变电站安全合理化建议范例6篇

变电站安全合理化建议范文1

【关键词】通信系统完善工程；施工方案；技术要求

1.工程概况

工程名称：农网通信系统完善工程（某地光缆部分及通信设备部分）

施工单位：某电力安装工程有限公司（以下简称某公司）

2012年农网通信完善工程主要包括143.5公里光缆的建设与改造；622M光纤通信系统的建设，调度数据网的建设、视频会议系统的建设，所站软交换（内线电话）系统的建设，调度录音系统以及通信监控系统的建设，总投资约1200万元。

2.施工组织机构及职责

为确保工程按质、按期完成，成立工程建设领导小组及相应组织机构。

2.1 工程建设领导小组

组长：副组长：成员：（名单略）

负责工程中各施工队的组织协调工作；制定施工的进度安排计划；负责本工程中的施工技术﹑安全、质量检查工作。下设工程技术组、工程数据组、工程物资组、安全督察组、通信机房改造组、8个光缆施工队、1个设备安装施工队。

2.2 工程技术组

成员：各专业工程师（名单略）

执行国家有关施工技术政策和上级颁发的有关技术规范、规程及各项技术管理制度。编制施工技术数据，对施工队的技术交底，处理施工过程中的技术问题。负责光缆的接续、测试。负责各种设备的开通调试报告、技术验收报告。组织施工人员的技术培训。

2.3 工程数据组

成员：各专业工程师（名单略）

负责工程三措一案的编制，现场的设备、材料合格证、装箱单的收集；工程施工图像数据的采集，尤其是隐蔽工程的照片；负责施工记录的整理；收集整理工程技术组提供的测试、调试、验收报告；各种资料的报审；联系工程监理单位元开展有关工作。

当前工作重点是：准备三措一案、强制性条文、质量通病防治措施，其中项目经理、总工由上级施工单位技术人员担任，安全员、质检员、资料员由某公司有资质人员担任。

2.4 工程物资组

成员：各专业工程师（名单略）

负责组织甲供材料的保管、开箱验货；乙供材料的采购，施工耗材的采购，并保证采购材料的质量。提供有关设备、材料的出厂检测报告；设备的二次运输。

2.5 通信机房改造组

成员：各专业工程师（名单略）

负责各变电站通信机房的改造工作，包括通信机房至变电站主控室电缆沟的建设，地面的恢复等。

2.6 光缆施工队

遵化、城关、堡子店、马兰峪、西三里、建明、新店子、东旧寨8个供电所各成立一支光缆架设施工队，各所生产组长任队长。负责光缆的架设，光缆进站，配合光缆接续。配合数据组整理施工各种记录。

2.7 设备安装施工队

由调控中心成立1个通信设备安装施工队，成员为各专业工程师（名单略）及设备厂家技术人员。负责通信设备的安装、调试，光缆的接续、测试。所站端设备安装需要各供电所配合。提供测试、调试报告。

2.8 安全监督组

成员：各供电所安全员。负责光缆架设、设备安装过程中的安全督导、检查，保证工程施工的人员、设备安全。

3.工程任务安排

3.1 光缆架设部分

3.1.1 各施工小组的工程量（略）

各所负责光缆的进站，配合信通班完成光缆接续，确认停运的GYFTY光缆拆除。

招标材料没有备件，为满足施工工艺及质量要求，需购置一定数量的光缆线路金具备件和培训用绞丝。

市区需购买城通地埋管道2.3千米。

3.1.2 主要技术要求

a.光缆架设高度在保证对电力线路安全的基础上，对地距离最大限度提高。

b.各段光缆尽量避免走地埋路径。

c.鉴于前几次光缆施工质量问题，要求各施工小组组织施工人员技术培训，尤其悬垂绞丝的组装，建议众泰公司购买一定数量绞丝用于培训。

d.光缆地埋、进站电缆沟内施工使用50mm钢管内套32mm阻燃PVC管保护光缆。

e.光缆架设保留影像数据，隐蔽工程影像数据必须齐全。

f.鉴于前几次光缆施工出现断缆的问题，此次施工加强对光缆安全的重视，光缆每断缆一处损失在1万元以上，断缆损失由施工队负责。

3.1.3 工期安排

由于光缆计划9月份到货，施工初步安排在10月中旬至10月下旬，接续测试工作在11月中旬前完成，各所在光缆到货后安排停电计划。

3.2 设备安装

3.2.1 通信机房建设或改造

各所站通信设备基本安装在主控室、配电室，安装位置紧张，622M传输及调度数据网设备需新增一面机柜，17个站点需要新建或改造通信机房（主控室），主要工作：建设机柜底座及与变电站主控室连接的电缆通道，搬迁现有设备，光缆网线重新布线、接续。机房改造需要机关事务管理中心组织实施，运检部配合。设备搬迁由设备安装施工队负责。

站点的改造需要购置机柜、光配、电缆、机柜底座。

3.2.2 通信设备安装

通信设备主要由设备安装施工队负责，有关单位配合。

（1）会议电视及软交换设备安装

主要工程量：安装中心站会议电视MCU一台，主会场会议室（与现会议室分开）、总公司会议室、12个供电所会议电视设备各一套。各供电所安装IAD（内线电话接入设备）设备一套，带8部内线电话，通过网络实现行政电话的传输；各变电站安装IP电话一部，取消原来的模拟电话。设备已经到货，按照市公司安排，9月11日组织开箱验货。

工程安排：9月上旬组织中心站MCU设备的安装、建设中心站视频会议室，包括公司主楼会议室。在此期间做好各厂站综合数据网的信道配置，同时完成中心站的软交换的网络配置。9月中旬到各供电所安装调试，在安装会议电视系统的同时完成IAD设备的安装调试。需各供电所指定视频会议室，配合会议室至通信机房的网络布线。

（2）调度数据网设备安装

调度资料网包括中心站两台调度数据网络由器、4台调度数据网交换机的安装、调试，起到汇聚厂站、上联区调的作用。崔家庄等17座35kV变电站的17台调度数据网络由器和34台交换机的安装调试，以及与调度自动化系统的联调。按照市公司安排，9月11日组织开箱验货。

由于地县一体化D5000系统急需上线运行，调度数据网设备9月中旬开始实施安装、调试，计划10月中旬完成。

（3）SDH设备的安装调试

在中心站安装2台622M光纤通信设备，起汇聚厂站和上联的作用。在崔家庄等17座变电站各安装一台622M光纤通信设备，用于传输调度数据网业务。目前622M光纤通信设备尚未到货，计划10月中旬组织安装。由于没有安装位置，需等前面提到的17个厂站通信机房改造。

（4）调度录音系统建设

建设调度台和调度录音系统，设备已经到货，计划9月下旬完成。

（5）建设通信电源远程监控系统

一期建设中心站通信电源监控系统，厂站端通信电源远程监控接入以后逐步改造。

整个专项工程计划11月底完成，12月份进行工程数据整理及初步验收。

参考文献

[1]某地农网通信系统完善工程设计说明书[S].2013，02.

[2]电力通信光缆施工实训教程[M].暨南大学出版社（第1版），2013，01.

变电站安全合理化建议范文2

关键词：综合自动化　工程师站　微机保护　网络技术　信息分流

中图分类号：TM6　文献标识码：A　文章编号：1007-3973(2010)012-011-02

1　前言

随着科技的发展，计算机及网络技术在电力系统中的广泛应用，综合自动化变电站将成为现今和未来变电站的主流发展趋势，是现代化管理的必经之路。目前，国内外对电力企业220KV变电综合自动化应用，都处在探索、开发、试运行阶段，潮州地区220KV变电站综合自动化设备的投入运行，其运行的稳定性令专业人士关注。

2　变电站综合自动化的基本原理及技术要求

(1)变电站综合自动化系统，可分为一次运行设备自动化监控系统，二次设备分布式保护测控装置及后台监测维护系统，并利用光缆SDH电力通信专网将变电站自动化设备与调度中心进行高速网络连接，使其成为综合自动化系统，如图1所示。

(2)设备的选择与应用。为了使220KV变电站综合自动化系统达到预期水平，所选择的一、二次设备至关重要应选用具有网络功能的相关设备，目前变电站综合自动化系统可以达到以下水平：

1)运用通信技术传输对母线电压、系统周波、馈线电流、主变压器电流、电能量、主变温度、频率和功率等变量值进行数据的实时采集，对变电站设备的运行状态等远程实时监控。

2)对相关信息数据进行统计和处理。当变电站运行参数越限，断路器变位或保护动作时，系统将显示内容，并根据设定的报警级别和报警类型进行报警。对变电站在运行过程中进行事件记录、运行记录，根据指定时间间隔或要求保存运行实时数据、记录、报表和曲线，对各种数据进行系统化操作，支持系统监测、保护控制及记录功能，操作票的生成、预演和打印，支持电力行业标准：1EC(60870・5・103)规约。

3　220KV综合自动化站在运行中存在的一些问题

(1)监控系统，工程师站RTU有死机机象，使全站实时采集上传数据丢失。

(2)继电保护测控系统与RTU上传的远动数据不一致。

(3)利用网络总线传送信息量受限，不利于运行调度部门判断事故类型及时处理事故。

(4)遥控失效，对刀闸的遥控操作失去作用。

4　问题的分析

(1)由于运行维护值班人员对于远动系统的依赖，综合自动化变电系统是否具稳定性及安全性越来越引发人们的关注。监控系统工程师站、RTU的死机导致全站失控是安全运行的严重隐患。某变电站监控系统工程师站运行中死机的原因在于：由于测控装置及RTU主模块规约转换中，信息流量过大及某些不明因素扰动，使工程师站规约转换装置与RTU主控模块CPU负载过重，出现死机，导致严重安全隐患。

因此，运行单位担心如果在电网事故工程师站及RTU主控模块死机将会延误调度部门处理事故，造成电网的安全事故。由此，我们认为提高监控系统、工程师站或PTU的运行可靠性是综合自动化变电站安全稳定运行的必要条件。

建议在具体实施时应采取冗余配置方式，即：双机配置、远动通道双重化。两套设备即可互为备用自动切换，又可分别独立运行，并能够进行自身设备自诊断，出现异常时发出告警信息，并建议新建设投运的综合自动化变电站在投运前模拟站内严重设备故障(如：母线故障、各自投动作等)以检验后台监控信息及远动上传信息报文是否正确，上传数据信息通道是否顺畅。

(2)继电保护测控系统与RTU上传的保护装置信息不一致及利用网络总线传送信息量过大，不利于运行、调度部门对事故类型判断及事故处理。

通过现场运行反映采用RTU模式上传保护装置动作信息数据量不足。原因是微机型继电保护装置往往只是提供保护动作总信号，没有保护装置具体动作分类。例如220KV高频保护动作，保护只能提供高频保护动作信号而没有高频距离动作还是高频零序动作等具体信息。不利于运行调度部门判断事故类型处理事故。

(3)利用RTU与站内各微机保护装置实现网络通信，完成规约转换。通过网络总线传送保护动作信息可以解决信息量不足的问题。

由于保护装置数量多型号，没有相应的标准或规定，生产厂家没有统一规范遥控信号名称，使得规约转换信息量过大，加大RTU的CPU负担，造成死机。应尽快规范保护装置的监控信号内容及命名标准化，制定相应的行业标准和规定。

5　解决建议

(1)在一座自动化变电站内所选保护装置应尽量选用相同通讯方式，同一种规约传输发送保护信息以最大限度减小由于规约转换对RTU的CPU造成的负担及保护动作信息因规约转换而被漏掉式丢失。

(2)对站内的远动信息进行分流。超容量信息包括保护设备通信口发出的信息、硬接点信息及事故时通过远动通道上传的信息，会造成通道阻塞、重要遥控信息的淹没及信息延时，使得远动数据的实时性和准确性得不到保证，从而影响综合自动化变电站的安全稳定运行及对站内一、二次设备的监控及操作。

因此应对综合自动化站上传信息进行分类上传；一类是实时信息，包括；遥测、遥信、遥控信息，主要设备及电流系统状态信息等。另一类为非实时信息，包括：保护动作性质、设备状态及自诊信息等。预防信息通道阻塞、重要遥控信息的淹没及信息延时，在监控端要将远动信息按性质、对象及重要性等加以区分，以便值班运行人员对信息进行及时的识别处理，防止重要信息被淹没。

建议：在条件允许情况下应采用多通道上传信息进行分流。如利用通道传送实时信息，利用辅助通道传送非实时信息。设立监控端对上类信息进行分类，以方便运行人员对信息进行识别处理。

6　遥控成功率问题

从运行统计情况看，对于综合自动化变电站的遥控操作，目前国内运行和生产的隔离刀闸由于种种原因，其一次合闸成功率达不到100％，对隔离刀闸及断路器遥控操作后必须到现场确认。提高遥控成功率，在很大程度上取决于设备的可靠性，不光是自动化设备，更重要的是电气主设备。

7　结论

本文通过对潮州地区现有220KV综合自动化变电站在运行中遇到的问题进行分析，提出了我个人的几点看法建议供电力同行参考。希望提出的建议和看法在今后在综自站建设上，得到有关部门的重视并在相关设计上得到完善，使综合自动化变电站能够更安全、稳定、可靠的运行。

参考文献：

[1]朱声石，高压电网保护原理与技术[M]，中国电力出版社，1999

[2]贺家李，电力系统继电保护原理[M]，中国电力出版社,2004

变电站安全合理化建议范文3

1、汉中电网变电综合自动化运行、管理的现状

1.1 监控系统的组成

主站SCADA功能:数据采集及监控,事件报警,事件顺序记录,事故追忆遥控, 遥调,计算趋势曲线,历史数据存储,远方投切保护,调取定值、采样值,修改定值,综合自动化报警信息和短信平台等功能。

变电综合自动化系统到目前还没有相应的设计,运行维护规程,我认为工作时只要抓一个中心两个基本点就可。一个中心:综合自动化实时监控系统其关键是安全稳定,只要管理好主站的SCADA 数据库,使每一个数据点号正确。两个基本点:组成综合自动化网络的关键设备是厂站二次设备和计算机网络,这两类设备维护 可以延用现有继电保护及远动《规程》即可。但远方投退保护软压板、修改保护定值工作应在《规程》制定后开展。

(2)网络安全管理:监控系统是一个实时运行的控制系统,如果系统受到攻击其后果很严重,为此必须有独立的综合自动化网络,并在监控网与其它网络联接处,装加硬件防火墙。

1.3 运行中存在的问题

1.3.1 综合自动化变电站新建、扩建间隔工作复杂

变电站综合自动化系统,因综自系统资源缺乏,软件设计不够成熟;新建、扩建间隔时必须修改系统数据库,但修改后的综自系统因变电站处于运行状态无法完成综自系统逐一“对点”工作,为综自系统安全、稳定运行可能带来隐患。建议在新建综合自动化变电站时,综自系统设计应统筹考虑一次到位。

已运行的综合自动化系统要求二次设备备品、备件必须同型号、同软件版本号,因此造成备品、备件缺乏;建议在新建变电站时应提前考虑备品、备件问题。

1.3.3 综自系统设计存在部分缺陷

变电站综合自动化技术处于发展阶段,系统的稳定性较差,经常出现因通讯设备损坏致使系统崩溃。建议综自系统采用双网、主备系统设计。

变电综合自动化Scada数据齐全、正确是系统实时监控功能强的基础。同时也是监控系统安全稳定运行的基础。如果工作时不认真造成数据错位和数据不全或遥控号错位其后果是监控误诊断、误拉回开关等。因此从事综合自动化运行维护人员必须养成“高严细实”的工作作风,作好每项工作,不放过每一个缺陷,否则会因高科技技术的使用不当而引起技术灾难。

2、管好、用好SCADA数据库是监控系统安全稳定运行的关键

严把新投变电站工程验收关。在验收新投变电站时按一下方法进行。 遥测、遥信功能正确性检查。

遥控、遥调功能、正确性检查。保护装置报文、定值、采样值、软压板必须正确。严把维护关:定期作好数据备份,定期检查遥控号。

3、实现二次设备状态检修

科技创新、技术创新、管理创新是企业发展的动力。变电综合自动化系统,实现了对变电站运行自动监视、管理、协调和控制。即变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告,指出故障原因,提出故障处理意见,实现了变电站二次设备由“定期检修”变为“状态检修”的基本功能。为此我们积极总结工作经验,从理论上论证在集控系统实现二次设备状态检修的可行性;同时制定了在集控系统进行二次设备远程维护的具体工作方法;并根据实现二次设备状态检修的需要,在集控系统开发了二次设备故障诊断决策知识库系统。

变电站安全合理化建议范文4

关键词 智能化变电站；系统网络；安全管理

中图分类号 TM76 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）012-0171-01

智能化变电站系统在逻辑结构方面一般可以将其划分为过程层、间隔层和变电站层三个层次。智能化变电站系统的结构分层是采用一间隔层一过程层，这样就使得需要在变电站内进行数据的传输。在不同的运行方式下，各种数据流有不同的优先级和传输响应速度的要求。智能化变电站是以规范化信息平台、一次设备参量标准化和数字化为基础，采用先进的智能、控制、通信、信息、传感器等多种技术来实现变电站与站外系统协同互动、自动运行控制、实时全景监测等功能，从而达到可再生能源“即插即退”、支撑电网安全运行、减少人工干预、优化资产利用率、提高变电可靠性等目标的变电站。在这个网络技术快速发展的时代，保证智能化变电站系统网络完全稳定的运行是一项任重而道远的任务。

1 智能化变电站系统对网络的要求

智能化变电站对于网络技术的要求，主要体现在实时性、开放性和可靠性三方面。

1.1 实时性

传输过程所特有的即时特点一般都是由数据测控、信号保护、远程命令等功能决定。变电站在正常运行过程中数据流较小；但是一旦出现了故障，那么就需要快速的传输速度，以便进行大量的数据即时传输。而大量的数据即时传输又需要多个处理器在网络上进行协调互动，只有这样，才可以形成控制命、保护算法、采集信息，因此，我们必须保障各个处理器的命令输出和同步采样都尽量地保持在一个高速状态，这是目前我们亟待解决的问题。解决问题的关键就在于让通信协议和网络通信提速都符合规定的要求，也就是满足网络环境。

在过去，我们往往都会采用现场总线的设计方法来进行，但是这种方法只能满足普通变电站的运行要求，而完全无法满足智能化变电站系统对于速度的要求。而高速接口芯片、OSI七层协议的固化、标准化的数字控制技术发展等技术的迅猛发展给智能化变电站系统提出了有效的解决方案。

1.2 可靠性

电力网络的关键节点就是变电站，只有变电站安全、稳定、可靠地运行，才能够保证供电的可持续性。因此，变电站网络最重要的要求就是要保证它的可靠性能。多媒体信息技术（图像、数字等）广泛应用于智能化变电站系统中，智能化变电站系统对于网络通信的可靠性的要求更高、依赖性更强。

1.3 开放性

电力调度智能化的一个重要的子系统就是变电站智能化系统。为了满足系统集成的要求，变电站智能化系统应该使用国际标准的通信协议，满足国际接口标准的要求，适应电力调度智能化的总体设计，且满足智能变电站内智能电子设备的扩展要求和接口要求。

2 如何加强智能化变电站系统网络安全管理

2.1 加强外联网络安全防护

目前外联的方式可以通过蓝牙系统、红外线系统、无线网卡、PCMCIA、有线网卡、USB端口等一系列措施进行互联，应该在终端就对非法网络行为进行阻断，这是最为安全、最为有效的防护措施。因此，应该屏蔽不明端口，对计算机信息网络系统通过终端安全管理系统来固定设置，一旦发现有那些非法的客户端企图连接网络，那么应该将非法的客户端进行网络屏蔽或者阻断。笔者建议建立一套身份认证系统（基于PKI体系），进而实现访问控制、数据加密。同时，将CA认证系统和认证网关部署在重要服务器区附近，并且使得二者实现联动，促使实现传输通道的加密功能和用户的安全访问控制。

2.2 防病毒软件

采用防病毒软件，如卡巴斯基、金山毒霸、360安全卫士、瑞星杀毒软件之类的能够对新病毒进行及时更新、联网查杀、预防，还可以实时监测病毒、实时查杀病毒，保护用户计算机系统数据安全，提高全方位的网络安全保护。现在计算机病毒越来越高级，越来越复杂，严重威胁到计算机网络的安全，一旦发现网络系统感染了病毒，就应该采用防病毒软件进行实时防范，扫描出病毒所在位置，对计算机系统的感染程度进行彻底地检查，将病毒彻底、完全地清除掉，从而保障计算机网络的安全性。如360安全卫士基于人工智能算法，独具“自学习、自进化”优势，秒杀新生木马病毒，助力360杀毒获得AV-C国际评测查杀率第一，实时捕捉病毒威胁，预防效果更出色。全新架构进一步减少对系统资源的占用，性能提升30%以上，电脑轻快不卡机。智能引擎调度技术升级，可选同时开启小红伞和BitDefender两大知名反病毒引擎，双剑合璧查杀监控更凌厉。同时，隔离沙箱为用户提供百毒不侵的安全体验，运行风险程序不感染真实系统，新增“断网模式”保护隐私不侧漏。

2.3 从制度出发，加强智能化变电站系统网络安全管理

一是成立了智能化变电站系统网络安全管理领导小组，落实了网络安全管理员，明确了领导小组和管理员的职责，构建智能化变电站系统安全管理体系。二是在网络改造升级过程中，严格按要求实行管理网段与业务网段分离，杜绝业务用机上因特网。三是局域网计算机上安装防病毒软件，建立了防病毒体系，同步升级，定期扫描。

参考文献

[1]杨婕，孙霞，蒋健，王致杰.基于GIS的变电站综合管理信息系统的设计与实现[J].煤矿机电，2008，（06）：114-118.

[2]陈云，吴娇，马红升.变压器智能化方案应用研究[J].云南电业，2010，（10）：152-159.

[3]李宏伟，陈志刚，陈颖.变电站智能化倒闸操作系统的开发实施[J].科技信息，2009，（07）：142-145.

[4] 赵亮，李锡顺.住宅小区智能化建设存在的问题及对策[J]. 科技信息（科学教研）. 2008（08）：143-147.

变电站安全合理化建议范文5

智能化变电站运行维护问题对策

一、智能变电站的定义

智能化变电站是将信息数字化、信息共享标准化、通信平台网络化与变电站基础设备高度集成而形成的，它采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以参量数字化和标准化、规范化的信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，不断提高抵御日益频繁的自然灾害和外界干扰能力，不断提高其安全防御能力和自愈能力，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、支撑电网安全运行的目的。

智能化变电站应能满足适应大量分布式清洁能源和可再生能源的接入，电网的坚强性将会得到巩固和提升，它能快速隔离故障，实现自我恢复，同时提供相应的辅助决策支持、控制实施方案和应对预案从而避免大面积停电的发生。

二、智能化变电站运行维护过程中的问题

（一）内部设备的运行问题

智能化变电站内部采用了一些列新型的构件，但是这些构件在运行中往往会出现问题：智能化变电站系统中采用的有源电子式互感器，其远端模块在运行过程中需要供电才能保证其正常运行，相对于传统的互感器而言，其稳定性和使用寿命不足；光学互感器对于温度的感应明显，同时在光纤和玻璃连接不牢固，造成可靠性较差；高压电子式互感器容易受到高压磁场的影响，信号输出性能较差；光纤信号传输机制和电缆传输类似，容易发生异常现象，造成通信中断、数据失真等；系统中由于光纤的使用，造成其接口较多，这样对于硬件的安装带来了不便，同时也面临着设备功率较大放热问题。

（二）系统中信息安全性问题

智能化变电站的信号传输采用了对等通信模式，这种新模式可以把设备的信心都综合在局域网中，方便了运行维护中的数据分析，但是其安全防护性较差，一旦局部的 IED设备受到攻击，就会造成整个自动化系统的信息损失。同时智能化系统中取消了传统的点对点硬接线，造成了其系统的隔离措施不到位，职能依赖于软件来完成安全隔离，因此智能化变电站面临着更严峻的网络安全问题。

（三）二次压板操作问题

在变电站压板运行维护过程中，要维持保护设备的原始运行状态，工作人员不能随意的修改运行参数。系统保护装置的相关参数修改要在退出状态下进行修改，同时应在投入状态下进行远程控制压板。智能化变电站在内部构件正常运行时，不能投入压板，此外当进行检修设备开关时，应当及时地把保护失灵启动的压板退出来。

（四）智能化设备运行环境问题

智能化变电站系统中，采用交换机和计算机系统进行数据的采集、分析、传输等操作，同时在整个系统中使用了大量的智能检测设备，而这些先进的设备都需要电源的支撑，因此相对于传统的运行设备，其设备的电能消耗较大，同时设备发热现象严重，增加了设备运行故障发生的概率。

三、智能化变电站建设及运行维护的思考

（一）加强智能化变电站标准体系建设

智能变电站的建设应以安全、可靠、简洁实用为原则，以提高运维人员工作效率及设备装备水平为导向。目前，在采用常规电流、电压互感器情况下，建议采样环节尽量采用直接电缆接入方式，减少中间环节（合并单元MU）过多而带来的可靠性下降问题。另一方面，建议技术支撑单位加强智能变电站。电子式互感器等关键技术的科技攻关，提高电子式互感器设备的可靠性，待技术成熟稳定后再推广使用。此外，建议进一步提升智能变电站在线监测装置入网检测技术水平，提高在线监测设备运行的可靠性及监测信号的可用率；扩展与其他如PMS ，SCADA等系统的信息接口，增加信息共享的程度，提高在线监测高级应用的功能，真正实现各类监测数据的可信度，为智能辅助决策提供依据。

（二）重视专业技术队伍建设

智能化变电站技术特点决定了各IED的运维工作高度融合了继电保护、通信、白动化各专业工作面。要求继保人员全面了解甚至熟悉通信、白动化相关知识，如61850规范、通信接口、组态工具等，才能完成常规的保护校验、联调以及故障判断处理工作。

运行人员在保护装置、智能终端、合并单元、GOOSE交换机等出现运行异常时，需要根据掌握的专业知识现场初步作出正确的判断，分析故障部位和原因，考虑相关设备停用对一次运行设备的影响，从而做出正确的处理。

运维人员面对智能化变电站的运行维护，在观念和技能方面都需要一个提高、适应的过程，具备继保、白动化、通信综合专业知识的专业人才队伍建设迫在眉睫。否则，如果过度依赖于厂家技术服务，对智能化变电站投运后的运维工作极为不利。

（三）加强整定值和压板管理

由于一体化信息平台上对数字化保护装置的操控性更便捷，必须加强数字化保护的定值管理，对定值的修改、切区等操作必须有严格的规定。

数字化软压板替代了传统保护的功能投入、出口跳闸硬压板，唯一的装置检修硬压板也赋予了新的含义。已投入检修状态硬压板的一次设备严禁运行，仅部分设备停役时，严禁取下停役设备的检修状态硬压板。其他诸如各IED装置功能软压板、GOOSE软压板、保护及测控装置的远方修改切换定值区软压板、远方控制GOOSE软压板、远方操作软压板等投退操作规范、流程必须有严格的规定。

（四）注重交换机的管理

变电站安全合理化建议范文6

【关键词】数字化变电站；自动化；发展

1、数字化变电站的特征

1．1 智能化的一次设备。一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

1．2 网络化的二次设备。变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I／O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

1．3 自动化的运行管理系统。变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。

2、数字化变电站系统的结构

数字化变电站自动化系统结构在物理上可分为两类：智能化一次设备和网络化二次设备。在逻辑结构上可分为三个层次，据IEC 61850 通信协议草案定义，这三个层次分别为“过程层、间隔层、站控层”。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。

2．1 过程层。过程层就是一次与二次设备相互联系的层面。过程层的主要功能分三类：运行实时的电气测量；运行设备的参数检测；操作控制执行与驱动。

（1）运行实时的电气测量。主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

（2）运行设备的参数检测。需要检测参数的主要设备有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器以及直流电源系统。在线监测的主要内容有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

（3）操作控制的执行与驱动。操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。

2．2 间隔层。间隔层设备包括间隔对象配置的保护测控装置、计量装置以及接入其它智能设备的规约转换设备。所有保护测控都是基于标准化、模块化处理系统，要求所有信息上传均能按照IEC 61850协议建模并且支持智能设备的通信接口功能：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施同期操作及其他控制功能；(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出，具有优先级别控制。

2．3 站控层。由变电站监控系统、远动系统、防误闭锁系统、保护信息管理系统、电量远传系统、安防监视系统、火灾报警系统并结合灯光遥控等系统进行整合。各系统均以网络通信方式接入间隔层网络，设置网络防火墙及网络物理隔离装置，经专用网络向相关部门传送数据。站控层设备与间隔层设备之间采用IEC 61850协议通信。

3、数字化变电站应用中存在的问题

目前光电/电子式互感器的生产厂家数量有限，产品可选型号相对较少，部分高电压等级的电流互感器变比较大，使得TA的输出精度无法满足要求，给变电站的计量、保护都带来一定的负面影响，不能满足现场运行需要。

由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。另外，光电/电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。

数字化变电站保护校验相对复杂，在变电站运行的条件下对部分间隔保护校验的难度很大，目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量，因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置，而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量，要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定，同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患。要做到二次系统信息的保密性、完整性、可用性和确定性，符合二次系统安全防护的要求，是自动化厂家仍需考虑和完善的技术环节。虽然目前已投运的变电站采取了防火墙、分层分区隔离等手段进行防护，但防护的效果仍有待时间的考验。

4、数字化变电站的未来发展

国际上数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段，我国已建成了一些数字化变电站示范站。部分省电力公司已开展了数字化变电站的研究工作，在解决了通信网络关键问题后，数字化变电站将是我国变电站技术的发展方向。同时，目前国内厂家已能提供全套数字化变电站所需的二次设备，可完全实现二次设备国产化；一次智能化设备，目前在国内市场的推动下和二次厂家配合下已能提供全套智能化的一次设备。通过各电力公司和国内多个厂家的不懈努力，具备建设完全拥有自主创新、自主知识产权的全面数字化变电站，提高了电力系统的经济性、可靠性和自动化水平。随着新技术的不断涌现和变电站与国际标准的接轨，数字化变电站自动化系统得到蓬勃发展的时代也为期不远了。

结束语

数字化变电站综合自动化系统的实现，推动了电网自动化技术的进一步发展。数字化变电站的发展说明了数字化技术正从变电站的二次设备向一次设备延伸，这将对变电站的自动化运行和管理带来深远的影响，使新技术的应用能有机地结合电网的发展，未来在数字化变电站应用技术成熟的基础上将标志着新一代数字化电网的实现。

参考文献

[1]高翔,张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术,2006.

[2]葛荣良.数字化变电站技术与应用.上海电力,2006.