變電站廠站端程序化操作改造及應用

謝紹宇

(廣東電網有限責任公司廣州供電局，廣東 廣州 510620)

變電站自動化系統經過多年發展已達到較高的技術水平，但變電站電氣操作大多仍然采用現場常規操作，操作過程中需運行人員現場檢查設備狀況。這耗費了大量的人力和時間，使得無人值班變電站的優勢難以發揮。隨著變電站操作量的增加，倒閘操作過程中過多的人工干預，從一定程度上也增加了誤操作的可能，給電網安全運行帶來隱患。運行人員數量有限且呈現只減不增的趨勢，使得現有的人員配置難以滿足日益增長的變電運維工作量，如何妥善處理倒閘操作量日益增長和運行人員嚴重不足之間的矛盾是當前亟待解決的問題。因此，在提高電氣操作的安全性和效率的基礎上，可以利用自動化程序替代人來自動檢查并完成多個電氣操作。變電站電力設備的數字化發展，為實施程序化操作提供了技術條件[1-5]，程序化操作已成為無人值班變電站的發展趨勢。

本文以一個實際220 kV數字化變電站為例，從一次設備、保護安穩裝置、二次空開、后臺監控系統等方面進行改造，并通過視頻系統輔助檢查現場位置，研究改進主變、線路、10 kV饋線停送電、倒母線等操作的程序化控制方法，并在變電站試點檢驗應用效果。

1 程序化操作

1.1 程序化操作的含義

程序化操作是指由計算機、智能終端、操作機構等按照嚴格的操作條件、規范的操作順序、智能的判別條件，代替現場人工自動完成一系列設備倒閘操作任務。

變電站程序化操作由程序化操作系統根據操作票對變電站設備進行系列化操作，依據設備執行結果信息的變化來判斷每步操作是否到位，確認到位后自動或半自動執行下一個指令，直至所有指令執行完畢。

1.2 程序化操作實現方式

變電站的程序化操作通常采用調度端和站端兩種實現方式[6-10]。

站端程序化操作票庫部署在后臺監控主機，站端程序化操作由站端監控主機解析操作票，并根據操作順序依次向測控裝置下發控制命令，達到程序化控制操作的目的，如圖1所示。

圖1 站端程序化操作示意圖

調度端程序化操作由主站系統生成并解析操作票，根據操作順序通過遠動裝置依次向測控裝置下發控制命令，或由主站系統通過智能遠動機調用站端操作票，經站端監控主機實現程序化操作，如圖2所示。

圖2 主站系統程序化操作示意圖

在這兩種方式的基礎上，出現一種新的程序化模式：第一步，主站系統下發程序化操作票調閱命令，廠站端監控主機根據操作票調用命令在典型票庫中查找匹配的程序化操作票，并將結果返回主站；第二步，主站系統下發操作票執行命令，廠站端系統結合五防模塊完成操作票預演并回傳預演結果，預演成功后繼續執行并且分步回傳執行結果，直至操作完成。

1.3 不同模式下程序化操作分析

(1)調度端模式。在調度能源管理系統或者運行控制系統進行開發，主要控制一次設備實現運行、熱備用、冷備用以及檢修狀態的轉換，不涉及二次操作；可以利用拓撲五防、網絡潮流等實現安全校核；便于部署推廣到不同變電站，軟件開發綜合成本低。缺點是五防邏輯無法考慮臨時接地線，并且操作基本不考慮一、二次設備之間的配合，這種模式仍然需要人員到現場進行部分操作。

(2)廠站端模式。操作程序部署在站端監控后臺系統；可以進行全面的五防邏輯校驗，如接地線校驗；可以充分利用站端采集到的遙測、遙信量，缺點是對于線路操作無法校核對側系統狀態，也無法進行大系統安全校核。如果站端原先不具備程序化操作功能，并且因后臺廠家、系統版本不一致，需要單站實施。對于新變電站，建議在基建階段明確功能需求。

2 程序化操作改進

2.1 傳統倒閘操作模式耗時分析

傳統倒閘操作存在耗時過長、人員需求量大、工作效率低等問題，如220 kV主變停電標準配置為4人，經統計發現操作時間、等調度令的時間占據總耗時的91.7%；220 kV線路停電標準配置為3人，經統計發現操作時間、等調度令的時間占據總耗時的85.4%，如表1所示。其中，操作時間占據了大部分，因在實際操作中涉及到的步驟較為復雜，經分析發現主要存在如下原因。

(1)操作票檢查項需要就地完成。如10 kV饋線操作過程中，需要等待運行人員現場確認帶電顯示指示燈信號，影響操作效率，浪費人力資源。

(2)五防模擬耗時較長，五防模擬和操作分開完成，而且操作需要多次輸入賬號密碼，這要消耗大量的時間。

(3)需要就地操作的設備涉及地點轉換，運行人員在操作過程中容易消耗過多體力。

(4)地刀需要就地驗電，就地操作。在冷備用與檢修的狀態進行切換時，傳統模式需要從主控室去到主變處接地線現場驗電并接地，費時費力。

(5)部分刀閘和二次壓板無法遠方遙控。

表1 220 kV主變和線路典型操作耗時統計

2.2 關鍵技術改進

(1)10 kV帶電顯示器信號接入自動化系統，實現后臺驗電。

主要問題：10 kV設備操作過程中，需要等待運行人員現場確認帶電顯示指示燈信號，影響操作效率，浪費人力資源。

改進措施：在10 kV饋線間隔、電容器間隔、曲折變間隔、站用變間隔增加高壓帶電顯示指示光字牌后，將現場信號傳輸到后臺，程序化操作時取后臺帶電顯示信號，自動確認10 kV設備是否帶電，大大縮短10 kV設備停送電操作時間。單間隔單次停或送電：后臺確認需要2 s，現場確認至少需要5 min。

(2)主變變低母線橋裝設電動地刀。

主要問題：在冷備用與檢修的狀態進行切換時，傳統模式需要從主控室去到主變處接地線現場驗電并接地，費時費力。

改進措施：在主變變低母線橋裝設電動地刀，取代傳統就地裝拆接地線的方式，可節省大量人力物力，縮短操作時間，提高工作效率。

(3)綜合安自軟壓板開放遙控權限。

主要問題：主變及220 kV線路停送電等部分操作涉及到安自壓板投退，傳統檢查模式需要到安自主機屏處投退相關硬壓板，費時費力。

改進措施：試點開放變電站綜合安自軟壓板遙控權限，完成變電站后臺安自軟壓板遙控和調度自動化系統安自軟壓板遙控改造。

(4)母聯操作電源電動空開改造。

主要問題：220 kV及110 kV母線倒母線操作中涉及到現場退出母聯操作電源空開的操作，傳統檢查模式需要到智能組件柜處現場投退空開，費時費力。

改進措施：在220 kV及110 kV母聯間隔換裝開關控制電源電動空開后，將現場信號傳輸到后臺，倒母線程序化操作時自動投切電源空氣開關，自動確認空開位置，大大縮短220 kV線路、110 kV線路、主變變高、變中設備倒母線操作時間。單間隔倒母線操作：后臺投/切一次母聯空開需要4 s，現場投/切至少需要15 min。

(5)完善站端順控。

主要問題：站端順控在設置之初，五防模擬和操作分開完成，而且操作需要逐步多次輸入賬號密碼，部分步驟需要去到現場，需要消耗大量時間、人力資源。

改進措施：通過對站端順控邏輯、操作界面完善，并進行操作試驗，實現五防模擬、操作一鍵式完成，整個過程只需輸入一次間隔編號及操作密碼，可節省大量人力物力，縮短操作時間，提高工作效率。

(6)通過視頻系統輔助檢查現場位置。

主要問題：傳統檢查模式需要人力到現場檢查電氣機械指示、壓板位置，費時費力等。

改進措施：利用攝像頭通過圖像識別完成氣體絕緣金屬封閉開關設備(Gas Insulated Switchgear，簡稱GIS)的開關刀閘位置、壓板位置的識別，可節約人力資源，縮短操作時間，提高工作效率。

3 應用分析

3.1 效率比對

結合停電對一座220 kV變電站進行程序化改造及操作試驗。該220 kV試點站改造后，各間隔操作耗時統計如表2所示，倒母操作耗時統計如表3所示。

表2 220 kV試點站各間隔操作耗時統計表

表3 220 kV試點站倒母操作耗時統計表

由表2和表3可以看出，220 kV試點站程序化操作應用后，操作效率大幅提升，其中主變變高開關及220 kV線路倒母操作效率提升達到了91.7%，各間隔操作效率提升普遍在80%以上，大幅減少了操作工時，節約了大量人力資源。

3.2 經濟效益

相比于2017年8月，2018年8月該試點站倒閘操作節約116工時(不包含行車耗時)，操作效率提升86%。經計算，該站一個月能夠節約人力成本：116(工時)×150(元/工時)=17 400(元)。

如果100座變電站全部采用程序化操作，110 kV變電站倒閘操作工作量按220 kV變電站的一半計算，數量按220 kV 變電站的4倍計算，暫不考慮500 kV變電站的倒閘操作工作量，每年將節約資金：(20×12+80×12×0.5)×17 400×=1 252.8(萬元)。

4 結語

程序化操作的前提是一次設備、保護安自軟壓板、二次空開等具備遙控功能，以及告警信號具備遠方復歸功能。本文程序化操作控制范圍不僅涵蓋了開關、刀閘、地刀等常規一次設備，還包括了二次軟壓板、空氣開關等，可真正實現程序化操作。

(1)設備選型上采用了帶電動底盤和電動地刀的10 kV開關柜，并通過對高壓帶電顯示裝置的信號改造實現了遠方核查帶電情況，實現了10 kV饋線一鍵從運行到檢修的操作。

(2)通過在主變變低母線橋加裝電動地刀，實現了主變停電一鍵從運行到檢修。

(3)通過二次設備數字化改造，實現保護及安穩裝置二次軟壓板的遠方投退，實現了程序化操作中一、二次操作的無縫銜接。

(4)通過母聯操作電源二次空開的電動化改造，實現了熱倒母線的一鍵式操作。

采用變電站程序化操作后，大幅縮短由于倒閘操作帶來的停電時間，節約人力資源成本，有效緩解日益增長的工作量和運行人員短缺之間的矛盾。

下一步計劃探索調度端及廠站端程序化操作后設備位置自動確認技術，進一步減少人工干預。