變電站程序化操作的方案探討

【摘要】本文結合江門110KV科苑（南山）變電站，對程序化操作的技術要求，程序化操作的實施方案和操作流程進行了探討，為其他變電站實施程序化操作提供參考。

【關鍵詞】變電站；程序化操作；自動化系統；五防系統

1.引言

隨著電網建設的發展，變電站自動化系統已達到較高的技術水平，能夠實現數據的采集并上傳到當地后臺和調度主站，同時也可以實現變電站內集中監控和調度端的遠程監控。但變電站的電氣操作仍采用現場常規操作或單一監控軟件控制操作，且操作過程中需運行人員現場檢查設備狀況，耗費了大量的人力和時間，使得無人值班變電站的優勢難以發揮；同時隨著變電站操作密度的增加，倒閘操作過程中人工干預程度太高，給運行人員帶來越來越大的壓力，也提高了誤操作的可能，影響電網的安全運行水平。因此在變電站內實施程序化操作是順應技術發展的趨勢，能夠使得變電站實現真正意義上的無人值班，達到“減員增效”的目的；同時通過程序化操作，能最大限度地減少人工操作失誤，縮短操作時間，提高變電站的安全運行水平。本文結合江門電網第一座程序化操作變電站——110kV科苑（南山）變電站對程序化操作實施進行探討。

2.程序化操作含義

變電站程序化操作是指變電站內智能設備依據變電站操作票的執行順序和執行結果校核要求，由站內智能設備代替操作人員，自動完成操作票的執行過程。實際操作時只需要變電站內運行人員或調度運行人員根據操作要求選擇一條程序化操作命令，操作票的執行和操作過程的校驗由變電站內智能電氣設備自動完成。

程序化操作就是預先定義好操作序列，實際操作時完全依照預先定義序列或者根據該序列自適應形成實際操作序列，以達到“一鍵操作”的目的。也就是按照預先設定好的控制邏輯或預先給定的操作票，一次性完成檢修、冷備用、熱備用、運行等狀態之間的轉換、多個步驟的控制操作，并包含有先后操作順序的操作步驟，每步驟包括操作前判斷邏輯（防誤邏輯）、操作內容、操作后確認條件（確認操作是否成功）。程序化操作與傳統操作在10kV設備操作上的的區別（如表1所示）。

3.程序化操作技術要求

3.1 對一次設備的要求

（1）電氣一次設備需要滿足電動操作條件。由于變電站程序化操作最終需要實現變電站內自動操作，因此要求參與程序化操作的各一次設備包括斷路器、隔離開關、地刀、手車等均可以實現電動操作，也就是通過電氣操作可以實現開關、刀閘、地刀的分合，手車的推入和拉出等。

（2）電氣一次設備需要滿足可靠性的要求。由于程序化操作基本為無人干預，特別是無人值班變電站內的操作，其操作的成功與否在絕大多數情況下取決于一次設備操作的可靠性，也就是說一次設備能否正常操作到位，特別是地刀是否分合到位。如果一次設備的可靠性較低，經常出現不能正常操作或操作不到位的情況，則程序化操作的成功率難以提高。另一方面，程序化操作過程中每一步執行前的條件以及每一步執行后成功與否的判斷，均需要根據相關一次設備的輔助接點位置進行判斷，因此一次設備輔助接點位置與一次設備實際位置的嚴格對應，是保證程序化操作正確性的關鍵因素。

3.2 對二次設備的要求

（1）參與程序化操作的各電氣二次設備要求穩定、可靠

變電站內的測控單元和保護測控一體化裝置是程序化操作的最終執行者，同時其負責采集一次設備的狀態。因此，為保證程序化操作的正確、成功執行，除了要求一次設備穩定、可靠外，還要求參與變電站程序化操作的二次設備穩定、可靠運行，一方面能夠按照操作票的操作順序正確發出控制信號，同時確保一次設備位置采集準確無誤。

（2）具備一定的容錯措施

由于一次設備存在一定的不可靠因素，比如說斷路器輔助接點位置與斷路器實際位置不符，當斷路器實際在合位時而輔助接點為分位，這樣在操作過程中容易導致帶電拉開隔離開關或合接地刀閘造成誤操作，因此二次設備在設計過程中需要采取一定的容錯措施，確保當一次設備輔助接點不正確時不出現誤操作。

比如說對于反應一次設備位置的輔助接點信號，必須采用雙位置信號加強其可靠性，將兩路獨立的輔助接點接入間隔層設備，一路為輔助分接點，另一路為輔助合接點，當分接點為“1”，合接點為“0”判為分位；當分接點為“0”，合接點為“1”時判為合位；當分接點和合接點狀態相同時判為無效，表明輔助接點位置異常，此時需要閉鎖相關操作。

除此之外，還可以考慮增加回路內電流檢查、母線側電壓、線路側電壓以及帶電顯示器狀態等輔助判據，防止一次設備不可靠造成程序化操作的誤操作發生。

（3）保護設備具有可遠方投退的保護軟壓板并可實現保護定值區的遠方切換

在變電站內實施程序化操作，特別是在采用雙母接線方式的變電站實施程序化操作，由于某些操作較復雜，有時會牽涉到相關保護功能的投退，傳統的人工操作通過操作人員手動投歸保護硬壓板來實現，而程序化操作過程中需要保護設備能夠提供與硬壓板相對應的軟壓板來實現，通過軟壓板的遠方投退達到投退保護功能的目的；同樣在程序化操作過程中也會涉及到保護定值的遠方修改和定值區的遠方切換功能。

（4）五防系統

實現程序化操作的變電站，對臨時接地線的管理非常重要，臨時接地線的狀態應由專用設備采集；設計采用在線式五防專用電磁鎖具，對臨時地樁、網門等手動操作設備進行實時在線監控。在線式五防專用鎖具可返回接地樁是否掛接地線的位置信息，可以返回網門開閉的位置信息。解鎖或閉鎖操作可以由監控系統進行遙控。由于具備了可遙控、返回遙信的功能，因此網門、地線等手動操作設備的可以參與到整體的防誤系統中。實現主站與現場設備完全“實時、在線”的信息交互。

當不符合操作條件時，電磁鎖電源回路斷開，無操作電源，指示燈不亮，不可以進行操作；當符合操作條件時，電磁鎖電源回路閉合，具備操作電源，指示燈亮，按動電磁鎖操作按鈕，則可進行相應操作。

圖1 網門電磁鎖

圖2 接地電磁鎖

圖3 110kV科苑（南山）變電站自動化系統

3.3 對遠動通信的要求

目前變電站對調度主站/集控中心主要采用101、104等遠動規約，這些規約主要傳送的是變電站的四遙信息，標準的遠動規約對保護定值的傳輸和定值的修改沒有定義，如果進行程序化操作，必然涉及到遠動規約的擴充；另一方面，進行變電站程序化操作的目的是實現變電站的遠方操作，調度主站在操作過程中需要獲得變電站的實時操作報告，這一點也涉及到遠動規約的擴充和修改。

4.變電站程序化操作實施方案

4.1 程序化操作系統結構及功能

如圖3所示，110kV科苑（南山）變電站自動化系統分為兩層（站控層/間隔層），程序化操作功能集成至該系統中。

本方案以間隔層裝置分布式方案為核心，結合集中式方案解決跨裝置程序化操作需求，支持當地監控和遠動機實現程序化操作的集中式方案。該方案集合了分布式和集中式的特點和優勢，功能如下：

（1）對于間隔裝置之間控制信息的傳輸，由間隔裝置之間直接通訊完成，如使用IEC61850面向對象的變電站事件（GOOSE）通信。

（2）跨裝置程序化操作由后臺或遠動與測控裝置配合實現，實現方式靈活。方案充分考慮了程序化操作的可靠性，站控層程序化操作功能由后臺和遠動分布實現，后臺或遠動發生故障不影響正常一方的程序化操作：

站內操作時，程序化操作與遠動機無關。可由后臺與間隔裝置配合實現，也可由后臺獨立實現，即后臺發出并執行所有單步操作；

主站操作時，程序化操作與后臺無關。可由遠動與間隔裝置配合實現，也可由遠動機獨立實現，即遠動發出并執行所有單步操作。

（3）能夠實現母線、主變等一次設備狀態切換的一鍵操作。執行時自動識別母線、主變相關間隔的當前狀態，在進行狀態切換時只操作需要操作的間隔，實現真正的“一鍵操作”。

（4）操作前執行條件與間隔裝置防誤邏輯一致，執行后確認條件可判斷多個遙測遙信條件，可充分保證程序化操作的安全性。

（5）控制過程信息監視，在控制執行過程中，向集控中心上送控制過程中每步操作的具體執行情況，方便控制過程的信息監視。

圖4 具體流程圖

4.2 程序化操作可實現的操作類型

（1）單間隔（單裝置）典型票：本票操作序列中，只涉及本間隔測控裝置可控設備的操作。例如：某線路運行轉冷備用。

（2）單間隔（跨裝置）典型票：針對某單個間隔的操作過程，除需要本間隔測控裝置外，還需要其他間隔層裝置參與實現。例如：雙母線接線方式下，將某線路由I母轉II母運行，除需要本間隔測控裝置外，還涉及母聯測控裝置（需要合上母聯間隔）。線路由旁路代送時，除本間隔測控裝置配合外，還需旁路測控裝置和旁路間隔保護裝置（定值區切換）參與實現。

（3）跨間隔操作票：為實現母線、主變等一次設備狀態切換的一鍵操作，需要多個間隔的測控裝置和保護裝置參與。例如：雙母線其中一條母線停電檢修熱倒、主變由運行轉檢修、饋線批量停電送電等。

4.3 程序化操作流程

在變電站運行人員通過操作員站用戶界面下發程序化操作命令，主站運行人員下發的程序化操作命令通過遠動機轉發執行。具體流程如圖4所示。

5.結束語

工程實踐證明，隨著電力系統綜合自動化逐步走向數字化、智能化和標準化，充分拓展變電站自動化系統的應用水平，實現變電站程序化操作，從真正意義上實現變電站無人化，是改進變電站自動化水平，提高變電站安全運行的有效途徑，是變電運行技術發展的必然趨勢。

參考文獻

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