分析变电站综合自动化改造中出现的问题的解决方案
详细内容
0引言
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
1遥信信号的误动与抖动问题
通信信息用来传送断路器、隔离开关的位置状态，传送继电保护、自动装置的动作状态，以及系统、设备等运行状态信号，如厂站端事故总信号，发电机组开、停状态信号以及远动终端、通道设备的运行和故障等信号。这些位置状态、动作状态和远行状态都只取两种状态值。如开关位置只取“合”或“分”，设备状态只取“运行”或“停止”。因此，可用一位二进制数即码字中的一个码元就可以传送一个逻辑对象的状态。
1.1遥信误动和抖动问题产生的原因
（1）辅助接点不对位或接触不良
开关位置信号一般直接取自开关的辅助接点，由于开关经常操作，辅助接点的机械传动部分出现间隙，辅助接点表面氧化而接触不良，在接触的过程中时通、时断，引信遥信短时间的抖动。综合自动化装置的遥信信号大多是采集装置HWJ、TWJ，在运行过程中由于装置自身不稳定或装置电源引起运行变位，也会造成遥信信号误发，这需要提高变电站直流电源的精度。
（2）遥信采集装置自身的问题
遥信信号输入电路设计的不合理。遥信接点一般为无源空接点，从遥信接点到采集装置需要经过较长的电缆，使其具有较强的抗差模干扰和较好的抗工频干扰特性，否则遥信会经常出现误或连续抖动。在遥信采集和处理的软件上，应设计数字滤波和软件去抖功能。
1.2遥信误动和抖动问题的改进办法
（1）采用双位置遥信
一个真正的遥信变位信号，通过两个遥信信号来综合判别。但是这种做法带来了另一些问题，一是变电站的遥信量增加了一倍，二是现场的工作量和施工难度增加了数倍，而且增加了采集装置的采集和处理负担，也增大了主站系统的处理工作量；同时给现场的调试、实验和今后的维护工作带来了麻烦。对于一些重要或关键的接点可以采用本办法。
（2）提高遥信输入电压
遥信的辅助电源直接取自二次系统的直流电源110V／220，对遥信的采集、调试和维护带来了安全问题，同时由于遥信回路的故障可能会导致直流系统发生接地等故障，给直流系统带来了不安全因素。
优化采集装置的遥信采集电路，采用屏蔽电缆传输遥信信号，改进软件功能，这种方法最简单、最方便，可以解决大多数的遥信抖动问题。对于某些经常发生误动或抖动的遥信可以采用遥信转换方式或双位置遥信方式单独解决。
2遥信信号的实时性问题
采用远动装置直接采集遥信信号时，其实时性一般都能保障，但采用综合自动化装置或通过微机保护装置传送来的软遥信，其实时性难以保障。这方面目前没有较好的解决办法，只好改进综合自动化系统的采集、处理和传送的硬件和软件及内部的通讯方式。可提高通讯速率或可用多个通讯口来与保护单元通讯，这样可缓解一个通讯与太多保护单元通讯时的等等延时问题。
3遥控动作时误发“控制回路断线”遥信问题
为了判断开关操作回路是否断线，常用将TWJ（跳闸位置继电器）和HWJ（合闸位置继电器）的一组常闭接点相串联作为遥信的方法判别，但由于两只继电器的动作时间难以保持一致，误发的信号却被记录下来并告警。对这种情况，生产厂家可采用软件判别的方法，对仅存在几到几十毫秒的“控制回路断线”信号忽略便可，对用户可使用带延时的继电器的方法。
4遥控功能的可靠性问题
通过通信媒体对远距离被控对象进行控制的技术。由操作装置、编码装置、发送装置、信道、接收装置、译码装置和执行机构等组成。按信道介质，分有线遥控、无线遥控和光遥控；按操纵信号的传输方式，分单通道遥控和多通道遥控等。被控对象按分布位置，分集中型的（如工厂、电站等）和分散型的（如传输线等）。
遥控是无人值班变电站的远方操作手段，对其可靠性和准确性都有较高的要求。对于场站端设备来说，要求该设备的遥控功能具备保护和闭锁机制，如系统上电、掉电和自恢复时的保护闭锁功能，该功能需要在软件和硬件上同时实现；遥控操作时的顺序保护，当遥控命令不是按“对象—性质—执行”的顺序来时，遥控操作应保护闭锁；遥控操作的数量保护，要求每次只能进行一个对象的遥控操作，不能同时进行几个操作，当遥控执行装置出现短路时，有可能对一个对象的操作而引起短路的几个对象同时动作。
不同变电站的二次回路设计不同，这就要求遥控装置提供多对输出接点以适应不同的二次回路。一般遥控装置应提供：合、分接点，重合放电接点，事故总信号自动投、切点，重合闸闭锁接点等。
遥控输出接点一般直接接入二次回路，这就要求继电器分接点的容量应能满足二次回路的要求，合、分执行继电器的触点容量为：DC220V／5A，以确保工作时灭弧能力，其余执行继电器的触点所接的回路的工作电流很小，对其触点接的回路的工作电流很小，对其触点容量的要求可以降低。例如在老变电站无人值班改造中的信号总复归继电器，如信号继电器仍使用原来的电磁型的，对一个普通110kV变电站将有数只信号继电器，此时分合电流将达7A左右且是感性负载，一般继电器是难以胜任的。处理办法是采用接触器或将信号继电器换成复归电流极小的集成电路信号继电器。
由于操作可分为远方和当地两种方式，故两种操作应互为闭锁。如果某单位自动化（远动）和继电保护在管理模式上不在一个部门，为了维护和事故分析的方便，远方和当地切换开关应使远方操作和当地操作相互独立，不应有电联系。
5遥测精度问题
远动使用的遥测数据要直接接入变电站的测量回路的，不应从保护用的测量回路接入。对于传统的直流采样方式，影响遥测数据精度的主要因素有：
（1）变送器的零漂和线性误差直接影响了遥测采集的精度。需要定时校验变送器装置的线性和误差。
（2）遥测采集装置的自身误差，零漂、A／D的误差、输入回路的硬件误差等，需要采用自校准、自补偿技术来实时调整。
（3）A／D转换器两边电源应隔离，可采作DC-DC电源模块来进行模拟输入回路与数字量输出回路的电源隔离（不共地），以减小相互的影响。
对于采用交流采样方式的站端设备，RTU生产厂应确保采样算法的正确性、先进性和稳定性。采样装置硬件自身的不一致性应通过校准，来补偿其硬件误差。
6脉冲电度量的采集问题
脉冲电度量的来源一般为电量变送器或脉冲电度表。由于脉冲电量采集是累计电量脉冲的个数，这样要求脉冲采集装置要有较强的抗干扰性，一般要求脉冲的宽度要足够宽，脉冲幅值应大些，同时采集装置要有较好的数字滤波和抗干扰处理。
电量采集是连续方式，这要求采集装置应有后备电源支持，在系统失电后，电量采集模块应能继续采集。对于改造的脉冲表或电量变差器建议自带辅助电源，不需要外界再提供电源，以免因电源故障引起累计误差。
7SOE问题
SOE事项顺序记录，是提高处理电网事故的应变能力和提供准确分析事故的重要手段。解决这一问题的最可造的办法是，所有站端设备统一配备GPS时钟，但这样的投资较大，因此，一般要求站端装置改进自身的校时处理方式，接受下发的校时时钟和时钟修正偏差值，并返送自身的时间值等，尽量减小系统统一时钟的偏差。
SOE由远动装置或综合自动化装置产生，并实时传送给主站系统，但如果由于通道的故障而造成主站未能接受到，这就要求站端设备能保存若干条SOE记录。
8与微机保护及其它智能装置的通讯接口
RTU和另一些变电站智能装置（小电流接地检测装置，故障录波装置）一般都提供标准的串行口RS-232／422／485；远动装置一般提供多个标准串行口，可以与其直接接口。这种方式接口简单，易于联接，只要协调好通讯规约后就可以直接通讯。但这种方式节点越多，各节点等待通讯的时间越长，通讯实时性越低，这样有些需及时传送的信息（保护动作信号，装置故障信号等）的实时性就下降。
近年来，随着局域网技术的应用，一些网络技术也应用到了厂站端设备中，这使设备之间的通信有了较大的进步。但网络通讯的多校性和复杂性使得不同厂家的设备很难联接，所以有采用网络通讯方式时，应做好各设备及厂家之间的协调工作。
9通道的防雷问题
为确保RTU和主站的安全，RTU和主站端都应有良了的接地，以防止雷电和操作引起的过电压造成设备的损害。这对采用音频电缆作为通道的情况影响最大，因为此时RTU和主站间有直接电联系。对这种情况，最好能在音频电缆两端加音频隔离变压器。
10结束语
以上是结合我公司在对11个35KV变电站进行改造过程中遇到的实际问题和解决方法所做的分析。综合自动化实现的两个原则：一是中低压变电站采用自动化系统，以便更好地实施无人值班，达到减人增效的目的；二是对高压变电站（220kV及以上）的建设和设计来说，是要求用先进的控制方式，解决各专业在技术上分散、自成系统，重复投资，甚至影响运行可靠性。