邻近变电所的集中管理

邻近变电所的集中管理

李桂杰

吉林石油集团有限责任公司供电公司 吉林省松原市 138000

摘要：在吉林油田扶余地区建立局域电力调度自动化网，四个变电所逐步实现无人值守；探索新的管理模式下，电力系统可靠运行保障采油生产。利用东区变电所厂房改扩建集控站一座，将西区、东区、八家子、东二四座变电所通讯联网改造(即变电所调度接入系统及视频监控、电子安防系统)，实现以上四座变电所的数据、开关状态等信息上传至集控站，集控站对下属四座变电所实现“四遥”控制（即遥控、遥信、遥测、遥调），最终实现四座变电所无人值守。

关键词：变电所 集控站 电网调度自动化

一、油田变电所的现状及急需解决的问题：目前吉林油田电力运行调度采用电话通讯，语言表达的及时性、可靠性较差，很难实时反馈电网运行情况，在故障点监测、合理调峰调谷等方面均无法及时调度管理，给生产指挥及事故处理带来诸多不便。

为提高吉林油田公司用电管理水平(计量数据采集、分析、处理)、电网安全和经济运行水平，结合吉林油田电网实际情况，急需进行电力调度系统自动化建设。该项目对实现变电站减人增效，实现电网运行经济化、调度自动化和管理现代化具有十分重要意义。

近年来，吉林油田新建、改建66kV送电线路接入国家电网时，国网公司地区调度均要求油田完善电网调度系统，并与之联网，实现实时监控、调度，方便其管理运行。

目前大庆、长庆、辽河、胜利等其他油田均建有自己的电网调度自动化系统，吉林油田电网却没有实现，建设滞后于油田产能建设增长速度，落后于行业发展水平。

在吉林油田扶余地区建立局域电力调度自动化网，四个变电所逐步实现无人值守探索新的管理模式下，电力系统可靠运行保障采油生产。

二、现状分析：吉林石油集团有限责任公司供电公司现有员工803人，担负着吉林油田高压电力传输、运行、检修、施工、试验、电工仪表检定、电量结算、高压用电监察、电机变压器修造安装等工作，人员严重不足；为吉林油田各单位生产用电提供服务，担负长春、松原、白城3个地区的油田生产用电，供电区域广；维护60kV送电线路32条全长820.25公里；6-10kV配电线路176条4322.37公里，共装有配电变压器60001台，总容量904074KVA；管辖变、配电所38座，主变压器65台，总装机容量584750KVA,投运容量308850KVA，年转供电量15亿千瓦·时左右，工作任务繁重；吉林油田电力运行调度采用电话通讯，语言表达的及时性、可靠性较差，很难实时反馈电网运行情况，在故障点监测、合理调峰调谷等方面均无法及时调度管理，给生产指挥及事故处理带来诸多不便。鉴于这些原因制定如下方案

三、技术方案

在扶余地区建集控站一座，下辖西区、东区、八家子、东二四座变电所。集控站建在东区变电所，利用现有的厂房进行改建。

西区、东区、八家子、东二这四座变电所需要接入调度系统设备以及视频监控、电子安防系统。变电所具有“四遥”功能，即遥控、遥信、遥测、遥调功能，同时具备报警联动功能。实现变电所的数据、开关状态等信息上传至集控站，并且最终能传至地区电力调度和计划建设中的吉林油田电力调度中心。

新建13公里光纤线路需铺设至四座变电所，再联至江北通讯站。

集控站硬件配置：SCADA服务器2台、数据采集服务器2台、服务器机柜 （1面）、机柜折叠液晶、操作工作站（2台）、维护（1台）、报表（1台）、主干网交换机（2台）、采集网交换机（2台）、GPS+北斗卫星时钟 （1套）、网络机柜（1面）、光纤收发器（1套）、光纤附件（1套）、通讯电源（直流系统）一套、激光打印机（1台，黑白）、工具组（1套）、UPS（1套）、维护终端、操作系统（国产化一套）、数据库（国产化一套）、调度自动化支撑平台、软件等。

对已建微机变电所进行联网改造，使变电所具有通信光纤接口，即在各变电所设置光通讯机、光电路由器、RTU、二次安防、调度通讯等设备，使其具备与集控站、油田电调中心及地区电调的联网条件。

四、系统概要设计

变电所具有“四遥”功能，即遥控、遥信、遥测、遥调功能，并提供报警联动功能。变电所的数据、开关状态等信息可上传至集控站，再传至地区电力调度和计划建设中的吉林油田电力调度中心。集控站随时能够接收变电所内外视频和报警联动，对变电所实现“四遥”功能，最终实现变电所无人值守，如图一。

五、项目实施

（一）总体要求及原则

按照国家及电力行业标准的各项要求，考虑5~10年规划的发展，按地调标准建设吉林油田电网调度系统。

（二）项目实施前提条件

图一

西区、东区、八家子、东二四座变电所已经实现微机化运行，且距离集控站较近，直线距离没有超过10公里，从发现问题到操作队到达现场用时不超过30分钟。

（三）项目管理策略

重视基础设施建设。在规划无人值守变电站的建设和改造时，一定要同步规划通信通道的建设和集控自动化系统的功能完善。严把一、二次设备入口关。在选用设备时必须选用性能优良、维护工作量小、可靠性高的产品。

建立健全规章制度。加大运行维护人员培训考核力度，调动广大运维人员的工作积极性。

（四）建设过程和方式

1.完善终端变电所建设

（1）系统要求

a、已建微机变电所需进行联网改造

b、变电所远程图像监控

（2）视频监控系统配置方案

在变电站（所）子站内新增加视频监视系统，实现站内视频画面的实时显示，实现五防与视频的联动功能。

2.网络建设

依托油田公司目前已建通信网络，优化光纤通信网络，对集控站、重点变电所实现环网通讯，光纤线路建设至变电所。

3.集控站建设

在集控站设立操作队，按供电区域、半径进行变电所运行管理。每个集控站下辖3-7个区域变电所。

集控站系统功能如下：

(1)把变电站（所）内外视频监控图像信息实时上传到集控站，随时查看变电站情况；

(2)提供数据采集功能，及时把变电站内的设备数据上传到调度中心，对系统设备情况进行掌控；

(3)提供报警联动应用，及时上传站内非正常信息（如火灾、人员入侵等），并做出相应处理措施，及时处理紧急问题。

六、投资估算和效益分析

1.实现变电站无人值守、减员增效。在东区变电所建立集控站，在扶余供电队设操作队，可减少变电运行工40%，即扶余队4座变电站变电运行工由30人减到18人（其中操作队8人两班倒），预计变电站运行人员可减少12人，按人均年费用15万元测算，预计节约人员费用180万元。一并解决了供电区域广，任务繁重，人员不足的重重困难。

2.电网经济运行。根据66kV系统运行电流和负荷变化情况、线路长短，计算出变电所送电线路的最佳运行方式，同时实时调节变电所无功补偿和主变运行电压，监控配出线运行电压和力率，调节负荷、电压、无功达到最佳节电效果。年节省电费50余万元。

3.运行维护费用估算。运行维护费用在50万元/年，其中通讯公司网络维护30万元/年，供电公司维护20万/年，基本在四年内收回动态成本。

5