提高变电站监控系统升级改造中四遥信息调试准确率.docx
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提高变电站监控系统升级改造中四遥信息调试准确率
提高变电站监控系统升级改造中
“四遥”信息调试准确率
公司水电厂
2016年11月10日
目录
一、概述3
二、选题理由5
三、现状调查5
四、课题目标7
五、原因分析8
六、要因论证9
七、制定对策11
八、对策实施12
九、效果验证13
十、效果巩固15
十一、总结和打算15
提高变电站监控系统升级改造中
“四遥”信息调试准确率
---任丘供电工区继电保护QC小组
一、概述
1、小组概况（表1）
继电保护QC小组介绍及组成表
小组名称
继电保护QC小组
小组类型
管理型
课题名称
提高变电站监控系统升级改造中“四遥”信息调试准确率
成立时间
1995年1月
小组人数
10人
活动时间
2016年2月―2016年11月
注册时间
2016年2月
接受TQC教育时间
72课时
注册编号
序号
姓名
性别
年龄
小组职务
行政职务（职称）
1
男
44
顾问
工程师
2
男
34
组长
工程师
3
女
49
技术指导
工程师
4
女
40
技术指导
高级工程师
5
男
45
技术指导
高级技师
6
女
46
组员
高级技师
7
男
52
组员
高级技师
8
男
53
组员
高级技师
9
男
44
组员
技师
10
男
46
组员
技师
表一：
QC小组介绍及组成表
2、人员构成饼图
图一：
小组成员构成图
3、项目简介
变电站投运以来已经不间断运行了10多年，目前后台监控系统经常出现系统死机，监控数据中断时间太长，大大降低系统运行可靠性。
存在弹不出报警对话框，报警音响消失现象。
开关从后台操作经常失败，只能进行现场操作，给运行安全带来极大危险。
并且五防机与后台监控通讯不正常，五防机起不到防误操作作用，对电网的安全运行存在巨大安全隐患。
调度监控系统也经常收不到站端数据信息，给调度人员分析电网运行状况带来了极大不便。
为解决上述一系列问题，提高监控系统的运行可靠性和自动化水平，提高华北石化公司电气系统运行的可靠性和提高故障判断及处理的准确性、快速性和及时性，特准备进行现有变电站后台系统的升级改造。
为此我们成立继电保护QC小组，旨在通过小组活动，使该项改造项目在调试过程中的“四遥”信息的准确可靠，确保电网的安全、可靠运行。
二、选题理由
变电站于2005年投产，为石化公司炼化加工生产供电，所带负荷约25000kVA。
该变电站后台采用的是北京国控公司早期推出的APC2000+FIX组态监控系统，操作系统是Windows98系统，不间断运行已经（近）10年，一直较为稳定，最近两年逐渐暴露出监控系统设备稳定性不良的一系列问题。
比如：
（1）系统经常死机，重启需要找美国申请注册码，注册码的注入还是有偿服务，造成不必要的费用支出，（美国的服务早已到期，若不回复申请注册码的邮件，也没办法）并且监控数据中断时间会很长，大大降低系统运行可靠性。
（2）弹不出报警对话框，报警音响消失。
（3）开关从后台操作经常失败。
（4）五防机与后台监控通讯不正常。
为解决上述一系列问题，提高监控系统的运行可靠性和自动化水平，提出将110kV变电站后台监控系统升级改造，并通过此次QC活动保证该项目的顺利实施。
三、现状调查
现监控系统由2台操作员站（采用的是DELL公司服务器，主备方式）、1台五防机、1套远动分站RTU560系统、1台网络交换机、1台GPS时钟对时等设备组成。
由RTU通讯单元将数据转发、上送到RTU转发单元，数据处理后转发到调度以及后台。
网络连接图
图二：
网络结构图
通过对过去变电站四遥信息调试过程中造成调试信息不准确原因进行调查，对调试情况共抽查统计了4个站所，遥测总点数4698，其中不合格点数521，平均每次52.1点，平均合格率98.9%
序号
项目
频数
累计频数
累计百分比
1
通道原因
477
477
92%
2
人工置数不及时
15
492
94%
3
RTU端原因
7
499
96%
4
系数不对
10
509
98%
5
一次设备变更
7
516
99%
6
其他
5
521
100%
合计
521
表二：
原因调查表
图三：
原因分布图
四、课题目标
1、设定目标
（1）根据现状调查的结果，结合该项目的具体情况，在调试过程中，所有设备都是运行，不能够停运，要求必须做好各项应急预案，同时，制定可行的各项措施，提前预想可能出现的各类意外情况，并制定发措。
也就是要求在调试过程中不能出现任何差错，也就是调试准确目标必须达到100%。
即如下图所示：
图四：
目标示意图
（2）通过小组活动来不断提高小组成员的各项意识能力，以确保在改造升级过程中，能够发挥最大作用，小组活动前后成员自我改善前后目标设定，如下图：
图五：
小组能力提升目标图
2、目标可行性分析
图六：
小组目标可行性分析图
五、原因分析
提高改造过程中系统遥测、遥信调试准确性
应从事前预防和事中控制两方面来加以提高，重点是要做到事前预防。
结合改造工作实际，在影响调试信息准确性的各个条件中，重点从人员、环境、管理、设备四个方面，应用鱼刺图进行原因分析。
图七：
原因分析图
六、要因论证
遥
测
数
据
不
准
确
根据原因分析，通过小组成员的共同讨论，确定了以下各个因素。
序号
末端因素
论证过程
结论
1
责任心不强
针对该项改造工程调试的内容及要求，对所有参加人员进行培训，并制定相应的约束制度。
要因
2
调试内容工作不具体
如果对具体调试过程中调试内容不具体，由于所有设备已运行，可能存在部分信息调试不全面
要因
3
新RTU插件与原设备不匹配
由于此次升级改造涉及到新更换RTU插件，存在于就设备不匹配的风险，可能造成通讯无法实现的可能性
非要因
4
新监控系统与原设备不兼容
监控系统由原来的APCS2000升级到APCS3000系统，升级后可能造成数据信息格式与保护装置上传信息不兼容风险
要因
5
运行设备调试方法不当
由于所有设备都是在运行的情况下进行调试，调试过程中存在调试方法措施不到位，造成设备跳闸的风险，调试信息不能全面进行的问题
要因
表三：
要因论证表
七、制定对策
序号
要因
对策
目标
措施
负责人
时间
1
责任心不强
加强对调试人员培训及建立严格管理制度
消除因人员责任心不强造成调试信息准确的原因
1、建立定期培训制度；
2、健全监督机制，相互制约；
3、建立严格的考核制度。
2016年3月
2
调试内容工作不具体
明确具体调试内容，并编制调试报告，要求调试人员认真填写
达到调试内容不缺项，不少项的问题，工作内容具体，具有可操作性
1、建立调试信息表；
2、调试确认制度；
3、工作程序交接制度。
2016年3月
3
新监控系统与原设备不兼容
针对原设备要求厂家对新系统进行出厂前认真测试，保证调试的顺利开展
使新系统完全能够兼容原有设备
1、提前要求厂家开发与原设备对应的相关通讯及不兼容接口等问题；
2、要求厂家在出厂前完成相关信息的测试；
3、新系统和老系统并线运行，保证设备的运行安全。
2016年3月-5月
4
运行设备调试方法不当
提前针对运行设备特性，制定好调试顺序及方法，并制定应急响应措施，保证运行设备安全
消除因调试方法不当造成运行设备跳闸及调试信息不准确的问题
1、施工防范措施及施工预案；
2、明确调试步骤；
3、进行调试前的应急演练。
2016年3月-6月
表四：
对策事实表
八、对策实施
针对各个要因制定了相应的实施措施，确保整个改造内容能够有序开展。
根据整个升级改造工作，将工作内容具体细化，分为：
1）更换通讯设备插件；2）备用间隔的对点及调试；3）公共测控信息的对点及调试；4）出线间隔的对点及调试；5）1、2#主变间隔的对点及调试；6）110kV设备的对点及调试。
并根据每个不同的阶段制作调试工作卡，使每个人对调试的工作都能够明确。
实施三、新监控系统与原设备不兼容
更新后的新系统与原系统属于同一个厂商，都是基于同一平台开发出来的，厂家有多年相关设备的升级改造经验，要求厂家完成厂内的调试，并将原系统的相关数据备份后，在新系统上进行调试试运行，升级改造期间，原系统仍在线运行，保证设备的安全稳定运行。
实施四、确定合理的调试方法
由于本次升级改造的设备都是运行，不能停运调试，确定在调试时，要求将所有设备的远方就地控制方式，打到就地控制模式，只有被调试设备可以在远方位置；对于保护信号的传动，应将保护压板打开，只是动作出口，不带设备传动等一系列的方法，确保调试的安全可靠。
九、效果验证
小组通过对整个升级改造期间四遥信息的准确性进行统计，结果显示所有调试信息正确可靠，达到了预期确定的目标，调试信息达到了100%准确。
1、对策实施前后指标比较
图八：
实施后各项目标达标情况表
2、小组自身提高
图九:
小组综合能力提高情况
3、效果检查
现场效果
无形效果
十、效果巩固
十一、总结和打算
通过这次活动，站监控系统的升级改造后设备的安全可靠性有了极大的提高，实现了预订目标。
同时小组成员积累了经验，丰富了知识，最重要的是全体调试人员充分认识到全面质量管理对电网安全、设备的安全按可靠运行的重要作用。
在今后的小组活动中继续不断提高设备的安全可靠运行水平上进行开展活动。
升级会员 