电力行业信息化改造（二）
2006-02-08 15:43:20 来源：
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电力18讯： 曹伟 曲萍
第二章 电力行业控制系统（横向）发展的具体内容
2.1 变电站及自动化改造
变电站的主要设备是：一次的有线路、母线、断路器、刀闸、变压器、电容电抗器，二次的有微机保护、通讯设备（暂归）、直流装置和控制装置。
断路器的发展主要轻性、容限大、灭弧能力强、高效和减少油污，目前的发展方向是真空断路器和SF6断路器（开断电流为1.5~3.0A,灭弧电流在100A左右）。刀闸是无灭弧能力的开断装置，所以，必须是刀闸两边的有一方断开的情况下，方能执行。电容器是提高远方调节和当地的控制装置接口，就地自动进行无功调节。
微机保护在不同的电压等级下，有不同保护类别。500KV的变电站一般采用三选二或二选二的保护类型，主要是针对保护的可靠性，同时其保护的种类是有高频保护、距离保护、变压器失灵保护等判断能力强的类型；220KV的变电站一般采用二套保护，保护的类型和500KV的相差无几；110KV及以下保护装置仅仅是采用（带方向或不带方向）电流保护、电压保护、零序保护等，原理结构简单，保护的针对性强，各个进出线的保护相关性相对较弱，变压器保护相对独立，无变压器失灵保护，后备保护配备较少。
图6：变电站通讯设备（资料来源曹伟）
通讯设备主要是载波机、RTU、光端机、电台等，对于数据采集系统的变电站终端为RTU，若为综合自动化站，则保护和数据采集同时进行，由通道上送到调度中心。
变电站的控制装置相对较少，主要是开关操作的执行机构，此种控制装置采用电气式机构，动作方便，但振动大，操作电压高（一般为直流110V或交直流220V）。
2.1.1 变电站的发展方向
变电站作为电力系统的基层部门，有必要发展成为全方位的自动化系统，其装置的本身应具有数据采集、数据分析和数据处理等装置，及时地下达指标和执行命令。其系统的紧急和异常情况应及时地就地处理，把数据、分析后的数据和执行情况发送给调度中心，其数据再由调度中心分析处理，远方操作与该问题相关其他部门的控制设备。
如何把目前的系统尽快地过渡到集中方式上去，其紧急情况的判定依据和条件，如何采用单片机等集成式控制方式来处理数据和驱动执行设备？如何把保护设备和控制有机地分合，即协调他们的发展。
从当前的电力系统的发展的形式来看，作为当地数据采集的RTU已经在110KV及以下的变电站中被综合自动化站所替代，是否是RTU这种装置在将来或不久被淘汰？从电力系统的分析数据上来看，数据的精确度要求越来越高，采样周期越来越短，如果把保护数据和本地及上送的分析数据放在同一起采集和输出的话，数据的模块极容易被混淆，数据分析量大，占用CPU的空间，会严重干扰保护的正确动作。
图7：微机保护与数据采集（资料来源曹伟）
数据采集依然要和保护分开，但数据采集的装置不仅仅只做数据采集的工作，同时包括数据的整理、分析处理、驱动电路执行等功能，RTU的名称应将换为RCTU(Romte control terminal unit )，此时，例如，电容器的投切、主变有载自动调压（综合装置如VQC）、BZT的投切、接地线的自动载入等控制可在当地或远方对此无人值守变电站进行操作。
RCTU 的控制方向应和变电站的各个设备相互配合，积极地做到在紧急状态以前把系统固定在故障范围以外，减少系统的异样成分，固化和分裂系统的非正常状态。
2.1.2 变电站的当地监控
变电站的当地监控系统是在变电站内，监视本站的运行状况，监视的内容相对来说较少，仅仅是遥测、遥信等实时信息。相当一个SCADA系统进供一个变电站使用。从根本性地问题上，变电站的当地监控仅仅是适用于500KV或220KV的变电站，并不适用于等无人值班改造的110KV和35KV的低电压等级的变电站。
当地监控系统并没有普遍的适用性，这种系统将会被远方的视频监控系统所替代。另一方面，随着无人值班变电站的改造，当地监控系统将被撤消或者改成移动当地监控系统。但作为220KV及以上系统，一般不将其作为改造对象，所以当地监控系统应该向高电压等级、简化设备等方面发展。
2.1.3 微机保护
微机保护作为集成化的保护装置，其集成了多信息全方位的保护，包括三段式电流保护、复合电压电流保护、零序（三段式）保护、小电流接地选线、复序闭锁、带方向等，把保护的相关性紧密地结合，例如：过流保护的后备保护地采用的种类，后备保护的整定值和方向性，后备保护的保护距离。另外，微机保护的高集成度把原理相似的保护作成一种，即采用冗余方式。比如，把电流纵差和一般的电流速断保护集成在一起，仅仅是改变跳线的方式即可更换保护类型（维护方便，结构简单）。
一般的综自站（综合自动化站）采用的是总控制单元对各个分控制单元的控制，包括对数据采集、A/D、D/A转换、量化编码校验、计算、分析判定、驱动输出等，各个元器件的功能简单化，但联系紧密，数学计算能力强。通讯系统的编码和调制输出，与上、下一级的联系紧密。但由于系统的电压等级的升高，保护装置的复杂化和对可靠性要求提高，使得数据量采集量和速度上的加大和提高。系统庞杂，将严重降低系统的可靠性，所以，保护数据采集和通讯应各自分开，仅在相关的数据量结合；另一方面，由于高电压等级的保护采用三选二或者双重保护，测量数据就不好将其接口，有一种可能是三种或两种保护采用总线结构，共用一组保护CT，可将其数据从总线结构上载获。
在电压等级较高变电站中，保护装置是采用高频保护和距离保护，高频保护是电力系统中可靠性较高的后备保护，它和前一级、后一级的通讯联系，是可靠性的 基础，若通讯线路中断和供电不可靠导致一方的设备无法工作，高频保护将无法执行后备保护功能。随着数字通讯和光纤应用通讯条件的大大改善，高频保护将可能转变成主保护（当然不在是使用高频信号）。距离保护是最常用可靠高后备保护，它成立的主要条件是保护故障测距问题，目前故障测距的方法多采用计算电流法，一些新型方法基本没有被工程领域所使用。在配电系统中，距离保护可将作为控制装置，驱动FTU在特定情况下动作。
零序保护和带方向性保护的使用是非固定的，零序保护和带方向的保护是110KV左右系统中主要的保护形式，在35KV以下的系统中，电流和电压保护已经完全满足工程的需要。
微机保护的采样点数和系统对数据精度的要求有密切的关系，并不是所有保护采样点都要求在36点、48点左右，对于35KV及以下的保护装置，24个点已经完全满足要求。另外一些方面在CT的采样变比上，如何防止CT的饱和和过饱和，必须保证CT的采样误差在5%以内。数据采集精度对实时数据的上传有一定影响，实时数据的刷新速度应在5秒以下，数据分析的数据 刷新应在0.1秒以下。保证分析后的输出结果在10个周波内执行系统操作。
数据总线的结构是保证数据的刷新更快，保证在5个周波内执行系统操作，总控单元的执行机构和驱动机构已经集成在数据处理完毕的输出端。
2.1.4 变电站改造
2.1.4.1 变电站存在的问题
变电站存在的问题主要在于通讯是否有中断、保护是否可靠、运行是否正常？很多情况是变电设备存在潜在的危机，导致一些不可知的后果。通讯的中断问题是在载波设备的运行情况，发送电平是否过高或过低（最大不可大于3db小于-5~-10db），载波机的增益和衰减在（10db）范围内波动，以便于调节。
在当前的变压器微机保护中，一般情况下采用三种保护形式：主差保护，过电流保护和后加速保护。微机保护也把这三种保护类型作为主变保护的主要形式，下面的说明是主变保护在现场出现的主要问题。
1．母线差动保护―运行维护不够，刀闸支持瓷瓶常发生断裂，运行人员操作不当或误操作；运行方式安排不当；设备质量及安装问题。比率式差动的死区分析。
2．断路器失灵保护―实际运行中，断路器失灵保护常发生拒动，断路器失灵保护涉及一次设备多，二次接线复杂，检查也常发现是违反了“反措”要求。无自检功能，不能进行实时监视。
3．微机保护―误动次数明显多于拒动次数；收发信机故障占23%左右；微机的硬件、软件定型与规范化问题不能得到妥善解决，应增加软件的修改、更换的相应规章制度，保证软件修改的可靠性，以免留下隐患。
针对上述的继电保护在现场出现的问题，提出的解决实际问题的办法就是用ANN原理来扩大保护的定值域的范围，把定值从一个点扩大到一个定值域，规定送到保护的值超越这个区域时，保护就启动，装在EEPROM 的软件开始初始化，程序开始执行。
另外在电力系统的设备运行上也要加强改善，同时注意以下问题，例如刀闸支持瓷瓶、一些电流电压变送器，开断容量和灭弧能力，开断次数；在安装上更应该注意安装工程的用件的质量和安装人员的技术水平；改善系统的一次设备和二次接线；注意收发信机与高频保护的配合。
2.1.4.2 改造的方式和信息获得的趋向
老变电站的改造，一般是将遥信、遥测接到微机的开入量（取出遥信节点和遥测开入点）和将开关控制的辅助触点接入微机的开出量（取出遥控节点），连接报警装置和监视点。
取消闪光回路，当事故跳闸时，跳闸监视灯不闪光，也不点亮，但仍保留远方监视开关跳闸状态信号，满足远方监视的要求。
遥控开关和事故引起的保护动作跳掉开关应有明显的区别。对遥控操作应有闭锁重合闸，不发事故报警信号。事故引起的保护动作开关跳闸，应有所记录。为此，在保护和控制共用直流控制回路断线监视，已在开关跳闸回路中监视。对多路开关构成控制回路，保护和控制不能兼容，因此，在保护回路中设置专用的直流熔丝。重合闸单元在66-220KV中每个单元发一个信号，在10-35KV中每段发一个信号。保护动作信号，除主变保护、母差保护、BZT、电容器保护外，其它设备均按设备单位发遥信量。变压器差动、重瓦斯、后备保护、BZT信号，开关量转换器输入端，分别接入掉牌信号继电器接点的负荷上。轻瓦斯开关量转换器一个输入端接信号继电器线圈，另一个接轻瓦斯信号继电器接点上，开关量转换器输出端串联，当轻瓦斯动作。可监视是否复归。母差保护动作信号，开关量转换器一个输入端接母差启动元件动作切换母联信号继电器接点和母差选择元件切一，二段母线各连接元件信号继电器接点负荷上。电容器保护、过流保护、相间过电压、零序过电压、相间低电压保护，其开关量转换器输入信号均接上述保护的信号继电器的接点上。
通过上述的简单改造，信息系统（此处为电网监控系统，如SCADA系统、EMS系统等）通过一些传感器、接点采集电网运行中的一些信息量（或称信号）。如低频减载装置，由开关量转换器单独送出动作轮信号，有点装置本身具有串行口通讯设备和远动装置接口。小电流接地系统单相接地，应有动作报警遥测量。变压器过负荷信号，开关量转换器输入端接信号继电器接点负荷上，检测是否过负荷，同时传送相关信息。变压器档位作为遥测量采集，对应相关的数据。
在变电站的改造中，其他的与老接线方式不同的还有：1.变压器冷却器失压保护的接点接在其失压继电器的接点负荷上;2.开关压力异常和闭锁接在信号灯上;3.电动机启动频繁打压监视，一种是交流电压监视，其二是交流接触器监视;4.变压器风扇启动监视接在风扇启动过电流 继电器上;5.所用交流380V监视，三个开关量转换器，任一相断，失压报警;6.距离保护内有专用的电压断线监视，变压器后备低压监视。
2.2 电力操作设备及向信息系统中传送的数据
2.2.1 通讯远动终端RTU
RTU即为通讯远动装置。目前市场上有两种：一种是直流采样，就是模拟量采集通过变送器；另一种是交流采样，就是模拟量采集通过PT、CT隔离。
此装置并非仅仅用电力系统，也可用于化工、交通、铁路等一些需要远方信息的地方，在电力系统中使用主要为采集和处理通讯上“四遥”信息量和处理一些现场信息。
目前大部分生产商的RTU 产品为RTU with a.c electrical quantitlies input ,discrete sampling(交流采样远动终端),指的是工频交流电量直接输入,经过离散采样后,通过计算得到电流I,电压U,有功功率P,无功功率Q,功率因素COS 等值,并具有采集和发送状态量,SOE,DD(电能量)和控制等功能的综合型的远动装置.
2.2.1.1 交流采样和直流采样
对于电力系统的发展至今，RTU装置基本为交流采样，直接对线路的电压、电流进行直接计算，得到系统的信息量（U、I、P、Q、COS、Wh、Wvarh）。当然，电力系统直流采样和交流采样在精度和方式上是不相同的，电力系统数据采用交流采样是针对电力系统中一些不重要的实时数据，如果需要提高数据的精度和速度，就需要采用直流采样。
直流采样的好处是不经过采样装置处理的，所以采样周期和速度不受限制，无论是电流或电压采样，数据经过直流处理，其P、Q、COS、Wh、Wvarh的数据是经过电流和电压的采样计算而得到的，一般情况电流和电压经过采样值后，经过一定的方法计算（比如二分算法，富式算法）而得的。而交流采样直接计算U、I，然后计算P、Q、COS、Wh、Wvarh，因为电流和电压在A/D转换是消耗了精度。
图8：RTU采集数据与监控系统
在电力系统中使用远动终端多以分布式和交流采样为主，先前的RTU已经集成电力系统对数据量上送的装置―变送器，其数据采集系统完全集成在RTU 内部，并在RTU 内部计算了、U、I、WP、WQ、f等等数据量，根据交流采样和直流采样的异同点，各个厂家对RTU交、直流采样的处理也不尽相同，有的厂家任就保留一部分的直流采样在交流采样的RTU 装置内部。
微机式的远动终端具有很强的人机对话功能，可通过液晶面板显示通讯报文和监视YX、YM、YC的测量量，同时也很方便地对YC 量的修改。由于今后微机式远动终端的发展方向是保护远动的一体化系统，即集成保护和“四遥”功能，同时也具有一些较为简单的潮流控制和电压、频率的自动调节等功能的远方自动控制装置。
2.2.1.2 RTU 一般应具有的功能
基本功能如下：1.采集状态量并向远方传送,遥信变位优先发送;2.采集数字量并向远方传送;3.直接采集交流工频电量,实现对I,U,P,Q,f, COS 的测量并向远方传送;4.采集脉冲量并向远方传送;5.采集直流输入模拟量并向远方传送;6.接受并执行遥控命令及反校;7.具有当地功能(CRT及打印制表);8.式传输方式下,完成被测量超越定值传送;9.具有程序自恢复功能;10.具有设备自诊断(故障诊断到插件级)功能;11.具有设备自调功能;12.具有通道监视功能;
2.2.1.3 RTU的选配功能及特点
选配功能如下：1.接受并执行遥调命令;2.接受并执行校时命令(包括GPS功能);3.实现对相角和电能量的测量,并向远方传送;4.具有和两个以上主站通讯功能;5.具有采集SOE并向远方传送;6.具有主备通道自动切换的功能;7.具有与微机保护通讯功能;
根据其上电力部对远动终端通用技术条件的规定，可以明确知道什么类型的电力系统采用什么规模的远动系统（厂站配置的规模），对于单一个RTU装置可测48（或64）条线路（三至四个YC（遥测）单元，一个YX（遥信）单元），但这种类型的配置不在现场上采用，因为交流采样的RTU 的各个接点容量并不单纯受某一条线路的影响，有可能某一条线路的冲击电流的作用会损坏RTU的某些单元，从而导致RTU 丢失了许多数据（这些数据很大一部分不是含有冲击电流的那一条线路）。
另外，由于YX单元和YC单元的电源不是采用同一电源，其+24V电源不对YC单元产生影响，故+24V电源的损坏不会影响YC单元，但±12V电源的是A/D转换的电源，故不能损坏，可在实际的应用中，将YX的±12V电源和YC的±12V电源分开。
在微机保护的装置中，对输入信号进行了滤波处理，所以保护的抗干扰的能力相对于交流采样的RTU更高。
2.2.2 综合自动化站
综合自动化系统是在保护和简单监控系统的组合，是采用保护测量CT和保护CT放在一起使用，使用保护CT的测量，经过计算或就使用测量CT来测量，然后上送数据。
综合自动化系统和RTU加保护是有本质的区别，综合自动化是经过总线方式处理，目前应用电力工业系统的有FF（Foundtion Fieldbus基金会现场）总线，CAN（Contorl Area Network）总线,LonWorks总线，PROFIBUS总线，HART（Highway Addressable Remote Transducer）总线。这些总线主要应用数据采集和信息处理，目前电力工业主要缺乏的是电力工业的自动化装置，比如目前使用较多VQC，自动励磁等类似的装置。
作为电力系统中自动控制领域的工程应用，电压、电流和频率是电力系统一次值，所以，我们必须针对电力系统的一次值，进行系统分析，来判断电力系统运行状况，矫正系统方式。
变电站综合自动化就是保护、RTU综合一体化系统，这个模式现在已经在中低压的变电站中广泛采用（例如110KV和35KV的变电站），此方案相对于非一体化系统节省大量的电缆、维护费用和维护时间，同时也简单、可靠。
变电站综合一体化系统比较灵活，它有分布式和组合式等多种结构，自适应能力特别强。所以，在最今的几年中变电站综合自动化系统会应用于各个中小型变电站。
变电站综合自动化源于IED（intelligent electronic device）计算机技术智能设备。将现场的数据数字化的同时分析非直接测量量（谐波分量、序电流、序电压），也具有计算机数据通讯接口。其特征的分散设备可分为两层：间隔层和中央层，现在间隔层已经集保护、录波、计量和远动功能于一体。
智能化微机保护的设计，一种保护采用一个CPU，每个CPU都进行互检，同时也进行自检，每个保护的定值采用值域的形式，设计时使用判断语言来实现；管理单元用一个单独的CPU去对付。在处理较为复杂的数据时采用DSP芯片或PLC芯片，因为DSP芯片或PLC芯片在数据处理是基于CPU的处理能力。
对于一台（或一个单元屏）保护已经涵盖了几种甚至几十种基本保护功能，须使用多CPU来解决此种单元保护的保护多功能化，多CPU系统已在当前的微机保护中广泛使用了，所以从此过度到值域定值的分析形式在技术上是成熟的。
实际应用中神经网络理论和模糊化理论在智能化保护中应用是一致的，应用神经网络理论是在判断系统的整体流程，应用模糊化理论是判断某个接点的程序流向，定值采用值域的形式对于微机装置来说本身没有很大的改变，主要是对硬件模块要求更高了，尤其是电力系统的设备配置在精度上的更高层次的要求。
第二章 电力行业控制系统（横向）发展的具体内容
2.1 变电站及自动化改造
变电站的主要设备是：一次的有线路、母线、断路器、刀闸、变压器、电容电抗器，二次的有微机保护、通讯设备（暂归）、直流装置和控制装置。
断路器的发展主要轻性、容限大、灭弧能力强、高效和减少油污，目前的发展方向是真空断路器和SF6断路器（开断电流为1.5~3.0A,灭弧电流在100A左右）。刀闸是无灭弧能力的开断装置，所以，必须是刀闸两边的有一方断开的情况下，方能执行。电容器是提高远方调节和当地的控制装置接口，就地自动进行无功调节。
微机保护在不同的电压等级下，有不同保护类别。500KV的变电站一般采用三选二或二选二的保护类型，主要是针对保护的可靠性，同时其保护的种类是有高频保护、距离保护、变压器失灵保护等判断能力强的类型；220KV的变电站一般采用二套保护，保护的类型和500KV的相差无几；110KV及以下保护装置仅仅是采用（带方向或不带方向）电流保护、电压保护、零序保护等，原理结构简单，保护的针对性强，各个进出线的保护相关性相对较弱，变压器保护相对独立，无变压器失灵保护，后备保护配备较少。
图6：变电站通讯设备（资料来源曹伟）
通讯设备主要是载波机、RTU、光端机、电台等，对于数据采集系统的变电站终端为RTU，若为综合自动化站，则保护和数据采集同时进行，由通道上送到调度中心。
变电站的控制装置相对较少，主要是开关操作的执行机构，此种控制装置采用电气式机构，动作方便，但振动大，操作电压高（一般为直流110V或交直流220V）。
2.1.1 变电站的发展方向
变电站作为电力系统的基层部门，有必要发展成为全方位的自动化系统，其装置的本身应具有数据采集、数据分析和数据处理等装置，及时地下达指标和执行命令。其系统的紧急和异常情况应及时地就地处理，把数据、分析后的数据和执行情况发送给调度中心，其数据再由调度中心分析处理，远方操作与该问题相关其他部门的控制设备。
如何把目前的系统尽快地过渡到集中方式上去，其紧急情况的判定依据和条件，如何采用单片机等集成式控制方式来处理数据和驱动执行设备？如何把保护设备和控制有机地分合，即协调他们的发展。
从当前的电力系统的发展的形式来看，作为当地数据采集的RTU已经在110KV及以下的变电站中被综合自动化站所替代，是否是RTU这种装置在将来或不久被淘汰？从电力系统的分析数据上来看，数据的精确度要求越来越高，采样周期越来越短，如果把保护数据和本地及上送的分析数据放在同一起采集和输出的话，数据的模块极容易被混淆，数据分析量大，占用CPU的空间，会严重干扰保护的正确动作。
图7：微机保护与数据采集（资料来源曹伟）
数据采集依然要和保护分开，但数据采集的装置不仅仅只做数据采集的工作，同时包括数据的整理、分析处理、驱动电路执行等功能，RTU的名称应将换为RCTU(Romte control terminal unit )，此时，例如，电容器的投切、主变有载自动调压（综合装置如VQC）、BZT的投切、接地线的自动载入等控制可在当地或远方对此无人值守变电站进行操作。
RCTU 的控制方向应和变电站的各个设备相互配合，积极地做到在紧急状态以前把系统固定在故障范围以外，减少系统的异样成分，固化和分裂系统的非正常状态。
2.1.2 变电站的当地监控
变电站的当地监控系统是在变电站内，监视本站的运行状况，监视的内容相对来说较少，仅仅是遥测、遥信等实时信息。相当一个SCADA系统进供一个变电站使用。从根本性地问题上，变电站的当地监控仅仅是适用于500KV或220KV的变电站，并不适用于等无人值班改造的110KV和35KV的低电压等级的变电站。
当地监控系统并没有普遍的适用性，这种系统将会被远方的视频监控系统所替代。另一方面，随着无人值班变电站的改造，当地监控系统将被撤消或者改成移动当地监控系统。但作为220KV及以上系统，一般不将其作为改造对象，所以当地监控系统应该向高电压等级、简化设备等方面发展。
2.1.3 微机保护
微机保护作为集成化的保护装置，其集成了多信息全方位的保护，包括三段式电流保护、复合电压电流保护、零序（三段式）保护、小电流接地选线、复序闭锁、带方向等，把保护的相关性紧密地结合，例如：过流保护的后备保护地采用的种类，后备保护的整定值和方向性，后备保护的保护距离。另外，微机保护的高集成度把原理相似的保护作成一种，即采用冗余方式。比如，把电流纵差和一般的电流速断保护集成在一起，仅仅是改变跳线的方式即可更换保护类型（维护方便，结构简单）。
一般的综自站（综合自动化站）采用的是总控制单元对各个分控制单元的控制，包括对数据采集、A/D、D/A转换、量化编码校验、计算、分析判定、驱动输出等，各个元器件的功能简单化，但联系紧密，数学计算能力强。通讯系统的编码和调制输出，与上、下一级的联系紧密。但由于系统的电压等级的升高，保护装置的复杂化和对可靠性要求提高，使得数据量采集量和速度上的加大和提高。系统庞杂，将严重降低系统的可靠性，所以，保护数据采集和通讯应各自分开，仅在相关的数据量结合；另一方面，由于高电压等级的保护采用三选二或者双重保护，测量数据就不好将其接口，有一种可能是三种或两种保护采用总线结构，共用一组保护CT，可将其数据从总线结构上载获。
在电压等级较高变电站中，保护装置是采用高频保护和距离保护，高频保护是电力系统中可靠性较高的后备保护，它和前一级、后一级的通讯联系，是可靠性的 基础，若通讯线路中断和供电不可靠导致一方的设备无法工作，高频保护将无法执行后备保护功能。随着数字通讯和光纤应用通讯条件的大大改善，高频保护将可能转变成主保护（当然不在是使用高频信号）。距离保护是最常用可靠高后备保护，它成立的主要条件是保护故障测距问题，目前故障测距的方法多采用计算电流法，一些新型方法基本没有被工程领域所使用。在配电系统中，距离保护可将作为控制装置，驱动FTU在特定情况下动作。
零序保护和带方向性保护的使用是非固定的，零序保护和带方向的保护是110KV左右系统中主要的保护形式，在35KV以下的系统中，电流和电压保护已经完全满足工程的需要。
微机保护的采样点数和系统对数据精度的要求有密切的关系，并不是所有保护采样点都要求在36点、48点左右，对于35KV及以下的保护装置，24个点已经完全满足要求。另外一些方面在CT的采样变比上，如何防止CT的饱和和过饱和，必须保证CT的采样误差在5%以内。数据采集精度对实时数据的上传有一定影响，实时数据的刷新速度应在5秒以下，数据分析的数据 刷新应在0.1秒以下。保证分析后的输出结果在10个周波内执行系统操作。
数据总线的结构是保证数据的刷新更快，保证在5个周波内执行系统操作，总控单元的执行机构和驱动机构已经集成在数据处理完毕的输出端。
2.1.4 变电站改造
2.1.4.1 变电站存在的问题
变电站存在的问题主要在于通讯是否有中断、保护是否可靠、运行是否正常？很多情况是变电设备存在潜在的危机，导致一些不可知的后果。通讯的中断问题是在载波设备的运行情况，发送电平是否过高或过低（最大不可大于3db小于-5~-10db），载波机的增益和衰减在（10db）范围内波动，以便于调节。
在当前的变压器微机保护中，一般情况下采用三种保护形式：主差保护，过电流保护和后加速保护。微机保护也把这三种保护类型作为主变保护的主要形式，下面的说明是主变保护在现场出现的主要问题。
1．母线差动保护―运行维护不够，刀闸支持瓷瓶常发生断裂，运行人员操作不当或误操作；运行方式安排不当；设备质量及安装问题。比率式差动的死区分析。
2．断路器失灵保护―实际运行中，断路器失灵保护常发生拒动，断路器失灵保护涉及一次设备多，二次接线复杂，检查也常发现是违反了“反措”要求。无自检功能，不能进行实时监视。
3．微机保护―误动次数明显多于拒动次数；收发信机故障占23%左右；微机的硬件、软件定型与规范化问题不能得到妥善解决，应增加软件的修改、更换的相应规章制度，保证软件修改的可靠性，以免留下隐患。
针对上述的继电保护在现场出现的问题，提出的解决实际问题的办法就是用ANN原理来扩大保护的定值域的范围，把定值从一个点扩大到一个定值域，规定送到保护的值超越这个区域时，保护就启动，装在EEPROM 的软件开始初始化，程序开始执行。
另外在电力系统的设备运行上也要加强改善，同时注意以下问题，例如刀闸支持瓷瓶、一些电流电压变送器，开断容量和灭弧能力，开断次数；在安装上更应该注意安装工程的用件的质量和安装人员的技术水平；改善系统的一次设备和二次接线；注意收发信机与高频保护的配合。
2.1.4.2 改造的方式和信息获得的趋向
老变电站的改造，一般是将遥信、遥测接到微机的开入量（取出遥信节点和遥测开入点）和将开关控制的辅助触点接入微机的开出量（取出遥控节点），连接报警装置和监视点。
取消闪光回路，当事故跳闸时，跳闸监视灯不闪光，也不点亮，但仍保留远方监视开关跳闸状态信号，满足远方监视的要求。
遥控开关和事故引起的保护动作跳掉开关应有明显的区别。对遥控操作应有闭锁重合闸，不发事故报警信号。事故引起的保护动作开关跳闸，应有所记录。为此，在保护和控制共用直流控制回路断线监视，已在开关跳闸回路中监视。对多路开关构成控制回路，保护和控制不能兼容，因此，在保护回路中设置专用的直流熔丝。重合闸单元在66-220KV中每个单元发一个信号，在10-35KV中每段发一个信号。保护动作信号，除主变保护、母差保护、BZT、电容器保护外，其它设备均按设备单位发遥信量。变压器差动、重瓦斯、后备保护、BZT信号，开关量转换器输入端，分别接入掉牌信号继电器接点的负荷上。轻瓦斯开关量转换器一个输入端接信号继电器线圈，另一个接轻瓦斯信号继电器接点上，开关量转换器输出端串联，当轻瓦斯动作。可监视是否复归。母差保护动作信号，开关量转换器一个输入端接母差启动元件动作切换母联信号继电器接点和母差选择元件切一，二段母线各连接元件信号继电器接点负荷上。电容器保护、过流保护、相间过电压、零序过电压、相间低电压保护，其开关量转换器输入信号均接上述保护的信号继电器的接点上。
通过上述的简单改造，信息系统（此处为电网监控系统，如SCADA系统、EMS系统等）通过一些传感器、接点采集电网运行中的一些信息量（或称信号）。如低频减载装置，由开关量转换器单独送出动作轮信号，有点装置本身具有串行口通讯设备和远动装置接口。小电流接地系统单相接地，应有动作报警遥测量。变压器过负荷信号，开关量转换器输入端接信号继电器接点负荷上，检测是否过负荷，同时传送相关信息。变压器档位作为遥测量采集，对应相关的数据。
在变电站的改造中，其他的与老接线方式不同的还有：1.变压器冷却器失压保护的接点接在其失压继电器的接点负荷上;2.开关压力异常和闭锁接在信号灯上;3.电动机启动频繁打压监视，一种是交流电压监视，其二是交流接触器监视;4.变压器风扇启动监视接在风扇启动过电流 继电器上;5.所用交流380V监视，三个开关量转换器，任一相断，失压报警;6.距离保护内有专用的电压断线监视，变压器后备低压监视。
2.2 电力操作设备及向信息系统中传送的数据
2.2.1 通讯远动终端RTU
RTU即为通讯远动装置。目前市场上有两种：一种是直流采样，就是模拟量采集通过变送器；另一种是交流采样，就是模拟量采集通过PT、CT隔离。
此装置并非仅仅用电力系统，也可用于化工、交通、铁路等一些需要远方信息的地方，在电力系统中使用主要为采集和处理通讯上“四遥”信息量和处理一些现场信息。
目前大部分生产商的RTU 产品为RTU with a.c electrical quantitlies input ,discrete sampling(交流采样远动终端),指的是工频交流电量直接输入,经过离散采样后,通过计算得到电流I,电压U,有功功率P,无功功率Q,功率因素COS 等值,并具有采集和发送状态量,SOE,DD(电能量)和控制等功能的综合型的远动装置.
2.2.1.1 交流采样和直流采样
对于电力系统的发展至今，RTU装置基本为交流采样，直接对线路的电压、电流进行直接计算，得到系统的信息量（U、I、P、Q、COS、Wh、Wvarh）。当然，电力系统直流采样和交流采样在精度和方式上是不相同的，电力系统数据采用交流采样是针对电力系统中一些不重要的实时数据，如果需要提高数据的精度和速度，就需要采用直流采样。
直流采样的好处是不经过采样装置处理的，所以采样周期和速度不受限制，无论是电流或电压采样，数据经过直流处理，其P、Q、COS、Wh、Wvarh的数据是经过电流和电压的采样计算而得到的，一般情况电流和电压经过采样值后，经过一定的方法计算（比如二分算法，富式算法）而得的。而交流采样直接计算U、I，然后计算P、Q、COS、Wh、Wvarh，因为电流和电压在A/D转换是消耗了精度。
图8：RTU采集数据与监控系统
在电力系统中使用远动终端多以分布式和交流采样为主，先前的RTU已经集成电力系统对数据量上送的装置―变送器，其数据采集系统完全集成在RTU 内部，并在RTU 内部计算了、U、I、WP、WQ、f等等数据量，根据交流采样和直流采样的异同点，各个厂家对RTU交、直流采样的处理也不尽相同，有的厂家任就保留一部分的直流采样在交流采样的RTU 装置内部。
微机式的远动终端具有很强的人机对话功能，可通过液晶面板显示通讯报文和监视YX、YM、YC的测量量，同时也很方便地对YC 量的修改。由于今后微机式远动终端的发展方向是保护远动的一体化系统，即集成保护和“四遥”功能，同时也具有一些较为简单的潮流控制和电压、频率的自动调节等功能的远方自动控制装置。
2.2.1.2 RTU 一般应具有的功能
基本功能如下：1.采集状态量并向远方传送,遥信变位优先发送;2.采集数字量并向远方传送;3.直接采集交流工频电量,实现对I,U,P,Q,f, COS 的测量并向远方传送;4.采集脉冲量并向远方传送;5.采集直流输入模拟量并向远方传送;6.接受并执行遥控命令及反校;7.具有当地功能(CRT及打印制表);8.式传输方式下,完成被测量超越定值传送;9.具有程序自恢复功能;10.具有设备自诊断(故障诊断到插件级)功能;11.具有设备自调功能;12.具有通道监视功能;
2.2.1.3 RTU的选配功能及特点
选配功能如下：1.接受并执行遥调命令;2.接受并执行校时命令(包括GPS功能);3.实现对相角和电能量的测量,并向远方传送;4.具有和两个以上主站通讯功能;5.具有采集SOE并向远方传送;6.具有主备通道自动切换的功能;7.具有与微机保护通讯功能;
根据其上电力部对远动终端通用技术条件的规定，可以明确知道什么类型的电力系统采用什么规模的远动系统（厂站配置的规模），对于单一个RTU装置可测48（或64）条线路（三至四个YC（遥测）单元，一个YX（遥信）单元），但这种类型的配置不在现场上采用，因为交流采样的RTU 的各个接点容量并不单纯受某一条线路的影响，有可能某一条线路的冲击电流的作用会损坏RTU的某些单元，从而导致RTU 丢失了许多数据（这些数据很大一部分不是含有冲击电流的那一条线路）。
另外，由于YX单元和YC单元的电源不是采用同一电源，其+24V电源不对YC单元产生影响，故+24V电源的损坏不会影响YC单元，但±12V电源的是A/D转换的电源，故不能损坏，可在实际的应用中，将YX的±12V电源和YC的±12V电源分开。
在微机保护的装置中，对输入信号进行了滤波处理，所以保护的抗干扰的能力相对于交流采样的RTU更高。
2.2.2 综合自动化站
综合自动化系统是在保护和简单监控系统的组合，是采用保护测量CT和保护CT放在一起使用，使用保护CT的测量，经过计算或就使用测量CT来测量，然后上送数据。
综合自动化系统和RTU加保护是有本质的区别，综合自动化是经过总线方式处理，目前应用电力工业系统的有FF（Foundtion Fieldbus基金会现场）总线，CAN（Contorl Area Network）总线,LonWorks总线，PROFIBUS总线，HART（Highway Addressable Remote Transducer）总线。这些总线主要应用数据采集和信息处理，目前电力工业主要缺乏的是电力工业的自动化装置，比如目前使用较多VQC，自动励磁等类似的装置。
作为电力系统中自动控制领域的工程应用，电压、电流和频率是电力系统一次值，所以，我们必须针对电力系统的一次值，进行系统分析，来判断电力系统运行状况，矫正系统方式。
变电站综合自动化就是保护、RTU综合一体化系统，这个模式现在已经在中低压的变电站中广泛采用（例如110KV和35KV的变电站），此方案相对于非一体化系统节省大量的电缆、维护费用和维护时间，同时也简单、可靠。
变电站综合一体化系统比较灵活，它有分布式和组合式等多种结构，自适应能力特别强。所以，在最今的几年中变电站综合自动化系统会应用于各个中小型变电站。
变电站综合自动化源于IED（intelligent electronic device）计算机技术智能设备。将现场的数据数字化的同时分析非直接测量量（谐波分量、序电流、序电压），也具有计算机数据通讯接口。其特征的分散设备可分为两层：间隔层和中央层，现在间隔层已经集保护、录波、计量和远动功能于一体。
智能化微机保护的设计，一种保护采用一个CPU，每个CPU都进行互检，同时也进行自检，每个保护的定值采用值域的形式，设计时使用判断语言来实现；管理单元用一个单独的CPU去对付。在处理较为复杂的数据时采用DSP芯片或PLC芯片，因为DSP芯片或PLC芯片在数据处理是基于CPU的处理能力。
对于一台（或一个单元屏）保护已经涵盖了几种甚至几十种基本保护功能，须使用多CPU来解决此种单元保护的保护多功能化，多CPU系统已在当前的微机保护中广泛使用了，所以从此过度到值域定值的分析形式在技术上是成熟的。
实际应用中神经网络理论和模糊化理论在智能化保护中应用是一致的，应用神经网络理论是在判断系统的整体流程，应用模糊化理论是判断某个接点的程序流向，定值采用值域的形式对于微机装置来说本身没有很大的改变，主要是对硬件模块要求更高了，尤其是电力系统的设备配置在精度上的更高层次的要求。
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