Page 19 - 电力与能源2021年第六期
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谢绍宇: 变电站厂站端程序化操作改造及应用                                     6 7
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              的判别条件, 代替现场人工自动完成一系列设备                           运行、 热备用、 冷备用以及检修状态的转换, 不涉
              倒闸操作任务。                                          及二次操作; 可以利用拓扑五防、 网络潮流等实现
                   变电站程序化操作由程序化操作系统根据操                         安全校核; 便于部署推广到不同变电站, 软件开发
              作票对变电站设备进行系列化操作, 依据设备执                           综合成本低。缺点是五防逻辑无法考虑临时接地
              行结果信息的变化来判断每步操作是否到位, 确                           线, 并且操作基本不考虑一、 二次设备之间的配
              认到位后自动或半自动执行下一个指令, 直至所                           合, 这种模式仍然需要人员到现场进行部分操作。

              有指令执行完毕。                                             ( 2 ) 厂站端模式。操作程序部署在站端监控
              1.2  程序化操作实现方式                                   后台系统; 可以进行全面的五防逻辑校验, 如接地
                   变电站的程序化操作通常采用调度端和站端                         线校验; 可以充分利用站端采集到的遥测、 遥信
              两种实现方式       [ 6-10 ] 。                          量, 缺点是对于线路操作无法校核对侧系统状态,

                   站端程序化操作票库部署在后台监控主机,                         也无法进行大系统安全校核。如果站端原先不具
              站端程序化操作由站端监控主机解析操作票, 并                           备程序化操作功能, 并且因后台厂家、 系统版本不
              根据操作顺序依次向测控装置下发控制命令, 达                           一致, 需要单站实施。对于新变电站, 建议在基建

              到程序化控制操作的目的, 如图 1 所示。                            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 220kV 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
                          图 1  站端程序化操作示意图                      占据总耗时的 91.7% ; 220kV 线路停电标准配
                   调度端程序化操作由主站系统生成并解析操
                                                               置为 3 人, 经统计发现操作时间、 等调度令的时间
              作票, 根据操作顺序通过远动装置依次向测控装
                                                               占据总耗时的 85.4% , 如表 1 所示。其中, 操作
              置下发控制命令, 或由主站系统通过智能远动机
                                                               时间占据了大部分, 因在实际操作中涉及到的步
              调用站端操作票, 经站端监控主机实现程序化操
                                                               骤较为复杂, 经分析发现主要存在如下原因。
              作, 如图 2 所示。
                                                                   ( 1 ) 操作票检查项需要就地完成。如 10kV
                                                               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
                         图 2  主站系统程序化操作示意图                     大量的时间。
                   在这两种方式的基础上, 出现一种新的程序                            ( 3 ) 需要就地操作的设备涉及地点转换, 运行
              化模式: 第一步, 主站系统下发程序化操作票调阅                         人员在操作过程中容易消耗过多体力。
              命令, 厂站端监控主机根据操作票调用命令在典                               ( 4 ) 地刀需要就地验电, 就地操作。在冷备用
              型票库中查找匹配的程序化操作票, 并将结果返                           与检修的状态进行切换时, 传统模式需要从主控
              回主站; 第二步, 主站系统下发操作票执行命令,                         室去到主变处接地线现场验电并接地, 费时费力。
              厂站端系统结合五防模块完成操作票预演并回传                                ( 5 ) 部分刀闸和二次压板无法远方遥控。
              预演结果, 预演成功后继续执行并且分步回传执                          2.2  关键技术改进
              行结果, 直至操作完成。                                         ( 1 ) 10kV 带电显示器信号接入自动化系统,
              1.3  不同模式下程序化操作分析                                实现后台验电。
                   ( 1 ) 调度端模式。在调度能源管理系统或者                         主要问题: 10kV 设备操作过程中, 需要等待
              运行控制系统进行开发, 主要控制一次设备实现                           运行人员现场确认带电显示指示灯信号, 影响操
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