繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制方案設(shè)計分析
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1繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制方案設(shè)計
1.1變電站端實現(xiàn)方案
（1）方案1：通過變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制。其優(yōu)點是計算機監(jiān)控系統(tǒng)與保護(hù)設(shè)備同屬安全I(xiàn)區(qū)設(shè)備，不需另外裝設(shè)防火墻等隔離設(shè)備，只需通過對計算機監(jiān)控系統(tǒng)遠(yuǎn)動主機軟件進(jìn)行改進(jìn)即可實現(xiàn)該功能；與主站通信通道也可利用計算機監(jiān)控系統(tǒng)的遠(yuǎn)動通道，方案投資較少。缺點是依據(jù)現(xiàn)有繼電保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)軟件的情況，需要對計算機監(jiān)控系統(tǒng)遠(yuǎn)動主機軟件進(jìn)行或多或少的改進(jìn)或升級，同時計算機監(jiān)控系統(tǒng)屬于自動化專業(yè)管理范圍，需要兩者密切配合。
（2）方案2：通過變電站內(nèi)故障信息系統(tǒng)子站實現(xiàn)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制。其優(yōu)點是目前已經(jīng)建成繼電保護(hù)信息系統(tǒng)主站，不需再單獨建設(shè)主站，只需對主、子站軟件進(jìn)行升級改造，專業(yè)界面清晰，便于運行維護(hù)管理。缺點是故障信息系統(tǒng)屬Ⅱ區(qū)設(shè)備，不具備控制功能，若要對I區(qū)保護(hù)設(shè)備進(jìn)行遠(yuǎn)方修改定值，需將其改為安全I(xiàn)區(qū)設(shè)備，整體改造量大。其次，目前保定地區(qū)繼電保護(hù)故障信息系統(tǒng)僅覆蓋到220kV及以上變電站，覆范圍較小。
（3）方案3：變電站另建一套單獨系統(tǒng)，實現(xiàn)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制。單獨建設(shè)一套系統(tǒng)，功能將比較完善，不需更改計算機監(jiān)控系統(tǒng)軟硬件設(shè)備，對監(jiān)控系統(tǒng)和故障信息系統(tǒng)不會造成任何影響，專業(yè)界面清晰，便于運行維護(hù)管理。保護(hù)設(shè)備一般只具備2個數(shù)據(jù)接口，一個接入計算機監(jiān)控系統(tǒng)，一個接入繼電保護(hù)故障信息系統(tǒng)，無備用數(shù)據(jù)接口接入新系統(tǒng)。缺點是變電站端需單獨組網(wǎng)，需大量的組網(wǎng)設(shè)備及規(guī)約轉(zhuǎn)換器，投資大；變電站端專用系統(tǒng)開發(fā)時間較長，技術(shù)積累較少，安全性不好評估。從以上分析可以得出：方案2改動較大，覆蓋面??；方案3投資大，且大多數(shù)保護(hù)設(shè)備已無備用數(shù)據(jù)接口供獨立新開發(fā)系統(tǒng)接入；方案1使用現(xiàn)有變電站內(nèi)的通信裝置（總控單元或遠(yuǎn)動裝置）實現(xiàn)遠(yuǎn)程控制功能，可利用現(xiàn)有變電站的設(shè)備、充分利用信息共享、節(jié)約投資，而且整體施工調(diào)試難度小，因此采用方案1。作為對比和未來技術(shù)儲備，可適當(dāng)試點實施方案2，以驗證其實用性。
1.2遠(yuǎn)端（調(diào)控端）實現(xiàn)方案
根據(jù)保定電網(wǎng)調(diào)度主站端軟件和通信方式配置情況，提出以下4種遠(yuǎn)端繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制方案。
（1）方案1：將繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制各項功能集成在SCADA系統(tǒng)中。該方案的優(yōu)點是功能集成在SCADA系統(tǒng)中，可節(jié)約部分硬件設(shè)備，節(jié)省投資。調(diào)控臺也無需單獨配置主機和顯示器，監(jiān)控臺無需擴展。缺點是SCADA系統(tǒng)廠家非繼電保護(hù)設(shè)備研究商，開發(fā)難度大，開發(fā)資金投入大，可能對現(xiàn)有的SCADA造成影響，增加了SCADA系統(tǒng)運行負(fù)擔(dān)；SCADA系統(tǒng)屬于自動化專業(yè)管轄范疇，運行管理界面不清晰。
（2）方案2：單獨建設(shè)一套繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)主站。該方案的優(yōu)點是該系統(tǒng)可以進(jìn)行功能擴展與完善；專業(yè)界面清晰，便于運行維護(hù)管理。開發(fā)廠家可以委托技術(shù)力量雄厚的繼電保護(hù)設(shè)備或故障信息系統(tǒng)開發(fā)商實施。缺點是投資費用較高（略低于方案1投資），系統(tǒng)開發(fā)時間較長，技術(shù)積累較少，安全性不好評估。
（3）方案3：對繼電保護(hù)故障信息管理系統(tǒng)系統(tǒng)進(jìn)行升級，以實現(xiàn)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制功能。對繼電保護(hù)故障信息管理系統(tǒng)系統(tǒng)進(jìn)行升級，實現(xiàn)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制功能的優(yōu)點同方案2，尤其是國網(wǎng)103規(guī)約規(guī)范頒布以后，信道協(xié)議統(tǒng)一，改造技術(shù)難度較低。缺點是故障信息系統(tǒng)屬Ⅱ區(qū)設(shè)備，需要額外繼續(xù)網(wǎng)絡(luò)安全加固改造。目前保定地區(qū)繼電保護(hù)故障信息系統(tǒng)覆蓋小（僅220kV變電站），但因為調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)已經(jīng)完成110kV變電站全覆蓋，仍具備大面積鋪開的條件。
（4）方案4：結(jié)合監(jiān)控系統(tǒng)“告警直傳、遠(yuǎn)程瀏覽”工程進(jìn)行建設(shè)，利用遠(yuǎn)程瀏覽服務(wù)器遠(yuǎn)程控制變電站端監(jiān)控計算機方式來實現(xiàn)。遠(yuǎn)程瀏覽服務(wù)器通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)第二平面直接登錄變電站監(jiān)控計算機的方式，只需進(jìn)行服務(wù)器軟件的小幅改動即可實現(xiàn)。目前調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)已經(jīng)完成110kV變電站全覆蓋，網(wǎng)絡(luò)帶寬滿足要求，對于變電站監(jiān)控機改造非常小，僅需要增加1塊網(wǎng)卡、安裝遠(yuǎn)程控制協(xié)議和敷設(shè)1根網(wǎng)線即可滿足要求。遠(yuǎn)程桌面控制與繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制技術(shù)相關(guān)性離散，兩者都屬于較成熟的方案，應(yīng)用此方案無需規(guī)范和研究主、子站的通信規(guī)約。缺點是技術(shù)擴展性一般，后續(xù)發(fā)展不強。
1.3系統(tǒng)整體實施方案
綜上所述，全面考慮個方案的優(yōu)缺點和經(jīng)濟性后，本文選擇變電站端方案1和遠(yuǎn)端（調(diào)控端）方案4組合做為主選方案，這個組合利用現(xiàn)有系統(tǒng)已有功能，將設(shè)備改造控制在最小范圍內(nèi)，工程實施難度較少。選擇變電站端方案2和遠(yuǎn)端（調(diào)控端）方案3組合作為擴展方案，選取這個組合方案作為輔助方案，可避免對早期設(shè)備進(jìn)行較大改造，有利于老舊設(shè)備過渡。本文采用主輔配合雙方案，實現(xiàn)了繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制的最小改造量下的最大范圍覆蓋，從而更快地實現(xiàn)保定地區(qū)繼電保護(hù)遠(yuǎn)程控制。
2結(jié)束語
本文面對日益凸顯的繼電保護(hù)裝置操作壓力，明確了控制方案的目標(biāo)，分別為變電站端、遠(yuǎn)端（控制端）設(shè)計了不同的方案，通過技術(shù)經(jīng)濟比較，最終確定了一套兼容現(xiàn)有設(shè)備運行現(xiàn)狀，僅需要進(jìn)行少量升級改造就可以實現(xiàn)較大范圍覆蓋的遠(yuǎn)程控制方案。該套方案通過1座220kV變電站、4座110kV變電站以及4座35kV變電站的試點改造，驗證了方案的可行性，達(dá)到了改造效果，目前正在申請立項進(jìn)行擴大實施。
作者：高巖 單位：國網(wǎng)保定供電公司