余杭电网35kV、10kV重合闸远方遥控实施研究探究摘要：针对余杭电网35kV.10kV线路重合闸远方遥控的必要性，研究了遥控投退重合闸实施时需对进行相应的保护装置升级改造以及综合自动化需做哪些改造，并提出了遥控重合闸试验需注意的事项。遥控重合闸在余杭电网应用的相应时间内，已经取得了初步的效果。关键词：重合问遥控自动化中图分类号：TN2文献标识码：A文章编号：1672-3791(2013)06(c)-0133-02随着城市配网建设的不断发展，为适应电网运行方式的变化及符合线路带电工作时的安全规定，线路重合闸需要经常投退。以往线路重合闸功能的投退均由运行操作人员完成，造成诸多资源的浪费和损失，遥控投退重合闸功能的实现成为一种必要，涉及运维和调度自动化等多个部门。1余杭电网35kV.10kV线路重合闸状况1.1保护配置情况余杭电网35kV、10kV线路微机保护主要来自南瑞继保、天正明日、许继电气、南瑞科技、北京四方等，主要型号为：微机保护装置型号：CSC211.RCS9611、WXH-821、STS361Lo其中，最具代表性的是RCS9611系列的微机保护装置。重合闸起动方式有两种：不对应起动和保护起动，当重合闸不投时可选择整定控制字退出，装置可选取检无压重合方式，无压定值固定为额定电压的30%。重合闸必须在充电完成后投入，线路在正常运行状态（KKJ=1,TWJ=0）,无外部闭锁重合信号，经15秒充电完成。重合闭锁信号有：（1）手跳（KKJ=0）；（2）低周动作;（3）外部端子闭锁输入；（4）遥控跳闸；（5）控制回路断线；（6）弹簧未储能接点输入；（7）过负荷跳闸。1.2存在的问题余杭电网拥有110—35kV变电所38座，全部为无人值守，以往的重合闸投退操作均为运行值班员到变电站操作完成，主要存在以下问题。（1）运行人员因重合闸压板的投退工作往返于各变电站，造成了人力物力的极大浪费。（2）同时在线路送电过程中，往往由于重合闸的操作导致线路迟迟无法送电，增加了用户停电时间和损失，也不利于优质服务工作开展和企业形象的提升。（3）不利于资源的合理配置，在每年电网负荷最重期间，进行重合闸投退工作会给电网带来安全隐患。2重合闸遥控前期改造为深化调控一体技术应用，发挥“调控一体化”技术优势，提高电网安全生产保障能力，根据变电运行操作优化的有关要求，调控中心对余杭电网变电站部分继电保护及安全自动装置进行遥控操作，进行了重合闸遥控操作的相关前期改造。2.1保护装置升级余杭电网内的35kV.10kV线路保护装置中除了几个老变电所采用的电磁型继电保护外，其余的保护装置均为微机型，通常都是可以实现远方遥控重合闸的。因此一般只需按保护整定单，安排现场检修运行人员校核重合闸控制字，当控制字为1时可以实现重合闸远方投退，控制字为0时则不能远方遥控投退重合闸。如线路满足重合闸条件时，需检修人员重新更改控制字，或者联系厂家升级软件版本。2.2综合自动化改造在综合自动化系统中，需将遥控投退压板的分、合状态上传微机保护装置，经转换后再送至综合自动化系统；增加重合闸投退软压板、开放重合闸遥控端口，增加遥控点号、控制重合闸功能的投退；修改后台模拟屏，增加遥控重合闸配置。3遥控重合闸实现3.1重合闸远方遥控试验重合闸远方遥控需要经过试验后方能开放功能，重合闸远方遥控试验的事项有如下几点：（1）遥控试验开始前，运行人员负责将除需试验间隔以外的其他所有间隔的“就地/远方”切换开关切换至“就地”状态。(2)调度人员进行该间隔遥控试验并核对OPEN2000中相应重合闸遥信变位情况,现场运行人员通过查看后台机或保护装置来确定软压板状态，核对完成后，调度员按照线路当前方式确定软硬压板状态，现场装置相关功能压板应在投入位置、出口压板均应在放上位置。(3)对于当前运行方式下重合闸投入状态，做投退试验需结合天气状态，天气不良，工作顺延。(4)本线及转供线路均为全电缆、全电缆用户专线重合闸退出，不涉及重合闸软压板短时投停操作，在SCADA画面上暂不开放遥控权限。(5)试验问题请调度员做好记录并联系检修、自动化消缺。3.2遥控重合闸实现变电站远方遥控操作作为省市公司“大运行”体系建设的一项重点工作，调控中心高度重视此项工作，积极组织人员...