通訊管理機與能量管理系統通信故障分析與處理

張 青 ，劉滌塵

(1.武漢大學電氣工程學院，湖北武漢430072；2.宿遷供電公司電力調控中心，江蘇宿遷223800)

隨著計算機網絡技術、通信技術的發展與應用以及監控自動化水平的提高，變電站自動化設備不再是簡單的遠程終端單元（RTU）[1]，而是集成網絡通信、信息處理技術的綜合自動化系統。該系統采集變電站監控必需的模擬量數據、狀態量信號，并上傳至調度主站系統，同時調度主站通過該系統控制變電站，由此實現調度中心對變電站的遙測遙信遙控。廠站通訊管理機是變電站綜合自動化系統的重要設備，廠站指放置通訊管理機的發電廠和變電站。通訊管理機具備RTU的功能，采集廠站中表征電力系統運行狀態的模擬量和狀態量，并發送到調度主站，同時執行調度主站的控制指令[2]。能量管理系統是調度主站自動化系統，其接入主站調度數據網。通訊管理機接入變電站調度數據網，后者與主站調度數據網互聯。由此，通訊管理機通過調度數據網與能量管理系統通信。在此通信過程中，任何一個環節出錯，都會引起變電站工況退出，導致調度主站失去對變電站的監控，這有可能遺漏重要信號，延誤故障處理，造成電網事故。因此，廠站通訊管理機與調度主站能量管理系統之間通信正常是至關重要的。習慣將廠站通訊管理機與調度主站能量管理系統通信簡稱為廠站與主站通信。

1 廠站與主站通信方式及其結構

宿遷市現有500 kV變電站1座、220 kV變電站13座、110 kV變電站54座、35 kV變電站49座。廠站與主站之間的通信方式除了少部分35 kV和110 kV老變電站采用傳統專線方式通信以外，其余變電站采用網絡方式通信。變電站專線通信方式指通訊管理機與調度主站之間的一種實現數據采集、處理、控制、執行的方式，相比網絡通信[3]，前者技術設備落后，逐漸被后者取代。本文廠站與主站通信方式專指網絡方式通信。變電站通訊管理機與調度主站之間網絡通信結構圖如圖1所示。

圖1 通訊管理機與主站通信的結構圖

圖1中清楚地反映了通信通道的各個環節，從廠站通訊管理機，經過交換機接到二次安全防護設備－縱向加密認證裝置，連接至變電站路由器，通過各類通信設備、通信通道，將信號上傳至宿遷調度主站核心路由器，再次經過二次安全防護設備－縱向加密認證裝置，交給能量管理系統處理。一旦發生變電站工況退出故障，可以依據圖1從主站側查起，逐個環節地往變電站側檢查，直至查出故障點。在新建變電站投運之前，也可以用相同的方法逐級對通信通道進行調試。

2 廠站與主站通信故障案例分析

廠站與主站通信故障：（1）通訊管理機故障；（2）通信通道故障，包括廠站和主站通信設備、接口、接線故障；（3）主站能量管理系統故障；（4）廠站路由器、路由器接口、2 M線故障；（5）主站路由器、路由器接口、2 M線故障。

廠站與主站通信故障處理一般方法：（1）重啟通訊管理機；（2）檢查通信通道、通信設備及端口狀態；（3）檢查主站能量管理系統運行狀況；（4）檢查廠站路由器、路由器接口、2 M接線的狀態；（5）檢查主站路由器、路由器接口、2 M接線的狀態。

2.1 新建廠站與主站通信故障分析與處理

2.1.1 案例1

在某新建變電站通信通道調試過程中，發現通訊管理機頻繁投退。此為新建變電站，通信通道結構圖如圖2所示。通過主站路由器PING不通變電站通訊管理機，那么根據圖2所示通信通道結構以及其他相關設備，故障點可能在以下幾個方面：（1）宿遷調度核心路由器端口及其配置；（2）主站側SDH設備，以及數字配線架，2 M線；（3）光纖通道；（4）變電站側SDH設備，2 M線；（5）變電站路由器端口及其配置；（6）變電站側縱向加密硬件及其配置；（7）通訊管理機本身硬件，以及IP地址配置。

圖2 通信通道結構圖

首先，通過檢查變電站路由器和主站路由器之間通信狀態是否正常來確認變電站與主站之間通信通道是否存在問題；然后檢查主站能量管理系統和變電站站通訊管理機的配置。

其處理過程：（1）通過主站路由器PING變電站路由器，如果發現時通時斷，就說明故障點位于通信通道；（2）檢查主站調度數據網，包括主站路由器、路由器端口、路由器配置；（3）檢查主站SDH設備，以及數字配線架跳線；（4）檢查變電站調度數據網，包括變電站路由器、路由器端口、路由器配置；（5）檢查變電站SDH設備，以及數字配線架跳線。

在主站路由器側檢查分配給變電站的端口，可以利用自環方法確定路由器端口是否存在問題。在主站SDH設備側的數字配線架上自環，如果物理鏈路serial1/1/1:0 current state:UP、協議 Line protocol current state:DOWN，說明數字配線架跳線無誤；如果物理鏈路和協議均為DOWN，則要檢查數字配線架以及跳線。同樣，可以在變電站SDH設備側的數字配線架上自環，若物理鏈路UP，協議DOWN，則說明數字配線架跳線沒有問題。

在解除自環后，再次查看端口狀態。如果物理鏈路和協議均為DOWN，說明變電站和主站兩側的路由器成幀不對應。在主站或者變電站路由器端口執行“fe1 unframed”指令，端口物理鏈路和協議均UP，但這并沒有解決變電站路由器時通時斷的問題。

變電站路由器時通時斷說明通信通道質量不好，采用自環方法，并檢查端口收發數據包數量以確定哪個環節的通信設備有誤碼。在檢查端口之前，執行“〈SQ_SQ_SR6608＞reset counters int s1/1/1:0”指令，清除端口收發數據包計數，以便查看收發數據包數量對比。在主站SDH設備上自環，檢查端口收發數據包情況，若收發數量一致，則說明主站通信設備沒有問題。同理，在變電站SDH設備上自環，若發現收發數據包數量不一致，則說明變電站通信設備存在誤碼，引起了變電站路由器時通時斷，造成了通訊管理機頻繁投退。

2.1.2 案例2

某縣新建設變電站，在變電站與主站通信調試過程中，可以PING通通訊管理機，工況未退出，但是縣調收不到通訊管理機上傳的報文。在與變電站調試人員溝通后發現，雖然此變電站所屬地區是縣調，但是總是收到市調系統下發的召喚報文，卻收不到縣調系統下發的召喚報文。說明幾個問題：（1）通信管理機配置沒有問題；（2）市調系統不該下發召喚報文但是下發了，說明通訊管理機中配置了市調系統前置IP地址；（3）收不到縣調系統下發的召喚報文，要么是通訊管理機中沒有配置縣調系統前置IP地址，或者配錯了；要么就是哪個環節阻止了通信管理機接收縣調系統下發的召喚報文。

其處理過程：（1）去掉市調系統前置IP地址；（2）再次檢查通訊管理機中配置的縣調系統前置IP地址；（3）檢查變電站和主站的縱向加密配置，發現變電站側縱向加密中，未將縣調系統前置IP地址到變電站的策略添加進去。增加后，變電站通訊管理機能夠接收到縣調系統下發的召喚報文。

2.2 投運廠站與主站通信故障分析與處理

單個運行中廠站與主站通信故障原因多在廠站端，通訊管理機死機或者硬件故障，此種類型的故障所占比重很大；而如果出現多個廠站同時工況退出，原因則在通信通道上，或者主站系統前置機硬件故障、軟件故障。

2.2.1 案例1

最常見的是某個變電站單獨的運行情況，工況沒有退出但是全部遙測數據不刷新，或者部分數據不刷新；更嚴重的，則是工況退出。此類型的廠站與主站系統的通信故障，一般就是通訊管理機故障，或者部分數據不刷新有可能是測控故障。其處理過程：（1）重啟通訊管理機；（2）檢查測控裝置。

2.2.2 案例2

某幾個變電站同時退出。由于這幾個變電站在宿遷市區的西側，是相同方向，所以初步判斷是通信通道故障。從通信專業的網管機器上，非常清楚地檢查到故障所在點。其處理過程：（1）根據變電站所在地理位置，初步判斷故障原因是通信通道故障；（2）在通信網管機上發現，在通往皂河變的通道告警，與皂河變相連接的所有變電站都告警；（3）檢查出光纜被挖斷。

2.2.3 案例3

某縣3個110 kV變電站及所有35 kV變電站數據不刷新，并且同時工況退出。這些變電站的通訊管理機是可以PING通的，所以問題出在主站系統前置機上。查看這些變電站的前置實時報文，發現這些變電站都運行在泗陽能量管理系統前置1號機上。所以判斷問題出在此前置1號機上。其處理過程：（1）在宿遷市調能量管理系統前置機上PING這些變電站的通訊管理機，可以PING通；（2）在主站電能量管理系統的數據庫中查看這些變電站的值班機器，全部在泗陽能量管理系統前置1號機上；（3）在宿遷市調電能量管理系統前置機上PING泗陽能量管理系統前置1號機上，能PING通，但是無法遠程登錄；（4）將這些變電站的值班機器強制封鎖在泗陽能量管理系統前置2號機上，這些變電站的遙測、遙信數據刷新；（5）將泗陽能量管理系統前置1號機重啟后，將封鎖解除，數據刷新正常，說明泗陽能量管理系統前置1號機死機，導致前置采集進程死掉，造成變電站工況退出；（6）經IBM服務器專業維護人員檢查，泗陽能量管理系統前置1號機死機原因是服務器硬盤有壞道。

3 結束語

廠站與主站通信故障屬于一類缺陷，要求在4個小時內處理完畢。且留給值班人員分析解決故障的時間有限，這就對自動化系統維護人員解決實際問題的能力提出了更高要求。本文立足調度主站自動化專業，并從主站自動化專業、通信專業、廠站自動化專業三個角度，詳細介紹了廠站與主站通信故障分析與處理步驟，為調度主站自動化維護人員解決通信故障提供了有益參考。通過改革創新不斷加強完善通信通道的薄弱環節，把通信通道建設成環狀網絡，以提高通信通道的堅強性，減少通信故障，保證電網安全穩定運行。

[1]張惠剛.綜合自動化原理與系統[M].北京：中國電力出版社，2004.

[2]張永健.電網監控與調度自動化[M].北京：中國電力出版社，2004.

[3]楊新民.電力系統綜合自動化[M].北京：中國電力出版社，2002.