第一篇：变电站直流电源常见问题处理
变电站直流电源常见问题处理
摘 要：随着高压配电所的新建和改造，配套直流电源也不断更新，总结了常用直流电源的工作原理和常见问题的处理，提出部分直流电源设计上的不足及其改进方法。
关键词：直流电源 新技术 故障处理
一、概述
直流电源是一种不间断电源装置，主要给变电站中的电气二次回路提供可靠、稳定的工作电源，有的还要给合闸电源、事故照明和发电机组的直流油泵等负荷供电，还有的可选配逆变装置，替代UPS给微机自动化装置供电。直流电源本身就是一种应急电源，要定期检修维护，有故障及时处理，避免影响电力系统的可靠运行。
二、直流电源的组成及常见故障
直流系统一般由以下几部分组成：交流配电单元、整流单元、监控单元、直流馈电单元、降压单元、电池单元、绝缘监测单元等，原理框图见图1。
图1：直流电源组成原理图
1、交流配电单元
交流配电单元一般引入2路交流电源并实现自动切换，故障率高的部位是切换用的接触器，出现过接触器卡涩不能正常切换和接触器振动大等故障，轻微故障可维修处理，严重时更换。安装时2路交流电源尽量取自不同的低压母线，充分发挥自动切换功能。
2、整流单元
整流单元完成AC/DC转换，有的用3相变压器降压，再用可控硅整流实现，也有的用多个开关电源并列运行，原理图见图2。一方面给电池充电，另一方面给控制母线提供电源。开关电源的散热风扇易出故障，定个别整流模块损坏后会引起直流电源接地，更换整流模块时尽量选用同型号期检查，有问题及时更换。整流模块会因外部短路或电流负荷过大而烧毁的，没有同型号的也要选耐压和额定电流比原来稍高些的。
图2：两种常见的整流单元原理图
3、监控单元
监控单元一般由专门用单片机开发的控制器或是PLC配合触摸屏组成，主要功能是电池充电管理和后台监控，可查询直流系统运行状态，设定电池充电方式以及直流电压超限报警值。监控单元同时负责和变电所监控系统通信，把直流系统运行信息传输到监控系统显示。这部分是直流电源的技术核心，不同厂家的技术不同，即使同一厂家不同系列产品也有很大改动，好在故障率不高，一旦出现故障恐怕要找厂家了，某开闭所的直流电源出现过一次触摸屏无显示的故障，检查发现内部开关电源控制芯片烧坏了，换后正常。
4、直流馈电单元
直流馈电单元将直流输出电源分配到每一路输出。各直流输出支路采用相应规格的断路器和保险，保证在直流侧故障时各支路能可靠分断。直流输出分合闸（动力）电源和控制电源，合闸电源直接接到电池组，电压跟随电池电压变化，能提供较大电流，瞬间电流能达到100多安培，控制电源能稳压在220V左右，提供电流一般不超过20A，控制电源输出除了正负控制母线，还有一路闪光母线。馈电单元保险最容易烧断了，过负荷和输出短路是主要原因，排除故障更换保险就行了。
5、降压单元
降压单元的作用是把合闸（动力）母线通过降压单元为控制母线提供基本稳定的电压，原理图见图3。一般由硅链或大功率管（IGBT）配合调压控制电路组成，硅链利用大功率整流二极管的PN结正向压降叠加来产生调整压降，控制器检测母线电压，并与设定值比较，当母线电压高于（低于）设定值的上限（下限）时，控制器发出信号，驱动执行继电器，通过执行继电器的分断或闭合，改变稳压硅链的降压值，确保母线电压值在规定的范围内。大功率管的调压原理是使用脉宽调制（PWM）技术控制大功率管的高频通断来动态调整电压，优点是电压波动小，功率消耗小，相比之下，硅链的功耗等于工作电流乘以压差，是比较高的。缺点是大功率IGBT管易损坏，要使用快速熔断器作为保护。硅链工作可靠性高，林源110KV总变的直流电源出现过输出电压不稳定现象，调压继电器频繁动作，调整控制器电路板上的可调电阻后工作正常。
图3 降压单元原理图
6、电池组
电池组现在多采用铅酸免维护蓄电池，我厂直流系统额定电压为220V，用18只12V的电池，容量根据实际需要选定，一般在60~120AH之间。建议尽量配电池监测功能，能查看每节电池的电压，电池组每年要进行一次充放电试验，记录每节电池的电压变化过程，早期要失效的电池内阻大，会表现为充电时电压偏高，而放电时电压又偏低，当多只电池有这种表现时，就要考虑更换电池组了。
7、绝缘监测单元
绝缘监测单元主要由绝缘监察继电器组成，最好选配支路接地检测装置。绝缘监察继电器只能监视系统是否接地，当出现直流接地时报警，需要通过人工选线确定接地回路，装有支路接地检测装置相当于在每个支路安装了直流漏电检测，能通过支路的电流是否平衡判断接地支路，有利于及时判断处理故障。安装了支路接地检测装置后需注意，各配出支路互相之间要隔离，不能有电气连接部分，否则2个支路会同时出现电流不平衡现象，装置报接地，而实际并没有接地。如图4，假设负荷1的电流为1A，负荷2的电流为3A，如果两个负荷的负极接到一起，那么就有可能造成负荷1正极电流是1A，负极电流2A，负荷2正极电流是3A，负极电流2A，这时负荷1和负荷2的漏电检测都会测到1A的不平衡电流而报警，需要注意的是，虽然此时有接地报警，但正、负极对地电压是平衡的。
图4 漏电检测
三、直流电源的改进
1、监控单元电源设计
部分直流系统设计的监控单元从交流系统取电，这种设计在交流电源消失时监控单元无法工作，而此时直流系统还在工作，但无法查看运行状态。应该改为从直流母线取电，保证监控单元在交流电源消失时也能正常工作。
2、控制电源电流调节 某些老配电所高压开关柜内手车操作机构还使用合闸线圈，合闸时冲击电流较大，电流控制滞后，易烧保险，串大功率电阻限制电流后正常。
3、直流电源并列运行
如果两套直流电源的输出都串入大功率二极管，利用二极管的反向截至作用，可以使直流电源并列运行，不间断切换。
四、结束语
随着电力电子技术发展，直流电源技术也越来越成熟，功能更为强大，如有的厂家还可选配逆变装置替代UPS，利用直流220V逆变出交流220V，可靠性比UPS高。如果直流电源能扩展出电池自动放电、活化充电、单节电池有效容量自动检测功能，将大大减少直流电源的检测、维护工作量，提高直流电源可靠性。
第二篇：变电站直流电源可靠性研究
变电站直流电源可靠性研究
264200 威海供电公司
摘要：变电站直流系统中蓄电池的选择、充放电设备的选择、监控装置设置、系统接线和操作保护设备的选择会影响整个直流电源系统的可靠性，本文通过对这些问题的分析，对变电站直流电源系统的可靠性提出了一些问题和解决办法。
关键词：直流系统可靠性 直流系统接线 直流系统设备选择 0 概述
多年以来，人们在直流电源可靠性方面做了大量的理论研究和实践工作，废除了一些落后设备和元器件，改善了直流电源系统接线，提高了自动化水平，拥有了先进的技术指标，以及长寿命和少维护的原则，可靠性已大大提高。目前，电力系统各变电站广泛采用了阀控式密封铅酸蓄电池、高频开关整流器或微机型晶闸管整流器、直流微型断路器、直流电源监控装置等。蓄电池
90年代发展起来的阀控式密封铅酸蓄电池由于具有密封良好、无酸无腐蚀、体积小、结构紧凑的特点在国内220kV及以下变电站已普遍采用。近期500kV变电站也在大范围推广使用。它还具有安装方便、维护工作量小、不污染环境、可靠性高、寿命长等一系列优点，因此，阀控式铅酸蓄电池是旧站直流系统改造中蓄电池的最好选择。但是它对温度反应灵敏，因而对充电电源要求较严格，不允许严重的过充或欠充。
因此，在实际选型方面应注意以下问题。
1.1 蓄电池组数的选择
按照《直流系统设计规范》规定，蓄电池组的选择原则上从变电站直流负荷供电可靠性方面考虑，220kV—500kV变电站应装设不少于2组蓄电池，110kV及以下变电站宜装设1组蓄电池，对于重要的110kV变电站也可装设2组。因此，蓄电池组数应从供电负荷的需要和可靠性出发，尽可能的减少供电范围和从工作的重要性考虑配置情况。
1.2蓄电池个数的选择
阀控式蓄电池取消了端电压和降压装置，它简化了直流系统的接线，避免了端电池的硫化和硅降压设备的麻烦问题，因而提高了可靠性。但是要求蓄电池组的运行必须满足其正常运行时母线电压为标称电压的105%，在线均衡充电电压时母线电压不应超过标称电压的110%，事故放电末期的母线电压为其标称电压的85%。依《直流设计规程》规定，控制负荷和动力负荷的直流母线在直流系统额定电压的85%-110%和87.5%-112.5%范围内。阀控式蓄电池组正常浮充电压运行在Uf=2.23-2.27V,约3-6个月均衡充电一次U=2.30-2.40V。这样浮充电压为2.23V，均充电压可以选在2.28～2.33V之间，事故放电末期电压选择在1.8V以上，完全满足了直流母线电压在允许范围内波动。根据计算，220V蓄电池组的个数对于单体2V的蓄电池只能选择在103或104个。但是大多数小型变电站的220V直流系统的蓄电池均选用200Ah以下蓄电池，大多选用12V或6V组合体蓄电池，对于12V组合体经常选用18只，这相当于单体2V蓄电池108个，这样正常运行时直流母线电压偏高，降低浮充电压则对蓄电池寿命有影响，由于运行中均衡充电时直流母线电压更高，因而更习惯采用硅降压装置调压，增加了复杂性，降低了可靠性。在直流负荷较小、蓄电池容量有保证的情况下，可以提高事故放电末期电压大于1.83V，选择单体2V 102个蓄电池或17只12V组合体，34只6V组合体的蓄电池。目前一些蓄电池厂可以生产带一假体的组合体电池，即生产10V组合体或4V组合体的蓄电池，若选择14×12V+4×10V或34×6V+1×4V也相当于单体2V的104个蓄电池组。总之应严格控制蓄电池组的个数，实现简化直流系统接线的目的。引自王连挥 《老站直流系统改造问题的探讨》
1.3 蓄电池容量选择
选择蓄电池容量首先要进行直流系统负荷的统计，直流负荷按性质可分为：正常运行负荷、事故负荷、冲击负荷。在以往的变电站中，断路器多采用电磁操作机构、其额定合闸电流较大，所以事故放电末期承受冲击负荷时，确保直流母线电压在允许值范围内，是选择蓄电池容量决定性的因素。近来由于断路器都采用弹簧或液压操动机构，其合闸电流很小，这样蓄电池的容量就主要由全站正常运行负荷和事故负荷决定。按照《直流系统设计规范》要求，有人值班变电站，全站交流电源事故停电时间按1h计算；无人值班变电站，全站交流电源事故停电时间按2h计算。
以一个具有2台120MVA主变压器、4回220kV线路、10回35kV线路、20回10kV线路和6组电容器的220kV变电站为例，当变电站断路器采用弹簧操动机构，允许的最低工作电压为85%额定电压时，选择220V额定电压、104只300AH容量的蓄电池即可满足要求。
1.4 试验放电设备的选择
长年运行在浮充电方式下的蓄电池的事故放电容量究竟是多少，若仅依靠一般的容量检测方法其可信度不高。近来，有些直流设备生产厂家虽然积极鼓吹用蓄电池电压、内阻来衡量容量的做法，尽管我们也相信蓄电池容量的降低在一定程度上会反应在电池电压、内阻的变化上，但蓄电池端电压和内阻的的高低绝不是衡量容量的指标。惟一的方法是定期进行核对性充放电对蓄电池活化和对容量进行核对，确保蓄电池始终能运行在90%以上的容量。满足当交流事故停电时，变电站的事故处理时直流负荷的需要。这也是直流电源可靠性的重要环节。
DL/T 5044—2004《电力工程直流系统设计技术规程》规定“试验放电装置宜采用电热器件或有源逆变放电装置。”DL/T 724—2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》也规定了蓄电池的核对性放电方法和放电周期。充电装置
充电装置是保证蓄电池可靠运行的主要设备，特别是阀控式铅酸蓄电池对充电装置的要求更高。由于高频开关电源具有稳压稳流、精度高、体积小、重量轻、效率高，输出纹波小的优点，现在已经被广泛应用。
目前的高频开关电源充电装置采用模块化结构优化设计，充电模块采用N+1冗余方式供电，即在N个模块满足电池组的充电电流（0.1C10）加上经常性负荷电流的基础上，增加一个备用模块。例如：200AH电池组，经常性负荷（Ij）为10A的直流系统，可算出充电机的最大输出电流为：
最大输出电流=0.1C10+Ij=0.1×200+10=30A 如采用容量为10A的充电模块，取N=3，N+1=4，备用模块采用热备份方式，直接参与正常的共作,若充电机任意模块故障,系统只发故障信号并可实施带电更换,而不影响正常的运行方式,可靠性较高。采用高频开关电源无疑成为站用直流系统改造方案的首选。
一般来说，35kV～110kV变电站的直流系统一般选用1组蓄电池配套1套（N+1个模块）或2套（N+1个模块）高频开关电源充电装置。
220kV变电站的直流系统一般采用2组蓄电池配套（N+1个模块）或3套（N个模块）的高频开关电源充电装置。直流电源监控装置
由于变电站及各级调度部门均采用了计算机监测、监控技术。直流电源系统作为变电站自动装置的一个重要组成部分。它对保证变电站各自动装置的安全稳定运行将起到非常重要的作用。它的技术条件、基本参数、基本功能、安全性能、结构工艺等均应满足DL/T 856—2003《电力用直流电源监控装置》电力行业标准的要求，行业标准规定监控的主要内容有充电电压、电流稳定运行的自动调整，浮充转均充或均充转浮充的按运行方式自动转换，主要直流断路器的运行状态和事故报警，直流母线电压的正常显示和异常报警，直流系统绝缘状态监测，蓄电池在线检测等。目前在充电电压、电流随温度变化的自动调整，运行中自动转换充电方式，逆变放电，严重接地自动跳闸，蓄电池在线检测的可靠性和智能化方面仍需努力。直流配电系统
直流系统接线应力求简单、安全可靠、维护操作方便，宜采用辐射形供电方式。根据负荷的功能不同馈线回路可分为：控制回路和合闸回路，各回路所用负荷开关均选用专用直流断路器，分断能力应能保证在直流负荷侧故障时相应支路能可靠分断，其容量与本系统上下级开关相匹配，以保证开关动作的选择性。
4.1 直流系统接线
1组蓄电池接线可为单母线分段或单母线，2组蓄电池设两段母线，两段母线之间设联络电器，一般为隔离开关，必要时可装设保护电器。总之直流母线接1组蓄电池和相应的充电设备，同时由母线馈出线路给支路负荷供电，只有在由双重化直流负荷或1组蓄电池配2套充电设备时，其母线才进行分段。
4.3 操作保护电器选择
直流馈线微型断路器集操作与保护功能为一体，安装方便，操作灵活，稳定性高，保护功能完善。一般两段式保护的直流断路器，具有过载长延时的热脱扣功能，又有短路时电磁脱扣瞬动脱扣功能，应该说是理想的选择。当断路器的额定电流已经确定后，除了过载长延时热脱扣的保护特性已经形成，同时短路瞬时电磁脱扣特性也已形成，一般是10IN±20%动作，可是断路器安装处的短路电流决定短路瞬时脱扣的灵敏度，必须进行计算验证，同时要注意上下级直流微型断路器的配合问题。
直流断路器安装处的短路电流及灵敏度计算公式如下
Idk=nU0/n(r0+rl)+Σrj+Σrk
Kl=Idk/Idz
式中，Idk为断路器安装处短路电流，A；U0为蓄电池开路电压，V；rb为蓄电池内阻，Ω；rl为电池间连接条或导体电阻，Ω；Σrj为蓄电池组至断路器安装处连接电缆或导体电阻之和，Ω；Σrk为相关断路器触头电阻之和，Ω；Kl为灵敏系数，应不低于1.25；Idz为断路器瞬时保护(脱扣器)动作电流，A。引自《电力工程直流系统研究》（佚名）。由于参数复杂，各设计院、生产厂家或运行单位均不可能精确计算短路电流，因此灵敏度也无法校验。
由于短路电流的不确定性，本来按照负荷电流选择额定电流并考虑了上下级的级差配合，但是短路瞬动保护不能保证其级差配合，短路电流大，肯定会出现越级现象而扩大事故。建议在智能型直流断路器没有出现之前，采用三段(过载长延时+短路瞬时+短路短延时)的直流断路器，从负荷侧向电源侧逐级加大时限的方法，不必精确的计算短路电流，可以达到尽快的切除故障，又实现级差配合的要求，使直流系统微型断路器不拒、误动和越级跳闸。结论
变电站直流电源可靠性的基本点是选择阀控式密封铅酸蓄电池，每组蓄电池应有独立的供电范围，蓄电池组个数的选择应满足各种运行方式对直流母线电压的要求，蓄电池应考虑放电设备。整流器选择高频开关型或晶闸管型，应有冗余或备用。直流电源监控装置首先要保证充电整流器的需要，完善的监控装置仍需开发研制。直流配电系统应简化接线，辐射供电，保护设备应选择直流断路器，在满足过载保护可靠性的条件下，还能保证短路保护时的快速断开功能，必须具备可靠的级差配合。参考文献
王连挥 《老站直流系统改造问题的探讨》 《直流电源》2006 佚名 《电力工程直流系统研究》
作者
徐有琳 威海供电公司 工程师 从事变电站直流系统检修维护工作6年
第三篇：刷卡机常见问题处理
刷卡机常见问题处理
故障现象 故障原因 建议处理办法
刷卡后无反应
1、刷卡方式不对
2、银行卡的磁条损坏
3、POS 机磁头故障
1、调整磁条位置，使磁条与磁头在同一接触面上，重新刷卡
2、如刷其他卡正常，而刷该卡无反应，可能是卡磁条损坏，提醒客人到发卡银行写
磁或更换卡 POS 机屏幕无显示
1、电源未插好或电源有故障。
2、POS 机有故障
1、检查电源,检查POS 机的电源连接线看是否连接正确。
2、非电源故障则咨询收单机构
交易成功不打单
1、打印机可能未接好
2、打印机未装纸或卡纸
3、打印机故障 1.使用POS 自检功能打印测试页进行判断打印机是否正常
2.检查打印机电源与连接是否正常
3.把签购单装好后，用“重新打印”功能重新打印出签购单
4.请联系商户服务热线
POS 显示屏提示：
1、“无拨号音”
2、“请接电话线”
3、POS 显示屏一直 提示“线路 忙，请稍候”
1、电话线无信号或欠费
2、分机外线未开或加锁
3、分机外线数量较少,经常无法拨出
4、并接的电话机有防盗打功能
5、该电话线上的其它设备对POS 产生干 扰
6、POS 机有故障
1、检查电话线是否正确插入POS 机的“LINE”插口
2、电话线路故障请找电工或电信局人员维修
3、与单位总机室联系，开通分机电话外线
4、解锁或关掉防盗开关
5、断开其它并接设备
注：在出现电话线路故障时可将接在“LINE”插口上的电话线取下,用电话机检查是 否能正常拨打电话以辅助判断
交易时密码键盘发 出“嘀嘀 嘀”的响声，交易无法完 成 密码键盘故障
1.按顺序从新安装连接
2.请联系商户服务热线
屏幕提示应答码及说明
故障原因
建议处理办法
01：交易失败，请联系发卡行 银行卡未开卡或无效卡
1、请改换其他银行卡；
2、请联系发卡行
02：交易失败，请联系发卡行 发卡行对于该卡有交易限制
1、请联系发卡行进行处理；
2、换用其他银行卡
03：商户未登记；
07：终端未登记 收单系统主机未建立该商户或POS 的参数
1、请联系商户服务热线解决问题 05：交易失败，请联系发卡行 发卡行不承兑该笔交易
1、请联系发卡行；
2、请改换其他银行卡
14：无效卡号，请联系发卡行 该银行卡种未在银联后台系统登记
1、请改换其他银行卡；
2、改付现金
19：交易失败，请联系发卡行 POS 机所读取到的磁条信息不正确
1、请重新在试刷该卡；
2、请改换其他银行卡
30：交易失败，请重试 POS 机读取磁条有误
1、请重新在试刷该卡；
2、如果所有银行卡交易时都出现该症状，请联系商户服务热线
51：余额不足，请查询 持卡人银行卡内余额不足或超过信用额度
1、请改换其他银行卡
54：过期卡，请联系发卡行 该银行卡已过有效期
1、请改换其他银行卡
55：密码错，请重试 持卡人密码输入错误 重新输入正确的个人密码
57：交易失败，请联系发卡行 发卡行不允许持卡人进行的交易
1、请重新刷卡；
2、如果无法操作请联系发卡行
61：金额太大 交易的金额超过发卡行限制
1、请持卡人降低刷卡金额；
2、换用其他银行卡或改付现金
68：交易超时，请重试 发卡行在规定时间内未应答交易请求
1、请等候一两分钟后再尝试；
2、请改换其他银行卡或改付现金
75：密码错误次数超限 持卡人密码输入错误超过发卡行限制
1、请改换其他银行卡
91：交易失败，请稍候重试 发卡行或银联后台系统出现暂时性故障
1、请等候一两分钟后再尝试；
2、请改换其他银行卡
3、请联系商户服务热线
96：交易失败，请稍候再试 发卡行后台主机出现故障
1、请改换其他银行卡 98：交易超时，请重试 POS 收不到发卡行应答又未正常冲正
1、请等候一两分钟后再尝试；
2、请联系商户服务热线
第四篇：变电站综合自动化常见问题分析
变电站综合自动化常见问题分析
发布日期：2010-5-18 11:29:13(阅173次)所属频道: 自动化 关键词: 问题分析
变电站综合自动化
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。它是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，变电站综合自动化技术得到了迅速发展。
目前，广泛采用的变电站综合自动化系统是通过后台监控机对变电站全部一次设备及二次设备进行监视、测量、记录、并处理各种信息，对变电站的主要设备实现远方控制操作功能。然而，在实际使用过程中也随之出现了一些问题，通过对各个综合自动化系统进行归纳总结，探讨分析，就目前变电站综合自动化系统在实际工作中出现的共性问题进行综合分析。
一、存在问题
1.抗干扰能力差。后台监控机经常会上传一些误发的大批量的干扰信号，这严重的干扰了监控人员准确判断和监控，有时难免会遗漏掉大量信息中的一部分，而正是这被遗漏的部分信息，恰恰可能是关键的信息，对变电站安全运行造成隐患，而这些干扰可能会演变为造成事故或事故扩大的重要因素。
2.信息传递不畅。时有通信通道中断或遥控信息不能及时反馈，后台监控机界面接线图设备状态与现场实际不符，不能及时随一次设备作状态变化；正常操作项目不能从微机五防闭锁系统传送到后台机，而后台机接受不到任务，从而阻碍运行人员持续正常操作。
3.综合自动化防误操作系统主要由五防管理机及后台监控机组成，它们各自有独立的防误闭锁系统，这样就实现了双重防误闭锁管理，但执行过程中只有通过五防管理机模拟操作传输到后台监控机才可在后台监控机进行远方操作。但这也存在一些弊病，如果五防管理机故障，就只有在后台机上通过口令进行全站总解锁后进行操作，这样就增加了不安全因素。
4.有的监控系统只设置语音报警系统，所有事件报告、自检报告等信息都归入其中，而无事故音响信号，当后台监控机或语音系统不能正常工作时，所有信号则不能及时发出，不能直接提示监控人员，这严重影响变电站的安全运行。
5.自动生成报表功能缺乏。月度和负荷累计不能统计，不能从直观看出负荷变化。
6.告警信息不直观。由于在设计上的原因，为了方便检修维护人员查询，而忽略考虑监控人员从告警信息中不能直观明了地看出表达故障或事故的动作原因，往往需要监控人员从一连串大量信息中查找，而告警信息继续发出，其窗口不断滚动，监控人员又得从头查起，不能迅速判断，延误事故处理时间和查找事故原因，从而对事故处理和恢复供电带来直接不利的因素。
二、提出几点建议和应对措施
1.逐步完善系统功能
对所有模拟量和状态量变位进行分类，并用几种颜色加以区分，当变电站有非正常状态发生和设备异常时，监控系统对各个量分类提供给监控人员使运行监控人员，便于很直观地看出各类告警信息，设计合理的线路布局和制造工艺，切断各种电磁耦合的途径，另外从软硬件上采取屏蔽措施，优化结构设置，避免造成误发信号或微机工作出错。完善系统定时自检、自诊断、自恢复处理功能，畅通环节上通信能力，必要时设置并启动备用通道，刷新遥信变位。后台机防误闭锁功能加入，与五防管理机形成互切，互为备用。将保护监控系统的事故和预告音响信号独立出来，与后台监控语音报警系统相互一致又不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作或语音报警系统故障时发不出音响信号。为了更好实现自动化功能，应不断强化该系统各类报表、负荷变化曲线等功能，以便使监控人员更为直观地看出潮流变化情况，月供、年供电量等。2.加强运行管理
在运行中往往因装置使用不当等人为因素造成电力系统的不安全，因此要制定相应的运行规程，并严格按照规程各项规定执行，定期执行巡检制度，可定为24小时一次。完善巡视内容，如自检和报告信息、语音报警和保护监控音响系统、工作电源运行、各种信号灯指示、连接片和切换把手位置，特别对不间断电源（UPS）进行切换检查、通信系统是否正常通信以及“四遥”功能是否正常。变电站自动化系统是一项技术含量高而复杂的系统工程，且电力系统的连续性和安全性的要求，一旦自动化系统发生问题，必须及时迅速排除，使之尽快恢复正常运行，这就需要正确分析判断故障点，出现异常问题处置措施并制定相应的应急处理预案。建立相应管理制度，包括：设备定期检查维护制、检修质量验收制、岗位责任制度等。
3.提高人员业务素质
自动化系统采用了一些新设备和新技术，又综合不同专业，适应岗位需求必须全面熟悉掌握系统结构原理、性能特点、系统正确操作程序，只有这样才能思路清晰地运用各种方法处理异常情况并进行检查维护。这就需要为监控人员提供多种学习机会、通过各种渠道各种培训形式来提升人员队伍的素质，人员的业务素质提高了自动化系统的实际应用水平也就随之提高了。
南昌500kV变电站综合自动化系统设计及运行情况分析
来源：
时间：2007-01-17
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摘要：南昌500kV变电站是三峡输变电建设中的第一个示范工程，也是我国在这一电压等级首次采用国产微机继电保护和分层分布式综合自动化系统的试点工程。文中介绍了该站综合自动化系统的设计原则，分析了运行情况，对今后500kV变电站实现综合自动化设计原则提出了几点建议。
关键词：500kV变电站；综合自动化；设计；运行 1变电站综合自动化系统设计 1.1业主提出的基本设计原则
(1)变电站二次设备将以选用国产设备为主。南昌500kV变电站作为三峡输变电建设中的第一个示范工程和试点工程，要求选用具有国际先进水平，并已经在电力系统高压变电站有实际运行经验的微机继电保护和综合自动化设备。
(2)根据对国内有关厂家的考查，决定二次设备配置的原则是：220、500kV线路，每条线路配置双套保护。其中，一套为北京哈德威四方公司生产的CSL100系列保护；另一套为南瑞公司生产的LFP-900系列保护。主变压器、高低压电抗器、电容器、母线差动保护配置南京自动化设备厂微机保护产品。集中式故障录波器分别采用武汉电力仪表厂和浪拜迪公司产品。变电站监控及远动设备采用北京哈德威四方公司CSC2000分层分布式综合自动化系统。为保证网调远动系统可靠性，增加一套上海惠安公司生产的GR－90远动系统，双套远动系统互为备用。
(3)采用分层分布式综合自动化系统，所有保护、录波等间隔层设备均安装在靠近一次设备的小间中。一期工程共设4个小间，500kV线路间隔一个；变压器和35kV设备间隔一个；220kV线路间隔2个。小间设计虽考虑了屏蔽措施，但要求进入小间的保护控制设备，必须通过国家电力公司武汉高压研究所9项抗扰度试验。为减少小间面积，要求控制屏后不开门，靠墙安装；屏内后板安装端子排，装置安装在摇架上。
(4)多家设备要采用统一的通信规约(按IEC-870-5-103规约执行)接入综合自动化系统。各厂家设备出厂后，先发到北京四方公司，经整体联调合格后再发运到现场安装调试。(5)所有保护装置均应具备软压板和硬压板2种方式供运行单位选择。
(6)应保证间隔层的保护控制设备和变电站层设备，在GPS基础上的时钟统一。
(7)要求间隔层与变电站层具备Lonworks和光纤以太网2种网络连接方式，一期工程使用成熟的Lonworks网运行；二期工程实现方便地切换成光纤以太网运行。1.2业主提出的基本设计原则
保护控制设备选型和厂家基本按业主要求设计，35kV站用变压器和电容器采用了四方公司的保护装置。
1.2.1采用CSC2000分层分布式综合自动化系统
CSC2000系统变电站层设计如图1所示。它由2台监控主站、一台五防控制主机、2台远动工作站、一台工程师站组成。其主要特点如下：
第五篇：山东直流电源工作总结
山东2010年直流电源设备专业工作总结
66～1000kV变电站直流电源系统情况统计
截止2010年底，本公司66～1000kV及以上变电站共 700 座，同比增加 6.2%。1000kV变电站 0 座，其中直流系统采用220V 0 座，110V 0 座；750kV变电站 0 座，其中直流系统采用220V 0 座，110V 0 座；500kV变电站 28 座，其中直流系统采用220V 27 座，110V 1 座；330kV变电站 0 座，其中直流系统采用220V 0 座，110V 0 座；220kV变电站 259座，110kV变电站 413 座，其中直流系统采用220V 671 座，110V 1 座；66kV变电站 0 座，其中直流系统采用220V 0 座，110V 0 座；变电站直流电源设备装用情况按附表1统计。
66～1000kV变电站中用蓄电池直流系统的有 700 座，同比增加 6.2% ；用交流操作电源系统的有 0 座，同比增加 0 ；用硅整流系统的有 0 座。同比增加 0。
1、整体配置情况
本公司共有直流充电装置 1017台。变电站直流电源系统充电装置配置情况按附表1统计。注：变电站有不同充电装置的在总结中做详细说明，并注明变电站电压等级和变电站名称。2、1000kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 0 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，单台充电装置的变电站有 0 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 0 座，其中三台充电装置的有 0 座，二台充电装置的有 0 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。3、750kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 0 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，单台充电装置的变电站有 0 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 0 座，其中三台充电装置的有 0 座，二台充电装置的有 0 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。5、500kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 28 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 7 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 21 座，单台充电装置的变电站有 0 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 0 座，其中三台充电装置的有 0 座，二台充电装置的有 0 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。5、330kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 0 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 座，单台充电装置的变电站有 0 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 0 座，其中三台充电装置的有 座，二台充电装置的有 0 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。6、220kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 257 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 246 座，单台充电装置的变电站有 11 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 2 座，其中三台充电装置的有 0 座，二台充电装置的有 2 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。7、110kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 412 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 33 座，单台充电装置的变电站有 379 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 1 座，其中三台充电装置的有 0 座，二台充电装置的有 1 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。8、66kV变电站配置情况
（1）高频开关型充电装置的变电站 0 座，其中三台（每台n+1个模块配置）的变电站有 0 座，二台（每台n+1个模块配置）的变电站有 座，单台充电装置的变电站有 0 座。
（2）相控型充电装置的变电站共 0 座，其中三台充电装置的有 座，二台充电装置的有 0 座。（3）硅整流的变电站有 0 座。（4）混合型的变电站有 0 座。（5）磁饱和型的变电站有 0 座。（6）交流操作电源变电站有 0 座。
1、总体情况：
本公司合计蓄电池共有 1008 组。其中：阀控式密封铅酸蓄电池 1008 组，占100％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。1）、1000kV变电站情况
1000kV变电站蓄电池 0 组，阀控式密封铅酸蓄电池 0 组，占 0 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。2）、750kV变电站情况
750kV变电站蓄电池 0 组，阀控式密封铅酸蓄电池 0 组，占 0 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。3）、500kV变电站情况
500kV变电站蓄电池 56 组，阀控式密封铅酸蓄电池 56 组，占 100 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占0 ％。4）、330kV变电站情况
330kV变电站蓄电池 0 组，阀控式密封铅酸蓄电池 0 组，占 0 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。5）、220kV变电站情况
220kV变电站蓄电池 504 组，阀控式密封铅酸蓄电池 504 组，占 100 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。6）、110kV变电站情况
110kV变电站蓄电池 448组，阀控式密封铅酸蓄电池 448组，占 100 ％；固定式防酸蓄电池 0组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。7）、66kV变电站情况
66kV变电站蓄电池 0 组，阀控式密封铅酸蓄电池 0 组，占 0 ％；固定式防酸蓄电池 0 组，占 0 ％；镉镍蓄电池 0 组，占 0 ％。
2、配置情况
截至2010年底，66～1000kV变电站，本单位直流系统按单组配置的有 391 座，同比增加 0.5%。按混合配置的有 0 座。按其它方式配置的有 3 座。按照双组配置的有 306 座，同比增加 26.3%，占变电站总数 43.8 ％。
其中1000kV变电站双组及以上配置的变电站 0 座，占1000kV变电站总数的 ％； 750kV变电站双组及以上配置的变电站 0 座，占750kV变电站总数的 ％； 500kV变电站双组及以上配置的变电站 28 座，占500kV变电站总数的100 ％； 330kV变电站双组及以上配置的变电站 0 座，占330kV变电站总数的 ％； 220kV变电站双组及以上配置的变电站 245 座，占220kV变电站总数的94.6 ％； 110kV变电站双组及以上配置的变电站 33 座，占110kV变电站总数的 7.99 ％；
66kV变电站双组及以上配置的变电站 0 座，占66kV变电站总数的 ％。变电站蓄电池直流电源系统配置情况按附表2统计。
混合配置和其他方式配置详细说明(如有)：
220kV其他配置指烟台供电公司古柳变电站，配置方式为1组阀控电池+2台高频充电装置；110kV其他配置是指济南供电公司玉函变电站和菏泽供电公司牡丹变电站，配置方式为2组阀控电池+1台高频充电装置。注：混合配置和其他方式配置做详细说明，并注明变电站电压等级和变电站名称。
一、直流网络
直流网络按照辐射状供电的有 493 座，占 70.4 ％；其中1000kV 0 座，占1000 kV变电站的 ％；750kV 0 座，占750 kV变电站的 ％；500kV 28 座，占500 kV变电站的 100 ％；330kV 0 座，占330 kV变电站的 ％；220kV 215 座，占220 kV变电站的 83%；110kV 249 座，占110kV变电站的 60.3%；66kV 0 座，占66kV变电站的 %。
二、保护电器 全站馈线屏及以下全部采用直流空气断路器的变电站681 座，占 97.3％；其中1000kV 0 座，占1000 kV变电站的 ％；750kV 座，占750 kV变电站的 ％；500kV 28 座，占500kV变电站的 100 ％；330kV 座，占330kV变电站的 ％；220kV 252座，占220kV变电站的 97.3 %；110kV 391 座，占110kV变电站的 94.7 %；66kV 座，占66kV变电站的 ％。2010年完成的主要工作
（1）2010年国家电网公司相关文件、标准及规章制度的贯彻执行情况；
按照国家电网公司《直流电源系统管理规范》的要求，做好直流系统的日常管理工作。对直流电源设备的运行状况实行月报、季报和年报制度，各地市供电公司每月上报本月直流电源设备的运行状态和缺陷情况，使得直流电源设备的状态做到可控、在控。
精心组织、统筹安排，做好变电站直流电源系统技术改造工作。根据国网公司《变电站直流电源系统技术改造指导意见》，并结合《十八项反措》要求，制定了《山东电力集团公司直流电源系统技术改造实施意见》。2010年，按照轻重缓急的原则，主要进行了220kV变电站的直流系统的双重化改造任务和辐射状供电网络的改造，更换了大批达到设备运行年限、故障率较高的蓄电池和绝缘巡检装置，提高了直流电源系统的安全运行水平。
（2）本网省公司标准、规程、规范、工艺、导则等规章制度的建立、完善及执行情况；
2010年，山东电力集团公司以标准化、规范化为突破，不断提高设备质量。本，严格执行山东电力集团公司下发《变电站直流电源系统技术标准》《变电站直流电源系统管理标准》，进一步规范了直流电源设备的选型和日常维护工作，为确保直流电源系统安全稳定运行奠定了基础。
年初，根据蓄电池和充电装置的投运年限，结合国网的标准，编制检修计划，根据在线监测数据及设备的运行状态等，确定重点监测对象，采取核对性充放电直至更换等针对性措施；各地市供电公司都根据上级规程规定，结合变电站的具体实际编制了直流标准化作业指导书，并在现场工作中严格执行。（3）设备入网管理、运行管理、检修管理、设备评价、技术改造、技术监督及反措执行情况等方面所做的主要工作及取得的主要成绩、经验等。
A、实施全过程管理，不断规范直流专业管理。为加强直流电源系统技术管理，实施了设备入网、运行、检修、设备评价、技术改造、技术监督及反措执行的全过程管理，并狠抓直流电源设计和入网管理，取得了良好效果。严格执行国家电网公司典型设计规范，在项目设立及审查中，对不同电压等级变电站的直流系统提出标准化设计技术要求，明确直流系统的接线和运行方式，规范充电柜、馈线柜和蓄电池组的配置标准，突出直流双重化的配置和熔断器、控制保险的入网选型及配合要求。根据山东电网《变电站直流电源技术标准》的要求，严把设备入网关，制定了生产厂家信息库，确保设备的先进性、可靠性、安全性，实现了直流系统设计、选型的规范化。B、加强设备的备品备件管理
每年安排专项大修资金用于直流设备的运行维护，对异常频率较高的高频电源模块等电子产品，按型号购置足够的备品备件，在设备出现异常后及时进行更换，异常设备返回厂家进行维修后继续作为备品循环使用。
C．反措执行情况。
按照国网公司的反措要求，220kV变电站至少应实现双充双电配置，山东电力集团公司2010年共完成10座220kV变电站双重化改造工作；完成39座辐射状网络和全直流空气断路器改造工作，其中改造220kV站10座，改造110kV变电站29座。
（1）2010年计划进行 306 组的核对性放电工作，完成 296组，未完成10 组。其中 280 组蓄电池检测合格，合格率为 94.6%，16 组蓄电池检测不合格，检测不合格的蓄电池中2000年及以前投运的有3 组，2001年投运的有 3 组，2002年投运的有 0 组，2003年投运的有 1 组，2004年投运的有 3 组，2005年投运的有 0 组，2006投运的有2 组，2007年投运的有 2 组，2008年投运的有 2 组，2009年投运的有 0 组，2010年投运的有 0 组。完成核对性放电情况按附表3统计。（2）蓄电池核对性放电工作情况分析
对蓄电池核对性放电工作中发现的问题及处理情况的分析，说明未按计划完成核对性放电工作的原因。2010年，在核对性放电工作中，发现的主要问题是部分蓄组电池容量不足，分析容量不足的原因主要有两个：一是达到或接近了蓄电池的运行寿命，在16组不合格电池中，2004年以前投运的有10组，占不合格电池的63%；第二个原因是产品质量不过关，在不合格的2005年以后投运的6组电池中，主要是德国阳光、松树、海志等国外品牌，主要是代理商的进货渠道及质量控制存在问题。对存在问题的电池和电池组，都进行了相应的处理。对未到运行年限且整组容量不足的蓄电池要求厂家进行了整组更换，对单节容量不满足要求的也进行了更换；
1、技术改造情况统计
2010年，公司系统66kV及以上变电站直流电源系统技术改造 55 座，计划完成率为 100 ％。工程总投资 1496 万元。
其中：改造充电装置 51 台，改造蓄电池55组。
2、技术改造工作分析
（1）技术改造的内容及重点设备； 2010年，根据国家电网公司《直流电源系统管理规范》《变电站直流电源系统技术改造指导意见》及十八项反措要求，山东电力集团公司加大直流电源系统更新改造力度，确保了电网稳定和可靠供电。技术改造主要是反措改造和设备更新，主要完成了220kV变电站蓄电池和充电机的双重化以及辐射状网络的改造，并对老旧的绝缘监测仪进行了更换。（2）技术改造的依据及原则；
山东电力集团公司技术改造工作主要是依据国家电网公司直流系统有关的规程规定、反事故措施要求和山东电力集团公司新编制下发的Q/GDW06 1170301-2009《变电站直流电源系统技术标准》，并结合直流设备运行情况开展的。
（4）新技术应用及有关科研完成推广情况简介（如有）；
2010年，济宁供电公司开发了“蓄电池组智能放电管理系统”，对蓄电池组的放电进行了智能的控制管理，并且将放出的电能转换为交流反送到交流电网，节约了90%的电能。
2010年，逐步推广直流电源远程监控系统，将直流电源设备的运行参数和报警信息上传至生产车间，大大减少了运行维护的工作量。开展了蓄电池远程充放电系统的试点，取得了较好的效果，在继续完善的基础上进行推广。
2010年，结合智能变电站的建设，进行了一体化电源系统的试点，为今后一体化电源运行维护工作积累了经验。
（5）新技术应用取得的效果及存在的问题（如有）。
A直流电源远程监控系统已经得到了广泛的应用，但技术标准以及使用的通道没有统一。B 一体化电源应用后，对通讯电源的管理和维护有待理顺和加强。
2010年直流电源设备发生事故 0 次；缺陷 232 次，同比增长 2次，其中，充电装置缺陷 87 次，占 37.5 %，同比增长 1.0% ；蓄电池缺陷有 47 次，占 20.3 %，同比增长 4.4% ；接地巡检装置缺陷 25 次，占 10.8 %，同比增长-8.4% ；其它故障与缺陷有 73 次，占 31.5 %，同比增长 5.8%。按附表4统计故障与缺陷情况及产生原因、处理情况及采取的相应措施。
截止到2010年底，66～1000kV变电站直流设备基本情况按附表5统计。
（1）评价各类蓄电池的运行情况，蓄电池投入年限按附表6统计；
运行中发现，个别电池的寿命达不到年限。特别是2003-2006年之间投运的部分进口电池，由于进货渠道混乱，频繁出现漏液或电池盖开裂等问题。（2）统计不同类型蓄电池事故及缺陷情况并分类说明各种事故及缺陷的原因和采取的措施；（3）蓄电池运行缺陷分析应包括内容：
容量不足占30%左右，原因是蓄电池长时间运行后，寿命提前。单节电压压降低占50%左右，原因是蓄电池制造工艺，整组性能。渗液约占5%，原因是蓄电池制造工艺，大电流充电等。变形故障占10%，原因是充电电压，大电流，温度，制造原因等造成的。
l 蓄电池各类设备缺陷随运行年限的变化情况及原因分析。
蓄电池运行3-5年后，随着时间的延长，蓄电池出现的问题增多，原因主要是运行环境温度，充电机充电参数和质量，运行维护不及时等。
l 蓄电池各类设备缺陷随蓄电池型式不同的变化情况及原因分析。
早期国产12V型蓄电池寿命短，一般运行5年左右，单节蓄电池电压降低，影响运行，更换进口长寿命蓄电池。运行中的蓄电池出现单节电压低，主要是长时间浮充，造成电压不均衡，采取的措施是对蓄电池进行均衡充电，进行活化。
l 蓄电池设备缺陷随制造厂家不同的分布变化及原因分析。（4）蓄电池主要供应商分析。
目前，山东电网运行的蓄电池厂商主要有国外的EXIDE、荷贝克、海志、FIAMM以及国内的曲阜圣阳、杭州南都等，随着国外品牌价格的降低和国产化，越来越多的用户选择国外品牌，特别是EXIDE公司的产品占到了山东市场的近一半的份额，德国松树、FIAMM品牌增长也较快。最近三年，EXIDE、荷贝克以及FIAMM占据了80%以上，国内厂商的市场份额在逐渐萎缩。
（1）评价各类充电装置的运行情况，按类型（高频型、相控型、磁饱和型）、电压等级（各电压等级充电装置分别多少台）、运行年限（哪年投运的哪种类型的充电装置分别多少台）、生产厂家分析，充电装置投入年限按附表7统计；
（2）统计不同类型充电装置事故及缺陷情况，并分类说明各种事故及缺陷的原因和采取的措施； 2010年充电装置的故障主要是直流高频电源模块损坏，采取的措施主要是做好易损模块的备件，敦促厂家提高充电模块的产品质量，发现故障后及时更换。（3）充电装置供应商分析。
充电装置的应用带有明显的地域性。山东电力集团公司所用直流充电装置主要有鲁能智能技术有限公司、深圳奥特迅以及烟台东方玉麟电气有限公司等，三家公司的产品占到了60%左右，以上三家的设备无论是产品质量还是售后服务都比较到位。其他的厂商还有杭州中恒、积成电子、青岛高科等，每家都占5%-10%之间，份额相对较少，2010年青岛高科的产品应用较多。500kV变电站主要用的是深圳奥特迅和爱默生公司高频模块，设备的日常运行表现为爱默生模块的故障率很低，而奥特迅的相对较高，但奥特迅的售后技术支持较为到位，所发生异常都得到了及时处理，而爱默生的技术支持不理想。
（1）评价各类配套元器件的运行情况；
A、直流接地选线装置故障率较高，表现在装置黑屏、发故障信号、误选线等，主要原因是国内生产该类型产品的主要是一些规模较小的厂家，为降低生产成本，采用了一些质量不过关的原材料和元器件，造成设备故障较多；另一方面原因是对接地选线装置没有统一的技术规范和检验手段，使得产品功能难以达到实际需求，误发信号比较普遍。
B、2010年，监控装置缺陷比较多，主要表现在模拟量不采样或者采样不准；监控装置模块损坏；监控装置误发信号、告警；显示屏损坏等。分析其主要原因是产品质量不过关，运行一段时间后，电子元器件老化引起的。对新上的蓄电池在线监测装置出现的通讯故障、误发信号等缺陷，要求厂家及时改进技术，提高装置的可靠性。
C、直流电源设备的运行维护也存在一个比较突出的问题，就是早期的部分厂家已经不复存在或产品已移交其他厂家，售后服务不能保证。
（2）统计不同类型元器件事故及缺陷情况，并分类说明各种事故及缺陷的原因和采取的措施。
（1）评价直流系统中直流空气断路器、熔断器的级差配置现状情况；
A、进口空气断路器如ABB、西门子等质量相对较好，但由于本身采用热脱扣原理，具有反时限动作特性，在大短路电流情况下不易进行上下级选择性跳闸。
B、直流断路器的配置，存在没有经过严格的计算，造成设计与现场的实际系统配置不对应的情况。C、目前在没有进行级差配合试验的情况下，要求变电站内选用同一厂家的同一系列的直流空气断路器。（2）统计直流断路器在运行中的事故及缺陷，并说明事故及缺陷的原因和采取的措施。
（一）管理方面
（1）直流系统国家标准和国网公司企业标准众多，但有些地方比较模糊，执行起来难度较大，如一些设备如接地选线装置、蓄电池在线监测装置等没有具体的标准可以参照，直流电源远程监控系统的网络通道比较混乱。
（2）直流专业人员数量不足，技术水平不高。
（3）直流电源设备所需试验仪器配置不满足现场需求，有些直流电源设备的检测试验无法开展。（4）一体化电源应用以后，通讯电源的运行与管理没有理顺。
（二）设备方面
（1）部分直流电源设备陈旧、技术不成熟，售后服务不到位，给安全生产带来隐患。（2）部分220kV变电站直流电源设备还不满足双重化的配置的要求。（3）蓄电池室环境温度的监测和控制有待加强。
（4）直流系统定值管理不规范，基本上依靠厂家的资料，缺乏整定的原则。（5）接地选线装置原理不一，存在的问题较多，有些甚至会影响到直流系统的运行。
针对专业管理和设备管理工作中存在的主要问题和薄弱环节，山东电力集团公司将采取以下措施：
（一）管理方面：
（1）完善直流监督网络，配备足够的直流专业人员和试验设备，使得所有运行的直流电源设备都能进行检验，加强直流专业人员的培训，提高技术人员的业务水平。
（2）加大新设备技术标准的调研和编制工作，使所有设备的选用都有章可循。
（3）严格把好设备入网关，杜绝不符合技术标准的直流设备进入电网。加强验收管理，从设计、施工到验收严格按照反措要求进行，做到投产即合格。
（4）加强直流电源设备运行维护和检修管理，严格按规程规定做好直流电源设备的检修和运行维护工作。（5）加强直流电源设备的台帐管理，运行、检修班组自备直流系统接线图，变电站需建立直流熔断器的详细图表、直流定值清单等。
（二）设备方面：
（1）新建220kV以上的变电站必须满足双配置的要求，对不满足要求的变电站分批进行双重化改造。2）新建或扩建的变电站直流接线方式采用单母线或单母线分段接线，220kV及以上的变电站馈线采用辐射供电方式，对110kV及以下的变电站可采用辐射供电方式、也可采用环网供电方式；对运行中的110kV及以下的变电站，条件具备的时候进行改造。
（3）严格执行直流系统断路器的配置要求，在尚不具备极差配合试验的条件下，严格选用优质的同一厂家的产品。
（4）开展充电机和接地选线装置的检测工作，尽可能使得运行的设备都能得到检测。
（5）加大对新设备的技术监督力度，对直流电源远程监控系统、一体化电源系统的技术要求、运行维护进行统一管理。2010年重点工作及建议
（1）健全制度，细化、完善管理标准。理顺直流专业管理，特别是通讯电源的管理，提高直流系统专业管理工作的有序性和有效性。完善公司的直流专业管理标准，编制新设备(直流电源远程监控系统等)的技术标准。
（2）加强老旧设备的改造，对出现的缺陷、运行不稳定及不满足反措要求的直流设备进行改造，确保不发生由于直流系统原因造成的事故和一类障碍。
（3）严格把好设备入网关，逐步开展直流电源设备的入网检测工作。（4）加强设备检修管理，推广检修规范标准化和作业指导书。
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