潘爱峰，张俊伟，石 勇，邹 翔

(南瑞集团有限公司，江苏 南京 210061)

随着科学技术的快速发展，计算机已应用到了各个领域。电力系统也已经全面进入了微机控制时代，变电站自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点在电网中发挥重要作用，并在许多大型变电站监控项目中获得成功应用。目前国家在“十三五”规划纲要中提到，适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设[1]。变电站自动化系统成为当前电力系统发展的趋势。

在变电站自动化系统的推广过程中，变电站监控系统、办公系统中均会配备一定数量的服务器、工控机、网络交换机等设备。随着变电站数量的快速增长，传统的现场维护手段无法满足变电站运维业务日益增长的需要。迫切需要一个新的运维系统，可以远程完成此前需要运维人员现场操作的工作，极大减少现场运维工作，集中监视、控制变电站后台监控设备，保护信息子站等服务器、网络设备等。

厂站端站控层系统远程运维可以实现变电站自动化监控，保护信息子站、故障录波器设备，告警直传图形浏览等基于计算机的集中监视与操作的优势[2]，提高服务器运维效率，更具成本效益。同时，为降低电力厂站端站控层系统远程运维运行风险，提高运作质量，保护电力二次系统信息资产安全，电力厂站端站控层系统远程运维及安全管理系统的研究、设计从技术层面上全面支持电力电网二次系统的运维及安全管理，同时从管理层面上提高管理的有效性、决断性、准确性，实现对电力二次系统的运行状态、告警、故障分析、安全事件、安全审计等的一体化管理，为运维人员和决策人员保障电力二次系统安全运行提供强有力的技术支撑，从而提高电力二次系统运维及安全管理水平，保障电网电力二次系统的安全、稳定、可靠运行。

1 当前站端运行维护现状

1.1 海量数据

当前，在变电站监控系统中当地的监控数据上传调度采用的典型配置是通过远动装置基于101或104等远动规约进行数据处理和传输[3]，调度端再进行相应规约解析，将监控数据复现。这种模式要求变电站端和主站端所做的工作都比较繁琐，主站端需要将遥信、遥测、遥控以及遥调信息录入数据库，并制作图表，特别是对主站监控数据量比较多的变电站[4]，这种工作量更大。而且主站端和变电站端数据实时刷新不一致，调试工作就必须详细而全面，增加了人力和资金成本的投入。同时，监控数据上传调度的容量也受到了规约和通道等多种因素的限制。

1.2 厂站端设备复杂多样

站端分布着综合自动化系统、远动设备、网络交换机、正反向隔离装置、路由器、防火墙、保护信息子站、录波器等诸多运行信息复杂多样的子系统或设备。这样很难有运行人员能够全面掌握这些设备。

2 客户需求

a.变电站无人值班，电网集中监控，集约化运行维护管理需要。随着电网管理体制改革和变电站无人值班的推广，运维人员管辖的变电站数量增加，责任更大，如果没有统一的远程维护管理系统作为有力工具，一旦二次设备出现问题，运维人员只能到现场处理，耗费人力、物力，而且同一时间段内只能处理一个变电站现场，降低了运维效率。

b.电网事故快速处理需要。电网发生故障时，调度中心和集控中心需要及时掌握变电站开关变位，保护动作信息。现有手段难以满足集中监视保护动作，故障录波，保护信息子站等设备的需要，需要采用新的技术支持手段来满足这些需求。智能电网建设需要。“十三五”电网将全面进入坚强智能电网阶段，伴随着智能变电站的推广，大量的智能二次设备的运行维护管理将给运行单位带来更加严峻的挑战。

3 解决方案

如图1所示，本方案通过在各变电站分别部署数字化多路控制器、串口管理设备、远程电源管理等设备[5]，以及在主站机房部署变电站运维平台，实现了运维人员对远程变电站“本地集中化”的管理模式。运维人员摆脱了各个变电站之间异地奔波，可以在主站端对各变电站进行全面运维管理；以此提高对突发故障的响应效率，节省了大量的时间、人力与资金成本。

3.1 主站端部署

3.1.1 主站拓扑图(图2)

图1 运维系统示意图

图2 主站端设备构建示意图

3.1.2 主站端配置及拓扑描述

主站配置商用PC机、交换机、PDU设备，激光打印机、2M协议转换器，长线延长器等设备以及相应配套软件。

主站端与站端之间通过协议转换器连通网络，主站与子站之间通过通信专线进行数据传输。主站端机柜中安装服务器、交换机、商用PC机等设备。主站端机柜中的交换机负责承载总站系统内部的网络通信。连通设备包括：多个2M协议转换器机框，2台商用PC机，2台数字PDU，2套长线驱动器，1台激光打印机。主站机柜中的PDU负责向机柜中的其他设备供电。主站机柜中的2台商用PC机，由2套长线驱动发送器，通过网络交换机与运维工位上的2套长线驱动接收器相通。运维工位上的2套长线驱动接收器分别连接一套键盘、鼠标、显示器供工作人员操作。激光打印机通过网线连入交换机网络，供商用PC机共享打印。

3.2 变电站端部署

3.2.1 变电站端拓扑图(图3)

图3 变电站端设备构建示意图

3.2.2 变电站端配置及拓扑描述

子站端配置多路控制器、协议转换器、计算机智能接口、远程电源控制器、串口控制器、适配器、网络交换机、信号分割器等设备。

协议转换器通过2M专线构建网络，计算机智能接口与信号分割器配合将基于PC设备的视频以及USB信号转换为网络信号送至多路控制器，由多路控制器负责传送至主站端，达到管理本站的后台机、保护信息子站、故障录波器等设备；串口控制器与适配器配合，管理本站的交换机等网络设备；远程电源控制器负责控制本站服务器及网络设备的电源通断；网络交换机负责承载主站系统内部的网络通信，连通设备包括2M协议转换、多路控制单元、串口控制器、远程电源控制器。

4 方案优势与客户价值

4.1 变电站综自设备的集中资产管理

集中管理设备包括变电站自动化系统计算机、网络设备在线监测管理、变电站设备的完全覆盖、计算机系统、变电站综自系统、保护信息子站、故障录波、网络设备、路由器、交换机。

4.2 变电站综自设备的集中远程运维管理

站端设备远程操作的实现，以厂站监控系统为例可以实现信息在线浏览，包括保护子站信息在线浏览、故障录播器信息浏览、监控后台计算机信息浏览；文件传输以及存档包括保护动作信息文件远程下载、存档，故障录波文件远程下载、存档、监控系统数据库文件下载、存档；参数配置远程在线修改、包括综自系统后台数据库、画面远程在线修改、保护信息子站数据库远程在线修改、故障录波器参数远程在线设定修改、通过信息保护子站实现保护定值修改。通过专用线路实现到目标设备的独立连接，具备灵活的带宽选择、多级图像参数调整、便捷的操作界面、实用的多人远程会诊功能。变电站远程维护的需求包括变电站计算机或网络设备死机的解决办法、应用系统自启动功能失效的解决办法。

4.3 操作审计的第一手运维资料

包括当地后台监控、保护信息子站、故障录波器等网络设备操作的完全记录。支持对变电站计算机设备的操作审核，支持对变电站网络设备的操作审核，细粒度的审计精度。

4.4 变电站无人值班、远程运维的实现

变电站自动化设备运维管理系统解决了传统的需要运维人员亲赴现场维护处理工作模式，考虑到无人值守变电站在地理位置上的偏僻性与离散性，提高了运维人员处理故障的效率，节省了人力、物力与资金成本。

5 结束语

通过厂站端站控层系统远程运维管理系统，可以对智能变电站保护装置、自动装置、网络设备、合并单元、智能单元、监控计算机以及其他智能设备实现在线监测，获取详细的设备状态信息而不影响设备的正常运行。从而可以及时发现故障隐患，为实现二次设备状态检修提供有力的技术支撑。同时，随着第三代智能变电站和就地化继电保护的发展[6]，该方案提出的变电站设备远程运维管理以及深化远程专家系统高级应用，可以进一步减少恢复时间，缩短停工期，增强安全性，提高效率。