变电站综自系统的通信服务器配置方案

变电站综自系统的通信服务器配置方案

在整个供电自动化系统中，传统的测量设备和系统集成了同一家制造商的产品。不同的厂商因为通信规约的理解和解释不一致,难以直接实现互相之间的通信。提出了国电南自PSX600U与国电南瑞NSC320型通信服务器三种互连方案,分析各种方案的利弊。采取将PSX600U通信服务器以智能电子设备形式下挂至NSC320型通信服务器作为规约转换器,进行相应的通信和规约配置,满足变电站综合自动化系统单系统运行的要求。变电站综合自动化系统是利用计算机技术和现代通信技术,对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的一种综合性自动化系统,简称变电站综自系统,是自动化、计算机和通信技术在变电站领域的综合应用。变电站综自系统是通过通信服务器(又称总控单元)以相应的通信规约与站内的保护测控装置及IED设备相连,上传调控中心实现对变电站设备的监视和控制［1］。由于各个设备厂商对通信规约的不同理解和解释,不同厂家之间的测控装置与通信服务器往往无法直接连接。在改造的变电站中往往会出现两种以上厂家的测控保护装置,而其中一家的测控保护装置通常无法直接接入另一家的通信服务器。根据在某110kV变电站综自系统改造时,国电南自的保护测控装置无法直接接入国电南瑞的NSC320通信服务器的情况,提出利用国电南自的PSX600U通信服务器与国电南瑞的NSC320通信服务器三种互连方式,分析各种方式的特点。最终通过对NSC320通信服务器的参数配置,达到实现国电南自测控装置接入国电南瑞NS3000监控系统的目的。u3000国外增设了声表设备某110kV变电站综合自动化系统改造,原系统为国电南自PS6000变电站综自系统,通信服务器为PSX600U。中标物资为国电南瑞NS3000变电站综自系统,相应的通信服务器为NSC320,大部分间隔装置更换为国电南瑞的NSR600RF—D系列测控保护装置。主变压器等间隔仍保留国电南自PSR660保护和测控装置,而新上的国电南瑞NSC320通信服务器需要采集1号、2号主变压器间隔遥信、遥测数据,实现遥控功能。变电站综自系统站控层与间隔层的通信方式主流采用基于以太网为通信网络的103通信协议,在软件上采用面向对象的方法,实现与厂站、调度和集控中心通信,完成对通信的控制、协调和规约转换,并对通信状态进行监视［2］。随着IEC60870—103通信协议以及我国配套标准DL/T667—1999的出台,各厂商相应出台了各自的103规约配套企业标准。本次变电站综自系统改造中,国电南自的PSR660系列测控保护装置与国电南瑞的NSC320通信服务器以网络103协议方式相连时,存在协议不匹配无法直接相连的问题［4，5］。服务器连接方案实现不同厂家的测控保护装置与通信服务器之间的互通,解决方式为双方应用相同的或者标准的通信协议。根据上述思路,可提出以下三种解决方案。1.解决信服务器“四遥”接入问题此次改造前变电站综自系统装置主要为国电南自公司的装置,其中PST1200主变压器保护、PSR660系列测控保护装置和PSX600U通信服务器为2010年更换,不在本次改造范围内。解决国电南自公司装置“四遥”信号的接入的最基本的方法是国电南自与国电南瑞通信服务器单元并列运行,即在变电站内运行两套变电站综自系统,两台后台机。国电南自PSX600U和国电南瑞NSC320通信服务器分别上传调度,“四遥”信号以两个厂站号分别上传至主站系统。在主站系统中可将两个系统合成在一个变电站画面中,从调控员使用角度看还是一个系统,如图1所示。2.装置测试成功率在改造过程中,将国电南自保护测控装置直接接入国电南瑞NSC320通信服务器,进行“四遥”信号的测试工作。测试时,厂站后台遥测量和遥信量刷新很慢,遥控操作时成功率几乎为零,主要原因在于两家装置对103协议的解释有区别。以PSX600U通信服务器串接入NSC320通信服务器测试时,厂站后台可以收到遥测量和遥信量,遥控操作时成功率不到30%。在变电站的日常运维操作中,运行人员通常在控制屏上进行断路器的操作,厂站后台用来对设备进行监视。因此,可以将两家的通信服务器单元在厂站系统中进行串接,保证遥测、遥信的单系统运行,封锁厂站遥控功能;而上传主站系统采用通信服务器单元并列运行方式,两个系统合成在一个变电画面中,如图2所示。3.主站连接系统的单系统运营方案3方案三:基于psx-u通信系统方案方案一是保持两套通信服务器单元现状,在变电站内未采取技术措施,仅在调度主站系统中将两套系统的“四遥”合成在一个画面中。优点:改造工作量小,主站系统运行可靠,对调控员使用无影响。缺点:两台当地监控系统,两套综自系统处于同一站内,运行检修人员现场操作检修等工作容易走错间隔,需要执行特殊时期工作方式,增加较大的工作量。一个变电站占用两个厂站号,自动化人员运维工作复杂,容易出差错。方案二是在厂站系统中将国电南自PSX600U通信服务器串接入国电南瑞NSC320通信服务器,而在上传调度主站系统时两套通信服务器并列运行。优点:对调控员和变电运维人员实现了“单系统”运行,保证了调度主站系统“四遥”信号的可靠性。缺点:厂站系统后台机只能使用遥信、遥测量,遥控不可用。方案三是通过采用不直接相连方式,通过规约转换,从而实现使用应用广泛的标准CDT协议,解决问题。优点:厂站系统及对调度主站系统可以改成国电南瑞NS3000一套系统,去除国电南自通信服务器与调度主站通道,现场操作检修时不会因为存在两套系统而走错间隔,同时也保证了调度的可靠性。缺点:通信过程比较复杂,国电南瑞当地监控系统和国电南自测控保护装置之间的节点过多,调试难度大。如出现故障问题与国电南瑞之间无法准确定位,需要双方厂家报文分析,给维护带来困扰。三种方案的技术安全性比较如表1所示。综合比较,在未更换设备前可采用方案三,厂站系统串联运行方式作为过渡方案,更有利于变电站安全运行。基于psx400的u通信PSX600U串联接入NSC320方案中,保留原国电南自PSX600U通信服务器与1号、2号主变压器等间隔的原先国电南自测控保护装置相连接,将其当作规约转换设备接入国电南瑞的NSC320通信服务器。NSC320通信服务器作为变电站内总控单元,国电南自PSX600U通信服务器通过CDT标准规约转换将其信号打包给国电南瑞NSC320通信服务器,从而实现“四遥”功能。PSX600与NSC320之间采用串口CDT通信方式,CDT规约中的参数设置如波特率、校验位、数据位和停止位等参数需双方配合。两台通信服务器连接后,国电南瑞NSC320通信服务器可以收到国电南自通信服务器上传的报文,报文正确即可说明通信服务器之间通信成功。在国电南瑞NSC320通信服务器中增加“系统网关协议”,将变电站内相关设备的“四遥”信号上传到当地后台和调度主站。国电南瑞NSC320通信服务器组态软件配置步骤如下［4］。1.“南自远动装置”的配置1)打开NSC320组态软件->->组态参数->->规约配置->->规约配置,配置端口和规约参数,如表2所示。说明:名称为“南自(即国电南自PSX600U通信服务器)”的设置项,规约类型选择“接收部颁CDT”,端口类型选择“串口232方式”,端口序号为“20”(自定义),波特率设置“1200”校验位“无校验”,数据位“8”,停止位“1”。其中波特率、校验位和数据位的参数,国电南瑞NSC320通信服务器和国电南自PSX600U通信服务器的配置项一致即可。2)打开“规约配置”列表下的“南自”进行参数配置,如图4所示。说明:设备表1中,“南自远动装置”主要为国电南自PSX600U通信服务器的“四遥”数量进行配置。设备表2中,“南自公共”主要为国电南自PSX600U通信服务器配置公共遥信信息,此项配置遥信数“16”可满足要求。打开“接收部颁CDT”,配置规约参数,将单元数设置为“2”,主站地址设置为“1”。单元数“2”代表上述设备表列中有两个设备,即“南自远动装置”和“南自公共”测控装置。2.t106系统网关NSC320通信服务器下接其他厂家装置时需配置网关协议,其作用是将收集到的其他厂家装置信息发至厂站后台机,配置如下。1)“规约配置”增加一行命名为“网关”配置,如表2所示,规约选择“NET103系统网关协议”。2)打开“NET103系统网关协议”,如图5所示。装置节点地址设置为“1”,是与国电南自装置共同约定的地址。四段地址配置个数置为“1”,即NSC320通信服务器下接其他厂家装置个数,表示一台国电南自通信服务器装置。3)打开binmo文件夹,单击“320Assist”->在xt_gw.bin文件中设置四段地址,该文件的作用即是实现NSC320通信服务器与后台通信,参数配置如表3所示。按上述方法设置通信参数后,进行厂站及调度“四遥”信号的调试核对工作。在1号主变压器停电调试过程中,在厂站系统中采用CDT规约将两家通信服务器单元串接时,即方案三发现厂站系统“遥控”的成功率在80%左右,且响应速度不快。因停电时间限制,为保证调度主站系统的“四遥”可靠性,暂时采用了方案二“厂站系统串联主站系统并列运行”。3.号主站点号确定在2号主变压器停电改造期间继续深入分析遥控响应速度的原因:发出遥控命令和点号经两次通信服务器单元进行点号解析和匹配时间过长,国电南自PSX600U通信服务器单元时延明显,导致返校失败。于是将本次改造中退出运行设备的点号从PSX600U通信服务器单元中清除,仅保留目前在运行的主变压器保护测控等国电南自装置的点号,并将主站系统返校允许时长增加一倍。国电南瑞总控主程序与配置文件版本升级到最新,增加装置协议的容错率和时间的配合裕度。2号主变压器停电调试过程中,按上述方法调整后,厂站、主站系统的遥控操作成功率达到100%,实现方案三的“厂站系统串联主站单系统运行”,满足厂站、主站系统单系统运行要求。调度主站到厂站国电南自保护测控装置之间存在两家通信服务器,在国内变电站中没有相同通信模式的使用先例,最终调试运行证明是可行的。为了保证主站对国电南自测控保护装置进行遥控的可靠性,仍保留国电南自与主站通信的101、104通道作为备用。变电站监控后台使用国电南瑞软件系统实现了对国电南自保护测控装置进行遥控操作,其与NSC320通信服务器之间通信使用国电南瑞配套的网络103协议,避免与国电南自装置对协议应用的不一致问题。u3000nsc320通信服务器的互联互通变电站综合自动化系统改造项目近年来逐年增加,项目物资中标的测控保护装置与系统原有厂家设备不一致的情况时有发生。根据国电南自的保护测控装置无法直接接入国电南瑞的通信服务器情况,对不同厂站系统并列、串联和IED串接方式进行了综合的分析和比较,并给出国电南自PSX600U通信服务器以IED方式串接入国电南瑞NSC320通信服务器的配置方法,实现了两家通信服务器的互连互通。解决方案对变电站综合自动化系统中不同厂商间装置的互连提供了可借鉴经验,随着智能电网技术的发展和IEC61850协议的深化应用,各厂家对协议的统一规范应用可避免出现无法互连互通的现象。改变站内原国电南自测控保护装置的间隔层设备角色定义,将原国电南自的PS6000系统定义成带规约转换的IED(智能电子设备