220 kV变电站一键顺控技术改造

2021-09-07任思敏

山东电力高等专科学校学报 2021年4期

王龙，任思敏，王朵，杨鹏

（1.国网宁夏电力公司吴忠供电公司，宁夏吴忠 751100；2.国网陕西电力公司西安供电公司，陕西西安 710000）

0 引言

为了适应电网高速发展，解决变电运维人员传统倒闸操作任务重以及智能变电站二次设备软压板投退困难等问题，一键顺控技术在变电站中的应用越来越普遍。一键顺控技术是通过预先定义典型操作序列，在执行倒闸任务时依靠程序自动执行而达到一键顺控的目的［1-2］。本文通过对变电站内监控后台、“五防”主机、远动装置及一次设备状态监测进行改造，可完善全站一次设备及二次软压板一键顺控功能模块并进行逻辑测试，实现变电站一次设备和二次软压板状态转换的一键顺控操作，节省倒闸操作时间，减轻操作人员工作强度，降低误操作和漏操作风险，缩短用户停电时间。

1 一键顺控总体方案确定

1.1 设备位置双确认

电气设备远方操作后判断位置时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生变化，且这些确定的指示均已同时发生对应变化，方可确认该设备已操作到位［3］。因此，对于一键顺控改造，电气设备在操作中位置变化的双确认环节是必不可少的。

1）断路器双确认。断路器位置确认应采用“位置遥信+遥测”判据［4-5］。位置遥信以断路器双位置辅助接点变化为主要判据，遥测以三相电流、三相电压或三相带电显示装置信号为辅助判据。只有主要判据和辅助判据同时变化才能判别断路器分、合变化是否到位。

2）隔离开关双确认。按规定存量GIS（Gas Insulated Switchgear，简称GIS）、HGIS（Hybrid Gas Insulated Switchgear，简称HGIS）变电站隔离开关位置信号的采集可采取辅助开关双位置接点位置遥信确认方式。AIS（Air Insulated Switchgear，简称 AIS）变电站隔离开关位置信号的采集应采用以开关接点位置遥信作为主要判据，姿态传感器、微动开关或视频联动位置作为辅助判据双位置确认方式。

1.2 一次设备状况

某220 kV变电站是2018年建成投运的新一代智能变电站，全站分为220 kV、110 kV、35 kV 3个电压等级，220kV设备采用HGIS双母线接线方式，110 kV设备采用GIS双母线接线方式，35 kV采用户内开关柜单母线分段接线方式。户外HGIS、GIS间隔设备无独立电压互感器，且未装设带电显示装置，不能进行断路器的双位置确认，从而无法满足一键顺控防误校验和逻辑闭锁的条件。

1.3 二次设备状况

站内220 kV、110 kV线路保护、主变压器保护、母线保护、母联及分段保护装置在监控后台能实现二次设备软压板投退，不能实现一次设备顺控操作。因此，为了满足一键顺控实施条件，需对站内二次设备进行核查。

1）后台数据服务器。后台的两台主机采用双机冗余配置，且均已接入站内以太双网。经现场核查，后台服务器软件无法通过升级满足一键顺控实施条件。

2）“五防”系统。“五防”主机通过 61850 通信规约与监控机及测控装置通信，但软件无法通过升级满足一键顺控实施条件。

3）远动装置。站内共有两台远动装置，两台主机采用双机冗余配置，且均已接入站内以太双网。经现场核查，其软、硬件均无法满足一键顺控实施条件。

4）监控系统配置及接入情况。检查后台监控系统数据库、Ⅰ区数据通信网关转发配置及全站SCD（Substation Configuration Description，简称 SCD）配置，发现各间隔的断路器及隔离开关位置在远动库、后台数据库中均为双位置辅助接点遥信接入。

综上所述，原监控主机、“五防”主机不具备一键顺控功能且无法进行升级改造。为达到一键顺控改造条件，最终采用“站端”模式，即在变电站内原一次设备加装带电显示装置，二次设备新增一面一键顺控保护屏，包含一套一键顺控主机、一套独立智能防误系统、一台公用测控装置以及两台远动装置。

2 一键顺控总体方案实施

2.1 系统搭建

为避免对站内原有监控系统造成影响，可增加一键顺控相关设备组屏［6］，一键顺控系统拓扑结构如图1所示。在变电站空屏位置安装一键顺控屏，将远动A装置、远动B装置、公用测控装置、顺控监控主机、智能防误主机均放置在内。按照图中拓扑结构，一键顺控屏内放置网线分别与站控层A网、B网交换机关联，同时与调度数据网联通。一键顺控主机、智能防误主机、顺控测控装置接入Ⅰ区站控层MMS网络［7-8］。

图1 一键顺控系统拓扑图

系统采用“站端”模式实现一键顺控，由顺控监控主机发起命令，监控主机与智能“五防”主机进行双重防误校验，两套系统宜采用不同厂家配置，防止发生误操作。校验成功后，监控主机与各间隔测控装置交换信息，各间隔测控装置执行相应操作，每一步操作完成后，各间隔测控装置第一位置信息和一键顺控公用测控设备第二位置信息通过间隔层A网反馈至监控主机，确认后进行下一步操作。

2.2 带电显示装置安装

为了获取断路器第二位置的判据，在变电站220 kV设备区、110 kV设备区的进出线及主变压器间隔的避雷器处进行高压带电显示装置的安装调试［9］，安装位置如图2所示。带电显示装置由主机和3个单相检测探头两部分组成，检测探头安装在避雷器瓷瓶下端钢结构上，220 kV安装距离应大于1.85 m，110 kV安装距离应大于1.05 m，且探头的信号线用不锈钢管及波纹管进行铺设及固定。主机安装在避雷器下端离地1.5 m处，方便检测探头信号线及电源线接入。

图2 一次带电显示装置安装位置

以某220 kV线路间隔为例，带电显示装置安装在断路器线路侧，3个检测探头分别将断路器线路侧三相带电情况反馈至主机，主机将线路带电情况转换为接点信号后，经二次电缆将信号传送到户内一键顺控公用测控装置，利用“位置遥信+遥测”判据对断路器是否发生位置变化进行判别。

2.3 基础软件安装

1）检查各间隔测控装置SCD文件，检查各间隔智能终端开关、刀闸位置接入情况。

2）为满足一键顺控“双确认”要求，需完成变电站线路及主变压器GIS间隔带电显示装置安装，并将带电显示装置反馈信号作为断路器第二位置判据接入公用测控装置。

3）下装“一键顺控”Ⅰ区数据通信网关配置，制作远动转发及“一键顺控”监控信息表。

4）编写典型顺控操作票，制定相关闭锁条件后，在一键顺控主机上编制一键顺控操作票，完成一键顺控逻辑验证。

5）绘制一键顺控智能防误软件图形，并进行数据调试，满足对监控主机一键顺控操作的“五防”校验要求。

3 一键顺控操作流程和测试

3.1 操作流程

一键顺控系统平台搭建完成后，需对顺控操作系统进行实际测试，校验其功能是否符合要求，一键顺控操作流程如图3所示。一键顺控操作主要有用户权限校验、核对当前设备状态、选择设备目标状态、生成顺控操作票、模拟预演、执行正式指令、操作正确反馈7个步骤。

图3 一键顺控操作流程图

1）用户权限校验。操作前须对操作人员进行权限口令校验，在操作人和监护人共同登录主机校验成功后，方可进行操作。

2）核对当前设备状态。一键顺控操作下，设备在“运行”“热备用”和“冷备用”3种状态之间转换，操作前需核对设备当前状态是否符合实时状态，随后根据实际操作任务，在系统中选择相应的设备初始状态。

3）选择设备目标状态。根据操作的目标任务，在系统中选择相应的目标状态。

4）生成顺控操作票。设备当前状态和目标状态确定后，系统自动生成需要的操作票。

5）模拟预演。在执行操作任务前，需先进行模拟操作，以验证智能“五防”主机、顺控主机双校验和闭锁信号是否通过。智能“五防”主机和顺控主机校验是判断两个不同系统操作顺序逻辑是否符合防误闭锁要求的双校验。闭锁信号包含间隔闭锁信号、相关电压等级公用闭锁信号及全部公用闭锁信号［10］。

6）执行正式指令。模拟预演成功后，执行正式指令，人工使能“执行”按钮，开始操作。

7）操作正确反馈。执行正式指令过程中，系统自动实时校验设备状态、操作步骤并进行反馈，确保操作可靠性和安全性。若出现闭锁信号异常，则立刻终止顺控操作。

3.2 现场测试

结合某220 kV线路停电计划，进行一键顺控测试。在一次设备顺控测试阶段，为防止遥控出错，误动运行间隔，首先将变电站除需停电的220 kV线路外所有运行测控装置遥控把手切至“就地”位置，断开断路器和隔离开关控制电源；然后在一键顺控主机进行顺控操作，操作人和监护人双确认后，选中相应操作任务开始执行；最后在现场检查设备位置是否操作到位，任务是否完成。

在二次软压板顺控测试阶段，操作人员将变电站除需停电的220 kV线路外所有保护装置的远方投退压板退出后，方可进行任务操作。顺控执行完毕，在保护装置上查看相应压板是否投退完成。