摘要：随着我国电力工程改革不断加快，变电站作为电力系统改革的关键点受到社会的普遍关注。从当前电力系统变电站管理现状来看，自动化调试是保证变电站运行质量的关键，但在这项工作中，存在调试过程复杂的问题，对整个调试质量产生影响。因此，需要积极开展从有关电力系统变电站自动化调试的研究，更好的满足变电站运行要求。
关键词：电力系统；变电站；自动化调试；应用
为满足现代社会的发展需求，各供电企业都纷纷优化与重新配置自身的配电体系，强调自动化技术的有效应用。在变电站运行的过程中，应强调对自动化技术的应用，实现变电站的自动化调试，借助自动化监控平台审查各个部分设备的运行状态，旨在提升配电系统的安全性。
一、电力系统变电站自动化系统构成
国内外当前的电力系统变电站自动化系统结构大同小异，按照功能可分为微机保护单元、通讯通信网络、后台运行管理站、辅助设备四个组成，逻辑结构较清晰、接线简单，不容易被干扰，扩张性较好。按照功能实现的地点，又可分为站控层、通信层、间隔层，其中站内控制包括CRT显示器、监控主机、打印机等辅助设备，通信层包括处理器机、MODEM，间隔层包括数据采集系统、综合监控单元、输电线路测控保护单元、变压器保护单元、电容器保护单元等。不同结构各司其职，对于硬件而言，主要包括CPU、模拟器输入相关硬件、开关、人机通讯和网络通信部分等。软件构成主要以SCADA为主，变电站数据采集、状态监视是自动化最核心功能，为配电控制提供数据支持。
二、电力系统变电站自动化调试目的
变电站自动化调试工作的开展，其目的较多，但都是达到保护电网系统安全的目标。第一，旨在检查对调度信息、信息传输、自动化终端装置等方面的信息参数是否正确、严谨；第二，旨在检查与核实整个电力系统的运行是否较为安全，是电力系统运行的最终目标；第三，对系统中各项设备的规格、参数等是否具有统一性，且系统各部分的功能是否符合国家标准与相关规定，各类设备的连接是否科学、合理等。通过调查分析，发现各项检查结构未能符合要求，此时，相关人员必须给予高度重视，对整个电网系统进行全面而彻底的排查，及时了解变电站自动化调试中所存在的故障问题，并及时采取措施予以应对和处理，能让电力系统快速回归到正规上来，进而增强整个电力系统的稳定性与安全性。由此可知，若想增强整个电力系统运行的安全性，变电站自动化调试是不可避免的，一旦发现故障，通过合理的调试与操作来解决，进而实现电力系统的稳定性与安全性。
三、变电站自动化系统的常见调试故障原因
变电站自动化系统在调试运行过程中，常常会受到各种因素的影响，进而造成变电站自动化系统在运行过程中会出现各种故障，常见性故障原因主要有以下几点：变电站自动化系统在调试的时候，整个调试流程十分繁琐，所涉及到的环节也较多，这样就造成变电站自动化系统在遥控及遥测过程中具有一定难度，在这个过程中就非常容易出现故障，同时想要发现这些故障也会存在较高难度，故障排除也存在较高难度；其次，变电站自动化系统与调试之间有着十分紧密关联，因此在制定有关数据报告的时候，需要紧密与调度之间紧密结合。
四、电力系统变电站自动化调试的应用
1、变电站主体故障调试
第一，电源故障。本文所研究的变电站主体电源故障，主要指的是220V/110V直流电源故障，一般在故障发生时，会出现电源模块显示灯不亮、CPU运行不稳定等。针对这一问题，技术人员可以按照下图的流程开展调试工作。第二，CPU故障调试。CPU故障时变电站主体故障中一种重要的表现形式，由于CPU在采集信息、管理各板件中发挥着重要作用，因此在故障调试中需要高度重视CPU故障的研究。一般当CPU出现故障时，常见的故障形式为：运行灯没有正确的显示、按键后没有反应、无法实现正常通信等。针对CPU出现的故障问题，本文提出以下几点调试策略：依靠测控单元的自检功能，检查个各板件或者I/O接口是否存在故障；更换CPU板，再使用变电站原有运行程序，检查CPU板是否存在问题。第三，保护通信调试。变电站现有的微机保护装置，投入年代不同、生产厂商繁多、接口类型复杂，通讯规则也存在差异，在进行新增系统通信改造时，容易因规则转化导致工作量增加。在进行改造前，需要了解原有系统、现用的保护装置是否进行过连接，必要时需要从厂家那里进行提前解决。保护装置的信号点介入应全部介入新系统的硬接点遥信状态采集，保证在意外情况下，无法自动上报文件时，能够得到保护动作信息。此外，还需要修改新系统保护定植，避免非授权随意修改保护定值，造成事故。对于需要经常改变保护投退状态的配网变电站，为便于开展现场管理，需要开放远方投退功能。
2、站内联调
上传通讯故障时调度联调故障中最常见的表现形式，因此本文对其做重点研究。对于变电站而言，为了保证信息传递质量，变电站往往需要与多个调度实现通信，包括区调、配调等。在故障处理中，若发现所有调度通讯都出现故障后，需要检查系统能够接收调度下发的104测试报文，如果能接收报文，则需要检查变电站远端总控制配置，判断总控制配置是否出现故障；如果没有接收报文，则考虑可能是物理设备出现故障。同时，如果发现只有一个调度通信异常，其他均正常运行，则需要采用以下调试方法：①检查变电站端远动总控，检查是否将调度IP地址上传至数据库中；②若将IP地址写入到上传数据库中，传输问题依然没有解决的话，则检查是否能接收调度的104报文，如果没有接收，则说明调度端存在信息传递问题，对其进行针对性处理，就能解决问题。
结束语
总体而言，电力系统变电站自动化的框架基本成熟，但仍有较大的发展空间。在电力系统变电站自动化调试中，技术人员需要对故障现象进行全面检查，优先排除是否是设备本身物理故障而导致的问题；之后，再根据其中关键设备的运行情况，做相应的检查，确保能在最短时间内发现变电站故障，为保证变电站运行奠定基础。
参考文献
[1]倪集龙,支丙勇,张欢乐.浅谈电力系统变电站自动化调试与应用[J].科技与企业,2014,01:278.
[2]聂兰富.浅谈电力系统变电站自动化调试与应用[J].门窗,2014,11:388-389.
论文作者:王营,李嵩,郐凤彬
论文发表刊物:《电力设备》2018年第1期
论文发表时间:2018/6/5
标签：变电站论文; 故障论文; 电力系统论文; 自动化系统论文; 系统论文; 报文论文; 通信论文; 《电力设备》2018年第1期论文;