一种变电站监控系统改造遥控校核的新方法
智能变电站的遥控系统及遥控方法[发明专利]
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专利名称：智能变电站的遥控系统及遥控方法
专利类型：发明专利
发明人：李永恒,王其林,郑润蓝,张瑞,吴少林,张文,王勋江,童斯琦,徐玄浩,林辰,樊涛
申请号：CN202111621989.4
申请日：20211228
公开号：CN114498919A
公开日：
20220513
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本申请涉及一种智能变电站的遥控系统及遥控方法。
所述系统同包括：站控层网络设备及间隔层设备，所述间隔层设备包括智能录波器及测控装置；其中，所述智能录波器经由所述站控层网络设备与所述测控装置通信互联，用于远程无线控制所述智能变电站内电气设备。
采用本系统能够当变电站监控后台故障时实现远程监控及控制变电站站内电气设备。
申请人：深圳供电局有限公司
地址：518001 广东省深圳市罗湖区深南东路4020号电力调度通信大楼
国籍：CN
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变电站远程监控系统解决方案
无人值守变电站远程监控系统解决方案概述随着变电站自动化建设和改造不断发展完善，电网企业大多已经实现了对远方变电站的遥测、遥信、遥控、遥调，即"四遥"功能。
当前，各企业为了提高劳动生产率，增加经济效益，开始实施变电站(所)的实现无人值守模式，图像监控系统是对"四遥"的进一步补充和完善，被行业称为"第五遥"－遥视。
遥视系统的主要功能是监控并记录变电站的安全以及设备的运行情况，监测电力设备发热程度，及时发现、处理事故情况，有助于提高电力系统自动化的安全性和可靠性，并提供事后分析事故的有关图像资料。
同时它还具有防火、防盗等功能。
因此越来越多的电力公司把遥视系统作为变电站自动化管理的新手段。
同时，各级变电站(所)都建成了光纤或微波通讯网络，这为基于网络的遥视系统的建设提供了优良条件。
变电站遥视系统就是将变电站的视音频数据和监控数据由变电站的前端设备采集编码，并将编码后的数据通过网络传输到监控中心，监控中心接收编码后的视频数据和监控数据,进行监控、存储、管理。
变电站遥视监控系统的实施为实现变电站的无人值守，从而为推动电网的管理逐步向自动化、综合化、集中化、智能化方向发展提供有力的信息技术保障。
需求分析变电站遥视系统所要承担的任务主要有2个方面：第一是从安全防范的角度，保障变电站空间范围内的建筑、设备的安全，防盗、防火，具体所要实现的功能有：围墙、大门等通过摄像、微波、红外探头，防止非法闯入；在建筑物门窗安装报警探头，如门磁、红外、玻璃破碎探测器；重点部位摄像机的安装，起到24小时不间断视频监控，可报警联动录像，有些部位可采用红外摄像机；声光电告警设备的联动；消防设备的联动；遥视系统第二个主要功能是保障变电站设备的正常运行，事故的报警录像，突发事件与主站的声像通讯等，具体有以下内容：通过摄像机、灯光联动，监视主变压器等重要设备，监视场地和高压配电间设备的运行状态；由于电力系统设备过热是一个不容忽视的现象，因此对重要节点、接头进行自动温度监测非常重要；通过图像监控结合远程和本地人员操作经验的优势，避免误操作；对主控室设备仪表盘进行监视；操作刀闸位置的视频监控；配合其他系统（如变电站综合自动化系统等）的工作；突发事件应急处理的与主站的双向音视频交流；系统组成现在的供电公司一般都下辖数十个不同等级的变电站，每个变电站都具备至少2M通道连接到变电工区或供电公司，在每个变电站安装摄像机、报警输入输出设备、视频服务器等前端设备，在变电工区监控服务器和监控终端，安装"守望者"变电站遥视监控软件，对下辖的变电站进行监控。
对常规变电站遥控功能改造的探讨
对常规变电站遥控功能改造的探讨摘要：遥控操作可对电网电压进行实时控制，快速调整电网运行方式，变电站发生故障时，可有效缩短故障隔离时间，缩短用户停电时长。
因此，变电站设备遥控成功率越高，越有利于电网的安全可靠运行。
关键词：常规变电站；遥控功能改造；探讨引言信息技术的发展给变电站设备遥控带来了可能，在满足减人增效经营需求的同时提高了故障处理效率，有效减少了倒闸操作时间，为电网安全运行提供了保障。
但是，现阶段的设备遥控中却存在一定不足，笔者就此展开讨论，目的是确保变电站遥控成功率，促进电力行业的可持续性发展。
1变电站设备遥控失败的原因遥控环节与主站、分站以及遥控通道之间存在着密不可分的联系，遥控失败的原因在于内部因素和外部因素。
内部因素即是在遥控预置、命令及执行阶段存在的失败情况，需要有针对性的排除。
外部因素包括天气、环境、人为等多种因素，其中人为因素可控性强。
由此可见，相关工作人员要具备专业理论知识和实践应用能力，掌握遥控环节的方法、原理及流程，明确设备结构和性能，一旦出现故障情况能及时发现并解决，确保遥控的即时性和高效性。
2排查分析2．1 故障原因预判初步判断本次遥控失败与防误闭锁系统无关，故障应该出在后台监控系统，或测保一体装置本身，或二次回路。
变电站内后台监控系统由国电南京自动化股份有限公司生产制造，间隔测保一体装置由北京四方继保股份有限公司生产制造。
后台监控系统与间隔测保装置的通信由国电南自公司生产的规约转换装置实现。
2．2 故障排查2．2．1 疑似故障点一故障发生时，线路间隔测保一体装置“告警”灯亮。
手动按下装置上的复归按钮，该现象依然存在。
对该装置进行检查，发现其内部的信息窗口提示装置处于“控回断线”状态，且外部控制电源已被拉开。
由于值班调度员需要继续进行后续操作，在几次遥控尝试均失败的情况下，站内运行人员对间隔线路断路器进行了就地操作，将其分开，并拉下控制电源小断路器，手车有明显断开点，已被拉出。
智能变电站遥信遥测调试改善措施研究
智能变电站遥信遥测调试改善措施研究发布时间：2022-12-19T08:40:21.971Z 来源：《工程建设标准化》2022年15期8月8批次作者：于文云[导读] 电力企业必须全面分析影响智能变电站遥信遥测调试效果的各方面因素于文云云南电网有限责任公司临沧供电局云南省临沧市 677000摘要：电力企业必须全面分析影响智能变电站遥信遥测调试效果的各方面因素，然后结合实际情况，采取科学有效的改善措施，如优化运行监控系统的功能、充分利用便携式遥信遥测校验装置等，从而提高遥信遥测调式的实效性，为电网的安全稳定运行提供有力保障。
关键词：智能变电站；遥信遥测调试；改善措施1智能变电站遥信遥测调试概述1.1调试原则智能变电站的运行应当满足对电网供电稳定性与安全性的要求，线损和电压也需要符合相关标准，应以母线电量平衡性等电力系统运行要求为基础，确保信息量采集工作的质量，有针对性地开展遥信遥测调试工作。
在这一过程中，信息量采集必须做到少而精，信号不可过多，以提高信息分析与处理效率；对于部分信号应采用合并发送的方式，重要信号必须单独发送。
1.2信息采集标准通常，具有遥信遥测功能的智能变电站的信息采集建议采用RTU方式，对电能的采集应使用专门的电能量采集装置，具体如下：（1）模拟量的采集，借助直流变送器获取直流电压、温度等数据信息，并利用交流采样方式获取其他电气量的数据信息；（2）开关量的采集，主要选择无源接点的方式，针对改造站，应尽快去除中央信号屏与控制屏，还需将所有自动装置信号、保护装置信号等传送至监控系统中；（3）保护与智能装置信息的采集，需采用通信接口或硬接点的方式，并借助串口或局域网对采集到的信息进行处理。
1.3智能变电站遥信遥测信号1.3.1遥信信号智能变电站遥信涉及的信号包括：（1）接地刀闸与断路器的位置信号；（2）断路器远方和接地切换信号；（3）保护装置与保护动作的故障信号；（4）油位异常、冷却系统动作信号；（5）自动装置动作与故障信号，主变压器有载分接开关位置信号；（6）直流系统故障和站用变故障信号；（7）断路器异常关闭信号；等等。
智能变电站遥信遥测调试改善措施探讨
智能变电站遥信遥测调试改善措施探讨2贵州电网有限责任公司兴义供电局，贵州兴义5624003贵州电网有限责任公司遵义供电局，贵州遵义 563000摘要：智能电网建设的推进大幅增加了智能变电站的数量，而智能变电站及相关设备构成的网络与传统变电站存在明显差别，这种差别在网络结构、环境、功能及重要程度上均有所体现，导致原本适用于传统变电站的校验测试设备无法有效应用。
在这种情况下，就需要深入研究智能变电站的遥信遥测策略，并针对改善的有效措施加以探讨。
关键词：智能变电站；遥信遥测；改善措施引言作为电力系统中的重要组成部分，变电站会在很大程度上影响到整个电网系统中电力资源的有效调度。
而在社会经济发展水平飞速提升的当下，各类智能技术也开始被大量应用在电网建设工作中，其中智能变电站的广泛应用，就能说明电网系统的智能化发展趋势。
然而智能变电站的大规模普及，也使得现有测试校验设备无法满足智能变电站的遥信遥测需求，其测试质量及效率都无法得到可靠保障。
因此，本文针对智能变电站遥信遥测调试改善的有效措施展开研究及探讨，望能为行业发展提供理论支持。
1.智能变电站遥信遥测调试的重要性及内容智能变电站从建设伊始，就需要确保变电站能够为电网的稳定供电提供功能支持，且其功能也需充分保障安全性，这就意味着智能变电站需要做好线损和电压的有效控制，使这些参数始终处于合理范围之内。
在这种要求下，智能变电站的遥信遥测工作需要建立在不影响电力系统正常运行的基础上，且调试前期的信息采集工作应高度重视数据采集的质量，同时确保采集的信息具有相应的针对性[1]。
因此，智能变电站遥信遥测采集的信息应保证少而精，以免信号量过多影响调试的准确性，同时这也是保证分析处理效率的要求，其中重要信号应当单独发送，其他信号可酌情采用合并发送的方式。
具体的遥信遥测信号内容如下表1所示。
表1 智能变电站遥信遥测信号内容2.智能变电站遥信遥测存在的问题2.1信息盲区智能变电站遥信遥测信息囊括了系统中多种结构、单元及设备，由于设备数量众多，因此在遥信遥测出现计量、接地数据的获取上存在着相当明显的困难。
变电站监控系统遥控模式的改进方案
变电站监控系统遥控模式的改进方案摘要：随着变电站无人值班运行模式的日益普及，对变电站远程监控功能的要求不断提高，而当前遥控操作以遥控号为单一依据的控制模式，在实际运行中会出现遥控不成功甚至误遥控的后果。
文章对遥控的过程及其存在问题进行了分析，提出了一种对遥控对象进行双重识别的建议，可作为加强电网的安全可靠监控的一种推荐方案。
关键词：变电站；监控系统；遥控模式；遥控号；双重识别随着变电站无人值班运行模式的日益普及，对变电站远程监控功能的要求不断提高。
但当前遥控的执行主要以遥控号为单一依据来开展，若某一遥控对象在调度端和变电站端产生的遥控号不一致，则在遥控该对象的过程中会出现遥控不成功甚至误遥控的后果。
这与电力企业目前所强调的“提高供电可靠性”的服务理念相违背；相反，它就好像是一颗不定时炸弹，随时都有爆炸的可能，同时，在某种程度上也给运行维护人员带来较大的心理负担，不利于电网的安全有效运行。
文献[3-9]给出了一些集控站防误闭锁系统改造的研究，指出了目前关于远方遥控防误措施、相关规章制度，以及运行人员误操作潜在的安全隐患以及一些改进方法。
对此，本文结合个人的实际工作经验，主要从如何提高遥控的可靠性出发，提出改进遥控模式的一些建议，以期对电网的安全可靠监控有一定的促进作用。
一、目前变电站的通信结构目前常用的变电站监控系统通信结构是远动装置和后台工作站主要通过以太网直接与间隔层设备进行通信，而若某个保护测控或测控装置因规约原因无法直接与远动装置进行通信的，则需进行规约转换。
远动装置再通过专线通道或网络通道与主站系统进行通信。
因此，在遥控的执行逻辑上，主要涉及主站（或后台工作站）、远动装置和测控装置三个对象，而若遥控对象所对应的测控装置需要规约转换装置进行规约转换的，则还需经过规约转换环节。
二、目前遥控的过程和存在的问题（一）遥控的过程遥控的过程包括选择（预置）、返校和执行（或撤销）三个阶段，其逻辑过程如下描述：步骤①：调度操作员先在主站的操作界面上选择某站的某个开关，若主站端具有五防功能，则此时系统界面上会弹出一个对话框，要求输入要遥控的开关编号，当调度员输入的开关编号和所选择的遥控开关一致时，才能进行下一步的遥控操作；而若主站端没有五防功能，则调度操作员选择遥控开关之后，遥控选择命令将直接经远动通信规约下发站端。
提高变电站开关遥控成功率的有效途径
提高变电站开关遥控成功率的有效途径摘要：随着电力行业的飞速发展，人们对于供电质量也提出了更高的要求，变电站作为电力系统中非常关键的组成部分，其运行模式也出现了巨大的改变，无人值守以及智能化技术的应用，从根本上提升了变电站运行水平。
但是，针对设备进行远程操作时经常会出现开关遥控不成功的问题，极大的影响了电网运行的可靠性。
因此，在本文中就针对变电站开关遥控不成功的原因进行了简单的分析，然后探讨了几点有效的提升开关遥控成功率的措施。
关键词：变电站开关；遥控成功率；优化措施中图分类号：TM63 文献标识码：A引言随着智能化技术和信息化技术的逐步推进，电力行业获得了新的发展契机，特别是近几年来，为了能够进一步提升电力系统运行效率，降低工作人员的作业量，我国大力推进变电站无人值守模式，逐步实现了开关设备远程操控，这对于电网运行具有十分重要的意义。
使用开关远程遥控的方式，针对事故进行处理和恢复送电时能够有效缩短故障处理的时间以及倒闸操作时间，切实提高电网的运行效率。
但是，在目前变电站运行过程中，使用无人值守的方式，仍然会出现一些遥控操作问题，例如开关遥控不成功，也会对无人值守变电站的正常运行带来极大的负面影响，所以就应该针对这一方面的问题进行全面的探讨，切实提高变电站开关遥控成功率，促进变电站运行管理水平的有效提升。
1 变电站开关遥控存在问题第一，设备质量相对较差。
一般来说设备质量问题主要是指芯片的问题，由于变电站运行过程中信号端口的芯片长时间处于运行状态，进而产生了老化现象，其运行过程中就会进一步延缓返校时间，由于设备质量引起的故障，需要及时更换测试软件以及集成块，有效消除故障对变电站正常运行产生的危险。
第二，控制回路异常。
一般来说，变电站控制回路异常是由于设备运维不当或者开关控制回路不完整引起的，例如二次端子虚接、二次接线错误、合闸线圈烧毁、开关储能不到位、熔丝烧断等等，这些都会导致开关遥控出现悸动或者误动的现象。
一种新型的变电站刀闸遥控改造调试验收方法
一种新型的变电站刀闸遥控改造调试验收方法摘要：不需要申请设备停电，完善刀闸遥控功能，通过修理改造增加远动遥控点、测控遥控点及压板、端子箱“远方/就地”把手、监控五防逻辑及二次控制电缆等完善刀闸遥控回路，并分别在变电站端监控、调度端监控进行刀闸分合闸遥控传动，利用一种新型的变电站遥控回路安全验收装置，实现刀闸调度端遥控功能完善的验收工作。
关键词：变电站端监控；调度端监控；刀闸；遥控0 引言调控一体化工作是深入贯彻落实南方电网公司中长期发展战略和安全生产职能战略，提升电网运营能力，实现主配网调度、控制、监视三环节“集中管理、一体化运作”创先模式的重要体现。
广东电网规模越来越大，运行控制越来越复杂，不能单纯靠增加人力来监控设备，必需依靠集中监视控制，才能适应现代电网发展的需要。
调控一体化的实施对于促进广东电网公司减员增效，节约运营成本，提高事故处理速度具有重要意义。
实施刀闸遥控改造主要难题有以下几点：（1）工作任务重，所辖变电站共达87座需要进行刀闸遥控改造的量大（2）在运行变电站的刀闸遥控回路现状没有明确统计（3）涉及多专业，难以协调，（4）停电施工时间短，工期紧张（5）风险把控难度大、范围广1 工作面临风险及预控措施1.1误遥控分合运行开关或刀闸风险误遥控分合运行开关或刀闸风险。
预控措施：进行主站或站端遥控测试时必须办理工作票，将站内所有非测试间隔开关及刀闸遥控切换把手打到“就地”位置，退出站内所有非测试间隔的开关及刀闸遥控出口压板，断开站内所有非测试间隔的隔离刀闸的控制电源和电机电源。
1.2带地刀或地线送电风险带地刀或地线送电风险。
预控措施：涉及线路出线或母线刀闸时，必须确保线路或母线处于冷备用或检修状态才可进行一次遥控传动测试。
对于T接线路或母线刀闸，当线路或母线不能停电时，开工前应断开线路或母线刀闸机构箱电机电源空开并解除电源进线，遥控传动至刀闸机构箱相应二次控制回路端子排即可，待送电时由运行人员在站端监控后台进行遥控分合试验。
无人值守变电站遥视系统解决方案
无人值守变电站遥视系统解决方案标题：无人值守变电站遥视系统解决方案引言概述：随着科技的不断发展，无人值守变电站遥视系统成为现代变电站管理的重要工具。
该系统利用先进的监控技术，可以实现对变电站设备及环境的远程监控和管理，提高了变电站的运行效率和安全性。
本文将详细介绍无人值守变电站遥视系统的解决方案。
一、系统架构1.1 主控制中心：无人值守变电站遥视系统的核心部份，负责监控和管理所有变电站的运行情况。
1.2 子控制中心：连接各个变电站的子系统，实现对设备的监控和控制。
1.3 客户端：提供给用户的界面，可以实时查看变电站的运行状态和历史数据。
二、监控设备2.1 摄像头：安装在变电站关键位置，用于实时监控设备的运行情况。
2.2 温度传感器：监测设备的温度变化，及时发现异常情况。
2.3 智能分析系统：通过图象识别和数据分析，提供设备运行状态的预警和分析报告。
三、远程控制3.1 远程开关：可以通过系统远程控制变电站设备的开关状态，实现远程操作。
3.2 报警系统：当系统监测到异常情况时，会自动触发报警系统，通知相关人员及时处理。
3.3 数据存储与备份：系统会将监控数据进行存储和备份，以备查阅和分析。
四、安全性4.1 防火墙保护：系统采用严格的网络安全措施，保护系统免受网络攻击。
4.2 数据加密传输：所有数据在传输过程中都会进行加密处理，确保数据的安全性。
4.3 双重认证：用户登录系统时需要进行双重认证，确保惟独授权人员可以访问系统。
五、应用价值5.1 提高运行效率：无人值守变电站遥视系统可以实现对设备的实时监控和远程控制，提高了变电站的运行效率。
5.2 提升安全性：系统可以及时发现设备异常情况并进行处理，提升了变电站的安全性。
5.3 降低人力成本：由于系统可以实现远程监控和控制，减少了人员的巡检和维护成本，降低了运营成本。
总结：无人值守变电站遥视系统是现代变电站管理的重要工具，通过系统架构、监控设备、远程控制、安全性和应用价值等方面的详细介绍，可以看出该系统在提高变电站运行效率和安全性方面有着重要的作用。
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技术与应用2016年第10期139一种变电站监控系统改造遥控校核的新方法陈琼良 申 涛 叶海明 吴米佳 仲 浩（国网浙江省电力公司检修分公司，杭州 310000）摘要 针对500kV 瓯海变进行不停电监控系统站控层设备改造，测控装置上无遥控出口压板，无法使用传统的方法完成遥控校核工作，深入解剖新老监控系统结构和西门子8FW 规约，提出了一种遥控校核新方法，并在现场成功应用，大幅提升了遥控校核工作的可靠性和效率。
本次改造对于同类变电站自动化改造具有一定的借鉴作用。
关键词：监控系统改造；遥控校核；8FW 规约；不停电New Method of Remote Control Checking for Substation Monitoring System RetrofitChen Qiongliang Shen Tao Ye Haiming Wu Mijia Zhong Hao (State Grid Zhejiang Maintenance Company, Hangzhou 310000)Abstract In the process of monitoring system retrofit of 500kV Ouhai substation without power cut, because there is no design of remote control outlet plate on the measuring and control device, the remote control checking work cannot be completed by traditional method. After further study of the new and old monitoring system structure and the Siemens 8FW protocol, this paper presents a new method of remote control checking, and applies it in the field successfully, which improved the reliability and efficiency of the remote control checking work significantly. The retrofit scheme in this paper provided certain reference for the same type substation monitoring system retrofit in future.Keywords ：monitoring system retrofit; remote control checking; 8FW protocol; without power cut500kV 瓯海变的监控系统后台运行时间已超过10年，所用机型已停产，机器硬盘故障、电源故障、死机、遥信漏发等问题，无法在短时间解决，给集中监控带来安全隐患。
为了提升监控系统设备运行水平，对该站实施监控系统站控层设备改造。
本次改造主要完成站控层改造，不涉及间隔层测控装置6MB524，但由于瓯海变的特殊情况，间隔层测控装置上均无开关遥控出口压板，无法使用传统的方法完成开关、闸刀的遥控校核工作。
在不停电情况下改造，增加了施工的难度和风险。
经对原系统结构与改造方式进行比较分析，制订了既无需停电、又能安全地完成全部遥控校核的改造方案，取得了较好的效果。
1 瓯海变监控系统改造介绍瓯海变原监控系统间隔层对上网络采用进口西门子公司的LSA 系统（间隔层测控装置6MB524+总控单元6MB5515+前置通信机DPU 结构），后台系统采用国产南瑞科技的BSJ2000系统，远动机也同样采用西门子的前置通信机DPU ，每个保护小室内的两台总控单元及前置机均互为备用，整个系统是一种进口国产混合的组合方式，如图1所示。
图1 改造前系统总体结构图技术与应用2016年第10期140本次改造仅涉及站控层设备，如监控主机、工程师站、操作员站、远动机、交换机、DPU （俗称前置机）等。
改造过程中，一次设备均在运行状态，进行不停电改造，改造期间一并完成遥信、遥测、遥控的校核工作。
且要保证在整个改造期间华东网调、浙江省调三遥数据正常上送不中断。
本次改造新后台监控系统选择南瑞科技NS3000系统，新远动装置选择南瑞科技NSC332型设备，退出四台前置通信机DPU ，保留间隔层测控装置6MB524和总控单元6MB5515。
图2所示为改造后的最终模式，虚线框内部分为本期改造部分。
图2 改造后系统总体结构图2 监控系统改造中遥控校核方案的比较与选择鉴于500kV 变电站的重要性以及在华东电网运行中的特殊地位，必须保证华东网调、浙江省调在整个监控系统硬件升级改造期间不中断，改造只能分步进行。
在装置调试期间，维持老后台和老远动装置运行模式不变，新、老两套系统并行运行，待新监控系统完全调试结束后，老监控系统彻底退出运行。
针对新老后台遥控过程，可以将其简化，如图3所示，新、老系统均发送遥控指令到总控单元6MB5515，皆采用西门子8FW 规约。
西门子8-FW 规约分为上行和下行报文，上行报文主要有遥测、遥信、事件顺序记录和脉冲电度报文。
下行报文主要有对时、遥控和调档报文。
对时报文为定时发送；遥控和调档报文为有操作时发送。
图3 简化的新老监控系统改造期间总体结构图下行报文中的遥控（升降）命令，如图4所示， AB1～AB4为地址字节，IB1～IB2为信息字节，8-FW 规约上下无交互，下行报文可以直接发令执行遥控。
图4 西门子8FW 规约遥控报文帧位解析由于总控至各测控装置之间接线、配置文件均未改变，所以总控6MB5515以下无需遥控校核。
该站虽然有三级调度，但是只有省调才具有控制权，因此只需校核省调至总控、现场监控后台至总控的遥控命令是否发送正确。
试验有以下3种方案。
方案一：在所有间隔测控屏内端子排上带电拆除遥控出口（手合、手分）端子接线，断开遥控输出二次回路。
该方案优点是回路上有明确的断开点，看似安全，但间隔繁多，拆除和恢复都极具风险，且费时费力实施难度大。
方案二：在所有间隔测控屏内带电拔出6MB524测控装置背板AB （5-8）航空插头，断开测控装置遥控插件板出口回路。
该方案优点是回路上既有明确的断开点，又可安全地拆除和恢复，但技术与应用2016年第10期141间隔繁多的问题依然存在，较为费时费力。
方案三：断开各小室DPU 、MOXA 串口服务器至6MB5515总控单元间RS232下行（TXD ）的串口线，中断遥控命令的传输途径。
该方案优点是只需拆除和恢复全站两个继保小室4台6MB5515总控单元下行串口线，避免了间隔繁多、工作量大的问题。
通过对安全措施方案风险评估、实施难度等方面进行综合分析，最终决定采用方案三。
3 遥控校核方案现场实施要点按照方案三断开各小室DPU 、MOXA 串口服务器至6MB5515总控单元间RS232下行（TX ）的串口线，中断遥控命令的传输途径进行不停电遥控校核试验。
3.1 制作串口通信接口装置改造RS232串口接线，拆除下行数据线TX ，保留上行数据线RX 和地线GND ，如图5所示。
图5 断开串行接口的下行数据线3.2 安装报文监测工具在间隔层安装西门子Siemens Diagnostics 工具，引入一分二接头，分别接入特制串口，使整个接线简洁明了，具体接线如图6所示。
图6 现场简易的接线方式其中西门子Siemens Diagnostics 工具带有自动报文过滤功能，只显示下行报文，并且能够明显区分新老后台遥控报文，功能强大，方便校核。
3.3 方案测试选择一个停电且允许操作的35kV 无功设备间隔进行遥控试验，并对其串口线做了断开处理，新老后台遥信遥测数据上送正常。
经遥控试验，正常遥控报文下，开关动作；断开下行线遥控报文下，开关未动作。
对报文进行分析比对，新老系统遥控时报文监测工具获取的遥控报文均为68 06 06 68 01 40 0C 00 02 00 4F 16。
断开下行线遥控报文后再次遥控该35kV 无功设备间隔，报文监测工具获取的同样为68 06 06 68 01 40 0C 00 02 00 4F 16。
试验说明，断开至总控单元的下行线，可以确保开关、闸刀不出口，且不影响遥控报文的下发。
3.4 工作流程由于监控主机、远动装置参数都经过重新配置，所以必须要完成监控后台及省调端的遥控校核试验，才能确保改造后遥控操作的正确性，具体的工作流程如图7所示。
图7 新老后台及调度遥控校核流程3.5 改造方案实施效果最终，我们成功将此新方法应用于瓯海变监控后台改造工程的遥控校核，将全站遥控校核的时间控制在5天以内。
如果按照方案一或者方案二进行遥控校核，都需要10天左右的时间，该校核方法大（下转第158页）产品与解决方案2016年第10期1581）按照电力设计院竣工图对燃机发电机电压互感器回路进行整改，采取不动二次回路，只更改电压互感器本体位置的方法进行改造，并对标示重新张贴，使一次、二次接线相对应。
并在整改后首次开机时进行电气试验验证接线正确性。
2）如图4所示，在原有三只（#1、2、3）有功变送器的基础上，新增加一只同型号的有功变送器（#4有功变送器），将原有的2组PT ，分别接入4个有功变送器。
其中#1、3有功变送器取自1YH ，#2、4有功变送器取自2YH 。
图4 改造后的燃机发电机有功变送器接线3）TCS 系统逻辑改为#3和#4有功变送器输出值取高后再与#1、#2有功变送器输出值取中。
经过以上3项改造措施的实施，确保了发电机任一个电压互感器运行中故障或停用，均不会因为图5 燃机发电机有功输出逻辑功率回路原因造成燃机的非正常运行。
7 结论目前国内部分燃机可能仍存在取一个电压互感器采样作为机组有功判断的接线和逻辑。
在发生同样问题时仍可能造成严重的后果，必须高度重视这一问题。
通过对燃机发电机有功功率回路发生问题的分析及改造，解决了燃机运行中存在的安全隐患。
在机组设计、基建、施工、运行中，必须全面考虑设备安全运行的各种因素，及时发现解决问题，确保机组的安全可靠运行。
参考文献[1] 吴海斌. M701F 燃机燃烧室压力波动监视系统及其联锁保护功能[J]. 热力发电, 2010(1): 80-82, 85.作者简介李 鲲（1976-），男，工程师，从事发电厂电气运行技术管理工作。
（上接第141页） 幅缩短遥控校核时间，并且由于断开了下行线，只要安措到位，几乎不可能出口，实现了安全零分险。