一、进行综合自动化改造最终实现无人值班的必要性

近几年来，我局对地方电力公司原常规变电所进行技术改造和扩建增容的同时，大胆采用新技术、新设备，成功地进行了综合自动化改造，取得了显著的技术经济效益。

由于农村变电所位于乡镇或山村，交通条件不太好，加之设备健康状态较差，因而给变电运行维护和值班人员的生活带来一些困难。常规变电所经改造后故障几率大大降低，减少了停电时间，最终实现无人值守后，无需运行值班人员常驻变电所，因而生活困难将不复存在。一座３５～１１０ｋＶ？变电所进行综合自动化改造后精简变电值班员，每年可节省包括检修费用、人员工资及其他费用在内的运行管理费达十多万元。常规变电所经改造后，自动化程度提高了，减少了中间环节，能进一步减少误操作，降低事故率，增加了对用户的供电时间，因而能进一步提高经济效益和安全生产。

随着县级电力调度（俗称县调）的建立，县调自动化系统得到发展，经改造的变电所也向综合自动化方向发展。变电所要实现综合自动化，必须采用微机远动技术和相应的新设备实现四遥，同时管理工作要求相应加强，以促进管理水平和技术水平的提高，因而能进一步推进农网的技术进步。因此说，常规变电所改造为综合自动化变电所很有必要，其重大意义可归纳为以下几个方面：

（１）解放生产力——精简变电运行人员；（２）减少停电时间，增加供电量，降低检修、运行维护管理费用；（３）提高安全生产水平；（４）推进农网技术进步。

二、常规变电所的特点

常规变电所即采用传统模式进行设计、建造和管理的变电所。常规变电所由于运行历史较长，技术较为成熟，且有一支训练有素的运行与检修队伍和一整套相应的管理机构、制度进行管理，因而能基本满足安全经济运行的要求。

１、场地特点

常规变电所由于采用传统模式进行建设，因而占地面积都相对较大。３５ｋＶ变电所占地面积一般为１０００～２０００ｍ２，１１０ｋＶ变电所占地面积一般为４０００～５０００ｍ２。３５ｋＶ～１１０ｋＶ常规变电所一般都有独立的配电室、控制室和值班员休息室等。职工宿舍一般都建在变电所设备区域之外，多与变电所仅一墙之隔。

２、设备特点

在我局改造的变电站中，一次设备的布置方式上，主变压器及其高压侧设备均为户外式布置，低压侧设备有户内和户外布置。常规１１０／３５／１０．５ｋＶ变电所，其中压侧配电装置有户外式也有户内式。采用的断路器基本上是充油式设备（多油断路器和少油断路器）？。油断路器都有配套的操动机构并需要专用直流操作电源。继电保护装置均采用单功能的电磁式继电器组合而成，需要专用直流电源。直流电源多采用２２０Ｖ蓄电池组，也有一部分采用硅整流加电容储能。早期的绝大部分２４Ｖ直流电源已经改造为２２０Ｖ，现改造为高频开关电源。

常规变电所控制方式为一对一的强电（２２０Ｖ）控制。控制回路一般采用控制开关具有固定位置的不对应接线和双灯制的灯光监视接线。中央信号分为事故信号和预告信号。中央信号装置可对事故及预告信号及其光字牌进行是否完好的试验。当发生音响后，可手动或延时自动解除，而故障性质的显示仍保留。保护装置的动作信号绝大多数采用掉牌继电器且需手动复归。测量均采用１００Ｖ、５Ａ标准的指示型仪表，数据的读数由变电值班员现场观察指针位置而定。

３、运行管理特点

常规变电所的运行管理为驻所值班和有人值班方式。３５ｋＶ变电所一般为驻所值班，采用二人值班方式。１１０ｋＶ变电所一般为有人值班，采用多人值班方式。每班都要对设备进行巡视和表计抄录，并按２４小时二班或三班进行轮换。因为变电值班工作单调且寂寞，因而值班员脱岗和擅自离岗的现象时有发生。调度值班员依靠电话由变电值班员报送得到的抄表数据误差较大，有的甚至带有人为因素的影响。

常规变电所采用的高压设备普遍采用充油式，如主变压器、所用变压器、电压互感器、电流互感器及断路器等，由于其密封材料的质量和寿命问题，渗漏油现象较为普遍。因户内设备带电体之间和带电体与接地部分的安全净距较小（３５ｋＶ为３００ｍｍ，１０ｋＶ为１２ｍｍ），一旦小动物进入配电室，很容易造成短路故障。另外，由于常规继电保护、操作机构、直流电源、控制电缆及其接头等的产品质量和工艺质量方面的原因，一些变电所拒动、误动事故时有发生。

三、改造的技术方案

常规变电所进行综合自动化改造工作的重点应集中在设备方面。变电所的设备主要分为两大部分，即一次设备和二次设备。为使常规变电所满足综合自动化运行管理模式的要求，改造工作一是进一步提高一次设备的可靠性，二是对二次回路进行适当改造以求与远动／自动化设备配合运用。改造的基本原则是：既要充分利用原有设备，又要能够适应微机远动／自动化系统；既要实现综合自动化，又要满足安全经济运行的要求。改造工作的主要内容是：①尽量保留或改造原有一次设备；②增装远动／？自动化设备；③对原有控制、保护信号回路进行适当改造。

变电所原有一次设备，如隔离开关、油断路器、高压熔断器、电压互感器、电流互感器、开关柜、母线等，都是常规设备，只要加强维护大多数都可以保留使用。但对于那些投运年限达２０年以上且故障不断的设备应下决心淘汰，对那些遮断容量达不到额定值要求的开关，能改则改，不能改的也只能下决心更换。常规变电所应用较普遍的ＧＧ－１Ａ型开关柜，一般都采用ＳＮ１０－１０Ｉ型少油断路器，其遮断容量不足，甚至在开断短路电流时发生喷油或爆炸事故。对这种开关柜可用专门设计的分装式真空断路器（ＺＮ２８系列）取代原少油断路器，改造工作简便、节省。对ＤＷ８－３５型多油断路器也应进行技术改造，更换为真空断路器，以提高其开断性能。一次设备原有的防误操作、防误触电的“五防”措施（装置）只要不影响远动／自动化信息的输入／输出，均可不撤销，有条件还可以更加完善。变电所综合自动化需要依靠技术手段实现四遥，而四遥的基础是增装微机远动／自动化设备。ＲＴＵ即为变电所增装的微机远动／自动化设备，是微机远动／自动化系统中与变电所一、二次设备输入／输出接口的智能装置。ＲＴＵ由单片微机系统通过与调度端设备通信而共同实现三遥或四遥功能。变电所需要增设的还有三相全电子式电能表，它是将现场欲采集的脉冲量转换为与微机相适应的电信号。常规变电所进行综合自动化改造后应实现三遥的信息量，可参照综合自动化变电所的设计具体确定遥测、遥信和遥控对象。

信号通道是沟通变电所与调度端信息通信的桥梁，在改造时应因地制宜。电力载波、无线扩频、通信电缆（有线）、一点多址小微波、光纤均可，但应作性能、价格的比较。已装有电力载波的变电所，可对载波机加装远动盘，使之成为远动／电话复用通道。因综合自动化，故信号通道应加设自动监测报警功能。采用常规设计的二次回路，应按遥测、遥信、遥控和遥调的功能要求进行适当更改。

１、遥测方面

变电所遥测的电气量分为模拟量和脉冲量，应满足《县级电网电力调度自动化规范》的要求。除此之外，应考虑综合自动化的需要增设以下电气量的遥测：（１）当主变压器高压侧采用跌落式熔断器保护时，应测量母线三个相电压；（２）所用变压器低压侧电压；（３）直流操作电源母线电压或蓄电池组端电压。在电流互感器和电压互感器负载能力允许的条件下，原有测量回路可基本不动，只须将新装变送器的电流元件串入、电压元件并入原回路。

２、遥信方面

遥信功能主要反映的是状态量，它分为位置信号、保护动作信号和其他信号。位置信号包括断路器或自动重合器的合分闸，反映运行方式的隔离开关的合分闸位置，其接线较简单，一般均从其辅助触点采用专用电缆引入ＲＴＵ。

常规继电保护装置的动作情况都靠信号继电器来反映和记忆。因常规信号继电器均为手动复归，即使原来的ＤＸＭ－２Ａ型电压复归信号继电器也在逐步改换为手动复归继电器。综合自动化情况下不可能再实现手动复归，因而必须加以改造。改造方案有３种：

（１）遥控电压复归：将原信号继电器更换为电动复归型，当需要复归时，通过遥控给其复归线圈施加一个释放电压。

（２）延时自动复归：也需要将原信号继电器更换为电动复归型，不过其释放电压不通过遥控施加，而是通过一个延时继电器，延时３０～６０ｓ后自动施加一个释放电压使其复归。

电动复归型信号继电器可选用ＪＸ－９系列或ＤＸ－４型。

ＪＸ－９系列信号继电器具有电动并附带手动复归功能，具有多种外壳型式及端子接线，可完全替代ＤＸ－３０系列，ＤＸ－８、８Ｇ系列，ＤＸＭ－２Ａ系列，ＤＸ－１１、１１Ａ系列信号继电器。

（３）采用计数／继电器取代原有信号继电器：计数／继电器采用脉冲计数器和灵敏继电器组合而成，它可记忆保护装置动作次数，无需复归且通过灵敏继电器触点向远动主站端发送动作信号。采用这种方案，需要运行管理中对每一个计数／继电器的显示数作好记录，以便正确统计、分析事故原因。

由于保护动作信号一般数量较多，尤其是配电线路（３５ｋＶ、１０ｋＶ），每回都有过流、速断、重合闸，相应增加的电缆也较多，为此可采用软硬件结合的办法达到节省电缆和节省遥信量的目的。即将每回线路相同的动作信号全部并联，然后通过修改了的主站软件，结合遥信（即断路器动作信号）来判定某线路某保护动作，实际上是一种与门逻辑判断法。其他信号有通道故障信号、ＲＴＵ主电源停电信号、消防报警信号、外人翻墙入所和大门打开信号等。

３、遥控方面

因无人在现场值班，故可取消（或停用）闪光母线及事故音响，断路器合分闸遥控应有相应的遥控闭锁重合闸或干脆停用重合闸。如防误操作需要，可在断路器与相关隔离开关之间加设电气防误闭锁回路。

４、遥调方面

遥调功能实际是遥控与遥信或遥控与遥测的组合。

有载调压变压器一般都有一个调压控制器，它既能控制升压、降压，也能显示档位。将升压、降压分别接入ＲＴＵ的一路遥控合闸和遥控分闸，将分接头位置触点接入遥信（但须采用光电隔离）。因主变压器分接头数量较多（一般在７档以上），如ＲＴＵ遥信容量有限，也可用遥测来传送分接头位置信号。

常规变电所经改造以后，不一定要立即撤走变电值班员，可以采用先少人、后无人，逐步过渡的方式。先让远动／自动化系统运行一段时间，如有不稳定或改造不完善的地方，可进一步把工作做好。一般改造后经１～３个月试运行，确认较为满意，便可以放心地撤走变电所值班员。

四、技术经济评价

评价一项工程的优劣，主要看它的技术经济效益。所谓效益，就是用尽量少的投入，求得更多更好的产出。用Ａ表示效益，Ｃ表示产出，Ｐ表示投入，因Ｃ与Ａ成正比例关系，Ｐ与Ａ成反比例关系，故有关系式：Ａ＝Ｃ／Ｐ。

常规变电所经改造后，由于调度值班员能直接对变电所各出线的实时负荷进行监测和控制，因而能进一步加强负荷管理，提高负荷率，使电网在不增加新的投资条件下多供电。而且，变电所及各出线的开关操作更加及时，因而能有效的减少停电时间，两方面加在一起，可多供电量约１０％。为此，用Ｃ２表示改造后的产出值，Ｃ１表示改造前的产出值，则有Ｃ２／Ｃ１＝１．１。表２为举例说明的３５ｋＶ规变电所改造前后的年费用比较。

３５ｋＶ常规变电所改造前后的年费用比较：

项目、改造前、改造后人员工资、奖金及其他费用：

Ｐ１－１＝５万元（按４个变电值班员配备）；Ｐ２－１＝２万元（按１个兼职看守员，全县平；均每站０．５个巡视员配备）；水电维修及房屋维修费用：Ｐ１－２＝１．５万元Ｐ２－２＝０．３万元；常规设备维护费用：Ｐ１－３＝Ｐ２－３＝９万元Ｐ２－３＝Ｐ１－３＝９万元；远动系统投资折旧及维护费用：Ｐ１－４＝０Ｐ２－４＝１万元；合计：Ｐ１＝１５．５万元Ｐ２＝１２．３万元

虽上述比例仅是一个粗略的比较，但可看出改造后比改造前具有明显的经济效益。如果实施对规模容量较大的１１０ｋＶ变电所改造，则效益更显著。按上述年费用的比较分析，一个县按１０座３５ｋＶ变电所和３座１１０ｋＶ变电所统计，一年可节省运行费用５０～６０万元。因此，在今后的工作中，我们应着力加强对常规变电所进行综合自动化改造，以取得显著的社会效益和技术经济效益，促进农电企业的快速发展。□