CSC2000综合自动化系统是四方公司自1994年起研制和应用于变电站保护和控制的综合自动化系统，公司于1998年对该系统进行了完善性的再开发工作，并在广州增城新塘变电站首次投入运行。
1 新塘变电站的系统概况
新塘220 kV变电站有2回220 kV进线，规划为双母线带旁路接线形式，一期投入两段母线及旁路母线；规划为3台180 MW主变，一期为1台四绕组主变，低压侧经过电抗器分供两段母线；110 kV出线7回，双母线带旁路；10 kV出线12回，分两段母线。
保护及监控系统主要选用四方公司的CSC2000综合自动化系统，少量的其他厂家保护装置通过CSN020A型规约转换装置接入系统。站内设有当地监控台，并提供与省调、市调、县调的通信。
2 保护与监控前置设备
在改进的CSC2000综合自动化系统中，再次明确了保护和监控前置设备的设计原则。
2.1 所有保护和监控前置设备按间隔分散布置
10 kV间隔配置有CSL200B线路保护、CSP200A电容器保护、CST302A接地变保护、CSB21A备自投等装置，这些装置既可以分散安装在低压开关柜上，也可以集中组屏。在新塘变电站中，采用的是集中组屏的方案。
110 kV间隔配置还有CSL164B线路保护、CSI200B测控单元，采用集中组屏的方式。
220 kV间隔采用3面屏的“四统一”配置。另外，每条线路设有1台CSI200B测控单元。
主变间隔采用主后双重化的配置，由CST140A主变保护、CST130A主变保护、CST141A主变保护、CST131A主变保护、CSI101A断控单元、CSI301A断控单元等装置构成，共3面屏。
2.2 10 kV线路及元件采用保护、测量、控制一体化的方案
为充分发挥10 kV装置的性能，采取了保护、测量、控制等功能一体化的方案。为解决保护与测量电流对采集量程的要求不同而引起的精度问题，线路保护装置的保护和测量电流回路分别采用了两组变换器，保护电流变换器的满度值为20In，而测量电流变换器的满度值为1.1In。这样，10 kV的线路保护装置既可以在出口三相断路时迅速动作，又可以保证单装置的测量精度不低于0.5级，从而保证综合精度达到1.5级的实用化验收指标。保护装置的跳合闸控制回路和保护的跳合闸回路在操作箱的前级采用不同的出口，同时，在装置中设计有简易的操作回路，从而保证了保护装置功能的完整性。10 kV线路保护装置同时还承担分散式低频减载功能和接地选线功能中的30和30相量的采集功能，从而保证分散安装时电缆连线最少。10 kV保护装置的调试非常简单，设有自动的零漂及刻度自校准功能。
2.3 110 kV及以上的线路及元件采用保护与测量、控制功能独立的原则
110 kV及以上电压等级采用了保护与测控独立配置的原则。为此，设计了适合于高压线路测控的CSI200B装置。该装置通过了电力部电力设备及仪表质检中心的远动终端产品入网认证。该装置不但具有较高的测量精度，而且在控制方面也很有特色，可以通过逻辑编程实现本间隔的防误操作闭锁，还可以同CSC2000系统中的五防监控后台配合，完成类似LSA678系统中8TK的功能。另外，在CSI200B中，还设计有采集电能计量脉冲的功能。
2.4 采用现场总线的通信连接方式
在CSC2000系统中，始终坚持现场总线的设计原则。在多年使用串行通信的过程中，我们发现，简单依靠一些求和校验、确认应答，是很难保证大流量的数据通信的；另外，信息报送的优先级控制也非常困难。而现场总线的成熟开发商，例如ECHLON，则已经在完善通信机制方面做了大量的工作，直接利用这些成果，无疑是非常合理的选择。在改进的系统中，新系统的画面响应速度、遥测刷新、遥信刷新等指标全面达到并超过了部颁的标准。
2.5 计算机辅助调试界面和网络调试手段
计算机化、网络化的人机对话是综合自动化系统的特色之一，是综合自动化系统区别于常规“四遥”系统的重要特征。CSC2000综合自动化系统的所有微机装置都具有良好的计算机调试接口，所有的保护装置都支持网上调试，随着运行人员习惯的变化，这一特点将会日益得到用户的认同。
3 系统部分的构成
3.1 网络的构架
新塘变电站综合自动化系统的网络分两层，即间隔层和主站通信层。间隔层采用ECHLON公司的LonWorks网络构成，它是全站的实时数据交换通道。220 kV及主变部分为增加通信的可靠性采用双网络配置，而110 kV及10 kV部分采用单网络。由于所有主站设备集中布置，所以网络媒介选择接线方便的屏蔽双绞线。所有前置的保护单元及测控单元均有独立的网络芯片提供完整的通信支持。在主站端，采用基于ISA总线的并行网络通信卡PCLTA。在这样的网络结构中，没有类似于前置机的网络通信“瓶颈”，从而最大可能地保证了通信的可靠性，同时，也大大提高了网络的处理能力和响应速度。
系统的变电站层，设置有3种类型的主站：当地监控主站、远动主站和功能主站，分别完成当地监控、RTU模拟和网络调试、接地选线和VQC等功能，主站之间通过以太网连接，以实现信息共享。
3.2 当地监控
新塘变电站当地监控主站是在引进PC SOFT公司的WIZCON监控平台的基础上开发完成的，并进行了WIZCON软件平台的二次开发，完成了WIZCON软件平台上的通信驱动、历史数据管理、报表生成系统、实时报警系统的改进设计。
新塘变电站的当地监控主站配置有2台PⅡ—266工业控制计算机，每台计算机配有彩色显示器、1个双通道PCLTA卡、1个单通道PCLTA—10卡、1个以太网卡，两台计算机之间通过以太网相连接，完成双机之间的热备用功能。如果需要采用集中控制形式，可以通过光纤通道，直接将其中一台计算机置于远方。有一台LQ1600KⅡ针式打印机作为实时信息及报表的输出设备。
当地监控主站工作于Windows NT系统下，采用多线程结构，运行稳定、可靠，维护方便。该系统的图形界面、告警分类、操作分级等方面的设计工具十分强大，可以根据运行人员的要求灵活定义报警提示窗风格、报表格式等。
3.3 远动主站
远动主站的功能是将当地LonWorks网络信息以标准CDT，N4F，DNP3.0，1801，870—5，8890等规约形式传递到调度端。远动主站用工业控制级的PC机作为硬件平台，资源得到了大幅度的扩展，具有快速的信息处理能力；除此之外，在这个主站中，还设计有大容量的前置库和远动库，可以很好地缓冲上行的数据，从而确保了信息的完整性。新塘变电站根据用户的要求，共设有4台P200工业控制计算机、1个双通道的PCLTA网卡、1个单通道的PCLTA网卡。4台P200工业控制计算机通过一个共享器共用一台显示器和一个键盘。
3.4 工程师站及录波后台
设有1台专门的PⅡ—266工业控制计算机作为录波及工程师站，并配置有1个双通道的PCLTA网卡、1个录波数据接收网卡。在这台计算机上，正常运行故障录波接收软件，用于接收所有分散式的录波插件所发送的故障录波信息。所有110 kV线路保护装置、220 kV线路保护装置及主变保护中均设有分散式录波单元，它们带有各自独立的LonWorks网络接口，通过LonWorks网络以总线的形式接入录波后台数据接收网卡，经网卡由计算机接收。
同时，还设有故障录波分析软件，用于事故后对所记录的数据进行分析。该分散式录波系统的故障数据采用IEEE标准格式存放，可以由符合此格式的其他分析软件进行分析或用于故障再现。
当保护工程师进站调试时，可以运行工程师站后台软件，完成调阅保护的历史报告、采样数据、核查保护版本号、核查保护定值等项工作。当配上Modem和相应的支持软件后，该主站支持远方操作。
3.5 接地选线及VQC主站
实现综合自动化信息共享的目标之后，一些原来需要大量电缆接线的功能就可以方便地在网络上实现，例如电压无功综合控制及接地选线功能。
本站设有1台PⅡ—266的一体化工业控制计算机来充当网络功能主站，该计算机配有1个双通道的PCLTA网卡。整个接地选线系统由3V0量测单元、10 kV线路保护装置及功能主站3个部分按照“测控采集、主站判别”的原则构成，没有添加任何专门的电缆接线。
VQC功能的实现相对于接地选线来说较为复杂，它由主变四侧模拟量测量装置CSD22A、主变间隔断路器控制单元CSI301A、电容器保护装置CSP215A及主站构成，整个控制过程如下：
a. CSD22A将实时采集的主变高压侧电流电压、有功无功及中压侧的电压值送到网络上；
b.VQC主站根据所接收到的信息计算高压侧功率因数，联合中压侧的电压值判断目前运行的区域（采用九区图判据）；
c.如果运行的区域不处于正常区域，则向CSI301A发送调节分接头命令或向电容器保护发送投切命令。
接地选线及VQC功能主站，配有液晶显示屏及良好的人机界面，不但在运行时可以用于监视，而且还可以进行一系列的置数试验，从而方便了调试。
3.6 数据库定义及维护工具
长期以来，CSC2000综合自动化系统的数据库维护都采用专业维护的界面，用户自行扩展系统比较复杂，为此，在改进的CSC2000综合自动化系统中，专门设计了一个数据库维护工具软件，利用此软件，用户可以自行完成当地监控、远动主站、VQC主站的数据库维护工作。
该数据库维护软件采用面向间隔的设计方法，厂家事先在软件中输入所有的装置信息，用户只需根据组屏设计图纸和电缆施工图确定量名及地址，就可以自动生成各个主站所需的数据库定义。经过一段时间的学习，用户就可以完全自行组建CSC2000综合自动化系统。
目前，该维护工具已经在当地监控后台上成功地得到了应用，新塘变电站的当地监控系统就是用这套工具自动生成的。
3.7 系统的对时
CSC2000综合自动化系统的对时有两种解决方案：一种为调度端对时；另一种为站内GPS对时。经过综合比较，推荐采用GPS站内对时方案，并被新塘变电站采用。
4 结语
CSC2000系统的再开发完成后，开发人员对系统在厂内和现场进行了测试，该系统的各项指标均达到并超过了国家标准“地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13730—92”及“远动终端通用技术条件GB/T 13729—92”，所有指标均达到四方公司的企业内部标准，在测量精度、画面响应时间、状态量更新时间、遥测量更新时间等方面指标相对于部颁标准有很大的提高。1998年12月27日，该系统在新塘变电站顺利投入正式运行。
参考文献
［1］杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势.电力系统自动化，1995，19（10）
