變電站實現綜合自動化后，很多的運行維護工作都需要通過微機裝置來完成。但綜合自動化裝置的硬件更新換代非常快，所選用的設備可能很快就變成落后產品;監控軟件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后臺監控系統時，要綜合考慮多方面因素，選出一種程序運行穩定，功能齊全，硬件配置相對超前的綜自產品。

　　《工業儀表與自動化裝置》(雙月刊)創刊于1971年，由陜西鼓風機(集團)有限公司主辦。以過程控制工程設計及工程建設服務為主要宗旨，積極宣傳國內外自動化和儀器儀表行業的科研設計、信息與動態、新技術和新工藝，交流在設計、操作、使用、維修等方面的經驗。

　　摘要：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、通信技術和信號處理技術，實現對變電站主要設備和輸、配電線路的自動監視、測量、控制、保護以及與調度通信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。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。

　　關鍵詞：綜合自動化 原則 事故信號 GPS 后臺監控

　　0 引言

　　近年來，將變電站由常規站改為綜自站漸漸成為一種趨勢。綜自改造后的變電站，其運行情況越來越依賴于自動化裝置的實用性及成熟性。

　　1 自動化改造的原則

　　將一次設備在線監測系統與變電站自動化系統集成，可以提高高壓電氣設備的運行可靠性，且有望實現真正意義上的變電站無人值班;繼續提高二次設備的智能化水平，引入PLC技術，實現變電站從多人值班到少人值班、從少人值班到無人值班有人巡視的平穩過渡;引入先進的WEBServer技術和防火墻技術，使運行管理人員可通過Internet/Intranet實現遠程訪問和維護;結合通信工程，綜合考慮變電站的調度通道問題。

　　2 變電站自動化改造方案

　　2.1 RTU兼做監控系統控制、測量模塊方案 該方案是在保留原遠動裝置基礎上進行的升級、擴容改造。系統一般采用雙機冗余模式，分為站級層和間隔層2層。系統以微機監控系統為核心，與站級層構成雙主機冗余備份系統，間隔層按功能單元劃分，綜合遙測、遙信、遙控、遙調、通訊于一體。

　　2.2 全監控方案 該方案采用RCS-9000型分層布置方式，變電站保護和測控既相對獨立，又相互融合。保護裝置工作不受測控和外部通信的影響，確保保護的安全性和可靠性;同時可以實現信息共享，為變電站綜合自動化提供了完整的解決方案。該系統可分為以下3層。

　　2.2.1 變電站層　采用分布式系統結構，由就地監控、遠動、“五防”主站組成。就地監控及遠動均采用雙機備用，增加可靠性。該層為變電值班人員、調度運行人員提供變電站監視、控制和管理功能。

　　2.2.2 通信層　支持全以太網雙網結構。雙網采用均衡流量管理，有效地保證了網絡傳輸的實時性和可靠性。通信協議采用電力行業標準規約，可方便地實現不同廠家的設備互連。支持不同的規約向不同的調度所或集控站轉發不同的信息報文。支持GPS硬件對時網絡。

　　2.2.3 間隔層　保護單元、測控單元組屏布置于主控室。測控單元采用WorldFIP高速現場總線組網，保護單元采用485口接入保護信息管理系統。

　　3 改造中應注意的問題

　　3.1 有關事故信號的問題 在常規控制方式的變電站，運行中發生事故時變電站將產生事故報警音響并經過遠動設備向調度自動化系統發出事故信號，調度自動化系統采用這個事故信號啟動事故相應的處理軟件(推出事故畫面、啟動報警音響等)。由此可見，變電站的事故信號是一個非常重要的信號，特別是對于無人值班的變電站，由于監控中心的運行人員需要同時監控多個變電站的運行狀態，事故信號就成為監控中心運行人員中斷其它工作轉入事故處理的主要標志性的信號，非常重要。

　　在110kV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，發現在后臺和地調遠方控制合開關時，都會觸發“事故跳閘”信號。

　　在采用常規的微機遠動設備和保留控制屏的無人值班變電站中，一般采用在控制回路中增加記憶繼電器(雙位置)的方法產生事故信號，這種方法已在以前的采用RTU進行無人值班改造工程項目中(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頓崗變電站事故信號生成的原理與上述方法相同。其回路為將操作回路中的KKJ繼電器(雙位置繼電器)的合后位置結點與斷路器位置信號結點串聯，形成一個電氣單元的事故信號，監控系統中只須將各電氣單元的事故信號進行軟件或運算即可生成全站事故信號。

　　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，構成生成事故總的回路，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件延時而產生的誤判斷。具體回路如圖1所示。

　　3.2 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時間基準下的運行監控和事故后的故障分析，也可以通過各開關動作的先后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運行，提高運行水平的一個重要措施。因此，在廣東電網公司發布的《廣東電網110～220 kV變電站自動化系統技術規范》中，明確要求采用GPS時鐘對電站裝置進行校時。

　　GPS對時一般有三種方式。

　　脈沖同步信號：裝置的同步脈沖常用空接點方式輸入。常用的脈沖信號有：1PPS，1PPM，1PPH。

　　串行口對時方式：裝置通過串行口讀取同步時鐘每秒一次的串行輸出的時間信息對時，串行口又分為RS232接口和RS422接口方式。

　　; 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信息。IRIG-B信號有直流偏置(TTL)電平、1 kHz正弦調制信號、RS422電平方式、RS232電平方式四種形式。

　　由于變電站內往往存在不同廠家的自動化裝置，其接口類型繁多，裝置數量也不等，所以在實際應用中經常遇到GPS對時接口與接受對時的設備接口不能通信的問題。

　　這個問題的出現，提醒了設計人員在前期訂貨時，應充分考慮各種設備的接口問題。尤其是保護測控裝置及其它智能裝置與后臺監控設備的接口問題。因變電站綜自改造多用以太網方式組網，而有些廠家的舊設備只存在串口或RS485接口，或者不同廠家設備進行通信時，因為規約不同而造成通信失敗。這些問題都需要對所訂購設備的通信插件進行統籌考慮，或訂購充分數量的規約轉換器，以免類似情況再發生。

　　3.3 有關監控程序穩定性的問題 變電站實現綜合自動化后，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調度室內，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運行，對提高變電站的運行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

　　變電站實現綜合自動化是今后發展的一種必然趨勢，其優越性在電能質量，變電站的安全、可靠運行水平等方面均有較好的體現。但由于綜自設備整體的技術還不夠成熟、穩定，所以在實施運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