无人值守变电站设计

无人值守变电站设计（共12篇）

无人值守变电站设计 篇1

1 常规自动化系统

常规自动化系统是指采用常规远动方式, 充分利用原有的二次设备, 实现无人值守的模式。这种系统中保护和远动相对独立, 结构简单, 便于远动和维护, 节省资金。主要适用于城农网改造中老旧变电站的无人值守改造。常规的有人职守变电站改造为无人值守变电站, 需对传统的常规变电站二次系统在设计上作如下改进: (1) 取消中央信号系统。 (2) 取消控制屏, 在开关柜和保护屏上只保留控制开关及红绿灯, 并增加当地、远方切换开关。 (3) 取消当地测量仪表。 (4) 取消光子牌, 把各种预告、事故信号通过RTU上传, 送往调度中心。 (5) 保护装置的运作信号和本身状态信号通过无源触点接入RTU, 以供遥信用。 (6) 所有断路器、主变压器分接头均可在就地和遥控两种状态下进行控制。 (7) 新设远动设备, 如RTU屏等。这种变电站自动化系统的缺点是系统不具备自诊断能力, 对二次系统本身的故障无法检测。

2 变电站综合自动化系统

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、继电保护、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, 实现对全变电站的主要设备和输、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。变电站综合自动化系统, 即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统代替了常规的测量和监视仪表, 代替常规的控制屏、中央信号系统和远动屏, 用微机保护代替常规的继电保护屏, 改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。通过变电站各种设备间相互交换信息, 数据共享, 实现对变电站运行进行自动监视、管理、协调和控制, 提高了变电站保护和控制性能, 使变电站运行更为可靠, 改善和提高了电网的控制水平。同时也使变电站设计合理、布局紧凑、运行更加安全可靠。目前, 国内外变电站自动化系统设计上大体可分为四种结构形式:集中式、分布集中式、集中与分散式相结合和分散式。

2.1 集中式:

集中式结构是将设备按其不同功能进行归类划分, 形成若干个独立系统, 各个系统分别采用集中装置来完成自身的功能。集中式结构一般由一个或两个CPU实现对整个变电站的保护、监视、测量、远动的集中控制。其优点是:构成较简单、主机控制系统集中、便于分配调度各种实时任务、响应速度快、节省投资;其缺点是:主机系统负荷繁重、主机单CPU可靠性不高。为了提高可靠性, 一般采用双系统互为备用;软件复杂, 修改工作量大, 系统调试麻烦;组态不灵活, 对不同主接线或规模不同的变电站, 软、硬件都必须另行设计, 工作量大;集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比, 不直观, 不符合运行和维护人员的习惯, 调试和维护不方便, 程序设计麻烦, 只适合于保护算法比较简单的情况。

2.2 分布集中式:

将整个变电站的一、二次设备分为3层, 即变电站层、单元层和设备层。变电站层称为2层, 单元层为1层, 设备层为0层。设备层主要指变电站内的变压器, 断路器、隔离开关及其辅助接点, 电流、电压互感器等一次设备。变电站综合自动化系统主要位于1层和2层。单元层一般按断路器间隔划分, 具有测量、控制部件或继电保护部件。单元层本身是由各种不同的单元装置组成, 这些独立的单元装置直接通过局域网络或串行总线与变电站层联系;也可能设有数采管理机或保护管理机, 分别管理各测量、监视单元和各保护单元, 然后集中由数采管理机和保护管理机与变电站层通信。单元层本身实际上就是两级系统的结构。变电站层包括全站性的监控主机、远动通信机等。变电站层设现场总线或局域网, 供各主机之间和监控主机和单元层之间交换信息。

2.3 集中与分散结合式:

随着单片机技术和通信技术的发展, 特别是现场总线和局部网络技术的应用, 一种发展趋势是按每个电网元件 (如:一条出线, 一台变压器、一组电容器等) 为对象, 集测量、保护、控制为一体, 设计在同一机箱中。至于高压线路保护装置和变压器保护装置, 仍可采用集中组屏安装在主控室内。这种结构方式介于集中式与分散式两种结构之间, 形式较多。目前国内应用较多的是分散式结构集中式组屏。

这种结构方式具有分散式结构的全部优点, 由于采用了集中式组屏, 有利于系统的设计、安装与维护管理。因而具有以下特点: (1) 就地安装, 节约控制电缆, 通过现场总线与保护交换机交换信息。 (2) 高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构, 保护屏安装在控制室或保护室内, 同样通过现场总线与保护管理机通信, 使这些重要的保护装置处于比较好的工作环境, 对可靠性较为有利。 (3) 其他自动装置中, 备用电源自投装置和电压、无功综合控制装置采用集中组屏结构, 安装于控制室或保护室中。 (4) 电能计量。采用电能管理机采集各脉冲电表的脉冲量, 计算出电能量, 然后送给监控主机, 再转发给控制中心;或采用带串行通信接口的智能型电能计量表, 通过串行总线, 由电能管理机将采集的各电能量送往监控机, 再传送给控制中心。因为中低压变电站的一次设备比较集中, 所以此种结构方式比较适用于中低压变电站。

2.4 分散式:

分散式结构是今后的发展方向。原因很显然, 一方面是分级分散式的自动化系统, 具有前面所述的突出优点, 另一方面, 随着电—光传感器和光纤通信技术的发展, 为分散式的综合自动化系统的研制和应用提供了有力的技术支持。这种结构方式一般是按一次回路进行设计。首先将设备按一次安装单位划分成若干单元, 将控制单元、微机保护单元、数据采集单元安装在户外高压断路器附近或户内开关柜内。然后将各分布单元用网络电缆互联, 构成一个完整的分散式综合自动化系统。其优点是:各个功能单元上既有通信联系, 又能相对独立, 便于系统扩展和维护管理, 当某一环节发生故障时, 不至于相互影响;此外, 它的抗电磁干扰性强、可靠性高, 在二次系统设计上能最大限度地减少二次设备的占地面积并节省大量电缆及接线。

3 变电站内通信网络

构建一个快速、稳定、可靠和富有弹性的站内通信网络是变电站自动化系统的基本要求, 也是整个电力系统运行管理自动化的根本前提。在早期的变电站自动化系统中, 由于当时技术条件的限制, 广泛采用简单串行通信技术来实现通信网络。简单串行通信技术具有以下不足: (1) 通信速率低、一般不超过9.6kbps。 (2) 在采用星型拓扑结构时, 系统站点的功能的扩展困难。 (3) 若使用总线式拓扑结构, 由于不能实现平衡传输, 只能运行poling规约, 传输速率和效率均不能令人满意, 在大规模的变电站中情况更为严重。 (4) 不能在通信网中设置一个以上的主机, 因而不能享有多主机技术带来的各种优越性能 (5) 由于性能低下, 要实现完整的功能, 通信网的规模和复杂性令人生畏。

由于基于网络技术的现场总线无论在通信速率和实时性上, 还是在可靠性和组网的灵活性上均远高于简单的串行通信技术, 在很短时间内便成为变电站自动化系统的主流通信技术, 同时也使变电站自动化系统的整体结构发生了本质的变化。现场总线是专为小数据量工业控制领域的通信设计的廉价网络, 当作为变电站自动化的主干网时, 总体性能随节点数的增长迅速下降。由于强调专用性而牺牲了通用性, 长期缺乏统一的国际标准。在通信节点多, 通信数据量大的变电站中, 现场总线存在以下局限性: (1) 当变电站通信节点超过一定数量后, 响应速率迅速降低, 不能适应大型变电站对通信的要求; (2) 有限的带宽使录波等大量数据的传输延迟; (3) 网络的任一点故障时均可能导致整个系统崩溃。

可见, 变电站自动化通信, 更需要带宽、通用性和符合国际标准的网络技术。在带宽、可扩展性、可靠性、经济性、通用性等方面的综合评估中, 计算机网络技术必将成为变电站自动化系统中通信技术发展的趋势。局域网的典型特征是: (1) 高数据传输速率, 0.1～100Mbps; (2) 短距离, 0.1～25km; (3) 非常低的误码率, 达千万分之一以下。

常用的几种局域网络:TOKENRING令牌环;RCNET网络;ETHERNET (以太网) 。后者采用总线型拓扑结构, 同轴电缆为传输媒介, 媒体访问方式为载波监听多路访问冲突检测方式, 不支持带优先级的实时访问。这种网络有很多商业化的网络产品, 具有以下优点: (1) 可靠性高。由于采用总线型的网络拓扑结构, 不象环形网那样中间任一节点失效便对全网造成危害, 因而可靠性较高。 (2) 灵活性好。网上增减节点非常方便, 任一节点的退出不会影响其他节点的正常通信。 (3) 传输速率高, 可达10～100Mbps。 (4) 软硬件支持性好。硬件如Nove ll、3Com公司的NE2000, 3C503等。软件如Ne tw are、Window s NT、Window s 95以上版本等均支持ETHERNET。因此, 变电站综合自动化系统中的局域网宜采用ETHERNET网络。

4 结语

无人职守变电站采用变电站自动化系统具有明显优越性;分层分布式综合自动化系统有利于系统扩展的方便性和灵活性;现场总线技术适合于城市电网和农村电网中新建的小型无人职守变电站;计算机网络技术是应推广的一种通信系统发展模式, 特别适合于通信数据量大的变电站建设项目。

参考文献

[1]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社.2004.

无人值守变电站设计 篇2

概述

随着计算机技术和网络通信技术的快速发展，电力系统自动化建设发展越加完善，尤其是在电力系统变电站远程监控中，广泛采用了最新的计算机技术、通讯技术和图像处理等技术。

根据变电站综合管理要求，我们采用基于非接触式IC智能综合管理系统，通过这套系统，可以实现对不同人员权限的明确限定，可完成多种的识别、信息查询、在线控制、参数设置、异常情况的自动报警等远程自动化管理。系统可配备工作时间长达24小时以上的后备电源，以便停电时控制系统仍可正常运行，在系统完全失电的情况下，保留了应急开门和锁门的手段。

一．系统硬件架构

主要通过我公司自主研发生产的动环监控主机、智能门禁以及视频服务器三大核心设备实现整个系统功能。网络化变电站综合安保管理系统是大型的工业级监控系统，支持大量的前端变电站/所，数量不限。当前端变电站/所的数量较多时。可自由增加中间节点的数量，监控设备组成一个树型网络结构，使系统整体性能达到最佳。

二．系统软件架构

系统主控制设备采用ISS系列控制系统,此控制系统采用了先进的群组式管理模式，将最为烦琐的单个用户管理归纳为用户类型管理。只须在系统编程时设定不同的用户类别及权限，包括特定区域权限、通道门权限等，系统内的用户只要简单的登入相对应的用户类型，就可以完成复杂的用户管理工作。而且用户类别也可以根据需要由系统管理员做编程调整，此系统具有 255组不同的用户类型、系统可储存5000个使用者资料、87000条系统事件记忆、系统在此基础上仍可扩充，每个控制器可接八个输入输出信号，可接入各种输入信号如，消防、周界报警、综自系统信号、油、电、气实时信号等，通过系统内集成的监控画面可实时的监测各系统的状态。

三、部分子系统介绍

（一）动环在线监测子系统

1.主变油在线监测子系统

在主站主变油监测表安装有图像监控系统，需要原有内部主变油监测系统输入开关量信号给智能综合控制系统的控制主机，中心系统可以将该输入信号和所对应的视频监控点对应起来，工作人员在中心站或子系统客户端可通过管理软件打开相应的管理点，以实时的监测到主变油的实际状态。

2．主子站电能质量在线监测子系统

在主站和子站的电能监测系统中安装图像监控系统，工作人员在中心站或子系统客户端可通过管理软件打开相应的管理点，以实时的监测到电能质量的实际状态。

3．子站GIS室SF6氧量仪在线监测子系统

GIS室氧量仪是用来监测室内地面氧气含量的设备系统，当室内设备有发生故障而泄露气体时，氧量仪便发生报警，来提醒工作人员进行相关工作。

4．空调远程控制子系统

通过RS485接口的智能遥控器，可以在中心平台上控制空调开机、关机、升温、降温、通风等。

5．环境在线监测子系统

通过温湿度传感器、风速传感器可以在线监测每个点的实时环境状态。

（二）．远程图像监控子系统

在每个变电站装有图像监控系统，当门被异常打开或被正常打开时，门禁系统可把信号输出给闭路监控主机，闭路监控主机控制相应的摄像机捕捉图像，保存并把它实时地通过内部局域网传送给管理中心，管理中心根据实际情况及时采取应对措施。

1．系统功能如下：

(1)系统总体功能

(2)实时图像监视

(3)灯光联动功能

(4)远程喊话功能

(5)本地及远程控制功能

(6)录像功能

(7)报警功能

2．系统组成

根据电力行业的应用特点及管理模式，其电力变电站远程图像监控系统由主控中心（调度中心）、区域监控（巡检）中心和前端变电站站端部分（监控前端）以及传输网络设备构成。其中，主控中心和区域监控中心的功能基本一致，主要包括监控管理服务器、中心值班员工作站、录像资料存储设备以及网络视频集中监控系统应用软件。变电站监控前端部分包括摄像机及配件、网络硬盘录象机、矩阵控制器（可选）、告警处理单元等。

（三）．报警及联动子系统

考虑到变电站的特殊性，我们采用专业报警系统和门禁系统报警双重认证

1、防盗联动报警系统结构及功能

在该系统方案中，我们主要用门禁系统和动环主机的辅助输入和输出端来做简单的报警或联动报警。

2、电站油、电、气联动报警系统

主变油温度高低、电能质量（频率变化）、蓄电池电量及GIS室氧气测量系统等联动功能是专门为电力网系统智能管理而设计的。

在中心管理软件上专门设计模块来实现其实时监控及联动功能，主要是通过现场监控系统来观查其内部系统的工作状态，每个系统可以设置一个或多个监控点，同时，根据需要控制器还可以输出信号来控制诸如风扇运行，变压器跳闸等动作来制止事故发生。

3、电站综合自动控制系统的联动

本功能需要有电站综合自动控制系统开关量信号输入到本系统所使用的主控制端，主要作用是当工作人员在管理中心操作电站综合自动控制系统时，避免误操作而导致危险事故发生。可以根据需要设置多个监控点，每个监控点我们都可以在管理中心实时监测，来监测电站综合自动控制系统的实际运行动作，把事故发生的概率降最低。

（四）．巡视管理子系统

浅析无人值守变电站事故处理要点 篇3

一、引言

随着电网的全面改革以及自动化技术的不断普及和完善，变电站的无人值守已经成为变电站的发展趋势。在对变电站进行无人值守的改造后，变电站需要的中间过渡环节大幅减少，自动化的水平则大幅提升，各类错误操作也得到了有效地控制，安全事故发生的几率也有所降低，这些优点都确保了电站的安全、稳定以及持续。不过，无人值守的变电站虽然为工作带来了极大的便利，也为变电站的调度工作带来了新的问题和挑战。如何做好日常的维护和维修工作，如何及时对各项事故进行有效地定位和处理，如何使实现人员的合理分配使事故得到妥善处理等等都是无人值守变电站达到电力调度工作的安全、持续和稳定的目的亟待解决的问题。

二、事故处理

（一）现状问题

变电站的无人值守改造需要将过去的无载调压变压器升级为有载调压变压器，测控保护系统从继电器升级为综合测控保护自动化装置，无功补偿装置也升为综合自动补偿装置，从而全面实现了对电力调度的遥控、遥测、遥调、遥信四项基本功能。自此，一些简单的对变压器或断路器的操作都可由总控室的调度人员完成，而设备的日常护理则可由操作队员完成。

但随着使用时间的增加，无人值守的“四遥”逐渐显示出它功能上的局限性：在发生各类调度事故后，无法对事故进行有效的判断。而总控室的相关人员在发现问题后，需要将大量时间花费在通知操作人员到现场和告知检修人员进行相关处理上。这大大地降低了事故处理的效率，也对供电的可靠性和安全性造成妨碍。

（二）解决方法

为此，各无人值守变电站通过安装温度探测仪、红外探头、摄像机等等网络集中监控系统，经过光纤将无人值守变电站内的情况及时传递到监控中心，使有关人员能够在第一时间对发生的事故进行直接观测，免除了派操作人员去现场查看的时间，提高了事故的判断率和准确率。

设备检测对象可以分为安全防范和设备运行状况两类对象。安全防范监控分为室内和室外。其中，室内主要为摄像头，且大都会与警报装置相连，实现室内的24小时不间断的监控。而室外则是在大门、围墙设立摄像头和红外探头，也与警报装置相连，以防止非法闯入。而设备运行状态监控则主要由室内外、主控室的摄像机、温度探测仪以及警报设备组成，从而可以在第一时间派出检修队到事故现场进行事故排查，最大限度地缩短了处理各类事故的时间，降低由于事故所带来的不必要的损失。

（三）事故处理要点

在无人值班变电站发生事故时，首先需要遵照上级事故处理的原则，在集控班当值值班长的指挥下进行处理。有不待调令即可进行处理的操作项目可以直接进行遥控操作。若是需要现场巡视人员配合操作的项目，则应通知值班人员前往事故现场，对事故进行逐一排查，并向总控室进行汇报。总控室的当值人员应配合事故问题，对相关设备的历史性数据进行分析，初步评估事故性质。在必要的情况下赶赴现场，与值班人员共同处理事故，尽可能的减小事故影响的范围，尽快解决问题，使受到影响的用户恢复供电。

（四）巡视工作

由于这些变电站长期处于无人值守的状态，因此巡视工作就起到了排查安全隐患、设备故障、确保设备运行安全的关键性作用。而根据时间和工作目的不同，我们可以将这些巡视工作分为：正常巡视、夜间巡视、会诊式巡视以及特殊巡视几种类型。

正常巡视是工作人员在工作日对设备进行简单的，如看、摸、听和闻等等感官法来监测和判断设备是否出现故障。

夜间巡视指的则是安全检视，即检查变电站的安全情况、设备运行情况等等，这种安全检视的次数比较少，且无法代替正常巡视。

会诊式巡视是有针对性的对设备的工作状态进行评估，对可能存在的危险点进行排查，对缺陷的处理进行判定，从而保障了设备良好的工作状态。

特殊巡视则是在特殊的天气条件或是节假日期间进行的对设备的监测，尤其是在变电站处于过载状态时，更需要增加巡视次数，以保障供电的安全与稳定。

（五）操作人员的培训

设备存在的隐患及其发生的频率与巡视人员的整体业务水平十分不开的。因此，相关部门应该加强对巡视人员的培训及再教育，定期组织有关业务培训，以提升工作人员的巡视业务水平，进而能够提高整个无人值守变电站设备使用效率。同时也需要明确巡视的工作流程和目的，加以配套的奖惩措施，最大程度的避免变电站事故的发生。同时，也需要有关部门紧跟先进水平，积极引进监测设备，以进一步提高无人值守变电站事故发生时的处理效率。

三、结语

尽管无人值守变电站为电力调度工作带了方便，但同时也对相关的事故处理工作提出了更高的要求。因此，相关人员应要积极树立安全生产的责任意识，明确变电站事故发生时处理的相关要点，从而使无人值守变电站真正发挥出自身的积极作用，为确保电力供应的可靠、安全和稳定提供更有效的保障。

参考文献

[1]蒋榆林.提高变电站事故处理效率的措施研究[J].电子世界，2013，22：73.

[2]王永龙.基于无线传感器网络的目标探测技术研究[D].中北大学，2008.

[3]刘伟，李江林，杨恢宏，张晓华，杨红旗，何锡点.智能变电站智能告警与辅助决策的实现[J].电力系统保护与控制，2011，15：146-150.

无人值守变电站设计 篇4

我国“十二五”规划中重点提到了“智能电网”的建设,因此电力系统中的自动化技术显得尤为重要[1]。35k V变电站作为县级电网中的重要节点,承担着县级电网中电能输送、监测、控制、管理等任务。

某县变电站较为分散,工作人员较少且老龄化严重,如果继续招聘新员工将会影响公司的整体效益,因此实现无人值守自动化控制成为必要。变电站无人值守自动化系统是对变电站设备完善协调的一种现代化综合管理系统,其可以实现五遥功能,这样不但降低了运营成本而且提高了管理水平[2,3]。无人值守变电站指的是变电站没有固定的运行人员,只有个别的守卫人员负责应对突发事件。真正意义上的无人值守变电站目前主要存在于西方国家,对于接线复杂的县级电网来说,真正意义上的无人值守很难实现。

某县35k V变电站大多建于十几年前,软硬件水平较低,且存在以下问题:

(1)输变电一次设备的数字化接口很少,少数远动子站的输送仍采用电话线,这样无法实现直采直送,降低了控制的可靠性;

(2)二次设备中存在许多传统的小规模电路,这些电路往往不具备自检能力,致使维护工作量很大,无法实现智能化;

(3)远动装置的内存容量很低,无法给调度中心提供大量的信息,缺乏有效的调节手段,不能满足实时监测的要求;

(4)目前的自动化调度系统实现了遥测和遥信,但是还不能实现遥控、遥视、遥调。

2 系统组成

35k V变电站无人值守自动化系统的设计原则就是通过智能电网的理念,对整个县级电网进行建模,得到安全可靠的设计方案,以保证电网稳定运行。

35k V变电站无人值守自动化系统最重要的设备是集控站,其负责整个系统的监控管理、数据收集、数据处理等[4]。无人值守系统较常规系统相比增加了微机自动巡视和跟踪功能,其功能示意图如图1所示。

受控子站主要包括测控通讯模块、远动通信模块、微机五防模块、网络通信模块、保护测控模块、视频监控模块等,由这些子站实现数据实时采集、通信、终端控制等功能。这些受控子站的分布模式主要有:集中式、集中分布式、分散式三种[5]。

本文设计采用许继集团CBZ8000自动化系统,其包括站控层、通讯层、装置层三部分,其系统结构如图2所示。整个系统采用面向对象设计,系统结构简单,不设置总控单元,测控单元均为模块化结构并采用分散式安装。

本文以某县级电网内的20个变电站为研究对象,构造无人值守自动化控制系统,在遥测和遥信的基础上实现遥控和遥调功能。集控主站内的电气设备主要有接地装置、35k V进线、无功补偿装置、电源、主变压器、6k V馈线等。

3 后台监控系统设计

CBZ8000自动化系统支持Windows XP操作系统,利用SQL Server 2000构造数据库,基于Visual Basic语言编制程序。实现无人值守自动化模型,需要得到正确的网络拓扑连接,实现系统实时分析。节点与指路的关系通常用矩阵A表示[4,5]:

A=[aij]n×n(i,j=1,2,3,…n)

上式中n为节点的数量。当aij=0代表节点i和节点j间没有直接相连;当aij=1代表节点i和节点j间直接相连。定义上述A矩阵为一级矩阵,则A2为二级矩阵,An为n-1级矩阵。

式中,aijn-1=0代表节点i和节点j没有支路直接连接,并且要经过其他1,2,…,n-2个节点连接;aijn-1=1代表节点i和节点j有支路直接连接,或要经过其他1,2,…,n-2个节点连接。上述算法即为网络拓扑连通性的验证,网络节点矩阵自动生成可以大大降低计算工作量。

进入监控系统前要完成登陆,系统设计时一定要根据不同的用户组设置不同的权限。进入登陆系统后就可以查询各个子系统的状态,还可以查看整个变电站的运行数据,图3即为直流遥测显示。监控系统还可以查看变压器和进线的调度,如:感性有功电度、感性无功电度、容性有功电度、容性无功电度等。

变电站出现故障后,会弹出报警界面,同时记录下超限值和发生故障的时间,工作人员需要查看上边的提示,通过保护装置进行操作。例如,一条故障的提示如下:“遥信告警:2014-10-06 12:23:25 2014年10月06日12时23分25秒514毫秒,无功补偿2WDR-821断路器”。

本设计采用的终端设备是WYD-800系列RTU,由测控设备完成初始数据采集和预处理,经以太网由终端设备传输到集控站。较以往系统相比,本次设计中改进了微机五防操作系统,主机可以基于规则库中是数据对实际数据进行逻辑对比,并生成相应的操作程序。操作票专家系统设置了5种开票方式:图形开票、专家库开票、调用典型票、手工开票和历史操作票。

4 遥视系统设计及测试

现有变电站一般都具有四遥系统,本设计在此基础上又增加了遥视系统,即远程视频监控系统。此系统可以实现以下功能:监控35k V变电站变压器和主要设备情况;对周围环境进行监控并实现消防系统报警;对门禁情况进行中心控制;辅助电力生产减少工作量。变电站遥视系统设备主要有可控摄像机、烟雾传感器、红外传感器、电源、计算机、交换机、服务器等,其系统结构见图4[6]。

中心监控服务器是本系统的核心,承担着工作人员与前端设备联络的任务。其可以完成服务器模块管理、监控系统 设置、身份认证、权限管理、视频设备管理、镜头分组、报警和联动、中心录像、数据检索、电子地图等功能。

遥视系统应用时,工作人员可以在集控站对变电站受控设备进行远程巡视,实现无人值守变电站的自动控制功能。结合视频监控系统和图像监视系统提供的数据,远程控制现场球形摄像机,本系统中子站采用的设备清单见表1。

35kV绍水变电站作为受控子站时的视频摄像布置图如图5所示。

图5中,测点1、2、4安装红外监控云台NP 9018,测点3安装三星SCC643AP一体机。测点1负责监控2号变压器的油温;测点2负责监控2号变压器附属设备;测点3负责监控2号变压器整体;测点4负责监控门禁系统。通过中心服务器可以选择观看各个测点情况,测点可以接收现场的温度、红外线、烟雾等情况并与报警器联动。集控站可以远程控制现场的灯光、报警器、灭火器等设备,这样通过集控站就可以完成35k V变电站的市场巡检工作。

5 结束语

如何布置无人值守变电站 篇5

电力行业无人值守机房无线监控系统主要是对机房设备（如供配电系统、UPS 电源、空调、消防系统、保安门禁系统等）的运行状态、设备运行的环境动力状态（环境温湿度、烟雾报警、水浸报警）等进行实时监控并记录历史数据，实现对电力机房远程遥控管理功能，使电力行业机房监控达到无人或少人值守，为机房的高效管理和安全运营提供有力的保证。

为了使设备之间联动正常有效，必须针对不同的环境进行不同的网络传输方式，在这里介绍电厂各系统的组成，以及网络传输布局方式。

传输网络系统布局

1、主干传输网络

目前，变电站视频数据传输到监控调度中心主要有以下几种传输方式：

（1）以太网传输方式

各变电站到监控中心的信道直接为以太网接口，光纤或微波无线网络传输设备直接提供以太网接口，各变电站的图像数据信号经过各级交换机、路由器上传至监控中心。

微波无线网络传输设备一般采用高带宽远距离的11N系列室外无线网桥（WB5800MN1、WB5800MN2），采取点对点的组网方式，确保整体链路通畅。

（2）2M-以太网传输方式

各变电站到监控中心的信道为2M专线，通讯设备仅提供2M接口，变电站的图像数据信号需要通过2M以太网桥转化为2M接口，上传到监控中心相应的2M以太网桥转化为网络信号，进入监控中心的网络。实际上相当于用2M以太网桥通过2M专线组网。

2、变电站内传输网络

在变电站室外场区，可以根据实际需求，采用2.4G或者5.8G室外无线网桥，采取点对点或者点对多点的组网方式，将需要监控的主变压器、大门等重要地方无线连接。

3、前端视频采集回传

在每个监控点，根据距离的远近，可以采用2.4G或者5.8G内置天线一体化室外无线网桥或者外接型室外无线网桥与变电站监控中心连接。

前端视频采集系统

前端视频采集系统：模拟摄像机、视频服务器或者网络摄像机、云台、探测报警器、警告喇叭、供电系统等组成。

调度监控中心系统

在电业局调度监控中心，主要由中心监控管理服务器、电视墙服务器、监控客户终端等组成。主要完成现场图像接收，用户登录管理，优先权的分配，控制信号的协调，图像的实时监控，录象的存储、检索、回放、备份、恢复、电视墙的显示切换等。

在电业局中心机房放置一台高性能的服务器，安装变电站遥视系统中心服务器管理软件，中心服务器管理前端所有的摄像机、视频服务器、报警器等，管理后端所有的监控客户机。

无人值守变电站设计 篇6

[关键词]变电站的无人值守改造；变电站综合自动化技术；分层分布式与集中相结合

一、引言

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、经济运行水平起到了积极的作用。从国内、外电网发展的情况看，变电站采取无人值班，不只是为了减少几个生产人员及其开支的问题，而是提高电网的科技发展水平和科学管理水平，加快电网发展的问题。因此，无人值班变电站的建设和改造是十分必要的。在实际应用中，无人值班变电站的电压等级已从35kV发展到220kV，并且正在向更高的电压等级发展。

所谓无人值班变电站，一般指没有固定值班人员在变电站就地进行日常监视与操作的变电站，变电站日常操作与监视由上级调度或集控站通过调度自动化设施的三遥或四遥功能进行。变电站无人值班是变电站运行管理的一种模式，要实现这种模式目前有两类设计模式。一是将有人值班的常规变电站改造为无人值班运行管理方式。二是采用变电站综合自动化技术，一般用于新建无人值班变电站。

二、有人值班变电站的无人值班改造

将常规的有人值班变电站改造为无人值班运行，一般适用于城农网改造中老旧变电站的无人值守改造。采用常规远动方式，充分利用原有的二次设备，并对其进行必要的改造以实现无人值守的模式。这种系统中保护和远动系统相对独立，结构简单，易于维护，省资金。

在整个变电站的改造工程中，涉及到远动部分的主要有以下几点：

1.RTU部分；对于原来没有RTU的变电站，加装RTU装置；对于原已有二遥的变电站，只须对其进行扩容，增加采集的遥测、遥信数量，并扩展遥控、遥调功能。

（1）增加信息量的采集。

（2）遥测量：除采集有功功率、无功功率、电压和电流外，还需采集主变压器温度、所变电压、直流电压等。

2.遥信量；在原有的测量开关位置的基础上，还需接入重要的刀闸位置、保护输出、中央信号屏的光字牌、消防、小电流接地、主变压器分接头等信号。

3.控制输出

（1）将远动的遥控接点接入开关设备的控制回路，并在控制屏上所有断路器控制回路中加装远方/就地控制开关，当切至远方控制时，切断原有手合、手分、闪光回路，遥控继电器接点接入控制回路，实现开关的遥控。切至就地控制时，原有控制、信号方式不变。

（2）加装主变有载控制开关的远方/就地切换开关，切至远方控制时，通过遥控回路实现有载开关的升降和急停操作。切至就地控制时，原有控制、信号方式不变。

（3）加装控制继电保护中央信号的远方复归和机械闭锁的解除信号。

三、变电站综合自动化

目前新建变电站一般都采用了变电站综合自动化技术。

所谓变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括控制设备、信号器具、测量仪表、继电保护装置、自动装置、远动装置等）利用微机技术，经过功能的重新组合，实现信息共享，对变电站实施自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化装置，它是变电站的一种技术装备。

变电站综合自动化的主要特征是功能综合化（其综合的程度可以因采用技术的不同而不同），结构微机化，操作监视屏幕化，运行管理智能化。它的出现为变电站的小型化、智能化、扩大控制范围及变电站安全可靠、优质经济运行提供了现代化手段和基础保证。

变电站综合自动化可以收集到较齐全的数据和信息，经过计算机高速计算和判断，可以方便的监视和控制变电站内各种设备的运行，完成对相关设备的操作。它的主要内容包括：

1.电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态监视、控制和调节。

2.实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站正常运行和安全。

3.发生事故时，有继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障设备和完成事故后恢复的正常操作。

从长远的观点看，综合自动化系统的内容还应该包括高压电气设备本身的监视信息（如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等）。

从国内外变电站综合自动化系统的发展过程来看，其结构形式有集中式、分布式、分层分布式。目前，最为流行、受到广大用户欢迎的是分层分布式与集中相结合的综合自动化系统结构。这种结构将间隔层配电线路的保护和测控单元做在一起，就地分散安装在开关柜内或其他一次设备附近。各间隔单元的设备互相独立，仅通过光纤或网络电缆由站控机对他们进行管理和交换功能。而高压线路保护和主变压器保护装置等则采用集中组屏的方式。

分层分布式与集中相结合的综合自动化系统，其优越性主要体现在：

1.简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。

2.由于安装在开关柜的保护和测控单元出厂前已由厂家安装和调试完毕，再加上敷设电缆的数量大大减少，因此现场施工、安装和调试的工作量和工期也随之减少和缩短。

3.简化了变电站二次设备间的互连线，节省了大量连接电缆。

4.分层分散式结构可靠性高，检修方便，并且组态灵活，利于扩展。

四、综述

目前莱西供电公司所辖范围内110kV及35变电站中，姜山、李权等老变电站均采用了由有人值班改造为无人值班或少人值班的形式，而近几年新建的变电站，如水集、南墅、昌阳、城西、韶存庄、城东和牛溪埠等变电站均采用了综合自动化系统。

对有人值班变电站进行无人值守改造，最大可能的利用了原有的二次设备，因此所需投资较低，实现的进度较快，并且结构简单易于维护，很适用于老旧变电站的改造。但这种模式占地较多，并且技术较落后，装置不具备自诊断功能，故障率较高，不利于高新技术的推广应用。

变电站实现无人值守的基本条件 篇7

一、功能齐备的微机综合自动化系统

微机综合自动化系统集“遥测、遥信、遥控、遥调”四遥功能为一体, 为变电站无人值守的实现提供了前提条件。为了提高该系统的运行可靠性, 应具有两套能够自动备用的微机综合自动化系统, 以确保与集调中心的不间断通信。

二、完善的微机“五防”系统

目前, 微机“五防”系统大多采用虚遥信方式, 模拟屏上的设备位置不能实时地与现场设备的实际位置保持一致, 这样在验票时只能根据模拟屏上设备的虚拟位置进行逻辑判断, 而无实际根据, 给操作带来了不安全的因素。因此, 完善的微机“五防”系统是确保安全的有力后盾。

三、良好的通信通道

良好的通信设施和通信通道是“四遥”功能得以实现的决定因素, 是保证“四遥”功能能够准确、及时反馈信息和发布遥控命令的前提。大家都知道, 传统的载波通道是利用高压输电线路作为传递信息的媒介, 其可靠性和准确性已不能满足当前通信的要求, 必须采用现代化的通讯设施和通信通道以满足无人值守变电站对通信的要求。

四、完善的消防系统

由于在无人值班的变电站火灾往往不易被及时发现而危及设备的安全运行, 因此, 在无人值守的变电站中应装设一套火情检测、自动遥信报警及CO2自动灭火自救系统, 以彻底消除无人值守变电站中的火灾隐患。

五、大、中型电力变压器应加装油色谱在线检测装置

油色谱在线检测装置即可克服了无人值守变电站中变压器油的油色远方观察难问题, 也克服了人工检测的离散性, 能够更精确及时地对油质做出诊断, 便于故障的判断和采取有效的措施。

六、站内所有设备必须具备远方操作的条件

“遥控”是“四遥”功能之一, 要实现真正意义上的无人值守, 远方操作必不可少, 所有一次设备都必须具有电动操作功能, 以便于综合自动化系统相配合来实现远方遥控操作。

七、应具有并联补偿电容器自投装置和变压器挡位自动调整器

电压质量是电能质量主要指标之一, 为确保电压合格率, 应给电容器加装能根据电压和无功潮流的分布来自动投切的自动装置, 变压器有载调压装置应具有自动切档调压功能。

八、搞好定期维护

提升无人值守变电站监控质量探析 篇8

长期以来, 信息量过大的问题一直困扰着电网监控运行专业, 一座变电站上传信息数量少则一、二千条, 多达五、六千条, 主站日监控信息量几万到十几万条。尤其是在设备检修试验、电网异常、事故时的信息量更是成“井喷式”暴增, 极易造成漏监、误判, 给电网的安全稳定运行带来隐患。为适应“大运行”建设目标, 促进输变电运行设备集中监控水平, 提升监控质量, 提高电网运行调控能力和安全稳定水平, 规范化、集中化、有效化。我们将影响监控巡视质量, 影响监控信号判断, 对监控值班员监控造成干扰的无用、无效、错误的信息统一划归为监控信息治理范围。通过各种举措力求在最大范围内消除垃圾信息对电网监控质量及事故处理、分析判断的影响。

1 监控信号治理的主要做法

1.1 规范监控信息分类

1.1.1按照国网变电站集中监控信息管理规范, 将管辖的所有变电站的监控信息划分为A (事故) 、B (异常) 、C (越限) 、D (变位) 、E (告知) 五类。结合监控实际需求, 重点突出显示需要紧急处理的重要缺陷信号, 降低一般缺陷信号的报警级别, 并依托ies600系统平台实现分类统计和显示。

1.1.2实现各种监控信息的准确分类上窗显示。调整告警窗页面, 保证各类告警信息上窗准确。根据监控运行需要重新调整了告警窗页面, 并增设了SOE、系统、检修等告警页。完成相关告警方式、告警动作、告警行为定义, 保证各类告警信息上窗准确。

1.1.3变电站主要设备情况实现实时排序和直观显示。母线电压、主变负载率、主变温度、线路负载率等均按电压等级和责任区实现前十位显示, 母线电压波动率5分钟统计一次外, 其它都是一小时更新一次。并根据负载情况, 颜色标识条逐步变化, 负载越高, 颜色越红。监控员可很容易的全面掌握电网各电压等级主要设备运行情况。以饼图和列表显示电网中全部主变、线路负载率情况及所占百分比, 电网重载设备数量清晰明了。

1.1.4实现各类信息的最新告警提示。通过“一窗多图”的形式, 显示当日A/B、C/D各类信息中未复归的信息, 有效避免了监控运行过程中的信息遗漏。并且实现当日各类告警信息数量自动统计, 便于监控人员进行运行分析。A、B、C、D类信息用不同颜色区分。ies600系统对当天的实时事项统计, 数据表示本类事项的动作次数, 但不包含SOE和复归信息。

1.2 优化信息处置, 减少频发、误发信息

根据“不遗漏信息”、“优化信息”、“反映设备实时状态”三个原则, 对实时的监控告警信息进行筛选, 查找频繁动作信号, 从主站端采取告警延时、信息过滤、防抖设置等措施, 对部分不影响正常监控工作的信号从数据库中删除, 减少频发、误发监控信息, 提高监控工作效率。

1.2.1 优化遥测越限信息

对因指标统计和报表需要而设置的电流、功率因数遥测越限信息, 将其调整为只入告警库不上告警窗, 减少越限告警信息。对电流和部分母线电压遥测限值采用告警延时算法及越上下限范围设置, 降低上告警窗的频率。

1.2.2 过滤操作伴生信息

开关操作时大量伴生信息, 主要是弹簧未储能信号, 设定告警延时25秒, 25秒内动作复归的不上告警窗。变压器档位定义为告知信号, 分接头调整后档位变化信号上告知窗。

1.2.3 实现告警窗的信号压缩

完成遥信、遥测越限信息告警压缩软件研发与部署, 将同一个事项压缩到一个条目中, 并将新发生的整个条目推到最前, 动作两次及以上只显示最近一次发生时间, 事项前面的数字标识本事项累计发生的次数。采用此功能后上告警窗信息条数已大量减少, 有效消除了刷屏现象。

1.2.4 设置告警延时策略

实现个性化设置告警延时, 对频发的保护信息, 如装置告警、装置通讯中断等信息设置30秒告警延时。

1.3 开展变电站信息优化治理

对现役变电站监控信息表进行治理, 准确定义信息分类。在进行信息表制定、分类工作中, 参照国网公司变电站典型监控信息表信息分类定义, 充分考虑事故发生后, 调控人员对事故的快速准确判断需求, 合理采集和定义事故、异常、告知信息, 保证事故信息简洁、清晰, 异常信息准确、完备, 告知信息正确、实用, 并要求纳入班组绩效考核。

1.3.1 严格审核新上、扩建变电站保护信号

指定专人负责参与新上、扩建的变电站设备信号审核工作, 要求把握控制设备信号数量, 减少或合并设备监控信号、剔除无用的监控信号;同一厂家对于相同电压等级的保护信号定义应保持一致。信号审核专责人将保护审核情况制作成设备信号释义表, 注明信号的具体定义, 供监控值班员学习并作为信号判断时的重要参考资料。此项措施不仅可避免出现无用的监控垃圾信息, 增加监控员对保护信号的掌握程度并提高监控员对保护信息的判断时间。

1.3.2 优化监控信息显示界面

通过定制设备巡视画面列表, 实现巡视画面自动循环播放。设置检修告警窗, 检修设备告警信息单独显示等措施, 降低设备检修或事故跳闸时监控信息大量上传造成刷屏, 对监控值班员造成干扰, 提高监控巡视质量, 提高事故处理效率, 最大程度保证电网供电可靠率。

1.3.3 日常发现的监控异常信息处理

对于监控中的设备异常信息由当值监控员负责处理, 当发现异常信息时, 监控员按照规程规定汇报相关调度, 以上处理部门将处理情况及结果汇报调度, 并反馈给当值监控员。当值监控员根据处理的情况, 汇总处理信息并按照信号的重要程度上报缺陷。对于明显错误、无效、无用的设备信息监控值班员可自行联系自动化班要求协助处理。对于异常处理过程中发现的无用、无效、错误的信息应整理后制作成监控垃圾信息跟踪处理汇总表。每月底上报中心及运检部, 纳入设备检修计划, 安排进行消缺。

1.3.4 监控信息治理流程的绩效考核与控制。

为保证监控信息治理有效, 准确, 将每人处理的条数, 信息统计记录准确度等相关内容形成绩效评价指标并纳入班组绩效考核, 每月公示, 并形成班组管理制度执行。以提高监控员的监控信息治理率及准确率。

2 结束语

随着“三集五大”体系不断深化, 在“大运行”模式下, 提升调控一体化建设, 必然对监控管理工作提出更高的要求。监控信息治理是提升监控运行水平的一项具体内容, 作为保证电网安全运行的第一道防线, 监控员的职业操守、业务水平尤其显得重要。监控员足不出户, 远程监控设备信号, 不能看到变电站设备的实际运行情况, 但监控员需具备根据上传的监控信息准确快速判断事故、分析处理异常信号的能力。电网监控在电网运行中起到的是承上启下的作用, 上汇报调度, 下联系操作队及监控技术支持部门。分担调度在电网异常及事故处理的压力, 降低规避处理风险, 这需要监控员掌握更加全面的电网技术知识, 实现“一专多能”。因此监控信息治理工作是“大运行”模式下提高监控运行管理水平的一项具体工作, 也是促进监控员加强业务学习的重要举措。

摘要：随着我国电网快速发展, 对无人值守变电站的监控质量提出了更高要求。但大量无用、无效、错误的信息上传容易造成监控员麻痹大意, 遗漏重要的设备监控信息。恶劣天气下或电网事故异常处理时, 也会严重影响监控值班员对监控的信号快速判断, 对汇总排查重要信号造成干扰, 降低快速处理事故异常的时间。为保证电网安全运行, 保证电网设备的监控质量, 因此, 监控信号治理工作势在必行。针对监控信息中的无用、无效、错误信号进行治理通, 力求在最大程度上消除监控垃圾信息, 提高电网运行安全稳定水平, 提升监控员事故处理分析能力, 促进监控运行管理水平再上新台阶。

无人值守变电站运行管理模式研究 篇9

目前无人值守变电站运行管理模式可分为“监控与操作一体化”和“集中监控、分区操作”两种模式。

1.1 监控与操作一体化模式

这种模式又称为集控站模式, 其一般以1到5座220k V变电站为中心, 由多座110k V变电站组成一个集控站。变电站的运行值班人员集中在集控站内, 负责所辖变电站的监控、操作、巡视、日常维护、工作票许可终结、事故处理和运行管理等。这种模式的优点在于集控站运行人员既负责监控也负责操作, 监控人员和操作人员的角色转变较快。监控人员对现场情况熟悉, 对监控信号的理解准确, 事故、异常时能比较准确的向调度汇报。同时, 由于调度和运行之间的联系, 只建立在调度—集控站之间, 不存在多头、分支关系, 操作、事故处理更加可靠;其缺点在于当集控站所辖变电站有操作、巡视、工作时, 一方面要派出运行人员至现场, 另一方面还要考虑留下集控站监控及集控站本埠变电站操作预留人员 (一般为3人) , 而预留人员往往是碰不到操作的, 造成了人力资源的浪费。另外, 当集控站规模过小 (少于6座) 容易造成减人效果不明显, 规模过大 (超过15座) 时容易造成管理困难。

1.2 集中监控、分区操作模式

这种模式又称为监控中心模式 (也可调度与监控职能合二为一称为调控中心) , 其由一个监控班和若干个操作班组成, 管辖若干座无人值班变电站。监控中心监控的变电站数量以30座到80座为宜, 操作站管辖的无人值班变电站以10到20座为宜。监控班主要负责所辖变电站的监控、远方操作、监控中心管理等。操作班主要负责所辖变电站的操作、巡视、日常维护、工作票许可终结、事故处理、运行管理等。这种模式的优点在于监控和操作职能的分工, 符合当今世界分工精细化的发展趋势, 使监控职能和操作职能在各自专业上更加完善。同时, 在人员的设置上, 监控和操作人员可按不同标准合理设置, 特别是操作班人员, 可以根据电网运行的操作规律来灵活安排, 从而达到人力资源优化配置的目的;其缺点在于监控人员对实际设备的不熟悉, 在很大程度上将影响监控的质量。而且调度、监控班、操作班三者之间的关系, 如何明确职责和界限, 如何在操作流程、工作许可流程、事故 (异常) 处理流程中理顺关系, 都将对管理提出考验, 如果管理不当, 很容易发生事故和问题。

2“集中监控、分区操作”模式的实施分析

以浙江省某市为例, 该市地处浙江省西部, 下辖1市6县, 境内多山地和丘陵, 其中山地占49%, 丘陵占36%。该市现有110k V、220k V变电站共42座, 其中220k V变电站10座, 110k V变电站32座。

如果该市电网实行“集中监控、分区操作”模式, 除在市区设立监控班外, 受地域和交通因素限制 (上级部门要求操作班人员应在40分钟内到达最远的220k V变电站, 1小时之内到达最远的110k V变电站) , 一般宜在每个县设立一个操作班。就该市电网目前的规模, 采取“集中监控、分区操作”模式所需运行人员数量见表1所示。

3“集中监控、分区操作”模式的优点

3.1 有利于人力资源的整合与优化配置

原有各集控站平均监控的变电站数量为6.3座, 而监控中心按1人同时监控10—20座变电站计算, 大大提高了工作效率。操作人员方面, 以市区操作班为例, 市区原有集控站2座, 正常上班每天10人 (白天) , 除去监控力量和集控站本埠变电所预留人员6人, 有效操作人数为4人, 平时不得不让大量休息备班人员;而成立市区操作班后, 每天上班有效操作人数为8人, 翻了一番。从整个工区层面看, 现有集控站模式下, 每天上班有效操作人数为18.人;而监控班和操作班分离后, 每天上班有效操作人数可达30人, 提高60%。可见, “集中监控、分区操作”模式的实施对人力资源的整合与优化配置是有明显效果的。

3.2 有利于专业化、精细化的管理

实行“集中监控、分区操作”模式, 还能有效促进电网专业化、精细化的管理。由监控班来负责系统和无人值守变电站的远方运行监控, 如果进一步将220k V监控班和110k V监控班分开, 还能突出各自的重点, 进行分层次管理;而操作班则负责站端的工作。这样更为细致的分工, 使得班组管理人员所需要做的协调工作减小到最少, 能够将精力集中到更为重要的事务上去。

3.3 有助于对运行人员的培训和使用

实行“集中监控、分区操作”模式, 能够使分工更为细致, 工种也具有更强的专业性, 顺应了当前专业化和精细化的管理要求。在变电站投入不断加大的过程中, 各种新技术成果不断应用其中, 作为变电站的运行管理人员, 其所要掌握的专业知识越来越多, 技术难度也越来越大。在此背景下, 将运行监控和操作人员分开, 更加有利于他们发挥各自的专业特长, 也能够让他们更加精于自己的专业领域, 对于变电运行整体管理水平的提高大有裨益。此外, 分工更细、更专业也间接使运行人员所需要掌握的知识面相对减少, 岗位要求也相对降低, 能够缩短新进员工的培训周期, 让他们更为迅速的满足上岗条件, 也能够同时满足安全运行的需要。

3.4 有利于解决低强度疲劳问题

操作班的值班方式可以采取类似于配网抢修班的方式, 即除了白天正常上班外, 夜间留守部分人员在值班室, 其他人员就可以回家休息。留守的人员不需要进行监控, 在没有工作任务时也可以在值班室休息, 这样就能最大限度地避免出现低强度疲劳现象。

4 对监控班和操作班的运行要求

4.1 为了确保无人值守变电站运行管理的安全, 监控班和操作班都必须严格执行交接班制度。下一班的接班人员须提前至少15min到达监控班或者操作班, 查阅交接班记录, 细致了解运行的工作事项以及所管辖电气设备的运行方式、运行工况等信息。当遇到特殊情况时, 必须在现场进行交接班。交班人员在交班之前必须将当值的各种记录仔细填写完毕, 并对模拟图板进行认真核对, 对当值变更过的设备在交接班时要作详细说明, 特别是接地线的使用情况要做详细交代。

4.2 操作班应严格按照相关规程的规定对电气设备进行巡查, 一旦发现设备存在缺陷要及时填写缺陷记录和缺陷通知单。在正常运行条件下, 对变电站的巡视周期一般110k V及以下变电站每周一次, 220k V变电站每周至少二次, 500KV变电站每天至少三人次。在特殊情况下还要结合实际情况来缩短巡视周期。此外, 还要考虑到站内电气设备的运行工况、负荷情况以及气候情况来安排特巡和夜巡。在巡视变电站的过程中, 还要检查站内各种安全用具、生产工具、备品备件、钥匙、通信、防火防盗等设施。

4.3 在正常运行条件下, 无人值守变电站中所有处于运行和热备用状态的电气开关, 都要置于“遥控”方式的位置, 以便于监控班对其进行远方“遥控”操作。而当电气设备需要进行停电检修时, 在得到当值监控人员许可后, 将其移交至现场操作班负责人, 并由现场操作人员将需停电的电气设备置于“就地”操作位置, 并严格执行调度指令就地进行操作。当电气设备检修结束并送电成功后, 现场操作人员需将开关再次切换至“遥控”位置, 并将电气设备移交给当值监控人员。

4.4 操作班的运行人员都要配置交通车辆和必备的通信工具, 车辆一般由操作班人员作为兼职驾驶也可由专职驾驶员来承担。同时要做好车辆的维修保养工作, 以保证车辆随时处于待命状态。而操作班所配置的通信工具也要随身携带并保证其处于可接收状态。

5 结语

变电站采取无人值守不仅可以有效减少生产人员和降低生产成本, 还能大大提高电网的科学技术发展水平和运行管理水平, 促进电网更快、更好、可持续发展。而无人值守变电站实施“集中监控、分区操作”的运行管理模式, 能够发挥专业化管理后带来的资源优势、技术优势, 顺应了当前专业化和精细化的管理要求, 体现出规模效益, 适应电网的快速发展, 有效保证了电网的安全、稳定、可靠运行。

参考文献

[1]李耐心, 季国华.无人值班变电站管理模式的探讨[J].华北电力技术, 2009, 增刊1:131-133.

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[3]熊茜, 唐睿.无人值班变电站运行管理模式现状分析及发展探讨[J].四川电力技术, 2011, 1:74-76.

无人值守变电站运行管理工作浅析 篇10

随着电网改造的深入进行以及自动化技术的不断完善, 对于变电站的无人值守改造已经成为时代发展的必然趋势, 在对常规变电站进行无人值守改造之后, 变电站的中间环节大幅减少, 自动化水平得到显著提升, 各类误操作也得到了有效控制, 安全事故的发生率也有所降低, 为确保安全生产以及供电的安全、持续、稳定进行发挥了积极的促进作用。随着无人值守变电站的普及, 我国很多地方都实现了变电站无人值守化, 以往必须由变电站运行人员完成的工作, 现在只需要主站的工作人员进行有关操作即可实现。不过, 在给变电站工作带来极大便利的同时, 无人值守变电站的普及也给调度工作带来了新的任务和挑战, 如何在调度生产过程中确保变电站的安全、稳定和经济运行, 如何做好日常的维护和维修工作, 如何对各类事故进行及时有效的定位和处理, 如何实现检修班、调度通讯班、调度室之间的密切配合和责任的合理划分都成为了摆在管理人员面前的亟待解决的问题, 只有对这些问题进行妥善的处理, 才能确保电力调度工作的安全、持续和稳定进行。

2 管理工作的技术措施

本次研究主要结合某地的无人值守变电站的管理工作进行。该地区的变电站无人值守改造始于本世纪初, 在经过了几年的改造之后, 实现了全区有人值守变电站的全面升级, 主变压器从过去的无载调压变压器升级为有载调压变压器, 测控保护系统从过去的继电器升级为综合测控保护自动化装置, 无功补偿装置也升级为综合自动补偿装置, 从而实现了对电力调度工作的遥控、遥测、遥调、遥信四项基本功能。自此, 对于变压器的有载调压, 并列、解列、负荷调整, 断路器的正常分合等操作的控制均可由总控室的调度人员完成, 而设备的日常维护、巡视以及倒闸操作则由操作队员负责。

随着使用时间的增加, 无人值守变电站的“四遥”功能逐渐显露出它的局限性, 那就是在各类调度事故发生之后, 无法对事故以及事故的发展进行更加准确的检验和判断, 当变电站出现异常情况时, 调度室的工作人员必须在第一时间通知操作队的有关人员立即赶到事故现场了解事故发生的具体情况以及波及范围, 再由调度室的值班人员通知检修人员进行相应的处理, 这样就增加了事故处理需要花费的时间, 降低了对变电站事故进行快速处理的能力, 进而对供电的安全性和稳定性造成不利影响, 损害供电公司的经济效益和社会形象。

为此, 变电站的有关负责人开始对各无人值守变电站安装网络集中监控系统, 也就是在变电站中设置温度探测器、红外探头、摄像机等监控设备, 通过光纤将无人值守变电站内的设备运行、事故、发热以及防火防盗的实时信息传递到监控中心, 以便管理人员能够在第一时间对所发生的事故进行直接观测, 免去了调派操作人员赶往事故现场这一环节, 极大的提高了事故判断的效率和准确率。对无人值守变电站进行监控的设备主要有以下几种:1) 在夜间或照明强度不足的情况下, 对变电站场区进行监控的视频设备。2) 对变电站的有关设备、高压室、主控室、变电站场区进行远程监控的视频设备。3) 烟雾报警设备。4) 与调度中心直连的图像处理设备, 可供有关领导和负责人直接调用。5) 非法闯入报警设备。6) 红外自动检测和跟踪设备。

根据相关设备监控对象的不同, 我们可以将其分为变电站安全防范监控和电力设备运行状态监控。1) 变电站安全防范监控。变电站安全防范监控设备主要包括室内和室外两部分, 其中, 室内部分主要为摄像机和红外线摄像机, 并且这些设备还会与警报装置联动, 实现对变电站室内的24小时不间断监控。室外部分主要是在大门、围墙处设置的报警设备、红外对射探头, 并且与报警设备联动, 主要任务是对非法闯入进行监控。2) 电力设备运行状态监控。电力设备运行状态监控设备主要由四部分构成。首先是安装在室内外的摄像机, 主要任务是对变压器以及其它重要设备的运行情况进行实时监控。其次是安装在高压室、主控室的摄像机, 主要任务是对开关柜、显示屏进行监控。第三是安装在设备相应位置的温度探测器。主要目的是对设备的运行温度进行检测, 探测器可以通过自带软件对所得到的数据进行处理, 将其在视频画面中独立的显示出来, 并且具有与原始数据进行比对的功能。最后是有关报警设备, 作用是提醒主控室的工作人员对有关情况进行观察、分析和判断, 从而在第一时间排除检修队伍对故障进行处理, 最大程度的缩短了对各类用电事故的处理时间, 降低因停电而带来的不必要损失。

3 设备巡视工作的内容和管理措施

由于变电站长期处于无人值守状态, 因此, 设备巡视工作就成为了发现安全隐患、排除设备故障、确保设备安全运行的关键环节。根据时间和工作内容的不同, 我们可以将设备巡视工作分为正常巡视、夜间巡视、会诊性巡视以及特殊巡视四种类型。

3.1 正常巡视

所谓正常巡视, 就是工作人员通过观察、接触、听声音和嗅味道的方法来对设备的运行是否正常进行直接的感官定性和判断。

3.2 夜间巡视

夜间巡视也就是我们常说的安全检视, 主要检查内容有变电站的安全保卫情况、设备是否出现放点、电晕现象或者接头部位的温度是否过高, 一般来说, 夜间巡视的次数都相对较少, 并且无法代替正常巡视。

3.3 会诊性巡视

主要内容就是对设备的工作状态进行评估, 对可能存在的危险点进行检测, 并且对已经处理过的缺陷是否继续发展进行判定。

3.4 特殊巡视

一般来说, 只有在以下情况时, 才会进行特殊巡视。

1) 在雷雨天气, 对避雷记录器的动作情况、瓷套管是否出现放电闪络现象进行查看。

2) 在大风天气, 对设备引线是否被杂物缠绕、是否发生过度摆动的情况进行检查。

3) 在下雪太牛气, 对接头部位的发热和积雪融化情况进行检查, 并及时处理融雪形成的冰锥。

4) 在雨雾太牛气, 对瓷套管和污秽瓷质部分是否出现打火和放电现象进行检测。

5) 在节假日期间, 对变电站设备的负荷情况进行检测, 并注意加强安全保卫工作, 避免不法分子的破坏行为。

6) 在变电站设备处于过载状态时, 要增加巡视次数, 对设备的冷却系统、油温、油位、限流元件是否过热、设备声音是否出现异常等情况进行检查。

7) 在开关拉闸或掉闸后, 对设备是否出现喷油现象进行检查, 并对设备部件的完好度、温度以及保护装置的状态进行检查。

8) 在开关合闸后, 对设备的负荷分配、合闸质量、声音和气味等因素进行检查。

9) 在设备发生短路故障后, 对接头部位、引线设备声音是否出现异常状况进行检查。

实践表明, 设备存在的安全隐患以及发生故障的频率与巡视人员的业务水平、熟练程度、责任心、工作年限以及巡视人员所使用的器械和对有关数据的记录方式有着密切的联系。因此, 电力企业应注意加强对巡视人员的培训和再教育, 通过定期组织有关业务培训、邀请业内专家开展讲座等方式提升工作人员对巡视工作的了解程度, 如果有条件, 还可以选派业绩突出的工作人员到有关高校进行再教育, 以使其能够更好的指导巡视工作, 进而提高整个巡视工作的技术水平。同时, 还要注意建立相应的巡视工作制度, 明确巡视内容, 并注意建立与之相配套的奖惩措施, 从而充分调动工作人员的积极性, 最大程度的避免漏检、误检现象的发生。另外, 由于巡视人员所使用的检测设备也会对检测工作的质量造成很大的影响, 因此应注意根据自身的实际情况引进一些先进的检测设备, 以便进一步提高设备巡视工作的质量。

4 结语

虽然无人值守变电站的普及为电力调度工作带来了极大的便利, 但同时也对管理工作提出了更高的要求, 因此, 有关部门的负责人应该树立牢固的安全生产责任意识, 加强管理措施的巩固完善以及相关设备的更新, 从而使无人值守变电站能够更加充分的发挥出自身的积极作用, 为及时有效的排除设备故障、消灭事故隐患, 确保电力供应的安全、连续、稳定进行提供更多的保障。

摘要：随着国民经济的不断向前发展和自动化技术的进一步完善, 我国的很多地区都实现了无人值守变电站的普及工作, 这在确保供电安全、稳定进行的同时也加快了对事故处理的效率和准确性。但是与此同时, 无人值守变电站的普及也对运行管理工作提出了更高的要求, 如果没有很好的完成此项任务, 势必会对供电质量造成不利影响, 在给电力企业带来经济损失的同时损害其社会形象。本文首先对无人值守变电站的有关情况进行了简要介绍, 并对管理工作的技术措施、设备巡视工作的内容和管理措施进行了探讨。

关键词：变电站,无人值守,运行管理,设备巡视

参考文献

[1]赵国喜.无人值班变电站运行技术[M].北京:中国电力出版社, 2010.

[2]李建辉, 蔺普, 王志红.提高无人值守变电站的运行可靠性[J].内蒙古石油化工, 2009.

[3]吴玉红.浅析如何提高无人值守变电站的运行可靠性[J].电子技术, 2009.

无人值守变电站设计 篇11

关键词：盘区变电所；监测监控；无人值守；安装调试

中图分类号：TD611 文献标识码：A 文章编号：1006—8937（2012）23—0043—02

王庄煤矿62盘区供电网络中主要以6 kV、660 V供电为主，占整个供电数量的95%以上。由于井下盘区供电网络结构复杂，且负荷场所环境条件差，导致其线损率高，供电可靠性差，供电事故时有发生，严重影响了盘区安全生产。所以，根据王庄煤矿生产供电的特点和管理模式，实现井下供电远程测控，达到盘区变电所无人值守，提高煤矿供电的集中化、智能化、信息化管理，对实现王庄井下供电系统安全、可靠运行，适应62盘区生产设备向大型化、超大功率以及智能化方向发展具有重要意义。

1 无人值守监测监控系统技术参数及特点

王庄矿井下变电所无人值守监测监控系统由地面控制总站（KJ85煤矿供电远程测控系统）、KTG110矿用本安型光端机、KDW0.6/5矿用隔爆兼本质安全型不间断直流稳压电源、井下监控分站（KJF40B煤矿电力监控系统传输分站）、综合保护器组成。

地面控制总站（KJ85煤矿供电远程测控系统）的主要技术参数：传输速率为9 600 bps；传输距离不小于15.6km；误码率≤10—8；系统巡检时间≤30 s；最大控制时间≤30 s。系统功能包括遥测、遥信、遥控、遥调。

井下监控分站（KJF40B煤矿电力监控系统传输分站）主要技术参数：监控分站至综保的距离不小于1.2km；传输速率为9 600 bps；传输误差≤1%；传输方式为主从式、半双工RS485。监控分站功能是综合保护器与地面控制总站之间的测、控信息传递（接收综保信息并向集控中心发送，接收集控中心命令向综保发送信息），监测综合保护器的连接状态。同时承担网络节点，进行系统扩展及网络延伸。

集控系统采用树型结构，适应性强。系统软件由高级语言及汇编语言编写，保证数据的实时性和用户操作界面的友好性、便捷性。监控分站与综合保护器间采用点对点实时通讯，由KDW0.6/5矿用隔爆兼本质安全型不间断直流电源供电，保证信号的实时传输。

2 系统的主要功能

①遥测。接收及显示状态信息和开关设备综合保护器当前的整定状态信息（过载、过载延时、短路、零序电流、零序电压、漏电延时的当前整定值）、接收并显示综合保护器检测的进线电压值、负载侧电流值、分/合闸状态信息、接收并显示设备负载侧出现故障跳闸的原因信息（过载、短路、缺相、漏电、高电压、低电压、屏蔽电缆监视开路、屏蔽电缆监视短路）、接收并显示设备执行分/合闸命令时是否拒分或拒合。

②遥信。现场运行状态的实时远程监视，实时显示井下变电所设备的工作状态。

③遥控。由地面远程控制开关设备综合保护器的分（合）闸继电器完成分（合）闸动作和完成复位动作。

④遥调。由地面远程控制开关设备的整定值，地面集控中心可随时根据井下用电负荷对开关重新整定；通讯型电脑综保在开关负荷侧未出现过载和漏电时可接受重新整定命令，自动修改整定值，在通讯中断时综保整定值保持不变。

⑤故障定位和报警功能。配有声光报警提示功能，能够精确显示井下故障设备的位置和故障性质，便于分析和快速处理故障。如系统可依据运行情况形成的数据报表，包括五分钟、一小时电流和电压报表、电流和电压日月报表、故障记录、操作记录。故障记录内包含系统监测到发生故障设备的编号、故障内容和原因、发生的时间等；操作记录内包含系统记录的远程操作的操作内容（分、合闸、复位、修改整定、挂警示牌、井下分、合闸）、操作原因、操作人、操作时间等。系统可查看各个开关的各种属性、整定设置、操作记录、故障记录。

⑥系统有自检功能。用于测试和诊断系统功能和硬件工作状态，出现故障实现定位，方便维护，地面上位机退出工作，不影响井下测控系统正常运行。如在井下停电检修期间，可以通过在系统界面对检修的设备悬挂“有人工作，禁止合闸”警示牌，限制对检修设备的操作，使检修工可以安全放心地在井下处理问题，既及时预防了事故的扩大与发生，又有效地保证了维护工的人身安全。

3 设备安装调试分析与日常维护

综合自动化变电所设备与常规所设备有很大差异，在其安装与调试的时候，一定要熟悉设备，不要等到问题出现以后再解决，诸如远程控制方面的问题；由于保护电源和控制电源是分开装置的，当保护装置发生失电故障后，一般后台发出的是通讯故障，在远程监控上，不好判别现场实际的情况，所以，针对一些保护设备，要装置失电的远程控制；一定要考虑到任何一个影响到关系设备正常运行的细节，细节主要包括远程控制的正确、远程控制信号的完整及五防闭锁。

二次回路是工作检验的重点，在综合自动化变电所，关键问题也是系统的装置和回路，所以，在工作当中，除了要做传动试验和校验逻辑功能外，同时，必须要注意以下一系列问题：

①所接电压互感器的二次回路和电流互感器中性线必须是一点接地。

②控制电缆屏蔽层关系到微机保护的抗干扰性能，必须保证两点接地。

③一定要区分出保护、控制等直流电源，为防止直流电源的公用回路短路而烧毁熔断器，在切换直流电源的供电回路时，一定不要使用自动装置进行切换。

④进行线路改造时，首先必须核查图纸，在施工过程中，坚决执行相关规定。

为确保保护设备完好、可靠及以前整定装置整定值是否发生变化，在综合自动化变电站设备日常维护时，要对其保护装置进行定期试验。以前所使用的设备产品质量不过关，且例行试验条目较多且时间间隔段，导致试验技术人员劳动强度大，在试验过程中易发生认为造成的事故，随着微机保护装置安全可靠性提高及其在矿井的规模应用，试验过程简化了许多，同时，各种自动化试验装置的应用，大大降低了技术人员的劳动强度，例行试验的时间间隔长，这是变电所现在化发展的趋势，由于综合自动化变电所的微机保护装置试验有其自身特点，在试验过程中，不是使用过去的测试晶体管保护装置的方法，这就要求，在变电所保护装置试验中，技术员人要改变过去的思维方式和所依赖的经验，且微机保护装置本身存在强大的自检功能，目前，微机保护桩的采样值精度校验和其本身的逻辑功能是定期例行试验的重点，同时也必须保证二次回路的检查，其线和螺丝出点松动，就会可能造成严重的后果，必须在试验过程中引起重视。

在综合自动化变电所后台过程中，虽然在理论上其出错概率不大，但在实际过程中，可能会发生其遥控信号不正常的事件，所以在其运行过程中，要定期检验其后台运行的情况。

另外，由于微机保护装置的记录过程较短，不能确保完整的记录设备故障发生的全过程，所以必须使用故障录波器加强微机保护动作的数据统计分析，特别是没有完全采用微机保护的改造的变电所，要求有关技术人员要根据实际情况而制定出有效的方法，从订货、施工、投运及维护，要保证每一个细小的环节都不能忽视，要求技术人员有扎实的知识，认真的态度，保证综合自动化变电所的正常运行。

综合自动化变电所的运行管理是先进的，其先进性不是体现在不需要任何技术手段来维护其运行上，而是体现在利用先进的器材设备，互相协调，以达到降低技术人员的劳动强度，减人增效的目的上，这反而要求其管理人员业务素质更高，例如，为综合自动化变电所的安全运行，其设备的一些操作必须有技术人员来完成；由于其设备的一些隐患不能通过自身系统检测出来，也必须有技术人员在场监测。

值班技术人员作为综合自动化变电所运行的监控人员，改变过去的技术人员进行变电所正常运行的模式，要求其在工作过程中，一定要认真负责，明确分工，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。建立健全行之有效的运行管理制度，岗位责任制：调度值守员、现场运行人员、电气试修人员必须遵守各自的岗位责任制，做到分工清楚，责任明确，本岗位工作与其他岗位相互配合的原则。设备和专责维修制：有专人负责所内一、二次设备、通讯、远动/自动化设备的大小修、预防性试验等工作。加强变电运行技术管理确保人身设备安全，对防误操作，建立了严密的组织措施和技术措施，且确保技术装置的可靠。依靠先进技术，推广应用微机管理，充分利用现代管理手段和方法，进行动态管理和科学管理。不断更新知识与加强人员培训，使人人具备最基本的要求，作到“三熟三能”，我们本着结合实际，突出重点，灵活多样，讲求实效，全面安排，循序渐进的原则，把学习作为工作的一部分，不断提高人员的业务素质和思想素质。

4 结 语

自从煤矿井下供电远程集控系统在王庄煤矿62盘区投入运行以来，大大降低了人员投入、减少了事故的发生，缩短了停电时间，保证了安全生产，提高了经济效益和生产水平，为王庄煤矿的集约高效、安全和谐、可持续发展提供了有力保证。具有较好的经济效益、社会效益及推广价值。

参考文献：

剖析无人值守的变电运行技术 篇12

关键词：变电运行,无人值守,技术剖析,运行管理

1 引言

随着电网变电站高度智能化和数字化的进展, 变电站无人值守模式已初步形成, 并且逐渐扩大应用。由于变电站占地面积较大, 虽然后来大多采用了占地面积相对较小的GIS或者HGIS设备, 但是总的设备数量仍较多且种类复杂, 所以变电运行的管理和维护水平有待提高, 各种检测数据的记录、采样及分析都有待优化。无人值守变电站技术的发展关键是能够随时掌握设备运行状态, 提高无人值守变电站的巡视质量。

2 无人值守变电运行模式

2.1 无人值班变电站的概念

无人值班变电站是不安排运行值班人员, 设备主要控制操作以及设备的状态监测均由远方控制端进行, 设备采取定期巡视和维护。无人值班变电所是一种先进的运行模式, 无人值班并不代表不需要任何技术措施的无人管理, 而是需要有经验的高素质人员, 运用先进的设备进行远程协调, 做好管理工作, 以做到减人增效的目的。

无人值班和有人值班有着本质区别。无人值班模式更加新颖, 更符合减员培效的趋势。在无人值班模式, 运行人员无需再对现场设备运行状态进行监视, 可以不在主控室小室24小时值班, 现场设备的状态监视由集中控制中心完成。但运行人员应配备相应的通讯设备, 及时与现场取得联系。

2.2 无人值班变电站的技术基础

在现代通信技术、信息处理技术、现代电子技术和计算机技术迅速发展下, 实现了对变电站二次控制系统, 其中包括自动装置、测量回路、信号回路、继电保护装置、控制系统、故障录波装置及远动装置等的重组和优化, 实行对变电站一次、二次设备的运行状况执行测量、监视、控制和协调。这种综合自动化系统通过该系统内各设备之间达到共享, 相互交换信息数据, 从而实现变电站设备的监视和控制命令。

与此同时, 光纤通信网络的建设也为无人值班变电站和集控中心之间的信息传递提供了保障条件。千伏变电站的通信主干网架已基本实现光纤化, 虽然还有部分变电站存在综合自动化水平较低、一次设备比较落后等问题, 但通过对变电站自动化系统进行改造建设, 扩大通讯通道容量, 加强通信通道可靠性以及提高占有率, 同样可以达到一个集控中心集中监管控制十几个千伏变电站的目的, 从而大幅度提高电网的管理水平。

2.3 500 k V无人值班巡视新技术

随着新技术的发展, 在500 k V变电站巡视应用中出现了远程智能机器人代替人智能监控巡视, 巡视路线可由掌上PDA对智能终端PDA下达命令, 实现人工识别巡视, 综合各方面考虑, 使其与机器人巡视、人工识别巡视和远程智能巡视等分工职责相结合, 在技术上, 对当前500 k V无人值班的巡视工作进行优化和改善。

各个站应对有侧重点不同的巡视技术, 交叉巡视或采取特殊巡视, 对象可以同时巡视。为了保证巡视技术能够覆盖变电站, 可以全方位针对性重点巡视, 侧重点设备的要特殊巡视, 使得巡视多样化且保障性强, 确保巡视效率的提高, 使巡视质量具有可靠性。

远程智能监控巡视具有显著的效果, 在时间方面, 使巡视所花费的时间比人工巡视所花费的时间少, 有效提高了巡视效率。从工作质量来看, 智能机器人巡视和人工识别巡视的巡视细节更到位、更容易发现缺陷或异常, 巡视范围更全面, 巡视结果可以通过无线通讯技术传输, 数据由主机输入到机器人和PDA的电脑芯片, 预警提醒并命令完成相应的巡视任务。

3 无人值班变电运行的现状

500 k V变电站由于网架电压等级较高, 设备及导线的绝缘等级要求也相对较高, 因而占地面积大, 一次设备种类繁多、结构复杂、体积庞大, 各种保护及自动化系统配置也复杂, 对于巡视的工作量和内容要求也更加多且严格。

目前主干网架中以500k V超高压电网为主, 因为其变电站供电半径较大, 并且需要跨地区设置, 所以其无人值守模式只能通过全省统一调度监控实现, 巡视管理不如220k V单一地区小区域电网的无人值守模式灵活。

对于实际操作, 改造后的变电所还是存在一些安全问题, 这些安全隐患不能通过自动化系统就能完全显示出来, 因此必须配备工作人员进行实地定期检测和维护。

4 无人值守变电运行的优化管理

4.1 建立行之有效的运行管理制度

一切组织都需要一套可行的制度, 无人值守的变电站首先要实行的是岗位责任制, 通信自动化维护人员和电气检修班成员等必须清楚分工, 严格遵守和执行各自岗位的规章制度。除此之外, 变电站还需要建立设备专责制, 尤其专人检测维护是必不可少的配置, 虽然, 实现无人值守, 但是, 对通信和远动设备的均需专人检测维护, 一二次电气设备运行需要专人检测。同时必须严格规定交接班制, 接班时, 应准时、责任明确。填写记录要认真、交班手续清楚, 前后衔接。实行运行值班制, 以二班制或三班制, 请勿连班工作, 导致疲惫工作, 造成不必要的事故, 也可以保持值班人员良好的精神状态。

4.2 明确运行管理的职责分工

变电值班可以分为两部分:一部分由施工人员到现场实施, 进行隔离开关操作、设备巡视、运行维护、安全措施和事故处理;一部分由值班人员通过远程监控自动化设备实施, 运行监视、抄表记录和必要的断路器操作。

4.3 加强变电运行技术维护管理

勤加检测, 做好检修记录、设备台账、缺陷记录、大修周期等资料的收集和整理工作, 对发现的问题加强维护, 准确和迅速地排除设备故障。任何技术的管理都要保证运行安全和人身安全, 可以借鉴《电力安全工作规程》里的经验与教训, 必须认真贯彻执行两票三制。

5 总结

随着现代科技的发展, 信息化的通信网络、技术广泛应用在无人值班变电站中, 不断应用新技术给为无人值班变电站增添方便, 为电力企业建设提供了坚实的技术基础, 自动化控制的变电站实现减人增效, 缓解了企业在变电运行的压力。但是, 无人值守变电站设备管理系统信息系统平台的建设存在技术难度, 是一项复杂的系统工程, 并且工作巨大, 在建设的过程中, 应该多加探索, 多加思考, 不断完善无人值班变电运行技术。

参考文献

[1]王修庞, 罗虎.变电站集控运行管理模式探讨[J].继电器, 2008 (8) :91-94

[2]束洪春.电力系统以可靠性为中心的维修[J].机械工业, 2009.