基于保信系统的保护装置远方操作研究与应用

祁有年 庞曙颖

云南电网有限责任公司西双版纳 供电局，云南　景洪市 　 6661 00

摘　要：随着人们对安全稳定的电力需求不断提高，就地修改保护装置定值已难以满足现代电网的运行管理需求。缩短用户停电时间，减少断电带来的损失，以继电保护故障信息处理系统为操作平台，将继电保护功能与调度自动化功能相结合，基于IEC103、IEC61850为通讯协议的保护装置远方操作是电力行业发展的必然趋势。用设备代替人员，极大程度地提高了工作效率，而且还节约了成本与时间，更重要的是降低了存在的安全风险，真正做到将效率与安全兼顾。

关键词：电力系统；继电保护；故障信息处理系统；远方操作；挂牌

引言

电力系统继电保护装置（以下简称“保护装置”）指保障电气设备故障时可靠、快速而又有选择性的切除故障，从而保障电力系统安全稳定运行的重要电气设备。继电保护在电力系统运行中的起着不可估量的作用，且随着新建变电站的不断投运，保护人员的工作量逐渐增加。为了避免保护人员疲劳而造成事故事件，引入了基于继电保护故障信息处理系统（以下简称“保信系统”）的保护装置远方操作。

1 保护装置远方操作技术

1.1 保护装置远方操作的含义

保护装置远方操作指在地调保信分站远程操作异地各厂站内保护装置，从而完成保护装置远方操作。以保信系统分站为操作平台，在运行维护部门进行保护装置定值的远方修改；在地调进行软压板的远方投退、定值区切换功能。在调度通信助力下进行数据的传输，从而完成各厂站保护装置的远方操作。在智能电网不断推进，智能化不断发展与应用的基础上，保护装置远方操作技术日渐成熟与完善，将成为智能电网不可缺失的一部分。

1.2 保护装置远方操作的理论依据

保护装置远方定值修改是通过保信系统实现的，变电站保护装置与保信子站采用IEC61850协议通信，变电站保信子站与地调南网103规约通讯。在保信工作站通过保信子站采用GetSGValues或GetSGCBValues服务读取定值的当前值、采用SetEditSGValues服务下发修改定值命令、通过ConfirmEditSGValues确认写命令，保护装置接到ConfirmEditSGValues确认命令后将通信缓存的编辑定值区回写到定值固化区，实现远方定值修改。

保护装置远方操作有关功能需部署在安全Ⅰ区，对保护装置、保信子站、保信主站系统的安全稳定运行不产生影响。功能投入使用前必须通过保护装置远方操作试验验证其正确性，采取可靠的技术措施或有效的管理手段，防范部分保护定值因通信传输及转换等因素导致保信主站与装置显示不一致带来的风险。在一体化的原则下，运用保信主站平台提供的系统管理、模型管理、数据传输、网络通信、人机界面等服务。为确保保护装置远方操作流程可控、功能可靠，保信子站对保护装置远方操作控制命令的转发需满足禁止改变控制命令原义；禁止变更控制命令的顺序；除规约限制明确允许的转换规则之外，禁止拆解、合并多个控制命令；除规约限制明确允许的转换规则之外，禁止通过异步执行方式屏蔽保信主站与保护装置的交互。

1.3 保护装置远方操作的要求

1.3.1 保护装置远方操作安全需求

1.3.1.1 保信系统账户与密码管理要求

在登录保信系统时，软件会针对输入的账号和密码进行检测。若检测到用户密码为初始密码，系统将强制要求用户修改初始密码，且修改的密码复杂度必须为字母和数字组合方式，完成修改后即可正常使用。

1.3.1.2 保信系统防误入间隔相关要求

1）在保信系统的变电站一次主接线图上，对计划操作间隔的保护装置进行远方操作的相应挂牌。挂牌操作完成后，在“厂站目录图”和“站内主接线”共有三处会发生变电站图标颜色的变化，此时变色的变电站内保护装置即为挂牌的可操作保护设备。

2）为防止误动、误碰到其他间隔设备信息，唯有完成保护装置远方挂牌，方可进行远方操作。

1.3.2 保护装置远方操作的要求

1.3.2.1 远方修改继电保护定值的操作要求

1）远方修改定值指在地调分站进行运行区、非运行区定值修改。

2）进行远方修改定值操作时，应首先确认待操作保护装置通信正常，然后召唤定值功能正常，正确选择定值区召唤并确认待修改定值名称、数值、单位等与原定值单内容一致，否则不予操作。

3）远方修改定值操作前进行被操作设备的挂牌。

4）远方修改定值应按本次应执行的定值单一次性完成定值数据的下达。

5）远方修改定值操作完成后应重新召唤并确认修改后的定值与应执行定值单的相一致，否则应将不一致的定值修改成与应执行定值相一致，并再次召唤定值确认定值正确无误。

6）远方修改定值操作完成后应取消被操作设备的挂牌。

7）保护装置的参数定值不参与定值的远方修改，如PT、CT变比、设备型号及容量等。

8）对于远方修改定值操作完毕后无法召唤并核对修改后定值的，应上报当值调控人员

以及继电保护专业管理部门，并立即安排继保人员和运行人员在被操作保护装置上确认定值修改情况，若修改后的定值与待执行定值单不一致，继保人员应通过在被操作保护装置上修改值完成定值修改工作，运行人员核对修改后的定值，并做好相应记录，及时上报缺陷。等待保护人员完成缺陷处理，方可对此保护装置进行保护装置定值的远方修改操作。

1.3.2.2 远方投退保护装置软压板的要求

1）远方投退软压板由地调进行操作，负责管辖保护装置软压板的投退操作，操作人、监护人各一名，需由监护人完成挂牌操作。

2）通过保系统进行远方投退软压板操作时，应首先进行被操作设备的挂牌，然后确认待操作保护装置通信正常，召唤软压板正常，软压板状态正确，否则不予操作。

3）远方投退软压板操作前进行被操作设备的挂牌。

4）远方投退软压板操作完毕后，应通过自动化系统进行不同原理、不同通道的双确认核实，确认被操作软压板的状态发生变化并与操作目标状态一致。

5）软压板的投退需单个进行操作，不能批量修改。

6）“远方修改保护装置定值”、“远方投退保护装置软压板”与“远方切换保护装置定值区”等3个软压板，仅作为远方操作功能的管理，不可远方投退。

7）远方操作的软压板需满足保护装置逻辑需求。

8）保护装置远方投退软压板操作完成后，监护人应取消被操作设备的挂牌。

9）对于远方投退软压板操作完成后无法核对被操作保护装置的软压板状态时，应汇报当值调控员及相关继电保护人员，并立即安排运行值班人员在被操作装置上确认软压板状态，若软压板状态不符合运行要求，通过就地操作完成软压板投退，并做好相应记录。 待缺陷处理完成后才能对该保护装置开展软压板的远方投退操作。

1.3.2.3 远方切换保护装置定值区的操作需求

1）远方切换定值区操作由电力调度控制中心负责完成，调控值班人员负责管辖保护装置定值区的切换操作，工作人员为操作人、监护人各一名，需由监护员完成挂牌操作。

2）进行远方切换定值区操作时，首先应确认待操作保护装置通信正常，再召唤定值区功能正常，运行定值区号数值正确，否则不予操作。

3）远方切换定值区操作前进行被操作设备的挂牌。

4）远方定值区切换操作完成后，应通过自动化系统进行不同原理、不同通道的双确认核实，确认操作目标及运行定值均正确无误，否则应立刻经定值区切换操作将保护装置恢复运行至原定值区。

5）完成保护装置远方定值区切换操作后应取消被操作设备的挂牌设置。

6）对于远方切换定值区操作完成后无法核实被操作保护装置的运行定值及定值区的，应汇报当值调控人员及相关继电保护人员，并立即安排运行值班人员核实运行定值及定值区号，若运行定值及定值区号不符合运行要求，通过就地操作完成定值区切换，并做好相应记录。待缺陷处理完成后才能对该保护装置开展远方切换定值区操作。

1.4 保护装置远方操作的实现方式

保信系统是一种基于通信技术和网络信息技术来完成对保护装置的不停电异地操作的自动化智能系统。通过本系统实现远方经变电站保信子站调取各保护装置进行设备参数的调整，从而使电网的运行方式得以变更。该系统由省调端保信主站的数据读取模块，地调端保信分站的保护装置远方操作的读取模块和功能模块，厂站端保信子站的保护装置执行终端及调度通信网络和接口装置等组成。

保信系统主站作为数字化、智能化电网发展阶段的一部分，在调控一体化的基础上，将有关服务器部署在保护室内，确保较好的运行环境。在调度台装设保信工作站，用于软压板的投退操作、保护定值和故障录波报告的调取；并在运维所站设工作站，用于保护定值、故障录波的调取和保护定值的修改。
1.5 保护装置远方操作的的优势
1）优越性，基于智能化电网调控一体化平台而实现、推广，通信各环节安全性较高，功能操作简便，运行制度完善，相关管理及技术水准仍是国内相关领域的领头羊。
2）经济性，不仅减少了运维人员的驱车前往变电站的操作次数，平均耗时大大降低，节约了成本与时间，提高了工作效率。

3）高效性，使用了该系统使得对保护装置参数的监视、保护动作信息调取由驱车前往各厂站变为调度台直接调取方式，有效的减少了工作、提升了管理水平。

2 保护装置远方操作技术的说明

保护装置远方操作覆盖调控主站、分站及各子站。

1. 保护装置远方操作在省调依托保信主站端集中采集高电压等级厂站，地调分站端是依托保信系统集中监视、控制模块实现，在调控一体化的原则下，应用相关系统管理、网络通信、数据传输、模型管理等一体化所提供的服务。

2. 信子站系统来实现各厂站的保护装置远方操作功能。保信分站下发操作指令通过调度通信网转发至保护装置，并把保护装置的定值及状态信息转发至保信分站。相应地，完成了调度通信网与站控层业务模型的兼容转换。

3. 调度通信网在保护装置远方操作中作为地调保信分站、变电站保护装置及保信子站间的数据输送通道。

3 保护装置远方操作技术的应用

保护装置远方操作分为三大类，即：远方修改定值、远方投退软压板和远方切换定值区。

3.1远方修改继电保护定值的流程

远方修改保护装置定值的操作流程步骤：

1. 许可人进行挂牌，输入密码，挂牌后，出现操作按钮。

2. 操作人看见界面更新，选中挂牌后对应的保护装置，修改信息，核对输入密码，信息推送至监护角色监护人。

3. 成员监护人收到提示，进行监护角色操作，核对修改信息，输入密码，信息推送至验证角色许可人。

4. 许可人收到提示，进行验证角色操作，核对修改信息，输入密码，信息推送至执行角色操作人。

5. 操作人收到提示，下发命令，执行修改内容，修改成功。

6. 许可人收到提示弹框，告知修改成功，重新召唤内容，确认是否正常，取消挂牌。

3.2远方投退继电保护软压板的流程

远方投退继电保护软压板的操作流程步骤：

1. 监护人进行挂牌，输入密码，挂牌后，出现操作按钮。

2. 操作人看见界面更新，选中挂牌后对应的保护装置，修改信息，核对输入密码，信息推送至验证角色监护人。

3. 监护人收到提示，进行验证角色操作，核对修改信息，输入密码，信息推送至执行角色操作人。

4. 操作人收到提示，下发命令，执行修改内容，修改成功。

5. 监护人收到提示弹框，告知修改成功，重新召唤内容，确认是否正常，取消挂牌。

3.3远方切换继电保护定值区的流程

远方切换继电保护软压板的操作流程步骤：

1. 监护人进行挂牌，输入密码，挂牌后，出现操作按钮。

2. 操作人看见界面更新，选中挂牌后对应的保护装置，修改信息，核对输入密码，信息推送至验证角色调度部门监护人。

3. 监护人收到提示，进行验证角色操作，核对修改信息，输入密码，信息推送至执行角色操作人上。

4. 操作人收到提示，下发命令，执行修改内容，修改成功。

5. 监护人收到提示弹框，告知修改成功，重新召唤内容，确认是否正常，取消挂牌。

3.4保护装置远方操作的运维要求

保护装置远方操作涉及省调、地调及运维部门人员的共同参与，因此相关职责的划分至关重要：

1. 调度机构：承担保信主站、通信通道的日常巡检、事故处理、汇报、统计、改造，反措以及缺陷处理等运行维护工作。

2. 变电运行所：承担变电站的保护装置、保信子站的日常巡检、事故处理、汇报和统计等运行维护工作。

3. 变电修试所：承担变电站保护装置、保信子站日常定检、改造，反措以及缺陷处理等运行维护工作。

4 结论

保护装置远方操作是电力行业近年来为推进调控一体化而大力研发和推广的重要业务，与电网的安全稳定运行密切相关，安装、调试及运行维护过程中往往需要多专业协同参与配合。因此，在专业技能水平方面对保护装置远方操作相关人员提出了更高的要求。对相关人员业务技能等专业水平应进行加强培训与教育，从而不断提高运维人员的专业水平及综合素质。

该系统的实际操作、运行过程中，仍存在部分各厂家保护装置不兼容，自动化专业水平、操作流程还有待提高。实现远方修改保护装置定值，远方调取保护装置动作信号及录波文件、故障录波源文件，故障分析的信息自动发送是本系统后期持续改进和发展的一项重要目标，本系统适用于所有电力系统行业。

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