第 1 章 绪论
1.1 项目背景
随着电力体制改革的不断深入，提高劳动生产率、减员增效是电力企业目前面临的切实问题。无论是从技术发展，还是加强管理方面都迫切需要在变电站推行无人或者少人值班的运行机制和自动化技术。实行无人或者少人值班的运行机制是变电站运行管理的发展趋势，而在集控中心建立集控防误操作系统实现集控中心远方操作是实现该目标的一种有效手段。曾今电力系统的相关部发布了对于集控站建立的有关文件，提倡建立在调度电网旗下的集中控制站，用来保障电网和无人值守变电所的安全运行，集中控制站的建成方便了所有站内运行人员相关工作绝大多数能够在远方通过控制做成，通过当地的信息采集系统和控制操作机构，能够不间断的监视和操作下属地区的相关变电站的变电设备，做到了保证无人值班变电站的安全可靠运行。当前根据国家电网公司提出的“三集五大” 体系建设发展要求，实现变电站综合自动化、推行变电站无人值守和实施监控中心集中监控、调控一体化，已经成为必然趋势特别对电力系统专业及电网调度专业的自动化。在大力发展无人值守变电站时，电力企业采集相关设备信息以及要求不间断的在线监视变电站的刀闸、接地刀闸、接地线也要求包括在内，能够电网系统的运行更加现代化，在操作方面能够保障安全，倒闸的操作系统逐步在无人值班变电站的防误主站上产生，从而造成了电网科技发展的飞跃。
回顾一下电网企业经历的电网事故，其中 多余九成的事故是违章造成的，习惯性违章造成的事故占了七成以上。我们在反思事故时，发现违反相关规定是造成事故的根本原因。国内，220kV 及以下变电站隔离开关一般现场不具备电气闭锁的功能，无法向监控系统提供位置节点，反应其实际位置，尤其在接地线和地刀等数量很大，变电站无法监视到其确切位置，这样就加大了电网误操作事故发生的风险。在减少电网人身以及电气设备误操作发生的控制方面，我国早在 1990 年就根据电网运行国内外的经验与教训，就电气设备在安全方面设计了“五防”相关规定，将其相关方面的规定要求写进了法律。令人惋惜的是，很多电力系统的企业在“防误”方面做得还是不尽人意，时有误操作的发生。而今发生电网事故在经济的负面影响越来越大，主要电网的发展造成了结构的复杂性。电力值班人员误操作事故造成的后果很严重，长期以来严重威胁着相关企业的电力生产，于是在如何杜绝电气误操作课题方面，值得我们进一步努力。
1.2 国内外研究概况
1.2.1 集控微机防误闭锁相关系统的国外研究现状。
根据国外的许多研究机构对防误闭锁系统在供电企业的设计以及变电站之间的通信都进行的大量研究，其基本结构如图 1.1 所示。
在 1985 年之前，变电站采用单一供应商，维护不方便，各个变电站之间相互隔离，通信采用集群无线电，传输速度慢，通信协议集成度较差。在 1985年到 2000 年的发展过程中，变电站的设备为多供应商，通过协议转换器把不同厂家的产品进行互连，变电站采用点对点的交互，通过广域网将变电站连接起来。采用无线分组将变电站之间的信息互连，传输速度有了明显提高[1-2].
在 2000 年之后的系统设计中，系统集成度更好，能够与 SCADA 系统进行交互，传播速度达到了千兆，通信协议采用更规范的 IEC 61850[3].系统结构图如图 1.2 所示：
在防误闭锁方面，国际上的防误闭锁全数选择纯机械程序式防误闭锁。纯机械程序式闭锁系统结构简单、逻辑清晰，不使用带有电子元件的器件，其纯机械式的锁具、金属构件和专业锁具构成的联锁盒出现故障的概率是非常低的，甚至没有必要去维护它[4-6]。但是其缺点也是显而易见的，不能实现自动控制，不能实现电网的智能化。
目前，国外常见的电力系统通信网络结构图如1.3所示。
图 1.3 中，HMI 为人机界面，IPC 为工控机，ESW 为以太网交换机，NCC为网络控制中心，BCU 为间隔控制单元。混合式通信结构的以太网交换机采用串联形式，这样的通信方式可靠性不高，但传输方便。而且有主以太网控制分以太网，这样会提高电网运行的可靠性[7].
1.2.2 集控微机防误操作系统的国内研究现状
目前江西电网 500kV 集控系统的功能还不够完善，监控中心尚不能对各变电站进行遥控操作，各变电站处于有人值班的阶段。在“三集五大”的大背景下，江西电网正积极针对现有 500kV 集控系统进行技术改造，以实现变电站的高效率运行[8-12].目前我国供电企业的电气在操作方面形式不一，有电动操作，还有少部分需要工作人员人工手动执行，迄今为止，要对变电站设备进行倒闸操作，需要在在成立操作队的前提下完成相关设备的操作任务[13-17].在无人值守运行管理模式中，必须解决在该运行管理模式下的电气误操作问题，在安全运行的基础上，无人值守的管理方式就可以完全展现出多方面的优势[18-23].现阶段集控防误操作系统的模式及应用方案如下：
方案一：
该集控防误操作系统模式是目前应用比较广泛的一种，其结构简单清晰，对于集控站初步阶段的要求能力较易实现，简单操作方式成为很快就被掌握。
该设计具备集控防误闭锁的操作系统，包含监控主站系统所辖子站的所有数据，各个下属变电站的电力设备状态均能反应在集控主站的系统中，操作指令票的传送与回传能够在所属每一子站通过就地或远方的方式完成。每一个下属变电站独有各自的防误操作系统，具备在变电站现场进行操作票回传，并且将设备操作的状态反馈给监控中心。在设计方面该方案需要监控中心与各子站有可靠地通信保障来实现，在通讯接口的选择方面，一般都是以太网还有就是串口。
系统结构图如 1.4 所示。
方案二：
该模式的特点是结构简单，功能简单，子站在“五防”上不具备完善的操作系统，比方案一投资经济。集控中心在设计中有一套完善的防误操作系统，该系统容纳了下属变电站所有设备的相关信息，各个下属变电站的电力设备状态均能反应在集控主站的系统中，操作指令票的传送与回传能够在所属每一子站通过就地或远方的方式完成。下属的变电站均没有的防误操作系统，只有通过电脑五防钥匙来打开锁具，适配器的传输操作票，能够在变电站现场进行操作票的回传，最后值班人员将设备操作完成后状态信息反馈给集控中心。在设计方面该方案需要监控中心与各子站有可靠地通信保障来实现，在通讯接口的选择方面，一般都是以太网还有就是串口。系统实现的图如 1.5 所示。
方案三：
该模式特点是结构简单，功能简单，操作模式较单一，且该模式在在设计操作系统投资比方案一、二都要少。该设计中集控中心防误闭锁操作系统可以依靠一台笔记本电脑来实现。该系统容纳了下属变电站所有设备的相关信息，各个下属变电站的电力设备状态均能反应在集控主站的系统中，操作指令票的传送与回传能够在所属每一子站通过就地或远方的方式完成。任何下属变电站都不具备五防闭锁操作的后台、唯一依靠锁具来实现。在该设计中所属变电站与上级集控站之间通信联系。上述的设计运行起来也较不难，通常是工作人员在操作时自己带好防误系统前往，工作人员根据调度指令填好操作票，通过在所带防误系统上模拟演示，最后通过防误系统将操作票下载下来，待其操作结束后，再通过电脑钥匙将设备位置信息回传给系统。设计模式如 1.6 所示。
方案四：
近期随着科技的发展，设计出了技术先进的的集控站的设计样式，该设计有很多优点比如层次感清楚，具有灵活使用的特点。其功能强大能够为电网不同的运行方式提供服务。可以根据客服端以模式考虑，也可以根据服务器的模式考虑进行相应的思考对集中站的系统进行分层。一般分层不超过 4 层，依次为 1、子站层 2、操作队层 3、集控站层、4、监控中心层；如果按 3 层分就是，集控中心层在最上端、中间包括操作队层，低端就是变电站子站层；如果按 2 层分，很简单有变电站子站层以及集控中心层构成。级别高层功能强大，能对相关信息进行集中管理，中间层能够方便的设计，通过控制不同设备的操作权限。
防误闭锁系统就设置最下层就是变电站层。设计模式图如 1.7 所示。
以上是对现阶段集中控制的“大运行”模式下，防误操作系统的设计规划使用方案的简要概述，并没有进行深入的分析各个设计的使用方法，除了调研的上述几个常应用的模式外，还有衍生的一些应用模式，但结构和操作模式差别都不是很大，只是根据不同的运行方式而选用不同的应用模式。江西电网现有500kV 变电站共 16 座，每个 500kV 变电站又涉及多座其他变电站，500kV 监控中心（主站）主要是对全省 16 座 500kV 变，电站的运行情况进行监控，其结构示意图如 1.8 所示。
该系统利用监控系统的远动通信机实现遥测和遥信功能，能够了解设备的运行状况，其采用的通信途径是不间断以太网。这样一来每个变电站的运行人员只要负责所在变电站的的设备维护监视以及相关设备的倒闸操作。值班人员在进行倒闸操作时，首先接受值班调度员下达的调度指令，通过电话的方式来完成，运行人员在充分理解调度命令后，正确填写倒闸操作票，填写无误后，通过在五防系统机模拟预演的方式，对电脑钥匙下载相关操作票，运行人员正确使用电脑钥匙进行操作，设备操作结束后，最后的工作就是回传钥匙[24-26].
1.2.3 集控主站系统存在的问题
目前，江西 500kV 监控中心系统工程建设完成不久，根据国家电网公司提出的“三集五大”体系相关建设规定，该操作系统依然发现了不少问题，具体反映在：
（1）上述中心的 500kV 变电站均是有人值班，并且各个站配置的人员平均在 12 人左右，增加了人为误操作的概率；（2）上述中心具备了能够实现各站设备（如开关）的遥控操作的条件，在现实工作中，集控中心所辖设备多，在操作时担心其防误系统考虑不周，如每个变电站的防误措施、现场设备状态信息的采集不全以及强制闭锁问题，目前仍未在监控中心实施对变电站电气设备的遥控操作；（3）监控中心的视频监控系统主站实现了对不同 500kV 变电站的巡视功能，但没有与监控中心监控系统实现联动，即没有充分发挥视频监控系统的作用，如模拟操作前利用视频监控系统验证需要倒闸操作的一次设备实际位置状态，操作过程中自动跟踪以查看设备是否操作到位，并且目前变电站视频系统摄像头的配置数量还无法做到全面监视所有操作对象。
1.2.4 集控防误操作系统的发展的趋势
目前，电力部门的一系列的相关资料中所提及的电气“五防”是指：防止误分、合断路器；防止设备在运行状态下操作刀闸；防止走错带电间隔；防止带电推地刀；防止带地刀合开关（刀闸）；[27-28].绝大多数的企业都运行防误装置，目的是为杜绝误操作，但是由于种种原因误操作电气设备的惨剧仍频繁发生。随着电力系统的不断发展，电网设备倒闸操作方式也发生了很大的变化，主要包括有远方操作、就地操作、检修操作、事故操作、多地点操作、解锁操作[29].
要防止各类电气设备误操作的发生，相关部门制定了多种闭锁的途径，为了更好的做到无误操作，必须从管理制度上，设备技术上，人员培训上做好一系列的工作，就单一的“五防”管理中没有上述内容，所以防误工作在很多方面需要进一步的完善[30-31].
针对当前的情况，就必须为提高电气防误体系的新思维，于是微机防误设计出五重防线概念，来尽可能的防止电气设备误操作的事故发生。五重防线所表达的意思，在设备与工作人员之间通过一些列保障手段建造的五重防线，从而真正达到防止误操作的目的。上述思维建立在充分领悟传统五防思想上，是在前者的继承基础上超越，通过选择合理的技术，在倒闸操作的所有时间保持防误的思想出发，真正做到根源上防止误操作。五重防线设计结构示意图如图 2.9 所示：
（1） 管理权限层：不同工作人员的不同工作权限就在该层完成规定，保证只有已经定义具备相关权限的人，具体的就是工作人员在电气设备操作的操作权与监护权等。杜绝一切高出自己权限的操作，以至于产生的误操作造成经济损失。系统在权限管理方面大致分为正常的操作，事故或者异常的解锁操作等。
（2） 操作票模拟操作层：在倒闸操作之前，值班人员在完成操作票后，对操作票采用模拟的形式，这样可以检验操作票中操作项目的操作顺序的正确性，做到了电力设备操作的安全性。有些操作需要解锁时，做到了检验的解锁正确与否。
（3） 特定操作权限层：实时对任何设备，站里规定了只有特定某个人的能够操作该设备。上述特定人员未解除该操作权利时，设备其他工作人员均操作不了。其他人想取得设备操作权，必须等待上述工作的完成，还有特定权利人解除以及移交自己的操作权，除此之外，任何人都没有设备操作权。于是设备与工作人员安全提供了有力保障。
（4） 逻辑判别层：逻辑判别层工作时，会针对不同的情况而工作，比如设备正常运行时的相关信息，设备在倒闸操作过程中闭锁与解锁，均能正确的做出判据。最根本是现场设备状态与系统不间断联系，于是逻辑判别层任何时候均能正确判据。
（5） 电气设备的闭锁层：任何情况下该层均能完成对电气的强制闭锁，即使电力设备不同，工作人员根据电力设备差异的地点以及采用异常的方式操作强制闭锁方式和锁具。
1.3 集控防误操作系统研究的内容与目标
江西电网目前在 220kV 及以下的变电站基本上已实现了变电站无人值班，然而 500kV 监控主站（SCADA）系统的功能还不够完善，监控中心尚不具备对各变电站进行遥控操作的技术条件，同时，500kV 变电站仍为有人值班方式，无法充分发挥人员效率。在“三集五大”体系建设的大背景下，检修分公司正积极对现有 500kV 监控中心主站系统进行技术改造，以实现变电站的无人值班的目标，同时具备对电气设备多种操作模式的功能。为此，本项目在目前现有较成熟集控站微机防误操作系统的基础上，提出采用防误操作系统分层设计的基本思路，对江西电网现有 500kV 集控微机防误操作系统设计方案实施完善改进，改进后的设计方案满足“大运行”、“大检修”运行模式下防误操作的要求，满足集中控制、统一调度、统一维护、统一检修的监控中心运行方式，主要体现在以下几方面：
1.3.1 实现信息共享、充分发挥监控中心各应用系统的功能微机防误操作系统涉及监控主站系统、视频监控系统及故障信息诊断系统（即基于 CREAM 的变电站运行检修人员误操作防控系统）、五防工作站等，监控主站系统作为电网企业的一个重要的应用系统，系统相对比较成熟，具有准确的电网结构信息和电网的实时运行信息。
监控主站系统是发展最成熟、技术最先进的系统，其当前阶段所具备功能基本满足运行需求。另一方面，二次系统中保护及自动装置的运行维护是分公司 500kV 电网日常运营的重要内容之一，500 千伏超高压电网的安全运行要求对不同电网故障要快速响应和准确处理，使得继电保护及故障信息系统主站的地位相对突出。就如今国内各级调度中心此系统的建设情况来说存在如下难题：
（1）大多监控中心主站系统未充分发挥效能。例如，其功能在发生故障可以实现一些列作用：①、为电力设备安全运行方面提供帮助；②、为电力设备的二次设备运行情况提供信息监视；③、为系统发生故障跳闸时提供相关信息，为运行人员及时处理事故提供帮助；④、针对系统的故障，能够进行有效分析。针对以上四点功能，很多系统都做不到。
（2）没有有效的数据支撑是导致以上情况的一个重要原因，变电站的一些相关二级设备就可能没有硬接点信息，其实故障信息主站就是，没有硬接点就无法进行相关电网的网络拓扑，主站影响的后果就是造成值班人员对电力事故的解决和相应的正确判断，于是系统就无法展现其本该有的用途，继而影响后者先进程序的设计。
随着各站相量测量装置（PMU）的安装和其建好的主端站监视系统的完善，设想能将 PMU 装置采集的电流、电压相量值接入到主站系统，就能够将电压相角的量测量很好解决的办法，显然对电力系统评价起到了迅速、准确的作用。电力系统一次设备相关数据、开关量、测量信息等刷新信息以及拓扑网络一系列的非动态信息起到基础作用，各个系统在电力系统要发挥更好的作用，彼此之间必须紧密配合。
1.3.2 防误策略新要求
为了充分利用共享信息和全网全局信息，研究监控中心的防误策略，对防误逻辑判断引入新条件，加强防误策略判断，在满足单站防误的基础上，实现站际全网性防误闭锁功能。
新型防误操作程序提供的信息非常丰富，比如可以监测开关、刀闸的状态，此外线路电压电流等相关信息一样可以监测到。采用双重判据是位置量和模拟的相关信息， 不会由于辅助接触不良的接点造成误判设备信息状态而引起的电网安全事故的发生，而是能够保证设备的运行状态相同。另外，通过采用速度极快的网络技术及基于 IEC 61970 标准的 GOOSE 迅速传输途径，防误系统连闭锁信息在设备间的也可以实时获取，无需操作员额外的操作环节和操作时间。
1.3.3 数字化变电站的接入策略
IEC 61970 系列标准定义了 EMS 的相关接口（API），目的在于便于集成来自不同厂家的 EMS 内部的各种应用，便于将 EMS 与电力调度控制部门其它系统互联，以及便于实现各级电力调度控制部门 EMS 之间的交换数据。
IEC 61970 的构成主要包括由接口的模型、CIM 和 CIS 等。接口模型说明了程序构成的方法与形式，CIM 解释了各种数据交换的机理，CIS 定义了数据信息互换的语言方式。
数字化变电站（以下简称子站）和基于上述的数字化电网集控防误系统（以下简称主站）接入策略需避免各系统间产生信息孤岛现象，在各系统之间实现信息无缝交换。主站端与子站之间实现互换无缝数据信息方法有两种，一种是监控后台 SCD 文件由子站形成，最后传送到主站；第二种是子站生成 SCD 文件被发送到主站，后来在主站变成了相关模型。事实证明智能化是今后数字化变电站装置发展必然，变电站后台监控必将减弱，方法二在实际生产过程中具有使用价值并且应该传递使用，详细的进程如下：
（1）子站生成 SCD 文件传输到主程序；（2）SCD 文件被解释和分析在主站里 ,主站程序相关把的子站 SCD 模型变成（CIM）；（3）随后相关 CIM 与 RDF 格式 XML 数据传输到主站里。
虽然 IEC 61970 称为“能量管理系统应用程序接口”,但实际上 IEC 61970 的思路可适用于电力自动化、信息化乃至其他行业的应用系统集成。
1.4 集控防误操作系统研究的必要性
目前集控微机防误操作系统存在较多缺陷，难以适应国家电网公司提出的“三集五大”体系中“大运行、大检修”的发展要求。缺点主要表现在以下两个方面：
（1）省调监控形成了对现场电力装置（如开关）的遥控操作的基本条件，在现实工作中，集控中心所辖设备多，在操作时担心其防误系统考虑不周，如每个变电站的防误措施、现场设备状态信息的采集不全以及强制闭锁问题，目前仍未在监控中心实施对现场电力装置的遥控操作；目前在监控中心仍未对变电站电气设备进行遥控操作；（2）省调监控还没有配备五防系统服务器与工作站，操作票还不能够生成，在倒闸操作方面还是省检的运维人员完成，即省调监控+运维操作站模式，因此，在这种模式下必然造成人力和财力的大量流失，根本原因在于没有实现分区管理。在目前现有的集控微机防误操作系统中，该系统分为两层：即为监控中心层和变电站层，在变电站的值班人员主要负责本变电站的设备运行情况和接受调度中心的指令进行倒闸操作。这样的操作安全性和可靠性不是很高，根据电力系统的运行与发展需求，开发研制完善的变电站无人值守式 500kV 的微机集控五防操作系统是当前刻不容缓的任务，同时这项工作具有重大的经济价值和社会效益。
1.5 集控防误操作系统对防误的要求电力误操作不仅影响安全生产，造成经济损失，甚至还会导致人身伤亡。
防止电气设备误操作是一个复杂的综合性问题，由于各种电气设备的操作都需要人的干预，目前电网中的变电站采用独立微机防误闭锁装置，是为了有效防止电气设备误操作引发人身和电网重大事故技术措施之一。而随着智能电网建设、变电站设备技术水平的提高、管理模式的变化。目前变电站防误装置满足不了“大运行、大检修”要求，探索新型集控型微机防误操作系统，是完善防误操作技术措施工作的重中之重，且在“调控一体化”模式中，调度指令和操作任务并没有减少，误调度、误操作的风险依然存在。在新型集控系统运行模式中，必须面对一些主要的防误问题，分析如下：
1.5.1 现有的防误系统需适应“大运行”体系的要求。
目前采用的集控防误操作系统基本上是小集控模式，即监控中心、受控子站模式，在“调控一体化”模式中，目前监控中心功能转变后变成运行中心，运行管理模式由原来的监控中心、受控子站二层模式，转变为调控中心、运维站、受控子站三层模式，现有的集控防误操作系统无法满足“大运行”模式下防误操作的要求。主要表现在需要投入大量的人力，同时也增大了人为误操作的概率；在实际运行过程中，以防集控系统方案设计考虑存在缺陷，如站端的防误措施、现场设备状态信息采集不全及强制闭锁等问题，目前仍未采用监控中心对变电站电气设备的遥控操作。
1.5.2 防误闭锁的全面性和强制性问题
（1）管理层面的要求。
电力相关企业在相关资料国家电网安监[2006]904 号中指出：
1、通过对受控站电力设备位置信号采集，实现防误装置主机与现场设备状态的一致性，主站远方遥控操作、就地操作实现“五防”强制闭锁功能。
2、中央计算机监控系统防误闭锁功能应实现对受控站电气设备位置信号的实时采集，实现防误装置主机与现场设备状态的一致性。当这些功能故障时应发出告警信息。
3、操作控制功能可按远方操作、站控层、间隔层、过程层的分层操作原则考虑。无论设备处在哪一层操作控制，设备的运行状态和选择切换开关的状态都应具备防误闭锁功能。
（2）技术层面的要求全面性方面：在新型集控系统的运行模式下，电气设备的操作模式和操作点增多，防误难度加大。如设备操作模式有调度远方遥控操作、站控层操作、就地手动操作、检修操作。设备操作点可在调控中心、受控站后台、测控屏、端子箱（汇控柜）、就地操作机构箱等地方进行。因而，新型集控系统的运行模式下的防误闭锁系统应分层设置，各层次间应相互独立且相互通讯，防误闭锁系统应满足站内的所有一次主设备及可能影响主设备安全运行的设备防误操作闭锁要求。
强制性方面：对断路器等设备的遥控操作缺乏有效的强制闭锁功能，无法解决因监控后台、测控装置的软/硬件发生故障或运行人员操作不当造成的电气设备误动。在新型集控系统的模式下，设备遥控操作不断增加，遥控操作的防误策略就显得尤为重要。
1.6 本项目研究的目的
鉴于项目的研究背景和意义，本项目的目的是基于对国际标准 IEC61970 以及中间件等相关技术研究成果和应用实践经验，结合检修分公司的监控中心二次系统建设情况，在对目前现有较成熟集控站微机防误操作系统的基础上，对一些关键技术进行研究，将该集控微机防误操作系统采用服务器/客户端结构的方式考虑，将整个集控系统分为三层：监控中心层、操作队层和变电站层，各层之间通过通信网络进行连接。通过建立新型的集控微机防误操作系统，能够安全、可靠实现对变电站设备的准确控制，防止事故的出现。使得电力公司的电网运行水平、事故处理能力、科学决策能力与管理效率的大大提高。本项目具体内容表现如下几个方面：
（1）实现江西检修分公司 500 千伏监控中心中 SCADA/EMS 系统、故障信息主站、故障测距主站的集成互联，使各系统充分共享信息，以弥补目前有些系统信息支撑不足，功能受制约的现象；（2）监控中心防误系统框架研究，在满足现有防误功能的基础上，具备后期分区控制，以及监控中心+运维操作站等多种运行管理模式下的防误功能需求；（3）数据共享、功能协调统一的研究，系统能够实现与 SCADA 系统的图模和实时数据的共享，能够实现与其他系统的联动功能；（4）适应监控中心的防误策略的研究，充分利用共享信息和全网全局信息，对防误逻辑判断引入新条件，加强防误策略判断，在满足单站防误的基础上，实现站际全网性防误闭锁功能；（5）研究后期站端五防子站和数字化（智能化）的接入策略。
