变电站运行监控系统优化

运行监控是日常运行工作的主要组成部分，通过对主控室控制屏上各种表计、开关位置指示灯和信号光字牌的监视，可随时掌握变电站一、二次设备的运行状态及电网潮流分布情况。运行监控必须指定有资格的人员负责，并随时记录变化情况，同时按要求向调度值班员进行汇报。

教学目标

知识目标：

（1）掌握变电站主变压器、站用变压器、断路器、隔离开关等主要设备额定运行方式下的主要参数及监控。

（2）掌握运行数据分析。

能力目标：

（1）对照仿真变电站正常运行方式，说出变压器等主要设备额定运行方式下的主要参数。

（2）能在仿真机上对仿真变电站进行正常运行（一、二次系统）监控。

（3）能够发现系统运行异常、设备运行异常、测量回路异常、电压回路断线或电流回路开路等。

素质目标：

（1）主动学习，在完成任务过程中发现问题、分析问题和解决问题。

（2）能严格遵守专业相关规程标准及规章制度，与小组成员协商、交流配合，按标准化作业流程完成学习任务。

任务分析

（1）分析电压、电流、功率的越限情况。

一般变电站的母线电压，线路、变压器的电流和功率是在电网调度规程规定或额定参数的范围内运行的。当运行值超过规定值时称为越限。例如：某变电站的10 kV 母线电压，规程规定或调度下达在0%～＋7%范围内运行。若该母线实际运行电压为10.8 kV，则母线电压越限。

（2）在仿真机上对仿真变电站进行正常运行（一、二次系统）监控。

对变电站的主变压器、站用变压器、断路器、隔离开关等主要设备进行监视。

相关知识

一、设备运行工况监视的内容

1.常规变电站的运行监视

运行监视常规变电站电气设备额定运行方式下的主要参数及状况包括以下内容：

（1）直流系统电压、电流和绝缘情况。

（2）各级母线电压、频率。

（3）主变压器有载分接开关位置、油温和各侧电流、有功功率、无功功率。

（4）各线路的电压、电流、有功功率、无功功率及潮流方向。

（5）主变压器功率因数和电容器投切情况。

（6）光字牌亮牌情况。

（7）开关的位置指示灯状况。

（8）预告信号电源指示灯状况。

（9）站用电系统运行方式。

2.综合自动化变电站的运行监视

综合自动化变电站的运行监视，是指以微机监控系统为主、人工为辅的监视方式，对变电站内的日常信息进行监视，以达到掌握变电站一、二次设备运行状态及电网潮流分布情况，并保证正常运行的目的。

运行监视综合自动化变电站电气设备额定运行方式下的主要参数及状况包括以下内容：

（1）监视一次主接线及一次设备的运行情况。

（2）检查站内所做的安全措施。

（3）监视主变压器的油温、负荷情况。

（4）监视主变压器分接开关运行位置。

（5）监视保护及自动装置运行情况。

（6）监视各级母线电压。

（7）监视各线路电流、有功功率及无功功率、潮流方向。

（8）检查光字牌信息变位情况。

（9）对事故音响、预告音响进行试验检查。

（10）监视本站微机网络（包括与测控装置、保护装置、五防计算机之间的通信）的运行情况。

（11）检查直流系统的电压、电流及绝缘情况。

（12）监控主变压器功率因数和电容器投切情况。

（13）监视站用电系统运行方式。

（14）检查告警报文发出及复归情况。

3.变压器的运行监视

变压器是变电站中最重要的设备，本节主要讨论变压器的运行电压和温度的监视。变压器在运行中还必须按规程规定，进行正常巡视检查和特殊巡视检查。

（1）变压器的运行电压。因电力系统的运行电压随负荷变化而波动，从而决定了在电力系统中运行的变压器不可能严格控制在额定电压值下运行。当变压器的运行电压升高时，将使励磁电流相应增加，在变压器的励磁电流增大后，会使变压器的铁芯损耗增大而过热。同时变压器的励磁电流是无功电流，因此励磁电流的增加会使无功功率增加。由于变压器的容量是一定的，当无功功率增加时，有功功率会相应减少。因此电源电压升高以后，变压器允许通过的有功功率将会降低。

此外，变压器的电源电压升高后，磁通增大，会使铁芯饱和，从而使变压器的电压和磁通波形畸变。电压畸变后，电压波形中的高次谐波分量也将随之加大。由于高次谐波使电压畸变而产生的尖峰波对用电设备有很大的破坏性，如：①引起用户的电流波形畸变、增加电机和线路的附加损耗；②可能使系统中产生谐振过电压，从而使电气设备的绝缘遭到破坏；③高次谐波会干扰附近的通信线路。

因此，国家电网公司《变压器运行规范》规定：变压器的运行电压一般不应高于该变压器运行分接额定电压的105%。

（2）变压器温度。运行中的变压器，由于铜损和铁损的原因，温度必然要升高。变压器温度空载时比停运时高，负载时比空载时高，过载时比轻载时高，短路时的温升更高。因为铁损基本不变，而铜损是与电流的平方成正比变化的。由于出厂运行的变压器的绝缘是一定的，其绝缘材料的绝缘强度（包括机械强度）也是一定的，随着时间的推移，特别是长期在高温的作用下，变压器绝缘材料的原有绝缘性能将会不断降低，这一过程叫作变压器的绝缘老化。温度越高，其绝缘老化越快，同时变脆而碎裂，绕组的绝缘层保护也会失去。当变压器绝缘材料的工作温度超过其允许的长期工作最高温度时，每升高6℃，其使用寿命将减少一半，这就是变压器运行的“6℃原则”（干式变压器的为“10℃原则”）。油浸式变压器的温度依次为绕组＞铁芯＞上层油温＞下层油温。变压器绕组热点温度的额定值（长期工作的允许最高温度）为正常寿命温度，绕组热点温度的最高允许值（非长期的）为安全温度。油浸式变压器一般通过监测上层油温来监视变压器绕组的温度。

对于变压器绝缘材料，一般油浸式变压器用的是A 级绝缘材料。A 级绝缘材料的耐热温度为105℃。为使变压器绕组的最高运行温度不超过绝缘材料的耐热温度，规程规定，当最高环境温度为40℃时，A 级绝缘的变压器，上层油温允许值见表1－2－1。

表1－2－1　油浸式变压器上层油温一般限值

由于A 级绝缘变压器绕组的最高允许温度为105℃，绕组的平均温度约比油温高10℃，故油浸自冷或风冷变压器上层油温最高允许温度为95℃，考虑油温对油的劣化影响（油温每增加10℃，油的氧化速度增加1 倍），故上层油温的允许值一般不超过85℃。对于强迫油循环风冷或水冷变压器，由于油的冷却效果好，使上层油温和绕组的最热点温度降低，但绕组平均温度与上层油温的温差较大（一般绕组的平均油温比上层油温高20～30℃），故变压器运行时上层油温一般为75℃，最高上层油温不超过85℃。

（3）变压器允许温升。如果说允许温度是反映变压器绝缘材料耐受温度破坏的能力，那么允许温升是反映变压器绝缘材料承受对应热的允许空间。绝缘材料一定，其承受热的空间温度就不允许超过对应要求值。

变压器上层油温与周围环境温度的差值称为温升。温升的极限值（允许值），称为允许温升。故A 级绝缘的油浸式变压器，周围环境温度为＋40℃时，上层油的允许温升值规定如下：

更换变压器油（视频）

①油浸自冷或风冷变压器，在额定负荷下，上层油温升不超过55℃。

②强迫油循环风冷变压器，在额定负荷下，上层油温升不超过45℃。强迫油循环水冷变压器，冷却介质最高温度为＋30℃，在额定负荷下运行，上层油温升不超过40℃。

4.直流系统的运行监视

变电站的直流系统为各种保护、控制、信号和自动装置等二次设备提供可靠的工作电源，同时它还为开关设备、配电装置等一次设备提供操作电源。而且，当变电站失去工作电压时，直流电源还要作为上述设备的后备电源和事故照明电源。可见，直流系统在变电站运行中的地位是十分重要的。变电站直流系统是由蓄电池组、充电装置、直流回路和直流负载四部分组成的一个整体。在运行中，为保证变电站二次设备的正常工作，要求直流系统的绝缘良好，直流绝缘监察装置就是对变电站直流系统运行状态进行监视的设备。

（1）直流绝缘监察装置。目前，变电站广泛采用的微机型直流绝缘监察装置或数字式直流绝缘检查仪，能在线连续监测直流系统绝缘变化的动态。当绝缘电阻低于报警门限时，自动发出报警信息，启动支路巡检功能，而且可选出绝缘降低的回路，可以不停电查找接地支路，并用便携式探测仪查找具体接地点。另配有绝缘监测电压表辅助检查绝缘情况。正常运行时运行人员也可通过绝缘监测电压表检查绝缘及验证微机装置是否正常。这类装置还有以下优点：

①在线实时监测直流系统的绝缘状况，当直流系统发生绝缘较大下降还未达到危险值之前，装置能提前自动检出，发出声光信号。

②按键设置，可设置母线分段、各段母线模块数、各模块支路数、报警门限。

③密码验证，系统中重要参数设置前需进行密码验证；验证密码可由用户设置。

④循环测量，循环测量并显示两段正、负母线对地电压，正、负母线对地电阻。

⑤液晶显示，显示容量大，直接显示数字，以菜单方式操作，简单方便。

⑥采用DCS 控制模式，便于扩展，可外扩绝缘监测模块。采用插板式结构，便于维护。

⑦通信功能，具有RS－232、RS－422 或RS－485 串口，与变电站综合自动化后台主机相连，实现远方监测。

（2）直流绝缘监察装置的运行监视。微机型直流绝缘监察装置在正常运行时，能监测直流母线电压，当直流母线电压低于或高于整定值时，发出低压或过压信号及声光报警。该装置还能监测和显示其支路的绝缘状态，各支路发生接地时，应能正确显示和报警。

对于220 V 直流系统两极对地电压绝对值超过40 V 或绝缘降低到25 kΩ 以下，48 V直流系统任一极对地电压有明显变化时，应视为直流系统接地。发生直流系统接地后，应立即查明原因，根据接地选线装置指示或当日工作情况、天气和直流系统绝缘状况，找出接地故障点，并尽快消除。

5.电能计量的正常监视

（1）电量监视。变电站的电能计量监视，主要是指监视各进出线的电量、主变压器的电量和站用电的电量等。通过电量监视，运行人员能了解变电站输送和分配电量的情况，同时还能根据电量的异常，发现变电站电能计量装置、电压互感器、电流互感器或二次回路的故障。

（2）母线电量监视。变电站的母线是电网中的一个节点，它承担着电网的功率分配任务。因此，对变电站母线的电量监视、统计和分析，是线损指标管理的一项工作。尤其是电能表所在的母线，需要对其母线电量的监视，按月统计和计算母线电量不平衡率（进线电量减去各出线电量之和除以进线计量的百分数）。根据电力网电能损耗管理的要求，按月做好关口表计所在母线电量平衡。220 kV 及以上电压等级母线电量不平衡率不大于±1%；110 kV 及以下电压等级母线电量不平衡率不大于±2%。若母线电量不平衡率大于规定值，应分析原因，加强对电能计量装置和计量二次回路的监测和维护，保证计量的准确性，防止因计量故障引起“母线”电量非正常不平衡的现象发生。

6.案例——变压器油温过高

一台油浸自冷变压器，周围空气温度为＋20℃，上层油温为75℃，则上层油的温升为75℃－20℃＝55℃，未超过允许值55℃，且上层油温也未超过允许值85℃，这台变压器运行是正常的。如果这台变压器周围空气温度为0℃，上层油温为60℃ （未超过允许值85℃），但上层油的温升为60℃＞55℃，故应迅速采取措施，使温升降低到允许值以下。需特别指出的是变压器在任何环境下运行，其温度、温升均不得超过允许值。

运行中的变压器，不仅要监视上层油温，还要监视上层油的温升。这是因为变压器内部介质的传热能力与周围环境温度的变化不是成正比关系，当周围环境温度下降很多时，变压器外壳的散热能力将大大增加，而变压器内部的散热能力却提高很少。所以当变压器在环境温度很低的情况下带大负荷或超负荷运行时，因外壳散热能力提高，尽管上层油温未超过允许值，但上层油温升可能已超过允许值，这样运行也是不允许的。

二、设备运行工况监视的要求(https://www.xing528.com)

1.电流、功率的监视要求

（1）三相电流应平衡，电流表指针无卡涩，微机监控系统数据刷新正常。

（2）电流不超过允许值。

（3）母线的进出线电流应平衡。

（4）功率指示数值应与电流指示相对应。

2.电压的监视要求

（1）三相电压应平衡并满足电压曲线的要求。

（2）并列运行的母线电压应相差不大。

（3）电压表指示应稳定、无波动、微机监控系统数据刷新正常。

3.电能计量装置的监视要求

（1）每日按照规定的时间监视或抄录变电站内安装的各种关口表、馈线电能表的读数，并进行电量核算。

（2）对于双侧电源线路，运行中线路的潮流方向随时可能发生变化，抄录电能表读数时，要注意输入、输出两个方向的电量均要抄录。

（3）定期核算母线电量不平衡率，若发现母线电量不平衡率超过规定值（一般为± （1%～2%））时应查明原因。

（4）当计量回路出现异常（如电压回路熔断器熔断、电流回路开路等）后，应记录时间，以便根据负荷情况补算电量。

（5）有代路操作时，应及时抄录通过旁路断路器的电量。

4.变电站微机监控系统运行状况判断

（1）在监控系统“遥测表”画面下，如果发现某一间隔的所有遥测数据不更新，或者日负荷报表中某一间隔的所有报表数据一直都未改动过，则应检查网络通信、支持程序及采集装置运行指示是否正常，判断出该间隔的异常原因并进行相应处理。

（2）如果发现监控系统中所用遥测数据均不再更新，通信状态显示正常，可能是程序死机，则应按照规定的顺序退出监控程序，重新登录。

三、运行工况分析判断

变电站运行工况主要是通过对变电站主要设备的工作状态、变电站运行方式、潮流或负荷变化、母线电压等进行分析，发现变电站是否运行异常或设备故障。

（一）电流、负荷和功率变化分析

变电站的负荷或潮流是随电网运行方式变化的。因此，运行值班人员，除了要监视变电站各进出线、主变压器的负荷电流和功率外，还应了解本变电站所在电网的接线、运行方式、电源点及潮流情况，了解相关的设备容量及线路参数等。

通过分析线路、变压器的电流和功率变化，判断线路是否过负荷或功率越限，判断变压器是否过负荷，分析变电站的潮流是否合理，是否符合当前运行方式等。在高峰负荷时段、季节变化、重大政治活动日、重要保电期间、特殊气象时期等非常时期，尤其需要加强运行监视，及时发现运行参数的变化或负荷异常。

例如：对于变电站的主变压器，在运行时应根据负荷情况、环境温度、主变压器温升、温度监视、冷却器工作情况等因素，按变压器运行规程的要求，加强监视和分析。对于变电站的一些重要线路，调度有时需要下达线路的功率限值。或者某些线路，由于设计参数限值，在高峰负荷时可能过载。对这些线路需要特别加强监视，当发生过负荷时，及时汇报调度。

对变电站的负荷或潮流变化进行分析，还可以根据运行记录、表计显示、参数对比、历史数据等进行综合分析，判断是否出现异常。

（二）母线电压变化的原因分析

1.正常运行时变电站母线电压的变化与调整

电气设备在额定电压下运行时，具有最佳的技术性能和经济指标，电压变化对电力用户有着重要影响。电网运行时，随运行方式的改变和用电负荷的变化，由于无功功率和电压损耗等原因，变电站的母线电压随之变化，电网各点的电压是不同的，具有分散性。因此，要保证电网中所有节点在任何时刻均为额定电压是不可能的，总会出现电压偏移。按照电网无功电压管理的要求，通常在一个地区电网设立若干个电压中枢点或电压监测点，以调整和监视该地区电网的运行电压。同时，在电压中枢点或电压监测点，规定合理电压合格率范围，对电压合格率进行考核。

通常，影响变电站母线电压变化，造成母线电压不合格主要有下列因素：

（1）地区供电负荷的不断增长，无功补偿容量不足或补偿容量分布不合理。

（2）负荷季节变化较大或日负荷波动较大，负荷率较低。

（3）电网运行方式变化较大，潮流变化幅度大或分布不合理。

（4）主网无功不足、运行电压偏低，甚至可能出现倒送无功的情况。

（5）地区电网结构不合理，供电半径较大。

（6）电网的调压措施配置不足或配置不合理。

加强对变电站母线电压的监视，严格按照调度下达的电压曲线对母线电压进行监视和调整，提高母线电压合格率。变电站要维持母线电压在规定的范围内变化，就需要有相应的调压手段：①增减无功功率进行调压，如发电机、静止补偿器、并联电容器、串联电抗器；②改变有功功率和无功功率的分布进行调压，如改变变压器分接头进行调压；③改变网络参数调压，如加大电力网的导线截面、在线路中装设串联电容器、利用可调电抗、改变电网接线等；④特殊情况下，也可采用调整用电负荷或采取限电的方法对电网电压进行调整。

2.母线电压异常的原因分析

电网在正常运行时，变电站母线电压是额定电压或在调度规定的范围内。若一次系统出现故障或不正常运行状态，会导致变电站母线三相电压不平衡、某相电压异常升高或降低等异常现象，造成这些现象的原因主要有：

（1）系统谐振。发生谐振时，电流、电压会不正常增大或发生较大波动，电压互感器会发出不正常声音，表计指示摆动较大等现象。一般，在电气投入运行（充电）时容易产生铁磁谐振。因此，在发生铁磁谐振时应立即用断路器断开谐振点（充电电源断路器），然后采取措施改变电感、电容的参数组合。例如，改变操作顺序、先投入一条空载出线、投入变压器中性点等。

（2）单相接地。一般10～35 kV 系统为中性点不接地或经消弧线圈接地系统，当系统发生单相接地时，接地相电压会大幅降低甚至为零，非接地相电压将升高达到线电压。根据规定，这种情况可以继续运行不超过2 h。因此运行人员必须尽快查找出故障线路，汇报调度，将其隔离。

（三）电压互感器二次电压异常的原因分析

变电站有时会发生这种情况。虽一次系统电压是正常的，但由于电压互感器一次或二次电压回路故障，也会产生三相电压不平衡或某些电压显示不正常的现象。这时，除电压、功率等显示不正常外，还可能有“交流电压断线”“交流电压消失”等信号。造成这些现象的原因通常有：

（1）电压互感器内部故障。

（2）电压互感二次熔断器熔断或二次开关断开。

（3）二次电压回路断线或接触不良。

（4）电容式电压互感器电容单元损坏等。

发生上述情况，运行值班人员应认真分析，迅速查明原因，及时汇报调度进行处理。应注意，停用电压互感器时应将可能误动的保护和自动装置停用。

（四）电流互感器二次回路异常及原因分析

电流互感器正常运行时，由于负载阻抗小，接近于短路工作状态。当电流互感器二次回路开路时，将会在二次绕组感应出很高的电动势，其峰值可能达几千伏。这种高电压将威胁人身安全，造成测量仪表、保护装置、二次电流回路绝缘等破坏。另外，由于这使电流互感器铁芯磁通密度增大，可能造成铁芯严重发热而损坏。因此，应该对二次电流回路的运行监视予以一定的重视。

发生电流互感器二次回路开路的现象主要有：

（1）有功功率、无功功率表计指示不正常，电流表三相不一致，电能表计量不正常。

（2）监控系统功率、电流等相关数据显示不正常。

（3）电流互感器二次绕组引线或接头与外壳之间有放电现象，互感器内部有异常声响，本体有严重发热，并有冒烟和烧焦等现象。

（4）二次电流的开路点有火花放电现象，出现异常高电压。

（5）该回路的测量仪表、保护装置等可能被烧坏冒烟。

（6）继电保护、自动装置可能发生误动或拒动等。

运行值班人员在运行监视或巡视检查中，发现上述现象时，应立即分析判断，巡视并查明原因，及时汇报调度，进行处理。

（五）根据表计或监视信息发现异常

变电站的监视仪表，如电压表、电流表、功率表、电能表、频率表等，都是通过电压互感器和电流互感器接入一次系统进行测量的。若表计指示或相应的监控系统显示不正常可能有下列几方面原因：

（1）表计损坏或出现故障。

（2）电压互感器、电流互感器损坏或出现故障。

（3）二次回路故障、断线、接触不良或熔断器熔断。

（4）更换设备后，二次接线错误或倍率变化。

（5）二次负载不均衡或变化较大引起互感器误差增大。

（6）一次设备工作异常等。

运行人员应根据现象，查找原因，分析的方法可用检查判断法、对比分析法等。然后根据检查情况、表计信息、二次信号、异常现象、历史数据、设备参数等进行综合分析判断。

（六）案例——通过声响判断变压器的运行工况

变压器出现异常时，可能是将要发生事故的先兆，内部故障多是由轻微到严重发展的。值班人员应随时对变压器运行的情况进行监视与巡视检查。通过变压器的声音、振动、气味、油色、温度及外部状况等现象的变化，来判断有无异常，以便采取相应的措施。正常变压器的声音，应是均匀的“嗡嗡”声。如果声音不均匀或有其他异常，都属不正常，但不一定都是内部有异常。例如，通过变压器的不正常声响，结合其他因素判断变压器的状态：

（1）变压器内部有较高且沉重的“嗡嗡”声。可能是过负荷运行，由于电流大，铁芯振动力增大引起。可根据变压器负荷情况鉴定，并加强监视。

（2）变压器内部有短时的“哇哇”声。一种可能是电网中发生过电压，如中性点不接地系统，有单相接地故障或铁磁谐振；另一种可能是大型动力设备启动，负荷突然变大，因高次谐波作用产生。可以参考当时有无接地信号，电压、电流表指示情况，有无负荷的摆动来判定。

（3）变压器内部有尖细的“哼哼”声。可能是系统中有铁磁谐振现象，也可能是系统中有一相断线或单相接地故障。若“哼哼”声会忽粗忽细，可参考当时有无接地信号、电压表指示、绝缘监察电压表指示情况进行判断。

（4）变压器内部有“吱吱”或“噼啪”声。可能是内部有放电故障，如铁芯接触不良，分接开关接触不良，内部引线对外壳放电等。

变压器运行中的异常声音较复杂，检查时要注意观察电压、电流表指示变化，保护、信号装置动作是否同时发生。必要时取油样做色谱分析，检测内部有无过热、局部放电等潜伏性故障。

变压器的正常运行及巡视

任务实施

对照变电站各主要设备配置和技术规范，在仿真机上对仿真变电站进行运行监控。

（1）对仿真变电站主变压器进行运行监控。

（2）对断路器进行运行监控。

（3）对隔离开关进行运行监视。

（4）对电压互感器、电流互感器进行运行监视。