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停电事故收藏此信息 打印该信息 添加：未知 来源：未知 年月日，某省某市220 kV甲变电站因人员违章作业，造成主变跳闸，事发后未向中调如实汇报；随后雷击线路发生接地故障，因甲变电站主变退出，该地区电网的零序阻抗和零序电流的分布和大小发生了极大的变化。继电保护装置不能正常动作，导致7个110 kV变电站停电，该省南部电网瓦解，该市全市停电48 min，波及庚市、己县停电，某电厂甩负荷解列。一、事故经过事故发生前两日，甲变电站主变瓦斯继电器渗油，轻瓦斯发信号。当日副站长向变电工区汇报，工区主任张某、副主任李某和电修班班长韩某在该站副站长陈某的配合下，没有办理第二种工作票，就在主变瓦斯继电器处检查和处理渗油。上午9：32，220 kV甲主变三侧开关跳闸，副站长向中调汇报，没有任何保护动作信号；09：37：21，110 kV戊丙线遭雷击发生A相接地段炉，110kV乙变电站乙甲线开关跳闸(零序I段保护)；该电厂至甲变电站线路开关跳闸(零序不灵敏I段)，110 kV戊站戊丙线开关跳闸(零序不灵敏段)；主变两侧开关跳闸(零序电流段)；110 kV庚站通三线开关跳闸(零序电流H段)，随后电厂机组因线路故障跳闸后负荷过少(约1MW)，造成超速高频保护动作跳闸。由于甲、乙、丙、丁、戊、己、庚等7个变电站全部停电，从而导致南部电网大面积停电的重大事故。09：40，中调令合上220 kV甲主变220 kV侧开关；09：59，合上主变110kV侧开关；10：20合上110kV甲丙线开关，恢复对该市供电。这次事故造成全市停电48min，事故损失电量548万kwh。二、事故原因1220kV甲变电站主变三侧跳闸(1)电修班班长韩某，在变电工区主任张某、副主任李某和变电站副站长陈某的带领及监护下，处理瓦斯继电器漏油。没有办理第2种工作票，也没有做好安全措施，未退出重瓦斯保护压板，违章作业，监护人李某没有起到监护作业，韩某在处理重瓦斯手动探针胶垫渗油时，因保护帽挡住，扳手不能操作，拧开重瓦斯探针保护帽时误碰该探针而跳闸，造成事故。(2)事故发生后，值班长陈某没有看清楚跳闸保护信号，即按复归信号按钮，向副站长汇报三侧跳闸没有任何信号，副站长陈某没有如实向中调汇报在瓦斯继电器处工作情况，只汇报没有任何保护信号，给中调运行值班员判断事故带来困难，延误送电。事故调查中，现场工作人员隐瞒当天的违章作业，直至第12天才承认当时处理瓦斯继电器渗油。2110kV戊丙线线路遭雷击，A相接地短路，保护越级动作，造成南网大面积停电(1)由于甲站主变跳闸没有恢复运行，造成南网失去甲站主变中性点的接地点；110kV戊丙线遭雷击A相接地短路，甲站主变跳闸后，该地区电磁环网解环，该市电网的零序阻抗及短路的零序电流在各线路上的分布及大小均发生极大的变化；110kV戊丙线戊侧短路电流667 A增加为793 A(零序段定值330A、1 s)，而丙侧短路由3243 A减少为1758A(零序段定值2340A、0s)，达不到定值，开关没有跳闸；110kV甲丙线甲侧短路电流由3175A减少为1636A(零序段定值2520A、05s)，也没有达到开关跳闸值；110kV乙甲线乙侧短路电流由414A增大至1047 A(零序I段定值1176A、0s)，110kV南甲线南侧短路电流也由233 A增大至589A(零序段定值660A、0s)而跳闸，最后110kV庚丙线庚侧开关切断小水电电源，造成事故扩大。(2)110kV戊站主变零序电流保护时间继电器调整接点接错，造成戊站主变跳闸，扩大停电范围。三、事故责任划分(1)变电工区电修班班长韩某，对瓦斯继电器的作用了解不深，造成工作中误碰跳闸，应负甲站主变三侧跳闸事故的直接责任。(2)变电站副站长陈某在现场配合，检修人员不办理工作票就同意工作，补做好任何安全措施，甲站主变三侧跳闸后，又首先隐瞒违章作业真相，没有如实向中调汇报主变瓦斯继电器有人工作的情况，造成中调值班员不能快速准确判断故障，拖延了事故的处理和恢复送电时间，留下甲站主变中性点不接地的隐患，致使110kV林荔线故障，保护越级跳闸，扩大停电范围。在故障调查中又不如实反映情况，多次欺骗调查组说月18日没有检修人员工作，给事故调查带来很多困难，对甲站主变三侧跳闸和扩大停电事故负主要责任。(3)变电工区副主任李某(分管检修)，带队检修不严格执行工作票制度，不办理工作票，不交代安全措施，对检修人员监护不力；月21日的调查分析会上调查组指出主便跳闸和线路事故是两次事故后，仍不交代在主变瓦斯继电器工作的真实情况。应负违章作业的主要责任。变电工区副主任张某，在检修现场，对不办票违章作业，没有制止，负有监督不力的领导责任。月21日调查分析会上被询问当天是否有检修工作时，仍不交待，隐瞒在主变瓦斯继电器工作的真实情况，在事故调查中对隐瞒违章作业应负主要责任。(4)运行值班长陈某，在发生事故后，现场管理混乱，不懂检查保护，保护信号也不看清楚，就复归了重瓦斯信号。向副站长汇报没有任何保护信号，也给中调值班员判断事故带来一定的困难，影响了事故的处理和恢复送电时间。事故调查中，仍隐瞒说自己没有按复归按钮。应对甲站主变三侧跳闸后扩大停电负重要责任。(5)甲变电站站长罗某，擅自离开工作岗位，工作责任感不强，管理不到位，发生事故时没有及时赶回展处理事故。事故发生后，又不认真组织对事故进行调查分析，应对这次事故负有重要责任。(6)市电业公司领导，事故发生后，不认真查找甲站主变三侧跳事故原因，不深入细致地了解甲站主变工作情况，对事故的严重性认识不足，在省公司领导重视和调查组不断深入工作的情况下，12天才了解到变电站当前有人工作，查出现场工作人员隐瞒违章作业，对职工安全生产责任心教育不够，违章作业无票操作的习惯性违章依然存在，对这次南网大面积停电应负有领导责任。四、事故处理(1)这次事故是由于现场工作人员违章作业，误操作造成，运行值班长，没有看清楚保护信号即慌忙复归，汇报没有任何保护信号，副站长没有如实向中调汇报有人在主变瓦斯继电器处工作，所以给事故的判断处理带来困难，导致南网的大面积停电，性质严重，影响很坏。该南部电网瓦解，除该市全市停电外，还波及庚市、己县停电，使南部电网主力发电厂甩80MW负荷而解列。为吸取教训，加强管理，教育广大职工，省公司认定为重大事故。(2)变电工区副主任李某，(分管检修)和电修班班长韩某，不严格执行两票三制，不办票工作，违章作业，是主变跳闸的主要责任者和直接责任者。事故调查中，隐瞒违章作业，不反映真实情况，拖了12天才承认，性质严重，决定撤销李某变电工区副主任的职务、给予韩某行政记过处分。(3)副站长陈某，在现场配合检修人员处理瓦斯继电器渗油，先违章同意检修人员工作，甲站主变三侧跳闸后又首先隐瞒违章作业真相，没有如实向中调汇报有人在主变瓦斯继电器工作的情况，拖延了事故的处理和恢复送电时间，造成大面积停电，事故调查中又不如实反映情况，多次欺骗检查组说月18日没有检修人员工作，给事故调查带来了很多困难，对甲站主变三侧跳闸和扩大停电事故负主要责任，给予陈某行政记大过处分。(4)变电工区主任张某，身为工区一把手，在检修现场，检修人员不办票工作不给予制止，监督不力，管理不言；在事故调查中，又不交代真情，调查组月21日分析主变跳闸和线路故障是两次事故后，仍继续隐瞒违章作业，12天后，领导找其谈话才承认，情节严重，给予张某行政记过处分。(5)值班长陈某，事故发生后，对事故现场管理混乱，事故处理失误，没有看清保护信号的情况下，慌忙复归按钮，业务素质差，影响了恢复送电时间，给予行政记过处分。(6)给予甲变电站站长罗某警告处理、降级使用。(7)市电业公司经理陈某和副经理田某(分管生产)给予警告处分。五、事故教训及整改措施(1)“”南部电网大面积停电事故，起因是违章作业，扩大是现场工作人员没有如实向中调汇报。如果有关人员如实向中调汇报，重新合上甲主变220kV和110kV开关闭环，完全可以避免事故扩大。但是，甲站副站长隐瞒违章作业，导致事故扩大，使南网大面积停电。要以此事故教育全体职工，兢兢业业，忠诚老实，决不能隐瞒违章作业，否则一旦发现将按规定严加查处。(2)这次事故暴露了职工思想松懈，安全生产责任心不强的问题，要认真吸取事故教训，对全体职工加强安全教育，提高广大职工的责任感，领导更要带头自觉执行规程制度，才能确保电网安全运行。(3)组织全体职工学习电业安全工作规程，对工作负责人、工作票签发人、工作监护人及工作许可人进行安规考试，严格执行两票三制。(4)加强设备运行管理和提高设备维护水平，对蓄电池、二次保护、故障录波器制定出管理制度，定时检查，定时维护。(5)加强线路巡视检查，对不合格的瓷瓶，要及时更换，清理线路走廊的树木，确保线路安全供电。(6)变电站值班人员要认真做好运行记录和设备巡视检查。进入变电站工作，必须严格办理变电站第一、二种工作票。(7)收集齐全变电站设备资料、图纸，修编现场运行规程，加强培训和反事故教育。(8)这次事故各变电站汇报的开关跳闸时间及调度值班人员记录的时间混乱，对分析事故极为不利，如此次线路A相接地故障，中调记录是乙站09：31，戊站09：45，电厂09：43，最多相差14min。各厂站必须定时与调度核对时钟，并将事故录波屏的基准时间调整准确。变电站继电保护二次设备的状态检修作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-26 19:32:36 摘要:随着电力体制的改革和经营机制发生的变化，以及减人增效和供电可靠性的要求进一步提高，定期检修制度已不能完全适应形势发展的需要。因此，迫切希望能实现对电力设备检修管理由“到期必修、修必修好”的方针向“应修必修、修必修好”的观念转变，即状态检修。对电气设备实施状态检修是开展同业对标、创建一流供电企业的具体要求，随着微电子技术、计算机技术、通信技术等的发展使电气设备状态检修成为可能。该文就变电站二次设备实施状态检修的内容、方法和步骤以及应注意的问题进行了论述。 传统的变电站二次设备检修，依据继电保护及电网安全自动装置检验条例的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验。以确保装置完好、功能正常，确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次设备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。 1变电站二次设备的状态监测 1.1变电站二次设备的状态监测内容 状态检修的基础是设备状态监测，要监测二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、TV二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件的完好；直流操作、信号系统，包括直流电源、操作及信号回路绝缘良好、回路完整；逻辑判断系统，包括硬件逻辑判断回路和软件功能；通信系统；屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。 1.2对站内二次设备的状态监测方法 随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对综合自动化变电站而言容易实现状态监测，保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、I/O接口、A/D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法、特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动测试每一台设备和部件。然而，对常规保护进行状态监测较难实现，因为二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散，要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难，也不经济。一方面应从设备管理环节入手，如设备的验收管理、离线检修资料管理，结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下，应充分利用现有的测量手段。如TA、TV的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。 2变电站二次设备状态检修需考虑的问题 2.1二次设备的电磁抗干扰监测问题 由于大量微电子元件、高集成电路在电气二次设备中的广泛应用，电气二次设备对电磁干扰越来越敏感。电磁波对二次设备干扰造成采样信号失真、自动装置异常、保护误动或拒动、甚至元件损坏。对二次设备进行电磁兼容性考核试验是二次设备状态检修的一项很重要的工作。对不同厂站的干扰源、耦合途径、敏感器件要进行监测管理。如对二次设备屏蔽接地状况检查；微机保护装置附近使用移动通信设备的管理等。 2.2二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系 一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下，二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修决策时要考虑一次设备的情况，做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间，减少停电造成的经济损失，减少检修次数，降低检修成本，又要保证二次设备可靠正确的工作状况。 2.3二次设备状态检修与设备管理信息系统(MIS)的关系 现在许多供电企业建立了设备管理信息系统(MIS)，对设备的运行情况、缺陷故障情况、历次检修试验记录等实现计算机管理、实现信息共享，这些信息是作出状态检修决策的重要依据之一。要实现设备状态检修，需要完善设备管理信息系统(MIS)。 3现阶段实施状态检修的基本策略 3.1将各类设备的检修统筹考虑 电气设备的维护一般要求退出运行，不论是全面的预防性试验，或是拆装性检修。考虑到各种电气设备的维护是相互关联和相互影响的，为了尽可能保证设备的可用性和减少停电时间，必须统筹安排电气设备的检修工作。如果我们把检修的周期及项目上升为一种管理策略，就必须将各类设备统筹考虑。 3.2采用量化的设备状态评价体系(百分制)目前，我国还没有建立严格的变电站设备状态评价体制，按现行电力设备预防性试验规程，设备要 么合格、要么超标(不合格)，显然仅仅把设备分为合格与不合格两种状态时，状态分析便无从谈起，所以应该建立量化的设备状态评价指标体系，从需要立即退出运行到设备最优状态分成0100分。如030分表示需要立即检修的严重缺陷状态；3155分应尽快检修；5675分计划优先安排；7685分计划延期；8699应延期安排；100分表示所有状态信息均远离超标值，既没有经历不良运行工况，又没有家族质量缺陷纪录。设备的评分应基于与设备状态相关的信息，包括各个试验项目、缺陷事故纪录、不良运行工况记录等。 3.3采用综合的设备状态信息获取方法 反映设备的状态信息应来自于在线监测信息、各项试验信息(含现行预防性试验)、设备家族缺陷事故记录信息、不良运行工况记录信息。这是一个综合的信息来源，各项信息依其对设备状态的准确反映，以权重表示。另外信息也应考虑折旧，越新的设备折旧越小。 4实施状态检修应注意的一些问题 状态检修不单纯是技术方面的问题，更是观念的更新，体制的创新和管理的改革以及对人员素质的要求。 4.1开展状态检修需要观念更新 实施状态检修需要改变人们传统的预防性检修思维方式，同时又要逐步地用变化的观念去解决技术及管理问题。应该认识到在实施状态检修及管理工作中，不可能寻得一种快速的、一次性解决所有问题的方法，这样的系统工程不可能在短期内完成。实践证明，观念更新和脚踏实地的从基础工作做起是实施状态检修的关键之一。 4.2开展状态检修需要体制创新 电力设备的定期检修制度及方法一般都是通过相关规程、条例得以体现的。而实施状态检修首先在剖析现行各专业规程的基础上，结合设备现状制定出一个可靠、有效、客观的指导性文件。如对专业规程规定的技术条件、标准、工艺等原则上要执行，而对设备检修的“周期规定”要逐步改革，并对检修内容及方法进行改进，对事故责任的追究亦作相应客观而合理的改变，使之有利于状态检修的试行和逐步发展，并在实践中积累经验，完善制度。 4.3开展状态检修需要加强管理开展状态检修工作首先要领导重视，在科学管理的基础上，领导要敢于承担技术责任，要建立起负责、策划、组织、协调并指导状态检修工作的领导小组，以协调变电、配电、检修、继保、试验及其它相关专业部门的分工、配合、衔接、实施等各项具体工作。状态检修是一种先进的科学技术手段，需要科学的管理手段支撑。状态诊断主要是建立在大量数据统计分析的基础上，随着计算机管理信息系统的普及及推广应用，建立设备动态档案管理系统就显得十分必要。目前一些供电企业已与某些大学或科研院所合作开发状态检修计算机信息管理专家系统，并利用这类系统逐步实现检修管理工作的标准化、程序化、准确化，实时分析每台设备的状态，并进行状态变化趋势的分析，减少了数据分析、统计、比较工作中的工作量和误差率。有的供电企业已经做到现场试验用笔记本电脑进行试验数据录入、现场历史数据查询等先进的设备检修管理手段，对进一步开展状态检修工作打下了良好的基础。4.4开展状态检修需要提高检修人员技术素质 状态检修有时需要各类专业人员协同工作。特别是大型变电站设备检修、预试，均需要大量专业人员的参与。从变电检修工作的特点看，变电检修人员必须是专职人员，才能确保变电检修的工作质量。同时，随着高电压等级变电站的增多、带电作业的增多、状态检修的推行等，对人员素质提出了更高的要求。因此，迫切需要加强对专职人员的技术培训，素质培训，努力提高专职检修人员的综合素质。变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造的话，必然没法满足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。而无人值守智能变电站可满足您很多的需求。 以往的变电站存在的问题： （1）一次设备的可靠性不高，无法完全满足“无人化”的运行要求，如一次设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等严重影响安全运行的问题，有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题，必须现场处理，无法监控设备运行工况。 （2）自动化系统存在信息无法在线共享、设备之间不具备互操作性、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。 （3）目前保护定投、定值区改变等操作采用硬压板、保护插把等方式，保护硬压板投退的操作不能远程控制，均由集控中心转令给现场值守人员执行，保护压板的投退耗费值守人员的时间和精力，且一次设备状态的确认必须依靠人工干预。 无人值守智能变电站特点 1、智能一次开关设备 采用智能一次开关设备，通过安装于电柜内的智能组件装置，具有断路器、隔离开关、地刀的操作、间隔内部以及间隔之间联锁、闭锁功能和各种指示、报警信号等数字化传输等功能，并可实现一次设备操作控制和联锁、闭锁及与其他设备的通信。开关柜智能操控装置采用单片机控制，与常规的开关柜状态显示仪相比，增加了智能化功能。除可显示开关分合状态外，还可判断开关小车是否处于试验位置与工作位置之间还是处于柜体之外并做出指示。温度湿度数值显示、语音防误提示功能和过热报警等功能。 2、电子式互感器的应用 变电站配置的电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗干扰能力、测量频带宽、动态范围大、具有数字输出、接口方便、通信能力强的等特点。利用电子互感器输出的数字信号，使用现场总线技术实现点对点/多个点对点或过程总线通信方式，完全取代了大量的二次电缆线；彻底解决二次接线复杂的现象，可以简化测量或保护的系统结构，减少误差源，实现真正意义上的信息共享。此外，电子式互感器无常规电流互感器和电压互感器的爆裂问题和开路、短路问题，极大减少了现场的维护工作量。 3、全站自动化在线监测与专家检修系统 通过设置一个能实现集控中心的远程监控和操作、稳定性好、可靠性好的自动化监控系统，实现传统系统不具有的两大优势。 （1）变电站自动化系统采用统一的IEC61850标准通信协议，逻辑结构上分为“控制层”和“设备层”（由间隔层和过程层组成），各层次内部及层次之间采用高速网络通信，各设备之间直接通信沟通无障碍，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免了设备的重复配置；利用一种通用面向对象变电站事件GOOSE（GenericOrientedSubstationEvent）网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备方便快速地集成。传统变电站向无人值守智能变电站发展来源：中华工控网作者：佚名责任编辑：admin发表时间:2011-07-12 15:01阅读: 149次 变电站 电网管理机构国家电网地方电网电力上网OPLC项目信息新能源风能招标公告其他 核心提示：变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造的话，必然没法满足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。而无人值守智能变电站可满足您很多的需求。以往的变电站存在的问题：(1)一次设备的可靠性不高，无法完全满足“无人化”的运行要求，如一次设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等严重影响安全运行的问题，有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题，必须现场处理，无法监控设备运行工况。(2)自动化系统存在信息无法在线共享、设备之间不具备互操作性、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。(3)目前保护定投、定值区改变等操作采用硬压板、保护插把等方式，保护硬压板投退的操作不能远程控制，均由集控中心转令给现场值守人员执行，保护压板的投退耗费值守人员的时间和精力，且一次设备状态的确认必须依靠人工干预。无人值守智能变电站特点1、智能一次开关设备采用智能一次开关设备，通过安装于电柜内的智能组件装置，具有断路器、隔离开关、地刀的操作、间隔内部以及间隔之间联锁、闭锁功能和各种指示、报警信号等数字化传输等功能，并可实现一次设备操作控制和联锁、闭锁及与其他设备的通信。开关柜智能操控装置采用单片机控制，与常规的开关柜状态显示仪相比，增加了智能化功能。除可显示开关分合状态外，还可判断开关小车是否处于试验位置与工作位置之间还是处于柜体之外并做出指示。温度湿度数值显示、语音防误提示功能和过热报警等功能。2、电子式互感器的应用变电站配置的电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗干扰能力、测量频带宽、动态范围大、具有数字输出、接口方便、通信能力强的等特点。利用电子互感器输出的数字信号，使用现场总线技术实现点对点/多个点对点或过程总线通信方式，完全取代了大量的二次电缆线;彻底解决二次接线复杂的现象，可以简化测量或保护的系统结构，减少误差源，实现真正意义上的信息共享。此外，电子式互感器无常规电流互感器和电压互感器的爆裂问题和开路、短路问题，极大减少了现场的维护工作量。3、全站自动化在线监测与专家检修系统通过设置一个能实现集控中心的远程监控和操作、稳定性好、可靠性好的自动化监控系统，实现传统系统不具有的两大优势。(1)变电站自动化系统采用统一的IEC 61850标准通信协议，逻辑结构上分为“控制层”和“设备层”(由间隔层和过程层组成)，各层次内部及层次之间采用高速网络通信，各设备之间直接通信沟通无障碍，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免了设备的重复配置;利用一种通用面向对象变电站事件GOOSE(Generic Oriented Substation Event)网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备方便快速地集成。(2)全站数据的采集、传输、处理数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化，二次设备间采用通信网络交换信息取代传统的硬接线，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，光缆取代了控制电缆，数字替代了模拟，提高了采集精度和信号传输的可靠性，大幅度简化二次接线，节省一次投资和维护工作量。变电站状态检修专家系统以设备的实际运行状况为基础，实行缺陷检修;通过对设备历次预防性实验数据、运行数据、在线数据进行录入和提取，进行分析和对比，给出设备状态报告、诊断报告及健康评估;报表输出管理可根据各种管理需求，制定出符合各种要求的报表;实现对输变电设备进行台账数据、预防性实验数据、运行数据、在线监测数据等进行综合管理，并根据诊断结果进行检修计划的制定和调整，大幅减少了现场设备的维护工作量。4.保护装置无人化数字式继电保护装置支持IEC 61850标准，以IEC 61850规约直接接入站控层和过程层的以太网;支持一IEC 6185092规约接受合并单元发出电流、电压采集信号;支持以GOOSE报文方式实现开关量的开入与开出。同时，基于IEC 61850标准的保护装置具备可远方投退保护的软压板和可实现保护定值区的远方切换功能，实现了保护装置运行的无人值班化。 (责任编辑：admin)传统变电站向无人值守智能变电站发展(2)来源：中华工控网作者：佚名责任编辑：admin发表时间:2011-07-12 15:01阅读: 150次 变电站 电网管理机构国家电网地方电网电力上网OPLC项目信息新能源风能招标公告其他 核心提示：5.智能交直流一体化电源系统 为满足智能变电无人值班的要求，采用交直流一体化电源系统方案将站用交流电源、直流电源、UPS及通信直流电源统一设计、集控、生产、调试、服务，并将各电源智能监测设备通过网络通信接5.智能交直流一体化电源系统为满足智能变电无人值班的要求，采用交直流一体化电源系统方案将站用交流电源、直流电源、UPS及通信直流电源统一设计、集控、生产、调试、服务，并将各电源智能监测设备通过网络通信接入一体化总集控装置，实现对一体化电源系统进行分散数据采集、控制和集中集控管理，远程可实时查看各电源的参数、运行状态等，可修改系统参数、运行方式、遥控开关设备，实现站用交直流电源的状态检修和智能化管理，减少日常巡视和维护工作量。6.智能图像巡检与状态检修系统联动为实现无人值班运行模式和减少或取消现场设备巡视功能，使远方的集控或调变中心能直接观察和了解变电站设备运行环境，变电站配置的智能巡检方案包括安全图像监视、火灾报警、红外线测温等。此外，智能巡检具备与在线监测及状态检修系统、变电站辅助控制系统联动，变电站辅助控制系统包括火灾报警与主变消防、给排水系统、暖通系统、照明系统等之间的联动等。(1)智能图像巡检。变电站内设置了一套图像巡检系统(轨道巡线机器人)，图像监控主机采用正向物理隔离装置与站控层通信;可以实现图像巡检系统与变电站内事件的联动。建立图像巡检系统与变电站内事件的GOOSE联动功能，当站内发生诸如断路器跳闸、倒排、一次设备检修操作或继电保护装置动作等事件时，图像巡检系统能够通过安全区与安全区之间的正向物理隔离装置接受来自站控制层制造报文规范MMS(Manufacturing Message Specification)网的事件信息，根据事先建立好的映射关系，找到与该GOOSE变量列成员对应的摄像机的编号、预位置及视频通道号，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警等操作。(2)与状态检修系统的联动。建立了智能巡检系统与状态检修系统之间的联动，当在线监测系统通过分析诊断继而实现状态检修时，状态检修系统将状态检修信号相对应的GOOSE变量，再通过对该GOOSE变量进行分析，找到与该GOOSE变量列表成员对应的摄像机编号、预置位及视频通道信号，最后通过与图像巡检系统的GOOSE联动，实现自动弹出画面、启动录像、切换视频通道以及报警。传统变电站向无人值守智能变电站发展相关专题： 技术动态 时间：2012-03-22 18:11 【阿里巴巴冶金】 变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造的话，必然没法满足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。而无人值守智能变电站可满足您很多的需求。 以往的变电站存在的问题： （1）一次设备的可靠性不高，无法完全满足“无人化”的运行要求，如一次设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏气等严重影响安全运行的问题，有的隔离开关在操作时存在不能远程控制或者合闸不到位的问题，必须现场处理，无法监控设备运行工况。 （2）自动化系统存在信息无法在线共享、设备之间不具备互操作性、系统可扩展性差、系统可靠性受二次电缆影响等不足。 （3）目前保护定投、定值区改变等操作采用硬压板、保护插把等方式，保护硬压板投退的操作不能远程控制，均由集控中心转令给现场值守人员执行，保护压板的投退耗费值守人员的时间和精力，且一次设备状态的确认必须依靠人工干预。 无人值守智能变电站特点 1、智能一次开关设备 采用智能一次开关设备，通过安装于电柜内的智能组件装置，具有断路器、隔离开关、地刀的操作、间隔内部以及间隔之间联锁、闭锁功能和各种指示、报警信号等数字化传输等功能，并可实现一次设备操作控制和联锁、闭锁及与其他设备的通信。开关柜智能操控装置采用单片机控制，与常规的开关柜状态显示仪相比，增加了智能化功能。除可显示开关分合状态外，还可判断开关小车是否处于试验位置与工作位置之间还是处于柜体之外并做出指示。温度湿度数值显示、语音防误提示功能和过热报警等功能。 2、电子式互感器的应用 变电站配置的电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗干扰能力、测量频带宽、动态范围大、具有数字输出、接口方便、通信能力强的等特点。利用电子互感器输出的数字信号，使用现场总线技术实现点对点/多个点对点或过程总线通信方式，完全取代了大量的二次电缆线；彻底解决二次接线复杂的现象，可以简化测量或保护的系统结构，减少误差源，实现真正意义上的信息共享。此外，电子式互感器无常规电流互感器和电压互感器的爆裂问题和开路、短路问题，极大减少了现场的维护工作量。 3、全站自动化在线监测与专家检修系统 通过设置一个能实现集控中心的远程监控和操作、稳定性好、可靠性好的自动化监控系统，实现传统系统不具有的两大优势。 （1）变电站自动化系统采用统一的IEC 61850标准通信协议，逻辑结构上分为“控制层”和“设备层”（由间隔层和过程层组成），各层次内部及层次之间采用高速网络通信，各设备之间直接通信沟通无障碍，变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免了设备的重复配置；利用一种通用面向对象变电站事件GOOSE（Generic Oriented Substation Event）网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备方便快速地集成。 （2）全站数据的采集、传输、处理数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化，二次设备间采用通信网络交换信息取代传统的硬接线，二次设备不出现功能重复的I/O接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，光缆取代了控制电缆，数字替代了模拟，提高了采集精度和信号传输的可靠性，大幅度简化二次接线，节省一次投资和维护工作量。 变电站状态检修专家系统以设备的实际运行状况为基础，实行缺陷检修；通过对设备历次预防性实验数据、运行数据、在线数据进行录入和提取，进行分析和对比，给出设备状态报告、诊断报告及健康评估；报表输出管理可根据各种管理需求，制定出符合各种要求的报表；实现对输变电设备进行台账数据、预防性实验数据、运行数据、在线监测数据等进行综合管理，并根据诊断结果进行检修计划的制定和调整，大幅减少了现场设备的维护工作量。 4.保护装置无人化 数字式继电保护装置支持IEC 61850标准，以IEC 61850规约直接接入站控层和过程层的以太网；支持一IEC 6185092规约接受合并单元发出电流、电压采集信号；支持以GOOSE报文方式实现开关量的开入与开出。同时，基于IEC 61850标准的保护装置具备可远方投退保护的软压板和可实现保护定值区的远方切换功能，实现了保护装置运行的无人值班化。 5.智能交直流一体化电源系统 为满足智能变电无人值班的要求，采用交直流一体化电源系统方案将站用交流电源、直流电源、UPS及通信直流电源统一设计、集控、生产、调试、服务，并将各电源智能监测设备通过网络通信接入一体化总集控装置，实现对一体化电源系统进行分