摘 要：结合110kv变电站的发展历史，对现阶段自动化变电站存在的问题进行分析，找出这些问题存在的原因，并以发展的观点提出一些解决方案，为大家对110kv及以下自动化变电站的理解提供一些帮助，为同行在对110kv及以下自动化变电站的配置、设计及规划上及发展方向提供一些参考。
关键词：110kv变电站；综合自动化；存在问题；解决方案
1 时钟不统一
发生电网事故时采用人工核对时钟的方法即费时费力，误差又非常大，增加了事故原因分析的难度。
解决办法是在系统通信标准时钟未建立之前，实现用GPS卫星时钟统一整个故障信息网络（包括保护装置、测控装置、电能表和微机录波器等）的时钟。
2 小电流接地警告不能满足运行部门要求
变电站普遍反映小电流接地系统可靠性不高、设备不好用，实际上经过仔细分析发现有几个方面原因造成的：
由于各种干扰的影响，特别是当系统较小或是加装自动调谐的消弧线圈后，电容电流数值较小，接地点电弧电阻不稳定时，零序电流（或谐波电流）数值很小，可能被干扰淹没，其相位不一定正确，从而造成误判。
基于上述原因，发生单相故障时有效的零序电流不能很好的监测出来，很多功能好的小电流接地选线系统也不可能做出正确判断。
同时在小电流接地选线的研究方面，目前也出现了很多方法，主要有利用注入信号选线、利用故障信号稳态分量选线（零序电流幅值选线、零序电流无功方向选线、零序电流有功方向选线、零序电流谐波幅值方向选线、人工智能技术选线、负序电流选线等）、利用故障信号暂态分量选线（首半波假设选线、利用小波理论分析暂态量选线等）。对中性点非直接接地系统单相接地故障选线原理的研究，多年来取得了很多成果。但是根据这些故障选线原理制造的选线装置，许多还不具备在电力系统中推广应用的可靠性和准确性。这主要是因为配电网系统的运行情况复杂多变，以及对单相接地故障过程机理的研究的缺乏。从故障量中准确、充分地提取故障信息是实现故障选线的前提，基础研究的缺乏直接导致了对故障过程和故障量理解和运用的片面性。
随着原理研究的深入、信息技术的发展和数学工具的进步，可靠准确地在中性点非直接接地系统中实现单相接地故障选线将为时不远。在目前我们在实际应用中对于架空线路CZ，配置只按照A，C相两相考虑，由于不能反映零序电流，需根据情况将B相CT加上。同时要尽量使用变比较小的计量级（最好为S级）电流互感器，或者选择准确度高的专用零序电流互感器，二次电缆采用屏蔽电缆，屏蔽层两端接地，接线中尽量减小误差和电磁干扰影响，严格按照高标准要求进行配置施工，将大大提高目前的接地选线准确性和可靠性。
3 信息重复采集，信息共享运用简单
目前使用的电流、电压互感器均为模拟量输出，而保护装置、测控装置、录波装置、计量表计等均己实现数字化，因此要将模拟量先转换成数字量供数字化产品使用，于是问题就出在这儿，目前的数字化产品为了能使用都带有模拟量采集系统及模数转换，见图1。
各二次产品厂家各自为阵，经过模数转换的数据不能共享，造成信息重复采集，信息共享运用简单。这可以说是变电站自动化一个“瓶颈”问题需解决。随着新技术的运用，特别是新型数字式传感器的推出，可以将一次的电压、电流转换为二次部分数字量，供二次部分数字化产品的使用，可以解决此问题，见图2。
同时由于新型数字式传感器输出值为数字量，只需数据线就可以与二次设备相连，实现数据共享。因此二次设备的接线更加简化，可更加安全及维护。
4 传输规约使用混乱，不容易配合。
我国最初没有建立统一的传输规约，可以说处于“百花齐放，百家争鸣”的时期，当时只能要求二次设备能支持多种规约，如：POLLING，CDT. IEC60870-101. DISA规约等。 后来出台了国家行业标准l国际标准的远动通信协议
DLlT 634.5104-2002/IEC60870-5-104。当采用常规点对点方式时，远动信息传输协议采用DLlT 634.5101-2002/IEC60870-5-101标准后，相对来说规约的混乱状况好了许多。再后来的IEC61850标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准，它是由国际电工委员会第57技术委员会（IECTC57）的3个工作组10，11，12（WG10/11/12）负责制定的。此标准参考和吸收了已有的许多相关标准 。
变电站通信体系IEC61850将变电站通信体系分为3层：变电站层、间隔层、过程层。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCPIIP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。 自我描述能显著降低数据管理费用、简化数据维护、减少由于配置错误而引起的系统停机时间。IEC61850作为制定电力系统远动无缝通信系统基础能大幅度改善信息技术和自动化技术的设备数据集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性。它解决了变电站自动化系统产品的互操作性和协议转换问题。采用该标准还可使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用（Plug and Play）的特性，极大的方便了系统的集成，降低了变电站自动化系统的工程费用。在我国采用该标准系列将大大提高变电站自动化系统的技术水平、提高变电站自动化系统安全稳定运行水平、节约开发验收维护的人力物力、实现完全的互操作性。在今后产品使用中我们将要更加注重我国使用IEC 61850标准的动态，积极采用使用IEC 61850标准厂家的产品。
5 通信方式较为落后
光纤使用的比例低，载波通信部分是模拟载波，载波机、结合加工设备老化造成通道衰减增大，模拟信号易受干扰，通信质量低；制约了变电站自动化的发展。
电力通信是电力系统不可缺少的重要组成部分，它同电力系统的安全稳定控制系统、调度自动化系统被人们合称为电力系统安全稳定运行的三大支柱。由于光纤通信具有抗干扰能力强、传输容量大、频带宽、传输衰耗小等诸多优点，它一问世便首先在电力部门得以应用并迅速发展。因此光纤使用的比例低的局面要改变，对110kV老变电站要进行光纤系统改造，新变电站按照光纤通信考虑，老的35kV变电站根据情况进行光纤改造，根据实际情况采用地线复合光缆（ OPGW）或者无金属自承式光缆（ADSS ）。