智能变电站的操作控制模式分析

智能变电站的操作控制模式分析

冯启元鲁霞

国网新疆电力有限公司阿勒泰供电公司

摘要：智能变电站为智能电网提供了重要依据，操作控制则为智能变电站最基本的功能需求。由于智能变电站技术尚在发展中，操作控制技术在现阶段仅有极少数变电站得到应用，缺少实际操作与控制的经验。基于此，本文对智能变电站的操作控制模式进行简要分析。

关键词：操作控制；智能变电站；故障监测

1主要控制技术介绍

1.1智能确认技术

智能确认任务的完成主要依赖于智能机器人的完成。随着智能确认机器人技术不断成熟并逐步应用于变电站领域，其控制机器人功能已被普遍接受。通过试点应用与技术迭代，全球各地智能变电站已投入应用机器人上百台。开发智能界面，进一步提升机器人需求。尤其是机器人目前能够自主地执行智能变电站内一系列运行所需控制的工作。自那以后，在智能控制机器人方面的主要研究内容就是实现工厂状态自动识别与分析以及工厂状态自动上报。为确保各操作控制阶段双重判别条件而使用“人眼识别”，二次设备通信状态检测与电流测量判别器的设计，加入二次操作控制判别器。

1.2交互功能

操作控制的使用最终取决于界面上控制与提示功能之间的交互。但由于设计规范缺失，部分变电站监控图像没有表现出当前运行状态及分段关闭状态。与此同时，接口的形式及系列操作中的次序步骤同实际运行中的次序相差甚大，方案控制标准亦各不相同。通过结合编程功能、优化交互连接、在状态切换过程中加入实时锁、规范各个功能及内容模块显示方式等措施，能够细化各个模块信息优先级、提升使用效率。

1.3智能诊断技术

智能诊断技术实现了各级管理人员对系统的直观控制，并且采用动画、表格等方式实现了高效的管理。其能够自动产生新运行，变电站及开关柜改扩建验收信息，产生故障保护功能缺失统计数据，进行故障管理以及对故障避免装置关键释放记录进行管理。通过综合分析该平台，针对故障会采取相应的管理与技术措施来保证变电站避障管理的有效性与可控性，实现各工序综合避障控制。

2操作控制实施的重要条件

2.1具备功能完善的自动化设备

自动化设备作为变电站能否顺利实现的关键部位，必须具备下列条件。

（1）要具有对全站设备的监控，故障安全联锁，操作票的检修，紧急报警的功能。

（2）监控或者疏导控制单元应当能够接收，处理以及执行运维类主站疏导控制指令并且应当具备完备防误闭锁运行逻辑。

（3）监控主机或者激励控制主机，应当采集变电站的运行状态信息。

（4）监控主机或者平滑控制主机要通过双工网络冗余接入变电站控制层网络。

（5）将DL/T667协议（以下简称IEC103协议）集成到IEC104协议中，通过IEC104+103基本协议实现保护装置定值的远程调用功能。

2.2一次设备实施顺控的技术条件

（1）一次侧设备如断路器、隔离器等应具有电气控制功能，并具有机械或电气断开功能，以保证控制操作的顺利进行。

（2）一次侧设备应设有支路相位和合闸相位的触头，支路操作设备应设有支路相位的二位触头。

（3）一次侧设备应该安装在检查地点的第二个参考点上。对断路器来说，遥测参考点可以连接到监督或者下游的控制主机；对SF6组合电气设备而言，齿轮箱传动部件边界触头可以抽出并经计量控制装置接入站控层网络。当“额外触点”和“边界触点”同时存在时，可以增加“额外触点'。若“辅助触点”信号和“边界触点”信号均已移动，则确认设备处于运行状态。对断开隔离器运行时，隔离器触点应接无线电压力传感器并将触点压力值经无线电接收器传送至站控层网络。若“辅助触点”状态改变，触点压力值大于开/关阈值时，确认装置处于工作状态。

2.3二次设备实施顺控的技术条件

（1）执行稳控操作的二次设备要具备软压板遥控和定值区遥控功能。

（2）变电设备应提供设备运行数据、保护信息、二次回路信息和通信状态等变电运行数据。

（3）计量和控制设备应该有一个逻辑块功能，以防止误操作。

（4）计量控制器综合装置保护侧不允许缓存控制指令。

（5）二次设备要有切换定值区号以后自动进行比对检查和充电过程中启动开关再上电（自发电准备）以后状态改变情况为二级标准来反映运行状况。国家电网湘潭地区全部220千伏变电站及50%110千伏变电站一次设施及二次设施均装备有这些标准。目前仅有3座变电站自动监测主机与故障恢复一体化安装，其他变电站自动监测主机独立安装。

3智能变电站顺控操作模式的构建和实施

3.1操作控制系统的建立

自动化监控主机作为执行平稳控制的主要架构，其执行操作控制之前需要对辖区内的变电站进行充分清查和梳理，以保证变电站自动监控系统的归属。综合监控主机要有其操作控制的条件，一个重要条件就是要对整个站内设备信息进行监视，紧急报警，远程及就地控制，故障联锁以及操作票的维护等。在监控主机与故障闭锁装置独立设置的智能变电站中，监控主机无法进行故障闭锁时，可以在监控主机上设置5个故障闭锁逻辑控制压板来实现位置信号传输与故障闭锁控制。传统一体化自控站中，监控主机与故障中断装置独立设置，因监控主机仅具备监控工厂信息、紧急报警等功能，站端需设置独立子操作主机。分操作主机要有故障闭锁逻辑并且能够与站控层网络连接以获得变电站实时操作数据，当变电站端与远程进行分操作时，变电站端部分操作主机要能够完成五防检查。

3.2操作控制逻辑票的编制

（1）从变电站配置，接线方式，特殊作业及五保联锁等方面考虑，要明确变电站运行逻辑，联锁逻辑及需变换状态。

（2）准备逻辑操作票。确定各作业任务的初始状态，确定固定状态下作业结果所要进行的检查，并在作业准备前检查作业完成后的状态。通过将操作任务中每一步排序来产生操作逻辑。在构造逻辑时，要考虑改变一次设备位置的操作顺序和改变二次设备压板的操作顺序，并与实际操作顺序相结合，使手工操作不被打断。

（3）确认无误的逻辑操作票要记入系统，确保控制的顺利实施。

（4）代表性操作票应当编入名录[1]。

3.3操作控制应用验收

（1）凭借书面双控逻辑操作票对每一段，每一个工况都进行了初检及现场实际运行检验，检验了操作逻辑及跳闸逻辑是否正确，调整操作顺序是否合理和统计设备可用率。

（2）监控主机与异常回避装置独立布置的变电站应当对级联控制与异常回避装置操作次序进行核对，异常回避装置操作斜率转交监控主机进行逻辑协调性核对[2]。

3.4操作控制执行

（1）实施分控操作之前，运维人员要依据调度命令对现场与监控主机初始状态匹配情况、设备运行各类电源连接正常情况、变电站设备接收异常信号情况等进行实地核查，要调用对应稳控操作票检查预告。

（2）实施分项作业时，现场运维人员要时刻关注并追踪方案作业系统实施流程及报警信息。

（3）在控制操作成功实施之后，现场运维人员要与调度组规定的最后地点进行比对，对现场设备进行定位及信号检查，按顺序对设备运行状态进行排查。

（4）进行无干扰控制操作时，程序应当指定异常处理判断条件即异常操作类型应当终止[3]。

结束语：

在智能变电站运行期间，应强化分流控制操作对于变电站智能化发展的重要性，切实杜绝应用期间人为误差的产生，持续提升运行质量与效率。所以，必须要加强小区控制运行方式研究，把握好设计与实现要求，保障智能变电站小区控制运行安全。

参考文献：

[1]邓超.浅谈变电站工程绝缘地面与操作小道施工质量控制[J].科技风,2011(03):168+170.[2]唐卫华.变电站自动化系统的控制与操作功能分析[J].湖南电力,1999(04):35-37+58.

[3]唐卫华.变电站综合自动化系统控制与操作功能分析[J].电力建设,1999(03):39-41.