变电站运维解决方案精选(九篇)

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第1篇：变电站运维解决方案范文

（国网银川供电公司，宁夏银川750011）

摘要：光华110kV变电站担负着银川市主城区大部分负荷的供电任务，但目前存在设备老化的安全隐患，为此，采用新技术、新材料、新工艺，提高其安全运行系数已迫在眉睫。应用先进设备“移动110kV变电站”，能实现一种全新的不停电供电模式，从而为光华变电站改造工程的实施提供可靠方案，进而更好地保障居民生活用电，促进当地经济快速发展。

关键词 ：移动变电站；标准化；安全布防

0引言

光华110kV变电站是银川地区的重要变电站，其10kV开关柜陈旧老化，已超期运行多年，存在一定的安全隐患。为了提高该变电站的供电可靠性，为当地经济发展、居民生活提供坚强的电力支撑，改造相关设备、提高安全运行系数已迫在眉睫。由于该变电站处于市区中心城区，担负着银川市主城区大部分负荷包括附属医院、市第一医院、省公司调度等重要负荷的供电任务，因此在改造方案中对该站所带负荷的及时不间断可靠供电成为光华变电站10kV改造项目的难点及重点。按照国网公司建设资源节约型、环境友好型变电站，采用新技术、新材料、新工艺的要求，应用先进设备“移动110kV变电站”转带负荷，为光华变电站改造工程提供了一种全新的供电模式，为此次高难度改造工程的实施提供了可靠的解决方案。

由于此次工程的特殊性，如改造项目涉及施工人员多、施工地点复杂、施工时间长、施工难度大、安全风险高等，现场的安全管控就成为了一大难题。因此，规范现场作业行为，加强现场安全监察，采用标准化安全措施布防，成为整个工程项目平稳安全实施的核心。

1“移动110kV变电站”应用方案

以往变电站的馈线开关柜改造工程，特别是高压室的改扩建工程，均采用整段母线停电、对馈线用户停电、对用户进行限电或转移供电负荷的方式进行施工。由于施工周期较长，因而不可避免地影响了用户用电及供电可靠性。本次工程有其自身的特殊性：中心城区大量用户负荷均由本站带，且其中多个重要负荷如附属医院、市第一医院、省公司调度等无法长期停电，施工期间还有高考等重要保电任务。而移动变电站运输便捷，可在变电站内临时安装，迅速形成临时性替代电源，因此利用移动变电站转供负荷成为了此类工程实施的最佳解决方案。

光华变电站10kV改造工程中，采用移动成套车载设备对10kV出线进行负荷转供，对原10kV开关柜设备进行停电改造更换。采用此种全新的过渡方案，可在不影响用户用电的条件下完成现有变电站馈线的设备改造。移动变电站在光华变电站现场的实际使用方式为：移动变电站变压器高压侧接线由高光T接线供电，中压侧不接引流，低压侧由电缆接至2号开关柜车，开关柜各柜出线电缆接至分接箱，光华变电站10kV出线电缆全部改接到分接箱，负荷由移动变电站变压器带，由移动变电站10kV设备代替原光华变10kV设备输出供电。

2应用“移动110kV变电站”的安全措施

由于光华变电站为早期室内GIS设备变电站，占地面积小，而移动变电站1号主变压器车及2号开关柜车体积较大，在光华变电站占据了大半面积，再加上为改造转供负荷方便增加了10kV电缆分接箱，因此厂区运行设备与施工区域的安全措施分割方式成为难题。为确保改造安全顺利进行，变电运维室认真制定了安全布防方案，并在开工前将变电站施工作业现场和移动变电站分割的安全措施一次性布置完善到位，以期为施工作业人员提供安全可靠、规范标准的作业环境。

国网银川供电公司变电运维室运维三班在施工现场户外一次设备和移动变电站利用标准化安全措施布防的有效分割，确保了工程的安全施工，在改造工程进行的4个月时间内，有效杜绝了违章、不安全现象的出现，保证了改造工程的安全、顺利完成。

改造中软接电缆通过地面式临时性水泥隧道接入移动变电站110kV、10kV设备内，安全措施保证将户外一次设备区和移动变电站设备区及移动变电站的软接电缆使用硬质围栏进行标准化布防分割，对10kV高压室的作业区域只留一个进出通道。施工改造过程中在相应间隔设置临时遮栏隔离，以保证施工区域的安全性、独立性、观赏性。

根据改造现场实际条件，为保证变电站安全运行及施工作业安全，严格按照《国网宁夏电力公司变电站安全设施标准化布防规范（试行）》，对户外一次设备施工作业现场进行标准化、规范化安全措施布防，保证了作业现场的施工安全顺利完成，避免了人身、设备、电网事故的发生。

3过程控制与绩效管理考核

为保证光华变电站改造施工现场安全措施的标准化、规范化，并保持其完好性，特制定以下措施、方案和规定：《移动变电站启动方案》、《光华110kV变电站改造三措》、《光华110kV变电站户外一次设备区安全措施布置示意图》、《移动变电站设备区安全措施布置示意图》、《光华110kV变电站改造户外设备区巡视记录登记表》、《光华110kV变电站改造现场巡视监护制度》、《光华110kV变电站改造期间的安全措施》、《光华110kV变电站改造安全规定》。

对于施工现场安全措施的标准化、规范化、完好性，由变电运检室副主任、安全专责及运维三班班长及运维三班安全员组成的检查组进行检查和评估，由变电运维室主任进行审核。

评估主要方面：开工前安全措施布防的标准性、规范性；施工过程中安全措施保持的完好性。

考核实行连带责任制，当值未做好，本值人员必须负责，组员、副组长及组长负有连带责任。对责任系数实行分级管理，按照组员、副组长、组长的次序依次递减。

对当值人员的考核：针对当值人员未巡视检查到位、未发现现场安全措施存在的异常或未做好巡视记录等，副组长检查出的问题追究组员责任，组长检查出的问题追究副组长责任。

4存在的问题及改进对策

在实施过程中，现场安全措施布防主要存在以下问题：

（1）移动变电站主变离光华变电站主控楼距离较近，安全性差。

（2）不能将完成的现场安全措施布置方式相对固定，而是经常性发生变化。

针对以上主要问题，运维三班已采取以下相应对策加以改进和完善：

（1）在光华变电站主控楼二楼贴上警示牌，并禁止人员在主控楼外楼梯上下走动，同时在楼梯口做好安全措施。

（2）合理安排工作，保证现场必须有一名运维三班管理人员进行现场巡视监督。

（3）分区域采用不同型式或颜色的硬质围栏对停电或不停电区域的设备实施隔离。

（4）将完成的标准化户外一次设备及保护室二次设备安全措施布防形成现场标准和制度，保证所有安全措施布置的一贯性、标准化。

5工作成效

光华110kV变电站改造工程户外一次设备及高压室设备的安全布防，在现场设备安全运行、施工作业安全进行两方面都体现出了明显的效果，不但保证了运行设备的安全，而且有效限制、规范了现场施工作业人员的作业行为，避免了人身、电网和设备事故，保证了变电站的安全运行。移动变电站的应用也为光华变电站提供了一种全新的供电模式。

［

参考文献］

［1］陈飞.110kV移动变电站在我国应急供电领域的地位与意义［J］.大科技，2013（34）.

［2］王颖.银川电网110kV车载移动式变电站的应用与研究［J］.中国高新技术企业，2014（36）.

第2篇：变电站运维解决方案范文

【关键词】综合数据网；运维管理；研究

0.概述

当前，电力能源在人类的生活中占有着重要的地位，电力供电需求也越来越大，导致用电方面的矛盾相对凸显。变电站作为整个电网输配电调度体系中最重要的环节，同样面临着调度智能化及信息化不断提升需求，为了保证变电站的调度及信息系统的正常运行及维护电网的正常工作，大多数电网企业均依托信息化手段建设了变电站综合数据网，有效的保证变电站电力资源的高效调度。在目前的现实应用中，变电站综合数据网管理也是架构信息化电力系统管理的基础平台。任何一个系统，都具有其优点，也存在一定的缺点，对于变电站综合数据网而言，同样存在一定的问题需要进行及时的发现并维护，才能保证系统的高效运行。为了有效的推动电力系统的运行，加强变电站综合数据网的运行维护管理，是电力系统设备管理研究中必不可少的重要部分。

在某电网供电局的变电站运行体系中，综合数据网作为变电站各类应用系统正常运行的网络基础，承载着该局下辖的100多座变电站的生产管理系统、办公自动化系统、软交换系统、变电站各类在线监测系统、图像监控系统等应用系统的业务流量；每个变电站都配备了综合数据网网络交换机，用于接入并传输各变电站应用系统流量，这些变电站的综合数据网流量均汇聚至供电局变电站综合数据网的核心设备，这些变电站综合数据网在运的交换机设备均已过保。如变电站综合数据网出现故障，必须及时检查处理，消除缺陷。为确保该供电局变电站综合数据网络的正常可靠运行，必须对变电站网络开展维保，本文将以该局情况为例，对电网企业变电站综合数据网运维管理中存在的问题进行探讨。

1.电力综合数据网的特点

电力综合数据网主要由电力调度数据网和电力综合业务数据网两个独立的数据网络构成。在电力行业的信息化管理服务中，电力综合数据网络是主要的传输网络。它包含着以下几个方面的特点：

1.1网络覆盖广

在信息化时代，对于电力企业而言，设备管理水平对相关的信息技术和信息管理系统完善的依赖变得越来越强。综合数据网作为信息化系统的基础，能够及时将电力系统内各厂站、收费厅和变电站等生产营业场所的数据进行传输，保证系统实现真正的信息化，其网络覆盖面将会越来越广。

1.2设备管理智能化

在电力综合数据网中，对设备管理实现了智能化。在智能化条件下，设备管理人员只需要观察相关设备的性能参数的变化，就能对设备的情况进行有效的掌握，当设备发生故障时，系统也会自动的给出预警信息并进行相应的处置，使得设备管理人员能及时对故障采取排除措施。

1.3网络运维要求高

对于该局而言，在电力综合数据网中，网络的安全性要求较高，必须要采取加强网络安全性的措施，对网络潜在的安全隐患及时发现并消除，提高网络的稳定性、可靠性和安全性，这就需要运维人员做好相应变电站和供电所现场设备巡检与运维工作；保证网络设备24小时不间断的稳定运行，实现生产MIS业务不中断。同时要求对网络故障及时响应，保障人员及备件能及时到位，保证网络系统出现故障时，能在最短时间内得到恢复。如此高的要求也是变电站系统综合数据网网络运维的主要特点之一。

2.影响综合数据网运维管理的因素

在电力企业的发展中，根本的原则是要保证电力设备能够安全高效的运行。对于供电局变电站综合数据网络管理而言，只有实现对综合数据网的高效运维管理，才能有效的保证电力设备的安全高效运行。运维管理主要是在规划管理的基础上，结合现有的电力和网络信息技术手段，对网络设备进行适当的配置，提高设备的生产利用水平，这样才能促进企业的发展。结合目前供电局变电站的运行情况，对影响综合数据网运维管理工作水平的因素进行分析，主要有如下几个方面的制约：

2.1技术管理手段不强

目前，由于电力企业的变电站综合数据网网络覆盖的范围都是以单个站点为单位，网络设备的数量与日增多，网络结构也越来越复杂。

此供电局所辖100多座变电站的本地局域网分别通过地区泰科、华为光环网和租用运营商2M链路的方式接入到供电局局域网，在供电局大楼传输机房落地后，汇入供电局变电站网络汇聚层交换机。变电站所使用的综合数据网交换机并没有统一设备类型，并且承载流量的传输网络也不是同一种技术和设备，随着变电站接入的设备及业务类型不断增多，使得综合数据网承载的网络流量不断增大，整个网络不断复杂化。以上因素都会导致综合数据网的网络运维管理难度直线上升。而实际上由于缺乏有效的技术手段做支撑，仅仅依靠有限的管理人员进行运维管理，使得管理水平没有达到相应的高度，导致运维管理效果较低。

2.2管理人员技术力量不足

在该局的电力综合数据网络运行维护中，需要针对该局所辖的变电站、集控站的生产MIS接入交换机进行分片区巡视检查工作，确保设备及系统运行正常。主要工作包括：

（1）对设备进行日常硬件检查。

（2）查看设备日志，发现设备潜在问题，并及时解决。

（3）记录设备CPU和设备内存利用率，以及时发现设备或网络潜在的问题。

（4）检查设备端口可用性和设备指示灯的正常性。

（5）检测设备运行状况，及时解决因设备故障而导致的业务中断。

（6）检查MIS生产业务的可用性，确保业务运行正常。

（7）检查设备的上行链路状态，保证上行链路可用。

（8）检查设备基本配置是否完整可靠并备份。

（9）确保设备安全，及时发现、处理设备故障和隐患，保障现场生产的稳步运行。

（10）网络系统运行中如发现问题及时做相应处理，保证网络系统的正常稳定运行。

以上工作都是电网企业变电站综合数据网运维管理工作的内容，要想将如此繁多的运行维护内容做好，不仅需要具备全面的管理人才，而且还需要大量拥有相关知识的技术人员才能实现。但是在实际的运维工作中，由于人员的流动性较大，专业素养水平高的运维管理人员和水平高的技术人员几乎不存在，导致在运维工作的开展中，运维人员数量不足、管理人员素质不高和运维人员技术水平并不牢固，导致运维管理工作并没有取得重要发展，更谈不上运维工作水平有效提升，运维工作没有得到很好的开展。

2.3数据信息分享平台欠缺

在信息化管理中，最重要的就是工作人员对于电网运行数据信息要及时掌握，因此，需要实现数据信息的分享，才能保证彼此能够高效协作，更好的完成整个电力综合数据网络的管理。在电力企业综合数据网日常运维工作中，需要通过建设统一信息平台，实时最新综合数据网运行情况拓扑图，并提供自助网络测试等功能，进而为综合数据网运行维护提供有效的信息数据，进而形成透明化的整体网络运维管理，促进综合数据网的运维与管理，但现阶段并没有功能完善的数据信息分项平台。

3.综合数据网运维管理的发展前景

3.1加强技术管理手段

在变电站综合数据网运维管理工作的发展中，通过技术手段的改善，提升综合数据网的运维管理效率，是一个十分重要的步骤。如部署网络流量监控设备能及时观察网络性能的好坏，对综合数据网网络流量进行有效控制，确保网络稳定、高效的运行。尤其是对综合数据网的设备互联端口进行流量监控，能帮助判断网络故障及网络安全等状况，进而使得运维工作人员及时采取有效的技术手段进行管控，保证整个电力数据网络正常工作，促进网络管理水平的提升。

3.2加强综合数据网运维人员的素质培养

结合平时在综合数据网运维工作中出现的人员技术力量不足的问题，可以采取相关的拓展培训课程，依据运维工作的实际需要对运维人员进行培训，具体的培训内容应从网络基础、数据结构、数据分析以及电力专业知识等方面入手，使他们首先能认清电力供应正常的重要性，加强自己思想方面的重视。其次，应积极学习专业知识，提升使用和维护系统的能力，积极提升他们的实际工作水平，使他们能很快适应日益更新的电力通信系统，促进综合数据网运维管理工作水平的提升。

3.3加强信息共享措施

在综合数据网运维工作中，积极利用其它方面的信息，整合数据信息系统，建设专门的数据信息的分享平台，实时的综合数据网运行情况的拓扑图，使得这些数据信息能够保证电力的正常运行，同时，也能促进相关的运维人员对网络进行有效的维护。

4.总结

对于变电站而言，综合数据网运维工作水平的效率，对于变电站的电力供应和调节工作有着决定作用。因此，相关运维人员应积极认识运维工作的重要性，采取有效的措施提升综合数据网运维工作水平，促进电力信息化水平的进一步提升。

【参考文献】

[1]谷明英，张雁，魏明海.陕西电力通信网运维管理模型研究[J].电力系统通信，2012，05：70-75.

第3篇：变电站运维解决方案范文

【关键词】变电站自动化系统;改造

随着电力建设规模的不断扩大，传统变电站已无法满足电力系统安全、稳定运行需要，逐渐暴露出了诸多弊端，如自检能力弱、关联性小、兼容性差、灵活性低等，急需通过技术革新来对传统变电站进行改造，以满足目前电力系统发展需要。随着计算机、通信，以及自动化技术的发展，变电站综合自动化已成为了当前电力系统自动化发展的主流趋势，也为传统变电站改造找寻到了一条可行性、有效性的途径。可以说，变电站综合自动化不但可以弥补传统变电站所显现的弊端，还可以对站内设备以及保护装置、安全自动装置等进行实时监控，与电力调度控制中心进行数据上传、资源共享，保证整个电力系统的安全、可靠、稳定运行。虽然，变电站综合自动化系统在我国应用有一段历程，但基于变电站自动系统的重要性以应用条件的复杂性，有必要对变电站自动化系统进行研究。目前变电站自动化系统的应用主要包括两个方面，一方面是新建变电站，另一方面则是传统变电站的改造，由于后者在经济性方面占据着较大的优势，已得到广泛的应用，因此，对传统变电站的综合自动化改造进行研究具有更直接的意义。文章主要结合某变电站实例对其变电站自动化系统改造进行研究，可为类似工程实践提供参考。

1.变电站概况

某220kV变电站，建于20世纪60年代，为了满足正常运行需要，虽然经历了多次技改和相关设备的更换，但运行至今，暴露出了诸多问题，如自动化水平低，相关功能单一，二次设备落后等，已无法适应目前电力系统发展需求，需要对其现存问题分析的基础上实施针对性的变电站自动化系统改造。据笔者观察，主要的弊端表现于以下几个方面：首先，设备无法满足运行需要。据笔者了解，该变电站很多66kV配出线保护还是电磁型或晶体管型保护装置，设备老化严重，且更换困难，一旦装置出现故障，极易影响变电站的安全稳定运行。且设备缺乏自我诊断能力，可靠性差，出现问题后诊断困难。另外，远动装置功能也不够完善，不能给调度控制中心提供丰富的信息量，加上变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。其次，在线运行系统难以满足运行集中监控管理需要。由于变电站站控层运行设备较多，远程在线监测犹为重要。但该变电站在线运行系统只能提供简单的故障告警信息，运行维护人员无法了解详细的设备故障信息、确定故障原因。如果没有统一的远程维护管理系统作为工具，一旦变电站二次系统设备出现问题，运维人员无法及时掌握详细的故障信息，只能到现场查找、处理，不但会给运维人员带来巨大的工作压力，还有可能由于故障处理不及时，影响变电站和电网的正常运行，这与二次设备状态检修管理目标的实现相差甚远，这就要求建立运行维护管理系统进行集中管理。从以上分析的改变电站存在的问题可以看出，急需通过变电站综合自动化系统的改造来实现对设备的在线监测和集中统一智能运维管理，以提高该变电站运行的可靠性、安全性，以下就具体改造方案进行分析。

2.变电站综合自动化系统改造方案

变电站综合自动化系统改造方案必须结合变电站实际，考虑技术的可行性、项目的经济性，以及变电站发展的前瞻性，以科学的改造原则为指导制定出综合性价比最价的改造方案。

2.1 改造原则

科学的改造原则能够保证改造方案的正确性，并提高变电站综合自动化改造项目效率，结合该变电站的实际情况，笔者确定以下改造原则。首先，在进行该变电站综合自动化系统改造时，应考虑施工复杂性，合理利用以前技改更新的设备降低改造成本，在部分间隔设备已实现微机保护的基础上，将剩余的电磁型保护和晶体管型保护更换为微机保护，增加测控装置。其次，改造应保证在变电站长期运行条件下，综合自动化系统安全、可靠、稳定运行，能对一次设备进行监测和控制，当装置出现问题时，监控系统能及时报警并记录故障数据，不影响整个系统的运行。同时，系统在硬件上应具有良好的可扩充性和兼容性，对变电站将来的扩建或续建留有冗余，对于不同厂家的设备方便接入。而软件则要保持技术上的先进性和实用性，使系统能够长期适用，并能在一定时间后得到升级。另外，增强防误操作的性能，利用综自系统与“五防”闭锁系统兼容的形式，进一步提高系统防误操作能力。加上应用先进的通信技术，实现资源共享，站内和远程终端都能实时了解系统的运行情况。

2.2 改造方案

根据以上改造原则，此次改造将重新设计保护控制室，更换年久老化的电磁型、晶体管型继电保护设备。在所有保护及安全自动装置全部微机化基础上，独立配置测控装置，配置独立插件，共用数据端口。采用逻辑机制保证信息上传、控制下行、防误闭锁的正确性和完整性，提出单装置跨接双网解决方案。充分发挥综自站二次设备网络化的优势，减少硬件设备数量，减少投资，以此实现“四遥”功能。采用故障录波与网络记录分析一体化装置，共用前端采集与后端分析平台，软件模块按功能设定，共用统一数据源和时标，对比组合分析提高故障判别精确。集成图像监控、火灾报警及消防、红外测温、环境动力、采暖通风等功能整合到生产辅助控制系统，实现对变电站智能巡检。站内应用功能即可在本地实现，也可远程实现。

变电站综自系统结构设计采用分层分布式，即变电站的设备分为三个层面，包括间隔层、通信层和站控层。间隔层包括微机保护、测控装置、电能计量、录波及安全自动装置等。通信层采用A网、B网双模式，当一组网络通信出现故障时自动切换到另一组通信网络设备，而且间隔层的设备通过通信层将实时数据传输给站控层后台监控，后台也通过通信层对设备进行控制。站控层包括后台监控、五防工作站、操作员工作站和远动工作站等，后台监控主机通过网络对间隔层设备进行实时监控，五防工作站对变电运行人员的操作预演进行逻辑判断，远动工作站将站内当地信息传输给地调和省调。通过这种分层分布式系统结构实现系统调度自动化、监视可视化、操作多样化和管理智能化。

3.变电站综合自动化系统改造内容

根据上文所述改造方案，该变电站综合自动化系统具体的改造项目内容主要包括以下几个方面：220kV侧路保护屏、主变保护屏、66kV保护屏、66kV低频解列屏、公共屏的; 220kV线路测控屏、66kV线路测控屏、66kV母联、电容器测控屏、主变测控屏、公共信息测控屏、远动主机屏、数据网屏、监控逆变电源屏的安装;五防遥控闭锁操作屏的安装;控制电缆的敷设;继电保护、自动装置及远动监控装置二次电缆的连接;监控系统设备安装及调试;继电保护、自动装置，监控装置及辅助设备调试;继电保护、自动装置与监控系统及地调自动化系统的联调;继电保护及自动化装置投运后带负荷检验。在这些项目的具体施工中，应严格按照相关规程进行，并做好安全措施，保证整个工程项目的顺利实施。

第4篇：变电站运维解决方案范文

[关键词]智能变电站；继电保护；状态监测；故障诊断

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）22-0104-01

引言

近年来，智能变电站的工程建设越来越快，为继电保护系统的状态检修和智能诊断奠定了基础，将传统变电站中不能进行二次电缆在线检测，逐渐转变为了可在线检测的光纤网络，还一定程度上提高了继电保护设备的智能化程度，也极大提升了监视装置关键信息的水平，使继电保护系统能更好的进行在线监测和状态检修任务。

1 继电保护状态监测与故障诊断系统

1.1 功能

智能变电站继电保护状态监测与故障诊断系统能实现全站SCD文件管控、继电保护状态监测及定值管理、智能安措、智能分析等所采集到的数据，并进行诊断告警。信息采集范围涵盖合并单元、保护装置、智能终端及构成保护系统的二次联接回路等。系统能基于SCD文件以友好直观的方式将智能变电站保护系统的运行状况反映给变电站运维人员和检修人员，为智能变电站二次系统的日常运维、检修、异常处理及电网事故智能分析提供决策依据。

1.2 网络结构

继电保护状态监测与故障诊断系统由部署在变电站端的继电保护状态监测及故障诊断系统和部署在调度端主站系统的继电保护状态监测模块共同完成。变电站端由数据采集单元和数据管理单元组成。数据采集单元通过过程层网络获取过程层设备数据；数据管理单元从数据采集单元和间隔层网络获取数据并进行分析处理，实现状态监测和故障诊断功能，并将诊断信息上送至调度端。

1.3 功能实现

继电保护SCD模型文件管理系统通过全站SCD模型文件获取过程层虚回路与软压板逻辑关系描述、调度命名和一二次关联关系、二次回路虚端子连接、通信参数、二次回路状态监测信息、过程层网络拓扑配置。当继电保护SCD模型文件变更后，数据管理单元通过装置过程层虚端子配置CRC与继电保护SCD模型文件相应CRC进行在线比对实现SCD变更提示，并界定SCD变更产生的影响范围，并将影响范围定位到IED装置；继电保护及二次回路状态监测，系统接收合并单元、智能终端、保护装置、交换机上送的信息并进行分类管理、存储；并通过直接采集过程层网络报文实时监视与分析网络通信状态。根据装置的硬件级告警信息、监测信息及其他巡检信息对装置硬件的运行状态进行评估，并根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。用于监测预警的装置硬件级信息包括：装置温度、装置电源电压、装置过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强、装置差流，根据监测信息实现装置硬件异常的故障定位。用于故障定位的监测信息包括：装置光纤接口监测信息、装置链路异常告警信息、装置报文。变电站端实现交流回路、跳闸回路、合闸回路、软压板状态及功能描述等的图形化显示。调度端实现保护装置内部动作逻辑、动作时序、故障量及保护定值的图形化显示。

2 继电保护状态监测要点

2.1 明确目标

变电站管理中继电保护是重中之重，不仅对于内部变电服务水平有着极大的影响，还有利于各类站点故障防护，由于继电保护运行中存在很多故障风险，使得继电保护发挥不出应有的保护功能，对于查结果的准确率造成了极大的影响。继电保护状态监测要从多方面入手，明确出检测目标，依据系统调度与维护来进行综合改造，以保证保护器能发挥出安全防御的作用，能做好系统及设备操控的相关准备工作，使由于各种各样因素导致的突发性事故能得到极大的降低，构建出更为科学的数字化平台。

2.2 危害分析

要从系统故障发生率、地区实际情况来进行研究工作的开展，提出符合区域战略指导的新型方案，帮助设备执行安全监控体系，实现了资源规划与可持续发展。继电保护是规模化变电体系的成部分，为各类故障防护提供了操作平台。继电保护是故障防护不可缺少的装置，承载着各种因素形成的外在压力。危害分析是为了更好地调控设备，保持变电站平台运行的可持续发展，实现了资源利用与改造建设的可调度性，这样才能更好地执行数字化操控平台，满足了区域规划与建设标准。

2.3 参照标准

按照国家规定的变电调度标准，必须做好可靠性、安全性、功能性等分析工作，调节继电保护装置应用的可持续性，这些都是提高资源利用率的关键。参照标准是为了保证继电保护运行的稳性状态，为电力系统规划改造提出科学的指导放心，以免外在控制因素带来的诸多风险隐患。例如，在机电保护调试过程中，考虑状态检修与操作要求，执行整个标准化的电力运行方案，大大降低了各种设备运行的安全风险。对于高标准变电调度来说，状态监测实现了资源化利用机制，体现系统规划与改造的先进性。

3 故障诊断原理

3.1 SV/GOOSE链路诊断原理

对于过程层GOOSE、SV信号，当接收端设备在一定时问内没有收到有效的GOOSE、SV信息时，会产生相应的告警。例如：当继电保护装置SV链路异常时，继电保护装置无法获取正常的接收数据，会通过站控层MMS上送相应的链路断线告警报文，网络报文记录分析装置可获取这些告警报文。针对网采、网跳回路，由于各装置之问具有统一的系统观测源，可通过对比发送方与多个接受方之问链路的状态进行监测，根据各装置上送的链路告警报文即可以定位到相应的链路异常。针对直采回路，其与网采的SV端口不同，无法进行链路对比监视，因此难以准确定位到具体的点，同时综合其他二次设备的网采回路情况，给出各种故障点的概率，直跳回路由于无法获取其相关的对比信息，只能由继电保护装置上送的告警进行故障定位。

3.2 交流回路状态诊断

对于二次回路交流量的在线监测，可利用网络报文记录分析装置和继电保护装置采集的交流量综合判断。智能站普遍采用双AD采样，并配备了双重化的保护，通过对比继电保护装置通过MMS上送的双AD采样值和两套保护的采样值，如果它们之问的相对误差在阑值范围之内且继电保护装置无采样不一致的告警，则认为双AD采样一致或者两台保护的交流二次回路状态处于正常状态；如果相对误差超出阑值，同时继电保护装置未发出采样不一致的告警，则判断至少有一套继电保护的交流回路出现异常，并给出继电保护装置所对应的异常二次回路。

结语

智能变电站继电保护状态监测与故障诊断研究项目的开展，可最大限度地提高电力设备的利用率，减少设备停电时间，保证电网的可靠运行，提高企业经济效益也具有重要意义，因此要加大对监测与故障诊断的开发与应用，进一步提升系统技术水平。

参考文献

[1] 叶远波，孙月琴，黄太贵，郭明宇，黄勇. 智能变电站继电保护二次回路在线监测与故障诊断技术[J].电力系统保护与控制，2016，20：148-153.

第5篇：变电站运维解决方案范文

【关键词】电力调度自动化；常见故障；解决方案

1 电力调度自动化系统中常见的问题与故障

通常电力调度自动化系主站系统、子站设备还有数据传输通道三部分构成。这三方面是相互联系的统一整体，缺少任何一部分或任何一部分出现故障，都会影响到整个系统的有效运行。因此，系统的出现的故障也主要发生在这三方面。

在电力调度自动化系统运行中，经常会出现以下几种故障：（1）主站自动化系统故障；（2）变电站信息传输中断；（3）遥感数据不正确；（4）遥信状态和实际位置不相一致；（5）遥感不成功；（6）UPS电源故障；（7）网络故障等。

2 电力调度自动化系统中常见故障的分析与解决方案

2.1 主站自动化系统故障

如果主站服务器或工作站运行系统的应用程序出现故障，也应该重启或关机重启应用程序；如果重启和关机重启后故障没有消除，则应该重新对应用程序进行安装。

如果主站服务器或工作站操作系统的启动存在不正常等情况，需要从新安装程序，在系统安装前，应将系统软件与应用程序以及有关文件进行备份处理，在系统重新安装完成后再将备份的系统软件与应用程序以及有关文件传输回系统设备，恢复系统的正常运行。

2.2 变电站信息中断

该故障的确认：电力调度人员在工作站观察到的变电站数据信息不再刷新，并再观察的前置机端口显示为停运状态时，即可确认为变电站信息中断故障。遇到变电站远运信号中断，如果是模拟信号，应该在通信柜上使用测试听筒进行监听，看是否存在远运信号；如果是数字信号就应该用万用表对接收电平进行检测，看是否正常工作。如果监听测试为没有信号，则应与电力调度人员进行联系，确认信息通道是否通畅；如果信息通道无故障，则基本判定与变电站的远运设备出现故障。对于综合自动化变电站，观察指示灯的情况就基本判断模板是否出现故障。对与有后台机的变电站，后台机的数据信息正常而调度机的数据信息不正常，基本上是监控模板出现故障。对于模板出现故障，可以使用同一型号的模板替换故障模板。

2.3 遥感数据不正确

首先应判断是否是变电站信息中断，如果是则应按照信息中断进行处理。如果信息没有中断故障，则应该观察数据是否刷新，如果不刷新则应判断为线路监控装置出现故障，应及时通知公司检修部门进行设备检修，如果数据刷新正常，而显示的数据不正常，则应该按下面步骤进行处理：第一，检查遥感关联情况，如果关联不正确，则应从新关联；第二；遥感顺序在录入数据库有时和与实际遥感表不相一致的情况；第三，如果设定的参数不正确，则应进行改正；第四，如果计算量有问题，大多为计算公式的问题，应修改计算公式；第五，设置的上下限不对，应在过滤正常数据后修改上、下限数值；第六，检查前端机设备中遥感量的对应报文，若原码出现错误，则判定为变电站出现故障。

2.4 遥信状态和实际位置不相一致

首先应判断是否是变电站信息中断，如果是则应按照信息中断进行处理。若不是应按如下步骤进行处理：调度人员在调度工作站，应计算机设备右击该遥信，检查遥信状态的正常与否，遥信取反是否正确，如果不正确，应去正确值；如果不正常，则应检查遥感量关联的正确与否，如果不正确，则应重新关联。关联后如果遥感位置不正确，就应该查看前置机上的相应原码，如实际位置与原码不相一致，则可判定为子站设备出现故障。处理子站设备的故障时，应先重启遥信量对应的测控设备，如果不正常，就应检查测控设备上的遥信状态，若该遥信量和实际位置不相一致，则应通知公司检修部门进行相应处理。

2.5 遥感不成功

在调度工作站观察的遥感值正常且遥感值不断刷新，这水平数据传输上行通道无故障；在调度工作站下发多次遥感命令后出现了遥控返校超时或失效，则应对主站信号线进行自环，然后再由调度工作站下发遥感命令，并观察前置机的自收发原码，若正确则表明主站设备没有出现故障。否则应按下述步骤检查处理主站故障：第一，重启服务器与前置机；第二，检查主站RTU 参数设置的波特率与规约与分站是否一致；第三，检查设备插头和卡线接触状况是否出现接触不良或松动的状况。

在确定主站设备没有故障时，应在站端把信号收发端自环，并观察自收发成功与否，若不成功则表明下行通道故障，这是就用通知相关人员进行及时处理；若成功则表明站端设备出现问题，此时应检查分站控制开关位置，RTU遥控输出压板处于投入状态，若执行不成功则多为RTU出现了问题，这是就应通知公司检修人员进行处理。

2.6 UPS电源故障

如果UPS电源中断，应立即关闭大屏幕、部分工作站与显示器，用以延长电源使用时间。人员还监视电源放电情况、运行状态指示灯与报警设备等。应定期用万用表对蓄电池电压进行监测，在蓄电池电压下降到最低限值前，按正常的操作模式退出程序，避免非正常关机下数据库信息出现混乱情况的出现。等到电源设备恢复后再重启设备，恢复系统的正常运行状态。若UPS电源处于旁路供电，则需要工作人员启动逆变器，帮助UPS 恢复正常状态。

2.7 网络故障

发生网络故障时，应首先查看机器设备网线插头的连接情况。若该网络使用的是交换机，则要通过交换机的指示灯来判断网线是否连接良好。同时，还应考虑下出现网络故障得分机器的网卡设置和网络节点名是否出现异常情况，如果出现异常情况，应通知网络维护人员进行检修。

3 常用的查找故障的办法

3.1 观察法

观察构成电力调度自动化系统的各部分指示灯的情况，监控系统的报警信息情况以及后台机的数据信息正常与否。

3.2 检测信号法

电力调度的自动化系统通过借助数据信息通信来实现其功能，这些数据信息是可以利用专业检测工具得到。电力调度人员通过检测的数据来判断调度自动化中的故障以及具体那一部分出现了故障。

3.3 分析排除法

想要尽快的找到故障，就必须要对整个系统进行详细的了解，在熟悉各种设备性能与参数的基础上，进行逐一检查分析与排除，直到发现故障。

3.4 更换备品备件法

在确定故障后，如一时无法排除故障，可以使用同一型号的元件替换故障元件，尽快使系统恢复运行。

4 总结

随着社会经济的发展，我国的电力事业也在不断发展，变电站与电力线路也在日益增多，相应的数据信息而逐渐增多，进而电力调度系统的自动化系统运行工作日益加大，各种故障的处理也变得日益困难。这就需要电力调度人员与系统运维人员不断更新知识，并在实践中总结工作经验，更好的解决电力调控自动化系统中的问题与故障。

参考文献：

[1]王文婕.电力调度自动化应用故障及其解决方案[J].大科技•科技天地,2011(05).

[2]梁彩玲,董巧玲.电网调度自动化系统常见故障及处理方法[J].科技创新与应用,2012(28).

[3]杨艳.电网调度自动化系统常见故障及解决措施[J].沿海企业与科技,2009(09).

第6篇：变电站运维解决方案范文

关键词：变电站；自动化技术；应用与发展

0引言

随着社会的进步和经济的发展，我国人民的生活水平有了很大的提高，对供电工作的要求也越来越高了，所以，供电系统的变电站建设就显得非常重要了。近年来，科学技术的发展推动了变电站自动化水平的提高，也使供电效率得到了不小的进步，从系统的控制、到智能化的引入，变电站的发展前景将会更加广阔。本文从变电站的自动化技术着手，分析了自动化的应用现状和发展前景，阐述了目前自动化技术应用过程中存在的一些问题，希望能为自动化技术的革新带来一点帮助，从而为我国公民的生活提供更多的便利。

1变电站自动化技术应用的现状

（1）变电站管理层应用现状。目前，我国的变电站管理层在自动化层面上的应用是非常广泛的，具有很强大的功能。从功能的角度进行划分，可以分为就地监控、信息管理以及远程通信，这三个管理系统的应用对于变电站的有序运行至关重要。第一，就地监控功能。主要是通过图形显示、报表输出以及事件记录、鸣笛报警等方式来对变电站的情况进行实时的监控，并提供人机交互的管理界面，通过界面的操作和控制，可以让变电站的管理人员全面掌握变电站的运行状况。第二，信息管理功能。自动化的管理系统可以长期的监控变电站的具体运营情况，并对得到的参数和数据进行保存，通过对信息的管理，可以分析变电站的运行情况，有助于及时发现问题并解决问题。第三，远程通信功能。以往，在没有自动化系统的时候，变电站的运行往往是独立的，所以，如果出现问题，很难及时发现和解决，有了远程通信的功能，使得变电站真正连接成了一个整体，会使供电更加安全。

（2）变电站通信网络层应用现状。变电站的网络通信主要是通过系统间的交换，实现信息资源的共享，减少配置二次设备，进而确保变电站自动化系统的安全运行与经济实用。我国变电站内的通信网络层自动化系统主要有两种结构形式，分别是双层网络结构和单层网络结构。双层通信网络结构即是指间隔层设备在总线的支持下同通信控制单元取得联系，进而发送给通信控制单元动作指令，使得低一级别的以太网完成所需信息的交换；单层网络结构的应用取消了控制通信系统，间隔层设备与变电站之间通过一层网联结。

2自动化技术在变电站应用中的问题分析

（1）变电站自动化技术先进性、实用性以及可靠性的协调。 我国变电站的自动化建设起步较晚，所以，在理论研究和实践应用方面还存在一定的问题。自动化技术具有先进性、实用性、和可靠性的特点，但是，其如何有效的协调就成为了重要的问题，目前，我国变电站的自动化技术还处于小规模的应用阶段，并没有大规模的投入使用，所以，我们要进一步的加强研究，做好自动化技术先进性、实用性以及可靠性的协调工作，为以后的大规模投入使用奠定基础。

（2）变电站内部通信的缺陷分析。变电站内部通信的缺陷又是目前存在的一大问题。我国的自动化技术大多采用的是间隔层、站内通信层以及变电管理层的结构，目前，变电站管理的各个环节对间隔层的重视程度是相对较高的，但是，变电站的内部通讯层却是存在一定的缺陷。这一类的设备监测缺乏统一的规范和标准，同时，模拟和测试站内通讯也比较困难，导致了站内通讯容易被忽略，严重影响了变电站自动化技术的发展。

（3）变电站自动化系统的验收及校验问题。变电站自动化系统的验收和校验是正是使用之前的一项关键工作，只有通过严格验收和校验工作的系统，才能正常的投入使用。目前，我国的验收和校验工作总体还是可以的，一些显性的问题是可以检查出来的，但是，一些隐性的问题却很难通过验收和校验来检测出来，从而对变电站的使用造成了隐患。

3自动化技术在变电站中的发展前景

（1）由控制集中、功能分散向分布分层网络的发展。自动化技术在变电站的应用当中具有非常广阔的前景，结合目前的网络技术和信息技术，将由控制集中、功能分散的情况，向着分布分层网络发展，使自动化的管理和运营更加有序。在接下来的发展过程当中，变电站自动化系统的各个模块将实现更高的独立性，从而避免相互影响，产生更高的效率，也减少了单个问题对整个系统所造成的影响。

（2）从专用设备到平台方向发展。我国变电站自动化设备存在设计不统一，标准不一致的情况，这就导致在使用过程中的诸多不便，随着科学技术的不断发展，变电站自动化系统也从专用设备向着自动化平台的方向发展开来，增强了系统的标准性和可维护性。

（3）从传统控制向综合智能方向发展。近年来，变电站的自动化系统得到了广泛的应用，也使我国的供电水平有了很大的提高，在这个背景下，我国对变电站自动化系统的研究投入也更大了。目前，自动化系统的一个重要发展方向就是从传统的控制，向着综合智能方向发展。通过将自动化技术和智能化技术的结合，系统可以根据具体的参数和数据，通过智能化的分析，来找到最优的供电模式，同时，如果发生问题，智能系统也可以提供最佳的解决方案。所以，综合智能的发展方向将是接下来很长一段时间我国变电站自动化系统的发展方向。

4结束语

变电站的自动化技术的应用与发展，极大的促进了我国供电水平的提高。近年来，我国给予了这项工作极大的重视，将投入大量的资金和精力，进一步促进变电站自动化水平的提高，从而为民生工程的建设提供新的力量。

参考文献：

[1]胡清根.浅谈变电站自动化的应用与发展[J].城市建设理论研究(电子版),2012,8(27):32-33.

[2]姜俊安.浅析变电站自动化技术应用[J].商品与质量:建筑与发展,2011,15(10):55-56.

第7篇：变电站运维解决方案范文

【关键词】开关柜 温度监视 适用化研究

1 序言

高压开关柜是电力系统中非常普及和重要的电气设备，为了解决占用空间小、防小动物事故、误操作等问题，目前大多采用密封紧凑结构的型式。然而，也增大了对导电体、接头、触头等载流部件温升的检查和监测难度。近年来，因局部过热而导致的高压开关柜设备损坏事故和供电障碍时有发生，其内部载流部件的热隐患监控已成为当前变电运行管理的最大盲区和薄弱环节。虽然目前有很多针对高压开关柜运行温度监视的新产品推出，但是，其自身的可靠性、安全性不高，实施成本居高不下，同时，新增运行维护、检修调试的工作负担等新矛盾也相继暴露，都不同程度地有违电气设备安全、经济运行的主导原则。本文结合当前高压开关柜运行温度监视的主要措施和手段，进行利弊分析，并提出一种基于热点温度、温差和相对温差概念的适用化的解决方案。

2 高压开关柜运行温度监视现行手段及利弊分析

人工检查。借助人体器官，主要以“看、听、嗅”的方式进行检查、分析和判断，优点是简单、无经费投入。缺点是检查人员必须具有丰富的运行经验，存在盲区、遗漏、误判，以及耗用时间长，对于全密封开关柜基本上已不适用。

粘贴测温钠片。将预定温度值钠片直接粘贴在易热部件上，以钠片的颜色变化来判定温升异常，是目前比较普遍和常用的温升物理监视方式。优点是简单、价廉。缺点是可靠性不高、查看不方便，在金属封闭式开关柜中（小车式、中置式）不适用。

热电偶温度计或热电偶温度显示装置。是当前比较成熟的测温技术，优点是可靠性较高，价格也适宜。缺点是传感器为金属材料，且占用空间大，不能在带电体或带电体密集的条件下使用。

红外线或紫外线测温。是使用红外线测温仪器对电气设备进行红外线扫描或热成像的测温方式，属于非接触测温。优点是安全系数高，直观感强，缺点是局限于敞开式设备，对金属密封的设备无能为力。

无线测温系统。主要由无线温度传感器、接收及监控装置、远程监控终端组成。优点是能实现温度信息的实时和远程监测。缺点是无线电波对电气设备保护及安全自动装置具有一定的干扰，温度传感器自身的供电无法根本解决，若采用感应式供电，其受负荷电流的影响较大，若采用电池供电，电池的使用寿命极难满足需要，同时成本较高。

光纤类测温系统。主要由光纤温度传感器、光纤电缆、处理及监控装置和远程监控终端等组成。优点是稳定性好，灵敏度高，测温精度高，能实现信息的实时和远程监测。缺点是连接传感器的光纤改变了电气设备的爬电距离，降低了电气设备的绝缘水平和可靠性。而且光纤的布设给设备的整体美观带来较大的影响，也给设备的运行维护和检修作业带来极大的不便。

3 高压开关柜运行温度监视装置适用化研究要点

总体目标。简洁的电气一、二系统接线是电力系统安全可靠和经济运行的根本保证，而当前，为了片面地追究自动化、智能化程度，往往是把简单的问题复杂化，不但造成了人力、资金、网络等资源的浪费，而且增大了系统故障的概率，以及集中监控的风险和系统组件的维护工作量。仅高压开关柜运行温度监控目前就有无线测温、光纤测温、红外线测温等网络管理系统模式。但是这些模式都还存在自身可靠性不高，对电网系统及设备增加了新的安全隐患，给运维检修加大了工作负担，也存在一次性投资大、长期运维成本增大等问题。因而，从根本上限制了其推广和普及应用的前景。本研究课题通过充分总结和分析当前有关高压开关柜温度监控方案的经验和问题后，将高压开关柜运行温度监控研究定位为适用化，以不影响设备安全、不改变系统接线、不与系统其它信息相交叉，并以低投入、少维护，切实解决实际问题和提高高压开关柜运行温度监视覆盖率为总体目标。

技术方向。长期的实践证明，电气设备的温升事故从来就没有突发性和偶然性，电流致热型导体出现热隐患后，其状态的劣化需要一定的过程，从异常至酿成事故的时间周期也较长，在一定的时间段内，并不会对设备构成安全威胁。当电气设备发生热隐患时，只要能够做到“心中有数”，跟踪掌握它的变化和发展趋势，在适当的时侯（例行试验、维护或其它原因停电时）予以消除就能够避免事故的发生。因而，高压开关柜的运行温度监视无需复杂技术，是能够通过当前变电运维的管理方法与通用技术相结合的简单方式来实现的。因此，本课题遵循以人为本的传统原则和安全经济的科学原则定位高压开关柜温升监视的技术研究方向。即是以当前变电运行巡检管理规定（方法）与成熟可靠的测温技术和计算机技术的有机结合来完成高压开关柜内部异常温度的监控处理。

异常温度的判据确定。电气设备载流部件的表面温度是随环境温度变化而变化的，从理论上讲，是高于其运行环境温度的，如果单纯地以某一温度值或温升作为正常或异常的判据，是不能真实地反映电气设备载流导体是否存在热隐患的，而且在环境温度较高和较低的条件下均容易误导运维管理人员的判断和决策。因此，本研究课题对于一般温度缺陷以监测点温度和温差（监测点温度-参照体温度）大于设定阀值作为判据，对于严重或危急温度缺陷以监测点温度和相对温差【（监测点温度-参照点温度）/（监测点温度-环境温度）】大于设定阀值为判据，这是本研究课题与目前市场应用产品的差别之处和研究试验的重点和关键点。

异常温度信息的获取。无论是有人值班变电站，还是无人值守变电站，都有明确的巡视检查规定，比如正常巡视：110kV变电站1次/周，220kV变电站2次/周；全面巡视：110kV变电站1次/2月，220kV变电站1次/月；夜间熄灯巡视：110kV变电站1次/周，220kV变电站2次/周。因此，本研究课题是在高压开关柜容易引发热隐患的导电体上加装集温度测量与传输、数据处理与存储、温差及相对温差分析和异常数据报警为一体的集成装置。装置借助人体器官对声、光变化现象极其敏感的特点（有意识和无意识都能够对声、光的变化作出快速反应和判断）来实现高压开关柜柜内部件异常温度的及时发现和处理。此方案不需要数据远程传输，也不需建立数据库及后台系统作支持，能够免于大量的资金投入，而且几乎没有后续的运行费用投入。

工作电源的保证。高压开关柜运行温度监视装置工作可靠性的保证基础是电源的连续和稳定供电。有两种供电方式的选择，一是感应电源供电，二是电池供电。若采用感应电源供电，从理论上讲，电源容量充足，不受装置功耗和运行时间的限制，但是由于感应电源的稳定性受负荷电流的影响较大，同时感应取电电路自身故障会降低装置的运行可靠性。若采用电池供电，需要满足两个条件：一是高压开关柜出现一般缺陷时对装置的连续供电时间至少大于1年（一般缺陷处理时限的相关规定），二是高压开关柜无缺陷运行时对装置的连续供电时间至少大于3年（一个检修周期）。通过对装置连续工作的最大功耗测试和计算，部分电池产品已完全能够满足要求，因此，本研究课题拟定采用电池供电方式，并以选择低功耗的电子器件和采用不间断休眠技术来降低装置检测电路的功率消耗予以进一步保障。

4 高压开关柜温度监视装置的结构

图1为高压开关柜温度监视装置的结构图，主要由监测点温度传感器、参照点温度传感器、环境温度传感器、中央处理器、数据存储器和3个报警器等组成，其中，监测点温度传感器用于采集高压开关柜易发热部件指定点的运行温度，参考点温度传感器用于采集与高压开关柜易发热部件指定点为同一导体的另一指定点的运行温度，环境温度传感器用于采集高压开关柜内部的空气温度，中央处理器用于采集信号的放大、运算和比较，存储器用于数据整定和保存，蓝色光报警器用于一般热隐患（缺陷）告警，红色光报警器用于严重热隐患（缺陷）告警、蜂鸣报警器用于危急热隐患（缺陷）告警。

5 高压开关柜温度监视装置的工作原理

图2为高压开关柜温升监视装置的原理图，监测点温度传感器、参照点温度传感器、环境温度传感器将采集到的数字温度信号T1、T2、T0传送到中央处理器进行放大、计算，并与事先通过PC端口设定的热点温度告警阀值（a1 、a2、a3）、温差告警阀值（b）、相对温差告警阀值（c1、c2）进行比较，当T1≥a1、T1-T2≥b同时满足条件时，告警电路工作，发出蓝色闪光信号，表示某高压开关柜某监测点发生了一般热隐患（缺陷），提示运行管理人员采取适当的运行监视措施；当T1≥a2、（T1-T2）/（T1-T0） ≥c1同时满足条件时，告警电路工作，发出红色闪光信号，表示某高压开关柜的某监测点发生了严重热隐患（缺陷），提示运行管理人员采取特殊的运行监视措施；当T1≥a3、（T1-T2）/（T1-T0） ≥c2同时满足条件时，告警电路工作，发出蜂鸣信号，表示某高压开关柜的某监测点发生了危急热隐患（缺陷），提示运行管理人员立即启动停电检修工作流程。

上述热点温度阀值、温差阀值和相对温差阀值是根据电力行业相关技术标准进行确定和逻辑定义的。

热点温度阀：a1为一般热隐患（缺陷）的热点温度告警阀值，a2为严重热隐患（缺陷）的热点温度告警阀值，a3为危急热隐患（缺陷）的热点温度告警阀值，且a1< a2< a3，用于与监测点温度T1作比较。

温差阀值：b为一般热隐患（缺陷）的温差告警阀值，是一般热隐患（缺陷）的判定条件之一，用于与T1-T2作比较。

相对温差阀值：c1 为严重热隐患（缺陷）的相对温差告警阀值，是严重热隐患（缺陷）的判定条件之一，c2为危急热隐患（缺陷）的相对温差告警阀值，是危急热隐患（缺陷）的判定条件之一。且c1

6 高压开关柜温度监视装置的制作与安装

将集成温度传感器、单片机（中央处理器）、存储器、电路元件、发光二极管、蜂鸣器等按工作原理图进行连接、集成，通过PC端口设定（写入）热点温度、温差、相对温差报警阀值，经检测合格后采用环氧树脂或工程塑料或硅橡胶等耐高温、抗腐蚀、阻燃性强、绝缘性能高的材料进行封装。外形和几何尺寸可根据不同的电气设备和安装环境来进行设计，可制作成矩形、圆形、蝶形等。选择高压开关柜内的母线接头、设备连接头、隔离开关触头、小车触头、电缆接线头以及断路器触头外壳等为温度监测点，可利用设备自身的紧固螺栓，也可采用绝缘带绑扎、卡夹器材等方式进行安装和固定。

7 结论

高压开关柜运行温度监视装置适用化方案，采用成熟的温度传感技术、单片机技术和优质可靠的元器件组成，结构简单、体积小，安装方便，能确保被监视对象的性能和参数绝无影响。对高压开关柜异常温度点的预警易于检查、发现。安装使用过程中不改变被监测设备及变电站的一、二次系统接线，不增加被监测设备的运行维护工作量，不形成对被监测设备本体和单元的检修、调试障碍。装置自身具备抗干扰能力，也无干扰源产生，正常温度情况下消耗功率小，电池使用寿命长。不但适用于各型高压开关柜的温度监视管理，而且也可在各种户内外电气设备、母线、导线、电力电缆和各型配电箱柜中广泛使用，是电气设备电流致热型部件运行温度监控管理安全、经济、适用的理想装置。

参考文献

[1]中华人民共和国电力行业标准 DL/T664―2008[Z].带电设备红外线诊断应用规范，2008.

[2]中华人民共和国电力行业标准DL/T593-2006[Z].高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求，2006.

作者简介

李清海（1962 ―），男，四川省遂宁市人 ，工程师职称，现为四川省电力公司遂宁公司副总工程师，研究方向为电力网输变电设备运维、检修及试验。

第8篇：变电站运维解决方案范文

SAMP产品家族是传统网络管理和系统管理产品的发展和延伸,其产品主要包括:应用健康监控系统(AppHealth Manager)――面向业务的应用系统健康监控全面的解决方案;服务水平管理系统(SLA Manager)――关注客户体验,实现SLA管理科学化和精细化;事件关联分析引擎(CCE)――用户定制分析规则,可有效应对监控分析与预警中的疑难杂症;业务模拟探针(AppSim Probe)――客户现场主动模拟业务场景之可用性探测嵌入式设备; 业务侦测探针(AppNet Probe)――通过网络数据包分析监测用户业务体验的嵌入式设备;信息整合系统(Channel Manager)――多来源跨专业信息分类与智能推送平台;桌面推送系统(DeskPush System)――实现联网信息到电脑桌面的分类订阅与推送。

SAMP代表着新一代应用监控产品的发展方向,其优势与特点包括:面向业务的对象组织与展现能力――关注业务怎么样了而不仅仅是设备怎么样了; 面向业务结果的监测分析能力――关联事件连续分析突破静态逻辑判断的局限;卓越的隐患挖掘与故障预警能力――注重深层次隐患挖掘而不是已经发生错误的报告; 强大的可扩充与可定制化能力――轻松调整指标和对象,满足个性化需求;关注用户体验的侦测能力――业务模拟与侦测探针提供理想的用户现场体验报告;灵活的告警分类和推送能力――频道管理机制为告警分类、订阅和推送提供了灵活与便利 伸缩性极强的部署能力――提供大集中、分级集中和多中心等多种监控部署模式。

某省电网公司在全省范围内部署SAMP后,解决了原有网管系统无法解决的隐患分析和故障有效预警问题。通过SAMP的桌面推送功能让各外部开发商随时掌握相应系统的健康状况,大大加快了解决问题的速度。客户感受最为强烈的是SAMP能够把其多年的运维经验定制化到系统中,如数据库长连接和备份耗时监测就是根据客户需求通过简单定制实现的。

第9篇：变电站运维解决方案范文

1.宿州电力通信网简介

1.1现状.宿州电网供电范围大、地理位置复杂。依电网而建设的宿州电力通信网络，是采用成熟的SDH（Synchronous Digital Hierarchy）传输制式，以光缆路由为基础建设了东部和北部2个622M环网和宿州城区6个节点组成的2.5G环网，光纤覆盖率达100%。SDH网管系统上通信站点44个，其中32座变电站。

1.2主要存在的问题.1.2.1宿州供电公司现有变电站46个，光缆建设总长度2015Km，北部（萧县、砀山县）变电站接入地区光纤网的光路是借助国网淮北公司光缆路由资源，因其中间跳接点多。尤其萧县的黄桥变至马井变段光缆跨多次因开采山石而遭外破，对通信网安全稳定运行造成很大威胁。1.2.2经过几年的建设宿州公司大多重要站点间有多条路由，并对重要站点利用迂回或富裕路由作为变电站的备用路由，但一旦主用路由发生中断，采用的措施只能以人工干预的方式进行，即专业技术人员必须到现场将业务转移到备用路由，目前站点一般无人值守，地理位置偏远，若不能及时恢复通信站点运行，对电力安全生产造成极大威胁。1.2.3目前宿州公司厂站44个，光缆总里程2015公里，专业维护人员不足5人。因此通信维护人员不能更加有效、及时地处理故障。针对以上现状，为了更好服务于电力系统的安全生产，利用光保护自动切换设在主路光通道出现故障时自动切换至备份通道，保证通信站点正常的运行是很有必要。

2.光路保护倒换设备解决方案的理论

2.1采用1+1保护光路保护倒换设备原理简述：发送端采用光分路器（Splitter）对光信号进行分离，通常采用50：50光分路器（在实际应用中由于工作光纤和保护光纤路由不同，可以采用不同分光比的光分路器），分离后的光信号分别在工作光纤和保护光纤传送（并发），在接收端光纤采用光通道选择器件对工作光纤和保护光纤的光信号进行选择（选收）。当工作光纤发生故障的时候，接收端自动选择从保护光纤接收。如图1-1：

对光缆路由在两条及以上重要通信站点加装光路保护倒换设备，可以对于重要的0-2.5G光信号电路进行（1+1）保护倒换，采取并发优收的传输方式，自动选择质量高的线路信号，在微秒级的时间内完成切换，并可实现本地和远端的综合网管。光路由保护系统的网管接口接入宿州的SDH网络，对整个光纤拓扑上的系统进行远程维护。光路保护倒换设备采用双电源供电，220V和-48V供电，可以进行无缝切换，网管软件能够同时支持1024个光保护设备。网络管理软件主要运行在网络终端电脑上，对通过电信的DCN接口对光路保护设备进行控制。网络管理软件需要实现：控制TIC-OLP光路保护设备，告警统计，拓扑显示，添加/删减/编辑网路节点信息，短信告知等等，如图1-2。

2.2光路保护倒换设备优点

（1）1+1自动保护功能：即对工作光纤和保护光纤的光功率进行实时监测，当监测到的光功率满足切换阈值时系统能够在毫秒级的时间内自动将光信号从故障光纤切换至保护光纤，保证通信业务无阻断。（2）主动路由应急调度功能：即在工作光纤未中断的情况下，通过光纤保护设备本身或由光切换网管中心发出指令进行路由切换调度。（3）收光放大功能：将收光再生放大，除抵消插损外，还要能够延长信号传输距离。放大增益可通过网关或面板按键可调。（4）采用高速电子开关，实现切换时间小于5ms功能。

3.实施方案

将基于高速电子开关研究和制作的光路保护仪应用在大楼中心站-双庆变、马井变-陇海变、大楼中心站-谷岭变。并在2014年8月马井变-陇海变主用光缆遭外破时备用光缆无损伤切换，达到预期预期目标。现已运用宿州公司萧城、虞姬、居易及宿城四个运维站重要以太网业务等。

4.效益分析

基于高速电子开关研究和制作的光路保护仪应用不仅提高了电力通信路由的可靠性，大大缩短了业务中断恢复时间，保障了电网的安全可靠运行。同时有效避免因处理故障造成人员车辆费用开支，减少了抢修途中及现场工作中产生的不安全因素，具有一定的经济效益和社会效益。