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摘要：随着电力系统自动化技术的发展，综合自动化系统在高、中压变电站越来越得到广泛的应用。本文归纳了110 kV综合自动化系统的特点，根据现场调试中发现的问题，提出相应的解决对策，以利优化设计和改进现场调试工作。
关键词：变电站；综合自动化；调试；
1、综合自动化系统设计现状
变电站综合自动化是将变电站二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，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，实现对全变电站的主要设备和输、配线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护。目前，110 kV综合自动化型无人值班变电站中，广泛采用四方继保自动化有限公司的CSC-2000監控系列、清华紫光测控有限公司的DCAP-3000系列变电站综合自动化系统以及南瑞继保电气有限公司的RCS-9000变电站综合自动化系统。
1.1无人值班变电站配置
采用分层分布式计算机监控系统，按纵向分为间隔层设备和站控层设备，按横向分为不同电压等级的输电线路、母线设备及主变压器等一次设备。
1.2网络结构
系统网络结构按纵向分为变电站层和间隔层，变电站层在主控制室设置唯一的远动终端和就地工作站。远动终端按照中心控制站（即集控站）要求的通信规约实现遥信、遥测信息的上传，并在远端对间隔层设备进行管理和下发遥控、遥调命令。就地工作站配置简单的人机界面，实现现场调试、巡回检视、就地检修维护功能。110kV及以下变电站CSC-2000系统的典型结构如图1所示。间隔层测控设备按一次设备布置配置，110kV按出线及母线设备间隔分别配置，主变进线按其各侧信息量统一配置测控单元，10kV按每间隔配置集测控、保护于一体的装置。各测控装置相对独立，完成就地设备信息的采集和处理断路器监控等功能，操作方式具备站内设备就地操作、就地工作站操作和中心控制站远方操作相互闭锁等功能。
图1 变电站CSC-2000系统的典型结构图
站内通信网络采用现场总线（LonWorks）或者10/100M以太网作为监控系统的通信网络。目前采用光纤网络通信即控制室至各保护小间的网络线均采用光纤组网，各保护小间内测控单元至网络管理机采用双绞线连接，且小间内网络连接采用串行接线。
同时，由于无人值班变电站的特点，电量采集系统、直流系统等辅助系统的运行状态均应受到远方监视，因此，不同厂家设置了不同的公用规约转换装置，实现远方控制端的监测和管理。对于交流不间断电源系统、消防系统等辅助系统，均只取故障信号接点，来实现遥信上送。
1.3微机保护
由于继电保护在系统运行中的重要地位，110 kV、主变设备的保护装置仍然独立设置，按保护对象布置并独立组屏。10 kV设备采用集保护、测控于一体的测控装置。与以往装置不同，DCAP-3000系列为双CPU配置，保证了监控和保护相对独立性。
1.4采集方式
采集范围应根据中心控制站运行管理要求，结合站内电气设备的状况，遵循无人值班变电站的远动信息配置原则。
模拟量信号采集依照测量精度的要求，普遍采用直流采样方式。一般，只有主变油温（或气体温度）这样的非电量信号，才通过变送器采集。
数字量信号采集方式分为两种，断路器、隔离开关及接地开关的位置信号、断路器操作机构故障信号、GIS的SF6压力低报警信号、电压互感器断线等信号以干接点、硬接线接入测控装置，其他信息均以串口的方式上传。站内设置独立的电量采集装置，通过脉冲方式采集关口和非关口电能量，并通过专用的电话通信接口，向区调上传信息。除此之外，具备与后台监控系统串口通信的功能，满足运行管理的要求。
其他信息包括主变有载调压开关位置信号以BCD码或其他方式输入。
2、现场调试的重点工作
综合自动化系统是以“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”为基础，以“通信控制管理”为桥梁，以“变电站计算机系统”为手段的。其调试涉及到电网一、二次设备以及调度自动化等诸多方面。现场调试必须执行部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》以及相关的检验技术规定。现场试验的目的，重点是检查被试装置是否符合制造厂规定的技术要求和调度的定值要求，为定期试验提供复核的技术数据，同时检查有关二次回路是否正确、可靠。制造厂应保证新安装装置的质量，因此新安装试验不需要重复厂家出厂试验的全部项目，也不需要测量全部参数值，而应进行下列项目：录取各组成元件的主要运行性能技术数据。所有保护装置、安全自动装置、交流采样系统通道平衡性及精确度检查。保护装置、操作箱以及监控单元内部继电器校验。保护装置开入量及开出量检查。保护装置的整组试验、保护装置的整组特性试验，以及同一被保护设备上几套保护装置间的整套配合关系，是新安装试验的重点。试验应由连接电流互感器与电压互感器二次电缆的入口端子上通入模拟试验电流及电压，在保护装置到操作断路器的出口端子处接上模拟断路器后进行，最后继之以必要的直接操作断路器的跳、合闸试验。新安装装置的整组试验，还应包括检查有关整个二次回路的设计以及接到保护装置的电压和电流互感器二次回路极性是否正确，是否与保护装置相互协调配合，例如电压二次回路电缆电阻是否适应规定压降的要求，能否与TV断线判据的定值相配合，电流互感器的二次回路电缆电阻及回路阻抗是否满足10%误差要求等。监控系统测控装置及计量精度测试。保护装置、安全自动装置以及直流系统等与监控系统联调，与各调度端的信息远传。
3、调试中遇到的问题及其对策
3.1时钟同步方式与精度
微机保护装置时钟同步有网络对时和GPS脉冲对时两种方式。网络对时是由后台机通过网络发送标准时间信息和对时命令，只能精确到秒级。GPS硬件脉冲对时是根据脉冲时钟同步指令修正装置内设CPU时钟芯片基准时间毫秒、秒或分的时钟，以精确到0.1 ms。调试中发现，地下变电站、半地下变电站在GPS引入时，由于距离大于厂家30m的技术要求，往往将原有硬件对时改为网络对时，这样就大大降低了时间精度，但如果为了提高精度，而频繁网络对时，不但会大量占用网络资源，而且也不能满足同步误差要求。建议厂家采取必要措施，尽量采用GPS硬件对时。
3.2定值管理
综合自动化系统一般都具有远方定值管理功能，在保护设备正常运行状态下，通过监控系统可以直接调用各保护装置定值清单并具备打印功能，为保护的状态管理提供了有利条件，增加了保护设备运行的可靠性。在监控系统中，除具备调用定值功能外，还具备定值修改功能，但由于保护装置的多样性及厂家不同等原因，造成定值管理功能不完善、不可靠，在后台机修改定值缺少必要的现场核对和验证，甚至在运行状态下随意操作后台机可能会造成误修改定值而使保护人为退出运行，从而使电气设备失去保护功能，因此在现阶段这项功能并没有什么实际意义。
3.3抗干扰电容的位置
微机保护的抗干扰电容既有置于装置内的，也有置于装置外的。从调试情况看，将抗干扰电容置于装置内，直接接在微机保护的交流电压、电流和直流电源引入端子上，不但可抵御屏外交、直流回路来的干扰，而且也可抵御屏内因布线原因产生的干扰，这对于继电保护设备安装具有重要的意义。
3.4微机保护设计存在缺陷
不同微机保护厂家对于诸如“控制回路断线”等信号的判断方法不尽相同。四方公司通过保护装置内的HWJ与TWJ常闭节点串联延时一段时间来反应控制回路完好性，并给出1～32000 ms的延时范围。而清華紫光公司则通过正电源及跳合闸回路负电源信号，经过光电隔离进入CPU，如果无正电源或跳合闸回路两个负电源任一个断线则延时报“控制回路断线”信号。在苏州街站调试过程中发现，由于102、103的“控制回路断线”信号取自变压器高后备保护单元（即DCAP-3050），且延时时间2S为程序固化，无法改变。造成遥控拉合102、103两侧隔离开关，均发出“控制回路断线”信号的情况。
保护装置未提供各个报文发送的软开关，以方便维护人员根据实际运行进行设置，过滤掉无用报文。
对于以上不足与缺憾，应采取一些有效而且必要的措施。注重设备的科学选型；增强主站SCADA系统处理报文的功能；对于即将投运的设备，督促厂家及时改进，对于短期内确实无法解决的，应注意区分真假信号。
3.5事故总信号的实现
取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议：对于四方CSC-2000系统等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。对于南瑞保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可以通过在厂站主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个“或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下办法解决：在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此必然导致保护动作信号与开关变位，这样可采用将综自设备的保护总动作信号与相应开关辅助常闭接点或TWJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置的事故信号，然后将事故信号逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但对于馈电路保护装置较多的变电站，软件处理次数增多，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站。对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可以采用以上三种方式相结合的方式处理。对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通信方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。
4、结束语
为进一步提高变电站自动化系统的调试水平，需要制造、设计、基建及调试人员通力合作。严格把住调试关，不断的发展完善综合自动化系统，充分发挥其作用，才能保证电网安全、经济运行，才能更好的为电网运行服务。
关键词：变电站；综合自动化；调试；
1、综合自动化系统设计现状
变电站综合自动化是将变电站二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，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，实现对全变电站的主要设备和输、配线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护。目前，110 kV综合自动化型无人值班变电站中，广泛采用四方继保自动化有限公司的CSC-2000監控系列、清华紫光测控有限公司的DCAP-3000系列变电站综合自动化系统以及南瑞继保电气有限公司的RCS-9000变电站综合自动化系统。
1.1无人值班变电站配置
采用分层分布式计算机监控系统，按纵向分为间隔层设备和站控层设备，按横向分为不同电压等级的输电线路、母线设备及主变压器等一次设备。
1.2网络结构
系统网络结构按纵向分为变电站层和间隔层，变电站层在主控制室设置唯一的远动终端和就地工作站。远动终端按照中心控制站（即集控站）要求的通信规约实现遥信、遥测信息的上传，并在远端对间隔层设备进行管理和下发遥控、遥调命令。就地工作站配置简单的人机界面，实现现场调试、巡回检视、就地检修维护功能。110kV及以下变电站CSC-2000系统的典型结构如图1所示。间隔层测控设备按一次设备布置配置，110kV按出线及母线设备间隔分别配置，主变进线按其各侧信息量统一配置测控单元，10kV按每间隔配置集测控、保护于一体的装置。各测控装置相对独立，完成就地设备信息的采集和处理断路器监控等功能，操作方式具备站内设备就地操作、就地工作站操作和中心控制站远方操作相互闭锁等功能。
图1 变电站CSC-2000系统的典型结构图
站内通信网络采用现场总线（LonWorks）或者10/100M以太网作为监控系统的通信网络。目前采用光纤网络通信即控制室至各保护小间的网络线均采用光纤组网，各保护小间内测控单元至网络管理机采用双绞线连接，且小间内网络连接采用串行接线。
同时，由于无人值班变电站的特点，电量采集系统、直流系统等辅助系统的运行状态均应受到远方监视，因此，不同厂家设置了不同的公用规约转换装置，实现远方控制端的监测和管理。对于交流不间断电源系统、消防系统等辅助系统，均只取故障信号接点，来实现遥信上送。
1.3微机保护
由于继电保护在系统运行中的重要地位，110 kV、主变设备的保护装置仍然独立设置，按保护对象布置并独立组屏。10 kV设备采用集保护、测控于一体的测控装置。与以往装置不同，DCAP-3000系列为双CPU配置，保证了监控和保护相对独立性。
1.4采集方式
采集范围应根据中心控制站运行管理要求，结合站内电气设备的状况，遵循无人值班变电站的远动信息配置原则。
模拟量信号采集依照测量精度的要求，普遍采用直流采样方式。一般，只有主变油温（或气体温度）这样的非电量信号，才通过变送器采集。
数字量信号采集方式分为两种，断路器、隔离开关及接地开关的位置信号、断路器操作机构故障信号、GIS的SF6压力低报警信号、电压互感器断线等信号以干接点、硬接线接入测控装置，其他信息均以串口的方式上传。站内设置独立的电量采集装置，通过脉冲方式采集关口和非关口电能量，并通过专用的电话通信接口，向区调上传信息。除此之外，具备与后台监控系统串口通信的功能，满足运行管理的要求。
其他信息包括主变有载调压开关位置信号以BCD码或其他方式输入。
2、现场调试的重点工作
综合自动化系统是以“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”为基础，以“通信控制管理”为桥梁，以“变电站计算机系统”为手段的。其调试涉及到电网一、二次设备以及调度自动化等诸多方面。现场调试必须执行部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》以及相关的检验技术规定。现场试验的目的，重点是检查被试装置是否符合制造厂规定的技术要求和调度的定值要求，为定期试验提供复核的技术数据，同时检查有关二次回路是否正确、可靠。制造厂应保证新安装装置的质量，因此新安装试验不需要重复厂家出厂试验的全部项目，也不需要测量全部参数值，而应进行下列项目：录取各组成元件的主要运行性能技术数据。所有保护装置、安全自动装置、交流采样系统通道平衡性及精确度检查。保护装置、操作箱以及监控单元内部继电器校验。保护装置开入量及开出量检查。保护装置的整组试验、保护装置的整组特性试验，以及同一被保护设备上几套保护装置间的整套配合关系，是新安装试验的重点。试验应由连接电流互感器与电压互感器二次电缆的入口端子上通入模拟试验电流及电压，在保护装置到操作断路器的出口端子处接上模拟断路器后进行，最后继之以必要的直接操作断路器的跳、合闸试验。新安装装置的整组试验，还应包括检查有关整个二次回路的设计以及接到保护装置的电压和电流互感器二次回路极性是否正确，是否与保护装置相互协调配合，例如电压二次回路电缆电阻是否适应规定压降的要求，能否与TV断线判据的定值相配合，电流互感器的二次回路电缆电阻及回路阻抗是否满足10%误差要求等。监控系统测控装置及计量精度测试。保护装置、安全自动装置以及直流系统等与监控系统联调，与各调度端的信息远传。
3、调试中遇到的问题及其对策
3.1时钟同步方式与精度
微机保护装置时钟同步有网络对时和GPS脉冲对时两种方式。网络对时是由后台机通过网络发送标准时间信息和对时命令，只能精确到秒级。GPS硬件脉冲对时是根据脉冲时钟同步指令修正装置内设CPU时钟芯片基准时间毫秒、秒或分的时钟，以精确到0.1 ms。调试中发现，地下变电站、半地下变电站在GPS引入时，由于距离大于厂家30m的技术要求，往往将原有硬件对时改为网络对时，这样就大大降低了时间精度，但如果为了提高精度，而频繁网络对时，不但会大量占用网络资源，而且也不能满足同步误差要求。建议厂家采取必要措施，尽量采用GPS硬件对时。
3.2定值管理
综合自动化系统一般都具有远方定值管理功能，在保护设备正常运行状态下，通过监控系统可以直接调用各保护装置定值清单并具备打印功能，为保护的状态管理提供了有利条件，增加了保护设备运行的可靠性。在监控系统中，除具备调用定值功能外，还具备定值修改功能，但由于保护装置的多样性及厂家不同等原因，造成定值管理功能不完善、不可靠，在后台机修改定值缺少必要的现场核对和验证，甚至在运行状态下随意操作后台机可能会造成误修改定值而使保护人为退出运行，从而使电气设备失去保护功能，因此在现阶段这项功能并没有什么实际意义。
3.3抗干扰电容的位置
微机保护的抗干扰电容既有置于装置内的，也有置于装置外的。从调试情况看，将抗干扰电容置于装置内，直接接在微机保护的交流电压、电流和直流电源引入端子上，不但可抵御屏外交、直流回路来的干扰，而且也可抵御屏内因布线原因产生的干扰，这对于继电保护设备安装具有重要的意义。
3.4微机保护设计存在缺陷
不同微机保护厂家对于诸如“控制回路断线”等信号的判断方法不尽相同。四方公司通过保护装置内的HWJ与TWJ常闭节点串联延时一段时间来反应控制回路完好性，并给出1～32000 ms的延时范围。而清華紫光公司则通过正电源及跳合闸回路负电源信号，经过光电隔离进入CPU，如果无正电源或跳合闸回路两个负电源任一个断线则延时报“控制回路断线”信号。在苏州街站调试过程中发现，由于102、103的“控制回路断线”信号取自变压器高后备保护单元（即DCAP-3050），且延时时间2S为程序固化，无法改变。造成遥控拉合102、103两侧隔离开关，均发出“控制回路断线”信号的情况。
保护装置未提供各个报文发送的软开关，以方便维护人员根据实际运行进行设置，过滤掉无用报文。
对于以上不足与缺憾，应采取一些有效而且必要的措施。注重设备的科学选型；增强主站SCADA系统处理报文的功能；对于即将投运的设备，督促厂家及时改进，对于短期内确实无法解决的，应注意区分真假信号。
3.5事故总信号的实现
取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议：对于四方CSC-2000系统等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。对于南瑞保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可以通过在厂站主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个“或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下办法解决：在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此必然导致保护动作信号与开关变位，这样可采用将综自设备的保护总动作信号与相应开关辅助常闭接点或TWJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置的事故信号，然后将事故信号逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但对于馈电路保护装置较多的变电站，软件处理次数增多，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站。对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可以采用以上三种方式相结合的方式处理。对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通信方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。
4、结束语
为进一步提高变电站自动化系统的调试水平，需要制造、设计、基建及调试人员通力合作。严格把住调试关，不断的发展完善综合自动化系统，充分发挥其作用，才能保证电网安全、经济运行，才能更好的为电网运行服务。