变电站典型监控信息（共8篇）
变电站典型监控信息 篇1
附件1
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。
3）检查高抗保护装置，打印故障报告，由运维单位分析。
变电站典型监控信息 篇2
关键词：变电站,监控系统,缺陷统计,原因分析,防范措施
经过近一年多对该地区110k V及以上变电站计算机监控系统产生缺陷进行统计分析, 发现后台机、测控装置、GPS对时缺陷为三大缺陷高发区, 约占总缺陷的60%。下面就缺陷产生原因进行分析。
1 变电站监控系统缺陷分析
1.1 后台机缺陷成因与防范措施
1.1.1 后台机缺陷成因
后台机缺陷比例最高, 具体现象为后台机死机、重启动、黑屏较频繁。通过对后台机缺陷实际的调查和分析, 原因主要有四方面。
(1) 硬件设备原因。散热不良, 电源和CPU温度过高、散热孔被挡散热不畅都会导致后台机死机;硬盘故障, 主要是硬盘老化或由于使用不当造成硬盘坏道、坏扇区, 这样机器在运行时就很容易发生死机;硬盘剩余空间太少或碎片太多, 硬盘要有足够的剩余空间以满足虚拟内存的需求。
(2) 软件程序原因。病毒感染, 不正确的使用移动硬盘、U盘等外界存储设备, 造成后台机感染病毒, 后台机CPU、内存占用急剧上升, 造成频繁死机;操作系统和应用软件存在固有缺陷, 运行一定时间出现程序走死现象;监控系统软件升级不当, 在对监控系统软件升级过程中都会对其中一些组件也进行升级, 但是其它程序可能不支持升级后的组件从而导致后台机死机。
(3) 网络阻塞原因。监控系统由于现场总线故障、交换机故障、网卡之类故障, 造成网络阻塞, 引起通信中断, 可能引起后台监控软件崩溃, 导致后台机死机。
(4) 操作不当原因。非正常关闭计算机, 直接使用机箱中的电源按钮, 造成系统文件损坏或丢失, 引起自动启动或者运行中死机, 严重的话, 会引起系统崩溃。
1.1.2 防范措施
(1) 储备适量的后台机备品备件, 保持后台机良好的通风状况非常重要。当硬盘故障时用专用工具软件来进行坏道、坏扇区处理, 如损坏严重则只能更换硬盘了, 同时储备相同信号的硬盘;定期整理硬盘剩余空间和碎片整理, 清除硬盘中垃圾文件。
(2) 及时更新防病毒, 定期进行全面查毒、杀毒;对后台机进行主机加固、操作系统及时安装安全补丁, 及时升级应用软件的版本;加强软件升级的管理, 在新版软件取得一定的运行经验后, 方可实施软件升级工作;软件升级工作前应将原系统进行备份, 确保升级出错时能确保原系统正常运行。
(3) 采用网络通信在线监听的技术手段捕足通信传输的异常过程, 分析出错原因, 对症下药, 有效解决存在的问题;严格控制交换机等网络设备的采购渠道。
(4) 应加强对运行人员专业培训, 不要在没有确定问题之前, 关闭或重启后台机, 要在厂家或熟悉监控系统的人员监督下完成对缺陷的消除。
1.2 测控装置缺陷原因与防范措施
1.2.1 缺陷现象
测控装置通信中断、死机、数据不刷新。原因有以下四方面。
(1) 成通信中断。
(2) 测控装置网络RJ45接口异常造成通信中断。有些是网线RJ45连接头制作工艺接触不良的原因, 导致测控装置网络端口出现的“吊死”现象, 通过重启装置或重新插拔RJ45头能够恢复, 但过后仍会复发。
(3) 屏蔽层、接电线没有做好。屏蔽层、接电线和大地有可能构成闭合环路, 在变化磁场的作用下, 屏蔽层内有会出现感应电流, 通过屏蔽层与芯线之间的耦合, 干扰信号回路, 造成数据混乱、程序跑飞或死机。
(4) 通信中断监测时间配置太短。当后台监控与装置的通信速率较低, 接点较多的情况下, 监控系统与网络上所有接点完成信息交换的时间周期比较长, 如果中断间隔监测时间太短, 会出现通信中断又恢复的现象。
1.2.2 防范措施
(1) 测控装置出现通讯中断, 可以先在装置面板上观察是哪个板件报故障, 然后用备件更换 (重新启动装置时需退出遥控压板) , 对于一段时间报几次中断的故障, 多为通讯板或传输介质出现老化所致, 故需根据具体情况更换相应设备。
(2) 对测控装置网络端口通信异常情况, 装置重启或RJ45网络头插拔后能够恢复的现象, 也可以采用更改交换机侧的连接端口作为临时措施, 并关注处理效果, 若仍不能解决则要考虑更换测控装置的网络通信接口板件。
(3) 通信线采用屏蔽电缆, 做好屏蔽层和装置接地, 避免外部感应电流干扰测控装置内部回路。
(4) 适当延长后台监控与装置的通信中断监测时间, 防止监测时间处于零介区, 避免后台监控与装置反复出现通信中断又恢复的现象。
1.3 GPS对时缺陷原因与防范措施
1.3.1 缺陷现象
监控系统与保护装置、保护装置与故障录波装置GPS对时不一致问题。原因有以下三个方面。
(1) 变电站内不同厂家的计算机监控系统、线路微机保护装置、故障录波装置、及电能量计费系统的GPS对时时钟一般采用各自独立的时钟, 而各时钟因产品质量的差异, 在对时精度上都有一定的偏差, 从而使全站各系统不能在统一时间基准的基础上进行数据分析与比较, 给事后正确的故障分析判断带来很大隐患。
(2) GPS接收机, 提供多个RS232端口, 用串口电缆逐一连接到各个装置, 实现时间同步。但事实上这种同步方式也存在缺点, 使用的电缆长度过长直接影响对时精度。
(3) 采用GPS时钟方式时, 由于获取的方式是通过无线, 一个站点不论是采用多台还是单台GPS接收装置, 都无法避免天气的原因、GPS卫星轨道或故障的原因而导致无法正确接收GPS时钟信号, 此时站内GPS接收装置的时钟只有依靠自身晶振来维持, 该晶振的时间精度和GPS是无法相比的, 此时必然造成该时钟源不准。
1.3.2 防范措施
(1) 逐步进行全站GPS统一对时改造, 将监控系统、保护装置与故障录波装置等装置的对时时钟接入全站统一GPS对时系统, 全站统一GPS对时系统将有效解决站内对时时间不一致问题, 大大提高事故分析的准确度。
(2) 当设备与主时钟距离过远时或者主时钟时间同步信号接口数量不足时, 采用GPS信号扩展装置, 与主时钟系统中间通过光缆连接, 避免由于距离过远影响对时精度。
(3) 在时钟源的获取上可以采用GPS无线传递绝对时间加原子钟有线传递相对时间两种方式相结合, 互补利弊。
2 结语
综上所述, 处理变电站监控系统的后台机、测控装置、GPS对时缺陷是一个十分复杂的问题, 因此在设计、选型、日常运行环境、工艺水平等方面应综合考虑各方面的因素。对一些疑难缺陷我们要采取对症下药的方法, 才能够使变电站监控系统安全稳定运行。
参考文献
[1]朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].中国电力出版社, 2008.
[2]王远璋.变电站综合自动化现场技术与运行维护[M].中国电力出版社, 2004.
[3]周立红.变电站综合自动化技术问答[M].中国电力出版社, 2008.
[4]王国光.变电站综合自动化系统二次回路及运行维护[M].中国电力出版社, 2008.
变电站监控信息优化整合分析 篇3
关键词：变电站；监控信息；信息优化整合；监控环境；信息报告 文献标识码：A
中图分类号：TM764 文章编号：1009-2374（2015）25-0032-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.25.016
我国长期以来，针对应该怎样才能对变电站的整体监控系统的信息进行规范，以及怎么样才能用少而准确的信息来最直观地反映出变电站运行过程当中的具体的情况，是我们目前在开发全自动信息化系统的环境下需要解决的问题。由此，本文针对当前的变电站监控信息系统存在的一些问题和产生这些问题的原因，试着探究针对信息优化制定的相关的规范和标准，并且提出一些适合监控系统运作的有利的管理模式，让信息的进入以及管理活动的监控和处理完善起来，能够顺利地进入操作流程。
1 变电站监控环境
1.1 不规范信息的名称
不同的变电站对某一个同线路的电流配件的称呼和定义都不尽相同，描述也都不一样，同时也还存在一些不规范的称呼，造成了不同的地方有不同的称呼的情况，除了描述不够规范之外，还有非常模糊的一些定义，称呼和理解模糊都是很常见的问题，这都给信息监控工作人员的工作增添了非常多的困难和阻碍。
1.2 信号上传不稳定
通常一个变电站旗下的一些子站的系统内部传递的信息既详细又全面，却十分冗余，不够简洁，造成总体的变电站的信息量极大。监管系统平稳的时候尚不明显，一旦发生某些事故或者是运行出现一些异常的时候，会弹出非常多的信息信号，这是由于微机系统对于信息的上传过程太过于细致，通常情况下微机的保护过程经常会让有动作产生的所有元件的内容都上报出来，甚至比较复杂的系统出现故障的时候会有若干个保护系统同时开启上报功能。
但是这巨大的信息量中却只有很少的信息是能够非常直观地表达出事故或者异常的存在的，其他信息基本上都是随着有价值的信息同时出现的一些预告性的信息信号，这样的反馈极大地影响到了监控人员及时判断和处理系统异常。
1.3 信息传递混乱
变电站的监控信息化系统中最重要的中心监控中描述的相关信息基本上是作为整个系统的主要信息的，同时系统自动将它们进行先后的排序，这是非常科学的自动化管理之一，但是由于各个部门之间的通信速度和客观原因很可能会导致信息传递的时间前后产生一些差异，同时当变电站的分系统与总系统通行时产生的延迟也会造成一定的滞后，造成信息传递过程中的混乱。
2 产生原因
大多数变电站在进行信息传递的转发表的填写以及回收的过程中没有比较明确的规定和约束，导致变电站的信息决策非常主观，并且没有普遍性。
实际施工过程中使用的图纸对一些项目的信息的称呼和定义不够准确，导致描述不清，职能非常盲目，最终造成非常明显的差异。
实际施工过程中没有理论依据可以考虑，信息转发只追求能够非常完整全面地描述施工的设备的情况，却使用了细而不全的描述方式。
施工现场的一些监控设备以及其他的辅助设备非常繁复，并且没有比较统一的标准和规格，导致对信息的收集速度不一致，很容易造成信息在排列时间上的
混乱。
变电站对信息的调整和改善这样的工序非常不重视，导致在现场施工的人员只重视施工过程中涉及的信息保护，而忽视了对信息的具体监控。
变电站监控信息的总体收集和总结的过程联系度不够，导致信息的互动效果非常不好，并且也缺乏使用信息方面的认可。
3 信息优化整合的主要目的
通常情况下，我们国家的变电站在信息监控这一部分的相关规范和制度基本上都是对信息的监控的环境进行了一定的调查和研究之后总结出来的，对监控信息进行一定程度上的技术处理，然后通过这样的方式来实现具体的信息的显示，来整理变电站相关的信息服务的业务，同时提高参与这些工作的工作人员的相关职业技能和素质，并且要由相关的部门建立健全一些比较完善的规章和要求，通过这样的方式让变电站的信息监管能够做到有约可行。
变电站信息监管方面的规范的实践和管理可以提高相关的信息化和自动化的水平，并且能完善整个自动化的信息管理系统，带动整个信息监控事业的全面的发展和进步，并且促进整个运营体系建设的进展。
4 信息优化整合的可行性
4.1 完善信息报告的上报规定
根據国家已经出台的一些关于变电站自动化管理的规范，信息上报的主要模式可以界定成几个不同的等级，然后在此基础上界定出一个比较统一的标准。例如，按照发生的障碍和可能存在隐患分成几个等级进行分别的上报，或者以不同的信息类型来分类，某一个范围之内的信息出现了障碍立刻上报。
4.2 建立具体的分级实施方案
分散变电站职责，将工作职责进行分解，在进行统一名称上传的基础上，调整常见的信息筛选方式，对没有必要进行检测的信息和有重复性的信息进行判断，让信息能够比较有效地完成上报的作用，同时对不同的厂家之间的设备进行规范，通过这样的方式来避免可能会因为协议差异产生的一些问题，同时对相关的变电站的信息进行分级分类，完善信息窗口的显示模式。
4.3 具体的实施办法
如果遇到的是没有故障的情况下可能发生的一些短时问题，针对时间比较短的报错信息，可以在信息设置的过程中加一段时间的延迟，通过这样的延迟时间来规避这类没有意义的报错。
不重要的信号产生的一些问题，将这类信号进行统一的整理和规范，然后通过总站的信息管理系统来有针对性地屏蔽掉，就可以很好地避免这一类的问题了。
来自于不同的信息渠道产生的重复性的报错信息，对于这一类的信息，针对一些关键节点的内容进行单一性的保留，屏蔽掉后期跳出的报错信息。
最常见的还是信息量大导致的信息太详细阻碍系统运行的问题，对于这样的信息，和不同渠道的相同信息进行相似的处理，只保留关键节点的信息，其他的冗余部分一概予以删除。
变电站信息监控的管理系统收集到的全部信息都采用根据不同的类别、不同的形式的管理方法来进行显示，可以通过一定时期去查看一定的报错信息的方法，让工作人员将信息分成严重故障和常规障碍的两个类型，这样就可以非常及时地发现有用的信息，并且能够提高工作人员工作的质量，促进变电站信息运行的监管和掌握。
5 信息优化整合可能的效益
变电站的信息管理过程中采取信息优化整合的方法之后，极大地加强了监管的效率和精准性，它不仅可能带来一些非常好的效益，同时也有非常值得看好的应用，比如信息量大大减少，降低了变电站工作人员的工作量，提高了工作效率，并且能够非常及时地抓住变电站系统中的一些安全隐患进行排除，提高了安全性。
6 结语
变电站通过具体的信息优化管理后，监控系统的信息上报模式也得到了优化，可以在发现漏洞的时候及时地上报出来，同时也可以根据发现的警告信息进行分类处理，筛选出比较有价值的信息，以期可以比较有效地工作，减轻工作人员的压力的同时，也能保证变电站内部组织结构的安全和稳定。
参考文献
[1] 李玉龙，宋祥春，潘鸿飞.电网调度技术支持变电站监控信息的优化整合[J].安徽电力，2014，（4）.
[2] 刘一峰，徐鹤勇.智能变电站监控信息优化的探讨[J].宁夏电力，2015，（1）.
[3] 陈雪峰，张桂芹，刘焕聚，张伟，王振华.变电站监控系统信息优化管理的实践[J].煤矿机电，2014，（1）.
作者简介：张燕丽（1979-），女，山西阳城人，国网晋城供电公司工程师，研究方向：设备监控管理。
变电站典型监控信息 篇4
班级10级铁车二班
学号20107306
姓名唐聪
高速铁路的信号监控系统
要保证列车能够安全正常的高速行驶，通讯信号和监控系统是一个非常重要的方面日本、法国、德国、英国等国家在发展其高速铁路的同时，都对所用的通讯、信号设备进行了更新和换代，有些是在原有的基础上加以改造，或造加一套新系统，有的则全部采用新的通讯、信号设备。现将德、日、法等国家高速铁路设置信号和控制系统的概况分别进行介绍。
（一）德国高速铁路的信号监控系统
变电站典型监控信息 篇5
目录 1.适用范围
2.监督检查的阶段划分 3.监督检查的依据 4.监督检查的内容 5.监督检查步骤和要求 6.评价
1.适用范围
本大纲适用于各质量监督中心站对220kV及以上变电站土建工程（包括新建、扩建、改建）的阶段性质量监督检查。ll0kV及以下的变电站土建工程可参照执行。
2.监督检查的阶段划分
监督检查一般分为三个阶段：
第一阶段：主要建（构）筑物基础基本完；
第二阶段：变电架构吊装基本完；
第三阶段：士建工程基本完，变电站投运前。
各质量监督中心站可按上述三个阶段或选取其中一至两个阶段组织监督检查。
3.监督检查的依据
3.1 电力部颁发的电力建设工程质量监督有关的规定和办法； 3.2 施工图及有关的设计文件； 3.3 电力建设工程施工技术管理制度； 3.4 SDJ69－87《电力建设施工及验收技术规范》（建筑工程篇）；
3.5 《火电施工质量检验及评定标准》（士建工程篇）、（焊接工程篇）；
3.6 国家标准“建筑工程及建筑设备安装施工及验收规范”共十二篇；
3.7 JGJ8l－91《建筑钢结构焊接规程》；
3.8 JGJ82－91《钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程》；
3.9 JGJI8－84《钢筋焊接及验收规程》；
3.10 GB50212－91（建筑防腐蚀工程施工及验收规范》； 3.11 JGJ78－91《网架结构工程质量验收检验评定标准》； 3.12 国家标准“建筑工程质量检验评定标准”； 3.13 GB50164－92《混凝土质量控制标准》； 3.14 GBJI07－87《混凝士强度检验评定标准》； 3.15 有关的建筑材料质量标准与管理规程； 3.16 有关的建筑材料试验规范、规程和评走标准；
3.17 主管部门对有关规范、规程和标准的补充规定和解释说明； 3.18 进口材料的有关国外规范、标准和作业指导书； 3.19 经主管局批准的工程技术标准。
4.监督检查的内容 4.1 质量体系及实施
4.1.1 建设和施工单位的质量目标和质量规划或质量管理手册。4.1.2 建设和施工单位各级质量检查人员的配备。
4.1.3 质量管理制度及实施：验评项目划分表、质量责任制、质量验收制度、质量事故报告及处理制度、质量奖惩制度、外包工程管理制度等。
4.1.4 技术管理制度及实施：技术责任制、施工组织设计（或作业指导书）及技术措施编审制度、施工技术交底制度、施工图会审制度、设计变更和材料代用管理制度、技术检验制度、技术培训及考核制度、技术档案管理制度等上。
4.1.5 物资管理制度和实施：原材料、半成品、成品和设备的采购、保管和发放管理制度；钢材的跟踪管理制度等。
4.1.6 计量管理制度及实施：测量工具和仪器的管理与检验、试验仪器的管理与校验、混凝士搅拌系统称量装置的管理与检验、主要施工工具的管理匀标定等。
4.1.7 焊工、质检员、试验员上岗证书及工程试验室等级证书的验证。
4.2 资料核查
4.2.1 主要施工技术资料
4.2.1.l 施工组织总设计和专业施工组织设计； 4.2.1.2 单位工程施工技术措施或作业指导书； 4.2.1.3 施工图会审记录；
4.2.1.4 设计变更通知单和材料代用签证； 4.2.1.5 施工技术交底记录； 4.2.1.6 质量问题台帐；
4.2.1.7 质量事故报告及处理记录。4.2.2 主要施工技术记录 4.2.2.1 施工日记；
4.2.2.2 施工测量及沉降观测记录； 4.2.2.3 地基处理施工记录； 4.2.2.4 混凝土浇灌通知单；
4.2.2.5 混凝土搅拌、浇灌及养护记录或混凝士施工日记； 4.2.2.6 预应力钢筋冷拉和张拉施工记录； 4.2.2.7 结构吊装记录； 4.2.2.8 高强度螺栓施工记录； 4.2.2.9 构件和设备消缺处理记录。4.2.3 质量检验记录
4.2.3.1 分项、分部和单位工程质量验评记录； 4.2.3.2 隐蔽工程验收记录： 4.2。3.3 预埋铁件检验记录； 4.2.3.4 预制构件检验记录； 4.2.3.5 蓄水构筑物灌水试验记录； 4.2.3.6 电气绝缘和接地电阻测试记录； 4.2.3.7 空洞调试记录；
4.2.3.8 给水、采暖及消防水系统试压记录； 4.2.3.9 排水系统通水试验记录。4.2.4 出厂证件及试验资料
4.2.4.1 原材料出厂证件和现场试验报告； 4.2.4.2 半成品、成品出厂证件和现场检验记录；
4.2.4.3 防水材料。防腐材料、外加剂及掺合料工艺性能试验报告；
4.2.4.4 砂浆、混凝土试验报告； 4.2.4.5 钢筋、钢材焊接试验报告；
4.2.4.6 钢结构摩擦面的抗滑移系数和高强度螺栓扭矩系数或轴力试验报告；
4.2.4.7 土石方回填试验报告； 4.2.4.8 其它施工工艺试验报告。4.3 现场抽查
4.3.1 工程质量的观感检查。
4.3.2 主要质量指标监督检查阶段的实际形象进度抽查。4.3.2.1 钢筋工程：规格、数量、间距、接头、焊接质量及保护层厚度。
4.3.2.2 混凝土工程：表面质量、几何尺寸、预埋铁件和预留孔（洞）偏差及二次浇灌质量。4.3.2.3 防水、防腐工程质量。4.3.3 主控楼及变电架构的其它主要实测项目见附表1和附表2
5.监督检查步骤和要求 5.1 监督检查步骤
在受监单位自检的基础上，工程质量监督站根据本大纲组织预查后，由质量监督中心站组织监 督检查组进行阶段性的质量监督检查。5.2 监督检查组人员组成
监督检查组由网、省（自治区、直辖市）局质量监督中心站组织本系统内的专业质量监督工程师参加。必要时，可邀请有关部系统或地方建筑主管单位、投资方的有关专家参加。重点工程可邀请电力部质量监督中心总站派员指导工作。5.3 监督检查方式
监督检查组可分为若干专业小组，按本大纲监督检查的三个方面内容，在受监单位的配合下进行监督检查。检查时采取听取各方面汇报、查阅资料、现场察看、抽查实测、跟踪检查、组织座谈会和考问等方式。
5.4 监督检查要求
5.4.1 受监单位应根据本大纲要求认真准备，在组织自检和整改的基础上，按监督检查的内容及附表3至附表5的要求，整理书面资料，落实人员和器具，积极配合监督检查组工作。
5.4.2 受监单位应向监督检查组提供书面汇报资料，其内容应包括：工程概况、特点、主要形象进度；质量管理或质量保证体系的建立及实施概况；工程质量概况及主要质量指标（附表3至附表5）；自检、预查和整改情况等。
6.评价
变电站典型监控信息 篇6
110KV变电站工程建设
湘能电力为您解答110kV变电站典型设计目的及分类
摘要:讨论110kV变电站典型设计的分类方法、每个方案的设计特点、应该注意的一些问题、在工程设计中的具体运用, 以对110kV变电站设计工作作一分析。、110kV变电站典型设计目的及分类 1.1目的
贯彻实施集约化管理 ,统一建设标准 ,统一设备规范;方便设备招标 ,方便运行维护;加快设计、评审进度 ,提高工作效率;降低变电站建设和运行成本。
1.2分类
(1)A类变电站
主变压器2或3台,主变容量50MV·A(或 31.5、40MV·A),电压等级110/10kV、110/35/10kV, 110kV配电装置及主变压器布置在户外,35kV及10kV配电置布置在户内,主要适用于农村或小城市城郊。
(2)B类变电站
主变压器2或3台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器布置在户外或户内,110kV及10kV配电装置布置在户内,主要适用于小城市城区或大、中城市城郊。
(3)C类变电站
为半地下变电站,主变压器2、3或4台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器地上、其余地下。主要适用于大中城市城区。、典型设计在实际套用时需要注意和完善的地方
2.1结合地区特点不断优化设计方案
在国家电网公司110kV变电站典型设计的基础上,实施标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工。其进一步分类如下: A-1-1主要参考国网A-1方案 ,将A-1方案和A-4方案户内配电装置模块进行拼接,并进行总平面调整优化;A-2-1方案主要套用国 网A-2方案,并进行总平面调整优化;A-2-2方案改国网A-2方案的内桥接线为扩大内桥接线,并对总平面进行调整;A-3-1方案主要套用国网A-3方案,110kV配电装置采用GIS,并对总平面进行调整优化;B-2-1主要套用国网B-2方案,为了满足城市变电站的要求,采用全户内布置形式;B-2-2主要套用国网B-2方案,在市郊对变电站噪声、外观允许的情况下采用GIS屋顶布置、主变户外布置;B-5-1主要套用国网B-5方案,并对电气主接线、总平面进行调整优化。
2.2其他一些设计方案
对110kV典设方案,在实际使用过程中可根据基本模块,排列组合出新的方案。例如:对于A方案,如布置于较偏远的农村 ,35kV和 10kV开关室可考虑采用L型布置,一层建筑。这种布置方式施工周期短,出线方向、走廊明确,有利于架空出线。
2.3110 kV电压互感器
典设方案中110kV电压互感器设置在电源侧,而110kV变电站多为终端变,110kV接线以内桥为多,习惯在桥两侧经隔离开关装设电压互感器,这样对于保护、计量、测量、电源自投湘能电力
110KV变电站工程建设
等都带来好处。对于A-2-2方案(扩大内桥接线),建议在双桥中间加一组电压互感器,以利自投电源检测。
2.410kV无功补偿容量
典设方案中配置为主变容量的10%～15%,每台主变2组,并采用2台开关柜分别控制。而根据国家电网生[2004]435号通知《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》中第二十一条:35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主 ,并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35kV～110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。再根据目前电力系统中无功缺额较大,江苏常州供电公司下达的设计任务书上,无功补偿 容量已要求达到主变容量的20%。即50MV·A的主变要配置10Mvar的补偿容量。由于补偿容量的变化,单台电容器的容量选择也发生了变化,即单台电容器的容量从选择200kvar一只改选为334kvar一只。电容器室的尺寸也发生了较大的变化。考虑电容器采用真空接触器分组投切,变电站如布置2台50MV·A主变,则电容器室尺寸长宽宜为10m×8m。
2.5所用变压器容量
典设方案中所用变压器容量为两台80kV·A配变,按工程设计实际情况,大多数变电站只需考虑接地变兼所用变(容量为50kV·A)即可。而对于B-2-1方案,变电站为全户内布置时,当两台所用变供电还满足不了市区变电站内供电可靠性要求时(如变电站内有集控中心时),还需考虑外来10kV电源接所用变的情况(如常州供电公司110kV城北变电站,第三台所用变采用了施工时10kV外接电源转 带负荷开关和干式变的供电方式)。2.6变压器室散热通风
典设B-2-1方案,当变压器户内布置时,应考虑变压器室散热通风的计算及设计方法。对变压器室自然通风应进行传热与流动的机理分析,仔细研究变压器室散热、变压器本身结构、变压器室进排风口面积与位置以及变压器室高度等之间的相互关系。
2.7GIS室内是否设置行车
典设B-2-1方案,110kV GIS室内不设置行车。但依据以往的设计经验和施工安装反馈的意见,GIS室内最好设置行车,这对于施工、安装、维护、检修都有好处,可以提高GIS安装质量。
2.8变电站接地
典设方案中,变电站建设接地都采用钢接地(包括接地引下线、接地网和接地极),特殊情况如高腐蚀土壤地区或化工区宜推荐采用铜或铜包钢接地体。
3、其他一些110kV变电站设计模式
3.1设计模式 1(主要适用于农村)
(1)工程规模
工程远景规模2×40MV·A变压器,电压等级为110/35/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。35kV出线远景 8回,本期6回;10kV出线远景16回,本期上8回。土建一次建成。
(2)主接线
①110kV为内桥接线,户外布置。
②35kV系统采用单母线分段接线,架空出线。
③10kV系统采用单母线分段带旁路接线 ,电缆出线。
(3)设备选型
①主变压器:SSZ9-40000/110;
②110kV开关选用SF6开关,户外布置。湘能电力
110KV变电站工程建设
③35kV设备选用固定式开关柜,断路器选用FP4025型SF6开关。
④10kV设备选用GG-1A(F)开关柜,断路器选用真空开关。
⑤无功补偿采用的成套装置,容量配置为(2400+1800)kvar,分组投切。
(4)布置变电站
110kV配电装置为户外中型布置,35kV开关室和10kV开关室为二幢独立的一层建筑,施工周期短,出线方向、走廊明确,二台主变按一字型排列,其中心间距为19.7m,净距13.45m,大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙,主变外壳与35kV和10kV开关室的外墙间净距均大于10m,故35kV和10kV开关室均可按需要开设门窗。变电站内有一条环形运输通道,运输主变的15m超长大平板车可直接驶入变电站,卸下主变后经环形通道驶出变电站,也可根据需要将检修的主变从运行的主变旁沿运输道牵引出去,满足其间电气安全净距要求。电容器采用密集型电容器,布置在户外。
3.2设计模式2(主要适用于农村或小城市城郊)(1)工程规模
远景2×40MV·A变压器,电压等级为110/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。10kV出线远景16回,本期上 8回。土建一次建成。
(2)主接线
110kV为内桥接线,户外布置。10kV系统采用单母线分段接线,电缆出线。
(3)设备选型
①主变压器选用40000/110,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV开关选用SF6开关,户外布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④无功补偿采用成套装置,容量配置为本(3600+1200)kvar,分组投切。(4)布置
变电站围墙东西长51m,南北宽66m,面积3804m2(包括进所道路50m)。110kV配电装置为户外中型布置,控制室和10kV配电装置等布置在户内。110kV内桥接线采用户外普通中型布置,两内桥进线中心距为16m。二台主变中心间距为16m,净距大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙。变电站内有一条环形运输通道,方便运输主变和维护设备。10kV开关柜双列布置,主变中心到10kV开关室的外墙间净距为12.5m,大10m,故10kV开关室均可按需要开设门窗。10kV及控制电缆进出线考虑电缆沟布置方式。3.3设计模式3(主要适用于城郊)
(1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS组合电器,户内布置,内桥接线。
10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。
(2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用GIS,户内布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为(3600+2400)kvar,分组投切。
(4)布置
变电站占地面积3450m2,约5.2亩,建筑面积约1228m2。110kV采用GIS,布置方式为除变压器在户外外,其余均布置在户内。变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。主体建筑湘能电力
110KV变电站工程建设
物东西长40.32m,南北宽11.0m,配电装置楼总高度15.0m,控制楼总高度10.0m。在变电站建筑物的东、北面另有宽为1.5m高为1.4m的运输平台;10kV开关室布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置;110 kVGIS室布置在主建筑二层,层高为10.0m,消弧线圈室和检修间上方的屋顶作为GIS的吊装平台,吊装平台通向室外楼梯。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便以及变 压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。
3.4设计模式4(主要适用于大、中城市城区)(1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压，110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS,户内布置,内桥接线。10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。
(2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。两路110kV进线与两台主变之间采用内桥接线方式。正常情况可按一路电源供两台主变,另一路进线电源断路器待备投,或两路电源各供一台主变,由桥断路器实现互备投等方式运行。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用GIS,户内布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置(4008+2×2004)kvar,分组投切。
(4)布置
变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。道路转弯半径大于12.0m,便于主变运输。110kV采用GIS,布置方式(包括变压器)全部户内布置。主体建筑物东西长52.60m,南北宽23.00m,配电装置楼总高度14.50m。变电站建筑物占地约3327.2m2。在变电站建筑 物的东、南、北面另有宽为1.50m高为1.40m的运输平台。10kV开关室都布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置,东西两门为工作人员通道,运输大门布置在北面通向室外。电容器室和消弧线圈室布置在主建筑一层10kV开关室的东侧,二次设备室布置在10kV开关室东面。所有有电气设备的房间(除10kV开关室)都尽量布置在建筑物的外缘,以便通风、采光。此外在东北面还有门卫区、门厅和室内楼梯间,门卫区只设值守间。变电站为全户内两层布置,110kV全电缆进线,10kV全电缆出线。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便及变压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。夹层有两处通道,一处是门厅内的室内楼梯间,另一处在检修间内。防直击雷保护考虑在主建筑物顶上安装避雷带,构成防直击雷过电压保护。
3.5设计模式5(主要适用于城郊)
(1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用CAS组合电器,户内布置,内桥接线。
10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。(2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用CAS组合电器,户内布置。湘能电力
110KV变电站工程建设
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为10020kvar,分组投切。(4)布置
110kVCAS等设备采用户外紧凑型设备,安装在配电建筑二楼,配电建筑采用二层布置。配电建筑为长方形,二层布置,一层北面从 西到东依次为检修间、工具间、10kV电容器室、楼梯间;一层南面自西向东分别为10kV消弧线圈室、10kV开关室、门厅及辅房,夹层楼梯间布置在10kV开关室。二层从西向东依次为110kV配电装置室、二次室及楼梯间。
4、结束语
变电站典型监控信息 篇7
随着电厂综合自动化水平的不断提高,可编程逻辑控制器( PLC) 、集散控制系统(DCS) 等在电厂的生产过程自动化中得到了广泛应用,现场运行着多个分布式变电站控制系统。各系统运行着不同的电机、变压器、压缩机等机电设备,缺乏公共一致的通信基础设施,导致各种子控制系统和上层管理系统之间的数据访问、管理、集成十分困难,所以需要数据访问中间件为控制系统集成和企业信息化提供解决方案。而过程控制对象链接与嵌入(OPC)恰恰提供了工业控制的接口标准,有效解决了控制系统的“信息孤岛”,便于实现管控一体化。
OPC(OLE for process control)是OPC基金会组织倡导的工业控制和生产自动化领域中使用的硬件和软件接口标准,它基于Microsoft 的OLE、COM (component object model)和DCOM 技术。组态王是北京亚控公司生产的一款全中文的工控组态软件,具有组态灵活,可生成友好的交互式图形界面,提供各种现场设备的驱动,广泛应用于工业控制系统的数据采集及监控[1]。本文在VC环境下开发了访问设备OPC服务器的OPC客户端软件,利用组态王和OPC技术实现了变电站现场电气设备运行信息的采集,并应用于组态监控系统中,改变了用电管理、调度、运行的传统工作方式,为实时数据的深层次应用提供了便利。
1 系统总体设计
本系统由数据采集模块、监控图模块、网络安全模块、组态王和OPC数据交互模块等组成,其中数据采集模块是核心。通过对罐区1#、酸碱、江边1#和6#变电所综合保护系统数据集成接口进行改造,数据采集模块将远程综合保护动作时的数据和4个分散的高压变电所的4套直流屏的实时信息集成到本地系统,供监控系统使用。我们利用组态王的组态工具和控件绘制出变电所的一次系统图、报警、报表等监控图,通过与OPC的数据交互和编写脚本来获取实时数据,构建内网监控平台。为了保证电气PLC控制系统的绝对安全,利用现有的硬防火墙,将电气监控网与管理网隔离开来,并对网络地址和WAN口LAN口的链接方式重新配置,以提高数据传输的安全性。实时信息系统简图如图1所示。
变电站远程监控系统实时信息获取流程如图2所示。
2 OPC客户端软件的设计
本文的OPC Client程序LeadOPC.Center是利用Wintech公司的WtOPCSvr.DLL在VC环境下开发的,充当组态王的数据服务器。WtOPCSvr.DLL作为一个快速开发OPC服务器的工具包,封装了所有关于COM和OPC的技术细节,使开发OPC服务器的工作集中在特定的数据采集任务上来。该工具包就是一个动态链接库,支持OPCl.0和OPC2.0定义的所有接口,使用它可以迅速地开发OPC数据存取服务器。它提供了一些把定制数据集成到OPC服务器的易于使用的API函数,开发该客户端时利用了其中的数据访问规范,支持的接口和API函数。下面详细介绍LeadOPC.Center开发步骤,并给出关键源代码:
1)创建新的工程,编辑StdAfx.h文件,加载opcda.h,opccomn.h,opcerrors.h,opcprops.h,opcquality.h以及opcda_i.c,opccomn_i.c文件,将它们存入工程文件夹中。
2)初始化COM库。由于是远程监控,需要远程访问OPC服务器,所以在使用接口类之前必须首先使用CoInitializeEx()函数对COM库进行初始化。
3)通过OPC服务器的ProgID查询注册表中相关CLSID,用CLSIDFromProgID( )函数实现ProgID到CLSID的转换。
4)连接远程OPC服务器,查询对象的IID_IOPCServer接口。
5)创建OPC组,查询IOPCItemMgt接口。IOPCServer接口的AddGroup()方法可以创建一个有指定名称和属性的OPC组。
6)添加OPC数据项。使用IOPCItemMgt接口的AddItem()方法可以添加具有特殊属性的指定数量的数据项。
7)OPC的数据项读写。本客户端程序同时编写了同步和异步读写代码,既支持数据存取规范1.0,也支持版本2.0,所以必须实现IOPCSyncIO接口、IOPCAsyncIO(old)接口和IOPCAsyncIO2接口,这里仅给出IOPCAsyncIO2接口的异步读写代码实现:
8)OPC连接断开,释放接口指针。当程序退出或停止服务器时,依次删除Item、Group,释放资源。
程序代码编写完成后,执行程序,得到OPC客户端软件如图3所示。
3 变电站实时信息的采集
该公司分布式变电所采用ABB的电气设备,现场电气监控系统SE-900C为力导公司的产品,作为数据采集前端,已将各种油泵、压缩机、变压器等电参数数据通过PLC采集上来,但各个数据采集机分布在各个厂区,采用不同的系统。为了构建厂网统一监控平台,在办公室电脑上监控现场的运行状况,就要将远程不同变电所的电气设备运行参数集成到统一的数据平台,我们通过开发的OPC客户端结合MatrikonOPC Tunneller获取现场运行数据。
OPC仅仅支持OPC服务器与OPC客户之间的数据通信,如果数据需要在OPC服务器或OPC客户之间传输,标准的OPC是无能为力的[2]。为此,Matrikon公司开发了OPC数据通讯软件MatrikonOPC Tunneller,功能相当于通讯网关,起到数据采集和转发等功能,扮演了OPC服务器和OPC客户端的角色,可以从OPC服务器取得数据,自己再作为OPC服务器提供给别的OPC客户端,配置简单,数据通信可靠高效,该软件作为一个OPC客户端解决了OPC服务器或OPC客户之间不能进行数据交换的问题[3,4]。
MatrikonOPC Tunneller包括运行于本地的Tunneller客户端网关和远程的Tunneller服务器端网关两部分,服务器端网关作为一个服务安装并运行在远程计算机即现场后台数据采集机上,它负责和远程OPC服务器通讯;客户端网关安装在OPC客户端所在的计算机即办公室监控机上,和OPC客户端通信把从远程采集的数据转发给OPC客户端。远程通信前,先要启动Tunnellel Client Config,添加远程Tunnellel连接,设置远程服务器的主机名或IP地址、端口号、连接超时、重连次数,然后建立连接,下载远程OPC服务器程序标识清单,为本机OPC客户端要连接到的服务器建立本地镜像[5],过程如图4所示。
该公司有灌区、火炬、江边1#和6#等4个变电所,而且都在分离的地方,各个变电所的断路器、接地开关、小车位置等遥信和母联、电机、变压器等遥测数据量较多,所以采取批量存取,建立了OPC数据库文件(*.csv)。我们在现场统计了4个变电所的遥信和遥信数据的点号表即guanqu.csv,huoju.csv,jiang1#.csv,jiang6#.csv。以灌区变电所为例(共108个点号),如图5所示。
打开LeadOPC.Center,新建OPC服务器,弹出服务器标识列表,选中Tunneller客户端中列出的远程OPC服务器,新建数据组,然后将OPC数据库文件*.csv导入组中,相当于添加数据项标签,就可看到遥信和遥测数据被存取出来,通过Tunneller转发通信正常稳定。以灌区变电所为例,图6显示了LeadOPC.Center对服务器KingView.View.1的通信界面,可以看到实时的遥信和遥测数据点号、类型、时间戳、数据质量、值等。
4 厂网监控系统设计与实现
我们使用的是亚控公司的组态王6.51设计变电站监控组态画面,设计时首先新建组态王工程,组态时可以使用工具箱里面的工具快速创建组态画面,由于远程数据已经通过OPC客户端存取到本机,故不需定义IO设备[6]。然后要构造数据库,数据库是“组态王”软件的核心部分,为便于设计,在数据字典里我们将各个变电所的遥信和遥测数据变量名定义为LeadOPC.Center中的相应点号如yc01_128,yx01_182等,这样就可以保证连接组态王服务器时数据的寄存器设备名和变量名一致,如yc01_128和yc01_128.Value对应,还可以防止大数据量时因数据的漏定义而导致监控的不准确。数据库定义完成后,建立动画连接,对遥测数据文本框定义其模拟值输出连接表达式,和我们事先定义的数据变量关联,对遥信数据的监控设计时,由于它是开关量,有状态切换,所以我们需定义画面上开关的状态连接表达式。详细的组态设计这里不再详述,具体可参考组态王的帮助文档。
为了实现数据显示和监控,组态王软件必须从OPC客户端获取数据,实现数据交互,这样OPC客户端充当组态王的服务器,组态王充当了新的OPC客户端[7]。在组态王工程浏览器中,点击“OPC服务器”,然后在右边双击图标,在出现的窗口中选择OPC服务器为LeadOPC.Center.1,其他默认,然后确定。打开数据字典,将每一个实时数据变量与LeadOPC.Center.1中相应的寄存器关联起来。由于上面提到数据变量的巧妙命名,寄存器名应该是和变量名一致的,以数据字典中一个变量为例,可以看到它的属性如下:
然后打开LeadOPC.Center.1,通过Tunneller通信远程的OPC服务器,运行组态王工程,就可以实现变电站的远程监控,在办公室查看变电站的实时运行状况,可以实时监控进线、母联、断路器、接地开关、三相电流、功率等。以灌区变电所监控为例,图7显示了实时刷新的变电所监控运行画面。
5 结束语
为了提高该公司的管理水平和运作效率,方便工作人员和管理层及时高效地了解现场的运行状况,我们利用OPC 技术和组态王结合MatrikonOPC Tunneller构建了厂部内网监控平台。我们采用VC[8]开发了OPC 客户端程序,利用Tunneller稳定高效的网关通信和数据采集转发能力,基于OPC数据存取规范将分布在不同区域的4个变电站的遥信和遥测实时信息统一存储到本机的OPC 客户端LeadOPC.Center,利用组态王和OPC的数据交互,成功地实现了变电站运行系统的远程监控,这套系统已经在该石化公司投入了运行。变电站远程监控系统有助于供电质量实时分析,保障了用电设备的安全,提高了工厂的自动化水平,为实时数据的统计管理、故障诊断、性能分析等深层次应用和变电站综合自动化奠定了基础。
参考文献
[1]亚控科技.组态王Version6.5用户手册[M].北京:北京亚控科技发展有限公司,2005.
[2]OPC Foundation.Data Access Custom Interface StandardVersion 2.04[Z].2000:97-138.
[3]王端喜.OPC在华能东西关水电厂辅机控制系统改造中的应用[J].水电自动化与大坝监测,2008,32(1):55-57.
[4]余秋霞,廖常初.基于OPC的电厂控制信息集成[J].电力自动化设备,2004,24(2):67-69.
[5]MatrikonOPC.Matrikon OPC Tunneller-User′s Manual[EB/OL].http://www.matrikonopc.com/downloads/174/index.aspx,2008-10-25.
[6]张琦,张泰鸣.基于OPC的变电站自动化监控主站软件的设计思想[J].电力系统自动化,2002,27(3):61-63.
[7]罗粮,石锐,英振华,等.工控组态软件对外集成方式的研究与设计[J].计算机工程与设计,2005,26(12):3387-3388.
矿山变电站直流监控系统如何实现 篇8
一、通道选择
目前，变电站上送调度中心的各种信息，如遥测、遥信、遥控、主要设备状态和报警信息等，都是通过远动通道传输的，这些信息对实时性的要求很高，不希望其它信息占用而使通道拥挤，影响调度的正常工作。所以直流设备的运行信息必须从另一个通道进行远方传送。目前，变电站中除远动通道之外，还有一个电话通道，这个通道一般是作为工作人员现场工作时使用，以及其它辅助系统如安全报警系统必要时使用。通常此通道是处于闲置状态，但又是必设的，所以可以用它作为直流监控系统的信息通道。
直流监控系统的数据信息量少，发送时占用通道时间短。这样，可以在工作时拨通，占用通道，结束后挂掉，和其它系统分时地使用通道，从而保证各个系统的正常运行。
二、系统构成
监控中心计算机通过modem连入电话网。而监控器也通过modem与电话网相连。双方modem都可以相互呼叫对方，通过双方modem和电话网建立通信链路，互传信息。这样，监控中心计算机可以通过这个通信链路，采取各站监控器的信息，发送控制命令，各站监控器也可把每日定时运行数据和异常情况信息上报中心。系统包括3部分：监控器是前置机系统，负责设备数据的采集、运行状态的控制和信息的上送；监控中心是后台机系统，是基于PC机上运行的，它负责对所有变电站的监控器发送命令，接收其运行数据以及对数据进行处理和分析；两者之间的数据通信依靠modem和电话网建立。监控中心和监控器是一对多系统。
三、监控器设计
1、监控器原理 监控器是安装在各变电站的一套系统，它采集各直流设备的运行状态信息，对其进行控制，把各数据信息上送监控中心和其它监控单元。
监控器用工控机设计，其I／O端口作输入和输出使用，它可直接从直流设备上采得测量量、状态量以及蓄电池绝缘状态等信息，也可以对直流设备进行控制和调节，如充电机的开关机动作、均充浮充改变、均浮充电压的改变以及馈线的合断等。另一方面，微机控制器通过RS232或modem方式把四遥信号上送到RTU或调度中心，把所有直流设备的运行信息通过modem经电话网送到设备维护人员所在的监控中心。
2、监控器软件设计 监控器软件由4个模块组成：通信模块，数据收发模块，I／O模块和数据处理模块。
通信模块的作用是为数据的传输作好通信的准备，包括打开、关闭modem以及自动拨号的功能。软件设置定时打开和关闭 modem，这使得本系统可以和其它如报警系统分时使用电话通道。自动拨号是在直流设备发生异常事件时，自动拨通监控中心的 modem，向其发送相应报警信息。
数据收发模块主要负责通信链路建立后的数据收发事务。发送的数据包括：各直流设备当时的运行信息；本监控器存贮的24h内固定时间历史数据；24h内所有报警信息。接收的数据包括监控中心的控制和调节命令等。
I／O模块功能包括：提供监控器的人机输入界面，监控器对各直流设备量的采集以及对其进行的控制。
数据处理模块是监控器的核心模块，它一方面把I／O模块取得的数据进行处理，根据设定的时间间隔把每日的数据存入库中，以待数据收发模块上送监控中心。这些数据每日更新。另一方面，它把由收发模块接收到的调控命令进行分析后，提供控制信息给I／O模块使用。
四、监控中心设计
监控中心是一台微机，其上运行监控中心后台软件。
监控中心软件主要包括4个部分：通信模块，数据库形成模块，主控模块以及报表打印模块。
通信模块的作用和监控器的通信模块功能相同，作用为拨通变电站的监控器modem，建立通信链路，向下发送控制命令信息，此外它也可以被对方叫通，接收其上传的信息。此模块用Visual Basic 5.0开发，它仅仅根据通信的要求，拨通modem，建立通信的链路即可。可送具体数据则与其无关，由主控软件部分负责处理。
数据处理模块两个作用；一是形成各站的直流设备的信息库；二是把每日采集来的各站的日数据整理入库，形成所有变电站直流设备的历史数据库。用户可以根据实际情况，灵活地建立各个变电站及站内所有直流设备的数据库，灵活地维护所有站内信息，维护后此系统自动存库，灵活性强并且操作简单方便。此外，各变电站监控器每日定时把日数据上送监控中心，后者在接收后根据各站名存入各自数据库中，形成历史库，供报表打印系统查询时使用。
主控软件提供人机界面，是基于Windows 95操作系统的操作界面，用鼠标和键盘对屏幕上的图形进行操作。只要用鼠标点取设备元件所对应的图元，就可以查询和控制此设备，也可以用键盘输入设备的参数达到对设备运行参数远方调节的目的。维护人员对运行站内设备的查询和控制可以通过鼠标和键盘实现。当通信模块建立通信链路后，它可以打开远方送来的数据信息，显示在屏幕上，并把这些数据交数据处理模块处理。另外它也把操作者的控制命令以数据包的形式向远方发送。它是本系统的核心。
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