谢绍宇

(广东电网有限责任公司广州供电局，广东 广州 510620)

变电站自动化系统经过多年发展已达到较高的技术水平，但变电站电气操作大多仍然采用现场常规操作，操作过程中需运行人员现场检查设备状况。这耗费了大量的人力和时间，使得无人值班变电站的优势难以发挥。随着变电站操作量的增加，倒闸操作过程中过多的人工干预，从一定程度上也增加了误操作的可能，给电网安全运行带来隐患。运行人员数量有限且呈现只减不增的趋势，使得现有的人员配置难以满足日益增长的变电运维工作量，如何妥善处理倒闸操作量日益增长和运行人员严重不足之间的矛盾是当前亟待解决的问题。因此，在提高电气操作的安全性和效率的基础上，可以利用自动化程序替代人来自动检查并完成多个电气操作。变电站电力设备的数字化发展，为实施程序化操作提供了技术条件[1-5]，程序化操作已成为无人值班变电站的发展趋势。

本文以一个实际220 kV数字化变电站为例，从一次设备、保护安稳装置、二次空开、后台监控系统等方面进行改造，并通过视频系统辅助检查现场位置，研究改进主变、线路、10 kV馈线停送电、倒母线等操作的程序化控制方法，并在变电站试点检验应用效果。

1 程序化操作

1.1 程序化操作的含义

程序化操作是指由计算机、智能终端、操作机构等按照严格的操作条件、规范的操作顺序、智能的判别条件，代替现场人工自动完成一系列设备倒闸操作任务。

变电站程序化操作由程序化操作系统根据操作票对变电站设备进行系列化操作，依据设备执行结果信息的变化来判断每步操作是否到位，确认到位后自动或半自动执行下一个指令，直至所有指令执行完毕。

1.2 程序化操作实现方式

变电站的程序化操作通常采用调度端和站端两种实现方式[6-10]。

站端程序化操作票库部署在后台监控主机，站端程序化操作由站端监控主机解析操作票，并根据操作顺序依次向测控装置下发控制命令，达到程序化控制操作的目的，如图1所示。

图1 站端程序化操作示意图

调度端程序化操作由主站系统生成并解析操作票，根据操作顺序通过远动装置依次向测控装置下发控制命令，或由主站系统通过智能远动机调用站端操作票，经站端监控主机实现程序化操作，如图2所示。

图2 主站系统程序化操作示意图

在这两种方式的基础上，出现一种新的程序化模式：第一步，主站系统下发程序化操作票调阅命令，厂站端监控主机根据操作票调用命令在典型票库中查找匹配的程序化操作票，并将结果返回主站；第二步，主站系统下发操作票执行命令，厂站端系统结合五防模块完成操作票预演并回传预演结果，预演成功后继续执行并且分步回传执行结果，直至操作完成。

1.3 不同模式下程序化操作分析

(1)调度端模式。在调度能源管理系统或者运行控制系统进行开发，主要控制一次设备实现运行、热备用、冷备用以及检修状态的转换，不涉及二次操作；可以利用拓扑五防、网络潮流等实现安全校核；便于部署推广到不同变电站，软件开发综合成本低。缺点是五防逻辑无法考虑临时接地线，并且操作基本不考虑一、二次设备之间的配合，这种模式仍然需要人员到现场进行部分操作。

(2)厂站端模式。操作程序部署在站端监控后台系统；可以进行全面的五防逻辑校验，如接地线校验；可以充分利用站端采集到的遥测、遥信量，缺点是对于线路操作无法校核对侧系统状态，也无法进行大系统安全校核。如果站端原先不具备程序化操作功能，并且因后台厂家、系统版本不一致，需要单站实施。对于新变电站，建议在基建阶段明确功能需求。

2 程序化操作改进

2.1 传统倒闸操作模式耗时分析

传统倒闸操作存在耗时过长、人员需求量大、工作效率低等问题，如220 kV主变停电标准配置为4人，经统计发现操作时间、等调度令的时间占据总耗时的91.7%；220 kV线路停电标准配置为3人，经统计发现操作时间、等调度令的时间占据总耗时的85.4%，如表1所示。其中，操作时间占据了大部分，因在实际操作中涉及到的步骤较为复杂，经分析发现主要存在如下原因。

(1)操作票检查项需要就地完成。如10 kV馈线操作过程中，需要等待运行人员现场确认带电显示指示灯信号，影响操作效率，浪费人力资源。

(2)五防模拟耗时较长，五防模拟和操作分开完成，而且操作需要多次输入账号密码，这要消耗大量的时间。

(3)需要就地操作的设备涉及地点转换，运行人员在操作过程中容易消耗过多体力。

(4)地刀需要就地验电，就地操作。在冷备用与检修的状态进行切换时，传统模式需要从主控室去到主变处接地线现场验电并接地，费时费力。

(5)部分刀闸和二次压板无法远方遥控。

表1 220 kV主变和线路典型操作耗时统计

2.2 关键技术改进

(1)10 kV带电显示器信号接入自动化系统，实现后台验电。

主要问题：10 kV设备操作过程中，需要等待运行人员现场确认带电显示指示灯信号，影响操作效率，浪费人力资源。

改进措施：在10 kV馈线间隔、电容器间隔、曲折变间隔、站用变间隔增加高压带电显示指示光字牌后，将现场信号传输到后台，程序化操作时取后台带电显示信号，自动确认10 kV设备是否带电，大大缩短10 kV设备停送电操作时间。单间隔单次停或送电：后台确认需要2 s，现场确认至少需要5 min。

(2)主变变低母线桥装设电动地刀。

主要问题：在冷备用与检修的状态进行切换时，传统模式需要从主控室去到主变处接地线现场验电并接地，费时费力。

改进措施：在主变变低母线桥装设电动地刀，取代传统就地装拆接地线的方式，可节省大量人力物力，缩短操作时间，提高工作效率。

(3)综合安自软压板开放遥控权限。

主要问题：主变及220 kV线路停送电等部分操作涉及到安自压板投退，传统检查模式需要到安自主机屏处投退相关硬压板，费时费力。

改进措施：试点开放变电站综合安自软压板遥控权限，完成变电站后台安自软压板遥控和调度自动化系统安自软压板遥控改造。

(4)母联操作电源电动空开改造。

主要问题：220 kV及110 kV母线倒母线操作中涉及到现场退出母联操作电源空开的操作，传统检查模式需要到智能组件柜处现场投退空开，费时费力。

改进措施：在220 kV及110 kV母联间隔换装开关控制电源电动空开后，将现场信号传输到后台，倒母线程序化操作时自动投切电源空气开关，自动确认空开位置，大大缩短220 kV线路、110 kV线路、主变变高、变中设备倒母线操作时间。单间隔倒母线操作：后台投/切一次母联空开需要4 s，现场投/切至少需要15 min。

(5)完善站端顺控。

主要问题：站端顺控在设置之初，五防模拟和操作分开完成，而且操作需要逐步多次输入账号密码，部分步骤需要去到现场，需要消耗大量时间、人力资源。

改进措施：通过对站端顺控逻辑、操作界面完善，并进行操作试验，实现五防模拟、操作一键式完成，整个过程只需输入一次间隔编号及操作密码，可节省大量人力物力，缩短操作时间，提高工作效率。

(6)通过视频系统辅助检查现场位置。

主要问题：传统检查模式需要人力到现场检查电气机械指示、压板位置，费时费力等。

改进措施：利用摄像头通过图像识别完成气体绝缘金属封闭开关设备(Gas Insulated Switchgear，简称GIS)的开关刀闸位置、压板位置的识别，可节约人力资源，缩短操作时间，提高工作效率。

3 应用分析

3.1 效率比对

结合停电对一座220 kV变电站进行程序化改造及操作试验。该220 kV试点站改造后，各间隔操作耗时统计如表2所示，倒母操作耗时统计如表3所示。

表2 220 kV试点站各间隔操作耗时统计表

表3 220 kV试点站倒母操作耗时统计表

由表2和表3可以看出，220 kV试点站程序化操作应用后，操作效率大幅提升，其中主变变高开关及220 kV线路倒母操作效率提升达到了91.7%，各间隔操作效率提升普遍在80%以上，大幅减少了操作工时，节约了大量人力资源。

3.2 经济效益

相比于2017年8月，2018年8月该试点站倒闸操作节约116工时(不包含行车耗时)，操作效率提升86%。经计算，该站一个月能够节约人力成本：116(工时)×150(元/工时)=17 400(元)。

如果100座变电站全部采用程序化操作，110 kV变电站倒闸操作工作量按220 kV变电站的一半计算，数量按220 kV 变电站的4倍计算，暂不考虑500 kV变电站的倒闸操作工作量，每年将节约资金：(20×12+80×12×0.5)×17 400×=1 252.8(万元)。

4 结语

程序化操作的前提是一次设备、保护安自软压板、二次空开等具备遥控功能，以及告警信号具备远方复归功能。本文程序化操作控制范围不仅涵盖了开关、刀闸、地刀等常规一次设备，还包括了二次软压板、空气开关等，可真正实现程序化操作。

(1)设备选型上采用了带电动底盘和电动地刀的10 kV开关柜，并通过对高压带电显示装置的信号改造实现了远方核查带电情况，实现了10 kV馈线一键从运行到检修的操作。

(2)通过在主变变低母线桥加装电动地刀，实现了主变停电一键从运行到检修。

(3)通过二次设备数字化改造，实现保护及安稳装置二次软压板的远方投退，实现了程序化操作中一、二次操作的无缝衔接。

(4)通过母联操作电源二次空开的电动化改造，实现了热倒母线的一键式操作。

采用变电站程序化操作后，大幅缩短由于倒闸操作带来的停电时间，节约人力资源成本，有效缓解日益增长的工作量和运行人员短缺之间的矛盾。

下一步计划探索调度端及厂站端程序化操作后设备位置自动确认技术，进一步减少人工干预。