摘要：电网作为一体，实现电网的电力系统自动化的关键是确定电网的安全与稳定，并能及时供应和电力供应形势一直是主要的方面影响了居民的生活，甚至对国家安全的有一定的影响。变电站作为电力系统的重要组成部分，是保证供电的决定性因素。随着电子信息技术的不断成熟，微电子技术和通信技术的不断发展，自动化一词逐渐出现在我们的生活中，使变压器的自动化成为可能。电力系统自动化的进一步发展和提高是电力系统发展的必然趋势。本文就电力系统变电站自动化调试策略的研究与应用进行了分析和探讨。
关键词：电力系统；变电站自动化；调试策略
1 电力系统变电站自动化调试内容以及常见问题
1.1 电力系统变电站自动化调试内容
变电站电力系统自动调试是指在投入发电现场前，对变电站自动监控设备进行安装调试，以保证变电站能正常投入使用，顺利发电。在电力系统变电站自动调试过程中，调试的内容主要包括屏柜及与自动监控系统相关的设备、后台运行的计算机、一般控制、所需的网络和远程设施。此外，它还包括一些辅助设备的调试，如继电器和连接设备的电缆。值得注意的是，对于电力系统变电站自动化调试，不仅是指上述硬件调试，还应包括电力系统变电站自动化软件调试。只有从软、硬两方面进行调试，才能保证变电站自动化的顺利实施。变电站自动化调试主要是指调度调试和本体本身的调试。
1.2 电力系统变电站自动化调试的常见问题
电力系统变电站的自动调试是一个复杂的过程，涉及多方面。
首先，不能及时、准确的找到故障点。在进行本体自身的调试过程中，由于会牵扯到诸多的环节和部分，所以在遇到调试故障时，并不能够及时的找到出现问题的地方和原因。所以，在在调试的过程中，就避免不了的要在清楚故障上面花费大量的时间。
其次没在调试的过程中，各方的协调度不高。对于电力系统变电站的自动化调试不能仅仅的依靠于某一方来实现，相反是需要多个方面协调配合才能完成。比如与变电站联系最为密切的调度来说，如果在进行调试的过程中出现了问题，而二者之间又没有做到及时的沟通的话，那么久极其容易出现责任的相互推诿的现象，都认为是对方的问题，不仅不能及时的接触故障，还浪费时间和精力。
最后，调试对象规格的不统一加大了调试的难度。对着电子系统变电器自动化的不断发展，越来越多的企业开始从事相关设备的生产，而对于这些设备的生产又没有标准的规定，面对各式各样的调试设备，自动化厂家只能通过编程的方式来进行通讯，这在无形中增加了调试的难度和力度。
2 电力系统变电站自动化调试策略
2.1 增强调试对象的兼容性
面对各种调试对象，在调试过程中需要充分考虑原设备与现有设备的异同。即使是同一厂家生产的不同设备，在不同的时间段也会有差异，更不用说不同厂家生产的设备了。因此，在调试前，首先要了解原设备与现有设备是否兼容，如有必要，应提前从厂家获得问题解决信息。此外，还需要修改新系统中的设定值，以防止在未经授权的情况下，设定值的任意更改造成不必要的麻烦。
2.2 统一时间
统一时间是保证电力系统平稳运行的关键。同时，随着自动化的不断发展，这一要求的质量也在不断提高。目前，电力系统的统一时间主要通过GPS来实现。在均匀时间的基础上，根据故障发生的先后顺序，可以准确判断事故的发展过程。但对于有些时候不能纠正的情况，也需要特殊的学校。
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2.3 完善数据库的信息采集和处理程序
在大数据时代，变电站电子系统自动化调试还需要不断完善数据库的信息采集和处理流程。系统通过对事故数据的收集和整理，自动对事故进行记忆和回忆，找出节点，对时间段进行数据分析，数据可以重复，可以快，可以慢。系统在完善数据库信息采集和处理程序的基础上，可以在发生事故时及时报警，可以在窗口显示，通过事故画面推送，语音报警等。它的报警不仅限于车站报警，而且是单一区域报警。
3 变电站模拟测试
所有测试功能合格后，将仿真DNP主站投入变电站使用，并在500kV变电站进行仿真试验。在远程电机中添加镜像串口，输出DNP报文，访问模拟的DNP主站。原始工位端CCM软件的仿真消息实际上是由测控设备生成的，而仿真主站的仿真远程消息和发送的仿真消息则由测控设备正确接收。
（1）接收全远程信号/包远程信号，全遥测/包遥测功能：当响应消息只有一帧时，响应消息应与请求消息范围的起始/结束地址完全一致；当响应消息为多帧时，响应消息第一帧中范围的起始地址、响应消息最后一帧中范围的结束地址和请求消息的起始/结束地址是一致的。当请求消息的范围大于响应站的数据范围时，使用无效的空点替换不足的数据。
（2）检查并接受一级变更数据、二级变更数据和三级变更数据。主站以3C02063C03063C0406的方式询问三级变化数据。从站根据各层的实际变差数据，将变差数据组装成一帧发送；更换电报应先从车站发出，更换遥测仪次之，国有企业第三。当更改电报和SOE一起发送时，它们应该按照时间顺序进行组合，以避免COS/SOE的错位。从站远程测量的所有遥测死区应独立设置。将一般遥测的死区设为3/1000，母线电压死区设为1/1000，主变压器位置死区、VQC调整时间、VQC工作区死区设为0。设置上述死区是为了保证遥测和SOE数据的变化以及其他变化能够及时发送到主站。当没有发送更改数据时，可以将答案返回到内部信息字，即发送的消息以应用层函数代码（8位）+内部信号字（16位）+检查代码（16位）结束，而不需要在末尾添加目标代码。
（3）遥控消息接收功能：遥控采用直接遥控输出模式。函数代码+对象的消息是050C01。从主站接收遥控报文时，需要确认遥控指令已收到；发生雪崩时，主站发出遥控操作指令后，从站应立即响应，不屏蔽遥控操作功能。
（4）主站授时应用要求：主站授时以全站GPS授时为主，主站授时为辅；当主站与工厂站恢复正常通信时，主站将发送时间包；在正常的通信过程中，主站会定期发送时间包。
结束语
我国电力系统变电站自动化的发展虽然已经成熟，但仍有一些问题需要我们去解决，仍有很大的发展空间。调试是保证电力系统正常运行的关键。想做一份好工作在系统安装和调试要求相关调试人员能够熟悉整个电子系统的基础上各部分的组成和功能，强调增强调试对象的兼容性，统一时间和完善数据库信息的采集和处理程序关注调试容易失败的地方，及时解决故障，确保系统的正常运行，减少人为因素造成的故障率和风险。
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作者简介：
庞文峰，男，工程师。身份证号码：4414241981****XXXX。
论文作者:庞文峰
论文发表刊物:《电力设备》2019年第6期
论文发表时间:2019/7/9
标签：变电站论文; 电力系统论文; 主站论文; 消息论文; 死区论文; 数据论文; 设备论文; 《电力设备》2019年第6期论文;