摘要：基于现有系统资源，以调度控制中心为核心，在D5000平台基础上开发一键顺控相关功能，采用“站端+调度端”方式开展一键顺控系统建设和推广应用，在变电站通过专线网络方式部署D5000系统的延伸工作站，一键顺控执行人员可以在中心或者变电站完成停送电操作。为满足一键顺控断路器双确认要求，依托现有变电站设备监控信息接入的基础，完善变电站顺控信息接入及设备改造，通过一键顺控系统智能判定断路器位置的双确认，以达到的智能完成一键顺控操作任务的目的。
关键词：D5000系统；一键顺控；断路器；双确认
引言
在“十三五”期间，在以国网公司智能电网发展目标为指导思想，以服务坚强智能电网安全运行为目标，不断推进大运行建设深化完善。随着各项工作的不断深入，充分发挥监控对于设备和电网安全稳定运行的重要作用，设备监控业务对设备监控的技术专业化水平提出了更高的技术要求，为确保设备和电网安全可靠运行提供技术支持。当前，电网远方遥控技术的使用已十分普遍，绝大部分的变电站都实现了无人值班的运行方式。变电站的监控工作由分散的站端监控集中到监控中心监控，由监控人员通过调度自动化主站系统经变电站站端远动系统对变电站实施远程监视及控制。随着电网规模的不断扩大，目前操作模式下，存在等待时间长，操作人员往返设备区耗时长，确认设备状态和回复令耗时多、效率低等问题，造成检修有效作业时间无法保证，恢复送电多在夜间进行，存在安全隐患，优质服务难以得到保证。为解决目前操作模式下操作时间长、效率低的问题，公司进行一键顺控系统功能建设。通过本系统建设，实现了员、运维人员均可进行设备的远方一键顺控操作，实现设备在运行、热备用、冷备用的三态互转，有效减少了电气设备的操作时长。按照《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》（Q/GDW1799.1-2013）“至少有两个非同样原理或非同源的指示同时发生对应变化，方可确认设备已操作到位”的规定，在一键顺控系统建设过程中，原已常态化的通过监控员手动人工判定断路器远方操作时的位置双确认问题，需要融入一键顺控系统中，实现断路器位置双确认的智能判定，这样更能智能、高效、安全的实现设备一键顺控的操作要求。
1.宁夏电网一键顺控系统的总体构架
1.1 建设目标
基于现有系统资源，在D5000平台基础上开发一键顺控相关功能，按照“全流程、全防误、全顺控”的原则构建电网设备倒闸操作一键顺控操作体系，在变电站或运维站通过专线网络方式部署D5000系统的延伸工作站，一键顺控执行人员可以在中心或者变电站，采用一键顺控方式完成停送电操作。系统建设的目标包括了以下几个方面：
1)在主站D5000系统新增一键顺控功能，变电站通过专线网络方式部署系统的延伸工作站，一键顺控所涉用户（含和变电站运行人员） 可以在中心或者变电站，对一次设备采用一键顺控方式完成停送电操作。
2)完成试点变电站二次设备基础信息收集，扩展二次设备图模，满足一键顺控操作设备状态智能双确认要求。
3)基于智能电网调度控制系统平台，建设智能一体操作票系统。实现图形、模型与数据免维护，调度指令智能编制，操作票全流程电子化管理。
1.2 建设任务
（1）主站系统
主站一键顺控操作主要包括顺控操作流程和顺控操作实现方式两部分。顺控操作流程主要包括调度预令的发布、顺控票拟票、审核、调度正令下达、顺控预演、顺控执行、顺控结束等环节。
在主站 D5000 系统新增一键顺控功能，变电站通过专线网络方式部署系统的延伸工作站，一键顺控所涉用户可以在中心或者变电站，对一次设备采用一键顺控方式完成停送电操作
（2）智能成票系统
基于智能电网调度控制系统平台，建设智能一体操作票系统。实现图形、 模型与数据免维护，调度指令智能编制，操作票全流程电子化管理。系统建设在 D5000 安全 I 区，充分利用D5000系统一体化平台在图、模、数据管理的技术优势，共享平台模型。基于调度控制系统，复用系统的SOA总线，实现与系统的信息交互。系统基于系统的消息总线，实现与智能防误系统、保护故障信息系统的信息交互，构建一体化的程序化执行系统。系统提供接口供平台获取顺控操作票并进行后续的顺控操作。
依靠智能推理程序， 系统实现对电网结构和设备间隔状态智能分析，实现相关操作设备及接线方式智能关联，采用成票规则库推理方式智能生成调度指令序列。降低了对个人经验和专业知识的依赖，用户拟票、操作过程简单、易用。
系统支持基本五防、扩展防误、操作顺序校验、跨站校验、提示性防误校验、 重要用户和挂牌信息防误校验、操作权限关联闭锁等相关校验。实现拟票前、拟票中、执行过程严格安全校核，减少由于调度人员疏忽的造成的误操作，提高调度管理的安全性。
（3）设备技术要求
1)一次设备技术要求
a.需遥控操作的断路器、隔离断路器、主变有载调压分接头等应具备电动控制功能。
b.三相联动机构断路器应具备合位、分位双位置接点，分相操作机构的断路器具备分相双位置接点。
c.三相联动机构刀 闸应具备合位、分位双位置接点，分相操作机构的隔离断路器具备分相双位置接点。
d.隔离断路器应具备机械闭锁功能或电气闭锁功能。
2)二次设备技术要求
a.应支持向主站系统提供设备运行数据和保护信息，一、二次设备运行状态信息，装置软压板信息，二次回路及通信状态信息等变电站运行数据。
b.应支持告警直传和远程浏览功能，图形文件格式应符合DL/T 1230 的要求。
c.应支持变电站内设备就地和远方的操作控制，包括断路器/隔离断路器操作、二次设备软压板投退。
d.应具备完整的接收、处理和执行主站远方控制指令的能力，具备对远方操作指令安全校核功能。
e.应具备全站远方控制闭锁功能和上送。
3)断路器、隔离断路器位置采集要求
a.三相联动机构：采用合位、分位双位置接点采集和上送；
b.分相操作机构：采用分相双位置信号采集和上送。
2.断路器双确认在宁夏一键顺控功能中的逻辑实现
2.1逻辑分析
（1）逻辑实现
断路器若满足双确认条件，其位置确认应采用“位置遥信+遥测”判据。位置遥信作为主要判据，采用分/合双位置辅助接点，分相断路器遥信量采用分相位置辅助接点。遥测量提供辅助判据，采用三相电流或电压。三相电流取自本间隔电流互感器，电压取自本间隔电压互感器或母线电压互感器。无法采用三相电流和电压时，应增加三相带电显示装置，采用三相带电显示装置信号作为辅助判据。在特殊情况下操作时，若辅助判据无法满足，可由人工确认断路器位置无误后选择忽略双确认判据结果继续一键顺控操作。电流判据的门槛值可根据额定电流和现场情况配置为10mA～20mA 之间的数值，电压判据的门槛值为有压时大于0.4倍的额定电压，无压时小于0.15的额定电压。
（2）现状分析
1)监控变电站断路器位置遥信均按合/分双位置接点接入，满足了断路器位置遥信逻辑判断所需要的信息。
2)通过对330kV电压等级变电站设备的梳理及研究，发现因110kV设备出线间隔及3/2接线的330kV母线未配置或只配置了单相电压互感器，导致在停、送电过程中无法提供断路器“双确认”所需的遥测量辅助判据，拟对如上设备间隔增加可靠地三相带电显示装置作为断路器“双确认”的辅助手段。
图1 断路器位置双确认流程图
2.2 功能实现
（1）辅助判据设定
以330kV智能GIS变电站一键顺控功能部署为例，对330kV变电站各电压等级断路器的双确认进行了具体的程序设定：
1）110kV线路停送电操作，采用断路器电流变化和间隔带电显示装置有无电的变化作为辅助判据；
2）110kV母线停送电操作，各分段及母联断路器均采用断路器电流变化和母线电压变化作为辅助判据；
3）3/2接线方式下330kV线路停送电操作，均采用断路器间隔三相电流变化和断路器所在线路三相电压变化作为辅助判据；
4）3/2接线方式下330kV母线停送电操作，均采用断路器间隔三相电流变化、母线三相电压变化和母线三相带电显示装置作为辅助判据；
5）双母接线或双母双分段接线的330kV线路停送电操作，均采用断路器间隔三相电流变化和线路三相电压变化作为辅助判据；
6）双母线接线或双母双分段接线的330kV母线停送电操作，各分段及母联断路器均采用断路器三相电流变化和母线三相电压变化进行辅助判据；
7）主变高中压侧断路器停送电操作，因主变操作顺序原因，中压侧断路器应采用断路器三相电流变化，高压侧断路器应采用断路器三相电流变化和主变高压侧三相电压变化进行辅助判据；
（2）功能实现
通过如上功能的设定，在一键顺控系统开始操作断路器前，系统将对拟操作断路器的初始遥信状态及辅助判据进行系统检测及记忆，在断路器操作结束后，系统自动判别之前的记忆的数据是否满足图2的逻辑，并根据系统智能判别展示操作结果至顺控操作票的检查项，具体流程如图2所示：
图2 顺控系统操作项目中断路器位置双确认流程
3.总结
宁夏省公司在视频联动操作完成《国网宁夏电力调度控制中心变电站集中监控视频辅助巡视及智能联动系统》的框架方案，以及相关的原理、功能和关键技术等方面的研究；研发了一套基于上述框架方案的图像智能联动应用软件，实现了D5000设备操作视频联动等功能，满足变电站集中监控视频辅助巡视及智能联动的功能和性能要求。该应用软件已在宁夏电力公司进行部署和应用，成为调度系统辅助工作的重要组成部分，支撑电网运行信息的可视化展示。实现对D5000人机系统及可视化功能的提升。
参考文献
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