500 kV變電站調(diào)控端程序化操作的關(guān)鍵技術(shù)研究

呂學(xué)增， 張 煒， 葉海峰， 陳存林， 劉路登， 王海港， 王文林

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司， 安徽 合肥 230022； 2.國網(wǎng)黃山供電公司， 安徽 黃山 245000)

0 引言

500 kV變電站調(diào)控端程序化操作又叫“一鍵順控”操作，是變電站倒閘操作的一種操作模式，可實現(xiàn)操作項目軟件預(yù)制、操作任務(wù)模塊式搭建、設(shè)備狀態(tài)自動判別、防誤聯(lián)鎖智能校核、操作步驟一鍵啟動、操作過程自動順序執(zhí)行[1]。

隨著“三集五大”大運(yùn)行體系建設(shè)的不斷推進(jìn)以及變電站自動化技術(shù)水平的不斷提高，在當(dāng)前調(diào)控一體模式下，變電運(yùn)行管理模式的集約化和無人值守變電站的普遍化，推動了變電倒閘操作的遠(yuǎn)方智能控制，對推進(jìn)公司調(diào)控端遠(yuǎn)方程序化操作實用化、減少變電站操作時間、杜絕或減少因人為原因?qū)е碌恼`操作都具有十分重要的意義。

1 調(diào)控端程序化操作實現(xiàn)的難點(diǎn)

1.1 基于圖像識別技術(shù)的閘刀狀態(tài)“雙確認(rèn)”手段

在調(diào)控端實施遠(yuǎn)方程序化操作需要建立在閘刀能夠進(jìn)行遠(yuǎn)方操作的基礎(chǔ)上，但目前，僅僅能夠通過D5000閘刀的遙信位置來判斷閘刀是否分合到位，不滿足《安規(guī)》中“雙確認(rèn)”的要求，因此，研究如何實現(xiàn)刀閘遠(yuǎn)方操作中除遙信位置之外的“第二判據(jù)”的確認(rèn)是調(diào)控端程序化操作實現(xiàn)的難點(diǎn)之一。實施閘刀遠(yuǎn)方操作的主要難點(diǎn)如圖1所示。

圖1 實施閘刀遠(yuǎn)方操作的主要難點(diǎn)

1.2 解決閘刀遠(yuǎn)方操作所涉及的五防閉鎖問題

在省調(diào)端進(jìn)行閘刀設(shè)備的遠(yuǎn)方操作，實施過程中會存在帶電拉合刀閘、帶接地線送電、操作設(shè)備錯誤等誤操作風(fēng)險，因此考慮如何從技術(shù)上構(gòu)建覆蓋主站、廠站的立體防誤模式，實現(xiàn)防誤閉鎖就顯得很重要。

1.3 程序化操作票存儲和執(zhí)行技術(shù)方案及程序化操作可靠性技術(shù)方案

需要結(jié)合目前普遍采取的變電站內(nèi)部的程序化操作實現(xiàn)方式，確定程序化操作票存儲和執(zhí)行實現(xiàn)模式，研究具備模擬預(yù)演、防誤、控制急停功能的程序化操作可靠性技術(shù)方案保證程序化操作的可靠性。

2 500 kV變電站調(diào)控端程序化操作實施的關(guān)鍵問題分析

2.1 切實可行的500 kV變電站閘刀實傳試驗方法

研究省內(nèi)500 kV變電站閘刀是否具備遠(yuǎn)方遙控操作條件，協(xié)同檢修公司和調(diào)控中心自動化、設(shè)備監(jiān)控專業(yè)開展技術(shù)論證，分析遠(yuǎn)方操作原理，逐一分解遠(yuǎn)方操作各環(huán)節(jié)，尋找驗證手段。探索擬定可靠有效的閘刀實傳試驗方案。

關(guān)于閘刀遠(yuǎn)方實傳試驗：由于500 kV站內(nèi)閘刀較多，如果停電開展實傳試驗，時間周期較長。由于所有500 kV變電站開關(guān)已完成實傳試驗，且經(jīng)過日常操作驗證無誤。主站遠(yuǎn)方遙控流程是：D5000→遠(yuǎn)動裝置(數(shù)據(jù)網(wǎng)關(guān)機(jī))→現(xiàn)場測控裝置→設(shè)備操動機(jī)構(gòu)電源回路?，F(xiàn)場測控裝置→設(shè)備操動機(jī)構(gòu)電源回路的環(huán)節(jié)現(xiàn)場操作中已得到驗證，主站實傳試驗可以驗證D5000→遠(yuǎn)動裝置(數(shù)據(jù)網(wǎng)關(guān)機(jī))→現(xiàn)場測控裝置環(huán)節(jié)，即現(xiàn)場測控置就地狀態(tài)，然后主站D5000遙控預(yù)置到測控裝置，不實際分合閘刀，可以在不停電的情況下開展閘刀遠(yuǎn)方實傳試驗。

2.2 基于圖像識別技術(shù)的閘刀狀態(tài)“雙確認(rèn)”手段

2.2.1 閘刀雙確認(rèn)方式

早期設(shè)計的AIS變電站(空氣絕緣設(shè)備)一般采用敞開式刀閘，在有人值守模式下，操作人員由于在現(xiàn)場值班，可以觀察到明顯可見的閘刀斷開點(diǎn)和閉合處。無人變電站由于平時無人值守，一般在計劃操作時才會派運(yùn)行人員前往現(xiàn)場，無法做到全時段設(shè)備狀態(tài)實時核對。從運(yùn)行情況看，閘刀由于設(shè)備老化而出現(xiàn)機(jī)械卡澀、接觸不良等因素，導(dǎo)致分合不到位的問題較為常見。分合不到位會造成閘刀發(fā)熱，進(jìn)而引發(fā)電網(wǎng)故障，從而無法實現(xiàn)AIS無人站遠(yuǎn)方遙控設(shè)備狀態(tài)確認(rèn)[2]。

明確閘刀雙確認(rèn)方式：前期可采取主站端視頻攝像機(jī)輔助判斷與現(xiàn)場人工檢查相結(jié)合的方式；后期采用主站端視頻攝像機(jī)輔助判斷。第一步：雙保險驗證階段。兩端同時檢查判斷，以現(xiàn)場檢查結(jié)果為準(zhǔn)，同時驗證主站端判斷結(jié)果是否準(zhǔn)確。第二步：試點(diǎn)過渡階段。以GIS設(shè)備為試點(diǎn)，采用主站端位置檢查直接判斷設(shè)備狀態(tài)。敞開式設(shè)備仍需現(xiàn)場有人檢查，與主站驗證后確認(rèn)設(shè)備狀態(tài)。第三步：全面推廣階段。全部設(shè)備均采用主站端判據(jù)進(jìn)行位置檢查。

2.2.2 目前國網(wǎng)安徽省電力有限公司500 kV變電站視頻系統(tǒng)存在的問題

(1)以模擬監(jiān)控為主，圖像清晰度低。安徽省共有500 kV變電站27座、攝像機(jī)約810個，其中模擬攝像機(jī)占80%，圖像清晰度低。

(2)以周界環(huán)境監(jiān)控為主，針對現(xiàn)場設(shè)備區(qū)的攝像頭較少。在攝像機(jī)布點(diǎn)時多考慮對變電站周界環(huán)境的監(jiān)視，對設(shè)備區(qū)的監(jiān)視不足，無法滿足對設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測的要求。

以一座典型的500 kV變電站為例，為保證能基本看清閘刀狀態(tài)位置情況，每把閘刀至少需要一臺攝像機(jī)進(jìn)行對應(yīng)，現(xiàn)在全站500 kV閘刀共38臺、220 kV閘刀共46臺、35 kV閘刀共15臺，共需安裝99臺攝像機(jī)進(jìn)行對應(yīng)。而目前該站只有約30臺攝像機(jī)，至少需要額外配置兩倍左右的高清攝像機(jī)。目前新建變電站視頻監(jiān)控攝像機(jī)的部署以全面觀察設(shè)備為目的進(jìn)行安排，平均分布在各電壓等級，一般在基建完成后分階段建設(shè)，后期需要大量增加高清攝像機(jī)。

(3)主站攝像頭無預(yù)置位設(shè)置，閘刀操作前后均無法快速辨識閘刀位置。目前變電站視頻系統(tǒng)只基本具備視頻復(fù)核的功能，視頻業(yè)務(wù)并未真正融入到變電站日常操作管理中。考慮到數(shù)據(jù)安全性問題，視頻監(jiān)控系統(tǒng)依然獨(dú)立于生產(chǎn)系統(tǒng)，并未全面實現(xiàn)與調(diào)度自動化系統(tǒng)(D5000)進(jìn)行視頻聯(lián)動，實現(xiàn)可視化運(yùn)行管理。目前主站除了眾興變低抗閘刀實現(xiàn)了聯(lián)動功能外，其他變電站攝像頭均未設(shè)置預(yù)置位，無論是閘刀操作前還是操作后，都無法快速辨識閘刀位置。

2.2.3 視頻攝像機(jī)布置需求

在變電站設(shè)備區(qū)安裝網(wǎng)絡(luò)高清攝像機(jī)，以視頻監(jiān)控為核心，完成站端設(shè)備視頻采集和監(jiān)控，同時通過接口方式與D5000系統(tǒng)進(jìn)行信息交互，將所有相關(guān)閘刀進(jìn)行攝像機(jī)預(yù)置位信息設(shè)置，實現(xiàn)設(shè)備操作信息、故障信息與視頻監(jiān)控信息聯(lián)動，當(dāng)設(shè)備操作、變位或故障時，自動將攝像頭對準(zhǔn)故障點(diǎn)或操作點(diǎn)，將操作過程視頻監(jiān)控信息和D5000系統(tǒng)操作信息同步展現(xiàn)給值班人員，實現(xiàn)閘刀操作位置判斷的“雙確認(rèn)”。

(1)閘刀應(yīng)以相為單位與攝像機(jī)預(yù)置位建立關(guān)聯(lián)表，確保閘刀每一相都有對應(yīng)的攝像機(jī)預(yù)置位；正常情況下，閘刀一相對應(yīng)一個攝像機(jī)預(yù)置位，一個攝像機(jī)預(yù)置位可以對應(yīng)多把閘刀。必要時，一個預(yù)置位無法判斷閘刀狀態(tài)時，可以額外再添加一個預(yù)置位，但要單獨(dú)標(biāo)注。

(2)關(guān)聯(lián)表要清晰、全面、便于拓展。關(guān)聯(lián)信息應(yīng)做入視頻系統(tǒng)中，并在視頻監(jiān)控系統(tǒng)中以一次接線圖的方式標(biāo)注出來，便于快捷選擇與定位監(jiān)控圖像。

(3)由于一組閘刀位置判斷需要涉及三相位置，一般兩組閘刀需要配備三個攝像機(jī)才能滿足要求。經(jīng)分析現(xiàn)有變電站的視頻監(jiān)控攝像機(jī)分布，大部分設(shè)備不滿足要求，平均每個站大概需要額外配置一倍左右的高清攝像機(jī)。

2.3 基于D5000系統(tǒng)的閘刀遠(yuǎn)方操作防誤技術(shù)、程序化操作中的防誤技術(shù)措施

在監(jiān)控的程序化操作過程中，由于操作票的執(zhí)行過程是自動的，需要采取必要的措施來保證操作的正確性和可控性。操作過程中能夠及時地提供操作信息以便人為干預(yù)，同時在間隔層設(shè)備上進(jìn)行間隔層設(shè)備的電氣聯(lián)鎖，從而保證程序化操作的可靠性[3]。

解決閘刀操作涉及的五防閉鎖問題，研究能滿足線路、主變、母線等各類操作方式情況下五防需要的防誤閉鎖方案，探討如何從技術(shù)上構(gòu)建覆蓋主站、廠站的立體防誤模式；實現(xiàn)操作票數(shù)據(jù)聯(lián)網(wǎng)，實現(xiàn)主站和廠站之間操作票共享，使調(diào)控、運(yùn)維操作票一致，操作權(quán)轉(zhuǎn)移時，能做到操作全過程順利銜接。通過站端防誤系統(tǒng)、輔助接點(diǎn)采用雙位置信號及操作票執(zhí)行條件定義校驗來實現(xiàn)防止誤操作。監(jiān)控中心的程序化操作系統(tǒng)應(yīng)具有很好的容錯以及緊急中止功能。在程序化操作過程中，能夠及時地提供操作信息以便人為干預(yù)，同時在間隔層設(shè)備上進(jìn)行間隔層設(shè)備的電氣聯(lián)鎖，從而保證程序化操作的可靠性，構(gòu)建起變電站一鍵順控功能結(jié)構(gòu)[1]，如圖2所示。

圖2 變電站一鍵順控功能結(jié)構(gòu)圖

2.4 程序化操作對象及技術(shù)要求

2.4.1 程序化操作對象

(1)500 kV以線路、開關(guān)為間隔的本間隔一次設(shè)備的程序化操作(運(yùn)行、熱備用、冷備用)。(2)220 kV以斷路器為間隔的本間隔一次設(shè)備的程序化操作(運(yùn)行、熱備用、冷備用)。(3)220 kV母線倒閘的程序化操作，包括母差保護(hù)互聯(lián)操作(退小差)、母聯(lián)開關(guān)的改非自動(停直流電源)和PT并列程序化操作。(4)35 kV以斷路器為間隔的本間隔一次設(shè)備的程序化操作(運(yùn)行、熱備用、冷備用)。組合電器、敞開式電器操作范圍見表1。

表1 組合電器、敞開式電器操作范圍

2.4.2 程序化操作技術(shù)要求

(1)一次設(shè)備需全部為電動設(shè)備，具備遙控功能，具有較高的可靠性。(2)保護(hù)裝置具有保護(hù)軟壓板的遠(yuǎn)方投退、定值區(qū)遠(yuǎn)方切換功能。(3)具備可靠的信息傳輸通道，使每一步驟都能可靠執(zhí)行。并探索滿足上述要求的實現(xiàn)方案。

2.5 程序化操作票存儲和執(zhí)行實現(xiàn)方案、程序化操作可靠性要求及實現(xiàn)方案

2.5.1 程序化操作票存儲和執(zhí)行實現(xiàn)模式

目前變電站內(nèi)部的程序化操作，主要有3種實現(xiàn)方式：(1)間隔層設(shè)備與站控層程序化操作服務(wù)器共同完成程序化操作。(2)以間隔內(nèi)的操作票為基礎(chǔ)，在變電站內(nèi)部設(shè)置獨(dú)立的程序化操作服務(wù)器。(3)在后臺和調(diào)度主站實現(xiàn)程序化操作。結(jié)合實際研究探索出切實可行的實現(xiàn)模式，需滿足操作方便靈活、安全性高、維護(hù)和遙控調(diào)試工作量較小等要求。

2.5.2 程序化操作可靠性要求及實現(xiàn)方案

程序化操作的可靠性要求：(1)程序化操作程序應(yīng)具備模擬預(yù)演功能。(2)程序化操作程序應(yīng)具備防誤功能。(3)程序化操作程序應(yīng)具有控制急停功能。實施方案需滿足上述正確的程序化操作的可靠性要求。

3 結(jié)論

隨著各省500 kV變電站數(shù)量和設(shè)備的不斷增多，開展調(diào)控端程序化操作可以提高操作效率、減少操作環(huán)節(jié)，對提高操作安全和提高工作效率具有十分重要的意義。通過對切實可行的500 kV變電站閘刀實傳試驗方法、閘刀狀態(tài)“雙確認(rèn)”手段、基于D5000系統(tǒng)的開關(guān)程序化操作中防誤技術(shù)、程序化操作對象及技術(shù)要求、程序化操作票存儲和執(zhí)行實現(xiàn)方案、程序化操作可靠性要求及實現(xiàn)方案等相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)措施進(jìn)行研究，將有助于更好地開展500 kV變電站調(diào)控端的程序化操作，從而有效提高電網(wǎng)運(yùn)行管理水平。