〔摘 要〕随着电网运行水平的不断提高，变电站数量规模的逐渐扩大，变电站综合自动化系统的运行数据量也与日俱增。由于软、硬件性能上的不足，变电站综合自动化系统运行缺陷及安全隐患已初步显现。本文以苏州地区500kV张家港变电站为例，介绍了500kV变电站的综合自动化系统，对其结构特点、运行缺陷进行了系统地分析，并就如何改进、以期架构更加安全及高效的变电站综合自动化系统提出了相应的改造对策和建议。
〔关键词〕变电站；综合自动化；令牌环网
0.引言
变电站综合自动化技术是通过计算机以实现变电站内一次设备及二次系统的运行监控和继电保护功能。变电站综合自动化系统是变电站的核心系统，对变电站及电网的安全稳定运行有着十分重要的意义。苏州地区500kV张家港变电站投运多年来，运行较为稳定。其监控系统具有遥信、遥测、遥控、遥调的四遥功能，是一个典型的综合自动化变电站。在这些年的运行中，其综合自动化系统能保持良好状态，基本满足了运行的需要，但由于系统自身原因，也同时存在着一些缺陷和隐患，亟需做出相应的改进和完善。
下文通过对500kV张家港变综合自动化系统的系统简介及系统缺陷描述，并经过全面的系统分析，最终提出短期系统改进方法及后期系统改造方案。
1.系统简介
1.1系统的结构特点
图1. 500kV张家港变综合自动化系统配置
500kV张家港变综合自动化系统主要包括站控层系统及间隔层系统，其配置如图1所示。
1.1.1站控层系统
站控层设备布置在主控室和计算机室内，各设备之间采用双光纤以太网连接，在计算机室内配置2台主机、2台与三级调度中心通讯的数据处理和通信装置，2台主机平行运行，互为热备用，当其中一台主机发生故障时，备用主机投入运行，避免发生任何数据丢失。所有的信息数据均存放在主机的数据库中，通过权限设置任一台计算机都可将采集来的实时数据进行分析运算、分类和处理。
在主控室内配置2台人机工作站、1台工程师站、1台终端服务器、1套卫星时钟接收和同步装置以及其他扩展设备。运行人员通过人机工作站对变电站全部设备进行监视和远方控制，工程师站则用于监控系统的维护和管理等。
系统站控层双数据处理和通信装置平行运行，互为热备用，站内监控系统与三级调度通信分别采用IEC870-5-101和IEC870-5-104通信协议。
1.1.2间隔层系统
间隔层系统采用的是西门子公司生产的SIPROTEC 6MD66测控单元，具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地操作等功能，对全站运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。结构上采用具有网络自愈功能的光纤令牌双环网结构，任何一个间隔级单元的一段双光纤损坏，不影响该间隔单元的信息上传，网络设备采用冗余配置，任何单个设备的故障将不会影响整个系统的正常运行。
1.2系统的通信功能
本系统控制层I/O测控单元通过光纤令牌双环网接入数据处理和通信装置（由主单元6MD2001完成），再通过网络接口与站控层双光纤以太网连接。主控单元采用第三个以太网接口与网、省调度自动化系统通信，采用串行通信接口经调制解调器与网、省、地调度自动化系统通信。
继电保护与监控系统的连接方式有两种：一种是各继电保护小室内的数字保护信息通过保护信息管理机接入监控通信管理机后上站控层以太网；另一种是通过电缆连接将一些重要的保护动作信号及装置报警信号以硬接点方式接入到监控系统的I/O测控单元6MD66。500kV微机保护还通过保护子站通道切换，正常时进入保护子站并上传后台及远方调度，切换后进入保护管理机（SMS）再通过MODEM拨号到远方调度。
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2.系统缺陷
2.1误发信号增多
随着接入间隔层环网装置数量的不断增多，变电站监控后台经常发现多台测控单元出现瞬时中断的现象，在系统发生扰动或保护定校验收后该现象尤为显著，期间常伴随后台信号刷屏及误报大量遥信的情况。例如，仅某三日内，张家港变电站就发生误报遥信8次之多，其中大部分是测控单元频繁的将本单元的当前信号以及原因不明的事故信号当作变位信号发往后台，此类情况给监屏工作带来了极大的负面影响。
2.2响应速度下降
随着苏州地区用电负荷的持续增加和网络结构的不断变化，500kV张家港变电站经过多次改扩建后，已经具备3台主变、8条500kV线路和14条220kV线路。每次改扩建都需要先开断光纤令牌双环网，然后将新的监控单元接入原系统并验证。这一过程在增加了施工难度的同时，也给原系统的正常运行带来了不小的安全隐患。而随着新节点数量的增加，后台不可避免地出现了系统响应速度下降的问题，尤其在发生系统性故障时，传输的数据和信息均出现了不同程度的延时。
2.3其他安全隐患
系统间隔层的光纤令牌双环网配置未考虑两台测控单元同时发生故障的情况。但在实际运行过程中，两台间隔设备同时发生故障的几率依然存在，特别是当某一台测控单元发生故障且设备厂家并未对其进行处理更换的情况，间隔层的运行方式将会变的异常薄弱，这不仅给当前的运行监控带来安全隐患，也不符合目前已经逐渐开展的少人值守以至无人值班的运行模式。
3.系统分析
苏州地区另有某座500kV变电站，其测控单元和主机也采用6MD66测控单元，所不同的是该站间隔层采用以太网接入主单元，主单元汇总全站信号后上送调度及后台。虽然该变电站规模基本与张家港变电站相当，但该站未曾发生过误报大量遥信的情况。据此，笔者在与厂家经过沟通和试验后将缺陷原因锁定在间隔层的令牌环网上。
500kV张家港变电站间隔层测控单元的连接采用光纤令牌双环网模式，其理论最大传输速率为2Mbps。但令牌环网上某一个时间段内只允许一个节点在网内传输数据帧，其他节点处于等待状态。当节点数量增多时，其总传输延时增加的缺点便凸显出来。而间隔层设备除了要满足监控后台对实时信息的传输外，还要应付系统故障时及设备校验时的大量信号上传工作，因此就会造成部分数据不能及时上传，这部分数据只能积压在各个测控单元的缓存内，而一旦缓存内的数据超出了缓存容量，就会发生溢出现象。6MD66测控单元由于系统设计上的原因，在发生缓存溢出时会重新启动，并会将所有的状态遥信重新发往后台刷新，继而引起监控系统误报大量遥信、影响安全运行并导致数据响应速度下降、传输出现延时。
4.系统改进方法
由于500kV张家港变电站是一个运行较为成熟、地位较为特殊的变电站，目前不具备对其网络结构进行彻底改造的条件，因此针对以上缺陷及问题，提出该站综合自动化系统改进方法：
1.适当提高测控装置与主单元遥测量通信的阀值，以减小环网上的实时通信量。
2.按照实际监控需要的信息重新配置系统内部通信，去除工程中未实际引用的遥测量信息的传送来减少传输信息量，以提高环网数据传输效率。
3.将需要双点接入的遥信全部由两个单点遥信传送改为双点遥信传送的形式。同时修改后台程序，启用双点遥信的功能。
上述改进方法实施后，经过一段时间的运行观察，发现在保持全站后台软、硬件基本不变的情况下，一定程度上改善了通信阻塞的现象，误发遥信的现象也有大幅度的减少。
5.系统改造方案
令牌环网除了其扩展性能较差之外，由于传输延迟大的固有局限性，在应对大型自动化变电站的大量数据传输时有很大的缺陷。因此500kV张家港变电站在远期改扩建时，应考虑完善或改变综合自动化系统装置的网络结构。具体可选择采取以下系统改造方案：
1. 张家港变电站监控系统中增加两台主单元，同时分离监控系统的220kV及500kV测控设备，将220kV测控装置改为以太网通信方式接入新增的两台主单元，原来的两台主单元仅负责通讯500kV测控单元。再由新增主单元汇总全站信号上送调度及变电站后台。
2. 站内直接新用两台主单元替代原有的主单元，同时改变全站监控系统所有500kV、220kV测控单元通讯方式为以太网接入。新增主单元汇总全站所有信号上送调度及变电站后台。
以上两种改造方案均能有效地解决500kV张家港变电站综合自动化系统目前存在的运行缺陷问题，尤其第二种方案更为彻底。但由于变电站综合自动化改造是系统性工程，改造过程需要涉及监控系统、程序修改、五防设置、通讯升级、后台调试等一系列问题，详细改造工作有待工程工作者们进一步探索和研究。
参考文献：
[1] 胡丹云,韦刚,陈晓强,等. 变电站综合自动化系统现状及其改进[J]. 华东电力,2006,34(7):51-54.
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作者简介：
张 琦(1988-)，男，工程师、技师，从事变电运行和电网调控工作，E-mail：xuefeng_wokao@163.com。
高宏伟(1981-)，男，工程师、技师，调度控制中心地区调控班现场工程师，从事变电运行和电网调控工作。