智能程序化操作

智能程序化操作（共9篇）

智能程序化操作 篇1

随着电网建设速度加快,运行人员相对减少,分摊到每个运行人员的工作随之增加。如何解决由于运行人员减少与运行压力增大之间的矛盾,是变电运行亟需解决的一大课题。文献[1-4]对操作票生成系统进行了研究,从不同的方面为操作票生成提出了方法,但是没有考虑程序化操作,对倒母操作、二次设备的程序化操作也没有提出很好的解决方案。程序化操作的应用,可以减少大量的中间环节,提高倒闸操作效率,同时在很大程度上避免了人为因素的误操作,为变电站安全运行提供可靠保障。在工程实施过程中,程序化操作步骤的定义是个繁琐易出错的过程,为减少开票环节的错误、提高开票效率,开发了智能操作票生成和管理系统。智能操作票生成和管理系统充分利用高性能计算机强大的图形化界面功能和资深运行人员丰富的运行经验,根据运行方式安排和电网实际运行情况正确编写各种类型的操作票,运行人员只需进行简单的鼠标操作就可开出操作票。

1 系统特点

该系统是1套包括操作票生成和管理的综合应用系统,具有智能开票、防误校验、操作票管理、统计分析等功能,主要特点如下所示。

(1)智能性。系统通过规则推理能自动开出绝大部分日常运行所需要的操作票,随着规则库的不断积累,出票正确率将会越来越高,从而可以减轻运行人员出票的压力,帮助运行人员提高出票的正确性,更好地做好防误判断,提高运行人员的操作水平。

(2)自我学习。智能操作票生成和管理系统具有自我学习能力。对于相似的间隔进行相同操作时,不需要对每个间隔都一步步地拟写操作票,可选择一个典型的间隔进行开票,然后通过自我学习,可以得到和这一间隔具有相同功能的其他间隔的操作票,避免了重复劳动,极大地减少了工作量。

(3)多种操作步骤类型。智能操作票生成和管理系统在开票时除了可以生成遥控操作步骤、置数操作步骤、电脑钥匙操作步骤、提示操作步骤外,还可生成顺控操作步骤。执行顺控步骤时不需到运行界面上执行,可在操作票系统的执行窗口直接执行。

(4)多种开票方式。具备多种开票方式,如图形开票、手工开票、典型票开票、智能开票等。多种开票方式互为补充,运行人员可针对具体任务具体分析,选择最快捷的方式进行开票。

2 系统结构

该系统由3层体系组成,分别为表示层、逻辑层、数据层。

2.1 表示层

表示层面向用户,由操作票系统主界面、维护定制界面、图形系统构成。运行人员在操作票系统主界面上进行开票、执行、管理等日常操作,是最常用的人机界面。运行人员在维护定制界面上进行个性化的定制工作,例如,编辑打印模板,录入专家知识库,配置不同角色的权限等。图形系统反应当前SCADA系统的实时状态。通过在接线图上对设备的鼠标操作,选取合适的操作任务形成操作票。图形开票是开票的最常用方式,具有方便、快捷、直观的特点。

2.2 逻辑层

逻辑层是应用功能的实现层,由操作票生成、高级应用分析、图形交互接口、实时系统接口等模块构成。

(1)操作票生成。由推理机模块、防误校验、多任务冲突校验、模拟预演等功能模块构成,是智能操作票生成和管理系统的核心模块。

(2)高级应用分析。对当前SCADA系统实时数据进行拓扑分析,获取当前操作对象的拓扑信息。

(3)图形交互接口。通过图形交互接口和图形系统进行交互,得到操作对象、操作任务等信息。

(4)实时系统接口。在操作时,通过实时系统接口获取当前SCADA系统的实时数据。操作票系统将从SCADA系统获取的遥测、遥信等实时数据作为开票和执行的基础。

2.3 数据层

数据层由专家知识库、管理数据库、实时数据库构成。专家知识库包括操作规则库、操作术语库、防误规则库等信息。管理数据库包括操作票记录、权限数据等管理信息。实时数据库包括SCADA实时数据库和拓扑库。

3 系统功能

3.1 智能开票

在画面上选择需操作的设备和操作任务,根据设备本身及相关设备的状态,通过匹配操作规则库,系统自动得出一系列的操作序列,智能地生成1张完整的操作票。智能开票可以描述为以下3个步骤:

(1)根据画面上选择的设备和操作任务到典型票库中查找,如果匹配到典型票,则装载典型票,保存为未审票;如果没有匹配到典型票,执行第2步。

(2)根据在画面上选择的设备和操作任务到已校验的顺控流程定义库中查找,如果匹配到顺控流程定义,则装载顺控流程定义,拟票人根据具体任务进行编辑,如添加提示步骤,然后保存为未审票;如果没有匹配到顺控流程定义,执行第3步。

(3)根据在画面上选择的设备和操作任务到操作规则库中查找操作规则、操作术语,得到这个特定任务的操作规则列表,然后用实际设备替换操作规则列表中的模板设备,得到一系列的实际操作列表。

该系统具有连续开票的功能。可以记忆拟写的第1张操作票执行后的断面,在此基础上继续拟写第2张操作票。例如第1张票为“芝云4Q03开关由运行改为冷备用”,这张操作票拟写完毕后,可在此基础上继续拟写第2张票“芝云4Q03开关由冷备用改为运行”。开票时如果某个设备的状态不满足,可以通过人工置位使其状态满足,如果设备组合态不满足,可以置设备组合态。例如需要拟写1张“芝云4Q03开关由运行改为冷备用”的操作票,但当前4Q03开关不在运行态,而是热备用态,此时可以将4Q03开关置为运行态,然后再拟写“芝云4Q03开关由运行改为冷备用”的操作票。

典票库中的顺控流程有时不能适应各种非典型方式,开票系统能够根据现场运行方式自动适应需要进行的操作。自适应的方式有2种:

(1)开票时根据现场运行方式自动选择需要操作的步骤,能自动判断不符合项,对已满足目标态的顺控步骤,一次设备操作自动跳过,二次设备操作(如压板之类的操作)自动改成检查项。

(2)开倒母操作票时,先判断每个顺控步骤的源设备状态是否满足,若不满足,提示用户是否忽略该步操作;再判断每个顺控步骤的目标设备态是否满足,若已满足,提示用户是否忽略该步操作。

3.2 操作票执行

操作票中的步骤可以包含多种类型,如顺控、遥控、就地、置数、提示等。执行顺控步骤时,操作票系统和顺控服务器交互,顺控服务器是顺控任务的执行机构。操作票系统执行顺控步骤时通知顺控服务器需要执行的顺控流程,顺控服务器查找并解析指定的顺控流程,自动生成操作任务列表,顺控服务器使用SCADA系统、前置系统与装置进行交互,根据每一步操作任务对装置下发相应的操作命令。在执行每一步操作任务时,顺控服务器对执行前的状态和执行后的状态进行校验,并进行出错、超时等处理。运行人员可在操作票系统主界面上全程控制顺控任务的执行。例如,可以暂停顺控过程或继续顺控过程;当顺控操作因条件不满足或其他原因中断时,可以将操作票打印成纸质操作票,作为改常规操作用的操作票,用人工操作的方式继续执行中断步骤以后的操作;程序化操作具备容错功能,出错后不立即中止当前票的执行,提示用户是否重试,可以将此步骤重复执行几次。

在顺控操作过程中,执行到某步顺控任务时会切换到指定的画面,不需用户手动切换,方便查看。并对每一步操作任务进行防误校验,增强系统的防误措施。顺控任务执行时也具有自适应功能,执行某步顺控任务时,先判断其执行条件,若满足,则继续执行下一步或提示用户。程序化操作出现异常中断时,系统会自动保存断面,待中断原因查明并解决后,或者人工将该步操作完成后,可以再重新调用该操作票,继续执行未操作的程序化步骤,并且在执行前,先进行安全校核,校核成功才能继续执行未操作的步骤,若校核失败,再次弹出中断操作界面,供运行人员选择如何处理。

现场操作时,将操作票下传电脑钥匙。在是否该上机操作或现场操作完毕时,电脑钥匙将向操作票系统汇报操作情况。根据电脑钥匙上送的操作报文,结合正执行的操作票,操作票系统判断是否需上机遥控操作。若是,则操作票系统通知SCADA系统执行对当前操作步骤对应设备的遥控操作(选错操作元件将被禁止遥控,同时要求遥控输入的操作人和监护人名称密码与操作票生成时一致,防止误分合断路器的事件发生)。遥控操作完毕且实时遥信状态返回正确后,才可进行下一步操作。在遥控之后还需电脑钥匙进行现场开锁时,操作票系统将当前操作步骤传给电脑钥匙,再进行电脑钥匙的操作。如此反复,直到整个操作结束。对于空开等操作对象可以执行置数操作,直接改变其状态然后执行下一步操作。允许同一变电站内多组操作人员打开多张操作票同时执行,多个任务同时执行时系统会进行冲突校验,不允许对同一设备和有逻辑关联的设备在多个任务里同时操作。

3.3 维护定制工具

该系统提供可视化工具给用户进行维护定制。

(1)操作规则。为智能开票提供了规则匹配的依据。由一系列的规则和规则集构成智能开票的推理基础,具体操作票生成时,由推理机模块调用实时系统接口读取实时库中的设备属性和设备状态,调用高级应用分析模块进行接线形式、运行方式等的判断,将所有得到的信息加上选择的操作任务按操作规则进行匹配,匹配出惟一的规则,进行操作票的生成。

(2)操作票文本关键字。一张操作票由若干关键字组成,通过操作票关键字定义来描述操作票文本中可能用到的所有关键字。操作规则需通过关键字定义将实时库中设备的相关位置描述出来。

(3)操作术语。各地供电企业有自己的术语规范,为了将操作票描述得准确与规范,需要对操作术语进行定制。

(4)防误规则。通过对防误规则的定制来满足倒闸操作的“五防”要求。

(5)管理权限。系统不同的角色有不同的权限,提供定制工具对权限进行管理。

(6)操作票打印模板。各地供电企业可根据当地的管理规范定制打印模板。

该系统还具有传统的操作票管理、地线库管理、操作票打印等功能。

4 结束语

该系统基于一次接线图拓扑搜索和典型票自我学习技术,提供多种开票方式,可以开多种类型的操作步骤的操作票,具有操作票管理、统计分析、仿真培训等一整套完整功能,是智能操作票生成和管理的综合应用系统。该系统适用于各种电压等级的变电站,能够适应各种复杂的现场情况,从实际应用看,对电网安全稳定运行水平和运行人员的工作效率都有一定的提高。

摘要：程序化操作的应用减少了倒闸操作的中间环节,减少了运行人员的工作量,既提高工作效率又可以避免人为因素导致的误操作。为减少开票环节的错误,提高开票效率,提出了基于一次接线图拓扑搜索和典型票自我学习技术的智能开票解决方案。实现了智能开普通操作票和顺控操作票,可以智能地开出由遥控、就地、顺控、提示等类型的操作步骤组合而成的操作票。

关键词：智能开票,操作票,程序化操作,拓扑搜索

参考文献

[1]徐俊杰,许先锋,杜红卫,等.电网智能操作票管理系统[J].电力自动化设备,2009,29(11):98-101.

[2]郭创新,朱传柏,曹一家,等.基于多智能体的全面防误策略及智能操作票生成系统[J].电网技术,2006,30(4):50-54.

[3]陆瑞华,孙勇,王毅.华东电网智能操作票系统设计[J].华东电力,2009,37(6):948-951.

[4]杨泽明,陈飞凌,左干清,等.智能操作票系统在天广直流输电换流站中的设计及应用[J].电力系统自动化,2005,29(9):97-99.

智能程序化操作 篇2

一．目的：

为规范冷藏药品在储存、流通中的操作，确保药品质量，特制订本程序。二．依据：

《药品经营质量管理规范》（卫生部令第90号）及其附录。三．适用范围：

本程序适用于冷藏药品物流链过程中的收货、验收、储存、养护、发货、运输、温度控制和检测等管理全过程。四．责任：

质量管理部、储运部对本程序的实施负责。五．冷链管理设备：

1.冷库：符合国家《GB50072冷库设计规范》，具双制冷机系统，配备备用发电机。2.冷藏车：符合国家QC/T 450-2000标准。3.保温箱。

4.自动温湿度监测、报警设备。5.手持式红外温度测量仪。

以上冷链管理设备需依照《设施设备的验证和校准管理制度》的规定，经过验证，才可投入使用。六．冷藏药品的收货：

1.保管员负责冷藏药品的收货。

2.检查运输药品的冷藏车、冷藏箱或保温箱是否符合规定。

3.查看并记录冷藏车、冷藏箱或保温箱到货时温度数据，导出、保存并查验运输过程的温度记录，确认运输全过程温度状态是否符合规定。

4.将药品从泡沫包装箱或冷藏箱、保温箱中拿出，放入冷库中的待验区。5.上述到货温度检查符合规定的，药品放置在冷库待验区中正常待验。

6.到货温度检查不符合规定的，将药品隔离存放在冷库待验区，挂“待处理”标识，报质量管理部，同时由采购部联系供应厂商处理。供应厂商应抽样送至广东省药品检验所等法定药品检验机构检验，检验合格，我公司可以办理正式入库手续，正常销售；检验不合格，应通知当地药品监督管理部门，监督销毁。7.冷库开门，货物入库的过程应在14分钟以内完成。

七．冷藏药品的验收：

1.验收员负责冷藏药品的验收。

2.按照公司《药品收货与验收管理程序》，在冷库内对冷藏药品进行验收。八．冷藏药品的存储、养护：

1.验收合格的冷藏药品应移入冷库中绿色合格区存放。

2.冷库的存储温度应设置在2-8℃，温度超出此范围时，自动温湿度监控系统会发出报警，养护员应指导保管员及时采取有效措施进行调控，防止温度超标对药品质量造成影响。

3.冷库内的堆垛、药品与地面、墙壁、库顶部的间距要符合《仓库管理程序》的要求；冷库内制冷机组出风口100厘米范围内，以及高于冷风机出风口的位置，不得码放药品。

4.冷藏药品均属于重点养护品种，养护员应定期养护检查。九．冷藏药品的发货、包装：

1.冷藏药品的装箱发货、复核、包装应在冷库内完成。

2.装箱前将干冰等蓄冷剂在小冰箱内预冷至符合药品包装标示的温度范围。3.使用保温箱运送药品时，按照验证确定的条件，在保温箱内合理配备适当数量的蓄冷剂。箱内应使用隔热装置将药品与低温蓄冷剂进行隔离。

4.使用冷藏车运送整件药品时，采用药品供应厂商提供的冷藏泡沫箱进行包装，在箱内按照供应厂商的标准放入适当的冰袋，不得随意减少数量。十．冷藏药品的运输：

1.冷藏车运送药品时，应提前15分钟后打开温度调控和监测设备，将车厢预冷至规定的温度。

2.开始装车/卸车时关闭温度调控设备，尽快完成药品装车。

3.药品装车/卸车完毕，及时关闭车厢厢门，检查厢门密闭情况，并上锁。4.启动温度调控设备，检查温度调控和检测设备运行状况，运行正常后方可启运。5.运输过程中，要随时查看温度记录显示仪，如出现异常情况，应及时启动《冷链管理紧急预案程序》。

6.药品运送结束，冷藏车、保温箱返回公司后，应导出温度记录，由养护员存档。7.冷藏药品运输时应当做好运输记录，内容包括运输工具和启运时间、到达时间等。十一．冷藏药品的销后退回：

1.对于销后退回的冷藏药品，首先应核实其批号、数量，以确认确实是我公司销售

的药品。

2.应检查退货单位提供的温度控制说明文件和售出期间温度控制的相关数据。对不能提供文件、数据或温度控制不符合规定的，应当拒收，做好记录并报质量管理部门处理。

3.对于符合规定的退货，应按验收程序，验收合格后重新办理入库。十二．冷藏药品的温度控制和监测：

1.制冷设备的启停温度设置在2-8℃。

2.冷藏药品应进行24小时连续、自动温度记录和监控，温度记录间隔时间设置不超过30分钟/次。

3.冷藏车、保温箱在运输途中要使用自动监测、自动调控、自动记录及报警装置，对运输过程中进行温度的实时监测并记录，温度记录时间间隔设置不超过10分钟，数据可读取。

智能程序化操作 篇3

目前,国内已有不少地区开始了变电站程序化操作的试点工作[1,2,3,4,5,6,7,8,9],应用范围覆盖从110 k V及以下电压等级到220 k V及以上电压等级的变电站。程序化操作方案主要有3种:集中式方案[2,3]在站控层设立操作服务器,所有的程序化操作都由操作服务器来完成;集中与分布式相结合的方案[2,3,4,5]在站控层设立操作服务器,间隔内的操作由间隔层装置完成,跨间隔的操作由操作服务器来完成;分布式方案[6,7]无需操作服务器,所有的操作都由间隔层来完成。

国内的变电站智能操作票系统的研究已开展多年[10,11,12,13],并在现场得到成熟应用。本文探讨将智能化操作票系统与程序化操作相结合的方式以及需要注意的几个问题。

1 变电站智能操作票系统

变电站智能操作票系统[10,11,12,13]按照给定的操作任务和设备的初始状态,根据变电设备操作逻辑,自动生成满足从设备初始状态到目标状态的一系列操作序列。设备的初始状态可直接从变电站自动化系统获取实时遥信量,使智能操作票系统上模拟图的设备状态与设备的实际状态保持一致,保证智能操作票系统所拟的操作票的正确性。设备的初始状态也可人工设置,便于提前拟写、准备操作票保证倒闸操作的效率和正确性。

2 现有的基于典型操作票模式的程序化操作方案

2.1 集中式方案

集中式方案就是在自动化系统的站控层实现全站所有设备的程序化操作。它在站控层设置程序化操作服务器,统一存放全站的操作票,负责采集站内所有间隔测控和保护装置的相关信息,负责发程序化控制操作、解析操作票,并对程序化操作进行防误闭锁条件的判别,按操作票的内容依次执行程序化操作,并把程序化操作的过程信息及结果上传。具体执行过程如图1所示。

2.2 集中与分布式相结合方案

集中与分布式相结合方案由间隔层设备与程序化操作服务器共同完成程序化操作。单间隔装置内操作的操作票储存在间隔层装置中,而程序化操作服务器储存跨装置操作的组合关系。单间隔装置内的程序化操作在间隔层装置内实现,而跨装置的操作包括跨装置的间隔操作和跨间隔的操作由程序化操作服务器来完成。具体执行过程如图2所示。

2.3 分布式方案

分布式方案的程序化操作完全由间隔层装置实现,站控层没有设立程序化操作服务器。所有程序化操作票,包括本间隔内的操作票及和本间隔相关的其他间隔的控制操作,都存储在相应的间隔层装置中,间隔层装置是操作票唯一的存储源。装置内的程序化控制操作由装置负责实现,当需要实现跨间隔或跨装置的控制,实现装置之间的闭锁信息传输和控制操作时,闭锁信息的传输在间隔层直接通过装置间的信息交换实现,而控制操作通过向站控层设备发送请求命令间接实现。具体执行过程见图3。

3 变电站智能操作票系统与程序化操作结合方式

3.1 集中式方案的结合方式

集中式的程序化操作方案与智能操作票系统的结合最为简单,把智能操作票系统放在程序化操作服务器中,程序化操作开始前首先读取自动化系统上的实时遥信量,使智能操作票系统上的模拟图与设备的实际状态一致,接着由智能操作票系统根据操作任务拟写好操作票后将操作票发送给程序化操作服务器,然后由程序化操作服务器来完成程序化操作。执行过程流程图如图4所示。

3.2 集中与分布式相结合方案的结合方式

在这种方式中,站控层也有一台程序化操作服务器,智能操作票系统放置在程序化操作服务器中,在程序化操作开始前首先读取自动化系统上的实时遥信量,使智能操作票系统上的模拟图与设备的实际状态一致,然后由智能操作票系统根据操作任务拟写好操作票发送给程序化操作服务器。程序化操作服务器接收到操作票后,首先判断是单间隔单个装置的操作还是跨装置或跨间隔的操作,如果是单间隔单装置的操作则直接将操作票发送给相应间隔的间隔装置,然后由该间隔层装置进行操作;如果是跨装置或跨间隔的操作则由程序化操作服务器来协调完成。执行过程流程图如图5所示。

3.3 分布式方案的结合方式

分布式方案的程序化操作完全由间隔层装置来实现程序化操作,站控层没有设立程序化操作服务器。在这种方式下,在不增加任何计算机的情况下,智能操作票系统只能放置在间隔层装置中,而间隔层装置由于其软硬件的限制目前不支持数据库的应用,在采用远动101、104规约时是无法将智能操作系统放置在间隔层装置中的,所以要想将分布式方案的程序化操作系统与智能操作票系统相结合,只能在站控层增加一台计算机用于放置智能操作票系统,在程序化操作开始前同样需要读取自动化系统上的遥信量,使模拟图与设备的实际状态一致后由智能操作票系统拟票,然后智能操作票系统将拟写好的操作票发送给相应的间隔层装置,由间隔层装置来完成程序化操作。执行过程流程图如图6所示。

3.4 分析

从以上3种程序化操作方案与智能操作票系统的结合方式可看出,智能操作系统先从自动化系统读取实时遥信量,然后形成操作票并校验合格后,根据不同的程序化操作方案来执行操作票内容。集中式方案和集中与分布式相结合的方案都在站控层设立操作服务器,因此只需将智能操作票系统放置在程序化操作服务器中即可,但集中与分布式相结合的程序化操作比集中式的程序化操作对网络的通信依赖较小,且单装置操作时由于信息是直接采集的,快速可靠。分布式方案需要在站控层专门设立一台计算机给智能操作票系统才能将2个系统有效结合。

4 需要考虑的问题

4.1 保证智能操作票和程序化操作正确性的措施

把智能操作票系统与程序化操作相结合后,由于操作票是自动生成的且程序化操作也是自动完成的,必须采取必要的措施来保证程序化操作的正确性和可靠性。可以采取以下措施:

a.操作票执行前进行模拟预演,同时嵌入防误逻辑用以判断操作票的正确性;

b.在程序化操作系统中嵌入在线微机防误,每项操作步骤只有经过在线微机防误的逻辑判断正确后才能开始操作;

c.每项步骤操作完成后用“二元法”验证设备操作到位后才能开始下一步的操作;

d.提供程序化操作急停、暂停及异常终止功能,用于在执行过程中发现异常时暂停或终止操作。

4.2 典型操作票与智能操作票的结合

完全依赖智能操作票的模式并非是最理想的方式,对于一些非常复杂但操作步骤单一、固定的操作可以将其编制成典型操作票预先存储。对于单间隔的简单操作也可以编制典型操作票预先存储,尤其是由间隔层单个装置来完成的操作。比如旁代断路器操作、单个开关的转态操作。这种典型操作票与智能操作票结合的操作票模式在现场实际应用更具合理性和实用性。

4.3 智能操作票系统与程序化操作的闭环控制

在倒闸操作以人工操作的方式进行的情况下,智能操作票系统的模拟图的状态可以人为设置来完成预先拟票的工作。操作人员在开始倒闸操作之前会先核对设备的实际状态,以保证倒闸操作的正确执行。但是,倒闸操作采取程序化操作的方式进行时,它是实时、自动完成的,必须保证操作票的初始状态与实际状态完全一致才能开始程序化操作,所以,当将智能操作票系统与程序化操作结合时,必须保证在程序化操作执行过程中智能操作票系统不能拟票,必须接收到程序化操作执行完毕并且设备的状态满足前一张操作票要求的目标状态后才能开始拟票准备新一轮的程序化操作,即在程序化操作方式下,智能操作票系统模拟图上的设备状态不能通过人工设置,只能实时读取自动化系统上的遥信量。通过这样的闭环控制,智能操作票系统和程序化操作才能有效结合并保证程序化操作不会出现误操作。

5 结语

挤奶工操作程序 篇4

1、清洁检查：挤奶前先观察或触摸乳房外表是否有红、肿、热、痛症状或创伤。

2、乳头预药浴：挤掉头几把奶后，对乳头进行预药浴，选用专用的乳头药浴液，药液作用时间应保持在(20-30)秒。（注：乳头特别脏时，可先用含消毒水的温水清洗干净，再药浴乳头）

3、挤头几把奶：把头几把奶挤到专用容器中，检查牛奶看是否有

凝块、絮状物或水样，牛奶正常的牛方可上机挤奶；异常的，及时报告兽医治疗，单独挤奶，严禁混入正常牛奶中。

4、擦干乳头：用一次性纸巾在药浴后擦干乳头及基部，要求每头

牛一张。

5、上机挤奶：上述工作结束后，及时套上挤奶杯组（套杯过程中

尽量避免空气进入杯组中，杯端不要接触地面），时间是从刺激乳头开始1分钟内。挤奶过程中观察真空稳定情况，挤奶杯组奶流情况，如有漏气适当调整奶杯组的位置。排乳接近结束，先关闭真空，再移走挤奶杯组。严禁空吸、下压挤奶杯，避免过度挤奶，个别牛只除外。

6、挤奶过程中观察奶杯是否有掉落有及时冲洗干净后二次上杯

7、挤奶后药浴：挤奶结束后检查是否挤净，挤净后应迅速进行乳头药浴，停

留时间为(3-5)秒。

鑫茂2011．9．6

挤奶台管理

1.按时开机挤奶：赶牛员必须提前10分钟将泌乳牛赶到操

作台，挤奶工提前10分钟做挤奶前准备。严禁推迟或提前开机挤奶。（开机时间有奶户、挤奶台组长监督）

2.挤奶工敬职敬业看好自己所管的杯组，严格按操作程序

操作。（奶户、挤奶台组长监督）

3.挤奶过程中严禁聊天、大声喧哗、粗暴对待牛只、不得

擅自离岗。

4.挤奶时每家奶户上站2个人负责压杯按摩牛乳房，不能

随意驱使挤奶工扰乱挤奶秩序。（有问题向奶台管理者提经核实后另做处理）

5.奶户必须提前向挤奶工说明每头挤奶牛的基本情况：产

奶量、乳房健康状况、排乳情况，避免造成不必要的损失。

6.严禁患乳房炎牛只上站挤奶

7.每班次挤奶前奶户必须向奶台组长通知新下站、上站牛

只和编号奶台组长记录备案奶户、兽医核实签字。

8.严禁迟到早退。

9.奶台记录员要公平认真的记录每头牛奶量严禁多记或少

记

10.每次挤奶后彻底清洗挤奶厅、挤奶设备、制冷缸卫生

奶台奖罚制度

1、不严格执行挤奶工操作程序罚款组长200元挤奶工100

元

2、迟到早退擅自离岗罚款50元

3、牛奶没有挤净发现一头罚款100元（挤奶工）

4、扰乱挤奶秩序发现一次罚款200元

5、奶台卫生不干净一次罚款100元（相应负责人）

6、奶站鲜奶中检测出抗生素一次罚款500元（兽医）

7、每月奶台乳房炎发病率≥3%罚款组长200元挤奶工

150元

8、每月乳房炎发病率<3%奖励组长300元、挤奶工每人300

元

9、延误挤奶时间超过5分钟罚款100元（赶牛员）

10、每月奶站无发生有抗奶奖励100元（兽医）

11、发现乳房炎不及时上报罚款50元

12、奶户不遵守挤奶台管理发现一次罚款100元

变电站程序化操作探讨 篇5

随着变电站综合自动化技术水平的不断提高和国网公司“三集五大”方针的提出, 变电运行模式经历了单个变电站、集控所、运维操作站的发展过程, 出现了越来越多的无人值守站。然而, 变电站在进行日常的倒闸操作时, 仍然需要派人到现场实施。这样就不可避免地增加了人力、物力和误操作事故的机率。如果变电站实现程序化操作, 则可减少不必要的人为工作, 将人为失误的概率降低, 即可避免意外情况下人身事故的发生, 又可达到减员增效的目的。

1 程序化操作及其必要条件

程序化操作又叫顺控操作, 是指在遥控操作过程中, 设备从初始状态到终了状态, 所执行的控制、监视、测量、操作等工作全部通过一个程序包, 由一个完整的执行程序, 通过计算机将原先需要多步才能完成的操作一步完成。

其必须具备以下条件:

(1) 一次设备全部为电动设备, 具备遥控功能, 具有较高的可靠性。由于程序化操作要求变电站内实现自动操作, 因此一次设备包括断路器、隔离开关、接地刀闸、手车开关等均要求实现电动操作, 且具有遥控功能。操作过程基本无人干预, 因此一次设备能否正常操作到位, 其成功率就决定了程序操作的可靠性。

(2) 保护装置具有保护软压板的远方投退、定值区远方切换功能。220 k V变电站内的操作基本上都会牵涉到相关保护功能的投退, 程序化操作要求保护装置具备与硬压板相对应的软压板, 能够远方遥控实现投退功能。定值区的修改与此类似, 但其牵涉到更为复杂的操作, 如旁带线路等。

(3) 具备可靠的信息传输通道, 使每一步骤都能可靠执行。在程序化操作的过程中各种遥测、遥信量都应该可靠传回, 判断过程操作是否有误, 及时中断错误, 保证不发生误操作。

(4) 具备功能强大、性能可靠的变电站综合自动化系统。能够实施采集数据即各种遥测、遥信量, 具备防误闭锁和事件记录功能, 保证操作实施的可靠、安全、稳定。

2 程序化操作的技术方案

电力系统中, 在发电领域较广泛地应用相当于程序化操作的自动控制技术, 但在输变电系统中, 电网管理人员鉴于设备状况、传统管理等多种因素, 通常只应用计算机监控系统对变电站高压断路器和高压隔离开关进行分合闸操作、对主变分接开关进行遥调操作、对微机保护软压板进行投 (退) 等单一操作, 电网中极少应用计算机自动控制电气设备完成多步骤操作的工程实例。因此建设程序化操作变电站必须要确定程序化操作方案。

按目前的技术水平, 可以选择的方案主要有3种:第1种方案是以监控中心主机或变电站自动化系统主机为主体, 根据变电站的典型操作票编制对应的操作序列库, 当变电运行人员选定计算机中的操作任务后, 计算机根据预定的操作程序向相关电气间隔的测控保护设备发出操作指令, 逐条检查执行结果, 决定下一步的动作, 可称此为基于主机的实现方案;第2种方案是以电气间隔为主体, 在间隔单元对应的保护测控设备中建立对应程序化操作的动作序列表, 监控中心主机或当地人机操作计算机以一条普通的遥控操作命令启动保护测控单元执行程序化操作, 也可称为基于间隔的实现方案;第3种方案是在变电站内设置程序化操作服务器, 变电站内所有操作票均存放在该服务器中, 当站内运行人员或监控中心运行人员选择合适的操作票后, 由程序化操作服务器根据操作票依次向间隔层设备下发控制命令, 达到程序化操作的目的, 可称为基于程序化操作服务器的实现方案。

在基于间隔的方案中, 本间隔单元的状态信息则不必经过向主机的传送过程, 明显改善了操作的响应性能和可靠性, 然而, 由于缺少相关电气间隔的状态信息, 实现跨间隔的操作时困难较多。虽然其操作的对象比较局限, 只能在一个间隔内, 但它不受外界因素变化的影响, 相对独立性较高, 因此在变电站改造扩建时可以不受任何影响, 并且可靠、安全、易于推广。

基于主机的程序化操作具有全局性, 一方面对于实现整个变电站的自动化操作提供了一种可能, 另一方面对于不同电压等级间的设备可以实现程序操作, 提升了工作效率, 也减少了操作员的工作量, 但跨间隔的程序化操作涉及的因素较多, 比如设备运行状况、整个系统的结构、变电站运行方式等等, 也易受到变电站改造扩建的影响而发生变化, 因此给整个操作过程带来一定的难度, 所以对于跨间隔的程序化操作的任何变化都应进行有效验证, 以确保整个程序化操作的可靠性、安全性。此外, 操作命令的动作序列表被预制在主机中, 依靠集中变电站各间隔单元的状态信息和编程能力强大的主机实现程序化操作, 无论是单一间隔的操作还是跨电气间隔的操作都较易实现, 但是, 电气间隔的状态信息从间隔单元的测控保护设备采集后传送到主机的过程使基于主机的程序化操作的响应时效性能和可靠性有所下降。

基于程序化操作服务器方案其操作票的日常维护较为方便, 但不能解决变电站扩建时操作票的验证问题。根据统计, 在实际应用中, 变电站的大多数操作都是单一间隔的操作, 且操作前后的状态均满足安规规定的标准状态, 因此可采用以间隔单元程序化操作为主的方案。另外, 有些操作因为技术上或管理上的原因, 必须有运行人员到现场操作, 例如继电保护装置上的控制电源空开、线路PT空开等, 技术上难以实现计算机自动控制, 考虑到安全性和可靠性的要求, 也不宜将所有操作都预置程序, 所以采用以间隔单元程序化操作为主的方案较为合适。

3 实现程序化操作所要考虑的问题

3.1 程序化操作的可靠性

程序化操作的目的是为了提高效率, 减少人为误操作, 因此程序化操作的可靠性尤为关键。在任何操作方式下, 应保证下一步操作的实现只有在上一步操作完成以后。对每一操作对象只允许一种方式依次进行 (同一时刻只能执行一条控制命令) , 当同时收到一条以上命令或与操作命令不一致时, 系统拒绝执行, 并给出错误信息。对每一控制对象, 都可以经软件设定标志禁止遥控, 防止由站端、监控中心引起的误操作。对于涉及多个间隔的复杂操作任务, 因程序化操作时间过长, 容易出现各种问题, 所以不建议采用程序化操作。

3.2 程序化操作的安全性

程序化操作程序应具备模拟预演功能。程序化操作的过程是完全按照操作票的内容实现的, 一旦生成的操作票有误就会造成误操作事故, 操作前就需要人工审核顺控操作票。而模拟操作预演是最有效的程序化操作检测手段, 模拟系统依托五防规则库可全程直观地展示操作过程, 制止错误。

程序化操作程序应具备防误功能。在操作前, 系统应采集一、二次设备的信息作为判据, 例如:通过检查与电气回路中的开关、刀闸状态和电流数值来判断下一步条件是否具备, 通过检查母线或线路电压的数值和有电显示装置的状态来判断是否带电等, 与事先存入的防误操作规则进行比对, 满足操作规则的方可执行, 对不满足操作规则的予以终止。根据安规规定, 电气间隔有运行、热备用、冷备用、检修4种状态, 考虑到安全性且目前大多数设备接地刀闸均为手动操作, 故程序化操作中只进行电气间隔从“运行圮热备用圮冷备用”状态间的依次转换, 从而实现对一次设备操作的防误功能。

程序化操作程序应具有控制急停功能。在逻辑定义中应加入保护动作信号或事故总信号等闭锁信息量。在执行程序化操作过程中, 保护动作的优先级别应最高, 且在保护动作后, 应自动对程序化操作给予闭锁, 直到操作人员发出“继续执行操作”的命令后, 方可继续执行剩余的操作步骤。同时也可由操作人员主动下发急停命令, 为紧急情况提供处理手段, 减小事故进一步扩大的可能性, 使操作人员对程序化操作过程具有更有效的掌控能力。在执行程序化操作时, 对AVC、VQC等自动装置进行闭锁, 防止设备交叉操作。

4 结语

随着电力系统自动化的发展、数字化变电站的建设和专家操作票系统的引入, 程序化操作将会得到越来越广泛的应用, 从而有效提高变电站电气设备刀闸操作的正确性、可靠性和安全性, 降低运行人员的劳动强度, 为减员增效提供技术支持。

参考文献

[1]张云飞.220 kV变电站程序化操作的实现[J].江苏电机工程, 2007, 26 (8) :80～81

[2]陈志军.国内外变电站无人值守的比较与思考[J].广东电力, 2006, 19 (1) :35～38

[3]杨洪.变电站程序化操作的探索与实践[J].电力自动化设备, 2006, 26 (11) :104～106

[4]陈志峰.程序化操作变电站的防误措施[J].江苏电机工程, 2007, 26 (增刊) :83～84

[5]王瓂.变电站监控系统程序化操作的实现[J].江苏电机工程, 2007, 26 (增刊) :77～79

浅议变电站程序化操作 篇6

早期的变电站属于人工操作, 有工作人员手动操作站内开关、隔离刀闸、接地刀闸、手车等程序。该操作需要大量人员投入, 容易出现操作失误和安全事故, 并非一种理想的操作手段。近年来, 操作工作已由纯手动控制逐渐发展为手动控制与遥控操作相结合。工作人员可以在主控站遥控操作设备, 并由系统自动监测和记录数据, 及时发现问题、排除故障。此举有效地节省了人手, 减少安全事故。本文通过某一正在进行升级改造的变电站为例, 分析了人工操作和程序化操作的优劣对比。

2 人工操作变电站的弊端

社会的飞速发展使传统的人工操作模式无法匹配现代化的控制技术, 人工操作不但耗时耗力, 效率低下, 而且不能充分应用现代化的控制技术和设备。我们也应注意到, 由于变电站数量不断增加, 人员编制要求增大, 人力资源成本急升, 急需变革传统的运行管理模式, 探索现代电网的新型监控模式, 提高企业生产效率。

2.1 时效性

据统计, 人员支出是变电站运营当中的主要支出部分。由于大部分变电站都由人工操作设备及完成工写票、执行、检查等步骤, 执行的正确性和准确率受到运行人员的技术水平、工作状态的影响, 容易产生误差, 而且耗时耗力, 效率低下, 不能很好地适应高效的发展需求。

2.2 安全性和可靠性

人工操作面临的最主要问题是安全性和可靠性。由于变电站属于高危险操作, 内部设备结构复杂, 人工干预下完成操作极易出现错误, 甚至发生故障。例如, 目前采用硬压板、保护插把等方式保护定投、定值区改变, 操作不能远程控制, 均由集控中心发出命令转给现场值守人员执行, 这样不但效率极低, 而且容易发生安全事故。

2.3 可控性

人工操作变电站不能应用电动闸刀的遥控功能, 一次设备的可靠性不高, 无法完全满足“无人化”的运行要求。有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题, 必须现场处理, 系统无法自动监控设备运行情况, 系统监控能力极弱, 缺乏故障自诊断能力, 设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等安全问题都很难被人手第一时间检测出来。

3 变电站程序化操作概况

程序化控制的定义是指操作人员从监控中心发出一条可以按照程序设定好的控制逻辑去操作多个控制对象的指令, 该指令同时进行监控检测和判断, 判断操作任务的可执行性, 并实时反馈各种过程信息。

变电站综合性装置包括RTU (远动终端) 、远动专用变送器、远动装置、通信设备配线架端子的网络线、远动终端输入和输出回路的专用电缆、远动路由器、远动交互机、远动终端专用的电源设备及其连接电缆、遥控屏、遥信屏、远动转接屏等。此装置能够收集实时数据, 同时自动进行数据转换处理, 由通道送达电力调度中心, 同时接受远方下达的遥控、遥调指令, 使现场一次设备达到控制和调节的目的。

程序化变电站模式是一项技术变革, 通过倒闸操作程序化, 在操作中尽量避免了人为错误, 精简了人手, 降低了失误率, 提高了操作效率, 通过对比不难发现程序化操作的优越性。

3.1 变电站程序化操作的优劣

3.1.1 变电站程序化操作的优势

1) 系统的稳定性与可靠性。

变电站程序化操作界面友好, 操作功能可靠, 辅助节点动作精确, 能够依照程序精确执行每个步骤, 状态检测精准。由于程序化操作变电站能自动化发出和执行控制命令, 确保一次设备状态采集的正确性, 及时发现并处理问题, 保证了任务完成稳定可靠。

2) 系统的优越性能。

设备的性能是操作的基础。程序化操作变电站能记录程序化操作的整个过程, 以满足实时运行信息远程通信的新要求。参与程序化操作的设备实现了可遥控电动功能, 包括闸刀、地刀, 如GIS等。

这种系统也有一定程度的容错措施, 可在设备发生异常时自动纠错, 每一步操作都有逻辑锁定。遥控操作预防失误功能的启用是技术进步和系统升级的体现, 确保了工作准确, 保障了安全。并可任意编制多套程序化操作票, 通过RS.485接口与监控系统进行通信, 实现信息共享。

3) 成本优势。

程序化操作变电站是一个操作过程中不需人工干预的全自动的过程, 在程序化操作变电站的运行过程中, 通过遥控指令使系统按照预先设定好的步骤去操作多个控制对象, 实现多步骤、多间隔操作, 有利于压缩企业编制, 精简人员, 节约成本。

3.1.2 变电站程序化操作的不足

推行变电站程序化操作, 对操作系统要求较高, 要考虑到系统的连贯性、操作票的固定性及系统调适能力和适应性等。程序化操作也存在系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。设备需要时常维护, 操作程序复杂, 为程序化操作的推行增加了困难。

3.2 变电站程序化操作工作原理

如图1所示, 程序化变电站操作的实现模式包括程序化控制间隔层, 保护和测控装置, 直接实现程序化控制功能, 即间隔层模式控制单元远动工作站, 实现程序化控制功能, 即站控层模式。

实现程序化操作的设备, 包括主变压器10 kV母线, 10 kV馈线和电容开关, 时间间隔来停止传输业务 (包括第一次运行的设备, 热备用, 冷备用, 维护状态之间的相互转换) 。它是只有一个操作步骤的系统, 是一个没有编程的操作系统 (如10 kV馈线断路器运行状态切换到热备用) , 只在监控系统根据运行状况进行日常运作。

1) 间隔层程序化操作模式将程序化操作模块分别直接安装于各间隔层装置中。对于涉及到跨间隔的操作也是通过间隔层设备相互间的直接信息交换完成的。主要适用于间隔内操作居多的变电站, 如110 kV变电站, 且不容易受变电站今后改扩建影响。

间隔层程序化操作模式间隔层的保护测控设备完成本间隔的顺序控制, 无通信上的延时, 顺控执行速度相对于通信协调顺序控制速度更快;各间隔间相互影响最小化。

2) 变电站控制的编程操作模式是将程序化操作功能模块嵌入在主控制单元 (通信处理服务器) 上, 因此, 在主控单元既可以单线式完成单个间隔的程序化操作, 也可以交叉式完成跨间隔的程序化操作, 编程和参数配置可以集中在主控制单元, 运作模式结构清晰, 保证全站顺控库的一致性, 方便工程的实施和维护。

3) 两者相结合模式间隔内的操作任务由本间隔测控装置完成, 跨间隔的操作任务由主单元负责, 可以弥补间隔层设备间通信能力不足的缺陷。该模式主要适用于220 kV及以上变电站。该模式可以对所有设备进行程序化控制, 可通过维护装置实现方便的序化控制。

4 结语

变电站在电力系统中不可或缺, 它承担着电能转换和电能重新分配的繁重任务, 对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。近年来不断投运的大容量发电机组、超高压远距离输电和大电网, 使电力系统的安全控制更加复杂。如果仍依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主, 依托现有旧设备, 而不进行技术改造, 必然没法满足安全、稳定的运行要求, 也无法适应现代电力系统管理模式。运用程序化变电站操作系统, 能够提高安全性和稳定性, 提高工作效率, 改善经营管理水平, 减少维护工作。许多变电站已开始升级改造, 实现程序化操作。运行程序的控制技术, 将使国家电网的运行和管理技术到一个更高的水平。

摘要：伴随着社会经济的持续发展, 变电站的发展经历了从传统型的单个变电站到集控所、运维操作站乃至无人值守站等一系列惊人的变化, 并逐渐向程序化、自动化操作方向发展。文章以某一正在升级改造的变电站的操作情况为例, 对传统型的人工操作方法和新型的程序化、自动化操作方法进行了对比分析, 目的在于提高工作效率、节省人力资源成本、保障工作安全、优化变电站系统管理。

关键词：变电站,程序化,人工误操作,弊端,优势

参考文献

[1]顾拥军, 皮卫华, 杨乘胜, 等.变电站防误闭锁应用分析[J].继电器, 2005 (2) .

[2]郑博明, 吴奕, 杨洪, 等.变电程序化操作的设计与实现[J].电力系统自动化, 2006 (9) .

[3]陆惠斌.程序化操作在变电站综合自动化系统中的研究与实现[D].东南大学, 2006.

[4]丁泉, 朱来强, 胡道徐, 等.变电站的程序化操作及远动装置在其中的应用[J].电力自动化设备, 2007, 27 (8) :119-121.

[5]王璟.变电站监控系统程序化操作的实现[J].江苏电机工程, 2007 (1) .

[6]王明科.数字化变电站程序化操作的实现[G].贵州省电机工程学会2010年优秀论文集, 2010.

变电站程序化操作的探索与实现 篇7

关键词：程序化操作,变电站,操作票

随着电力系统综合自动化水平的不断提高, 大量性能优良的一次、二次设备投入运行, 许多地区变电站实现了无人值守或少人值守。然而, 变电站在进行倒闸操作时, 仍然需要依靠操作人员到现场完成, 既有人力物力和时间的浪费, 又有操作人员误操作的风险。变电站程序化操作的实现, 可以减少不必要的人为工作, 节约人力物力和操作时间, 降低误操作的发生概率, 同时, 可让操作人员远离电气间隔现场, 从而减少人员伤害事故, 对提高变电站的安全运行水平、综合自动化水平和提高生产效率具有较大意义, 并达到减员增效的目的。

1 程序化操作及其基本要求

所谓程序化操作, 又叫顺控操作, 其主要特点就是在变电站当地监控系统计算机或者主站监控中心, 将变电站的一系列操作 (如主变或者线路的停、送电。变电站倒母等等) 通过事先编制好的计算机操作程序, 一键顺序完成。

程序化操作有以下基本要求

(1) 一次设备实现电动化, 并具有高可靠性。

由于程序化操作要求变电站内实现自动操作, 所以所有参与程序化操作的一次设备必须实现电动化, 并具备遥控操作功能。同时, 一次设备必须具备较高的可靠性, 辅助接点位置必须与一次设备实际位置的严格对应, 操作时准确到位, 才能提高变电站程序化操作的正确性和成功率。

(2) 二次设备具有稳定性、容错性, 并具备远方投退功能。

为保证程序化操作的正确、成功执行, 要求参与变电站程序化操作的二次设备稳定、可靠运行, 一方面能够按照操作票的操作顺序正确发出控制信号, 同时确保一次设备位置采集准确无误。二次设备在设计过程中需要采取一定的容错措施, 确保当一次设备辅助接点不正确时不出现误操作。同时要求保护装置具有保护软压板的远方投退功能和定值区远方切换功能, 以满足保护功能投退和复杂操作的需要。

(3) 变电站通信体系的统一。

传统的103规约在使用时缺乏扩展的语义范畴的规范, 因此在实际使用时导致不同厂家的产品无法真正实现互操作, 不适合作为程序化操作的平台。IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准, 可以较好地解决不同厂商设备间的互操作问题, 也可以很好地解决间隔层连锁、横向的命令及操作信息的快速传输问题, 考虑到互操作性及先进性, 程序化操作变电站内宜采用IEC61850协议。

(4) 远动通信规约的扩充修改。

目前广泛使用的IEC101/104等远动规约无法满足程序化操作的某些要求, 比如变电站需将操作票内容上传以供确认, 主站需要实时获得程序化操作的执行信息, 以及保护功能软压板的投退等操作。因此必须对现有远动规约进行扩展, 否则很难在主站端实现程序化操作过程监视功能。

2 程序化操作的技术方案

目前实现程序化操作的方案基本上有三种

(1) 变电站的远动机 (或通信服务器) 作为站控层程序化操作服务器的集中式方案, 就是将操作票的存储执行、操作序列控制、态的转换等过程都放在远动机 (或通信服务器) 上实现。集中式方案的优点是实现跨间隔操作有着结构上的便利。缺点是每一个单步操作都需要经过站控层服务器和间隔层装置的通信实现, 效率较低, 操作要素在服务器上的高度集中也使得系统风险大大提高, 而且由于所有的操作票均存储在同一个程序化操作服务器中, 当变电站扩建增加间隔时, 操作票需要增加内容, 此时运行间隔无法停电, 造成操作票验证不完整, 给安全运行带来隐患。

(2) 间隔层装置为核心的分布式方案, 就是将程序化操作的基本要素置于间隔层的智能电子装置 (如保护测控) 中实现, 包括操作票的存储、执行、联锁校验等。分布式方案的优点是操作效率有明显提高, 操作票的分布式存储可靠性高, 间隔的后续扩建对已经运行的设备影响小。缺点是如果没有站控层设备的支持, 跨间隔的程序化操作会比较困难。

(3) 鉴于两种方案各自的优缺点, 分布式和集中式的结合的方案是一种比较完善的程序化操作方案。将间隔内操作的操作票存储在间隔层设备中, 间隔内的程序化操作均由间隔装置负责实现, 程序化操作中涉及到跨间隔部分的操作则由程序化服务器负责完成。由于程序化操作的绝大多数操作票由间隔装置完成, 程序化服务器中只保存基于间隔层操作票的组合关系, 这样就解决了扩建时验证困难的问题, 扩建时只需要验证新、老间隔操作票组合的正确性即可。而间隔层设备的可靠性要高于站控层设备, 将程序化操作主体放在间隔层设备中会大大增强程序化操作的可靠性和成功率, 这是目前比较理想的程序化操作远动实现的方案。

3 程序化操作在220k V舜柯变电站的实现

220kV舜柯变使用南瑞继保公司RCS9698H总控单元作为远动机, 采用比较完善的分布式和集中式相结合的方案实现程序化操作, 就是将操作票存储在间隔层装置上, 对于间隔内操作由间隔测控装置完成执行过程, 对跨间隔操作则由站控层远动机来协助完成。具体操作流程见图1。

下面详细介绍程序化操作在间隔内操作的整个执行过程。首先由操作工作站下发程序化操作选择命令, 程序化服务器根据所选择的命令, 从规则库中查找相应的程序化操作票, 并向操作工作站上送操作票。经操作人员选择并确认后, 操作工作站下发程序化操作执行命令, 程序化服务器按照操作票自动执行, 并在每执行完一步后对相应的判据条件进行判断, 满足条件后继续执行, 不满足则终止程序化操作, 并返回相应的错误信息。当所有步骤都按顺序执行完毕后, 程序化操作成功, 上送操作成功报告。在整个执行过程中, 操作人要做的只是选择并对读取的操作票进行确认。读取的操作票会显示在客户机的显示器上, 对执行完的每一步都会有相应的标记, 而且操作人也可以在任何时刻人为的中止操作票的执行。其中要特别要注意的是, 如果在程序化操作过程中发生事故总信号, 则程序化操作自动终止。跨间隔操作只是多经过了一个程序化操作服务器, 其他与间隔内操作本质相同。

220kV舜柯变的程序化操作功能在当地监控系统和主站监控中心均可以实现, 其设计方式是将操作票文件的建立放在当地站控系统计算机实现, 然后将操作票存储在间隔层的智能电子装置中, 作为操作执行的依据。而当地监控系统和主站监控中心进行操作时先调看操作票文件, 进行必要的核对后下达操作指令。操作票存储的唯一性保证了两者进行相同操作时操作票的一致性。操作票的传输采用IEC101/104的标准文件传输过程来完成。操作票文件的生成、存储、传输等环节如图2所示。

220kV舜柯变站内通信采用IEC61850协议, 具有良好的互操作性及先进性。在调度通信协议的选择上, 由于标准定义的IEC101/104的ASDU数据类型已经不能完整表达操作过程的信息传输, 所以对规约进行了相应的扩展, 采用了在IEC101/104标准定义的范围内自定义保留使用的ASDU52、ASDU127, 用于传输操作票和程序化操作的命令和信息的做法。RCS9698H总控单元负责将IEC61850标准转换成远动规约上传调度主站, 实现调度主站监控中心对变电站的程序化操作。

4 结语

程序化操作变电站的实现已证明, 程序化操作有效提高了变电站电气设备倒闸操作的正确性、可靠性和安全性, 降低了运行人员的劳动强度, 提高了生产效率。随着电力系统自动化的发展, 电力系统数字化、智能化、标准化程度不断提升, 程序化操作将会得到越来越广泛的应用, 为减员增效提供真正的技术支持。

参考文献

[1]杨亮.苏志刚.张新强.程序化控制在变电站中的实现方案.机电信息, 2010 (6) :58～59.

[2]汤震宇, 秦会昌, 胡绍谦, 施静辉.变电站程序化操作的远动接口实现.电力系统保护与控制, 2010, 38 (13) :83～87.

浅析变电站运行中的程序化操作 篇8

一、变电站程序化操作概念及功能

变电站程序化操作也称之为顺控操作, 就是变电站在标准化操作基础上, 用变电站自动化系统自动按照操作票规定的顺序执行相应任务, 每次执行任务之前都会对控制闭锁逻辑进行相应检查, 同时也可以一次性实现多个控制步骤操作。

变电站应用程序化操作, 可以通过变电站自动化系统对之前的系统程序进行预订并实现系列化操作。当系统发出的指令是指明控制状态时, 变电站自动化系统就会以设备遥测、遥信变化为依据对相应操作到位进行判断, 只有确定上一步到位情况下, 才能对下一步进行操作, 并要求一定时间内只能用一种方式进行控制。操作过程中自动化系统会提供暂停、继续、停止或取消相应操作等中断功能;操作票执行操作过程中出现问题时, 会提示相应监控如能源采取相应措施, 终止或继续操作票执行。系统提供的操作票验证、仿真功能可以方便工程扩建或新增操作票验证, 以避免出现操作票逻辑错误。此外, 程序化操作在调度端或监控中心也能实现程序化操作功能, 不仅能对在调度或集控中心召唤或显示变电站内部操作票, 同时也能更好的实现操作票组合调用, 以便更好的对变电站进行实时监测, 以保证程序化操作顺利进行。

二、变电站实行程序化操作必要性

目前看, 国内大部分变电站已经实现了无人值班方式运行, 但是对于电气来说, 很多时候还需要用键控的方式进行逐项操作, 操作后还需要对其进行相应检查。而检查过程中, 操作人员从调度中心到变电站现场会浪费大量时间、人力, 这就使得无人变电站不能更好的发挥其作用。对于传统综自站来说, 其一般会采用键控方式对变电站进行逐项操作。需要操作人员以操作需求和操作规程为依据来编写操作票, 之后由操作人员按照操作票要求按顺序进行相应操作, 操作之后还需要对其进行检查, 而这一过程往往受人为因素的影响。毕竟操作人员在操作票时会受电气技术说明或工作状态的影响, 而无法使其更好的发挥作用。同时大量写票、审票、操作和检查过程是由人工完成的, 这不仅会使操作时间变长, 使其效率变低, 同时也会增加系统运行运行时间而使系统出现相应故障。如果用程序化进行操作, 变电站内操作人员或中心运行人员只需要在程序化命令中选择一条命令, 就能实现相应操作。程序化操作过程中, 操作票选择、执行及操作等流程校验工作都是由变电站系统完成的。对变电站实施程序化操作不仅能减少操作系统中人为因素的影响, 同时也能提高操作可靠性, 在一定程度上也能减少操作时间和系统运行变换时间, 提高变电站效率和保证系统可靠运行。

三、变电站程序化操作应该注意的问题

一是参与程序化操作的一次设备必须实现电动操作。程序化操作是以实现变电站内智能电子设备动作执行操作的, 这就需要所有参与程序化操作的一次设备必须有断路器、隔离刀闸、地刀、手车等能够实现电动操作的工具。一次设备要具有较高的可靠性, 在变电站内实施程序化操作, 必须保证操作的正确性和成功率。一次设备可靠性较低时, 就会出现不能正常操作或是操作不到位的情况, 其程序化操作的成功率就难以提高, 甚至会出现误动作。而程序化操作在操作过程中每一步执行条件和执行后成功与否的判断与一次设备变化判断是有联系的, 一次设备辅助接点位置和一次设备实际位置必须相对应, 以保证系统操作有序进行。

二是二次设备在程序化操作中必须具备稳定性、可靠性。变电站内部的间隔层智能电子设备是变电站最终执行者, 因此不仅要求一次设备稳定、可靠, 同时也要求二次设备稳定、可靠, 以保证变电站顺利运行。二次设备在运行过程中不仅能以操作票为依据发出正确的控制信号, 同时也能保证一次设备采集状态准确。二次设备应该具有一定的容错能力, 当断路器辅助接点位置和断路器实际位置不一致的时候, 应该将断路器拉开并在此基础上进行操作。断路器异常操作会使断路器实际为拉开甚至出现接点分位, 以致于后续操作过程中出现带电拉开隔离开关或是接地刀闸现象, 使道闸出现相应事故。在对二次设备设计的时候, 应该将这些异常状况考虑进去。三是实现投退保护功能。对于传统变电站来说, 其主要是由操作人员手动来保护硬板保证功能投退的。程序化操作中则需要通过保护设备提供与硬板相对应的软压板, 用软压板远方投退来实现投退保护功能。此外, 在程序化操作过程中, 需要设备提供保护定值的远方定值对远方进行修改或切换, 以保证变电站顺利运行。

四、变电站程序化安全操作原则

变电站在程序化操作过程中, 必须实时进行遥测和遥信, 对电气间断运行状态进行正确的判断, 并保证电气间隔始终处于运行、热备用、冷备用和检修等状态, 使变电站设备更好的进行转换, 以保证其顺利进行;在电气间隔转换过程中, 必须严格按照上述四种状态顺序进行转换, 如果操作前后出现与四种状态顺序不一致状况, 就应该及时发送错误报告并中止相应操作;应该将继电保护和二次设备工况信息列入操作过程中检查电气间隔设备状态中, 并按照操作命令严格执行;在对电气间隔运行状态进行评价时, 应该使电气设备完成操作过程时间与标准一致;在执行特定操作时, 相应测量信息必须用来辅助进行辅助评判, 以保证评判操作结果。

五、变电站程序化操作选择

在变电站程序化操作过程中, 可以将程序化操作防止的调度主站或后台机上来实现, 也可以在控站层内设置程序化操作服务器, 也可以在间隔层设备和站空曾程序化操作服务器共同完成程序化操作。将程序化操作放在后台机上, 就不能实现远方程序化操作, 将其放在调度主站上就不能实现当地程序化操作。当当地后台和调度主站同时具备程序化操作更加复杂, 同时也会加剧验证工作负担, 出现问题后需要两边修改, 甚至会给维护带来麻烦;站空层设置程序化操作, 就是在变电站内将操作票均匀的放置在服务器中, 当人员选择合适的操作票后, 程序化操作服务器就会以此为依据, 按照相应顺序对间隔层设备下命令, 使操作票发挥应有作用。如果主站端运行人员下发的操作命令为原动机转发给程序化服务器的也可以实现程序化操作。然而这种做法也是有一定缺陷的, 毕竟操作票存储在同一个操作服务器中, 一旦变电站扩建增加间隔的时候, 其操作也会增加相应内容。这种情况下运行间隔是无法停电的, 甚至会出现操作票验证不完整现象, 给变电站带来一定安全隐患;间隔层和站控层一起完成程序化操作就是将操作票存在间隔层控制装置或保护装置中, 在这期间间隔内的程序化操作由间隔层来完成, 程序化中涉及到跨间隔部分操作可以由程序化操作器来完成, 而大部分操作票则可以由间隔装置完成。这样程序化服务器只保存间隔层作票, 在一定程度上就能解决验证困难, 毕竟间隔层操作是经过验证的, 在扩建过程中是不需要对其正确性进行验证的, 只要对新老间隔操作票组合在一起并保证其正确性就可以。因间隔层内的操作票在间隔层设备中, 间隔层程序化操作就应该由间隔装置来负责, 而程序化操作中涉及到的间隔部分则应该由程序化操作服务器来完成。这种情况下对间隔层设备可靠性要求要高于站控层设备, 最好将程序化操作主体放在间隔层设备中, 以提高程序化操作的可靠性和成功率。因此, 这种方案是目前比较合理的程序化操作方案。

变电站自动化系统经过多年的研究和发展, 已经具备较高的技术水平, 不仅基本实现了信息自动化采集并传送至后台或调度主站, 同时也实现了远程控制, 这一切源于变电站程序化操作。程序化操作凭借其作票操作效率高、人为影响少、稳定性和可靠性高等优势在大多数变电站中使用。程序化操作在变电站使用过程中, 也会出现一些问题, 但随着科学技术不断的发展, 这些问题将会得到有效解决, 变电站安全也能得以保证。

参考文献

[1]王明科.数字化变电站程序化操作的实现[A].贵州省电机工程学会2010年优秀论文集[C], 2010.

[2]叶锋, 沈峻, 杨世骅, 顾建.程序化操作在变电站自动化系统中的实现[J].电力系统自动化, 2006, (21) .

[3]刘正谊, 杨俊, 金圆, 杨建平.变电站程序化操作及其在长沙电网的应用[J].电力科学与技术学报, 2008, (04) .

[4]杨洪.变电站程序化操作的探索与实践[J].电力自动化设备, 2006, (11) .

[5]郑博明, 吴奕, 杨洪, 朱海峰, 潘琪, 金志宏.变电程序化操作的设计与实现[J].电力系统自动化, 2006, (09) .

[6]王永明, 郭碧媛, 张丰.分布式变电站程序化操作系统的实现[J].电力系统保护与控制, 2010, (04) .

[7]黄文韬.对变电站实现程序化操作的探讨[J].电力系统保护与控制, 2008, (22) .

[8]赵辉程, 孙玉文, 陈韶伟.变电站程序化操作若干问题探讨[J].江苏电机工程, 2009, (05)

[9]袁力超.实行程序化操作防止误操作事故[J].电力安全技术, 2007, (03) .

[10]张丰, 郭碧媛.变电站智能操作票系统与程序化操作系统结合方式探讨[J].电力自动化设备, 2010, (12) .

[11]杨洪.变电站程序化操作的探索与实践[J].电力自动化设备, 2006, (11) .

动物尸体解剖的一般操作程序 篇9

1 外部检查

剖检前先检查尸体的外表状态, 记录待检动物死前的临床症状。包括:尸体概况;动物营养水平;体表有无溃疡、脓肿、创伤、肿瘤、外寄生虫;天然孔检查是否出血等。

2 内部检查

2.1 内部检查的程序

剥皮和皮下检查→腹腔检查→胸腔检查→颈胸部脏器的采出和检查→腹腔脏器的采出和检查→其他组织器官检查。

2.2 内部检查剖检注意

脏器检查时要注意保持其原有的湿润程度和色彩, 尽量缩短其在外界环境中、暴露的时间;未经检查的脏器切面, 不可用水冲洗, 以免改变其原来的颜色和性状;切开脏器时, 要求刀、剪锋利, 由前向后一刀切开, 不要由上向下挤压或拉锯式切开。

2.3 内部检查具体内容

2.3.1 剥皮和皮下检查

检查皮下有无充血、出血、水肿、脱水、炎症和脓肿等病变, 并观察皮下脂肪组织的多少、颜色、性状及病理变化的性质等。

2.3.2 腹腔脏器、胸腔脏器的检查

腹膜、胸膜的颜色及其表面有无纤维索附着;脏器的位置、大小、色泽和外形;肺脏、胸腺、心脏、淋巴结等器官有无病变;腹腔液的数量和性状;腹腔内有无异常内容物等。

2.3.3 颈胸部脏器的采出和检查

先检查颈部动静脉、甲状腺、唾液腺及其导管、颌下和颈部淋巴结有无病变。

2.3.4 腹腔脏器的采出和检查

先检查各器官的位置和概貌, 然后依次将脾、肝、胰、肾、胃、肠等脏器采出, 为保持各器官的生理联系最好将内脏器官一同采出。

2.4 具体器官检查

2.4.1 心脏的检查

检查心脏纵沟、冠状沟的脂肪量和性状。

2.4.2 肺脏的检查

检查肺脏大小、色泽、重量、质度、弹性、有无病灶及表面附着物等, 用剪刀将气管和支气管剪开, 注意检查器官和支气管黏膜的色泽、表面附着物的数量及黏稠度一将整个肺脏纵横切割数刀, 观察切面有无病变, 切面流出物的数量、色泽变化等。

2.4.3 脾脏的检查

检查其形态、大小、质度, 纵行切开, 检查脾小梁、脾髓的颜色及红、白髓的比例, 脾髓是否容易刮脱。

2.4.4 肝脏的检查

采出肝脏一检查肝门部的动脉、静脉、胆管和淋巴结, 检查肝脏的形态、大小、色泽、包膜性状及有无出血、结节、坏死等, 切开肝组织, 观察切面的色泽、质度和含血量等, 检查切面是否隆突, 肝小叶结构是否清晰, 有无脓肿、寄生虫性结节和坏死等。

2.4.5 胰脏的检查

检查胰腺的大小、色泽和质地, 沿胰腺的长径切开, 检查有无出血点、坏死和寄生虫等。

2.4.6 肾脏的检查

检查其形态、大小、色泽和质度, 由肾的外侧面向肾门部将肾脏纵切为相等的两半 (禽除外) , 检查包膜是否容易剥离, 肾表面是否光滑, 表面有无出血点和梗死灶, 检查皮质和髓质的颜色、质度、比例、结构, 检查肾盂黏膜及肾盂内有无结石等。

2.4.7 胃的检查

先检查胃的大小, 浆膜的色泽、有无粘连, 胃壁有无波动感、破裂和穿孔等, 沿胃大弯纵切, 检查胃内容物的性状、黏膜的变化。

2.4.8 肠管的检查

分段对十二指肠、空肠、回肠、盲肠、结肠、直肠进行检查。

2.4.9 生殖系统的检查

分别对睾丸、阴茎、阴道、子宫等检查。

2.4.1 0 淋巴结的检查

重点检查颔下淋巴结、肠系膜淋巴结、肺门淋结、腹股沟淋巴结等。

3 病料采集

对病料的采集主要在无菌操作下采集, 并针对检测重点采集不同样本。

4 尸检后处理