确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法与流程

本发明涉及一种电气设备控制技术，特别涉及一种确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法。

背景技术：

目前，一次设备的遥控技术已经普遍应用并取得了显著效益，但常因继电保护装置无法实现远方控制而必须到变电站内进行一、二次设备的协同操作，该“短板效应”明显地制约了电网操作效率。长期以来，由于远方修改定值、切换定值区、投退软压板、复归信号等继电保护远方控制比一次设备遥控更为复杂，而未能在电网生产中得以有效应用。据有关资料显示，在全国范围内的电力生产运行中，绝大多数继电保护仍采用就地操作的管理模式。

继电保护装置是实现电网故障快速隔离、保障电网安全运行的重要设备。随着电网规模的快速发展，电网结构频繁变化，继电保护运行方式需同步调整，继电保护操作工作量迅猛增长。

继电保护装置型号、版本繁多，不同生产商、不同时期、不同型号的继电保护装置的操作面板风格各异。在就地操作模式下，操作人员需熟练掌握各继电保护装置的操作方法，对操作人员提出了很高的要求。对于修改定值工作而言，受限于继电保护装置液晶面板的显示效果，操作效率非常低，且操作过程中需退出保护出口，这对于仅配置单套保护的110k V及以下电压等级的电网设备而言，电网运行风险明显提高，操作人员的工作压力巨大。继电保护操作压力日益凸显，现有的继电保护就地操作模式因操作界面不友好、操作效率低、无法在线进行等缺点，已经难于满足现代化电网的运行管理需求。 因此，采用统一操作管理界面、信息可靠传输、支持在线操作的继电保护远方控制技术是理想的解决途径。近年来，有部分电力公司或设备厂家对继电保护远方控制技术进行了不同程度地研究，但鲜有广泛、全面地应用实践，究其原因主要包括以下几点：(1)缺乏一致、可靠的规约模型。目前，大多数研究工作将关注点放在功能需求上，着重于对继电保护远方控制的外在功能行为进行约束，鲜有对继电保护远方控制的处理机制进行深入研究与规范。由于继电保护装置的复杂性以及实际工况的多样性，仅通过其外部行为很难评估设备的内部处理机制是否可靠、合理。正是由于缺乏一致、可靠的规约模型对继电保护装置等相关设备的内部处理机制进行严格的约束，导致了设备之间（尤其是不同厂家的设备之间）的互操作性较差，对关键控制信息的处理机制不完善，影响了远方修改定值等需要复杂信息交互的继电保护远方控制可靠性。(2)技术方案对运行中设备的兼容性较差。在已开展的研究与应用工作中，部分采用了自定义规约（或对标准的规约进行较大的自定义扩展）、建立独立系统的方式实现继电保护远方控制功能。该方式对设备特点具有很强的针对性，能够方便地实现各项继电保护远方控制功能。但是，此类趋近于“量身订做”的技术解决方案，对运行中设备的兼容性较差，未能充分利用现有调度自动化系统、保信系统的软硬件及通信资源，在技术推广应用的实施过程中设备建设或改造工作量较大，经济效益较差。同时，多个割裂的独立系统之间缺乏有效地信息交互与协同控制，不利于功能集成、实现智能控制，对系统集成的兼容性差。

随着计算机技术在电力系统的应用和发展，越来越多的新建变电站采用综合自动化。随着微电子技术的迅速发展，变电站自动化已从常规式的集中式向分散式单元化发展。电子技术的不断进步，导致变电站自动化系统的结构也发生了较大的变化，在现场控制系统中采用分层分布式结构，己显示出强大的优势。目前国内外新开发的自动化系统，其基本结构几乎无一例外地采用分层分布式结构组成的综合自动化系统。在物理结构上均是由站控层和间隔层组成，绝大多数系统在站控层和间隔层的通信采用光纤或以太网双绞线连接。子站与主站间采用了远动机和继保信息子站分开通讯的模式，远动机上送遥信、遥测、遥控量，而继保信息子站则上送保护报文等信息。远动机采用101规约和104规约进行通讯，继保信息子站采用103规约进行通讯。目前，无论是站内设备间的通讯，还是子站与主站之间的通讯，完全可以满足保护装置在线操作的要求。为适应电力企业发展需要，满足无人值守变电站运行要求，运用远方在线整定技术进行微机保护的整定，对于减少保护退出次数，降低保护人员的工作强度，提高工作效率，保障电网安全，具有重要意义。

现针对二次设备的远方遥控因设备及技术等方面的原因存在特殊性。远方遥控一次设备操作的结果可以引起监控系统2 个以上指示的变化，包括开关变位、遥信值、遥测值的变化等；二次设备的压板状态在经过遥控后，不能引起二次设备本身以外的状态改变，导致故障隐患。

技术实现要素：

本发明是针对继电保护装置远程控制存在的隐患问题，提出了一种确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法，为了进一步提高继电保护远方操作可靠性，本发明提出了一种基于三确认的可靠技术方案。三确认指：至少应有三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。

本发明的技术方案为：一种确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法，厂站端接入保护设备并于调度端建立物理连接测试后，并进行上下双机监护正常执行后，如执行远方修改操作，由操作员将修改命令下发给远方厂站端，必须进行三步确认步骤，如三步确认步骤中任意一步不能完成，则向系统汇报未确认的结果，结束本次操作任务；

三步确认步骤具体如下：在D5000平台上选择操作项,即定值区切换或软压板投退项，进行第一步确认，定值区切换的第一确认是指切区完成后，保护装置的当前定值区区号与目标定值区号是否一致的确认，重合闸软压板投退和除重合闸外的其它软压板投退的第一确认是指软压板状态由“投入-退出”或“退出-投入”状态的确认；

若第一步确认完成，进行第二步确认，同时将第一步确认直接向系统汇报结果，在第一步确认得到确认后才能执行第二步确认，定值区切换的第二确认是指切区完成后，保护装置当前区的定值与调度端数据库中相应区的基准定值是否一致的确认。重合闸软压板投退的第二确认是指重合闸充放电状态由“充电-放电”或“放电-充电” 状态的确认，除重合闸外的其它软压板投退的第二确认是指状态信号由“投入-退出”或“退出-投入” 状态的确认；

若第二步确认完成，进行第三步确认，同时将第二步确认向系统汇报结果，其中，在第二步确认得到确认后才能执行第三步确认，定值区切换的第三确认是指遥调测点命令下发后，子站收到其结果回复的确认，软压板投退的第三确认是指遥控命令下发后，子站收到其结果回复的确认；

在第三确认之后向系统汇报执行结果，运行人员填写当次远方操作执行结果单、签字并向上级汇报，操作结束。

本发明的有益效果在于：本发明确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法，保护远方操作功能安全、可靠执行，进而达到提升继电保护远方操作实用化推广的目标。继电保护远方操作功能实施后，可有效提升电网应急处置能力，提高电网倒闸操作效率、降低供电企业人力物力成本、缩短电气设备因事故停运时间等多方面存在优势，减少交通物资损耗、降低运维人员的行车风险及现场操作的人身风险，为可靠供电和优质服务提供保障。

附图说明

图1为本发明三步确认流程图。

图2为本发明远方定值区切换的流程图；

图3为本发明远方软压板投退的流程图。

具体实施方式

确保继电保护远方操作安全可靠执行的方法，厂站端接入保护设备并于调度端建立物理连接测试后，并进行上下双机监护正常执行后，如执行远方修改操作，由操作员将修改命令下发给远方厂站端，必须进行三步确认步骤，如三步确认步骤中任意一步不能完成，则向系统汇报未确认的结果，结束本次操作任务。如图1所示流程图，三步确认步骤具体如下：S1、在D5000平台上选择操作项,即定值区切换或软压板投退项，进行第一步确认，定值区切换的第一确认是指切区完成后，保护装置的当前定值区区号与目标定值区号是否一致的确认。重合闸软压板投退和除重合闸外的其它软压板投退的第一确认是指软压板状态由“投入-退出”或“退出-投入”状态的确认。

S2、如若第一步确认完成，进行第二步确认，同时将第一步确认直接向系统汇报结果，在第一步确认得到确认后才能执行第二步确认。定值区切换的第二确认是指切区完成后，保护装置当前区的定值与调度端数据库中相应区的基准定值是否一致的确认。重合闸软压板投退的第二确认是指重合闸充放电状态由“充电-放电”或“放电-充电” 状态的确认。除重合闸外的其它软压板投退的第二确认是指状态信号由“投入-退出”或“退出-投入” 状态的确认。

S3、若第二步确认完成，进行第三步确认，同时将第二步确认向系统汇报结果，其中，在第二步确认得到确认后才能执行第三步确认。定值区切换的第三确认是指遥调测点命令下发后，子站收到其结果回复的确认。软压板投退的第三确认是指遥控命令下发后，子站收到其结果回复的确认。

S4、在第三确认之后向系统汇报执行结果，运行人员填写当次远方操作执行结果单、签字并向上级汇报，操作结束。

如图2和图3分别为定值区切换和软压板投退的流程图，具体步骤如下：

步骤1二次模型同步：厂站端接入保护设备并于调度端建立物理连接后，调度端首先需对厂站端的继电保护及安全自动装置模型进行召唤同步，以确保两端二次模型的一致性。调度端一次模型直接使用EMS系统（能量管理系统）已有的模型，无需重复建立与维护。

步骤2现场传动试验：厂站端接入全部保护设备并完成与调度端二次模型的同步后，通过调度端对每台设备进行定值区切换功能验证，最终形成完整的现场测试报告，确保系统投运前，每台设备的每项操作功能都进行过现场传动试验，且正确执行。

步骤3系统运行：现场试验完毕后，系统投入运行，并进入系统正常运行阶段。正常运行期间主要实现对厂站通道、继电保护设备通断状态、定值一致性核对等相关的监视与告警业务。

步骤4运行方式变更：当由于电网负荷变化或其它原因需要对继电保护设备的运行参数进行调整时，调度运行部门会下发相关的运行方式变更通知，运行值班人员根据通知决定是否发起远方操作任务。

步骤5用户登录：通过输入正确的用户名和口令密码后，方可登录d5000平台并打开本应用的主界面；

步骤6设备及功能选择：根据调度运行部门下发的通知，确定要进行远方操作的厂站名、间隔名称、主设备名称、继电保护设备名称及操作功能项(定值区切换或软压板投退)，并通过界面导航定位到最终的间隔图操作页面。

步骤7召唤当前运行值：通过“召唤”按钮召唤保护设备对应功能的当前运行值，以确保看到保护设备运行参数的最新值。

步骤8核对当前值与修改值：修改操作前，需确认设备当前运行值与要修改的目标值是否一致，如果已经一致，则应马上结束本次操作，并向上级汇报，以便查证原因。如果不一致，则根据调度部门通知，在界面上将要调整的相关运行参数修改为目标值。

步骤9双人双机监护：在控制命令向远方厂站端下发前，进行的权限认证和监督确认工作。

步骤10执行远方修改操作：双机监护完成后，由操作员将修改命令下发给远方厂站端。定值区切换命令按照IEC104的遥调方式实现，软压板投退命令按照IEC104的遥控方式实现。

步骤11三确认：

A）定值区切换

确认一：切区完成后,保护装置当前定值区号与目标定值区号是否一致；

确认二：切区完成后,保护装置当前区的定值与调度端数据库中相应区的基准定值是否一致；

确认三：遥调测点命令下发后，子站收到其结果回复。

B）软压板投退

确认一：软压板状态由“投入->退出“或“退出->投入”；

确认二：功能压板对应遥信确认信息的逻辑一致性，如充放电状态由“充电->放电”或“放电->充电”；

确认三：遥控命令下发后，子站收到其结果回复。