110kV變電站綜自改造現狀及存在問題研究

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來實現對變電站的實時監控與調節，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110kV變電站改造為綜自變電站，是因為綜自變電站能夠實現以下功能［1］：

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

（2）安全監視及保護功能。對變電站內一次回路的電壓、電流及功率等參數，斷路器和隔離開關的開合狀態，以及電氣設備的運行狀態等各項內容進行實時監測，一旦越限就進行報警。而一旦發生短路事故，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據記錄下來，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化調整。調度部門可以根據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，特別是數據采集系統，可以實現故障的自動診斷、自動恢復或將故障設備切除，保證系統無故障運行。

2110kV變電站的綜自改造方案分析

2.1 監控系統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。系統的核心為微機監控系統，其與站級層一起構成了雙主機冗余備份系統；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。該層由監控、遠動以及五防主站組成，結構為分布式系統。其中，監控和遠動都采用了雙機備用以增加可靠性。變電站層主要實現向調度部門和變電運行部門提供站內的監視、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雙網結構，對于網絡傳輸的實時性和可靠性有很大的保障。而通信層的網絡協議則采用電力行業的標準規約，能夠實現不同廠家設備之間的互連。此外，該層還支持以不同的規約向不同的調度中心及集控中心發送不同的信息報文，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，而測控單元的組網則通過WorldFIP高速現場總線來實現。

3110kV變電站綜自改造中存在的問題及解決措施

3.1 通信規約問題

由于電網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，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，不同廠家在生產通信設備時，應采取相同的通信規約或統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約不兼容所帶來的問題［3］。

3.2 保護信息管理系統的兼容性問題

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進行信息交換，因此保護信息管理系統必須兼容上述所有裝置的通信規約。當任一繼保裝置發出異常或動作報文，保護信息管理系統都能對其進行接收并處理，轉換為供值班員監視的硬觸點形式，使其能夠更加直觀易懂地對保護信息進行監視。同時，還要將繼保裝置發出的信息上傳至調度自動化系統，以便于調度人員及時根據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是采用RS232／RS485串口或以太網接口等方式進行通信的。

3.3 五防操作問題

在某些已經實現了自動化功能的110kV變電站中，計算機監控系統與微機防誤裝置是2個相互獨立的系統。這種獨立配置的方式具有分工明確、責任清晰的優點，各部分系統功能都已經較為成熟，性能比較可靠和穩定，但也存在一定的弊端。例如，某110kV變電站的計算機監控系統與常規五防模擬屏在運行過程中就經常出現死機情況，當模擬屏重新啟動后會報錯，錯誤顯示為與監控機通信失敗，而此時又無法對監控機進行操作；在監控機上連續對2個及以上斷路器進行操作，操作第2個斷路器時監控機也會報錯，錯誤顯示為操作超時。解決上述問題，可將常規的五防模擬屏更換為計算機五防裝置，將其與監控系統的通信設置為以監控系統作為主站、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，實現計算機監控系統與微機五防裝置的合二為一已經成為可能，通過將五防功能直接融合到計算機監控系統中去，可以在自動化系統中進行同步運行，能夠更好地實現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境，其是否能夠滿足安全性和穩定性方面的要求，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進行運行監控和故障分析的關鍵，變電站統一時鐘必須以GPS時間作為基準，這對電力系統的安全運行起著重要的作用。但由于生產廠家不同，其所生產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功能進行重新結合和互聯，最終形成集保護、測量、監視以及遠方控制為一體的計算機自動化系統，以完全替代變電站中常規的二次設備，簡化二次系統接線。這對于加強電網一次和二次系統的安全性和可靠性極為有利，對保證電力系統的安全穩定運行具有重要意義。

［1］顧維邦.淺談110kV常規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，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