随着电力体制改革的进一步深化与电网的迅速发展，无人值班变电站也迅速发展以至成为当今变电站的主要模式。与此同时，作为无人值班变电站的基础，变电站综合自动化技术在电网中的作用也显得日趋重要。但由于设计、运行、维护和质量等方面的原因，综自设备引发的事故，也严重地威胁着电网的安全稳定运行，务必引起高度关注。
1几次典型故障
(1)2003-06-13T10:15,长沙局220kV芙蓉变电站在查找直流接地时出现110kV3台开关(512，514冷备用，520热备用)同时误合；2003-07-29T11:43，110kV540开关(II，IV分段开关)误跳。经调查，故障原因是综自设备运行环境温度超标，导致装置运行不稳定，误合(跳)断路器。
(2)2003-07-15T21:09，芙蓉变电站2号主变冷却器全停启动跳三侧断路器，1，2号站用变跳闸。但长沙局无人值班监控站没有发现芙蓉变电站2号主变跳闸，1h后，由长沙局值班调度员发现。经调查,冷却器全停故障信号没有作为事故信号引入监控站。
(3)2005-12-06，220kV芙蓉变电站1号主变三侧断路器跳闸，检查发现1号主变第5组冷却器风扇电机运行中发生对地绝缘故障，由于分段保险失配，造成1号主变冷却系统Ⅰ，Ⅱ段电源空气开关12ZK(63A)跳开，致使1号主变冷却系统全停。由于调度自动化系统CC-2000系统前置机死机，引起通道故障，冷却器全停信号无法及时告警，致使1号主变在冷却器全停1h后跳闸。
(4)2005-09-08，220kV王家坪变电站6143刀闸非正常动作，由合位到分位，当时6143刀闸断开的是短线路小环网电流，非常侥幸没有构成相间短路的严重事件。刀闸在运行中自动断开，一般构成相间短路，烧坏设备，后果是相当严重的，尤其是母线刀闸，将构成母线故障，是严重的不安全事件。通过事故调查分析认为，6143刀闸分闸的原因是614测控单元误发指令。
(5)2003-01-26，野鸭坡变电站502开关因测控单元故障跳闸。
(6)1999-03-26T10:13,110kV会龙山变电站2号主变误跳,原因是遥控执行屏小继电器存在问题。
2事故暴露的主要问题
2.1综自设备运行温度问题
按照运行规程规定，微机保护装置应在室温5～30℃下运行，超出此范围必须装设空调。而现在设计的一些室内变电站，空调一般只装设于主控室和10kV室。对于芙蓉变电站这种采用分散分布式综合自动化系统结构的变电站，由于其数据采集、监控以及保护单元一般就地分散安装在开关柜或其他一次设备附近(芙蓉变电站高压侧断路器测控、保护装置装设在GIS室内)，在夏季高温时节，设备运行环境温度超标(芙蓉变电站GIS室在未装空调时室温超过45℃)引起故障。
2.2监控系统问题
作为无人值班变电站的眼睛与耳朵,一旦监控系统出现问题，就有可能产生严重的后果。芙蓉变电站2次由于冷却器全停造成主变停运的故障，其共同点就在于都是由于监控系统未能将冷却器全停信号上传至监控中心，使故障没有及时被发现和处理。2003年的故障反映出：监控系统设计时不规范，导致主变非电量保护跳闸信号没有引入事故信号；2005年的故障反映出：CC-2000自动化系统容易引起前置机死机，导致通道故障，没有监控信号。
2.3前置机的稳定性问题
在变电站综合自动化系统中,前置机充当站内的保护、测量、控制及通信装置与变电站运行人员之间的接口,它能正确及时地转换和传输变电站的运行状态信息以及运行人员的控制命令,是整个系统正常运行的前提,地位重要。因此,可靠性是前置机的首要指标。
变电站正常运行时,站内的保护及测量等装置只是定时上送遥测、遥信报文。而这些报文处理较简单,因此在正常运行时前置机的工作负载较小,实时性的要求也相对较低,对资源的要求就比较有限。但在发生故障时,有可能会引起多个装置一起上送报文,其处理过程比较复杂,而且这些报文相对于遥测及遥信报文有较高的优先级,必须迅速、准确地将故障信息上传,这就使得前置机的工作负载较正常运行时大大加重。若是前置机负载水平不能合理平衡，就可能因过载而死机，出现类似于芙蓉变电站2005年故障的情况。同时，感染病毒、前置机维护不当也是死机的可能原因。
2.4综自设备校验问题
从目前的情况来看，自动化人员对变电站内设备的维护还不到位，也没有测控装置的校验规程。一般只对继电保护及自动装置进行校验，而大多数测控装置只进行了整组传动试验，导致一些问题无法在定期校验中发现。如220kV王家坪无人值班变电站的测控单元没有采取有效的闭锁措施的问题，野鸭坡变电站测控装置问题，会龙山变电站遥控执行屏小继电器问题等，如果对测控装置进行了详细校验，都应该可以避免。特别是现在的一些测控装置，内部可以整定所发出的开出量(跳闸量、闭锁量等)的保持时间，对这样的装置应编制校验规程，进行全面的校验，而不是只进行整组传动。
2.5时间问题
在以上事故调查中发现保护系统、事件系统、录波系统时间记录不统一，对故障的分析极为不利。
3措施与建议
(1)无人值班变电站应按照国家对电子设备运行环境要求进行设计，设计时应考虑夏季高温满载的运行条件，确保电子设备的安全运行。事实证明，220kV芙蓉变电站经过加装空调改善环境温度后，没有再发生开关误合和误跳的故障。
(2)无人值班信息必须规范，开关跳闸信号必须接入监控系统，从技术上保证无人值班变电站反映的信息让监控中心值班人员能够易发现、易判断、易处理。
(3)要重视调度自动化系统(包括变电站自动化系统)的维护工作,对系统的各项监测量和监控量进行定期检测和校核，定期检查监控系统的运行工况，做好UPS装置和GPS对时系统的维护工作，及时进行软硬件设备的升级换代和功能完善工作，确保计算机监控系统经常处于良好的运行状态。为防自动化系统的病毒感染，禁止在变电站后台机上网或装软件玩电子游戏。
(4)完善计算机监控系统控制输出软硬件闭锁逻辑功能。一是在软件方面，增加严格的控制输出闭锁，杜绝非正常情况下或非法数据引起的控制输出；二是在硬件方面，在控制输出回路增加硬件闭锁逻辑；三是在异常监视方面，增加异常数据的监视逻辑，为事故分析工作提供可靠依据。
(5)严格执行“新建变电站防误装置应优先采用单元电气闭锁回路加微机五防的方案”的规定，建议无人值班变电站应完善单元电气闭锁回路。一是实现隔离开关与断路器实现闭锁，将断路器的常闭接点接入隔离开关的操作回路;二是隔离开关与接地刀闸实现闭锁，将接地刀闸的常闭接点接入隔离开关的操作回路。已运行的变电站应逐步进行改造。
(6)要加强地区监控中心工作站的运行监控工作，对预告信号要认真分析，对严重影响运行的预告信号应做好危险点分析，对监控的设备定期进行巡检，及时发现设备异常状态。
(7)变电站自动化系统(包括测控单元、遥控继电器及相关二次回路)必须制定检验规程，明确检验项目、周期、责任部门，加强定期检验和技术监督。
(8)加强电网现有设备时钟系统的运行维护和对时管理,制定相关制度,将相关二次系统时钟同步情况纳入设备的日常巡视范围，发现问题及时处理，保证系统时钟不出现明显偏差,确保电网故障后相关系统提供的分析数据时序正确。
1几次典型故障
(1)2003-06-13T10:15,长沙局220kV芙蓉变电站在查找直流接地时出现110kV3台开关(512，514冷备用，520热备用)同时误合；2003-07-29T11:43，110kV540开关(II，IV分段开关)误跳。经调查，故障原因是综自设备运行环境温度超标，导致装置运行不稳定，误合(跳)断路器。
(2)2003-07-15T21:09，芙蓉变电站2号主变冷却器全停启动跳三侧断路器，1，2号站用变跳闸。但长沙局无人值班监控站没有发现芙蓉变电站2号主变跳闸，1h后，由长沙局值班调度员发现。经调查,冷却器全停故障信号没有作为事故信号引入监控站。
(3)2005-12-06，220kV芙蓉变电站1号主变三侧断路器跳闸，检查发现1号主变第5组冷却器风扇电机运行中发生对地绝缘故障，由于分段保险失配，造成1号主变冷却系统Ⅰ，Ⅱ段电源空气开关12ZK(63A)跳开，致使1号主变冷却系统全停。由于调度自动化系统CC-2000系统前置机死机，引起通道故障，冷却器全停信号无法及时告警，致使1号主变在冷却器全停1h后跳闸。
(4)2005-09-08，220kV王家坪变电站6143刀闸非正常动作，由合位到分位，当时6143刀闸断开的是短线路小环网电流，非常侥幸没有构成相间短路的严重事件。刀闸在运行中自动断开，一般构成相间短路，烧坏设备，后果是相当严重的，尤其是母线刀闸，将构成母线故障，是严重的不安全事件。通过事故调查分析认为，6143刀闸分闸的原因是614测控单元误发指令。
(5)2003-01-26，野鸭坡变电站502开关因测控单元故障跳闸。
(6)1999-03-26T10:13,110kV会龙山变电站2号主变误跳,原因是遥控执行屏小继电器存在问题。
2事故暴露的主要问题
2.1综自设备运行温度问题
按照运行规程规定，微机保护装置应在室温5～30℃下运行，超出此范围必须装设空调。而现在设计的一些室内变电站，空调一般只装设于主控室和10kV室。对于芙蓉变电站这种采用分散分布式综合自动化系统结构的变电站，由于其数据采集、监控以及保护单元一般就地分散安装在开关柜或其他一次设备附近(芙蓉变电站高压侧断路器测控、保护装置装设在GIS室内)，在夏季高温时节，设备运行环境温度超标(芙蓉变电站GIS室在未装空调时室温超过45℃)引起故障。
2.2监控系统问题
作为无人值班变电站的眼睛与耳朵,一旦监控系统出现问题，就有可能产生严重的后果。芙蓉变电站2次由于冷却器全停造成主变停运的故障，其共同点就在于都是由于监控系统未能将冷却器全停信号上传至监控中心，使故障没有及时被发现和处理。2003年的故障反映出：监控系统设计时不规范，导致主变非电量保护跳闸信号没有引入事故信号；2005年的故障反映出：CC-2000自动化系统容易引起前置机死机，导致通道故障，没有监控信号。
2.3前置机的稳定性问题
在变电站综合自动化系统中,前置机充当站内的保护、测量、控制及通信装置与变电站运行人员之间的接口,它能正确及时地转换和传输变电站的运行状态信息以及运行人员的控制命令,是整个系统正常运行的前提,地位重要。因此,可靠性是前置机的首要指标。
变电站正常运行时,站内的保护及测量等装置只是定时上送遥测、遥信报文。而这些报文处理较简单,因此在正常运行时前置机的工作负载较小,实时性的要求也相对较低,对资源的要求就比较有限。但在发生故障时,有可能会引起多个装置一起上送报文,其处理过程比较复杂,而且这些报文相对于遥测及遥信报文有较高的优先级,必须迅速、准确地将故障信息上传,这就使得前置机的工作负载较正常运行时大大加重。若是前置机负载水平不能合理平衡，就可能因过载而死机，出现类似于芙蓉变电站2005年故障的情况。同时，感染病毒、前置机维护不当也是死机的可能原因。
2.4综自设备校验问题
从目前的情况来看，自动化人员对变电站内设备的维护还不到位，也没有测控装置的校验规程。一般只对继电保护及自动装置进行校验，而大多数测控装置只进行了整组传动试验，导致一些问题无法在定期校验中发现。如220kV王家坪无人值班变电站的测控单元没有采取有效的闭锁措施的问题，野鸭坡变电站测控装置问题，会龙山变电站遥控执行屏小继电器问题等，如果对测控装置进行了详细校验，都应该可以避免。特别是现在的一些测控装置，内部可以整定所发出的开出量(跳闸量、闭锁量等)的保持时间，对这样的装置应编制校验规程，进行全面的校验，而不是只进行整组传动。
2.5时间问题
在以上事故调查中发现保护系统、事件系统、录波系统时间记录不统一，对故障的分析极为不利。
3措施与建议
(1)无人值班变电站应按照国家对电子设备运行环境要求进行设计，设计时应考虑夏季高温满载的运行条件，确保电子设备的安全运行。事实证明，220kV芙蓉变电站经过加装空调改善环境温度后，没有再发生开关误合和误跳的故障。
(2)无人值班信息必须规范，开关跳闸信号必须接入监控系统，从技术上保证无人值班变电站反映的信息让监控中心值班人员能够易发现、易判断、易处理。
(3)要重视调度自动化系统(包括变电站自动化系统)的维护工作,对系统的各项监测量和监控量进行定期检测和校核，定期检查监控系统的运行工况，做好UPS装置和GPS对时系统的维护工作，及时进行软硬件设备的升级换代和功能完善工作，确保计算机监控系统经常处于良好的运行状态。为防自动化系统的病毒感染，禁止在变电站后台机上网或装软件玩电子游戏。
(4)完善计算机监控系统控制输出软硬件闭锁逻辑功能。一是在软件方面，增加严格的控制输出闭锁，杜绝非正常情况下或非法数据引起的控制输出；二是在硬件方面，在控制输出回路增加硬件闭锁逻辑；三是在异常监视方面，增加异常数据的监视逻辑，为事故分析工作提供可靠依据。
(5)严格执行“新建变电站防误装置应优先采用单元电气闭锁回路加微机五防的方案”的规定，建议无人值班变电站应完善单元电气闭锁回路。一是实现隔离开关与断路器实现闭锁，将断路器的常闭接点接入隔离开关的操作回路;二是隔离开关与接地刀闸实现闭锁，将接地刀闸的常闭接点接入隔离开关的操作回路。已运行的变电站应逐步进行改造。
(6)要加强地区监控中心工作站的运行监控工作，对预告信号要认真分析，对严重影响运行的预告信号应做好危险点分析，对监控的设备定期进行巡检，及时发现设备异常状态。
(7)变电站自动化系统(包括测控单元、遥控继电器及相关二次回路)必须制定检验规程，明确检验项目、周期、责任部门，加强定期检验和技术监督。
(8)加强电网现有设备时钟系统的运行维护和对时管理,制定相关制度,将相关二次系统时钟同步情况纳入设备的日常巡视范围，发现问题及时处理，保证系统时钟不出现明显偏差,确保电网故障后相关系统提供的分析数据时序正确。