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110kV无人值班院前变电站电气设备运行规程 发布人:格瓦拉 | 发布时间:2013-2-11
 
1、主题内容与适用范围 本规程包括院前变电站一、二次电气设备的运行管理与规定、设备操作、事故、异常处理和电气设备技术规范。 本规程适用于院前变电站的运行、操作、维护、事故及异常处理 2 、引用标准 国务院115号令---93 《电网调度管理条例》 部颁DL408---91《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分) 部颁水电部---72《电气事故处理规程》 部颁DL/T57---95《电力变压器运行规程》 部颁-----91 《高压断路器运行规程》 部颁电力部---79 《电力电缆运行规程》 省局---97 《福建省电力系统调度规程》 省局---98 《发电厂、变电所电气部分执行“两票”的补充规定》 3.总则 3.1 巡检站人员必须熟悉本规程,并认真执行。 3.2泉州电业局分管生产的副局长、总工程师、有关科室、生产部门领导及技术人员、调度员必须熟悉本规程的有关部分。 3.3本规程如与上级规程(规定)有相抵触时,应按上级规程(规定)执行。 3.4本规程在执行过程中,应根据现场实际情况变化及时进行修正、补充,并经局总工程师审核批准后执行,以确保规程的正确和完整性。 3.5本规程每年应进行一次年审,5年应重新修编。 3.6巡检站的人员每年应进行一次本规程考试,并将考试成绩记入个人安全技术挡案。 4 无人值班变电站运行管理说明 4.1电气设备运行管理原则 本站主变及各侧开关(包括所属设备)、110 kV、35KV、10 kV母线、配电装置及所属设备、并联电容器组及所属设备为地调管辖设备,上述设备的操作均应听从地调调度员的命令执行。站用变(备用站用变)及附属设备、直流系统为巡检站自管设备。 4.2、本站电气设备的基本情况及运行管理 全站运行模式采用无人值班,集中监控方式。 4.2.1调度中心可遥测的电气量 1) 110KV线路电流、有功功率、无功功率(有功电量、无功电量) 2) 110KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线电压 3) 主变三侧(3#主变两侧)开关电流、有功功率、无功功率。(有功电量、无功电量) 4) 35KV母线线电压,相电压 5) 10KV母线线电压,相电压 6) 直流母线电压 7) 所用电电压 [注:个别遥测量(如电量等)可能受远动系统的影响,目前未全部接入调度中心。] 4.2.2调度遥信部分 4.2.2.1 110KV部分: 1) 110KV城院线101、102开关:保护动作、开关压力异常、线路保护故障、控制回路断线、各开关、刀闸的位置信号; 2) 110KV井院线113开关:控制回路断线、(开关)SF6气体压力低、开关弹簧未储能 4.2.2.2主变部分: (1)1、2#主变:保护动作,瓦斯动作,油温过高,过负荷、冷却器故障,控制回路断线、电压回路断线、消弧线圈接地、主变各档位 (2)3#主变:差动动作 、瓦斯动作、直流消失 ,过负荷、中性点零序、复合电压过流、零序过压、温过高,过负荷、冷却器故障、主变各档位 4.2.2.3 10KV部分: (1) Ⅰ、Ⅱ母线上的开关:保护动作,线路失地,开关位置 (2) Ⅲ段母线的开关:线路保护、线路失地、弹簧储能、开关位置 4.2.2.4中央信号: (1) 事故信号熔丝断、预告信号熔丝断 (2) 110KV、35KV、10KV系统:控制回路断线 (3) 35KV、10KV系统:电压回路断线 (4) 35KV、10KV线路重合闸 (5) 10KV PT断线 (6) 1、2、3#站用变保护:控制回路断线 (7)低周信号:第一、二、三、四轮动作,低周装置故障 (8)10KVⅢ段母线失地、10KVⅢ段母线或线路失地 (9)10KVⅢ段母线:10KV系统控制回路断线、10KV线路重合闸 (10)10KVⅢ段母线低周信号:第一、二、三轮动作,低周装置故障 (11)直流系统异常 (12)火警 4.2.3遥控部分: (1) 各开关的分合闸; (2) 主变有载调压开关的升、降档与急停。 5、电气设备倒闸操作的基本要求 5.1倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人的命令,复诵无误后按操作票执行(事故处理除外)。操作任务完成后应及时汇报发令人。在变电站设备上的工作,无须进行倒闸操作者,亦应根据工作内容和调度管辖范围,向值班调度员汇报。 5.2倒闸操作前必须明确操作任务和目的、停电范围、停电时间及安全措施等。 5.3倒闸操作前应考虑到: (1)是否会造成带负荷拉合刀闸或带地线合闸。 (2)是否会造成设备过负荷。 (3)继电保护、自动装置使用是否正确,是否需要切换。 (4)被操作设备能否满足操作要求。 (5)主变分接头位置是否合理,无功补偿装置投退情况,防止操作过程中引起过电压。 (6)操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化,防止设备超稳定极限或过负荷、过电压运行。 5.4倒闸操作必须至少有两人进行,其中一人操作,一人监护。有条件的应尽可能设第二监护人。倒闸操作必须严格执行监护复诵制,以确保操作安全。 5.5操作中每执行一项,应严格执行“四对照”,即对照设备名称、编号、位置和拉合方向。每到被操作设备前,监护人和操作人要先核对设备名称、编号、位置和拉合方向与操作票所列顺序、内容是否相符,确认符合后方可执行。 5.6操作必须按操作票的顺序依次进行,不得跳项、漏项,不得擅自更改操作票,在特殊情况下(如系统运行方式改变等)需要跳项操作或不需要的操作项目,必须有值班调度员命令或值班长的批准,确认无误操作的可能,方可进行操作。不需要的操作的项目,要在操作票备注栏注明原因,在操作中严禁穿插口头命令的操作项目。 5.7在操作中,若发生事故,应停止操作,先处理事故。待事故处理完毕或告一段落后,经值班调度员和班长许可,方可继续操作。 5.8在操作过程中,如对某一操作项目发生疑问,应立即停止操作,直到弄清后方可继续操作。严禁在操作中随意更改操作步骤。 5.9重要或复杂的操作,站长或技术员应到现场监督,并与监护人共同 对操作的正确性负责,及时纠正操作人员的不正确行为,增强操作的严肃性。 5.10倒闸操作的步骤 (1)接受命令:由值班负责人接受值班调度员的命令,经复诵无误后,把命令记录在操作命令记录本上。 如果受令人认为值班调度员下达的命令不正确时,应立即向值班调度员提出意见,如果发令人仍坚持原命令,受令人必须迅速执行。如果执行命令将威胁人身、设备或系统安全时,受令人应拒绝执行,并将拒绝执行的理由报告调度所和局分管生产的领导、本部门领导。 (2)对图填票:操作人根据操作命令核对模拟图板填写操作票。 (3)审核批准:操作票应经监护人和值班负责人分别审核并确认无误后签名批准,将操作票交还操作人。 (4)模拟操作:正式操作前由监护人按操作票的项目顺序唱票,由操作人翻正模拟图板,核对其操作票的正确性。 (5)唱票复诵及逐项勾票:操作人和监护人携带操作票和安全工具进入操作现场,监护人在操作设备前持票高声唱票,操作人核对复诵并接到监护人“执行”的口令后,方可操作。监护人在操作开始时,应记录操作时间,每项操作完后,即在操作票该项前做“√”记号。 (6)检查设备:操作人在监护人的监护下,检查操作结果,包括表计指示及各种信号指示灯是否正常。 (7)汇报完成:操作票上的全部项目依次操作完毕后,应记下完毕时间,并向值班调度员报告执行完毕,在操作票上盖上“已执行”印章。 5.11倒闸操作票的填写 5.11.1倒闸操作的基本操作术语及其含义见附录(一)。 5.11.2变电站设备及输电线路(开关、线路、主变、母线、PT等)的状态共四种:运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。设备各种状态的具体规定见附录(二)。 5.11.3操作票的填写项目,除按照《电业安全工作规程》第20条内容和省局《发电厂、变电所电气部分执行“两票”的补充规定》第2.3条内容填写外,还应填写以下项目: (1) 自动装置的投退及投退方式开关的切换; (2) 二次回路空气开关和控制回路电源开关(熔丝)的投入或解除; (3) 保护装置的投入或解除; (4) 电流互感器二次端子的切换。 5.11.5下列操作可不用操作票但必须执行监护复诵制,并记录在巡检记录本内: 1、断合开关的单一操作: 2、事故处理; 3、拆除全站仅有的一组接地线或断开仅有的一组接地刀闸。 5.12并列与解列操作 5.12.1 系统并列的条件如下: (1)相序相同: (2)两系统频率差不大于0.5Hz; (3)并列点两侧电压基本相等,电压差不大于额定电压的20%。 5.12.2系统解列操作时,应先将有功潮流调至接近于零。一般宜由小系统向大系统送少量的有功;无功潮流调至尽量少,使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 5.13合环与解环操作 5.13.1合环前应确认两侧电压、相位一致。 5.13.2合环前应将两侧电压差调至最小。环状网络合环的电压差一般允许在额定电压的20%以内,也允许有一定的功角差;但必须考虑合解环时环路功率和冲击电流对负荷分配和继电保护的影响,防止设备过载和继电保护误动作。 5.13.3合环操作应尽量使用有并列能力的开关,便于监视合环处的压差、角差,必要时可解除同期闭锁。当合环操作中,同期整步表出现频差现象时,应立即停止操作,并向值班调度汇报。 5.13.3合解环操作应尽量避开高峰负荷时间。 5.13.4凡跨越两个以上变电站的合解环操作。操作过程合环时间一般不超过半小时。 5.13.5解环操作时,应先检查解环点的有功、无功潮流。确保解环后各部分电压在规定范围内。 5.14允许用刀闸进行的操作: 5.14.1拉合无故障的电压互感器及避雷器; 5.14.2拉合母线及直接连接在母线上的电容电流; 5.14.3拉合无接地故障变压器的中性点接地刀闸 5.14.4用三连刀闸拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空送线路。 5.15开关操作 5.15.1开关允许断合负荷电流、各种设备的充电电流以及额定遮断容量内的故障电流。 5.15.2开关合闸前,必须检查继电保护已按规定投入。 5.15.3开关操作前后,必须检查有关仪表、显示器上开关显示及指示灯的指示是否正常。 5.15.4没有保护动作信号而跳闸的开关,在未查明原因前禁止投入运行。 5.16主变压器操作 5.16.1变压器在连接组别、相位相同,电压比、短路电压值相等的条件下允许并列。 5.16.2变压器送电时应先送电源侧开关,停电时应先拉负荷侧开关。变压器倒换操作时,应先检查并入的变压器已带上负荷后,方可进行停役变压器的操作。 5.16.7110kV变压器的停送电操作均应在该变压器中性点接地后进行。以防止操作过电压。 主变中性点的倒换操作应按先合后断的原则进行,并缩短操作时间。 5.16.8严禁变压器无主保护运行。 (1)运行中的变压器滤油、加油以及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时,重瓦斯保护应投信号。 (2) 变压器充电时,重瓦斯及差动保护应投跳闸。 5.17互感器操作 5.17.1电压互感器操作应按下列顺序进行 投入时,应先合上高压侧刀闸,再合上二次侧空气开关或插上二次熔丝。停用时顺序与此相反。每次操作后应检查母线电压表指示是否正常。 5.17.2因工作需要带电将电流互感器二次侧短接或二次侧电流端子切换时,操作者应戴绝缘手套,站在绝缘垫上。在短接时,应先接好接地线,然后逐相短接。若是二次侧电流端子切换时,应先将电流端子逐相短接后再进行切换,切换后再逐相解除短接。在操作过程中要严防电流回路开路,且在操作前应将有关保护退出。 5.18线路操作 5.18.1线路停电应先断开关、再断负荷侧刀闸、后断开母线侧刀闸。送电时顺序以此相反。 5.18.2线路停电转检修时,必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT刀闸(或PT二次侧开关)完全断开后方可挂地线或合接地刀闸。送电时则应在线路两侧接地线或接地刀闸完全拆除或断开后,方可进行刀闸、开关的操作。 5.19母线操作 5.19.1新投入或经过检修的母线应选择保护能尽快切除故障的开关试送电,优先选择带充电保护的母联开关。只有经充电证实母线无故障后,方能由刀闸操作带电。 6、一次电气设备的运行处理 6.1主变压器 6.1.1主变压器的主要技术参数: #1 、#2主变: 型号:SFSZ7—31500/110Yn.YNO.d11 额定电压: 110±8×1.5%/38.5±2×2.5/10.5kV 额定电流: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% 冷却方式:ONAF 调压方式:有载调压19档 有载调压档位电流与电压关系: 档位 1 2 3 4 5 6 7 8 9 (abc) 电压(kV) 123.2 121.55 119.9 118.25 116.6 114.95 113.3 111.65 110 电流(kA) 147.6 149.6 151.7 153.8 156 158.2 160.5 162.9 165.3 档位 10 11 12 13 14 15 16 17 电压(kV) 108.35 106.7 105.05 103.4 101.75 100.1 98.54 96.8 电流(kA) 167.8 170.4 173.1 175.9 178.7 181.7 184.7 187.9 #3主变: 型号:SFZ9—50000/110YN.d11 额定电压: 110±8*1.25%/38.5/10.5kV 额定电流:262.4A/2749.3A 短路阻抗:17.51% 冷却方式:ONAF 有载调压档位电流与电压关系: 档位 1 2 3 4 5 6 7 8 9 (abc) 电压(kV) 121 119.625 118.25 116.875 115.5 114.125 112.75 111.375 110 电流(kA) 238.6 241.3 244.1 247 249.9 252.9 256 259.2 262.4 档位 10 11 12 13 14 15 16 17 电压(kV) 108.625 107.25 105.875 104.5 103.125 101.75 100.375 99 电流(kA) 265.8 269.2 272.7 276.2 279.9 283.7 285.6 291.6 6.1.2 主变压器的一般运行条件 (1) 变压器的运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。 (2) 在正常运行条件下,当冷却介质最高温度为40°C时,主变的上层油温一般不宜超过85°C,当周围冷却介质温度较低时,顶层油温也应相应降低。 运行中的主变上层油温温升不得超过55℃,绕组温升不得超过60℃。 (3) 当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。 6.1.3 变压器负载状态的分类 (1) 正常周期性负载: 在周期性负载中,某段时间环境温度较高,或超过额定电流,但可以由其它时间内环境温度较低,或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发,它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。 (2)长期急救周期性负载: 要求变压器长时间在环境温度较高,或超过额定下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月,将导致变压器的老化加速,但不直接危及绝缘的安全。 (3)短期急救负载: 要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的温度,使绝缘强度暂时下降。 6.1.4长期急救周期性负载的运行 (1)长期急救周期性负载下运行时,将在不同程度上缩短变压器的寿命,应尽量减少出现这种运行方式的机会;必须采用时,应尽量缩短超额定电流运行的时间,降低超额定电流的倍数,有条件时(按制造厂规定)投入备用冷却器。 (2)当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常,严重漏油,有局部过热现象,油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。 (3)在长期急救周期性负载下运行期间,应有负载电流记录。 6.1.5短期急救负载的运行 (1) 短期急救负载下运行,相对老化率远大于1。绕组热点温度可能大到危险程度。在出现这种情况时,应投入包括备用在内的全部冷却器(制造厂有规定的除外),并尽量压缩负载、减少时间,一般不超过0.5小时。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。 (2) 0.5小时短期急救负载允许的负载系数K2见表1。 (3) 在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。 表1 0.5h短期急救负载的负载系数K2表 急救负载前的负载系数K1 环 境 温 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 当变压器冷却风扇全停后,顶层油温不超过65°C时,允许带额定负载运行。 6.1.7 变压器的运行维护 (1)运行人员应在每次定期检查时记录变压器的电压电流和顶层油温,以及曾达到的最高油温等。 (2)正常情况下,变压器的正常巡视周期为每周至少一次。 (3)在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数: A. 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内; B. 有严重缺陷时; C. 气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时; D. 雷雨季节特别是雷雨后; E. 高温季节、高峰负载期间; F. 变压器急救负载运行时。 (4)变压器日常巡视检查一般包括以下内容: a. 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; b. 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; c. 变压器音响正常; d. 各冷却器手感温度应相近,风扇运转正常; e. 吸湿器完好,吸附剂干燥; f. 引线接头、电缆、母线应无发热迹象; g. 压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损; h. 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常; i. 气体继电器内应无气体; j. 各控制箱和二次端子箱应关严,无受潮; k. 干式变压器的外部表面应无积污; l.变压器室的门、窗、照明应完好,房屋不漏水,温度正常。 6.1.8 每月应对变压器作定期检查并增加以下检查内容: A. 外壳及箱沿应无异常发热 B. 各部位的接地应完好; C. 有载调压的动作情况应正常; D. 各种标志应齐全明显; E. 各种保护装置应齐全、良好; F. 各种温度计应在检定周期内,超温信号应正确可靠; G. 消防设施应齐全完好; H. 室内变压器通风设备应完好; I. 油池和排油设施应保持良好状态。 6.1.9 变压器的投运和停运 (1) 在投运变压器之前,巡检人员应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件。并注意外部有无异物,临时接地线是否已拆除、分接开关位置是否正确。 (2) 运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电,同时投入冷却装置。 (3)变压器的的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作,停运时应先停负载侧,后停电源侧。 (4) 投运或停运变压器的操作,主变110KV中性点必须先接地。投入后可按系统需要由调度决定中性点是否断开。 (5) 新装、大修、事故检修或换油后的变压器,在施加电压前静止时间不应少于是4小时若有特殊情况不能满足上述规定,经局总工程师批准。 6.1.10 瓦斯保护装置的运行 (1)变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸,有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸 (3) 变压器在运行中滤油补油换潜油泵或更换净油器的吸附剂时,应将其重瓦斯改接信号,此时其它保护装置仍应投跳闸。 (4) 当油位计的油面升高异常或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀门时,应先将重瓦斯改接信号。 (5) 在预报可能有地震期间,应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能,确定重瓦斯保护的运行方式。 地震引起重瓦斯工作停运的变压器,在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验,确认无异常后方可投入。 6.1.11 变压器分接开关的运行 (1)本站主变的有载调压正常时由地调调度员遥控操作。因此,正常时,有载调压“远方/就地”开关应投在“远方”位置。 (2) 特殊情况下,经调度同意,也可在主控室操作有载调压,但必须遵守下列各项: A、 将有载调压控制开关投在“就地”位置 B、 当两台变压器并联运行时,其调压操作应轮流逐级或同步进行。 C、 应核对系统电压与分接额定电压间的差值,使变压器运行电压不高于分接额定电压的105%。 D、 应逐级调压,同时,监视分接位置及电压,电流的变化。 E、 应在主变处于正常周期性负载下进行。 6.2 高压开关(断路器) 6.2.1 高压开关运行中的巡视检查项目: (1)开关的分、合闸指示正确,“远方/就地”选择开关应置于“远方”位置。与地调核对实际运行工况相符。 (2)开关引线接头无发热、发黑、变红变色现象。 (3)支持瓷瓶、套管清洁完好,无污垢,无裂纹、破损,无放电声和电晕现象。 (4) SF6开关压力正常,开关各部分及管道无异常声(漏气声、振动声)管道夹头正常。 (5)真空开关灭弧室无异常。 (6)接地完好。 (7)操作机构:机构厢门平整、开启灵活、关闭紧密。 (8)液压操作机构:压力是否正常、有无渗漏油; (9)弹簧操作机构:开关处于运行状态,储能回路应投入,合闸弹簧应储能。 (10)储能电机、分合闸线圈无冒烟异味 (11)电磁操作、机构直流电源回路端子无松脱,无铜绿、锈蚀等。 (12)加热器良好 6.2.2开关的特殊巡视: (1)新设备投运的巡视检查,周期应相对缩短,投运72小时转入正常巡视. (2)气象突变、雷雨季节的雷电后,高温季节及高峰负荷期间 6.3 隔离开关 6.3.1隔离开关运行中的巡视检查项目: 1) 刀闸及各电气接触部分良好,无发热、变黑,试温片粘贴正常: 2) 瓷瓶清洁完好,无裂纹及放电现象: 3) 操作机构完好,无锈蚀。 6.3.2每周应进行一次夜巡,主要检查: 1) 无电晕及放电现象: 2) 接头无烧红现象,用红外测温仪各电气连接部分,温升应正常; 3) 无异常声响: 6.3.3特殊情况下的巡视检查项目: 1) 高峰负荷时,应检查各电气接触部分有无发热: 2) 接地故障后,检查瓷瓶有无放电现象: 3) 雷雨后检查所有瓷瓶有无裂纹及放电现象: 6.4互感器 6.4.1互感器运行中的巡视检查项目: 1) 套管瓷瓶清洁,无裂纹及放电现象; 2) 油色油位正常,无渗漏油现象; 3) 干式互感器清洁无异味,填充物不溢出; 4) 引线接头无发热,声音正常; 5) 外壳接地良好: 6) 户外端子箱关闭良好,无渗水等。 6.4.2互感器特殊情况下的巡视检查项目: 1) 新投运的互感器,在投运的8小时内巡视次数应每小时一次: 2) 天气异常变化或高压熔丝熔断: 6.4.3每周应进行一次夜巡,主要检查: 1) 有无电晕及放电现象: 2) 无异常声响: 3) 接头无烧红现象,用红外测温仪测各电气连接部分,温升应正常。 6.4.4互感器运行中的注意事项: 1) 电压互感器二次侧不允许短路,电流互感器二次侧不允许开路。 2) 电压互感器一般不与空母线同时运行;同一电压等级的两组P.T二次侧正常运行不允许并列,仅在切换时允许短时并列。 3) 母线P.T停用,将会引起由其供电的保护的拒动或误动,应根据调度命令,切换电压回路或解除有关保护。 6.5 母线、避雷器 6.5.1母线正常运行中的巡视检查项目: 1) 户外软母线及引线无断股、扭伤、发热发黑,母线构架无鸟窝无杂物悬挂,瓷瓶无裂纹、破损、放电及严重积灰。10kV户内外母线排、穿墙套管及支持瓷瓶无裂纹、放电,接头无发热、变黑。 6.5.2 母线特殊情况下的巡视检查内容; 1) 短路故障后检查接头无烧伤,瓷瓶无放电; 2) 雷击后检查瓷瓶无放电痕迹; 3) 天气冷热骤变时,支持瓷瓶有无因母线伸缩造成损伤; 4) 大风后检查户外母线有无杂物悬挂。 6.5.3避雷器正常运行时的巡视检查项目: 1) 套管无裂纹、破损和放电痕迹; 2) 内部无异常声响,外部接地良好; 3) 放电记录仪外观良好无进水、在线监测仪指示在正常范围内; 4) 发生雷击、接地或谐振后,应对避雷器重点检查,并记录动作次数; 6.6 电力电缆 6.6.1电力电缆正常运行的巡视检查项目; 1) 户内外电缆头无发热放电、流胶,电缆温升正常; 2) 裸露的铅包无损伤、龟裂; 3) 接地是否良好。 6.6.2 运行中的注意事项: 1) 电力电缆必须按照地调根据不同季节核定的工作电流运行,单人值班人员或巡检人员若发现负荷电流超载,必须及时汇报地调,设法减轻或转移负荷,并加强电流监视。 2)单人值班人员及巡检人员必须了解电力电缆的埋设走向,在此线路上未经许可,不得进行挖土、打桩等工作,确需此类工作,值班人员或巡检人员应做好安全措施并监护。 6.7电力电容器 6.7.1电容器运行中的巡视检查项目: 1)箱体有无渗漏油、鼓肚、过热; 2) 顶部套管瓷瓶清洁,无裂纹及放电现象,引线接头是否旋紧,有无发热; 3) 内部无异常声响; 4) 环境温度在许可范围内。 5) 放电P.T是否正常 6.8 直流系统 6.8.1 220V直流母线电压应保持在220V~222V之间;正常运行时,巡检人员应将可控硅装置投入在浮充电方式运行。 6.8.2直流系统的巡视检查内容有: (1)母线电压是否保持在规定范围之内 (2)直流母线绝缘是否良好,在潮湿气候时,应加强对直流母线对地电压的监测; (3)直流屏上各回路开关投切位置是否正确; (4)充电装置的运行是否正确; (5)蓄电池组每个单体是否有渗、漏液现象,是否有鼓肚现象,接头有无锈蚀; (6)蓄电池室温度是否正常,照明通风是否良好。 6.8.3巡检站人员对直流系统清扫时,严禁使用有导电材料的清扫工具。对蓄电池的外壳进行清洗,可采用肥皂水,但不能使用有机溶剂。 6.8.4 蓄电池的运行: 6.8.4.1本站采用GMF-300型铅酸免维护蓄电池组; 6.8.4.2蓄电池组按照浮充电方式运行,正常运行时应处于充满电方式; 6.8.4.3硅整流输出电流由下式决定: I=I0+0.23A (I0为全站直流负载电流A) 6.8.4.4 GMF--300型蓄电池组的浮充使用: 1) 可控硅充电装置应调整在稳压输出状态下运行;保持在220V~222V之间; 2) 环境温度高于25℃时,浮充电压应相应减小,反之,则应适应地提高; (注意:环境温度每升高1℃,每个单位电池浮充电压应减小0.003V,环境温度降低,则增高浮充电压,调节系数同温度升高。) 3) 在特殊情况下每个单体电池电压低于2.20V时,则应对蓄电池进行均衡充电; 4) 每周应对典型缸的电压进行测量,每隔一段时期应对各个单体电池进行全面检测,并做好相应的记录。 5) 恒压法是GMF--300型蓄电池唯一允许的充电方式,推荐浮充范围:2.25V~2.28V(对每一只单体电池)。 6) 检测蓄电池充电程度的方法: 测量标示电池的电压,若连续保持64小时的稳定,说明电池已充足,具备100%的容电量。 (标示电池:指蓄电池中最能反映所有单体电池一般状态的代表性电池,通常是安装使用后第一次充电时,所有电池中电压最低的那个。) 7) 出现下列情况时,应查找原因,必要时更换有故障的电池。 A、电压异常 B、物理性损伤 C、电能液泄漏 D、温度异常 6.8.5直流系统寻找失地时,应采用瞬停法、顺序依次是: 6.8.5.1事故照明; 6.8.5.2断路器合闸电源回路; 6.8.5.3蓄电池回路; 6.8.5.4可控硅回路; 6.8.5.5控制、保护回路。 保护回路存在失地时,应征得调度同意,依次取下各安装单位的操作熔丝。 二次回路失地时,应通知继保人员处理。 6.8.6正负直流母线对地电压超过65V时,应视为直流失地,其持续运行时间不得超过4小时。 6.8.7蓄电池室的环境温度过高时,应加强通风,并按照8.4.4条执行,调整浮充电压,避免蓄电池过充渗漏,同时还应保持母线电压合格范围内。 6.8.8直流系统出现“过压”信号时,应检查电压表的指导是否准确;充电装置的工作状态是否正常(如长期处于均充状态而不能切换回浮充状态)确认蓄电池的电压过高,可减少浮充电流或暂时退出充电机,并及时通知检修部处理。 7 设备的异常及事故处理 7.1事故处理的主要任务 (1) 尽速限制事故发展,消除事故根源,并解除对人身和设备的威胁。 (2) 用一切可能的方法保持设备继续运行,以保证对用户正常供电。 (3) 尽速对停电设备恢复供电。 (4) 调整电力系统的运行方式,使其恢复正常。 7.2事故处理的一般原则 7.2.1变电站发生事故或异常情况,巡检值班人员应尽快赶往现场。处理事故时,对系统运行有重大影响的操作,必须依照值班调度员的命令或经其同意后进行。 7.2.2如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备的安全,则无论在任何情况下均不得执行。当值班长接到此类命令时,应该把拒绝的理由报告值班调度员和本单位的总工程师,并记载在操作记录本上,然后按本单位元的总工程师的指示行动。 7.2.3事故时巡检人员应向值班调度员报告如下内容: (1) 事故现象; (2) 继电保护、重合闸及其它安全自动装置动作情况; (3) 开关跳闸次数及跳闸状态; (4) 重合闸动作后的高压开关的外观情况; (5) 出力、潮流、频率、电压的变化。 7.2.3事故时值班人员应按照下列顺序消除事故: (1) 根据表计的指示和设备的外部征象,判断事故的全面情况。 (2) 如果对人身和设备有威胁,应尽力设法解除这种威胁,并在必要时停止设备的运行。如果对人身和设备没有威胁,则应尽力设法保持或恢复设备的正常运行。应该特别注意对未直接受到损害的设备进行隔离,保证完好设备的正常运行。 (3) 迅速进行检查和试验,在判明故障的性质后,进行必要的处理。 如果巡检人员自己的力量不能处理损坏的设备时,应立即通知检修人员前来修理。在检修人员到达之前,值班人员应把工作现场的准备工作做好(例如切断电源、安装接地线、悬挂警告牌等等。); (4) 为了防止事故扩大,必须主动将事故处理的每一阶段迅速地报告调度及直接的上级领导。 7.2.5事故发生时,值班调度员是处理事故的指挥人。处理事故时,必须迅速正确,不应慌乱。在接到处理事故的命令时,必须向发令人重复一次;若命令不清楚或对它不了解,应再问明白。命令执行以后,要立即报告发令人。 发生事故时,应仔细注视表计和信号的指示,在主控室的值班人员中,务必有人记录各项操作的执行时间(特别是先后顺序)和与事故有关的现象。 7.2.6事故处理期间,巡检人员应服从值班调度员的指挥。凡涉及系统的操作,均应得到值班调度员的指令或许可。但下列操作无须等待调度员的指令,可以执行后再详细报告: (1)将直接对人身安全有威胁的设备停电; (2)将已损坏的设备隔离; (3)双电源的线路开关跳闸后,开关两侧有电压时恢复同期并列; (4)电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用; (5)已知线路故障而开关拒动时,可将开关断开; (6)站用电消失,恢复站用电的操作 7.2.7事故处理过程中,不得进行交接班,只有到事故处理告一段落后,接班人员能够工作时,才允许交接班。 7.2.8开关跳闸后,巡检人员在下列情况下应报告值班调度员,并提出观察后意见。 (1) 开关跳闸次数已达到规定次数; (2) 开关SF6气压降低闭锁; (3) 油开关液压机构压力闭锁 (4) 真空开关出现异常声响或灭弧室内出现放电的痕迹。 7.3母线故障和母线电源消失的事故处理 7.3.1母线失压时,巡检人员应根据继电保护的动作情况,开关的跳闸情况、现场发现故障的声、光等信号,判断是否母线故障。并将情况立即报告值班调度员。 7.3.2母线故障后,现场巡检人员或值班人员应对停电母线和故障母线上的各组件设备进行外观检查,查明情况后立即报告值班调度员。 7.3.3母线事故处理原则 1) 找到故障点并尽快隔离,对停电母线恢复送电; 2) 经检查找不到故障时,若要试送电,应尽可能用外来电源。当使用本站电源试送电时,应首先使用带充电保护的母联,也可使用主变开关,但应改变主变定值,提高灵敏度及缩短动作时限; 7.3.4母线电源消失是指母线本身无故障而失去电源,一般是由于系统故障或组件开关拒动,引起越级跳闸所致。判断的依据是: (1) 该母线电压表指示消失; (2) 该母线各组件负荷、电流指示为零; (3) 由该母线供电的站用电消失; 7.3.5多电源变电站母线电压消失,在确定非本母线故障时,为防止各电源突然来电引起的非同期并列,现场值班人员应按下述方法区别处理: (1) 拉开查明是拒动的开关。 (2) 单母线仅保留一路电源开关,拉开所有其它电源开关。 (3) 双母线应先拉开母联开关,每一组母线保留一路开关,拉开所有其它电源开关(包括主变开关)。 7.4单相接地故障的处理 7.4.1无人值守变电站发生单相接地时,巡检人员接调度通知后,应立即赶赴发生故障的变电站进行处理。 7.4.2带接地故障的线路运行时间不得超过2小时。 7.4.3寻找接地故障的一般方法: 若线路装有接地信号装置,应检查信号继电器是否掉牌。若无接地信号装置,应按以下方法查找: (1)检查本站内母线系统及设备是否接地,PT熔丝是否熔断; (2)确定接地馈线后,应立即报告调度员,由调度员组织有关人员处理。 7.5通讯中断时的事故处理 7.5.1变电站的通讯完全与调度失去联系后,巡检人员应主动采取措施,尽快恢复通讯联系。 7.5.2若此时发生事故,巡检人员应按事故处理原则和现场规程进行事故处理。 7.6 变压器的不正常运行和事故处理 7.6.1巡检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。 7.6.2变压器有下列情况之一者,应立即停运。若有运用中的备用变压器,应尽可能先将其投入运行。 (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; (E) 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; (F) 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁时,巡检人员应立即将变压器停运。 7.6.3变压器油温升高超过制造厂规定或表1规定值时,巡检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,并与在同一负载的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的通风情况。 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,则值班员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 在正常负载的冷却条件下,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。 变压器在各种超额定电流方式下运行,若顶层油温超过105℃时应立即降低负载。 7.6.4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。 7.6.5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。 7.6.6瓦斯保护装置动作的处理 A) 瓦斯保护信号动作时,应立即对变压器进行检查,查明动作的原因,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。如气体继电器内有气体,则应记录气量,观察气体的颜色及试验是否可燃,并取气样及油样做色谱分析,可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。 若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃,色谱分析判断为空气,则变压器可继续运行,并及时消除进气缺陷。 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常,应综合判断确定变压器是否停运。 B) 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。 7.6.7 变压器跳闸和灭火 A)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。若变压器有内部故障的征象时,应作进一步检查。 B) 变压器跳闸后,应立即停油泵。 C) 变压器着火时,应立即断开电源,停运冷却器,并迅 速采取灭火措施,防止火势蔓延。 7.7 开关的不正常运行及事故处理. 7.7.1巡检人员在开关运行中发现任何不正常现象(如SF6气压降低、真空泡漏气、分合闸指示不正确等),应及时予以消除,不能消除者应及时汇报地调及检修部门. 7.7.2开关有下列情况者,应立即申请停电处理: a) 套管严重破裂和放电现象; b) SF6气压降低发闭锁信号; c) 液压突然失压到零; d) 真空泡漏气。 7.7.3开关的事故处理: 1) 开关事故跳闸后,巡检人员应尽快赶往现场,检查保护动作情况并对开关进行全面检查,巡检人员还应做好记录并向调度汇报。 2) 开关事故跳闸后强送,不论成功与否,均应对开关外观进行仔细检查。 3) 开关拒跳,在未查明原因、消除缺陷前,不能投入运行。 4) SF6开关爆炸或严重漏气等事故,巡检人员接近设备应谨慎,尽量选择从“上风”处接近设备,必要时要戴防毒面具、穿防护服。 7.8 隔离开关的异常处理: 7.8.1隔离开关无法分合闸操作时,应检查: a) 操作顺序是否正确: b) 闭锁装置是否正常: c) 操作机构是否故障。 7.8.2运行中支持瓷瓶破裂、放电严重:或操作刀闸时,若发生刀闸错位或支持瓷瓶破裂等,则立即汇报调度和检修部门处理. 7.8.3发生带负荷分合隔离开关时,应遵守如下规定: 1) 带负荷误合刀闸或将刀闸误合至故障回路,无论是否故造成事故,均只能用开关切断该回路,再分开该刀闸,并将情况报告有关部门或领导. 2) 带负荷误分刀闸,一发现刀口出现电弧应立即合上,若已拉开,应迅速果断操作完毕,不可停顿,更不能把已误拉的刀闸再合上,并将情况报告有关部门或领导. 3) 发现刀闸发热,应及时汇报调度,设法减轻负载或改变运行方式将其退出运行,同时汇报检修部门处理. 7.9电力电容器 7.9.1出现下列情况,应立即停用电容器并及时汇报地调: 1) 电容器爆炸; 2) 本体防爆膜破裂; 3) 套管严重放电闪络; 4) 接头发热严重; 5) 电容器喷油或起火; 6) 系统单相失地。 7.9.2电容器事故跳闸处理。 1) 电容器事故跳闸,不得强送。 2) 过压保护动作,巡检人员应检查电容器本体及所连接母线的PT回路有无故障征象。地调调度员可根据远动系统采集的母线电压、无功、主变文件位或系统是否电压波动等因素,综合判断电容器可否再次投入。 3) 过流保护、差压保护动作,巡检人员应检查电容器本体、放电PT及单元内的其它组件有无故障,并将结果汇报调度及检修部门。 4) 失压保护动作,检查母线电压是否正常,放电PT是否异常,本体是否存在故障。 5) 电容器着火,禁止使用水、酸碱泡沫灭火器,应使用1211、干粉等灭火器灭火。 8.继电保护与自动装置 8.1正常运行情况下,电气设备不得处于无保护状态,保护及自动装置的投退及运行方式的改变,必须根据调度命令执行。 8.2保护装置的投退一般只需投入或退出相应的压板即可完成,不应断开装置的电源开关。投退压板时,应看清除“用途标签框”,防止误投退,压板间距较近时,还需防止误碰。 8.3保护装置的整定通知单是现场更改保护的依据,定值更改或新设备投入前,巡检人员必须与调度核对无误后方可投入。 8.4在继保、自动装置及二次回路工作或试验工作结束后,巡检人员应进行验收;验收项目如下: 8.4.1检查屏上的工作标志是否齐全,工作场所是否清理完毕; 8.4.2检查压板位置是否正确; 8.4.3继保工作记录是否记录; 8.4.4无其它异常。 8.5在继保、自动装置及二次回路工作或试验,必须办理工作票,巡检人员必须审查工作票并布置安全措施后方能开工。 8.6主变保护有关回路及出口压板: #1、#2主变保护 保护有关回路及出口压板: 主变本体瓦斯: 1QP 主变有载瓦斯: 2QP 主变差动保护: 1LP 110kV过流: 2LP 110kV零序过流:3LP 110kV过流35kV低压跳总出口:4LP 10kV复合过流跳总出口:5LP 总出口跳110kV城院线开关:6LP 35kV复合过流跳主变35kV开关:7LP 总出口跳主变35kV开关:8LP 10kV复合过流跳主变10kV开关:9LP 总出口跳主变10kV开关:10LP 总出口跳110kV内桥开关:11LP 零序过流跳110kV内桥开关:12LP 35kV复合过流跳主变35kV母联:13LP 110kV零序跳35kV母联开关:14LP 10kV复合过流跳10kV母联开关:15LP 110kV零序跳10kV母联开关:16LP #2主变零序跳#1主变压板:LP (#2主变为:#1主变零序跳#2主变压板:LP) 110kV线路重合闸放电压板:LPcute; 注意:1)主变中性点不接地运行,另一台主变的零序跳本主变压板LP应投入; 2)线路重合闸投入时,相应的重合闸放电压板LPcute;应投入,否则退出; 3)主变充电时,重瓦斯及差动保护均应投入 4)运行中主变进行滤油、加油以及打开各种阀门放气.放油清理呼吸孔时,重瓦斯保护应投信号 8.7#3主变保护 8.7.1.保护组成:主要由MGT101型微机差动保护装置及MGT112型微机后备保护装置组成 8.7.2.正常运行时应检查:(MGT101及MGT112、MGT181、MGT161的面版上各元件均相同) 8.7.2.1.装置的“运行/整定”设置开关在“运行”位置; 8.7.2.2.各装置上的“运行/异常”绿色指示灯亮; 8.7.2.3.“通信”指示灯正常闪烁; 8.7.2.4.液晶显示正常,显示数据与主变实际运行工况一致; 8.7.2.5.“动作”及“告警”指示灯不亮 8.7.3.装置的注意事项及异常处理: 装置动作后,运行人员应注意记录故障类型、保护动作类型及故障参数,并及时向调度汇报 8.7.4.保护压板及投退注意事项: 11LP:保护跳主变110kV桥开关 12LP:保护跳主变10kV桥开关 17LP:本体重瓦斯 18LP:有载重瓦斯 19LP:压力释放 注意:1)正常运行时,除压力释放应投信号(保护压板退出)外,其余保护压板均应投入; 2)投退某一保护功能时,应及时通知继保人员操作。 3)主变充电时,重瓦斯及差动保护均应投入 4)运行中主变进行滤油、加油以及打开各种阀门放气.放油清理呼吸孔时,重瓦斯保护应投信号 8.7.5附录(一)事故报告显示说明: 1998-12-1012:30:30  保护动作时刻(年-月-日 时:分:秒) 930R.diffABC 022 动作时刻/保护类型/故障类型/保护动作时间 dIa=1.200(In) 保护动作时的故障参数 9.7.6附录(二)保护动作类型 Insdif 差动速断动作 R.diff 比率差动动作 CThf1高压侧CT断线闭锁 Ctlf1低压侧CT断线闭锁 Ihove高压侧过流 Ilove低压侧过流 BdGas本题重瓦斯 TpGas有载重瓦斯 Lgas 轻瓦斯 Presu压力释放 Tempr油温过高 Coolfl 冷却失电 Blockvoltage adj闭锁调压 Fanstarting 启动风冷 Overloadalarm 过载告警 8.7.7附录(三)装置自检报告显示说明: SelfcheckReport 自检报告标题 EPROM ERROR 表示程序存储器异常 EEPROMERROR 表示定值存储器异常 RAMERROR表示数据存储器异常 8.8 35kV线路保护 主要保护回路及压板:速断 过流 后加速 重合闸 8.9 35kV母联保护屏 主要保护回路及压板:跳闸 后加速 8.10 10kV线路保护 8.10.110kVⅠ、Ⅱ段线路保护 主要保护回路及压板:速断 过流 后加速 重合闸 低周跳闸 低周放电 注意:“低周跳闸”与“低周放电”压板必须同时投退。 8.10.2 10KVⅢ段母线上线路: 主要保护回路及压板:过流I段(1LP3) 过流II段(1LP4) 过流III段(1LP5) 低周投入(1LP6) 8.11 10kV #1、#2站用变 主要保护回路及压板:速断 过流 出口压板 8.12 10kV电容器组保护 8.12.1 10kV电容器(一)、(二)组保护 主要保护回路及压板: 过流保护 过压保护 失压保护 中性点不平衡电流保护 8.12.2 10kV电容器(三)、(四)组保护: 主要保护回路及压板:过压保护(3LP4) 欠压保护(3LP5) 过流保护(3LP6) 电压不平衡保护(3LP7) 8.13JJ-22晶体管相间距离保护 8.13.1本章规定适用于110kV城院I、II回线路保护 8.13.2装置运行中应巡视检查项目: 8.13.2.1电源逆变插件电源开关在“开”位置, 8.13.2.2监视检测插件“运行/试验” 开关在“运行”位置,电源稳压插 件上运行指示灯亮 8.13.2.3其他插件上的指示灯均不亮 8.13.2.4保护压板正确投入 8.13.3保护压板: 相间距离I、II段出口压板:1QP1 相间距离III段:跳闸出口压板1QP2 8.13.4装置有关指示灯及指示说明: “I段”、“II段”、“III段”:亮表示相间距离I、II段、III段动作跳闸 “阻抗I、II”“阻抗III”: 亮表示I、II段阻抗元件和阻抗III段阻抗元件动作或交流电压回路断线时 “后加速”亮表示手和或重合于故障线路,保护加速动作,切除故障 “启动”、“相电流”:表示启动元件及相电流启动元件动作(线路负载电流过大,“相电流”也将动作) “断线”:亮表示交流电压回路断线 “装置故障”:亮表示装置故障或交流电压回路断线,该灯亮时,运行监视灯将息灭 8.13.5装置的异常处理: 交流电压回路断线时,装置的“断线”及 “装置故障”将亮,“运行监视”灯灭,控制屏相应的光字牌亮,运行人员应检查电压回路空气开关是否断开或刀闸辅助接头是否接触良好,并及时汇报调度要求退出出口压板,同时通知检修部处理。 8.14 JJl-21晶体管接地距离保护 8.14.1本章规定适用于110kV城院I、II回线路保护 8.14.2装置运行中应巡视检查项目: 8.14.2.1电源逆变插件电源开关在“合”位置, 8.14.2.2监视检测插件“运行/试验” 开关在“运行”位置,装置运行监视灯亮 8.14.2.3其他插件上的指示灯均不亮 8.14.2.4保护压板正确投入 8.14.3保护压板: 接地距离I、II段出口压板:12QP1 接地距离III段:跳闸出口压板12QP2 8.14.4装置有关指示灯及指示说明: “Z0I”、“Z0II段”、“Z0III段”:亮表示接地距离I、II段、III段动作 “I0I”、“I0II” “I0III”:亮表示零序电流I、II段、III段动作跳闸 “阻抗”“零序”: 亮表示阻抗元件和零序电流元件动作出口 “后加速”亮表示手和或重合于故障线路,保护加速动作,切除故障 “装置故障”:亮表示装置故障或交流电压回路断线 8.14.5装置的异常处理: 当控制屏出现“JJl-21装置故障”时,可能的情况有: 直流电压消失; 交流电压回路断线; 装置内部异常; 此时装置被闭锁,应先退出保护出口压板汇报调度及检修部处理。 8.15 JCC-11D 8.15.1本章规定适用于110kV城院I、II回线路保护 8.15.2装置运行中应巡视检查项目: 8.15.2.1电源开关在“合”位置, 8.15.2.2“电容器监视”灯亮 8.15.2.3保护压板正确投入 8.15.3保护压板及投退说明: 检“无压/同期”:投入时为检无压,退出时为检同期。正常运行时应根据调度命令投退 重合闸时间切换压板:本站未用 重合闸出口压板:投退重合闸 8.15.4装置的异常处理及注意事项: 当控制屏出现“JCC—11D装置故障”时,“装置故障”亮,应先汇报调度退出重合闸出口压板并通知检修部处理。 8.15.5装置有关指示灯及指示说明: “重合闸动作”:亮表示重合闸动作出口, “保护动作”:亮表示线路保护动作 9.附录: 附录(一)福建省电力系统调度统一操作术语 序号 操作内容 操作术语 1 将发电机(或两个系统)经同期表检查同期后并列运行 并列 2 将发电机(或一个系统)与主系统解除同期运行 解列 3 将发电机(或一个小电网)经自同期法与系统并列运行 自同期并列 4 将两个不同的电源供电而在同期状态下运行的设备进行合环操作 合环 5 断开环路 解环 6 将设备操作在接通位置 合上 7 将设备操作在断开位置 断开 8 设备因故障跳闸后未经检查即送电 强送 9 将电源保险丝取下来 取下 10 将电源保险丝装上去 插上 11 设备因故障跳闸经初步检查后再送电 试送 12 设备不带负荷而与电源接通 充电 13 验明设备是否带电 验电 14 设备停电后放去剩余电荷 放电 15 设备经操作后已停止运行及备用,由生产单位进行检修试验及其它工作。 停役 16 设备检修完毕后经过检查可以随时投入运行 复役 17 用校验工具核对带电设备二次的相序 核相 附录(二)设备状态规定 1. 开关 1.1开关的综合指令适用与前后具有两个及以上刀闸的负荷开关.开关状态与两侧刀闸有关.对于仅一侧有刀闸的开关只能按所连接的设备的综合指令执行 1. 2开关的四种状态的的规定: 2. 1运行状态-----开关及两侧各有一个刀闸在合闸位置. 2.2热备用状态----状态开关在断开位置, 两侧各有一个刀闸在合闸位置. 2.3冷备用状态----开关及两侧刀闸均在断开位置. 2.4检修状态------在冷备用状态下,开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线 3. 线路四种状态的规定: 4. 1运行状态-----线路开关及线路P.T均处运行状态. 2.2热备用状态----线路开关处于热备用状态, 线路P.T处运行状态. 2.3冷备用状态----线路开关处于冷备用状态线路,旁路刀闸及P.T刀闸均断开位置. 2.4检修状态------在线路冷备用状态下,合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线. 3.变压器 3.1变压器的综合令包括了变压器本体、各侧开关以及直接连接于变压器各侧的母线、电抗器、P。T等设备。 对于没有专用开关的特殊接线,该变压器的综合令按特殊侧的规定处理 3.2变压器四种状态的规定: 3.2.1运行状态-----各侧开关及刀闸均在合闸位置,使变压器与相邻设备电气上接通 3.2.2热备用状态----各侧开关均在断开位置, 两侧各有一个刀闸在合闸位置. 3.2.3冷备用状态----开关及两侧刀闸均在断开位置. 各侧刀闸均在合闸位置,即变压器与相邻设备失去电气上的连接。 3.2.4检修状态------在冷备用状态下,各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸。 4.母线 4.1母线的综合指令适用于单母线、单母线分段、双母线等形式的母线。 4.2母线四种状态的规定: 4.2.1运行状态-----母线P.T刀闸于合闸位置,至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接。 4.2.2热备用状态----母线P.T刀闸于合闸位置,与相邻设备的开关、刀闸都在断开位置 4.2.3冷备用状态----母线P.T刀闸于断开位置,与相邻设备的开关、刀闸都在断开位置 4.2.4检修状态------在冷备用的母线上装一组接地线或合上接地刀闸。 5.电压互感器(P.T) 5.1(P.T)与其连接的母线、线路、发电机(也有个别变压器)应视为一体,这些设备的综合指令已规定了P.T的相应状态。 5.2对有刀闸的P.T可以单独操作,可用运行、冷备用、检修等三种状态 5.3 P.T的操作指令包括二次负荷转移或恢复,如果不能够转移的,对有关保护的变动应另下指令。 附录(三)高压开关主要技术参数: 型号:SW6—110W 额定电压:110kV 额定电流:1200A 额定开断电流:21kA短路持续时间:4S 操作机构型号:CY3 额定压力:22.2 Mpa 合闸线圈:220V 2A 分闸线圈:220V 2A 型号:LTB--145D1--3150 额定电压:145kV 额定电流:3.15kA 额定开断电流:40kA SF6气体额定压力:0.5 Mpa/20℃ 操作机构型号:BLK型电动机储能弹簧操作机构 合闸线圈:DC 220V 分闸线圈:DC220V 储能电机:DC 220V 加 热 器:DC220V 型号:SN10—35Ⅱ/1250—20 额定电压:35kV 额定电流:1250A 额定开断电流:20kA 操作机构型号:CD10—IV 额定合闸电压:DC 220V额定分闸电压:DC 220V 型号ZN21—10 / 1250—31.5 额定电压:10kV 额定电流:1250A 额定开断电流:31.5kA 操作机构型号:弹簧操作机构 额定合闸电压:220V额定分闸电压:220V 高压开关柜型号:GGX2--10 额定电压:10kV额定电流1000A 额定开断电流:35kA 型号ZN31A—10 / 2500—40 额定电压:10kV额定电流2500A 额定开断电流:40kA 操作机构型号:CD10--Ⅲ 闭合电压:220V脱扣电压:220V 闭合电流:147A脱扣电流:2.5A 高压开关柜型号:GG—1AF—25D 额定电压:10kV额定电流2000A 额定开断电流:40kA 附录(四)电力电容器主要技术参数: 单缸电容器型号:BEF—11/3—200/1W 额定电压:11/3 kV额定电流:31.5A 额定频率:50HZ接线方式:Y 额定容量:200kvar 实测电容量:15.73MF 温度类别:-40/A 系统电压:10kV 制造厂家:无锡电力电容器厂 附录(五)院前变10KVⅡ、Ⅲ段联络开关闭琐的说明: 1、 联络线Ⅰ609开关合闸条件 (1) 2#主变602开关及Ⅰ、Ⅱ段母联600开关在分闸位置 (2) 2#主变602开关及1#主变601开关在分闸位置Ⅰ、Ⅱ段母联600开关在合闸位置 (3) 联络开关Ⅱ604开关在合闸位置 满足以上任一条件者,609开关方可远方或就地电动合闸。 2、 联络线Ⅰ609开关自动分闸闸条件 (1) 2#主变602开关及3#主变613开关在合闸位置 (2) 1#主变601开关、Ⅰ、Ⅱ段母联600开关及3#主变613开关在合闸位置满足以上任一条件者,609开关将自动跳闸 3、 联络线Ⅱ604开关合闸条件 (1) 3#主变613开关在分闸位置 (2) 联络线Ⅰ609开关在合闸位置 满足以上任一条件者,604开关方可远方或就地电动合闸。附录(六)站用变主要技术参数: 型号:S7—63/10 额定电压:10±5%/0.4 Kv额定电流:3.64/90.9A 额定容量:63kVA 联结组别:Y.yno 附录(六)设备定期试验轮换制度 1、为了保证设备的完好和可靠性,必须定期进行试验切换工作。 2、定期试验切换工作,必须遵守安全和技术要求,操作前应考虑试验切换中可能出现的问题和处理方法。 3、定期试验切换工作中,如出现设备异常或故障,应当立即停止操作并恢复原运行方式。 4、所有定期试验的结果都应记录到运行日记本或专用的记录本上,对发现的问题能处理的应上报变电运行部。 5、定期试验的内容、时间见下表: 定期试验轮换工作安排表 序号 项目 周期 试验日期 负责人 1 备用站用变 一个月 每月11日 巡检站值班人员 2 蓄电池充电装置 一个月 每月9日 巡检站值班人员 3 事故照明自投试验 一个月 每月5日 本站值班人员 (一)备用站用变定期轮换方法(设1#站用变运行,2#站用变待轮换): (1) 断开站用变低压侧各支路电源空气开关 (2) 断开站用变低压侧总空气开关 (3) 把1、2#站用变转换刀闸由投1#切换至2#位置, (4) 合上站用变低压侧总空气开关 (5) 合上站用变低压侧各支路电源空气开关 (二)蓄电池充电装置定期轮换方法(设1#充电机运行,2#充电机待轮换): (1) 把1#充电机充电机电流调至0的位置 (2) 按下1#充电机交流接触器“跳闸”按钮,查接触器确已断开 (3) 断开1#充电机进线侧刀闸 (4) 合上2#充电机进线侧刀闸 (5) 合上2#充电机交流接触器控制空气开关,查接触器确已合上 (6) 把2#充电机充电电流调至浮充电流值 (三)事故照明自投试验方法: (1) 断开事故照明屏交流进线刀闸,查事故照明直流接触器自投成功。 (2) 查各事故照明电源支路运行正常。 (3) 合上事故照明屏交流进线刀闸,查事故照明交流接触器自投成功。 (4) 查各事故照明电源支路运行正常。
 
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