监控系统的遥控方式及维护

摘要：结合多年现场实践，对嘉兴地区220 kV、500 kV变电所的各种综合自动化监控系统的遥控方式进行了系统的总结与分析，并对各个综合自动化监控系统在运行维护、检修过程中常遇到的问题进行归纳。由于国内各大型生产厂家各阶段的先进综合自动化设备在嘉兴电力局广泛使用，因此对嘉兴局的综合自动化监控系统进行分析具有一定的代表性。

关键词：监控系统；遥控方式；维护检修中的问题

变电所综合自动化技术涉及到计算机硬件、软件、通信、网络、信号处理、控制和继电保护等多个方面，而这些方面自身的发展也十分迅速。随着电力系统自动化技术的快速发展，自动化监控系统的设备也在不断更新，经过近几年的老所改造，嘉兴地区220 kV变电所已全部淘汰集中式的RTU，采用分散式的综合自动化监控系统。现阶段的综合自动化监控系统已日趋成熟完善，但由于各生产厂家对监控系统设备的配置、为实现监控功能的软件设计思路不尽相同，因此各厂家的综合自动化监控系统各有特点。同时由于综合自动化监控系统随着科技的快速发展还处于不断发展完善过程中，因此在实际运行维护、检修过程中还是会发现一些问题。在此举例说明了综合自动化监控系统在现场运行维护、检修中存在的不足之处。

1 目前存在的几种遥控模式

纵观嘉兴局各个自动化监控系统，其遥控方式不尽相同，现具体分析对比如下：

1.1 遥控方式一

220 kV嘉善变电所为例，监控系统为中德公司设备。

监控系统接线如图1所示。


图1　监控系统接线
遥控原理：在远方遥控时，测控装置就地/远方均切换至远方位置。集控站遥控原理与后台机相同，以后台机为例。

遥控征询（分/合）：后台机→前置机。

遥控返校（分/合）：前置机→后台机。

遥控执行（分/合）：后台机→前置机→测控装置。

具体遥控原理框图如图2所示。


图2　遥控原理框图
说明：此类型监控系统中，遥控征询命令至前置机进行遥控特性判断就返校，征询命令并不到达相应的测控装置。

此类型监控系统中，是否满足同期不作为遥控合闸中遥控返校的判别条件。

由于软件版本相对较早，修改画面、更改数据库时比较繁琐，而且两个后台机之间的数据库不能直接复制，人/机对话功能不够强。

五防机与220 kV主单元通讯，是由于其它设备接口通讯等问题。一般情况下，五防机与后台机1或前置机1、2或网络A、B通讯，由于是早期设备，所以五防机的连接有点特殊。

1.2 遥控方式二

220 kV跃新变电所为例，四方公司设备，其它采用四方公司设备的220 kV变电所硬件配置略有差异，但遥控原理基本相同。

监控系统接线如图3所示。


图3　监控系统接线
遥控原理：在远方遥控时，测控装置就地/远方均切换至远方位置。集控站遥控原理与后台机相同，以后台机为例。

遥控征询（分/合）：后台机→以太网→测控装置。

遥控返校（分/合）：测控装置→以太网→后台机。

遥控执行（分/合）：后台机→以太网→测控装置。

具体遥控原理框图如图4所示。


图4　遥控原理框图
说明：系统采用模块化、分布式结构,保护及测控装置等组成微机网络,所有控制、保护测量、告警等信号均在就地单元内处理,经总线传输至主控室的监控计算机。

此类型监控系统中，前置机作用被淡化，相当于一个通信管理机，后台发出的遥控命令不经过前置机，遥控特性判断到达相应的测控装置。

此类型监控系统中，是否满足同期作为遥控合闸中遥控能否返校的判别条件之一。

在前置机修改转发表参数时，屏幕会出现乱码，估计是由于维护软件和运行软件配合有问题。而在后台机进行上装－修改－下载，均正常。

当后台机1、2由于各种原因退出运行，再重新启动运行后，常会出现与五防机通信不正常，需把五防机的五防应用软件退出再重启运行后方正常。

1.3 遥控方式三

220 kV民谊变电所为例，南瑞系统公司设备，220 kV烟雨变浙江创维ABB公司设备，遥控原理类似。

监控系统接线如图5所示。


图5　监控系统接线
遥控原理：在远方遥控时，测控装置就地/远方均切换至远方位置。集控站遥控原理与操作员工作站相同，以操作员工作站为例。

遥控征询（分/同期合/无压合）：操作员工作站→前置机1或2→测控装置

遥控返校（分/同期合/无压合）：测控装置→前置机1或2→操作员工作站

遥控执行（分/同期合/无压合）：操作员工作站→前置机1或2→测控装置

前置机1、2在遥控操作过程中只转发各种遥控指令，不进行处理。

具体遥控原理框图如图6所示。


图6　遥控原理框图
说明 ：此类型监控系统中,前置机在遥控操作过程中
只转发各种遥控指令，并不进行处理。

较之前两种监控系统，操作员工作站中多了同期合闸和无压合闸这两个按钮。当遥控命令合闸时首先会在操作员工作站判无压或同期。到达相应测控装置时又会再判一次无压或同期，并作为遥控返校的条件之一。

五防机只与操作员工作站1通讯，如果操作员工作站1出现问题，五防逻辑功能就失去作用，但仍可在远方集控站进行遥控操作。

1.4 遥控方式四

以500 kV汾湖变电所为例。

监控系统接线如图7所示。


图7　监控系统接线
遥控原理：500 kV汾湖变电所为例，只能在操作站遥控，远方调度均不能遥控操作。

在操作站1（操作站2）进行遥控操作，当条件满足时，直接下传遥控执行命令→总控单元1（或总控单元2）→相应测控装置。注意，此类型遥控中并不会出现通常的返校。

具体遥控原理框图如图8所示。


图8　遥控原理框图
说明 ：没有配置单独的五防机，五防逻辑判断在操作站中进行。操作站1（操作站2）画面中断路器、隔离开关、接地开关均设置有五防逻辑功能，遥控合闸分为同期合闸、无压合闸、强制合闸三种类型，所有分/合闸操作都需经五防逻辑判断。

测控装置断路器、隔离开关也设置有五防逻辑功能，远方或就地合闸也分为同期合闸、无压合闸、强制合闸三种类型，所有分/合闸操作都需经测控装置内设置的五防逻辑判断。操作员站发出的遥控命令会先在操作员站做一次五防逻辑判断，到达测控装置后会再做一次五防逻辑判断正确后分/合闸命令才出口。

2 现场维护、检修中遇到的问题

综合各生产厂家自动化监控系统在维护、检修中遇到的问题，归纳如下：

在设备检修和设备扩容等方面考虑的比较少。如某一测控装置故障或修改参数，或者因增加线路而增加设备等，涉及到的运行设备比较多，会给运行设备的安全运行带来一定的影响。例如500 kV变电所的测控装置设置有五防逻辑功能（见1.4遥控方式四），每当增加一条线路时，需在相同电压等级的母联、分段开关测控装置重新设置五防逻辑功能，而母联、分段开关测控装置一般是运行设备，新设置的五防逻辑功能不可能及时带断路器、隔离开关调试。又比如220 kV嘉善变中德公司设备（见1.1遥控方式一），每当增加一条线路（例如220 kV线路），220 kV主单元（运行设备）需重新设置、重启，且设置比较繁琐需中德公司专用电脑配置，影响其它运行的220 kV线路测控单元的数据、信号采集。并会引起五防装置与监控的通讯的中断，需等220 kV主单元重启运行后，在后台机人工重置五防软压板。

人/机功能不强，修改参数很繁琐。随着电网的不断变化和发展，数据库需要及时更新、补充，功能需要不断完善和补充，因此监控系统是否具有友好的人/机界面就显得尤为重要。南瑞系统公司、中德公司的设备在人/机功能方面相对较弱，南瑞系统所采用的是Unix操作系统，修改参数时比较复杂，一般的厂方维护人员也觉得困难，但其稳定性较好。目前嘉兴一个500 kV变电所采用南瑞的监控系统，另一500 kV变电所采用南瑞系统后台机和北京维奥的监控系统。中德公司的后台较易掌握，但其主单元和测控装置的参数化工作都需中德公司厂家专用电脑，我们修试人员无法配置此种电脑，因此在扩容等方面的工作对厂家依赖性较高，大大提高了检修成本。相对而言,浙江创维ABB公司、四方公司的设备人/机对话功能就好得多, 我们检修人员能较好掌握。

各监控系统软件在功能实现方式上各不相同。随着网络技术的快速发展，各厂家自动化监控系统的硬件配置也越来越相似，功能越来越类同，但在具体功能的实现上有限，也就是在软件方面差别很大。例如，中德公司、四方公司、创维ABB公司后台监控机的数据库放在后台机上（操作站与数据库同一设备）；南瑞系统公司在220 kV变电所后台监控机的数据库放在前置机；南瑞系统公司在500 kV变电所后台监控机的数据库放在主机（操作站与数据库不同设备）。因此，其实现数据的采集、处理等方式就不同，检修人员在处理问题时判断的思路也不同，在维护过程中最常见的是，当修改不同类型监控系统的数据库、画面时，修改数据、画面的存放、设备重启的对象等就不同。再比如220 kV嘉善变中德公司监控系统中，遥控征询命令至前置机进行遥控特性判断就返校，征询命令并不到达相应的测控装置，理论上的合理性值得商榷。

关于自动化专用通道的调试。综合自动化监控系统的软件功能越来越强大、完善的同时，类似早期的RTU最基本的调试软件反而取消了，当采用专用远动通道时，早期RTU的调试软件可以很快判断出远方的通道问题，而现在的调试软件虽然功能强大，但出现联调问题时调试比较麻烦，很难快速判断通道的问题所在部位。等等问题给调试、日常维护、检修带来诸多不便。

关于同期。在参数一定的情况下，不同厂家的测控装置在判同期方面却可能出现不同的处理结果。例如，测控装置的同期功能，当我们提供的dU、df、dj一定时，不同厂家的测控装置对有压、无压范围的定义，实现有压、无压功能的判别条件等不尽相同，如遇电缆中有干扰电压或接线接触不良等情况，同期处理结果就会不一样；再比如，浙江创维ABB公司的测控装置在无压合闸时需判断电压空气断路器位置，如在合位，方可进行无压合闸；如在分位，则不能无压合闸。其它厂家的测控装置则都不必判断电压空气断路器位置等等。

与保护的通讯。监控系统与各种保护的通信随意性很大。由于事前考虑不周到，往往是等到需要与保护装置通信时才考虑各种出现的问题，决定如何配置通讯。结果常常是在运行的保护管理机上修改软件或增加通讯规约，接线也容易混乱。

其它方面：某些厂家的测控装置，把控制断路器、隔离开关分/合，回路编号为1、33或1、3的接线安排在上下相邻的端子，在测控装置检修作安措或者恢复接线时很容易发生1、33或1、3因误碰短接，引起断路器、隔离开关分/合误动作，而且由于设备和端子排的空间安排不合理，作安措和恢复接线比较困难，类似的问题虽然不是技术上的问题，但如果设计时各方面考虑的不是很周到或空间安排不合理，也会给维护、检修带来安全上的隐患。

以上问题是笔者多年在现场维护、检修中的总结。我们作为检修人员在此提出，希望能起到抛砖引玉的作用，引起相关各方注意，大家共同努力使变电所综合自动化监控系统日趋完善。