闫瑞杰，李海香

（山西电力职业技术学院，山西太原030021）

程序化控制在智能化变电站仿真系统中的探索与应用

闫瑞杰，李海香

（山西电力职业技术学院，山西太原030021）

基于IEC 61850标准对程序化控制的过程状态和操作配置进行建模仿真，设计完成了智能变电站程序化控制各项功能。结合工程实例，探讨了智能变电站程序化控制的要素，论述了智能变电站中程序化控制的设备模型和控制过程，并对程序化功能模块所需仿真系统交互方式进行初步探索，如五防闭锁系统、程序化操作票、站端操作、可视化系统等。

智能化变电站仿真；IEC61850；程序化控制；操作票

0 引言

随着变电站内一次、二次设备技术水平的逐步提高，IEC 61850国际标准在智能变电站中的广泛应用，智能变电站具有了统一的数据基础平台，以及智能变电站内许多高级应用技术与功能的不断探索和试验点工作的逐步推进与应用，变电站的智能化水平大幅提高，具备了实施程序化控制的条件［1］。

程序化控制也称为顺序控制或程序化操作，智能化变电站程序化控制是指发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。实现程序化控制，要求变电站设备状态信息采集和传输及时准确，设备动作执行可靠。变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序符合执行结果校核要求，由站内智能设备代替运行人员操作，自动完成操作票的过程［2］。

1 220kV智能变电站规模

智能变电站的程序化控制有着传统的运行操作方式不可比拟的优势：1）操作票的选择、执行和校验由变电站系统程序自动完成，可以实现无人值守，达到减员增效的目的；2）通过计算机程序化控制可以减少甚至杜绝人为误操作；3）提高智能化水平，缩短电网从事故情况下的恢复到正常状态的时间，精简管理流程，提升运行效率。因此程序化控制是智能化变电站发展的必然选择［3-4］。

目前国内只有少数的智能化变电站实现了真正意义上程序化控制，即使已经运行了程序化控制的智能化变电站大多数还是采用人工操作方式，并没有真正采用程序化控制，因此研究一套包含程序化控制的智能化变电站仿真系统以供现场人员学习、使用、熟悉程序化控制具有广阔的应用前景。下面以开发区220 kV智能变电站为例来阐述。

开发区220 kV智能变电站为本期建设两台220 kV三卷变压器的系统变电站，220 kV母线接线形式为双母线接线，110 kV母线接线形式为双母线接线，出线规模：220 kV规划出线8回，本期4回；110 kV规划出线10回，本期4回。无功配置：规划3×4×10 MVar电容器，本期2×4×10 MVar电容器。

2 实现智能变电站程序化控制的要素

2.1 一次设备

要求参与程序化控制的一次设备包括断路器隔离开关、接地开关、断路器手车、主变分接头等均需配备电动操作机构以实现遥控电动操作。

一次设备需具有很高的可靠性。实现程序化控制，需要综合考虑操作的成功率和操作的正确性两个方面。操作的正确性涉及到整个变电站的安全可靠运行，需要特别关注。电气一次设备辅助触点位置与一次主设备实际位置的严格对应，并且可靠耐用，是保证程序化控制正确性和操作成功率的关键因素［5］。

2.2 二次设备

要求参与变电站程序化控制的二次设备稳定、可靠运行。一方面能够按照程序化操作票的操作顺序正确发出控制信号，同时确保一次设备状态的采集准确无误（包括运行设备的状态参数实施采集与统计）。

需具备一定的容错措施。由于国内主流一次设备仍存在一定的不可靠因素，二次设备在设计过程中就需要考虑到一次设备发生异常时的情况，具备一定的容错措施，确保当一次设备返回的状态信息与一次设备的实际状态不一致时不出现误操作。当程序化控制校验出错时可提供人工急停干预。

保护设备实现保护功能的自动投退。在变电站内实施程序化控制过程中需要保护设备能够提供与硬压板相对应的软压板，通过软压板的远方投退达到投退保护功能的目的［5］。

2.3 监控通信系统

具备完善的软件系统。软件系统应具有成熟的实时多任务操作系统和完整的自诊断程序，软件系统的功能可靠性、兼容性及界面友好性等指标满足系统要求，软件支持用户开发新功能，开发后的软件能在线装入系统。如可视化的操作界面，可在程序化控制时实时查看主接线上设备的实时变位情况。

在后续研究中，可进一步分别研究减少和增加指标个数的情况，并以此为基础探究样本数量对模型适应能力和泛化能力的影响，找出模型各项能力均达到较高水平时的指标和样本要求。进一步探讨指标体系构建也是一个重要的研究内容。

具备程序化控制模块。变电站程序化控制功能由变电站自动化系统中的程序化控制程序或模块实现，因此，监控系统必须配置程序化控制系统或操作模块，通信协议具备保护定值的传输和修改功能。

具备与微机五防系统通信功能。监控系统必须是一个开放系统，可通过相应的通信接口与微机五防系统进行通信，实现程序化控制与微机五防的联锁功能，为了避免发生误操作事故，程序化控制的每一步操作都必须具备完善的逻辑防误闭锁功能，保证程序化控制的安全性。变电站一、二次设备达到了上述的条件后就具备了实施程序化控制的基础，一般情况下，常规的综合自动化变电站和智能化变电站都能实现程序化控制，智能变电站一、二次设备的自动化水平更高，实施程序化控制的条件更加成熟，应用的程度和范围更深、更广。

2.4 辅助设备

具备硬件联动功能。智能变电站程序化控制功能还需有与视频联动的功能，即当对断路器、隔离开关等一次设备进行操作时，系统会立即向视频监控系统发出联动信号，确保监控摄像头切换到被操作设备上，实现控制操作的实时监视，同时还可通过视频信号进行分析，判断开关是否动作到位等。

具备软件报文互通功能。由于视频信息流量大，且与电网主设备的运行工况没有直接联系，当前的视频监控系统均是独立设置，且具有独立的信息传输通道。由于系统独立，两者之间信息交互存在困难，在此，需要视频监控系统通过站控层网络接收后台监控每次顺序控制执行单步操作时的GOOSE报文，视频监控系统根据GOOSE报文的解析获取被操作设备的信息，进而实现监控摄像头的自动切换，确保操作控制的实时监视。

3 程序化控制的仿真实现

3.1 设备模型建立

以不同电压等级、规模、接线形式的变电站实际设备参数建立设备数据库，并通过自主研发的建模工具调取该设备数据库，并以图元的方式建立拓扑关系，绘制变电站一次接线图，组成相应的设备模型数据库，确定设备的设备名称、设备ID等，并以此数据库搭建仿真平台，为仿真系统潮流计算及设备的状态参数等提供基础。

3.2 间隔状态模型

通过仿真平台定义了不同设备的分合状态，对于同一间隔中任意一种设备对应分合状态组合均可定义为一种间隔状态。在仿真系统中对于同一个间隔的不同设备，按位操作的方式对其定义数值，如图1，开马281间隔，定义本间隔所有设备的状态：在合闸状态时，281断路器的值为1，281-南隔离开关值为2，281-北隔离开关值为4，281-1隔离开关值为8，281-北0接地开关值为16，281-10接地开关值为32，281-线0接地开关值为64，在分闸状态的设备的状态值全为零，同时将不同设备状态的值进行累加定义成间隔状态公式M，根据不同的M值定义成间隔的不同状态，如本间隔的设备全部在分闸位置，M的值为零，定义成冷备用态，以此类推，可以定义南母运行态、北母运行态、南母热备用态、北母热备用态、开关检修态、线路检修态、开关及线路检修态。

图1 220kV开马281间隔

3.3 后台监控系统模型

仿真系统中程序化控制模型通过仿真平台获取设备的运行信息模型，并通过监控系统获取一次设备的实时分合状态。通过对实时数据的获取，可以校验判断当前程序化控制任务的初始化状态是否与操作票任务的设备状态一致，以确保系统设备状态满足程序化操作票的初始执行条件。

3.4 五防逻辑闭锁

不论是传统变电站还是智能变电站，为保障设备操作的可靠性，均要关联五防闭锁逻辑。仿真系统中程序化控制时，按照变电站标准的五防逻辑自主研发五防逻辑计算公式和逻辑条件，并采集全站各种信息量进行任意表达式的运算，以形成逻辑控制条件，在执行顺控操作票的过程中，系统的每一步操作都严格按照设定的控制条件进行校验。通过对程序化控制的模块化设计，在执行顺控操作票时仿真系统自动与相应的模型进行关联，对操作时的五防逻辑进行判断并反馈五防逻辑判断结果。

3.5 操作票编写

程序化操作票分为典型操作票和非典型操作票，其中非典型操作票又分为单间隔操作票和组合操作票。典型操作票根据一些特殊任务或固定的多间隔操作任务而编制的操作票，直接选取调用即可完成。针对单一间隔预先编制好的各种典型操作票，正常操作时不需新编制，直接选取调用即可完成。涉及多间隔的典型操作票的组合，操作人员需根据实际操作任务，将原先已定义好的单间隔典型操作票进行选择、组合，生成一个临时的新操作票，需重新编制、下发。非典型操作票是根据实际运行中遇到的不同情况，进行的非固化操作。

仿真系统通过自主研发的顺控操作票编写工具，对程序化控制操作票的内容通过可视化的配置工具来实现，按照现场变电站标准的五防逻辑和五防操作票规范术语制作程序化操作票。如图2，以一次票为例，仿真系统中在程序化操作票编辑工具界面中定义了顺控票的票名，顺控票的文件名、设备起始状态、设备完成态；同时在操作票的内容中定义了操作票的执行编号、操作类型（检查、执行）、出错处理（立即停止该操作票、继续执行该操作票、等待人工干预）、超时时间（如设备状态不满足条件是操作时间超过设定时间，则弹出提示进行人工干预）、间隔时间（指满足操作票条件，执行操作票时每一操作的时间间隔）等，人性化的完成顺控操作票的编写。

3.6 站端操作过程

变电站监控系统根据操作任务调取相应的程序化操作票进行程序化控制。在仿真系统中执行程序化控制的过程中，为了确保每一步操作的安全性及可靠性，系统将严格按照操作票执行条件的定义进行相关操作条件的校验，并且在每一步操作执行完成后也按照操作票定义的检查项进行校验，如果检验条件满足，系统将继续执行下一步操作；反之系统根据操作票定义的防误程序弹出提示“终止”、“忽略”、“人工干预”等对话框供运行人员选择。

同时，在程序化控制执行前，系统在变电站监控系统中嵌入的程序化控制模块还提供了操作票预演功能，可以在执行操作票前对此操作票的条件进行校验。

另外，仿真系统通过OpenGL，VC等工具研发了虚拟三维场景，并开发了对场景内一次、二次设备的监视功能。在智能变电站程序化控制执行过程中可以通过三维场景遥视系统对断路器、隔离、接地开关等一次设备进行监视，判断设备是否分合到位，以保证设备操作的可靠性。达到现场视频监控系统与后台监控有效联动的真实模拟。随着仿真系统模拟库的不断完善，还可以对变电站辅助环境进行仿真监测、包括火灾报警信息、安防信息等，并能远程实现空调、风机等的控制。程序化控制流程见图3。

智能变电站要求支持调控一体化、设备检修专业化和运行维护一体化，并全面支持调度技术支持系统的功能需求。根据调度技术支持系统的功能结构，“实时监控与预警”、“调度管理”、“调度计划”三大类功能的实现与变电站上送的信息及实现的功能密切相关，调控一体化的实现，要求变电站的信息在站内进行预处理，实现分布式状态估计、告警信息分类处理、远程浏览等功能；为全面实现状态检修、变电站设置全面的状态监测系统、包括一次设备、二次设备、辅助设备等。

随着智能变电站无人值守的全面开展，为使其更好地适应电网的发展，服务于电网生产和运行。仿真系统应该留有扩展功能，不仅具有程序化控制功能，还要逐渐升级，拓展到支撑经济运行与优化控制、站控控制等高级功能。

图3 程序化控制流程

4 结语

结合智能变电站的技术发展趋势以及监控系统推广应用的现状，以后台监控系统为平台开展了程序化控制功能模块化研究，重点在于对程序化控制的操作内容和操作流程进行仿真设计，建立程序化控制功能的状态模型和设备模型，并讨论了程序化控制功能模块化所涉及的信息交互的实现方式，解决了模块化设计中存在的信息交互方式的问题，希望能够推动智能变电站的标准化、模块化建设，进一步提高全站系统功能的通用性、可扩展性，提高全站的智能化水平。

以IEC61850规约为基础的程序化控制仿真系统，为变电站内的运维人员熟悉和使用程序化控制提供了培训平台，对于提高智能变电站运维人员的应用程序化控制系统的技术水平具有重大促进作用。

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Exploration and Application on Sequential Control in Smart Substation Simulation System

Process status and operating configuration which is controlled by programs are modelled and simulated based on IEC 61850.Procedural control of smart substations is designed.Combined with engineering examples，the procedural control elements of smart substations are discussed，the equipment model and operating procedures are expounded，and the interactive mode of simulating system which is needed by procedural function modules if explored preliminarily，such as five protect and locking system，sequence operation list，stand side control，visualization system etc.

smart substation simulation；IEC61850；sequential control；ticket operation list

TM76

：B

：1007－9904（2014）03－0059－04

2014-04-25

闫瑞杰（1978—），男，讲师，主要从事自动控制、仪表和通信方面的教学与研究。