站用变运行规程.docx

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站用变运行规程

第一章站用电系统运行规程

第一节概述

1概述

1#站用变为中电电气集团有限公司生产的SC11-500/10.5干式无励磁调压变压器，其冷却方式为自然风冷，运行环境温度为-28℃～+40.4℃。

10kV外来电源引至中电投风电场10KV线路末端T接，穿越嘉安110kVⅠ、Ⅱ回线路，穿越中保投110kV线路，到达风电场经2#站用变降压至0.4kV接入场内0.4kVⅡ段母线，线路全长为10.998km。

2#站用变由山东辉煌电力设备制造有限公司生产，其型号为S9-250/10。

2#站用变高侧安装一台型号为ZW8-12/630真空断路器，其生产商为上海宝禾电力科技有限公司。

0.4kV低压开关采用四川华仪电器有限公司生产的型号为HY3000型抽屉式低压开关柜。

400V接线为单母线分段接线方式，正常运行方式为联络运行。

两回电源分别进Ⅰ、Ⅱ段母线进线柜，共7面开关柜，其中电缆进线及保护柜2面,配E1N10/R12503P型开关、母联柜1面,配E1N10/R12503P型开关、馈线柜4面,配T1N3P型开关。

第二节设备规范

2设备规范

2.11#站用变压器设备规范见表1

表1站用变压器设备规范

设备名称

项目

规格参数

10kV变压器

型号

SC11-500/10.5

中性点电流互感器型号

150/1A，0.5/10P15，15VA

额定电压比

10.5/0.4kV

高压分接范围

10.5±2×2.5%

相数

3

额定频率

50Hz

联接组别

Y,yn0

阻抗电压

4.01%

空载损耗

1.076kW

负载损耗

4.309kW

总损耗

5.385kW

空载电流

0.29%

绕组的绝缘等级

F级

高压-低压、地

1500MΩ

低压-高压、地

1500MΩ

地-高压、低压

1500MΩ

铁心-地

≥100MΩ

冷却方式

AN

外壳防护等级

IP20

中性点接地方式

中性点直接接地

额定绝缘水平

额定雷电冲击耐受电压（峰值）

全波

截波

75kV

85kV

额定短时工频耐受电压（有效值）

35kV

线圈（用电阻法测量的温升）限值

80K

2.21#、2#站用低压开关设备规范见下表2

表2站用变低压开关柜技术参数

名称

低压抽出式开关柜

组合方案号

GCS-0.4

额定电压（即最高电压）

400V

母线额定电流

1250A

额定频率

50Hz

额定峰值耐受电流

100kA

额定短时耐受电流（1s）

40kA

1min工频耐受电压（有效值，50Hz）

3000V

开关型号

E1N10/R8003P，PR121/P-LSI

额定电流

800A

瞬时整定电流

4Ie

短延时整定电流

2Ie,0.4s

长延时整定电流

0.8Ie

熔断器型号

RT16-160/3，10A

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

800/5

电压互感器

型号

JDG4-0.5

变比

380/100

2.3400V母线上开关技术规范见表3

表3400V母线上开关技术规范见

1

主变风冷、UPS、照明配电箱ZM5、多功能厅配电箱DX9、通讯电源、10kV甲母装置电源（D3-04）、10kV乙母装置电源（D5-04）、备用（D5-03）、备用（D6-03）

型号

T1N-160/R323PTM

额定电流

32

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

40/5

2

直流系统、备用（D2-06）、生活楼动力配电箱DX10和DX11、备用（D6-06）

型号

T1N-160/R803PTM

额定电流

80

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

100/5

3

备用（D2-10）、备用（D2-11）、二次汇控柜、备用（D3-11）、备用（D5-10）、备用（D5-11）、备用（D6-11）

型号

T1N-160/R503PTM

额定电流

50

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

50/5

4

户外动力配电柜DL3、消防箱控制箱、备用（D2-09）、备用（D3-07）、备用（D3-08）、备用（D3-09）、水泵房照明及动力配电箱DX12、备用（D6-07）、备用（D6-08）、备用（D6-09）

型号

T1N-160/R1003PTM

额定电流

100

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

100/5

5

综合楼一层动力配电柜DL1、备用（D3-11）

型号

T1N-160/R2003PTM

额定电流

200

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

200/5

6

辅助楼电锅炉、备用（D6-12）

型号

T1N-160/R6303PTM

额定电流

630

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

600/5

7

400VⅠ、Ⅱ母线联络开关

型号

E1N10/R8003PPR121/P-LSI

额定电流

800

瞬时整定电流

4Ie

短延时整定电流

2Ie，0.4S

长延时整定电流

0.8Ie

电流互感器

型号

SDH-0.66

变比

800/5

8

辅助楼检修间动力柜DL2

型号

T3N-250/R2003PTM

额定电流

200

瞬时整定电流

8Ie

电流互感器

型号

BH-0.66

变比

200/5

2.4备用电源自动投入装置技术规范见表4

表4备用电源自动投入装置技术规范

型号

ISA-358G

装置配置

两段母线互为暗备用的分段开关备自投（FBZT）

具备均分负荷功能

备自投成功后三段过负荷联切

两台变压器互为明备用的变压器备自投（BBZT）

两条进线互为明备用的进线备自投（LBZT）

二段复合电压闭锁过流及后加速保护

两段母线PT断线告警

两回进线PT断线告警

全所无压告警

备自投闭锁告警

开关拒动告警

分段开关保护

（1）过流保护：

配二段复合电压闭锁过流和一段后加速保护，可用作母线充电保护；

（2）零序保护：

配置二段零序过流保护和一段零序过流后加速保护。

进线开关保护

（1）过流保护：

配置二段复合电压闭锁过流和一段过流后加速保护；

（2）零序保护：

配置二段零序过流保护和一段零序过流后加速保护。

2.5站用变保护范围及动作后果见表5

表5站用变保护范围及动作后果

保护名称

保护范围

动作后果

速断保护

变压器10kV侧绕组套管及引线上的相间短路、匝间短路

跳变压器高低压侧开关

过流保护

变压器高低压绕组及引线

延时跳变压器高低压侧开关

温度保护

变压器绕组及本体

绕组温度高100℃时,风机自动投入，并发信号；绕组温度降至80℃时,风机自动停机，信号复归；绕组温度高于130℃时,发出超温报警信号。

第三节运行规定

3运行规定

3.1站用电是保证电站安全和经济运行极为重要的环节，因此站用电应具有一定的可靠性；

3.2站用电系统所属一次、二次设备，均属站管设备，当班值长有权决定其运行方式，厂用电设备停送电操作由值长统一指挥；

3.3站用设备停电检修，按公司相关检修计划进行；

3.4凡在站用系统设备上进行试验，对设备结构更改或改变继电保护、自动装置原理接线均应有正式批准的方案和图纸；

3.5站用变压器正常采用空气冷却，冷却风机根据绕组温度自动起停；

3.6在站用变大修或高低压引线及母线拆装检修后，必须核对相序正确，方可投运；

3.7双电源的动力负载，电缆更换后，必须校核相序一致，方可投运；

3.8站用电备用电源自动投入装置正常时必须投入使用，当发现备用电源自动投入装置存在缺陷，应及时退出处理，处理正常并试验良好方可投入使用；

3.91#、2#站用变不允许环并运行，操作时必须先停后送；

3.10站用系统倒闸操作，必须了解站用系统的运行方式后进行；

3.11对站用配电装置的熔断器，不得随意改变其容量，熔断器熔断，更换之后必须登记，若连续熔断，则必须查明原因；

3.12在站用电重要负荷动力盘柜上接临时电源，应办理临时用电许可证；接入的临时电源应有独立的开关或刀闸及熔断器，熔断器的容量合适，所接回路的绝缘电阻在0.5MΩ以上，当使用完毕以后及时拆除；

3.13站用变压器检修，在停电后和送电前，应测量高、低压绕组绝缘；

3.14站用变必须用高压侧开关充电正常后，方可向400V母线送电；

3.15站用电系统必须在中性点直接接地方式下运行；

3.16正常运行方式：

400VⅠ、Ⅱ段母线由1#站用变接带联络运行，2#站用变空载运行，2#站用变低压侧开关在热备用状态；

3.17正常情况下，站用系统开关控制把手在“远方”位置；

3.18双电源供电负荷有联络开关的，联络开关在分；无联络开关的负荷母线，其电源侧开关在合，动力盘一侧进线开关在合，另一侧进线开关在分；

3.19特殊运行方式

3.19.11#站用变停电（110KV线路停电），由2#站用变带0.4kVⅠ、Ⅱ段母线运行；

3.19.20.4kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行，由1#、2#站用变分别带Ⅰ、Ⅱ段母线运行；

3.19.3全站停电（110KV线路和2#站用变电源同时失电），由蓄电池带全站保护和监控系统运行；

3.20双电源供电负荷如下：

a）主变风冷动力电源；

b）通讯电源；

c）直流电源；

d）二次汇控柜；

e）变电站户外动力配电柜DL3；

f）锅炉。

g）消防泵电源。

3.21重要负荷应分别接于不同电源段，重要负荷有：

220V直流电源、监控UPS、通讯电源；

3.22备自投基本原则

3.22.1只有工作电源确实被断开后，备用电源才能投入。

工作电源失压后，备自投起动延时到后总是先跳进线开关，确认该开关在跳位后，备自投逻辑才进行下去；

3.22.2备自投备用对象故障，闭锁备自投；

3.22.3备自投延时是为了躲母线电压短暂下降，故备自投延时应大于最长的外部故障切除时间；

3.22.4人工切除工作电源时，备自投不应动作；

3.22.5备用电源不满足有压条件时，备自投不应动作；

3.22.6BZT装置只能动作一次，防止多次给故障母线充电；

3.22.7400V母线TV断线时，BZT装置不动作。

3.23进线备自投（LBZT）

3.23.1进线备自投以Ⅰ、Ⅱ母线进线互为名备用。

3.23.2进线备自投输入/输出量见表5。

表5进线备自投输入/输出量见

输入交流量（共8个）

（1）Ⅰ、Ⅱ母线电压：

Uab1、Ubc1和Uab2、Ubc2；

（2）进线各一个相（线）电压：

UL1和UL2（可不接）；

（3）进线各一个相电流：

IL1和IL2。

输入开关量（共9个）

（1）LBZT投退切换把手、加速LBZT接点、2个闭锁LBZT接点；

（2）1DL、2DL和3DL的跳位，1DL、2DL和3DL的合后。

3.24LBZT动作逻辑

3.24.1备自投装置充电条件见表6。

表6备自投装置充电条件

LBZT

进线1备用、进线2运行

进线2备用、进线1运行

充电条件

（1）备自投投入，即LBZT切换把手在“投入”位置且d095=ON；

（2）I、II母有压，既符合有压条件（d087）；

（3）备用电源有压，即当进线有压判断投入（d128=ON）时，UL1满足有压条（d148）；

（4）1DL跳位、2DL和3DL均合位且处于合后；

（5）无闭锁LBZT输入；

（6）无放电条件

（1）备自投投入，即LBZT切换把手在“投入”位置且d096=ON；

（2）I、II母有压，即均符合有压条件（d087）；

（3）备用电源有压，即当进线有压判断投入（d128=ON时，UL2满足有压条件（d148）；

（4）2DL跳位,1DL和3DL均合位且处于合后；

（5）无闭锁LBZT输入；

（6）无放电条件

3.24.2备自投装置放电条件见表7。

表7备自投装置放电条件

LBZT

进线1备用、进线2运行

进线2备用、进线1运行

放电条件

（1）备自投装置退出，即LBZT投退切换把手在“退出”位置，或d095=OFF；

（2）备用电源无压，即在d128=ON时，UL1不满足有压条件持续间间长于d802；

（3）2DL或3DL合后消失；

（4）1DL合上；

（5）有闭锁LBZT输入；

（6）2DL拒跳，或1DL拒合。

（1）备自投装置退出，即LBZT投退切换把手在“退出”位置，或d096=OFF；

（2）备用电源无压，即在d128=ON时，UL2不满足有压条件持续时间长于d802；

（3）1DL或3DL合后消失；

（4）2DL合上；

（5）有闭锁LBZT输入；

（6）1DL拒跳，或2DL拒合。

3.25备自投动作过程

以进线2明备用、进线1运行（LBZT1）为例：

LBZT充电完成后：

a）I、II母无压、UL2有压，且IL1无流，1DL跳位，延时跳1DL；

b）确认1DL跳开后，收回1DL跳闸命令，装置发出“F210LBZT1跳1DL动作”信号；再经延时发2DL合闸脉冲；

c）确认2DL合上后，发“F321LBZT1合2DL动作”和“F010进线2明备用”信号；若是加速动作，则发“F321LBZT1合2DL动作”和“F010进线2明备用加速”信号，LBZT1逻辑完成。

d）1DL跳闸、2DL合闸命令发生5S后开关仍未动作，则终止LBZT1逻辑，LBZT放电，装置发出“备自投失败”信号。

第四节操作维护

4运行操作

4.1站用变低压开关送电操作

4.1.1检查开关在断开位置；

4.1.2检查开关未储能；

4.1.3检查开关“远方/就地”控制把手在“就地”位置；

4.1.4将抽出部分推入柜体至至固定位置；

4.1.5解锁开关位置锁；

4.1.6按下释放杆插入操作摇把；

4.1.7顺时针将开关从断开位置摇至测试位置；

4.1.8取下摇把做分合闸试验；

4.1.9将开关摇至工作位置；

4.1.10取下遥把加锁开关位置锁；

4.1.11合上开关控制电源开关；

4.1.12合上开关储能电源开关；

4.1.13检查开关分闸位置、储能指示灯亮；

4.1.14合上开关；

4.1.15检查断路合闸正常；

4.1.16检查开关合闸位置、储能指示灯亮；

4.1.17检查开关各参数显示正常；

4.1.18将开关“远方/就地”控制把手切至“远方”位置；

4.2站用变低压开关停电操作

4.2.1检查开关运行正常，无报警信号；

4.2.2将开关“远方/就地”控制把手切至“就地”位置；

4.2.3断开开关；

4.2.4检查开关分闸正常；

4.2.5检查开关分闸指示灯亮；

4.2.6解锁开关位置锁；

4.2.7插入操作摇把将开关摇至抽出位置；

4.2.8取下摇把并加锁；

4.2.9按要求将抽出部分拉出；

4.2.10断开开关控制电源开关；

4.2.11断开开关储能电源开关；

4.2.12在开关控制把手上挂“禁止合闸，有人工作”表示牌。

4.3站用变低压开关操作注意事项

4.3.1抽出位置：

抽出部分与固定部分连接，但一、二次回路断开，在此位置无法进行电气操作；

4.3.2测试位置：

抽出部分插入固定部分中，一次回路断开，二次回路已连接，在此位置可做分合闸试验；

4.3.3工作位置：

抽入部分完全插入固定部分中，一、二次回路连接，在此位置，开关在运行状态；

4.3.4将抽出部分插入到固定部分轨道中时，要有一定的倾斜度；

4.3.5手动推入抽出部分时，必须使开关导轨的前沿低于固定部分内侧的限位块；

4.3.6将抽出部分推入固定部分直到推不动为止；

4.3.7开关的进出操作必须将开关的小门关上。

4.4站用变低压开关手动储能操作

4.4.1查开关在断开位；

4.4.2查开关未储能,显示弹簧释放；

4.4.3上下扳动储能把手直到知道储能指示转为“黄色”；

4.4.4查开关储能正常。

4.5站用变运行转检修操作

4.5.1断开0.4KV母线上大负荷开关；

4.5.2断开工作变低压侧开关（让备自投自动合闸）；

4.5.3合上站用大负荷开关；

4.5.4将站用变低侧开关转检修状态；

4.5.5断开站用变高侧开关；

4.5.6将站用变高侧开关转检修状态；

4.5.7测量站用变高压线圈绝缘电阻；

4.5.8布置站用电所属回路临时安全措施。

4.6站用电检修转运行操作

4.6.1拆除站用电所属回路临时安全措施；

4.6.2测量站用变高压线圈绝缘电阻；

4.6.3投入站用变保护；

4.6.4合上站用变高压开关控制电源；

4.6.5将站用变高压侧开关转热备用状态；

4.6.6合上站用变低压开关控制电源；

4.6.7将站用变低压侧开关转热备用状态；

4.6.8合上站用变高侧开关（充电）；

4.6.9断开0.4KV母线上大负荷开关；

4.6.10断开400V母线备用电源开关（解环）；

4.6.11合上工作变低压侧开关；

4.6.12合上站用大负荷开关；

4.6.13投入400V母线"BZT"装置。

第五节运行维护

5运行维护

5.1干式变压器巡回检查项目

5.1.1检查干式变压器运行声音是否正常，外壳接地是否良好，箱门是否关好，是否有漏水、进水；

5.1.2检查干式变压器引线及接头无过热变色和放电现象；

5.1.3检查干式变压器分接开关三相位置一致，连接板紧固；

5.1.4检查干式变压器温控装置、绕组温度是否正常；

5.1.5检查干式变压器绕组温度控制的风机运行是否正常。

5.2站用变高压开关柜巡回检查

5.2.1各操作把手位置、指示灯、仪表指示正确；

5.2.2开关柜各部无异音、异味；

5.2.3导电部分及各连接处无放电及发热现象；

5.2.4柜旁清洁无杂物。

5.3400V低压开关柜巡回检查

5.3.1检查各开关控制把手位置、指示灯、仪表指示正确；

5.3.2微处理脱扣器未动作指示正常；

5.3.3开关柜各部无异音、异味；

5.3.4柜旁清洁无杂物。

5.4配电箱巡回检查项目

5.4.1检查端子箱、电源箱、操作机构箱、分电箱门必须关严，并锁好；

5.4.2检查配电室场地清洁，通风良好，门锁和常设遮拦良好，照明完善，消防设置完备；

5.4.3配电箱内无杂物，无放电、焦味等。

5.5巡回检查注意事项

5.5.1注意季节、天气变化；

5.5.2检查时应注意与带电设备的安全距离；

5.5.3雷电时检查室外配电设备必须穿绝缘鞋，禁止撑伞；

5.5.4检查时发现重大异常情况但并不危及人身或设备安全，应立即报告值长，不得擅自进行处理。

第六节故障及事故处理

6故障及事故处理

6.1站用系统事故处理注意事项

6.1.1检查备用电源是否自动投入，若站用备用电源未投入，检查事故站用变低压开关断开后，可强送电一次，若不成功，则查找故障原因；

6.1.2检查何种保护动作，了解是否有人工作，检查各动力柜、分路电缆、电机是否有异常现象；

6.1.3若速断保护动作，应将断开的站用变高低压侧开关本体摇出后测绝缘，若过流、零序保护动作，经外部检查无异状时，可以试送一次，成功后，恢复正常运行方式；

6.1.4若联络开关或0.4kV母线故障，将站用负荷倒由正常母线供电；

6.1.5站用电中断时间较长，必须考虑对主设备运行的影响，各负载应立即切换到正常电源，恢复厂用电时，应避免大量负载同时启动电流过大。

6.2站变速断保护动作

6.2.1现象

6.2.1.1警铃响，监控语音报警，“站用变速断保护动作”光字亮；

6.2.1.2故障站用变高低压侧开关跳闸，备自投装置动作。

6.2.2处理

6.2.2.1若备自投动作正常，检查400V母线供电正常；若备自投未动作，退出备自投，手动合备用电源开关，检查站用系统供电正常，检查厂用各负荷供电正常；

6.2.2.2在速断保护范围内检查有无明显故障；

6.2.2.3未发现明显故障点，隔离跳闸站用变后测绝缘，检查变压器绕组是否有故障；

6.2.2.4若有明显故障，隔离故障点联系处理；

6.2.2.5若属保护误动作引起，应查明保护误动作的原因，处理正常后恢复运行。

6.3站用变过流保护动作

6.3.1现象

6.3.1.1警铃响，监控语音报警，“站用变过流保护动作”光字亮；

6.3.1.2故障站用变高低压侧开关跳闸，备自投装置动作。

6.3.2处理

6.3.2.1检查备自投动作，站用供电正常；若备自投未动作，检查低压侧开关断开，退出备自投，手动合备用电源开关，检查400V母线供电正常和各负荷供电正常；

6.3.2.2变压器过流保护动作跳闸后，备用电源开关拒绝合闸的情况下，可不经检查强送一次；

6.3.2.3若强送后再跳闸，则需查明原因，详细检查Ⅰ、Ⅱ母线有无故障，若为发现明显故障现象，则断开400VⅠ、Ⅱ段母线联络开关和所有负载，对其中一段母线试送；若成功，则合上联络开关试送第二段母线，若不成功，可确定故障发生在母线上，隔离故障母线，恢复正常母线供电；

6.3.2.4若Ⅰ、Ⅱ母线均试送成功，则逐一试送各路负荷，找出故障回路后隔离，恢复其余负荷运行；

6.3.2.5若备用电源自投后跳闸，则不准强送，应对400V母线及各路负荷进行详细检查；

6.3.2.6若因系统故障冲击，使变压器开关越级跳闸，可在系统故障消除或隔离后，不经检查即可恢复变压器运行；

6.3.2.7若该段母线无法恢复送电，应转移负荷，并做好故障母线隔离措施联系检修。

6.4站用变温度过高

6.4.1现象