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摘要：为了提高佛山地区变电站无人值班的可靠性，使调度自动化系统能够正确进行设备操作或异常处理。针对变电站在实际运行中存在的遥控不能执行或执行不顺利的问题，本文结合佛山地区实际情况，就运行中变电站遥控拒动问题进行了现场试验分析，并对调度主站系统至变电站整个遥控过程进行了逐步深入分析研究。最后通过升级变电站通信模块、相关硬件设施整改以及在调度主站增加相应闭锁设置功能等改进措施，对调度自动化系统遥控拒动所存在问题进行了处理。实践证明从通信模块、硬件升级等几个方面解决遥控拒动问题切实可行。
关键词：调度自动化系统；遥控拒动；遥信。
引言
电网监控与调度自动化系统由电力系统中的各个监控与调度自动化装置的硬件与软件组成，地区调度系统负责区内运行监视，遥控、遥调操作、事故处理和AVC无功/电压调整，与各级调度交换实时信息。佛山供电局大力推广了无人值班变电站，实行监控中心运行方式。根据2010年度自动化设备运行分析月报可以发现，佛山地区每月平均遥控操作次数为3074次，其中月平均遥控不成功占总遥控操作次数的0.82%。监控中心运行值班人员如何根据调度自动化系统提供的信息，及时掌握变电站的运行状况，正确进行设备操作或异常情况处理，这是保证无人值班变电站安全可靠运行的关键。本文结合佛山地区实际情况，就运行中变电站遥控拒动问题进行了现场试验分析，并对调度主站系统至变电站整个遥控过程逐步深入研究。从通信模块、硬件升级等方面对遥控拒动问题改进处理，并取得了良好的成效。
1 佛山地区调度自动化系统DF8003及遥控过程
1.1 调度自动化系统结构
以计算机为核心的电网调度自动化系统的框架性结构如图1 所示。从图中可以清晰的看到调度自动化系统采取的是闭环控制，但由于电力系统本的复杂性，还必须有人（调度系统人员）的参与，从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人—机—环境系统。
图1 调度自动化系统框架结构图
佛山供电局电网调度自动化系统DF8003主站为双主机、双前置机、多工作站的开放式Client/Server网络结构。网络采用以太网，主机工作站、前置机、和网络服务器均通过各自
所配网卡连交换机上，再通过前置服务器连接到各个变电站。
调度自动化系统DF8003数据库可划分成实时数据库和历史数据库。实时数据库包括模拟量数据库、数字量数据库、计算量数据库、系统配置数据库和离线模拟量数据库、离线数字量数据库。一般针对变电站遥控的起点为调度工作站、维护工作站及AVC无功/电压调整系统。
1.2 通道
调度自动化系统DF8003远动通道如图2所示：
图2 调度自动作系统DF8003远动通道结构图
上行通道：厂站→主站，厂站不断地向主站上行传送电网实时数据如电流、电压、功率及开关状态等。
下行通道：主站→厂站，主站向厂站下行发送遥控、遥调等命令。
1.3 遥控过程
佛山供电局电网调度自动化系统DF8003采用问答式DNP规约，其遥控命令采用直接操作方式，意图明确，无中间环节。要完成一个遥控操作，首先要由主站下发一个命令，即操作的性质码和开关的地址码。综合自动化装置收到命令后，向主站返送一个遥控返校命令表示收到的回答信号。然后，厂站端将遥控操作执行后的变化遥信上送到主站端，这样从信号传送过程可以看出，主站发出遥控命令后，厂站端完成一切操作并将变化遥信上送至主站端，如图3所示：
图3 遥控过程示意图
2 遥控拒动分析
调度自动系统发生遥控拒动是因为主站下发遥控命令后，经过数据库所设定时间内，厂站端如没有相应变化数据上送，调度主站就会报遥控拒动。遥控变电站的开关（刀闸）时会出现三种故障情况：一、是主站数据库出错，或厂站端远动转发信息表与主站不对应，但这种情况一般只会发生在调试阶段，经过严格调试验收后投运的开关（刀闸）这种情况发生率为零；二、开关（刀闸）遥信变位上送慢的现象，但重复操作多次或许会成功；三、是主站下发遥控命令后，相应的开关（刀闸）没有响应。这三种情况我们称之为遥控拒动。
2008年上半年以来，随着遥控操作任务的增多，遥控拒动现象也增多起来。佛山供电局调通中心自动化分部组织各方面的技术人员，进行了专题试验和分析，并提出和实施了整改措施。
初步分析认为，发生遥控拒动的原因主要有如下几点：
2.1 厂站端对主站数据处理优先级不合理
当变电站在处理大量信息上送调度端时，主站对该厂站进行遥控操作，厂站综自设备并没有对主站遥控命令优先处理，从而导致遥控拒动；或者厂站端优先处理遥控命令，但相应开关（刀闸）出现变位，却没有第一时间把变位上送到调度端，导致主站因没有收到该开关（刀闸）遥信变位信息响应，而认为遥控拒动。
2.2 厂站端设备处理出现错误
主站下发遥控命令至厂站端，但因厂站端设备配置问题并没有将遥控信息实际下发至间隔屋保护/测控装置如图4示：
图4 厂站端综合自动化设备结构图
2. 3通道的误码率高，造成报文丢失
佛山地区部分110kV变电站与电网调度主站系统之间的通道都是载波载体或部分载波载体，这种通道的通信速率比较低（一般为480bps），而误码率又比较高，导致遥控报文丢失。
2. 4变电站信息变化导致遥控拒动
当运行中变电站内的“调度/就地切换把手”，人为的或设备原因切换至“就地”状态时，主站端无法对该变电站进行遥控操作。与此同时，主站下发遥控命令也无法到达变电站通信中断的间隔中，因此出现拒动现象。
3 改进措施
3.1改进厂站端对主站数据处理优先级
佛山供电局要求厂站端对优先处理主站下发的遥控命令进行处理，并且将遥信变化设置为最高优先级上送至调度端。佛山供电局严格按照《广东电网变电站自动系统技术规范》及佛山供电局相应验收标准要求厂家对远动装置程序升级，落实遥控时间满足规范<5S的要求。并且，佛山供电局自动化专业人员重新编写《佛山供电局DNP3.0规约应用实施要点（第三版）》，结合各个综合自动化厂家重新调试验收，针对变电站遥控、遥信、遥测上送方式进行改进。
3.2 对个别厂站设备通信优化处理
对厂站设备通信升级处理，以110kV乐从站为例在此说明问题。110kV乐从站使用北京四方厂家的综合自动化设备，采用61850通信规约，调度主站下发遥控命令时，远动机对下命令出现丢包情况，以致出现遥控拒动现象，站内设备通信如图5所示：
图5 110kV乐从站综自设备通信指示图
针对上图所示，从调度遥控命令下发DNP规约到61850规约，然后到线路保护装置时再转变为IEC-103规约。佛山供电局自动化技术人员到现场使用专用软件，对远动装置CSC-1321及10kV线路保护装置CSC-211进行通信监视。发现10kV线路保护装置在遥控拒动的时候没有收到下发IEC-103规约的遥控命令，远动装置在下发遥控命令时出现报文丢包现象，现场记录分析如下所示：
==>> 遥控 选择: 装置 102 控点 11 值 0[分]......
*** IEC-61850 遥控 报告[1]......
---- LastApplError 报告: ctlNum 6 CSC211_10_76LD0/LLN0$CO$RecloseEna$Oper
------ Error 0[No Error] AddCause 0[20 = 未知]
---- 遥控 发送 对象访问拒绝. 等待 命令 结束 报告......
装置 102[CSC211_10_76] 网 A[192.168.1.76] 遥控 选择 失败:
----ctlModel[4] LD0/LLN0$CO$RecloseEna$SBOw
[WARNING] m61850_1: iedID 102(DevId=12) iedID102: 10kVF12CSC211重合投入 CTL SEL failed!
最后经自动化专业人员与厂家技术人员探讨后，对设备通信部分进行升级改进，增加调度DNP转为61850规约的标志位，增强遥控命令发送的可靠性，同时升级改进10kV线路保护装置通信部分软件程序，从根本上解决遥控拒动报文丢包现象。
3.3 整改旧变电站通信通道
将个别通信通道为载波载体或部分载波载体旧变电站，更换为光纤通道或光纤微波混合通道，并将通信速率提高到1200BPS以上。
3.4 增加主站AVC无功/电压调整系统遥信闭锁设置
将变电站“调度/就地切换把手”、间隔装置通信中断等遥信增加到主站调度监控操作闭锁设置中，当设备选择切换把手切换至“就地”或装置出现通信中断现象时，闭锁主站对该变电站相关设备的遥控操作，同时闭锁AVC无功/电压调整系统对该变电站的电压/无功调整。
4 结论
正确进行设备操作或异常处理是保证无人值班变电站安全可靠运行的关键。本文针对佛山地区变电站遥控拒动现象，从厂站端对主站数据处理、厂站端通信处理不合理、通信通道质量以及AVC无功/电压调整系统闭锁设置四个方面展开分析，并采取有效措施对相应变电站进行改进处理，取得了良好的效果。对2011年4月至6月遥控分析统计，月平均遥控不成功次数大大降低了只占月总遥控操作次数的0.12%。
参考文献
[1]张永健等.电网监控与调度自动化.北京：中国电力出版社，2004.
[2]张晓春主篇.电网监控与调度自动化.北京：高等教育出版社，2006.
[3]于鹏等.调度自动系统遥控试验分析.东北电力技术，2009年第3期.
[4]胡成群.調度自动化系统中遥控准确性和可靠性控讨.安徽电力，2007年第24卷第2期.
[5]张振东等.提高RTU遥控可靠性的几点措施.农村电工，2003第7期.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
关键词：调度自动化系统；遥控拒动；遥信。
引言
电网监控与调度自动化系统由电力系统中的各个监控与调度自动化装置的硬件与软件组成，地区调度系统负责区内运行监视，遥控、遥调操作、事故处理和AVC无功/电压调整，与各级调度交换实时信息。佛山供电局大力推广了无人值班变电站，实行监控中心运行方式。根据2010年度自动化设备运行分析月报可以发现，佛山地区每月平均遥控操作次数为3074次，其中月平均遥控不成功占总遥控操作次数的0.82%。监控中心运行值班人员如何根据调度自动化系统提供的信息，及时掌握变电站的运行状况，正确进行设备操作或异常情况处理，这是保证无人值班变电站安全可靠运行的关键。本文结合佛山地区实际情况，就运行中变电站遥控拒动问题进行了现场试验分析，并对调度主站系统至变电站整个遥控过程逐步深入研究。从通信模块、硬件升级等方面对遥控拒动问题改进处理，并取得了良好的成效。
1 佛山地区调度自动化系统DF8003及遥控过程
1.1 调度自动化系统结构
以计算机为核心的电网调度自动化系统的框架性结构如图1 所示。从图中可以清晰的看到调度自动化系统采取的是闭环控制，但由于电力系统本的复杂性，还必须有人（调度系统人员）的参与，从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人—机—环境系统。
图1 调度自动化系统框架结构图
佛山供电局电网调度自动化系统DF8003主站为双主机、双前置机、多工作站的开放式Client/Server网络结构。网络采用以太网，主机工作站、前置机、和网络服务器均通过各自
所配网卡连交换机上，再通过前置服务器连接到各个变电站。
调度自动化系统DF8003数据库可划分成实时数据库和历史数据库。实时数据库包括模拟量数据库、数字量数据库、计算量数据库、系统配置数据库和离线模拟量数据库、离线数字量数据库。一般针对变电站遥控的起点为调度工作站、维护工作站及AVC无功/电压调整系统。
1.2 通道
调度自动化系统DF8003远动通道如图2所示：
图2 调度自动作系统DF8003远动通道结构图
上行通道：厂站→主站，厂站不断地向主站上行传送电网实时数据如电流、电压、功率及开关状态等。
下行通道：主站→厂站，主站向厂站下行发送遥控、遥调等命令。
1.3 遥控过程
佛山供电局电网调度自动化系统DF8003采用问答式DNP规约，其遥控命令采用直接操作方式，意图明确，无中间环节。要完成一个遥控操作，首先要由主站下发一个命令，即操作的性质码和开关的地址码。综合自动化装置收到命令后，向主站返送一个遥控返校命令表示收到的回答信号。然后，厂站端将遥控操作执行后的变化遥信上送到主站端，这样从信号传送过程可以看出，主站发出遥控命令后，厂站端完成一切操作并将变化遥信上送至主站端，如图3所示：
图3 遥控过程示意图
2 遥控拒动分析
调度自动系统发生遥控拒动是因为主站下发遥控命令后，经过数据库所设定时间内，厂站端如没有相应变化数据上送，调度主站就会报遥控拒动。遥控变电站的开关（刀闸）时会出现三种故障情况：一、是主站数据库出错，或厂站端远动转发信息表与主站不对应，但这种情况一般只会发生在调试阶段，经过严格调试验收后投运的开关（刀闸）这种情况发生率为零；二、开关（刀闸）遥信变位上送慢的现象，但重复操作多次或许会成功；三、是主站下发遥控命令后，相应的开关（刀闸）没有响应。这三种情况我们称之为遥控拒动。
2008年上半年以来，随着遥控操作任务的增多，遥控拒动现象也增多起来。佛山供电局调通中心自动化分部组织各方面的技术人员，进行了专题试验和分析，并提出和实施了整改措施。
初步分析认为，发生遥控拒动的原因主要有如下几点：
2.1 厂站端对主站数据处理优先级不合理
当变电站在处理大量信息上送调度端时，主站对该厂站进行遥控操作，厂站综自设备并没有对主站遥控命令优先处理，从而导致遥控拒动；或者厂站端优先处理遥控命令，但相应开关（刀闸）出现变位，却没有第一时间把变位上送到调度端，导致主站因没有收到该开关（刀闸）遥信变位信息响应，而认为遥控拒动。
2.2 厂站端设备处理出现错误
主站下发遥控命令至厂站端，但因厂站端设备配置问题并没有将遥控信息实际下发至间隔屋保护/测控装置如图4示：
图4 厂站端综合自动化设备结构图
2. 3通道的误码率高，造成报文丢失
佛山地区部分110kV变电站与电网调度主站系统之间的通道都是载波载体或部分载波载体，这种通道的通信速率比较低（一般为480bps），而误码率又比较高，导致遥控报文丢失。
2. 4变电站信息变化导致遥控拒动
当运行中变电站内的“调度/就地切换把手”，人为的或设备原因切换至“就地”状态时，主站端无法对该变电站进行遥控操作。与此同时，主站下发遥控命令也无法到达变电站通信中断的间隔中，因此出现拒动现象。
3 改进措施
3.1改进厂站端对主站数据处理优先级
佛山供电局要求厂站端对优先处理主站下发的遥控命令进行处理，并且将遥信变化设置为最高优先级上送至调度端。佛山供电局严格按照《广东电网变电站自动系统技术规范》及佛山供电局相应验收标准要求厂家对远动装置程序升级，落实遥控时间满足规范<5S的要求。并且，佛山供电局自动化专业人员重新编写《佛山供电局DNP3.0规约应用实施要点（第三版）》，结合各个综合自动化厂家重新调试验收，针对变电站遥控、遥信、遥测上送方式进行改进。
3.2 对个别厂站设备通信优化处理
对厂站设备通信升级处理，以110kV乐从站为例在此说明问题。110kV乐从站使用北京四方厂家的综合自动化设备，采用61850通信规约，调度主站下发遥控命令时，远动机对下命令出现丢包情况，以致出现遥控拒动现象，站内设备通信如图5所示：
图5 110kV乐从站综自设备通信指示图
针对上图所示，从调度遥控命令下发DNP规约到61850规约，然后到线路保护装置时再转变为IEC-103规约。佛山供电局自动化技术人员到现场使用专用软件，对远动装置CSC-1321及10kV线路保护装置CSC-211进行通信监视。发现10kV线路保护装置在遥控拒动的时候没有收到下发IEC-103规约的遥控命令，远动装置在下发遥控命令时出现报文丢包现象，现场记录分析如下所示：
==>> 遥控 选择: 装置 102 控点 11 值 0[分]......
*** IEC-61850 遥控 报告[1]......
---- LastApplError 报告: ctlNum 6 CSC211_10_76LD0/LLN0$CO$RecloseEna$Oper
------ Error 0[No Error] AddCause 0[20 = 未知]
---- 遥控 发送 对象访问拒绝. 等待 命令 结束 报告......
装置 102[CSC211_10_76] 网 A[192.168.1.76] 遥控 选择 失败:
----ctlModel[4] LD0/LLN0$CO$RecloseEna$SBOw
[WARNING] m61850_1: iedID 102(DevId=12) iedID102: 10kVF12CSC211重合投入 CTL SEL failed!
最后经自动化专业人员与厂家技术人员探讨后，对设备通信部分进行升级改进，增加调度DNP转为61850规约的标志位，增强遥控命令发送的可靠性，同时升级改进10kV线路保护装置通信部分软件程序，从根本上解决遥控拒动报文丢包现象。
3.3 整改旧变电站通信通道
将个别通信通道为载波载体或部分载波载体旧变电站，更换为光纤通道或光纤微波混合通道，并将通信速率提高到1200BPS以上。
3.4 增加主站AVC无功/电压调整系统遥信闭锁设置
将变电站“调度/就地切换把手”、间隔装置通信中断等遥信增加到主站调度监控操作闭锁设置中，当设备选择切换把手切换至“就地”或装置出现通信中断现象时，闭锁主站对该变电站相关设备的遥控操作，同时闭锁AVC无功/电压调整系统对该变电站的电压/无功调整。
4 结论
正确进行设备操作或异常处理是保证无人值班变电站安全可靠运行的关键。本文针对佛山地区变电站遥控拒动现象，从厂站端对主站数据处理、厂站端通信处理不合理、通信通道质量以及AVC无功/电压调整系统闭锁设置四个方面展开分析，并采取有效措施对相应变电站进行改进处理，取得了良好的效果。对2011年4月至6月遥控分析统计，月平均遥控不成功次数大大降低了只占月总遥控操作次数的0.12%。
参考文献
[1]张永健等.电网监控与调度自动化.北京：中国电力出版社，2004.
[2]张晓春主篇.电网监控与调度自动化.北京：高等教育出版社，2006.
[3]于鹏等.调度自动系统遥控试验分析.东北电力技术，2009年第3期.
[4]胡成群.調度自动化系统中遥控准确性和可靠性控讨.安徽电力，2007年第24卷第2期.
[5]张振东等.提高RTU遥控可靠性的几点措施.农村电工，2003第7期.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。