某变电站现场运行规程doc 91页正式版.docx
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某变电站现场运行规程doc91页正式版
110kV梅子坝变电站
现场运行规程
2008年12月18日发布2008年12月18日实施
马边嘉能佳能源有限责任公司颁发
批准:
杨林
审核:
苟永波
编制:
樊长书黄洪平李琳瑜
2008年12月18日发布2008年12月18日实施
马边嘉能佳能源有限责任公司颁发
110kV梅子坝变电站现场运行规程
总则
第一篇一次设备运行规程
第一章主变压器运行规程
第一节主变的铭牌参数
第二节冷却器
第三节有载调压装置
第四节主变保护的运行
第五节主变停、送电
第六节变压器的运行
第七节变压器的不正常运行和处理
第二章少油断路器和高压隔离开关(刀闸)的运行规程
第三章35KVZN□-40.5型真空断路器运行规程
第四章站用电
总则
第一节站用变参数
第二节站用变的投退及事故处理
第五章母线的运行规程
第六章防雷设备和防洪设施的运行规程
第二篇继电保护装置运行规程
总则
第一章主变保护装置运行规程
第二章110KV线路保护装置运行规程
第三章35KV线路保护装置运行规程
第四章10KV线路保护装置运行规程
第五章直流设备的运行规程
第一节概述
第二节直流系统的正常运行
第三节直流系统的定期检查维护
第四节直流系统常见故障处理
第三篇NS2000后台系统运行规程
操作界面说明
后台机的运行操作管理
附录1:
设备定期试验切换规定
第一节项目时间安排
第二节部分项目试验(切换)步骤
附录2:
交流图
直流负荷图直流系统GZDW35接线图
一次接线图
版本号[3.0]
总则
本站是马边电网的枢纽变电站,承担着地方电网连接主网、稳定电压、汇集和分配电能的主要作用。
现有型号为SFSZ9-40000/110,容量为4万kVA有载调压主变压器1台,有110kv、35kv、10kv三个电压等级。
第一章110kV母线为单母线接线,有I段母线电压互感器一组。
本站通过110kV梅马线132开关与110kV马边变电站118开关连接后再与主网连接;110kV挖梅线133开关是挖黑电站的上网点。
35kv母线为单母线接线,有I段母线电压互感器一组。
现有出线1回,预留2回备用间隔。
35kv茶梅线536开关是茶溪电站的上网点。
10kv箱站为单母线接线,现有出线3回。
10kv梅三线951开关供三河口片区的居民用电;10kv梅茶线952开关是10KV母线的备用电源点,电源来自茶溪电站10KV出线。
10kv梅闸线953开关供茶溪电站闸首用电。
本站设备的管理范围:
以围墙为界,围墙内所有运行的高低压设备、构架、厂房,防雷、防洪、防火设备,电缆沟、事故排油等实施实行管理。
变电运行人员对本站所有设备的安全运行负责。
第二章本站实行统一调度,分级管理的原则。
设备的运行方式由马边电力公司调度室(县调)管理。
第三章凡属调度管辖范围内的任何设备,未经相应调度机构值班调度员的允许,任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。
对危及人身、设备、电网安全的紧急情况,值班人员应可按有关规定进行处理,告一段落后应立即向有关值班调度人员汇报。
第四章具体设备事故处理流程详见《110kv梅子坝变电站事故应急处理预案》
第五章由于编制人员水平有限,若发现有不妥当的地方,请生产调度运行中心提出整改意见,本站做相应更正。
第六章本站所有人员都必须熟悉并严格执行本规程相应的规定。
第七章本规程有效期三年,自批准日起执行。
原《110kv梅子坝变电站现场运行规程》(版本号2.0)同时作废。
不_______________________________________________________________________________________________________________________________不能说┈┈┈┈┈┈运行规程┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈____________________________________________________________________________________
第一篇一次设备运行规程
第一章主变压器运行规程
第一节主变的铭牌参数
名称
#Ⅱ主变
型号
SFSZ9-40000/110
主变SFSZ9-40000/110
设备种类
户外式
额定容量
40000/40000/20000KVA
额定电压
121+4*1.25%/38.5+2*2.5%/10.5kV
额定电流
190.9/599.8/1100A
额定频率
50HZ
相数
三相
分接范围
5%
连接组别
YNyn0d11
冷却方式
ONAF
绝缘水平
LI480AC200-LI325AC140/LI200AC85/LI75AC35
指示位置
电压V
电流A
高压
1
127050
181.8
2
125540
184.0
3
124020
186.2
4
122510
188.5
5
121000
190.9
6
119490
193.3
7
117980
195.7
8
116460
198.3
9
114950
200.9
中压
1
40420
571.4
2
39460
585.3
3
38500
595.8
4
37540
615.2
5
36580
631.3
低压
电压(v)
电流(A)
10500
1100
电压(V)
容量(KVA)
负载损耗(KW)
121000/38500
40000
158.51
121000/10500
20000
47.54
38500/10500
20000
39.81
短路阻抗
极限正分接
主分接
极限负分接
高压/中压
10.41
10.15
10.03
高压/低压
18.00
17.90
17.92
中压/低压
6.23
负载电流:
0.13%
空载损耗:
29.81
套管CT参数表
装设位置点
顺序
型号
电流比(A)
负荷(VA)
高压侧
TH1
LR-110
300~600/5
25
TH2
LRB-110
300~600/5
25
TH3
高压侧中性点
TH0
LRB-35
100~300/5
25
第二节冷却器
1.1.冷却器规范
风扇型号BF-8010
风扇电机功率0.75KW
风扇电机转速580rad/s
风扇电机额定电流2.8A
风机组数4组
每组风机数1台
厂家及编号临潼(010—013)
1.2.正常运行情况
1.2.1.冷却器系统是由四个冷却器组成,每个冷却器有一组风扇,正常运行时根据实际情况来启用或投退风扇。
1.2.2.#Ⅱ主变保护屏下方的保护压板中“启动通风31LP17”应在投入状态,“冷控失电4LP71”未投入,只用于报警。
以便更好地保证主变的正常运行。
1.2.3.400V交流屏下方的“#2主变通风”电源总空气开关应合上。
1.2.4.冷却器正常工作时冷控箱电源总空气开关在“1”位置,风机总电源在“投入”位置,万能转换开关在“自动”位置,“1号风机”、“2号风机”、“3号风机”、“4号风机”在“通”的位置、“1#、2#风机电源保险,控制、保护保险”应给上并完好、风机保护装置应启用。
1.2.5.主变通风有两组电源,但“#2主变通风备用”现冷控箱没有接线是停用状态
1.3.冷却器主要故障处理
1.3.1.冷控箱内的保险熔断(在冷控箱的背后下方),可用万用表检查,更换后送上电源,如再熔断,检查回路有无短路现象。
不能恢复通知检修处理。
1.3.2在负荷正常情况下,如此时冷却器全部不工作:
1.3.2.1根据有关现象分析判断故障原因,及时处理;
1.3.2.2派人监视主变压器负荷、温度;
1.4.允许的过负荷
1.4.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行,正常过负荷可以经常运行,其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质的温度及过负荷前变压器所带的负荷来确定;事故过负荷只允许在事故情况下运行;应注意:
无论何种过负荷其温升不得超过允许值
1.5.事故或正常过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。
对于自然风冷却和吹风冷却的油浸式电力变压器按负荷导则规定参照表1及表2。
表1允许的事故过负荷
事故过负荷对额定负荷之比
1.3
1.45
1.6
1.75
2.0
3.0
过负荷允许的持续时间(min)
120
80
45
20
10
1.5
表2自然冷却或吹风冷却油浸式电力变压器的过负荷允许时间
过负荷倍数
过负荷前上层油的温升K为下列数值时的允许过负荷持续时间(时-分)
17°
22°
28°
33°
39°
44°
50°
1.00
1.05
1.10
5-50
3-50
5-25
3-25
连续
4-50
2-50
运行
4-00
2-10
3-50
1-25
1-30
0-10
-
-
1.15
1.20
1.25
1.30
1.35
1.40
1.45
1.50
2-50
2-05
1-35
1-10
0-55
0-40
0-25
0-15
2-25
1-40
1-15
0-50
0-35
0-25
0-10
-
1-50
1-15
0-50
0-30
0-15
-
-
-
1-20
0-45
0-25
-
-
-
-
-
0-35
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.6.如果在夏季(6、7、8三个月),根据变压器的典型负荷曲线,其最高负荷低于变压器的额定容量时,则每低1%,可在冬季过负荷1%,但以15%为限。
1.7.吹风冷却油浸式电力变压器在风扇停止工作时的允许负荷和持续时间应遵守制造厂规定及上层油温升不超过55K为宜。
1.8.变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范进行。
1.8.1油浸式电力变压器运行中的允许温度应按上层油温来检查。
上层油温的允许值应遵守制造厂的规定,但是最高不得超过95℃。
为了防止变压器绝缘材料劣化过速,上层油温不宜经常超过85℃。
1.8.2升压变压器和降压变压器的外加电压可较额定值高,但一般不得超过额定值的105%。
第三节有载调压装置
1.1.电动操作机构:
型号:
SHM-1-1000
额定电压:
220V
生产厂家:
上海华明
1.2.装置启用:
1.2.1.合上400V交流屏上的“#2主变调压器”空气开关;
1.2.2.给上#2主变调压箱内的刀熔开关。
1.2.3.合上NS2000变电站综合自动化系统柜上的“HMK7控制器”的“0、1”电源开关。
1.2.4.将HMK7控制器的指令选择至实际操作位置。
1.3.调压注意事项:
1.3.1.调压中,监视电压、电流、负荷的指示,如操作前后无相应变化,停止操作;
1.3.2.调压中,发生连续自动调档,立即切断操作电源,并手动将有载调压分接头操作到适当位置,通知检修处理;
1.3.3.每日调档累计数一般不超过15档次,尽量在负荷高峰、低谷集中调档;
1.3.4.调压范围(一般规定如下):
时段
110KV母线
高峰:
(7:
00-23:
00)
108-118
低谷:
(23:
00-7:
00)
107-117
1.3.5.巡视检查中,值班员应检查装置有无异常,现场与主控档位是否相同,停在的位置是否正确。
1.3.6.变压器过载时,一般不应操作有载分接开关,当过负荷1.3倍以上时,严禁进行操作。
第四节主变保护的运行
1.1.#2主变的保护有:
1.1.1.RCS-9671Ⅱ主变差动保护装置内的保护:
比率差动差动速断
三侧过流CTDX闭锁比差
1.1.2.RCS-9661Ⅱ主变非电量保护装置内的保护:
冷控失电有载轻瓦斯
压力释放本体轻瓦斯
油温过高本体重瓦斯
有载重瓦斯
1.1.3.RCS-9681Ⅱ主变高压侧后备保护装置的保护:
复压过流接地零序
不接地零序本侧PT退出
启动通风
1.1.4.RCS-9682Ⅱ主变中压侧后备保护装置的保护:
复合电压闭锁过流(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段可带方向)
过负荷零序过电压报警
1.2.在主变投运前必须核对#2主变保护定值和保护压板的投退情况与调度下的定值一致。
第五节主变停、送电
1.1.主变送电顺序:
1.1.1.核对保护定值符合现场运行要求(按调度定值);
1.1.2.检查保护启用、停用情况符合现场运行要求;
1.1.3.拆除接地线(接地刀闸)及临时遮栏等安措;
1.1.4.启用冷却器;
1.1.5.合上#2主变110KV侧中性点接地刀闸;
1.1.6.按110KV→35KV顺序合上各侧刀闸和开关;
1.2主变停电顺序:
1.2.1.按35KV→110KV顺序拉开各侧开关和刀闸;
1.2.2.拉开#2主变110KV侧中性点接地刀闸;
1.2.3.停用主变冷却器;
1.2.4.验电接地。
第六节变压器的运行
1.1.变压器特殊检查项目
1.1.1.大风雷雨后,应检查引线摆动情况,是否悬挂有杂物,绝缘子有无裂纹及放电现象,避雷器是否动作;
1.1.2.气温骤冷骤热,检查引线接点有无过热,油位变化情况,有无渗漏现象,瓷绝缘有无裂纹及放电痕迹。
夜间应检查导体触头有无发红,绝缘面有无电晕及放电火花;
1.1.3.变压器过负荷运行时,就加强检查导线接头有无过热,冷却器工作情况,环境温度和变压器上层油温变化情况,要密切注意过负荷程度和时间,尽快向调度报告,作好限制负荷的准备,确保变压器的过负荷运行不超过允许值。
1.2.主变运行上层油温不得超过85℃,上层油温升不得超过55℃。
1.3.变压器在下列情况下应进行特殊巡视检查并增加巡检次数:
1.3.1.新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内;
1.3.2.有严重缺陷时;
1.3.3.气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时;
1.3.4.雷雨季节、高峰负载期间;
1.3.5.变压器急救负载运行时;
1.4.变压器日常巡视检查一般包括以下内容:
1.4.1.变压器的油温和温度计应正常,储油柜的油位应与温度相对应,各部位无渗油、漏油;
1.4.2.套管油位应正常,套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象;
1.4.3.变压器音响正常;
1.4.4.各冷却器手感温度应相近,风扇运转正常;
1.4.5.呼吸器完好,吸附剂干燥;
1.4.6.引线接头、电缆、母线应无发热迹象;
1.4.7.压力释放器应完好无损;
1.4.8.有载分接开关的分接位置及电源指示应正常;
1.4.9.气体继电器内应无气体;
1.4.10.各控制箱和二次端子箱应关严,无受潮;
第七节变压器的不正常运行和处理
1.1.运行中的不正常现象的处理
1.1.1.值班人员在变压器运行中发现不正常现象时,应设法尽快消除,并报告上级和做好记录。
1.1.2.变压器有下列情况之一者应立即停运:
A.变压器声响明显增大,很不正常,内部有爆裂声;
B.严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计的指示限度;
C.套管有严重的破损和放电现象;
D.变压器冒烟着火。
1.1.3.当发生危及变压器安全的故障,而变压器的有关保护装置拒动时,值班人员应立即将变压器停运。
1.1.4.当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况,对变压器构成严重威胁时,值班人员应立即将变压器停运。
1.1.5.变压器油温升高超过制造厂规定时,值班人员应按以下步骤检查处理:
A.检查变压器的负载和冷却介质的温度,并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对;
B.核对温度测量装置;
C.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况;
D.若温度升高的原因是由于冷却系统的故障,且在运行中无法修理者,应将变压器停运修理;若不能立即停运修理,则值班人员应按规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量;
E.在正常负载和冷却条件下,变压器温度不正常并不断上升,且经检查证明温度指示正确,则认为变压器已发生内部故障,应立即将变压器停运。
1.1.6.变压器中的油因低温凝滞时,应不投入冷却器空载运行,同时监视顶层油温,逐步增加负载,直至投入相应数量冷却器,转入正常运行。
1.1.7.当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时,应查明原因。
补油时将其重瓦斯改接信号,此时其它保护装置仍应接跳闸,禁止从变压器下部补油。
1.1.8.变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限,经查明不是假油位所致时,则应放油,使油位降至与当时油温相对应的高度,以免溢油。
1.1.9.铁芯多点接地而接地电流较大时,应安排检修处理。
在缺陷消除前,可采取措施将电流限制在100mA左右,并加强监视。
1.2.瓦斯保护装置动作的处理
1.2.1.瓦斯保护信号动作时,应立即对变压器进行检查,查明动作原因,是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。
则根据现场检查和检测结果判断处理。
1.2.2.瓦斯保护动作跳闸时,在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。
为查明原因应重点考虑以下因素,作出综合判断:
A.是否呼吸不畅或排气未尽;
B.保护及直流等二次回路是否正常;
C.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象;
D.气体继电器中积聚气体量,是否可燃;
E.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果;
F.必要的电气试验结果;
G.变压器其它继电器保护装置动作情况。
1.3.变压器跳闸和灭火
1.3.1.变压器跳闸后,应立即查明原因。
如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起,可重新投入运行。
1.3.2.变压器着火时,应立即采取下述措施:
A.检查起火变压器各侧开关是否自动跳闸,如未跳,应立即手动断开,并拉开其对应刀闸,停用着火变压器冷却风扇运行。
B.汇报上级领导和调度,并打119火警电话急速通知消防机构。
C.使用干式灭火器(二氧化碳灭火器、干粉灭火器)灭火。
在不得已时,可用砂子。
若油溢在变压器顶盖上着火时,则应打开变压器下部油门放油,使油面低于外壳损伤部分。
当变压器外壳有爆炸可能时,则须将油全部放出。
为了加速油的冷却,应开启喷水管或向变压器外壳泼水。
若是变压器内部故障引起着火时,则不能放油,以防变压器发生严重爆炸。
D.消防队赶到现场,则应由消防队为主,进行灭火,值班人员作好监护工作。
第二章少油断路器和高压隔离开关(刀闸)运行规程
1.1.本站油开关参数及装设地点列表如下:
序号
技术参数名称
单位
参数值
1
额定电压
KV
110
2
最高工作电压
KV
126
3
额定电流
A
16001250
4
额定开断电流
KA
25
5
极限通过电流
KA
62.5(峰值)
6
4秒热稳定电流
KA
25
7
自动重合闸无电流间隔时间
S
0.5
8
固有分闸时间
S
≯0.07
9
固有合闸时间
S
≯0.43
10
断路器三相总重
Kg
1900
11
断路器三相油重
Kg
300
12
机构重量
Kg
600
13
操动机构合闸电压(直流)
V
220
14
操动机构合闸电流(直流)
A
235
15
操动机构分闸电压(直流)
V
220
16
操动机构分闸电流(直流)
A
2.75
17
均压电容器电容量
PF
1800
注:
不带均压电容器时开断电流为16KA
1.2.大修的油开关应有下列各项试验数据和资料,移交变电站;
1.2.1.油开关与油箱内绝缘油击穿电压数据;
1.2.2.油开关在已注油情况下的绝缘电阻值,直流泄漏电流值,介质损失值,触头接触电阻值;
1.2.3.110KV少油开关三触头的同期性时间,分合闸速度与时间。
以上具体数据应符合部颁《电气设备交接和预防性试验标准》的规定。
1.2.4.新装油开关,应移交《开关使用、维护说明书》。
1.3.新装或大修后油开关投入运行前应进行下列检查方可投运:
1.3.1.在无电情况下,油开关的操作机构应先用就地手动合分试验其动作有无卡涩、呆滞,再远方试验分、合正常。
注意:
本站的油开关一般不允许在带电情况下进行手动机械跳闸。
只有当开关跳闸回路失灵或现场紧急处理时,方可采用就地手动跳闸,但应先停用重合闸,否则,应在第一次手跳重合后,迅速第二次手跳。
1.3.2.油箱与套管油面应符合标准,瓷套应清洁光亮。
1.3.3.外壳接地螺丝应牢固。
1.3.4.操作机构接触磨擦部分,应涂有润滑油。
1.3.5.分合闸指示器应指示“分”位置,后台机开关显示的变化量与开关实际位置对应。
1.3.6.开关本体和操作机构无灰尘油污,场地周围应打扫清洁等。
1.3.7.合闸保险应配合,接触应良好。
1.4.新装或大修后的油开关应按第二、三条逐项检查且符合要求后,并经主管部门相关人员验收同意后,方能投运。
1.5.检修、安装人员应将试验项目、结果、是否投运详细记录在《一次设备修试记录簿》上,值班长阅后签名,试验报告图纸、资料应交站一份,无资料不允许投运。
1.6.大修完毕及新投入运行四小时内(或在高峰负荷时),应每小时检查一次,应注意:
1.6.1.内部应无放电及其他异常声响;
1.6.2.套管法兰盘、油门、油标等接合面不渗油;
1.6.3.夜间检查套管与设备线夹连接处应无过热发红及放电火花,套管无放电,套管法兰盘无电晕。
1.6.4.检查开关端子箱各端子有无异常发热及焦臭味等现象(特别是电流回路各端子)。
1.7.天气、气温突然变化时(如:
大风、雾、雨、雪、雷电后等),应加强巡视检查。
1.7.1.大风时应检查引下线有无剧烈摆动,有无杂物悬挂在带电体上,导体接头有无松动及放电发热现象。
1.7.2.下雨、雪、降大雾时,应检查套管有无放电现象。
1.7.3雷雨后应检查套管有无放电痕迹,特别是热备用线路外侧设备瓷件部份,操作机构箱、端子箱有无渗水。
1.7.4.气温突变时,应检查充油部份有无渗漏及有无新的发展。
1.7.5.天气持续高温时(连续几天在35℃以上),应着重检查开关油位是否正常;有无渗漏油现象。
1.7.6.天气持续低温时,应检查开关油位应正常。
1.8.油开关跳闸(故障)后应检查:
1.8.1.套管与设备线夹连接处应无短路炽热现象(或松驰过热现象);
1.8.2.排气孔是否喷油,套管有无裂纹及漏油,法兰盘与结合面是否渗油;
1.8.3.油标油面是否变化,油色有无显著变化(是否变黑),油标有无破裂;
1.8.4.
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