企业电力调度监控主站系统的改造分析

赵伯男

（中国石油大连石化分公司）

0 引言

随着国民经济的快速发展，电力系统也取得了飞速进步，各企业对电力监控系统技术提出愈来愈高的要求，同时也给各行业带来深刻影响，电网呈现出更大规模送电的全新格局。各非电力企业的电力部门，向国家电网看齐，全面深入建设，设备集中监控业务统一纳入电力调度管理，全面推进变电站无人值守，实施设备常态化远程监控。但随着相关监控设备年久故障、早期各监控软件研发版本过低等问题，部分企业电力调度监控系统出现异常，甚至影响了电力调度的相关监控工作，这严重关乎电力系统的稳定运行及企业的可持续发展。

1 电力调度监控主站系统的概述

调度监控主站系统是调度自动化系统的重要核心。它是以计算机为中心的分布式、大规模系统。系统前置机完成电力系统运行数据的接收与预处理等功能，后台处理机完成数据的进一步处理、存储、系统监视与分析等高级应用功能。经过人机联系子系统呈现给调度人员，执行子系统对各电厂、变电站自动化系统进行远程控制和调节。

2 某企业电力调度监控主站系统的现场概况及故障问题

该企业电力调度监控主站系统于2014 年投运使用，监控厂家为北京四方。在现行的监控网络中，子站与调度主站间采用标准IEC-60870-5-104传输规约，调度主站内相关前置网络与主网络共网，该企业电力系统监控网络如图1所示。

图1 该企业整体电力调度主站监控网络图

IEC-60870-5-104规约采用TCP/IP协议。IP协议负责将数据从一处传往另一处，TCP负责掌控数据流量，并保证传输的正确性。当主站软件重新启动或链路故障时，主站向子站发出建立链路的报文。当通道建立后，主站总召唤一次所有数据，随后按配置定时召唤所有数据，子站主动传送变化数据。

该企业电力调度主站使用的监控软件架构采用的是 UNIX 系统，为北京四方CyberControl-V2.8.4.9594版本,该软件发布版本为2012年8月。

投运七年后，集控系统已陆续出现如下问题：

1）有两台监控服务器在有遥信变位的情形下，监控软件的告警窗口无相应的告警信息显示。

2）监控后台有告警弹窗后，无报警音响 ，经过现场测试服务器配置的音箱能够正常发声，怀疑是服务器声卡出现异常。

3）监控系统出现监控软件包进程异常（报警、图形监控），节点（historyb）进程“图形异常和报警”及节点（historyA）进程“图形异常”报警信息。之后每日都有此报警发生，日报警频次不多，不影响监盘。从2021年3月29日开始，此报警频次增加，平均每分钟报两次，如图2所示。

图2 监控后台故障相关报警

4）现场使用的服务器及监控电脑主机运行卡顿，服务器及部分电脑主机重启需要长达几十分钟才能正常使用，重启过程中已多次出现系统瘫痪现象，目前历史服务器中的一台及维护工作站的一台监控主机均已处于瘫痪状态。

以上故障已严重影响了电力调度的相关监控工作，针对以上故障，该企业的电力调度监盘人员采取如下临时应对措施：

1）不依靠系统弹窗监盘，将其中一台集控监视器（后台）界面打开到历史“报警窗口”界面。

2）加强监盘，值班员时刻关注报警信息变化，定期查看集控系统“事项查询”，通过报警过滤来检查是否有“遗漏”的报警。

3）注意“报警窗口”颜色变化，发现有颜色变化立即查看。

4）定期确认及清除“数据库服务器节点进程报警”信息。

3 故障判断

经现场判断并确认分析上述异常原因如下：①服务器长时间的运行导致硬件老化、声卡异常；②操作系统在长时间运行中，产生大量无用的系统文件，致使操作系统重启时间过长；③操作系统出现异常导致与监控系统软件兼容出现异常，致使监控软件出现异常；④原监控系统配置节点过多（20多个），104传输通道压力过大，需要删除没有使用的节点；⑤监控主机硬件老化，经现场打开损坏的主机发现主机电源元件发热严重。

4 改造方案

结合现场实际情况，提出一种更换监控后台系统厂家的方案。

4.1 建设目标

对软硬件协同升级，最大有效地利用软硬件升级带来的功能、性能提升；也为调度自动化系统整体提升奠定基础。Web服务器因未发生故障保持不动，仍保持通过其在相关电力部门管理网有权开放电力信息Web浏览的功能，其余设备采用新的厂家备品备件和服务，支撑系统今后更长远的稳定可靠运行。解决基础平台设备老化、故障问题的同时，提升软件功能和性能。提供更大的容量，实现对全厂电气设备的监视和控制。

4.2 建设内容

（1） 应用软件升级

调度自动化软件更换拟采用PCS-9000系统，运行稳定性、系统兼容性及技术成熟度已非昔日可比，不但功能更加全面、操作维护更加方便，也已完全符合国家电网及南方电网的最新技术规范，可以更加全面地对企业提供技术支撑，协助该企业提高电力调度及管理水平。

（2） 支撑软件升级

本次升级将操作系统统一升级为Red Linux，兼顾安全性及使用方便性；将数据库升级为Oracle 12C或更新版本，提高数据存储及访问效率。

（3） 硬件平台升级

现运行系统的硬件问题主要表现在服务器及工作站的故障维修及较高负载上，同时新版本软件也要求更高水平的硬件支持。

现场运行的IT设备，已无法购买备品备件及相关服务，一旦设备故障，影响面较大，甚至有可能导致系统整体瘫痪。

硬件升级主要考虑使用更高配置的X86服务器（提高计算机数据存储能力）及工作站（提高人机界面反应速度及用户感受）替换原有设备。同时为提高网络安全性，新增两台主干网交换机。

使用最新通用的高性能的服务器和工作站，进行硬件设备升级，在功能和性能上将大大超过老系统。

4.3 调试及施工方案

（1）在厂家公司内搭建

①服务器安装，按照要求为所有的服务器、工作站安装操作系统，阵列系统搭建，部署oralce以及PCS9000（V3.1）；②根据现场情况在平台上绘制各厂站主接线图，制作scada库，配置前置，制作报表；③厂内进行Web系统搭建，并进行测试；④若有特殊要求的功能，研发人员厂内进行开发测试。

（2）现场施工技改

原集控组网方式为混网，需在主干网重新布置交换机，主要针对服务器与集控工作站分享、传输数据，在新上服务器运行调试时，单独针对新服务器进行调试使用，不影响运行通道。前置网交换机后期针对各子站远动通讯传输通道。建立主干网及前置网后，使监控网络更有层次，不再混网。同时服务器等设备仍采用双冗余设计，在其中一台出现故障能实现设备之间的自动切换，保证稳定性。

新老系统并列运行（即新老服务器全接连至前置交换机上）：

前期在对新服务器进行单独调试时，新服务器接连至主干网交换机，主干交换机与前置交换机无物理连接，这样不影响运行通道。待调试完毕后，主干网与前置网再进行网络连接。

然后在老系统的交换机进行端口镜像配置，将老系统的数据采集网口的数据镜像到新系统的服务器里面，部署protocol sniffer（抓包）进程使新系统的104采集通道工作处在监听模式，此时可在新系统上核对相关信息，这样可以待新系统试运行一段时间后再切换至新系统运行。

图3 主站技改监控网络示意图

此套技改方案相关技术已在多个能源企业电力调度监控主站改造中成功应用。

（3）信号核对

遥测核对比较简单，在将变电站接入调度系统后，可以采用在新调度系统的画面上与老系统上进行比对遥测，或者新调度系统与站端核对遥测信号，在比对每个间隔的遥测信号正常后，可以通过计算流入和流出母线的电流大小是否相同，进一步校验遥测数据的正确性。

遥信信号核对的关键在于“点号”、“描述”、“值”是否一致，针对一次设备，可以在一次主接线图上与站端或者老系统的一次图比对。针对一些保护信号或者异常等告警信号可以采用以下办法比对：对于一些检修或者可以停电的间隔，可以进行遥信信号的实际传动；对于不能停电的间隔，可以通过远动置数、“远方就地”手把切换等进行实际抽验。遥信信号通常是直接从点表中粘贴过来的，不会进行修改，确保起始点正确，中间点抽验，再全部核对所有状态是“合”的信号的描述。

备注：由于该企业在下属变电所区域有专门的操作班组，按此企业的要求，取消电力调度主站系统的遥控功能。

（4）施工时长

①在厂家公司搭建：所有配置搭建时长不超过一个月工作日；②现场调试施工：一个月工作日左右。

（5）方案总结

此套相关方案，总体来说采用监听模式及镜像模式，监听端口并捕获104实时报文，与老系统104通道报文或子站实时数据进行比对，该方案对比信号时，对比性强，可靠性高。通过对硬件设备的更换，使软、硬件平台的升级，同时对集控主站系统网络进行重新建立，使监控网络更有层次，不再混网，重新建立监控网络（增加主干网）有利于重新梳理集控监控网络，更换软件平台有利于培养员工进行加深软件方面的了解。同时考虑增加磁盘阵列，从而增加了历史服务存储数据的容量。

5 结束语

电力调度监控主站在各企业电力系统监控网络有着举足轻重的作用，通过对某企业电力调度监控主站改造方案的研讨，为今后各企业电力调度主站监控系统改造提供参考与建议。