無人值班變電站保護信號復歸方式的改進

程騁

（國網南昌供電公司 江西 南昌 330003）

摘 要：變電站實行無人值守后，為保證保護裝置的可靠運行，信號的正確傳輸，部分保護動作信號和告警信號需要運維人員現場復歸，耗費了大量的人力物力。為此，國網南昌供電公司對變電站保護信號原理進行了深入研究，對各種保護信號進行了分類，通過對站內綜自系統以及保護裝置進行改造，實現了保護信號的遠方復歸與自動復歸，減輕了運維人員的工作量，降低了公司生產成本，提高了變電精益化管理水平。

關鍵詞：信號；復歸；軟報文；硬接點；規約

0、背景

截至2016年8月底，南昌供電公司管轄110kV及以上變電站90座，其中220kV變電站28座，110kV變電站62座，綜合自動化系統廠家共有10家，分別是：南瑞繼保、南瑞科技、北京四方、東方電子、國電南自、許繼電氣、長園深瑞、思源弘瑞、新寧光電、山東魯能。所有變電站上送監控中心的遙信點約15萬個。南昌公司所轄變電站具有保護裝置型號不一、種類多、信息點數量龐大的特點。

經調查，日常工作中需要運維人員現場復歸的保護信號主要有以下兩類：

（1）10kV保護動作信號。如安義、長均等110kV變電站的10kV保護裝置動作后相關保護信號需現場復歸；

（2）裝置告警信號。如香田110kV變電站北京四方CSD-601智能終端經常發“裝置閉鎖”和“裝置異?！备婢?，平均一星期需復歸2-3次，長均110kV變電站有載調壓裝置過負荷引發調壓閉鎖，負荷恢復正常后，過載閉鎖信號仍需現場復歸等。

1、保護信號分類

針對以上情況，公司專業人員對保護信號進行了深入研究，根據保護信號的性質與傳輸方式，將保護信號分類如下：

1.1按保護信號的性質

1.1.1 動作信號（Ⅰ類信號）

主要反映由于非正常操作和設備故障導致電網發生重大變化而引起的斷路器跳閘、重合閘和保護裝置動作等。

1.1.2 告警信號（Ⅱ類信號）

主要反映電網一、二次電氣設備狀態異常及設備健康水平的變化， 如斷路器控制回路斷線、保護裝置異常、保護裝置閉鎖等。

1.1.3 狀態信號（Ⅲ類信號）

主要反映電氣設備運行狀態，如主變過負荷、保護壓板投退情況、同期壓板投退情況、開關與刀閘變位等；包括保護裝置、故障錄波器、收發信機等由于電網擾動而啟動的接點報文。

1.2 按保護信號的傳輸方式

1.2.1硬接點信號

是通過保護裝置的硬接點與測控裝置配合上傳給后臺監控的保護信號，傳輸介質為電纜。保護裝置的硬接點分為瞬動接點與自保持接點。

1.2.2軟報文信號

是保護裝置通過網絡通訊上傳的保護信號，傳輸介質為網絡通訊線。類似于硬接點信號，軟報文信號可設置信號延時，實現該信號的瞬動或自保持。

日常運行中需要運維人員現場復歸的信號主要是保護裝置自保持接點開出的硬接點信號和帶自保持屬性的軟報文信號，如10kV保護跳閘后需復歸的信號為帶自保持屬性的軟報文信號，裝置告警信號主要為保護裝置自保持接點開出的硬接點信號。

2、保護信號復歸的實現方式

根據《國調中心關于印發繼電保護和安全自動裝置遠方操作技術規范的通知》（調繼[2014]143號），為降低運維人員現場工作量，可采用以下兩種方式實現保護信號復歸。

2.1保護信號自動復歸

（1）針對硬接點，將相關硬接點信號由自保持接點改為瞬動接點，可實現保護信號的自動復歸。

（2）針對軟報文，通過修改保護裝置有關配置，實現保護信號的自動復歸。

（3）自動復歸改造的優點是：

調度自動化端與站內遠動點表不需更改，保護信號可自動復歸，不需要人為操作。

（4）自動復歸改造的缺點是：

a、硬接點信號需要每臺裝置改線，軟報文信號需要每臺裝置重新配置裝置內部點，相關信號更改完成后需要進行停電傳動；

b、部分保護裝置硬解點與軟報文信號已固化，無法人為選擇瞬動或自保持。

2.2 保護信號遠方復歸

保護信號遠程復歸分為軟復歸與硬復歸兩種方式。

2.2.1軟復歸

在調度自動化系統與變電站遠動信息遙控點表中增加相應復歸控點，由調度自動化系統遠方發送復歸遙控命令，通過保護裝置通信接口實現保護信號復歸，該復歸方式直接作用于保護裝置或測控裝置。軟復歸又分為間隔信號軟復歸與全站信號軟復歸。間隔信號軟復歸是指調度自動化系統遠方發送的復歸遙控命令僅針對該間隔設備，復歸后不影響其他間隔設備。而全站信號軟復歸是指調度自動化系統遠方發送的復歸遙控命令同時針對全站所有保護裝置。

（1）軟復歸方式的優點

a、無需更改保護與測控裝置接線，僅需在調度自動化系統與變電站遠動機中增加相應遙控點，工作量較小，且工作完成后相關間隔不需停電，可直接進行測試；

b、智能變電站由于全站采用IEC61850規約，所有保護裝置均支持全站信號軟復歸與間隔信號軟復歸，僅需增加相應遙控點，采用直控的方式實現保護信號的遠方復歸。

（2）軟復歸方式的缺點

a、在常規站，由于各廠家使用的站內通信規約不同，與遠動機同廠家的保護裝置可實現軟復歸，其余保護裝置無法實現軟復歸，軟復歸不能實現全覆蓋；

b、部分廠家信號軟復歸功能有限。如北京四方、南瑞繼保不支持間隔信號軟復歸，僅支持全站信號軟復歸；南瑞科技只有NSC-300遠動機支持軟復歸，且僅支持全站信號軟復歸，其他型號遠動機不支持軟復歸。

2.2.2 硬復歸：

在調度自動化系統與變電站遠動信息遙控點表中增加相應復歸控點，由調度自動化系統遠方發復歸遙控命令給測控裝置，通過測控裝置的開出接點去啟動保護裝置的復歸繼電器，從而復歸保護信號，類似觸動保護屏上的信號復歸按鈕。相比軟復歸，硬復歸需要增加測控裝置與保護裝置之間的一對控制線。

（1）硬復歸方式的優點

復歸信號與遙控開關刀閘類似，通過測控裝置發送遙控指令，在測控裝置開出接點夠用的情況下可復歸所有保護裝置信號。

（2）硬復歸方式的缺點

a、需增加保護與測控裝置之間的控制線，工作量較大；

b、由于一臺保護裝置復歸需要對應一副開出接點，部分測控裝置空余開出接點不足，無法實現該間隔所有保護裝置的復歸；

c、復歸信號的同時保護裝置面板信號燈也將同時復歸。

由于軟復歸相比硬復歸實現方式更為簡易，保護信號遠方復歸優先采用軟復歸方式。受通信限制，部分裝置無法采用軟復歸方式，可在測控裝置開出接點夠用的情況下改用硬復歸方式。

3、保護信號復歸方式優化的做法

為降低設備運行風險，考慮運行中保護裝置的功能接口情況，以減少保護裝置改造工作量，優先改造遠動系統為原則。因此，南昌公司對于保護信號復歸方式優化的主要做法是：常規綜自站通過修改遠動配置，實現10kV保護信號自動復歸；智能站通過增加保護、測控、合并單元等二次設備的遠方復歸遙控點，實現保護信號遠方復歸。

4、存在的問題與下一步工作安排

4.1 存在的問題

（1）國電南自廠家保護裝置由于設計原因，保護信號自身復歸后不會向后臺與遠動發復歸確認信號，與北京四方、南瑞繼保的綜自系統存在配合問題，導致使用北京四方、南瑞繼保綜自系統的變電站無法實現國電南自保護信號的自動與遠方復歸，需廠家研發人員修改保護裝置配置。

（2）保護信號復歸方式改造后，10kV保護動作信號將在短時間內自動復歸，增加了監控人員發現跳閘事故的難度。

（3）保護信號復歸方式的改造，對遠動通道及遠動機運行可靠性要求進一步提高，部分變電站遠動系統設備老化，不適合進行改造。

4.2 下一步工作安排

（1）加強與廠家研發人員溝通，解決部分變電站保護信號復歸方式無法改造的問題，逐步將保護信號復歸改造工作延伸至常規站35kV及以上電壓等級設備。

（2）按照國網公司標準點表規范開展變電站保護信號梳理，對不符合要求的點表及時進行整改，消除信號漏發、錯發等問題，降低保護信號自動復歸與遠方復歸風險。

（3）對設備老化、運行狀態不佳的變電站遠動系統進行改造，提高實現保護信號自動復歸與遠方復歸變電站覆蓋率。