变电站远动系统

变电站远动系统（共10篇）

变电站远动系统 篇1

0 引言

电力系统远动是电力系统调度服务的远距离监测、控制技术。它将各个厂站的设备运行状态、工况由专用通道传送到调度端, 供调度人员监控之用。调度人员的控制命令也可传送到远方厂站, 驱动被控对象。远动技术是遥测、遥信、遥调、遥控四遥的结合。[1]

500k V兴隆变电站位于湖北省潜江市境内, 是国家电力西电东送以及葛洲坝电力外送的枢纽变电站。由于受当时设计条件和计算机技术的限制, 原远动系统中信息流向不尽合理, 中间环节过多, 影响了远动信息的实时性。随着电网负荷的快速增长, 兴隆变#3、#1主变相继投产, 导致远动设备容量和数据处理能力的不足, 远动机硬件设备老化, 运行极不稳定, 严重影响远动数据的传输。因此, 有必要对远动系统进行扩容和改造。

1 改造前远动系统概况及存在的问题

1.1 远动系统概况

兴隆变投产时, 远动机硬件采用工控机方式, 软件平台为SCO-Unix系统。原系统上运行着下列三种远动规约:1) IEC60870-104规约[2];2) IEC60870-101规约;3) 部颁CDT规约。IEC-104通道通过电力数据网与华中网调、湖北省调EMS系统相连;IEC-101传输通道为四线模拟专线通道, 是华中网调、湖北省调EMS系统的备用通道;对超高压局调采用部颁CDT规约通信[3]。远动系统结构示意图如图1所示。

1.2 远动系统存在的问题

改造前, 远动系统存在较多的问题, 如:

a) 模拟通道双机切换装置故障, 无法完成专线通道的切换;

b) 工控机硬盘出现物理坏道, 机箱内温度偏高, 系统频繁死机;

c) 五防机、保护子站通过远动机连接监控后台, 数据流向中间环节多;

d) 远动机CPU占用率居高不下, 影响远动数据的实时性;

e) 无多余网口, 不能满足电力数据网第二平面接入要求。

上述问题一直困扰着运维人员, 整套远动系统随时会瘫痪。所以, 对远动系统进行升级改造势在必行。

2 远动系统改造方案

由于远动系统改造是在一次设备不停电的情况下进行, 必须保证改造期间不中断远动数据的正常传输, 不影响站内监控系统功能。改造的目的是优化调整原系统中的数据流向, 剥离保护管理机功能, 减少中间环节, 减轻CPU负担, 从而提高远动机运行稳定性, 保证远动信息的实时性。因此, 选用南瑞科技有限公司NSC301型远动装置, 该装置为嵌入式结构, 无风扇、硬盘等机械转动部件, 运行稳定可靠, 同时扩展出来的4块网卡既可以满足电力数据网第二平面接入要求[4], 也可为以后的扩建留出备用网络通道, 具有很强的兼容性与扩展性。改造后的系统示意图如图2所示。

3 实施步骤

为了保证改造期间远动数据的正常上传, 并且不影响站内监控系统功能, 施工前, 制定了严密的施工方案, 并反复讨论分析施工过程中的危险点及防范措施。具体实施步骤如下:

1) 收集原系统转发表及通道配置信息, 包括波特率、中心频率/频偏、奇偶校验方式等;

2) 查看并记录本机IP地址/子网掩码、网关以及当前已建立的TCP/IP连接;

3) 新远动机单机调试, 还原之前的模拟通道参数, 重新配置网络参数、ASDU地址;

4) 插上监控网网线, 检查远动A机与测控通讯正常, 实时库刷新正常, 注意防止IP冲突;

5) 打开报文监听窗口, 监视各路模拟通道交互报文, 确认与各级调度主站通讯正常;

6) 将连接电力数据网的网线拔出, 插进新远动机相应网卡, 观察收发指示灯是否正常闪烁;

7) 运行ping命令, 检查远动机与调度主站前置机间通讯正常;

8) 在新远动机上运行#netstat–an命令, 并打开报文监听窗口, 监视IEC-104网络通道报文, 正常通讯后与调度端自动化值班人员核对104远动通道数据;

9) 在IEC-104网络通道数据正常的情况下, 转移模拟通道至新远动屏, 经防雷器隔离后模拟信号进入MODEM板, 调制解调后连入远动机相应的串口;

10) 重复步骤5, 检查新远动机模拟通道工作正常, 与调度端核对模拟通道远动数据正确;

11) 远动B机的通道转移工作与远动A机一样, 只需重复上述步骤4-10。

至此, 新远动系统已实现双机互备运行。在各路远动通道通信正常的情况下, 最后完成双机切换功能测试。双机切换时间<10s, 满足调度规程要求。

4 新系统运行情况

改造后, 两台远动机互为热备用运行, 通过网络103规约与间隔层测控装置通讯, 经专线通道或网络通道将现场数据上传至调度端, 完成远动数据的直采直送, 保证了远动数据的实时性。新系统采用嵌入式结构, 硬件设备运行速度快, 运算处理能力强, CPU负荷明显降低。投运至今已有一年多, 尚未发现远动通道中断或数据异常现象, 系统运行状况良好。

5 结语

兴隆变电站远动系统改造完成后, 新系统运行稳定可靠, 达到预期改造目标。同时, 新系统良好的扩展性和优异的处理能力, 为电力数据网第二平面的接入提供了网络通道, 也为湖北电力公司实现调控一体化打下坚实基础, 有力支撑了国家电网公司“三集五大”建设。

参考文献

[1]柳永智, 刘晓川.电力系统远动[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[2]王首顶.IEC60870-5系列协议应用指南[M].北京:中国电力出版社, 2008.

[3]洪宪平.走向网络化的远动系统[J].电力系统自动化, 2001, 25 (6) :1-3.

[4]彭清卿.国家电力调度数据网组网研究[J].电力系统自动化, 2004, 8 (4) :2.

铁路电力远动系统的研究与分析 篇2

【关键词】铁路电力；远动系统；应用

【中图分类号】U224.9+1

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0058-02

0　前言

铁路是国家的重要基础设施、国家的大动脉、大众化交通方式之一，它具有运输能力大、成本低、能耗少、速度高、适应性强等众多优点。在综合交通体系中处于骨干地位，如果没有铁路的现代化就难以实现国家的现代化。由于中国幅员辽阔、内陆深广、人口众多，资源分布及工业布局不均衡，铁路运输在各种运输方式中的优势更加突出，在国民经济和社会发展中具有特殊的地位和作用。

铁路技术装备和信息技术的现代化是实现铁路现代化的重点任务之一，铁路技术装备是铁路运输的物质基础，它包括线路、车站、电力、通信信号设备，机车、车辆、装备、给水设备和建筑物以及电气化铁路的供电设施等。

近年来随着运行管理模式的改革和技术进步，提高了电网安全、经济运行水平、改善供电质量，达到了减人增效的目的，提高处理事故的灵活性和电网的稳定性、安全性，提高了铁路供电单位的经济效益和劳动生产率。先进的电力装备、良好的供电质量记忆一流的服务水平，已成为铁路对电力需求的重要组成部分。在电力的管理中，需要有一套完善的用电管理系统，电网运行状态进行实时监测，及时掌握低压配电网运行状况。利用高科技手段提高用电效率，节约成本，给用电管理提供直接、便利的技术支持，为符合预测、电力调度、用电管理、配套服务奠定坚实的基础。

1　典型铁路电力远动系统组成

为了充分发挥铁路电力的贯穿作用，确保铁路用电的安全可靠，减少其对铁路运输生产造成的影响，所以电力远动技术被引入到铁路电力系统中，电力远动系统在我国的广泛应用时间并不长，大致经历了三个阶段，分别是：有触点式阶段、布线逻辑式阶段和软件化阶段等。

铁路10kV电力远动系统是一个综合的铁路供电和设备运行管理系统，由铁路供电的特殊要求决定其需要采集的数据量。铁路电力远动系统一般选用分层分布式系统结构，主要包括远动控制主站、运动终端和通信通道三部分。

铁路电力远动系统对铁路供电所、电力线路及信号电源进行情况等的实时监测控制，消灭了事故隐患、加快事故的处理速度、保证了铁路行车的供电需求。

铁路电力远动系统采用N链式结构，即一台远动控制主站对应着N个被控端，系统一般除了具有遥控、遥信、遥控功能外，还应具有判断和切除线路故障的功能。铁路电力远动系统如图所示：

1.1　远动控制主站

远动控制主站主要是指在电网调度控制中心的计算机控制系统，它是整个电网调度管理控制系统的心脏部分，一般采用计算机局域网结构，分布式控制系统，以计算机设备为核心，以网络节点为单元进行配置。它主要负责相关信息的收集与处理及综合管理等，对沿线配电所及各站信号电源实施遥测、遥信和遥控，对个站贯通线和自闭线上的高压分段开关实现遥控与遥信。

系统的硬件配置主要有前置机、后台处理机、维护工作站、模拟屏、操作员节点机等网络节点设备及相应的人机接口设备，设置了实时数据打印，文档管理报表打印机、实时监视及卫星时钟同步等外围设备。

应用软件是整个系统的灵魂，应用软件协调完成同各个远动终端的数据通讯任务；应用软件把硬件系统采集的各种数据如电压、电流、电量等经过计算后以合理的方式显示出来供操作人员参考；操作人员的操作也要通过应用软件才能执行；应用软件还有很多其它功能。应用软件的好坏将直接影响整个远动系统的应用水平。

1.2　运动终端

运动终端设备分为配电所监控终端（RTU）、杆上开关监控终端（FTU）及信号电源监控终端（STU）。

运动终端采集的数据有利于分析正常时的负荷变化和故障时的变化情况，为科学分析判断故障和合理调配资源提供了依据。

配电所综合自动化安装集中式RTU，根据整个系统的配电功能要求，RTU实现对配电所的遥测、遥信和遥控，将配电所基础单元的所有保护信息通过远动系统上送主站，以满足远方遥测、遥信、遥控、遥视等在线监测和远方诊断及维护的要求。

杆上开关控制终端FTU以配电远动控制终端为核心单元，配以不锈钢控制箱体、操作机构、智能充电装置、免维护蓄电池以及其它外围设备。它主要安装在电力贯通线、自闭线的分段开关上，用来检测和控制开关的运行状态，测量电路的电流、电压和有功功率及无功功率等电气量，采集高压远动负荷开关、高压线路过流、短路遥信、高压线路接地遥信等遥信量，保存十个故障录波数据供系统事故分析。

信号电源监控终端STU设在沿线车站信号机械室内，实现对信号楼电源遥测、遥信、遥控功能。STU以配电远动控制平台为核心单元，与杆上开关监控终端FTU等远动控制终端共同组成车站的监控节点，并转发它们的数据至远动控制主站，完成远动控制功能。它主要检测电力贯通线经变压器输出的信号电源的电器参量，采集信号电源相电压、相电流及有功功率、功率因数、正序、负序等模拟量及低压远动断流器过流、短路遥信等遥信量。记录两路信号电源的低压远动断路器在发生过流、速跳闸时故障点前后各5个周期的电压、电流波形曲线，保存十个故障录波数据供系统故障分析。另外还记录发生越限时，越限点前后各5s的电压、电流有效值的故障曲线。

远动终端主要包括数据输入输出模块、数据通讯部分、电源部分等三个部分组成。

1.3　通信信道

通信信道是远动系统中的最重要的组成部分。借助于通信信道，各远动终端盒远动控制主站得以相互交换信息和信息共享，提高了电力系统运行的可靠性，减少了连接电缆和设备数量，实现终端远方监控。

远动通道物理结构一般采用由光缆构成的环形结构，动态备用运行方式；远动控制主站通过远动通道查询报文查询远动终端的数据，远动终端如有数据则上送远动控制主站，如无数据则回答正常应答报文。

由于铁路电力远动系统本身没有通信线路，远动控制主站通过铁路通信系统提供的专用主／备光纤数字通道与被控终端进行通信，实现远程监控，光纤数字通道采用环形结构。主控站采用双以太网配置，在逻辑上与被控站通信构成点对点通信方式。

2　电力远动系统的主要功能

铁路电力远动系统的主要任务就是将表征电力系统运行状态和各发电厂和变电所的有关实时信息采集到远动控制主站；把远动控制主站的命令发往远动终端，对设备进行调节和控制。

从远动终端发往控制主站的信息有测量量和状态量，测量量有有功功率、无功功率、电压、电流、频率和水库的水位等。状态量有断路器、隔离开关的位置状态、自动装置、继电保护的动作状态，发电机组、远动设备的运行状态等。

主要功能包括遥测、遥信、遥控、打印；具有对线路故障进行检测的能力；有对实时数据采集、传输、分析和处理的能力；具有对远动终端在线自检和显示的功能；对用户画面和用户数据库实现在线修改、编辑和定义的功能；所有计算机有自启动、自恢复功能；冗余配置的双主机系统，有可自动切换和手动切换的功能；对操作人员可进行模拟培训和演示功能等。

2.1　遥测、遥信及遥控功能

遥测、遥信和遥控功能是铁路电力远动系统的最基本的功能。应用通信技术传送被测变量的测量值称之为远程测量，简称遥测；应用通信技术完成对设备状态信息的监视称之为远程信号，简称遥信；调度控制中心发送给发电厂或变电所的远程命令有控制命令及调节命令，应用通信技术完成改变运行设备状态的命令称之为远程命令，又称之为遥控。

当调度中心需要直接抑制发电厂、变电所中的某些设备，就会发出相应的控制命令，这种应用通信技术完成对有两个确定状态的运行设备的控制成为远程切换。在中国，通常把远程切换称为遥控。

随着科技的进步，铁路远动系统的功能根据电力系统的实际需要还在不断地扩展，为了有助于分析电力系统的事故、保证远动装置的正常运行和便于维护，还具有自检查、自诊断等功能等。

2.2　线路故障检测

远动系统在线路故障检测也发挥了重要的作用，当故障发生时采用过电流检测原理，即可判断线路电流是否超过整定值来检测故障。由FTU检测到故障并上报主站，主站系统首先要完成故障的自动定位，在确认线路失电的情况下自动遥控断开故障线段两侧的负荷开关，隔离故障点，然后，自动下发遥控命令闭合两侧配电所出现开关，恢复非故障线段的供电，并给出提示信息和故障的处理报告，供调度员进一步分析。故障发生时，主站自动查找故障区间内所有的FTU暂态3I₀值，找到最大值所在的FTU，则故障点位于该FTU相邻的一侧。然后比较该FTU两侧的暂态3I₀值，找到较大者，并比较最大值与较大值暂态零序电流的方向，如果相同，则故障点位于最大值FTU的另一侧；如果相反，则故障点位于两者之间。同时利用零序电压3I₀值作为故障处理的启动条件和闭锁条件，提高故障检测和定位的准确性。主站系统根据FTU上报的线路电压数据，高压断相故障的位置应该在第一个出现任意线电压或相电压低于断相故障电压上限门槛值（如小于180V），而且大于断相电压下限门槛值（不为0）的开关和与其相邻的上游开关之间。

3　电力远动系统存在的问题

就目前而言，我国的电力远动系统尚在建设之中，还没有形成规模，在铁路的供电网络、路网供电方供电设备等与国外的差距还是很大^[2-3]，从而导致供电网络运行水平偏低，线路操作、倒闸作业、故障抢修、恢复供电等效率偏低，频繁的导致了许多重特大安全事故的发生，造成了重大的人员和财产损失，故应加快铁路电力远动系统建设提高供电网络整体运行水平，减少人员使用量，减少事故发生概率。

3.1　运动系统设备的干扰

远动系统设备属高度集成化的弱电设备，其绝缘水平较低，对外界的干扰较为敏感，对于雷电等强电磁脉冲和过电压的耐受能力很低。而远动设备工作环境却是极易受到电磁干扰的强电场所，这些干扰对数据的采集、传输、处理产生影响，进而影响系统的准确性与稳定性。这些干扰主要包括来自自然环境的干扰，放电过程产生的干扰和来自电网的干扰等。

为了防止此类干扰对远动系统的影响，可采取一些措施，如屏蔽措施、系统接地设计、滤波器的设计以及印刷电路板的设计等[3]，采用合理的抗干扰措施能够明显的电力远动监控系统的安全性及可靠性。

3.2　运动系统的通讯通道

路电力远动系统中通讯通道的设置方式主要以利用公网远程拨号方式为主。这种方式产生的原因主要由铁路电力远动系统技术发展的历史原因所造成。电力远动技术进人铁路电力系统时，全路还未组建DMIS、TMIS等系统。为了解决电力远动的通讯通道问题，可以采取以下解决方案，如：电力线载波、利用公网各站端远程拨号上网、用户单位自行敷设通讯线等。随着时间的推移，利用公网各站端远程拨号上网方式逐渐在路内电力远动系统中占据主导地位。随着铁路内部DMIS、TMIS等系统的组建，铁路电力远动系统完全可以借用它们的通讯通道，与这些系统组成综合管理或综合调度中心。铁路电力系统是为铁路通信信号设备供电的系统，该系统的正常工作是铁路通信信号设备正常工作的基本条件，因此，该系统的信息也应该属于行车安全信息。由此可见，铁路电力远动系统应该可以与DMIS、TMIS等系统合并，形成综合管理或综合调度系统。

3.3　远动系统的软硬件设计

由于现代铁路运输和指挥控制系统都是电气化系统，以及一些跟列车行驶有关的新设备都更多的引入了自动化，铁路用户对铁路电力远动系统的稳定性、可靠性提出了更高的要求，所以需要建立可靠、完善的铁路电力远动系统，这里主要的是远动系统的软硬件设计^[4]。

在软件设计上尽量使该软件的稳定性达到最好，功能齐全，并且有着严密的逻辑，减少外界干扰对系统的干扰，引起由于软件故障导致的事故发生。在硬件上有优秀的电路设计方案，并与该系统的软件设计相互配合，完成信号的处理与短信息收发等。一旦出现故障能及时发现并使主机或维修人员第一时间获得信息，及时处理。

4　总结

总之随着铁路事业的快速发展，对铁路电力远动系统的要求也在不断的提高，进一步的完善远动系统提高了故障分析的全面性，使主管部门及领导能及时了解系统运行状态，并且远程操作提高故障处理的速度，较少了事故发生的概率，适应经济发展的要求。

参考文献

[1]　钱清泉著，电气化铁道远动监控技术[M].中国铁道出版社，2000

[2]　李焱.从德国铁路电力看我国铁路电力的发展[J].铁道标准设计，2006（2）：93—95

[3]　郭丽，浅谈铁路电力的远动控制技术[J].黑龙江科技信息，2011（1　5）：20

变电站远动系统 篇3

最近十多年是变电站自动化系统的大发展时间, 国内变电站自动化系统已基本普及, 110kV变电站已实现了多年的无人值班运行, 220kV变电站已部分实现了无人值班运行或少人值班运行, 并逐步向完全无人值班运行方向迈进, 变电站设备的运行管理水平得到了很大提高, 节省了大量人力。而这一目标的实现, 依赖于变电站自动化系统的安全可靠运行, 特别是远动设备, 直接关系着变电站运行信息和控制命令的处理、传输, 确保远动设备的可靠运行尤为重要。

1 远动设备配置

综合自动化变电站远动设备包括远动装置、调制解调器、数字透传装置、数据网接入装置等设备。远动设备的主要功能是负责接收间隔层数据, 并向主站端进行转发, 同时接收主站端的遥控命令。

远动机要求双机配置, 并且采用嵌入式装置。装置要求具有两个站内以太网接口, 分别与站控层计算机网络的双交换机连接, 实现站内数据的收发;具有两个站外以太网接口, 分别与电力数据网络的双交换机连接, 实现与各级主站的网络数据通信;具有足够的RS-232串行通信接口, 实现与各级主站的串行数据通信。变电站与主站之间应具备两路独立路由通信通道。

配置双套具备MPLS-VPN功能的路由交换设备作为数据网络接入设备。按电力调度数据网双平面接入要求, 110kV及以上变电站每一数据网平面配置一台路由器、两台交换机及相应二次安全防护设备, 采用两路2M接口, 通过光传输设备接入电力调度数据网。

根据需要, 配置调制解调器和数字透传复用设备, 作为电力调度数据网未完善前的过渡性远动通信通道, 分别采用模拟信号方式和数字信号方式, 通过PCM和2M通信设备接入相应调控主站。

2 远动设备缺陷分类

远动设备缺陷基本可以分为三类:远动机故障、通道故障、参数配置错误。远动机故障指远动机自身由于某种缺陷不能与站内设备或主站系统正常通信、完成数据传输功能, 包括硬件和软件两个方面的缺陷。通道故障指远动设备与主站之间的通信通道以及相关通道设备的故障。参数配置错误类缺陷主要指由规约配置、通信参数不正确引起的通信、数据传输异常。

3 远动设备缺陷处理方法

3.1 远动机故障处理方法

远动机硬件故障指远动装置本身以及相应的接口设备, 由于长时间运行, 出现不同程度的老化现象, 硬盘、主板、接口设备、风扇等设备故障较多。一般通过查看相应的指示灯是否正常, 借助远动机启动时的自检信息, 必要时用万用表测量相关部位电压, 然后用替换法验证相关设备是否故障;有些硬件设备虽无明显故障, 但由于长时间运行老化严重, 导致性能下降, 会影响系统运行稳定性, 可通过升级改造解决。软件故障常有操作系统、应用软件程序走死等, 这类缺陷通常重启远动设备就可消失;还有类软件故障是由于程序设计不完善引起的, 这类缺陷一般比较隐蔽, 往往需要运行一段时间后或在某种特殊情况下才有可能发生, 故障难以重现, 需要长时间观察分析才能找到, 一般由厂方协助, 通过软件升级得以解决。

3.2 通道故障处理方法

远动通信通道中断故障, 首先要确定是通信通道问题还是远动接入设备问题。对于模拟通道及数字通道可通过观察Modem装置、数字透传装置的指示灯;主站端或厂站端打环, 比对上、下行报文一致性;用仪表仪器测量来判定故障范围。对于网络通道, 通常用ping命令来检查通道是否正常。属于通信通道故障应及时通知通信部门消缺。

3.2.1 常用的模拟通道及数字通道故障判别方法

(1) 观测法:适用于模拟通道及数字通道故障判别。

Modem装置的CD灯亮表示载波信号异常, CD灯闪烁表示收发两端中心频率或频偏设置不匹配, RXD灯闪烁表示接收数据, TXD灯闪烁表示发送数据。当CD灯亮时, 一般可判断通信通道问题。CD灯闪烁时应检查两侧中性频率或频偏设置是否一致。

数字透传装置的LOS灯亮一般可判断通信通道问题。若LOS灯不亮, 一般可排除数字通道故障的可能, 应检查两侧数字透传装置是否正常。

(2) 打环法:适用于模拟通道及数字通道故障判别。

模拟通道的打环可在厂站端将上行与下行数据传输线短接, 在另一侧比对上、下行报文是否一致, 若一致, 说明通信设备正常, 缺陷在远动设备上;若接收不到下发的信息或有误码出现, 则说明通信通道有问题。

数字通道打环比较方便, 在数字透传设备上每路通道都有相应的自环开关, 可以很方便地将数字通道和相应的主站自环, 以判断数字通道以及通道设备是否正常。

(3) 测量法:适用于模拟通道故障判别。

用示波器检测:对于不同的规约和不同的传输速率, 示波器显示的波形各不相同。当通道上有数据传输时, 一般会分别显示两个频率的正弦波形。

用万用表检测:有时因条件限制, 可用万用表交流挡, 简便地测试Modem是否有远动信号输出, 并可根据通信设备对输入信号的电平要求, 监视调整远动输出信号的幅值。

用电话听筒检测:对于传输连续信号的通道, 可听出来有两个频率的声音, 当通道只传输Modem中心频率时, 只能听到一个单音;对于传输断续信号的通道, 可听出来有断断续续的两个频率的声音。

确定Modem装置故障时, 就要更换装置或相应板件, 更换时要保证相关参数 (中心频率、频偏、发送电平、接收电平、波特率等) 设置正确。

数字透传装置的故障一般通过替换法排除。更换的新数字透传设备不需要设置参数, 但需要保证每个接口的插线与更换前一致。

3.2.2 网络通道故障判别方法

网络通道就是基于电力调度数据网进行数据传输, 通常用ping命令来检查通道是否正常 (网络诊断工具, 在Windows、UNIX和Linux均适用) , 可以在远动设备处ping网关IP地址、主站IP地址, 也可在主站侧ping网关IP地址、远动设备IP地址, 通过是否有响应、响应的时延等返回信息判断网络通道正常与否。新安装设备还要检查远动机的IP地址、网关地址、端口号是否正确, 路由器配置是否正确。

排除网络通道故障后, 需要检查远动机、实时交换机、纵向加密装置、路由器是否正常运行, 设备之间的网络通信线是否符合制作标准, 网络线是否完好, 连接是否可靠。

3.3 参数配置错误处理方法

远动设备的参数配置包括三部分:转发库配置、通信配置、规约配置。

转发库配置包括:站内数据引用是否正确、逻辑合成点是否合理、遥信信号极性、防抖动时间、是否上送SOE、遥测系数、变化死区等。

通信配置包括:串口通信参数有传输速率、中心频率、频偏、校验方式等是否与主站一致, 网络通信参数有远动机IP地址、网关地址等是否正确。

规约配置包括:主站和厂站两侧的规约要一致, 规约选定后, 还需要注意参数的一致性, 比如站址、信息体起始地址等。以IEC101规约为例, 主要包括:站址 (ASDU地址和IEC101链路地址) 的统一性;地址的字节数;传送原因的字节数;信息体地址的字节数和起始地址。

只有参数配置正确了, 厂站与主站之间才能正常通信。不同通信方式和规约, 配置的参数不尽相同;不同厂家和型号的设备, 配置的内容也不尽相同。处理这类缺陷, 需要了解有关参数的配置, 对相关知识比较熟悉, 常需要捕捉通信报文, 分析通信过程才能找到故障点。

早期110kV变电站没有独立的远动装置, 一般由总控单元或前置机兼管行使远动功能, 其故障类型及排查方法与独立远动机类似, 不再单独讨论。

4 结语

在变电站无人值班模式下, 变电站自动化系统远动设备的可靠运行直接关系着变电站设备的运行管理, 本文主要介绍了国内变电站自动化系统远动设备的配置, 结合检修工作经验, 分析了远动设备的常见缺陷, 并针对不同缺陷提出了相应的处理方法。

参考文献

[1]张延, 吴云, 史志鸿.变电站自动化系统设计和运行问题的分析[J].继电器, 2003, 31 (8) .

变电站远动系统 篇4

关键词：电力系统；远动；调度；自动化技术；应用

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0045-01

电力系统中远动及调度自动化技术是整个电力系统中控制的核心。不但能调度自动化，还能对系统中的交互性和智能化有效的提升，并且还对电力系统的电力运用的事业有着促进的作用。远动及调度自动化的技术和电力系统是密不可分的，同时电力系统对现社会中经济的运转和人们的生活水平是密不可分的。所以，在电力系统中，电力系统远动控制技术及调度自动化技术的应用，对电力系统自动化的发展有着重要的作用。

1 电力系统的控制要求

电力系统是由发电厂和配电网以及输电网和电力用户相互的组合。电力系统就是将能源一次性的转化成电能，再分配和输送给每个用户。电网是电力系统中是最重要的部分，其中电网又分配电网和输电网。发电的整个过程是通过发电厂把一次性的能源转换成电能，电能再通过电网把电能分配和输送到电力用户的用电设备中，这就是发电从生成电能到使用的整个过程。

对供电的可靠和对电能中的频率、波形、电压的质量保证以及电力系统的提高和对用户的用电要求，最大限度的满足，是在运行电力系统中最重要的。

2 远动控制

对电力系统的遥信、遥测、遥调和遥控是远动控质技术，简称为“四遥”。远动控制技术是保证电力系统运行的经济性和稳定性。

2.1 远动控制的技术说明

远动控制主要包括控制端、调动端、执行终端的变电站和发电站四个部分组成。这四个部分在远动控制的工作中是都是按照顺序来进行的，并且这四个部分对电力系统整体的分析数据和整体控制能够得到实现。终端的变电站和发电站的参数以及系统运行的数据都是通过远动控制来进行采集的，并进行调度的实现。在控制端主要负责的是将获取的系统运行的状况进行判断和分析的作用。控制端将把判断和分析形成指令后，再将参数调整和设备操作的命令下发给执行端的变电站和发电厂等，从而对测控任务的完成。在变电中与执行、调度端与变电站之间远动控制设备在两者之间有着信息传递的作用。

远动控制的四大功能，“四遥”—— 遥信、遥测、遥调和遥控。其中“遥信”是通将应用的通信技术监视设备状态的信息结果再转化成数字信号或者符号；“遥测”是远程检测，通过应用的通信技术对某一变量的测量值的传送；“遥调”则是在应用通信技术对两个确定状态的运行设备控制的实现。而在通信技术改变运行设备的状态的技术控制应用则是“遥控”。

2.2 远动控制技术的原理说明

远动控制是通过对数据采集的技术、信道编码的技术和通信传输技术三个技术部分相互协调的实现。远动控制的过程是将信息的传送、产生和接受的构成。远动控制在保证电力系统的安全的时候，并且在稳定运行的情况下，信息的传输距离和信道等系统结构因素也存在有自身的局限性，从而影响远动控制技术对外界的干扰的防御比较薄弱，以及对系统长效持续运行有一定的影响。

远动控制技术的原理是，先将遥控和遥调的信息输入进去之后，再对输入进去的信息进行编码之后，再进入到抗干扰编码程序中，这是远动装置控制端原理。对下行通道和调制解调器和远东控制端与被控端链接，这是在传输系统中的操作原理。信息通过传输系统和抗干扰编译码进入到远动控制装置的被控制端，再从进行中的译码中，遥调和遥控从中得出命令，最后对其执行命令。这个信息运动控制的过程就是信息远动控制的其中一个。远动控制的另外一个方面则是在信息传输的与之前的阐述的方向是相反的流动。

3 远动及调度自动化

远动技术传输原理和編码理论以及信号转换技术等都是最基本技术原理，并且远动技术还是综合性的技术，其中包括遥信信息、遥测信息、遥调信息和遥控信息都是远动信息。在远动信息的传输中有两种模式，其中包括循环数字传输模式和问答传输模式。其中专用的有线信道、复用电力线载波信道、无线电信道和微波信道以及光纤信道等都是最常用的远动信道。通过远动终端对信息的采集，也是远方数据中段，主要应用于控制和监控以及数据的采集。有遥信、遥调、遥测和遥控的功能。

表征电力系统在运行的时候对变电所和发电厂正在进行的发生的实时信息进行采集和传输到调度控制中心，事实的信息再通过调度控制中心发送到变电站和发电厂，最后再对设备进行调节整个过程就是电力系统中远动的重要任务。

利用软件的平台对远动技术的应用和运行来得以实现，在软件平台中，其中包括SCADA和EMS软件，这两个软件的平台就是电力系统调度自动化的软件应用平台。能量管理系统软件是EMS，通过进行测量后，再利用在线分析软件，才能更安全和高效的让电力系统运行，EMS软件是现代电力综合化自动化的系统，并且还是由技术支撑平台和计算机系统以及监事监控和数据收集系统等系统构成的。SCADA软件是执行和感知的系统，利用远方测量终端和表计测量装置以及前置计算机和数据新通还有主站计算机构成的，提供电力系统实时运行数据显示、控制指令下达、报警和事故纪律等功能是SCADA的主要功能。

4 远动控制技术在电力系统中的应用

在经济的迅速发展中，电力的需求也在不断的增长。对电力的质量和可靠性也越来越高，没有自动化是达不到的。远东控制技术在电力系统中的应用，能够让电力系统自动化中远动控制中所采集的数据，能够得到有效的处理，不会出现乱码的现象，从而对电力系统的自动化运作有一定的影响。在电力系统中远动及调度自动化控制信道中的信息不被受到外界的干扰，就应该必须对信道采用线性分组码，对循环码进行中信息的编码和译码得以辅助循环。

解调技术和调制技术这两个技术是电力系统中远动的通信技术，解调技术和调制技术利用电力自动化系统的电力通信网络资源，再通过微波和卫星以及载波和光缆等的通信的形式形成的。其中电力线载波和电力线光纤这两种形式都是电力自动化系统信号的传输，这两种形式通过编码后生成的载波信号和基带信号，再利用多种调制的技术，再转换成为模拟的信号，最后再利用电流和电压的形式通信传输出去这就是电力线载波的传输形式。在光纤的技术发展的不断的完善中，光纤设备的价格也在逐步的下降，在设备的经济型和技术的推广上全国的电力自动化系统控制光纤传输的网络也不在不断的扩大，把传统的微波传输技术从而取代。从而在电力自动化系统控制的通信传输的技术上，也在不断的加强发展中。

5 结 语

科学技术在不断的发展中，电力系统从中也发挥着重要的作用，电力系统中的自动化管理模式已经是当今社会电力系统发展的主要方向，智能型变电站综合自动化系统已经被普遍的应用，随着网络通信技术和计算机技术的飞速发展，远东控制技术也在不断的改革和改进，在电力系统中远动及调度自动化技术也会发挥着更加重要的作用。

参考文献：

[1] 张明光，陈玉武，牛群峰.电力系统远动及调度自动化[M].北京：中国电 力出版社，2013.

[2] 吴昊琛.探究电力调度自动化系统应用现状与发展趋势[J].中小企业 管理与科技（上刊），2009，（16）.

变电站远动信息采集的分析和改进 篇5

关键词：RTU,远信,微机庇护报文

伴着电子信息技术的不断发展, 电力技术有了长足的进展。由于电网的分布比较广泛和复杂, 所以对与远距离的电力系统控制也增加了难度, 传统的控制机械逐渐不能满足远距离控制, 必须采用专门的远动信息采集技术, 从而将用户与变电站之间的电力传输演变为信号的形式, 这样的话, 调度员可以直接对各种开关进行调节来控制电力的运输, 使电力系统突破了距离的局限性, 增加了输电过程中的控制能力和安全性。但是远动技术也会遇到一些故障, 如果不及时的处理很容易造成大面积的电网瘫痪、信息丢失、信息误发等现象, 甚至危及人们的用电安全, 因此, 必须辅以相应的微机保护技术进行使用。

1 误遥信的分析和改进

随着电网调度向自动化发展, 电力的运输逐渐转变为信号的形式, 其中遥信信号就是其中最重要的一个信号, 遥信可以正确的反应电力系统是否处于正常运行过程, 一旦发现异常现象会对管理人员进行预警, 避免了大面积事故的发生。RTU装置是遥信的主要接入点, 与远程终端装置中的开关、报警装置、继电保护装置直接衔接。遥信在运行过程中容易受到外界电磁干扰或者自身设备异常而产生误遥信, 经过试验分析, 产生误遥信具体由于以下几点原因。

1.1 遥信电压偏低导致误遥信

遥信的电压变化是导致误遥信的主要原因之一, 遥信在最初的运行当中, 电压抑制处于恒定状态, 但是经过一段时间的运行, 遥信电压慢慢降低, 这是因为遥信信号自我调节能力比较差, 容易受到外界电磁的干扰, 以及遥信电压与继电器触电电压不符两个方面的原因造成的。目前, 我国的远动技术还不够成熟, 遥信的自我保护装置还存在着严重的缺陷, 屏蔽层还采用老旧的二次电缆, 这就导致信号在运行过程中, 信号运输不稳定, 容易接收到其他信号源, 从而产生误遥信。另外, 继电器触点的电压是恒定不变的, 始终保持在220V, 而遥信的回路电压则不一定, 电压不相配增加了误遥信的机率。而且经过长时间的使用, 继电器的触点可能产生某些化学反应, 如氧化现象, 造成触点与遥信产生接触不良, 增加遥信信号运行中的阻力, 这时, 如果直流电无法冲破阻力就会在某一区域内发生堵塞电流, 导致电流电压不稳, 持续波动。因此, 调试人员应该对自动化技术进行相应的改良, 增强电缆的屏蔽效果, 增强直流电的电压, 直到与触点电压一致。在使用远程终端装置的时候, 转换端子板的直流电压, 同样与触点电压保持一致, 从而有效的减少电缆中的电阻, 保持信号在电缆中的顺利运行, 从而避免了误遥信的出现。

1.2 二次系统自身原因导致误遥信

1.2.1

继电器瞬动触点导致遥信丢失在旧站远动改造时, 实际运行中, 由于以下两个原因, 我们发现瞬动触点并不适合作为遥信输出:其一, 遥信同时采用常动和瞬动触点, 不利于调度员正确掌握系统运行状态, 容易作出错误判断, 将瞬动触点遥信误当作遥信抖动;其二, 由于RTU装置的遥信去抖动延时不能单独设置和瞬动触点氧化等多种因素干扰, 接入瞬动触点的遥信量丢失现象较为严重。

1.2.2 断路器设备辅助触点工作异常

断路器是一种保护电流的装置, 是遥信运行的主要辅助设备, 断路器的主要工作原理就是通过控制电流的开关, 达到有效阻隔电流运行, 防止回路异常的目的。但是断路器在经过长时间的使用之后, 一些部件会降低灵敏度, 触点和机械的衔接部分产生缝隙, 保护层由此出现缺陷, 从而导致触点位置接触不当, 无法起到保护电流的作用。另外, 断路器每次对开关进行控制时, 开关处都会产生轻微的震动, 多次震动之后, 可能会造成接触点错位, 而且触点直接接触空气, 容易发生氧化等化学反应, 这些现象都可能影响电流的正常运行, 出现误遥信的可能。

2 改良措施

2.1 注重装备的科学选型和厂家售后服务

微机保护可以对电力系统进行继电保护, 提高电力系统的可靠性、灵活性。因此, 在危机保护装备的选择时, 一定要根据科学化、合理化的原则。从而确保各个触点的接触良好, 保障对电力系统运行过程的实时监控。目前我国的微机保护装置的品种比较多样, 选择性很强, 技术也比较完善, 因此厂家之间的竞争非常激烈, 单纯的靠更新产品技术已经不足以占据绝对的优势, 要想在市场中占据绝对的主导地位, 获得巨大的经济效益, 应该侧重于其他方面的服务, 比如说售后服务。在设备的技术水平相当的情况下, 售后服务越具体, 越能得到消费者的认同和购买。

2.2 运行中的装备的改良和完善

设备的质量决定着电力运行的可靠性, 设备是保障工作人员对电力系统完整控制的物质基础, 因此, 一定要注重对设备的改良。这方面的具体实施需要供应的厂家进行配合。厂家首先应该提高改良的意识, 针对运行过程中可能出现的各种问题进行设备改进, 从根本上杜绝故障的发生几率。对于一些大的设备问题, 目前技术无法完美解决的方面, 或者短时间内无法解决的问题, 厂家不能抱以放弃的态度, 就算不能根治, 也要尽量的弥补缺陷, 虽然这种弥补还会造成一定的损失, 但是却避免了更大损失或大面积故障的出现, 要知道“亡羊补牢, 为时不晚”的道理。

2.3 RTU装配的更新换代

除以上因素, RTU装配的设计和稳定运行也很重要。经由过程近年来的计较机技术的不竭成长和用户不竭提出建议, 新安装和投运的新型号的RTU性能已有了很大进步, 主要表现在:系统强壮, 具有双总控自动切换, 各模块之间采用CANBUS通讯。每一个远信点可以进行个性化延时往发抖设置, 对各类型接点开关量有很强的顺应性。

3 结论

综上所述, 随着各种自动化信息技术的使用, 各行各业都有了明显的技术进步, 变电站作为输电工程的重要基础, 其自动化、智能化、控制力度等方面受到人们普遍的关注。在变电站的正常工作当中, 远动信息采集对于信息传送的准确性、稳定性有着重要的影响作用, 工作人员必须重视远动信息技术的改进。在信息采集当中, 可能够会遇到一些信息丢失、信息误传等现象, 极大的影响了遥信的准确性、可靠性, 通过以上的分析, 工作人员可以通过对RTU装置的改进、对设备的完善、注重设备科学性、增强SCADA系统保护能力四方面入手, 从而提高远东系统的信息采集能力, 提高电力系统的技术水平, 保障电力运行的安全可靠。

参考文献

[1]汤定阳.一种实用的遥信处理方法[J].信息系统工程, 2010, 6.

[2]屈卫锋.关于电力调度自动化系统安全运行的分析[J].电子世界, 2012, 14.

变电站远动系统 篇6

关键词：变电站,运动通讯,远动机,缺陷处理

目前调度中心与站端之间的信息交互通道一般可分为保信通道和远动通道, 前者常采用103规约作为通信规范, 后者常采用101/104等远动规约作为通信规范。保护信息子站通常是上送保护装置的保护信息的, 包括定值、保护动作的报文等等, 而远动装置则是上送测控装置的硬接点信号、遥测信息及执行调度下发的遥控命令, 通道连接方式如图1所示[1,2,3]。

随着变电站自动化程度越来越高, 远动机在其中发挥着越来越重要的作用, 主站的高级应用功能也越来越多, 需要变电站的装置准确无误的上送遥信、遥测信息。比如主站的AVC功能, 一定要保证上送母线的电压正确, 否则有可能会导致AVC误判, 从而下发不正确的遥控命令, 导致原本已不正常的电压更加不满足系统要求[4,5,6]。为了满足可靠性的要求, 通常变电站的远动机都是双机配置, 有的厂家是一主一备运行, 有的厂家则选择是双主机运行, 而且每台远动机又都配置了双网, 其目的就是保证远动通讯的正常运行, 避免远动通道的中断, 导致无法上送变电站内的信息, 影响系统的稳定运行[8,9,10]。

1 故障现象

110kV振兴站是两台主变运行, 单元接线, 110kV部分无母线, 10kV母线分为Ⅰ、ⅡA、ⅡB三段母线, 接线如图2所示。这三段母线的电压接在10kV公用测控上, 与远动机通过交换机相连, 变电站失压只判别10kV母线的电压。

2012年6月15日08:19至08:48之间, 主站收到振兴站10kV开关保护装置通讯中断报文, 08:54主站收到振兴远动柜远动装置失电动作、复归报文 (如表1所示) , 同时08:54振兴站10kV母线电压跳变为0, 一段时间后恢复正常 (如图3所示) 。总调、广州中调东方系统发出“振兴站全站失压”报文, 全站闭锁AVC调压。08:55主站收到10kV开关、刀闸的变位报文, 同时收到10kV开关保护装置通讯中断恢复的报文。08:57主站又收到振兴远动柜远动装置失电动作、复归报文 (如表2所示) 。

主站在09:05和09:06、09:07左右接连收到三次振兴10kV高压室A网交换机电源空开跳闸动作、复归的报文 (如表3所示) 。

2 故障原因分析

由于主站没有收到主变的任何跳闸信息, 且检查振兴站T接的两条110kV芙松线振兴甲支线和110kV田军线振兴乙支线都没有发任何异常信息, 初步判断是全站并未失压, 可能是站内设备异常导致的误送信号。由于报文显示的交换机的异常报文是在远动恢复正常以后上送的, 结合先前的种种报文, 初步判断远动机肯定没有失电, 远动柜远动装置失电动作的信号应该是误信号。综合看来应该是远动机和10kV高压室A网的交换机同时出现了问题。

班组人员到达现场检查后发现, 交换机运行正常, 没有发现有交换机空开跳闸;校对后台和调度主站的事件记录, 两者都有远动机电源空开跳闸信号, 调取远动装置运行记录 (如图4-5所示) , 发现两台装置都有“程序启动”记录和“本机切为主机”记录, 且时间只相差46秒, 由此可以判断, 在此时间段内, 两台远动装置发生了抢主机运行的情况, 从而导致两台远动机运行都不正常, 进而上送调度的遥测量都变成了0, 所以主站会报出全站失压的信号。

进一步分析得知, 导致这一情况的原因有两个方面。一方面是交换机本身确实出现问题, 另一方面是该站保护装置、远动装置的通讯版本导致的通讯方式有问题。

振兴站因为保护及测控装置的通讯管理程序版本太旧, 不支持A、B网双网同时运行, 保护及测控装置原运行状态为A网运行, B网网线未连接 (如图6所示) , 如果A、B网同时接入的时候, 远动的通讯会产生冲突。当A网故障时, 要人为拔掉A网再接上B网才能恢复正常通讯。

由此高压室A网交换机发生异常时, 首先影响高压室内的保护装置的通讯, 正常的时候远动机的判别机制是只要A网或者B网任何一个通讯正常, 就不会判装置通讯中断, 恰好因为未接入B网, 所以当A网的交换机出现异常时, 首先主站会发高压室10kV装置通讯中断。

由于高压室A网交换机异常导致两台远动机A网之间的通讯异常, 由于当时远动机B网没有接线, 两台远动机无法识别对侧机的状态, 此时同时出现两台远动机都为主机的状态, 因此会出现两台远动机抢发信号的情况;之后, 在两台远动机都为主机的状态的情况下, 两台远动机先后出现过软件复位, 以便变为一主一从的状态;最终, 两台远动机恢复一主一从, 全站数据才恢复正常。但是远动装置发出的远动柜远动装置失电信号命名有问题, 此时装置并未失电, 只是软件重启, 因此报文应为远动装置闭锁。

3 故障处理过程

经过测试, 高压室异常的A网交换机电源存在不稳定的情况, 运行时会突然出现电压突降的情况, 因此会影响远动机与装置的正常通讯, 同时远动会发交换机电源空开跳闸的保文, 更换交换机后测试上述现象消失。

为实现A、B网双网同时运行, 厂家对全站56套保护及测控装置通讯管理程序升级, 远动管理机的程序进行修改, 经过试验, 振兴站实现A、B网双网同时运行, 切换正常。同时对远动机主备机之间的通讯做了改进, 出现两台机同时闭锁的情况下, 不响应主站的数据召唤功能。

4 预防类似故障的措施

为了避免上述问题, 在现场施工验收和日常维护过程中应该重点注意以下几个方面的问题:

(1) 投产的时候一定要保证保护、测控及远动装置A、B网都能正常运行, 软件不满足条件的应该通知厂家马上升级。验收过程中, 要对两台远动机进行切换试验, 关掉一台, 或者软复归一台, 观察两台远动机主备能否正常切换, 后台及调度主站有无信号误发, 在现场验收过程中这一点很容易被忽视。尤其是在两台远动机切换不成功的时候, 很容易造成遥信、遥测信号的误发, 给监盘工作带来很大麻烦, 同时也容易误导缺陷的排查。

(2) 重视交换机的验收, 测量电源模块的电压是否符合要求, 最好是采用双路电源供电的交换机。同时, 对达到一定年限的交换机进行更换。

目前数字化变电站越来越普及, 同时对通讯可靠性提出了更高的要求, 而交换机的运行状态好坏, 直接关系着变电站通讯的可靠性高低, 所以自动化人员应该重视交换机的测试和维护工作, 而不仅仅是在投产的时候观察一下通讯状态即可。

5 结束语

本文详细介绍了一起由于远动机、保护装置通讯程序及交换机电源异常导致110 kV变电站与中调通讯异常、误发信号故障的处理过程, 分析了故障产生的原因, 提出了防止类似故障发生的有效措施, 现场工作人员在实际工作中采取本文建议的措施, 确保不再发生过类似的故障, (下转第6页) (上接第62页) 提高了远动通道的可靠稳定运行, 有效地降低了远动故障发生率, 保障了电力远动系统的正常运行。

参考文献

[1]张淑娥, 孔英会, 高强.电力系统通信技术.北京:中国电力出版社, 2009.

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[5]吴涤, 杨常府, 赵瑞航.IEC8705101远动规约在国内的应用与实践.电力自动化设备, 2002 (2) :48-51.

[6]唐涛.电力系统厂站自动化技术的发展与展望[J].电力系统自动化, 2004 (4) :92-97.

[7]都海坤.一起101双通道交叉连接故障的解析[J].电力系统保护与控制, 2010 (2) :106-107, 113.

[8]叶世勋.电网远动技术与微机监控系统的现状与发展[J].电力系统自动化, 1991 (2) :5-10, 16.

[9]王首顶.IEC60870-5系列协议应用指南[M].北京:中国电力出版社, 2008.

变电站远动系统 篇7

关键词：远动装置,综合自动化,特征规律

引言

变电站综合自动化是将变电站的二次设备 (包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远功装置等) 经过功能的组合和优化设计, 利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护, 以及与调度通信等综合性的自动化功能。因此, 变电站综合自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息, 利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能, 可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展, 一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统, 已经成为必然趋势;另一方面, 保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统, 是电力系统发展的趋势。

当前我国大多数变电站已经实现了综合自动化系统, 包括一些高压开关设备的保护设备在采用微机保护后, 也融入变电站综合自动化系统中。随着无人值班的深入推进, 对于变电站的监视主要依靠调度自动化系统, 调度自动化系统成为了名副其实的“千里眼”, 正是由于这种变化, 对综合自动化变电站中的远动装置的可靠性、稳定性、准确及时性和瞬间传送大量信息量的要求越来越高。但是由于种种原因, 各厂家在综合自动化变电站的远动装置还存在许多让人不能满意的问题。本人从事多年综合自动化变电站远动装置安装、调试和维护, 积累了大量的经验, 希望能从所遇到的问题中经过加工整理, 查找规律, 为同行今后的工作起到一定的启发作用, 不对之处请批评指正。

1 宁夏地区变电站综合自动化系统远动装置简介

目前宁夏地区220kV及以上变电站41座, 其中750KV变电站3座。综自厂家主要有北京四方、许继电气、南瑞科技、国电南自、南瑞继保。北京四方综自远动装置型号有CSM300E系列、CSM320EP系列;许继电气综自远动装置型号有WYD-803系列、WYD-804系列;南瑞继保综自远动装置型号有RCS-9698系列;南瑞科技综自远动装置型号有NSC200系列和NSC300系列。

2 北京四方综合自动化系统远动装置存在问题及对策

北京四方综合自动化系统不论是CSM300E系列还是CSM320EP系列设备, 对远动装置的维护都是通过PC机利用网络与远动装置互联进行, 其中编写参数是通过UltraEdit-32文件编辑软件进行, 对于CSM300E系列设备远动参数文件一般在300e242文件夹中, 对于CSM320EP系列设备远动参数文件一般在300ev304文件夹中, 具体每个站还可能不一样, 但是都是在300xxxx的文件夹中, 很容易辨识。

对于北京四方远动装置需要备份的文件有hosts、sysinit.1、300xxxx文件夹, 其中hosts文件定义主机网络口的IP地址, sysinit.1文件定义主机的网关、路由、网卡启用情况、300xxxx文件夹中有数据库文件、遥测、遥信、遥控配置表、程序以及系统配置文件等。

存在问题及对策:

2.1 对于档位遥测门槛值的设置

现象:站内档位上调或者下降1档, 集控中心人员发现调度自动化系统长时间后才会和现场档位一致。

分析:集控中心人员通知后, 联系现场人员对档位升、降进行调节, 调度自动化系统主站人员进行报文分析 (厂站端用的是一专一网通道, 专线用IEC-101规约, 网络用IEC-104规约) , 发现在档位调节过程中没有对应的变化遥测帧上送, 主站主动下发总召报文, 对档位遥测进行分析, 发现和现场一致, 同时图形画面上档位显示也与现场一致, 检查厂站遥测转发表, 发现遥测死区值设置为“1”, 定义为遥测量变化大于1才上送, 调小遥测死区值恢复正常。

思考:遥测死区值的设置非常重要, 特别是在问答式规约中能够保证重要负荷的实时性, 同时也可以通过应用对死区值的控制, 突出重要遥测的变化传送, 但是如果设置不好, 特别是专线通道, 由于传送速率慢的原因会影响数据的实时性, 因此死区值的设置要结合站内负荷的特点进行合理设置, 差别不要太大, 特别注意档位死区值的设置。

2.2 遥信被触发之后不停地上传

现象:某一个遥信信号不断上送, 全站遥测信号基本上不刷新, 严重影响全站信号的监视以及调度自动化系统。

分析:发生此情况后, 调度自动化系统主站人员观察报文, 发现厂站只上送遥信变化报文, 没有变化遥测上送, 导致全站遥测信号不刷新, 检查厂站设备运行情况, 一切正常。用北京四方维护软件登录厂站, 打开厂站设备实时数据库, 发现此遥信在厂站设备实时数据库中没有发生变化, 但是变化遥信确实上送, 那么这是为什么呢?认真思考后, 对厂站设备的系统进行检查, 发现缓冲区、交换区很满, 可能是IEC-101、IEC-104规约程序僵死造成, 重新启动设备后恢复正常。

思考:此现象出现在北京四方应用工业LON网组网的站点, 对于以太网组网的综自站没有出现此类现象, 说明早期用RS485通信的LON网, 抗干扰能力很差, 同时信号丢失现象也比较严重。

3 许继电气综合自动化系统远动装置存在问题及对策

许继电气综合自动化系统不论是WYD-803系列还是WYD-804系列设备, 对远动的维护都是使用rtutk软件, 软件一般都安装在后台机的“C:Program FilesRTU”目录下, 使用时直接运行rtutk exe即可。

每次维护前都需要将远动主机的程序和参数做备份, 然后更新“C:Program FilesRTU”目录下的参数文件, 再进行修改参数或者是维护, 能够保证在修改出现错误的情况下可以迅速恢复备份而不至于远动长时间中断。

存在问题及对策:

3.1 双机切换的站点出现遥信重发问题

现象:集控中心人员经常发现某站 (220kV变电站, 双机系统, 应用程序版本V2.24版) 遥信信号重发, 特别是事故跳闸后, 过一段时间后一样的事故跳闸信号又报出来, 严重干扰了集控中心和调度值班人员的判断。

分析:此类问题的出现在运行维护中还是第一次, 调度自动化系统主站人员启用前置机存报文的功能, 当现象再次发生之后, 分析报文, 发现确实主站收到了相应的变化遥信报文, 定性为厂站设备问题。由于问题的严重性, 多次查找问题无果, 事情陷入困境。一次偶然的机会, 由于修改了厂站的参数, 设备需要重新启动, 为了保证在重新启动的过程中主站端接收信号不中断, 采用两台设备轮换启动, 当一台设备重新启动时, 所在的通道自动切换到另外一台设备, 此时就发现信号有重发现象, 得出信号重发与设备切换有关系, 经与厂家研发沟通, 结论为:为了保证双机切换过程中避免遥信漏发, 设计了两个隐含字段“TIMER＿CHANGES＿COUNT”、“MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT”如果没有设置这两个参数, 默认TIMER＿CHANGES＿COUNT=MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT, 双机切换过程中, 会将信号进行重发。根据现场双机切换时间以及反复试验, 在设备每个通道的“zhcf”文件中加入TIMER＿CHANGES＿COUNT100, MAX＿TIMER＿CHANGES＿COUNT300, 避免了遥信重发问题, 也检验了遥信漏发功能。

思考:厂商对于参数的一些设置应该建立规范的文档, 不论是给用户还是给自己的维护人员, 作为对设备性能的了解, 避免一些问题迟迟得不到解决。

3.2 设备虚拟内存不足导致设备死机问题

现象:中调自动化人员向我们反映某站 (220kV变电站, WYD-803A工控机版) 遥测不刷新、变化遥信没有反映, 地调现象与中调一致。

分析:主站人员检查报文发现, 报文中只有总召唤报文和链路报文, 并且总召唤报文中传送的是死值。现场检查设备, 发现设备没有任何报警, 运行正常, 将其设备重新启动, 都恢复正常, 认为是设备的偶尔死机造成。但是一个月后同样的现象再次发生, 到现场之后, 将远动装置接上显示器 (远动装置安装Windows XP系统) , 发现系统报出虚拟内存不足错误 (系统内存配置的是512M) , 将问题反馈给厂商, 厂商更换设备, 设备内存配置为1G, 重新安装程序, 系统一直运行正常。

思考:个人认为此问题不是由于512M内存不够造成的, 因为这个站是第一个使用IEC-61850规约实现站内通讯的变电站, 厂家在整个设备的安装与调试过程中不是很熟悉, 包括远动装置的安装版本都有问题, 只是说安装调试完可以正常运行而已, 将系统重新安装, 安装相应正确的工控机版本程序, 我相信虚拟内存不足的问题可以解决。

4 南瑞科技综合自动化系统远动装置存在问题及对策

南瑞科技综合自动化系统远动装置NSC200系列和NSC300系列都才用NscNavigatorVer软件来维护, 不同的是, 针对不同的远动装置采用不同的NscNavigatorVer软件版本来维护。

软件所有的上传、修改、下装工作必须先在备用总控上进行。下装后重新启动总控, 等备用总控重启正常后切换双机让其值班, 在检查所有功能都正常并与调度核对确定上送的数据正确后, 再做主总控的上传、修改、下装及检查与数据核对工作。

需要注意的是远动装置的IP地址最后一段的设置, 应该遵循奇偶配置的原则进行 (比如:17、18是正确配置方法, 18、19是错误方法) 。即便单机配置, 其后续的偶数地址也不能使用, 必须空着。

存在问题及对策:

4.1 网口配置不对造成NSC300总控不能下载参数和程序

现象:NSC300总控能ping通, 但NscT00ls软件工具无法建立连接, FTP直连也无法成功, 从而导致无法下载参数和程序。

分析:首先检查装置面板几个指示灯的运行状况 (“运行”、“值班”、“正常”灯应处在闪烁态, “启动”灯应处在常亮态) <有关面板指示灯的详细说明暂无, 建议能有更详细的NSC300技术使用和维护说明书以及调试说明书>, 在保证装置正常的情况下, 可以先尝试检查IE浏览器软件是否处于非脱机工作方式 (在IE的“文件”→“脱机工作”) , 或在“脱机工作”的选项先点击选上, 再点击去除选择。

若上面方法不行, 检查C P U 4 E或CPU4F板上的PC104的光纤网口是否插接网线, 除104通道或跟其它厂家的网络通讯外, 不需插线, 然后重启装置即可。

如果仍然不行, 就恢复出厂默认, 将CPU4E或CPU4F板关电拔下, 跳上靠近插槽边中间部位的其中一路“SEL3”, 这样PC104光纤网口的IP恢复为100.100.100.58和100.100.101.58, 扩展PCI电以太网口恢复为100.100.102.58和100.100.103.58, 重新下载配置参数, 完毕后关电将“SEL3”跳线再跳掉, 装置再次上电即可。

思考:在无PPC860的情况下, 数据走扩展PCI电以太网口, 使得PC104光纤网口不稳定;推测PC104的光纤网口和扩展PCI电以太网口必须设为不同网段, 各网口IP地址才能生效, PC104的A网跟PCI的A网以及其相应的B网同挂在A或B网交换机上可能造成上面的问题。

4.2 PPC网卡程序下载问题

现象:有些现场发现PPC中还有总控配置参数中的个别文件。

分析:可能是调试时在下装总控参数时, IP地址不小心敲成了PPC的IP地址, 然后下了一半后发现不对, 点了中断传输, 但是还是有部分垃圾文件传到了PPC网卡中。

解决方法:如果关电重新启动后, PPC应该也可以启起来, 但是很可能出问题, 一定要用FTP进入到PPC内, 删除非vxworks的文件。

思考:PPC网卡默认1分钟内收不到网络103规约报文程序启动看门狗, 所以下装程序时应把看门狗跳线去除或者在PPC能接受到网络103规约报文的环境下下装程序, NSC200总控和NSC300总控都是一个叫P1的跳线帽。

5 结语

以上一些问题都是在运行维护远动装置中发现和解决的典型问题, 可能描述不当的地方或者分析不深入的地方, 希望大家批评指正。除了上述相关远动装置介绍外, 在实际的工作中我们还可能遇到其他厂家的远动装置, 需要我们联系实际, 深入分析, 找出其本质原因, 为装置稳定运行提供强有力的支持。

参考文献

[1]北京四方自动化股份有限公司.CSM-320EP网络信息管理与控制装置[M].北京:北京四方自动化股份有限公司, 2009, 36-39

[2]龚强, 王津.地区电网调度自动化技术与应用[M].北京:中国电力出版社, 2005, 21-21

[3]IEEE 1588.2002 IEEE Standard for a PrecisionClock Synchronization Protocol for NetworkedMeasurement and Control Systems[S]

变电站远动系统 篇8

传统变电站设计中[1],110 k V及以下电压等级每个间隔中普遍采用1台测控装置和1台保护装置的基本配置模型,220 k V及以上电压等级每个间隔中一般采用1台测控装置和保护双重化2台装置的基本配置模型。基于以上传统配置方式的变电站对于一次设备的采集、控制、测量都是由1台测控装置完成,由此远动数据均来自单一数据源的测控采集装置。随着数字化变电站技术[2,3,4,5,6]的广泛推广,特别是220 k V及以上电压等级数字化变电站中保护测控一体化装置[7,8,9,10]的使用,使得实际应用中测控装置也实现了双重化,对于变电站中远动装置而言,测量、控制的数据源不再单一,同一时刻有2份来自独立运行装置的数据进入系统,实际的一次系统数据量被实例化为2份数据。而实际运行中值班人员所关心的是一次设备的实际状态,2份数据对运行值班人员也可能产生干扰信息。同时当单台装置进入检修或通信异常等不稳定状态时,单台测控产生的数据不一致会对值班人员监视运行产生影响。

由此可见传统模式下远动的处理方式已不能满足双重化测控模式的要求,必须对传统远动系统进行优化,以对220 k V及以上电压等级系统双重化的测控数据进行甄别处理使其符合数字化变电站的需求,达到既能够发挥测控双重化的优势,保证数据的稳定性,同时也不会出现双份数据干扰的情况,保证调度值班人员关注的电站一次设备信息稳定、唯一。

1 设计方案

下文以某220 k V数字化智能变电站中双测控远动处理设计方案为例,阐述在不改变数字化变电站结构的情况下实现远动测控双重化的方案[11,12]。该站站内220 k V线路保护测控全部设计为双测控装置并列运行模式,采集、处理采用双重化模式。220 k V线路保护测控装置(保护测控一体化)结构见图1。

为了确保智能变电站装置保护测控一体化后的双测控数据无缝接入,在保证远动装置间隔层IEC61850接入不变的前提下,采用虚拟中间设备的方式实现双测控无缝对接。在远动设备中此虚拟设备介于接入侧与转入侧之间,负责将双测控数据通过一定规则实例化,使其成为一次设备的实际信息。

对于220 k V间隔远动设备在接入侧采用站内库定义双台测控装置IEC61850接入的方式。系统内部同时虚拟出一台中间设备,由其对应实际接入的双重化测控装置,远动系统将实际间隔一次设备数据映射到该虚拟设备,使得双重化数据仅展现1份。虚拟设备在站内库实际设备中没有对应的测控装置,但是它将实例化的双测控数据通过规则完成了双到单的转换映射。

在数字化变电站中实际虚拟设备包括虚拟遥测、虚拟遥信及虚拟遥控3种数据类型。当完成虚拟装置配置后,站内库所定义的实际双重化测控装置与虚拟装置之间就产生了映射关系,该映射关系实际就是物理意义的映射,假定2套测控装置分别为A、B,如虚拟装置的某间隔a相电流,必然对应其A套与B套测控的a相电流,即对虚拟装置赋予了具有逻辑意义的数据源信息。在实际配置过程中,对于虚拟装置的遥测、遥信、遥控必须采用此类配置方式,即虚拟设备虚拟点信息的关联映射必须来自同一间隔内一次设备的双套测控中具有同一逻辑意义的采集点。

在实际工程运用中,以一组测控装置为主数据源,另一组作为备用数据源,正常运行时采用主数据源数据。将主数据源的遥测、遥信信息映射到虚拟装置中完成远传上送功能,遥控处理时在装置状态健康的前提下虚拟设备优先选择主设备进行控制操作。引入装置健康状态概念,即当装置因为发生故障、通信中断或状态检修等时通过逻辑判断将此装置判为非健康,由此进行数据源的主、备无缝切换,既保证了调度端所见数据的单一性,也实际起到了双重化的作用。

2 双测控在远动系统中的实现[13,14]

2.1 映射表关联

双测控系统首要功能是保证接入的双套二次设备数据在调度侧所展示的一次设备实际状态的唯一性,其配置核心在于建立实际双套物理数据与虚拟设备点之间的映射关系。系统建立遥信映射表、遥测映射表、遥控映射表,通过映射表使具有物理意义的2套数据与虚拟设备点间产生对应关系。如虚拟设备的Uab的逻辑对应点必然是A套测控的Uab与B套测控的Uab,映射表的作用就是完成此规则的实施,在实时库中建立逻辑点到虚拟点的对应关系。

2.2 健康状态监视

双测控系统另一个重点在于数据源有效性的判断,虚拟点的数据源来自于2套独立的物理设备,双套测控装置正常同步情况下数据无论取自哪个物理设备都不会存在问题,但是实际运行中往往存在通信异常、检修状态等各种复杂现场情况,造成双套测控的物理数据不一致以及虚拟点数据多报、漏报的情况发生。在充分考虑数字化变电站的实际情况下,本文根据工程实施的实际情况引入了装置健康状态监测点的概念,利用数字化变电站IEC61850通信的优势,将实际物理设备的双网通信状态、检修状态、数据有效位、IEC61850取代操作标志通过内部规则运算成虚拟设备的健康状态监视点,作为虚拟设备数据源选取的重要判断依据。当完成站内库数据加载后,双测控系统进行初始化,如果双套测控设备健康状态均为健康,则优先选择A套设备作为主设备源,运行中系统实时监测虚拟设备的健康状态,若发生健康状态异常则根据规则进行虚拟设备相关数据源的切换。

2.3 装置切换[15]

在远动设备的实际运行中,每个间隔中体现一次设备状态的物理点只有一个,所以当系统运行时通过映射关系选取双测控中的一套数据源作为首选数据源,当另一台装置发生通信故障、检修状态、数据无效等行为时,将进行数据源的切换,将另一套物理数据源作为虚拟点的采集数据源,即保证在一个时刻只有一套数据源有效。当物理数据源的健康状态发生异常时会自动无缝地进行虚拟点采集数据源的内部切换,系统对外仍然是稳定连续的数据。虚拟设备启动关联映射点流程如下:以遥信为例,系统启动检查遥信映射表,判断虚拟点1的A套关联数据是否来自A套数据源,B套关联数据是否来自B套数据源,如果完全正常,则判断A套设备为健康状态,虚拟设备将其点1数据与A套数据源建立关联关系;如果A套不健康,B套健康,则数据源取自B套设备。遥控、遥测处理方式相同。

当系统运行时,在中间过程中若健康状态发生变化,虚拟设备同样会根据物理设备的健康状态对数据源进行内部的无缝切换,以保证当实际设备进入检修状态或通信中断等故障态时不会误报信息对调度系统产生影响。

2.4 控制操作

遥控操作在变电站自动化操作中十分重要,调度人员实际操作的是虚拟设备的遥控点,远动设备必须通过映射表及健康状态判别找到合适的测控设备,将实际遥控命令发送给物理设备。其具体实现流程如下。

a.由远动规约接收待处理的虚拟设备遥控信息,并转给虚拟设备。

b.虚拟设备通过映射表查询虚拟设备遥控点所对应的A套装置与B套装置的遥控点,直到找到相对应的虚拟设备遥控点,若查找完成后没有相关信息,则直接返回遥控否定。

c.虚拟设备找到此时的主数据源装置并判断此时2套装置的健康状态,假定此时主数据源为A套装置,若此时A套装置为健康,则遥控A套装置相关联点;若此刻A套装置为不健康,则将遥控命令发给B套装置,并做无缝切换,以保证遥控出口命令下发装置与数据源采集装置为同一个;若2套装置均为不健康状态,则返回遥控否定。

通过引入映射表,解决了虚、实遥控点关联的问题。通过引入健康状态,解决了在双测控条件下遥控成功正确率的问题以及遥控后上送遥信与出口装置一致性的问题。

2.5 程序化控制操作

系统采用了基于映射表与健康状态监视的统一数据源判别规则,保证了遥控操作与实时数据取自现场同一数据源。远动系统实时运行时,远方调度获得一次设备匹配的测控装置实时信息,通过对其进行控制操作,屏蔽了双测控影响。

程序化控制中设备的操作逻辑及五防逻辑与一次设备操作流程相关,与测控装置不发生直接关系。在需要进行五防逻辑判断时,远动装置根据实际操作票生成的规则判断与一次设备匹配的在线测控装置,以获取相关位置实时信息进行程序化控制流程,也屏蔽了双测控的影响。

3 结语

变电站远动系统 篇9

摘 要：文章论证了一种利用短信传输方式实现远动数据故障诊断的安全技术路线。

关键词：远动；短信；在线监测；加密算法

中图分类号：TM711；TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0071-02

1 远动通道在线诊断系统结构图及工作原理

运动通道在线诊断系统结构图及工作原理，如图1所示。

为远程对某个变电站的远动通道进行全面远程监测，主要采取对远动通道进行实时在线监听为主的方式。对串行通道采用并联监听，串口信号为单向，只是接收、测量电压频率和计算误码率等；网络通道则采用不影响现有网络结构与网络通讯的网络监听技术方案，数据包也为单向传输。

根据各类通道监听的数据进行综合分析，检测远动通道运行状态，识别出是远动通道故障、主站故障还是远动设备故障；并将相关数据及运行状态以定时短信的经济方式汇总到供电局的服务器上，作为准实时数据和历史数据保存；可由用户用指定的帐号进行访问。

同时故障告警短信也可直接发到运行维护人员手机，或由运行维护人员短信查询；系统只响应或发送短信给预先设定的认证手机号。

2 分站装置安全分析

2.1 模拟和数字通道监测安全性

遠动通道在线监测装置在模拟和数字通道上进行并联监听，只是接收、测量电压频率和计算误码率等，不发送，不影响系统运行。系统工作原理，如图2所示。

2.2 分站网络通道监测安全性分析

网络通道监测装置不向网络发送任何数据包，不影响系统运行。网络通道监测装置从变电站的智能网管交换机上的镜像端口取得指定端口的网络数据包，并从网络数据包分析源IP和目的IP，确定主站的通讯服务器和变电站的通讯管理机对应的IP是否在线，并从数据包中的104帧类型分析通讯管理机是否正常工作，并计算数据包流量等。

2.3 向主站转发通道状态信息的安全性（外部接口）

本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接，不存在网络安全问题。

远动通道在线监测装置向预先设定的主站手机号转发短信，短信内容采取TEA分组加密算法进行加密。

TEA算法由剑桥大学计算机实验室的David Wheeler和Roger Needham于1994年发明[3]。它是一种分组密码算法，其明文密文块为64比特，密钥长度为128比特。TEA算法利用不断增加的Delta（黄金分割率）值作为变化，使得每轮的加密是不同，该加密算法的迭代次数可以改变，建议的迭代次数为32轮。

虽然TEA算法比 DES（Data Encryption Standard） 要简单得多，但有很强的抗差分分析能力，加密速度也比DES快得多，而且对64位数据加密的密钥长达128位，安全性好。

由于本系统在所传输的通道状态包括变电站名字、通道正常或中断等，经常会有相同的明文出现，从而出现相同的密文。对此系统在分组通讯码中插入随机码，使相同的明文，得到不同的密文，提高破解难度。系统上述安全性分析，如图3所示。

按照《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令） 第一章

第五条：电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公共信息网的安全隔离。

第八条：安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。

本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接（不需要进行物理隔离），更不存在通用网络服务，不在《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）的涉及范围内。

3 主站WEB服务器安全分析

主站的WEB访问只能在供电局内网中，用指定的用户帐号采用Https安全访问。HTTPS（全称：Hyper Text Transfer Protocol over Secure Socket Layer），是以安全为目标的HTTP通道，简单讲是HTTP的安全版，提供了身份验证与加密通讯方法。如图4所示。

参考文献：

[1] 电监会5号令，电力二次系统安全防护规定[S].

[2] Q/GDW 596- 2011《国家电网公司信息安全风险评估实施细则[S].

变电站远动系统 篇10

2014年7月16日16:00—16:17期间, 某500 k V变电站#1、#2远动机 (南瑞科技NSC300) 出现IEC104 通道频繁关闭、重连现象。期间多次响应数据总召唤, 上送遥信全零、遥测数据全零, 导致远方调控值班席显示屏出现“开关双位置错”告警、刷屏, 并影响状态估计指标。

2 现场排查及测试情况

2014 年7 月16 日, 变电站现场进行监控后台改造相关工作, 工作地点为主控室新系统后台机和机房公共信息管理机。该项工作不涉及远动传输环节, 现场检查缺陷相关的远动传输报文及远动装置自诊断日志记录, 未发现缺陷发生与现场工作存在技术关联。

2014年7月17日, 检修公司技术人员在现场针对缺陷的可能原因, 在远动采集、传输环节进行模拟测试, 测试涉及设备如图1所示。

2.1 试验方法

(1) 公共信息管理机断电、上电重启过程, 检查远动装置及远动104通信情况, 未见异常。

(2) 远动装置相关试验, 结果如表1所示。

从测试结果看, 外部单个因素不能导致远动总召唤报文出现全零数据。远动初始化环节具备延迟传输的功能, 只要远动采集环节正常, 一般不会产生传输遥信、遥测全零数据。

2.2 从远动装置结构及工作原理推断分析

远动装置电路组件结构与南瑞科技提供的相关技术参数如下:NSC300总控主CPU和NET板虽然由同一电源插件供电 (图2) , 但由于CPU类型 (主CPU板为CISC类型X86系列, 功耗较大;NET板为RISC类型IXP系列, 功耗较低) 及负载 (主CPU板上有较多扩展接口, 如CAN、16个串口等) 不同, 供电电压不同 (主CPU板X86 CPU为5 V, NET板IXP425 CPU为3.3 V) , 对电压幅值的敏感度存在差异, 从而导致结果不同。

3 工厂试验及诊断信息分析情况

依据上述技术分析, 推断“由于装置电源 (直流110 V) 瞬时跌落”导致缺陷发生。南瑞科技根据上述分析思路在工厂进行仿真模拟测试, 但未能重现缺陷现象, 即未能发生“CPU板重启、NET板未重启”的缺陷现象。

根据远动装置自诊断信息分析, 远动装置的采集插件CPU出现过重启现象。但根据截取的远动通道报文看, 远动通信未中断过, 即远动通信插件NET及104进程未重启, 可以推断远动装置在缺陷前后未出现整机重启现象 (未断电) 。一台远动装置中, 同一电源供电的电路板一块运行正常、一块出现重启, 而且两台独立运行的远动装置同时出现类似现象, 一般是公共原因所引起。

4 缺陷原因分析

因变电站现场试验与工厂仿真试验均未能重现缺陷现象, 缺陷分析只依据截取的远动通信报文与远动装置自诊断日志记录。以下分析是以“CPU板重启、NET板未重启”的推断为前提的。

(1) 远动采集与传输环节的数据交互机制不完善。远动装置主CPU (连接站控层采集数据) 和NET板 (连接数据网传输远动信息) 之间通过双口RAM进行数据交互 (图3) 。主CPU板启动后内部数据库数据初始化全为0, 约3 min后, 主CPU板双口RAM进程开始往双口RAM传送全数据值, 同时对下采集数据进程开始采集站内数据, 由于采集站内数据需要一定时间, 对于常规站时间一般在10 s以内 (IEC61850站和西门子测控通信站时间约需10 min) , 在双口RAM开始工作至对下数据采集完毕这一段时间内双口RAM数据不正确, 如果NET板在此时间之内开始IEC104通信, 会出现主站数据异常的问题。为了避免出现主CPU复位而NET2板未复位, 主CPU启动往NET2写入全零数据, NET2板IEC104由于未中断, 如此时主站总召则远动会送全零数据。

(2) 远动采集环节对AK1703总控主备机判别机制不完善。NSC300总控为双主机双网配置, 西门子总控为主备机双网配置, NSC300总控该通信模块开发阶段经过与西门子总控的联调试验, 发现西门子总控是主机是双网都能响应总召, 但只有主网发送变位数据, 也只有主网能执行遥控操作, 备机双网也能响应总召, 但不会上送数据值。所以西门子总控主机通过定时发SOE作为主机主网的心跳报文。NSC300总控通过该心跳报文作为西门子主备机和主网的判别标志, 对主机主网下发总召和遥控命令。现场检查发现, 西门子总控心跳报文节点配置与远动NSC300的默认设置不一致, NSC300总控未能及时判别AK1703主机, 不能正确更新数据缓冲区, 从而造成NSC300总控复位后主站较长时间总召数据全为零的现象。

(3) 远动NSC300 与总控AK1703 的通信协议有差异。NSC300总控与西门子总控的IEC104协议与标准的IEC104协议并不相同, NSC300总控与西门子总控建立链路层链接后, 再通过IEC104的应用层分别同各测控装置通信, 也就是说IEC104链路层只有一个, 但IEC104的应用层每个测控装置有一个。NSC300总控将第一个节点作为通信链路层节点, 所以要求西门子总控的SOE心跳信号必须配置在NSC300的第一个节点上。当未配置心跳报文或配置心跳报文到其他节点时都会造成总控无法判断出主备机, 从而不发送总召命令。西门子装置总召上送全数据信号时每帧报文仅上送一个YX或YC信号, 当装置中信号较多时, 每台装置的总召时间就较长。汾湖站共有80余台西门子测控装置, 全部装置总召完毕的时间就更长。

(4) D5000主站前置多次关闭、重连远动装置104通信。D5000主站前置机在缺陷期间关闭、连接远动104通信, 原因是远动装置长时间无变化数据传输, 主站前置机进行多次链路测试 (104规约) 后会主动断开TCP/IP链路, 重新连接、启动数据传输及总召唤。

5 问题的解决措施

(1) 完善CPU与NET插件之间的互动机制。主CPU复位启动后, 在双口RAM进程开始往双口RAM传送全数据值前, 发令重启NET2板, 以保证NET2板不会由于未中断的IEC104链路上送异常数据。

(2) 修改远动装置与AK1703总控心跳报文参数配置, 保证其一致性, 以便CPU板能正确判别主机, 技术刷新数据。

(3) 调整远动装置重启后延时参数, 避免远动总召唤送全零数据的异常现象发生。

按照以上三条整改措施对该变电站进行技术改造, 经过一年多的实践检验, 该变电站未再发生此类通信中断问题, 说明技术方案取得了一定的效果。

6 结语

本文详细介绍了一起由于远动机、前置机通信程序及参数配置不完善导致500 k V变电站上送调度数据异常事件的处理过程, 分析了故障产生的原因, 提出了防止类似故障产生的有效措施。现场工作人员在实际工作中采取本文建议的措施, 可以确保不再发生类似的故障, 保障远动通道的可靠稳定运行, 有效降低远动故障发生率, 保障电力远动系统的正常运行。

参考文献

[1]朱松林.变电站计算机监控系统运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2010.