无人值班改造（共12篇）
无人值班改造 篇1
引言
变电站自动化是在自动化技术、计算机技术、网络通讯技术的基础上发展起来的, 我国大约在20世纪90年代才大规模推广变电站自动化和无人值班这项工作, 经过10多年的发展基本形成了新建变电站全部采用综合自动化技术, 常规站逐步向变电站自动化和无人值班过渡的局面。而本文重点考虑的是常规变电站改造的问题。
1 改造原则
我们开展各项工作都要考虑投资的经济效益和社会效益, 即投资的“产出”是否高于“投入”。由于各地情况不尽相同, 因此, 每个供电单位在实施常规站无人值班改造工程时, 必须进行全面论证。
1.1 自动化系统是电网调度自动化的一个
子系统, 因此常规变电站的无人值班改造也应服从电网调度自动化的总体设计, 其配置、功能、设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行的需要。
1.2 充分利用原有设备。
1.3 改造后应满足变电站实际的需要, 按
我国的实际情况, 目前变电站还不大可能完全无人值守, 即使是无人值守, 也有一个现场维护、调试和应急处理的问题, 因此改造时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。但必须保证在同一时间只允许一种控制方式有效。
1.4 改造时应从技术上保证站内自动化系
统的硬件接口满足国际标准, 系统的支撑软件符合ISO开放系统的规定, 系统的各类数据、通讯规约应与相应的电网调度自动化系统保持一致, 以适应电力工业信息化发展的要求。
2 改造模式
由于各变电站现有设备、变电站在系统中的重要性、改造投资等情况均不一样, 其改造方案没有统一模式, 应根据具体情况而定。国内常规站的基本模式是采用RTU和当地监控系统的两遥站, 从笔者掌握的情况, 要改造成无人值班站, 可以有以下两种方案。
2.1 可以直接改为综自站, 但要注意解决以下几个问题
2.1.1 生产厂家的问题
目前在变电站自动化系统选型当中存在着所选系统功能不够全面, 产品质量不过关, 系统性能指标达不到要求等情况。主要有以下问题:由于我国市场经济体制不成熟, 厂家过分重视经济利益, 用户过分追求技术含量, 不重视产品的性能, 因而一批技术含量虽较高, 但产品并不过关, 甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品仍在不断使用。厂家只要有人买就生产, 改进的积极性也就不高, 甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施, 有些外购件的生产更是缺乏管理, 因而导致部分投产的变电站问题百出。还有一种情况, 有些厂家就某产品只组织技术鉴定, 没搞产品鉴定。另外, 生产厂家对变电站自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够, 导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻, 造成设计漏洞较多。
2.1.2 不同产品的接口问题
接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一, 包括RTU与通信控制器、保护与通讯控制器、小电流接地装置与通讯控制器、故障录波与通讯控制器、无功装置与通讯控制器、通讯控制器与主站、通讯控制器与模拟盘等设备之间的通讯。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通, 需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通讯规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时, 问题会很严重。如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准, 则上述问题可得到圆满解决, 用户可以根据各种产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。
2.1.3 变电站自动化系统的抗干扰问题和采取的措施
关于变电站自动化系统的抗干扰问题, 亦即所谓的电磁兼容问题, 是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站自动化设备出厂抗干扰试验手段相当原始, 仅仅做一些开关电焊机、风扇、手提电话等定性实验, 到现场后往往也只加上开合断路器的试验, 一直没有一个定量的指标, 这是一个极大的隐患。变电站自动化系统的抗干扰措施是保证变电站自动化系统可靠和稳定地运行的基础, 选择时应注意, 合格的变电站自动化产品, 除满足一般检验项目外, 主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验, 而且还要重点通过四项电磁兼容试验, 分别是:1 MHz脉冲干扰试验;静电放电干扰试验;辐射电磁场干扰试验;快速瞬变干扰试验。
鉴于以上等诸多原因, 笔者认为如果直接改为综自站应坚持按照“运行可靠、功能实用、技术先进、价格合理、维护方便、易于推广”的选型原则去实施, 偏离了这个原则, 就收不到应有的效果。
运行可靠体现在:
本身各模块能稳定协调地工作;关键部分一定要有冗余、备份等措施, 不因单个模块的故障而影响整个系统的正常运行;抗干扰能力强。
功能实用体现在:
基本功能、日常操作所需的功能必须完备、简明;信息分流, 哪一层需要的信息才送往哪一层。
技术先进体现在:
采用当前的主流技术;符合开放、分布分散分层的标准;如果能够把握好设计开发、生产制造、安装投运的各个环节, 是可以做到先进性与可靠性相统一的。
价格合理、维护方便、推广容易也都是非常重要的因素, 与以上几个方面是相辅相成的。
另外, 各电力公司所拥有的综自站型号数量不宜过多, 不宜超过3种, 否则不利于运行人员掌握和维护。
2.2 保留站内RTU设备, 扩展其功能以实现无人值班
国际电工委员会 (IEC) 在IEC 61850-2 (术语) 中对远方终端装置 (RTU) 的定义如下:远方终端装置 (RTU) 是典型的SCADA系统中的外部子站, 它通常作为通信网络和变电站设备间的接口。此定义说明, 国际电工委员会 (IEC) 赋予RTU在变电站自动化系统中以重要作用。
过去, 人们认为, RTU为四遥 (遥测、遥信、遥控和遥调) 功能, 并用规约与主站进行通信。今天, 按国际电工委员会 (IEC) 在IEC 61850中的定义, RTU已经成为实现变电站自动化必不可少的装置。它不仅要实现变电站与调度中心主站间的通信, 而且还要作为变电站内智能电子设备 (IED) 与通信网络间进行通信的接口。
20世纪80年代和90年代中期所使用的RTU, 是不能实现国际电工委员会IEC对RTU新定义的要求的, 有必要发展成为满足IDE60870-5-103和IEC 61850国际标准的远方终端装置。
3 结论
如资金允许可直接改为综自站, 同时笔者认为第三、四种改造方案也未尝不可, 尤其是第三种方案:即扩充原有RTU, 增加遥控、遥调功能, 保护及中央等信号的采集用直接更换端子排扩展接点法已在很多地方改造成功。其优点如下:
3.1 节约投资, 以一个110 k V站为例, 改
造成综自站约需120万左右, 而采用第三种改造方案费用最低仅需20万左右。
3.2 便于管理和施工, 因为从我国目前的运
行体制、人员配备、专业分工来看, 自动化、保护、计量等专业都是相互独立的, 另据最新消息“综自”这一词在很多国际会议上已经取消, 将来的发展模式有待进一步观望, 因此没有必要将所有常规站都改成目前模式的综自站。
3.3 改造期间不停电, 如果直接改为综自站
则需要将站内所有二次设备全部更换, 也以一个110 k V站为例, 改造工期大约需要一个月左右, 这样会增加很多不安全因素。
3.4 新技术的支持, 随着计算机技术和网络
技术的发展, 新一代网络光纤化RTU已经问世, 通过高速网, 将以前常规RTU无法传送的遥视报警信息 (防火、防盗、防渍等) 直接上传调度端, 彻底消除了通讯“瓶颈”。
无人值班改造 篇2
海北供电公司位于青海省海北藏族自治州海晏县，成立于1990年，是隶属于青海省电力公司七个供电公司中的中一型供电企业，承担着海北藏族自治州海晏、刚察、门源、祁连四县，共34个乡镇，212个行政村的生产、生活和青藏铁路海北段供电服务任务，供电营业区面积3.4万平方公里。海北州的基本特征是高寒、干旱、缺氧、风大，海拔较高，海拨超过3000米的面积约占全州土地总面积的85%，气候属高原寒冷大陆性气候，年平均气温在－0.3℃至0.7℃，年降雨量为500毫米，大气中氧气含量只有海平面的60%—70%。
海北电网所辖35千伏及以上变电站20座，变电总容量为94.66万千伏安。其中330千伏变电站1座，容量48万千伏安；110千伏变电站7座，容量44.1万千伏安；35千伏变电站12座，容量2.56万千伏安。330千伏线路2条，总长度为319.021 km；110千伏线路18条，总长度848.86 km；35千伏线路30条，总长度567.65 km；10千伏线路72条，总长度1959.979 km。海北电网的特点可以概括为：负荷较轻，分布不均；用户不多，风险很高。80%以上的负荷为高耗能企业，如碳化硅、硅铁等行业；并为境内煤矿、火车站供电。
随着电网的快速发展和智能电网建设的迅速推进，传统的调度变电运行业务组织方式已不能适应现代电网发展的需要，目前海北电网完成了调度标准化建设工作，实现了调控一体化，正在逐
1步向推进大运行体系建设迈进。在这个过程中，主要有以下几点可以借鉴交流。
一、以信息建设为保障 推行调控一体化建设
随着电网的技术进步, 光纤通信覆盖了海北电网所有变电站，海北电网调度自动化、变电站远方监控自动化手段日臻完善，为实现调控一体化的做好了技术保障。所有变电站通过增加节点、信息核对等一系列手段进行了综自改造，具备远方监控条件；在主站自动化系统，已经具备了对本地区电网厂站运行工况远方监控的功能。在现有调控自动化系统基础上，根据调控一体化工作要求，完善了硬件配置和软件功能，优化了系统管理责任，实现了信息分层分流、事件分类、动态责任区划分，实现调度、监控功能统一管理、分责维护。根据远方监控工作需要，对现有视频系统进行功能完善和整合，对新上视频监控系统进行功能规范。
另外，SG186工程建设带来大量信息系统投运，系统规模、技术含量、复杂程度今非昔比，任何局部问题可能影响到全网，引发全公司应用系统障碍，信息安全也从分散的、局部的、单一的系统防范转变为全网系统整体的防范。海北公司完善了信息网络，提升网络设备安全水平；加强软硬件平台整合工作，推进容灾中心建设，增加系统架构和数据安全性；开展信息系统安全等级防护评测，推进边界检测、安全接入等平台建设，提升信息安全防护技术水平。完善了OMS功能应用，在省调帮助下拓展了业务功能模块，进行了PMSOMS业务流、信息流的整合。
二、统一运行管理模式提高电网运行质量
目前海北电网实行“调控一体化”运行管理模式，即电网调度监控中心（以下简称调控中心）+运维操作站的管理模式。将原来变电站监控职能由变电运行工区和县公司划归到地区调控中心。调控中心主要负责所管辖电网的安全经济调度、110kV、35kV变电站的监视和控制、故障应急处置等工作。运维部门在原110kV操作队和县公司35kV操作队的基础上，按照合理作业范围设了3个运维操作站。运维操作站主要负责管辖范围内110kV、35kV变电站设备的运行维护、倒闸操作、事故异常处理、巡视、定期试验轮换、安全保卫等工作。110kV、35kV变电站的运行和检修管理，实行运检分开的模式。海北调控中心在组建初期，调度与监控人员并行设置，业务分设，正式运行一年内完成调度监控业务融合工作，目前正在业务融合阶段。
运维操作站的设置按照国家电网公司大生产体系运行管理模式，地点选在管理无人值班变电站的中心区域，到达重要无人值班变电站的时间不超过45分钟，到达其余无人值班变电站时间不超过2小时。运维操作站的建设满足设备健康运行的要求，110 kV无人值班变电所定期巡视周期不超过7天，35 kV无人值班变电所定期巡视周期不宜超过7天。
调控一体化实施后，调控中心、运维站两级建制，业务流程简单，调度指令直接传达至运维站，环节清晰，减少了二次传令，减少了操作时间，避免了传令途中可能发生的错误，电网安全运行质量明显提高，电网应急效率有了较大提升。
调控一体化实施后，35kV、110kV变电站由供电公司运行维护部门统一进行管理，35kV、110kV变电站运行维护人员统筹
能力明显提升，35kV、110kV变电站运行维护能力明显加强。随着信息发展越来越快，无人值班会更人性化。
三、以制度规范工作流程，以制度约束个人工作行为
上半年，调度中心编写并印发了《海北供电公司周生产例会管理办法》、《检修平衡例会制度》，以来规范公司的检修制度，为合理编制电网年度运行方式、合理安排月度检修计划提供了技术支持，保证了电网经济、优质运行，实行“三个零时差”，减少了（杜绝了）临时停电次数与概率。结合公司的绩效改革，制定了中心内部的《绩效考核细则》。将日常工作分为了常规工作任务、主要工作任务、重点工作任务、计划之外的临时性任务四类，并制定了详尽的考核评价办法，充分调动部门员工工作积极性，提高了工作质量、效率，形成了有效的引导与激励机制。
建立了电网运行动态分析制度、开展了电网静态校核和实时动态校核，开展了电网经济运行日分析工作。在此基础上开展了停送电操作时间与标准时间对比，建立了停送电操作超时通报制度；每次在电网运行方式改变时进行重大风险分析与技术预案制定，结合电网实际，进行了定期与不定期的事故演练。周生产调度会议由调度中心组织，公司生产技术部、客户服务中心、建设工程部、变电检修工区、变电运行工区、送电工区、各县供电公司负责人（检修专责参加）。会议协调安排基建、技改、大修、业扩项目的陪停计划以及缺陷处理，各部门应在上会前充分沟通达成一致。如经过
会商仍无法达成一致意见的，由专业管理部门在会后提交专题报告，交生技部。海北电网内所有电气设备的检修计划，均由设备管理单位审核后报调度中心。公司内部检修计划和停电申请单均在OMS、PMS系统中流转。
四、下一步主要开展数据深度整合，利用调度数据平台，实现调度生产各环节信息和电网广域、全景的集成共享，适应智能电网调度运行的要求。以调控一体化建设为契机，继续深入开展“三不发生”、“反违章、除隐患”活动。主要围绕标准化管理、风险管理开展安全工作，修订完善《电网调度反违章工作指南》、《电网调度风险分析控制管理办法>>、《调控自动化系统运行维护工作规定》、《地区电网调控规程》，严格落实安全性保障能力评价要求，开展调度中心安全性保障能力评价工作。抓好执行力的建设，建立规章制度管理的长效机制，动态完善调度技术标准体系和管理制度体系。
无人值班变电站管理风险因素识别 篇3
【摘要】在探讨无人值班变电站管理风险识别的重要作用的基础上，结合当前无人值班变电站管理的实际情况，分析了无人值班变电站管理及风险应对现状。以提高无人值班变电站风险管理识别的准确性为目的，分析了当前无人值班变电站存在的主要管理风险因素类型，并提出了对应的风险防范与识别策略，对提高无人值班变电站的管理水平，保证变电站工作的稳定性和可靠性具有重要作用。
【关键词】无人值班变电站；运行风险；风险识别
无人值班变电站运行过程中的管理风险将直接影响到管理工作人员的生命安全和财产风险，做好无人值班变电站管理过程中的风险识别工作，为安全管理工作提供参考依据尤为重要。在当前电网企业值班管理模式不断完善与改进的背景下，变电站的运行管理人员一般同时对多个变电站进行管理和控制，这在加大其工作难度的同时，也使得他们需要更多的精力开展相关的日常管理与维护工作。所以，电网企业必须持续强化无人值班变电站的管理风险识别因素，以电网的安全、稳定运行为最终目标，在风险管理过程中持续的识别其中存在的风险要素，为管理过程中风险控制措施提供有效依据。
1、无人值班变电站管理风险识别的重要作用
1.1是无人值班运行模式的需要
在当前无人值班变电站投入运行范围持续增大的背景下，变电站从传统的有人值班向无人值班转变，这使得管理人员的操作与维护设备数量迅速增加。而在人员队伍建设与整合的过程中，因为实际的运行操作人员技能水平参差不齐，只有站长或者少数骨干技术人员对变电站的各设备情况完全了解，这使得不同的员工对管理风险的识别存在较大差异，不利于变电站的风险控制和管理。因此，对无人值守变电站管理风险进行识别，对提高人员的整体风险控制意识，保证无人值班运行模式的稳定运行尤为重要。
1.2是电网改、扩建工程发展的需要
随着当前社会用电负荷的增加，电网建设和改扩建规模日益扩大，无人值班变电站的投入使用量开始增加，新站的使用带来了大量的新技术、新设备和新工艺。而在改扩建过程中存在着厂家设备型号不一致、设备类型差异明显、功能不完全相同的问题，为了保证这些设备在无人值守运行模式下能稳定运行，需要帮助基层员工开展无人值班 管理风险因素的识别工作，以提高电网改、扩建之后运行的稳定性。
1.3是确保人身安全的需要
在无人值班变电站的运行维护过程中，必须坚持“保护人的生命、杜绝责任事故”为基本原则和工作的重点，通过现场安全管控的方式，对现场作业班组、作业人员和作业现场开展相关的管理工作，确保安全管理工作落到实处。而在这之前，为了保证人员的生命安全，要求作业人眼熟悉变电站运行过程中的安全风险，了解现场接线、设备性能和作业环境等风险要素，这是确保其不受损害的基础条件。
2、无人值班变电站管理及风险应对现状
当前，无人值班变电站已经形成了相对完善的管理制度，对管理风险控制起到了一定的积极作用。通过从管理制度的角度出发，利用规范、严格的制度等方式来约束值班人员的工作和管理行为，确保无人值班运行模式能够安全、稳定的工作。当前，无人值班变电站形成了集岗位责任制、巡视与定期轮换制和交接班制于一体的管理制度体系。其中，岗位责任制，就是岗位人员通过明确的任务分工，将变电运行管理工作进行分解、落实到具体的管理岗位，并要求对各个岗位进行定岗、定责，减少风险发生的概率；设备巡视制度则是通过定期与不定期相结合的方式对设备的应用、备用方式等进行运行轮换，从而发现其中潜在的风险与隐患，通过及时的处理，保证设备的健康稳定运行；交接班制度，则是根据管理运行职责将各班组人员按照对应的职责分为不同的班组，通过班组轮换的方式开展工作。
但是，在實际的执行和落实过程中也存在一定的问题。例如，管理技术人员素质参差不齐。在实现无人值班后，变电站的管理人员集中到一处，且管理工作由之前的单一管理工作变成了综合管理工作，这要求管理人员具有更高的风险分析能力与个人素质。但目前人员综合素质的参差不齐与此相矛盾。另外，运行管理过程中的风险识别也存在一些需要完善的地方。运行管理在变电站的风险控制当中发挥着至关重要的作用，管理人员的个人素质及管理水平也直接影响了运行维护人员的风险处理能力，当前在风险管理过程中必须从整个系统的风险因素大局着手，提高整个管理部门风险识别的合理性。
3、无人值班变电站存在的主要管理风险因素类型
3.1变电设备中风险
变电站设备部分设备选型或者设计的过程中忽略一些关键问题的及时处理，导致设备在运行的过程中给变电现场产生了极大的威胁与麻烦。例如，在对10kV的封闭式开关柜进行设计时，因为没有充分考虑到线路从备用转检修的特殊案例，使得相关操作人员在实际的工作过程中只能完全依靠一个判据开展线路接地操作，这种非常规操作方式给电网企业的日常生产运行带来了极大的麻烦和危害。同时，在变电设备工艺检修方面，因为施工或者检修过程中存在施工质量问题，随着变电站使用时间的延长，巡检过程中出现的安全问题日益增多，这会在一定程度上增加工作人员的工作强度，使得变电站的管理风险因素增加。例如，施工过程中在完成变电站建设施工之后，变电站开始运营工作，之后发现楼顶在下雨时就会漏水，使得变电站运行人员必须采用应急措施防止雨水渗透，这些也是导致变电设备出现风险的因素。
3.2变电站工作环境中的风险
不同的行业在生产运作过程中都存在对应的风险，或来自自然界，或来自人为因素。同样，无人值班变电站工作环境自然也不例外。在恶劣的自然环境下，其会对变电站工作人员的心理状态和行为操作产生影响，例如当出现大雾时，管理人员不能清楚的看清设备的铭牌；当在雷雨天气时，设备操作人员的注意力会受到影响，使得他们不能够全身心投入工作当中，从而使得运行事故发生的概率增加。另外，闷热的天气、严苛的管理制度等都会成为影响变电站工作人员工作稳定性的重要因素。
3.3管理人员风险
虽然无人值班变电站的管理模式在一定程度上有效的解决了变电站人员缺乏导致的问题，但是随着社会的持续发展，经济建设对电力能源的需求不断增加，无人值班变电站也迅速增加。这使得运行人员的工作量迅速增大，管理过程也变得更加复杂、困难，而电力企业在人员补充方面又不够及时，使得变电站运行人员出现较大的缺口。同时，针对运行人员缺乏系统有效的科学培训和学习，专业的理论知识与操作技能不能跟上技术的发展步伐。另外，在培训过程中也没有重视生产安全忧患意识、操作规范等内容的培训，创新改革意识不足，导致管理人员队伍不能够很好的适应当前日益增加的工作量环境。
4、无人值班变电站管理风险的防范策略
4.1构建完善的工作风险预控管理机制
电力企业必须保证每一名操作人员的所有工作环节都符合相关标准，且不得违反操作规程作业，并在工作过程中记录下变电站运行管理过程中出现的不同类型风险，以免出现风险而手忙脚乱，不能采取有效的解决措施。同时，还应该加强变电站的监控、巡视工作，确保设备的完整，不会由于事故而导致生产停止，确保生产人员的生命财产安全得到保证。另外，企业通过建立完整的日常工作风险预控管理机制，分析其中存在的风险节点，从而制定并获得针对性更强的风险控制因素学习卡片，让工作人员通过日常学习获得风险防控知识，提高对管理风险的辨识能力。
4.2负荷控制方式
在生产运作过程中，及时的掌握系统负荷的实际发展状态，根据运行经验合理的预测负荷的变化趋势，并根据实际情况采取针对性的解决措施和办法，这可以有效的避免线路过载而导致的跳闸、设备损坏等问题。尤其是对于35kV及以上的线路，若不能对跳闸进行严格控制，将会导致停电事故，从而使得其影响范围扩大。例如，当两台变压器处于并列关系时，若其中的一台主变压器需要检修或者试验时，则调控人员要时刻关注负荷的实时变化。若发现负荷已经超出了另外一台主变的负荷承载能力，则必须及时的进行负荷转移，之后再停止主变，从而达到防止主变由于负载而导致的跳闸问题。另外，当母线从并列运行转变成为分列运行方式时，调控操作人员则应该对各个阶段母线的负荷承载情况予以关注，对负荷的分布进行严格控制，从而保证变电站处于最佳的运行状态。
4.3加强继电保护与安全自动装置的管理工作
继电保护是电力系统出现故障或者出现异常运行故障时，在尽量短的时间内、尽量小的范围当中，自动将故障设备及系统及时的切除，从而达到限制故障影响范围的目的。当前，可以通过使用性能稳定，且带有保护通道和自检功能的设备来提高无人值班变电站的运行可靠性。但是，在应用的过程中要确保继电保护和对应的安全自动装置与相对应的规约和标准相吻合，在满足现场的调控需要基础上，要具备完整的“五遥”功能。若需要从调控中心进行远动操作，则必须还要求其具有自动记录功能。
参考文献
[1]黄建生.无人值班变电站差异化风险辨识管理[J].大科技，2015（23）.
[2]付凤梅.无人值班变电站管理风险因素识别与防范策略探析[J].科技风，2015（16）.
[3]于建生.变电站运行风险分析[J].消费电子，2014（18）.
小议“无人值班”与监控系统改造 篇4
1 对监控系统的要求
水电厂要实现“无人值班” (少人值守) , 对电厂主辅设备都是有要求的。这些在原电力工业部电安生[1996]484号文《水电厂“无人值班” (少人值守) 的若干规定 (试行) 》中已有明确的规定。如对主设备要运行稳定、安全、可靠, 其一类率特别是完好率要达到规定的要求等。根据484号文, 对计算机监控系统提出的要求包括:“水电厂应装设必要的全厂自动化系统, 其功能应包括自动安全监视、自动打印记录制表、自动事件顺序记录, 有条件时宜有自动经济运行功能”;“对于装设计算机监控系统的情况, 在开、停机, 调相转换等自动顺序操作过程中, 需要有中断程序后能直接停机的功能”;“当计算机控制系统软、硬件发生故障时, 仍应能自动停机、跳闸和关闭进水阀和快速闸门”。从484号文的规定来看, 对计算机监控系统的要求可以归纳为:1) 具有自动安全监视等全厂自动化功能;在水电厂能自动安全运行的基础上, 有条件的亦具有自动经济运行功能, 即在正常运行时是由遥控命令及厂内自动化装置来实现正常操作。2) 在计算机执行程序中断后或软、硬件故障时应有完善的安全措施, 如自动停机、跳闸、关闭闸门等。即事故后完善的安全补救措施, 在异常情况下具有自诊断、自恢复或自动复归的能力。
2 常见的改造项目
为了实现“无人值班” (少人值守) , 不少水电厂都针对性地进行了改造, 其中也不乏有走弯路的例子, 例如有的电厂将原中控室搬出厂外或洞外等。这其实并不是“无人值班” (少人值守) 的初衷。就全国的改造的情况, 改造的效果是较成功的。从国内水电站监控系统改造的例子可以总结出, 通过“无人值班” (少人值守) 前必须进行改造的项目主要涉及远方开、停机, 远方AGC, 自动寻呼功能, 相应的通信和远动功能, 以及上级调度的配合、支持问题等。具体如下:
1) “无人值班” (少人值守) 水电厂的基本要求之一是在电厂内没有设备操作, 也不需要不间断地监盘及消缺处理。为了达到这一目的, 关键是监控系统能否支持实现远方开、停机, 远方AGC功能, 所有需要的操作均由上级调度所和本厂的计算机监控系统自动实现。这样才能把操作值班人员解脱出来, 实现“无人值班” (少人值守) 。实际上, 一些电厂就是在这方面有所欠缺而必须进行监控系统改造的。
2) 逻辑严密, 色彩清晰, 概念上无歧义, 是机组顺控流程必须具备的。一个良好的可视化的顺控流程可以如下的方式执行:启动开机流程时, 流程全部呈白色开始顺控执行时, 被执行方框呈红色;若执行成功后, 该红色方框变绿色;若执行不成功, 则该方框变黄色或闪烁, 并能在一定时段后返回到顺控的原始状态。
上例仅示出了开机顺控流程的合理例子。其中有些是可以根据习惯、风格灵活掌握的, 如启动流程时不用白色而用其他颜色。但有些是应尽量避免的, 如被执行的方框 (红色) 在流程中的多处出现, 即表示有多个方框正在执行。又如执行成功后的方框出现闪烁等, 其所以不合理是因为闪烁意味着有事故。总之, 顺控流程应有所规范, 尽量避免给操作员含糊不清的概念, 使巡视人员易于检查和发现问题。
上述流程的最后一步:若执行不成功, 在一定时段后将流程回到其原始状态是很必要的, 有利于保证设备的安全和准备好下次能正常操作。
3) 免维护设计、自诊断及自恢复能力是“无人值班” (少人值守) 水电厂设备选型的重要依据。这里包括工程上的高可靠性设计和制造上的免维护设计两大类。工程上的高可靠性设计主要包括完善优秀的监测功能、必要和实用的冗余配置, 以及失电动作设计等。而在制造上的免维护设计则包括:“宽松设计法”—预留足够的裕量;“疏导设计法”—采用因势利导的设计法;“低漂高稳设计法”—使时间漂移、温度漂移都很小的高稳性能设计;“恶劣环境设计法”—充分考虑恶劣的现场环境, 电磁兼容性好, 抗机械振动, 耐多泥沙及厂房潮湿等, 使监控系统各部件完全能承受其工作环境和工作负担。
这里特别强调一下自诊断及自恢复功能。上述“开机顺控流程在出现异常情况执行不下去时能回到开机的原始状态”就是自恢复功能的一个例子。在监控系统设计中, 有不同级别的自诊断功能, 如机柜级诊断、大插箱级诊断、模件级诊断等。此外, 还有远程诊断、失电动作、冗余措施等, 以及在事故后尽量不损坏设备或降低功能水平维持运行的方式。
4) 建立自动寻呼系统, 通常称之为On一call系统。虽然“无人值班” (少人值守) 水电厂并不要求事故时巡检人员非常紧急地赶往现场, 但在20min左右能到达现场进行处理还是必要的。一般可增加一个PC机构成On一call系统, 可以采用将事故信息直接发给巡检人员的BP机, 也可以采用手机用语音的方式通知事故的对象和性质。这种寻呼一般要采用分级的方式, 不同级别的事故通知不同级别的巡检人员。自动寻呼系统是实现“无人值班” (少人值守) 的基本手段之一。
5) 在一些申请验收“无人值班” (少人值守) 的水电厂, 其监控系统缺乏统计和累计功能。如开机成功率统计、停机成功率统计、强迫停机次数、正常运行的小时数统计等。这些功能在实现上并非特别困难, 但是非常必要的, 否则会影响对监控系统和主设备正常运行的客观评价。
3 对计算机监控与无人值班 (少人值守) 的认识
1) 思想要更新。要克服总觉得新设备、新技术不可靠的旧思想。不要对新设备出现的问题求全责备。2) 观念要转变。要改变认为安全运行搞好了, 就什么都行了的旧观念。以前一直提“安全是最大的经济效益”, 这是个很片面的口号。电力系统经济体制改革并不算长, 电力企业也要在改革中求生存, 当今我们要树立“效益是中心, 安全是基础”的企业管理新观念。3) 制度要修改。要修改一些不适应运行无人值班 (少人值守) 和电力走向市场经济的旧制度。
综上所述, 一个技术先进、性能可靠、功能完备实用的计算机监控系统, 是水电厂实现无人值班 (少人值守) 的物质前提;而值班制度的改革, 又是电力工业走向市场、减人增效的必备举措, 它触及到设备、技术、观念、体制等方面。随着电力系统的不断发展和技术进步, 设备、人员、管理等各方面的条件正在逐步走向成熟。水电站的值班方式必将逐步从多人值班向少人、无人值班方式过渡。“无人值班”方式是结合我国国情提出的, 是我国多数水电站改革的主要目标。据不完全统计, 国内已有广州抽水蓄能电厂、辽宁太平湾长甸水电站、葛洲坝二江和大江水电厂、隔河岩水电厂等先后实现了无人值班 (少人值守) 。而如何理解无人值班与计算机监控的关系, 并在工程实施中正确处理, 是我们必须重视的问题。
摘要：阐述了水电厂运行无人值班 (少人值守) 与计算机监控的关系, 结合实际对“无人值班 (少人值守) ”的监控系统提出了要求, 并列出了常见的五项监控系统的改造, 并对实施中的若干问题进行了思考, 这对老水电厂的控制系统改造具有重要的指导意义。
无人值班改造 篇5
尊敬的各位领导、各位朋友：大家好！
今天，全省农电系统的领导、专家汇聚在x供电分公司召开现场会，就无人值班变电站建设工作进行观摩和交流，既是对我们工作的肯定，也是对我们工作的鞭策；对促进全省无人值班变电站建设，全面提升农电综合管理水平具有重要的意义。在此，我们对各位领导、各位朋友的光临表示热烈的欢迎和衷心的感谢！
x位于x省北部内外长城之间，西北毗邻内蒙古，南扼雁门关，辖两区四县，总面积10916平方公里，总人口150万。x历史悠久，矿产资源丰富，煤电工业基础雄厚，自然条件良好，农牧业发达。近年来，x供电分公司在省公司的正确领导和大力支持下，以落实“三抓一创”为基本工作思路，以建设“一强三优”现代公司为目标，努力创建国网公司一流供电企业，大力推进无人值班变电站建设，做了一些积极有效的探索和尝试，为全面提升分公司综合管理水平发挥了重要作用。
下面，就我公司农网无人值班变电站建设情况向各位领导和朋友做一汇报，不妥之处，敬请批评指正。
x电网拥有110KV变电站16座，35KV变电站25座，全部实现了综合自动化。经过一年多的试运行，我们组织农电 处、生技处、科技处、安监处、调通中心、检修公司等部门的专业技术人员对各变电站进行了通道和数据综合测试，共抽查遥测数据3%，173个，合格172个，合格率99.4%；抽查遥信数据5%，483个，合格483个，合格率100%；抽查遥控6%，45个，合格45个，合格率100%；抽查遥调20%，12个，合格12个，合格率100%；抽查遥视5个，合格5个，合格率100%； 符合无人值班变电站的运行要求。
一、坚持安全第一的方针 全面提高无人值班站安全管理水平
为确保无人值班变电站建设和运行工作的有效进行，我们始终把安全管理放在首位，一是牢固树立“大安全管理理念”，建立了安全一票否决的管理机制；对无人值班站建设和运行工作中不符合安全管理要求的事项，一律整改，决不姑息。二是细化安全生产管理流程，我们认真落实《农网反事故斗争实施方案》，积极采用安全性评价法、危险点预控法等安全生产管理的新方法和新手段，将安全管理融入无人值班变电站建设和运行的各个环节。三是明确工作任务，落实安全责任；我们将工作任务、安全责任和岗位标准进行捆绑，努力使安全管理的重心下沉、关口前移，有效地杜绝了习惯性违章行为发生，保证了无人值班变电站安全管理的可控、在控和能控。
二、瞄准规范管理的目标 努力提高无人值班站基础管 理水平
做好无人值班站建设基础管理工作是整合系统资源、提升管理标准化、规范化和精细化水平的必然要求，也是搞好各项工作的前提条件。为此，我们将无人值班站建设与基础管理工作紧密结合，制定措施，创新管理，使基础管理工作得到了明显加强。一是制定了统一的管理制度和工作标准，我们共制定各类标准78种这些标准的制定，规范了无人值班站工作流程，完善了标准化管理体系。二是根据《变电站标准化管理规范》统一规范了县调、集控中心、巡检班、无人值班站的台帐资料格式，共有182种。三是推行 “零号目录”管理，统一建立了农网无人值班变电站的资料管理摸式，实现了资料管理的科学化、规范化。四是全面推行“5S”管理，加大了定置定位管理工作的力度，使无人值班站基础管理工作迈上了新的台阶。
三、坚持因地制宜的原则 不断创新无人值班站管理模式
为了规范无人值班变电站的安全生产和日常管理工作，我们结合各支公司的实际情况，建立了两套运行管理模式，并制定了配套的管理流程及工作标准。一是集调一体化，即调度与集控中心综合在一起，值班员既负责监盘、填写操作票，又负责给巡检人员下达操作指令，这种模式节约了人力资源，但对人员的素质要求较高，适用于变电站比较少的支 公司。二是集调分离，即调度与集控中心完全分离，调度仅负责县调的正常调度业务，集控中心运行班负责监盘，接受调度指令，安排巡检班进行设备操作，集控中心巡检班负责无人值守站的日常巡视和设备操作，这种模式适用于变电站比较多、工作量大的支公司。无人值班站的值守工作也采取了三种不同的模式，一是站所合一，对变电站和供电所在一起建设的，在供电所指定一人兼职变电站的值守工作。二是家庭站，由一个家庭完成变电站的值守工作。三是单人职守，固定一名留守人员负责变电站的职守。变电站职守人员经培训并考核合格后上岗，主要负责安全保卫、消防管理、场地卫生、绿化管理等工作，并进行简单的设备巡视，发现问题及时向集控中心汇报。同时明确了调度运行班与集控中心运行班的管理关系，明确了调度通讯自动化班与支公司修试班的设备维护责任，明确了巡检班与职守人员的工作权限，有效地协调了调度、集控中心和生产技术部门的关系，从而保证了调度和变电站的正常运行。
四、坚持科技兴企的战略 不断升化无人值班站成果
我公司在加强变电站无人值班站建设和改造的同时，注重对调度自动化系统的升级改造，先后实现了两级调度数据的全面、准确和快速传递，有力地保证了无人值班变电站的正常运行。同时，我们还抓住机遇、用活资金，不断提高企业的科技实力，一是XX年在全公司农网35KV系统成功建设 了雷电定位系统，该系统已成为农网的重要技术支撑点，通过该系统，能快速准确地查找故障点，为及时抢修、恢复供电创造了条件。二是在调度自动化系统的平台上安装了电网无功电压优化系统，自动调节和控制全网的主变分头和电容器，全面提高了电网的电能质量。三是建设了线路巡检系统，提高了线路的综合管理水平，同时实现了GIS地理信息系统与全球定位GPS系统的完美结合。四是在变电站安装了视频监控系统，为生产运行人员及时、准确地提供变电站各种现场信息，弥补了SCADA系统在无人值班变电站监控方面的不足，提高了对变电站的监控水平。五是在县调安装DSMIS系统，该系统通过网络与分公司调通中心联网，实现了调度自动化办公，大大提高了调度的科学管理水平。
五、突出以人为本的理念 为无人值班站提供智力支持
变电站实现无人值班后，为保证变电站的安全、稳定运行，我们首先建立了一支训练有素的运行人员队伍，从变电站撤回的运行人员中抽调业务过硬的技术骨干组成巡检班和集控中心。无人值班前，全公司110KV以下变电站共有运行人员241人，全部按有关标准配置。现在，96人就承担了所有110KV以下变电站的运行管理工作；分流的145名技术人员，全部充实到修试班等生产班组。再是我们培养了一批合格的设备检修人才，从XX年以来，我们组织了多种形式的培训和学习，XX年又与大同电力高级技工学校启动“校企 联手提升素质活动”，先后组织了高压试验、变电站综合自动化、光通讯技术、微机保护等培训班。
六、坚持标本兼治的宗旨 为无人值班站提供设备保障
要实现变电站无人值班，最重要的基础是可靠的一、二次设备。我公司紧紧抓住每年的大修、技改以及农网建设与改造的有利时机，用足用活各方面的资金，加大设备整治力度。在常规变电站改造为综合自动化变电站时，既考虑了现有设备资源的有效利用，又考虑了原有设备和自动化系统的接口技术，还考虑了设备的安全、可靠运行。在变电站实现无人值班之前，我们对变电站设备进行了全面、彻底的清查、检修和消缺，使其性能满足变电站无人值班的要求。
无人值班改造 篇6
关键词：无人值班 变电站 安全管理 质量 管理因素
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）12（b）-0121-01
由于我国无人值班变电站实施的时间还较短，在具体实施过程中还存在着一些影响变电站安全运行的因素，所以需要采取科学有效的措施加以防范，确保变电站运行的安全性和可靠性，这不仅有利于变电运行管理水平的提高，而且可以有效的对事故进行预防，确保人身和设备的安全。
1 影响无人值班变电站运行安全管理的客观因素
1.1 变电站设备在设计、制造、安装以及检修等过程中存在的质量问题
目前我国很多的变电站为了能够实现无人值班管理模式，都进行了改造，这在很大程度上加快了无人值班管理模式的推广实施。但在改造过程中由于自身设计或是某些关键环节存在不合理的地方，从而为变电事故发生留下了安全隐患。最为明显的一点即是在线路检修和线路侧接时，由于无法对线路侧进行验电，导致了只能通过指示信号或相关的变位来进行判断，从而给检修工作带来较大的不便，而且还会存在较大的安全隐患。部分变电站内在进行防误闭锁装置改造过程中，存在着在带电情况下改造的问题，这样就导致不能进行试验检查，使部分隔离刀闸的防误闭锁装置根本发挥不了应有的作用。另外在防误闭琐装置改造过程中，也存在着厂家程序错误的情况，这就导致需要利用解锁钥匙，无形中为事故的发生提供了必要的条件。所以对于变电站改造过程中，对于一些老旧设备需要及时进行更换，从而降低安全隐患。
1.2 现阶段设备自动化程度无法完全满足无人值班的条件
我国无人值班变电站实施的时间还比较短，变电设备的自动化程度还没有达到较高的水平，再加之设备自身存在的一些问题，这都给无人值班变电站的运行埋下了安全隐患。特别是在通信通道发生故障时，监控人员无法从监测系统中了解到现场设备的运行情况，对于现场设备也无法进行操作。而且在监控过程中，由于监控设备自动化程度没有达到需要的标准，这就导致部分干扰信号和误发信号都会在上传的信号中存在，不仅对监控人员的判断带来较大的影响，而且还会导致一些关键性信息遗漏，不利于对故障进行分析，从而给无人变电站的安全运行带来较大的影响，甚至导致变电事故的发生。
1.3 自然环境因素对无人值班变电站的影响
自然环境因素不仅对电力系统的正常运行具有较大的影响，而且对变电设备及操作人员的操作也会带来较大的影响。由于变电站位置较偏辟，而且分散，部分变电站离集控中心距离较远，这样在多站操作过程中，操作人员就会非常疲惫。如果再加之天气状况不好，能见度较低的情况下，就会导致操作人员在疲惫状态下存在看不清设备铭牌的情况，或是操作现场噪音较大，导致操作人员思想不集中，听不到唱票复票的声音，从而导致误操作的发生。另外在现场光线不足的情况下，也会为操作人员错误操作提供必要的条件，所以对于环境因素的影响需要在实际工作中进行充分的考虑，做好各项防范措施。
2 影响无人值班变电站运行安全管理的主观因素
2.1 操作人员的素质和技术水平不足
电气操作中的误操作，除了大意外，很大一部分是由于操作人员素质和技术水平上的不足，对于设备的原理性能和结构了解程度不够，从而导致操作时方法不熟悉，在操作过程中发生的问题无法解决。
2.2 操作人员工作责任意识不强
操作人员的工作态度不认真、责任心不强是导致了无人值班变电站安全质量的下降。主要表现为填写记录不及时，巡视没备走形式，监盘不仔细，对站内工作不热心等等。部分人员在巡视过程中发现设备缺陷，不及时汇报处理而导致恶化，最终导致被迫停电甚至造成事故。
2.3 操作人员自身的问题
操作人员在生理上或心理上的疾病都会对无人值班变电站的安全有一定的影响。如生病会导致注意力不集中，精神恍惚，听力视力下降等，这些又会直接影响到操作从而诱发误操作事故和人身伤亡事故。
2.4 操作人员安全意识性不强
操作人员安全意识性极差，操作中为了方便而擅自改变顺序，不严格执行规章制度，导致操作漏项或跳项而造成事故。
3 影响无人值班变电站安全运行的因素
3.1 不合理的人员配置
在人员配置上，首先要配置足够各岗位的人员，二是要配备具有一定素质且技术过硬的人员，以满足新设备、新技术日益增多的局面。
3.2 不明确的职责分工
职责分工不明确，部门之间人员相互推委不能各尽其能。不必要的形式检查和创建工作增加了班组的工作量，也严重影响了工作质量和安全质量，应对工作人员进行明确分工，运行人员只管操作和维护，这样更有利于安全生产。
3.3 不健全的规章制度
各项规章制度不健全使得运行人员在工作中无法可依，难以保证工作质量。因此，必须建立健全各种规章制度，规范操作的标准和要求，保证运行和操作的质量。
3.4 规章制度不落实
各项规章制度不仅要建立和健全，而且在实际工作中要严格执行要求。否则就无法保证工作质量，出现误操作就在所难免。导致电气操作质量下降的因素很多，不良的班组环境是其中重要的一个因素。班组管理混乱，劳动纪律松懈，班组内部不团结，导致职工在思想上产生不满的情绪，带入到电气操作和其他工作中而引起不良后果。
4 结语
无人值班变电站安全运行水平的影响因素有很多，重要因素还是制度的建立健全和严格执行。加强规范化的管理和培训工作，提高运行人员素质和技术水平，采用多种形式进行安全警示教育，加强人员的安全意识和责任心，确保每个环节都能环环相扣不出纰漏，做到提前预控，使无人值班变电站的安全运行得以保障。
参考文献
[1]闫莉.加强变电运行管理确保电网安全运行[J].煤矿开采，2008，13（6）：103-104.
[2]陈远新.500kV变电站无人值班自动化控制研究[J].今日科苑，2008（4）：43-44.
浅谈变电站的无人值班改造 篇7
1 改造目的
1) 实现对站内所有电气设备的实时监控, 提高变电站运行的安全可靠性。2) 达到无人值班的要求, 改善工作条件, 实现实时监控及运行记录自动化, 提高变电站的自动化水平和运行效率。3) 满足电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求。4) 降低电网成本, 提高经济效益。
2 改造的内容和基本原则
变电站的设备分为一次设备与二次设备, 改造工作是提高一次设备的可靠性及二次回路的配合性。主要内容有:保留或改造原有一次设备。增装运行、自动化设备。对原有控制、保护信号进行适应性改造。改造的基本原则为:充分利用原有设备;能够适应微机运行、自动化系统;实现无人值班;满足变电站安全运行的要求。
3 无人值班变电站的运行模式和要求
无人值班变电站根据运行管理方式可分为完全无人值班站和无人值班、有人值守站两类。按照监控、调度、操作三者相互关系的不同, 无人值班站的监控运行管理模式有三种方式:1) 从地域划分。在某片区域内以一个变电站为监控中心, 操作人员集中在该站, 接受调度指挥, 负责该站及片区内其余数个变电站的巡视检查、倒闸操作及日常维护工作等。2) 成立单独的运行监控中心, 由专人负责远方监控;操作队只负责对变电站进行巡视检查。监控中心和操作队均受调度指挥。3) 监控中心与调度合并设置, 调度员在发指令的同时负责无人值班站的远方监控。操作队负责变电站巡检, 并接受调度指挥。
无人值班变电站的要求:1) 对站内设备的可靠性要求更高。可靠性提高后, 设备出现故障的概率大大降低, 从而减少人员往返现场的次数。2) 对站内一、二次设备可控性要求更高。变电站改造为无人值班模式后, 设备更多地是采用远方集中控制和操作, 这就要求设备有更高、更好的可控性。3) 为了减少人员的现场工作量, 设备的自动化水平要求更高。4) 设置较为完善的防火、防盗措施, 装设遥视警戒系统, 充实无人值班的监视手段, 实现对变电站的全方位监视。
综上看所述, 对于变电站的无人值班改造涉及多个方面, 最终目的都是为了无人值班变电站投运时能更好发挥用户与发电之间的桥梁作用, 为电网的可靠、稳定运行提供有力保障。下面仅以直流系统的改造为例, 浅析无人值班改造的具体过程。
4 直流系统的改造
直流系统由蓄电池组、充电设备、直流屏等设备组成。作用是正常时为变电站内的断路器的合闸操作提供直流电源;故障时, 当站用电中断的情况下为继电保护及自动装置、断路器跳、合闸、载波通信等提供必需的直流电源。它的正常与否直接影响电力系统的安全、可靠运行。对于传统的有人值班变电站, 由于可以对直流设备进行定期检查, 因而能及时发现并处理设备缺陷, 保证全站设备的安全运行。当改造为无人值班变电站后, 虽然调度中心可以通过远动信息获取变电站的实时运行情况, 但对于直流部分只能得到少量的重要信息。当直流系统刚开始出现异常时, 远动信息实时采集系统并不能立即反映出该异常, 直到长期的异常运行发展为故障时才能被发现。而此时, 事故已经扩大。直流监控系统的出现恰能避免此类事件的发生;它的主要作用就是把变电站的直流设备信息及时送到监控中心, 供其查询。同时监控中心也可以向各站发送控制命令。这样, 维护人员不但可以在监控中心对直流设备进行远方监控, 还可以及时发现设备运行的异常状态, 及时处理。组成这个系统的核心是MODEM, 监控中心和变电站监控器之间通过MODEM和电话网完成实时信息的传输和控制命令的发送, 简言之, 监控器、监控中心、MODEM和电话网就构成了基本的直流监控系统。其中, 监控器是安装在变电站的一套系统, 它采集各直流设备的实时运行状态信息, 并对其进行控制, 通过MODEM把各数据信息传送至监控中心和调度中心。通过直流监控, 直流设备维护人员就可以在监控中心对各变电站直流设备运行状态进行远方监控, 免去了对各个变电站的现场定检。特别是在直流设备发生运行异常时, 运行人员能及时收到报警信号, 及时处理。总之, 直流监控系统的运行提高了工作效率, 达到减员增效的目的。
5 结语
笔者所在变电站即将进行无人值班改造, 这里只是就此改造提出了一些浅见。作为一个220KV枢纽变电站, 该站在改造过程中将面临更多的实际问题, 而笔者作为一名年轻的变电运行值班员, 也是自动化专业的毕业生, 配合站内设备改造的工作, 将是对自己运行知识的充实和完善, 更是对自己所学专业理论知识的继续巩固和提高。
近几年来, 已有不少变电站改建或新建为无人值班站, 实践证明, 这既发挥了明显的经济效益, 又大大提高了调度自动化水平。
摘要：随着电力体制改革的不断深入, 对电网运行的安全性、可靠性、稳定性及管理水平的要求不断提高, 传统的有人值守值班变电站已不能适应和满足社会的需求, 随之出现的无人值班变电站不仅满足了操作中的高度安全性、可靠性、可控性和自动化, 更从根本上解决了传统变电值班模式造成的“人力、物力、财力”浪费。
关键词：无人值班,变电站,改造
参考文献
[1]杨振君.常规变电站改为无人值班变电站设计中需要解决的几个问题[J].东北电力技术, 2004.
[2]田雨.无人值班变电站建设与管理探讨[J].农村电工, 2004.
[3]周洪亮, 李新宝.基于IP网络远程视频监控系统在无人值班变电站的应用[J].山西电力, 2005.
变电站无人值班二次改造的技术 篇8
1.1 常规变电站改造为无人值班变电站运行, 首先要对二次设备进行改造, 使之适应无人值班运行要求。
1.2 二次设备改造内容及要求
控制回路的改造要能适应无人值班需要, 主要有以下要求:
a.断路器控制回路改造后, 要简单、可靠、无迂回接线。
b.断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警, 并保留控制回路故障信号。
c.保护回路单独设有熔断器的变电站, 保护回路直流消失后, 能远方报警。
d.重合闸装置要实现自动投退, 在遥控和当地操作合闸后, 重合闸电源应自动投入, 重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后, 自动退出重合闸电源, 同时重合闸装置自动放电。根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸。
e.低频减负荷装置或其它系统稳定措施装置动作跳闸时, 应自动闭锁重合闸。
f.取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能, 信号灯具改为发光二极管等节能型灯具。
g.加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。
h.中央信号装置有关回路作相应改造。
2 二次设备改造方案的选择及确定
对常规变电站进行无人值班改造, 总的指导思想是“安全、可靠、实用、经济”。二次设备改造任务重, 改造难度大, 需要对一些关键技术进行探讨, 寻找恰当的解决方法。下面介绍几种典型的二次设备改造方案。
2.1 断路器的控制与继电保护合一的改造方案
改造时保留有全部保护设备, 取消控制屏 (集中控制台, 集中控制柜) , 将断路器控制回路、控制设备安装到保护屏适当备用位置。该方案将会取消控制屏上的全部光字牌信号、测量仪表和音响信号。为满足当地操作及改造过渡期内变电所运行操作人员对设备状态的监视要求, 增设一套RTU当地工作站及显示设备。在显示器上显示有关一次接线图, 测量信息, 事故及预告信息。采用这种改造方案, 可以简化二次回路接线, 减少大量控制电缆, 减少回路中的触点, 提高二次设备的运行可靠性。这种改造方案适合于由弱电控制, 集控台、集控柜等多台设备组合的控制回路改造。
变电站改造一般采用常规的RTU装置。无RTU装置的可采用性能较好的分布式分散安装的RTU遥测交流采样, 各RTU之间通信连接。已有RTU装置的, 在原装置中扩大功能, 增加RTU容量以满足无人值班改造信息量的要求。
2.2 只改造二次回路接线方案
该改造方案保护设备、控制设备全部利用。在改造中根据无人值班变电站的技术要求, 改造二次回路中的部分接线, 如断路器控制接线改接, 重合闸接线改接, 以及信号改接等;增加和更换部分继电器, 使其具备无人值班变电站的技术要求。该方案, 改造量最少, 二次回路变动量小, 是采用电磁式继电器保护变电站的最方便、最经济的改造方案。变电站的RTU装置采用常规远动设备。
2.3 二次保护设备全部更新的改造方案
对于运行年限较长的变电站, 在方案设计时可根据无人值班改造的技术要求, 全部更新变电站二次及保护设备, 采用目前国内较先进的综合自动化装置。该方案投资较大, 一般只适用于变电站相对陈旧, 原有的二次回路已达不到安全要求的情况。
3 实现远方监控
3.1 继电器的更新
根据传统变电站无人值班改造的实际情况, 也为确保“四遥”功能的实现, 改造中要将保护及自动装置中的电流、电压、时间、信号、重合闸等电磁型继电器全部更新为静态继电器。由集成电路构成的静态继电器与原电磁型继电器相比具有整定直观、功耗低、动作迅速、精度高等优点, 而且电流、电压继电器增加了直流辅助电源, 可以通过电源监视灯对继电器的正常运行进行监视, 从而大大提高了保护的可靠性与速动性。特别是信号继电器既有电保持, 又有磁保持, 信号记忆可靠, 还增加了多组动合触点和电动复归圈。保证了“遥信”功能及信号继电器遥控复归的实现。
3.2 远控和就地操作转换
变电站实现无人值班, 要方便设备检修和事故现场的紧急处理, 就必须要实现远控及就地控制两种方式操作, 因此要拆除原有的KK控制开关, 在回路中增加具备“远控”和“就地”转换功能的QK切换开关, 在正常情况下, 无人值班变电站站有运行或备用状态的断路器, 必须置于“远控”位置, 由监控中心值班员进行远控。设备检修时, 需要将停电设备置“就地”位置, 并按调度命令进行红绿灯附带的分合闸按钮就地操作断路器。设备检修结束送电后, 操作运行人员必须将“就地、远控”切换开关置于“远控”位置。
4 跳、合闸回路的监视问题
大家知道, 红绿信号等除反映断路器的实际位置以外, 还担负着监视跳合闸回路是否正常的任务, 虽然变电站内可以通过红绿灯来实现跳合闸回路的监视, 但却无法从远方进行监视, 为此在控制回路中加装了跳闸位置继电器TWJ和合闸位置继电器HWJ, 只要HWJ及TWJ的两副常闭触点同时闭合, 就说明跳闸回路有问题, 需要到现场检修。
5 信号的遥信问题
常规变电站要进行无人值班改造, 则原理通过中央信号及光子牌反应的各类预告信号就必须要具备遥信功能。同时, 继电器动作以后, 必须能够在监控中心进行遥控复归。因此, 信号继电器的遥信问题以及信号继电器的复归问题也就成为突出的关键问题, 在改造中应当加以重视。
5.1 遥信的实现
变电站原中央信号解除以后, 为正确反映站内所有异常及事故信号, 就必须将上述信号通过继电器触点提供给远动遥信装置以实现遥信功能。按照无人值班的要求在反映具体保护动作事件的同时, 任何一套保护装置动作及异常都要启动变电站的遥信事故总信号, 以提醒监控人员及时处理。针对这一要求, 将信号继电器全部更换为带有电动复归线圈及多组动合触点的静态集成继电器。每只信号继电器单独提供一对空触点以反映具体保护动作事件, 另外每只继电器都提供一对空触点并将这些空触点并联在一起以反映事故总信号。断路器的实际运行位置采用开关的辅助触点来反映。
5.2 信号继电器的复归
信号继电器更换为静态继电器以后, 其内部带有电动复归线圈。这样既可以通过信号继电器上的复归按钮就地复归, 又可以通过将所有信号继电器的电压复归线圈并联后与监控屏遥控执行屏上信号复归继电器的常开触点串联起来, 实现全站信号的遥控总复归。
6 环境控制问题
对于无人值班变电站, 身处远方的调度人员总希望知道变电站现场动静, 例如起火、防盗、漏气等, 这些“四遥”功能就不能帮助我们解决。而现代的图像处理技术、数字信号远传技术已使现场“遥视”成为可能。遥视是指通过变电站现场摄像机将现场的景象视频信号汇集到多媒体计算机中, 将视频信号转换成数字信号, 再经过压缩处理, 即可将图像经过调制解调器或网卡通过各类通道送往调度中心, 经过解调、解压即可重现变电站现场景象。遥视不仅能在调度中心观看到现场的实景, 而且还应具备警戒甚至必要时能启动安全设施的功能, 如启动消防系统、排水系统、以音响警告非法闯入者等。
结束语
无人值班改造 篇9
(1) 现场的点动操作, 靠档位指示的视觉变化, 决定点动时间, 往往滞后松开点动操作, 造成操作机构的储能弹簧过负荷, 容易老化损坏, 如滞后时间过长, 还会发生档位连动 (一次升/降2档) , 引起调压故障。
(2) 因分接点机构无上、下极限档位的限位开关, 一旦操作出现过冲失误, 会损坏分接开关等操作机构, 甚至烧毁调压电机。
我们采用巧妙的换档识别技术及电子限位技术, 设计了一种新型的档位变送器, 加装于原来的有载调压系统, 成功地解决了上述问题。
1 方案的构架与设计原理
1.1 方案构架
在集控中心的遥传遥控通道与分接开关之间设置一特殊的档位变送器 (加装变电所控制屏内) , 由变送器对两地信息进行特殊变换处理, 正确地完成各种遥传及遥控操作, 如图1所示。
1.2 档位变送器设计原理
变送器设计原理框图见图1虚线框内, 它由4个功能模块组成, 即:光电隔离块、档位显示及远传模块、电子限位模块和遥控操作模块。
变送器工作原是将分接开关的档位信号转换成BCD码, 然后进行光电隔离, 变送至集控中心;对于集控中心现场的升、降脉冲操作指令, 进行自锁后, 启动分接开关执行, 在自动判别换档完成后, 结束升降操作, 保证每次升、降操作升降一档, 对于急停指令, 则直接结束升降操作。
下面重点介绍电子位模块与遥控操作模块的设计原理。
2电子限位模块设计
以7档接点式分接开关为例, 电子极限限位设置为:在7档位置关闭升操作, 在1档位置关闭降操作, 如图2所示。图中I1、I7为分接开关的1档、7档分接点, 升/降按钮为变送器面板控制按钮, I升/I降/I停分别为升/降/停遥脉冲信号接入点, JS′-S/JJ′-R为升/降闭锁继电器。从图2中看出, 当I7闭合时GB2因基极为低电位而截止, 升压操作便自动禁止;I1闭合时禁止降操作, 情况与此类似。
3 操作执行模块设计
操作执行模块设计综合了遥控脉冲 (或现场点动) 操作、换档时BCD码变化自动检测、换档时保证每次只步进一档等功能, 电子线路图如图3所示。
图3中, A1、B1、C1、D1为分接开关档位数字的BCD编码值, 是识别换档的原始数据, JS、JJ、JT为变送器内升/降/停执行继电器, 其接点接至分接开关, 执行升/降/停操作。
下面以升档 (1至2档) 操作为例说明工作过程 (参见图4、图3、图2) :
当遥控I升发出脉冲升指令 (或点动升按钮) 后, JS′-S自锁继电器得电启动, 并自锁 (图2) , JS得电动作, 其接点启动分接开关进行升压操作, 当分接开关内弹簧储能足够后, 档位接点从原档位脱离, 跳至2档, 其间有一很短的空档时间, 这个过程的 (A1、B1、C1、D1) BCD码变化为 (0001) → (0000) → (0010) , 变送器内的4个异或门输出接成或逻辑, 这种结构能准确采集这种变化量, 并在 (0001) → (0000) 的变化时刻启动JS′-R、JJ′-R将升/降双稳态继电器JS′、JR′复位, 进而JS′、JR′失电, 停止升压操作, 同时变送器复位至初始状态。在上述 (0000) → (0010) 的变化时, 因装置已复位, 不再有任何动作。
降压操作过程完全类似于上述升压操作。
急停操作时, 一方面接通JT, 急停脉冲给分接开关, 另一方面将JS′、JR′复位。
从上面看出, 结束升/降操作是从档位接点脱离原档位时执行的, 然后依靠弹簧拉力将档位接点跳至下一位置, 由于任何一次升降压操作都有这样一个接点脱空时刻, 这样便确保每次升/降操作只动作一档, 防止应操作不当而引起的调压滑档。
4 方案实施结果
老变电所的主变有载调压分接开关陈旧杂乱, 相应的无人值班改造须针对具体情况采用不同的方案, 本文提出的方案是为改造特别困难的变电所设计的, 它同样适用于其他如遵义、吴江、华明或MR等公司的有载调压系统的改造, 而且具有功能全面、操作方便、抗干扰能力强等优点, 装置体积小, 不占屏位, 改造方便。
本方案设计巧妙合理, 在我们溧阳地区多个变电所改造后投用运行近2年, 性能稳定可靠, 成功完成了改造项目, 节省了大批再投资的人力、物力和时间。
参考文献
[1]沙占友.特种集成电源最新应用技术.北京:人民邮电出版社, 2000
无人值班改造 篇10
变电站综合自动化系统是集保护、测量、控制、远传等功能于一体,采用微机和网络技术,并充分利用数字通信的优势来实现数据共享的一套电力系统二次设备的自动化装置。随着数字式微机保护、监控技术和远动通信的广泛普及，电力系统变电站的自动化水平已发生了根本的变革[1]。变电站无人值班工作的实施，使供电部门提出的“减员增效”工作得以成功实现，取得了明显的经济效益和社会效益，提高了电力企业的劳动生产率，促进了电网的安全稳定运行，推动了电力生产管理的现代化，对提高电网的安全、经济运行水平起到了积极的作用，因此进行变电站综合自动化建设已成为当前电力系统发展的必然趋势。
1 无人值班站改造背景
上世纪90年代期间，改造的110 kV变电站基本上采用的是基于在RTU基础上加一台微机为中心的当地监控系统，不但未涉及继电保护，就连原有传统的控制屏台仍予保留。自动化程度低，效率低下，而且安全系数不高。随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞速发展，结合变电站实际运行情况，研制成功了各种分散式变电站自动化系统并投入运行，经过这么多年的实际运行经验和变电站自动化技术的不断更新和完善，实现了对远方变电站的“四遥”功能,即遥测、遥信、遥控、遥调功能。通过“四遥”系统可完成对变电站电气运行状态的监视、测量、控制和调节，使自动化程度、安全系数及效率大大提高。在变电站综合自动化系统方面，许多学者已经做了很多有价值的研究[2,3,4,5]，文章以增城的荔电降压站改造情况进行分析，并提出建议。
2 增城荔电降压站的改造情况
随着电力体制改革的进一步深化，电网得到迅速发展，城、乡电网加快建设和改造，越来越多的供电部门已积极开展了变电站无人值班的实践。变电站无人值班工作的实施，使供电部门提出的“减员增效”工作得以成功实现，取得了明显的经济效益和社会效益，提高了电力企业的劳动生产率，促进了电网的安全稳定运行，推动了电力生产管理的现代化，对提高电网的安全、经济运行水下起到了积极的作用。
从无人值班变电站设备的性价比或投资效益来看，各种技术装备各有其特点，并无优劣之分，只是不同的技术装备适应不同场合。对于新建变电站或者投运年限较长，一、二次设备老化比较严重的变电站，采用综合自动化方式较为合理。而对于投运年限不长，二次设备仍可利用的变电站来说采用常规RTU方式比较合理。如果考虑变电站与当地操作或者说考虑改造过渡，或有人向无人逐步过渡的话，则采用变电站计算机监控系统较为合理。
基于上述原因，增城的荔电降压站采用的是比较成熟的南京南瑞RCS-9000综合自动化系统。110 kV荔电降压站的规模为：2台40 MVA主变、2条110 kV进线、18条10 kV馈线、2组站用变、2组110 kV断路器、2组110 kV隔离刀闸、2组110 kV电流互感器、2组的110 kV电容式电压互感器及2组110 kV避雷器。
本次改造主要是将老旧的断路器，隔离刀更换成新式的西门子生产的SF6开关和隔离刀闸，更换了10 kV馈线柜24面并增加了相应的馈线保护，更换了380 V站用交流屏系统,更换了照明、消防和五防系统，更换了新的电能EAC系统;增加了2组110 kV电容式电压互感器、4组10 kV电容器组及相应的电容器保护、直流系统、110 kV线路保护系统、变压器保护测量系统、光纤通讯系统、变压器10 kV小电阻接地保护系统、电能EAC系统及变电站综合自动化系统。
2.1 110 kV电压等级部分
110 kV变电站高压部分：110 kV电容式电压互感器取110 kV进线的一相电压从而得知进线的电压是否异常，110 kV电流互感器取110 kV三相进线的电流，电流互感器把大电流按一定比例变为小电流，提供各种仪表和继电保护用的电流，将二次系统与高电压隔离。不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。
更换的110 kV隔离刀闸部分具有远方控制功能：通过加装辅助开关使刀闸的闭合状态和分开状态，地刀的接地状态和不接地状态传送到通讯柜，通讯柜和变电站后台主机相连，产生的信号在微机上直观的反映出来。在后台可以直接控制刀闸的分开与闭合。刀闸的接地刀具有电磁闭锁功能，防止带接地刀合刀闸误操作情况发生。带接地刀的刀闸并装有连锁机构，以保证隔离开关的正确操作。
110 kV断路器采用的是西门子生产的户外型敞开式SF6开关，在后台微机上可以直接看到开关的分开和闭合状态，在后台主机接线图上可以进行分合开关功能。开关具有电流过流、速断、重合闸功能，通过加二次电流可以在后台微机上模拟出来。后台自动化系统具有SF6气体压力不足告警等功能反映开关设备运行状况。
110 kV变压器加装测量、保护功能：变压器的主保护采用二次谐波制动的差动保护、重瓦斯保护、不带延时的差流速断作为差动保护;后备保护采用10.5 kV相间电压闭锁的一次过电流保护，有选择跳分段或主变及电容器开关。另外负荷保护延时作用与报警信号，轻瓦斯保护作用与报警信号，低压断线作用信号。变压器备自投装置启动条件：在二台主变分裂运行状态下，运行主变差动、瓦斯保护动作跳变压器及电容器开关。主变二次无电压、一次无电流，自投备用主变两侧开关，并保证自投一次。测量回路在后台微机上可以反映出变压器两侧的电压、电流、变压器温度、变压器油温度、变压器电压档位、变压器负荷等情况，在后台微机上通过控制电路可以调节变压器的电压，从而达到变压器的安全运行。
2.2 10 kV电压等级部分
10 kV母线采取单母线分段接线方式，10 kV高压开关柜采用手推小车型中制式开关柜，开关采用的是德国施奈德生产的10 kV真空断路器。10 kV单母线分段接线方式可以给重要用户接2条出线以保证供电的可靠性，并且检修和维护的时候不用整个母线全停，从而增加了经济效益。10 kV部分的将控制、I/O、闭锁、保护等单元装在高压开关柜上，通过网络通讯线与主控室通讯柜相连，并与管理机和远方调度中心通信。10 kV出线柜具有两相式电流速断和反时限保护。低频减载保护，具有三轮低频减载，当频率恢复正常时，按逆顺原则，自动恢复重要用户供电。10 kV电容器保护：两相式电流速断和反时限保护，10 kV相间过电压保护，10 k V相间低电压保护，零序过电压保护(电压取自电容器放电线圈开口三角电压)。10 kV母线具有分段备自投装置功能：在2台主变分裂运行状态下，一台主变差动、瓦斯保护动作，跳变压器及电容器开关，主变一次无电流，二次无电压。检测另一台主变二次有电压，自投分段开关，并保证自投一次。使供电可靠性大大提高。
10 kV的控制回路一般用交流和直流电源，本站采用是直流电源控制回路，控制回路的总开关控制整个回路，分开关控制每个高压柜，这样能减少对高压柜电子设备的干扰，同时提高了设备操作的安全性和灵活性。
2.3 站用电系统和照明系统
变电站的站用电系统，是保障变电站安全、可靠运行的一个重要环节。一旦站用电系统出现问题，将直接或间接地影响变电站安全、可靠运行，严重时会扩大事故范围，造成故障停电。老式变电站站内用电10 kV采用负荷开关熔断器组保护，对于无人值班变电站，站用电源的可靠转换非常重要。采用双投刀闸人为切换站用电以低压供电，根本不能对站用电实现远方操作;而采用单相熔断器保护，只是一种粗略概念，无法获得全部保护信息;如果采用一般的空气断路器，又不能实现机械闭锁而有效地防止站用变低压并列及反串电，在实现综合自动化的环节上，更不能实现信息共享。
本站照明系统分直流和交流2个系统，变电站正常运行时，交流照明系统工作;当故障发生时，直流系统照明工作，从而保证事故处理工作的顺利方便进行。
2.4 变电站主控室综合自动化系统
变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电报护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术、实现对全站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。现将变电站综合自动化系统具备的功能概括如下：
(1)站内监控功能(SCADA功能)此功能包括站内数据采集与处理、运行监视及报警记录、设备检测与诊断、报表编辑生成修改与打印、人机交互联系及系统维护管理、计算统计、历史数据记录、事件顺序记录(SOE)、事故追忆、远方通信等常用SCADA功能。
(2)控制和调节通过键盘在屏幕所显示的画面上对各可控设备进行开/合，投/退等控制操作，对各可调设备进行升/降、定值设定等调节控制。控制开关时可以按选择——返校——执行的方式实现每次操作一个对象的控制，也可以按批次控制、顺序控制的方式一次对多个对象进行控制(无论那种控制方式，都要具备完整的控制闭锁功能)。进行调节时可以一次调节一档，也可以一次调节多档，同样具备完整的调节闭锁和边界报警功能。
(3)电压无功控制对于110 kV电压等级变电站，变电站自动化系统实现分布式站内自动电压无功控制(VQC)。满足远方调整电压无功，即通过自动化系统可在当地监控系统或调度端实现远方手动调整变压器分接头和投切电容器功能。
(4)对时系统对时要求是变电站自动化系统的最基本要求。110 k V变电站自动化系统具有GPS对时功能，定时完成由系统主机或由调度端发出的对站内间隔层设备的对时功能。
(5)五防闭锁五防闭锁功能是自动化必须考虑的主要问题之一。目前国内大多数变电站自动化没有实现隔离开关的自动控制，电动隔离开关机械转动的不可靠性是原因之一。这种由于一次设备带来的不完善的自动化系统，不仅给运行维护管理带来了麻烦，而且使得自动化系统的五防闭锁必须和一些厂家的现场智能钥匙(智能锁控器)配合使用。随着一次设备的工艺质量提高，厂站电动隔离开关使用情况基本没有问题。本站隔离开关采用电动操作，自动化系统的五防闭锁方案是比较完善和可靠的，站内有专门的五防系统，五防微机和监控主机相连，微机五防和一次设备上的五防锁配合使用。每次操作前，先在五防机上模拟操作，模拟完成无误后方进行人工操作。防止误造作发生，这样大大提高安全性。
(6)同期由于实现电网互联是必然趋势，故负责系统联络线联络变压器的枢纽变电站仍需配备自动同期装置，使待并列的两个系统在电压、频率、相位角都能满足条件的情况下进行并列操作，这部分功能也应纳入自动化系统。主控室内的110 kV PT并列柜、10 kV PT并列柜，在电压满足的条件下并列运行成功。
(7)EAC系统即电能计量系统电能量信息的管理对电力企业的发展有不可忽视的作用。本系统通过在高压室每个出线柜和电容器柜安装电能表，变压器和站用变的电能表安装在主控室专门的电度表屏上，然后通过专门的网线连接在通讯屏上。可以方便查询电能的有功、无功、频率等信息。
(8)消防系统由于值班人员的减少和自动化系统功能的完善，消防自动监视设备纳入了变电站自动化系统，能及时将烟雾、温度等报警信息传送给值班人员或上级调度中心。
3 结束语
变电站综合自动化技术由最初的基于二次装置及RTU加上简单的工业控制计算机现场集中监控，历经20年发展到现在的分散分布式变电站综合自动化系统。如今发展迅速的计算机及网络技术，特别是现场总线技术的使用使自动化的实现变得简单得多，同时加上使用成套设备，使设计变得简单，施工中比较省时省力。
同时，变电站综合自动化涉及多专业，在计算机应用软件的开发方面应选择有开放、兼容性的操作平台，对各种标准的数据库应具有链接功能，避免开发的重复性和交叠。
本系统需要改进和完善的地方：
1)加强运行人员的培训，提高操作人员的对事故的处理应对能力，以提高电网系统的可靠性。
2)在远动通信方面没有采用双机备份系统，为了进一步提高可靠性应该使用双机备份系统。
参考文献
[1]李潮勤,陈喜士.110kV变电站综合自动化系统的构建[J].广西电力,2006,(4):49-51.LI Chao-qin,CHEN Xi-shi.Construction of Composite Automation System in110kV Substations[J].Guangxi Electric Power,2006,(4):49-51.
[2]何丙茂.对变电站实行无人值班若干问题的探讨[J].电网技术,1995,19(9):57-61.HE Bing-mao.Exploration to Some Problems of Practicing Nonattended Substation[J].Power System Technology,1995,19(9):57-61.
[3]周密.关于无人值班变电站运行问题的探讨及建议[J].广西电力,2006,(4):76-77.ZHOU Mi.Discussion and Suggestion for Operation Problems about Unmanned Substation[J].Guangxi Electric Power,2006,(4):76-77.
[4]唐涛.电力系统厂站自动化技术的发展与展望[J].电力系统自动化,2004,28(4):92-97.TANG Tao.Development and Prospects for the Automation Technology of Power Plants and Substations[J].Automation of Electric Power Systems,2004,28(4):92-97.
无人值班改造 篇11
[关键词]远程监控管理，无人值班变电站，设备巡视
[中图分类号]TM411+.4
[文献标识码]A
[文章编号]1672-5158（2013）05-0323-01
1、无人值班变电站现状
近几年，国网公司提出了大运行、大检修的生产管理模式，实现无人值班变电站成了当前电力科技发展的方向，也是电力部门正在逐步推广的一项减人增效的有力措施。以宁夏某供电局为例，自2010年8月份正式开始实行调控一体化管理模式以来，成立了调控中心，并且已实现了24座110KV变电站、11座220KV变电站、14座35KV变电站的无人值守。经过2年多的的运行，实现了无人值守变电站远动信号监视和远动设备巡视及电压调整由调控中心监控组负责的工作模式。我局电网的负荷特点特是高耗能占90%以上，由于电网结构存在一些不足，以及其他外部因素影响，电网安全运行压力很大。对于监控人员来说，如何加强设备巡视，及时发现设备隐患是保证设备安全运行，是提高电网可靠性的关键之一。在国内，针对无人值班变电站设备巡视研究较多，研究者均立足于其所在变电站的实际特点，提出了很多建设性意见。本文以石嘴山供电局为例无人值班变电站设备巡视为例，从监控员职责要求、监控管理、监控设备巡视方法、巡视要求等方面分析了无人值班变电站设备巡视常见的问题，并针对每类问题给出了解决方法。
2、无人值班变电站监控员设备巡视职责要求
无人值班变电站是将开关位置信号和继电保护动作信号通过远动装置传送到监控机，并通过远动装置实现遥控、遥信、遥测、遥调。目前，我局无人值守变电站就是通过这个手段由监控组监控员负责进行这些变电站的设备巡视，虽然我们对运维站运维人员也出台了相应的设备巡视管理规定，但由于运维人员不驻站，且人员总数比有人值守时大大减少，运维人员工作量大，使得对无人值守变电站现场设备的巡视次数大大减少，频率也减少，因而设备巡视的任务更多的落到了监控人员的远动巡视检查上。因此，发现设备在运行中的异常，以便及早采取措施，防止事故发生，以保证安全可靠运行成了监控人员最重要的工作职责之一。
3、监控人员的监控管理
我局监控实行的是与调动同步倒班、五值三运转模式，保证24小时有人不间断地守候在微机显示屏前，监视各站设备运行情况。为保证监控运行人员及时发现四遥信号的异常，作出了如下规定：
a.必须一有异常动静，马上报告调度，通知有关部门迅速处理。
b.为防止有异常或故障等情况不能及时发现，要求监控员在不间断监盘的基础上，每隔2小时对所有49个变电站的画面进行切换，查询各站设备的运行工况。通过画面切换，检查各变电站主变、断路器的设备上传的遥测数据，通过对该数据的分析，判断该设备运行工况，及时发现了许多异常情况，起到了巡视作用。
c.要求现场运维人员将所有断路器（含备用状态）的控制电源必须在合上位置，以保证压力机构漏气时能及时地将信号发送监控组监控机上，使监控人员随时掌握断路器的运行状态。
4、监控的设备巡视方法
4.1巡视通道及检查未复归的信号
监控员在进行设备巡视检查时首先应检查通道运行是否正常。通道是决定远动信号能否上传及上传的及时性和完整性的关键点，只有通道正常，我们对设备的巡视检查才是实时的、正确的。
未复归信号是表示保护动作、装置动作状态等的信号，它的复归与否是表示设备运行状态的描述，也反映了一次设备、保护对各种异常能否正确反应得关键点之一，因此及时发现未复归信号也是设备巡视的关键点之一。
4.2巡视内容
监控员在巡视设备时要掌握正确的方法，做到有目的、有顺序、有重点，这样才能做到巡视全面，缺陷和异常及时发现。我们的监控巡视可分为两种，一种是规定的每隔两小时的全面巡视，一种是特殊情况下的实时巡视。
a全面巡视是按要求要对所辖变电站所有设备的运行工况进行巡视，其内容包括：整站负荷、主变档位、温度、各间隔的P（有功功率）、Q（无功功率）、I（电流）值和潮流方向，还有母线电压以及直流、站用电电压值等。全面巡视要求监控员首先要掌握现场实际设备的运行情况，在巡视时看是否在正常范围内运行。
b特殊巡视，在特殊情况下应进行特殊巡视，及时监视参数的变化，以防止变电站在特殊情况下出现异常。特殊巡视包括如下方面内容：
1）重负荷监视。近两年以来，我局负荷持续上升，由于网架等因素，重负荷设备较多，且有增多趋势，为避免小牛拉大车，防止设备过载，给设备安全运行带来隐患成了各生产部门的重点工作之一，而该项工作的依据就是监控人员对重负荷设备的巡视检查后所做的预警信息等记录。
2）操作后的巡视。监控不负责操作，但操作后对主变中性点刀闸，信号复归，无功自动装置、备用电源自动装置的方式切换等的巡视也是至关重要的。
3）设备新安装投运或设备检修、改造后投运。此时是设备安全运行的薄弱点之一，因此我们要实时关注其运行参数及一些相关信号，及时发现异常。
4）设备缺陷未处理。缺陷是设备的安全隐患，密切关注其发展情况，以便及时处理。
5）高温、大风、雷雨、浓雾、冰冻等恶劣气候。恶劣天气对电力设备的安全运行有着很大的威胁，加强特殊天气的巡视，密切关注各站信息、包括母线相、线电压，异常信号，及时汇报处理，防患于未然。
6）法定节、假日、其他特殊节日及重大政治活动日需要巡视。
5、巡视要求
由于不同的站电气设备可能种类、结构、原理和功能都不尽相同，且相同类型的设备器参数可能也不同，要使这些设备始终保持良好的运行状态，监控员员对其巡视检查的项目也不尽相同。
A.要求监控员要掌握巡视设备的特点、参数和正常运行工况。如：主变的容量、运行档位及线路允许电流等，这样在巡视时看到其所带负荷、档位、电流就可知道其是否在允许范围内，从而利于及时发现过载等情况，及时处理。
b.监控员要掌握各重要线路（如所有220KV线路）及重要用户的负荷性质和特点，这样在巡视的时候就能及时发现该负荷的变化情况及其变化对电网运行带来的影响。
c.监控员要掌握特殊情况下的巡视重点。如：在高温天气要随时查看重负荷设备负荷情况、重载变压器的温度和负荷，发现有满载、过载要立即处理；在大风、雨天要重点关注有无接地现象，各站母线相、线电压是否正常，是否有变化；操作后、设备新安装投运或设备检修、改造后投运要认真检查开关位置是否正确，保护及自动装置信号复位等，有无气压低、弹簧未储能及其他异常信号等，必要时与现场运维人员核对。
6、结论
由于当前，在我局现有无人值班模式下，对于设备巡视检查来说，由于各方面的原因，监控员对设备的巡视成了我局无人值守变电站设备巡视检查的最主要方式之一，监控员做好设备巡视直接关系到电网运行安全，因此，努力提高监控员职业修养和监控能力，提高监控员设备巡视质量是监控员的重要工作任务之一。
参考文献
[1[刘贵义，冯延江，电力设备巡视中存在的问题及其对策，[J]中国电力教育，2008年12期.
无人值班改造 篇12
1.1 主变传统冷却器控制系统的结构原理和基本功能
主变传统冷却器控制系统是由交流接触器、中间继电器、时间继电器、负荷电流继电器和温度继电器等独立元件通过导线连接在一起实现逻辑控制的。基本功能有以下几点:
1) 在工作状态的冷却器, 其控制回路的交流接触器始终处于励磁状态, 油泵、风扇运转。2) 当主变负荷电流或油温达设定值时, 负荷电流继电器或温度继电器励磁, 使处于辅助状态冷却器的油泵、风扇运转。3) 当运行中冷却器 (包括工作状态、辅助状态) 电机故障 (油流继电器动作或热继电器动作) 及工作电源消失时, 故障冷却器退出, 自动投入备用冷却器。4) 实现油泵和风机双路交流电源供电切换、交流供电电源故障告警发信、控制系统故障告警发信功能。5) 当冷却器发生故障时, 发信或跳闸。
1.2 主变传统冷却器控制方式的问题和不足
传统冷却器控制系统主要存在以下问题和不足, 不能满足无人值班变电站的要求:1) 由继电器、接触器等独立元件构成的控制回路, 逻辑功能简单, 不能实现冷却器工作电源的自动定时轮换投切, 在无人值班后, 仍需运行人员到现场进行人工手动切换, 增加运行人员的维护量。2) 控制回路接线复杂, 元件繁多, 当回路故障后, 查找故障点十分麻烦, 运行人员需从监控站赶到事故站后才能查找故障点, 增加了消除故障的时间, 不利于主变的安全运行。3) 上传信号仅限于诸如风扇故障等简单信号, 在监控站无法实现对冷控系统各个电机、油泵运行工况的实时监测。4) 不具备智能接口, 无法实现远程在线监视功能, 一旦冷却器发生故障, 运行人员无法第一时间判断故障性质, 且在运行人员无法第一时间赶到现场时, 增加了安全运行的危险。另外, 控制回路中的接触器存在着触点易烧结及因长期通电而易烧毁的问题, 为主变的安全运行带来隐患。
2 主变冷却器智能检测控制系统
2.1 冷却器智能控制系统工作原理
智能冷却器控制系统采用冗余双PLC结合人机界面技术实现主变冷控系统的智能检测和控制。冗余双PLC, 两PLC相互监测互为备用, 其中一个故障PLC故障时冷却器控制系统仍可以正常工作, 大大提供高了系统的可靠性[1]。系统根据主变油温、负荷电流信号, 以一定的逻辑关系, 给复合开关发送通断指令, 来控制冷却器的投切, 并实时监测其运行状态, 及时发现潜在故障。其工作原理图如图1。
2.2 智能冷却器控制系统可以实现如下功能
智能冷却器控制系统采集主变油温、负荷电流信号、断路器辅助接点通断、电源工作状态、油泵风机运行状态等信号, 通过PLC逻辑编程控制, 可以实现冷却的投退、状态切换、工作电源故障发信及自动切换、冷却器故障发信或跳闸等传统冷却器控制方式的所有基本功能。另外还能实现人机交互、远程报警功能。
智能冷却器控制系统相较传统控制方式有以下优点:
1) 可通过PLC编程整定实现冷却器工作电源的定时 (按月) 轮换投切, 减少维护量, 满足变电站无人值班要求。
2) 智能冷却器控制系统由PLC给复合开关发送通断指令, 实现控制功能, 省去了繁杂的元件和复杂的接线, 大大降低了回路故障率, 提高了主变运行可靠性。
3) 有备智能接口, 在监控站能实现对冷控系统各个电机、油泵运行工况的实时监测, 一旦冷却器发生故障, 运行人员可以第一时间判断故障性质, 为故障处理赢得了时间, 提高了主变运行可靠性, 符合无人值班要求。
4) 智能冷却器控制系统可以实时检测冷却器的运行状态, 及时发现潜在故障。极大的提高了主变运行的可靠性和经济性, 并满足变电站无人值班要求。
5) 系统采用复合开关代替接触器进行冷却器投切, 利用复合开关投切瞬间, 可控硅过流接通, 而正常运行时采用磁保持触点导通的特点, 限制涌流, 解决了接触器触点易烧结及线圈因长期通电而易烧毁的问题。
另外, 智能冷却器控制系统可以通过人机交互设定、修改各种整定数值, 方便操作。
3 主变冷却器智能检测控制系统存在的不足
主变冷却器智能检测控制系统的应用, 大大减少了运行人员的设备维护工作量, 满足无人值班的要求, 加快了无人值班改造的进度。但在运行中也发现了它自身的不足:
1) 可能出现意外动作, 当运行人员同时触摸显示屏的多个点时, PLC会同时执行多个指令, 导致程序紊乱, 出现意外动作。建议厂家改良触摸屏, 只能用触摸笔实行单点触控。
2) 智能接口只有远程通信功能没有远程控制功能, 无法实现监控站都无人站的远程控制。建议增加远程控制功能。
4 结语
主变冷却器智能监控系统的低故障率、少维护量等优点不仅提高了主变运行的可靠性和经济性, 而且能更好地满足变电站无人值班的需求, 在浙江省超高压变电站无人值班改造中得到了广泛应用。
参考文献