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