摘 要：介紹了500 kV雙龍變電所自動化控制系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)，對主變及35 kV設(shè)備主單元頻繁復(fù)位現(xiàn)象進行詳細分析，指出系統(tǒng)傳輸信息量過大，導(dǎo)致模件緩沖區(qū)溢出，是系統(tǒng)頻繁復(fù)位的原因，據(jù)此提出了相應(yīng)的對策。 關(guān)鍵詞：自動化；復(fù)位；計算機；監(jiān)控 　　500 kV雙龍變電所是浙江省電壓等級最高的樞紐變之一，現(xiàn)有2臺容量為750 MVA的主變，三回500 kV出線和10回220 kV出線。并已與福建電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)。 　　500 kV雙龍變電所是我國已投運的首座取消常規(guī)控制，完全采用計算機操作的變電所。具有信息采集齊全，響應(yīng)速度快，人機界面友好；可靠的安全防誤閉鎖系統(tǒng)；軟件實現(xiàn)的自動電壓無功控制（AVQC）功能等特點，已經(jīng)安全運行了將近4年時間，系統(tǒng)運行穩(wěn)定、可靠，各項功能達到了設(shè)計指標(biāo)，滿足運行要求。1號主變投產(chǎn)后發(fā)現(xiàn)主變及35kV設(shè)備小室主單元有頻繁復(fù)位現(xiàn)象，現(xiàn)對控制系統(tǒng)概況及頻繁復(fù)位原因作一介紹。 1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)組成 　　500 kV雙龍變變電站控制系統(tǒng)采用分層分布分散式結(jié)構(gòu)，并按電氣單元配置?？傮w可分為變電站層和間隔層兩大部分。 　　變電站層系統(tǒng)由雙主機、雙人機工作站、主備通信機、保護管理機和規(guī)約轉(zhuǎn)換器通過雙光纖以太網(wǎng)互聯(lián)組成。人機工作站將實時信息在雙CRT上顯示出來，并通過RS－232串行通信口將有關(guān)實時信息傳送到模擬屏上進行直觀的顯示，便于運行人員觀察；同時提供人機界面供運行人員進行各種操作。系統(tǒng)采用UNIX操作系統(tǒng)、X－Windows、Motif用戶界面及TCP／IP通信協(xié)議。 　　保護管理機和規(guī)約轉(zhuǎn)換器及以下設(shè)備安裝在就地的繼電保護小室內(nèi)。500 kV和220 kV系統(tǒng)的主單元除與本小室的規(guī)約轉(zhuǎn)換器直接電纜聯(lián)結(jié)以外，還通過光纜與同電壓等級的另一小室的規(guī)約轉(zhuǎn)換器聯(lián)結(jié)，實現(xiàn)規(guī)約轉(zhuǎn)換器的互為備用，增加系統(tǒng)的可靠性。各小室的主單元將本小室的信息匯總，經(jīng)規(guī)約轉(zhuǎn)換器實時地將信息上網(wǎng)，實現(xiàn)信息共享。220kV線路的LFP901、LFP902微機型線路保護及500kV線路的DLP、DFP、DLM微機型保護通過各自的保護管理機將信息上網(wǎng)。主機將信息匯總后進行處理，實現(xiàn)所要求的功能。 　　主備通信機將變電站內(nèi)的有關(guān)信息實時傳送至華東總調(diào)、浙江省調(diào)和金華區(qū)調(diào)，使各級調(diào)度均能掌握500 kV雙龍變的運行情況。 　　500 kV和220 kV的間隔層設(shè)備安裝在就地的繼電保護小室內(nèi)由6 MB監(jiān)測控制系統(tǒng)、7 VK同期裝置和8 TK電氣聯(lián)鎖系統(tǒng)組成。 　　6MB551測控裝置是每個間隔層小室的主單元，通過光纖星型網(wǎng)絡(luò)與各個6MB522 I／O單元通信。同時采用西門子公司的8FW規(guī)約與規(guī)約轉(zhuǎn)換器通信，并通過衛(wèi)星對時系統(tǒng)GPS實現(xiàn)主單元對時功能。 　　7VK作為檢同期裝置使用，完全按開關(guān)配置。具有各種檢同期方式，整定方便靈活。 　　8TK是組成開關(guān)、隔離刀閘以及地刀的電氣操作安全防誤閉鎖系統(tǒng)的重要組成部分。8TK1為電 氣單元操作控制聯(lián)鎖裝置，每臺最多能采集14臺設(shè)備的狀態(tài)，8TK1本身能完成本間隔的聯(lián)鎖邏輯判斷并實現(xiàn)設(shè)備控制，8TK2為電氣操作聯(lián)鎖系統(tǒng)的主單元，亦可采集14臺設(shè)備的狀態(tài)，并實現(xiàn)控制，一般作為母線設(shè)備的狀態(tài)采集和控制。一旦控制涉及到的設(shè)備狀態(tài)由其余8TK采集時，8TK2通過雙屏蔽四芯電纜與有關(guān)8TK1及其余8TK2通信，收集相關(guān)設(shè)備運行狀態(tài)，按規(guī)定的聯(lián)鎖邏輯進行全站的聯(lián)鎖邏輯判斷并將判斷結(jié)果返回到正在進行操作的8TK1或8TK2。 　　主變及35 kV設(shè)備小室自動化設(shè)備安裝在主控樓35 kV保護小室內(nèi)，主要配置有1套主單元6MB551和12套I／O單元6MB522，其中主單元的配置是：FP模件，SK模塊，BA模件，BF模件各1塊，AR模件5塊，DE模件6塊，RK模件2塊。主變及35 kV設(shè)備小室自動化框圖如圖1所示。 　　有關(guān)斷路器、隔離刀閘、接地刀閘的狀態(tài)直接用雙位置接點送入相關(guān)的I／O單元，它們的操作控制由I／O單元直接輸出接點實現(xiàn)。主變的分接頭調(diào)整由I／O單元實現(xiàn)。所用變未配置相應(yīng)的I／O單元，其接點信號直接接入主單元DE模件，所用變的分接頭調(diào)整也由主單元BA模件實現(xiàn)。 　　電容器、電抗器、主變35 kV側(cè)的功率、電流等模擬量由6MB522I／O單元采集；主變溫度、所用變電壓等模擬量經(jīng)變送器變換后接入主單元的AR模件；電度脈沖量由脈沖電度表輸出至主單元的DE模件。 　　AR模件采集的模擬量經(jīng)過閥值處理、零偏抑制等處理后通過SINAUTLSASYSTEMBUS傳給FP模件，模擬量的傳輸分為越閥值自發(fā)傳輸和FP模件掃描傳輸兩種；公用設(shè)備開關(guān)量、電度脈沖量由DE模件采集后分別經(jīng)狀態(tài)比較、計數(shù)等處理通過SINAUTLSASYSTEMBUS傳給FP模件；所用變的分接頭調(diào)整命令亦通過SINAUTLSASYSTEM BUS由FP模件下達給BA模塊。各I／O單元利用串口通信方式與單元的SK模件相連，主單元與SK模件交換信息的方法是通過SINAUTLSASYSTEMBUS直接讀寫SK模件上的雙口RAM，由此實現(xiàn)各I／O單元與FP模件間信息交換。 2 主變及35 kV設(shè)備主單元頻繁復(fù)位原因分析處理 　　主變及35 kV設(shè)備在投入運行時一段時間中，值班人員發(fā)現(xiàn)經(jīng)常出現(xiàn)直流越限告警等信號，繼而發(fā)現(xiàn)由該主單元采集的模擬量均為“0”。 仔細檢查自動化設(shè)備的運行情況后發(fā)現(xiàn)：在自動化設(shè)備運行過程中，各AR模件的“H4”燈經(jīng)常長時間的點亮，有別于正常的“閃爍”狀態(tài)，設(shè)備上的其余指示燈均正常，運行一段時間后主單元復(fù)位。 　　通過更換AR、DE、BA、BF、SK、RK、SV、FP等模件進行檢查與試驗，確認各功能模件均未損壞。重新安裝系統(tǒng)程序和參數(shù)化文件后，復(fù)位現(xiàn)象依舊存在。AR模件的“H4”指示燈標(biāo)志著AR模件模擬量越閥值自發(fā)傳輸持續(xù)時間較長，利用LSADIAG診斷軟件觀察分析后，發(fā)現(xiàn)2號AR模件的環(huán)型緩沖區(qū)（RINGBUFFER）有頻繁溢出現(xiàn)象，其它AR模件也有同樣現(xiàn)象發(fā)生。 　　1號主變投產(chǎn)前，主變及35 kV設(shè)備小室自動化設(shè)備擔(dān)負著1臺主變、兩組電容器、兩組電抗器及2臺所用變模擬量、開關(guān)量、脈沖量的采集和相關(guān)設(shè)備的控制操作；模擬量的閥值設(shè)置為0．1％；信息傳輸?shù)膬?yōu)先級順序是： （1）開關(guān)量變位信息。 （2）5 min一次的脈沖量信息。 （3）10 min一次的全遙測、全遙信信息。 （4）模擬量信息。 （5）事件順序記錄。 （6）15 min一次的就地監(jiān)視信息（該信息通過RS232口可接入計算機以作調(diào)試用）。 （7）有關(guān)設(shè)備控制操作的信息插入傳輸。 　　1號主變投產(chǎn)后，主變及35 kV設(shè)備小室自動化設(shè)備擔(dān)負著2臺主變、4組電容器、4組電抗器及3臺所用變的模擬量、開關(guān)量、脈沖量采集和相關(guān)設(shè)備的控制操作；信息傳輸?shù)膬?yōu)先級順序和閥值均不變。 　　比較1號主變投產(chǎn)前后，自動化系統(tǒng)所采集的信息量增加一倍多，尤其是模擬量增加更多；模擬量變化頻繁，再加上模擬量閥值過小及信息傳輸?shù)膬?yōu)先級順序不合理，數(shù)據(jù)交換過于頻繁，使系統(tǒng)總線數(shù)據(jù)傳輸負荷較大；導(dǎo)致信息傳輸異常，AR模件環(huán)型緩沖區(qū)（RINGBUFFER）頻繁溢出，自動化系統(tǒng)主單元經(jīng)常復(fù)位。針對以上分析，著手從3方面來減輕數(shù)據(jù)交換的負荷，確保模擬量信息能正常有序傳輸。 （1）自動化系統(tǒng)模擬量測精度指標(biāo)為1.5%，而原模擬量的閥值為0.1%，精度高增加模擬量越閥值自傳輸信息，加重了通訊負荷。為此提高AR模件所定義的模擬量的閥值，由原來的0．1％改成0．5％，大大減少AR模件與FP模件間的模擬量自發(fā)數(shù)據(jù)傳輸；同時減少FP模件送往規(guī)約轉(zhuǎn)換器的信息流量，從而減少通訊負荷。 （2）刪除與自動化系統(tǒng)正常運行無關(guān)的15 min一次的就地監(jiān)視信息，降低自動化系統(tǒng)的運行負荷，充分利用系統(tǒng)資源。 　?。?）在設(shè)備控制操作的信息插入傳輸?shù)幕A(chǔ)上，合理調(diào)整其余信息傳輸?shù)膬?yōu)先級順序，將信息傳輸優(yōu)先級設(shè)置為： 1）開關(guān)量變位信息； 2）模擬量信息； 3）5 min一次的脈沖量信息； 4）10 min一次的全遙測、全遙信信息； 5）事件順序記錄。 　　采取上述措施處理后，至今未發(fā)生過復(fù)位現(xiàn)象，各項技術(shù)指標(biāo)均符合要求，主變及35 kV設(shè)備小室自動化設(shè)備運行正常。 3 結(jié)束語 　　本文分析了500 kV雙龍變主變及35 kV設(shè)備主單元頻繁復(fù)位現(xiàn)象發(fā)生的原因、機理、解決方法。500 kV雙龍變其余4個小室的自動化設(shè)備也存在同樣的問題，究其原因均為自動化系統(tǒng)的配置未充分考慮變電站遠景建設(shè)下的信息規(guī)模，自動化信息的處理過程不當(dāng)?shù)人隆? 　　考慮到變電站自動化建設(shè)，不管采用何種產(chǎn)品，均應(yīng)充分考慮自動化系統(tǒng)的配置、變電站擴建時的信息接入、信息處理過程的合理性；同時，為充分利用自動化系統(tǒng)有限資源，可取消與自動化系統(tǒng)正常運行無關(guān)以及無益于電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟穩(wěn)定運行的功能。 參考文獻： ［1］張少華，陳衛(wèi)中．金華500 kV變電所綜合自動化系統(tǒng)運行分析［J］．電力系統(tǒng)自動化，2000（24）． 　　 ［2］Siemens．OperatingInstruction［M］．Siemens，1995．