雷 楊，杜鎮(zhèn)安，張侃君，洪梅子

（國網湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077）

0 引言

隨著“大運行”體系建設的不斷深化、電網一次設備、二次設備、自動化技術的發(fā)展，以及變電站智能化及綜合自動化改造，調控主站系統(tǒng)的升級，變電站遠方操作已逐漸具備了技術實施的條件。但是目前，地調遠方操作主要局限于斷路器和主變分接頭的操作，自動化程度不高，隔離開關（接地開關）分/合、軟壓板投退以及定值區(qū)切換等操作通常都由運行人員在變電站監(jiān)控后臺和保護室進行操作。這種就地操作模式具備可靠性，但是增加了變電站運行過程中的人力物力成本，同時也影響了電網運行的效率。隨著電網調控一體化工作的全面展開和無人值班變電站的逐步建設推廣，將人工就地操作的模式將逐漸改變?yōu)檎{度主站遠方操作的模式，有利于自動化程度和電網運行效率的提高，但是技術的推廣勢必會帶來一定的改造工作量，給傳統(tǒng)的運行操作習慣帶來較大的變化，同時導致誤操作的安全風險。在現(xiàn)有的技術條件下，對調度遠方操作的技術要點和技術風險進行分析顯得十分迫切和必要。目前湖北省的變電站遠方操作已有一定的發(fā)展，通過試點實施，少數(shù)變電站隔離開關、重合閘（備自投）軟壓板的遠方操作已經可以在地區(qū)調控主站進行，本文將結合現(xiàn)場調研的結果，對湖北省內變電站遠方操作的現(xiàn)狀、技術關鍵點和實施風險展開分析。

1 變電站遠方操作現(xiàn)狀分析

根據Q/GDW 11354-2015《調度遠方操作自動化技術規(guī)范》規(guī)定，調度遠方操作應該滿足支持開關和刀閘的分合、變壓器分接頭的調節(jié)、無功補償裝置的投/退和調節(jié)、二次設備軟壓板的投/退、遠方控制裝置（就地或遠方模式）的投/切等遠方操作。

針對以上功能要求對湖北省省調范圍內的變電站進行調研，調研結果見表1。

根據調研結果可以得出如下結論：地區(qū)調控中心已經基本具備斷路器分/合、主變分接頭檔位調整以及中性點地刀分合的操作功能。但是由于之前變電站的發(fā)展建設過程中并未對其他功能進行明確要求，設計之初對相關功能也未進行考慮，隔離開關（接地開關）分/合、軟壓板投退以及定值區(qū)切換等功能實現(xiàn)率較低。

表1 變電站遠方操作功能統(tǒng)計Tab.1 The function statistics of substation remote operation

由于調度主站斷路器分/合、主變分接頭檔位調整等功能的實現(xiàn)率已經較高，本文主要針對隔離開關（接地開關）分/合、軟壓板投退以及定值區(qū)切換等三個實現(xiàn)率較低的遠方操作項目進行分析探討。

2 變電站遠方操作關鍵技術探討

湖北省內智能變電站以及部分經綜合自動化改造的變電站監(jiān)控后臺大多能夠實現(xiàn)對隔離開關和接地開關的分合操作，以及后臺讀取、修改定值、投退軟壓板等，但是受限于設備改造、管理模式和安全因素，調控主站的遠方操作功能還比較局限，本節(jié)將結合具體功能項目，對遠方操作的整體要求和關鍵技術進行探討分析。

2.1 調度遠方操作整體技術要求

變電站遠方操作應用需要調度主站和變電站配合實現(xiàn)，同時應該滿足操作的正確性和有效性。根據Q/GDW 11354-2015《調度遠方操作自動化技術規(guī)范》以及調繼[2015]71號文以及調度遠方操作等相關規(guī)程規(guī)范的要求[1-2]，從調度主站和變電站兩部分，對三個功能的技術要求進行分析整理如表2和表3所示。

表2 調度主站技術要求Tab.2 The technical requirements of scheduling station

表3 變電站技術要求Tab.3 The technical requirements of substation

2.2 隔離開關（接地開關）遠方操作

目前變電站的開關刀閘主要操作模式是：隔離開關（接地開關）在站端操作并確認狀態(tài)，斷路器在調控主站進行遙控操作。將隔離開關（接地開關）的操作轉移到調控主站進行之后，原有的現(xiàn)場安全操作風險也將集中轉移至調控主站。利用新的技術手段來保障操作安全成為了首要解決的問題，而這種方式主要涉及到兩個方面，一是狀態(tài)確認，二是防誤校核。

1）《國家電網公司電力安全工作規(guī)程（變電部分）》2.3.6.5規(guī)定：“電氣設備操作后的位置檢查應以設備實際位置為準，無法看到實際位置時，可通過設備機械位置指示、電氣指示、帶電顯示裝置、儀表及各種遙測、遙信等信號的變化來判斷[5]。”進行調度遠方操作時，調度員應該通過隔離開關（接地開關）的遙測、遙信等信號的變化來判斷操作前后隔離開關（接地開關）的位置。為保證操作的可靠性，隔離開關（接地開關）應向調度端上送雙位置接點信號以輔助確認，避免因分合不到位導致事故發(fā)生。

2）現(xiàn)有的地區(qū)調控系統(tǒng)里大多未包含防誤模型，隔離開關（接地開關）遠方操作的實施將極大的增加變電站的遠方操作工作量，需要在調度端增設相應的遙控拓撲防誤功能。通過調控主站遙控拓撲防誤校核、變電站站控層五防閉鎖、間隔層五防閉鎖和開關刀閘的就地機械閉鎖等四層防誤，從技術上保證遠方操作的可靠性。

2.3 軟壓板遠方投退

目前變電站軟壓板投退主要由運行人員在就地執(zhí)行，當電網運行方式改變之后，由運行人員在現(xiàn)場根據要求投退保護的軟壓板來滿足運行需求。若在調度端進行操作，首要的問題就是調度端能夠接受保護裝置反饋的信息，能夠對操作信號和操作前后軟壓板的裝置進行確認，也就是需要滿足“雙確認”的技術要求。

保護軟壓板遠方操作的“雙確認”的實現(xiàn)需要從兩方面進行，一是通過保護裝置和調控主站進行升級，能夠滿足相關操作的硬件要求。調控主站通過遙控的方式對變電站保護裝置的軟壓板進行操作，通過“選擇-返校-執(zhí)行”的方式對變電站軟壓板進行操作，并得到保護裝置發(fā)出的操作成功或操作失敗的信息反饋；二是保護裝置應以遙信的方式反饋軟壓板位置信息，對于重合閘或備自投軟壓板，以“充電完成”或“充電未完成”作為反饋信號，對于保護功能軟壓板，以“壓板已投入”和“壓板未投入”作為反饋信號。通過遙控操作和遙信反饋兩個信號共同進行確認，來實現(xiàn)對于保護軟壓板遠方操作的“雙確認”，確保軟壓板遠方操作成功完成。

2.4 遠方定值區(qū)切換

目前湖北省內不少變電站的監(jiān)控后臺均能實現(xiàn)定值的修改，但定值區(qū)切換功能實現(xiàn)率較低，地調主站則完全不具備此項功能。遠方定值區(qū)切換的技術相對較復雜，涉及到定值區(qū)切換、定值內容召喚、定值確認比對等方面，同時為了保證操作的安全性，還需要保護裝置滿足定值區(qū)切換過程中的閉鎖時間要求。

1）調度端需要在安全I區(qū)的調度控制系統(tǒng)中新增保護定值區(qū)切換遠方操作功能，通過遙調方式進行定值區(qū)切換，采用IEC104+103協(xié)議框架來滿足定值召喚功能，同時能夠對定值區(qū)和對應的定值內容進行比對，確保定值準確無誤。變電站監(jiān)控系統(tǒng)1區(qū)通信管理機將調控主站下發(fā)的操作指令轉發(fā)給繼電保護裝置，并將繼電保護裝置的定值區(qū)和對應的定值內容轉發(fā)調控主站。繼電保護裝置則需通過軟件升級以滿足遠方召喚定值的需求，并能夠準確上送指定定值區(qū)定值。

2）在定值區(qū)切換過程中若電網發(fā)生故障，保護裝置將處于閉鎖狀態(tài)無法動作，進行遠方定值區(qū)切換時，由于保護裝置和調度主站之間還存在信息傳輸延時，對閉鎖時間的要求將更加嚴格，《調繼[2015]71號》提出明確要求：“定值區(qū)切換時繼電保護及安全自動裝置閉鎖時間不應大于500 ms”。

3 變電站遠方操作實施風險分析

遠方操作功能的實現(xiàn)涉及到很多方面，存在很大的改造工作量，工作本身在具備較強的創(chuàng)新性的同時，也導致了責任主體的轉移，帶來了很大的操作風險隱患。在進行遠方操作的技術探討時，必須要對相應的風險進行辨別，從安全的角度對遠方操作進行技術把關。進行上述遠方操作項目的風險和困難主要有以下幾點。

1）相關制度規(guī)范較少，沒有明確的改造目標

目前針對調度遠方操作的規(guī)程規(guī)范主要集中在系統(tǒng)架構方面，對于具體功能的規(guī)定較少；同時由于之前變電站的設計中對隔離開關（接地開關）操作、軟壓板投退、定值區(qū)切換等功能并未做明確要求，相應的運行管理制度并不能完全滿足調度遠方操作改造后的要求，盲目改造將使許多運行操作無規(guī)可依，造成較大的安全風險。

2）硬件配套設施不全，環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)不完善

由于目前變電站的配置未考慮到遠方操作的需求，各地市公司下轄變電站的遙視系統(tǒng)覆蓋率普遍較低。隔離開關（接地開關）的操作通常采用人員就地監(jiān)視的方式進行，在改造后現(xiàn)場無人監(jiān)護的情況下，缺乏有效的確認模式，通過刀閘的雙位置信號進行確認能夠有效的防止刀閘分合不到位，但是在刀閘狀態(tài)異常的情況下，還是可能引發(fā)誤操作導致事故。

3）調試改造工作量大，牽扯較廣

遠方操作改造存在三個方面:一是調控主站和變電站監(jiān)控系統(tǒng)的改造，要滿足地調遠方操作，勢必需要對地調主站和站端監(jiān)控系統(tǒng)進行較大的改造，從硬件上滿足相關操作功能的需求；二是隔離開關和接地開關的改造，對于部分無電動操作機構的刀閘，還需要新增電動操作機構或者對刀閘進行更換；三是保護裝置升級，通過保護裝置升級來滿足軟壓板投退和定值區(qū)切換的功能，對于部分常規(guī)變電站，由于裝置較為陳舊，需要對裝置進行更換；同時，改造過程中涉及到規(guī)模龐大的二次回路改造、變電站和調度端信號聯(lián)調等。大量的改造和調試工作將導致較大的安全風險。

4 結論

技術的發(fā)展使變電站遠方操作逐漸具備技術實施的條件，但是目前地區(qū)調控系統(tǒng)還無法對隔離開關（接地開關）分/合、軟壓板投退以及定值區(qū)切換等進行操作。本文基于相關規(guī)程和現(xiàn)有的技術條件，針對性的探討了上述三個功能的技術要求和技術關鍵點，隔離開關（接地開關）的遠方分合需要重點關注狀態(tài)確認和防誤校核兩個方面；軟壓板遠方投退需要考慮“雙確認”的技術要求；定值區(qū)遠方切換需要考慮到定值召喚和比對功能，關注切換過程中裝置閉鎖時間。文章同時對遠方操作改造的風險進行了分析，現(xiàn)有的制度規(guī)范、硬件配套設施和改造面臨的龐大工作量給遠方操作的實現(xiàn)增加了一定難度。

隨著技術的進一步發(fā)展和變電站遠方操作要求的逐步提高，關于遠方操作技術的探討，對于保障變電站安全穩(wěn)定運行，推進調控一體化的建設有著非常重要的意義。遠方操作應用的實施開展在注重每項改造功能的技術關鍵點的同時，也要明確辨識改造風險，在保證電網安全運行的前提下，完善相應的運行管理制度，并制定科學合理的改造計劃，給遠方操作技術的實施提供條件。

（References）

[1]Q/GDW 11354-2014調度控制遠方操作自動化技術規(guī)范[S].北京：國家電網公司，2014.Q/GDW 11354-2014 Technical specification for dis?patching automation remote operation[S].Beijing：State Grid Corporation of China，2014.

[2]國家電網公司.國調中心關于修訂印發(fā)繼電保護和安全自動裝置遠方操作技術規(guī)范的通知[S].北京：國家電網公司，2015.State Grid Corporation of China.Scheduling and relay protection〔2015〕No.71 The notification of technical specification for relay protection and automatic de?vices remote operation by state power dispatch con?trol center[S].Beijing：State Grid Corporation of Chi?na，2015.

[3]國家電網公司.電力安全工作規(guī)程（變電部分）[S].北京：國家電網公司，2009.State Grid Corporation of China.Safety code of electric powerindustry（substation）[S].Beijing：State Grid Corporation of China，2009.