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浅析常态化远方操作在温州地区应用 　　摘 要：随着社会对供电可靠性要求提升，缩短因操作带来的停电时间成为电力系统未来发展的一个重要方向，温州供电公司顺应调控一体化发展趋势，积极探索、努力推进开关常态化远方操作，在提升工作效率和企业效益效益的同时，带动了调控、运维等多专业的融合，显著提升了电网供电可靠性 关键词：常态化；遥控操作；监控；断路器；供电可靠性；成功率 远方遥控操作是指在原理一次现场的调度端通过指令远距离遥控现场一次开关，实现断路器分合的一种操作模式，和常规操作比，远方遥控操作不受天气和交通情况的影响，操作迅速且原理一次设备，从根本上杜绝了现场操作的安全隐患，是电网操作未来的发展趋势 1 专业管理的主要做法 1.1 常态化远方操作的准备 1）充分考虑系统运行方式、潮流、频率、电压、稳定备用、短路容量、主变压器中性点接地方式、继电保护及安全自动装置、一次相序相位的正确性，以及运行方式、消弧线圈的补偿和远动、通信等诸多方面因数的影响 2）值班监控员遥控操作前，应核对现场设备状态是否满足操作条件。对调度命令有疑问时，赢及时向发令人提出，并考虑到操作过程中的危险点预控措施 3）明确操作目的，核对现场实际情况，征求操作意见，必要时做好事故预想或提出运行上需要注意的事项 1.2 制定远方操作的工作规范 1）副值及以上值班监控员有权接收各级调度的倒闸操作预令，正值及以上值班监控员有权接收各级调度的倒闸操作正令，接收及转发调度操作指令时应严格执行复诵、录音和记录等制度 2）值班监控员进行遥控操作时，应检查间隔内无异常告警信息、光字牌，核对相关变电站的一次系统画面图，优先在分画面上操作 3）遥控操作必须严格按照倒闸操作规定，执行唱票、复诵、监护、录音等制度，确保遥控操作的正确性 4）遥控操作后，应通过监控系统检查设备的状态指示、遥测、遥信信号的变化，应有两个及以上的指示，且所有指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。若值班监控员对遥控操作结果有疑问，应查明情况，必要时应通知现场运维人员核对设备状态 5）遥控操作后，应检查控制回路、液压回路、储能机构等一、二次设备无异常告警信息 6）遥控操作结束后，值班监控员应汇报发令调度，并告知现场运维人员 1.3 制定方操作中的异常处理预案 1）值遥控操作中，若系统故障或异常且影响操作安全时，应暂停操作并报告发令调度员，必要时根据新的调度指令进行操作 2）遥控操作中，若监控系统发生异常或遥控失灵，应停止操作，并汇报发令调度员，通知运维人员现场检查，涉及监控主站的缺陷由值班监控员及时通知调度自动化值班人员协调处理，涉及监控后台、厂站的缺陷由运维人员及时通知检修人员协调处理 2 专业管理的技术支撑 2.1 技术改造 为顺利全面实现对无人值守集中监控变电站开关远方操作常态化，调控中心精心安排计划，积极组织人力物力对不满足开关远方操作技术条件的设备进行技术改造 220千伏永强变、珠山变、洋湾变3座变电站由于为早期设计建设，不具备开关控制回路，无法实现开关远方操作。调通中心负责牵头实施了遥控功能改造。首先改造变电站监控系统的站控层，改造后的系统支持IEC61850规约接入。然后逐间隔安排停电，每个间隔新配置一台测控装置，将原接至现场模拟屏的遥信、遥控、遥测回路改接至测控装置，并实现信息在当地后台电脑及远方调控主站的遥控及监视 对30个220千伏变电站以及3个与水电站联络的110千伏变电站同期合闸功能进行了梳理和排查，对原先没有同期与非同期遥控功能的变电站进行改造，完善了23个变电站的开关同期遥控功能。结合一次设备停电开展220千伏象阳变、楠江变线路间隔测控装置改造工作，按照强合、同期合、无压合三个遥控点分开的模式完善线路同期合闸遥控功能 2.2 信息整治 为保证电网和设备的运行安全，提高集中监控远方操作效率，调控中心制订监控信息专项整治流程及监控信息分析及优化常态化管理流程等相关流程规定，完善县公司自动化及监控人员培训体系，构建起地县一体化闭环的调控系统信息管理体系。并以调度部门为主导，抽调运维、检修、设计、各县公司相关部门人员成立工作小组，将监控信息的完整性、规范性整治纳入日常工作范畴。对新扩建、改造变电站要求治本抓源，规范工程设计，严格管控设备调试及验收环节 3 评估与改进 3.1 指标成效 1）极大减少现场运维操作。2015年1-10月份，通过调控机构进行远方主设备倒闸操作次数达到14135次，同比上升6.7%，远方操作率87.9%。110及以上千伏系统远方主设备倒闸操作次数达到2096次，同比上升2.49倍， 47座变电站开展10千伏重合闸和备自投软压板远方操作，极