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专变终端常见故障分析处理专变终端常见故障分析处理一、通讯类故障：（一）故障现象：终端安装到现场后，无法获得IP地址，无法注册前臵机。
观察信号强度发现只有一格或没有，重启终端后发现状态栏显示的终端信号强度小于13。
用场强测试仪测试周围发现信号强度衰减数值为：－80B～－95B。
原因分析：这是由于现场GPRS信号强度较弱造成。
解决方法：将这些终端逻辑地址、大用户名称以及地址统计出来并提交移动公司或者提交给终端厂家并邀请终端厂家、移动公司共同协商解决方案。
（二）故障现象：终端安装到现场后，在打开电屏门的状态下，终端可以正常上线并通过主站的联调；但是安装队关上柜门并离开现场一段时间后，由于现场停电等原因导致终端下线，发现终端掉线并再也无法重新上线。
原因分析：这是由于现场GPRS信号强度较弱造成。
但与第一点不同的是，终端所在电房周围的信号强度比较大，可以满足终端上线的要求，只是由于电屏门关闭后由于柜门对信号有较强的衰减作用导致柜内终端无法接收外界的信号，一旦终端掉线就需要重新进行拨号并注册网络，此时如果信号强度不够的话则极有可能导致终端无法成功注册前臵机。
这种现象一般出现现在箱变内比较多。
解决方法：针对此类终端，可加装外引天线，通过场强测试仪找到一个安全可靠并且信号强度较强的位臵安臵好外臵天线的接收端（三）故障现象：终端安装到现场后，终端可以正常拨号并显示信号强度，但是无法正常通过身份验证并获得IP地址，也没有相应的提示信息显示。
原因分析：这种现象的可能原因如下：1）SIM卡相关业务开通异常或SIM卡欠费等，导致SIM卡无法通过身份验证导致拨号失败。
解决方法：针对此类终端，可将终端中的SIM卡取出并清除干净SIM卡表面的污垢后重新装入终端，同时检查确信终端的天线连接紧固，在现场信号强度达到要求的情况下，一般可以解决问题，否则可考虑更换终端。
（四）故障现象：终端安装现场信号强度大于18，终端可以通过身份验证并获得IP 地址，但是注册前臵机失败，终端显示“登陆前臵机失败，休眠5分钟”的信息。
智能箱变测控装置的研究光伏行业发展迅速，但部分光伏电站存在结构复杂的问题，本文提出一种新的解决方案，将测控和通讯合二为一成为一种新型的测控装置。
文中，对测控装置的组成进行了详细的介绍，并对产品的创新性进行了归纳和总结。
通过现场运行得到了用户的肯定和认可。
关键词：太阳能;智能箱变测控;通讯管理机1.技术背景太阳能是未来最清洁、安全和可靠的能源，发达国家正在把太阳能的开发利用作为能源革命主要内容长期规划。
近年来，太阳能开发利用规模快速扩大，技术进步和产业升级加快，成本显著降低，已成为全球能源转型的重要领域[1]。
我国76%的国土光照充沛，光能资源分布较为均匀;与水电、风电、核电等相比，太阳能发电没有任何排放和噪声，应用技术成熟，安全可靠;除大规模并网发电和离网应用以外，太阳能还可以通过抽水、超导、蓄电池、制氢等多种方式储存，太阳能+蓄能几乎可以满足中国未来稳定的能源需求。
此外，太阳能光伏发电系统的装配几乎不受地域限制，对地理条件的要求不高，从南到北，从东到西，只要有光照的地方，都可以裝配光伏发电系统[2]。
2.装置概述目前大部分光伏发电单元内汇流箱、逆变器、箱变等设备先把信息送至通讯管理机，再由光纤收发器上传到综自系统，系统结构如图1所示，系统中各组成设备之间的连线如图中虚线所示，由此可以看出整个系统的接线过于繁多，增加了故障率，同时也增加了投资成本，不利于以后系统故障的排查。
我公司在传统方案的基础上进行了改进，将通信管理机、光纤交换机和箱变测控保护功能融为一体，完成了信号的采集和数据的传输;不仅简化了光伏发电单元的接线，又提高了系统的稳定性，降低了光伏电站测控通信类设备投资成本。
我公司研发的新一代智能箱变监控装置BHE-336T，可用于箱变的模拟量采集、非电量保护、远方控制和通讯功能。
从而实现升压站对光伏箱变的远程管理和自动化监控，满足光伏电站的“无人值班，少人值守”的运行管理方式。
3.装置组成为了适应光伏电站恶劣的现场环境，箱变监控装置的机箱采用加强型单元磨具机箱，后插拔的插件式结构，方便现场安装和更换。
光伏电站箱式变压器典型故障分析及处理措施摘要：现代化生产过程中，国民生活水平的大幅提高，用电需求也前所未有的扩大。
本文对光伏电站箱式变压器的典型故障进行分类分析，在发电送电过程中保障安全使用，满足人们在生产生活中对电气设备的需求。
对变压器的常见故障提出针对性解决措施，促进国家电力检修维护发展和安全生产。
关键词：变压器；故障诊断；绝缘监测引言：变压器作为压力容器的一个分支，在日复一日的运转过程中，承受内外部双重压力，故障的检修维修以及解决措施需要妥善安排。
逐渐提高电力系统的设备运行稳定性，保障光伏发电系统的正常生产，完善光伏电站的设备管理流程，保证国民用电需求正常供应，促进社会良好健康发展。
一、光伏电站箱式变压器的典型故障分析光伏电站箱式变压器的典型故障有三类，大致分为：低压绕组接地故障、高压侧出现断线和高低压侧短路问题。
首先，光伏电站工作运转过程中需要依靠光照，当光照条件不足时，发电单位停止工作，箱式变压器的低压装置容易出现单向接地的故障，待机状态下的逆变器依靠电网吸收电能。
在长期电压升高的情况下，变压器低压侧会出现损耗绝缘设置，甚至由单向接地恶化为多点接地。
在光照充足的条件下，逆变器切换到并网状态，低压绕组接地时，无法产生接地电流，直接降低逆变器的传输效率，减缓光伏发电能力[1]。
其次，高压侧出现断线的故障也是相当棘手的问题，当箱式变压器高压侧引线间断问题发生后，直接导致整个发电机组停止发电。
此时对箱式变压器进行检修维护时，可以明显听见装置内部有异常声响，多数其情况下当装置有异常响动发生时，就可大体判定是高压引线断线的情况，及时采取相应措施处理。
绕组断线的特征明显不同于高压引线断线故障，表现在绕组断线的直流电阻不会出现无穷大的测量结果。
最后，高压和低压侧绕组短路的故障为最常见，在箱式变压器工作状态时，大多数是因为绕组短路问题，具体表现为高低压侧对应的断路器跳闸，还会发生震动喷油等现象，通常可以判定是高低压侧发生相间短路故障。
风电光伏箱式变电站的运行状态分析摘要：箱式变电站在电力体系中发挥重要作用，关于箱式变电站的运行状态分析工作自然不可忽视。
本文首先分析监测箱式变电站运行状态时需要注意的事项，随后阐述检查箱式变电站状态的措施。
关键词：风电；光伏；箱式变电站；技术监督；运行状态分析1箱式变电站的构成与运行特点箱式变电站简称“箱变”，具有组装灵活、方便运输、便于操作，检修维护工作量小等特征，被广泛应用于风电场工程中。
箱变为风电场第一级升压设备，其低压侧电压一般为AC0.69kV，高压侧为AC35kV。
由于风场内各风电机组之间相距较远，为降低发电机回路的电能消耗，减少发电机回路动力电缆的长度和数量，风电机组与箱式变电站一般采用一机一变的单元接线组合方式。
除了海上风电机组等一些箱变置于塔筒内部方案以外，箱变一般安装布置于距离风机塔筒中心约15m处。
箱变将风电机组发出的电能升压至中压等级电压，再通过地埋电缆或架空集电线路送到升压站进行第二级升压。
风电场箱变具有如下运行特征：第一，变压器容量小，空载时间长。
国内陆上风电场单机多为1.5MW、2.0MW、2.5MW机型，容量均不大。
第二，低进高出的连接方式。
风电从箱变低压侧0.69kV进线，高压侧35kV出线，进出线均采用电缆连接方式。
目前多选用0.69kV/35kV的升压变压器升压，然后通过集电线路汇集至升压站35kV配电装置上。
第三，高压侧配置避雷器。
高压侧避雷器与风电机组内部的过电压保护装置组成过电压吸收回路，在高压侧的绝缘设计上应充分考虑避雷器残余电压对高压侧电气设备的影响。
第四，使用环境恶劣。
我国风力资源丰富的地区很多都是在极端温差大、风沙盛行、空气湿度大、盐雾聚集等环境恶劣的地区，箱变在设计生产中还应考虑防尘、防雨、防凝露、防动物进入以及通风散热的要求。
第五，过载时间少。
由于变压器容量一般都比风力发电机容量大，并且风机内部配置有微机自诊断功能，在风机过载时会自动采取限速措施或切机，箱变很少出现过载情况。
箱变故障一般象征、通用检查判断及处理方法参考（谨供参考）因安全生产部运行值班员调考，应现场运行值班人员的建议，结合现场设备实际情况，现将箱变故障处理相关内容整理如下，谨作为大家复习相关知识的参考，更多详细的介绍，请参考变压器、继电保护相关书籍，以及变压器、继电保护运行及事故处理规程的国家标准、行业标准。
由于时间仓促，个人技能水平有限，整理的内容不可避免会有疏漏、不周，欢迎提出意见和建议。
一、故障一般象征1、无论何种原因，导致箱变低压侧断路器跳闸的，该箱变对应的风力发电机组都将出现网络故障。
如果是70FB、71FB、76FB、77FB、89FB等箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国二线所有17台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
如果是73FB、74FB、82FB、83FB、94FB箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国一线所有16台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
2、温度类油温高：测温仪器或者油温表会有显示。
油温不正常升高：超过运行规程规定的温度值。
油温超过极限，超温保护会动作导致低压侧主断路器跳闸。
绕组温度高：就地组件室内有温度计显示。
油温、绕组温度的报警值等，请参照运行规程规定。
3、本体故障类压力释放器动作：低压侧主断路器会跳闸，组件室有大量油，故障严重时油箱可能变形、结合部位会漏油或喷油，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
内部故障（包括匝间短路、绝缘油或绝缘部件因高温分解产生气体等）尚未导致压力释放器动作时：内部油流声音异常，故障相电流增大，三相不平衡，油温不正常升高，内部可能会有放电声甚至爆破音，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
油箱漏油：变压器周围有漏油，组件室油位计指示下降，严重的油箱内部会有放电声。
二、通用的检查判断方法1、网络故障：如果多台风机同时发生网络故障，则可判断为节点风机的箱变跳闸，否则可判断为单台箱变跳闸。
17号箱式变压器低压侧信号异常跳闸处理报告17号箱式变压器低压侧信号异常跳闸处理报告2017年10月29日，运行人员值班时发现风机监控后台17号风机报机舱400VAC供电防雷反馈丢失故障、风机通讯中断，箱变监控后台17号箱变报警信息为“零序过流跳闸”。
经现场运维人员就地检查发现17号箱变低压侧跳闸，查看测控装置报警信息为“低压零序过流跳闸”，确定需对17号箱变停电进行检查处理，现将本次检查处理过程汇报如下：一、跳闸前运行方式1.220kV汇集站设备运行正常；2.110kV升压站设备运行正常；3.35 kV 五回集电线路运行正常；4.40台箱变运行正常；5.40台风机运行正常。
二、跳闸前现象运行人员在监盘过程中发现风机报机舱400VAC供电防雷反馈丢失故障,风机通讯中断，箱变后台监控报警，零序过流跳闸，时间101ms,动作电流0.2A，就地检查发现箱变低压侧跳闸，所报出信息与后台一致。
三、跳闸后检查处理情况1.10月29日15时20分，就地对17号箱变高压侧进行停电做安全隔离措施检查，对箱变本体进行绝缘测试合格为2500MΩ以上。
对低压侧进行绝缘测试，结果为：A-地1.4MΩ；B-地1.4MΩ；C-地1.6MΩ；AB-0.6MΩ；BC-1.3MΩ；AC-1.3MΩ。
发现AB相间绝缘值与AC、BC相比较低，认为是低压侧电缆有相间接地导致，于是将箱变低压侧电缆风机侧和箱变侧全部脱开检查，测试发现电缆及相间绝缘合格。
检查测控装置定值设定正确，低压断路器本体定值设定无误，判断可能是测控装置故障或误报导致跳闸，退出测控装置出口压板，恢复对箱变送电后运行正常。
2.11月02日9时00分，箱变厂家人员到就地对低压侧端子排至测控装置接线进行核对检查，确认接线正确；于是将正在消缺（运行正常）28号箱变测控装置与17号箱变测控装置中PLC板和CPU板更换，恢复所有接线后对17号箱变送电，风机并网后箱变发生跳闸，初步判断为测控装置除PLC板和CPU板外部分故障，于是将备用箱变整套测控装置更换到17号箱变上，恢复送电后箱变低压侧发生跳闸。
箱变是将高低压一次设备、变压器、二次设备在工厂内集成在一个双层、密封、防腐、可移动的户外箱体内•本大对箱变的运行、巡视、维护及常见的规定作了较为详细的介绍。
箱变的全称是箱式变电站•是一种将电力变压器和高、低压配电装置等组合在一个或几个柜体的，可以吊装运输的箱式电力设备。
由于它结构紧凑、外观整洁、移动安装方便、维护量小等特，在铁路、工厂、城市的电网建设中被大量采用。
一、箱变的结构箱变的总体结构主要分为高压开关设备、变压器及低压配电装置三大部分。
根据系统需要，高压开关可选用六氟化硫或真空断路器、环网开关、负荷开关加熔断器。
还可在高压侧加装计量装置。
低压侧一般安装有总开关及分路馈线开关，也有的只安装馈线开关•向低压终端用户直接馈电。
还可装补偿电容器、计量装置等。
配电变压器一般选用油浸式或干式变压器。
高压开关设备所在的室一般称为高压室变压器所在的室一般称为变压器室，低压配电装置所在的室称为低压室，这三个室在箱变中有目”字型布置和品”字型布置。
箱变是因由多件单独设备根据用户需要组合，因此有各种形式和功能，根据其结构的不同可分为美式箱式变和欧式箱式变。
我国的一般采用的是欧式箱变。
二，箱变的运行与维护（一箱变运行的基本要求1•箱式设备放置的地坪应选择在较高处，不能放在低洼处，以免雨水灌入箱内影响运行。
浇制混凝土平台时要留有空挡•便于电缆进出线的敷设。
2•箱体与接地网必须有两处可靠的连接，箱变接地和接零可共用一接地网，接地网一般在基础的四角打接地桩，然后连成一体。
3•箱式设备周围不能违章堆物，确保电气设备的通风及运行巡视需要，箱变以自然风循环冷却为主，变压器室门不应堵塞。
4.高压配电装置中的环网开关、变压器.避雷器等设备应定期巡视维护，发现缺陷及时整修，定期进行绝缘预防性试脸。
作时要正确解除机械连锁，并使用绝缘棒操作。
（二箱变的巡视维护箱变应根据巡视维护周期进行定期巡视（每月不少于一次，测试电缆终端头连接处的温度，检查设备运行情况，必要时进行试脸。
文章编号：1004-289X(2021)03-0090-03一起接地变保护测控装置通讯中断及所用电ATS装置故障分析及处理钟乐安(国网嘉兴供电公司，浙江嘉兴314000)摘要：本文分析了一起典型的测控装置通讯中断以及所用电自动切换装置故障事件，通过消缺排查确定了故障发生的原因,由于存在调度监控平台无法正确采集异常光字,导致通讯中断无法及时发现；由于自动切换装置分闸控制模块损坏，所用电切换装置无法恢复正常运行方式。
该事件提醒我们需重视设备光字核对工作以及备齐备品备件，从而避免此类异常事件的再次发生。
关键词:测控装置；自动切换装置；异常光字;备品备件中图分类号:TM76文献标识码：BAnalysis and Treatment for a Communication Interruption of Ground Protection Survey and Control Device and Its Power-driver ATS Device FaultZHONG Le-an(State Grid Jiaxing Power Supply Company,Jiaxing314000,China)Abstract:In this paper，a typical communication interruption of measurement and control device and a fault event of automatic power switching device is analyzed，and the cause of the fault is determined by eliminating defects.Due to the problem that the dispatching and monitoring platform can't collect the abnormal signals correctly,the communication interruption can't be found in time;due to the damage of the opening control module of the automatic switching device，the power switching device cannot return to normal operation mode.This event reminds us that we should pay attention to the work of checking equipment signals and prepare all the spare parts,so as to avoid the recurrence of such abnormal events.Key words:observingand control device;automatic power switching device;abnormal signals;spare parts1引言接地变作为变电站一种常用的电气设备，起到为系统提供接地保护和兼做所用变的作用，常用于35kV或10kV中性点不直接接地系统，在发生单相接地时,能可靠熄灭电弧,防止发生接地过电压,造成设备绝缘损坏;当兼做所用变时，可带二次负荷供站用电使用。
津秦高铁电力远动箱式变电站常见故障及处理方法唐山供电段张丙其张瑜摘要：高速铁路电力远动箱式变电站是铁路电力供电系统的重要组成部分，直接为通信、信号行车设备提供电源，同时担负着沿线隧道照明、警务区、岗亭等其他三级负荷供电任务。
为了满足铁路运输生产需要，提高供电质量，本文通过对津秦高铁电力远动箱式变电站常见故障进行分析，研究深层次原因，探索判断故障类型的方法，达到快速准确处理故障的目的，同时减少一线职工维护工作量。
关键词：高速铁路；电力远动箱变；常见故障；处理方法0前言高铁电力远动箱式变电站是铁路电力供电系统的重要组成部分，直接为通信、信号行车设备提供电源。
箱变约每隔3km一台，数量多，维护大，设备常见的故障有远动测控终端和通道故障、遥控遥信遥测故障、UPS故障、SF6气体泄漏故障、风机故障等，这些故障大大降低了高铁电力供电质量，同时也增加了一线职工维护工作量。
1 箱变常见故障及处理方法1.1 远动测控终端和通道故障1.1.1 RTU故障RTU是远程测控终端的简称，以津秦高铁为例，电力箱变RTU使用的是北京南凯有限公司生产的NK5730-L1型箱变RTU，由主通信模块RAM、遥测模块DSP AD、遥信遥控模块DSP DIO、CT/PT、DI、DO、电源等板件组成。
RTU故障最多的就是RAM板，其次是DSP DIO板。
查找RTU故障，首先要观察板件运行指示灯、判断RTU各板件的的运行状态，当四块DSP板都没有数据接收时可判断RAM板损坏，如果某个DSP板接收或发送不正常，其他DSP及RAM板指示灯正常，说明这个DSP 板故障。
为进一步确认某个板件故障，需用电脑通过RTU四个RJ45口登录RTU，查看内部数据信息及检查与RAM板件数据链接情况。
板件一旦故障必须更换板件，重新装载程序数据，防止同一板件多次使用，埋下不稳定隐患。
1.1.2 电力SCADA系统远动通道中断电力SCADA系统主要由调度端、通信通道、被控站三个部分组成，每个部分出问题都能导致SCADA系统远动通道中断。
STN300数字式箱变保护测控装置一、概述为降低线路损耗，一般在风机终端或光伏逆变器旁配置 10/35KV 箱式升压站，他们间距达数百米，离集控室较远，且均处于空旷的野外，自然环境比较恶劣，不方便人工巡视，使得风电箱变和光伏箱变成为监控难点。
STN300数字式箱变保护测控装置能够对风电和光伏箱变进行保护和远程监控，全面实现对风电和光伏箱变的“遥信、遥测、遥控、遥调”功能；实现风电工程的“少人值班”的运行管理模式。
1.1 装置系列主要特点²装置采用最新一代高性能DSP内核的ARM，使产品的稳定性和运算速度得到充分保证；²标准6U 1/3 铝合金筒形机箱，深度适中，就地安装于风电箱内；²采集模块采用16位的A/D转换器，各项测量计算指标轻松达到要求；²配置大容量的存储模块，可记录10个录波报告，记录的事件数不少于500条，具有掉电保持功能；²高精度的时钟芯片，并配置有B码及GPS对时电路（二选一），便于全系统时钟同步；²配备高速以太网络通信接口（两光两电），并向下兼容485通讯接口；²采用大屏幕液晶，各项数据更加直观明了；²精心的电气设计，整机无可调节器件，实现了免调试概念设计；²高等级、高品质保证的元器件选用；²完善的自诊断功能；²防潮、防尘、抗振动的机箱设计；²48路开关量输入(含非电量输入)；²8路继电器输出；²可选配6路直流量测量，3路热电阻输入，3路4-20mA输入；²可选配规约转换模块（8路串口），支持现场多种设备接入和规约转换，方便各种就地设备以光纤方式上传各种信息；²可用工作于超低温工作环境（如-40℃）；²高抗干扰性，通过10项电磁兼容认证（快速瞬变、静电放电、浪涌抗干扰等）。
1.2 主要功能配置如下：Ø过电流保护Ø零序电流保护Ø非电量保护Ø反时限保护Ø低电压保护Ø过电压保护ØPT 断线ØI、U、P、Q、cosφ、Hz、48 路开关量采集二、技术参数2.1 额定参数2.1.1额定直流电压：AC/DC 86~275V2.1.2 额定交流数据：a) 相电压3/100 Vb) 交流电流 5A或1A（订货注明）c) 额定频率 50Hz2.1.3 功率消耗：a) 直流回路正常工作时：不大于10W动作时：不大于15Wb) 交流电压回路每相不大于0.5VAc) 交流电流回路额定电流为5A时：每相不大于1VA额定电流为1A时：每相不大于0.5VA 2.1.4 状态量电平： 220V或110V（订货注明）2.2 主要技术性能2.2.1采样回路精确工作范围电压：0.5 V～120V电流：0.08In－20In2.2.2接点容量信号回路接点载流容量 400VA信号回路接点断弧容量 60VA2.2.3跳合闸电流本装置跳合闸电流采用自适应模式，无需选择。
浅析变电站通信系统故障及处理方法【摘要】随着智能电网的普及和推广，作为变电站重要组成部分的变电站通信系统基本全面实现了光纤化覆盖，其安全性与电力系统的可靠性紧密相关。
如果变电站通信系统的故障不能及时处理和排除，则会严重影响着电力系统供电的安全稳定。
本文从变电站通信系统的入手，首先讨论了通信系统的结构，接着分析了通信系统常出现的一些典型故障，最后，提出了故障的处理方法及措施。
【关键词】变电站通信系统光缆故障光纤误码变电站通信系统是变电站的重要组成部分，近年来，随着国网公司对智能电网的推广和普及，变电站通信系统已经实现了全面的光纤化覆盖，变电站智能化进入了快速发展的时期，极大地提高了其在线运行的可靠性以及自动化水平。
但是，在变电站的运行过程中也存在一些如通信网络故障、光缆通道故障、光纤通道故障或误码等一系列问题。
若不能对故障进行及时发现及处理，则对变电站的安全稳定运行造成很大的影响。
因此，对变电站通信系统可能发生的故障及处理的研究十分必要。
1 变电站通信系统的结构近年来，随着通信技术和计算机技术快速发展，特别是网络技术在电力系统中的的应用，在通信技术p（4）控制以上的采集量。
间隔层由两部分，间隔处理单元和保护单元组成。
间隔层起到中间衔接作用，汇总过程层的采集数据，同时向站控层汇总数据。
同时，间隔层还适当控制着汇总统计后的数据。
图1中所示的站级控制单元和人机交互单元即为站控层。
它将接收到的调度指令，传送至间隔层，控制过程层的各个变量进行。
同时，站控层可以采集间隔层的数据信息用以建立历史数据库，方便信息记录。
而站控层独有的人机交互单元，使得信息的显示及处理非常方便，有报警、打印信息以及数据输出等的功能。
2 p2.1.2 引起通信网络出错的原因通信网络出错通常是因为通信管理机故障或着是CAN总线系统故障所导致的。
（1）通信管理机故障：1）通信芯片损坏，或者管理机内电路板某处故障；2）为电源板供电的变压器发生故障；3）监控系统参数与端口设置的波特率、流控制、校验位等的参数不同；4）如果通讯管理机的通讯口无报文，可能是因为其背板上的收发信号线或是信号地线的接线问题，若接线正确，则很可能是CPU 异常。
箱变故障一般象征、通用检查判断及处理方法参考（谨供参考）因安全生产部运行值班员调考，应现场运行值班人员的建议，结合现场设备实际情况，现将箱变故障处理相关内容整理如下，谨作为大家复习相关知识的参考，更多详细的介绍，请参考变压器、继电保护相关书籍，以及变压器、继电保护运行及事故处理规程的国家标准、行业标准。
由于时间仓促，个人技能水平有限，整理的内容不可避免会有疏漏、不周，欢迎提出意见和建议。
一、故障一般象征1、无论何种原因，导致箱变低压侧断路器跳闸的，该箱变对应的风力发电机组都将出现网络故障。
如果是70FB、71FB、76FB、77FB、89FB等箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国二线所有17台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
如果是73FB、74FB、82FB、83FB、94FB箱变跳闸，所对应的风机属于线路或分支线路的通讯节点，则还可能使岸国一线所有16台风机，或箱变所在分支线路所接的各台风机同时出现网络故障。
2、温度类油温高：测温仪器或者油温表会有显示。
油温不正常升高：超过运行规程规定的温度值。
油温超过极限，超温保护会动作导致低压侧主断路器跳闸。
绕组温度高：就地组件室内有温度计显示。
油温、绕组温度的报警值等，请参照运行规程规定。
3、本体故障类压力释放器动作：低压侧主断路器会跳闸，组件室有大量油，故障严重时油箱可能变形、结合部位会漏油或喷油，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
内部故障（包括匝间短路、绝缘油或绝缘部件因高温分解产生气体等）尚未导致压力释放器动作时：内部油流声音异常，故障相电流增大，三相不平衡，油温不正常升高，内部可能会有放电声甚至爆破音，油质取样可能有黑色固体颗粒，色谱分析可能有大量挥发性气体。
油箱漏油：变压器周围有漏油，组件室油位计指示下降，严重的油箱内部会有放电声。
二、通用的检查判断方法1、网络故障：如果多台风机同时发生网络故障，则可判断为节点风机的箱变跳闸，否则可判断为单台箱变跳闸。
9719 风电场箱变测控装置目录一．装置简介............................. 错误!未定义书签。
二．装置特点............................. 错误!未定义书签。
三．技术指标............................. 错误!未定义书签。
四．装置硬件............................. 错误!未定义书签。
五．装置接线............................. 错误!未定义书签。
六．装置菜单及爱惜原理说明............... 错误!未定义书签。
七．装置端子图及原理图................... 错误!未定义书签。
八．投运说明............................. 错误!未定义书签。
九．贮存与保修........................... 错误!未定义书签。
十．发货资料............................. 错误!未定义书签。
十一. 定货须知........................... 错误!未定义书签。
一．装置简介9719 风电场箱变测控装置应用于风电场箱式变压器高、低压侧全数信息的监测、操纵及事件信息上传。
可搜集风电场升压变压器的模拟量搜集、非电量爱惜、远方操纵；高压侧开关的远方操纵、信号搜集；辅助变压器的远方操纵、信号搜集和通信功能。
实现升压站对风电场的远程治理和自动化监控，知足风电场箱变的“无人值班，少人值守”的运行治理方式。
若是接入爱惜CT，可含有差动爱惜、过流爱惜等所需要的爱惜功能。
（一）.爱惜功能（低压侧）：1．电流爱惜：速断；限时速断；过电流；过负荷；2．电压爱惜：过电压；低电压；PT断线；PT失压；3.非电量爱惜：重瓦斯跳闸、轻瓦斯告警；温度超高跳闸、高温告警；油位高告警、油位低告警；压力释放（跳闸、告警可选）；压力异样告警；4.装置自检：装置自检显现故障时，故障继电器有出口，同时红色故障指示灯点亮。
