箱变测控装置通讯故障分析
变电站自动化监控系统通讯故障与处理措施
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日常维护
对通讯设备进行日常维护，包括清洁设备、检查散热装置等，以保持设备良 好的运行状态。
定期检修与保养
定期检修
根据设备情况和实际需求，制定定期检修计划，对通讯设备进行全面检查和维修 ，确保其正常运行。
保养建议
根据设备类型和实际运行情况，制定相应的保养计划，包括更换润滑油、清洗散 热网等，以延长设备使用寿命。
通讯故障可能导致设备之间的信息交互受阻， 使得设备无法正常运行，严重时可能导致设备 损坏。
安全风险增加
通讯故障可能导致监控系统无法实时监测变电 站的运行状态，从而无法及时发现并处理潜在 的安全风险。
通讯故障的常见原因
传输介质故障
如光纤断裂、电缆损坏等，导致信 息传输中断或错误。
接口设备故障
如交换机、路由器等设备的硬件或 软件故障，影响信息的正常传输和 接收。
通讯故障的分类
通讯故障主要分为硬件故障和软件故障两类。硬件故障包括 传输设备、接口设备等物理部件的损坏或性能异常；软件故 障则包括协议错误、配置错误等软件程序的缺陷。
通讯故障对变电站的影响
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电力供应中断
通讯故障可能导致变电站无法及时接收调度指 令，从而影响电力供应的稳定性和可靠性。
设备运行异常
预防性维护计划
预防性维护
采取预防性维护措施，定期检查、测试通 讯设备的性能，及时发现并处理潜在问题 ，防止故障发生。
VS
维护记录
建立和维护通讯设备的维护记录，记录设 备的检修、保养和故障处理情况，为后续 维护提供参考。
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案例分析与应用
案例一
故障现象
某变电站自动化监控系统在运行过程中出现通讯中断， 无法正常传输数据。
专变终端常见故障分析处理
专变终端常见故障分析处理专变终端常见故障分析处理一、通讯类故障：（一）故障现象：终端安装到现场后，无法获得IP地址，无法注册前臵机。
观察信号强度发现只有一格或没有，重启终端后发现状态栏显示的终端信号强度小于13。
用场强测试仪测试周围发现信号强度衰减数值为：－80B～－95B。
原因分析：这是由于现场GPRS信号强度较弱造成。
解决方法：将这些终端逻辑地址、大用户名称以及地址统计出来并提交移动公司或者提交给终端厂家并邀请终端厂家、移动公司共同协商解决方案。
（二）故障现象：终端安装到现场后，在打开电屏门的状态下，终端可以正常上线并通过主站的联调；但是安装队关上柜门并离开现场一段时间后，由于现场停电等原因导致终端下线，发现终端掉线并再也无法重新上线。
原因分析：这是由于现场GPRS信号强度较弱造成。
但与第一点不同的是，终端所在电房周围的信号强度比较大，可以满足终端上线的要求，只是由于电屏门关闭后由于柜门对信号有较强的衰减作用导致柜内终端无法接收外界的信号，一旦终端掉线就需要重新进行拨号并注册网络，此时如果信号强度不够的话则极有可能导致终端无法成功注册前臵机。
这种现象一般出现现在箱变内比较多。
解决方法：针对此类终端，可加装外引天线，通过场强测试仪找到一个安全可靠并且信号强度较强的位臵安臵好外臵天线的接收端（三）故障现象：终端安装到现场后，终端可以正常拨号并显示信号强度，但是无法正常通过身份验证并获得IP地址，也没有相应的提示信息显示。
原因分析：这种现象的可能原因如下：1）SIM卡相关业务开通异常或SIM卡欠费等，导致SIM卡无法通过身份验证导致拨号失败。
解决方法：针对此类终端，可将终端中的SIM卡取出并清除干净SIM卡表面的污垢后重新装入终端，同时检查确信终端的天线连接紧固，在现场信号强度达到要求的情况下，一般可以解决问题，否则可考虑更换终端。
（四）故障现象：终端安装现场信号强度大于18，终端可以通过身份验证并获得IP 地址，但是注册前臵机失败，终端显示“登陆前臵机失败，休眠5分钟”的信息。
智能箱变测控装置的研究
智能箱变测控装置的研究光伏行业发展迅速，但部分光伏电站存在结构复杂的问题，本文提出一种新的解决方案，将测控和通讯合二为一成为一种新型的测控装置。
文中，对测控装置的组成进行了详细的介绍，并对产品的创新性进行了归纳和总结。
通过现场运行得到了用户的肯定和认可。
关键词：太阳能;智能箱变测控;通讯管理机1.技术背景太阳能是未来最清洁、安全和可靠的能源，发达国家正在把太阳能的开发利用作为能源革命主要内容长期规划。
近年来，太阳能开发利用规模快速扩大，技术进步和产业升级加快，成本显著降低，已成为全球能源转型的重要领域[1]。
我国76%的国土光照充沛，光能资源分布较为均匀;与水电、风电、核电等相比，太阳能发电没有任何排放和噪声，应用技术成熟，安全可靠;除大规模并网发电和离网应用以外，太阳能还可以通过抽水、超导、蓄电池、制氢等多种方式储存，太阳能+蓄能几乎可以满足中国未来稳定的能源需求。
此外，太阳能光伏发电系统的装配几乎不受地域限制，对地理条件的要求不高，从南到北，从东到西，只要有光照的地方，都可以裝配光伏发电系统[2]。
2.装置概述目前大部分光伏发电单元内汇流箱、逆变器、箱变等设备先把信息送至通讯管理机，再由光纤收发器上传到综自系统，系统结构如图1所示，系统中各组成设备之间的连线如图中虚线所示，由此可以看出整个系统的接线过于繁多，增加了故障率，同时也增加了投资成本，不利于以后系统故障的排查。
我公司在传统方案的基础上进行了改进，将通信管理机、光纤交换机和箱变测控保护功能融为一体，完成了信号的采集和数据的传输;不仅简化了光伏发电单元的接线，又提高了系统的稳定性，降低了光伏电站测控通信类设备投资成本。
我公司研发的新一代智能箱变监控装置BHE-336T，可用于箱变的模拟量采集、非电量保护、远方控制和通讯功能。
从而实现升压站对光伏箱变的远程管理和自动化监控，满足光伏电站的“无人值班，少人值守”的运行管理方式。
3.装置组成为了适应光伏电站恶劣的现场环境，箱变监控装置的机箱采用加强型单元磨具机箱，后插拔的插件式结构，方便现场安装和更换。
光伏电站箱式变压器典型故障分析及处理措施
光伏电站箱式变压器典型故障分析及处理措施摘要：现代化生产过程中，国民生活水平的大幅提高，用电需求也前所未有的扩大。
本文对光伏电站箱式变压器的典型故障进行分类分析，在发电送电过程中保障安全使用，满足人们在生产生活中对电气设备的需求。
对变压器的常见故障提出针对性解决措施，促进国家电力检修维护发展和安全生产。
关键词：变压器；故障诊断；绝缘监测引言：变压器作为压力容器的一个分支，在日复一日的运转过程中，承受内外部双重压力，故障的检修维修以及解决措施需要妥善安排。
逐渐提高电力系统的设备运行稳定性，保障光伏发电系统的正常生产，完善光伏电站的设备管理流程，保证国民用电需求正常供应，促进社会良好健康发展。
一、光伏电站箱式变压器的典型故障分析光伏电站箱式变压器的典型故障有三类，大致分为：低压绕组接地故障、高压侧出现断线和高低压侧短路问题。
首先，光伏电站工作运转过程中需要依靠光照，当光照条件不足时，发电单位停止工作，箱式变压器的低压装置容易出现单向接地的故障，待机状态下的逆变器依靠电网吸收电能。
在长期电压升高的情况下，变压器低压侧会出现损耗绝缘设置，甚至由单向接地恶化为多点接地。
在光照充足的条件下，逆变器切换到并网状态，低压绕组接地时，无法产生接地电流，直接降低逆变器的传输效率，减缓光伏发电能力[1]。
其次，高压侧出现断线的故障也是相当棘手的问题，当箱式变压器高压侧引线间断问题发生后，直接导致整个发电机组停止发电。
此时对箱式变压器进行检修维护时，可以明显听见装置内部有异常声响，多数其情况下当装置有异常响动发生时，就可大体判定是高压引线断线的情况，及时采取相应措施处理。
绕组断线的特征明显不同于高压引线断线故障，表现在绕组断线的直流电阻不会出现无穷大的测量结果。
最后，高压和低压侧绕组短路的故障为最常见，在箱式变压器工作状态时，大多数是因为绕组短路问题，具体表现为高低压侧对应的断路器跳闸，还会发生震动喷油等现象，通常可以判定是高低压侧发生相间短路故障。
NSC411U箱变测控保护装置技术说明书
V2.00
南京南自四创电气有限公司 2015 年 6 月
* 本公司保留对此说明书修改的权利，请注意最新版本资料
目 录
1 装置简介.................................................................................................................................................................. 1 2 技术参数.................................................................................................................................................................. 3 2.1 额定参数.......................................................................................................................................................... 3 2.2 主要技术性能.................................................................................................................................................. 3 2.3 绝缘性能...................................
风电光伏箱式变电站的运行状态分析
风电光伏箱式变电站的运行状态分析摘要：箱式变电站在电力体系中发挥重要作用，关于箱式变电站的运行状态分析工作自然不可忽视。
本文首先分析监测箱式变电站运行状态时需要注意的事项，随后阐述检查箱式变电站状态的措施。
关键词：风电；光伏；箱式变电站；技术监督；运行状态分析1箱式变电站的构成与运行特点箱式变电站简称“箱变”，具有组装灵活、方便运输、便于操作，检修维护工作量小等特征，被广泛应用于风电场工程中。
箱变为风电场第一级升压设备，其低压侧电压一般为AC0.69kV，高压侧为AC35kV。
由于风场内各风电机组之间相距较远，为降低发电机回路的电能消耗，减少发电机回路动力电缆的长度和数量，风电机组与箱式变电站一般采用一机一变的单元接线组合方式。
除了海上风电机组等一些箱变置于塔筒内部方案以外，箱变一般安装布置于距离风机塔筒中心约15m处。
箱变将风电机组发出的电能升压至中压等级电压，再通过地埋电缆或架空集电线路送到升压站进行第二级升压。
风电场箱变具有如下运行特征：第一，变压器容量小，空载时间长。
国内陆上风电场单机多为1.5MW、2.0MW、2.5MW机型，容量均不大。
第二，低进高出的连接方式。
风电从箱变低压侧0.69kV进线，高压侧35kV出线，进出线均采用电缆连接方式。
目前多选用0.69kV/35kV的升压变压器升压，然后通过集电线路汇集至升压站35kV配电装置上。
第三，高压侧配置避雷器。
高压侧避雷器与风电机组内部的过电压保护装置组成过电压吸收回路，在高压侧的绝缘设计上应充分考虑避雷器残余电压对高压侧电气设备的影响。
第四，使用环境恶劣。
我国风力资源丰富的地区很多都是在极端温差大、风沙盛行、空气湿度大、盐雾聚集等环境恶劣的地区，箱变在设计生产中还应考虑防尘、防雨、防凝露、防动物进入以及通风散热的要求。
第五，过载时间少。
由于变压器容量一般都比风力发电机容量大，并且风机内部配置有微机自诊断功能，在风机过载时会自动采取限速措施或切机，箱变很少出现过载情况。
箱变故障一般象征、通用检查判断及处理方法参考
箱变故障一般象征、通用检查判断及处理方法参考（谨供参考）因安全生产部运行值班员调考，应现场运行值班人员的建议，结合现场设备实际情况，现将箱变故障处理相关内容整理如下，谨作为大家复习相关知识的参考，更多详细的介绍，请参考变压器、继电保护相关书籍，以及变压器、继电保护运行及事故处理规程的国家标准、行业标准。
由于时间仓促，个人技能水平有限，整理的内容不可避免会有疏漏、不周，欢迎提出意见和建议。
一、故障一般象征1、无论何种原因，导致箱变低压侧断路器跳闸的，该箱变对应的风力发电机组都将出现网络故障。
如果是70FB、71FB、76FB、77FB、89FB等箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国二线所有17台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
如果是73FB、74FB、82FB、83FB、94FB箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国一线所有16台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
2、温度类油温高：测温仪器或者油温表会有显示。
油温不正常升高：超过运行规程规定的温度值。
油温超过极限，超温保护会动作导致低压侧主断路器跳闸。
绕组温度高：就地组件室内有温度计显示。
油温、绕组温度的报警值等，请参照运行规程规定。
3、本体故障类压力释放器动作：低压侧主断路器会跳闸，组件室有大量油，故障严重时油箱可能变形、结合部位会漏油或喷油，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
内部故障（包括匝间短路、绝缘油或绝缘部件因高温分解产生气体等）尚未导致压力释放器动作时：内部油流声音异常，故障相电流增大，三相不平衡，油温不正常升高，内部可能会有放电声甚至爆破音，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
油箱漏油：变压器周围有漏油，组件室油位计指示下降，严重的油箱内部会有放电声。
二、通用的检查判断方法1、网络故障：如果多台风机同时发生网络故障，则可判断为节点风机的箱变跳闸，否则可判断为单台箱变跳闸。
17号箱式变压器低压侧信号异常跳闸处理报告
17号箱式变压器低压侧信号异常跳闸处理报告17号箱式变压器低压侧信号异常跳闸处理报告2017年10月29日，运行人员值班时发现风机监控后台17号风机报机舱400VAC供电防雷反馈丢失故障、风机通讯中断，箱变监控后台17号箱变报警信息为“零序过流跳闸”。
经现场运维人员就地检查发现17号箱变低压侧跳闸，查看测控装置报警信息为“低压零序过流跳闸”，确定需对17号箱变停电进行检查处理，现将本次检查处理过程汇报如下：一、跳闸前运行方式1.220kV汇集站设备运行正常；2.110kV升压站设备运行正常；3.35 kV 五回集电线路运行正常；4.40台箱变运行正常；5.40台风机运行正常。
二、跳闸前现象运行人员在监盘过程中发现风机报机舱400VAC供电防雷反馈丢失故障,风机通讯中断，箱变后台监控报警，零序过流跳闸，时间101ms,动作电流0.2A，就地检查发现箱变低压侧跳闸，所报出信息与后台一致。
三、跳闸后检查处理情况1.10月29日15时20分，就地对17号箱变高压侧进行停电做安全隔离措施检查，对箱变本体进行绝缘测试合格为2500MΩ以上。
对低压侧进行绝缘测试，结果为：A-地1.4MΩ；B-地1.4MΩ；C-地1.6MΩ；AB-0.6MΩ；BC-1.3MΩ；AC-1.3MΩ。
发现AB相间绝缘值与AC、BC相比较低，认为是低压侧电缆有相间接地导致，于是将箱变低压侧电缆风机侧和箱变侧全部脱开检查，测试发现电缆及相间绝缘合格。
检查测控装置定值设定正确，低压断路器本体定值设定无误，判断可能是测控装置故障或误报导致跳闸，退出测控装置出口压板，恢复对箱变送电后运行正常。
2.11月02日9时00分，箱变厂家人员到就地对低压侧端子排至测控装置接线进行核对检查，确认接线正确；于是将正在消缺（运行正常）28号箱变测控装置与17号箱变测控装置中PLC板和CPU板更换，恢复所有接线后对17号箱变送电，风机并网后箱变发生跳闸，初步判断为测控装置除PLC板和CPU板外部分故障，于是将备用箱变整套测控装置更换到17号箱变上，恢复送电后箱变低压侧发生跳闸。