变电站运维解决方案
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了八篇变电站运维解决方案范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
变电站运维解决方案范文第1篇
变电站运维技术管理主要是指在变电站设备运行中进行维护与管理的一种新型的技术，同时变电站运维技术管理也是变电站各项管理中的重点，是保证变电站设备正常运营的基础条件。随着国民经济的发展，220kV变电站成为了当前国内建设发展的重要支撑，因此，变电站日常的运维技术管理就更显其重要性。首先，运维技术管理可以有效地减少和降低变电站运行中事故的发生率，工作人员可在日常对变电站运作进行实时监控，一旦发现异常现象，可根据故障发生点进行分析，并及时制定出维修管理措施，大大提高了变电站运营能力。另外，变电站运维是整个变电站工作的核心，一旦运维出现问题，将会导致整个变电站的瘫痪，因此，必须对运维技术有一个专门的技术管理体系，这样才可以保证变电站正常运作，真正成为国民经济发展建设中的重要力量。
2.220kV变电站运维技术管理工作的特殊性分析
变电站的运维技术管理工作是整个变电站工作的核心，也是最难掌控、工作人员劳动强度最大的技术管理。一般情况来说，工作人员在工作期间遇到变电站设备运行的突况，必须第一时间准确判断出故障发生点并及时给出合理的解决措施，在这种高强度、高紧张的工作环境下，工作人员必须时刻保持清醒的头脑以及拥有准确的分析判断能力，因此可以说，变电站运维技术管理对工作人员的要求是极高的。在目前变电站运维技术管理中，主要包含了操作、维修、养护、管理四个方面，因此变电站对运维技术管理所制定的各项规章制度也是最多的。另外，在变电站运维技术管理工作中，工作人员除了要具备较高的专业性技能外，还要具备较高的工作责任心。因为变电站运维技术管理工作不同于其他管理工作，它具有较高的实时性处理特征，因此在日常工作中仅靠一些规章制度或是部门领导的监管是远远不够的，必须要将运维技术管理人员的工作态度从被动变为主动，提高工作人员工作管理中的危机意识。只有做到了这些，才能最大限度保证变电站日常运营安全。
3.220kV变电站运维技术管理中危险点的形成原因
变电站运行中时常会出现一些突发的情况，这主要由以下四点所引起的：首先，在变电站运行中，由于操作人员专业性问题以及疏忽所引起的危险点是最为常见的。一般来讲，工作人员面对高负压的工作环境难免会出现一些这样那样的问题，而这些问题恰恰也是最容易产生危险点的问题。其次，由于受外界天气影响所产生的危险点。这类危险点是最无法预测的，也是经常性发生的危险点类型，尤其是阴雨天气或是强降雪天气，会对变电站设备的正常运行造成较大的影响。再次，由于设备出厂时质量问题而导致运营中的危险点是变电站运维技术管理工作中不可避免的一种类型，也是运维技术管理工作人员最为头疼的一种危险点形式。最后，由于工作人员在设备运行时对操作技术的不熟练和设备维修时的技术达不到标准要求而产生的危险点也是较多的。由上述分析可以看出，变电站运维技术管理中危险点的产生既有客观因素，又有主观因素，同时危险点的产生具有一定的复杂多变性特点，因此必须制定出一系列危险点防范措施才能保证变电站设备的正常运营。
4.危险点的预控措施
危险点的产生会严重导致变电站设备无法正常运行，甚至还会为此造成更为严重的后果。因此，变电站运维技术管理工作人员必须针对设备常出现的危险点制定出科学合理的解决方案。其具体措施如下：
4.1借设备大规模整修时有针对性进行预控
一般而言，变电站设备每年都会进行一次较大规模的检修，这段时间内变电站工作管理任务较为集中，也是最为繁忙的阶段，同时更是变电站设备最容易出现问题的阶段，借这段时间对变电站设备进行危险点预控是最为适合的时期。在设备大规模维修前运维技术管理工作人员要积极地配合维修部门的一切相关工作，并且对危险点预控进行详细的检修方案，同时运维技术管理人员要充分了解变电站各台设备的运作能力及其健康状况，真正将危险点预控工作落实到实处。另外，变电站运维技术管理工作人员还要做到结合当前的工作重点明确组织措施、技术措施、注意事项等相关内容，明确此次大规模维修中设备所存在的危险点，并且明确制定出对危险点的解决措施。除此之外，变电站运维技术管理工作人员要将设备中所存在的危险点记录在案，以便进行危险点预控时有据可依，不会因复杂的操作影响设备的正常运行。
4.2开展标准化、科学化预控工作
在进行变电站运维技术管理工作过程中，如果是对设备的接线点及装置线危险点进行预控时，首先为了避免带电挂接地线或带接地线合闸维修时出现误操作而导致整个系统崩溃，必须要采用两端定位技术进行作业。所谓的两端定位法主要是指在设备的同种类型接线模式下，将设备接地线的导体线端与接地端导线必须固定在同一个位置上，如：首先对设备的中柜、出线间隔柜等位置的线路进行接地，并且在操作前先将接地闸开关闭合。但是如果因设备预控需要挂接地线时，可以由工作人员根据现场设备危险点类型进行连接。例如：某企业对所属的7座220kV变电站在接地线的导体端位置和接地端位置上均做了统一的固定。同时按照变电站设备预控的要求进行了标志的设定，这种技术方式对于220kV变电站无人看管的集控式管理模式是十分必要的。另外，如果是对变电站设备运行环境不是很熟悉的话，采用接地线定位法可以保证接地线位置上的统一，从而使运维技术管理人员在操作中可以得心应手。另外，采用接地线定位法可以使运维技术管理人员充分利用现场条件对接地线实现强制闭锁，从而提高了接地线的管理能力。最后，采用接地线定位法可以加强运维技术管理人员在对设备危险点进行预控时下一操作步骤对上一操作步骤的监管能力，对防止接地线漏电有很好的监督作用。
4.3强化运维技术管理人员操作规范
变电站运维技术管理工作人员除了要努力提高自身的技术管理技能外，还要加强危险点控制管理意识，同时要强化运维技术管理人员的工作态度，提高其工作责任心。另外，要求变电站运维技术管理人员要对设备的日常运行状态进行充足了解，以便做到心中有数。一旦设备运行中出现问题，工作人员可以马上判断出引起设备运行问题的危险点，从而及时准确地解决设备运行故障，提高设备的运行效率。
5.结语
变电站运维解决方案范文第2篇
随着科学技术的进步，电网的安全可靠运行至关重要。作为电网的重要节点，降低110kV变电站运维风险，提出相应的预防措施，有利于提高整个电网的可靠性。本文从技术角度和管理角度分析了目前110kV变电站运维工作中的实际问题，针对这些问题提出了解决方案。
21世纪随着科学技术的不断发展，人们对电力系统的要求越来越高。只有电力系统安全可靠运行，才能保证社会经济的稳定发展。作为电力系统的重要节点，因此确保变电站在运行和维护中的安全至关重要。提高变电维护的安全性，防范变电事故的发生，保障电力的有限传输，才能满足电力行业的发展建设要求。
只有找到变电站在运行和维护时可能产生的风险，并进行预防、改进才能真正意义上提高变电站的运行可靠性。本文从技术和管理两方面对运维工作的风险和预防措施进行分析。只有这样才能及时消除运行维护中存在的问题，提高变电运维的能力。
2、运维工作的风险分析
2.1技术方面
（1）变压器操作
运行维护人员操作变压器时至关重要，一个微小的失误也会致使电网停运。运行维护人员在值班中如果变载不够平稳，或者变压器空载时也要电压不稳，都会伤害变压器绝缘，造成重大损失。
（2）倒闸操作
倒闸操作是变电运行中的重要环节。如果倒闸操作不当，就会对变电站设备造成损伤，严重时可能导致电网停电。
（3）直流回路操作
直流回路操作在变电运行中风险非常大，如果操作失误会导致自动保护装置失灵，后果不堪设想。
2.2管理方面
（1）人为因素
在电力系统变电设备运维中，由于人员的操作缺乏规范性，对于设备的操作难度较大，对于人员资质的要求不严格等因素会导致事故的发生，从而使设备运维的安全度下降。
（2）制度不完善
在变电设备的运行与维护中，安全管理制度的不完善，甚至没有明确的安全管理制度也无法保障电力系统和人员的安全性，容易导致电力系统在运行中产生故障，威胁人身安全。
（3）维修不当
由于大量购置电力设备，变电设备在验收中不够严格会导致部分设备在运行中可能发生故障，或产生安全隐患。如果此时工作人员没有及时处理，那么就会导致设备零部件老化或损坏，甚至造成更大的损失。
3、运维风险的预防措施
针对以上变电站运维中所存在的问题，也分两个方面提出预防措施。
3.1技术方面建议
（1）对于变压器的操作，工作人员首先应该注意验电工作，验电的目的主要是检查设备金属表面是否存在电势差，从而可以防止工作人员误入带电间隔和触电事故。另外，变压器变载使应该平稳。变压器空载时应注意电压的监测，必要时采用稳压设备。
（2）对于倒闸操作，由于其重要性工作人员应正确填写倒闸操作票，并按照操作流程严格执行，这样既可以提高设备的安全性，又可以确保工作人员的人身安全。
（3）对于直流回路的操作，在取下直流控制熔断器时，应该先取正极，然后取负极。安装直流熔断器时，应先装负极、再装正极。这样的好处是可以防止保护装置的误动作。
3.2管理方面建议
（1）加强培训。提高运维人员的安全意识可以降低事故的发生率；加强设备相关结构知识，提高工作人员素质，使其熟练掌握设备维修、保养能力。开展多种形式的安全技能培训，结合实际事例对工作人员进行深入教育，营造“珍爱生命，安全第一，预防为主”的氛围。使运维人员开拓视野，从根本上增强安全意识。
（2）健全制度。在变电运维中必须强化管理制度，健全变电设备运维制度。根据管理部门要求，建立定期检查、定期保养和技术维修工作章程。用来保证变电设备运行中各项性能达标，延长设备的使用寿命。建立设备使用记录和设备缺陷记录也有利于变电站运行技术的完善。另外，一整套完善的监管制度也更有利于督促工作人员认真、严谨的工作态度。
（3）对于设备验收和维修问题，应该加强设备的验收管理。严格按照设备清单进行设备的硬件验收，按照所签订的技术协议进行设备的功能验收，并连续运行设备考察设备的运行可靠性。各项指标均合格后，方可以在验收合格报告上签字。在设备的运行和维修中，应加大创新力度，对设备的事故进行经验总结，对技术进行改造，对需要维修的设备做好详细记录，分析设备损坏原因。
4、结语
变电站运维解决方案范文第3篇
关键词：变电站；运行维护；光纤差动保护；RCS-931保护
中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）08-0142-03
随着我国社会经济的快速发展，我国的电网结构也在日益改善并逐渐向高压及超高压方向发展。由于光纤电流差动保护运行原理简单、可靠性高，逐渐取代了电力线载波的高频距离保护成为500kV变电站线路的主保护。
1 光纤差动保护的原理及与常规保护的比较
光纤差动保护装置的原理通过计算三相电流的变化判断保护是否动作。光纤差动保护的原理如图1所示：
图1 光纤差动保护的原理
以母线流向被保护线路的方向为正方向，
令动作电流为ICD=|IM+IN|
制动电流为IR=|IM-IN|
当动作电流与制动电流对应的工作点位于比率制动特性曲线动作区，继电器动作跳闸，否则，继电器不动作。线路的故障包括内部短路和外部短路。
当发生内部短路时，原理图如下图所示：
ICD=|IM+IN|=|IK|此时，
IR=|IM-IN|
ICD>IR
动作电流与制动电流对应的工作点位于比率制动特性曲线动作区，继电器动作。
当发生外部短路时，原理图如下图所示：
ICD=|IM+IN|=|IK-IK|=0此时，
ICD
当位于比率制动特性曲线非动作区，继电器不动作。常规保护一般采用三段式的保护，Ⅰ段为电流速断保护，Ⅱ段为限时电流速断保护，Ⅲ段为定时限过流保护。Ⅰ段保护响应的时间短，但只保护线路的一部分无法保护整条线路，Ⅱ段保护保护本线路全长及相邻线路的一部分，动作时间有延时，Ⅲ段保护保护本线路和相邻线路的全长，动作时间按阶梯原则设定，响应的时间比较长。而对于分相式光纤差动保护的原理比较简单，不会受系统振荡、单侧电源运行方式、系统非全相运行等方面的影响，差动保护保护动作速度快且本身具有选相能力。而且由于使用光纤作为传输介质，它不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘，对信号的衰耗低。
2 2套光纤差动保护功能介绍
变电站运行的500kV线路一般采用2套速动纵联光纤差动保护作为主保护，另外配2套远方跳闸保护装置。以南瑞公司的RCS-931系列保护装置为例，它包括以具有全线速跳功能的分相电流差动和零序电流差动作为系统的主保护，由三段式相间和接地距离及多个零序方向过流构成的全套后备保护和远方跳闸功能，另外还有过负荷告警功能。
2.1 全线速跳功能
根据相关的规程要求，对于500kV的高压线路，为了防止电网事故的扩大造成严重的社会经济损失，因此要选择性的快速切除故障。RCS-931系列保护采用2套光纤全线差动保护装置主要包括了以分相电流差动和零序电流差动为主体的快速主保护和工频变化量距离元件构成的快速I段保护功能。
RCS-931系列保护分相电流差动指利用被保护线路各端电流量实现电流差动原理的一种线路纵联保护。它在不考虑本线路导纳的条件下，根据动作电流和制动电流的关系是来判断故障是发生在被保护线路内部或外部。同时分相电流差动保护装置中一般都配置零序差动保护，零序差动保护继电器和稳态分相差动继电器相互配合有选相功能同时也提高保护装置的耐过渡电阻能力。
2.2 远方跳闸功能
变电站500kV高压线路的光纤差动保护装置，在断路器与电流互感器之间发生故障时，比如图二中的k点发生接地短路故障时，在单母线或者双母线的接线方式下，M侧的母线差动保护动作跳开断路器QF1动作后将故障点切除。但是如果断路器不能将故障区域切除，仍通过线路连接到N侧的变电站，此时对于属于区域外的线路保护，应当采用远跳功能实现对QF2跳闸，从而快速的切出故障，实现对N侧线路的保护。
如图3是母线差动保护的远跳逻辑示意图。当M侧断路器QF1断开后TJR永跳继电器启动并动作，它的永跳接点向线路的N侧变电站差动保护装置发出命令，对侧装置收到命令后断路器断开三相同时重合闸闭锁，快速切除故障。
图2 500kV线路断路 图3 启动远跳
器和TA间故障 逻辑回路
2.3 过负荷告警和过流跳闸功能
RCS-931系列的过负荷保护包括了Ⅰ段过负荷报警和Ⅰ段过负荷跳闸功能。
2.3.1 过负荷报警功能。将整定保护定值控制字中“投过负荷报警”置1。当最大相电流>“过负荷报警定值”，无论电流为正方向或反方向，经整定的“过负荷报警时间”延时，装置自检报“过负荷报警”。
2.3.2 过流跳闸功能。当线路中出现过流或过负荷时，各个设备及线路都会产生巨大的热量，如果时间过长将会使设备及线路发生火灾，造成不可挽救的后果。过流跳闸功能根据整定值能很好的避免上述情况的发生。
首先将整定保护定值控制字中“投过流跳闸”置1，再投距离保护压板。当最大相电流>“过流跳闸定值”，经整定的电流方向动作判据及“过流跳闸时间”延时，保护装置动作，面板上相应灯亮，液晶上显示“过流动作”。
3 光纤差动保护对变电运维的重要作用
光纤差动保护对于变电站的运维具有重要的作用，它对故障的检测快速，对故障的判断精确，提高了保护装置动作的准确性和快速性，杜绝了电网故障的快速扩展，从而提高了电网运行的稳定性。同时，极大地节约了变电运维人员的工作量，给运维人员提供了很大的便利。具体包括以下几部分：
第一，RCS光纤差动保护将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护、测控功能于一体。保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量的二次接线，增加了功能，节省了投资，提高了保护装置的可靠性，有效实现了变电站运维的本质安全。
第二，RCS系列保护、测控装置解决了装置在恶劣环境下（高温、强电磁场干扰、潮湿）长期可靠运行的问题，并在整体设计上，通过保护、测控装置有机结合，信息交换，减少重复设备，简化了设计，减少了电缆，大大方便了运行人员的日常检查、维护。
第三，它采用电力行业标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103）规约，提供保护和测控的综合通信，实时性强，可靠性高，具有不同厂家的同种规约的互操作性，是一种开放式的总线，既方便了日常定检，也为新入职变电站运维人员现场学习提供了良好平台。
第四，变电站层采用分布式系统结构，提供多种组织形式，可以是单机系统，亦可多机系统。灵活性好，可靠性高，且方便系统扩展。变电站层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能，界面友好，易于操作。组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，能很好地满足综合自动化系统的需要。
4 变电站光纤差动保护日常运维风险及解决方法
光纤差动保护与传统的保护装置相比具有诸多的优点，但该保护的原理比较复杂并且包含了一些跨学科的知识因此必须对相关的内容理解。例如，2009年10月广东省发生过一起人员失误引起的RCS-931D型500kV线路光纤差动保护装置误动事故。某500kV变电站与电厂之间采用500kV线路进行连接，主保护Ⅰ和主保护Ⅱ均采用的是南瑞的RCS-931D光纤差动保护。在线路改造时需要更换两个开关CT。在改造完成后，调试人员对装置采样进行三相加量测试时，两侧的差动保护跳闸。经分析确定根本原因是变电站运行维护工作人员对两侧保护的关联性了解不透彻，未对光纤通道进行自环，对本侧保护工作对对侧保护可能造成的影响不清楚造成了此次安全事故。
还有一次是上海市某500kV线路由于TA的一侧断线而导致跳闸的事故。当一侧发生TA断线时，该侧的差动元件启动，并且发出“差动动作”信号给另一侧，因为另一侧的TA工作正常保护不启动，因此故障侧接收不到“差动保护”的允许信号，但是当10s内负荷的波动会引起继电器跳闸。因此变电站运维人员在日常的工作中对于TA断线问题应当及时报设备缺陷，申请尽快解决，避免这类事故的发生。当该类事故发生后，进行事故调查时应该查看录波报告，负荷波动大的一侧即为断线的一侧。另外，RCS-931系列装置本身带有“TA断线闭锁”，控制字可以整定，当为1时，TA断线可以闭锁差动保护，避免误动作；当控制字为0时TA断线不闭锁差动保护，此时应当将继电器的整定值提高到“TA断线差流整定值”。
在掌握光纤差动保护的基础上，维护人员在日常运维中应当注意以下几点：
（1）保护运行过程中，开关位置非常重要。线路由对侧空载充电时，本侧开关无论是热备用还是冷备用，均禁止将其控制电源退出。
（2）“差动保护通道故障”光字牌亮说明分相电流差动保护被闭锁，但后备距离及零序保护仍可运行。
（3）当500kV变电站在进行检修或保护定期检验时，为了防止保护误动，应向调度申请将两侧主保护压板退出。
（4）在检修调试过程中，除了双侧保护联调，务必断开光纤保护通道，以免造成不必要的损失。
5 结语
随着新建500kV变电站的逐渐增多，RCS-931系列光纤差动线路保护装置凭借其诸多的优点，被越来越多的单位采用，若保护装置出现问题，对整个电网的影响将会很大。因此，变电站运维人员一定要深刻掌握RCS-931系列装置的原理以及相关的运维注意事项，认真做好日常隐患排查和消缺，坚决避免发生前面提到的类似事故，提高供电可靠性。
参考文献
[1] 南京南瑞继保电气有限公司.RCS-931TM型高压
输电线路成套保护装置说明书[Z].
[2] 陈冬霞，吴东升.一起500kV线路光纤差动保护误
动的分析[J].电力安全技术，2011，5（15）.
[3] 乔卫东，王红青.光纤电流差动保护在上海500kV
工程中的应用[J].华东电力，2005，（2）.
[4] 黎对清.一起RCS-931A断路器失灵事故及其引发
问题的分析及解决方案[J].广东科技，2008.
[5] 施宁宁.RCS-931型光纤差动线路保护装置典型问
题分析[J].河北电力技术，2008，（27）6.
[6] 石恒初，王珍意.光纤差动保护远跳功能的应用与
分析[J].云南电力技术，2011，（39）12.
变电站运维解决方案范文第4篇
科技创新是企业的灵魂，是企业持续发展的不竭动力。班组作为企业生产工作的最前线，是企业科技创新的重要阵地。在班组中开展群众性的职工技术创新活动，不仅能取得客观的经济效益，还能满足职工对创新的需求和实现自身价值的渴望，体现企业对职工需求的尊重，对职工价值的认可。班组的创新能力对提升企业竞争力有重要的意义。
一直以来，变电运维室很重视对班组科技创新的激励和创新人才队伍的培养，本着“科学技术是第一生产力”的战略思想，将科技创新与质量管理相结合，以人才培养为基石，科技创新为抓手，不断提高班组质量的管理水平，以实现企业效益与社会效益的“双赢”。
1 提高班组科技创新水平的措施
1.1 采取激励措施促进班组科技创新工作
为了充分发挥基层员工的想象力和创造力，变电运维室将班组科技创新活动组织和成果纳入绩效考核机制。例如，在《变电运维室科技项目管理办法》中对获得室本部、市公司和其他更高层次奖项的科技成果表彰、奖励，并在当月的绩效考核中予以体现。通过物质激励、精神激励和机会激励相结合的方式，能够调动员工的创新积极性，促进班组科技创新工作的有序开展。
1.2 加强技术指导和日常管理
由室领导和管理组组成专家小组，对各班组在科技创新项目选题、课题开展的过程中给予技术指导和组织领导，引导班组选择符合现场实际工作需求，具有先进性和可操作性，成果或相关解决方案具有一定可推广性的课题，进而有效提高课题的科技含量和成果质量。将专业技术人员与一线员工紧密结合，共同提升变电运维室科技创新工作的整体水平。同时，加强对已注册课题的日常管理和进度控制，定期检查班组课题项目的开展情况和活动记录，并考评班组课题的执行率和成果率。
1.3 开展班组培训培养创新人才
变电运维室每年邀请室内部专家开展一次班组科技创新培训，围绕电力行业的特点，以变电运维专业工作为导向，采用具体案例向班组员工讲解如何从日常工作中挖掘创新点，并将创新点转化为科技创新成果，以及科技创新成果报告和会PPT撰写要点等内容。通过具体案例分析和讲解，可以加深班组员工对科技创新的理解和认识，培养班组员工的创新意识，使班组成为科技创新的源泉，同时，激发员工的创造力和想象力，引导员工正确组织和开展科技创新工作，避免走弯路，从而为班组培养创新人才。
1.4 组织召开成果会
变电运维室每年定期举行科技创新成果会，成果以实物、PPT、WORD文档或其他文档的形式展示，由室领导和具有相关认证资质的专家评选，对优秀成果和先进个人予以表彰奖励，评选出的优秀成果推选到市公司进行展示。通过组织召开成果会，为员工提供展示个人专业技术水平、演讲能力和PPT制作能力的平台，增强员工的自信心，以此激发员工更加积极主动的参与和开展科技创新工作，充分挖掘个人潜力，实现个人成才、成长和企业发展进步的双赢。
1.5 注重创新成果推广应用
创新成果推广应用是科技创新的重要一环，创新成果的价值只有应用到生产实际中才能得以体现。空有大量的创新成果却不能服务于生产、解决生产实际问题，必将严重影响班组的创新热情，打击员工的创新积极性。为了避免创新成果变为“陈果”，变电运维室要建立创新成果推广应用机制，每年从科技创新项目中选取优秀课题成果应用到班组生产实际和日常工作中，并设立“监督员”全程管控创新成果的应用情况，及时了解成果应用中存在的问题及其取得的成效，确保创新成果扎实落地，最大限度地发挥创新成果的应用价值。
1.6 汇总创新成果，实现相互学习和成果改进
变电运维室要定期将班组科技创新成果和所取得的荣誉汇编成册，成果材料要采取图文并茂的方式和通俗易懂的语言，以方便班组之间相互借鉴学习，促进班组共同进步，提高班组的科技创新质量和能力。同时，要发挥班组的集体智慧，勇于发现尚有改进空间的成果，提出改进措施，形成新的创新项目，循序渐进，将创新工作做到极致，最大限度地提升班组质量管理水平。
2 科技创新成效显著
变电运维室根据自身的专业特点，以生产实际问题为选题内容，有针对性地开展科技创新工作，将科技创新与生产实际相结合，推广应用创新成果，在安全质量、工程质量和班组建设3个方面取得显著的成效。
2.1 安全质量
变电站作为电网的重要组成部分之一，是联系电厂与用户的关键枢纽，变电站的安全质量直接关系着电网的安全、稳定运行。变电运维室作为变电站的直接管理部门，良好的设备质量是保证变电站安全运行的必备条件。班组通过科技创新可以改进现有设备存在的缺陷，以确保变电站的运行安全和质量。例如，变电站穿墙套管底板存在发热严重的问题，班组通过对底板焊接材料、施工方法和工艺的研究发现，过热是由于底板材料电磁感性产生涡流所致。针对这个情况，相关部门开展了相应的科技创新项目，创造性地提出了采用新型无磁钢作为穿墙套管底板材料，从而解决了这一难题。
2.2 工作质量
变电运维室始终贯彻“以工作质量为中心，标准化作业保安全”的原则，在工作过程中，结合实际情况进行全过程质量控制。为了确保工作质量，有时要以牺牲工作效率为代价。科技创新为工作质量和工作效率的共存提供了可能。例如，对于设备巡视中发现的缺陷，为了确保缺陷定性准确，需将现场情况拍照后上报班组管理人员。这样做，耗时费力，严重降低了工作效率。而借助微信平台，发现缺陷随手拍照，通过网络发送给班组管理人员，快速直观，工作质量和工作效率都大大提高了。
变电站运维解决方案范文第5篇
[关键词]变电站 变电运行 管理措施
[中图分类号] TM411+.4 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-9-237-1
1变电站变电运行的工作任务及运行模式分析
变电站的变电运行就是保证各个电力设备正常运行以及正常维护其管理的一个运行模式，具有其相应的运行特点，就是需要维护的设备比较多，因此造成的人员分散，同时还有障碍发生几率比较大，从这个程度上来讲，变电站变电运行是一项比较繁琐的工作。随着我国科学技术的全面发展，电网技术也在大规模扩大发展，其运行过程也采用大量的高科技设备装置，此时就加大了变电站变电运行的操作困难。
变电站运行模式在经历了集控所、运维操作站的发展之后，随着科技的进步逐渐向无人值守变电站发展，就现在的发展趋势来看，无人值守站也将成为变电站变电运行的另一大发展模式。
2变电站变电运行过程中存在的问题分析
由变电站变电运行的发展历程和目前状况可以看出，变电站变电运行存在的安全问题主要有工作人员自身方面和工作的规章体系这两个方面。
2.1工作人员自身方面存在的问题
上文笔者也提到过，变电站变电运行中的设备较多而且相对较繁杂，容易造成工作人员思想上的懈怠和忽视，加上工作人员本身的安全意识不是特别强烈，对管理制度没有应有的重视，工作安全手册没有深入研究，从而造成工作人员在工作过程中没有按规定执行相应的工作制度和安全措施。
2.2规章制度体系方面存在的问题
制度体系是一个工作部门工作运行的依赖，制度的不完善直接影响到管理工作的进展。制度的不完善会使得一些工作人员投机取巧或者造成工作没有一定的程序而混乱，在出现问题时还会有跟踪调查不及时，惩罚不到位等不良现象的发生。比如在2007年我国南方电网发生的一起电力事故――万宁供电公司“5.23”110kv万宁站带负荷拉#1主变10kv开关母线侧刀闸，造成了10kv母线失压的严重后果，给该公司和国家带来了巨大的经济损失。该事故在发生过程中，工作人员没有认真可对停电事故发生的原因，而强制性解决将正在运行的#1主变10kv开关母线侧隔离刀闸带负荷拉开，使得万宁站10kv母线全部失压。该事故发生很大一部分就是因为“两票”工作不到位，标准要求不高，检查考核不详细，相应的规章程序没有严格执行，所幸的是事故没有造成人员伤亡。
3变电站变电运行过程问题的解决
针对相应的变电运行问题，就需要相应的解决方案的提出。笔者依据自己的工作经验，就此提出一些解决方法，希望可以对目前变电运行存在的不容小视的问题进行解决。
3.1加强变电站变电运行中设备的管理和维护
加强变电站变电运行过程中设备的管理和维护是保证变电运行工作安全进展的基础，这就要求在基础建设时期，要认真把好每一个工作关口。实际操作中，设备选择时要严格按照要求的设备规格进行挑选，第一关保证电气设备优良的性能；接着在设备制造时，相关工作人员要格外重视设备的监制和出厂试验，严格按照相应的规章制度进行把关监督，一旦发现不合格设备一定要及时反应并进行修改甚至重新制造，务必保证设备在各个方面的制造优良性；然后就是设备的安装，在安装过程中，相关监督人员要严格监督设备的安装和质量的调试，坚决避免后续工作中设备安装不合格现象的出现。
3.2加强工作人员的安全意识，培训工作人员的工作技能
在日常工作中，管理人员和管理部门要对工作人员进行定期和不定期的安全意识的培养，将安全意识深深根植于工作人员的工作意识中。管理部门可以定期开展安全意识培训大会，每天工作中管理人员可以对工作人员进行多次的重复强调，并且通过有关安全手册的考核使得工作人员对安全格外重视。由于变电站变电运行存在工作复杂、设备繁多等的特点，会使得工作任务有相对的乏味繁忙，而且设备出现故障的几率会比较大，维修工作又比较枯燥，这些都会影响工作人员的工作热情，但是操作人员工作很小的不规范行为就可能会导致变电运行出现障碍，造成经济损失。因此，必须对工作人员进行必要的能力培训和思想观念纠正，这个问题可以通过定期给工作人员开展座谈会进行思想交流或者定期为员工播放有关学习方面的录像和其他影像资料来解决，还可以派优秀的工作人员到一些教育机构进行进修学习，在培训的过程中，要注意采用长期坚持的培训模式，渗透到日常维护、倒闸操作等各细节处。
3.3加强变电站变电运行工作的分工合作
合理有效的工作分工不但可以明确各自的工作任务和责任，还可以提高工作人员的工作效率。对于无人值班工作，可以将变电站值班人员分成监视运行、断路器操作和设备巡查维护以及事故处理两个部分，并且建立岗位责任制、设备负责制以及值班交接制等各种制度，保证工作人员各司其职，各谋其位。
3.4加强相关规章制度的制定和完善
完善的工作规章制度是变电站变电运行的保障，只有建立健全规章制度，才能保证各项工作顺利开展。鉴于此，有关部门要经常研究规章制度并随着设备技术的更新而及时更新完善，保证制度与设备发展以及工作人员的工作需求相协调一致，并严格要求工作人员根据规章制度办事工作。
4小结
总而言之，变电站变电运行管理工作是变电站变电运行工作得以顺利进行的重要组成部分，作为变电站的一份子，要不断总结实际经验，结合相关的工作知识制定并完善相应的规章制度，保证工作人员在思想深处对工作核心有深刻的了解，实现我国变电站变电运行工作稳定发展。
参考文献
[1] 李浩彬. 浅谈变电站变电运行管理方法[J]. 科技促进发展. 2010（06）.
变电站运维解决方案范文第6篇
关键词：变电站监控系统 通信 死数 问题分析 双网
中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）03-0052-02
通信技术是变电站自动化系统的核心技术之一，是变电站自动化系统二次功能实现的重要支撑[1]。随着变电站自动化技术向数字化、智能化方向发展，通信在变电站自动化系统的比重将越来越重要[2]。笔者在长期的现场服务及技术支持工作实践中注意到，变电站自动化系统出现最多的问题就是通讯相关问题。几乎每个变电站自动化系统都出现过通讯中断或通讯干扰问题，有些问题貌似非常“神秘”，时隐时现，问题很难捕捉和准确定位，为变电站及电网的安全稳定运行埋下了隐患。
厦门超高压局对运维的500kV漳州站在3年的运行期间发现的49条通信及自动化方面的缺陷进行了分析，发现最严重的情况是双网络冗余配置的自动化系统A网和B网同时中断，导致测控数据采集丢失，设备失去远程控制[3]。
有文献对一次远动IEC104通道通讯问题进行了分析，通过捕获IEC104通信报文和TCP报文分析，判断出了引起通讯异常的原因[4]，另有文献对RCS9000系统常见的通信问题[5]及NSC300总控与35kV保护小室保护装置通信存在通信报文丢包问题进行了分析[6]
本文围绕某220kV变电站监控系统出现的一次通信方面的问题，剖析变电站通信系统的工作机理，定位故障原因，给出解决方案，制定了后续的反措规范，杜绝安全隐患，提高变电站自动化系统的运行可靠性。
1 问题现象描述
某220kV变电站监控系统在2009年5月26日出现了“变中101开关测控信息当地监控后台数据不刷新，而远动系统数据期间正常刷新”的问题，在问题分析期间，2009年7月9日又出现了“变中101开关测控信息远动系统数据不刷新，而当地监控后台数据期间正常刷新”的“神秘”问题，经过厂家工程服务技术人员和调度所专工等的现场分析，发现该站监控系统间隔层全站所有测控装置、后台监控系统、远动装置、交换机等全部工作正常，通过对出现通信故障的“变中101开关”间隔测控装置通信报文的抓包分析，最终清楚了问题原因。总结来说就是“测控装置为A网和B网双网工作，其中B网规约配置信息错误导致”。下面对整个问题分析定位过程进行详细说明。
2 问题分析定位
前述的变电站监控系统采用国内某知名二次设备厂家的系统，该系统采用了先进的设计理念，代表了当今变电站监控的技术发展水平，整个二次监控系统分为站控层、网络层、间隔层，变电站采用工业以太网技术作为站内主干通信网络，间隔层保护测控装置直接具备以太网接口，并以IEC104（考虑到IEC104为远动规约，为在站内传输继保信息，该系统对IEC104进行了ASDU扩展）规约作为站内唯一通信规约，对于220kV及以上变电站自动化系统，重要的间隔二次设备采用双网通信方式[7]。
为便于问题分析，下面给出该220kV变电站监控系统的简化通信组网示意图，如图1所示。
从图1可以看出，该变电站监控系统站控层各功能主站，如当地监控后台、远动系统等采用“对等方式、直采直送”工作，摈弃部分厂家采用的通信前置机模式，符合变电站监控系统技术发展趋势，监控系统和远动系统均采用双主机，双网配置。
7月9日在该变电站自动化系统现场检查发现：当时远动调度端出现间隔“死数”的设备和5月26日的问题设备是同一个设备，为1#变中压侧测控装置FCK 801，其IP地址为A网：10.100.100.23/B网：11.100.100.23，下简称23号FCK测控装置。现场查看结果为当时远动装置和23号FCK测控装置工作于B网，A网处于备用状态，数据报文收发显示正常。现场抓了一帧遥测（ASDU 09）报文内容如下：
[APCI控制字节：6字节] 09 9A 01 00 01 17 01 07 00 58 08 00 00
其中：01 17为装置地址和扇区地址（0x17==23装置地址，01扇区地址）
从上面的报文可知，可能是B网的信息点号基准地址错误。
使用变电站监控系统网关管理工具软件GwManagerNew登陆到该设备后，查询“规约版本”，显示为1，实际应当为2，确认了此版本号设置错误，导致向远动上送的点号和远动数据定义不对应，远动不刷新数据，表现为23号FCK测控装置在远动上“死数”，影响到调度端主站显示。
该监控系统通信网关软件的“规约版本”定义目前分为1和2。设置为1时，信息对象地址（ioa）从0x0701开始编址；设置为2时，信息对象地址从0x4001开始编址，这个设置是为了和早期的网关兼容（早期网关信息对象地址从0x0701开始编址），出现这种设置错误的原因可能有两个：（1）厂内装置下装程序后，漏掉将网关的“规约版本”设置为2；（2）现场工程或其它人员利用GwManagerNew无意进行了改动。
确认此问题后，调度所人员在我公司技术人员指导下现场将 “规约版本”配置定义修改为2，重新抓了通信报文，如下所示：
[APCI控制字节：6字节] 09 9A 01 00 01 17 01 40 00 1C 03 00 00
远动装置本地数据库开始正常刷新，调度端主站也开始正常刷新，问题解决。
此问题和5月26日发生的现象，经分析后，确认为同一个原因。下面给出当时的一个连接示意图和7月9日的连接示意图，5月26日的间隔层装置与站控层监控后台系统及远动装置双网连接情况如图2所示。
7月9日的间隔层装置与站控层监控后台系统及远动装置双网连接情况如图3所示。
5月26日，由于监控系统修改数据库（该信息可以在变电站的工作日志中查询到），重新启动系统，导致系统初始化时选择B网作为工作网，数据开始不再刷新，后来重启了几次主机，直到重新选择了A网为工作网，数据才恢复刷新。整个过程远动系统一直工作于A网，所以数据刷新一直正常。
7月9日，由于某种原因（不详，如果远动机没有重启过的话，应该是网络物理连接回路出现了瞬断等），远动系统工作于B网，数据不再刷新，现场检查当时监控后台23号FCK测控装置工作于A网，所以刷新正常。
问题确定后，调度所人员还检查了全站所有网关是否存在此问题，除了23号FCK测控装置外（已修改正确），未发现其它类似配置错误。
3 问题验证及反措
为进一步证明本次通信故障问题已准确定位，技术人员还在实验室模拟了两种可能导致问题的情况：主机重启，和网络中断，在有23号FCK测控装置配置错误这种情况下，复现了问题，从而进一步验证了问题分析是合理、可以信服的。
通过前面的分析可知，变电站通信方面的问题往往非常隐蔽，在变电站厂内测试验收（FAT）、以及现场投运前的验收（SAT）都很难覆盖到，很多问题在系统在线运行很长时间后才能暴露出来，因此，只有尽量把各种问题触发源都尽量测试覆盖，才能最大限度地消除系统的安全隐患。
针对此次通信系统暴露出的问题，建议监控系统二次设备制造厂家和运行单位应制定反措规程，在涉及到双网通信的时候，一定要缜密细致，把各种可能的组合情况都覆盖测试验证，如工作于A网测试、工作于B网测试、主站手动网络切换测试、装置模拟断网网络切换测试等。
4 结语
通信是变电站自动化系统的重要支撑，随着变电站数字化，智能化的发展趋势，其作用会更加重要，本文通过对一起比较“神秘”的通信故障问题的分析，最终定位了问题原因是和双网冗余配置错误有关，并提出了相应的解决方案和反措规范，为此类问题的分析和防范提供了实用参考。
参考文献
[1]沈国荣，黄健.通信技术是变电站自动化的关键[J].电力系统自动化，2001，5.
[2]李广涛，赵珊珊.变电站综合自动化系统发展综述[J].中国电业，2012，4.
[3]李真.变电站自动化系统常见故障及处理[J].电力自动化设备，2010，8.
[4]陈先勇，时谊，李卫国.一次远动104通道通讯问题的分析与处理[J].计算机光盘软件与应用，2012，16.
[5]时翔，高波，变电站综合自动化设备通信部分异常/故障问题分析及解决措施[J].科技创新导报，2008，7.
变电站运维解决方案范文第7篇
关键词：智能变电站；系统结构；重点问题；光电式互感器
中图分类号：TM63 文献标识码：A
引言
智能变电站，是通过数字化变电站演化而来，主要体现在一次设备简单智能化、二次设备网络实用化、通讯规约标准统一化，使其更加自动化、智能化，从而满足电网建设发展的一种新型变电站模式。智能变电站的发展作为智能电网建设的基础，将有助于智能电网发展建设工作的推进。在当前智能电网发展的大背景下，发展智能变电站已经成为必然趋势。通过近几年的发展，智能化变电站技术水平日益提高，已经实现了大规模推广应用。但由于智能变电站在我国的发展时间较短，智能变电站各方面要求较高，在实际的应用过程中还是需要重视一些关键问题，如果能处理好这些问题，将更有助于智能变电站的发展。
1智能变电站的技术特点
智能变电站的操作可以实现程序化、简单化，减少了运行人员的工作量，提高了设备的可靠性。光电式互感器的应用，解决了传统互感器饱和、过载、开路、铁磁谐振等问题。通过智能控制装置完成了对一次设备的就地数字化。智能控制装置通过光纤与保护控制装置通信，上传开入量并接收间隔层设备的控制命令，完全取消了设备层与间隔层之间的电缆。减少了电磁干扰，提高了保护、测量、计量系统的精度。提高了信号传输的可靠性。数字信号在传输的过程中的附加误差极小，采用光纤传输，减少了二次接线。通信信道可多个通道传输信息，提高了信号传输的效率。通过61850规范对各种信息数据进行统一建模，把各自相对独立发展的各项应用技术模块集成在变电站自动化系统中，统一信息化保准，对于不同厂家的多种智能电子设备（IED）之间的相互操作得以实现。
2智能变电站的系统结构分析
智能变电站的系统结构相比于传统结构，划分更为具体，通过不同结构的各自工作和相互配合，达到优化工作效率的目的。智能变电站的系统结构一般可以分为：站控层、间隔层和设备层三个分层。
2.1站控层
站控层是变电站的主要控制系统，包含监控系统、远动系统和故障信息、安全保护等子系统，实现面向全站设备的控制、监视、报警及信息交互功能，完成对数据采集和在线监控、五防闭锁以及保护信息管理、电气量采集等相关功能。
2.2间隔层
主要连接站控层和设备层。设备一般包括继电保护装置、测控装置、合并单元等设备，主要执行数据的分析、信息的传送反馈、故障处理等功能。同时也具备监测功能和继电保护功能，对设备层的工作状态进行监测，并通过光纤连接同设备层进行通讯。
2.3设备层
设备层是智能变电站的主要工作区间，包含变电站的一次设备、合并单元和智能终端等，主要完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。
3智能变电站建设重点问题思考
虽然智能变电站在电力领域中的使用时间和发展时间比较短暂，但智能变电站的发展却十分迅速，也取得了一定的成功经验，并且在各个方面都取得了突破性的进展。但由于智能变电站在我国的发展时间较短，发展水平有限，在实际应用过程中还是会有一些问题，需要我们思考关注。以下是对智能变电站一些关键问题的具体归纳。
3.1技术、管理水平
对于智能变电站来讲，是对传统变电站的一种创新，从变电站的基建到变电站的运行与维护等环节，都需要新的技术手段和设备工具。智能变电站的技术特点也决定了平时的维护工作高度融合了保护、通信、自动化等专业知识。因此，智能变电站的运行、建造和维护工作需要有相关专业技术的人才来开展实施，而目前智能变电站方面的人才有限，工作人员的专业水平也有待提高，如果过度依赖厂家技术服务，对智能变电站后的运维工作极为不利。这方面还需要进一步的落实和实施。
除了技术水平要求全面外，运行管理方面也很重要，智能化系统增加了顺序控制、协同互助、在线监测等高级应用功能。虽然提高了工作效率、缩短了工作时间，但同时也对运行人员提出了更高的要求。加之在智能终端、合并单元、GOOSE交换机等新的设备出现之后，当设备运行异常时，需要根据现场初步做出判断，分析故障原因。所以，就需要运维人员掌握各方面专业知识，不断提高技术水平。
3.2改造实施方案
目前国内存在传统变电站和数字化变电站来两大模式。传统变电站存在采集资源重复、系统多套、厂站设计和调试复杂、互操性差、信息不标准、不规范等问题；数字化变电站存在缺乏相关标准规范、过程层设备稳定性和可靠性有待验证、缺乏相关评估体系和手段等问题。所以为了电网安全运行水平的进一步提高，迫切需要进行智能化改造。目前的智能化变电站改造工作还处于不断实践的过程，还没有比较理想的实施方案，影响了智能变电站的推广和普及工作。智能变电站的建设一般采用新建或在原有的基础上改造的形式来进行，由于传统变电站的工作原理和技术实施同智能变电站之间存在很大区别，也使得智能化变电站改造工作的开展十分困难。如何更有效、规范的进行智能化改造是我们必须解决的问题。
3.3数据采集、共享
智能变电站中对于数据的采集有着较高的要求，测量精度要求高的的模拟量，宜采用高精度数据采集技术、对于绝对时标和同步有着高精度要求的数据，需要实现统一断面实时数据的同步采集。所以在智能变电站中对于数据同步采集工作存在着一定的技术困难。在传统变电站中，各个单元内部的采样工作可以通过单元结构来实现，无需同其他设备单元配合。在智能变电站中，合并单元作为间隔数据的集中采集源，一旦出现错误会使大部分保护闭锁，扩大故障范围。在互感器内部，采集数据信息的回路较多，当互感器内部的任何回路出错时，极易造成信息失效，导致信息采集工作无法正常进行。另外通过光纤传输采样数字信号，存在着开路、断线的可能，同样存在采样异常情况。在数据共享方面，目前的技术普遍只在站内进行数据信息的共享，没有被整个电网所共用。如果能够将数据信息有效统计和快速获取并完全实现数据共享通，将有利于供电可靠性的提高，供电质量的提高和电网运行管理水平的提高。
3.4保护性能
智能变电站中，电子式互感器信息的传输方式为先从互感器到合并单元，再从合并单元到交换机设备或保护测控装置，由于中间传输环节较多，增加了传输延时。同时保护跳闸出口过程为从保护装置到智能终端再到开关机构。保护跳闸出口要经过智能终端的处理之后再作用到一次设备机构中，对保护快速性有一定影响。保护动作的延时主要为合并单元、智能终端的处理和光纤传输，相比于传统微机保护慢了5～7ms。另外，对采样和跳闸点对点的要求，必然会导致光纤的大量集中使用，大量的光接口元件同时作用于同一块插件，会造成光接口设备功率增大导致发热。应考虑分散布置的方法，如将母线差动保护、变压器保护等按主单元和子单元分置，以减少光纤过多集中的影响。
3.5信息安全问题
信息安全问题是智能电网安全的核心问题之一，传统的变电站设备之间是点对点的通信方式，安全性较高。而智能变电站的信息传输和数据共享都是依靠网络技术来完成和实现，所有智能设备的信息全部集中于局域网上，由于网络的普遍性和复杂性，容易造成智能变电站的信息流失，就决定了不可避免地存在信息安全隐患。如果某智能设备（IED）受到恶意攻击时，有可能对整个变电站自动化系统的安全带来极大的影响。由于变电站智能设备（IED）之间将不再有点对点的硬接线，传统变电站内装置之间将不再有明显的安全隔离点，装置在任何情况下的隔离措施都将通过软件来实现，控制、事件记录等功能也全部通过软件实现。这种对等方式信息交互的信息机制，将更多地体现为网络的安全性问题。因此，智能电网的信息安全问题必须充分考虑。目前一些新的安全技术例如网络防火墙技术、加密技术、权限管理等计算机网络安全技术的发展，可以给如何更好的进行信息安全防护带来了新发展的方向。
3.6同步对时
智能变电站的二次系统通常包含光电式互感器、合并单元、交换机、保护测控装置等设备。传统互感器、保护测控装置以及一次设备之间通过光纤连接替代了以往的电缆连接，保护测控设备的电流电压采样值输入也由模拟信号转变为数字信号输入，信息的共享程度和数据的实时性大幅度提高，这些变化对智能变电站的同步系统提出了更严格的要求。传统变电站对时是通过判断动作顺序实现，不影响电网的安全运行。智能变电站由于有协同互动功能，必须有精确的绝对时标。站内需采用基于卫星时钟对时系统，延时精度也需要满足分布式应用功能的需要，另外从电网安全的方面考虑，在条件成熟的情况下宜优先采用北斗星时钟对时系统。
3.7光电式互感器的使用
光电式互感器的采用被认为是智能变电站的标志。光电互感技术的发展突破了传统互感器的不足，大大提高了性能，正在被使用的电子式或光电式互感器，具有无传导电磁干扰、无磁饱和和谐振、良好的暂态特性、绝缘性好、体积小、安全性高、重量轻等优点，但在实际的应用中，也确实存在一些问题需要被关注。
有源光电互感器（EVT/ECT）的线圈以罗柯夫斯基（Rogowski）线圈为主，工作原理是高压侧通过激光向电子模块供电，输出的电信号经过A/D转换后变为数字信号，再经过LED电路转化为光信号最后再由光纤传递到低压侧。由于该类型光电互感器的传感头需要激光进行供电，因此称为有源型光电互感器。有缘式存在的问题有物理距离受限制、测量精度的温度漂移问题、需要供电存在运行可靠性问题、易受外界电磁干扰、长期大功率供能影响光器件使用寿命等。无源式电流互感器（OVT/OCT）主要利用法拉第（Faraday）磁光效应，传感器检测到被测信号，并将信号通过光纤传输到各测量设备。无源式电压互感器是利用普克尔（Pockels）电光效应。无源式光电互感器不需要激光对传感头进行供电，因此高压测的结构简单，但是制造困难成本高，高精度测量时很难实现。因此，无源式目前尚未得到广泛应用，需要进一步进行完善。无缘式存在的问题有晶体双折射现象、发光源LED老化、光前的偏振效果、维尔德常数温度效应等。因此在智能变电站的建设推广工作中，需要重点考虑互感器各种优缺点，进行合理配置。
3.8创新点的实践
通过对智能变电站的发展建设，不断地探索研究，如何有效利用其多方面创新的功能，也是一个很有意义的问题。例如变电站一次设备智能化，即状态监测、诊断、智能预警、状态检修及资产评估。通过智能变电站与大用户、相关变电站及调度中心之间的互动协作。支持电能质量控制、变压器经济运行及电压有无功宏观上的协调控制。在今后的发展过程中需着重考虑怎样通过以上的多种应用水平，提高智能变智能应用水平。
3.9绿色环保
智能变电站的定义，首先是要采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备。随着城市的快速发展，对电力的需求也越来越大，但由于变电站进城难落地难的问题，大力发展占地更小，更加环保的集成式智能变电站已成为今后发展的大趋势。面对全球能源的紧缺，环保低碳、可持续发展逐步成为各国能源政策的主旋律。为了符合当前社会的发展现状，在加强变电站的建设时，要坚持节能环保、可持续发展的原则。通过资源优化、设备配置优化等一系列方式，不断研究创新，实现智能变电站真正的环保、低碳。
结语
智能变电站实现了信息的网络化、智能化、信息数据的标准化、共享化等高级功能要求，提高了电网运行水平，这对于我国电力事业的发展有着非常重大的意义。但在智能变电站的发展过程中，也存在着一些不足和关键问题，需要我们不断的研究和完善，找到更合理的解决方案，使智能变电站的发展更加快速、稳定。
参考文献
[1]杨波，王冬云.智能变电站高级应用功能研究[J].中国电力教育，2010（32）.
[2]段泽辰.河滨220kV智能变电站数字化技术的应用[J].宁夏电力，2012（02）：1-5.
[3]陈文升，钱文克，楼晓东.智能变电站实现方式研究及展望[J].华东电力，2010，38（10）.
变电站运维解决方案范文第8篇
关键词：变电站；二次设备；运行维护；检修
引言
随着智能电网的建设与发展，当前电网的规模以及设备装备等方面都表现出了非常显著的现代化特性，同时对于变电站的二次设备的相关要求也在不断提升。因为二次设备是变电站正常运行的重要保障，所以为了保证变电站的正常运行，对于二次设备运行进行维护及其检修是非常必要的，对于电网的正常运行是非常有意义的。
1 二次设备的运行维护及其检修的内容
1.1 变电站的二次设备
总的来说，变电站的二次设备主要包括继电保护设备、运动设备、监控设备等等。对于二次设备来说并不能预判是否会出现故障以及故障的时间和频率，所以按照已有规定对二次设备进行保护很难满足现代要求。随着电网规模的不断扩大，对于二次设备的要求在不断提升，要求最大程度上降低设备检修的断电时间，提升了变电二次检修的难度。
1.2 状态检修
状态检修就是指借助变电诊断技术以及电网检测所得结果来监管变电装置所处状态，判定其是否处在正常的状态。状态检修能够监测预防设备的问题，再加上定期以及自动检修就会形成统一的检修方法，从而对状态检修进一步完善。
1.3 变电二次设备的状态监测方案
在进行变电二次设备的实际监测过程中，可通过二次设备自身所具有的保险措施来实施报警，之后断路器就会自动切断来对回路进行控制，计算机就会对二次设备的故障实施诊断，找到解决方案，最后会按照相应的性能进行设备部件的循环检测。
1.4 监测内容
变电二次设备监测的主要内容有：二次回路显示的正确性、交流测量系统在正常情况下所处状态、信号系统和直流控制系统在回路指示正常情况下的运行情况。
2 变电站二次运行维护和检修中需要注意的问题
比较传统的电力系统检修主要采取的是预防性的计划检修，在二次设备检修过程中常出现设备不足及检修方法不当问题，容易对检修对象造成二次设备故障。随着计算机技术以及信息技术的广泛应用，二次设备（例如继电保护、自动装置等）的相应操作安全性以及可靠性都有了较大的提升，但同时也给设备的检修造成了某些困难，需要较强的专业知识来完成。
2.1 一、二次设备状态检修方面的问题
一般情况下来说，只有在一次设备停电检修时才能进行二次设备的检修，因此在实施二次检修时首先要考虑到一次设备的具体情况，之后实施二次设备检修决策分析，确保二次设备的运行可靠，降低检修方面的成本。
2.2 回路监测方面的问题
变电站的二次设备从结构上来说可分成自动装置以及二次回路，自动装置采用信息化技术能够提升状态监测的可行性，但二次回路则不然。二次回路主要是通过相应电缆以及继电器组成的，相对比较分散，所以想要实施回路接线正确性以及继电器触电状况的在线监测具有比较高的难度，并且成本也比较高。对于变电二次回路来说，可以通过设备管理和在线监测相结合的方式实现最终的状态诊断。
2.3 电磁干扰方面的问题
变电站二次设备当中会具有很多微电子元器件以及集成度较高的电路，在状态检修过程中会遭受到较为复杂的电磁干扰，从而出现相应的问题，包括：自动装置较异常、采集到的信号失真、元器件遭到破坏等等。所以一定要对二次设备的状态检修系统实施干扰性试验，同时要对敏感性元器件以及干扰源实施监测管理。
3 变电站二次运维和检修问题的处理
变电站二次运维和检修不单单要实施监测以及诊断，还要进行其他方面的工作，包括设备运维、预防性试验、二次设备的检修以及验收等等，要采取相应的措施来确保二次设备的稳定性来满足电网方面的需求。
3.1 设备的维护方面
变电站的二次设备之所以出现问题，很大一部分原因是因为插件损坏造成的，所以在进行问题处理时主要采用的是更换插件的方式，所以要有效提升保护装置的硬件管理水平，一定要加强设备的维护力度，要重点关注在发生频率比较高的问题分析方面，要在缺陷管理方面下功夫，确保设备处于正常状态，便于状态监测工作的顺利进行，能够更加高效的进行工作。
3.2 进行变电站二次检修体系的完善
首先要对设备所处的原始状态进行分析，然后分析设备所处的运行状态，最后要进行状态检修工作流程的制定。在进行设备初始状态了解的过程中，在正式进行工作之前一定要确定出二次设备所处的最初状态，在保证其处在正常情况后在进行使用。对于处于使用状态的设备来说，一般情况下都是采用在线监测技术进行的，虽然此技术是非常重要的，但是也是比较困难的，所以要和具体情况进行结合来建立健全监管机制，保证电力设备检测管理体制改革能够落实到位，明确管理方面的权限，将管理责任以及人员落到实处。在进行具体检测过程中，要按照采集到的二次设备相关信息进行总体的分析，制定出较为合理高效的维修计划，最大程度上避免检修工作存在盲目性，提升维护检修工作的效率。
3.3 进行变电站二次监测系统的完善
变电站二次设备的监测并非针对某个元件进行的，更多的是对一个系统和单元进行监测元器件的动态性能，得到最新的监测数据，从而为更加准确的进行设备状态评估提供依据。在监测系统完善过程中除了要引入全新技术外，也要形成相应的制度，确保工作具有规范性和标准性，从而发挥出最佳的效果。
3.4 增强维护以及检修工作力度
现阶段主要是以一次设备的检修作为主体，二次维护和检修主要是围绕着一次检修来进行的，所以要制定出状态检修的相应标准，保证工作顺利进行。主要可以从以下几方面进行具体工作：第一，维护以及检修的项目。在进行设备维护和检修时不能单单只是注意完成的内容，也要评估维护和检修的项目是否能够正确验证装置的运行情况，从而建立起比较完善的作业风险评估体系，保证所有检修项目的质量以及安全性。第二，评估周期方面。从现阶段来看，对于变电二次设备进行评估时主要还是依靠计划检修周期实施的，具有某些局限性。所以在进行评估周期制定过程中，可以对相应变电站的统一型号的设备实施横向以及纵向比较，按照所得数据来反映出设备所处状态。
3.5 处理好计划检修及状态检修关系
如很多设备都要进行检修，就需要建立起比较适合检修形式的检修机制。二次设备的状态检修并非对于设备使其在受控情况下实施计性检修，其只是计划的依据而并非具体时间，而是对于所掌握对象设备的状态进一步把握。对于在已有状态下无法准确判定设备情况或者可能需要较大代价的项目来说，一般情况下还是要进行传统定期检修和故障检修的方式。
4 结束语
随着电网规模和需求的不断上升，变电站二次运行维护和检修对于电网的安全有效运行具有无法取代的作用。所以要充分分析变电站二次运行维护和检修中需要注意的问题，采取相应的措施进行解决，确保变电及整个电网的正常运行。
参考文献
[1]雷成林.变电站的二次运行维护及其检修[J].低碳世界，2016（32）：15-17.