关于变电站远方操作技术的分析

雷 杨，杜镇安，张侃君，洪梅子

（国网湖北省电力公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077）

0 引言

随着“大运行”体系建设的不断深化、电网一次设备、二次设备、自动化技术的发展，以及变电站智能化及综合自动化改造，调控主站系统的升级，变电站远方操作已逐渐具备了技术实施的条件。但是目前，地调远方操作主要局限于断路器和主变分接头的操作，自动化程度不高，隔离开关（接地开关）分/合、软压板投退以及定值区切换等操作通常都由运行人员在变电站监控后台和保护室进行操作。这种就地操作模式具备可靠性，但是增加了变电站运行过程中的人力物力成本，同时也影响了电网运行的效率。随着电网调控一体化工作的全面展开和无人值班变电站的逐步建设推广，将人工就地操作的模式将逐渐改变为调度主站远方操作的模式，有利于自动化程度和电网运行效率的提高，但是技术的推广势必会带来一定的改造工作量，给传统的运行操作习惯带来较大的变化，同时导致误操作的安全风险。在现有的技术条件下，对调度远方操作的技术要点和技术风险进行分析显得十分迫切和必要。目前湖北省的变电站远方操作已有一定的发展，通过试点实施，少数变电站隔离开关、重合闸（备自投）软压板的远方操作已经可以在地区调控主站进行，本文将结合现场调研的结果，对湖北省内变电站远方操作的现状、技术关键点和实施风险展开分析。

1 变电站远方操作现状分析

根据Q/GDW 11354-2015《调度远方操作自动化技术规范》规定，调度远方操作应该满足支持开关和刀闸的分合、变压器分接头的调节、无功补偿装置的投/退和调节、二次设备软压板的投/退、远方控制装置（就地或远方模式）的投/切等远方操作。

针对以上功能要求对湖北省省调范围内的变电站进行调研，调研结果见表1。

根据调研结果可以得出如下结论：地区调控中心已经基本具备断路器分/合、主变分接头档位调整以及中性点地刀分合的操作功能。但是由于之前变电站的发展建设过程中并未对其他功能进行明确要求，设计之初对相关功能也未进行考虑，隔离开关（接地开关）分/合、软压板投退以及定值区切换等功能实现率较低。

表1 变电站远方操作功能统计Tab.1 The function statistics of substation remote operation

由于调度主站断路器分/合、主变分接头档位调整等功能的实现率已经较高，本文主要针对隔离开关（接地开关）分/合、软压板投退以及定值区切换等三个实现率较低的远方操作项目进行分析探讨。

2 变电站远方操作关键技术探讨

湖北省内智能变电站以及部分经综合自动化改造的变电站监控后台大多能够实现对隔离开关和接地开关的分合操作，以及后台读取、修改定值、投退软压板等，但是受限于设备改造、管理模式和安全因素，调控主站的远方操作功能还比较局限，本节将结合具体功能项目，对远方操作的整体要求和关键技术进行探讨分析。

2.1 调度远方操作整体技术要求

变电站远方操作应用需要调度主站和变电站配合实现，同时应该满足操作的正确性和有效性。根据Q/GDW 11354-2015《调度远方操作自动化技术规范》以及调继[2015]71号文以及调度远方操作等相关规程规范的要求[1-2]，从调度主站和变电站两部分，对三个功能的技术要求进行分析整理如表2和表3所示。

表2 调度主站技术要求Tab.2 The technical requirements of scheduling station

表3 变电站技术要求Tab.3 The technical requirements of substation

2.2 隔离开关（接地开关）远方操作

目前变电站的开关刀闸主要操作模式是：隔离开关（接地开关）在站端操作并确认状态，断路器在调控主站进行遥控操作。将隔离开关（接地开关）的操作转移到调控主站进行之后，原有的现场安全操作风险也将集中转移至调控主站。利用新的技术手段来保障操作安全成为了首要解决的问题，而这种方式主要涉及到两个方面，一是状态确认，二是防误校核。

1）《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》2.3.6.5规定：“电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断[5]。”进行调度远方操作时，调度员应该通过隔离开关（接地开关）的遥测、遥信等信号的变化来判断操作前后隔离开关（接地开关）的位置。为保证操作的可靠性，隔离开关（接地开关）应向调度端上送双位置接点信号以辅助确认，避免因分合不到位导致事故发生。

2）现有的地区调控系统里大多未包含防误模型，隔离开关（接地开关）远方操作的实施将极大的增加变电站的远方操作工作量，需要在调度端增设相应的遥控拓扑防误功能。通过调控主站遥控拓扑防误校核、变电站站控层五防闭锁、间隔层五防闭锁和开关刀闸的就地机械闭锁等四层防误，从技术上保证远方操作的可靠性。

2.3 软压板远方投退

目前变电站软压板投退主要由运行人员在就地执行，当电网运行方式改变之后，由运行人员在现场根据要求投退保护的软压板来满足运行需求。若在调度端进行操作，首要的问题就是调度端能够接受保护装置反馈的信息，能够对操作信号和操作前后软压板的装置进行确认，也就是需要满足“双确认”的技术要求。

保护软压板远方操作的“双确认”的实现需要从两方面进行，一是通过保护装置和调控主站进行升级，能够满足相关操作的硬件要求。调控主站通过遥控的方式对变电站保护装置的软压板进行操作，通过“选择-返校-执行”的方式对变电站软压板进行操作，并得到保护装置发出的操作成功或操作失败的信息反馈；二是保护装置应以遥信的方式反馈软压板位置信息，对于重合闸或备自投软压板，以“充电完成”或“充电未完成”作为反馈信号，对于保护功能软压板，以“压板已投入”和“压板未投入”作为反馈信号。通过遥控操作和遥信反馈两个信号共同进行确认，来实现对于保护软压板远方操作的“双确认”，确保软压板远方操作成功完成。

2.4 远方定值区切换

目前湖北省内不少变电站的监控后台均能实现定值的修改，但定值区切换功能实现率较低，地调主站则完全不具备此项功能。远方定值区切换的技术相对较复杂，涉及到定值区切换、定值内容召唤、定值确认比对等方面，同时为了保证操作的安全性，还需要保护装置满足定值区切换过程中的闭锁时间要求。

1）调度端需要在安全I区的调度控制系统中新增保护定值区切换远方操作功能，通过遥调方式进行定值区切换，采用IEC104+103协议框架来满足定值召唤功能，同时能够对定值区和对应的定值内容进行比对，确保定值准确无误。变电站监控系统1区通信管理机将调控主站下发的操作指令转发给继电保护装置，并将继电保护装置的定值区和对应的定值内容转发调控主站。继电保护装置则需通过软件升级以满足远方召唤定值的需求，并能够准确上送指定定值区定值。

2）在定值区切换过程中若电网发生故障，保护装置将处于闭锁状态无法动作，进行远方定值区切换时，由于保护装置和调度主站之间还存在信息传输延时，对闭锁时间的要求将更加严格，《调继[2015]71号》提出明确要求：“定值区切换时继电保护及安全自动装置闭锁时间不应大于500 ms”。

3 变电站远方操作实施风险分析

远方操作功能的实现涉及到很多方面，存在很大的改造工作量，工作本身在具备较强的创新性的同时，也导致了责任主体的转移，带来了很大的操作风险隐患。在进行远方操作的技术探讨时，必须要对相应的风险进行辨别，从安全的角度对远方操作进行技术把关。进行上述远方操作项目的风险和困难主要有以下几点。

1）相关制度规范较少，没有明确的改造目标

目前针对调度远方操作的规程规范主要集中在系统架构方面，对于具体功能的规定较少；同时由于之前变电站的设计中对隔离开关（接地开关）操作、软压板投退、定值区切换等功能并未做明确要求，相应的运行管理制度并不能完全满足调度远方操作改造后的要求，盲目改造将使许多运行操作无规可依，造成较大的安全风险。

2）硬件配套设施不全，环境监控系统不完善

由于目前变电站的配置未考虑到远方操作的需求，各地市公司下辖变电站的遥视系统覆盖率普遍较低。隔离开关（接地开关）的操作通常采用人员就地监视的方式进行，在改造后现场无人监护的情况下，缺乏有效的确认模式，通过刀闸的双位置信号进行确认能够有效的防止刀闸分合不到位，但是在刀闸状态异常的情况下，还是可能引发误操作导致事故。

3）调试改造工作量大，牵扯较广

远方操作改造存在三个方面:一是调控主站和变电站监控系统的改造，要满足地调远方操作，势必需要对地调主站和站端监控系统进行较大的改造，从硬件上满足相关操作功能的需求；二是隔离开关和接地开关的改造，对于部分无电动操作机构的刀闸，还需要新增电动操作机构或者对刀闸进行更换；三是保护装置升级，通过保护装置升级来满足软压板投退和定值区切换的功能，对于部分常规变电站，由于装置较为陈旧，需要对装置进行更换；同时，改造过程中涉及到规模庞大的二次回路改造、变电站和调度端信号联调等。大量的改造和调试工作将导致较大的安全风险。

4 结论

技术的发展使变电站远方操作逐渐具备技术实施的条件，但是目前地区调控系统还无法对隔离开关（接地开关）分/合、软压板投退以及定值区切换等进行操作。本文基于相关规程和现有的技术条件，针对性的探讨了上述三个功能的技术要求和技术关键点，隔离开关（接地开关）的远方分合需要重点关注状态确认和防误校核两个方面；软压板远方投退需要考虑“双确认”的技术要求；定值区远方切换需要考虑到定值召唤和比对功能，关注切换过程中装置闭锁时间。文章同时对远方操作改造的风险进行了分析，现有的制度规范、硬件配套设施和改造面临的庞大工作量给远方操作的实现增加了一定难度。

随着技术的进一步发展和变电站远方操作要求的逐步提高，关于远方操作技术的探讨，对于保障变电站安全稳定运行，推进调控一体化的建设有着非常重要的意义。远方操作应用的实施开展在注重每项改造功能的技术关键点的同时，也要明确辨识改造风险，在保证电网安全运行的前提下，完善相应的运行管理制度，并制定科学合理的改造计划，给远方操作技术的实施提供条件。

（References）

[1]Q/GDW 11354-2014调度控制远方操作自动化技术规范[S].北京：国家电网公司，2014.Q/GDW 11354-2014 Technical specification for dis⁃patching automation remote operation[S].Beijing：State Grid Corporation of China，2014.

[2]国家电网公司.国调中心关于修订印发继电保护和安全自动装置远方操作技术规范的通知[S].北京：国家电网公司，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]国家电网公司.电力安全工作规程（变电部分）[S].北京：国家电网公司，2009.State Grid Corporation of China.Safety code of electric powerindustry（substation）[S].Beijing：State Grid Corporation of China，2009.