无人值守监控技术在变电站中的应用

孙婷婷

(中国石油集团电能有限公司电力研究设计院，黑龙江 大庆 163000)

0 引言

由于远方监控系统的开发应用，大庆油田供电公司所属变电站值守由“少人”向“无人”管理方式的转变，到2021年底，35座变电站实现了无人值守。无人值守变电站监控技术及其管理模式已经是油田电网发展的必由之路。

1 无人值守变电站发展现状

从人员成本、运维车辆成本、自用电成本等方面综合考虑，35座无人值守变电站每年节省费用可达1500余万元。

远方监控中心通过计算机远方集中监控取代过去的每座变电站以人为主的监控，利用无人值守变电站自动装置采集到的数据信息和计算机的高速计算能力及逻辑判断能力，通过数据通信网络，实现对无人值守变电站各种电气设备运行状况的自动监视和控制，实现了遥测无差错、遥信无误动、遥控无事故。

巡视操作队通过推行标准化交接班、标准化巡视、标准化操作、标准化缺陷管理、标准化应急管理、标准化技术管理，未发生过一起因现场巡视不及时、操作不规范造成的变电事故。

2 无人值守关键技术

实现变电站无人值守要解决远方监控中心的计算机监控系统(以下简称“监控主站”)、无人值守变电站的远动系统(以下简称“被控子站”)以及监控主站与被控子站之间的数据通信传输网三个方面的技术问题。

2.1 远方监控中心建设

在实际运行过程中，基于SD-6000电网调度自动化系统开发的远方监控系统出现了综合接入容量饱和、后续无人值守变电站无法接入等问题。考虑到电网未来发展，经过论证，大庆油田供电公司提出了“对远方监控系统升级，建立星火、会战两个监控中心”方案，其监控主站建设主要包括硬件体系建设、软件体系建设和OPEN-3000SCADA监控系统功能的工程化应用3个部分。星火、会战两个监控中心采用相同的建设方案。

2.1.1 硬件体系建设

(1) 硬件配置。监控中心硬件配置服务器柜2面，交换机柜1面，前置机柜1面，值班员工作站4个(或2个双屏显示)，维护工作站1个，报表工作站1个、打印机1台；系统时钟采用双网配置；前置系统最多可接入96座变电站；星火监控中心增加了大屏幕显示单元，实现“分屏、多任务”显示。

(2) 关键技术。前置数据采集使用按口值守技术监视主备用通道，解决双机一忙一闲问题，保证负载均衡运行高效，及时发现通道故障；使用前置数据保险箱技术，解决通道瞬间故障造成的数据丢失问题。

2.1.2 软件体系建设

(1) 软件配置。监控中心软件包括操作系统层、支撑平台层和应用层3个层次，其中操作系统层选用LINUX和WINDOWS XP操作系统；支撑平台层是整个体系结构的核心，分为集成总线、数据总线、公共服务3个部分；应用层主要选用OPEN-3000SCADA监控系统。

(2) 关键技术。OPEN-3000SCADA监控系统遵循IEC 61970，IEC 61968国际标准设计，提供统一标准的网络通信平台和数据访问平台。系统标准、开放、接入能力强，理论上可以无限大，目前国网最大接入数量为300座(苏州供电公司)，运行一切正常。

2.1.3 工程化应用

结合油田主网情况，在OPEN-3000SCADA监控系统的基础上，完成了星火、会战两个监控中心和35座无人值守变电站的工程化应用，绘制画面(含间隔图) 2106幅，主要包含以下应用。

(1) SCADA监控功能应用。绘制系统结构图、35座无人值守变电站的主接线图、电压棒图、站工况图、地理信息图、潮流图以及一次设备参数录入、数据库链接；35座变电站三遥点表录入和保护信息量导入等。

(2) FES前置功能应用。绘制厂站监视、通道监视图，前置参数和遥控点号录入等。

(3) SYS系统功能应用。绘制节点监视图、交换机状态图、磁盘监视图、应用监视图等；系统管理、图形管理、权限管理、责任区管理；采样定义、公式定义、功率总加定义、电度日报月报的定义及制作；红限值定义、告警定义和告警信息分类，变压器档位、主变温度、功率因数、小电流接地BCD码转换等特殊公式计算等。

2.2 远动数据通信网建设

数据通信传输是实现远方监控的重要环节；远动数据通信传输质量往往是制约无人值守的关键。星火监控中心新建了中兴SDH2.5G光端机1套，扩容泰科SDH光端机1套(由155 M升级至622 M)；会战监控中心扩容泰科SDH光端机1套(由155 M升级至622 M)，新建PCM基群复接设备1套；除南五支环外，电力调度中心、星火监控中心、会战监控中心之间的通信已形成自愈环网，基本满足远动数据通信传输要求。关口变电站采用“双发双收”方式，数据同时上送调度中心和两个监控中心；其他非关口变采用“一发双收”方式，先由无人值守变电站上送数据到监控中心，再由监控中心整体打包转发给电力调度中心。

2.3 无人值守变电站远动系统建设

该供电公司管辖变电站的远动系统主要有两大类：一类是综合自动化变电站的北京四方CSM系列、南瑞继保RCS系列、新世纪DXX系列远动装置，另一类是常规变电站的南瑞科技FJY-3型和FZY/CAS200OR型远动终端(RTU)。结合检修，对具备技术条件的35座变电站远动系统与远方监控中心的计算机监控系统进行联调测试，共接入遥测量19403个、遥信量26809个、遥控量2728个，完成了计划接入目标的100 %。

2.4 新的运行管理模式建设

与电力调度中心、北区运行调度业务相对应，建立星火、会战2个远方监控中心实行集中监控，成立星火、登峰、广厦、会战、张铁匠5个巡检操作队进行分区巡检操作，对城市中心区35座变电站实行无人值守管理。

3 存在的主要问题及优化方向

为全面实现“五遥”(遥测、遥信、遥控、遥调、遥视)功能，各项经济技术指标达到全国一流供电企业水平，以及城市中心区35座变电站全部实现无人值守的目标，还需要解决以下问题。

3.1 完善遥信问题

消弧线圈动作、直流接地，小电流接地选线、风冷故障等信号无法通过硬接点或采用特殊定义方式上传的，今后将采用新增测控装置或改造风冷控制箱等措施，采取硬接点接入或采用通信规约方式接入(必要时需加规约转换器)。这类问题涉及的设备厂家较多，需列入改造计划逐一加以解决。

3.2 完善遥控问题

目前对断路器已实现了远方遥控，通过对部分变电站实现电动刀闸改造可逐步实现远方遥控功能，尤其要对操作次数较多的变电站进行刀闸电动操作机构改造。此外，集中式故障录波器有时发生无法远传现象，绝大多数通过重新上电启动后即可恢复正常；实行无人值守后，现场重启困难，需要改为远方控制。

3.3 完善遥调问题

结合年度检修，对变压器有载分接开关远方控制设备及其回路进行全面检查、调试和完善，最终可全部实现变压器有载分接开关远方遥调功能。

3.4 完善遥视问题

按照规程规定，110 kV变电站应装设图像安全监视系统，视频信号应上传至远方监控中心；同时应具有与火灾和防盗报警联动功能，并能在远方监控中心实现画面切换。目前共有35座无人值守变电站安装了视频监控系统，但效果不理想(带宽为2 M光纤通道)，正在通过企业智能化升级方案逐年完善光纤通道。

3.5 通信中断问题

近些年共发生通信中断79次，特别是会战监控中心发生多座无人值守变电站通信中断和闪断现象，调度中心处理及时，没有造成大面积进站值守。造成通信中断原因主要有通道故障、通信设备故障、远动设备故障、通信规约软件设置错误等，由于设备型号杂、厂家多，故障处理困难。此外，南五支线通信网以支链方式运行，不具备自愈功能，一旦出现中断现象，张铁匠、杏北、龙河等变电站数据无法上传，存在较大隐患，已将其改造列入中油电能公司的智能化升级方案当中，尽快形成通信环网运行。

3.6 完善系统功能问题

考虑到智能化监控系统的发展，Web功能模块将增设监控系统，以便管理者通过计算机即可登录监控系统浏览查询，随时掌握电网运行情况。

3.7 移动变实现远方监视功能问题

目前，油田挂网运行的移动变电站有50座左右，考虑充分利用星火、会战两个监控中心的现有条件，通过无线网络，实现对移动变“遥测、遥信”远方监视，强化运行管理，必要时增加周界防范报警系统或图像安全监视系统。

3.8 无人值守模式下运行管理问题

要细化完善规程制度建设。修订完善公司运行规程、巡视操作规程及其相关配套的管理制度，从规程制度上保障变电站无人值守的工作顺利开展。

要注重运维人员素质能力提升。随着监控系统的不断升级，对监控人员、巡视操作人员及通信自动化专业维护人员的技术能力提出了更高要求，将通过强化技术培训、大力推行标准化等办法全面提升运维人员技术能力。

4 结束语

大庆油田供电公司依靠科技进步实现了远方监控系统升级，提升了电网运行管理水平和安全可靠性。随着电动刀闸改造、集控“五遥”的投入，可大面积实现集控化操作管理，提升公司人力资源利用率和劳动生产率，降低运行成本和建设成本，实现减人增效目标。