基于母联电流分析的变电站远方操作防误技术

孙涵 鲁伟 刘瑜 王丽萍 魏霞 高岭

摘要：近年来社会用电需求的不断增大，电力工程建设数量也逐渐增多。变电站是电力系统中对电压、电流进行变换，接受电能及分配电能的重要场所，其设备需要不同专业的检修人员定期与不定期检验，因此运行人员除了需配合基本的设备巡检、倒闸操作外，还需配合检修人员到变电站进行现场作业管控。为此，寻找一种既能满足风险管控要求，又能减少运行人员现场作业管控工作量的方法成为了当前运行人员十分迫切的需求。本文就基于母联电流分析的变电站远方操作防误技术展开探讨。

关键词：变电站;远方;作业管控

引言

随着“大运行”体系建设的推进，无人值守变电站逐步推广，通过多级调度协同的大电网实时监控和安全控制技术，完成多级调度协调控制和故障联合处置，已经完成了对电网的有效控制。目前断路器远方操作逐渐常态化，迫切需要进一步扩大远方操作范围，以便减轻无人值守变电站运维过程中运维人员花费大量时间往返现场的现象。

1变电站远方作业管控基础

随着科学技术的进步及近年来变电站辅助系统的投资建设，视频监控系统覆盖率基本达到95%，现场作业的可视化监控具备了条件;随着移动物联网技术的发展，移动式布控球监控得到了广泛应用，通过移动布控球能弥补固定式视频监控的盲区;人脸识别、人证合一身份鉴别技术的准确性为进出站的管理提供了有力的技术支持;传感器的发展为变电站实现虚拟安全围栏的在线监测提供了条件;定位技术的精准性为作业人员轨迹的追踪提供了便利;程序开发能实现现场作业关键点（隐蔽性工程）的作业把控;移动智能终端及直播技术的普及使得远方许可、远方验收具有了可能性。

2变电站远方作业管控的实现方法

2.1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。將隔离开关（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。”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。

2.2固定视频监控与移动布控球的作业监控实现

目前，变电站采用的是固定式视频监控，始终存在一定监控死角，为此可采用由已有视频监控系统与移动布控球机共同组成的远程可视化变电站作业管控方案。当工作票填写并审核完毕后，远方作业管控平台通过工作地点的匹配，将固定视频监控预置点自动匹配到作业监控操作图标下。同时，在巡维中心值班人员的管理下移动布控球机配置到视频监控操作下。变电运行值班人员希望查看现场工作时，点击作业管控区域的视频操作图标就可将当前监控的摄像头及预置点调出，方便运行人员完成远方作业管控。此外，可利用行为识别技术进行现场作业人员行为识别，抓取习惯性违章，并及时在作业管控平台中弹窗提示及短信提醒，最终实现变电站作业人员的行为智能识别及预警。

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。

3操作流程风险分析及应对措施

1. 多主站操作风险。由于软压板操作过程采用“选择-执行”模式，当同时有多个主站进行遥控选择时，不允许多个主站同时进行遥控操作过程;只允许其中一个调控主站进行远方操作过程，而其他调控主站的操作指令则被否定终止。定值操作在通信子站上要进行通信过程转换拆分转换，读取非当前区定值和修改定值都涉及到编辑定值区的操作，多主站情况下某个主站的编辑定值区命令可能会被其他主站的编辑定值区命令覆盖;如果选择的编辑定值区不是预期的定值区，读定值时则会读到非对应区的定值，会造成调控主站定值基准入库时错误或者召唤的定值与基准定值不匹配;修改定值时则会修改成非对应区的定值，可能导致实际运行定值错误。针对多主站操作风险，子站在接收到调控主站的远方操作命令时，需要检查是否有其他调控主站正在进行操作，如果已有调控主站正在进行操作，则闭锁最新收取到的操作指令。（2）主子站配合失调风险。从上述的流程分析中，可以看出，对于错误的操作序列，可以通过逻辑分析控制进行识别和处理;在操作无响应的情况下通过超时控制恢复正常状态以便能够进行下一次操作。在这样的控制处理体系下，调控主站、通信子站、继电保护装置三者所设置的超时时间不同可能会发生不同的情况。当主站设置的超时时间比子站或装置短时，即主站、子站、装置设置的时间不匹配时，远方操作就有可能发生误操作。第一步：主站根据运行情况需要对站内保护装置的某软压板进行退出操作，并在t1时刻下发了正常流程的选择命令，子站和保护装置也在t2和t3时刻正确执行了选择命令进入了执行状态;第二步：由于某些情况，主站没有接着下发执行命令或者是网络原因命令未到达等。当主站的远方操作在t4时刻超时退出，由于子站和保护装置的超时时间比主站的长，此时子站和保护装置都处理正常的执行状态;第三步：在t5时刻，主站由于受到攻击或误操作等原因下发了非法的执行命令，子站和装置收到执行命令后在t6和t7时刻执行了某软压板退出命令，此时就产生了误操作。同理，如果子站的超时时间设置比保护装置短时，也有可能产生类似的误操作问题。因此针对主子站配合失调风险，调控主站、通信子站、继电保护装置三者设置的超时时间应该是调控主站不小于通信子站不小于继电保护装置。

结语

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。

参考文献

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.

黄哲忱.热倒母线操作合闸可靠性在线预警技术研究[J].江苏电机工程，2017，36（1）：65-69.