变电站设备的运行、异常处理及操作
2.2.2 变电站设备的运行、异常处理及操作：
直流系统运行1.直流系统运行方式（正常方式、异常方式）
十里亭站为例，直流系统构成：
本站直流系统采用珠海瓦特GZDW高频开关电源，直流系统为电压220V，整个直流系统采用单母线分段接线，两段母线分别接在Ⅰ、Ⅱ组蓄电池和充电模块，靠QS3及QS4开关的位置选择，可以互联。本站直流系统的组成：由两组蓄电池组成，直流系统采用单母分段接线，每段接入一组蓄电池，一组高频开关电源，一台绝缘监察装置；该直流系统由一台集中监控器负责管理，并和综合自动化系统通信。
正常运行方式：
正常时，1M、2M分开独立运行。
1号充电柜QS1打至“充电母线1”，1号馈电柜的QS3打至“馈电母线1”。
2号充电柜QS2打至“充电母线2”，2号馈电柜的QS4打至“馈电母线2”。
正常时，蓄电池采用浮充电方式，直流母线电压变化不得超过-5% ～ +5%范围，即209V～231V。此范围由直流综合监控模块管理，越限其自动处理及告警，告警后应及时处理。充电模块交流电源采取互投方式。特殊运行方式：
当充电装置异常（交流失压）时可用蓄电池单独对直流系统供电，但尽可能控制不必要的负荷，并注意单电池电压不低于1.8V。
当有一充电装置异常或检修时，应倒换至另一台充电装置运行。任何情况下，不得退出蓄电池组运行。当1号充电柜需要带两段母线负荷时，只要将2号馈电柜的QS4打至“馈电母线1”即可。
当2号充电柜需要带两段母线负荷时，只要将1号馈电柜的QS3打至“馈电母线2”即可
2. 直流系统的操作（充电装置投运、绝缘监察装置操作、站用电切换前的操作）
3. 巡视检查项目
◆检查直流控制母线电压正常；
◆检查充电机电流正常；
◆检查直流系统绝缘监测装置液晶显示屏显示正常信息，及电源开关在投入位置；
◆检查高频开关充电模块开关在投入位置，其电源灯（PWR）亮，故障灯（FAU）、告警灯（ALM）均不亮；
◆检查微机型蓄电池巡检装置液晶显示屏显示正常信息，蓄电池组总电压、充放电电流及电池温度正常，无蓄电池告警信息，及其电源开关在投入位置；
◆直流馈电柜屏面上各负荷开关按正常运行方式在投入位置；
◆电池巡检监控器显示的电池端电压是否正常，并与实际测量值对比；
◆每年一次根据全站直流系统各级容量定值图核对检查各级直流回路高分断开关额定电流是否符合选择性要求。
◆定期清扫蓄电池表面积尘。
◆按规定周期对蓄电池组核对性充放电。
继电保护及自动装置运行1. 定期巡检周期和项目
对继电保护装置巡视检查的内容：
●检查保护装置的监视灯、指示灯应正常，保护装置液晶显示无异常信息，保护压板投退正确，保护投入的定值区与实际运行方式相符。保护压板、自动装置均按调度要求投入；开关、压板位置正确；
●各回路接线正常，无松脱、发热现象及焦臭味存在；
●熔断器接触良好；继电器接点完好，带电的触点无大的抖动及烧损，线圈及附加电阻无过热；
●各类保护的工作电源正常可靠。CT、PT回路分别无开路、短路；指示灯、运行监视灯指示正常；
●检查仪表指示应正确，无异常，表计参数符合要求；
●光字牌、警铃、事故音响情况完好；
●微机保护打印机动作后，还应检查报告的时间及参数，当发现报告异常时，及时通知继保人员处理。
2.功能压板和保护出口压板投退原则
投：先功能压板，后出口压板（并测量出口压板无电压）；
退：先出口主板，后功能压板。
保护功能压板实现了保护装置某些功能 (如主保护、距离保护、零序保护等的投、退) 。
出口压板决定了保护动作的结果 , 根据保护动作出
口作用的对象不同 , 可分为跳闸出口压板和启动压板。
当开关在合闸位置时 , 投入保护压板前需用高内阻
电压表测量两端电位 , 特别是跳闸出口压板及与其
他运行设备相关的压板 , 当出口压板两端都有电
位 , 且压板下端为正电位、上端为负电位 , 此时若将压板投入 , 将造成开关跳闸。应检查保护装置上动作跳闸灯是否点亮 , 且不能复归 , 否则有可能保护跳闸出口接点已粘死。如出口压板两端均无电位 , 则应检查相关开关是否已跳开或控制电源消失。只有出口压板两端无异极性电压后 , 方可投入压板。
保护软压板一般设置在投入状态 , 运行人员只能操
作硬压板。正常运行方式下所有保护功能压板按定值整定要求投、退 , 所有出口压板均投入。当一套保护装置的主保护和后备保护共用跳闸出口时 , 退出这
套保护装置中的某些保护时只能退其功能压板 , 而
不能退出口压板 , 否则该套保护装置中的其他保护
将失去作用。
3.线路送电和倒闸操作时的注意事项
（1）设备不允许无保护运行。变压器和重要线路不得无主保护运行。设备送电前，保护及自动装置应齐全，整定值正确，传动试验良好，压板按规定在投入位置。（2）倒闸操作中或设备停电后，如无特殊要求，一般不必操作保护或退出压板。如倒闸操作将影响某些保护的工作条件或引起运行方式的变化从而破坏某些保护的原理等情况下，可能引起误动作，则必须先停用
这些保护。
（3）保护及自动装置投入时，应先投交流电源（电流、电压），后投直流电源，检查装置工作正常后再投入出口跳闸压板。如特殊要求保护及自动装置的操作只操作压板不中断装置电源。否则顺序与上述相反。
4.系统异常和事故发生后向调度员汇报保护动作的
内容
系统异常和事故时回报如下内容：
1、事故发生的时间、现象、设备的名称和编号，断路
器动作情况。
2、继电保护和自动装置动作情况。
3、频率、电压、负荷及潮流的变化情况。
4、有关事故的其他情况。
5.“装置异常”报警的原因及处理
6.保护直流电源消失的原因及处理
失去直流电源的保护无法启动出口跳闸，使开关不能正常动作，使一次系统处于无保护运行状态，造成故障使设备烧损、事故范围扩大等严重后果。
保护直流电源消失因直流短路，接线脱落、误拆线、保护装置内部故障等引起。
处理方法：尽快查找原因，恢复保护直流电源，一次设备不应停电。
针对直流电源消失后产生的严重后果，继电保护整定在编制正常整定计算方案时，就要考虑全站直流电源消失时相邻线路上级开关后备保护的配合问题，因为相邻厂站上级保护动作跳闸不受下级厂站直流消失的影响。
7.装置“TV”断线的原因及处理
原因：电压互感器（TV）一次、二次熔丝熔断。或接线端子松动。
现象：电压回路断线（TV断线）属于告警类信号。出现TV断线的那段母线投入电压回路断线告警保护的装置“告警”灯亮，装置液晶显示屏显示“电压回路断线”。微机告警显示器自动弹出，其中红色的文字显示告警总信号发生，蓝色的文字显示电压回路断线发生的时间。
处理：检查TV的一次、二次熔丝，及接线端子排。
8.保护装置其它报警信号的原因及处理
9.典型操作票中涉及保护投退的内容
根据电气操作导则的要求操作中涉及保护及自动装置操作原则如下：
1、当一次系统运行方式发生变化，应及时对继电保护
装置及安全自动装置进行调整。
2、同一元件或线路的两套及以上主保护禁止同时停
用，至少保留一套主保护在投入状态。
3、运行中的保护及自动装置需要停电时，应先退出相
关连接片，再断开装置的工作电源。投入时相反。
故障录波装置
运行1.巡检项目
●运行人员巡视时应检查录波器状态灯闪动情况，如
果指示灯闪亮情况不符合正常状态，应检查并报继保处理。
●巡视时检查打印纸的剩余量，保证打印纸充足。
●巡视时工启动一次录波器，以检查其工作是否正
常。
●巡视时检查录波器时钟计时正确，保证故障时提供
准确的时间。
●录波器启动后，在打印完录波图后运行人员才能按
复位键复位录波器。
2.投入和停用录波器的方法
交流直流电源同时投入互为备用。启动主机，进入故障录波软件系统。
3.常见故障及处理
常见故障：
1、微机故障录波器死机
1）电源故障；
2）录波器内直流绝缘下降；
3）前置机故障；
4）硬盘损坏；
5）程序运行出错。
2、微机故障录波器频繁误起动
1）接线错误，如相序接反；
2）系统板故障；
3）前置机故障；
4）定值整定错误。
3、微机故障录波器故障告警
1）打印机故障或未联机（主站故障）；
2）打印机缺纸或卡纸（分析站故障灯亮）；
3）程序运行出错。
故障处理：
1 装置异常告警：当出现录波、CT 或 PT 断线、GPS 异常等现象时，录波装置会自动告警，如外接声光报警，此报警会一直继续下去直到复位为止。
2 画面长期出现“CT 断线，请处理”或“PT 断线，请处理”字样，经检查线路并无此故障，则是由于某条线负序量始终较大，而定值设的过低，使负序长期越限，解决办法是提高定值，检查负序产生原因。
3 长期运行后，如发现打开文件、报告分析等功能运行变慢，这是由于定值不合适造成录波频繁启动或误操作等原因在硬盘上留下文件过多或文件碎片所至，解决办法为
3.1 分析启动原因，如定值不合适应更改定值，删除多余文件，重新启动计算机即可；如运行速度仍然较慢，则应重新启动计算机进入DOS，用SCANDISK.EXE 整理 C 盘并扫描磁盘表面（此过程约需 1～4 小时，在此期间装置不能录波，应特别注意）
3.2 线路故障或虚接导致信号跳变。
3.3 录波器硬件故障，信号输入良好，而录波器反映出来数值及波形与实际不符，应考虑是录波器故障，请通知厂家修理。
4 如主机频繁出现重新启动现象，原因可能有两个，一是误操作导致配置文件变动造成系统混乱引起，此
时需将现场完全备份重新覆盖原程序软件即可；二是由于 CPU 散热风扇停转或故障造成 CPU 过热引起，还有可能听到风扇的异常噪音，此时应尽快通知厂家检修。
工器具设备的
使用1.安全工器具完好性的识别及使用方法；
(1)、临时接地线
检查临时接地线:检查接地线试验日期合格（试验周期为6个月），无断股、散股现象，接线端紧固。
使用前应临时接地线是否完好，接线端和导体端的螺栓是否齐全、有无断股现象、接地线截面、有效期标签等项目是否合格。在验电导体无电后装设装地线时应先装接地央，再装导体端；拆除临时接地线时应先拆导体端、再拆接地线。使用完毕应按照电压等级及编号固定的位置存放。
(2)、绝缘操作杆
使用前应检查操作杆是否清洁，有无受潮现象，有效期标签等是否相符。不得等低电压等级的绝缘操作杆用于高一级电压的设备；使用完毕应保持绝缘操作杆的清洁完好，放入防潮袋，按照编号固定的位置存放。
(3)、验电笔
检查验电器:1.检查验电器与操作设备电压等级一致2.检查验电器外观无破损，试验日期合格（试验周期为12个月）2、试验验电器声光正常。
验电笔使用前应检查外观是否合格，自验声光是否正常，有效期标签、电压等级等项目是否相符等。检查合格后，先在设备的有电部分验证验电器完好，再在停电设备上待装设临时接地线的地方三相分别验电，作为判别设备是否停电的依据。使用完毕应保持
清洁及完好，放入验电笔盒内，并按照电压等级及编号固定的位置存放。
(4)、绝缘手套
检查绝缘手套:检查绝缘手套外观正常，试验日期合格（试验周期为6个月），用压卷法检查绝缘手套是否破损，漏气。
使用前应充气检查是否漏气，外观是否完好，有效期标签是否有效，使用过程中不能接触尖硬及过热物体，使用后应放回原处，高温季节应涂抹一定的滑石粉以防粘连。
(5)、绝缘靴
检查绝缘靴:检查绝缘靴外观正常，试验日期合格（试验周期为6个月），用弯折法查看绝缘靴底有无龟裂和破损。（雨天或站内接地电阻不合格应穿绝缘靴）
使用前应检查外观、有效期标签等项目是否合格，并使用适当大小的靴子。使用完后应保持清洁，放回原处。
2.万用表、兆欧表等仪器仪表完好性的识别及使用方
法；
兆欧表使用：
1、测量前，应将兆欧表保持水平位置，左手按住表身，右手摇动兆欧表摇柄，转速约120r/min,指针应指向无穷大（∞），否则说明兆欧表有故障。
2、测量前，应切断被测电器及回路的电源，并对相关元件进行临时接地放电，以保证人身与兆欧表的安全和测量结果准确。
3、测量时必须正确接线，兆欧表有3个接线端子
（L\E\G）.测量回路对地电阻时，L端与回路的裸露导体连接,E端连接接地线或金属外壳；测量回路绝缘电阻时，回路的首端与尾端分别与L\E连接；测量电缆的绝缘电阻时，为防止电缆表面泄漏电流对测量精度产生影响，应将电缆的屏蔽层接至G端。
4、兆欧表接线柱引出的测量软线绝缘应良好，两导线之间和导线与地之间应保持适当距离，以免影响测量精度。
5、摇动摇表时，不能用手接触兆欧表的接线柱和被测回路，以防触电。
6、摇动兆欧表后，各接线柱之间不能短接，以免损坏表计。
万用表使用：
万用表是用来测量交直流电压、电阻、直流电流等的仪表。
（1）在使用万用表之前，应先进行“机械调零”（机械表适用），即在没有被测电量时，使万用表指针指在零电压或零电流的位置上。
（2）在使用万用表过程中，不能用手去接触表笔的金属部分，这样一方面可以保证测量的准确，另一方面也可以保证人身安全。
（3）在测量某一电量时，不能在测量的同时换档，尤其是在测量高电压或大电流时，更应注意。否则，会使万用表毁坏。如需换挡，应先断开表笔，换挡后再去测量。
（4）万用表在使用时，必须水平放置，以免造成误差。同时，还要注意到避免外界磁场对万用表的影响。（5）万用表使用完毕，应将转换开关置于交流电压的最大挡。如果长期不使用，还应将万用表内部的电池取出来，以免电池腐蚀表内其它器件。
3.红外线热成像仪，对成像图片的常规及使用相关软
件的分析方法；
根据各站不同的红外成像设备参照说明书学习。
4.“五防”操作票专家系统的使用方法。
根据各站五防系统情况学习。（学习新MIS系统开票方法）
检修排障能力1.查找、分析直流接地故障，并进行必要处理的方法；
根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地处的处所，采取拉路寻找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分、先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间不超过3S,不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点并尽快消除。
利用绝缘监察装置判断：直流母线一般分为两段，每段母线上均装有绝缘监察装置。直流系统正常工作时，装置数字显示母线电压，监测直流系统正、负母线绝缘状况，当直流系统发生接地时，装置自动启动报警之后产生低频信号，由正负直流母线平衡对地注入直流系统，再通过安装于每一支路上的传感器接收这一低频交流信号，CPU对各条线路所采集信号电流进行分析，判断出故障线路号及接地电阻值，完成自动选接地线的功能。
利用拉路法进行判断：根据负荷的重要性，依次短时拉开直流屏所供直流负荷各回路。当切除某一回路时故障消失，则说明故障就在该回路之内。继续运用拉路法，就可以进一步确定故障在此回路的哪一支路当中。
逐段排除法：让直流负荷分段开环运行，再断开直流母线分段开关及回路环路开关，然后采用拉路法，故障范围更容易确定。
2.能根据运行报文信息，分析设备的运行状况的方
法；
3.能迅速判断设备故障和性质的方法。
4.能处理低压交流回路一般缺陷的方法；
变电站典型案例分析
典型案例分析 一起220kV线路保护异常跳闸的分析 一、事故简述： XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。 该220kV线路两侧保护配置为： 第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。 第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。 甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。 XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸， 602保护装置报文显示： XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动
000027ms 综重沟通三跳 000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km 000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下： 启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相 ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图） 此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是： （一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？ （二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？ （三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。 （四）为什么602保护综重沟通三跳出口？ 二、事故原因分析
电网运行方式
电网运行方式 变电站运行方式 1）变电站运行方式是标明变电站通过主要电力设备运行连接方式。变电站运行方式的特点是： 保证对重要用户的可靠供电，对于重要用户应采用双回路供电，就是2个独立的电源同时对用户供电。 便于事故处理，考虑部分供电设备在发生故障时能通过紧急的倒闸操作，恢复对用户的供电，对于变电站有多台变压器的，应考虑到当其中一台变压器发生故障或者失去电源时，其他的变压器能担负起失电用户的负荷转供任务。 要考虑运行的经济性，在编制各种运行方式时，尽量使负荷分配合理，减少由于线路潮流引起的电能损耗。对于双回路供电的变电站，应将双回线同时投入运行，以减少电流密度。 断路器的开断容量应大于最大运行方式时短路容量，如果断路器短路容量低于系统计算点短路容量，则当被保护区发生短路故障时，断路器由于容量过小，不能正常断开，回进一步使事故扩大，在成断路器爆炸的可能。 变电站满足防雷、继电保护及消弧线圈运行要求。 2）变电站一次主结线图 变电站一次主结线图是为了方便运行人员熟悉变电站设备接线
方式，同时在进行倒闸操作时，可按照主结线图进行模拟操作，以防止误操作事故发生，最主要的是，一次主结线图能明确反映出各电气设备实时状态。一般变电站主接线类型有如下几种： ?有母线的主接线：有母线的变电站接线可分单母线和双母线二类， 一般单母线接线又分成单母有分段、单母无分段、单母分段加旁路。双母线接线的变电站可分成单开关双母线、双开关双母线、二分之三开关双母线及带旁路母线的双母线。 供电可靠性最好的是双母线带旁路母线接线形式。 ?无母线的主要接线有：单元接线、扩大单元接线、桥型接线和多 角接线等。 通常变电站常用接线方式有：单母线或单母分段、双母线加分段、双母线带旁路。 3）各种接线图例 ?单母线接线
变电站异常与事故处理方法
变电站异常与事故处理方法 一、事故处理规定 1、事故处理的原则 1) 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。 2）及时隔离故障设备。 3）尽一切可能保持或立即恢复站用电及重要线路的供电。 4）尽快对已停电的线路、用户恢复供电，并恢复原运行方式。 (2、尽一切可能保持电网稳定运行；3、调整系统运行方式，使其恢复正常；) 2、变电站发生事故时，当值值班员必须做到： 1)发生事故时，运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥。 2）发生事故时无关的人员应退出现场，与处理事故的无关的电话一律停止。发生事故时应通知现场工作人员停止一切工作，撤离工作现场，待事故处理完毕或告一段落后方可进行工作。如与调度失去联系暂时无法恢复通信时，应按通信中断的方法处理。 3）事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，汇报工作应由变电站当值值班负责人担任。 4)应立即检查并记录开关的位置、电流、母线电压的指示、监控机显示的信息，检查保护装置信号灯指示情况及故障信息，打印故障报告和录波图。 5）迅速对设备进行检查，判明故障性质、地点和范围。 6)对事故处理的每一阶段，应及时地将情况向值班调度员汇报。 3、系统运行出现异常时，如系统振荡、较大的潮流突变、设备过负荷、发现设备紧急缺陷及其它影响电网的安全稳定运行情况等，值班员应立即汇报调度并加强监视。如果系统发生振荡，应将振荡发生的时间、母线电压、开关电流及功率变化情况在运行日志上记录。 4、为了防止事故的扩大，下列情况允许先操作设备，事后尽快向值班调度员和管理所领导汇报
500kV智能变电站一体化电源应用及异常处理
500kV智能变电站一体化电源应用及异常处理 发表时间：2017-08-02T10:22:26.620Z 来源：《电力设备》2017年第9期作者：邸石张鹏进石雪明董琪昌 [导读] 摘要：近年来，500kV智能变电站一体化电源的应用问题得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。（国网辽宁省电力有限公司检修分公司辽宁锦州 121000） 摘要：近年来，500kV智能变电站一体化电源的应用问题得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先介绍了500kV智能变电站的一体化电源系统组成，分析了500kV智能变电站的一体化电源功能。在探讨变电站用电电源中隐藏问题的同时，结合相关实践经验，就500kV智能变电站异常处理方法展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识。 关键词：500kV智能变电站；一体化电源；应用；异常处理 1前言 作为500kV智能变电站一体化电源应用中的一项重要方面，对其异常情况的处理占据着极为关键的地位。该项课题的研究，将会更好地提升对500kV智能变电站一体化电源的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化其在实际应用中的最终整体效果。 2 500kV智能变电站的一体化电源系统组成 对于500kV智能变电站的一体化电源系来说，其为全站提供的工作电源（交流电源380V/220V、直流电源DC220V或DC110V、通信用直流电源DC48V）应该高效安全、稳定可靠。其系统组除了包括ATS以及逆变电源、充电单元之外，还包括有各类监控管理模块以及蓄电池。同时，对于通信电源来说，禁止单独设置充电装置或者蓄电池，而应该在直流母线之上使用DC/DC电源模块。 智能一体化电源系统在设计上主要是采用一体化的方式来进行配置，不管是在分析处理数据信息还是在监测模块的时候，可通过使用DL/T860（IEC61850）标准建模与信息化平台并接。此外，智能变电站的一体化电源系统主要通过采用集中管理以及测控各子单元的形式来达到时时监测运行状态的目的。 3 500kV智能变电站的一体化电源功能分析 3.1自动转换开关电器（ATS） 交流进线监控模块不但具有备用电源自动投切的功能，还可对每段母线的电流、电压以及断路器运行状态等进行时时监测。一般来说，备用电源自动投切功能应该要符合以下几个方面的要求：（1）确保当工作电源的断路器处在断开状态的时候，在备用电源电压依然正常且工作母线无电压的情况下才使用备用电源。（2）若在电源由人工手断开的情况下，禁止启动自动投入模块。（3）自动投入模块仅仅动作一次且必须延时。（4）当工作的电源供电恢复正常之后，必须要由人工来进行切换回路。（5）自动投入模块在工作母线发生故障状态下禁止动作。 3.2充电单元 对于充电单元来说，首先应该要具有蓄电池的充电特性，具备自动控制转换均充、浮充的功能，以此来避免蓄电池出现过充或者欠充状态，给蓄电池的使用寿命造成影响。同时，蓄电池还还应该要具备成功率因数校正作用，以便增强电网电能质以及不断提高充电的效率。此外，在每一个充电模块的内部都应可单独工作，具备单独监控的功能。处在正常工作状态时，充电模块、充电监控模块二者在接受充电监控模块的指令的同时还应该保持通信。当充电监控模块停止工作或者出现故障的时候，充电模块还应该继续正常运作。 3.3蓄电池组 每一套蓄电池监测模块应与每组蓄电池匹配。一般来说，蓄电池监测模的功能主要包括有两个方面，一方面对蓄电池组电压、单体电压进行监测，另一方面测量蓄电池组温度。 3.4逆变电源 液晶汉显人机对话界面以及信息一体化平台交互是变电源监控模块两个最显著的功能。逆变电源监控模块发生故障的时候出现的几种情形：欠报警且输入电压过、欠报警且旁路交流电压过、逆变电源装置出口发生短路关机信号或者出现过载现象、逆变器故障报警。逆变电源监控模块运行的时候出现的几种情形为：正常输入电流和电压；正常输出电流、电压以及频率；旁路开关位、逆变电源运行状态指示；负载百分比；旁路交流电压。 3.5通信电源 与逆变电源相同，液晶汉显人机对话界面以及信息一体化平台交互是通信电源监控模块的两大作用。同时，通信电源监控模块的抗干扰能力极强，可有效监测各种工作状态、查询信息以及设置系统参数。一般来说，当通信电源监控模块发生故障的时候，通信模块依然可以正常运作不受到任何影响。同时，通信电源监控模块还可储存过往历史警告相关记录，保障及时掉电后也不会消失。 4分析变电站用电电源中隐藏的问题 现阶段，很多变电站并没有重视起站用交流电源系统，它缺乏相应的自动化水平。变电站内部大的直流电源系统，只有少数的报警信息向着变电站综合自动化系统内部进行了接入，通信电源、逆变电源等都没有构成协调工作和统一管理的机制，对于无人值班及综合自动化系统的要求还很难给予适应。 首先，整合机制在站用电源中比较缺乏，系统化管理还难以形成。站内的UPS电源系统、通信电源系统、直流系统和交流电源系统通常有多个供应商制造与安装，一般不存在兼容的通信规约，这样对于网化的系统管理还很难予以实现，在具体的运作中，也通过多个工作人员完成管理，制约了技术水平的提升和设备的管理，并且，很难统一处理站用子系统中出现的协调问题。 其次，有一定的问题存在于站用电源系统可靠性中。因为难以通过网络化形式挂历站用电源信息，进而就难以实时的监测站用电源信息，告警信息和故障信息就缺少综合研究的平台系统，通过不同专业的巡检人员管理各个电源系统，从而导致很难有效地分析和判断各个电源系统的运行情况，很难第一时间发现所存在的隐患问题。例如，没有安排专门的人员或者根本没有人管理UPS的蓄电池，没有精细的管理通信蓄电池，发生紧急状况时，对于相关要求很难给予满足。避雷器参数的选择、避雷设备的配置、安装位置等也会由于缺少一致性的电源直流交流系统而很难有效的解决。因为对于直流母线上的纹波，充电模块均流回比较敏感，所以，应该统一地管理母线所接负荷，例如，反馈电流等就需要统一进行管理。 5 500kV智能变电站异常处理方法 一般来说，500kV智能变电站主要是UPS电源模块、电池单体发生异常，根据异常情况给予处理，具体如下。
变电站事故处理应急预案编制导则
变电站事故处理应急预 案编制导则 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
变电站事故处理应急预案编制导则 一、事故处理原则 1．迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行； 2. 尽快恢复对已停电的用户供电； 3．如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 二、事故处理的一般步骤 1．详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况； 2．向主管领导和部门汇报； 3．判断事故性质及按照预案进行事故处理； 4．根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电；
5．详细记录事故处理经过。 三、编制各类事故处理预案的提纲 1．人身伤亡事故处理预案 1．1人身触电事故 根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离（包括一、二次设备），同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 1． 2人身中毒事故 通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 1． 3人身遭物体打击事故 严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 1． 4高空坠落事故
注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 2．电网事故处理预案 3． 1误操作事故 误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作；若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。 2．2全站主要进线电源失电（要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 按照调度规程有关规定进行处理。 2．3各级电压等级的母线全停事故 2．4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸 2． 5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故
220kV变电站主变中性点运行方式
220kV变电站主变中性点运行方式 摘要：220kV主变中性点接地方式与电网结构、绝缘水平、供电可靠性、保护的配置及发生接地故障时的短路电流及分布等方面都有很大的关系。本文介绍了变压器中性点的几种运行方式及其特点，分析了220kV变电站主变中性点正常情况下的运行方式，及其零序网络。 关键词：主变；运行方式；零序网络 引言 电网中变压器中性点接地方式的选择，对电网的安全经济运行具有重要的作用。它与电网的绝缘水平、保护配置、系统的供电可靠性、发生接地故障时的短路电流及分布等关系密切[1]。 一、变压器中性点运行方式 三相交流电力系统中，变压器的中性点有三种运行方式：中性点不接地、中性点经阻抗或消弧线圈接地、中性点直接接地。 （一）中性点不接地 中性点不接地系统发生单相短路时，故障相电压为零，正常相电压为原来的3倍，中性点电位由零变为相电压，
此时的短路电流为电容电流，线电压不变。因此变压器中 性点不接地方式运行对变压器的绝缘工频耐压水平要求更高，由于电容电流较小，当发生单相接地故障时，允许系统短时运行，提高了系统的可靠性。 中性点不接地系统中，零序网络没有形成回路，在发生不平衡故障时，系统中没有零序阻抗，也不会产生零序电流。 （二）中性点经消弧线圈接地 对于线路较长的系统，输电导线对地电容较大，因而电容电流较大，中性点消弧线圈可以有效补偿电容电流，泄放线路上的过剩电荷来限制过电压。然而，这种接地方式会使中性点电位升高，对变压器中性点绝缘要求较高。 （三）中性点直接接地 当发生单相短路故障时，中性点直接接地系统的故障点短路电流较大，会引起停电，同时对运行人员及设备的安全构成威胁。但这种运行方式下，中性点电位稳定，接近于零，正常相电压不变，不易引起相间短路。 中性点直接接地方式多见于110kV以上的电网。因为110 kV以上的电网单相接地的概率比中低压电网小，所以只要提高输电线路的耐雷水平，安装自动重合闸装置，就可以基本实现系统的安全运行[2]。 二、220kV站主变中性点运行方式与继电保护的配合 调度运行方式规定，220kV变电站主变中性点接地的原
解析智能变电站二次系统异常智能处理技术
解析智能变电站二次系统异常智能处理技术 发表时间：2019-04-11T16:14:52.703Z 来源：《电力设备》2018年第30期作者：汪海兵 [导读] 摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的现代化建设的发展也日新月异。 (南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司江苏南京 210000) 摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的现代化建设的发展也日新月异。科技的进步给各个领域的发展都起到了很大的推动作用，在电网系统的设计中，电力设备水平和技术的提高给电力发展带来了许多的便利，传统的变电站已经无法满足人们日常的用电需求，因此，智能变电站的推广是变电站未来发展的必然趋势。信息时代给人们的生活带来了很多科技的创新，智能化不仅提高了工作效率，还减少了人工工作量。在变电站系统中，二次系统是变电站系统的核心，因此，对于智能变电站二次系统异常智能处理技术的探究，也是科技创新要走的重要一步。 关键词：智能变电站；二次系统异常；智能处理技术 引言 一般而言，智能变电站在发生故障情况时，会在变电站的实时监控系统中出现一定的故障特征信息。故障特征信息大致可分为动态监测信息和静态配置信息两大类，其中，动态监测信息主要包括：智能变电站综合自动告警信息、录波异常故障信息、二次系统网络设备以及通信网络实时监测信息等；静态配置信息主要包括：智能电子设备及二次系统网络的配置信息等。当智能变电站出现异常情况时，第一时间要做的是根据获取的异常特征信息，进行故障诊断分析，进而判断异常位置、原因及故障性质，生成异常结果分析报告，为运维人员进行异常处理及恢复供电提供方案。智能变电站的二次系统主要由变电站站内起到控制、测量、检测等作用的智能电子元器件以及网络通信组成。随着变电站智能化进程的加快，智能变电站二次系统改变了传统监测信息孤岛的现象，网络化逐渐加强，二次系统的结构及运行环境也日趋复杂，对电网的安全稳定运行产生着不可小觑的影响。因此，要求运维人员能够实时掌握智能变电站二次系统常发生的异常情况，在遇见异常现象发生时，能够快速、准确地处理，以有效保障变电站的安全稳定运行。 1二次系统的试验流程 系统在进行试验时，一般包括四个内容，分别是出厂设备检验，安装功能调整，系统功能调整和设备系统启动。在试验之前首先要对相关的设备性能和常规参数进行检查，必须要有合格的检测标准和验收文件。不同的系统配置要求也不同，所以要有针对性的对出厂不同的设备进行软件的开发和系统的优化。系统出厂之前要进行相关的环境模拟测试，不同的设备会有不同的测试结果，对于出现问题的设备要及时地改进和修正，确保出厂时系统正常。二次设备出厂时也要严格的检查，必须要按照严格的标准和技术规范来要求设备的出厂质量。安装功能的调试主要是对不同的装置进行分类管理，还要确保这些设备能够通过一定的质量测试。最后的系统调试要在设备安装完成之后进行，还要对设备的监控系统和运动通信系统进行详细的检查和测试，确保质量达标。在对各个设备完成系统性能调试后，要对二次系统的性能指标进行转换，这些完成以后还要对设备进行启动调试，启动调试一般是在设备传动性完成之后再进行，所有的设备完成调试之后就可以进行统一的检测，系统的整体控制是自带保护性的，一般通过自动保护装置来进行。 2智能变电站二次系统故障诊断流程 当二次系统出现异常情况时，会通过监测平台显示实时的异常特征信息。这对以变电站二次系统的异常诊断非常重要，是进行异常故障诊断的依据。相应的诊断流程如下：（1）对站内的实时监测异常特征信息进行收集、筛选和分类。（2）对异常特征信息进行特殊的算法推理，推断出可能出现异常的设备及网络。（3）依据通信网络报文记录的信息进行设备及网络校验，以进一步分析设备及网络的运行情况。（4）当收集到由开关动作引起异常告警时，将对异常开关的相关装置以及相应通信部分进行异常诊断判别，推理出造成异常动作的原因。（5）经综合异常诊断后，输出结果。智能变电站二次系统异常智能诊断流程图，如图1所示。 图1智能变电站二次系统异常智能诊断流程图 3异常处理关键技术 智能变电站的二次系统的验收范围较广，在异常处理的时候，智能变电站二次系统异常智能处理技术涉及到很多的方面，重点分析的是一些与变电站常规检查不同的试验内容。
110kV变电所典型事故案例
110kV 变电所典型事故案列
第一章110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方 式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离 开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 、单母分段接线: I 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线:
■—- □ d n 点。 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。
第二章110kV 变电所主要的保护配置 一、 线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障， 以保证非故障设备的正常运行。 1、 10kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、 35kV 线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、 主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还 要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性， 因此必须根据变压器的容量和重要程度 装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路 ?绕 组的匝间短路和单相接地短路。 发生本体故障是很危险的因为短路电流产生的电弧不仅 会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气 体，还可能引起变压器油箱的爆炸。 变压器的引出线故障， 主要是引出线上绝缘套管的 故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 以下接合主接线图， 分析一下主变 保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。 正常 保护范围为主变三侧差动 CT 之间。 2、 主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过 流保护。 （1）复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件 HOkVI nokvn JrHU± （负序及相间电
变电站运行规程
变电站运行规程
变电站运行规程
第一章总则 第一节本规程编写依据和适用范围 第一条本规程依据： 1. 部颁电力工业技术管理法规。 2. 部颁电业安全工作规程《发电厂和变电所电气部分》 3. 部颁电气事故处理规程。 4. 部颁电力变压器运行规程。 5. 部颁蓄电池运行规程。 6. 部颁继电保护及自动装置运行管理规程。 7. 部颁电气设备预防性试验规程。 8. 省、中调、地调度规程。 9. 其它有关规程制度技措及技术资料。 第二条本规程的目的： 1. 为各变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。 2. 倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。 3. 对各变电站值班人员起技术培训作用。 第三条适用范围： 1. 全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定运行进行设备的运行、维护和事故处理工作。 4. 变电站班长每周至少对本站设备全部巡查一次。
5，设备专责人对所辖设备每月最少一次全面检查。 二、设备巡视检查项目： 1. 瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。 2. 注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损，吸潮剂无变色。 3. 设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。 4. 导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，试温片不应熔化，雨天无水汽蒸发现象. 接头及连接处温度不得超过70℃。雪天无融雪现象。 5. 所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。 6. 变压器冷却装置是否正常。检查变压器的油温、瓦斯继电器的油面和连接的油门是否正常，防爆管的隔膜是否完整无损。 7. 油开关安全阀是否良好，避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。 8. 设备加热应按要求投解，分线箱门应关好，防止进水、潮气及小动物。 9. 主控室、配电室、所用变室的门、窗、门栓应良好，照明应充足，温度<室内)要适宜。 10. 蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流应符合要求。备用电池约放电电流要符合要求，维护直流母线电压要调整电池端电池电压调整器。
变电站事故分析及处理
1 事故处理的主要任务 1)及时发现事故，尽快限制事故的发展和扩大，消除事故的根源，迅速解除事故对人身和设备的威胁。 2)尽一切可能确保设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 3)密切与调度员联系，尽快恢复对已停用户供电，特别是要尽可能确保重要用户的供电。 4)调整电网运行方式，使其恢复正常。 2 处理事故的一般原则 1)电网发生事故或异常情况时，运行值班员必须冷静、沉着、正确判断事故情况，不可慌乱匆忙或未经慎重考虑即行处理，以免造成事故的发展和扩大。 2)迅速、准确地向当值调度员汇报如下情况： ①异常现象、异常设备及其它有关情况； ②事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间； ③保护装置的动作情况； ④频率、电压及潮流的变化情况； ⑤人身安全及设备损坏情况； ⑥若未能及时全面了解情况，可先做简单汇报，待详细检查清楚后，再做具体汇报。 3)处理事故，凡涉及到设备操作，必须得到所辖调度的命令或同意。 4)处理事故时，值长、主值、副值均应坚守岗位，不可擅自离开，
随时保持通讯联系。 5)处理事故时，地调向运行人员发命令时，运行人员应立即执行，并将执行结果同时汇报地调。 6)处理事故时，除领导和有关人员外，其它无关工作人员均应退出事故现场。 7)处理事故时，值班员应迅速执行当值调度员一切指令。若值班员认为当值调度员有错误时，应予指出，当值班员仍确定自己的指令是正确的，值班员应立即执行。但直接威胁人身和设备安全的指令，任何情况下均不得执行，并将拒绝理由汇报当值调度员和上级领导。 8）处理事故时，当值班员对当值调度员的指令不了解或有疑问时，应询问明白后再执行。 9）事故处理中出现下列情况，值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报当值调度员： ①运行中设备受损伤威胁，应加以隔离； ②直接对人身有严重威胁的设备停电； ③确认无来电的可能，将已损坏的设备隔离。 10）交接班时发生事故，且交接班后的签字手续尚未完成，仍由交班者负责处理，接班者协助处理。事故处理告一段落或已结束，才允许交接班。 11）处理事故中，值班员必须集中精力。事故处理结束后，应详细记录事故发生原因、现象以及处理经过，并将上述情况汇报调度。
110kV变电站电气主接线及运行方式
110kV变电站电气主接线及运行方式 变电站电气主接线是指高压电气设备通过连线组成的接受或者分配电能的电路。其形式与电力系统整体及变电所的运行可靠性、灵活性和经济性密切相关,并且对电气设备选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。所以,主接线设计是一个综合性问题,应根据电力系统发展要求,着重分析变电所在系统中所处的地位、性质、规模及电气设备特点等,做出符合实际需要的经济合理的电气主接线。 一变电所主接线基本要求 1．1 保证必要的供电可靠性和电能质量。 保证供电可靠性和电能质量是对主接线设计的最基本要求，当系统发生故障时,要求停电范围小,恢复供电快，电压、频率和供电连续可靠是表征电能质量的基本指标,主接线应在各种运行方式下都能满足这方面的要求。 1. 2 具有一定的灵活性和方便性。 主接线应能适应各种运行状态,灵活地进行运行方式切换，能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化，在改变运行方式时操作方便,便于变电所的扩建。 1. 3 具有经济性。 在确保供电可靠、满足电能质量的前提下,应尽量节省建设投资和运行费用,减少用地面积。 1. 4 简化主接线。 配网自动化、变电所无人化是现代电网发展的必然趋势,简化主接线为这一技术的全面实施创造了更为有利的条件。 1. 5 设计标准化。 同类型变电所采用相同的主接线形式,可使主接线规范化、标准化,有利于系统运行和设备检修。 1. 6 具有发展和扩建的可能性。 变电站电气主接线应根据发展的需要具有一定的扩展性。 二变电所主接线基本形式的变化 随着电力系统的发展，调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用,变电所电气主接线形式亦有了很大变化。目前常用的主接线形式有:单母线、单母线带旁路母线、单母线分段、单母线分段带旁路、双母线、双母线分段带旁路、一个半断路器接线、桥形接线及线路变压器组接线等。从形式上看,主接线的发展过程是由简单到复杂,再由复杂到简单的过程。在当今的技术环境中, 随着新技术、高质量电气产品广泛应用,在某些条件下采用简单主接线方式比复杂主接线方式更可靠、更安全,变电所主接线日趋简化。因此,变电所电气主接线形式应根据可靠性、灵活性、经济性及技术环境统一性来决定。 三 110kV变电站的主接线选择 在电力系统和变电所设计中,根据变电所在系统中的地位和作用,可把电网中110kV变电所分为终端变电所和中间变电所两大类。下面就这两类变电所高压侧电气主接线模式作一分析。 3. 1 110kV终端变电所主接线模式分析
变电站倒闸操作学习
变电站的倒闸操作学习（一） 目录 一、倒闸操作的定义、电气设备状态内容、重要性。 二、倒闸操作的类别、基本任务、基本内容、原则、操作前的思考。 三、倒闸操作的要求。 1、技术人员技术水平要求。 2、组织措施及一些规定的要求。 3、技术措施及一些规定的要求。 四、电气设备倒闸操作的实施过程及要求。 五、倒闸操作中应注意的其它事项。 六、变电站的遥控操作 七、倒闸操作实例学习。 一、变电站的倒闸操作的定义 电气设备由一种状态转变成另一种状态或由一种运行方式转换成另一种运行方式所要进行的有序操作叫倒闸操作。变电站的倒闸操作内容涉及了安全规程、技术规程、运行管理规程、继电保护技术规程、站内的保护投运情况、设备的结构、性能、运行方式、实际运行情况等内容。体现了变电站值班员的综合技能水平。变电站的电气设备可分为：运行、热备用、冷备用、检修四种状态。倒闸操作遵循的基本规律就是按以下顺序转换状态：即设备停电时，其顺序由运行→热备用→冷备用→检修。设备供电时，其顺序相反。运行方式的改变时通过多台设备状态的改变来实现的。 电气设备每个基本状态的内容 1、运行：设备的刀闸及开关都在合上位置，保护和自动装置以及二次设备按规定投入，设备带有规定电压的状态。
2、热备用：设备的开关断开，而刀闸在合上位置。此状态下如无特殊要求，保护均应在运行状态。 3、冷备用：设备没有故障，也无安全措施，刀闸及开关都在断开位置，可以随时投入运行状态。 4、检修：设备的所有开关、刀闸均断开，并装设接地线或合上接地刀闸的状态。 5、运行方式：指站内电气设备主接线方式、设备状态及保护和自动装置等运用情况。 倒闸操作工作的重要性 倒闸操作是一项重要而复杂的工作，既有一次设备的操作也有二次设备的操作,少者两三步，多着上百步。其工作内容一般涉及到：正常修试、调整负荷及运行方式、消除缺陷、处理事故，贯穿于整个变电站的运行工作中。因此说倒闸操作的规范性和正确性不仅关系到电力系统安全和稳定运行还关系着电气设备上的工作人员与操作人员的安全。误操作的发生可能导致全站断电，严重时还会造成系统的崩溃。所以说值班员要从思想上高度注视此项工作，为避免误操作的发生，保证操作的安全，除了紧急情况与事故处理，一般不在交接班和高峰期间安排倒闸操作，尽量安排在低谷段进行操作，避免对用电车间的影响及厂内供电网络造成不必要的冲击。因为进行这些工作时，有的需要变换运行方式而进行倒换电气设备的一系列操作，在整个过程中稍有不慎将会出现断电、短路的事故，因此要求技术人员、管理人员、操作人员严格执行规章制度，尤其是管技人员应带头执行和遵守规章制度。在操作中要思想集中，认真负责。 二、倒闸操作的类别 正常计划操作，事故状态操作，与新设备投入操作三大类。 倒闸操作的基本任务 1、电气设备四种运行状态的互换。 2、改变一次回路运行方式。 3、二次回路上工作。 4、事故和异常处理。 5、继电保护及自动装置的投退和更改保护定值。 6、直流系统的工作。（切换、充放电） 倒闸操作的基本内容 1、线路停送电操作。 2、变压器停送电操作。 3、母线倒换、停送电操作。 4、发电机并网、解列操作。 5、变压器合环、解列操作。 6、继电保护及自动装置的投退操作。 7、站用电、直流回路、二次回路的操作。 做好倒闸操作前的思考工作 1、了解清楚我分厂110KV站及10KV站的运行方式及设备实际运行情况和生产工艺的要求。 2、倒闸操作的类别。 3、确定操作时设备的状态的改变还是运行方式的改变。,制定的运行方式要安全、经济。 4、遵循安全、技术操作规程及倒闸操作的原则。安全措施到位，要求从技术措施与组织措施两个方面100%的做到。 5、做好操作过程危险点的预知，进行分析制定详细的预控措施，防止意外发生。 6、进行事故预想，从电气操作出现最坏情况出发，结合实际生产的情况，全面考虑按应急方案与应急处置方案的具体步骤执行。 倒闸操作的原则 ?熟知倒闸操作的原则：从实际生产情况出发以“安全第一”为原则，本着保证生产车间用电及电气设备能安全、正常、经济运行为目的。遵循以下原则：1、不发生误操作而出现断电或人为事故。2、尽量不影响生产车间的用电或少影响生产车间的用电。3、操作的顺序以先低压后高压，先负荷后电源，先停开关后拉刀闸，送电相反的顺序操作。严禁带负荷拉合隔离刀闸。3、尽量不对系统造成扰动而影响系统的安全运行。4、再无特殊要求和必要时不得将保护退出运行。5、改变运行方式需要进行系统并解列操作与变压器的合环解列操作时要遵循国家电力规程中的规定条件。6、事故状态下的操作要以“先拉后合再调整”为原则，严禁在不明情况与事故点不明确的情况下强行送电，避免造成二次事故，扩大断电范围。7、遵循国
智能变电站异常处理
1 智能变电站二次设备典型缺陷处理方法 1.1 虚端子异常 智能变电站装置之间交互的SV、GOOSE虚端子在调试过程中已确定于SCD中，並下装至装置内部，在不更改SCD的情况下，虚端子连接不发生变化，因此，在已运行智能变电站中，虚端子异常较少出现。 1.2 光纤回路异常 智能变电站中光纤回路代替常规电缆回路的作用，其重要性不言而喻。光纤回路主要有以下两种异常： 1.2.1 光纤中断 异常影响：该光纤中二次设备之间交互的数据中断，造成变电站结构发生断裂，失去对一次设备的监控及保护。 异常表现：监控后台显示相关间隔数据断链。 处理方法：由监控后台显示的报文以及SCD文件分析光纤异常位置，在退出相关二次设备后，用光功率计、光衰耗计检查该光纤回路的完好性，若确实发生中断，更换备用光纤芯。 1.2.2 光纤衰耗过大 异常影响：该光纤中二次设备之间交互的数据不定时、不定期发生中断，造成变电站结构发生断裂，失去对一次设备的监控及保护。 异常表现：监控后台显示相关间隔数据断链，一定时间后复归，可能会重复出现。 处理方法：由监控后台显示的报文以及SCD文件分析光纤异常位置，在退出相关二次设备后，用光功率计、光衰耗计检查该光纤回路的是否衰耗过大，采用酒精棉对光纤接头进行擦拭，再次用光功率计、光衰耗计进行测量，若不能改善，则更换备用光纤芯。 1.3 数据断链异常 1.3.1 异常原因 数据断链异常是智能变电站最常见的异常之一，也是危害最大的异常之一。造成数据断链的原因很多，以下为常见原因： （1）物理回路异常
物理回路异常主要指光纤回路异常，包括光纤终端，光纤衰耗过大等。处理方法见4.2。 （2）物理端口异常 物理端口异常主要指二次设备光端口在长期运行的情况下，出现端口过热，物理松动等原因造成的数据发送问题，与装置的运行环境，产品质量有关。 （3）软件运行异常 软件运行异常主要指二次设备在长时间运行时，程序软件出现运行异常，逻辑BUG等造成的数据发送问题。 （4）网络风暴 网络风暴主要指在变电站拓扑中，交换机配置、运行出现问题，或网络拓扑结构异常造成的大量数据在网络交互，导致正常数据无法进行处理的异常现象。 1.3.2 处理方法 在发生数据断链异常时，运维人员应及时向有关部门汇报，並保存现场监控报文，查询网路报文分析仪在该时刻记录的报文并予以保存。数据断链异常处理过程大致如下： （1）读取监控报文，详细记录报文内容，异常发生的准确时间； （2）判断是否由于其他原因造成的数据断链，如装置失电等； （2）由报文内容判断断链发生的位置、断链回路类型（点对点/组网），或根据监控过程层网络结构图判断断链发生的装置、回路类型； （3）根据监控报文时间，在网络报文分析仪上找到该时间的网络报文，并做好记录工作； （4）检查订阅端装置自检告警，确认断链回路； （5）检查该回路光纤连接是否完好； （6）检查网络报文分析仪上，该断链回路的发送端是否正常发送，是否存在丢帧，是否存在帧离散度过大的现象；（网络报文分析仪会以红色字体显示异常发生的时刻，以及异常名称）；
关于500kV智能变电站的一体化电源运用分析和异常处理
关于500kV智能变电站的一体化电源运用分析和异常处理 文章主要分析一体化电源运用以及日常几种异常处理情况，望为500kV智能变电站日后的应用提供有效的借鉴和参考。 标签：500kV智能变电站；一体化电源；异常处理 前言 近年，经济快速发展，我国供电系统也在不断完善和进步，500kV智能变电站在日常生活中得到了广泛的应用。但从实际情况看，我国在500kV智能变电站在一体化电源技术运用方面依然存在不足，影响到其安全性和正常运行。因此，重视智能变电站的一体化电源技术研究，加强异常处理，才能从根本上发挥出500kV智能变电站的应用价值。 1 500kV智能变电站的一体化电源系统组成 对于500kV智能变电站的一体化电源系来说，其为全站提供的工作电源（交流电源380V/220V、直流电源DC220V或DC110V、通信用直流电源DC48V）应该高效安全、稳定可靠。其系统组除了包括ATS以及逆变电源、充电单元之外，还包括有各类监控管理模块以及蓄电池。同时，对于通信电源来说，禁止单独设置充电装置或者蓄电池，而应该在直流母线之上使用DC/DC电源模块。 智能一体化电源系统在设计上主要是采用一体化的方式来进行配置，不管是在分析处理数据信息还是在监测模块的时候，可通过使用DL/T860（IEC61850）标准建模与信息化平台并接。此外，智能变电站的一体化电源系统主要通过采用集中管理以及测控各子单元的形式来达到时时监测运行状态的目的[1]。 2 500kV智能变电站的一体化电源功能分析 2.1 自动转换开关电器（ATS） 交流进线监控模块不但具有备用电源自动投切的功能，还可对每段母线的电流、电压以及断路器运行状态等进行时时监测。一般来说，备用电源自动投切功能应该要符合以下几个方面的要求：（1）确保当工作电源的断路器处在断开状态的时候，在备用电源电压依然正常且工作母线无电压的情况下才使用备用电源。（2）若在电源由人工手断开的情况下，禁止启动自动投入模块。（3）自动投入模块仅仅动作一次且必须延时。（4）当工作的电源供电恢复正常之后，必须要由人工来进行切换回路。（5）自动投入模块在工作母线发生故障状态下禁止动作[2]。（6）自动模块发出动作的时间应该要与警信号发出时间相同。此外，交流监控模块的功能还包括信息一体化平台交互、液晶汉显人机对话界面、分析处理数据信息。
变电站值班员-异常及事故处理(权威)
变电站值班员——异常运行及事故处理 1、什么叫事故处理？事故处理常用的操作种类有哪些？ 答： 是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。种类： 试送、强送、限电、拉闸限电、保安电、开放负荷。 2、断路器在哪些异常情况下应立即停电处理？ 答： 1、"套管有严重破损和放电现象； 2、"多油开关内部有爆裂声； 3、"少油开关灭弧室冒烟或内部有异常声响； 4、"油开关严重漏油，看不到油位； 5、"SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号； 6、"真空开关出现真空损坏的丝丝声； 7、"液压机构突然失压到零； 8、"设备外壳破裂或突然严重变形、过热、冒烟。 3、主变压器在那些异常情况下应立即停止运行？ 答： 1、"有强烈而不均匀的噪音或内部有爆裂的火花放电声； 2、"上层温与平时记录比较，在同样负荷、气温和冷却条件下温度高出10℃以上，且油温不断上升时（确认温度表指示正常）；
3、"油枕或防爆管破裂向外喷油（应鉴别呼吸器通道无闭塞）； 4、"油色变化过甚，油内出现炭质； 5、"套管破裂并有严重放电现象； 6、"严重漏油致油枕及瓦斯继电器看不到油面； 7、"变压器着火； 8、"达到《红外测温工作标准》规定必须停电的条件。 4、互感器有哪些异常情况下应立即停止运行？ 答： 1、"内部有放电声； 2、"有焦臭味或冒烟、喷油； 3、"套管破裂、闪络放电； 4、"温度升高并不断发展； 5、"严重漏油。 5、液压机构的断路器在运行中液压降到零如何处理？ 答： 液压机构的断路器在运行中由于某种故障液压降到零，处理时，首先应用卡板将断路器卡死在合闸位置，然后断开控制电源的熔断器。１、如有旁路断路器则立即改变运行方式，带出负荷。将零压断路器两侧隔离开关拉开，然后查找原因。２、若无旁路断路器，又不允许停电的，可在开关机械闭锁的情况下带电处理。 5、液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时应如何处理？ 答：
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析(扫描版)
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析 [摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 [关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。 为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。 说明，此案例分析以FHS变电站为主。 本案例分析的知识点： （1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。 （2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。 （3）单相瞬时性接地故障的处理方法。 （4）保护动作信号分析。 （5）单相重合闸分析。 （6）单相重合闸动作时限选择分析。 （7）录波图信息分析。 （8）微机打印报告信息分析。 一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念 在我国，电力系统中性点接地方式有三种： （1）中性点直接接地方式。 （2）中性点经消弧线圈接地方式。 （3）中性点不接地方式。 110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。 中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。 大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。 我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。