变电站能源管理篇1
【关键词】一体化；数字化；变电
变电站站用交、直流电源包括：站用交流电源、站用直流电源、站用不问断电源和站用通信电源。传统的交、直流电源各部分都是分散配置，分散管理，运行维护不便，难以实现系统管理和协调。鉴于常规站用电源存在的缺点，本文提出了站用电源一体化、数字化的思路 ，即：将站用交流电源、站用直流电源、站用不间断电源和站用通信电源统一设计、生产；通过一体化监控模块将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源信息共享，建立数字化电源软件平台；通过将站用电源所有开关智能模块化，建立数字化电源硬件平台；一体化监控模块通过以太网口，采用ieC61850规约与监控系统通信，使站用电源成为智能、开放的系统。
1.站用电源一体化
1.1站用电源现状及存在问题
1）配置分散，即站用电源的各部分独立配置，通常由不同的供应商提供；2）管理分散：站用电源的各部分由运行单位的不同部门管理。这也使得站用电系统存在以下的问题：运行维护不方便。现有变电站站用电源分配不同专业人员进行管理。交流系统和直流系统由变电站人员进行运行维护，UpS由自动化人员进行维护，通信电源由通信人员维护，人力资源不能总体调配。通信电源、UpS没有纳入变电站严格的巡检范围，可靠性得不到保障；2）难以实现系统管理。由不同供应商提供的交流系统和直流系统通信规约一般不兼容，难以实现网络化系统管理，自动化程度较低；3）提高系统稳定性、协调性的各种技术方案难以实施。站用电源的低压减载、蓄电池自动核容、节能应用等技术方案，在站用电源整体没有实现网络智能化的基础上难以实施；4）经济性较差。直流系统配置一套蓄电池组，UpS不间断电源系统、通信电源系统各自分别配置独立的蓄电池，浪费严重；5）系统二次接线较多，跨屏二次电缆较多；6）涉及跨子系统联动方案难以实施。
为了解决常规站用电源存在的缺点，提出了站用电源一体化的思路。所谓一体化就是：将站用交流电源、站用直流电源、站用不间断电源和站用通信电源统一设计、生产；通过一体化监控模块将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源信息共享，建立数字化电源软件平台；通过将站用电源所有开关智能模块化，建立数字化电源硬件平台。
1.2实现站用电源一体化实现的具体措施
针对现有站用电源存在的主要问题，我们认为站用电源一体化的实现，可以采用以下的措施，其主要的组成模块和配置如图1所示。
集中布置：一体化站用电源屏在继电器室集中组屏布置，蓄电池组布置于专用蓄电池室内。
一体化监控模块；配置一体化监控模块，用于采集站用电源各子系统信息。模块支持ieC--61850，通过以太网口和站控层网络连接，实现与监控后台通信。
开关智能模块化；采用“开关+传感器+智能电路”的方式实现智能交流进线模块。智能模块集进线开关、atS开关、电流互感器、智能电路于一体。主要功能包括：电量采集、电源智能切换、与站用变保护配合的接地保护、过负荷保护、遥控、遥调定值、对时、事件记录等。
交流、直流馈线模块。
集开关、电流传感器、智能电路于一体。主要功能包括：开关位置及事故跳闸报警、电流采集、漏电流采集及越限告警、通信、遥控、对时、事件记录等。
共享直流蓄电池组。
共享直流蓄电池组，取消传统UpS电源、通信直流电源的蓄电池和充电设备。UpS电源逆变模块和通信电源DC／DC模块由站用直流电源馈线提供直流电源。
对防雷、联动功能进行统一设计。
由于一体化电源系统集中组屏，各子系统均实现了模块化，可以对整个系统的防雷和子系统间联动进行统一设计。
2.站用电源数字化
2.1站用电源的物理设备划分
站用电源包括了站用交流电源、站用直流电源、站用不间断电源和站用通信电源等多个部分。从物理的角度看，是由多个物理设备组成的。但是，一体化的电源系统采用了一体化的监控模块，各子系统的信息统一由一体化监控模块采集处理，并通过以太网口与站控层网络通信，也就是说，整个电源系统对外只提供一个接口与外界通信。因此，按照ieC61850建模的思想，我们把整个系统视为一个物理设备。
2.2站用电源的逻辑设备划分和逻辑节点
在ieC61850标准中，逻辑设备的划分没有严格的规定，可以将整个系统视为一个逻辑设备，也可以按各个子系统划分为多个逻辑设备。在对站用电源系统进行数字化建模的过程中，最重要的是逻辑节点的建立。站用电源系统重要的逻辑节点包括：开关、电池、互感器、充电装置、逆变装置等。对于开关、电池、互感器这些逻辑节点，在ieC一61850—7—4（兼容的逻辑节点类和数据类）中有明确的规定。而对于充电装置、逆变装置这些逻辑节点，在一7—4中没有定义，可以按照一7—4中对扩充逻辑节点的规定进行定义。
2.3抽象通信服务接口和特定通信服务映射
完成了站用电源系统数据模型的建立，下一步就是按照ieC一61850—7—2（抽象通信服务接口aCSDi）的规定建立模型的抽象通信服务接口。然后，采用ieC一61850—8—1（特定通信服务映射到mmS）的方法，将模型数据映射到站控层网络的mmS[4][5]，实现站用电源系统信息与监控后台的通信。
3.环保、经济效益分析
3.1一体化电源对环保的贡献
站用电源系统中的蓄电池是对环境造成污染的主要因素。减少蓄电池的用量可以大大减轻对环境的污染。一体化电源的一个重要措施就是共享蓄电池。取消了通信电源的专用蓄电池组，通信电源的DC／DC模块输入由站用直流系统馈线来。共享蓄电池大大减少了变电站蓄电池的用量，对环境的污染得到了有效的降低。
变电站能源管理篇2
【关键词】变电站；交直流；一体化；电源系统
智能变电站交直流一体化电源系统是一种新型的变电站电源系统，它将交流电源和直流电源等进行了系统的整合，得到了交直流一体化的电源系统，这将对智能变电站的正常运行起着非常重要的作用。该系统立足于传统变电站的电源系统之上，是传统变电站电源设计和管理模式的新发展，并且在结构上更加合理，技术上更加先进，运行维护上更加方便。近几年，随着数字化变电站的相继建设投产及全国智能变电站试点项目的建设，交直流一体化电源系统正在逐步替代传统变电站电源系统，这也说明变电站的电源管理水平将跃上一个新的台阶。
1、智能变电站交直流一体化电源系统的现状
随着常规变电站所使用的分散设计电源系统的淘汰，智能站交直流一体化电源系统逐渐兴盛起来，随着交直流一体化电源系统的诞生，这也给变电站的管理和使用带来了方便。目前，智能站交直流一体化电源系统的研究有：（1）智能站交流电源如何可靠稳定地实现自动切换的问题（2）高频开关电源、交直流变换电源模块的自主均流、稳流、稳压方面，以及整机效率、彻底消除电网的冲击、浪涌、抗干扰能力方面，还有开机软启动问题（3）电力专用的逆变电源产生的一些干扰会对负载设备有不良影响，如电源的直流输入、交流输入和输出被电气隔离、动态瞬变、陷落及杂讯干扰等。同时，对维修旁路控制逻辑，实现不间断电源在任意运行状态时闭合维修旁路开关而不影响连续供电的问题（4）交直流一体化的操作使用还不能完全满足无人化的运行要求，它的可靠性有待于提高，如设备的绝缘故障、机构失灵、拒动或误动、漏油、漏气等严重影响安全运行的问题。
2、智能变电站交直流一体化电源系统的特点
智能变电站交直流一体化电源系统，就是将传统变电站所使用的交流电源、直流电源、交流不间断电源（UpS）、通信电源、逆变电源（inV）、直流交换电源（DC/DC）等装置组成在一起，通过统一监视控制信息而共享直流电源的蓄电池组。该电源系统的优势和特点主要通过与传统变电站电源的特点相比较来表现，主要为以下几个方面：
（1）实现电源系统的一体化、智能化和网络化。与常规变电站相比，交直流电源一体化设计是智能变电站的一项重大突破，它的一体化设计不但外观上设计一致，而且在整个电源系统的设计安装上又进一步优化，如组屏数量的降低，这不仅使整个电源系统更加紧凑，节约了占地空间，而且整体外貌也更加美观，使得电源系统的流程也相应简单化，这便为后期的维护使用提供了很大的便利，而且这也压缩了工期以及供货时间。同时，电源系统的一体化也实现了在一个平台上对整个变电站电源的各种电源子系统进行监控和分析，解决了由不同供应商供应的各自单独的电源通信兼容的问题，提高了系统网络化、智能化的程度。该系统采用电子设备和信息相结合的方式分多个子系统构成，各系统间相互连接并受总监控系统的控制，从而实现各种智能电源系统内部网络化的自动化控制，这样对于各个子系统的运行状态和参数等就能快速的调整和控制，对于一些电源检测盲点也能及时检测和控制，避免事故的发生。
（2）安全性和经济性提高。与常规变电站相比，交直流一体化电源系统采用了全模块设计，使得其绝缘防护功能提高，因而，不用停电就可以对一般电力故障模块进行实时更换。同时，该系统没有外引二次接线和跨屏二次电缆，因而模块之间参数一样就能互换，且单个开关或模块可独立检修或更换。这使得设备的检修更加方便，从而使整个电源系统更加安全可靠，对于一次二次设备均采用成熟可靠技术，其本身没有任何技术风险，通过一体设计可以有效避免站用电源的安全隐患。此外，交直流一体化电源系统比起常规变电站更加经济合理。因为该系统的整体结构优化了作业流程和人力资源调配，这也减少了设备的重复配置，并降低了设备投资成本和运行维护成本。而对各电源子系统实现智能控制和高效管理，大大提高了工作效率，同时由于该系统集直流和交流于一体，减少了蓄电池的使用量并降低了对环境的污染，使得社会效益也有所提高，潜在的经济效益显著。
（3）电源管理水平提高。相比传统的变电站电源管理体系，智能变电站交直流一体化电源系统更能快捷、准确和及时地对站内电源的管理，可根据系统的各种设置数据进行报警处理、历史数据管理等；同时，能对这些处理的结果加以判断，根据不同的情况实行站用电和电池管理，输出控制等操作。此外，由统一厂家提供所有电源的设计、生产和安装等服务，也能很好地解决所有站用电源的问题，可以减少采购协调沟通成本，提供电力电源的整体管理水平。
3、智能变电站交直流一体化电源系统的可行性分析
（1）目前，随着智能变电站交直流一体化电源系统在全国范围内的成功运行，其展现的优势不言而喻，整个交直流电源系统的在直流和交流技术的切换与正常运作方面经验比较成熟，在实际应用中风险较小，具有可操作性和可行性。然而其直流核心充电模块的开关技术还有待于调整和完善，利用移相谐振软开关来提高电路的整体效率并在风冷的情形下自冷结合；同时，逆变电源的控制作用还应进一步加强，从而能够在正常工作下进行交流供电，在交流出现断流以后切换为直流逆变。
（2）交直流一体化电源系统的整体设计安全性更高。对于常规变电站，一般在出现故障时会导致整体装置的运行问题，甚至可能导致事故的发生，而该系统在这一问题上进行了很好的调整与改进，能够有效的避免事故的产生。该系统将常规变电站中的线路模式予以调整，将直流和交流完全分开的进行隔离和布控，减少由于电流冲撞而引起的多种事故发生。因而，交直流一体化电源系统这种完全采用直流控制电源装置的模式，使整个系统的安全系数大大增加。
（3）电源系统的控制管理更为科学，由于整个电源系统实现了在一个平台上对整个变电站电源的各种电源子系统进行监控和分析，而相关的监控设备和系统设置都采用双重化的模式予以配置，因而在故障出现时就能够有效的发现问题，并且在一部分装置出现故障时不影响整体装置的继续运行。
4、小结
智能变电站交直流一体化电源系统是将交流电源和直流电源等一些电源系统的进行整合，实现交直流电源一体化，这样不仅可以提高电源系统的安全性能和网络的智能化，还能很好地解决常规变电站电源中存在的一些问题，同时也提高了变电站的管理水平，灵活性和安全可靠性得到了很好的改善。因此，智能变电站交直流一体化电源系统的正确配置是对智能变电站安全稳定运行的重要条件和基础。
参考文献
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变电站能源管理篇3
【关键词】能源管控；自动化系统建设；马钢南区
1引言
马钢能源总厂南区emS项目是国家工信部列为2009年工业企业能源管理中心示范项目，并获得国家财政支持。项目设计采用“一次规划，分步实施”的原则，经过四年的改造建设，现已实现当初设计的绝大部分功能与要求。
2现状分析
马钢南区原有的电力调度系统，其远传是以串口数据传输方式为主，不能满足能源管控系统的要求。通讯系统，我们实现了以中兴SDH传输为骨干的622m光纤环网，与所有110kV以上房所建立了连接，并延伸了12#和22#两个110kV以下房所。同时与马钢北区的光纤网进行了连通，建立了数据传输的“高速公路”。但还没有形成真正意义上的能源管理系统，远不能达到能管中心的要求。在电力调度自动化方面，但硬件相对落后，无法达到能源管理的需求。所以，建成具有完全意义上的南区电力能源管理系统，就必须对现有系统进行改造，满足南区能管中心的要求，对各变电站实行远程监控和电力系统管理的功能。
3改造总体原则
3.1变电站层网络
南区部分变配电站保护装置经过近几年的综合自动化改造，现在全部站所均采用以太网上传，数据量大，效率高，满足能控中心对各站所监控的要求。变电站层采用103以太网通讯协议，变电站层与调度主站运动采用104以太网通讯协议。上层系统网络结构采用冗余双以太网结构。
3.2光纤主干网络
马钢于2003年建成了具有先进水平的基于中兴SDH传输的电力光纤通信环网。主要承担电力调度自动化采集数据、电力调度电话、集控站系统以太网数据、视频监控以太网数据和故障录波数据的传输任务。运行多年来，安全可靠、维护量小。本设计将对电力光纤通信环网进行改造后作为老区能源管理系统电力部分的数据以太网和无人值守变电站视频监控以太网传输的基础。
升级光纤通信环网为622m，并将环网主体切开为两个622m的主环，满足能源管理系统组网所需要的带宽。切环时不需敷设光缆，只需在原光缆中跳纤即可。切割后的环网图如下，在任意一个链路上出现故障，均可通过反方向的链路传输数据，保证环网的通讯畅通。
3.3分层控制和区域划分
马钢南区各变电站根据主生产工艺可划分为三个区域，按照就近原则把变电站划分成三个巡检站，运行人员集中到三个巡检主站，其余站所实现无人值守。巡检站人员定时到各子站巡查在线运行设备。由于大部分便站站均无人值守，精简了值班人员，把富裕出的人员扩充到各生产主线单位，节约了人力成本，提高人力资源利用水平。
a：一厂区巡检站管辖11#、12#、13#、14#、31#、71#、711#、7#2、76#变配电站
b：二厂区巡检站管辖21#、24#、25#、73#变配电站
c：三厂区巡检站管辖51#、511#、61#、62#、63#、69#变配电站
分层控制：
a：开关柜现场操作
b：变电站本地后台操作
c：巡检站远程操作
d：调度端远程操作
4马钢南区电力调度自动化系统除了实现当地变电站监控系统的四遥（遥信、遥测、遥控、遥脉）功能外，其更侧重于一些高级应用功能
4.1数据可视化功能
传统的调度自动化系统只能提供有限的数据显示方式。比如对于遥信，一般只通过开关位置反映开关的分、合状态。对于遥测，一般只通过数值显示反映实时变化的物理量。具体的数据属性需要进入数据库或者其他界面才能查看数据的详细信息。
Super-2000V3扩充了动态图形显示模型，组成图元的所有基本图形元素（线、矩形、圆等）的任何图形属性（位置、尺寸、颜色、线型等）都可以实现动画关联。基于动态图形显示模型在图形组态上以可视化的方式显示数据属性，给予调度员更大的信息量。
例如遥信量，除了通过开关图元位置反映遥信取值外，还以附加图符的方式在画面上直接反映数据质量、挂牌、标注等信息。对于遥测量，除了显示数据质量、挂牌、标注等信息外，还可以多种方式建立遥测数据与图元的动态关联，如发电机功率和发电机旋转速度的关联、发电机功率和发电机图符的填充百分比关联、潮流箭头和潮流方向关联、潮流箭头大小和潮流大小关联、线路粗细和潮流大小关联、线路渲染颜色和载流量大小关联、主变渲染颜色和负载率大小关联等。
4.2实现能源计量工作精细化
近年来，马钢把统筹资源、能源和环境，做好节能减排工作，作为推动企业转型升级、实现自身可持续发展的前提保证和企业应尽的责任、义务。对马钢的能源计量工作提出了更高的要求。以前马钢点度量统计采用的是老式的抄表方式，即人工到现场抄写电度表示数。数据不及时，并存在误抄的可能。现在通过更换智能电度表，采用485串口数据上传方式上传到电力调度系统、公司eRp系统及能源管控系统，数据均为实时量。为公司节能降耗提供有力的数据支撑。
由于新式电度表具有峰、平、谷分时计量功能，那么公司生产调度就可采用避峰就谷的生产方式，降低电力成本。各峰、平、谷数据一目了然，在此基础上，就可以分析各工序电耗，总电耗，分析日电耗成本，月度及年度总成本等。能耗统计结果可形成统计报表，日报、月报可自动生成、自动打印，为能源分析、平衡、结算提供依据。
【参考文献】
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变电站能源管理篇4
关键词：一体化电源；变电站；认知；自适应
Doi：10.16640/ki.37-1222/t.2016.14.142
0引言
常规的变电站站用电源分为交流电源监控、直流电源监控、电力用交流不间断电源监控、通信电源监控等，各个子系统采用分散设计，独立组屏，设备由不同的供应商生产、安装、调试，供电系统也分配不同的专业人员进行维护管理。这种设计方式会带来很多局限性例如：自动化、信息化程度不高；经济性差；安装、服务协调较难；运行维护不方便等。
由于不同厂家的电源装置存在技术上的脱节不协调，在运行调试时遇到很多问题，有时甚至影响设备的正常运行，特别是对于智能变电站和无人值班电站，影响更大。如果系统软件的需求增加、数据的增减，可能会导致一体化电源系统的与直流、交流等电源系统软件版本不匹配，设备无法正常运行。
基于此我们将按照层次化、模块化的设计方式，采用基于认知的自适应匹配的通信机制，涉及了一套智能变电站一体化电源系统。本系统将全站交流、直流、UpS、通信电源装置统一管理，实现一体化配置、一体化监控，系统结构简单，对上对下的接口丰富，将各子站用电源装置通信网络化，实时监测一体化电源系统与上位机的软件版本是否匹配，无需手动修改配置，使用时灵活方便，提高了配置维护效率。
此系统投运后，可以对整个电源系统的信息采集、状态检测、故障预警、过程控制进行统一的集中管理。从技术上保证了系统的准确及时预警、故障的及时发现和处理。一体化电源总监控装置，可以作为变电站电源系统的集中控制平台，实现对整个变电站电源系统的集中监控，由专门的一体化电源运行人员来监测和维护。
1智能变电站一体化电源监控系统架构
一体化电源监控系统采用分层次设计，每个电源子系统可以有独立的分监控，保证了电源运行的独立性，不会因为某一部分电源故障导致整个一体化电源系统瘫痪。同时，设置一体化电源总监控装置对各子监控进行统一、集中管理，使整个一体化电源系统形成一个有机的整体。
系统采用分层分布式设计共分三层，分别为总监控、分监控层、采集模块层。具体系统架构如下图1所示。
一体化电源总监控系统为总监控，相当于数据采集装置，负责对下采集各个分监控的数据，并负责对上转发采集数据，处理上级数据处理中心的控制命令并下发到装置中。监控装置通信方式多样，与后台进行通信时支持Can，RS-232，RS-485，网线等通信方式；并且支持多种通信规约，通信电力常用的RtU-moDBUS规约，CDt规约、ieC101规约，ieC103规约，ieC104规约，ieC61850等。
直流电源监控、交流电源监控、通信电源监控、逆变电源监控为分监控，负责对下各个智能采集模块的数据采集和控制操作，对上（总监控）数据传输和命令响应。同总监控一样可以支持多种接线方式和规约。可以根据各个变电站的实际应用灵活配置。
采集模块层主要负责变电站各个基础单元的数据采集与控制执行。采集模块的数量、有无可以通过在各个分监控装置内灵活配置。因为总监控可以适应多种通信方式和规约。所以无需重新添购装置和设备，直接将现有变电站的各种模块接入分监控即可。对于新建站，可以采用图1一体化电源监控系统架构框图种列出的各种模块。其中，采样模块主要采集各个系统的母线电压、电流等重要信息。开入模块主要采集各个系统的开关状态、馈线状态、馈线接地报警等信息。开出模块实现控制开关的实时控制和报警动作的开出等。绝缘检测装置、电池巡检模块、充电机、UpS、atS等模块可以根据各变电站的实际需求接入相应的设备。
2智能变电站一体化电源监控系统
2.1分层式设计
现有的电源监控装置，多使用工控机（电脑）或者插板式（多个模块集合式）装置。这种一体化电源监控装置存在以下缺陷：
（1）造价高、成本投入大；
（2）体积大、安装配置不方便；
（3）一体化装置显示形式单一、界面不够丰富。
（4）功能比较固定，配置不够灵活。
鉴于以上情况，将一体化电源监控系统采用分体式电源监控设计。电源监控由三部分组成，包括信息管理模块、人机交互装置、电源模块。如图2所示。
电源模块负责给信息管理模块和人机交互模块供电。信息管理模块负责系统所有数据信息的采集、保存、处理、传输等工作。人机交互模块负责数据展示和与人交互等工作，与信息管理模块通过串口进行通信和数据的交互。
2.1.1信息管理模块
通信管理模块为以高性能的32位aRm芯片为核心使用linux系统的信息综合处理平台，提供了多种接口（16路串口、2路Can通讯口、2路USB口、2路网口、1路B码对时口等），支持多种规约。
通信管理模块应用软件采用模块化、层次化的设计方式，方便以后代码的移植以及升级维护。本软件设计可分为三层，数据采集层、通讯控制层、业务逻辑层。数据采集层主要负责完成数据的采集功能，与智能采集模块进行通信；通讯控制层是本系统的基础层，它衔接数据采集层与业务逻辑层，实现整个系统的数据管理及信息的上传下达。逻辑业务层是针对一体化监控的逻辑控制功能整合，其中包括充放电管理、开出管理、报警管理、事件管理、自动硅链控制等。
2.1.2人机交互模块
人机交互模块采用mCGS触摸屏。该触摸屏造型小巧，结构简单，便于安装。具有耐高低温、防电磁干扰，运行稳定等特点，能够适应变电站对设备的工业级要求。
人机交互模块的软件采用图形化设计，可直观展示变电站的系统结构图、系统接线图，并且可以显示各个单元的实时开关状态，电压电流等模拟量数据和报警提示。根据需要可以产生充放电曲线，电池电压电流等数据的报表。
2.1.3电源模块
电源模块使用aC220V/110V转DC24V开关电源作为监控电源模块给监控信息管理模块和监控人机交互模块供电。
2.2基于认知的自适应的通信方法
智能电网是电网技术发展的必然趋势。通讯、计算机、自动化等技术在电网中得到广泛深入的应用，并与传统电力技术有机融合，极大地提升了电网的智能化水平。目前电力设备的通信机制是先人工手动配置端口信息，然后保存参数重启生效。如果下位机更换其他类型的设备需要重新修改配置，然后保存参数重启生效。这种配置修改-保存-重启的机制对操作人员的技术要求高，灵活性、兼容性差。
基于上述问题我们将认知的自适应的通信机制应用到一体化电源监控系统中。从通信系统的角度认知包含的基本功能：观察、学习、记忆、决策，即对获取的信息以及当前观察结果做出响应。本方法满足了用户需求的灵活可靠通信。
基于认知的自适应的通信系统，包括：智能系统和外部环境。智能系统通过接口与外部环境通信；外部环境包括下位机模块和后台。
智能系统包括观察模块、自学习模块和行为模块。观察模块与自学习模块通信，自学习模块与行为模块通信。
观察模块包括消息单元和系统内部状态单元，根据系统的内部状态从自学习模块获取信息向下位机发送消息，并将收到的消息给自学习模块。消息单元指系统与下位机通信的数据，模块之间交互的数据。系统内部状态单元包括端口未配置、配置中、配置完成和启动异常。
自学习模块包括依次连接的推理单元、信息库、学习单元和策略库。自学习模块接收观察模块的消息，通过学习和推理制定发送策略，在信息库中查找相应的发送信息。对收发的信息进行学习和推理，制定相应的配置策略。推理单元指对接收到的已知消息进行处理，推断出下位机的类型。信息库指所有系统支持的下位机的消息集合。学习单元指对消息的观察、推理。策略库包含未配置的发送策略、配置成功后的发送策略、配置策略、转发策略、分组策略。
行为模块包括自适应配置单元、数据转发单元和分组调度单元。根据学习模块的配置策略对设备进行配置，系统将接收到的测点数据根据不同类型分组向后台转发。自适应配置单元根据系统端口下接设备的不同自动匹配，无需用户手动修改配置文件。数据转发单元用于将测点数据对后台转发。分组调度单元根据数据类型的不同、测点数据的个数分类型分组的发送。
本方法具有自动识别下位机，方便操作，灵活性、兼容性强的优点。
3现场应用及优势
本项目开发完成的智能变电站一体化电源系统，已通过了电力工业电力系统自动化设备质量检验测试中心的型式试验；目前，本项目已通过有关专家的鉴定，并在全国多个省市供电公司推广应用，得到一致好评。
与我公司及行业内现有产品相比具有以下优势：
（1）整个系统的网络化、智能化、数字化水平更高；一体化设计，多套系统可共用蓄电池组，经济性更好；一体化设计，分布式实现，更注重故障隔离；
（2）一体化电源对内统一设计，对外统一通信接口，依据行业推荐标准进行模型及通信接口，兼容性更好；
（3）整个系统安装装配方便，不占用单独的屏体。布局方便，节省成本；
（4）本系统自动识别下位机，降低了维护人员的技术要求，操作方便，灵活性、兼容性强提高了施工效率，减少了维护成本。
变电站能源管理篇5
淮北供电公司通过对变电站值班员进行安全风险问卷调查，查找在设备、环境、人员行为方面存在的危险点，制定具体的预控措施，将危险点和预控措施导入每一个具体的操作任务，制作倒闸操作危险点及防范措施幻灯片，现场培训危险点预控措施，作业前进行危险点预控。目前，淮北供电公司已建立21个变电站的倒闸操作危险点预控措施及对应的图片库和幻灯片，并在工作中实施，取得了一定的效果，受到上级领导的肯定和员工的认同。一、变电站安全风险管理的目的开展变电站安全风险管理工作是变电站提高安全管理水平、实现安全目标的需要。变电站在安全管理中存在设备、环境等方面达不到要求的隐患，就容易产生风险，如果对风险不进行有效的分析和辨识并采取相应的防范措施，任其发展，就可能造成人身伤害或人为责任事故。开展变电站安全风险管理，对变电站每台设备、每一处作业环境所涉及到的每一项操作任务进行风险分析和评估，找出可能导致人身和设备事故的各种危害因素，并制定切实可行的防范措施，在作业前进行控制和预防，将变电站安全风险控制在最低限度内，从而达到预防事故、确保安全的目的。通过现场风险源查找、风险源预控、风险培训、风险库的建立、变电站值班员实施安全风险管理，使现场值班员的安全风险控制由上级监督、被动服从向自我控制、标准化管理转变，真正做到风险管理事前预防和控制，重点突出对人的作业行为的管理。变电站安全风险管理的目标是控制人身事故和人为责任事故。二、变电站安全风险管理工作的流程变电站安全风险管理工作主要流程可分为五个阶段，分别是组织阶段、风险问卷调查阶段、风险辨识阶段、风险控制阶段、安全风险完善阶段。组织阶段：建立开展此项工作的组织机构，成立变电站安全风险管理领导小组及专业组，为今后开展工作提供人力资源。风险问卷调查阶段：开展变电站安全“风险源查找”问卷调查工作，针对值班员在设备巡视、“两票、三制”、交接班工作过程中，存在的种种不安全行为以及各兄弟单位事故教训，从防止带负荷拉合刀闸、带接地线（地刀）合闸、带电挂（合）地线（地刀）、误拉合开关（刀闸）、误入带电间隔、防止高空坠落、防止高低压触电，找出了150种不安全行为。针对不同的行为表现以及对人身、设备危害的程度进行分类，进行风险分析和风险评估，制定切实可行的防范措施。风险辨识阶段：组织各专业组对现场每台高、低压设备、每一处作业环境在各种操作时可能出现的危险点，进行具体的任务分类，组织专业组与值班员一起现场进行风险源查找。按照“风险源查找”问卷调查内容，把防止带负荷拉合刀闸、带接地线（地刀）合闸、带电挂（合）地线（地刀）、误拉合开关（刀闸）、误入带电间隔、防止高空坠落、防止高低压触电等方面作为倒闸操作的主要风险源，对操作时可能造成人身、设备事故的每台一二次设备及其所涉及到的每一操作任务进行逐一危险源查找、分析、记录，最后整理汇总。风险控制阶段：制定风险控制措施并实施，根据集控站查找出的风险源及导致事故的风险度，研究高风险隐患的控制方案，制定详细的防范措施，并对构成安全威胁的设备拍成照片，做成《XX变电站倒闸操作风险辨识与防范措施库》（以下简称“措施库”），在每一个风险辨识与防范措施后做一电子图片链接，供值班员学习、工作时使用，易于掌握、记忆。同时，各集控站将所辖各变电站查找的危险点预控措施按性质分类，制成集控站倒闸操作危险点及防范措施幻灯片，在幻灯片中将危险点用红色标记标注出来并做成动画，给操作人以提醒。变电站值班员在倒闸操作前对照倒闸操作危险点及防范措施、图片库、幻灯片进行危险点分析和预控，掌握操作过程中可能出现的各种操作风险；对可能造成人身事故、设备损坏的关键危险点、预控措施，值长或站长、技安员进行提醒；按照“七要八步”的要求对当事人进行操作规范评价；根据“七要八步”的执行情况以及危险点分析、预控执行情况，操作人、监护人双方进行互评，结果写入操作票评价内；各级监督人员对“七要八步”以及危险点分析、预控的执行情况进行点评；操作结束后，对操作中出现的问题进行绩效、违章评价分析，拟定整改措施。安全风险完善阶段：专业组对照各兄弟单位倒闸操作过程中发生的事故，及时补充完善操作风险辨识及防范措施、图片库及幻灯片，对值班员进行培训。在操作、监护过程中，发现“措施库”与实际不符的，及时将情况反馈给班组技安员，由班组将此结果反馈到工区，工区组织专业组审核后再补充完善“措施库”。工区把汇总后的“措施库”报公司安保部领导审批后，通知各集控站实施新的“措施库”。三、确保流程正常运行的人力资源保证组织机构成立由变电工区主任为组长的变电站安全风险管理领导小组，领导小组下设专业组，由变电工区副主任为组长，变电工区各集控站站长、技术员和安全员为专业组成员，具体负责变电站安全风险辨识、安全隐患预控措施即倒闸操作危险点及防范措施、幻灯片的编写、制作和培训工作。人力资源保证领导小组及专业组的人员应熟悉电力安全，具备变电站安全生产管理经验和协调能力；熟悉电力安全生产方面的规章制度；在专业范围内均是技术、安全方面的带头人。四、保证流程正常运行的绩效考核与控制绩效考核的范围违章次数、人身事故数、人为责任事故数。绩效考核的流程变电工区根据各班组在执行“措施库”过程中所出现的违章次数、人身事故数、人为责任事故数等进行考核，并把考核结果与当月奖金挂钩。五、改进与完善#p#分页标题#e#下一步准备将3个集控站的危险点及预控措施装订成册，形成危险点及风险预控手册和图片库，建立各变电站危险点及预控措施录像，配以讲解作为培训教材，便于值班员掌握各变电站危险点及预控措施。继续加大变电站值班员的安全风险教育，提高值班员的风险意识，辨识能力，防范能力，提高企业安全生产水平。变电站安全风险管理在电力系统中尚属新生事物，淮北供电公司在此做了有益的尝试，摸索了一套变电站安全风险管理方法，对提高变电站值班员的风险意识、提高风险辨识能力，进而提高风险的防范能力意义重大。供电系统内可根据自己单位的特点，借鉴此办法稍做修改即可在各自范围内应用。
变电站能源管理篇6
【关键词】机电工程；智能变电站；运行维护管理
一、前言
中国的经济得到了不断的完善，机电工程也在不断的健全和完善中。机电工程管理中也不断呈现出质量问题，其智能变电站运行维护管理的应用对变电站的可持续运转有着相当大的关系。
二、构建智能变电站运行维护管理的作用
与传统变电站中信息系统相比，智能变电站运行维护管理系统避免了传统系统类型繁多的特点，从而有效避免了系统排列之间容易出现的弊端，如：各系统在进行信息处理的过程中容易出现传递重复，也较容易出现“信息孤岛”现象，这些弊端不仅让信息系统做了无用功，还造成了信息资源的浪费。此外，由于在信息传递过程中存在漏洞，数据的准确性无法得到保证，从而严重影响着变电站的发展。智能变电站在先进的科学技术带领下，不仅能够对信息进行一体化处理，通过构建一体化平台，不仅避免了多个系统工作，还能满足用户对信息的需求，下文主要对智能变电站运行维护管理设计方案进行分析。
三、运行维护管理的特点
1、电源具有显著的一体化特点
在智能变电站的一体机电源设计过程中，其最为显著的特点就是实现电源设计的高度一体化：不仅实现了外观层次的一体化，系统层次也已经实现了高度的一体化，这就降低了系统的组屏个数，对于提升电源系统的外观感和性能都有很大帮助。同时，一体化的设计思路还能够有效的简化电源系统后期的维护和管理工作量。在运行维护管理生产环节，可以实现各个不同部件的批量化生产，有效的缩短了电源系统的生产周期。
2、运行维护管理系统具备高度的智能化和自动化
在智能化变电站的交直流运行维护管理设计中，集成了大量的电子设备，通过网络系统将若干子系统进行有效的整合，实现各个子系统的有效管理，进一步实现整个智能变电站交直流运行维护管理的自动化管理。同时高度的智能化和网络化对于提高电源系统的管理能力有很大的帮助，能够通过预置的传感器对相关的参数进行检测，并且可以及时的发现电源系统运行过程中存在的问题，有效的预防电源系统故障的发生。
3、运行维护管理设计具有较高的可靠性
与传统的分布组装式电源系统相比，运行维护管理的设计全部通过模块化设计实现，因此系统无需进行二次接线，这样可以有效的提高系统的绝缘性。同时模块化设计为后期电源系统的维护提供了巨大的方便，可以通过更换相关的故障模块实现电源系统的快速恢复，而且交直流运行维护管理系统对相关的蓄电池和开关之间都实现了较高的安全防护，以有效的降低变电站设备发生故障的概率，对于提升智能变电站的可靠性至关重要。
4、使蓄电池组类型配置得以减少
智能变电站运行维护管理系统实现了操作电源蓄电池组、通信蓄电池组以及UpS蓄电池组的整合，将这三组蓄电池组合并为一组，有效简化了蓄电池组的类型配置。
5、运行网络化
智能设备的各个子系统通过网络系统连接在一起，并且一并接入一体化的监控系统，由此对各自系统的运行进行实时监控和管理，网络的整体控制管理使得智能设备的运行井然有序。
6、投入成本减少
由于智能变电站运行维护管理系统实现了设备的简化，所以在建设过程中可以节约材料、设备和资源，减少了施工全面协调的成本。此外，具上述优势可知，此系统更易于维护，因此也节约了大量维护成本。
四、智能变电站运行维护管理应用
1、数据处理
众所周知，变电站的基本功能是实现信息的处理，而变电站的应用要从设备本身入手，这也是众多的电力科学家关注的问题。一般来说，不同的电力系统在实用性和层次性方面会有很大的不同，同时，信息的获取方式也有很大的差别。我国在智能化变电站系统中会进行基础数据的转换和处理工作，比如很多的变电站式通过一定的模式进行改建和处理的，而其中各种通讯的功能是由专业的业务软件来完成的。就目前我国的基本的数据服务来说，智能话的变电站可以将所有的设备数据集中导出，进行数据的置换和处理，使其成为符合人们需要的标准的信号形式，这些数据型号形式有电气量和非电气量两个方面的内容，两者息息相关，但各有作用。
2、间隔层应用系统
（一）、测控保护
国内35kV以下的电压等级的低压装置，对测控保护一体化设计的使用较为广泛。而保护和测控功能相互独立的装置设计则在110kV及以上电压等级中进行运用。这样一来，技术分工、安全可靠方面都会得到一定的考虑。当然，保护、测控功能的设计能够有所简化，促使一体化的实现，对中间环节进行减少的同时，促使系统可靠性的有效提高。对于智能变电站而言，其数据信息的实时上传、统一采集促使了互操作和信息共享的实现。继电保护、测量控制是测控保护一体化装置的功能，运用中央处理器插件结构能够得以实现。一个CpU对通信、界面、测控信息相关处理进行实施，而另一个可以通过继电保护相关功能进行处理。在软件和硬件上，保护、远动功能的可靠性和独立性是通过独立的CpU系统进行保障的。设计继电保护模块的过程中，可对面向对象的设计思路进行运用。该对象相关的出口、时间以及定制的信息等可以作为对象属性，和保护模块绑定在一起，这样一来，各保护模块对象的功能就能够得到有效运用。
（二）、监控五防
此种设计将五防逻辑软件在监控系统中进行嵌入，同时对就地间隔内机电工程的电气联锁回路进行保留。利用以太网对通信进行建立，达到设备状态信息的良好交换，促使过程层、间隔层、远方/站控层3级防误闭锁功能的有效实现。在无操作工况的状况之中，全部闭锁触点都为断开位置。当在操作的过程中，防误闭锁判断程序就会通过站控层“五防”预演程序进行启动。如果能够满足一定的要求，就对闭锁触点进行闭合，运行人员的操作完成之后，自动断开闭锁触点。
（三）、集中故障录波
变电站所有设备对通信协议、数据模型、功能模型的使用都是统一的，由此促使了数据信息的互操作性、共享性的形成。此时，以往分散的录波装置可以放弃运用，进而对集中录波装置进行使用。通过网络接口，智能录波器能够将GooSe、SaV信息接入即可实现功能要求。通过GooSe和SaV报文的上传，智能录波器可以对报告、故障波形进行获取，同时包括定值、保护事件、开关量、录波列表等数据。初步分析完成后，故障录波信息分析系统会对数据进行接收，依据获取的数据，系统可以对定值校验、谐波分析、计算校验等汇总分析进行实施，并且借助非实时接口适配网关，将分析结果上传至一体化平台。
（四）、电能量计量
周期性记录是电能量数据的运用方式，其所需的可靠性、稳定度、准确度、精度要求都比较的高。电能量数据可以对交易计费结算提供依据，可见电能量计量系统的重要性。当光纤以太网传送的电压、电流信号由光电式电能表接收到后，就可以对通过处理系统、实时运算对这些数据进行相关处理。
五、结束语
由于机电工程行业的不断完善，大家对变电站的质量提出了越来越高的要求，依据实际的作业经验，总结了智能变电站运行维护管理的关键性内容，这样便于确保变电站工程的质量。
参考文献
[1]张文亮，刘壮志，王明俊.智能电网的研究进展及发展趋势[J].电网技术，2011
变电站能源管理篇7
它将传统的变电站内各种分立的自动装置集成在一个综合系统内实现，并具有运行管理上的功能，包括:制表、分析统计、防误操作、生成实时和历史数据流、安全运行监视、事故顺序记录、事故追忆、实现就地及远方监控并实现信息共享、不重复采集等。
变电站综合自动化系统从其测量控制、安全等方面考虑，可划分为三个系统。
(1)监控系统。监控系统是完成模拟量输入、数字量输入、控制输出等功能的系统，一般具有测量和控制器件，用于站内线路和变压器运行参数的测量、监视，以及断路器、隔离开关、变压器分接头等设备的投切和调整。
(2)保护系统。在综合自动化系统中，继电保护宜相对独立，除输入量和跳闸要独立外，保护的启动、测量和逻辑功能也应独立，此时，保护装置需要通过串行通信接口送出的仅是某些保护动作的指示信号或记录数据;也可通过通信接口实现远方改变保护定值。此外，一般要求的故障录波及测距功能由保护系统附带完成，如有较高要求，则配置专用设备并有相应的通信接口。
(3)断路器闭锁系统。变电站综合自动化系统应具有全方位的防误操作系统，以通过闭锁功能，有效地实现“五防”，从而保证电网和人身的安全。
1.关于后台监控机的几个问题
1.1后台监控机运行管理
在实际运行中，已经多次出现了后台监控机由于人为和监控机本身等原因导致瘫痪不能工作，严重影响变电站的整体运行。为防止这种情况发生，一是要制定变电站后台监控机的运行和管理制度并严格执行，对值班人员进行约束，防止利用后台监控机玩游戏、上网，防止私自使用软盘和光盘使监控机感染病毒等。二是加强管理部门的定期和不定期检查，发现问题，立即处理，不留后患。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法，只有管理部门和变电站站长掌握密码，普通值班人员不掌握密码，防止随意进入操作系统和启动、停运监控软件，防止使用后台监控机的软、硬件资源并遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统，如东方电子生产的DF系列自动化系统的后台监控软件具有启动后封装操作系统的功能。监控软件封装操作系统是指当第一次启动后台监控机时，监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件，直至启动到监控软件界面，如果停运监控软件，需要输入密码，只有掌握密码的人才能停运监控软件，进入到操作系统。目前，有一些变电站自动化系统的后台监控软件不具备这种功能，应与厂家技术人员共同解决。监控软件封装操作系统功能在防止后台监控机被别人使用和被破坏等方面是十分有效的。在选择后台监控软件时，应注意选择具有这种功能的产品。
1.2后台监控机机型的选择
由于后台监控机要求实时运行，处理的数据量比较大，响应速度快，而且处在强电磁环境，所以一般普通计算机无法满足要求，在选择时应选择高性能工控机。高性能工控机能够在强电磁环境工作，抗干扰性能强，能够实时运行，硬件设备工作稳定性好，能够满足变电站后台监控系统的要求。目前在一些变电站，由于后台监控机使用商用机、家用机和其它计算机，已经出现后台监控机损坏而不能工作情况。高性能工控机能够保证变电站后台监控系统的安全稳定运行。
1.3后台监控机不间断电源的解决方案
在一些变电站中，没有为后台监控机配置不间断电源，使用的是站用变交流电源。使用站用变交流电源存在下列弊端:一是当系统停电时，后台监控机失去电源，不能工作;二是站用变交流电压波动较大，电压质量有时不合格，有时电压高，烧毁计算机，有时电压低，计算机不能工作，不能给后台监控机提供合格的电源;三是当站用变一次熔断器熔断时，后台监控机失去电源;四是当10kV系统接地时，站用变交流电源受到严重的谐波干扰，影响后台监控机的正常工作。所以，综自变电站后台监控系统应配备不间断电源，以防止站用电出现故障时确保监控系统正常工作，特别是在发生事故后可以保证各种信息不至于丢失。但是，配置不间断电源会增加变电站的建设成本，而且，电池的使用寿命也较短，容量也不大，故而可以采用如下方案:配置能将直流逆变成交流的逆变器，以站内直流蓄电池为逆变器的直流电源，逆变成交流后供给后台监控机使用，容量选择1000Va左右。配置这种逆变器，不用另外购置直流蓄电池，节省投资，而且变电站蓄电池具有容量大、寿命长、输出稳定等优点。转贴于
1.4后台监控软件的备份问题
后台监控机无论使用质量多好的后台计算机，都有可能损坏，所以在变电站新投产时，都应该对后台监控软件进行备份，而且这种备份工作应随变电站设备的变更及时更新。虽然有些厂家备份了某些变电站的后台监控系统软件，但是厂家毕竟是面向全国市场，其备份不太完善、可靠，因此，还是建议继电保护管理部门做好各站后台监控软件的备份工作，并妥善保管，以防不测。后台监控软件的备份可以保存在移动硬盘或者光盘上。
2.保护监控系统事故和预警音响信号
一些变电站的保护监控系统的事故和预警音响信号受后台监控系统的控制，当后台监控机不能工作时，事故和预警音响信号则不能发出，不能提示值班人员处理事故或故障，严重影响变电站的安全运行，对于这种情况，应与厂家联系，共同处理，将保护监控系统的事故和预警音响信号独立出来，不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预警音响信号情况。
3.综合自动化系统的选型及定货问题
目前，综合自动化系统的生产厂家很多，各厂家的软件兼容性较差，然而现行的主要定货规则是:10kV保护与监控系统捆绑销售，即购买谁的10kV保护就得购买谁的后台监控系统。这就造成了一个变电站的保护五花八门，不同厂家的产品接入监控系统时都要进行规约转换或者接口转换。这不仅会造成综合自动化系统运行不可靠，同时还会造成许多应具有的功能不能实现。所以，在综合自动化系统的选型及定货问题上，一个变电站最好选用同一个厂家的产品，这样做的好处在于:同一个厂家的产品的通信规约是一样的，无须增加转换环节;厂家在售后服务上也不会产生互相推诿的现象。
变电站能源管理篇8
[关键词]集控通讯系统可靠性
中图分类号：U48文献标识码：a文章编号：1009-914X（2017）09-0072-01
当前孤岛供电管理区集控站建设工程正在如火如荼的进行中，其建成后，将以调度自动化系统的远程工作站方式实现对变电站的远程集中监控操作，达到“五遥”功能。通讯系统是集控站安全、可靠运行的保障，也是电网的神经系统。随着孤岛电网的自动化、智能化程度的显著提高，对通讯系统的宽带化、可靠性提出了更高的要求。
一、优化调整光通讯设备
孤岛供电管理区所辖变电站原有通讯系统均采用GF155-05m型光端机，投产日期为2004年7月，距今已运行10年，设备老化严重、板件损坏情况不断增加，且本体存在缺陷。
GF155-05m型光端机为节点型，变电站光端机以星型或分支链路结构形式接入电力光传输网络。此类光端机如果在光纤通道中发生通讯不畅，则两边均会不断向这一端询问回应，形成：询问―中断―记录―中断―询问的死循环，导致GF155-05m型光端机中记录询问结果的内存Rom被占满，使程序跑死，进而死机。同时，该GF155-05m型光端机在电源输入中断时，其内部存储配置信息Rom将迅速失电，导致内部配置信息丢失。
孤岛区调是电网通讯中枢，其采用的GF155-05m型光端机通讯带宽仅为155m。带宽过窄，不能满足集控站改造后因视频、音频接入而激增的光端机传输带宽需求。
为解决上述问题，我们进行了以下改造：
1.将35kV无人值守变电站的光端机统一更换为华为metro1000型。
2.将孤岛区调所用光端机更换为华为oSn2500型。
二、完善通讯光纤网络拓扑结构
为提高通讯光纤网络可靠性，满足信号传输要求，我们对孤岛电网通讯光纤网络拓扑结构进行了完善。变电站光纤传输通道升级改造，对原有设备进行优化调整，建成部分双向保护通讯。内容如下：
1.将所有通讯光端机由节点型更换为点对点型。
2.建设光缆通道，将重点通信链路拓扑结构升级为环式，形成孤五变、孤三变、孤二、孤岛供电管理区调度通道自愈环路保护。
三、规范通讯电源接线方式
为规范管理区无人值守集控变电站通讯电源接线方式，我们进行了统一设计：通讯设备（光端机）的电源输入直接接入直流屏；在通讯设备（交换机）之前加装新式逆变电源，逆变电源输入来自直流屏和交流屏。逆变电源采用交流主供型，在交流输入时，处于交流输出，当交流输入故障时自动切换到逆变输出。逆变电源容量统一选择为3kVa，将原无人值守变电站的交直流屏分开，二者独立设置。无人值守集控变电站原蓄电池容量均仅为30aH，容量过小，我们将蓄电池统一更换为12V一节，容量选为100aH。
四、提高通讯系统抗雷击、抗电磁干扰能力
变电站通讯系统由于接口众多，电气连接点多面，加之运行环境较为恶劣，电磁干扰严重。这些电磁干扰进入变电站内的通讯系统，就可能引起系统通讯不正常，乃至损坏，并普遍存在着全站失电后恢复送电时由于电磁冲击导致通讯光端机死机的问题。
针对以上问题，我们分别提出了三项解决方案：
1.设计通讯系统三级式防浪涌保护
雷电侵入通讯系统主要是从站用变传入经由交流母线进入直流屏，并进入二次设备，同时经交流母线分散到各用电设备。为防止雷电波浪涌导致通讯光端机电源板件损坏，我们设计了通讯系统三级式防浪涌保护。
1.1第一级保护
采用德国盾牌DBm1255型电源防浪涌保护器。其交流最大持续工作电压（UC）为255V，电压保护水平（Up）≤2.5kV，响应时间（ta）≤100ns，它是单相的浪涌保护器，平时工作指示牌为绿色，放电后为红色。
1.2第二级保护
采用德国盾牌DGmtt385Fm型电源防浪涌保护器。其交流最大持续工作电压（UC）为385V，雷电冲击电流（10/350μs）（iimp）为50ka，电压保护水平（Up）≤1.5kV，平时工作指示牌为绿色，放电后为红色。
1.3第三级保护
采用德盾牌DRm4p255型电源防浪涌保护器。其交流最大持续工作电压（UC）为400V，雷电冲击电流（10/350μs）（iimp）为50ka，电压保护水平（Up）≤1kV，平时工作指示牌为绿色，放电后为红色。
2.通讯电源交流延时送电装置的设计
通讯系统交流延时送电装置在全站失电后恢复送电时经延时30s切换回交流输入，解决电磁冲击导致光端机死机的问题，降低通讯系统故障发生率，提高通讯系统的运行可靠性。
2.1工作过程：
交流输入正常时：空气开关KK1、KK2、KK3、KK4闭合，时间继电器线圈通电，常开接点位于闭合位置，给SSR固态继电器输入端加上交流220V电压；SSR固态继电器导通，使逆变电源利用交流220V输入，处于失电工作状态交流输入故障时：空气开关KK1、KK2、KK3、KK4闭合，时间继电器线圈失电，常开接点断开，SSR固态继电器输入端失去电压；SSR固态继电器关断，逆变电源瞬时切换至直流220V输入，处于逆变工作状态交流输入恢复正常时：空气开关KK1、KK2、KK3、KK4闭合，时间继电器线圈通电，常开接点经30s延时后闭合，给SSR固态继电器输入端加上交流220V电压；SSR固态继电器导通，使逆变电源切换回交流220V输入，处于市电工作状态。
3.通讯系统抗电磁干扰的技术设计
为提高无人值守集控变电站通讯系统抗电磁干扰的能力，我们利用接地和屏蔽技术从以下几个方面入手：
（1）保护柜屏和继电保护装置本体增设有专用的接地端子，微机型保护装置和收发信机机箱构成良好的电磁屏蔽体，并可靠连接至等电位接地网的铜排上。
（2）微机型继电保护装置所有二次回路以及自动化系统输入、输入回路的电缆均改用屏蔽电缆。
（3）对通讯电缆屏蔽层一点接地。
（4）通讯设备的保护接地与工作接地合用一组接地体；通信设备各直流电源的正极在电源设备侧均直接接地。
（5）变电站通讯设备和综自设备间通讯接口均常用为RJ45接口，在RJ45接口处加装信号型SpD，以降低电磁干扰对通讯设备的影响。
五、加强变电站通讯系统的维护及管理
在日常巡视工作中注意检查通讯光端机的运行情况，对光端机进行灰尘清扫等工作，优化光端机的运行环境，减少环境对光端机的影响，提高光端机运行质量，减少缺陷的发生。
建立无人值守集控变电站通讯系统设备台账，涵盖了设备型号、投产时间、故障记录、维修记录、故障原因分析五个方面，做到了面面俱到。同时我们通过对以往通讯故障的总结，了解了通讯故障发生的常见原因和解决方法，为今后的工作打下了坚实基础。
六、结束语
通过实施以上五项措施，孤岛供电管理区所辖的无人值守集控变电站通讯系统运行可靠性的得到了极大提高。降低了变电站通讯系统的维护成本，保障了无人值守变电站与调度的通讯通道畅通，保证了电网运行安全稳定。
变电站能源管理篇9
关键词：变电站；集控站；集控模式；分散集控；集中集控；建设方案文献标识码：a
中图分类号：tm715文章编号：1009-2374（2015）04-0045-02Doi：10.13535/ki.11-4406/n.2015.0305
变电站经过多年的发展，值班工作已经从多人值班发展到少人值班、无人值守。但是从无人值班变电站建设来看主要在有坚强电网的大型电力企业，这些地区环境优越，经济发达、交通便利。文山是一个多山地区，部分地区山地比重超过了98%，大量变电站建设在山区、农村，交通极不便利，这给电网建设、运行、管理带来极大的困难。
1文山电力变电站运行值班现状
1.1变电站分布及交通情况
文山电力有110kV变电站23座、35kV变电站46座，分布在5市县内。35kV级以上变电站运行人员共计311人，其中110kV变电运行人员共计143人、35kV变电站运行人员共计168人，全部为少人值班变电站。
1.2文山电力变电运行、管理存在的问题
从以上统计我们可以看出，文山电力110、35kV变电站存在点多、面广、战线长，110、35kV变电站运行值班人员比较分散，运行维护距离远，维护管理难度非常大，现目前只能执行有人值班或者少人值班，人力资源难以达到优化配置，由于变电站都是有人站，仅有的几个技术骨干人员必须分散配置，形不成合力，给员工教育培训和管理带来很大难度。随着电网不断发展，110kV、35kV变电站越来越多、越来越分散，现有变电站运行管理模式已难以满足电网快速发展的需要。
2建设集控站的必要性
随着电网规模的迅速发展，建设速度不断加快，110、35kV变电站逐年增多，变电站无油化、微机监控化、通讯设施完善化逐年在提高，该市部分地区已初步具备集控条件。随着文山电力的快速发展，如不加快变电站集控建设，未来在电网升级、人力资源利用方面的工作将越来越困难、复杂。依托科技手段，提高供电可靠率，优化现有的变电运行人力资源，来满足电网快速发展的需求，对专业人员的需求越来越迫切，将现有的有人值班变电站改造为具备无人值班的受控站，通过专业化运行管理可以极大提高变电站的运行维护管理水平。集控站建设是未来电网发展的必然趋势，目前南网公司在加快集控站的建设。
3文山电力集控站建设方案确定
3.1文山电力集控站建设内容
3.1.1要求具备对集控站所管辖范围内的厂站进行数据采集、集中监控并将信息汇总向上级调度发送的功能。
3.1.2集控中心配置系统应实现：数据的采集、处理、存储、传输；远调、远控、远监系统中的屏幕显示，对电网工况实现在线监视。
3.1.3具有制表、打印报表、越复限告警、模拟量记录，事件、事故顺序记录，事故追忆，画面生成处理及拷贝等功能。
3.1.4在实现监视的基础上，通过计算机及人机联系系统设备，对断路器、可电控操作的隔离开关、GiS可电控操作的隔离开关，主变中性点接地隔离开关，带负荷电力变压器远方操作等功能。
3.2集控站建设模式
结合该供电企业现状，借鉴其他供电企业集控成功经验，我们提供了两个大方案，分散集控模式和集中监控模式。
3.2.1方案一：以县为单位或几个距离较近的变电站集中运行、监控，即分散集控模式。
分散集控站模式，在变电站相对集中的站所或县城建设集控终端，监盘、操作维护人员统一在一起值班。集控站建设模式采用集中监控、操作模式建设，集控站统一负责接收、执行配调机构的工作指令，负责对110、35kV变电站、开关站进行监盘、巡视、操作、维护。组织结构如下：
图1
优点：运行成熟，有经验借鉴；被控对象少，受控变电站集中，信息出口快捷、准确，电网风险管控要求能及时、有效回应。特别是事故处理时，受控对象少使得事故响应时间较短，加快电网故障隔离和快速复电。
缺点：人员优化有限，集控终端重复建设，投资大。管理流程长，不利于命令执行。扩展建设不方便，增加变电站集控数量较复杂，受控站超过15个以上控制困难；不适合未来变电运行专业化管理的发展。距离较远的变电站无法保证供电可靠性。
3.2.2方案二：监控中心+巡维中心模式，所有的变电站集中监控，分散操作维护的大集控模式。
监控中心+巡维中心模式建设，即监控中心负责变电站监盘、遥控、遥调接收调度机构预令，巡维中心负责110、35kV变电站、开关站履行巡视、操作及日常维护。组织结构如下：
图2
优点：符合专业管理的要求，有利于短期提高变电站运行管理工作。受控变电站集中，信息出口快捷、准确，电网风险管控要求能及时、有效回应。扩展建设方便，增加变电站集控方便，受控站数量不限，超过15个以上可以分区监控；事故处理时，监控中心可以在调度指挥下快速远程序遥控改变运行方式，加快电网故障隔离和快速复电。对于距离相隔较远、分散的变电站，可以分为几个片区维护分班巡维。
缺点：运行方式改变大，需要长时间来培训人员熟悉电网、设备新模式下的运行工作，没有可借鉴经验，建设周期长。
3.3集控站建设模式选择
从以上两种方案来看，分散集控建设方便，运行结构改变小，但是，人力资源优化不够，随电网的发展，其对变电运行管理的提升有限；集中监控、分散巡维模式，人力资源优化较好，符合专业化管理的发展趋势。
结合文山电力变电站运行现状、地理分布情况及交通状况，方案二更适合文山电力现状。
4集控站建设的实践情况
根据制定的建设方案，文山电力从2013年开始了变电站集控建设工作，截止2014年10月，完成了18座110kV变电站、3座35kV变电站集控工作。集控调试接入的变电站现有变电运行人员81人，其中监控中心13人、巡维中心68人，比集控前减少57人，极大提高了人力资源效率。同时通过集控建设，将分散在各变电站的技术骨干集中起来，提高了变电站的运行、管理质量，在2014年上半年中所有集控的变电站设备维护率100%，缺陷及时发现率提高了37%，两票合格率提高了1.2%，合格率达到99.6%，不安全事件降低84%。变电站集控建设工作取得阶段性成果。通过实践，集中监控、分散巡维的模式有利于变电站运行、管理调高，符合变电站管理未来发展需要。但是，在运行中也发现边远变电站事故处理、恢复时间增加较大的情况，其别是对农村供电的变电站尤其突出。经过分析，由于云南山高林密，线路运行环境差，在设备事故处理中，因为线路故障引起的事故占98.3%，其中10kV线路跳闸又占到96.8%；永久故障占2.3%，瞬时故障占77%，69%是线路通道引起。针对这一情况，电力公司制定了以下四个方面的措施加以解决：（1）距离相隔较远、分散的变电站，可以分为几个片区维护分班巡维，缩短维护半径；（2）制定线路跳闸强送管理规定，对35、10kV非电缆线路在跳闸后可以强送一次，在制定线路重合闸投入措施，提高重合站投入率；（3）考虑将车程超过60分钟路程的35kV变电站10kV设备操作采取委托当地供电所操作；
（4）加强线路通道清理工作，增加线路防雷设备投入。
通过以上一系列措施，2014三季度，10kV线路故障恢复时间得到极大提高。
5结语
变电站能源管理篇10
关键词：光伏电站；运维管理；分析
中图分类号：S972文献标识码：a
引言
光伏应用是有效利用、推进能源生产和消费革命的重要途径。我国是全球光伏产品生产和出口大国，近年来受全球光伏市场需求增速减缓及欧盟对我国光伏引发的“双反”事件影响，光伏企业生产经营面临较大困难，光伏发展面临严峻形势。加快光伏应用，就是要启动和利用内需市场，促进光伏持续平稳健康发展。光伏发电在我国起步较晚，但由于其清洁无污染等优势很快为人们所接受，光伏电站项目的建设更是对光伏正逐步拓宽市场的有力证明。任何一个项目都离不开项目管理，而项目管理又涉及采用何种模式进行管理的问题。正确认识我国光伏电站项目管理模式有利于光伏电站项目的健康发展，有利于我国战略性新兴产业的培育，有利于进一步拓展能源利用空间、优化能源结构，有利于发展低碳节能经济，促进资源节约型、环境友好型社会建设。因此，深入探讨我国光伏电站项目管理理论及模式意义重大。
一、光伏电站建设发展现状及前景
光伏电站建设发电具有明显的优势：首先，取之不尽，用之不竭，不用担心枯竭不足问题，同时的光伏电站项目安全性和可靠性有保证，光伏电站没有噪声污染或污染物排放，属于干净无公害的清洁能源等，光伏电站建设有利于环境保护和可持续发展；其次，光伏电站项目建设不受资源分布等的地域限制，光伏电站项目建设可与屋顶相结合，既节省空间又有效利用屋顶、墙面等本来闲置浪费的空间，同时光伏电站建设在生产过程中无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；最后，光伏电站项目发电能源质量高，建设周期短，获取能源花费的时间短，使用者从感情上容易接受光伏电站项目。
我国地域辽阔，资源丰富，具有发展光伏电站的巨大优势，同时，国家一系列扶持政策和补贴办法的出台，使国内光伏市场开始启动，各发电企业开始大规模建设规划光伏并网电站项目。根据专家预测，光伏电站项目在今后的世界能源消费中所占的比重将越来越大，伴随着部分常规能源的枯竭，光伏电站项目发电将成为21世纪世界能源供应的主体，到21世纪末期，可再生能源在能源结构中将占到80%以上，其中发电将占到60%以上。由此可见光伏产业有着广阔光明的发展前景，必将在今后的能源领域中占据重要地位。
二、光伏电站运维管理
（一）设备维修模式
1.计划维修方式
计划维修作为一种预防性维修模式，在各种大型电站普遍推广使用，对保证设备处于良好状态取得了较好效果，例如核电站、火电厂、水电站的定期的预防性试验、大修、小修等。可以事先安排好设备的使用和检修时间，准备好维修所需的人、财、物等，缩短了维修时间，提高了维修质量。
2.先进的设备诊断技术与状态维修
在光伏电站项目中设备状态监测维修是借助先进的故障诊断、设备监测、信息化管理平台提供的先关的信息，来判断光伏电站项目中设备出现故障的劣化程度，有计划地对光伏电站项目中设备进行适当的维修。设备状态维修应该是光伏电站中设备维修方式中效率最高的一种方式。采用设备状态维修可以及时掌握光伏电站中设备存在的故障隐患并时消除，从而提高光伏电站中设备完好率和光伏电站中设备的利用率，提高光伏电站中设备维修工作质量和节省各种费用，提高光伏电站的总体效益。
3.故障维修法
在基本的设备维修工作中，还有一种方法叫做故障维修法通俗叫做事后维修法，也就是坏了再修，不坏不修的方法。这种方法一般不被采用。
（二）设备管理的人员与制度管理
针对光伏电站设备维护的上述特点从以下几个方面来加强运维人员的电站维护水平。准备合理的备品备件，在合适的时间按照一定的方法和标准去维护或检修指定的设备。
1.备品备件管理
a.做好备品备件工作是及时消除设备缺陷，防止事故发生后，缩短事故抢修时间、缩短停运时间、提高设备可用效率，确保机组安全经济运行的重要措施。主要分为：消耗性备品（汇流箱熔丝、控制回路熔丝等）、定期更换性备品（风机轴承、呼吸器等）、设备性事故备品（汇流箱、逆变器、断路器等）、材料性事故备品（电缆终端、电缆等）、配件性事故备品（瓦斯继电器、端子等）。
b.制定备品备件采购及管理制度
从以下几个方面出发，制定一套适合光伏电站特点的备品备件采购及管理制度。
（1）结合公司近几年的生产月报设备故障统计，分析易故障设备的故障原因，统计易故障设备的故障元件。对关键设备进行分类，在备品备件中考虑关键设备的战略备用。
（2）与各设备制造厂家沟通，了解其设备的维护及检修规程规范。对维护的周期，定期需要更换、检修的元器件进行统计。
（3）与各电站值长及各兄弟发电企业沟通并进行平行对标，了解设备故障情况及备品备件的消耗情况，包括消耗的名称和数量。
2.设备的维护及检修制度
该制度编制的意义是让生产运行人员了解何种设备多长周期在什么时间进行什么部位的维护检修工作。
光伏电站主要分为升压站和光伏区两部分，升压站部分电气设备（SVG除外）的维护检修在变电站及火电厂、水电站等有几十年的经验，国家也颁布了相关的标准及规程规范，对升压站的电气设备的日常点检、预防性试验和大小修做了详细的说明。光伏区部分主要包括组件、支架、汇流箱、逆变器、光伏区监控设备、光伏区阵列变等（离网项目包括储能电池），升压站部分的无功补偿SVG，由于行业起步较晚，包括设备使用企业和设备生产企业在内都还没有建立起设备的标准维护检修体系，国家也没有颁布相关的标准及规程规范。
联合相关设备生产厂家的售后技术支持人员及电站运维人员结合设备历年运行特点，编写光伏设备的维护、检修手册。为各个电站生产维护检修人员提供一个参考标准。
（三）多部门责任管理
1.加强政府的监管力度
在进行光伏电站运行管理时,要进行政府的统一监管,同时进行规范企业的管理制度。政府等相关的管理部门要制定出一套完善的管理制度,以规范其管理。企业内部进行管理的时候要明确其部门职能,按照当地的实际情况进行管理。在进行管理时要设立相关的监督部门进行管理监督,减少管理人员的不规范行为,提升管理效率。
2.提升管理人员的综合素质
在进行管理时,企业要加强对相关管理的专业素质的培养,提高相关人员的综合素养,使其在面对紧急的事情可以及时的处理。要加强对技术人员的技术培训,及时发现电站的运行问题,及时维护,减少损失。
（四）健全管理模式
1.电费补贴的争取
随着国家对新能源发展政策的不断变化,光伏企业要及时关注国家政策动向,积极争取光伏电费补贴,使光伏发电的效益最大化。对于分布式光伏电费的收取,政府部门可以采用集中供电的形式,实行“家电统一配备”的制度,集中管理用户们的用电时间,在机房中设置统一管理线路,同时方便电站收取电费,从而实现电站管理的可持续发展。
2.合理用电
由于光伏电站大都建立在比较偏远的地方,因此对于分布式光伏电站,政府要进行用户居住地的管理,将游牧民族的居住集中在供电区域附近,供电站能够满足其范围内的用户供电。根据当地的用户情况进行电力的合理配置,使之既能满足用电需要,同时还能减少资源的浪费,最大效率的利用资源。
（五）选择适合的光伏电站运营模式
光伏电站运营管理模式主要有三种：第一种是承包商建设光伏电站，光伏电站项目业主管理光伏电站模式，业主在光伏电站建设初期投入工作，在光伏电站全部竣工验收前完成庞大的人员培训计划和维护光伏电站网络建设计划，光伏电站管理成本大，光伏电站建设需要政府在资金和政策方面给予大力支持；第二种是总承包商成为业主并经营管理电站模式，总承包商在光伏电站项目建设的同时利用光伏电站项目建设资金完成的机手的培训和运程监控管理系统，待光伏电站项目竣工验收合格后，光伏电站项目要有高素质专业维护管理人员，使光伏电站项目运行维修网络系统正常运转，实现光伏电站项目远程监控管理。
结束语
面对日益紧张的能源消耗和日趋严重环境污染，发开利用清洁能源成为全球可持续发展的不二选择，太阳能发电正在逐步得到研发投产，光伏电站建设是开发利用太阳能的有效途径。电力企业应加快研发力度，加强对光伏电站建设管理，选择适合的运营管理模式，重视光伏电站的维护，促使光伏电站解决全球能源危机，提高企业经济效益和市场竞争力，促进企业和社会的健康可持续长远发展。
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