智能电网状态检测关键技术

　　摘要：国家电网公司已提出全面建设坚强智能电网的发展目标，状态检测技术为提高智能电网安全稳定水平和电网设备管理效益提供了有力的技术支撑。未来智能电网状态检测技术将远远超出传统状态检测的范畴，不仅局限于电网装备的状态检修，而是延伸出更多的复合型高级应用。探讨了智能电网状态检修关键技术，包括输电线路设备管理、状态检修和全寿命周期管理、智能变电站相关技术等方面，提出了需要研究的问题和方向。
　　引言
　　电网是经济社会发展的重要基础产业，是国家能源产业链的重要环节，为保障我国未来能源和经济社会可持续发展，国家电网公司提出了符合我国能源战略和电网企业需求的智能电网发展模式。智能电网是指电网的智能化，是建立在集成的、高速的双向通信网络的基础之上。通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法，以及先进决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。根据IBM中国公司高级电力专家Martin Hauske的解释，智能电网有3 个层面的含义[1]：首先是利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控；然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合；最后通过对数据的分析、挖掘，达到对整个电力系统运行的优化管理。2009年5月21日 举行的 “2009 特高压输电技术国际会议”上，国家电网公司总经理刘振亚表示，积极发展智能电网已成为世界电力发展的新趋势，到2020年，中国将全面建成统一的坚强智能电网。我国国家电网结合基本国情和特高压实践，确立了加快建设坚强智能电网的发展目标，即加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网。
　　为了提高智能电网安全稳定水平和电网设备管理效益，需要加强和提升电网设施的监控能力，针对输变电设备状态检测的有效方法和先进技术、传感技术、状态评估技术、信息技术以及通信支撑技术开展技术研究和工程应用。国家电网公司已于2009年7月决定自2010年起全面推广实施状态检修，全面提升设备智能化水平，推广应用智能设备和技术，实现电网安全在线预警和设备智能化监控。
　　1 智能电网与传统电网在状态检测方面的差异
　　1.1 传统电网状态检测技术现状
　　状态检修是以设备当前的实际工作状况为依据，通过先进的状态监测手段、可靠性评价手段以及寿命预测手段，判断设备状态，识别故障的早期征兆，对故障部位及其严重程度、故障发展趋势作出判断，并根据分析诊断结果在设备性能下降到一定程度或故障将发生之前进行维修[2]。状态检修的高效开展，需要大量的设备状态信息，为设备状态评价以及状态检修策略的制定提供基础数据。设备状态信息包括巡检、运行工况、带电检测、停电例行试验、停电诊断试验数据等。
　　随着状态检测技术的发展，人们越来越清晰地认识到“带电检测、在线监测、停电检修试验”三位一体的检测模式代表着未来输变电设备状态检测技术的发展方向。
　　带电检测一般采用便携式检测设备，在运行状态下对设备状态量进行现场检测，其检测方式为带电短时间内检测，有别于长期连续的在线监测[3]。在带电检测技术方面，国内外目前采用的主要带电检测技术包括：油色谱分析、红外测温、局放检测、铁心电流带电检测、紫外成像检测、容性设备绝缘带电检测、气体泄漏带电检测，其中最常用、最有效的是局放带电检测、油色谱分析及红外测温技术。尤其是局放带电检测技术，它是目前发展最为迅速、对电气设备绝缘缺陷检测最为有效的一种带电检测技术。
　　在在线监测技术方面，目前应用较多的主要集中在变电设备，而输电线路和电缆也逐步出现一些应用。对于变电设备，变压器和电抗器采用的在线监测技术主要包括：油色谱、局放、铁心接地电流、套管绝缘、顶层油温和绕组热点温度；CT、CVT、耦合电容等容性设备主要是对其电容量和介损进行监测；避雷器主要监测其泄漏电流；而断路器、GIS等开关设备主要在线监测技术包括开关机械特性、GIS局放、SF6气体泄漏及SF6微水、密度。其中应用比较成熟有效的：变压器油色谱在线监测、容性设备和避雷器在线监测。对于输电线路，目前主要应用的在线监测方法主要有雷电监测、绝缘子污秽度、杆塔倾斜、导线弧垂等监测技术，但是比较成熟的主要是雷电监测和绝缘子污秽监测。对于电力电缆，主要在线检测方法是温度和局放，相对成熟的是分布式光纤测温。
　　在停电检修试验方面，国内外都形成了一套成熟的预防性试验方法和规程。
　　我国状态检测和评估工作还处于起步阶段，状态检测技术应用及推广上存在的问题主要有：(1)状态检测技术应用范围不广，与电网设备总量相比，状态监测技术应用的设备覆盖面还处于较低水平；(2)状态检测装置可靠性不高，存在误报现象，并且装置的故障率高，运维的工作量较大；(3)缺乏统一的标准和规范指导，各厂家装置的工作原理、性能指标和运行可靠性等差异较大，同时各类装置的校验方法、输出数据规范以及监测平台都各不相同；(4)缺乏深入有效的综合状态评估方法；(5)在线监测技术需要深化研究，现行的在线监测技术在设备缺陷检测方面还存在盲区，状态参量还不够丰富，对突发性故障预警作用不够明显；(6)缺少统一的考核、评估和指导方面的行业管理机构。
　　1.2 智能电网与传统电网在状态检测方面的差异
　　智能电网对状态信息的获取范围将与传统电网发生很大的变化。未来智能电网的状态信息不仅包括电网装备的状态信息，如：发电及输变电设备的健康状态、经济运行曲线等；还应有电网运行的实时信息，如：机组运行工况、电网运行工况、潮流信息等；还应有自然物理信息，如：地理信息、气息信息等[4]。
　　传统电网的信息获取及利用水平较低，且难以构成系统级的综合业务应用。智能电网将通信技术、计算机技术、传感测量技术、控制技术等诸多先进技术和原有的电网设施进行高度融合与集成，与传统电网相比，智能电网进一步拓展了对电网的全景实时信息的获取能力，通过安全、可靠、通常的通信通道，可以实现生产全过程中系统各种实时信息的获取、整合、分析、重组和共享。通过加强对电网实时、动态状态信息的分析、诊断和优化，可以为电网运行和管理人员提供更为全面、精细的电网运行状态展现，并给出相应的控制方案、备用预案及辅助决策策略，最大程度的实现电网运行的安全可靠、经济、环保。智能电网状态检修将不仅仅局限于电网装备的状态检修，势必延伸出更多的复合型高级应用。
　　2 智能电网状态检测关键技术
　　智能电网状态检测的应用范围将不再局限于状态检修、全寿命周期管理等狭隘的范畴，而是扩大至对安全运行、优化调度、经济运营、优质服务、环保经营等领域。智能电网状态检测技术应涵盖以下方面：电网系统级的全景实时状态检测；真正意义的电网装备全寿命周期管理；电网最优运行方式；及时可靠的电网运行预警；实时在线快速仿真及辅助决策支持；促进发电侧经济、环保、高效运行等[4]。本文主要探讨了输电线路设备管理、状态检修及全寿命周期管理、智能变电站相关技术等研究方向需要研究和解决的问题及预期达到的目标。
　　2.1 输电线路设备管理
　　输电线路智能化关键技术是基于信息化、数字化、自动化与互动化对输电线路设备进行监测、评估、诊断和预警的智能化技术，以保证输电线路运行的安全性。而输电线路设备管理是实现输电线路状态检测从而实现输电线路智能化的重要方面，具体而言，针对输电线路设备管理的研究需涵盖的内容如下。
　　(1)输电线路设备“自检测”功能研究：研究输电设备的特征参量及检测、监测技术；构建设备状态监测和诊断路线图；滚动优化检修策略；构建输电线路状态检修体系。
　　(2)输电线路设备“自评估”功能研究：构建设备运行状态的数字化评价体系，实现设备的自评价功能；构建设备故障风险评估模型，实现设备风险成本的可控管理；建立设备的经济寿命模型。
　　(3)输电线路设备“自诊断”功能研究：研究主要设备的典型故障模式，提取有效的特征参量，给出故障的评判标准；研究多特征参量反映同一故障模式时设备状态的表征方法；逐步建立具有自诊断功能的智能设备技术体系。
　　(4)输电线路设备“事故预警、辅助决策”功能研究：构建设备运行可靠性预计模型，实现设备故障的数值预报功能；实现设备寿命周期成本的优化管理；结合设备的特征参量开发辅助决策系统，使其能够为电网调度提供设备的可靠性数值预报信息，提供先进的供电安全快速预警功能。
　　2.2 状态检修和资产全寿命管理
　　状态检修过程中设备基础数据的收集与管理、设备状态的评价、故障诊断与发展趋势预测、剩余寿命评估等4 个方面的内容是资产全寿命周期管理过程中资产的利用、维护、改造、更新所需要开展的基础性工作，同时资产的规划、设计、采购的管理也离不开设备在使用和维护期间历史数据、状态和健康记录等的反馈。针对面向智能电网的输变电设备的状态检修和资产全寿命管理需研究以下内容。
　　(1)基于自我诊断功能的故障模式、故障风险的数值预报技术：以油浸式电力变压器、断路器和GIS为对象，在初级智能化设备的基础上，进一步开展增加自我检测参量、改进自我检测功能的研究；在自我诊断方面，开展提高智能化水平的研究，实现设备故障几率和故障风险的数值预报，服务于智能化设备乃至电网的安全运行管理。
　　(2)状态检修辅助决策：在已有输变电设备状态检修辅助决策基本功能基础上，研究基于状态检修的检修计划编排及优化技术、设备状态分析及故障诊断技术、输变配设备典型缺陷标准化技术、设备厂家唯一性标识建立和跟踪技术、在线监测数据接入技术等，并完善扩充输变电设备的评价导则。
　　(3)资产全寿命周期管理：在已有成熟套装软件、生产管理、调度管理、营销管理、可靠性管理、招投标管理、计划统计等应用基础上，研究电网资产从规划、设计、采购、建设、运行、检修、技改直至报废的全寿命周期管理中的各种信息化关键技术，重点研究设备资产全息信息模型、设备资产全寿命周期管控技术、基于资产表现与服务支持的电力设备供应商综合评价技术、设备资产全寿命周期优化评估决策体系及其相关算法、基于资产全寿命周期的技改大修辅助决策技术等，最终实现以资产全寿命周期评估决策系统为关键支撑系统的资产全寿命周期管理体系。
　　(4)面向智能电网的设备运行和检修策略：研究面向智能电网的变电站巡检技术、巡检项目和巡检技术规范；研究面向智能电网的停电试验和维护策略；研究完成符合智能电网运行特点的设备停电试验和检修建模；研究智能化附件的现场维护、检验和检定技术和策略。建立起一套面向智能电网的设备运行和检修技术体系和标准体系，满足智能电网的运行管理要求。
　　(5)面向智能电网的设备寿命周期成本管理策略：研究各类一次设备的故障模式及故障发生几率，研究各种故障模式下的检修模型(所需时间和资源分布规律)，研究各种故障模式下的风险损失(检修成本、供电损失成本、社会影响折算成本等)。面向智能电网，研究设备的技术经济寿命模型，按新、旧设备分类建立寿命周期成本模型和与之相适应的设备检修和更换策略。面向智能电网，完成设备寿命周期成本管理技术体系和标准体系，满足智能电网的运行管理要求。
　　2.3 智能变电站相关技术研究
　　智能变电站是智能电网的物理基础，其核心技术是智能化一次设备和网络化二次设备。针对智能变电站相关技术的研究内容需包括以下方面。
　　(1)智能变电站技术体系及相关标准规范：研究智能变电站的架构和技术体系，明确智能变电站的定义和定位，制定相应的标准和规范，指导未来智能变电站的建设和运行，提高智能变电站的标准化程度、开放性和互操作性。
　　(2)智能变电站动态数据处理：通过开发开放式的智能化变电站系统，并改进通信设备以便取得更快的数据采集率，或者把在线测量数据储存在当地的一个智能化变电站中，然后，在各个智能化变电站之间交换相关的数据，把每一个智能化变电站当作一个Agent，从而实现基于Multi-Agent的全数字实时决策应用。在高级调度中心侧则需要开发广域全景分布式一体化的EMS/WAMS技术支持系统。
　　(3)智能变电站系统和设备的自动重构技术：建立智能装置的模型自描述规范，实现智能变电站中系统、设备的自动建模和模型重构，在系统扩建、升级、改造时实现智能化、快速化的系统部署、测试、校验和纠错，提升智能变电站自动化系统的安全性，减少系统建设和调试周期。
　　(4)智能变电站分布协调/自适应控制技术：研发分布协调/自适应控制的技术和方法，解决灵活分区导致的继电保护、稳定补救和无功补偿装置定值的自适应修改，实现解列后包括发电在内的微网和变电站的分布式智能控制。
　　3 结论
　　状态检测技术是为基于状态的检修或预知性维修服务的一种技术，其发展是源于状态检修对于电网装备状态信息获取、分析、评判的技术性需求。在未来智能电网的状态检测中，势必要提高信息采集的准确性，加强采集信息的可靠性和准确性验证手段，通过远程、现场校验和校准技术，提高监测信息的可用度。同时，智能电网状态检测的信息处理，必须针对不同应用需求，分层分布处理。智能电网状态检测的应用范围，将不再局限于状态检修，全寿命周期管理等，将会扩大到对安全运行、优化调度、经济运营、优质服务等领域。总之，未来智能电网的状态检测技术将远远超出传统电网状态检测的范畴，检测范围将大幅扩展、全方位覆盖，且将为电网运行、综合管理等提供外延的应用支撑，而不仅局限于电网装备的监测。
　　参考文献：
　　[1] IBM 论坛2009，点亮智慧的地球[EB/OL].
　　[2] 陈安伟. 输变电设备状态检修的应用[J]. 电网技术，2009 ，33(20)：215-218.
　　[3] 邓万婷. 带点检测技术在湖北智能电网状态检修模式中的应用[J]. 湖北电力，2010，34(增1)：29-31.
　　[4] 刘骥，黄国方，徐石明. 智能电网状态监测的发展[J]. 电力建设，2009，30(7)：1-3.

智能化变电站防误闭锁技术探讨

　　1.引言
　　智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，是在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站是智能电网运行与控制的关键，是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施，是智能电网“电力流、信息流、业务流” 三流汇集的焦点，是统一坚强智能电网的重要基础和支撑，它基于IEC61850标准，在逻辑上分为站控层、间隔层和过程层，以一次设备智能化、二次设备网络化、信息共享标准化为特点，综合高级应用功能，逐渐在电力系统得到推广和应用。
　　近几年随着智能变电站新技术的不断应用和推广，防误闭锁问题日益突出，如何解决智能化变电站有效防止误操作事故的发生，目前国内还未形成统一、规范的意见及解决方案。本文就智能化变电站防误闭锁的全面性、强制性、信息共享等几个关键问题及实现方案进行分析和探讨。
　　2. 智能化变电站的功能特征
　　智能化变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行，要满足智能电网建设和发展的要求，体现智能电网信息化、数字化、自动化、互动化的特征。智能化变电站应当具有以下功能特征：
　　(1)紧密联结全网。
　　从智能化变电站在智能电网体系结构中的位置和作用看，智能化变电站的建设，要有利于加强全网范围各个环节间联系的紧密性，有利于体现智能电网的统一性，有利于互联电网对运行事故进行预防和紧急控制，实现在不同层次上的统一协调控制，成为形成统一坚强智能电网的关节和纽带。智能化变电站的“全网”意识更强，作为电网的一个重要环节和部分，其在电网整体中的功能和作用更加明显和突出。
　　(2)支撑智能电网。
　　从智能化变电站的自动化、智能化技术上看，智能化变电站的设计和运行水平，应与智能电网保持一致，满足智能电网安全、可靠、经济、高效、清洁、环保、透明、开放等运行性能的要求。在硬件装置上实现更高程度的集成和优化，软件功能实现更合理的区别和配合。应用FACTS技术，对系统电压和无功功率，电流和潮流分布进行有效控制。
　　(3)高电压等级的智能化变电站满足特高压输电网架的要求。
　　随着我国电网建设的迅速发展，特高压输电线路将是构成我国智能电网的骨干输电网架，必须面对大容量、高电压带来的一系列技术问题。特高压变电站应能可靠地应对和解决在设备绝缘、断路开关等方面的问题，支持特高压输电网架的形成和有效发挥作用。
　　(4)中低压智能化变电站允许分布式电源的接入。
　　在未来的智能电网中，一个重要的特征是大量的风能、太阳能等间歇性分布式电源的接入。智能化变电站是分布式电源并网的入口，从技术到管理，从硬件到软件都必须充分考虑并满足分布式电源并网的需求。大量分布式电源接入，形成微网与配电网并网运行模式。这使得配电网从单一的由大型注入点单向供电的模式，向大量使用受端分布式发电设备的多源多向模块化模式转变。与常规变电站相比，智能化变电站从继电保护到运行管理都应做出调整和改变，以满足更高水平的安全稳定运行需要。
　　(5)远程可视化。
　　智能化变电站的状态监测与操作运行均可利用多媒体技术实现远程可视化与自动化，以实现变电站真正的无人值班，并提高变电站的安全运行水平。
　　(6)装备与设施标准化设计，模块化安装。
　　智能化变电站的一二次设备进行高度的整合与集成，所有的装备具有统一的接口。建造新的智能化变电站时，所有集成化装备的一、二次功能，在出厂前完成模块化调试，运抵安装现场后只需进行联网、接线，无需大规模现场调试。一二次设备集成后标准化设计，模块化安装，对变电站的建造和设备的安装环节而言是根本性的变革。可以保证设备的质量和可靠性，大量节省现场施工、调试工作量，使得任何一个同样电压等级的变电站的建造变成简单的模块化的设备的联网、连接，因而可以实现变电站的“可复制性”，大大简化变电站建造的过程，而提高了变电站的标准化程度和可靠性。出于以上需求的考虑，智能化变电站必须从硬件到软件，从结构到功能上完成一个飞越。
　　3.智能化变电站防误闭锁应考虑的几个关键问题
　　3.1防误闭锁的全面性
　　智能化变电站防误闭锁的关键点之一是要实现防误闭锁的全面性。如果闭锁不全面，将不可避免地留下误操作隐患。全面性主要体现在以下几个方面：
　　首先，防误闭锁需要覆盖变电站运行、操作、检修等各个环节，不会因为某个环节防误功能的缺失而对整个防误操作产生影响；
　　其次，防误闭锁需要覆盖所有手动和电动设备，不能因为某种设备类型少或闭锁困难就忽略对某些设备的闭锁措施，包括断路器、隔离开关等一次设备和可能产生误操作的临时接地线、网(柜)门等；另外，电气设备操作不管是在远方、站控层、间隔层还是在设备级层上进行操作控制，不管是对单独设备进行操作还是程序化操作，都应具有防误闭锁措施。
　　3.2防误闭锁的强制性
　　什么是强制闭锁，国家电网公司《防止电气误操作安全管理规定》中给出的明确定义是：在设备的电动操作控制回路中串联以闭锁回路控制的接点和锁具，在设备的手动操控部件上加装受闭锁回路控制的锁具。其要点有两个方面，一是高压设备的电控回路串接闭锁接点，手动部件装设锁具，二是闭锁接点或锁具由闭锁回路控制。因此，不论闭锁需要的回路如何实现，其技术基础是闭锁接点与闭锁锁具。
　　在数字化变电站中，保护、测控装置等二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O 现场接口和二次回路，它直接通过光纤通道和智能操作单元以及合并器相连，也就是说电动和手动操作的控制回路已经下放到了过程层的智能操作单元或者直接放到了智能一次设备内部。针对这种变化，如何在控制回路中串接闭锁节点和在操控部件上加装闭锁锁具以实现强制性闭锁功能，将成为一个新问题。
　　虽然在智能化变电站中，强制闭锁的实现遇到了新的问题，但这一要求是必须且不可回避的，完全依靠监控系统的逻辑闭锁软件来实现全站的远方、就地操作防误闭锁功能，存在操作隐患，不能完全解决因监控主机、测控单元的软、硬件发生故障或运行人员操作不当时造成的电气设备误动问题，虽然解决了闭锁的逻辑问题，但是满足不了强制性的要求。
　　3.3防误闭锁系统的独立性和与其它系统的信息共享问题
　　要保证数字化变电站中防误闭锁的全面性和强制性，就要使防误闭锁系统本身具有一定的独立性，在自动化系统瘫痪，系统不能进行遥控操作时，不能影响就地手动操作防误闭锁功能的应用。防误闭锁系统本身的独立性和数字化变电站中强调的设备信息共享原则是不矛盾的，由于数字化变电站各设备及系统之间数据交互采用统一的IEC61850标准，强调互联与互操作性，所以防误闭锁装置和自动化装置之间数据交互不像传统变电站那样，缺乏统一通讯标准，互联困难的问题已经不复存在，在数字化变电站中是完全可以做到保持防误闭锁装置独立性基础上的信息统一和共享的。
　　4.智能化变电站防误闭锁
　　智能化变电站防误闭锁系统完成变电站内各种操作的防误闭锁，实现智能变电站防误闭锁的强制性和全面性要求，并实现与监控系统站内模型信息共享，监控系统与防误闭锁系统信息交互免配置。系统架构如下图：
　　系统根据IEC61850标准三层架构体系构建，由站控层防误主机，间隔层智能防误装置，过程层智能闭锁单元、机械和电气锁具及闭锁附件，以及电脑钥匙等组成。防误主机、智能防误装置、层智能闭锁单元之间采用的均为IEC61850规范，主要功能特点如下：

　　4.1系统信息共享
　　由于智能化变电站各设备及系统之间数据交互采用统一的IEC61850标准，为防误闭锁装置和自动化装置互联与互操作性提供了技术依据，两者之间的数据交互困难的问题已经不复存在，可以在误闭锁装置独立的基础上实现信息统一和共享。实现方式：间隔层61850智能防误装置从监控系统获得全站SCD文件，通过MMS服务直接从测控装置或监控主机获取五防逻辑需要的实遥性、遥测数据；间隔层智能防误闭锁装置通过MMS服务为监控系统提供网门、地线等手动设备的虚遥性。
　　4.2防误闭锁全面性
　　系统根据IEC61850标准三层架构体系构建，将基于IEC61850标准的智能变电站防误闭锁系统划分为三层，即站控层防误主机，实现站控层防误；间隔层智能防误装置以IEC61850标准设计，能够对五防主机和监控系统提供设备操作的所有五防功能，包括顺控功能，实现间隔层防误。过程层基于GOOSE通信的智能闭锁单元、过程层传统锁具实现过程层防误。并预留集控防误和防误延伸产品接口。
　　4.3防误闭锁强制性
　　为防止过程层网络GOOSE报文错误或监控系统未经防误系统解锁直接操作智能电动开关设备而可能导致的误操作，在过程层上设置支持GOOSE服务的智能闭锁单元，实现防误闭锁的强制性要求，智能闭锁单元通过将常开接点串接于一次设备遥控跳合闸回路实现强制闭锁，智能闭锁单元只有在接收到智能防误装置的允许解锁GOOSE消息，才驱动常开接点闭合，解锁相关设备。智能闭锁单元也支持就地操作时使用电能钥匙对其进行解闭锁操作。
　　另外对电动设备的操作机构、汇控柜以及临时接地线、网(柜)门等不能进行电动操作的设备，加装机械和电气锁具，通过电脑钥匙对其进行解闭锁操作。
　　4.4顺控操作
　　顺控操作由间隔层61850智能防误闭锁装置和监控系统配合完成，智能防误闭锁装置具有良好的互操作性和开放性，本身融合了从权限管理、唯一操作权限管理、模拟预演、实时逻辑判定、闭锁元件五个方面完整地实现了对设备操作的防误功能。
　　5.受控站的功能
　　接受到操作任务后，首先在受控站的监控主机上调用指令票，指令票经系统分析后，发送给受控站的智能防误装置进行逻辑验证。验证结果返回到监控主机进行人工确认，确认通过后，由监控主机自动实现控制操作。过程：监控主机把要操作的设备向智能防误闭锁装置发送解锁请求，智能防误闭锁装置接收到解锁请求后，进行实时防误逻辑验证，通过后，对智能闭锁单元下达解锁操作命令，智能闭锁单元解锁成功后，智能防误装置向监控主机发送允许操作指令，监控主机接收到指令后向间隔层的测控装置下达遥控执行命令。遥控操作完成后，智能防误闭锁装置主动对智能闭锁单元下达闭锁操作命令，恢复闭锁。如此自动顺序进行，直到操作结束。如果操作过程出现事故或异常，系统自动停止，由运行人员干预处理。

　　6.监控中心的功能
　　接受到操作任务后，首先在调度中心的监控主机上调用指令票，此指令票发送到受控站的远动装置，由受控站的远动装置进行操作步骤分解。然后发送给受控站的智能防误闭锁装置进行逻辑验证，验证通过后受控站的远动装置把操作步骤上送到调度中心监控主机进行人工确认。确认通过后，由受控站的远动装置自动实现控制操作。过程同受控站，两者不同在于监控系统的执行对象发生了变化，由受控站的监控主机变成了远动装置。
　　7.方案的优越性
　　防误系统独立运行，对其他设备的运行无影响，在其它电气设备或系统故障时，仍可完成防误闭锁功能。
　　间隔层智能防误装置不但可以实现间隔层的防误，把测控装置之间的相互通信实现的闭锁，转化为由智能防误装置来实现，减轻了系统的复杂程度和不同厂家测控互连的难度，以及逻辑变化后或增加间隔层后维护的难度，还可以实现顺控的防误闭锁功能。
　　不仅可以实现其他防误周边产品(高压带电显示闭锁装置、接地管理装置、智能钥匙管理机等)无缝融入到全站的防误系统中，而且还可以方便的接入集控防误系统，有效地降低了系统造价，避免重复投资，提高投入产出比。
　　8.总结
　　上述方案从防误操作的强制性与全面性原则出发，防误系统在各层保持独立性的基础上，实现了不同层次的全面闭锁，包含站控层、监控中心/集控中心的顺控操作防误。智能闭锁单元和常规锁具的使用实现了过程层操作防误的强制闭锁功能。此方案在部分智能变电站得到实施验证，得到用户的高度好评，是目前全面而完善的智能化变电站防误闭锁系统解决方案。
　　【参考文献】
　　[1]国家电网公司《防止电气误操作安全管理规定》。
　　[2] 国家电网公司企业标准《智能变电站技术导则》。
　　[3]《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》。
　　来源：电力自动化产品信息