智能变电站“调控一体化”及智能运维系统的工程实施

智能变电站“调控一体化”及智能运维系统的工程实施

郑文敏

珠海电力建设工程有限公司

摘要：随着科学技术的进步，智能变电站的发展也越来越完善，要适应运维模式下的无人值班、远程集中监视与维护，必须不断探索和完善调控一体化及智能运维系统建设。本文简单介绍新建110kV智能变电站工程关于调控一体化及运维系统的试点实施过程，梳理调控一体化及智能运维系统构成、具体实施、风险及应对措施，不断适应智能变电站发展需要。

关键词：智能变电站；调控一体化；智能运维系统；工程实施

前言

为落实南网总调《广东电网“十四五”调控一体化工作方案》及《南方电网智能站保护专业并网管理提升重点工作任务》相关要求，推动“调控一体化”建设及继电保护远方操作与智能运维规范有序发展，以110kV变电站内作为试点变电站，开展继电保护智能监视运维和全设备远方操作，探索变电站及调度运行实现有效配合，全面提升调控一体化支撑能力，确保调控一体化工作目标可靠落地。实现二次设备集约化、专业化运维，进一步提升检修操作的精益管理打好基础。

1. 调控一体化、智能运维系统

调控一体化主要是实现变电站主设备状态转换的一键顺控操作的功能，具体能够实现组合式电器的“运行、热备用、冷备用”三种状态间的转换操作，空气绝缘开关柜的“运行、热备用”两种状态间的转换操作，实现倒母线、主变中性点切换、终端变电站电源切换的操作。智能化变电站的调控数据直接传输到有关调控系统，并利用调控中心站的智能化分析和告警、在线安全稳定分析、日前调度计划的最优调控和安全校正等关键应用功能实现了调控一体化应用。基于综合监测平台的智能变电站，采用标准化调控数据交互，提供满足远程信息的阅览等技术方法，与调控主站及其它管理主站进行协作。

2. 调控一体化系统实施
   1. 系统组成

调控一体化系统主要由监控主机、数据服务器、通信传输网络、信息采集终端等组成。

1）调控一体化系统监控主机负责监控整个变电站设备的数据收集和处理，对整个系统进行操作和控制，并对这些数据进行分析，给出相应的智能警告。集成一键顺控、智能防误子系统功能，实现操作票预制、操作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、操作过程自动顺序执行的操作模式。

2）调控一体化系统信息传输网络，研究基于DCCS系统与智能网关、站端综合数据网与调度数据网之间交互等方式。由DCCS在二区以操作票作为发起点，会依次向一区OCS系统和三区DCCS系统进行横向业务数据交互。随后三区DCCS系统以纵向交互进行单向交互，由三区DCCS作为数据请求方，通过三区综合数据网向视频系统进行纵向业务数据交互。

3）调控一体化系统信息采集，主要实现方式有通过视频系统的摄像头拍照所识别的状态和基于姿态传感器技术的刀闸位置判别。视频系统识别、姿态传感器共有“分闸到位”、“合闸到位”、“位置异常”三种识别结果，进而与传统的辅助触点判断刀闸位置的方式共同形成了刀闸位置“双确认”判断系统，有效地提升了可靠性。

2.2主体功能架构。

1）DCCS在II区进行遥控下令操作前，在DCCS安全校核通过后，会同步发送Ⅰ区的OCS校核及刀闸就位通知请求至Ⅲ区视频系统，由Ⅰ区的OCS校核及Ⅲ区视频系统返回请求结果，OCS校核通过及视频刀闸返回成功就位通知结果后将发送OCS远方遥控指令，反之则按如下情况进行处理，情况1：若Ⅰ区的OCS校核不通过或OCS校核结果返回超时，则停止程序化任务，再次启动时则判断上次执行的刀闸就位通知情况，若已成功就位则不发起视频刀闸就位通知请求，反之则发起；情况2：若Ⅰ区的OCS校核通过后，但持续等待视频刀闸就位通知结果超过1分钟未收到响应结果时，则停止程序化任务，再次启动时可再次发起视频刀闸就位通知请求。

2）、DCCS经遥控成功后进入目标状态确认中，进行设备目标状态确认及视频刀闸目标状态确认流程，需设备目标状态确认和视频刀闸目标状态确认均校核通过后将结束流程任务，反之则按如下情况进行处理；情况1：若OCS系统推送的设备目标状态在规定的时间内校核未通过时，则自动终止程序化任务；情况2：若OCS系统推送的设备目标状态在规定的时间内校核通过后，视频刀闸目标状态确认在1分钟内未收到返回结果或校核结果未在目标状态时，则自动终止程序化任务。

图1：功能流程示意图

2.3位置“双确认”技术路线选择：

调度端远方遥控覆盖范围由开关扩大至刀闸后，如何准确完成刀闸位置的自动识别是这个技术的关键。试点变电站110kV、10kV刀闸（小车）第二源分合闸位置由不同的技术路线实现：110kV刀闸第二源位置信号由图像识别系统提供，10kV电动小车开关（刀闸）第二源位置信号由位置传感器提供。

变电站内充用利用图像识别系统识别110kV刀闸位置后，通过Ⅲ区的综合数据网,不经巡维中心，直接将110kV刀闸第二源位置信号通过二进制上送中调DCCS，从而实现110kV刀闸位置远方自动识别。

10kV#1母段的小车开关（刀闸）第二源位置信号由光电位置传感器提供，分合闸信号传输路径与变电站刀闸辅助接点的上送路径一致，通过就地测控装置采集遥信经远动机再上送到地调OCS，并由地调OCS完成双源判断后，将最终结论送地调DCCS。

图2：110kV变电站内刀闸“双确认”技术路线框架图

2.4 调控一体化具体实施

2.4.1实施目标

(1)目标模式下调度遥控操作可独立完成，不需现场运维人员到站配合。

(2)设备检修所需的安全措施，在设备转至冷备用状态后由现场运维人员负责操作完成（分为自行操作或调度下令操作，按照主网调度操作管理实施细则相关条款执行）。

(3)在未收到设备异常告警情况下，调度遥控操作前视设备满足正常遥控条件。

(4)调度遥控操作前后关于设备状态（刀闸位置）的检查确认项，调控员以技术系统展示的二进制结果为依据，不再同其他岗位角色进行人工核对确认。

2.4.2实施范围

调控一体化系统遥控操作的范围，主要包括一次设备调度遥控操作、二次设备调度遥控操作。

(1)一次设备调度遥控操作：主网调控负责变电站内的110kV母线、主变、110kV线路开关间隔及10kV#1母线等主要设备在运行与冷备用间状态转换的遥控操作。不负责遥控操作PT、开关及刀闸操作电源、空气开关等附属设备。变电站内10kV#1母线小车开关均配有电动底盘，具备远方遥控操作功能，原则上主网调控只负责主网调管设备运行与冷备用之间的状态转换。配网调度员是负责操作10kV馈线运行与冷备用之间的状态转换，但停电计划检修仅有主网工作且没有配网工作时，由配网调度当值决定是否委托主网调控通过程序化操作将10kV#1母线上的馈线开关小车操作至目标状态（试验位置或工作位置）。主网调控端原则上不遥控操作线路地刀。对于不具备遥控至冷备用条件的设备，主网调控仅负责其运行与热备用之间状态转换的遥控操作；变电站内运行人员根据检修工作需要，在经调度令后负责其热备用与冷备用间状态转换的操作。调度端遥控操作完成后，现场在申请检修开工前，应确保相关的二次设备在规定的状态后方能申请开工。

(2)二次设备调度遥控操作：主网调控员负责变电站内调管范围设备的保护、安自装置的功能投退和定值区切换的遥控操作。同时为保障调度遥控（程序化顺控）的安全和时效性，调度遥控操作一次设备过程中间不穿插遥控二次设备，对确有必要需前置二次设备操作的情况，应符合二次设备的调度遥控操作范围。

2.4.3调控一体化远方操作测试

(1)刀闸位置远程确认功能测试：完成变电站内视频系统到中调DCCS系统Ⅲ区网络传输的调试，包括控制指令的下达与执行，执行结的反馈等，DCCS系统将遥控指令分解OCS控制指令和间隔监视指令。充用利用智能运维子站视频系统，由刀闸位置处理服务器通过图片处理软件自动识别刀闸位置，通过Ⅲ区的综合数据网将第二源的刀闸位置上送中调DCCS，从而实现刀闸位置远遥自动识别。

(2)开展一次设备程序化操作：结合设备调试验收在设备未带电情况下联合变电运行行员对变电站内110kV线路、主变、110kV母线、10kV#1母线进行运行与冷备用之间状态转换开展程序化操作。测试验收合格后，采取调度端程序化操作方式启动新设备。

(3)开展刀闸电机电源空开常投方式：110kV变电站内110kV刀闸电机电源及接地刀电机电源均配置独立的可遥控总空开，并按可常投方式测试，验收合格后的按常投方式投入实际运行。

2.5实施风险及相应管理措施

2.5.1实施风险:刀闸位置“双确认”出现矛盾，程序化操作终断，影响操作进度。

管控措施：调度员通知巡维中心运行人员刀闸位置确认异常。变电运人员应立即到站确认或通过视频远方确认刀闸实际位置，如刀闸实际位置与操作目标状态一致时，调度员人工确认后，继续程序化操作。若刀闸实际位置与操作目标状态不一致时，则终止本操作，待缺陷处理后再操作。

2.5.2实施风险:刀闸远方操作结束后，刀闸“双确认”位置与实际位置不相符，造成程序化操作自动执行下一步操作风险。

管控措施：（1）设备验收试验时，确保刀闸操作后，“双确认”位置与实际位置，同时在设备未带电前进行调度端程序化试验性操作。（2）刀闸操作告一段落后，程序化操作设置断点，操作人须通过OCS系统核对刀闸位置、通过刀闸遥信变位信息符合操作逻辑。

2.5.3实施风险:方式调整或线路停复电操作时，标准化备自投或稳控装置“检修压板/运行压板”在线路转冷备用后进行现场或调控遥控配置，存在短时失配风险。

管控措施：为缩短备自投与失配时间，变电站内备自投接入地调安自主站前，值班调控员提前通知变电运行人员到站配合，开关操作完成后，由变电运行人员投退相关压板以匹配运行方式。变电站内备自投接入地调安自主站后，开关遥控操作后，通知继保自动化班远方投退相关压板。

2.5.4实施风险:母线停复电时，母线PT刀闸及二次侧空开未操作，存在PT二次回路异常并列后对停电母线PT一次侧反充电引发运行PT空开跳闸风险。

管控措施：（1）变电站内竣验收时重点排查确认PT二次回路无异常并列情况。（2）检修工作前，现场运行人员需将母线PT转至冷备用或检修状态。

2.5.5实施风险:执行10kV#1母线运行转冷备用程序化操作，存在10kV馈线未转供，造成用户失压风险。

管控措施：进行10kV#1母线由运行转冷备用操作前，必须与配网调度确认该母上所有馈线负荷已转供，开关在热备用，并取得配网调度对馈线开关的委托操作权后方可对10kV#1母线进行调度端程序化操作。进行10kV#1母线由冷备用转运行操作前，认真核实方式单复电意见，确认10kV馈线开关是否恢复至热备用，若是，程序化操作将10kV#1恢复至带电运行状态后，并将10kV馈线开关转至热备用，若否，10kV#1母线10kV馈线开关保持冷备用。

3. 智能运维系统实施

3.1 继电保护的远方操作与智能运维

继电保护装置的远方操作包括保护功能及重合闸软压板远方投退、继电保护定值区远方切换、继电保护远方修改定值；地调继电保护信息系统建设完成、智能录波器功能单体验收和主子站联调后，实现智能巡视、智能定检、智能安措等智能运维功能。

3.2 继电保护远方操作

3.2.1功能及重合闸软压板远方投退

结合继电保护设备验收工作，对110kV变电站内所有110kV、10kV线路保护完成保护总功能及重合闸软压板远方投退功能配置。远方投退保护总功能及重合闸软压板通过远动实现，软压板状态通过双点遥信上送，控制命令使用遥控方式。在后续投产运行期间，调度员常态化开展保护总功能及线路重合闸软压板远方投退工作。

3.2.2继电保护定值区远方切换

结合继电保护设备验收工作，对110kV、10KV线路保护配置远方切换定值区功能（每套保护设置2个区：正常方式01区、特殊转供方式02区）。对于110kV、10kV线路保护无特殊转供定值区需求，则不考虑定值区远方切换操作。远方切换定值区功能通过远动实现，定值区号通过遥测上送，控制命令采用遥调方式。后续地调继电保护信息系统建设完成后，也可在地调继保智能监控运维主站通过站端智能录波器开展继电保护定值区远方切换工作。功能实现后，调度员常态化开展定值区远方切换遥控操作。

3.2.3继电保护远方修改定值

110kV变电站内已安装了智能录波器，全站保护装置结合验收工作，同步验证智能录波器的就地修改定值功能。待地调继电保护信息系统建设完成后，通过站端智能录波器，采用规约下发、文件化校核方式实现对110kV变电站内所有继电保护装置进行远方修改定值,后续常态化开展站内继电保护定值远方修改工作。

3.2.4继电保护信号远方复归

110kV变电站内结合验收完成10kV及以上保护装置复归功能验收。投运后由继保自动化班可通过远动开展保护动作后远方复归工作。调度员只负责母差保护刀闸变位信号复归。

3.3 继保智能运维实用化

3.3.1完成继保智能监控运维主站建设

在继保智能监控运维主站建设前提下，充分发挥继电保护保信系统功能。完成调度段继保智能监控运维主站系统功能建设以及110kV变电站内智能录波器接入验收，确保在主站系统实现保护智能巡视、智能操作等工作。在继电保护保信系统调度主站部署特维巡视功能模块，常态化利用保信系统开展装置采样、定值比对、异常告警、区外故障分析等特维设备的专业巡视，并通过Ⅲ区WEB应用模块供继保自动化班组和巡维中心进行查阅。

3.3.2开展线路保护装置智能定检方式研究

探索以智能巡视+智能定检+不停电传动代替保护装置定检的可行性。以110kV变电站内智能化保护、智能录波器为基础，结合保护装置首次检验工作，试验线路保护不停电传动，并充分校验智能录波器智能定检功能，并形成定检报告，为逐步替代人工部检创造条件。

3.3.3常态化开展保护智能监视运维应用

通过智能录波器高级应用，以110kV变电站内为示范点，围绕智能巡视、智能维护、智能操作，继保自动化班常态化开展特维巡视、智能巡视、定值核查、保护监视预警、智能告警、配置校验等智能运维工作。

(1)智能巡视：可自动或手动触发生成巡视报告，开展二次设备一键巡视，对全站保护设备的定值、压板、版本、采样、开入、告警状态、保护功能状态以及CID、CCD、SCD等文件信息进行专业级的巡视。

(2)智能维护：常态化应用智能录波器“二次虚回路可视化”、“二次回路故障诊断定位”“监视预警”等功能开展过程层故障查找、缺陷分析。需退出保护的工作开始前，继保自动化班应用“二次检修辅助安措”功能核对和监视安全措施是否正确完备。保护投入后，运行人员应用“一二次状态不对应校核”功能核对是否有漏投退的压板。

(3)智能操作：继保自动化班通过继电保护保信系统和智能录波器对全站保护装置开展远方修改定值，继保运维人员无需再到站执行定值。智能运维主站建成前，结合首检试验智能录波器的定值执行功能。以保护设备为单位，显示保护设备定检结果（支持人工定检功能）。

3.4 安自装置远方操作

变电站内安自装置远方操作，主要实现安自装置状态的远方监视与控制，包括压板的投退状态、备自投装置的充电状态等状态监视，并实现安自装置功能远方投退、定值远方修改、运行方式远方调整等远方控制。

3.4.1安自装置接入安自管理系统

地调安自主站已完成建设和功能部署，新投运的标准化安自装置实现100%接入安自信息管理系统。完成110kV变电站内备自投装置接入安自主站并实现远方监控功能。

3.4.2常态化开展安自装置远方操作工作

常态化开展110kV变电站内安自装置远方操作工作，对启动方案（包括传动方案）、方式检修单、方式变更单中的涉及的安自装置功能投退由当值调度员负责开展远方操作,定值修改、元件运行状态改变等变工作由继保自动化班或现场运行人员负责操作。

3.4.3安自装置信号远方复归

110kV变电站内结合验收完成110kV、10kV备自投的远方复归功能验收，投运后由继保自动化班通过安自主站开展110kV、10kV备自投的远方复归工作。

总结

综上所述，对110kV智能变电站“调控一体化”及智能运维系统的工程实施进行了具体分析，最后结合实际经验，对实施过程中可能出现的问题提供了风险防范措施，为今后智能变电站“调控一体化”及智能运维系统的广泛建设和运用提供借鉴。

参考文献：

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