变电站综合自动化系统的设计--毕业外文翻译名师资料合集资料.doc

变电站综合自动化系统的设计 毕业外文翻译名师资料合集（完整版）资料
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附录A 英文翻译原文

来源期刊：TRANSMISSION AND DISTRIBUTION WORLD,2000,Vol.52 (4), pp.30-39
来源数据库： OCLC Articles

附录B 英文翻译译文
变电站综合自动化系统的设计
普通标准的远程测控终端系统（RTU）将不再进行生产，旧的RTU设计寿命接近30年。该实用程序，采用最具成本效益的方法来取代陈旧的部件来制定一个全面的平台，仿真和透明地替换RTU。。该系统将提供变电站自动化的速度快到足以取代锁定继电器和充分融合标准智能电子设备(IED)。
所面临的挑战是要改变现有的RTU从一个封闭的，专有的传统系统，通过建立一个开放的，灵活的和不断发展的技术解决方案。要实现这样的解决方案，RTU开发团队组织创建一个变电站综合自动化系统（ISAS），将取代传统的RTU而采用最新的微处理器技术。有五大目标：
*通过控制数据公司（CDC）II型协议建立通信与GPUE的能源管理系统（EMS），同时保持灵活性，迁移到EMS的“下一代”协议。
*提供了一个高速变电站自动化平台。
*实现全面整合现有的IED。
*提供一个可扩展的解决方案,使之安装在小型配电变电站及大型变电站。
*使用非专有的硬件和软件。
团队集中发展合理的、实现系统和功能要求。制定一个全面的规范，分发到相关的供应商，覆盖三个主要类别的系统开发：监控和数据采集(SCADA)接口,自动化平台和IED一体化。
系统开发SCADA接口
ISAS必须是完全透明的，现有的EMS，充分整合各方面的CDC II型协议。这种透明度实现一次扫描类型，包括以下类型：简单的状态，改变检测内存，模拟输入，模拟输出，脉冲计数器和控制输出。 SCADA接口进行通信，同时保持相同的扫描性能，实用的RTU其余的四线专线。当时该规范提出，“下一代”EMS协议还没有被确定。因此，ISAS有能够在未来包括分布式网络协议（DNP）3.0，传输控制协议/ Internet协议（TCP / IP），互控中心通信协议（ICCP）和公共通信架构（UCA）2.0 。
系统开发自动化平台
专为变电站自动化的许多产品是缓慢的，于是提出了电容器控制，LTC控制，总线恢复和回线传输。充分利用高速控制，锁定过程，联锁，闭锁断路器，断路器失灵和甩负荷应用需要实现自动化平台。为了实现这一目标，自动化程序指定大小，最大扫描时间为6毫秒，一个全接触时间为12毫秒。 （通过时间是微处理器的控制器接收到一个信号时，它关闭其输出触点的时间之间的间隔。）微处理器控制器指定：*接受并产生一个加号或减号的5V直流模拟信号。 *0.5秒和4 A的连续输出触点的额定电压为直流125 V，30 A。 *接受125 V DC或48 V直流离散输入信号。 *支持各种保护区作为主要或备份控制器，如果有非常敏感和关键的区域建议的自动化，如锁定仿真。在主控制器出现故障的情况下，备份控制器将承担主控制器的保护区。
系统开发IED
因为GPUE集成的标准IED代表产品来自三个不同的供应商，ISAS则必须与现有的IDE完全集成。该装置需要选择其防护性能，而不是他们的集成质量。因此，传统的IED不会被取代，以提供必要的集成质量。相反，ISAS不得不与不同的供应商能够灵活地整合。
IED的整合将会需要整个变电站的本地区域网络（LAN）的最大长度为3000英尺（914米），可以是铜或光纤。需要一个最低的变电站局域通信速度为1 Mbps。建议地形变电站的局域网和整合各种IED所示。
选择评标GPUE的六座变电站作为初始ISAS实现的试点。在1999年3月中旬完成，系统规范和所有主要的RTU厂商，以及控制系统的供应商，被要求提交意见。在评估标书时，它被确定没有一个单一的供应商可以完成整个要求。 RTU卖方未能满足自动化规范，数字控制系统集成SCADA的要求未能满足。所有的提议，显示技术上均不合格。与那些提供的最好的SCADA解决方案和最佳的自动化解决方案的供应商讨论后，最终提出一项协议，在美国马里兰州巴尔的摩D&L和美国特拉华州威尔明顿UE电气之间，在一个单一的解决方案上进行协作。
新ISAS由一台计算机提供CDC II型协议转换和可编程逻辑控制器（PLC），它提供了传统的输入/输出（I / O）接口和自动化平台。变电站局域网使用的Modbus Plus令牌环网，并直接与计算机，PLC和各种IED通信。虽然计算机之间的通信和公用事业的CDC EMS租用 线，系统的体系结构，将容纳其他的沟通方式，如拨号 线路和无线多址广播系统。
ISAS PC由一个基于计算机的SCADA系统，通信通过EMS CDC类型II协议和PLC和IED通过Modbus或Modbus Plus的协议。 D&L为这些应用开发的软件。基于PC的SCADA系统的核心是数据库，它被用作一个内部变量的计算和显示，并与其它PLC和EMS的通信。由于基于PC的SCADA系统没有一个CDC II型协议的通讯驱动程序，D&L专门为这个应用程序购买了位字节转换板和软件。
最令人印象深刻的功能的ISAS PC的硬件和软件开放性特点，从而消除了陈旧的忧虑。因此，GPUE的解决方案将随着硬件和软件的发展，使得它不需要改变任何已经安装的组件或系统。基于PC的SCADA系统还提供了一个人机界面（HMI）包，旨在显示变电站单行和表格显示相同的EMS。。
ISAS的PLC，它提供了传统的I/O接口和ISAS PC之间的接口，支持多种控制电源的要求，并符合所有规格的扫描性能和通量联系。非常适合被选为设备的PLC线路变电站环境，支持分布式I /O。
此外，PLC的编程语言，特别适合于该系统的可扩展性，允许有灵活性，用于确定最适合的编程语言的特定的应用程序相对于梯形逻辑，功能方框图，指令集和顺序流程图。此外，编程软件允许工程师“打包”标准化方案供以后使用。
一旦一个逻辑块进行开发和测试，整个逻辑块打包成一个单一的功能块，然后将其用于在任何其他的RTU的应用程序存储在模块库。这种方法适用于所有的PLC应用RTU仿真变电站自动化。 ISAS PLC与ISAS PC，是一个通用的解决方案，这意味着该实用程序可以使用任何品牌的PLC，以满足其功能要求及规格，因为这些设备与新技术发展。
正确执行的工厂验收测试（FAT）是最根本的元素，如此复杂的一个项目，为圆满完成。ISAS在FAT被分为两个具体领域的的SCADA接口和自动化平台。1999年5月，自动化平台在UE电气进行设备测试，其中一个完全集成的分布式自动化系统中的每一个组件组成，除SCADA接口，对PLC设备进行了测试，以确认系统的可扩展性、集成、扫描性能和吞吐量性能。测试结果显示，PLC系统满足或超过所有规格。在1999年7月，GPUE测试SCADA接口。四线专线从EMS控制中心运行ISAS实验室完全模拟变电站的各个方面，包括所有标准的IED。 CDC类型II协议的所有元素进行了测试，修改和重新测试，直到他们的工作完美无缺。进行负载测试，以确保该系统将支持多种变化，结果仍然正常通信。为FAT现场实施提供了坚实的基础。
现场实施安装风险最小化的实施ISAS的新功能，在一步一步的进行，在1999年9月初，在第一次安装在legacy变电站取代传统的RTU。在同一时间,两个新支线IED被安装和连接到账户PLC通过变电所局域网。断路器状态、控制、模拟和辅助状态都传达到PLC通过变电所Modbus加上局域网。
第二次安装，于1999年10月，是在Moselem变电站RTU再次被替换。在这里，一个新的变压器IED安装和ISAS PLC连接通过变电站的局域网。在Moselem变电站，总线加入局域网用于交流断路器状态和模拟状态。Moselem变电站还升级了变电站单线和表格显示。ISAS增强导致的组成了一个ISAS HMI监督委员会来设定标准，设立标准的未来人机界面屏幕。人机界面设计小组还组织开发和维护的HMI屏幕。在Moselem新发现的能力，表明了在基于计算机的SCADA数据库比将会报告给EMS存储更多信息。
第三次安装，于1999年12月，DuBois变电站取代了传统的RTU。此外，几个IED与增强Modbus Plus协议在变电站遥测安装。DuBois的ISAS是第一个系统，让计算机直接连接到Modbus Plus变电所局域网。DuBoi还增加了变电站单线和表格显示。第四次安装在2000年1月在河谷变电站完成。
ISAS的主要优点是其使用的一个完全开放的系统。所有组件都可以被取代和替换。该系统不要求特定的厂商，部件或专有的协议。即使在Modbus Plus协议被用于变电站的局域网，基础设施开发，以便方便地迁移到UCA / MMS协议。其他好处包括：*节约大量的信息和资本成本，可以通过网络沟通，从而降低辅助继电器，传感器，显示器，电缆，终端和面板布线的数量。 *它提供了一个ISAS PC与IED平台，为收集，存储和检索信息更加智能化的系统规划和资源配置效率较高，它直接集成。 *直接访问IED可以让维护人员查看断路器营运及其他设备监视，以确定何时需要维护。 *标准化重合闸已经建立了断路器，用于断路器以及总线传送和环状线分段方案，以提高变电站自动化的功能。
未来的GPUE相对于目前扩展的能力将包括配电自动化, 基于ISAS DX的ISAS DX系统设计，目前已经被安装在现场。
长期计划是将ISAS和ISAS DX充分整合成一个单一的全面的自动化体系。这种整合将提供一个智能的系统，这将优化系统性能，从柱上电容分布电路的大容量电力变压器。这将优化柱上电容器在配电线路和大容量变压器系统性能。
Jeffrey J. Mackauer是GPUE高级工程师，他参与了公司的能源管理系统。1979从密苏里理工大学于年获得了电子工程学士学位。此前，在美国佛罗里达州迈阿密佛罗里达电力和照明工作，现在在特拉华州多佛电力部门从事设计、测试和维护RTU和中继系统。 Mackauer在宾夕法尼亚州登记成为一个专业工程师。

A. DB B. DBMS C. DBAS D. DML
do case
A. x=int(x/10) B. x=int(x%10) C. x=x-int(x/10) D. x=x-int(x%10)
991201 李红 08/23/71 女 　89 　5 Memo

3. 使用菜单操作方法打开一个在当前目录下已经存在的查询文件zgjk.qpr后，在命令窗口生成的命令是________。
4.1 基础知识练习
A. LOOP B. EXIT C. SKIP D. GOTO
A. 视图与查询没有区别 B. 视图是一个虚表，不形成对应的磁盘文件
B. 视图和查询文件的扩展名都是.QPR

日照钢铁能源管控中心
供电车间事故应急预案汇编

编写：徐保帅、王恒
周洪生、邵衡

胡殿梅、杨瑛

孙明聪

2021年01月实施

日照钢铁能源管控中心
供电车间1#站运行方式

运行方式：（本预案的运行方式如下，以下所有预案都是此运行方式下的事故预案，运行方式改变预案需重新修订）
1#站：日钢II线带110kV I段母线带1#主变带10kV I段母线运行；110KV联络线带 110kV II、III段母线带2#主变、3#主变运行，3#主变带10kV III、IV段母线运行， 2#主变带10kV II段母线运行；110kV桥联1002开关运行，桥联1001开关热备用，110kV备自投投入；
4#站：制氧II线、2#主变、3＃主变运行在110kV II母线，日钢II线、制氧I线、水泥线、4#主变运行在110kV I母线，110kV联络线热备用于110kV II母，110kV母联100开关热备用，110kV母联备自投投入，1#主变冷备用，2#主变带10kV II、IV段母线运行，3#主变带10kV I、III段母线运行，4#主变带盈德6万制氧10kV配电室I、II、III段母线运行。

目 录
一：110KV线路故障预案 - 2 -
1、110kV联络线失电（备自投不动作） - 2 -
2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作） - 3 -
3、110kV联络线失电（备自投动作） - 4 -
4、日钢II线线路失电（备自投动作） - 5 -
5、日钢II线线路失电（备自投不动作） - 6 -
6、日钢II线线路保护动作，101开关跳闸（备自投不动作） - 7 -
7、日钢II线、110kV联络线线路失电 - 8 -
二：1#变压器故障预案 - 9 -
8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸 - 9 -
9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查 - 11 -
10、1#主变高后备动作、低后备动作 - 13 -
11、1#主变高后备动作、低后备不动作 - 15 -
12、1#主变低后备保护动作 - 17 -
三：2#变压器故障预案 - 18 -
13、2#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 - 18 -
14、2#主变主保护轻瓦斯报警，需将主变停电检查 - 20 -
15、2#主变高后备动作、低后备动作 - 22 -
16、2#主变高后备动作、低后备不动作 - 23 -
17、2#主变低后备保护动作 - 25 -
四：3#变压器故障预案 - 26 -
18、3#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸 - 26 -
19、3#主变油温异常上升，或其它异常情况需要将变压器停电处理 - 28 -
20、3#主变高后备动作、低后备动作 - 29 -
21、3#主变高后备动作、低后备不动作 - 30 -
22、3#主变低后备保护动作 - 31 -
五：接地事故预案 - 32 -
23、铁厂II期主控楼II6205开关柜二次直流接地 - 32 -
24、法液空6000制氧I6306线路弧光接地 - 33 -
25、15000制氧I 6102开关跳闸 - 34 -
26、1#喷煤I6101开关弧光接地 - 35 -
27、1#喷煤I6101开关金属性接地 - 36 -

一：110KV线路故障预案
1、 110kV联络线失电（备自投不动作）
事故原因：110kV联络线失电，（备自投不动作）
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；
（2）6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）2#、3#主变及10kV II、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kV II 、III、IV段母线无压，110KV联络线线路无压；
（4）2#、3#主变无声音。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路失电（线路无电压、无电流），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）
（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变
a.拉开110kV联络线102开关；
b.合上110kV桥联1001开关；
c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。
（恢复供电时间5分钟）
（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。
（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；
（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

2、110kV联络线线路保护动作跳闸（备自投不动作）

事故原因：110kV联络线线路保护动作跳闸，（备自投不动作）
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；
（2）110kV联络线102开关由合到分，10KV电容器6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）2#、3#主变及10kV II、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零， 10kV II 、III、IV段母线无压；
（4）2#、3#主变无声音。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查并与2＃站联系确认110kV联络线线路保护动作跳闸（线路无电压、无电流，102开关变位闪烁），110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）
（2）立即启动变电站事故应急处理预案：日钢II线带1#、2#、3#主变
a.确认110kV联络线102开关确在拉开位置；
b.合上110kV桥联1001开关；
c.检查2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。
（恢复供电时间5分钟）
（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置，查看联络线故障录波。
（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；
（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

3、110kV联络线失电（备自投动作）

事故原因：110kV联络线失电，（备自投动作）
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警。
（2）联络线102开关跳闸，110kv桥联1001开关合上，2＃电容器6204、3＃电容器6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）2#、3#主变及10kV II、III、IV段母线所带出线开关负荷降低，电压升高：
（4）2#、3#主变有明显充电声音。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查，并和2#站共同确认110kV联络线线路失电，110kV备自投动作，密切监视站内的工况运行情况；并检查各装置报文、数据、故障滤波及影响范围。（检查确认故障时间5分钟）
（2）变电站值班人员向电调、领导汇报事故经过及处理结果；
（3）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；
（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

4、日钢II线线路失电（备自投动作）

事故原因：日钢II线线路失电，（备自投动作）
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警。交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）日钢II线101开关跳闸，110kv桥联1001开关合上，1＃电容器6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）1#主变及10kV I段母线所带出线开关负荷降低；
（4）1#主变有明显充电声音。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查确认日钢II线线路失电，110kV备自投动作，密切监视站内的工况运行情况；并检查各装置报文、数据、故障滤波及影响范围。（检查确认故障时间5分钟）
（2）变电站值班人员向电调汇报事故经过及处理结果；
（3）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；
（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

5、日钢II线线路失电（备自投不动作）

事故原因：日钢II线线路失电，（备自投不动作）
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）1#主变及10kV I段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kV I段母线无压，110KV日钢II线线路无压；
（4）1#主变无声音。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查并结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线线路失电，110kV备自投不动作，密切监视站内的工况运行情况；（检查确认故障时间7分钟）
（2）立即启动变电站事故应急处理预案：联络线带1#、2#、3#主变
a.拉开日钢II线101开关；
b.合上110kV桥联1001开关；
c.检查1#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。
（恢复供电时间5分钟）
（3）变电站值班人员向电调、领导汇报事故处理结果；并通知电调派人检查110kV备自投装置。
（4）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化；
（5）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

6、日钢II线线路保护动作，101开关跳闸（备自投不动作）

事故原因：日钢II线线路保护动作跳闸，（备自投不动作）
事故征象：
（1）监控微机发出”保护动作”事故音响报警，交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）日钢II线101开关由合到分、6105开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）1#主变及10kV I段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零，10kV I段母线无压。
（4）1#主变无声音。
事故处理措施：
（1） 变电站值班员立即检查并结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线线路保护动作跳闸，110kV备自投不动作。（检查确认故障时间7分钟）
（2） 立即启动变电站事故异常处理预案：110KV联络线带1#、2#、3#主变。
1、确认日钢II线101开关跳闸；
2、合上桥联1001开关；
3、检查1＃主变充电正常，10kV母线带负荷正确。
（恢复供电时间5分钟）
（3） 向电调、领导汇报事故处理结果，并通知电调各分厂可以恢复正常生产，并通知电调安排检修人员检查110kV备自投装置；按照电调命令调整110kV侧运行方式调整，并注意10KV负荷及电压变化。
（4） 对事故处理过程检查确认并做好记录，并以书面形式上报电调。

7、日钢II线、110kV联络线线路失电

事故原因：110KV日钢II线、110KV联络线故障同时失电，导致1#站日钢II线、110kV联络线线路失电
事故象征：
（1）监控微机发出保护动作事故音响报警；
（2）6105、6204、6405开关跳闸，界面上相应的开关变位闪烁；
（3）1＃、2#、3#主变及10kV I、II、III、IV段母线所带出线开关负荷指示为零，电流为零， 10Kv I、II 、III、IV段母线无压；
（4）1＃、2#、3#主变无声音。
（5）全站失电，站内应急灯亮。
事故处理措施：
（1）变电站值班人员立即检查，并和2#站联系及结合4＃站装置信息（故障录波）确认日钢II线、110kV联络线线路失电，密切监视站内的工况运行情况；
（2）变电站值班人员立即向电调、领导进行简要汇报（事故象征、现运行方式、预处理方案）；此项按照事故处理原则可灵活掌握；（检查确认故障及汇报时间10分钟）
（3）按照电调命令，立即启动变电站事故应急处理预案： 用2＃站通过联络线带1#、2#、3#主变
首先确认2#站已对1#站110KV联络线送电，1#站2#、3#主变充电正常后，执行以下的操作：
a.拉开日钢II线101开关；
b.合上110kV桥联1001开关；
c.密切观察2＃站给110KV联络线送电情况。
d.检查1＃、2#、3#主变充电正常，10kV母线带负荷指示正确。
（恢复供电时间10分钟）
（4）变电站值班人员向电调汇报事故处理结果；
（5）变电站值班人员按照电调的命令执行110kV侧运行方式调整；
（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

二：1#变压器故障预案
8、1#主变主保护（重瓦斯、差动）动作跳闸

事故原因：1#主变主保护（重瓦斯、差动）保护动作跳闸。
事故征象：
（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警：交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变瓦斯（差动）保护动作；
（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关分位，界面上相应的开关变位闪烁。
（4）1#主变及10KV I段母线所带出线开关负荷、电流为零，10kV I段母线失压。
（5）1#主变无声音。
事故处理措施：
（1）检查1#主变及监控数据，确认1#主变主保护动作跳闸；（检查确认故障时间7分钟）
（2）启动变电站事故应急预案：先恢复1#站10KV I段母线保安电源，然后将4#站1#主变由冷备用转为运行，4#站1#主变带10KV I段母线， 3#主变带10KV III段母线及1#站10KV I段母线，2#主变带10KV II、IV段母线运行，最后将1#站1#主变转为检修。
1、检查1#站101、1001、61开关确在分位，合上1#站1#分段6100开关。
2、合上4#站1#主变11-2刀闸
3、合上4#站1#主变11-3刀闸
4、合上4#站1#主变11开关
5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸
6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板
7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置
8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）
9、拉开4#站10KV 1#分段6001开关（1#3#主变解列）
10、合上4#站10KV 1#联络线6306开关（4#站3#主变与1#站3#主变并列，日钢III\IV线合环）
11、拉开1#站1#分段6001开关（4#站3#主变与1#站3#主变解列）
12、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；
13、拉开1#主变11-1刀闸；
14、合上1＃主变11－D3接地刀闸；
（恢复供电时间5分钟）
（3）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知动力厂电调安排检修人员检查1#主变，按照电调命令执行以后的操作，监视各主变及10KV联络I线负荷情况，加强测温；
（4）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

9、1#主变本体轻瓦斯报警，需将主变停电检查

事故原因：1#主变轻瓦斯保护报警动作(或其他异常现象),需要将1#主变停电隔离。
事故象征：后台报1#主变本体轻瓦斯保护报警动作，现场查看瓦斯继电器内有气体（或伴有异常声音）
事故处理措施：
(1) 值班员检查1#主变现场及监控显示，确认主变异常情况属实，需要把1#主变停电处理；
（2）首先向电力调度申汇报事故现象，汇报相关领导。
（3）变电站值班员根据调度命令执行以下操作：
根据实际情况考虑投入4#站1#主变，4#站3#主变带4#站10KVIII段及1#站1#主变负荷，4#站1#主变带10KV I段母线运行，4#站2#主变带10KV II、IV段母线运行，然后把1#站1#主变停电隔离。
1、拉开1#站分段6001开关
2、合上1#站分段6100开关
3、合上4#站1#主变11-2刀闸
4、合上4#站1#主变11-3刀闸
5、合上4#站1#主变11开关
6、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸
7、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板
8、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置
9、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）
10、拉开4#站10KV 1#分段6001开关（4#站1#3#主变解列）
11、合上4#站110KV母联100开关（日钢III、IV线合环）
12、合上4#站10KV 1#联络线6306开关（4#站3#主变与1#站1#主变并列，检查档位一致）
13、拉开1#站1#主变61开关（4#站3#主变与1#站1#主变解列）
13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；
14、拉开1#主变11-1刀闸；
15、合上1＃主变11－D3接地刀闸；
（4）密切注意主变及10KV联络I线负荷情况；
（5）汇报电力调度事故处理过程，并通知厂电调安排检修人员进一步检查1#主变，并根据命令调整110KV侧运行方式。
（6）对事故处理过程检查确认并做好记录，以书面形式上报电调。

10、1#主变高后备动作、低后备动作

事故原因：1#主变高后备动作、低后备动作
事故象征：（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警；交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变低后备保护动作；1#主变高后备保护动作；
（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关分位，界面上相应的开关变位闪烁。
（4）1#主变及10KV I段母线所带出线开关负荷、电流为零，10kV I段母线失压。
（5）1#主变无声音。
事故处理措施：
（1）检查1#主变现场及监控数据，确认1#主变低后备、高后备保护动作跳闸；
（2）检查1#站主变高压侧至10KV室I段母线、PT柜、所有出线开关有无故障点，有无异音及异味。（检查确认故障时间7分钟）
（3）若同时伴有出线开关跳闸、拒动或保护启动等信息，确认是出线故障造成越级跳闸，检查主变无问题可试送主变。
（4）发现故障点在母线上以后，启动变电站事故预案：
1.通知10KV I段所带各分厂进行倒负荷（分厂拉开相应进线开关，合上母联开关）
2．向电调汇报已恢复供电；严密监视主变负荷情况，可考虑先由4#站3#主变通过10KV联络II线与1#站2#3#主变并列带1#站全部出线负荷，然后调整1#站10KV各段负荷分配，必要时要求各分厂执行紧急限电预案；
1、合上1#站10KV 2#分段6002开关（1#站2#3#主变并列，注意1#站2#3#主变负荷变化）
2、合上4#站1#主变11-2刀闸
3、合上4#站1#主变11-3刀闸
4、合上4#站1#主变11开关
5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸
6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板
7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置
8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）
9、拉开4#站3#主变63A开关（4#站1#3#主变解列）
10、合上4#站3#主变63B开关（4#站2#3#主变并列）
11、拉开4#站10KV 2#分段6002开关（4#站2#3#主变解列）
12、合上4#站10KV 联络II线6402开关（日钢III\IV线合环，4#站3#主变与1#站2#3#主变并列）
13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；
14、拉出10KV 1#分段6100小车开关至试验位置；
15、将1#站10KV I段所有出线开关转为检修；
（5）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员检查10KV I段母线及1#主变高后备装置，按照电调命令执行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；
（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调。

11、1#主变高后备动作、低后备不动作

事故原因：1#主变高后备动作、低后备不动作
事故象征：（1）交流屏I、II路切换装置报警；直流充电屏报警；交流I路失电；所有由380V交流供电的灯一闪；
（2）监控微机发出“保护动作”事故音响，事件列表报出1#主变高后备保护动作；
（3）日钢II线101开关、1#主变61开关、1#电容器6105开关，界面上相应的开关变位闪烁。
（4）1#主变及10KV I段母线所带出线开关负荷指示全为零；电流为零，10kV I段母线确无电压。
（5）1#主变无声音。
事故处理措施：
（1）检查1#主变及监控数据，确认1#主变高后备复压过流保护动作跳闸；
（2）检查1#站10KV室61开关至 主变高压侧区间内有无故障点，有无异音及异味。
（3）检查1#主变高后备保护装置有无误动情况，主变差动、瓦斯保护是否正常；（检查确认故障时间7分钟）
（4）发现故障点在110KV进线侧（差动、重瓦斯等主保护拒动）保护动作正确以后，启动变电站事故预案，根据主变负荷情况，执行以下操作；
1、检查1#站101、1001、61开关确在分位，合上1#站1#分段6100开关。
2、合上4#站1#主变11-2刀闸
3、合上4#站1#主变11-3刀闸
4、合上4#站1#主变11开关
5、拉开4#站1#主变1-D10中性点接地刀闸
6、退出4#站1#主变保护屏投高压零流保护压板，投入投高压间隙保护压板
7、推入4#站1#主变61小车开关至运行位置
8、合上4#站1#主变61开关，（检查1#3#主变档位一致，1#3#主变并列）
9、拉开4#站10KV 1#分段6001开关（1#3#主变解列）
10、合上4#站110KV母联100开关（日钢II\IV线合环）
11、合上4#站10KV联络I线6306开关（4#站3#主变与1#站3#主变并列，检查档位一致）
12、拉开1#站1#分段6001开关（4#站3#主变与1#站3#主变解列）
13、拉出1#站1#主变61小车开关至试验位置；
14、拉开1#主变11-1刀闸；
15、合上1＃主变11－D3接地刀闸；
（5）向电调、领导汇报事故处理过程，并通知电调安排检修人员处理故障点，按照电调命令行以后的操作：根据主变负荷情况，调整10kV侧运行方式等；
（6）变电站对事故处理过程做好记录，并以书面形式报电调

12、1#主变低后备保护动作

故原因：母线故障或越级跳闸造成1#主变低后备动作
事故象征：
1、监控微机发出“保护动作”事故音响， 1#主变低后备保护复压过流保护动作。
2、1#主变61开关分，开关变位闪烁，1#电容器6105开关变位闪烁。
3、1#主变所带的10KV I段无压无流，所带负荷指示为零
4、1电容器低电压保护动作跳闸
5、1#主变保护测控柜主变低后备保护CSC-326GL装置报复压过流保护动作
事故处理措施：
1、根据事故现象，现场检查确认1#主变61开关低后备保护动作跳闸。（检查确认故障时间7分钟）
2、简要汇报相关领导及电调事故情况
3、检查10KV I段开关柜无明显异常现象，若10KV I段出线柜有保护跳闸（或者拒动）告警，则手动隔离故障线路，合上1#主变61开关，恢复分厂供电。
4、若检查10KV I段母线室有明显故障点，故障在10KV母线段，则立即通知分厂让其拉开1#进线合上母联开关，将61开关转为冷备用。根据实际情况可考虑由4#站1#主变通过10KV联络II线与1#站2#3#主变并列带1#