1、330kV明珠變穩控裝置現場運行規程2008年8月21日目 錄前言第一章 系統概述及控制策略一、系統概述-1二、系統控制策略-2三、明珠變穩定控制主要功能-5四、明珠變穩定控制裝置配置及接入量-5第二章 巡視、操作及運行維護一、巡視內容及要求-9二、操作注意事項-9三、裝置投入運行前注意檢查-11四、裝置投退操作步驟-11五、運行維護注意事項-13六、穩定控制裝置現場工作注意事項-14第三章 異常查找及處理方法一、裝置異常具體內容-15二、異常處理方法-15第四章 壓板說明、投退圖及壓板操作注意事項-一、裝置壓板正視圖-3二、壓板功能說明-3三、調度人員、運行人員壓板投退注意事項-4四、各種運

2、行方式下的壓板投退情況-4第五章 發生電網事故后如何處理-20330kV明珠變穩控裝置運行規程前 言 本規程適用于330kV明珠-烏蘭-巴音-格爾木輸變電穩定控制系統中330kV明珠變穩控裝置，本規程對明珠變穩控裝置的運行維護、操作注意事項進行了詳細規定。所寫內容可能存在無法涉及到330kV明珠-烏蘭-巴音-格爾木輸變電穩定控制系統所有運行方式，對于裝置中未提及的運行方式，操作前必須與省調度中心或主管部門聯系，確認無誤后再進行操作。第一章 系統功能概述及控制策略 一、330kV明珠-烏蘭-巴音-格爾木輸變電穩定控制系統功能概述： 330kV明珠-烏蘭-巴音-格爾木輸變電穩定控制系統涉及六個變電

3、站、兩個電廠，依次為烏蘭、格爾木、巴音、明珠、鹽湖（預留）、西臺（預留）、格爾木燃氣電站、唐湖電廠。該系統中烏蘭為主站，巴音、格爾木、明珠為子站，各站通過光纖通道與烏蘭主站通信。各站將本地電廠信息、負荷信息、330kV線路運行信息發至烏蘭主站，由烏蘭主站進行綜合判斷、決策，將切機、切負荷命令發至各站及相關發電廠執行。該系統主要功能為根據不同斷面開斷，通過切機切負荷措施，實現與主網解列后小系統功率平衡。 1、系統簡圖圖中虛線所示為各變電站故障時考慮的斷面2、系統通道聯系圖如下： 二、系統控制策略1、巴烏線+烏格線雙線雙跳或單線單跳，根據事故前巴烏線+烏格線的功率和及方向，上送切格燃機組，按過切原

4、則，過切量轉切巴音、格爾木、鹽湖，西臺110kV線路負荷，下送切巴音、格爾木、鹽湖，西臺110kV負荷線路，按欠切原則。 2、明烏線+龍烏線雙線雙跳或單線單跳，根據事故前明烏線+龍烏線功率和及方向，上送切除格燃機組，按過切原則，過切量轉切烏蘭、巴音、格爾木、鹽湖，西臺110kV線路負荷，下送切烏蘭、巴音、格爾木、鹽湖，西臺110kV線路負荷，按欠切原則。 3、源明線+龍烏線雙線雙跳或單線單跳，根據事故前明源線+龍烏線的功率和及方向，上送切格燃機組和唐湖電廠機組，切機按過切原則，過切機組的量轉切明珠，烏蘭、巴音、格爾木、鹽湖，西臺110kV線路負荷；下送切明珠，烏蘭、巴音、格爾木、鹽湖，西臺11

5、0kV線路負荷，按欠切原則。 4、當龍烏線停運，源明線發生單瞬故障功率上送，滿足定值時切唐湖1臺機（1號機優先）當源明線停運，龍烏線發生單瞬故障功率上送時，滿足定值時切唐湖1臺機（1號機優先）。 5、巴音鹽湖線路+烏格線雙線雙跳或單線單跳，根據事故前巴音鹽湖線路+烏格線功率和及方向，上送切格燃機組，按過切原則，過切量轉格爾木、鹽湖，西臺110kV線路負荷，下送切格爾木、鹽湖，西臺110kV負荷線路，按欠切原則。 6、巴烏線和烏格線雙線運行，烏巴線開斷 根據事故前烏巴線和烏格線功率和，功率方向是從主網受電，切除巴音、格爾木、鹽湖，西臺負荷，按欠切原則（解決烏巴線大負荷跳閘，電壓穩定問題）。 7、

6、龍烏線過載切烏蘭，巴音、格爾木、西臺、鹽湖110kV負荷，欠切原則；明烏線過載切烏蘭，巴音、格爾木、西臺、鹽湖110kV負荷，欠切原則；巴烏線過載切巴音、格爾木、西臺、鹽湖110kV負荷，欠切原則；烏格線過載切巴音、格爾木、西臺、鹽湖110kV負荷，欠切原則；源明線過載切明珠、烏蘭，巴音、格爾木、西臺、鹽湖110kV負荷，欠切原則。8、各站330kV母線電壓控制。烏蘭主站根據各站低壓電容器及電抗器及330kV母線電壓高低，自動集中控制明珠、烏蘭、巴音、格爾木、鹽湖、西臺低壓電容器及電抗器投切。9、明珠變本地控制策略9.1明珠穩控本地控制策略如下（包括功能未投部分）明珠受入功率時本地策略：（1）

7、明珠系統與主網解列（330kV線路單線單跳或雙線雙跳，主變單臺單跳或雙臺雙跳）后，根據故障前源明I線+明烏線斷面或#1、#2主變斷面功率和切除明珠110kV負荷線路（欠切原則），不足部分靠各110kV變電站低頻低壓減載裝置動作平衡；（2）當明珠#1或#2主變過載時，根據過載量，切除110kV負荷線路（欠切原則）。9.2送出功率時本地策略：（1）明珠電網與2網解列（330kV線路單線單跳或雙線雙跳，主變單臺單跳或雙臺雙跳）后，明珠變穩定控制裝置根據故障前源明I線+明烏線或#1、#2主變中壓側斷面功率和，切除唐湖電廠機組（過切原則，唐湖電廠開一臺機時不切機），過切部分轉切明珠110kV負荷線路（欠

8、切原則）。（2）當明珠變#1或#2主變過載時，根據過載量，切除唐湖電廠機組。三、明珠變穩控裝置主要功能1、接收并執行烏蘭主站發送的切負荷命令。2、接收烏蘭主站發送的切唐湖機組命令，并轉發至唐湖電廠。3、接收并執行烏蘭主站發送的投切電抗器、電容器命令。4、接收烏蘭主站發來明烏線跳閘信息。5、源明I線、明烏斷面斷開時，下送時欠切本地負荷，上送時切除唐湖機組（轉發至唐湖電廠），過切量欠切本地負荷。6、主變斷面斷開時，下送時欠切本地負荷，上送時切除唐湖機組，過切量欠切本地負荷。7、主變下送過載時欠切本地負荷，上送時切除唐湖機組。8、功率方向確定為流出母線為正，包括主變中壓側。9、負荷線路被切除的條件為

9、：穩控裝置投運、功率為正、穩控裝置帶負荷線路允切壓板投入、穩控裝置帶負荷線路跳閘出口壓板投入。10、將330kV母線電壓與電抗器、電容器狀態發送至烏蘭主站。11、明烏線跳閘，向烏蘭主站發送明烏線跳閘信號。12、源明1線跳閘，向烏蘭主站發源明1線跳閘信號。13、源明1線過載，潮流方向為湟源流向明珠時，發送過載量到烏蘭主站。四、明珠變穩定控制裝置配置及接入量1、明珠變FWK-300穩定控制裝置配置：明珠變穩定控制裝置，采用南瑞穩控公司生產的FWK-300裝置，采用雙套配置, 共四面穩定控制柜，其中每套裝置由主柜與從柜兩面柜構成，每套裝置與相應通道分別獨立運行。在穩控系統中明珠變穩定控制裝置為控制子

10、站,與烏蘭變和唐湖電廠之間采用2M口通訊,進行信息交換和接收或發送命令。光電轉換裝置安裝在通訊機房通信接口柜內,組成一面屏,本期每套裝置提供4個2M口,共8個2M口。2、明珠變穩定控制裝置接入量 明珠變每套主從柜采集330kV出線三相電流、電壓及對應的開關位置；主變中壓側三相電流、電壓；110kV出線的三相電流。 2.1 主柜接入的量:2.1 .1 330kV源明1線的三相電流(CT:1A)和對應的線路三相電壓(中性點接地);2.1.2 330kV明烏線的三相電流(CT:1A)和對應的線路三相電壓(中性點接地);2.1.3 預留五回330kV出線的三相電流(CT:1A)和對應的線路三相電壓(中

11、性點接地);2.1.4 1#和2# (預留3#) 主變的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.1.5 110kV三段母線電壓（用于計算頻率）;2.1.6 330kV兩段母線電壓（根據電壓投切電抗/電容器，根據頻率切機）;2.1.7 6組電容器和3組電抗器的開關位置信號（用于判斷電抗器.電容器的投退）;2.1.8 5回備用330kV出線的開關位置信號(HWJ);2.1.9 1#和2#主變的高壓側和中壓側的開關位置信號(HWJ) ;2.1.10 330kV源明1線本側保護分相跳閘信號(TA、TB、TC)。2.2從柜接入的量:2.2.1 110kV明金1,2線的三相電

12、流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.2.2 110kV明銀1,2線的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.2.3 110kV明蘇1,2線的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.2.4 110kV源明聯線的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.2.5 110kV明剛線(裝置輸入為明察線)的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地);2.2.6預留六回110kV出線的三相電流(CT:1A)和對應的母線切換后的三相電壓(中性點接地)第二章 裝置操作、巡視及

13、運行維護一、巡視內容及要求：穩控裝置顯示的各量值為一次值，單位如下：電壓kV；電流A；有功MW；無功Mvar；視在功率MVA；頻率Hz。1.巡視內容及時間規定：1.1每月15日按“每月裝置巡視表”要求，核對電氣量，并填寫相應記錄。每年1月、4月、7月、11月15日早晨10點準時抄錄數據或裝置打印，并在16日前上報工區，由工區上報生技部后報省調度中心。1.2日常巡視內容：根據巡視典檢卡內容，每日對裝置進行四次巡視，并作好相應記錄。每月裝置巡視表名稱日期IaIbIcUabUbcUcaPQ通道狀態壓板核對裝置開關位置開關實際狀態結論明烏線源明I線#1主變#2主變明金I回明金II回明銀I回明銀II回源

14、明聯線明剛線唐明I回唐明II回每日巡視典檢卡設備名稱：明珠330kV變電站裝置型號：運行方式：序號巡視項目日期及結論日期及結論日期及結論日期及結論1裝置電源指示應燈亮2裝置電源運行燈閃爍3模件指示燈應顯示正確，無異常信號4液晶顯示屏上顯示的時間應正確5液晶顯示屏上顯示的各線路、主變電壓、電流、功率、相位角及頻率顯示應正確6裝置與烏蘭主站通信應正常，無通道異常信號7裝置與唐湖電廠主站通信應正常，無通道異常信號8裝置應無任何閉鎖信息壓 板 投 退序號壓板名稱投/退是否正確1按各種運行方式下壓板投退說明進行核對2、運行人員每天應對裝置巡視檢查四次，檢查的主要內容有：2.1 裝置電源指示燈均應點亮，運

15、行燈應閃爍。2.2 模件指示燈應顯示正確，沒有異常信號。2.3液晶顯示屏上顯示的時間基本正確。如果時間誤差較大，應通知烏蘭主站對時（本裝置采用獨立GPS，由烏蘭主站統一對時）。2.4應查看裝置與烏蘭主站和唐湖電廠之間通信是否正常，是否有通道異常信號發出。發現裝置異常，應及時對裝置異常信號進行完整記錄，并向調度部門和主管部門匯報。2.5檢查裝置有無閉鎖信號，如有異常，應立即向調度部門與主管部門匯報。2.6 檢查裝置顯示的開關運行位置與開關實際位置是否一致。如有異常，應立即向調度部門與主管部門匯報。3、面板燈指示說明3.1 啟動燈：僅在裝置有本地出口時才點本啟動燈； 3.2 動作燈：當裝置有本地出

16、口，即只要出口中間CKZ板上有燈亮時，動作燈就會點亮，等SWJ將輸出返回后，按裝置上的復歸按鈕動作燈熄滅（所有出口均保持1S）；3.3 PT斷線燈：當裝置發生零序電壓.低壓異常和PT斷線異常時，則點PT斷線燈；3.4異常燈：對應零序電壓、零序電流、高壓、低壓跳閘信號時間過長、頻率異常、12V電壓跌落異常、PT斷線、SWJ與下位機通信異常、與PC104通信異常、同步啟動端異常、功率總加異常、SWJ開入異常、方式壓板異常等；3.5過載燈：如裝置有判別過載的功能，當裝置判別到有過載時該指示燈亮；3.6通信異常：如裝置有站間通信，當裝置檢測到通信故障時該指示燈亮。4、 衛星對時GPS燈:正常燈：當正常

17、燈常亮時表示GPS板程序運行正常，當正常燈閃亮時表示GPS板程序運行正常且捕捉到衛星信號；秒對時燈：表示GPS板每秒鐘送對時脈沖；分對時燈：表示GPS板每分鐘送對時脈沖；時對時燈：表示GPS板每小鐘送對時脈沖。二、 操作注意事項：1、 當裝置使用母線電壓時，母線操作時的注意事項:當其中一段母線試驗時，注意先斷開本屏后上方相應的PT空氣開關，核對裝置顯示的母線電壓確已消失，再進行母線的有關操作，以防止在母線試驗時引起裝置誤動作。試驗的母線恢復運行后，應再合上被斷開的PT空氣開關。2、在主變停運時，應遵循以下過程:明珠變1、2主變停電前，應先投入被操作主變的檢修壓板，再對主變進行停電操作。由于此時

18、裝置采集的被操作設備量信息與實際不一致，所以投入檢修壓板后一次設備操作速度盡量快。操作完畢后不退出檢修壓板，直到被操作主變投運后退出主變檢修壓板。3、330kV線路、110kV停運時，應遵循以下過程:3.1首先與調度部門聯系，許可投入“源明I線檢修”壓板和“明烏線檢修”后，再進行線路停運操作。操作完畢后不退出檢修壓板，直到330kV線路投入運行后，再退出“線路檢修”壓板。注意：對于330kV明烏線必須明珠變與烏蘭變兩側“明烏線檢修”壓板均投入，且裝置顯示明烏線的潮流為“0”，開關運行狀態為“停”后匯報調度，依據調令再操作線路兩側開關。操作完畢后不退出檢修壓板，直到330kV明烏線兩側開關均投入

19、運行后，匯報調度，再依據調令退出“明烏線檢修”壓板。3.2 110kV線路停電操作前，按調管范圍與調度聯系先退出被操作“110kV線路可切投”壓板及“跳閘出口”壓板后再操作相應110kV線路，直到線路投運后投入允切壓板及出口壓板。4、電容器、電抗器操作注意事項根據定值要求本站電容器、電抗器相應投退功能退出，所以電容器、電抗器相應“檢修壓板”均投入，所有“投電容器”、“投電抗器”、“切電容器”、“切電抗器”壓板均退出，因此操作電容器、電抗器時可不必對穩控裝置相關壓板進行操作。5、其它5.1 330kV源明線、明烏線、龍烏線、巴烏線、巴格線、烏格線線路帶電，一條線路有一側開關斷開，則應投入相應線路

20、兩側變電站穩控裝置對應的線路檢修壓板。5.2明珠負荷通過110kV源明聯線帶時：(1)不經#1、#2主變帶負荷，唐湖電廠停機時聯系調度，退出所有“110kV線路可切投”壓板及“跳閘出口”壓板。(2)不經#1、#2主變帶負荷，唐湖電廠上網時聯系調度退出所有“110kV線路可切投”壓板及“跳閘出口”壓板。投入明珠至唐湖通道檢修壓板。（3）若330kV線路檢修，則投入相應線路檢修壓板，同時按上述兩條要求進行相應操作。6.3.其它情況聯系調度。三、裝置投入運行前保護人員注意事項1、裝置正常運行時，將第二層“定值允許寫”開關撥到“禁止”位置；2、裝置正常運行時，務必確認第三層交流頭上小開關撥到“運行”位

21、置；四、裝置投退操作步驟 1、裝置投運步驟：1.1合上裝置屏后裝置總電源。1.2合上裝置屏后相應的母線、線路、主變的電壓空氣開關。1.3檢查裝置控制面板上指示燈顯示正確（綠燈），無異常信號（紅燈）。1.4投入裝置相應功能壓板。1.5投入裝置110kV線路相應的“線路可切投” 壓板與“跳閘出口”壓板。2、裝置退出運行步驟：2.1退出所有110kV線路“線路可切投” 壓板與“跳閘出口”壓板壓板。2.2 退出裝置相應功能壓板。2.3拉開裝置屏后相應的母線、線路、主變的電壓空氣開關。2.4拉開裝置屏后裝置總電源。3、退出整套穩控裝置時，應先退烏蘭主站穩控裝置，主站退出后再退明珠、巴音、格爾木穩控裝置。

22、裝置投運時先投明珠、巴音、格爾木穩控裝置，最后投入烏蘭主站穩控裝置。五、運行維護注意事項為了保證裝置在現場投入后可靠穩定地運行，防止在檢修維護時因操作不當而造成穩控裝置誤動，穩控系統在正式投入跳閘運行后，應嚴格按照繼電保護及安全自動裝置運行的有關規定，做好裝置的運行管理和維護工作。六、裝置現場工作，保護人員、運行人員注意事項：1、 若穩定控制柜的電流回路接在CT回路的末端，則當前級保護裝置或故障錄波裝置試驗時，將直接影響到本裝置的運行，將裝置所有出口壓板退出或將相應電流回路在本屏短接，并斷開所有與本裝置有關的通信通道。2、穩定控制裝置不在CT回路的末端，則在裝置試驗時需短接電流回路。3、裝置做

23、本地試驗, 應退出所有出口壓板, 斷開與烏蘭廠站的通信，避免誤切機、切負荷。4、裝置做聯調試驗時, 應確認本站裝置做好安全措施, 避免誤切機、切負荷。5、用自試命令時,應做好相應的安全措施， 避免誤切機、切負荷。6、防止交流插件拔插引起CT回路開路。防止PT回路短路。7、線路及主變的“投運壓板”或“檢修壓板”投退情況，要與實際運行情況一致。8、本站裝置是雙套配置且通過壓板來切換主輔運的，運行時一定要確保雙套有且僅有一套的本柜主運壓板在合位。動作接點傳到另柜時中間如串入壓板的一定要保證雙套所串入的壓板均在合位。第三章 異常查找及處理方法一、裝置異常的具體內容：該穩控系統中設有各站裝置的閉鎖邏輯，

24、子站由于某種原因引起裝置閉鎖，同時經通道閉鎖烏蘭主站。原因是系統配置為雙配置，子站一套裝置閉鎖后將不能正確傳送信息給主站，主站兩套裝置采集的信息不一致，將執行不同的控制策略。任何一個站的一套裝置閉鎖后應將系統各站對應柜號的穩控裝置一并退出（此項依調度命令執行）。1、通道檢修壓板投入裝置閉鎖情況：1.1“烏蘭變通道檢修”壓板投入，明珠裝置接收不到烏蘭通道數據時報通道異常，點通道異常燈，不閉鎖裝置。1.2.當“唐湖電廠通道檢修”壓板投入，明珠裝置接收不到唐湖電廠通道數據時報通道異常，點通道異常燈，閉鎖裝置。2、主柜裝置異常與閉鎖2.1當裝置發生以下任一情況，裝置異常燈點亮并輸出中央信號，裝置閉鎖，

25、同時裝置顯示界面有“裝置閉鎖”的字樣：2.1.1主機板與DCJ或TCJ發生通信異常。2.1.2裝置硬件采樣電平發生異常。2.1.3裝置所采集的任一條線路發生高電壓異常.零序電流異常.跳閘時間過長異常。2.1.4DCJ判出電源電壓異常。2.1.5從柜閉鎖 2.2當裝置所采集的任一條線路發生零序電壓異常、低電壓異常，裝置會點PT斷線燈并輸出中央信號，裝置閉鎖，同時裝置顯示界面有“裝置閉鎖”的字樣。 2.3 當裝置發生以下任一情況，裝置報異常，但不閉鎖裝置：2.3.1 同步啟動端異常。2.3.2 SWJ開入異常（指DCJ故障信號一直有）。2.3.3 裝置所采集的任一條線路發生不一致異常。2.4 裝置

26、通道異常，點通道異常燈，不點異常燈：2.4.1 與烏蘭變通道異常，不閉鎖裝置。2.4.2 與從柜通道異常，閉鎖裝置。2.4.3 與唐湖電廠通道異常，閉鎖裝置。3、從柜裝置異常與閉鎖3.1當裝置發生以下任一情況，裝置會點異常燈并輸出中央信號，裝置閉鎖，同時裝置顯示界面有“裝置閉鎖”的字樣。3.1.1主機板與DCJ或TCJ發生通信異常。3.1.2裝置硬件采樣電平發生異常。3.1.3DCJ判出電源電壓異常。3.1.4與主柜通道異常。4、電流電壓異常判據：4.1主變或330kV線路電壓異常4.1.1低電壓異常：三相電壓平均值小于50%Un且持續時間大于5秒，閉鎖裝置。4.1.2高電壓異常：三相電壓平均

27、值大于120%Un且持續時間大于5秒，閉鎖裝置。4.1.3零序電壓過大異常：零序電壓值大于10%Un且持續時間大于5秒，閉鎖裝置。4.1.4電壓差過大異常：電壓差值大于10%Un且持續時間大于5秒，閉鎖裝置。備注：（1）雙母同時運行時，單段母線出現電壓差大異常裝置只報PT異常，不閉鎖裝置。（2）雙母同時運行時，單段母線出現低電壓異常裝置只報PT異常，不閉鎖裝置。 4.2主變或330kV線路電流異常4.2.1零序電流過大異常：零序電流值大于10%In且持續時間大于5秒，閉鎖裝置。4.2.2電流差過大異常：電流差值大于10%In且持續時間大于5秒，閉鎖裝置4.3明珠、烏蘭、巴音、格爾木任一變電站第

28、一套或第二套出現裝置閉鎖后，均應退出明珠、烏蘭、巴音、格爾木四站第一套或第二套穩控裝置。如主運裝置閉鎖（1#柜），則需將輔運裝置（2#柜）投為主運方式，所有操作依據調令執行，如果不切換，投為輔運裝置（2#柜）經過35ms的延時后動作。主運（1#柜）裝置閉鎖解除后，仍將原裝置投為主運方式，另一套（2#柜）投為輔運方式。4.4唐湖穩控閉鎖后，如唐湖未開機，則投入明珠變的穩控裝置唐湖通道檢修壓板。如果唐湖電廠開機，裝置閉鎖，立即匯報調度。二、異常處理1、 DCJ異常信息字1.1 DCJ異常信息字的定義如下表：位0123456789101112131415定義零序電壓高壓異常低壓異常零序電流跳閘信號時

29、間過長電氣量壓板不一致頻率異常告警12V電壓跌落告警備用備用備用備用備用備用備用備用 1.2 DCJ各種異常及處理 1.2在單元處理機詳細數據顯示界面中： 1）DCJ異常信息字：0001 表示DCJ判出該元件零序電壓異常； 2)DCJ異常信息字：0002 表示DCJ判出該元件高壓異常； 3)DCJ異常信息字：0004 表示DCJ判出該元件低壓異常； 裝置狀態：裝置閉鎖，DCJ閉鎖相關元件基于突變量判據的各種故障判斷，如：單瞬、單永、相間、無故障跳閘、手合故障。處理方法：檢查電壓回路。4）DCJ異常信息字：0008 表示DCJ判出該元件零序電流異常：裝置狀態：裝置閉鎖；DCJ閉鎖相關元件基于突變

30、量判據的各種故障，如：單瞬、單永、相間、無故障跳閘、手合故障。處理方法：檢查電流回路。5）DCJ異常信息字：0010 表示DCJ判出該元件收到跳閘信號的時間過長裝置狀態：裝置閉鎖；DCJ閉鎖相關元件基于突變量判據的各種故障，如：單瞬、單永、相間、無故障跳閘、手合故障。處理方法：檢查跳閘信號接入回路。6）DCJ異常信息字：0020 表示DCJ判出該元件的電氣量和壓板位置不一致：裝置狀態：DCJ仍然進行所有故障類型的判斷。處理方法：檢查該元件投停壓板狀態。7）DCJ異常信息字：0040 表示DCJ判出該元件頻率異常。裝置狀態：裝置閉鎖；DCJ仍然進行所有故障類型的判斷。處理方法：檢查該元件是否真正

31、發生頻率異常，否則可能是該DCJ板已損壞。8）DCJ異常信息字：0080 表示DCJ判出12V電壓跌落異常。裝置狀態：裝置閉鎖；DCJ閉鎖所有故障判斷功能。處理方法：如果所有的DCJ均報該異常，請檢查2N背板上12V端子電壓是否正常，否則可能是電源或背板有問題（12V電壓輸出部分）；如果僅有一塊DCJ報，則可能是該DCJ板故障。2、SWJ異常及處理：2.1 SWJ狀態字2.2.1SWJ狀態字的定義如下：表6-2位0123456789101112131415定義與1DCJ通信異常與2DCJ通信異常與3DCJ通信異常與4DCJ通信異常與5DCJ通信異常與6DCJ通信異常與1TCJ通信異常與2TCJ

32、通信異常±12V電源異常同步啟動端功率總加SWJ開入異常備用備用方式壓板異常備用 2.2.SWJ各種異常及處理 ：在上位機數據顯示界面中：1)SWJ與8個下位機（16DCJ和12TCJ）中任一個通信異常裝置狀態：裝置閉鎖。處理方法：當SWJ和所有下位機間通信都異常，可能是SWJ板硬件故障或背板故障（可能性要小一些）；當只有某一個下位機與SWJ通信異常，可能是該下位機板硬件故障。2）±12V電源異常裝置狀態：裝置閉鎖。處理方法：檢查2N背板上12V端子電壓是否正常，如正常且DCJ上異常信息字未報0080,則應該是3N層背板上的小模件故障。小模件故障可能有兩種情況：一種是僅光耦

33、接點（送至上位機開入）或繼電器接點（串于SWJ啟動端與SZ板中間）故障；另一種是兩個都有問題。注：當小模件的繼電器接點輸出故障時，裝置不能出口。3）同步啟動端異常：裝置狀態：裝置異常報警但不閉鎖。處理方法：檢查電流突變量和功率突變量定值是否過小，否則可能是下位機或背板硬件故障。4）功率總加異常裝置狀態：裝置閉鎖。處理方法：查看本裝置所測各元件當前功率，與實際基本相符則可能功率總加定值過小；若有元件不符，則需檢查本元件電壓.電流回路，尤其電流回路進出方向有無接反，若回路無問題，則本DCJ故障。5）上位機開入異常裝置狀態：裝置閉鎖。處理方法：可能是下位機或背板硬件故障。第四章 壓板說明、投退圖及操

34、作注意事項一 、裝置壓板正視圖：裝置壓板正視圖：（主柜）11FLP2FLP3FLP4FLP5FLP6FLP7FLP8FLP9FLP10FLP允許自試總功能投壓板本柜主運壓板烏蘭變通道檢修唐湖電廠通道檢修備用壓板備用壓板3#主變檢修備用壓板本柜動作211FLP12FLP13FLP14FLP15FLP16FLP17FLP18FLP19FLP20FLP明源1線檢 修線路2 檢 修明烏線檢 修線 路4檢 修線 路5 檢 修線 路6檢 修線 路7檢 修線 路8檢 修1#主變檢 修2#主變檢 修321FLP22FLP23FLP24FLP25FLP26FLP27FLP28FLP29FLP30FLP1#電容器

35、檢 修2#電容器檢 修3#電容器檢 修4#電容器檢 修5#電容器檢 修6#電容器檢 修1#電抗器檢 修2#電抗器檢 修3#電抗器檢 修備用壓 板431FLP32FLP33FLP34FLP35FLP36FLP37FLP38FLP39FLP40FLP備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板備用壓 板51LP2LP3LP4LP5LP6LP7LP8LP9LP10LP投 1#電 容器投 2#電 容 器投3#電容器投4#電容器投5#電容器投6#電容器投 1#電 抗器投 2#電 抗 器投 3#電 抗器切 1#電 容 器611LP12LP13LP14LP15L

36、P16LP17LP18LP19LP20LP切 2#電 容 器切 3#電 容 器切 4#電 容 器切 5#電 容 器切 6#電 容 器備用備用備用備用備用裝置壓板正視圖：（從柜）11FLP2FLP3FLP4FLP5FLP6FLP7FLP8FLP9FLP10FLP允許自試備用壓板備用壓板備用壓板明金1、2線可切投明銀1、2線可切投明蘇1、2線可切投源明聯線可切投明察線可切投線路3可切投211FLP12FLP13FLP14FLP15FLP16FLP17FLP18FLP19FLP20FLP線路8可切投線路11可切投線路12可切投線路13可切投線路14可切投線路15可切投線路16可切投備用壓板備用壓板備

37、用壓板31LP12LP13LP14LP15LP16LP17LP18LP19LP110LP1切1#電抗 器切2#電抗器切3#電抗器跳明金1線跳明金2線跳明銀1線跳明銀2線跳明蘇1線跳明蘇2線跳源明聯線41LP22LP23LP24LP25LP26LP27LP28LP29LP210LP2備用壓 板備用壓 板備用壓 板跳明金1線跳明金2線跳明銀1線跳明銀2線跳明蘇1線跳明蘇2線跳源明聯線511LP112LP113LP114LP115LP116LP117LP118LP119LP120LP1跳明察聯線跳線路3跳線路8跳線路11跳線路12跳線路13跳線路14跳線路15跳線路16備用壓板611LP21LP21

38、3LP214LP215LP216LP217LP218LP219LP220LP2跳明察聯線跳線路3跳線路8跳線路11跳線路12跳線路13跳線路14跳線路15跳線路16備用壓板二、壓板功能說明：1、“允許自試”壓板：投入該壓板則不需要試驗儀器，即可以通過裝置進行開關跳合閘試驗，退出該壓板裝置自試功能失效； 此壓板嚴禁投入。2、 “總功能投”壓板：投入該壓板則裝置所有功能方能投入，退出該壓板則裝置不判斷故障，通道不發送數據，同時閉鎖所有出口； 裝置運行必須投入此壓板。3、 “本柜主運”壓板：投入該壓板，則裝置設為主運，判出故障立即出口，同時向另柜發出閉鎖信號，閉鎖另柜出口。退出此壓板，則裝置設為輔運

39、，判出故障，延時35ms動作(防止兩套裝置可能執行不完全一樣的控制策略)。根據定值要求1#柜為主運投入此壓板，2#柜為輔運退出此壓板，若主運裝置出現異常后，則依據調度命令投入2#柜“本柜主運”壓板。4、 “烏蘭變通道檢修”壓板：投入該壓板，裝置不向烏蘭主站上送明珠變任何信息，同時也不接收烏蘭主站發來任何命令。退出此壓板，裝置上送明珠變所有信息，同時接收并執行烏蘭主站發來所有命令。此壓板須有調度許可方可執行投入。5、 “唐湖電廠通道檢修”壓板：投入該壓板，裝置不向唐湖電廠發送切機命令，同時不接收唐湖電廠機組信息。退出此壓板，裝置可向唐湖電廠發送切機命令，同時接收唐湖電廠機組信息并向烏蘭轉發唐湖機

40、組信息。此壓板在明珠變所有負荷由110kV源明聯線帶時，明珠變主變全部退出運行，同時唐湖電廠上網，投入此壓板。其它方式投退與調度聯系。6、 “源明1線檢修”、 “明烏線檢修”、 “1#主變檢修”、 “2#主變檢修”、 “3#主變檢修”壓板：投入檢修壓板則認為該線路或主變檢修，裝置不判斷該元件任何電氣量和運行狀態。7、 “1#電容器檢修”、 “2#電容器檢修”、“3#電容器檢修”、 “4#電容器檢修”、 “5#電容器檢修”、 “6#電容器檢修”、 “1#電抗器檢修”、 “2#電抗器檢修”、 “3#電抗器檢修”壓板：投入相應檢修壓板，則裝置不判斷該元件任何電氣量和運行狀態。8、 “本柜動作”壓板：

41、投入該壓板，裝置動作時向另柜發出閉鎖信號，閉鎖另柜出口；退出此壓板，裝置動作時不閉鎖另柜。正常運行時裝置主、輔運均投入此壓板。9、“線路可切投”壓板：投入相應“線路可切投”壓板，則該110kV線路功率值可上送至主柜；退出相應“線路可切投”壓板，則該線路功率值不向主柜上送（“線路可切投”壓板與“跳閘出口”壓板相互配合）。以上壓板投退應與110kV線路實際運行方式一致（110kV源明聯線帶方式除外）。10、 “跳閘出口”壓板：此壓板與“線路可切投”壓板配合，投入“線路可切投”壓板，同時投入此壓板，則穩控裝置動作時可以跳開相應線路開關；退出此壓板，穩控裝置動作時無法跳開相應線路開關。三、調度人員、運

42、行人員壓板投退注意事項 1、裝置運行時檢修壓板投退要與一次設備的運行狀態一致。2、330kV變電所主變全部停運，此時裝置不閉鎖，投入相應的主變檢修壓板即可，明珠主變全停，110kV系統運行時應投入相應的通道檢修壓板，即不上送本地信息。若明珠變330kV母線失壓將閉鎖裝置，同時閉鎖主站，烏蘭主站電流電壓異常閉鎖裝置，系統控制策略失效。四、各種運行方式下壓板投退圖正常方式下#1主柜、從柜壓板投退情況： 330kV母線、330kV明烏線、330kV源明I線運行，#1、#2主變三側運行，110kV母線及所有出線均運行。序號FWK-300安全穩定控制#1主柜投退序號FWK-300安全穩定控制#1從柜投退

43、1允許自試退1允許自試退2總功能投投2110kV明金/線可切投投3本柜主運投3110kV明銀/線可切投投4烏蘭變通道檢修退4110kV明蘇/線可切投投5唐湖電廠通道檢修退5110kV源明聯線可切投投63#主變檢修投6110kV明察線可切投投7330kV源明1線檢修退7切1#電抗器退8330kV明烏線檢修退8切2#電抗器退91#主變檢修退9切3#電抗器退102#主變檢修退10跳110kV明金線開關投111#電容器檢修投跳110kV明金線開關投122#電容器檢修投跳110kV明銀線開關投133#電容器檢修投跳110kV明銀線開關投144#電容器檢修投跳110kV明蘇線開關投155#電容器檢修投跳1

44、10kV明蘇線開關投166#電容器檢修投跳110kV源明聯線線開關投171#電抗器檢修投跳110kV明察線開關投182#電抗器檢修投193#電抗器檢修投20投35kV1#電容器退21投35kV2#電容器退22投35kV3#電容器退23投35kV4#電容器退24投35kV5#電容器退25投35kV6#電容器退26投1#電抗器退27投2#電抗器退28投3#電抗器退29切1#電容器退30切2#電容器退31切3#電容器退32切4#電容器退33切5#電容器退34切6#電容器退3536正常方式下#2主柜、從柜壓板投退情況：正常方式下#1主柜、從柜壓板投退情況： 330kV母線、330kV明烏線、330kV

45、源明I線運行，#1、#2主變三側運行，110kV母線及所有出線均運行。序號FWK-300安全穩定控制#2主柜投退序號FWK-300安全穩定控制#2從柜投退1允許自試退1允許自試退2總功能投投2110kV明金/線可切投投3本柜主運退3110kV明銀/線可切投投4烏蘭變通道檢修退4110kV明蘇/線可切投投5唐湖電廠通道檢修退5110kV源明聯線可切投投63#主變檢修投6110kV明察線可切投投7330kV源明1線檢修退7切1#電抗器退8330kV明烏線檢修退8切2#電抗器退91#主變檢修退9切3#電抗器退102#主變檢修退10跳110kV明金線開關投111#電容器檢修投跳110kV明金線開關投122#電容器檢修投跳110kV明銀線開關投133#電容器檢修投跳110kV明銀線開關投144#電容器檢修投跳110kV明蘇線開關投155#電容器檢修投跳110kV明蘇線開關投166#電容器檢修投