基于母聯(lián)電流分析的變電站遠方操作防誤技術

孫涵 魯偉 劉瑜 王麗萍 魏霞 高嶺

摘要：近年來社會用電需求的不斷增大，電力工程建設數(shù)量也逐漸增多。變電站是電力系統(tǒng)中對電壓、電流進行變換，接受電能及分配電能的重要場所，其設備需要不同專業(yè)的檢修人員定期與不定期檢驗，因此運行人員除了需配合基本的設備巡檢、倒閘操作外，還需配合檢修人員到變電站進行現(xiàn)場作業(yè)管控。為此，尋找一種既能滿足風險管控要求，又能減少運行人員現(xiàn)場作業(yè)管控工作量的方法成為了當前運行人員十分迫切的需求。本文就基于母聯(lián)電流分析的變電站遠方操作防誤技術展開探討。

關鍵詞：變電站;遠方;作業(yè)管控

引言

隨著“大運行”體系建設的推進，無人值守變電站逐步推廣，通過多級調(diào)度協(xié)同的大電網(wǎng)實時監(jiān)控和安全控制技術，完成多級調(diào)度協(xié)調(diào)控制和故障聯(lián)合處置，已經(jīng)完成了對電網(wǎng)的有效控制。目前斷路器遠方操作逐漸常態(tài)化，迫切需要進一步擴大遠方操作范圍，以便減輕無人值守變電站運維過程中運維人員花費大量時間往返現(xiàn)場的現(xiàn)象。

1變電站遠方作業(yè)管控基礎

隨著科學技術的進步及近年來變電站輔助系統(tǒng)的投資建設，視頻監(jiān)控系統(tǒng)覆蓋率基本達到95%，現(xiàn)場作業(yè)的可視化監(jiān)控具備了條件;隨著移動物聯(lián)網(wǎng)技術的發(fā)展，移動式布控球監(jiān)控得到了廣泛應用，通過移動布控球能彌補固定式視頻監(jiān)控的盲區(qū);人臉識別、人證合一身份鑒別技術的準確性為進出站的管理提供了有力的技術支持;傳感器的發(fā)展為變電站實現(xiàn)虛擬安全圍欄的在線監(jiān)測提供了條件;定位技術的精準性為作業(yè)人員軌跡的追蹤提供了便利;程序開發(fā)能實現(xiàn)現(xiàn)場作業(yè)關鍵點（隱蔽性工程）的作業(yè)把控;移動智能終端及直播技術的普及使得遠方許可、遠方驗收具有了可能性。

2變電站遠方作業(yè)管控的實現(xiàn)方法

2.1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(diào)控主站進行遙控操作。將隔離開關（接地開關）的操作轉(zhuǎn)移到調(diào)控主站進行之后，原有的現(xiàn)場安全操作風險也將集中轉(zhuǎn)移至調(diào)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(wǎng)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。”進行調(diào)度遠方操作時，調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)度端增設相應的遙控拓撲防誤功能。通過調(diào)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。

2.2固定視頻監(jiān)控與移動布控球的作業(yè)監(jiān)控實現(xiàn)

目前，變電站采用的是固定式視頻監(jiān)控，始終存在一定監(jiān)控死角，為此可采用由已有視頻監(jiān)控系統(tǒng)與移動布控球機共同組成的遠程可視化變電站作業(yè)管控方案。當工作票填寫并審核完畢后，遠方作業(yè)管控平臺通過工作地點的匹配，將固定視頻監(jiān)控預置點自動匹配到作業(yè)監(jiān)控操作圖標下。同時，在巡維中心值班人員的管理下移動布控球機配置到視頻監(jiān)控操作下。變電運行值班人員希望查看現(xiàn)場工作時，點擊作業(yè)管控區(qū)域的視頻操作圖標就可將當前監(jiān)控的攝像頭及預置點調(diào)出，方便運行人員完成遠方作業(yè)管控。此外，可利用行為識別技術進行現(xiàn)場作業(yè)人員行為識別，抓取習慣性違章，并及時在作業(yè)管控平臺中彈窗提示及短信提醒，最終實現(xiàn)變電站作業(yè)人員的行為智能識別及預警。

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(wǎng)運行方式改變之后，由運行人員在現(xiàn)場根據(jù)要求投退保護的軟壓板來滿足運行需求。若在調(diào)度端進行操作，首要的問題就是調(diào)度端能夠接受保護裝置反饋的信息，能夠?qū)Σ僮餍盘柡筒僮髑昂筌泬喊宓难b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(diào)控主站進行升級，能夠滿足相關操作的硬件要求。調(diào)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。

3操作流程風險分析及應對措施

1. 多主站操作風險。由于軟壓板操作過程采用“選擇-執(zhí)行”模式，當同時有多個主站進行遙控選擇時，不允許多個主站同時進行遙控操作過程;只允許其中一個調(diào)控主站進行遠方操作過程，而其他調(diào)控主站的操作指令則被否定終止。定值操作在通信子站上要進行通信過程轉(zhuǎn)換拆分轉(zhuǎn)換，讀取非當前區(qū)定值和修改定值都涉及到編輯定值區(qū)的操作，多主站情況下某個主站的編輯定值區(qū)命令可能會被其他主站的編輯定值區(qū)命令覆蓋;如果選擇的編輯定值區(qū)不是預期的定值區(qū)，讀定值時則會讀到非對應區(qū)的定值，會造成調(diào)控主站定值基準入庫時錯誤或者召喚的定值與基準定值不匹配;修改定值時則會修改成非對應區(qū)的定值，可能導致實際運行定值錯誤。針對多主站操作風險，子站在接收到調(diào)控主站的遠方操作命令時，需要檢查是否有其他調(diào)控主站正在進行操作，如果已有調(diào)控主站正在進行操作，則閉鎖最新收取到的操作指令。（2）主子站配合失調(diào)風險。從上述的流程分析中，可以看出，對于錯誤的操作序列，可以通過邏輯分析控制進行識別和處理;在操作無響應的情況下通過超時控制恢復正常狀態(tài)以便能夠進行下一次操作。在這樣的控制處理體系下，調(diào)控主站、通信子站、繼電保護裝置三者所設置的超時時間不同可能會發(fā)生不同的情況。當主站設置的超時時間比子站或裝置短時，即主站、子站、裝置設置的時間不匹配時，遠方操作就有可能發(fā)生誤操作。第一步：主站根據(jù)運行情況需要對站內(nèi)保護裝置的某軟壓板進行退出操作，并在t1時刻下發(fā)了正常流程的選擇命令，子站和保護裝置也在t2和t3時刻正確執(zhí)行了選擇命令進入了執(zhí)行狀態(tài);第二步：由于某些情況，主站沒有接著下發(fā)執(zhí)行命令或者是網(wǎng)絡原因命令未到達等。當主站的遠方操作在t4時刻超時退出，由于子站和保護裝置的超時時間比主站的長，此時子站和保護裝置都處理正常的執(zhí)行狀態(tài);第三步：在t5時刻，主站由于受到攻擊或誤操作等原因下發(fā)了非法的執(zhí)行命令，子站和裝置收到執(zhí)行命令后在t6和t7時刻執(zhí)行了某軟壓板退出命令，此時就產(chǎn)生了誤操作。同理，如果子站的超時時間設置比保護裝置短時，也有可能產(chǎn)生類似的誤操作問題。因此針對主子站配合失調(diào)風險，調(diào)控主站、通信子站、繼電保護裝置三者設置的超時時間應該是調(diào)控主站不小于通信子站不小于繼電保護裝置。

結語

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(wǎng)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。

參考文獻

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