浅议程序化变电所信息检验范文

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一、变电站自动化技术

随着计算机和电子电路科技的发展，变电站自动化技术得到了飞速的发展，并在变电站的应用当中起到了越来越重要的作用。从最初的常规远程终端单元（RTU）变电站到后来的综合自动化站，再到现在最新的以综合自动化为基础的数字化站以及程序化操作变电所，越来越先进的技术被运用到变电站自动化系统中。

二、程序化变电所特点及操作验收

2.1程序化变电所特点

传统综合自动化变电站操作一般采用键控方式的逐项操作模式，首先由运行人员根据操作要求及操作规程编写操作票，然后由操作人员按照操作票的执行要求和顺序进行操作，并人工进行相应的检查，操作票的执行受到人为因素的影响较大。一方面操作票的正确性和执行操作票的准确性都随着运行人员的技术水平，工作状态而带有较强的不确定性。另一方面，大量的人工写票、审票、操作、检查的过程也使操作时间变得冗长，操作效率较低，同时也将系统运行方式变换过程便长，导致系统运行方式薄弱。

而实施程序化操作，只需要变电站内运行人员或监控中心运行人员根据操作要求选择一条程序化操作命令（比如说将某线路运行状态由运行改为检修）。操作票的选择、执行和操作过程的校验由变电站操作系统自动完成，实现“一键操作”.一方面大大降低的操作中人为因素，提高了操作的可靠性，另一方面也大大缩短了操作时间和系统运方变换时间，提高了操作效率和系统的可靠性。

程序化变电站采用分层分步式自动化系统，其控制也是分层分级设置。其控制操作方式分为远控、站控、就地3种方式。

a.远方遥控。由调度人员在调度端发出下行控制命令。

b.站控操作。由运行人员、操作人员在变电站层监控主机发出操作命令。

c.就地操作。作为后备控制方式，当监控系统故障或网络故障时，可在间隔层测控装置的手动控制或通过保护测控装置上的薄膜键盘进行就地控制。

上述3种操作方式通过使能开关进行切换，当切换到就地时，远控及站控的遥控命令不被执行；当切换到远方操作时，就地操作不产生任何作用。传统自动化站操作一般采用键控方式的逐项操作模式，操作时要逐项执行、顺序操作并且人工检查，受人为因素影响较大。程序化变电站实施操作，只需要运行人员根据操作要求，选择一条程序化操作命令（如将某线路转为检修状态）；操作票的选择、执行和操作过程的校验由程序化操作系统自动完成，实现“一键操作”.一方面极大降低了操作中人为因素的误操作、降低了人为干预程度，提高了操作的可靠性，另一方面也大幅缩短了操作时间和系统运方变换时间，提高了操作效率和系统的可靠性。而在这个操作过程中操作的每一步什么时候开始实施、什么时候可以实施下一步、什么时候结束、操作过程中是否有异常都由程序化操作系统自动判决。

2.2程序化操作对变电站自动化系统的要求

程序化操作的过程弥补了原操作规范的不足，避免了操作过程中的繁琐操作和误操作，提高了整个变电站工作的效率，有效保证了倒闸操作的安全性、可靠性和稳定性。同时通过程序化操作可以利用远动工作站实现顺控逻辑，实现了双机热备用，保证了系统方案实现的可靠性，也提高了无人值守变电站的工作效率和运行机制。另外程序化操作的顺控规则预演妥善解决了顺控逻辑的正确性校验，提供可靠直观的界面，并把整个倒闸操作全程显示出来，从而使得操作人员对整个操作过程有了一个整体意识，防止了人为的误操作。

为了实现程序化控制，作为其基础的变电站自动化系统需要具备以下几个功能：

1.实时数据采集，能及时向程序化控制服务器提供最新的站内所有开关位置，所有的模拟量（电流，电压，功率），以及其他辅助的遥信点。为程序化控制提供及时可靠的判断依据。实时数据采集功能在目前的变电站综合自动化系统中早已具备，并且其精度和误差已经能控制在较高的水准上。

2.友好的操作界面，可以在操作时实时的观看主接线上的变化。

这点也能满足相关要求，但随着程序化操作的具体实施，对友好操作界面也提出了新的要求，诸如操作票预演界面、程序化操作规则校验工具等等，这些将在以下的部分做解释。

3.防误闭锁功能，由于有了五防功能的配合，可以最大幅度的减少由于程序化控制逻辑而产生的误操作。程序化操作与防误闭锁功能相结合能有效防止程序化操作过程的误操作，保证操作实施的可靠安全稳定，并为跨间隔的程序化操作提供有力的辅助条件。

4.可靠的操作功能，将程序化控制的每个步骤可靠的执行。程序化操作过程的每个步骤都有相关的手段和工具去完成，任何一个环节出现错误或者条件不满足都将中止该次操作，从而保证每个步骤的可靠执行，同时也给程序化操作提供了一种实施的标准和规范体系。

5.事件记录功能，能够记录下程序化操作的整个过程。

通过事件记录功能可以有效提高程序化操作的正确性，并在每一个步骤完成后可以通过记录数据核实上一步骤的正确可靠以及为下一步骤的实施奠定基础。

6.通讯技术，系统具有与多个远方调度中心、站内微机型继电保护、站内电量计费终端（ERTU）和直流系统等智能装置的通信能力。在远动机房设置远动通信工作站，与调度通信通过远动通信工作站进行，通信具有主备通道自动切换功能。程序化操作的远方调度实施在另一方面也大大减少了现场作业的劳动量，提高了效率，同时解决了无人值守变电站的倒闸操作问题。

2.3程序化操作的验收及实现

所有程序化操作规则、操作判断都保存于相应间隔层保护测控装置中，在增补间隔或者运方改变时，就可以直接增补和测试装置。这种方式减少操作中监控信息的交互，提高了信息采集的可靠性，加快了响应速度。

1运行状态辨别和检测

设备运行状态是程序化操作中一个比较重要依据，必须使用独立的程序实时进行采集和判断。为了防止不到位的情况，要求所有位置开入双位采样（合位、分位）进行判断，即手车从工作位置到试验位置时，不仅要求判断工作位置辅助接点打开，还要判断试验位置辅助接点闭合。需要判断的开入有断路器位置和刀闸位置、手车辅助接点等；同时利用交流电流、电压作为辅助判据，判别装置的实际状态。如开关分位时，应该同时检查二次回路没有电流。

2程序化操作规则

为满足现场运方变化的要求，程序化操作的规则应设置成可以整定；如果接线方式已经确定，也可以直接固化在程序中。分析规则后可以发现，规则的要求就是判断遥信状态、实施控制；实施结束后再判别遥信状态。

在程序化操作的过程中，如果发现该间隔保护动作、实施控制后分合不到位、执行急停操作时则立即中断程序化操作，并做记录。记录程序化操作执行到哪一步，什么原因造成程序化操作的中断，并把这些信息上传给后台和调度系统，以备检查。程序化操作中断后，如果需要处理就要进行常规操作。如果正常动作后，则上传操作成功信息。为方便程序可靠、稳定运行，把程序化操作这个逐步操作的过程做成一个公用程序，考虑操作可靠性、安全性，程序化操作规则需要整定3种信息。

（1）规则总数。

（2）各规则的总步数。如线路单元由热备用状态转运行状态，总步数2.第1步，在热备用状态时，合断路器开关；第2步，检查断路器开关是否合上。

（3）各规则的每一步规则设置。

每步规则也分为3个缓存区，第1个缓存占用1个字节（8bit），其中最高位bit7作为判断是实施控制还是判别遥信，其余7比特位只在实施控制时加以检查，可以分别表示开关合位、分位，手车工作位置、试验位置，地刀合位、地刀分位，带电显示信号；第2个缓存作为实施控制的遥控号或判别遥信的点号；第3个缓存作为实施控制的目的（控合还是控分）或判别该遥信的合还是分。

在这个实现方法中，充分考虑了操作前后、位置信号的变化情况，有效避免了以前有些程序化操作系统中只关注当前操作的前后情况，没有考虑在执行后续操作中，前面条件由于种种原因不（下转37页）（上接36页）满足的情况，提高了操作过程中容错处理能力。下面以线路单元由热备用状态转运行状态为例说明。

第1步a.遥控（10110010b）；b.断路器；c.控合。

第2步a.遥信；b.断路器位置；c.合位。主站或当地后台进行程序化操作时，运行或操作人员直接下发程序化操作命令（转运行状态、转热备用状态、转冷备用状态、转检修状态），间隔装置立刻进行判断，如果不满足要求，直接回传信息，并禁止操作；如果满足要求，装置自动识别装置当前状态，自动调用相应的操作规则，逐步执行各项操作，完成程序化操作任务。

三、结论

变电站自动化系统技术的不断进步和新技术的应用，不停的影响着现在变电站的运行和操作方式，特别是程序化操作技术的实现，为运行和管理带来了极大的便利。