平顶山工业职业技术学院毕业设计说明书（论文） 2）、即插即用：所有连在LAN上的设备将由系统自动识别。
3）、可靠性/安全/可信性：这是基本的继电保护特性，目的是使整个系统达到 同一水平。
4）、开放性：提供一个变电站自动化系统的平台。
5）、冗余度：任何单一的部件故障不会影响整体系统性能。
6）、智能化：提供一个人工智能的应用平台；通过这个功能实现故障分析、选择性的数据和电力系统配合。
7）、自动化：通过嵌入算法软件或按用户定义的控制顺序提供未来的自动控制功能。对于继电保护设备，可通过用户自定义的计算方法和动作次序支持未来的自适应继电保护功能。 8）、灵活性/可扩充性：对于当前的硬、软件系统设计要考虑到将来的扩充，应当易于修改。
智能电子设备的采用，将彻底改变常规继电保护、自动装置及测量仪表等的单一功能结构，变为包括继电保护、过程自动化、录波、计量、测控等多功能智能化设备的变电站自动化系统。由于现场设备的高智能、多功能，使得主控系统的负担得以分散，实现了彻底的分散控制保护及自动化，由此可极大提高控制、保护、自动化系统的可靠性、自治性、灵活性。
由分布式的智能设备构成的变电站自动化系统带来的另一个好处是可以取消常规变电站所使用的控制屏、中央信号屏等集中控制设备。对于35kV及以下的电压等级的现场智能设备可以集合安装于开关柜上；对于110kV及以上电压等级的现场智能设备可以按各个控制对象即变电站内一次电气设备元件按单元安装在各电压等级的开关场地内或“保护小间”。现代技术已解决了电磁干扰、振动、温度、灰尘等对IED的影响，只需用计算机通信网络把它们联起来再与变电站层的主系统连接，这样做可大量减少控制信号电缆，也减少了组屏建筑面积。
智能电子设备的采用还使得变电站一、二次设备结合成为现实。如果把现场智能设备的控制保护的一次设备对象的CT、PT，开关、刀闸等的操作机构箱、主变压器等设备也采用网络通信方式相连，就可以取消控制信号电缆，仅仅保留开关操作机构跳、合闸所需的高压交、直流电源的动力电缆，从而可以使现场智能设备采用低压电源，提高了设备的抗干扰能力；另外通信网还可以将设备丰富的信息及数据上传，便于事故分析和状态监视，
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平顶山工业职业技术学院毕业设计说明书（论文） 还可构成网络式的防误闭锁和安全保障系统，从而提高整个分布式变电站自动化系统的可靠性、先进性和优越性。
计算机网络通信、交换技术的发展，还使得变电站内部的LAN可以与广域的WAN相连，WEB浏览技术使得电力系统的用户在任何地方可以监控变电站的运行情况。变电站自动化系统适应Internet/Intranet网络技术的发展，就可以逐步实现开放式的通信体系结构。
以上针对我公司在开发变电站智能装置以及相应组成的变电站自动化系统的一些实践经验，谈了作者对变电站智能设备的集成与发展的一些理解和建议。其中有些建议和设计目标还只是在设想阶段，但相信现代计算机技术和网络技术的飞速发展一定会为实现上述目标提供最大的支持。
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平顶山工业职业技术学院毕业设计说明书（论文） 第二章 变电站综合自动化系统
2.1
变电站综合自动化系统应能实现的功能
2.1.1 微机保护
是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： １）．故障记录 ２）．存储多套定值 ３）．显示和当地修改定值
４）．与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定 值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。 2.1.2 数据采集
包括状态数据，模拟数据和脉冲数据 １）．状态量采集
状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。 保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。 ２）．模拟量采集
常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。 模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。 ３）．脉冲量
脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。 2.1.3 事件纪录和故障录波测
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平顶山工业职业技术学院毕业设计说明书（论文） 事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。
变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。 2.1.4 控制和操作闭锁
操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容： １）．电脑五防及闭锁系统
２）．根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能 ３）．操作出口应具有同时操作闭锁功能 ４）．操作出口应具有跳合闭锁功能 2.1.5 同期检测和同期合闸
该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。 2.1.6 电压和无功的就地控制
无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。
无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。 2.1.7 数据处理和纪录
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平顶山工业职业技术学院毕业设计说明书（论文） 历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有： １）．断路器动作次数
２）．断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数
３）．输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。
４）．独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间 ５）．控制操作及修改整定值的记录
根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。 2.1.8 2.1.9
人机联系
系统的自诊断功能
系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。 2.1.10 与远方控制中心的通信
本功能在常规远动?四遥?的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。
根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。
变电站综合自动化系统应具有同调度中心对时，统一时钟的功能，还应具有当地运行维护功能。
2.1.11 防火、保安系统
从设计原则而言，无人值班变电站应具有防火、保安措施。
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