变电站监控系统简述

变电站监控系统是由测量系统、控制系统、中央信号系统、通信系统、监控对象及运行值班人员组成。其主要任务是利用测量系统、中央信号系统、控制系统等二次系统设备，对变电站的主变压器、断路器、隔离开关、互感器及电抗器等一次电气设备的运行状态进行监视，记录相关的运行参数，并对一次电气设备的异常、事故运行状态实现自动报警；另外，还对变电站内的一次电气设备进行必要的调整和控制操作，保证变电站安全稳定地运行，以满足供电质量的要求。

一、变电站监控系统的发展概况

监控系统在变电站中的地位和作用非常重要。由于不断地采用新技术和新自动化设备，使得变电站监控系统经历了常规监控、远动终端监控以及微处理器监控三个发展阶段。

（一）变电站常规监控系统

变电站一次回路和一次电气设备的电流、电压、温度、功率及频率等信息经传感器变换后，由控制电缆把以上信息输送至控制室内的控制屏、台及继电保护屏上，并通过测量仪表直接显示运行参数信息，并依靠分立元件组成的保护装置自动判别一次回路的运行状态。保护装置输出的逻辑信息再送至至中央信号装置，发出相应灯光、音响信号。运行值班人员根据测量仪表和灯光、音响信号以及由远动通信设备传输的调度指令信息，识别变电站内一次回路及一次电气设备的运行状态，做好事故处理工作。因此，变电站常规监控系统是以运行值班人员为核心，对各种信息进行归总、判断，对一次电气设备进行控制和调整，这不可避免地存在以下问题：

1.信息变换方面的问题

互感器是把变电站一次回路高电压、大电流变换成二次回路的低电压、小电流信息的主要电气设备。由于互感器存在着测量误差，各种测量仪表也存在计量误差，所以信息变换过程产生误差是不可避免。

2.信息传输方面的问题

变电站正常运行时，常规的保护装置、测量仪表输入的二次回路电压不超过100V，二次回路电流不超过5A，控制回路的电压为直流110或220V。这些电气量通过控制电缆传输，由于电缆本身有电阻，要产生电压降，要产生功率损耗，所以在电缆的输入与输出端，被传输的电气量存在误差；另外，这种模拟量信息传输方式，其传输距离也受到限制。

3.信息处理方面的问题

变电站常规监控系统的各种信息是由运行值班人员来处理的。人的视觉和听觉存在着一定的局限性，对信息的识别、判断必然产生误差；人对信息的处理速度和能力有限，若变电站进出回路数及一次设备较多，信息量较大，尤其在事故处理时，在较短时间内很难作出正确的判断；另外，运行值班人员自身素质（文化水平、实际经验等）也影响信息的处理质量。

4.监控设备的安全性、可靠性方面的问题

变电站监视用的测量仪表普遍选用指针式仪表，工作原理为电磁原理，其组成结构比较复杂；另外，各种控制、中央信号及继电保护回路采用常规的二次设备，接线也比较复杂。所以，监控设备的安全性、可靠性不高。

5.数据信息的实时性方面的问题

为了保证变电站的安全稳定地运行，必须及时了解变电站一次回路和一次电气设备的运行信息。常规变电站由于远动功能不全，其监控系统不能向调度控制中心提供实时的运行信息。另外，变电站依靠传感器采集的信息误差大、信息量不完整，所以调度控制中心对变电站无法进行实时遥调、遥控等操作，常规监控系统实时性不高。

6.监控设备占地面、维护工作量方面的问题

变电站常规监控系统一般采用强电一对一的控制方式，监控设备电压等级高，设备外形尺寸也大，每一个一次设备对应一套监控屏、台，监控设备多，设备占地面大。监控设备又没有自检功能，受运行环境的影响较大，监控设备又多，所以设备维护工作量大。

随着变电站容量的增大，电压等级的不断提高，需要运行值班人员监视和处理的信息量也加大，变电站监控系统发展到第二阶段。

（二）变电站远动终端监控系统

通过远动终端（RTU）设备对变电站的数据信息（模拟量、开关量和脉冲量）进行集中采集与处理。按约定的通信规约，将变电站的实时数据信息远传至上级调度控制中心，完成数据通信任务。RTU也可以接收上级调度控制中心下发的指令信息，对变电站的指定一次设备进行遥调、遥控等操作。另外，RTU兼当地功能，实现变电站的画面显示、数据打印、越限报警、事件顺序记录功能；还能对通信信道自动监视等功能。

这种监控系统的设备采取集中组屏方式，通过控制电缆将现场遥测、遥信、遥调及遥控信息引至主控楼的远动机房或主控楼变送器屏上。上级调度对变电站的遥调、遥控指令信息，通过点对点远动通信方式下传给站内RTU，RTU经过校核、处理再下传给现场执行机构，达到远方控制的目的。变电站的监视和控制仍通过常规仪表屏、控制台等设备来完成，即变电站的控制与操作采用常规方式。远动终端的采用，使变电站监控系统具有遥控、遥测、遥信及遥调功能基本功能。

随着电力电子技术、通信技术、网络技术以及计算机技术在电力系统中的应用，变电站监控系统发展到第三阶段。

（三）变电站微机监控系统

将微型计算机应用到变电站监控系统中，就形成了变电站微机监控系统。微处理器的应用可以分为四种形式。

1.微型计算机应用于变电站的测量和信号系统

微型计算机能够把变电站各一次回路的电流、电压、功率、温度等模拟量，以及断路器、隔离开关、继电保护、自动装置的出口继电器节点等开关量状态的信息，随时存入微型计算机的存储器中，能按事件发生的顺序，将系统和设备情况的准确信息显示在屏幕上，或以文字形式打印出来，使变电站的测量和信号系统具有以下特点：

（1）把原来分散的、利用指针仪表来反映模拟量信息变化方式，变为集中的、采用数字显示方法显示被测量量的大小，从而使运行值班员接受信息的准确性提高了。

（2）把原来分散的、用信号灯、光字牌或信号继电器来显示的信息，变为集中在CRT屏上显示的或者打印在纸上的文字信息，使信息内容直观准确。

（3）以人不能达到的分辨率（分辨率为5ms），将事件发生时的各种信息，按其时间顺序记录下来，供事故分析和事故处理使用。

（4）改变了值班人员的监视方式。由原来对控制屏的监视，变为对CRT屏幕的监视，使监视面大为缩小。在正常运行时，值班人员可以根据需要准确、及时地获取变电站运行状况的各种信息；发生事故时，事件记录器会自动记录变电站各电气量和非电气量的变化，以及各开关量的动作情况，并以文字形式打印出来，为值班人员准确地处理事故提供可靠的依据，因而也就提高了变电站监控工作的可靠性。

2.变电站设置具有监视和控制功能的计算机以辅助工作

监视和控制功能的计算机以辅助工作简称CASC（Computer Aided Supervisory Control）系统。该系统具有监视、操作、防止误操作、记录、接线方式修改等功能。在信息的传输上采用了通信电缆和光缆并用的方式。在变电站整个监控系统中仍然是以人为主。

3.变电站配置以监视和控制为核心的计算机系统

监视和控制为核心的计算机系统简称CBSC（Computer Based Supervisory Control）系统。CBSC系统具有如下特点：

（1）在CRT屏上通过光笔或操作计算机键盘、鼠标进行人机对话，实现远方操作、调整和系统的修改。

（2）在信息传输上采用双回路的电缆，以实现信息的高质量的传输。

（3）在500kV和220kV开关站的单元控制室，设置计算机的终端装置，用来实现模拟量和开关量信息的采集和变换。主机装在变电站的控制室，以主机和远动终端联系的方式，代替在站内装设近距离远动装置来传输信息的方式。

（4）为提高可靠性，采用双总线结构。总线和设备总线接口均为双套，一些重要的设备都设置冗余或备份。CBSC系统简化了装置接线，使监控装置的体积比原来缩小了1/3。

CBSC系统具有如下基本功能：

（1）监视功能。监视主要是对各种开关量的变位情况和运行参数的监视。通过对开关量的变位监视，运行值班员能及时了解断路器、隔离开关及有载调压变压器的分接头的位置情况，以及继电保护和自动装置的动作情况；通过对运行参数的监视，掌握变电站一、二次设备的运行状态，当发生异常运行时，自定越限报警。监视结果有三种输出方式，即CRT屏显示、打印输出和音响报警方式。

（2）操作及防止误操作功能。在CRT屏上，利用光笔和鼠标器对断路器、隔离开关及有载调压变压器的分接开关进行操作控制，按倒闸操作票的顺序进行自动或半自动的日常操作，以及事故后的恢复操作。

按照倒闸操作顺序，在模拟机上或智能模拟屏进行模拟操作；现场检修作业时，在CRT屏上显示接地线的位置及其他防止误操作措施。

（3）显示和记录功能。在CRT屏上，显示由断路器、隔离开关等一次设备组成的电气主接线、运行参数及各种仿真图形等状态信息。对产生的事故原因进行分析，将事故发生的时刻，事故设备名称，事故主要原因，事故前后潮流变化等内容向打印机和CRT输出。并将发生的历史事件分类汇编，存储在历史存储器中，或者由打印机输出。

（4）修改功能。随着变电站的扩建和设备的更换，对计算机内存储器的原始数据进行修改，并进行修改后的校验。

（5）远动通信功能。将变电站的运行信息远传给上级调度中心，也可以接受调度指令。

4.变电站的全部信息处理都由微机保护以及监控主机组成的监控系统承担

这种形式的监控系统，使变电站不再设经常性运行值班人员。微型计算机按照程序、随时输入的各种数据以及调度中心发来的指令，进行逻辑判断，并发出各种操作命令，保证变电站的正常运行和事故处理工作的正确性。在每次操作之后，将操作结果通过远动装置传送到调度中心。变电站的正常监视和控制以微型计算机为主，运行值班员只是对变电站的设备进行定期维修、计算机系统调试及安全等其他辅助工作。所以，微型计算机的应用，使变电站监控系统在功能和可靠性等诸方面都得到完善和提高。

二、变电站微机监控系统的功能

变电站微机监控系统应能取代常规的测量系统（变送器、录波器、指针式仪表等）、常规的操作方式（操作盘、模拟盘、手动同期及手控无功补偿等装置）、常规的信号报警装置（中央信号系统、光字牌等）常规的电磁式和机械式防误操动闭锁装置及常规远动装置等。变电站的正常监视和控制以微型计算机监控系统为主，以人为辅的方式。微机监控系统应具备如下基本功能。

（一）数据采集与处理

采集变电站实时运行数据和设备运行状态信息。数据采集包括模拟量、开关量、脉冲量和数字量的采集；将采集到的数据信息去伪存真，并存储于数据库供监控主机使用。

1.模拟量的采集与处理

（1）模拟量的采集。变电站采集的模拟量包括母线三相电压、频率；线路三相电流、三相电压、有功功率和无功功率；馈线三相电流和有功功率；主变压器高压侧三相电流、有功功率、无功功率和主变压器的上层油温；补偿电容器组的三相电流、无功功率和功率因数；直流母线电压、直流充电设备的输出电流和电压、蓄电池组充放电电流；UPS母线电压和输出电流；站用电变压器三相电压、三相电流和功率等。

采集方式包括扫描和越阀值方式。扫描方式是指在每一扫描周期对模拟量采集更新一次，并存入数据库。而越阀值方式是指对每个模拟量设定一个阀值（限值），将变化量大且大于阀值的模拟量存入数据库。

（2）模拟量的处理。主要包括对采集的模拟量进行数字滤波、二进制数与十进制数转换、数据计算（依据采集的各回路电压u和电流i瞬时值，计算出电压与电流的有效值、有功功率、无功功率、电能量及负荷率等）报表生成、更新历史数据库及数据越限分析。

2.开关量的采集与处理

（1）开关量的采集。变电站采集的开关量包括断路器的位置信号、隔离开关的位置信号、有载调压变压器分接头的位置信号、微机保护及自动装置动作信号、运行告警信号及事件顺序记录等。

对于断路器的位置信号，采用中断输入方式或快速扫描方式，使计算机对断路器变位信息的分辨率控制在5ms之内；隔离开关和分接头位置等信息可以采用定期查询方式读入计算机。而微机保护的动作信息通过串行口或局域网络通信方式输入计算机，这样可节省大量的信号连接电缆，也节省了数据采集系统的I/O接口电路，从而简化了硬件电路。

（2）开关量的处理。主要包括对开关量变位类型（断路器、隔离开关）、性质（断路器因事故还是正常变位、告警方式）判别；处理后的开关量信息输出（显示、打印、更新历史数据库等）。

3.脉冲量的采集与处理

（1）脉冲量的采集。变电站采集的脉冲量一般来自脉冲电能表或电度变送器输出。采集的脉冲量在硬件接口上与开关量一样经光电隔离后输入到微型机系统，脉冲量的幅值电流为4～20mA、电压为0～10V。

（2）脉冲量的处理。主要是保存上次采样电能量值，计算出本次采样电能量值（波峰、波谷时段电度量值），并将计算结果存入实时和历史数据库。

在监控系统中，根据采集的各回路电压u和电流i瞬时值，采用软件算法，也可以计算出主变压器和各回路的有功电能量和无功电能量。另外，采用数字式电能表输出的数字量进行电能计量。

4.数字量的采集与处理

数字量主要是指采集变电站内微机保护或微机自动装置的信息。一般包括微机保护发送的测量值及定值、动作信息、故障波形等；全球定位系统（GPS）信息；电能计费系统输出的电能量等。

（二）运行监视功能

变电站运行监视的主要内容是变电站的模拟量的数值、开关量的状态、报警信号、开关操作、切换操作、微机保护与自动装置及通信网络等。

当变电站运行异常或事故时，监控系统能及时在当地或远方发出报警信号，并在CRT屏上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时可将运行异常或事故信息打印输出和存储。

报警方式主要有自动推出画面报警、音响提示（语音或可变频率音响）、闪光报警等。

（三）控制及安全操作闭锁功能

操作人员可通过计算机键盘和鼠标对断路器、隔离开关等电气设备进行分闸、合闸操作；对有载调压变压器分接头进行调节操作；对电容器组进行投、切操作，既能实现就地控制，也能实现远方遥控操作。所有的控制操作都能实现就地和远方、自动和手动相互闭锁，保证操作安全。

操作闭锁的内容包括断路器与隔离开关的操作闭锁；隔离开关与其接地刀闸的操作闭锁。安全操作闭锁的方法有一次设备的“五防电气或机械操作”闭锁（“五防”功能是指防止带负荷拉、合隔离开关；防止误入带电间隔；防止误分、合断路器；防止带电挂接地线；防止带地线合隔离开关）、CRT屏幕操作闭锁（监控系统设置专用操作密码，使各级调度员、运行值班员、系统维护员和一般人员按不同的操作权限进行操作。只有输入正确的操作口令和监护口令才有权进行操作控制）和软件程序。

（四）打印和记录功能

1.打印功能

打印分为定时、召唤和随机打印方式。

对于有人值班的变电站，监控系统可以配备打印机，完成以下打印记录功能：①定时打印报表和运行日志；②开关操作记录打印；③事件顺序记录打印；④越限打印；⑤召唤打印；⑥抄屏打印；⑦事故追忆打印。

对无人值班变电站，可不设当地打印功能，变电站的运行报表集中在控制中心打印输出。

2.数据与运行状态记录

记录采用打印输出及存入实时数据库和历史数据库方式，对采集的变电站一次系统数据与运行状态（开关类设备、主变压器、互感器）、运行管理信息及监控系统的运行状态等信息进行记录。(https://www.xing528.com)

3.事故顺序记录

事故顺序记录是指发生事故时，对变电站的微机保护、自动装置、断路器等动作的先后顺序的自动记录。记录事件的时间分辨率精确到毫秒级。记录的报告可在CRT屏上显示和打印输出，为事故分析、继电保护和自动装置评价以及断路器的动作情况提供技术资料。

4.事故追忆功能

事故追忆记录用于分析在事故前后的一段时间里，重要实时参数在特定时刻的变化情况，并存入事故追忆表中，按用户要求打印输出，便于事故分析。事故追忆表的容量能记录事故前1min至事故后5min全站的模拟量，追忆的时间越长，需要追忆表的容量越大。事故追忆表由事件或手动产生，可以根据不同的触发条件选择必要的模拟量进行记录，并且当数个事件同时发生，不影响数据记录的可靠性，系统至少应能同时存放有限个事故追忆表。

事故追忆一般可以在CRT上显示或以召唤方式打印输出。

5.故障波与测距功能

110kV及以上的输电线路距离长、发生故障几率大。输电线路发生故障时，必须尽快查出故障点，以便缩短停电时间，提高电力系统供电的可靠性；记录故障时各相电流、电压序分量大小与变化波形、保护及自动重合闸动作情况，为事故分析做好准备工作。变电站的故障录波和测距的实现方法为：其一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接传送至上级调度控制中心，这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限；其二是采用专用的微机故障录波器，且录波器有串行通信接口，可以与监控系统通信。

（五）人机对话功能

变电站微机监控系统中，运行值班员通过监视CRT显示屏、操作鼠标或键盘以及控制打印机输出，完成变电站人机对话的主要功能。

1.实时运行数据和图形画面的显示

利用CRT屏可以取代常规的测量仪表实现显示功能。显示内容包括：

（1）实时运行数据显示。线路三相电流、电压、有功功率及无功功率的显示；变电站高压母线的电压、频率显示；主变压器高压侧三相电流、电压、有功功率、无功功率及上层油温的显示；运行时间日期（年、月、日、时、分、秒）的显示。

（2）电气主接线图显示。主接线图画面上显示断路器和隔离开关实际运行状态。

（3）事件顺序记录（SOE）显示。显示所发生事件的内容及发生事件的时间。

（4）越限报警显示。显示越限设备名、越限值和发生越限的时间。

（5）值班历史记录。

（6）历史趋势显示。显示主变压器负荷曲线、母线电压曲线等。

（7）保护定值和自控装置的设定值显示。

2.数据输入

需要输入的数据包括以下内容：

（1）TA和TV变比。

（2）保护定值和自动装置的设定值。

（3）越限报警定值。

（4）运行值班员代码和操作密码。

3.控制与操作

断路器、隔离开关的分合闸操作；有载调压变压器分接头控制操作；保护、自动装置投入和退出；控制方式的选择；报警系统试验；监控系统主机切换等。

对无人值班变电站也必须设置必要的人机对话功能，以便当巡视或检修人员到现场时，能通过液晶显示器或CRT显示器或便携机观察到站内各设备的运行状况和运行参数，对断路器等应能实现人工当地紧急操作控制。

（六）通信功能

1.变电站内部（站内）通信

借助于局域网，监控主机与微机保护装置、直流系统、UPS、电能计费装置、机组DCS系统、电站的生产管理系统实现通信功能；借助于串行接口，实现各监控单元内部通信功能。充分发挥微机监控系统资源共享的优势。

2.变电站与调度控制中心间的通信

借助于光纤或数字微波信道，通信控制机或前置机把变电站内实时运行信息“上传”给远方调度控制中心；同时变电站也能接收调度控制中心的“下行”指令信息，完成“遥测、遥信、遥控和遥调”基本远动功能。

（七）运行的技术管理功能

技术管理的内容主要包括变电站主要设备的技术参数档案；各主要设备故障、检修记录；断路器的动作次数记录；继电保护和自动装置的动作记录；做好运行工作需要的各种记录簿、统计资料等。

（八）时钟对时及监控系统的软、硬件的容错功能

1.时钟对时

监控主机和数据处理装置分别接受GPS标准对时信号，保证各工作站和I/O数据采集单元的时钟同步达到0.5ms精度要求。当时钟失去同步时，则自动告警并记录事件。

2.容错功能

软、硬件设备具有良好的容错能力。当各种软、硬件功能与数据采集处理系统的通信出错，以及运行值班员或工程师发生一般性操作错误时，都不会引起系统的功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统具备恢复能力。

（九）自诊断、自恢复和自动切换功能

自诊断功能是指对监控系统的硬件、软件（包括前置机、主机、各种模件、通道、网络总线、电源等）故障的自动诊断，并给出自诊断信息。

在监控系统中设有自恢复功能，当由于某种原因导致监控主机停机时，能产生自恢复信号，对外围接口重新初始化，保留历史数据，实现无扰动的软、硬件自恢复，保障系统的正常可靠运行。

自动切换指的是双机系统中，当其中一台主机故障时，所有工作自动切换到另一台主机，在切换过程中所有数据不能丢失。

三、变电站微机监控系统的硬件结构形式

目前，微型计算机监控系统已在我国超高压变电站投入使用。微型计算机监控系统（简称微机监控系统）由微型计算机系统（以下简称微机或监控主机）和监控对象（即生产过程）两大部分。其中，微机监控系统包括硬件电路和软件两大部分。硬件电路的结构形式有集中式和分层分布式两种形式。

1.集中式微机监控系统

集中式结构的微机监控系统采用几台计算机并扩展其外围接口电路，对变电站的所有模拟量、开关量和数字量等信息进行集中采集，集中进行计算与处理，实现微机监控、远动通信及自动控制等功能。集中结构式并非只用一台计算机完成微机监控系统的全部功能，例如：微机监控系统与调度控制中心的通信功能是由不同的微型计算机完成的，只是每台计算机承担的任务多。

集中式结构形式是变电站微机监控系统初期的产物，如图9-1所示。这种结构形式是按变电站的规模配置相应容量的监控主机及信息采集单元系统，将它们安装在变电站主控室内。主变压器、各种进出线路及站内所有电气设备的运行状态通过电流互感器、电压互感器经电缆传送到主控制室的监控计算机上，并与调度控制中心的主计算机进行数据通信。因此，监控主机要负担数据采集、数据处理、开关操作、人机联系及远动通信等多项任务。

（1）集中式微机监控系统的优点如下：

1）能实时采集变电站中各种电气设备的模拟量、脉冲量、开关量，并建立实时数据库，经处理产生各种所需要的信息，如平均日负荷，日、月最大负荷及最低负荷，母线的最高电压与最低电压，进、出总电量等。

2）通过CRT显示负荷曲线、变电站主接线图和事故点的画面信息。

图9-1　集中式微机监控系统结构示意图

3）运行值班员可通过操作鼠标或键盘，对变电站内的电气设备进行控制操作，并能检查操作正确与否。

4）系统或某一条线路发生故障时，能自动记录故障前后几个周期的信息，实现事件追忆功能。

5）系统具有自诊断功能和自恢复功能，当设备受到外界瞬间干扰信号而影响正常工作时，系统能发出自恢复命令，使设备立即进入正常工作状态。

6）造价低，适合小型变电站的新建或改造。

（2）集中式微机监控系统的缺点如下：

1）每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。

2）监控主机功能集中，所以软件结构复杂；软件调试、维护工作量大。

3）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计。另外，系统扩展更新困难。

2.分层分布式微机监控系统

分布式结构是指变电站的计算机在结构配置上，采用主从配置的工作方式。主计算机与各功能单元的计算机之间采用网络通信技术或串行方式进行信息通信。各功能单元的计算机具有不同的功能（数据采集与处理、控制、信号报警及远动通信等），均受主计算机（监控主机）的控制；而各功能单元是按变电站一次回路的间隔数量进行配置。例如：变电站有两回出线、两回进线、一组站用变压器及两组补偿电容器组回路，则监控单元配置七套，每一套监控单元对应一组间隔，实现监控功能。

分层式结构是将变电站微机监控系统的硬件设备分为间隔层和站控层两层布置方式，如图9-2所示。

具有监视、控制及数据采集功能的装置称为监控单元。监控单元布置在间隔层，其数量按变电站一次回路的间隔数量进行配置，并通过总线与站控层相连。

（1）站控层设备配置如下：

1）两台互为备用的监控主机（1号、2号监控主机）。监控主机是整个监控系统的核心设备，也是监控系统的数据库服务器，它要完成报表数据的处理、报表打印及与其他站级设备通信的功能。

图9-2　分层分布式微机监控系统结构示意图

2）一台操作员工作站（1号工作站）。操作员工作站是整个变电站监视和控制功能的人机接口，实现实时图形显示；报警和事件的发布；系统自诊断信息的显示；操作员操作权限的登录和管理；控制操作和系统配置等各种操作的处理等功能。

3）一台历史工作站（2号工作站）。主要用于系统工况参数记录、设备事故记录的保存和管理，历史数据库的管理。

4）两台前置机（1号、2号前置机）。前置机在系统中处于承上启下的中心位置，负责沟通各监控单元，对采集来的数据信息进行处理，将处理后的数据信息送到监控主机（上位机），并刷新实时数据库；前置机对上连接站级计算机实时报告变电站工况及事件等信息，接受控制、调节命令并分发送到指定的监控单元。另外，前置机还负责与变电站的生产信息管理系统、微机保护装置、直流系统、UPS系统及多功能电子电能计量装置等外部设备的通信管理；负责通信规约的转换，实现变电站微机监控系统与调度控制中心的通信功能。

前置机一旦发生故障，整个系统将瘫痪。要求前置机具有多个串行通信接口和较强的信息处理能力。

5）多台打印机、路由器及终端服务器等。

（2）分层分布式微机监控系统的优点如下：

1）整个系统的可靠性高。任意一单元故障，只影响局部，不影响其他单元或系统。

2）扩展性强。间隔层的监控设备按一次回路间隔划分布置，并且各间隔层单元通过总线与站控层相连，所以当间隔数发生变化时，只增加监控单元并不影响站控层。

3）简化系统接线，节约控制电缆的使用量。站控层设备间通过局域网相连，而隔层设备通过总线相连，控制电缆只与监控单元相连，不用敷设至变电站主控制室内。所以，使接线灵活简单，控制电缆用量少。

4）减轻监控主机的负担。变电站的计算机在结构配置上，采用主从配置的工作方式，单元计算机具有各自的功能。