监控五防一体化系统运行中存在的问题

监控五防一体化系统运行中存在的问题

0我公司的运行模式随着智能电网建设、能源装置技术水平的提高和管理模式的变化，国家网络公司“三集五平”的建设将得到全面推进。基于“大运行”和“大休息”的“标准化运作模式”，我们公司以现有的运营机制（集控）为基础，建立了监管和控制中心，实现了监管和能源规划的结合。对照国网公司近年事故通报中统计,电气误操作事故,对电网安全稳定运行和人身、设备安全构成了严重威胁。缺乏完备的防误技术措施是引起电气误操作事故的一个重要原因,所以说,提高防误技术装备水平,杜绝误操作造成的电网、人身恶性事故发生,是我们运行维护的工作重点。1运行维护模式与主要问题国外的电力系统,没有五防的概念,更没有微机五防技术要求。通常采用电气联锁和监控后台的软件闭锁方式,以达到防误操作的目的。电气连锁实现组合电器、开关柜内操作闭锁,无法实现跨间隔以及全站防误;监控后台的软件闭锁可实现对全站的逻辑闭锁,用于对遥控操作的逻辑联锁等。国内随着电力系统的发展,五防配套设施的完善,经历了机械闭锁、机械程序闭锁、电气闭锁、微机五防、监控一体五防、在线五防、拓扑五防等等,以适应不同时代运行维护模式要求。而智能电网、智能变电站的建设需要以及国家电网“三集五大”建设要求,运行维护模式要求,地区电网调控一体化的测控要求,也对变电站防误提出更高的要求。我公司在调控中心的建设中,采用了拓扑的监控五防一体化系统。实际运行过程中,该系统的防误功能不全面,缺乏对调控中心遥控操作的强制闭锁,就是说调控中心(集控中心)与受控站衔接不好,存在较大的安全隐患。主要问题如下:(1)防误可靠性不强,调控中心的远方遥控操作只具备软件闭锁,无有效的硬接点强制闭锁,存在因软硬件故障或信号干扰发生时引起的设备误动作。(2)防误不全面,许多操作设备无合适闭锁方案,无法实现全站闭锁。(5)操作繁琐,维护困难,紧急状况运行人员无法处理。(6)系统升级、增加间隔、维护验收复杂繁琐。针对以上问题,为了避免重复投资,通过技术改造、科技创新探索在现有变电站防误系统建设的基础上,通过对现有微机五防系统进行升级改造,构建符合“调控一体化”运行模式的智能化防误系统,完善防误系统的全面性和强制性。2系统架构2.1系统结构图调控一体化模式下的防误系统结构图,见图1。变电站智能化防误系统结构图,见图2。2.2增设智能防误装置和单元针对“调控一体化”的操作、管理模式,本方案按照客户端/服务器结构的方式考虑,采用调控中心、运维操作队和变电站的三层防误闭锁构架,本着节省投资、最大化实现功能齐备的目标,在保留原先变电站的防误系统和锁具的基础上,增设了智能防误装置和智能闭锁单元,实现智能化变电站下的遥控操作的强制闭锁。本方案中防误服务器采用集中组屏的方式,对防误服务器的维护即可在屏柜上,也可在各级防误工作站实现,并设立维护权限。防误服务器可对所有受控站的数据进行集中管理、统计、查询。2.2.1防误业务功能(1)防误服务器能对所有受控站的数据进行集中管理,实现统计查询功能,并能实现开票、模拟预演、调控层遥控操作闭锁、唯一操作权管理等防误功能。(2)具备与调度系统信息交互功能:接收遥信,遥控闭锁。(3)防误服务器还可综合变电、线路、配网的设备信息,进行全面的电网防误。(4)闭锁逻辑采用网络拓扑逻辑,根据接线图和配置表自动生成逻辑关系,满足各种运行方式,并具有动态判定检修安全区域和动态挂接地线判断等特色功能。(5)数据、程序自动同步更新功能。2.2.2控中心的设计(1)对调控中心监控系统的远方遥控操作进行防误闭锁。(2)探索网络拓扑防误。集控中心的建设,吸收了拓扑五防的概念,与自动化有效融合。基于系统拓扑的五防逻辑判断不仅可以实现开关、刀闸和接地刀闸操作的基本五防外,还支持一些特殊的防误逻辑,如甩负荷,合环/解环,倒母,旁代等复杂操作方式的判断,使防误功能更加全面。2.2.3预演、传电脑嘴唇(1)可接收调度指令票,并可在运维操作队所辖的防误工作站上提前准备操作票,模拟预演、传电脑钥匙,由相关人员拿电脑钥匙到受控站去操作;还可以把在运维所生成的电子票通过防误网络传送到受控站,由当地相关人员接票传输到电脑钥匙上,进行现场倒闸操作。(2)系统自动同步设备状态变化,保证运维操作队所辖防误工作站与子站设备状态上的一致性。2.2.4智能变电站防误封闭功能的实现(1)避免受控站防误建设的重复投资,现有的受控站如果满足微机防误闭锁功能,可保留原受控站的配套产品和锁具,通过对旧系统升级实现不同层次的防误系统功能。(2)根据IEC61850标准三层架构体系,将基于IEC61850标准的智能变电站防误闭锁系统划分为三层,即站控层防误主机,实现站控层防误;间隔层智能防误装置,实现间隔层防误;过程层基于GOOSE通信的智能闭锁单元、过程层传统锁具实现设备强制闭锁等。(3)智能变电站防误闭锁系统完成变电站内各种操作的防误闭锁,实现智能变电站防误闭锁的强制性和全面性要求,并实现与监控系统站内模型信息共享,监控系统与防误闭锁系统信息交互免配置。(4)调控中心、变电站监控系统的遥控操作不仅具有通信软闭锁,还应具有遥控控制回路硬结点闭锁功能硬结点闭锁功能杜绝了软硬件故障和各种干扰发生时,出现在后台或调度无任何操作指令情况下,设备误动造成的严重后果。(5)多地点的防误功能:对调控中心、受控站后台、测控屏、端子箱(汇控柜)、就地操作机构等多操作点进行防误闭锁。(6)完善的遥控操作强制闭锁功能:集控中心与变电站的遥控操作不仅具有通信软闭锁,还具有遥控控制回路硬接点闭锁功能,硬接点闭锁功能杜绝了软硬件故障和各种干扰发生时,出现在后台或调度无任何操作指令情况下,设备误动造成的严重后果。(7)系统根据权限不同具有总解锁功能。(8)实现受控站程序操作防误功能,具体要求如下:·实现常规、顺控操作,两种方式切换选择。顺控操作由监控操作后台与五防装置“请求-允许”自动完成,维护闭锁功能的唯一性,开放闭锁由五防系统实现。·“顺控”与“常规”操作实现智能自动转换,转换到“常规”状态时操作闭锁功能恢复,防误系统续接余下未执行的操作。·监控系统分析一次设备状态功能,采集变位前后的设备状态信息进行交换分析,智能判断顺空操作任一时段延续与终止。·顺控操作具备的逻辑功能需求由五防系统提出。(9)多任务操作功能:五防系统具有多任务并行操作的功能,可在五防系统上同时开出多项操作任务,由多位运行人员同时进行不同的操作任务。2.2.5智能监测系统的应用智能接地线管理系统有效地解决了目前变电站接地线管理的随意性。临时接电线误放、不归还等在电网中造成的事故案例很多。所以,临时地线纳入五防管理的工作十分必要,智能地线管理单元与变电站五防工作站通信后,可实现:(1)接地线的集控式管理;(2)主、子站实时显示接地线在安器具室的状态和现场使用情况;(5)实现不同类型电压等级地线的同时管理;(9)实时跟踪现场地线使用状态;(10)提供详细的地线使用记录可供查询。3特征性3.1防误服务器防误服务该方案增加了一个用于完成防误功能的核心设备———防误服务器,该服务器集中管理所有站的数据,为所有站提供防误功能服务。可实现各站状态同步、遥控操作闭锁、站间闭锁、唯一操作权、数据唯一性等功能。3.2安全防误服务器本身融合了“权限管理、唯一操作权管理、模拟预演、实时逻辑判断、闭锁元件”五个方面,完整地实现了对设备操作的防误功能。3.3可靠性具备双机互备冗余功能,当其中一台主机故障时,备份主机自动切换,保证操作正常进行,提高了系统的可靠性。3.4控中心实现情况系统调试、维护、升级方便,数据维护既可在调控中心进行,又可在防误工作站或受控站进行,维护完成后数据自动同步。系统可以灵活配置,整个系统可以规划为一级、二级、三级、四级结构等。3.5范围本方案适用“调控一体化”下的多层次集控管理模式。调控中心(集控中心)、运维操作队均采用计算机作为操作界面。4运行模式4.1控制板操作操作人员接受到操作任务后,在受控站防误主机上模拟预演操作票,模拟预演结束后,当遇到断路器或隔离开关操作时,受控站防误主机通过受控站的IEC61850智能防误装置对智能闭锁单元下达解锁操作命令,智能闭锁单元解锁成功后,受控站监控主机按照遥控操作的步骤进行操作,遥控操作完成后,再由受控站防误主机对IEC61850智能防误装置对智能闭锁单元下达闭锁操作命令,恢复闭锁。对整个操作序列重复以上操作,直到操作结束。如果遇到紧急情况不需要模拟解锁,可以通过授权方式进行紧急解锁。4.2智能锁单元的解锁操作受控站的程序操作由受控站的防误主机和监控主机共同完成。人员接受到调度人员的操作任务后,首先在受控站的防误主机上对要操作的断路器或隔离开关进行模拟(或直接调用指令票),设备通过五防逻辑判断后,受控站的防误主机把生成的操作执行序列发送给监控主机,由监控主机实现控制操作。首先由受控站的防误主机通过受控站的IEC61850智能防误装置对智能闭锁单元下达解锁操作命令,智能闭锁单元解锁成功后,受控站的防误主机按照遥控操作的步骤进行操作,遥控操作完成后,再由受控站的防误主机通过受控站的IEC61850智能防误装置对智能闭锁单元下达闭锁操作命令,恢复闭锁。如此自动顺序进行,不需要人工干预。如果操作过程中出现事故或异常,系统自动停止,由运行人员干预处理。程序化操作具体步骤如下:(1)根据调令开操作票,操作票与模拟预演可以合在一起,操作票开完后,需要审核、批准。(2)防误系统模拟完成之后,转执行操作,并把操作序列发送给监控系统。监控系统对操作序列进行人工确认,并通过身份验证后,进入程序化操作状态。(3)防误系统根据模拟预演的顺序,通过智能闭锁单元解锁当前待操作设备的遥控闭锁接点,解锁成功后,通知监控系统当前操作步骤。(4)监控系统判断当前操作步为序列中的正确设备后,执行本步遥控操作。(5)监控系统根据状态量或潮流量判断当前设备遥控完成后,等待下一个设备的遥控操作。(6)防误系统收到当前设备的正确变位信号后,恢复当前设备的闭锁。(7)重复执行3~6步,直到整个程序化操作结束。(8)中间任意一步失败,本次程序操作将终止执行。在操作过程中可人工中止当前的程序化操作。4.3智能防误装置解锁请求解锁操作人员接受到操作任务后,在调度中心的监控后台上对设备进行遥控操作,受控站的远动装置接收到操作命令后,首先向受控站的61850智能防误装置发送解锁请求,智能防误装置接收到解锁请求后,进行防误逻辑验证,通过后,智能防误装置对智能闭锁单元下达解锁操作命令,智能闭锁单元解锁成功后,智能防误装置向远动装置发送允许操作指令,远动装置接收到指令后向间隔层的测控装置下达遥控执行命令,遥控操作完成后,智能防误装置主动对智能闭锁单元下达闭锁操作命令,恢复闭锁。重复以上操作,直到操作结束。如果遇到紧急情况可以通过远动装置向智能防误装置进行总解锁。5调控一体化模式将是智能变电站的主要受制在现有变电站微机防误系统的基础上,通过升级、改造,建设智能化防误系统,并搭建调控中心、运维所和受控站三层防误架构,不仅建立了变电站智能化防误系统,还完善了“调控一体化”运行模式下的防误全面性和强制性要求。保障了电网的安全运行,积极促进了“三集五大”项目的推进和智能化变电站的推广。随着智能电网的建设,调控一体化模式已成为发展趋势。从安全性、可靠性、经济性等多方面考虑,