变电站综自检测系统概念设计

一、变电站综合自动化的历史及现状

上世纪八十年代初，中国电网的自动化监控还刚刚开始。自那以后，变电站自动化系统的设备和系统构成模式，大体经历了如下三个阶段：

1. RTU + 当地巡检 + 保护装置;

2. 测控单元 + 当地后台 + 远程主站;

3. 保护远动一体化 + 远程主站。

在上面的第三种模式的早期，因为大型的110kV和220kV以上的变电站，还是有人值班的，所以还都配备当地后台监控机。后来逐步改造转变为无人值班站后，当地后台监控机成为一个每月定期去人例行检查时才开机的摆设，已经发挥不了多大作用，显得不很重要，直至到近几年，110KV 及以下等级变电站干脆不再配置当地监控后台机，从而当地监控后台机完全或部分退出历史舞台。

因为在保护和远动构成的综合自动化系统变电站中，设备组成已经统一考虑，在专业人员分管和组织机构方面，也发生了相应的变动，有不少单位保护和远动成为一个班组，从组织管理上逐步适应了综自系统的这一科技进步。

二、技术进步对现场测试提出了新课题

在综自系统设备一体化、组织机构相应变化之后，工程实施中的检测和验收却一直不能一体化，明显地，它的技术支撑手段，已经远远落后于系统设备本身的技术发展水平。

1、什么原因呢?首先，实现变电站综合自动化以后，系统功能不但没有减少，反而大大增强。功能要求和技术指标都比以前有了很大的提高。由于需要专门的试验、检验设备，这种功能和技术指标的检测和验证，都只能在设备制造厂家的试验室里完成。

2、当设备在现场安装完成并实施统调以后，建设单位不能以厂家单台设备的例行测试数据作为验收依据，道理很简单：对一款菜式的合格标准不能以市场上采购来的原料性能为判断根据。综合自动化是作为一个完整系统向客户提供规定功能和应达到的技术指标的，它必须给出系统实际运行的技术性能指标数据，才能通过项目验收。这给调度自动化部门很大的压力，原因是：他们的技术检测手段没能跟上综自系统的发展。

3、目前进行综自系统检验通常需要配置诸多仪器，例如，标准功率源、继电保护试验装置、毫秒表等，有些指标还没有合适的仪器测试，工作起来十分不便，且造成仪器资源浪费。现在我们看一看在没有综合自动化检测系统之前，远动专业技术人员是怎样完成系统的基本功能测试的：

⑴遥测精度：用一台变送器检验仪上及标准源，手动输入模拟的电压、电流、相角等，取几个试验点，逐点完成测量后，手动绘制数据报表;

⑵遥测数据响应速度：用上面的同一种源，用秒表来卡测控单元输出的响应速度(也有用时钟来估个大概时间的);

⑶遥信可靠性：手动输入变位信息(一般是在遥信输入端子上用短接的办法)，做若干次后作统计;

⑷遥信响应速度：同上，用秒表来卡输出延时时间;

⑸遥信风暴：事实上没法做;

⑹SOE分辨率：事实上没法做，因为手动无法控制毫秒级的时间差;

⑺遥控可靠性：同遥信;

⑻遥控响应速度：同遥信;

⑼同期功能：只能在厂家的试验室做，把数据拿过来充作现场数据。因为远动班手头的普通标准源无法操控稳定的频率和相位，否则就要化大价钱专门购买这种仪器，但实际使用率又不高;

⑽直流可控源：要用另一台直流可控电源;

⑾GPS校时：一般要另带一套GPS到需要检测时标的现场。

还有其它等等多种功能，都无法在统一的测试平台下来完成。在没有综合检测系统之前，实际的现场测试比上述更糟。因为控制和输出往往不在同一地点，解决的办法是用对讲机，尽管喊破嗓子，精度是绝对上不去的。所以许多定量性的指标实际上只具有定性的意义。你只是看到它动了，至于几秒几毫，对不起，天晓得，也只能是估个大概了。

4.问题的症结：从以上我们看到，根本原因是：对指标的要求是数字化、程序化的，但测试的手段却还是人工的、手动的。这样测试的数据，怎么可信?

三、概念设计要点

解决上述问题的根本之策，是设计一套集多种功能于一体的程序化的数字化发令系统，用虚拟仪器的设计概念，以可编程的方式，自动地完成各种功能的性能检测。它的核心，就是将发令系统和输出检查，全面建立在计算机编程控制的平台上，计算机能够达到的分辨率，就是这个系统所能达到的最高分辨率。

下面逐一举例说明。

1. 遥测精度：程控源可以手动、也可以编程控制输出，以实现单点测量和全负荷区间的自动测量。计量精度0.5级已能满足要求，因为数据目标不是针对电能计费，而是提供生产调度部门的电网负荷统计、计算、以及调度中心对电网实时数据的要求;

2. 遥测响应速度：使标准源的输出数据带时标，经测控单元输出的数据也带上时标，那么同一数据的时间差就是设备的响应速度;

3. 遥信可靠性及响应速度：编程输出指定次数的变位信息进入测控单元，将测控单元的输出返回到测试仪，比较输出信息和返回信息的时间差，就可以得到响应速度;对多个信息进行响应统计，就可以得到可靠性指标;