关于变电站顺控操作的工作思考.doc
变电站顺序控制方案探讨
变电站顺序控制方案探讨探讨了顺序控制在变电站电气操作中的必要性，就变电站顺序控制的两种技术路线、两种实现方式进行了分析比较，提出了变电站顺序控制实现方案。
标签：电气操作；顺序控制；方案探讨1 变电站顺序控制方式的必要性随着国民经济的不断发展，作为国民经济能源基础的电力系统规模越来越大，变电站的数量也越来越多，变电站电气设备的操作也越来越频繁。
而伴随着变电站无人值班模式的实现，变电运维人员大量减少。
目前变电站电气设备的操作基本沿用传统的“下令-复诵-执行-现场确认-逐项汇报”的逐步操作模式，该模式下要求运维人员在变电站现场进行操作，频繁直接接触电气设备，在电气设备间来回走动。
传统操作模式虽然在一定程度上保证了操作的安全性与正确性，但劳动强度大、操作过程用时长，运维人员直接接触设备，操作时面临人身安全风险。
同时随着变电站操作密度的增加，操作过程中人工干预程度较高，给运行人员带来了较大压力，也从一定程度上增加了误操作的可能，影响了电网的安全运行水平。
同时操作任务多、繁重，运维人员人力不足的矛盾突出。
然而随着一次设备的质量水平、可靠性的提高，二次设备技术水平的进步，变电站电气设备的操作模式完全可实现变革，采用其他行业已采用的顺序控制模式。
顺序控制操作能够有效减少操作时间，减少停电时间，降低经济损失和对生产生活造成的不便；顺序控制操作大大减少运维人员直接接触设备的几率，有效避免人身安全风险；顺序控制操作还能够有效降低倒闸操作误操作的概率，从而降低电网事故率。
2 变电站顺序控制方案探讨变电站顺序控制是指在调控主站端或者在变电站监控主机上发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动或半自动执行下一指令，直至执行完成所有的指令。
2.1 两种技术路线的比较根据顺序控制模块布置位置的选择，存在两种顺序控制操作技术路线。
第一种是顺序控制模块布置在调控主站端，第二种是顺序控制模块布置在变电站端。
变电站倒闸操作一键顺控技术应用的探讨
变电站倒闸操作一键顺控技术应用的探讨国网陕西省电力有限公司超高压公司陕西西安710075摘要：近年来，随着电网的飞速发展和电力规模的日渐庞大，设备倒闸操作日益频繁密集，传统的人工操作方式耗时长、效率低，人员承载力常常不足，发生误操作的风险较大，已难以适应电力系统的长远发展。
顺序控制（即一键顺控操作）应运而生,也是倒闸操作的未来发展方向。
由于智能变电站技术仍处于发展阶段,当前使用顺控技术的变电站较少，实际运行管理经验比较缺乏。
因此本文介绍了某750千伏变电站一键顺控功能的基本情况，分析了其在一键顺控改造过程中运维专业需重视的关键点以及在验收应用过程中关于界面交互逻辑、防误功能校验、倒闸操作过程等方面暴露出的问题，并提出了初步优化方案，对今后变电站顺控改造、建设优化提供一定的借鉴或参考。
关键字：一键顺控、倒闸操作、运维专业1.某变电站一键顺控介绍某变电站一键顺控功能是对原后台监控系统（型号：PS6000+；厂家：国电南京自动化股份有限公司）进行升级改造而成。
目前可进行操作的项目包括：750、330千伏线路运行、热备用、冷备用三个状态的切换，750、330千伏开关间隔运行、热备用、冷备用三个状态的切换以及二次保护软压板的投退。
一键顺控改造过程重点就是实现防误逻辑双校核、一次设备位置双确认。
防误逻辑双校核是由智能防误主机逻辑校核与顺控主机内置防误逻辑校核共同组成。
断路器双确认现采用“位置遥信+遥测”判据实现，隔离开关双确认采用“位置遥信+另一源位置”判据实现，其中“另一源位置”实际是在刀闸机构箱内加装独立的微动开关，通过信号电缆接入第二套智能终端，再由智能终端接至测控装置从而实现位置遥信信号的上传。
2.一键顺控改造过程运维专业的关键点结合某变电站一键顺控改造过程中的工作经验，个人认为运维专业重点需做好以下工作: (1)一键顺控标准操作票库编制; (2)一键顺控操作条件确定; (3)防误闭锁逻辑审核。
2.1一键顺控标准操作票库编制一键顺控操作实际上是采用模块化的操作票，需提前将编制好的各类型操作票录入一键顺控系统，固化出操作程序。
变电站顺序控制的应用探究
变电站顺序控制的应用探究摘要：顺序控制（简称“顺控”）可通过程序化操作、可视化监视等手段，使用经过可靠验证的操作逻辑，自动完成倒闸操作，实现设备状态的转换。
相比传统的人工操作方式（现场操作与后台操作），顺控操作能够有效缩短操作时间，保证有效的检修时间，提高优质服务率；能够有效降低倒闸操作中的误操作概率，保证操作的安全性，提高电网的可靠性；能够有效减轻运维人员的劳动强度，缓解变电站增多与运维人员缺少之间的矛盾，提高无人值班变电站安全管理水平。
关键词：变电站；顺序控制；应用一、顺序控制实施的重要条件（一）具备功能完善的自动化设备自动化设备是变电站顺控实施的主体，它应满足以下条件：（１）应具备全站设备监控、防误闭锁、操作票维护、异常告警等功能。
（２）监控主机或顺控主机应具备接收、处理和执行运维班主站顺控指令的功能，应具备完善的防误闭锁操作逻辑。
（３）监控主机或顺控主机应采集变电站运行状态信息。
（４）监控主机或顺控主机宜通过双网冗余接入站控层网络。
（５）应在ＩＥＣ１０４规约上嵌套ＤＬ／Ｔ６６７规约（以下称为ＩＥＣ１０３规约），使用ＩＥＣ１０４＋１０３框架协议实现保护装置定值远方召唤功能。
（二）一次设备实施顺控的技术条件（１）实现顺控操作的断路器、隔离开关等一次设备应具备电动控制功能，宜具备机械闭锁或电气闭锁功能。
（２）一次设备应提供分、合双位置接点，其中分相操作设备应提供分相双位置接点。
（３）一次设备应提供位置确认的第二判据：对于断路器可在监控主机或顺控主机中增设遥测量判据；对于ＳＦ６组合电器，可引出机构箱中传动部件的限位接点，通过测控装置接入站控层网络，当“辅助接点”与“限位接点”信号均变位时，确认设备已操作到位；对于敞开式隔离开关的顺控操作，应在隔离开关触头上加装无线压力传感器，通过无线接收器将触头压力数值上传站控层网络，当“辅助接点”变位，且触头压力数值超过分、合位门槛值时，确认设备已操作到位。
（三）二次设备实施顺控的技术条件（１）实现顺控操作的二次设备应具备远方遥控软压板、远方切换定值区等功能。
110千伏变电站“一键顺控”技术应用浅谈
110千伏变电站“一键顺控”技术应用浅谈摘要：电网规模不断增大，逐年新投变电站，特别是110千伏变电站的数量越来越多，在运维管理过程中日益凸显出运维力量与电网规模不相匹配的困局。
“一键顺控”技术和理念的应用，通过对在运行变电站的技术改造升级，可实现变电倒闸操作的远程化、可视化，进一步提高变电倒闸操作的可靠性和安全性。
关键词：变电站；一键顺控；应用在智能变电站发展中，一键顺控属于高级应用功能之一，具有节约性与突破性意义，与当前低碳社会发展思想相符。
一键顺控操作即程序化操作，顺控功能的实现，是通过一组相关程序，快速、准确、相互协调的完成变电站相关设备的操作，即对以往由运动人员逐一遥控与确认操作变电设备的形式，转变为由自动化程序按预设过程执行操作的过程，是智能化变电站发展的重要方向。
本文主要针对一键顺控技术在110千伏变电站中应用的情况进行研究。
一、背景近些年来，随着经济的快速增长，用电量、供电负荷都连创新高，电网规模不断增大，逐年新投变电站，特别是110千伏变电站的数量越来越多，之于变电运维人员来说，操作任务越来越繁重，而变电运维人员数量并未增加，在运维管理过程中日益凸显出运维力量与电网规模不相匹配的困局。
传统操作模式对防误操作要求很高，操作前的防误校验过程浪费了大量的时间，这种高强度、高频率的操作任务将会给本就捉紧见肘的变电运维人员带来更大的压力和挑战。
因此，如何寻求方法解决这一问题，成为近年来电网发展的研究热点。
应用远程或就地的智能化操作，解决这些问题的“一键顺控”技术和理念应运而生。
二、“一键顺控”的内涵与特点1、“一键顺控”的定义“一键顺控”是指智能变电站的高级应用功能中利用智能变电站的顺控功能，将变电站的常见操作根据一定的五防逻辑在智能变电站的监控后台上编制成操作模块按钮，操作人员在操作时不需要编制内容复杂的操作票，只需要操作任务名称调用“一键顺控”按钮对应的操作票进行操作即可完成目的操作。
智能变电站顺控操作
智能变电站顺控操作在当今的电力系统中，智能变电站的发展日新月异，其中顺控操作作为一项关键技术，正逐渐改变着变电站的运行和管理方式。
智能变电站顺控操作，简单来说，就是通过预先设定好的操作程序和逻辑，实现对变电站设备的自动化顺序控制。
这一技术的出现，大大提高了变电站操作的效率和安全性，减少了人为误操作的可能性。
以往，变电站的操作往往依赖于人工，操作人员需要根据操作票的步骤，逐一进行设备的操作。
这种方式不仅效率低下，而且容易受到人为因素的影响，比如操作人员的疲劳、疏忽等，都可能导致操作失误，进而引发电力事故。
而顺控操作则有效地解决了这些问题。
顺控操作的实现离不开先进的技术支持。
首先，需要高精度、高可靠性的传感器来实时监测变电站设备的状态，这些传感器能够准确地获取设备的电压、电流、温度等关键参数，并将其传输给控制系统。
其次，强大的计算机控制系统是顺控操作的核心，它能够根据预设的操作逻辑和设备状态信息，自动生成操作指令，并确保这些指令的准确执行。
此外，高速、稳定的通信网络也是必不可少的，它能够保证传感器数据和控制指令的快速、准确传输。
在实际应用中，顺控操作具有诸多优势。
其一，显著提高了操作效率。
以往人工操作可能需要数小时才能完成的任务，顺控操作往往在几分钟内就能完成，大大缩短了设备的停电时间，提高了供电可靠性。
其二，降低了人为误操作的风险。
由于操作过程是由计算机程序自动控制的，避免了人工操作中可能出现的疏忽、错误等问题，从而提高了操作的准确性和安全性。
其三，顺控操作还能够实现操作过程的全程记录和追溯，这对于事故分析和责任认定具有重要意义。
然而，要实现智能变电站的顺控操作，并非一帆风顺，还面临着一些挑战。
技术方面，虽然目前的传感器和控制系统已经相当先进，但在面对复杂的电力环境时，仍可能出现数据误差或系统故障。
例如，传感器可能受到电磁干扰而导致数据不准确，控制系统可能因为软件漏洞而出现错误指令。
此外，不同厂家生产的设备之间的兼容性问题也需要解决，以确保顺控操作能够在各种设备组合的情况下顺利进行。
对变电站顺控操作应用的几点思考
对变电站顺控操作应用的几点思考摘要：结合国网乌鲁木齐供电公司近年来顺控操作的实践经验，总结分析了当前实现顺控方式的多样性和执行过程的不统一，以及随着顺控操作的应用，提出了一些管理方面的问题，对这些问题提出了解决的方法和思路。
关键词：顺序控制；监控系统；管理引言顺序控制是智能变电站建设的一项重要功能，近年来得到了很大的发展。
但由于公司未做细致统一的要求，各综自厂家按照不同的方式实现了顺控功能，现场操作方式存在一定的差异，也为后期监控中心远方实现顺控功能形成一定影响。
同时，这种新的操作方式的应用也为管理提出了变革的要求和新的工作思路。
1 目前我公司顺控实现的几种实现方式1.1根据站端和远方实现的方式分为两类：在实现顺控操作功能的五座变电站中，四座新建变电站都只具备站端实现的方式，就是通过站内监控系统发起顺控操作任务，由站端监控后台负责将操作票解析分解成单步操作指令，下发给测控装置执行。
一座经顺控操作改造的变电站，能够同时实现监控中心远方和变电站站端操作的方式，就是可以分别由监控主站端和变电站端后台发起顺控操作任务，由站端配置的顺控操作服务器负责将操作票解析分解成单步操作指令，下发给测控装置执行。
1.2根据操作票存储和执行的方式分为三类：有三座新建变电站是将所有操作票全部存储在站端监控后台中，发起顺控操作任务后，由站端监控机负责解析操作票，将操作票分解成单步遥控命令下发，操作过程中的自动控制、操作条件判别和各类遥信、遥测的数据交换，都在监控机内完成。
一座改造的变电站在由远端或就地后台发起顺控操作任务后，其上述所有解析、处理的工作均由顺控操作服务器代替站端监控机负责完成。
另有一座新建变电站是将间隔内的操作票下装到测控装置中，在执行本间隔操作时，由监控后台下达操作任务，测控装置负责完成操作步骤的分解和执行，并向监控后台发送操作进程和结果；将跨间隔的（如主变的两侧）操作票组合任务交由监控后台完成，分解成单步操作步骤后，交错的发往操作设备的测控装置执行。
常规变电站顺序控制初探
常规变电站顺序控制初探摘要智能变电站的顺序控制功能是其常规功能之一，已经在智能变电站中得到广泛应用。
由于变电站顺序控制操作的诸多优点，在常规变电站的操作中也将得到大力推广。
本文从变电站顺序控制的一些共性特点和常规变电站顺控过程中需注意的一些个性特点出发，对常规变电站顺序控制进行初步探讨。
关键词变电站；顺序控制；操作前言随着经济快速发展，变电站越来越多，操作越来越频繁，这就对变电站操作方式提出了更高的要求。
普及顺序控制的方法可以减少操作时间，减少停电时间，降低经济损失和对生产生活造成的不便。
顺序控制还能有效降低电网事故率，防止大面积停电，避免社会负面效应。
目前，在智能变电站中顺序控制已经得到了一定程度的普及，而在常规变电站中顺序控制的方案还在探讨中。
1 变电站顺序控制的含义顺序控制也称顺控，是指由监控主机或调度（调控）中心发出控制指令，按照预设的操作票实现单间隔或跨间隔设备操作的过程。
顺控的目的是实现变电站的电气设备从运行，冷备用、热备用、检修状态的自动转换。
变电站顺序控制在智能变电站中得到了广泛应用，大大提高了变电站操作的效率，是变电站自动化发展的必然趋势[1]。
2 变电站的电气状态与操作为了正确地进行倒闸操作，不因误操作而造成事故，必须清楚地了解设备所处的状态，即正确地判断开关设备的位置。
电气设备的四种基本状态是：①“运行中”状态断路器和隔离开关都已合闸，电源与用电设备已接通，设备正处在“运行中”状态。
②“热备用”状态断路器已断开，电源中断，设备停运，但断路器两边的隔离开关仍接通，该设备处于“热备用”状态。
③“冷备用”状态设备的断路器和隔离开关都已断开，该设备处于“冷备用”状态或停电状态。
④“检修”状态设备的断路器和隔离开关都已断开，并已悬挂标识牌和设有遮拦，同时已接好地线，该设备处于“检修”状态。
对于改变这些设备的状态，可以分为以下几类：断路器、隔离开关的分合操作、倒母操作、主变并列运行操作、主变有载调压开关分接头操作、主变、母线、出线、电容器开关的停送电操作、同期操作、站内其他设备的启动/停止、投入/退出操作；继电保护装置的复归、设备复归、装置告警清除、定值修改、电压无功控制等操作。
顺控操作在智能变电站的应用
顺控操作在智能变电站的应用顺序控制操作能够有效降低倒闸操作误操作的概率，降低电网事故率，防止大面积停电，可降低经济损失和对生产生活造成的影响。
本文介绍了智能变电站顺序控制的含义及其操作，并以个人参与设计的浙江220kV田胡智能化变电站为例，探讨了顺序控制的控制策略及其实施过程。
标签：顺序控制；智能变电站；变电站自动化系统1、顺序控制的含义及其在智能变电站的实施基础变电站电气设备顺序控制，是指通过自动化系统的单个操作命令，根据预先规定的操作逻辑和五防闭锁规则，自动按规则完成一系列断路器和隔离开关的操作，最终改变系统运行状态的过程，从而实现变电站电气设备从运行、热备用、冷备用、检修等各种状态的自动转换。
IEC61850标准的实施为智能变电站实现顺序控制提供了良好的技术平台。
由于IEC61850采用了面向对象的数据模型，使得在整个变电站域（domain）内，所有智能电子设备（Intelligent Electronic Device，IED）节点模型中的任意信息点都有其独一无二的层次化标准引用名，通过该信息引用名可以实现所需信息的简单快速查找与定位，为装置间信息交互和装置内部函数调用提供了高效的手段。
而通过引用名就可以快速准确地定位到具体的装置和逻辑节点，获得该断路器的当前状态信息和它的一些标准控制接口。
IEC61850标准中定义的GOOSE 报文通信模型，可以代替大量屏间硬接线电信号的交互，在大大提高装置间通信灵活性的同时，也为变电站实现顺序控制功能提供了极大的便利。
IEC61850标准的应用，彻底避免了传统变电站自动化系统实现这种功能所要求的屏间错综复杂的硬接线以及控制功能死板等弊端，提供了坚实的技术基础和灵活的实现方式。
2、220 kV 田胡智能化变电站顺序控制分析2.1 220 kV 田胡变电站概况及自动化系统构造根据设计方案，田胡变是采用二次预制舱的220 kV 终端变电站，一期配置变压器2台，220 kV 线路4条，，110 kV 出线6回，35 kV 电容器6组，接地及站用变2组，按照《智能变电站技术导则》和《110（66）kV～220 kV 智能变电站设计规范》要求，建设后的田胡站需按照间隔配置智能组件设备，实现一次设备控制、在线检测数据、测量等功能的就地智能化处理；二次系统功能由站控层间隔层和过程层三层设备组成，通过IEC61850通信规约进行实时数据传输，并在综合自动化系统一体化平台上实现各类高级应用，完成智能告警、顺序控制状态监测、辅助设备智能控制等功能。
智能变电站在站控层顺控操作的应用
智能变电站在站控层顺控操作的应用探讨摘要：通过对220kv兴国智能变电站在站控层顺序控制操作的实践，总经了站控层操作票系统的技术要求，对两种顺控操作方式进行了分析比较，对编制原则和日常管理提出了自已的建议，最后总结了顺控操作在应用中存在的问题和建议。
关键词：智能变电站；顺控操作；站控层；智能开票。
随着智能化变电站的技术发展，给顺控操作的推广和使用提供了一个崭新的平台，顺控操作变电站打破传统运行操作方式，通过倒闸操作程序化，在操作中尽量避免人为错误，达到减少或无需人工操作，减少人为误操作，提高操作效率，为实现真正意义上的无人值班进而为应对人员缺少和变电站的日益增多的矛盾，提高变电站的安全运行水平，开辟了一条全新的出路。
兴国寺变电站是国网公司第二批智能电网推广项目，是全国第一批采用“直采直跳”方式的智能化变电站，同时也是河南省第一座220kv智能变电站、全站采用“三层两网”的结构模式，110kv以上设备采用的是户外敞开式，在站控层监控后台机上实现了顺控操作。
该站投运开始就始终坚持顺控操作，特别是在一键化顺控操作的定制、审核、执行、监护实现了全过程管理，在编制中吸取了运行人员的丰富经验，总结各种操作规则，在现有安全工作规程的要求下做到了准确、清晰、迅速等要求，最大限度上设备倒闸操作过程中的安全稳定。
1 站控层操作票系统的技术要求1.1具备完善的系统软件及软件系统。
软件系统的功能可靠性、兼容性及界面友好性等指标满足系统要求，可在操作时实时观看主接线上的变化，将程序化操作的每个步骤可靠执行，便于操作的定制与维护。
1.2能够确保操作执行的正确性。
确保一次设备状态采集的正确性，能够按照操作票的操作顺序正确发出控制命令。
程序化操作过程中，变电站自动化系统发生事故或异常告警信号时，应自动停止程序化操作。
1.3灵活的多种开票方式。
系统提供多种开票方式，如在一次接线图进行模拟操作开票，手工逐步选择输入开票，调用预存的操作票，调用预定义的票模板，调用历史存档操作票等方式，用户可以选择任一种方式生成操作票。
变电站一键顺控改造工程实践经验与问题探讨
变电站一键顺控改造工程实践经验与问题探讨摘要：变电站一键顺控技术是一项成熟技术，目前正在现场变电站中推广应用。
一键顺控技术可以通过调度、变电站、运维班三端一键顺控建设，实现倒闸操作由“现场逐项操作”向“远方一键顺控”的转变，全面提升操作效率，降低操作风险，提高应急处置能力。
在本文当中，笔者就在运变电站一键顺控改造实施过程中的工作内容与经验进行总结，并对应用中的问题进行探讨，以期能够为相关工作提供参考性意见。
关键词：变电站；一键顺控；倒闸操作1引言2020年开始，国网山东省电力公司积极推进智能运检技术技术应用，根据“结合实际、试点先行、统筹推进”的工作思路，在变电站、运维班、调度三端进行变电站一键顺控功能建设，可有效提升操作工作效率。
针对35kV及以上电压等级新建变电站，完善监控主机一键顺控功能、配置独立智能防误主机；针对在运变电站配置一键顺控主机和智能防误主机，实现站端一键顺控。
在运维班采用调度终端延伸方式，实现班组驻地一键顺控操作。
在调度主站系统进行一键顺控功能升级，实现调度端一键顺控。
笔者所在国网烟台供电公司正在进行积极的改造施工，对于新建变电站，站端监控主机应具备一键顺控功能，并满足调控中心、运维班组远方一键顺控操作的功能。
本文重点描述对于在运变电站如何进行一键顺控改造，以及应注意的问题。
2一键顺控系统组成与原理一键顺控系统包括变电站、运维班、调度三个部分。
变电站端由操作人员使用监控主机，调用监控主机内提前预制的典型操作票，通过监控主机、智能防误主机内置的双套独立防误逻辑校验后，由监控主机将操作指令通过测控装置下发至现场设备完成各项操作任务。
运维班端一键顺控建设结合主设备监视系统建设，采用调度终端延伸的方式，在班组驻地部署工作站，具备与调度主站相同的一键顺控功能。
调度端在调度主站系统内新增一键顺控功能模块，通过调度数据网和变电站通信网关机，实现远方一键顺控。
3变电站一键顺控改造的实现方法3.1顺控主机顺控主机（监控主机）负责站内数据的采集、处理，应具备站内设备的一键顺控、防误闭锁等功能。
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关于变电站顺控操作的工作思考
关于变电站顺控操作的工作思考
近来，变电站顺控操作可是热门事，但仅凭一纸通知、各自理解就着手搭建顺控平台是欠妥的，其结果必然是全面推广后再全面整改。
变电站顺控操作虽然在技术上不是什么难事，但它涉及到多个专业、多个部门，更涉及到变电站的安全，理应先理顺标准、规范管理、明确技术支撑协调部门，更需要顶层设计、试点应用、总结宣贯、再逐步推广应用。
1、远方顺控模式
顺控操作包括站端顺控操作和远方顺控操作，两种顺控宜采用同一套顺控操作程序，即站端后台所做的顺控逻辑；远方顺控只是召唤、控制站端顺控逻辑，通过站端顺控平台完成变电站设备的程序化操作，两者执行的是同一套顺控程序，这样安全性会更高、调试会更加简单；远方顺控不宜在调度端或站端远动机上另做逻辑完成，其顺控模式应明确规范，调度端顺控模块宜及早具备条件，以便顺控操作调试。
2、顺控操作程度
顺控操作由于受到防误、双确认等影响，顺控到底做到哪一层面总是不确定，有的说不考虑地刀、软压板等操作，这样即简单、又安全、亦能满足通知要求。
如果不考虑地刀操作，则顺控只能完成运行和冷、热备用之间的转换，也
就是开关、刀闸分合的一步逻辑操作，那顺控还有必要吗？那直接远方遥控开关刀闸不更省力省钱吗？
如果不考虑压板操作，不是不行，但压板状态在各种方式下只能按运行考虑，否则运维人员必须到现场操作，或者由检修人员把关压板投退，但这需要相关规程制度约束，同时压板状态应能远程巡视，才能保证压板投退的正确性。
可是，目前即使是智能变电站，有的软压板状态都没有上传到调度端，更别说硬压板的状态了，即使上传了，也没有职责约束谁来进行远程巡视（虽然国网运规要求应定期进行远程巡视）。
3、顺控的防误闭锁
顺控的一步一步流程操作本身就是一个防误操作（开关没断开不会执行下一步的拉刀闸），和手动操作相比更具安全性，但是否还需要防误闭锁、需要哪些防误闭锁，应该明确，否则会存在一定的安全问题。
a.站端防误闭锁：即传统说的五防，如果需要就必须和五防进行通信，顺控操作的每一步都需要五防逻辑给出允许信号，方能进行下一步操作；如果不经过五防授权，存在临时接地线需要人工把关问题。
因此顺控经过五防控制会更好。
b.智能站间隔五防：即测控装置提供的五防逻辑，由于没有了传统所说的电气闭锁（开关刀闸之间硬接点连接闭锁），存在刀闸遥分接点误合、或绝缘不良而带负荷误拉刀闸的风险，因此测控装置所带的五防逻辑必须正常投入，这样就有一副闭锁接点串接在遥控分合闸回路里，可有效避免上述情况的发生。
c.非智能变电站：宜有传统的电气闭锁，至少将开关辅助接点串接到刀闸
遥控分合闸回路里。
d.临时接地线：顺控逻辑应通过五防检测临时接地线的状态，当检测有临时接地线时应闭锁相关合闸逻辑。
e.线路有压判据：如果顺控需要操作线路侧地刀，则需要经过线路有压判据闭锁（是采用带电显示装置、还是线路抽取电压，是一相、还是三相），这单一判据是否可行，都需要明确，否则不允许顺控操作线路侧地刀。
4、顺控双确认
保护远方操作需要双确认是规程要求，目前开关、刀闸、压板等都不能满足该要求，即使采用随州的增加行程辅助接点，是否可行还另说。
（毕竟双确认应该是不同类型的双确认，行程接点和原辅助接点都是同样的做法，接点都闭合也不能判断刀闸合闸到位。
）
是否双确认、怎么判断双确认还需明确。
5、顺控典型操作票
a.明确“设备态”：根据一次接线方式不同，明确“设备态”按钮的设置，如对于双母线来说，是否设置“1#运行”、“2#运行”、“1#热备用”、“2#热备用”、“冷备用”、“开关检修”、“线路检修”，还是其中的一部分；
b.明确“设备态”之间的转换：根据调度习惯，需要明确哪两个态之间需要转换，不至于现场盲设，增加工作量，也不安全；
c.典型顺控操作票：宜有经过审核的典型顺控操作票，最好有规范模板。
d.当前“设备态”应点亮：当前“设备态”按钮应着红色，“设备态”按钮着色不应经逻辑控制，防止有些情况下当前“设备态”不着色，而失去
操作目标。
6、其它建议
a.压板状态采集：不论压板是否参与顺控，软硬压板的状态都应该采集；
b.压板远程巡视：不论压板是否参与顺控，压板均宜定期进行远程巡视（或采用压板智能巡检告警），应明确巡视责任、巡视周期；
c.压板远方遥控：即使压板不参与顺控，为了配合远方顺控运行方式的改变，压板状态随着进行调整，避免运维人员到现场操作，能够远方遥控压板也是好的。
d.智能站间隔五防：应明确职责，包括逻辑设置、功能验收和正常运维，否则该功能不会正常投运，将给安全带来隐患。
e.关于常规站顺控：可能存在监控和五防接口问题、间隔电气闭锁问题、刀闸电动操作等软硬件问题，如果为此而进行智能化改造，那将是灾难（智能站本身就不成熟，运维也跟不上），如果修补改造，也不是上策，要知道顺控本身也还在摸索阶段，全面推行得不偿失，不如先开展智能站顺控，其它今后随变电站智能化改造逐步进行。