陈雪娇

（临桂供电公司 广西临桂 541100）

关于对变电站自动化系统安装调试的研究

陈雪娇

（临桂供电公司 广西临桂 541100）

变电站自动化系统通过调度联调与本体调度可以及时排查故障并解决故障，变电站自动化系统调试的应用对于保证电力系统本身运行的稳定性与安全性都具有重要的意义。本文简要介绍了变电站自动化系统安装调试策略，对变电站自动化调试的目的、内容以及常见的故障类型进行了分析。希望本文能为相关人员带来一定的帮助。

变电站；自动化系统；安装调试

1 引言

随着电力系统改革的不断推进，变电站已经完成了无人自动化改造，这一举措提高了电力系统的经济效益与管理效率，并对其它诸多方面都起到了积极作拥。但是在变电站自动化系统技术实际的运行过程中，也不可避免的出现了一些问题，对变电站的安全稳定运行带来了一定的影响。为了减少负面影响，及时解决问题，必须在源头上解决问题，所以做好变电站自动化系统的安装调试工作势在必行。

2 变电站自动化系统简介及其基本功能

2.1 变电站自动化系统简介

变电站自动化系统具有遥信、遥测、遥调、遥控等基本功能，除此之外还具有防误闭锁、系统自动诊断、数据处理、记录等诸多功能。为了方便工作人员的使用，变电站大都将监控后台功能做的很强大，随着“少人值班”或“无人值班”等运行模式的实施，将会弱化监控后台的部分功能，而将大量的统计、记录以及报表功能集中在集控终端。

2.2 变电站自动化系统主要功能

2.2.1 人机通信功能

变电站无论有没有人值班都可以对系统进行实时的监控，当有人值班时，可以使用当地后台机进行操作，无人时可以通过调控中心进行远程操控，通信界面主要是鼠标、键盘以及屏幕。

2.2.2 数据统计及记录

系统采集电压、输电线功率、每日谷值以及峰值、整点数据日报表等数字量、状态量、脉冲量信息，并送往监控系统的控制中心进行数据处理，具体包括对记录的归档、数据修改等。

2.2.3 与远程调控中心互相通讯

系统可以将采集的状态量实时送往远程调控中心，接受远程调控中心发来的一系列指令，方便装置的远程调控。

2.2.4 自动调控

备用电源的自动投入、电压与电容器的自动调控。如果主电源失效，系统可以自动投入备用电源确保运行稳定。

2.2.5 控制与操作

可以对电容器组与断路器进行调换，对隔离开关的分合进行实时控制，同时还可以对变压器进行分接头的调控。

2.2.6 设置保护定值

对一些保护装置可以设定保护定值，可以很方便的显示装置的使用情况，同时还可以根据需要进行实时切换。

2.2.7 对故障以及时间进行记录

事件记录包括开关跳合记录、保护性动作记录，事件的分辨率一般为 1～3ms。

2.2.8 数据的采集

（1）状态量的采集

包括断路器状态、隔离开关状态、接地刀闸状态、变压器分接头位置等，这些信号的输入方式多采用光电隔离的方式进行输入。

（2）模拟量的采集

采集各段母线电压、电流值、进出线回路功率、温度、瓦斯值、变电器压力等非电量参数以及电网相位和频率等电量参数。

2.2.9 微机保护功能

包括对备用电源、变压器、电容器、一次或多次重合闸功能、母线的保护。

3 综合自动化系统的安装与调试

3.1 综合自动化系统的开发过程

变电站综合自动化系统从设计到运行大致需要经过招标设计、采集用户数据、开发商设备采购、核心软件开发以及系统集成、出厂验收、现场安装、调试系统、试运行、竣工验收。变电站综合自动化系统硬件需要在工厂进行严格测试，通过测试之后系统集成性不会存在太大问题。软件系统可以采用Windows或UNIX操作系统，因为此系统核心应用程序工作量小、具有较好的移植性。变电站综合自动化系统最大的工作量在于系统的客户化，客户化的好坏直接关系到系统的灵活性、可靠性、操作性与先进性。用户原则上应参与全过程的开发，但运行人员真正参与开发是从现场安装开始的。图1为综合自动化系统的开发过程。

图1 综合自动化系统的开发过程图

3.2 综合自动化系统的安装

3.2.1 建立数据库

综合自动化系统在厂家实验室经过系统集成与出厂试验后就要进行现场安装调试。系统后台搭建需要根据I/O信息表建立数据库，当发现信息表的出现信息表述不简明、遥信信号错误、运行编号与设计编号不对应等问题时，就要求施工人员在调度编号下达之后对信息表进行仔细核对，避免反复对信息库进行修改。为防止数据在输入过程中出现错误，所以信息表完成后还需要再次进行核对。

3.2.2 运行报表、监控画面等内容的编辑

历史记录点的定义、统计计算格式、运行报表、监控画面等都需要工作人员的配合来完成。如果工作人员没有提供相关资料给现场安装人员，则会导致现场安装人员按习惯进行编辑，可能会导致出现系统不符合标准，影响系统的客户化。

3.3 系统调试

3.3.1 设备单元件的调试

自动化系统所有监控软件的逻辑判断完全依赖于硬件所提供的采样点信息。因为采样点所显示的信息量与设计相符是非常重要的，所以在对单元件进行调试的过程中需要确保每个信息采样点的正常工作。单元件需要注意测试显示是否正常、插件采样是否可以进行、电源损坏情况等问题。

3.3.2 就地监控系统联调

目前所采用的就地系统通常分为监控系统和测控系统两部分。监控系统与测控系统都独立运行同时两者之间有存在互相联系。确保监控系统与测控系统运行正常是整个自动化系统运行的基础。

（1）保护监控系统

由于监控系统的保护装置是由不同的厂家生产制造，对各设备之间通信带来了一定影响，所以解决通信规约成为重要手段。目前自动化系统通常采用DL/T667-1999（IEC60870-5-103）电力行业标准规约。

（2）测控系统

某些测控系统的测控屏使用一组总的直流电源同时控制几个不同间隔，这就对设备的独立性造成了影响。所以需要根据设计要求，添增或拆除部分配线，以区分不同间隔所用的直流电源，同时还要区分控制电源与信号电源。

（3）采用自动化控制系统后，由于遥控指令是由计算机软件发出，所以在分合闸过程中，命令脉冲的时间长短很重要，过长可能导致监控系统对分合闸状态判断失误，过短则会导致刀闸或断路器拒分或拒合，严重的则会烧毁测控系统的继电器。所以根据刀闸与断路器的分合闸时间校验分合闸命令的时长非常重要。

（4）自动化系统中需要特别注意的是同期合闸。同期合闸参数设置错误将会导致错误合闸或开关拒合。在自动化的变电站内，每个间隔的同期合闸参数设置在就地测控装置内，合闸时由测控装置检验合闸条件。其判别电压采用单相线路电压与单相母线电压，同期合闸的频差、同期角差、压差、参数等一经设置后不可更改。所以，必须正确设定合闸断路器参数，以确保合闸正确。

3.3.3 后台监控系统的安装

由于国家规程对于新型自动化系统没有很明确的规定，缺乏统一标准，导致后台监控系统的编制不相同，因此在现场经常由于各种原因对后台监控系统做大量的改动，浪费了时间与人力，同时给调试工作增加了工作量和调试难度。

3.3.4 五防闭锁系统

目前五防闭锁系统通常由专用的五防闭锁系统和监控系统中自带的五防闭锁系统构成。闭锁方式采用机械闭锁与软件闭锁相结合的方式。专用的五防闭锁监控系统与计算机在硬件上独立分开，通过网络接口相连接，稀释了资源与信息共享。在五防闭锁系统编制正确的情况下，闭锁系统运行正常，需要注意的是，要保证计算机与监控系统的通讯接口可靠，确保闭锁实行正确。同时需要注意专用闭锁系统与系统自带闭锁系统应统一起来，不要相互矛盾。

3.3.5 GPS对时系统

GPS对时功能是实现自动化的标志之一，对于自动化系统的故障精确分析与实时监控都至关重要。由于监控系统无法精确对故障录波准确分析，以及显示系统潮流的峰谷时间以及保护动作时间等。所以建议在今后的自动化变电站采用软对时与硬对时相结合的方式，以提高自动化的程度。

4 安装调试过程中出现的问题和解决的办法

4.1 保护跳合闸不动作

当35kV线路保护屏的通信插板没有安装到位时，就会造成保护跳合闸不动作。为了解决这一问题，安装完线路保护屏之后要用模拟断路器进行检验，及时发现问题解决问题。35kV线路保护屏插件板为嵌入式安装和背插拔，进行插件是要从左到有依次进行电源插件等。

4.2 变送器损坏

由于交流打耐压使测控装置变送器发生损坏，造成信号不能被输送。因为变送器为直流元件，所以在交流耐压时应该断开电路，避免变送器被烧毁，当这种情况出现时，要及时更换变送器，恢复信号。

4.3 保护装置连接口不对应

由于后台监控的PC机和CSF206TA变压器发生差动，使得保护装置连线接口不对应。为了避免这一问题的出现，在连接的过程中应该使用串口的方式，用电缆线直接连接较近端口和较远端口，最常见的就是地、接收数据和发送数据三角相连。

5 结束语

通过对变电站自动化系统安装调试的分析，可以保证变电站自动化运行的安全稳定。通过本体调度与调度联调可以及时排查、发现、解决各种问题，可以有效保证电力系统运行的可靠性与安全性。在变电站综合自动化系统的安装调试过程中，不能盲目求快，需要注重细节。在实际操作过程中，要按照规范合理进行，确保变电站自动化系统全面发挥自身的优势。

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1004-7344（2016）06-0064-02

2015-12-20