变电站自动化和无人值班是当今电网调度自动化领域的热门课题，其发展势头正方兴未艾。国外有一种观点认为，人容易受环境、情绪、性格、疾病等诸多因素影响，因此本身就是一个不可靠因素。确实有不少事故是由人为误操作引起的，从这个角度看，无人值班确实可以提高运行可靠性。例如郑州地调早在1959年就开始采用遥控技术，30多年来从未发生误操作;又如深圳供电局实现变电站无人值班后，误操作事故率降低了60%。
变电站自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。国外在八十年代已有分散式变电站自动化系统问世，以西门子(SIEMENS)公司为例，该公司第1套全分散式变电站自动化系统LSA678早在1985年就在德国汉诺威投入运行，至1993年初已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。我国的变电站自动化工作起步较晚，大约从九十年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站自动化系统，例DISA-1型[1]，BJ-1型[2]，iES-60型，XWJK-1000A型，FD-97等。九十年代中期开始研制分散式变电站自动化系统，如DISA-2型，DISA-3型[3，4]，BJ-F3，CSC-2000型[5]，DCAP3200型，FDK型等，与国外先进水平相比，大约有十年的差距。许多高校、科研单位、制造厂家以及规划设计、基建和运行部门在学习和借鉴国外先进技术的同时，正结合我国的实际情况共同努力继续开发更加符合我国国情的变电站自动化系统[3，4，6～12]。可以预计，今后其发展和推广的速度会越来越快，与国外的差距会逐步缩小。
为了加快我国变电站自动化技术发展步代，创造更大的效益，有必要论述和探讨变电站自动化的设计原则、工作模式和发展策略，以期达成共识。
一、设计原则
a.变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计，其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。
b.分散式系统的功能配置宜采用下放的原则，凡可以在间隔层就完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。220kV枢纽站及220kV电压等级以上的变电站，其网络层和站级层宜采用双重化、冗余配置，以提高系统可靠性。
c.按我国的实际情况，目前变电站还不大可能完全无人值守，即使是无人值守，也有一个现场维护、调试和应急处理的问题，因此设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。同样，保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能，以远方为主，就地为铺，并应从设计、制造上保证同一时间只允许其中一种控制方式有效。
d.站内自动化及无人值班站的接入系统设计应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。系统的支撑软件符合ISO开放系统规定，系统的各类数据、通信规约及网络协议的定义、格式、编程、地址等与相应的电网调度自动化系统保持一致，以适应电力工业信息化的发展要求。
e.要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。分布式系统的SOE分辨率通过保护单元来实现。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器(TV)，对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器(TA)，供监测用的量可合用保护TA。
f.变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻TA，TV的负载，提高测量精度。同时可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用，提高信息的实时性、可靠性，节约占地空间，减少屏柜，二次电缆和设计、安装、维护工作量。
g.目前无论国内还是国外的分散式变电站自动化系统各部件之间的联系大部分采用串行口通信方式(RS232C,RS422,RS485总线等)，其通信速率和资源共享程度均受到限制，故建议采用局域网(LAN)通信方式，尤其是平等(peertopeer)网络，如总线型网(介质共享型)，即网上每个节点都可与网上其他节点直接通信，例CSC-2000型采用的LonWorks网，DISA-2，DISA-3型采用的CANnet(controlareanetwork)网等[3-5]。
h.变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式，这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678，DISA-2，DISA-3型等均采用了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高，因此配电站宜以电缆为通信介质。
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二、工作模式
2.1变电站分类
变电站按电压等级可分为特高压、超高压、高压及中低压四种类型。特高压变电站：1000kV，750kV;超高压变电站：550kV，330kV;高压变电站：220kV，110kV，35kV;中低压变电站(又称配电站)：10kV及以下电压等级。
变电站按在电网中的地位可分为枢纽站、终端站和中转站三种类型。枢纽站：在电网中无论是网架结构还是负荷水平都处于举足轻重的位置;终端站：只有高压进线，位于电网的线路末端;中转站：有2路高压进线，位于线路中间。
变电站按控制方式可分为集控站(又称基地站)和受控站(又称子站)。前者受调度中心控制，并对其周围子站负有调度操作任务;后者与终端站类似，但有可能处于环形电网之中，受集控站控制。
变电站控运行模式划分为有人值班：这是目前最常见的运行模式;无人值班：没有固定的运行值班人员，仅保留个别守卫人员，负责站内的安全保卫工作及事故异常情况的紧急处理;无人值守：真正意义上的无人站，在一些发达的西方国家，如美国、加拿大等较常见。
2.2变电站自动化系统模式
2.2.1传统模式
这种模式就是目前国内应用最普遍的远方终端装置(RTU)加上当地监控(监视)系统(又称当地功能)，再配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜(见图1)。当采用交流采样RTU时，可省去变送器屏柜。站内保护装置的信息可通过遥信输入回路(即硬件方法)进入RTU，亦可通过串行口按约定的规约通信(即软件方法)进入RTU。此模式适合于35kV～500kV的各种电压等级不同规模的变电站。根据用户不同层次的要求，其当地功能的配置可为1台PC机，也可是一个完整的双前置、双主机、双工作站的监控系统。如华东电网某主力电厂即采用RD-800系统和GR-90型RTU实现了220kV升压站的网控系统自动化。该模式保留了RTU的功能和二次回路设计。
2.2.2老站改造模式
采用RS-485星形结构，构成分布式的RTU。其特点是不增加屏柜位置，无需改动原有二次回路，适用于老站改造。这类产品有GR-90，TG5-700和MWY-C3A等分布式RTU等(见图2)。
2.2.3集中配屏模式
这种模式在目前国内新建变电站中应用最多，并已取得了较成熟的运行经验。大部分厂家的产品均属此类，其中应用较多的有DISA-3型、BJ-1型、iES、XWJK-1000A等。该模式与传统模式相比，最大的区别在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，而由1个或2个总控单元通过串行通信口(RS232，RS422，RS485)与各功能单元(屏柜)以及微机保护、故障录波、上位机等通信(见图3)。其特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑，二次回路设计大简化。
2.2.4全分散式
该模式主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备(屏柜)上。站控单元(在主控室内)通过串行口(光纤通信)与各一次设备屏柜(在现场)相连，并与上位机和远方调度中心通信。具体实施又分为两种模式：保护相对独立，控制和测量合一，如SIEMENS等公司的产品;保护、控制和测量合一，如ABB，GE，MERLINGERIN等公司的产品。
SIEMENS的LSA678系统是采用保护相对独立模式的典型，在全世界已有数百套的运行经验，近几年来在国内亦已有不少应用实例(例如苏州新加坡工业园区、广西柳州供电局等)。国内厂家近年来亦先后推出全分散式系统，如DISA-2，BJ-F3，CSC-2000，DCAP3200等(见图4)，此模式较适合于要求节省占地面积和二次电缆的场合，例如城市(市区)变电站。
2.2.5局部分散式
此模式综合了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。通常将集中配屏安装在分散的设备小间内。设备小间在一次设备附近，根据变电站的电压等级和规模可设数个小间，就近管理，节省电缆。此模式可用于各种电压等级的变电站，尤其适用于500kV及大型220kV站。此类产品有DISA-3，FDK，iES-70等(见图5)。
三、发展策略
在变电站自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法：一种主张站内监控以远动(RTU)为数据采集和控制的基础，相应的设备也是以电网调度自动化为基础，保护相对独立;另一种则主张站内监控以保护(微机保护)为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起，国内已有这一类产品，如CSC-2000等。后者正在成为一种发展趋势和共识，因此设计、制造、运行、理部门要打破专业界限，逐步实现一体化。这一点110kV及以下的变电站尤为必要。
诚然，从我国目前的运行体制、人员配备、专业分工来看，前者无疑占有较大优势。因为无论从规划设计、科研制造、安装调试、运行维护等各方面，控制与保护都是相互独立的两个不同专业，因此前者更符合我国国情。而后者因难以提供较清楚的事故分析和处理的界面而一时还不易被运行部门接受。但从发展趋势、技术合理性及减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑，后者又有其优越性。
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从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源都是来自现场TA，TV二次测输出，只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA，TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA，TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度一定的要求，测量误差要求在1%以内。
总控(CPU)单元直接接受来自上位机(当地)或远方的控制输出命令，经必要的校核后可直接动作至保护回路，省去了遥控输出、遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。
从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制，测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而须接量测TA，TV外，其他量测仅作监视运行工况之用，完全可与保护TA，TV合用。此外，在局域网(LAN)上各种信息可以共享，控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件。
变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。根据变电站自动化系统的特点，建议主管部门制定出有关设备制造、接口的规范标准。自动化设备制造厂商应与电气主设备制造厂商加强合作，提供技术合一的产品，以方便设计、运行部门选型。
对数量较多的10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换(备自投)等保护功能。为此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线段失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。
今后变电站自动化的运行模式将从无人值班，有人值守逐步向无人值守过渡。因此遥视警戒技术(防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等)将应运而生，并得到迅速发展。
随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与后台(上位机)及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。
四、结论
a.对超高压变电站以及220kV，110kV柜纽站或集控站来说，宜采用有人值班的自动化模式，仍宜以电网调度自动化为基础，保护相对独立。而对110kV配电站宜采用无人值班模式，在规划设计时可考虑以内自动化为基础，即保护与控制、测量一体化的方案，当地功能可简化以至取消，代之以面板上的人机对话窗口功能。
b.全分散式变电站自动化系统是一个新课题，需要规划设计、一次设备、二次设备和自动化设备的制造厂家以及基建、安装、运行部门密切配合，统筹安排。由于国产一次设备的制造工艺、材料、结构以及保护、控制、测量单元下放后的防震、防干扰、使用环境等均存在问题，应予以充分重视，并积极稳妥地开展推广工作。
c.设计制造上应确保具备一次设备的防误操作措施、保护的当地和远方投切(软压板)、修改整定值、复归自动装置以及当地和远方控制操作一次设备的能力，并保护远方与当地控制，在同一时间只允许其中一种模式有效。
d.对全分散式的变电站自动化系统，宜选用LAN方式，特别是平等网络，如总线型(介质共享)网，网上每一个节点都能与任一其他节点直接通信，从而从根本上消除了主从方式中的瓶颈现象。配以多主式CANnet网或LonWorks网及强纠错、高抗噪声、载波监听多路访问/冲撞的CSMA/CD方式，可给重要信息加权，保证重要信息的实时性，提高通信效率。
e.随着变电站自动化技术的发展和无人值班站运行模式的进一步推广，保护和自动化的专业性也在相互渗透，结合也逐步密切，原有的专业分工将会打破，从而引起科研、设计、制造、安装和运行部门的专业设置、人员配备上的重新调整组合，以适应保护、控制、测量一体化的变电站自动化模式。
f.建议对大中专院校现有专业设置做相应调整，以利于培养既熟悉继电保护又掌握电网调度自动化技术的专业人才。在科研设计、制造和安装运行管理部门亦应避免专业分工过细、缺乏统筹考虑的局限性。