1.防误系统

随着综合自动化系统在变电站的推广使用，针对断路器、刀开关均可在监控系统中进行遥控操作的功能，传统的防误闭锁已失去优势。在变电站中采用的微机五防与综合自动化相结合的防误系统适应了这一趋势，为变电站的无人值守提供了保障。下面以某220kV变电站中的防误系统为例予以说明。

在变电站的内部通信网中，设立专门的后台五防机进行相关的逻辑判断，与后台机相对应的是分布在各间隔层中的CSI200B断控装置。对于110kV及以上电压等级（包括主变压器），由于单间隔开关和刀开关数目较多，相应的遥控遥信点也增多，因而采用专用的CSI200B装置来满足各间隔对控制和遥信的要求。该装置最大的特点在于对断路器及其周围刀开关的可编程遥控操作，能满足五防要求。某变电站的防误系统提供了以下3种方式：

（1）后台五防

这是正常运行状态采用的方式。需要操作时，运行人员在监控机下达命令，由五防机进行当前运行状态逻辑判断，从而决定是否允许操作。

（2）当地五防

这种状态是在监控机及后台五防机不能正常运行时采取的备用措施，操作时将刀开关锁打至“当地”，依靠本间隔CSI200B进行逻辑判断。为保证在这种情况下与其他间隔的逻辑关系依然存在，加装了“五防”小母线，将各间隔的刀开关位置状态引至小母线，每一间隔层均可由此五防小母线获知其他间隔的刀开关位置状态，从而进行正确的逻辑判断。

（3）紧急解锁

这种情况是不考虑任何逻辑，由CSI200B中的一个开出插件强制接通刀开关控制电源，对刀开关及断路器的操作闭锁接点短接，从而允许手动控制刀开关，解除刀开关闭锁，达到操作目的。

2.综合自动化变电站的安全运行

综合自动化变电站是依赖目前高速发展的微型计算机技术，将变电站中的控制、保护、测量、中央信号各类自动化装置、打印报表、故障录波等功能集中于一个计算机网络内，完成调度端遥测、遥信、遥控、遥调，即四遥功能。这一高新技术在各地应用较普遍，但由于目前我国尚处于起步阶段，技术应用还不成熟，加之新的运行管理模式还在摸索之中，因而，在各地的运行中不同程度地暴露出一些问题。据近几年的运行情况看，随着自动化变电站的增多，事故也明显增多，影响了变电站的安全运行。

（1）综合自动化变电站的主要特点

1）应用新技术。一次开关设备无油化，二次控制元件无触点集成模块化，提高了设备运行的可靠性，减少了设备维修工作。

2）变电站负荷调整、电压调节及电量报表等工作都由调度直接完成，改变了过去那种调度下令，变电运行人员接令执行操作的繁琐环节，降低了变电运行误操作事故的发生。

3）调度可以直接监视变电设备的运行情况，发生故障能及时、准确地提供原始数据，为事故处理提供方便。

4）自动化变电站占地面积少，土建投资省，运行人员少，生产成本低。

（2）综合自动化变电站运行中存在的问题

1）二次控制设备存在误报、误跳，10kV单相接地发信正确率低。

2）常规变电站改造成自动化后，原来的防误操作装置失去作用，变电站“三防”、“五防”装置要重新设置。(www.daowen.com)

3）变电站消防自动化装置，误发信情况较多，影响了变电站正常运行。

4）自动化变电站投运后，有些变电站仍保持常规变电站值班方式，没有体现出减员增效。有的采用“无人值班”的模式替代常规变电管理，但在安全运行中出现了一些失控情况。

（3）对综合自动化变电站运行问题的分析及对策

1）二次控制设备误报、误跳。自动化变电站二次控制设备误报、误跳是当前普遍存在的问题。分析这些误报、误跳的原因大多是安装时误接、漏接及调试不当而引起，这些缺陷在竣工验收时未能及时发现，因而在运行中暴露出来。解决二次控制设备误报、误跳的办法是及时解决安装及调试中存在的误接、漏接问题。

2）10kV单相接地故障发信的正确率低。自动化变电站小电流接地信号检测装置是根据单相接地故障特点进行设计、判别，主要有反映工频电容电流的大小和方向、零序电流有功分量、5次谐波分量以及故障电流暂态分量半波等5种。目前，生产厂家采用较多的是接地时5次谐波分量，从变电站的运行情况看，10kV单相接地故障发信正确率较低是普遍性的技术问题，在配电网事故中，单相接地故障约占80%。因此，今后对于提高10kV单相接地故障发信正确率，还要从技术上突破。

3）变电站防误操作装置的改造。常规35kV变电站的防误装置一般采用机械闭锁和程序锁两种，当常规变电站改为综合自动化变电站，即将LW转换开关改为微机按钮，使原来的程序锁失去了作用。解决办法是：室内10kV开关柜，在母线刀开关和线路刀开关之间增设10kV开关分、合状态的机械传动装置，使开关和刀开关相互闭锁。室外35kV开关，在开关操作机构箱内增设电磁锁，使主变的开关和刀开关相互闭锁，变电站其他程序锁和机械闭锁均继续保留使用。实践证明这种方法简单、实用、投资少。

4）变电站消防自动报警装置误发信。变电站消防自动报警装置比较简单，它本身同变电站的自动控制没有直接牵连，目前从其使用情况看，发生误报的原因主要同报警器的安装有关，这是因为变电站存在强大的电场干扰，如果安装人员不能将报警器调试在最佳工作状态，往往就会因其灵敏度过高而误发信。因此，变电站安装消防自动报警装置的人员必须具备一定的业务素质。

（4）综合自动化变电站设计及改造

1）35kV综合自动化变电站的设计。35kV综合自动化变电站的设计应按原电力部提出的“小容量、密布点、短半径”的建设原则，坚持“户外式、小型化、造价低、安全可靠、技术先进”的发展方向。二次设计必须使变电站现场对主变温度、母线电压、电流等主要运行参数的显示简单、直观，便于值班人员监控。保留常规变电站预告信号和事故信号功能，有利于变电值班人员发现设备异常，及时处理事故。

2）常规变电站的自动化改造。常规变电站的改造应立足一次设备，可靠的一次设备是变电站实现自动化的基础。对一次设备进行无油化改造，二次部分按自动化要求设计，电磁式继电器改为“四遥”集成模块保护，变电站各种信号通过RTU柜传送调度，变电站现场电压、电流、温升等主要参数显示要求简单、直观，为值班监控提供方便。如果变电站是近年新建的，设备质量较好，进行“四遥”改造时，二次部分也可利用原来电磁继电器的保护触点进行控制。同时，增加远方操作转换功能、远方复归信号继电器、小电流系统接地选线装置。

从目前综合自动化变电站运行中暴露出的问题来看，许多问题都同产品质量和工程安装质量直接有关。因此，在自动化变电站的建设和改造中，要重视产品质量、安装质量和售后服务质量。

（5）自动化变电站的运行管理模式

目前，自动化变电站运行管理模式基本是少人值班和无人值班两种，少人值班比常规变电站值班人员减少一半，即“无人值班，有人看守”模式，另要成立操作队、监控队来替代常规变电站管理。目前，对变电站的运行管理模式认识不统一，普遍把自动化变电站叫“无人值班变电站”，实际上采用“少人值班”的运行管理模式更为可行，可以保证变电站安全、可靠、经济运行。

变电站是保证供电，创造企业效益的基层班组，变电值班人员担负着时刻保证供电设备安全运行的重任，因此，变电值班岗位任何时候都只能加强，不能削弱。

变电站的位置一般分布在远离城市的偏僻地方，人员稀少，交通不便。如果采用“无人值班，有人值守”的模式，存在许多不安全因素。首先长期一个人留守，值守人员就存在人身安全问题。再有就是操作班远离变电站，设备有了故障也难做到及时处理。同时车辆的频繁来往也是一个不安全因素。但是，如果采用“少人值班”模式，这些问题都将得到妥善解决。

常规变电站值班一般为5～7人，自动化变电站采用“少人值班”模式，人员可减少一半。但“无人值班，有人值守”的模式用操作队、监控队替代常规变电管理，实际人员也难减少，如果自动化变电站数量少，“无人值班”模式用人将会更多。综合自动化变电站的设备是现代化高新技术，对值班人员的素质要求比常规变电站高，应配备责任心强、业务熟悉的人员来管理。

综合上述情况，自动化变电站管理应选用“少人值班”的运行管理模式，变电站定员一般为2～3人，轮流值岗。值班员的职能同常规变电站不一样，工作性质由被动性转为主动性。因此，对值班员的素质要求更高，应选派责任心强、对业务管理熟悉的人员担任。值班职责主要是负责变电站的日常保卫及环境卫生、绿化工作；监控变电设备运行及变电设备检修操作和临时性操作等。