青海省明珠变电稳控装置运行规程修

1、330kV明珠变稳控装置现场运行规程2008年8月21日目 录前言第一章 系统概述及控制策略一、系统概述-1二、系统控制策略-2三、明珠变稳定控制主要功能-5四、明珠变稳定控制装置配置及接入量-5第二章 巡视、操作及运行维护一、巡视内容及要求-9二、操作注意事项-9三、装置投入运行前注意检查-11四、装置投退操作步骤-11五、运行维护注意事项-13六、稳定控制装置现场工作注意事项-14第三章 异常查找及处理方法一、装置异常具体内容-15二、异常处理方法-15第四章 压板说明、投退图及压板操作注意事项-一、装置压板正视图-3二、压板功能说明-3三、调度人员、运行人员压板投退注意事项-4四、各种运

2、行方式下的压板投退情况-4第五章 发生电网事故后如何处理-20330kV明珠变稳控装置运行规程前 言 本规程适用于330kV明珠-乌兰-巴音-格尔木输变电稳定控制系统中330kV明珠变稳控装置，本规程对明珠变稳控装置的运行维护、操作注意事项进行了详细规定。所写内容可能存在无法涉及到330kV明珠-乌兰-巴音-格尔木输变电稳定控制系统所有运行方式，对于装置中未提及的运行方式，操作前必须与省调度中心或主管部门联系，确认无误后再进行操作。第一章 系统功能概述及控制策略 一、330kV明珠-乌兰-巴音-格尔木输变电稳定控制系统功能概述： 330kV明珠-乌兰-巴音-格尔木输变电稳定控制系统涉及六个变电

3、站、两个电厂，依次为乌兰、格尔木、巴音、明珠、盐湖（预留）、西台（预留）、格尔木燃气电站、唐湖电厂。该系统中乌兰为主站，巴音、格尔木、明珠为子站，各站通过光纤通道与乌兰主站通信。各站将本地电厂信息、负荷信息、330kV线路运行信息发至乌兰主站，由乌兰主站进行综合判断、决策，将切机、切负荷命令发至各站及相关发电厂执行。该系统主要功能为根据不同断面开断，通过切机切负荷措施，实现与主网解列后小系统功率平衡。 1、系统简图图中虚线所示为各变电站故障时考虑的断面2、系统通道联系图如下： 二、系统控制策略1、巴乌线+乌格线双线双跳或单线单跳，根据事故前巴乌线+乌格线的功率和及方向，上送切格燃机组，按过切原

4、则，过切量转切巴音、格尔木、盐湖，西台110kV线路负荷，下送切巴音、格尔木、盐湖，西台110kV负荷线路，按欠切原则。 2、明乌线+龙乌线双线双跳或单线单跳，根据事故前明乌线+龙乌线功率和及方向，上送切除格燃机组，按过切原则，过切量转切乌兰、巴音、格尔木、盐湖，西台110kV线路负荷，下送切乌兰、巴音、格尔木、盐湖，西台110kV线路负荷，按欠切原则。 3、源明线+龙乌线双线双跳或单线单跳，根据事故前明源线+龙乌线的功率和及方向，上送切格燃机组和唐湖电厂机组，切机按过切原则，过切机组的量转切明珠，乌兰、巴音、格尔木、盐湖，西台110kV线路负荷；下送切明珠，乌兰、巴音、格尔木、盐湖，西台11

5、0kV线路负荷，按欠切原则。 4、当龙乌线停运，源明线发生单瞬故障功率上送，满足定值时切唐湖1台机（1号机优先）当源明线停运，龙乌线发生单瞬故障功率上送时，满足定值时切唐湖1台机（1号机优先）。 5、巴音盐湖线路+乌格线双线双跳或单线单跳，根据事故前巴音盐湖线路+乌格线功率和及方向，上送切格燃机组，按过切原则，过切量转格尔木、盐湖，西台110kV线路负荷，下送切格尔木、盐湖，西台110kV负荷线路，按欠切原则。 6、巴乌线和乌格线双线运行，乌巴线开断 根据事故前乌巴线和乌格线功率和，功率方向是从主网受电，切除巴音、格尔木、盐湖，西台负荷，按欠切原则（解决乌巴线大负荷跳闸，电压稳定问题）。 7、

6、龙乌线过载切乌兰，巴音、格尔木、西台、盐湖110kV负荷，欠切原则；明乌线过载切乌兰，巴音、格尔木、西台、盐湖110kV负荷，欠切原则；巴乌线过载切巴音、格尔木、西台、盐湖110kV负荷，欠切原则；乌格线过载切巴音、格尔木、西台、盐湖110kV负荷，欠切原则；源明线过载切明珠、乌兰，巴音、格尔木、西台、盐湖110kV负荷，欠切原则。8、各站330kV母线电压控制。乌兰主站根据各站低压电容器及电抗器及330kV母线电压高低，自动集中控制明珠、乌兰、巴音、格尔木、盐湖、西台低压电容器及电抗器投切。9、明珠变本地控制策略9.1明珠稳控本地控制策略如下（包括功能未投部分）明珠受入功率时本地策略：（1）

7、明珠系统与主网解列（330kV线路单线单跳或双线双跳，主变单台单跳或双台双跳）后，根据故障前源明I线+明乌线断面或#1、#2主变断面功率和切除明珠110kV负荷线路（欠切原则），不足部分靠各110kV变电站低频低压减载装置动作平衡；（2）当明珠#1或#2主变过载时，根据过载量，切除110kV负荷线路（欠切原则）。9.2送出功率时本地策略：（1）明珠电网与2网解列（330kV线路单线单跳或双线双跳，主变单台单跳或双台双跳）后，明珠变稳定控制装置根据故障前源明I线+明乌线或#1、#2主变中压侧断面功率和，切除唐湖电厂机组（过切原则，唐湖电厂开一台机时不切机），过切部分转切明珠110kV负荷线路（欠

8、切原则）。（2）当明珠变#1或#2主变过载时，根据过载量，切除唐湖电厂机组。三、明珠变稳控装置主要功能1、接收并执行乌兰主站发送的切负荷命令。2、接收乌兰主站发送的切唐湖机组命令，并转发至唐湖电厂。3、接收并执行乌兰主站发送的投切电抗器、电容器命令。4、接收乌兰主站发来明乌线跳闸信息。5、源明I线、明乌断面断开时，下送时欠切本地负荷，上送时切除唐湖机组（转发至唐湖电厂），过切量欠切本地负荷。6、主变断面断开时，下送时欠切本地负荷，上送时切除唐湖机组，过切量欠切本地负荷。7、主变下送过载时欠切本地负荷，上送时切除唐湖机组。8、功率方向确定为流出母线为正，包括主变中压侧。9、负荷线路被切除的条件为

9、：稳控装置投运、功率为正、稳控装置带负荷线路允切压板投入、稳控装置带负荷线路跳闸出口压板投入。10、将330kV母线电压与电抗器、电容器状态发送至乌兰主站。11、明乌线跳闸，向乌兰主站发送明乌线跳闸信号。12、源明1线跳闸，向乌兰主站发源明1线跳闸信号。13、源明1线过载，潮流方向为湟源流向明珠时，发送过载量到乌兰主站。四、明珠变稳定控制装置配置及接入量1、明珠变FWK-300稳定控制装置配置：明珠变稳定控制装置，采用南瑞稳控公司生产的FWK-300装置，采用双套配置, 共四面稳定控制柜，其中每套装置由主柜与从柜两面柜构成，每套装置与相应通道分别独立运行。在稳控系统中明珠变稳定控制装置为控制子

10、站,与乌兰变和唐湖电厂之间采用2M口通讯,进行信息交换和接收或发送命令。光电转换装置安装在通讯机房通信接口柜内,组成一面屏,本期每套装置提供4个2M口,共8个2M口。2、明珠变稳定控制装置接入量 明珠变每套主从柜采集330kV出线三相电流、电压及对应的开关位置；主变中压侧三相电流、电压；110kV出线的三相电流。 2.1 主柜接入的量:2.1 .1 330kV源明1线的三相电流(CT:1A)和对应的线路三相电压(中性点接地);2.1.2 330kV明乌线的三相电流(CT:1A)和对应的线路三相电压(中性点接地);2.1.3 预留五回330kV出线的三相电流(CT:1A)和对应的线路三相电压(中

11、性点接地);2.1.4 1#和2# (预留3#) 主变的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.1.5 110kV三段母线电压（用于计算频率）;2.1.6 330kV两段母线电压（根据电压投切电抗/电容器，根据频率切机）;2.1.7 6组电容器和3组电抗器的开关位置信号（用于判断电抗器.电容器的投退）;2.1.8 5回备用330kV出线的开关位置信号(HWJ);2.1.9 1#和2#主变的高压侧和中压侧的开关位置信号(HWJ) ;2.1.10 330kV源明1线本侧保护分相跳闸信号(TA、TB、TC)。2.2从柜接入的量:2.2.1 110kV明金1,2线的三相电

12、流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.2.2 110kV明银1,2线的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.2.3 110kV明苏1,2线的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.2.4 110kV源明联线的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.2.5 110kV明刚线(装置输入为明察线)的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地);2.2.6预留六回110kV出线的三相电流(CT:1A)和对应的母线切换后的三相电压(中性点接地)第二章 装置操作、巡视及

13、运行维护一、巡视内容及要求：稳控装置显示的各量值为一次值，单位如下：电压kV；电流A；有功MW；无功Mvar；视在功率MVA；频率Hz。1.巡视内容及时间规定：1.1每月15日按“每月装置巡视表”要求，核对电气量，并填写相应记录。每年1月、4月、7月、11月15日早晨10点准时抄录数据或装置打印，并在16日前上报工区，由工区上报生技部后报省调度中心。1.2日常巡视内容：根据巡视典检卡内容，每日对装置进行四次巡视，并作好相应记录。每月装置巡视表名称日期IaIbIcUabUbcUcaPQ通道状态压板核对装置开关位置开关实际状态结论明乌线源明I线#1主变#2主变明金I回明金II回明银I回明银II回源

14、明联线明刚线唐明I回唐明II回每日巡视典检卡设备名称：明珠330kV变电站装置型号：运行方式：序号巡视项目日期及结论日期及结论日期及结论日期及结论1装置电源指示应灯亮2装置电源运行灯闪烁3模件指示灯应显示正确，无异常信号4液晶显示屏上显示的时间应正确5液晶显示屏上显示的各线路、主变电压、电流、功率、相位角及频率显示应正确6装置与乌兰主站通信应正常，无通道异常信号7装置与唐湖电厂主站通信应正常，无通道异常信号8装置应无任何闭锁信息压 板 投 退序号压板名称投/退是否正确1按各种运行方式下压板投退说明进行核对2、运行人员每天应对装置巡视检查四次，检查的主要内容有：2.1 装置电源指示灯均应点亮，运

15、行灯应闪烁。2.2 模件指示灯应显示正确，没有异常信号。2.3液晶显示屏上显示的时间基本正确。如果时间误差较大，应通知乌兰主站对时（本装置采用独立GPS，由乌兰主站统一对时）。2.4应查看装置与乌兰主站和唐湖电厂之间通信是否正常，是否有通道异常信号发出。发现装置异常，应及时对装置异常信号进行完整记录，并向调度部门和主管部门汇报。2.5检查装置有无闭锁信号，如有异常，应立即向调度部门与主管部门汇报。2.6 检查装置显示的开关运行位置与开关实际位置是否一致。如有异常，应立即向调度部门与主管部门汇报。3、面板灯指示说明3.1 启动灯：仅在装置有本地出口时才点本启动灯； 3.2 动作灯：当装置有本地出

16、口，即只要出口中间CKZ板上有灯亮时，动作灯就会点亮，等SWJ将输出返回后，按装置上的复归按钮动作灯熄灭（所有出口均保持1S）；3.3 PT断线灯：当装置发生零序电压.低压异常和PT断线异常时，则点PT断线灯；3.4异常灯：对应零序电压、零序电流、高压、低压跳闸信号时间过长、频率异常、12V电压跌落异常、PT断线、SWJ与下位机通信异常、与PC104通信异常、同步启动端异常、功率总加异常、SWJ开入异常、方式压板异常等；3.5过载灯：如装置有判别过载的功能，当装置判别到有过载时该指示灯亮；3.6通信异常：如装置有站间通信，当装置检测到通信故障时该指示灯亮。4、 卫星对时GPS灯:正常灯：当正常

17、灯常亮时表示GPS板程序运行正常，当正常灯闪亮时表示GPS板程序运行正常且捕捉到卫星信号；秒对时灯：表示GPS板每秒钟送对时脉冲；分对时灯：表示GPS板每分钟送对时脉冲；时对时灯：表示GPS板每小钟送对时脉冲。二、 操作注意事项：1、 当装置使用母线电压时，母线操作时的注意事项:当其中一段母线试验时，注意先断开本屏后上方相应的PT空气开关，核对装置显示的母线电压确已消失，再进行母线的有关操作，以防止在母线试验时引起装置误动作。试验的母线恢复运行后，应再合上被断开的PT空气开关。2、在主变停运时，应遵循以下过程:明珠变1、2主变停电前，应先投入被操作主变的检修压板，再对主变进行停电操作。由于此时

18、装置采集的被操作设备量信息与实际不一致，所以投入检修压板后一次设备操作速度尽量快。操作完毕后不退出检修压板，直到被操作主变投运后退出主变检修压板。3、330kV线路、110kV停运时，应遵循以下过程:3.1首先与调度部门联系，许可投入“源明I线检修”压板和“明乌线检修”后，再进行线路停运操作。操作完毕后不退出检修压板，直到330kV线路投入运行后，再退出“线路检修”压板。注意：对于330kV明乌线必须明珠变与乌兰变两侧“明乌线检修”压板均投入，且装置显示明乌线的潮流为“0”，开关运行状态为“停”后汇报调度，依据调令再操作线路两侧开关。操作完毕后不退出检修压板，直到330kV明乌线两侧开关均投入

19、运行后，汇报调度，再依据调令退出“明乌线检修”压板。3.2 110kV线路停电操作前，按调管范围与调度联系先退出被操作“110kV线路可切投”压板及“跳闸出口”压板后再操作相应110kV线路，直到线路投运后投入允切压板及出口压板。4、电容器、电抗器操作注意事项根据定值要求本站电容器、电抗器相应投退功能退出，所以电容器、电抗器相应“检修压板”均投入，所有“投电容器”、“投电抗器”、“切电容器”、“切电抗器”压板均退出，因此操作电容器、电抗器时可不必对稳控装置相关压板进行操作。5、其它5.1 330kV源明线、明乌线、龙乌线、巴乌线、巴格线、乌格线线路带电，一条线路有一侧开关断开，则应投入相应线路

20、两侧变电站稳控装置对应的线路检修压板。5.2明珠负荷通过110kV源明联线带时：(1)不经#1、#2主变带负荷，唐湖电厂停机时联系调度，退出所有“110kV线路可切投”压板及“跳闸出口”压板。(2)不经#1、#2主变带负荷，唐湖电厂上网时联系调度退出所有“110kV线路可切投”压板及“跳闸出口”压板。投入明珠至唐湖通道检修压板。（3）若330kV线路检修，则投入相应线路检修压板，同时按上述两条要求进行相应操作。6.3.其它情况联系调度。三、装置投入运行前保护人员注意事项1、装置正常运行时，将第二层“定值允许写”开关拨到“禁止”位置；2、装置正常运行时，务必确认第三层交流头上小开关拨到“运行”位

21、置；四、装置投退操作步骤 1、装置投运步骤：1.1合上装置屏后装置总电源。1.2合上装置屏后相应的母线、线路、主变的电压空气开关。1.3检查装置控制面板上指示灯显示正确（绿灯），无异常信号（红灯）。1.4投入装置相应功能压板。1.5投入装置110kV线路相应的“线路可切投” 压板与“跳闸出口”压板。2、装置退出运行步骤：2.1退出所有110kV线路“线路可切投” 压板与“跳闸出口”压板压板。2.2 退出装置相应功能压板。2.3拉开装置屏后相应的母线、线路、主变的电压空气开关。2.4拉开装置屏后装置总电源。3、退出整套稳控装置时，应先退乌兰主站稳控装置，主站退出后再退明珠、巴音、格尔木稳控装置。

22、装置投运时先投明珠、巴音、格尔木稳控装置，最后投入乌兰主站稳控装置。五、运行维护注意事项为了保证装置在现场投入后可靠稳定地运行，防止在检修维护时因操作不当而造成稳控装置误动，稳控系统在正式投入跳闸运行后，应严格按照继电保护及安全自动装置运行的有关规定，做好装置的运行管理和维护工作。六、装置现场工作，保护人员、运行人员注意事项：1、 若稳定控制柜的电流回路接在CT回路的末端，则当前级保护装置或故障录波装置试验时，将直接影响到本装置的运行，将装置所有出口压板退出或将相应电流回路在本屏短接，并断开所有与本装置有关的通信通道。2、稳定控制装置不在CT回路的末端，则在装置试验时需短接电流回路。3、装置做

23、本地试验, 应退出所有出口压板, 断开与乌兰厂站的通信，避免误切机、切负荷。4、装置做联调试验时, 应确认本站装置做好安全措施, 避免误切机、切负荷。5、用自试命令时,应做好相应的安全措施， 避免误切机、切负荷。6、防止交流插件拔插引起CT回路开路。防止PT回路短路。7、线路及主变的“投运压板”或“检修压板”投退情况，要与实际运行情况一致。8、本站装置是双套配置且通过压板来切换主辅运的，运行时一定要确保双套有且仅有一套的本柜主运压板在合位。动作接点传到另柜时中间如串入压板的一定要保证双套所串入的压板均在合位。第三章 异常查找及处理方法一、装置异常的具体内容：该稳控系统中设有各站装置的闭锁逻辑，

24、子站由于某种原因引起装置闭锁，同时经通道闭锁乌兰主站。原因是系统配置为双配置，子站一套装置闭锁后将不能正确传送信息给主站，主站两套装置采集的信息不一致，将执行不同的控制策略。任何一个站的一套装置闭锁后应将系统各站对应柜号的稳控装置一并退出（此项依调度命令执行）。1、通道检修压板投入装置闭锁情况：1.1“乌兰变通道检修”压板投入，明珠装置接收不到乌兰通道数据时报通道异常，点通道异常灯，不闭锁装置。1.2.当“唐湖电厂通道检修”压板投入，明珠装置接收不到唐湖电厂通道数据时报通道异常，点通道异常灯，闭锁装置。2、主柜装置异常与闭锁2.1当装置发生以下任一情况，装置异常灯点亮并输出中央信号，装置闭锁，

25、同时装置显示界面有“装置闭锁”的字样：2.1.1主机板与DCJ或TCJ发生通信异常。2.1.2装置硬件采样电平发生异常。2.1.3装置所采集的任一条线路发生高电压异常.零序电流异常.跳闸时间过长异常。2.1.4DCJ判出电源电压异常。2.1.5从柜闭锁 2.2当装置所采集的任一条线路发生零序电压异常、低电压异常，装置会点PT断线灯并输出中央信号，装置闭锁，同时装置显示界面有“装置闭锁”的字样。 2.3 当装置发生以下任一情况，装置报异常，但不闭锁装置：2.3.1 同步启动端异常。2.3.2 SWJ开入异常（指DCJ故障信号一直有）。2.3.3 装置所采集的任一条线路发生不一致异常。2.4 装置

26、通道异常，点通道异常灯，不点异常灯：2.4.1 与乌兰变通道异常，不闭锁装置。2.4.2 与从柜通道异常，闭锁装置。2.4.3 与唐湖电厂通道异常，闭锁装置。3、从柜装置异常与闭锁3.1当装置发生以下任一情况，装置会点异常灯并输出中央信号，装置闭锁，同时装置显示界面有“装置闭锁”的字样。3.1.1主机板与DCJ或TCJ发生通信异常。3.1.2装置硬件采样电平发生异常。3.1.3DCJ判出电源电压异常。3.1.4与主柜通道异常。4、电流电压异常判据：4.1主变或330kV线路电压异常4.1.1低电压异常：三相电压平均值小于50%Un且持续时间大于5秒，闭锁装置。4.1.2高电压异常：三相电压平均

27、值大于120%Un且持续时间大于5秒，闭锁装置。4.1.3零序电压过大异常：零序电压值大于10%Un且持续时间大于5秒，闭锁装置。4.1.4电压差过大异常：电压差值大于10%Un且持续时间大于5秒，闭锁装置。备注：（1）双母同时运行时，单段母线出现电压差大异常装置只报PT异常，不闭锁装置。（2）双母同时运行时，单段母线出现低电压异常装置只报PT异常，不闭锁装置。 4.2主变或330kV线路电流异常4.2.1零序电流过大异常：零序电流值大于10%In且持续时间大于5秒，闭锁装置。4.2.2电流差过大异常：电流差值大于10%In且持续时间大于5秒，闭锁装置4.3明珠、乌兰、巴音、格尔木任一变电站第

28、一套或第二套出现装置闭锁后，均应退出明珠、乌兰、巴音、格尔木四站第一套或第二套稳控装置。如主运装置闭锁（1#柜），则需将辅运装置（2#柜）投为主运方式，所有操作依据调令执行，如果不切换，投为辅运装置（2#柜）经过35ms的延时后动作。主运（1#柜）装置闭锁解除后，仍将原装置投为主运方式，另一套（2#柜）投为辅运方式。4.4唐湖稳控闭锁后，如唐湖未开机，则投入明珠变的稳控装置唐湖通道检修压板。如果唐湖电厂开机，装置闭锁，立即汇报调度。二、异常处理1、 DCJ异常信息字1.1 DCJ异常信息字的定义如下表：位0123456789101112131415定义零序电压高压异常低压异常零序电流跳闸信号时

29、间过长电气量压板不一致频率异常告警12V电压跌落告警备用备用备用备用备用备用备用备用 1.2 DCJ各种异常及处理 1.2在单元处理机详细数据显示界面中： 1）DCJ异常信息字：0001 表示DCJ判出该元件零序电压异常； 2)DCJ异常信息字：0002 表示DCJ判出该元件高压异常； 3)DCJ异常信息字：0004 表示DCJ判出该元件低压异常； 装置状态：装置闭锁，DCJ闭锁相关元件基于突变量判据的各种故障判断，如：单瞬、单永、相间、无故障跳闸、手合故障。处理方法：检查电压回路。4）DCJ异常信息字：0008 表示DCJ判出该元件零序电流异常：装置状态：装置闭锁；DCJ闭锁相关元件基于突变

30、量判据的各种故障，如：单瞬、单永、相间、无故障跳闸、手合故障。处理方法：检查电流回路。5）DCJ异常信息字：0010 表示DCJ判出该元件收到跳闸信号的时间过长装置状态：装置闭锁；DCJ闭锁相关元件基于突变量判据的各种故障，如：单瞬、单永、相间、无故障跳闸、手合故障。处理方法：检查跳闸信号接入回路。6）DCJ异常信息字：0020 表示DCJ判出该元件的电气量和压板位置不一致：装置状态：DCJ仍然进行所有故障类型的判断。处理方法：检查该元件投停压板状态。7）DCJ异常信息字：0040 表示DCJ判出该元件频率异常。装置状态：装置闭锁；DCJ仍然进行所有故障类型的判断。处理方法：检查该元件是否真正

31、发生频率异常，否则可能是该DCJ板已损坏。8）DCJ异常信息字：0080 表示DCJ判出12V电压跌落异常。装置状态：装置闭锁；DCJ闭锁所有故障判断功能。处理方法：如果所有的DCJ均报该异常，请检查2N背板上12V端子电压是否正常，否则可能是电源或背板有问题（12V电压输出部分）；如果仅有一块DCJ报，则可能是该DCJ板故障。2、SWJ异常及处理：2.1 SWJ状态字2.2.1SWJ状态字的定义如下：表6-2位0123456789101112131415定义与1DCJ通信异常与2DCJ通信异常与3DCJ通信异常与4DCJ通信异常与5DCJ通信异常与6DCJ通信异常与1TCJ通信异常与2TCJ

32、通信异常±12V电源异常同步启动端功率总加SWJ开入异常备用备用方式压板异常备用 2.2.SWJ各种异常及处理 ：在上位机数据显示界面中：1)SWJ与8个下位机（16DCJ和12TCJ）中任一个通信异常装置状态：装置闭锁。处理方法：当SWJ和所有下位机间通信都异常，可能是SWJ板硬件故障或背板故障（可能性要小一些）；当只有某一个下位机与SWJ通信异常，可能是该下位机板硬件故障。2）±12V电源异常装置状态：装置闭锁。处理方法：检查2N背板上12V端子电压是否正常，如正常且DCJ上异常信息字未报0080,则应该是3N层背板上的小模件故障。小模件故障可能有两种情况：一种是仅光耦

33、接点（送至上位机开入）或继电器接点（串于SWJ启动端与SZ板中间）故障；另一种是两个都有问题。注：当小模件的继电器接点输出故障时，装置不能出口。3）同步启动端异常：装置状态：装置异常报警但不闭锁。处理方法：检查电流突变量和功率突变量定值是否过小，否则可能是下位机或背板硬件故障。4）功率总加异常装置状态：装置闭锁。处理方法：查看本装置所测各元件当前功率，与实际基本相符则可能功率总加定值过小；若有元件不符，则需检查本元件电压.电流回路，尤其电流回路进出方向有无接反，若回路无问题，则本DCJ故障。5）上位机开入异常装置状态：装置闭锁。处理方法：可能是下位机或背板硬件故障。第四章 压板说明、投退图及操

34、作注意事项一 、装置压板正视图：装置压板正视图：（主柜）11FLP2FLP3FLP4FLP5FLP6FLP7FLP8FLP9FLP10FLP允许自试总功能投压板本柜主运压板乌兰变通道检修唐湖电厂通道检修备用压板备用压板3#主变检修备用压板本柜动作211FLP12FLP13FLP14FLP15FLP16FLP17FLP18FLP19FLP20FLP明源1线检 修线路2 检 修明乌线检 修线 路4检 修线 路5 检 修线 路6检 修线 路7检 修线 路8检 修1#主变检 修2#主变检 修321FLP22FLP23FLP24FLP25FLP26FLP27FLP28FLP29FLP30FLP1#电容器

35、检 修2#电容器检 修3#电容器检 修4#电容器检 修5#电容器检 修6#电容器检 修1#电抗器检 修2#电抗器检 修3#电抗器检 修备用压 板431FLP32FLP33FLP34FLP35FLP36FLP37FLP38FLP39FLP40FLP备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板备用压 板51LP2LP3LP4LP5LP6LP7LP8LP9LP10LP投 1#电 容器投 2#电 容 器投3#电容器投4#电容器投5#电容器投6#电容器投 1#电 抗器投 2#电 抗 器投 3#电 抗器切 1#电 容 器611LP12LP13LP14LP15L

36、P16LP17LP18LP19LP20LP切 2#电 容 器切 3#电 容 器切 4#电 容 器切 5#电 容 器切 6#电 容 器备用备用备用备用备用装置压板正视图：（从柜）11FLP2FLP3FLP4FLP5FLP6FLP7FLP8FLP9FLP10FLP允许自试备用压板备用压板备用压板明金1、2线可切投明银1、2线可切投明苏1、2线可切投源明联线可切投明察线可切投线路3可切投211FLP12FLP13FLP14FLP15FLP16FLP17FLP18FLP19FLP20FLP线路8可切投线路11可切投线路12可切投线路13可切投线路14可切投线路15可切投线路16可切投备用压板备用压板备

37、用压板31LP12LP13LP14LP15LP16LP17LP18LP19LP110LP1切1#电抗 器切2#电抗器切3#电抗器跳明金1线跳明金2线跳明银1线跳明银2线跳明苏1线跳明苏2线跳源明联线41LP22LP23LP24LP25LP26LP27LP28LP29LP210LP2备用压 板备用压 板备用压 板跳明金1线跳明金2线跳明银1线跳明银2线跳明苏1线跳明苏2线跳源明联线511LP112LP113LP114LP115LP116LP117LP118LP119LP120LP1跳明察联线跳线路3跳线路8跳线路11跳线路12跳线路13跳线路14跳线路15跳线路16备用压板611LP21LP21

38、3LP214LP215LP216LP217LP218LP219LP220LP2跳明察联线跳线路3跳线路8跳线路11跳线路12跳线路13跳线路14跳线路15跳线路16备用压板二、压板功能说明：1、“允许自试”压板：投入该压板则不需要试验仪器，即可以通过装置进行开关跳合闸试验，退出该压板装置自试功能失效； 此压板严禁投入。2、 “总功能投”压板：投入该压板则装置所有功能方能投入，退出该压板则装置不判断故障，通道不发送数据，同时闭锁所有出口； 装置运行必须投入此压板。3、 “本柜主运”压板：投入该压板，则装置设为主运，判出故障立即出口，同时向另柜发出闭锁信号，闭锁另柜出口。退出此压板，则装置设为辅运

39、，判出故障，延时35ms动作(防止两套装置可能执行不完全一样的控制策略)。根据定值要求1#柜为主运投入此压板，2#柜为辅运退出此压板，若主运装置出现异常后，则依据调度命令投入2#柜“本柜主运”压板。4、 “乌兰变通道检修”压板：投入该压板，装置不向乌兰主站上送明珠变任何信息，同时也不接收乌兰主站发来任何命令。退出此压板，装置上送明珠变所有信息，同时接收并执行乌兰主站发来所有命令。此压板须有调度许可方可执行投入。5、 “唐湖电厂通道检修”压板：投入该压板，装置不向唐湖电厂发送切机命令，同时不接收唐湖电厂机组信息。退出此压板，装置可向唐湖电厂发送切机命令，同时接收唐湖电厂机组信息并向乌兰转发唐湖机

40、组信息。此压板在明珠变所有负荷由110kV源明联线带时，明珠变主变全部退出运行，同时唐湖电厂上网，投入此压板。其它方式投退与调度联系。6、 “源明1线检修”、 “明乌线检修”、 “1#主变检修”、 “2#主变检修”、 “3#主变检修”压板：投入检修压板则认为该线路或主变检修，装置不判断该元件任何电气量和运行状态。7、 “1#电容器检修”、 “2#电容器检修”、“3#电容器检修”、 “4#电容器检修”、 “5#电容器检修”、 “6#电容器检修”、 “1#电抗器检修”、 “2#电抗器检修”、 “3#电抗器检修”压板：投入相应检修压板，则装置不判断该元件任何电气量和运行状态。8、 “本柜动作”压板：

41、投入该压板，装置动作时向另柜发出闭锁信号，闭锁另柜出口；退出此压板，装置动作时不闭锁另柜。正常运行时装置主、辅运均投入此压板。9、“线路可切投”压板：投入相应“线路可切投”压板，则该110kV线路功率值可上送至主柜；退出相应“线路可切投”压板，则该线路功率值不向主柜上送（“线路可切投”压板与“跳闸出口”压板相互配合）。以上压板投退应与110kV线路实际运行方式一致（110kV源明联线带方式除外）。10、 “跳闸出口”压板：此压板与“线路可切投”压板配合，投入“线路可切投”压板，同时投入此压板，则稳控装置动作时可以跳开相应线路开关；退出此压板，稳控装置动作时无法跳开相应线路开关。三、调度人员、运

42、行人员压板投退注意事项 1、装置运行时检修压板投退要与一次设备的运行状态一致。2、330kV变电所主变全部停运，此时装置不闭锁，投入相应的主变检修压板即可，明珠主变全停，110kV系统运行时应投入相应的通道检修压板，即不上送本地信息。若明珠变330kV母线失压将闭锁装置，同时闭锁主站，乌兰主站电流电压异常闭锁装置，系统控制策略失效。四、各种运行方式下压板投退图正常方式下#1主柜、从柜压板投退情况： 330kV母线、330kV明乌线、330kV源明I线运行，#1、#2主变三侧运行，110kV母线及所有出线均运行。序号FWK-300安全稳定控制#1主柜投退序号FWK-300安全稳定控制#1从柜投退

43、1允许自试退1允许自试退2总功能投投2110kV明金/线可切投投3本柜主运投3110kV明银/线可切投投4乌兰变通道检修退4110kV明苏/线可切投投5唐湖电厂通道检修退5110kV源明联线可切投投63#主变检修投6110kV明察线可切投投7330kV源明1线检修退7切1#电抗器退8330kV明乌线检修退8切2#电抗器退91#主变检修退9切3#电抗器退102#主变检修退10跳110kV明金线开关投111#电容器检修投跳110kV明金线开关投122#电容器检修投跳110kV明银线开关投133#电容器检修投跳110kV明银线开关投144#电容器检修投跳110kV明苏线开关投155#电容器检修投跳1

44、10kV明苏线开关投166#电容器检修投跳110kV源明联线线开关投171#电抗器检修投跳110kV明察线开关投182#电抗器检修投193#电抗器检修投20投35kV1#电容器退21投35kV2#电容器退22投35kV3#电容器退23投35kV4#电容器退24投35kV5#电容器退25投35kV6#电容器退26投1#电抗器退27投2#电抗器退28投3#电抗器退29切1#电容器退30切2#电容器退31切3#电容器退32切4#电容器退33切5#电容器退34切6#电容器退3536正常方式下#2主柜、从柜压板投退情况：正常方式下#1主柜、从柜压板投退情况： 330kV母线、330kV明乌线、330kV

45、源明I线运行，#1、#2主变三侧运行，110kV母线及所有出线均运行。序号FWK-300安全稳定控制#2主柜投退序号FWK-300安全稳定控制#2从柜投退1允许自试退1允许自试退2总功能投投2110kV明金/线可切投投3本柜主运退3110kV明银/线可切投投4乌兰变通道检修退4110kV明苏/线可切投投5唐湖电厂通道检修退5110kV源明联线可切投投63#主变检修投6110kV明察线可切投投7330kV源明1线检修退7切1#电抗器退8330kV明乌线检修退8切2#电抗器退91#主变检修退9切3#电抗器退102#主变检修退10跳110kV明金线开关投111#电容器检修投跳110kV明金线开关投122#电容器检修投跳110kV明银线开关投133#电容器检修投跳110kV明银线开关投144#电容器检修投跳110kV明苏线开关投155#电容器检修投跳110kV明苏线开关投166#电容器检修投