变电站自动化通信报文丢包故障处理

段慧娟 李 佳

（云南电网公司临沧供电局，云南 临沧 677000）

1 引言

变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现变电站自动化功能。变电站内通信数据可靠传输是实现变电站自动化功能的重要保障。本课题就我局 220kV新云变电站 II期工程中自动化专业人员发现NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信存在通信报文丢包问题进行深入的探讨分析，并提出实际可行的解决方案。

2 选题理由

2010年05月在220kV新云变II期工程中，自动化技术人员发现对 35kV保护小室保护装置发遥控命令及调取保护定值时，偶尔会出现遥控超时、保护定值调取失败及自动化四遥信息丢失情况，但总控NSC300没有通信中断的告警信号。这种设备的异常运行情况将会导致四遥信息准确率达不到100%，开关、刀闸远方遥控成功率达不到 99.99%，不满足220kV新云变电站无人值班的要求。为此，自动化班QC小组把实现220kV新云变NSC300总控与35kV保护小室保护装置可靠通信作为研究课题。

3 现状调查及目标设定

220kV新云变综合自动化系统采用南瑞科技NSC300总控装置作为变电站核心控制设备，与全站二次设备连接实现自动化功能，35kV保护小室保护装置型号为 RCS-9600系列。相同结构系统在我局220kV临沧变、110kV北郊变、110kV凤庆变等多个变电站使用，这些变电站总控与保护装置通信均没有出现过异常情况，各站情况如表1所示。

表1 相同结构系统各站情况表

与南瑞科技技术人员进行咨询，NSC300总控自投入运行以来，未发生过与 RCS-9600系列保护装置通信异常情况。所以我们将活动目标设定为实现220kV新云变NSC300总控与35kV保护小室保护装置可靠通信。

4 原因分析

NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信异常情况是偶尔发生的，并且发生时会出现遥控超时、保护定值调取失败及自动化四遥信息丢失等情况，且总控NSC300没有通信中断的告警信号。针对这一情况，小组人员采用重复对 35kV开关发遥控命令，在NSC300总控上截取通信报文进行分析的方法，来查找 NSC300总控与35kV保护装置通信异常的原因。

（1）遥控试验成功截取的报文

遥控选择

对截取报文分析发现，35kV保护小室保护装置部分上传报文有异常情况。将截取报文发给南瑞科技技术人员，分析后答复报文有丢包情况，NSC300总控在收到丢包的报文时会当作乱码处理，NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信报文丢包是NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信存在异常的主要原因。小组人员结合现场NSC300总控与35kV保护小室保护装置通道走向及通信网络走向（见图1、图2），分析引起NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信报文丢包的原因如图3所示。

5 确定主要原因

（1）设备质量差：现场查看设备合格证及出厂测试记录，设备质量合格，非主因。

（2）装置安装不正确：经与设计图纸核对，设备安装正确，非主因。

（3）选错规约：对装置选用规约进行检查，规约选择正确，非主因。

图1 NSC300总控与站内35kV保护小室装置的通道走向平面图

图2 NSC300总控与站内35kV保护小室装置的通信网络示意图

图3 NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信异常分析

（4）规约参数配置有误：经检查总控及保护装置规约参数配置正确，非主因。

（5）双绞线质量不合格：经测试，屏蔽双绞线质量合格，非主因。

（6）传输距离远，信号衰弱：经现场测量，屏蔽双绞线长度超过300m，咨询厂家后得知，屏蔽双绞线传输速率达到1Mbps的传输距离不超过120m，过长的传输距离信号会发生衰耗，是主因。

（7）接线不正确：经现场检查，现场 RS485接线方式正确，非主因。

（8）途中电磁信号干扰严重信号失真：经现场查看，屏蔽双绞线经过两台主变，主变电磁干扰严重，而相同路径光纤传输的 35kV保护小室测控装置信号无异常，是主因。

小组人员认为造成保护报文丢失的主要原因有：1、传输距离远，信号衰弱；2、途中电磁信号干扰严重信号失真。

6 制定对策方案

（1）提出对策方案

方案一：新增设备。在 35kVI段保护小室及35kV Ⅱ段保护小室中各增加1套NSC300总控接入保护装置，通过以太网接入主控楼NSC300总控；方案二：更换设备。更换 35kV 保护小室保护装置为南瑞科技保护装置，通过以太网接入主控楼NSC300总控；方案三：更换传输介质。利用35kV保护小室到主控楼备用光纤，采用RS485光纤规约转换器接入NSC300总控。

（2）研究、确定所采取的对策

35kV保护小室到主控楼有两个通信网络，保护设备与总控连接用屏蔽双绞线构成的总线网络，测控装置与总控连接用光纤（6芯光纤现已使用2芯）构成的以太网网络。35kV保护小室保护设备与测控装置所用规约不同,所以不能用以太网直接接入测控装置，需经总控转换规约后方能接入。小组人员结合现场实际情况，通过查找资料及现场测试得出：对策方案一及对策方案三两个方案均可采用，实施成功的话均可到达效果。对策方案一需新增测控装置两套（6万元）并需在现场新增屏柜进行组屏；对策方案三需增加RS485光纤规约转换器2套（0.3万元）使用备用光纤在现有屏柜上安装。按先易后难、投资费用由低到高的原则小组决定采用对策方案三解决问题。

（3）制定对策表（见表2）

7 对策方案实施

小组对方案三实施进行讨论后，根据现场要求，取得一致意见，便分工进行实施（对策方案实施步骤表见表3、实施效果确认表见表4）。

图4为加装的RS485/光纤转换器的现场实物示意图。

图5为改动后NSC300总控与站内35kV保护装置的通道走向平面图。

图6为改动后NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信网络示意图。

表2 对策表

表3 对策方案实施步骤表

表4 实施效果确认表

图4 加装的RS485/光纤转换器的现场实物示意图

图5 改动后NSC300总控与站内35kV保护装置的通道走向平面图

8 效果检查

经过现场试验，35kV部分的四遥信息数据正确，NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信正常，满足无人值班站要求（活动前后各指标比较如图7所示）。实现了220kV新云变NSC300总控与35kV保护小室保护装置可靠通信，成功完成课题预定目标。

本次QC活动，小组结合现场实际情况制定了合理的对策方案并加以落实实施（实施成本为3000元），取得了良好的直接经济效益（较传统采用新增设备解决方法节省5.7万元）。且实时准确的自动化数据，为调度运行人员提供了准确的电网运行潮流，提高了调度运行人员的掌控能力，具有较高的社会效益。

9 制定巩固措施

（1）将改动后的图纸（通道走向图及网络示意图）纳入新云变图纸资料归档，纳入班组作业指导书及班组管理中，并报生技部批准。

（2）到现场确认，二期工程中通道及网络敷设图纸为更改后的图纸，并对施工过程进行监督，及时提出整改意见并督促现场落实到位。

（3）今后对于新建或改扩建的变电站，自动化人员将针对自动化设备接入情况认真审核，提出合理要求，防止类似问题再次发生，保障自动化设备安全稳定运行。

图6 改动后NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信网络示意图

图7 活动前后各指标比较图

10 结论

通过此次 QC小组活动的开展，小组全体成员积极参与、团结一致，提出了切实可行的解决方案，实现了220kV新云变NSC300总控与35kV保护小室保护装置可靠通信，并为今后新建或改扩建的变电站提供了合理化意见。通过此次活动提高了小组成员的沟通能力、团队合作精神及现场分析、解决问题的能力等（活动前后各项状态评价比较情况见表5）。今后我们将结合生产中遇到的问题，继续深入开展QC小组活动。

表5 活动前后各项状态评价比较表