500kV变电所

500kV变电所（精选12篇）

500kV变电所 第1篇

1.1 计量装置精确运转的重要性

电力企业主要是通过关口电能计量装置来进行电量结算的。关口指厂网之间、区域性电网之间, 或厂网与直接用户之间电力设备资产和经营管理范围的分界处。经过省级、网级关口的电量每年都达数百亿千瓦时, 计量装置仅1%的误差都将导致少计数亿千瓦时的电量, 少收电费上亿元。而500kV变电所正是省级、网级关口的所在地, 其站内计量装置的精确与否更是举足轻重, 因此在500kV变电所建设计量装置远程校验监测系统, 对计量装置的精确正常运转进行实时在线的校验监测是十分必要的。

1.2 计量装置检验现状

(1) 当前虽然实现了远程自动抄表功能, 但这只是对电量信息进行远传, 无法对电能表整体的工作状况和精度等进行测试, 不能对电能表的误差进行实时监测, 难以及时发现在2次检验之间出现的计量问题 (如精度超差、接线错误或装置烧坏等故障) 。 (2) 每次在对电能表进行现场精度校验时, 需要将被检表的电流回路与标准表串联、被检表的电压回路与标准表并联, 这样就要对计量屏上的接线端子进行松开和旋紧等操作, 多次以后常有接线端子松动或滑丝等现象, 存在较大的故障隐患。 (3) 现场检验电能表精度时对二次回路的负荷有一定要求 (有功功率>10W, 功率因数>0.5) , 一旦遇到负荷或功率因数过低则不能进行检验工作。 (4) 计量装置中的电能表、TV、TA及其二次回路, 其中任何一个环节都会影响计量的准确性。人们往往只重视对电能表准确性和接线正确性的检测, 而互感器及其二次回路的检测常被忽视, 而这部分的故障所带来的影响有时可达到电能表误差的几十倍。如TV二次回路的实际负荷一般都大大低于其额定容量, 经现场测试其实际值常在10%以下。而产品设计和测试的二次负荷范围为25%～100%的额定容量, 所以互感器工作时的实际误差可能会超过允许的限定值。

针对目前关口计量装置技术监督管理中存在的问题, 只有通过先进的技术来解决, 其中计量装置的实时在线监测系统是一种有效可行的方案。该方案不但可以提高工作效率、减轻劳动强度, 还能为计量各方共享多项重要的技术参考数据, 实现计量的准确和公平。

2 系统结构

系统总体结构示意如图1, 在每个关口计量点的发电厂或变电站配备1台在线校验监测装置以实现对其所有计量装置的监测和校验, 系统可扩展连接到多个单位。

提出了如图2所示的一种计量装置远程校验与监测系统的实现方案。该系统是集信号与数据处理、电能表误差现场校验、二次回路状态监测和通讯等功能于一体的远程在线监测与校验系统。它监测的对象包含了电能表、TA及二次回路、TV及二次回路, 并可由通讯接口经过电话方式实现远程控制和数据传输等功能。

3 系统原理

3.1 电能计量表误差的测试

对电能表误差的测试方法采取标准表比较法。区别于人工校验的只是将标准表固定安装在现场, 校验时将被检表的电压和电流信号进行切换使校准表与其相同, 通过比较被检表与标准表的电能脉冲信号来计算被检表的误差。它可以实现对一组电能表进行循环测试。

3.2 TV二次回路压降的测试

TV二次回路压降是TV二次回路始端 (TV就地端子箱) 和末端 (电能表) 的电压差值, 测试方法如图3 (a) 。与人工测试方法不同的只是系统将临时拖放的测试电缆以布线的形式固定下来, 通过其内部专用的电路模块来完成电压的测量和比较计算。

3.3 互感器二次实际负荷及TA二次回路导纳的测试

因为互感器的二次实际负荷 (特别是TV) 对其实际工作时的误差影响非常大, 只有知道了互感器的二次实际负荷, 才能计算出整套计量装置的综合误差。

TV负荷测试的基本原理分为以下2步: (1) 人工现场测试TV二次电流, 作为测试基准 (仅需测量一次) 。 (2) 利用系统已经具备测量TV二次端部电压的功能, 那么运行中TV二次负荷可通过下式计算:

U为通过系统测量到的TV二次电压值;I为通过钳表或其他设备测量到的TV二次电流;Δμ为测量到的TV二次电压幅值差。功率因数的计算可以通过Δμ和角差δ获得:

μ为TV二次端电压, 可以根据以上2个公式计算出相角和功率因数。

对TA二次实际负荷的在线测试方法与TV类似, 如图3 (b) 所示它是从TA回路始端 (TA就地端子箱) 采用在现场布线的方式取得电压U0 (数值一般在数百mV) , 再从监测电路中取得电流I, 由公式S2=U0×I可计算出。TA导纳测试二次电流回路监测主要依靠计算回路的阻抗 (导纳) 完成, 当一次暂态过程受不同负载时间常数的影响, 残留在铁心的直流成份过多, 匝间受绝缘破坏击穿, 温升铁心导磁率下降等, 都会反应在铁心阻抗的变化上。正是由于不同回路参量的变化会体现在阻抗 (导纳) 复数的模值及其相角上面, 经过观测一段时间内模值及相角的变化情况, 就可以定性判断故障来源。

4 系统软件

4.1 B/S结构模式

系统网络结构采用浏览器/服务器 (B/S) 模式。B/S指由浏览器、Web服务器、应用服务器和数据服务器等组成的多层网络体系。浏览器主要负责人机交互, 包括一些与数据和应用有关的图形和界面的计算;Web服务器完成客户的应用功能, 接受远程或本地浏览器的HTTP查询请求, 也是应用服务器和数据服务器与客户机交互的连接通道;应用服务器主要负责应用逻辑的集中管理, 即事务处理, 并根据具体业务的不同而分为多个;数据服务器主要负责数据的存储和组织、分布式管理、数据库的备份和同步等。

4.2 数据库设计

根据电能计量装置的技术管理要求, 分析关口信息系统的数据对象及其数学模型, 并设计了针对各个数据对象表格的数据库。建立各数据表如下:关口计量点基本信息, TA/TV型号类别信息, TA/TV装置基本信息, TA/TV误差测试数据, TA/TV二次负荷测试数据, TV二次回路基本信息, TV二次回路压降测试数据, 电能表基本信息, 电能表误差测试数据, 电能表室内检定报告。

4.3 开发环境和工具

软件采用JSP开发模式的J2EE平台, Java开发包采用jdk1.5.0_03, WEB服务器采用Apache tomcat 5.5.9, 系统运行于Win2000 Server或WinXP平台, 网页采用Dreamweaver 2004 MX来设计, 数据库通过SQL Server2000来设计。JSP用Java的MVC模式, MVC把整个系统分成三层:模型层 (Model Layer) 、视图层 (View Layer) 、控制器层 (Controller Layer) 。其中模型层表示企业数据及业务逻辑, 视图层是用户与系统交互的界面, 控制器层在模型层和视图层之间起到了沟通的作用, 处理用户在视图层上的输入, 并控制视图层与模型层的数据流及视图层内的页面流。并用JDBC技术来实现对数据库中表的查询、修改和删除等操作。JDBC在设计上与ODBC很相似, 它与数据库的连接采用JDBC-ODBC桥接器。由于ODBC驱动程序使用广泛, 建立起这种桥接器并设置数据源后, 使得JDBC有能力访问几乎所有类型的数据库。

5 结束语

500kV变电所 第2篇

500kV变电站典型监控信息

处置手册

（征求意见稿）

国家电网公司

2012年12月

目录 断路器............................................................1 1.1 SF6断路器...................................................1 1.1.1 ××断路器SF6气压低告警..................................1 1.1.2 ××断路器SF6气压低闭锁..................................1 1.2 液压机构....................................................2 1.2.1 ××断路器油压低分合闸总闭锁..............................2 1.2.2 ××断路器油压低合闸闭锁..................................3 1.2.3 ××断路器油压低重合闸闭锁................................4 1.2.4 ××断路器油压低告警......................................5 1.2.5 ××断路器N2泄漏告警.....................................6 1.2.6 ××断路器N2泄漏闭锁.....................................7 1.3 气动机构....................................................8 1.3.1 ××断路器气压低分合闸总闭锁..............................8 1.3.2 ××断路器气压低合闸闭锁..................................8 1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁................................9 1.3.4 ××断路器气压低告警.....................................10 1.4 弹簧机构...................................................11 1.4.1 ××断路器弹簧未储能.....................................11 1.5 机构通用信号...............................................12 1.5.1 ××断路器本体三相不一致出口.............................12 1.5.2 ××断路器加热器故障.....................................13 1.5.3 ××断路器储能电机故障...................................13 1.6 控制回路...................................................14 1.6.1 ××断路器第一

（二）组控制回路断线.......................14 1.6.2 ××断路器第一

（二）组控制电源消失.......................15 2 GIS(HGIS)........................................................16 2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室）.....16 2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失...............................17 2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失...............................17 3 隔离开关.........................................................18 3.1 ××隔离开关电机电源消失...................................18 3.2 ××隔离开关电机故障.......................................19 3.3 ××隔离开关加热器故障.....................................19 4 电压、电流互感器.................................................20 4.1 ××电流互感器SF6压力低告警...............................20 4.2 ××TV保护二次电压空开跳开.................................21 5 主变.............................................................21 5.1 冷却器.....................................................21 5.1.1 ××主变冷却器电源消失...................................21 5.1.2 ××主变冷却器故障.......................................22 5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口...............................23 5.1.4 ××主变冷却器全停告警...................................24

5.2 本体信息...................................................25 5.2.1 ××主变本体重瓦斯出口...................................25 5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警...................................26 5.2.3 ××主变本体压力释放告警.................................27 5.2.4 ××主变本体压力突变告警.................................28 5.2.5 ××主变本体油温高告警2..................................28 5.2.6 ××主变本体油温高告警1..................................29 5.2.7 ××主变本体油位告警.....................................30 5.3 有载调压...................................................30 5.3.1 ××主变有载重瓦斯出口...................................30 5.3.2 ××主变有载轻瓦斯告警...................................31 5.3.3 ××主变有载压力释放告警.................................31 5.3.4 ××主变有载油位告警.....................................32 6 高抗.............................................................32 6.1 ××高抗本体重瓦斯出口.....................................32 6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警.....................................33 6.3 ××高抗本体压力释放告警...................................34 6.4 ××高抗本体油温高告警2....................................35 6.5 ××高抗本体油温高告警1....................................35 6.6 ××高抗本体油位告警.......................................36 7 断路器保护.......................................................37 7.1 ××断路器失灵保护出口.....................................37 7.2 ××断路器重合闸出口.......................................37 7.3 ××断路器保护装置异常.....................................38 7.4 ××断路器保护装置故障.....................................39 8 主变保护.........................................................39 8.1 ××主变差动保护出口.......................................39 8.2 ××主变××侧后备保护出口.................................40 8.3 ××主变××侧过负荷出口...................................41 8.4 ××主变××侧过负荷告警...................................42 8.5 ××主变过励磁保护出口.....................................42 8.6 ××主变保护装置告警.......................................43 8.7 ××主变保护装置故障.......................................44 8.8 ××主变保护TV断线........................................44 8.9 ××主变保护TA断线........................................45 9 高抗保护.........................................................46 9.1 ××高抗主保护出口.........................................46 9.2 ××高抗保护TA异常告警....................................47 9.3 ××高抗保护TV异常告警....................................47 9.4 ××高抗保护装置故障.......................................48 9.5 ××高抗保护装置告警.......................................48 10 线路保护........................................................49 10.1 ××线路第一

（二）套保护出口..............................49 10.2 ××线路第一

（二）套保护远跳就地判别出口..................50

10.3 ××线路第一

（二）套保护通道异常..........................50 10.4 ××线路第一

（二）套保护远跳发信..........................51 10.5 ××线路第一

（二）套保护远跳收信..........................52 10.6 ××线路第一

（二）套保护保护TA断线.......................52 10.7 ××线路第一

（二）套保护保护TV断线.......................53 10.8 ××线路第一

（二）套保护装置故障..........................54 10.9 ××线路第一

（二）套保护装置告警..........................54 11 500kV母差保护..................................................55 11.1 ××母线第一

（二）套母差保护出口..........................55 11.2 ××母线第一

（二）套母差保护TA断线.......................56 11.3 ××母线第一

（二）套母差保护装置异常......................57 11.4 ××母线第一

（二）套母差保护装置故障......................57 12 220kV母差保护..................................................58 12.1 ××母线第一

（二）套母差保护出口..........................58 12.2 ××母线第一

（二）套失灵保护出口..........................59 12.3 ××母线第一

（二）套母差保护TA断线告警...................60 12.4 ××母线第一

（二）套母差保护TV断线告警...................60 12.5 ××母线第一

（二）套母差保护装置异常......................61 12.6 ××母线第一

（二）套母差保护装置故障......................62 13 电容器、电抗器..................................................62 13.1 ××电容器/电抗器保护出口.................................62 13.2 ××电容器/电抗器保护装置异常.............................63 13.3 ××电容器/电抗器保护装置故障.............................63 14 测控装置........................................................64 14.1 ××测控装置异常..........................................64 14.2 ××测控装置通信中断......................................65 15 直流系统........................................................65 15.1 直流接地..................................................65 15.2 直流系统异常..............................................66 15.3 直流系统故障..............................................67 16 交流系统........................................................67 16.1 站用电××母线失电........................................67 16.2 站用变备自投动作..........................................68 16.3 交流逆变电源异常..........................................68 16.4 交流逆变电压故障..........................................69 17 消防系统........................................................70 17.1 火灾告警装置异常..........................................70 17.2 火灾告警装置告警..........................................70

500kV变电站典型监控信息处置手册

（征求意见稿）断路器 1.1 SF6断路器

1.1.1××断路器SF6气压低告警

信息释义：监视断路器本体SF6压力数值。由于SF6压力降低，压力（密度）继电器动作。

原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到告警值；2）压力（密度）继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：如果SF6压力继续降低，造成断路器分合闸闭锁。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，做好N-1事故预想。

2、监控值班员：通知运维单位，并根据相关运行规程处理。1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施，并及时向调度和监控人员汇报。现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气。

3）如果有漏气现象，SF6压力未闭锁，应加强现场跟踪，根据现场事态发展确定进一步处置原则。

4）如果是压力（密度）继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除缺陷。1.1.2××断路器SF6气压低闭锁

信息释义：断路器本体SF6压力数值低于闭锁值，压力（密度）继电器动作。

原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力（密度）继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：1）如果断路器分合闸闭锁，此时与本断路器有关设备故障，断路器拒动，断路器失灵保护出口，扩大事故范围。2）造成断路器内部故障。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解SF6压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力（密度）表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。

2）如果有漏气现象，SF6压力低闭锁，应断开断路器控制电源，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。

3）如果是压力（密度）继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2 液压机构

1.2.1××断路器油压低分合闸总闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作，正常应伴有控制回路断线信号。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到分闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。

造成后果：如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动无法分合闸，后备保护动作，扩大事故范围。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。主要采取的措施：1）了解机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则；3）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁分闸，应断开断路器控制电源和电机电源，并及时上报调度和监控并根据调度指令将故障断路器隔离，做好相应的安全措施。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.2 ××断路器油压低合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到合闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。造成后果：造成断路器无法合闸。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；2）了解现场处置的基本情况和处置原则。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁合闸，并立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。

1.2.3 ××断路器油压低重合闸闭锁

信息释义：监视断路器操作机构油压值，反映断路器操作机构情况。由于操作机构油压降低，压力继电器动作。

原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到重合闸闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲

线，温度变化时，油压值变化。

造成后果：造成故障时断路器无法重合闸。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果有漏油现象，操作机构压力低闭锁，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定相关措施和方案，必要时向相关调度申请将断路器隔离。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.4 ××断路器油压低告警

信息释义：断路器操作机构油压值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，油压降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据油压温度曲线，温度变化时，油压值变化。

造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解操作机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏油痕迹。2）如果检查没有漏油痕迹，是由于温度变化等原因造成，检查油泵运转情况并由专业人员处理。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.5 ××断路器N2泄漏告警

信息释义：断路器操作机构N2压力值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构油压回路有泄漏点，N2压力降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据N2压力温度曲线，温度变化时，N2压力值变化。

造成后果：如果压力继续降低，可能造成断路器重合闸闭锁、合闸闭锁、分闸闭锁。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1

后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场N2压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏N2。2）如果检查没有漏N2，是由于温度变化等原因造成，检查油泵运转情况并由专业人员处理。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.2.6 ××断路器N2泄漏闭锁

信息释义：断路器操作机构N2压力值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器操作机构N2压力回路有泄漏点，N2压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据N2压力温度曲线，温度变化时，N2压力值变化。

造成后果：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解N2压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气痕迹。

2）如果检查没有漏气痕迹，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电处理。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3 气动机构

1.3.1××断路器气压低分合闸总闭锁

信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作。原因分析：1）气动回路有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器分闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器拒动，断路器失灵保护动作，扩大事故范围。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3.2××断路器气压低合闸闭锁

信息释义：断路器气动机构压力数值低于闭锁值，压力继电器动作，闭锁断路器合闸回路。

原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：造成断路器合闸闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，断路器只能分开，不能合闸。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。

3）如果有漏气现象，操作机构压力低闭锁，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。

1.3.3 ××断路器气压低重合闸闭锁

信息释义：断路器本体气动机构压力数值，压力继电器动作。原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低到闭锁值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。

造成后果：造成断路器重合闸回路闭锁，如果当时与本断路器有关设备故障，则断路器动作，断路器重合闸保护拒动，断路器直接三跳，扩大事故范围。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。

3）如果有漏气现象，气动机构压力低闭锁重合闸，应采取退出重合闸的措施，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。1.3.4 ××断路器气压低告警

信息释义：断路器本体气动机构数值，压力继电器动作，发告警信号。原因分析：1）断路器有泄漏点，压力降低至告警值值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据温度变化时，气动机构压力值变化。造成后果：如果断路器气动机构压力继续降低，就有可能闭锁合闸再低就会闭锁分闸回路，如果此时线路发生问题就又可能造成断路器拒动，扩大停电范围。

处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解气动机构压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果为气动机构的电机电源跳开或电源消失，应尽快恢复电机电源，尽快建立起压力。

3）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障 1.4 弹簧机构

1.4.1××断路器弹簧未储能

信息释义：断路器弹簧未储能，造成断路器不能合闸。

原因分析：1）断路器储能电机损坏；2）储能电机继电器损坏；3）电机电源消失或控制回路故障；4）断路器机械故障。造成后果：造成断路器不能合闸。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场断路器储能机构储能是否正常。

2）如果检查断路器储能正常，由于继电器接点信号没有上传造成，则应对信号回路进行检查，更换相应的继电器。

3）如果是电气回路异常或机械回路卡涩造成断路器未储能，应尽快安排检修。1.5 机构通用信号

1.5.1××断路器本体三相不一致出口

信息释义：反映断路器三相位置不一致性，断路器三相跳开。

正电A相常开辅助接点A相常闭辅助接点47TXB相常开辅助接点B相常闭辅助接点C相常开辅助接点C相常闭辅助接点负电

三相不一致信号原因分析：1）断路器三相不一致，断路器一相或两相跳开；2）断路器位置继电器接点不好造成。造成后果：断路器跳闸。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：核实断路器跳闸情况并上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查确认断路器位置。

2）如断路器跳开且三相不一致保护动作，按事故流程处理。

3）如断路器未跳开处于非全相运行，需要汇报调度，听候处理（若两相断开时应立即拉开该断路器；若一相断开时应试合一次，如试合不成功则应尽快采取措施将该断路器拉开；同时汇报值班调度员）。

4）断路器操作造成非全相，应立即拉开该断路器，进行检查并汇报调度。

1.5.2××断路器加热器故障 信息释义：断路器加热器故障。

原因分析：1）断路器加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。造成后果：断路器加热器不热，容易形成凝露等异常，可能会造成二次回路短路或接地，甚至造成断路器拒动或误动。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位检查处理。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场加热电源是否正常。

2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。

1.5.3××断路器储能电机故障 信息释义：断路器储能电机发生故障。

原因分析：1）断路器储能电机损坏； 2）电机电源回路故障；3）电机控制回路故障。

造成后果：操动机构无法储能，造成压力降低闭锁断路器操作。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解现场处置的基本情况和处置原则；2）加强断路器操作机构压力相关信号监视。

2、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场断路器机构储能电源是否正常。

2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。1.6 控制回路

1.6.1××断路器第一

（二）组控制回路断线

信息释义：控制电源消失或控制回路故障，造成断路器分合闸操作闭锁。

原因分析：1）二次回路接线松动；2）控制保险熔断或空气开关跳闸；3）断路器辅助接点接触不良，合闸或分闸位置继电器故障； 4）分合闸线圈损坏；5）断路器机构“远方/就地”切换开关损坏；6）弹簧机构未储能或断路器机构压力降至闭锁值、SF6气体压力降至闭锁值。

造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查情

况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查断路器，是否断路器位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。

2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复或找出断路点。

3）如控制回路断线且无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。

4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。

1.6.2 ××断路器第一

（二）组控制电源消失 信息释义：控制电源小开关跳闸或控制直流消失。

原因分析：1）控制回路电源开关跳开；2）控制回路上级电源消失；3）信号继电器误发信号。

造成后果：不能进行分合闸操作及影响保护跳闸。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位。采取相应的措施：1）了解断路器控制回路情况；了解现场处置的基本情况和处置原则，根据检查情况上报调度。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，采取现场处置措施并及时向调度和监控人员汇报。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查断路器，是否开关位置灯熄灭，位置灯熄灭说明控制回路断线。

2）检查断路器控制回路开关是否跳开，是否可以立即恢复。3）如控制回路电源消失无法立即恢复时，应及时上报调度处理，隔离故障断路器。

4）如果是回路故障造成误发信号应对回路进行检查，及时消除故障。2 GIS(HGIS)2.1 ××气室SF6气压低告警（指刀闸、母线TV、避雷器等气室）信息释义：××气室SF6压力低于告警值，密度继电器动作发告警信号。

原因分析：1）气室有泄漏点，压力降低到告警值；2）密度继电器失灵；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：气室绝缘降低，影响正常倒闸操作。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气，检

查前注意通风，防止SF6中毒；

2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气；

3）如果有漏气现象，则应密切监视断路器SF6压力值，并立即上报调度，等候处理；

4)如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。2.2 ××断路器汇控柜交流电源消失

信息释义：××断路器汇控柜中各交流回路电源有消失情况。原因分析：1）汇控柜中任一交流电源小空开跳闸，或几个交流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一交流回路有故障，或几个交流回路有故障。

造成后果：无法进行相关操作。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：

1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。2.3 ××断路器汇控柜直流电源消失

信息释义：××断路器汇控柜中各直流回路电源有消失情况。

原因分析：1）汇控柜中任一直流电源小空开跳闸，或几个直流电源小空开跳闸；2）汇控柜中任一直流回路有故障，或几个直流回路有故障。

造成后果：无法进行相关操作或信号无法上送。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，下达调度处置指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。根据处置方式制定相应的监控措施;2）加强相关信号监视。

3、运维单位：现场检查并采取措施进行处置。现场运维一般处理原则：

1）检查汇控柜内各交流电源小空开是否有跳闸、虚接等情况； 2）由相关专业人员检查各交流回路完好性，查找原因并处理。3 隔离开关

3.1 ××隔离开关电机电源消失 信息释义：刀闸电机电源消失。

原因分析：1）刀闸电机电源空开跳开；2）回路故障，造成热耦继电器动作。

造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）检查现场刀闸电机电源是否跳开，检查信号报出是否正确。2）如果检查刀闸电机电源跳开或上级失电，在检查没有明显故障点时，进行试送一次；如果开关再次跳开，不得再行试送。

3）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；如果操作依旧发生此情况，未查明原因前不得进行操作。3.2 ××隔离开关电机故障

信息释义：反映刀闸电机及电机控制回路的故障。

原因分析：1）回路或电机故障，造成热耦继电器动作；2）信号继电器误发信号。

造成后果：造成刀闸无法分合闸。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，未处理前，不得进行遥控操作。采取相应的措施：如果需要紧急操作，可由现场值班员在现场进行操作。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）如果是在操作过程中发生此种情况，应检查热耦继电器是否动作，如果动作应检查刀闸是否存在机械卡涩等情况，未发现可以复归热耦或恢复电源后，再行操作一次；

2）如果操作依旧发生此类情况，未查明原因前不得进行操作。3.3 ××隔离开关加热器故障 信息释义：反映刀闸加热器故障。

原因分析：1）刀闸加热电源跳闸；2）电源辅助接点接触不良。造成后果：刀闸加热器不热，容易形成凝露等异常。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位检查处理。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查现场加热电源是否正常。

2）如果电源跳开可试送一次，试送不成功向上级汇报，并由检修班组处理。4 电压、电流互感器

4.1 ××电流互感器SF6压力低告警

信息释义：电流互感器SF6压力值低于告警值，压力继电器动作。原因分析：1）有泄漏点，压力降低到告警值；2）压力继电器损坏；3）回路故障；4）根据SF6压力温度曲线，温度变化时，SF6压力值变化。

造成后果：如果SF6压力进一步降低，有可能造成电流互感器绝缘击穿。处置原则：

1、调度员：根据现场检查情况确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解SF6压力值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查现场压力表，检查信号报出是否正确，是否有漏气。2）如果检查没有漏气，是由于运行正常压力降低，或者温度变化引起压力变化造成，则由专业人员带电补气。

3）如果有漏气现象，上报调度申请停电处理。

4）如果是压力继电器或回路故障造成误发信号应对回路及继电器进行检查，及时消除故障。4.2 ××TV保护二次电压空开跳开 信息释义：TV二次小开关跳闸。

原因分析：1）空开老化跳闸；2）空开负载有短路等情况；3）误跳闸。

造成后果：保护拒动或误动。处置原则：

1、调度员：根据现场检查情况确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：通知运维单位，查看现场情况，采取相应的措施：1）了解空开跳闸原因。2）询问哪些保护装置需要退出或进行相应的TV失压处理。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查现场小开关是否跳闸，并测量TV电压值是否正常。2）保护失去TV二次电压时，逐级检查电压小开关，如开关跳开，可试送一次，再跳不得再送，报调度申请处理。

3）根据调度指令将可能误动的保护退出跳闸。5 主变 5.1 冷却器

5.1.1××主变冷却器电源消失

信息释义：主变冷却器装置工作电源或控制电源消失。

原因分析：1）装置的电源故障；2）二次回路问题误动作；3）上级电源消失。

造成后果：主变冷却器电源消失，将造成主变油温过高，危及主变安全运行。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）首先判明是哪一级自动开关或交流接触器跳闸。若未跳闸时应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。

2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。

3）若电源难以及时恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度且加强监视主变温度和负荷的变化。

4）冷却器全停超过规定的温度和时间，应申请调度降低负荷或将主变停运。

5.1.2 ××主变冷却器故障 信息释义：反映主变冷却器故障。

原因分析：冷却控制的各分支系统（指风扇或油泵输出控制回路）故障，由风控箱内热继电器或电机开关辅助接点启动告警信号。造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）首先考虑冷却器故障后能否满足主变正常运行需要，若不满足，立即汇报调度申请降负荷或停电处理。若满足运行条件，则进一步检查现场主变风冷系统情况，是风扇故障还是油泵故障，对应的热耦继电器是否动作。

2）如果热耦继电器动作，风扇或油泵外观检查未见异常，可手动复归热耦继电器恢复冷却器正常运行。若复归热耦继电器失败，则进一步检查风扇或油泵故障，应采取断开风扇或油泵控制电源措施，并立即上报调度，同时制定更换措施和方案。

3）如果是热耦继电器或电机开关辅助接点故障造成误发信号应对热耦继电器或电机开关辅助接点进行检查，及时消除故障。5.1.3 ××主变冷却器全停延时出口

信息释义：主变冷却器全停后，将延时跳闸（河北只发信号不跳闸）。原因分析：

1、装置的电源故障。

2、所有冷却装置内部同时故障造成冷却器全停。

3、主变冷却器电源切换试验造成短时间主变冷却器全停。

造成后果：造成主变油温过高，危及主变安全运行。

处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用变压器或备用电源，切换站用变，恢复站用变。2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。

3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。

5）通知现场运维人员在主变冷却器电源切换试验后及时复归该信号。

5.1.4 ××主变冷却器全停告警

信息释义：主变冷却器全停后，发告警信号。原因分析：

1、装置的电源故障。

2、二次回路问题；

造成后果：造成主变油温过高，如果运行时间过长，将危及主变安全运行、缩短寿命、甚至损坏，造成事故。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做

好相关操作准备。采取相应的措施：1）时刻监视主变油温值；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）首先判明是那一级自动开关或交流接触器告警。应检查其接点接头松动、接触器犯卡、导线断线情况等。当冷却器全停或个别风扇停转以及潜油泵停运时，首先从电源查起，判明原因迅速处理。

2）若电源已恢复正常，风扇或潜油泵仍不运转，则可按动热继电器复归按钮试送一次。

3）若电源一时来不及恢复，且主变负荷又很大时，尽快采用临时电源使冷却装置恢复运行。同时报告调度和公司主管领导以及运行工区且加强监视主变温度和负荷的变化。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。5.2 本体信息

5.2.1××主变本体重瓦斯出口 信息释义：反映主变本体内部故障。

原因分析：1）主变内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成主变跳闸。处置原则：

1、调度员：事故处理，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，25 加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变重瓦斯动作原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）对主变进行外观检查。若主变无明显异常和故障迹象，取气进行检查分析；若有明显故障迹象则不必取气即可确定为内部故障。

3）根据保护动作情况、外部检查结果、气体继电器气体性质进行综合分析，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。

4）如果是二次回路、附近强烈震动或重瓦斯保护误动等引起，在差动和后备保护投入的情况下，退出重瓦斯保护，根据调度指令进行恢复送电。

5.2.2 ××主变本体轻瓦斯告警 信息释义：反映主变本体内部异常。

原因分析：1）主变内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或震动引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。

造成后果：发轻瓦斯保护告警信号。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变轻瓦斯告警原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）若瓦斯继电器内无气体或有气体经检验确认为空气而造成轻瓦斯保护动作时，主变压器可继续运行，同时进行相应的处理。

2）将空气放尽后，如果继续动作，且信号动作间隔时间逐次缩短，应报告调度，同时查明原因并尽快消除。

3）轻瓦斯动作，继电器内有气体，应对气体进行化验，由公司主管领导根据化验结果，确定主变压器是否退出运行。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。5.2.3 ××主变本体压力释放告警

信息释义：主变本体压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。

原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。造成后果：本体压力释放阀喷油。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果决定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力释放原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查呼吸器是否堵塞，更换呼吸器时应暂时停用本体重瓦斯，待更换完毕后再重新将本体重瓦斯恢复。

2）检查储油柜的油位是否正常。

3）检查现场是否有工作人员给变压器补充油时操作不当。4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。

5.2.4××主变本体压力突变告警

信息释义：监视主变本体油流、油压变化，压力变化率超过告警值。原因分析：1）变压器内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）油压速动继电器误发。

造成后果：有进一步造成瓦斯继电器或压力释放阀动作的危险。处置原则：

1、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变压力突变原因；了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查呼吸器是否堵塞，如堵塞则更换呼吸器。2）检查储油柜的油位是否正常。

3）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时安排处理。

5.2.5××主变本体油温高告警2 信息释义：监视主变本体油温数值，反映主变运行情况。油温高于超温跳闸限值时，非电量保护跳主变各侧断路器；现场一般仅投信号。原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。

造成后果：可能引起主变停运。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则；2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。

2）将温度异常和检查结果向调度汇报，必要时向调度申请降负荷、停运。

5.2.6 ××主变本体油温高告警1 信息释义：主变本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常。

造成后果：主变本体油温高于告警值，影响主变绝缘。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油温高原因；了解现场处置的基本情况和处置原则；2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。

2）将温度异常和检查结果向调度汇报。5.2.7

××主变本体油位告警

信息释义：主变本体油位偏高或偏低时告警。

原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。

造成后果：主变本体油位偏高可能造成油压过高，有导致主变本体压力释放阀动作的危险；主变本体油位偏低可能影响主变绝缘。处置原则：

1、监控值班员：通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）了解主变油位异常原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

2、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1)检查分析比较三相主变的负荷情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示、温度计、散热器等有无异常或不一致性。

2)油位低时补油。5.3 有载调压

5.3.1××主变有载重瓦斯出口

信息释义：反映主变有载调压装置内部故障。

原因分析：1）主变有载调压装置内部发生严重故障；2）二次回路问

题误动作；3）有载调压油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）主变附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成主变跳闸。处置原则：（参见主变本体重瓦斯）

现场运维一般处置原则：（参见主变本体重瓦斯）5.3.2××主变有载轻瓦斯告警

信息释义：反映主变有载油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。

原因分析：1）主变有载内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。

造成后果：发有载轻瓦斯告警信号。处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）

现场运维一般处置原则：（参见主变本体轻瓦斯）5.3.3××主变有载压力释放告警

信息释义：主变有载压力释放阀门启动，当主变内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。

原因分析：1）变压器有载内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）变压器运行温度过高，内部压力升高；4）变压器补充油时操作不当。造成后果：发主变有载释放告警信号，严重时可能引起压力释放阀喷油。

处置原则：（参见主变本体压力释放）

现场运维一般处置原则：（参见主变本体压力释放）5.3.4××主变有载油位告警 信息释义：主变有载调压油枕油位异常。

原因分析：1）变压器内部故障；2）主变过负荷；3）主变冷却器故障或异常；4）变压器漏油造成的油位低；5）环境温度变化造成油位异常。

造成后果：主变有载调压油枕油位偏高可能造成油压过高，有导致主变有载压力释放阀动作的危险；油位偏低可能影响主变绝缘。处置原则：（参见主变本体油位告警）

现场运维一般处置原则：（参见主变本体油位告警）6 高抗

6.1 ××高抗本体重瓦斯出口 信息释义：反映高抗本体内部故障。

原因分析：1）高抗内部发生严重故障；2）二次回路问题误动作；3）油枕内胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动造成继电器误动跳闸；4）高抗附近有较强烈的震动；5）瓦斯继电器误动。造成后果：造成线路停运。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗重瓦斯动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）对高抗进行外观检查。若高抗无明显异常和故障迹象，取气进行检查分析；若有明显故障迹象则不必取气即可确定为内部故障。

2）根据保护动作情况、外部检查结果、气体继电器气体性质进行综合分析，并立即上报调度，同时制定隔离措施和方案。

3）如果是二次回路、附近强烈震动或重瓦斯保护误动等引起，在差动和后备保护投入的情况下，退出重瓦斯保护，根据调度指令进行恢复送电。

6.2 ××高抗本体轻瓦斯告警

信息释义：反映高抗油温、油位升高或降低，瓦斯继电器内有气体等。原因分析：1）高抗内部发生轻微故障； 2）因温度下降或漏油使油位下降；3）因穿越性短路故障或地震引起；4）油枕空气不畅通；5）直流回路绝缘破坏；6）瓦斯继电器本身有缺陷等；7）二次回路误动作。

造成后果：发轻瓦斯告警信号。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗轻瓦斯告警原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）若瓦斯继电器内无气体或有气体经检验确认为空气而造成轻瓦斯动作时，高抗可继续运行，同时进行相应的处理。

2）将空气放尽后，如果继续动作，且信号动作间隔时间逐次缩短，应报告调度，同时查明原因并尽快消除。

3）轻瓦斯动作，继电器内有气体，应对气体进行化验，由公司主管领导根据化验结果，确定高抗是否退出运行。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理 6.3 ××高抗本体压力释放告警

信息释义：高抗本体压力释放阀门启动，当高抗内部压力值超过设定值时，压力释放阀开始泄压，当压力恢复正常时压力释放阀自动恢复原状态。

原因分析：1）高抗内部故障；2）呼吸系统堵塞；3）高抗运行温度过高，内部压力升高；4）高抗补充油时操作不当。

造成后果：发高抗本体压力释放动作信号，高抗本体压力释放动作。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗压力释放动作原因；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）检查呼吸器是否堵塞，更换呼吸器时应暂时停用本体重瓦斯，待更换完毕后再重新将本体重瓦斯恢复。

2）检查储油柜的油位是否正常。

3）检查现场是否有工作人员给变压器补充油时操作不当。

4）如果是二次回路故障造成误发信号，现场检查无异常时，按一般缺陷上报，等待专业班组来站处理。6.4 ××高抗本体油温高告警2 信息释义：高抗本体油温高时发跳闸信号但不做用于跳闸。原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：高抗本体油温高发跳闸信号。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。

2）将温度异常和检查结果向上级部门汇报，必要时向调度申请设备停运。

6.5 ××高抗本体油温高告警1 信息释义：高抗本体油温高于告警限值。

原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常。造成后果：造成高抗本体温度较高，威胁高抗安全运行。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油温高原因；监视高抗油温值；2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查分析比较三相高抗的运行情况、冷却风扇、油泵运转情况、冷却回路阀门开启情况、投切台数、油流指示器指示等有无异常或不一致性。

2）如确实存在油温高，则检查各散热器是否正常，散热器阀门是否全部打开，散热器管路之间是否脏污影响散热，造成冷却效果不能满足要求。如存在以上情况，则采取措施进行带电处理。

3）将温度异常和检查结果向上级部门汇报。6.6 ××高抗本体油位告警

信息释义：高抗油枕油位异常时告警。

原因分析：1）高抗内部故障；2）高抗冷却器故障或异常；3）高抗漏油造成的油位低；4）环境温度变化造成油位异常。造成后果：影响高抗正常运行。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1)了解高抗油位高原因； 2)了解现场处置的基本情况和处置原则。3)根据处置方式制定相应的监控措施。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）现场检查是否存在渗漏油点； 2）及时进行补油；

3）如果是二次回路保护误动等引起，经确认无问题后，高抗可以继续运行。7 断路器保护

7.1 ××断路器失灵保护出口

信息释义：事故时断路器拒动，断路器失灵保护动作，跳相邻断路器、启母差失灵、远跳线路对侧。

原因分析：1）保护动作，一次断路器拒动；2）死区故障；3）失灵保护误动。

造成后果：扩大事故停电范围。处置原则：

1、调度员：事故处理，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）检查故障断路器是否跳开，根据调度指令隔离故障断路器。2）恢复无故障设备运行。

3）如一次设备检查无问题，则安排二次回路检查处理。7.2 ××断路器重合闸出口

信息释义：带重合闸功能的线路发生故障跳闸后，断路器自动重合。原因分析：1）线路故障后断路器跳闸；2）断路器偷跳；3）保护装

置误发重合闸信号。造成后果：线路断路器重合。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查动作设备是否正常。

2）如相应保护装置无动作报告，且断路器有实际变位发生，则判断断路器发生偷跳行为，根据调度指令处理。

3）如相应保护装置无动作报告，且断路器无实际变位发生，只有断路器重合闸信号，立即安排处理。7.3 ××断路器保护装置异常

信息释义：装置自检、巡检发生错误，不闭锁保护，但部分保护功能可能会受到影响。

原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到长期启动等。

造成后果：断路器保护装置部分功能处于不可用状态。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。1）了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。

3）立即报调度并通知运维单位处理。7.4 ××断路器保护装置故障

信息释义：装置自检、巡检发生严重错误，装置闭锁所有保护功能。原因分析：1）断路器保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）断路器保护装置失电。

造成后果：断路器保护装置处于不可用状态。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施：1）根据处置方式制定相应的监控措施，2）及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向监控人员汇报，采取现场处置措施。现场运维一般处置原则：

1）检查断路器保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置电源、自检报告和开入变位报告，并结合其它装置进行综合判断。

3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。8 主变保护

8.1 ××主变差动保护出口

信息释义：差动保护动作，跳开主变三侧开关。

原因分析：1）变压器差动保护范围内的一次设备故障；2）变压器内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。

造成后果：主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；如果自投不成功，可能造成负荷损失。处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）详细检查差动保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常，差动范围内的避雷器是否正常。

3）差动保护跳闸后，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，检修人员瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，根据调度指令可以试送一次。8.2 ××主变××侧后备保护出口

信息释义：后备保护动作，跳开相应的开关。

原因分析：1）变压器后备保护范围内的一次设备故障，相应设备主保护未动作；2）保护误动。

造成后果：1）如果母联分段跳闸，造成母线分列；2）如果主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；3）保护误动造成负荷损失；4）相邻一次设备保护拒动造成故障范围扩大。处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）详细检查站内后备保护范围内的设备：变压器本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接变压器的引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。

3）检查主变保护范围内是否有故障点，确认是否因主变主保护拒动造成主变后备保护动作。

4）检查相邻一次设备保护装置动作情况，确认是否因相邻一次设备保护拒动造成主变后备保护动作。8.3 ××主变××侧过负荷出口

信息释义：主变××侧电流高于过负荷动作定值。原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。造成后果：主变跳三侧开关。处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）检查主变保护装置内电流采样值记录，并与主变保护过负荷定值核对。

3）检查主变冷却系统情况。8.4 ××主变××侧过负荷告警

信息释义：主变××侧电流高于过负荷告警定值。原因分析：变压器过载运行或事故过负荷。

造成后果：主变发热甚至烧毁，加速绝缘老化，影响主变寿命。处置原则：

1、调度员：核对电网运行方式，做好N-1事故预想及转移负荷准备。

2、监控值班员：加强运行监控，通知运维单位，做好相关记录，加强主变负荷监视。采取相应的措施：1）了解主变过负荷原因，了解现场处置的基本情况和处置原则。2）根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握N-1后设备运行情况。

3、运维单位：加强运行监控，采取相应的措施。现场运维一般处置原则：

1）手动投入所有冷却器。

2）加强运行监控，超过规定值时及时向调度汇报，必要时申请降低负荷或将主变停运。8.5 ××主变过励磁保护出口

信息释义：过励磁保护动作，跳开主变三侧开关。

原因分析：1）系统频率过低；2）变压器高压侧电压升高；3）保护误动。

造成后果：1）主变三侧开关跳闸，可能造成其他运行变压器过负荷；2）保护误动造成负荷损失。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：核实开关跳闸情况并上报调度，通知运维单位，做好相关操作准备。1）加强监视其他运行主变及相关线路的负荷情况；2）检查站用电是否失电及自投情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）立即投入备用电源，切换站用变，恢复站用变。

2）检查保护动作时母线电压曲线是否异常升高，频率是否降低。3）检查其他保护装置内电压采样情况，判断电压升高为系统原因还是二次回路原因。8.6 ××主变保护装置告警

信息释义：主变保护装置处于异常运行状态。

原因分析：1）TA断线；2）TV断线；3）内部通讯出错；4）CPU检测到电流、电压采样异常，5）装置长期启动。造成后果：1）主变保护装置部分功能不可用。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）检查主变保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置自检报告报告，并结合其它装置进行综合判断。3）立即报调度并通知运维单位处理。8.7 ××主变保护装置故障

信息释义：装置自检、巡检发生严重错误，装置闭锁所有保护功能。原因分析：1）保护装置内存出错、定值区出错等硬件本身故障。2）装置失电。

造成后果：1）主变保护装置处于不可用状态。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）检查主变保护装置各信号指示灯，记录液晶面板显示内容。2）检查装置电源、自检报告，并结合其它装置进行综合判断。3）根据检查结果汇报调度，停运相应的保护装置。8.8 ××主变保护TV断线

信息释义：主变保护装置检测到某一侧电压消失或三相不平衡。原因分析：1）主变保护装置采样插件损坏；2）TV二次接线松动；3）TV二次空开跳开；4）TV一次异常。

造成后果：1）主变保护装置阻抗保护功能闭锁；2）主变保护装置方

向元件不可用。处置原则：

1、调度员：根据现场检查结果确定是否拟定调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查各级TV电压小开关处于合位状态。2）检查装置采样及TV二次回路。8.9 ××主变保护TA断线

信息释义：主变保护装置检测到某一侧电流互感器二次回路开路或采样值异常等原因造成差动不平衡电流超过定值延时发TA断线信号。原因分析：1）主变保护装置采样插件损坏；2）TA二次接线松动；3）电流互感器损坏。

造成后果：1）主变保护装置差动保护功能闭锁；2）主变保护装置过流元件不可用；3）可能造成保护误动作。处置原则：

1、调度员：做好事故预想，安排电网运行方式，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控。根据处置方式制定相应的监控措施，及时掌握设备运行情况。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）现场检查端子箱、保护装置电流接线端子连片紧固情况。

2）检查装置面板采样，确定TA采样异常相别。3）检查装置TA采样插件，是否有异常气味。4）检查设备区电流互感器有无异常声响。5）向调度申请退出可能误动的保护。6）根据调度指令停运一次设备。9 高抗保护

9.1 ××高抗主保护出口

信息释义：高抗保护动作，跳开相应开关。

原因分析：1）高抗差动保护范围内的一次设备故障；2）高抗内部故障；3）电流互感器二次开路或短路；4）保护误动。造成后果：造成高抗退出运行，线路失去补偿功能。处置原则：

1、调度员：处理事故，下达调度指令。

2、监控值班员：上报调度，通知运维单位，加强运行监控，做好相关操作准备。采取相应的措施。

3、运维单位：现场检查，向调度和监控人员汇报，采取现场处置措施。

现场运维一般处置原则：

1）详细检查高抗设备：高抗本体有无变形和异状，套管是否损坏，连接引线是否有短路烧伤痕迹，引线支持瓷瓶是否异常。

2）保护跳闸后，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，检修人员瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，经设备主管单位总工程师同意，可以试送一次。

500kV变电所 第3篇

关键词：500 kV；变电运行；安全管理

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）21-0115-01

电力是整个国家的经济命脉，变电站又是构成这一核心的基石，安全、有效的变电站管理运行主要是对设备和工作人员的管理，能否做到安全管理也直接关系到了整个电力部门的经济效益。提高管理的水平，确保变电站稳定、高效的运行，向社会各界输送更加优质、可靠地电能也是做好安全管理工作的主要目标。

1 500 kV变电站运行的安全管理中存在的问题

500 kV变电站采用的是高压送电，相比于一般的输电线路，其输送的容量更大，距离更远，输电线路更多，这就增加了安全管理的难度。一直以来，电力部门都将加强变电站运行的安全管理作为其核心任务，传统的管理工作既有其成功的地方，也取得了不错的成绩，但是就目前的发展趋势而言，固步自封的管理模式不能追赶上电力行业的发展步伐，在诸多地方仍然存在着比较明显的漏洞。具体表现在以下几个方面：

①安全运行管理的模式较为落后。大部分的变电站都在安全运行管理工作方面制定了诸多的准则，也列出了诸多的严格要求，但是在实际执行的时候依然是不预防、不维护，等到问题来了就匆忙应付的安全管理方法，这种“救火”方法在实际的执行过程中经常会忽略对于中间环节的管理，只在乎对最后的结果进行管理，而过于轻视制度的执行、安全知识的培训，对于监督、巡视、维护等工作明显重视程度不足。

②对于安全管理工作缺乏考核制度。在实际的安全管理工作中，经常会出现没能依照标准化的作业流程对工作人员的具体任务进行详细的考核。正是因为一部分安全管理工作人员缺乏足够的安全意识，在进行安全维护工作时不够仔细、负责，一味的追求速度、省事，进而导致诸多的违规操作现场产生，这些考核制度缺乏都是造成安全管理工作没能得到很好开展的内部原因。

③安全管理模式只留于表面。命令的一级传达是实现变电站安全运行管理的主要形式，但是经常会出现现有的操作准则只能停留在表面，没有对制度的检查以及监督给予足够的重视。同时，对于变电站的管理还存在意见反馈的漏洞，导致诸多的安全考核及评比工作都没能做到实处，不够彻底，对于现场的检查工作也不能及时进行，最后的结果不能及时向上级反馈，很大程度上挫伤了工作人员的热情和积极性。

④缺乏完善的安全预防措施。大多数变电站在对安全问题的管理上都是采用的事后调查，对于安全事故的预防措施明显准备不足。所以，对于变电站的安全性要做好及时的估测工作，对于已经存在的安全隐患问题要制定好详细的预防以及应对方案，及时、有效的消灭这些安全隐患。

2 500 kV变电运行安全管理的可行性措施

2.1 PDCA的过程安全管理办法

PDCA的过程安全管理办法也就是讲全部的过程、全体工作人员、全面化的管理相结合的管理模式。在利用这种管理模式的时候需要与变电站运行的具体条件相结合，采取科学、有效的管理措施，对变电站的安全运行实行全方位的管理。首先需要做的就是找出运行中存在的漏洞、分析问题产生的原因、找到病因之后制定出具体方案，依照方案严格执行、对于每个环节进行仔细的检查分析、将工作中的经验就行总结、将经验转化为今后的标准，利用PDCA模式对残存的问题进行再一次的检查、改进正。换个角度说，PDCA是在不断进行完善的基础上可以无限循环的过程。

2.2 对运行中的风险进行合理评估

对风险进行评估可以划分为：评估设备存在的风险、评估作业中存在的风险、评估工作环境与人员的健康问题等。

①评估设备存在的风险。要能够清晰地了解变电站在运行时整个设备的状况，这就需要做到定期的对变电站内部的设备（包括了一级、二级设备）进行有效、全面的检测评估。设备的评估一般分为4个不同的等级，整个的运行情况十分良好的变电站设备就是我们通常说的第一等级，剩下的等级设备都存在者不同程度的缺陷。在检测评估中发现的问题要详细记录下来，在之后的维护、检修工作中要将其列为重点的关注对象。在进行一段时间的维护工作时也要详细观察设备的缺陷是否得到了消除，进一步降低变电站设备存在的风险。

②评估作业中存在的风险。评估作业中存在的风险也就是在对变电站进行巡视、维护、检修以及安全事故的处理工作时可能存在风险进行合理、有效的评估。对于一些风险程度比较高的作业要采取必要的措施，比如开关小车以及刀闸等操作，这些作业都涉及到了变停送电、接地等，这些都是可能会造成人身危险的高危作业，可能会造成人身的伤残，严重的甚至会威胁工作人员的生命安全。常采用的必要措施包括：穿绝缘性较好的鞋、佩戴绝缘手套以及安全帽、定期开展安全知识讲座、开展急救措施演练等。

③评估工作环境与人员的健康问题。对变电站检修工作中经常会涉及到的办公区、主控室、通信的机房、高压室、工具器械摆放室以及电缆层等进行风险的评估，及时发现会影响工作环境以及人员健康的问题所在。

2.3 制定合理的作业标准

为了提高安全管理的效率，应编写规范化的作业流程和制度标准，例如编写设备维护、设备标识等方面的规范。特别是对于变电站的倒闸操作，还可以编写作业流程，强化作业标准和现场管理。例如，对于倒闸操作前的准备工作、作业人员、工时要求、操作工的器具、风险分析及预控措施、操作记录等都应有明确的规定。

2.4 做好巡视、检查工作

为了能够更好地检测到变电站在运行过程中可能存在的安全风险，就需要建立严格的巡视、检测制度。要定期制定好详细的工作计划，对于风险系数较高的作业制定好任务的观察制度。进行任务的观察时要不能干扰正常的作业，对于工作中不规范的操作行为要及时进行制止，并对其进行正确的动作演练。

2.5 事故的预防以及分析制度

要及时采取积极、有效的措施对于可能发生事故进行预防，对预防的最终效果定期进行总结分析，对于管理中存在的不足要及时进行改进。定期进行集中性的安全检查工作，还要把作业检查、管理力度检查、设备检查紧密结合起来。要进一步的改善应急机制，第一步需要做的就是建立起一整套完善的应急预案，比如在设备存在缺陷时应急处理措施、出现大面积的停电故障是的应急措施、对于直流故障的抢修办法、火灾的应对机制以及事故的跳闸应该如何、人身安全事故的处理办法等。最后就是要对这些应急的机制定期的进行真人演练。还要不断的对演练模式进行创新，以便更有效地对工作人员在应急故障时的处理能力进行锻炼培养，提高工作人员在这方面的协调组织能力。

3 结 语

变电站作为整个电网系统的运行中心，是维持整个电网正常运转的核心部件。500 kV变电站的安全管理始终是电力生产部门必须关注的重点任务，以此保证社会生产生活的正常用电，为经济发展提供保障。

参考文献：

[1] 叶容慧.500kV横沥变电站运行的安全管理研究[D].广州：华南理工大学，2010.

500kV变电所 第4篇

关键词：500kV变电所,集中监控,少人值班,细化管理

0 引言

黑龙江省500kV电网是由东部、中部、西部三部分电网组成,东部电网中的双鸭山、鹤岗、佳木斯、七台河等发电厂,通过500kV群林、方正变电所与中部电网的500kV兴福、永源变电所相连,500kV方正变电所经过500kV林海变电所与吉林省电网的500kV平安变电所相连,西部电网中的内蒙古伊敏等发电厂,通过500kV冯屯、大庆变电所与中部电网的500kV松北变电所相连,中部电网中通过500kV哈南变电所与吉林省电网的500kV合心变电所相连,通过500kV永源变电所与吉林省电网的500kV包家变电所相连,中部电网的500kV兴福变电所与对俄的黑河直流背靠背500kV换流站相连。

截止到2009年末,黑龙江省电网中500kV变电所共计10座,其中500kV冯屯、哈南变电所等7座由东北电网公司所属的齐齐哈尔、哈尔滨超高压局管理,并且已经建成哈尔滨超高压局的500kV变电所监控中心,将来对哈尔滨超高压局所属的500kV哈南等4座变电所实施监控,力争变电所做到“少人值班”或“无人值班”,黑河直流背靠背500kV换流站由国家电网公司所属的高压运行公司管理,暂由黑龙江省电力公司代管,500kV群林、方正变电所由黑龙江省电力公司所属的佳木斯电业局管理

黑龙江省电力公司所属500kV电网经过多年的建设,已经形成了以为500kV主网架的环型电网结构,为了保证双鸭山、鹤岗、佳木斯、七台河等发电厂不断扩容的需要和对地方经济发展的安全、可靠供电,按照黑龙江省电力公司2015年前500kV电网的发展规划,已经通过国网公司审批的开工建设的和即将通过国网公司审批的开工建设变电所共有5座,按目前黑龙江省电力公司500kV变电所属地化管理模式在5a内对即将投运的500kV变电所分别由双鸭山、鹤岗、佳木斯、七台河、鸡西等电业局管理。

1 问题的提出

500kV群林、方正变电所由黑龙江省电力公司所属的佳木斯电业局管理,是佳木斯电业局二级单位,是运检合一的变电所。设有运行班、检修班、综合班(技术组、管理组)三个班组,行政设所长、副所长、专工等,党务设有书记、委员等,同时设有分工会、团支部,一般是行政人员是专职的,其它党务、分工会、团支部人员一般是兼职的。运行班一般是16人左右,实行四班倒定时工作方式,一般情况下工作24h,休息72h,检修班一般是10人左右,实行不定时工作方式,正常工作时间周一到周五,遇有设备春秋检、大修、事故处理的等工作时,随时上班工作,综合班一般是6人左右,包括所长、副所长、专工、专职司机、成本员等,同检修班一样,实行不定时工作方式。

500kV群林、方正变电所的管理严格执行黑龙江省电力公司,通用下发的“黑龙江省变电运行管理标准”、“黑龙江省变电检修管理标准”,对于220kV及以下设备实施状态检修,对于500kV设备实施定期检修,每个500kV变电所配备生产车1台,小货车1台,通勤车1台,举高车1台,来满足变电所正常运行、检修工作的需要。

按照目前黑龙江省电力公司500kV变电所属地化管理模式,到2015年5座500kV变电所投运前,双鸭山、佳木斯等5个电业局,共增加人员150人左右,车辆20台左右,一方面大大的增加了黑龙江省电力公司的设备运行成本,另一方面和国家电网公司提出的“三集”、“五大”的管理理念,还有一些差距。

2 国内外500kV变电所管理模式的成功经验

2.1 澳大利亚500kV变电所管理模式

几年来,澳大利亚的电力体制改革从电力工业组织结构重组、电力设施产权重新定位、完善相应的法律法规,建立全国性电力市场等方面取得了全面的进展。整体由发电公司、输电公司、配电公司、销售公司组成,完全是发电、输电、配电、售电分开的独立实体,本人有幸参加了澳大利亚500kV变电所“无人值班”和设备状态检修学习考察班,参观了澳大利亚越网公司,澳大利亚越网公司是新南威尔士洲太平洋电力公司下属一个输电公司,它是澳大利亚最大的输电公司,是世界电力企业前十大公司,在设备运行、维护上有很先进管理方式,越网公司《基于风险评估指导检修》的国际对标先进管理模式在全世界推广应用,现在应用的设备状态检修原则也出于此。

它管辖电压等级为500kV、330kV、220kV、132kV,对管辖的82座变电站实施无人值班,按照所属地域、不分电压等级,建立几个变电站监控中心,对地域内变电站实施监控,并建立了科学的、严密的设备巡视制度,对于330kV以上大型变电站,巡维人员按照巡视的计划和巡视项目,对设备每月巡视一次,二人巡视一次时间大约需要8h,设备检修、维护也是按地域划分进行的。

2.2 国内500kV变电所管理模式

2006年初,国网公司在江苏省苏州西变,开展500kV变电所无人值班试点工作,这是国网公司提出集团化运作,精细化管理、集约化经营,开展技术创新,提高工作效率,提升管理水平一个创举,在苏州建立了500kV变电所监控中心对所属的区域的500kV张家港、车坊、吴江等变电所实施监控,采用“集中监控,操作中心”模式,这为全国500kV变电所无人值班工作的推广,打下了良好基础,经过几年的实际运行,达到了预期的效果。

2000年末,东北电网公司对所辖500kV变电所进行区域化管理,先后成立了沈阳、长春、哈尔滨等5个超高压局,并且在2009年建立了3个500kV变电所监控中心,逐步对所属500kV变电所实施监控力争变电所做到少人值班或无人值班

3 500kV变电所管理模式

3.1 属地化管理模式

按照省公司提出的,每个地市电业局都要建立变电所监控中心,对所属220kV及以下变电所实施监控,因此各地市电业局都在进行变电所综合自动化改造,改造完一个变电所,就实施监控一个。现在500kV变电所都是按“少人值班”或“无人值班”设计的,把新建的500kV变电所可以直接接入当地的变电所监控中心,这样可以不分电压等级、不分重要程度对变电所进行统一的实施监控,由区域巡维人员按照规定进行巡视,这样可以大大减少运行人员、提高工作效率。但缺点是调度管理复杂、监视重点不突出,容易造成500kV设备异常处理不及时,影响系统稳定,这种管理模式在国外都有成功的运行经验,特别是在发电、输电、配电、售电分开的独立实体国家,到目前我国各网省电力公司,还没有采用这样管理模式。

3.2 区域化管理模式

从目前来看,到2015年,省属500kV变电所大约有7座,具体分布在佳木斯供电区3座,鹤岗、双鸭山、七台河、鸡西供电区各1座,已经运行500kV变电所2座,其中综合自动化变电所1座,常规弱电控制变电所1座。这样可以在7个变电所地理位置中心城市建立独立500kV变电所监控中心,对500kV变电所实时监控,对常规弱电控制变电所进行综合自动化改造,建立一个巡维中心,对所辖500kV变电所定期巡视,这样也可以减少运行人员,提高工作效率,对500kV电力设备进行专门统一的细化管理,有重点监控500kV设备运行,及时处理设备异常问题,保证系统安全可靠运行。但缺点是需要建设独立500kV变电所监控中心,以及专业管理部门和人员。这种管理模式在国外都有成功的运行经验,特别是在我国各网省电力公司,都采用这样管理模式。

4 经济效益预测比较

按照目前黑龙江省电力公司500kV变电所属地化管理模式,到2015年5座500kV变电所投运前,共增加人员150人左右,车辆20台左右,车辆、办公用品595万元,每年设备运行成本200万元(每个变电所40万元),人员工资等450万元(人均年工资万元这样一次性投入费用万元每年运行费用650万元。

按照属地化管理模式,到2015年5座500kV变电所投运前,共增加人员30人(每个变电所6人)左右,车辆10台左右,车辆、办公用品595万元,每年设备运行成本200万元(每个变电所40万元),运行人员工资等90万元(人均年工资3万元),这样一次性投入费用349万元,每年运行费用290万元,设备维护检修人员每年工资60万元(以20人考虑)。

按照区域化管理模式,到2015年5座500kV变电所投运前,共增加人员45人(监控中心20人,巡维中心25人)左右,车辆10台左右,一次性车辆购置费210万元(监控中心通勤车1台25万元、生产车1台15万元,巡维中心通勤车1台25万元、生产车3台45万元,举高车2台100万元、小货车2台10万元、),一次性办公用品购置费36万元(每人办公桌、计算机、资料柜、沙发以及会议桌等),每年设备运行成本200万元(每个变电所40万元),运行人员工资等135万元(人均年工资3万元),这样一次性投入费用231万元,每年运行费用335万元,设备维护检修人员每年工资60万元(以20人考虑)。

从上面数据可以看出,到2015年5座500kV变电所投运时,采取属地化管理与区域化管理,都是非常经济的。

5 结束语

500kV变电所 第5篇

监理汇报

一、工程概况及目前进度

1、工程概况

南平500KV变电站位于建瓯市小松镇陈田村西面距市区分别距离12km，交通便利，本期工程规模：主变压器4*750 MVA；500KV 线路8回路，一个半段路器接线；220出线16回合，双母线双分段，不带半路母线的接线方式；无功补偿：2组电抗+2组电容/台主变。500KV和220KV电气一次设备按常规敞开式电气设备方案进行设计。

2、工程进度

2.1、主控楼一层墙体砌筑完成70%，主控楼屋面6月18日已封顶。

2.2、500kV区支架基础土方开挖完成80基，砼浇筑完成50基，500kV区保护小室屋面砼浇筑完成；

2.3、220kV区设备支架基础土方开挖完成60%，220kV保护小室

（一）基础已完成混凝土浇筑；220kV保护小室

（二）墙体已砌筑完成。

2.4、500kV区接地焊接完成75%，焊接完成部分土方已回填； 2.5、500kV区道路完成150mm厚C20砼浇筑完成，220kV区道路正在施工。

2.6、所区围墙砌筑完成70%，剩余东北侧部分未完成，东北侧挡土墙砌筑完成60% 2.7、构支架吊装队进场，500kV构架杆段进场，目前正在现场进行排杆、组装，监理部已于6月15日组织土建施工班组与吊装施工班组对500kV构架基础进行中间验收,现已具备构架吊装条件。

2.8、#2主变A相基础模板安装完成，主变防火墙基础砼浇筑完 成。

二、质量控制措施

工程开工以来，特别是上部建筑施工以来，福建省第二电力建设公司质量保证体系健全,创优投入较多，工程质量良好。但监理部仍然对工程质量严格要求。把保证建、构筑物结构安全度作为首要任务。

5月17日主控楼施工员向监理要求为施工方便和观感，主控楼墙柱连接钢筋由预埋改为植筋，粘接剂采用环氧树脂。监理认为，环氧树脂作为粘接剂时间不能持久，无法保证房屋安全使用50年,要接受四川大地震的教训，必须确保结构安全度，要用预埋钢筋。5月22日，监理检查主控楼二层梁、板钢筋时发现，梁、柱交接处（核心区）箍筋没有按设计图纸加密（Ø8@100），这是通病，但不等于通病就允许，根据“强节点弱构件”的原则，监理人员要求施工单位严格按照设计图纸进行施工,学习深圳等处经验，Ø8@100箍筋焊成钢筋笼，套到梁柱交接核心处。悬臂梁面筋保护厚度超过3Cm,悬臂梁是静定结构，钢筋锚固长度和面筋保护层均要保证。

6月17日中午12点柱砼浇筑完毕，下午14点就准备搬运钢筋到屋面模板上，柱子砼初凝后到终凝前，钢筋放臵屋面模板上的震动会引起砼裂缝而不会愈合，根据强柱弱梁的原则，柱子结构安全度远比梁重要，一定要确保柱砼质量，现场监理立即通知主控楼施工员立即停止搬运，施工单位已停止搬运，改为第二天下午再搬动钢筋。

目前质量控制点是：接地网施工、钢筋制作安装，钢筋（特别是主变及防火墙基础）保护层厚度、支架换土地基、构架安装及电缆沟施工质量。由于我们严格监理，工程质量一直处于上升状态，所有检验批均合格。

三、安全控制措施

1、南平500kV变电站监理部配备了总监理工程师、监理工程师、监理员、专职监理安全员等有关人员以及相应的办公设备和检测器 2 具。2007年11月3号，闽能公司南平500kV监理部作为所有参建单位第一支进驻工地，并在湖头村租房设立办公机构，对该工程开展以“四控两管一协调”为中心的监理工作。

2、监理部内部每月组织学习有关文件（包括安全学习文件）、安规；每月召开一次监理安全工作例会，检查工作落实情况（包括安全文明施工情况）、布臵下一步工作计划（包括安全控制）。

3、监理人员在审批施工单位已报送的《施工组织设计》、《施工方案》、《作业指导书》、《安全文明施工二次策划书》时，都认真审查施工单位的安全体系、安全管理制度等，对不足的地方提出监理意见，施工单位据此修改并付诸实施。

4、认真审查了施工单位报送的负责人、项目负责人和专职安全生产管理人员的资格证书及电工、电焊工、架子工、起重机械工及指挥人员等特种作业人员资格证和大、中型机械合格证件是否有效。

5、监理部人员到现场工作时都负有安全检查的责任（如安全防护措施落实、施工用电、施工人员是否违反安全操作规定、是否遵守安全文明施工现场纪律规定、施工区域是否存在安全隐患等）。

6、开工至今监理部组织召开了20次《监理工地例会》，对施工中出现的进度、质量、安全、投资等问题提出监理意见，要求施工单位实施，并做好进度、质量、安全、投资的过程控制。

7、由于措施严格，施工以来工程未发生任何安全事故。对工地组织了5次安全检查活动，发出监理工程师通知单17份，对工地不安全文明施工提出36条监理意见，施工单位都及时进行了整改，并将整改结果及时反馈监理部。

8、针对上次省公司基安全检查，对监理单位提出：监理安全控制计划不够完善、不细等问题，监理部及时做了整改；对施工单位提出的：桩基分包合同不规范、部分电缆埋设没有醒目的电缆标志桩、砂石料堆放不规范、脚手架搭设存在个别安全隐患等问题，施工单位均 3 按规范要求整改，监理部也进行了复查。9、5月27日省公司安监部组织的输变电工程安全质量流动红旗竞赛活动检查小组，对监理工作表示满意。

三、进度控制措施

监理部采用技术措施保证工程进度。220kV区锤击预应力高强度管桩一开始就很不顺利，连续出现○5号桩打裂，○9号桩爆头。设计院对补○5号桩的补桩又开裂，致使进度缓慢，从4月1日到4月13号只施工10根桩。因桩基进度缓慢影响了220kV区进站道路、站区排水、构架基础等施工进度。桩基施工成为了整个工程关键线路的关键工作。承建各方都很焦急，多次召开专题会议研究。设计认为是桩质量和锤击桩工艺问题，要求将预应力高强度管桩送检测单位检测。施工方认为是地质问题，要求改为冲孔灌注桩或人工挖孔桩。各执一词。监理叶礼焜根据十多年从事预应力管桩设计、施工、监理的经验，认为开始施工管桩后不断出现断桩、爆头原因是综合的。如将管桩送去检测混凝土强度（取芯），抗弯、劈裂实验等在目前这样建筑环境下没有什么效果，笔者在担任ＬＧ麦可龙（福建）电子有限公司一期工程总监期间也遇到类似问题（施工预应力管桩６万多米）将断桩送到省建科院检测结果合格。现在再改桩型，改为人工挖孔桩或冲孔灌注桩只会使进度更慢，是不合适的。应坚持打下去，施工队要重锤低击，尤其是穿过含卵石粘土层○2时一定要小心。经过这段打桩，打桩队会适应这种地质的施工，以后将会顺利。与会各方同意监理意见，继续施工下去，监理在旁站时也要求打桩队不能图快。要按图纸要求重锤低击。以后施工果然顺利。４月２８日完成全部桩基施工。南平500kV变电站占地160多亩，构架基础、主变防火墙基础、挡墙基础等很多。基础施工时间长，勘察单位未设工地代表，开工以来，工程进度不断加快，几乎每 天都有地基验槽，如果每次均请设计院派人来验槽，耽误进度且 4 也是不可能的。监理部有配备熟悉岩土工程的监理人员，为保证工程进度，本工程地质比较简单，没有软卧层。为更好的为业主和工程服务。监理承担起验槽职责并及时与设计院沟通，获得设计单位信任。如4月28日下午16：40施工单位通知2号主变构架、油池、防火墙基础土方开挖后遇到软卧层。监理叶礼焜、余威、李玲艳现场验槽，认为不是软卧层，是粘土○2（含卵石粘土）是很好的地基土，看过去比较疏松，实际上承载力比粘土○1和残积土更好。监理对照了地质勘察报告，认为判断正确。承包商也同意监理意见。

220kV区是填方区构架、管母架地基础未打桩部分，必须落在老土（粘土○1或粘土○2上），如何判断地基是回填土或老土，即管母架基槽开挖深度的确定，原拟要求设计院派人验槽，但设计院工作太忙，无法及时派人赴现场，南平500kV变电站地下水位高加之目前正值雨季，如基槽开挖后没及时封底，将影响地基承载力和工程进度，设计院委托长驻工地的监理代验槽。我们认为监理是为工程服务的，为了工程需要分工不分家，急工程所急，接受设计院委托，对每个构架、管母架地基结合该处地形图，附近钻探点地基剖面图，开挖地基情况及监理现场钎探土质情况，确定构架、管母架基槽开挖深度，保证了工程质量和进度。

预应力管桩要做静载实验，管桩打完后要过10d才能实验，若等全部管桩施工完毕再静载实验，必然使整个工程因管桩实验而耽误。监理在4月7日工程协调会上提出管桩分二区施工，第一区施工完立即选一根实验，待第一根桩静载完毕。可连续进行第二区管桩静载，形成流水。不因静载实验耽误进度。得到与会者包括省电力公司基建部领导首肯。

四、投资控制措施

1、严格现场签证，控制工程投资

220kV区填方区非桩基的构架、管母架基础必须落在老土，地基 5 深度要现场签证。监理认真执行省公司有关文件和林冶主任不能搞回忆式签证指示。地基开挖验槽后由2名监理人员和承包商施工员现场 测出基坑深度，现场签证。予应力高强读管桩实际长度也是有旁站监理人员在每根管桩施工完后立即计量签字。

2、配合设计单位严格控制设计更改

5月16日三通一平施工队发来015号工作联系单，认为500kV区北面挡墙、围墙基础落在构架端撑基础开挖后的基坑上，要求设计更改为上述2基础加深到与端撑基础同标高的地基上（-4.00米）或再开挖土方，让挡墙、围墙基础向后移，使挡墙基础不要落在端撑基础的基坑上。监理余威、李玲艳、蔡信斌、叶礼焜多次到现场勘察，测量放样挡墙基础与端撑基础相互位臵，向设计院建议：○1部分围墙基础落在500KV端撑基础基坑上，这部分回填土必须按图纸要求分层夯实，围墙基础顶增设一道圈梁。○2部分挡墙基础落在端撑基础基坑上，建议用浆砌毛石从基坑底砌至挡墙基础底设计标高。

开工以来监理人员吃住在工地上，多数监理人员几个月来未休息一天，克服种种困难严格监理。当然我们的工作还有不足之处，我们将发扬优点，不断学习，提高监理专业水平和敬业精神，力争将南平500kV变电站建设成优良工程、零事故工程。

闽能咨询有限公司

南平500kV变电站工程项目监理部

500kV变电所 第6篇

关键词：电力系统；红外测温技术；变电运行

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）24-0096-01

随着国民经济的不断发展，对电力的需求量在逐步的加大，电力系统的负担也越来越重，对电力系统的安全性和稳定性产生了很大的影响。目前红外测温技术突破了传统测温的局限性，能够更快速、准确的测量温度，有效的保障了电力系统的安全平稳运行。对提高电气设备的可靠性与有效性，提高运行经济效益，降低维修成本都有很重要的意义。

1 500 kV变电运行中红外测温技术与传统测温技术相比的优势体现

红外测温技术具有感知温度的特点，在电力系统运行过程中，电流的分子和原子十分活跃，从而产生大量的红外辐射能量，这些辐射能量与变电设备温度的高低成正比，红外测温技术就是通过对于这些施放出的红外能量测量出某个部位的温度高低，给检修时提供有效的数据支持。

1.1 红外测温技术的自动化水平高

传统的测温贴纸需要人工将每片贴纸粘贴在各个设备表面，如发现设备的温度变化，需要人工将其记录，并做好相应记录。红外线测温技术通过与信息技术相结合实现了从数据的测量到数据的收集的自主化、信息化，自动化水平比较高，大大节约了从信息的写测量、收集、处理的各个过程中的人力和物力，提高了工作效率，避免人力操作在工作过程中的失误造成的误差，实现信息的有效反馈。

1.2 红外测温技术的检测水平高

传统测温贴纸的使用完全依赖于人工，整个过程需要人工来进行操作和观测。红外测温技术最大的特点是通过机械来实现对于温度的测量，大大减少了人工测量操作过程中的复杂程序，实现了全程检测的自动化。在极短的时间内的完成整个繁琐的操作程序，减少了人力操作的反应时间。电力企业通过使用红外测温技术进行温度的测量，可以减少企业的操作成本，实现企业整体的工作效率。

1.3 使用红外测温技术检查出的结果可靠性高

传统的测温贴纸只能显示出曾经达到的最高温度，并不能实时地体现出人工当时所观测到的情况，且贴纸的温度精度也因贴纸本身而有所变化。而使用红外测温技术可以对设备的故障部位进行准确的测温，整个检测系统通过对于温度数据的分析得出准确的判断，为检修人员提供有效的数据支持。这种检测方法与传统的检修人员凭借个人经验进行判断的的方法相比，可以有效的减少工作人员判断失误的情况，使检修工作更准确、更加有效率，为电力系统的正常运行提供可靠的技术保障。

1.4 红外测温技术可以远距离的测量设备

传统的测温贴纸需要工作人员进距离地对需要检测的部位进行操作，这样会受到很多外界的因素影响，不仅保证不了测量的精确度，而且对于带电设备，在使用过程中有一定的危险性。而红外测温技术不需要接触测温点，可以做到远距离测温，这对于一些因高度、距离或是人员身体条件受限制的设备来说，很大程度上减少了测量过程中的危险性，保证了测量人员的安全。

2 红外线测温技术的诊断方法上的优势

2.1 相对温差诊断法

当检测出系统有高温现象时，检测系统会自动选择采用相对温差诊断法，通过检测出的具体数据，与标准的温度相比计算出温度差值。通过差值系统会准确的判断出这种温差十分在合理的范围内，如果温差超出了标准的温差说明设备运行出现了问题，系统会根据问题的情况做出进一步检修的判断。

2.2 表面温度诊断法

表面温度诊断法是使用红外测温技术系统最常用的方法，也是最基本的方法，通过红外线测温技术对设备的表面温度进行测量，与标准的温度进行对比，最终检测出温度是否合理，如果发现温度过热，则需要使用相对温差诊断法进行进一步的诊断。

2.3 热谱图分析诊断法

系统可以通过对设备温度数据的检测，自动生成反映设备温度情况的热谱图，热谱图相对于其他的方法而言，能够更加全面的反映数据的信息，使对于设备的诊断更加准确。

2.4 同类比较诊断法

同类设备比较法指通过红外测温技术对于同类设备的温度进行测量，将同类设备的温度进行比较分析，最终判断设备是否处于正常的状态。这种方法适合比较棘手的设备的故障排除，需要短时间内判断出设备的故障，并及时排除故障。同类比较诊断法的特点是精准度不高，但是能够短时间内（下转98页）（上接96页）判断出有问题的设备。

2.5 档案分析诊断法

档案分析诊断法是根据目前红外测温技术测出的温度与该设备的历史数据档案进行对比，判断该设备是否出现问题。档案分析诊断法需要建立好前期的数据档案，需要一个漫长的过程，所以平时要注意对设备温度数据的收集。

3 红外线测温技术在变电运行中应用的优势

3.1 红外线测温技术在隔离开关检测中的具体应用优势

隔离开关是保障变电正常运行的重要部件，也是最容易出现问题的部件。一般在变电运行中隔离开关产生故障会有两方面原因：第一，在隔离开关的使用过程中经常会出现隔离开关操作不当的情况，会增大隔离开关的电阻，若长期运行隔离开关会产生发热比较大，不及时测温出设备的故障，会影响到整个变电的运行。第二，在隔离开关长期的使用过程中会使开关刀口处的保护膜受损，进而发生氧化的现象，增加刀口处的电阻，使开关出现发热的问题。由于隔离开关的刀口处的发热问题并不能短时间内凸显出来，传统的测温技术很难发现微小的差距，而红外线测温技术可以及时的发现异常问题，避免引起更大的设备故障。

3.2 在线夹发热检测中的应用优势

线夹也是变电站的重要的组成部分，主要有两个因素引起线夹的故障：第一，线夹由于使用不当使线夹出现了松动的问题，致使温度过大。第二，线夹被空气氧化引起的设备故障。在针对这两种故障的检测上，红外线测温技术明显比传统的测温方法更加准确、及时。

3.3 在设备巡检中的应用优势

对设备进行巡检主要目的是通过巡检来检测设备出现的故障，传统的设备巡检主要靠技术人员凭借经验通过观察，查出设备出现故障的主要地点，这种巡检方式费时费力，而且检测还会出现误差。而红外线测温技术则很大程度避免了这些问题，可以在短时间内确定设备故障，使损失减到最小。

4 结 语

红外检测技术能准确有效诊断电气设备外部过热缺陷和内部绝缘缺陷，清楚显示缺陷热分布场、缺陷部位和严重程度，高效安全不需停电，对于保障变电设备的正常运行有着重要的作用，与传统的测温方式相比对设备的诊断方法和应用的实际效果上都具有很大的优势，具有广阔的应用前景。我们应该不断的优化和改进红外测温技术，使其能够在变电运行中发挥更大的作用。

参考文献：

500kV变电所 第7篇

关键词：监控系统,配置,网络结构,运行状况,缺陷处理

1. 仁和变电所监控系统系统概况

1.1 全站监控系统及其通讯网络

500kV仁和变监控系统按安装地点和功能来划分可分为两个部份：计算机房(含主控室)的站控层和继保小室的间隔层。网络结构按分布式开放系统配置，所有功能都采用Client/Server模式分布于网络中，网络中的任何一台机器都可在线同时访问到系统中的所有对象。

(1)站控层：位于计算机房及主控室由国电南瑞提供站控层的两台主计算机、两台人机工作站、一台工程师工作站、双光纤以太网和相关网络设备;由南京西门子电力自动化有限公司(SPA)(以下均以西门子简称)提供2台与3个调度中心通信的远动工作站AK1703。站控层中除了工程师工作站，其余均组屏布置。

(2)间隔层：位于50和20两个继保小室内，测控装置均使用西门子的AM1703，其中50小室配备22台AM1703, 20小室配备41台AM1703，所有的测控装置均上以太网且各自独立。间隔层的采用Hirschmann的交换机，50小室配备四台(对应A、B网分别有两台交换机)，20小室配备六台(对应A、B网分别有三台交换机)。

监控系统网络拓扑详见下图：

1.2 站控层组成结构及元件介绍

仁和变的计算机监控监控系统的站控层软件采用国电南瑞的NS2000 (UNIX)系列的监控系统，采用符合POSIX和OSF标准的UNIX操作系统，数据库访问语言采用满足ANSI标准的SQL语言的C/C++语言函数接口，人机界面采用OSF/Motif标准，网络通信采用UDP/IP协议。

站控层硬件是由监控主机、人机工作站、远动RTU、电力数据网服务器、公用信息管理机及其他相关配套的GPS、网络设备、打印设备组成。其中，人机工作站和主机采用国电南瑞提供的基于RISC (精简指令集) 的高档SUN工作站及服务器、远动RTU采用西门子提供的AK1703测控装置、公用信息管理机采用南瑞提供的NSC201B单机通信控制器主单元。整个计算机监控系统的所有功能都采用Client Server模式分布于网络中，网络中的任何一台机器都可在线同时访问到系统中的所有功能，真正做到与地理位置无关。

2. 仁和变监控系统的主要功能：

2.1 实时数据采集与处理

监控系统通过测控装置的数据采集单元实时采集模拟量、数字量等信息量;通过外设公用信息管理机接受来自继电保护装置等的数据。

2.2 报警处理

警处理分两种方式，一种是事故报警，另一种是预告报警。前者包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。

2.3 画面显示

监控系统具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。所有静态和动态画面均存储在画面数据库内, 在主控室人机工作站显示器上显示的各种信息应以报告、图形等形式提供给运行人员。

2.4 事故追忆记录

事故追忆记录用于分析在事故前后的一段时间里，重要实时参数在特定时刻的变化情况，并存入事故追忆表中，按用户要求打印输出，便于事故分析。

2.5 防误闭锁功能

在站控层和间隔层测控装置具有软件实现逻辑防误操作的功能，该软件对运行人员操作的电气设备状态进行监测、判断和分析，以确定该操作是否正确。若发生不正确操作，对该操作进行逻辑闭锁、并打印显示信息，对不满足逻辑闭锁条件的则显示其不满足原因。对于本间隔电气单元的逻辑闭锁，在间隔层测控装置实现。在站控层无法工作时，间隔层能够实现相关联间隔闸刀(接地闸刀)间的逻辑联闭锁。

2.6 时钟同步

仁和变监控系统接收变电所内的全站GPS对时，其中：主机接收公用信息管理机(南瑞NSC)的报文对时，小室里的测控装置接收对应小室的GPS分屏对时，使其进行同步的时钟校正，保证各部件时钟同步率达到精度要求。测控装置与GPS标准时钟间的误差小于1ms。

每个测控装置能够能够将GPS对时脉冲信号作为SOE信号上送至后台，以便运行人员监视测控装置的对时精度、分辨率及运行工况。

3. 仁和变监控系统运行中出现的问题和缺陷分析

从仁和变监控系统投运前的验收过程及投运后的实际运行中看.其各项技术指标和功能均达到了设计要求，基本确保了仁和变的日常运行维护的需要。但由于NS2000系统本身的问题以及间隔层硬件设备等一些原因，出现了一些不可避免的技术问题，有些地方也还可进行一步优化。

3.1 监控系统没有与消防报警、电子围栏防盗报警、图像监视系统进行信息交换将其纳入监控范围。存在这一现象的原因主要是通讯接口及协议不配合的问题。建议厂家在设计这些系统时就能考虑其与监控系统的接口和通汛规约问题。使之能方便地与监控系统集成为一个系统。

3.2 在NS2000系统中，测控单元与后台及总控之间的通讯符合TCP/IP协议族要求，在其传输层采用的是UDP广播及UDP/IP点对点两种协议 (没有采用TCP的原因在于.电力系统实时监控的根本要求在于其实时性) 。UDP协议的实时性非常好，但是UDP与TCP的主要区别在于UDP不一定提供可靠的数据传输, 事实上，该协议不能保证数据准确无误地到达目的地，所以在主机和GPS基站通讯屏对时的环节上，如果出现比较多的丢包，则监控系统主机时钟会出错，进而影响操作员工作站的操作和维护。

3.3 在对操作员工作站进行预告音、事故音以及报表画面切换时，系统进程响应很慢，甚至屏幕死机，经厂家检查处理，是画面程序GDISP占用系统资源过大，并不能释放，导致内存吃紧，响应过慢，只有将画面程序关闭，重启后才能恢复，究其原因应该是NS2000程序中的冗余程序不完善导致，尚无完全解决的办法。当紧急操作或者事故处理时遇到上述情况轻则耽误操作，重则影响系统网架稳定。

3.4 测控装置CP1001板上INT灯亮表示内部错误，在与就地显示屏CM0881通讯故障、内部参数化错误、缓冲区溢出、通讯对时失败以及内存灯硬件错误，运行过程中出现过多次，有些是安装调试人员工作不到位，有些则是硬件版本太低，需要升级，尽管不影响主设备的运行，但是长期运行对设备本身运行维护不利。

3.5 测控装置CP1001板上COM灯亮表示通讯故障，主要是指AM1703和GPS子站时钟屏之间的通讯，出现该缺陷后厂家人员更换了GPS子站屏上针对该测控装置的模块，缺陷既消除，原因未明。

3.6 监控系统对操作系统的封装不完全，虽然在控制台上对开启终端要求权限.但我们却发现普通人员在桌面上能随意使用鼠标右键开启一个终端而进入操作系统，这点缺陷很容易使系统软、硬件资源遭到破坏。目前我们暂时只能从管理制度对开启终端的操作进行限制，建议厂家解决。

4. 结束语

当前，随着500kV变电站无人值班工作即将开展，新设计投运的变电站都采用综合自动化，而传统的常规变电站也逐步在进行无人化改造，计算机监控系统在电力系统的应用越来越多。随着计算机技术、网络通信技术的发展及综合自动化系统产品的不断改进.以及智能化开关、光电式式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测等新技术的日趋成熟，势必对已有的变电站综合自动化技术产生深刻的影响，相信采用全数字化的变电站自动化系统的新阶段即将来临。

参考文献

[1]NS2000计算机监控系统 (UNIX平台) 技术说明书 (资料版本号:V2.O1R1) .[Z]国电南瑞科技股份有限公司, 2004

[2]NS2000计算机监控系统 (UNIX平台) 系统使用手册 (资料版本号:V2.02R1) .[Z]国电南瑞科技股份有限公司, 2005

500kV变电站安全稳定控制策略 第8篇

500kV罗平变电站承担了“云电外送”80%以上的输送量, 是南方电网重要枢纽变电站之一, 见图1。由于2008年“云电外送”电网结构发生重大变化, 罗百线检修时, 罗百单回三相永久性故障跳双回成为威胁南方电网的首要N-2严重故障, 作为南方电网安全稳定控制系统重要组成部分的罗平站稳控装置, 动作策略已不能适应现有电网结构下发展的要求, 有必要对稳控装置动作策略及站间通道进行了必要修改。

2 存在的稳定问题

2.1 交流通道故障

2.1.1 罗百线单回三永跳双回

2.1.1.1 热稳定问题

除罗马线检修方式外的各种正常以及检修方式下, 该故障发生后系统均无暂态稳定和动态稳定问题 (阻尼比均大于 3.5%) 。由于罗百双线跳开后, 罗平变电站积聚的外送电力大量转移至罗马线送出, 导致罗马线 (热稳定极限2240MW) 过载, 过载程度与云南外送功率大小以及电网结构有关。 在砚崇甲线检修方式下, 云南外送功率 (不包括220kV鲁马双线) 为3150MW, 罗百双线功率约1996MW, 罗马线功率1154MW。故障后云南外送功率全部转移至罗马线, 导致其传输功率接近3200MW, 过载程度为46%。切除云南机组1200MW左右, 罗马线功率降至2200MW。 在天换线、天马线检修方式下, 云南外送功率 (不包括220kV鲁马双线) 分别为3100MW、3150MW, 故障后罗马线功率约2050MW。 在丰大极限、丰大计划及其他检修方式下, 云南外送功率在3400MW至3600MW之间, 发生该故障后, 砚崇甲线会承载1000MW左右送出功率, 罗马线功率在2350MW至2600MW (丰大极限方式下) 之间, 均需切除云南1-2台机组。

2.1.1.2 暂态稳定问题

1) 系统稳定状况 在罗马线检修方式下, 云南送出功率3100MW, 其中罗百双回线2340MW, 砚崇甲线760MW。此时罗百线单回三相永久性跳双回故障会引发暂稳问题, 需切除云南漫湾、大朝山、崖羊山、龙马、宣威、滇东电厂机组共2535MW。切机后崇左站最低电压0.72p.u., 持续低压40个周波。追加切除曲靖1台机300MW, 持续低压20个周波。再追加切除云南400MW机组, 持续低压0周波。若采取先切滇东、曲靖等地火电再切除水电机组的切机顺序, 可少切除250MW左右机组。 在该方式下, 罗百双回线路无故障跳开也会引发暂稳问题, 需要切除云南机组1935MW。

2) 云南、贵州送出断面功率大小对切机量的影响:在罗马线检修方式下, 当云南送出功率降低到 1750MW 时 (罗百双线功率1224MW, 砚崇南线527MW) , 罗百双回无故障跳后无需采取任何措施系统能保持稳定;当云南送出功率降低到1650MW时 (罗百双线功率1140MW, 砚崇南线509MW) , 罗百一回单相永久性故障跳双回后无需采取任何措施系统能保持稳定。

3) 云南开机方式对控制措施的影响:在罗马线检修方式下, 增加云南火电开机1200MW, 减少相应的云南水电开机, 故障后系统的稳定状况与控制措施无明显变化。

2.1.1.3 稳定分析主要结论

罗百双回故障多数方式下无暂态稳定和动态稳定问题, 但会导致罗马线过载, 控制措施为切除云南1-2台机组。 在罗马线检修方式下, 罗百双回故障导致系统失稳, 需要切除云南大量机组, 切机量与故障前云南送出功率大小有直接关系。在断面功率为 3100MW 时需要切机2535MW左右;当断面功率降至1650MW时, 罗百单回三相永久性跳双回故障无需采取措施系统保持稳定。

2.1.2 罗百线单回故障联跳罗马线

2.1.2.1 热稳定问题

在除罗百单回线检修方式外的各种正常及检修方式下, 该故障发生后系统均无暂态稳定和动态稳定问题 (系统阻尼比在4%以上) 。在多数方式下, 故障后剩下的一回罗百线 (热稳定极限2900MW) 输送功率会达到2100MW—2550MW。在砚崇南线检修方式下发生故障, 剩下的罗百线功率达到3200MW, 过载10%, 切除云南475MW机组后降至2850MW。

2.1.2.2 暂态稳定问题

在罗百双回线路中一回检修的方式下, 发生罗百线单回故障联跳罗马线故障, 会导致系统失稳。与罗马线检修时罗百双回跳开情况类似, 故障后需要切除云南2535MW左右机组;若降低云南送出功率至1650MW, 故障后无需采取控制措施。 若罗马线与未检修的罗百线无故障跳开, 需要切除云南机组1930MW左右;当云南送出功率降至1750MW, 两回线路跳开后无需采取控制措施。

2.1.2.3 稳定分析主要结论

罗百线单回故障联跳罗马线故障多数方式下无暂态稳定和动态稳定问题, 但在砚崇南线检修方式下会导致剩下一回罗百线过载, 控制措施为切除云南2台机组。 罗百单回线检修方式下发生该故障会导致系统失稳, 需要切除云南大量机组。在断面功率为3100MW时需要切机2530MW左右;当断面功率降至1650MW时, 故障后无需采取措施系统保持稳定。

3 安全稳定控制装置功能

依据上述计算结果, 罗平站本地切机方式做出相应调整, 本地控制策略见表1, 由于百色站百南双线发生故障时可能出现一些稳定问题, 马窝换流站特定运行方式下也存在天马线过载可能性, 因此, 罗平站不仅承担本站出线故障引起的系统稳定问题, 而且要接收百色站、马窝站发来的切云南机组的命令, 以保证南方电网“西电东送”天广交流通道的安全稳定, 罗平站向宝峰站、滇东电厂、雨汪电厂发送切机命令分配流程见图3。根据2008年罗平站整个动作策略, 需获取砚山站砚崇南线投停状态和输送潮流, 因此增加与砚山站稳控装置2M通道, 罗平站整个通道联系见图2。

4 稳定控制装置防误

1) RCS-992系列稳定控制装置硬件设计拥有完善的硬件自检和双CPU模式, 必须启动CPU与逻辑CPU都满足动作条件才出口。

2) 通信协议采用HDLC协议, 使用CRC-CCITT 16位校验, 防止通道误码。

3) 通信内容采用帧传送方式, 普通数据帧和命令报文帧的报文头有效区分。

4) 装置全部采用光纤通信, 并对报文进行多重校验:报文头校验, 报文地址校验, 报文校验和校验, 切机量正反码校验。例如:发到给宝峰站切机命令报文中既有“要切云南机组容量”, 又有“要切云南机组容量反码”, 提高通信的可靠性、准确性。

5) 接收远方厂站发来的切机报文进行连续5帧有效命令报文确认, 必须要求连续5次受到同样的命令报文才进行远方命令确认并执行。

6) 接收马窝站、百色站切机容量命令时, 对命令的有效范围进行校核, 舍弃明显不在合理范围内的远方命令。提高装置动作的可靠性。

7) 为防止装置误判跳闸导致误切机, 采取了其它防误措施, 详见罗平站安全稳定控制装置本地和远方控制策略表, 例如, 策略1.3罗百线检修方式, 若罗马线+运行的罗百线跳闸, 需有砚崇南线功率突增 (与砚山通信中断时自动开放) 确认条件, 才执行切机策略。

5 改进建议

1) 单套装置与远方厂站通信断时, 通过闭锁策略防止过切机。

2) 防止双套装置同时因通信故障造成整个系统拒动。

3) 取消因发生TV、TA断线时部分闭锁功能。

4) 防止本地采集频率全部消失造成装置拒动。

5) 防止切机超范围频繁告警采取乘以系数的方法。

6) 将安稳重要信号接入监控系统。

通过安稳主机的485接口, 将装置的压板状态、告警信号、模拟量采样等信号通过IEC60870-5-103规约, 采集到保护信息管理机CSM320E, 再由CSM320E接到监控后台。并增加了“安稳暂稳切机差额=云总水电可切容量+云总火电可切容量+滇东总可切+雨汪总可切”, 当发“可切机容量不足”信号时, 可以直接看出暂稳切机差额, 方便了运行人员对安稳系统的监控。

6 结束语

安全稳定控制装置经厂内严格软件校验、现场软硬件结合测试和相关厂站的联合调试等工作, 在迎峰度夏之前已经投入运行, 为“云电外送”提供了可靠的保障。运行以来, 作为南方电网稳定控制系统中重要厂站之一的罗平站稳控装置运行正常, 经受了各种故障的考验, 装置反应正确, 为南方电网的稳定运行提供了一道重要屏障。

参考文献

[1]吴小辰, 柳勇军, 彭波, 许爱东.2008年南方电网稳定控制策略研究[M].

500kV变电站无功电压控制分析 第9篇

将电力系统作简化处理如图1所示, G代表发动机, T代表变压器, L代表输电线路, SLD代表负荷, 其中负荷所消耗的功率为SLD=PLD+jQLD, 系统各处电压如图1 (a) 表示。等效电路图如图1 (b) , 其中Eq、Xd代表发电机电势及等值电抗, RΣ+jXΣ表示变压器、输电线路等值阻抗, YD=GD+jBD代表负荷等值导纳。

忽略电压降落横分量并考虑RΣ≪XΣ, 则有:

由此可知, 线路中电压损耗正比于负荷所消耗的无功功率。发电机输出的无功功率一部分消耗于变压器及输电线路上, 另一部分则供给负荷。当负荷无功需求增加时, 线路电流随之增加, 相应地消耗在变压器及线路上的无功功率亦增加, 这使得发电机侧提供更多的无功功率以维持系统无功功率平衡;另一方面, 线路电流的增加也使得线路网损增大。同理, 当负荷无功需求减少时, 变压器及线路上的无功损耗也减少, 发电机需减少无功功率输出以维持系统无功功率平衡。在上述两种情况下, 均可以通过调节发电机励磁系统等方式增加机端电压UG以保证末端电压U维持在正常范围内。但这并未减小或增大系统首末端电压损耗△U, 因为电压损耗的产生在根本上取决于线路上传递的无功功率大小。

发电机输出的无功功率有限, 当其无法满足负荷及线路的过大的无功需求时, 系统无功功率将失衡, 破坏了系统的稳定。基于以上原因, 引入合理的无功功率补偿设备, 改变网络中的无功功率分布, 可以减少网络中的有功功率损耗和电压损耗提高供电质量。

2 无功电压控制的意义

电压是衡量电能质量的一个重要指标, 过高的电压, 将会损坏各种电气设备及其绝缘, 在超高压输电线路中还将增加电晕损耗;过低的电压会降低用电设备的效率, 并会使系统中的功率损耗和能量损耗加大, 甚至会出现“电压崩溃”。因此如何进行合理的无功补偿和有效的无功补偿自动控制, 以保证系统电压接近额定值运行, 降低电能损耗, 充分发挥电网经济运行效益是我们研究的主要课题。

3 500 k V变电站无功电压调节装置

在500 kV变电站无功电压调节中, 可采用的方式有变压器分接头调压和利用无功功率补偿设备调压两大类, 前者适用于系统无功功率充足的情况;当系统无功功率不足时, 还需配以无功功率补偿装置, 以改善无功功率分布。常见的并联补偿设备有电容器组、静止补偿器、调相机;若系统无功功率过低致使电压过高, 还需加装并联电抗器以保证系统无功平衡及电压稳定。这些装置可以输出或消耗无功功率, 就近实现系统中各点的无功功率平衡。

3.1 变压器分接头

当系统无功功率充足时, 可采用调整变压器分接头调压方式。无载调压变压器的分接头只能在停电状态改变;对于有载调压变压器, 其调压方式更灵活, 能够应对电压的突然变化。

3.2 并联电容器、电抗器组

并联电容器组通过就地补偿无功负荷, 减少流经线路的无功功率, 提高系统电压或负荷的功率因数。在超高压线路中, 为补偿导线电容, 普遍装设并联电抗器, 工程上称为高抗。

3.3 同步调相机

同步调相机是一种以同步转速运转的不带机械负荷的同步电机。当系统电压降至设定值之下时, 同步调相机将自动增大励磁, 向系统提供无功功率来升高电压;此时, 同步调相机相当于电容器组。反之, 当系统电压升高至设定值之上时, 它将自动降低励磁, 消耗无功功率来降低系统电压。

3.4 静止无功补偿器

SVC静止无功补偿器装置是由电抗器、电容器及大功率半导体装置构成的一种可控无功电源。SVC的设计使输电母线易于电压控制。电抗器与可控的晶闸管串联, 再与电容器组并联;晶闸管受相位控制可连续调节感性电流。通过调节晶闸管相位, 改变SVC输出电流性质, 进而向系统提供无功功率或消耗系统无功功率, 以实现动态无功支持。且SVC设备能在几个周波内对系统的变化作出响应, 其快速性调节对电网的安全稳定具有重大的意义。

4 500 k V变电站无功电压调节分析

调整变压器分接头的调压方式有投资大的缺点。目前湖北超高压电网中各变电站的无功调节广泛采用如下方式: (1) 500 kV超高压输电线路装设并联电抗器补偿导线电容无功、限制线路工频过电压、配合中性点小电抗抑制潜供电流。 (2) 在变压器低压绕组侧并联电容器、电抗器以补偿或消耗无功功率, 就近实现系统中各点的无功功率平衡。

4.1 人工调节方式

目前湖北省电网中大部分500 kV变电站无功调节方式采用人工调节, 即由值班人员通过监视母线电压变化投退无功补偿装置, 做到无功功率的就地平衡;当监测点电压高于控制电压时, 投入并联电抗器降低电压。当监测点电压低于控制电压时, 投入并联电容器升高电压。原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送, 同时保证在电压合格范围内尽量提高电压。该方式由人为判断、投退很难保证调节精准性且调节速度慢, 在电网有异常或故障时不能迅速进行无功消耗和补充。随着用户对供电质量要求的不断提高和少人值守或无人值守变电站的增多, 人工调节无功功率的方式已不能适应电网发展的需要。

4.2 自动调节方式

SVC动态无功补偿方式, 由一套SVC静止补偿装置和一套固定投切补偿装置组成的。SVC静止补偿装置由晶闸管所控制投切电抗器和电容器组成, 由于晶闸管对于控制信号反应极为迅速, 而且通断次数也可以不受限制, 所以补偿的速度非常快。当控制系统中取自变压器中压侧PT的电压监视回路检测到电压变化超过设定的标准定值时, 静止补偿器能通过调节晶闸管相位快速、平滑地调节, 改变SVC输出电流性质, 以满足动态无功补偿的需要, 其响应时间一般在一个周期20 ms以内;同时还能做到分相补偿;对于三相不平衡负荷及冲击负荷有较强的适应性, 在电网异常运行或故障时迅速地进行无功消耗和补充, 保障电网平稳地由暂态向稳态过渡。此种方式立足于变电站的站内就地补偿, 在大电网结构的今天已无法从全网范围进行合理调节。

4.3 主站集中式自动电压控制系统 (AVC)

主站集中式自动电压控制系统 (AVC) 是智能电网的重要内容之一。它通过调度自动化SCADA系统采集全网各节点遥测、遥信等实时数据进行在线分析和计算, 在确保电网和设备安全运行的前提下, 以各节点电压合格、节点功率因数为约束条件, 从全网角度进行电压无功优化闭环控制, 实现无功补偿设备投入合理和无功分层就地平衡与稳定电压, 实现主变分接开工调整次数最少和电容器投切最合理、电压合格率最高和全网网损率最小的综合优化目标。最终形成有载调压变压器分接开关调节、无功补偿设备投切控制指令借助调度自动化系统的“四遥”功能, 依据计算机技术和网路技术, 通过SCADA系统自动执行, 从而实现对电网内各变电站的有载调压装置和无功补偿设备的集中监视、集中管理和集中控制, 实现了地区电网电压无功优化运行闭环控制。

5 结语

从以上分析可以看出, 无功电压控制正在由手动控制走向自动控制、由分散控制走向集中式的递阶控制、由无序控制走向优化控制、由单一控制走向网络分级控制、由主网电压控制走向主配网全网电压无功控制、由区域优化控制走向分层分级联合协调控制。

参考文献

[1]王照英.变电站电压无功功率控制对策谈[J].科技信息, 2007 (26)

500kV变电站通信问题处理方案 第10篇

关键词：通信中断,处理方案,VLAN划分,静态组播管理,交换机,评估

0 引言

变电站的智能设备及测控、保护装置数量众多如果网络设备设置功能不完善, 会导致网络上的信息量巨大。如果测控装置的处理能力有限, 在受到网络上大数据量冲击时有可能出现通信异常, 发生通信中断问题, 而又不能自动恢复。可通过网络结构改造, 采用划分VLAN、使用静态组播管理等方法, 隔离不需要的信息, 减少设备处理的数据量, 解决设备通信异常的问题。

1 现存的问题

2012年9月底, 500k V顺德站进行了#1主变扩建工程, 二次设备增加了几十个各种功能的装置, 网络规模更大了。改造过程中发现, 远动组态修改并重启后, 部分测控装置与远动机通信中断, 数据不刷新并且短时间内不能自动恢复, 现场技术人员将测控装置复位重启后通信正常。改造后的运行中也发现了部分测控装置与远动机或后台机出现通信中断的现象同样需要复位测控装置才能恢复正常通信。

2 原因分析

500k V顺德站是一个重要的受电变电站, 规模较大, 设备多。变电站自动化系统为南瑞继保的RCS9700, 远动系统为RCS9698D。现共有测控装置75台、保护装置140台, 其中有大量保护是直接与网络连接的。监控系统的后台是双机, 远动装置是双套双机 (共4台) 。后台、远动和保护测控的连接同时有6路, 与后台双机数据库同步的组播使网络流量加倍, 导致监控系统网络规模和复杂性大大增加。

500k V顺德站采用网络103规约通信, 网络103通信的规模达到一定程度后会出现很多网络通信的问题。保护测控装置本身对外的UDP广播报文量巨大并且集中、网络周期的ARP信息很多、后台主备服务器之间的同步报文信息量巨大, 这些报文均为广播报文, 站内目前使用的交换机RCS9881、RCS9882没有VLAN功能, 对这些广播报文只能在全站范围内广播发送, 导致出现集中性突发报文流量大增的可能性大大增加。这些短暂突发的大流量报文对测控装置的冲击很大, 这时如果对测控已经存在的TCP通信中断后再连, 就可能会出现连不上的情况。这主要是因为测控的TCP、IP协议栈缓存的问题, 只能重启测控才能恢复。

3 改造方案

每次处理故障都可以通过复位、重启测控装置来排除故障, 因此可以确定问题出在测控装置上。可以从测控装置入手处理问题, 但由于变电站现在使用的RCS9700系列测控装置的硬件限制, 升级程序不能解决问题, 只能更换测控装置。500k V顺德站更换全站测控装置难度很大, 不太现实, 因此, 从网络环境入手, 解决无关的网络报文、组播报文的全站广播等问题, 对网络报文的传输进行有序的管理, 提高网络传输质量, 减轻测控装置端口的压力。

3.1 VLAN划分

VLAN (虚拟局域网) 的功能主要是解决交换机在进行局域网互连时无法限制广播的问题。这种技术可以把一个物理上的LAN划分成多个逻辑上的LAN (即VLAN) , 每个VLAN是一个广播域, VLAN内的主机间通信与物理上的LAN相同, 而各VLAN间则不能直接互通, 从而实现将广播帧限制在一个VLAN内。划分VLAN, 将无关的装置划分到不同的VLAN中, 实现保护和测控的完全隔离, 降低VLAN内的报文流量, 是解决500k V顺德站通信问题的有效方法。

500k V变电站网络VLAN划分 (如图1所示) :VLAN1, 为后台发送报文所属的全局VLAN, 包括全部的后台、远动、保护及测控装置;VLAN2, 为测控发送报文所属的测控VLAN, 包括后台、远动、测控装置;VLAN3, 为保护发送报文所属的保护VLAN, 包括后台、远动、保护装置。

VLAN划分效果:

(1) 保护装置可与后台、远动装置正常通信, 但是保护发出的ARP等广播报文不会被测控装置收到, 保护装置与后台、远动的TCP通信不受影响。

(2) 测控装置可与后台、远动装置正常通信, 但是测控发出的ARP等广播报文不会被保护装置收到, 测控装置与后台、远动的TCP通信不受影响。

(3) 后台、远动装置能够与保护、测控正常通信。后台、远动装置发送的ARP等报文能够被保护、测控装置正常接收, 且后台、远动装置与保护、测控的TCP通信不受影响。

为了实现以上效果, 必须把图1中的主网交换机RCS9882更换成南瑞继保的PCS9882C。另外, 在图1中级联交换机RCS9881是HUB, 不是SWITCH, 网口也是半双工的, 网络流量突发较大时很可能会出现丢包现象, 这也是影响站内网络通信稳定性的一个重要因素。为更好地处理目前的通信问题, 应把RCS9881更换为PCS9882B交换机。

3.2 静态组播管理

采用手动配置交换机组播表的方式实现特定MAC地址的组播帧向配置端口的转发, 而其他端口将不会出现该MAC地址的组播帧。

适合智能变电站应用的交换机, 应支持通过内部控制字决定其它未添加到组播表中的组播的处理方式, 可根据需要选择丢弃或转发。PCS9882C交换机就支持这种组播方式。配置交换机组播表, 使主网交换机上指定的端口才能出现同步组播数据, 而同步组播数据不能到达其他智能设备、测控、保护装置。

3.3 VLAN、静态组播管理方式

VLAN、静态组播管理方式如表1所示, 可以看出, 采用VLAN和静态组播方式具有很高的可靠性, 并且静态组播方式具有组播过滤功能和配置清晰的特点。

3.4 500k V顺德站PCS9882C交换机配置

500k V顺德站PCS9882C交换机配置如图2所示3-22为后台远动接入端口;1-2为调试端口;23为接入测控交换机;24为接入保护交换机。

VLAN划分:VLAN1, 1-24 Untagbitmap:1-24;VLAN2, 3-23 Untagbitmap:3-23;VLAN3, 3-22, 24Untagbitmap:3-22, 24。

PVID:3-22为1;23为2;24为3。

组播管理:

(1) 组播:01:00:5e:01:00:03限制在3-22口传播。

(2) 组播:01:00:5e:01:00:4b限制在3-22口传播。

01:00:5e:01:00:03、01:00:5e:01:00:4b为后台服务器的MAC地址。在PVID:1中手动配置交换机组播表中的MAC地址, 使后台同步数据的组播限制在3-2口, 即只能在后台、远动中进行同步组播数据。

4 改造效果评估

4.1 工作量较小

(1) 只更换站控层主交换机和中心交换机共6台更换设备量较小。

(2) 新的PCS交换机和原先的RCS交换机外形尺寸一样, 可以在屏柜上直接更换。

(3) 交换机的更换不涉及应用程序和通信程序的更换, 不涉及数据库的配置和人机界面的变化。

(4) 尾纤接头原SC型需要更换为LC型, 可以采用SC-LC转换头或更换尾纤。

(5) 更换交换机后, 需要在更换的主交换机上划分VLAN, 配置简单。

4.2 风险较低

(1) 更换设备较少。

(2) 更换的是交换机, 没有外部二次电气回路电缆连接, 不涉及保护、测控、远动等自动化应用系统的更改。

(3) 交换机的工作仅仅是网络的物理连接转发, 没有管理通信的程序, 没有数据库, 无需调试对点。

(4) 变电站内交换机是AB双网冗余配置的, 可以先换A网再换B网, 这样对监控系统的影响可以降到最低, 几乎不影响数据通信。

(5) 更换工作量较小, 工作周期短, 现场工作可在1~2天内完成。

4.3 效果较好

(1) 大大减少网络异常报文的出现频率。更换交换机后使网络真正工作在SWITCH全双工模式, 网络传输性能有质的提高, 大大减少报文重传次数。

(2) 大大降低测控装置的输入端口报文流量。更换交换机后的VLAN划分, 能够有效控制后台服务器之间的组播、心跳广播等报文对测控端口的干扰, 能够实现测控装置A、B网输入端口流量均小于300kbps, 从而保证测控装置工作在相对纯净的网络环境下。

(3) 优化网络报文传输。中心交换机从HUB变为SWITCH, 不再对端口输入的报文进行盲目的全站广播, 通过VLAN划分, 将后台同步组播报文限制在相关的有限的几个端口之内, 大大改善网络传输质量。

(4) 改造后整个变电站网络的传输质量大大提高, 测控装置端口所承受的流量压力大为减轻, 可以解决目前存在的测控通信中断的问题。

5 结语

顺德站已按该方案实施了网络整改, 设备运行正常, 通信异常问题已得到解决。

参考文献

[1]王松, 黄晓明.GOOSE报文过滤方法研究[J].电力系统自动化, 2008, 32 (19) :54-57

500kV变电所 第11篇

从某种意义上讲，“数字化变电站”主要指变电站二次系统的“数字化”，数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规的互感器，将大电流、大电压变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于61850的信息建模，采用智能断路器控制技术，使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上有了巨大的跨越。

61850标准将数字化变电站从结构上分为3个层次：

过程层：又称设备层，过程层的设备是智能化的设备，由电子互感器、智能开关、断路器、变压器等设备组成。

间隔层：由保护装置、测控装置组成，主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据、对一次设备的保护控制、执行数据承上启下通信传输等功能。

变电站层：由监控、远动、故障信息子站组成，主要功能是：汇总全站数据、将有关数据传送到电网调度或控制中心、接收电网调度命令、具有站内监控和人机功能、具有对间隔层和过程层设备在线维护等功能。

IEC61850技术特点：

1）首次在电力系统通信协议中运用XML技术

在IEC61850-6提出了以XML为基础的变电站配置描述语言SCL，SCL能描述变电站內各智能电子设备，并能描述智能电子设备之间的关系，IEC61850采用XML来描述变电站的设备和功能，统一变电站数据交换格式，对变电站自动化工程的设计、规划、实施和信息交换都很有好处。

2）分层目录服务

IEC61850中的目录服务有5层，分别是服务器目录、逻辑设备目录、逻辑节点目录、数据对象目录和读数据定义。客户通过服务器目录服务，就可获得各个服务器中的各个逻辑设备名；按照各个逻辑设备名依次利用逻辑设备目录服务，就可获得相应逻辑设备中的各个逻辑节点名；按照各个逻辑节点名依次利用逻辑节点目录服务，就可获得相应逻辑节点中的各个数据对象名；按照各个数据对象名依次利用数据目录服务，就可获得相应数据对象中的各个数据属性名；利用读数据定义服务就可获得相应数据的全部数据属性定义。这样，在线情况下客户可以通过这些服务在客户数据库中建立对方全部的镜像。这些服务用于检索设备中整个分层的定义及全部可访问的信息定义，全部类的实例定义。在正常运行阶段，利用这些服务可监视各个服务器的变动和投运情况，实现配置管理。

3）服务与映射分开

IEC61850中提出了抽象服务通信接口（ASCI）和具体通信服务映射（SCSM），这样就把通信服务要求和具体的通信协议分离开，有利于适应通信技术的不断发展。目前61850-8-1中采用了MMS，以后还可能采用其它协议。即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-X把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。

4）增加了过程层

IEC61850提出了变电站的3层模型：变电站层、间隔层和过程层。随着电子式电流互感器和电压互感器在电力系统的使用，变电站自动化结构发生了变化，原来的2层结构变成了3层结构，增加了过程层。61850-9-1和61850-9-2就是针对过程层的电流电压采样服务的，其中61850-9-1是针对串行单向多支路点对点链路通信方式的，而61850-9-2是针对过程总线的。

5）使用了面向对象的UML建模技术，具有互操作性，具有面向未来的、开放的体系结构。

IEC61850-9-1：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到串行一发多收点对点连接上。

IEC61850-9-2：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到基于以太网的连接上。目前使用的光PT、光CT、合并单元、智能操作箱等间隔层设备在向间隔层装置上送采样值等信息时基本都采用这个基于以太网的IEC61850-9-2映射方式。IEC61850使用ACSI和专用通信服务映射SCSM（SpecificCommunicationServiceMAP）技术解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-3把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。

湖南省株洲南500kV古亭变电站采用了站内61850规约系统，站内互感器、主变等一次设备都是常规部分，保护装置、故障录波、后台监控、故障信息子站等二次设备采用了IEC61850规约，古亭变完成了站内61850规约通信，这也就是所谓的：61850变电站。只实现了2层结构，没有过程层，间隔层仍然通过电缆与传统互感器和开关互联，间隔层和变电站层遵循了61850标准，通信上实现了互联互通，这种模式变电站也称为61850变电站，不能算完全意识上的数字化变电站。而株洲南变电站在保护故障信息子站实现了站内和调度之间应用61850规约。这也是株洲南站在华中地区得到了很大的突破。

数字化变电站二次系统装置是通过模型文件建立通讯的，模型文件在工程实施当中占据了非常重要的位置，在工程实施当中各个厂家提供装置内部的正确的模型文件非常重要，装置的模型文件必须要按照IEC61850规约规范建立。有了正确的模型文件，能给工程调试减少调试时间，减少调试当中出现的差错，增加应用当中的正确性、可靠性、互操作性。在系统运行查看问题也带来了很大的便利。

在工程实施当中理想化的配置过程：各装置厂商提供基于IED装置、描述装置能力的ICD文件；设计部门提供描述系统规模的SSD文件；系统集成商将全站所有装置的ICD文件和SSD文件进行组态配置，生成全站配置SCD文件并返回给装置厂商；各装置厂商把SCD文件配置成CID文件，并下装到各自的IED装置中。

这里我们解释一下系统应具备的配置文件：

1）ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件应包含模型自描述信息，如LD和LN实例应包含中文“desc”属性，通用模型GAPC和GGIO实例中的DOI应包含中文“desc”属性，数据类型模板LNType中DO应包含中文“desc”属性。ICD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

2）SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中；

3）SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容；

4）CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。

株洲南变电站是单纯的61850站，没有涉及到一次设备，所以没有SSD文件。株洲南变电站保护故障信息子站与主站的通信服务建模。

1）定值调用

对于保护的一组定值，可以定义成1个数据集Setting，由于定义的数据集成员是不同逻辑节点下的数据对象，因此，将它定义到总的逻辑节点LLN0下，实际应用中一个CPU有多个定值区，可以建立多个数据集用来存放其他定值区的定值。

2）故障报告和自检报告

故障报告的事件信息和自检报告的告警信息可通过子站保存供主站查询，可通过61850定义的报告控制块定义，报告控制块分为带缓存的报告控制块和不带缓存的报告控制块2种，需要根据实际保护设备的原理，首先建立相应的数据集，然后建立每个数据集相对应的报告控制块实例。故障报告和自检报告对应的数据集也分散在各个逻辑节点下，因此和定值一样，归于LLN0下。记录（log）建模的方法和报告类似，有相应的记录控制块（LCB)管理。

3）扰动数据传输

61850中对文件传输服务模型做了定义，一般的文件应包含文件名称、文件大小和最近修改时间等属性，提供服务有读文件、修改文件、删除文件和取文件属性值等。

4）遥测和遥信

对于重要开关量（如硬压板节点、高频收信节点等），子站采用定期轮询的方法从保护设备采集开关状态，并与上一次的状态相比较，如果有变位，立刻触发一个报告上送给主站。

500kV变电所 第12篇

1 变电站故障检索的必要性

随着科学技术的不断发展, 一些电力企业实现了远程监控的控制体系, 500k V电网逐渐成为我国电网运行中主要的网络支架, 因此, 在电力企业运行的过程中, 500k V变电站的质量是十分重要的。而在电力系统故障问题分析的过程中, 主要可以将其分为电力系统的故障以及电气设备故障两种形式, 其中电气设备的故障是一种局部性的故障形式, 当其出现是会造成电力系统的瓦解, 对电力事业的运行损害相对较大。与此同时, 在现阶段很多变电站运行的过程中, 计算机监控系统逐渐实现了电流、电压、有功功率以及无功功率等系统的测量方式, 也在一定程度上实现了全站高压断路器变位及一、二次设备的故障信息上传, 因此, 电力企业运行的过程中, 应该有效分析变电站运行的基本模式, 对其故障问题进行合理性的分析, 并制定出优化的解决策略, 从而为电力企业的运行及发展奠定良好的基础。

2 500k V变电站变电运行中故障问题分析

2.1 设备老化的问题

由于电力系统的设备逐渐呈现多样化, 变电站在运行过程中故障增多, 因此, 在整个电力系统运行的过程中, 如果变电站的设备运行时间过长, 没有得到及时的修理及维护, 就会出现较为严重的设备老化现象, 从而对电力系统稳定性运行造成严重的影响。

2.2 安全管理的问题

电力企业运行的过程中, 要想实现电力企业的有效运行, 应该构建完善、有效的安全管理系统, 保证变电站的安全管理及平稳运行。但是, 在现阶段电力企业运行的过程中, 某些企业并没有构建安全管理制度体系, 有的企业虽然设置了安全管理条例, 但是并没有得到有效的执行, 使制度构建流于形式, 所以电力企业运行的过程中如缺乏相应的安全管理制度, 会导致工作管理不到位, 从而为电力运行带来安全隐患。

2.3 设备操作的问题

500k V变电站在系统运行的过程中, 由于其系统的复杂性, 很多因素的出现都会对设备的运行造成影响。首要的原因就是人为因素, 主要是由于电力企业中的工作人员缺乏较强的责任心, 忽视工作的细微因素, 技术操作不规范, 导致影响输变电设备运行的稳定性能, 如果情况严重, 会引发变电站运行出现相应的故障。

3 电力变压器故障诊断的基本策略

变电站是电力系统运行中主要的设备形式, 因此, 预防性试验的构建是保证变电站稳定运行的主要措施。根据《电力设备预防性试验规程》中的规定发现, 电力变压器的预防项目包括:测量绕组的直流电阻、测量绕组的介质损耗、绝缘油的检测、气相色谱分析技术以及交流耐压试验等项目, 通过对诊断故障项目等问题的分析, 应该有效开展电力变压器的特性试验、局部放电以及油流带电测量等技术。其中的气相色谱技术, 是近几年逐渐兴起的, 这种技术形式可以对变压器的检测技术进行监测, 对变压器的维护及保护起到关键性的引导作用, 从而实现电力系统的安全稳定运行。在气相色谱技术应用的过程中, 通过气相色谱的检测分析, 可以将变压器中的故障、缺陷有效的检测出来, 可以在一定程度上减少修理的费用, 防止变压器故障导致电力系统安全事故的出现, 而且实验表明, 变压器在故障出现之前, 其内部的多种气体会在检测的过程中, 采用气相色谱法通过变压器内容气体的分析, 发现潜伏性的故障类型, 因此, 不管故障在变压器的何种位置, 都会很好的地到反映。与此同时, 在现阶段电力系统变电站系统检测的过程中, 通过气相色谱法的分析可以及时查找到变压器运行中的缺陷性, 因此, 在变压器绝缘缺陷的检测过程中得到了广泛性的应用。

4 变电站运行中故障处理的方法分析

4.1 注重对变电站系统的检修维护

变电站运行中设备的稳定性是十分重要的工作项目, 因为, 只有不断提高变电设备的稳定性, 才可以提升电力系统的安全运行。第一, 电力企业应该提高对变电设备的质量重视, 在电力系统运行的过程中强化检测性能, 保证质量, 在源头上减少变电站系统的故障。第二, 应该针对电气设备状态进行系统性的检测及维修, 通过日常的严格管理, 及时发现电力系统中存在的问题, 提高工作人员的工作意识, 强化技术操作技能。第三, 应该掌握变电站系统的重要性能, 强化工作人员的安全意识, 建立专业化的系统预案, 保证电力系统中的变电站出现故障时, 得到有效的维护。

4.2 强化安全管理制度

电力企业运行的过程中, 为了实现电力系统的安全、稳定运行, 应该构建安全管理制度, 合理分析变电站的实际状况, 有效落实制度管理内容, 实现变电站安全管理工作的有效开展, 并将管理制度落实到各个环节。同时也应该强化企业人员的管理意识以及安全意识, 提高专业技术人员专业操作能力, 保证技术维修的合理性。建立监督管理机构, 保证设备维修的规范性。在日常管理的过程中, 施工人员或是技术检测人员发现系统故障问题, 应该及时上报, 从而使管理者可以及时制定优化方案, 缩短维修时间, 保证变电站的安全运行。

4.3 有效控制谐波影响

日常电力系统运行的过程中, 由于出现谐波的问题会使变电站受到正常运行的干扰, 造成电力故障的问题。因此, 在现阶段电力系统运行的过程中, 为了保证变电器的稳定运行, 可以通过抑制谐波有效降低故障出现的频率。所以, 在技术优化的过程中应该做到以下几点内容:第一, 应该对变电设备进行全面的分析, 对于一些对谐波较为敏感的设备应该与常规电气隔离。第二, 在特定的状况下可以采用非线性措施对电力系统有效控制。例如, 在变电站系统运行的过程中, 为了将电抗器以及电容器进行串联, 就可以对电容器进行抑制, 进一步消弱高次谐波对电力系统的影响。第三, 应该逐渐放大电力系统的应用比例, 从而有效减少谐波的产生。

5 结论

总而言之, 在电力系统运行的过程中, 应该逐渐提高其设备的应用性能。如果变电站设备没有得到有效的维护, 会对电力系统造成严重的影响。因此, 随着电力事业的不断发展, 要提高500k V变电站的设备运行能力, 不断提高工作人员的整体素质, 减少人为因素所造成的系统误差, 实现电力系统的安全稳定运行。

摘要：电力系统运行的过程中, 变电站是十分重要的组成部分, 在变电站运行的过程中其安全可靠的运行可以实现电力系统的保护。文章对500kV变电站故障问题进行了系统性的分析, 并结合实际的运行状况提出了故障处理方法 , 旨在促进电力系统的稳定运行。

关键词：500kV变电站,故障问题,处理意见

参考文献

[1]杜恩慧.500k V变电站变电运行中的故障分析与处理研究[J].电子制作, 2015 (9) :39.

[2]陈安伟.智能电网技术经济综合评价研究[D].重庆:重庆大学, 2012.