大藤峡水力发电厂主网线路调度远控试验

2024-02-01郝慧贤韦吉文陶太宏

水电站机电技术 2024年1期

郝慧贤，韦吉文，陶太宏，覃悦

（广西大藤峡水利枢纽开发有限责任公司，广西桂平 537226）

0 引言

为响应广西电网“十四五”发展战略，深化提升“调控一体化”建设，以“提高工作效率、改善生产效益”为目标，以打造成西部领先的调控一体化示范单位为指引，实现调度对主网220 kV线路实施“运行转冷备用，冷备用转运行”调度程序顺控，有序推进主网线路调度程序顺控实施，确保安全、规范、高效完成各项工作任务，特进行本次试验。

1 线路遥控实现方式

1.1 基本原理

广西电网调控一体化操控系统主要是通过光传输、网络传输、逻辑处理以及嵌入式信息交换等网络技术实现的一种计算机监控系统[1]。此外，电网调控一体系统是四遥控制中的重要组成部分，对整个监视及控制过程起到了关键的作用，使电网控制中心的调度人员能够根据各电厂实时上送的遥信、遥测信号，对设备状态及现场情况进行初步判断，实现线路及负荷的遥调和遥控[2-4]。当遇到异常情况时，调度中心的控制系统会发送报警信号至中控台，调度人员可以及时分析报警信号产生的原因，并采取有效的处理措施，避免事故的进一步扩大，这样不但可以提高工作效率，还可以降低管理成本。

1.2 电厂侧技术改造

1.2.1 数据库修改

（1）为确保线路遥控的安全性及准确性，对电厂的计算机监控系统数据库进行修改。在全厂开关量中新增开关站控制权切换点，将2个开关量备用点定义为“调度下发开关控制令有效”和“开关站控制权切换”，具体见图1。上述信号可以确保开关站控制权在电厂侧时，调度侧不会误操作线路开关及刀闸，同时通过监视调度下发开关控制令有效信号可以判断控制令是否正常下发。

图1 开关站控制权切换

（2）目前，电网与各电厂的远动数据通信多采用104规约，因此若要实现新增的遥控功能，需要修改两侧的104规约配置。与调度侧确认遥控采用双点控制，将电厂侧104规约中的遥控控制模式由单点控制修改为双点控制。同时，在全厂开关量中新增调度下发开关控制点，将全厂开关量中的20个备用点按顺序定义为调度发下开关控制点的220 kV线路开关及刀闸，具体如图2所示。

图2 调度下发开关控制点

（3）为实现四回220 kV线路开关、刀闸远方的顺控操作，顺控逻辑直接运用开关站现地控制单元原有的逻辑，并在计算机监控系统上位机中增加相应的控制脚本。在数据库的全厂对象中新增四回220 kV线路开关、刀闸远控对象，例如增加“调度下发220 kV浔国Ⅱ线出线开关2051控制令”等20个控制对象，并分别修改各对象的输入属性及编辑控制脚本，具体如图3、图4、图5所示。

图3 调度下发220 kV浔国Ⅱ线出线开关2051控制令

图4 220 kV浔国Ⅱ线出线开关2051控制令输入属性

图5 220 kV浔国Ⅱ线出线开关2051控制令脚本编辑

1.2.2 开关站控制画面修改

为便于电厂运行人员切换线路的控制权，确保双方人员及设备的安全，在电厂侧计算机监控系统上位机开关站控制画面中增加控制权切换按键。

1.2.3 104程序升级

目前，电网与各电厂的远动通信多采用标准104调度规约，而电力系统中常见的设备分为调度端和客户端，调度端包括控制站、主站和客户机，服务端包括被控站和子站，两者之间通过104规约来进行数据通信与传输。其传输层实际上使用的是TCP协议进行数据的传输，固定端口号为2404。服务端不主动发起请求，一直处于侦听状态，当侦听到来自客户机的连接请求后，则接受此请求，由此建立一个TCP链接。104规约严格遵循IEC标准和国家标准，同时又可兼容大部分主站系统的应用特点和用户需求。

我厂调度通信机的104程序是2.1版本，需要将其升级为Ver V3.1.0(sd2.7_1)，相应的调度104配置文件也需要升级成一致的版本。

升级104程序前，将原有的iec104_s文件做好备份，通过FTP将最新版本的104程序传送至调度通信机的exe目录下，由于新版本的104文件不具备读写等功能的，需要对文件进行加权，用命令修改权限。iec104子站通信的文件名的定义在数据库中的drvlist.properties文件中，更新驱动后，用命令将调度通信机重启。

1.2.4 104配置文件修改

（1）在新版本104配置文件中增加开关站控制切换权，当开关站控制权在电厂侧时，调度无法下发220 kV线路开关、刀闸的操作令，降低了误操作的风险，具体如图6所示。

图6 开关站控制权切换

（2）与地调约定好遥控的起始地址，采用十六进制6001H，结束地址为6200H；遥控令的传输方式采用调度数据网，遥控令的类型码采用双点遥控，在104配置文件中修改相应参数。

1.2.5 远动点表配置

根据地调自动化科要求梳理新增的遥信、遥测、遥控信号，与地调意见确认一致后形成最终的远动通信点表。另外，在遥信信号中新增“调度下发开关控制令有效”，当调度接收值为1时，表示调度下发开关操作令有效。

（1）将计算机监控系统104可执行文件和资源文件备份至监控系统调试笔记本和调度通信机。

（2）在地调远动点表相应类型的末尾新增遥信、遥测、遥控信号，并根据信号类型的不同分别勾选相应的功能。

1.2.6 数据库和104配置更新

首先将旧版数据库和104配置文件做好备份，同时将新版数据库和画面同步到实时服务器、历史服务器和操作员站等服务器中。然后将新版数据库、104配置文件、104点表和新的104程序同步至备用调度通信机并重启，检查104进程运行正常后切换主备运行，同步另一台调度通信机。

完成两台调度通信机的更新后与地调自动化科核对新增遥信、遥测、遥控信号。核对信号前对开关站现地控制柜做好安全措施，防止误操作。核对信号时确认双方远动点表点号一致，描述一致且信号现地动作正确。

1.3 背靠背调试

秉持安全第一的总体方针，电厂试验小组成员全面梳理实施过程中的危险点及控制措施，积极协商调度有关科室，前期完成厂内计算机监控系统数据库、104通信配置等修改工作，同时赴地调开展设备脱网隔离测试试验，对电厂及地调两侧的新增功能及控制对象做好技术把关，为线路实际遥控闭环试验提供安全保障。

1.3.1 搭建测试平台

根据试验方案，地调完成DCCS系统程序化控制功能的全部开发部署工作，电厂完成数据库、远动通信点表、顺控逻辑、规约驱动等更新及配置，形成一个独立的测试平台。

1.3.2 核对信号

为验证DCCS系统程序化控制功能、OCS系统相关功能、系统接口及电厂设备动作的正确性，对程序化控制流程、系统间信息交互和防误逻辑进行校验，确保发令与受令一致，相应信号反馈正确，程序流程可顺利执行。

1.3.3 模拟操作

在搭建的模拟平台上，由地调侧模拟发令，测试电厂侧收到的命令是否与发令一致，电厂侧上位机简报是否正确。按照线路开关站控制画面中增加控制权切换按键，完成贵港地调DCCS系统程序化控制功能的开发部署工作。为验证DCCS系统程序化控制功能、OCS系统相关功能及系统接口的正确性，在测试环境中，利用DCCS系统对220 kV浔开Ⅰ线、浔开Ⅱ线、浔国I线、浔国Ⅱ线进行程序化控制试验，对程序化控制流程、系统间信息交互和防误逻辑进行校验。

2 线路遥控试验

2.1 试验过程

某日，大藤峡水力发电厂220 kV系统Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ母合环运行，6、7、8号机组在发电态。

2.2 试验前准备

检查现场设备无异常，同时提前与中调协调试验期间电厂带稳定负荷，相应工作票已许可，双方操作、维护人员已到位。

2.3 遥控防误过程

试验开始前，中调下令至贵港地调，地调通知电厂，电厂确认设备无异常后将开关站控制权切换至调度侧，在完善开关解闭锁步骤的条件下，地调操作人员第1步需要实现开关解锁，即获取操作权限，此时需要准确输入开关信息，包括厂站名称、开关名称和编号等，这样就可以最大程度提高遥控操作的精确度，降低误入其他变电站或带电间隔的可能性；第2步，如果操作人员误动了其他开关，此时系统解锁失败，同时向操作人员发出提示，进而避免误操作；第3步，在取得操作权限后，需要进行遥控预置，此过程需由两名监护人员审核，预置成功后才能执行遥控操作；第4步，操作人员在受令系统操作票智能指挥平台上下发“将浔州电厂220 kV浔国II线2051开关由运行转冷备用”操作任务，按照智能操作票的操作项目，电厂侧受令人逐一确认操作项目状态及完成时间。

上述所有过程均有错误提示，有效避免操作人员误操作的可能性。另外，开关解锁之后，如果操作人员在2 min内没有进行下一步操作，调控系统会将对应开关操作权自动关闭。

2.4 试验成功后的优势

调控一体化有效改变了传统管理模式环节多、效率低的情况。在实现调控一体化前，配网一旦出现故障，便需要等待抢修人员到现场开展全线排查，然后再向调度汇报故障点，等待调度确认发回命令后再由现场人员隔离故障点，无法满足客户对高质量供电的需求。实现调控一体化后，调控员可以全面收集、分析配网设备中各种保护和故障信号，能及时确定故障区域，通过遥控操作实现故障点的隔离，快速恢复无故障区域的供电，从而大大缩短了停电时间，提高了供电的可靠性。