计人员和运行维护人员的共同关注。
参考文献
[1]高亮.配电设备及系统[M].北京：中国电力出版社，2009.
