福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定（精选4篇）

篇1：福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

一、总则

1.1为适应电网快速发展及调控一体管理模式的要求，充分发挥电网二次设备的性能，减轻运维检修人员的劳动强度，提高电网运行效率，决定审慎开放对福建电网各变电站35千伏及以下等级的继电保护（含110千伏备自投等安全自动装臵，以下同）远方投退软压板，开放各电压等级的保护信号远方复归，为规范本项工作，确保电网运行安全，特制定本规定。

1.2本规定规范了继保设备软压板和信号远方操作要求、实现办法、应用原则以及保护设备应满足的技术条件等。

1.3本规定适用于福建省电力有限公司所属已实现调控一体并完成二次远控操作功能调试验收的直管单位新建变电站，已运行变电站应依据调度主站和变电站二次设备的技术条件逐步完善，其他采用调控一体模式的配调中心可参照执行。

二、术语

2.1远方操作：指在调控中心EMS系统及该系统运维监控工作站遥控投退保护软压板、复归保护信号的操作。

2.2就地操作：指在保护屏上进行硬压板的操作或通过保护装臵面板进行软压板的操作；在保护屏上对保护信号进行复归的操作。

三、软压板远方投退及信号远方复归实现办法

3.1 新建站在调控一体技术支持平台以站内遥控方式实现远方投退软压板功能,即由调控系统延伸工作站下发远方投退软压板的命令给综合自动化系统，再由综合自动化系统将投退命令转发给保护装臵执行。目前采用远方改定值的规约命令方式实现远方投退软压板功能的厂站可继续运行。

3.1.1保护装臵及站内综自系统应具备软压板及其远方投切功能，保护装臵的软压板功能，即重合闸、低周功能、备自投方式等功能性压板的投退应以软压板的形式而不能以控制字的方式进行，同时保护装臵应支持将软压板做为遥信形式上送并在远方投退成功后将投退情况以变位遥信的形式上送，如投退不成功，应返回遥控失败信息。注：保护装臵软压板与硬压板的关系均采用与门逻辑。3.1.2实行远方投退继电保护和自动装臵软压板的变电站，各继电保护和自动装臵相应的硬压板正常应保持固定状态。如：重合闸压板投入、闭锁重合闸压板解除、低周减载压板投入、备自投外部方式压板均解除等。

注：备自投装臵外部方式压板投入时均为闭锁相应方式压板，应针对不同装臵软压板投入定义不同而采取不同的遥控方式。

3.2变电站继电保护信号的远方复归功能在EMS系统中实现，采用软复归及硬复归两种方式。

3.2.1软复归：由EMS系统远方发送规约命令，通过保护装臵通信接口实现保护动作信号复归，它直接作用于保护装臵。

3.2.2硬复归：由EMS系统远方发操作命令给测控装臵，通过测控装臵的硬接点去启动保护装臵的复归继电器，从而复归保护信号，类似触动保护屏上的信号复归按钮。一个复归命令对应复归一个屏内装臵所报出的信号。远方复归必须保证一对一的正确性，严禁复归信号变成了开关及刀闸的遥控操作，保护信号远方复归后必须能返回执行情况，以保证现场信号确已被复归。

3.3 保护装臵信号远方复归新建变电站应统一采用软复归方式，操作箱等无通信接口设备采用硬复归方式，已投运变电站内部分保护装臵功能上无法实现信号软复归的，测控装臵控点够的可采用硬复归方式，控点不足的待保护改造或技改时实现本功能。

3.4为保证运行监控人员可以快速、准确、完整的获取现场一、二次设备运行信息，保护设备及功能设计应满足以下要求：

一类硬接点信号，保护设备应提供带自保持功能的信号接点，厂站自动化系统采集的是带自保持功能的信号接点。

二类和三类硬接点信号，保护设备应提供不保持的信号接点，异常情况消除或方式改变，相应信号节点应返回；在异常情况未消除时，保护设备应保证异常信号不被任何形式的复归命令所复归。

反措要求的软报文信号（如差动保护CT断线信号）、保护测控一体化装臵的重要软报文信号（含保护测控装臵动作总、告警总两个信号）等一类软报文信号，调控系统应将该类软报文信号设臵带保持功能。

四、远方复归信号和远方投退软压板应用原则

4.1调控中心负责对信号内容及性质进行初步分析和判断，对设备异常信号通知运维站及时记录、核查和处理。运维站接到调控中心指令后，应及时核查设备异常信号，结合现场设备情况进行分析和判断，确认是否可远方复归，对于符合远方复归条件的给予复归，不符合的派人现场检查，闭环跟踪处理，及时掌握所辖变电站运行工况和设备健康水平。

4.2信号远方复归必须确保电网及设备安全运行，确认不会遗漏设备安全隐患和缺陷的情况下进行。信号远方复归前必须确认该装臵已发出的所有信号均可以远方复归，不会误复归影响设备安全运行的重要信号。

4.3对于已有运维人员在现场或有人将去现场检查的，应采用现场复归信号。

4.4信号远方复归必须具备较高技术资格人员担任。信号远方复归必须如实记录在运维站运行日志中，且应方便查询及统计。

4.5远方复归信号结束后，运维站人员应通过EMS系统确认信号已复归，并电话汇报至调控中心。调控中心再次确认信号已复归后，一般不必再安排人员到现场检查确认，但对于一类事故信号，在事故应急处理后，仍需安排人员至现场检查确认。

4.6可采用远方复归的信号归类如下（仅对于具备且已进行调试验收的可远方复归的装臵信号，不具备该功能则必须进行现场检查确认及手动复归）。

4.6.1 正常运行出现Ⅲ类状态信号，收发信机动作信号，失灵启动装臵电流达启动值的信号，保护过负荷信号、母差保护“开入变位”信号，如确认上述设备除启动或变位信号外无其他信号时，可对该设备此类信号进行远方复归。母差保护“开入变位”信号复归后再次出现，应现场检查设备。

4.6.1由于系统方式改变导致保护失压的保护装臵Ⅱ类异常信号（如方式改变导致备自投装臵失压、母差保护失压、低频低压装臵失压、线路保护装臵失压、母差保护闭锁开放等）。

110kV主变保护中各侧PT断线为自保持信号的，如南自PST1200（简化版）、PST671U，在确认无其他异常告警信号时，例如母线遥测值已恢复正常、复压开放已返回，可由运维站人员自行进行远方复归，如无法复归，则应反馈调控中心并立即通知检修人员，按消缺流程处理。

4.6.2正常系统操作出现的Ⅲ类状态信号，如采用远方遥控母联开关或者远方遥控刀闸引起的母差保护“开入变位”、“互联”信号，远方确认遥控对象已成功变位且该信号为遥控操作引起，可远方复归该信号。倒闸出现的“切换继电器同时动作”，“切换继电器同时不动作”，系统扰动出现的“收发信机装臵动作”，正常运行中母差保护出现“互联”信号，可远方先复归一次。

4.6.3本线无故障时允许式接口装臵收、发令信号复归需对整个电网方式进行分析后，才允许进行远方复归。

4.6.4闽电调„2009‟870号文异常信号中的非紧急缺陷类信号，原则上可尝试进行远方信号复归，如信号远方复归成功后，不必再立即安排人员至现场进行信号复归，但应结合巡视至现场再次确认状态。

告警异常类信号出现后，部分保护装臵（带自检功能）硬接点出现后但无相应软报文信息提示其当前状态，则运维站人员可对其先行远方复归（不是复位），确认当前状态后（是异常一直存在，或异常已消失），将设备运行状态告知检修人员分析、处理，同时运行人员立即到现场安排设备检查，核对及确认相关信息（自检信息等），提高检修人员对异常信息的分析、判断和处理效率。若异常信号伴随有软报文信号出现，不论报文提示该信号是否已复归，均不进行远方复归，要求运维站人员现场检查确认后手动复归，并将现场检查情况汇报检修人员。

4.6.5 220千伏及以上开关的操作箱出口跳闸信号、110kV及以上线路开关跳闸时的保护动作、重合闸动作信号均为自保持信号，两侧GIS开关（调控一体支持系统中应能够将两侧GIS开关的设备用特殊标记标识）的线路保护跳闸重合不成功后加速跳闸调度要求强送时，由调控中心通知运维站人员，运维站人员在指定时间内确认报文上送完整，至少一套保护动作正确，无其余一二次设备异常信号下，在强送前对这些相关的跳闸信号进行远方复归，对于高频闭锁保护应进行高频通道检查试验无异常。在台风和恶劣天气电网故障频发时线路保护跳闸又重合成功后的跳闸信号（要求双重化配臵的保护均动作）可由运维站人员自行进行远方复归。上述事件处理结束后应安排人员到现场检查核对一二次设备状态。

4.6.6 35kV及以下线路保护或备自投装臵中事故总和报警总信号为自保持信号的，例如北京四方的CSC-

211、CSC-221A、CSC-246，在确认故障已切除或无其他异常告警信号时，可由运维站人员自行进行远方复归，如无法复归，则应反馈调控中心并立即通知检修人员，按消缺流程处理。信号远方复归成功后，仍应结合巡视至现场再次确认状态。

4.6.7其他各单位经专业认证和领导审核批准可进行远方复归的一二次信号。

4.7下列情况必须现场进行手动复归：

4.7.1正常运行出现Ⅱ类状态信号，不论信号是否可以远方复归，均需安排运维站人员现场检查确认。信号分类及复归类型如下：（1）出现“装臵闭锁”、“直流消失”“火灾报警”信号，不采用远方复归，需安排现场检查、确认。

（2）EMS监控系统有异常信号且对应软报文未复归的，运维站人员应立即通知检修人员分析、处理，以提高缺陷处理效率。

（3）出现“CT断线”、“母差开入异常”等信号，为防止设备二次回路有接触不良而信号可被复归的情况发生，该类型信号必须人员至现场检查，确认无异常后采用现场复归。

4.7.2 正常运行同一变电站同时出现两套及以上保护同一类型的装臵异常信号，不采用远方复归，要求现场检查确认后手动复归。4.7.3 高频保护装臵或光纤差动保护装臵的高频（光纤）通道异常或通道中断报出时，不可采用远方信号复归功能。该类型信号必须人员至现场检查，确认无异常后采用现场复归。

4.7.4设备故障或异常信号远方复归成功后，短时内（1小时内）再次报出时，不得再进行远方复归，需至现场检查确认后手动复归。4.7.5部分动作信号返回时无复归报文上送，该类型信号不得采用信号远方复归，需至现场检查判断后手动复归。

4.7.6开关变位伴随的保护动作信号(非4.7.5两侧SF6开关的线路保护跳闸重合不成功后强送条件外)，运行人员必须到现场检查确认,装臵异常可能影响保护正常运行的保护信号，运行人员也必须到现场检查确认。

4.7.7对于直流系统等设备采用智能接口，技术上无法实现信号远方复归，必须现场复归该类型设备的信号。

4.7.8正常运行EMS监控系统出现保护跳闸信号，但无相应开关变位及潮流变化时，不得采用远方复归，需现场检查设备。

4.7.9闽电调„2009‟870号文各类信号中需要通过现场检查、确认一二次设备状况的，不得进行远方复归的信号。

各单位应在保证电网及设备安全的前提下，根据实际情况制定相应的各类信号远方复归策略。对于保护、自动装臵因通讯异常或其他原因导致经常误报，但短时无法处理又不影响设备运行的，以及间歇性、季节性出现的异常信号，应明确其复归条件，供运维站人员对照执行。

4.8远方投退软压板，由调控中心依据专业部门的方式单意见下达给运维站执行，运维站接到调控中心指令后，应及时核查设备和通道异常信号，在主站端设臵保护装臵通讯状态一览表，要求运行人员在操作前先确认保护装臵通讯状态。状态正常方允许远方投退软压板，保护通讯中断时严禁进行远方投退软压板操作。

4.9采用远方进行“重合闸投入”、“低周减载”等软压板的投入或退出操作时，严禁同时通过操作就地保护屏上的重合闸出口、合闸出口或闭锁重合闸硬压板来进行重合闸投入或退出操作，严禁同时通过操作就地保护屏上的低周减载硬压板来进行低周功能投入或退出操作，要求在其每条线路保护装臵上做好看板管理。

4.10远方进行软压板的投入或退出操作也应严格执行操作票的有关规定，严禁无票操作或单人操作。

4.11软压板采用远方操作后，变电运行值班员应结合巡视检查保护装臵面板上软压板状态是否正确。

4.12在就地通过保护装臵的面板进行软压板的投入或退出操作后，应与远方对应软压板进行核对状态正确。4.13异常处理

4.13.1“保护通讯中断”光字牌亮，则无法在远方进行投退软压板的操作，应立即汇报维护人员进行处理，此时相应软压板只能在相应就地保护装臵面板上进行投退。

4.13.2当出现远方软压板状态与就地保护装臵面板上状态不一致时，在确认保护装臵未死机的情况下，则以就地保护装臵面板上软压板的状态为准，若保护装臵死机或远方软压板状态不正确应汇报维护人员进行处理。

4.13.3在远方操作投退继电保护和自动装臵软压板和信号复归过程中，发生系统异常无法继续操作时，专业人员应到现场进行检查，确认当前设备软压板运行状态和发生异常的原因并处理。

4.14能实现保护远方软压板投退操作的变电站，应及时更改相应典型操作票，现场运行规程、巡视作业指导书及巡视卡。4.15远方投退软压板成功确认方法

4.15.1远方修改定值系统具备在远方召唤定值的功能，而保护软压板作为定值的一部分能被召唤，可在远方修改定值系统中获取软压板的状态进行确认。

4.15.2软压板在变位后主动上送变位信息，远方投退软压板主站端根据变位信息修改主站端显示的压板状态；主站端定时下发总召唤命令，将下属保护装臵压板状态召唤上来，避免由于变位信息发生、传输、接收过程中可能产生的错误而引起主站端压板状态与保护装臵压板状态不一致。

4.16保护信号和软压板远方操作功能集成在调控一体的应用支持系统中，该系统应具备以下功能要求。

4.16.1运行所延伸工作站可查阅、核对继电保护和自动装臵软压板状态，具备软压板投退操作，可远方执行信号复归。

4.16.2远方投退继电保护和自动装臵软压板、远方复归信号时需经用户名及密码确认，并实行监护操作。

4.16.3远方操作投退继电保护和自动装臵软压板和复归信号必须逐个执行，不得批量操作。

4.16.4系统具备继电保护和自动装臵远方投退软压板和信号远方复归的事项记录功能，并提供查询功能。

4.16.5监控系统应具备统计并显示一周期内同一个信号出现的次数，防止调控运行人员遗漏重要信号。

五、对新建、改扩建工程要求 5.1新建、改扩建工程在设计、设备选型、接入调试时应能满足实现信号远方复归功能，新投运保护装臵的重合闸、低周功能、备自投方式的投退和改变应以软压板的形式进行，不能以控制字的形式进行，同时保护装臵应支持远方投退软压板功能，能对收到综自系统及监控系统的投退软压板及招唤软压板命令作出正确的响应。

5.2新建、改扩建工程需远方信号复归功能须在启动送电前经调试成功，保护装臵、综自系统、调控系统经验收合格且应经运行所延伸工作站和当地后台监控机分别进行实际遥控投退“重合闸投入”和“低周减载”等功能软压板，远方与就地状态核实无误，确保信号复归一对一的正确性，方可进行远方重合闸和低周减载等功能投退操作。

在运行变电站状态下进行验收时需要做远方投退压板的试验，应有防止控错间隔，控错压板的措施。

5.3启动送电前基建部门应统计允许进行信号和软压板远方操作功能的装臵清册并移交调度运维班组、调度自动化和继自班组学习和存档。

六、附则

6.1本规定由福建电力调度通信中心负责解释。6.2本规定自颁布之日起执行。

篇2：福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

随着IEC61850的应用,智能变电站实现了信号的数字化、网络化,二次设备结构发生了变化,二次回路也由电缆回路变成了数字化的光纤回路,原继电保护装置功能硬压板以及回路出口硬压板也由相应的软压板替代[1,2,3,4]。同时为了避免异常数字信号的影响,继电保护设备增设了接收软压板[5],可有效隔离异常的SV信息和GOOSE信息。软压板可实现对装置功能及回路状态的远方遥控操作,提高了操作的效率,也为变电站无人值守和调控一体化提供技术条件,具有一定优越性。

软压板的投/退操作是智能变电站日常运维检修的主要操作任务之一,很多地区已实现了站内监控后台远方遥控操作软压板[6],并且正逐步向调控中心远方遥控操作发展[7]。目前,软压板远方遥控操作仅受装置的“远方操作”硬压板和“远方投退压板”软压板的状态影响,没有其他闭锁条件,很可能由于操作不当而误投/退软压板,导致继电保护功能误动作或误闭锁,直接威胁电网第一道防线的可靠、正确运行。本文提出一种智能变电站继电保护软压板防误操作方法和防误逻辑生成方法,监控后台中基于一次、二次设备的运行状态及告警信号,判断继电保护软压板遥控操作引起的后果,有效避免误操作的安全隐患,提升操作正确率,为电网安全运行提供技术保障。

1 软压板应用情况

变电站内二次设备的软压板主要分为功能软压板、出口软压板、接收软压板三大类。功能软压板直接决定装置的某项功能是否投入,如纵联差动保护、距离保护、停用重合闸等功能;出口软压板决定继电保护装置是投跳闸还是投信号,如跳闸、重合闸、失灵等出口;接收软压板分为SV接收软压板和GOOSE接收软压板,前者决定装置是否正常处理该SV信息,后者决定装置是否正常处理该GOOSE信息,仅母线保护和主变保护设置GOOSE启动失灵开入、GOOSE失灵联跳开入接收软压板。因此软压板直接决定了二次设备的运行状态,尤其是继电保护的软压板,直接关系到电网第一道防线的可靠、正确运行。继电保护软压板作用及误操作影响如表1所示。

智能变电站中,除“检修状态”和“远方操作”保留硬压板,其余压板全由软压板实现。常规变电站的保护功能压板也逐渐由软压板替代硬压板。变电站内二次设备的软压板操作已逐渐变为日常运行操作的主要工作之一,在电网正常运行方式调整、异常设备隔离、检修或改扩建时都需频繁操作。随着无人值守、调控一体化、运维操作便捷化等需求提出[8],软压板远方遥控操作逐渐体现出其优势,正逐渐被推广。但是,软压板远方遥控操作目前仅受装置的“远方操作”硬压板和“远方投退压板”软压板的状态影响,无其他闭锁条件,且智能变电站运维经验不足、装置中软压板多、软压板功能不统一,这些都将导致软压板远方遥控操作容易出现误操作的情况,最终造成二次设备功能误动或拒动。现场也曾发生过多起由于压板操作不当而引起的保护误动事故。

因此,有必要参照一次设备遥控操作的五防[9,10,11,12,13],在变电站继电保护软压板遥控操作过程中加入一些防误操作逻辑,只有满足条件才可正常操作,否则将闭锁相应的操作或预警操作将引起的后果,避免软压板误操作引起的隐患,提升操作正确率,确保二次系统的可靠运行,也为电网的安全运行提供技术保障。

2 软压板防误操作策略

2.1 防误操作原则

变电站中继电保护软压板操作一般分为以下几种情况。

(1)电网正常运行过程中,由于运行要求,需启用或停用某项功能,如系统有稳定要求时需停用重合闸,需投退功能软压板,此时相关一次设备可能处于运行状态,也可能处于检修、冷备用或热备用状态。

(2)电网投产过程中,需启用或停用某项功能、投入或退出某条支路,如母线保护需接入某开关的电流,需投退功能软压板、SV或GOOSE接收软压板,此时相关一次设备一般都处于检修或备用状态。

(3)电网消缺或改扩建过程中,为了安全隔离运行设备,需启用或停用某项功能、退出或投入GOOSE出口、退出或投入某条支路,需投退功能软压板、出口软压板、SV或GOOSE接收软压板,此时相关一次设备可能处于运行状态,也可能处于备用状态。

由此,软压板操作过程中,相关一次设备可能处于运行状态或停电状态,增加了软压板操作的风险性。而且不同类型软压板的操作都将直接关系到电网安全防线的正确性和完备性。为了保证二次系统功能的正确和完备,软压板的操作必须遵循以下基本原则:

原则1一次设备处于运行状态,软压板操作不能导致其无主保护运行;

原则2一次设备处于运行状态,尤其是220 k V及以上电压的设备,软压板操作不能导致其无失灵保护运行;

原则3一次设备处于运行状态,且保护处于动作、检修不一致等非正常状态,不能操作装置中的软压板;

原则4若一次设备处于运行状态,且保护装置处于“投跳闸”状态,即跳闸出口软压板处于投入状态,不能操作本保护装置中对应的SV接收软压板;

原则5若一次设备处于停电状态,可对软压板进行投退操作。

特殊情况下,当需短时退出保护或临时调整保护配置时,在确认不会引起保护不正确动作的情况下,可不遵循上述防误原则进行软压板操作。

2.2 防误操作基本流程

不同软压板的作用和影响范围有所区别,但操作时都应遵循上述基本原则,考虑到防误操作实现的统一性和便捷性,所有软压板防误操作可采用相同的流程,具体实现过程中选用不同参数,防误操作基本流程如图1所示。

(1)首先需要确定被操作软压板所涉及一次设备范围,即相关开关设备范围。对于功能软压板,一次设备范围为保护范围内所有开关设备,如母线差动保护对应母线上所有间隔的开关设备;对于出口软压板,一次设备范围为该跳闸出口所控制的开关设备或启动失灵、联跳所对应的开关设备;对于接收软压板,一次设备范围为SV或GOOSE所对应开关设备。

(2)判断所涉及一次设备运行状态,当一次设备为非运行状态时,可直接操作软压板,否则需要继续判断所涉及一次设备的保护完整性,包括主保护完整性或失灵保护完整性,失灵保护相关软压板判断失灵保护完整性,其余软压板判断主保护完整性。

(3)当保护非完整时,禁止操作软压板,否则继续判断所涉及一次设备的保护运行状态。

(4)当保护运行状态非正常时,包括保护动作或检修状态不一致等,禁止操作软压板,否则对于功能软压板、出口软压板、GOOSE接收软压板可操作,对于SV接收软压板,还需判断本保护装置的“投跳闸”状态。

(5)对于SV接收软压板,当本保护装置处于“投跳闸”状态时,禁止操作软压板,否则可以操作该软压板。

2.3 防误操作判断方法

2.3.1 一次设备运行状态判断方法

开关设备运行状态可通过开关及相邻隔离刀闸的位置信号,并辅以电流进行判断,当开关处于“合位”或“有流”,且相邻隔离刀闸处于“合位”时,则该设备处于运行状态。

当所操作软压板涉及多个开关设备时,需判断每个开关设备的状态,然后合成一次设备状态,如图2所示,任一开关设备为运行状态,则一次设备状态为运行。

2.3.2 保护完整性判断方法

保护完整性分为主保护完整性和失灵保护完整性2类。

主保护完整即主保护功能可正常运行且跳闸出口投入,需要主保护相关功能软压板、SV接收软压板、GOOSE出口软压板均投入,对于纵联保护还需纵联通道状态正常。

失灵保护完整即失灵保护功能可正常运行且失灵接收信号和失灵出口投入,需要失灵保护功能软压板、电流SV接收软压板、GOOSE失灵接收软压板、GOOSE失灵出口软压板均投入。

2.3.3 保护状态判断方法

工程应用中可以通过判断保护动作信号、检修不一致信号、控回断线信号等来判断该保护功能是否处于正常运行状态,若存在上告警述信号,则保护处于非正常运行状态。

2.3.4 保护“投跳闸”状态判断方法

保护“投跳闸”即保护动作后能够正常出口,因此保护装置的GOOSE跳闸出口软压板投入即可判断保护处于“投跳闸”状态。

3 软压板防误操作实现

智能变电站中软压板遥控操作一般在监控后台进行。而站内一次设备的遥信状态、遥测值状态及二次设备的压板状态、控制回路监测信号、告警信号都上送至监控后台[14]。因此,可以在监控后台综合利用这些一次、二次设备信息来实现软压板的防误操作。

基于IEC61850标准体系,继电保护软压板模型中遥控模式采用了增强安全型执行前选择遥控方式(SBOw方式),与开关、刀闸等的遥控模式相同,遥控操作需要经过选择、预置、执行/取消、检查结果4个步骤。目前监控后台中刀闸遥控操作前都需进行防误逻辑校核[15],只有通过防误逻辑校核后才能按增强型SBOw流程进行操作,以防止刀闸误操作的发生。监控后台中软压板的遥控操作也可以借鉴刀闸的操作流程,增加防误逻辑的校核,通过校核后才能进行软压板遥控操作。

由此,在监控后台中,软压板的遥控属性关联信息增加“遥控表达式ID”选项,通过该ID选项关联一个逻辑表达式,对软压板防误操作逻辑进行编辑。该表达式可以对站内所有的遥信状态、遥测值、电度量以及虚点信息进行逻辑上的与、或、非以及传统数学上的加、减、乘、除、三角函数等运算,并将运算结果以0、1形式展现出来。当实际对某一软压板进行遥控操作时,监控后台自动检测遥控对象关联的逻辑表达式的运算结果。当运算结果为1时,则允许遥控操作,进入增强型SBOw操作流程;当运算结果为0时,则禁止遥控操作,并进行“逻辑不满足,禁止遥控”等字样的告警,防止误操作的发生,同时方便操作员快速定位操作被禁止的原因,发现问题所在。

基建调试阶段或有特殊需求时,监控后台可设置跳过逻辑表达式的检测,直接进入遥控操作流程,保证特殊情况下软压板可操作。

软压板遥控操作的防误逻辑表达式的逻辑量包括一次设备位置遥信状态、电流遥测值状态、继电保护装置压板状态和告警信号等,这些逻辑量都可以直接从监控后台的实时数据库中获取当前状态,并用于逻辑运算。逻辑表达式按照上述防误操作策略编辑,由一次设备运行状态、保护完整性、保护状态、保护“投跳闸”状态4个部分组成。某智能变电站中500 k V线路保护B套的边开关SV接收软压板防误操作具体逻辑如图3所示。图3所示逻辑中,由于B套保护的边开关SV接收软压板操作将直接导致B套保护功能退出,因此防误逻辑中只需判断A套主保护的完整性和保护状态。

4 软压板防误操作逻辑生成

4.1 防误逻辑表达式

在进行防误逻辑表达式编辑过程中,由于同一间隔的不同软压板防误逻辑可能存在相同的部分,为了方便快速编写表达式、简化编辑工作量、缩减逻辑表达式长度,可以在监控后台数据库中增加虚点信息,即将数据库中几个实际的遥信状态、遥测状态、压板状态或告警信号组合成一个信息,并赋予一个虚拟的信息名称。

虚点信息配置在每个间隔下,关联一个虚点表达式ID,实现虚点信息与数据库中实际信号的关联及逻辑关系。如图3中开关5011运行状态可用虚点信息表达,如式(1)所示。

其中,[S1101]为开关5011运行状态虚点;[S1001]为5011开关位置遥信;[S1002]为开关5011遥测有流状态;[S1003]、[S1004]分别为隔离刀闸50111和50112的位置遥信。

其他开关设备运行状态和保护完整性、保护状态、保护“投跳闸”状态等都可以采用类似的方法定义虚点信息。图3中,PL5011A主保护完整性虚点信息用[S1102]表示,PL5011A保护状态虚点信息用[S1104]表示,PL5011B保护“投跳闸”状态虚点信息用[S1109]表示,则PL5011B边开关电流SV接收软压板防误逻辑表达式为:

4.2 表达式自动生成

随着继电保护标准化工作的不断推进,智能变电站中继电保护装置的软压板已规范,即不同厂家都具有相同的软压板,且功能相同。同时继电保护的各类信息也基本规范。因此,同一类软压板防误逻辑相同且表达式可以固化,表达式中的逻辑量也可以实现标准化,监控后台可以根据固有的逻辑,从数据库中获取逻辑量,自动生成软压板防误操作逻辑表达式。防误操作逻辑表达式自动生成步骤如下。

(1)生成虚点信息。

(1)按开关间隔自动生成如式(1)所示开关设备的运行状态虚点信息[SBS]。

(2)按保护间隔生成保护完整性虚点信息,分为主保护完整性虚点信息和失灵保护完整性虚点信息,按照2.3.2节保护完整性判断方法生成其表达式。220 k V及以上保护双重化配置的间隔分别生成2个主保护完整性虚点信息[SMPIA]和[SMPIB]、2个失灵保护完整性虚点信息[SFPIA]和[SFPIB]。

(3)按保护间隔生成保护状态虚点信息,可分为主保护状态虚点信息和失灵保护状态虚点信息,按照2.3.3节的保护状态判断方法生成其表达式。220 k V及以上保护双重化配置的间隔生成4个保护状态虚点信息[SMPSA]、[SMPSB]、[SFPSA]和[SFPSB]。

(4)按保护装置生成保护“投跳闸”状态虚点信息,按照2.3.4节保护投跳闸判断方法生成其表达式。对于220 k V及以上双重化配置保护装置,分别生成2个保护装置的“投跳闸”状态虚点信息[SPTA]和[SPTB]。

(2)根据不同类型软压板生成防误逻辑表达式。

根据软压板防误操作原则,继电保护软压板可分为主保护相关功能及GOOSE软压板类(A类)、主保护相关SV软压板类(B类)和失灵保护相关功能及GOOSE软压板类(C类)、失灵保护相关SV软压板类(D类),同一类软压板防误操作逻辑表达式相同,B套保护中不同类软压板防误操作逻辑表达式依次为:

A套保护的软压板遥控操作逻辑同B套保护。

监控后台根据每个间隔或每个装置的虚点信息要求,从数据中获取名称规范的遥信、遥测量,自动生成虚点信息表达式,然后根据式(3)—(6),自动生成每一类软压板防误操作的逻辑表达式。

5 结论

随着智能变电站大规模推广,软压板操作已经成为变电站日常运维检修的重要工作。软压板操作不当而导致保护不正确动作已严重威胁到智能变电站的安全运行。因此,在软压板遥控操作过程中增加必要的防误判断逻辑,避免人为操作不当而引发事故,为日常运维的安全操作提供有效技术手段,提升智能变电站运维水平,保证智能变电站安全、可靠运行,具有重要意义。

篇3：福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

1、继电保护整定计算程序概述

目前，继电保护整定计算程序的设计都具有一定的针对性，或者是为了配合计算定值，或者是为了保护装置，如距离保护整定程序，这些程序设计的重点是为了保护算法。这些程序默认的装置程序认为，继电保护整定计算需要计算的定值和计算这些定值时所有涉及待的数据时可以确定的，而程序的保护装置的定值的算法则相对简单，但由于需要针对不同的保护装置进行不同的开发，这种配合定值的算法则相对复杂。从根本上来讲，配合定值的算法之所以复杂，其原因是无法确定具体的配合方法。配合方法一旦确定，配合定值的计算与保护装置定值的计算的过程基本是一致的。在目前的程序应用中，通常采用算法的复杂化或者算法的智能化实现对配合定值的计算。尽管目前对配合定值的计算取得一定成就，但是这种算法仅适用于特点的地区或者特定的电网或者特定的继电保护装置。如果想实现继电保护整定计算程序能够按照用户的需求设计具有针对性的保护装置的定值，则必须开发具有用户特征，或者用户自己开发的继电保护整定计算程序。另外，如果这种程序可以适用于不具有程序编程经验的用户，用户仅需要了解自己所需的定值的算法就可以得到自己想要的继电保护整定计算程序，将会大大推进程序的实用化进程和通用化进程。

2、继电保护整定计算程序

一个具有实用性和通用性的继电保护整定计算程序应该包括以下几个模块。

2.1网络拓扑结构管理模块。由于专业性质的限制，在继电保护整定计算的过程中，图形辅助是必不可少的内容，这就使得网络拓扑结构管理模式必须向图形化转变，而且这种转变已经得到广泛的确认和认可。网络拓扑结构图形化趋势可以将电力系统网络进行拓扑的简单化处理并向用户提供，此外还可以为用户提供一些管理工具和图形操作工具。通过同行操作系统，用户可以迅速实现对电力系统拓扑结构图的绘制、修改。另外，用户在完成图形的编辑后还可以实现系统参数的录入并进行保存。

2.2网络参数管理模块。该模块的主要功能是管理电力系统的设备的参数，如电阻参数、电抗参数等。另外，该模块还要管理配合定值，实现对中间结果的计算。为降低用户使用出错率，减少数据的损失，该模块也实现多样化的输入方式的并存，并保证数据的一致性。最后，该模块还具有数据检查、数据导入、数据导出、数据检索、报表等功能。

2.3故障计算模块。任何程序都可能存在故障，为降低故障的发生率，因而故障计算模块就成为程序的重要组成部分。在继电保护整定计算程序中，故障计算模块承担着两方面的作用；首先是作为独立的功能模块，为整个程序提供故障分析；其次是作为整个程序的一部分，为整个程序进行整定计算。故障计算模块一般具有强大的故障处理能力，可以处理各种复杂的或者简单的故障，如单线接地、跨线障碍。另外，故障计算模块还可以自由制定故障点、自由识别故障类型。但是如果是作为整定计算的故障模块，由于需要大批量地处理相关故障数据，因此其模塊的设计要求相对较高。

2.4整定计算模块。该模块的主要功能是计算继电保护整定计算程序的保护装置所需的各种定值，计算完成后要形成定值通知单。根据功能进行分类，整定计算包括组合运行方式，计算阶段式保护配合，计算保护装置的定值和形成定值通知单几个部分。组合运行方式是继电保护整定计算程序的基础，是确保各种保护正常运行的主要方式。计算阶段式保护配合，计算保护装置的定值的计算过程和运算原理基本一致，仅是计算的定值有所不同。形成定值通知单是整定计算的最后过程，其主要目的是对定值所涉及到的人员进行定值的进行保护性更改，并对定值进行备份处理。整点计算模块的计算模式多采用自动计算模式，但是也可以采用人工计算方式。在一定情况下，为保障计算结果的准确性及可行性，可以采取两种计算方法相互配合的方式完成定值的计算。

2.5附加功能模块。该模块的主要作用是为用户提供一些附加的辅助功能，如形成抗阻图、定值计划书、数据的导入和数据的输出等。一般来讲，继电保护整定计算程序的用户分为两种，一种是最终用户，最终用户是程序所开发的功能的使用者；一种是开发用户，这类用户使用程序而创建其他的新的应用。因此，应该设定附加功能模块，满足不同的用户的需求。

3、基于继电保护整定计算程序的计算软件

基于继电保护整定计算程序，用户可以根据自己的实际需求开发适合自己的继电保护整定计算程序，这样就可以使继电保护整定计算程序的计算和管理满足各种不同的用户的需求。一般来讲，电保护整定计算程序的计算和管理的解决方案分为两个层次，即平台层和应用层，两种层次构成一种栈式结构，两层之间是一种单向的依赖关系，依赖循序为自上而下，不同层次的设计人员仅解决和关注自己层面出现的问题。平台层的职责是为应用层的计算工作和管理工作提供全方位的支持，因此平台层的设计人员均具有较强的计算机知识。应用层的设计人员均是程序的运行人员，具有丰富的工作经验，尽管其缺乏专业的计算机知识，但是在平台层及语法规则的有力支撑下，还是可以设计具有强大功能的软件。基于继电保护整定计算程序并的主要功能并不是仅仅计算保护定值，而是一个支持用户构建自己的继电保护整定计算程序的程序，这个程序应该可以满足通用性研究提出的各种问题，同时还应该满足实用性研究提出各种问题，用户可以在此基础上实现各自的定值计算和定值管理。

4、定值整定方案的设定

4.1接地、相间距离I段的设定：该定值整定的设定方式按照全部电网电抗的80%进行，即：ZzdI=0.8×Z1，其中T1=0S。如果电力系统的终端线路较粗，且保线路全长，并深入到负荷侧电力系统主变抗阻的1/8处，则：ZzdI=Z1+1/8×Zt，其中T1=0S。

4.2接地、相间距离Ⅱ段：如果保线路全线的灵敏度：K2m≥1.6，即：ZdzⅡ=K2m*Z1，T2≤0.5S。如果电力系统的终端线路较粗，且保线路全长，并深入到负荷侧电力系统主变抗阻的1/3处，即：ZzdⅡ=Z1+1/3×Zt，T2≤0.5S。

4.3接地、相间距离Щ段：躲线路的最大负荷电流为：

4.4零序电流I段：如果躲线路末端发生故障，则：I0I=Kk×305max，305max为线路末端故障时的最大零序电流，Kk=1.2。

4.5零序电流Ⅱ段：保证线末发生故障灵敏系数，即：Idz0II=305.min/Klm，T2≤0.5S（Klm≥1.3）。若按Klm=1.3计算出的定值不利于与上级线路或220kV变压器零序配合，可提高Klm。

5、结束语

在目前继电保护整定计算和管理工作中，其程序可以快速地实现整定计算，数据管理，并可以迅速、准确地完成电力系统电网参数的管理，实现保护装置的管理，实现保护定值的管理等。这些措施明显地提高了电力系统的整体运营水平，提高了整定人员的整体工作效率和工作能力，保证了电力系统电网生产的安全化和电网管理的现代化。

篇4：变电站软压板远方操作分析

关键词：重合闸,软压板,远方操作

0 引言

当前电网发展越来越快,而缓慢增长的运行人员数量难以满足日益增多的变电站所带来的更多操作,这就给变电设备的远方操作提出了迫切需求。保护装置的压板投退是变电操作的一个重要部分,而线路保护的重合闸和备自投装置的功能投退压板是其中操作最为频繁的两种,前者多在线路带电作业前退出,带电作业结束后加用,后者则在方式变化时依据电网方式投退,运行人员往往需花1~2 h前往变电站,然后花1 min完成一个单一压板的操作,费时费力,不利于降低人工成本和提高生产效率。而现在微机装置的成熟,使得远方投退装置软压板技术变得可靠,经过改造和调试,无需到达现场,就可以在电网公司内的监控中心完成数十公里外变电站的软压板投入或退出,节省大量的人力物力。

本文将根据实际工作经验,就重合闸软压板远方操作的技术及应用实例进行分析讨论,并提出一些关于其他软压板远方操作的设想。

1 软压板远方操作的需求分析

保护或自动装置软压板欲远方操作,首先应由其实际需求决定,主要是考虑其操作频率和远方操作可以节省的成本,如果是极少单独操作的软压板,如母差功能软压板等,则无需改为远方操作,而像随着线路带电作业越来越多而需经常操作的重合闸压板,则极有必要改为远方操作。其次是其实现的方便性,软压板由软件程序来控制,容易实现遥控,而硬压板则不易实现遥控,那么出口压板就很难改为遥控操作,所以目前一般考虑功能软压板远方操作。最后,最重要的是安全性,必须保证操作到位,不出现误操作,如智能站保护GOOSE出口软压板,由于难以确认其确已操作到位,所以也不易实现远方操作。而重合闸和备自投就恰好满足以上三个要求。

2 软压板远方操作的相关要求

2.1 软压板远方操作后位置确认的要求

按照Q/GDW 1799.1—2013《电力安全工作规程:变电部分》的要求,“继电保护远方操作时,至少应有两个指示发生对应变化,且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化,才能确认该设备已操作到位”。此规定就是为保证远方操作的可靠,避免由于人员无法在现场观察,而保护装置因本身或通信问题导致遥信不变位或误发信号,无法确定操作是否到位的问题。软压板第一个指示是其投退状态,第二个指示则可以是其对应功能投入或退出状态,如重合闸或备自投充电满等。当重合闸功能压板投入且无其他闭锁信号时,重合闸充电满,表示该功能加用,如有其他闭锁信号,虽然软压板正确投入,但仍不会充电满,此时需进行现场检查,故可作为软压板遥控不成功处理,而当重合闸功能压板退出时,重合闸放电,充电满信号消失,所以该充电满完全可以作为第二个指示。备自投软压板同样如此。

2.2 软压板远方操作对保护装置的要求

欲实现软压板远方操作,保护装置必须提供双位置的遥控接口,对于上层的远动主站来说,投退软压板应和断路器合闸、分闸一样,具备返校确认的功能,不然无法保证操作的安全。然后按前述要求,保护装置在提供软压板位置信号之外,还应提供第二个确认信号,如充电满。多数保护装置尤其是2014年“新六”统一标准出台后,都具备上传该信号的功能,但还是有部分老装置不具备此功能,需先进行确认,并联系厂家进行升级,一般仅需软件升级即可,部分可能需要更换硬件或整台装置。

3 软压板远方操作的应用实例

3.1 重合闸软压板远方操作的运行站改造实例

首先确定保护装置和综自系统是否满足要求,如不满足,则联系厂家确定软件升级,然后协调停电时间。停电时间确定后,先联系厂家提前将远动机和后台点表做好,待停电时再进行升级改造以节约时间,现场实践中,准备充分,可在一天内完成数条10 k V线路的软件升级以及远方操作调试工作,如更换装置则所需时间较长。

3.2 监控系统上重合闸软压板操作界面

按照监控操作习惯,监控站要求将一座站内的线路重合闸软压板做在一张界面上,每条线路开关后一个遥控点即该软压板遥控点,以及两个遥信点即软压板状态和充电满,重合闸正常加用,且为重合闸投入软压板时,两个遥信点均为红色,退出时,两个遥信点均为绿色,方便快速检查重合闸的状态。此外,遥控点还可依据习惯做成压板的形状,状态遥信点也可做出压板投入或退出的形状。

而对于是闭锁重合闸软压板的保护,如220 k V线路保护,则会出现两个遥信点一个红色一个绿色的不一致状态,即当闭锁重合闸软压板退出时,充电满信号动作,而当闭锁重合闸软压板投入时,充电满信号返回,监控人员反映不利于其快速监控重合闸状态,要求检修方将闭锁重合闸软压板改为重合闸投入软压板,实践中却无法更改保护装置软件程序,则建议监控主站将闭锁重合闸软压板投入状态遥信点取反,而主站将遥信点取反后,遥控则无法进行,因为软压板本来状态是投入,强行改为退出后自然无法再遥控退出,双方协商后,最终由变电站内远动子站新增一个闭锁重合闸软压板遥信点取反,专供监控界面显示用,原有的闭锁重合闸软压板不取反,仍可作为遥控使用,较为完美地解决了这个问题,基本满足了监控的需求。

3.3 重合闸软压板远方操作的调试方案

当站内远动机完成点表制作以及监控主站完成画面制作等工作后,就具备了调试条件。调试应分步进行,先就地投退软压板,核实软压板状态信号是否正确上传,再模拟重合闸充放电,核实充电满信号是否正确上传,最后再进行远方遥控软压板的试验。应注意试验前为防止误操作,应将其他所有开关刀闸的遥控退出或置为就地,其他保护装置可退出远方操作压板,进行远方遥控试验应试验多次,记录操作变位时间,与现场重合闸充电时间进行比对,应满足相关时间要求,一般在200 ms之内,条件具备还需模拟特殊情况下的遥控,如在不同的通道操作、在远动机负载较大时操作等。

3.4 备自投软压板远方操作

与重合闸类似,备自投同样具有充电满信号,故实现远方操作的方式与重合闸一样。但需注意的是,备自投多有几种方式,如进线备投、分段备投等,如装置具备自适应功能,则不存在问题,如不具备,则需多个遥控。另外,备自投在方式不满足要求时,多具有自放电功能,是否还需远方退出,应根据具体方式或要求考虑。

4 其他软压板远方操作的设想

4.1 光差保护投退软压板的远方操作

线路光差保护的压板也同样具备远方操作的条件,除可上传软压板状态遥信信号之外,多数较新的装置还可上传光差保护投入或正常之类的遥信信号,该信号表示该光差功能正常运行,与重合闸充电满一样,如果压板加入而有其他条件不满足,如控制字退出、通道故障等,也同样会导致光差不能正常运行。而当通道故障时,调度可能会要求将光差保护退出,所以该软压板还是有需求且可以实现远方操作。

4.2 母差分列运行软压板的远方操作

当母联开关断开双母分列运行时,需将分列压板投入,使母差大差比率系数按低值执行,所以对分列压板的操作会有一定的需求,而该压板同样除软压板信号之外,还具有双母分列运行信号,故可同样实现远方操作。

5 结语

远方操作是电网发展的需求,也是变电技术发展的必然,本文从软压板远方操作需求和要求以及工程应用实例进行分析,并对实际未实现的两种压板进行设想,介绍了笔者的理解和工作经验,希望能为该技术的实现提供帮助。

在当前电网高速发展的环境下,节能增效是必然趋势,可以预见,软压板的远方操作将来必然会被更多的变电站所采用,并逐渐常态化,其技术也将会不断地改进和完善。

参考文献

[1]雷杨,杜镇安,张侃君,等.关于变电站远方操作技术的分析[J].湖北电力,2016(1):15-18.