安稳装置运行规程(修改).doc

第十二章 安全稳定控制装置现场运行规程(2011版)目 次一、 安全稳定控制装置简介二、 安全稳定控制装置功能三、 配置及硬件功能说明四、 运行注意事项及异常处理一、安全稳定控制装置简介倮马河电站安稳装置是2011年云南电网的安全稳定控制系统的执行站，双套配置（以下简称A、B套安稳装置），其安稳装置由南瑞继保公司生产，由两面安稳装置柜(分别为安稳A、B柜)、一面通信接口柜组成。A、B套安稳装置分别由安稳A、B柜及其通信设备组成。稳控A柜、B柜完全相同，均由一台RCS-992A主机和两台RCS-990A从机及其他辅助设备组成，通过通信柜上光纤通道与大理变和中调管理系统通信。双套装置采用主辅运行方式，互为主备运行。A套装置与B套装置相比，A套装置装设有主辅切换开关，除此以外，两个主机柜相同。主运装置在动作条件满足即瞬时动作，同时通过接点信号闭锁辅运装置。辅运装置动作条件满足后，延时40ms动作。若辅运装置动作条件满足后40ms内收到主运装置的动作信号，即闭锁装置跳闸出口，否则正常出口。辅运装置运行时自动检测主运装置的工作情况，若主运装置异常，则辅运装置自动升级为主运，不再受主辅切换开关控制，装置在动作条件满足即瞬时动作。二、安全稳定控制装置功能倮马河电站以一回220kV出线接入维西变，经剑川变、洱源变等汇入500kV大理变，装设两套安全稳定控制装置，两套装置的功能完全相同，其主要功能如下：1、将本电站机组的运行工况（后期还有接入南极洛及拖八科变线路接入），开机出力上送至大理变区域稳控主站，接收来自大理变发来的切机命令，执行切机操作。2、接收并执行大理变区域稳控主站发来的远方切机命令。接收大理变主站有两种切机命令（命令1为过切命令、命令2为欠切命令），接收到欠切命令时还需要满足本地防误措施“频率变化量闭锁df”条件，装置判断满足逻辑后，按照大理主站命令要求切机。3检测到电网高周时稳控装置实施高周切机（五轮）措施；4进行装置动作的事件记录、事故过程的数据记录并将记录结果打印，同时将记录结果远传至云南电力调度中心，还可将装置告警记录、启动记录、线路检修等开关量变位记录、故障波形、定值、通信报文、当前运行工况等远传至云南电力调度中心，实现在调度中心远方监视功能。三、倮马河电站安全稳定控制装置的控制策略如表1表1 倮马河稳控装置策略表序号方式故障类型稳控策略切机原则1各种方式高周切机ffqs，ttqs，高周启动ffs1，ttfs1，高周第一轮动作ffs2，ttfs2，高周第二轮动作ffs3，ttfs3，高周第三轮动作ffs4，ttfs4，高周第四轮动作ffs5，ttfs5，高周第五轮动作各轮独立2接收大理变切机命令执行切机命令。需考虑防误判据。注：倮马河电站稳控策略共考虑2台机组5条进线，高周动作按照第1大机、第1大线、第2大线、第3大线、第4大线、第5大线、第2大机顺序进行排序，每轮切1台机组或线路的顺序进行切机选择。在1个整组内，高周切机作为远方命令和出线跳闸切机功能的追加，即高周切机需要在未被其他策略切除的机组或线路中按照从大到小的顺序，每轮切1台机或一条进线的原则进行切机。四、安全稳定控制装置配置及硬件功能说明1、安全稳定控制装置配置倮马河电站安全稳定控制装置每台柜均由一台RCS-992A主机、两台RCS-990A从机及其他辅助设备组成。主机负责完成与其他站的通信、接收本站从机采集的数据和判别结果、实施稳定控制策略。从机负责数据采集、计算，判别线路、发电机是否运行和是否跳闸及故障形式等，同时执行主机下发的命令。2、安全稳定控制装置主机RCS-992A面板指示灯功能说明“运行”灯： 为绿色，装置正常运行时点亮；“装置异常”灯： 为黄色，当装置发生异常时点亮；“报警”灯： 为黄色，装置发生异常时点亮；“跳闸”、“动作”灯： 为红色，保护动作出口时点亮，在“信号复归”后熄灭。安全稳定控制装置从机RCS990A无液晶显示，其信息通过RCS992A的液晶屏幕显示。3、安全稳定控制装置主、从机功能压板、切换开关的作用及说明倮马河电站稳控控制装置的切换开关为：主辅运选择切换开关。倮马河电站稳控装置的压板有四类：装置功能压板、远方切机出口压板、本地切机出口压板、装置光纤通道投入压板。各类压板和切换开关所包含的具体切换开关、压板名称及投退要求如表2所示。表2 倮马河电站稳控装置压板及切换开关投退表序号压板和切换开关名称压板说明装置正常投运要求备注一、A、B柜主辅运选择切换开关（装于稳控装置A柜）1主辅运切换开关（1QK）控制A、B两柜主、辅运关系。有“A柜主运” 、“B柜主运”两个位置。切换至“A柜主运”位置如A柜异常或退出运行，或云南B套稳控系统主运时，应切换至“B柜主运”位置。二、装置功能压板（装于稳控装置A、B柜）2“投检修状态”压板（9LP1）装置向监控系统发送相关信息的功能压板。压板投入则本站装置不能向监控系统发送相关信息；压板退出则本站装置可向监控系统发送相关信息。 退出装置有检修或调试工作时投入。3“试验压板”（9LP3）装置读取试验定值的功能压板。压板投入则装置采用试验定值；压板退出则装置采用运行定值。退出在装置检修或调试工作需采用试验定值时根据需要投入。如检修时使用过试验定值，检修完必须将试验定值全部清0，装置投运前必须退出该压板。4“总出口投入”压板（9LP4）装置动作出口功能压板。压板投入则装置可正常出口；压板退出则装置闭锁出口。投入1、该压板退出时，本站向大理上送可切量清零。2、只有当“总出口投入”、“远方功能投入”压板均投入时，才向大理上送本站机组可切量信息。3、该压板退出时本站出口继电器不会闭合，但装置接收其他厂站数据和逻辑判别功能正常。5“远方功能投入”压板（9LP5）装置执行大理变远切机命令的功能压板。压板投入则投入远方切机功能；压板退出则退出远方切机功能。投入1、该压板退出时，本站向大理上送可切量清零。2、只有当“总出口投入”、“远方功能投入”压板均投入时，才向大理上送本站机组可切量信息。3、当倮马河电站与主网无电气联系时要退出，否则大理变仍会将倮马河电站机组纳入大理远方切机容量中。6“高周切机投入” 压板（9LP6）压板投入则本地高周切机功能投入，退出时高周切机功能退出。投入7“装置动作信号去B柜”压板（A柜）“装置动作信号去A柜”压板（B柜）（9LP9）本柜切机动作后输出的闭锁另柜信号经该压板开放。压板投入则投入该功能；压板退出则该退出功能。投入正常运行时应投入该压板；单套装置检修、试验、异常或退出时，应将两柜的该压板断开，以免误将另柜闭锁。8“装置闭锁信号去B柜”压板（A柜）“装置闭锁信号去A柜”压板（B柜）（9LP8）本柜判出装置异常闭锁后，输出本柜闭锁信号，让另柜自动升为主运。压板投入则投入该功能；压板退出则该退出功能。投入正常运行时应投入该压板；单套装置检修、试验、异常或退出时，应将两柜的该压板断开。三、允许切机功能压板（装于稳控装置A、B柜）9“1#机允许切”压板（2RLP1）是决定是否允许倮马河一级电站装置切该机组的控制压板。装置在“*#允许切机”压板投入的机组中进行切机优先顺序排队（按容量从大到小），并采集可切机容量信息发送到大理变主站。对某台机而言，该压板与“远方切机出口压板”均投入后，才能投入倮马河一级电站的远方功能；对某台机而言，该压板与“本地切机出口压板”均投入后，才能投入倮马河电站的就地切机功能；投入1、倮马河电站远方功能、就地功能均投入时，注意“允许切机功能压板”、“远方切机出口压板”、“本地切机出口压板”所投切的机组必须对应一致。2、倮马河电站远方切机功能退出时，如本地功能还投入，则只退出“远方切机出口压板”，“允许切机功能压板”仍需和“本地切机出口压板” 配合投入；3、倮马河电站本地切机功能退出时，如远方切机功能还投入，则只退出“本地切机出口压板”，“允许切机功能压板”仍需和“远方切机出口压板”配合投入。4、该压板退出时，该机组不再纳入可切机范围，其出力也不再向大理上送。10“2#机允许切”压板（2RLP2）投入四、远方切机出口压板（装于稳控装置A、B柜）1#从机出口：11“远方切1#机出口1”压板（4TLP11）、“远方切1#机出口2”压板（4TLP12）1、此压板是倮马河接收远方切机令切机功能的出口跳闸控制压板。2、“远方切机出口1”和“远方切机出口2”是同一功能的两套独立出口跳闸回路的压板。投入要求允许切机功能压板、远方切机出口压板投切的机组必须相同。12“远方切2#机出口1”压板（4TLP13）、“远方切2#机出口2”压板（4TLP14）五、本地切机出口压板（装于稳控装置A、B柜）2#从机出口：13“本地切1#机出口1”压板（1TLP11）、“本地切1#机出口2”压板（1TLP12）1、此压板为就地策略（高频切机）功能出口功能控制压板；2、“远方切机出口1”和“远方切机出口2”是同一功能的两套独立出口跳闸回路的压板。投入要求允许切机功能压板、本地切机出口压板投切的机组必须相同。14“本地切2#机出口1”压板（1TLP13）、“本地切2#机出口2”压板（1TLP14）六、装置光纤通道投入压板（装于稳控装置A、B柜）15“通道投入”压板（9LP2）此压板为倮马与大理变间光纤通道的投退压板。本压板投入，则投入与大理站的光纤通道。压板退出则退出倮马电站与大理站的光纤通道；投入1、此压板退出时，不再对通道的异常进行告警，也不再发送任何命令报文和有效的信息。2、当通道故障或稳控系统有配合要求时，将此压板退出。3、当倮马河不通过维西-（剑川+洱源）-大理通道送出时退出该压板。4. 倮马河一级电站安全稳定控制装置各类运行状态定义云南电网统一定义了9种安全稳定控制装置运行状态，作为发布调度命令及现场运行人员操作的依据，在正常情况下，应按以下要求进行压板的投切操作：4.1 装置投正常运行状态（以下简称投入装置）：指本站稳控装置正常运行且对外通信正常，本站装置能够进行就地或远方出口。此状态下，倮马河电站稳控装置压板、切换开关分别按表2 的“装置正常投运要求”执行。4.2 装置投信号状态：指本站稳控装置正常运行且对外通信正常，本站装置能够进行策略判断，接收远方切机命令，但出口跳本站机组或解列本站线路功能均退出。此状态下，倮马河电站稳控控制装置柜：(1)功能压板中的总出口投入、远方功能投入、高周切机投入均投入；“装置动作信号去A(或B)柜”压板、“装置闭锁信号去A(或B)柜”压板均退出；(2)所有远方切机组出口压板、本地切机组出口压板均退出。(3)装置光纤通道投入压板（即“通道投入”压板）投入。(4)其他切换开关和压板根据表2的“功能说明”和“备注”要求执行。4.3 装置退出状态（以下简称退出装置）：指本站稳控装置对外通信全部断开，且本站装置不能够进行就地出口控制。如本站具有出口控制（跳闸）功能，则退出所有的出口控制（跳闸）压板。此状态下，倮马河电站稳控控制装置柜：(1)功能压板中的总出口投入、远方功能投入、高周切机投入 、“装置动作信号去A(或B)柜”压板、“装置闭锁信号去A(或B)柜”压板均退出；(2)所有远方切机出口压板、本地切机出口压板均退出。(3)装置光纤通道投入压板（即“通道投入”压板）退出。(4)其他切换开关和压板根据表2的“功能说明”和“备注”要求执行。4.4 装置投远方功能状态（以下简称投装置远方功能）：指本站稳控装置正常运行且对外通信正常，能够执行远方切机命令的功能。如本站具有远方出口控制（跳闸）功能，则投入相应的远方出口控制（跳闸）压板。此状态下，倮马河电站稳控控制装置柜：(1)功能压板中的总出口投入、远方功能投入、 “装置动作信号去A(或B)柜”压板、“装置闭锁信号去A(或B)柜”压板均投入；(2) 所有远方切线路出口压板均投入。(3)装置光纤通道投入压板（即“通道投入”压板）投入。(4)其他切换开关和压板根据表2的“功能说明”和“备注”要求执行。4.5 装置退远方功能状态（以下简称退装置远方功能）：指本站稳控装置对外通信全部断开，不能够执行远方切机命令的功能。如本站具有远方出口控制（跳闸）功能，则退出相应的远方出口控制（跳闸）压板。此状态下，倮马河电站稳控控制装置柜：(1) “远方功能投入” 压板、远方切机组出口压板、装置光纤通道投入压板（即“通道投入”压板）均退出。(2) “总出口投入”、“装置动作信号去A(或B)柜”、“装置闭锁信号去A(或B)柜”压板是否退出还看装置就地功能是否投入，当就地功能投入时要投入（详见“4.6装置投就地功能状态”）。(3)其他切换开关和压板根据表2 的“功能说明”和“备注”要求执行。4.6 装置投就地功能状态（以下简称投装置就地功能）：特指本站稳控装置不依赖其他稳控装置，能够进行就地出口控制的功能（如本站出线故障就地切机、高周切机）。如本站具有就地出口控制（跳闸）功能，则投入相应的就地出口控制（跳闸）压板。此状态下，倮马河电站稳控控制装置柜：(1)功能压板中的“总出口投入”、“高周切机投入”、“装置动作信号去A(或B)柜”、“装置闭锁信号去A(或B)柜”投入；(2) 所有本地切机组线路出口压板均投入。(3)其他切换开关和压板根据表2的“功能说明”和“备注”要求执行。4.7 装置退就地功能状态（以下简称退装置就地功能）：特指本站稳控装置不能够进行就地出口控制功能（如本站出线故障就地切机、高周切机）的状态。如本站具有就地出口控制（跳闸）功能，则退出相应的就地出口控制（跳闸）压板。（1）“高周切机投入”及所有本地切机组线路出口压板均退出。(2) “总出口投入”、“装置动作信号去A(或B)柜”、“装置闭锁信号去A(或B)柜”压板远方切机功能压板是否退出还看装置远方功能是否投入，当远方功能投入时要投入（详见“装置投远方功能状态”）。(3)其他切换开关和压板根据表2 的“功能说明”和“备注”要求执行。4.8装置投入（或退出）光纤通道：指投入（或退出）倮马河电站的光纤通道投入压板（即“通道投入”压板）。4.9装置停运状态（以下简称装置停运）：指本站稳控装置退出后，将装置直流电源断电。四、运行注意事项及异常处理1、根据云南区域安稳系统投切原则（编号2011-01）第一章第5、6节相关要求，退出本站异常装置或通道，需注意：云南A、B两套装置本体有异常或故障退出时或当安稳系统装置间的通道故障时，应避免造成云南A、B两套系统信息的不对称的情况发生，其他涉及厂站可能需配合进行相关功能的投退操作。2、大理稳控系统装置异常或故障时，为避免发生云南A、B两套系统信息的不对称的情况，应按表3所示的原则进行投退：表3大理稳控系统装置异常或故障退出的影响及装置投退原则序号异常或故障稳控站装置异常或故障退出对稳控系统的影响装置异常或故障时稳控系统的投退原则一、单套装置异常或故障退出1大理变区域主站1、该区域主站异常装置无法正确执行本站有关策略功能；以大理区域主站A套装置异常为例：1、 退出大理区域主站A套异常装置；2、 将大理区域B套稳控系统设为主运系统，即将与大理变区域主站通信的各执行站（迪庆变、福贡变、朝阳变、吉沙电站、弄另电站（弄另接入大理变时）、金汉拉扎、格基河、倮马河、功果桥）B套装置设为主运，将其套装置远方功能退出，保留装置就地功能；2大理区域各执行站（迪庆变、福贡变、朝阳变、吉沙电站、弄另电站（接入500kV大理变稳控装置时）、金汉拉扎、格基河、倮马河、功果桥）1、该执行站异常装置无法正常发送本站有关机组运行方式和容量信息、无法正确执行远方切机命令。2、与之相对应大理区域主站的那一套稳控装置无法获取该执行站的有关机组运行方式和容量信息，无法实现向该执行站发送切机命令。宝峰主站无法获取正确的大理区域的可切机组容量信息。3、云南电网云南A、B两套系统的运行方式、可切机容量信息不对称，造成事故下两套系统的切机容量分配方案可能不一致，机组过切问题突出。以本站A套稳控装置异常为例：1、退出本站A套异常装置；2、退出大理变A套装置的至本站A套装置的光纤通道；3、如扣除本站可切机组容量后，大理区域的总可切机组容量满足地区电力外送要求和云南主网稳控要求的条件时，可将本站另一套正常装置的远方功能陪退，按以下方式处理，以简化操作：(1) 将本站正常运行的B套装置远方功能退出，保留装置就地功能；(2) 退出大理变B套装置至本站的光纤通道；(3) 其他厂站稳控装置可仍投入，主运系统不必切换。注意：在此情况下，由于失去部分切机功能，主网有关线路的潮流应按失去部分切机功能时的极限值进行控制。4、如扣除本站可切机组容量后，大理区域的总可切机组容量不满足地区电力外送要求的条件时，则应按以下方式处理：(1) 退出福贡变、朝阳变、吉沙电站、弄另电站（弄另接入大理站时）、金汉拉扎、格基河、迪庆变A套装置远方功能，保留装置就地功能；(2) 退出大理变套装置上的至福贡变、朝阳变、吉沙电站、弄另电站（弄另接入大理站时）、金汉拉扎、格基河、迪庆变、功果桥A套装置光纤通道，其他功能保留；二、双套装置异常或故障退出3大理区域主站1、该区域主站失去正确执行本站有关策略功能；1、退出该区域主站A、B套异常装置；2、退出接入该区域主站的各执行站（子站）A、B套装置的远方功能，保留装置就地功能； 3、其他站A、B装置仍投入，主、辅运方式可不切换。4各执行站1、该执行站失去发送本站有关机组运行方式和容量信息、执行远方切机命令的功能。2、与之相对应的宝峰主站、区域主站的稳控装置无法获取该执行站的有关机组运行方式和容量信息，无法实现向该执行站发送切机命令。1、退出该执行站A、B套异常装置；2、退出大理区域主站A、B套装置对该执行站的光纤通道； 3、其他站A、B装置仍投入，主、辅运方式可不切换。备注：、对有关可切机组容量是否满足地区电力外送、云电外送和云南主网稳控要求条件进行判断时，可与专业人员沟通后确定。、相关装置异常处理后，要及时投入装置，并将云南电网稳控系统恢复为A套主运。3、当稳控系统装置间的通道故障时，为避免发生云南A、B两套系统信息的不对称的情况，应按表4所示的原则进行投退：表4大理稳控系统装置通道故障的影响及装置投退原则序号故障通道故障通道退出对稳控系统的影响通道故障时稳控系统装置投退原则一、单套稳控系统的通道故障1大理变-本执行站1、该通信异常区域主站稳控装置无法获取本执行站机组运行方式和容量信息，相应的影响宝峰主站无法正确获取大理区域可切机组容量信息，本执行站装置无法执行远方切机命令。2、大理地区A、B两套系统的可切机容量信息不对称，造成事故下两套系统的切机容量分配方案可能不一致，有机组过切问题。以A套稳控系统大理变-本站光纤通道故障为例： 1、如扣除本执行站可切机组容量后，大理区域的总可切机组容量满足地区电力外送要求的条件时，可将本站另一套正常装置陪退，按以下方式处理，以简化操作：(1)退出故障通道两侧稳控装置的相应光纤通道；(2)将本站A、B两套装置远方功能退出，保留装置就地功能；(3)退出大理变B套装置的至本站的光纤通道；(4)其他厂站稳控装置可仍投入，主运系统不必切换。注意：在此情况下，由于失去部分切机功能，主网有关线路的的潮流应按失去部分切机功能时的极限值进行控制。2、如扣除本执行站可切机组容量后，大理区域的总可切机组容量不满足地区电力外送要求的条件时，则应按以下方式处理：以A套稳控系统大理变-本站光纤通道故障为例：(1) 退出故障通道两侧稳控装置的相应光纤通道；(2) 将大理区域稳控系统套装置远方功能退出，保留装置就地功能；(3)其他厂站稳控装置可仍投入，主运系统不必切换。二、双套稳控系统的通道故障2大理变主站-本执行站大理区域主站稳控装置无法获取本执行站机组运行方式和容量信息，本通信异常执行站装置无法执行远方切机命令。1、退出故障通道两侧稳控装置的相应光纤通道，区域主站侧稳控装置的其他功能不需退出，本执行站侧稳控装置退出远方功能，保留就地功能；2、大理A、B稳控系统的其他站装置仍投入，主、辅运方式可不切换；3、大理区域主站有关出线应考虑失去部分切机容量的影响。备注：、若同时有两个及以上站间通信同时因故退出，有关的投切原则需要根据当时的情况另行制定。、对有关可切机组容量是否满足地区电力外送、云电外送和云南主网稳控要求条件进行判断时，可与专业人员沟通后确定。、相关装置间通道异常处理正常后，要及时恢复投入装置。4、装置修改定值时的装置投退原则对于某稳控装置因修改定值原因需短时单套退出时，可只退出该套稳控装置，其他厂站装置可不陪退，稳控系统可不进行主、辅运切换， 但需注意退出该套稳控装置后，与其有通信联系的对侧稳控装置可能会报相应的“站通道异常告警”，该装置修改定值完毕重新投入后对侧稳控装置的相应通道告警信号会消失。值班运行人员应在该装置修改定值完毕重新投入后向调度询问与其有通信联系的对侧稳控站相互间的通信是否已恢复正常。5、安稳装置运行维护注意事项 安全稳定装置的图纸资料应整理归档，妥善保管，规范使用；安稳装置的操作（投入、退出、投信号、投/退远方功能，投/退就地功能，投/退通信通道），由调度员直接下达功能性要求及设备状态指令，运行值班人员按规程要求进行相应操作，调度员不对装置具体的连接片（压板）、切换开关（把手）、控制字修改等下令。 必须保存安全稳定装置当前正在执行的定值单原件；安稳装置处于运行状态，但需轮流退出一套更改定值时，由运行值班人员向调度员申请，调度员直接下令。 安全稳定装置新投入或定值改变后，运行维护人员必须核对装置的全部定值项与定值通知单相符，且与调度核实定值通知单编号相符，并记录清楚； 安全稳定装置的缺陷必须记录在运行记录本上，并录入运行管理信息系统； 当电网系统运方式发生变更，需要调整安稳装置状态（或方式）以适应电网运行方式变更时，由调度员直接下令。安全稳定装置发生异常或动作时，应按照汇报流程立即向省调值班调度员汇报和维护人员。 运行人员日常巡视检查项目 检查各压板、切换开关位置符合当时运行方式要求，主辅装置的出口压板投切一致，允许切机压板和切机出口压板对应； 装置交、直流工作电源正常，装置正常运行时，“运行”灯应亮，所有告警指示灯应不亮； 装置各元件无异常声响及过热现象； 接线端子无松动脱落，无跳火，冒烟及其它不正常情况。 维护人员日常巡视检查项目 按“运行人员日常巡视检查项目”进行全面核对； 查看装置采样，核对各电流、电压采样值，各开入量、开出量状态正常，检查打印机完好，打印自检报告，应无异常信息； 查看装置通道误码率，确认装置通道完好； 查看装置GPS对时正确； 检查通讯机房相关光接口设备运行正常，通道完好。6、安稳装置投入操作顺序 先投入光纤通道，待与对侧装置的通道投入正常后，投入远方功能和就地功能压板，再投入相应的就地出口跳闸压板； 安稳系统退出顺序：与投入顺序相反；先退出相应的就地出口跳闸压板、再退出远方功能和就地功能，然后退出其光纤通道。 在进行定值和策略表的修改时，应将装置退出运行状态，即退出“跳闸出口压板”以及通信压板。 在需要将其中一套装置退出运行做试验，而整套系统又不允许退出时，应退出所有通信压板，防止主站对其它站发出动作命令。7、装置异常信息含义及处理 装置正常运行时，“运行”灯应亮，所有告警指示灯应不亮。按下“信号复归”按钮，复归所有跳闸指示灯，并使液晶显示处于正常显示主画面。 装置异常信息含义及处理序号自检出错信息含 义处 理 建 议1存储器出错RAM芯片损坏，闭锁保护通知厂家处理2程序出错FLASH内容被破坏，闭锁保护通知厂家处理3CPU定值出错定值区内容被破坏，闭锁保护通知厂家处理4DSP1出错DSP1开入回路损坏，闭锁保护通知厂家处理5采样异常模拟输入通道出错，闭锁保护通知厂家处理6出口异常出口三极管损坏，闭锁保护通知厂家处理7直流电源异常直流电源不正常，闭锁保护通知厂家处理8DSP定值出错DSP定值自检出错，闭锁保护通知厂家处理9光耦电源异常24V或220V光耦正电源失去，992A闭锁保护,990A不闭锁保护检查开入板的隔离电源是否接好10长期起动告警起动超过50秒,发告警信号，不闭锁保护检查电流二次回路接线11TV断线电压回路断线，发告警信号,闭锁部分功能检查电压二次回路接线12TA断线电流回路断线，发告警信号检查电流二次回路接线13接口*告警*为对应通道号，不闭锁保护检查相应接口通道（光纤通道或PCM复用通道）8、通道异常处理