綜合自動化系統遙控拒動分析及改進

譚振鵬

摘要：為了提高佛山地區變電站無人值班的可靠性，使調度自動化系統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行或執行不順利的問題，本文結合佛山地區實際情況，就運行中變電站遙控拒動問題進行了現場試驗分析，并對調度主站系統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；遙控拒動；遙信。

引言

電網監控與調度自動化系統由電力系統中的各個監控與調度自動化裝置的硬件與軟件組成，地區調度系統負責區內運行監視，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現，佛山地區每月平均遙控操作次數為3074次，其中月平均遙控不成功占總遙控操作次數的0.82%。監控中心運行值班人員如何根據調度自動化系統提供的信息，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。本文結合佛山地區實際情況，就運行中變電站遙控拒動問題進行了現場試驗分析，并對調度主站系統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 佛山地區調度自動化系統DF8003及遙控過程

1.1 調度自動化系統結構

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

圖1 調度自動化系統框架結構圖

佛山供電局電網調度自動化系統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DF8003數據庫可劃分成實時數據庫和歷史數據庫。實時數據庫包括模擬量數據庫、數字量數據庫、計算量數據庫、系統配置數據庫和離線模擬量數據庫、離線數字量數據庫。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。

1.2 通道

調度自動化系統DF8003遠動通道如圖2所示：

圖2 調度自動作系統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據如電流、電壓、功率及開關狀態等。

下行通道：主站→廠站，主站向廠站下行發送遙控、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DF8003采用問答式DNP規約，其遙控命令采用直接操作方式，意圖明確，無中間環節。要完成一個遙控操作，首先要由主站下發一個命令，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

調度自動系統發生遙控拒動是因為主站下發遙控命令后，經過數據庫所設定時間內，廠站端如沒有相應變化數據上送，調度主站就會報遙控拒動。遙控變電站的開關（刀閘）時會出現三種故障情況：一、是主站數據庫出錯，或廠站端遠動轉發信息表與主站不對應，但這種情況一般只會發生在調試階段，經過嚴格調試驗收后投運的開關（刀閘）這種情況發生率為零；二、開關（刀閘）遙信變位上送慢的現象，但重復操作多次或許會成功；三、是主站下發遙控命令后，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，發生遙控拒動的原因主要有如下幾點：

2.1 廠站端對主站數據處理優先級不合理

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先處理，從而導致遙控拒動；或者廠站端優先處理遙控命令，但相應開關（刀閘）出現變位，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錯誤

主站下發遙控命令至廠站端，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

佛山地區部分110kV變電站與電網調度主站系統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，主站下發遙控命令也無法到達變電站通信中斷的間隔中，因此出現拒動現象。

3 改進措施

3.1改進廠站端對主站數據處理優先級

佛山供電局要求廠站端對優先處理主站下發的遙控命令進行處理，并且將遙信變化設置為最高優先級上送至調度端。佛山供電局嚴格按照《廣東電網變電站自動系統技術規范》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范<5S的要求。并且，佛山供電局自動化專業人員重新編寫《佛山供電局DNP3.0規約應用實施要點（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通信規約，調度主站下發遙控命令時，遠動機對下命令出現丟包情況，以致出現遙控拒動現象，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DNP規約到61850規約，然后到線路保護裝置時再轉變為IEC-103規約。佛山供電局自動化技術人員到現場使用專用軟件，對遠動裝置CSC-1321及10kV線路保護裝置CSC-211進行通信監視。發現10kV線路保護裝置在遙控拒動的時候沒有收到下發IEC-103規約的遙控命令，遠動裝置在下發遙控命令時出現報文丟包現象，現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規約的標志位，增強遙控命令發送的可靠性，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”或裝置出現通信中斷現象時，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。本文針對佛山地區變電站遙控拒動現象，從廠站端對主站數據處理、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月遙控分析統計，月平均遙控不成功次數大大降低了只占月總遙控操作次數的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。