變電站綜合自動化改造中的問題論文
摘要：近年來，將變電站由常規站改為綜自站漸漸成為一種趨勢。綜自改造後的變電站，其執行情況越來越依賴於自動化裝置的實用性及成熟性。該文就綜自改造中出現的問題做出相應分析，以尋找解決這些問題的合理方案。
關鍵字：綜合自動化；事故訊號；GPS; 後臺監控
變電站綜合自動化是指利用先進的計算機技術、現代電子技術、通訊技術和訊號處理技術，實現對變電站主要裝置和輸、配電線路的自動監視、測量、控制、保護以及與排程通訊等綜合性自動化功能。近年來，隨著國民經濟的快速增長，傳統的變電站已經遠遠不能滿足現代電力系統管理模式的需求。因此，將變電站由常規站改造為綜自站已漸漸成為一種趨勢。但是，由於綜合自動化技術尚未完全成熟，其執行過程中難免出現一些不盡人意的地方，下面將綜自改造中經常出現的問題做一總結。
1 有關事故訊號的問題
在常規控制方式的變電站，執行中發生事故時變電站將產生事故報警音響並經過遠動裝置向排程自動化系統發出事故訊號，排程自動化系統採用這個事故訊號啟動事故相應的處理軟體（推出事故畫面、啟動報警音響等）。由此可見，變電站的事故訊號是一個非常重要的訊號，特別是對於無人值班的變電站，由於監控中心的執行人員需要同時監控多個變電站的執行狀態，事故訊號就成為監控中心執行人員中斷其它工作轉入事故處理的主要標誌性的訊號，非常重要。
在110 kV頓崗變電站綜自改造竣工驗收時，驗收人員在操作35 kV線路時，發現在後臺和地調遠方控制合開關時，都會觸發“事故跳閘”訊號。
在採用常規的微機遠動裝置和保留控制屏的無人值班變電站中，一般採用在控制迴路中增加記憶繼電器（雙位置）的方法產生事故訊號，這種方法已在以前的採用RTU進行無人值班改造工程專案中（110 kV及以下電壓變電站）應用多年，其技術依據與原控制屏操作KK開關與實際開關位置不對應相同。110 kV頓崗變電站事故訊號生成的原理與上述方法相同。其迴路為將操作迴路中的KKJ繼電器（雙位置繼電器）的合後位置結點與斷路器位置訊號結點串聯，形成一個電氣單元的事故訊號，監控系統中只須將各電氣單元的事故訊號進行軟體或運算即可生成全站事故訊號。
事故訊號的.這種生成方法在技術上是可行的，發生上述問題的原因在於：當後臺或地調對開關進行遙合時，雙位置繼電器KKJ勵磁,其常開接點變為合位，但由於開關位置變位太慢，DL常閉接點仍處於閉合狀態，迴路接通，觸發事故總訊號。由於這個問題是因為開關變位太慢引起，所以就透過在測控裝置中設定延時，以延長判斷時間來解決的。這種解決方法的弊端在於真正的事故發生時，會由於裝置中設定的延時而不能對事故進行準確判斷。
因為35 kV、10 kV均為儲能開關，當斷路器合上時，儲能裝置啟動，與其相連的TWJ失磁，若將TWJ的常開位置與KKJ的常開位置相連，構成生成事故總的迴路，則會避免上述問題的產生。這種解決方法可以有效的避免因為軟體延時而產生的誤判斷。具體迴路如圖1所示。
圖1 事故訊號迴路圖
2 有關GPS對時的問題
隨著變電站自動化水平的提高，電力系統對統一時鐘的要求愈加迫切，有了統一時鐘，即可實現全站各系統在GPS時間基準下的執行監控和事故後的故障分析，也可以透過各開關動作的先後順序來分析事故的原因及發展過程。統一時鐘是保證電力系統安全執行，提高執行水平的一個重要措施。因此，在廣東電網公司釋出的《廣東電網110～220 kV變電站自動化系統技術規範》中，明確要求採用GPS時鐘對電站裝置進行校時。
GPS對時一般有三種方式。
脈衝同步訊號：裝置的同步脈衝常用空接點方式輸入。常用的脈衝訊號有：1PPS，1PPM，1PPH。
序列口對時方式：裝置透過序列口讀取同步時鐘每秒一次的序列輸出的時間資訊對時，序列口又分為RS232介面和RS422介面方式。
IRIG-B方式對時：IRIG-B為IRIG委員會的B標準，是專為時鐘的傳輸制定的時鐘碼。每秒輸出一幀按秒、分、時、日期的順序排列的時間資訊。IRIG-B訊號有直流偏置（TTL）電平、1 kHz正弦調製訊號、RS422電平方式、RS232電平方式四種形式。
由於變電站內往往存在不同廠家的自動化裝置，其介面型別繁多，裝置數量也不等，所以在實際應用中經常遇到GPS對時介面與接受對時的裝置介面不能通訊的問題。110 kV頓崗變電站採用的保護測控裝置為國電南自的系列產品，該產品只接受無源空接點對時，而山東科匯科技有限公司的GPS裝置只能提供有源485 B碼對時。這就造成介面型別不統一，從而導致站內保護測控裝置不能接受GPS對時的問題。
這個問題最終以GPS廠家更換通訊外掛，將對時介面改為空接點B碼對時而得以解決。
這個問題的出現，提醒了設計人員在前期訂貨時，應充分考慮各種裝置的介面問題。尤其是保護測控裝置及其它智慧裝置與後臺監控裝置的介面問題。因變電站綜自改造多用乙太網方式組網，而有些廠家的舊裝置只存在串列埠或RS485介面，或者不同廠家裝置進行通訊時，因為規約不同而造成通訊失敗。這些問題都需要對所訂購裝置的通訊外掛進行統籌考慮，或訂購充分數量的規約轉換器，以免類似情況再發生。
3 有關監控程式穩定性的問題
變電站實現綜合自動化後，無論是有人值班還是無人值班，操作人員不是在變電站內就是在主控站或排程室內，面對顯示器進行變電站的全方位監視和操作。所以監控系統能否保持長時間穩定無故障的執行，對提高變電站的執行管理水平和安全可靠性是非常重要的。
事件：4月29日9:39，某變電站的監控後臺主機SAC1/SAC2雙機網路中斷，後臺監控機SAC2不能與前置機連線，值班人員重啟後臺程式仍無法解決問題。經過數次重啟後，在下午17:26，恢復正常執行。當SAC2為主機且為前置機時，與SAC1機無法連線，使SAC1機無法讀取實時資訊，但系統沒有判斷SAC2機異常並把SAC1機自動切換為值班主機，所以造成監控後臺SAC1機、SAC2機都不能正常執行。
值班人員對後臺監控機SAC2的網絡卡、與交換機連線的網線、交換機本身進行了檢查，均無發現故障。後經監控系統廠家人員檢查確定，認為問題是由後臺監控機SAC2的WINDOWS作業系統程式走死引起，網路資源不足導致後臺監控機宕機。
找出問題後，廠家將後臺監控機的監控程式版本升級，並經系統雙機切換測試。當其中一臺後臺監控機網路中斷或有異常時，監控系統能將另一臺備用機自動切換成主機執行。
變電站實現綜合自動化後，很多的執行維護工作都需要透過微機裝置來完成。但綜合自動化裝置的硬體更新換代非常快，所選用的裝置可能很快就變成落後產品；監控軟體有時會存在難以發現的缺陷，以至導致監控維護工作不能正常進行，影響了變電站的安全運轉。隨著綜合自動化技術的不斷進步，這些問題都會逐步得到解決。這也提醒設計人員在選擇綜自產品及後臺監控系統時，要綜合考慮多方面因素，選出一種程式執行穩定，功能齊全，硬體配置相對超前的綜自產品。
4 結束語
變電站實現綜合自動化是今後發展的一種必然趨勢，其優越性在電能質量，變電站的安全、可靠執行水平等方面均有較好的體現。但由於綜自裝置整體的技術還不夠成熟、穩定，所以在實施執行中總會出現各種不同的問題。本文旨在拋磚引玉，希望各位同仁能把自己工作中的經驗拿出來共同分享，以完善我們的綜合自動化技術。