远方操作隔离开关技术应用探讨

远方操作隔离开关技术应用探讨

郭素梅刘夏青张少勇

（国网河北省电力公司邯郸供电分公司河北邯郸056002）

摘要：随着大运行体系建设的不断深化，调控机构在断路器常态化远方操作的基础上，试点开展了隔离开关远方操作，本文主要介绍现场实际应用中隔离开关远方操作存在问题，提出具体解决措施。

关键词：隔离开关、远方操作、分析问题、解决措施

1引言

目前电力系统正在试点推广顺序控制操作，顺序控制操作是一种系列相关控制指令的处理方式，即按照一定顺序及五防闭锁逻辑，自动逐项发出指令，直至全部正确执行控制指令的过程。设备的操作过程校验和执行全部由站内综自设备自动完成，从而实现设备在运行、热备用、热备用等各种状态间的自动转换，其中顺序控制操作涉及到隔离开关远方操作，因受变电设备技术装备、辅助设备、调控主站的技术研发等因素影响，福建、武汉、吉林、河北等顺序控制技术方案存在差异，为进一步规范调控机构隔离开关远方操作试点相关技术路线，对隔离开关操作模式、双确认技术改造进行探讨，确保顺控远方操作安全前提下，提升遥控操作效率。

2隔离开关现状

2.1隔离开关操作方式规模

隔离开关操作模式分为手动和电动两种方式，大部分35kV及以下隔离开关、AIS设备110kV隔离开关采用手动操作方式，组合电器110kV及以上所有隔离开关（含主隔离开关和接地隔离开关）、主变中性点隔离开关、AIS设备所有220kV隔离开关采用电动操作方式。

某省所辖220kV及以下变电站1989座，其中220kV变电站169座、110kV变电站678座、35kV变电站1142座。主隔离开关共计75356组，电动隔离开关14313组，GIS隔离开关26892组（具备电动操作模式），手动隔离开关34151组，其中手动隔离开关占比45.32%，未统筹考虑隔离开关操作后双确认条件下，需进一步加强对手动隔离开关技术改造。

2.2隔离开关操作方式

根据《国家电网变电运行规程》倒闸操作技术原则要求电动机构隔离开关（非GIS设备的隔离开关）操作完毕后，应断开隔离开关的电机电源，运行中隔离开关主要操作方式如下：

a.AIS隔离开关操作方式。为防止因电源在投入状态，电动隔离开关因机构隔离开关电源接触器接触不良等原因造成隔离开关误分合，正常运行的220kVAIS隔离开关电机电源和主变中性点隔离开关电源在断开位置，隔离开关均在现场就地操作；综自改造站主隔离开关因未随二次设备同步更换，站端监控系统未进行遥控功能验收;部分变电站主变中性点隔离开关因未随综自设备同步改造，操作方式仍沿袭手动操作模式，无法实现遥控功能；基建站均经过遥控功能验收，但实际操作时均在现场就地操作。

b.GIS隔离开关操作方式。正常运行时，GIS主隔离开关电机电源在投入位置，汇控柜上电气联锁把手置于联锁位置，联锁逻辑一般对于遥控操作（含后台和远动）和汇控柜就地操作均有效。部分GIS主隔离开关和接地隔离开关共用一个电源，现场断开接地隔离开关遥控回路(断开接地隔离开关遥控压板)，防止因主隔离开关未断开误合接地隔离开关，站端和调度监控系统均具备遥控GIS主隔离开关功能，部分变电站接地隔离开关同步具备遥控条件，为安全起见，站端和调度监控系统均不遥控操作接地隔离开关。

纵上所述，手动操作隔离开关由运维单位现场操作，隔离开关辅助接点能够正常上送，综自改造的变电站，因需敷设大量电缆，主隔离开关和接地隔离开关未能同步接入监控系统，只能采用“遥信封锁”方式，确保监控系统运行方式和实际隔离开关位置一致。

3.运行中主要问题及解决措施

3.1远方操作主变中性点隔离开关。调控机构具备远方操作主变中性点隔离开关条件，但运维单位按照运规的规定将刀闸电源断开，在主变发生故障，紧急情况下隔离故障或改变站内主变中性点方式，无法进行远方遥控操作，造成电网长期处于不正常方式，严重制约着电网安全稳定运行。

解决措施：如图1所示将主变中性点电源控制回路加装中间继电器，启动交流接触器，由交流接触器接通或断开交流电源回路，通过测控装置引入遥控开入开出，同步发出隔离开关电源消失信息，便于在紧急情况下，遥控操作主变中性点隔离开关隔离故障，可通过遥视系统检查主变中性点隔离开关位置，满足设备操作后双确认条件。

3.2远方操作GIS隔离开关。站端监控系统远方操作GIS隔离开关后，操作人员通过现场检查或听气室内电动机构的声响判断隔离开关变位过程，并通过机械位置的指示进行隔离开关位置确认，符合双确认条件;但调控机构远方操作后，因隔离开关采用单位置上送，不满足操作后双确认条件，需运维单位配合检查实际位置来完成，工作效率较低。

解决措施：将隔离开关三相位置采用双位置遥信上送，通过双位置分合变位，来判断隔离开关远方操作后是否到位，满足设备操作后双确认条件。

3.3远方操作AIS隔离开关。操作人员现场操作AIS隔离开关后，通过现场隔离开关实际分合位置判断是否操作到位；调控机构远方操作后，部分变电站可通过高清遥视系统检查隔离开关分位情况，因资金、设备等因素影响，投资成本多，不利于推广。

解决措施：一是在AIS隔离开关上加装压力传感器，增加双确认判据的实际位置，通过无线信号接收位置，通过安全防护隔离后，将感受到刀闸压力值转化为数字信号（1、0以应刀闸分合位置），同步接入调控系统，从而实现非同源“双确认”判据。二是在刀闸传动杆未端旋转瓷瓶法兰底座与机构限位平行的横梁上安装柱塞型行程开关的方式，将行程开关的变位信息作为遥信开入上传至调控机构，为远方操作AIS隔离开关变位提供双确认条件。

3.4电网操作安全隐患是防止带负荷拉合隔离开关，调控主站系统远方操作隔离开关，防误操作功能完善与否将制约着安全，由于调控机构防误服务器配置不统一，完全依赖管理制度难以保证，不可避免造成误操作。

解决措施：如图2所示调控主站不需装设五防系统，站端具备完整的控制及防误校核功能，调控主站发出控制操作命令，站端监控系统负责控制命令执行和防误校核，并将执行过程状态交互反馈至主站，具备顺序控制条件变电站，可通过主站实现多间隔、多站顺控操作。

站端五防系统应具备完善的防误闭锁功能，站控层防误和间隔层防误实现串联；五防系统应支持顺序控制的预演和执行，并可为主站提供远程防误校验服务；厂站端监控主机应部署顺序控制功能，实现顺序控制操作票的存储、维护、预演及执行；应能对调度（调控）主站的顺序控制命令进行有效的身份认证。厂站端数据通信网关机负责调度（调控）主站与厂站端监控主机间的顺控信息交互，变电站监控主机负责顺序控制命令的执行与防误校核；五防系统应满足防误系统主站和子站间的通信规约，相关变电站的防误装置接口应满足规约要求。

具体执行过程是将调度指令票系统通过Ⅲ区安全防护隔离传输至Ⅰ区操作票系统，自动解析具有防误操作步骤进行远方操作；也可通过调用变电站顺序控制功能，通过站端远动装置、后台监控系统（五防校验）后进行远方操作，可有效地防止带负荷拉合隔离开关。

4结语

各单位试点开展远方操作隔离开关工作，需要各专业协同配合，加强隔离开关操作后双确认技术改造，同步完成综自设备、架构结构、通讯规约升级改造工作，从而提升远方操作效率，确保电网安全稳定运行。