变电站的综合自动化管理与经济运行分析

第一篇：变电站的综合自动化管理与经济运行分析

变电站的综合自动化管理与经济运行分析

摘 要：随着我国科学技术的不断进步，变电站的自动化水平也越来越高，使得变电站的运行效率不断提高，不仅保证了电力系统能够安全高效的运行，同时也节省了变电站的运行成本。文章首先介绍了变电站综合自动化的特点，然后对变电站综合自动化管理的经济运行进行分析，最后提出了一些完善变电站综合自动化管理的措施和方法。

关键词：变电站；综合自动化；经济运行

随着我国经济的不断发展和进步，人们对电力的要求越来越高，变电站综合自动化管理的不断应用和发展，在一定程度上使电力系统的工作效率得到了很大的提升。变电站综合自动化管理能够有效的减少人工工作量，给电力系统带来了便利，但是也同样面临着一定的问题仍需解决，必须要加强对变电站的管理工作，从而减少变电站在运行过程中的故障问题。变电站综合自动化特点

变电站综合自动化管理就是利用微处理器技术对变电站内的电力系统进行综合的模拟量和状态量的控制和处理，从而保证变电站内各个电力系统之间能够进行协调的配合，保证变电站的安全运行。变电站综合自动化最主要的特点就是采用交流采样的方式对信息进行串行和通信，不但能够提高信息总体的容量，也能够保证信息传送的速度和准确度，从而改变了直流变送器信息容量小、传送信息速度慢和准确度低的特点。变电站综合自动化采用的微处理器技术，通过危机保护和监控对信息的保护，不但可以设置调度端的远距离修改，也可以下发一个保护的定值，同时，微处理器技术能够通过CT、PT传送多种计算形式，增加了计算量的同时，也提升了计算的速度和准确度。因为变电站综合自动化管理是通过模拟量和状态量进行对整个电力系统的控制，就表示对数据的采集工作、对数据的处理工作以及整个控制操作的过程都更为准确和科学，也大大提高了运行的速度。最后，变电站综合自动化具有实时自检功能，能够及时的发现在变电站运行过程中出现的问题，发现变电系统装置的故障和缺陷，保证变电站内的电力系统能够安全运行，极大的方便了变电站的维修工作。变电站综合自动化管理的经济运行

2.1 调控准确度提高

在变电站综合自动化管理的这一模式下，一般工作都是由计算机完成的，在调控工作方面，计算机的操作相比于人工操作来说，具有更高的准确性，能够减少在调控过程中的失误现象，从而减少失误率，计算机运行调控工作也在一定程度上减轻了人工调控的负担，降低了人工费用。

2.2 二次接线更加简单方便

在二次接线方面，变电站进行自动化管理能够使接线更加方便和简单，所需要的空间相比来说变小，节省了变电站的空间，同时也节约了变电站在建设过程中的成本问题，从而节省变电站的经济成本，提高变电站的市场竞争力。

2.3 自检工作有效延长了变电站系统的持久性

变电站进行综合自动化管理能够有效的对自身的电力系统进行诊断和预警工作，自我诊断有效的减少了在变电站人工检修过程中人工查找故障，以及在维修过程中出现的麻烦和困难，使变电站的电力系统更加持久的运行，减少了在维修和不持久等方面带来的不必要的经济支出。完善变电站综合自动化管理措施

3.1 明确变电站运行管理的分工

首先必须要明确变电站的运行管理分工问题，就要将变电站的值班人员分为两个部分，分别是负责对变电站运行过程中的监视和抄表记录等工作，一般由调控人员进行分配和实施，另一部分是对变电站的运行进行维护和巡视，主要针对变电站的安全措施的管理和对事故的管理，一般在现场进行工作，从而有效的对变电站运行过程中的管理进行明确的分工，保证各个部分各司其事，各尽所能。

3.2 加强对变电站运行过程中技术的维护

《电业安全工作规程》中的内容是我国对变电站运行工作中的问题的一个总结和概括，包含着多年变电站运行过程的经验和总结，所以在变电站运行的过程中，应该严格按照《电业安全工作规程》的内容进行实施和管理，这样才能有效的保证变电站的安全有效运行，同时也能够有效的保证人身安全。一般在变电站运行的过程中要遵循两票三制的原则，两票三制原则主要包含工作票、操作票、工作监护制度、工作许可制度以及工作间断转移和中介制度，这样才能够有效的在变电站运行过程中出现问题后及时的发现问题，快速的研究出应对的解决方案，从而解决变电系统中存在的问题，从而保证变电站能够安全平稳的运行。

3.3 建立有效的运行管理制度

建立有效的运行管理制度，是变电站安全运行的重要基础环节。首先，建立岗位责任制度，在变电站运行过程中的工作人员，包括操作队员、运行人员、电气检修人员以及通信自动化人员等都要进行严格的岗位责任制，明确各个岗位之间的分工，使其权责明确。其次，要建立设备专责制度，对所有变电站运行过程中的变电设备，都要配置专门的人员进行维护，及时对运行情况填制记录表。最后，实行运行值班制度和交接班的制度，避免了变电站工作人员持续工作情况的出现，同时，在进行交接班工作的时候应该认真的对交接情况做好记录。建立有效的运行管理制度能够使变电站管理规范化，避免不安全现象的发生，保证了变电站安全的运行。

3.4 提高变电站工作人员的专业水平

现阶段的变电站中，综合自动化管理中的设备维护主要依靠的是厂家进行维护的方式，在变电站的工作人员没有专业的知识和技能对设备进行维护和维修，一旦变电站中的设备出现问题，就必须要通知设备所在厂家前来维修，不仅使变电站在处理问题的时候不及时，也给变电站平稳运行带来了一定的困难。所以，这就要求变电站要提高工作人员的专业水平，成立一个专业化的维修团队，不断的对相关知识进行学习和了解，一旦变电站中的设备出现故障的时候，能够及时的通过专业队伍进行维修，节省了由厂家维修的时间，有效的保证了变电站的稳定运行。另外，对变电站综合自动化专业人士的责任明确制度，保证其权责明确，杜绝出现问题不知道找谁解决的现象的发生。

3.5 加强思想政治工作和民主化管理

加强对变电站运行工作人员的思想政治工作和民主化管理能够有效的提高工作人员工作中的积极性和主动性，不断的加强爱国爱站等方面的教育和宣传，加强工作人员对待工作的认真态度和责任感。加强民主化管理，让每个变电站的工作人员参与到变电站的管理和治理的过程中来，提高变电站工作人员的主人翁意识，积极的提出对变电站进行有益的建议和意见。积极的和工作人员进行意见的交流，对工作人员遇到的困难热心的解决，从而塑造一个良好的工作作风。结束语

变电站综合自动化管理是一种科学的、现代化的管理方式，是科学技术不断发展的必要表现形式，在不断完善的自动化技术条件的支持下，保证变电站能够稳定、安全的运行，所以，必须要加强对变电站的运行管理制度，不断的提高变电站工作人员的专业水平，加强对其维护和维修，全面的提高变电站综合自动化管理水平和运行效率。

参考文献

[1]东正科.变电站综合自动化系统安全运行管理分析[J].科技创新与应用，2013（31）：154.[2]王晓东.浅论变电站综合管理自动化[J].科技信息，2012（13）：133.[3]尹鹏.变电站综合自动化改造的运行管理[J].民营科技，2011（5）：185.

第二篇：浅析变电站综合自动化运行管理

浅析变电站综合自动化运行管理

时间:2010-10-11 16:29来源:电力知识在线 作者:网络 点击:次

1变电站监控系统的运行管理 变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来,进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒 1变电站监控系统的运行管理

变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来,进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒闸操作、验收和故障处理等。

1.1日常管理

1.1.1一般规定

（1）核对“四遥”即遥测、遥信、遥控、遥调的正确性。进行通信网络测试、标准时钟校对等维护,发现问题及时处理并做好记录。

（2）进行变电站例行遥控传动试验和对上级调度自动化系统信息及功能有影响的工作前,应及时通知有关的调度自动化值班人员,并获得许可。

（3）一次设备变更（比如设备的增减、主接线的变更、互感器变比改变等）后,修改相应的画面和数据等内容时,应以经过批准的书面通知为准。

（4）运行中严禁关闭监控系统报警音箱,应将音箱音量调至适中位置。

（5）未经调度或上级许可,值班人员不得擅自将监控系统退出（除故障外）,如有设备故障退出,必须及时汇报调度员。

（6）五防解锁钥匙应统一管理,由上级主管授权使用。

（7）每隔半年将主机历史数据进行备份,该工作应由站长联系公司远动班完成，如条件允许，应采用磁盘阵列的方式进行备份。

（8）保持监督控制中心和周围环境的整齐清洁。

1.1.2日常监控

监控系统的日常监控,是指以微机监控系统为主、人工为辅的方式,对变电站内的日常信息进行监视、控制、以掌握变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态,保证变电站正常运行的目的。日常监控是变电站最基本的一项工作,每个运行人员都必须了解微机监控系统日常监控的内容并掌握其操作方法。

监控系统的日常监视的内容:各子站一次主接线及一次设备;各子站继电保护及自动装置的投入情况和运行情况;电气运行参数（如有功功率、无功功率、电流、电压和频率等）,各子站潮流流向;光字牌信号动作情况,并及时处理;主变分接开关运行位置;每小时查看日报表中各整点时段的参数（如母线电压,线路电流、有功及无功功率,主变温度,各侧电流、有功功率及无功功率等）;电压棒型图、各类运行日志;事故信号、预告信号试验检查;五防系统网络的运行状态;UPS电源的运行情况;直流系统的运行情况。

1.1.3操作监控

操作监控是指操作人员在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其他特殊操作工作时,监控人员对操作过程中监控系统的各类信息进行监视、控制,以保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全。

操作监控的内容有一次设备的倒闸操作,继电保护及自动装置连接片的投退操作。

1.1.4事故处理异常监控

事故监控是指变电站在发生事故跳闸或其他异常情况时,监控人员对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制,以迅速正确地判断处理各类突发情况,使电网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态,保证本站设备安全可靠地运行,确保整个系统的稳定。

事故监视的内容一般有主变压器、线路断路器继电保护动作跳闸处理的监视;主变压器过负荷的异常运行监视;主变压器冷却器故障的处理;主变压器油温异常的监控;各曲线图中超出上、下限值的监视及处理;音响失灵后监控;系统发生扰动后的监控;光字牌信号与事故、异常监控等。

1.2交接班和倒闸操作管理

监控中心交接班与原常规站交接班内容基本相同,要明确设备运行方式、倒闸操作、设备检修、继电保护自动装置运行情况、设备异常事故处理、工作票执行情况等方面的内容。需要特别注意的有两个事项:网络的测试情况和所有工作站病毒检查情况。通讯一旦中断或网络发生异常监控中心对各变电站将会束手无策。倒闸操作一般应在就地监控微机上进行,监控值班人员在就地监控微机上进行任何倒闸操作时,仍要严格遵守DL408-1991《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》的规定,一人操作,一人监护。监控值班人员必须按规定的权限进行操作,严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。1.3验收管理

就地监控微机要求有与现场设备一致的一次主接线图,在图中可以调用和显示电压、负荷曲线、电压的棒图或保护的状态,能对断路器进行控制,投退保护压板,调整主变分接头,查看历史数据等功能。要在日常的运行中获得可靠的信息,初期的验收主要有遥测量（YC）、遥信量（YX）、遥控量（YK）、遥调量（YT）四个方面的内容。

1.3.1遥测量

遥测量指信息收集和执行子系统收集到的,反映电力系统运行状态的各种运行参数（基本上是模拟量）。

正常的遥测量数据包括:主变压器各侧的有功及无功功率、电流、变压器的上层油温;线路的有功及无功功率、电流（220kV以上线路三相电流）;母线分段开关的有功功率、电流;母线电压、零序电压（3UO）;电容器的无功功率、电流;消弧线圈的零序电流;直流系统的浮充电压、蓄电池端电压、控母电压、合母电压、充电电流;站用变的电压、系统频率。这些正常的遥测数据,测量误差应小于1%,在验收时要逐一核对,根据现场情况尽可能在送电前完成。

1.3.2遥信量

遥信量指反映电力系统结构状态的各种信息,是开关量（需经隔离才能送入远动装置）。

遥信量数据包括:开关位置信息;开关远方/就地切换信号;开关异常闭锁信号、操作机构异常信号、控制回路断线信号;保护动作、预告信号、保护装置故障信号;主变压器有载分头位置、油位异常信号、冷却系统动作信号、主变压器中性点接地隔离开关与运行方式改变有关的隔离开关位置信号;自动装置投切、动作、故障信号（即DZJZ,备用电源装置）;直流系统故障信号,现场手动操作解除闭锁系统信号;全站事故总信号、预告总信号、各段母线接地信号、重合闸动作信号、远动终端下行通道故障信号、消防及安全防范装置动作信号（火灾报警）。

遥信量的选择不见得是越多越好,对重要的与不重要的加以区分,应选择重要的保护与开关量信息,当一次系统发生事故时,会有大量的数据,如果不进行选择会影响人对事故的正确判断及对事故的快速反应。也可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并,合并的信号运行人员应清楚是哪几个信号,如控制回路断线、机构异常等。

1.3.3遥控量

遥控量指改变设备运行状况的控制命令,包括开关分、合;变压器中性点地刀分、合;保护软压板的投、解。要求遥控量的传输可靠。验收时要核对正确性,还需做一些必要的措施,尤其是第一次控制开关（就地微机、监控微机数据库有变化时）现场要有防误控的措施,把运行设备的远方/就地开关切换至就地。设备只要有检修时,要对开关遥控进行分、合测试,以保证其正确性。

1.3.4遥调量

遥调量是指连续或断续改变设备运行参数的有关信息,如变压器的分接头等。验收时分接头位置指示与实际相符,调升命令下达后变压器分接头应该升。

1.4事故异常管理

监控系统的故障处理或事故抢修应等同于电网一次设备的故障处理或事故抢修。变电站现场事故处理预案中要加入监控系统部分。监控系统设备出现严重故障或异常,影响到电气设备操作的安全运行时,按事故预案处理,并加强对电网一次、二次设备的监视,以避免出现电网事故或因监视不力危及设备和电网安全。同时立即汇报调度和本部门分管领导确定抢修方案,统一安排处理。

监控机发出异常报警时,监控人员应及时检查,必要时检查相应的一、二次设备。监控系统主机故障,备用机若不能自动切换时,应及时向调度和有关部门汇报,尽快处理。在监控系统退出期间,运行人员应加强对一、二次设备的巡视,及时发现问题。在处理事故、进行重要测试或操作时,有关二次回路上的工作必须停止,运行人员不得进行运行交接班。监控系统设备永久退出运行,设备维护单位需向上级调度自动化管理部门提出书面申请,经自动化主管领导批准后方可进行。

2存在的问题及对策

改造后的变电站综合自动化系统由于设备问题、电磁干扰、通道误码等原因,信息误发、漏发情况时有发生。往往在事故情况下有大量的信息上传,因此要求值班人员能迅速进行判断。简单可行的办法是一看时间,二看遥测量。无论什么保护动作其启动都是由动作量值整定的,都有一个启动到动作出口的过程。计算机将保护动作的过程按时间顺序体现出来,通过遥信量的分、秒、毫秒在同一时间段内有不同的保护动作情况,可以判断为误遥信。再结合遥测量的变化、相应开关变位、事故总动作信号来判断。例如:主变有一侧开关变位,三侧电流、有功、无功正常,中、低压侧电压正常,这时应判断开关变位是误发或现场把控制电源断开所引起。

运行中经常出现的异常有通讯中断、监控微机死机、遥测值不刷新和遥控拒控制。异常或事故处理时应坚持以下处理步骤:记录跳闸开关名称及编号,在事故报警窗中查询开关的跳闸时间及保护动作情况、时间,做好记录后将变位设备对位。

3结束语

变电站综合自动化系统的运行管理需要结合现场实际不断探索,尤其在日常运行、交接班、倒闸操作、设备验收、异常事故处理等方面不断研究,加强每一个环节的管理,变电运行管理才能扎实有效,变电站的安全运行才能得以保证。

(责任编辑：资料在线)

第三篇：变电站综合自动化常见问题分析

变电站综合自动化常见问题分析

发布日期：2010-5-18 11:29:13(阅173次)所属频道: 自动化 关键词: 问题分析

变电站综合自动化

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，变电站综合自动化技术得到了迅速发展。

目前，广泛采用的变电站综合自动化系统是通过后台监控机对变电站全部一次设备及二次设备进行监视、测量、记录、并处理各种信息，对变电站的主要设备实现远方控制操作功能。然而，在实际使用过程中也随之出现了一些问题，通过对各个综合自动化系统进行归纳总结，探讨分析，就目前变电站综合自动化系统在实际工作中出现的共性问题进行综合分析。

一、存在问题

1.抗干扰能力差。后台监控机经常会上传一些误发的大批量的干扰信号，这严重的干扰了监控人员准确判断和监控，有时难免会遗漏掉大量信息中的一部分，而正是这被遗漏的部分信息，恰恰可能是关键的信息，对变电站安全运行造成隐患，而这些干扰可能会演变为造成事故或事故扩大的重要因素。

2.信息传递不畅。时有通信通道中断或遥控信息不能及时反馈，后台监控机界面接线图设备状态与现场实际不符，不能及时随一次设备作状态变化；正常操作项目不能从微机五防闭锁系统传送到后台机，而后台机接受不到任务，从而阻碍运行人员持续正常操作。

3.综合自动化防误操作系统主要由五防管理机及后台监控机组成，它们各自有独立的防误闭锁系统，这样就实现了双重防误闭锁管理，但执行过程中只有通过五防管理机模拟操作传输到后台监控机才可在后台监控机进行远方操作。但这也存在一些弊病，如果五防管理机故障，就只有在后台机上通过口令进行全站总解锁后进行操作，这样就增加了不安全因素。

4.有的监控系统只设置语音报警系统，所有事件报告、自检报告等信息都归入其中，而无事故音响信号，当后台监控机或语音系统不能正常工作时，所有信号则不能及时发出，不能直接提示监控人员，这严重影响变电站的安全运行。

5.自动生成报表功能缺乏。月度和负荷累计不能统计，不能从直观看出负荷变化。

6.告警信息不直观。由于在设计上的原因，为了方便检修维护人员查询，而忽略考虑监控人员从告警信息中不能直观明了地看出表达故障或事故的动作原因，往往需要监控人员从一连串大量信息中查找，而告警信息继续发出，其窗口不断滚动，监控人员又得从头查起，不能迅速判断，延误事故处理时间和查找事故原因，从而对事故处理和恢复供电带来直接不利的因素。

二、提出几点建议和应对措施

1.逐步完善系统功能

对所有模拟量和状态量变位进行分类，并用几种颜色加以区分，当变电站有非正常状态发生和设备异常时，监控系统对各个量分类提供给监控人员使运行监控人员，便于很直观地看出各类告警信息，设计合理的线路布局和制造工艺，切断各种电磁耦合的途径，另外从软硬件上采取屏蔽措施，优化结构设置，避免造成误发信号或微机工作出错。完善系统定时自检、自诊断、自恢复处理功能，畅通环节上通信能力，必要时设置并启动备用通道，刷新遥信变位。后台机防误闭锁功能加入，与五防管理机形成互切，互为备用。将保护监控系统的事故和预告音响信号独立出来，与后台监控语音报警系统相互一致又不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作或语音报警系统故障时发不出音响信号。为了更好实现自动化功能，应不断强化该系统各类报表、负荷变化曲线等功能，以便使监控人员更为直观地看出潮流变化情况，月供、年供电量等。2.加强运行管理

在运行中往往因装置使用不当等人为因素造成电力系统的不安全，因此要制定相应的运行规程，并严格按照规程各项规定执行，定期执行巡检制度，可定为24小时一次。完善巡视内容，如自检和报告信息、语音报警和保护监控音响系统、工作电源运行、各种信号灯指示、连接片和切换把手位置，特别对不间断电源（UPS）进行切换检查、通信系统是否正常通信以及“四遥”功能是否正常。变电站自动化系统是一项技术含量高而复杂的系统工程，且电力系统的连续性和安全性的要求，一旦自动化系统发生问题，必须及时迅速排除，使之尽快恢复正常运行，这就需要正确分析判断故障点，出现异常问题处置措施并制定相应的应急处理预案。建立相应管理制度，包括：设备定期检查维护制、检修质量验收制、岗位责任制度等。

3.提高人员业务素质

自动化系统采用了一些新设备和新技术，又综合不同专业，适应岗位需求必须全面熟悉掌握系统结构原理、性能特点、系统正确操作程序，只有这样才能思路清晰地运用各种方法处理异常情况并进行检查维护。这就需要为监控人员提供多种学习机会、通过各种渠道各种培训形式来提升人员队伍的素质，人员的业务素质提高了自动化系统的实际应用水平也就随之提高了。

南昌500kV变电站综合自动化系统设计及运行情况分析

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时间：2007-01-17

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摘要：南昌500kV变电站是三峡输变电建设中的第一个示范工程，也是我国在这一电压等级首次采用国产微机继电保护和分层分布式综合自动化系统的试点工程。文中介绍了该站综合自动化系统的设计原则，分析了运行情况，对今后500kV变电站实现综合自动化设计原则提出了几点建议。

关键词：500kV变电站；综合自动化；设计；运行 1变电站综合自动化系统设计 1.1业主提出的基本设计原则

(1)变电站二次设备将以选用国产设备为主。南昌500kV变电站作为三峡输变电建设中的第一个示范工程和试点工程，要求选用具有国际先进水平，并已经在电力系统高压变电站有实际运行经验的微机继电保护和综合自动化设备。

(2)根据对国内有关厂家的考查，决定二次设备配置的原则是：220、500kV线路，每条线路配置双套保护。其中，一套为北京哈德威四方公司生产的CSL100系列保护；另一套为南瑞公司生产的LFP-900系列保护。主变压器、高低压电抗器、电容器、母线差动保护配置南京自动化设备厂微机保护产品。集中式故障录波器分别采用武汉电力仪表厂和浪拜迪公司产品。变电站监控及远动设备采用北京哈德威四方公司CSC2000分层分布式综合自动化系统。为保证网调远动系统可靠性，增加一套上海惠安公司生产的GR－90远动系统，双套远动系统互为备用。

(3)采用分层分布式综合自动化系统，所有保护、录波等间隔层设备均安装在靠近一次设备的小间中。一期工程共设4个小间，500kV线路间隔一个；变压器和35kV设备间隔一个；220kV线路间隔2个。小间设计虽考虑了屏蔽措施，但要求进入小间的保护控制设备，必须通过国家电力公司武汉高压研究所9项抗扰度试验。为减少小间面积，要求控制屏后不开门，靠墙安装；屏内后板安装端子排，装置安装在摇架上。

(4)多家设备要采用统一的通信规约(按IEC-870-5-103规约执行)接入综合自动化系统。各厂家设备出厂后，先发到北京四方公司，经整体联调合格后再发运到现场安装调试。(5)所有保护装置均应具备软压板和硬压板2种方式供运行单位选择。

(6)应保证间隔层的保护控制设备和变电站层设备，在GPS基础上的时钟统一。

(7)要求间隔层与变电站层具备Lonworks和光纤以太网2种网络连接方式，一期工程使用成熟的Lonworks网运行；二期工程实现方便地切换成光纤以太网运行。1.2业主提出的基本设计原则

保护控制设备选型和厂家基本按业主要求设计，35kV站用变压器和电容器采用了四方公司的保护装置。

1.2.1采用CSC2000分层分布式综合自动化系统

CSC2000系统变电站层设计如图1所示。它由2台监控主站、一台五防控制主机、2台远动工作站、一台工程师站组成。其主要特点如下：

第四篇：变电站安全运行管理与分析

农村变电站的现状及建议

进入新世纪以来，随着国家城乡电网技术改造的大力推进和实施，是电力工业有史以来发展最快，建设变电所最多的时期。大量的高新技术设备在变电所中得到了广泛的应用。作为电网中具有重要地位的变电所，能否安全可靠的运行，对国民经济的发展和人民生活影响甚大。因此，搞好在岗变电运行工的技术培训，提高技术素质，是保证电网安全运行必不可少的重要的环节。

一、农电系统发展现状分析

1、“两改一同价”与“十五”建设取得的成绩

实施“两改一同价”以来，农村电网建设大大加强，有力地推动了农村经济的发展，农村用电量占全社会用电量的比例逐年提升。农村电气化事业的发展，对扩大内需，推动国民经济增长，促进农村产业结构调整，起到了积极的推动作用。“两改一同价”的实施，从根本上解决了长期以来制约农村经济社会发展和农民生活质量提高的农村电价过高问题，带动了相关产业发展，发挥了重大而深远的作用。

（1）农村电网更加坚强。通过农电系统科技规划和农村电网建设与改造工程的实施，改善了农电系统布局，提高了电网的供电能力和自动化水平，降低了电网损耗，很大程度上改变了农村电网结构不尽合理，网架薄弱，多数县级电网为单电源供电，中低压线路供电半径过长的不合理局面。农电系统的供电能力、安全性、可靠性及电能质量水平都获得了较大幅度的提高。

（2）电网装备水平和科技含量明显提高。农电系统大力推广新技术、新设备、新材料、新工艺，取得了显著效果。节能型配电变压器占有率达95.5%以上，35kV及以上电压等级有载调压主变压器占有率达到60%以上；无人值班的35 kV及以上变电所占有率达49.5%；35 kV及以上小型化变电所占有率达25.6%；基本淘汰了高耗能配电变压器、过励磁变压器、铝线圈变压器、多油开关、阀型避雷器、电磁型保护装置。

（3）通信技术、自动化技术、计算机和网络技术得到广泛应用。随着通信技术和自动化技术的发展，县级调度自动化技术和配网自动化技术得到了快速普及和发展。“十五”期末，农电系统613个县级调度自动化系统已经建设完成，其中通过实用化验收的县级调度自动化系统达538个；完成配网自动化系统建设26个；完成调配合一自动化系统建设25个。

（4）现代化管理水平得到显著提升。技术比较成熟的财务管理系统、用电营销管理系统、线损理论计算系统、办公自动化系统等得到了广泛使用；生产管理系统、负荷预测系统、远程集中抄表系统、远程视频会议系统得到了应用。

（5）农电系统线损率、供电可靠率和电压合格率指标逐年改善。通过大规模的农电系统建设与改造，不断采取技术降损和管理降损措施，农电系统线损率指标得到不断地改善。农电系统的电压合格率和供电可靠率的调控手段和能力得到不断加强和提高，变电所内电容器补偿容量占主变压器容量的比例达到15.2%；安全性评价、带电作业和状态检修技术得到推广应用，各类电压监测仪及供电可靠性管理软件得到推广普及，电压合格率和供电可靠率水平得到不断提高。

（6）农电系统科技人才队伍得到发展。通过不断加强农电系统科技人才队伍建设，农电系统科技人才的数量和质量水平都有了不同程度的提高，“十五”期末农电系统专业技术人员占农电系统总人数的比例达到27.47%，比“九五”期末提高6.19个百分点。

2、存在问题

同时，农电系统的科技进步与发展也面临着一些问题，集中表现在如下几个方面。

（1）农网科技发展的长效投资机制没有形成，限制了农网科技工作的可持续发展。由于农电事业在社会发展、电力事业中的特殊性，世界各国都给予了特殊的政策倾斜和扶持，但

在我国还缺乏在政策上的持续支持和健全的机制体制保障。

（2）农网科技进步管理体系和激励机制还不够健全和完善，农网系统、科研机构、生产企业等各方面的积极性和优势没能得到充分的调动，针对农网系统生产运行和建设运营中存在的热点、难点问题进行的研究开发项目较少，一些难点问题不能得到及时解决。

（3）现有的农网科技队伍，还不能满足农网科研开发、推广应用新产品、新技术的要求。由于农网的行业特点，其对科技人员的数量和专业面要求都很宽广，科技队伍建设已成为制约农电技术进步的主要因素。

（4）农村电网相关技术标准、工作标准、管理标准不够健全。淘汰、制定、修改农电相关标准的工作任务相当大，目前投入的人力、物力与实际需要差距较大。

（5）农村电网信息化建设没有统一的规划和规约，重复开发、孤岛运行，造成资源浪费。

（6）安全生产和农村安全用电缺乏先进有效的控制手段。农网安全管理基础不牢固,人员设备管理需进一步加强；由于农村电网改造不彻底，加之农村用电点多线长面广，设施安全可靠性较城网差距较大；农村电力资产维护界限不够明晰，属用户产权的用电设施安全可靠性不高，加大了企业的工作量和工作难度，也引发出一系列延伸服务带来的安全责任和服务责任；窃电、外力破坏和盗窃电力设施等违法案件屡禁不止，造成企业经济损失的同时严重威胁着电网安全。

（7）农电服务水平需要进一步提升。随着农村经济的发展和农民生活水平的提高，对农村用电安全、质量、可靠性要求越来越高。农村用电服务的方便性、规范性都还有差距。现代化技术手段在农电服务中的作用还远没有发挥出来。

二、农电电网的建议

1、电网建设

(1)研究适合于不同地域、不同经济发展水平，符合农村经济和用电负荷发展特点，在电压等级组合、变电所布局、供电范围、变压器容量配置和网络接线等方面进行充分优化论证的农网建设方案。

(2)研究适合农网负荷变化特点的主、配变容量选择和变压器负载率、主干线电流密度、供电半径的合理配置方案。

(3)研究建立农网中低压配电网络指标评价体系。

(4)完善基于地理信息系统开发的农村电网规划软件和管理系统。

(5)推广应用农网10 kV及以下工程和35～110 kV（66 kV）变电所典型设计；推广应用10～110 kV（66 kV）组合式箱式变电所。(6)推广使用变电所户外组合电器、小型化的一次电气设备；研究开发35kV以上电压等级和10 kV大容量调容变压器；推广使用S11型及以上的节能型变压器，积极推广应用非晶合金铁心配电变压器；推广应用外露带电体绝缘化的配电变压器；积极推广使用配电变压器用新型熔断器和金属氧化物避雷器；推广应用复合绝缘材料制造的电气设备和线路绝缘子。

(7)制定集保护、控制、计量、无功补偿、防雷等功能于一体的多功能配电柜选用标准。

2、自动化建设

（1）研究适合于农网特点的运行可靠、维护方便、功能完备的配网自动化系统方案，特别是FTU模式馈线自动化系统。积极开展农网配电自动化系统工程的应用试点，在城区、重要城镇、工业园区等区域努力实现配网自动化的馈线自动化（DA）功能，努力实施配网自动化系统的配电网监控功能和就地控制功能，因地制宜扩展管理和地理信息系统（GIS）功能。

（2）积极推广使用最新的计算机操作系统、数据库技术、图形技术、网络通信技术、多媒体等技术。

（3）积极采用计算机系统安全防护措施，保证县级调度自动化系统、配网自动化系统

运行安全。

（4）推广应用变电所遥视系统，有效解决变电所现场可视化及环境监控问题。

（5）积极探索农村电网经济适用的通信技术，重点解决农村电网偏远变电所、配网自动化、低压集中抄表中的通信问题。在自动化系统推广公共通信网络的应用模式，完善公共通信网络在自动化系统应用中的安全技术措施。

3、信息化建设

（1）研究企业管理的数据信息流，建立统一的数据规范，消除信息孤岛，实现数据资源共享。

（2）深入研究网络、信息技术在农网管理中的应用，制定农网管理综合信息系统规范和实用化标准。

（3）积极应用国内外成熟的信息安全技术及产品，做好农村电力信息安全工作。

总之，在变电站改造过程中，必须认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，做好危险因素的分析，制订严格的预防和控制措施，要不断总结经验、完善制度、加强管理，确保在改造期间变电站安全运行。

第五篇：变电站综合自动化系统安全运行探讨

变电站综合自动化系统安全运行探讨

摘要:变电站综合自动化系统是电网自动化系统的一个重要组成部分,变电站综合自动化系统对变电站内的设备进行统一的监控、管理,与电网调度自动化系统进行实时信息交换、信息共享,提高了电网的安全稳定水平。因此,变电站综合自动化系统的安全运行直接决定了变电站的安全和稳定。本文论述了变电站监控系统的运行管理措施。

关键词:电力系统自动化;安全运行;管理对变电运行管理的重要性

变电站是电力系统发、输、配电工程不可缺少的环节。变电站的安全运行是电力系统安全运行的重要组成部分,如果变电站发生事故会直接影响电网的安全运行,迫使电力系统的运行方式发生变化,严重时会导致供电中断,造成大面积停电。变电运行工作平凡而责任重大,确保变电站设备的安全运行是变电运行工作的重中之重。变电站监控系统的运行管理

变电站监控系统是把变电站中的中央信号、事故音响、运行数据、倒闸操作等功能综合起来,进行统一管理,将各种信息进行分析、筛选和归类,以利于进行正常的监控和操作。变电站综合自动化监控系统的运行管理可分为日常管理、交接班、倒闸操作、验收和故障处理等。

2.1 日常管理

2.1.1 一般规定

a.定期核对“四遥”即遥测、遥信、遥控、遥调的正确性。进行通信网络测试、标准时钟校对等维护,发现问题及时处理并做好记录。

b.进行变电站例行遥控传动试验和对上级调度自动化系统信息及功能有影响的工作前,应及时通知有关的调度自动化值班人员,并获得许可。

c.一次设备变更(比如设备的增减、主接线的变更、互感器变比改变等)后,修改相应的画面和数据等内容时,应以经过批准的书面通知为准。

d.运行中严禁关闭监控系统报警音箱,应将音箱音量调至适中位置。

e.未经调度或上级许可,值班人员不得擅自将监控系统退出(除故障外),如有设备故障退出,必须及时汇报调度员。

f.五防解锁钥匙应统一管理,由站长授权使用。

g.每隔半年将主机历史数据进行备份,该工作应由站长联系远动班完成。

h.保持监督控制中心和周围环境的整齐清洁。

2.1.2日常监控

监控系统的日常监控,是指以微机监控系统为主、人工为辅的方式,对变电站内的日常信息进行监视、控制、以掌握变电站一次主设备、站用电及直流系统、二次继电保护和自动装置等的运行状态,保证变电站正常运行的目的。日常监控是变电站最基本的一项工作,每个运行人员都必须了解微机监控系统日常监控的内容并掌握其操作方法。监控系统的日常监视的内容:各子站一次主接线及一次设备;各子站继电保护及自动装置的投入情况和运行情况;电气运行参数(如有功功率、无功功率、电流、电压和频率等),各子站潮流流向;光字牌信号动作情况,并及时处理;主变分接开关运行位置;每小时查看日报表中各整点时段的参数(如母线电压,线路电流、有功及无功功率,主变温度,各侧电流、有功功率及无功功率等);电压棒型图、各类运行日志;事故信号、预告信号试验检查;五防系统网络的运行状态;UPS电源的运行情况;直流系统的运行情况。

2.1.3 操作监控

操作监控是指操作人员在变电站内进行倒闸操作、继电保护及自动装置的投退操作以及其他特殊操作工作时,监控人员对操作过程中监控系统的各类信息进行监视、控制,以保证各种变电设备及操作人员在操作过程中的安全。操作监控的内容有一次设备的倒闸操作,继电保护及自动装置连接片的投退操作。

2.1.4 事故处理异常监控

事故监控是指变电站在发生事故跳闸或其他异常情况时,监控人员对发生事故或异常情况前后某一特定时间段内的信息进行监视、分析及控制,以迅速正确地判断处理各类突发情况,使电网尽快恢复到事故或异常情况前的运行状态,保证本站设备安全可靠地运行,确保整个系统的稳定。

事故监视的内容一般有主变压器、线路断路器继电保护动作跳闸处理的监视;主变压器过负荷的异常运行监视;主变压器冷却器故障的处理;主变压器油温异常的监控;各曲线图中超出上、下限值的监视及处理;音响失灵后监控;系统发生扰动后的监控;光字牌信号与事故、异常监控等。

2.2 交接班和倒闸操作管理

监控中心交接班与原常规站交接班内容基本相同,要明确设备运行方式、倒闸操作、设备检修、继电保护自动装置运行情况、设备异常事故处理、工作票执行情况等方面的内容。需要特别注意的有两个事项:网络的测试情况和所有工作站病毒检查情况。通讯一旦中断或网络发生异常监控中心对各变电站将会束手无策。倒闸操作一般应在就地监控微机上进行,监控值班人员在就地监控微机上进行任何倒闸操作时,仍要严格遵守DL408-1991《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》的规定,一人操作,一人监护。监控值班人员必须按规定的权限进行操作,严禁执行非法命令或超出规定的权限进行操作。

2.3 验收管理

就地监控微机要求有与现场设备一致的一次主接线图,在图中可以调用和显示电压、负荷曲线、电压的棒图或保护的状态,能对断路器进行控制,投退保护压板,调整主变分接头,查看历史数据等功能。要在日常的运行中获得可靠的信息,初期的验收主要有遥测量(YC)、遥信量(YX)、遥控量(YK)、遥调量(YT)四个方面的内容。

2.3.1遥测量

遥测量指信息收集和执行子系统收集到的,反映电力系统运行状态的各种运行参数(基本上是模拟量)。

正常的遥测量数据包括:主变压器各侧的有功及无功功率、电流、变压器的上层油温;线路的有功及无功功率、电流(220kV以上线路三相电流);母线分段开关的有功功率、电流;母线电压、零序电压(3U0);电容器的无功功率、电流;消弧线圈的零序电流;直流系统的浮充电压、蓄电池端电压、控母电压、合母电压、充电电流;站用变的电压、系统频率。这些正常的遥测数据,测量误差应小于1%,在验收时要逐一核对,根据现场情况尽可能在送电前完成。

2.3.2 遥信量

遥信量指反映电力系统结构状态的各种信息,是开关量(需经隔离才能送入远动装置)。遥信量数据包括:开关位置信息;开关远方/就地切换信号;开关异常闭锁信号、操作机构异常信号、控制回路断线信号;保护动作、预告信号、保护装置故障信号;主变压器有载分头位置、油位异常信号、冷却系统动作信号、主变压器中性点接地隔离开关与运行方式改变有关的隔离开关位置信号;自动装置投切、动作、故障信号(即DZJZ,备用电源装置);直流系统故障信号,现场手动操作解除闭锁系统信号;全站事故总信号、预告总信号、各段母线接地信号、重合闸动作信号、远动终端下行通道故障信号、消防及安全防范装置动作信号(火灾报警)。

遥信量的选择不见得是越多越好,对重要的与不重要的加以区分,应选择重要的保护与开关量信息,当一次系统发生事故时,会有大量的数据,如果不进行选择会影响人对事故的正确判断及对事故的快速反应。也可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并,合并的信号运行人员应清楚是哪几个信号,如控制回路断线、机构异常、SF6气体压力低等。

2.3.3 遥控量

遥控量指改变设备运行状况的控制命令,包括开关分、合;变压器中性点地刀分、合;保护软压板的投、解。要求遥控量的传输可靠。验收时要核对正确性,还需做一些必要的措施,尤其是第一次控制开关(就地微机、监控微机数据库有变化时)现场要有防误控的措施,把运行设备的远方/就地开关切换至就地。设备只要有检修时,要对开关遥控进行分、合测试,以保证其正确性。

2.3.4 遥调量

遥调量是指连续或断续改变设备运行参数的有关信息,如变压器的分接头等。验收时分接头位置指示与实际相符,调升命令下达后变压器分接头应该升。

2.4 事故异常管理

监控系统的故障处理或事故抢修应等同于电网一次设备的故障处理或事故抢修。变电站现场事故处理预案中要加入监控系统部分。监控系统设备出现严重故障或异常,影响到电气设备操作的安全运行时,按事故预案处理,并加强对电网一次、二次设备的监视,以避免出现电网事故或因监视不力危及设备和电网安全。同时立即汇报调度和本部门分管领导确定抢修方案,统一安排处理。监控机发出异常报警时,监控人员应及时检查,必要时检查相应的一、二次设备。监控系统主机故障,备用机若不能自动切换时,应及时向调度和有关部门汇报,尽快处理。在监控系统退出期间,运行人员应加强对一、二次设备的巡视,及时发现问题。在处理事故、进行重要测试或操作时,有关二次回路上的工作必须停止,运行人员不得进行运行交接班。监控系统设备永久退出运行,设备维护单位需向上级调度自动化管理部门提出书面申请,经自动化主管领导批准后方可进行。存在的问题及对策

改造后的变电站综合自动化系统由于设备问题、电磁干扰、通道误码等原因,信息误发、漏发情况时有发生。往往在事故情况下有大量的信息上传,因此要求值班人员能迅速进行判断。简单可行的办法是一看时间,二看遥测量。无论什么保护动作,其启动都是由动作量值整定的,都有一个启动到动作出口的过程。计算机将保护动作的过程按时间顺序体现出来,通过遥信量的分、秒、毫秒在同一时间段内有不同的保护动作情况,可以判断为误遥信。再结合遥测量的变化、相应开关变位、事故总动作信号来判断。例如:主变有一侧开关变位,三侧电流、有功、无功正常,中、低压侧电压正常,这时应判断开关变位是误发或现场把控制电源断开所引起。

运行中经常出现的异常有通讯中断、监控微机死机、遥测值不刷新和遥控拒控制。异常或事故处理时应坚持以下处理步骤:记录掉闸开关名称及编号,在事故报警窗中查询开关的掉闸时间及保护动作情况、时间,做好记录后将变位设备对位。结束语

变电站综合自动化系统的运行管理需要结合现场实际不断探索,尤其在日常运行、交接班、倒闸操作、设备验收、异常事故处理等方面不断研究,加强每一个环节的管理,变电运行管理才能扎实有效,变电站的安全运行才能得以保证。