電網綜合自動化變電站的運行及建議

趙志平

（貴州省凱里供電局，貴州 凱里 556000）

1 綜合自動化變電站的特點及運行中存在的問題

綜自站與常規變電站相比，不僅大大提高了設備運行可靠性，減少了設備維修工作，降低了變電站運行人員誤操作事故的發生，而且實行無人值守，降低了電力生產成本等。

目前綜自站運行中，設備運行、人員等方面的配置、管理普遍存在著不少問題。

1.1 自動化變電站二次控制設備誤報、誤跳次數較多，使調度值班人員不能正確判斷。該110kV變電站，曾因保護誤動作，致使全站失壓，6條35kV線路、7條10kV線路跳閘斷開，損失巨大。

1.2 10kV單相接地發信號正確率低等問題。大多數站安裝了小電流接地信號檢測裝置，具有了小電流接地選線功能，卻根本不能進行10kV線路接地選擇，甚至不能報警。

1.3 部分站安裝了事故錄波裝置。對于變電站的主變壓器、線路等進行故障錄波，但由于錄波裝置本身的質量及檢修人員素質的問題，基本是閑置的，既浪費了資金，又不能提高故障檢修的水平和效率。

1.4 遙調功能沒有實現。根據系統潮流進行無功自動調節控制，也可遠方人工控制。

1.5 110kV、35kV、10kV線路大多安裝了低周減載裝置。可由各自的保護裝置實現，但是沒有很好地運行，利用率極低。

1.6 遠程通信方面，自動化站的運行安全與否，通信占很大的因素，但是大多數領導沒有意識到這一點。在建設配套時往往忽視了遠程通信，致使通信方式不能一主一備，保障安全可靠運行，成為制約自動化站運行的瓶頸。

1.7 沒有實現“四遙”和遠方修改整定保護值、故障錄波與測距信號的遠傳等。

1.8 調度主站沒有安裝GPS衛星時鐘，時間采用以主站為主的方式，給自動化系統的對時存在誤差。

1.9 沒有增加一些智能專家軟件，如操作票自動生成，數據處理及打印、在線診斷、在線幫助、強大的數據庫檢索等功能，只有一些基本功能，無擴展功能。

1.10 遠動通信方式，沒有完整的規約庫，可與各種RTU終端通信，不能滿足開放性系統的要求。

1.11 不能進行多種仿真(遙信變位、事件記錄、遠動投退等)。

1.12 幾乎全部的上、下、地刀閘為手動的，不是自動裝置。加上大多變電站的高壓配電盤是老式的，沒有接地刀閘，做安全措施要由人工掛接地線。

1.13 自動化變電站投運后，運行模式正在探索中，有的仍保持常規變電站值班方式，沒有體現減人增效。有的采用“無人值班”的模式替代常規變電站管理，在安全運行中出現失管現象。

1.14 “無人值班”站采用 1～2人“值班”，局內一般又成立了操作隊、監控班，值班員與操作隊之間的責任劃分不明確，會出現扯皮現象。“無人值班，有人值守”的模式用操作班、監控班替代常規變電管理，人員難以減少。如果自動化變電站數量少，“無人值班”模式用人將會更多。

1.15 變電站的位置一般分布在遠離城市、人員稀少、交通不便的偏僻位置。如果采用“無人值班，有人值守”的模式，就存在許多不安全因素。

1.16 常規變電站改造成綜自站后，原防誤操作裝置失去作用，變電站“三防”、“五防”裝置需重新設置。

1.17 變電站消防自動化裝置，有的變電站誤發信號情況較多，存在產品質量和安裝質量等問題。

1.18 微機保護裝置、監控及自動裝置、遠動通信系統、UPS電源和直流電源系統等弱電系統故障頻繁，電源、部分輸入/輸出模塊燒壞較多。

2 綜自站運行管理的幾點建議分析

2.1 綜自站的建設改造堅持原則

2.1.1 35kV綜自站設計要求按原電力部電司提出的“小容量、密布點、短半徑”的小型化建設原則，堅持“戶外式、小型化、造價低、安全可靠、技術先進”的發展方向。

2.1.2 一次設備進行開關斷路器無油化改造，把以往的注油式斷路器，全部換成六氟化硫、真空開關，使設備更可靠、安全。

2.1.3 對二次設計，要求變電站現場對主變壓器溫度，母線電壓、電流等主要運行參數的顯示要簡單、直觀，便于值班人員監控。

2.1.4 高標準，嚴要求。保證施工質量，達到功能要求。產品質量和安裝質量的問題都直接給變電站運行留下事故隱患，因此，在自動化變電站的建設中，要十分重視廠家的產品質量和售后服務質量。

2.2 建立綜自站值班人員運行管理新模式

2.2.1 首先，要在思想上認識到變電站崗位的重要性。變電站是保證城鄉供電，創造企業效益的基層班組，變電值班崗位時刻保證著供電設備安全運行，因此，變電值班崗位任何時候只能加強，不能削弱。

2.2.2 培養一批年輕的值班、操作、檢修、遠動、保護、通信等方面的人員，大家分工合作。最好由一個部門統一指揮領導，以免造成互相牽制、扯皮現象，達到企業減人增效的目的。

2.2.3 抓好新裝設備的利用率，發揮先進設備的實際用處。抓緊對人員的新設備、新技術的培訓，盡快掌握使用方法和使用技巧。

2.3 建立綜自站設備運行管理新模式

2.3.1 “四遙”遠動設備誤報和誤跳。自動化變電站“四遙”遠動設備誤報和誤跳是當前普遍存在的問題，也是許多單位自動化變電站長期不能正常運行的主要原因。但是，有一些單位的自動化變電站，一直同常規變電所一樣運行管理，沒有發揮應有的功效。其關鍵問題是企業對變電運行不重視，對長期存在的技術問題沒有認真組織解決。

2.3.2 10kV單相接地故障發信的正確率低。自動化變電所小電流接地信號檢測裝置是根據單相接地故障特點進行設計和判別的。主要有反應工頻電容電流大小和方向、零序電流有功分量、故障電流暫態分量、半波，也可用5次諧波方式分析接地故障，小電流接地選線功能與通信網相互獨立，不依賴通信網的后臺機檢測。否則當通信網故障時該功能即失去檢測報警功能。而規程規定小電流系統當單相接地后允許2h帶故障運行，2h后要立即切除故障線路。

2.3.3 消防自動報警裝置誤發信號。變電站消防自動報警裝置比較簡單，它本身同變電所的自動控制沒有直接牽連。從一些變電站使用情況看，誤發信號主要同產品質量有關，其次是安裝不當引起的誤發信號。

2.3.4 防誤操作裝置的改造。常規變電站改為自動化變電站，原來的“三防”、“五防”裝置失去了作用，如何進行防誤改造，解決的方法較多，可用機械裝置的方法，也可用微機控制的方法。如果變電站原來用機械防誤裝置，一般還是按機械裝置方法改造，防誤裝置方案選擇的原則是要簡單、可靠、實用和經濟。

2.3.5 搞好微機保護裝置、監控及自動裝置、遠動通信系統、UPS電源和直流電源系統等弱電系統的防雷、接地、電磁屏蔽等。減少故障頻繁，電源、部分輸入/輸出模塊的燒壞。信號電纜采用屏蔽電纜，屏蔽層兩端接地;站用變壓器低壓側加裝普通陶瓷氧化物低壓避雷器。10kV閥式避雷器全部更換為高質量的金屬氧化物避雷器 ;信號和數據采集、傳輸部分一般都要求加裝光電隔離裝置;設備的接口處加裝壓敏電阻、TVS管或專用的防雷模塊構成的單級或多級保護。

2.3.6 在選用生產廠家時，訂購一些增加智能專家軟件，如操作票自動生成，數據處理及打印、在線診斷、在線幫助、強大的數據庫檢索等功能，并且實用、可靠的軟件。

2.3.7 選用能進行多種仿真(遙信變位、事件記錄、遠動投退)的裝置。

2.3.8 遠程通信方面，使通信方式一主一備。隨著光纜價格的下降，盡量把變電站與調度的通信組成光纖通信環網，不僅可以安全可靠運行，而且可以傳輸圖像監控、MIS等信息。

2.3.9 綜自站的設備是現代化高新技術，對設備的檢修、維護、試驗比常規站難，提出的要求要高，配備先進的儀器儀表，能夠幫助快速、準確地查找故障。如模擬斷路器、交直流耐壓測試儀、多功能繼電保護測試裝置等儀器。

3 結束語

目前綜自站在設備運行、人員配置、管理等方面尚存在不少問題。提出在變電站設計中，要堅持經濟、實用、可靠的原則;在實際工作中需要培養一大批值班、操作、檢修、遠動、保護、通信等方面的人員隊伍，不斷總結綜自站的運行管理經驗，為提高電網的安全、經濟、可靠運行提供有力的保障。

[1]電力工業部電力科學研究院農村電氣化研究所.DL/T5078.-1997；農村小型化變電所設計規程[S].

[2]陳遠春.電力系統自動化控制技術標準規范與操作管理實務全書.