调度自动化系统实现程序化操作的两种典型方案「高级语言处理程序有两种数据」

时间：2022-11-21 17:17:09来源：搜狐

今天带来调度自动化系统实现程序化操作的两种典型方案「高级语言处理程序有两种数据」，关于调度自动化系统实现程序化操作的两种典型方案「高级语言处理程序有两种数据」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

摘要

国网福建电力调度控制中心的研究人员邓勇、冯学敏等，在2018年第10期《电气技术》杂志上撰文指出，随着调度自动化系统技术的进步及远方操作的推广应用，在调度自动化系统实现程序化操作具备广阔的应用前景。

首先，本文提出了调度自动化系统实现程序化操作的两种典型方案，通过对比得出调度主站端部署程序化操作功能模式具备实现速度快、建设成本低、应用范围广及后期维护量小等多项优势；其次，介绍了调度端程序化操作安全措施、操作票推理及AIS刀闸操作确认等关键问题的解决方案；再次，阐述了调度端程序化操作系统功能架构及操作流程；最后将该系统试点应用于某地区，既保证了操作安全又提高了操作效率，取得了良好的应用效果。

为提高电网倒闸操作效率，减轻操作安全风险，提高变电站的安全运行水平，国内越来越多的变电站试点应用程序化操作[1]。随着远方操作的推广应用[2]，调控系统实现程序化操作无需重复核对遥控点表、遥控链路等基础数据，依托调控系统已经实现的一体化系统防误[3]及全网EMS实时数据进行程序化操作过程的操作校验，可完全覆盖支持远方操作的所有变电站。因此，在调度自动化系统实现程序化操作具备广阔的应用前景。
随着程序化操作功能的试点应用，程序化操作相关研究工作也逐步深入。文献[4-6]各自对比了实现程序化操作的几种方案，并最终选择在变电站实现程序化操作。文献[7-9]分析了操作票模式、变电站扩建、母线操作等程序化操作重点难点问题，并提出了解决方案。文献[10-11]介绍了智能变电站实现程序化操作的具体方案，并在实际变电站进行了试点应用。
综上所述，当前程序化操作研究的重点在于变电站内程序化操作实现方案，存在操作票成票机制不灵活、对涉及特殊接线方式及非正常运行方式的倒闸操作适用性较差等缺点。部分文章虽然对调度自动化系统的程序化操作实现方案有所涉及，但均未提出可行性的具体实现方案。
本文结合当前变电站程序化操作研究成果，提出了调度自动化系统实现程序化操作的具体实现方案。

1 调度端程序化操作实现方案

国内近年来大力开展调度端智能操作、冷备用操作及二次操作，积累了一定的调度端远方操作经验。本文结合程序化操作对一、二次设备的技术要求，提出了以下两种调度自动化系统程序化操作实现方案。
1.1 方案1：调度主站端部署程序化操作功能模式（以下简称主站模式）
主站模式程序化操作功能部署在调度端。调度端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，变电站仅负责根据远方操作执行和上送相关操作信息，如图1所示。

图1 主站模式

1.2 方案2：变电站端部署程序化操作功能模式（以下简称子站模式）
子站模式程序化操作功能部署在变电站端。调度端负责发起程序化操作指令，下发操作设备对应的初始状态和目标状态，调用变电站的程序化操作票。变电站端负责程序化操作的成票、程序化操作逻辑校验和闭锁等功能。调度端实时监视程序化操作执行过程，并可通过信息交互了解中断原因。子站模式要求变电站具备程序化操作功能，可认为是变电站站内程序化操作的延伸应用。
1.3 实现方案对比
针对上述两种实现方案进行比对分析，方案1具有以下几个优势：
1）实现速度快，建设成本低。依托变电站远方操作应用，在主站统一建设程序化操作功能，相比在每个变电站部署程序化操作功能的子站模式，建设成本更低，实用化推进也更快。

图2 子站模式

2）应用范围更广。可实现线路跨站程序化操作、线路重合闸投退等涉及变电站间交互的高级程序化操作。
3）利于后期维护。相比于子站模式，主站模式对系统功能的升级改造更加方便，对不同类型变电站的适应性也更强。
综上所述，采用主站模式无论在近期建设和远期维护上的优点均比较明显，本文采用方案1来实现调度端程序化操作。

2 调度端程序化操作实现的关键技术

2.1 调度端程序化操作的安全措施
调度端程序化操作中操作由系统自动实现，如何采取措施来保证程序化操作的安全性和可靠性显得尤其重要。本文主要考虑以下3个方面。
1）程序化操作异常信号校验
程序化操作过程中将传统操作中需人工进行相关一、二次异常信号判断的项目，由系统按照程序化操作闭锁库自动进行判断。闭锁库应兼顾安全性和可靠性两方面的要求。安全性是指执行程序化操作时，操作对象及其相关的一、二次设备应处于正常运行状态，保证程序化操作过程安全。可靠性是指程序化操作的对象在确保一二次设备安全的情况下能可靠地操作到相应目标状态，不应出现误闭锁。
2）程序化操作过程防误
程序化操作调用调控主站一体化防误系统[2]的功能，一方面根据电气设备间的拓扑关系来实现设备操作的防误闭锁；另一方面采用与站端相同的五防逻辑表达式，与拓扑防误相结合，以保障程序化操作的正确性。
3）程序化操作到位研判
程序化操作应实现设备操作到位的自动判断。在遥信变位的基础上，系统自动采集遥测量或者关联视频信息等方面进行设备操作到位的辅助判断[12]，根据预设逻辑，实现程序化操作的到位判断。
2.2 程序化操作票智能推理方案
程序化操作票智能推理方案，基于常规操作票专家系统，采用通用认知模式并进行网络拓扑分析[13]，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，实现操作票智能推理。其中拓扑分析需注意以下两个方面。
1）对于涉及方式安排的设备复役程序化操作任务，为解决提前拟写程序化操作票造成的实时拓扑与拟票拓扑不对应问题，将变电站正常方式纳入系统逻辑，系统根据当前受控的正常方式，实现自动拟票。
2）对于检修工作或指定操作顺序等特定方式的程序化操作，通过人机交互的方式实现特殊方式的动态调整。
2.3 AIS设备“双确认”实现方案
为满足安规对操作的要求，考虑当前AIS刀闸双确认自动判断技术还不成熟，本文采用变电站视频辅助系统[13]进行远程确认。
具体方案如下：1）程序化操作前由操作人员检查有关设备间隔对应视频是否清晰；2）程序化操作时，系统自动向视频辅助系统发送视频联动命令，视频辅助系统自动定位程序化操作设备，并推出程序化操作设备视频供操作人员确认。

3 程序化操作在D5000的实现

3.1 系统架构
D5000程序化操作系统功能架构总共分为3个层级，即用户层、系统应用层和变电站执行层，如图3所示。
1）用户层。调控程序化操作功能用户包括调控员和经许可可使用调控系统终端遥控操作的运维人员，调控员或运维人员通过相应人机工作站开展程序化操作。
2）系统应用层。调控程序化操作应用基于调控系统一体化平台开发部署，包括调控操作票系统、五防服务器、远方操作系统、安全证书管理系统及视频辅助系统，完成程序化操作拟票、操作安全校核及数字安全认证等核心功能。

图3 D5000程序化操作系统功能架构示意图

3）变电站执行层。调控系统经调度数据网自动下发程序化操作命令至远动机；远动机收到程序化操作命令后下发至对应测控装置，执行程序化操作；每一步操作后，远动机将测控上送的遥测、遥信状态上传至调控主站系统；调控主站程序化操作应用自动进行遥测、遥信到位判断。
3.2 系统功能
D5000程序化操作系统提供以下与调度端程序化操作应用相关的系统功能。
1）调控操作票系统
包括调度指令票应用及程序化操作票应用两部分。调度指令票应用具备调度员拟写、审核、校核调度程序化操作指令的功能；程序化操作票应用具备对调度程序化操作指令生成程序化操作票的功能。程序化操作票基于调控系统的电网拓扑，智能识别程序化操作任务。
2）五防校核系统
具备程序化操作拟票防误校核、预演防误校核和执行实时防误闭锁等功能。
3）远方操作系统
远方操作系统具备程序化操作执行、闭锁信号自动判断、操作设备位置自动识别等功能。并提供顺控执行、顺控暂停、顺控继续、顺控终止等人工干预功能，以应对程序化操作可能出现的异常情况。
4）安全证书管理系统
为程序化操作提供数字证书服务，对操作人员和监护人员的身份进行认证，且具备双重身份认证功能。
5）视频辅助系统
为AIS刀闸关联操作视频画面，供操作人员在操作完毕后人工确认。
3.3 程序化操作的实现
1）程序化操作一体化拟票流程
进入D5000调控自动化系统，首先依据检修申请单中安全措施的设备状态要求，在调度指令票应用模块，拟写指定设备（例如线路、主变或母线）初始状态及末状态的调度指令票，进入程序化操作票模块根据调度指令由系统自动拟写相应的程序化操作票。
2）程序化操作执行流程
（1）模拟预演流程
为提高程序化操作的流畅性，在执行程序化操作前进行模拟预演，提前发现影响操作安全性及可靠性的问题，如图4所示。

图4 程序化操作预演流程

程序化操作预演阶段首先进行程序化操作闭锁库的检查，考虑伴生信号可能存在干扰，增加异常信号人工确认流程，闭锁库检查通过后系统模拟实际程序化操作票的操作步骤和操作顺序，进行五防逻辑校核，全部通过后完成模拟预演工作。
（2）程序化操作执行流程
正式操作按照程序化操作票的操作步骤和操作顺序，自动逐条发出、逐条确认被正确执行，直至执行完成全部控制指令，其操作流程如图5所示。

图5 程序化操作执行流程

程序化操作需通过程序化操作闭锁库的检查与五防逻辑校核，并可根据异常信号的性质，提示人工确认信号或是直接终止程序化操作，GIS设备操作完毕由系统自动进行操作到位判断，AIS设备操作需关联视频进行人工判断确认。

4 试点应用

本文基于调控D5000系统平台开发顺控功能模块，并试点应用于福州调控系统以实现调度端程序化操作。以220kV鹤林变电站的调度端程序化操作为例，分别对线路、母线及主变实施程序化操作，同时在程序化实操过程中进行闭锁信号库校验。
试点结果表明：①闭锁信号库安全可靠，闭锁库内的信号能可靠闭锁，闭锁库外的信号不误闭锁；②程序化操作能明显提高操作效率（如图6所示），例如母线运行与冷备用互转操作由原来的45min缩短至2min。