220kV变电站的无人值守化改造分析

李峰　梁桢　张俊

[摘要]以新疆昌吉220kV变电站无人值守化改造为背景，分析了在220kV变电站无人值守化改造过程中遇到的完善的信息采集表和信息体描述、合并信号的处理等问题，同时阐述了处理这些问题的思路及所采取的解决方法。

[关键词]无人值守变电站；远动；信息分辨

[中图分类号]TU271.1 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0393-02

引言

无人值守变电站是电力系统的各种技术发展和经济社会发展的必然产物，根据国内外专家学者研究，变电站将继续沿着无人值守的模式发展下去，变电站自动化和无人值守将是变电站发展方向。建设高度可靠、有效可控的现代化无人值守变电站势在必行。对于供电企业而言，建设无人值守变电站的意义既深远又现实。

近些年来，昌吉电业局电网发展迅猛，变电站数量陡增，220kV变电站由4个增加为9个，每个变电站需值班人数5-10人不等，运行人员增长速度跟不上电网增长的需求。为缓解生产岗位结构化缺员现象，将有经验的值班员解放出来，220kV变电站无人值守化势在必行。

正在进行的220kV变电站的无人值守化改造中，昌吉电业局所管辖9个变电站中阶已完成断路器遥控试验，保护装置、测控装置、直流系统的遥信、遥测信息核对以及高频通道实验工作，进入试运行阶段。无人值班变电站的建设关键在于满足电网调度对其安全、可靠运行的要求。在220kV变电站的无人值守化改造工作中存在大量问题，本文结合现场设备实际情况，针对具体问题提出了一些形式有效的方法。

1 信息采集表和信息体描述

实施220kV变电站无人值守化改造前，集控中心所监控的信息均为110kV变电站信息。由于110kV变电站与220kV变电站的设备信息描述存在较大差异，完善的信息描述成为改造过程中的一个难点。110kV以及以下电压等级设备均为三相一体操作机构，而220kV设备为分相操作机构，重合方式也有三种方式，即单重、三重和综重方式。220kV设备中部分保护动作信息是110kV设备所不具备的，在信息核对过程中发现监控人员不能理解220kV部分信息，这不但降低了信息点核对的效率，也给改造后的设备的运行监控埋下了安全隐患。

例如：部分厂家对220RV线路的2套保护装置描述相似，保护动作信息很难分辨，描述为：

220kV某线保护1零序I段动作；

220kV某线保护2零序I段动作。

两套保护没有描述装置型号和保护类型。即使保护人员也无法通过描述确认保护1和保护2是什么保护装置。信息描述中应当描述信息源及详细事件项目，即电压等级、线路名称、线路保护装置型号和事项名称。正确的描述应为：

220kV某线PRS-702高频零序I段动作/出口；

220kV某线PRS-753光纤零序I段动作/出口。

又如：部分厂家对保护装置描述简单，难以分辨，描述为：

220kV1号主变PRS-741切换继电器1同时动作；220kV1号主变PRS-741切换继电器2同时动作。

这2条信息实际为220kV1号主变第一套保护装置电压切换箱切换继电器同时动作和220kV1号主变第二套保护装置电压切换箱切换继电器同时动作。但从描述中很难区别，只能知道切换继电器同时动作了，但是不知道是哪套切换继电器动作了。信息描述中应当包含信息源的详细信息和发生事件装置的详细信息，即发信号装置的电压等级、装置型号以及事件发生装置的电压等级、装置型号以及事件描述。则正确的描述为：

220kV1号主变高压侧PRS-741测控A屏WBC-11C高压侧操作箱切换继电器同时动作；220kV1号主变高压侧PRS-741测控B屏PRS-789高压侧电压切换箱切换继电器同时动作。

通过完善信息采集表及信息描述，保护人员和集控人员都可以快速区分出信息描述的设备及含义。

2 信号的合并处理

220kV变电站的遥信量非常大，双台主变的变电站遥信量都在上万条，而昌吉电业局选用的IEC-101规约遥信容量最大只有4096个，这就需要保护人员对整个遥信点表进行适当的简化处理，合并相近类型遥信信息，减少转发遥信数量。

例如：保护装置内部自检信息和装置内部插件等告警事件，可以合并为保护装置为装置自检出错信息。本身20多条的保护装置内部自检信息变成了1条装置自检出错信息信息。合并同类型的信息后，遥信量数据量大大减少，遥信总数能够控制在4096之内，简化对应如（表1）：

3 特殊遥信问题处理

220kV线路断路器均为分相断路器，每相断路器均为双位置遥信，集控站远方遥控断路器时，每个断路器遥控只能关联一个双位置遥信，关联到任何一相断路器遥信都是错误的，因为单相断路器是不可能全面反应三相断路器实际运行状况。

推荐的做法是设置虚拟遥信，将A、B、C三相断路器合位做“与门”逻辑发断路器合的遥信，将A、B、C三相断路器分做“或门”逻辑发断路器分的遥信，这样不但可以真实反映A、B、C三相断路器的位置，也可以弥补断路器遥控关联遥信问题，做到遥信与实际断路器位置相一致，遥控与运行方式相对应。

220kV线路保护重合闸（ARc）方式有单重方式、三重方式、综重方式和停运方式，不同的厂家对重合闸的描述也各不相同，比如国电南自和深圳南瑞对重合闸的描述就不是直接表达的，他的方式是靠两个开入量控制。即“重合闸方式一（CH1）”和“重合闸方式二（CH2）”开入。其两种开入组合如（表2）：

从（表2）描述可以看出，重合闸方式是由重合闸两个方式开入量决定，但是遥信库里只有“CH1”和“CH2”两个遥信，但其却包含有四种重合闸方式描述。而远动装置虚拟遥信中只有“与门逻辑”，“或门逻辑”，“异或门逻辑”和“非门逻辑”，如果用这几种逻辑表达出4中重合闸方式呢？保护人员巧妙的利用“重合闸方式一”和“重合闸方式二”两个开入量，通过复合逻辑运算编译成8个虚拟遥信，成功的表示出4种重合闸方式。其逻辑图如（图1）：

依据逻辑及（表2），可建立真值表，如（表3），利用这种方法，将4种重合闸方式成功的区分。

变电站对于通信可靠性的要求取决于其在电网中的重要性，220kV电网为新疆电网的主网架，因此对220kV无人值守化变电站的通信可靠性提出了非常高的要求，对于远动传输的可靠性也更为苛刻。目前，行之有效的方式冗余机制，实现双远动机、双通道并行运行，集控主站定期切换A、B集控通道。

保护装置通讯中断是个重要的信号，正常情况下保护装置不会发出保护动作或者保护告警信号，只有在系统有故障或保护装置故障时才会发生告警信号，所以正常运行时保护装置通讯中断信号就显得越发重要了。但是通讯中断时间同样也属虚拟信号，设置通讯无响应时间长了，很难发现装置通讯断了，设置短了就会频发通讯中断，所以经过详细勘察和实践，通讯中断信号需要延迟30秒钟发送。经过现场测试，效果良好。

改造后，高频通道测试工作也相应带来问题，保护人员将一对遥控空节点并接到了收发信机“通道测试”按钮的两端，通过远方进行高频通道测试。但是高频通道测试不像断路器和隔离开关，在操作成功后会有遥信变位信息。前面已经过说，所有的遥控都要关联遥信去实现遥控。带来的问题是遥控只能实现远方启信功能，而不能实现收发信机的复归功能。同时，用单节点启讯作为通道测试的装置，可以上传“通道测试”信号，如：深圳南瑞公司生产的PRS-702高频保护；而双节点起讯方式的保护装置，在通道测试后往往没有任何信息，如：许继公司生产的WXH-802高频保护。（两者均配SF960收发信机）。保护人员设置了两个永远不会变位的虚拟遥信，一个为高频通道试验，另一个为高频通道复归。将高频通道测试和收发信机复归的遥控分别关联到虚拟遥信上，既解决了高频通道功能，也解决了收发信机的复归问题。

4 结论

在昌吉电网进行的220kV变电站无人值守化改造过程中，遇到了信息采集表和信息体描述、合并信号的处理、信号的可靠性等大量问题。本文在介绍问题的同时，阐述了采取的解决方法。对于变电站的无人值守化改造的关键在于满足电网调度对其安全、可靠运行的要求，而这又取决于变电站在电网中的重要性，220kV电网为新疆电网的主网架，在其他地区的电网中也占有重要地位，本文结合工作实际探讨了改造过程中问题的处理，对其他地区和不通电压等级变电站的无人值守化改造也具有一定的借鉴意义。