变电站的无人值班改造

变电站的无人值班改造（精选9篇）

变电站的无人值班改造 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”。

变电站的无人值班改造 篇2

作者：zhouyang1015 文章来源：本站原创 点击数：

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9875 更新时间：2006年12月21日

我内容预览 范围

1.1 本制度规定了本公司无人值班变电站管理的管理职能、管理内容与要求、检查与考核。

1.2 本制度适用于本公司无人值班变电站管理。引用标准

2.1 《电业安全工作规程》(DL408—91)。

2.2 《湖南电网调度规程》(湖南省电力工业局年2002年6月发布)。2.3 湖南省电力公司《无人值班变电站及综合自动化系统有关文件汇编》(湘电生字[2000]536号文)。管理职能

3.1 为保证无人值班变电站的安全、可靠、经济运行进一步规范其运行行为，使之适应于现代化管理的要求，制定本标准。

3.2 调度职责

3.2.1 负责无人值班变电站限、送负荷的遥控操作。3.2.2 负责无人值班变电站的事故处理。

3.2.3 负责无人值班变电站无功补偿设备的投切操作。

3.2.4 负责无人值班变电站运行参数的监视(电气量、信号等)。3.2.5 负责填写无人值班变电站的有关操作记录。

3.2.6 负责各无人值班变电站断路器事故跳闸次数的统计及上报。3.3 维操队职责

3.3.1 负责填写无人值班变电站的有关操作、巡视、维护等记录。

3.3.2 负责无人值班变电站设备检修、预试时的倒闸操作，安全措施的布置及拆除，以及遥控失灵情况下的现场操作。

3.3.3 负责无人值班变电站的设备巡视、运行维护、设备轮换及站容站貌维护。3.3.4 在调度指挥下，负责无人值班变电站的事故现场处理。

3.3.5 受理无人值班站变电检修、预试时的工作票，并办理许可、终结手续。3.3.6 负责填写无人值班变电站现场的有关记录。

3.3.7 负责管理无人值班变电站各种安全工具、仪表、备品备件等。3.3.8 负责管理无人值班变电站设备台帐、设备技术档案、规程制度、图纸资料等。

3.3.9 负责无人值班变电站设备的检修监督、缺陷管理。3.3.10 负责提出无人值班变电站“两措计划”并监督完成。3.3.11 负责无人值班变电站的消防、保卫工作。管理内容与要求

4.1 倒闸操作管理

4.1.1 倒闸操作应严格遵守“安规”和部、网、省的一系列补充规定，杜绝误操作。

4.1.2 正常情况下，各无人值班变电站所有运行断路器(含处于热备用状态下的断路器)置于“远方遥控”位置，由监控班当班人员遥控操作。

4.1.3 在各无人值班变电站执行的每一项操作任务，均应按当班调度员的命令执行。

4.1.4 倒闸操作必须填写操作票，经审核、模拟操作无误后方可执行。4.1.5 现场操作过程中发生系统或设备事故，应立即停止现场操作，汇报调度，听从调度安排，并进行相应的处理。

4.2 工作票管理

4.2.1 预定工作的第一、二种工作票，检修单位应提前1天送达维操队。临检、事故抢修等，检修部门应电话告知维操队，维操队值班人员和检修人员于工作当天在现场办理。

4.2.2 维操队值班员在变电站办理工作许可手续后，作好记录，布置安全措施，向检修工作班交待安全注意事项。

4.2.3 一个工作日不能完成的检修工作，检修人员在每日收工时，必须向当值负责人汇报情况，当值值班员应将汇报情况记入值班日志。

4.2.4 工作间断、转移和终结，维操队值班员应到现场办理工作票，事毕即刻汇报调度。

4.2.5 检修竣工前检修人员应提前通知维操队，以便维操队值班员前来进行现场验收。

4.3 设备缺陷管理

4.3.1 应分站建立设备缺陷记录簿。巡视人员发现设备缺陷必须电话或口头汇报值班负责人，记入设备缺陷记录簿和运行日志。

4.3.2 对于严重缺陷，维操队值班员必须汇报当班调度员并通知检修单位尽快处理。4.3.3 维操队长必须定期审查缺陷记录，并现场核实。每月初汇总上月的缺陷（含已消除缺陷），分别报主管单位、检修单位、生技股。

4.3.4 设备消缺后，应及时消号。

4.3.5 相关领导及专责人员应经常检查设备缺陷消除情况，对未消除的缺陷督促相关股室安排处理。

4.4 设备运行维护管理

4.41 维操队应建立专用设备维护记录簿，并根据各无人值班变电站设备情况制定设备，定期维护周期表，按时进行设备维护工作，各站设备维护保养，每月至少一次。对防误装置，必须按省局颁发的《防止电气误操作装置管理规定》进行经常性的维护。．

4.4.2 值班变电站的备品备件、安全工器具、电工仪表等应配备适当并妥善保管维护，按有关规定按时送有关单位校验、试验。坏的封存，缺的补齐。

4.4.3 变电站应按原电力部颁《电力设备典型消防规程》的要求配备各种消防器具和设施，维操队值班员和变电站值守人员应掌握使用方法，并定期检查及演习，经常保持完好。

4.4.4 变电站的易燃、易爆物品、油罐、有毒物品、等应放置专门场所，妥善管理。

4.4.5 变电工区应负责检查无人值班变电站排水、供水系统和房屋通风、空调设施定期维修，使其经常处于完好可用状态。

4.4.6 设备维护巡视工作完毕后，应在专用记录簿上作好记录，值班负责人应定期检查、考核签字。

4.5 文明生产

4.5.1 维操队和各无人值班变电站环境整洁，设备场区平整，生产场地不存放与运行无关的闲散器材和私人物品。

4.5.2 设备整洁，构架基础无锈蚀，房屋不漏雨，高压室无孔洞。4.5.3 电缆沟内干净，盖板齐全，有清晰的巡视道路。

4.5.4 主控室、高压室严禁储放粮食或遗留食物，有防止小动物危害安全运行的措施。

4.5.5 各种图表悬挂整齐，资料装订成册，有专柜存放。

4.5.6 运行设备标志齐全、清楚、正确，设备上不准粘贴与运行无关的标语。4.5.7 照明充足，变电站安全围栏设施完好。

4.5.8 生产场区严禁饲养家禽家畜，设备场区不准种植农作物。4.5.9 检修人员到变电站进行设备检修工作，在现场摆放工具器材，应注意整洁，不影响维护操作人员进行倒闸操作。每日收工时，均应将工作现场收拾干净。检查与考核

本制度具体检查与考核按《古丈县电力公司工作奖励管理制度》、《古丈县电力

公司工作责任追究制度》、《古丈县电力公司安全生产责任追究制度》执行。

附录A 无人值班变电站、调度、维操队应具备的规程制度与图纸资料

Al 维操队应具备的规程制度 A1.1电力法

A1.2电力工业技术管理法规 A1.3电网调度管理条例 A1.4电业安全工作规程 A1.5电业生产事故调查规程 A1.6有关一、二次设备运行规程

A1.7有关一、二次设备检修工艺、规程、检验条例和预防性试验规程 A1.8各种反事故技术措施 A1.9有关一、二次设备设计规程 A1.10有关一、二次设备验收规范、规程 A1.11电业生产人员培训制度 A1.12变电运行管理制度

A1.13无人值班变电站现场运行规程 A1.14无人值班变电站变电运行管理制度 A1.15工作票、操作票执行有关制度、规定 A1.16局颁有关制度、标准

A2维操队及无人值班变电站应具备的技术图纸 A2.1一次系统结线图。A2.2全站平、断面图。

A2.3继电保护及自动装置原理及展开图。A2.4站用电系统结线图。A2.5正常和事故照明接线图。A2.6电缆敷设图(包括电缆芯数、截面、走向)A2.7接地装置布置图。A2.8直击雷保护范围图。A2.9地下隐蔽工程图。A2.10直流系统图。A2.11融冰结线图。

A3维操队及无人值班变电站应具备的指示图表 A3.1系统模拟图。

A3.2设备的主要运行参数。A3.3继电保护及自动装置定值表。

A3.4变电设备大、小修、预试进度表。A3.5变电设备定期维护周期表。A3.6变电站月份维护工作计划。A3.7变电设备评级标示图表。

A3.8有权发布调度操作命令人员名单。A3.9有权签发工作票人员名单。A3.10有权单独巡视高压设备人员名单。A3.11有权担任监护人员名单。A3.12事故处理紧急使用电话表。A3.13定期巡视路线图。A3.14安全记录标示牌。A3.15设备专责分工表。

A4监控班应具的各种记录本应具备的各种记录本 A4.1无人值班变电站断路器故障跳闸统计记录。A4.2无人值班变电站遥控、遥调操作统计记录。A4.3无人值班变电站自动化、通讯设备故障记录。A4.4无人值班变电站自动化、通讯设备运行分析记录。A4.5班组建设要求的各种记录 A5维操队应具备的各种记录 A5.1运行工作记录。A5.2操作统计记录。A5.3倒闸操作票。A5.4调度操作命令记录。A5.5一次设备缺陷记录。A5.6二次设备缺陷记录。A5.7断路器故障跳闸记录。A5.8事故、障碍及异常记录。A5.9保护定值记录。A5.10继电保护投退记录。A5.11工作票记录。A5.12安全活动记录。A5.13运行分析已录。A5.14事故预想已录。A5.15反事故演习记录。A5.16培训记录。A5.17领导查岗记录。^5.18工器具管理记录。A5.19班务活动记录。A5.20电压报表记录。A5.2l设备巡视记录。

A6无人值班变电站应具备的各种记录本 A6.1继电保护及自动装置工作记录。A6.2修试工作记录。A6.3避雷器动作记录。

A6.4仪表及远动装置工作记录。A6.5工器具管理记录。A6.6保护定值记录。A6.7蓄电池充放电记录。A6.8一次设备缺陷记录。A6.9二次设备缺陷记录。A6.10设备台帐。

浅谈变电站的无人值班改造 篇3

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.

无人值班变电站安全管理制度 篇4

1.1主变单元（主变、有载调压装置、开关、刀闸、电流互感器、避雷器、电压互感器等）。

1.2站用变、接地变单元（开关、刀闸、电流互感器、电缆、站用变、接地变、消弧线圈、接地电阻等）。

1.3调相机单元。

1.4出线单元（开关、刀闸、电流互感器、阻波器、线路CVT、耦合电容器、线路避雷器、电力电缆等）。

1.5旁路单元。

1.6母联单元。

1.7母线单元（电压互感器、避雷器、接地器、母线等）。

1.8电力电容器单元（开关、刀闸、电流互感器、电力电缆、电容器、放电线圈、避雷器等）。

1.9直流单元（充电机、蓄电池、直流屏）。

1.10防误闭锁装置单元。

1.11换流阀以及内外冷却水系统等相关设备单元分类。

注：10KV设备不做规定，各单位根据实际情况建档分类。

2每个单元内应有如下内容

2.1本单元一次系统单线图及调度号。

2.2各设备铭牌规范、投入或更换日期。

2.3交接、大修及历次试验报告。

变电站的无人值班改造 篇5

1 直流系统改造

为适应无人值班站对设备操作的可靠性和远方操控要求，需对按照常规500 kV变电站实际的直流系统进行改造，500 kV车坊变电站直流系统从2001年随变电站同步投入运行，原直流系统不能满足无人值班运行要求，必须进行升级改造，对原有直流屏柜进行更换。本期改造需拆除车坊变老的直流屏7面，安装更新的直流屏7面，2组蓄电池暂不作更换。在改造过渡方式中，为避免原主馈线屏上馈线搬移造成的停电，需采用对原有直流各支路在不停电条件下，新旧充电系统直流电源并接的方式逐一更换，完成直流电源由旧系统向新系统平稳过渡。

在直流屏柜的更换过程中，由于一组充电机退出运行，为防止仅有的一组充电屏带一组蓄电池组方式为全站直流母线供电发生故障，造成全站直流失电的情况，考虑到500 kV车坊变电站在电网中的重要地位，需在直流室配置1面临时充电屏，保证改造过程中的直流系统供电可靠性。将临时充电屏直流输出电压调到与现运行的直流母线电压基本一致，具备意外条件下临时直流并接条件。改造具体步骤如下。

(1)将一、二组充电柜的直流输出电压调到基本一致，将一段控制母线站带负载切换至由二段控制母线。防止负荷转移过程中环流过大导致分屏临时联络开关跳开。

(2)在500 kV、220 kV保护室分别使用临时电缆按照正负极性将“500 kV直流一段馈电屏”和“500 kV直流二段馈电屏”屏上使用备用空气开关屏后端子进行并接，使得500 kV一段控制直流母线与500 kV二段控制直流母线并列运行，220 kV保护室直流控制屏一、二段母线通过备用空开进行直流并接，此时全站直流共用一条母线。

(3)正常后在直流室停用并拆除一段直流馈电屏及相应硅整流充电装置，进行新屏组立和调试。新屏运行正常后，将临时充电机转接至另一组蓄电池，以防意外。在恢复一段直流馈电屏和硅整流充电屏的运行，应先通过MLQ(容量400 A)将一、二段直流母线并列，防止冲击电流过大导致分屏联络开关跳开，一段新屏运行后再将MLQ切回正常方式。采用新旧充电系统直流电源并接的方式对各个馈线逐一更换，完成原一段直流负荷由旧系统向新系统平稳过渡。

(4)拆除直流二段馈电屏及相应硅整流充电装置，重复上述3步骤，完成原二段直流负荷由旧系统向新系统平稳过渡。通过MLQ(容量400 A)将一、二段直流母线分列运行，完成新旧直流系统交接工作后，原直流系统退出运行，新的直流系统移交运行部门。

2 二次电压回路改造

随着苏州地区用电负荷的快速增长，500 kV车坊变原有的2台1 000 MV·A主变容量已不能满足负荷日益增长实际需要，需扩建容量为1 000 MV·A3号主变，原有的220 kV母线双母单分段带旁母方式已不能满足电网调度的“四化”要求，需将220 kV母线接线方式完善为双母双分段带旁母方式运行。且需对先行扩建的220 k VⅡ、Ⅳ母母线分段及Ⅳ母母线设备，更换电压互感器(TV)并列装置替换原有公用电压屏，对新改造设备接入计算机监控系统，满足无人值班的要求。具体步骤如下。

(1)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ母母线采用母线轮停的方式将PT回路退出原有公用电压屏，将四条母线的母线设备二次负载转移至新的并列屏，四条母线设备间隔无人值班改造;

(2)验证新母差和Ⅱ/Ⅳ分段间隔的联动回路,220 k VⅡ/Ⅳ分段间隔接入新监控系统。

(3)投运时，因220 k V母差未改造，220 kVⅡ、Ⅳ母仍要硬连接(Ⅱ、Ⅳ母联开关改非自动)。在220 kVⅡ母线停役期间，220 kV系统接线方式比较薄弱，应加强220 k V设备的巡视工作，包括测温、压力监视等工作;做好另外一条母线故障时事故预案。

(4)在轮停220 k VⅠ母、Ⅱ母、Ⅲ母期间，将220 k V 4条母线电压及负载移至新的并列屏，220kV 4条母线设备间隔无人值班改造。在此工作期间要防止工作人员误将运行母线的二次电压开关跳开，做好事故预案。包括以下主要内容。

(1)制屏和原变送器电压将失去电压影响监视，电压需到新的监控系统中监视;

(2)母差保护尚未更换时，Ⅱ母、Ⅳ母电压在改造期间可以短时不分列运行;

(3)220 k V倒母线需要将电压临时强制并列，确保母线不失压;

(4)原有控制屏以及信号相应切换至新的监控系统。

3 母差保护更换

500 kV车坊变220 kV母差保护原使用瑞典进口的ABB REB103母差保护，该REB103母差用于220 kV双母接线方式自适应能力差，采用的继电器和二次线比同样的国产微机母差保护多得多。扩建改造时都需要停电重新验证传动，接线多，占用屏位多，各屏回路之间验证繁琐。特别是保护动作后无法进行故障数据调阅，对于故障的判别和处理不利。且已达到了8年的使用寿命周期，定校繁琐和配件等问题日益突出，有必要结合电网发展建设进行设备更新改造。根据招标结果，更换为深圳南瑞BP-2B母差保护，将原4套REB103母差退出运行。鉴于进口220 kV ABB REB103母差保护装置的独特性设计，在此对母差改造过程予以阐述。

母差改造难度较大，涉及的回路包括14条220kV出线、旁路、母联、分段和主变等20多个间隔，且在母差改造期间一次设备不进行停电。部分工作需在带电运行设备上进行二次改接线，由于无法进行刀闸倒闸操作，故不能保证倒闸后另一刀闸接点是否可靠，只能通过在刀闸机构箱内短接接点的方式来确认相应的新母差刀闸位置，给施工也带来一定的风险性。具体工作如下：

(1)将母线电压、各间隔的电流在运行状况下接入新的母差、退出老母差，校验母线电压、各间隔的电流和母差的差流正确;

(2)将各间隔的失灵回路、跳闸回路退出老母差，接入新母差;

(3)确认母差运行正常后启用新母差。

应注意以下事项：

(1)220 kV ABB REB103母差保护每一间隔均需要常开和常闭接点各一对，新的BP-2B母差仅需一对刀闸常开接点，原来使用的常闭接点经验证确认后予以拆除;

(2)220 kV ABB REB103母差保护仅母联和分段间隔仅使用开关常闭接点，而新的BP-2B母差需要刀闸和开关的常开和常闭接点，需分别在相应的刀闸机构箱和开关机构箱中接取，而刀闸和开关在运行状态;

(3)220 kV ABB REB103母差保护失灵启动由线路或主变侧刀闸位置判断母线，BP-2B母差由母差自身判断;

(4)220 kV ABB REB103母差母联和分段开关合闸时需串入母差无流判断的接点接入控制屏，改造后ABB母差退出运行后，此接点断开会造成母联和分段开关无法合闸，需在各自的控制屏上将原有ABB母差过来的接点短接，保证开关的正常操作;

(5)在拆除电流回路电缆前，需先确认母差回路电流已在断路器端子箱内短路接地，后才能在母差侧拆除，防止电流互感器(TA)开路。

(6)由于母差由ABB公司的REB103型更换为深圳南瑞公司的BP-2B型，由此造成的TA极性可能产生变化，特别是母联和分段间隔，需调试人员认真分析，以免引起TA的电流不平衡，造成差流的产生;

(7)在拆除原有母差跳闸1、2组出口回路时，由于有关线路出口的跳闸回路正电公共端并在一起，改接线时可能造成控制回路失电，这种情况是不允许发生的，可采用剪断出口正电的方式，在搭接是采用转接口与新电缆并接的方式予以解决;

(8)在母差保护检修停用期间，进行新母差保护的接入。此时应该将主变220 kV侧距离保护时间、母联、分段过流保护投入的相关定值进行修改。新母差投运后，220 kV的接线方式为双母线双分段。在此工作期间，要做好母线故障时的事故预案。

4 自动化系统改造

现有变电站自动化系统是基于20世纪90年代后期建设时的，受当时自动化设备技术水平和运行管理模式的限制，采用的是计算机监测系统的方式，通过采集变电站设备基本运行情况，使用当地的计算机进行就地监视，当需要进行电气设备操作时，运行人员操作断路器分合须在变电站内控制屏上进行，操作隔离开关等设备需进入电气设备场地，设备就地操作箱上进行，没有远方控制功能。在进行各种电气操作时，需要运行值班人员在控制室和设备现场来回操作，操作时间长，效率较低，并且由于监测系统主要是依据变电站现场有较充足的运行值班人员的实际条件设计配置的，对运行情况监控的范围相对较小，很难适应这种高可靠性的电网运行要求。

为了使500 kV车坊变自动化系统改造成满足无人值班的要求，对二次保护系统及监控系统按照线路轮停破串运行方式进行改造，最大限度地减少对500 k V系统电网影响。220 kV线路利用220 kV系统的旁路逐个间隔对线路进行代用停电后，实施监控系统的测控回路改造和调试工作。因此，整个变电站的监控系统改造实现了最大限度地减少对一次系统的影响，基本上是不对外停电的情况下进行的，对电网正常运行的影响很小。

车坊变在进行无人值班改造期间，需要考虑停电过渡及安全防护措施。在无人值班改造之前，先进行新的监控系统的站控层设备和站内通信网络的安装调试，并从原监测系统以通信接口方式接收其信息，完成包括当地计算机系统、通信处理单元、联接间隔层的通信网络等调试，准备好接入间隔层设备。保证新的计算机监控系统能够具备正常投入运行条件，结合线路停电检修或利用旁路代线路运行方式，逐步完成系统改造。这样，新老计算机监控系统在较长时间内将处于部分运行、部分调试状态，需及时对应设备状况相应做好安全措施。调试过程中与运行设备有关的监控压板要全部打开。系统改造过渡期间，新老计算机监控系统不能完全独立反映全站设备运行状态，微机五防系统经计算机监控系统收到的断路器、隔离开关和接地刀闸位置信息也不全，需要采取临时措施,以确保正常操作和改造工作的安全。在间隔改造期间具体措施如下。

(1）一次设备改造工作

无人值班变电站改造必须要实现刀闸远控功能、间隔内的电气联锁和信号上传，为保证在母线和相邻间隔不停电的情况下进行改造工作，现场必须将刀闸的传动连杆和操作机构脱离。刀闸的安全措施需要在每一把刀闸上采取两点固定，以保证刀闸不会因为自身的弹簧而产生伸缩、转动，造成带电距离不够，需根据刀闸的实际安装情况采取相应措施。

在恢复送电时，由于综合自动化系统改造对刀闸二次回路接线及刀闸辅助开关进行了更换，且母线及旁母不同时陪停，如果采用拆除刀闸连杆的方法进行改造，无法保证刀闸操作时操作到位，另外，在500 kV单元设备停电，而刀闸一侧带电的情况下，需在刀闸机构箱工作，在这样限制条件的情况下，我们征得调度同意，在实际送电前进行带电试操作，保证了刀闸加压试操作的安全。刀闸加压试操作时应做好刀闸合到一半时刀闸放电的事故预想(准备好手动操作)。当地后台和监控中心进行远方操作时，刀闸现场应有运行人员进行配合检查。

(2）二次部分改造

需编制详细的停电二次拆除和搭接安全技术措施和作业指导书，凡涉及到与运行屏柜相关的电缆及所有芯线及用途均应在上面详细说明，需特别注意到部分电缆仅是其中的部分芯线退出运行需解除，其他芯线仍在运行状态，应在作业指导书中应特别注明。

对于同期回路改造，由于原有控制屏中采用的同期回路原理与新的监控系统采取的电压不一致，原来的同期电压采用100 V，而新监控系统采取57.7V，这就造成在监控系统改造过程中，先改造的线路或主变所取电压与相应母线电压不一致，造成不能够利用同期合闸等缺点，不过这一缺陷在母线系统改造结束后，相应线路或主变改造时就可具备同期合闸要求。

一般情况下，为缩短监控改造的时间和减少相应的改造费用，增加隔离开关的远方控制功能时，最好不要采取更换端子箱的方式，而采用对原有端子箱进行改造，或更换操作面板、或在原有面板上进行打孔安装隔离开关的近远控、急停、解锁/联锁等按钮来实现这一功能。这就对改造方案和改造人员的水平提出了更高的要求。

系统改造过渡期间，新老计算机监控系统不能完全独立反映全站设备运行状态，微机五防系统经计算机监控系统收到的断路器、隔离开关和接地刀闸位置信息也不全，要采取临时措施，以保证操作顺序。如车坊500 k V 1母母线系统先行改造，1母的2组地刀先完成了改造接入到新的监控系统，而其他间隔尚母线刀闸未完成改造，会造成母线地刀的监控系统无闭锁，即使间隔母线刀闸在带电运行时，母线地刀仍可通过新监控系统合闸造成事故。为防止误合地刀事故发生，采取母线地刀串入微机五防闭锁，在其他间隔改造完成接入新监控系统后再解除母线地刀的五防闭锁功能，确保变电运行安全。安全措施如下。

(1)新设备投运或已接入新系统的设备，经验收正确后，在该设备投运后，应将本回路的遥控操作压板取下。将远方、就地切换开关切至就地为止，并在其切换开关贴“运行设备，禁止操作”标志。直到全部工作结束，才可将全站设备远方就地切换开关切至远方为止。如需对这些设备操作，送上遥控操作压板后，开关在后台系统上进行遥控操作，刀闸到开关端子箱进行操作。

(2)新设备接入新车坊变监控系统以及已从原车坊变退出的设备，应在原车坊变上采用虚遥信的方式，满足原车坊变的监视需要，该项工作由监控班及时完成。

(3)监控值班人员应对原车坊变设备割接后，做好明显区分工作。

(4)在监控防误闭锁改造过程，防误闭锁装置仍以UT-2000防误装置为主，对以脱离RD-800系统的设备在微机防误装置中采用离线方式。

(5)现场站端系统组装、调试完毕后，再将单元设备接入该系统时，必须放置一台将该系统显示器到监控室，由监控人员进行监控。监控人员必须做好该系统接入单元及OPEN3000退出单元的记录。在全站设备均接入该站控系统后，再进行接入OPEN3000系统的验收。

(6)在无人值班改造期间，还需实现对保护装置、收发信机等实现远方信号复归的功能，这就需要在保护设备上增加遥复继电器，与原有手动复归按钮进行并联输入，通过监控装置的接点输出实现远方复归功能。

5 结束语

通过对500 kV车坊变无人值班改造的实施，结合主变扩建工程进行的设备及综合自动化改造，有利于改进和提高电网运行管理水平，促进技术进步，还为500 kV变电站无人(少人)值班创造了良好的技术条件，将高素质的人力资源集中配备在调度集控中心或操作队，解决潜在的人力资源问题，降低人力成本从而提高劳动生产率，并可以减少人为误操作。有效地加强了变电站运行监控水平，改进变电站安全操作条件，还为以后运行中的变电站进行技术改造获取了实践经验。只要在工程实施过程中做好技术、安全措施，严格工程现场管理，合理掌握施工时间安排，可以做到基本不影响电网安全运行。

摘要：以500kV车坊变电站二次设备升级和无人值班改造工程为背景,结合工程的特点,介绍了该变电站直流系统、公用部分和母差保护等设备升级改造,以及全站进行无人值班监控系统改造的整体过程,对500kV变电站技改过程中的难点和重点进行了详细阐述。通过对500kV车坊变二次系统无人值班改造的实施,有效地加强了500kV车坊变电站运行监控水平,极大地改进变电站安全操作条件,还为以后运行中的变电站进行技术改造获取了实践经验。

关键词：无人值班,直流系统,电压回路,母差保护更换,自动化改造

参考文献

[1]电力部变电站无人值班调查组.关于变电站无人值班建设中几个问题的调查分析与探讨[J].电力系统自动化,1995,15(7):5-9.

变电站的无人值班改造 篇6

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.

变电站的无人值班改造 篇7

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

无人值班变电站的管理 篇8

一、“无人值守变电站”的重要性

1. 无人值班变电站是一种先进的运行管理模式。

并不是不需要任何技术措施的无人管理, 而是更需要充实训练有素的高素质人员, 利用先进的设备, 互相协调共同搞好管理工作, 以达到减人增效的目的。

2. 对无人值班变电站实行远程监控, 完全依赖于调度自动化主站系统。

但由于无人值班变电站建设较晚, 在选择调度自动化系统时未预留足够的系统容量, 不同程度地影响了无人值班变电站的安全可靠运行。所以从安全角度看, 一些具体操作必须有人员到现场, 有些设备隐患并不能通过自动化系统完全显示出来, 为此必须配备人员在场。

3. 对“四遥”站来说, 调度值班员作为系统运行和操作的指

挥人, 将其从后台推到前台, 代替原有运行人员进行正常运行工作。

二、明确运行管理的职责分工

责任不明确就易形成无人负责的局面, 难以真正达到职责分明、政策合理、协调配合共同搞好运行管理的目的。

1. 现场运行人员负责设备巡视、倒闸操作、两票管理和办理工作许可手续等工作。

2. 调度值班员是电网安全运行的操作指挥人, 独立完成对设备的运行监视、抄表记录和开关操作等任务。

3. 试修人员的职责是对变电站一、二次设备, 远动、自动化

系统进行定期预防性试验和调试, 并完成电气设备的大小修, 消除缺陷及事故检修。

4. 在进行倒闸操作的时候, 监护人由工作负责人担任。

三、建立健全行之有效的运行管理制度

在国家电力公司未正式出台无人值班变电站有关规定和制度的情况下, 宜丰供电公司按照本地区特点的管理模式和运行管理办法, 在加强管理, 加大运行维护人员的培训考核等方面加大力度, 制定了《巡维人员量化考核办法》, 即通过对巡维中心站各级人员的运行、维护、巡视工作进行评分, 重点考核巡视维护质量和倒闸操作中的安全。并且考核评分与工资奖金挂钩, 这样, 极大地调动了广大巡维人员的工作积极性。

已有的关于变电站安全运行《安全工作规程》, 包括交接班制度、设备巡视制度等行之有效的规定, 管理模式变了, 确保安全工作的基本原则不能变。

四、加强变电运行技术管理

严把设备关, 选择性能质量可靠、功能齐全的设备, 不仅可以满足无人值班变电站“四遥”功能的要求, 而且可以相对延长设备巡视周期和检修周期。这样, 既减轻了巡维操作员的劳动强度, 又为变电站的安全可靠经济运行提供了保障。为了避免调度端下发的遥控命令得不到防误闭锁控制, 建议在监控主机内嵌入防误软件或将“五防”终端作为测控网的一个节点挂在网络上, 通过检测接收网络上站有节点的相关信息, 并根据防误闭锁逻辑判断条件, 达到防止误操作的目的。

变电站无人值班管理的现状与对策 篇9

关键词：无人值班,自动化,对策

0 引言

为了适应国家电网发展实际, 体现电力生产的基本特点和技术水平, 应以提升电网运行绩效为目标, 坚持集约化、扁平化、专业化、无人化管理方向, 整合公司调度运行与设备运行相关业务, 调整调度体系功能结构, 变革组织架构、创新管理方式, 构筑公司电网新型运行体系。

1 变电站无人值班管理的现状和特点

1.1 功能综合化

功能综合化包括监控子系统的功能、微机保护子系统的功能、自动控制装置的功能、远动及数据通信功能。操作人员可通过CRT屏幕对断路器和隔离开关进行分、合操作, 对变压器分接开关位置进行调节控制, 对电容器进行投、切控制。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备, 设计时应保留人工直接跳、合闸手段, 断路器操作应有闭锁功能。

1.2 分级分布式微机化的系统结构

数据通信是变电站综合自动化系统中的一个重要环节。完成综自系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换, 实现信息交流与共享;完成变电站与控制中心的通信任务, 要将各环节的故障信息及时上报控制中心, 也要接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。

1.3 显示数字化的测量

对采集的模拟量时刻进行越限监视, 如发现越限, 立刻发出告警信息, 同时记录和显示越限时间和越限值, 并将越限情况远传给调度中心或控制中心。对微机保护装置和其他各种自动装置的工作状态进行监视。将监视结果及时传送给调度中心, 并接收和执行调度中心下达的各种命令。

1.4 监视屏幕化操作

操作人员面对显示器, 可对变电站的设备进行全方位的监控。常规在断路器安装处或控制屏上进行的跳、合闸操作, 被屏幕上的鼠标操作和键盘操作代替;常规的光字牌报警, 被屏幕画面闪烁和文字提示或语音报警所取代。具有数据采集功能、操作控制功能、安全监视功能、事件顺序记录与故障录波和测距功能、数据处理与记录功能、人机联系功能和谐波分析与处理。不仅人口密集、发达的地区需要发展监视屏幕化变电站;人口密度少、经济不甚发达的边远地区, 发展监视屏幕化也很重要。可减少误操作率, 提高运行的可靠性, 提高经济效益和劳动生产率。

1.5 智能化运行管理

继保技术的保护、控制、测量、数据通信一体化的发展趋势为保护管理机系统提供了必要性条件;继电保护的运行信息、事故信息、管理信息各自的内涵、功能均不相同;保护管理机系统的主要功能包括通信管理功能, 保护信息处理功能, 录波管理功能, 图形及系统监控功能, 告警管理功能, GPS对时功能, 数据库管理功能, 历史记录、查询和报表功能。

2 加强变电站无人值班管理的认识

变电站无人值班管理系统提高了变电站的安全、可靠运行水平, 提高了电力系统的运行、管理水平和技术水平, 缩小了变电站占地面积, 降低造价, 减少了总投资, 也提高了供电质量及电压合格率, 降低了电能损耗, 减少了维护工作量。由于综合自动化系统中的微机保护装置和自动装置都具有故障自诊断功能, (装置内部有故障, 能自动显示故障部位) 缩短了维修时间。

2.1 制定安全生产任务目标

通过制定一套切实可行的、针对运行人员危险预控技能的安全生产任务方法, 提高了我站运行人员的危险预控技能, 为运行人员的安全思想从“要我安全”转变为“我要安全”、“我会安全”打下良好的基础。

2.2 加强防误操作管理

电气操作票是指在给定操作任务的情况下, 一些电气设备由当前运行状态切换到目的状态时, 遵守操作规则或章程而形成的一系列操作命令或指令的有序集合。传统的工作票管理模式水平低、效率低。操作票专家系统是倒闸操作票的智能管理系统, 根据电力系统对“五防”的要求和现场的状态, 按照规则进行判断、推理, 开出完全实用的倒闸操作票。为了有效地防止运行电气设备误操作引发的人身和重大设备事故, 原能源部于1990年提出了电气设备“五防”的要求, 出台了《防止电气误操作装置管理规定》。

2.3 重视对事故处理应急预案的编制和完善

变电站内发生的事故, 影响最大的一般为母线失压、母线本体故障、主变压器损坏等, 其诱发原因有电源线路故障造成受电变电站失压, 有母线因绝缘子闪络、短路而故障, 有因断路器拒动、保护装置动、误动造成事故扩大至母线, 有设备内部故障而发生的变压器损坏, 特别在系统枢纽变或大型变电站发生母线或主变压器事故时, 将影响系统运行安全, 甚至发生系统事故。作为运行人员, 应正确处理事故, 将影响限制在最小程度, 尽快恢复系统的正常运行。

3 常见的运用问题

直流电在变电站中应用在主要电气设备的保安电源及控制信号电源。其常见的故障是一点接地故障。在一般情况下, 一点接地并不影响直流系统的运行, 但如果不能迅速找到接地故障点并予以修复, 又发生另一点接地故障, 就可能引起信号回路、控制回路、继电保护装置等的误动作。变电站微机监控系统中后台画面停留在一定数字而告警显示: (1) 前置机-数据停发; (2) 系统-无远动报文; (3) 工况退出然而通讯管理机显示正常, 并且还向主控室上传有数据。后台到管理机的通讯线正常, 把电脑关机、断电也不见正常, 有可能是微机后台与通信管理机的通信进程死掉了, 最简单的处理办法是把通信管理机和后台都停掉, 从头一个个进程启动。调度自动化的问题主要是通道故障, 可能和主站前置软件有关, 可能和通道质量有关, 也可能和变电站自动化系统有关, 需要具体分析和判断。随着调度数据网络的应用, 通道故障越来越少, 大部分问题和变电站自动化系统有关。当发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时, 应迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式, 迅速恢复正常操作过程, 尽可能保持正常设备继续运行, 保证对用户的连续供电。

4 解决措施

国民经济的发展形势, 不仅需要发达地区、人口密集地区发展无人值班变电站;人口密度少、经济不甚发达的边远地区, 发展无人值班也很重要。对变电站来说, 无人值班和有人值班是2种不同的管理模式, 它与变电站一、二次系统技术水平的发展, 与变电站是否实现自动化没有直接关系。一、二次设备可靠性的提高和采用先进技术可为无人值班提供更为有利的条件, 但不是必备条件。

5 结语

计算机工业的发展, 尤其是20世纪70年代微处理器的问世和微计算机技术的迅速发展, 为变电站自动化技术的发展提供了必要的手段。随着微机技术的不断发展和已投入运行的变电站综合系统取得的经济效益和社会效益, 应大力推进变电站无人管理的发展, 以全面促进变电站技术水平和运行管理水平的提高。

参考文献

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