变电站规程.docx
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变电站规程.docx
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变电站规程
前言-2-
第一篇变电运行的基本要求-4-
第二篇变电设备的操作-6-
第三篇变电设备的常用倒闸操作程序-7-
第一章主变压器常用倒闸操作程序-7-
第二章35kV、10kV母线电压互感器及母线停送电的操作程序-8-
第三章10kV线路断路器的停送电操作-10-
第四篇一次部分-11-
第一章变压器运行规程-11-
第二章高压断路器运行规程-13-
第三章隔离开关运行规程-15-
第四章避雷器运行规程-16-
第五章电流互感器运行规程-16-
第六章电压互感器运行规程-17-
第七章电力电缆运行规程-17-
第五篇二次部分-18-
第一章总则-18-
第二章继电保护及自动装置操作说明-19-
第三章CAS2000系统概述及特点-24-
第四章CAS2000系统结构-24-
第五章CAS-200通讯管理机-25-
第六章CAS2000系统微机保护、测控单元-35-
第七篇直流系统运行规程-83-
第八篇事故处理-89-
第八篇事故处理-89-
前言
35kV城南变电站现场运行规程经过大家的共同努力,第一版已编写结束并批准执行。
运行规程是变电站运行工作的指南,是变电站安全运行的重要保证。
编写本规程的目的是为运行人员在日常运行维护、倒闸操作、事故处理中提供依据,必须严格遵守,经常学习,定期考试,努力提高技术水平。
本规程共分八篇,在此次编写中详细参阅了各种设备说明书及相关资料,以实际设备为基础,以使规程更准确,更能指导实际工作。
本规程由变电运行管理所负责编写。
本规程主要起草人:
严梦刘荣金
本规程主要审核人:
张群新涂印
本规程批准人:
代毓
本规程由变电运行管理所负责解释。
本规程若有与上级有关规定相冲突的,以上级规定为准。
由于我们水平有限,经验不足,规程中难免有漏误之处,诚恳希望大家指正,以使我们在今后的修订中不断完善。
35kV城南变电站现场运行规程
11 适用范围
本规程适用于云南电网公司昭通供电局镇雄供电有限责任公司35kV城南变电站运行值班员对本站的运行、操作、维护、巡视检查及事故处理等工作。
12 规范性引用文件
下列标准所包含的条文,通过引用而构成本规程的条文。
本规程出版时,所示版本均为有效。
所有标准都会被修订,使用本规程的各方,应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
DL408-91《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分)
DL/T572-95《电力变压器运行规程》
DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》
Q/CSG2001-2004《变电运行管理标准》
Q/CSG10006-2004《电气操作导则》
DL/T724-2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》
13 支持性文件
《镇雄电网调度管理规程》
设备厂家技术说明书
云南电网公司变电站设备巡视检查作业指导书
云南电网公司设备检修(试验)开工和验收作业指导书
14 总则
变电站简介
城南变电站位于镇雄县乌峰镇,海拔高度1130米,占地面积约2000㎡,于2008年01月01日建成投产。
现装设有山东达驰电气股份有限公司生产的SZ9-8000/35型变压器2台,总容量为16MVA。
35kV配电装置采用户外布置,单母线接线方式,现有2回进线,主要连接110KV乌峰变电站和连接35kV屏桥变电站。
10kV母线为单母线分段接线。
装设两组无功补偿电容器,容量为×××MVar,两组电容器分别连接在10kVⅠ、Ⅱ段母线上。
10KV出线共10回,现已投运8回,两回备用。
本站调度管辖范围划分
县调管辖范围
正常运行方式:
35kV乌城线和35kV城屏线联网运行,35kV#1主变和#2主变并列运行,各出线正常向用户供电。
第一篇变电运行的基本要求
1运行设备在交接班前均应进行全面巡视检查,发现异常均应作详细记录,并采取一定的措施消除缺陷,若缺陷严重,则应立即报告。
做到交班清楚,接班明白,保证安全、稳定、持续供电。
2正常情况下,每2小时对运行中的设备进行一次检查,若有异常,则应增加巡视次数。
3恶劣天气,则应进行特殊检查,并严格遵照《安规》的规定进行。
例如:
雷雨天气,需要巡视室外高压设备时,应穿绝缘鞋,并不得靠近避雷器和避雷针等。
4电气设备,严禁无保护投入运行。
5载流设备的重要连接部位,应设置“示温腊片”,发现“示温腊片”熔化或脱落,应查明原因并处理;或者使用红外测温仪对载流设备的重要连接部位进行温度测试,以判断接头处是否过热。
6继电保护二次回路应保持清洁整齐,每半月进行一次全面清扫,清扫工作应遵照《继电保护现场运行规程》规定进行。
7电气一次设备,每年雷雨季节前,应进行“预防性试验”,绝缘油分析每年至少一次,虹吸器硅胶每年进行一次鉴定,失效的硅胶应及时更换。
8电气设备,均应结合停电检修的机会,进行缺陷处理检查、清扫等工作;对充油设备应详细检查油色及油位,均应正常。
9新安装及大修后的高压电气设备,应按《电气设备交接试验规程》和《预防性试验规程》之规定进行交接验收后,方可投入运行。
10电气设备投运前,均应作详细的全面检查,(包括大修试验后的设备),安全措施均应全部拆除,场地清洁,检修人员及所使用的全部工具均应全部撤离现场,确认一切无误后,方可进行投运操作。
11变电设备的停送电,保护压板的投切操作必须两人进行,其当值负责人为监护人。
12电气注意事项和工作场所注意事项
(1)所有电气设备的金属外壳均应接地良好,运行中不许解除。
(2)不可靠近、接触任何带电部分或运行中高压设备的绝缘部分。
(3)在开关场工作不得少于两人,发现有人触电应迅速使触电人与电源脱离,并进行就地抢救。
13运行交接班制度
(1)交班
a运行交接班是保证安全生产的重要环节。
因此,必须认真做好交接班工作。
交接班人员对设备运行情况及存在问题应书面交代清楚,使接班人员对设备的运行状况做到心中有数。
b交接班前30分钟,应做好交班卫生和各种记录工作。
c交班前摆好各种记录薄、备品、备件、安全用具及各类钥匙等。
d交班应交待设备运行方式和运行状况;运行操作情况;设备缺陷及处理情况;设备的检修和安全措施实施或拆除情况;班内所做的各种维护、切换、试验工作;设备故障、异常、发生的事故及处理情况;应提醒接班者注意的情况等。
e按规定接班人员不够或未到齐,不允许交班。
f在交班过程中,若发生设备异常或事故,双方应立即停止交接班,由交班人员负责处理,接班人员应在交班人员的要求下积极配合。
(2)接班
a接班前4小时不允许喝酒,接班时应有良好的精神状态。
b为保证安全生产,维护正常的生产,必须按编制配齐岗位人数。
运行人员有特殊情况不能到岗上班的,必须在接班前三天办好带班委托手续。
C不允许私自换(代)班。
d接班应提前15分钟进入生产工作岗位,按岗位进行接班检查,听取交班人员的交待,查阅前两班值班记录,了解设备运行情况。
e接班时对运行方式不清楚,交班记录不齐全、资料、器材不齐全,问清楚后再
接班。
f遇有操作或事故处理时应等操作、事故处理结束或告一段落方可接班
g交班清洁未做或不够认真应等交班人员做完清洁后再接班。
h接班人员应会同交班人员认真核对上班填写的各种记录。
第二篇变电设备的操作
1变电设备的操作应严格遵守安全工作规程之规定,没有监护人、没有操作票不操作。
2变电设备的操作程序
2.1倒闸操作必须根据调度值班员命令,受令人复诵无误。
值班负责人应向值班员准确、清晰传达操作任务,并根据本站设备和操作时的运行方式进行审核操作任务。
若有疑问应及时向调度员提出,必要时向上级领导汇报。
并在操作命令薄记录及运行日志上记录发令时间,发令人姓名及接令人姓名、命令内容。
使用正规操作术语和设备双重名称,即设备名称和编号。
发令人使用电话发布命令的全过程(包括对方复诵命令)和听取命令报告时都要录音并作好记录。
2.2明确操作任务后,由值班长安排值班员填写倒闸操作票。
倒闸操作票的填写必须符合云南电网公司〈〈变电站电气操作票实施细则〉〉(试行)。
2.3值班员填写倒闸操作票后,首先自己审核,再由监护人审核。
监护人应根据设备运行方式审核操作票的正确性。
2.4开始操作前,监护人、操作人必须进行模拟操作。
并按照操作票顺序在一次系统模拟操作预演,确认此操作不会发生一次设备误操作事故。
模拟操作无误后操作人、监护人、值班负责人分别签名。
2.5模拟操作预演无误后,由监护人、操作人共同准备必要的安全用具。
操作票、钥匙由监护人掌管,安全用具、操作用具由操作人拿,然后共同到操作现场。
2.6现场核对设备,操作人在前,监护人紧跟其后,操作人按操作项目走到应操作的设备前站在操作位置上,操作人、监护人共同核对设备的名称、编号,并进行唱票复诵。
2.7、操作项目完成一项后监护人应及时打“ˇ”然后告诉操作人下一项操作的内容。
2.8操作结束后,监护人在操作票上填写操作终结时间,并向调度汇报操作开始时间与终结时间,然后盖“已执行”章。
2.9操作结束后,监护人和操作人将钥匙及操作用具放回原来的位置。
2.10经传动机构拉合隔离开关均应戴绝缘手套,还应穿绝缘鞋。
接地网电阻不符合要求的,晴天也应穿绝缘鞋。
雷电时禁止进行户外倒闸操作。
2.11装卸高压熔断器(保险)应戴护目眼镜和绝缘手套,必要时使用绝缘夹钳,并站在绝缘垫或绝缘台上。
3电气设备倒闸操作顺序
3.1电气设备投入运行操作顺序
3.1.1拉开所有关接地开关或拆除临时接地线;
3.1.2合上母线侧隔离开关;
3.1.3合上线路侧隔离开关;
3.1.4合上断路器。
3.2电气设备停电操作顺序与此相反。
4在操作断路器过程中,遇有断路器拒合、拒跳时,应迅速切除操作保险。
5操作隔离开关,应迅速平稳,在行程终了时,不应有较大冲击,误拉、误合隔离开关应遵照事故处理之有关规定处理。
第三篇变电设备的常用倒闸操作程序
第一章主变压器常用倒闸操作程序
11号主变压器的送电操作程序
1.1检查1号主变压器的送电范围内无任何遗留物,短路接地线已
拆除,接地开关已拉开,各侧隔离开关在断开位置;
1.2投入1号主变35kV侧301断路器控制保险;
1.3投入1号主变10kV侧001断路器控制保险;
1.4合上1号主变35kV母线侧3011隔离开关;
1.5检查1号主变35kV母线侧3011隔离开关确已合好;
1.6合上1号主变10kV母线侧0011隔离开关;
1.7检查1号主变低压侧10kV母线侧0011隔离开关确已合好;
1.8合上1号主变低压侧0016隔离开关
1.9检查1号主变低压侧0016隔离开关确已合好;
1.10遥控合上1号主变35kV侧301断路器;
1.11检查1号主变35kV侧301断路器确已合闸位置,主变声音,冷却器及各部件运行正常;
1.12检查1号主变35kV侧301断路器负荷电流;
1.13遥控合上1号主变10kV侧001断路器;
1.14检查1号主变10kV侧001断路器确已合闸位置;
1.15检查1号主变10kV侧001断路器负荷电流;
注:
若1号主变由“检修”恢复“热备用”,则上述操作的10—15项不用操作。
21号主变压器的停电操作程序
2.1检查1号主变10kV侧001断路器负荷电流;
2.2遥控断开1号主变10kV侧001断路器;
2.3检查1号主变10kV侧001断路器确已分闸位置;
2.4检查1号主变35kV侧301断路器负荷电流;
2.5遥控断开1号主变35kV侧301断路器;
2.6检查1号主变35kV侧301断路器确在分闸位置;
2.7拉开1号主变10kV低压侧0016隔离开关;
2.8检查1号主变10kV低压侧0016隔离开关确已拉开
2.9拉开1号主变10kV母线侧0011隔离开关;
2.10检查1号主变10kV母线侧0011隔离开关确已拉开;
2.11拉开1号主变35kV母线侧3011隔离开关;
2.12检查1号主变35kV母线侧3011隔离开关确已拉开;
2.13切除1号主变35kV侧301断路器控制二次空气小开关;
2.14切除1号主变10kV侧001断路器控制二次空气小开关;
注:
1、若1号主变由“运行”转为“热备用”只需进行第1—6项即可。
2、2号主变的停送电操作程序可参考1号主变的停送电操作程序。
31号主变(原为热备用)送电,负荷由2号主变倒至1号主变运行,2号主变热备用操作程序。
3.1遥控合上1号主变35kV侧301断路器;
3.2检查1号主变35kV侧301断路器已在合闸位置;
3.3检查1号主变35kV侧301断路器空载电流;
3.4遥控合上1号主变10kV侧001断路器;
3.5检查1号主变10kV侧001断路器已在合闸位置;
3.6检查1号主变10kV侧001断路器负荷电流;
3.7检查2号主变35kV侧302断路器负荷电流;
3.8遥控断开2号主变35kV侧302断路器;
3.9检查2号主变35kV侧302断路器已在分闸位置
3.10检查2号主变10kV侧002断路器负荷电流;
3.11遥控断开2号主变10kV侧002断路器;
3.12检查2号主变10kV侧002断路器已在分闸位置
注:
10kV母联012断路器必须在合位。
第二章35kV、10kV母线电压互感器及母线停送电的操作程序
1电压互感器停电操作程序(10kV)
1.1检查一次并列;
1.2将电压互感器切换开关打至投入位置,“电压互感器切换”光字牌亮,切换继电器接点接触可靠
1.3断开待停电压互感器的二次空气小开关;
1.4拉开待停电压互感器高压侧隔离开关;
1.5按检修工作票的要求做好安全措施。
2电压互感器送电操作程序(10kV)
2.1检查电压互感器回路安全措施已拆除;
2.2合上电压互感器高压侧隔离开关;
2.3合上低压空气小开关;
2.4将电压互感器切换开关打在断开位置;
2.5检查母线电压表指示正常;
335kV电压互感器的停电操作程序
3.1断开35kV电压互感器的二次空气小开关;
3.2拉开35kV电压互感器高压侧3901隔离开关;
3.3按检修工作票要求作好安全措施;
435kV电压互感器的送电操作程序
4.1检查安全措施已全部拆除;
4.2合上3901隔离开关;
4.3检查3901隔离开关确已合好;
4.4合上35kV电压互感器的二次空气小开关;
4.5检查母线电压表指示正常;
535kV母线送电的操作程序(以35kV乌城线对母线送电)
5.1检查35kV乌城线342断路器,35kV城屏线341断路器在断开位置;
5.2检查35kV乌城线线路侧3426隔离开关、母线侧3421隔离开关,35kV城屏线线路侧3416隔离开关、母线侧3411隔离开关在断开位置;
5.3检查35kV乌城线线路侧34267、35kV乌屏线线路侧34167、35kV母线电压互感器39017接地刀闸在断开位置;
5.4检查35kV母线电压互感器3901隔离开关在断开位置;
5.5合上35kV母线电压互感器3901隔离开关;
5.6检查35kV母线电压互感器3901隔离开关确以合好;
5.7投入35kV母线电压互感器控制二次空气小开关;
5.8合上35kV乌城线线路侧3426隔离开关;
5.9检查35kV乌城线线路侧3426隔离开关确已合好;
5.10合上35kV乌城线母线侧3421隔离开关;
5.11检查35kV乌城线母线侧3421隔离开关确已合好;
5.12遥控合上35kV乌城线342断路器;
5.13检查35kV乌城线342断路器确已在合闸位置;
5.14检查35kV母线电压表计指示正常;
5.15检查35kV乌城线342断路器负荷电流。
注:
35kV乌屏线对母线送电的操作程序可参照此程序。
635kV城屏线的送电造作程序
6.1检查35kV城屏线334167接地刀闸在断开位置;
6.2检查35kV城屏线341断路器在断开位置;
6.3合上3411隔离开关;
6.4检查3411隔离开关确已合好;
6.5合上3416隔离开关;
6.6检查3416隔离开关确已合好;
6.7遥控合上35kV城屏线341断路器;
6.8检查35kV城屏线341断路器确在合闸位置;
6.9检查35kV城屏线341断路器的负荷电流。
735kV城屏线的停电造作程序
7.1检查35kV城屏线341断路器的负荷电流为A;
7.2遥控断开35kV城屏线341断路器;
7.3检查35kV城屏线341断路器确在分闸位置;
7.4拉开3416隔离开关;
7.5检查3416隔离开关确已拉开;
7.6拉开3411隔离开关;
7.7检查3411隔离开关确已拉开;
7.8按工作票要求做好安全措施。
810kVⅡ段母线的停电操作(我站正常运行方式下)
8.1检查10kVⅡ段母线上的所有断路器的负荷电流;
8.2将10kVⅡ段母线上所有断路器断开,遥控断开10kV母线分段012断路器;
8.3断开2号主变10kV侧002断路器,检查002断路器确在分闸位置;
8.4断开2号主变35kV侧302断路器;
8.5检查302断路器确在分闸位置;
8.6将10kVⅡ段母线上的所有的隔离开关拉开,拉开10kV母线分段Ⅱ母侧0122、10kV母线分段Ⅰ母侧0121隔离开关;
8.7拉开0026隔离开关,拉开0021隔离开关,再拉开3021隔离开关,并检查隔离开关确已拉开;
8.8断开10kVⅡ段母线电压互感器二次空气小开关;
8.9拉开10kVⅡ段母线电压互感器0902隔离开关;
8.10按工作票要求做好安全措施。
910kV母线分段012断路器停电(一般两台变压器并列运行时才允许操作)
9.1检查10kV母线分段012断路器负荷电流;
9.2遥控断开10kV母线分段012断路器;
9.3检查10kV母线分段012断路器确已断开;
9.4拉开10kV母线Ⅱ母侧0123隔离开关;
9.5检查10kV母线Ⅱ母侧0123隔离开关确已拉开;
9.6拉开10kV母线Ⅰ母侧0121隔离开关;
9.7检查10kV母线Ⅰ母侧0121隔离开关确已拉开;
9.8取下10kV母线分段012断路器的控制二次空气小开关;
第三章10kV线路断路器的停送电操作
110kV线路断路器送电操作程序
1.1投入10kV线路断路器控制二次空气小开关;
1.2将操作手柄由检修位置旋转到分断闭锁位置;
1.3拉开该线路接地刀闸;
1.4检查接地刀闸确已拉开;
1.5合上母线侧隔离开关;
1.6检查母线侧隔离开关确已合好;
1.7合上线路侧隔离开关;
1.8检查线路侧隔离开关确已合好;
1.9将操作手柄由分断闭锁位置旋转到工作位置;
1.10遥控合上10kV线路断路器;
1.11检查10kV线路断路器确已在合闸位置;
1.12检查10kV线路断路器负荷电流。
注:
如果10kV线路断路器由“停电”转为“热备用”则只须操作1----9项即可。
210kV线路断路器停电操作程序
2.1检查10kV线路断路器负荷电流;
2.2遥控断开10kV线路断路器;
2.3检查10kV线路断路器确已在分闸位置;
2.4将操作手柄由工作位置旋转到分断闭锁位置;
2.5拉开线路侧隔离开关;
2.6检查线路侧隔离开关确已拉开;
2.7拉开母线侧隔离开关;
2.8检查母线侧隔离开关确已拉开;
2.9验明线路侧确无电压;
2.10合上该线路接地刀闸(或在出口隔离开关线路侧装设接地线);
2.11检查接地刀闸确已合上;
2.12将工作手柄由分断闭锁位置旋转到检修位置;
2.13切除10kV线路断路器控制二次空气小开关;
注:
如果10kV线路断路器由“运行”转为“热备用”,则只需操作到第3项即可;
如果10kV线路断路器由“运行”转为“冷备用”,,则只需操作到第8项即可。
第四篇一次部分
第一章变压器运行规程
1本站主变两台
1.11号变型号:
SZ9—8000/35,额定容量:
8000kVA,有载调压变
1.22号变型号:
SZ9—8000/35,额定容量:
8000kVA,有载调压变
2变压器的油温和温升的监视
2.1变压器上层油温由变压器外壳侧的温度表监视,当变压器上层油温超过55℃时,应报告调度。
变压器上层油温一般不超过85℃。
当上层油温或温升超过规定值时,应报告上级有关部门,并及时采取措施,予以处理。
2.2负荷的监视
变压器过负荷分为正常过负荷和事故过负荷。
过负荷时,对变压器绝缘的影响,与过负荷前的负荷及过负荷倍数以及持续时间有关,具体数值以<<变压器运行规程>>规定为主,若超过规定时,应报告调度,并进行处理。
注:
上层油温升=上层油温—环境温度
3主变压器运行监视
3.1高压侧向低压侧送电的运行方式(正常运行方式)。
该种运行方式下,应监视高、低压侧的负荷电流不超过各侧对应的额定电流。
4主变的正常巡视、特殊巡视
4.1主变压器的正常巡视
4.1.1正常巡视检查项目
变压器的油温和温度计应正常;油枕(储油柜)的油位应与温度相对
应;各部位无渗油、漏油。
4.1.2套管油位应正常。
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。
4.1.3变压器音响正常。
吸附剂干燥,吸湿器完好。
4.1.4线接头、电缆、母线应无发热迹象。
4.1.5压力释放器应完好无损。
4.1.6气体继电器内应无气体。
4.1.7各控制箱和二次端子箱应关严,无受潮。
4.1.8油位计指示正常;
4.2下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增强巡视检查次数
4.2.1新设备投运;
4.2.2经过检修;
4.2.3天气突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮、雷雨等);
4.2.4雷雨季节特别是雷雨后;
4.2.5高温季节、高峰负载期间;
4.2.6变压器急救负载运行时。
4.2.7变压器人员通过巡视检查,可从通过变压器运行的声音来判断变压器的运行情况。
4.2.7.1变压器正常运行时,变压器有轻微均匀的“嗡嗡”声。
4.2.7.2当发出的“嗡嗡”声有变化,但无杂音,这时负荷可能有大的变化。
4.2.7.3由于大的动力设备起动,会使变压器内发出“哇哇”的声音。
4.2.7.4过负荷,使变压器内发出很高而且沉重的“嗡嗡”声。
4.2.7.5由于个别零件松动,使变压器内发出异常音响。
如铁芯松动,会造成主变压器内有强烈的“噪音”。
4.2.7.6由于系统短路或接地,因通过大量短路电流,使变压器内发出很大的噪音。
4.2.7.7内部接触不良,匝间短路,或有击穿的地方,使变压器发出“吱吱”放电声。
4.2.7.8系统发生铁磁谐振,变压器发出粗、细不均的噪音。
5变压器的投运和停运
5.1在投运变压器之前,值班人
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