IEC61850变电站程序化操作的工程实现

摘要：文章介绍了IEC61850变电站程序化操作的情况，结合深圳供电局110kV莲花山变电站程序化改造的实施，对程序化操作变电站的技术方案进行了分析，给出了程序化操的系统构成、操作方案及远动规约的工程化方案。

关键词：变电站自动化；程序化操作；IEC61850 ；运动规约

中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）33-0133-03

一、概述

目前变电站已基本具备“四遥”功能，越来越多的变电站采用无人值班运行模式。但是“四遥”功能只做到在调度中心进行断路器操作的遥控，隔离开关、刀闸等设备的操作主要以“现场操作来完成”。现场操作存在一些明显的弊端，一是往返操作现场，占用了较多的时间与人力资源，造成了资源的浪费，没有充分发挥运行人员的最大效率；二是随着操作密度的增加，人工干预操作的现象也增多，这也直接导致了误操作的出现。

随着开关、刀闸等一次设备电动控制技术和变电站自动化系统程序化控制技术的逐步成熟，以程序化控制取代人工日常倒闸操作已经慢慢成为主流操作办法。通过程序化操作取代人工倒闸操作，可以有效规避上述两个问题，并进一步提升变电站的安全运行水平。基于这种思路和目前的技术条件，110kV莲花山变电站于2009年成功完成了程序化操作的改造。

二、程序化操作的系统构成

变电站自动化系统必须是一个开放系统，必须选择合适的变电站系统通信平台。因为在变电站程序化操作的实施，与保护设备、自动化设备之间的互相操作密切相关。所以保证程序化操作的实现，站内自动化系统的站内通信至少要满足以下条件：

1．间隔层装置之间要进行程序化操作的命令以及获得相关的开关量、模拟量信息的传递，要保证能够实现相互的横向通信。

2．应能对结果信息进行反馈，比如，操作进展、操作结果，操作失败的原因、是不是需要人工操作，等等。

现在变电站普遍采用IEC60870-5-103协议进行自动化系统站内通信，该协议并不能很好地满足上述需求，一方面信息不能进行自我描述，另一方面在没有规范扩展的语义范畴，所以不同厂家的产品在实际使用时无法真正实现互操作，需要大量的规约转换设备，对于实施程序化操作来说，存在操作瓶颈，系统复杂了，可靠性也相对下降，将它作为程序化操作的平台显然不适合。而新一代变电站自动化系统采用的IEC61850标准则很好的满足了上述条件。IEC61850标准是IEC制定的国际标准，规定了变电站自动化系统和通信网络的内容，能够面向对象进行数据建模、与具体实现分开的通用的配置语言、通信服务、设备间无缝通信等功能。

不同厂商设备间的开放无缝的互操作问题能够在该协议的框架下被解决。间隔层连锁、横向命令传输以及操作信息的承载问题也可以通过应用面向通用对象的变电站事件（GOOSE）很好地解决，从而为实施程序化操作变电站提供坚实的技术基础。标准的对象模型和信息的自描述是该标准与以前应用的协议的最大的不同之处，大多数公共实际设备和设备组件的公共数据格式、标识符、行为和控制在该标准中都有定义的模型，从而真正实现了变电站自动化设备的

互操作。

三、程序化操作的基本方案

程序化操作主要实现方案有三类，分别是在站控层程序化操作、间隔层设备程序化操作以及二者相结合的程序化操作。

（一）站控层程序化操作

本方案中，编制和运行操作票是在后会和调度端，调度或者后台发出的指令由间隔装置执行。这样做有着隔层设备不需变更、通信架构简单、操作票灵活方便易于按需选择典型票的优点。然而，这种方案必须保证通信可靠，它所得的信息不是直接采集的；必须考虑通信中断情况发生时应如何处理。后台和调度功能与程序化操作功能在一起的可靠性不是很好。

（二）间隔层设备程序化操作

本方案将典型票放在程序化操作服务器中，典型票是事先编制好的，且以间隔为单位存放。操作的初始状态和目标状态在后台和调度指明，对操作票进行组织和执行操作负责的是程序化操作服务器。在这种方案中间隔层装置也只是需要执行命令，而不需要做任何改动。这种方案有着以下的优点：通信构架简单；间隔层装置不需改动；设备专业，能够可靠运行；工程易于维护；能够很好地解决对已运行间隔受到电站扩建的影响的问题。但是，这种方案程序化操作服务器是中心，必须保证程序化操作服务器的

正常。

（三）协同操作方案

本方案由本间隔的测控装置或四合一装置执行间隔内的典型票操作，由程序化操作服务器完成跨间隔的操作。这样做具备以下优点：信息在间隔内操作时直采，快速可靠。但是实现跨间隔操作较复杂。

110kV莲花山变电站的程序化操作采用上述第三种方案，操作票的存储和判别均在变电站侧完成，调度中心配合选票、传票和验证。调度中心向变电站发送一个操作目标，每步的判别和操作均在变电站侧完成，过程实时信息由站端远动装置上传到调度中心。

这个方案在变电站内相应间隔的测控装置或10kV四合一装置内存储间隔内操作的操作票，由间隔装置负责实现所有的间隔内的程序化操作；而在专用的程序化操作服务器内存放跨间隔部分的组合操作票，负责完成的是程序化操作服务器。站端与调度中心之间的远动通道进行操作票传递（非实时）和简单指令，变电站侧的操作票经调度中心验证。

在调度中心进行程序化操作的步骤如下：

1．调度中心确定操作任务，选择操作目标状态，并下发遥控预置命令。

2．站端收到遥控预置命令后，根据当前状态和目标状态选择相应的的操作票，并将选择结果及时上传到调度中心（操作票文件或通知预置失败）。

3．调度中心显示操作票，并校验操作票（操作预演或操作员核对）。

4．调度中心确认无误后，执行程序化控制。

5．站端在收到执行程序化控制的命令后，执行下发操作票，并将每个步骤的执行情况上报给调度中心。

四、远动规约

要在调度中心实施程序化控制，必须及时获得程序化操作的过程信息。但是目前变电站与调度通信采用的IEC104远动规约只能传输四遥信息，不能传输操作票，不能 承载操作过程信息，不能下发人为干预命令，不能进行定值等保护信息的传输。为了实现上述目标，对IEC104远动规约进行了以下扩展：

1．在监视方向，扩展了报文类型52。

2．扩展了文件传输的规约定义，实现了文件传输。

间隔状态由变电站按遥信上送至主站，主站根据此信息确定间隔的当前状态，并按变电站提供的状态遥控号，以指明目的状态（发送目的状态遥控号）的形式按照约定的格式向变电站发起程序化操作。

程序化操作过程信息由变电站上送至主站，即每步的成功失败/等待。主站端在需要时可以人工急停，终止程序化操作。对规约进行扩展后，站端得以及时上送程序化操作票文件和每一步操作的过程信息，主站端可以及时了解程序化操作的详细过程，必要时可以人工急停，终止程序化操作。

操作流程如下：

主站端： 选择程序化操作

变电站端：确认程序化操作选择

变电站端：程序化操作票文件传送

主站端： 执行程序化操作

变电站端：程序化操作开始执行

变电站端：程序化操作单步过程信息传送（单步成功/失败/等待信号）

… …

变电站端：程序化操作单步过程信息传送（等待）

主站端： 确认继续执行对变电站端等待的步骤，

变电站端：程序化操作继续执行

… …

{

… …

主站端： 急停程序化操作

变电站端：程序化操作结果信息传送（总成功/失败信号）

}

… …

变电站端：程序化操作结果信息传送（总成功/失败信号）。

该流程完整展示了程序化操作时主站和站端之间远动规约报文交互的全过程。

五、存在的问题及对策

IEC61850变电站实施程序化操作，一般有两种情况：

第一种是程序化操作过程仅关联到本次间隔内的一次设备状态转换的程序化操作（比如运行、热备、冷备、检修状态的转换），就是对间隔内的程序化操作。这种操作的操作对象不涉及到不同间隔的互操作，仅局限于本间隔内部一次设备的操作，易于

实现。

第二种是涉及到多个间隔的一次操作以及多个间隔的二次操作的跨间隔的程序化操作，这种操作则比较复杂。虽然变电站的程序化操作主要是以第一种情况为主，在实际运行中跨间隔的操作比较少，但毕竟还是存在第二种操作，不解决跨间隔操作的问题，程序化操作的意义将大打折扣。

110kV莲花山站采用的程序化操作的方案是间隔层设备与站控层程序化操作服务器共同完成，其中的程序化操作涉及到跨间隔的部分，是由程序化服务器通过组合操作票来共同完成的。比如说某一程序化操作按以下的顺序进行：A间隔从运行态向热备用状态转换B间隔由热备用向检修态转换C间隔由检修态向运行态转换，在相应的间隔装置中存放实际实现时A、B、C三个间隔运行态转换的操作票，操作员发出执行该程序化操作的命令之后，首先程序化操作服务器向A间隔发出命令运行转热备用的，A间隔测控装置再依据其内部的操作票进行设备态的转换，其次是程序化操作服务器向B间隔发出命令热备用向检修转换，B间隔装置再依据内部的操作票进行操作，C间隔的工作方式与AB相同。从这个例子可以明显看出，实际上是由多个间隔装置共同完成跨间隔的程序化操作，程序化操作服务器保存的只是基于间隔层操作票的组合关系，因为间隔内的操作票是经过验证的，在扩建时其正确性无需再次验证；另一方面由于间隔层设备的可靠性通常要高于站控层设备，将程序化操作主体放在间隔层设备中程序化操作的可靠性和成功率会大大增强。这样扩建时验证困难的问题就被解

决了。

六、结语

从莲花山站投运后2年多的实际运行情况看，变电站自动化系统运行操作的效率显著提高，运行更为稳定可靠。例如：过去一回110kV线路从运行改为线路检修，一般要由2～3名熟练的运行人员到变电站现场操作，需要时间约13.5分钟；采用程序化操作后，只需在调度中心进行操作，用时约为1.5分钟，效率提高了8倍，从而大大缩短了设备停送电时间，有效地提高了该站供电片区2万多户用户的供电可靠性，取得了明显的社会效益。

参考文献

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