第一篇：青岛电网变电站功率因数合格率
青岛电网变电站功率因数合格率
指标分析会会议
2009年6月12日上午，在29楼调度处会议室召开了由各县（市）公司分管领导和调度主任、部分地方电厂值长参加的青岛电网220kV变电站功率因数分析会。公司梁国元副总工程师出席了会议，并做了重要指示，调度处刘远龙副处长主持会议。与会单位有：农电处、平度供电公司、胶州供电公司、即墨供电公司、莱西供电公司、胶南供电公司、部分地方电厂。
会议的主要内容为，总结和回顾2009年青岛电网220kV变电站高压侧功率因数合格率指标完成情况，分析并进一步查找影响指标先进性的因素，提出了下一步的重点工作；地市公司和各县（市）公司在无功电压管理方面和技术方面进行了经验交流，力求 2009年青岛电网地、县（市）两级无功电压管理工作更进一步。
地市公司专业技术人员和各单位先后进行了发言，主要发言内容如下：
一、调度处
根据集团调运【2008】8号关于下发《山东电网220kV主变高压侧功率因数管理办法（试行）》的通知要求，“地区月度功率因数合格率合格标准为95%，每低于合格率标准10个百分点，扣该供电公司1分”。2009年3--5月份，青岛地区月度功率因数合格率分别完成87.37%、90.44%和90.89%，全省排名分别为第11、第10和第8，指标值和排名均在逐步提升。
存在的主要问题
1、部分市区220kV变电站电缆线路过多、过长，充电无功功率大量倒送，造成部分变电站功率因数合格率较低。如前湾、海河、午山等变电站110kV电缆线路过长而负荷较轻；夜间负荷低谷时段功率因数高于0.98，无功甚至倒送到主变高压测，全站合格率极低。
2、部分变电站负荷高峰时段电压高于232kV时，存在因功率因数高于0.98而产生的不合格点。
3、用户电容器投切管理不够，影响系统功率因数合格率水平。用户的功率因数考核由于采用平均功率因数的考核办法，为了拉高平均功率因数，这部分电容器存在着低谷时不切除的情况。导致部分变电站负荷低谷时段功率因数高于0.98而不合格。
4、多数县（市）公司无功潮流控制和电压调整缺乏科学手段，电容器的投切完全靠人工完成，控制水平受制于调度值班人员的业务素质和责任心，不能兼顾到整个系统，科学性和及时性得不到很好保证。
下一步工作重点
1、各公司继续加强110kV和35kV变电站电容器投切管理。在保证电压的情况下，负荷低谷时段（22：00—次日8：00）尽可能切除下级变电站所有电容器；在负荷高峰时段，尽可能的投入下级变电站电容器。但是，当220kV母线电压超出232kV时，要控制电容器的投入容量，确保功率因数不高于0.98。
2、各趸售区220kV变电站加强本站电容器投切管理和功率因数实时监控，充分利用当地监控自动化系统，通过语音告警、画面闪烁等手段及时发现不合格和采取积极措施解决问题。
3、加强用户无功电压管理。一是要开展对用户无功补偿装置配置情况、运行现状的调查，摸清当前用户无功补偿情况，加强用户无功补偿设备检查和监督，提高用户无功补偿设备利用率。二是加大功率因数考核力度，严格杜绝大用户在负荷低谷时段往网上倒送无功现象。
4、推广应用区域电网无功电压优化集中控制新技术
网络无功电压优化集中控制技术可实现区域电网无功潮流合理和电压的自动控制，确保和提升电压和功率因数合格率，进一步降低网络损耗。目前，该技术已经在省、地两级供电系统得到了非常广泛的应用，技术已经极为成熟。
最后，调度处对网络无功电压优化集中控制系统技术和再青岛电网的应用情况进行了介绍。
二、平度供电公司
平度公司进行了无功电压管理方面经验交流，介绍了220kV西林站功率因数合格率由2008年50%左右上升到2009年5月份95%以上的经验。
平度公司特别在制度建设方面、主网变压器全部实现有载调压以及公司加大技术改造电容器实现分组投切力度方面工作突出。
三、胶州供电公司
胶州公司介绍了本地区无功配置情况和调压手段情况，基本通过变电站VQC实现了自动调压。另外交流了在提高220kV变电站功率因数方面的宝贵经验，充分利用调度自动化系统的统计功能，每天生成合格率报表，便于发现问题和解决问题。
四、即墨供电公司
即墨公司提出了因为华威风电无功配置不足，高峰时刻吃系统无功问题，即墨站本站的无功配置偏低，仅占主变容量的8%，存在高峰时段功率因数低于0.92造成的不合格点。即墨公司力争在负荷高峰时段尽可能投入即墨站下级变电站的电容器。
五、莱西供电公司
莱西公司重点分析了影响220kV变电站功率因数合格率的主要因素，提出了下一步的工作重点。另外讨论了莱西站中、低压侧电压偏高问题，该站因缺乏调节手段电压长期超上限运行。梁总指示：该我们系统处理的问题，我们一定会想办法解决。为用户提供优质的电能是我们份内的工作。
六、胶南供电公司
胶南公司介绍了本公司在控制无功潮流、实现无功分层分区平衡方面所作的工作，分析了近3个月来辖区内的2座220kV变电站功率因数合格率的变化情况，查找了原因并制定了改善措施。针对董家站35kV侧因空母线不宜电容器投运的现状，制定了在负荷高峰时段下级变电站尽可能投入电容器的措施。
各单位汇报结束后，刘远龙副处长进行了点评并对即将到来的迎峰度夏提出了工作要求：一是严格调度汇报制度，出现重大事故，一定要及时汇报。二是面对紧急事故拉路状况，必须严格执行事故拉路顺序。
农电处胡久清专工对县公司的相关工作也做出了重要指示。最后梁国元副总工程师作了总结讲话，对前段时间各县公司的在确保220kV变电站功率因数合格率方面所做的工作进行了肯定，进一步强调了推广应用无功电压集中控制技术、确保为用户提供优质电能的重要性，并希望各县公司继续发扬优良的作风，在2009年保电量工作方面给与足够的重视和做出百分的努力。
5月网供电量、地区负荷分析
一、网供电量、负荷情况：
5月份网供电量完成165633.18万KWH，比去年同期174086.11万减少8453万KWH，增长幅度-4.86%。日均网供电量5343万KWH,比去年同期5615万KWH 减少272万KWH。县市电量65861.86万KWH，比去年同期增长-6.84%，到目前为止，全年网供电量844594.93万KWH，比去年同期增长-5.99%。
5月份电网平均高荷2816MW，比去年同期2911MW减少95MW，平均低荷1780MW，比去年同期1924MW减少144MW，5月份供电平均负荷率是83.88%。
分析：5月份网供电量增长与去年同期相比大幅减小（去年同期增幅10.58％）。主要减少原因：经济危机造成企业开工不足，主要是矿业、化肥工业负荷，其次是天气旱情较轻，再就是端午节。（如考虑去年5月份出现供需矛盾损失电量约2150万KWH，本月同期下降还要增加一个多百分点。）
二、6月份电网负荷、网供电量预测：
6月份天气温度上升，农业灌溉、空调降温负荷将是主要增长点，预计地区最高荷将达到3300MW左右。6月上半月平均日网供电量可达5400万KWH左右,下半月可达5500万KWH左右，全月网供电量可达到163600万KWH左右，比去年同期增长-4.7%左右。
三、5月份计划检修工作执行情况
本月计划检修工作88项，下雨影响撤销1项，其余全部按照计划执行。
四、5月份线路运行分析
新出10KV线路2条、35KV线路1条。由于本月天气状况较好，设备故障、异常有所较少，本月线路故障跳闸重合失败5条次、跳闸重合成功8次、线路接地9次、线路临修停电17次,主要工作处理故障、异常。
调 度 处
2009.6.1
第二篇：提高农村电网电压合格率创建农村电气化县
提高农村电网电压合格率创建农村电气化县
周保然江苏省洪泽县供电局（223100）
我局从1991年开始，按照部颁《农村电气化标准》进行农村电气化县创建活动，根据要求，我们在6座变电所二次母线和高、低压用户按A、B、C分类安装了15只电压监测表，经监测统计，当时全县电压合格率只有70%。针对这个情况，我们组织了电压质量攻关小组，分析原因，找出问题的症结。经调查，我县电压合格率低的主要原因是：
一、农村电网规划不合理。由于过去农网建设缺乏统一的长远规划，变电所布点偏离负荷中心，供电线路走向个合理，导线截面细，配电线路迂回供电多。配变供电半径长，从而造成用户电压偏低。
二、电网供电电压波动大。供给我县110kV变电所的一次电压一般达不到国家标准，加之变电所均没有有载调压手段，在实施电压调整时，都根据季节预测供电负荷，调整变压器抽头来改善电压质量，往往是预测负荷与实际负荷不符，导致电压误差较大。
三、用户负荷不稳定。农村用户用电的特点一般是；白天轻负荷，灯峰超负荷，夜间没负荷。特别在农排农灌用电高峰期，夜间过电压不稳定现象常常出现。
四、思想不重视，认识不足。过去，我局有些同志认为目前电力紧张，缺电严重，拉闸限电现象十分普遍，连供电部不正常，还谈什么电压合格率。因此，从主观上放松了电压质量的管理。
针对上述问题，我们采取了如下措施：
首先领导重视，明确分工。为了保证提高电压合格率工作有组织地进行，我局成立了以局长为组长的电压质量攻关小组，制定和完善了电压质量考核目标及规章制度，明确了生技、用电和农电总站所辖范围内的管理要求和责任，各变电所、乡镇电管站和用电阻、农电总站都明确专人负责汇总分析，以便及时调整，纠正电压质量不合格的问题，同时把电压合格率与各部门经济挂起钩来，从而加强了电压质量管理的考核力度，增强了职工电能质量的意识。
其次舍得投资，积极整改。我县是江苏省13个财政倒挂县之一，为了提高电压质量，我们在上级主管部门和地方政府的大力支持下，在全县掀起了提高电压质量的整改热潮。一是落实调压措施。我们先后投资120万元将两座110kV变电所的主变中性点安装了有载调压装置，并结合35kV变电所的完善化改造，再投资200万元，将两座距110kV变电所较远的岔河、赵集变电所主变换成了有载调压变，并及时制定了有载调压装置的运行规定。从而有效地解决了电网电压波动较大的矛盾。二是制定合理的农网规划，调整电网不合理的走向及变电所布
点问题。仅去年，我们就结合“八五”规划和全县供电负荷中心的实际，采取自筹资金的办法，新建了两座35kV变电所，解决了变电所布局不合理的状况。同时我们还根据乡村经济的发展和用电量的增长，及时调整变电所的变压器容量，为保证供电的可靠性，我们对每座35kV变电所均安装了2#主变，作为1#主变的备用。各乡镇电管站积极组织人员对全县农村633台配电变压器进行负荷预测，对负载不平衡的变压器，我们都及时进行了更换和调整。三是延伸10kV线路供电距离，缩短380V及220V线路供电距离，调整供电区域。根据ΔU=IR/Ve原理，我们改380V线路为10kV线路供电，从而减少ΔU的损失。对全县低压线路供电半径较长的地区进行调整，实行延伸10kV线路，配变采取小容量、多布点的办法。两年来，全县共延伸10kV线路103km，缩短 380V线路68km、220V线路459km，减少10kV迂回供电线路25km，新增配电变压器36台，细导线换成粗导线59km，使电压质量得到了明显的改善。
第三，调好负荷，稳定电压．实行现代化管理、为了便于电压管理，县局投资350万元，对全县12个乡镇实行一乡一线或一乡多线，这样使县调能及时掌握各线的负荷和电压变化情况。同时，我们通过县政府，积极协助三电办对各条线路和用户，落实峰谷电量比例。在此基础上，我们结合调度自动化建设，采用计算机将信息储存、分析和预测，实现现代化管理，确保各类电压合格率的稳步提高。
通过以上一些措施，使我县电压合格率不断提高，据统计，全县截止去年底，电压合格率为90．88%。1994年4月15日，我县顺利通过了江苏省人民政府组织的农村电气化县的考评验收。
第三篇：变电站接电网优化设计论文
一、、110kV变电站接电网中存在的问题分析
1.1变电站接电网中变电站的工作人员出现的问题
在变电站接入电网时总会出现各种各样的问题，有时由于工作人员的疏忽，在没全面检查变电站各种基础设施和供电设备时就接入了电网之中，这样不仅是对工作的不负责任，而且也是对自己的生命和其他工作人员生命极其不负责任的现象，一旦接入了电网，那么就会有源源不断的电力输送到变电站当中去，如果变电站中的设备不足以承受住这样的电力，或者变电站中的设备出现问题，这些情况都会导致电力在变电站中发生重大的电力事故，事故对变电站和变电站中工作人员的安全都会产生重大的影响，直接或间接造成的损失不可估量，变电站发生事故也会对用该变电站的用户和企业单位造成影响，要知道当今生活大部分都是需要电力来维持使用的，离开了电力就会全部陷入瘫痪之中，间接的损失那也是相当大的。
1.2变电站接电网时变电站中设备的损坏导致的问题
一般来说，现在的变电站建造时间已久，变电站中的很多设备比较陈旧，经常会出现一些问题。变电站一般会定期检查机器设备，然而有时的一些设备的损坏也是人们不能预想的，变电站中机器设备比较复杂，有时一些问题平时检查很难查出来。在变电站接入电网中时发生了机器设备零件的损坏现象，不仅会直接破坏变电站接入电网的进程，而且还可能导致机器着火等事故，这将直接危险到了电力系统工作人员的安全问题。还有可能会使变电站各个系统的稳定造成威胁。
1.3变电站接电网时出现断电造成的问题
在变电站需要接入新的电网时，可能会出现一定时期的断电现象，但是这段时间不会太久，由于一些用户或者企业未能及时收到通知说明要断电的情况，一些用户或者企业在工作时间段发生断电的现象，对机器和企业的效益造成重大的损失，这些问题追究起来都是变电站未能在断电前让用户和企业都能了解到断电的通知。彭宁宁桂林丰源电力勘察设计有限责任公司
1.4变电站中电力的稳定性影响
变电站对其电力的电流电压和频率的稳定性也是有要求的，一般性的小波动对变电站是没有太大的影响的，然而在通入频率较大的电流时就会对变电站的稳定性造成影响，可能会造成变电站的运行受到影响，出现停运现象，严重的可能会对变电站系统内部的各方面造成损坏，从而会造成变电站系统的瘫痪，造成下路的用户和企业的断电并造成各种经济的损失。总之，稳定安全的变电站系统是经济快速发展的前提和保障。
二、110kV变电站接电网时接地的重要性
变电站接电网时接地的步骤是必不可少的，接地的作用可以在发生走电漏电时起到作用，有了一个良好的接地系统的保护，变电站才能在原有的基础上发挥出更稳定更安全的性能。对于变电站接地设计要满足不同安全规范的要求，使其在变电站中防电防雷接地、保护接地和工作接地三者能够有机的结合起来。接地还可以满足系统电磁兼容的要求，能够有效的提高变电站弱电设备的抗干扰能力，具有很重要的影响。造成变电站接地系统不能正常运行的因素有很多，主要因素是接地网电阻过大，接地网电阻过大可能是由于施工工艺和施工人员焊接的不好造成的。在接地系统完成后，要对挖出的泥土填埋回去并要夯实，因为不同的土质对接地网的阻值会有重大的影响。而且在不同的温度和季节接地的阻值也会大不相同。在变电站接电网之前要对其进行电阻的测量后再进行。
三、变电站接电网的优化措施
针对变电站中工作人员的疏忽问题，应该在检测机器的重视度上在工作人员之间得到重视，在全面检查过后再接入电网之中去，不能有一丝的松懈出现。在机器的检查方面要多做几次检测，在多次检查过后发现没有问题之后再接入电网之中，不要拿自己的生命和其他人的生命开玩笑，所以应最大程度上的避免这一问题的发生。针对变电站中设备的自身损坏的问题，需要相关工作人员在定期检查中对发生问题的机器零部件进行及时的修理或更换，等到发生问题时就已经晚了。在定期检查时也要按时进行检查，不能疏忽大意，要对机器的每一个部件都进行详细的检查。针对变电站接入电网时发生断电的现象，要提前在用户可以见到的地方贴停电的通知，避免居民的担心，并说明原因和情况，特别是在夏天要尽快回复电力。接地在变电站接电网中也是相当重要的，影响接地的阻值也要进行优化，对于泥土的阻值过高的问题可以采取降阻剂或者进行局部的换土，这种方法可降低接电网附近的土地电阻率，并可以尽量的减少接触电阻。在接地效果不理想的情况下，还可以适当的增设接地体，通过增设水平接地体并且加深深埋垂直接地体从而达到降低阻值的效果。
四、总结
变电站接电网系统的好坏将直接威胁着变电站内工作人员的人身安全和设备安全，接地系统的好坏也非常重要。在进行变电站接电网的优化设计中，要结合该变电站的实际情况加以分析，并总结出最适合该变电站的方案，来提高变电站接电网的可靠性和安全性，并持续为用户和企业提高稳定的电源。
第四篇：春节期间电网无功电压与功率因数的控制分析与研究
春节期间电网无功电压与功率因数的控制分析与研究 1.引言
电压、频率、波形是电能质量的三要素，而电压又与电力系统中的无功功率密切相关。
某地区是国家aaaaa级风景旅游区，同时该地区电网是典型的受端网络，80%的负荷由周边7座500kv变电站受入。城区电缆覆盖率高达83%，低谷负荷期间，电缆产生大量容性无功，致使地区整体电压偏高，功率因数难以控制在合格范围。
2.现状调查
某地区正常网供负荷大约为800万千瓦，随着工厂企业逐步停工，地区网供负荷逐步下降。2014年1月29日，地区网供负荷已下降至390万千瓦，春节期间负荷将进一步下降，2月1日（大年初二），地区网供负荷将达到全年最低点220万千瓦左右，约为正常负荷的30%。
负荷的大幅下降，导致地区电网220kv母线电压超233kv，按照地区功率因数考核规定，当220kv母线电压在233kv～236kv之间，功率因数应控制在0.94～0.97。2014年春节期间省公司将继续采用负荷功率因数考核管理办法，主要内容包括：
（1）功率因数考核关口为单座220kv变电站主变高压侧总加值。
（2）关口无功不得向上级系统倒送。
（3）关口功率因数需全天控制在0.97以下。
3.采取措施
3.1 220kv无载调压变压器分接头调整
春节期间是全网电压最高时段，受可靠性指标影响，地区将不安排220kv无载调压变压器分接头调整档位，各无载调压变压器下送的110kv和35kv变电所低压侧母线电压依靠其主变有载开关调整。同时需要加强对无功电源的管理和输变电设备的监视，来保证部分电压偏高的无载主变电压质量。
3.2 电抗器和电容器投切
3.2.1电抗器：
地区各220kv、110kv变电站电抗器春节前集中投运一批电抗器（目前地区电抗器总容量已达81万千乏，接近全省的一半）并完成集中消缺工作，确保春节期间电抗器能正常使用，按要求投入运行。同时要求客户中心安排用户电抗器投入运行。
3.2.2电容器：
原则上，所有地区配网的电容器装置在春节期间全部停用。春节期间用户的容性无功补偿装置原则也应全部停用，如确需在春节期间组织生产，应根据电压情况及时正确投切，停产用户的无功补偿装置要一律退出，要求地区及各县（市）供电公司及时通知用户在节前做好电容器停用工作，春节后根据负荷、功率因数实际情况（要求功率因数低负荷时不高于0.95）逐步投入运行。
3.3 停役轻载主变和充电功率较大的110kv电缆
地区调度应根据负荷情况，做好轻载主变停用，春节前共完成17座110kv轻载主变停役。
3.4 地方电厂出力控制
3.4.1市区及各县（市）供电公司须严格控制小火电出力。春节期间，燃油机组及不供热的燃煤机组一律调停；供热机组严格按以热定电方式运行，并严格控制无功，要求功率因数不低于0.98。对不按规定调停的机组，调度要求机组解列，直至拉停并网线路。
3.4.2对于地区电网水电站：
春节期间根据来水情况，机组进相运行。进相运行工况根据各机组进相曲线运行，原则上进相运行深度功率因数小于-0.97以下（吸收的无功为有功出力四分之一以上占比）。若发电机组不能进相运行，则机组不能发电。
3.4.3地区及各县（市）供电公司热电机组仍需以热定电方式发电，有进相运行条件的机组在春节期间需进相运行，原则上进相运行深度功率因数小于-0.97以下。
3.5 无功电压控制系统（avc）
3.5.1春节期间，省调avc系统将关闭省地互联，地调avc系统将独自运行。
3.5.2春节期间地调avc系统将投入春节小负荷运行模式，接入地调avc系统的各个变电站（包括市区及各县（市）供电公司已接入地调avc的220kv变电站、市区已接入地调avc系统的110kv、35kv变电站）内未闭锁的电容器、电抗器将自动投切，主变有载档位将自动调节，届时电容器将自动全切除，电抗器将自动全投入，有关运行人员仍需加强电压监视，同时需加强avc系统投切及调档情况监视，若接入地调avc系统的变电站电容器、电抗器投切及主变调档出现异常请及时消缺。当220kv变压器在avc系统调节主变有载分接头次数满的情况下需根据电压情况及时调整220kv有载分接头。
3.5.3地区及各县（市）供电公司avc系统根据电容器全切除、电抗器全投入的春节无功电压策略投入运行，各个变电站仍需加强电压监视。
3.5.4地区及各县（市）供电公司及市区未接入avc系统的变电站、avc系统已闭锁投切的变电站或站内新投运未接入avc系统的无功补偿设备由人工实施电容器全切除、正常电抗器全投入的策略，值班人员应加强电压监视，及时调整有载变压器的分接头。各县（市）调对调度管辖范围内需调整分接头的无载主变请及时安排。
3.5.5 地区及各县（市）供电公司需按供电关口将关口功率因数控制在0.96以下。
4.控制成效及后续整改措施
4.1控制成效
考核时间为2014年1月22日～2月6日，对于春节期间同业对标指标电压全时段控制在233kv以下评判标准。考核期间地区功率因数总合格率为61.307%，电压标准的总合格率为99.907%，但仍有3座220kv变电站出现长时间无功倒送，且无功倒送量均较大，最大值达到了-10mvar，2座220kv变电站存在短时无功倒送。
从电压标准统计情况来看，春节期间地区电网220kv母线电压均控制在233kv以内，较出色的完成了春节母线电压控制的任务。
从传统功率因数统计标准可以看出，春节功率因数控制水平较去年基本持平，但是无功倒送点较为集中和突出，单个220kv变电站的倒送量超去年水平。
4.2后续整改措施
为了在将来的春节能够更好的控制功率因数，提高合格率，建议采取以下措施：
1、对110kv新出电缆线路及线路上改下需同步校核无功平衡，及时增装电抗器。尤其是新出110kv用户电缆线路，在变电站侧需配套增加无功补偿装置。
2、从春节及日常功率因数控制角度出发，首先在可能出现无功倒送的部分220kv变电站增装电抗器。
3、春节期间仍需加强对用户及配网的电容器管理，这是决定春节期间无功情况的关键。
结束语
无功电压控制既要保证对用户供电的电压质量，降低线损，又要保证电网的安全、经济运行。因此，地区及各县（市）公司按照无功功率分层分区和就地平衡的原则，合理建设无功电源，强化运行管理，优化无功潮流，使整个地区的无功潮流基本平衡，提高了地区电网的电能质量和经济运行水平。
第五篇：辽宁电网220千伏及以上变电站监控信息管理规范20130225
辽宁电网变电站监控信息管理规范
第一章 总 则
第一条 为深化 “调控一体化”工作，对辽宁电力调度控制中心（以下简称省调）和各地区电力调度控制中心（以下简称地调）监控系统所采集的监控信息进行规范与优化，统一设备运行监控信息的归类和描述，进一步加强设备监控管理工作，特制订本规范。
第二条 本规范明确了辽宁电网66kV及以上变电站上送调控中心的监控信息的规范和优化原则，结合辽宁电网实际情况，对不必要的信息作了删除，对部分信息进行了合并优化。为保证调度主站和变电站两端信息的一致性，变电站监控系统的监控信息命名应按照本规范附件中的各电压等级变电站典型监控信息表进行规范。
第三条 本规范适用于辽宁电网66kV及以上变电站监控信息的设计、采集、调试、验收及运行监控全过程管理。
第二章 信息分级管理
第四条 变电站监控信息分为事故-1级、异常-2级、越限-3级、变位-4级、告知-5级，分级原则如下。
（一）事故信息是反映各类事故的监控信息，需要实时监视、立即处理，包括：
— 3 — 1．全站事故总信息； 2．单元事故总信息；
3．各类保护、安全自动装置动作信息； 4．开关异常变位信息。
（二）异常信息是反映电网设备非正常运行状态的监控信息，需要实时监视、及时处理，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，需要实时监视、及时处理，其中重要遥测量包括有功、无功、电流、电压、主变油温、断面潮流等。
（四）变位信息是指各类开关、装置软压板等状态改变信息，该类信息直接反映电网运行方式的改变，需要实时监视。
（五）告知信息是反映电网设备运行情况、状态监测的一般提醒信息，主要包括主变运行档位变化、故障录波启动、油泵启动、刀闸变位等信息，该类信息需由运维人员定期查询。
第五条 变电站监控信息应按照附件中的各电压等级变电站典型监控信息表进行分级，对于信息表中未包含的信息可参照上述原则进行分类。对于事故信息、异常信息、越限信息和变位信息由调控中心监控人员
— 4 — 实时监视，告知信息由运维单位按照相关规定查看和处置。
第六条 调度端监控系统告警窗可分为“全部”、“事故”、“异常”、“越限”、“变位”、“告知”、“操作”和“SOE（事件顺序记录）”八个子窗口，其中“全部”子窗口显示全部遥信告警信息，“事故”、“异常”、“越限”、“变位”、“告知”五个子窗口分别显示第四条定义的五类监控信息，“SOE”子窗口显示全部SOE记录，“操作”子窗口显示所有监控员操作类信息（包含操作设备、挂牌等信息）。
第七条 事故、异常、越限、变位等信息可根据需要设置音响告警及显示颜色，但事故信息应区别于其它信号，采用不同的音响报警。
第八条 调度端监控系统中各窗口显示的监控信息及筛选方式可以根据监控人员的应用需求定制，并具备分类、分时、分站、分设备间隔进行提取和统计监控信息的功能。
第九条 事故类信息和断路器位置信息应设置SOE信号，显示在“SOE”子窗口中，其它信息原则上不设置为SOE信号。信号是否设置SOE信号应做好相应记录。
第三章 信息描述管理
第十条 遥信信息属性规范如下：
1.开关、刀闸变位描述为：“合位”（1）/“分位”（0）;2.小车信号描述为：“工作位置”（1）/“试验（检修）位置”（0）； 3.保护动作信号表述为：“动作”（1）/“复归”（0）；
— 5 — 4.保护压板状态信号描述为：“投入”（1）/“退出”（0）;5.越限告警信号表述为：越上（下）限/复归；
6.测控远方就地把手位置信号描述为：“就地”（1）/“远方”（0）； 7.一般告警信号描述为：“告警”（1）/“复归”（0）。8.通信状态行为描述为：中断/正常。第十一条 遥测信息的单位规范如下： 1.线路电压、母线电压：单位kV；
2.中性点电压、消弧线圈位移电压、直流系统电压、所内系统电压、3U0(二次值)：单位为V； 3.有功功率：单位MW； 4.无功功率：单位MVar； 5.电流：单位A； 6.频率：单位Hz； 7.温度：单位℃。
第十二条 控制行为属性规范如下： 1.断路器：合/分，同期合/分； 2.隔离开关（小车）、接地刀闸：合/分； 3.分接头档位：升档/降档、急停；
4.继电保护和安全自动装置：投入/退出，定值区切换，信号复归； 5.VQC：投入/退出；
6.母线PT并列、母联非自动(退出母联操作电源)等；
— 6 — 7.顺序控制命令。
第十三条 调度端和变电站端的监控信息内容应按照附件中的各电压等级变电站典型监控信息表进行规范，在监控信息规范和优化工作中要保持两侧信息定义的一致性。
第十四条 调度端监控系统中的监控信息必须按照《电网设备通用模型命名规范》进行描述，全路径命名结构为：电网.厂站线/电压.间隔.设备/部件.属性，其中，正斜线“/” 为定位分隔符，小数点“.”为层次分隔符。
第十五条 新建及改、扩建厂站的监控系统后台机中的监控信息必须按照《电网设备通用模型命名规范》进行描述，但在信息窗口中可显示为电压.间隔.设备/部件.属性，即要求监控系统后台机信息窗具备屏蔽“电网.厂站线/”的功能，避免监控信息过长后换行从而影响监视及查看信息的情况发生，设计部门应在变电站监控系统招标技术条件中对该项功能予以要求。
第十六条 实现“告警直传”功能的变电站，告警直传信息参考syslog格式，标准的告警条文按照“级别、时间、设备、事件、原因”五段式进行描述，各段之间用空格分隔，具体格式详见《变电站调控数据交互规范》。
第四章 信息编制及优化管理
第十七条 变电站监控信息点表编制应满足变电站典型监控信息表及其它相关规范文件要求。信息点表由运维检修单位（部门）负责编制，提交调控中心前应对监控信息点表内容进行认真审核，调控中心各相关处室（专业人员）负责复核，复核通过后监控信息表方可生效。
第十八条 监控信息表信息排序宜按电压等级从高到低排序，同一电压等级原则上按线路、旁路、主变（含各侧）、高抗、母联、分段、母线设备、无功补偿、所用变、交直流系统、自动装置、公用设备排序。
第十九条 变电站典型监控信息表中所列信息原则上均不允许合并；双重化配置的保护信息，“装置闭锁”与“装置异常”，“第一组控制回路断线”、“第二组控制回路断线”，“第一组电源断线”与“第二组电源断线”，“TA断线”与“TV断线”，以及不同告警级别的监控信息严禁合并，对于本规范发文前已投运的变电站，要求在设备停电检修时，对照上述信息核查情况，结合开展监控信息整改工作。
第二十条 变电站典型监控信息表中部分信息为变电站现场多个信息归并生成，应在变电站监控系统中将多个信息进行归并上送，如变电站监控系统无法归并上送的，则保留原有模式进行分项上送。变电站监控系统后台机必须保留原始信息。
第二十一条 为满足智能电网调度技术支持系统遥测信息接入需要，电压等级在220kV及以上的变电站，需要将变电站内母联、分段开关的有功及无功值分别转发至省调及地调。
第二十二条 对设备正常运行或操作过程中发出的伴生信号，可采用
— 8 — 延时过滤防抖、信号动作次数统计等功能进行屏蔽，防止误报或重复上报。延迟时间和计次数值的设定可根据不同设备的具体情况进行设置。对于经延时、计次等仍无法过滤的，按异常信息处理。
第二十三条 监控信息屏蔽是信息优化展示的重要手段之一，当厂站间隔和装置检修时，该间隔（装置）上送的遥信、遥测信号、保护软报文应对运行监控人员屏蔽，但不影响自动化调试。信息屏蔽功能应具备全站屏蔽、单间隔屏蔽、单信号屏蔽等方式。被屏蔽的信息应有醒目标识（颜色或标牌），用于区别正常信息，使监控人员易辨识。屏蔽功能应具备设置屏蔽时间功能，到期后自动撤销屏蔽状态。
第二十四条 为满足智能电网调度技术支持系统事故判断及推画面功能，应合成变电站间隔事故信号及全站事故总信号，并按不同要求上送至省调及地调。
第二十五条 间隔事故信号可采取不对应启动方式和本间隔相应事故信号合成两种方式获得，其中不对应启动方式是将合后继电器接点KKJ 串联保护跳闸位置继电器接点TWJ(常开)或断路器辅助接点DL(常闭)的启动方式, 220kV及以上电压等级间隔，优先选用这种方式合成信号，对于66kV及以下电压等级的间隔信号由供电公司自行掌握。
第二十六条 事故总信号是将全站各电压等级间隔事故信号合成后生成。对于220kV变电站，应将220kV间隔事故信号合成后，命名为“220kV事故总信号”上送省调；将全站各电压等级间隔事故信号合成后，命名为“全站事故总信号”上送地调。
— 9 — 第二十七条 各级调控中心应按照此规范在66kV及以上变电站基建、改扩建工程项目中进行监控信息的审核、调试及验收。
第二十八条 为确保在本规范执行之后，调控中心监控人员能完整掌握变电站一、二次设备运行状况，应加快部署变电站“告警直传、远程浏览”功能。
第五章 检查与考核
第二十九条 省调负责对辽宁电网变电站监控信息的规范性进行检查与考核，各地调负责对所辖电网66kV（35kV）变电站的监控信息的规范性进行检查与考核。
第六章 附 则
第三十条 本规范由辽宁电力调度控制中心负责解释。第三十一条 本规定自颁布之日起执行。
附表：1.辽宁电网500kV变电站典型信息表
2.辽宁电网220kV变电站典型信息表 3.辽宁电网66kV变电站典型信息表
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