智能变电站系统层的智能程序化控制策略
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摘要：根据近期国家电网公司关于《智能变电站技术导则》（报批稿）[1]，确定了智能变电站在智能电网体系中的设计原则和方向以及坚强智能电网中智能变电站的发展路线，现在按照其导则对智能变电站的系统层程序化控制的标准要求提出一个新的，集成一体化适应于未来变电站发展的思路[2]。
1、引言
智能电网中的智能变电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。智能变电站分为设备层、系统层。设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成，实现IEC 61850中所提及的变电站测量、控制、保护、检测、计量等过程层和间隔层的功能[3]。传统意义上的一、二次设备间的界限也将逐渐模糊，一次设备通过安装和集成智能组件，将成为智能设备。在实现程序化控制的构架与设计原则的实现成为可能。
2、智能变电站系统层的程序化控制理念
根据《智能变电站技术导则》智能变电站分为设备层和系统层两层，体现一体化，紧凑性，一般变电站（数字化变电站）分为过程层，间隔层和站控层。而设备层简单理解为过程层+间隔层设备[1]，这里不加阐述。对于系统层构成的功能和应用面向整个变电站，不是面向单个个体间隔。强调原来变电站站内多套系统应该集成，系统功能实现的计算机根据变电站的实际规模灵活配置。而程序化控制就是系统层内的基本功能要求，应可视化操作，并可自动生成典型的操作票（比如间隔倒闸），在操作时每一步都是在控、可控，可急停干预的。对于程序化控制通过自动化系统的单个操作命令，根据预先规定的操作逻辑和五防闭锁规则，自动按规则完成一系列断路器和隔离开关的操作， 最终改变系统运行状态的过程，从而实现变电站电气设备从运行、热备用、冷备用等各种状态的自动转换，甚至是检修状态。实现复杂操作单键完成，整个操作过程无需额外的人工干预或操作，可以大大提高操作效率和减少误操作的风险，尤其在大规模高电压变电站中效果特别显著，并且在操作过程中由摄像头观察整个操作步骤实现可视化。
3、实现智能变电站程序化控制要求
3.1 实现程序化控制的智能变电站设备必须符合导则的要求
即系统结构分层分布化、一次设备智能化、二次设备网络化、信息采集数字化。具体来说程序化控制的硬件平台需满足以下要求。
（1）一次设备。所有纳入程序化控制操作的一次设备均需要具备远动操作功能，包括断路器、隔离刀闸、地刀、手车等均要实现远动操作，也就是通过电气远动操作可以实现开关、刀闸的分合，手车的推入和拉出等。再者，需要一次设备要有较高的可靠性，为了获得较高的操作成功率和操作正确性。而且每个变电站设备形式相同。
（2）二次设备。二次设备是程序化控制功能的具体实施者，同时也负责收集一次设备的状态。所以，二次设备必须能够根据操作票的操作和逻辑顺序正确发出操作命令，并能同时确保各状态数据采集准确及时。要求智能组件必须符合IEC 61850 的规定以及智能变电站技术导则的规定，而且必须工作稳定可靠。同时，还要具备一定的容错机制。对于保护设备来说，要求可实现远方投退的保护软压板并可拥有保护定值区的远方切换的功能。
3.2 智能变电站应符合的程序化操作流程
（1）目前电网操作采取的是集中控制模式， 所有的设备的操作命令都由调度部门下达， 调度人员对电网进行操作时， 需要落实到某个具体设备， 甚至落实到每个操作指令[5]。操作流程如图1所示：
图1所示的电网操作方式由调度人员和调度系统保障操作的正确性， 由变电站人员及相应的规章制度保障操作的准确性， 虽然一定程度上保证了控制的精确和细致， 但其中涉及多个人工操作环节， 控制过程较为复杂， 设备操作时间较长，特别是对设备的状态无法准确把握， 同时也大大增加了误操作风险。
（2）采用智能变电站设备操作流程
采用智能变电站设备操作流程模式， 所有的设备的操作命令都由调度部门下达并进行操作，不需要落实某个具体设备或每个操作指令，适用于无人值班站[5]。操作流程如图2所示：
智能变电站处理核心能够接收调度指令， 并分解成单步的操作步骤， 操作前处理核心可以将智能设备的信息反馈给调度中心， 并对操作可能造成的风险进行提示， 得到调度确认后， 操作将直接执行， 指令执行后， 执行结果会返回给调度。每个指令、操作步骤和操作结果都会自动记录在处理核心的数据库中。现场不需要变电站运行人员，只需要一个监视人员观察整个操作的准确性，整个操作过程由程序自行完成，设备操作时间缩短，特别是对设备误操作风险大大降低。
（3）调度设备控制台的结构
调度设备控制台由设备控制机、设备模拟机、监控后台机组成。操作策略生成信息进入设备模拟机进行设备操作指令生成，模拟机实时接收到从智能变电站发到监控后台机信息然后到达设备模拟机，设备模拟机生成指令发送到设备控制机，再由设备控制机对智能变电站进行设备操作，监控人员监视整个操作过程，如发生不正确动作可以立即停止。如图3所示：
3.3 必须有良好的设备通信要求
智能变电站或智能设备的通信通道必须采用高可靠性、高速率的通道，推荐采用光纤通道，站内各层全部采用高速工业以太网通信。通信规约必须采用IEC 61850 系列标准（即DL/T 840 系列标准）。
3.4 设备模拟机的主要工作和功能要求
设备模拟机的主要工作是：可接收执行调度中心发出的操作票策略生成，设备模拟机应能通过软件自动生成不同的主接线和不同的运行方式下的典型操作票；自动投退保护软压板。这样做的好处是，因为直接智能完成设备操作，人为操作次数降低误操作可能性减少。模拟机应包含两个主要功能：1）开票功能；2）系统拓扑五防功能；3）操作票流程管理；4）权限的定制。
（1）模拟机操作指令的生成软件即开票功能
软件程序实现生成操作票其逻辑是先制订出操作数据库，列出典型操作模板库，基于典型操作票模式的程序化操作方案，它在模拟机内设置程序化操作服务器，统一存放全站的操作票，负责采集站内所有间隔测控和保护装置的相关信息，负责发程序化控制操作、解析操作票，并对程序化操作进行防误闭锁条件的判别，按操作票的内容依次执行程序化操作，并把程序化操作的过程信息及结果上传将所要停送设备载入模拟机内，在确定一个合理的任务后，生成新的操作指令项的推理过程分四个步骤[6]，如图4所示：
操作任务为需要停电的设备或需要工作设备，工作要求1～N就是可以选择的整个大设备上子设备的检修，相应就会有增加操作项集1～N。然后按照停电设备逻辑先后顺序生成操作内容，最后形成操作项。经操作人员审核无误后，将模拟机上操作指令发送到控制机上进行操作。
（2）模拟机必须有的防误操作逻辑功能
在能自动生成操作的同时，模拟机本身必须有防误操作提示功能，当生成的操作任务后，能够很好的受到五防操作闭锁控制。
（3）操作流程管理
当操作策略下发后，必须是专职操作人员进行拟定操作项目，并三方审核才能执行。所有操作必须给予相应的权限，对于已进行的操作项目进行收集管理归档，统计。
（4）权限定制权限的定制
防止误操作就算智能程序化也难防，必须制定专门的三审制度。从源头杜绝误操作事故[7]。
3.5 设备控制机的要求
设备控制机是为操作不同智能变电站而设计的，专门控制站内智能设备。而设备控制机每发出一条操作指令都需要监控人员确认后才能发出。监控人员只需要知道设备操作后设备的状态是否符合要求就可以了。
3.6 系统层程序化控制的弊
系统层程序化控制虽然是未来变电站的发展方向，但他任然存在许多缺点。设备由于实现智能化，其程序复杂性。特别复杂的设备操作，设备故障情况的应急处理很难智能化实现。智能程序化就不会出现误操作事故是不可能的，智能从管理下手，提高操作人员的规范化。
4、系统层的构架与软件设计原则总结
从图3我们可以看到系统层的构架包括控制机，设备模拟机，信息交换机他们之间的运作过程，智能程序步骤由设备模拟机完成。其实他的操作流程与现状的区别不大，也是调度下达操作指令，然后由运行人员根据操作指令出操作票，并进行三审制度。而智能程序化主要优势在于面对多个智能变电站的情况下，根据下达的操作任务模拟机能根据操作任务拟定操作票，批量下达操作指令，经程序审核无误后传送给控制机进行对智能变电站远方遥控，遥调，而监控人员进行遥测，遥信。所以软件的完善很重要，根据图4的逻辑原则进行软件开发程序量也是巨大的，所以在建造智能变电站时，每个智能变电站都统一接线，统一配置，像克隆变电站一样。在软件开发方面独立和共享性将得到完善和发展。
5、结语
智能变电站是智能电网的重要组成部
分， 实现信息系统一体化、功能集约化、结构紧凑化、操作流程化、分析在线化是智能化变电站的关键。随着变电站智能化的快速发展， 将防误闭锁与计算机监控系统在功能及形式上融为一体， 所有的数据均在同一。
参考文献：
[1]国家电网公司.智能变电站技术导则[Z].
[2]李兴源，魏巍，王渝红，穆子龙，顾威.坚强智能电网发展技术的研究[J].电力系统保护与控制，2009，（17）.
[3] Q/GDW XXX.智能变电站继电保护技术规范[S].2009.
[4] 陈波.500kV 变电站监控系统典型设计[J].中国电力，2009，42（6）：82-86.
[5] 吴锦源，梁国坤.顺序控制在变电站倒闸操作中的应用[J].南方电网技术，2009（03）： 46-48.
[6] 宋丽君，王若醒，狄军峰.GOOSE 机制分析、实现及其在数字化变电站中的应用[J].电力系统保护与控制，2009（14）， 31-35.