變電站自動化設備運維管控系統及其應用

鄭 翔，殷建軍，杜奇偉，殷 歡，阮黎翔

（1.國網浙江省電力有限公司衢州供電公司，浙江 衢州 324100；2.北京四方繼保工程技術有限公司，北京 100080；3.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007；4.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014）

0 引言

變電站的智能化技術飛速發展，設備運行管理內容日新月異，原有的變電運維檢修管理模式及配套支撐技術卻未能隨之與時俱進，智能變電站自動化設備所具備的優勢也未能體現，使得智能變電站運維面臨一系列問題[1-5]。

（1）過程層二次回路信息以光纖以太網為載體，通過數字信號形式在間隔層設備與過程層設備之間傳遞，取代了原來的電纜硬接線傳遞模擬信號方式，回路信息變得不可見，現場回路故障排查困難。

（2）在新建、檢修、擴建智能變電站時，自動化設備版本、定值、虛回路、光纖回路、二次安全操作、軟硬壓板等缺乏有效的運維技術支撐平臺，增加了變電站運維、檢修及改擴建的不可控性，存在自動化設備誤操作、誤接線、誤設置等風險，關鍵設備及其回路發生缺陷時無法快速定位診斷，難以滿足運維人員快速應急搶修需求。

（3）未對自動化二次設備上送的數據信息進行有效分析，無法對二次設備的隱性故障進行預警，尤其對于關鍵的控制操作失敗問題，往往都只能在事后進行問題排查，不利于二次系統的穩定運行。

（4）粗放式的設備管理、現場運維人員水平參差不齊、受常規綜自站運維習慣影響等因素，導致運維人員不但沒有享受到智能變電站帶來的便利，反而增加了運維負擔。

針對以上問題，國內相關領域專家積極探索，取得了一定的研究成果。文獻[6]介紹了二次設備在線監測及智能診斷技術的實現思路和體系架構，通過二次回路的鏈路、協議、模型等多角度多方位的分析得出故障定位判定邏輯。文獻[7]提出采用規則推理方法實現對智能變電站二次通信系統的故障診斷。文獻[8]提出了一種基于多參信息量的二次回路在線監測及故障診斷方法。文獻[9-11]針對常用二次設備，提出針對狀態評價的主要技術性能指標和評價方法。文獻[12]研究了二次設備運維可視化、故障診斷、智能告警等技術，實現了變電站的可視化運維。文獻[13]針對智能變電站數據通信網關機調控信息傳統調試方法存在的弊端，通過深入研究站內不同數據源信息之間的關聯關系，提出一種針對數據通信網關機全站遙信配置的快速校核技術方案。文獻[14]研究智能變電站配置文件全過程校核方法，通過對SCD（變電站配置描述）文件的語法、語義進行校驗，對不同版本文件進行比對分析，并通過模擬傳動等動態校核技術，對智能二次設備虛端子、虛回路及遙信點表進行自動化測試，從而驗證SCD 中虛回路的正確性，提高測試效率和正確率。上述研究大多是在繼電保護設備信息采集基礎上進行的狀態監視和故障分析，少數針對SCD模型文件進行檢驗，但都缺少對自動化設備運維、檢修、模型管控等方面的深入研究。

本文從智能變電站運維實際問題出發，以支撐變電站自動化設備運行、檢修與專業管理的需求為核心，以支撐智能變電站遠程運維為目標，對智能變電站自動化設備的狀態監視、運維管控、巡視預警、分析評價等方面開展研究，構建智能變電站自動化設備智能運維管控平臺，提供豐富的設備運維管控手段，提升自動化設備運行監視、運維管控與預警評價技術水平，減少智能變電站運維工作量，滿足變電站自動化設備工況監視、遠程維護與設備管理的業務需求，推進自動化設備運維管控工作向自動化、標準化和遠程化方向發展。

1 總體架構

智能變電站自動化設備運維管控系統由部署在調度端的主站和變電站端的子站共同組成，系統實時采集變電站自動化設備運行的關鍵信息，采用統一的數據模型及通信規范，能夠靈活支持設備信息模型及業務功能擴展，提供便捷的可視化展示手段，滿足電力二次系統安全防護的相關要求，實現了變電站自動化設備的運行工況監視、監控信息三方核對、季測試、模型參數管控、業務功能預試、智能巡視、缺陷管理、網絡分析預警等功能[15-17]。

系統運維管控的自動化設備包括監控主機、通信網關機、測控裝置、網絡交換機、時間同步裝置等。系統構建的自動化設備模型包括設備臺賬信息、通信狀態信息、自檢告警信息、設備資源信息、內部環境信息、對時狀態信息等。

1.1 系統硬件架構

智能變電站自動化設備運維管控系統采用分層架構，由主站和子站兩部分組成，主站部署在調度中心，與子站通信采集廠站端數據，并和調度側EMS（能量管理系統）、調控云系統進行數據交互，實現智能變電站運維管控系統所有功能以及界面展示。運維管控系統架構如圖1 所示。

子站采用裝置型設備，部署在變電站站控層，在線采集測控裝置、通信網關機、時間同步裝置、交換機及服務器類設備的信息，提供就地監視及操作的可視化人機界面，支撐站端自動化設備就地運維。運維管控子站架構如圖2 所示。

圖1 智能變電站自動化設備運維管控系統架構

圖2 運維管控子站架構

運維管控系統主、子站通過電力調度數據網Ⅰ區進行通信，采用SM2 數字安全認證技術與通用服務協議實現主、子站設備身份安全認證和系統數據交互，支撐智能變電站自動化設備遠程運維功能。

1.2 系統數據流向

系統子站通過DL/T 860，SNMP，IEC 104 等協議實現測控裝置、通信網關機、網絡交換機、時間同步裝置及服務器等自動化設備的實時運行信息采集，通過RCD（遠動配置描述）文件、全站SCD 模型文件實現系統建模，利用RCD 文件擴展的遠動斷面數據文件（RCD_RT 文件）實現遠動四遙斷面數據采集，采用電力GSP（通用服務協議）實現主、子站之間的信息交互。運維管控系統數的信息采集方式如圖3 所示。

圖3 運維管控系統信息采集方式示意

主站通過子站上送的RCD 文件、全站SCD 模型文件與調度端EMS 前置信息點表、監控信息表實現主站端變電站自動化設備建模，采用GSP 實現主、子站信息交互，通過RCD_RT 文件實現遠動四遙斷面數據采集。運維管控系統的數據流如圖4 所示。

2 系統功能

自動化設備運維管控系統負責自動化專業管轄設備的遠程運維與管控，系統由基礎功能、廠站監視、運維管控、配置管控、巡視預警、分析評價、輔助工具與數據接口等八大功能簇構成，詳見圖5。

2.1 遠動信息核對

監控信息表是支撐EMS 與電網調控業務的關鍵環節，監控信息表中包含了變電站EMS 業務需要的四遙轉發信息，變電站新建、改造、擴建或者新增、修改遠動上送信息點時，調度會依據EMS業務要求重新調整四遙轉發信息點表，需要人工嚴格驗證及核對測控、保護的上送信息與遠動四遙轉發點表、監控信息表的映射關系的準確性和同源性。

遠動RCD 信息點表包含了測控、保護等二次設備的上送信息與遠動四遙轉發點表、監控信息表的映射關系，當變電站運維工作涉及到EMS 四遙點表變化時，都需要調整監控信息表，對應的變電站遠動RCD 信息點表同期進行調整，也就是遠動裝置的RCD 文件需要同期調整。

遠動信息核對功能依據遠動四遙轉發信息需要人工嚴格驗證及核對測控、保護的上送信息與遠動四遙轉發點表、監控信息表的映射關系的準確性和同源性，實現監控信息表、EMS 前置點表、遠動RCD 信息點表、全站SCD 模型文件的靜態信息在線核對，輔助運維人員在線監控遠動信息點表的準確性和同源性，排除人為或者設備異常帶來的遠動點表異常變化隱患。

模塊功能方案如下：

圖4 主、子站系統數據流示意

圖5 自動化設備運維管控系統功能

（1）主站按照最新的監控信息表、EMS 前置信息點表與變電站全站SCD 文件進行分析比對，形成以“[變電站名]_[通道名]_[序號]_ST.rcd”為命名規則的、符合RCD 文件格式要求的標準遠動信息文件，該文件將下發到子站，作為子站校核RCD 文件的校核標準。

（2）子站可就地核對遠動信息的關鍵屬性，如表1 所示。

表1 遠動信息核對關鍵屬性

子站遠動信息核對包括就地手動核對和周期自動核對兩種模式。子站手動/周期自動核對流程如圖6 所示，即：子站手動或周期從遠動機獲取RCD 文件，子站在獲取RCD 文件后執行核對功能，校核標準遠動信息文件和在線獲取的RCD文件的靜態模型點表是否一致，不一致時觸發“遠動點表異常告警”并生成遠動點表核對報告，遠動點表核對報告中標記了當次遠動點表核對不一致的信息點及不一致的原因，主站可以在收到“遠動信息核對異常告警”時召喚相應的遠動點表核對報告。

圖6 子站手動/周期自動核對流程

2.2 季測試

子站季測試是子站按季度測試測控數據與遠動數據在觸發測試時的斷面數據偏差是否超過限制的一種方法。當前，季測試工作以人工定期測試為主。但人工測試信息錄入工作量大，易出錯，難校驗，很多問題憑人工經驗判斷，容易被忽視、錯判。自動化運維系統通過子站可以人工或定期執行季測試，并對異常測試結果進行告警，生成相應的季測試報告。

子站季測試流程如圖7 所示，即：子站從遠動機獲取遠動四遙斷面記錄文件（RCD_RT 文件），在獲取文件后與子站本身實時采集的四遙信息實時值進行核對，校核遠動四遙斷面記錄文件中每一條四遙信息斷面值和子站本身實時采集的對應四遙信息實時值的偏差是否超出規定的標準范圍，若偏差超出標準范圍，則觸發“季測試數據異常告警”并生成季測試數據核對報告，季測試數據核對報告中標記了當次遠動四遙斷面記錄文件與子站本身實時采集的四遙信息實時值數據核對不一致的信息點、值及不一致的原因，主站可以在收到“季測試數據異常告警”時召喚相應的季測試數據核對報告。

圖7 子站季測試流程

2.3 功能預試

功能預試是利用遙控指令“①選擇→②反校→③執行→④確認”的操作步驟測試系統遙控功能是否可用，目的是在系統運行過程中測試遠動至測控裝置當前是否可執行遙控命令，同時也可在EMS 系統遙控操作失敗后，輔助檢測遙控失敗是否是由遠動機至測控裝置本身異常導致，關鍵做法是在“①選擇→②反校”命令成功后，“③執行”操作時執行“取消遙控”的命令，測控裝置反饋“遙控失敗的確認狀態”。遙控預試的整個過程中子站記錄所有命令的執行過程，形成序列化的報告，子站發送預試成功或失敗信息至主站，主站可依據預試信息查詢子站遙控預試的序列化記錄報告。主站通過子站召喚遠動機的遙控報文記錄文件及日志記錄文件查看遠動機執行命令過程和分析交互報文。功能預試流程如圖8 所示。

2.4 配置管控

本文通過在線管控變電站自動化設備運行參數配置的方法，實現了在線管控自動化設備運行參數配置功能，及時發現SCD，CID（智能電子設備實例配置描述）、CCD（智能電子設備二次回路實例配置描述）模型文件和測控裝置配置文件配置錯誤和潛在風險，提升了配置文件的一致性和準確性管控水平，減少了現場人員的工作量，提高了配置文件管控工作效率和可靠性。

2.4.1 全站SCD 及測控CID，CCD 文件管理

全站SCD 及測控CID，CCD 模型文件管理輔助調度、檢修用戶在線管控SCD 與CID，CCD模型文件，排除由于人為原因造成的模型不一致隱患。圖9 給出了模型文件配置管控示意，具體功能方案如下：

圖8 功能預試流程

圖9 模型文件配置管控示意

（1）系統配置器增加輸出測控裝置CID 和CCD文件校驗碼配置文件的功能，運維管控系統能存儲全站SCD 模型文件及測控裝置CID，CCD 文件校驗碼配置文件，作為全站SCD 及測控CID，CCD 模型文件管理功能標準值。

（2）全站SCD 模型管理：手動/周期從監控主機召喚全站SCD 模型文件及測控裝置CID，CCD文件校驗碼配置文件，校驗召喚的SCD 與本地存儲的標準SCD 是否一致，不一致時輸出模型變化告警，一致時不需重新召喚測控CID 和CCD進行比對。

（3）測控CID，CCD 模型管理：手動/周期獲取測控裝置的CID，CCD 校驗碼與測控裝置CID，CCD 文件校驗碼配置文件進行比對，實現運行SCD 與CID，CCD 模型變化校驗，校驗異常時輸出模型異常告警及模型異常運維文件。

2.4.2 測控裝置聯閉鎖邏輯可視化管理

測控裝置聯閉鎖邏輯可視化管理利用站端的運維管控系統實現在線校核全站與測控裝置聯閉鎖邏輯文件的一致性，實現測控裝置聯閉鎖邏輯可視化校核。

如圖10 所示，變電站自動化設備運維管控子站分別與監控主機、測控裝置通信，采用SFTP（安全文件傳送協議）方式從監控主機獲取全站聯閉鎖邏輯文件與配套的測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件并保存在指定文件目錄，采用DL/T 860規范文件服務方式從測控裝置獲取測控聯閉鎖邏輯文件。

圖10 聯閉鎖邏輯信息采集示意

測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件包含由全站聯閉鎖邏輯文件導出的所有單個測控裝置的測控聯閉鎖邏輯文件檢驗碼信息。

測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件后綴名為wfcrc，采用E 格式描述和UTF-8 編碼方式，校驗信息包含序號、IED Name、中文描述、制造商以及校驗碼，詳見表2。

表2 測控聯閉鎖邏輯文件校驗屬性

測控聯閉鎖邏輯文件示例如下：

2.4.3 聯閉鎖邏輯文件校核管理

聯閉鎖邏輯文件校核管理流程如下：

（1）監控后臺對全站和單個測控聯閉鎖邏輯文件進行統一配置，增加輸出“全站測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件”的功能，運維管控系統召喚并存儲全站聯閉鎖邏輯文件及全站測控聯閉鎖邏輯文件校驗碼記錄文件，并以此作為全站及測控聯閉鎖邏輯文件校核管理功能的標準值。

（2）全站測控聯閉鎖邏輯文件管理：主站采用手動召喚模式，子站采用手動或者周期召喚模式，從監控主機召喚“全站聯閉鎖邏輯文件”及“測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件”配置文件，校驗全站聯閉鎖邏輯文件召喚文件與本地存儲的標準“全站聯閉鎖邏輯文件”是否一致，不一致時輸出全站聯閉鎖邏輯文件變化告警，一致時不需重新召喚測控聯閉鎖邏輯文件（wf.dat）進行比對。

（3）系統產生“全站聯閉鎖邏輯文件變化告警”后（主站收到告警），自動逐個召喚獲取測控裝置的測控聯閉鎖邏輯文件并計算文件CRC 校驗碼，再與重新獲取的全站測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件中對應測控的聯閉鎖校驗碼進行比對。若比對一致，即存儲新獲取的全站聯閉鎖邏輯文件及測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件并將其作為標準值；不一致時，輸出“測控聯閉鎖邏輯文件異常告警”及測控聯閉鎖邏輯異常運維文件。

（4）測控聯閉鎖邏輯文件管理：主站采用手動召喚模式，子站采用手動/周期召喚模式，獲取測控裝置的測控聯閉鎖邏輯文件并計算校驗碼，再用計算出的校驗碼與“全站測控聯閉鎖邏輯文件校驗記錄文件”對應測控聯閉鎖校驗碼進行比對，實現測控聯閉鎖邏輯文件一致性校驗，校驗異常時輸出測控聯閉鎖異常運維文件。

圖11 自動化設備運維管控系統示意圖

3 應用效果

自動化設備運維管控系統示意見圖11。經試點驗證，該系統可用于新建及改造智能變電站工程中，應用效果如下：

（1）智能變電站自動化設備運維管控系統應用后，將大幅減少變電站繁重的運維檢修工作。以變電站二次設備日常巡視為例，采用系統主動巡檢后，巡檢時間預計可以由目前人工巡檢的每臺平均30 min 減少到每臺平均3 min，預期可讓變電站日常運維工作量降低80%以上。

（2）智能變電站自動化設備故障診斷及定位技術可大幅減少故障排查時間，設備故障排查時間預計可從目前的平均2 天減少到2 h 左右，設備故障排查效率提升80%以上。

（3）為運檢部門及時發現及預測變電站自動化設備狀態、配置變化、網絡通信故障及專業業務功能可用性提供技術手段，提高智能變電站運維水平。

（4）為調度部門及時評估二次設備異常對電網風險的影響提供決策依據，有助于提高電網安全運行水平。

研究成果可廣泛應用于智能變電站的自動化設備運行維護中，實現智能變電站運維工作的遠程化、集中化、自動化，極大地減少運維的人力物力，降低檢修維護工時，具有良好的經濟效益和社會效益。

4 結語

本文通過構建智能變電站自動化設備運維管控系統，實現了對全站自動化設備的模型、參數、配置及臺賬數據的就地與遠程管控，可有效支撐運行、檢修及專業管理對自動化設備的工況監視、遠程維護與設備管理的業務工作，全面提升了自動化設備運維管控的技術水平和工作效率，為自動化專業管理部門動態、實時掌握變電站自動化設備狀態、網絡結構及設備配置及專業業務功能可靠性提供信息化技術手段，提高智能變電站專業管理水平；為運檢部門及時發現及預測變電站自動化設備狀態、配置變化、網絡通信故障及專業業務功能可用性提供技術手段，提高了智能變電站運維水平；為調度部門及時評估二次設備異常對電網風險的影響提供決策依據，提高了電網安全運行水平。