变电站自动化装置异常处理

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智能变电站智能终端异常故障分析

智能变电站智能终端异常故障分析摘要：智能变电站中，智能设备出现装置异常、装置故障和链路中断等问题，直接影响变电站及电力系统的安全运行。

快速判断变电站现场智能设备的异常状态，对变电运维人员处理变电站异常故障能力的提高尤为重要。

关键词：智能变电站；智能终端；异常故障一、原因分析某智能变电站，保护为保测一体装置，合并单元和智能终端为合智一体装置。

110kV 线路保测一体装置改造升级后，新装置的虚端子发生改变，系统集成厂家据此修改 SCD 文件，并重新下装给新装置、合并单元及智能终端。

SCD 文件配置完成后对新装置调试检验时，SV 采样回路正确，信号核对正确，遥控跳合闸回路，智能终端运行正常，断路器正确动作，但当采用保护传动断路器时，保护装置逻辑正确，智能终端运行异常，断路器拒动。

该智能变电站 110kV 线路保护装置采用直接模拟采样和 GOOSE 直跳的跳闸方式，合智一体装置构成采集控制单元。

其拓扑结构如图 1 所示。

图1 智能变电站 110kV 线路保护跳闸方式拓扑结构根据装置 GOOSE 直跳的跳闸方式，对 GOOSE 出口涉及内容进行初步排查。

(1)检查保护装置的断路器跳合闸出口软压板投入情况，检查结果显示出口软压板正确投入。

(2)检查保护装置的 GOOSE 出口数据，通过网络抓包分析 GOOSE 出口数据，其中包含了对断路器的控制信息，GOOSE 出口数据无误。

(3)检查保护装置与采集控制单元之间的光纤通道。

通过光纤通道的衰耗测试，光纤通道衰耗满足相关要求，光纤通道正常。

(4)现场对断路器进行遥控跳合，断路器均能正确动作，说明在采集控制单元中，智能终端连接断路器的控制回路是正确的。

排查至此，可以将故障定位于:智能终端不能正确处理保护装置发送的 GOOSE 出口信号。

进一步分析采集控制单元发现，在保护装置 GOOSE 出口信号发出的同时，采集控制单元的“运行异常”指示灯亮，也证实了智能终端不能正确处理保护装置传送过来的 GOOSE 出口信号。

变电站故障处理

变电站故障处理事故处理任务与原则一、事故处理的任务：1、尽速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁；2、尽可能保持正常设备继续运行，以保证对用户的连续供电。

应尽量保证站用电的电源及其安全运行；3、尽快对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户的供电；4、调整系统的运行方式，使其恢复正常运行。

二、事故处理的一般顺序如果对人身安全有威胁和对设备安全有重大威胁时，应立即设法解除这种威胁,必要时停止设备的运行。

根据表计的指示，保护和自动装置的动作情况，断路器跳闸的先后时间和设备的外部象征等（有时可根据现场目睹者的汇报）判断事故的全面情况，有综合自动化系统的变电站应立即打印出事故顺序（SOE）报告，协助判断事故的全面情况。

解除事故音响、恢复重合成功断路器回路的信号掉牌，将跳闸断路器把手恢复至分闸后位置，并做好记录。

尽力保持或恢复未受到损害设备的正常运行，必要时投入备用设备。

迅速进行检查和测试，进一步判明故障的部位，性质及范围，并及时进行处理，必要时应汇报调度通知检修人员来处理，并在其到达前作好现场安全措施。

应将事故每一阶段的情况，迅速而正确的报告有关调度值班员三、事故处理的一般步骤1、记录事故及异常发生的时间，复归音响；2、在监控后台机上：检查表计，检查保护和自动装置动作情况（应由两人共同检查并确认，），做好记录，根据检查情况，初步汇报调度，将跳闸开关的操作把手对位（属综自系统的在监控机确认告警信号），复归保护信号；3、检查保护范围内的设备情况，隔离故障设备；4、将检查情况及已自行处理工作详细报告调度，在调度的指挥下按事故处理原则进行必要的倒闸操作；5、报告上级主管领导。

四、事故处理一般程序1、检查监控机、控制屏、保护屏、中央信号屏、一次设备情况、录波装置；2、将检查情况汇报；3、根据保护反映的事故信息及设备外部现象特征正确分析和判断事故；4、值班调度员指令对故障设备进行隔离，恢复对无故障的设备供电。

智能变电站故障录波装置异常及处理

智能变电站故障录波装置异常及处理摘要：故障录波器是电力系统发生故障或振荡时，记录整个动态过程各种电气量变化的重要自动装置。

随着智能变电网建设的飞速发展，对于故障诊断和恢复具有重要参考作用的故障录波器也展现出许多的新特征，本文研究智能变电站故障录波装置异常及处理。

关键字：智能变电站；故障录波装置；异常；处理1智能变电站故障录波装置介绍故障录波器通常被称为电力系统的“黑匣子”，电力系统发生故障及振荡时，故障录波器通过判据启动后，立即开始自动准确地记录故障前和故障过程中的电压、电流、频率等各种电气量的变化情况，故障录波数据是分析处理事故和制定防治方案的重要依据。

智能变电站中故障录波器特征如下：1.1故障录波器的记录特性(1) 动态性。

当电力系统发生故障或振荡时，录波器可记录各种电气量的动态变化，反映事故发生确切地点、发展过程和故障随着时间动态变化情况。

(2) 高速性。

记录速度足够快，能满足正确地分析判断电力系统、线路和设备故障，以便迅速排除故障和制定防止对策的要求。

(3) 完整性(长过程)。

自动地、准确地记录过程时间足够长，对故障前、后过程各种电气量的变化情况过程记录完整。

1.2录波数据的安全性安全性是故障录波最重要的特性，安全性主要表现在当故障连续发生时，可以持续记录；当有外界电磁等干扰时，可以抵抗外界干扰；当故障结束后，能够将故障数据安全完整地上传，为此需要增大存储容量来从存储更庞大的数据，提高网速来方便上传报文。

1.3录波的真实性故障录波器是电力系统安全运行的重要自动装置，当发生故障或振荡时，它能自动真实记录整个故障过程中各种电气量的变化。

1.4采样精度要求采样精度应能够反映故障录波数据最真实的情况，故障前后采样精度设置值不同。

1.5故障录波器启动要求故障录波器启动方式的选择，应保证在一切异常情况下都能安全可靠地启动。

故障录波器常用启动判据如下所示：(1)交流电压的越限启动、突变启动、谐波启动；(2)交流电流的越限启动和突变启动；(3)频率越限启动；(4)电流波动启动；(5)开关量启动等。

智能变电站常见异常的分析与处理

智能变电站常见异常的分析与处理摘要：本文扼要分析智能变电站常见设备异常并提出处理方法，随着智能变电站增加在日常运维中逐渐暴露出一些问题，针对这些问题进行分析处理总结，提高智能变电站保护设备运维质量，从而保证电网的安全稳定可靠运行。

关键词：智能变电站;保护装置;智能终端;合并单元0、前言智能变电站在结构上分为站控层，间隔层和过程层，其中在过程层和间隔层之间使用光缆来代替传统变电站的电缆。

并通过报文的形式传输模拟量和状态量。

因此，需要新的方法来分析和处理智能变电站中的各种异常。

与传统变电站相比，智能变电站在过程层有两个新的设备合并单元和智能终端。

合并单元作为模拟量采集单元，将CT、PT的二次模拟量转换为数字并以报文形式，向保护装置、测控装置传输SV报文；作为状态量采集设备，智能终端将一次设备的状态转换为数字消息格式，并将GOOSE消息发送给保护，测量和控制设备。

智能变电站的 IED设备满足 IEC61850中的发布/订阅协议要求，对装置的运行状况、数据链路完好性数据包的完整性有实时的监测，它可以准确反映变电站中每台设备的运行情况，并能快速反映异常的位置。

运维人员需熟悉监控后台的报文内容，理解异常告警报文的含义，快速定位异常所在，准确处理异常问题是运维人员所应具备的技能。

1、常见异常及现象1.1虚端子异常虚端子在调试过程中，已在SCD中确定智能变电站设备之间交互的SV和GOOSE链路及连接，并将导出配置文件下装到装置中。

如果不更改SCD，虚拟连接不会改变，因此在已经运行的智能变电站中，虚端子异常较少出现，虚端子异常主要在施工调试中。

运行中虚端子异常主要在虚端子回路不完善等方面，如缺少失灵，闭锁重合闸等特殊回路正常运行中不容易发现只有当发生特殊故障或检查虚端子时才会发现。

1.2 光纤回路异常智能变电站中的光纤的虚拟回路取代了传统的电缆回路的作用，因此光纤回路的重要性不言而喻。

光纤经常有两种主要的异常类型：（1）光纤中断异常影响：在光纤中的辅助设备之间交换的数据被中断，导致子站结构被破坏，并且主设备的监视和保护丢失。

变电站设备异常处理方法

变电站设备异常处理方法
变电站作为电力生产和分配的重要设施，其中的设备异常处理至关重要。

以下是关于变电站设备异常处理的方法：
1. 及时发现异常：变电站设备主要包括变压器、断路器、开关设备等，定期进行设备巡检和监测，及时发现设备异常并及时记录异常情况，确保设备状态的可靠性和稳定性。

2. 快速定位问题：一旦发现设备异常，立即进行快速定位问题所在，并采取相应的措施。

通过检查和测试，找出设备的具体故障点，并做好标记和记录。

3. 紧急维修：对于重要设备的故障，需要立即进行细致的维修工作，确保设备的正常运行。

在维修过程中应注意安全，遵循相关规程和操作规范，以确保工作人员的安全。

4. 系统恢复：完成紧急维修后，需要进行设备恢复和系统调试，确保设备运行状态正常，恢复供电工程的正常运行。

5. 故障分析：对于设备故障要进行详细的分析，找出问题产生的原因，并制定相应的改进措施，避免类似问题再次发生。

通过以上方法，变电站设备异常处理能够及时有效的解决问题，保障了供电工程的正常运行，确保了电力系统的稳定和可靠性。

同时，持续改进和维护工作也是非常重要的，以确保设备正常运行，减少故障频率和提高设备的可靠性。

抱歉，我无法完成您的要求。

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。

变电站运行事故及异常处理

05
母线事故的处理
母线短路故障现象
01
02
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04
母线事故的原因有很多，比如电源故障、母线短路故障、越级跳闸等。
母线上的主变压器或电源线路保护动作，失电母线电压为零，连接与母线上的各线路、母联、变压器本侧电流和功率为零。
电源故障可能导致母线失电事故，例如电源线路和主变压器断路器跳闸造成母线失电。
站用电。
全站全停时的处理原则
全站停电后造成调度电话通讯中断后，可采用手机等通讯方式及时与调度取得联系。
现场运维人员应严格根据调度指令恢复对站内设备送电。
变电站全停时，应检查本站母线和主变压器有无短路故障、保护有无动作。
全站全停时的处理原则
如有保护动作而断路器没有跳闸，则是站内故障，断路器拒分引起越级跳闸；如本站母线和主变压器有明显的短路故障，而保护没有动作，则是保护拒动越级跳闸。
全站停电事故处理注意事项
事故处理期间必须确保直流不失压。
变电站失压，外接站用电源不能正常进行供电时，切除次要和不必要的交
流负荷。
关闭部分显示器、打印机电源，不必要的事故照明灯等，尽可能长的保证
UPS可靠供电。
全站停电事故处理注意事项
切除次要和不必要的直流负荷，关注蓄电池组电压的变化，采取一切必要措施维持直流系统的正常运行和减缓直流电压下降的速度。
若找不到明显故障点，则不准将跳闸元件接入运行母线送电，以防止故障扩大至运行母线。
THANKS
感谢观看
04
当断路器故障跳闸、重合闸动作时，由于断路器拒合，断路器的辅助触点不转换，自保持不能自动解除。
故障线路电流、功率指示均为零。监控后台机出现告警窗口，显示故障线路某种动作保护。

220kV变电站设备异常及事故处理分析

220kV变电站设备异常及事故处理分析摘要：随着社会的进步，推动了电力行业的快速发展，变电设备是电力系统的重要设备，是保障电力系统可靠运行的基础。

如果设备的异常及缺陷没有得到及时处理，将直接威胁整个电网的稳定运行；若设备异常原因造成大面积停电，会对整个经济生产和人们正常生活带来巨大的影响。

为了更好地保障电力系统的安全稳定性，确保电能输送质量及减少线损带来的损耗，必须提高设备的安全可靠系数以及运行可控参数；同时，要加强对设备的巡视和监控，及时对发生的设备及事故进行处理，查出事故原因，消除故障隐患。

关键词：220kV变电站；设备异常；事故处理引言在电网发展进程中，随着网架规模的增长，变电站的数量也显著增多，尽管当前智能变电站已成为发展趋势，一定程度减轻了变电站运维的工作压力，但变电站运维是必不可少的。

在长期运行中，变电站设备难免出现异常或缺陷，单凭自动化监测有些问题的发现并不及时，而且许多站内还有许多必要的运维工作，这突出了变电站运维的重要性，然而实际运维工作仍有问题存在，需要供电企业予以关注，积极推动变电站标准化运维管理。

1变电站设备异常的原因分析变电站运行所涉及到的设备包括：变压器、互感器、开关设备和防雷设备。

在变电站设备运行过程中出现异常的主要因素如下：第一，人为因素的影响，操作人员在变电站设备操作过程中，其电力系统知识掌握不全面，对于设备操作规则以及岗位制度不了解，导致操作失误，引起设备故障。

第二，变电设备自身存在缺陷，在变电站运行过程中，闭锁装置是保证变电站安全运行的基础，其不仅可以防止人员误入带电间隔，同时，也能够带电挂接地线，进而实现操作互锁的目的。

但是，回路具有保障功能,是保护变电站不会超负荷运行的关键，但是，在变电设备运行过程中，闭锁装置自身存在问题，则会影响闭锁功能的发挥，从而影响变电设备之间的相互配合，降低变电站的运行质量。

第三，防误解锁装置使用不当。

在变电设备运行过程中，由于装置运行管理不到位，使得防误解锁装置的使用也存在问题，同时，管理人员对变电设备的维修保养力度不够，造成设备腐蚀或失灵等问题，影响解锁装置的倒闸的工作时间，进而给变电站的运行带来影响。

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。

34(221)2如与34)56)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1）将直接对人员生命有威胁的设备停电。

2）隔离已损坏的设备。

3）恢复或切换所用电。

4）设备爆炸起火。

二、220kV及以上线路跳闸强送原则1、线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，负责设备监视的运行人员应在事故后3min内向中调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况。

线路跳闸后，负责设备监视的运内向20min6）线路检修结束复电时或试运行线路跳闸。

(试运行线路跳闸由试运行指挥组长汇报跳闸概况)。

7）已确认线路发生三相短路故障。

8）线路有带电作业或带电跨越施工。

9）强送开关为单相故障单相开关拒动时可能导致系统失稳的开关。

10）未经试验的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行强送。

4、下列情况下，开关跳闸后不得强送：1）电容器组电流保护动作。

2）越级跳闸，上一级开关已再合成功，而本开关跳闸原因尚未查明。

3456三、121234但压力5）发现机构压力降低到强分值之下而断路器仍处于合闸状态的，应立即退出油泵电源。

并汇报调度作隔离处理。

6）在该类型开关尚未改造增加防慢分功能前，当机构压力有断路器压力告警信号时，不允许投运该设备，并及时汇报调度。

3、断路器无法遥控合闸操作的检查处理方法：1）操作顺序、方法是否符合现场闭锁条件。

2）同期条件是否满足。

3）控制电源是否正常。

4）机械是否出现闭锁，是否有油压低闭锁告警。

变电站站用变系统异常处理

开关跳闸
站用变压器的低压熔断器是作为变压器过载及二次短路的保护。因为站用变压器平时负荷不大，所以，如果低压熔断器熔断，一般是二次发生了短路故障。
低压熔断器熔断处理： 1、将重要负荷转移。 2、拉开失压母线上的所有支路。 3、如发现母线上故障现象，应立即排除或隔离，更换熔断器后，恢复原运行方式。 4、如母线上无故障现象，更换熔断器，试送母线成功后，逐个分路检查无异常后试送一次，以查出故障点。对于检查有故障的支路，不能再投入运行。
异常处理： 1、将备自投装置退出； 2、将备供电源恢复正常（备自投装置异常时，一般备供电源无故障。） 3、试合主供电源二次总空开。 4、检查备自投装置二次回路及动作逻辑是否存在缺陷。
6 支路空开故障处理
检查失电支路的空开是否跳开，可试送一次，若送电正常，则可判断该分支无明显故障点；若试送不成功，不应强送，用绝缘电阻表测量分支绝缘，查明故障点，排查故障。
电容、电抗器异常处理：
1、站用变声音异常； 2、站用变假油位； 3、站用变油面过低； 4、站用变外表异常； 5、备自投装置异常 6、支路空开故障 7、站用变压器低压侧熔断器熔断及开关跳闸 8、站用变压器高压侧熔断器熔断或断路器跳闸
1 站用变声音异常处理
站变正常会发生轻微连续不断的“嗡嗡”声，若均匀连续视为正常，而不均匀的间断响声为不正常。产生声音的原因有： 1、励磁电流的磁场作用使硅钢片振动。 2、铁芯的接缝和叠层之间的电磁力作用引起振动。 3、绕组的导线之间、线圈之间的电磁力作用引起的振动。 4、连接在站变上的某些零部件松动引起的振动。 5、站变声音大，但均匀异常处理：声音变大，但均匀可能是变压器过负荷。
站用变压器的高压熔断器是保护变压器内部故障的，主要反应低压侧熔断器以上范围的短路故障。低压侧母线上短路时，若低压熔断器未熔断，也会越级使高压熔断器熔断。 1、拉开低压侧总开关，检查低压侧母线无问题后将备用站用变转为运行主供。 2、将故障站用变压器转检修，检查高压熔断器熔断的相别。 3、明确了高压熔断器熔断情况之后，应当对站用变压器做外观检查。检查高压熔断器、防雷间隙、电缆头、支柱绝缘子、套管等处有无接地短路现象。

part3.智能变电站装置异常告警分析

智能变电站装置异常告警分析日常巡视需注意：1、装置运行灯是否正常长亮，若运行灯熄灭，装置闭锁；2、装置告警灯是否正常熄灭，若告警灯亮，装置告警；1保护装置1.1线路保护（以及保测一体装置）1.2主变保护变压器保护装置的SV告警信息是由组合信息组成的，根据告警种类和告警通道最终定位。

由于变压器保护装置的采样有多侧多个合并单元构成，因此会出现同时有多种告警信息存在的情况，当出现多种告警信息的情况时，按照以下步骤进行处理：1）若有“MU延迟变化告警”，重新启动保护装置，以消除告警；2）若有“MU装置失步告警”，观察相应的合并单元装置，恢复其GPS信号，以消除告警；3）若有“MU检修态不一致告警”，观察相应的合并单元装置，使其检修压板与保护装置一致，以消除告警；4）若有“MU数据无效告警”，观察相应的合并单元装置，找出异常的合并单元，并进行处理以消除告警；5）最后，面板应该只剩下“SV数据无效告警”和“xxxx通道品质异常告警”，此时即能定位。

1.3母线保护1.4交换机1、与交换机相关的通讯异常时，检查交换机上对应端口连接指示灯是否熄灭，若指示灯熄灭则检查连接光纤是否连接正常。

2、检查网络记录分析仪中告警栏中是否有相关设备断链告警（有告警表示交换机没有收到设备发出的网络报文）。

3、在第一时间内，从网络记录仪导出相关端口的报文，便于后续问题的排查。

网络记录仪上的报文保存有效时间为24小时左右，超过该时间后，新报文覆盖旧报文。

1.5旁路代主变高压侧操作方式说明1.5.1旁路代高压侧旁路代1#主变高压侧的操作方案如下，1、投入1#主变保护A套、B套【旁路出口GOOSE 软压板】。

2、投入220母差保护A套、B套【旁路出口GOOSE 软压板】。

3、投入220母差保护A套、B套【旁路GOOSE 接收软压板】。

4、投入1#主变本体智能终端【旁路出口硬压板】。

5、旁路保护A套、B套定值区切换至【旁路带主变时的定值区】6、退出旁路保护A套、B套【零序过流保护】7、投入1#主变保护A套、B套【旁路MU 软压板】。

变电站常见异常及事故处理教程

事故处理教程
——变电站常见异常及事故处理
柳州供电局李祖盛
22.10.2020
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事故处理的任务与基本原则
电力系统发生的事故中，除少数人身事故外，主要事故可分为两类：一是设备事故，二是系统事故；
在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状态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，以便迅速恢复正常的操作过程。
应将事故每一阶段的情况，迅速而正确的报告有关调度值班员。
22.10.2020
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二、事故处理的一般顺序
下列操作可不与调度联系，由值班人员先操作后汇报：
1、将直接对人身安全有威胁的设备停电。 2、将已损坏或受威胁的设备隔离。 3、恢复站用电源。
22.10.2020
2、将检查情况汇报；
3、根据保护反映的事故信息及设备外部现象特征正确分析和判断事故；
4、值班调度员指令对故障设备进行隔离，恢复对无故障的设备供电。如果站用电消失时应首先恢复站用电，当发生在晚上时，则应先供上事故照明；
22.10.2020
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三、事故处理一般程序
6、保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重
合成功，就应立即对开关信间隔进行外观仔细
检查 22.10.2020
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五、隔离故障点
1、检查保护范围内的设备，在检查保护范围内的设备时，将已损坏的设备进行隔离
2、对生命有威胁的设备停电 3、运行中的设备有受损坏的威胁时，将其
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六、对非故障设备送电
1、根据事故处理原则，可自行对事故进行处理，进行必要的倒闸操作，可不用填写操作票，但必须执行监护制度。除了可自行操作的项目外，所有的操作必须经调度同意

变电站设备异常及事故处理

变电站设备异常及事故处理摘要：变电站是电力系统的重要组成部分之一，站内有着大量的电气设备，为确保供电可靠性，这些电气设备需要长时间、不间断地运行，由此增大了设备异常问题的发生几率，一旦设备出现异常，会对变电站的正常运行造成影响，进而影响到电力系统的运行。

为此，当站内设备发生异常时，必须采取有效的技术措施对异常进行快速处理，在最短的时间内消除异常。

关键词：变电站设备；异常；事故处理随着电力企业深化内部改革的不断推进，我国电力企业之间的竞争也日益激烈。

为了迅速抢占市场份额，电力企业就需要加大自身的质量建设力度，无论是营销、服务还是生产都将质量放在第一位。

但是，在电力供电服务中，变电站设备异常现象时有发生，给电网的安全运行带来威胁。

因此，加大对变电站设备异常处理的研究力度，提高变电站设备运行的安全与效率，对电力企业的可持续发展具有重要的现实意义。

1变电站设备的异常分析1.1 变压器异常变压器作为变电站核心的电气设备之一，与变电站稳定运行密切相关。

变压器的常见的异常有油温异常、绕组短路、过负荷和相间过流等，其原因主要包括两个方面：一方面是变压器运行环境恶劣，使得变压器内部的绝缘性能降低，从而发生短路异常；另一方面是变压器在制造过程中工艺不达标，存在质量缺陷，在长时间运行后质量问题逐渐显现，从而发生变压器异常。

1.2 母线异常母线的功能是收集和分配电能。

若母线发生异常，会影响到供电质量，甚至导致停电事故。

消除母线异常非常重要。

母线的常见异常一是与其相连组件异常，二是母线绝缘异常。

其原因主要为：第一，母线电压互感器异常；第二，母线绝缘子或断路器的套管发生闪络；第三，巡维人员违规操作。

1.3 电容器异常电容器常见异常有：套管破裂、外壳膨胀、漏油及温度异常等。

异常的原因有：第一，过电流引起电容器过热，降低了电容器的绝缘性，从而发生导电异常；第二，电容器在过电流时熔丝没有及时熔断；第三，电容器内的油纸绝缘不行，内部发生放电现象，使得电容器被击穿。

智能变电站智能终端异常分析及处理

智能变电站智能终端异常分析及处理摘要：智能终端在变电站中的应用可以使变电站实现智能化，其功能是控制断路器、隔离开关、设备监视等。

当智能变电站的装置发生异常和故障及链路中断时，会对变电站的安全造成影响。

对智能终端的异常情况的准确判断和及时处理可以避免造成不良后果。

这对变电站运行维护人员处理故障的能力提出了较高的要求，通过分析断路器智能终端异常现象，异常判断方法、异常影响范围，采取有效方法处理智能变电站智能终端存在的异常问题。

键词：异常分析；智能变电站；智能终端；继电保护装置异常、装置故障和链路中断等问题是智能变电站智能设备常见的异常情况。

上述装置出现异常或发生故障可对智能变电站和电网的运行安全造成重大影响。

断路器、隔离开关等一次设备的智能化可在变电站利用智能设备进行的智能化的过程中通过增加智能终端来实现。

利用智能终端可以控制断路器及隔离开关。

智能终端接收保护装置及测控装置的GOOSE命令，实现断路器的分、合闸，智能终端将断路器、隔离开关等状态信息传给保护及测控装置可以使一次设备的测量、控制功能得到实现。

对此，继电保护装置对断路器的跳和合闸功能，断路器的上传功能和遥控功能，一次设备的监视功能均受智能终端异常状态的影响。

本文在对智能终端异常进行分析的同时，也对智能终端异常影响范围及异常处理方法进行了探讨。

一、智能设备组网方式通常情况下，站内主变保护装置及各侧断路器智能终端、合并单元设备均采用双重化配置，两套配置之间相互独立。

1号主变接线方式如图 1 所示。

图 1 1 号主变接线图1 号主变 110 kV 侧过程层 GOOSE 网络数据流如图2 所示图 2 1 号主变 110kV 侧 GOOSE 网络图在图2中通过光纤将110kV 母线保护与1号主变 110kV侧103间隔综合智能单元 A和主变压器保护A直接相连，直接跳闸。

通过组网交换机可以通过1 号主变110kV 侧测控装置，1 号主变110 kV 侧测控装置则以组网的方式通过交换机，对1 号主变110 kV侧综合智能单元发出断路器、隔离开关遥控命令，从而达到遥控断路器、隔离开关的目的。

变电站设备异常的处理原则及措施探讨

预防性维护
按照设备维护手册，进行预防性维护，如定期更换易损件、清理灰尘等，以延长设备使用寿命。
监控系统
安装设备监控系统，实时监测设备的运行参数，出现异常时及时报警，以便尽早发现故障。
人员培训
加强对变电站运维人员的培训，提高其设备维护技能和故障识别能力。
应急处置措施
紧急停机
故障定位
设备出现异常时，立即采取紧急停机措施，避免故障扩大，确保人员和设备安全。
应对复杂性和多样性
变电站设备种类繁多，故障类型复杂多样，未来异常处理需要应对更多种类的设备和故障情况，增加处理的复杂性和难度。
提高变电站设备异常处理能力的建议和思考
加强技术培训和人才培养
完善监测与报警系统
强化跨部门合作与信息共享
注重数据分析和经验总结
提高异常处理人员的技术水平和专业素养，通过定期培训和交流活动，增强对新技术、新方法的了解和应用能力。
本讲义的目的和结构
• 本讲义旨在探讨变电站设备异常的处理原则及措施，提高电力系统应对设备异常的能力。本文首先介绍变电站设备异常的概述，阐述处理原则及措施的重要性。接下来，将详细介绍变电站设备异常的处理原则，包括紧急处理、故障诊断、原因分析等方面。最后，将探讨具体的处理措施，如设备维修、更换、系统改造等，以期为读者提供全面的变电站设备异常处理方法和策略。
处理原则及措施的重要性
• 处理变电站设备异常的原则和措施对于电力系统的安全稳定运行具有重要意义。首先，遵循正确的处理原则可以确保在设备发生异常时，能够及时采取适当的措施，防止异常状况扩大，保障电力系统的安全运行。其次，采取有效的处理措施可以迅速恢复设备的正常运行，减少停电时间，降低电力事故对生产和生活的影响。

110kV备自投装置异常原因分析及处理

110kV备自投装置异常原因分析及处理摘要：备自投设备是保证电力系统安全稳定运行的自动装置。

当系统出现故障问题时，备自投能够自动切断系统的工作电源，同时转备用电源供电，保证了供电的可靠性。

然而，实际的电力系统运行过程中容易出现许多问题，导致备自投装置故障，从而大大降低了供电可靠性。

本文主要讲述了某110 kV变电站110kV备自投装置异常放电,并且失去备投功能的原因进行分析,进而提出相应改进措施。

关键词：备自投装置；变电站；异常0引言备自投全称为备用电源自投，指的就是电力系统电源在出现故障或由其他因素导致失电时启用的备用电源装置。

随着电网规模的不断扩大，为了节省电力设备投资与简化电网接线，开展了继电保护，并采用放射性供电；同时运用备自投装置的应用能够提高供电可靠性，为此，以上处理方式成为了电力系统不断供电的重要手段，值得深入探讨分析。

1线路备自投原理概述1.1备自投装置启动条件当备自投装置满足条件一、二超过延时 Tq，且满足条件三的启动条件时，备自投装置启动：（一）母联运行情况下，两段母线均满足三相电压＜Uwy；母联检修情况下，任一运行母线满足三相电压＜Uwy。

（二）任一主供单元跳闸（跳闸判据详见1.2）；（三）满足 KRU 动作判据。

（当“启用 KRU 动作判据”定值整定为 0 时，装置按常规逻辑动作，即只需动作条件满足，装置即可动作自投。

）备自投的就地功能启动后，立即动作出口。

1.2备自投元件跳闸判定条件装置的就地备自投功能或远方备自投功能充电完成（充电要求详见 1.3）后，应进行运行元件的跳闸判别。

当运行元件满足以下两个条件时，判定该元件跳闸：（一）运行元件三相电流均< Iwl 定值；（二）运行元件的实际电压1.3备自投装置充电要求备自投功能只有在备自投装置充电完成后，才能进行跳闸判别，从而进入下一步动作。

而备自投装置充电，必须先满足以下几个条件：（一）“备自投功能压板”在投入状态；（二）母联开关在合位或母联检修压板投入；（三）当母联检修压板投入时任一段非检修母线任一相电压＞Uyy（有压定值），或母联检修压板退出时两段母线均满足任一相电压＞Uyy（有压定值）；（四）参与备投的单元，与其中一行事前方式状态完全对应，且该方式整定的备投元件需同时满足以下条件：1 开关位置为分位；2 对应检修压板在退出状态；3 对应的元件实际电压＞Uyy（有压定值）。

智能变电站断路器智能终端异常及处理几点建议

智能变电站断路器智能终端异常及处理几点建议发布时间：2021-06-28T06:07:43.185Z 来源：《现代电信科技》2021年第3期作者：王彩萍[导读] 在智能变电站中，设备异常、设备故障、链路中断等问题直接影响到变电站和电力系统的安全运行。

（国网山西技培中心大同分部山西大同 037039）摘要：在智能变电站的运行过程中，如果相关智能机发生故障，将对变电站的稳定和电力系统的安全产生快速的影响。

在这种情况下，施工人员要迅速发现问题，找出变电站设备故障的原因，体现了提高工作人员业务能力的迫切性。

众所周知，要使智能变电站的设备智能化，就必须实现终端智能化、断路器智能化、隔离合闸自动化等。

具体来说，需要将智能终端应用到调节断路器的记忆隔离装置上，输出继电器维护设备的切断指令，然后断路器和隔离装置才能启动。

由此可见，智能终端的异常情况将对继电保护维修设备的跳接和断路器自身信息的上传产生最直接的影响。

关键词：智能变电站；断路器；智能终端异常；建议导言在智能变电站中，设备异常、设备故障、链路中断等问题直接影响到变电站和电力系统的安全运行。

快速判断变电站智能设备的异常状态对变电站运行维护人员尤为重要。

智能变电站中的智能设备实现变电站的智能化，在过程层增加智能终端，实现断路器、隔离开关等一次设备的智能化。

智能终端用于断路器和隔离开关的控制，接收继电保护装置和测控装置的goose命令，对断路器和隔离开关的分、合闸起作用。

同时，智能终端将断路器或隔离开关的位置和状态以及智能终端自身的闭锁和报警信息传送给继电保护装置和测控装置，实现对一次设备的测控功能。

因此，智能终端的异常状态直接影响继电保护装置对断路器的分合闸功能、断路器本体信号的上传功能、断路器和隔离开关的遥控功能，以及一次设备的监控功能。

1异常符号及原因分析1.1异常符号2017年3月16日06：26，监控中心通知某智能变电所如下异常状态：1）110kV母线TV P11测控装置goose总接收状态异常；2）1号主变220kV侧测控装置goose总接收状态异常；3）1号主变110kV侧测控装置goose总接收状态异常；4）110kV母线保护装置在1号主变110kV侧接收103间隔综合智能单元a goose中断。

一起智能变电站500kV母差保护装置异常处理分析

一起智能变电站500kV母差保护装置异常处理分析摘要：针对在智能变电站发生的一起母差保护装置异常的处理情况，对传统变电站和智能变电站的母差保护跳闸回路原理进行分析，提出了相应的处理方法，通过对各方法的优缺点进行对比，最终得出最行之有效和风险最低的处理方法。

关键词：智能变电站；母差；保护；异常处理；GOOSE0 引言变电站的保护装置从正式投运开始，若非故障或其他必要，将会持续运行几年甚至整个在运周期。

在其长期运行过程中，偶尔会出现各种各样的异常或故障情况，诸如通信中断、软件异常、硬件故障等。

当出现异常或故障情况时，变电运行人员需要及时发现、正确处理，以避免装置误动或拒动，确保电网设备安全稳定运行。

在各类保护装置中，当母差及失灵保护装置出现异常或故障时造成的影响最大、后果最严重，而智能变电站逐步取代传统变电站是如今新型电力系统的趋势，因此能否掌握智能变电站母差保护装置的原理，掌握智能变电站母差保护装置异常或故障的正确处理方法，将是新时代变电运行人员岗位胜任能力的考验之一。

1 现状1.1 传统变电站母差保护在传统变电站中，母差保护跳闸需要从相应断路器保护屏取操作电源，由母差保护屏的母差保护装置逻辑判断出口，然后经相应开关的母差跳闸出口压板，至相应断路器操作箱去完成跳闸动作。

该种方式下，整个动作回路串接了多个屏柜的多个装置，通过大量的电缆进行传输来实现，分闸回路的可靠性由这一回路上所有元器件的完好程度决定。

在这种情况下，如果500kV 2M母线保护一发生异常或故障，常规的隔离处理办法是，退出该装置的母差出口硬压板，通过退出的出口硬压板在回路形成了明显断开点，与开关分闸回路进行隔离，避免保护装置异常出口导致设备误动。

1.2 智能变电站母差保护智能变电站与传统变电站的母差保护装置是一样的，均采用61850规约。

与传统变电站设计不同的，开关操作箱被集成在智能终端下放现场，开关控制回路的电气部分均在现场，而远方的遥控分合闸信号和保护的跳合闸信号是测控装置或保护装置通过光纤GOOSE网下发数字量报文实现。

智能变电站智能终端异常分析及处理

智能变电站智能终端异常分析及处理在当今电力系统中，智能变电站扮演着至关重要的角色，而智能终端作为其中的关键设备，其稳定运行对于保障电力供应的可靠性和安全性具有重要意义。

然而，在实际运行过程中，智能终端可能会出现各种异常情况，这就需要我们对这些异常进行准确分析并采取有效的处理措施。

智能终端是智能变电站过程层的重要组成部分，它承担着对一次设备进行监测、控制和保护的重要任务。

常见的智能终端包括断路器智能终端、隔离开关智能终端等。

当智能终端出现异常时，可能会导致设备误动、拒动，甚至引发电力事故。

智能终端异常的表现形式多种多样。

例如，通信中断是常见的异常之一。

通信中断可能是由于网络故障、通信协议不匹配、光纤损坏等原因引起的。

当出现通信中断时，后台监控系统将无法获取智能终端所采集的信息，也无法对其进行控制。

另外，智能终端的硬件故障也是不容忽视的问题。

硬件故障可能包括电源模块损坏、CPU 故障、存储芯片故障等，这些故障会直接影响智能终端的正常运行。

此外，软件漏洞、配置错误等也可能导致智能终端出现异常。

对于智能终端的异常分析，我们需要采取一系列的方法和步骤。

首先，要对异常现象进行详细的观察和记录，包括异常发生的时间、地点、相关设备的运行状态等信息。

然后，通过查看后台监控系统的告警信息、事件记录等，初步判断异常的类型和可能的原因。

接下来，可以使用专业的测试设备对智能终端进行检测，如网络测试仪、示波器等，进一步确定故障点。

在分析智能终端异常原因时，需要综合考虑多个因素。

比如，如果是通信中断，要检查通信链路是否正常，包括光纤的连接情况、光功率是否在正常范围内等。

对于硬件故障，要检查设备的电源供应是否稳定，各个硬件模块是否有明显的损坏迹象。

而对于软件方面的问题，则需要检查软件版本是否正确、配置参数是否合理等。

当确定了智能终端异常的原因后，就需要采取相应的处理措施。

如果是通信故障，可能需要重新连接光纤、更换损坏的通信设备或者调整通信参数。

变电站设备异常处理方法

1
跳闸控制回路和操作回路是否有异常
用万用表分段检查控制回路和操作回路电压，并进行处理
2
油压、弹簧储能和SF6气体压力是否由于异常而闭锁
检查闭锁信号，观察压力数值查出闭锁原因，并进行处理
3
辅助开关接点接触不良
调正辅助开关，使其接触良好
4
检查跳闸线圈的完整性
如跳闸线圈断线和烧坏应更换
5
检查“五防”机提示信息
调正继电器接点消除卡死现象。
9
检查合闸线圈的完整性，绝缘是否良好
若合闸线圈断线或烧毁应进行更换。
10
检查操作机构机械防跳机构是否返回
调正至初始状态。
11
检查操作机构机械系统是否瓦解
汇报调度并通知检修单位处理
12
检查“五防”机提示信息
按提示信息内容进行处理
4、拒绝跳闸的检查及处理
检查内容
处理方法
2、主变冷却器全停处理方法出现冷却器全停时，将不会是单个冷却器故障这么简单。检查冷却器控制电源、保险是否正常，其它有关回路是否正常，争取尽快恢复冷却器的运行。如果是冷却电源切换回路故障，两路电源都无法切换，可以考虑直接将动力电源接至冷却器的空开，先把冷却器启动。在未恢复前必须密切监视主变温度变化情况和负荷情况，短时不能处理好的，应申请调度转移负荷；如果冷却器全停投跳闸时，应申请退出跳闸压板，并尽快使用第三步方法处理好。
防凝露加热器不工作
1、辅助电源未接通；2、电气接触元件或控制元件故障；3、加热器故障； 4、温控器故障； 5、环境温度远高于整定值（比如55°C）
就地控制柜无照明
1、辅助电源未接通；2、电气接触元件或控制元件故障； 3、灯故障； 4、门开关故障
刀闸发热异常