浅谈变电站综合自动化系统运维工作需要注意的几个问题
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1、综述
随着变电站监控技术的发展，采用集中式RTU配合单一功能微机（或集成电路）保护构成的无人值守监控模式（因为这种模式多应用于老站改造，所以业内对此模式也简称为老站改造模式）逐渐被具有分散分布式结构，大量采用保护测控一体化的间隔层设备等特点的变电站综合自动化系统所取代。传统模式下，集中式RTU采集的保护动作信号也大部分采用硬接点方式采集信号，因为保护设备接点输出数量有限，所以远动采集的信号也较少（比如一台线路保护，硬接点输出信号可能只有一个保护动作，不可能距离I段、II段等都输出信号）。现阶段的综合自动化模式，保护动作信号（甚至包括开关位置和设备告警等信号）都可以通过网络通讯采集，保护装置可以提供的信号数量相比以往要全的多，自然全站信号总量也大的多。对担负变电站综合自动化维护任务的电力系统远动（自动化）专业人员而言，现阶段变电站综合自动化系统大量采用通讯采集信号的方式同以往的硬接点采集方式对日常工作带来的最大的变化和困难就是维护工作越来越依赖厂家。一旦出现误发信号等故障，在没有厂家协助的情况下，故障原因往往很难查找。虽然，单纯从技术角度出发，现阶段综自通讯技术已经是较为成熟的。但因为现场情况千变万化，加之影响通讯可靠性的因素也有很多。实事求是的讲，在工作当中，误发或漏发信号的情况还是时有发生的。通讯可靠性不高，缺乏简便有效的查找故障方法和手段，现阶段已成为困扰广大远动技术人员的一个普遍现象。现结合近几年来综合自动化系统运行维护工作的实践，从工作维护角度谈几点看法。
2、关于综自系统整体配置方面
2.1重要保护设备的保护动作等重要信号应适当保留硬接点采集方式
现阶段综合自动化系统的一大特点就是保护信号大量采用网络通讯方式采集。但是考虑到通讯可靠性及查找故障方便与否这两个方面。建议对一些重要的保护信号采用串口通讯和硬接点采集并存的信号采集方式。对10KV或35KV出线采用保护测控一体设备，包括保护动作和开关位置等信号都采用通讯采集方式；对110KV及以上线路保护、35kv变电站进线保护和主变母差等重要元件保护除了串口通讯外，还应增设独立的信号采集单元通过硬接点方式采集部分重要信号。这样做，从技术上讲似乎有些落后，跟不上技术发展潮流，但在实际工作中，这种采集方式还是很有用的。两种方式并存，是为了互为备用、互为校验、便于区分、便于维护。比如保护通讯接口芯片损坏，但现场又没有条件马上退出保护，有硬接点信号作为备用，就可以继续运行。同样，如果通讯上送了某个保护动作信号，也可以根据相应的硬接点信号动作与否，来判断该动作信号是真实有效的还是通讯误发。
2.2无人值守的综自变电站当地也应设置当地监控微机
大家对无人值守变电站是否还要设置当地监控微机有一种看法就是当地微机监控原来是取代传统光字牌等中央信号检测系统后给变电站值班运行人员用的。现在实现无人值守的也就没有必要再在当地设置监控微机了。但是随着变电站综合自动化技术的发展，设置当地监控微机的作用已不是原来主要给值班人员用的，现在它的作用应主要是给远动维护人员分析查找故障用的了。因为现在技术发展趋势是保护测控单元越来越象“黑匣子”方向发展，信息都是通过网络通讯上送，很多故障：比如突然误发一个信号，维护人员很难查。增加当地监控微机，就等于给远动维护人员留下了一个查找的窗口。当调度收到一个误发信号时，可以从当地监控的历史事项记录里查一下。如果这个量当地也存在，就可以排除调度主站和通讯管理机的问题，直接查间隔层设备即可。还有一种说法是不设当地监控微机，给远动维护人员配备便携式计算机来维护。我们且不说现阶段让大部分运动人员来截取报文分析报文从技术上讲是否可行，最主要的是很多误发信号是偶然出现的，当你再去现场时，可能怎么试验也不会再产生了。有当地监控微机，就是一个原始情况的记录。
2.3上送调度的信号不是越多越好，在满足监控要求的情况下应作到越精炼越好
关于变电站实行无人值守后，哪些信号需要上送调度。省集团公司出台了关于220KV无人值守站信号采集要求，但对于110KV及以下电压等级的变电站没有明确的要求。实际情况往往是厂家调试人员拿出一个调度信息表，远动审查一下，没有太大问题就可以了。这样往往造成一个现象就是不同厂家的站送的信号不一样，甚至同一厂家的系统，不同调试人员上送的信号也不一样。因为现在通道条件好了，同时采用网络通讯采集方式可以上送的信号也多了。有些是用户单位认为信号上的越多越好、越全越好，有些是厂家调试人员乱给信号，给的特别多。信号多了，误发信号等出问题的可能性就大；同时对监控中心而言，大量的无用信号也是一个负担，无用信号太多，反而不利于监控中心及时发现问题。信号选择的标准应该是能准确反映系统和设备运行状态的量。对同一类报警级别的信号，适当采用当地合成方式，只把合成信号上送调度即可。比如保护装置的CT报警、频率异常等信号合成一个装置异常信号上送调度即可。有一个区分原则，只要有一个合成信号能上调度，具体是什么信号，反正要派人到现场查看。调度信号越精练越好，当地监控微机的信号应越全越好。保护通讯采集的信号全部上当地后台，硬接点采集的保护动作信号和一些重要的通讯采集信号上调度。
2.4保护装置通讯中断和装置闭锁及装置电源开关状态信号都应该采集并上送调度
现阶段综自系统，35KV或10KV线路大量采用分散安装的保护测控一体设备。信息的传递和控制功能的实现完全依赖网络通讯。从经济角度考虑，对低电压等级线路保护，也不可能象上文提到的再单独增加独立的测控单元通过硬接点双备用采集信号。所以装置通讯状态的好坏，是必须要上送调度的重要信号。通讯中断信号一般是由综自系统的通讯控制器根据通讯状态来产生的。问题在于有些备用线路或停用线路装置是不上电的，对监控中心而言，单独一个通讯状态信号是无法区分该设备是在正常运行情况下通讯断了还是因为装置停用造成的通讯中断，不容易及时发现设备故障隐患。现在的保护测控设备，一般都有一个装置闭锁硬接点信号输出。这付接点一般是采用内部告警继电器的常闭接点，以便于即使在装置掉电这种最恶劣情况下也可发出闭锁信号。对闭锁信号一般都采集，习惯上有两种采集方式，一是把一段母线的设备的闭锁信号并在一起，由另外某个设备开入采集这个信号，好处是节省信号数量；坏处是一旦有一台装置停用，这个闭锁信号就一直存在，即使真的有一台装置在运行当中突然掉电了，监控中心也发现不了。所以最好的办法应该是每个装置的闭锁信号都要采集，而且不能是自己采集自身信号，要交叉采集，因为两台装置同时电源出问题的概率很小，所以交叉采集方式的比较可靠。另外还应采集装置控制电源空气开关的状态，当然也应采集交叉采集的方式。当我们可以采集到装置通讯状态、闭锁信号、电源空开状态这三个信号后，调度主站就可以根据这三个信号的组合，判断出现场的实际情况。比如当线路停用时，肯定是通讯状态（中断）、闭锁信号（产生）、电源空开（断开）；当装置电源回路故障时，肯定是通讯状态（中断）、闭锁信号（产生）、电源空开（闭合）；当通道中断或通讯芯片损坏时，肯定是通讯状态（中断）、闭锁信号（复归）、电源空开（闭合）。这样就可以根据故障的严重程度，采取不同处理方式。
3、关于综合自动化系统站内设备方面
3.1间隔层设备应具有完善的事项记录功能
现阶段综自系统技术的发展，决定了大量的信号采集功能和控制功能是通过网络通讯方式采集的。同上文所讲变电站应设置当地监控微机的理由一样，间隔层设备应具有完善的事项记录功能，给远动维护人员提供一个友好的维护手段。同样，事项记录的内容不光要求保护动作、自检信息还应有开入变位事件，更要有控制功能记录。比如除了常规的动作记录和自检信息外，开入变位和遥控过程记录也要有。这样，当发生误发信号故障，可以从装置面板显示里查一下记录，如果当时确有这个信号发生，那就说明是一次设备（或外回路）的问题。另外遥控如果不成功，也可从报告里来分析：如果遥控选择和遥控执行命令都有记录，那就说明整个通道是没问题的，检查遥控输出回路即可。
3.2间隔层测控设备遥信去抖时间和遥控接点闭合时间都应该可现场设置调整
遥信开入采集通过增加去抖时间来消除接点抖动，这是一个被大家公认的非常有效的方法。但是现场接点抖动情况千变万化，所以装置必须要具备现场可方便修改去抖时间的功能，靠写程序来改变是不现实的。另外，随着开关等一次设备技术的发展，一些新技术的应用导致原有技术条件不适合现在的发展。比如ABB新近推出的VM1型永磁机构真空断路器，保护传统的电流保持回路已无法启动，只能通过调整遥控接点闭合时间来防止遥控接点拉弧。所以装置也应具备现场调整遥控时间的功能。
3.3综自系统的维护软件应具有友好的人机界面及交互性好、方式简便的参数配置手段
综自系统的维护软件要实现标准化、模块化，并且人机界面要友好，便于运行维护人员的使用。在运行维护过程中，经常会遇到一些参数需要调整，比如通讯规约的选择、通讯端口的设置以及遥测、遥信、遥控的相关参数的设置等等，如果参数配置手段简洁方便，具有较好的交互性，将对远动工作人员的运行维护带来极大的方便。
4、结束语
关于变电站综合自动化系统的运行维护经验还有待于广大自动化专业工作人员不断总结摸索，希望大家能够经常交流，共同提高，形成一套能够适合于目前变电站综合自动化设备运行维护的工作方法，使变电站综合自动化这项新技术能够更广泛的推广起来。