课件3：智能变电站的运维管理

1、智能变电站的运维管理第一部分：智能变电站的设备巡视 1.1 原则要求 1.1.1 变电站一次、二次、通信、计量、站用电源及辅助系统等智能设备的日常巡视工作由运行专业负责， 专业巡视由相关设备检修维护部门的相关专业负责。1.1.2 根据设备智能化技术水平、设备状态可视化程度， 可进行远程巡视并适当延长现场巡视周期。状态可视化完善的智能设备， 宜采用以远程巡视为主， 以现场巡视为辅的巡视方式， 设备运行维护部门应结合变电站智能设备智能化水平制定智能设备的远程巡视和现场巡视周期，并严格执行。1.1.3 对暂不满足远程巡视条件的变电站智能设备应参照常规变电站、无人值守变电站原管理规范等相关规定进行现场

2、巡视。1.1.4 自检及告警信息远传功能完善的二次设备宜以远程巡视为主，兼顾现场巡视。 1.1.5 利用主站监控后台、设备可视化平台对远端变电站智能设备适时进行远程巡视，电网或设备异常等特殊情况下，应加强设备远程巡视。1.2 运行巡视 1.2.1 电子式互感器 1.2.1.1 现场巡视主要内容： a） 检查设备外观无损伤、 无闪络、 本体及附件无异常发热、 无锈蚀、 无异响、 无异味。 各引线无脱落、接地良好。 b） 采集器无告警、无积尘， 光缆无脱落， 箱内无进水、 无潮湿、无过热等现象。 c） 有源式电子互感器应重点检查供电电源工作无明显异常。1.2.2 在线监测系统 1.2.2.1 远程

3、巡视主要内容： a）后台远程查看在线监测状态数据显示正常、 无告警信息。 b）定期检查一次设备在线测温装置测温数据正常，无告警。 c） 查看与站端设备通信正常。1.2.1.2 现场巡视主要内容： a） 检查设备外观正常、电源指示正常， 各种信号、表计显示无异常。 b） 油气管路接口无渗漏， 光缆的连接无脱落。 c） 在线监测系统主机后台、变电站监控系统主机监测数据正常。 d） 与上级系统的通信功能正常。1.2.3 保护设备 1.2.3.1 远程巡视主要内容： a） 后台远程查看保护设备告警信息、通信状态无异常。 b） 后台远程定期核对软压板控制模式、压板投退状态、 定值区位置。 c） 重点查看

4、装置“ SV 通道”、“ GOOSE 通道”正常。1.2.3.2 现场巡视主要内容： a） 检查外观正常、 各指示灯指示正常， 液晶屏幕显示正常无告警。 b） 定期核对硬压板、控制把手位置。 c） 检查保护测控装置的五防联锁把手（钥匙、 压板） 在正确位置。1.2.4 交换机 1.2.2.1 远程巡视主要内容： 远程查看站端自动化系统网络通信正常，网络记录仪无告警。1.2.1.2 现场巡视主要内容： 检查设备外观正常，温度正常，电源及运行指示灯指示正常，无告警。1.2.5 时间同步系统 1.2.5.1 远程巡视主要内容：远程查看时钟同步装置无异常告警信号。1.2.5.2 现场巡视主要内容：检查

5、主、 从时钟运行正常，电源及各种指示灯正常，无告警。1.2.6 监控系统（一体化监控系统） 1.2.3.1 远程巡视主要内容：后台远程检查信息刷新正常， 无异常报警信息，与站端设备通信正常。1.2.3.2 现场巡视主要内容： a） 查看监控系统运行正常， 后台信息刷新正常。 b） 检查数据服务器、远动装置等站控层设备运行正常，各连接设备（系统）通信正常， 无异响。1.2.7 合并单元 1.2.5.1 远程巡视主要内容：后台远程查看无相关告警信息。1.2.5.2 现场巡视主要内容： a ） 检查外观正常、 无异常发热、 电源及各种指示灯正常，无告警。 b） 检查各间隔电压切换运行方式指示与实际一

6、致。1.2.8 智能终端 1.2.8.1 远程巡视主要内容：后台远程查看无相关告警信息。1.2.8.2 现场巡视主要内容：检查外观正常、 无异常发热、 电源指示正常，压板位置正确、无告警。1.2.9 智能控制柜 1.2.9.1 远程巡视主要内容：后台远程查看智能控制柜内温湿度正常，无告警。1.2.9.2 现场巡视主要内容： a） 检查智能控制柜密封良好，锁具及防雨设施良好， 无进水受潮， 通风顺畅。 b） 柜内各设备运行正常无告警， 柜内连接线无异常。 c） 检查柜内加热器、 工业空调、 风扇等温湿度调控装置工作正常， 柜内温（湿） 度满足设备现场运行要求。1.2.10 站用电源系统（一体化电

7、源系统） 1.2.10.1 远程巡视主要内容： a） 后台远程查看站用电源系统工作状态及运行方式、 告警信息、通信状态无异常。 b） 条件具备时，定期查看蓄电池电压正常， 充电模块、逆变电源工作正常。 c） 重点查看绝缘监察装置信息及直流接地告警信息。1.2.10.2 现场巡视主要内容： a） 检查设备运行正常、各指示灯及液晶屏显示正常， 无告警。 b） 检查空气断路器、控制把手位置正确。 c） 站用电源系统监测单元数据显示正确， 无告警， 交直流系统各表计指示正常， 各出线开关位置正确。 d） 检查蓄电池组外观无异常、无漏液， 蓄电池室环境温、湿度正常。电源切换正常。逆变电源切换正常。1.2

8、.11 辅助系统 1.2.11.1 远程巡视主要内容： a） 后台远程查看辅助系统中各系统运行状态数据显示正常， 无告警。 b） 查看图像监控系统视频图像显示正常， 与子站设备通信正常。 c） 检查火灾报警运行正常，无告警。 d） 检查设备红外测温系统在线测温数据正常， 无告警。 e） 检查环境监测系统数据正常， 无告警。1.2.11.2 现场巡视主要内容： a） 检查图像监控系统视频探头、 红外对射、 火灾报警系统烟感探头等现场设备运行正常， 无损伤。 b） 检查环境监控系统空调风机、 各类传感器等辅助系统中的现场设备运行正常， 无损伤。 c） 定期检查火灾报警装置运行正常，无告警。 d）

9、检查红外测温系统中的现场设备运行正常。1.3 专业巡视 1.3.1 一次设备 a） 定期采集在线监测系统数据信息，并与历史数据进行比较，条件具备时应采用远程采集。 b） 定期检查设备在线监测系统传感器接线可靠。 c） 定期检查电子互感器运行正常。 d） 定期检查防误闭锁系统功能正确、 运行正常。1.3.2 二次设备 a） 自动化专业定期进行交换机、 网络等冗余设备的运行 / 备用方式切换检查。 b） 自动化专业定期检查变电站监控系统 CPU 负载、磁盘空间、网卡、系统运行日志，条件具备时可采用远方巡检。 c） 保护（或自动化专业） 定期检查智能控制柜温、湿度调控装置运行及上传数据正确性。 d）

10、 自动化专业（或运行专业） 定期检查试验视频监控系统、 空调风机等环境监测系统的联动功能正常，定期检查设备环境监测等系统中各传感器接线可靠。 e） 保护（或自动化专业） 可结合其他设备专业巡视定期对具有光功率的自动装置进行巡视。 f） 运行专业（或自动化专业）定期检查试验火灾报警装置的完好性，发现故障及时处理。 第二部分 智能变电站倒闸操作管理2.1 变电站倒闸操作应按照相关倒闸操作管理制度执行。2.2 智能变电站应具备适应不同主接线、 不同运行方式下顺控操作功能。 一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。2.3 顺控操作2.3.1 顺控操作的基本条件a) 符合倒闸操作的基本要求。b) 监控系统

11、中有合格的顺控票。c) 现场规程、 典型操作票有专门的顺控操作要求和内容。d) 监控系统设有设备顺控操作监控分图， 顺控监控分图中有设备状态切换关系图、 汇控柜、 测控装置的远近控方式， 联闭锁方式， 保护软硬压板对应方式等信息。2.3.2 顺控操作的基本要求a) 顺控操作的基本步骤进入待操作设备的顺控操作界面；检查待操作设备确在初始状态；将待操作设备从初始状态改为目标状态；检查待操作设备确在目标状态。b) 顺控操作执行时， 监控后台应以规范的操作票模式显示顺控票， 逐步显示每一步操作进程，并与站端方式保持一致。c) 顺控操作结束后， 现场运行人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次

12、操作。2.3.3 顺控票管理a) 系统顺控操作票应根据设备的接线情况， 按照典型操作任务的操作步骤，形成固化的操作票存储在系统中，采用两层显示模式：第一层（底层）： 操作票与相应间隔设备绑定， 票内编号名称均为绑定无法修改。第二层（显示层）： 显示层操作票与底层操作票为可以修改（需密码）对应关系，票内编号名称可以修改（需密码）。b) 固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次， 由二次专业人员导出，运行人员审核。2.3.4 顺控操作中断处理原则a) 若设备状态未发生改变， 须在排除中断顺控操作的原因后继续顺控操作；b) 若设备状态未发生改变， 由于监控中心与站端通信故障引起操作中断， 无法立即排除

13、时， 转交现场继续顺控操作； 若系其他原因中断顺控操作， 在短期内无法排除的，须改为常规操作；c) 若设备状态已发生改变， 应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行” 章， 并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断 原因， 同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票， 操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。2.4 智能装置操作2.4.1 压板操作a) 运行人员应明确软压板与硬压板之间的逻辑关系， 并在变电站现场运行规程中明确。b) 运行人员的软压板操作应在监控后台实现， 操作前应在监控画面上核对软压板实际状态， 操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；c) 正常运行的

14、保护装置远方修改定值压板应在退出状态， 远方控制压板应在投入状态， 远方切换定值区压板应在投入状态。 运行人员不得改变压板状态；d) 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板， 运行人员不得操作该压板；e) 设备开关检修时， 应退出本间隔保护失灵启动压板， 退出母差装置本间隔投入压板；f) 设备从开关检修改冷备用或保护启用前， 应检查间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。2.4.2 定值操作a) 运行人员定值区切换操作在监控后台进行。 操作前应在监控画面上核对定值实际区号， 操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；b) 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁

15、止在监控后台更改。 第三部分 智能变电站的设备管理3.1 智能组件3.1.1 智能组件应针对现场电磁、 温度、 湿度、 沙尘、 降雨（雪）、振动等恶劣运行环境采取相应防范措施。3.1.2 智能终端、 合并单元、 保护装置、 测控装置、 网络交换机、 自动装置等智能组件应备份各种参数设置， 防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。3.1.3 光纤应有明确、 唯一的名称， 需注明两端设备、 端口名称， 光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。3.1.4 室外智能终端箱应具备温度控制装置， 箱内温度应保持在 5-50之间、 湿度应小于 75%。3.1.5 光纤接头应可靠连接， 尾纤在屏内的

16、弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、 破损现象。3.1.3 压板管理3.1.3.1 所有保护装置、 测控装置、 合并单元、 智能终端上的“置检修” 硬压板应根据现场工作需要进行投退， 监控后台应具备监视该压板状态的功能；3.1.3.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、 远方修改定值区、 远方修改定值）；3.1.3.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能， 保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、 距离保护、 零序保护、 投互联、 投分列等） 和保护出口压板（如跳闸出口、 失灵启动、 重合闸出口）；3.1.3.4

17、 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号， 在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。3.2 站端自动化系统3.2.1 站端自动化系统运行的操作系统、 数据库、 应用软件等属于变电站内运行设备的一部分， 所有人员不得随意进入、 退出或者停运监控软件， 不得随意拷贝、 删除文件， 不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。3.2.2 用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。3.2.3 用户对密码必须严格保密，防止泄露。3.2.4 运行中站端自动化系统的实时告警事件、 历史事件、 报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。3.2.5

18、停用的站端自动化系统所有服务器、 工作站的软驱、 光驱及所有未使用的 USB 接口， 除系统管理员外， 其他用户禁止启用上述设备或接口。3.2.6 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。3.2.7 站端自动化系统软件需修改或升级时， 必须经过技术论证， 制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。3.2.8 智能装置异常信号设置原则3.2.8.1 智能装置的所有异常报文应归并为装置闭锁、 装置告警、 通信异常三种报警信号发至监控系统；3.2.8.2 装置闭锁是指装置发生严重故障， 装置已闭锁， 应立即汇报调度将装置停用；3.2.8.3 装置告警是指装置发生异常现象， 未闭锁装置， 可以

19、继续运行。 运行人员需立即查明原因，并汇报相关调度；3.2.8.4 通信异常是指装置与相关设备联系中断，应立即查明原因， 并汇报相关调度申请停用装置。3.3 在线监测设备管理3.3.1 在线监测设备等同于高压主设备进行监视、 巡查、 维护。3.3.2 在线监测报警值由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。3.3.3 在线监测数据异常信号告警后，运行人员应进行现场检查：3.3.3.1 核对报警值的设置是否变化；3.3.3.2 检查外部接线、 网络通讯是否出现异常或中断；3.3.3.3 查看是否有异常天气影响；3.3.3.4 核查是否有强烈的

20、电磁干扰源发生， 如开关操作， 外部短路故障等；3.3.3.5 检查监测装置及系统是否异常；3.3.3.6 比较分析在线监测数据变化的趋势。3.3.4 在线监测系统报警后， 监视人员应通知运行及检修人员对主设备进行检查、 诊断和处理， 若经检查是由于系统误报警的， 经公司生产技术部门同意后可退出相应报警功能， 缺陷处理后再投入运行。 在线监测系统未经生产技术部门同意不得随意退出运行。3.4 辅助设备3.4.1 按照变电运行管理规范要求开展常规辅助设备管理。3.4.2 安保设备管理3.4.2.1 变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网等组成， 系统具备设备运行状况、 视频信

21、息、 入侵警报等信息的数字传输功能；3.4.2.2 应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。3.4.3 消防设备管理 3.4.3.1 变电站应设置全站消防报警系统， 系统应具备设备运行状况、 火灾警报等信息的数字传输功能， 并与烟感、 红外感应等智能感应设备构成智能消防系统；3.4.3.2 应定期检查智能消防系统和附属智能消防感应设备的运行状况和数据传输情况。3.4.4 防汛设施管理3.4.4.1 变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施， 防汛设施应具备设备工况、 水位异常警报等信息的远方监测及控制功能；3.4.4.2 应定期检查防汛设备的运行状况和数据

22、传输情况。3.4.5 空调设备管理3.4.5.1 变电站内空调应具备环境温度、 设定温度、 运行状况等信息的远方监测及控制功能；3.4.5.2 应定期检查空调设备的运行状况和数据传输情况。3.4.6 其他设备管理3.4.6.1 GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、 设备运行状况等信息的数字传输功能；3.4.3.2 对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。 第四部分 智能变电站设备缺陷分级4.1 设备缺陷按严重程度和对安全运行造成的威胁大小，分为危急、严重、 一般三个等级。4.2 危急缺

23、陷： 危急缺陷指性质严重， 情况危急， 直接威胁安全运行的隐患， 应当立即采取应急措施，并组织力量予以消除。4.3 以下缺陷属于危急缺陷：电子互感器（含采集单元） 故障；合并单元故障；智能终端故障；过程层网络交换机故障；保护装置故障或异常退出；纵联保护通道异常，无法收发数据；SV、GOOSE 断链以及开入量异常变位，可能造成保护不正确动作；控制回路断线或控制回路直流消失；其它直接威胁安全运行的情况。4.4 严重缺陷： 严重缺陷指设备缺陷情况严重， 有恶化发展趋势， 影响保护正确动作， 对电网和设备安全构成威胁， 可能造成事故的缺陷。严重缺陷可在专业维护人员到达现场进行处理时再申请退出相应保护。

24、 缺陷未处理期间， 现场运行人员应加强监视， 保护有误动风险时应及时处置。4.5 以下缺陷属于严重缺陷：纵联保护通道衰耗增加，超过 3dB；纵联保护通道丢帧数明显异常；保护装置只发异常或告警信号，未闭锁保护； 录波器、 过程层网络分析仪装置故障、 电源消失；操作箱指示灯不亮但未发控制回路断线；保护装置动作后报告不完整或无事故报告；就地信号正常，后台或中央信号不正常；无人值守站的保护信息通信中断；母线保护隔离开关辅助接点开入异常，但不影响母线保护正确动作；继电保护故障信息系统子站与主站、 子站与保护装置、 子站与一体化监控系统的通讯异常以及子站自检异常等；频繁出现又能自动复归的缺陷；其它可能影响

25、保护正确动作的情况。4.6 一般缺陷： 一般缺陷， 指上述危急、 严重缺陷以外的， 性质一般，情况较轻，保护能继续运行，对安全运行影响不大的缺陷。4.7 以下缺陷属于一般缺陷：保护装置时间不准确、 时钟无法校准；保护屏上按钮接触不良；保护装置液晶显示屏异常；有人值守站的保护信息通信中断；能自动复归的偶然缺陷；其它对安全运行影响不大的缺陷。4.8. 缺陷处理注意事项4.8.1“检修状态” 压板根据检修工作和试验需要投退， 应注意与运行状态装置的有效隔离，并注意恢复。4.8.2 电子互感器的激光供能电源一般不能空载， 不能用眼观察激光孔和激光光缆。4.8.3 光纤、 光接头等光器件在未连接时应用相

26、应的保护罩套好， 以保证脏物不进入光器件或污染光纤端面。 4.8.4 在没有做好安全措施的情况下， 不应拔插光纤插头。4.8.5 保护装置的光纤拔插， 可能会造成光纤参数变化报警。 此时， 不应随意通过本地命令中的光纤参数变化确认来复归此报警信号。 维护人员应确认拔插的光纤是否为同一光纤。4.8.6 智能电子设备异常处理时， 注意事项如表 A.1 所示， 运行、 维护中应予以注意。 序号 异常设备 注意事项 1 间隔合并单元 对双套配置的， 退出相应母线保护、 本间隔保护及受其影响不能正常运行的相关智能电子设备，相关联装置出现报警信息。对单套配置的，对应一次设备应停电，并退出母线保护相应间隔。

27、 2 母线电压互感器合并单元 对从本合并单元接入电压的装置，根据装置原理做出失去电压后的相应处理。 3 线路保护装置 对双套配置的，退出本装置。对单套配置的，对应一次设备应停电，并退出母线保护相应间隔。 4 母联、 分段充电保护装置 仅在充电时考虑。 对单套配置的，视为无保护状态处理；对双套配置的，不影响正常操作。 5 变压器保护装置 对双套配置的，退出本装置。对单套配置的，对应一次设备应停电，并退出母线保护相应间隔。 6 母线保护装置 对双套配置的，退出本装置。对单套配置的，母线失去主保护，依赖线路、 变压器的后备保护。 7 间隔交换机 影响本间隔 GOOSE 链路，应视本间隔保护功能不完整

28、处理。 8 公用交换机 根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围。可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备。 9 线路断路器智能终端 双套配置时， 退出本装置。 当本装置故障可能导致误开出 GOOSE 报文， 对应线路保护可能误动时，退出相应线路保护。单套配置的， 对应一次设备应停电。 不能远方操作的， 应就地停运断路器。 10 母联（分段） 断路器智能终端 双套配置时， 退出本装置。 当本装置故障可能导致误开出 GOOSE 报文， 对应母线保护、 母联（分段）保护可能误动时，退出相应保护。单套配置的， 在充电保护投入时按控制回路断线处理。正常运行时考虑主变联跳母联（分段）、

29、备自投母联（分段）不能执行的影响。 11 变压器断路器智能终端 双套配置时，退出本装置。单套配置时， 对应一次设备应停电。 不能远方操作的， 应就地停运断路器。 12 变压器本体智能终端 影响通过本智能终端的遥控、 遥调、 遥信功能。 13 电压互感器智能终端 影响通过本智能终端的遥控、 遥信功能。 第五部分 技术管理5.1 文件资料管理5.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件：5.1.1.1 各装置技术使用说明书、 调试大纲、 实验报告、 图纸资料等；5.1.1.2 全站 SCD 配置文件；5.1.1.3 各智能电子设备的 CID、 ICD 文件；5.1.1.4 全站的 GOOSE

30、网络图、 网络参数表， 包括交换机配置文件、VLAN 设置情况等； 5.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。5.1.2 设备维护部门应按专业技术管理范围， 对上述文件存档备案管理。5.1.3 全站 SCD 配置文件必须通过专用工具修改。 全站 SCD 配置文件有变更时， 必须事先告知各相关专业部门， 各专业部门许可后方可更改。 维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程。5.2 设备命名及台帐建立规范5.2.1 一次设备5.2.1.1 电流互感器a) 台帐建立原则： 电流互感器在其所对应的断路器、 主变单元中按组建立组设备台帐， 分相设备按台建立从设备台帐；b) 命名规范：

31、 设备单元名称编号（写明电压等级） +组别号（A 或 B组+1 或 2 号）+电流互感器+（从设备相别：A、B、C 相）， 举例：“330kV3311断路器 A 组 1 号电流互感器 C 相”。5.2.1.2 电压互感器a) 台帐建立原则： 电压互感器在其所对应的断路器、 主变或母线单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；b) 命名规范： 设备单元线路名称编号（写明电压等级） +组别号（A或 B 组）+电压互感器+（从设备相别：A、 B、 C 相）， 举例： “2 号主变 220kV 侧 A 组电压互感器 C 相”。5.2.2 二次设备5.2.2.1 合并单元（MU）a) 设备类型：继电保护-合并单元；b) 台帐建立原则： 电流、 电压光信号合并单元在其所对应的断路器、主变、 母线单元中按台建立台帐；c) 命名规范： 设备单元名称编号（写明电压等级）+合并单元类型（OCT、 EVT） +合并单元+组别号（A 或 B 组）， 举例：“330kV3311 断路器电流合并单元 A 组”，“1 号主变 330kV 侧电流电压合并单元 A 组”，“220kV母线电压合并单元 B 组”。5.2.2.2 智能终端a) 设备类