郝慧賢，韋吉文，陶太宏，覃 悅

（廣西大藤峽水利樞紐開發(fā)有限責(zé)任公司，廣西 桂平 537226）

0 引言

為響應(yīng)廣西電網(wǎng)“十四五”發(fā)展戰(zhàn)略，深化提升“調(diào)控一體化”建設(shè)，以“提高工作效率、改善生產(chǎn)效益”為目標(biāo)，以打造成西部領(lǐng)先的調(diào)控一體化示范單位為指引，實(shí)現(xiàn)調(diào)度對主網(wǎng)220 kV線路實(shí)施“運(yùn)行轉(zhuǎn)冷備用，冷備用轉(zhuǎn)運(yùn)行”調(diào)度程序順控，有序推進(jìn)主網(wǎng)線路調(diào)度程序順控實(shí)施，確保安全、規(guī)范、高效完成各項(xiàng)工作任務(wù)，特進(jìn)行本次試驗(yàn)。

1 線路遙控實(shí)現(xiàn)方式

1.1 基本原理

廣西電網(wǎng)調(diào)控一體化操控系統(tǒng)主要是通過光傳輸、網(wǎng)絡(luò)傳輸、邏輯處理以及嵌入式信息交換等網(wǎng)絡(luò)技術(shù)實(shí)現(xiàn)的一種計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)[1]。此外，電網(wǎng)調(diào)控一體系統(tǒng)是四遙控制中的重要組成部分，對整個監(jiān)視及控制過程起到了關(guān)鍵的作用，使電網(wǎng)控制中心的調(diào)度人員能夠根據(jù)各電廠實(shí)時上送的遙信、遙測信號，對設(shè)備狀態(tài)及現(xiàn)場情況進(jìn)行初步判斷，實(shí)現(xiàn)線路及負(fù)荷的遙調(diào)和遙控[2-4]。當(dāng)遇到異常情況時，調(diào)度中心的控制系統(tǒng)會發(fā)送報(bào)警信號至中控臺，調(diào)度人員可以及時分析報(bào)警信號產(chǎn)生的原因，并采取有效的處理措施，避免事故的進(jìn)一步擴(kuò)大，這樣不但可以提高工作效率，還可以降低管理成本。

1.2 電廠側(cè)技術(shù)改造

1.2.1 數(shù)據(jù)庫修改

（1）為確保線路遙控的安全性及準(zhǔn)確性，對電廠的計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫進(jìn)行修改。在全廠開關(guān)量中新增開關(guān)站控制權(quán)切換點(diǎn)，將2個開關(guān)量備用點(diǎn)定義為“調(diào)度下發(fā)開關(guān)控制令有效”和“開關(guān)站控制權(quán)切換”，具體見圖1。上述信號可以確保開關(guān)站控制權(quán)在電廠側(cè)時，調(diào)度側(cè)不會誤操作線路開關(guān)及刀閘，同時通過監(jiān)視調(diào)度下發(fā)開關(guān)控制令有效信號可以判斷控制令是否正常下發(fā)。

圖1 開關(guān)站控制權(quán)切換

（2）目前，電網(wǎng)與各電廠的遠(yuǎn)動數(shù)據(jù)通信多采用104規(guī)約，因此若要實(shí)現(xiàn)新增的遙控功能，需要修改兩側(cè)的104規(guī)約配置。與調(diào)度側(cè)確認(rèn)遙控采用雙點(diǎn)控制，將電廠側(cè)104規(guī)約中的遙控控制模式由單點(diǎn)控制修改為雙點(diǎn)控制。同時，在全廠開關(guān)量中新增調(diào)度下發(fā)開關(guān)控制點(diǎn)，將全廠開關(guān)量中的20個備用點(diǎn)按順序定義為調(diào)度發(fā)下開關(guān)控制點(diǎn)的220 kV線路開關(guān)及刀閘，具體如圖2所示。

圖2 調(diào)度下發(fā)開關(guān)控制點(diǎn)

（3）為實(shí)現(xiàn)四回220 kV線路開關(guān)、刀閘遠(yuǎn)方的順控操作，順控邏輯直接運(yùn)用開關(guān)站現(xiàn)地控制單元原有的邏輯，并在計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)上位機(jī)中增加相應(yīng)的控制腳本。在數(shù)據(jù)庫的全廠對象中新增四回220 kV線路開關(guān)、刀閘遠(yuǎn)控對象，例如增加“調(diào)度下發(fā)220 kV潯國Ⅱ線出線開關(guān)2051控制令”等20個控制對象，并分別修改各對象的輸入屬性及編輯控制腳本，具體如圖3、圖4、圖5所示。

圖3 調(diào)度下發(fā)220 kV潯國Ⅱ線出線開關(guān)2051控制令

圖4 220 kV潯國Ⅱ線出線開關(guān)2051控制令輸入屬性

圖5 220 kV潯國Ⅱ線出線開關(guān)2051控制令腳本編輯

1.2.2 開關(guān)站控制畫面修改

為便于電廠運(yùn)行人員切換線路的控制權(quán)，確保雙方人員及設(shè)備的安全，在電廠側(cè)計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)上位機(jī)開關(guān)站控制畫面中增加控制權(quán)切換按鍵。

1.2.3 104程序升級

目前，電網(wǎng)與各電廠的遠(yuǎn)動通信多采用標(biāo)準(zhǔn)104調(diào)度規(guī)約，而電力系統(tǒng)中常見的設(shè)備分為調(diào)度端和客戶端，調(diào)度端包括控制站、主站和客戶機(jī)，服務(wù)端包括被控站和子站，兩者之間通過104規(guī)約來進(jìn)行數(shù)據(jù)通信與傳輸。其傳輸層實(shí)際上使用的是TCP協(xié)議進(jìn)行數(shù)據(jù)的傳輸，固定端口號為2404。服務(wù)端不主動發(fā)起請求，一直處于偵聽狀態(tài)，當(dāng)偵聽到來自客戶機(jī)的連接請求后，則接受此請求，由此建立一個TCP鏈接。104規(guī)約嚴(yán)格遵循IEC標(biāo)準(zhǔn)和國家標(biāo)準(zhǔn)，同時又可兼容大部分主站系統(tǒng)的應(yīng)用特點(diǎn)和用戶需求。

我廠調(diào)度通信機(jī)的104程序是2.1版本，需要將其升級為Ver V3.1.0(sd2.7_1)，相應(yīng)的調(diào)度104配置文件也需要升級成一致的版本。

升級104程序前，將原有的iec104_s文件做好備份，通過FTP將最新版本的104程序傳送至調(diào)度通信機(jī)的exe目錄下，由于新版本的104文件不具備讀寫等功能的，需要對文件進(jìn)行加權(quán)，用命令修改權(quán)限。iec104子站通信的文件名的定義在數(shù)據(jù)庫中的drvlist.properties文件中，更新驅(qū)動后，用命令將調(diào)度通信機(jī)重啟。

1.2.4 104配置文件修改

（1）在新版本104配置文件中增加開關(guān)站控制切換權(quán)，當(dāng)開關(guān)站控制權(quán)在電廠側(cè)時，調(diào)度無法下發(fā)220 kV線路開關(guān)、刀閘的操作令，降低了誤操作的風(fēng)險(xiǎn)，具體如圖6所示。

圖6 開關(guān)站控制權(quán)切換

（2）與地調(diào)約定好遙控的起始地址，采用十六進(jìn)制6001H，結(jié)束地址為6200H；遙控令的傳輸方式采用調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，遙控令的類型碼采用雙點(diǎn)遙控，在104配置文件中修改相應(yīng)參數(shù)。

1.2.5 遠(yuǎn)動點(diǎn)表配置

根據(jù)地調(diào)自動化科要求梳理新增的遙信、遙測、遙控信號，與地調(diào)意見確認(rèn)一致后形成最終的遠(yuǎn)動通信點(diǎn)表。另外，在遙信信號中新增“調(diào)度下發(fā)開關(guān)控制令有效”，當(dāng)調(diào)度接收值為1時，表示調(diào)度下發(fā)開關(guān)操作令有效。

（1）將計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)104可執(zhí)行文件和資源文件備份至監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)試筆記本和調(diào)度通信機(jī)。

（2）在地調(diào)遠(yuǎn)動點(diǎn)表相應(yīng)類型的末尾新增遙信、遙測、遙控信號，并根據(jù)信號類型的不同分別勾選相應(yīng)的功能。

1.2.6 數(shù)據(jù)庫和104配置更新

首先將舊版數(shù)據(jù)庫和104配置文件做好備份，同時將新版數(shù)據(jù)庫和畫面同步到實(shí)時服務(wù)器、歷史服務(wù)器和操作員站等服務(wù)器中。然后將新版數(shù)據(jù)庫、104配置文件、104點(diǎn)表和新的104程序同步至備用調(diào)度通信機(jī)并重啟，檢查104進(jìn)程運(yùn)行正常后切換主備運(yùn)行，同步另一臺調(diào)度通信機(jī)。

完成兩臺調(diào)度通信機(jī)的更新后與地調(diào)自動化科核對新增遙信、遙測、遙控信號。核對信號前對開關(guān)站現(xiàn)地控制柜做好安全措施，防止誤操作。核對信號時確認(rèn)雙方遠(yuǎn)動點(diǎn)表點(diǎn)號一致，描述一致且信號現(xiàn)地動作正確。

1.3 背靠背調(diào)試

秉持安全第一的總體方針，電廠試驗(yàn)小組成員全面梳理實(shí)施過程中的危險(xiǎn)點(diǎn)及控制措施，積極協(xié)商調(diào)度有關(guān)科室，前期完成廠內(nèi)計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫、104通信配置等修改工作，同時赴地調(diào)開展設(shè)備脫網(wǎng)隔離測試試驗(yàn)，對電廠及地調(diào)兩側(cè)的新增功能及控制對象做好技術(shù)把關(guān)，為線路實(shí)際遙控閉環(huán)試驗(yàn)提供安全保障。

1.3.1 搭建測試平臺

根據(jù)試驗(yàn)方案，地調(diào)完成DCCS系統(tǒng)程序化控制功能的全部開發(fā)部署工作，電廠完成數(shù)據(jù)庫、遠(yuǎn)動通信點(diǎn)表、順控邏輯、規(guī)約驅(qū)動等更新及配置，形成一個獨(dú)立的測試平臺。

1.3.2 核對信號

為驗(yàn)證DCCS系統(tǒng)程序化控制功能、OCS系統(tǒng)相關(guān)功能、系統(tǒng)接口及電廠設(shè)備動作的正確性，對程序化控制流程、系統(tǒng)間信息交互和防誤邏輯進(jìn)行校驗(yàn)，確保發(fā)令與受令一致，相應(yīng)信號反饋正確，程序流程可順利執(zhí)行。

1.3.3 模擬操作

在搭建的模擬平臺上，由地調(diào)側(cè)模擬發(fā)令，測試電廠側(cè)收到的命令是否與發(fā)令一致，電廠側(cè)上位機(jī)簡報(bào)是否正確。按照線路開關(guān)站控制畫面中增加控制權(quán)切換按鍵，完成貴港地調(diào)DCCS系統(tǒng)程序化控制功能的開發(fā)部署工作。為驗(yàn)證DCCS系統(tǒng)程序化控制功能、OCS系統(tǒng)相關(guān)功能及系統(tǒng)接口的正確性，在測試環(huán)境中，利用DCCS系統(tǒng)對220 kV潯開Ⅰ線、潯開Ⅱ線、潯國I線、潯國Ⅱ線進(jìn)行程序化控制試驗(yàn)，對程序化控制流程、系統(tǒng)間信息交互和防誤邏輯進(jìn)行校驗(yàn)。

2 線路遙控試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)過程

某日，大藤峽水力發(fā)電廠220 kV系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ母合環(huán)運(yùn)行，6、7、8號機(jī)組在發(fā)電態(tài)。

2.2 試驗(yàn)前準(zhǔn)備

檢查現(xiàn)場設(shè)備無異常，同時提前與中調(diào)協(xié)調(diào)試驗(yàn)期間電廠帶穩(wěn)定負(fù)荷，相應(yīng)工作票已許可，雙方操作、維護(hù)人員已到位。

2.3 遙控防誤過程

試驗(yàn)開始前，中調(diào)下令至貴港地調(diào)，地調(diào)通知電廠，電廠確認(rèn)設(shè)備無異常后將開關(guān)站控制權(quán)切換至調(diào)度側(cè)，在完善開關(guān)解閉鎖步驟的條件下，地調(diào)操作人員第1步需要實(shí)現(xiàn)開關(guān)解鎖，即獲取操作權(quán)限，此時需要準(zhǔn)確輸入開關(guān)信息，包括廠站名稱、開關(guān)名稱和編號等，這樣就可以最大程度提高遙控操作的精確度，降低誤入其他變電站或帶電間隔的可能性；第2步，如果操作人員誤動了其他開關(guān)，此時系統(tǒng)解鎖失敗，同時向操作人員發(fā)出提示，進(jìn)而避免誤操作；第3步，在取得操作權(quán)限后，需要進(jìn)行遙控預(yù)置，此過程需由兩名監(jiān)護(hù)人員審核，預(yù)置成功后才能執(zhí)行遙控操作；第4步，操作人員在受令系統(tǒng)操作票智能指揮平臺上下發(fā)“將潯州電廠220 kV潯國II線2051開關(guān)由運(yùn)行轉(zhuǎn)冷備用”操作任務(wù)，按照智能操作票的操作項(xiàng)目，電廠側(cè)受令人逐一確認(rèn)操作項(xiàng)目狀態(tài)及完成時間。

上述所有過程均有錯誤提示，有效避免操作人員誤操作的可能性。另外，開關(guān)解鎖之后，如果操作人員在2 min內(nèi)沒有進(jìn)行下一步操作，調(diào)控系統(tǒng)會將對應(yīng)開關(guān)操作權(quán)自動關(guān)閉。

2.4 試驗(yàn)成功后的優(yōu)勢

調(diào)控一體化有效改變了傳統(tǒng)管理模式環(huán)節(jié)多、效率低的情況。在實(shí)現(xiàn)調(diào)控一體化前，配網(wǎng)一旦出現(xiàn)故障，便需要等待搶修人員到現(xiàn)場開展全線排查，然后再向調(diào)度匯報(bào)故障點(diǎn)，等待調(diào)度確認(rèn)發(fā)回命令后再由現(xiàn)場人員隔離故障點(diǎn)，無法滿足客戶對高質(zhì)量供電的需求。實(shí)現(xiàn)調(diào)控一體化后，調(diào)控員可以全面收集、分析配網(wǎng)設(shè)備中各種保護(hù)和故障信號，能及時確定故障區(qū)域，通過遙控操作實(shí)現(xiàn)故障點(diǎn)的隔離，快速恢復(fù)無故障區(qū)域的供電，從而大大縮短了停電時間，提高了供電的可靠性。

3 結(jié)語

此次試驗(yàn)的圓滿完成對提升調(diào)控一體化目標(biāo)起到了舉足輕重的作用，大藤峽水力發(fā)電廠作為廣西水電站的首個試點(diǎn)對象，為廣西流域其他直調(diào)電廠陸續(xù)開展線路遠(yuǎn)控操作起到了推廣和示范作用，并有效提升了電廠出線線路設(shè)備的遠(yuǎn)控操作技術(shù)，優(yōu)化了供配電之間配合的靈活性、安全性及穩(wěn)定性，進(jìn)一步推動了電廠的智能化建設(shè)。