第二节 变电站监控的基本功能要求
随着电子技术、通信技术和计算机技术的迅速发展，使变电站的监视和控制发生了根本的变化，传统的监视和控制方式已被现代化的监视和控制技术所取代。变电站监视和控制的功能可分为以下几个方面。
一、数据采集
变电站综合自动化系统采集的数据主要包括模拟量、状态量和脉冲量等。 1．模拟量的采集。变电站综合自动化系统需采集的模拟量主要是：变电站各段母线电压、线路电压、电流、有功功率、无功功率，主变压器电流、有功功率和无功功率，电容器的电流、无功功率，馈出线的电流、电压、功率以及频率、相位、功率因数等。此外，模拟量还包括主变压器油温、直流电源电压、站用变压器电压等。
对模拟量的采集，有直流采样和交流采样两种方式。直流采样即将交流电压、电流等信号经变送器转换为适合于A/D转换器输入电平的直流信号；交流采样则是指输入给A/D转换器的是与变电站的电压、电流成比例关系的交流电压信号。由于交流采样方式的测量精度高，免调校，已逐渐被广泛采用。
2．状态量的采集。变电站监控系统采集的状态量有：变电站断路器位置状态、隔离开关位置状态、继电保护动作状态、同期检测状态、有载调压变压器分接头的位置状态、变电站一次设备运行告警信号、网门及接地信号等。对于采用无人值班的综合自动化系统来说，除了一次系统以外的二次系统设备运行状态也是遥信状态量的重要来源。
这些状态信号大部分采用光电隔离方式输入，系统通过循环或周期性扫描采样获得，其中有些信号可通过“电脑防误闭锁系统”的串行口通信而获得。对于断路器的状态采集，需采用中断输入方式或快速扫描方式，以保证对断路器变位的采样分辨率能在5ms（甚至2ms ）之内。对于隔离开关位置状态和分接头位置等开关信号，不必采用中断输入方式，可以用定期查询方式读入计算机进行判断。至于继电保护的动作状态往往取自信号继电器的辅助触点，也以开关量的形式读入计算机。微机继电保护装置大多数具有串行通信功能，因此其保护动作信号可通过串行口或局域网络通信方式输入计算机，这样可节省大量的信号连接电缆，
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也节省了数据采集系统的输入、输出接口量，从而简化了硬件电路。
3．脉冲量的采集。脉冲量指电能表输出的一种反映电能流量的脉冲信号，这种信号的采集在硬件接口上与状态量的采集相同。
众所周知，对电能量的采集，传统的方法是采用感应式的电能表，由电能表盘转动的圈数来反映电能量的大小。这些机械式的电能表，无法和计算机直接接口。为了使计算机能够对电能量进行计量，开发了电能脉冲计量法。这种方法的实质是传统的感应式的电能表与电子技术相结合的产物，即对原来感应式的电能表加以改造，便电能表转盘每转一圈便输出一个或两个脉冲，用输出的脉冲数代替转盘转动的圈数，这就是脉冲电能表。计算机可以对这个输出脉冲进行计数，将脉冲数乘以标度系数（与电能常数——r/kWh、电压互感器TV和电流互感器TA的变比有关），便得到电能量。
脉冲电能表的改进就是机电一体化电能计量仪表。它的核心仍然是感应式的电能表和现代电子技术相结合构成的，但它克服了脉冲电能表只输出脉冲，传输过程抗干扰能力差的缺点，这种仪表就地统计处理脉冲成电能量并存储起来，将电能量以数字虽形式传输给监控机或专用电能计量机。
对电能量的采集还可采用软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能和无功电能。目前软件计算电能也有两种途径：
①在监控系统或数据采集系统中计算； ②用微机电能计量仪表计算。
微机电能计量仪表是电能量的采集又一种方法。它彻底打破了传统感应式仪表的结构和原理，全部由单片机和集成电路构成，通过采样交流电压和电流量，由软件计算出有功电能和无功电能。因这种装置是专门为计量电能量而设计的，计量的准确度比较高，它还能保存电能值，方便地实现分时统计。它不仅具有串行通信功能，而且能同时输出脉冲量。因此，微机电能计量仪表从功能、准确度和性能价格比上都大大优于脉冲电能表，是发展的方向。
二、事件顺序记录SOE
事件顺序记录SOE（Sequence Of Events）包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录。微机保护或监控系统必须有足够的存储空间，能存放足够数量或足
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够长时间段的事件顺序记录信息，确保当后台监控系统或远方集中控制主站通信中断时，不丢失事件信息。事件顺序记录应记录事件发生的时间（精确至毫秒级）。
三、故障记录、故障录波和故障测距
1．故障录波与故障测距。110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和故障测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和故障测距，将记录和测距的结果送监控机存储、打印输出或直接送调度主站。这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，这种故障录波器具有串行通信功能，可以与监控系统通信。
2．故障记录。35kV、10kV和6kV的配电线路很少专门设置故障录波器，为了分析故障的方便，可设置简单故障记录功能。
故障记录就是记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压。故障记录量的选择可以按以下原则考虑：如果微机保护子系统具有故障记录功能，则该保护单元的保护启动同时，便启动故障记录，这样可以直接记录发生事故的线路或设备在事故前后的短路电流和相关的母线电压的变化过程；若保护单元不具备故障记录功能，则可以采用保护启动监控机数据采集系统，记录主变压器电流和高压母线电压。记录时间一般可考虑保护启动前2个周波(即发现故障前2个周波)和保护启动后10个周波，以及保护动作和重合闸等全过程，在保护装置中最好能保存连续3次的故障记录。
对于大量中、低压变电站，没有配备专门的故障录波装置，而10kV出线数量大、故障率高，在监控系统中设置了故障记录功能，对分析和掌握情况、判断保护动作是否正确，很有益处。
四、操作控制功能
变电站运行人员可通过人机接口（键盘、鼠标和显示器等）对断路器、隔离开关的开合进行操作，可以对变压器分接头进行调节控制，可对电容器组进行投切。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计上应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应包括以下内容： （1）操作出口具有跳、合闭锁功能。
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（2）操作出口具有并发性操作闭锁功能。
（3）根据实时信息，自动实现断路器、刀闸操作闭锁功能。
（4）适应一次设备现场维修操作的电脑“五防”操作及闭锁系统。五防功能是：
①防止带负荷拉、合刀闸； ②防止误入带电间隔； ③防止误分、合断路器； ④防止带电挂接地线； ⑤防止带地线合刀闸。
（5）盘操作闭锁功能。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。
（6）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号后，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。
五、安全监视功能
监控系统在运行过程中，对采集的电流、电压、主变压器温度、频率等量，要不断进行越限监视。如发现越限，立刻发出告警信号，同时记录和显示越限时间和越限值。另外，还要监视保护装置是否失电，自控装置工作是否正常等。
六、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（或称主机）上实现；当变电站无人值班时，人机联系功能在远方的调度中心或操作控制中心的主机或工作站上实现。无论采用哪种方式，操作维护人员面对的都是CRT屏幕，操作的工具都是键盘或鼠标。人机联系的主要内容是：
（1）显示画面与数据。其中包括时间日期；单线图的状态；潮流信息；报警画面与提示信息；事件顺序记录；事故记录；趋势记录；装置工况状态；保护整定值；控制系统的配置（包括退出运行的装置以及信号流程图表）；值班记录；控制系统的设定值等。
（2）输入数据。运行人员代码及密码；运行人员密码更改；保护定值的修改值；控制范围及设定的变化；报警界限；告警设置与退出；手动／自动设置；趋势控制等。
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（3）人工控制操作。断路器及隔离开关操作；开关操作；变压器分接头位置控制；控制闭锁与允许；保护装置的投入或退出；设备运行／检修的设置；当地／远方控制的选择；信号复归等。
（4）诊断与维护。故障数据记录显示；统计误差显示；诊断检测功能的启动。
对于无人值班站，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需求。例如能通过液晶或小屏幕CRT，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等。
七、打印功能
对于有人值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成以下打印记录功能： （1） 定时打印报表和运行日志。 （2） 开关操作记录打印。 （3） 事件顺序记录打印。 （4） 越限打印。 （5） 召唤打印。 （6） 抄屏打印。 （7） 事故追忆打印。
对于无人值班变电站，可不设当地打印功能，各变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。
八、数据处理与记录功能
监控系统除了完成上述功能外，数据处理和记录也是很重要的环节。历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容。它包括上级调度中心、变电管理和继电保护要求的数据，这些数据主要包括：
（1） 断路器动作次数。
（2） 断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数的累计数。
（3） 输电线路的有功功率、无功功率，变压器的有功功率、无功功率，母线电压定时记录的最大值、最小值及其时间。
（4） 独立负荷有功功率、无功功率每天的最大值和最小值，并标以时间。
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