远方投退重合闸方案策略研究
青岛大学、山东电力调度中心的研究人员刘虎、刘远龙，在2015年第2期《电气技术》杂志上撰文，远方投退重合闸有两种方案，一种方案是建立远方改定值主站系统，通过远方修改软压板控制字来实现，第二种方案是对现场重合闸回路进行简单改造，利用调度EMS遥控功能来实现远方投退重合闸。两种方案在工程实践中各有应用，现分别介绍两种方案的实现原理，比较两种方案优缺点，阐明在电网中的规划设计策略。
自动重合闸装置，是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数的故障都是瞬时性的，占到 90％左右，永久性故障一般不到10％。在由继电保护动作切除短路故障之后，电弧将瞬动熄灭，绝大多数情况下短路故障可以自动恢复[1]。
因此，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量。所以，架空线路及架空电缆混合线路均要采用自动重合闸装置。但调度规程规定，线路上有带电作业、运行方式变化或线路检修等情况下经常需要投退重合闸。传统重合闸投退方式是调度员给变电人员下投退命令，变电运行人员到现场投退重合闸压板。
随着IEC60870-5-104标准通信协议的制定，不同厂家装置设备之间实现了互操作，自动化程度越来越高，为降低人力成本，电力企业对实现重合闸远方投退的要求越来越强烈。远方投退重合闸减少了变电运行人员的工作量，提高了电网运行方式的调控速度，这有利于电力企业减员增效。
目前有两种远方投退重合闸方案，一种方案是在调度端建立远方改定值主站系统，电网需要投退重合闸时调度主站远方下发命令直接更改保护装置内的重合闸软压板控制字，从而实现远方投退重合闸，实现原理和远方改定值原理相同。第二种方案是在调度EMS系统中增加功能界面，并对现场重合闸控制回路进行改造，通过调度EMS系统下发遥控命令，电信号触发中间继电器，利用双继电器对重合闸闭锁压板和出口压板进行控制，实现重合闸投退，实现原理和遥控断路器状态类似。
在工程实践中，220kV电网多采用环网结构，一处保护定值改变将引起一连串保护定值改变，每年保护定值更改的工程量相当大；而110kV及以下电网多为辐射状结构，保护定值基本不需要修改，但运行方式变化或线路检修经常需要投退重合闸。
本文着重探讨如何结合两种方案的特点并结合工程实际，寻找一种合理的规划设计策略，将更经济、更安全、更简便地实现远方投退重合闸功能。
1 两种方案实现原理
1.1方案一：通过远方修改重合闸软压板控制字来实现投退
在具有远动通信通道的机房配置一台远方不停电修改及核查定值系统（该系统具备远方不停电修改重合闸软压板控制字功能）服务器，并安装相关系统软件，在现有EMS系统的工作站上将改定值系统的客户端程序集成到EMS系统中，扩展实现远方不停电核查及投退重合闸软压板功能[2]；该功能作为EMS系统的一个独立运行模块，专业界面清晰，便于运行维护管理。
由于投退重合闸软压板操作属于对安全I区设备操作，需要将此服务器与I区四级数据网交换机相连接，利用现有Ｉ区通道实现服务器与变电站远动机的连接，通过对应的规约通信完成投退重合闸软压板[3]。另外，可在需要安装工作站的办公室安装一套远方不停电修改及核查定值系统并安装相关系统软件，通过局内部交换机与服务器连接。方案一系统拓扑图如图1。
图1 方案一实现远方投退重合闸拓扑图
主站下发远方召唤重合闸软压板状态命令后，首先上送当前状态值，修改压板控制字并进行自校验，校验正确后下达压板控制字修改命令到保护缓存，验证有效信息单元是否传输变异的帧，以防误操作，随后下达固化命令，装置将缓存中的新控制字写入运行定值的RAM中，新控制字生效，再次召唤核对正确后，将新压板控制字存入标准定值库[4]，方案一远方投退重合闸流程图如图2。
图2 方案一实现远方投退重合闸流程图
1.2方案2：通过接入遥控辅助接点来实现
在主站端，将此功能集成于现有的EMS系统。具体实现方式为，通过系统的画图工具，制作出一个单独的重合闸投退操作图，通过电压等级、变电站等划分，将每一个重合闸投退状态展现在界面上。然后，通过EMS数据库增加相应的虚开关，每个虚开关对应相应界面上的一个重合闸投退状态。
同时，在遥控表中为每一个虚开关选择相应的遥控点，远程投退重合闸即通过配置每一个虚开关的遥控发送表，向某一个遥控点发送相应的遥控命令,远方遥控电信号触发中间继电器，通过双位置继电器动作来实现投退重合闸。典型操作回路的应用以四方公司的CSL-103C为例，如下图3。
图3 典型操作回路应用CSL-103C
在子站端，总控装置通过光纤通道与主站相连接，调控中心将遥控命令下发给总控装置，以远方投入为例，电信号（TRZH）使中间继电器（1ZJ）带电，双位置继电器使控制出口压板（1LP2）的常开接点（2-10或4-12）闭合，使控制闭锁压板（1LP3）的常闭接点打开，从而实现重合闸投入；远方退出原理亦然。方案二远方投退重合闸流程图如下。
图4 方案二实现远方投退重合闸流程图
2 两种方案优缺点比较
2．1 方案一优点及缺点
优点：（1）更具可发展性，远方投退重合闸是远方修改定值系统的一部分功能，除了可实现远方投退重合闸，还能够实现远方不停电修改和召唤定值的功能；（2）管理更为简便、集约，将远方改定值功能和远方投退重合闸功能集中于一个系统实现，避免管理复杂化，更好的节约资源[6]。（3）更经济、效率高，建设两套系统的费用远远大于一套远方改定值系统的建设费用，能节约大量成本，并且不仅在远方修改工作上减人增效，而且在负责远方工作的管理上也得到精简、提高。
缺点：（1）建设工程量比较大，主站侧需要增设一台改定值服务器，还需建立一条专用IP地址的通信通道[5]。（2）调试难度较大，所选变电站的远动机必须支持远方修改定值和投退重合闸操作，联调可能涉及到组态变动问题。（3）主站与子站联调过程需要保护退出，只能在建设新站或智能化改造老站保护停运的前提下实现，否则将会出现安全问题[7]。（4）占用内存、影响通信速度，改定值操作占用一定的系统内存，工作量较大可能会影响通信速度，对后期各站陆续建设要提前做安全评估。（5）资金投入大。
2．2 方案二优点及缺点
优点：（1）工程量比较小，只需在调度EMS系统中增加功能界面，并对现场重合闸控制回路进行改造。（2）主站操作界面更简单、直观，在操作界面上即可看到重合闸投入或退出状态，操作过程与投、跳断路器类似。（3）调试过程无需保护停运，只需对现场重合闸控制回路进行改造，在带电运行的老站中也可实现。（4）更具有通用性，建设所需要的条件只是在具备遥控功能的基础上增加遥控辅助接点。（5）资金投入少。
缺点：（1）功能单一，无法实现远方改定值，只能投退重合闸，不具可发展性。（2）对装置要求较高，遥控辅助接点需要可靠动作，否则会导致误动或拒动。
3 策略研究
在变电站实现远方投退重合闸功能的规划设计上，笔者总结各方案的建设经验，提出一种较为合理的规划方法，其目的是在保证可靠性的前提下，更经济、更简便的实现远方投退重合闸。
1.220kV及以上电压等级电网，随变电站新建或智能化改造进程逐步上装改定值系统，建设标准建议采用方案一。
2.110kV及以下电压等级电网，建设标准建议采用方案二。
现对上述规划设计做简要说明：
（1）方案一系统在建设过程中，需要变电站具备改定值的条件，由于很多变电站还不是智能化变电站，存在很多不适合建设的条件限制，远方操作主要的目的是减少现场工作量，因此是容许我们逐步进行的，先把条件适用于改定值系统的变电站建立起来，然后随着变电站新建或智能化改造，将需要建设该系统的变电站逐步建立，已达到现场工作量最少。
（2）220kV及以上电网，由于环网结构使得修改定值工程量大，一处保护定值修改将导致全环网定值均发生修改，所以远方核查及修改定值系统十分有必要上装，此时将方案一嵌入改定值系统中，管理方便，经济适用；若使用方案二，新增加的遥控点增多，保护多导致重合闸数量较多，会导致管理起来复杂，虽然界面更直观，但精确定位调试难度加大，操作不当很容易引起误操作[8]，其次若要实现改定值功能，则将再建立一套改定值系统，管理复杂化且不经济。
（3）110kV及以下电网，保护定值基本不需要修改，但重合闸在运行方式改变和检修时经常需要投退，若采用方案一，使用的只是远方投退重合闸功能，由于该系统工程量和资金投入大，调试难度高且保护需要退出运行，问题复杂化，不经济、不可靠；方案二则发挥出简单、经济的优势，在一些带电运行的老厂站也可实现，且界面更为直观。
4 结语
通过对两种方案的分析，方案一在实现上更具可发展性，随着电网智能化程度的不断提高，不仅在投退重合闸上需要远方不停电操作，在修改和核查定值等方面都迫切需要远方操作，因而方案一更具可持续发展性，便于集约化管理。方案二在实现上更具可行性，只需在调度EMS系统中增加功能界面，并对现场重合闸控制回路进行改造，便可完成投退重合闸的远方操作，在实现方式上更为简单、实用。
在变电站实现远方投退重合闸的规划设计上，将两种方案合理搭配，不仅能够减少一次设备的停电时间，增加对用户供电量，提高保护、自动化人员的工作效率，还将减少资金投入，使管理更为简单、实用，所提出的策略希望对今后变电站远方投退重合闸建设有所裨益。