一、电力自动化技术概述
所谓电力自动化技术，即是在电力工程中融合现代的电子技术、网络通信技术及相关的信息处理技术，最终形成一个综合性的、自动化的管理系统。对于电力系统而言，通过自动化系统可以有效实现远程监控与管理，提高电力系统运行的稳定性与安全性。具体而言，电力工程自动化技术主要功能包括以下几个方面：首先，保证电力系统中相关设备运行的安全性及经济性，使其可以满足系统整体的技术要求；以设备的实际运行情况为依据，辅助操作人员完成系统的控制与协调；其次，自动化技术可以有效改善电力系统的安全性能，减少事故的发生与发展；而且自动化技术可以大大提升电力系统的运行效率，节约人力资源成本；最后，通过自动化系统可以实现对电力系统相关数据及参数的搜集、整理及分析，通过数据分析可以实时掌握系统的运行情况，发现问题可以及时采取措施，降低系统的安全事故发生率。
二、电力工程自动化安全系统的建设
具体而言，在进行电力工程自动化安全系统的建设过程中，需要注意以下几点：
（一）设备选型
在电力工程运行过程中，继电保护装置对整个系统的安全运行起到决定性作用，因此在自动化系统建设过程中，要保证继电保护装置的质量与性能，选择技术成熟、设计完善且性能稳定的产品，保证自动化系统在硬件设计方面的稳定性与安全性。要基于系统整体的角度选择继电保护装置，遵循设计科学、配置合理的原则，实现继电保护、计量、测量、信号控制及远动等各项功能的科学配置，保证电力系统运行的稳定性。
（二）安装调试
在建设综合性自动化变电站过程中，继电保护所涉及到的设备十分广泛，他们作用不同，性能各异，比如测量表计、后台监控、直流系统及远动等，所以在安装调试继电保护装置过程中，要进一步明确继电保护与其它设备的责任界限，保证基础数据录入的准确性、及时性及详细性，提高继电保护装置与其它设备之间的协调性。虽然比较传统的电磁型保护，微机保护具备更加先进的功能，但是其可靠性及安全系数与其先进性是不成正比的。因为微机装置无论是抗干扰能力还是防潮性能，均相对较差，并且容易受到雷击侵扰，安装过程中要严格选择其工作环境及电源电压。所以采用微机保护时要注意，二次回路及网络线均要设置避雷器，要在控制室中安装空调以起到调节环境温度的作用；设备的直流电源要进行滤波及稳压处理等。安装过程中，继电保护与相关自动化设备的背板与压板、端子排及插头的接线要牢固，采取措施防止光缆或网络线受到外力的破坏。针对中一些关键的质量点要加大控制力度，比如gps系统的对时精度、伞站模拟量精度以及远动通道的质量等。在调试过程中难免会遇到运行设备无法停电的情况，此时可以采用技术手段加强安全保证，校验时可以采用模拟开关。
（三）工程的验收与投运
工程竣工后要对系统设备进行验收，要严格按照继电保护要求来进行，不仅要做常规的保护整组传动试验，而且还要进一步结合设备的具体特点验收设备的遥控、遥信、遥调及遥测操作功能，保证后续系统运行中的可靠性，并制定出科学的设备运行操作规程。比如在系统运行中，认真列出各个设备的管理要点，为后续的设备维护提供参考；此外，工程图纸、校验报告以及相关技术资料等，要及时上报对应的管理部门进行存档备查，做好电力工程系数建设数据的备份，为后续系统的运行、维护、改造、扩展提供技术参考。
三、电力工程自动化配网系统的建设
配电网自动化系统包括主站系统、子站系统以及终端子系统：
（一）主站系统
配电网自动化主站系统又包括配电scada主站系统、配电故障诊断与恢复功能、配电管理dms等三个子系统。其中scada主站系统包括前置机服务器、scada服务器、mmi调度员工作站、报表工作站、da服务器以及gis服务器等几个部分。在整个主站系统中，配电故障诊断与恢复功能十分重要，其是配电网自动化系统投运后可以满足系统技术要求的必要条件，因此要对da功能进行联调测试，联调测试前要具备以下条件：完成主站置库且检查无误；主站与子站及ftu之间要保持正常的通讯；ftu在进行da测试时，要进行必要的遥测、遥控及遥信调试，以保证其功能处于正常状态；由于无故障区段恢复供电会影响到变电站出口断路器，所以也要对其做遥控测试；此外，da测试过程中，可以利用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方案启动配电自动化系统的da功能。dms的实现过程要遵循循序渐进的原则，可以借鉴输电网自动化系统的成功经验，突出重点，提高配电自动化系统的实用性，提升系统的自动化水平，不断完善于配电管理系统性能。
（二）配网自动化子站系统
在配电网中存在多种监控设备，并且分布广泛，配电自动化系统中的scada系统的测控对象，包括开闭所与环网柜，这些设备容量较大，此外，柱上开关也是监测控制的范围，其不仅数量多，而且比较分散，因此将这些站端的监控设备全部直接连接到配电主站也是不现实的，所以要增设配电子站，用于柱上开关、开闭所以及配电站端监控设备的管理，并负责采集数据、监控馈线等，此外，通过自动化子站系统还可以向配电主站通信处理器传送实时数据等。配网自动化子站系统不仅可以节约主干通道，可以主站scada网络可以通过子站系统继承输电网自动化的成果。由此可见，配电子站系统的实质就是起到一定的中介作用，其是一种集中与转发装置，其主要构成就是工业控制pc机及多路串行口扩展板，其与ftu柱上开关控制器均采用面向对象的问答规约，多台柱上开关控制器可以共用同一条通道，配电子站不仅要对各个柱上开关控制器所收集的现场信息进行查询，将其输入实时数据库中，而且还要反过来根据数据库中的值向配电scada系统上报信息。
（三）配网自动化终端
配电网自动化终端的主要作用是实时监控对应区域内的柱上开关、开闭所、环网柜以及配电变压器等，自动终端不仅要具备对ftu、ttu的三遥功能，而且还要能准确识别、控制故障，从某种程度上讲，自动化终端系统是主站系统与子站系统的辅助系统，三者相辅相成互相配合，实现配电网的运行管理与监控，包括工况检测、网络重构、故障隔离以及恢复非故障线路的正常供电等。
在变电站的日常运行中，无人值守是指没有特定的工作人员对其操纵建设，且随着网络技术的迅速发展，无人值守已经成为当前变电站发展的主要趋势，这种管理模式在减少值守人员及其配置开支的同时，还能进一步规范变电站的管理程序，提高变电站的管理质量，为其今后的发展奠定基础。而电力自动化在实施的过程中，主要是指结合着变电站的实际状况，选择合适的控制理论、器仪器表、电子设备以及计算机软硬件等技术，对变电站的日常运行景象检测、优化、控制、调度等管理过程，以此来提高发电生产效率，最大限度的降低电能消耗。具体分析如下：
一、无人值守变电站的发展
在当前我国电力资源的调配、生产中，变电站有着极其重要的作用。而无人值守变电站的发展，能够凭借其投入小、管理效率高的优势受到人们的青睐。在整个无人值守变电站的发展中，主要包括以下几个方面：
（一）机电自动化无人值守变电站
在无人值守变电站没有研发使用之前，我国一直使用的是人工值守模式，这种模式在浪费大量人力、物力的同时，值守效率不高。随着科学技术的迅速发展，无人值守变电站的投入使用，在提高变电站管理效率的同时，还能节省值守成本，由此成为当前变电站的主要发展趋势。在35kv变电站无人值守的研究中，其开始与80年代中期，由清华大学研制出的35kv变电站微机自动化系统，并将其正式投入使用，至此拉开了无人值守变电站的研究序幕。
（二）信息数字化无人值守变电站
在我国当前社会发展的过程中，信息技术的发展在推动社会进步的同时，还改变了人们的生活模式。电网安全作为人们生产用电的核心问题之一，能否得到科学、完善的管理，将与人们的正常生活、生产有着密切的联系。在整个信息数字化无人值守变电站的运行中，现场总线作为自动化领域的计算机局域网，在整个生产活动中起着核心作用。现场总线一般应用于在变电站、电力系统和电站中，在项目的可靠性、经济性和高精度等诸方面获得诸多效益。在国际上，四方公司率先将lon works现场总线技术应用于变电站综合自动化系统之中，提高了通信系统的数据处理与信息吞吐能力。与此同时这种现场总线网络在使用的过程中，基于自身传输速率快、信息收集全、抗震性强等优势，被广泛应用到环境较恶劣的地区。在其网络信息处理中，一般是采用微处理器和光电技术设计的设备，对网络主线通过的信号回路进行控制及操作驱动检测，并通过这种模式来简化原有的常规机电式继电器，这种模式在使用的过程中，也在一定程度上取代了传统的导线连接，使其开始向数字程控器及数数字公共信号网络发展。
在整个数字化通信变电站中，其通信平台的主要集中在一次电气设备与二次电子装置的连接中，全站的数据建模及数据通信平台系统在运行的过程中，必须结合着变电站的实际运行状况，呈现出统一运行趋势，以便在正常运行中，该平台上的智能装置能够最大限度的发挥出自身的操作优势。此外，基于全数字化通信管理的优势，能够在条件运行的状况下，在一、二次设备之间建立相应的联系，这种模式在使用的过程中，能够为短期内增加变电站内的智能装置数量提供相互操作的统一数据建模及通信平台。
二、电力自动化的应用分析
顾名思义，电力自动化在运用的过程中，主要是指通过网络计算机的设置，在相关程序的控制下，对变电站的实际运行状况进行分析、管理。电力自动化的应用能够大幅度的规范变电站的管理程序，提高管理质量。在其具体应用的过程中，主要包括以下几个方面：
（一）传动技术应用
在整个传动技术中，变频器作为传动技术中的核心组成部分，在具体运行的过程中，其目的在于实现程序的变频调速。在变频器中，主要由整流器、驱动电路、滤波器、控制器以及保护电路等几部分组成。在当前的电力设备中，变频器被广泛应用于节能、降耗、减排中来，由此不能看出，在当前电力行业技术改造的过程中，其主要决定因素的在于变频器的研究运用。
（二）人机界面
在21世纪科学技术迅速发展的时代，电力行业在发展的过程中，随着人们生活水平的提高，用点量的增加在很大程度上提高了人们对变电站设备、管理等要求。在当前变电站的二次设备中，其关键部位在于直流电源屏，在保护电源的同时，还要承担着提供直流控制的责任。在当前国际使用的直流电源屏中，最常见的是软开关技术，将多级变换的工频交流变成稳定的直流，然后可编程控制器plc将采集的开关量和输入输出模似量经过运算处理。
（三）通信技术应用
在整个电力系统运行管理的过程中，通信技术的应用，能够凭借自身规模大、信息全、传播快的优势，在深化电力系统管理的同时，还能从根本上促进变电站自动化的发展。在其早期运用的过程中，受技术条件的限制，其管理模式主要采用简单的串行通信技术，这种技术在使用的过程中，通信速率低、功能少、传输速率及效率差，使用效果可想而知。且随着信息技术的迅速发展，计算机网络技术在变电站自动化系统中的运用，在创新变电站自动化管理模式的同时，还直接推动了变电站自动化的发展。相比较其他通信技术，局域网在使用的过程中，能够凭借其可靠性、可扩展性、经济性以及通用性的优势受到人们的欢迎，在常用的局域网络中，主要包括rcet网络、t0kenring令牌环和ethernet网络。其中，以太网在使用的过程中，使用的是总线型拓扑结构论文联盟。它的优点在于它的可靠性高、灵活性好、传输速率高、软硬件支持性好等，多种常用硬软件均支持ethernet网络。
三、总结
综上所述，随着我国综合国力的增强，无人值守变电站在发展的过程中，在提高变电站管理效率的同时，还能进一步促进电力系统的发展。而电力自动化的运用，在符合社会发展趋势的同时，还能最大限度的满足人们的需要。相信在未来的发展中，无人值守变电站发展及电力自动化的应用，将成为我国电力系统发展的主要趋势。
【摘要】随着我国电力系统自动化水平的不断提升出现了越来越多的需要处理的数据流，数据的结构也更加复杂。所以只有进行合理的部署，数据流才可以逐步的提高其传输的效率来保证电力自动化系统的安全性以及可靠性。
【关键词】电力自动化；数据采集；数据分析
随着经济迅速发展以及社会建设的不断完善，我国不同行业以及各地居民对于电力系统发展提出了更高的要求。电力系统的自动化技术，其作用就是可以更好的实现对于运行状态的集中展示以及及时的监控，并且可以对之进行优化，同时提高安全运行的性能。一些高新技术，比如计算机或网络通讯技术等在电力自动化技术中的应用，让其数据处理工作也日趋复杂，可以快速以及准确的获取和处理数据是保证电力自动化系统正常运转的保证。
1. 数据采集
一般在电力自动化系统中，首先要做的是数据采集。采集数据，指的是电力自动化的输入，分为数据的采集以及处理和转发等三个环节。与电力自动化系统相对应的就是数据的传输是采集的关键。目前来看针对数据的传输，主要有有线以及无线两种主要方式，有线传输的方式包括了光纤和电缆等，无线传输的方式有微波以及无线扩频等。目前我国电力系统发展中主要采用的传输方式是有线传输，但是无线传输在一些特殊区域发挥出重要作用，因为无线传输具有减少铺设线路的优点所以在一些偏远地区的电网数据采集来说就具有较大优势。
2. 采集数据分为以下几个类型
实时数据，指的就是在现场实时采集到的数据，其特点就是数据量特别大，因此对于此类数据的存储提出了更高的要求。第二就是基础数据，指的是电力设备数学的一些数据，其属于设备管理的基本范畴之内，例如线路或者发电机等。第三就是日常的运行数据，主要有电力自动化系统中记录的数据以及各种职能部门在工作中处理的数据。最后就是市场数据，因为电力行业的市场化改革正在逐步进行，所以将市场数据纳入数据分类中也是适应发展趋势的必然要求。
3. 在收集数据之后，对数据进行下一步的分析和整理
3.1数据的分析大致有以下三个特点：
（1）数据的唯一性。在电力自动化系统中存在着大量的数据，这些数据的特点就是具备一定的独立性，但是在子系统进行交流的过程中这些数据也会包含其他子系统中的大量数据，所以子系统之间的数据会存在交叉现象，如果不能对这些数据进行妥善处理的话就会出现数据冗余的问题。一旦出现了数据的冗余很可能导致系统在处理数据时能力降低湖或者更新速度较慢，严重的话还可能导致系统数据的可信度降低。所以说为了能有效的保证数据的唯一性，就需要对数据库进行统一的管理以及日常维护工作。通常来说对于离线数据库可以比较容易进行管理，实现其唯一性难度不高，但是针对实时数据库就需要将数据库的信息映射到不同工作站的内存中，就需要在线进行统一管理来确保不同子工作站的数据库进行更新来避免重复性。
（2）数据的共享性。目前随着我国信息化的进行以及网络的普及，互联网的影响已经深入到了社会的不同层面以及角落，网络带宽也越来越大，网速也逐步提高，这就使得web数据共享方式变得更为可行。跟其他的数据共享方式比起来，基于web的数据共享技术充分利用了互联网技术，具有高效率低成本的优势。
（3）保证数据的安全性。随着我国电力系统自动化水平的不断提升出现了越来越多的需要处理的数据流，数据的结构也更加复杂。所以只有进行合理的部署，数据流才可以逐步的提高其传输的效率来保证电力自动化系统的安全性以及可靠性。数据流在电力自动化系统中的关键，就是要解决系统的统一接口的问题以及实现子系统之间的互联。其未来发展的基本方向就是实现电力自动化系统的数据流优化策略。
3.2随着电力系统中数据的存储了急剧增加，互联网中的病毒等也开始泛滥，但是碍于一些硬件设备的限制导致了电力系统中的数据备份等还是不够完善，这就大大的增加了数据丢失的风险。数据丢失很可能会导致电位运行的不稳定甚至是瘫痪。所以说数据的安全问题成为了现在电力自动化发展中十分重要的问题。
电力自动化系统是一个会涉及到多方面内容的系统，其核心就是数据的处理。正确有效的数据处理是保证电力自动化系统安全有效运转的必要手段。
面对电力系统自动化发展趋势，继电保护已不再是传统意义上的仪表监测、预告信号、事故音响单一管理模式，而是创设了基于计算机现代化管理技术的自动化管理模式，具有维护安装调试便利、操作便捷，具有较好保护性能，装置先进、功能强大，可供工作人员灵活选择，高度可靠性，正确的逻辑回路动作等优势，科学实现了遥测、遥控、遥调及遥信等共享化管理功能，并实现了无人值守自动化管控目标。同时其引入的故障录波与基于gps的卫星对时功能较大程度便利了人们对电力系统不良故障的及时、准确分析与高效处理。当然基于现行继电保护运行环境尚未实现根本改变，自动化综合变电站、现代化电网对继电保护功能需求的日渐提升，令其全方位功能的激发与安全管理工作有了更高的奋斗目标。相比于电磁型保护方式，计算机技术系统对防雷击、抗干扰、工作环境、电压电源等条件具有更高的客观要求，同时基于现行不尽完善的变电站后台远方监控令我们必须强化提升继电保护管理，完善继电保护相关设备服务运行环境、优化设计维护方式，进而合理补充自动化综合变电站人性化功能，令其为打造运行稳定、安全的综合电网奠定良好的基础。
2电力自动化继电保护安全管理
2.1 统筹规划，科学开展选型设计在选型设计阶段我们应主体面向形象良好的知名企业，选择设计完善、技术成熟、性能可靠稳定的安全继电保护产品，保障硬件设备的质量优秀，令其在电力系统中实现长期的稳定服务运行。避免片面的求价格低而选用过渡型技术、不稳定设备，这样很容易导致服务运行中发生偏差或缺陷现象，反而会耗费较大的人力、物力资源进行改造更新。实践管理中我们应秉承全局观念开展设计，科学合理进行配置，令继电保护、信号、计量、控制、测量及远动等环节互相配合、协调有序，确保整体电力系统始终保持高水平运行状态。同时我们应合理实施变电站扩建增容，为更换设备实施改造留有一定空间，令相关变电站设计合理适应传统有人值守及综合自动化管理模式。为避免网络故障及无法实施数据远传现象我们应对传统变电站监测电压、事故音响及预告作用进行合理保留，进而完善保障电力设备的持续安全运行。计算机继电保护装置的全面引入，依据相关要求我们应合理改造接地网，应用高电导率、强耐腐性接地网控制接地电阻低于零点五欧姆，同时符合变电站场地相关安全与技术要求，严格杜绝接地网不良引发地电位升高、继电保护发生拒动、误动或烧坏设备等安全事故的发生。另外我们应科学改善更新监控数据库，令后台信号依据变电站名称、重要等级进行合理划分并实现分类显示。一旦故障发生数个后台信号一同显示，操作管理人员则能够依据类别重要性快速做出准确的判断与分析。
2.2 完善调试安装、确保各设备协调配合自动化综合变电站系统的建设令继电保护涵盖众多环节设备，例如后台监控、测量表计、直流系统、远动、五防等，因此我们应完善开展调试安装，明析继电保护同该类设备的管理分工与责任划分，进而促进各方的协调配合。同时我们应在录入基础数据、建立系统数据库及联合调试各项设备等环节上下功夫。对新近安装的继电保护装置我们应科学进行校验，对其加入百分之八十额定电压，模拟探析系统有可能产生的各类故障，针对装置科学开展传动试验与整组模拟，进而完善保障装置中涵盖的逻辑回路得到正确性验证。针对计算机装置防潮、抗干扰性能较差，安全系数、工作可靠性有限，容易引发雷击现象，对电源电压与工作环境要求较高的现状我们应采用两端电缆屏蔽层接地的相关抗干扰规范，在网线及二次回路中合理配置避雷器，在直流电源处加设稳压与滤波设备、在变电站控制室加设调节室温空调设备、交流电源处引入雷电吸收器等科学措施，提升网络线、光缆抗外力破坏能力，辅助提升计算机装置安全可靠性，保障自动化继电保护装置接线可靠牢固。另外我们应强化对电力工程重要质量环节的控制，例如科学管控远方后台反映监测、gps对时精度、远动通道质量及全站模拟精度等。针对变电站改造进程中一些设备无法停电终止运行的现象，我们可科学利用技术手段完善安全措施管理，例如应用模拟开关校验新装置，实现不停电服务，同时积累丰富施工经验，创设不停电典型作业规范及继电保护安全管理措施，为安全施工创设良好的环境。
2.3 依据安全保护要求强化验收投运及运行维护基于继电保护要求我们应科学开展设备验收及运行维护，除了一些常规整组传动保护试验，还应着重强化对各项设备遥信、遥控、遥调与遥测操作的验收，依据各项设备客观特征制定适应性操作运行规程，列出运行要点。各类报告书、工程竣工图纸以及技术资料应及时报送相关部门，并做好系统数据的存储备份工作，进而为后续的维护运行、改造检修做好充足的技术准备。另外我们应进一步强化运维人员现场培训，提升其业务素质及论文联盟对新设备熟练掌握程度，进而直接强化设备运维质量。设备投入运行之前运维人员应熟悉变电站主接线状况及运行方式，熟练掌握计算机操作技巧并通过严格考核合格后才可担任相关工作。同时我们还应合理进行事故预想，能够准确、清晰对后台信号展开分析并判断故障，为随时记录故障情况，我们应将gps对时与故障录波列为重点巡查装置，进而有利于科学进行电力系统故障分析与处理。一些变电站在经过自动化综合改造后，其各类电源均细化统一为直流二百二十伏电源，包括控制、保护、电子锁及信号电源，令室外设备直流回路明显增加，因此我们应科学做好针对二次室外回路的安全维护管理，降低直流接地引发故障机率。
3结语
总之，基于电力系统继电保护特征及管理现状我们只有针对现实工作需要、系统现状科学制定安全管理策略、统筹设计、规范选型设计，完善调试安装、协调配合，强化验收投运及运行维护才能切实提升电力系统继电保护安全性，令其适应电力系统自动化改造，发挥优势辅助功能，提升系统服务水平及运行效益。
摘要:电力自动化是指综合运用控制理论、电子设备、仪器仪表、计算机软硬件技术及其他技术,对发电过程实现检测、控制、优化、调度、管理和决策,达到增加发电量、提高发电生产效率和质量、降低消耗、确保安全等目的的一类综合性技术。文章对我国电力自动化的发展及现状进行了探讨。
关键词:电力自动化;现场总线;无线通讯技术;变频器
现今,创新的自动化系统控制着复杂的工艺流程,并确保过程运行的可靠及安全,为先进的维护策略打造了相应的基础。电力过程自动化技术的日新月异和控制水平的不断提高搜企网版权所有,为电力工业解决能源资源和环境约束的矛盾创造了条件。随着社会及电力工业的发展,电力自动化的重要性与日剧增。传统的信息、通信和自动化技术之间的障碍正在逐渐消失。最新的技术,包括无线网络、现场总线、变频器及人机界面、控制软件等,大大提升了过程系统的效率和安全性能。
一、电力自动化的发展
我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。到70年代初,便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。在80年代中期,由清华大学研制的35kv变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。与此同时南京自动化研究院也开发出了220kv梅河口变电站综合自动化系统。此外,国内许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作,推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。1998年全国装机容量超过277gw,跃居世界第2位,自此以后,我国电力仍以较高的速度和更大的规模迅猛发展,预计我国电力装机总容量将在今年底至明年初突破800gw。
二、电力自动化的实现技术
现场总线(fieldbus)被誉为自动化领域的计算机局域网。信息技术的飞速发展,引起了自动化系统结构的变革,随着工业电网的日益复杂工业自动化网版权所有,人们对电网的安全要求也越来越高,现场总线控制技术作为一门新兴的控制技术必将取代过去的控制方式而应用在电力自动化中。
三、无线技术
无线通讯技术因其不必在厂区范围内进行繁杂、昂贵的布线,因而有着诱人的特质。位于现场的巡视和检修维护人员借此可保持和集中控制室等控制管理中心的联系,并实现信息共享。此外,无线技术还具有高度灵活性、易于使用、通过远程链接可实现远方设备或系统的可视化、参数调整和诊断等独特功能。无线技术的出现及快速进步,正在赋予电力工业领域以一种崭新的视角来观察问题,并由此在电力流程工业领域及资产管理领域,开创一个激动人心的新纪元。
尽管目前存在多种无线技术汉阳科技,但仅有几种特别适用于电力流程工业。这是因为无线信号通过空间传播的过程、搭载的数据容量(带宽)、抗rfi(射频干扰)/emi(电磁干扰)干扰性、对物理屏障的易感性、可伸缩性、可靠性,还有成本,都因无线技术网络的不同而不同。因此,很多用户都倾向于“依据具体的应用场合,来选定合适的无线技术”。控制用的无线技术主要有gsm/gprs(蜂窝)、9oomhzradios、wi-fi(802.lla/b/g)、wimax(802.16)、zigbee(802.15.4)、自组织网络等,其中尤以wi-fi和wimax应用增长速度最快,这是因为其在带宽和安全性能方面较优、在数据集中和网络化方面具备卓越的安全框架、具有主机数据集成的高度灵活性、高的鲁棒性及低的成本。
四、信息化技术
电力信息化包括电力生产、调度自动化和管理信息化两部分。厂站自动化历来是电力信息化的重点,大部分水电厂、火力发电厂以及变电站配备了计算机监控系统;相当一部分水电厂在进行改造后还实现了无人值班、少人值守。发电生产自动化监控系统的广泛应用大大提高了生产过程自动化水平。电力调度的自动化水平更是国际领先,目前电力调度自动化的各种系统,如scada、agc以及ems等已建成,省电力调度机构全部建立了scada系统,电网的三级调度100%实现了自动化。华北电力调度局自动化处处长郭子明说,早在20世纪70年代华北电力调度局就用晶体管计算机调度电力,从国产121机到176机,再到176双机,华北电力调度局全用过,到1978年已经基本实现了电网调度自动化。
五、安全技术
电力是社会的命脉之一,当今人类社会对电力系统的依赖已到了难以想象的程度。电力系统发生大灾变对于社会的影响是不可估量的,因此电力系统最重要的是运行的安全性,但这个问题在全世界均未得到很好解决,电力系统发生大灾变的概率小但后果极其严重,我国电力系统也出现过稳定破坏的重大事故。由于我国经济快速发展的需求,电力工业将会继续以空前的速度和规模发展。随着三峡电站、西电东送、南北互供和全国联网等重大工程的实施,我国必将出现世界上最大规模的电力系统。
六、传动技术
实现变频调速的装置称为变频器。变频器一般由整流器、滤波器、驱动电路、保护电路以及控制器(mcu/dsp)等部分组成。变频器作为节能降耗减排的利器之一,在电力设备中的应用已经极为广泛而成熟。对于变频器厂商而言,在未来三十年,变频器,尤其是高压变频器在电力节能降耗中的作用极为明显,变频器也成为越来越多电力行业改造技术的首选。在业内,以abb为首的电力自动化技术领导厂商,abb建立了全球最大的变压器生产基地及绝缘体制造中心。自1998年成立以来,公司多次参与国家重点电力建设项目,凭借安全可靠、高效节能的产品性能而获得国内外用户的好评。其公司多种产品,包括:plc、变流器、仪器仪表、机器人等产品都在电力行业中得到很好的应用。
七、人机界面
发电站、变电站、直流电源屏是十分重要的设备,随着科学技术的不断发展,搜企网,单片机技术的日趋完善,电力行业中对发电站、变电站设备提出了更高精密、更高质量的要求,直流电源屏是发电站、变电站二次设备中非常重要的设备,直流电源屏承担着向发电站、变电站提供直流控制保护电源的作用,同时提供给高压开关及断路器的操作电源,因此直流电源屏的可靠性将直接关系到发电站的安全运行,直流电源屏的发展已经经历了很长的时间,从早期的直流发电机、磁饱和直流充电机到集成电路可控硅控制直流充电机、单片机控制可控硅充电机、高频开关电源充电机等,至目前直流电源屏已很成熟。
直流电源屏整流充电部分仍然采用目前国际最流行的软开关技术,将工频交流经过多级变换,最后形成稳定的直流输出,直流电源屏系统控制的核心部件是v80系列可编程控制器plc,它将系统采集的输入输出模拟量以及开关量经过运算处理,最终控制高频开关电源模块使其按电池曲线及有人为设置的工作要求更可靠地工作。
【摘 要】 叙述了遥视系统在电力变电站综合自动化系统中的应用，提出了研制遥视系统的设计思想，分析了遥视系统的组成及其功能特点，对视频图像传输的几种方案进行了对比，并对遥视系统的应用前景进行了展望。
1 引言
随着电力工业迅速发展，中国正在进行“网厂分开、竞价上网”的改革，以便开放电力市场，引入竞争机制，降低发电成本，合理利用资源，并最终使用户获利。而电力市场不断完善后，将允许用户参与电力市场的竞争，生产调度与市场交易一体化，调度的作用和地位进一步提高。这就要求变电站实现无人/少人值守，裁员增效。
根据我们的了解，目前国内只有广东、江苏等发达省份的部分变电站实现了“四遥”(遥测、遥信、遥控、遥调)和无人值班(其实是无人值班，有人值守模式)，调度值班人员在远方控制中心即可能对变电站的各类电气参数进行监视，对断路器与电动刀闸进行控制。遗憾的是，四遥不涉及变电站环境(如防盗、防火、防爆、防渍、防水汽泄漏等)的监控内容，人们对这种“无人值班”心存疑虑。
随着多媒体技术、计算机通信技术的不断成熟，数字视频技术的日臻完善，现代数据传输技术的发展，使得数据传输速率和带宽不断向上突破，为视频监控技术的研制提供了必需的基础。因此，远程图像控制与信息管理即遥视系统的研究课题，列入了议事日程。
2 设计思想
变电站遥视系统主要是把变电站现场的监视图像、声音、报警信号和各种设备的数据进行采集处理，采用先进的图像编解码压缩技术和传输技术，集设备监控、图像采集、闭路监视、图像监视预报联动和视频图像等功能于一体的综合自动化系统。研制该系统时，应充分考虑用户的具体要求和当地的具体情况，建立在高起点的技术之上，按无人值班方案进行设计。
首先，系统应能满足无人值班变电站的要求，具有高度的可靠性和工作的连续性，可以24h连续监控数十个变电站。
其次，系统应具有多画面视窗，1～16个画面任意分割方式；图像清晰，画面流畅，彻底杜绝马赛克、图像边沿锯齿及拖动现象；在保证高品质画面的同时，降低传输码流，实现了真正的海量存储。
再者，系统应提供透明通道，满足多种高、低速通信通道。
3 系统组成
遥视系统的基本配置如图所示。
遥视系统由多个远程现场和一个监控中心组成，在远程现场和监控中心之间有pcm 2m通讯线路连接。在每个现场均有若干摄像机。摄像机的镜头、云台可控，并可加若干传感器、警灯、警号等设备。在监控中心可以任意监视各个现场，并收集各现场的报警信息。监控中心由中心机房内部的多媒体监控主机和机房以外的网络分控计算机组成。
系统可以随时方便、即时地检索、回收记录存贮的图像，如可按时间、地点(镜头)或图像文件进行检索和回放。回放图像稳定、清晰，可反复读写，不存在传统监控系统中所存在的录像带的信号衰减和磨损问题。
3.1 系统配置
3.1.1 厂站端
包括摄像机单元、控制解码器、视频矩阵、报警控制设备、麦克风和音箱、编解码器等，在有人值守的远程现场可以设置多媒体控制计算机，也可以设置控制键盘，这些控制设备可以控制该现场的摄像机切换，镜头、云台动作，并且可以处理报警信息。对于无人值守的现场可以不放置计算机，建议放置控制键盘。厂站端在系统中的作用是采集现场的各种视频、音频、数据等信息，并通过编解码器进行处理，将模拟信号数字化并压缩编码，以便于在可利用的数字通讯线路上进行传输。同时厂站端还具有把主站端传输过来的控制命令解码后控制镜头、云台等可控装置。
3.1.2 通信层
可用光纤、微波、ddn、isdn、通信卫星、有线基带调制解调器、无线扩频调制解调器等，线路接口可以是g.703，v.35，rs449等。
3.1.3 主站端
包括编解码器、视频矩阵、音频矩阵、麦克风、音箱，多媒体电脑、监视器、网络视频服务器及监控软件等。主站端的作用是将通讯线路采集的数字信号通过编解码器解码转化后的模拟信号经视频矩阵进入多媒体电脑、监视器和网络视频服务器，用于监视各个现场，并收集现场的报警信息，同时供网络层传输图形等信号。
3.1.4 网络层
即计算机网络(局域网或互联网)由局长分控计算机、变电站分控计算机等各级网络分控计算机组成。其作用是将网络视频服务器上的远程现场信号在局域网或互联网上进行传输，以供局长分控计算机等各级网络分控计算机共享资源。
3.2 系统三大领域
3.2.1 视频技术
在许多远程视频监控系统的方案设计中，经常会遇到的问题是如何远距离传输监控现场的模拟视频信号。使用同轴电缆传输模拟视频信号，在距离上会受到限制，超过几百米便需要放大中继，因此，常规的视频监视系统只适合在一座建筑物内或一定区域范围内使用。此外，常规系统在一路同轴电缆上只能传输单一视频信号，传输控制信号和话音需要单独敷设电缆。远距离传输视频的可行方法是将模拟视频信号数字化并压缩编码，在可利用的数字通讯线路上传输。视频数据的压缩和解压缩，视频图像的信息量是巨大的。例如，1幅640×480中分辨度的彩色图像(24bit/像素)，其数据量为0.92mb，如果以每秒30帧的速度播放，则视频信号的数码率高达27.6mbps。显然，视频压缩技术数字化是压缩技术的关键。目前，适用于远程视频监控的图像压缩标准有h.261，mpeg—1。h.261标准简称p×64，由国际电报电话咨询委员会(ccitt)的一个专家组在1990年12月制定，mpeg—1则在1992年成为标准。两者的核心技术都是离散余弦变换及运动补偿算法，它的主要思想是通过减少每帧图像间时间上和空间上的冗余性和相关性信息来减少数据量。h.261适合在64～384kbps的低带宽下传输实时视频图像，但图像质量不理想；mpeg—1在800kbps～2mbps的传输速率下图像清晰度能达到较好的图像效果。用户可根据不同的场合和需求选用不同的压缩标准。由于视频数据流巨大，采用的压缩方法和格式将对视频服务器的性能产生重大影响。在选择硬件平台时，还应慎重考虑：系统带宽、吞吐能力、通道数、在线存储能力、编解码器及码率、联网能力等。
3.2.2 网络技术
数字化视频可以在计算机网络(局域网或广域网)上传输图像数据，基本上不受距离限制，信号不易受干扰，可大幅度提高图像品质和稳定性；且数字视频可利用计算机网络联网传输，网络带宽可复用，无须重复布线；另外，数字化存储成为可能，经过压缩的视频数据可存储在磁盘阵列中或保存在光盘中，查询十分简便快捷。
3.2.3 通信技术
数字视频远程监控系统的数据通信有以下特点：
1实时性 视频数据
属于实时数据，必须实时处理，例如：实时压缩、解压、传输、同步。
2分布性 现场图像采集和发送主机与图像接收显示主机位于不同地点，通过计算机局域网或广域网连接。
3同步性 尽管视频信息具有分布性，但在用户终端显示时必须保持同步，另外，声音与视频也必须保持同步。
目前，tcp/ip网络通信协议是一种即成事实的工业标准，视频远程监控系统为可在各种网络结构中运行，也必须采用tcp/ip协议。然而，tcp/ip协议用于可靠传输，作为结果，如果你在internet上向另外一台计算机发送一个数据包，你可以确信它将准确无误地到达目的地，但你决不可能得到数据将在特定时间内到达的保证。事实上，数据包在到达目的地前延时数小时或数天，在理论上都是站得住脚的。作为视频传输这样的特例，对时间却十分敏感，因此必须确保数据的实时性和同步性。国际通信联合会(itu)和国际互联网工程任务组(iete)设计了一个实时传输协议rtp来解决传输实时性数据的难题。rtp一般运行在不可靠性协议层上如udp(事实上经数学统计udp包的可靠性在99％以上)。每个经过rtp传输的数据包中有时间信息和一个相关的序列号，这个信息使应用程序混合音频和视频信息相对容易。由于应用程序可以很容易地决定当视频帧需要略过时将跳到的正确数据包号，因此同每个包相关的时间信息可以平滑同步过程。
在监控领域中，数字化和网络化是一种趋势，可广泛应用在电信、电力、交通、银行、水利、智能大厦等领域。在电信局无人值守机房、电力无人值守变电站、水文站、银行营业所等场所，通常具有以下特点：有重大经济价值，安全防范要求高，在地理位置上分布较广或位置较偏僻。利用数字视频远程监控技术可在本系统内建立监控调度中心，对远端现场的图像声音及其他敏感数据进行实时监控以便对敏感事件进行快速反应。具体实现的方式是：利用各种数据通信网络如ddn、isdn、e1、xdsl,把经过数字化压缩、编码的视频、音频、报警感应数据传输至监控中心，中心的计算机对各种数据进行解压缩、解编码，同时回放视频、音频，对报警事件进行告警处理。
4 系统通讯方案
通讯传输部分是整个远程遥视系统的关键组成部分，其作用如同人的脊髓一样，负责各种信号和指令的上传下达。
遥视系统可以借助数字光纤、数字微波、卫星、无线扩频、isdn、ddn等多种通讯媒介，将图像、声音、数据信号进行压缩编码并通过2mbps e1数据信号从几十公里以外的远端传送到中心控制室，同时将控制室的音频和控制信号传回基站。
这里主要简要叙述几种主要的通讯方案。
4.1 同轴电缆方案
在遥视系统中，同轴电缆是传输视频图像最常用的媒介。
这种方式可采用75ω的纯铜芯电缆。用同轴电缆方式传输时，由于衰减大，用它组成的传输网最长只能传输10km左右。
同轴电缆可靠、速率快、投资少，但架设方式麻烦、距离短，同时存在不平衡电源线负载等因素会导致各点之间存在地电位差，需接入被动式接地隔离变压器进行补偿。
4.2 光纤通讯方案
光纤是能使光以最小的衰减从一端传到另一端的透明玻璃或塑料纤维，它的最大特性是抗电子噪声干扰，通讯距离远。
光纤有多模光纤和单模光纤之分。单模光纤只有单一的传播路径，一般用于长距离传输；多模光纤有多种传播路径，多模光纤的带宽为50～500mhz/km，单模光纤的带宽为2000mhz/km。光纤波长有850nm、1310nm和1550nm等。850nm波长区为多模光纤通信方式；1550nm波长区为单模光纤通信方式；1310nm波长区有多模光纤和单模两种。
目前，单模光纤在波长1.31um或1.55um时，光速的低损耗窗口每公里衰减可做到0.2～0.4db以下，是同轴电缆每公里损耗的1％，因此光纤通讯方式可实现20km无中断传输。
用光缆作干线传输系统容量大、能双向传输、保密性好、安全可靠性高。光端机技术越来越成熟，成本费用也大幅度下降。
光纤通讯的造价稍高，施工技术难度大。
4.3 无线通讯方案
传统的无线通讯系统包括以下几种：
(1)调幅(am)广播。
(2)调频(fm)广播。
(3)无线寻呼网。
(4)甚高频通讯。
(5)特高频通讯。
(6)微波通信。
(7)卫星通讯。
电力系统中，微波通信是一种较常用的无线通讯方式。这种方式覆盖面广，频带很宽，不需要传输线，而且可以构成双向通讯系统。
目前已使用的频段为300mhz～3000ghz，通讯容量大，仅一个波道便可传送数以百计路以上的电话，多波道运行时可传送的容量则更可观。微波通信传送的信息，几乎不受电力系统本身干扰的影响，故传输的质量较高。同时，微波通信还具有同时传送电话、电报、图像、数据等多种形式的功能，在电力系统中获得了广泛的应用。
微波通信方式的传输量大，质量高，配置灵活，可以省去建设有线传输线的费用，并且具有很快的传输速率，缺点是微波通信一般是点对点的通讯方式，对于为数众多的测控单元，每个点都要建设一对微波通信设备。
4.4 电话线通讯方案
电话线通讯方案也是一种长距离传输视频的途径。但由于电话线路带宽限制和视频图像数据量大的矛盾，传输到终端的图像都不连续，而且分辨率越高，帧与帧之间的间隔就越长；反之，如果想取得相对连续的图像，就必然以牺牲清晰度为代价。
5 展望
变电站遥视系统解决了变电站现场的可视化及环境监控问题，是对“四遥”功能的有益补充，为实现“无人值班，无人值守”提供了可靠的保证。
遥视系统的推广应用对提高变电站运行的安全性、可靠性，提高运行和管理的科学性，充分发挥变电站效益，促进管理工作的现代化有着现实意义和历史意义。
摘要：随着 计算 机技术、通信技术、功率 电子 技术和控制技术的 发展 ，电力自动化技术也随之进入一个新的时期。这主要表现在：变电站自动化、电网调度自动化和配电网自动化水平这几个方面。
关键词：电力自动化 发展趋势 水利工程
0 引言
20世纪90年代以来，计算机技术、通信技术、功率电子技术和控制技术日新月异，而且这些新技术逐渐由理论和实验阶段进入应用领域，这些都对电力自动化技术产生了巨大的影响。一些新的观点和理论应运而生，电力自动化技术也随之进入一个新的时期。这解决了电力 工业 许多一直没有解决的问题。本文将对电力自动化的新进展进行分析。
1 变电站自动化的新进展
变电站自动化是将变电站的二次设备利用计算机技术和 现代 通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。变电站自动化系统可以收集较为齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和判断功能，方便监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。目前，我国的变电站自动化技术已经很成熟，并广泛地应用于高、中、低压变电站中，这大大提高了变电站的运行效率及可靠性。但与国外先进的变电站自动化系统相比，仍存在许多需要改进的地方。如国外无论是分层分布式的变电站自动化系统还是常规的rtu方式，均能可靠地实现变电站的无人值班监控，这对国内进行新、老变电站自动化系统的建设和改造很有启发。此外，变电站运行管理的方式对变电站自动化系统和后台功能的设计有较大影响。目前国内由于运行管理等多种因素的影响，导致现有的变电站自动化系统过多地强调了后台功能，系统庞大、结构复杂，给变电站的运行维护人员完成监控系统的日常维护和故障处理工作带来了一定的困难。有关部门应针对变电站不同的运行管理方式，对监控系统的功能和配置进行规范和优化。
2 电网调度自动化的新进展
电网调度自动化是现代电力系统自动化的主要组成部分和核心内容，它是信息技术、计算机技术及自动控制技术在电力系统中的应用。经过近20年的发展，电网调度自动化系统在电力系统的安全 经济 运行中已经起着不可或缺的作用。电网调度自动化技术随着信息技术、计算机技术及自动控制技术的发展而日新月异，系统升级换代很快，当前电网调度自动化系统的发展面临着一些挑战。 网络 安全对于以实时运行为首要任务的电网调度自动化系统尤为重要，但随着互联网技术的发展和广泛使用，网络攻击和病毒侵害不断发生，对电网调度自动化系统的安全运行构成了威胁。一方面，从网络安全的角度出发，需要将调度自动化系统隔离运行；另一方面，随着自动化系统的规模日益扩大、应用复杂度的日益提高，各个控制中心之间以及各个自动化子系统之间的交互大大增强，需要进行信息的一体化整合与集成。因此，需要对调度自动化系统的安全集成技术进一步研究，使得系统的开放性、稳定性、可靠性、实用性，特别是安全性更强。
3 配电网自动化的新进展
随着城乡电网建设和改造的顺利进行，提高配电网自动化水平的呼声越来越高。近10年来，在现代 科学 技术的推动下，配电自动化领域取得了突飞猛进的发展。随着电网建设的发展，配电网的网格化程度越来越高，仅凭借人的经验，难免顾此失彼。于是新一代的配电自动化系统，即智能配电系统应运而生。它在第二阶段的配电自动化系统的基础上增加了智能配电功能，以人工智能代替人的经验，更科学地管理复杂配电网。引入人工智能的智能配电系统不仅能够在故障时发挥作用，而且在配电网正常运行时，也能为供电 企业 提高经济效益和社会效益。
3.1 智能配电系统在配电网发生故障时的作用 在一段馈线发生故障时，判断故障区域、隔离故障区域，恢复受故障影响的健全区域供电，从而缩短停电时间、减小停电面积、提高供电可靠性。在配电网受到灾害性影响时(如主变电站失压、超高压尽先失压或10kv母线故障等并且在高压侧难以快速恢复时)，利用人工智能生成负荷批量转移策略，在不威胁供电安全的前提下，通过一系列的遥控操作将受影响的负荷转移到非故障线路，避免大面积停电。
3.2 智能配电系统在配电网正常运行时的作用 实际运行中配电网中的负荷分布是不均衡的，有时甚至是极不均衡的，这严重降低了配电线路和设备的利用率，同时也导致线损较高。利用人工智能可以寻求一种优化运行方式，将负荷从重负载甚至是过负载转移到轻负载馈线上，这种转移有效地提高了馈线的负荷率，增强了配电网的供电能力。智能配电系统还可以实时遥控配电网开关进行 网络 重构和电容器投切，在不显著增加投资的前提下可以达到改善电网运行方式和降低网损的目的。
4 结束语
由于 现代 电力自动化程度的提高，使得用电质量得到了保证，因此为现代高精技术的 发展 提供了基础，同时由于自动化程度的提高减少了维护费用，设备利用率提高， 经济 调度的实施都大大的降低了运行成本，取得了可观的经济效益。
摘要： 配电网是电力系统发电、输电和配电(有时也称供电和用电)三大系统之一。电力公司通过配电网实现产品销售——向广大电力用户提供电能。随着 经济 的 发展 ，观念的变化，电力公司正经历着一场深刻的变革：电力市场自由化。配电自动化及管理系统是一项系统的综合性工程，成功的配电自动化是设备的可靠性和方案的有机结合，针对配电自动化及管理系统发展的过程及其特点，根据配电网规模、地理分布及电网结构，提出了配电自动化及管理系统的结构及其主要功能，并就在具体实施过程中值得注意的问题进行了探讨。
关键词： 配电自动化 配电管理系统 环网配电 供电可靠性
1 配电自动化简介
配电自动化指：利用 现代 电子 技术、通信技术、 计算 机及 网络 技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，以合理的价格满足用户要求的多样性，力求供电经济性最好， 企业 管理更为有效。
配电自动化是一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程，包含电力企业中与配电系统有关的全部功能数据流和控制。从保证对用户的供电质量，提高服务水平，减少运行费用的观点来看，配电自动化是一个统一的整体。
配电自动化包含以下几个方面：
馈线自动化。馈线自动化完成馈电线路的监测、控制、故障诊断、故障隔离和网络重构。其主要功能有：运行状态监测、远方控制和就地自主控制、故障区隔离、负荷转移及恢复供电、无功补偿和调压等。
变电站自动化。变电站自动化指应用自动控制技术和信息处理与传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工对变电站进行监控、测量和运行操作的一种自动化系统。变电站自动化以信号数字化和计算机通信技术为标志，进入传统的变电站二次设备领域，使变电站运行和监控发生了巨大的变化，取得显著的效益。
变电站自动化的基本功能有：数据采集、数据计算和处理、越限和状态监视、开关操作控制和闭锁、与继电保护交换信息、自动控制的协调和配合、与变电站其他自动化装置交换信息和与调度控制中心或集控中心通信等项功能。
配电自动化及管理系统是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成为一体的系统。
2 配电自动化及管理系统
2.1 配电自动化及管理系统的等级划分及结构 根据配电网规模、地理分布及电网结构，分为特大型、大中型和中小型系统。主要由主站系统、子站系统、远方终端、通信系统组成。
2.2 配电自动化及管理系统的主要功能
2.2.1 配电自动化及管理系统的主站 配电自动化及管理系统主站是整个配电自动化及管理系统的监控、管理中心。其主要功能有实时功能和管理功能：实时功能：数据采集、数据传输、数据处理、控制功能、事件报告、人机联系、系统维护、故障处理等。
管理功能：指标管理、地理信息系统（gis）、运行管理、设备管理（fm）、辅助设计（am）、辅助工程管理、应用软件等。
2.2.2 配电自动化及管理系统的中心站 在特大城市的配电自动化及管理系统中可设中心站，是下属主站经加工处理后的信息汇集、管理中心。主要负责全局重要信息的监视与管理，特大城市电力部门可根据各自实际情况，确定本局配电自动化及管理系统中是否设置中心站。
2.2.3 配电自动化及管理系统子站（或称配电自动化系统中压监控单元）
配电自动化及管理系统子站是为分布主站功能、优化信息传输、清晰系统结构层次、方便通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理以及故障处理、通信监视等功能。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、故障处理、通信监视等。
2.2.4 配电自动化及管理系统远方终端 配电自动化及管理系统远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称，它包括配电柱上开关监控终端ftu（feeder terminal unit）、配电变压器监测终端ttu（transformer terminal unit）、开闭所、公用及用户配电所的监控终端dtu（distribu－tion terminal unit）等。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、当地功能等。
3 电力自动化管理系统
3.1 规划和建设好配电网架 规划和建设好配电网架，是实现配电自动化及管理系统的基本条件。常用的配网接线有树状、放射状、网状、环网状等形式，其中环网接线是配网最常用的一种形式。将配电网环网化，并将10kv馈线进行适当合理的分段；保证在事故情况下，110kv变电容量、10kv主干线和10kv馈线有足够的转移负荷的能力。
3.2 加强领导，统筹安排，分步实施 配电自动化及管理系统的开发和应用，是从传统的管理方式向 现代 化管理方式的飞跃，其涵盖的内容十分广泛，涉及部门诸多，为此，必须加强领导，统一规划，因地制宜，分步实施，以实现最佳的投入产出比。
3.3 解决好实时系统与管理系统的一体化问题 由于配电自动化（da）涉及的一次设备成本较大，目前一般仅限于重要区域的配网使用，而am／fm／gis则可在全部配网使用。若使用一体化可通过am／fm／gis系统在一定程度上弥补da在这方面的不足，故配电自动化及管理系统的实时scada和am／fm／gis的一体化颇为重要。所谓一体化，就是指gis作为 计算 机数据处理系统平台的一个组成部分，整个系统的实时性和数据（包括图形数据）的一致性得以保证，使得scada和am／fm／gis通过一个图形用户界面（gui）集成在一起，从而提高系统的效率和效益。
3.4 配置合理的通信通道 通信系统信道的选用，应根据通信规划、现有通信条件和配电自动化及管理系统的需求，按分层配置、资源共享的原则予以确定。信道种类有光纤、微波、无线、载波、有线。主干线推荐使用高中速信道，试点项目建议使用光纤。
3.5 选择可靠的一次设备 对一次开关设备除满足相应标准外，还应满足配电自动化及管理系统的要求。
4 小结
配电自动化及管理系统具有实时性好、自动化水平高、管理功能强之特点，能提高供电可靠性和电能质量、改善对用户的服务，具有显著的 经济 优越性和良好的社会综合效益。配电自动化及管理系统的建设是一项系统工程，所以要在按照城网建设规划的前提下，因地制宜，积极采用、合理选用、推广应用配电自动化及管理系统。
摘要：文章分析了变电所自动化改造的几个关键技术。
关键词：变电所 自动化 改造
1 变电所改造的主要内容
常规变电所改造为无人值班变电所运行，首先要对一、二次设备进行改造，使之适应无人值班运行要求。
1.1 一次设备主要改造及技术要求
1.1.1 断路器的改造：主要要求是能实现遥控操作功能，并提供可靠的断路器位置信号。对使用年久且性能不能满足电网运行要求的6～35kv油断路器动作要求，应以性能好、可靠性高、维护量小的无油设备(如真空断路器或sf6 断路器)来代替。断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。
1.1.2 高压开关柜的改造：完善机械防止误操作措施；完善柜间距离，要求隔离物起绝缘支撑作用，要具有良好的阻燃性能；加强母线导体间、相对地间绝缘水平；改造高压开关柜中的电流互感器，使之达到高压开关柜使用工况绝缘水平、峰值和短时耐受电流、短时持续时间的要求。
1.1.3 过电压保护设备的改造：如对变电所6～35kv中性点加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈；为减少变电所的运行维护工作量，降低残压，防止避雷器的爆炸，变电所6～35kv避雷器宜更换为无间隙金属氧化物避雷器(moa)。
1.1.4 主变压器有关辅助元件的改造：改造中性点隔离开关及其操作机构，能实现遥控操作；对有载调压分接开关实现当地和远方遥调操作；实现主变温度远方测量等。
1.2 二次设备改造内容及要求 控制回路的改造要能适应无人值班需要，主要有以下要求：①断路器控制回路改造后，要简单、可靠、无迂回接线。②断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警，并保留控制回路故障信号。③保护回路单独设有熔断器的变电所，保护回路直流消失后，能远方报警。④重合闸装置要实现自动投退，在遥控和当地操作合闸后，重合闸电源应自动投入，重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后，自动退出重合闸电源，同时重合闸装置自动放电。根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸。⑤低频减负荷装置或其它系统稳定措施装置动作跳闸时，应自动闭锁重合闸。⑥取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能，信号灯具改为发光二极管等节能型灯具。⑦加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。⑧中央信号装置有关回路作相应改造。
2 改造方案的选择
对常规变电所进行无人值班改造，总的指导思想是“安全、可靠、实用、 经济 ”。二次设备改造任务重，改造难度大，需要对一些关键技术进行探讨，寻找恰当的解决方法。下面介绍几种典型的二次设备改造方案。
2.1 断路器的控制与继电保护合一的改造方案
改造时保留有全部保护设备，取消控制屏(集中控制台，集中控制柜)，将断路器控制回路、控制设备安装到保护屏适当备用位置。这种方案将会取消控制屏上的全部光字牌信号、测量仪表和音响信号。为满足当地操作及改造过渡期内变电所运行操作人员对设备状态的监视要求，增设一套rtu当地工作站及显示设备。在显示器上显示有关一次接线图，测量信息，事故及预告信息。采用这种改造方案，可以简化二次回路接线，减少大量控制电缆，减少回路中的触点，提高二次设备的运行可靠性。这种改造方案适合于由弱电控制，集控台、集控柜等多台设备组合的控制回路改造。
变电所改造一般采用常规的rtu装置。变电所无rtu装置的可采用性能较好的分布式分散安装的rtu遥测交流采样，各rtu之间通信连接。变电所已有rtu装置的，在原装置中扩大功能，增加rtu容量以满足无人值班改造信息量的要求。
2.2 只改造二次回路接线方案 这种改造方案保护设备、控制设备全部利用。在改造中根据无人值班变电所的技术要求，改造二次回路中的部分接线，如断路器控制接线改接，重合闸接线改接，以及信号改接等；增加和更换部分继电器，使其具备无人值班变电所的技术要求。这种方案，改造量最少，二次回路变动量小，是采用电磁式继电器保护变电所的最方便、最经济的改造方案。变电所的rtu装置采用常规远动设备。
2.3 二次保护设备全部更新的改造方案 对于运行年限较长的变电所，在方案设计时可根据无人值班改造的技术要求，全部更新变电所二次及保护设备，采用目前国内较先进的综合自动化装置。这种改造方案投资较大，一般只适用于变电所相对陈旧，原有的二次回路已达不到安全要求的情况。
3 如何进行远方监控
3.1 继电器的更新 根据传统变电所无人值班改造的实际情况，也为确保“四遥”功能的实现，改造中要将保护及自动装置中的电流、电压、时间、信号、重合闸等电磁型继电器全部更新为静态继电器。由集成电路构成的静态继电器与原电磁型继电器相比具有整定直观、功耗低、动作迅速、精度高等优点，而且电流、电压继电器增加了直流辅助电源，可以通过电源监视灯对继电器的正常运行进行监视，从而大大提高了保护的可靠性与速动性。特别是信号继电器既有电保持，又有磁保持，信号记忆可靠，还增加了多组动合触点和电动复归圈。保证了“遥信”功能及信号继电器遥控复归的实现。
3.2 远控和就地操作转换 变电所实现无人值班，要方便设备检修和事故现场的紧急处理，就必须要实现远控及就地控制两种方式操作，因此要拆除原有的kk控制开关，在回路中增加具备“远控”和“就地”转换功能的qk切换开关，在正常情况下，无人值班变电所所有运行或备用状态的断路器，必须置于“远控”位置，由监控中心值班员进行远控。
4 线路的监视
大家知道，红绿信号等除反映断路器的实际位置以外，还担负着监视跳合闸回路是否正常的任务，虽然变电所内可以通过红绿灯来实现跳合闸回路的监视，但却无法从远方进行监视，为此在控制回路中加装了跳闸位置继电器twj和合闸位置继电器hwj，只要hwj及twj的两副常闭触点同时闭合，就说明跳闸回路有问题，需要到现场检修。
5 遥信的实现
常规变电所要进行无人值班改造，则原理通过中央信号及光子牌反应的各类预告信号就必须要具备遥信功能。同时，继电器动作以后，必须能够在监控中心进行遥控复归。因此，信号继电器的遥信问题以及信号继电器的复归问题也就成为突出的关键问题，在改造中应当加以重视。
5.1 遥信的实现 变电所原中央信号解除以后，为正确反映所内所有异常及事故信号，就必须将上述信号通过继电器触点提供给远动遥信装置以实现遥信功能。按照无人值班的要求在反映具体保护动作事件的同时，变电所任何一套保护装置动作及异常都要启动变电所的遥信事故总信号，以提醒监控人员及时处理。针对这一要求，将信号继电器全部更换为带有电动复归线圈及多组动合触点的静态集成继电器。每只信号继电器单独提供一对空触点以反映具体保护动作事件，另外每只继电器都提供一对空触点并将这些空触点并联在一起以反映事故总信号。断路器的实际运行位置采用开关的辅助触点来反映。
5.2 信号继电器的复归 信号继电器更换为静态继电器以后，其内部带有电动复归线圈。这样既可以通过信号继电器上的复归按钮就地复归，又可以通过将所有信号继电器的电压复归线圈并联后与监控屏遥控执行屏上信号复归继电器的常开触点串联起来，实现全站信号的遥控总复归。使得无人值班变电所的信号复归问题得以解决。
6 小结
通过实践，变电所实现无人值班，其优越性可大致归纳为：①传送负荷和限电速度快，电压调整迅速，从而改善电网电压质量，稳定电网运行，提高无功管理水平；②预防事故，加快事故处理：由于预告信号、事故信号、各种越限信号提供调度员分析，可以及时采取措施预防事故发生，事故掉闸后，调度员直接判断并做遥控操作，加快事故处理，可避免事故扩大，缩短事故处理时间；③大量节省人员，提高 企业 劳动生产率；④遥控由调度员直接执行，无中间环节，不易发生误操作。
摘要： 电力 电子 技术、智能控制技术和信息通信技术的不断 发展 ，带动了许多电力新技术、新设备的不断出现，近年来随着城乡电网改造的进行，智能无功补偿技术在各地低压配电网的公用配变被广泛应用，它集低压无功补偿、综合配电监测、配电台区的线损计量、电压合格率的考核、谐波监测等多种功能于一身；同时还充分考虑了与配电自动化系统的结合。
关键词：电力 自动化 技术
0 引言
电力电子技术、智能控制技术和信息通信技术的不断发展，带动了许多电力新技术、新设备的不断出现，近年来随着城乡电网改造的进行，智能无功补偿技术在各地低压配电网的公用配变被广泛应用，它集低压无功补偿、综合配电监测、配电台区的线损计量、电压合格率的考核、谐波监测等多种功能于一身；同时还充分考虑了与配电自动化系统的结合。
1 传统的低压无功补偿技术
1.1 采集单一信号，采用三相电容器，三相共补 这种补偿方式适用于负荷主要是三相负载（电动机）的场合，但假如当前的负载主要为居民用户，三相负荷很可能不平衡。那么各相无功需量也不同，采用这种补偿方式会在不同程度上出现过补或欠补。
1.2 投切开关多采用交流接触器 其缺点是响应速度较慢，在投切过程中会对电网产生冲击涌流，使用寿命短。
1.3 无功控制策略 控制物理量多为电压、功率因数、无功电流，投切方式为：循环投切、编码投切。这种策略没有考虑电压的平衡关系与区域的无功优化。
1.4 通常不具备配电监测功能
2 智能无功补偿技术分析
2.1 补偿方式
2.1.1 固定补偿与动态补偿相结合 随着社会的发展，负载类型越来越复杂，电网对无功要求也越来越高，因此单纯的固定补偿已经不能满足要求，新的动态无功补偿技术能较好地适应负载变化。
2.1.2 三相共补与分相补偿相结合 新的设备尤其是大量的电力电子、照明等家居设备，都是两相供电，电网中三相不平衡的情况越来越多，三相共补同投同切已无法解决三相不平衡的问题，而全部采用单相补偿则投资较大。因此根据负载情况充分考虑 经济 性的共分结合方式在新的经济条件下日益广泛应用。
2.1.3 稳态补偿与快速跟踪补偿相结合 稳态补偿与快速跟踪补偿相结合的补偿方式是未来发展的一个趋势。主要是针对大型的钢铁冶金等 企业 ，工艺复杂、用电量大、负载变化快、波动大，充分有效地进行无功补偿，不仅可以提高功率因数、降损节能，而且可以充分挖掘设备的工作容量，充分发挥设备能力，提高工作效率，提高产量和质量，经济效益大。
2.2 采用先进的投切开关 目前采用的投切开关主要有以下几种。
2.2.1 过零触发固态继电器 其特点是动态响应快，在投切过程中对电网无冲击、无涌流，寿命较长，但有一定的功耗和谐波污染，目前运用比较普遍。
2.2.2 机电一体化智能复合开关 该开关是由交流接触器和固态继电器并联运行，综合两种开关的优点，既实现了快速投切，又降低了功耗。目前主要由于成本及可靠性原因应用较少。
2.2.3 机电一体化智能型真空开关 该开关采用低压真空灭弧室及永磁操作机构，可实现电容过零投切，还可适应电容器串联电抗器回路的投切，寿命长，可靠性高，目前正在实现商品化。
2.3 采用智能型无功控制策略 采集三相电压、电流信号，跟踪系统中无功的变化，以无功功率为控制物理量，以用户设定的功率因数为投切 参考 限量，依据模糊控制理论智能选择电容器组合，智能投切是针对星—角结合情况。电容投切控制采用智能控制理论，自动及时地投切电容补偿，补偿无功功率容量。根据配电系统三相中每一相无功功率的大小智能选择电容器组合，依据“取平补齐”的原则投入电网，实现电容器投切的智能控制，使补偿精度高。
2.3.1 科学 的电压限制条件 可设定的过、欠压保护值，可设置禁投（低谷高电压）、禁切（高峰低电压）电压值，具缺相保护功能，以无功功率为投切门限值。
2.3.2 可设置投切延时 延时时间可调（既可支持快速跟踪无功补偿，也可支持稳态补偿），同组电容投切动作时间间隔可设置，对快速跟踪补偿可设置为零。
2.4 集成综合配电监测功能 综合配电监测功能集配电变压器电气参数测量、记忆、通信于一体，是一套比较完整的配电运行参数测量机构，是低压配电电网中考核单元线损的理想手段。它能随时为电网治理人员提供所需要的各类数据，是为电网的安全运行和 经济 运行提供可靠的治理依据，是配电电网自动化系统的基本组成部分。主要功能如下：
实时监测配变三相数据：电压、电流、功率、功率因数、频率（1～3次谐波）；
累计数据记录、整点数据记录和统计数据记录功能，累计计量有功、无功电量；
查询统计分析功能并根据输入条件生成各种报表、曲线、棒图、饼图。
一般都配有相关的后台处理软件，大多数可实现 网络 多机操作与数据共享。
2.5 集成电压监测功能 根据电压检测仪标准进行采样与数据统计处理，便于用户考核电压合格率，可用于电压监测考核。
2.6 集成在线谐波监测功能 较好一点的监测终端采用dsp作为cpu，应用fft快速傅立叶算法，可精确 计算 测量出电压、电流、功率因数、有功及无功电量等配电参数，还可以分析1～3次谐波，从而实现在线的谐波监测功能，该数据可根据用户要求在后台软件上进行分析处理。
2.7 通信 某些功能较先进的监控终端充分地考虑了设备的可持续性使用，采用标准的rs232、rs485接口，可根据用户要求非凡配置modem、现场总线（profibus）等，与配网自动化系统有机结合。具体通信方式有以下几种，或是其一或是多种方式的结合。
手工抄表：有线、无线、电卡等多种抄表方式。
直接通信：与配电自动化系统接口，为用户提供了多种解决方案以适应不同的配网自动化系统与子站或主站的直接通信。
与ftu的通信：可通过ftu实现一点对多点采集，以实现数据远传并与配电自动化系统接口与集抄系统的通信，通常采用载波或直联。
2.8 模块化结构 当前应用较广的模块化设计结构，将电容器、投切开关、保护集成在一个单元内，形成多种容量规格的标准化单元，其特点是结构与功能的模块化形成满足不同用户要求的系列产品，同时还便于各种装置在使用现场的维修与调整。
3 小结
总之，随着科技的快速 发展 进步，高科技 企业 的增加，电力企业在如何更好地满足用户不断提高的需求的同时，还要对用户电网进行更全面的治理、监控，在这个过程中，将有各种新技术、新设备发展起来，未来的无功补偿技术将会更加经济有效。
摘要：随着我国电力工业的发展，含配电系统自动化在内的城网建设改造和电力市场已提上了日程。正在启动的发电市场展示了向配电市场发展的前景。
关键词：配电系统自动化 系统集成 电力市场
1 配电系统自动化发展中的问题
当代的配电系统自动化，发展过程中面临着两个问题：这就是配电系统自动化如何从传统的“多岛自动化”走向系统集成；以及如何考虑电力市场的发展可能对配电系统自动化产生的影响。
2 发展中的配电系统自动化
配电系统综合自动化中，各有关系统如何实现信息共享、功能互补和通道公用，并顾及到电力市场发展可能带来的影响呢?
2.1 scada/lm/dms平台 scada/lm/dms平台是配电系统综合自动化的核心和基础，它除了完成scada/lm/dms功能外，还承担整个系统的纵向(实时层)和横向(管理层)的集成任务。
由于系统中引入了功能较强的变电站综合自动化技术，scada中除传统的功能外，还增加了一些扩展的scada功能，如保护的远方监视、投切和定值修改，故障录波数据的收集等。当然，如果配网的规模较小，由变电站负责的环网控制，也可改由主站的scada/lm/dms平台来完成。
这里，与电力市场发展有关的负荷控制和管理，正面临新的挑战：长期缺电期间，对用户限电拉闸实施计划用电的负荷控制，应及时转移到用户不感到停电的负荷管理(lm)上来。
当代的负荷管理，主要是按事先编制好的负荷管理方案，通过馈线降压减载，或按编组周期轮流短时启停用户的可控负荷(空调、热水器等)，来实现用户不感到停电的负荷管理。
此外，还应积极开展基于分时电价的需方用电管理(dsm)，用以调动需方的积极性来参与负荷管理。
供方负荷管理与需方用电管理相结合，必将有力地改善配电系统的负荷曲线，并为随后电力市场的开展打下基础。
lm负荷管理功能与电力供需关系和电力市场进程有关，涉及到对原有负荷控制系统的利用和改造，以及和具有需量控制功能的数字电量计费系统相配合等问题。但无论是沿用原有的负荷控制终端、或是与新建的电量计费系统相结合，主站均和scada/dms集成在一起，以适应电力市场发展的变化，而不象传统的负荷控制那样分开独立运行。
dms应用软件方面，除传统的网络拓扑跟踪着色、负荷预报、配电潮流、短路分析、网络重构、故障恢复控制、操作票、投诉热线处理等外，还把负荷计费管理、电力市场等应用包括了进来，统一优化管理，授权分工使用。
当然，系统的无缝集成并不排斥通过接口和数据转换、接入现有而又可用的老系统，以保护原有投资。待该老系统淘汰后，再更新为符合开放标准的系统。
2.2 变电站综合自动化 传统的变电站自动化，系由本地监控的自动装置和与调度联系的rtu远动装置所组成。当代的变电站自动化，随着计算机、通信和数字信号处理(dsp)技术的发展，已进入到自动远动、测量控制保护功能集成并随一次设备分散布置，实现无人值班的综合自动化阶段，显示出系统集成的高效益。
当然，常规的有人值班变电站，同样也可以通过变电站rtu接入配电自动化系统。
2.3 环网故障定位、隔离和恢复供电系统 和许多配电自动化装置类似，环网故障定位、隔离和恢复供电系统也经历了从免通信的单项自动化向带通信的综合自动化发展的过程。
免通信的环网故障识别和恢复控制系统，可由一定数量的负荷分段开关(无切断短路电流能力)和控制分段开合的控制器组成。正常时固定开环点运行，两侧供电。故障时，靠故障侧变电站馈线保护动作跳闸，各段开关无压释放。变电站断路器重合成功后，各段开关按事先整定的时限依次重合试投。如为永久性故障，当投到故障段后变电站馈线保护将再次动作跳闸，重复试投过程。但此时故障段业已测明，仅合到故障段前为止。故障段后至开环点的恢复供电，则从开环点检测到对侧线路失压进行重合开始，以相反的方向和相同的原则来实现整个环网故障段的隔离，和非故障段的自动恢复供电。
这种单项自动化装置的优点是无通信要求。但除功能单一和信息未能共享外，本身还存在整定复杂、不能一次定位、开关试投次数较多、恢复时间较长、线路摄取的“冷负荷”较大等问题。
和变电站综合自动化类似，带通信的环网故障识别和恢复控制系统，控制分段开关的开合，称为馈线终端装置ftu的控制器具有支持scada的功能。除了故障时依靠远动功能免除试投实现一次定位、隔离和自动恢复供电外，正常时还兼有收集环网节点电工信息、控制分布电容投切、以及合理选择开环点用以降低网损等功能。
2.4 多功能数字分时电度表系统 常规的分时电度表，是专为电量计费而设计的，用途比较单一，一般不具备通信条件。
随着计算机、通信和数字信号处理技术应用的普及，导致了当代多功能数字分时电度表的问世。这种可以远方通信的多功能数字分时电度表，除了具有分时电度表的功能外，还能和配电控制中心配合，收集带时标的用户电工信息、传送电量计费信息、具有窃电报警、负荷控制、液晶显示、长期存储等功能。在电量计费系统中，表计本身还可兼作数据集中器使用，大大简化电量计费系统的构成。
电量计费系统是开拓电力市场的一项基础性设施。通过电量计费系统的建设，应一改过去垄断经营时期供方查表、用户缴费、逾期罚款的单向联系模式。
城网建设改造中，正在进行量大面广的“一户一表”建设。无论从当前的“商业化运营”或今后的“配电市场”来看，都应尽可能地考虑到计费信息的双向通信(大中用户远方读表和中小用户智能卡)以及和银行结算的关系问题。
“投诉热线处理”是供方和广大用户建立双向联系的又一渠道。因此，进行低压线路和一户一表的建设改造时，一二次系统应统一优化设计，以期建立一个面向用户(含物业管理)分级分片双向通信的联系机制，提高供电服务水平。
2.5 管理信息系统 基于自动绘图和设备管理(am/fm/gis)，含变电、配电、用电、检索、决策、以及办公自动化(oa)等在内的管理信息系统(mis)，早期是作为离线管理系统而独立运行的。现在，am/fm已发展成为一个独立的地理信息系统(gis)软件产业，支持包括电力系统特别是配电系统在内的具有空间数据的行业开发各种应用。
随着信息产业的发展，电力行业进入了由实时信息提供管理服务、管理信息(包括地理信息)支持实时应用的新阶段，甚至发展了scada/gis系统。
近年来，mis趋于向osa标准以及日益普及的intranet/internet靠拢，且大有以内联网取代mis之势，以便与电力市场的发展接轨。因为，今后电力市场的交易，将不再是大厅交易，而是基于intranet/internet、以浏览器为特征的、称之为电子商务的网络交易。
传统上的管理信息系统(mis)，以专用网、专用信道和图形用户界面为其特征，显然不适于提供电力交易使用。这又是考虑电力市场发展时所提出的一个挑战：是使传统的管理信息系统和今后的交易信息系统并行发展，或是对现有的mis进行改造、使之适应今后电力市场的发展。事实上，一些面临发电市场压力的网省级调度中心，已经按后者行事并已改造就绪了。
3 结语
3.1 当代的配电系统自动化正从“多岛自动化”走向系统集成，并受到电力市场发展的影响。
3.2 “多岛自动化”是以单项自动化为基础，由少到多各自平行发展。系统集成的综合自动化，是以整体综合优化为基础，力求信息共享、功能互补，并随技术的进步而提高其集成度。
3.3 当前配电系统自动化中的负荷管理系统、电量计费系统和信息管理系统，需要考虑电力市场发展的影响。
3.4 基于开放系统结构和国际标准的分层分布配电系统综合自动化，适应当代系统集成和电力市场的发展方向，“性能价格比”好、可伸缩性强。用户可以任意分步实施其配电自动化规划，所投入的系统或设备不会因系统的发展或技术的进步而导致重复建设甚至推倒重来。
摘要：介绍了分层分布式变电站自动化系统中控制与操作的功能及特点，总结了防误操作的几种模式，比较了常规站与自动化站控制与操作系统的差异，提出了作者自己的看法。
关键词：自动化 控制与操作
1 控制可靠性
变电站的设计首要考虑的便是控制与操作的高可靠性，采用自动化系统的变电站更要将计算机监控系统缜密设计。通常用于高压电力系统的变电站自动化产品都具有以下功能，以保证控制操作的高可靠性。
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 220 kv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。该模式即为浙江金华双龙500 kv变采用的操作闭锁方式。
软硬两级闭锁，其可靠性高，监控系统或网络故障不影响全站的安全可靠操作，但该模式接线复杂，且价格昂贵，金华500 kv变的该套8tk闭锁装置约花费人民币300万元。
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。
对于一个半开关接线的500 kv变电站，笔者认为500 kv系统每个断路器及两侧刀闸的操作闭锁由相应测控装置实现以外，每串内的断路器及刀闸之间的闭锁采用专门一套硬件闭锁装置以提高其可靠性。至于220 kv系统为简化接线，节约资金，可不必配置用于间隔之间操作闭锁的专用硬件装置。
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。
常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。运行的实践证明，值班人员的误判断、误处理常有发生。综合自动化站的核心为系统监控主机，用成熟可靠的计算机系统实现整个变电站的控制与操作、数据采集与处理、运行监视、事件记录等功能，可靠性高且功能齐全。
变电站自动化系统简化了变电站的运行操作，可方便地实现各种类型步骤复杂的顺控操作，且操作安全快速，对于全控的变电站，线路的倒闸操作几分钟便可完成；而常规站实现同样的操作往往需要几个小时，且仍存在误操作的隐患。
常规变电站控制一般采用强电一对一的控制方式，信息及控制命令都是通过控制电缆传输。计算机监控系统控制命令的传输由模拟式变成数字指令，提高了信息传输的准确性和可靠性。特别是分层分布式自动化系统，各保护小间与主控室之间采用光缆传输，提高了信息传输回路的抗电磁干扰能力。分散式布置，控制电缆长度大为缩减，在相同控制电缆截面时，断路器控制回路的电压降减少，有利于断路器的准确动作。规划院最近将全国5个500 kv站作为综合自动化的试点，也从侧面反应电力系统业内人士对自动化监控系统可靠性的认同。
4 小结
综上所述，变电站自动化系统的控制与操作是可靠的，它的成熟和进步还需在变电站的实际运行中不断得到完善。
论文 关键词：电力通讯；自动化设备；载波通讯；微波通讯；光纤通讯
论文摘要：电力通讯涉及的专业资源庞大而复杂，包括线路资源和设备资源，智能资源和非智能资源，物理资源和逻辑资源；另外随着电力通讯系统的迅速 发展 ，传输干线的数目大幅度增加，传输系统容量越来越庞大，导致 网络 管理、电路调度工作的难度和复杂度增加。鉴于此，文章对电力通讯自动化设备与工作模式进行了探讨。
一、电力通讯自动化设备
（一）载波通讯设备
一个完整的载波通讯系统，按功能划分，大体分为调制系统、载供系统、自动电平调节系统、振铃系统和增音系统。其中前四部分是载波机的主要组成。
1．载波机。电力线载波机概括起来由四部分组成：自动电平调节系统、载供系统、调制系统和振铃系统。载波机类型不同，各自系统的构成原理、实现方式等都有所不同。调制系统：双边带载波机传输的是上下两个边带加载频信号，只要经过一级调制即可将原始信号搬到线路频谱；单边带载波机传输的是单边带抑制载频的信号，一般要经过两级或三级调制将原始低频信号搬往线路频谱。自动电平调节系统：此系统的设置是为补偿各种因素所引起的传输电平的波动。在双边带载波机中，载频分量是常发送的，在接收端，将能够反映通道衰减特性变化的载频分量进行检波、整流，而后去控制高载放大器的增益，即可实现此目的；单边带载波机，设置中频调节系统，发信端的中频载频一方面送往中频调幅器，另一方面经高频调幅器的放大器送往载波通路，对方收信支路用窄带滤波器选出中频，放大后，一方面送中频解调器进行同步解调另一方面作为导频，经整流后，再去控制收信支路的增益或衰减，从而实现自动电平调节。振铃系统：为保证调度通讯的迅速可靠，电力线载波机均设置乐自动交换系统以完成振铃呼叫自动接续的任务。双边带载波机是利用载频分量实现自动呼叫，单边带载波机则设有专门的音频振铃信号。载供系统：其作用是向调制系统提供所需载频频率。在双边带载波机中，发信端根据调制系统的需要，一般设有中频载频和高频载频，而且收信端除设有一个高频载频振荡器外，中频解调器的载频则主要靠对方端送过来的中频载频，以实现载频的“最终同步”。
2．音频架、高频架。在载波通讯中，如果调度所和变电站相距较远，为了保证拨号的准确性和通讯质量，在调度所侧安装音频架，而在变电站侧安装高频架，两架之间用音频电缆连接起来。载波机按音频架、高频架分架安装后，用户线很短，通讯质量明显提高，另外给远动通路信号电平的调整也带来方便。同时，话音通路四线端亦在调度所，便于与交换机接口组成专用业务通讯网。
（二）微波通讯设备
根据微波站的作用，所承担任务的不同，微波站分为不同类型。根据站型的不同，其设备也有所不同。但一般来说，包括以下设备：终端机、收发信机、天馈线、微波配线架、电源、蓄电池、铁塔等。
1．收、发信机。微波收、发信机的主要任务就是在群路信号与微波信号之间进行频率变换。在发信通道，频率变换过程是将信号的频率往高处变（群路信号变为微波信号），即上变频。在收信通道，频率变换过程是将信号的频率往低处变（微波信号变为群路信号），即下变频。
2．终端机。微波通讯系统中，必须有复用设备作为终端机，其作用是：在发信端，将各用户的话路信号，按一定的 规律 组合成群频话路信号；在收信端，将群频话路信号，按相应规律解出各个话路信号。
（三）光纤通讯设备
光纤通讯系统主要包括光端机和光中继机以及脉冲编码调制pcm数字通讯设备。
1．光端机。光端机是光纤通讯系统中主要设备。它由光发送机和光接收机组成。在系统中的位置介于pcm电端机和光纤传输线路之间。光发送机由输入接口、光线路码型变换和光发送电路组成。光接收机由光接收定时再生、光线路码型变换和输出接口等组成。光端机中还有其他辅助电路，如公务、监控、告警、输入分配、倒换、区间通讯、电源等。在实际应用中，为了提高光端机的可靠性，往往采用热备用方法，使系统在主备状态下工作，正常情况下主用部分工作，当主用部分发生故障时，可自动切换到备用部分工作，目前应用较多的是一主一备方式。光端机各主要组成部分作用如下：输入接口：将pcm综合业务接入系统送来的信号变成二进制数字信号。光线路码型变换：简称码型变换，将输入接口送来的普通二进制信号变换为适于在光纤线路中传送的码型信号。光发送电路：包括光驱动电路、自动光功率控制电路和自动温度控制电路。光驱动电路将码型变换后的信号变换成光信号向对方传输。光接收电路：将通过光纤送来的光脉冲信号变换成电信号，并进行放大，均衡改善脉冲波形，清除码间干扰。定时再生电路：由定时提出和再生两部分组成，从均衡以后的信号流中抽取定时器，再经定时判决，产生出规则波形的线路码信号流。光线路码型反变换：简称码型反变换。将再生出来的线路信号还原成普通二进制信号流。光端机一般采用条架结构，单元框方式。不同速率下工作的光端机，单元框的组成情况也不同。
2．光中继机。在进行长距离光传输时，由于受发送光功率、接收机灵敏度、光纤线路衰耗等限制，光端机之间的最大传输距离是有限的。例如34mbit/s光端机的传输距离一般在50～60km的范围，155mbit/s光端机的传输距离一般在40～55km的范围，若传输距离超过这些范围，则通常须考虑加中继机，相当于光纤传输的接力站，这样可以将传输距离大大延长。由于光中继机的作用可知，光中继机应由光接收机、定时、再生、光发送等电路组成。一般情况下，可以看成是没有输入输出接口及线路码型正反变换的光端机背靠背的相连。因此，光中继机总的来说比光端机简单，为了实现双向传输，在中继站，每个传输方向必须设置中继，对于一个系统的光中继机的两套收、发设备，公务部分是公共的。
3．数字通讯设备。一般来说，数字通讯设备包括pcm基群和高次群复接设备。pcm基群设备是将模拟的话音信号通过脉冲编码、调制，变成数字信号，再通过数字复接技术，将多路pcm信号变成一路基群速率为2048mbit/s信
号进行传送，以及将收到的pcm基群信号通过相反的处理过程，还原成模拟的话音信号的一种设备。
二、电力通讯 网络 的工作模式
通讯的目的是为了传送、交换信息。虽然信息有多种形式（如语音，图像或文字等），但一般通讯系统的组成都可以概括为：信源是指信息的产生来源，这些信息都是非电信息，要转换成电信号，需要一种变换器，即输
入设备。交换设备是沟通输入设备与发送设备的接续装置。它可以 经济 地使用发信设备，提高发信设备的利用率。发送设备的任务是将各种信息的电信号经过处理（如调制、滤波、放大等）使之满足信道传输的要求，并经济有效地利用信道。载波通讯中，载波机的发信部分就是一种发送设备。信道是信息传输的媒介，概括地讲分有线信道和无线信道。信号在传输过程中，还会受到来自系统内部噪声和外界各种无用信号的干扰各种形式的噪声集中在一起用一个噪声源表示。接收设备和输出设备的作用与发送设备和输入设备作用相反，它们是接收线路传输的信息，并把它恢复为原始信息形式，完成通讯。在电力 工业 中，现已形成以网局及省局为中心的专用通讯网，并且已开通包括全国各大城市的跨省长途通讯干线网络。在现行的通讯网中光纤通讯已占主导地位。随着电力工业的 发展 ，大电站、大机组、超高压输电线路不断增加，电网规模越来越大；通讯技术发展突飞猛进，装备水平不断提高，更新周期明显缩短。数字微波、卫星通讯、移动通讯、对流层散射通讯、特高频通讯、扩展频谱通讯、数字程控交换机以及数据网等新兴通讯技术在电力系统中会得以逐渐推广与应用。
三、结语
在合理规划、设计和实施各种网络的基础上，如何为电力系统提供种类繁多、质量可靠的服务，就成为摆在电力通讯部门面前的一个重要课题，而建立一个综合、高效的电力系统通讯资源管理系统则是解决这一问题的一项重要基础工程，具有十分重要的理论意义和应用价值。
摘要：文章介绍了电力调度自动化系统的主要功能，论述了其 发展 现状，分析了电力调度自动化的发展趋势。说明了电力调度自动化系统是电网安全和 经济 可靠运行的保障，在电力调度中具有主导作用。
关键词：电力调度；自动化系统；趋势
0 引言
电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件。是在线为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。电力调度自动化系统是保证电网安全和经济可靠运行的重要支柱手段之一。随着电网不断的发展，电网的运行和管理需求在不断地变化，要保证电力生产的安全有序进行，作为重要支柱的调度自动化系统要适应电网需求的发展。
1 电力调度自动化的主要功能
电力调度自动化系统采用成熟的 计算 机技术、 网络 技术及通讯技术等，符合相关的国际和 工业 标准。电力调度自动化系统的主要功能包括：数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、 历史 库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内rtu之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。电力调度自动化系统是监控电网运行的实时系统，具有很高的实时性、安全性和可靠性。
2 电力调度自动化系统应用现状
目前我国投运的系统主要有cc-2000，sd-6000.open-2000。这些系统都采用risc工作站和国际公认标准:操作系统接口用posix:数据库接口用sql结构化访问语言；人机界面用osf/moyif，x-windows；网络通信用tcp/ip，x.25。应用表明这些系统基本功能均达到国内外同类系统的水平，且各有特点。
2.1 cc-2000系统 采用开放式系统结构设计，采用面向对象的技术，利用事件驱动和封装的思想为应用软件提供了透明的接口。采用面向对象技术，并引进了一个大对象的概念，以适应封装性、继承性以及事件驱动的要求。支撑系统专用性和通用性的有机结合。既适应电力系统的需要，又兼顾其它行业实时应用的要求。按照软件工程的 规律 进行开发，达到软件工程产品化。技术鉴定认为，按照开放式系统设计和采用面向对象等技术，都属于国际先进或领先范畴.现结合东北电网，由电科院、电自院、清华大学、东北电力集团公司、北京科东公司在统一协调下，共同在cc-2000支持系统平台上开发电网应用软件，从而实现完整的ems系统。
2.2 sd-6000系统 sd-6000系统是电力部重点项目，由电自院南瑞系统控制公司和淄博电业局联合开发的具有统一平台的开放式分布式能量管理系统，1994年投运，1996年通过测试和鉴定。该系统集成了超大规模的调度投影屏、调度电话自动拨号、气象卫星云图等新技术。该系统特点是:具有开放式和分布式的支撑系统平台。具有面向对象的人机界面管理系统。其中较突出的是厂站单线图、电网元件模型、电网拓扑结构、数据库同期生成技术。ems支撑软件与管理系统的商用数据库采用sql标准接口.便于用户自行开发和由第三方开发应用软件。有较高的稳定性和可靠性，前置机应用软件设计合理，实用。
2.3 open-2000系统 open-2000系统是江苏省立项的重大科技项目，是由电自院南瑞电网控制公司开发的新一代ems系统。open-2000系统是南瑞公司于1998年开发成功的一套集scada、agc、pas、dts、dms、dmis于一体，适用于网、省调和大中型地调的新一代能量管理系统。是国内外 发展 速度快、适用面广、性能完善、成熟性好、可靠性高的能量管理系统，是国内首套将iec870-6系列tase.2协议集成于软件平台的系统。 open-2000系统采用100m平衡负荷的双网机制，流量更大。可靠性更高。完全基于商用数据库开发的、具有客户/服务器模式的全新的能量管理系统。采用面向对象技术，以电力设备为对象建立数据存取模式和电力系统模型，软件设计全部采用面向对象方法和面向对象语言。
3 电力调度自动化发展趋势
随着电力系统的发展和电力体制改革的深化，为保证电网安全、优质运行，电力调度中心可能同时会运行多个应用系统，例如调度自动化系统，点能量计费系统、调度生产管理系统、配电管理系统等。每个系统又可能包括多个应用。这些系统活应用需要有以下要求：①可以相互交换数据，共享信息；②能够不断扩展新的应用功能，集成更多的系统，并降低接口的难度和成本；③可以采用不同厂家产品，实现跨平台的异构系统和互操作。
为满足以上要求，iec第57技术委员会的13工作组推出了调度自动化系统各应用系统接口的系统标准 iec61970，其主要部分是以cim描述电网的公用信息、以cis访问电网的公用信息，其理想目标是实现“即插即用”，当前目标是解决系统的互联和异构问题。开发基于iec61970标准的电网调度自动化系统，把异构机型、多体系互联起来，在不同的系统之间建立一种公共的相互兼容和可互相操作的环境，最大可能地充分利用 计算 机处理能力，真正做到数据共享、资源共享。使电力 企业 获得更高的效率和更大的 经济 效益，这将是调度自动系统的发展放向。从技术发展趋势上看，我国的调度自动化系统在逐步经历并完成了从“经验型调度”到“分析型调度”的转变之后，相信必将发展至“智能调度”阶段。这也是由当前各种新的调度自动化技术需求所决定的。
随着电力市场的引入，更多的市场参与者要求能够使用调度自动化系统进行信息上报和查询等操作，这就对智能调度系统的信息安全防护能力提出了更高的要求。尽管国家经贸委和电监会已经出台了相关技术规定，但是可以预计电力二次系统安全防护问题将面临更多的挑战，“智能调度”系统将能够满足客户在信息安全防护能力方面更高的需求。
1电力自动化技术的特点
电力自动化系统是一个可以确保电力系统安全、稳定运行的平台，实现了大众化、模块化的功能。其一，现今的电力自动化系统，不仅支持系统软件的自动升级，还可以供第三方开发。其二，电力自动化系统不仅人机交换界面友好，而且还有良好的开放性，更重要的是支持多种语言。其三，信息技术与电力自动化技术巧妙的结合，系统实现了在线监控、WEB浏览、实时查询等多种多样的功能。
2电力自动化技术的现状
现阶段，和谐社会已成为永恒的话题，对于供电系统的安全性和可靠性也更加得到重视，电力自动化技术就应运而生，而且在众多领域得到应用。电力自动化将先进的现代信息技术融合到电力系统中，实现实时监控电力系统的运行过程，进而对整个电网的运行进行控制。如此一来，电站的管理人员就可以得到放松，减少不必要的劳累，只要通过监控中心就可以完整的了解整个电力系统的运行状况，进一步提高了管理人员的工作效率，并且不需要进行复杂的判断与分析，就能够便准确的判断故障。因此，从现在的发展形势来看，电力系统要想实现真正的自动化，就必须将电子信息技术与计算机技术融入进去。由此看来，电子信息技术已变得尤为重要。
3信息技术在电力自动化系统的应用
3.1变电站的自动化
变电站自动化是为了替代电话人工操作与人工监控，增强对变电站的监控能力，来保证变电站的安全高效运行。信息技术在变电站自动化中的应用，主要是因为变电站中普遍使用基于计算机技术的智能设备（IED），它不仅可以分析出很难测定的数据，实现数据的数字化，还可以通过计算机数据通信接口，运用计算机的存储功能完成统计记录。变电站自动化系统的特点是通过自动控制技术、计算机技术、通讯技术等实现对变电站二次设备(如控制、继电保护、故障录波、信号、自动装置和远动装置等)的功能进行优化以及重组，通过变电站系统内部设备的数据共享、信息交换，来完成监视、控制、测量和协调变电站所有设备的运行监控的任务。变电站综合自动化替代了变电站常规的二次设备，能简化对变电站的二次接线，其不仅是电网调度自动化不可或缺的重要组成部分，也是电力生产现代化的一个十分重要的环节。
3.2电网调度的自动化
电网调度自动化由服务器、计算机网络、工作站、下级电网调度站等部分组成，组件不仅多，而且安装复杂。目前，我国电网调度可分成县级电网调度、小区域电网调度、省级电网调度、大区域电网调度、国家电网调度五级。通过电网调度主站系统而实现整个电网运行的监控的电网调度自动化，可以使电网调度人员更加有效的对电网进行指挥，让其稳定、安全和高效的运行。其主要作用可分为：
（1）合理地进行科学的经济调度，达到降低损耗、节约资源、缓解资源压力等作用。
（2）达到实时对电网进行监控的状态。工作人员通过对电网用电负荷、电压等参数、设备位置给水等指标的监控，达到满足用户需求的目的。
（3）有些问题可能会非常迅速的导致电网瘫痪，而电网调度可以实现事故处理的最优化，必须通过提高其分析、处理电网运行的能力来实现自动化，对电网进行实时的监控，减少事故的发生，避免不必要的事故发生。
4信息技术在电力自动化未来应用中的发展趋势
4.1人性化
以人为本是电力自动化系统建设中必须要考虑的因素。操作界面的人性化、操作的人性化使得电力工作更加简单轻便，管理系统更加灵活。互联网时代的快速到来，使得计算机、通讯、控制和电力设备能够更加完美的融合在电力系统中，并实现了电力系统经济、稳定、简便、安全地运行。电力系统的飞速发展，使得其设计范围逐渐扩大、功能更加完善、细节逐步合理、操作更加人性化。
4.2智能化
计算机人工智能为电力自动化系统的发展提供了可靠的技术支撑，智能化已成为自动化产品的主流发展方向，智能化可以有效地整合电力自动化系统中的信息，做到对电力系统中的故障实时的监控、故障的自动分析、预警等，其还可以进行对电力事故状态的控制、恢复功能。建立一个能够集紧急控制一体化的新技术与新理论，可以广域同步信息的网络平台，能够协调电力各系统的网络保护与控制、区域稳定的控制系统、紧急控制的系统、解列控制系统与恢复控制系统等于一体的安全且综合的防控体系。使得老少皆宜。
4.3数字化
通信数字化、信息数字化、管理数字化、决策数字化作为电力自动化系统的发展方向。电力自动化系统准确、安全、有效、实时、快速的运行是建设电力系统数字化不懈的追求。经过对信息的采集、处理以及综合的分析利用，建立分类、分层、分区的体系，实现电网数据的规范化与统一性，进而实现电力的信息化、可视化、智能化，增加电力系统决策的效率，保证电力系统可靠、稳定、安全的运行是电力数字化建设的目的。逐步实现电网勘测、设计、规划、运行、管理、维护各个环节的信息化。4.4电力自动化系统和电子信息设备的兼容当今的社会，手机等电子设备已越来越多的占据着我们的生活。实现电子设备、硬件、软件的兼容必将会成为未来电力自动化的发展主流。微型产品已经越来越多的被应用到电力自动化系统中去，而且也成为了发展趋势，由于，电力系统的组成是相对复杂的，所以，微型产品在一定程度上受到电磁波的干扰，而产生误动、死机等问题，由此看来，电力自动化系统和电子信息设备的兼容将会是解决这一问题的关键。
5结束语
近年来，我国对高新技术领域的投资呈高速增长的势头。信息技术作为高新技术领域的基础，它的不断发展，带动了电力自动化技术的发展。电力自动化的创新和发展符合可持续发展的理念，智能电网的组建，更加促进了电力自动化的发展，而且，我国也十分重视智能电网的组建工作，投资数额呈上升势头，其必将促进电力系统的进一步发展。未来的电力自动化系统将以人性化、智能化、数字化和互动化为主，势必将会更好地为用电户服务。
作者：顾海卫 郭攀 单位：赣西电力勘察设计院
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