常青第3部分一次设备.docx
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常青第3部分一次设备
第三部分一次设备
1变压器
1.1基本情况
变压器形式型号及主要参数(具体参数见第六部分图表之主设备运行参数表)
1.2变压器主要部件
1.2.1调压装置
(1)基本形式
1号主变压器为无载调压、2号主变压器为有载调压。
(2)变压器调压形式
采用监控后台为主的调压方式。
(3)主变调压装置的操作方法:
在正常情况下,主变压器有载调压装置操作在监控后台进行;
逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流的变化;
有载调压变压器并联运行,其调压操作轮流逐级进行;
有载分接开关调压间隔时间不得少于1分钟。
(4)主变调压装置的运行注意事项:
变压器高压侧在任一运行分接位置的额定电压与母线电压的偏差不应超过此分接位置的额定电压的5%;
长期不调节的有载分接开关,结合变压器停电时进行最低和最高分接头间的循环操作;
两台有载调压变压器并联运行时,允许在变压器额定电流80%及以下的情况下进行分接变换操作,不得在单台变压器上连续进行2个分接变换操作,必须一台变压器的分接变换完成后,再进行另一台变压器的分接变换操作。
每进行1次分接变换后,检查电压和电流的变化情况,防止过负荷;
升压操作,先操作负荷电流相对较少的一台,再操作负荷电流相对较大的一台,以防止过大的环流;
降压操作时与此相反。
操作完毕,应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况;
在过负载1.2倍,不得进行调压操作,在恶劣气候条件下,应在电压曲线下限运行;
有载调压装置运行前或大修后,应进行分接开关的机构运转试验。
1.3运行注意事项
1.3.1例行巡视:
(1)主要是对变压器设备进行全面的外部检查;
(2)对缺陷有无发展作出鉴定;
(3)检查设备防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞,检查接地网及引线是否完好。
1.3.2全面巡视:
(1)主变压器本体
检查并记录主变压器运行中的油温、绕组温度、环境温度、负荷(电流、有功、无功)、电压、含气量;
检查主变压器的油位指示是否正常,监视主变压器油温及温升是否超过规定值;
检查有无异常声音;
检查有无渗油、漏油现象;
瓦斯继电器内油色正常并充满油,无气体;
检查呼吸器是否畅通,硅胶变色程度(硅胶干燥部分大于三分之一)。
(2)套管
检查套管有无渗油、漏油现象;
检查瓷套有无破损,有无放电痕迹;
检查瓷套污染程度;
检查线夹有无异常和明显发热迹象,特别是雪天和雨天,线夹上有无蒸气的现象;检查金具是否变形、螺丝有无松脱、连接线有无断股损伤。
(3)压力释放装置
检查压力释放装置有无漏油和损坏现象,特别注意有无喷油的痕迹。
(4)测温装置
主变压器的温度表,安装时,指示曾经达到的最高温度的指针必须放在与实时温度指针重叠的位置;
现场温度计指示的温度、主变压器测控屏温度显示、监控系统温度显示三者基本保持一致,误差一般不超过5℃;
绕组温度计变送器的电流值必须与主变压器用来测量绕组温度的套管型电流互感器电流相匹配,由于绕组温度计为间接测量,在运行中仅做参考。
检查各阀门位置是否正确。
检查主变压器标示是否齐全,箱门是否关好。
检查主变压器基础有无下沉,接地是否良好。
1.3.3特殊巡视:
遇有以下情况,须对主变压器进行特殊巡视:
主变压器事故跳闸后;
主变压器异常运行时(过负荷、过电压、存在严重及以上缺陷等),每小时至少一次;
天气异常时,雷雨后;
有重大的政治活动和节日保电期间;
主变压器大修后;
熄灯巡视重点检查设备有无电晕、放电,接头有无过热现象等。
1.4变压器故障及异常处理
详见第二部分3.1内容
2高压断路器
2.1基本情况
高压断路器主要作用是正常运行时开断负荷电流、故障时在继电保护及自动装置的作用下切除故障电流。
2.1.1各电压等级高压断路器及其操作机构配置情况
(具体参数见第八部分图表之主设备运行参数表)
35kV断路器5台:
391、392、300、301、302采用平高集团有限公司生产的ZW30-40.5型真空断路器。
10kV断路器13台:
全部采用合肥高压开关公司生产的VS1-12型真空小车断路器。
2.1.3高压断路器的允许故障跳闸次数
运行
编号
断路器
型号
大修(年)
小修(年)
故障检修(次)
391
ZW30-40.5
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
392
ZW30-40.5
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
300
ZW30-40.5
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
301
ZW30-40.5
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
302
ZW30-40.5
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
701
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
702
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
700
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
761
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
762
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
763
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
764
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
765
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
766
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
767
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
768
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
769
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
770
VS1-12
10年10000次机械操作
5年
额定短路开断电流20次
2.2运行注意事项
2.2.1运行规定
2.2.1.1正常情况下,断路器不允许在超过其额定参数的状态下长期运行。
2.2.1.2本站断路器跳闸次数的规定:
当断路器切断故障的次数比规定值少一次时,应退出重合闸,并报告调度和检修公司变电运维专业;当断路器跳闸次数达到所规定值后,未经所属调度及上级领导批准不得继续投运。
2.2.1.3正常运行时,断路器机构箱内的各电源和控制空气小开关均应合上,“远方-就地”选择开关应置于“远方”位置。
2.2.1.4断路器只能通过一体化监控系统进行遥控操作(一体化监控系统异常时,可在测控屏进行)。
检修情况下,可以在就地中控箱内操作“分”、“合”把手完成分、合闸,但须将“远方-就地”选择开关置于“就地”位置。
禁止通过操作跳合闸线圈分合断路器。
2.2.1.5断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时,在短路故障开断后禁止强送,并应停用自动重合闸。
分相操作的断路器操作时,发生非全相合闸,应立即将已合上相拉开,重新操作合闸一次,如仍不正常,则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源,查明原因。
分相操作的断路器操作时发生非全相分闸时,应立即切断控制电源,手动操作将拒动相分闸,查明原因。
2.2.1.6断路器每次分合闸后,应到现场检查每相断路器的实际位置。
2.2.1.7断路器装置上所有的机构箱门应随手闭门,不得长时间打开运行。
2.2.1.8长期停运的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2~3次,无异常后方能按操作票拟定的方式操作。
2.2.2断路器紧急停运规定
2.2.2.1断路器套管严重破损或有放电现象;
2.2.2.2真空断路器出现真空损坏的丝丝声;
2.2.2.3断路器接头严重发热至无法运行。
2.2.3正常巡视
2.2.3.1检查断路器瓷套、瓷柱无损伤、无裂纹、无放电闪络、无严重污秽现象;
2.2.3.2断路器实际分、合闸位置与机械、电气指示位置一致;
2.2.3.3断路器各部位无异常,无严重锈蚀现象,传动机构连接正常;
2.2.3.4断路器各接头接触良好,无过热现象;
2.2.3.5弹簧机构弹簧储能正常;
2.2.3.6断路器智能终端柜内接线连接良好,无锈蚀和严重受潮现象,熔断器保险配置正确,且处于良好状态;
2.2.3.7机构箱、智能终端柜门密封严密,关闭良好,防凝露加热器良好。
2.2.4全面巡视
全面巡视除包括正常巡视内容外,需补充以下内容
2.2.4.1记录弹簧操作机构的断路器操作计数器的数据;
2.2.4.2机构箱内的电气设备,二次连线端子排和各种小开关(储能电源)的位置是否正常,防凝露加热器应长期投入,照明完好,箱内无异常;
2.2.4.3检测断路器接头的温度(用红外线测温仪测量),并作记录;
2.2.4.4金具及连接螺丝无断脱损坏及其他异常现象;
2.2.4.5检查智能终端柜内断路器的电源保险或空气小开关是否熔断或跳闸,并做好相应的记录。
2.2.5特殊巡视
出现下列情况之一时,运维人员还应进行相应巡视:
2.2.5.1新投运的断路器的巡视检查,周期应相对缩短,投运72h以后转入正常巡视;
2.2.5.2断路器操作或跳闸后;断路器异常运行时;过负荷或过电压运行(一般2小时一次);
2.2.5.3天气异常,气象突变,增加巡视;雷雨季节雷击后,高温季节;
2.2.5.4高峰负荷期间应加强巡视;
2.2.5.5有特殊重大保电任务时;
2.2.5.6夜间闭灯巡视。
闭灯巡视:
检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
2.2.6断路器进行分、合闸时的监视及检查
2.2.6.1检查信号指示位置应符合规定要求(包括机械指示);
2.2.6.2逐相检查电流、负荷和电压情况;
2.2.6.3检查弹簧机构储能是否正常;
2.2.6.4发现异常情况时,应立即汇报调度,并进行相应的处理。
2.2.7断路器切断故障电流跳闸后(包括重合闸)的检查
2.2.7.1引线及接头有无短路或烧伤痕迹;
2.2.7.2瓷套有无破损、裂纹和闪络;
2.2.7.3SF6气体压力是否正常,弹簧储能是否正常;各连接处有无渗漏气;
2.2.7.4分、合闸电气和机械指示装置三相是否一致和正确;
2.2.7.5重合闸装置是否动作正确;
2.2.7.6电容器开关跳闸后,还应检查电容器跳闸后的情况;
2.2.7.7检查潮流分布及低频低压减载装置动作情况。
2.3断路器的异常和事故处理
2.3.1在运行中发现下列情况时,应立即汇报调度、检修公司变电运维专业,并做好申请设备紧急停电处理的准备:
2.3.1.1瓷套严重损坏;
2.3.1.2引线、接头及金具过热发红严重;
2.3.1.3发生危及人身和设备安全的紧急情况。
2.3.2弹簧机构弹簧未储能
2.3.2.1合闸弹簧不能储能时,应检查电源是否正常,储能位置开关是否返回;
2.3.2.2对电源故障应判明情况,立即处理;对储能位置开关损坏,应更换该开关;
2.3.2.3分闸弹簧不能储能时,应检查分闸弹簧储能回路的销子是否有脱落现象。
2.3.3弹簧机构分、合闸铁芯未启动
铁芯未启动的原因有:
线圈无电压或电压太低,铁芯卡住或运动受阻。
应根据故障判明情况,分别处理。
2.3.3弹簧机构储能电源消失
2.3.3.1当断路器的储能电源空气开关跳闸或断开时,发“弹簧未储能”信号,说明合闸回路有故障或储能电源空气开关未合上。
2.3.3.2储能电源消失的处理:
运维人员应检查合闸回路有无异常(如合闸继电器、合闸线圈等),如果未发现明显异常现象,可将储能电源空气开关试合一次,如果再次跳闸,则可能是回路短路故障。
2.3.4断路器拒分、拒合和控制回路断线故障检查和处理
2.3.4.1断路器拒分、拒合和控制回路断线故障原因:
控制电源失压;断路器分、合闸闭锁(包括机构未储能);断路器操作控制选择小开关置于“就地”位置;控制回路断线;跳、合闸回路电气元件故障(如操作把手、断路器的辅助接点、跳合闸线圈、防跳继电器、分合闸闭锁和同期回路等)。
2.3.4.2断路器拒分、拒合和控制回路断线故障检查和处理:
(1)如果是控制电源失压,更换电源保险后试合电源开关一次,若不成功,说明回路有故障;
(2)断路器机构故障按跳合闸闭锁的有关内容进行处理;
(3)若控制回路断线,跳合闸回路电气元件或控制电源回路故障,必须由专业人员来进行处理;
(4)当故障造成断路器不能继续运行时,应按断路器跳、合闸闭锁的方法进行处理,将断路器退出运行。
2.3.4.3如果发生断路器拒绝动作越级跳闸,则应按下列情况处理:
(1)拒动断路器与越级断路器均在本站,必须将拒动断路器的两侧隔离开关拉开后,恢复越级断路器送电;
(2)如越级跳闸断路器不在本站,而拒动断路器在本站,则应立即报告调度。
在保证对侧(电源侧)没有送电的可能时,才能将拒动断路器的两侧隔离开关拉开,进行处理;
(3)对拒动断路器,应设法保持原状,以待查明拒动原因。
2.3.5断路器发生爆炸
运维人员应迅速拉开故障断路器两侧隔离开关。
若SF6断路器爆炸,在无防毒措施情况下,人员不得在其下风口侧停留。
2.3.5断路器着火
2.3.5.1断路器未断开:
(1)有重合闸应立即解除,防止断路器跳闸后再次重合;
(2)尽快将本路负荷倒出;
(3)用上一级断路器切断负荷电流;
(4)倒负荷后拉故障断路器前,应先拉两侧隔离开关,防止故障断路器接地。
2.3.5.2断路器已断:
(1)应设法拉开两侧隔离开关;
(2)把临近可能涉及的设备断开;
(3)迅速用沙子或干粉灭火器灭火。
3高压隔离开关
3.1概述
隔离开关是高压开关的一种,在设备检修时,用隔离开关来隔离有电和无电部分,形成明显的断开点,以保证工作人员和设备的安全。
3.2一般运行规定
(1)正常情况下,隔离开关不允许超过额定参数运行。
(2)操作隔离开关时,应注意以下事项:
1)先检查相应的断路器确在断开位置(倒母线时检查另一母线侧隔离开关在合位);
2)停电时,先断开断路器,再拉开负荷侧隔离开关,然后拉开母线侧隔离开关,严禁带负荷操作隔离开关;送电时操作顺序相反;
3)拉合母线侧隔离开关时,应检查相应的计量回路、监控系统后台机均应变位;
4)操作隔离开关时操作人应选择好站立位置,严防瓷瓶损坏砸伤人员;
5)隔离开关(包括接地刀闸)操作时,运行人员应在现场逐相检查其分、合是否到位,触头插入深度是否适当、接触是否良好;
6)隔离开关、接地刀闸和断路器等之间安装和设置有防误操作的闭锁装置,在倒闸操作时,必须严格按操作技术要求进行(如验电接地)。
如果闭锁装置失灵或隔离开关不能正常操作时,必须按闭锁要求的条件逐一检查相应的断路器、隔离开关和接地刀闸的位置状态,待条件满足后,履行相应请示许可手续后,方能解除闭锁。
3.3隔离开关允许进行的操作
无接地时,拉、合电压互感器;
3.4巡视检查
3.4.1正常巡视
(1)检查瓷瓶清洁、完整无损伤、无严重放电,隔离开关无锈蚀,无鸟窝和杂物;
(2)检查接头、触头接触完好,无螺丝断裂松脱,无严重发热、变形现象;
(3)检查引线无松动、无严重摆动、无烧伤断股现象;
(4)操作机构箱、调度及现场后台隔离开关、接地刀闸位置指示正确;
(5)检查设备接地良好。
3.4.2全面巡视(按照工作月历)
全面巡视除完成正常巡视工作内容外,还应进行下列巡视检查工作:
(1)检查隔离开关和接地刀闸操作传动连杆是否正常,传动轴杆及轴承、接头无破损;
(2)测量隔离开关的接头、触头的温度;
(3)检查机械锁的位置是否正确,闭锁是否良好,有无缺少现象。
3.4.3特殊巡视
出现下列情况之一时,应进行特殊巡视:
(1)设备异常运行或过负荷运行时(每小时一次);
(2)天气异常或雷雨后;
(3)下雪时,应重点检查接头、触头处的积雪情况;
(4)倒闸操作后。
(5)熄灯巡视必要时安排熄灯巡视,检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
3.5异常运行及事故处理
3.5.1隔离开关不能机械操作的故障检查、处理:
(1)主隔离开关与接地刀闸之间的机械闭锁是否未解除;
(2)机械传动部分的各元件有无明显的松脱、损坏、卡涩和变形等;
(3)动、静触头是否变形卡涩。
3.5.2发生下列情况应停电处理:
(1)隔离开关严重不同期或不平(直)时,应拉开再次合闸,如确实三相无法同时
合上或合不平(直)时,汇报调度;
(2)当接头、触头部分过热时,须立即向调度汇报,并加强对设备的监视。
3.6检修、试验工作验收
(1)操作机构、传动装置及闭锁装置应安装牢固,动作灵活可靠,位置指示正确;
(2)合闸时三相触头应同期,其误差值应符合厂家技术要求;
(3)分闸时触头打开角度或距离应符合要求;
(4)触头合闸时的插入深度应符合要求;
(5)每相主回路电阻测试值应符合要求;
(6)隔离开关与接地刀闸之间机械闭锁装置功能正常;
(7)防误闭锁装置运行正常;
(8)缺陷处理,应根据消除缺陷的具体内容,工作完毕后进行验收,但仍需按上述要
求的项目作相应的检查。
4电压互感器
4.1电压互感器的运行
4.1.1概述:
电压互感器在系统中的主要用途:
采取一次系统电压供继电保护、监视和电能表等用。
本站35kV电压互感器采用山东泰开互感器有限公司生产的户外形TYD35/√3-0.02HF电容式电压互感器,
本站10kV电压互感器采用大连第二互感器有限公司生产的户外形JDZ9-10电磁式电压互感器,
4.1.2运行规定:
(1)电压互感器二次回路严禁短路;
(2)运行中的电压互感器,二次侧应可靠接地,中性点应在控制室内一点接地;
(3)大修后或新电压互感器投入运行(包括二次回路有变动的电压互感器投入时),应
进行核相试验,否则严禁投运;
(4)停用电压互感器时应注意,应先停用电压互感器所带的保护自动装置,以防保护
误动;
(5)10kV系统带单相接地运行期间,最长运行时间不得超过2小时;
(6)同电压等级两组电压互感器的二次侧不允许长时间并列运行,两组母线分列运行,
(7)电压互感器禁止电压互感器二次并列;
(8)电压互感器在运行中应注意有无异常响声,二次电压是否正常。
巡视中应认真检
查其电磁部分的油位是否正常,如发现油位明显增高且有不断增长趋势,排除外界温度
影响因素后,检查二次电压是否有明显变化,以确定电压互感器的运行质量。
4.1.3母线电压互感器的运行操作:
送电:
先合一次侧隔离开关,后合二次侧小开关。
停电:
先拉二次侧小开关,后拉一次侧隔离开关。
电压互感器二次回路在运行中发生短路时,电压互感器二次侧小开关能够快速自动跳闸,同时发出“*母线回路电压消失”信号。
当电压互感器二次回路失压时(如电压互感器二次侧小开关跳闸),运行人员应立即汇报调度。
4.2巡视检查
4.2.1正常巡视:
(1)检查瓷瓶无裂纹,破损和放电痕迹;
(2)检查触头、接头无发热,引线无散股、断股,连接螺丝无松脱和断脱,金具完整;
(3)电压互感器无漏油、渗油现象,无锈蚀,外观无严重污垢;
(4)电压互感器无异常响声;
(5)二次电压指示是否正常。
4.2.2全面巡视:
全面巡视除完成正常巡视的项目外,还应进行下列巡视内容:
(1)电压互感器电压并列切换装置及消谐装置有无异常;
(2)检测电压互感器接头温度。
4.2.3特殊巡视:
出现下列情况之一时,运维人员应针对不同的情况对设备进行特殊巡视:
(1)设备存在故障异常运行时(需加强监视时);
(2)系统异常运行时;
(3)天气异常、雷雨过后时;
(4)下雪时,应重点检查接头处的雪融情况。
4.2.4熄灯巡视:
(1)每周一次,检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
4.3检修、试验工作验收
(1)试验项目齐全、合格,记录完整,结论清楚;
(2)外形清洁,本体和瓷套完整无损,无锈蚀;
(3)引线、接点、接头和金具完整,连接牢固;
(4)油标油位指示正常,无渗漏油;
(5)端子箱内接线正确,无异常;
(6)设备本体接地良好。
4.4电压互感器的事故处理
4.4.1电压互感器本体故障处理:
出现下列情况应立即停电并汇报调度:
(1)电压互感器内部有严重放电声和异常声响;
(2)本体有过热现象;
(3)电压互感器爆炸着火,电压互感器着火时,应先断开电源,方能开始灭火;
(4)电压互感器向外喷油。
4.4.2有下列故障之一应立即停用充油式电压互感器:
(1)电压互感器高压保险连续二次熔断;
(2)电压互感器发热过高或冒烟起火;
(3)电压互感器内部有噼啪声或其它噪声;
(4)电压互感器严重喷油或漏油;
(5)瓷套碎裂,箱壳膨胀;
(6)互感器内部发出臭味;
(7)线圈与外壳间或引线与外壳之间有火花放电;
(8)如电压互感器发生以上故障时,应用断路器将其切断,严禁使用隔离开关切断。
4.4.3电压互感器二次小开关跳闸的故障处理:
(1)当电压互感器二次小开关跳闸时,会出现“*母线电压互感器回路电压消失”的
信号,运行人员应查明是哪类小开关跳闸.并按照其性质检查相应回路(其二次负荷
主要有:
继电保护和自动装置的电压回路,测量和计量回路以及同期回路等);
(2)当电压互感器二次小开关跳闸时,应特别注意相关保护装置动作情况,必要时应
立即停用有关的保护(如距离保护、失压保护、复压闭锁过流等),并查明二次回路
是否存在短路或故障;处理正常后再合上电压互感器二次小开关,投入有关的保护;
如果是计量回路,运行人员应记录电压互感器故障的起止时间和有关单元的负荷电流。
4.4.4电压互感器二次回路断线的处理:
(1)首先正确判断故障,立即处理;若故障原因不明不能立即处理者,汇报调度后将
与故障相关的保护退出,待电压恢复正常后,退出的保护方可恢复;
(2)检查有无明显的故障点,若无明显的故障点,根据调度指令可以试送一次。
5电流互感器
5.1概述
电流互感器在电力系统中的主要用途:
将一次系统大电流转换为供继电保护、监视和电能表等用二次电流。
本站35kV电流互感器为高压断路器内置互感器。
10kV电流互感器为环氧树脂浇注绝缘半封闭支柱式结构。
5.2运行规定
5.2.1电流互感器运行中,二次侧绝对不允许开路,其二次线圈与负荷必须牢固连接,并按规定保证每个二次线圈一点可靠接地。
5.2.2电流互感器末屏在运行中必须接地。
5.2.3电流互感器退出运行检修时,应采取如下措施:
(1)将一次回路断开;
(2)将电流互感器二次接地并短路;
(3)将所有可能引起误动或拒动的保护退出运行。
5.3巡视检查
5.3.1正常巡视:
(1)检查瓷瓶无裂纹、破损和放电痕迹;
(2)检查接点、接头无发热,引线无散股、断股,连接螺丝无松动或脱落,金具完整;
(3)检查无漏油、渗油现象,
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- 常青第3部分 一次设备 常青 部分 一次 设备
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