500k V变电站无人值守管理的实施与探讨

李茂峰，陈忠伟（.南方电网超高压输电公司南宁局，广西 南宁 5300；

2.南方电网超高压输电公司百色局，广西 百色 533000）

500k V变电站无人值守管理的实施与探讨

李茂峰1，陈忠伟2（1.南方电网超高压输电公司南宁局，广西 南宁 530021；

2.南方电网超高压输电公司百色局，广西 百色 533000）

结合南宁区域控制中心的情况，开展区控模式下500kV变电站无人值守管理研究及分析，对制约实施500kV变电站无人值守管理和其技术关键点进行了阐述和分析，并从电网结构、现场设备、远动装置、通信通道、信息配置、专业系统支撑6个技术环节，以及人员技能、规章制度、业务流程3个管理环节来探讨实施无人值守管理的可行性。

500kV变电站；无人值守；管理和技术分析

1 开展500kV变电站无人值守的背景

建立南宁区域控制中心是南方电网超高压输电公司为加快科技进步、提高电网科技含量、实现管理创新、提升管理水平而采取的重要举措。随着区域控制中心投运，南宁局所辖500kV平果站、南宁站、百色站以及平果串补站、百色串补站运行值班工作方式于2006年1月由传统的值班方式转变为“无人值守、少人值守”模式，并顺利运行了近4年。在上述变电站无人值守模式实践的基础上，通过不断完善和改进，变电站的各项技术手段和管理水平得到了大大加强，积累了较为丰富的500kV变电站无人值守经验。

开展区控模式下500kV变电站无人值守管理研究的目的是积极推进500kV无人值守变电站建设，实施控制中心对无人值守变电站安全、高效、可靠的远程监控。介绍500kV变电站无人值守有关工作情况，重点从设备状况、技术条件、人员水平及制度修编等方面进行分析研究。

2 实施500kV变电站无人值守的技术关键点分析

500kV变电站作为电网的主干网点，在电网中占有重要位置，其运行可靠性直接关系到整个电网的安全稳定运行，所以国内500kV变电站一般仍以有人值班模式为主。500kV南宁区控中心自2006年1月投入正式运行以来，在国内率先尝试实施多个500kV变电站“远程集中监控、少人值守”的管理模式。经过4年的运行实践和不断总结改进，积累了经验，并在此期间对区控模式下500kV变电站实施无人值守过程中的技术关键点进行了深入的研究和总结。

2.1 电网结构

目前，国内区控方式的无人值守模式均运用于220kV变电站。500kV变电站与220kV及以下电压等级变电站的最大差别在于，其在电网中的位置更重要。虽然其数量不多，但规模大，站内设备复杂，技术先进，同时地域分布较广、相隔距离较远。

南宁区域控制中心所控500kV联络线，包括罗百双回、马百线、天平双回、岩平线、砚崇甲线，它们的断面输入功率占西电送广东总容量的34.5%，相当于同期广东省总负荷的11.2%，广西自治区总负荷的49.5%，因此区控中心担负着重大责任。在对500kV变电站无人值守管理模式进行评估时，主电网结构是否足够强大，是否能确保电网的安全和稳定，始终是最重要的考虑因素。因此，在500kV主网架不够强大之前，要实现500kV变电站无人值守相对较为困难。

2.2 现场设备

无论是从电压等级还是从电网安全的角度出发，都对500kV变电站的安全、稳定运行提出了很高要求。因此，要实施500kV变电站少人或无人值守模式，最基础、最关键的因素就是现场一、二次设备的可靠性，尤其是一次设备的可靠性和稳定性，因为它对变电站远程监控的影响更大。无论二次设备多么可靠，也只是起到监视和控制的作用，一次设备的可靠性才是真正影响整个电网可靠性以及能否实施无人值守的关键。国外众多超高压变电站能够实施无人值守，最重要的因素还是在于一次设备的稳定可靠。

现场设备的可靠性具体反映在一、二次设备的预试定检合格率、投运率、操作合格率、正确动作率、故障率等指标上。只有变电站现场设备的可靠性满足安全、稳定运行的基本要求后，实施500kV变电站少人或无人值守和远程集中监控才能真正体现出安全效益和经济效益。因此，在实施500kV变电站少人或无人值守前必须对变电站的设备可靠性进行全面、必要的统计评估和设备改造。

2.3 远动装置

500kV变电站实施无人值守后，区控模式下所有信息都依赖于变电站远动装置的上传。因此，变电站远动装置运行的可靠性就直接关系到区控中心系统运行的稳定性。如果现场远动装置发生数据丢失、死机甚至瘫痪，必然导致区控中心无法有效监控该变电站。因此，远动装置就成为制约远程监控和变电站无人值守的瓶颈。根据运行实践总结，为了保证远动装置的可靠性和稳定性，提出在性能上尽可能采用专用、可靠性高、嵌入式系统的无盘装置。目前，一些变电站在实现远程监控时采用的是工作站式的远动装置，这种工作站式的远动装置主要有以下缺点：

(1) 工作站实质上采用的只是工业PC机，其硬件寿命一般在3～5年，可靠性不高。而专用远动装置的硬件寿命要求为10～15年。

(2) 工作站一般采用硬盘存储，其工作原理是在硬盘上安装常规的操作系统，然后在该系统的基础上安装厂商程序，再通过程序解析规约的软件方式来实现信息上送。而专用远动装置采用的是程序嵌入硬件式系统和双CPU处理机制。由于工作站采用的是常规操作系统，其运行的可靠性远远低于嵌入硬件式系统，而且很容易被外界病毒攻击和人为修改破坏，安全隐患大。因此，建议在实施500kV变电站远程监控前尽可能选择可靠性高、运行稳定的专用远动装置。

在远动装置的配置方式上，提倡采用双机、双网、双路由、并列运行方式进行配置。采用双机、双网是从保障区控系统运行的可靠性上考虑的。如果采用单机、双网配置，在单机发生故障或对其进行维护时，必然导致区控中心对该变电站的监控瘫痪。对于采用双路由配置，本质上是从提高通信通道的可靠性上来保障整个区控中心系统运行的可靠性。双路由要求通信业务上采用相互独立、互为备用的专用通道。对于采用并列运行方式，主要是针对备用方式中存在的问题提出来的。在备用方式下，实质上只有1台远动装置在运行，在检测到装置本身故障时才会实现主/备切换，然而对于通道故障则无法实现自动识别切换，而且备用方式下的切换会使区控中心系统出现短时的变电站监控中断。但并列方式下2台远动装置由于同时上送数据，可以实现无缝切换，有效避免了以上问题。

2.4 通信通道

实施无人值守模式后，变电站所有的信息都是通过通信通道上传至区控中心的，通信通道作为连接变电站和区控中心信息的中枢纽带至关重要。建议在通信通道上应重点做好以下2方面的工作：

(1) 重点提高通信通道传输设备的可靠性。即要求提高通信设备供电可靠性、增加自愈环保护、成熟设备选型等。

(2) 重点提高通信通道的冗余度。尽可能对每个专业系统采用双通道、双路由、并列运行方式的光纤专用业务通道，其本质也是提高业务通道的可靠性。

2.5 信息配置

变电站实现无人值守后，区控中心必然承担起远程集中监控的全部职责。由于现场无人监盘，区控中心的值班人员对变电站的有效监控只能依赖于上传的各类信息，因此信息的可靠性就成为非常突出的问题。这就涉及信息配置的正确性、全面性、筛选性和互补性。

2.5.1 信息配置的正确性

变电站上传区控中心的信息中，正确性是第一位的。只有上传的信息正确反映现场设备实际情况，值班人员才能快速准确地发现和处理设备异常或事故，区控中心才能对无人值守变电站进行有效监控，导致信息不正确的主要原因有3个：

(1) 设备投产期：信息从设备源头就出现错误。主要是由新建、扩建、技改等工程后现场设备接线、设计定义、现场核对错误等导致。

(2) 设备运行期：由变电站和区控中心两侧信息的不一致性导致。主要是因为两侧信息没有同步进行变更、核对，造成现场设备的信息已经更新了，但区控中心的系统信息还是旧的。

(3) 设备的可靠性：主要由设备的抗干扰性差导致的。

2.5.2 信息配置的全面性

在信息的正确性得到保证后，“不漏报”就是对信息全面性的最基本要求。在实施无人值守变电站时，信息的全面性要求是上送信息应尽可能全面地反映全站所有设备的运行状况，不能因为信息不全导致设备监控盲区而不能发现事故或异常，从而使事故或异常扩大化。实际运行中发现，变电站上送的信息主要以一、二次设备信息为主，在辅助系统，如站用电系统、火灾报警、直流系统、防盗系统、环境监测等方面上送的信息略显不足。另外，由于设计的不规范，导致各类设备上送的信息差异性很大，即使是同类设备，上送的信息也存在差异。这就造成有的设备上传了该类信息，有的却没有上传，人为造成了信息的不全面。

2.5.3 信息配置的筛选性

在保证了信息上传的正确性和全面性后，从繁多信息中及时准确地发现事故异常就显得尤为重要。因为这么大的信息量非常容易导致一些重要的事故和异常信息被淹没其中，最终导致本来可以及时发现和处理的事故或异常扩大化。如果单靠值班人员一条条查找分辨，无疑加重了他们的监盘负担，也降低了监盘的效率。因此，非常有必要对上传的各类信息按照一定的原则进行筛选分类。通过筛选分类，使值班人员对各类信息的判定更加高效快捷。目前，南宁区控中心已完成了信息的筛选和归类工作，大大提高了值班人员监盘和事故快速处理的效率。

2.5.4 信息配置的互补性

除了前面重点提到的监控信息外，变电站现场的各类保护动作信息、故障测距信息、现场设备图像信息、环境监测信息等对于实现变电站无人值守也是必不可少的。这些信息对于监控信息有着非常好的补充作用，使得区控中心值班人员对现场设备故障异常信息的判断更加直观和清晰。同时对异常事故的快速分析、处理非常有利。

2.6 专业系统

变电站实现无人值守后，区控中心的各专业系统必然要承担起原来各个变电站的所有监控功能。这对区控中心的各专业系统提出2方面的要求：

(1) 各专业系统所覆盖的功能范围应能满足变电站无人值守的要求；

(2) 由于现场无人值守，值班员只能依赖区控中心的各专业系统来实现远程监控。

这就特别要求各系统必须有非常高的可靠性和稳定性。结合南宁区控中心的建设经验和运行实践总结，建议区控中心专业系统应至少包括远程自动化监控系统、远程继电保护信息管理系统、远程图像监控系统、远程环境监测系统(防火防盗等)以及远程通信维护系统。通过这些系统达到对无人值守变电站所有信息的有效监控。区控中心对各专业系统的可靠性和稳定性要求，可重点从硬件配置和软件功能方面来进行分析。

(1) 在硬件上建议各专业系统必须按双机、双网、双路由、并列运行方式进行配置。这与现场远动装置的要求是对应的。这种硬件配置方式经过南宁区控中心运行实践检验，相对于双机、双网、单路由和双机、双网备用方式，它在运行的可靠性和稳定性上都有着无法比拟的优势。

(2) 在软件系统上，应重点关注在UNIX、LINUX软件平台上运行成熟的软件。因为运行在这些软件平台下的软件，相对于常规WINDOWS平台下的软件，在抵抗病毒、人为破坏以及运行风险等方面有着更高的稳定性。

(3) 在软件和硬件功能上，应重点从提高可靠性功能的角度出发，增加磁盘阵列、数据保险箱、数据库对等、通道冗余、自愈环等功能。

通过完善以上专业系统支撑，进一步保障区控中心对无人值守变电站的远程监控。

3 实施500kV变电站无人值守管理环节

3.1 人员技能

在500kV变电站无人值守管理模式中，各级人员的综合素质和业务技能水平为关键一环。人员的综合素质和业务技能水平高低直接决定了实施无人值守模式的最终可行性。因此，提高人员安全意识及技能素质，优化人员组织配置，确保人员条件满足无人值守模式要求，尤为重要。

3.1.1 区控中心人员

在区控模式下，区控中心人员将承担对区域控制中心负责的数座500kV变电站的远方监控任务。根据调度职责划分，与总调及广西中调建立相关工作联系，接受总调及广西中调的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。因此，区控中心运行值班员要熟悉调度管理业务，具备一定的大局观和协调能力，熟练掌握电力系统倒闸操作和电网事故异常的处理方法，在调度指挥下正确进行全部受控站电气系统的事故处理。因此，要强化对区控中心值班员进行主站监控系统的培训，增强事故综合判断能力，加强对其进行受控站现场设备技术的培训，了解受控站一、二次设备的技术原理及动作特性。

3.1.2 受控站现场巡检员

对于受控站现场巡检员，除要求其掌握日常的设备定期巡视维护技能外，还要通过对监控系统操作失败情况下的应急方案的强化培训，确保每位巡检员均能在各受控站正确无误地进行设备操作及紧急事故处理工作，并在受控站无人值守管理模式下与区控中心人员开展联合反事故演习，提高实战技能。

3.2 规章制度

区控中心对无人值守变电站模式进行了探索，从设备可靠性评估、无人值守技术瓶颈、人员配置以及管理方式等多角度展开了研究，先后编写了《区控现状调查报告》、《实施无人值守管理模式的若干意见》、《关于区域控制中心模式下实现500kV无人值守变电站的探讨》等技术报告，并编制了《无人值守变电站巡检制度》、《无人值守变电站应急处理规定》等制度，为超高压公司进一步推进试行500kV无人值守变电站提供了强有力的保障。这些制度在实施500kV变电站无人值守管理模式中的执行刚性也必须引起足够的重视，并且要在实际工作中不断加以补充和完善。

3.3 业务流程

新的管理模式的运用，必须制定规范合理的工作流程。在开展无人值守模式下，设备停电检修倒闸操作、设备检修复电倒闸操作、事故处理、设备检修管理、设备缺陷管理、受控站新设备投运、受控站接入南宁区控、继电保护整定管理、信息变更工作联系等业务的相关工作流程必须予以明确。

4 推进500kV变电站无人值守的建议

(1) 南宁区域控制中心及所辖变电站都是南方电网骨干网架上的枢纽500kV变电站，有其自身的特点，因而不能简单照搬、套用国内外其他“远程监控、无人值守”运行管理模式。要根据自身情况，确定顺应电网发展的运行管理模式，逐步推进无人值守进程。

(2) 变电站实施无人值守运行管理模式在技术条件上是可行的，关键是管理关系的理顺及规章制度的保证。要合理分配人力资源、设备水平、成本收支及组织机构等各项资源，提高电网管理水平，以取得良好的安全效益、经济效益和社会效益。

(3) 现场设备稳定、健康运行是实施变电站无人值守的基础，自动化系统的安全、可靠运行，报警信息的真实、准确、不多报、不漏报、不误报是实施无人值守的关键。一、二次设备性能、质量及工艺水平关系到能否实施“远程监控、无人值守”，而自动化系统、光纤通信网络及监控系统、故障保护信息系统、远方图像视频系统是否完善，是实施无人值守运行管理模式的关键。

(4) 制度创新、思维创新要能顺应技术创新的发展，真正体现减人增效。如对关键的倒闸操作、事故处理，应在保证安全的前提下，考虑最大限度地减轻值班人员和现场值守人员的工作负担，探讨设备操作时现场检查的灵活性，保护远方投退的可行性，设备选型和调度运行方式调整时减少保护操作的可行性。变电站无人值守情况下线路故障跳闸时，根据远程监控信息判断线路能否送电的可行性。

(5) 加强变电站的设备维护管理和技术监督工作，使设备运行工况时刻处在“可控、在控”的状态之中，减少通过人员巡视设备发现故障的依赖性，通过定期实验和技术监督加强设备健康水平，减轻人员工作负担。

(6) 加强站用电系统，主变冷却系统，直流、UPS不停电系统的运行管理，保证满足设计要求和无人值守的需要，做好定期巡视检查和切换实验、维护，保证系统可靠性。

2009-09-18)