电力局输变电设备远程化管控区建设项目可研2.docx

1、电力局输变电设备远程化管控区建设项目可研2国际对标提升措施之一电力局输变电设备远程化管控区建设项目可行性研究报告2013年6月国际对标提升措施可行性研究报告项目名称：电力局输变电设备远程化管控区建设项目责任单位：电力电力局2013年 6月4日目 录1 总论 41.1 设计依据 41.2 主要设计原则 41.3 建设范围及规模 41.4 主要技术经济指标 52 项目内容介绍 72.1 项目概况 72.2 项目建设需要解决的几个主要问题 142.3 项目建设的必要性 153主要设备材料清册和费用估算 153.1 编制说明 153.2 变电项目费用估算表 163.3 输电项目费用估算表 173.4

2、输变电远程管控项目费用估算合计 171 总论1.1 设计依据根据省公司关于发布输电、变电设备远程化管控示范区建设标准（试行）（浙电运检字201343号）和关于发布输变电设备状态监测系统实用化评价验收工作指导意见的通知(浙电运检字201326号)等要求，编制电力局输变电设备远程化管控区建设项目可研报告。1.2 主要设计原则为加快国际接轨，提升供电企业国际对标水平，大力推进管理现代化、信息实时化、设备远程化和现场可视化建设的要求，拓展输变电设备管理新模式，提高检修、运维管理效率，降低管理成本，实现对输变电设备状态可控、在控，降低安全生产风险，在保障安全生产的同时，提高生产效益；充分发挥在线监测实时

3、系统作用，提高实用化水平，实现电网运行状态的远程监视，及时发现和诊断设备缺陷与隐患。1.3 建设范围及规模输变电设备远程化管控示范区是在原有检修、运行管理模式的基础上，整合在线监测、动态评价、视频监控、移动巡检和应急抢修等资源，创新建成一种对电网设备和生产作业进行远程动态管控和指挥的新型高效的生产管理新模式，体现出生产管理现代化、信息实时化、设备远程化、现场可视化的特点：（一）依托电力局输变电设备状态监测管理中心，以在线监测实用化为目标，发挥在线监测远程实时监测效能，形成以在线监测和带电检测对电网设备进行实时动态评价的新模式；（二）以试点变电站和输电线路为抓手，利用图像视频和移动巡检技术，深化

4、电网设备远程化管控内容，形成对电网设备和现场作业的远程管控和指挥；（三）以信息化平台为手段，搭建“基于多维度信息集成的输变电设备远程管控平台”，对在线监测装置远程运维和电网设备远程管控进行集中统一管理。1.4 主要技术经济指标示范区变电主要运行指标：（1）各类在线监测装置平均在线率不低于99%；（2）每台装置的数据准确度、稳定性均满足国网公司和省公司相关规范要求；（3）所有在线监测装置及相应的CAC支持远程修设定监测周期、立即复测、远程重启的功能，并支持在后台进行故障区域自动判断和故障类型辅助识别所需的各项服务；（4）各套监测装置数据可用率不低于98%；（5）示范区变电站的主设备日常巡视由人工

5、巡视方式调整为远程监控为主，人工巡视为辅的方式，各类监测装置远程巡视周期为每2小时1次。（6）示范区在线监测装置巡视由人工巡视方式调整为后台自动分析巡视为主，人工巡视方式为辅的方式。（7）示范区变电站开展基于带电检测的设备状态评价，动态管理设备状态；（8）示范区变电站所监测的设备巡检周期部分可按基于在线监测的输变电设备带电巡检周期的有关规定（浙电运检字20134号）执行。示范区输电主要运行指标：（1）各类在线监测装置平均在线率不低于98%；（2）装置缺陷消缺时间不超过5个工作日；（3）各套监测装置数据可用率不低于98%；（4）示范区线路主设备日常巡视由人工巡视方式调整为远程监控为主，人工巡视为

6、辅的方式，各类监测装置远程巡视周期为每2小时1次。（5）示范区线路应用在线监测后，所监测的耐张段巡检周期按基于在线监测的输变电设备带电巡检周期的有关规定（浙电运检字20134号）执行。（6）开展基于带电检测的设备状态评价，动态管理设备状态。2 项目内容介绍2.1 项目概况变电部分：一、220kV大舜变和110kV澉浦变等试点变电站在线监测装置升级改造示范区变电站优选质量较好的在线监测装置进行安装或改造，并通过状态接入控制器（简称CAC）接入后台。站内CAC和所有在线监测装置均支持“关联、基本读写、数据集、定值组、日志、对时、文件传输”服务，站内各设备的在线监测装置主要按以下原则进行配置。（1）

7、110千伏及以上电压等级油浸式变压器、电抗器：全部配置油中溶解气体、铁芯接地电流在线监测装置；配置2台油中微水含量在线监测装置；配置4台变压器特高频（UHF）局放在线监测装置；配置1台变压器的套管配置容性设备在线监测装置。（2）110千伏及以上电压等级SF6断路器：配置3套断路器机械特性在线监测装置，实现分合闸时间图谱和储能电机工作时间图谱上送至后台并能展示；配置5台断路器SF6气体微水含量在线监测装置；从SCADA系统中提取现有密度表的告警信号，进行信号转发改造，实现SF6气体密度在线监测；配置操作较多的5台断路器，利用原有故障录波器或成熟装置实现It和I2t在线监测改造。（3）110千伏及

8、以上电压等级全封闭组合电器：配置GIS局部放电在线监测装置；配置GIS设备SF6气体微水含量、SF6气体密度在线监测装置; 制作并标示出所有超声波局放带电检测测量点；（4）110千伏及以上电压等级隔离开关：配置1套基于无线测温的触头温度在线监测装置，配置1套基于红外图像的触头温度在线监测装置；配置1套隔离开关操作机构辅助在线监测装置。（5）110千伏及以上电压等级避雷器和电容型设备：避雷器配置泄漏电流在线监测装置15套；带末屏引出线的油浸正立、干式电容型电流互感器配置泄漏电流在线监测装置5套；电容式电压互感器利用监控系统已有的二次电压相关监测数据来实现在线监测，完成5组电容式电压互感器在线监测

9、改造。（6）每站配置一套包含温度、湿度、雨量、风速的微气像在线监测装置，或接入附近的输电线路气象监测数据；配置一个站电缆沟测温在线监测装置。二、在试点变电站，应用图象视频和移动巡检技术对变电设备和现场作业进行远程管控、应急抢修指挥管理（1）在试点变电站布置高清和红外摄像头，220kV大舜变布置高清摄像头20个和红外在线测温摄像头2个，110kV澉浦变布置高清摄像头10个和红外在线测温摄像头2个。（2）改造OPGW，利用备用光纤传输视频和图象信息，显著提高视频传输速度。（3）开发图象视频远程巡视、远程踏勘、远程故障诊断和远程应急抢修指挥后台。（4）配置移动巡检设备PDA，在巡视设备上添置射频标签

10、，通过PDA可读取设备信息，实现现场信息和信息系统信息的实时交互传输。三、开发变电站在线监测装置远程维护专业工具（CACMS），提高监测装置运维效率在线监测装置远程管控专业工具（CACMS）功能包括：（1）故障环节定位，通过在地区局配置检测服务器，实时检测变电站层在线监测传感器及IED设备、数据通信链路、CAC及网络接入设备的工作状况，精确辨识故障位置及异常；（2）远程维护，通过专业工具方便实现对监测装置的远程程序升级、软重启和硬重启功能，建立友好的人机交互界面，提高监测装置的运维效率；（3）数据误报警辨识和屏蔽，通过对设备在线监测状态数据进行数据合理性和不良数据的自动辨识，判断装置工作精度和

11、稳定性，发现误告警数据；（4）专项在线率统计，扣除非装置性故障原因，为在线监测装置本身性能和安装维护水平的评价提供数据支撑，同时，可进行多种方式统计和展示，有助于对示范区内各支运维队伍运维水平的评价；（5）数据告警信息辅助判断，通过告警触发，自动创建集成展示链接，对数据告警信息和PMS内带电检测报告、停电试验报告和历次设备缺陷等信息综合调用，为技术人员决策分析提供参考。四、开发“基于多维度信息集成的变电设备远程管控平台”，对电网设备远程管控进行集中统一展示和管理多维度信息集成展示和管控平台功能包括：（1）设备状态评价和检修试验信息集中展示，通过已有系统的数据挖掘和调用，将设备健康状态关联的关键

12、数据、状态量、红外图谱等信息集成在统一界面上进行展示和管理；（2）图像视频和移动巡检远程管控，应用图象视频和移动巡检技术，实现电网设备和现场作业的远程图像视频和移动巡检的管控应用；（3）应急指挥管控，通过对远程应急抢修指挥硬件和软件建设，实现高效的应急指挥管控应用。输电部分：一、220kV秦跃2428线和110kV立澉1367线试点线路在线监测装置升级改造（1）间隔两公里安装视频监控（风光互补供电+ADSS光缆通信），满足试点线路设备和通道环境的远程可视化；（2）根据省公司输电线路在线监测配置原则，结合线路实际情况，按照N-1方式完善该线路的在线监测装置布点：（3）按照布置图像监控、导线测温、

13、舞动监测、微风振动监测、杆塔倾斜监测、覆冰监测、盐密监测等在线监测装置：间隔一基杆塔安装1套图像监控装置，防外力破坏和偷盗、鸟害；在线路首、中、末端安装3套导线温度监测装置；在重要交跨处安装导线温度、弧垂监测装置；根据沿线重大污源点，安装盐密监测装置；由沿海从东向西每隔两公里安装微气象监测装置；结合电力地区覆冰实际，在沿海和内陆各安装2套覆冰在线监测装置；在处于河塘、沼泽地的杆塔上安装杆塔倾斜监测装置；在与多条500kV、220kV秦山出线平行位置，安装舞动监测、微风振动监测装置；（4）将试点线路纳入2013年的直升飞机巡视、无人机巡视计划中，获取线路带电检测信息和通道信息；（5）建立线路的杆

14、塔图、通道图、全景三维图、抢修路径图等现场通道台帐。二、对输电远程应急指挥系统进行升级改造，实现对电网设备远程管控进行集中统一展示和管理基于电力输电线路应急指挥系统平台，以电子地图为指挥沙盘，在已有功能的基础上，对空间地理信息（电网模型、图形信息）、生产管理信息（设备台帐、计划、停役申请、工作票、巡视记录、缺陷、危险点、交跨、带电检测等）、线路运行状态（负荷、潮流、开关保护动作、故障测距）、状态监测信息（各类在线监测、雷电定位监测）、智能巡检信息（移动巡检、直升机、无人机）、环境气象信息（杆塔和通道图、雷电密度图、污秽区分布图、微气象分布图、特殊区等）、应急物资（工器具、备品备件）等进行集成和

15、整合，实现对输电设备运行状态的综合展示、有效监视、多维分析、动态（定期）评价、高效反应。同时，通过平台的动态信息展示、线路全方位展示等方式，并结合未集成的视频监控、图像监控、现场作业移动视频、视频会议系统通过大屏对输电网进行全方位展示和管控。输电线路多维信息树状图2.2 项目建设需要解决的几个主要问题（1） 220kV大舜变和110kV澉浦变试点变电站在线监测装置根据远程化管控要求，对现有部分在线监测装置需要配合在线监测远程维护专业工具（CACMS）进行改造升级，需要配置包括可管理电源分配器PDU等设备。同时，需要对部分已安装的在线监测装置进行升级，增加隔离开关测温、断路器机械特性和SF6微水

16、监测装置等在线监测装置。（2）220kV秦跃2428线和110kV立澉1367线试点线路在线监测装置根据远程化管控要求，需要增加多套在线监测装置，并按照N-1方式进行布置。（3）220kV大舜变和110kV澉浦变原有图象视频系统布点方式和配置，不能满足远程巡视、设备异常自动识别等功能，且视频清晰度和传输速度较差，因此需要对前端视频装置、传输通道、后台管理系统等进行改造。（4）目前，变电在线监测装置的运维工作，包括硬件重启、立即复测、周期修改等工作需现场进行处理，运维效率低，人力成本高，需要开发一套在线监测装置的远程维护专业工具（CACMS），提高监测装置运维效率三成以上。（5）远程化管控区形成

17、的在线监测、动态评价、视频监控、移动巡检和应急抢修等资源，应用较分散，没有一个统一管理的展示和管理平台，同时目前对在线监测装置的监控还是人工方式为主，效率低，强度大，多方面考虑，需要开发一个基于多维度信息集成的综合展示平台，便于集中监控和管理。2.3 项目建设的必要性通过远程化管控区项目建设，对在线监测装置远程运维、在线监测实用化、输变电设备远程管控等方面起到“示范”作用，建成标准化的试点变电站和输电线路，实现设备远程巡检等功能，形成在线监测实用化和输变电远程管控的一套高效的管理模式。通过远程化管控区建设，将有效提高检修、运维管理效率，降低管理成本，实现对输变电设备状态可控、在控，降低安全生产

18、风险，在保障安全生产的同时，提高生产效益。3主要设备材料清册和费用估算3.1 编制说明以下设备材料清单是根据输变电设备远程化管控示范区建设需要进行相应的硬件和软件的升级改造项目和费用。3.2 变电项目费用估算表序号项目套数单价（万元）费用（万元）备注1试点变电站在线监测装置升级改造1.1在线监测装置加装可分配电源管理器PDU201.2现有在线监测装置升级改造102试点变电站图象视频应用2.1变电站高清摄像头布点302.2变电站红外在线测温摄像头布点32.3图象视频系统后台管理软件（远程巡视和应急指挥等功能）12.4图象视频传输通道改造（利用OPGW传输）13在线监测装置远程维护专业工具(CAC

19、MS) 14多维度集成与管控平台（含创维、实时数据库、南瑞开发接口）4.1多维度WEB集成与管理平台及数据库14.2红外图谱库系统接口开发14.3图象视频系统接口开发14.4实时数据库接口服务14.5南瑞OPEN3000系统数据开放接口14.6CBM2.0系统接口开发14.7创维PMS接口与数据服务费用13.3 输电项目费用估算表序号项目套数单价（万元）费用（万元）备注1线路图像监测装置50 隔一基塔安装，N-1配置2线路视频监控装置10 风光互补供电+OPGW通信+高清摄像头，间隔两公里安装一套3金具测温装置2 4导线测温、弧垂监测装置6 5杆塔倾斜监测8 6通信配套设施1OPGW开接7基于多维度信息集成的远程管控平台改造升级13.4 输变电远程管控项目费用估算合计总投资:万元其中: 设备及材料购置费： 万元软件系统升级改造: 万元