摘要：本文主要分析了变电站程序化操控的模式，并对变电站程序化操控的策略以及程序化操控的功能设计和一些特殊功能要求进行了分析。

　　关键词：变电站,程序化操控,操控模式,功能设计

　　随着自动化技术的不断发展，变电站无人值班工作的深入开展，现代化控制技术已积累了相当的经验，为进一步深入应用自动化系统的功能提供了有效的实践依据。而随着运行人员数量与变电站数量不断增加的矛盾日益突出，传统的运行管理模式急需变革，探索现代电网下的新型监控模式，提高运行人员的生产效率成为必然，程序化变电站操控模式成为必然。程序化变电站打破传统运行操作方式，通过倒闸操作程序化，在操作中尽量避免人为错误，达到减少或无需人工操作，减少人为误操作，提高操作效率，为实现真正意义上的无人值班进而为应对人员缺少和变电站的日益增多的矛盾，提高变电站的安全运行水平，开辟了一条全新的出路。

　　二、变电站程序化操控的实现模式

　　总体而言，变电站程序化操控的实现模式有二种途径，一种是间隔层保护或测控装置直接实现程序化控制功能，即间隔层模式;再就是在主控制单元(远动工作站)实现程序化控制功能的站控层模式。

　　1.间隔层程序化操作模式

　　将程序化操作模块分别直接安装于各间隔层装置中，由于间隔层装置采集本间隔的所有信息，因此其能很方便地实现本间隔的程序化操作。对于涉及到跨间隔的操作也是通过间隔层设备相互间的直接信息交换完成的。主要适用于间隔内操作居多的变电站，如110kV变电站，且受变电站今后改扩建的影响小。

　　优点：在间隔层的保护测控设备完成本间隔的顺序控制，无通信上的延时，顺控执行速度相对于通过通信协调顺序控制速度更快[1];实现方便，各间隔间相互影响小或基本没有影响，如出线间隔等扩建工程对原有程序化控制功能基本没有影响。

　　缺点：要求间隔层设备必须具备防误闭锁和实现程序化控制的功能;间隔间的顺序控制仍要放到总控单元执行，系统的离散性较大，结构相对复杂，而且由于保护测控设备的资源限制，装置内的顺控信息主要靠被操作的设备的状态变位反映，进一步详细的信息如逻辑出错、条件非法等信息无法传送，导致程序化控制透明度低。

　　2.站控层程序化操作模式

　　优点：结构清晰，既可以完成单元间隔的程序化控制，也可以完成跨间隔的程序化控制，保证全站顺控库的一致性，工程实施和维护都较为方便 。

　　缺点：在运行维护或工程扩建后，先前定义的顺控逻辑是否还保存完整、正确，调整或增加了的远动点表有无改动了先前定义的顺控组对应表等等，都无法考究。由于往往不可能将运行的设备重新做一遍试验，因此，也就无法确定所发的遥控命令启动的顺控组是否正确，给程序化操作的安全性带来了隐患。

　　3.两者相结合模式

　　间隔内的操作任务由本间隔测控装置完成，跨间隔的操作任务由主单元负责，可以弥补间隔层设备间通信能力不足的缺陷。主要适用于220kV及以上变电站。

　　三、程序化操作策略

　　单一电气间隔的典型设备状态四种，即运行、热备用、冷备用和检修状态[2]，四种状态之间的转换关系如下图：

　　其中：A：表示运行状态;B：表示热备用状态;C：表示冷备用状态;D：表示检修状态。

　　实现一个电气间隔的程序化操作，其切换方向有十二种，分别为：

　　1)A→B 只发YK1后结束;

　　2)A→B→C 发YK1、YK2后结束;

　　3)A→B→C→D 发YK1、YK2、YK3后结束;

　　4)B→C 只发YK2后结束;

　　5)B→C→D 发YK2、YK3后结束;

　　6)C→D 只发YK3后结束;

　　7)D→C 只发YK4后结束;

　　8)D→C→B 发YK4、YK5后结束;

　　9)D→C→B→A 发YK4、YK5、YK6后结束;

　　10)C→B 只发YK5后结束;

　　11)C→B→A 发YK5、YK6后结束;

　　12)B→A 只发YK6后结束。

　　为了简化逻辑，减少遥控命令数量，要求系统具备自动识别某电气间隔当前状态的功能，并且用户根据操作要求只需向四个目标状态中的任意一个发一条程序化操作命令，即可自动判别并实现上述十二种方向中任一种的转换功能。

　　四、程序化操控功能设计

　　1.操作票生成工具

　　该工具主要实现按电网运行管理要求编制、修改各种操作票，并将生成的操作票下装到程序化操作的执行器中(间隔装置或站控层设备)，形成全站唯一的程序化操作票库。根据典型操作票人工编制，要求必须正确;或由操作票专家系统自动生成，可修改。

　　2.程序化操作执行器

　　可以接收监控中心或当地监控的程序化操作命令，从程序化操作票库中查找相应的程序化操作票，如成功则将该操作票返回给监控中心或当地监控，由其校验核对，得到确认命令后执行，并将操作结果返回给监控中心或当地监控。

　　3.程序化控制操作票校验工具

　　即监控人员可随时提取程序化操作执行器中的操作票，通过友善的人机界面进行核对和校验。

　　4.程序化控制操作票预演工具

　　通过图形显示系统进行程序化操作票的预演。预演能实现对整个程序化操作的整体概念，并再依次校验和检查整个程序化操作票的步骤正确性和操作合理性。

　　5.防误闭锁逻辑编辑

　　根据各种电气设备的防误闭锁逻辑进行完善，操作过程中，在执行每一步前均应进行相关的闭锁逻辑验证，通过后方可执行，否则将暂停或终止当前操作。可以由间隔层实现也可以是主单元、通信控制服务器等实现。需用户提供，确保其正确性。

　　6.间隔层运行状态的识别

　　变电站：利用变电站自动化系统的相关逻辑运算功能实现

　　监控中心主站识别的两种方法：

　　a)主要是通过实时的网络拓扑分析得到运行状态

　　特点：不需增加遥信，但由于主厂站两侧识别方法不一致可能导致两侧判断结果存在差异

　　b)由变电站侧识别后通过遥信方式上送

　　一种是遥信组方式(运行、热备用、冷备用、检修，正常情况下只有一个为1，处理方式相当于双遥信，能区分不确定状态)，另一种是单个遥信方式，每个遥信代表一种状态，相当于单遥信。

　　特点：是需增加遥信信息

　　五、程序化操作对自动化系统的特殊功能要求

　　1.信息采集与处理的特殊性

　　a)系统应能够自动辨别各电气设备目前所处的运行状态，包括运行、热备用、冷备用和检修四种状态。

　　b)增加遥信量：设备状态需通过遥信上传监控中心，而且操作过程中的成功、失败等信息均需上传

　　c) 增加遥控信息：每个典型操作任务为一个遥控指令，即进行至目的状态遥控操作

　　d)控制过程中的主厂站的交互功能，如暂停后继续执行，或需确认的状态信息等

　　e)要有详细的控制日志，包括每一步执行是否成功，失败的原因等，并尽可能的全息再现程序化操作过程

　　2.安全保证机制进一步加强

　　a)程序化操作的每一步操作后应考虑留有一定够的时间来判断该操作的结果，并且此时间可以更改[3]。如手车和地刀等的遥控都是靠电机马达来驱动的，其机械走位时间较长，地刀一般是20 -25秒，而手车一般要达40-45秒左右。

　　b)只有在上一步程序化操作操作成功执行之后才能执行下一步操作命令。

　　c)由于每步遥控执行时间较长，因此各遥控源间的相互闭锁功能更显重要。任一时刻，系统只能接收并处理一个遥控指令，包括程序化操作命令或普通遥控命令。

　　3.防止误操作的实现

　　1)闭锁条件检查。严格校验每一步操作的闭锁条件(监控系统的程序化操作防误闭锁功能)。

　　2)屏蔽措施。即对电气设备当前运行状态进行判别，从操作界面中屏蔽不是从当前状态开始的操作，保证不能发出不符合实际条件的程序化操作命令。

　　3)严格实行遥控安全保证机制，选择——返校——执行。当监控中心发来遥控选择命令时，程序化操作执行器先检查是否符合操作条件，满足条件时才向监控中心发遥控返校成功命令，对不满足条件的则发失败命令。

　　4.操作票验证问题

　　1)操作票专家系统。利用操作票专家系统，保证操作票开票的正确性。

　　2)人工核对功能。利用操作票回传显示核对功能，要求操作过程中操作员必须认真核对更改后的操作票显示内容。

　　3)自动核对功能。利用网络拓扑功能，实现系统自动校票功能。

　　5.二次设备操作

　　220kV及以上变电站的程序化操作还将涉及到对保护装置的操作，如保护软压板、定值区切换、PT切换、控制电源开关等。

　　1)调整原有典型操作票的先后顺序，分成程序化操作和手动操作两部分，将可遥控部分进行集中程序化操作，即一次操作任务中部分实现程序化操作功能。

　　2)完善与保护的通信功能及定值修改功能，并具有保护定值召唤显示功能，最终基于IEC61850协议。

　　3)硬压板改软压板。

　　6.事故处理措施(暂停或自动终止)

　　操作过程中若发现任何异常或失败信号可暂停或终止当前操作。对事故或异常信号进行分类，发生事故或异常时不是直接终止程序化操作，而是先暂停，并给操作人员以适当的提示，通过人机交互来处理异常情况。如事故总信号动作应暂停(检查发生事故是否和本操作有关联);而设备分合不到位或未满足操作条件，监控系统自动停止程序化操作。

　　参考文献：