（国网河北省电力公司邯郸供电分公司）
摘要：随着电网调控一体化工作的全面展开和无人值班变电站的逐步建设推广，调度主站远方操作将代替人工现场操作，这样有利于自动化程度和电网运行效率的提升，但是技术的推广势必会带来一定的改造工作量，给传统的运行操作习惯带来较大的变化，同时可能导致误操作的安全风险。在现有的技术条件下，对调度远方操作的技术要点和技术风险进行分析显得十分迫切和必要。在本文中主要对继电保护和安全自动装置远方操作进行了简单的分析与探讨。
关键字：继电保护；安全自动装置；远方操作；应用
1继电保护的特点
对电力系统中的继电加强保护，除提高电网运行效率之外，还能降低电网运行过程中的风险。因此，需要对继电保护进行加强，维护继电保护的技术水平，以此来提升电力系统运行的可靠性。继电保护装置属于机电设备，其组成部分主要有逻辑、定值、执行以及测量等内容，比较与一般的机电设备来说，继电保护具有自身独特的特点。对继电保护的特点进行可靠性研究，需要注意以下几个方面：
（1）工艺复杂，原件复杂。继电保护中的静态保护装置，其原件以及工艺较为复杂，会对产品的质量以及寿命会产生直接的影响，静态保护装置中所发生的故障，多数都是随机性的，对其可靠性分析，利用概率测算方式进行分析。
（2）安全防范。最关键的安全防范环节中，继电保护是其中最重要的关键点，其位置非常重要。如果继电保护操作不当，则会对电力系统的运行带来安全事故，并会造成安全隐患。一般情况下，在继电保护工作状态下，并不是持续长久工作的，继电保护工作状态是一直处于准备工作状态中，如果这个时候出现故障，需要在短时间内对继电进行保护。
（3）在电力系统出现问题时，需要充分发挥继电保护的作用，能否可靠解决问题并不能完全取决于继电保护装置，电力系统出现的问题与运行的方式、故障的类型以及统计规律还有着联系。
2影响继电保护可靠性的因素
电流互感器以及电压是继电保护测量设备的起点，这对于二次系统的运行来说，是至关重要的。二次系统回路运行中容易出现电压故障或者是电流互感器故障，对于二次回路中的互感器来说，应用设备较少，线路连接也较为困难，但是在使用中仍然会出现多点触地、未接地等，从而引起继电保护装置误动。
在继电保护中，人为操作也是其中最大的一个影响因素。操作不当所引起的故障是直接的。电源保护装置的运行与电源操作有着极大的联系。如果电容储存装置出现老化，则会减少内部电容量，因此要及时更换，更换时应当选择相同型号的继电保护装置，不合理的保护装置会给整个电力系统的运行产生重要影响。此外，继电保护装置的维护人员的专业知识、技能水平以及安全意识，都会对装置的运行产生重要影响。当外界环境出现雾霾、高温等天气时，会造成装置老化，容易对器件造成腐蚀，从而使得继电保护出现故障。
3变电站远方操作关键技术探讨
3.1调度远方操作整体技术要求
变电站远方操作应用需要调度主站和变电站配合实现，同时应该满足操作的正确性和有效性。根据Q/GDW11354-2015《调度远方操作自动化技术规范》以及调继[2015]71号文以及调度远方操作等相关规程规范的要求，从调度主站和变电站两部分，对三个功能的技术要求进行分析整理。
3.2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。将隔离开关（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。
1）《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》2.3.6.5规定:“电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准，无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断m”进行调度远方操作时，调度员应该通过隔离开关（接地开关）的遥测、遥信等信号的变化来判断操作前后隔离开关（接地开关）的位置。为保证操作的可靠性，隔离开关（接地开关）应向调度端上送双位置接点信号以辅助确认，避免因分合不到位导致事故发生。
2）现有的地区调控系统里大多未包含防误模型，隔离开关（接地开关）远方操作的实施将极大的增加变电站的远方操作工作量，需要在调度端增设相应的遥控拓扑防误功能。通过调控主站遥控拓扑防误校核、变电站站控层五防闭锁、间隔层五防闭锁和开关刀闸的就地机械闭锁等四层防误，从技术上保证远方操作的可靠性。
3.3软压板远方投退
目前变电站软压板投退主要由运行人员在就地执行，当电网运行方式改变之后，由运行人员在现场根据要求投退保护的软压板来满足运行需求。若在调度端进行操作，首要的问题就是调度端能够接受保护装置反馈的信息，能够对操作信号和操作前后软压板的装置进行确认，也就是需要满足“双确认”的技术要求。
保护软压板远方操作的“双确认”的实现需要从两方面进行，一是通过保护装置和调控主站进行升级，能够满足相关操作的硬件要求。调控主站通过遥控的方式对变电站保护装置的软压板进行操作，通过“选择一返校一执行”的方式对变电站软压板进行操作，并得到保护装置发出的操作成功或操作失败的信息反馈；二是保护装置应以遥信的方式反馈软压板位置信息，对于重合闸或备自投软压板，以“充电完成”或“充电未完成”作为反馈信号，对于保护功能软压板，以“压板已投入”和“压板未投入”作为反馈信号。通过遥控操作和遥信反馈两个信号共同进行确认，来实现对于保护软压板远方操作的“双确认”，确保软压板远方操作成功完成。
3.4远方定值区切换
1）调度端需要在安全区的调度控制系统中新增保护定值区切换远方操作功能，通过遥调方式进行定值区切换，采用IEC104+103协议框架来满足定值召唤功能，同时能够对定值区和对应的定值内容进行比对，确保定值准确无误。变电站监控系统1区通信管理机将调控主站下发的操作指令转发给继电保护装置，并将继电保护装置的定值区和对应的定值内容转发调控主站。继电保护装置则需通过软件升级以满足远方召唤定值的需求，并能够准确上送指定定值区定值。
2）设备运行在线修改定值时，在定值区切换过程中若电网发生故障，保护装置将处于闭锁状态无法动作，进行远方定值区切换时，由于保护装置和调度主站之间还存在信息传输延时，对闭锁时间的要求将更加严格，《调继[2015]71号》提出明确要求:“定值区切换时继电保护及安全自动装置闭锁时间不应大于500ms”。
总之，随着社会经济水平的不断提高，电力系统也随之迅速发展，电力系统的规模越来越大，成为社会生产和人们生活的最大能源来源。继电保护在电力系统中起着至关重要的作用，因而无可替代，所以，电力系统必须重视继电保护以及安全自动装置远方操作工作，促进电力系统继电保护产品的升级，电力系统工作人员能够多个角度掌握继电保护的意义与作用，更要掌握继电保护装置的未来发展趋势，作为电力系统工作人员，我们将不断学习和总结继电保护技术，促进新技术的引进和应用，为我国电力技术的进步作出应有的贡献。
参考文献：
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