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论无人值班变电站的实现【摘要】 针对无人值班变电站的大力推广，武威电网综自变电站的改造实施，提出了改造的必要性和改造的方法，以便于以后我局几个变电站顺利改造为综合自动化变电站。【关键词】常规变电站、常规运动模式、综合自动化模式、分布分散式、温度档位变送随着电力体制改革的进一步深化，电网得到了迅速发展，城、乡电网加快建设和改造，越来越多供电所正积极开展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“减人增效”工作得以实现，取得了明显的经济效益和社会效益，提高了电力企业劳动生产率，促进了电网的安全稳定运行。对提高电网的安全，经济运行水平也起了积极的作用，从电力企业内部发展情况看，要实现企业的“创一流”220KV及以下变电站必须实现综合自动化变电站。无人值班变电站的实现可以加快推广状态检修，使状态检修早日能够代替现有的检修模式。达到科技增效、减员增效的目的。常规的变电站中，其自动化系统存在诸多缺点难以完全满足上述要求。例如：（1） 常规变电站中的二次设备，继电保护、自动装置、远动装置等大多采用电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低；（2） 传统变电站中的二次设备，主要依赖大量电缆，通过空触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低；（3） 由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压、电流互感器负担重，二次设备配置多；（4） 传统变电站远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调、配合能力，难以满足电网实时监测和控制的要求。（5） 电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改定值和检查其工作状态。 常规的二次系统中, 各设备按功能配置, 彼此之间相关性甚少, 相互之间协调困难, 需要值班人员比较多的干预，难于适应现代电网的控制要求。另外需要对设备进行定期的试验和维修, 即便如此，仍然存在设备故障很长时间不能发现, 甚至这种定期检修也可能引起新的问题。发生和出现由试验人员过失引起的故障。而无人值班变电站可以实现如下经济效益1.提高运行可靠性，由集控中心直接进行分析判断并进行操作控制，可以统管全局，减少了人员误操作和事故处理不当所造成的经济损失。2. 减少了运行值班人员，提高了劳动生产率，减少了运行的各项开支。3.降低了变电站的综合投资，实现自动化，可大大减少变电站的建筑面积，减少二次电缆。4.促进了电力工业的科技进步，提供了整体管理水平。我局在无人值班变电站方面也进行了积极的探索，先后完成了110KV高坝变，武威变电站、35KV大靖变、石门河变的综自站改造。其余的老式变电站也进行调度自动化改造实现了遥测，遥信等远方监控。今年发放变220KV综自站的改造创造性的执行了“边运行，边施工，边调试，边试验，边验收”的施工方法，为以后的变电站改造提供了具有指导意义的路子。目前已实现无人值班的变电站主要有两种做法一种是建造无人值班变电站，一开始就按此目标进行设计；另一种是在原有变电站的基础上改造充实，使其达到无人值班变电站的条件。这些变电站模式可分为两种即常规运动模式和综合自动化模式。常规远动模式在技术上相对简单一些，易于掌握，且投资较省，在我局类似与调度自动化改造模式，而综合自动化模式是在常规运动模式的基础上发展起来的，其功能更加完善，且技术性能更加优良。在我局更是积极推广综合自动化变电站技术，无论新建还是改造都朝综合自动化变电站方向发展。常规运动模式和综合自动化模式的比较：第一种模式是在常规二次系统的基础上增加具备遥测、遥信、遥控和遥调等四遥功能的远动装置RTU,或改造现有的远动装置RTU，使之具备四遥功能。通过RTU，实现变电站运行遥测、遥信、远传和变电站内开关的遥控。这种模式解决了变电站无人值班信息远传和开关遥控问题。这种模式，对变电站的二次系统并没有带来根本性的变化，变电站原有二次系统存在的问题，仍然存在，甚至因为变电站实现无人值班变得突出起来。如变电站电磁式二次系统的信号传递主要通过触点断开或闭合完成，若信号触点卡住，在远方监测很难及时发现；再如，电磁型或集成电路型二次设备自检能力很弱，甚至没有。这样这类设备的隐性故障往往直到发展并造成重大事故后才被人所知。综合自动化系统是多项高新技术的综合产物，变电站综合自动化其实质是以计算机技术为核心，通过将变电站原有的保护、仪表、中央信号、远动装置等二次设备系统及功能重新分解、组合、互连、计算机化而形成, 集变电站保护、测量、监视和远方控制于一体, 完全替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。通过实践证明采用综合自动化系统是改造的首选，也是变电站方向发展。变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式和分布分散式两种模式。分布分散式系统是现在电力变电站的主要模式。该系统的主要特点是按照变电站的元件，开关间隔进行设计的。将变电站一个开关间隔所需的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在开关柜上或安放在开关间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。每个测控单元集保护、控制、测量、通讯、故障录波、小电流接地等功能为一体，装在开关站，相邻之间用通讯电缆连接，在通过子网与主站通讯。如下图所示：这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度的减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，适用于老站改造，正在被我们广泛使用。实现变电站无人值班的条件：1、优化的设计：新建无人值班变电站应充分考虑与电网的配合，继电保护自动装置，直流（操作和控制）回路，一次设备等必须满足运行方式的要求。无人值班变电站既要考虑现有设备资源，还必须考虑原有保护及自动装置与远动的接口，信号的复归，变压器中性点接地开关的改造，有载调压分接开关分接位置的监视和控制等。2、可靠的一、二次设备，对于运行中变电站的旧设备，在实现无人值班之前，应进行全面，彻底的检修或技术改造，使设备的性能满足变电站无人值班的要求。用SF6断路器代替多油断路器，SF6断路器可十年免检，用真空断路器代替少油断路器、用弹簧储能机构代替老式的电磁机构，（电磁机构合闸速度快，动作电流小）。安装隔离开关辅助接点，以便后台检测它的运行状态。对于大量采用电缆线路的无人值班变电站，当中性点不接地时，必须计算并实测其电容电流值，如超过标准（10A及以上）时，必须装设远动跟踪补偿消弧线圈。装设有载调压和无功补偿电容器的无人值班变电站，必须装设VQC装置，以实现有载调压变压器的分接开关与无功补偿电容器经济合理地联合自动调整。3、继电保护及安全自动装置，新建无人值班变电站应选用有成熟运行经验，质量可靠，抗干扰能力强的微机型保护自动化装置。对已运行变电站进行改造时，其继电保护和安全自动装置，除应完成与站内通信外，还要将动作信号送到集控中心，且实现远方电动复归。4、站用电源及直流电源对装有两台及以上主变的无人值班变电站，宜装设两台容量相同互为备用的站用变压器，对35KV变电站，其中一台站用变宜装于35KV电源进线线路侧，其低压侧应具有自动投切电源的装置。5、应完善无人值班变电站的消防，温感和防盗系统，并实现信号的远传。实现变电站无人值班的方法：1、变电站实现无人值班改造时，二次回路改造将有许多需要解决的技术问题，断路器控制接线的改造就是其中需要解决的问题之一。（1）远动操作如何保持断路器位置对应问题；（2）远动操作如何停，投重合闸问题；（3）远动分闸操作对重合闸放电，闭锁重合闸装置的问题针对上述问题阐述如下：我局220KV及以下电压等级的有人值班变电站采用灯光监视断路器控制回路，跳合闸回路监视采用双灯接线的灯光监视方式，用红、绿、灯作位置指示灯。故障跳闸时，绿灯闪光、并向控制室发生声光信号。重合闸放电是用控制开关SA24触点实现的。 综自改造时断路器位置不对应启动存在问题，改造后变电站不在使用传统的六个位置KK操作把手，因而无法提供反映断路器在合后位置的触点。保护装置仅利用跳闸位置继电器开入触点启动重合闸，在断路器偷跳时，跳闸位置继电器开入启动重合闸，可以保证重合闸动作成功，但是在手跳时，必须通过闭缩使重合闸放电。综自系统提供OUT11开出接点闭锁重合闸。在手动跳闸时OUT9和OUT11联动闭合，手动跳闸并闭锁重合闸。图中：6KK 就地1718 导通 远方1516 1920 导通合闸12 导通分闸34 导通6QK 同期12 导通非同期78 导通手动加速功能在无人值班改造时可有选择的保留，第一考虑到事故线路重合闸不成功后按调规要求，恶劣天气，要手动试送一次。在这种情况下，一般由远动遥控来执行，遇到线路永久故障时，手动合闸手动后加速可快速切除事故，以免设备发生损坏。（2）红、绿灯通断不经控制开关SA控制，由断路器辅助触点或TWJ控制，直接显示断路器的实际位置。取消闪光小母线（）SM及相关回路。无人值班时，这套反映断路器不一致的闪光装置不再发挥作用，因而可省掉。2、变压器温度监视装置的改造保留原有带电触点压力式温度计及其冷控装置，原来变压器上层油温的温控器是带电触点的压力式信号温度计，其触点动作后启动中间继电器控制冷却器组，使冷却器组按55自动投入。现有的BWY-802压力式温控器最大的特点是不需要外接电源，利用介质的热涨冷缩工作达到对变压器温升的控制和读取，第一上限55和第二上限80可用于冷却系统投入和超温报警。压力式温包且具有Pt100热电阻，Pt100热电阻的引线通过温包上部的毛细管保护套传入温控器表壳内，经表壳内的接线端子接至温度变温器，温度变温器将电阻量变换为直流电压实现变压器温度的遥测，其中Pt100热电阻100欧姆对应主变0。现场实际中BWY-802温控器二次线810、812接入温度变送器，温度变送器变换为05V直流电压量送入测控装置，测控装置温度直流采集模件（DC）可方便实现温度遥测。3、变压器中性点接地刀闸的改造为防止变压器在充电过程中中性点产生过电压，中性点直接接地系统的变压器中性点必须接地，才能进行主变投送，为适应调度远方灵活地调整变压器中性点接地方式的需要，中性点刀闸应改用电动操动机构，将手动操动机构GW8-60隔离开关改造为带电动操动机构的单极接地开关如GW13-60/400型。为限制变压器中性点过电压改造时将原来的阀型避雷器更换为氧化锌避雷器，并保证避雷器残压水平符合规程要求。发变的中性点刀闸严格实现无人值班时，也应逐步改造为电动操动机构。4、变压器有载调压分接头控制方式的改造通过遥控调压分接开关，使母线电压满足对用户供电质量的要求，老变电站一般采用手动调压，改造时应加装有载开关档位控制及档位变送器。测控装置智能控制模块OUT可实现有载调压的升、降、急停，智能数字量开入模块DI0可以采集分接头位置。档位接点接至档位变送器，1档有#1线与#17线芯通，2档有#2线与#17公共线通，以此类推在10档以上时，多一个公共端线芯，如11档则#1线、#12线、#17线同时通，12档则#2线、#12线、#17线导通。通过以上性质接入DI0板后，DI0板变换成BCD8421码方便的实现档位数字后台显示。5、无人值班站的改造，在调试过程中都先后出现了烧坏断路器的合闸脱扣线圈及保护操作箱插件现象，由于断路器的储能回路与控制回路独立易造成合闸脱扣线圈及保护操作箱插件被烧；一旦未将储能电源给上，就会造成在断路器未储能的状态下进行断路器合闸操作，就会出现烧坏合闸脱扣线圈和保护操作箱出口插件的问题。更换合闸脱扣线圈也较麻烦，更不用说操作箱出口插件被烧，这样的损失也就较大。由于真空断路器的分闸与断路器是否储能无关，只要将其合闸回路设计稍加改动便会克服上述毛病，即将断路器的储能回路的CK行程开关的开接点串接到合闸脱扣线圈的前面，即可防止断路器在未储能的情况下 进行合闸操作，也就解决了合闸线圈和操作箱插件被烧的问题。老变电所改造不同于新建变电所，它必须在保证生产的前提下进行。因此在实施技术改造时必须有一整套区别常规的施工方案、安全措施及质量保证方案。通过几个变电站的改造总结如下：（1）施工总体原则优化改造方案确保安全与质量，同时满足边改造边运行，尽量减少停电时间与缩短改造时间。（2）改造实施的总体技术要求掌握改造总体方案的每项技术与细节，分析实施改造的每个环节，掌握所有原器件的性能、技术要求等；成立改造技术质量工作小组，指定改造技术质量负责人，全面负责变电所改造的质量。（3）编制施工程序，要详细到每段母线、每面柜、每个开关、每个电缆，必须下达书面化的操作单；要有可靠的组织措施、严格的审核办法，施工、检查、验收人员的职责要明确。（4）详细审查图纸，制定电缆清册，尽量做到不多一根电缆、不少一根电缆，二次电缆标牌清晰，方向头标示清楚，图纸标准规范，为变电所的运行、维护、检修和故障（5）严格控制施工质量，加强设备验收。实现无人值班变电站，设备自动化及其可靠性程度提高，部分操作从变电站转移到了集控中心，运行人员从维护单个变电站改变为维护所辖区域内的各变电站。办理检修，预防性试验等的许可开工手续，由变电站转移到了集控中