变电站SCADA 系统在改扩建工程中的几个典型问题

2020-10-26兰文光赵世杰

科学技术创新 2020年30期

关键词：变位测控后台

钟磊徐天兰文光赵世杰

（国网上海市电力公司检修公司，上海201204）

随着能源互联网建设的推进和智能变电站技术的不断发展，使得变电站SCADA系统的改扩建日益成为常态。笔者作为长期在一线的厂站端自动化系统检修工作者，就自己常见的扩建中存在的问题进行了分析，并给出了合理建议。

1 交直流电源混接问题

厂站远动系统包括间隔数量众多的测控/保测合一装置以及外回路，而在扩建工程中若无对新扩回路的专项检查，很容易在接入时或投运后产生交直流混接或寄生回路，从而对整个SCADA系统的安全稳定运行造成不利影响。

某220kV站（简称J 站）巡检时发现站内控制直流一段和直流二段间绝缘为零。经排查发现，新增线路测控单元的电源切换模块（SDC 双路供电转换器，北京汇达丰）内的自动切换回路是导致两段直流异常并排的原因。

如图1 所示，直流A、B 路首先进入PCB 切换电路，该电路的作用是利用切换开关选择输出至测控装置的直流电源：共有固定A路、自动、固定B 路三种方式。而若该切换电路的工作电源使用A路，则A路失电时将无法切换，即输出至测控装置的电源无法从A路切换到B路，反之亦然。因此PCB切换回路必须同时接入A、B 两路，通过整流桥（防止电源接反损坏电路）将两路独立的电源进行并联，破环了站内控制直流系统独立性。

图1 电源切换模块电路结构测绘图

改进措施：对于使用SDC切换模块的测控单元，考虑内部稳压电路固定在B 电源上，拉开A 路空开，切换方式置为固定B 路，消除直流耦合条件，同时不影响DC/DC模块的稳压功能。

扩建工程中图纸与现场不符的情况在所难免，但在回路接入自动化系统等带电设备前，对于交直流电源等关键部分，应通过专项验收以防引发全站站控层事故。为此，运维单位应该针对此问题及时编制了类似测控装置及外回路的接入验收规范，明确了直流独立性、交直流严格隔离的技术要求。

2 61850 站控层网络的通讯问题

采用61850 规约构架的站控层网络在后期改扩建时，常会发生系统与间隔层设备的通信问题。某1000kV变电站（下简称L站）由500kV 站扩建而成，投运后站内突发大面积间隔层装置与SCADA系统、保护信息子站的通讯中断。根据网络分析仪记录判断，网络上有大量的组播报文，形成网络风暴，造成大面积的装置通讯中断。于是变电站人员打开站控层网络交换机的“组播抑制”功能，即在不影响网络正常报文的情况下，对网络风暴进行抑制。实施后未在发生大规模通信中断。

该问题解决后，站内CSC-221C（无功投切装置）出现通信中断，原因是该装置的61850 端口达到了最大连接限制（8 个），该端口达到最大连接数时存在通信不稳定容易中断的情况。而L 站由于处在扩建过程中，CSC-221C 装置需要与原有500kV 监控系统、500kV保信子站、1000kV监控系统、1000kV保信子站同时通信（均双重化），因此造成通信中断频发。措施：断开与老后台连接，释放连接数，首先保证其与新后台和新保信子站的稳定可靠通讯。

又如，某220kV 智能变电站（下简称D 站）采用南瑞科技NS3000 系统，整个站控层MMS网络呈双冗余配置，并用光纤以星形方式连接到各测控单元及测保一体装置。D站启动投运后，运维员发现通过后台遥控操作35kV 保测一体装置软压板时经常操作超时，但现场巡视时发现装置面板上显示软压板已成功变位。

通过对遥控过程的报文的跟踪捕获，发现是遥控软压板操作超时是因为变位遥信不上送。同时发现MMS A网中突然出现B网报文，该报文为保测合一装置（南瑞继保RCS系列）所发出。

通过软件进一步对出现变位不上送的保测设备进行检查，发现部分报告号被异常关闭。报告号在后台系统与保测装置建立通讯初期会因为后台总召而使能，之后保测装置的遥信、遥测变位均为主动上送。由于保测装置的报告号被关闭，因此当后台遥控操作软压板执行成功后，虽然软压板发生变位，但装置将不再上送变位信息给后台，使后台无法确认执行成功，最终显示执行超时。

值得注意的是，南瑞装置A、B网交叉期间，保护动作信号是无法上送的，事故情况下将意味着监控系统告警功能的失灵。

南瑞继保装置的通讯接口为HUB 模式（AB 网共用一个MAC地址），其IED在发出在ARP 请求后，通讯接口同时向A/B网所有地址广播，而南瑞科技基于Linux系统的后台服务器在收到A/B网各自ARP 请求报文后，不判IP 网段，直接将自己的A/B网IP 地址回复给保护装置，如图2 所示。由于A、B网路由不对称（通常情况下，B 网路由更快），保护装置会建立起错误的IP 与MAC 地址关联，即服务器B网IP 对应保护A网卡MAC地址时，便会出现之前服务器通过B网发送请求，保测装置通过A网向服务器发送应答的情况（应用层报文，服务器直接丢弃），保测装置经过一定延时后关闭报告号，重置ARP 缓存。

图2 AB 网中的ARP 请求回复报文

造成该缺陷的主要原因：一是南瑞继保装置内部的ARP 缓存表老化机制使得装置定时通过自身的HUB进行广播ARP，二是南瑞科技基于Linux的系统在收到错误ARP 后对IP 网段不做判断、直接回复。集成测试时没有具备AB网同时搭建的工程条件，因此未发现此缺陷。

改进措施：对NS3000 后台服务器Linux操作系统的ARP 回复策略进行修改，不再进行交叉网段的ARP 回复。

小结：智能变电站一旦经过集成测试，现场调试中很难发现系统性能方面的缺陷。即使是部分间隔单体参与的集成测试，也有可能遗留设计固有缺陷。同时，监控系统所体现出来的功能性缺陷可能并非由监控系统应用软件本身或保护本身引起，而是由并不受双方专业控制的硬件驱动或操作系统响应机制造成。

3 测控单元SOE 遥信防抖时间设置

变电站SCADA系统的监控信息目前分为五大类：事故、异常、变位、越限、告知，其中存在快速返回问题的主要为事故信息，即保护动作信息。为防止二次回路干扰产生遥信抖动，导致不必要的频繁发信和占用SCADA系统资源，从而影响人员监盘和大幅降低系统反应能力，一般在测控装置内设置SOE 遥信的防抖时间。智能终端的开入则防抖要求为5ms；未作明文规定的情况下，传统测控装置一般取默认值（30～50ms），笔者所在地区220KV 站目前设为40ms，；如果将防抖延时放到100ms，可能遗漏快速复归的遥信信号，从而误导事故处理方向。

例如，某500kV 站（以下简称S 站）内220kV 终端线出口发生近端故障，本侧距离保护在11ms 左右出口（故障录波），43ms 后断路器快速切除故障，5ms 后保护立即复归；对侧线路因系终端，无保护动作。但本侧站未发生事故推图，究其原因，该站内事故推图逻辑为事故总+开关分位遥信置位的与门构成，而事故总为各间隔测控的事故信号构成（各间隔相关保护动作的或逻辑）。由于保护动作接点历时48ms，而该站测控装置按默认值SOE 防抖设为60ms，因此保护动作信号被滤除，事故总信号未发生。

显而易见，要保证保护动作遥信可靠接收，SOE 遥信防抖时间T 应小于断路器灭弧时间t1 与保护返回时间t2 之和。一般而言，220kV以上等级断路器典型灭弧时间约40～50ms 左右；故障消失后，保护内的动作元件会立即返回，而保护跳闸接点则根据厂家各异，有的随保护元件的返回而返回，有的按固有时间延时返回，有的则从动作开始延展固定时间后返回（一般超过60ms）；即一般而言，t1+t2 时间约为60ms 左右。如图3 所示：保护跳闸接点闭合t1=49.27ms 后断路器跳开，故障电流消失。随后，在t2=19.81ms 后，跳闸接点收回。另外，对于近后备保护（如开关保护或后备距离），还需考虑全线速动的主保护的相对提前动作（故障发生10ms 以内动作）t3（约20ms）。因此，建议考虑可能快速复归的保护信号的极端动作展宽约为t1+t2-t3=40ms。考虑一定裕度，建议防抖时间不应大于25ms。

图3 断路器位置辅助触点动作时序

而事实上，测控装置的防抖时间还有以下作用：（1）避越交流干扰串入直流系统信号抖动，这在场地空旷、感应电效应明显的500kV站刀闸遥信回路较为常见。诚然，对于交流量串入直流的现象若不设防抖，能及时且有效反映设备隐患，无人值守情况下，极大概率会导致本地SCADA 系统通信瘫痪，中心站对该站迅速失监，因此滤去这种干扰是十分必要的。由于所串入交流为工频量，遥信的动作/复归时间不会大于7ms，防抖延时大于10ms 就能够有效改善；（2）躲过一次设备触点运行时，尤其是操作时的抖动现象。根据运行经验，只要延时大于5ms，基本不会发生信号抖动的问题。综上所述，建议测控装置的防抖时间大于25ms 即可。