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1、精选优质文档-倾情为你奉上福建电网变电站直流电源系统运行规定调继 号 为进一步规范变电站直流电源系统的投运验收、 日 常运行维护管理， 省调控中心组织修订福建电网变电站直流电源系统运行规定原福建电力调度控制中心关于印发福建电网变电站（智能）一体化电源系统运行规定（试行）的通知（ 调继 号） 作废。国网福建电力调度控制中心年 月 日1. 总则本规定明确福建电网变电站直流电源系统的运行维护、负荷接入、倒闸操作、异常及故障处理等要求。本规定适用于福建电网变电站直流电源系统的日常运行维护。各生产单位应根据本规定制定变电站现场运行规程。2. 直流电源系统变电站直流电源系统包括充电装置、蓄电池组等常规直流
2、电源设备和逆变电源、DC/DC通信电源设备（见图1），其中逆变电源的直流输入侧接入直流母线，对重要交流负荷供电； 220kV及以下变电站DC/DC通信电源不单独设置蓄电池及充电装置，采用DC/DC电源模块接于直流母线。直流电源系统与站用交流电源系统的分界点在直流充电机屏的充电装置交流输入空开，与各类负荷的分界点在各电源屏的馈线输出空开。（上述空开属于直流电源系统范围）。图1变电站直流电源系统示意图3. 直流电源系统运行要求3.1蓄电池组3.1.1例行巡视检查项目（1）检查蓄电池组运行环境：蓄电池室通风、照明完好，温度不超35；蓄电池室装设空调且空调运行正常；通风口装设网栅（防小动物方面，直流系
3、统屏、保护屏等二次屏柜内最好增加放置防小动物粘板，对蟑螂、蜈蚣等有很好防护效果，防止端子排等间隙较小的地方因小动物短路。）；蓄电池室窗帘已拉下防止阳光直射。进入蓄电池室前，必须开启通风。（2）检查蓄电池组的端电压、浮充电流正常。（3）检查蓄电池无鼓肚、裂纹或泄漏，极柱与安全阀周围无酸雾逸出；蓄电池编号及极性标志正确且清晰。（4）检查蓄电池组连接条无明显变形或损坏，（连接螺丝是否紧因，可观察弹簧片是否松动间接判断），电缆号牌及号头标志清晰准确；蓄电池柜（蓄电池架）可靠接地。3.1.2定期轮换试验及检测项目（1）每月测试一次单体蓄电池电压。蓄电池巡检仪等在线监测装置接线完整、功能正常，每月核查一次
4、监测装置的电池电压数据，对数据进行检查、确认拍照，照片标注日期后保存。电压监测数据异常的，应人工实测电池电压检查确认。蓄电池在线监测装置未配置或存在未消除缺陷的，每月人工测量一次单体蓄电池电压，并做好记录（精确到mV级）。蓄电池浮充电压允许偏差值如表1所列。表1 浮充运行电压偏差值标称电压（V）允许偏差值（V）20.05120.30（即2.250.05，13.50.30V, 但哈尔滨光宇是2.230.05V如湖头变、安溪变。）（2）每年测试一次蓄电池内阻。已投运蓄电池组的内阻测试不得与蓄电池组核对性充放电试验同时进行，宜与核对性充放电试验相隔3个月及以上。（充放电过程会影响内阻值，另外核对容量
5、的充放电实验本身是对蓄电池组进行最可靠的一种检查。如果非要进行测试不可需在充放电实验开始前或结束并充电24小时后进行内阻测试）（3）定期蓄电池核对性充放电试验。新安装蓄电池组应进行全容量核对性充放电试验，容量达到100%；以后每两年进行一次核对性充放电试验，运行四年后每年进行一次核对性充放电试验，容量需达到80%及以上。单体蓄电池活化失败（容量低于80%），则该只电池必须退出或更换。应根据运行的蓄电池只数，重新计算并调整直流监控装置的运行参数（整组充电浮充、均充电压、电池个数，监测个数等）。（4）蓄电池组红外检测。蓄电池组（包括电池壳体、极柱、连接条及相关二次接线等）红外测温温度超过35以上时
6、应重点检查。红外检测的周期按照变电站运维管理规定执行。3.2充电装置3.2.1例行巡视检查项目（1）检查直流监控装置无异常指示，合（控）母电压、电流、蓄电池电压、电流、浮/均充状态等参数正常，装置对时准确。（正常运行中直流母线电压应为直流系统标称电压的105%。即220*1.05=231V，为与2V蓄电池个数及浮充电压2.25*104=234V配合，正常整定为234V。但仍需结合现场直流监控系统长期运行后输出控制的偏离值做相应调整修正）（2）检查各充电模块电压、电流正常，各模块输出电流均衡。（模块均流不平衡度应不大于5%）（3）检查充电屏后交流、直流断路器均在正确位置。（4）检查充电装置通风散
7、热情况。散热条件不良的屏柜应采取散热措施，必要时对屏柜前后门进行通风散热改造。3.2.2定期轮换试验及检测项目（1）每季度一次充电装置交流输入切换试验。（2）每半年一次备用充电装置的启动试验。（3）充电装置红外检测。红外检测充电装置（包括高频开关模块、直流监控装置、切换装置及相关附属元件、二次回路），高频开关模块测温超过55以上、其他设备测温超过平均温度10以上时应重点检查。红外检测的周期按照变电站运维管理规定执行。3.3绝缘监察装置3.3.1例行巡视检查项目（1）检查直流母线电压、对地电压正常。（2）检查绝缘监察装置无故障信息或异常指示，直流电源绝缘状况良好，对地电阻正常，装置对时准确。（不
8、应小于25K欧）（3）检查外置平衡桥电阻已做明显标识，各馈线传感器和采集盒接线无脱落。3.4直流馈线网络和附属元件3.4.1变电站应有直流配置图，包含各级直流馈线网络，注明各级直流断路器的型号及容量等。3.4.2正常方式下禁止直流馈线环网运行。对正常不运行但可能造成环网运行的直流断路器（刀闸）应在安装处贴有操作标识，防止误合闸。3.4.3例行巡视检查项目（1）检查直流电源运行方式，重点核查各馈线断路器工作位置符合运行方式要求。（2）检查馈线屏指示灯指示正常，辅助元器件（如接触器、继电器等）工作正常，无异常信号和异常声响。（3）检查各屏柜仪表的检验合格证在有效期内。（4）检查直流电源设备标识清晰
9、准确，标识无脱落。3.4.4定期检测项目（1）每年校核一次直流电源配置图，重点核查直流断路器的级差配合和负荷设备分布。（2）直流网络（包括绝缘监察装置）及附属设备红外检测，测温超过平均温度10以上应重点检查。红外检测的周期按照变电站运维管理规定执行。3.5蓄电池在线监测装置3.5.1例行巡视检查项目（1）检查蓄电池巡检仪等在线监测装置无异常指示，蓄电池组电压、电流以及各电池电压（内阻）显示正常，装置对时准确。（2）检查蓄电池在线监测装置到各蓄电池的接线规范整齐，防短路熔断器装设可靠。3.6逆变电源3.6.1变电站双套逆变电源配置时应采用分列运行方式，不得采用主从运行方式，见图2。两台装置输出交
10、流母线为单母线分段，母联开关为手动切换。图2逆变电源接线示意图3.6.2 变电站应有逆变电源配置图，包含交流负荷设备分布。3.6.3正常运行时逆变电源的交流输入电源的断路器应断开，只采用直流输入进行逆变供电。（QF6断开，QF7合上）3.6.4正常运行时逆变电源的静态开关QF8（自动切换开关）、手动维修旁路开关QF9对应的交流输入断路器QF11均断开，母联开关应处断开位置。3.6.5逆变电源按照上述规定的运行方式正常运行时，不应有告警信号。（福建地区与其它省规程不同，有些外省厂家无法做到这一点。）3.6.6逆变电源倒闸操作及事故处理时应避免不同源交流或两段交流母线的非同期并列，造成逆变电源装置
11、损坏。3.6.7例行巡视检查项目（1）检查逆变电源运行方式正确，输出电压正常，无异常现象。（2）检查逆变电源柜设备标识清晰，无脱落。（3）检查逆变电源柜通风正常，进出风口无积尘。3.6.8定期轮换试验及检测项目（1）每年校核一次逆变电源配置图。（2）开展逆变电源红外检测。红外检测的周期按照变电站运维管理规定执行。3.6.9逆变电源工作的注意事项：（1）逆变电源应定期清洁保养，保证通风正常。（2）逆变电源两次开机间隔一般应在1分钟以上，避免烧坏装置内部元件。（3）不能带负荷启动逆变电源。开启时应先启动逆变电源，待稳定后再合上负荷设备开关，避免启动时大电流冲击。3.7 DC/DC通信电源3.7.1
12、变电站应具备完整的DC/DC通信电源配置图（含通信馈线（屏）断路器配置、通信负荷分布及通信负荷断路器配置等）。DC/DC通信电源配置图由变电运维部门牵头维护，其中的通信负荷分布及通信负荷断路器配置图由通信专业维护。（注释：如1路通信电源要带哪些设备，要选多少安的空开由通信专业决定。通信专业口明确后，配置图再由运维站牵头维护）3.7.2例行巡视检查项目（1）检查DC/DC通信电源监控装置输入电压、输出电压、电流、48V直流母线电压正常，表计指示正确，装置对时准确。（2）检查DC/DC通信电源屏进线、馈线各支路的运行监视信号完好，开关位置正确。（3）检查DC/DC通信电源屏设备标识清晰，无脱落。（
13、4）检查DC/DC通信电源屏设备无异常噪声。3.7.3定期轮换试验及检测项目（1）每年校核一次DC/DC通信电源配置图。（2）开展DC/DC通信电源红外检测。红外检测的周期按照变电站运维管理规定执行。3.7.4站用交流停电造成全站负荷由蓄电池组供电时，变电运维部门应及时通知通信专业，并采取措施保障通信负荷供电。（如注意观察此时直流系统全部负荷情况，结合蓄电池组容量*0.8除以电流值，预估蓄电池供电时间。时间如果太短，则考虑关掉不必要的负荷，如双网中的备用设备但应注意取得通信专业同意后。以保正重要负荷可靠长时间供电。）4. 供电负荷接入4.1负荷接入要求4.1.1允许接入DC220/110V直流
14、电源的负荷：继电保护、安全自动装置、综自系统（含远动机、通讯网关机、站控层交换机等）、调度数据网设备（路由器、纵向加密装置）、电量采集系统、操作机构直流电机、逆变电源装置、DC/DC通信电源等。严禁直接接入DC220/110V直流电源的负荷：安消防报警系统、图像监控系统、门禁系统、开关柜带电显示器、状态指示器电源、非生产用设备以及其他未经专业部门审核的设备。4.1.2允许接入逆变电源的负荷：综自系统、调度数据网设备、电量采集系统、故障信息系统、五防系统、录音系统、安消防报警系统、图像监控系统和排油注氮装置主机等。严禁接入逆变电源的负荷：排油注氮装置除主机外的设备，办公（或生活）用传真机、复印机
15、、打印机、电脑、充电器、热水器等设备，机房用电风扇、空调以及其他未经专业部门审核的设备。4.1.3 DC/DC通信电源供电负荷：光端机、微波机、载波机、PCM设备、程控交换机、数据通信网设备、保护通道接口装置等，各类负荷未经通信专业同意不得接入通信电源。4.1.4双重化配置的各类负荷设备应分布在不同段电源上，严格与直流、逆变电源、DC/DC通信电源的分段一一对应，禁止任意两套电源交叉供电。（站内只有1段直流母线情况除外）4.1.5直流、逆变电源、DC/DC通信电源两套配置时，负荷应均衡分配在两套电源上。4.1.6 正常方式下负荷侧供电网禁止环路运行。4.1.7各类隔离开关电动操动机构电机和断路
16、器储能机构电机应尽可能采用交流供电，减轻站内直流负荷及简化直流供电网络。4.1.8保护、控制、合并单元、智能终端的直流网络分布应满足：（1）110kV及以上的保护、控制、合并单元、智能终端电源应由直流馈电屏直接馈出。（2）35kV及以下的保护、控制、合并单元、智能终端宜由直流分电屏直接馈出；35kV及以下设备保护测控采用组屏设计的，每屏的保护、控制由馈线屏独立供电，同屏内多间隔可并接供电，不采用直流小母线供电。（采购屏内标准端子排短接方式更可靠，更不易发生短路等情况）（3）35（10）kV开关柜布置的设备，每段母线采用辐射供电方式，即在每段母线柜顶可设置1组直流小母线，每组直流小母线由1路直流
17、馈线供电，柜内配电装置由柜顶直流小母线供电。（4）双跳圈配置的控制电源应取自不同段直流电源。（5）对于跳闸采用“一对一”的设备，保护装置电源与对应控制电源、合并单元电源、智能终端电源应取自同一段直流电源。对于失灵启动采用“单对单”的设备，启动失灵的保护装置与母差失灵保护的电源应取自同一段直流电源。（6）对于110kV及以下设备，同间隔的保护装置电源、控制电源、智能终端、合并单元电源应取自同一段直流电源。4.1.9逆变电源负荷增容时应校核全站逆变电源供电的总负荷不超过单台逆变电源额定容量的60%；直流负荷增容时应校核全站直流负荷不超过单套充电装置N-1个充电模块的容量之和；DC/DC通信电源负荷
18、增容时应校核全站通信负荷不超过单套DC/DC电源N-1个模块的容量之和。（N为运行模块数量，如4个模块每个10A，则不应超过30A。校核全站直流负荷时应注意蓄电池处于恒流均充时的负荷值）4.1.10 双供电接口的负荷设备接入（1）负荷设备的双供电接口内部应采取隔离措施，双供电接口间不能有220V/110V电联系。（2）对于双直流或双交流供电接口的自动化、通信负荷设备，在具备两段电源时应采用不同段供电。（3）具备直流/交流供电接口的负荷设备应采用单一电源类型供电方式，不允许同时接入直流电源和交流电源，并优先采用直流电源供电。4.1.11负荷设备所在的屏柜应配置端子排及空气断路器，不得采用插座或插
19、排进行电源接入，电源接入线应有标识；双电源接入的端子应远离分开。4.2供电负荷接入管理4.2.1负荷接入（含接入变更）直流电源系统时应具备负荷接入/变更申请单（含示意图），说明负荷及电源接入点位置、断路器上下级配合等，申请单格式见附录A。4.2.2负荷接入直流电源或逆变电源时应经变电运维部门和直流专业审核确认，具体工作流程：（1）工程施工前，施工单位编制负荷接入/变更申请单（含示意图），将申请单提交给运维站（申请单可列为施工方案的附件）；（2）运维站和直流专责分别审核负荷接入/变更申请单并签名确认，将申请单返还给施工单位；（3）施工单位进行负荷接入（接火）时，业主单位应有监督负责人在现场监督；
20、负荷接入时应经绝缘测试合格；（4）负荷接入完成后，施工单位向运维站进行交底，提交已执行的负荷接入/变更申请单（含示意图）；运维站完成现场标识工作；（5）运维站在负荷接入完成的5个工作日内重新修订变电站直流或逆变电源配置图。4.2.3负荷接入DC/DC通信电源（涉及直流电源系统分界面）时，应经通信运维部门、变电运维部门和直流专业审核确认，具体工作流程：（1）工程施工前，施工单位编制负荷接入/变更申请单（含示意图），将申请单提交给通信运维部门（申请单可列为施工方案的附件）；（2）通信运维部门、运维站和直流专责分别审核负荷接入/变更申请单并签名确认，将申请单返还给施工单位；（3）施工单位进行负荷接入
21、（接火）时，业主单位应有监督负责人在现场监督；负荷接入时应经绝缘测试合格；（4）负荷接入完成后，施工单位向通信运维部门进行交底，提交已执行的负荷接入申请单（含示意图）；通信运维部门完成现场标识工作；（5）通信运维部门在负荷接入完成的5个工作日内重新修订变电站DC/DC通信电源配置图，提交运维站，经双方确认。（6）根据DC/DC通信电源配置图核对断路器上下级差配合，其中通信电源馈线（屏）断路器与馈线对端的负荷断路器之间的级差配合由变电运维部门和通信专业共同核对。通信电源馈线（屏）断路器与进线断路器的级差配合由变电运维部门负责，通信负荷内部的断路器级差配合由通信专业负责。4.2.4 负荷内部增（减
22、）容时，如果不需要变动直流电源系统接线或断路器，应向变电运维部门提供负荷配置示意图并经变电运维部门确认；通信负荷还需向通信运维部门提供负荷配置示意图并经通信运维部门确认。负荷增（减）容或负荷退役时变动直流电源系统接线或断路器，应执行负荷接入/变更申请单的审核确认流程。5. 直流电源系统倒闸操作5.1直流电源系统倒闸操作等同于站内一、二次电气设备操作管理，应执行操作票或运维作业卡。（把相应空开写在操作票内）5.2 变电站现场运行规程中应包含直流源系统倒闸操作顺序及注意事项等内容，倒闸操作过程中必须保证用电负荷的安全可靠供电。典型试验轮换及倒闸操作顺序要点见附录B。5.3 在倒闸操作过程中，应监视
23、设备工作正常，表计显示正确，无故障信号及告警信号，如出现异常应停止操作，待查明原因后方可继续操作。5.4 在倒闸操作过程中，应注意供电网络的开关投/退状态。5.5 任一段直流母线出现运行电压异常，进行并列切换操作前，应先隔离故障设备再并列。（建议任何操作前先检查确认一下直流系统重要参数、指示灯等是否正常，特别是与直流系统有关的操作、容量试验、接线等）5.6直流电源正常运行方式切换时，严禁脱离蓄电池组运行。5.7直流电源并列前，应检查两段直流母线电压差不超过2V。5.8两段直流均发生失地时，禁止进行两段直流的并列操作。5.9充电装置检修结束恢复正常运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。5.10
24、不同逆变电源供电的两段交流母线严禁非同期并列。6. 直流电源系统异常及故障处理6.1充电装置异常及故障处理6.1.1充电装置两路交流输入失压可能故障原因：两条交流电源电缆或配电盘同时短路、开路或缺相；某高频开关模块或ATS内部交流回路短路或元件故障，两路交流输入断路器均跳开。或由此导致一路交流输入故障，另一路交流输入无法自动切换；处理原则：（1）对于“双充双蓄”或“三充双蓄”配置的变电站，隔离故障充电装置，通过母联并列或充电装置切换转移直流负荷，再进行故障设备的处理。（2）对于“单充单蓄”配置的变电站，如果是某个模块故障引起，隔离故障模块，恢复其他设备正常运行。其他故障情况等待移动充电装置接入
25、，接入之前避免不必要的直流电源消耗。（观察每块充电模块接口是否有烧蛛丝马迹6.1.2充电装置两个及以上高频开关模块故障可能故障原因：充电装置交流输入电压过高；模块家族性缺陷或元器件老化等。处理原则：（1）如果仍在运行的高频开关模块容量满足正常负荷和蓄电池充电电流要求，则按缺陷流程通知维护人员处理。（应考试正常设备负荷及蓄电池恒流均充时的情况出现。如200AH蓄电池组的直流系统，正常负荷8A,有2块柜块故障。此时有两块模块运行，仍可供2*10A。但如果蓄电池组之前有放过电或正好以20A进行充电侧充电模块容量不够。长时间运行影响可靠性，无法对蓄电池组进行恒流均充，影响蓄电池组充电及寿命等）（2）如
26、果无法满足上述要求，对于“双充双蓄”或“三充双蓄”配置的变电站，隔离异常充电装置，通过母联并列或充电装置切换转移直流负荷，再进行故障设备的处理；对于“单充单蓄”配置的变电站，将充电装置均充自动控制功能退出，当运行模块小于2个时，优先考虑接入同型号模块或将移动充电装置做应急投入准备。6.1.3直流监控装置故障可能故障原因：工作电源接线短路或开路；元器件故障或老化等处理原则：监控装置故障影响直流电源的正常监控。（1）对于“双充双蓄”或“三充双蓄”配置的变电站，隔离对应的充电装置，通过母联并列或充电装置切换转移直流负荷，再进行故障设备的处理。（2）对于“单充单蓄”配置的变电站，无备品情况下接入移动充
27、电装置（包括告警信号），再进行故障设备的处理。（现场注意观察各模块输出电压变化，各输出是否平衡。）6.1.4直流监控装置与总监控或一体化平台通讯中断可能故障原因：交换机故障；网络线松动；监控装置死机；监控装置通讯模块故障等。处理原则：影响远方监控功能，应立即消缺，否则安排人员到站值班，缩短巡视周期。6.2蓄电池异常及故障处理6.2.1单体蓄电池壳体变形可能故障原因：充电电流过大、充电电压过高、温升超标、安全阀动作失灵等造成内部压力升高；蓄电池老化故障等。处理原则：检查充电装置输出参数和蓄电池室环境温度；对异常电池退出或更换。6.2.2单体蓄电池爬酸可能故障原因：运行环境温升超标；蓄电池老化故障
28、等。处理原则：检查蓄电池室环境温度，对异常电池采用干净的布清理并涂上凡士林。如无法恢复，通过电池活化或核对性充放电试验检查容量情况，对异常电池退出或更换。6.2.3单体蓄电池电压低于2V以下（针对2V阀控式蓄电池）可能故障原因：电池长期过充或欠充；蓄电池老化故障等；产品质量问题。处理原则：立即安排电池活化试验，对异常电池退出或更换。6.2.4单体蓄电池内阻异常可能故障原因：运行环境温升超标；电池长期过充或欠充；蓄电池老化故障等；产品质量问题。处理原则：（1）当单体内阻开路或超过100%均值，立即对单体电池活化试验，异常电池应退出或更换；（2）内阻数据异常的只数超过总数6%，需安排整组电池核对性
29、充放电试验，对容量不合格的电池应退出或更换。6.2.5单体蓄电池容量低于80%可能故障原因：运行环境温升超标；电池长期过充或欠充；蓄电池老化故障等；产品质量问题。处理原则：（1）立即退出容量低于50%以下的电池，当退出后运行电池少于100只时，应考虑转移负荷或接入备用蓄电池组运行，同时安排整组更换。（2）容量低于80%以下的电池，应及时对异常电池退出或更换。当一组电池中合格电池数量少于100只时，应安排整组更换。6.3直流绝缘异常及故障处理6.3.1绝缘监察装置故障可能故障原因：工作电源接线短路或开路；元器件故障或老化等处理原则：（1）对于“双充双蓄”或“三充双蓄”配置的变电站，分馈线屏绝缘监
30、察装置故障不影响母线对地绝缘检测，可直接退出故障装置处理。如主、分馈线屏监察装置是主从配置，主馈线屏监察装置故障影响整段直流母线绝缘监测，此时应母联并列转移直流负荷，再退出故障设备处理。（2）对于“单充单蓄”配置的变电站，无备品情况下可接入移动监察装置（包括告警信号），再进行故障设备的处理。无备品或移动设备时，应恢复有人值班，定时测试直流系统对地电压情况。6.3.2绝缘监察装置与总监控或一体化平台通讯中断可能故障原因：网络线松动；监察装置死机；监察装置通讯模块故障等。处理原则：影响远方监控功能，应立即消缺，否则安排人员到站值班，缩短巡视周期。6.3.3单段直流失地可能故障原因：二次设备故障导致
31、直流绝缘下降；二次回路绝缘下降导致（控缆老旧、破损、端子箱等二次端子排潮湿、小动物引起不完全失地等）；存在交流窜入直流；直流电源设备本体存在绝缘下降；现场检修维护人员操作不当造成直流失地等。 处理原则：（1）排查是否为装置误报或交流窜入直接电源。（用万用表DC测量对地点压，用交流档测量对地电压判断）（2）如果装置可报出具体接地支路，采取措施后拉路查找定位。（3）如果装置无法选线，适当提高装置绝缘电阻定值或利用接地查找仪或“拉路法”进行查找。（开始操作前应告之前并取得调度人员同意。查看有无新开启、有无漏水淋雨设备，对有怀疑的设备系统应重点检查，站内二次回路、或有设备有检修作业应立即停止。先拉信号
32、、照明、从次要负荷到重要负荷，先室外后室内、切断时间不得超过3秒，不论回路接地是否均应合上。注意应两人进行，一人操作一人监护，拉到保护、控制回路时最好应采取断出口压板等防误动措施。）6.3.4两段直流失地可能故障原因：两段直流系统非正常联络发生单段直流母线失地；两段直流异极性环路造成两段直流同时异极性失地；两段直流系统同时发生失地。处理原则：（1）两段系统发生同极性失地，对地电压数据相近时，优先检查两段直流母联开关、环路供电支路联络开关是否处于误合状态；（2）对地电压数据相差较多时，应考虑支路回路存在环路，优先检查接地支路，处理同6.2.4.1。（3）两段直流系统发生异极性失地，若两段直流正极
33、或负极对地电压接近于0V，则说明在环路在电源源头，否则可能在负荷支路，无法定位时采取拉路法查找。6.4逆变电源异常及故障处理6.4.1逆变电源装置无输出可能故障原因：直流输入跳开或电压消失；逆变电源装置故障或过载等。处理原则：（1）断开逆变电源交流输出断路器，将直流输入断路器试合一次，试合成功则操作恢复负荷供电，若直流输入断路器跳开，不允许再次合闸。（2）单套逆变电源配置，手动合上旁路断路器，采用旁路方式恢复负荷供电。（3）双套逆变电源配置，在确认故障点并隔离后采用母联开关恢复供电，如无法确认故障点，可用旁路断路器试送正常后，再断开旁路断路器，改由母联开关供电。6.5 DC/DC通信电源异常及
34、故障处理6.5.1单个模块故障可能故障原因：模块元器件老化等。处理原则：核对负荷情况，隔离故障模块，告知通信专业人员。如果运行模块低于2块，做好DC/DC模块再故障的应急处置。6.5.2全部模块故障可能故障原因：直流母线电压消失或过高；直流断路器损坏或接线松断；模块元器件老化等。处理原则：告知通信专业人员。如果造成保护通道中断，应及时汇报调度部门退出相关影响的保护；断开输出断路器，将直流输入断路器试合一次，若跳开，不允许再次合闸。若合上正常，则操作至恢复供电；无法恢复时，应将备用DC/DC电源模块接入，或配合通信专业有序转移负荷，采取48V母线并列，恢复负荷供电。附录A 负荷接入申请单参考格式
35、变电站负荷接入/变更申请单变电站 工程名称负荷1负荷名称如：220kV杨童II路224线路RCS-901A保护负荷接入直流电源、逆变电源或DC/DC电源负荷额定电流接入逆变电源或DC/DC电源时应必填负荷设备空开参数（含厂家）B3DC（3A）/ABB电源系统接入位置#1直流电源屏219Z接入位置空开参数（含厂家）B10DC（10A）/ABB负荷2负荷名称负荷接入负荷额定电流负荷设备空开参数（含厂家）电源系统接入位置接入位置空开参数（含厂家）负荷3施工单位制表 签名制表日期通信运维部门审核签名（根据业务要求）审核日期运维站审核签名审核日期直流专责审核签名审核日期施工单位执行签名负荷接入日期备注：
36、（负荷示意图）附录B 直流电源设备典型试验轮换及倒闸操作顺序B.1直流电源B.1.1正常运行方式直流电源运行示意图#1充电装置交流输入断路器11JK、12JK，输出断路器1QF1在合闸位置，输出双投隔离刀闸1QS1投入至“I段母线”位置。#1蓄电池组总熔丝1FU1、1FU2在投入位置，输出隔离刀闸1QS2在合闸位置，试验放电回路断路器1QF2在分闸位置。#2充电装置与#2蓄电池组类同#1充电装置与#1蓄电池组运行方式。、路母线联络隔离刀闸3QS在分闸位置。B.1.2 #1充电装置、#1蓄电池组由运行状态转停用状态的操作顺序（1）查#2充电装置和、段直流母线运行正常；（2）查、段直流母线电压差不
37、超过2V；（3）合上直流、路母线联络隔离刀闸3QS；（4）将#1充电装置输出双投隔离刀闸1QS1由“直流母”位置切换至“#1蓄电池组”位置；（5）断开#1充电装置输出开关1QF1，查#2充电装置各模块输出电流增加且输出电流均衡；（6）断开#1蓄电池组输出隔离刀闸1QS2；（7）查#2充电装置和、段直流母线运行正常。2.3 #1充电装置、#1蓄电池组由停用状态转运行状态的操作顺序（1）查#1充电装置运行正常；（2）合上#1充电装置输出开关1QF1；（3）查#1充电装置输出电压与、段直流母线电压差不超过2V；（4）合上#1蓄电池组输出隔离刀闸1QS2；（5）查#1充电装置各模块输出电流增加且输出电
38、流均衡，#2充电装置各模块输出电流减少且输出电流均衡；（6）将#1充电装置输出双投隔离刀闸1QS1由“#1蓄电池组”位置切换至“直流母”位置，（7）断开直流、路母线联络隔离刀闸3QS；（8）查#1、#2充电装置和、段直流运行正常。B.2逆变电源B.2.1正常运行方式逆变电源运行示意图交流输入断路器QF1与QF6、旁路交流输入断路器QF12与QF11、旁路断路器QF3与QF8、手动旁路检修断路器QF4与QF9在分闸位置，直流输入断路器QF2与QF7、交流输出断路器QF5与QF10在合闸位置。母联断路器QF在分闸状态。B.2.2 #1逆变电源装置由运行状态转停用状态的操作顺序（1）合上旁路交流输入
39、断路器QF12；（2）合上旁路断路器QF3；（3）断开直流输入断路器QF2；（4）查#1逆变电源静态开关切换正常，所接馈线负荷均正常；（5）合上手动旁路检修断路器QF4；（6）断开交流输出断路器QF5；（7）断开旁路断路器QF3；（8）查#1逆变电源所接馈线负荷均正常。备注：此为逆变电源正常运行转停用的操作。为实现操作过程负荷不停电，应先切换到静态开关供电，再切换至手动旁路开关供电。B.3 DC/DC通信电源B.3.1正常运行方式DC/DC通信电源示意图直流输入断路器1XDK与2XDK、直流输出断路器1JDK与2JDK在合闸位置，48V、段母联XMK在分闸位置。B.3.2 #1直流变换装置由运行状态转停用状态的操作顺序（1）查#2直流变换装置工作正常，直流48V、段母线电压正常，各馈线输出正常，监控系统无异常信息；（2）查直流48V、段母线电压极性一致，且电压相近，合上直流48V、段母联断路器XMK；（3）断开#1直流变换装置直流输出断路器1JDK；（4）断开#1直流变换装置直流输入断路器1XDK；（5）查#2直流变换装置工作正常，直流48V、段母线电压正常，各馈线输出正常，监控系统无异常信息。专心-专注-专业