杜 偉

（珠海電力建設工程有限公司，廣東 珠海519000）

1110kV綜自變電站的功能

通過綜合自動化系統(tǒng)來實現(xiàn)對變電站的實時監(jiān)控與調節(jié)，并能夠與調度中心以及集控中心等部門進行信息交換的110kV變電站就被稱為110kV綜自變電站。之所以要將常規(guī)110kV變電站改造為綜自變電站，是因為綜自變電站能夠實現(xiàn)以下功能［1］：

（1）正常運行功能。該功能主要包括變電站各種運行數(shù)據(jù)的采集與處理、運行日志并生成報表、數(shù)據(jù)顯示、遠動通信以及電力電量的采集、統(tǒng)計與分析等功能。

（2）安全監(jiān)視及保護功能。對變電站內一次回路的電壓、電流及功率等參數(shù)，斷路器和隔離開關的開合狀態(tài)，以及電氣設備的運行狀態(tài)等各項內容進行實時監(jiān)測，一旦越限就進行報警。而一旦發(fā)生短路事故，站內的保護裝置能夠快速且有選擇性地切除故障，并將故障信息、斷路器動作情況以及故障數(shù)據(jù)記錄下來，用作之后的故障分析。

（3）就地遙控和遠方遙控功能。變電站內的全部可投切電氣設備，如斷路器、電容器和電抗器等都可以按照調度部門的指令進行遙控操作，同時能夠自動對每項操作是否具備安全條件和外部條件進行檢測，并進行無功電壓的優(yōu)化調整。調度部門可以根據(jù)站端上傳的信息進行遙信和遙調，直接對無人值班變電站進行斷路器的開合操作，以及對變壓器分接頭進行調整。

（4）自診斷和自恢復功能。該功能能夠對變電站內硬件及軟件進行自動診斷，特別是數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，可以實現(xiàn)故障的自動診斷、自動恢復或將故障設備切除，保證系統(tǒng)無故障運行。

2110kV變電站的綜自改造方案分析

2.1 監(jiān)控系統(tǒng)的測量及控制模塊由RTU兼任的方案

這種改造方案只是對原有遠動裝置進行擴容和升級，采用站級層和間隔層的雙層結構和雙機冗余模式。系統(tǒng)的核心為微機監(jiān)控系統(tǒng)，其與站級層一起構成了雙主機冗余備份系統(tǒng)；而間隔層則綜合了“四遙”及通訊功能于一體，并按功能單元進行劃分。

2.2 全監(jiān)控的方案

該改造方案通過RCS－9000型分層布置方式，使得變電站的測控與保護相互融合又能相互獨立，即保護裝置不會受到外部通信以及測控的影響，從而保證了其安全性和可靠性。與此同時，兩者之間又能實現(xiàn)信息的共享，是110kV變電站綜自改造的完整解決方案。該方案可以分為3層結構［2］：

（1）變電站層。該層由監(jiān)控、遠動以及五防主站組成，結構為分布式系統(tǒng)。其中，監(jiān)控和遠動都采用了雙機備用以增加可靠性。變電站層主要實現(xiàn)向調度部門和變電運行部門提供站內的監(jiān)視、控制以及管理功能。

（2）通信層。該層采用均衡流量管理的全以太網(wǎng)雙網(wǎng)結構，對于網(wǎng)絡傳輸?shù)膶崟r性和可靠性有很大的保障。而通信層的網(wǎng)絡協(xié)議則采用電力行業(yè)的標準規(guī)約，能夠實現(xiàn)不同廠家設備之間的互連。此外，該層還支持以不同的規(guī)約向不同的調度中心及集控中心發(fā)送不同的信息報文，并支持GPS對時。

（3）間隔層。主控室中布置了保護單元及測控單元的組屏，其中保護單元通過485接口接入保護信息管理系統(tǒng)，而測控單元的組網(wǎng)則通過WorldFIP高速現(xiàn)場總線來實現(xiàn)。

3110kV變電站綜自改造中存在的問題及解決措施

3.1 通信規(guī)約問題

由于電網(wǎng)中變電站的建設時期各不相同，即使是同一時期建設的變電站，其站內所使用電氣設備的廠家及型號也都各不相同，這些設備所采用的通信規(guī)約多種多樣，不盡相同。而在110kV變電站的綜自改造過程中，無論是進行站內不同廠家設備之間的調試互聯(lián)，還是站內設備與遠方調度中心及集控中心的通信調試，都會因為不同通信規(guī)約之間的轉換問題而帶來軟件編程及調試方面的巨大工作量，這同樣也給運行維護帶來了很大不便。因此，不同廠家在生產(chǎn)通信設備時，應采取相同的通信規(guī)約或統(tǒng)一于某一通信標準之下，這樣能夠很好地解決不同廠家設備之間的通信規(guī)約不兼容所帶來的問題［3］。

3.2 保護信息管理系統(tǒng)的兼容性問題

由于110kV綜自變電站中所有的繼保裝置、安全自動裝置、故障錄波裝置以及其他智能設備都要與保護信息管理系統(tǒng)進行信息交換，因此保護信息管理系統(tǒng)必須兼容上述所有裝置的通信規(guī)約。當任一繼保裝置發(fā)出異?；騽幼鲌笪?，保護信息管理系統(tǒng)都能對其進行接收并處理，轉換為供值班員監(jiān)視的硬觸點形式，使其能夠更加直觀易懂地對保護信息進行監(jiān)視。同時，還要將繼保裝置發(fā)出的信息上傳至調度自動化系統(tǒng)，以便于調度人員及時根據(jù)故障信息來判別并處理事故，有效縮短事故的處理時間。目前，繼保裝置及保護信息管理系統(tǒng)是采用RS232／RS485串口或以太網(wǎng)接口等方式進行通信的。

3.3 五防操作問題

在某些已經(jīng)實現(xiàn)了自動化功能的110kV變電站中，計算機監(jiān)控系統(tǒng)與微機防誤裝置是2個相互獨立的系統(tǒng)。這種獨立配置的方式具有分工明確、責任清晰的優(yōu)點，各部分系統(tǒng)功能都已經(jīng)較為成熟，性能比較可靠和穩(wěn)定，但也存在一定的弊端。例如，某110kV變電站的計算機監(jiān)控系統(tǒng)與常規(guī)五防模擬屏在運行過程中就經(jīng)常出現(xiàn)死機情況，當模擬屏重新啟動后會報錯，錯誤顯示為與監(jiān)控機通信失敗，而此時又無法對監(jiān)控機進行操作；在監(jiān)控機上連續(xù)對2個及以上斷路器進行操作，操作第2個斷路器時監(jiān)控機也會報錯，錯誤顯示為操作超時。解決上述問題，可將常規(guī)的五防模擬屏更換為計算機五防裝置，將其與監(jiān)控系統(tǒng)的通信設置為以監(jiān)控系統(tǒng)作為主站、以五防裝置作為客戶端的方式。隨著計算機技術的不斷進步和綜合自動化技術的不斷推廣應用，實現(xiàn)計算機監(jiān)控系統(tǒng)與微機五防裝置的合二為一已經(jīng)成為可能，通過將五防功能直接融合到計算機監(jiān)控系統(tǒng)中去，可以在自動化系統(tǒng)中進行同步運行，能夠更好地實現(xiàn)防誤操作和防誤遙控［4］。

3.4 抗干擾問題

在抗干擾方面主要需要解決電磁兼容問題。變電站綜自設備在出廠時一般僅僅進行一些開關、風扇、電焊機和手提電話等定性的抗干擾試驗，但在實際運行過程中，110kV變電站的綜自設備需要面對一個綜合了各種電磁干擾源的運行環(huán)境，其是否能夠滿足安全性和穩(wěn)定性方面的要求，必須要進行更為嚴格和復雜的試驗。因此，綜自設備還需要重點進行靜電放電干擾試驗、輻射電磁場干擾試驗、1MHz脈沖干擾試驗以及快速瞬變干擾試驗等4項電磁兼容試驗，以保證設備的抗干擾能力。

3.5 GPS對時問題

作為對110kV綜自變電站內各系統(tǒng)進行運行監(jiān)控和故障分析的關鍵，變電站統(tǒng)一時鐘必須以GPS時間作為基準，這對電力系統(tǒng)的安全運行起著重要的作用。但由于生產(chǎn)廠家不同，其所生產(chǎn)的自動化裝置的接口類型不同，這導致實際運行中往往出現(xiàn)GPS對時的接口與所需要對時的設備接口之間無法通信的問題。因此，要充分考慮保護測控裝置、其他智能裝置以及后臺監(jiān)控設備之間的接口配合問題，有效避免不能進行GPS對時的現(xiàn)象。

4 結語

110kV變電站進行綜自改造的實質是以計算機技術為基礎，將變電站原有的保護、儀表、信號以及遠動等各種二次設備的系統(tǒng)功能進行重新結合和互聯(lián)，最終形成集保護、測量、監(jiān)視以及遠方控制為一體的計算機自動化系統(tǒng)，以完全替代變電站中常規(guī)的二次設備，簡化二次系統(tǒng)接線。這對于加強電網(wǎng)一次和二次系統(tǒng)的安全性和可靠性極為有利，對保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行具有重要意義。

［1］顧維邦.淺談110kV常規(guī)變電站綜合自動化改造［J］.內蒙古電力技術，2007（6）：46～47

［2］秦三營，劉成偉.變電站自動化改造存在問題的分析［J］.電氣應用，2009（21）：54～55

［3］廖萬斌.變電站綜合自動化改造的問題分析［J］.廣西電業(yè)，2011（2）：89～90

［4］闕云飛.變電站綜合自動化改造應注意的問題探討［J］.科技傳播，2011（2）：57