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提升智能变电站二次设备操作安全性措施的研究

来源:邓皓元 陈思哲 肖婉清 李雅雯发布时间:2016-09-22分类:[杂志期刊] 关键词:智能变电站;二次设备;操作;安全性;措施

引言
近年来,随着变电站综合自动化、信息化技术的飞速发展以及智能电网的大力推进,变电站进入了智能化发展阶段。根据国家电网公司的要求,2011年以后所有新建变电站全面按照智能变电站技术标准建设,未来我国智能变电站将迎来爆发式增长。
智能变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备分层构建,建立在IEC61850通信规范基础上,实现变电站内智能电气设备间的信息共享性和互操作性。设备之间的连接介质由光缆替代传统的电缆,模拟信号被转换成了数字信号,二次回路成为了“虚回路”。
保护屏传统意义上的保护功能、出口、失灵等“硬压板”被保护装置内的“软压板”所取代。保护装置软压板包括如下几种类型:
1)保护功能投退压板:实现某保护功能的完整投入或退出;
2)GOOSE软压板:实现保护装置动作的跳合闸信号、失灵启动信号、闭锁重合信号等传输;
3)SV软压板:由MU投退状态来控制本端是否接收处理采样数据。
同时还设置了智能控制柜内的硬压板,包括断路器分闸、合闸出口压板,断路器遥控分闸、合闸压板,隔离开关、接地刀闸遥控压板以及合并单元、智能终端“检修状态”压板,所有的保护装置分、合闸必须经过智能控制柜内的分、合闸压板去实现。传统变电站装置检修状态压板作用是屏蔽装置的故障、动作信息,不上传给站控层。智能变电站为了方便设备检修,在检修过程中不发生误跳合闸,在各间隔的保护装置、测控装置、合并单元、智能终端都配置了相应检修状态硬压板,这些检修压板状态直接影响到保护装置能否正确动作,动作能否出口跳闸。
因此,继电保护功能不再是由单一装置来实现,而是由继电保护装置、合并单元、智能终端通过光纤连接组成的一个继电保护系统来实现。
一、当前智能变电站二次设备操作存在的两大问题及分析
目前,基于智能变电站的压板软化特点,操作员站应具备压板的远方状态监视和软压板的远方操作功能。首先,针对压板遥视,涉及现场装置与操作员站压板状态一致性问题,此问题已经通过统一的IEC61850通信规约得以解决。其次,针对压板操作,涉及二次设备的操作安全性、操作规则等问题。目前,不仅仅是现场倒闸操作,智能设备升级改造和二次装置检修中的二次安全隔离措施,都涉及二次设备操作,此方面的研究尚不成熟,导致现场智能站的二次设备操作过程中暴露出了以下两大亟需解决的问题。
1.1 保护装置与操作员站软压板无编号
当前包括南瑞继保、北京四方、国电南自、河南许继在内的几大保护厂家,其保护装置在出厂时软压板均未设计编号,许多智能站在调试阶段并未根据现场运维需求增加编号便投入运行,造成投运后保护装置与操作员站上的软压板均无编号。从现场运维的实际经验出发,软压板无编号会造成二次操作时的诸多不便和误操作安全隐患。
1.1.1增加操作票的填写工作量
在填写倒闸操作票的二次操作部分时,每一个压板的投退都要单独列为一个操作项进行填写,不仅增加了工作量,相应地实际操作复诵,会拉长操作时间。
1.1.2存在误操作的安全隐患
首先,为了满足不同电压等级、不同保护功能的出厂需求,单一的继电保护装置实际运用中常有大量软压板不被使用,也无法屏蔽。其次,对于变压器保护、母差保护等跨间隔保护装置,涉及的软压板数量较多,同类型的软压板名称十分相近。最后,变电站建设中存在分期扩建改造,跳跃性使用压板的现象也较为常见。这些情况都有可能造成操作人员看错压板而导致误操作,其直接后果就是保护的误动或拒动,最终导致严重安全事故。
1.2 缺乏保障二次设备操作安全的技术措施分析研究
1.2.1两起典型的二次设备误操作安全事件
1) 因SV软压板漏退引起的变电站全停的恶性事件
2014年10月某330kV变电站#2主变及三侧设备智能化改造工作中,该站(330kV系统为3/2接线方式)一条与该停电的#2主变高压侧断路器同串的330kV线路发生异物短路A相接地故障,因该线路相邻的中开关的合并单元“装置检修”压板投入,而未将线路两套保护装置中“中开关SV接收”软压板退出,导致该线路双套保护闭锁,造成该变电站全停。但检修、运维人员对保护装置发出的“SV检修投入报警”和“中CT检修不一致”异常告警信息没能作出正确和及时的判断,最终造成事故的扩大。
2)因压板投退顺序错误导致的母差保护误动事件
2015年9月某220kV变电站220千伏开关合并单元更换工作中,恢复220千伏Ⅰ-Ⅱ段母线及Ⅲ-Ⅳ段母线A套差动保护,在退出Ⅰ-Ⅱ段母线A套差动保护“投检修”压板后,操作批量投入各间隔的“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”,由于“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”投入顺序颠倒,引起Ⅰ-Ⅱ段母线母差保护动作。
1.2.2保障二次设备操作安全的技术措施分析研究的迫切性
通过以上两起典型的智能站二次操作安全事件的分析,可以看出,正是现场二次设备操作安全技术措施方面的规范指导很缺乏,导致了运维人员在现场操作中,只能凭借在常规变电站的工作经验和操作规程,片面理解智能站的二次操作原则,从而导致人为操作安全事故的发生。
由于国内智能变电站技术的现场运用时间较短,针对智能站二次设备操作的相关技术规范及操作规程大多缺乏保障操作安全的技术措施分析研究,有些操作规定的合理性甚至尚未得到有效验证,导致即使制定了现场规程,也缺乏指导性作用,甚至易误导现场人员操作。
可见,生产实际中亟需进行相关的技术措施研究并制定相应的技术规范,以指导现场实际运用,有效保证现场二次操作的安全性。
二、提升二次设备操作安全性的措施
基于现场实际中的二次操作问题,本文提出了一种实用性较强的软压板编号规则和压板操作安全技术措施,从而有效提升智能变电站二次设备操作的安全性。
2.1智能变电站软压板编号规则
根据国家电网公司继电保护“六统一”应用技术原则和智能化变电站保护软压板设置规范,应对保护装置软压板进行规范和优化,以满足运行值班人员常规操作的需要。本文结合智能变电站软压板的实际情况,提出一种较为直观的、易于推行、人机交互性强的软压板编号方法。
(1)编号对象。保护装置目前使用的保护装置软压板进行编号,若后期变电站因改造、扩建等需增加间隔,再对新增的软压板进行编号。
(2)根据保护装置软压板功能,分类进行编号。
功能压板:LP(延续传统硬压板的编号字母);
SV压板:MLP(M代表合并单元MU的首字母);
GOOSE出口压板:CLP(C代表出口的拼音首字母);
GOOSE失灵压板:SLP(S代表失灵的拼音首字母)。
(3)对同一类型压板,按装置内压板顺序数字编号。如功能压板,依次编为LP1、LP2、LP3…LPN。对于母线、主变、线路等单元涉及2个及以上间隔的保护,若一次设备尚未投运,则空出待建间隔编号。如500KV线路仅有第二串、第四串、第五串,则母线保护相应的SV压板对应编为MLP2、MLP4、MLP5。
(4)操作员站与保护装置内软压板编号及顺序保持一致。
2.2智能变电站压板操作安全技术措施
根据现场经验及相关智能站技术规范,对1.2.1中提到的两起典型的二次设备误操作安全事件进行了以下分析。通过分析,结合已有的智能站技术规范,和电力生产实际,本文针对性地提出了正常操作、二次设备检修和事故处理情况下的二次设备操作的安全技术措施。
2.2.1两起典型的二次设备误操作安全事件的分析
2.2.1.1 因SV软压板漏退引起的变电站全停的恶性事件的分析
(1)本事件的原因分析
故障线路相邻的断路器所在串为3/2接线方式,同串接一台#2主变压器,变压器停电其高压侧的两个开关也配合停电,与该线路相邻的已停电的中开关合并单元“装置检修”压板投入,而未将线路两套保护装置中“中开关SV接收”软压板退出,导致该故障线路双套保护闭锁,引起其其它线路和主变的后备保护动作出口,故障扩大。
即当断路器合并单元装置“检修状态”压板投入时,与该断路器相关的运行保护装置,会因保护装置与合并单元“检修状态”不一致,闭锁保护装置,一旦发生故障,相关运行保护装置将无法动作,进而引起其他相邻设备的保护动作,造成事故范围扩大。
(2)避免类似事件的技术措施
检修间隔一次设备停电后,先将与该检修间隔相关的运行保护装置 “该间隔SV接收”软压板退出,不接收该间隔采样,才能投入检修间隔合并单元“置检修状态”硬压板。

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