智能变电站站范文

智能变电站站范文（精选9篇）

智能变电站站 第1篇

1. 变电站顺序控制的功能要求和应用策略

国家电网公司颁布的《智能变电站技术导则》在基本系统功能部分提出了对顺序控制的功能要求, 即:可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令, 经安全校核正确后, 自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制;具备投、退保护软压板功能;具备急停功能;可配备直观图形图像界面, 在站内和远端实现可视化操作。

长沙地区各智能变电站均实现了站端后台的顺序控制, 而远端顺控仅用于电网方式调整, 计划检修停电、事故处理时均不采用。各站基于设备的技术和功能条件, 由相关技术人员协作编制顺控逻辑, 据此逻辑在站端顺序控制系统中录入顺控操作逻辑票, 经过防误闭锁逻辑和试验验证后, 由操作人员在顺控系统中按照顺控操作逻辑票的顺序执行操作任务, 一次性地完成多个控制步骤的操作, 实现设备状态转换的可视化程序控制。

2. 智能变电站顺序控制的应用管理

顺序控制的应用主要涉及顺控逻辑和顺控逻辑票两个部分。顺控逻辑是编写顺控逻辑票进而开展顺序控制的基础依据。顺控逻辑票即在顺序控制主机中执行的操作票。顺控应用管理的主要流程如图1所示, 在分析该站具备顺控条件之后, 应用过程主要分为编制顺控逻辑、建立顺控系统和执行顺序控制3个步骤。

(1) 顺控逻辑的编制

设备投产之前, 由设备运维管理部门组织运行人员、综自系统厂家人员和检修调试人员, 根据变电站接线方式、设备配置、变电站特殊点及技术条件联合编制顺控逻辑。顺控逻辑明确了采用顺控操作的设备范围, 内容主要包括与操作任务对应的当前运行方式核对项、一次设备操作项、操作检查项、保护软压板操作项、人工干预项和操作结束条件核对项。逻辑经审核通过并正式发文后实施。

(2) 顺控系统的建立

顺控系统在站内独立配置, 通常也可作站端监控后台的从机。技术人员在该系统中根据审核通过的顺控逻辑写入顺控逻辑票。设计简单明了的操作界面, 在各间隔分视图的显著位置清楚地列出操作任务, 并将任务与写入的顺控逻辑票对应关联。操作人员通过执行顺控逻辑票程序完成操作任务。

(3) 顺序控制的执行

顺控执行前, 操作人员应检查设备运行方式与操作任务要求的初始状态一致, 无异常信号。从顺控系统中调出的顺控逻辑票由操作人员审核无误并进行强制预演后执行。

操作人员始终密切注意观察程序化操作系统的执行进程以及各项告警信息。人工干预项应待操作人员检查无误后方可继续执行。操作结束后, 操作人员应到现场检查设备是否已操作到位, 遥测、遥信是否正常。

顺控执行中发生事故或异常告警时, 顺控程序应自动停止。操作人员应立刻到现场检查设备运行状态, 查找异常原因。若无法排除故障, 应转为常规操作。限于篇幅, 具体操作的细节要点在此不作赘述。

3. 顺序控制应用中的问题和建议

具备功能条件的智能变电站优先采用顺序控制后, 倒闸操作效率明显提升, 并有效避免了误操作风险。实践证明顺控的优势突出, 笔者认为智能变电站实施顺序控制的问题主要有以下两个方面。

(1) 变电站扩建或方式变化的应对

变电站投运后, 如接线方式改变、新增扩建间隔, 往往需要改动顺控逻辑, 再进行逻辑试验时涉及运行间隔, 验证难度较大, 停电影响大。对此, 考虑将逻辑操作票离散化, 按间隔存放在独立的顺控系统中, 只需指明设备的起始和目标状态, 由独立系统对逻辑操作票进行组织执行, 间隔层装置不需改动。此方案的缺点是独立顺控系统必须可靠。

(2) 远端顺控对运行管理的要求

由于设备分合不到位或者逻辑条件不满足等原因导致的顺控中断的现场处理, 现有的运行管理制度都没有涉及。各系统厂家在顺控的实现方法上差别较大, 要实现各种运行方式下的调控远方顺控, 出台科学完善的运行管理制度也尤为迫切。各部门需要根据应用经验不断完善相关制度、流程, 在应用新技术、新方法的同时保证生产安全, 对顺序控制管理进行更全面细致的指导监督。

摘要：本文阐述了智能变电站应用顺序控制的功能条件和效用优势, 通过本地区管理实例介绍了顺序控制在变电站站端的典型应用策略和实现过程。基于运行实践经验总结了顺序控制应用中的问题, 并提出了相关改进建议。

关键词：智能变电站,顺序控制,站端,顺控逻辑

参考文献

变电站35站培训心得体会 第2篇

心得体会

在这次培训中，我收获很多。首先，学习到了跟本职工作相关的工作知识、安全知识，这些知识也正是我所需要的。虽然学习的时间短，但是最后把这些小知识点串起来，变成了整个面的知识点，使我们受益匪浅，也对所学内容有了深刻的了解和认识。绥德变电站的例行工作有：1.统计两票执行情况，整理上月各种切换卡、维护卡、出车记录卡；2.基地全站卫生清扫；3.核心小组例会；4.采集受控站电量底码；5.全月电量核算上报；6.本月各种记录闭环检查；7.进行本班组月度总结和工作考评，召开民主生活会；8.所辖分站例行巡视；9.对班组成员的培训：运行分析、反事故演习，技术讲座、政治学习、现场拷问、技术问答、事故预想等。

大家都知道变电站是电力系统中接受电能和分配电能并能改变电压的场所，它是发电厂和电能用户联系的中间环节，同时也是将各级电压网联系起来的枢纽，所以许多人认为，变电站运行值班工作只是简单的抄抄表、巡视设备、办理工作票、进行倒闸操作。但是只有做过的人才知道，作为有高度责任心的值班员来说，要保证一个变电站的安全稳定运行，仅仅完成以上工作是远远不够的，要保证电网安全运行，最重要的就是善于对设备的缺陷进行分析处理，以便能使缺陷和隐患得到及时控制或消除。7.26绥德洪灾就是对我站的考验和检测，因为暴雨给我站高压室周围带来了丰富的雨水，为防止雨水侵入室内给配电装置而造成不应有的事故，我们站在站长的带领下冒雨检查、及时疏通被堵塞的排水系统，加挡排水板以防止雨水侵入，紧接着在室内墙壁加抹防水砂浆，最后加强巡视，彻夜未眠，通过有力的措施，我站平安的度过了雷雨泛滥的洪灾时期。

地下智能变电站站用变容量选择研究 第3篇

站用变是变电站站用交流电源系统的重要组成部分, 若其容量不满足要求, 将影响变电站设备的正常运行, 甚至引起系统停电和设备损坏事故。另一方面, 智能变电站是智能电网最核心的一环, 而位于负荷中心的市区地下智能变电站, 其交流负荷的要求有别于常规的地上变电站, 其站用变容量的选择无法参考同规模的地上变电站。基于此, 本文通过对地下智能变电站交流负荷的分析及计算, 得出了地下变电站站用变的容量值, 并对比同规模的地上智能变电站及常规变电站, 分析了交流负荷的变化及其对站用变容量的影响。

1 变电站内交流负荷分类

I类负荷:短时停电可能影响人身或设备安全, 使生产运行停顿或主变压器减载的负荷。其中, 经常、连续性负荷包括主变强油风 (水) 冷却装置电源、通信电源、监控及保护装置电源;不经常、短时性负荷包括消防水泵电源、主变压器水喷雾装置电源。

II类负荷:允许短时停电, 但停电时间过长有可能影响正常生产运行的负荷。其中, 经常、连续性负荷包括主变有载调压装置电源, 断路器及隔离开关操作、加热电源, 端子箱加热电源;不经常、短时性负荷包括深井水泵或给水泵电源、生活水泵电源;不经常、连续性负荷包括事故通风负荷。

III类负荷:长时间停电不会直接影响生产运行的负荷。其中, 经常、连续性负荷包括风机、空调机电源, 站区生活用电电源;不经常、连续性负荷包括配电装置检修电源。

2 负荷计算及容量选择

负荷计算原则:连续运行及经常短时运行的设备予以计算;不经常短时及不经常断续运行的设备不予计算。

容量选择:负荷计算采用换算系数法, 站用变的容量为:

式中, S为站用变容量, kVA;K1为站用动力负荷换算系数, 一般取0.85;P1为站用动力负荷之和, kW;P2为站用电热负荷之和, kW;P3为站用照明负荷之和, kW。

3 工程实例计算

下面以某110kV地下智能变电站工程为例介绍站用变计算及容量选择。该变电站主变容量为3/3×80MVA;110kV出线为2/2回, 采用扩大内桥接线;10kV出线为40/40回, 采用单母线六分段环形接线;10kV电容器容量为2×3Mvar, 10kV电抗器容量为3×4Mvar。根据工程实际需要统计的交流负荷见表1。

根据式 (1) 有S=493.26kVA, 故选择站用变容量为500kVA。

4 计算结果对比分析

计算出的站用变容量为500kVA, 将其与实际工程数据对比, 发现大多数220kV智能变电站的站用变容量一般为315kVA, 而同规模的110kV常规变电站的站用变容量一般仅为100kVA, 由此作以下对比分析。

(1) 110kV变电站与110kV智能变电站负荷对比。对于表1中的负荷, 110kV变电站与110kV智能变电站的区别在于交流不间断电源柜电源负荷 (UPS负荷) , 见表2。

(2) 110kV地下智能变电站与110kV地上智能变电站负荷对比。由于地下变电站对于通风、排烟及温度控制要求比地上变电站更高, 因此对于表1中负荷, 110kV地下智能变电站与110kV地上智能变电站的区别主要在于风机和空调机电源负荷, 见表3。

根据DL/T 5155—2002, UPS电源负荷及风机、空调机电源负荷均计入站用变容量计算。根据表3数据, 地下站暖通部分的交流负荷大于地上站。综上, 该110kV地下智能变电站的站用变容量取500kVA, 明显大于110kV常规变电站和110kV地上智能变电站。

5 结束语

大型移动破碎站进入智能化发展趋势 第4篇

针对矿山机械破碎机、移动破碎站、建筑垃圾处理设备等产品的要求越来越高，不仅仅在效率上还有产品本省的质量有过高的要求，一帆公司生产的移动破碎站是采用受料、破碎、传送等工艺设备为一体，通过工艺流程的优化使其具有优秀的岩石破碎、骨料生产、露天采矿的破碎作业性能，可通过不同机型的联合，组成一条强大的破碎作业流水线，完成多需求的加工作业。其设计先进、性能优良、生产效率高、使用维修方便、运营费用经济、工作稳定可靠，相对于各类固定式破碎站而言，移动破碎站犹如一个可以移动的中小型破碎加工厂，期工作效率和运营成本均优于同级或者更高级别的的固定式破碎站。

针对市场的需求变化，一帆公司生产的液压驱动履带式移动破碎站不断满足市场需求，自主研发的全液压驱动履带式车用底盘行走的移动破碎筛分设备。具有高性能、高可靠性、造型美观，达到国际同类产品水平。高性能破碎机系列，全液压驱动履带式车用地盘，与破碎机一体化的高性能给料机，振动筛、皮带机，筛下皮带机、破碎机一体化的车载安装，车载式电动机及控制箱一体化。履带式移动破碎站广泛适用于路桥建设、城市建筑、冶金、能源等部门，进行破碎、筛分等作业。

智能变电站站 第5篇

关键词：智能变电站,站用电源,优化方案,区域应急发电车

0引言

作为500kV变电站的辅助设施之一, 站用电源系统虽然在规模、容量、电压、占地等方面都无法与主系统 (主变、配电装置等) 相比, 但在确保主系统的正常运行方面发挥着重要作用, 因此在变电站的设计中应引起足够重视。在变电站建设初期, 站用工作变常需由站外可靠电源供电, 但站外引接线路维护工作量大、可靠性一般、投资较大, 且受站址环境影响大。为解决以上难题, 本文在常规设计的基础上, 分别论证500kV变电站建设初期在1台、2台、3台及以上规模主变下, 站用电源的优化设置方案。

1站用备用电源引接可选方案

1.1站外低压专线引接

站外低压专线引接是目前普遍采用的一种方案, 一般视当地电力系统情况从66kV或35kV或10kV系统引接。这种方式的可靠性和经济性主要与电压等级、供电电源点可靠性、线路长度有关, 在具体设计中, 这几个方面往往是互相制约的。为了得到可靠性高的电源点, 可能需要选择高电压等级和增加线路长度, 而线路长度的加长实际上又降低了电源点的可靠性;同时, 电压等级提高和线路加长又会带来投资加大的问题。因此, 为获得可靠性和经济性的双重目标, 需要权衡比较这几个因素。

1.2站外低压线路T接

站外低压线路T接方案跟专线引接有类似之处, 不同点是该线路与2个变电站连接, 相当于这条线路与2个电源连接, 因此其可靠性高于专线连接, 但这样会直接引起供电中断的线路加长, 使其可靠性又低于专线连接。另外, T接方案的投资低于专线引接。

1.3光伏蓄能

若变电站站址全年阳光充足, 则可利用围墙和屋顶铺设太阳能光伏板以吸收光能为变电站供电。但变电站铺设的太阳能光伏板数量有限, 导致光伏发电功率偏低, 而且受气象条件影响不能持续稳定供电, 因此光伏发电系统不能直接作为备用电源接入站用电源系统, 而需要通过蓄电池进行蓄能, 然后通过逆变器接入站用电源交流系统。

1.4站用电源蓄能

正常情况下, 由直流充电机加蓄电池组接在站用电低压母线上进行充电, 蓄电池容量需要满足站用负荷2小时。交流失电情况下, 由蓄电池加逆变器系统作为备用电源给站用电源系统供电。

1.5站内高压母线上引接

站内高压母线上引接方案是直接从站内高压配电装置中引接, 通过1台专用降压变获得35kV或10kV电源。这种方式对该台专用变的制造技术要求较高, 虽然目前国内缺乏设备的实际运行经验, 但此类变压器在技术原理上并不是特别复杂, 当前已有工程 (主要是换流站) 按此方式设计。

1.6高抗抽能线圈

高抗抽能线圈方案是在站内线路或母线高抗上增加1个抽能线圈作为站用电源。这种方式对高抗设备的制造技术要求较高, 目前国内缺乏设备的实际运行经验。若带抽能线圈的高抗制造技术能被制造厂家掌握, 则该方式的应用前景广阔。由于母线退运的概率低于线路, 因此应优先选用母线上的高抗。

1.7区域应急发电车

区域应急发电车, 即可移动的装载柴油发电机的汽车, 在主变及工作变计划检修时可作为站用电源系统的备用电源。由于变电站2台工作变同时退运的概率较小, 各变电站的计划检修可错开进行, 因此可以在一个大的供电区域内共用1台区域应急发电车, 以便供计划检修和临时故障用。

1.8引接方案比较

在保证电力系统安全可靠运行的前提下, 上述引接方案中整体性价比相对较好的是备用电源站外低压专线引接方案和区域应急发电车。这两种方案在电力系统中均有应用, 其中备用电源站外低压专线引接方案应用较多, 区域应急发电车只在局部地区有应用。

综上所述, 站用备用电源采用站外低压专线引接方案及区域应急发电车效果较好, 但站外低压专线引接方案投资较大, 区域应急发电车在突发事故时不能及时接入。每个站用电源设置方案各有优劣, 很难面面俱优, 其中站外低压专线引接方案应用最为广泛。

2站用电源设置优化设计

从上述分析可知, 每个站用备用电源设置方案各有优劣, 均不能作为最佳方案。为此, 本文力求找到一个最佳的平衡点。

2.1备用电源引接方案

本文拟对500kV变电站建设初期在1台、2台、3台及以上主变规模下, 取消站外引接电源, 考虑区域应急发电车和从主变低压侧母线引接备用电源方案 (以下简称优化方案) , 分别与站外电源引接方案 (以下简称常规方案) 进行比较。

2.2 1台主变规模

变电站建设初期上1台主变时, 站用电系统上2台工作变并配置1台区域应急发电车, #1、#2工作变高压侧接在#1主变低压侧 (35kV) 母线上, 备用电源由区域应急发电车提供。所需区域应急发电车功率并不大, 只要满足1台主变规模下的重要负荷即可。1台主变规模下各电压等级的配电装置回路数并不多, 而且主变故障重启时负荷小, 可采用自冷运行方式, 不需要主变冷却电源。

1台主变规模下, 优化方案站用电源接线如图1所示, 常规方案接线如图2所示, 优化方案与常规方案的运行可靠性对比分析见表1。

由表1可知, 优化方案在1台主变 (或35kV I段母线) 故障时, 站用电系统供电短时会受影响, 供电可靠性低, 其余情况供电可靠性较高。因此, 在1台主变规模下常规方案可靠性比优化方案可靠性要高。

2.3 2台主变规模

变电站建设初期上2台主变时, 站用电系统上3台工作变, #1、#2工作变高压侧分别接在#1、#2主变低压侧 (35kV) 母线上, #3站用变高压侧采用双断路器, 分别接在#1、#2主变低压侧 (35kV) 母线上;#1、#2、#3站用变低压侧通过分段连接, 互为备用。2台主变同时故障工况下的备用电源由区域应急发电车提供。

2台主变规模下, 优化方案站用电源接线如图3所示, 常规方案接线如图4所示, 优化方案与常规方案的运行可靠性对比分析见表2。

由表2可知, 当1台主变检修, 另1台主变故障, 或2台主变同时故障 (全站失电) 时, 采用优化方案站用电供电短时会受影响, 其余情况下的优化方案供电可靠性较高。根据《水电厂电气主接线可靠性计算导则》提供的元件可靠性统计数据, 2台主变故障率为0.000 4, 远比站外线路故障率低, 因此在2台主变规模下优化方案整体可靠性比常规方案高。

2.4 3台及以上主变规模

变电站远景上第3台主变时, 原#3站用变改接在#3主变低压侧 (35kV) 母线上, #1、#2、#3站用变低压侧通过分段连接, 互为备用。

3台及以上主变规模下, 优化方案站用电源接线如图5所示, 常规方案接线如图4所示, 优化方案与常规方案的运行可靠性对比分析见表3。

由表3可知, 由于3台主变同时故障的概率几乎为零, 优化方案整体可靠性远高于常规方案, 可以满足整个站用电系统可靠安全运行的要求。

3结束语

在1台主变规模下, 优化方案由于仅有1台主变提供工作电源, 其可靠性比常规方案低。在2台主变规模下, 仅当1台主变检修, 另1台主变故障, 或2台主变同时故障 (全站失电) 时, 结合区域应急发电车备用供电, 采用优化方案站用电供电短时会受影响, 其余情况下的优化方案供电可靠性较高;但由于主变故障概率远比站外线路故障率低, 因此优化方案整体可靠性比常规方案高。在3台及以上主变规模下, 由于3台主变同时故障的概率几乎为零, 因此优化方案整体可靠性远高于常规方案。同时, 与常规方案相比, 优化方案还具有以下优点:

(1) 取消备用电源站外线路引接, 运行时不受外界线路影响。优化方案由站内主变提供备用电源, 电能质量相对较高, 可靠性也相对较高。

(2) 减少占地、节约投资。由于省掉所有站外电源设备材料及站内站用电源配电装置门型构架等, 投资大为节约。

(3) 施工难度小。站内统一施工, 简单方便, 不受站址周边地理环境影响。

(4) 日常运行维护量小。只对站内设备进行运行维护, 工作量小。

参考文献

[1]Q/GDW 383—2009智能变电站技术导则[S]

[2]姚少伟, 张晓泓, 刘通.数字化变电站站用电应用技术的创新方案研究[J].通信电源技术, 2012 (4) :62~64

[3]黄红玲.关于500kV变电站站用电系统备自投方式的研究[J].企业科技与发展, 2012 (24) :42~44

[4]黄春泉.500kV变电站站用电交流系统的优化[J].大众用电, 2012 (9) :23, 24

[5]Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范[S]

[6]Q/GDW393 110 (66) kV~220kV智能变电站设计规范[S]

[7]王建华.电气工程师手册[M].北京:机械工业出版社, 2008

智能变电站集中式站域保护方案研究 第6篇

一、集中式站域保护概况

智能变电站二次设备的配置主要采用分层分布式结构, 面向间隔, 功能独立。这种模式可靠性较高, 任何一个装置发生故障不会影响到其它功能和对象, 系统的可扩展性和开放性比较好。但该配置模式具有硬件重复配置、电流互感器和电压互感器负载重、接线复杂、信息不能共享、缺乏整体的协调和功能优化、投资成本大、运行维护成本高等缺点。对继电保护而言, 利用故障相邻区内的冗余信息可以准确地反映出故障状态, 提供快速可靠的主保护和后备保护功能, 简化保护装置之间定值和动作时间的整定配合。对控制系统而言, 通过获取全局冗余信息, 有助于制订更优化的控制措施, 各种控制措施之间能有机地配合协调, 最大限度地减小扰动带来的影响和损失。

110k V巍山智能变采用IEEE-1588网络同步技术, 实现站内以及各相关变电站间电气量的同步采样, 采用IEC61850通讯规约实现控制主机与各采集与执行设备之间的数据交互, 采用1Gbit/s光纤网络实现各相关设备之间的海量数据传输, 采用集线路、母线、变压器、站间备自投于一体的集中式保护实现针对相关电气设备的保护与控制。

二、集中式保护方案实施

站域全集中式保将全站保护及其测控功能集中于一套保护测控装置内。可以利用得到的全站冗余信息, 对站内故障进行综合判断, 在简化保护设计的同时提高全站保护的动作性能。使保护从面向设备到面向系统转变。应用高性能CPU及DSP处理技术实现站域式保护。装置安装于220k V下关变电站保护控制室内, 通过光纤通道采集和发送110k V巍山变的所有需要信息, 包括各间隔电压、电流采样值信息, 一次设备状态信息, 保护出口跳闸信息等, 因此110k V巍山变要配置采集发送这些信号的智能终端。

本站域保护系统主要在110k V巍山变来实现, 整个系统主要由采集单元、智能控制单元、主站主时钟、Gbit交换机、同步装置、站域保护主机和维护工作站组成, 主要实现110k V线路保护、35k V线路保护、10k V线路保护、110k V主变保护、简易母差保护以及站间备自投等保护功能。

整体方案如图1所示。子站由智能采集终端ICU、MU、交换机组成。合并单元 (MU) 负责模拟量采集, 智能控制单元 (ICU) 负责开关量状态采集和控制, 两者分别通过多模光纤与子站交换机相连, 大仓变和南涧变子站交换机通过单模光纤与巍山变单模交换机相连, 巍山变单模交换机再和主站单模交换机相连。主站配置独立的1套站域智能控制主机、千兆单模交换机、网络分析仪、规约转化器。站域智能控制主机分别接收3个子站MU和ICU数据, 完成具体的保护控制功能, 然后通过GOOSE完成对子站各间隔开关的控制。

站域智能控制主机按照功能划分, 由采集板、保护控制板、通信板组成, 三者均可灵活配置。针对本项目, 可配置3块采集板, 用来接收处理巍山变三个不同电压等级的智能终端数据和大仓变、南涧变备自投智能终端数据;1块保护控制板, 实现变压器保护功能、110KV线路保护功能、35KV简易母差保护功能和线路保护功能、10KV简易母差保护和线路保护功能、站间备用电源自投功能;一块通信板, 实现主机和人机管理模块通信。人机管理模块属于站域保护一部分, 用来实现模拟量开关量显示、定值管理、报文管理、录波管理、IEC61850站控层规约等功能。

三、站间备自投运用

在站域保护的基础上, 两个110k V变电站之间基本都实现了光纤通信, 其光纤通信传输运行状态信息、故障信息和跳合闸命令信息, 具有无误差, 传输速度快, 传输容量大, 接口简便灵活, 转换方便, 基本不受外界电磁干扰等优势, 是最可靠的通信通信方式。在此基础上可实现远方备自投装置的任何通信需求。数字式远方备用电源自动投入装置弥补了几个有联络线联系并由两个主电源供电的变电所间不能同时运用备自投的缺陷。

将站内备自投的概念扩展到两个变电站之间后, 为实现远方备用电源的自动投入, 通过使用可进行位置信号、数字信号采集及控制输出可编程控制单元, 提供满足逻辑要求的备自投功能。通过额外的通讯装置进行两站间的信息交换。通过数字通道将不同变电站相关线路的保护、测量、信号接入同一个监控系统, 组成一个综合自动化系统, 实现像常规变电站内备自投一样实现多个变电站间备自投功能。每个变电站的备自投装置经过逻辑判别后发出远方合闸允许信号, 再利用通信通道将该信号传送至对端变电站。对端变电站收到远方合闸允许信号后, 经过备自投装置逻辑判别, 发出不同的合闸命令, 完成备自投功能。

四、结束语

通过对110k V巍山变电站站域式保护实现方式的介绍, 让我们对站域式保护有了更明晰的认识和更深层次理解, , 为今后变电站的智能化改造积累了经验, 并为智能变电站发展提供了必要的技术保障。

摘要：将110kV巍山智能变电站内多台间隔层IED集中在一台IED上完成, 利用得到的全站冗余信息, 对站内故障进行综合判断, 在简化保护设计的同时提高全站保护的动作性能。使保护从面向设备到面向的系统转变。

关键词：智能变电站,保护,转变

参考文献

[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].中国电力出版社, 2011-6.

智能变电站站 第7篇

随着国家电网公司智能电网建设的开展, 智能变电站作为智能电网的重要组成部分和关键环节也得到长足发展。近年来, 常规智能变电站发展应用已经比较成熟, 而近期试点的天津高新园110 k V新一代智能变电站呈现出了一些新特点、新技术, 如层次化保护系统中的站域保护功能等, 这就要求二次系统调试人员及时掌握新一代智能变电站的新特点、新技术, 研究适用于新一代智能变电站的调试技术, 以做好调试工作, 从而保证新一代智能变电站及各级电网安全稳定运行, 因此研究探索适用于新一代智能变电站的相关调试方法和技术迫在眉睫。

1 站域保护概念介绍

站域保护装置是指安装在智能变电站内, 执行变电站范围内的主保护及后备保护功能, 并负责将这些中间测量结果向上层广域保护单元传送, 对广域保护做出决策行为并可靠执行的装置。站域保护可作为一个子系统并入广域保护系统中, 保护全站的电力设备, 以及与广域保护系统配合, 保护区域电网的安全可靠运行[1]。

天津高新园110 k V新一代智能变电站采用层次化的保护控制系统和多功能测控装置。110 k V线路采用保护测控及非关口计量集成装置, 采用合并单元智能终端集成装置。10 k V线路采用集间隔层、过程层各功能设备的多合一装置。全站制造报文规范 (Manufacturing Message Specification, MMS) 、面向通用对象的变电站事件 (Generic Object Oriented Substation Event, GOOSE) 及采样值 (Sampling Value, SV) 报文共同组网。与同等级规模相似的常规智能变电站相比, 该试点站采用了电子式电压电流互感器、小型化开关柜设备, 并首次使用了站域保护装置。在全站独立保护装置之外, 并行冗余设立了一套站域保护装置, 站域保护装置集全站的备自投、线路后备、主变低后备、失灵保护和简易母差等保护功能于一体, 作为110 k V线路单套保护的冗余保护、实现全站备自投、低频低压减载等紧急控制功能, 同时优化主变低压侧后备保护功能实现10 k V简易母线保护功能。此外, 站域保护数据采集、跳闸出口均采用组网方式。相对于常规的保护装置而言, 一套站域保护装置实现了以往的十多套独立式保护装置的功能[2]。保护装置配置的成本大大降低, 运行、检修人员的设备维护工作量也大幅减少, 同时线缆的排布、使用量也更加精简, 极大地提升了一、二次变电设备安装的效率, 对缩短整个施工周期非常有利。该站站域保护系统简图如图1所示。

注:“合智一体”表示合并单元和智能终端一体化装置。

2 站域保护单体装置调试

在分系统调试前必须进行保护装置单体调试工作, 以验证单体保护装置的功能, 单体装置主要是与站域保护相关的合并智能单元、站域保护装置、故障录波装置、网络分析仪[3]。其调试工作主要包括以下内容:

1) 外观检查、工作电源、绝缘性能等项目是否满足要求;

2) 装置自检功能是否正常, 如装置自检信息、装置异常信号、电源消失信号等;

3) 采样值幅值和角度是否符合规程要求;

4) SV、GOOSE虚端子测试是否正确;

5) 定值整定功能是否正确, 定值误差是否符合要求, 保护常规逻辑功能是否正常, 保护跳闸矩阵是否正确, 并对软硬压板唯一性和正确性进行检查;

6) 装置接收时钟同步信号是否正常, 对时精度误差应不大于1 ms;

7) 对故障录波及事件记录功能进行检查。

在以上基础上要特别注意2方面的工作:一方面是SV、GOOSE光纤功率等参数检查满足要求;另一方面是保护新增逻辑功能测试正常, 比如SV、GOOSE检修状态对保护逻辑的影响, SV无效、双AD不一致等异常对保护逻辑的影响, SV、GOOSE通信异常对保护逻辑的影响。

3 站域保护分系统调试

在以上单体调试合格的基础之上, 进行分系统组网并完成站域保护的整组测试工作。分系统调试涉及的设备包括站域保护装置、合并智能单元、模拟断路器等。分系统调试的主要目的是通过故障模拟检测智能二次设备之间信号传输是否正确齐全、软/硬压板是否有效。最终目的是检查SCD配置文件的正确性和智能二次设备装置的可靠性。分系统调试一方面是对设计图纸进行验证, 另一方面也是对施工质量及设备质量进行检验。分系统调试是否真实可靠, 对于该保护功能的实现及电网的可靠运行起着很关键的作用。

由于装置间相互传输的信号较多, 为使调试工作思路清晰明了, 分系统调试的方法采用装置信号单一流向的测试方法, 即对于单装置只验证其开出信号和相关压板。站域保护分系统调试方案如图2所示。

注:“合智一体”表示合并单元和智能终端一体化装置。

3.1 通信网络系统调试

在本站中采用MMS、GOOSE、SV三网合一传输方式, 其优点是可以减少全站光纤配置, 节约成本, 使整个网络更加简化[4,5]。站域保护系统采用“网采网跳”方式, 因此通信网络对站域保护功能至关重要, 是调试过程中需要特别注意的部分。在该阶段调试中主要通过使用网络分析仪、PC等工具检测调试过程层交换机、站控层交换机。

3.1.1 通信网络物理链路测试

检查合并智能单元至站域保护装置、故障录波与网络分析仪一体化装置、监控后台、数字继电保护测试仪的SV/GOOSE光纤链路连接正确, 断开合并智能单元工作电源或其光纤, 检查保护装置应出现相应的SV/GOOSE断链告警, 以验证光纤链路的正确及装置SV/GOOSE收发告警相关功能。

3.1.2 VLAN划分及隔离 (安全性) 测试

随着智能设备的不断增加, 全站的数据信息量剧增, 以太网自身结构特点导致的争用冲突, 随着用户数量的增加导致通信“变慢”。同时TCP/IP协议的性质所决定的网络广播机制产生了大量目标地址为广播地址的无用网络流量, 因此需对整个网络进行基于端口的VLAN划分。测试过程中要查看相同VLAN及不同VLAN间的通信情况, 验证其隔离功能, 从而保证通信网络在电网正常及故障情况下各节点网络通信的可靠性、各节点数据丢包率、网络传输时延应满足规范要求。

3.1.3 网络综合性能测试

本阶段主要利用网络分析仪等设备, 完成对通信网络的带宽 (吞吐量) 、实时性 (传输时延) 、可靠性 (帧丢失率) 、网络风暴、报文优先级Qo S功能等相关测试工作, 保证通信网络安全、可靠工作。

3.2 时钟同步系统调试

各二次设备具有同步精确的时间是保证电力系统安全可靠运行、提升运行质量的一个重要措施。智能变电站对时钟同步的要求更为严格, 该项工作的主要任务是对时钟源的同步功能、主备切换、守时功能及守时精度、被受时设备同步情况进行测试及调试, 以满足系统运行需要。

3.3 站域保护整组传动测试

由于采用了SV、GOOSE、MMS三网合一方式, 因此在SV、GOOSE整组测试过程中, 两项工作可以同时进行, 以简化工作流程, 提高工作效率, 缩短调试周期。

3.3.1 采样值测试

本站高压侧采用电子式互感器、采集器和合并智能单元配置, 低压侧采用常规互感器、合并智能单元配置, 因此高压侧SV采样值发送可使用数字继电保护测试仪的采集器输出模拟功能, 从合并智能单元输入FT3格式的采样值;低压侧采用常规继电保护测试仪, 从低压侧合并智能单元通入模拟采样值。验证各侧SV虚端子连线是否正确, 核对站域保护装置模拟量的幅值和相位精度是否合格。

3.3.2 保护整组传动

根据站域保护装置内各保护模块整定定值, 一一进行传动试验, 验证保护功能。通过模拟各类典型故障, 检查以下功能:各项保护功能是否正确可靠动作;合并智能单元是否正确接受并执行动作;相关联的保护功能之间的联闭锁信息传送是否正确;合并智能单元、保护装置的检修压板状态是否实现其功能;故障录波器是否正确可靠启动;监控后台是否正确显示相关的保护动作及其他信息;在现场条件满足要求的情况下, 进行保护传动, 直接跳合开关, 这样检验调试的内容更为全面[6]。

3.3.3 整组传动调试中要特别注意的问题

1) 装置采样值品质位无效对保护逻辑判断结果的影响。采样值品质位无效对保护可靠动作有重要的影响, 无效标识在一定的时间内的数量或频率超过保护装置要求的允许范围, 保护装置应瞬时可靠闭锁相关的保护功能, 与该采样值异常无关的保护功能应正常运行, 当品质位无效恢复正常后, 闭锁的相关保护功能应及时恢复开放。测试可采用如下的方法进行:使用相关的继电保护测试仪按异常的频率将采样值中部分数据通道的品质位设置为无效状态, 以此来模拟实际情况下合并单元发送的数据出现品质位无效的状态。

2) 装置采样值畸变对保护逻辑的影响。在站域保护及其他保护装置中一般有双A/D转换器, 以增加保护装置的可靠性。在保护逻辑具有双A/D采样要求的数据中, 双A/D数据出现不一致时, 应闭锁与之相关的保护功能。测试时使用数字继电保护测试仪模拟双A/D中其中一路采样值的部分数据发生畸变, 且其品质位有效, 分别模拟畸变数值减小或增加至大于保护定值, 验证保护装置功能实现情况。

3) 继电保护装置检修机制测试。继电保护装置检修机制测试主要包括: (1) 保护装置GOOSE和MMS报文检修品质应能正确反映保护装置检修压板的投退; (2) 仅当接收到的SV报文的检修品质与本装置检修状态一致时, SV报文才参与保护逻辑, 反之闭锁相关保护功能; (3) 仅当接收到的GOOSE报文检修品质与本装置检修状态一致时, GOOSE报文才参与本装置逻辑, 反之亦闭锁相关保护功能。

在测试过程中主要使用以下方法: (1) 通过投退保护装置检修压板控制其GOOSE和MMS报文的检修品质, 通过报文分析仪确定检修品质的正确性; (2) 使用之前的调试方案进行SV、GOOSE检修机制测试, 对与之相关联的所有二次装置进行排列组合分析, 通过组合检修压板各种投退状态, 并验证保护装置、合并智能单元检修配合机制的正确性。

3.4 监控系统调试

以监控后台为中心, 通过监控主机、Ⅰ区数据网关机和综合应用服务器检查以下功能:监控画面的布局排列是否满足运行的实际要求;能否正确收到各间隔的遥测值;当有遥信信号上送时, 告警窗、光字牌是否准确报出相应的信号;进行遥控操作试验, 确保可以遥控的开关刀闸能正常遥控;远方投退软压板、远方切换定值区、远方修改定值和远方复归功能能否实现;故障录波器录波文件及文件列表、上送的保护装置状态告警信息等内容综合应用服务器是否能正确记录。

在以上调试过程中要特别注意保护装置定值区切换功能、保护装置定值远方修改功能、远方投退软压板功能的测试工作。

4 结语

随着新一代智能变电站的发展, 站域保护功能会逐步普及应用, 而目前大多数专业调试人员对站域保护概念及调试方法了解较少, 更无相关调试经验, 本文根据实际工程经验, 研究总结了新一代智能变电站站域保护调试工作的整体流程, 分析了各分系统调试过程中的关键问题, 并给出了相关的调试建议, 为今后调试人员对新一代智能变电站站域保护调试工作提供了一定的思路和经验。

参考文献

[1]孙鑫, 张幼明.智能电网中的广域保护[J].东北电力技术, 2011, 32 (1) :34–36.SUN Xin, ZHANG You-ming.Wide-area protection in smart grid[J].Northeast Electric Power Technology, 2011, 32 (1) :34–36.

[2]Q/GDW441—2010.智能变电站继电保护技术规范[S].2010.

[3]Q/GDW431—2010.智能变电站自动化系统现场调试导则[S].2010.

[4]蔡晓越.智能变电站的调试特点与建议[J].电力与能源, 2012, 33 (4) :388–390.CAI Xiao-yue.Debugging features and recommendations of the intelligent substation[J].Power and Energy, 2012, 33 (4) :388–390.

[5]辛红汪, 丁巧林, 李筱宁, 等.IEC61850在智能电网中实现方法的研究[J].电力信息化, 2013, 11 (6) :22–26.XIN Hong-wang, DING Qiao-lin, LI Xiao-ning, et al.Research on IEC61850 implementation in smart grids[J].Electric Power Information Technology, 2013, 11 (6) :22–26.

智能变电站站 第8篇

随着“三集五大”体系建设和智能变电站快速发展, 状态监测数据成为大检修体系不可或缺的部分。目前, 各网省公司部署了统一的状态监测主站系统并集成到生产管理系统PMS中[1], 变电设备状态监测信息通过接入状态监测主站参与到设备检修管理中。智能变电站状态监测信息接入主站系统的过程需要确保稳定、可靠、安全和规范。

本文阐述一种典型的接入方案, 并对实现该方案的关键实现技术进行分析。

2 状态监测信息接入典型方案

2.1 接入系统构成

状态监测典型信息接入系统如图1所示, 整个系统为分层、分布式结构, 由变电站侧和省网侧两部分构成。变电站侧由在线监测装置、综合应用服务器、隔离网闸、Ⅲ/Ⅳ区通信网关机组成。在线监测装置由传感器和IED两部分组成, 传感器部署于过程层, IED部署于间隔层, 监测装置采集和分析一次设备的特征工况参数;综合应用服务器位于变电站内站控层, 是一体化监控系统的组成部分, 在线监测装置将状态监测信息通过DL/T 860上送至综合应用服务器进行临时存储和站内可视化展示;隔离网闸用于单向隔离综合应用服务器所在的安全Ⅱ区和通信网关机所在的安全Ⅲ/Ⅳ区;Ⅲ/Ⅳ区网关机部署于站控层, 在变电站和状态监测主站之间起承上启下的作用, 用于获取综合应用服务器上的状态监测信息并通过I2接口规范上送至状态监测主站。省网侧为状态监测主站, 状态监测主站通过CAG接口从变电站获取状态监测信息[2]。

2.2 安全Ⅱ区与安全Ⅲ/Ⅳ区通信方案

在电力系统中在线监测装置和综合应用服务器属于安全Ⅱ区, Ⅲ/Ⅳ区通信网关机和状态监测主站属于安全Ⅲ/Ⅳ区, 为确保站内数据安全在Ⅱ区和Ⅲ/Ⅳ区之间部署隔离网闸进行数据安全隔离。

Ⅱ区和Ⅲ/Ⅳ区数据传输如图2, 在综合应用服务器端设计一个专用服务模块, 该模块首先将在线监测数据进行预处理, 然后将数据组织成符合《输变电设备状态监测主站系统 (变电部分) I2接口网络通信规范》定义的xml数据文件, 该文件随监测数据变化及时更新。在通信网关机端设计一个文件读取服务模块定时读取综合应用服务器端xml文件。由于采用了隔离网闸进行单向隔离, 读取过程设计为无协议文件“摆渡”模式。

2.3 Ⅲ/Ⅳ区通信网关机与状态监测主站通信方案

Ⅲ/Ⅳ区通信网关机与状态监测主站之间通信由部署在变电站内的网关机和部署在网省侧的CAG装置共同完成。网关机上部署Web Service客户端, CAG装置上部署Web Service服务端, 客户端通过调用服务端的远程通信接口实现在线监测数据传输, CAG装置与Ⅲ/Ⅳ区通信网关机为一对多的关系。每个省公司部署一个CAG装置, 每个变电站部署一个Ⅲ/Ⅳ区通信网关机, CAG装置统一接收和管理省公司所辖变电站状态监测数据。

3 接入方案实现

3.1 监测数据接入综合应用服务器

综合应用服务器主要功能是接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等, 进行集中处理、分析和展示[3]。综合应用服务器采用统一的IEC 61850通信接口进行数据接收。接收的在线监测数据通过实时库和历史库进行本地存储和应用。

3.2 I2接口设计与实现

在线监测数据一方面用于变电站内进行分析展示外, 另一方面需要上送至在线监测主站参与设备检修维护。数据发送采用I2接口, 该接口主要由三部分组成:一部分是位于综合应用服务器上的数据准备服务;一部分是位于Ⅲ/Ⅳ区通信网关机上的数据转发服务;还有一部分是部署在CAG装置上。

3.2.1 数据准备服务

数据准备服务由配置库、配置工具和数据处理三部分构成。数据库选用My SQL, 配置工具和数据处理在Qt下开发实现。

配置库:在My SQL上单独建立一个配置数据库。根据I2接口规范对数据模型的要求, 首先抽象出模型中的对象:CAC装置、被监测一次设备、传感器 (在线监测装置) 、监测类型和监测参数, 根据对象建立i2_cac、i2_equipment、i2_sensor、i2_monitortype和i2_monitorpara数据库表存储对象属性信息, 然后建立i2_analog和i2_status与综合应用服务器的实时库中存储在线监测遥测、遥信表进行映射。

配置工具:将模型对象中的实例信息通过配置界面输入, 读取综合应用服务器中在线监测遥测/遥信量的唯一标识, 填充并完善i2_analog和i2_status表, 最后根据i2_analog和i2_status中的信息生成用于I2信息传送的xml模板文件, xml模板中代表遥测/遥信属性值用代表遥测/遥信点的唯一标识串填充。

数据处理:对实时库中的信息首先进行中值滤波, 然后用处理后的值替换掉xml中的唯一标识串, 重新生成一套用于发送的xml文件。

3.2.2 数据转发及接收

数据转发和接收采用J a v a和W e b S e r v i c e技术实现。Web Service具有分布式、跨平台和开放性特点, 其技术核心是SOAP (简单对象访问协议) 、WSDL (Web服务描述语言) 和UDDI (通用发现、描述和继承协议) , Web Service服务提供者和服务请求都使用XML传递数据[4]。

典型实现如图3, CAG端基于JAX-WS设计Web Service, 实现数据上传服务接口u p l o a d C A C D a t a () 、心跳服务接口upload CACHeartbeat Info () 等, 并通过wsdl文件在电力办公局域网上进行发布。网关机设计成Client, 通过服务端提供的接口访问地址调用接口, 将需上传的数据组织成规定的xml格式以参数方式传递给所调用的服务接口, CAG端通过解析服务接口参数获取状态监测数据。

4 结语

现场运行表明, 基于Web Service技术的状态监测信息接入能很好的满足状态监测主站对信息接入的要求。另外, 由于Web Service技术良好的开发性和跨平台性, 本方案通过简单扩展就能接入早期非智能化变电站中的状态监测系统。

参考文献

[1]刘娟, 鲁丽萍.变电设备状态接入控制器的研究[J].电力与能源, 2014, 35 (2) :162-165.

[2]国家电网公司.Q/GDW 740-2012输变电设备在线监测系统变电设备在线监测I2接口网络通信规范[S].北京国家电网公司, 2012.

[3]国家电网公司.Q/GDW 679-2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范[S].北京:国家电网公司, 2012.

智能变电站站 第9篇

阜阳供电公司新阳集控站是个一托六的集控中心, 有1个220kV的邢集变电站和6个110kV的无人值班变电站组成, 原有变电站设备的巡视检查工作沿袭着“一张纸、一支笔”的工作模式, 现场巡检不到位、随意性大、甚至不巡视、报表记录与实际情况不符等问题时有发生;且针对设备异常、气候突变及运行工作季节性的特巡只能以制度形式规定, 容易被遗忘。

随着计算机和网络技术的发展及广泛应用, 目前阜阳220kV及以上的综合自动化变电站已比比皆是, 除实现五遥 (即遥信、遥测、遥调、遥控和遥视) 外还集各类自动控制及生产管理等功能于一体。信息技术的发展赋予了变电站运行管理全新的内涵。变电站管理从分散式管理向集中式管理发展, 从静态管理向实施动态管理发展。依托信息技术的当代变电站管理具有更强的时效性。企业内部MIS信息管理系统的运用, 集控站模式的推广应用, 使原有生产工具成为提高生产效率的主要制约因素, 现场生产管理亦急需现代科技手段与工具。从去年开始, 我公司对合肥某公司研制的基于PDA的变电智能巡检系统进行了现场试运行考核, 并在我集控站进行了实施, 此系统的实施提高变电站工作的有效性和设备运行管理水平。

1 智能巡检系统的原理及功能介绍

该系统由前端手持机 (带GPRS的PDA) 和后台管理系统两部分组成, 其中后台管理系统采2基于客户机/服务器的结构。巡检人员在巡检现场用智能巡检系统首先有开发商通射频识别 (RTDF) 将变电设备的信息融入到电子标签中, 再有后台管理系统, 采用B/S结构, 在J2EE平台上进行开发, 与巡检终端系统结合可实现变电运行台账和缺陷管理。具体包括系统管理、标准缺陷库、巡视项目定义、巡视路线定义、巡视工作安排、巡视工作确认、统计报表等功能。巡检工作人员或其他电力生产管理者可通过网络访问Web站点 (后台管理服务器分配固定ID后, 可作为Web站点) , 经身份确认后, 可对服务器中的数据库进行数据录入、插入、删除、修改、查询等功能。

巡检终端系统选用具有坚固耐用的特性、无可拆零件、带液晶显示屏、具有事件记录功能、可以直接察看读取的数据、内存信息可以自由翻阅、识读时有蜂鸣及指示灯闪烁提示、操作简单、容易掌握的PDA掌上电脑。巡检终端系统由掌上电脑读写器和设备巡检识别钮组成, 掌上电脑读写器配置变电站设备巡检管理终端软件和读钮装置, 使巡检人员在现场可实现变电站巡检工作的指导、约束和记录同时完成设备台账和设备缺陷查询、设备检修管理、变电站资料管理等功能。掌上电脑通过USB口可向管理系统上传巡检数据, 完成后台管理服务器资料与巡检终端的资料交换, 在巡检器中的数据传输至管理计算机后, 运行人员即可查询到本次巡视的相关信息内容或者数据统计, 该系统通过多种形式的数据趋势分析与设备缺陷发生频度统计手段来对设备的运行工况进行有效的监测, 从而实现设备缺陷发生的提前性预测。系统通过模拟趋势曲线、区域图、统计饼图等方式来展现设备重要数据点的变化情况、各类设备缺陷的复发情况以及消缺率等信息。对于缺陷及异常情况进行确认定性后可传送至公司M1S系统。

功能结构如图1所示。

2 系统应用情况

运行人员打开PDA后, 使PDA保持与运行状态, 选择“程序”—〉“变电巡检系统”进入系统登录界面后, 输入工号 (是能够登录PC端应用系统的用户) 和密码, 系统按照设置会连接数据库服务器和同步服务器, 把在PC端制定的巡视计划下载至PDA端, 点击巡检管理模块, 选择巡视类别 (包括正常巡视、特殊巡视和全面巡视) 和巡视方式 (包括载体对位和手工选择) 后, 运行人员就可以到现场巡视, 运行人员在做完规定的所有巡视项目后, 系统会提示完成所做的巡检工作, 然后运行人员可将巡检器中的数据传输至管理计算机。

本系统目前已在阜阳供电公司新阳集控站开始试行, 试运行后巡检人员普遍反映该套系统能有效提高变电站设备巡检和缺陷管理工作效率和质量。主要体现在以下几个方面:

(1) 改变了人工的方式登记、统计设备信息来完成管理工作的落后状态;

(2) 降低了变电站运行维护人员收集整理的劳动强度, 提高了工作和管理效率;

(3) 对于缺陷记录和设备状态描述均采用统一的格式, 从而避免因为记录或其他人为原因导致的误差, 将安全隐患彻底杜绝, 取得了明显的经济效益;

(4) 加强了运行人员对设备的监管力度, 大大提高了人员对设备缺陷的准确性、及时性, 杜绝了运行人员巡视不到位, 流于形式、走马观花的现象;

(5) 采用漏检提示, 防止漏检间隔;采用罗列各设备巡检项目的办法, 提醒运行人员逐项巡视, 清楚巡视内容, 不可遗漏, 真正强化了设备巡视力度, 达到认真、细致的要求;

(6) 提供设备各种及时、准确的记录, 以便值班人员随时掌握设备运行情况, 采取相应措施。

3 系统应用过程中发现的问题

本巡检系统在阜阳供电公司新阳集控站试运行过程中, 发现以下几个方面的问题, 仍有待研究开发人员进一步完善和提高:

(1) 变电站设备上安装的电子标签有时存在不可靠性, 由于某些原因, PDA掌上电脑读写器不易读出。而按照本系统流程设计, 巡检人员遇到此类情况, 往往无法跳过该区域进行下一区域的巡视, 因此, 电子标签的可靠性有待提高, 同时, 应进一步考虑巡视流程遇到此类情况的解决办法。

(2) 本次试运行所选用的PDA掌上电脑经常出现机器故障, 如无法开机、按钮卡死、接触不良、下载数据速度慢、屏幕死机等, 多次造成回厂维修的现象。因此, 本系统在所有无人值班变电站推广时应充分考虑PDA掌上电脑的可靠性问题, 选用可靠、耐用、故障率低的产品。

(3) 巡视时使用的PDA掌上电脑界面操作仍存在一些不方便性。由于巡视项目较多, 初始使用时, 系统操作设计仍存在一些不人性化的地方, 例如确认记录、删除某些数据时需逐条进行操作, 并不能做到批量处理的要求, 大大降低了巡检人员巡视设备的速度和效率。根据各试点反映的情况, 研究人员已针对性地作出了修改和改善, 目前此类问题已得到解决。

4 结语