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摘要：电力需求的高速增长，变电所数量大量增加，运行人员紧张，在监护操作模式下，操作时间过长，人员疲乏，严重影响安全生产。鉴于新安规内已有单人操作模式和程序化操作模式，根据变电站实际设备条件探讨单人操作模式及程序化操作模式的实现方法及防误方法。
关键字：综合自动化 单人操作程序化操作
中图分类号：G 文献标识码： A 文章编号：
目前随着电力需求的高速增长，变电所数量也在不断的增加，但由于减员增效等方面的原因，变电所运行人员数量不可能大幅增加，采用十几个甚至更多变电所集中一起监控、操作管理的集控站随着变电所的增加再加上操作还停留在监护操作的模式上，运行人员的紧张程度更加突出，工作的繁忙，人手的缺少紧张，这都将对运行安全极为不利，因此新安规把程序化操作及单人操作，都进行规定。但程序化操作及单人操作对于目前白洋站进行大规模的改造也不现实，因此在目前的设备状态下，进行一些较小的改进，实现程序化操作及单人操作，这将对安全和减员增效等各方面都是有利的。近些年来投产的的变电所采用的是南瑞科技的BSJ-2200，南瑞继保RCS-9000，他们的综合自动化程度都较高，同时我局采用了DF8002系统SCADA监控系统 ，集控站对各子站四遥功能完善，网络图见图1。
图1
现在集控站模式是：监控及操作拉合开关、中性点接地闸刀，停用和投入重合闸、备自投等操作在集控站后台监控机进行监护操作，而其他的操作必须要到现场进行监护操作。随着变电所的大量增加，人员增加有限及交通道路的拥堵的情况下，运行人员工作量越来越大，不能适应目前电力的快速发展。再不从原来的模式中解放出来，将严重影响“安全运行”的主基调。而将原来的设备全部改造成自动化程度很高的可完全进行程序化操作的设备，又要投入大量的资金和等待很长的时间。在以上两种情况都不可能实现的事实下，我们能不能在不投入大量的资金和用较短时间，进行一些较小的改造，又能大幅提高变电运行的生产力，是当前要解决的重要课题。
单人操作模式的实现：
一。基于综合自动化变电站单人操作的可行性论证：
1.对于110kV自动化变电所较好的变电所，本身在其当地后台机，已设置了成熟五防顺控逻辑，无需进行改动，有些本身还有开票预演功能，如果没有增加该功能也比较方便，只需要增加的是将操作票的每一步变成一个个执行程序化的批命令，例如本站的高教变，后台机系统采用的是南瑞继保的RCS-9000系统，在其界面就有开票功能，并配备五防闭锁逻辑，在其后台机可以进行该子站110kV的GIS开关闸刀，接地闸刀，由于10kV的设备采用的ABB的中置柜，开关小车要进行手动操作，因此不能在后台机上进行操作，对保护的压板大部分都进行了软压板设置，均可以在后台机上操作，主变器是室内分室布置，在单人进行挂接地线，只要有提醒信号就不会走错带电挂接地线。
2.现场操作位置确认信号的产生，在对能进行远方自动化操作进行程序化操作后，对只有在现场操作的设备采用现场操作位置确认信号来提醒操作人员，操作的实际位置。位置确认信号的产生，是由第一个命令发出后，等待返校命令正确，及开关或闸刀位置信号正确，才允许发操作位置确认信号，并开放闭锁，现场操作人员在设备位置信号与操作票步骤核对正确，闭锁开发，允许手动操作
二．单人操作的流程：
1。对于110kV变电所自动化较好的变电所，如采用南瑞科技的BSJ-2200，南瑞继保RCS-9000、四方CSC2000监控系统的综合自动化变电所，对远动遥控等开放所需的操作权限。
2．在集控站监控机上增加开票及五防逻辑软件，对增加操作内容设置成与子站后台机监护、操作“与”的关系，通过返校和设备位置信号的返回来实现监护功能。并对集控站监控机与当地后台机设置操作、监护主从切换功能，正常倒闸操作，在集控站监控机开好操作票，审核，预演正确后经五防判别正确，编制成批命令发入子站
3．当异常及事故处理时，由操作、监护切换到当地机进行，开票预演经五防判别后下达命令，由主站进行监护。
4．现场操作，测控单元开出一付接点，显示全子站唯一现场即将操作的间隔单元，以防单人操作员走错间隔。
5．单人倒闸操作流程（见图2）
6．事故处理操作流程（见图3）
现以杭州电力局110kV高教变为例，一次系统由10kV系统ABB中置柜、110kVGIS设备组成。监控系统采用RCS-9000变电站综合自动化系统，系统结构采用单机配置，主计算机计通过两台通信控制器与变电站内保护、测控装置相连接。两台通信控制器互为备用，任一台故障，可自动切换，接替故障设备工作，可靠性较高。目前我国正在逐步实现无人值班，少人操作的模式，RCS－9000系统也可实现由变电站集控中心进行监测和控制。
RCS－9000系统简介
目前该系统具有的主要功能：
实时数据采集
数据统计和处理
1）遥信信号监视和处理：包括异常，紧急、事故、频繁告警抑制等多种报警级别；声响、语音、闪光多种告警方式，告警闭锁、和解除等多种告警方式；单位置信号处理；多位置信号处理；遥信信号逻辑运算；断路器事故跳闸监视及报警处理。
2）多种限值监视及报警处理：包括异常，紧急、事故、频繁告警抑制等多种报警级别；声响、语音、闪光多种告警方式，告警闭锁、和解除等多种告警方式。
3）多种限值
操作控制
断路器和隔离开关的分合控制
变压器分接头调节
操作防误闭锁
特殊控制
保护软压板的投切
运行记录
报表和历史数据
人机界面
电气主接线图、实时数据画面显示
实时数据表格，曲线显示
各种参数在线设置和修改
保护定值检查和修改
控制操作檢查和闭锁
画面拷贝和报表打印
各种记录打印
画面和表格生成工具
语音告警
多种画面调用方式
支持多种远动通信规约，与多调度通信
远程维护
RCS－9000综合自动化系统功能完善，在系统上增加功能较易实现。
ABB中置柜防误功能简介：
10kV中置柜为金属封闭型开关柜，厂家生产柜壳时就把机械防误闭锁装置和电气防误闭锁装置一起综合设计。“五防”装置每项功能靠机械机构传动和电气接点来完成闭锁，设备投运后，无需用户考虑“五防”装置。增加的电气防误闭锁装置可以避免“五防”装置靠机械机构传动，联动的环节多，操作过程易出现机构卡死故障。大大提高了10KV中置柜的五防闭锁装置的可靠性。在实际运行中，也证明了其可靠性。
110KV变电所由RCS－9000监控系统、10KV系统ABB中置柜、110KVGIS设备组成的无人值班变电所，可以可靠的实现单人操作模式。
要实现单人操作模式，需在下列设备上增加或改造部分功能：
1．对手动操作10kV开关柜小车必须在面板上装设一块液晶显示面板，面板上可根据开关小车操作内容进行显示，主要为六条中文文字：
“××线开关小车由工作拉至试验位置”；
“××线开关小车由试验位置拉至检修位置”；
“××线开关小车开关小车由检修位置推至试验位置”；
“××线开关小车由试验位置推至工作位置”；
“合上××线线路接地闸刀”；
“拉开××线线路接地闸刀”；
在当地开关柜地保护中的存储器里分六个地址存储，当集控站程序操作指令发相应命令，并经开关及开关小车状态判断，满足五防逻辑后发送地址码，显示相应内容
2．对安装主变10KV侧接地线，在主变室大门处装设一块液晶显示面板并在接地点连接提醒指示灯，面板内容为：
挂上“××主变10kV侧接地线”拆除“××主变10kV侧接地线”
当集控站程序操作指令发“在××主变10kV侧挂接地线”时，同时集控站判断主变10kV开关小车不在工作位置，110kV侧闸刀在分位时，则在该面板显示挂上“××主变10kV侧接地线”
3．保护装置硬压板取消操作，均改为软压板操作，软压板与硬压板串连接入回路，硬压板只在保护工作时由检修人员操作。
4．总控单元增加：
1）指令转发功能；
2）同时收到集控站和RCS－9000系统相同操作指令时，才能将操作指令下发至相应设备。
即：总控单元收到集控站操作指令时，同时将相应指令转发至RCS-9000监控系统，要求进行确认操作；总控单元在收到集控站操作指令和RCS-9000监控系统确认操作指令后，才能发操作指令至相应设备。
3）总控单元可以对一些简单的操作，可采用屏蔽功能，无需经过后台机RCS-9000监控系统确认，直接操作。
结论：
有了以上的改造后，110kV变电所由RCS－9000监控系统、10kV系统ABB中置柜、110KVGIS设备组成的无人值班变电所，可以可靠的实现单人操作模式。我们就可以把在集控站接到调度命令后，在微机上开好操作票，审票正确后在后台机上，进行模拟操作并经五防检查正确后，转入程序命令，发至子站的总控单元，由总控单元经五防后进入自动化可操作的设备在集控站里進行程序化操作，而现场操作设备只需一人进行单人操作。
上述设备改造不仅可以在自动化南瑞继保RCS-9000系统，也可以对南瑞科技的BSJ-2200，四方的CSC-2000系统进行改造，对一些闸刀电动自动化较高的220kV变电所，也可以进行现场无人的程序化全自动操作。针对目前变电所数量的大幅增加，单人操作，程序化操作结合操作许可制，检修人员操作等多种方式，将使各集控站管理的变电所数量更多，而运行人员更少，为各电力局减人增效，提高劳动生产力出一份力。
参考文献：
[1]吴竞昌．供电系统概论[M]．北京:中国电力出版社，1998．
[2]胡道元．计算机局域网(第三版)[M]．北京:清华大学出版社，2002.
[3]焦邵华．配电网自动化通信分析[J]．电力自动化设备，2003,(5).
[4]黄跃明．电网变电技术 [J]．上海电力学院学报，2001．
[5]南瑞继保RCS-9000变电所综合自动化系统说明。
关键字：综合自动化 单人操作程序化操作
中图分类号：G 文献标识码： A 文章编号：
目前随着电力需求的高速增长，变电所数量也在不断的增加，但由于减员增效等方面的原因，变电所运行人员数量不可能大幅增加，采用十几个甚至更多变电所集中一起监控、操作管理的集控站随着变电所的增加再加上操作还停留在监护操作的模式上，运行人员的紧张程度更加突出，工作的繁忙，人手的缺少紧张，这都将对运行安全极为不利，因此新安规把程序化操作及单人操作，都进行规定。但程序化操作及单人操作对于目前白洋站进行大规模的改造也不现实，因此在目前的设备状态下，进行一些较小的改进，实现程序化操作及单人操作，这将对安全和减员增效等各方面都是有利的。近些年来投产的的变电所采用的是南瑞科技的BSJ-2200，南瑞继保RCS-9000，他们的综合自动化程度都较高，同时我局采用了DF8002系统SCADA监控系统 ，集控站对各子站四遥功能完善，网络图见图1。
图1
现在集控站模式是：监控及操作拉合开关、中性点接地闸刀，停用和投入重合闸、备自投等操作在集控站后台监控机进行监护操作，而其他的操作必须要到现场进行监护操作。随着变电所的大量增加，人员增加有限及交通道路的拥堵的情况下，运行人员工作量越来越大，不能适应目前电力的快速发展。再不从原来的模式中解放出来，将严重影响“安全运行”的主基调。而将原来的设备全部改造成自动化程度很高的可完全进行程序化操作的设备，又要投入大量的资金和等待很长的时间。在以上两种情况都不可能实现的事实下，我们能不能在不投入大量的资金和用较短时间，进行一些较小的改造，又能大幅提高变电运行的生产力，是当前要解决的重要课题。
单人操作模式的实现：
一。基于综合自动化变电站单人操作的可行性论证：
1.对于110kV自动化变电所较好的变电所，本身在其当地后台机，已设置了成熟五防顺控逻辑，无需进行改动，有些本身还有开票预演功能，如果没有增加该功能也比较方便，只需要增加的是将操作票的每一步变成一个个执行程序化的批命令，例如本站的高教变，后台机系统采用的是南瑞继保的RCS-9000系统，在其界面就有开票功能，并配备五防闭锁逻辑，在其后台机可以进行该子站110kV的GIS开关闸刀，接地闸刀，由于10kV的设备采用的ABB的中置柜，开关小车要进行手动操作，因此不能在后台机上进行操作，对保护的压板大部分都进行了软压板设置，均可以在后台机上操作，主变器是室内分室布置，在单人进行挂接地线，只要有提醒信号就不会走错带电挂接地线。
2.现场操作位置确认信号的产生，在对能进行远方自动化操作进行程序化操作后，对只有在现场操作的设备采用现场操作位置确认信号来提醒操作人员，操作的实际位置。位置确认信号的产生，是由第一个命令发出后，等待返校命令正确，及开关或闸刀位置信号正确，才允许发操作位置确认信号，并开放闭锁，现场操作人员在设备位置信号与操作票步骤核对正确，闭锁开发，允许手动操作
二．单人操作的流程：
1。对于110kV变电所自动化较好的变电所，如采用南瑞科技的BSJ-2200，南瑞继保RCS-9000、四方CSC2000监控系统的综合自动化变电所，对远动遥控等开放所需的操作权限。
2．在集控站监控机上增加开票及五防逻辑软件，对增加操作内容设置成与子站后台机监护、操作“与”的关系，通过返校和设备位置信号的返回来实现监护功能。并对集控站监控机与当地后台机设置操作、监护主从切换功能，正常倒闸操作，在集控站监控机开好操作票，审核，预演正确后经五防判别正确，编制成批命令发入子站
3．当异常及事故处理时，由操作、监护切换到当地机进行，开票预演经五防判别后下达命令，由主站进行监护。
4．现场操作，测控单元开出一付接点，显示全子站唯一现场即将操作的间隔单元，以防单人操作员走错间隔。
5．单人倒闸操作流程（见图2）
6．事故处理操作流程（见图3）
现以杭州电力局110kV高教变为例，一次系统由10kV系统ABB中置柜、110kVGIS设备组成。监控系统采用RCS-9000变电站综合自动化系统，系统结构采用单机配置，主计算机计通过两台通信控制器与变电站内保护、测控装置相连接。两台通信控制器互为备用，任一台故障，可自动切换，接替故障设备工作，可靠性较高。目前我国正在逐步实现无人值班，少人操作的模式，RCS－9000系统也可实现由变电站集控中心进行监测和控制。
RCS－9000系统简介
目前该系统具有的主要功能：
实时数据采集
数据统计和处理
1）遥信信号监视和处理：包括异常，紧急、事故、频繁告警抑制等多种报警级别；声响、语音、闪光多种告警方式，告警闭锁、和解除等多种告警方式；单位置信号处理；多位置信号处理；遥信信号逻辑运算；断路器事故跳闸监视及报警处理。
2）多种限值监视及报警处理：包括异常，紧急、事故、频繁告警抑制等多种报警级别；声响、语音、闪光多种告警方式，告警闭锁、和解除等多种告警方式。
3）多种限值
操作控制
断路器和隔离开关的分合控制
变压器分接头调节
操作防误闭锁
特殊控制
保护软压板的投切
运行记录
报表和历史数据
人机界面
电气主接线图、实时数据画面显示
实时数据表格，曲线显示
各种参数在线设置和修改
保护定值检查和修改
控制操作檢查和闭锁
画面拷贝和报表打印
各种记录打印
画面和表格生成工具
语音告警
多种画面调用方式
支持多种远动通信规约，与多调度通信
远程维护
RCS－9000综合自动化系统功能完善，在系统上增加功能较易实现。
ABB中置柜防误功能简介：
10kV中置柜为金属封闭型开关柜，厂家生产柜壳时就把机械防误闭锁装置和电气防误闭锁装置一起综合设计。“五防”装置每项功能靠机械机构传动和电气接点来完成闭锁，设备投运后，无需用户考虑“五防”装置。增加的电气防误闭锁装置可以避免“五防”装置靠机械机构传动，联动的环节多，操作过程易出现机构卡死故障。大大提高了10KV中置柜的五防闭锁装置的可靠性。在实际运行中，也证明了其可靠性。
110KV变电所由RCS－9000监控系统、10KV系统ABB中置柜、110KVGIS设备组成的无人值班变电所，可以可靠的实现单人操作模式。
要实现单人操作模式，需在下列设备上增加或改造部分功能：
1．对手动操作10kV开关柜小车必须在面板上装设一块液晶显示面板，面板上可根据开关小车操作内容进行显示，主要为六条中文文字：
“××线开关小车由工作拉至试验位置”；
“××线开关小车由试验位置拉至检修位置”；
“××线开关小车开关小车由检修位置推至试验位置”；
“××线开关小车由试验位置推至工作位置”；
“合上××线线路接地闸刀”；
“拉开××线线路接地闸刀”；
在当地开关柜地保护中的存储器里分六个地址存储，当集控站程序操作指令发相应命令，并经开关及开关小车状态判断，满足五防逻辑后发送地址码，显示相应内容
2．对安装主变10KV侧接地线，在主变室大门处装设一块液晶显示面板并在接地点连接提醒指示灯，面板内容为：
挂上“××主变10kV侧接地线”拆除“××主变10kV侧接地线”
当集控站程序操作指令发“在××主变10kV侧挂接地线”时，同时集控站判断主变10kV开关小车不在工作位置，110kV侧闸刀在分位时，则在该面板显示挂上“××主变10kV侧接地线”
3．保护装置硬压板取消操作，均改为软压板操作，软压板与硬压板串连接入回路，硬压板只在保护工作时由检修人员操作。
4．总控单元增加：
1）指令转发功能；
2）同时收到集控站和RCS－9000系统相同操作指令时，才能将操作指令下发至相应设备。
即：总控单元收到集控站操作指令时，同时将相应指令转发至RCS-9000监控系统，要求进行确认操作；总控单元在收到集控站操作指令和RCS-9000监控系统确认操作指令后，才能发操作指令至相应设备。
3）总控单元可以对一些简单的操作，可采用屏蔽功能，无需经过后台机RCS-9000监控系统确认，直接操作。
结论：
有了以上的改造后，110kV变电所由RCS－9000监控系统、10kV系统ABB中置柜、110KVGIS设备组成的无人值班变电所，可以可靠的实现单人操作模式。我们就可以把在集控站接到调度命令后，在微机上开好操作票，审票正确后在后台机上，进行模拟操作并经五防检查正确后，转入程序命令，发至子站的总控单元，由总控单元经五防后进入自动化可操作的设备在集控站里進行程序化操作，而现场操作设备只需一人进行单人操作。
上述设备改造不仅可以在自动化南瑞继保RCS-9000系统，也可以对南瑞科技的BSJ-2200，四方的CSC-2000系统进行改造，对一些闸刀电动自动化较高的220kV变电所，也可以进行现场无人的程序化全自动操作。针对目前变电所数量的大幅增加，单人操作，程序化操作结合操作许可制，检修人员操作等多种方式，将使各集控站管理的变电所数量更多，而运行人员更少，为各电力局减人增效，提高劳动生产力出一份力。
参考文献：
[1]吴竞昌．供电系统概论[M]．北京:中国电力出版社，1998．
[2]胡道元．计算机局域网(第三版)[M]．北京:清华大学出版社，2002.
[3]焦邵华．配电网自动化通信分析[J]．电力自动化设备，2003,(5).
[4]黄跃明．电网变电技术 [J]．上海电力学院学报，2001．
[5]南瑞继保RCS-9000变电所综合自动化系统说明。