吕学增， 张 炜， 叶海峰， 陈存林， 刘路登， 王海港， 王文林

(1.国网安徽省电力有限公司， 安徽 合肥 230022； 2.国网黄山供电公司， 安徽 黄山 245000)

0 引言

500 kV变电站调控端程序化操作又叫“一键顺控”操作，是变电站倒闸操作的一种操作模式，可实现操作项目软件预制、操作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、操作过程自动顺序执行[1]。

随着“三集五大”大运行体系建设的不断推进以及变电站自动化技术水平的不断提高，在当前调控一体模式下，变电运行管理模式的集约化和无人值守变电站的普遍化，推动了变电倒闸操作的远方智能控制，对推进公司调控端远方程序化操作实用化、减少变电站操作时间、杜绝或减少因人为原因导致的误操作都具有十分重要的意义。

1 调控端程序化操作实现的难点

1.1 基于图像识别技术的闸刀状态“双确认”手段

在调控端实施远方程序化操作需要建立在闸刀能够进行远方操作的基础上，但目前，仅仅能够通过D5000闸刀的遥信位置来判断闸刀是否分合到位，不满足《安规》中“双确认”的要求，因此，研究如何实现刀闸远方操作中除遥信位置之外的“第二判据”的确认是调控端程序化操作实现的难点之一。实施闸刀远方操作的主要难点如图1所示。

图1 实施闸刀远方操作的主要难点

1.2 解决闸刀远方操作所涉及的五防闭锁问题

在省调端进行闸刀设备的远方操作，实施过程中会存在带电拉合刀闸、带接地线送电、操作设备错误等误操作风险，因此考虑如何从技术上构建覆盖主站、厂站的立体防误模式，实现防误闭锁就显得很重要。

1.3 程序化操作票存储和执行技术方案及程序化操作可靠性技术方案

需要结合目前普遍采取的变电站内部的程序化操作实现方式，确定程序化操作票存储和执行实现模式，研究具备模拟预演、防误、控制急停功能的程序化操作可靠性技术方案保证程序化操作的可靠性。

2 500 kV变电站调控端程序化操作实施的关键问题分析

2.1 切实可行的500 kV变电站闸刀实传试验方法

研究省内500 kV变电站闸刀是否具备远方遥控操作条件，协同检修公司和调控中心自动化、设备监控专业开展技术论证，分析远方操作原理，逐一分解远方操作各环节，寻找验证手段。探索拟定可靠有效的闸刀实传试验方案。

关于闸刀远方实传试验：由于500 kV站内闸刀较多，如果停电开展实传试验，时间周期较长。由于所有500 kV变电站开关已完成实传试验，且经过日常操作验证无误。主站远方遥控流程是：D5000→远动装置(数据网关机)→现场测控装置→设备操动机构电源回路。现场测控装置→设备操动机构电源回路的环节现场操作中已得到验证，主站实传试验可以验证D5000→远动装置(数据网关机)→现场测控装置环节，即现场测控置就地状态，然后主站D5000遥控预置到测控装置，不实际分合闸刀，可以在不停电的情况下开展闸刀远方实传试验。

2.2 基于图像识别技术的闸刀状态“双确认”手段

2.2.1 闸刀双确认方式

早期设计的AIS变电站(空气绝缘设备)一般采用敞开式刀闸，在有人值守模式下，操作人员由于在现场值班，可以观察到明显可见的闸刀断开点和闭合处。无人变电站由于平时无人值守，一般在计划操作时才会派运行人员前往现场，无法做到全时段设备状态实时核对。从运行情况看，闸刀由于设备老化而出现机械卡涩、接触不良等因素，导致分合不到位的问题较为常见。分合不到位会造成闸刀发热，进而引发电网故障，从而无法实现AIS无人站远方遥控设备状态确认[2]。

明确闸刀双确认方式：前期可采取主站端视频摄像机辅助判断与现场人工检查相结合的方式；后期采用主站端视频摄像机辅助判断。第一步：双保险验证阶段。两端同时检查判断，以现场检查结果为准，同时验证主站端判断结果是否准确。第二步：试点过渡阶段。以GIS设备为试点，采用主站端位置检查直接判断设备状态。敞开式设备仍需现场有人检查，与主站验证后确认设备状态。第三步：全面推广阶段。全部设备均采用主站端判据进行位置检查。

2.2.2 目前国网安徽省电力有限公司500 kV变电站视频系统存在的问题

(1)以模拟监控为主，图像清晰度低。安徽省共有500 kV变电站27座、摄像机约810个，其中模拟摄像机占80%，图像清晰度低。

(2)以周界环境监控为主，针对现场设备区的摄像头较少。在摄像机布点时多考虑对变电站周界环境的监视，对设备区的监视不足，无法满足对设备状态监测的要求。

以一座典型的500 kV变电站为例，为保证能基本看清闸刀状态位置情况，每把闸刀至少需要一台摄像机进行对应，现在全站500 kV闸刀共38台、220 kV闸刀共46台、35 kV闸刀共15台，共需安装99台摄像机进行对应。而目前该站只有约30台摄像机，至少需要额外配置两倍左右的高清摄像机。目前新建变电站视频监控摄像机的部署以全面观察设备为目的进行安排，平均分布在各电压等级，一般在基建完成后分阶段建设，后期需要大量增加高清摄像机。

(3)主站摄像头无预置位设置，闸刀操作前后均无法快速辨识闸刀位置。目前变电站视频系统只基本具备视频复核的功能，视频业务并未真正融入到变电站日常操作管理中。考虑到数据安全性问题，视频监控系统依然独立于生产系统，并未全面实现与调度自动化系统(D5000)进行视频联动，实现可视化运行管理。目前主站除了众兴变低抗闸刀实现了联动功能外，其他变电站摄像头均未设置预置位，无论是闸刀操作前还是操作后，都无法快速辨识闸刀位置。

2.2.3 视频摄像机布置需求

在变电站设备区安装网络高清摄像机，以视频监控为核心，完成站端设备视频采集和监控，同时通过接口方式与D5000系统进行信息交互，将所有相关闸刀进行摄像机预置位信息设置，实现设备操作信息、故障信息与视频监控信息联动，当设备操作、变位或故障时，自动将摄像头对准故障点或操作点，将操作过程视频监控信息和D5000系统操作信息同步展现给值班人员，实现闸刀操作位置判断的“双确认”。

(1)闸刀应以相为单位与摄像机预置位建立关联表，确保闸刀每一相都有对应的摄像机预置位；正常情况下，闸刀一相对应一个摄像机预置位，一个摄像机预置位可以对应多把闸刀。必要时，一个预置位无法判断闸刀状态时，可以额外再添加一个预置位，但要单独标注。

(2)关联表要清晰、全面、便于拓展。关联信息应做入视频系统中，并在视频监控系统中以一次接线图的方式标注出来，便于快捷选择与定位监控图像。

(3)由于一组闸刀位置判断需要涉及三相位置，一般两组闸刀需要配备三个摄像机才能满足要求。经分析现有变电站的视频监控摄像机分布，大部分设备不满足要求，平均每个站大概需要额外配置一倍左右的高清摄像机。

2.3 基于D5000系统的闸刀远方操作防误技术、程序化操作中的防误技术措施

在监控的程序化操作过程中，由于操作票的执行过程是自动的，需要采取必要的措施来保证操作的正确性和可控性。操作过程中能够及时地提供操作信息以便人为干预，同时在间隔层设备上进行间隔层设备的电气联锁，从而保证程序化操作的可靠性[3]。

解决闸刀操作涉及的五防闭锁问题，研究能满足线路、主变、母线等各类操作方式情况下五防需要的防误闭锁方案，探讨如何从技术上构建覆盖主站、厂站的立体防误模式；实现操作票数据联网，实现主站和厂站之间操作票共享，使调控、运维操作票一致，操作权转移时，能做到操作全过程顺利衔接。通过站端防误系统、辅助接点采用双位置信号及操作票执行条件定义校验来实现防止误操作。监控中心的程序化操作系统应具有很好的容错以及紧急中止功能。在程序化操作过程中，能够及时地提供操作信息以便人为干预，同时在间隔层设备上进行间隔层设备的电气联锁，从而保证程序化操作的可靠性，构建起变电站一键顺控功能结构[1]，如图2所示。

图2 变电站一键顺控功能结构图

2.4 程序化操作对象及技术要求

2.4.1 程序化操作对象

(1)500 kV以线路、开关为间隔的本间隔一次设备的程序化操作(运行、热备用、冷备用)。(2)220 kV以断路器为间隔的本间隔一次设备的程序化操作(运行、热备用、冷备用)。(3)220 kV母线倒闸的程序化操作，包括母差保护互联操作(退小差)、母联开关的改非自动(停直流电源)和PT并列程序化操作。(4)35 kV以断路器为间隔的本间隔一次设备的程序化操作(运行、热备用、冷备用)。组合电器、敞开式电器操作范围见表1。

表1 组合电器、敞开式电器操作范围

2.4.2 程序化操作技术要求

(1)一次设备需全部为电动设备，具备遥控功能，具有较高的可靠性。(2)保护装置具有保护软压板的远方投退、定值区远方切换功能。(3)具备可靠的信息传输通道，使每一步骤都能可靠执行。并探索满足上述要求的实现方案。

2.5 程序化操作票存储和执行实现方案、程序化操作可靠性要求及实现方案

2.5.1 程序化操作票存储和执行实现模式

目前变电站内部的程序化操作，主要有3种实现方式：(1)间隔层设备与站控层程序化操作服务器共同完成程序化操作。(2)以间隔内的操作票为基础，在变电站内部设置独立的程序化操作服务器。(3)在后台和调度主站实现程序化操作。结合实际研究探索出切实可行的实现模式，需满足操作方便灵活、安全性高、维护和遥控调试工作量较小等要求。

2.5.2 程序化操作可靠性要求及实现方案

程序化操作的可靠性要求：(1)程序化操作程序应具备模拟预演功能。(2)程序化操作程序应具备防误功能。(3)程序化操作程序应具有控制急停功能。实施方案需满足上述正确的程序化操作的可靠性要求。

3 结论

随着各省500 kV变电站数量和设备的不断增多，开展调控端程序化操作可以提高操作效率、减少操作环节，对提高操作安全和提高工作效率具有十分重要的意义。通过对切实可行的500 kV变电站闸刀实传试验方法、闸刀状态“双确认”手段、基于D5000系统的开关程序化操作中防误技术、程序化操作对象及技术要求、程序化操作票存储和执行实现方案、程序化操作可靠性要求及实现方案等相关关键技术措施进行研究，将有助于更好地开展500 kV变电站调控端的程序化操作，从而有效提高电网运行管理水平。