监控基础知识资料doc

1、缺陷：缺陷管理分为缺陷发起、缺陷处理和消缺验收三个阶段。缺陷分类原则（一）危急缺陷是指监控信息反映出会威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、 人身伤亡、 大面积停电、 火灾等事故。（二）严重缺陷是指监控信息反映出对人身或设备有重要威胁， 暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。（三）一般缺陷是指危急、 严重缺陷以外的缺陷，指性质一般，程度较轻，对安全运行影响不大的缺陷。遥控相关制度以下几类断路器操作，在电网无特殊要求时，应由值班监控（调控）员采用远方操作方式：（ 1）不涉及二次部分调整的线路操作；（ 2） 不涉及二次部分调整的断路器合、 解环操作；（ 3） 投切电容器、 电抗

2、器操作；（ 4） 事故紧急情况下， 拉合单一断路器操作；（ 5） 其他允许的断路器操作。由值班监控（调控）员远方操作的变电站断路器必须按照相关规范进行验收，对应的遥测、遥信信息应满足“ 二元法 ” 判断的要求。“双确认” 原则确认断路器操作到位， 即根据监控系统检查断路器的状态指示及遥测、 遥信等信号的变化， 至少应有两个不同原理或非同源的指示发生对应变化。下列倒闸操作中，具备监控远方操作条件的开关操作， 原则上应由调控中心远方执行：1. 一次设备计划停送电操作；2. 故障停运线路远方试送操作；3. 无功设备投切及变压器有载调压开关操作；4. 负荷倒供、 解合环等方式调整操作；5. 小电流接地

3、系统查找接地时的线路试停操作；6. 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。当遇有下列情况时，调控中心不允许对开关进行远方操作：1. 开关未通过遥控验收；2. 开关正在进行检修；3. 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作；4. 一、 二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息；5. 未经批准的开关远方遥控传动试验；6. 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸；7. 运维单位明确开关不具备远方操作条件。软压板“双确认”判据a) 远方投退重合闸 （备自投） 软压板操作， 采用“重合闸（备自投）投入” 软压板和 “重合闸 （备自投）充电完成” 状态作为 “双确认”判据：1） 远方投入重合闸（备自投）

4、 软压板后， “重合闸（备自投） 投入” 软压板瞬时由“退出” 变为“投入”， “重合闸（备自投） 充电完成” 状态延时由“放电”变为“充电” （延时不超过 25s）；2） 远方退出重合闸（备自投） 软压板后， “重合闸（备自投） 投入” 软压板瞬时由“投入” 变为“退出”， “重合闸（备自投） 充电完成” 状态瞬时由“充电”变为“放电” 。b) 远方切换保护装置定值区操作， 采用保护装置“当前定值区号” 和“当前区的定值”作为“双确认” 判据：1）定值区切换操作前， 远方召唤保护装置拟切换定值区的定值，并与调控主站数据库中相应区的基准定值进行自动比对；2） 比对无误后执行定值区切换操作；3）

5、 定值区切换操作后， 相应保护装置“当前定值区号” 显示切换为“目标定值区号”， 作为“双确认” 判据之一； 远方召唤保护装置“当前区的定值”， 并与调控主站数据库中相应区的基准定值进行自动比对， 作为“双确认” 条件之二。以解闭锁范围划分， 解闭锁分为以下三个等级：单一断路器的解闭锁操作；单一变电站（整站）的解闭锁操作以及全系统解闭锁操作。任一级别的防误解闭锁操作，均应履行相关的汇报解闭锁流程。当值的防误解闭锁专责人应做好解闭锁流程的管控工作。 在操作结束后应尽快恢复系统防误闭锁功能， 并在监控日志中做好记录。 若是由于设备缺陷造成解闭锁操作的，还应及时发起相关缺陷流程。若防误解闭锁失败，

6、无法继续完成遥控操作， 当值防误解闭锁人应向自动化报缺处理，并按操作失败同时汇报调度。以下情况需要或允许执行单一断路器的防误解闭锁操作：（一）不经过智能操作票系统流转的调度口令操作。（二）防误闭锁模块本身存在故障， 无法通过智能操作票系统对设备进行正常操作时。（三）异常、事故等紧急情况下的处理操作。（四）变电站进行改扩建的设备验收工作时， 对尚未投运的改扩建设备进行调试验收时。以下情况需要或允许执行整站的防误解闭锁操作：（一）因事故处理，某一变电站急需进行多个开关的操作时，可申请解除该站的防误闭锁功能。（二）全站综自改造、 新建变电站或变电站大型改扩建工作需进行验收时，可申请解除该站防误闭锁功

7、能 ( 防误功能另行验收 ) 。当电网出现大面积事故， 且在事故处理过程中需要在多个变电站进行密集操作时，允许执行整站的防误解闭锁操作。集中监视变电站实施集中监控应满足以下技术要求：（一） 满足 Q/GDW 231-2008无人值守变电站及监控中心技术导则 要求；（二）变电站设备已完成验收和调试，正式投入运行；（三） 按照监控信息管理的相关规定， 完成监控信息的接入和验收；（四） 消防、 技防等监控辅助系统告警总信号接入调度技术支持系统（调度端监控系统） 。调控中心负责监控范围内变电站设备监控信息、 输变电设备状态在线监测告警信息的集中监视。（一）负责通过监控系统监视变电站运行工况；（二）负责

8、监视变电站设备事故、异常、越限及变位信息；（三）负责监视输变电设备状态在线监测系统告警信号；（四） 负责监视变电站消防、安防系统告警总信号； （五）负责通过工业视频系统开展变电站场景辅助巡视。设备集中监视分为 全面监视 、正常监视 和特殊监视 。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视：（一）设备有严重或危急缺陷，需加强监视时；（二）新设备试运行期间；（三）设备重载或接近稳定限额运行时；（四）遇特殊恶劣天气时；（五）重点时期及有重要保电任务时；（六）电网处于特殊运行方式时；（七）其它有特殊监视要求时。监控信息分为事故、异常、越限、变位、 告知五类。（一） 事故信息是由于电网故障、 设

9、备故障等， 引起开关跳闸（包含非人工操作的跳闸）、 保护及安控装置动作出口跳合闸的信息以及影响全站安全运行的其他信息。 是需实时监控、 立即处理的重要信息。 主要包括：1全站事故总信息；2单元事故总信息；3各类保护、安全自 动装置动作出口信息；4开关异常变位信息。（二）异常信息是反映设备运行异常情况的报警信息和影响设备遥控操作的信息， 直接威胁电网安全与设备运行， 是需要实时监控、 及时处理的重要信息。主要包括：1一次设备异常告警信息；2二次设备、回路异常告警信息；3自动化、通讯设备异常告警信息；4其它设备异常告警信息。（三） 越限信息是反映重要遥测量超出报警上下限区间的信息。重要遥测量主要有

10、设备有功、 无功、 电流、 电压、主变油温、 断面潮流等， 是需实时监控、 及时处理的重要信息。（四） 变位信息特指开关类设备状态 （分、 合闸） 改变的信息。 该类信息直接反映电网运行方式的改变， 是需要实时监控的重要信息。（五） 告知信息是反映电网设备运行情况、 状态监测的一般信息。主要包括隔离开关、 接地刀闸位置信息、 主变运行档位， 以及设备正常操作时的伴生信息（如： 保护压板投 / 退， 保护装置、 故障录波器、 收发信机的启 动、 异常消失信息， 测控装置就地 / 远方等）。 该类信息需定期查询。监控信息处置以 “分类处置、 闭环管理” 为原则，分为 信息收集、 实时处置、 分析处

11、理 三个阶段。调控中心值班监控人员（以下简称“监控员” ） 通过监控系统发现监控告警信息后， 应迅速确认， 根据情况对以下相关信息进行收集，必要时应通知变电运维单位协助收集：（一）告警发生时间及相关实时数据；（二）保护及安全自动装置动作信息；（三）开关变位信息；（四）关键断面潮流、频率、 母线电压的变化等信息；（五）监控画面推图信息；（六）现场影音资料（必要时） ；（七）现场天气情况（必要时） 。调压操作逆调压：在负荷高峰期将网络电压向增高方向调整， 增加值不超过额定电压的 5%；在负荷低谷期，将网络电压向降低方向调整，通常调整到接近额定电压， 使网络在接近经济电压状态下运行。 此种方式大都能

12、满足用户需要， 而且有利于降低配电网线损， 因此在有条件的电网都应采用此方式。顺调压：在负荷高峰期允许网络中枢点电压略低， 但不得低于额定电压的 97.5%；在负荷低谷期，允许网络中枢点电压略高，但不得高于额定电压的 107.5%。恒调压：在任何负荷下都保持网络中枢点的电压基本不变， 通常是保持网络中枢点的电压比额定电压高 5%。 L HU876UH594UL213图 2-246电压、力率调节原理图（1）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。（2）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。（3

13、）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。（4）电压正常，力率越上限，应切电容器， 投电抗器，直至正常。（5）电压正常，力率越下限，应切电抗器， 投电容器，直至正常。（6）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。（7）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。（8）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。AVQC系统中每个设备的状态都有以下几种状态: 封锁、解锁。（1）封锁状态 ：人工封锁 ：由人工设定的设备封锁。 如某台电容器或主变检修工作开始前，就在 AVQC系统中将该设备人工封锁， 避免 AVQC系统误发令操作影响现场检修工作。失败封锁 ：当系统连续三次自动调节失败时转入失败封锁状态。 有以下几种情况会失败封锁：1）命令未发至 S