综自变电站

综自变电站（精选七篇）

综自变电站 篇1

1 模拟通道传输数字信号的弊端与优势

在电力通信网络蓬勃发展的今天, 通信光缆已经覆盖我局地区辖下的所有站点, 以华为OPTIX系列SDH光传输设备构建的光传输网络已经取代传统的电力线载波通信成为综合业务主用传输方式;华为FA 16的接入网设备提供模拟用户、V.24、同向64K等多种业务接口, 已经具备数字数据网的构成条件。部分站点已经具备双SD H光传输设备, 双接入网设备以及双光缆路由, 双光纤网络的架构可以淘汰作为备用通道传统的电力线载波通信方式。我局辖下的站点的综自通道主要采用双光纤通道或者光纤主用、载波备用的冗余1+1备份的配置方式, 通道可靠性得到保证。但所有主用光纤、备用载波综自通道却依然使用传统的4线模拟通道来传输远动数字数据信号。图1为我局龙甫变电站光纤综自通道的结构图。

图1中可见, 远动信号经过FSK调制解调器调制成模拟信号, 连接到接入网FA-16的ATI板的4线E&M接口, 再复用到FA-16的2M再经过SD H的映射、定位、复用进STM-1的帧中, 通过光缆传输至局中心机房的SDH设备, 分/插出相应的2M, 再通过相应的4线通道将模拟信号传送到调度自动化系统通道板进行解调, 供前置机分析, 完成远动信号的传输。这种传统的通过模拟通道进行数字数据信号传输的模式对我们维护人员来说有着不少的局限性。

(1) 数字信号不适宜在模拟信道进行传输。模拟信道是为传输语音信号而设计的, 众所周知远动装置要传送的是数据报文而非语音信号, 要在模拟信道中传输, 必须经过发端收端的基于FSK移频键控技术的调制解调器进行D/A、A/D转换, 传输过程产生噪声的积累, 容易对信号带来额外的失真甚至误码。

(2) 收发端必须使用调制解调设备, 增加通道组成的复杂性。调制解调设备是综自通道稳定性的薄弱环节, 变电站端远动装置的调制解调器出现电源模块烧坏导致该站县调、地调综自通道全断的故障在2008年发生两起, 主站的调度自动化系统的通道板故障导致通道出现误码的事件时有发生。

(3) 受到模拟话带信道带宽限制, 数据传输速率低, 无法满足高速数据传输发展的需求。县调综自通道现行的传输速率为600Bd, 目前所用的FSK调制解调器最高速率只能达到1200Bd, 无法满足对传输速率要求更高的101、104远动规约的要求。

(4) 模拟信道故障检测手段复杂, 不便于维护。对模拟信道进行检测需要用示波器、选频表等复杂仪器检查波形, 或者使用提供音频通道检测的数据分析仪器, 一般的2M误码仪没有提供4线模拟通道的检测。

(5) 华为FA-16每路4线E&M模拟通道占用一个64K的数字话路时隙, 传输速率仅为300Bd~1200Bd, 频带利用率低。

以上使用模拟通道进行远动数字信号的传输的缺点分析, 选用基于光传输网络的数字通道进行远动数据传输才是最佳的选择。选择光纤数字通道相对于现在沿用的4线模拟通道有着明显的优势。

(1) 在传输质量上, 数字通道无噪声积累, 传输信号可以再生, 无需进行额外的D/A、A/D转换, 使传输质量大大提高。省去收发端调制解调设备, 减少综自通道的构成环节, 降低通道故障风险。

(2) 数字通道的数据传输速率大大提高满足高速数据传输的要求。数字通道的子速率能达到9.6kbit/s, 0次群是64kbit/s, 1次群达到2.048Mbit/s, 传输速率大大提高。

(3) 采用灵活的多路复用技术提高传输效率, FA-16的SRX子速率板复用5路同步9.6kbit/s的子速率, 只占用一个64kbit/s数字通道, 频带利用率高。

(4) 提供接口类型丰富, 满足不同数据终端需求, 数字接口维护检测手段简便, 直接用2M误码仪就能检测2M通道、同向64k通道或RS232串口, 便于日常维护及故障排查。

2 传输远动信号的数字通道选择

变电站远动信息传输通道的选用应根据现有通信网方式和远动传输规约模式决定, 基于TCP/IP网络104远动规约对传输速率要求最高, 需要提供10/100M以太网通道;基于串口通信协议的101规约和部颁CDT规约对速率要求比较低, 适用于9.6Kbit/S及以下的子速率, 不同的远动规约对通信通道提出不同的要求。

对于新建变电站或者已经具备双光纤网络条件的变电站, 可以优先考虑选用远动传输的104规约, 首先选用10/100M以太网通道为主通道, 毕竟随着网络技术的迅猛发展和在电力系统中应用的逐步推广, 通过网络传输远动信息将会成为主流。根据电力系统二次安全防护对调度实时控制信息的传输安全性的要求, 可以考虑使用独立的2M通道。远动装置通过E1-10/100M协议转换器实现与SDH光传输设备支路板2M端口的连接, 经SDH的光路传输到调度端, 再通过E1-10/100M协议转换器转换成以太网信号供调度自动化系统采集。备用通道则可选择用子速率数字通道通过RS232串口与远动装置连接, 远动规约可以选用101或者CDT。网络方式传输远动的具体实现方式如图2所示。

对于运行中的变电站技术改造或者仍然是光纤网络主用加载波通道备用的站点, 推荐使用子速率数字通道传输101远动规约作为综自主用通道。子速率通道是由华为FA-16接入网设备的SRX板提供多路低速率的同步/异步RS232物理层通道, 其速率从2.4kbit/s、4.8kbit/s、9.6kbit/s可变, 整块子速率板只占用一个64kbit/s数字通道, 具有较高的带宽利用率。远动装置与FA-16的SRX板直接通过R S232串口进行连接, 远动信号通过2.4kbit/s子速率通道首先复用到64kbit/s数字通道, 再复用到2M通道中经过SDH设备进行传输, 相应地在调度端的FA-16的SRX板中分/插出相应的子速率信号, 连接到调度自动化系统。这里值得提出的问题是, 由于RS232串口的抗干扰能力不强, 传输距离只能约为15m左右, 如果远动装置离PCM设备较远, 应在远动装置和传输设备侧加装对应的长线驱动设备。信号电缆要求使用屏蔽电缆, 屏蔽层两端要接地, 敷设时避开强电, 电缆尽可能短。另外因为由多路子速率复用的64kbit/s是作为一个整体在数字传输网络中进行传输和交换的, 如果需要将同一个64kbit/s当中的子速率通道连接向不同的64kbit/s的通道中, 需要增加SCS提供子速率集中交叉功能。图3为利用子速率通道传输远动的具体实现方式。

在不具备双光纤网络条件的站点, 选择电力线载波4线模拟通道传输101或CDT规约作为备用通道始终是实用性和节省投资的的好选择, 传统的电力线载波通信就是利用模拟通道进行数字信号的长距离传输的一个很典型的例子。值得一提的是近年来数字化载波机技术也在不断地改进, 如许继集团与ESB900载波机配套使用的M220数字化语音、数据复接器, 在一个全双工的数字复合信道上完成语音和数据的复接, 在300Hz~3400Hz语音信道带宽通道上传输两路语音和两路低速数据, 提供RS232的数据接口, 而且数据传输速率提高到最高19.2kbit/s, 使电力线载波的性能和应用能力进一步提高。

3 结语

经过前文的分析和初步探讨, 变电站综自通道传输的远动信号是对实时性要求极高的数字数据信号, 应该选择合适的数字信道进行传输, 应该根据现有通信网方式和远动传输规约模式决定合适的通道方式, 并且需要有前瞻性, 能适应未来电力信息化网络建设的需求, 不能一直沿用单一的模拟传输模式, 才能使通信通道更好的为变电站综合自动化系统服务。

参考文献

[1]李旭.数据通信技术教程[M].北京:机械工业出版社, 2003, 7.

综自变电站 篇2

孙建中1 杨红举1 许世清2 吴传建2 1.淅川电业局 2.南阳市电业局

0引言

进入二十一世纪以来，是我国电网发展及装备水平提升最快，投运微机综合自动化变电所最多的时期。但是，在新投入变电所二次设备的竣工验收上，常因时间紧，任务重，验收标准和验收项目制定不周密，验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后，继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生，给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此，搞好新投入变电所二次设备的竣工验收，及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷，对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。工程竣工验收中存在的问题

1.1 有些新建变电站，是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的，大多是纳入“里程碑计划”，因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异，一定程度上存在工业项目等着用电的现象，从而导致新建变电站施工周期短，安装任务重，验收不到位，资料交不全的现象。

1.2 一般情况下，重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场，安排一天的验收时间较多，若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行，从时间的安排上，要想进行细致的检查和试验较为困难。

1.3新建枢纽变电站，因其设备和进出线回路多，因此上导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多，有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有：

1.3.1 中央信号部分：断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号；六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号；

1.3.2 继电保护部分：35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定；主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告，大多情况下现场都未作试验。应采取的对策

2.1重要变电站的安装竣工验收，相关职能部门，应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排，提前制定工程验收启动方案，合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工。二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场，严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求，进行认真详细的检查验收。

2.2 在验收时，施工安装单位应移交下列资料和文件：

2.2.1 工程竣工草图，全部继电保护及自动装置的竣工草图（红图），图纸符合二次实际接线现状。

2.2.2 变更设计的证明文件。

2.2.3 制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。

2.2.4 根据合同提供的备品备件清单。

2.2.5安装技术记录。

2.2.6 调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载满足误差要求。变电所二次接线竣工后验收要点

所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为：

3.1 按图施工，接线正确。

3.2 导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等，牢固可靠。

3.3 屏、柜内的导线不应有接头，导线线芯应无损伤。

3.4 电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号正确，字迹清晰且不易脱色。

3.5屏前、后的设备应整齐、完好，回路绝缘良好，标志、名称齐全正确。配线应整齐美观清晰且无损伤，导线绝缘根据规程规定，摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。端子箱密封良好，屏底和端子箱电缆引出处，用胶泥封堵。

3.6 每个接线端子的每侧接线宜为一根，不得超过两根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。

3.7 二次回路的接地应设专用螺栓。

3.8 引入屏、柜内的电缆应排列整齐，标明走向，端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到较大的机械应力。

3.9 铠装电缆在进入屏、柜后，应将钢带切断，切断出的端部应扎紧，并应将钢带可靠接地。3.10 使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠接地。

3.11 橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。

3.12 屏、柜内电缆线芯，应按垂直或水平有规律的配置，不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。

3.13 交直流电回路严禁使用同一根电缆，并应成束分开排列。

3.14 在油污环境中，应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。3.15电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的N600并联后，在控制室一点接地；同时，要保证在开关场无接地点，严禁两点接地。变电站二次屏验收

4.1屏、柜的布置美观整齐，固定及接地应可靠，屏、柜漆层应完好、清洁，屏顶所标的使用名称、编号正确。

4.2屏、柜内所装电器元件应齐全完好，电气距离符合要求，安装位置正确，固定牢固。4.3 屏、柜内照明完好，屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如，柜门关后密封良好。

4.5 直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。

4.6 装置的运行监视灯，电源指示灯应点亮，装置无告警信号。4.7 5 蓄电池的验收

5.1 布线应排列整齐，极性标志清晰、正确。5.2 所有电池应编号正确，外壳清洁，液面正常。5.3 极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。

5.4 初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。5.5 蓄电池组的绝缘应良好，绝缘电阻应不小于0.5兆欧。5.6 蓄电池在验收时应提交下列资料：

5.6.1 制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。5.6.2 设计变更的证明文件。

5.6.3 安装技术记录，充、放电记录及放电曲线。5.6.4 材质化验报告及备品备件清单。继电保护及自动装置的验收要点

6.1检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。

6.2 继电保护校验人员在移交前要打印出各CPU所有的定值区的定值，并签字。

6.3 由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并与继电保护正定方案核对无误，确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。

6.4 制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。

6.5 保护屏插件与插座插接状况验收：将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量，检验保护定值，同时在保护出口压板处量电位，保证每一种保护动作后，跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处；同时检查远动，中央信号的正确性；再用保护传动所对应断路器，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。

6.6 检回路接线完整性检查：有大的升流设备时，可用施加一次工作电流和工作电压的方法，进行保护传动试验，以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。

6.7 检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告，若无定值和试验报告，可要求保护计算整定部门给定值，切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kVⅠ段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。

屏、柜、端子箱内无遗留物。

6.8 为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时，发生漏试项目，必须详按照继电保护计算正定方案的内容，详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单，按清单中所列项目逐项试验，其试验的要求和注意事项：

6.8.1试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求，检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。

6.8.2 每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号，不能漏项，试验中发现问题应及时做好详细记录。

6.8.3 控制回路断线应包括110kV、35kV、10kV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。

6.8.4 后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地上传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。

6.8.5 直流“正”、“负”极接地试验，可采用一根中间串接一适当电阻的引线，在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。

6.8.6 主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。

6.8.7 重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验；轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。

6.8.8 新投变电站继电保护及自动装置传动试验单样单见下表：（此表仅供参考，内容可根据各站设备及继电保护实际配置增、减）

传 动 设 备 名 称

传动试验项目

变位信号

号

试验动作结果：正常（√）异常（×）断路器

隔离开关

变位信

灯

后台机显示信号 红

绿

字 灯

文 显

断 路 器 ×1#主变××母线输电线路配电线路交流绝缘监察

示

1.远方、就地分、合2.压力异常告警 3.弹簧未储能 主变本体重瓦斯主变本体轻瓦斯主变有载重瓦斯主变有载轻瓦斯主变差动保护高后备复压闭锁过流中后备复压闭锁过流低后备复压闭锁过流高压中性点零序高压中性点间隙零序本体压力释放器过负荷温度启动风冷主变超温跳闸过负荷闭锁有载调压中性点间隙零序主变压力释放器过负荷温度启动风冷母线纵差保护母联备自投保护光纤纵差保护相间距离1段相间距离2段相间距离3段零序1段零序2段零序3段综合重合闸接地距离1段接地距离2段接地距离3段综合重合闸功率方向保护相间过电流1段相间过电流2段相间过电流3段接地零序1段接地零序2段35KVⅠ段母线接地

10KVⅠ段母线接地

电压回路控制回路低压屏 主变通风 直流绝缘监察

直流电压监视

110KV电压回路断线 35KV电压回路断线 10KV电压回路断线 110KV控制回路断线 35KV控制回路断线 10KV控制回路断线 交流电源自动切换 主变通风机故障 正极接地 负极接地 直流电压过高 直流电压过低

要求：继电保护及自动装置传动清单应一式三份，工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。

6.8.9 传动试验完成的设备，即处于正常的待运状态，为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动，应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁，在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条。如确需改动，验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员，一起对设备接线进行改动，并在对应的图纸中注明改动的部分，再视具体情况可否重新进行保护传动试验。

7结语

新投变电站的继电保护及自动装置的验收传动试验工作，项目多、任务重，所有参加验收的工作人员需要有很大的耐心和责任心去完成。来不得半点的马虎，必须逐项逐条的检查试验，尽量把所发现的缺陷消除在萌芽状态。否则，有些隐患将会给以后的变电安全运行工作带来许多麻烦和损失。

参考文献：

综自变电站 篇3

随着我国国民经济的发展，各行业对电能质量的要求越来越高，近年来，随着对电能需求的增大，旧有的设备已不能满足电网运行发展的需要，变电站设备综合自动化改造是电网改造重要项目。变电站综合自动化能实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监控、测量、保护及调控一体化等综合性自动化功能。因此，综自站是变电站改造发展的一种趋势。

在进行综自改造时，特别是电网较薄弱的地区，一般不能实现全站停电进行改造。既要保证运行设备安全运行，又要保证施工工程的安全、质量和工期，这就要充分做好各部分的工作，为保证变电站综合自动化改造的顺利进行，使改造全过程真正达到可控、在控的要求。2008年底，衡阳电业局对110kV巾峰变实施了综自改造，现将改造情况介绍简要介绍一下。

1 前期准备

前期准备主要体现在对设计图纸的审核、设备选型等方面，我们先期对设计的施工图进行了详细的审核，对设备的选型提供了参考意见。

1.1施工质量好坏直接影响整个工程的总体质量，甚至影响到工程投产后的生产效率，故做好对设计图纸审核工作尤为重要。因此，要详细审核改造部分的设计图纸，理解设计意图，集旧设备的所有资料；必须把新设计图纸与新设备详细对照，确定改造思路，及时发现设计图纸与到货设备不符之处。并了解变电站的现状，包括设备以及直流系统、公用系统的运行状况，信号系统的构成等等。将新设计图纸与老设备资料对照，确定施工中要拆除和接人的设备及相关二次回路，并做好书面记录，记录要详细，确定每一个回路，每一根接线及所在的端子位置， 对有疑问的接线重点记录，查找原始资料，明确其功能。在进行审核时应将已发现的错误，提出并标识好，提请设计单位修改后再出图。

1.2设备选型是否正确适宜对工程质量有很大的影响。如设备选型不适宜本站要求，则可能影响工作进度或无法达到要求，无法保证停送电的及时性、有效性。110kV巾峰变该变电站原综自及保护是国电南自早期产品，不能实现遥控及遥调功能，此类微机保护及综自系统现已无备品备件，且属于技术落后产品，厂家已无完善的技术支持。选择的综合自动化系统是在湖南网内已具有丰富运行经验的国电南自PS6000系统，其结构为分层分布式结构(变电站层、间隔层、设备层) ， 具备如下技术特点：能进行后台监控，具备与县调、地调自动化主站的通信。采用以太网作为变电站主要通信架构，通信速度较以前的任何一种通信方式提高了几个数量级。实现对主变的“四遥”功能，实现对线路的“三遥”。实现各侧母线电压遥测、直流屏遥测遥信、交流配电屏遥测遥信、自动装置遥信等。所有操作经五防闭锁，防误功能强。实现站内设备统一对时，为事故的分析和处理带来方便。10kV系统采用监控保护一体化装置，保护与监控之的无缝连接，保护信息采用报文方式上送，无需电缆连接，节省了大量电缆，简化了二次接线，降低了工程造价。

2 停电方案

在经过现场勘察后得出可行的两种施工方案：1、先停一次设备，后进行旧二次设备拆除及新二次设备安装接入工作。2、先安装二次新设备，后停一次设备或不停一次设备完成过渡，在过渡完后拆除旧二次设备。方案1一般常规方式，且不许要考虑设备在保护室内的摆放位置是否充足及带电作业等因素，方案2先进行室内二次设备安装，并合理安排好二次设备摆放位置，然后完成好电缆敷设、装置调试等工作，等到符合接入要求时，停一次设备或不停一次设备带电接入。110kV巾峰变是为衡山县城提供电力保证，属于负荷较重且Ⅰ、Ⅱ类负荷较多的站，所以这就对该站的供电可靠性提出了较高要求。综合该站的供电特点，我们选择了方案2做为施工方案，这样较少了负荷的损失，且挺高了供电可靠性。

3 综自改造

对于综自改造现场，通常都是设备安装、旧设备拆除二次回路交叉接线等，危险因素较多，对这些现场具体情况，如果分析不够全面，极容易疏漏某些工作中出现的危险点，就不能提前采取有效措施，全方位保障安全，从而影响整个改造过程，同时也可能带来不必要的损失。根据以往施工的经验，所有需要改造的老、旧变电站的直流系统都很薄弱，有二次电缆已经锈蚀，轻微的碰撞都可能造成直流接地，有的是拆除过程中二次回路没有细心测量到位，导致带电拆除造成直流接地，这样就有断路器和操作箱动作跳闸的危险，危害电网的安全运行，所以要认真仔细做事并制定切合实际的专项方案，如《 x x变改造工程防止直流接地措施》，内容应详尽，切合实际，具有可操作性。在工作中严禁无票工作，在运行设备上或有危险的地方工作时，必须有人监护。工作前应掌握运行设备工作电源的电缆走向及小母线连接电缆的电源，需要拆除电源时，应做好电源的环接或跨接工作，在确保运行设备不失电的条件下进行施工。

4 接入调试

在接入调试时要注意如下几点：新建设备与运行设备的电气隔离、联跳等特殊回路的安全控制、遥控试验的安全控制。

4.1新建设备与运行设备的电气隔离的注意事项。当变电站新增或改建二次设备需要调试时， 要高度重视安全工作，切实做好现场安全措施，以保证运行设备正常工作。由于保护装置工作性能未做现场检验， 其交直流工作电源应采用保护室内试验电源屏上的交直流电源，以保证运行设备工作电源的正常。断路器的操作电源，隔离开关的工作电源，信号回路的电源，在施工过程中都应使用与运行设备无关的交直流电源，可以从试验电源屏引接，或从所用电源屏独立引接，并外设与设备容量相适应的空气断路器。

4.2联跳等特殊回路的安全控制的注意事項。在变电站改造中，有很多特殊回路的改造和完善是无法在完全停电的情况下施工的，需要施工人员应查实清楚并填写相应的二次安全措施票后方可工作，如主变联跳母联断路器的回路的工作，需要将要接入的电缆编号、 回路编号、 端子位置等，需要拆除的回路及回路编号。

4.3遥控试验的安全控制的注意事项。在综自改造中，遥控试验是试验项目中不可或缺的，不能进行遥控就意味着综自功能不完善，但遥控试验中还是存在误跳合运行设备的危险，因为在做遥控点表时，可能存在信息点错位的现象，所有在调试时应将其他运行设备的“远方/就地”控制把手切至就地位置，防止误跳合。

5 验收送电

检验结果是改造工程安全和达标投产的保证，所以改造后的所有二次回路， 应尽可能的进行实际模拟试验，以保证投产后的稳定运行，所有电流回路应做带负荷试验。工程完结后先需要进行自验收，防止在运行人员验收时进行返工等其它事项，耽误设备投产送电时间，在自验收时主要出现的是一些不妨碍送电的情况，例如电缆夹层的防火涂料为刷，吊牌不符合要求，标示标签未使用设备双重名称和编号等。因此，施工方应按验收大纲制定自验收表格，先于运行方进行自验收，在运行方进行验收时确保无问题。并在在书面留言中将设备运行需要的注意事项及特殊事项进行说明，确保顺利投产送电，树立施工方良好形象。

6 结束语

综自变电站 篇4

关键词：35kV变电站,综自系统,统一管理维护

1 引言

变电站综自系统是对变电站的二次设备经过功能的组合与优化设计, 对计算机技术、现代电子技术、通信技术以及信号处理技术等多种技术的综合利用, 对变电站内的主要设备以及输配电线路实现自动化的监视、测量、控制与保护, 其对于现代变电站运行安全性与可靠性的保障有着十分重要的作用。35k V变电站综自系统在实际运行的过程中一直存在着比较多的问题, 特别是随着“三集五大”体系初步建成, 变电站集中监视、巡操、运维检修模式已发生很大转变, 对综自系统的依赖性更强。因此, 对这些问题进行研究, 并对其统一管理维护的措施进行探讨, 对于提高变电站综自系统运行可靠性, 以及增强对综自系统应有的建设投资功能的保护具有十分重要的现实意义。

2 35k V变电站综合自动化系统运行中存在的问题

2.1 对35k V变电站综自系统重要心认识不足

在电网运行中, 如果运行人员能够通过综合自动化系统及时地发现的异常, 采取有效的措施, 就能避免发生造成减供电、设备损坏、甚至人身伤亡的严重事故, 其重要性不言而喻。特别是现阶段, 变电站无人值班模式的推行, 集中监控功能上移, “三遥”功能实现的好坏, 直接影响都运行监控质效。然而, 少数单位仍然对综自系统重要性认识不足, 忽视其维护管理, 使其工作在不良工况甚至在异常状态。

2.2 35k V变电站的运行人员运行水平普遍较低

变电站综自系统能否安全可靠运行与对其的维护管理密不可分。实际上, 农网变电站运行人员的综合素质普遍不高, 他们对于综自系统并不真正地了解, 几乎只懂得基本地使用与操作, 当其出现一些小问题或者是征兆时, 他们并不能及时地对其进行处理与解决, 使综自系统本身陷入瘫痪, 失去应有的功能, 这种缺陷不能及时被发现, 并向上级报告, 短时间内得不到处理。另外, 调研中发现个别变电站管理不到位, 出现在后台监控乱装软件, 甚至带入病毒, 使得后台监控软件失效, 从而导致变电站的保护及后台监控设备的作用得不到充分地发挥与利用。

2.3 受体制原因的限制, 地级供电公司不直接参与维护

目前, 地级供电公司主要负责对110k V及其以上的变电站综合自动化系统进行直接的管理, 35k V变电站综自系统的维护工作基本上由县级供电公司负责。县级供电公司在多次上级公司择优选拔之后, 结构性和专业性严重缺员, 特别是综合自动化专业上尤为突出, 很难对所辖35k V变电站综自系统定期进行维护检查。维护好35k V变电站综自系统自然是句空话。

2.4 长期依靠综自系统的设备供应商提供维护

经调查, 设备供应商提供维护是目前大多数农网系统35k V变电站综合自动化系统维护工作的主要选择。由于对设备供应商的长期依赖, 35k V变电站综自系统的管理与维护存在着比较多的问题, 其主要表现在以下几个方面:

(1) 及时性问题。由于农网变电站基本上分布在比较偏远的农村地区, 路途艰难而且比较遥远, 通常来说, 在故障发生的几天后也不能及时到达现场对其进行处理, 这不仅使得故障得不到及时有效地处理, 而且从某种程度上来说, 还有可能加剧故障的严重性, 这对于变电站综自系统的持续稳定运行极为不利。

(2) 不能提高用户自身的运行维护水平。厂家的维护是从快速处理和解决故障的角度出发, 大多不对用户相关人员叙说问题产生的原因、解决的手段和方法等。因而, 维护记录大多仅仅表述为更换某插板、己修复、问题已解决等非常笼统模糊的结论。另外, 可能有些问题仅仅是从表面上看好像已经解决, 但实际上没有从根本上加以解决。在出现类似问题时, 用户仍然不能自行解决, 造成用户自身的运行维护水平难以提升。

(3) 当自动化系统超过质保期后, 可能出现少数国有性质的或者信誉差的设备供应商对农网不太重视, 不能及时或者不愿意派人到现场服务的情况, 少数供应商因业务人员不足, 难以及时到位。

(4) 对于某些服务比较及时, 但是在产品质量方面不过关的企业, 由于受到自身技术水平的限制与制约, 虽然及时到达现场但是却不能从根本上解决产品自身的缺陷, 从而导致频繁服务却很难根本解决问题, 产品隐患始终存在。

3 35k V变电站综自系统统一管理维护对策

3.1 建立实现统一维护的组织结构

通过分析农网35k V变电站综自系统运行过程中存在的问题, 要对其进行有效地处理与解决, 就需要对各级供电公司、设备制造商及其他社会资源进行优化组合, 并对各自的资源优势进行充分地发挥, 建立专业化的统一的维护组织, 从而切实地保证农网35k V变电站综自系统运行的可靠性与安全性。

3.2 形成统一维护的工作流程

对变电站综自系统进行管理维护, 主要可以按照下述流程进行:变电站出现故障后, 运行值班人员要及时地将故障通过一定的通讯手段通报给相关的维护部门与上级主管部门, 维护人员通过对系统进行查询来对发生故障的原因进行初步地确定, 并制定维护方案, 如需到现场, 专业的维护单位即刻派出专业的技术人员携带相应的工具与设备前往现场开展维护工作。

3.3 加强统一维护的技术管理

3.3.1 完善技术规范书

为了使今后建设的35k V变电站综合自动化系统能够安全稳定运行, 并且使系统的扩展与产品的升级能够更加方便的进行, 后台监控软件以及总控单位应该统一进行采购, 而在此过程中, 采购的部门应该由省级电力公司委托维护单位负责。省级电力公司负责修订完善技术规范书, 形成规范的统一的技术要求。

3.3.2 统一制定检验规程和验收大纲

为防止不合格产品今后流入农电系统和更好地开展维护工作, 省公司农电部须尽快制定综自产品的检验规程和验收大纲, 对间隔层设备 (含测控装置、远动通信设备、间隔层网络、与站控层网络的接口和继电保护通信接口等装置) 、网络设备 (含网络连接装置、光/电转换器、接口设备和网络连线等) 、站控层设备、专用电源以及相关二次回路等的现场检验和验收等规定详细的检验项目、方法和具体指标, 规范产品的检验和验收工作, 确保投入运行的设备质量可靠、通信规约兼容、设备开放互联以及后台监控稳定。

3.4 建立和完善统一的综合自动化设备档案管理系统

(1) 对综自系统维护档案管理系统进行建立与健全, 这在35k V变电站中, 对于统计、查询有关变电站的竣工投产、产品厂家的相关规约以及出现的问题等均有着比较重要的作用, 而且能够为问题的及时处理提供信息。 (2) 建立综自维护专家系统与维修网络软件信息平台, 对综自系统的维护经验、案例分析、发展动向、工作要点、工作进展以及技术分析、厂家介绍等栏目进行报道与介绍, 另外, 可以将其直接用在设备档案的管理以及故障维护记录情况的上报等, 从而保证综自系统维护环境的和谐、有序与高效。 (3) 对制造商的技术档案与设备运行档案进行构建, 并对相关的技术手册进行制定。与调研结果以及运行中反映出的各类故障相结合, 设置专门的工作人员对其进行收集与整理, 并与具体实例相结合来对综自系统设备的维护技术指南进行编制。

4 结语

总而言之, 变电站是电力系统不可或缺的一个环节, 如何更好地维护35k V变电站综合自动化系统运行, 是本文阐述的重点内容。维护好35k V变电站综合自动化系统运行, 有利于变电技术的统一管理, 有利于主站系统检查工作的管理, 有利于加强变电站的系统保护, 减少不安全因素对35k V变电站设备及电网的影响。由此不难看出, 35k V变电站综合自动化系统的安全运行, 对当代的电力事业发展有着重要的意义。

参考文献

[1]张春雨.变电站综合自动化概况及探讨[J].水电站设计, 2014 (02) :29~30.

[2]肖本锋.35k V变电站综合自动化系统的实现[J].铜业工程, 2013 (01) :58~59.

综自变电站 篇5

一、变电站综自改造实施中的安全性评价研究

1. 变电站综自改造的范围

以近几年华油电网的综自改造为例, 常规变电站的综自改造范围一般包括:一次系统、二次保护系统、交直流系统等地改造, 实现对全站断路器、隔离刀闸等的遥控操作, 对全站母线及线路电压、各间隔电流、主变温度等的远方实时监测, 对全站设备所有预告警、异常点等的全面监控, 对主变分接头、电容器投切等的遥调功能, 同时实现对所有微机保护、自动装置、辅助智能设备的信息调用等。

2. 变电站综自改造的危险源分析

根据上面提及的变电站改造范围, 主要从施工改造的层面出发, 来分析改造过程中存在的重大危险源。

(1) 施工方案不全面、不具体, 泛泛而谈。一份针对性强的施工方案往往能够使工作事半功倍, 是各类参与人员熟悉工程进度、组织体系、改造思路、安全措施和可行性的窗口, 施工方案是否编制到位、层层优化, 将直接影响现场施工的安全管理和人员的责任意识。

(2) 缺乏二次专项施工方案, 尤其牵涉到具体的二次电缆及端子号。改造工程涉及面广, 几乎囊括全所所有一次、二次设备的关联部分, 任何接入的缆和需拆除的电缆应有的放矢, 往往出现未考虑到的电缆等临时情况, 而打乱既定计划, 疲于应付, 而致忙中出错。

(3) 施工图纸的影响。对于改造工程, 无一例差错的施工图纸, 几乎不可能, 目前接触到的事实也是如此, 涉及各级最新反措规定、运行要求、设计原理等, 也是经常有变更的。如果现场施工人员忽视了或者不清楚这些要求, 有可能造成返工、重复停电, 严重的将直接影响电网运行。

(4) 一次设备改造伴随的风险。进行综自改造的变电站, 往往都是80年~90年代投入运行的, 一次设备的运行年限和输电能力也有一定程度的局限, 基本上也到了进行大刀阔斧改造的时候, 同时, 综合自动化系统对一次设备也有一些自动化、远方可控型等要求, 因此往往在综自改造的同时, 一次设备改造也同步进行。这不仅给施工方案的编排带来更大的难题, 并且在施工交界面和工种配合上, 带来新的安全风险。

(5) 新屏位不足, 拆除旧屏的风险。以前的常规变电站一般仅设置一个保护室, 空间较少, 屏面基本上满足了当时的设计需求, 但对于综自改造, 在建网初始阶段, 就需要4~6个必需预留的空屏位, 因此不得不采取预留屏位的老旧设备先期改造的措施, 整个改造工期将难以把握, 而且衍生出一些临时过渡措施, 例如前期如果涉及到拆除信号屏、保护屏、控制屏、公用屏等, 对安全运行和受控改造增加了难度。

(6) 二次电缆以及小母线的大量拆接工作。二次拆接线不仅是综自改造最大的工作量, 而且是最难受控、不太直观的部位, 接入运行设备虽然有图纸, 但准备不充分、施工上的失误可能导致严重问题, 运行部位的二次拆除工作就更为棘手, 施工图纸上一般不会涉及, 尤其是细节, 只能靠施工人员利用好几份老图纸, 再结合现场实际情况进行修改, 不同人员随意性很大。

二、变电站综自改造实施中的风险预控

1. 变电站综自改造实施中的风险预控

依照上述综自改造的重大危险源分析, 以确保施工安全为基本前提, 现场改造风险的控制类型本处归结为两大类:全过程管理的风险控制、施工技术的风险控制。

2. 综自改造全过程管理的风险控制

近几年流程管理的逐步推进, “制度管人、流程管事”的思路已基本深入各级部门, 结合目前电力技改工程的项目概念, 可以借鉴基建工程的项目化管理模式, 在大型综自改造工程上探求运用项目经理负责制, 明确项目“责权利”, 在组织机构、施工质量和工期管理、预控分析、安全考核等方面, 实现规范化、标准化运作, 为管理层、施工层、交界层创造沟通协调的途径, 确保各级安全。综自改造工程上采用项目化管理模式, 就需要摒弃凭“感觉”做事的思维, 根据项目组预安排的计划或流程逐步推进, 各项计划内任务的编排和实施力求有条不紊, 临时性或突发性任务可由项目组分析决定后步调一致的执行, 确保各个施工节点的可控、在控和能控, 从管理角度上杜绝风险的潜伏。结合综自改造的几个重大危险源分析, 从项目管理的角度出发, 有效控制风险应具备以下几个要素。

首先需明确一个自始至终组织和参与综自改造工程的组织机构和安全网络, 确保项目经理或主要项目管理人员有多年现场二次安装调试的施工经验;其次需充分落实施工的过程管理, 即进行有效的各阶段项目评估, 根据外部条件变化, 阶段性对施工方案及二次专项施工方案进行专门调整和重新宣贯;第三需严格执行项目考核机制, 奖惩并举, 对于各类违章、埋下隐患、忽视危险源的责任人, 对于制止违章、积极排除危险源的人员, 按项目考核规定及时执行, 发现一批通传一批;第四需建立维系安全的动态管理, 综自改造的最大风险在于变化, 有现场不可预知的, 诸如临时过渡的一些电缆改接、施工图未涉及内容等, 也有人员主观潜伏的, 例如凭经验做事、不按标准化作业流程等, 应对变化的积极手段就要相应采取动态的安全管理, 不提倡“一变应万变”, 可定期、可专项、可突击等形式进行监督, 排查隐患。

3. 综自改造施工技术的风险控制

综自改造全过程管理的规范, 对施工过程中技术风险的预控提供后方保障, 针对改造中重大危险源的性质, 对施工技术上各类风险进行控制的基本手段可归纳为建立施工技术流程化、推广施工技术标准化, 具体实施方式归结如下:

(1) 施工技术流程化的建立

在综自改造实施过程中, 安全、质量、工期、进度控制是先决条件, 管理、设计、施工、运行、厂家等部门的多方协调是关键因素, 在施工的一定阶段需要对当前进度下人力、物资资源重新进行合理配置, 促进施工流程, 可依赖和丰富几个固有的途径。

(1) 初步设计审查途径。

设计单位应针对变电站现有的屏位布置, 同时兼顾综自改造的基本施工流程和改造思路, 先期做到屏位的合理安排, 避免在施工阶段时的随意变更;另外, 设计单位应考虑出具工程上几个过渡过程的临时接线方案或图纸, 对于反措规定、运行要求或图纸差错等, 及时反馈联系单, 而不是事后补漏, 任何施工人员接手工程都能有所依据。

(2) 施工协调会途径。

施工存在的问题, 可以通过施工图审查会、施工方案讨论会、启动协调会等进行反映。施工图审查阶段, 要重点控制工程的过渡过程, 特别是涉及的保护联跳回路、小母线及公

用回路, 同时也要为下阶段的施工安全和便利充分考虑。在施工方案讨论中, 要重点控制施工的流程和主要停电阶段的安全措施, 必须详细编制各阶段的施工方案、停电方案和二次专项方案, 同时要兼顾可能的一次设备及其他保护设备改造的方案, 通过与会专家的“第三只眼”研究分析, 使方案优化到位。在各阶段启动协调会上, 要重点反馈本阶段进度和遗留问题, 同时明确下阶段工作的重点和风险, 积极争取问题的及时落实和风险的有效规避。

(3) 安全和技术交底途径。

安全交底和技术交底, 有必要同时开展, 不能撇开技术分析片面讲安全, 也不能追求无安全保障下的优化技术, 统称为施工交底;涉及综自改造的事前、事中、事后的安全和技术风险预控, 各参与部门本着安全施工的一致目的, 提出想法和要求, 促进施工的安全环境。同时, 施工项目组、负责人及参与人员要履行阶段式的重点施工交底, 例如临时改动部位、运行带电部位和交接配合部位的工作, 确保过程的安全控制。

(2) 施工技术标准化的推广

推广标准化作业是近些年生产和基建工作的重点。本处综合自动化改造项目的施工技术标准化, 主要是针对如何应对现场施工的危险源所指, 为今后综自改造项目提供借鉴标准, 提出技术层面上需要注意和控制的地方。

(1) 推行标准化作业指导书, 严格编审批关。

涉及综自改造的任何一项工作应有相适应的工艺要求和工序流程, 现场与书面不符的情况, 虽然不可避免, 但必须善于反馈和总结, 可以形成有效的技术闭环, 为接续工作提供支撑。

(2) 各电压等级系统接入监控系统工作, 应由浅及深, 由简单工序到复杂工艺。例如一些自动装置、直流系统、低压系统可先行安排接入, 既保证改造的正常连续开展, 又能让施工人员和运行人员及时熟悉监控系统, 以便集中精力为高压系统接入创造条件。

(3) 小母线电压拆接注意的事项。

常规站小母线布置往往是一排屏位连续布置, 给拆除工作影响很大, 风险很高。一是在改造方案上进行屏位拆除优化, 尽量“同停同拆”, 少剪小母线, 二是在防范措施上执行到位, 如小母线和拆除工器具作好外绝缘包覆等。

三、结束语

目前, 华北油田电网综自改造的站所, 都已顺利安全投产, 通过对实施中的安全性评价研究, 在组织实施上积累了丰富的管理经验和技术经验, 对今后改造工程的组织落实提供了一些借鉴。

摘要：结合现场改造工作的实际经验, 针对变电站综自的改造特点, 分析改造中的各类危险源, 进行安全性评价, 从项目管理、施工技术的多角度进行安全风险评价研究, 保证变电站综自改造实施中的安全顺利进行, 对变电站改造的安全防范提供参考。

综自变电站 篇6

变电站综合自动化系统 (下简称综自系统) 是变电站运行必不可少的项目, 是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的前提。而视频监控、安防系统、门禁系统、环境监测系统等统称变电站辅助控制系统, 是近年来兴起的变电站辅助系统, 对于提高变电站的自动化管理及安全性具有重要的作用。

长期以来, 辅助控制系统与综自系统各自独立、互不关联, 2套系统之间没有数据交互, 没有形成有效的联动。视频系统由于不是按照变电站应用来开发的, 与变电站日常管理工作关联性不大。综自系统进行操作、控制时, 不能看到所操作设备的现场图像;设备发生异常或报警后, 也无法迅速查看报警点的图像, 往往需要从独立的另一个系统中费时费力地找到对应图像, 甚至要人工控制摄像机对准目标设备, 或派人现场进行巡视查勘, 实用性大打折扣。因此, 将变电站综自系统与辅助控制系统结合起来, 实现多功能的一体化系统, 从而提高变电站的智能化水平, 是很有现实意义的, 也是大势所趋。

由于综自系统与辅助控制系统本身都是比较庞大、比较复杂的系统, 要实现两者的完全融合需要有一个过程。考虑到变电站日常管理工作的实际需要, 本文主要研究将视频监控系统与综自系统进行一体化设计, 实现可视化的监控平台。

2 设计思路及实现方式

2.1 设计思路

本设计方案依托电力行业现有的技术, 将综自系统与视频监控系统两者进行一体化设计。该设计将增设1台视频服务器, 跨接综自系统网络与视频监控系统网络, 在实现综自系统现有全部功能的基础上, 最终实现综自系统与视频监控系统的联动, 达到可视化操作的目的。

2.2 网络系统设计方案

(1) 综自系统统一组网, 采用DL/T 860通信标准。站控层由监控主机兼操作员站、数据服务器、图形网关服务器、综合应用服务器、数据网关机、故障录波及网络通信记录分析系统及其他智能接口设备等组成, 提供站内运行的人机联系界面, 实现管理控制间隔层、过程层设备等功能。

(2) 站内辅助控制系统独立组网, 设置专用工作站进行管理, 实现站内视频监控、消防报警、环境监测等功能。

(3) 架设一套专用视频服务器, 配置双网卡, 跨接在站内综自系统网络与辅助控制系统网络之间, 以达到辅助控制系统与综自系统共享图像信息的目的。

与普通智能变电站综自系统相比, 该方案仅增加了一套双网卡的视频服务器, 由于该服务器同时支持MODBUS及IEC61850标准, 可以在变电站综合自动化系统与智能辅助系统之间充当桥梁, 将视频监控系统与变电站管理业务紧密结合, 以实现部分深层次功能。如视频图像与远动操作联动, 当异常、报警时能视频联动, 从而在进行遥控操作联动、刀闸分合时自动切换到相关摄像机, 定位到刀闸位置, 并通过视频识别刀闸的分合状态。也能够将综自系统中各种有用的信息实时叠加到摄像机图像上, 除时间、地点信息外, 还能叠加电流、电压、温度、湿度、SF6状态等信息。叠加信息是智能选取的, 当摄像机对准不同的设备, 就会相应叠加该设备重要的监测信息。

3 实现功能

3.1 实现视频监控系统与综自系统联动

SCADA可以获取视频监控系统的图像、音频、报警信息, 在SCADA系统进行操作时, 可以自动弹出所操作设备的图像, 并且摄像机转到该预定位置, 自动对该设备进行特写式监控, 实现可视化的操作。SCADA遥测报警或遥信变位时, 自动弹出该设备图像, 并定焦到预定位置, 实现可视化报警。在视频图像中能自动叠加遥信、遥测数据, 实现可视化监控。

3.2 变电站智能巡视

变电站自动巡视系统是为替代值班人员现场巡视, 实现无人值守所设计提出的, 覆盖变电站的主要位置, 需合理布置视频摄像头及环境监测点。自动巡视系统可根据要求设计智能巡检路线, 通过布置于站内的摄像机, 遵循一定的顺序对巡视项目进行逐一显示, 一个摄像机监控多个目标时则逐一扫描。将巡视项目的视频信息进行网络传输, 操作人员无须到达现场, 就可以实现远程对站内设备的巡视。

3.3 视频智能分析

通过智能分析和图像识别技术, 可实现基于视频图像的开关及刀闸状态识别, 辅助操作人员判断。通过摄像机扫描, 分析图像, 可实现电弧、明火、烟雾识别等变电站异常情况的监测。

4 经济技术性能对比

与变电站分别安装综自系统和视频监控系统相比, 如采用一体化设计方案, 将带来较好的实用性和经济效益, 具体如表1所示。

5 需改进的技术问题

视频监控与综自系统一体化设计有助于提高变电站的智能化运行程度, 但仍然存在一些技术问题需要进一步研究。

(1) 视频传输必然带来较大的网络传输流量, 可能会引起综自系统站控层网络的拥塞, 需要进行更多的试验分析。该问题可以通过将视频服务器与监控主机直连的方式加以解决。

综自变电站 篇7

关键词：保护,综合自动化,改造,方案

1选题理由

随着电力供需紧张的加剧, 现有变电站旧保护装置的不安全隐患凸显, 老站改造进入高峰期。我们在变电站保护及综自改造优化方案讨论中, 曾创新性地提出了一种以“集合”思想优化改造顺序的全新方法。该方法虽已推广运用于多个老站改造项目中去, 具有很强的指导性和代表性, 但其仍存在软肋:由于不能用量化指标来指明各个保护屏之间的关联度、重要度, 从而在设定两个集合, 取两者联接最少方面因没有相关数据支撑, 说服力不强。在实际操作过程中, 也是摸石头过河, 估计个大概。这样极不利于“集合”理论的大面积推广。

2基本思想

由于保护及综自系统改造时, 变电站不能停止对外供电, 所以从改造一开始就存在新、旧两个系统同时存在的情况, 我们将改造前运行的保护及综自系统 (旧系统) 以及改造后即将形成的新系统分别看作两个集合。在改造过程中, 两个集合的交集越小, 他们的回路连接就越少, 需要带电搭接的地方就越少, 需要局部设备停电改造的时间就越少, 此方案就越好, 我们在改造时的难度就越小。

本文采用以装置为“一颗葡萄”, 保护屏为“一串葡萄”, 通过“二维加权分析算法”确定各保护屏的重要度、关联度。该方案是由“一图、三表、五公式”组成:一图即以重要度为横轴, 关联度为纵轴的二维分析图;三表即装置重要度评估表、保护屏关联度评估表 (二次设备部分) 、保护屏关联度评估表 (一次设备部分) 。五公式即基于二维加权分析算法计算重要度、关联度所用公式 (由于篇幅所限, 本文所述方法的图、表、公式不一一列出) 。

3下涧槽站保护及综自改造改造优化方案讨论

第一步:在装置重要度评估表中, 分别就装置的功用、应用于的电压等级、投运年限、变压器绕组形式四方面进行装置重要度评估, 利用上述公式一便可得到其重要度值。该值在改造前是暂时不变的 (我们称之为“死数据”或“基数”) 。

第二步:在保护屏关联度评估表 (二次设备部分) 上, 针对电流回路、电压回路、跳闸回路、非电量开入回路、放电回路、位置开入开出回路、信号回路、直流电源回路因素, 结合现场经验, 对其评估, 将其评估值作为权值, 再利用上述公式二, 与该装置“死数据”相乘, 并将同一屏上的装置所得值相加, 即为该屏的关联度值 (二次设备部分) 。

第三步:同理, 利用上述公式三, 可将装置“死数据”与保护屏关联度评估表 (一次设备部分) 中分项评估所得权值相乘, 最终得到该屏的关联度值 (一次设备部分) 。

第四步:利用上述公式四、五, 我们可得到某一保护屏的关联度值、重要度值, 若以重要度为横轴, 关联度为纵轴, 我们可得到二维分析图。

由图可知: (1) 总控装置的关联度、重要度值均为最小, 所以我们将总控作为第一个改造对象:先将新总控装上, 采用逐步推进的方式, 将旧系统的相关回路最后全部接入新总控。 (2) 35kV备用路905的关联度值偏小, 因而, 我们可以配合停电计划, 首先将35kv侧开关改造完, 也为后来的改造留出屏位。 (3) 故障录波屏虽然关联度高, 但它大部分为交流回路、信号回路, 无跳闸回路, 同时改造它不用停电, 其重要度并不高, 所以可先改。但因注意由于其关联度较高, 所以我们采用将就电流、电压回路引入新故障录波屏, 改一路, 撤出一路的方法。

依据上述方法, 并结合相应的停电计划, 我们就能很快的运用“集合”思想找到最小交集, 从而在保障安全生产的前提下, 节约工程成本, 提高工作效率。

4下涧槽站保护及综自改造改造优化方案的实施

通过从临时电缆、人工费用、带电接线三方面的分析, 选定安全性和经济性都最优越的方案, 并在现场的改造过程中收到了满意的结果。

同时, 通过与以往旧站改造项目 (改造规模与下涧槽站相近) 相比较, 可知有如下改进:

安全性:临时电缆数减少90%, 停电天数25%, 带电接线次数50%;

经济性:人工、材料费降低了72%, 电量损失减少了68%;

工作效率:由于停电天数减少, 人员的合理配置, 施工周期缩短了40%。

由上, 我们可知该改造方案从人工、材料费用, 电费损失费用, 安全性和工作效率方面均大大优于以往旧站改造方案。

5结论