广东电网有限责任公司河源供电局 517000
摘要：随着社会经济发展对电网运行要求的不断提高，电力企业在追求电网稳定、安全运行的同时，也提高了对调度自动化系统实现程序化操作的重视。目前，调度端程序化操作实现方案主要有主站端部署和变电站端部署两种类型，本文首先对上述两类实现方案进行简要介绍，并在此基础上对程序化操作实现的关键技术进行探讨，以此来为我国电网的稳定运行提供参考。
关键词：程序化操作；调度自动化系统；主站端部署
在电网运行中，实现调度自动化系统程序化操作一方面可以保证倒闸操作效率，提高电网系统的运行水平，另一方面则可以降低操作中存在的安全风险，保护操作人员的人身安全。随着我国电力行业发展脚步的不断加快，结合电网运行实际情况和需求，采取科学、完善的程序化操作至关重要，直接关系着行业可持续发展目标的顺利实现，因此，需要电力企业对其给予高度重视。
一、调度端程序化操作实现方案
1、调度主站端部署程序化操作功能模式
图1给出的是调度主站端部署程序化操作功能模式图，在该模式下，调度端和变电站端均有其各自的任务。其中，调度端的任务是负责程序化操作的成票、控制指令下发、程序化操作逻辑校验和闭锁等功能，而变电站则主要负责根据远方操作对相关操作信息进行执行或上送。
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图1：调度主站端部署程序化操作功能模式图
2、变电站端部署程序化操作功能模式
图2给出的是变电站端部署程序化操作功能模式图，在这一方案模式下，调度端与变电站端同样有各自的任务。调度端仍然负责下发相应的程序操作指令，并根据操作需求对设备的初始状态和目标状态进行确定，而变电站端的任务则是负责程序化操作的成票、程序化操作逻辑校验和闭锁等工作。在整个操作过程中，为了保证执行过程顺利进行，调度端还应该对程序化操作流程进行全面、实时监控，一旦发现影响操作的问题，应第一时间对其进行处理。
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图2：变电站端部署程序化操作功能模式图
3、实现方案对比
结合上述两类方案实际执行效果来看，相对于第2方案而言，第1方案具有诸多优势，具体体现在以下几个方面：（1）实现速度快、建设成本低。主站模式下这种统一将程序化操作功能集中在调度端的方法，一来可以实现对整个电网运行的有效调度和控制，方便集中开展程序化操作，具有集中性、一致性，而子站模式下，主要是将程序化操作功能分布在各个变电站，虽然也能够在一定程度上满足程序化操作需求，实现预期的效果，但却存在成本较高，管理难度增加的问题。（2）应用范围广。主站模式下的程序化操作，不仅可以实现电网运行过程中所需的一系列常规程序化操作，而且还可以根据电网运行需求，实现各类涉及变电站间交互的程序化操作，比如说，线路跨站程序化操作、线路重合闸投退程序化操作等，较广大应用范围可以将其作用最大限度发挥出来，进一步促进电网安全、稳定的运行。（3）利于后期维护。因为主站模式下的程序化操作相对而言比较集中，便于维护工作的开展，加上该模式下对设备的省级和改造更加方便，对不同类型变电站的适应性也更强。通过上述两类方案的对比我们发现，主站模式的程序化操作模式要更具应用价值，目前在多个系统试点都有广泛应用，且都收获了较好的应用效果。
二、调度端程序化操作实现的关键技术
为了保证调度端程序化操作能够达到预期的效果，在具体执行过程中，需要工作人员对以下关键技术做好充分了解和掌握，并结合电网运行的实际情况做好关键技术的合理应用，以此来使整个程序化操作系统更加完善。
1、调度端程序化操作的安全措施
因为调度端程序化操作在实现过程中是全程自动化的，虽然减少了人为操作失误造成的安全隐患，但同时存在一些安全问题需要注意，做好程序化操作安全措施非常重要。结合当前调度端程序化操作现状来看，安全措施的制定需要做到以下几项：（1）程序化操作异常信号校验。在传统操作模式下，对于一、二次异常信号的判断均是由人工完成的，程序化操作则是由系统按照设定好的程序来取代人工自动完成。在系统执行过程中，需确保闭锁库具有安全性和可靠性，以免系统运行时出现误闭锁现象。（2）程序化操作过程防误。在这一部分，主要系统具备两项功能，首先是以电气设备之间形成拓扑关系为依托，保证设备操作的防误闭锁；其次是采用与站端相同的五防表达式，与拓扑防误相结合，以保障程序化操作的正确性。“五防”装置需具备的功能有：防止误分、误合断路器；防止带负荷分、合隔离开关；防止带电合接地刀开关或挂接地线；防止带接地线合断路器；防止误入带电间隔。就目前程序化操作中常用的“五防”装置来看，主要有机械闭锁、电气闭锁和微机“五防”闭锁三类，技术人员可根据系统整体运行需求，选择最为合适的“五防”装置，以此来确保其作用的充分发挥。（3）程序化操作到位研判。设备操作到位的自动化判断应是程序化操作必备的一项功能。通常情况下，为了促使此项工作的作用充分发挥，系统会在设置判断标准的基础上，增加一些辅助判断的依据，例如，系统自动采集遥测量、关联视频信息等，以此来保证设备操作到位判断准确，保障系统的正常运行。
2、程序化操作票智能推理方案
程序化操作票智能推理主要是在常规操作票专家系统的基础上，利用通过认知模式对网络拓扑进行分析，然后结合程序化操作闭锁库检查机理及设备操作到位判断条件等程序化操作通用逻辑，实现程序化操作票智能推理。在整个操作环节中，对网络拓扑的准确分析至关重要，需要注意以下两个方面的问题：（1）在过去的时间里，程序化操作执行过程中经常会遇到实时拓扑与拟票拓扑不对应的现象，产生问题的原因大多集中在程序化操作提前拟写导致与系统运行需求不符方面。针对这一问题，技术人员需要在提前拟写程序化操作时，将变电站正常方式纳入系统逻辑，然后以当前系统受控的正常方式，实现程序化操作自动拟票。（2）在一些指定操作顺序或检修工作方面，为了能够实现对程序化操作系统的动态调整，技术人员需要根据系统运行的实际情况和需求，通过人机交互的方式实现特殊方式的动态调整。
3、AIS设备“双确认”实现方案
从系统安全运行方面考虑，为了保证程序化操作在执行过程中的安全性，应利用变电站视频辅助系统实现对远程的安全确认。具体方案如下：（1）在开展程序化操作之前，需要工作人员对相关设备间隔对应视频是否清晰进行全面检查，一旦发现有不满足运行需求的情况，应及时联系相关部门进行调整，直到其满足运行需求；（2）在执行程序化操作时，系统会自动将视频联动命令发送到视频辅助系统，由视频辅助系统自动定位程序化操作设备，并根据实际需求退出程序化操作设备视频供操作人员确认。
结语
综上所述，在电网结构不断优化和完善的背景下，实现调度自动化系统程序化操作已经成为一个必然趋势。从本文的分析我们可以看出，与变电站端部署的实现方案相比，主站端部署的实现方案更具实用价值，不仅具有实现速度快、应用范围广等优势，而且后期维护量小、建设成本低，可以有效提高电力企业的经济效益和社会效益，对促进电力企业的长足发展具有推动作用。
参考文献：
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