远动装置（精选6篇）
远动装置 篇1
1 原RTU远动装置情况
某大型火力发电厂的RTU远动装置是20世纪90年代末从德国ABB公司引进的设备, 已到运行使用年限, 具有如下缺点:
(1) 当时引进的RTU为单主机运行, 不支持网络接口和软件, 不支持当地监视功能, RTU主机仅提供音频通道专线, 不支持调度数据网方式接入省调和地调。
(2) 测量变送器已到使用年限且不满足精度要求, 应集中更换。
(3) 无当地功能工作站, 电厂人员无法监视和维护RTU装置。
因此, 该电厂需要对RTU远动装置进行更换、改造。
2 设备选型
经过多方调研, 决定采购两台RTU主机、一台RS-232 Switch切换设备、一台UPS装置 (为远动设备提供不间断电源) 、一台GPS同步时钟、2台网络交换机、一面遥信遥调屏、一面交流采样屏、两台当地监控工作站、两套纵向加密认证装置。系统采集信号量包括:
(1) YC量:4台机组、4台主变、220k V线路2条、500k V线路1条, 220k V母线、550k V母线、主变档位和油温、AGC相关遥测等。YC量合计约100个。
(2) YX量:500k V断路器及刀闸、220k V断路器及刀闸、保护信号、AGC YX信号等。YX量可采集256个。
(3) YT量:8路。
设备选型:
(1) RTU主机:2台, 网口4个、串口14个, 采用IEC 870-5-104规约、IEC 870-5-101规约、部颁CDT规约、DNP 3.0规约等, 满足音频通道和调度数据网两种传输方式的需要。
(2) YT板:1块, D20C Kit (8AO、8AI、8DO、16DI) 。
(3) YC板:5套, D20AC/g 4套、电流互感器板4套、电压互感器板6套。
(4) YX板:4套, D20S/g 4套
(5) 工作站:2台, SUN Utra24工作站, UNIX操作系统, 组屏安装, 显示器放在调度员工作台上。
(6) RTU主机柜1面、交流采样柜2面、工作站1面、遥信屏1面。
(7) 数据网部分增加1台网络交换机和2台纵向加密认证装置。
3 装置的安装调试
改造及调试期间, 新RTU和老RTU并列运行, 不影响电厂信息送至省调, 将远动信息全部接入新RTU后, 老RTU设备拆出。自动化设备全部安装在网控楼自动化机房, 调度数据网设备安装在通信楼, 通过光纤接至网控楼, 电量采集装置接入调度数据网在自动化机房转接。改造后系统结构如图1所示。
调试时发现104通道时断时续, 通过观察, 网卡的数据指示灯短时不闪烁, 从RTU主机到调度机房实时交换机分段ping不通, 排除网络故障后104通道工作正常;部分遥测量数据不准确, 检查后发现RTU采集板的毫安值与变送器输入的值有偏差, 更改RTU组态软件中遥测量的上、下限值, 使输入RTU值与其匹配, 验证所有遥测数据合格, 误差在合格标准范围内;调试时还发现3号机组AGC投入后状态指示不正确, 排查时发现虽然接线正确无误电缆也无故障, 但接线时压到了电缆线芯的外皮导致接触电阻过大, 无法正常反馈AGC投入信号对电缆处理后重新端接, 验证反馈信号正确送至号机组DCS显示。
4 改造效果
改造后的RTU远动装置投运后工作状态稳定, 各运行参数显示直观, 查看方便, 可靠性高, 便于专业人员巡视及维护设备。
摘要：介绍某电厂RTU远动装置的改造方案, 重点阐述设备选型和安装调试情况。
关键词：RTU远动,选型,调试
远动装置常见缺陷消缺思路分析 篇2
1与主站通讯全部或部分中断, 思路如图1所示。
按照图1的思路, 我们一般可以迅速锁定故障点, 消除缺陷。需要注意的是, 调度主站和现场往往配备了两台远动机作为主备, 在实际运行中, 会出现远动机争抢控制权、主备机频繁切换的现象, 在数据通信过程中的体现就是调度端频繁下发测试报文或者总召唤报文。此外, 还可能出现调度主前置机连接至变电站备远动机, 而备远动机无遥控权限而导致主站遥控无法进行的现象。这些通讯问题在现场工作中需要多加注意。
2遥测遥信上传缺陷
虽然无人值班变电站中本地后台监控的功能重要性有所弱化, 但毕竟比远方监控少了很多硬件环节和规约转换过程, 可靠程度高, 尤其在监控中心出现四遥异常时, 本地监控后台的运行情况对于维护人员对故障点的查找判断尤为重要。在消缺前, 我们首先需要检查当地后台的遥测遥信数据是否正常, 确定只是远动上传存在问题后, 方可采用以下消缺思路如图2。
在实际消缺过程中我们发现, 问题大都存在于上传信息表配置以及远动装置本身的104程序配置上, 需要注意的是, 遥测系数、归一化值/浮点数、起始上传点号、上传点数量限制等处极易发生设置错误, 在消缺过程中需重点留意。
3遥控遥调缺陷
同遥测遥信缺陷一样, 遥控遥调缺陷的判断与消除首先需要在监控后台进行试验, 确认后台操作正常后, 方可排除测控装置及开关机构的问题, 然后按以下思路排除远动装置缺陷, 如图3所示。
在发生遥控缺陷时, 考虑到遥控号可能设置错误, 所以为了系统安全运行起见, 需要将全站所有间隔的“远方/就地”开关切换至“就地”位置, 避免误遥控。
结语
远动装置缺陷的产生原因复杂, 消缺过程又往往牵涉到检修、运行、调度、运方等部门, 所以加强日常管理工作, 防患于未然显得尤为重要。笔者认为远动装置的管理维护应从以下几个方面入手。
首先, 在新远动设备投产时, 各级验收人员应严格按照调试大纲进行验收, 尤其是四遥信息的核对工作, 杜绝远动设备带缺陷投入运行。
其次, 远动装置生产厂家不尽相同, 即使是同一厂家, 不同时期的装置设计与配置理念也不一样, 这对变电维护人员的专业素质提出了很高的要求。为了缺陷能够即使排除, 消缺维护工作不能过分依赖厂家技术人员, 在平时要加强业务学习, 在掌握电气专业理论知识的基础上, 熟悉计算机和通讯技术, 做好运行情况分析, 不断积累和总结经验。
再次, 变电运行人员也应该熟悉远动设备的运行状况, 在巡视过程中对设备的状态指示及数据变化明察秋毫, 及时发现异常, 尽早通知检修维护人员处理。
最后, 从调度自动化设备到变电站综合自动化设备都应尽量避免生产厂家繁多、设备选型杂乱的现象, 便于运行人员和维护人员熟悉掌握设备使用, 为以后的维护提供方便。
摘要：随着无人值班站的改造和建设, 远动装置的运行正常与否, 直接影响到设备和电网的安全运行。本文结合现场工作, 对远动装置通讯机四遥缺陷的消缺思路做了分析和归纳。同时, 对如何加强远动设备运行可靠性, 提出了几点建议。
关键词：远动装置,消缺,通讯,四遥
参考文献
[1]王东升, 张宗峰.远动装置常见故障分析及处理[J].农村电气化, 2007.
[2]黄梅.能量管理系统在电网监控中的应用及探讨[J].江苏电机工程, 2009.
远动装置 篇3
目前东莞供电局110kV路东站站内二次设备采用北京四方继保自动化科技有限公司生产的CSI-1200系列保护测控装置,远动机系统硬件为2台研华工控机,配置CSM300C远动通讯软件,每台工控机 配置一台 调制解调 器与调度 进行数据 交换,采用IEC1801规约,后台监控 机采用研 华工控机 及CSC2000监控系统软件,测控装置采用LON网的方式接入远动机。
1改造前的运行情况
(1)研华工控机CSM300C:工控机硬 件本身存 在不能扩展、高速响应的局限性,而且软件也不支持IEC104规约,不能满足省局关于远动站端统一增加数据网IEC104通道的要求。
(2)2台研华工控机CSM300C使用软件实现远动通信,每台工控机相当于一台远动终端,单独与站内各测控装置及保护装置通信,并同时经过调制解调器与调度进行数据交换,而且采用比较旧的IEC1801规约与调度通信。2台研华工控机互相独立,当其中一台故障时不能切换另一台,这样就剩下单机 运行,2台机不能互为备用,而且故障时没有信号报警。
(3)后台监控电脑只有一台,而且只有一个网口与远动机通信,也是单机单网运行。
2改造方案
改造方案(图1)具体如下:
(1) 硬件增加2台CSM320EP远动机,软件升级 为CSM300E,配置2台网关和2台交换机,能同时满足双机互为备用功能,交换机可 以直接接 入IEC104数据网及 后台监控系统。
(2)增加2台调制解调器,并把通信规约改换成97版的IEC101规约(主站配置这种版本的通信规约)。
(3)站内通信不变,还是采用LON网的双绞线方式与各个测控保护装置通信,并经网关转换成以太网与远动机通信。
(4)更换一台新 的带双网 卡的监控 电脑,后台监控 软件不变。
3远动装置及后台监控电脑更换施工步骤
(1)新电脑安 装好CSC2000监控系统 软件和其 他应用软件。
(2)备份好原来电脑的数据库后导入新监控电脑。
(3)远动装置的改造施工:1)将直流电源接入屏内,确保屏内直流电源正常。2)敷设调度数据网通讯接口屏到远动屏的以太网线并做好标识,同时敷设3条网线到后台监控电脑并做好网线及标识。3)将现有通道手动切换到另外一台远动机上运行,保证地调远动通道不中断,然后将旧工控机拆下后,安装并固定好一台CSM320EP、两台网关及两台交换机与新的两台调制解调器。4)备份CSM300C软件中的数据,检查通讯四遥信息表后用将CSM300C的信息数据转换为CSM300E软件的格式,并按照CSM300C的规约参数修改CSM300E软件的远动规约配置文件。5)数据配置完成后,运行CSM320EP中的CSM300E软件,并将通道切换到CSM320EP装置上,检查通讯报文及调度接收到的数据是否正常;核对全站的遥信、遥测 及遥控信息,在做遥控时 必须全站 做好安全 措施。6)在更换的CSM320EP监视运行1h后进行另外一台远动机的更换工作。7)把新安装好的监控电脑接入,与刚更换好的远动机连接,双网通信正常后核对全站的遥信、遥测信息;每段选择一台 电容器进行遥控操作试验。
4IEC104 规约通道调试
经过上面第三大步的实施,已达到含IEC104规约软件 包的远动系统正常运行的目标,本步主要完成与调度IEC104规约的联调。
CSM320EP装置远动系统增加IEC104规约:
(1)远动软件增加支持广东版IEC104规约程序,并进行与主站104规约的测试,测试成功后形成最终远动软件。根据调度104的通道情况,完成CSM320EP的RTU站端IP地址、前置机的IP、路由信息等配置,确认相互ping通及2404端口打开等。
(2)新开通的104数据网口 接入二次 安防系统 后经IEC104通道与调度主站连接,104通道必须经过二次安防系统调试测试,能相互ping通与调度端的路由IP、主站IP以及站端IP地址等信息。
(3)站端远动机每台机配置一个IP地址及IEC104四遥信息转发表。
(4)主站经过IEC104通道发送数据,站端能收发到数据。至此,才完成与调度的IEC104通道的通信。
5104规约通道验收
(1)验收前做好安全措施:把全站的所有运行开关的KK由远方转为就地。
(2)电容器开关及主变调档的远方/就地KK保持远方控制状态,这样就可以在远方主站端实现通过IEC104规约通道遥控电容器及主变调档的操作,因为这些设备的投退不影响用户正常用电,同时也提高了遥控试验的正确性和可靠性。
(3)遥控其他运行开关设备时因为KK打到就地是不能实际遥控到运行开关的,我们只能通过后台监控电脑软件程序显示的IEC104规约通道接收到的通信报文正确与否判断设备和受主站端遥控的设备是否是同一组,特别是接收报文时遥控报文的遥控点号是否和转发遥控表的点号一致,同时有的版本设备也可查看是否收到遥控报文的信息,这样就大大提高了遥控的正确率。
(4)下面介绍怎样查看遥控报文:
分选择 */
680e12000e002e0107000100010b0081/* 遥控返校
680e12000e002e0106000100010b0001/* 双点遥控分执行 */
680e12000e002e0107000100010b0001/* 遥控返校 */
680e000000002e0106000100010b0082合选择
680e000000002e0107000100010b0082合选择确认
680e000000002e0106000100010b0002合执行
680e000000002e0107000100010b0002
逐个核对这些报文的遥控点号与转发表遥控 点号的正 确性后,就确认主站端能正确遥控到变电站的设备开关。
(5)与主站核对全站的所有遥信和遥测信息后,就完成了全站IEC104规约通道四遥功能验收。
6结语
远动装置 篇4
电力系统远动数字信息是通过数字远动通道进行传输和通信的。
远动数字通道可以等效为简易的RS-232接口电路, 由收、发、地三线组成, 在远动数字通道上传输的是数字码流, 分为“0”和“1”两种状态, 在运行中使用高电平和低电平来分别表示。
分站自动化数据终端通过RS-232串口将EMS (电网能力管理系统) 信息传递给PCM终端复用设备, PCM终端复用设备通过调制编码将EMS信息转换为2M信号, SDH光传输设备通过光纤进行传递到达主站端, 经过PCM终端复用设备调制解调将2M信号转化为EMS信息, 发送给主站自动化数据服务器。从分站到主站端的数据传输通道称为数字远动上行通道, 相应的从主站端到分站端的数据传输通道称为数字远动下行通道。
二、远动数字通道测试原理
由上述远动数字通道的结构可以看出, 对远动数字通道的测试实际是对RS-232接口的测试。
如图1所示, 远动数字通道的测试原理可以归纳如下:将远动数字通道的远端A、B两点短接, 形成远动数字通道环路。利用远动数字通道测试装置向环路发送数据, 若该装置能收到经环路传回的数据, 说明通道是畅通的。通过进一步对比发送的数据与接收到的数据, 能够得出通道传输的误码率, 从而判断通道的误码性能。
三、远动数字通道测试装置
1、装置组成结构
如图2所示, 根据远动通道的测试原理, 利用单片机系统研制一种便携的通道测试装置, 提供快速简捷的远动数字通道测试功能。
该装置包括按逻辑顺序连接的中央处理单元、电源模块、按键模块、串口通信模块和显示模块, 其中: (1) 中央处理单元负责数据运算任务, 其内置存储器装载程序代码。中央处理单元分别与按键模块、显示模块和串口通信模块相连, 中央处理单元响应按键模块的按键命令, 接收串口通信模块的信号, 并将相应的字符传递给显示模块的液晶屏进行显示。 (2) 电源模块采用内置电池或外接电源形式供电, 供电电压9V, 电源模块内部采用稳压电路将9V输入电压转换成5V输出电压。 (3) 按键模块提供用户操作接口, 包括确认、移位、修改、复位和退出五个独立按键。 (4) 串口通信模块采用MAX3232EPE串口通信转换芯片附加外围电路构成, 在中央处理单元的控制下实现数据收发。 (5) 显示模块采用中文液晶显示屏, 用于呈现系统菜单、提供简明易懂的用户操作界面。
2、装置功能设计
根据数字通道测试工作的实际需求, 装置的功能配置包括:单机测试、联机测试、参数设置等。
四、装置应用
利用远动数字通道测试装置分别在单机模式和双机并联模式下对数字通道进行测试, 分别记录装置发送和接收的字符进行对比。
五、结束语
本文介绍的远动数字通道测试装置目前在莱芜地区电力通信日常运维中得到了推广应用, 效果良好。由于其低成本、便携、易操作等特点, 在实际应用中取得了良好的效果。在后续使用过程中将不断进行改进和完善, 力争在电力通信领域进行推广使用, 以适应电力远动数字信息传输的增长需求。
参考文献
[1]杨欢红, 叶海明.远动通道的故障检测与探讨[J].上海电力学院学报, 2009
远动装置 篇5
1 变电程序化操作概念及发展特点
变电站程序化的发展是有其历史社会原因的。一方面, 随着社会经济的发展, 变电站的数量与日剧增, 现有电站运行管理人员在数量上与变电站的建设矛盾日益突出, 继续旧有的管理模式, 已经很难适应效率提升和成本控制的要求。因此, 采用一种新的运行管理模式对于适应形势变化, 改变生产效率和解决人员需求矛盾等问题具有极大的现实意义。
另一方面, 随着变电站无人值班工作的深化开展, 变电站的自动化系统已经具备技术运行条件, 变电站的工作日益与智能化和程序化发展趋势接轨。基于此, 一种利用变电站内设系统程序对指定间隔设备完成智能化倒闸操作的技术应运而生。该技术被称为变电程序化。利用系统程序完成作票程序操作的指令下达, 使系统服务器、测控装置和通信装置按步骤进行电气一次、二次设备自动化操作, 从而完成目标任务。其核心技术主要包涵设备态的定义传输、操作票的定义传输和远动信息传输等方面, 其中远动装置的执行又起着上传下达的关键作用。
变电程序化操作改变了传统运行管理模式的人员冗杂而效率低下的状况, 能够极大的简化管理人员的工作流程和选择方案时间, 将人为因素对操作的负面效应大大降低, 既保障了工作安全也提高了工作效率。它是变电站管理技术发展的一个必然过程, 在该技术处于起步阶段的我国变电站而言, 该技术的运用潜力空间很大。同时一些相关研究问题也急需被关注探索。
2 程序化的操作方式
变电站的程序化操作一般先由调度员在后台或监控中心发布一条操作指令, 由SCADA系统自动选中操作任务并按步骤执行。系统任务执行完成后, 会通过数据表格等形式将执行情况自动上送调度员, 由调度员检验程序操作的精确与否及需要修改的地方。电站程序化操作方式主要分为站控层方式和间隔层方式两大类, 具体内容和不同之处如下:
站控层操作方式:这种操作方式是利用调控主站与所有间隔层设备都能直接通信的特点, 将要程序化操作的功能模块嵌于主控单元从而获得信息交流能跨间隔程序操作的效果。这种操作方法不需要变动间隔层的设备设置, 而且程序编制较为灵活。适用于电力在220k V及以上间隔跨度大, 操作繁多的变电站环境中。缺点是, 由于站控层不方便确定顺控逻辑的变动与否, 信息的采集是间接完成的, 因此其操作存在一定的可靠性问题。
间隔层操作方式:这种操作方式是将功能模块直接安装在各个间隔层装置中, 由各间隔层装置完成对各自层内的信息采集工作, 通过间隔层设备间的信息交换完成跨间隔操作。由于信息采集与顺控操作都是以间隔层为单位的, 因此总体顺控执行丝毫不受通信延迟的影响, 执行速度更快。而各间隔层间的独立工作也使得间隔层相互间影响非常小, 信息的采集具有安全性保障。但这种操作方式的缺点有:由于要具备防误闭锁和顺序控制在总控单元里仍能执行的要求, 因此操作中往往会导致系统离散性和结构性过于复杂的情况出现, 使得程序化的控制透明度较低和服务器的工作压力过大。
此外, 站控层操作与间隔层操作优势结合, 扬长避短的方式也是变电站程序化操作中比较常见的一种方式。该种方法的具体实施是利用各间隔层内部测控装置完成本间隔内的操作任务, 而主单位负责跨间隔的操作, 两者结合从而完成整体的变电站调度工作。这种模式结合方法可以很大程度上弥补以上两种操作方法的一些不足, 使信息采集共享得以直接而可靠。但实际上, 这种方式的跨间隔获取信息的操作是比较难的, 因此其方式运用远不及站控层和间隔层操作两种方式的普及。
3 远动装置的执行情况
远动装置, 又称为发送 (执行) 端, 是电力自动化系统的核心装置。在厂站端调控中心设置一台远端测控单元装置RTU, 通过该执行装置对周围的现场信号进行实时采集检测和和自动传输交换, 从而起到上传下达作用。在对配电信息的采集和传输中, 顺控启动指令的执行与调控员的监测得以结合起来, 因此远动装置对电力系统的供电安全和可靠性有着安全锁的效果。其基本模式主要有点对点、多路对点、多点星型、多点共线以及多点环形几种。
远动装置的执行是将站控层内信息加以综合分类, 通过多种渠道传递给远方主站, 向调度人员提供该变电站点程序化操作情况的数据汇报, 从而使变电站信息交由调度员的检测。现代远程装置较多使用的是具有优良可编程性的PSX610, 它扩展了传统104的目标监视单元和信息共享的程度范围, 在变电站的程序化操作中发挥着重要作用。
4 变电站程序化建设工作中应注意的一些问题
4.1 确保系统可靠性问题
系统的可靠性是对该系统执行价值评判标准里最重要的因素。在变电站程序化操作中, 由于系统本身, 如软件容错技术、软件冗余技术、工艺结构等, 或外在因素对系统的影响, 程序化操作系统的可靠性都具有一系列不确定性, 因此在变电站的建设操作方面一定要注意寻求系统可靠性方案。例如操作过程中, 一定要建立明确的操作准则, 确保自动化系统按步骤单向选择性的执行指令。在传输的介质选择中, 可以尽量利用光纤双网冗余结构提高通信的可靠稳定性。
4.2 材料设备的延续性
程序化变电站的调适工作和维修难度较复杂, 为了尽量减少程序化运行中的重复劳动和成本节约, 在电站建设期间就应综合考虑所选材料设备的延续性问题, 通过制定详细优化的调试验收方案, 严格把关好建设材料的供应商和施工方案的选择, 避免材料更换速度过快现象发生。
4.3 协调工作和规章确立问题
由于程序化变电站的调试工作涉及各类不同厂家和技术操作问题, 在调试工作过程中肯定会出现若干难度问题和矛盾冲突, 因此在程序化变电站的调试过程中各方要做好不同规约的沟通协调。而现阶段我国多数程序化变电站对程序化操作的工艺流程、秩序维护以及事故处理方面的原则制度的制定都处于探索阶段, 这容易使工作的开展出现混乱不清的状态, 因此对变电程序化的操作原则和维护管理方法是业界内外应注重的问题。
5 结束语
变电站的程序化操作在现代智能化的今天, 对于人力资源的节约和调度配电工作效率的提升具有无比的优势作用, 其发展是无人值班变电站的必然发展。我国多处程序化变电站的试点工作证明, 变电站的程序化操作可以显著地提升电站电气倒闸速度和效率, 对于电网水平的提升具有重要的现实意义。虽然当前我国变电站程序化操作在技术和运行管理上还存在着一些问题, 但笔者相信, 在企业注重效率的动机和我国科技发展的形势推动下, 变电站程序化的操作及远动装置的执行一定能够得到有效、持续性的提升, 其经验技术将会得到广泛应用。
参考文献
[1]浦明泓.变电站程序化操作的探索与实现.无线互联科技, 2011 (12)
[2]孙广通.程序化操作在110kv三江变电站的应用.湖北电力, 2010 (04)
远动装置 篇6
我局220 k V黄村、东阳、云山变电站在无人值班改造过程中，监控系统总控单元采用了ABB RTU560。此系统由杭州创维公司成套引进ABB公司的硬件及相关软件，在当时属于较为先进的系统。3个变电站在监控系统投运后运行一直较为稳定。但系统经多次扩建，RTU数据库容量已接近或超过极限，导致目前RTU运行不稳定，主要表现为：
(1)主板故障退出运行，各通讯板故障退出运行;
(2)遥控成功率降低;
(3)送区调(规约IEC101)数据与现场不对应情况，如现场某间隔断路器在分位，而主站收有变化的遥测数据;现场某间隔断路器在合位，而主站收到的数据不变化且为零;
(4)送区调数据与现场不对应情况，如现场某点断路器在分位，而主站收到该点断路器在合位;
(5)数据网无法实现送工程量。
系统不稳定运行给运行工区和修试工区带来沉重负担，致使继保人员和厂家维护人员多次往返现场，而不能从根本上解决问题，多次造成重复消缺。
2 问题产生的原因
在发生异常的220 k V黄村、东阳、云山变电站的监控系统总控单元中，通讯部分设备配置情况如下：黄村变单机无冗余配置，设备包括ETH02板1块、SLI02板4块，分别走数据网104(目前链路1条，规划2条)，区调101规约主、备各1路，金华市调CDT主备各1路，五防CDT规约上行、五防下行各1路，向下SPA总线1、2, IO总线，当地后台CDT通讯1路;东阳变为单机主备冗余配置，设备包括ETH02板2块、SLI02板4块。分别走数据网104(目前链路1条，规划2条)，省调101规约1路，区调101规约主、备各1路，东阳市调CDT规约主备1路，五防CDT规约上行、五防下行各1路，向下SPA总线1、2, IO总线，当地后台CDT通讯1路;云山变为单机无冗余配置，设备包括ETH02板1块、SLI02板4块。分别走数据网104(链路2条)，区调101规约主、备各1路，兰溪市调主、备CDT规约各1路，五防CDT规约上行、下行各1路，向下SPA总线1、2, IO总线，与35 k V保护装置通讯103规约1路，当地后台通讯CDT规约1路。
改造前系统结构如图1所示：部分数据采集通过RTU560的I/O板采集，其他通过SPA总线通过REF采集。采集来的信息通过RTU560送给当地监控主机、五防及各级调度(包括省调104、集控主备101以及县调CDT)。当地后台采用ER2000监控系统软件。
3 套RTU560中，ETH02板均为主板。RTU运行时，每条区调(以及省调101)链路的数据库为独立的小数据库，小数据库通过RTU内部总线与主数据交换数据，在总线极端繁忙时，即会出现遥信数据丢失，遥测值与现场不对应，而CDT因共享主数据库，所以这个问题基本不存在。经与厂家开发人员探讨和分析，我们认为造成问题的主要原因如下：
(1)因不断扩建，数据库文件越来越大，在不升级设备的情况下，系统管理任务更重，遥测数据更多，另外主站定期总召，导致通讯较以往更加繁忙，遥控成功率降低。最恶劣的情况即导致通讯堵塞，出现数据不对应(会打无效标志)，通讯板跑死，主板死机，系统崩溃。
(2)扩建的数据网(规约IEC104)，因程序由ABB提供，其遵循IEC104标准，并且现运行的多个规约(CDT、DISA)均只能发送归一化值，因此导致101、104不能上送工程量。如果改为上送工程量，则数据库成倍增大。
(3) RTU560系统稳定运行的数据库上限值为：下装文件config.iod文件<480 k B;工程配置文件.rtu文件<4 000 k B。而目前黄村变，config.iod文件518 k B, huangcun.rtu文件4 626 k B;东阳变，config.iod文件517k B, dongyang.rtu文件4420k B;云山变，config.iod文件487k B, yunshan.rtu文件4 644 k B，均已超过系统限值。
3 对策及实施方案
3.1 对策
改造后的系统仍然保留RTU560的数据采集功能，但取消了RTU560的远动功能，这样可以减少RTU560的数据容量，从而使RTU560运行更加稳定。增加独立的远动通信装置，该装置支持标准华东101规约。将当地监控系统升级为ABB MicroSCADA系统，该系统功能强大，能够满足变电站监控系统的功能要求。改造后系统结构如图2所示。
3.2 实施方案
(1)保留RTU560作为数据采集功能，取消RTU560的远动功能;
(2)保留远动通信Modem;
(3)增加独立远动装置CWCOM200;
(4)更新上送集控中心的通信规约为标准华东101规约;
(5)更新当地监控系统，采用ABB MicroSCADA系统。
新增设备如表1所示。
4 实施效果及建议