基于EMS系统远方投退重合闸软压板的风险分析及其控制措施
远方投退重合闸方案策略研究
Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ －ｒ ｅ ｍｏ ｔ ｅ ｌ ｙ ｏ ｐ ｅ ｎ ／ ｃ ｌ ｏ ｓ ｅ ；ｒ ｅ ｃ ｌ ｏ ｓ ｉ ｎ ｇ ；ｊ ｕ ｍｐ ｅ ｒ ；ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｗｏ ｒ ｄ ；Ｅ ＭＳ ；ｒ ｅ ｍｏ ｔ ｅ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ
自动 重合 闸装 置 ，是将 因故 障跳 开后 的断路 器
ｒ ｅ ｆ ｏ ｒ ｍ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｃ ｌ ｏｓ ｉ ｎｇ ｃ ｉ ｒ ｃ ｕｉ ｔ ，ａ ｃ ｈ ｉ ｅ ｖ ｉ ｎ ｇ ｂ ｙ ｔ ｈｅ ｒ ｅ ｍｏ ｔ ｅ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｏ ｆ ＥＭ Ｓ．Ｅｖｅ ｒ ｙ ｓ ｃ ｈ ｅ ｍｅ ｈ ａ ｓ ｂｅ ｅ ｎ ｐ ｕ ｔ ｉ ｎ ｔ ｏ
按 需要 自动 投入 的一种 自动 装 置 。电力系 统运 行经
调 控速 度 ，这 有利 于 电力企 业减 员增 效 。 目前有 两种 远方 投退 重合 闸方案 ，一种方 案 是
验 表 明，架 空线 路绝 大多数 的 故障都 是 瞬时性 的 ， 占到 ９ ０ ％左右 ，永久 性故 障一般 不到 １ ０ ％。在 由继 电保护 动作 切 除短路 故障之 后 ， 电弧将 瞬动熄 灭 ， 绝 大 多数 情况 下 短路 故 障可 以 自动恢 复…。因此 ， 自动将 断路 器 重合 ，不仅 提 高 了供 电的安全 性 ，减 少 了停 电损失 ，而 且还 提高 了 电力系统 的暂 态稳 定 水平 ，增 大 了高压 线路 的送 电容量 。所 以，架空 线
但调 度规 程规 定 ，线路 上有 带 电作业 、运行 方式 变 化或 线路 检修 等情 况下 经常 需要 投退 重合 闸 。传 统 重合 闸投 退方 式 是调度 员给 变 电人 员下投 退命令 ， 变 电运行 人员 到现场 投退 重合 闸压板 。 随着 Ｉ Ｅ Ｃ ６ ０ ８ ７ ０ ． ５ ． １ ０ ４标 准通信 协议 的制 定 ， 不
基于母联电流分析的变电站远方操作防误技术
基于母联电流分析的变电站远方操作防误技术近年来社会用电需求的不断增大，电力工程建设数量也逐渐增多。
变电站是电力系统中对电压、电流进行变换，接受电能及分配电能的重要场所，其设备需要不同专业的检修人员定期与不定期检验，因此运行人员除了需配合基本的设备巡检、倒闸操作外，还需配合检修人员到变电站进行现场作业管控。
为此，寻找一种既能满足风险管控要求，又能减少运行人员现场作业管控工作量的方法成为了当前运行人员十分迫切的需求。
本文就基于母联电流分析的变电站远方操作防误技术展开探讨。
标签：变电站;远方;作业管控引言随着“大运行”体系建设的推进，无人值守变电站逐步推广，通过多级调度协同的大电网实时监控和安全控制技术，完成多级调度协调控制和故障联合处置，已经完成了对电网的有效控制。
目前断路器远方操作逐渐常态化，迫切需要进一步扩大远方操作范围，以便减轻无人值守变电站运维过程中运维人员花费大量时间往返现场的现象。
1变电站远方作业管控基础随着科学技术的进步及近年来变电站辅助系统的投资建设，视频监控系统覆盖率基本达到95%，现场作业的可视化监控具备了条件;随着移动物联网技术的发展，移动式布控球监控得到了广泛应用，通过移动布控球能弥补固定式视频监控的盲区;人脸识别、人证合一身份鉴别技术的准确性为进出站的管理提供了有力的技术支持;传感器的发展为变电站实现虚拟安全围栏的在线监测提供了条件;定位技术的精准性为作业人员轨迹的追踪提供了便利;程序开发能实现现场作业关键点（隐蔽性工程）的作业把控;移动智能终端及直播技术的普及使得远方许可、远方验收具有了可能性。
2变电站远方作业管控的实现方法2.1隔离开关（接地开关）远方操作目前变电站的开关刀闸主要操作模式是：隔离开关（接地开关）在站端操作并确认状态，断路器在调控主站进行遥控操作。
將隔离开关（接地开关）的操作转移到调控主站进行之后，原有的现场安全操作风险也将集中转移至调控主站。
利用新的技术手段来保障操作安全成为了首要解决的问题，而这种方式主要涉及到两个方面，一是状态确认，二是防误校核。
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置，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置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置执行。
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保护装置及站内综自系统应具备软压板及其远方投切功能，保护装置的软压板功能，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，同时保护装置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：保护装置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置软压板的变电站，各继电保护和自动装置相应的硬压板正常应保持固定状态。
巧妙解决投(退)软硬压板的误区
巧妙解决投（退）软硬压板的误区摘要：目前随着电气设备综合自动化水平的不断提高，绝大部分常规变电站已完成了综自改造，已实现了由微机保护替代常规保护在工作中的应用，继电保护管理和计算工作变得日益复杂。
关键词：装置、压板、因素一、事件描述工作中，我们发现继电保护定值通知单时局限于微机保护装置自身定值和控制字的相关环节，而保护硬压板的管理存在很大漏洞。
个别输、配电线路保护硬压板较少（3-5个）且标注的相当明确，误投（退）、漏投（退）的情况很少。
而主变保护、母联保护（特别是有备自投装置的）硬压板数量较多（达20-40个左右）这就依靠在新设备投运时各部门的联合验收和现场运行人员的把关来实现，根据人员的责任心和技术水平不一，正确投退率不尽相同，存在较大的误区。
我公司曾出现过因硬压板未投造成备自投不能正确动作情况的出现。
如果出现由于保护压板误操作造成保护误动、拒动等情况发生，将会出现大面积停电事故和恶劣社会影响。
二、原因分新造成保护压板误操作的主要原因有以下几种：1、缺乏统一、直观有效的管理工具，据调查目前还没有压板专用管理办法和有效的管理工具。
2、部分运行人员业务技术水平有限，每个保护压板都有其重要作用和投退的原则，含糊定义很可能出现误操作。
3、缺乏相应管理制度和有效管理手段，没有保护压板方面的管理制度。
4、检查周期长，出现误操作后隐蔽性强，没有保护压板方面的专用记录，有时是内部调度令，根本无记录可查。
5、变电站保护压板很多，名称不同，作用不同，不好管理，保护压板虽然很多，只要拿出有效的管理手段，完全可以规范管理。
6、没有保护压板防误操作设计，据调查，保护屏硬压板和其他二次设备均没有防误设计。
7、部分运行操作人员责任心不够，通过制度等手段进行规范，可以杜绝误操作。
针对这些原因提出以下措施：1、缺乏统一、直观有效的核对管理工具。
可以逐屏制定保护压板投退卡，粘贴于每个保护屏上，使保护压板误操作发生率降至为零。
2、部分运行人员业务技术水平有限。
关于远程投退重合闸相关问题的探讨
关于远程投退重合闸相关问题的探讨本文对综自化变电站的重合闸如何实现远程投退的问题进行了分析，并提出解决方法。
标签：重合闸远程投退扭亏增盈自动重合闸作为一种运行中经常使用的快速、自我恢复供电的方法，普遍应用于电力系统。
特别是线路重合闸，已经作为一种快速恢复供电，提高供电可靠性的重要手段。
重合闸的主要作用是1、瞬时性故障时可迅速恢复供电，提高供电可靠性，2、纠正断路器偷跳、保护误动、人为误碰引起的误跳闸。
线路跳闸情况一般分为两种，一种是瞬时性故障，主要括绝缘子表面闪络（雷电）、短时碰线（大风）和鸟类或树枝放电等；另一种是永久性故障，主要包括倒杆、断线、绝缘子击穿等。
经调查在线路故障中，瞬时性故障占90%以上，而永久性故障所占比例不足10%。
因此，大部分情况下，是可以通过重合闸的正确动作快速恢复线路供电。
目前我国大部分110KV、35KV变电站均已实现智能化变电站改造，很多地区，这类变电站都已完全实现无人值班，统一由操作队集控。
而城区配网和农网则是这类变电站的主要供电区，因此这类变电站都有一个共同特点，那就是出线多、输电线路老旧，大部分正是城网改造和农网改造的工作重点，也因此造成了这类线路用户多，操作多，故障多的“三多现象”。
就我所工作的信阳地区来说，信阳市城区11座110KV变电站的所有操作均由220KV沙港集控站的操作队操作。
正常情况下，操作队一值5人，负责城区所有110KV变电站的维护和操作任务，操作队的日常工作分类表如下：这个表格是根据操作队的派车单进行统计的，每次出车都有一个出车任务。
由表1可以看出，在这三项工作中，正常操作所占比例最高，约为47%。
除去日常巡视工作，其他两项大部分均涉及到重合闸操作。
根据调规关于事故处理的相关规定，35KV或10KV线路跳闸后，必须由操作队到站检查开关情况是否正常，退出开关重合闸后，由输电部或乡所报巡线结果，待故障处理完毕，线路试送正常后，方可投入重合闸。
因此，故障处理除去部分全光缆线路和直供用户不投重合闸的特殊线路外，其他均涉及重合闸操作。
关于压板的投退注意事项及说明
什么是压板？继电保护的保护屏上一般都有几排插片，这就是压板，软压板就是微机保护里的，它是通过控制字来实现投退的，压板一般起到切换保护动作的方式，等于是个分接开关，可以使保护动作出口跳开关，也可以切换到保护动作掉牌发信。
当保护停用时只需将该套保护的跳闸出口压板退出，这是即使保护动作也不会跳断路器变电站倒闸操作分为一次设备和二次设备, 保护压板投、退是二次设备操作的主要项目。
保护压板也叫保护连片, 是保护装置联系外部接线的桥梁和纽带, 关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用, 因此非常重要。
变电站运行人员应了解各类保护压板的功能和投、退原则, 特别是当现场运行方式发生变化时, 有些保护的压板也要作相应的切换, 避免由于误投或漏投压板造成保护误动或拒动等人为误操作事故的发生。
1 保护压板的分类按照压板接入保护装置二次回路位置的不同,可分为保护功能压板和出口压板两大类。
保护功能压板实现了保护装置某些功能(如主保护、距离保护、零序保护等的投、退) 。
该压板一般为弱电压板, 接直流24 V。
也有强电功能压板, 如BP22B 投充电保护、过流保护等, 接直流220 V 或110 V。
但进入装置之前必经光电耦合或隔离继电器隔离, 转化为弱电开入, 其抗干扰能力更好。
出口压板决定了保护动作的结果, 根据保护动作出口作用的对象不同, 可分为跳闸出口压板和启动压板。
跳闸出口压板直接作用于本开关或联跳其他开关, 一般为强电压板。
启动压板作为其他保护开入之用, 如失灵启动压板、闭锁备自投压板等,根据接入回路不同, 有强电也有弱电。
2 保护压板投、退一般原则当开关在合闸位置时, 投入保护压板前需用高内阻电压表测量两端电位, 特别是跳闸出口压板及与其他运行设备相关的压板, 当出口压板两端都有电位, 且压板下端为正电位、上端为负电位, 此时若将压板投入, 将造成开关跳闸。
应检查保护装置上动作跳闸灯是否点亮, 且不能复归, 否则有可能保护跳闸出口接点已粘死。
智能站软压板误操作风险分析及防范措施
智能站软压板误操作风险分析及防范措施摘要：以阳江供电局唯一一座500千伏智能站——500千伏鹅凰站为试点，本文章通过结合现有规章制度，总结500千伏鹅凰站投运前后运行人员关于二次设备软压板验收、运维及操作情况，较为全面的分析了智能站可能存在的误操作风险，并提出一系列关于防范二次设备软压板误操作的控制措施。
为阳江电网未来更多智能站软压板防误操技术的建设推进，提供必要的参考价值。
关键词：智能站，软压板，误操作风险，防范措施1 前言阳江供电局现有智能站较少，仅在2021年先后投运了两座智能站。
现阶段，运行人员智能站二次设备软压板验收、运维以及操作等相关经验与技能水平均存在不足，而且智能站二次设备软压板操作方面管控力度不足，存在较大误操作风险。
近期，贵州电网公司毕节供电局已出现一起因重合闸软压板漏投导致全站失压事件，突显安全生产形势之严峻。
为扭转不良安全生产局面，现结合500千伏鹅凰站投运前后的验收、运维及操作经验，进行二次设备软压板误操作风险分析，提出行之有效的防范措施。
2 阳江智能站软压板投退操作情况按照南方电网智能站标准化设计，智能站保护装置只设“远方操作投入”和“装置检修状态”两块硬压板，而保护功能压板、保护跳合闸出口压板等其他压板只设软压板，故运行人员无法在保护屏通过投退保护功能硬压板实现装置的保护功能及重合闸功能的投退。
虽然智能站后台监控机具备远方操作软压板功能，但是现有两座智能站内各种保护装置保护定值单均将“远方投退软压板”定值置0，导致阳江供电局运行人员只能在保护装置面板上操作软压板。
3阳江智能站软压板误操作风险分析现通过结合500千伏鹅凰站投运前后的验收、运维和操作相关经验，以具体操作对象和操作过程中的关键节点为关注点，对可能导致误操作的风险点进行全面分析。
3.1 后台机软压板误操作风险分析运行人员对500千伏鹅凰站进行全面验收工作。
在进行保护装置压板验收工作中，发现压板投退标识方面存在较大的设备操作及维护安全隐患。
智能变电站二次设备软压板投退要求
智能变电站二次设备软压板投退要求摘要：随着智能变电站不断增多，规范二次设备的运行工作，保证电网安全稳定运行，需要对二次设备运行和检修时的软压板投退进行相应的要求。
关键词：智能变电站二次设备软压板新设备投运前验收应实际检查并确认压板，监控后台显示除常规保护、智能终端出口硬压板外的其余硬压板的实际状态，包括“远方操作”、“检修状态”硬压板，显示除备用压板外的其余全部软压板状态，包括“远方投退压板”、“远方切换定值区”、“远方修改定值”等只能在装置就地更改的软压板，可操作的压板和只监视不操作的压板应有明显区分。
运行人员在操作压板时与一次设备及其他二次设备的操作相配合压板操作顺序正确，防止误操作。
运行人员一般要求在监控后台操作软压板，正常不允许直接在保护装置上操作软压板。
操作软压板时，先在监控后台核对各软压板状态正确后，再对软压板进行操作。
运行人员在操作压板完毕后，应核对压板的位置变化是否正确。
如果因站控层网络、监控后台或保护装置与后台通讯异常，无法投退软压板时，允许运行人员进入保护装置操作投退软压板，但应加强监护，防止造成误传动、误改定值等误操作。
保护出口压板应先于其它压板退出；在投入时应后于其它压板，并需先确认保护无异常信息后再投入。
保护装置的SV接收软压板、间隔接收软压板，应在该合并单元对应的互感器一次侧不带电的情况下进行操作，否则应先采取防止保护误动的措施，再操作SV 接收软压板、间隔接收软压板。
如：某间隔停电检修，应先停运一次设备，电流互感器一次侧不带电后，再操作仍运行的二次设备对应检修间隔的SV接收软压板、间隔接收软压板；恢复送电时，应先投入运行的二次设备对应检修间隔的SV 接收软压板、间隔接收软压板，再操作一次设备。
当一次设备某间隔（如线路、母联、变压器）由运行、热备用转冷备用、检修的操作退出本间隔保护所有与运行设备关联的压板，包括跳合闸出口、失灵启动、启动远跳等本间隔保护本间隔开关的出口压板可不操作，但应在一次设备送电前检查保护状态正常。
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基于EMS系统远方投退重合闸软压板的风险分析及其控制措施
发表时间：2016-12-15T15:16:20.803Z 来源：《电力设备》2016年第19期作者：杜进桥王谦[导读] 本文以深圳地区远方投退重合闸软压板方式为例，分析了其中风险，并提出了相应控制措施。
（深圳供电局有限公司广东深圳 518000）摘要：本文以深圳地区远方投退重合闸软压板方式为例，分析了其中风险，并提出了相应控制措施。
对后续类似工作有一定的借鉴意义。
关键词：EMS；远方投退；重合闸；软压板；风险；控制 0引言
电力系统架空线路绝大部分故障为瞬时性故障，可自行恢复。
若自动重合断路器，不仅可提高供电可靠性，减少停电损失，还可提高电力系统暂态稳定水平，增大高压线路送电容量。
因此，架空线路或以架空线路为主的架空电缆混合线路均采用自动重合闸装置。
但随着电网运行方式变化或线路工作要求，线路重合闸需经常投退。
传统方式为调度员下令，由变电运行人员到现场投退重合闸压板。
重合闸软压板通过软件控制字实现启动和停止重合闸装置，若断路器断开时压板投入，则会误动作将断开的断路器再合上。
随着自动化程度越来越高，为降低人力成本，远方投退重合闸软压板的需求日益迫切。
远方投退重合闸提高了电网调控效率，但也存在一定风险，需要采取相应控制措施。
1投退方式
深圳电网远方投退线路重合闸软压板通过EMS系统远方遥控实现。
主站制作集中监视画面，为每个软压板在图库中增加相应的遥控点与遥信点。
将软压板作为虚开关，以类似于遥控断路器的配置方式实现软压板状态的投入和退出；将软压板状态信息作为遥信点，自站端装置由远动通道上送主站，以判断、监视其状态。
变电运行人员通过EMS系统，下发遥控命令至远动机，经过保护管理机规约转换，以电信号触发中间继电器，通过双位置继电器动作，至保测一体化装置实现重合闸投退。
其中，整个流程经历四个环节，分别是EMS主站、远动机、保护管理机以及保测一体化装置。
如图1所示。
图1 EMS远方遥控投退10kV线路重合闸软压板方式 2风险分析
对EMS远方遥控投退10kV线路重合闸软压板各个环节进行风险分析如下：
3.风险控制措施
3.1管理措施
深圳中调于2015年11月印发了《深圳供电局有限公司10（20）kV线路重合闸软压板远方投退操作管理业务指导书》，明确了10（20）kV线路重合闸软压板远方投退操作流程与管理要求：（1）由运行人员在巡维中心站凭操作票操作；（2）操作前应首先确认待操作保护装置通信正常，软压板状态正确，否则不允许操作；（3）制定远方投退重合闸软压板操作规范，并严格按照操作规范要求进行操作。
（4）操作完毕后，应确认被操作软压板的状态发生变化并与操作目标状态一致。
（5）远方投退软压板操作完毕后，出现无法核对该软压板状态的情况，应立即汇报深圳中调并派继保人员和运行值班人员到现场，在被操作保护装置上将该软压板恢复到通过外部硬压板进行功能投退的状态（注意软、硬压板的逻辑关系），同时通过操作对应硬压板完成功能投退工作，并做好相关记录，及时上报缺陷。
3.2主站侧技术措施
开展遥控、遥信点号正确性核查，同时对存量变电站10kV线路重合闸软压板结合综合停电进行逐点调试，增量变电站10kV线路重合闸软压板在基建验收时进行逐点调试，通过联调验收，确保遥控遥信的正确性。
对软压板位置遥信信息的有效性进行标识。
若因远动装置与保测一体化装置通讯中断导致位置信息无效，则EMS画面对软压板位置图元进行“反白”提示，主动表达该软压板位置信息不可信。
实现10kV线路重合闸软压板位置双确认功能。
EMS系统采集10kV线路重合闸功能压板状态与重合闸充电状态，综合重合闸软压板状态（双位遥信）与充放电状态（单位遥信）进行双确认。
信号采集需求如表2所示：图2 10kV线路重合闸软压板位置集中监视画面（不包含双确认功能）
(1)统一不同控制字在监视画面上投入退出状态展示。
针对“停用/启用重合闸”控制字，自定义敏感图元，使其遥信值分合与图元状态显示分合相反，保证与“重合闸投入/退出”控制字的图元状态显示一致。
如图4、图5所示。
图4 “停用/启用重合闸”控制字画面图5 “重合闸投入/退出”控制字画面
3.3变电站侧技术措施
（2）由于增加保护管理机后，无法对采集遥信信息的有效性进行标识，因此，对于该方式涉及的变电站软压板暂不接入EMS系统。
（3）规范厂家对10kV线路重合闸软压板位置的定义，避免远动装置对软压板投退位置合成错误，造成误遥信。
（4）进行遥信“无效”状态调试，确保发生远动装置与保测一体化装置通讯中断时，远动装置能正确进行遥信位置“无效”标识，主站端能正确解析并显示。
4分析结论及建议
综合上述风险分析及控制措施可知，通过采取遥信位置双确认（技术措施）、制定操作规范（管理措施）等措施之后，10kV线路重合闸软压板远方投退误遥信风险已大大降低，但误遥信风险仍然高于常规开关。
需要在完善保测一体化装置技术规范、统一远方操作技术规范等方面继续开展相关工作，逐步解决保测一体化装置相关控制字含义不一致、部分装置无法采集双确认信号等技术问题。
同时，要加强试点应用总结，结合应用经验不断完善相关管理要求。
参考文献：
[1]张保会，尹项根.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社，2005
[2]吴文传，张伯明，孙宏斌.电力系统调度自动化[M].北京：清华大学出版社，2011。