0引言
南阳500kv白河变电站是河南省第1座实现综合自动化的超高压变电站。本文以该工程设计和现场调试为出发点，对该变电站自动化系统的设计特点进行了阐述，并对调试过程中发现的问题提出了一些有益的建议。
1工程概况
南阳500kv白河变电站位于河南省南阳市红泥湾镇。该变电站的建成可以改善500kv主网结构，提高供电可靠性，是华中电网进行电力交换的枢纽。该站zui终规模为主变压器2×750mva，500kv出线8回，220kv出线12回，高压并联电抗器3x50mvar，35kv侧接所用电及无功补偿装置。500kv采用3／2接线，220kv为双母分段，35kv为单母接线。
2设计特点
南阳500kv白河变电站是一个超高压枢纽变电站，将分期建成。为了确保其自动化系统运行的安全可靠性，减少扩建时工作的难度、复杂性以及系统停运时间，保证扩建时系统可靠运行，自动化系统工程设计有以下特点。
2．1网络结构、操作员工作站的双重配置
超高压变电站对站内运行设备的监视与控制操作有严格的要求[1]。站内运行设备的状态、参数以及站级层控制操作命令都是借助于网络传送的，因此，白河变电站自动化系统站控层采用了冗余设计，按双重以太网配置，且以互为热备用的方式运行，站级层设置了双操作员工作站，每个操作员工作站都配置了双显示器。两台操作员工作站以主从方式同时工作，但只有主机能够发出控制输出命令。主从机之间手动切换时间小于1s，故障时自动切换时间小于10s。另外，还配置了站内管理机和工程师站，以加强对站内设备的管理。
2．2远动信息传输的双重化
白河变电站自动化系统具有主备两个远动信息通道。两台远动主站以主备方式运行，远动信息分别经过网络和直采直送两种方式分别传送至两个远动主站。在直采直送方式中，远动信息直接由间隔层通过光纤传送至远动主站，这就保证了即使站控层失效，变电站的远动信息仍能传送到调度端。
2．3测控单元功能强大
超高压变电站电压等级多，规模大，一次设备、二次设备等数量众多，直流系统、控制系统等也比中低压变电站复杂得多，所以它的开关量、模拟量数目庞大。信息采集单元与控制操作命令的i／o测控装置在超高压变电站中的地位尤其重要。本站选用了由南京电力自动化研究院中德公司提供的德国西门子公司的6mb524系列测控单元。其运行十分稳定，而且其事件记录分辨率可以达到1ms，遥测量精度可以达到0．2％，频率精度可以达到0.001hz，开关量输入、输出路数以及模拟量输入路数多，而且可以根据具体工程需要合理选择不同的型号，还可以实现断路器同期合闸、隔离刀闸与接地开关的防误连锁、备用电源自投等先进功能，可以实时显示该单元的一次接线图，使得在间隔层进行控制操作时更方便、更直观。
6mb524具有完善、可靠的同期合闸检测与控制操作功能，所有500kv与220kv断路器的同期合闸均分散由相应间隔的6mb524测控单元完成，这不仅减少了设备投资，避免了硬件设各重复配置，而且还简化了二次回路。
站用电备自投逻辑由间隔层的6mb5515主单元实现。该备自投功能逻辑完善，保证了工作电源断开后正确投入备用电源。
2．4实现控制操作三级防误闭锁，杜绝误操作
与目前大多数变电站防误闭锁实现方式相比，该站zui大的不同之处是未配置专门的五防装置。该变电站中所有的电动隔离开关和接地刀闸都由其自动化系统自身实现了完备的三级防误闭锁，手动隔离开关和接地刀闸的操作也要经过自动化系统防误闭锁后才能完成。这种设计不仅大大简化了二次回路接线，避免了硬件设备重复配置，而且使运行人员在站级操作员工作站的操作更方便、简单。
a．在站级操作员工作站上进行隔离开关或接地刀闸控制操作时，如果某控制对象不满足防误闭锁条件，则由软件通过顺流程禁止此操作命令下传。
b．在间隔层的6mb524测控装置上进行隔离开关或接地刀闸控制操作时，如果某控制对象不满足防误闭锁条件，则由6mb524测控装置的逻辑控制功能闭锁该控制命令的执行。
t．在就地机构箱上对所有的隔离开关和接地刀闸操作时，不论是电动操作还是手动操作，均需经过完善的防误闭锁功能后才能进行。该逻辑闭锁功能由间隔层主单元6mb5515完成。经6mb5515逻辑判断后会驱动相应间隔的6mb524测控单元，由其提供一个副闭锁接点。对于电动操作的隔离开关和接地刀闸，该接点串接于就地操作回路中；对于手动操作的隔离开关和接地刀闸，该接点用于闭锁其电磁锁的电源。
2．5采取系列抗干扰措施，确保系统稳定运行
变电站自动化系统采用分层分布式结构带来的zui大问题是电磁干扰，尤其是由于间隔层的继电器小室周围存在着强大的电磁场，因此，间隔层二次设备的抗电磁干扰问题尤为突出。本工程设计中采取了以下抗干扰措施：
a．继电器小室之间及各小室与主控室之间的数据传送采用光纤连接。
b．二次回路电缆均采用屏蔽电缆，屏蔽层良好接地。
c．不同电压等级的二次回路不共有同一根电缆，且二次电缆与一次电缆分开敷设。
d．连接到配电装置的控制电缆采用辐射状敷设，尽量避免与高压导线并行敷设。
e．对电容式互感器，其接地线与其二次电缆的穿管及电缆屏蔽层在设备支架上部接在一起后，再经电缆管人地并与接地网连接。
l.继电器小室在空间位置上比传统主控楼离配电装置的距离近得多，高压线路、配电装置等通过空间电磁场对保护、控制装置所形成的骚扰也相对严重得多。小室的抗干扰主要是采取屏蔽、防尘、防潮和防噪声措施。该变电站继电器小室采用了固定结构的六面屏蔽体，其效能不低于40db，用以防止0．1mhz～100mhz的骚扰源和1mhz一2mhz的暂态电磁骚扰。
2．6超前设计，为扩建工程奠定基础
该变电站500kv部分采用3／2接线方式，本期为2个整串+1个半串，zui终规模为5个整串。为了便于扩建，不仅在设备选型时选择了开放性很好的自动化系统，而且，凡是扩建工程中的模拟量和开关量需要接人本期测控装置的，均在本期工程设计中予以充分考虑，连至这些测控装置的接线已在本期屏端子排上接好。
3调试经验与建议
3．1隔离开关与接地刀闸防误闭锁条件
白河变电站500kv采用3／2接线方式，其隔离开关与接地刀闸的闭锁条件比较简单、清晰，而220kv采用双母分段接线方式，其闭锁条件相对较复杂。我们在进行220kv隔离开关与接地刀闸的防误闭锁逻辑调试时发现，闭锁逻辑有时会出现相互矛盾或影响正常操作的情况，如果接线方式为双母分段带旁路，情况将更复杂。希望有关部门对220kv各种典型接线方式制定一个统一的隔离开关与接地刀闸防误闭锁条件，作为规程或规定执行。我们已建议在该站运行规程中给予详细说明，并制定具体的操作对策。
3．2电动隔离开关、接地刀闸间隔级与就地操作闭锁的关系
对于电动隔离开关和接地刀闸，其操作要经过站级、间隔级以及就地操作三级闭锁，其中后两种闭锁方式均是通过在控制回路中加入闭锁硬接点实现的。虽然串联连接可以增加操作的可靠性，并且可以互相监测闭锁回路的正确性，但是，如果因某种原因使其中一级解除闭锁逻辑出错，则将会造成该隔离开关或接地刀闸拒动。所以，调试时对原设计进行了改动，电动隔离开关和接地刀闸的间隔级与就地操作闭锁接点不再串联，两者在回路上相互独立。
3．3继电保护、安全自动装置、电表等与自动化系统的通信
根据工程技术协议与相关规程、规定的要求，继电保护及安全自动装置、电表等均应通过串口或网络与自动化系统进行信息交换。调试中发现，有些装置，特别是引进的进口设备，或因外商不提供通信协议，或因引进厂家吃不透其原理，造成通信不正常或通信信息不健全。特别是有些厂家，其装置根本不具备与自动化系统的通信功能，纯粹为了应标而增加一个所谓的通信单元，由其提供的通信信息仅有二三个，远远不能满足要求。希望工程招标时能够注意诸如此类的问题。
3．4信息量优化的必要性[1]
白河变电站自动化系统运行验收时特别强调信息量问题，认为信息采集内容越全，对变电站监视、操作和事故处理越有利。我们不*同意这种观点，因为目前的变电站自动化系统对所采集的信息只是存储与显示，并无有效的信息分析软件。事故时，将会有大量不重要的信息夹杂于重要信息之中，蜂拥至操作员工作站的显示器上，运行人员几乎无法捕捉重要信息，严重影响其正确判断。我们在调试时曾做过多套保护装置同时动作试验。试验表明，根据工程实际情况，对信息进行合理选择是非常必要的。建议变电站自动化系统生产厂家在其产品中增加自动化系统信息分析功能。
3．5信息传输的瓶颈问题
目前变电站综合自动化系统的网络结构都存在通信瓶颈问题，即分散的数据必须经过一个中间通信单元才能传送到网络上。白河变电站自动化系统也不例外。变电站投运后，由于需要传送大量数据，受通信速率、数据缓冲区容量等的限制，该系统曾因通道阻塞而造成自动化系统死机。如果电力系统发生事故，这种状况将会更加严重，而此故障在调试阶段是无法发现或检验的。因此，我们要求该自动化系统不仅硬件要有冗余，而且软件更要具有足够的冗余度，在系统出现通道阻塞、通信单元硬件切换无效的情况下，尽快使系统恢复正常。*解决此问题的zui有效方法，是测控装置、继电保护及安全自动装置等二次设备均采用以太网技术。
3．6技术指标的测试
自动化系统的技术指标是招标时考虑的重要因素，但系统的很多技术指标既无确切的定义，更无法测试。即使有些技术指标可以测得，但由于测试手段有限，测试结果与实际意义并不*相符。例如，系统平均*时间、cpu及网络负荷率、双机系统可用率等指标是很难测试的；对于事件分辨率，由于要求到1ms，测试手段根本达不到，所以即使测出数据，其意义已与原意大不相同；而一些遥测、遥信量的传输时间则是单个或几个量的传输时间，与实际要求也存在很大的差距。因此，技术指标的测试手段与测试方法应是今后自动化系统检验方法研究中的一个课题。