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。