綜合自動化系統(tǒng)遙控拒動分析及改進

譚振鵬

摘要：為了提高佛山地區(qū)變電站無人值班的可靠性，使調度自動化系統(tǒng)能夠正確進行設備操作或異常處理。針對變電站在實際運行中存在的遙控不能執(zhí)行或執(zhí)行不順利的問題，本文結合佛山地區(qū)實際情況，就運行中變電站遙控拒動問題進行了現(xiàn)場試驗分析，并對調度主站系統(tǒng)至變電站整個遙控過程進行了逐步深入分析研究。最后通過升級變電站通信模塊、相關硬件設施整改以及在調度主站增加相應閉鎖設置功能等改進措施，對調度自動化系統(tǒng)遙控拒動所存在問題進行了處理。實踐證明從通信模塊、硬件升級等幾個方面解決遙控拒動問題切實可行。

關鍵詞：調度自動化系統(tǒng)；遙控拒動；遙信。

引言

電網監(jiān)控與調度自動化系統(tǒng)由電力系統(tǒng)中的各個監(jiān)控與調度自動化裝置的硬件與軟件組成，地區(qū)調度系統(tǒng)負責區(qū)內運行監(jiān)視，遙控、遙調操作、事故處理和AVC無功/電壓調整，與各級調度交換實時信息。佛山供電局大力推廣了無人值班變電站，實行監(jiān)控中心運行方式。根據2010年度自動化設備運行分析月報可以發(fā)現(xiàn)，佛山地區(qū)每月平均遙控操作次數(shù)為3074次，其中月平均遙控不成功占總遙控操作次數(shù)的0.82%。監(jiān)控中心運行值班人員如何根據調度自動化系統(tǒng)提供的信息，及時掌握變電站的運行狀況，正確進行設備操作或異常情況處理，這是保證無人值班變電站安全可靠運行的關鍵。本文結合佛山地區(qū)實際情況，就運行中變電站遙控拒動問題進行了現(xiàn)場試驗分析，并對調度主站系統(tǒng)至變電站整個遙控過程逐步深入研究。從通信模塊、硬件升級等方面對遙控拒動問題改進處理，并取得了良好的成效。

1 佛山地區(qū)調度自動化系統(tǒng)DF8003及遙控過程

1.1 調度自動化系統(tǒng)結構

以計算機為核心的電網調度自動化系統(tǒng)的框架性結構如圖1 所示。從圖中可以清晰的看到調度自動化系統(tǒng)采取的是閉環(huán)控制，但由于電力系統(tǒng)本的復雜性，還必須有人（調度系統(tǒng)人員）的參與，從而構成了完整、復雜、緊密耦合的人—機—環(huán)境系統(tǒng)。

圖1 調度自動化系統(tǒng)框架結構圖

佛山供電局電網調度自動化系統(tǒng)DF8003主站為雙主機、雙前置機、多工作站的開放式Client/Server網絡結構。網絡采用以太網，主機工作站、前置機、和網絡服務器均通過各自

所配網卡連交換機上，再通過前置服務器連接到各個變電站。

調度自動化系統(tǒng)DF8003數(shù)據庫可劃分成實時數(shù)據庫和歷史數(shù)據庫。實時數(shù)據庫包括模擬量數(shù)據庫、數(shù)字量數(shù)據庫、計算量數(shù)據庫、系統(tǒng)配置數(shù)據庫和離線模擬量數(shù)據庫、離線數(shù)字量數(shù)據庫。一般針對變電站遙控的起點為調度工作站、維護工作站及AVC無功/電壓調整系統(tǒng)。

1.2 通道

調度自動化系統(tǒng)DF8003遠動通道如圖2所示：

圖2 調度自動作系統(tǒng)DF8003遠動通道結構圖

上行通道：廠站→主站，廠站不斷地向主站上行傳送電網實時數(shù)據如電流、電壓、功率及開關狀態(tài)等。

下行通道：主站→廠站，主站向廠站下行發(fā)送遙控、遙調等命令。

1.3 遙控過程

佛山供電局電網調度自動化系統(tǒng)DF8003采用問答式DNP規(guī)約，其遙控命令采用直接操作方式，意圖明確，無中間環(huán)節(jié)。要完成一個遙控操作，首先要由主站下發(fā)一個命令，即操作的性質碼和開關的地址碼。綜合自動化裝置收到命令后，向主站返送一個遙控返校命令表示收到的回答信號。然后，廠站端將遙控操作執(zhí)行后的變化遙信上送到主站端，這樣從信號傳送過程可以看出，主站發(fā)出遙控命令后，廠站端完成一切操作并將變化遙信上送至主站端，如圖3所示：

圖3 遙控過程示意圖

2 遙控拒動分析

調度自動系統(tǒng)發(fā)生遙控拒動是因為主站下發(fā)遙控命令后，經過數(shù)據庫所設定時間內，廠站端如沒有相應變化數(shù)據上送，調度主站就會報遙控拒動。遙控變電站的開關（刀閘）時會出現(xiàn)三種故障情況：一、是主站數(shù)據庫出錯，或廠站端遠動轉發(fā)信息表與主站不對應，但這種情況一般只會發(fā)生在調試階段，經過嚴格調試驗收后投運的開關（刀閘）這種情況發(fā)生率為零；二、開關（刀閘）遙信變位上送慢的現(xiàn)象，但重復操作多次或許會成功；三、是主站下發(fā)遙控命令后，相應的開關（刀閘）沒有響應。這三種情況我們稱之為遙控拒動。

2008年上半年以來，隨著遙控操作任務的增多，遙控拒動現(xiàn)象也增多起來。佛山供電局調通中心自動化分部組織各方面的技術人員，進行了專題試驗和分析，并提出和實施了整改措施。

初步分析認為，發(fā)生遙控拒動的原因主要有如下幾點：

2.1 廠站端對主站數(shù)據處理優(yōu)先級不合理

當變電站在處理大量信息上送調度端時，主站對該廠站進行遙控操作，廠站綜自設備并沒有對主站遙控命令優(yōu)先處理，從而導致遙控拒動；或者廠站端優(yōu)先處理遙控命令，但相應開關（刀閘）出現(xiàn)變位，卻沒有第一時間把變位上送到調度端，導致主站因沒有收到該開關（刀閘）遙信變位信息響應，而認為遙控拒動。

2.2 廠站端設備處理出現(xiàn)錯誤

主站下發(fā)遙控命令至廠站端，但因廠站端設備配置問題并沒有將遙控信息實際下發(fā)至間隔屋保護/測控裝置如圖4示：

圖4 廠站端綜合自動化設備結構圖

2. 3通道的誤碼率高，造成報文丟失

佛山地區(qū)部分110kV變電站與電網調度主站系統(tǒng)之間的通道都是載波載體或部分載波載體，這種通道的通信速率比較低（一般為480bps），而誤碼率又比較高，導致遙控報文丟失。

2. 4變電站信息變化導致遙控拒動

當運行中變電站內的“調度/就地切換把手”，人為的或設備原因切換至“就地”狀態(tài)時，主站端無法對該變電站進行遙控操作。與此同時，主站下發(fā)遙控命令也無法到達變電站通信中斷的間隔中，因此出現(xiàn)拒動現(xiàn)象。

3 改進措施

3.1改進廠站端對主站數(shù)據處理優(yōu)先級

佛山供電局要求廠站端對優(yōu)先處理主站下發(fā)的遙控命令進行處理，并且將遙信變化設置為最高優(yōu)先級上送至調度端。佛山供電局嚴格按照《廣東電網變電站自動系統(tǒng)技術規(guī)范》及佛山供電局相應驗收標準要求廠家對遠動裝置程序升級，落實遙控時間滿足規(guī)范<5S的要求。并且，佛山供電局自動化專業(yè)人員重新編寫《佛山供電局DNP3.0規(guī)約應用實施要點（第三版）》，結合各個綜合自動化廠家重新調試驗收，針對變電站遙控、遙信、遙測上送方式進行改進。

3.2 對個別廠站設備通信優(yōu)化處理

對廠站設備通信升級處理，以110kV樂從站為例在此說明問題。110kV樂從站使用北京四方廠家的綜合自動化設備，采用61850通信規(guī)約，調度主站下發(fā)遙控命令時，遠動機對下命令出現(xiàn)丟包情況，以致出現(xiàn)遙控拒動現(xiàn)象，站內設備通信如圖5所示：

圖5 110kV樂從站綜自設備通信指示圖

針對上圖所示，從調度遙控命令下發(fā)DNP規(guī)約到61850規(guī)約，然后到線路保護裝置時再轉變?yōu)镮EC-103規(guī)約。佛山供電局自動化技術人員到現(xiàn)場使用專用軟件，對遠動裝置CSC-1321及10kV線路保護裝置CSC-211進行通信監(jiān)視。發(fā)現(xiàn)10kV線路保護裝置在遙控拒動的時候沒有收到下發(fā)IEC-103規(guī)約的遙控命令，遠動裝置在下發(fā)遙控命令時出現(xiàn)報文丟包現(xiàn)象，現(xiàn)場記錄分析如下所示：

==>> 遙控 選擇: 裝置 102 控點 11 值 0[分]......

*** IEC-61850 遙控 報告[1]......

---- LastApplError 報告: ctlNum 6 CSC211_10_76LD0/LLN0$CO$RecloseEna$Oper

------ Error 0[No Error] AddCause 0[20 = 未知]

---- 遙控 發(fā)送 對象訪問拒絕. 等待 命令 結束 報告......

裝置 102[CSC211_10_76] 網 A[192.168.1.76] 遙控 選擇 失敗:

----ctlModel[4] LD0/LLN0$CO$RecloseEna$SBOw

[WARNING] m61850_1: iedID 102(DevId=12) iedID102: 10kVF12CSC211重合投入 CTL SEL failed!

最后經自動化專業(yè)人員與廠家技術人員探討后，對設備通信部分進行升級改進，增加調度DNP轉為61850規(guī)約的標志位，增強遙控命令發(fā)送的可靠性，同時升級改進10kV線路保護裝置通信部分軟件程序，從根本上解決遙控拒動報文丟包現(xiàn)象。

3.3 整改舊變電站通信通道

將個別通信通道為載波載體或部分載波載體舊變電站，更換為光纖通道或光纖微波混合通道，并將通信速率提高到1200BPS以上。

3.4 增加主站AVC無功/電壓調整系統(tǒng)遙信閉鎖設置

將變電站“調度/就地切換把手”、間隔裝置通信中斷等遙信增加到主站調度監(jiān)控操作閉鎖設置中，當設備選擇切換把手切換至“就地”或裝置出現(xiàn)通信中斷現(xiàn)象時，閉鎖主站對該變電站相關設備的遙控操作，同時閉鎖AVC無功/電壓調整系統(tǒng)對該變電站的電壓/無功調整。

4 結論

正確進行設備操作或異常處理是保證無人值班變電站安全可靠運行的關鍵。本文針對佛山地區(qū)變電站遙控拒動現(xiàn)象，從廠站端對主站數(shù)據處理、廠站端通信處理不合理、通信通道質量以及AVC無功/電壓調整系統(tǒng)閉鎖設置四個方面展開分析，并采取有效措施對相應變電站進行改進處理，取得了良好的效果。對2011年4月至6月遙控分析統(tǒng)計，月平均遙控不成功次數(shù)大大降低了只占月總遙控操作次數(shù)的0.12%。

參考文獻

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注：文章內所有公式及圖表請用PDF形式查看。