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110kV無人值班院前變電站電氣設備運行規程 發布人:格瓦拉 | 發布時間:2013-2-11
 
1、主題內容與適用范圍 本規程包括院前變電站一、二次電氣設備的運行管理與規定、設備操作、事故、異常處理和電氣設備技術規范。 本規程適用于院前變電站的運行、操作、維護、事故及異常處理 2 、引用標準 國務院115號令---93 《電網調度管理條例》 部頒DL408---91《電業安全工作規程》(發電廠和變電所電氣部分) 部頒水電部---72《電氣事故處理規程》 部頒DL/T57---95《電力變壓器運行規程》 部頒-----91 《高壓斷路器運行規程》 部頒電力部---79 《電力電纜運行規程》 省局---97 《福建省電力系統調度規程》 省局---98 《發電廠、變電所電氣部分執行“兩票”的補充規定》 3.總則 3.1 巡檢站人員必須熟悉本規程,并認真執行。 3.2泉州電業局分管生產的副局長、總工程師、有關科室、生產部門領導及技術人員、調度員必須熟悉本規程的有關部分。 3.3本規程如與上級規程(規定)有相抵觸時,應按上級規程(規定)執行。 3.4本規程在執行過程中,應根據現場實際情況變化及時進行修正、補充,并經局總工程師審核批準后執行,以確保規程的正確和完整性。 3.5本規程每年應進行一次年審,5年應重新修編。 3.6巡檢站的人員每年應進行一次本規程考試,并將考試成績記入個人安全技術擋案。 4 無人值班變電站運行管理說明 4.1電氣設備運行管理原則 本站主變及各側開關(包括所屬設備)、110 kV、35KV、10 kV母線、配電裝置及所屬設備、并聯電容器組及所屬設備為地調管轄設備,上述設備的操作均應聽從地調調度員的命令執行。站用變(備用站用變)及附屬設備、直流系統為巡檢站自管設備。 4.2、本站電氣設備的基本情況及運行管理 全站運行模式采用無人值班,集中監控方式。 4.2.1調度中心可遙測的電氣量 1) 110KV線路電流、有功功率、無功功率(有功電量、無功電量) 2) 110KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母線電壓 3) 主變三側(3#主變兩側)開關電流、有功功率、無功功率。(有功電量、無功電量) 4) 35KV母線線電壓,相電壓 5) 10KV母線線電壓,相電壓 6) 直流母線電壓 7) 所用電電壓 [注:個別遙測量(如電量等)可能受遠動系統的影響,目前未全部接入調度中心。] 4.2.2調度遙信部分 4.2.2.1 110KV部分: 1) 110KV城院線101、102開關:保護動作、開關壓力異常、線路保護故障、控制回路斷線、各開關、刀閘的位置信號; 2) 110KV井院線113開關:控制回路斷線、(開關)SF6氣體壓力低、開關彈簧未儲能 4.2.2.2主變部分: (1)1、2#主變:保護動作,瓦斯動作,油溫過高,過負荷、冷卻器故障,控制回路斷線、電壓回路斷線、消弧線圈接地、主變各檔位 (2)3#主變:差動動作 、瓦斯動作、直流消失 ,過負荷、中性點零序、復合電壓過流、零序過壓、溫過高,過負荷、冷卻器故障、主變各檔位 4.2.2.3 10KV部分: (1) Ⅰ、Ⅱ母線上的開關:保護動作,線路失地,開關位置 (2) Ⅲ段母線的開關:線路保護、線路失地、彈簧儲能、開關位置 4.2.2.4中央信號: (1) 事故信號熔絲斷、預告信號熔絲斷 (2) 110KV、35KV、10KV系統:控制回路斷線 (3) 35KV、10KV系統:電壓回路斷線 (4) 35KV、10KV線路重合閘 (5) 10KV PT斷線 (6) 1、2、3#站用變保護:控制回路斷線 (7)低周信號:第一、二、三、四輪動作,低周裝置故障 (8)10KVⅢ段母線失地、10KVⅢ段母線或線路失地 (9)10KVⅢ段母線:10KV系統控制回路斷線、10KV線路重合閘 (10)10KVⅢ段母線低周信號:第一、二、三輪動作,低周裝置故障 (11)直流系統異常 (12)火警 4.2.3遙控部分: (1) 各開關的分合閘; (2) 主變有載調壓開關的升、降檔與急停。 5、電氣設備倒閘操作的基本要求 5.1倒閘操作必須根據值班調度員或值班負責人的命令,復誦無誤后按操作票執行(事故處理除外)。操作任務完成后應及時匯報發令人。在變電站設備上的工作,無須進行倒閘操作者,亦應根據工作內容和調度管轄范圍,向值班調度員匯報。 5.2倒閘操作前必須明確操作任務和目的、停電范圍、停電時間及安全措施等。 5.3倒閘操作前應考慮到: (1)是否會造成帶負荷拉合刀閘或帶地線合閘。 (2)是否會造成設備過負荷。 (3)繼電保護、自動裝置使用是否正確,是否需要切換。 (4)被操作設備能否滿足操作要求。 (5)主變分接頭位置是否合理,無功補償裝置投退情況,防止操作過程中引起過電壓。 (6)操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化,防止設備超穩定極限或過負荷、過電壓運行。 5.4倒閘操作必須至少有兩人進行,其中一人操作,一人監護。有條件的應盡可能設第二監護人。倒閘操作必須嚴格執行監護復誦制,以確保操作安全。 5.5操作中每執行一項,應嚴格執行“四對照”,即對照設備名稱、編號、位置和拉合方向。每到被操作設備前,監護人和操作人要先核對設備名稱、編號、位置和拉合方向與操作票所列順序、內容是否相符,確認符合后方可執行。 5.6操作必須按操作票的順序依次進行,不得跳項、漏項,不得擅自更改操作票,在特殊情況下(如系統運行方式改變等)需要跳項操作或不需要的操作項目,必須有值班調度員命令或值班長的批準,確認無誤操作的可能,方可進行操作。不需要的操作的項目,要在操作票備注欄注明原因,在操作中嚴禁穿插口頭命令的操作項目。 5.7在操作中,若發生事故,應停止操作,先處理事故。待事故處理完畢或告一段落后,經值班調度員和班長許可,方可繼續操作。 5.8在操作過程中,如對某一操作項目發生疑問,應立即停止操作,直到弄清后方可繼續操作。嚴禁在操作中隨意更改操作步驟。 5.9重要或復雜的操作,站長或技術員應到現場監督,并與監護人共同 對操作的正確性負責,及時糾正操作人員的不正確行為,增強操作的嚴肅性。 5.10倒閘操作的步驟 (1)接受命令:由值班負責人接受值班調度員的命令,經復誦無誤后,把命令記錄在操作命令記錄本上。 如果受令人認為值班調度員下達的命令不正確時,應立即向值班調度員提出意見,如果發令人仍堅持原命令,受令人必須迅速執行。如果執行命令將威脅人身、設備或系統安全時,受令人應拒絕執行,并將拒絕執行的理由報告調度所和局分管生產的領導、本部門領導。 (2)對圖填票:操作人根據操作命令核對模擬圖板填寫操作票。 (3)審核批準:操作票應經監護人和值班負責人分別審核并確認無誤后簽名批準,將操作票交還操作人。 (4)模擬操作:正式操作前由監護人按操作票的項目順序唱票,由操作人翻正模擬圖板,核對其操作票的正確性。 (5)唱票復誦及逐項勾票:操作人和監護人攜帶操作票和安全工具進入操作現場,監護人在操作設備前持票高聲唱票,操作人核對復誦并接到監護人“執行”的口令后,方可操作。監護人在操作開始時,應記錄操作時間,每項操作完后,即在操作票該項前做“√”記號。 (6)檢查設備:操作人在監護人的監護下,檢查操作結果,包括表計指示及各種信號指示燈是否正常。 (7)匯報完成:操作票上的全部項目依次操作完畢后,應記下完畢時間,并向值班調度員報告執行完畢,在操作票上蓋上“已執行”印章。 5.11倒閘操作票的填寫 5.11.1倒閘操作的基本操作術語及其含義見附錄(一)。 5.11.2變電站設備及輸電線路(開關、線路、主變、母線、PT等)的狀態共四種:運行狀態、熱備用狀態、冷備用狀態、檢修狀態。設備各種狀態的具體規定見附錄(二)。 5.11.3操作票的填寫項目,除按照《電業安全工作規程》第20條內容和省局《發電廠、變電所電氣部分執行“兩票”的補充規定》第2.3條內容填寫外,還應填寫以下項目: (1) 自動裝置的投退及投退方式開關的切換; (2) 二次回路空氣開關和控制回路電源開關(熔絲)的投入或解除; (3) 保護裝置的投入或解除; (4) 電流互感器二次端子的切換。 5.11.5下列操作可不用操作票但必須執行監護復誦制,并記錄在巡檢記錄本內: 1、斷合開關的單一操作: 2、事故處理; 3、拆除全站僅有的一組接地線或斷開僅有的一組接地刀閘。 5.12并列與解列操作 5.12.1 系統并列的條件如下: (1)相序相同: (2)兩系統頻率差不大于0.5Hz; (3)并列點兩側電壓基本相等,電壓差不大于額定電壓的20%。 5.12.2系統解列操作時,應先將有功潮流調至接近于零。一般宜由小系統向大系統送少量的有功;無功潮流調至盡量少,使解列后的兩個系統頻率、電壓均在允許范圍內。 5.13合環與解環操作 5.13.1合環前應確認兩側電壓、相位一致。 5.13.2合環前應將兩側電壓差調至最小。環狀網絡合環的電壓差一般允許在額定電壓的20%以內,也允許有一定的功角差;但必須考慮合解環時環路功率和沖擊電流對負荷分配和繼電保護的影響,防止設備過載和繼電保護誤動作。 5.13.3合環操作應盡量使用有并列能力的開關,便于監視合環處的壓差、角差,必要時可解除同期閉鎖。當合環操作中,同期整步表出現頻差現象時,應立即停止操作,并向值班調度匯報。 5.13.3合解環操作應盡量避開高峰負荷時間。 5.13.4凡跨越兩個以上變電站的合解環操作。操作過程合環時間一般不超過半小時。 5.13.5解環操作時,應先檢查解環點的有功、無功潮流。確保解環后各部分電壓在規定范圍內。 5.14允許用刀閘進行的操作: 5.14.1拉合無故障的電壓互感器及避雷器; 5.14.2拉合母線及直接連接在母線上的電容電流; 5.14.3拉合無接地故障變壓器的中性點接地刀閘 5.14.4用三連刀閘拉合勵磁電流不超過2安培的空載變壓器和電容電流不超過5安培的空送線路。 5.15開關操作 5.15.1開關允許斷合負荷電流、各種設備的充電電流以及額定遮斷容量內的故障電流。 5.15.2開關合閘前,必須檢查繼電保護已按規定投入。 5.15.3開關操作前后,必須檢查有關儀表、顯示器上開關顯示及指示燈的指示是否正常。 5.15.4沒有保護動作信號而跳閘的開關,在未查明原因前禁止投入運行。 5.16主變壓器操作 5.16.1變壓器在連接組別、相位相同,電壓比、短路電壓值相等的條件下允許并列。 5.16.2變壓器送電時應先送電源側開關,停電時應先拉負荷側開關。變壓器倒換操作時,應先檢查并入的變壓器已帶上負荷后,方可進行停役變壓器的操作。 5.16.7110kV變壓器的停送電操作均應在該變壓器中性點接地后進行。以防止操作過電壓。 主變中性點的倒換操作應按先合后斷的原則進行,并縮短操作時間。 5.16.8嚴禁變壓器無主保護運行。 (1)運行中的變壓器濾油、加油以及打開各種閥門放氣、放油、清理呼吸孔時,重瓦斯保護應投信號。 (2) 變壓器充電時,重瓦斯及差動保護應投跳閘。 5.17互感器操作 5.17.1電壓互感器操作應按下列順序進行 投入時,應先合上高壓側刀閘,再合上二次側空氣開關或插上二次熔絲。停用時順序與此相反。每次操作后應檢查母線電壓表指示是否正常。 5.17.2因工作需要帶電將電流互感器二次側短接或二次側電流端子切換時,操作者應戴絕緣手套,站在絕緣墊上。在短接時,應先接好接地線,然后逐相短接。若是二次側電流端子切換時,應先將電流端子逐相短接后再進行切換,切換后再逐相解除短接。在操作過程中要嚴防電流回路開路,且在操作前應將有關保護退出。 5.18線路操作 5.18.1線路停電應先斷開關、再斷負荷側刀閘、后斷開母線側刀閘。送電時順序以此相反。 5.18.2線路停電轉檢修時,必須在線路兩側開關、刀閘、旁路刀閘、PT刀閘(或PT二次側開關)完全斷開后方可掛地線或合接地刀閘。送電時則應在線路兩側接地線或接地刀閘完全拆除或斷開后,方可進行刀閘、開關的操作。 5.19母線操作 5.19.1新投入或經過檢修的母線應選擇保護能盡快切除故障的開關試送電,優先選擇帶充電保護的母聯開關。只有經充電證實母線無故障后,方能由刀閘操作帶電。 6、一次電氣設備的運行處理 6.1主變壓器 6.1.1主變壓器的主要技術參數: #1 、#2主變: 型號:SFSZ7—31500/110Yn.YNO.d11 額定電壓: 110±8×1.5%/38.5±2×2.5/10.5kV 額定電流:165.3A/472.4A/1732A 短路阻抗:#1:110/38.5:10.24% #2:9.75% 110/10.5:17.16% 17.64% 38.5/10.5:6.31% 6.57% 冷卻方式:ONAF 調壓方式:有載調壓19檔 有載調壓檔位電流與電壓關系: 檔位 1 2 3 4 5 6 7 8 9 (abc) 電壓(kV) 123.2 121.55 119.9 118.25 116.6 114.95 113.3 111.65 110 電流(kA) 147.6 149.6 151.7 153.8 156 158.2 160.5 162.9 165.3 檔位 10 11 12 13 14 15 16 17 電壓(kV) 108.35 106.7 105.05 103.4 101.75 100.1 98.54 96.8 電流(kA) 167.8 170.4 173.1 175.9 178.7 181.7 184.7 187.9 #3主變: 型號:SFZ9—50000/110YN.d11 額定電壓: 110±8*1.25%/38.5/10.5kV 額定電流:262.4A/2749.3A 短路阻抗:17.51% 冷卻方式:ONAF 有載調壓檔位電流與電壓關系: 檔位 1 2 3 4 5 6 7 8 9 (abc) 電壓(kV) 121 119.625 118.25 116.875 115.5 114.125 112.75 111.375 110 電流(kA) 238.6 241.3 244.1 247 249.9 252.9 256 259.2 262.4 檔位 10 11 12 13 14 15 16 17 電壓(kV) 108.625 107.25 105.875 104.5 103.125 101.75 100.375 99 電流(kA) 265.8 269.2 272.7 276.2 279.9 283.7 285.6 291.6 6.1.2 主變壓器的一般運行條件 (1) 變壓器的運行電壓一般不應高于該分接額定電壓的105%。 (2) 在正常運行條件下,當冷卻介質最高溫度為40°C時,主變的上層油溫一般不宜超過85°C,當周圍冷卻介質溫度較低時,頂層油溫也應相應降低。 運行中的主變上層油溫溫升不得超過55℃,繞組溫升不得超過60℃。 (3) 當變壓器有較嚴重的缺陷(如冷卻系統不正常、嚴重漏油、有局部過熱現象、油中溶解氣體分析結果異常等)或絕緣有弱點時,不宜超額定電流運行。 6.1.3 變壓器負載狀態的分類 (1) 正常周期性負載: 在周期性負載中,某段時間環境溫度較高,或超過額定電流,但可以由其它時間內環境溫度較低,或低于額定電流所補償。從熱老化的觀點出發,它與設計采用的環境溫度下施加額定負載是等效的。 (2)長期急救周期性負載: 要求變壓器長時間在環境溫度較高,或超過額定下運行。這種運行方式可能持續幾星期或幾個月,將導致變壓器的老化加速,但不直接危及絕緣的安全。 (3)短期急救負載: 要求變壓器短時間大幅度超額定電流運行。這種負載可能導致繞組熱點溫度達到危險的溫度,使絕緣強度暫時下降。 6.1.4長期急救周期性負載的運行 (1)長期急救周期性負載下運行時,將在不同程度上縮短變壓器的壽命,應盡量減少出現這種運行方式的機會;必須采用時,應盡量縮短超額定電流運行的時間,降低超額定電流的倍數,有條件時(按制造廠規定)投入備用冷卻器。 (2)當變壓器有較嚴重的缺陷(如冷卻系統不正常,嚴重漏油,有局部過熱現象,油中溶解氣體分析結果異常等)或絕緣有弱點時,不宜超額定電流運行。 (3)在長期急救周期性負載下運行期間,應有負載電流記錄。 6.1.5短期急救負載的運行 (1) 短期急救負載下運行,相對老化率遠大于1。繞組熱點溫度可能大到危險程度。在出現這種情況時,應投入包括備用在內的全部冷卻器(制造廠有規定的除外),并盡量壓縮負載、減少時間,一般不超過0.5小時。當變壓器有嚴重缺陷或絕緣有弱點時,不宜超額定電流運行。 (2) 0.5小時短期急救負載允許的負載系數K2見表1。 (3) 在短期急救負載運行期間,應有詳細的負載電流記錄。 表1 0.5h短期急救負載的負載系數K2表 急救負載前的負載系數K1 環 境 溫 度 °C 40 30 20 10 0 -10 -20 -25 0.7 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 0.8 1.76 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 0.9 1.72 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.0 1.64 1.75 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.1 1.54 1.66 1.78 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.2 1.42 1.56 1.70 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 6.1.6 當變壓器冷卻風扇全停后,頂層油溫不超過65°C時,允許帶額定負載運行。 6.1.7 變壓器的運行維護 (1)運行人員應在每次定期檢查時記錄變壓器的電壓電流和頂層油溫,以及曾達到的最高油溫等。 (2)正常情況下,變壓器的正常巡視周期為每周至少一次。 (3)在下列情況下應對變壓器進行特殊巡視檢查,增加巡視檢查次數: A. 新設備或經過檢修、改造的變壓器在投運72h內; B. 有嚴重缺陷時; C. 氣象突變(如大風、大霧、大雪、冰雹、寒潮等)時; D. 雷雨季節特別是雷雨后; E. 高溫季節、高峰負載期間; F. 變壓器急救負載運行時。 (4)變壓器日常巡視檢查一般包括以下內容: a. 變壓器的油溫和溫度計應正常,儲油柜的油位應與溫度相對應,各部位無滲油、漏油; b. 套管油位應正常,套管外部無破損裂紋、無嚴重油污、無放電痕跡及其它異,F象; c. 變壓器音響正常; d. 各冷卻器手感溫度應相近,風扇運轉正常; e. 吸濕器完好,吸附劑干燥; f. 引線接頭、電纜、母線應無發熱跡象; g. 壓力釋放器或安全氣道及防爆膜應完好無損; h. 有載分接開關的分接位置及電源指示應正常; i. 氣體繼電器內應無氣體; j. 各控制箱和二次端子箱應關嚴,無受潮; k. 干式變壓器的外部表面應無積污; l.變壓器室的門、窗、照明應完好,房屋不漏水,溫度正常。 6.1.8 每月應對變壓器作定期檢查并增加以下檢查內容: A. 外殼及箱沿應無異常發熱 B. 各部位的接地應完好; C. 有載調壓的動作情況應正常; D. 各種標志應齊全明顯; E. 各種保護裝置應齊全、良好; F. 各種溫度計應在檢定周期內,超溫信號應正確可靠; G. 消防設施應齊全完好; H. 室內變壓器通風設備應完好; I. 油池和排油設施應保持良好狀態。 6.1.9 變壓器的投運和停運 (1) 在投運變壓器之前,巡檢人員應仔細檢查,確認變壓器及其保護裝置在良好狀態,具備帶電運行條件。并注意外部有無異物,臨時接地線是否已拆除、分接開關位置是否正確。 (2) 運用中的備用變壓器應隨時可以投入運行。長期停運者應定期充電,同時投入冷卻裝置。 (3)變壓器的的充電應在有保護裝置的電源側用斷路器操作,停運時應先停負載側,后停電源側。 (4) 投運或停運變壓器的操作,主變110KV中性點必須先接地。投入后可按系統需要由調度決定中性點是否斷開。 (5) 新裝、大修、事故檢修或換油后的變壓器,在施加電壓前靜止時間不應少于是4小時若有特殊情況不能滿足上述規定,經局總工程師批準。 6.1.10 瓦斯保護裝置的運行 (1)變壓器運行時瓦斯保護裝置應接信號和跳閘,有載分接開關的瓦斯保護應接跳閘 (3) 變壓器在運行中濾油補油換潛油泵或更換凈油器的吸附劑時,應將其重瓦斯改接信號,此時其它保護裝置仍應投跳閘。 (4) 當油位計的油面升高異;蚝粑到y有異,F象,需要打開放氣或放油閥門時,應先將重瓦斯改接信號。 (5) 在預報可能有地震期間,應根據變壓器的具體情況和氣體繼電器的抗震性能,確定重瓦斯保護的運行方式。 地震引起重瓦斯工作停運的變壓器,在投運前應對變壓器及瓦斯保護進行檢查試驗,確認無異常后方可投入。 6.1.11 變壓器分接開關的運行 (1)本站主變的有載調壓正常時由地調調度員遙控操作。因此,正常時,有載調壓“遠方/就地”開關應投在“遠方”位置。 (2) 特殊情況下,經調度同意,也可在主控室操作有載調壓,但必須遵守下列各項: A、 將有載調壓控制開關投在“就地”位置 B、 當兩臺變壓器并聯運行時,其調壓操作應輪流逐級或同步進行。 C、 應核對系統電壓與分接額定電壓間的差值,使變壓器運行電壓不高于分接額定電壓的105%。 D、 應逐級調壓,同時,監視分接位置及電壓,電流的變化。 E、 應在主變處于正常周期性負載下進行。 6.2 高壓開關(斷路器) 6.2.1 高壓開關運行中的巡視檢查項目: (1)開關的分、合閘指示正確,“遠方/就地”選擇開關應置于“遠方”位置。與地調核對實際運行工況相符。 (2)開關引線接頭無發熱、發黑、變紅變色現象。 (3)支持瓷瓶、套管清潔完好,無污垢,無裂紋、破損,無放電聲和電暈現象。 (4) SF6開關壓力正常,開關各部分及管道無異常聲(漏氣聲、振動聲)管道夾頭正常。 (5)真空開關滅弧室無異常。 (6)接地完好。 (7)操作機構:機構廂門平整、開啟靈活、關閉緊密。 (8)液壓操作機構:壓力是否正常、有無滲漏油; (9)彈簧操作機構:開關處于運行狀態,儲能回路應投入,合閘彈簧應儲能。 (10)儲能電機、分合閘線圈無冒煙異味 (11)電磁操作、機構直流電源回路端子無松脫,無銅綠、銹蝕等。 (12)加熱器良好 6.2.2開關的特殊巡視: (1)新設備投運的巡視檢查,周期應相對縮短,投運72小時轉入正常巡視. (2)氣象突變、雷雨季節的雷電后,高溫季節及高峰負荷期間 6.3 隔離開關 6.3.1隔離開關運行中的巡視檢查項目: 1) 刀閘及各電氣接觸部分良好,無發熱、變黑,試溫片粘貼正常: 2) 瓷瓶清潔完好,無裂紋及放電現象: 3) 操作機構完好,無銹蝕。 6.3.2每周應進行一次夜巡,主要檢查: 1) 無電暈及放電現象: 2) 接頭無燒紅現象,用紅外測溫儀各電氣連接部分,溫升應正常; 3) 無異常聲響: 6.3.3特殊情況下的巡視檢查項目: 1) 高峰負荷時,應檢查各電氣接觸部分有無發熱: 2) 接地故障后,檢查瓷瓶有無放電現象: 3) 雷雨后檢查所有瓷瓶有無裂紋及放電現象: 6.4互感器 6.4.1互感器運行中的巡視檢查項目: 1) 套管瓷瓶清潔,無裂紋及放電現象; 2) 油色油位正常,無滲漏油現象; 3) 干式互感器清潔無異味,填充物不溢出; 4) 引線接頭無發熱,聲音正常; 5) 外殼接地良好: 6) 戶外端子箱關閉良好,無滲水等。 6.4.2互感器特殊情況下的巡視檢查項目: 1) 新投運的互感器,在投運的8小時內巡視次數應每小時一次: 2) 天氣異常變化或高壓熔絲熔斷: 6.4.3每周應進行一次夜巡,主要檢查: 1) 有無電暈及放電現象: 2) 無異常聲響: 3) 接頭無燒紅現象,用紅外測溫儀測各電氣連接部分,溫升應正常。 6.4.4互感器運行中的注意事項: 1) 電壓互感器二次側不允許短路,電流互感器二次側不允許開路。 2) 電壓互感器一般不與空母線同時運行;同一電壓等級的兩組P.T二次側正常運行不允許并列,僅在切換時允許短時并列。 3) 母線P.T停用,將會引起由其供電的保護的拒動或誤動,應根據調度命令,切換電壓回路或解除有關保護。 6.5 母線、避雷器 6.5.1母線正常運行中的巡視檢查項目: 1) 戶外軟母線及引線無斷股、扭傷、發熱發黑,母線構架無鳥窩無雜物懸掛,瓷瓶無裂紋、破損、放電及嚴重積灰。10kV戶內外母線排、穿墻套管及支持瓷瓶無裂紋、放電,接頭無發熱、變黑。 6.5.2 母線特殊情況下的巡視檢查內容; 1) 短路故障后檢查接頭無燒傷,瓷瓶無放電; 2) 雷擊后檢查瓷瓶無放電痕跡; 3) 天氣冷熱驟變時,支持瓷瓶有無因母線伸縮造成損傷; 4) 大風后檢查戶外母線有無雜物懸掛。 6.5.3避雷器正常運行時的巡視檢查項目: 1) 套管無裂紋、破損和放電痕跡; 2) 內部無異常聲響,外部接地良好; 3) 放電記錄儀外觀良好無進水、在線監測儀指示在正常范圍內; 4) 發生雷擊、接地或諧振后,應對避雷器重點檢查,并記錄動作次數; 6.6 電力電纜 6.6.1電力電纜正常運行的巡視檢查項目; 1) 戶內外電纜頭無發熱放電、流膠,電纜溫升正常; 2) 裸露的鉛包無損傷、龜裂; 3) 接地是否良好。 6.6.2 運行中的注意事項: 1) 電力電纜必須按照地調根據不同季節核定的工作電流運行,單人值班人員或巡檢人員若發現負荷電流超載,必須及時匯報地調,設法減輕或轉移負荷,并加強電流監視。 2)單人值班人員及巡檢人員必須了解電力電纜的埋設走向,在此線路上未經許可,不得進行挖土、打樁等工作,確需此類工作,值班人員或巡檢人員應做好安全措施并監護。 6.7電力電容器 6.7.1電容器運行中的巡視檢查項目: 1)箱體有無滲漏油、鼓肚、過熱; 2) 頂部套管瓷瓶清潔,無裂紋及放電現象,引線接頭是否旋緊,有無發熱; 3) 內部無異常聲響; 4) 環境溫度在許可范圍內。 5) 放電P.T是否正常 6.8 直流系統 6.8.1 220V直流母線電壓應保持在220V~222V之間;正常運行時,巡檢人員應將可控硅裝置投入在浮充電方式運行。 6.8.2直流系統的巡視檢查內容有: (1)母線電壓是否保持在規定范圍之內 (2)直流母線絕緣是否良好,在潮濕氣候時,應加強對直流母線對地電壓的監測; (3)直流屏上各回路開關投切位置是否正確; (4)充電裝置的運行是否正確; (5)蓄電池組每個單體是否有滲、漏液現象,是否有鼓肚現象,接頭有無銹蝕; (6)蓄電池室溫度是否正常,照明通風是否良好。 6.8.3巡檢站人員對直流系統清掃時,嚴禁使用有導電材料的清掃工具。對蓄電池的外殼進行清洗,可采用肥皂水,但不能使用有機溶劑。 6.8.4 蓄電池的運行: 6.8.4.1本站采用GMF-300型鉛酸免維護蓄電池組; 6.8.4.2蓄電池組按照浮充電方式運行,正常運行時應處于充滿電方式; 6.8.4.3硅整流輸出電流由下式決定: I=I0+0.23A (I0為全站直流負載電流A) 6.8.4.4 GMF--300型蓄電池組的浮充使用: 1) 可控硅充電裝置應調整在穩壓輸出狀態下運行;保持在220V~222V之間; 2) 環境溫度高于25℃時,浮充電壓應相應減小,反之,則應適應地提高; (注意:環境溫度每升高1℃,每個單位電池浮充電壓應減小0.003V,環境溫度降低,則增高浮充電壓,調節系數同溫度升高。) 3) 在特殊情況下每個單體電池電壓低于2.20V時,則應對蓄電池進行均衡充電; 4) 每周應對典型缸的電壓進行測量,每隔一段時期應對各個單體電池進行全面檢測,并做好相應的記錄。 5) 恒壓法是GMF--300型蓄電池唯一允許的充電方式,推薦浮充范圍:2.25V~2.28V(對每一只單體電池)。 6) 檢測蓄電池充電程度的方法: 測量標示電池的電壓,若連續保持64小時的穩定,說明電池已充足,具備100%的容電量。 (標示電池:指蓄電池中最能反映所有單體電池一般狀態的代表性電池,通常是安裝使用后第一次充電時,所有電池中電壓最低的那個。) 7) 出現下列情況時,應查找原因,必要時更換有故障的電池。 A、電壓異常 B、物理性損傷 C、電能液泄漏 D、溫度異常 6.8.5直流系統尋找失地時,應采用瞬停法、順序依次是: 6.8.5.1事故照明; 6.8.5.2斷路器合閘電源回路; 6.8.5.3蓄電池回路; 6.8.5.4可控硅回路; 6.8.5.5控制、保護回路。 保護回路存在失地時,應征得調度同意,依次取下各安裝單位的操作熔絲。 二次回路失地時,應通知繼保人員處理。 6.8.6正負直流母線對地電壓超過65V時,應視為直流失地,其持續運行時間不得超過4小時。 6.8.7蓄電池室的環境溫度過高時,應加強通風,并按照8.4.4條執行,調整浮充電壓,避免蓄電池過充滲漏,同時還應保持母線電壓合格范圍內。 6.8.8直流系統出現“過壓”信號時,應檢查電壓表的指導是否準確;充電裝置的工作狀態是否正常(如長期處于均充狀態而不能切換回浮充狀態)確認蓄電池的電壓過高,可減少浮充電流或暫時退出充電機,并及時通知檢修部處理。 7 設備的異常及事故處理 7.1事故處理的主要任務 (1) 盡速限制事故發展,消除事故根源,并解除對人身和設備的威脅。 (2) 用一切可能的方法保持設備繼續運行,以保證對用戶正常供電。 (3) 盡速對停電設備恢復供電。 (4) 調整電力系統的運行方式,使其恢復正常。 7.2事故處理的一般原則 7.2.1變電站發生事故或異常情況,巡檢值班人員應盡快趕往現場。處理事故時,對系統運行有重大影響的操作,必須依照值班調度員的命令或經其同意后進行。 7.2.2如果值班調度員的命令直接威脅人身或設備的安全,則無論在任何情況下均不得執行。當值班長接到此類命令時,應該把拒絕的理由報告值班調度員和本單位的總工程師,并記載在操作記錄本上,然后按本單位元的總工程師的指示行動。 7.2.3事故時巡檢人員應向值班調度員報告如下內容: (1) 事故現象; (2) 繼電保護、重合閘及其它安全自動裝置動作情況; (3) 開關跳閘次數及跳閘狀態; (4) 重合閘動作后的高壓開關的外觀情況; (5) 出力、潮流、頻率、電壓的變化。 7.2.3事故時值班人員應按照下列順序消除事故: (1) 根據表計的指示和設備的外部征象,判斷事故的全面情況。 (2) 如果對人身和設備有威脅,應盡力設法解除這種威脅,并在必要時停止設備的運行。如果對人身和設備沒有威脅,則應盡力設法保持或恢復設備的正常運行。應該特別注意對未直接受到損害的設備進行隔離,保證完好設備的正常運行。 (3) 迅速進行檢查和試驗,在判明故障的性質后,進行必要的處理。 如果巡檢人員自己的力量不能處理損壞的設備時,應立即通知檢修人員前來修理。在檢修人員到達之前,值班人員應把工作現場的準備工作做好(例如切斷電源、安裝接地線、懸掛警告牌等等。); (4) 為了防止事故擴大,必須主動將事故處理的每一階段迅速地報告調度及直接的上級領導。 7.2.5事故發生時,值班調度員是處理事故的指揮人。處理事故時,必須迅速正確,不應慌亂。在接到處理事故的命令時,必須向發令人重復一次;若命令不清楚或對它不了解,應再問明白。命令執行以后,要立即報告發令人。 發生事故時,應仔細注視表計和信號的指示,在主控室的值班人員中,務必有人記錄各項操作的執行時間(特別是先后順序)和與事故有關的現象。 7.2.6事故處理期間,巡檢人員應服從值班調度員的指揮。凡涉及系統的操作,均應得到值班調度員的指令或許可。但下列操作無須等待調度員的指令,可以執行后再詳細報告: (1)將直接對人身安全有威脅的設備停電; (2)將已損壞的設備隔離; (3)雙電源的線路開關跳閘后,開關兩側有電壓時恢復同期并列; (4)電壓互感器保險熔絲熔斷時將有關保護停用; (5)已知線路故障而開關拒動時,可將開關斷開; (6)站用電消失,恢復站用電的操作 7.2.7事故處理過程中,不得進行交接班,只有到事故處理告一段落后,接班人員能夠工作時,才允許交接班。 7.2.8開關跳閘后,巡檢人員在下列情況下應報告值班調度員,并提出觀察后意見。 (1) 開關跳閘次數已達到規定次數; (2) 開關SF6氣壓降低閉鎖; (3) 油開關液壓機構壓力閉鎖 (4) 真空開關出現異常聲響或滅弧室內出現放電的痕跡。 7.3母線故障和母線電源消失的事故處理 7.3.1母線失壓時,巡檢人員應根據繼電保護的動作情況,開關的跳閘情況、現場發現故障的聲、光等信號,判斷是否母線故障。并將情況立即報告值班調度員。 7.3.2母線故障后,現場巡檢人員或值班人員應對停電母線和故障母線上的各組件設備進行外觀檢查,查明情況后立即報告值班調度員。 7.3.3母線事故處理原則 1) 找到故障點并盡快隔離,對停電母線恢復送電; 2) 經檢查找不到故障時,若要試送電,應盡可能用外來電源。當使用本站電源試送電時,應首先使用帶充電保護的母聯,也可使用主變開關,但應改變主變定值,提高靈敏度及縮短動作時限; 7.3.4母線電源消失是指母線本身無故障而失去電源,一般是由于系統故障或組件開關拒動,引起越級跳閘所致。判斷的依據是: (1) 該母線電壓表指示消失; (2) 該母線各組件負荷、電流指示為零; (3) 由該母線供電的站用電消失; 7.3.5多電源變電站母線電壓消失,在確定非本母線故障時,為防止各電源突然來電引起的非同期并列,現場值班人員應按下述方法區別處理: (1) 拉開查明是拒動的開關。 (2) 單母線僅保留一路電源開關,拉開所有其它電源開關。 (3) 雙母線應先拉開母聯開關,每一組母線保留一路開關,拉開所有其它電源開關(包括主變開關)。 7.4單相接地故障的處理 7.4.1無人值守變電站發生單相接地時,巡檢人員接調度通知后,應立即趕赴發生故障的變電站進行處理。 7.4.2帶接地故障的線路運行時間不得超過2小時。 7.4.3尋找接地故障的一般方法: 若線路裝有接地信號裝置,應檢查信號繼電器是否掉牌。若無接地信號裝置,應按以下方法查找: (1)檢查本站內母線系統及設備是否接地,PT熔絲是否熔斷; (2)確定接地饋線后,應立即報告調度員,由調度員組織有關人員處理。 7.5通訊中斷時的事故處理 7.5.1變電站的通訊完全與調度失去聯系后,巡檢人員應主動采取措施,盡快恢復通訊聯系。 7.5.2若此時發生事故,巡檢人員應按事故處理原則和現場規程進行事故處理。 7.6 變壓器的不正常運行和事故處理 7.6.1巡檢人員在變壓器運行中發現不正,F象時,應設法盡快消除,并報告上級和做好記錄。 7.6.2變壓器有下列情況之一者,應立即停運。若有運用中的備用變壓器,應盡可能先將其投入運行。 (A) 變壓器聲響明顯增大,很不正常,內部有爆裂聲; (B) 嚴重漏油或噴油,使油面下降到低于油位計的指示限度; (C) 套管有嚴重的破損和放電現象; (D) 變壓器冒煙著火; (E) 當發生危及變壓器安全的故障,而變壓器的有關保護裝置拒動時,值班人員應立即將變壓器停運; (F) 當變壓器附近的設備著火、爆炸或發生其它情況,對變壓器構成嚴重威脅時,巡檢人員應立即將變壓器停運。 7.6.3變壓器油溫升高超過制造廠規定或表1規定值時,巡檢人員應按以下步驟檢查處理: A) 檢查變壓器的負載和冷卻介質的溫度,并與在同一負載的冷卻介質溫度下正常的溫度核對; B) 核對溫度測量裝置; C) 檢查變壓器冷卻裝置或變壓器的通風情況。 若溫度升高的原因是由于冷卻系統的故障,且在運行中無法修理者,應將變壓器停運修理;若不能立即停運修理,則值班員應按現場規程的規定調整變壓器的負載至允許運行溫度下的相應容量。 在正常負載的冷卻條件下,變壓器溫度不正常并不斷上升,且經檢查證明溫度指示正確,則認為變壓器已發生內部故障,應立即將變壓器停運。 變壓器在各種超額定電流方式下運行,若頂層油溫超過105℃時應立即降低負載。 7.6.4當發現變壓器的油面較當時油溫所應有的油位顯著降低時,應查明原因。 7.6.5變壓器油位因溫度上升有可能高出油位指示極限,經查明不是假油位所致時,則應放油,使油位降至與當時油溫相對應的高度,以免溢油。 7.6.6瓦斯保護裝置動作的處理 A) 瓦斯保護信號動作時,應立即對變壓器進行檢查,查明動作的原因,是否因積聚空氣、油位降低、二次回路故障或是變壓器內部故障造成的。如氣體繼電器內有氣體,則應記錄氣量,觀察氣體的顏色及試驗是否可燃,并取氣樣及油樣做色譜分析,可根據有關規程和導則判斷變壓器的故障性質。 若氣體繼電器內的氣體為無色、無臭且不可燃,色譜分析判斷為空氣,則變壓器可繼續運行,并及時消除進氣缺陷。 若氣體是可燃的或油中溶解氣體分析結果異常,應綜合判斷確定變壓器是否停運。 B) 瓦斯保護動作跳閘時,在查明原因消除故障前,不得將變壓器投入 運行。為查明原因應重點考慮以下因素,作出綜合判斷: a. 是否呼吸不暢或排氣未盡; b. 保護及直流等二次回路是否正常; c. 變壓器外觀有無明顯反映故障性質的異,F象; d. 氣體繼電器中積聚氣體量,是否可燃; e. 氣體繼電器中的氣體和油中溶解氣體的色譜分析結果; f. 必要的電氣試驗結果; g. 變壓器其它繼電器保護裝置動作情況。 7.6.7 變壓器跳閘和滅火 A)變壓器跳閘后,應立即查明原因。如綜合判斷證明變壓器跳閘不是由于內部故障所引起,可重新投入運行。若變壓器有內部故障的征象時,應作進一步檢查。 B) 變壓器跳閘后,應立即停油泵。 C) 變壓器著火時,應立即斷開電源,停運冷卻器,并迅 速采取滅火措施,防止火勢蔓延。 7.7 開關的不正常運行及事故處理. 7.7.1巡檢人員在開關運行中發現任何不正,F象(如SF6氣壓降低、真空泡漏氣、分合閘指示不正確等),應及時予以消除,不能消除者應及時匯報地調及檢修部門. 7.7.2開關有下列情況者,應立即申請停電處理: a) 套管嚴重破裂和放電現象; b) SF6氣壓降低發閉鎖信號; c) 液壓突然失壓到零; d) 真空泡漏氣。 7.7.3開關的事故處理: 1) 開關事故跳閘后,巡檢人員應盡快趕往現場,檢查保護動作情況并對開關進行全面檢查,巡檢人員還應做好記錄并向調度匯報。 2) 開關事故跳閘后強送,不論成功與否,均應對開關外觀進行仔細檢查。 3) 開關拒跳,在未查明原因、消除缺陷前,不能投入運行。 4) SF6開關爆炸或嚴重漏氣等事故,巡檢人員接近設備應謹慎,盡量選擇從“上風”處接近設備,必要時要戴防毒面具、穿防護服。 7.8 隔離開關的異常處理: 7.8.1隔離開關無法分合閘操作時,應檢查: a) 操作順序是否正確: b) 閉鎖裝置是否正常: c) 操作機構是否故障。 7.8.2運行中支持瓷瓶破裂、放電嚴重:或操作刀閘時,若發生刀閘錯位或支持瓷瓶破裂等,則立即匯報調度和檢修部門處理. 7.8.3發生帶負荷分合隔離開關時,應遵守如下規定: 1) 帶負荷誤合刀閘或將刀閘誤合至故障回路,無論是否故造成事故,均只能用開關切斷該回路,再分開該刀閘,并將情況報告有關部門或領導. 2) 帶負荷誤分刀閘,一發現刀口出現電弧應立即合上,若已拉開,應迅速果斷操作完畢,不可停頓,更不能把已誤拉的刀閘再合上,并將情況報告有關部門或領導. 3) 發現刀閘發熱,應及時匯報調度,設法減輕負載或改變運行方式將其退出運行,同時匯報檢修部門處理. 7.9電力電容器 7.9.1出現下列情況,應立即停用電容器并及時匯報地調: 1) 電容器爆炸; 2) 本體防爆膜破裂; 3) 套管嚴重放電閃絡; 4) 接頭發熱嚴重; 5) 電容器噴油或起火; 6) 系統單相失地。 7.9.2電容器事故跳閘處理。 1) 電容器事故跳閘,不得強送。 2) 過壓保護動作,巡檢人員應檢查電容器本體及所連接母線的PT回路有無故障征象。地調調度員可根據遠動系統采集的母線電壓、無功、主變文件位或系統是否電壓波動等因素,綜合判斷電容器可否再次投入。 3) 過流保護、差壓保護動作,巡檢人員應檢查電容器本體、放電PT及單元內的其它組件有無故障,并將結果匯報調度及檢修部門。 4) 失壓保護動作,檢查母線電壓是否正常,放電PT是否異常,本體是否存在故障。 5) 電容器著火,禁止使用水、酸堿泡沫滅火器,應使用1211、干粉等滅火器滅火。 8.繼電保護與自動裝置 8.1正常運行情況下,電氣設備不得處于無保護狀態,保護及自動裝置的投退及運行方式的改變,必須根據調度命令執行。 8.2保護裝置的投退一般只需投入或退出相應的壓板即可完成,不應斷開裝置的電源開關。投退壓板時,應看清除“用途標簽框”,防止誤投退,壓板間距較近時,還需防止誤碰。 8.3保護裝置的整定通知單是現場更改保護的依據,定值更改或新設備投入前,巡檢人員必須與調度核對無誤后方可投入。 8.4在繼保、自動裝置及二次回路工作或試驗工作結束后,巡檢人員應進行驗收;驗收項目如下: 8.4.1檢查屏上的工作標志是否齊全,工作場所是否清理完畢; 8.4.2檢查壓板位置是否正確; 8.4.3繼保工作記錄是否記錄; 8.4.4無其它異常。 8.5在繼保、自動裝置及二次回路工作或試驗,必須辦理工作票,巡檢人員必須審查工作票并布置安全措施后方能開工。 8.6主變保護有關回路及出口壓板: #1、#2主變保護 保護有關回路及出口壓板: 主變本體瓦斯: 1QP 主變有載瓦斯: 2QP 主變差動保護: 1LP 110kV過流: 2LP 110kV零序過流:3LP 110kV過流35kV低壓跳總出口:4LP 10kV復合過流跳總出口:5LP 總出口跳110kV城院線開關:6LP 35kV復合過流跳主變35kV開關:7LP 總出口跳主變35kV開關:8LP 10kV復合過流跳主變10kV開關:9LP 總出口跳主變10kV開關:10LP 總出口跳110kV內橋開關:11LP 零序過流跳110kV內橋開關:12LP 35kV復合過流跳主變35kV母聯:13LP 110kV零序跳35kV母聯開關:14LP 10kV復合過流跳10kV母聯開關:15LP 110kV零序跳10kV母聯開關:16LP #2主變零序跳#1主變壓板:LP (#2主變為:#1主變零序跳#2主變壓板:LP) 110kV線路重合閘放電壓板:LPcute; 注意:1)主變中性點不接地運行,另一臺主變的零序跳本主變壓板LP應投入; 2)線路重合閘投入時,相應的重合閘放電壓板LPcute;應投入,否則退出; 3)主變充電時,重瓦斯及差動保護均應投入 4)運行中主變進行濾油、加油以及打開各種閥門放氣.放油清理呼吸孔時,重瓦斯保護應投信號 8.7#3主變保護 8.7.1.保護組成:主要由MGT101型微機差動保護裝置及MGT112型微機后備保護裝置組成 8.7.2.正常運行時應檢查:(MGT101及MGT112、MGT181、MGT161的面版上各元件均相同) 8.7.2.1.裝置的“運行/整定”設置開關在“運行”位置; 8.7.2.2.各裝置上的“運行/異!本G色指示燈亮; 8.7.2.3.“通信”指示燈正常閃爍; 8.7.2.4.液晶顯示正常,顯示數據與主變實際運行工況一致; 8.7.2.5.“動作”及“告警”指示燈不亮 8.7.3.裝置的注意事項及異常處理: 裝置動作后,運行人員應注意記錄故障類型、保護動作類型及故障參數,并及時向調度匯報 8.7.4.保護壓板及投退注意事項: 11LP:保護跳主變110kV橋開關 12LP:保護跳主變10kV橋開關 17LP:本體重瓦斯 18LP:有載重瓦斯 19LP:壓力釋放 注意:1)正常運行時,除壓力釋放應投信號(保護壓板退出)外,其余保護壓板均應投入; 2)投退某一保護功能時,應及時通知繼保人員操作。 3)主變充電時,重瓦斯及差動保護均應投入 4)運行中主變進行濾油、加油以及打開各種閥門放氣.放油清理呼吸孔時,重瓦斯保護應投信號 8.7.5附錄(一)事故報告顯示說明: 1998-12-1012:30:30  保護動作時刻(年-月-日 時:分:秒) 930R.diffABC 022 動作時刻/保護類型/故障類型/保護動作時間 dIa=1.200(In) 保護動作時的故障參數 9.7.6附錄(二)保護動作類型 Insdif 差動速斷動作 R.diff 比率差動動作 CThf1高壓側CT斷線閉鎖 Ctlf1低壓側CT斷線閉鎖 Ihove高壓側過流 Ilove低壓側過流 BdGas本題重瓦斯 TpGas有載重瓦斯 Lgas 輕瓦斯 Presu壓力釋放 Tempr油溫過高 Coolfl 冷卻失電 Blockvoltage adj閉鎖調壓 Fanstarting 啟動風冷 Overloadalarm 過載告警 8.7.7附錄(三)裝置自檢報告顯示說明: SelfcheckReport 自檢報告標題 EPROM ERROR 表示程序存儲器異常 EEPROMERROR 表示定值存儲器異常 RAMERROR表示數據存儲器異常 8.8 35kV線路保護 主要保護回路及壓板:速斷 過流 后加速 重合閘 8.9 35kV母聯保護屏 主要保護回路及壓板:跳閘 后加速 8.10 10kV線路保護 8.10.110kVⅠ、Ⅱ段線路保護 主要保護回路及壓板:速斷 過流 后加速 重合閘 低周跳閘 低周放電 注意:“低周跳閘”與“低周放電”壓板必須同時投退。 8.10.2 10KVⅢ段母線上線路: 主要保護回路及壓板:過流I段(1LP3) 過流II段(1LP4) 過流III段(1LP5) 低周投入(1LP6) 8.11 10kV #1、#2站用變 主要保護回路及壓板:速斷 過流 出口壓板 8.12 10kV電容器組保護 8.12.1 10kV電容器(一)、(二)組保護 主要保護回路及壓板: 過流保護 過壓保護 失壓保護 中性點不平衡電流保護 8.12.2 10kV電容器(三)、(四)組保護: 主要保護回路及壓板:過壓保護(3LP4) 欠壓保護(3LP5) 過流保護(3LP6) 電壓不平衡保護(3LP7) 8.13JJ-22晶體管相間距離保護 8.13.1本章規定適用于110kV城院I、II回線路保護 8.13.2裝置運行中應巡視檢查項目: 8.13.2.1電源逆變插件電源開關在“開”位置, 8.13.2.2監視檢測插件“運行/試驗” 開關在“運行”位置,電源穩壓插 件上運行指示燈亮 8.13.2.3其他插件上的指示燈均不亮 8.13.2.4保護壓板正確投入 8.13.3保護壓板: 相間距離I、II段出口壓板:1QP1 相間距離III段:跳閘出口壓板1QP2 8.13.4裝置有關指示燈及指示說明: “I段”、“II段”、“III段”:亮表示相間距離I、II段、III段動作跳閘 “阻抗I、II”“阻抗III”: 亮表示I、II段阻抗元件和阻抗III段阻抗元件動作或交流電壓回路斷線時 “后加速”亮表示手和或重合于故障線路,保護加速動作,切除故障 “啟動”、“相電流”:表示啟動元件及相電流啟動元件動作(線路負載電流過大,“相電流”也將動作) “斷線”:亮表示交流電壓回路斷線 “裝置故障”:亮表示裝置故障或交流電壓回路斷線,該燈亮時,運行監視燈將息滅 8.13.5裝置的異常處理: 交流電壓回路斷線時,裝置的“斷線”及 “裝置故障”將亮,“運行監視”燈滅,控制屏相應的光字牌亮,運行人員應檢查電壓回路空氣開關是否斷開或刀閘輔助接頭是否接觸良好,并及時匯報調度要求退出出口壓板,同時通知檢修部處理。 8.14 JJl-21晶體管接地距離保護 8.14.1本章規定適用于110kV城院I、II回線路保護 8.14.2裝置運行中應巡視檢查項目: 8.14.2.1電源逆變插件電源開關在“合”位置, 8.14.2.2監視檢測插件“運行/試驗” 開關在“運行”位置,裝置運行監視燈亮 8.14.2.3其他插件上的指示燈均不亮 8.14.2.4保護壓板正確投入 8.14.3保護壓板: 接地距離I、II段出口壓板:12QP1 接地距離III段:跳閘出口壓板12QP2 8.14.4裝置有關指示燈及指示說明: “Z0I”、“Z0II段”、“Z0III段”:亮表示接地距離I、II段、III段動作 “I0I”、“I0II” “I0III”:亮表示零序電流I、II段、III段動作跳閘 “阻抗”“零序”: 亮表示阻抗元件和零序電流元件動作出口 “后加速”亮表示手和或重合于故障線路,保護加速動作,切除故障 “裝置故障”:亮表示裝置故障或交流電壓回路斷線 8.14.5裝置的異常處理: 當控制屏出現“JJl-21裝置故障”時,可能的情況有: 直流電壓消失; 交流電壓回路斷線; 裝置內部異常; 此時裝置被閉鎖,應先退出保護出口壓板匯報調度及檢修部處理。 8.15 JCC-11D 8.15.1本章規定適用于110kV城院I、II回線路保護 8.15.2裝置運行中應巡視檢查項目: 8.15.2.1電源開關在“合”位置, 8.15.2.2“電容器監視”燈亮 8.15.2.3保護壓板正確投入 8.15.3保護壓板及投退說明: 檢“無壓/同期”:投入時為檢無壓,退出時為檢同期。正常運行時應根據調度命令投退 重合閘時間切換壓板:本站未用 重合閘出口壓板:投退重合閘 8.15.4裝置的異常處理及注意事項: 當控制屏出現“JCC—11D裝置故障”時,“裝置故障”亮,應先匯報調度退出重合閘出口壓板并通知檢修部處理。 8.15.5裝置有關指示燈及指示說明: “重合閘動作”:亮表示重合閘動作出口, “保護動作”:亮表示線路保護動作 9.附錄: 附錄(一)福建省電力系統調度統一操作術語 序號 操作內容 操作術語 1 將發電機(或兩個系統)經同期表檢查同期后并列運行 并列 2 將發電機(或一個系統)與主系統解除同期運行 解列 3 將發電機(或一個小電網)經自同期法與系統并列運行 自同期并列 4 將兩個不同的電源供電而在同期狀態下運行的設備進行合環操作 合環 5 斷開環路 解環 6 將設備操作在接通位置 合上 7 將設備操作在斷開位置 斷開 8 設備因故障跳閘后未經檢查即送電 強送 9 將電源保險絲取下來 取下 10 將電源保險絲裝上去 插上 11 設備因故障跳閘經初步檢查后再送電 試送 12 設備不帶負荷而與電源接通 充電 13 驗明設備是否帶電 驗電 14 設備停電后放去剩余電荷 放電 15 設備經操作后已停止運行及備用,由生產單位進行檢修試驗及其它工作。 停役 16 設備檢修完畢后經過檢查可以隨時投入運行 復役 17 用校驗工具核對帶電設備二次的相序 核相 附錄(二)設備狀態規定 1. 開關 1.1開關的綜合指令適用與前后具有兩個及以上刀閘的負荷開關.開關狀態與兩側刀閘有關.對于僅一側有刀閘的開關只能按所連接的設備的綜合指令執行 1. 2開關的四種狀態的的規定: 2. 1運行狀態-----開關及兩側各有一個刀閘在合閘位置. 2.2熱備用狀態----狀態開關在斷開位置, 兩側各有一個刀閘在合閘位置. 2.3冷備用狀態----開關及兩側刀閘均在斷開位置. 2.4檢修狀態------在冷備用狀態下,開關兩側接地刀閘合上或各裝一組接地線 3. 線路四種狀態的規定: 4. 1運行狀態-----線路開關及線路P.T均處運行狀態. 2.2熱備用狀態----線路開關處于熱備用狀態, 線路P.T處運行狀態. 2.3冷備用狀態----線路開關處于冷備用狀態線路,旁路刀閘及P.T刀閘均斷開位置. 2.4檢修狀態------在線路冷備用狀態下,合上線路側接地刀閘或在線路側裝一組接地線. 3.變壓器 3.1變壓器的綜合令包括了變壓器本體、各側開關以及直接連接于變壓器各側的母線、電抗器、P。T等設備。 對于沒有專用開關的特殊接線,該變壓器的綜合令按特殊側的規定處理 3.2變壓器四種狀態的規定: 3.2.1運行狀態-----各側開關及刀閘均在合閘位置,使變壓器與相鄰設備電氣上接通 3.2.2熱備用狀態----各側開關均在斷開位置, 兩側各有一個刀閘在合閘位置. 3.2.3冷備用狀態----開關及兩側刀閘均在斷開位置. 各側刀閘均在合閘位置,即變壓器與相鄰設備失去電氣上的連接。 3.2.4檢修狀態------在冷備用狀態下,各側引線均裝一組接地線或合上接地刀閘。 4.母線 4.1母線的綜合指令適用于單母線、單母線分段、雙母線等形式的母線。 4.2母線四種狀態的規定: 4.2.1運行狀態-----母線P.T刀閘于合閘位置,至少有一個以上的支路開關或刀閘使母線與相鄰設備連接。 4.2.2熱備用狀態----母線P.T刀閘于合閘位置,與相鄰設備的開關、刀閘都在斷開位置 4.2.3冷備用狀態----母線P.T刀閘于斷開位置,與相鄰設備的開關、刀閘都在斷開位置 4.2.4檢修狀態------在冷備用的母線上裝一組接地線或合上接地刀閘。 5.電壓互感器(P.T) 5.1(P.T)與其連接的母線、線路、發電機(也有個別變壓器)應視為一體,這些設備的綜合指令已規定了P.T的相應狀態。 5.2對有刀閘的P.T可以單獨操作,可用運行、冷備用、檢修等三種狀態 5.3 P.T的操作指令包括二次負荷轉移或恢復,如果不能夠轉移的,對有關保護的變動應另下指令。 附錄(三)高壓開關主要技術參數: 型號:SW6—110W 額定電壓:110kV 額定電流:1200A 額定開斷電流:21kA短路持續時間:4S 操作機構型號:CY3 額定壓力:22.2 Mpa 合閘線圈:220V 2A 分閘線圈:220V 2A 型號:LTB--145D1--3150 額定電壓:145kV 額定電流:3.15kA 額定開斷電流:40kA SF6氣體額定壓力:0.5 Mpa/20℃ 操作機構型號:BLK型電動機儲能彈簧操作機構 合閘線圈:DC 220V 分閘線圈:DC220V 儲能電機:DC 220V 加 熱 器:DC220V 型號:SN10—35Ⅱ/1250—20 額定電壓:35kV 額定電流:1250A 額定開斷電流:20kA 操作機構型號:CD10—IV 額定合閘電壓:DC 220V額定分閘電壓:DC 220V 型號ZN21—10 / 1250—31.5 額定電壓:10kV 額定電流:1250A 額定開斷電流:31.5kA 操作機構型號:彈簧操作機構 額定合閘電壓:220V額定分閘電壓:220V 高壓開關柜型號:GGX2--10 額定電壓:10kV額定電流1000A 額定開斷電流:35kA 型號ZN31A—10 / 2500—40 額定電壓:10kV額定電流2500A 額定開斷電流:40kA 操作機構型號:CD10--Ⅲ 閉合電壓:220V脫扣電壓:220V 閉合電流:147A脫扣電流:2.5A 高壓開關柜型號:GG—1AF—25D 額定電壓:10kV額定電流2000A 額定開斷電流:40kA 附錄(四)電力電容器主要技術參數: 單缸電容器型號:BEF—11/3—200/1W 額定電壓:11/3 kV額定電流:31.5A 額定頻率:50HZ接線方式:Y 額定容量:200kvar 實測電容量:15.73MF 溫度類別:-40/A 系統電壓:10kV 制造廠家:無錫電力電容器廠 附錄(五)院前變10KVⅡ、Ⅲ段聯絡開關閉瑣的說明: 1、 聯絡線Ⅰ609開關合閘條件 (1) 2#主變602開關及Ⅰ、Ⅱ段母聯600開關在分閘位置 (2) 2#主變602開關及1#主變601開關在分閘位置Ⅰ、Ⅱ段母聯600開關在合閘位置 (3) 聯絡開關Ⅱ604開關在合閘位置 滿足以上任一條件者,609開關方可遠方或就地電動合閘。 2、 聯絡線Ⅰ609開關自動分閘閘條件 (1) 2#主變602開關及3#主變613開關在合閘位置 (2) 1#主變601開關、Ⅰ、Ⅱ段母聯600開關及3#主變613開關在合閘位置滿足以上任一條件者,609開關將自動跳閘 3、 聯絡線Ⅱ604開關合閘條件 (1) 3#主變613開關在分閘位置 (2) 聯絡線Ⅰ609開關在合閘位置 滿足以上任一條件者,604開關方可遠方或就地電動合閘。附錄(六)站用變主要技術參數: 型號:S7—63/10 額定電壓:10±5%/0.4 Kv額定電流:3.64/90.9A 額定容量:63kVA 聯結組別:Y.yno 附錄(六)設備定期試驗輪換制度 1、為了保證設備的完好和可靠性,必須定期進行試驗切換工作。 2、定期試驗切換工作,必須遵守安全和技術要求,操作前應考慮試驗切換中可能出現的問題和處理方法。 3、定期試驗切換工作中,如出現設備異;蚬收,應當立即停止操作并恢復原運行方式。 4、所有定期試驗的結果都應記錄到運行日記本或專用的記錄本上,對發現的問題能處理的應上報變電運行部。 5、定期試驗的內容、時間見下表: 定期試驗輪換工作安排表 序號 項目 周期 試驗日期 負責人 1 備用站用變 一個月 每月11日 巡檢站值班人員 2 蓄電池充電裝置 一個月 每月9日 巡檢站值班人員 3 事故照明自投試驗 一個月 每月5日 本站值班人員 (一)備用站用變定期輪換方法(設1#站用變運行,2#站用變待輪換): (1) 斷開站用變低壓側各支路電源空氣開關 (2) 斷開站用變低壓側總空氣開關 (3) 把1、2#站用變轉換刀閘由投1#切換至2#位置, (4) 合上站用變低壓側總空氣開關 (5) 合上站用變低壓側各支路電源空氣開關 (二)蓄電池充電裝置定期輪換方法(設1#充電機運行,2#充電機待輪換): (1) 把1#充電機充電機電流調至0的位置 (2) 按下1#充電機交流接觸器“跳閘”按鈕,查接觸器確已斷開 (3) 斷開1#充電機進線側刀閘 (4) 合上2#充電機進線側刀閘 (5) 合上2#充電機交流接觸器控制空氣開關,查接觸器確已合上 (6) 把2#充電機充電電流調至浮充電流值 (三)事故照明自投試驗方法: (1) 斷開事故照明屏交流進線刀閘,查事故照明直流接觸器自投成功。 (2) 查各事故照明電源支路運行正常。 (3) 合上事故照明屏交流進線刀閘,查事故照明交流接觸器自投成功。 (4) 查各事故照明電源支路運行正常。
 
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