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（国网南昌供电公司 江西 南昌 330003）
摘 要：变电站实行无人值守后，为保证保护装置的可靠运行，信号的正确传输，部分保护动作信号和告警信号需要运维人员现场复归，耗费了大量的人力物力。为此，国网南昌供电公司对变电站保护信号原理进行了深入研究，对各种保护信号进行了分类，通过对站内综自系统以及保护装置进行改造，实现了保护信号的远方复归与自动复归，减轻了运维人员的工作量，降低了公司生产成本，提高了变电精益化管理水平。
关键词：信号；复归；软报文；硬接点；规约
0、背景
截至2016年8月底，南昌供电公司管辖110kV及以上变电站90座，其中220kV变电站28座，110kV变电站62座，综合自动化系统厂家共有10家，分别是：南瑞继保、南瑞科技、北京四方、东方电子、国电南自、许继电气、长园深瑞、思源弘瑞、新宁光电、山东鲁能。所有变电站上送监控中心的遥信点约15万个。南昌公司所辖变电站具有保护装置型号不一、种类多、信息点数量庞大的特点。
经调查，日常工作中需要运维人员现场复归的保护信号主要有以下两类：
（1）10kV保护动作信号。如安义、长均等110kV变电站的10kV保护装置动作后相关保护信号需现场复归；
（2）装置告警信号。如香田110kV变电站北京四方CSD-601智能终端经常发“装置闭锁”和“装置异常”告警，平均一星期需复归2-3次，长均110kV变电站有载调压装置过负荷引发调压闭锁，负荷恢复正常后，过载闭锁信号仍需现场复归等。
1、保护信号分类
针对以上情况，公司专业人员对保护信号进行了深入研究，根据保护信号的性质与传输方式，将保护信号分类如下：
1.1按保护信号的性质
1.1.1 动作信号（Ⅰ类信号）
主要反映由于非正常操作和设备故障导致电网发生重大变化而引起的断路器跳闸、重合闸和保护装置动作等。
1.1.2 告警信号（Ⅱ类信号）
主要反映电网一、二次电气设备状态异常及设备健康水平的变化， 如断路器控制回路断线、保护装置异常、保护装置闭锁等。
1.1.3 状态信号（Ⅲ类信号）
主要反映电气设备运行状态，如主变过负荷、保护压板投退情况、同期压板投退情况、开关与刀闸变位等；包括保护装置、故障录波器、收发信机等由于电网扰动而启动的接点报文。
1.2 按保护信号的传输方式
1.2.1硬接点信号
是通过保护装置的硬接点与测控装置配合上传给后台监控的保护信号，传输介质为电缆。保护装置的硬接点分为瞬动接点与自保持接点。
1.2.2软报文信号
是保护装置通过网络通讯上传的保护信号，传输介质为网络通讯线。类似于硬接点信号，软报文信号可设置信号延时，实现该信号的瞬动或自保持。
日常运行中需要运维人员现场复归的信号主要是保护装置自保持接点开出的硬接点信号和带自保持属性的软报文信号，如10kV保护跳闸后需复归的信号为带自保持属性的软报文信号，装置告警信号主要为保护装置自保持接点开出的硬接点信号。
2、保护信号复归的实现方式
根据《国调中心关于印发继电保护和安全自动装置远方操作技术规范的通知》（调继[2014]143号），为降低运维人员现场工作量，可采用以下两种方式实现保护信号复归。
2.1保护信号自动复归
（1）针对硬接点，将相关硬接点信号由自保持接点改为瞬动接点，可实现保护信号的自动复归。
（2）针对软报文，通过修改保护装置有关配置，实现保护信号的自动复归。
（3）自动复归改造的优点是：
调度自动化端与站内远动点表不需更改，保护信号可自动复归，不需要人为操作。
（4）自动复归改造的缺点是：
a、硬接点信号需要每台装置改线，软报文信号需要每台装置重新配置装置内部点，相关信号更改完成后需要进行停电传动；
b、部分保护装置硬解点与软报文信号已固化，无法人为选择瞬动或自保持。
2.2 保护信号远方复归
保护信号远程复归分为软复归与硬复归两种方式。
2.2.1软复归
在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发送复归遥控命令，通过保护装置通信接口实现保护信号复归，该复归方式直接作用于保护装置或测控装置。软复归又分为间隔信号软复归与全站信号软復归。间隔信号软复归是指调度自动化系统远方发送的复归遥控命令仅针对该间隔设备，复归后不影响其他间隔设备。而全站信号软复归是指调度自动化系统远方发送的复归遥控命令同时针对全站所有保护装置。
（1）软复归方式的优点
a、无需更改保护与测控装置接线，仅需在调度自动化系统与变电站远动机中增加相应遥控点，工作量较小，且工作完成后相关间隔不需停电，可直接进行测试；
b、智能变电站由于全站采用IEC61850規约，所有保护装置均支持全站信号软复归与间隔信号软复归，仅需增加相应遥控点，采用直控的方式实现保护信号的远方复归。
（2）软复归方式的缺点
a、在常规站，由于各厂家使用的站内通信规约不同，与远动机同厂家的保护装置可实现软复归，其余保护装置无法实现软复归，软复归不能实现全覆盖；
b、部分厂家信号软复归功能有限。如北京四方、南瑞继保不支持间隔信号软复归，仅支持全站信号软复归；南瑞科技只有NSC-300远动机支持软复归，且仅支持全站信号软复归，其他型号远动机不支持软复归。
2.2.2 硬复归： 在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发复归遥控命令给测控装置，通过测控装置的开出接点去启动保护装置的复归继电器，从而复归保护信号，类似触动保护屏上的信号复归按钮。相比软复归，硬复归需要增加测控装置与保护装置之间的一对控制线。
（1）硬复归方式的优点
复归信号与遥控开关刀闸类似，通过测控装置发送遥控指令，在测控装置开出接点够用的情况下可复归所有保护装置信号。
（2）硬复归方式的缺点
a、需增加保护与测控装置之间的控制线，工作量较大；
b、由于一台保护装置复归需要对应一副开出接点，部分测控装置空余开出接点不足，无法实现该间隔所有保护装置的复归；
c、复归信号的同时保护装置面板信号灯也将同时复归。
由于软复归相比硬复归实现方式更为简易，保护信号远方复归优先采用软复归方式。受通信限制，部分装置无法采用软复归方式，可在测控装置开出接点够用的情况下改用硬复归方式。
3、保护信号复归方式优化的做法
为降低设备运行风险，考虑运行中保护装置的功能接口情况，以减少保护装置改造工作量，优先改造远动系统为原则。因此，南昌公司对于保护信号复归方式优化的主要做法是：常规综自站通过修改远动配置，实现10kV保护信号自动复归；智能站通过增加保护、测控、合并单元等二次设备的远方复归遥控点，实现保护信号远方复归。
4、存在的问题与下一步工作安排
4.1 存在的问题
（1）国电南自厂家保护装置由于设计原因，保护信号自身复归后不会向后台与远动发复归确认信号，与北京四方、南瑞继保的综自系统存在配合问题，导致使用北京四方、南瑞继保综自系统的变电站无法实现国电南自保护信号的自动与远方复归，需厂家研发人员修改保护装置配置。
（2）保护信号复归方式改造后，10kV保护动作信号将在短时间内自动复归，增加了監控人员发现跳闸事故的难度。
（3）保护信号复归方式的改造，对远动通道及远动机运行可靠性要求进一步提高，部分变电站远动系统设备老化，不适合进行改造。
4.2 下一步工作安排
（1）加強与厂家研发人员沟通，解决部分变电站保护信号复归方式无法改造的问题，逐步将保护信号复归改造工作延伸至常规站35kV及以上电压等级设备。
（2）按照国网公司标准点表规范开展变电站保护信号梳理，对不符合要求的点表及时进行整改，消除信号漏发、错发等问题，降低保护信号自动复归与远方复归风险。
（3）对设备老化、运行状态不佳的变电站远动系统进行改造，提高实现保护信号自动复归与远方复归变电站覆盖率。
摘 要：变电站实行无人值守后，为保证保护装置的可靠运行，信号的正确传输，部分保护动作信号和告警信号需要运维人员现场复归，耗费了大量的人力物力。为此，国网南昌供电公司对变电站保护信号原理进行了深入研究，对各种保护信号进行了分类，通过对站内综自系统以及保护装置进行改造，实现了保护信号的远方复归与自动复归，减轻了运维人员的工作量，降低了公司生产成本，提高了变电精益化管理水平。
关键词：信号；复归；软报文；硬接点；规约
0、背景
截至2016年8月底，南昌供电公司管辖110kV及以上变电站90座，其中220kV变电站28座，110kV变电站62座，综合自动化系统厂家共有10家，分别是：南瑞继保、南瑞科技、北京四方、东方电子、国电南自、许继电气、长园深瑞、思源弘瑞、新宁光电、山东鲁能。所有变电站上送监控中心的遥信点约15万个。南昌公司所辖变电站具有保护装置型号不一、种类多、信息点数量庞大的特点。
经调查，日常工作中需要运维人员现场复归的保护信号主要有以下两类：
（1）10kV保护动作信号。如安义、长均等110kV变电站的10kV保护装置动作后相关保护信号需现场复归；
（2）装置告警信号。如香田110kV变电站北京四方CSD-601智能终端经常发“装置闭锁”和“装置异常”告警，平均一星期需复归2-3次，长均110kV变电站有载调压装置过负荷引发调压闭锁，负荷恢复正常后，过载闭锁信号仍需现场复归等。
1、保护信号分类
针对以上情况，公司专业人员对保护信号进行了深入研究，根据保护信号的性质与传输方式，将保护信号分类如下：
1.1按保护信号的性质
1.1.1 动作信号（Ⅰ类信号）
主要反映由于非正常操作和设备故障导致电网发生重大变化而引起的断路器跳闸、重合闸和保护装置动作等。
1.1.2 告警信号（Ⅱ类信号）
主要反映电网一、二次电气设备状态异常及设备健康水平的变化， 如断路器控制回路断线、保护装置异常、保护装置闭锁等。
1.1.3 状态信号（Ⅲ类信号）
主要反映电气设备运行状态，如主变过负荷、保护压板投退情况、同期压板投退情况、开关与刀闸变位等；包括保护装置、故障录波器、收发信机等由于电网扰动而启动的接点报文。
1.2 按保护信号的传输方式
1.2.1硬接点信号
是通过保护装置的硬接点与测控装置配合上传给后台监控的保护信号，传输介质为电缆。保护装置的硬接点分为瞬动接点与自保持接点。
1.2.2软报文信号
是保护装置通过网络通讯上传的保护信号，传输介质为网络通讯线。类似于硬接点信号，软报文信号可设置信号延时，实现该信号的瞬动或自保持。
日常运行中需要运维人员现场复归的信号主要是保护装置自保持接点开出的硬接点信号和带自保持属性的软报文信号，如10kV保护跳闸后需复归的信号为带自保持属性的软报文信号，装置告警信号主要为保护装置自保持接点开出的硬接点信号。
2、保护信号复归的实现方式
根据《国调中心关于印发继电保护和安全自动装置远方操作技术规范的通知》（调继[2014]143号），为降低运维人员现场工作量，可采用以下两种方式实现保护信号复归。
2.1保护信号自动复归
（1）针对硬接点，将相关硬接点信号由自保持接点改为瞬动接点，可实现保护信号的自动复归。
（2）针对软报文，通过修改保护装置有关配置，实现保护信号的自动复归。
（3）自动复归改造的优点是：
调度自动化端与站内远动点表不需更改，保护信号可自动复归，不需要人为操作。
（4）自动复归改造的缺点是：
a、硬接点信号需要每台装置改线，软报文信号需要每台装置重新配置装置内部点，相关信号更改完成后需要进行停电传动；
b、部分保护装置硬解点与软报文信号已固化，无法人为选择瞬动或自保持。
2.2 保护信号远方复归
保护信号远程复归分为软复归与硬复归两种方式。
2.2.1软复归
在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发送复归遥控命令，通过保护装置通信接口实现保护信号复归，该复归方式直接作用于保护装置或测控装置。软复归又分为间隔信号软复归与全站信号软復归。间隔信号软复归是指调度自动化系统远方发送的复归遥控命令仅针对该间隔设备，复归后不影响其他间隔设备。而全站信号软复归是指调度自动化系统远方发送的复归遥控命令同时针对全站所有保护装置。
（1）软复归方式的优点
a、无需更改保护与测控装置接线，仅需在调度自动化系统与变电站远动机中增加相应遥控点，工作量较小，且工作完成后相关间隔不需停电，可直接进行测试；
b、智能变电站由于全站采用IEC61850規约，所有保护装置均支持全站信号软复归与间隔信号软复归，仅需增加相应遥控点，采用直控的方式实现保护信号的远方复归。
（2）软复归方式的缺点
a、在常规站，由于各厂家使用的站内通信规约不同，与远动机同厂家的保护装置可实现软复归，其余保护装置无法实现软复归，软复归不能实现全覆盖；
b、部分厂家信号软复归功能有限。如北京四方、南瑞继保不支持间隔信号软复归，仅支持全站信号软复归；南瑞科技只有NSC-300远动机支持软复归，且仅支持全站信号软复归，其他型号远动机不支持软复归。
2.2.2 硬复归： 在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发复归遥控命令给测控装置，通过测控装置的开出接点去启动保护装置的复归继电器，从而复归保护信号，类似触动保护屏上的信号复归按钮。相比软复归，硬复归需要增加测控装置与保护装置之间的一对控制线。
（1）硬复归方式的优点
复归信号与遥控开关刀闸类似，通过测控装置发送遥控指令，在测控装置开出接点够用的情况下可复归所有保护装置信号。
（2）硬复归方式的缺点
a、需增加保护与测控装置之间的控制线，工作量较大；
b、由于一台保护装置复归需要对应一副开出接点，部分测控装置空余开出接点不足，无法实现该间隔所有保护装置的复归；
c、复归信号的同时保护装置面板信号灯也将同时复归。
由于软复归相比硬复归实现方式更为简易，保护信号远方复归优先采用软复归方式。受通信限制，部分装置无法采用软复归方式，可在测控装置开出接点够用的情况下改用硬复归方式。
3、保护信号复归方式优化的做法
为降低设备运行风险，考虑运行中保护装置的功能接口情况，以减少保护装置改造工作量，优先改造远动系统为原则。因此，南昌公司对于保护信号复归方式优化的主要做法是：常规综自站通过修改远动配置，实现10kV保护信号自动复归；智能站通过增加保护、测控、合并单元等二次设备的远方复归遥控点，实现保护信号远方复归。
4、存在的问题与下一步工作安排
4.1 存在的问题
（1）国电南自厂家保护装置由于设计原因，保护信号自身复归后不会向后台与远动发复归确认信号，与北京四方、南瑞继保的综自系统存在配合问题，导致使用北京四方、南瑞继保综自系统的变电站无法实现国电南自保护信号的自动与远方复归，需厂家研发人员修改保护装置配置。
（2）保护信号复归方式改造后，10kV保护动作信号将在短时间内自动复归，增加了監控人员发现跳闸事故的难度。
（3）保护信号复归方式的改造，对远动通道及远动机运行可靠性要求进一步提高，部分变电站远动系统设备老化，不适合进行改造。
4.2 下一步工作安排
（1）加強与厂家研发人员沟通，解决部分变电站保护信号复归方式无法改造的问题，逐步将保护信号复归改造工作延伸至常规站35kV及以上电压等级设备。
（2）按照国网公司标准点表规范开展变电站保护信号梳理，对不符合要求的点表及时进行整改，消除信号漏发、错发等问题，降低保护信号自动复归与远方复归风险。
（3）对设备老化、运行状态不佳的变电站远动系统进行改造，提高实现保护信号自动复归与远方复归变电站覆盖率。