概述：
电力系统的迅速发展和自动化水平的提高，电网检修及运行方式调整越来越频繁，调度员每日需制定的操作票数量日益增多，对电网操作管理水平也提出了越来越高的要求。调度操作原有的手工或微机拟票方式，已不能满足调度运行管理由经验型向逻辑型、智能型提升的要求。基于上述电网运行要求，一键顺控给出了有效的解决方案。一键顺控即由操作人员从变电站监控主机或远方调控中心发出一条操作指令，按照预先设定好的控制逻辑去操作多个控制对象，一键顺控每执行一步操作前自动进行各种控制和防误闭锁逻辑判断，一次性地自动完成多个控制步骤的操作。
变电站传统倒闸操作
变电站传统倒闸操作过程复杂，步骤繁琐。根据调度下达的预令，由操作员填写操作票，操作员、监护人共同审核操作票，操作票审核无误后，调度下达正式操作指令，操作员进行模拟预演操作，模拟预演操作无误后再进行实际操作。所有操作都需监护人进行唱票，操作员进行复诵。每个操作步骤均需操作员现场检查核实，操作效率低。现场确认操作状态，存在误入带电间隔引起触电风险，存在设备爆炸、起火危及现场操作人员人身安全风险。对于智能变电站繁杂的保护、测控装置软压板，各电气厂家定义规则并不统一，若仅进行人工判别，误操作、漏操作几率高。对于软压板操作、信号复归等简单工作都需专人至现场就地操作，效率低，成本高，不能满足高效的调度运行管理要求。
变电站一键顺控方案
1.一键顺控设备双确认方案
1.1 一键顺控可在调度端或变电站内本地完成操作，监控主机接收到从本地后台或者集控主站发来的指令后，根据具体的指令及当前的运行状态调出对应的操作票配置文件，读取文件中每一步操作步骤内容，依次向站内保护测控装置发出遥控指令，直到该票中所有步骤执行完成。一键顺控每个操作项目执行前进行五防逻辑校验，执行后进行位置确认，操作过程中可进行人工干预。
1.2 双确认防误逻辑中，对断路器和刀闸的位置状态确认应至少包含不同源或不同原理的主辅双重判据。
断路器机构辅助开关触点双位置信息作为断路器位置的主判据。辅助判据宜采用设备所在回路的电压、电流遥测信息。如果无法采集遥测信息也可采用带电显示装置反馈的有电、无电信息作为辅助判据。
1.3 隔离、接地开关位置双确认主判据采用合、分双辅助接点的位置信号。辅助判据可采用与合、分双辅助接点非同源的分合闸位置指示信号如姿态传感器信号、微动开关信号；也可配置视频分析终端，基于深度学习算法进行图像识别，实现一键顺控双确认辅助判据。
1.4 二次保护装置软压板的双确认采用软压板信息作为主判据，压板功能投入信息作为辅助判据。例如采用“距离保护软压板”信息为主判据，“距离保护投入”信息作为辅助判据。
2. 双套防误校核机制
2.1 监控主机应具备一键顺控操作票的存储和管理的功能。实时接收和执行本地及调控机构远方下发的一键顺控指令，完成生成任务、模拟预演、指令执行、防误校核及操作记录等操作，并上送执行结果。
2.2 智能防误主机应采用与监控主机不同原理的防误逻辑，预先编入并存储防误规则，可接收监控主机的操作请求，同时将防误校核结果回传给监控主机。
2.3 一键顺控功能采用防误双校核和设备状态双确认机制，确保操作控制安全可靠。防误双效核交互流程图如图所示。
3. 常规变电站一键顺控改造方案
3.1 监控系统改造
1 ）对监控主机进行如下改造：增加一键顺控功能模块的配置，配合变电站监控系统和运维站实现一键顺控功能，完成一键顺控操作票的存储、预演、执行等，对运维站的一键顺控命令进行身份认证。
2 ）对智能防误主机进行如下改造：配置独立的智能防误主机柜或将站内已配置的五防主机进行改造。智能防误主机的防误逻辑与监控主机的防误逻辑应相互独立，两套防误逻辑共同实现防误双校核功能。
3 ）对Ⅰ区数据通信网关机进行如下改造：将一键顺控数据通信功能集成在通信网关机内。通信网关机对运维站和变电站监控主机之间的一键顺控过程进行信息交互。调控/集控站端通过站内Ⅰ区数据通信网关机调用站端一键顺控功能，并接收一键顺控执行情况的相关信息。
4 ）对测控装置进行如下改造：由于双确认需增加采集辅助判据的遥信信息，如果站内已配置的测控装置无多余的遥信开入量供新增遥信信息的接入，则需增加测控装置以满足新增遥信信息的采集。
4. 一次设备双确认改造
4.1 断路器双确认改造
1 ）配置三相电压互感器：110kV及以上电压等级各间隔及主变进线间隔配置三相电压互感器，提高辅助判据可靠性的同时，可提高二次回路可靠性并适应远期结算关口的调整。
2 ）配置高压带电显示装置：若已建变电站由于条件限制间隔内无法装设三相电压互感器，应增设三相高压带电显示装置，以带电显示装置反馈的有电、无电信号作为辅助判据。
4.2 隔离开关双确认改造
1 ）增加微动开关：在分闸、合闸位置各安装1只微动开关。对于三工位开关，隔离开关、接地开关各安装2只微动开关，对于分相操作机构，采用三相位置串联方式。微动开关安装位置应固定，保证后期更换、检修时，其与机构的相对位置及角度不变。
2 ）视频与操作联动实现方案：配置视频分析终端，基于深度学习算法进行图像识别，实现一键顺控双确认辅助判据。配置视频分析终端布置于变电站安全Ⅳ区，一键顺控下发的联动信号经正向隔离装置转给配置视频分析终端，配置视频分析终端根据接收到的联动信号实现视频联动与刀闸位置图像识别，识别结果最终通过硬接点或文件方式返回给I区。视频摄像头考虑与视频系统共用。
3 ) 从目前技术设备现状，各地的视频、安保、消防接入独立综合监控系统平台，厂站端也是以独立的通道（10/100M以太网口）与系统平台互联成网，调控大厅（运维站）设置综合监控终端，可对变电站进行视频查看。
4 ) 智能辅助系统接入Ⅱ区MMS网交换机，一方面以DL/T860格式上传环境参数、辅助系统各类报警信息，纳入全景数据，另一方面，可以在MMS上获取GOOSE报文。视频/图像监控系统的数据（包括控制信令数据及音、视频数据）以另外独立通道和压缩编码格式与综合应用服务器相连。
5 ) Ⅰ区数据通信网关机解析操作票并将遥控命令通过MMS网传送给间隔层测控装置，同时以GOOSE报文发给智能辅助系统主机。
6 ) 智能辅助系统主机当发现GOOSE事件更新后，根据已建立的映射关系，摄像机可转到预制位。在设备操控时，实时显示被操作对象的图像信息。
7 ) 打开照明（夜间）、启动录像、切换视频通道，将视频图像传到调控大厅（运维站）设置综合监控终端，实现联动。
8 ) 调度端将采集设备操作的视频分析结果作为顺控操作步骤判别的依据。操作步骤根据现场视频图像可控、在控，具备急停功能。
5 .二次设备融入一键顺控中
常规变电站已实现顺控功能中一般不包括二次设备程序化控制，或只是包含少量的控制内容。智能变电站二次设备大部分采用软压板，取消硬压板，例如：微机保护的投退由操作软压板取代常规的硬压板和切换开关实现；并可以远方调阅保护定值，以及远方进行保护定值区切换；对于继电保护出口自保持回路，其动作的复归可以远方遥控；所有继电保护和测控装置均可远方进行信号复归。
总结：
一键顺控与传统变电站非程序化操作相比，一键顺控具有更大的实施范围不仅可以实现一次设备的程序化操作，还可以实现二次功能元件的程序化操作。一键顺控采用防误双校核和设备状态双确认机制，确保操作控制安全可靠。智能化变电站网络通信技术为一键顺控提供了良好的技术支撑，可实现与图像监控系统的互动、实现跨间隔信息的可靠传输，一键顺控的可靠性更高。一键顺控操作采用程序化自动执行倒闸操作较传统操作更为简单便捷。实施一键顺控后运行成本、故障引起的中断供电损失成本等都将会有较大减少。较非程序化操作变电站，程序化操作站LCC总体成本将大大降低，提高了电网安全水平和运行效率。
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