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【摘 要】随着电网建设现代化水平的不断提高。将变电站由常规站改为综自站已成为一种趋势。综自改造后的变电站，其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。本文就综自改造中出现的问题做出相应分析，以寻找解决这些问题的合理方案。
【关键词】综合自动化；事故信号；GPS;后台监控
变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。近年来，随着国民经济的快速增长，传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此，将变电站由常规站改造为综自站已渐渐成为一种趋势。但是，其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方，下面将综自改造中经常出现的问题做一总结。
1.GPS对时问题
随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行，提高运行水平的一个重要措施。
GPS对时一般有三种方式。
脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS，1PPM，1PPH。串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。
IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRIG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置（TTL）电平、1 kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。
由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。
这个问题最终以GPS厂家更换通信插件，将对时接口改为空接点B码对时而得以解决。
这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口，或者不同厂家设备进行通信时，因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件進行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再发生。
2.事故信号问题
在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件。由此可见，变电站的事故信号是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。
在110 kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 kV线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。
在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110 kV顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器（双位置继电器）的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。
事故信号的这种生成方法在技术上是可行的，发生上述问题的原因在于：当后台或地调对开关进行遥合时，双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位，但由于开关位置变位太慢，DL常闭接点仍处于闭合状态，回路接通，触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起，所以就通过在测控装置中设置延时，以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时，会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。
因为35 kV、10 kV均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKJ的常开位置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回路如图1所示。
图1 事故信号回路图
3.监控程序稳定性问题
变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。
案例：某变电站的监控后台主机SAC1/SAC2双机网络中断，后台监控机SAC2不能与前置机连接，值班人员重启后台程序仍无法解决问题。经过数次重启后，经过八个小时的奋战，恢复正常运行。当SAC2为主机且为前置机时，与SAC1机无法连接，使SAC1机无法读取实时信息，但系统没有判断SAC2机异常并把SAC1机自动切换为值班主机，所以造成监控后台SAC1机、SAC2机都不能正常运行。值班人员对后台监控机SAC2的网卡、与交换机连接的网线、交换机本身进行了检查，均无发现故障。后经监控系统厂家人员检查确定，认为问题是由后台监控机SAC2的WINDOWS操作系统程序走死引起，网络资源不足导致后台监控机死机。
找出问题后，厂家将后台监控机的监控程序版本升级，并经系统双机切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时，监控系统能将另一台备用机自动切换成主机运行。
变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。
4.结语
变电站实现综合自动化的优越性在电能质量，变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但由于综自设备整体的技术还不够成熟、稳定，所以在实施运行中总会出现各种不同的问题。本文旨在抛砖引玉，希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享，以完善我们的综合自动化技术。■
【关键词】综合自动化；事故信号；GPS;后台监控
变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。近年来，随着国民经济的快速增长，传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此，将变电站由常规站改造为综自站已渐渐成为一种趋势。但是，其运行过程中难免出现一些不尽人意的地方，下面将综自改造中经常出现的问题做一总结。
1.GPS对时问题
随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行，提高运行水平的一个重要措施。
GPS对时一般有三种方式。
脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS，1PPM，1PPH。串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。
IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRIG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置（TTL）电平、1 kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。
由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。
这个问题最终以GPS厂家更换通信插件，将对时接口改为空接点B码对时而得以解决。
这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口，或者不同厂家设备进行通信时，因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件進行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再发生。
2.事故信号问题
在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件。由此可见，变电站的事故信号是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。
在110 kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 kV线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。
在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110 kV顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器（双位置继电器）的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。
事故信号的这种生成方法在技术上是可行的，发生上述问题的原因在于：当后台或地调对开关进行遥合时，双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位，但由于开关位置变位太慢，DL常闭接点仍处于闭合状态，回路接通，触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起，所以就通过在测控装置中设置延时，以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时，会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。
因为35 kV、10 kV均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKJ的常开位置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回路如图1所示。
图1 事故信号回路图
3.监控程序稳定性问题
变电站实现综合自动化后，无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。
案例：某变电站的监控后台主机SAC1/SAC2双机网络中断，后台监控机SAC2不能与前置机连接，值班人员重启后台程序仍无法解决问题。经过数次重启后，经过八个小时的奋战，恢复正常运行。当SAC2为主机且为前置机时，与SAC1机无法连接，使SAC1机无法读取实时信息，但系统没有判断SAC2机异常并把SAC1机自动切换为值班主机，所以造成监控后台SAC1机、SAC2机都不能正常运行。值班人员对后台监控机SAC2的网卡、与交换机连接的网线、交换机本身进行了检查，均无发现故障。后经监控系统厂家人员检查确定，认为问题是由后台监控机SAC2的WINDOWS操作系统程序走死引起，网络资源不足导致后台监控机死机。
找出问题后，厂家将后台监控机的监控程序版本升级，并经系统双机切换测试。当其中一台后台监控机网络中断或有异常时，监控系统能将另一台备用机自动切换成主机运行。
变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素，选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。
4.结语
变电站实现综合自动化的优越性在电能质量，变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但由于综自设备整体的技术还不够成熟、稳定，所以在实施运行中总会出现各种不同的问题。本文旨在抛砖引玉，希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享，以完善我们的综合自动化技术。■