监控远方遥控操作模式分析

张炳盛

摘 要：电网传统倒闸操作全过程按照“一人操作，一人监护”模式，中山电网在220kVGIS变电站以及110kV变电站（包括GIS站与常规站）调度监控端实施“一人操作，一人监督”变电端实施单人操作模式。文章介绍了调度监控端实施远方遥控操作GIS站至接地刀闸，常规站至刀闸的全新模式，对该创新模式的实施历程、优缺点及发展方向进行了分析探讨。

关键词：远方遥控操作；地刀；防误

1 概述

目前进行遥控操作的倒闸操作模式，全过程按照“一人操作，一人监护”模式，即倒闸操作由两人执行，监护人完成操作过程中唱票、确认等内容，操作人完成复诵、操作等操作内容，双方配合完成整个操作任务。远方端和变电站端须各两人配合操作，且GIS站涉及接地刀的操作仍由站端实施，变电运行人员操作压力未有明显减轻，减员增效目标尚未完全得以体现，操作效率亦难以有效提升。

2 监控远方遥控操作实施过程主要问题及解决措施

2.1 防止误操作问题

在监控端实现对变电站隔离开关、接地刀闸的远方遥控操作，即所有220kVGIS变电站与110kV变电站的操作任务全部集中在监控端，原属于现场端的操作安全风险，将转移集中至监控端。仅凭监控员的经验、责任心和记忆力去完成所有操作，误操作的危险随时会发生，如何依靠新的技术手段来保障安全，提高效率，适应当前电网的发展，将出现误操作的风险有效降至最低，是实施遥控操作首要解决问题。

解决措施：中山供电局在监控操作的EMS系统中研究和开发了“调度安全约束系统”，该系统包括电气操作防误功能以及操作票功能，实现调度工作全流程智能综合约束控制和操作全流程管理。主要特点是：（1）实时性：该系统随时取得最新模型、图形和运行方式，不需要人工设置系统当前的运行方式，以保证开票环境的真实可靠，实现系统的实时性及可用性；（2）智能化：实现全网设备的闭锁、开票规则的用户自定制、操作票的智能推理、业务表单的自由定制、操作票生命周期的全流程管理。（3）安全性：先进的图票一体化技术让系统实现了图中开票，票中执行的出票模式，在拟票、校验、模拟、执行等过程，从不同角度最大限度进行全方位的闭锁，以杜绝出现误操作。例如，在使用该项系统中“图形出票”功能建立操作票后，操作前进行操作校核；在实际操作中，若操作人凭票按顺序正确操作，系统默认操作正常，不进行任何提示；若操作人进行与操作票内容不符的操作，系统会及时弹出对话框“当前操作不在操作预案中，是否继续”的提示，提醒操作人该操作步骤有问题，必须暂停操作，该功能无形中充当了操作监护人的角色，对监控远方遥控操作的顺利开展起到决定性的作用。在2010年“调度安全约束系统”获得中山供电局科技进步一等奖。

2.2 典型操作票问题

由于监控主导操作，变电负责配合操作，监控端须由零开始，建立监控操作票库，变电端原有操作票已不适合该操作模式，监控端、变电端必须新建、修编具备远方遥控操作特点的监控典型操作票，方能相互有效配合，有效提高操作效率。

解决措施：在原有的变电操作票基础上，按监控远方遥控操作模式进行修改，原则是应全部由监控端远方执行操作，如分、合开关，拉、合刀闸，具备遥控条件的备自投、重合闸软压板等操作；对于监控端不能操作的，以转令形式由变电运行人员现场操作，如涉及二次保护投退、PT二次并列等操作。监控端据此原则建立监控端典型操作票库，并编写“中山供电局变电站远方遥控操作规范学习手册”，使监控员在准备操作票、执行操作时能规范操作行为，尽量减少误操作风险及提高工作效率。

2.3 由于反措要求，所有刀闸、接地刀闸的操作电源在退出状态，“四遥”YK在“就地”位置。若变电运行人员不提前将其投入，监控端无法按计划进行遥控操作。

解决措施：在计划操作前，由监控通知变电运行人员“检查XX站XX线XX刀闸具备远方遥控条件”，运行人员将监控所需操作的刀闸（包括线路地刀）远方遥控设置在投入状态，确保具备远方遥控条件，然后直接汇报监控：“已检查XX站XX线XX刀闸具备远方遥控条件”。在监控操作完毕，通知现场检查最终状态时，运行人员再将远方遥控设置在退出状态。

2.4 由于监控端没有带电显示装置，GIS变电站地刀合闸操作前无法验电

解决措施：根据南网《电气倒闸操作导则》中明确了GIS设备合接地开关前的条件，对于线路，利用线路电压抽取装置，把线路电压遥测值接入调度自动化系统实现；对由于没有线路电压抽取装置的电缆线路，采用取带电显示装置遥信上送调度自动化系统实现的方法；监控远方操作地刀前必须同时验证设备位置、线路带电信号、线路是否带电拓扑关系后方可操作。

2.5 主变间隔转检修操作中，10kV侧需在母线桥处接地线，此接地操作监控无法实施遥控

解决措施：此操作列入监控操作票作为一项操作内容，通过转令形式通知变电运行人员，具体操作由运行人员按现场运行规程要求执行。如“将XX主变10kV侧由冷备用转检修”。

2.6 对于部分倒闸操作需投退保护配合操作，监控端无法远方遥控操作

解决措施：此操作列入监控操作票作为一项操作内容，通过转令形式通知變电运行人员投入或退出该功能，具体操作由运行人员按现场运行规程要求执行。

2.7 常规变电站监控端无法确定刀闸是否正确完全合上或分开

解决措施：在常规变电站在分合刀闸后，已操作令的方式转令现场检查。

3 监控远方遥控操作模式优点

3.1 监控远方遥控操作模式相对于传统模式在缩短操作时间方面的效果是非常明显的，而且随着监控、变电运行人员配合默契度的提高，监控对各类设备操作熟悉程度的提高，操作时间的缩短比例也大幅提高。

3.2 监控远方操作使分布于中山电网各个站点的操作集中在监控端进行，实现了电网设备集约化操作，将多点风险控制转化成单点风险控制，有利于监督和规范倒闸操作，提高了倒闸操作的安全性。

3.3 绝大部分操作时变电运行人员不再直接面对带电设备操作，只需操作二次设备，只需在监控操作完毕后检查设备最终状态，在操作过程万一发生了恶性误操作事故，保证了操作人的人身安全。

3.4 涉及开关的远方倒闸操作由监控独立完成，一般情况下变电运行人员可不参与；进行变电站设备的倒闸操作，变电运行人员只需一人配合操作，一定程度上减轻了运行人员的操作压力，节约了大量人力。

4 监控远方遥控操作模式缺点

4.1 由于操作集中，风险也集中，监控班将承受大量集中操作所带来的安全风险，这将对监控班全体人员的遥控操作能力、安全风险意识提出更高的要求。

4.2 在检修高峰期，由于设备停、复电时间段比较集中，而一个完整、连续的操作需要一定的时间，大量的集中操作增加了误操作发生的机率。在监控无法同时应付多个计划性操作任务时，须下放由现场操作。

4.3 变电站图像监控系统存在一定的局限性，监控远方遥控操作过程对设备位置的判断依赖于EMS系统中的遥测、遥信，缺乏直观的判断依据，在操作过程若发生异常情况，监控端无法作出快速判断及反应。

5 结束语

中山监控远方遥控操作模式作为一个开创性的全新操作模式，能有效减少设备停送电操作时间；有利于监督和规范倒闸操作，提高倒闸操作安全性；减轻运行人员操作压力，保证操作人身安全，实现减员增效等优点，是中山电网调控一体化的发展方向。在实施过程能解决好存在的相关问题，控制好存在的安全风险，监控远方遥控操作模式的推行，将会极大地提高电气倒闸操作的管理水平，提高设备倒闸操作效率，保障电网安全、经济运行。

参考文献

[1]广东电网公司.广东电力系统调度规程[Z].2008.

[2]中山供电局.中山电力系统调度规程[Z].2010.