企业电网实现电力调度自动化改造过程中的兼容问题

       企业电网有220kV变电站一座，110kV变电站6座。现运行方式为各站独立运行，配置一定数量的值班人员。值班人员日常对接馈出开关站的停送电工作，做常规电量统计，对站内一二次变配电设备进行常规巡检维护等。年度110kV高压线路或变压器检修，内部调度及操作指令靠电话进行。对涉及几个站间的倒闸操作时潮流分布、风险预判等工作的开展随着企业电网规模的扩大，越来越难以进行。为了方便管理，提高内部电网事故处理效率，提高风险把控，公司决定对内部电网进行调度改造。

工程概况

       电网现状是除一座110kV变电站的综合自动化系统是北京四方的CSC-2100系统外，其余变电站都是采用南京南瑞的综合自动化系统。

       建立电力调度中心的主要方式是在几座变电站内架设专有网络。各个站点配置一个远动通信柜，远动通信柜内配置规约转换装置PCS-9794和远动装置PCS-9798，因调度方案采用的是南瑞的PCS-9000的系统，所以对应的远动装置和规约转换装置是采用南瑞的产品。各站除一个远动通信柜外，再配置一个交换机柜，交换机柜内配置AB网冗余的交换机，和为交换机正常工作提供不间断电源的逆变电源一套。各个站点由路由器，走光纤以星形拓扑的网络结构连接到调度中心。

       调度中心配置调度机房。采集各站的四遥数据后，为能够完成变电站的调度任务，调度机房配置的是各种服务器。包括支持各站画面和遥测数据的前置采集服务器、物理库服务器、历史服务器、时序服务器、电量采集服务器、视频监控服务器等，重要服务器的配置以双冗余配置为主，还配置有磁盘阵列两台，满足数据的存储和交换需求。该电力调度系统满足电网的网安要求，以南方电网的安全分区模板配置了纵向加密网关，防火墙，正反向隔离装置，把该调度系统划分为三个安全区。

 改造过程中面临的困难

2.1  子站不同变电站自动化后台的兼容

       该电力调度系统将各站综合自动化系统的四遥数据通过各站部署的远动装置接入调度中心后，通过拷贝各站后台数据备份包的形式，在调度中心工作站建立数据库。前面介绍的各站情况中，采用北京四方CSC-2100系统的变电站，在接入南瑞系统调度中心的时，存在规约转换的问题。这一部分的改造牵涉到北京四方的厂家和南京南瑞的厂家，在两个系统的通信上需要做相应的规约转换和联调。这部分工作耗时较大，因为需要协调双方变电站后台的维护人员的时间，以及工程总包方联系四方厂家配合改造时牵涉到的费用问题。这部分涉及的流程和手续较多，占用了较多的时间。真正做双方规约转换的调试，只需要四方厂家给南瑞提供四遥点表后，双方配合调试一天就可完成改造，该站的规模是一台50MVA和一台63MVA容量变压器的大小，两条110kV进线而已，站点较小，数据规模相对较小。

       相同的问题是在做电力调度中心，该企业还想满足“减员增效”的目的，即下辖变电站只配置运维操作巡检队员，几座变电站统一管理，而不再配置值班监控人员。因此要求，在下辖变电站无人值班时，电力调度中心的数据采集和信息采集服务能够满足所有变电站的统一管理。那么，各站平时出线电量的采集统计、各站的接地选线装置信息、各站的110kV等级线路和变压器的故障录波系统信息、各站环境视频监控的信息都需要接入电力调度中心系统。和前面北京四方CSC-2100接入电力调度系统的问题类似，这几个部分信息接入南瑞电力调度系统PCS-9000都需要做规约转换和远动装置通道配置的改造，涉及的是不同厂家和南京南瑞的配合。而且各个系统的接入都面临着不同的问题。

2.2  变电站自动采集及监测系统的兼容

       比如电量采集系统的接入，由于七座变电站的建站时间和改造时间不同，配置的后台系统版本及现场电量采集方式都有不同。如该项目220kV站的电量采集，从220kV、110kV、10kV三个电压等级，涉及到进线、出线、变压器，总共几百块电表。电量采集方式有三种，部分电表通过两个不同厂家的电能量采集装置，经南瑞规约转换装置，接入该变电站的综合自动化后台系统。另有部分电表，直接走南瑞规约转换装置，接入变电站的综合自动化系统，不经过电能量采集装置。而且正在运行的两台电能量采集装置，有一台由于前段时间故障，不能向变电站综合自动化系统传输电量数据，叫来技术人员处理时，采取有一部分电表直接转入南瑞规约转换装置上传变电站后台的措施，有部分由于规约转换装置的容量和通道的问题，无法接入规约转换装置，仍需要通过人工抄表采集电量数据。

       这种复杂的情况，就要重新规划、改造电量采集的问题，无可避免要做布线、规约转换，又是工程项目中的一个小项目，牵涉的人员、时间都会对工程进度有重大的影响。所以各个厂家和调度中心系统厂家相互协调这部分工作需要着重考虑。

       另有三座近两年投运的变电站，10kV采用中性点经消弧线圈接地方式。这三个站点配置的单相接地选线装置是和消弧线圈配套的，当初规划站点时并未考虑到电力调度系统的改造问题，因此各站的接地选线信息没有接入到变电站综合自动化后台，只是在主控室内布一单独屏柜，配置触摸屏作为上位机从消弧线圈本体智能选线控制器接收接地选线信息。该站有接地故障后，有两种途径获知接地选线信息，一是从该屏柜得知接地线路，包含接地残流、中性点电压、电容电流、励磁电流等消弧线圈补偿参数和接地选线信息；二是相关线路接地后该线路保护测控装置PCS-9621上送到变电站综合自动化后台，包括保护动作信息，动作电压变化等，动作电流等还需要到开关柜现场去查看保护测控装置。

       要做电力调度系统改造，方式二可以在电力调度系统的保信主站查看，即这部分可以在变电站无人值守的情况下，在调度中心获取相关的保护动作信息。但是方式一经由接地选线装置上送的信息要做相应改造才能实现，否则不能第一时间准确获知接地选出的线路。

       要实现这部分功能，需要把接地选线装置的信息像电量采集装置一样，做规约转换，接入变电站综合自动化后台，然后再通过远动通道或者四遥加点表的方式采集到电力调度自动化系统。

      而该部分改造面临的问题是，这个厂家的接地选线装置从来没有和南瑞变电站综合自动化系统通信过。该厂家提供了一个MODBUS规约，南瑞方面查看后，提出了实施的困难：一是南瑞采集的选线信息，只能通过采集类似开入量的遥信量。而该厂家提供的规约里，选线信息是通过遥测量传递给上位机的。同时，该厂家和上位机传递的遥测信息，只能通过RS485传输，不能提供网口传输方式。南瑞要接收这部分遥测信息，则需要通过网口传输接收。

      这一问题，都需要双方厂家从各自的程序开发和硬件接口方面克服困难。做完改造后，还需要联调才能知道能不能顺利传输。最后是接地选线装置厂家决定从程序和修改规约入手，现场布设RS485通信线，程序开发调试完成后，联系南瑞变电站综合自动化技术人员做联调。

      为实现电力调度自动化系统的标准化和规范化，电力调度后台和下辖变电站配置的各个子系统之间需要做规约的转换和统一，这是保证电力调度系统正常运行的前提。为保证这部分工作的顺利进行，在前期工程规划时，就要尽可能考虑到各个变电站的具体情况，并根据这些情况做好相应的规划和改造，才不至于在后续工程展开中出现工程计划被打乱等造成经济损失和耽误工程进度等问题。