安防之家讯：根据曲江500kV变电站的工程特点，通过该变电站所采用的计算机监控系统实施方案的技术分析和工程运用，阐述了目前国内500kV超高压变电站计算机监控系统的普遍模式和工程中存在的问题，并提出了一些建设性意见。
1引言
“九五”期间，随着国民经济的快速发展，全国省级电网也得到了迅速发展，以500kV变电站为骨干的超高压电网建设已初具规模。在此基础上，500kV变电站的自动化水平也有了相应的提高，特别是一批代表国内领先水平、适用于超高压变电站的自动化系统吸收了国外同类产品的先进设计思想和技术水平，自身水平得到了很大的提高。广东省韶关500kV曲江变电站就选用了国产的分层、分布式变电站综合自动化系统。下面就以此为例，阐述国产500kV变电站综合自动化系统的主要结构及其功能，并对其优缺点进行分析。
2系统结构及其主要功能的实现
韶关500kV曲江变电站是粤北地区第一个500kV变电站，是粤北电网的重要枢纽，担负着粤北电网与省网的连接和功率交换，对粤北乃至整个广东省电网的安全、稳定运行起着十分重要的作用。
曲江变电站于2000年12月投产，站内包括500kV、220kV和35kV三个电压等级，是目前国内综合自动化水平最高的500kV变电站之一。系统采用分层分布式结构，综合了常规控制仪表屏、继电保护装置屏、模拟屏、变送器屏、远动装置屏、中央信号系统及保护、控制全微机化等特点，实现了测量、控制、自检、保护信息自传、电度量采集、电压无功控制(VQC)、智能直流监视、智能消防报警装置监视、电气五防闭锁、远传等自动化功能。监控系统实现全站计算机监控，彻底取消常规操作屏，采用全分布、开放式结构。系统分为三层［1］：站级计算机层、通信管理层、设备监控及保护单元层以及电气五防闭锁，整个监控系统以通信管理单元（总控单元）为核心，总体结构如图1所示。
监控系统分为500kV保护室监控系统、220kV保护室监控系统和主控室主控端，但取消了常规调度自动化系统前置机部分。500kV保护室监控系统和220kV监控系统通过网络直接向主控端服务器传送数据并接收主控端的控制命令；500kV和220kV的保护室监控系统采用分散式变电站综合自动化系统，由总控单元（通信管理层）和设备监控单元、保护通信管理机以及电气五防闭锁装置组成。
站级计算机层（主控端）采用分布式体系结构，以以太网为信息传输通道并配置远动转发工作站。
2.1通信管理层
通信管理单元（总控单元）是变电站综合自动化系统的通信枢纽，是整个变电站的信息综合点，连接着不同的智能设备和主控端，并协调这些设备间的数据、命令交换。所有的数据和设备不管采用何种通信方式、哪种通信规约与总控单元通信，都将在此统一打包，上传主站或下发相应的控制设备。
曲江变电站计算机监控系统采用双总控单元配置，工作时互为热备用。与国外先进系统（多采用嵌入式操作系统，如HARRIS、SIEMENS公司的同类产品）不同的是用PC104总线、486主板，外配备16个串行光纤接口来实现，并在此基础上加以扩展形成各种接口方案，以适应现场不同的接口标准。总控单元配接液晶显示器实现人机交换，可进行数据显示、参数设置、现场调试等。总控单元通过RS－422接口与测控单元及保护通信管理机、智能电度量采集接口相连，并以网络形式通过光纤与主站端相连。
2.2设备监控及保护单元层
如图2所示，总控单元中设备监控、保护单元按功能独立设计，分别接入。监控单元主要用于实现500kV、220kV进出线，主变三侧、母线分段、主变档位等对象的监控采用配屏安装方式，具有完备的交直流量测量、信号采集、开关控制等功能。
保护通信管理机负责将各保护单元的信息进行集中和管理。监控单元和各保护通信管理机用菜单方式实现人机交换，可进行数据显示、参数设置、现场调试等，通过RS－422接口与总控单元相连。
为满足站内电气闭锁逻辑要求，采用独立的开关防误操作电气闭锁装置，直接采集一次设备的断路器、隔离开关、接地刀闸等的位置信号，当需要就地操作时受控于微机五防的电脑钥匙。与其它一些系统相比，此电气闭锁装置虽然增加了部分系统设备，但操作安全、可靠。
2.3站级计算机层
站级计算机层采用双网结构（见图1），采用双主机、双操作员工作站互为备用。设立工程师站作为监控系统维护的人机接口，提供培训仿真服务，完成对系统软件、数据库在线维护和修改，采用全球卫星定位系统（GPS）作为同步时钟，实现网络对时。
2.3.1系统软件
采用开放系统环境下系统软件，提供多任务操作系统和多窗口人机界面。以UNIX操作系统、TCP／IP软件组成的系统软件支持多种高级语言软件开发平台，具有提供多用户、多任务和记录封锁功能，用户安全机制完善、功能强大、通信联网方便。
2.3.2应用软件
应用软件按标准化、模块化、结构化的程序设计方法进行设计，以减小修改时对其他部分的影响，并使测试和调整程序简化，包括数据采集、记录和存储处理软件、微机之间数据通信软件、事故告警、追忆软件、事件顺序记录打印输出软件、图形编排显示及远动通信软件等。
2.3.3系统功能
(1)数据采集与处理 通过总控单元对变电站各种模拟量、开关量、电度量、保护信息等实时数据进行采集和对必要的数据进行预处理并以一定格式存入实时库，定时更新，对各类操作控制指令经判断无误后发送至总控单元到执行机构。
(2)安全监视 监控系统通过操作员工作站对站内各种电气设备的运行状态实时监视，对各种运行参数实时显示，具有越限报警、报警显示以及报表定时和召唤打印功能。
(3)控制功能 是监控系统的主要功能，运行人员经键盘或鼠标对全站断路器、隔离开关、电容器、电抗器的投切及变压器分接头的调节，需经系统软件对其命令的合法性、控制系统闭锁条件进行检查，对非法命令和不满足闭锁条件的控制操作系统拒绝执行，并在屏幕上显示拒绝原因。监控系统可对运行人员的操作权限加以限制，可用于各级管理。
(4)事件处理 当变电站发生事故、故障和越限等事件时，监控系统将自动做一系列处理，如启动事故音响、推出相应画面、记录事故记忆、使画面相应点变色等。
(5)画面显示 可实时显示设备状态及重要参数的单线系统图、电压、负荷曲线及各类运行图，形成各类报表、统计及操作票，对典型事故给出处理指导等。
(6)操作及事故追忆记录 对运行人员进行的所有操作及时间有准确记录，对任一事故触发都能记录下相关或所有的追忆量以便分析。
(7)能对各类设备的运行情况进行统计记录，准确完整地记录操作、定值变更、事故及故障等，可自动生成各类报表、日志，自动生成和打印操作票及进行事故画面硬拷贝等。
(8)当监控系统及各种单元发生故障和错误时自诊断系统能正确判断故障内容，发出报警信号，同时进行主备机自动切换，以便迅速排除故障。
3系统特点
(1)中、低压部分保护和测控完全综合并统一，高压部分保护和测控各自独立，符合变电站综合自动化的发展趋势［1］。
(2)采用双总控单元。总控单元是整个系统的中枢，冗余配置保证了系统的长期稳定运行。
(3)国内间隔层设备的网络集成度较差，为了上网必须增加转换设备，从而降低了整个系统的稳定性和抗干扰能力，也影响了信息的实时性。
(4)站级计算机网络采用双网。采用双网主要是为了提高网络的可靠性和系统的可用率，但另一方面双网的管理势必占用一些系统资源，给系统带来新的不稳定因素。间隔层如能改进为网络甚至双网的结构，将大大提高系统的技术水平和可靠性［3］。
(5)保护管理机的采用简化了各保护单元的管理。每一类保护单元设一台保护管理机,是考虑到设备空间布置的需要，但作为与站控层或监控主机的纽带，应该强化保护信息的加工和过滤(包括故障的判断等)，进一步提高系统可用性。
(6)通信规约的标准化［4］。由于500kV变电站保护装置、各种设备的类型较多，如果它们与监控系统的通信协议五花八门将给系统联调带来较大的难度，也给以后的维护工作带来不便。从以往的经验，似乎整个监控系统由一个厂家来设计完成就可以避免这一问题，但从曲江变电站的实践来看，问题远没有那么简单，却又丧失了自由选择优秀产品的权力。问题的关键在于标准化应始终贯穿工程设计、设备招标和工程实施的全过程。
4结束语
曲江500kV变电站是目前我国综合自动化水平最高的变电站之一，采用的是用户的分层分布式变电站综合自动化系统，此类系统今后将会在220kV／500kV超高压变电站中广泛被采用，如何在借鉴国外先进技术的同时，根据国内电力系统自身的特点设计出既有较高电力系统技术和计算机技术含量，又能提高国内超高压变电站运行和管理层次的监控系统，将是我们长期的任务。在简化变电所自动化系统结构、提高系统的运行可靠性方面，国产计算机监控系统还有一段很长的路要走。
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