远方操作系统

第二章1、远动（SCADA）系统调度端功能：（1）能完成远方操作及监视，能正确和及时地掌握每时每刻都在变化着的供电系统设备运行情况，处理影响整个供电系统正常运行的事故和异常情况；（2）对所有数据进行分析，处理，存储及打印，以友好人机界面向调度员显示，转发其它系统共享。

（3）概括的说就是遥控，遥信，遥调，遥测。

调度端是SCADA系统的指挥中枢，是远动系统的重要组成部分之一。

SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，即数据采集与监视控制系统。

2、如何进行软硬件设计硬件设计方法调度端计算机硬件系统可以采用从简单的单台计算机直至多台不同类型的计算机组成的复杂系统。

相应的配置方式有：集中式的单机或多机系统：是由一台计算机执行所有数据采集、人机联系和应用程序的功能。

但是为增强可靠性，也有多机系统。

所以其主要有无冗余单机系统，冗余双机系统，多机系统。

分层式的多机系统和网络式的分布系统：把各项功能进一步分散到多台计算机中去而构成的系统。

其有客户/服务器结构。

软件设计方法结构化设计方法：从整个程序出发，突出程序模块化的设计方法。

利用程序结构图表达程序模块之间的关系。

重点：对模块的恰当划分。

Parnas方法：在概要设计时预先估计未来生命期中可能发生的情况，采取相应措施提高系统的可维护性和可靠性。

Jackson方法：建立简单清晰的模块结构，设计原则“程序结构同数据结构相对应”采用图形或语言方式描述程序中的“顺序”、“循环”、“选择”三类控制结构面向对象的设计方法3、了解调度端的发展趋势SCADA 系统的调度端是整个系统的核心内容，是系统的指挥中心，其可靠性是至关重要的，所以采用高可靠性，自动化程度高的系统将是未来调度端发展的趋势。

针对这一情况，在大型系统中，分布式调度端硬件结构将是一个发展方向。

4、调度端是如何实现其各项功能的。

调度端实现功能主要从两个方面实现，第一是硬件，通过各类服务器，通信前置机和调度员工作站等实现硬件上功能的实现，利用通信线路完成信号传播的通路；第二是软件，利用系统软件，支持软件和应用软件实现数据的处理，记录，以及人机界面的交互。

4.4打开电脑和打印机，双击电脑上“GO SOFT V2.0276＂测试软件图标进入远方配光性能测试
4.5按电脑键盘上“F3＂按钮，系统进入自动测试。

4.6在测试栏画面上出现测试信息对话框。

4.8点击“开始”按钮，再点击“确认”进行光分布测试。

约10分钟左右。

4.9在观察窗口观察转台360°转动，约10分钟左右设备自动完成测试后，显示测试完成画面。

4.11点击“文件”---“打印”---选打印机为“Adobe PDF”---“确定”将测试数据转换成PDF
4.12预览文件确认OK后，点击“打印”将测试数据报告打印出来（备注：一般状态下，一份测试报告有
页，如连续2次测试有22-24页，请注意删除重复测试的部分，以免浪费打印纸张。

4.13测试完毕后退出系统，点击“文件”菜单---点击“退出”
位，约3-5分钟后转台完成自动复位后会自动关闭系统。

SCADA系统，Supervisory Control and Data Acquisition，即数据采集与监视控制系统。

SCADA系统的应用领域很广，它可以应用于电力系统、给水系统、石油、化工等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。

SCADA系统组成在铁路供电系统中使用的SCADA系统常称为远动系统铁路供电远动系统即是SCADA系统在铁道电气化领域的一个最典型的应用。

主要监控：牵引供电系统：变电所、分区所、开闭所、AT所电力配电：（变）配电所、电力开关站、箱变、10/0.4kV低压变电所牵引供电SCADA系统具有信息完整、直观，有助于调度人员正确掌握系统运行状态、加快决策、快速诊断出系统故障状态提高管理效率的特点现已经成为牵引电力调度不可缺少的工具SCADA系统的基本结构SCADA系统由监控站（调度端）、被控站（被控端）及信道三大部分组成监控站：也叫调度端、控制中心设在铁路局电力调度所（或供电段段部）内完成远方对象的监控、数据统计及管理功能被控站：也叫被控端完成SCADA系统的数据采集、预处理，发送、接收及输出执行功能包括：牵引综合自动化系统电力变配电所综合自动化系统RTU（Remote Terminal Unit）接触网开关控制站信道：连接调度端与被控端的通信介质，用于传输远动信息分为有线信道、光纤信道及无线信道SCADA系统基本概念遥控：调度所发出命令以实现开关设备的远方操作如：断路器的“合”，“分”遥控分为单控，程控。

遥调：调度所直接对被控站的调压器、变压器抽头的级数进行调整遥测：遥测是将被控站的某些运行参数传送给调度所。

牵引供电系统的主要遥测对象如下进线电压进线电流主变功率27.5KV母线电压主变一次侧有功电度、无功电度馈线电流馈线故障点参数（馈线号、阻抗值、公里标）电容补偿装置电流遥信：遥信是将被控站的设备状态信号远距离传给调度所.遥信分为几大类：①位置遥信：开关对象的状态信号②非位置遥信：除开关对象位置信号外的其他故障状态信息预告遥信：轻故障信号事故遥信：重故障即事故信号对牵引供电系统涉及的主要遥信量如下：遥控对象位置信号中央信号（包括事故总信号、预告总信号、自动装置动作、控制回路断线、控制方式、所内监视、交流回路故障、直流电源故障、压互回路断线等）进线有压/失压、自投投入/撤除信号牵引变压器的各类故障信号（含保护动作信号）电容补偿装置的各类故障信号（含保护动作信号）动力变压器的各类故障信号（含保护动作信号）馈电线的各类故障信号（含保护动作信号）各开关操作机构的工作状态信号远动装置、远动通道运行状态遥视：遥视是将被控站设备的视频信号传送给调度所，进行远方图像监视亦称，视频监控系统远动信息的传输：在信道中传输的远动信息分为上行信息和下行信息。

五防系统操作1开票（登陆、开票、传票、操作、回传、操作完成）进入五防系统→开始任务→并行任务↓任务名选择、输入窗口↓模拟操作电压等级、运行方式分组、运行方式类型（即选择要断开或合上的断路器开关，要拉开或合上的刀闸或接地刀闸，要装设或拆除的地线等操作）↓结束↓传票网络控制器规约通道1（默认，模式为无线网络传票）（IRDA红外模式）↓现场操作默认为现地，若要进行监控远方操作，则按下电脑钥匙“远方”键↓回传操作完成后自动回传，若操作票未执行完则选择中止回传2清除操作票方式一：已操作一半，现遇特殊情况余下操作步骤终止不操作。

方法：五防电脑钥匙→主菜单→钥匙回传→中止回传→点击开始即可方式二：操作票未进行操作，已传票所有操作步骤均删除。

方法：五防电脑钥匙→主菜单→辅助功能→特殊操作→清操作票→点击开始即可3传票方式选择方式一：五防电脑钥匙→系统设置→通讯方式→输入密码22112→无线网络传票（UT- NET）（符号为信号）方式二：五防电脑钥匙→系统设置→通讯方式→输入密码22112→IRDA红外（符号为小太阳）注：外江无此功能。

4信号强度检查方法：五防电脑钥匙→主菜单→辅助功能→调试专用→输入密码222222211111（7个2；5个1）→UT- NET→NET测试→LQI测试→点击开始即可（提示：最大值或最小值平均值＞30即可）5操作票已通过五防系统传票，但提示等待监护，如何解决五防电脑钥匙→系统设置→通讯参数→UT- NET→P2P监护→关闭即可6通过五防电脑钥匙检查设备间隔携带五防电脑锁→主菜单→辅助功能→锁码检查→PFID编码→插入电脑五防锁到待查询的设备间隔五防机械锁上→即可在五防电脑钥匙屏幕上显示相应间隔中文名称7数据备份还原数据备份重要目的：出现下列情况，如软件丢失后，电脑系统重装后等，系统数据库丢失等造成无法运行五防电脑锁系统时做数据紧急恢复用，建议定期备份数据。

数据备份：点击电脑进入系统→用户登录→用户名UTADMID→输入密码unitech→基本配置→备份数据→命名备份数据名称→保存→选择是即可数据还原：点击电脑进入系统→选择程序当中珠海优特卓越系统→选择卓越集控服务控制台→用户登录→用户名UTADMID→输入密码unitech→数据还原→还原→选择之前疏浚备份即可。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术随着科技的飞速发展，智能电网已经成为了未来电力系统的主要发展方向。

智能电网也带来了一些新的挑战，其中之一就是远方操作安全防误技术。

智能电网调度控制系统是智能电网的核心，它对电力系统的运行和控制起着至关重要的作用。

如何确保远方操作的安全和防误成为了智能电网调度控制系统的重要问题。

远方操作安全防误技术是指在远距离对智能电网调度控制系统进行操作时，采用一系列手段和措施，保障操作的安全和准确性，防止误操作导致的严重后果，确保智能电网的可靠运行。

下面将重点介绍一些远方操作安全防误技术的相关内容。

远方操作安全防误技术中的关键问题之一就是身份验证。

在进行远方操作之前，必须确保操作人员的身份是合法的。

智能电网调度控制系统需要配备一套完善的身份识别系统，通过密码、生物特征识别等方式对操作人员的身份进行验证。

只有通过身份验证的操作人员才能进行远方操作，这样可以有效防止非法入侵和误操作。

远方操作安全防误技术还需要保证操作的准确性。

智能电网调度控制系统通常包含了大量的复杂功能和参数，操作人员在远方操作时需要准确无误地进行操作，否则可能会导致严重的后果。

智能电网调度控制系统需要提供友好的操作界面和指引，以便操作人员能够清晰地了解每一步操作的目的和影响，避免误操作。

远方操作安全防误技术还需要防范外部攻击和恶意破坏。

智能电网调度控制系统作为电力系统中最重要的控制节点之一，很可能成为黑客攻击和恶意破坏的目标。

智能电网调度控制系统需要配备强大的网络安全设备，对外部攻击进行实时监测和防御。

智能电网调度控制系统也需要具备自身的故障诊断和恢复能力，及时发现异常情况并采取相应的应对措施，保护智能电网的安全与稳定运行。

远方操作安全防误技术还应该考虑到人为失误的可能性。

在复杂的智能电网调度控制系统中，操作人员可能会因为疲惫、注意力不集中或者其他原因发生误操作。

智能电网调度控制系统需要提供定期的操作培训和技术交流，帮助操作人员提高操作技能和专业水平，减少人为失误的发生。

基于D5000平台的继电保护远方操作双确认技术研究与应用钱海;邱金辉;贾松江;杨飞;于游;姜健琳【摘要】As the workload of the relay protection workers in substations increases,measures must be taken to avoid the faults and accidents caused by staff fatigue.This paper introduces an all-new remote on-line operation technology of relay protection,and on the basis of operation practice,puts forward the concept and pilot implementation method of the relay protection remote operation device according to the principle of "double confirmation".Based on an analysis of its concept,functional and technical requirements,the paper proposes the method and precautions of the remote on-line operation of the relay protection based on D5000 platform.%变电站中继电保护工作者的工作量不断变大,为避免由于工作人员疲劳引发的故障和事故,引入了全新的继电保护远方在线操作技术,在生产实践的基础上,提出以“双确认”为原则的继电保护装置远方操作的概念和试点实现方法.通过对其概念、功能要求以及技术要求的分析,提出基于D5000平台实现继电保护在线远方操作的方法和注意事项.【期刊名称】《电网与清洁能源》【年(卷),期】2017(033)007【总页数】7页(P19-24,34)【关键词】电力系统;D5000平台;继电保护;双确认;远方操作【作者】钱海;邱金辉;贾松江;杨飞;于游;姜健琳【作者单位】国网辽宁省电力有限公司,辽宁沈阳 110006;国网辽宁省电力有限公司,辽宁沈阳 110006;国网辽宁省电力有限公司,辽宁沈阳 110006;国网辽宁省电力有限公司,辽宁沈阳 110006;国网辽宁省电力有限公司,辽宁沈阳 110006;上海泽鑫电力科技股份有限公司,上海201206【正文语种】中文【中图分类】TM774随着我国经济飞速的发展，人们对电力资源需求不断增多，电力部门扩大电网系统规模和扩大电网电容是必然趋势，因此如何合理有效对电力资源进行调度成为了我们电力工作者的首要任务[1-3]。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术1. 引言1.1 智能电网调度控制系统的重要性智能电网调度控制系统是新时代电力系统的核心技术之一，其重要性不言而喻。

随着能源需求的不断增长和能源结构的深刻变化，传统的电力系统已经不能满足现代社会对电力的需求。

智能电网调度控制系统的出现，为电力系统的安全稳定运行提供了全新的解决方案。

智能电网调度控制系统可以实现对电力系统各个环节的监测、控制和调度，能够更加精准地响应电力系统的实际需求，保障电网的安全运行。

通过智能电网调度控制系统，电力系统运行人员可以实时监测电网负荷、故障情况等，及时采取措施避免事故发生，提高电网的运行效率和可靠性。

智能电网调度控制系统的重要性还体现在其对节能减排和提高电网可再生能源利用率方面的作用。

通过智能电网调度控制系统，我们可以更加高效地利用可再生能源，降低电力系统的能耗和排放，推动可持续发展。

智能电网调度控制系统是电力行业的发展方向，其重要性不可低估。

只有不断完善智能电网调度控制系统，提高其运行的安全稳定性，才能更好地满足人们对电力的需求，推动电力行业的发展。

1.2 远方操作安全防误技术的必要性远方操作安全防误技术的必要性体现在智能电网调度控制系统的运行中扮演着至关重要的角色。

随着智能电网的快速发展和普及，电力系统中各种设备和技术的复杂性不断增加，使得远方操作风险也相应增加。

远方操作安全防误技术成为确保智能电网运行安全稳定的必要手段。

远方操作安全防误技术可以有效防止工作人员在远程操作过程中出现操作失误造成的事故。

随着电力系统规模的不断扩大和复杂性的增加，远方操作环境中存在着许多潜在的操作风险，工作人员一旦操作失误可能导致严重的后果。

远方操作安全防误技术的应用可以帮助工作人员规范操作流程，减少操作失误的发生，提高系统运行的可靠性。

远方操作安全防误技术可以增强智能电网系统的安全性和稳定性。

在智能电网中，远方操作环境具有较大的不确定性和随机性，一些非预期的因素可能对系统运行产生影响。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术智能电网调度控制系统是指基于计算机和通信技术的电网调度和控制系统。

它通过收集、处理和分析电网运行数据，实时监控电网状态，为电力调度员提供决策支持，优化电网运行。

远方操作是指通过远程控制设备，实现对电网设备的操作和控制。

远方操作安全防误技术是指为确保远方操作的安全性，防止误操作造成事故和故障的技术措施和方法。

远方操作安全防误技术主要包括以下几个方面：1. 身份验证技术：在进行远方操作之前，需要对操作人员进行身份验证。

可以采用密码、指纹、声纹等生物特征识别技术，确保只有经过授权的人员才能进行远方操作。

2. 权限管理技术：为不同的操作人员设定不同的权限，只有具备相应权限的人员才能进行相应的操作。

可以采用访问控制列表、角色权限分配等技术，确保操作人员的权限与其实际职责相匹配。

3. 安全通信技术：远方操作需要通过网络进行通信，因此需要采取安全通信技术，确保操作指令的传输过程不被窃听、篡改或中断。

可以采用加密、防火墙、虚拟专用网等技术，确保通信的安全性。

4. 实时监控技术：对于远方操作过程中的关键设备和参数，需要进行实时监控。

可以采用传感器、监控摄像头等技术，对关键设备进行实时监测，及时发现异常情况，并采取相应的应对措施。

5. 误操作防护技术：为防止误操作导致事故和故障，可以采用双重确认、二次验证等技术，确保操作指令的准确性和可靠性。

还可以采用设备自动检测、操作记录和回放等技术，对远方操作过程进行监测和审核，以便查找和解决潜在问题。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术是确保远方操作安全性的重要手段。

通过身份验证、权限管理、安全通信、实时监控和误操作防护等技术手段的综合应用，可以提高远方操作的安全性和可靠性，保障智能电网的运行安全。

变电站设备远方顺控操作异常信号闭锁逻辑的研究作者：林威来源：《科学与财富》2018年第32期摘要：随着电网技术的不断发展和电力自动化水平的不断提高，变电站一、二次设备远方遥控操作已经得到了普遍推广。

为了进一步提高变电站倒闸操作效率，降低操作过程中的安全风险，提高电网安全系数，远方顺控操作已成为了电网发展的必然趋势。

本文对顺控异常信号闭锁逻辑的制定原则、应用规则以及具体的应用范例做出了具体说明，并针对当前顺控操作实用化中因为异常信号闭锁逻辑不合理导致顺控成功率较低的问题给出了解决方案。

关键词：顺控；异常信号；闭锁逻辑；安全校验变电站设备远方顺控操作是变电站倒闸操作的一种操作模式，可实现操作项目软件预制、操作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、操作过程自动顺序执行。

目前顺序控制操作的安全性主要依托防误闭锁逻辑以及异常信号闭锁逻辑，防误闭锁逻辑技术的应用已较为成熟，而异常信号闭锁逻辑则存在原则确定、选取范围，应用逻辑等各方面问题。

如何合理制定顺控异常信号闭锁逻辑，关乎了顺控操作的安全性与可靠性。

1、远方顺控异常信号闭锁逻辑的研究1.1 顺控异常信号闭锁逻辑的重要性顺控技术是由远方遥控技术发展而来的，远方遥控操作的安全性由防误闭锁系统、操作人员借助自动化三遥进行综合把控。

而远方顺控操作大大弱化了操作人员的介入，转而通过系统自动实现操作目的，因此减少了人工安全判断，均交由系统实现信号安全校核[1]。

系统安全校核的重要部分即异常信号闭锁逻辑，因此合理的制定异常信号闭锁逻辑库及其应用规则是顺控操作实现的必要条件。

1.2 顺控异常信号闭锁逻辑的制定原则顺控异常信号闭锁逻辑的制定应兼顾安全性和可靠性两方面的要求。

安全性指执行顺控操作时，操作对象及其相关的一、二次设备应处于正常运行状态，保证顺控过程是安全的。

可靠性指顺序控制的对象在确保一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。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术随着科技的发展和社会的进步，智能电网调度控制系统已经成为电网运行管理的重要工具。

远方操作作为智能电网调度控制系统的核心组成部分，其安全防误技术显得尤为重要。

本文将就智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术进行探讨。

一、远方操作的定义和特点远方操作，顾名思义，就是在远距离对电力设备进行操作控制。

在传统的电力系统中，远方操作是通过人工操作的方式来实现的，需要较多的人力物力，并且容易受到人为因素的影响。

而在智能电网调度控制系统中，远方操作是通过远程控制和自动化控制系统来实现的，能够实现更加高效、精准的操作。

远方操作的特点主要包括以下几点：远方操作具有远距离特点，可以对远程的电力设备进行控制操作；远方操作是电网调度控制系统的核心功能之一，直接关系到电网运行的安全稳定；远方操作需要具备高度的自动化和智能化，能够实现对电力设备的远程监控和自动控制。

二、远方操作的安全性风险远方操作虽然能够带来便利和效率的提升，但同时也存在着一定的安全性风险。

主要包括以下几点：远方操作可能因通信故障、设备故障等原因导致指令传输不及时、不完整，造成操作错误；远方操作可能遭受网络攻击、黑客入侵等安全威胁，导致系统受损或数据泄露；远方操作可能因人为操作失误、技术失误等原因导致设备误操作，危及电网运行安全。

这些安全性风险严重威胁着电网运行的安全稳定，因此远方操作的安全防误技术显得尤为重要。

三、远方操作安全防误技术为了提高智能电网调度控制系统远方操作的安全性和可靠性，需要采取一系列的安全防误技术。

主要包括以下几个方面：要建立完善的远方操作安全管理体系，明确远方操作的权限和流程，确保操作的合法性和规范性；要加强对远程通信系统的安全防护，采取加密传输、安全认证等措施，防止黑客入侵和数据泄露；要建立健全的远程监控系统，能够实时监测设备状态，及时发现异常情况并采取相应措施；还需要加强对操作人员的培训和考核，提高操作人员的技术水平和操作规范性。

一起就地、远方操作把手案例分析摘要：就地、远方操作把手是保护屏、开关柜中不可缺少的元器件，对于开关的有效分合闸起着至关重要的作用。

通过一起就地、远方操作把手案例分析，能够理清开关的分合闸回路，减少操作人员的误操作，保障电力系统安全稳定运行。

关键词：就地；远方；分合闸1 引言本文主要以10kV锦辉房地产新建配电室使用的烟台海珐电气科技有限公司生产的HFP200保护装置和浙江开盛电气有限公司生产的KSR6-12 SF6绝缘环网开关设备为例研究就地、远方操作把手的操作。

图1 保护装置控制回路原理图图2 开关柜控制回路原理图2 就地、远方操作把手案例2.1 就地、远方操作把手工作原理开关柜中操作把手打到“就地”时，此时断路器就地操作，可以手动分合闸[1]。

开关柜中操作把手打到“远方”时，保护装置上可以操作，此时保护装置上操作把手打“就地”时，保护装置操作把手可以手动分合闸操作；保护装置上操作把手打“远方”时，后台可以进行远方分合闸操作。

2.2 保护装置和开关柜控制回路原理图烟台海珐电气科技有限公司生产的HFP200保护装置和浙江开盛电气有限公司生产的KSR6-12 SF6绝缘环网开关设备的控制回路原理图如图1、图2所示（以进线为例）。

10kV锦辉房地产新建配电室使用此两个厂家的装置接线时，主要存在以下问题：（1）两组直流电同极性串电[2]现象；（2）就地、远方分合闸回路混乱；（3）保护合闸、分闸回路指示不明确。

2.3 更改后的保护装置和开关柜控制回路原理图图3 更改后的保护装置控制回路原理图图4 更改后的开关柜控制回路原理图由图3、图4可以看出：保护装置和开关柜控制回路使用一个电源，开关柜控制回路使用的来自保护装置的电源；保护装置和开关柜的合闸、分闸回路分别共用合闸、分闸线圈；保护合闸、分闸只有保护装置使用。

通过更改，实现了就地、远方双套操作要求[3]。

3 结语通过对一起就地、远方操作把手案例分析，我们更好的理解了就地、远方操作把手的工作原理。

电力管理182丨电力系统装备 2019.8Power Management2019年第8期2019 No.8电力系统装备Electric Power System Equipment1 调度远方操作定义及操作类型随着调度自动化的发展，远方调度操作的项目不断增加。

很多简单的操作都由调度员远方操作来实现，从开关到隔离刀闸、再到接地刀闸都将实现远方操作。

大大节省了人力资源、有效降低了人员跑现场的安全风险。

在远方操作发展的同时，由于设备本身海拔位置、制造技术、绝缘方式、运行时间的长短不同，调度操作人员业务素质的差别等因素，使得调度远方操作存在一定的操作风险。

1.1 定义调度远方操作的定义是指以可靠性和通信自动化程度为前提，对变电站一、二次设备从调度控制中心发出一条遥控操作指令，以D5000系统的远程操作功能为技术支撑，对所管辖范围内变电开关、刀闸实现远程遥控操作。

1.2 操作类型（1）按照远方遥控操作的对象划分：可以分为对一次设备远方遥控操作及二次设备远方遥控操作。

一次设备远方遥控操作的概念：对变电站所属开关、刀闸、变压器有载调压分接开关档位等进行远方遥控操作；二次设备远方遥控操作的概念：对变电站所属二次设备继电保护和自动化装置软压板进行投退、继电保护远方修改定值等操作。

（2）从远方遥控操作类型理解为正常计划工作期间进行的远方遥控操作和新设备投运时遥控验收调试阶段进行的远方遥控操作。

其中正常工作期间进行的远方遥控操作有：系统运行方式改变、正常运行设备停、送电、故障及异常紧急处理、有载调压分接头调整档位等。

（3）从远方遥控操作的基本方式细分：可分为一个设备远方遥控操作和程序性多个设备的远方遥控操作。

程序性多个设备的远方遥控操作又可分为按照顺序逐个进行远方遥控操作和多个设备同时进行远方遥控操作。

按顺序逐个进行的远方遥控操作：需要按照顺序操作的多个设备按照一定的关系拟写在同一个远方操作票，一条远方操作票即可完成多个操作步骤，其中任何一步操作失败则程序会自动停止后续操作。

NCS装置系统NCS是线路装置中一个不可缺少的装置，它是连接升压站所有保护装置同集控室控制升压站操作台的枢纽。

NCS的全称是Network Control System，主要是在远方后台操作升压站（变电站）里的断路器、隔离开关、接地刀闸和升压站里的电流、电压、功率等采集量的反馈监视。

升压站里的所有断路器、隔离刀闸、地刀的反馈接点都要通过它来送到集控室，升压站里所有的断路器也是通过它来进行合环。

升压站网控间的所有保护动作或保护装置的异常情况也要送到NCS后台来，以便运行人员随时掌握升压站里的情况。

一、系统的配置情况及特点系统采用分散分布式配置，实行双实时网冗余配置及双控制卡配置，进一步提高了系统的可靠性；系统各部件之间采用局域网及光纤通讯方式，保证了通讯速率及资源共享；用GPS标准时钟对系统校时；与DCS系统及厂MIS网连接后可向DCS系统及厂MIS网发送数据；除了集控室的两台操作员站（OPU），在升压站保护小室内也布置了一台操作员站，确保在发生通讯故障时可在就地对500KV、220KV系统设备进行控制。

整个NCS系统结构一般分为三个层次，即远方集控室部分、升压站保护小室就地监控部分和就地数据采集部分。

三层之间和各工程师站、操作员站用以太网联系。

对于NCS系统来说，其主要有以下几个功能：（1）“五防”闭锁功能。

在对升压站电气设备进行操作时必须遵循电气倒闸操作的有关规定，例如不能带负荷拉闸刀、带电合地刀等，因此断路器、隔离刀闸由于运行方式的改变，以及每个设备所处的电气位置的不同，在操作中要受到相关设备运行状态的闭锁、制约。

同样，它的运行状态也要作为闭锁条件去制约其他相关设备的操作。

在NCS系统中引入了逻辑组态功能，将断路器和隔离刀闸的合位、分位辅助接点分别引入到系统中，进行逻辑组态后，就可以随意地多次引用这些断路器和隔离刀闸的状态条件，形成一套完善的闭锁逻辑，从理论上避免了所有误操作。

因此，NCS系统不仅是一套升压站综合自动化设备，同时还集成了一套比较完善的升压站微机"五防"闭锁功能。

智能电网调度控制系统的远方操作安全防误技术随着智能电网技术的发展，智能电网调度控制系统的远方操作已经是当前电网运行的重要组成部分。

然而，智能电网的远方操作也面临着一定的安全隐患和误操作的风险。

因此，需要采取安全防误技术来保障运行安全。

本文将介绍一些常用的智能电网调度控制系统远方操作安全防误技术。

1. 远程身份验证技术远方操作的重要性需要确保远程用户的身份是可靠的。

在智能电网调度控制系统远方操作过程中，需要采用严格的身份验证措施，确保只有授权用户才能进行操作。

常用的身份验证措施包括口令认证、数字证书认证和生物识别认证等。

其中，数字证书认证是较为常用的一种方式，采用数字证书可以保障身份验证的可靠性和信息交互的机密性。

2. 数据加密解密技术在智能电网调度控制系统的远方操作中，数据安全是非常重要的，尤其当存在敏感信息时。

此时需要采用数据加密解密技术，将数据经过加密后上传到云端，并在云端使用相应的解密算法将其还原为明文状态。

此技术可以保障数据在传输和存储过程中的安全性。

3. 多重权限控制技术智能电网调度控制系统的远方操作涉及到多个用户的权限分配。

为了避免误操作和误操作导致的事故，需要采用多重权限控制技术，明确用户的权限和任务范围。

另外，在远程操作时需要记录用户的操作过程和行为，以便找到问题和责任。

4. 监控报警技术智能电网调度控制系统的远方操作需要实时监控电网的状态，并在异常情况发生时迅速报警。

可以采用实时监控和报警技术，一旦出现任何异常情况，监控系统可以立即发出声音和光照提示。

5. 故障恢复技术智能电网调度控制系统的远方操作可能会因为稳定性问题或者其他原因导致故障的发生。

出现故障时，需要采用故障恢复技术，及时解决故障问题，保障电网正常运行。

6. 网络入侵检测技术在智能电网调度控制系统远方操作中，网络入侵是容易发生的。

出现网络入侵时，会对电网运行造成严重影响。

因此需要采用网络入侵检测技术，及时发现网络威胁，减少网络安全风险。

吉林：500千伏变电站实现远方操作10月18日6时整，经前方变电站运维人员确认现场条件具备，位于吉林省长春市的吉林电力调控中心大厅的操作人员和监护人开始对数百千米外的500千伏合松1号线实施远方停电操作。

监护人口令发出，操作人轻点屏幕上执行“确认”按钮，3秒钟后，监控智能决策系统弹出“合心变合松1号线5063开关已分开”提示画面，而几乎同时打进来的前方确认电话也证实操作执行到位。

自2015年成功实现首座500千伏变电站断路器、隔离开关远方操作以来，国网吉林省电力有限公司结合电网运行实际探索推广，形成了一套成熟有效的操作流程，建立起配套的技术保障体系。

截至9月末，国网吉林电力所属全部500千伏变电站均已实现智能电网技术支撑平台下的断路器、隔离开关远方操作，标志着该公司大运行、大检修体系再提升取得重要进展，吉林电网调控和运维技术水平迈上了新台阶。

“在调控中心和前方两座变电站内，一共4个人便能完成一条500千伏线路的停电操作，总用时不超过20分钟。

”吉林电力调控中心调控处副处长郭健告诉记者，“在对500千伏变电站的断路器和隔离开关全部实现远方操作之前，用这样少的人、这么快的速度完成一条线路操作，是无法想象的。

”通过推广500千伏变电站远方操作覆盖范围，吉林电网骨干网架调控效率和应急反应能力大幅提高。

现场作业人员减少降低了人为因素导致的安全事故发生的几率，在电网运行更加安全可靠的同时，企业减员增效也收益明显。

国网吉林电力为应对变电站增加、人员配置压缩、电网操作频繁的工作压力，依托科研攻关和管理创新，大胆探索500千伏变电站断路器和隔离开关远方操作的可行性，不断取得实践成果。

该公司依据相关通用制度，完善细化三级运维检修的管理制度和流程，并结合远方操作现场实际修订变电站现场运行专用规程。

远方分合闸操作方法远方分合闸操作方法是指通过遥控装置对电力系统中的开关设备进行分合闸操作，而不需要亲自到现场进行操作。

这种遥控操作方式在电力系统运维中起到了很大的便利作用，可以提高操作的灵活性和效率。

下面将详细介绍远方分合闸操作方法。

1. 遥控装置的选择：远方分合闸操作通常需要使用专门的遥控装置。

遥控装置主要包括遥控终端、遥控装置主机以及通信设备等。

在选择遥控装置时，需考虑其与电力系统中开关设备的兼容性以及信号传输的可靠性等因素。

2. 遥控信号传输：遥控信号的传输通常采用有线通信或无线通信方式。

有线通信方式多采用电缆进行信号传输，传输距离相对较短。

无线通信方式则使用无线传输设备，传输距离相对较远，但需注意信号传输的稳定性和抗干扰能力。

3. 遥控终端设置：遥控终端是操作人员进行远方分合闸操作的界面，通常采用触摸屏或按键式设计。

遥控终端的设置应根据操作人员的需要进行个性化配置，包括显示语言、操作界面和功能设置等参数的调整。

4. 信号传输与解析：在进行远方分合闸操作时，遥控装置需要向开关设备发送相应的控制信号，并解析开关设备返回的状态信号。

控制信号通常是通过编码方式传送，包括分合闸命令、分合闸速度和分合闸位置等参数的设置。

状态信号则反映了开关设备的实时工作状态，如分合闸位置、分合闸开关状态以及设备故障等信息。

5. 操作权限管理：远方分合闸操作必须进行权限管理，以确保只有经过授权的操作人员才能进行操作。

权限管理通常通过用户身份验证和密码设置来实现，只有验证通过的用户才能进行远方操作。

此外，还可以设置操作日志和操作审计等功能以跟踪操作记录和追溯操作责任。

6. 远方分合闸操作步骤：（1）操作人员登录：经过身份验证后，操作人员登录遥控终端，进入远方操作界面。

（2）选择操作对象：从系统中选择要进行分合闸操作的开关设备，包括开关名称、位置和所属回路等信息。

（3）设置操作参数：根据操作需求设置相应的操作参数，包括分合闸命令、分合闸速度和分合闸位置等。