浅谈变电站的安全管理范文第1篇

关键词：220千伏、程序化、管理

一.变电站运行管理的概述

随着世界飞速发展的电网建设水平，我国变电站技术也得到了较高技术的提高。为了适应电网的发展的趋势，提高使用电网的效率，许多220千伏全自动的变电站投入运行。正是因为电网技术含量的提高、电网设备性能的增加，还有就日益提高的可靠性要求，这些因素使网络构造、操作程序变得复杂，电网使用覆盖率的扩大、基础建设的频繁又使各种操作量大大增加，同时也增加了操作的安全风险。现今，220千伏变电站大都采用的电气操作方式依然是键控方式逐项操作，就是每个操作流程都需人工写票、确认与检查。很多数操作的实施仍需要操作人员赶到变电站现场去，这样就使大量的人力和时间浪费掉，不利于发挥自动化变电站“减员增效”的优势;还有，操作过程密度和强度的增加都给运行人员带来了很大的压力，从而在一定程度使误操作的概率提高，不利于提高电网的安全运行的水平。而220千伏程序化变电站通过使用倒闸操作程序化代替传统的运行操作模式，这样就能在操作中减少人为错误，进而达到操作的自动化，提高操作效率的目的，为实现无人值班，解决变电站人员缺少和变电站的工作日益增多的矛盾，找到了一条行之有效的方法。

二.相比与传统的220千伏综自变电站，程序化变电站具有以下特点：传统综自站操作方式主要是逐项操作，运行人员首先根据操作要求和操作规程编写操作票，然后操作人员再按照运行人员的操作票执行要求和顺序，同时进行相应的人工检查，人为因素对操作票的执行影响很大。因为运行人员的技术水平是操作票的正确性和执行决定性因素，所以，工作状态有较强的不稳定性。再者，人工进行的写票、审票、操作、检查的过程也会使操作时间变得长，操作效率低，进而导致系统运行方式薄弱!

二.程序化变电站设备运行需要满足的条件

对于操作方式可靠的程序化变电站重要环节是把设备的选型和要求归入运行治理的范畴，如果把在设备选型、初设审查等环节对设备的使用单位运行提出要求，将会使传统综自站和程序化变电站在日后的运行工作带来极大的便利。在按照国网公司规第二.三.六.十条“对电气设备进行操作和检查而又无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化中至少两个指标的变化才能确认该设备已操作到位。”的要求的前提下和程序化操作的具体需要程序化变电站应满足以下要求。

1、程序化操作适宜在具备遥控功能的一次设备上采用GIS设备运行。

2、母联开关控制电源、PT并列装置、母差保护软压都具备遥控功能才能使母线倒排等工作进行程序化操作。

3、在各出线安装验电器，且将相关节点列入遥信才能使设备改线路检修进行程序化操作。当线路有出线压变时，其次级空气开关节点和出线压变电压判别节点也应列入遥信，才能使设备改线路检修进行程序化操作。同时出线压变次级与保护装置之间必须增加避免倒送电的出线闸刀或开关的辅助节点。

4、当有“事故总信号”、“保护动作”等事故信号出现时，程序化操作系统必须可靠闭锁并停止程序化操作。

三.程序化变电站的操作模式以及流程

1、程序化命令人机接口的问题

以往操作人员执行110千伏及以下电压等级的程序化变电站程序命令时多是通过选择不同的遥控按钮来实行程序化操作的。这是因为以前的程序化命令多采用类似于遥控命令的人机接口方式，就是一个操作程序对应一个遥控按钮。但是由于220k部分为双母或双母带分段的形式的存在，使电压等级变电站主接线变得复杂，操作流程也变得繁琐。若采用传统的人机接口，则会使人机对话画面变得繁杂，也会使操作人员轻易选错遥控按钮。

2、220千伏程序化变电站的倒闸操作票模式

因为程序化变电站的倒闸操作过程是由程序化操作系统完成，故抛弃操作票模式进行操作理论上是可行的。但由于人工必须操作过程的起始阶段进行选择，所以把倒闸操作票继续运用到220千伏程序化变电站的运行中是必要的。根据实际需要，操作票可采用以下模式.(1)单间隔操作票内容为：

①检查程序化操作的设备是否在初始状态。

②选择将要程序化操作的设备改至为目标状态。

③检查操作任务及操作步骤是否正确。

④程序化执行

(2)多间隔热倒操作票内容为：

①检查需要热倒的间隔确在初始母线状态。

②选择组合票并预演正确

③检查操作任务及操作步骤是否正确

④程序化执行四.程序化变电站操作中异常处理

相比传统变电站，程序化变电站处理问题的难点是在程序化操作异常中断时应该怎样处理。根据操作中断的原因可以把异常处理分为三种：

1、程序化操作时，程序化操作总是因为监控系统发“事故总”而自动停止;

(1)操作人员应停止操作，查处原因;

(2)对照已中断的程序化操作票进行核对，按照相关事故处理规程进行工作。

(3)若继续操作应按照“

3、程序化中断后的操作要求”执行。

2、程序化操作时，设备分合不到位或未满足操作条件导致监控系统自动停止程序化操作;

(1)操作人员应停止操作，找到停止的原因。

(2)若继续操作应按照“

3、程序化中断后的操作要求”执行

3、程序化中断后的操作要求：

(1)如果设备状态未发生改变，则在找到停止程序化操作的原因后继续进行程

序化操作，如果停止程序化操作的原因没有排除，就进行常规操作。

(2)若设备状态已发生改变，则在原操作票操作步骤中盖“程序化中断”章

小结

本文是基于对程序化管理在220千伏变电站的运用的研究，总结了其相对于传统管理方式的优势及其特点，还对程序化的管理所满足的运行要求、操作流程、问题处理等方面进行了详细的分析!相信通过本文的研究将对提高变电站的效率产生积极的影响。

参考文献

[1]陈晶，朱越瑾.变电运行管理自动化的实现[J].科技创新，2009,(12)：8- 9.

[2] 张云飞.220kV 变电站程序化操作的实现[J].江苏电机工程，2007,26(8)：80- 81.

浅谈变电站的安全管理范文第2篇

1 建立健全生产管理制度

(1) 抓好检修质量是水轮发电机组安全运行的质量保证。水轮发电机组检修后严格遵守验收制度, 检修项目和内容、更换设备的名称、技术参数的调整要清析完整的做好记录, 对检修记录、实验报告、检修计划和大修后的总结报告要存档保存。

(2) 三盛公水电站要建立健全运行设备的事故和故障的统计工作。

(3) 建立健全三盛公水电站的各项规章制度, 对运行设备的运行情况、检修情况以及事故和故障的处理情况进行分析和统计, 并采取有效措施。对运行设备的事故和故障进行分析, 提高了运行设备的利用率减少了运行设备的损坏, 延长了运行设备的使用年限。

(4) 三盛公水电站要做好技术信息的收集和整理工作, 以及事故和故障分析、处理的详细记录的存档。定期或不定期的开展职工合理化建议及技术革新的活动, 组织技术人员对技术革新和合理化建议进行分类保存。

(5) 档案管理。档案由专人负责管理确保资料的完整性、准确性, 认真收集和整理四台水轮发电机组的原始数据。认真编写《水轮发电机组及辅助设备的运行规程》、《水工建筑物运行规程》、《电气设备运行规程》、《巡回检查制度》、《检修人员检修制度》、《设备缺陷管理制度》、《水轮机发电机组的检修规程》、《运行值长制度》、《安全员制度》、《操作票制度》等规章制度, 并严格按照规程执行。

2 加强生产管理制度, 完善运行管理

(1) 结合实际情况制定了《安全生产管理岗位责任制》, 严格执行交接班制度、巡回检查制度以及岗位责任制。做好机电设备的运行记录, 通过各种仪表的指示、设备的运行情况、运行记录、检查设备时发现的问题、操作设备时出现的各种问题进行分析比较, 及时找出问题的原因和处理的方法, 并采取有效的措施。

(2) 以人为本, 抓安全促生产。三盛公水电站的生产管理把安全生产放在首位安全责任重于泰山, 人人讲安全, 安全生产是一切工作的核心。

(3) 开展安全月活动, 每月月初召开安全例会, 把讲安全落实到实际工作中, 时时讲安全, 处处讲安全, 警钟长鸣, 让每人心中都牢记安全的重要性, 安安全全的工作安安全全的回家。

(4) 开展评比先进班组的奖励制度, 做到奖罚分明, 充分调动运行人员的工作积极性。

(5) 实行节约增效的工作方法, 避免了材料的浪费, 减少了生产成本, 提高了经济效益。

3 加强生产管理的技术监督

(1) 加强运行人员在当班期间对运行设备进行定期或不定期的检查, 了解设备的运行情况, 保证水轮发电机组在最优的工况下运行, 避免在汽蚀和振动较大的区域内运行。

(2) 在运行期间每周组织技术人员和班值长进行安全大检查, 并对运行设备的仪表、电气的绝缘、轴承的温度、金属等进行监测。主要包括对各种仪表不定期的进行校验, 保证仪表的准确性;防止电气绝缘的老化和损坏, 对电气设备、接地和防雷设备等进行检测, 保证设备的安全运行。通过各种金属部件在运行中性能的变化, 特别要对水轮机转轮和叶片的破坏和磨损、转轮的汽蚀情况等进行观察并及时做好防范措施。

(3) 检修质量是水轮发电机组安全运行的必要条件, 只有过硬的检修质量, 才能保证四台水轮发电机组安全稳定的运行多发满发, 圆满的完成全年的发电任务。因此, 在检修期间, 对检修工作的监督检查尤其重要, 只有加强生产管理完善技术监督的职责, 才能做好三盛公水电站的各项工作。

(4) 抓细节, 促生产, 把安全生产落实到工作的方方面面。

小事成就大事, 细节成就完美, 落实到安全生产上, 就是把工作细节与各项规章制度有机的结合起来的一种管理经验, 关系到生产管理和生产监督的方方面面。只有重视细节, 才能做好水电站的各项工作, 健全水电站的各项规章制度, 完善各项管理体制, 才能做好生产管理和生产监督。只有良好的生产管理和生产监督, 才能使水电站的各项工作顺利进行。

加强安全意识、专业技术的知识培训, 学习《安全生产法》明确岗位责任制, 进行了灭火演炼, 进行消防知识讲座, 阅读消防知识手册, 让每一个运行人员会使用消防器械, 做到防患于未然。消防器械由专人管理, 定期检查、维护和保养, 建立消防器械档案。

把“安全第一, 预防为主”做为各项工作中的重中之重, 在讲安全的同时做好预防工作, 把安全的意识落实到实际工作中。

4 结语

三盛公水电站虽然装机容量较小为500k W4台=2000k W, 但是经过四十多年的长期运行, 设备存在着很多隐患, 比如电气绝缘老化, 水轮发电机组新旧尺寸不符合图纸要求, 主要设备在性能和结构上已经陈旧、绝缘老化、事故增多和检修难度增大, 长期运行已经使过流部件磨损严重, 运行人员又身兼运行和检修工作, 只有提高运行人员的专业能力, 加强业务培训, 才能保证水轮发电机组的安全稳定可靠的运行, 提高三盛公水电站的经济效益, 延长设备的使用年限。只有加强和完善三盛公水电站的生产管理, 用科学的方法进行生产管理和生产监督, 才能提高全站人员的整体素质。只有加强和完善三盛公水电站的生产管理和生产监督, 才能共建一个以人为本、人与人和谐相处共同持续发展的平台。

摘要：生产管理是三盛公水电站在生产工作中的重要组成部分, 可以提高三盛公水电站的经济效益, 安全生产是生产管理的工作核心。

浅谈变电站的安全管理范文第3篇

数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革, 对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化, 二次设备网络化, 符合IEC61850标准”, 即数字化变电站内的信息全部做到数字化, 信息传递实现网络化, 通信模型达到标准化, 使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。

2 数字化变电站关键技术

数字化变电站主要由光电式互感器、智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通讯规约基础上分层构建, 能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。其有四个主要特点。

2.1 一次设备智能化

智能化电气设备快速发展, 出现光电式互感器、智能化开关等机电一体化设备。光电式互感器具有精度高、线性度好、无铁磁谐振和铁磁饱和、抗干扰能力强, 安全性好、传输距离远、体积小、重量轻等特点, 并且具备自检功能和在线校准功能。克服了传统互感器绝缘复杂、重量重、体积大, CT动态范围小、易饱和, 电磁式PT易产生铁磁谐振, CT二次输出不允许开路等诸多缺点。光电式互感器的应用一方面简化继保设备, 提高了微机保护的精度和可靠性, 满足电力系统精确计量的要求;另一方面, 对电力系统故障反应速度快、灵敏度高、测量范围广, 满足暂态保护要求, 适应了电力系统数字化、智能化、网络化的要求。为一次设备智能化改革提供了基础。

按照IEC62063:1999对智能断路器设备的定义, 它不但具有断路器设备的基本功能, 还具有在线监视、智能控制、数字化接口和断路器的电子操作等一系列的高智能化功能。主要体现为:对于一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路, 将采用微处理器和光电技术设计, 使传统机电式继电器及控制回路的结构大大简化;数字程控器及数字公共信号网络要取代传统的导线连接;可编程序取代二次回路中传统的继电器及其逻辑回路;光电数字和光纤取代常规的强电模拟信号和控制电缆。

2.2 二次设备网络化

二次设备的网络化, 是适应光电式互感器的应用、智能化一次设备和IEC61850通讯规约的需要。我们所熟知传统二次设备, 如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、稳控装置、VQC将等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造, 各设备之间的连接均采用高速的网络通讯, 二次设备没有重复的I/O现场接口, 主要靠网络真正实现数据共享、资源共享。

2.3 运行管理系统自动化

变电站的运行管理系统一般包括运行数据和状态记录无纸化、自动化。运行设备发生故障时, 及时提供故障分析报告, 给出故障原因及处理意见。此外, 系统应能自动发送设备检修报告, 不再进行传统的定期检修, 而是实现状态检修, 大大减少劳动力。

2.4 IEC61850标准规约的应用

IEC61850是以变电站一、二次设备信息为数字化对象, 以高速以太网络通讯平台为基础, 通过对数字化信息进行标准化建模, 把电力系统的调度中心、变电站及变电站内部进行无缝连接的唯一的自动化国际通讯标准, 不仅规范了继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、稳控装置、VQC等的模型和通讯接口, 还规范了数字式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口, 很好地解决不同的厂家使用不同的通讯规约的矛盾。大大简化了变电站二次系统, 强化了各类应用功能。

3 数字化变电站信息安全对策

虽然基于IEC 61850标准协议建立起来的通信网络体系结构在上层协议上是一致的, 而且也大大提高变电站内设备的互操作性和互换性, 但是协议的开放性和标准性同样带来一个重要的问题:二次系统的安全性问题。数字化变电站内由于各种智能电子设备的大量应用, 变电站内运行、状态和控制等数字化信息需要传送, 负责传送这些信息的网络通讯系统成为数字化变电站的重要平台, 因而, 网络可靠性直接关系着数字化变电站的良好运行。所以信息安全和网络可靠性自然成为人们较为关注的两个焦点。目前解决这两个问题主要采用的技术措施分为两类, 即加密技术和防火墙技术。

3.1 加密技术

加密技术的基本原理是对网络中传输的数据进行加密处理, 到达目的地址后再解密还原为原始数据, 从而防止非法用户对信息的截取和盗用。

加密技术主要分为数据传输加密和数据存储加密。数据传输加密技术主要是对传输中的数据流进行加密, 常用的有链路加密、节点加密和端到端加密三种方式。

传输数据仅在物理层前的数据链路层进行加密, 不考虑信源和信宿的方式属于链路加密, 它用于保护通讯节点间的数据, 接收方是传送路径上的各台节点机, 信息在每台节点机内都要被解密和再加密, 依次进行, 直至到达目的地。

节点加密方法与链路加密类似, 不同的是在节点处采用一个与节点机相连的密码装置, 密文在该装置中被解密并被重新加密, 明文不通过节点机, 避免了链路加密节点处易受攻击的缺陷。

端到端加密是在应用层完成的, 是为数据从一端到另一端提供的加密方式。数据在发送端被加密, 在接收端解密, 中间节点处不以明文的形式出现。在端到端加密中, 除报头外的的报文均以密文的形式贯穿于整个传输过程, 只是在发送端和接收端才有加密、解密设备, 报文在中间任何节点均不解密, 因此, 不需要有密码设备, 同链路加密相比, 可减少密码设备的数量。另一方面, 信息是由报头和报文组成的, 报文为要传送的信息, 报头为路由选择信息, 由于网络传输中要涉及到路由选择, 若使用链路加密, 则报文和报头两者均须加密。而使用端到端加密时, 由于通道上的每一个中间节点虽不对报文解密, 但为将报文传送到目的地, 必须检查路由选择信息, 因此, 只能加密报文, 而不能对报头加密。这样就容易被某些通讯分析察觉, 而从中获取某些敏感信息。

链路加密对用户来说比较容易, 使用的密钥较少, 而端到端加密比较灵活, 对用户可见。在对链路加密中各节点安全状况不放心的情况下也可使用端到端加密方式。

3.2 防火墙技术

防火墙技术通过对网络的隔离和限制访问等方法, 来控制网络的访问权限, 从而保证变电站综合自动化系统的网络安全。但是由于防火墙只能够对跨越网络边界的信息进行监测、控制, 而对网络内部人员的攻击不具备防范能力。因此单纯依靠防火墙来保护网络的安全性是不够的, 还必须与其它安全措施 (如加密技术等) 综合使用, 才能达到目的。

4 结语

本文论述了数字化变电站的关键技术, 凸出信息安全问题及其对策。当然, 数字化变电站是一个长期的复杂的系统工程, 目前仍有许多技术难题需要解决, 如有关保护定值条目在IEC61850中没有约定、数据采集共享问题等。虽然全部实现数字化变电站自动化功能还有很长的路要走, 但是数字化变电站无疑是变电站自动化系统发展的重要方向。

摘要：本文首先介绍了变电站自动化的发展历程, 分析了变电站自动化系统现状及其局限性, 叙述了数字化变电站的关键技术:光电互感器、智能断路器、IEC61850标准。指出信息安全的缺陷及其解决方法。

浅谈变电站的安全管理范文第4篇

1 总平面布置图

在变电站设计中总图设计非常讲究, 既要满足工艺要求, 方便设备摆放, 满足出线要求, 又要占地面积尽量小, 土方量小, 交通方便, 而且各个建、构筑物、电气设备间距要满足规范规程要求。建、构筑物间最小间距根据其不同的危险性类别及其最低耐火等级对间距有不同的要求, 在《火力发电厂与变电站设计防火规范》[3]与《变电站总布置设计技术规程》[4]有详细的规定。

从变电站标准设计各卷册来看对于主要的生产性建、构筑物, 最小间距容易得到重视, 比较容易满足要求, 容易出问题的是附属建筑与生产性建筑间的最小间距更容易被人忽视, 南方电网变电站标准设计220kV变电站标准设计卷册, 大多数方案的独立警卫室与生产建筑间距、泵房与生产建筑间距、消防设备间与生产建筑间距都不满足现行规范要求。

独立警卫室与生产建筑的距离, 警卫室属于生活类建筑, 一般变电站内的生产性建筑耐火等级都为一级或者二级, 所以警卫室与生产建筑的最少距离也要10米才能满足规范要求, 标准设计里面多数方案把独立警卫室设置在靠近主控制室, 虽然可以压缩场地面积, 不过这样一来使得建筑物距离不满足防火要求。

消防设备间、泵房与生产建筑间距, 消防设备间、泵房这都些都是火灾发生时候发挥重要作用的附属建筑, 发生火灾时, 这些附属建筑离火灾点太近的话发挥不出作用来, 背离设计意图, 所以在总图布置这类建筑布置一定要满足规范要求, 使其更好发挥作用。

道路边与建筑物距离, 不管民用建筑还是工业建筑, 道路边与建筑物距离都有规定, 详细规定规定见《变电站总布置设计技术规程》, 建筑物没出口时候, 靠近建筑物路边距离建筑物要不小于1.5米, 因为变电站大多数采用环形道路, 设计者套用标准设计的方案时候在道路转角位置要注意满足规范要求, 特别容易出问题是当建筑物有出口没引道的时候, 标准设计的方案往往不满足规范要求的3.0米, 设计者要多加注意, 仔细调整方案。

2 单体建筑

变电站标准设计里面推荐的综合楼或者配电楼, 平面形式大多数是形、L形, 有的还带夹层, L形建筑其中一个方向凸出来较长, 大多数方案的综合楼L/Bmax>0.3, 按照《建筑抗震设计规范》[5]相关规定算是不规则建筑, 根据《建筑工程抗震设防分类标准》[6]第5.2.4-2条, 330kV及以上的变电所和220kV及以下的枢纽变电所的主控楼、配电楼、继电室抗震设防类别应划为重点设防类。

如图1所示。

对于220kV这样比较重要的变电站, 这样平面不规则的建筑方案不应采用, 对于变电站标准设计里面现有的L行方案, 主要B或者L长度在满足工艺要求下稍微调整一下, 就可以使不规则建筑物变为规则建筑, 规则合理的建筑是减少工程造价重要因素。对于夹层在能不设情况下尽量不设, 设置夹层在竖向刚度有个突变, 对抗震非常不利。

需要注意的是《220kV变电站标准设计》 (2006版) 采用的《建筑设计防火规范》 (2001) 和《火力发电厂与变电所设计防火规范》 (96版) 的规范, 对地下电缆层与地上公用楼梯方案没有用防火隔墙和防火门把地下部分与地上部分的连通部分隔开。新的《建筑设计防火规范》 (2009) [7]“7.4.4建筑物中的疏散楼梯间在各层的平面位置不应改变。地下室、半地下室的楼梯间, 在首层应采用耐火极限不低于2.00h的不燃烧体隔墙与其它部位隔开并应直通室外, 当必须在隔墙上开门时, 应采用乙级防火门。地下室、半地下室与地上层不应共用楼梯间, 当必须共用楼梯间时, 在首层应采用耐火极限不低于2.00h的不燃烧体隔墙和乙级防火门将地下、半地下部分与地上部分的连通部位完全隔开, 并应有明显标志。”;同样《火力发电厂与变电所设计防火规范》 (2007版) 也有相应的规定。

3 结语

变电站标准设计的推出只要是为了统一变电站设计标准、加快设计设备进度、降低工程造价和营运维护成本, 同样变电站标准设计的错漏也容易在各变电站设计中集中出现, 在使用变电站标准设计时要仔细研究、分析里面方案, 合理选择各个模块, 同时设计人员要对相关规范要熟悉, 及时发现标准设计方案的错漏, 这样才能更好、更快完成设计项目。同时希望南方电网公司尽快按照新规范修订变电站标准设计。

摘要：本文对中国南方电网变电站标准设计从土建设计角度对变电站标准设计中的总平面布置图的建、构筑物最小间距和单体建筑的抗震、防火要求的提出几个问题, 并且依据相关规范对其进行分析探讨, 为今后变电站标准设计修订提供参考。

关键词：中国南方电网,变电站标准设计,总图,间距,抗震

参考文献

[1] 中国南方电网有限责任公司.南方电网变电站标准设计110kV变电站标准设计[S].北京:中国电力出版社, 2007.

[2] 中国南方电网有限责任公司.南方电网变电站标准设计220kV变电站标准设计[S].北京:中国电力出版社, 2006.

[3] 中华人民共和国公安部.火力发电厂与变电所设计防火规范[S].北京:中国计划出版社, 2007.

[4] 电力规划设计标准化技术委员会.DL/T5056-2007, 变电站总布置设计技术规程[S].北京:中国电力出版社, 2007.

[5] 中华人民共和国建设部.GB50011-2001, 建筑抗震设计规范[S].北京:中国建筑工业出版社, 2008.

[6] 中华人民共和国建设部.GB50223-2008, 建筑工程抗震设防分类标准[S].北京:中国建筑工业出版社, 2008.

浅谈变电站的安全管理范文第5篇

北京四方公司在总结了国内外变电站综合自动化系统的优缺点后, 通过自主研发形成了CSC2000变电站综合自动化系统, 在我国变电站中得到了广泛的应用。CSC2000系统在实现变电站继电保护功能的基础上, 通过不同的嵌入式模块和综合布线措施, 形成了集信号检测、故障诊断、自动跳闸保护为一体的综合自动化系统。

1 变电站综合自动化系统

随着变电站规模和容量的不断扩大, 传统的继电保护装置很难完成变电站综合自动保护功能。利用微机作为系统监控中心, 通过各类检测、监控、诊断、保护模块, 完成对变电站内部所有设备及系统的监控和保护。数据采集模块是系统与电气设备单元进行信息沟通的主要通道, 数据采集模块实时的采集变电站系统内部的各类模拟信号量、数字信号量、动态开关量等信号, 通过计算机内部的信号转换、收集单元将各类信号储存在计算机系统内部, 并通过通信系统传输到系统监控中心 (或中控室) 。上位机的数据信号处理单元通过内部设置的程序, 实时动态的对数据进行分析, 并与标准数据进行比对判断, 达到了变电站电气量实时动态监测、监控的目的。

2 CSC2000变电站综合自动化系统

2.1 系统逻辑通信结构

CSC200系统采取的分层、分布式综合通信结构系统, 可以充分利用系统的通信通道, 保证系统内部数据能够实时的进行传输共享。CSC2000系统在实时检测时, 主要把变电站所有运行设备分为间隔层和变电层两大单元, 实现对电气设备信号量的测量和监控。间隔层是系统中最基本的检测单元组成, 主要完成对设备实时数据检测和的现地操作保护功能, 并通过数据通信通道与监控中心进行实时数据、命令等信号的通信。变电层是整个系统的监控中枢, 首先将间隔层采集的数据进行分析判断, 通过遥控手段, 操作现地单元控制系统快速切除故障, 保证电气设备安全可靠运行。同时变电层通过人性化人机互通界面, 向运行管理人员提供各类数据、运行装置、仿真图形、历史数据图表等信息, 使运行人员能够实时动态的了解系统的整体运行工况, 提高故障处理效率[2]。

2.2 系统模块及功能

CSC2000系统由于其具有强大的检测、诊断、排查功能, 有效提高了变电站自动化运行水平, 加快了变电站“无人值守”进程, 且是我国独立自主研发的监控系统, 在我国35kV～500kV等大中型变电站中得到了广泛的应用, CSC2000系统在110kV变电站使用的典型结构如图1所示。

2.2.1 监控主站

监控主站是系统逻辑分析运算的大脑, 运行管理人员通过可视化液晶界面, 及时了解系统运行的整体工况。主界面上包括变电站实时运行的主接线图、设备运行工况、各间隔层单元等信息。在主界面的嵌套系统中, 可以调取电气设备运行的历史数据、各类异常的图形等信息。监控主机内部还具备自我故障检测功能, 并通过对应的声光报警措施, 提醒运行人员进行相关系统或设备进行检测, 保证系统所有设备安全高效的运行[3]。

2.2.2 工程师站

实现变电站“无人值守”是变电站综合自动化发展的必然趋势。CSC200系统通过采用现场控制总线结构, 将间隔层单元继电保护电压、电流等数据通过调制解调器转换为便于通信的信号后, 由通信屏蔽电缆或光缆传输到调度中心工程师站供工程师管理人员进行分析调度。在“四遥”系统中, 工程师可以在遥控中心通过监控数据实时掌握电气设备的运行情况, 并根据分节点处的负荷变化作正确的调度计划。当系统或电气设备出现故障时, 工程师可以通过通信系统发出对应的操作命令, 控制现地单元操作对应的操作机构实现远程操控电气设备进行跳闸保护, 防止事故的进一步扩大。

2.2.3 无功调节AVQC

变电站无功优化控制是变电站安全可靠运行的又一保障。通过无功调节 (AVQC) 模块, 可以实现自动检测系统中的无功功率补偿容量, 保证供电电压的稳定。AVQC站通过现地的监控单元, 将系统中的电压和电流信号传输会监控中心, 通过计算机内部预设程序判断系统实时需要补偿的无功容量, 并通过通信系统发出对应的操作命令, 通过远程操作无功补偿装置的切投开关和调节变压器的分接头实现动态的系统无功补偿, 保证变电站运行电压的综合水平。

3 CSSC2000系统不足

CSC2000变电站综合自动化系统通过计算机监控系统实现了自动数据检测、故障诊断、操作保护等功能, 有效提高了变电站综合运行水平。CSC2000系统由各类集成保护模块组成, 大大简化了变电站继电保护的二次回路接线, 取代了传统的各类监控操作柜盘, 缩小的系统占地面积。同时以数字信号处理为核心的内部结构在灵敏度、精确度等方面都比较优越。CSC2000系统在许多变电站实际运行中都取得了较为满意的结果。但在长期的运行保护工作中发现一些不足, 有待厂家进行更进一步的改进。

(1) 某些模块通信协约不一致, 导致与其他监控模块无法完成正常通信。特别是在变电站综合自动化系统改造中, 为了降低系统改造成本, 通常采用与原继电保护模块相结合选用相应的动态监控系统, 如果出现监控设备间特性不匹配情况, 就可能导致设备间无法通信。

(2) 冗余信号排查模块不全。CSC2000系统内部通过电子锁进行各类设备的监控保护, 而且各类数据通信的通道是相同的, 就会导致对间隔层单元设备进行检修试验时, 各类波动的非正常运行遥信信号和开关量就会遥传入监控主机, 导致调度运行人员出现故障的误判。同时大量波动的试验数据抢占了数据传输通道, 就会出现信号拥塞现象, 当系统出现故障时, 故障信号不能实时达到监控主站, 不能实时发出排障命令[4]。

4 改进控制措施

为了提高CSC2000变电站综合自动化系统的整体运行特性, 实现实时动态的变电监控、测量、保护, 保障变电站安全可靠的运行, 针对系统存在的上述不足, 结合实际工作经验提出相关的改进控制措施如下。

(1) 完善通信协约, 加强CSC2000系统与其它监控设备间的通信功能, 实现接口相互匹配、特性相互兼容的功能。 (2) 在系统内部加设冗余信号排查模块, 对于处于现场试验的间隔层单元, 应设立有效的闭锁模块, 将该单元的所有试验信号转换到其它模块中, 不经过通信通道传输到监控主机中, 提高调度人员的综合判断能力, 防止“误信号”导致“误动作”事故的发生。 (3) 建立安全有效的检修维护规程, 保证各类命令和操作的准确可靠性。同时加强运行人员的入岗培训, 充分了解CSC2000系统的结构和功能, 让运行人员在故障出现时做到心中有数, 提高事故处理速率, 防止事故的扩大, 提高变电站的综合供配电能力[5]。

5 结语

综合自动化技术是变电站继电保护研究的一个重要课题。CSC2000变电站综合自动化系统的成功投运后, 有效提高了我国变电站自动化运行的水平, 实现了“四遥”操作的高效可靠功能, 大大减轻了调度运行人员的系统工作量, 提高了变电站综合供配电水平。

摘要：变电站综合自动化系统是变电站安全经济可靠运行的基本保障。在分析了变电站综合自动化系统的基本原理和结构的基础上, 对CSC2000变电站综合自动化系统的组成模块和功能进行了深刻的阐述。结合自我工作经验, 对CSC2000系统在110kV变电站运行中出现的一些问题进行总结分析, 并提出了相关的改进控制措施, 有效提高系统在变电站运行中的可靠性。

关键词：变电站,CSC2000,自动化系统

参考文献

[1] 国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 1997.

[2] 谭文恕.变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍[J].电网技术, 2001, 25 (9) :8～11.

[3] 刘耀宇, 孟辉.CSC2000综合自动化系统应用技术[J].电工技术.2003 (11) :21～22.

[4] 孔召贤.综合自动化变电站微机五防系统应注意的问题[J].电气应用, 2007, 5 (4) :46～47.

浅谈变电站的安全管理范文第6篇

随着光伏发电技术的持续更新和系统成本的大幅降低, 早期建设的光伏电站进行技术改造逐渐成为一种趋势。

一、技改的类型

(一) 增容型改造

《光伏发电站设计规范》中规定, 光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配。因此, 在早期的设计过程中组件-逆变器一般按照1:1容配比来设计。随着技术进步, 应用研究中发现, 无论是从平均度电成本还是内部收益率 (IRR) 来分析, 达到系统评价最优的组件-逆变器容配比均大于1:1。适当提高系统容配比有利于提升光伏电站的经济效益, 这一创新在2013年之后被广泛采用。目前, 国内组件-逆变器容配比在1.2:1.0左右。但是组件-逆变器容配比并不是越高越好, 涉及到光照条件、环境温度、组件的衰减率、设备成本、上网电价、弃光率、系统效率等诸多因素, 最佳的容配比是在增加组件投入成本和系统发电收益之间寻找最佳平衡点, 基于度电成本最小原则优化设计。

(二) 更换型改造

一些早期建设的光伏电站的组件衰减严重, 转换效率低, 此时可以考虑将组件替换为高效电池组件。对于采用集中式逆变器的复杂地形、分布式屋顶项目, 可考虑将集中式逆变器更换为组串式逆变器。经过近十年的飞速发展, 光伏组件的转换效率显著提高, 系统造价大幅降低, 这些因素为早期光伏电站技改创造了有利条件。

(三) 智能型改造

2018年4月工信部等6部门联合发布《智能光伏产业发展行动计划 (2018-2020年) 》明确指出, 未来要将互联网、云计算、大数据、人工智能、IoT通信等现代信息技术与光伏产业进行深度融合, 光伏电站将朝着数字化, 智能化, 信息化的方向发展。

伏电站的智能改造主要是应用“互联网+”物联网、大数据技术, 全面覆盖、在线智能监测光伏电站所有设备。通过无人机巡检, 借助图像处理和故障检测技术实时定位并准确判别故障, 避免“无目的例行巡查”, 大幅度降低运维工作难度和劳动强度, 提高运检效率。随着我国光伏电站由“重建设、轻运维”到“重建设、更重运维”的逐步转变, “远程集中监控, 区域维检, 场站安保”的智能化运维, 将成为未来智能光伏电站的主要管理模式。

(四) 自清洁改造

研究表明在光伏组件玻璃表面喷涂SSG纳米涂层可有效抗灰尘积累、分解有机物、减少沉积物与组件的粘结力;吸收紫外线减缓EVA背板老化速度;增加透光率提升发电量等功能。SSG纳米材料属于无毒、无害、无污染功能性水基溶液, 在自然条件下快速形成无机纳米结构的膜层。

SSG纳米涂层透明度好、质量高、性能稳定、与基层的粘结力强、耐候性强、施工工艺简单, 是光伏发电领域领先的新技术[1]。

(五) 电势诱导衰减 (PID) 抑制改造

对PID抑制改造项目, 可在逆变器内部加装PID预防模块, 以保证组件维持额定功率工作。PID导致的组件功率衰减会极大的影响投资收益, 通过智能控制器自动检测组件电势, 主动调整系统工作电压, 使电池板负极无需接地的情况下, 实现对地正压, 有效规避PID效应;由于电池板负极无需接地, 加上逆变器内部的残余电流监测电路, 能够在检测到漏电流大于30毫安的情况[2]。

二、电站技改的技术经济性分析

以西北某省2009年建设的10MW光伏电站为例, 在不考虑弃光率的情况下, 进行技术改造的经济性分析。

(一) 项目概况

该电站系统由10个1MWp的发电单元组成, 光伏区设计方案为每16块组件为一组串, 每一串的功率180Wp16=2.88KWp。汇流箱有16路输入端口, 单台接入功率2880Wp16=46KWp。每台逆变器配置11台汇流箱, 直流侧接入功率506kW, 总装机容量为10.13MW。系统共安装单晶组件56320块, 500kW逆变器20台, 汇流箱220台。系统效率为78.5%;首年发电小时数1672小时, 寿命期内平均发电小时数为1506小时, 上网电价是1.15元/kw.h。组件前10年衰减10%、平均每年衰减1%、后15年衰减10%、平均每年衰减0.67%。经过10年的衰减后的峰值功率为162Wp, 则10MW电站的实际的峰值功率为9.1MW。

(二) 技改方案

经过分析, 电站安装的组件衰减严重, 因此本次技改是将原来安装的普通单晶组件更换为高效单晶光伏组件峰值功率为310Wp。技改后的方案为16块310Wp组件为一个组串, 组串功率为310Wp16=4.96KWp。考虑到逆变器的直流侧输入电压范围, 汇流箱有16路和10路两种规格, 16路输入汇流箱接入功率4960Wp16=79.4K W, 10汇流箱接入功率为4960Wp10=49.6KW。每台逆变器配置7台16路汇流箱和1台10路的汇流箱, 逆变器直流侧接入功率605KW, 改造后系统装机容量为12.10MW, 组件-逆变器容配比1.21:1, 改造后的系统效率为80%。共需更换组件39040块, 按照1.90元/W测算, 采购费用为2299.45万元;更换智能汇流箱160台, 采购费用60万元;技改施工费用按照0.20元/W测算 (含电缆及辅材) , 费用为242万元, 拆卸后的组件按照0.3元/W的价格出售, 预计回收300万元。因此技改总费用为2301.45万元。

(三) 技改后经济性评价

由于技改之后系统发电量显著提高, 由于增加的2359.45万元组件增值税为16%, 而光伏电量的增值税即征即退50%, 为8%。因此, 考虑到税收抵扣。

经过分析, 投入2301.45万元的技改的10MW电站, 从投产后第11年到第20年, 平均每年营收增加405.1万元, 第21年到25年平均每年营收增加90.92万元。经过测算, 技改投资的回收期为6.7年, 项目总投资收益率为10.23% (税后) 。

(四) 结论

经过上述方案的分析, 本次改造技术方案可行, 经济合理。

三、技改面临问题

目前我国的光伏电站的装机容量居全球首位, 但是在光伏电站技术改造领域尚处于起步阶段, 如下问题急需解决。

(一) 政策的问题

技改方案是否要报相关部门审查报批;主要的发电设备变更, 规模变化的技术改造, 是否需要到主管部门进行二次备案;技改后的上网电价是否执行原批复电价, 目前主管部门尚未出台相关的政策。建议国家相关部门尽快晚上相关的法律法规, 通过正确引导, 从政策层面鼓励光伏电站的运营商对低效能的电站进行技术改造。

(二) 拆除组件的再利用问题

目前, 我国光伏组件的回收规模还非常小, 尚未形成完整的产业链。国家尚未出台光伏组件的回收领域的政策, 建议相关部门尽快牵头组织开展废旧光伏组件回收政策研究, 鼓励有实力的单位开展废旧组件回收技术研发, 并通过资金政策进行支持, 为今后光伏组件的规模化回收再利用创造条件。

(三) 弃光问题

2013年之前建设的普通地面光伏电站主要集中在西北地区的青海、新疆、甘肃、内蒙、宁夏五省, 由于电网建设滞后于新能源项目的建设, 根据国家能源局公布的光伏电站运行数据显示, 目前这五个省份都有不同程度的弃光限电。对于限电比较严重的区域的项目, 技术改造需要根据项目的实际情况做好方案评估, 慎重决策。

四、结束语

根据国家清洁能源发展规划, 未来我国的光伏产业发展仍将保持增长态势, 但是随着弃光限电、补贴拖欠、上网电价下调、建设指标减少等因素影响, 我国光伏产业的发展将趋于理性。国家通过实施“光伏领跑者”计划, 加快先进技术的推广应用;通过竞争性配置资源的机制, 为最终实现平价上网创造了条件。

数据显示, 2013年前我国投产的光伏电站上网电价在1-1.15元/kw.h之间, 随着度电成本的持续下降, 这部分电站的隐性价值显著增加。通过分析, 目前我国具备技改空间的电站容量约为19.4GW, 由于光伏电站的技改涉及技术研发、设备制造、工程设计、系统集成、材料回收及循环利用等多个领域, 需要光伏企业长期的技术积累和工艺探索。建议国家支持有实力的光伏企业积极参与技改试点。通过试点, 探索技改工作面临问题的解决思路, 为将来光伏电站规模化技术改造创造条件, 促进光伏产业链持续健康发展。

摘要：早期建设的光伏电站受制于技术水平低、系统集成能力弱、度电成本高等原因, 经过一段时间的运行, 电站的性能缺陷逐渐显现出来。随着光伏发电技术的进步, 系统效率不断提高, 度电成本持续下降, 对早期建设的光伏电站进行技术改造将逐渐成为一种趋势。光伏电站的技改主要通过物联网、云计算、大数据、人工智能、新材料、新技术与光伏发电产业深度融合, 将性能指标低下的电站改造成新型智能光伏电站。改造后光伏电站发电量大幅提升, 运营成本显著降低。本文以西北某省2009年建设的10MW光伏电站的技改方案为例, 从技术、经济两个方面进行了可行性分析。对光伏电站技改中面临的问题进行了探讨, 并提出了个人建议。

关键词：光伏电站,技术改造,光伏产业

参考文献

[1] 徐瑞芬.光伏组件自清洁技术[J].太阳能, 2015, (11) :36-39.