供电监控通用运行规程.docx
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供电监控通用运行规程
供电公司监控通用运行规程
2012-04-16
供电公司监控通用运行规程
目录
1、总则1
2、引用标准2
3、运行监视3
3.1日常监视3
3.2巡视检查3
4、倒闸操作5
4.1操作规定5
4.2操作要求6
5、电压、力率控制8
5.1合格范围8
5.2控制要求9
6、异常及缺陷处理11
6.1缺陷分类11
6.2变电站端设备异常处理11
6.3监控系统主站端异常处理11
6.4电压无功自动控制系统（AVC）系统异常处理12
6.5操作异常处理13
6.6遥测越限处理14
7、事故汇报与处理16
7.1检查汇报16
7.2事故处理17
8、监控验收与新设备启动18
8.1监控验收18
8.2新设备启动18
9、附录A无人值班变电站信号释义19
9.1主变本体及主变保护信号释义19
9.2开关本体及线路保护信号释义23
9.3电容器、电抗器本体及保护信号释义27
9.4220/110千伏母线及母联信号释义28
9.5母线压变信号释义29
9.6直流系统信号释义30
9.7交流所用电系统信号释义31
9.8消弧线圈信号释义31
9.9公用信号释义32
10、附录B自动化系统常见异常、故障的分析及处理34
1、总则
1.1江西电网地区调度控制中心负责地区范围内220千伏、110千伏综自变电站的监控工作，对受控站的运行状况进行实时监视，负责在输变电设备故障、异常、越限运行时联系处理。
地区范围内新建、升压、完成综自改造的220千伏、110千伏变电站均须接入地调自动化系统。
1.2本规程适用于地区监控日常生产工作，包括运行监视、倒闸操作、电压力率控制、异常缺陷处理、事故处理、验收启动等。
地调分管领导、调控专职、监控班长及监控员均应熟悉本规程并严格按照规程开展工作，各级调度员、变电运维人员、自动化人员应了解本规程。
1.3县、配调参照本规程开展监控工作。
2、引用标准
2.1《电力安全工作规程》（变电部分）（国家电网安监[2009]664号）
2.2《输变电设备运行规范》（国家电网生[2005]172号）
2.3《电力系统电压质量和无功电压管理规定》（国网生[2004]203号）
2.4《江西电网调度管理规程》（赣电调〔2010〕370号）
3、运行监视
3.1日常监视
3.1.1地区调控中心由监控员实行24小时不间断监视，重点监视变电站一二次设备状态、系统电压与力率、系统频率、线路负荷、主变负荷及油温等。
3.1.2监控人员应熟悉监控系统、所辖变电站的一次主接线及正常运方、设备调度管辖范围、相关操作要领以及其它运行注意事项。
3.1.3监控人员值班期间应与设备管辖调度、变电运维人员、自动化人员保持通讯联系。
3.1.4监控人员值班期间应按规定的周期对所辖变电站运行情况、监控系统运行工况进行巡视，并做好巡视记录。
3.1.5监控工作站正常应保持在运行界面，事故告警音响正常应开启。
监控系统软件、数据库、画面修改不得影响监控值班工作。
3.1.6遥信信号发出后，监控人员应结合信号内容、设备位置信号变化情况、电流电压等遥测值变化情况，综合判断是否为监控系统误发信。
3.1.7遥信信号发出后，监控人员应检查信号是否自动复归，以排除接点抖动、电流保护启动等情况下干扰信号的影响。
监控人员应定期检查未复归信号。
3.1.8排除误遥信、自动复归信号后，监控人员应按信号对应的类别进行相应处理，包括通知变电运维人员现场检查、向设备管辖调度汇报等。
3.1.9信号频繁动作复归，甚至刷屏影响监控安全时，可临时将该信号封锁。
监控人员应做好封锁记录，通知自动化人员、变电运维人员检查处理。
3.1.10监控人员应注意监视电压无功自动控制系统（AVC）有无异常报警，定期检查监控系统与电压无功自动控制系统上的数据及设备状态是否一致，发现异常要查明原因并及时处理。
3.2巡视检查
3.2.1监控人员除交接班巡视外，当值期间至少应全面巡查一次，并填写巡视记录。
3.2.2正常巡查内容包括：
数据刷新是否正常；
变电站工况是否退出；
未复归遥信信号及其它异常信号；
电流、电压、有功、无功、力率、温度有无越限；
电压无功自动控制系统动作是否正常，有无异常报警；
监控画面中封锁与置牌情况；
变电站防火、防盗报警情况。
3.2.3遇有下列情况，应加强巡视或安排特巡：
设备有严重缺陷时；
设备重载或接近稳定限额运行时；
新设备投运后；
遇恶劣气候时；
重点时期、重要时段及重要保电任务时；
自动化装置故障或远动退出，恢复正常后；
发生事故，处理结束后。
4、倒闸操作
4.1操作规定
4.1.1地区监控人员操作（除电容器、电抗器、主变有载分接开关外）应听从当值调度员统一指挥。
监控人员只执行规定范围内的操作，其它操作均由变电运维人员执行。
4.1.2受控站所有运行或热备用状态的开关正常应具备远方遥控操作条件。
4.1.3副值及以上监控员有权接受各级调度的倒闸操作预令，正值及以上监控员有权接受倒闸操作正令，接受、转发调度令时应严格执行复诵、录音、记录等制度。
4.1.4省调管辖范围内的倒闸操作，预令发至监控席位，监控人员接收、核对无误后，转发至变电运维班，并与变电运维人员核对无误。
地调及下级调度管辖范围内的倒闸操作，如归现场操作，操作预令由调度员直接发至变电运维班，如归监控操作，操作预令由调度员发至监控席位。
4.1.5归监控执行的操作任务，由调度员将操作正令或口令发至监控席位。
所有操作均须在得到调度操作正令或口令并复诵无误后方可进行。
4.1.6监控人员遥控操作前，应核对运行方式是否与指令要求相符，对调度指令有疑问时，应及时向当值调度员提出。
4.1.7监控人员遥控操作前应考虑操作过程中的危险点及预控措施。
4.1.8监控人员遥控操作时，必须严格执行操作监护制度，确保遥控操作正确。
4.1.9监控人员遥控操作中，若发生事故或异常，影响操作安全时，应暂停操作并报告发令调度，必要时根据新的调度指令进行操作。
4.1.10监控人员遥控操作中，若监控系统发生异常或遥控失灵，应停止操作，汇报发令调度，通知自动化人员、变电运维人员检查处理。
4.1.11监控人员遥控操作后，应通过监控系统检查设备遥测与遥信信号均已发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。
若监控人员对遥控操作结果有疑问，应查明情况，必要时通知变电运维人员核对设备状态。
4.1.12监控人员遥控操作结束后，应汇报发令调度，并告知变电运维人员。
4.1.13现场执行的操作任务，调度操作正令发至受控站现场，变电运维人员操作前、后均应告知监控人员。
4.1.14变电运维人员现场操作时，监控人员不得对相关设备进行遥控开关的操作。
4.1.15设备检修工作许可开工后，变电运维人员应告知监控人员，监控人员应在监控画面中的检修设备上置“检修”牌。
设备检修工作报竣工前，变电运维人员应告知监控人员，监控人员应撤销监控画面中检修设备上的“检修”牌。
4.2操作要求
4.2.1监控台操作要求：
正常情况下监控人员在监控台上的操作采用双人异机监护操作。
在涉及多个变电站事故处理的情况下，为了加快事故处理速度，可以进行单机操作，但应加强监护。
遥控操作时如监控系统发出异常提示信息，应根据所提示的信息检查所操作的变电站、操作的设备是否正确。
遥控操作失败时，需检查遥控操作的开关有无“控制回路断线”、“分合闸闭锁”等信号，测控装置“远方/就地”切换开关是否在“远方”位置。
执行合、解环操作前应考虑是否会造成失电。
4.2.2允许地区监控人员进行以下操作：
拉合开关的单一操作；
调节主变有载分接开关；
投退具备遥控条件的软压板；
执行程序化操作；
事故情况下拉、合主变中性点接地闸刀。
4.2.3遇有下列情况不得进行遥控操作：
设备未通过遥控验收；
开关控制回路断线；
操作机构异常、SF6压力低等引起开关分合闸闭锁；
开关操作或跳闸次数已到达极限次数时；
设备有其它重大缺陷时；
变电站现场正在操作时；
设备正在进行检修时；
监控系统异常时。
4.2.4遇有下列情况不得进行主变有载遥调操作：
主变有载调压开关调压次数达极限值时；
主变有载调压开关油耐压不合格时；
主变有载调压开关机构滑档及其它缺陷；
主变检修或试验；
主变过负荷达1.2倍时；
主变有载轻瓦斯动作时。
5、电压、力率控制
5.1合格范围
5.1.1电压允许偏差相关规定：
发电厂220千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差值为额定电压的0～+10%，且日波动幅度不应大于3.5％；事故运行方式时，电压允许偏差值为额定电压的-5～+10%。
220千伏变电站的220千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差值为额定电压的-3～+7％，且日波动幅度不应大于5％；事故运行方式时，电压允许偏差值为额定电压的-5～+10%。
发电厂和220千伏变电站的110千伏～35千伏母线正常运行方式时，电压允许偏差值为额定电压的-3～+7%，且日波动幅度不应大于5％，且日波动幅度不应大于5％；事故运行方式时，电压允许偏差值为额定电压的±10%。
带地区供电负荷的变电站的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%~+7%。
省调对220千伏电网运行电压实行统一管理，按月编制下达电压控制点电压曲线（分五个时段）和电压控制点、电压监视点的上下限值，即时段一（22~6）、时段二（6:
15~8）、时段三（8:
15~12）、时段四（12:
15~17）、时段五（17:
15~21:
45）。
5.1.2力率合格相关规定：
省调按季度编制下达各地区220千伏变电站电压目标值及受电力率上下限值，并统计考核。
1、高峰时段:
8:
00~24:
00（含24:
00,不含8:
00）力率上限：
1.00力率下限：
0.97
2、低谷时段:
0:
00~8:
00（含8:
00,不含0:
00）力率上限：
0.98力率下限：
0.94
220千伏变电站受电力率合格点定义（分高峰、低谷两个时段）:
1.变电站220千伏母线电压≥该时段目标电压，同时受电力率≤该时段受电力率上限值。
2.变电站220千伏母线电压<该时段目标电压，同时受电力率≥该时段受电力率下限值。
免统计点定义：
1、遇变电所全停，则该变电所在该时段免于考核。
2、因变电所中低压侧接有地方电厂导致有功功率向主网倒送的，则该变电所在该时段免于考核。
3、因省调通信自动化等原因，造成数据传输有误的，则该变电所在该时段免于考核。
5.2控制要求
5.2.1地区监控人员负责受控站电压、力率的运行监视和控制，如经调节控制后电压、力率仍不能满足要求时，应及时汇报调度员。
5.2.2电压、力率人工调控原则：
电压、力率均越上限，先切电容器，投电抗器，如电压仍处于上限，再调节分接开关降压。
电压越上限，力率正常，先调节分接开关降压，如分接开关已无法调节，电压仍高于上限，则切电容器，投电抗器。
电压越上限，力率越下限，先调节分接开关降压，直至电压正常，如力率仍低于下限，则切电抗器，投电容器。
电压正常，力率越上限，应切电容器，投电抗器，直至正常。
电压正常，力率越下限，应切电抗器，投电容器，直至正常。
电压越下限，力率越上限，先调节分接开关升压至电压正常，如力率仍高于上限，再切电容器，投电抗器。
电压越下限，力率正常，先调节分接开关升压，如分接开关已无法调节，电压仍低于下限，则切电抗器，投电容器。
电压、力率均越下限，先切电抗器，投电容器，如电压仍处于下限，再调节分接开关升压。
5.2.3两台有载主变并列操作前，应将两台主变的有载分接开关调整至对应位置。
5.2.4有载主变与无载主变并列操作前，应将有载主变的分接开关调整至与无载主变相对应位置。
5.2.5严禁电抗器、电容器均在投入状态。
5.2.6电容器拉开后，应间隔5分钟才允许再次合闸。
5.3调压限制
5.3.1主变有载分接开关调压次数规定：
1.220kV主变有载分接开关每天调压次数不得超过10次。
2.110kV主变有载分接开关每天调压次数不得超过20次。
5.3.2主变有载轻瓦斯动作后，禁止对主变进行调档。
6、
异常及缺陷处理
6.1缺陷分类
6.1.1变电站电气设备、通信自动化设备、监控系统主站端设备的缺陷按其轻重缓急可分为危急缺陷、严重缺陷、一般缺陷三类。
6.1.2危急缺陷的处理：
危急缺陷指威胁安全运行需立即处理，否则随时可能造成事故的缺陷。
监控人员应立即汇报相关调度，通知变电运维人员或自动化人员检查处理，做好事故预想。
6.1.3严重缺陷的处理：
严重缺陷指对安全运行有一定影响，尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。
监控人员应加强巡查监视，通知变电运维人员或自动化人员尽快检查处理，缺陷进一步发展时应汇报调度。
6.1.4一般缺陷的处理：
一般缺陷指对安全运行影响不大，可结合日常工作检查处理的缺陷。
监控人员应告知变电运维人员或自动化人员，做好缺陷记录。
6.2变电站端设备异常处理
6.2.1变电站端设备异常信号发出后，监控人员应本着迅速、准确的原则，对异常信号做出初步分析判断，根据缺陷性质进行相应处理。
6.2.2变电站现场巡视或测温发现的设备缺陷，由变电运维人员按本单位设备缺陷处理流程办理，对于危急缺陷、严重缺陷以及影响监控的一般缺陷应告知监控人员，监控人员应做好记录，加强对相关设备的监视，做好事故预想。
6.2.3由于变电站自动化系统、信号传输通道异常，造成变电站设备无法监控时，监控人员应将设备监控职责移交给变电运维人员。
在此期间，变电运维人员应加强与监控人员的联系。
缺陷消除后，监控人员应与变电运维人员核对站内信号正确，收回设备监控职责，并做好相关记录。
6.2.4监控画面上某个间隔的数据不更新，一般由于测控单元失电、测控单元故障或通信中断等原因引起；监控画面上某个变电站所有数据不更新，一般由于前置机故障、通道故障、远动装置故障等原因引起；个别遥信频繁变位，一般由于接点接触不良等原因引起。
监控人员发现上述情况均应通知变电运维人员或自动化人员检查处理。
6.2.5变电站端视频监控、防火防盗系统故障时，监控人员应通知变电运维人员处理，并要求现场加强对相关变电站的巡视。
6.3监控系统主站端异常处理
6.3.1监控系统主站端发生异常，造成受控站无法监控时，监控人员应立即通知自动化人员处理，并将设备监控职责移交给变电运维人员。
在此期间，变电运维人员应加强与监控人员的联系。
缺陷消除后，监控人员应与变电运维人员核对各受控站信号正确，将监控职责收回，并做好相关记录。
6.3.2监控系统死机时，监控人员应通知自动化人员分析原因、重启系统。
6.3.3监控人员发现监控画面、数据链接或信号分类有误时，应通知自动化人员修改。
6.4电压无功自动控制系统（AVC）系统异常处理
6.4.1电压无功自动控制系统电容器（电抗器）、主变自动封锁处理
电压无功自动控制系统电容器（电抗器）自动封锁原因包括：
1.非电压无功自动控制系统操作（人工操作、保护动作跳闸）
2.拒动次数超过设定值
3.动作次数超设定次数
4.遥信遥测不对应
5.小电流系统单相接地
电压无功自动控制系统主变自动封锁原因包括：
1.非电压无功自动控制系统操作（人工操作）
2.拒动次数超过设定值
3.动作次数超设定次数
4.主变过负荷
5.主变开关分位或主变失电
6.有载分接开关滑档
7.有载轻瓦斯动作
电压无功自动控制系统电容器（电抗器）、主变自动封锁时发出的信号包括：
1.电容器（电抗器）：
拒动、超次数闭锁、遥信遥测不对应、异常变位、单相接地。
2.主变：
拒动、滑档、过负荷闭锁、轻瓦斯闭锁、超次数闭锁、异常变位、主变开关分位、主变失电。
3.电压无功自动控制系统中主变、电容器（电抗器）拒动时应确认是否通道不畅或其它因素影响遥控操作。
电压无功自动控制系统中主变有载滑档时应检查电压、档位，通知变电运维人员现场检查处理，异常没有解决前不能解锁。
对于并列运行的主变，应采取措施防止因主变档位不一致导致环流过大。
电压无功自动控制系统中电容器（电抗器）开关在分位，有电流指示，延时3分钟报遥测遥信不对应，应确认遥测、遥信是否正常。
小电流系统单相接地后电压无功自动控制系统封锁电容器、电抗器自动控制功能，监控人员应密切监视，必要时手动切除电容器（电抗器），异常没有解决前不能解锁。
电压无功自动控制系统中主变有载轻瓦斯动作后，应通知变电运维人员现场检查处理，异常没有解决前不能解锁。
主变开关分位或主变失电，待主变恢复运行后解除闭锁。
6.4.2电压无功自动控制系统瘫痪处理
监控人员应重启系统，并通知自动化人员配合检查，设法恢复系统运行，如无法恢复则通知电压无功自动控制系统厂家人员检查处理。
电压无功自动控制系统瘫痪未恢复前，监控人员应严密监视各变电站的电压、力率情况，通过监控系统人工调控。
电压无功自动控制系统恢复后，监控人员应对该系统进行特巡，确认电压无功自动控制正常。
6.5操作异常处理
6.5.1遥控开关拒动的处理
如遥控预置超时可再试一次；
检查测控装置“远方/就地”切换开关的位置信号；
检查有无控制回路断线或分合闸闭锁信号；
检查通信是否中断；
通知现场检查测控单元是否故障以及遥控出口压板的位置；
排查上述原因仍无法遥控，监控员应要求变电运维人员通知检修处理，并汇报发令调度。
若需要改现场操作，值班调度员应终结监控操作任务，重新发令至变电站现场。
6.5.2误拉、合开关的处理
发生误拉、合开关时，监控人员应认真分析，如怀疑是监控系统遥控点号错位等原因造成的，应汇报调度员，要求由变电站现场根据调度指令进行复位操作。
6.6遥测越限处理
6.6.1设备过负荷
设备过负荷时应立即记录过负荷时间和过负荷倍数，加强监视，汇报调度并通知变电运维班。
主变过负荷按以下流程处理。
1.记录主变过负荷的时间、温度、各侧电流情况；
2.将过负荷情况向调度汇报，通知变电运维人员根据主变过负荷相关规程处理；
3.严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间或温度已超过允许值时，应立即汇报调度；
4.禁止进行主变有载调压。
6.6.2频率越限
系统频率超出50±0.2Hz为事故频率。
当系统频率降至49.8Hz以下时，监控人员应在省调值班调度员的指挥下拉路，遵循以下原则：
1.49.8～49.0Hz时:
按调度指令限电、拉路，在30分钟以内使频率恢复至49.8Hz以上。
2.49.0Hz以下时:
立即按调度指令拉路，在15分钟以内使频率恢复至49.0Hz以上。
3.48.5Hz及以下时:
接到调度的拉路指令后，立即按“事故拉（限）电序位表”自行拉路，在15分钟以内使频率恢复至49.0Hz以上。
4.48.0Hz及以下时:
可不受“事故拉（限）电序位表”的限制，自行拉停馈供线路或变压器，在15分钟以内使频率恢复至49.0Hz以上。
5.在系统低频率运行时，应检查按频率自动减负荷装置的动作情况。
如到规定频率应动而未动作时，可立即自行手动拉开该断路器，同时报告有关调度；恢复送电时应得到省调值班调度员的同意。
6.6.3电压力率越限
监控人员应实时监视各变电站的电压和力率情况，采取措施进行调整控制，当仍超出规定值时应及时汇报相关调度。
6.6.4温度越限
记录温度越限的时间，温度值；
检查是否由于过负荷引起，按主变过负荷处理流程处理；
通知现场检查温度是否确已越限，如因表计故障等原因造成应填报缺陷；
如找不出温度异常升高的原因，必须立即汇报调度，通知变电运维人员联系检修处理。
7、事故汇报与处理
7.1检查汇报
7.1.1事故跳闸发生后，监控人员应收集、整理相关故障信息，包括事故发生时间、主要保护及自动装置动作信息、开关跳闸情况及潮流、频率、电压的变化情况等，根据故障信息进行初步分析判断，及时将有关信息向值班调控长汇报，同时通知变电运维人员现场检查，并做好相关记录。
7.1.2灾害或恶劣气候条件下连续发生多起事故时，应逐一检查事故画面，不得不经检查随意关闭事故画面。
监控人员应按照电压等级从高到低的顺序依次向各级调度汇报主变失电、母线失电、线路跳闸及保护自动装置动作等事故情况，对线路跳闸后重合成功的情况可先将记录下来，待事故处理告一段落后再作汇报。
灾害或恶劣天气过后必须仔细复查信号，将期间发出的信号梳理一遍，发现漏汇报的情况应及时补汇报。
7.1.3对于已经查看完毕并做好记录的事故信号应及时确认，以便区分新旧事故信号。
7.1.435千伏及以上线路故障跳闸后，监控人员应查看所有连接于故障线路的变电站的情况，防止变电站失电后无任何信号上传。
7.1.5变电站防火防盗信号告警时，监控人员应通过视频监控设法辨别信号真伪，确认站内发生火灾或遭非法入侵时应立即通知变电运维人员，并拨打火警、盗警电话，无法辨别信号真伪时应通知变电运维人员现场检查。
7.1.6事故汇报示例（220千伏赵山变2号主变故障跳闸）
汇报地调：
X点X分，220千伏赵山变2号主变第一、二套主保护动作，2602、702、302开关跳闸，2号主变、110千伏Ⅱ段母线失电，110千伏古彭线、吴庄线失电。
具体情况待变电运维人员现场检查后详细汇报。
汇报配调：
X点X分，由于220千伏赵山变2号主变故障，2602、702、302开关跳闸，35千伏备投动作成功，300开关合闸。
因赵山变110千伏Ⅱ段母线失电，110千伏古彭线、吴庄线失电，110千伏古彭变、吴庄变10千伏备投动作成功，古彭变102开关分闸，100开关合闸，吴庄变102开关分闸，100开关合闸。
具体情况待变电运维人员现场检查后详细汇报。
7.2事故处理
7.2.1事故发生时，监控人员应在各级调度的指挥下进行事故处理，对事故汇报与操作的正确性负责，并遵守以下原则：
尽速限制事故发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁。
根据系统条件尽可能保持设备继续运行，保证对用户的正常供电。
尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。
调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。
7.2.2监控人员应服从各级值班调度员的指挥，迅速正确地执行各级值班调度员的调度指令。
监控人员如认为值班调度员指令有错误时应予以指出并作出必要解释，如值班调度员确认自己的指令正确时，监控人员应立即执行。
7.2.3对线路、母线、主变、开关等设备故障的事故处理以及系统解列、系统振荡的事故处理按照调度规程中有关规定执行。
7.2.4电网需紧急拉路时，监控人员应按调度员指令进行遥控操作。
操作后，监控人员应汇报值班调度员并告知变电运维人员。
7.2.5监控人员可以自行将对人员生命有威胁的设备停电，事后必须立即汇报调度。
7.2.6在调度员指挥事故处理时，监控人员要密切监视监控系统上相关厂站信息的变化，关注故障发展和电网运行情况，及时将有关情况报告值班调度员。
7.2.7事故处理完毕后，监控人员应与变电运维人员核对相关信号已复归，完成相关记录，做好事故分析与总结。
7.2.8如事故发生在交接班过程中，交接班工作应立即停止，由交班人员负责事故的处理，接班人员可以
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