综合自动化变电站操作风险管控技术研究

王炳国

(胜利石油管理局有限公司电力分公司，山东东营 257000)

0 前言

变电站作为电网运行的重要枢纽，在运行管理过程中存在因雷暴、水淹、地震等恶劣天气造成的运行风险，在检修巡视过程中存在高空跌落、机械伤害等人身伤害风险，以及日常运行过程中的电气设备误操作导致的设备损坏和人身伤害风险。电气误操作是电气操作人员在系统运行操作时违背了操作程序和规则，误操作可能造成人员伤亡、设备损坏、大面积停电，甚至诱发电网的振荡和解列，比如带负荷拉合隔离开关、带接地线或接地刀闸合闸、带电挂接地线或带电合接地刀闸等行为。误操作一般是由于操作人员技术素质问题、习惯性违章行为、防误闭锁装置不完善、违章指挥等各方面的原因。在集控管理模式下实现无人值守的同时，研究如何完善防误操作的相关功能，研究新的闭锁方式和闭锁要求，对于电网的安全运行有重要意义。

1 综合自动化变电站防误操作存在的问题

为实现变电站无人值守，变电站普遍应用了综合自动化技术，实现数据的远程传输和采集，对变电站设备的运行情况进行监控，完成遥信、遥测、遥视功能。对于全站实现远程电动操作的变电站，操作过程无人值守，传统防误操作设备使用不便，全部使用后台软件相关联锁操作软逻辑的方式进行防误操作。软逻辑防误需要对现场的设备运行状态进行全采集，对接地线和遮拦等安全技术措施进行在线监测。目前存在设备运行状态无法实时全部采集的情况，特别是流动接地线。

2 常用防误操作方式及问题

2.1 常用防误操作方式

变电站常规防误闭锁装置：机械闭锁装置、电气闭锁装置和独立微机防误装置。根据变电站的实际情况使用不同的闭锁装置进行组合，实现变电站防误闭锁功能。微机防误闭锁装置是一种采用计算机、测控及通信等技术，用于高压电气设备及其附属装置防止电气误操作的系统，主要由防误主机、模拟终端、电脑钥匙、通信装置、机械编码锁、电气编码锁、接地锁和遥控闭锁装置等部件组成[1]。微机防误闭锁装置是将一次模拟图的信息采集系统和防误逻辑程序相结合，将系统中设备运行的实时状态进行切片，并且将模拟操作与防误操作进行结合。

2.2 目前防误闭锁系统存在弊端

首先，防误闭锁系统不具备一体化完成操作票自动生成、模拟操作、防误操作逻辑判定的功能；其次，防误操作系统无法与带电指示装置相结合，在对侧带电或者母线带电的情况下无法做出准确判断；再次，防误操作系统无法将机械手动操作装置与遥控操作相结合；最后，绝大部分的防误闭锁装置无法实现对线路关联的对侧变电站的运行状态实时监控，无法实现区域拓扑，造成防误功能的缺失。

2.3 解决防误闭锁系统弊端方法

为消除运行人员误操作产生的人身伤亡、设备损坏事故，解决防误闭锁系统存在的弊端需要进行以下工作：首先对日常操作的过程进行全面风险分析；其次解决微机保护变电站防误闭锁存在的问题，主要是设备状态的全采集和接地线的监控。如通过二维码将操作票、模拟操作、防误操作进行贯通。利用新型传感器完成各种设备状态的全面采集和信息共享，实现区域拓扑的实时性。

3 变电运行操作过程风险分析

变电站日常操作工作中包含日常巡视、倒闸操作、变电站防腐、变电站清扫、低压维护等工作，倒闸操作是将设备状态进行转变的一种行为。变电站日常倒闸操作风险主要包括：操作票错误、设备(断路器、刀闸、二次设施等)操作错误、设备(刀闸、手车等)机械损坏、误入带电间隔等。变电站无人值守及设备远程遥控操作直接消除了误操作导致的人身伤害风险，但是防误功能需要新技术的支持，新型传感器可以对变电站目前没有被采集的设备状态进行全面采集，并选择安全、高速的无线通讯模式进行数据传输。通过风险分析，针对不同的作业步骤,传统模式主要采取的是管理管控、培训教育和个体防护措施等方式，这些措施受人为因素的影响较大，以表1为例对断路器操作进行分析。

表1 变电运行倒闸作业活动(断路器操作)工作危害分析

4 新型防误操作方式

实现电网设备运行状态的全面采集，感知设备是否带电是防误操作系统做出正确判断的必要条件。研究针对油田电站网的实际情况，研究实现变电站各种设备运行状态的实时采集，安全技术措施接地线设置状态的实时采集。结合变电站一次设备(开关、刀闸等)的型号，制定防误措施。结合调度自动化系统规约模式，实现操作票的自生成、模拟操作，与防误闭锁功能结合，提升电网操作的可靠性。

4.1 操作票自动生成

如图1所示，地线或辅助接点的实时状态通过云前置服务与SCADA衔接，并且配置好与SCADA里的设备的对应关系，在操作票自动生成时，由三区的操作票模块调用一区调度自动化系统SCADA实时断面和拓扑关系，由调度自动化的逻辑推理分析模块成票后返回三区来实现。

图1 操作票自动生成数据传输

4.2 倒闸操作软防误提醒

软防误是利用已知错误操作方式进行软件上的闭锁。如图2所示，手机APP根据生成的操作票，每操作一项前通过扫描现场设备二维码，自动识别设备上传至三区的软件逻辑防误操作前置服务，软防误调用SCADA实时断面及防误逻辑后，进行防误分析判断，判断结果实时返给手机APP；判断设备位置是否正确和是否允许继续操作，同时推送给手机APP端前一操作是否成功；操作完成时间、操作人等，通过软防误前置服务上传给操作票管理模块。

4.3 现场操作防误判断过程

如图3所示，其中SCADA在一区，软防误前置服务和生产过程管理服务器在三区，云前置和APP前置服务器均在安全隔离区，安全隔离区通过网络安全隔离装置分别与一、三区及互联网云端进行加密数据交互；这样软防误用三区分析模块来实现，自动生成操作票和模拟操作用一区分析模块来验证实现。

图2 软防误操作实现方式

图3 现场防误操作工作过程

5 安全技术措施和设备状态监控技术

5.1 接地线的在线采集

在常规流动接地线的接地端头安装GPS定位模块[2]，实现接地线的定位装置，针对变电站内的的一次设备，特别是开关、刀闸成套设计造成一点需要装设多组接地线的情况，室内影响GPS模块信号接收，现有的GPS模块无法满足要求，通过在接地桩上安装射频卡(RFID标签[3])，对接地线的位置进行修正，确保变电站内开关柜相邻位置上的安装位置不会混淆。变电站接地线与网关之间采用lora通讯方式；线路及偏远简易变电站使用4G通讯模块实现通讯。数据传输网络用企业专用通道的4G网络访问前置服务器数据，确保数据访问的安全性[4]。接地端采集装置制作样品如图4所示。

图4 接地极感应卡和地线接地端传感器

经过现场测试，常规110 kV 变电站安装位置接地极：L型固定端42个，室内普通固定端44个，室外普通固定端27个。

5.2 设备状态的在线采集

某油田电网设备无法实现全面实施采集和远程遥控操作，如部分接地刀闸和线路刀闸，通过加装二次线进行状态的采集需要布放大量的二次电缆，站内应用无线技术与变电站内网关进行通讯，实现变电站没有实现触点采集的各类设备的采集。图5为无源的刀闸状态采集传感器，这类新型传感器的使用有效减少二次电缆的布放数量。

图5 刀闸遥信采集装置

5.3 将二维码作为设备的身份识别

将变电运行设备的所属单位、名称、编号、类型作为数据信息，利用运行的生产管理系统自动生成唯一的二维码，并存储于系统中作为设备的唯一身份[5,6]。在系统中建立实物台账，通过QRCode技术实现二维码图片生成。在日常操作中使用移动终端在每一项操作前对二维码进行识别，确认操作设备的正确性，避免误操作。操作人员在进行操作时首先判断设备现场防误指示器是否允许，再继续进行操作，通过现场二维码的身份识别来实现防误操作功能。

6 结论

通过新的系统构架模式实现操作票自动生成、模拟操作、防误操作逻辑相结合的模式；通过物联网技术实现电网设备运行状态和安全技术措施的全面采集实时数据切片，对开关柜内的母线、变电站的对侧联络线带电指示器状态进行采集，将设备带电状态作为防误操作逻辑判断条件；应用二维码技术核对识别设备身份等方式实现了变电站操作过程风险的有效管控。以逻辑闭锁和手持式终端操作过程中的安全提示相结合，对操作风险进行有效识别和精准管控，避免了各种误操作行为的发生。新型传感器和通讯技术的发展为电力设备的状态全面感知提供了技术保障，变电站操作过程风险的识别可以通过实时采集和防误闭锁、操作提示结合进行全面管控。