随着电网信息化、自动化技术的发展，变电站运行管理从有人值班到无人值班，逐步朝着集约化、专业化、无人化的先进管理方向发展。经过近几年的运行实践，无人值班运行管理在遥测、遥调、遥视方面及在线监测方面的问题开始显现，需要我们正视这些问题，并积极改进，使无人值班运行模式既满足企业效益需要，又能进一步保证安全生产。笔者现结合工作实践，谈谈自己的看法。

    1 无人值班变压站运行管理存在的问题
    1.1部分变电站仍不能满足无人值班需求
    县供电公司35 kV变电站大部分距离变电运维班驻地超过半小时车程，由于部分变电站设备自动化程度不高或常出现问题，造成无人值班变电站安全隐患多。如由于某种原因造成通信中断时，导致监控人员不了解现场的状态，不能第一时间排除故障。由于设备自动化水平有限，投退一个保护压板都需要操作人员到现场操作，造成抢修人员的过度疲劳，同样对安全构成威胁。
    1.2无人值班变电站在线测温监测装置仍需完善
    常规有人值班变电站对电气设备定时进行测温，无人值班变电站的测温周期一般为1周，由于没有安装在线监测装置，特别是高压开关柜内电流互感器、铝排等设备接触不良造成发热时，很难及时进行预警，消除故障。
    1.3无人值班变电站的安防系统仍需完善
    依据国网山西省电力公司无人值班变电站验收规范的要求，县调度控制中心应能对无人值班变电站安防系统实现远程撤、布防，与遥视系统实现联动。但目前县供电公司无人值班变电站仍存在安防系统均为单机版、系统供货厂家多、后期维护困难、无法实现系统联网等问题。
    1.4操作及事故处理速度受影响
    县供电公司变电运维班一般配置7-8人，管辖8-10座变电站，由于所辖无人值班变电站数量较多，在春检等大型操作时，常出现值班人员往返跑的现象。而且由于赶操作进度，操作人员很容易在匆忙中出现失误，导致误操作，这对安全生产是最大的威胁。另外，一旦发生事故，由于变电运维班离无人值班变电站较远而无法及时赶到现场，往往会影响到处理速度，无法尽快恢复对停电用户的供电。

    2 改进措施
    2.1增加通信通道，优化站所布局
    一方面，积极申请资金，增加无人值班变电站与调度控制中心的通信通道数量，提高其可靠性。另一方面，优化无人值班变电站与供电所的布局。壶关县供电公司现有110 kV变电站3座、35 kV变电站5座，已有4座35 kV变电站实现了变电站、供电所驻地站所合一，优化了布局。此外，还应积极探索在天气恶劣、通信通道中断情况下无人值班变电站的事故紧急处理模式，积极推进供电所值班人员进行无人值班变电站特殊情况下事故紧急处理的培训、核准工作。
    2.2改进压板投退方法，实现远方投退
    积极改进压板投退方法，利用软压板投退功能，实现保护压板的投退。壶关县供电公司经过几年的运行实践、技术改造，逐步实现了在县调度控制中心远方投退35 kV变电站10 kV线路保护及重合闸的功能，在2016年的线路跳闸中线路瞬间故障约占35%，重合闸保护动作正确率100%、 10 kV线路保护压板及重合闸的远方投退减少了变电运维班的操作次数，提高了线路供电可靠性。
    2.3采购使用质量过硬、性能可靠的设备
    新建、扩建变电站在设计、招投标、物资采购方面应选择产品质量过硬、性能可靠的设备，同时建立设备家族性缺陷信息，并向相关单位发布。
    2.4优化运行方式，避免变电站重复停电操作
    实施一停多用，优化运行方式、技术改造等举措，降低10 kV配电线路跳闸率，尽量避免变电运维班所辖的多站停电配合操作，在每年的春检中要求低压台区配合10 kV线路停电，10 kV线路配合技改、大修、网改工程停电，避免重复停电。
    经过几年的技改，壶关县供电公司35 kV变电站均实现了双变、双电源建设，但35 kV变电站备自投装置因装置及运行方式等问题，未及时投运。2016年在市公司统一协调下，通过优化系统运行方式，实现了3座35 kV变电站备自投装置的投运，提高了供电可靠性，缩短了变电运维班处理故障时间。
    2.5积极利用信息、自动化新技术，提升自动化水平
      积极利用信息、自动化新技术，对无人值班变电站的安防系统进行升级改造，实现远程联网运行。如将门禁系统、烟感报警系统、红外报警系统等安防系统进行整合，在变电站设立监控点，在县调度控制中心设立监控中心，通过信息通信网络组建视频监控系统。加强无人值班变电站的在线监测装置改造，实现柜内设备测温实时上传预警，实现设备的可控、在控。对变电站加装变电站红外在线测温系统，利用自动化系统实现自动巡测，发现有设备温度异常自动报警。此外，无人值班变电站与调控自动化改造应同步进行，管理无人值班变电站的重要条件就是调控自动化系统功能完善，同步进行通信建设的规划，有利于提升无人值班变电站可靠运行水平。