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 第1篇

1 220k V变电站概况

该变电站属于该地区的枢纽变电站, 包括两台180MW变压器, 12条66k V线路和7条220k V线路。担负着对周边九台一次变电站及其它变电站的供电任务, 其周边的几家企业均采用该变电站66k V线路进行供电。该一次变电站于上世纪九十年代建成并投入使用, 其二次直流供电系统及继电保护均属于电磁型。随着科学技术的不断发展, 设备也不断的更新, 现阶段变电站保护包含四统一保护、新型微机保护、电磁型保护及晶体管保护等类型。变电站直流系统也发生了改变, 更换为有微机控制的直流充电式系统。由于变电站保护系统种类非常多, 遥信量也逐步增加, 使得远动系统的接线成为一个难题。

2 一次变电站无人值班改造方案

该220k V一次变电站进行无人值班改造时, 采用D200网络型RTU, 通讯规程采用IEC60870-5-104网络规约, 通过微机闪光报警装置将光字牌信息接入RTU。

2.1 D200网络型RTU

⑴性能。站内繁多的智能设备数据通过局域网传递到D200网络型RTU, 主要智能设备包含智能电气设备、保护装置及测控单元, 与后台主机监控系统实时进行通讯, 有效的解决了前端数据实时性差、采集量大的问题。网络具有的高准确度、大容量、抗干扰能力强及高速度等特点在此也得打了体现。D200网络型主动单元还可以通过路由器和广域网进行连接, 将大量的信息及数据实时上传给省调度中心及地调度中心EMS主站进行通讯, 改变了传统的远动传输模式。这种方式最主要的优势包含以下几个方面:首先, 采用TCP/IP协议, 这和国际标准通讯规约的要求也是保持一致的, 能够更方便的和广域网进行连接通信。其次, 220k V变电站的专用通道一般为三至四条, 由于系统的升级改造, 实现了资源的共享, 现在只需要一条网络线路就能够实现。第三, 通过以太网后台主站系统、间隔层I/O测控单元、站端主机SMU主单元之间实现了同时交换数据的功能, 使数据库的一致性和同时性得到保证。就现阶段而言, 无人值班变电站已经是发展的必然, 远动主站操作及监控也发展的方向, 只有在数据传输的可靠性方面不断加强, 通过网络通信, 才能实现无人值班变电站的各种功能。

⑵特点。首先, 处理能力强大。D200网络型RTU支持多线程和多CPU并行处理事件, 所处理事件可独立完成, 互不影响, 在同一时间内对多个通道的数据可以进行不同的控制。其次, 开放性的网络。站端主机满足开放系统的要求, 进行开放式的通讯。与远方调度中心计算机系统及后台站级监控机实现网络通信, 信息的传输实时性和传输容量得到提高。第三, 多通信口。D200网络型RTU支持多种通信接口。第四, 优越的网关性能。SMU站控单元是RTU、间隔层、保护装置及IED数据在调度主站及后台主站间的网关, 具有优越的性能。第五, 较高的可靠性, RTU在变电站故障发生后, 支持自动切换, 具有较高的可靠性。第六, 开放性好, 新型的D200网络型RTU支持原有D20的全部功能, 包括D20专用维护端、链路接口及以太网的接入能力, 也支持变电站综合自动化软件及规约库的应用。

2.2 通讯规约

该220k V一次变电站集控站及D200网络型RTU主机均采用IEC60870-5-104通讯规约, 通过CDT通讯规约与省调度中心、地调度中心实现实时、可靠的通信, 最大限度的保证了集控站对实时性及信息量的要求, 有效的降低了改造施工的难度及造价。所谓IEC60870-5-104通讯规约, 即指IEC60870-5-101通讯规约在以太网上以TCP/IP数据包格式进行传输的应用, 该通讯规约能够传输遥信、摇测、遥控、遥调及保护事件信息, 对录波数据及定制进行保护。

2.3 光字牌信号

该220k V一次变电站, 通过微机闪光报警装置传输保护信息, 信号传输分为两路, 分别送往光字牌和D200网络型RTU主机, 确保信息传输的准确性。应用微机技术, 实现闪光报警装置的应用, 其主要特点是抗干扰能力强、操作简单、可靠性高、维护量小等, 还可以其它一些特殊的功能, 如对报警信号进行追忆、数据通信、掉电保护、报警音像自动消音及报警方式双色双音等。发出的报警信号通过缓冲电路及光电隔离后进入微处理器, 根据操作命令及设定的程序, 隔离输出后驱动光字牌, 继电器就会使音响发出报警声音, 通过同步继电器, 同时输出无源接点。此外, RS-485通讯接口的配置, 与本机或相应设备通过RS-232接口与上位机进行通讯, 还有就是独立电源的使用, 保证了各种设备的正常运行。

本文所研究的某地一次变电站实施无人值班改造后, 首先进行了变电站机房主站、集控站及RTU的调试, 逐项对IEC60870-5-104通讯规约进行调试。通过几个月的施工, 该变电站站内电缆敷设标准、整洁, 为设备的运行与维护奠定了良好的基础。

摘要：本文结合某220kV一次变电站无人值班改造的实际方案, 对变电站改造中的自动化、微机远动装置、继电保护信号、通讯规程等方面的内容进行介绍, 为业内相关工作者提供借鉴。

关键词：变电站,无人值班,RTU,远动装置

参考文献

[1]郭松.关于无人值守变电站改造的探讨[J].中国新技术新产品, 2011 (8) .[1]郭松.关于无人值守变电站改造的探讨[J].中国新技术新产品, 2011 (8) .

无人值班变电站管理办法 第2篇

本标准规定了有关无人值班变电站的管理职责、管理内容与要求、检查与考核。本标准适应于天门电力系统无人值班变电站。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

《35-110kV 变电所设计规范》GB 50059-92 《远动终端通用技术条件》GB /T 13729-92 《火力发电厂变电所二次接线设计技术规定》NDGJ-98 《电力工程电缆设计规范》GB 50217-94 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285-93 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB 50062-92 《电测量仪表装置设计技术规程》SDJ-9-87 《地区电网调度自动化设计技术规程》DL 5002-91 《交流电量变换为直流电量的电工测量变送器》GB/T 13850.1-13850.2 《交流采样远动终端技术条件》DL/T 630-1997 《远动设备及系统接口》IEC 870-3：1989 《县级电网调度自动化功能规范》DL/T635—1997 《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T 578-1996 《电压监测仪订货技术条件》DL500-92 《农网无人值班变电所运行管理规定》DL/T 737-2000 3 总则

无人值班变电站管理是一个技术含量高、涉及面广，且与电网调度自动化主站系统功能相关联的一项系统工程。为了切实加强天门电网无人值班变电站管理，特制定本管理办法。4 机构、部门及职责

4.1 无人值班变电站管理应统一领导、分级管理。各级管理机构之间应相互配合、紧密合作。

4.2 天门局生产技术科是天门供电局无人值班变电站的技术主管部门，设专责工程师，负责业务管理和技术指导。

4.3 天门变电工区负责对采用综合自动化设备实现无人值班的 110KV及以下变电站的变电设备及监控设备运行维护管理。并负责110KV及以下变电站的变电设备、监控设备的修、试、校及更新改造工作。4.4 对于采用RTU实现无人值班的110KV及以下变电站，其监控部分和以上变电站的所有通信部分设备仍由天门电力调度所负责运行维护和检修。

4.5 天门电力调度所应根据管理权限负责对110KV及以下无人值班变电站实行监控。4.6 变电工区应根据管理权限，负责对110KV及以下无人值班变电站实行监控。设置巡视操作队，负责对110KV及以下无人值班变电站进行运行维护。负责对所辖无人值班变电站的变电设备、监控设备的检修工作。以及负责110KV及以下无人值班变电站的运行维护及检修管理。

4.7 监控中心、巡视操作队和检修队等机构，应根据其所管无人值班变电站的具体情况，配备必要的交通、通信工具和人员。

4.8 机构的设置应能满足本单位所辖无人值班变电站监控、运行维护与检修的要求。交通、通信工具的配置应能满足巡视及检修响应时间的要求（一般应保证及时取得联系，抢修时1小时内赶到现场）。人员配备应符合设备运行维护及检修要求。

4.9 各运行维护和检修单位所设置的机构，配置的交通、通信工具，配备的人员应报天门供电局主管部门审核批准。

4.10 局生技科负责本局无人值班变电站的各监控、运行维护、检修等部门和单位之间的协调管理。督促各部门和单位执行各项管理制度。各种技术资料、台帐的收集整理，各种报表的汇总上报等工作。4.11 调度所（监控中心），负责无人值班变电站的运行监视、遥控、遥调操作、检修申请批复；指挥巡视操作队对无人值班变电站的正常操作、事故及异常处理；负责各种统计资料的整理并上报；负责无人值班变电站内的通信设备、远动（RTU）设备的维护管理；负责新增通信、远动（RTU）设备的验收投运；履行调度规程规定的其它职能。

4.12 变电工区（巡视操作队），负责无人值班变电站设备的巡视、维护；在监控中心的指挥下进行操作及设置安全措施；参与新投设备和检修后的设备验收；负责无人值班变电站各种记录、台帐、图纸、资料、图表的完善和上报工作；负责无人值班变电站内设备缺陷管理和设备评级上报；总结无人值班变电站的运行管理经验，提交运行分析报告；负责无人值班变电站的清洁卫生及绿化管理。

4.13 4.12 变电工区（巡视操作队）负责根据监控中心、巡视操作队的要求对无人值班变电站设备进行抢修。负责根据生产技术部门下达的检修计划对无人值班变电站设备进行检修。建立检修台帐和检修记录。新建与改造要求

5.1 电力系统无人值班变电站建设，应按照“先规划后实施、先试运行再正式投运”的原则执行。5.2 新建和改造无人值班变电站必须向主管部门申报技术方案，经批准后严格按方案实施。

5.3 设备选择要坚持安全可靠、技术先进和经济适用的原则。要注重小型化、无油化、自动化、免维护或少维护。要适合于无人值班的运行条件。应选用质量优良的国产定型产品。

5.4 对改造的无人值班变电站，一、二次设备完好率应达100%，一类设备应在90%以上。主变压器有载调压开关必须具有滑档保护功能。

5.5 必须有完善的电网调度自动化主站系统，应具有完善的“四遥”功能，其系统功能和技术指标应满足《地区电网调度自动化设计技术规程》DL 5002-91和《县级电网调度自动化功能规范》的各项要求。

5.6 无人值班变电站与监控主站之间应具有两条独立的数据传输通道，并能自动切换。通道误码率应-5小于10。

5.7 无人值班变电站投运前必须针对各单位的具体情况制定出现场运行管理规程，并报天门供电局批准后方可实施。6 监控系统要求

6.1 远动终端（RTU）应满足信息采集、处理、发送和命令接收的要求。性能应符合《远动终端通用技术条件》和《交流采样远动终端通用技术条件》。

6.2 站内不设固定的计算机监视设备(当地功能)但应设置当地功能的硬软件接口并配置运行维护用便携式计算机和当地功能系统软件。

6.3 变电所的同一被控设备只允许由一个远方监控端对其实施遥控、遥调和对时。6.4 信息传输规约应符合现行电力行业标准远动设备及系统第五部分传输规约第101 篇基本远动任务配套标准或循环式远动规约。

6.5 信息传输速率不宜小于300bit/s。

6.6 变电站通信设备、远动终端（RTU）应配备有可靠的事故备用电源。容量应能维持供电3小时。6.7 通信设备、远动终端（RTU）的保护接地、防雷和过电压保护措施应符合《电力系统通信站防雷运行管理规程》的规定。7 验收检查与检测

7.1 对新建、改造和设备变更具有无人值班运行条件的变电站，必须由主管部门组织各专业人员，在对一、二次设备检验的同时，对所有遥测对象进行精度测试，遥信对象进行对位检查和响应时间测试，遥控及遥调对象进行调、控试验，并确认各项功能及指标均合格。

7.2 对新建、改造和设备变更无人值班变电站，应检查运行所需的规程制度、系统图表、记录表格、安全用具等。投运设备应有标示牌和双编号。

7.3 设计要求的所有设备及其保护、自动装置、监控装置与传输通道等，以及相应的辅助设施均已装齐、调试、整定合格且调试记录齐全，验收中发现的缺陷已经消除，具备投入运行条件。7.4 各种测量、计量仪表装置齐全，符合设计要求。

7.5 站用电源、照明、通讯、采暖、通风等设施按设计要求安装试验完毕，能正常投入使用。7.6 消防设施齐全，符合设计要求，并经检验具备使用条件。防小动物措施，孔洞封堵等。7.7 具备必须的备品及工具。

7.8 全套设计图纸及技术资料，设计修改应在图纸上注明并附设计修改通知单，设计修改较多的，应另行绘制竣工图。制造厂提供的图纸、技术说明书、安装调试大纲、出厂合格证书等资料及备品配件。7.9 防误闭锁功能齐全、完善。

7.10 已编制现场运行规程，并已报天门供电局批准执行。8 试运行及正式投运

8.1 对新建、改造和设备变更具有无人值班运行条件的变电站，必须由主管部门验收合格后，由天门供电局批准后，方可进入试运行期（试运行期暂定为6个月），试运行按照验收小组批准方案进行。8.2 验收应成立有建设单位和施工(包括调试)单位、设计单位、调度部门、运行单位代表组成的领导小组（必要时请厂家代表参加）。验收后应提出验收结论，并提出试运行方案。同时应列出未完工及需要处理的事项的清单(包括工程项目、范围、负责完成的单位及完工日期)，分送生产、施工、设计及有关单位。

8.3 试运行前，施工调试人员应向运行(包括远动和通讯)及检修人员进行现场培训或技术交底。8.4 试运行过程中，应对设备的各项运行数据作出详细记录。

8.5 试运行期，所有运行模式必须严格按无人值班变电站正式运行管理方式执行，但保留值班人员对设备运行状态进行监视，以防紧急事件。

8.6 经试运行期考核合格的无人值班变电站，在调度自动化系统主站端相应功能健全，无人值班变电站操作维护检修机构及人员、设施完备，现场运行规程和管理制度落实的前提下，应向上级主管部门正式书面申报验收，由上级主管部门组织人员现场验收，符合功能及技术指标要求并书面批准后，方可正式接入投运。正式投运时间以书面批文为准。9 运行管理

9.1 110KV及以下无人值班变电站，由天门局生产技术科根据《农网无人值班变电所运行管理规定》DL/T 737-2000要求制定相关运行管理规定执行。

9． 1无人值班变电站事故跳闸后，保护装置跳闸信号的复归，不宜采用遥控方式复归。对调度规程要求可试送的对象，可在试送前遥控复归一次。9.2 对有载调压变压器进行遥调操作时，必须严格执行《有载开关运行维护导则》要求。9.3 无人值班变电站各交流母线电压考核点数据的采集与处理，按能源部《电压监测仪订货技术条件》DL500-92标准执行。

9.4 值守人员每日至少应对无人值班变电站进行一次全面检查。值守站人员交接班时由交班人员与接班人员共同进行设备巡视。

9.5 巡视操作人员每周至少对所辖变电站进行2次日间巡视，每月至少进行2次夜间巡视。天气异常或设备过载、故障异常运行等特殊情况，值守人员和操作人员均应增加巡视次数。必要时值守人员应在控制室值守或恢复有人值班。

9.6 监控中心值班人员在对无人值班变电站进行遥控、遥调操作时必须认真填写操作票，严格按照一人监护（正值），一人操作（付值）的规定执行，并填写好操作记录。

9.7 无人值班变电站监控设备退出运行，需经监控中心值班员同意（对上级调度自动化系统数据有影响的，应取得上级调度自动化系统主管部门的同意）。

9.8 当无人值班变电站直流系统异常时，监控中心当班值班员应及时通知巡视操作队检查处理，当发生直流失压或直流电压过低不能使保护可靠动作时，当班调度员须立即遥控断开上一级开关，并通知巡视操作队和检修队及时处理。

9.9 电容器开关因过流保护动作，应通知巡视操作队到现场检查，确认无误后才能试送电。9.10 监控中心当值人员发现监控自动化系统信息有误或无信息时，应立即通知远动人员进行处理，并作好记录。

9.11 变电站实现无人值班管理模式后，原有电压监测仪应退出运行，其电压监测的采集与预处理功能应由RTU或变电站综合自动化系统负责完成（按原能源部《电压监测仪订货技术条件》DL500-92标准执行），并上传到调度自动化主站系统经处理和统计后，按无功、电压管理要求将数据提供给无功电压管理部门。10 人员管理

10.1 无人值班变电站运行维护、调试检修人员应具有中专以上文化程度，并具有高度的工作责任心；业务熟悉、接受新科技、新技术能力强。

10.2 无人值班变电站运行维护、调试检修及管理人员应加强对新设备、新技术、新规章、新制度的学习。11 检修管理

11.1 无人值班变电站设备检修，按《天门供电局输变电设备检修管理标准》要求执行。11.2 对采用RTU实现无人值班的变电站，RTU和通信设备根据管理范畴由天门电力调度所远动自动化人员负责检修。

11.3 所有无人值班变电站通信设备，根据设备管理范畴由天门电力调度所通信设备维护人员负责检修。技术资料管理

12.1 生产技术科除应有常规变电站管理技术资料外，还应有以下资料：

12.1.1 监控自动化系统配置图 12.1.2 监控自动化系统设备台帐

12.1.3 无人值班变电站试运行及正式运行验收申请报告 12.1.4 无人值班变电站正式投入运行的批复。12.1.5 通道配置图

12.1.6 产品出厂成套技术资料 12.1.7 监控自动化系统设备台帐 12.1.8 符合现场实际的运行规程

12.1.9 变电设备、监控自动化装置及通信系统设备修、校、试台帐 无人值班变电站正式投运批复

12.2 变电工区（检修操作队）除应有常规变电站管理技术资料外，还应有以下资料：

12.2.1 监控自动化系统配置图 12.2.2 通道配置图

12.2.3 产品出厂成套技术资料 12.2.4 监控自动化系统设备台帐 12.2.5 符合现场实际的运行规程 12.2.6 变电设备修、校、试台帐 12.2.7 无人值班变电站正式投运批复 12.2.8 地理结线图

12.2.9 各站一、二次系统接线图 12.2.10 站用电及直流系统接线图 12.2.11 各站防雷接系统地图 12.2.12 各站保护原理接线图 12.2.13 监控自动化系统配置图 12.2.14 通道配置图

12.2.15 产品出厂成套技术资料

12.2.16 各站设备的修、校、试台帐 12.2.17 符合现场实际的修、校、试规程

12.3 调度所（监控中心）应有以下资料：

12.3.1 运行日志 12.3.2 缺陷记录

12.3.3 断路器跳闸记录 12.3.4 二次回路工作记录 12.3.5 避雷器动作记录 12.3.6 运行分析记录 12.3.7 设备评级表 12.3.8 工作票登记 12.3.9 操作票登记 12.3.10 现场培训记录

12.3.11 RTU及通讯设备维护检修记录 12.3.12 遥控遥调操作记录

12.4 巡视操作队应有以下技术资料：

12.4.1 现场运行规程 12.4.2 调度规程 12.4.3 三种人名单 12.4.4 设备巡视记录

12.4.5 各站完整的竣工图纸 12.4.6 各站设备台帐 12.4.7 各站设备检修记录 12.4.8 培训计划及培训记录 12.4.9 两措计划及完成情况统计 12.4.10 各站最新的保护定值通知单 12.4.11 上报的各种报表 12.4.12 整理好的两票

12.4.13 其它各种生产制度和规程汇编

12.5 无人值班变电站应有以下技术资料：

12.5.1 一次主接线图 12.5.2 保护配置图

12.5.3 站用电系统接线图 12.5.4 操作电源系统图 12.5.5 防雷接地系统图 12.5.6 巡视路线图 12.5.7 消防平面布局图 12.5.8 值守记录

12.5.9 “四遥”信息表

12.5.10 监控自动化装置与通信系统配置及接线端子图

浅谈无人值班变电站运行模式的改造 第3篇

无人值班变电站采用无人值班、少人值守或无人值守的管理模式，在变电站安装综合自动化系统，运行管理人员在集控站或监控中心远距离对变电站运行进行监控管理。对传统变电站进行改造，实行无人值班有以下原因：

1.1 它能更好地适应工业对电能质量的要求

现代工业，尤其是高新技术产业，对电能的电压水平、频率、纹波系数、供电连续性等指标都有较高的要求，电力企业就要适应这种要求，工业自动化以及与之相应的变电站自动化有着信息加工量大、信息反馈快等人力不能超越的优点。因此，在变电站中引人工业自动化，实现无人值班是科学的选择。

1.2 它是电力企业安全运行的要求

统计表明电力行业的事故中，由人为因素造成的占有相当大的比重，为减少事故，维护电力系统安全运行，排除人为因素是一个有效措施；而且目前运行人员紧缺，精力有限，"十一五"电网建设速度加快，建成投产的变电站数量大，难以保证运行安全。

1.3 从经济效益的角度看，可以实现"减人增效"

从我国近几年的改造和新建的无人值班变电站的实际运行情况看，无人值班变电站的实施，提高了设备的可靠性，简化了生产管理环节，降低了电力建设造价，促进了电网的安全稳定运行，使电力部们提出的"减人增效"工作得以成功实现，同时提高了电力企业的劳动生产率，推动了供电网络运行科学化管理，取得了明显的经济效益和社会效益。

2 无人值班的模式

目前变电站实施无人值班集中监控一般有以下三种方式实现：

2.1 监控中心设在多个变电站

比较分散，不便管理。建立多个监控中心，需要上多套监控系统，投资较大，而且是重复性的投资，造成资源的浪费。而且由于人员分散，有事故的时候不能从"网"的角度考虑问题，仅仅停留在某几个变电站上，不利于集中控制的实施。

2.2 监控中心设在集控中心

可以查看所辖地区的所有变电站的情况，而且可以有效缓解调度人员的压力，减轻他们的负担，使调度人员专心负责运行方式及事故处理。信号及报警由集控人员筛选，遇有事故及严重异常，由集控中心向调度汇报。

2.3 监控中心与调度合并在一起

监控与调度双重任务使人员工作量增大，既要监控信号，又要考虑运行方式。而且遇有远动故障或者误报时，严重分散调度人员的注意力，使人员身心疲惫。遇有事故时，不能快速准确地做出判断。

3 现有无人值班模式的优点

3.1 投资省，建设工期短

因为不需要为运行人员准备休息室、厨房等生活必需的设施和必需的生活用品，工程量和财政支出减少很多。建设一座无人值班变电站只需同样规模有人值班变电站投资的90%。常规变电站从土建、设备安装、调试到竣工送电，一般需要一年时间，而无人值班变电站只需半年左右时间。

3.2 解放了变电值班人员，便于管理

运行人员由原来的分散在各个变电站，现在统一在操作队中，人员集中，而且监盘的工作统一由集控中心负责，相对来说便于管理。运行人员不需要24小时监盘，可以使运行人员身心放松，集中精力做好倒闸操作和事故处理的准备。而且实行无人值班，操作队的生活条件也比在偏远变电站好得多。

3.3 运行和管理费用低

新建无人值班变电站由于采用新型高压设备及完全户内式设备布置，多为免维护的全封闭组合电器，运行费用仅为常规变电站的1/10。而且，实行无人值班可以缓解人员短缺的情况，相比传统的有人值班模式，实行无人值班大约可以使值班员减少30%。

3.4 供电可靠性高，提高安全运行水平

无人值班变电站设备可靠性和基础自动化的提高可极大地缩短事故停电时间和缩小事故停电范围，由于无人值班变电站不设运行值班员，且有较高的自动化水平，因而可减少人员误触电事故和误操作事故。

3.5 供电质量得到进一步提高

由于无人值班变电站有载调压的主变压器实现遥调，无功补偿装置实现遥控，因而母线电压能维持在较为理想的水平，电压合格率在常规变电站基础上至少提高5%。

4 现有无人值班模式存在问题

4.1 时间不能保证

对于无人值班变电站因操作队员未按计划时间到位的现象很严重。主要发生在进行比较偏远的变电站倒闸操作中，操作队的人员需要开车很远才能到达站里，道路情况、天气因素严重影响操作人员的时问。其次就是涉及多个变电站的倒闸操作，而只有一组操作人员，需在多个变电站之间往返跑，而不能按时到操作现场，或者因为车辆、路况等特殊原因造成操作人员不能按时到操作现场。再就是紧急事故处理时，人员不能及时到达现场，耽误时间，容易使事故扩大。

4.2 操作队员能力达不到要求

因为所辖变电站多，操作队员对每一个站的运行方式和设备都要熟悉，以便快速、准确的进行倒闸操作和事故处理。这样一来，原来只需要掌握本站运行方式和设备状况的值班员，现在不得不尽快掌握所有站的运行方式及设备状况，对值班员的要求提高很多。某些值班员水平和能力有限，不能胜任工作。

4.3 操作队员与工作负责人不好配合

目前很多单位都采用的是电子票。一种工作票要提前发给操作队，经运行人员审核无误后执行。由于无人值班变电站没有联网的电脑，工作开始前，工作负责人和工作许可人都要到操作队办理工作许可手续，尤其是工作现场离操作队很远的情况。严重影响工作开始时间。而且现在实行无人值班，操作队人员是回到操作队还是在现场等待很难决定。回去了，工作完工再回来需要时问，影响送电，延长了停电时间。不回去留在这里等待，如果工作出现意外情况，不能按计划完成，操作队员在这里白自浪费时间，影响其他工作。

5 基地站+集控中心模式

5.1 基本配置

鉴于目前无人值班变电站运行模式存在的问题，采用的是将所辖变电站分区分片，以地理位置为依据，将所有变电站分为几片，每一片设一个基地站，基地站设在该片的枢纽变电站上。

5.2 新模式的特点

5.2.1 运行人员负担减轻

操作队+集控中心模式下，操作队人员需要掌握所有站的情况，而基地站+集控中心模式基地站人员只需要掌握自己所辖站的情况，负担只相当于原来的1/3。由于距离上的减少，人员巡视也更加方便，可以减少巡视周期，增加巡视次数，提高巡视质量。这样，基地站的运行人员可以熟练地掌握情况，准确无误地操作、正确及时的处理事故和突发情况。

5.2.2 220k V变电站的紧急情况可以及时处理

220k V变电站位置比较重要，而且多为网上联络。留守的一个人可以及时处理事故，报告调度、复归信号、停用保护等。需要进行倒闸操作的时候，基地站派人过来协助留守值班员操作。这样可以减少停电范围，防止事故扩大。

结束语。无人值班是一项系统工程，涉及到人员、设备、管理等诸多问题，借鉴国内外在无人值班方面的先进经验，提高运行维护水平，确保电网安全稳定运行，仍将是今后研究和探讨的方向

参考文献

[1]蔡桂华.电力自动化系统中心站无人值班方式的实现.华北电力大学硕士学位论文.

[2]尚春山.无人值班变电站建设与改造.山西电力, 2006年2月第一期.

无人值班变电站留守人员职责 第4篇

1、留守人员是无人值班变电站安全保卫管理工作的第一责任人，对无人值班变电站的安全保卫管理工作负全面责任。

2、坚守岗位，认真负责，服从工区的工作安排。

3、实行24小时值班制度，值班期间不得无故离开变电站，确需离开必须向工区主任履行请假手续。

4、值班期间应随时巡查规定巡视的区域，发现失盗及其它异常问题应立即报告工区，在力所能及的情况下处理和控制异常。

5、在认真做好变电站安全保卫管理工作的同时，按照巡视路线定时对高压区设备进行全面检查，发现设备放电、打火、渗漏油等异常情况时应立即报告工区。

6、配合相关部室人员查看相关运行数据及抄录计算电量。

7、做好规定范围内的简单运行维护工作。

8、变电站大门原则上保持24小时闭锁。

9、要经常保持变电站规定巡视区域内的环境卫生清洁干净。

10、值班期间严禁带领与值班保卫工作无关人员进入变电站，外来人员进入变电站需持有经批准的审批单，如遇特殊情况看守人员应征得批准人的同意方可允许进入变电站，同时做好外来人员进出变电站登记工作。

变电站的无人值班改造 第5篇

直流系统是保证电力系统中变电所安全可靠运行的重要系统, 它为其保护、控制、操作、综合自动化、远动通信等设备提供可靠的电源。针对目前无人值班变电站直流系统的运行现状, 控制保护等装置一旦失去工作电源, 势必造成不可想象的后果。

1 加强蓄电池的运行维护

蓄电池作为直流系统的电源是该系统的关键设备, 其容量直接影响直流系统的可靠供电。所以首先要加强对蓄电池的运行维护工作量。免维护阀控铅酸蓄电池的广泛应用, 在运行中人们却对新型设备的运行维护存在误区。阀控蓄电池被称为免维护电池, 但是不是安装运行之后就可以什么都不用管, 只是相对以前防酸和镉镍蓄电池来说, 不需定期检测电解液密度值, 加蒸馏水而已。阀控蓄电池若维护管理不当, 就会缩短使用寿命, 容量下降, 壳体鼓肚开裂等, 所以阀控电池要及时正确地进行维护管理, 使其保证额定容量, 延长使用寿命。

1) 定期检查蓄电池的单体电压值, 阀控蓄电池在运行中电压偏差值应符合表1的规定。

2) 定期对阀控蓄电池做外壳清洁工作, 以免电解液漏液造成电池绝缘降低;电解液腐蚀检测线, 造成电池单体电压超限告警;检查连接片有无松动和腐蚀现象, 必要时涂抹凡士林。

3) 无人值班变电站的主控制室四季温差大, 不同于有人值守变电站。有人值守变电站均充电压可以设定为恒定不变;而无人值班变电站有必要投入温度补偿方式, 阀控蓄电池的温度补偿系数受环境温度影响, 基准温度为25℃时, 每下降1℃, 单体2 V阀控蓄电池浮充电压值应提高 (3~5) m V。

4) 阀控蓄电池应坚持做核对性放电试验。长期使用限压限流的浮充电运行方式, 无法判断阀控蓄电池的现有容量, 内部是否失水或干裂。只有通过核对性放电, 才能找出蓄电池存在的问题。新安装的阀控蓄电池, 每隔2~3年进行一次核对性试验, 运行6年后, 每年作一次核对性放电试验。变电所中只有一组电池, 不能退出运行, 也不能做全核对性放电, 只能用I10电流恒流放出额定容量的50%, 在放电过程中, 蓄电池端电压不得低于2V×N;若有两组蓄电池, 可先对其中一组进行全核对性放电, 用I10电流恒流放电, 当蓄电池端电压降低到1.8V×N时, 停止放电, 隔 (1-2) h后, 再用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式充电。若经过3次反复充放电, 容量仍达不到额定容量的80%, 则应予以整组更换。如在放电过程中, 有个别电池提前到达放电终止电压, 则摘除, 这种电池长期未发现而一直参与运行, 将影响整组电池的使用寿命, 如落后电池达到整组电池数量的15%及以上, 建议整组更换。

5) 新安装的电池, 全站设备长时间未投入运行, 需对蓄电池进行补充充电, 否则严重影响使用寿命。

2 改造双母线运行方式的直流电源系统

出于无人值班变电站直流系统的安全供电考虑, 需对双母线运行方式的直流电源系统进行改造。

2.1 双母线需分段运行

回顾以前直流系统, 大部分为单母线不分段运行方式, 为了增加控制保护、合闸回路的供电可靠, 这些回路均采用双回路环网运行。近年来, 新投运变电站直流系统加大投资, 采用双电池组、双充电设备, 两段母线结构, 由于一直以来的重要负荷的双回路设计, 将同一负荷的两回路分别接于I、II母进行环网运行, 以期增加其可靠性, 这样的设计使得两段母线等同同一条母线, 在运行当中发现其弊病有:两段母线间环流大;两组充电装置负荷不均, 尤其两段母线上充电模块数量投入不同时, 一组可能空载运行, 两一组则满负荷运行;发生直流短路时, 短路电流将非常大。改造措施有解开环网状态, 拉开环网刀闸;如仍需双回路供电, 则选择同一母线。

2.2 双母线应具备自投功能

采用双母线分段运行方式的变电站, 每段母线上充电装置交流输入设有两路进线, 实现备自投。当一路交流失电后, 二路交流能够自动投入运行, 但是, 一段母线失电的现象还偶有发生, 特别是无人值班变电站, 当I段母线失电后, 所带保护控制装置失电, 使得一次设备无保护运行, 造成安全隐患。改造措施:设计一双母线互为自投回路, 如图1。

两段母线均运行正常时, 母线间联络继电器J线圈不带电, 其常开主触头接点断开, 两段母线分段运行;当任一段母线失电, 则该母线监视继电器J1或J2线圈失电, 其常闭接点闭合, 将另一组带电母线电源引至联络继电器J线圈, 其常开主接点闭合, I、II母带电运行。

2.3 设主母线、副母线, 错时更换蓄电池组

直流系统双母线分段运行方式, 将I母设为主母线, 作为保护自动装置等重要负荷的工作电源, II母设为副母线, 作为事故照明等其他负荷的工作电源。

目前新建变电站两组蓄电池为同时安装投运, 当8-12年后, 电池容量不足时, 往往又同时更换, 试想当电池进入末期, 其容量下降, 有个别电池极板硫酸化, 在电池回路中形成开路状态, 长期浮充方式运行, 难以发现, 一旦断路器故障跳合时, 容量跟不上, 容易造成断路器拒跳或拒合现象, 甚至烧毁, 导致事故扩大。改造措施:当电池运行6年以后, 将更换一组电池, 等另一组达到使用期限后, 再更换第二组, 如此反复, 将新换的电池组始终连在一组主母线, 保证重要负荷所带电池一直处于容量饱和状态, 增加了重要负荷的供电可靠性。

3 结语

通过对直流系统的改造和维护知识的普及, 让直流电源真正成为不间断电源, 成为变电站保护控制等装置的“坚强后源”, 为其稳定可靠运行提供了保障。

参考文献

[1]李宏伟, 张松林.阀控式密封铅酸蓄电池实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2004:91-129.

[2]徐卫, 李晶.加强直流电源系统运行维护和专业管理.[J].西安:电源技术应用, 2007 (3) .

变电站的无人值班改造 第6篇

智能变电站, 定义为采用可靠、先进、集成、低碳的智能设备, 以全站信息的数字化、通信平台的网络化以及信息共享的标准化为要求, 自动地完成对测量控制、信息采集、保护、监视和计量等功能, 并且能根据需求满足电网实时智能调节、自动控制、在线分析决策以及协同互动等高级应用的变电站[1]。对常规变电站进行智能化改造就是为了符合调控一体化和无人值班要求而实现的工程。

1 常规变电站无人值班智能化改造需求

1.1 数据采集改造

变电站数据采集包括电流、电压等量测量和刀闸、开关等开关量采集这两大部分[2]。因为智能变电站对开关量的采集通过智能终端实现, 与一次设备之间仍采用电缆连接辅助接点, 所以和常规变电站无本质区别, 只需将采样装置前移来实现就地采样即可。

而智能变电站对量测量的采集则通过加装合并单元的电子式互感器实现, 采样模式和常规变电站有较大差异。电子式互感器采样就地化, 即将原二次设备的采样模块前移, 从而在内部采样, 最后直接输出数字量信号。因此改造中要进行量测量数据采集的数字化和数字化采样的同步。

1.2 通信改造

智能变电站网络采用三层两网的结构, 间隔层和过程层间及间隔层其内部都用GOOSE网络进行数据的交互, 站控层和间隔层间用MMS网络交互数据[3]。而当前常规综自变电站没有过程层的结构, 其一次设备和二次设备间隔层间及二次设备和间隔层间都用电缆连接, 网络连接只在站控层和间隔层的设备间采用。所以网络通信的改造主要完成间隔层和过程间及间隔层的设备间GOOSE网络建设。

1.3 站控层改造

常规变电站的站控层主要进行后台监控, 智能变电站则需构架一体化的智能平台, 将保护和测控、状态检测等数据整合, 建成站内全景数据库, 从而实现站内源端维护、顺序控制、状态估计与信息可视化、智能告警以及故障分析判断等功能。

2 常规变电站无人值班智能化改造工程实施

2.1 无人值班改造阶段现场施工

在智能化前要使常规变电站符合无人值班的基本要求, 需要进行的改造工作及现场施工步骤主要分为以下三个部分:

第一步是一次设备停电前的准备工作, 主要分四小步。其一是先进行监控系统站控层的设备安装和调试工作。其二是完成测控屏和保护屏的单屏内部装置的硬件调试工作, 并且进行相应的测控和保护装置及监控系统的连接与软件调试。其三是将各条母线的二次电压由原来的中央信号继电器屏通过临时放的电缆并接到新的电压并列屏上去, 从而使在后续进行的改造工作中, 测控和保护装置能够直接从电压并列屏引接二次电压。其四是电缆铺设和保护屏内过负荷联切装置的安装, 除与运行一次设备连接回路外的接引, 比如二次电压和电源回路等。

第二步是停电时的工作, 主要分为两小步。其一是对高压侧进线分别停电, 安装和调试线路及断路器的测控装置, 并接入监控系统。对于需要保护改造的, 则进行保护改造和失灵互调回路及母差保护跳闸回路的引接工作, 待工作结束后再进行向量检查。每组电压互感器分别停电并进行二次回路改造, 结束后还要进行核相。其二是主变及中压侧的改造, 每台主变分别停电时, 完成主变及其三侧断路器的接入监控系统和低压侧二次回路改造的工作, 结束后要进行电压互感器二次核相。中压侧出线断路器停电时接入监控系统, 低压侧间隔停电时进行断路器更换和保护改造工作, 同时引接过负荷联切装置和母差保护的跳闸回路, 结束后进行线路保护向量检查。

第三步是一次设备停电结束后的工作, 主要分为两小步。其一是高压侧和低压侧母差保护接入监控系统。其二是原先的中央信号继电器屏和控制屏的拆除工作。

2.2 分阶段智能化改造

对常规变电站实施智能化改造的工作, 不仅符合技术和运行管理发展的需求, 还和经济效益的提高方向相一致。分阶段实施智能化改造需要结合一次设备更换、二次系统改造以及自动化改造工程。第一阶段先要解决常规设备和智能化设备间IEC18650的接口问题[4]。

若先进行一次设备智能化改造, 对二次设备改造可直接除去采样模块从而提供模拟量输入接口, 来作为智能化一次设备和常规二次设备之间的接口。若先进行二次设备改造, 则可在过程层同步配置具备二次电压、电流接入等功能的MU合并单元[5], 把电磁式互感器所提供的二次电压电流信号转换成数字量, 解决常规一次设备和智能二次设备之间的接口问题。

2.3 智能化改造方案设计及实施实例

以普通综自变电站为改造对象, 分两个阶段完成智能化改造。第一阶段对二次设备的软件及其功能硬件插板升级或更换来实现设备之间IEC61850规约的通信, 在对站控层高级应用的功能同步完善后, 即完成了变电站层与间隔层的智能化改造[6]。一次设备暂不改造, 只根据应用需求, 先对设备增加在线监测的功能。这时一次设备和间隔层设备间仍然保留原先电缆接线, 当一次设备达使用年限时再进行第二阶段的改造, 接着完成过程层建设, 并且要将原有间隔层设备的接口改成数字量输入最终完成全站智能化改造, 分阶段流程如图一所示。

2.4 改造过程中的运行安全

目前, 国内针对常规变电站智能化改造的案例较少, 且现有的几个少数案例中实施方案大多采用全站停电以后再进行一、二次设备全部更换的形式。这等于原站址上重建一座智能变电站。而近年较多考虑保证电网安全可靠以及经济性, 而不进行全站停电, 只是按照运行方式分阶段分批地停运改造。这就产生一个新老系统与设备并轨运行的过渡过程, 因此要针对该站的特殊情况及时更新运行监控和操作的管理方法, 实现无缝平稳过渡。

3 结束语

常规变电站的智能化改造, 势必将原先综自设备、电缆以及网络进行颠覆式的改造, 资金投入巨大, 特别对刚完成综自化的变电站, 其新设备尚未产生效益便立即更换, 必将造成严重的资金浪费。所以, 要根据各站实际情况来制定相应改造方案, 既要最大限度利用原有设备以减少工程量和投资, 又要充分发挥智能变电站优势, 这样才能由运行状态下的常规变向智能变电站完成平稳过渡, 最终符合调控一体化和无人值班的新要求。

参考文献

[1]黄少雄.常规变电站智能化改造工程实施方案研究[D].上海:上海交通大学, 2011.

[2]秦建伟.智能变电站的关键设备和技术[J].装备机械, 2010, (03) :36-41.

[3]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2012.

[4]左亚芳.电网调度与监控[M].北京:中国电力出版社, 2013.

[5]赵国喜, 张海峰, 彭勇, 等.无人值班变电站运行技术[M].北京:中国电力出版社, 2012.

变电站的无人值班改造 第7篇

1 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造设计方案

1.1 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造设计的要求

变电站可否进行无人值班, 主要取决于变电站的技术含量和科学运行管理水平的高低, 基于此, 110k V变电站可以通过调节输变电设备的运行情况, 对现有的变电水平进行调整。因此, 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造设计的要求首先应该设立运行监控中心, 可以深入到变电站内部建成功能完善的SC A D A系统, 确保系统的实时监控能力, 然后, 对110k V变电站进行集中监视和控制, 利用SC A-D A系统在控制系统中设立操作队, 负责片区110k V变电站的操作、运行维护等处理。最后要求110k V变电站必须要根据各个片区地理位置, 集中设立的操作队, 建设监控分站, 全面实现自动化控制系统的功能, 通过系统的检测把数据内容及时输送到值班室, 最终实现110k V变电站综合自动化系统的无人值班目标[1]。

1.2 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的主要内容

近几年, 我国输电系统朝着超高压、运距离、系统化方向发展, 这对变电站的控制系统提出了更高的要求, 在此基础上, 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的内容就必须要切合实际的需求, 解决实际问题。将110k V变电站的控制设备、信号传输、继电保护及自动装置等装置进行革新, 使系统设备可以与微机技术进行结合, 进而形成统一的实现信息共享平台, 利用自动装置在值班室的监控系统中组建结构微机化、操作监视屏幕化结构。无人值班综合自动化控制系统改造要满足分层分布式的要求, 可以将变电站信息的采集和控制综合应用到管理级和站控级中, 为了提高自动化控制系统的应用效率, 系统改造还要针对C PU计算机的扩展进行改革, 增加C PU接口的数量, 使计算机系统可以更加集中配屏, 提高总控单元的控制能力。110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造就是要在固有设备和技术的情况下, 对控制系统进行优化, 从结构到自动化功能, 落实自动化系统信息传递要求, 改变系统运行参数, 达到综合控制标准[2]。

2 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的硬件和软件设计

2.1 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的硬件设计

110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造硬件设计主要包括:变电站信息采集系统设计、变电站视频监控系统设计、110k V变电站无人值班综合自动化控制主站系统调度设计等。变电站信息采集系统设计本需要在数据采集系统中建立分层、分布式结构, 使变电站综合自动化系统独立完成变电站设备的保护、测量、监视和控制, 分布式系统具备良好的保护、检测能力, 并支持计算机系统标准通信协议, 满足网络监控开放性的要求。变电站视频监控系统设计利用先进的网络结构, 对变电站运行情况进行记录, 提高了计算机系统的网络安全性, 将变电站设备的视频信号和音频信号转化为计算机数据, 在监控中心的分析中, 对信息进行存储和管理, 进而实现无人值班模式。110k V变电站无人值班综合自动化控制主站系统调度设计必须要实现SC A D A系统的功能, 建立调度自动化主站系统, 实现对无人值班变电站的远程监控, 110k V变电站无人值班综合自动化主站系统采用调度式的SC A D A系统, 可以更全面的利用光纤通信资源, 扩展通信渠道, 使自动化控制系统可以在R TU实时监控技术下, 合理对监控信息进行处理。110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的硬件设计主要针对网络监控结构的设计, 使自动化技术可以与M ls系统进行互联连接, 实现计算机网络系统的远程诊断维护, 保证实时信息的准确性, 最终满足ZM调度专用通道对信息处理的要求, 建立网桥及硬件防火墙等物理隔离手段, 对监控网络的安全性进行维护。

2.2 110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的软件设计

110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的软件设计首先要明确软件设计的要求, 然后设计出软件模块, 最后对软件设计的具体内容进行研究, 软件设计的要求是形成强大的后台软件支持体系, 将各个设备系统结合在一起, 使后台软件可以与硬件系统进行融合, 共同应用在自动化综合监控系统中。软件模块的设计主要包括:网络报文管理模块、实时数据库模块、调度模块、信息合成、计算模块、人机界面模块、各规约处理模块等, 其中, 网络报文管理模块的设计要基于面向对象的网络接口处理, 对特定网络数据对象的连接维护、状态维护等要满足异步调用功能的需求, 实时数据库模块要利用数据库理论知识, 建立容纳数据信息的数据库, 并利用完整的代码, 提高数据库的稳定性。

3结语

通过上文的分析, 笔者明确了110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造的理论内容和技术、功能要求, 综合考虑变电站运行的基本需求, 改造工作应该进一步贴合设计要求, 满足技术等安全性运行标准。110k V变电站无人值班综合自动化控制系统改造可以提高变电站的运行效率, 降低人力资源的投入, 同时强化控制系统的功能, 满足更大输电标准, 改造工作之所以重要, 是因为改造会涉及到核心技术的革新和完善, 然而改造的水平又会直接影响到系统的综合能力, 所以, 改造工作必须要充分与计算机网络技术进行融合。

摘要：本文通过对110kV变电站运行管理状况的分析, 在明确110kV变电站实施无人值班综合自动化系统可行性和必要性的基础上, 研究110kV变电站无人值班综合自动化控制系统的改造措施, 进而提高自动化控制水平。

关键词：110kV变电站,自动化控制,系统改造

参考文献

[1]马龙, 顾长生, 李德裕等.110kV变电站无人值班综合自动化控制系统改造研究[D].山东大学, 2012.

变电站的无人值班改造 第8篇

1 农村常规变电所无人值班改造后发现的问题

1.1 改造情况

在农村常规变电所进行无人值班改造后, 其二次线路的设计中, 在10k V馈线重合闸回路中, DH3型继电器被广泛的使用, 这种继电器的原理是通过断电器在跳闸之后有KK开关的位置不重合来实现的, 其线路短路器的重合是通过其内部的电容器的充放电来完成的。通常, 重合闸继电器通过KK开关实现充电和放电。一般用于农村常规变电所无人值班改造后的远动数据处理终端系统, 对于遥控部分而言, 每一路遥控都包含一个远方跳闸继电器和一个远方合闸继电器, 在图1和表1是改造后的线路回路控制图。在图中可知在远跳继电器中有两个可以作为重合闸继电器点方式的触电, 其中并没有专门的重合闸闭锁继电器。

1.2 改造之后存在的问题

在图1中, 虚线部分表示的就是对存在问题的线路进行改造后的措施, 经过调查研究分析, 将问题归纳起来, 具体如下:

1) 农村常规变电所内, 如果现场KK开关处于“合闸后”状态, 此时21-23触点闭合, 重合闸回路畅通;在当遥控开关分闸之后, 重合闸仍然是处于畅通的状态的, 这就会导致重合闸的误启动, 详情见图1、表1。2) 农村常规变电所内, 如果现场KK开关处于“合闸后”状态, 此时2-4触点断开, 重合闸为放电回路, 随即断开;而遥控开关如果分闸后, 重合闸也是放电回路, 并且也是断开状态。此种情况重合闸按照原件启动, 间图1、表1。以上两个问题同时出现, 会造成遥控开关在重合闸时出现误启动。3) 农村常规变电所内, 如果现场KK开关处于“分闸后”状态, 此时21-23触点断开, 重合闸为启动回路, 随之断开;遥控开关合闸之后, 重合闸, 此时为启动回路仍旧是处于断开状态, 这就导致了重合闸的效果消失掉了, 详情见图1、表1。4) 农村常规变电所内, 如果现场KK开关处于“分闸后”状态之时, 此时2-4触点为闭合状态, 重合闸为放电回路, 并保持畅通;如果遥控开关合闸, 重合闸为放电回路, 并保持畅通, 此种情况会导致重合闸误启动, 见图1、表1。5) 农村常规变电所内, 如果KK开关处于“分闸后”状态, 此时1-3触点断开, 对应17-19触点也会断开, 如果遥控开关合闸后, 事故印象失效, 导致RTU事故总信号丢失, 见图1、表1。

2 农村常规变电所无人值班改造之后存现问题的改进方法

2.1 双位置继电器JSW工作原理

如果双位置继电器内线圈1发生励磁, 那么常用触点JSW1以及敞开触点JSW1′、JSW″就会同时发出动作, 并且其能够自保持;如果双位置继电器内线圈2发生励磁, 这个时候线圈1同时返回, 那么常闭触点JSW2、常开触点JSW2′同时发出动作, 且能够自保持, 指导线圈1再次励磁, 才能返回;这个一动作一直循环往复。

2.2 设计图原理分析

a.农村常规变电所内, 如果KK开关在处于“合闸后”状态, 此时21-23触点闭合, 重合闸为畅通状态;在遥控开关高压出现分闸动作后, RTU内部远方跳闸继电器发出动作, 而如果YTJ触点闭合, 双位置继电器线圈2发生励磁, 触点JSW2、JSW2′同时发出动作。确保重合闸不会启动, 这就解决了上述问题1) 以及问题2) 。b.农村常规变电所KK开关在处于“分闸后”状态时, 21-23触点会处于断开的状态, 在当远方遥控高压开关合闸之后, RTU内部的远方合闸继电器发出动作, 如果触点YHJ闭合, JSW线圈1发生励磁, 触点JSW1、JSW1′、JSW1″同时发出动作并且自保持, 确保重合闸启动, 这就解决了上述问题3) 以及问题4) 。与此同时, 常开触点JSW″闭合, 令事故跳闸后事故母线-SFM的电压达到SYM, 使得电笛启动, 解决上述问题5) 。c.二极管VD1的作用现场KK开关在处于“合闸后”状态时, 防止跳闸位置继电器TWJ线圈励磁, 引起绿灯误亮。二极管VD2的作用是防止在保护时, JSW线圈2励磁, 引起重合闸失效。d.通过实验, 双位置继电器参数设定为:触点容量为3A;线圈额定电压为支流110V。e.通过计算, 二极管参数为:电流6A, 电压220U, 可采用工作电流为10A, 反向电压为1000V的2CZ10锗型二极管。

摘要：在对一些农村常规变电站进行改造之后, 改造的常规电磁型保护变电所存在许多问题, 如重合闸失效、重合闸误启动以及事故总信号丢失等。本文针对此问题, 对其进行了改进, 采取了以下措施, 增加装位置继电器JSW、二极管, 对中央信号部分的二次保护回路以及远动回路做了改进。经过一年左右的试运行, 重合闸继电器33次正确起到, 效率达到100%;事故总信号12次正确启动, 正确率也达到了100%。以上结果验证了改造设计的有效性。

无人值班变电站的技术探讨 第9篇

随着电力供给的范围和强度的增加, 无人值班变电站模式的应用也越来越广泛。无人值班变电站模式给电力部门带来的好处是不言而喻的, 它通过自动化控制减少了人力的使用, 增加了电力生产的效率, 为电力部门带来了切实的经济效益和社会效益。对我国的电力产业而言, 无人值班变电站模式执行的意义也是非常重大的, 从最初的35 kV发展到220 kV的电压等级, 大大加快了我国电网科学技术的发展[1]。所以不断改进和完善无人值班变电站技术, 提高其智能化和安全化的水平有着重要意义。下面将通过对传统无人值班变电站技术的缺陷的分析, 来探讨无人值班变电站技术的改进方案。

1无人值班变电站技术概述

无人值班变电站指的是没有值班人员定时对变电站进行监控和操作, 而是通过自动化监控系统接收各种信号自动对变电站进行调控, 是一种新型的变电站运行模式[2]。目前国内大多采用综合自动化监控方式来控制无人值班的变电站, 综合自动化系统又分为两种结构, 分布式电缆结构和集中屏式结构。两种结构的区别在于与主机的连接方式的不同。分布式电缆结构是将采集信息、电路输出、反馈处理的设备设立在变电站附近, 通过电缆传输给主机处理显示。集中屏式结构是将诸多信息采集到集中屏中再传递给主机。

2传统无人值班变电站技术的缺陷

传统的无人值班变电站的监控技术在硬件和软件设计方面, 都相对简单, 只是面向当时所需的具体功能进行设计。随着控制领域不断涌现新的需求, 传统的无人变电站技术已不能满足系统扩展的需求[3]。下面将详细阐述无人值班变电站技术各个方面的不足之处。

1) 监控系统结构。

上述应用广泛的集中式结构系统中, 软件平台是专门为硬件设备设计, 软硬件装置的耦合程度相当高, 如果对硬件设备进行改进升级, 软件系统将很难以重用于新的硬件装置。采用客户端/服务器 (C/S) 结构模式的监控系统, 随着系统的升级, 服务器端的负荷将会大大增加, 传统的C/S模式已经不能良好地处理超大规模的系统数据。

2) 监控系统设计。

在监控系统的设计阶段不可能将超大规模系统的结构、功能等各个方面都考虑周全, 所以, 传统的结构化设计是不能满足超大规模监控系统的。而且一旦系统需求发生更改, 传统的结构化设计就可能完全崩盘, 根本无法适应系统需求的实时变化。

3) 监控系统的防错技术。

目前采用最广泛的防错技术就是冗余备用技术。一旦系统出错, 采用该技术维护的成本高昂, 而且不能保证完全解决系统的出错问题, 其可靠性比较低。

4) 软件系统。

目前广泛应用于监控系统中的软件总线规范主要有基于DCOM的OPC标准和基于CORBA的IIOP技术, 他们都是采用C/S模式, 在实际的应用之中, 该种类型的软件通信方式并不能满足监控系统对实时变化数据的需求。

5) 系统集成技术。

现有的系统集成技术在牺牲系统自律可控性的前提下, 实现了软件协议、硬件平台、高级语言和机器语言之间的同构。而自律性是反映系统自我控制的能力, 在超大规模监控系统运行中是不容忽视的技术性质。

3无人变电站技术的改进方案

综上所述, 我们迫切的需要解决系统的实时扩展性能、研究低成本的防错技术、软件通信技术和系统的自律性等问题。鉴于这些问题, 我们采用分层分布式和集中式相结合的综合自动化系统。该综合自动化系统采用了集中屏结构, 拥有其安装、维护方面的优势, 有益于系统的设计。而且该系统采用分层分布式结构, 可以有效地提高防错技术, 而且其成本低、可靠性高, 最关键的是该结构设计有利于系统扩展, 大大增加了系统扩展的灵活性。下面以CSC2000系统为例, 阐述分层分布式和集中式结合的综合自动化系统优越性。

CSC2000系统的硬件设施可分为变电站层和间隔层这两个层次。变电站层包括事故指导工作站、施工人员工作站、工程师工作站、自动化控制变电站等等, 由各种人员与监控系统组成。间隔层包括保护装置和测控装置, 主要负责系统的测量、控制、维护等工作。

CSC2000综合自动化系统同时适用于小规模和大规模系统。当系统规模较小时, 我们只要需要在变电站中的一台计算机上搭载该系统, 即可对变电站进行实时控制。当系统规模扩大时, 我们可以增设多台计算机集群处理, 与远动组成庞大的一体式监控系统。该系统在节省资源的同时, 也非常方便动态扩展。

CSC2000综合自动化系统采用了LonWorks网作为通信网络, LonWorks网集成了国际ISO组织规定的开放系统互连协议, 该开放性的协议为系统增设新设备带来了便利, 也为系统连接互联网技术奠定了坚实的基础。

4结语

本文通过对传统无人值班变电站技术的分析探讨, 提出了可以有效解决各种问题的分层分布式和集中式相结合的综合自动化系统。并以国内最为典型的CSC2000系统为例, 说明了分层分布式和集中式综合自动化系统的优越性。俨然, 采用该种模式系统已经成为了我国电网发展的必行趋势。笔者也希望通过本文的分析探讨对我国无人变电站技术的研究做出一定帮助。

摘要：随着电网结构的日益更新, 很多需要人工值班操作的变电站已经不能满足人们对电力系统的需求。所以电力系统向自动化方向发展和无人变电站的普遍应用已经迫在眉睫。文章通过对传统无人值班变电站自动监控系统的技术分析, 提出了改进方案。

关键词：无人值班变电站,监控系统,技术探讨

参考文献

[1]王芳.无人值守变电站可视化安全监控系统的设计[D].济南:山东大学, 2011:11-13.

[2]沈祥, 祝项英, 金乃正.无人值班变电站远方监控系统的设计和应用[J].电力系统自动化, 2004 (2) .