电气运行实习报告Word下载.docx

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220KV线路分别引自220KV凤田站和惠州LNG电厂；

厂区动力站包括一台42MW的燃气轮机，一台17MW的抽背机组和一台12MW的凝汽机组。

2、供配电系统：

包括

（1）1个220KV总变---321单元---HVS01

（2）1个35KV配电中心---322单元---MVSC01

（3）7个区域变电所---323-329单元---MVS01-MVS07

（4）1个动力站专用变---MVS341

（5）1个马鞭洲油库专用变---MVS600

（6）11个外围变电所

3、全厂总用电负荷：

设计负荷为135MW，加上煅后焦和空分项目用电14MW，共计149MW。

4、供电电源:

我厂供电电源由厂外电源和厂区自发电组成。

（1）厂外电源：

我厂厂外电源有两个电源点，分别引自220KV凤田变电站和惠州LNG电厂。

220KV凤田线全长11.8KM，220KVLNG电厂线全厂6KM，均为双根架空铝包钢芯铝绞线，导线截面2×

240mm2，线路最大输送容量为471MVA（环境温度按25℃考虑），线路经济输送容量210MVA。

正常情况下，厂外线路供电90.3MW，约占全厂总用电量的60.6%。

（2）厂区动力站：

我厂厂区设动力站一座，其中燃气发电机一台，装机容量42MW；

以汽定电的汽轮发电机两台，装机容量分别为17MW和12MW。

正常生产工况下，动力站的总发电出力为58.7MW，约占全厂总用电量的39.4%。

220KV总变和35KV配电中心

1、220KV总变采用室内双母线接线方式，采用全封闭SF6气体绝缘组合电器（简称GIS），经2台220KV/37KV120MW主变向35KV配电中心供电，共有GIS间隔7个，是全厂电力系统的龙头。

2、35kv配电中心采用室内双母线四分段接线方式，采用SF6气体绝缘真空开关柜（简称C-GIS），共有30条回路，负责向全厂所有区域变电所供电，同时还负责动力站发电机组接入系统。

是全厂的负荷分配中心。

5.1-7#区域变和动力站专用变

全厂设七个区域变电所和一个动力站专用变电所，电源均引自35KV配电中心不同母线段，变电所采用单母线分段接线，分列运行，分段开关设自投装置。

根据负荷大小，母线段数有所不同。

马鞭洲油库变电站（MVS600）

马鞭洲油库变电站是较为特殊的一个专用变电站，设计采用一条35KV3*95MM2带有光纤通道的海底电缆由厂区35KV配电中心供电。

变电站采用单母线分段供电方式。

但由于只有一条电源线，供电可靠性相对较低。

为了提高马鞭洲油库的供电可靠性，我公司采用与华德油库合作的方式来提高供电可靠性。

华德油库电源是由岩前变电站通过一条35KV海底电缆供电，也属于单电源系统，但华德油库另外设有2台2500KW的原油发电机处于备用状态，供电可靠性高于我们。

目前，我公司已经与华德油库达成协议，实现双方岛上电源的相互备用，可以将双方电源实现双回路供电，互惠互利。

2、运行方式及特点

1、全厂供电系统采用双电源分列运行方式，并设备自投装置（ATS），可保证当一路电源失电时在极短的时间内恢复供电。

但由于备自投时间的限制，部分设备还是会受到冲击。

220KV备自投时限为1秒，35KV备自投时限为1.5秒，6KV备自投时限为2秒，0.4KV备自投时限为2.5秒。

对重要负荷的电动机采用分批自启动，可保证在较短的时间内迅速恢复生产。

2、动力站三台发电机出力为58MW，均接于35KV同一段母线，配合低周减载等技术手段，可实现外部电源全部失电后，维持厂内部分装置短时间（几个小时）继续生产，等待外部电网恢复后尽快恢复全厂正常生产。

但由于发电机处于孤网运行状态，不能长时间稳定运行，当外部电源短时间无法恢复时，只能尽快安排安全停车。

3、

220KV备自投时限为1秒，35KV备自投时限为1.5秒，6KV备自投时限为2秒，0.4KV备自投时限为2.5秒。

三、关键设备

（1）220KV总变GIS

220KV总变是我厂的龙头变电站，采用了7个间隔的GIS装置。

GIS—全称为气体绝缘全封闭组合电器，它是将SF6断路器、隔离开关、接地刀闸及其它高压电气元件，按照需要的主接线方式安装在充有一定压力SF6气体的金属壳体内所组成的一套开关电器。

有如下特点：

（1）全部电器元件封闭在绝缘壳体内，不受外界影响，安全性、可靠性远高于常规电器。

（2）SF6属于惰性气体，绝缘性能高，不燃不爆，因此GIS占地面积小，只有常规电器的10%左右，并且可应用于一般防爆场所。

（3）维护工作量小，只需定期检查，几乎不需要检修，长期运行费用大大降低。

（4）结构复杂，对设计制造安装调试要求高，价格昂贵，一次投资大。

但从总体讲，选用GIS具有很大的优越性。

目前，电网内的大用户单位均已逐步将220KV变电站由室外配电改为室内GIS组合电器。

我厂采用的是双母线GIS，采用合资产品（平高东芝），具有更高的安全性、可靠性和灵活性。

（2）220KV总变主变压器

总变采用2台220KV/37KV120MVA有载调压双圈变压器，调压范围为正负8*1.25%，容量比为100%：

100%，冷却方式为强迫风冷，采用国产产品（江苏华鹏）。

基础设计原设计容量为90MVA，由于燃机规模由75MW降为42MW，主变容量增加到120MW，保证了在一台主变停电时，由另一台主变和燃机共同保证全厂的正常用电，而不必降负荷。

为保持各种工况下全厂的电压稳定，选用了有载调压变压器，可以在不停电的情况下带负荷调整电压。

可根据需要设定为自动调压和手动调压两种方式。

合格的变压器属于高可靠性设备，故障率较低，寿命长。

绝缘温度保持在95度时寿命为20年，温度为105度时约为7年，温度为120度时约为2年，温度为170度时仅为12天，因此正常运行中要严格监控变压器油温，杜绝长时间超温运行。

（3）35KV配电中心C-GIS

35KV配电中心设计了40面双母线C-GIS开关柜。

C-GIS全称为SF6气体绝缘真空开关柜，它是将真空断路器、隔离开关、接地刀闸及其它高压电气元件，按照需要的主接线方式安装在充有一定压力SF6气体的金属壳体内所组成的一套开关电器。

与220KVGIS不同之处在于用真空开关代替了SF6开关，因此，C-GIS同样具有占地小、安全性、可靠性和灵活性高的优点，但成本更低。

目前，由于加工工艺要求严格，国内企业虽有能力生产，但尚无应用业绩，因此我厂采用合资品牌（西门子）的产品。

（4）燃气轮发电机

动力站配有一台42MW的燃气轮发电机和2台小型汽轮发电机。

根据以汽定电的原则，2台小型汽轮机发电负荷较小，且发电负荷不稳定，因此不能将2台小汽轮机作为一个稳定的电源点来看待，只能作为一个节能利用项目，因此不作为关键设备来介绍。

燃气轮发电机组具有建设周期快、占地面积小，运行稳定、负荷调整迅速的优点。

燃起轮发电机组运行稳定，自动控制先进，故障停机少。

燃机的启停过程也很稳定，停机过程非常迅速，大约需要五分钟，加上余热锅炉和蒸汽机组的停机过程，共需要十分钟左右；

热态起机过程大约十分钟，带满负荷大约二十分钟，作为电力负荷和蒸汽负荷的调整手段优点突出。

3、SCADA系统

（1）简介

SCADA系统是变电站综合自动化系统的简称，是自动化技术、计算机技术、信号处理技术、通讯技术和现代电力电子技术等高科技技术在变配电系统的综合应用。

它以计算机技术和网络技术为核心，通过将变电站的保护、仪表、中央信号、远动装置及二次系统及功能重新组合互连和计算机化，集变电站保护、测量、监视和远方控制于一体，完全代替了常规二次设备。

SCADA系统具有功能综合化、结构微机化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

SCADA系统实现的基本功能有：

数据采集、运行监视和控制、继电保护、当地后备控制和紧急控制、与远方控制中心的通信等。

SCADA系统在电气系统中的作用类似于DCS在工业过程控制中的作用。

（2）基本结构图

（3）应用

SCADA系统与CSPC相似，以中海壳牌的结构示意图为例简要说明。

以冗余环网结构为基本构架，通过冗余光纤通道，连接站控层和间隔层。

站控层由冗余网络连接的监控主机和操作员工作站、工程师工作站组成。

提供电力系统运行的人机界面，实现管理控制间隔层设备等功能，实现远程测量、远程信号、远程控制、远程调节和远程监视，即“五遥”功能，形成全厂电气系统监控管理中心，并可与电力系统各级调度及厂内相关系统如DCS、办公自动化等通信。

间隔层由工业控制网络/计算机网络连接的若干个相对独立的监控子系统组成，在站控层和冗余环网失效的情况下，仍能独立完成本变电站的就地监控功能。

（4）重要性

SCADA系统是我厂电气系统的神经中枢，关系到全厂供配电系统的安全稳定，我公司选择了成熟的、先进的、业绩优良的SCADA系统集成商（ABB）来承担该工程。

四、运行规定

2.1220kV系统正常运行时双母线分列，母线开关热备用，BZT投入。

2.2所有断路器、隔离开关、接地开关均设有互相联锁的系统，以防止误操作，运行人员应熟悉并掌握其联锁关系。

基本联锁条件如下：

1）当与隔离开关相关的断路器没有断开之前，隔离开关不能操作。

2）当手动操作时，隔离开关和接地开关不能带电操作。

3）当主回路供电时，相关线路的接地开关不能操作。

4）当合上接地开关后，与接地开关相关的隔离开关不能操作。

2.3隔离开关、接地开关操作均设置有机电操作锁，即通过机械作用断开电动操作回路。

2.4汇控柜上设置“远方/就地/检修”控制方式选择开关43RL，正常运行中，选择开关应置于“远控”位置，“就地”位置不用，“检修”位置不经过保护柜操作箱仅用于GIS现场调试用。

2.5未经允许，不得擅自改变汇控柜上的选择开关位置。

2.6220kV母联间隔汇控柜内的交、直流电源联络空气开关正常在断开位置，严禁两路交、直流电源并列运行。

未经允许，严禁合上联络空气开关。

2.7在运行、备用中的GIS设备的加热器，正常时必须投入运行。

2.8开关、避雷器的动作计数器，应记录其累积动作次数，无命令不得自行复归清零。

2.9气体系统的运行规定

2.9.1SF6气体监视表计及运行中各相气室连通阀开启、充气阀关闭。

需补气时接好充气管路，开启充气阀，可从气瓶向气室充气。

2.9.2GIS每一独立气室均装设监视气体压力变化的压力表。

当气室出现漏气、压力下降到一定值时，会发出相应的低压力报警。

当SF6开关气压低于闭锁值时，禁止对开关进行分合闸操作。

表220℃时气体压力（相对值）

监视部分

额定气体压力

第一次报警气体压力

第二次报警气体压力（闭锁值）

断路器

0.60MPa

0.575MPa

0.55MPa

其它

0.40MPa

0.35MPa

NO

2.10油系统的运行规定

2.10.1开关液压操作机构的油压开关动作值

油泵操作停止

油泵操作开始

重合闸命令闭锁

发出低压报警

合闸指令闭锁

分闸指令闭锁

25.0MPa

24.0MPa

22.0MPa

19.5MPa

19.0MPa

18.0MPa

2.10.2正常运行时，油泵转换开关在“自动”位置。

如果油泵需要检修或停运，可将油泵转换开关切换至“停止”位置。

2.10.3当油泵启动次数明显增加时，应加强设备巡检并通知维修处理；

如操作机构油压不能维持，应申请退出该开关运行。

2.10.4严禁在开关运行或热备用状态时进行补油工作。

2.10.5通风系统运行规

GIS开关室的通风装置设有正常通风系统及事故排风系统。

平时进入室内巡视设备时要启动事故排风机运行约20min，开关设备发生泄露事故或检修时随时启动。

检修结束后事故排风机仍需连续运行4h以上。

日常对通风系统的巡回检查时要注意检查风机电动机是否正常，风机运转是否正常，有无异常的声音，正常通风系统的通风口是否畅通。

2.11GIS发生SF6气体严重外泄时的安全技术措施规定

2.10.5人员立即撤离现场，投入全部通风机。

事故发生后20min内，人员不准进入室内（人员抢救外）。

事故发生后20min至4h，进入室内必须穿防护衣、戴绝缘手套及防毒面具、穿绝缘靴。

4h后进入室内可不采用上述措施，但清扫设备除外。

1.操作与维护

3.1巡视检查规定

3.1.1一般规定

3.1.1.1GIS设备应至少每值一次进行全面检查，并按规定记录有关数据。

3.1.1.2遇恶劣天气或设备运行条件远大于额定值、异常、故障时，应进行临时检查，重点检查有关设备及部位。

3.1.1.3进入GIS室前应先开启通风系统至少20min。

3.1.1.4在巡视检查中，若遇到设备操作，则应停止巡视并退出GIS室，操作完成后再继续巡视。

3.1.2运行中的巡视检查项目

1）GIS室门是否能关好、锁好。

2）GIS室通风、照明系统良好。

3）GIS室内无异常的噪声和气味。

4）GIS外壳无局部过热，支撑架及紧固件无松动，各接地点连接牢固，金属部件无锈蚀氧化痕迹。

5）隔离开关、接地开关操作连杆和拐臂无松脱变形。

6）断路器、隔离开关、接地开关的操作机构位置指示正确，标示牌完好。

7）操作机构油压表指示正常（在24Mpa~25.5Mpa）,SF6压力表指示正常（额定压力±

0.02Mpa），油位计指示正常（绿色区域），观察窗口上的凝水情况，阀门启闭位置正确，管路无变形、损坏，无漏油、漏气。

8）汇控柜上各种信号指示正常，控制方式选择开关在“远控”位置，油泵转换开关在“自动”位置；

柜内的电源开关无发热烧黄现象，各继电器接点无抖动，接线端子紧固，无烧焦气味，加热器运行正常，无凝露现象。

9）断路器、避雷器动作计数器的指示值有否异常变化，并将数值填入运行记录。

3.2GIS操作的一般规定

3.2.1未经上级允许，不得擅自改变现场汇控柜上控制方式选择开关的位置。

3.2.2220kV断路器、隔离开关、接地开关正常时只能在远方进行分、合闸操作，操作过程中禁止人身接触设备外壳。

未经上级允许禁止就地操作。

3.2.3倒闸操作完毕（相应步骤项）后，应到GIS室进行相应检查，是否达到“三对应”，即现场汇控柜指示、操作机构和控制室SCADA系统画面三指示对应，对于断路器还要检查测控柜的指示，位置指示以操作机构上的指示器为准。

3.2.4正常的停送电及改变运行方式的操作均应在控制室进行。

只有当控制室操作失灵时，才可以在现场汇控柜上进行操作。

3.2.5隔离开关、接地开关若出现远方操作失灵，紧急情况下可在就地进行电动操作。

手动分、合闸操作，只有在紧急情况下，经上级批准，并确认操作条件满足后，方可进行。

3.2.6隔离开关、接地开关确需进行手动操作时，应确认该间隔已停电。

操作时需戴绝缘手套，与设备外壳保持一定距离。

必须有有关专业人员在现场进行指导。

3.2.7GIS设备维修或调试过程中，需要拉合相应的接地开关时，均使用检修方式操作。

3.2.8正常或事故处理时，未经上级允许，禁止擅自解除微机五防装置进行分、合闸操作。

3.2.9当GIS某一间隔发出闭锁信号时，此间隔上任何设备禁止操作。

通知维修人员处理，待处理正常后方可操作。

3.2.10检修后的断路器、隔离开关、接地开关在送电投运前，必须经过就地和远方分合闸操作试验。

3.2.11断路器操作前，应检查相关各保护装置无异常信号，如有异常信号，应立即通知上级，并停止操作。

3.2.12进行断路器操作时，应监视相应的表计（电压、电流等）及信号是否正常。

3.2.13线路（变压器）的停电按照断路器、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关的顺序进行操作，送电顺序相反。

3.2.14隔离开关、接地开关在分合闸操作前应检查联锁条件是否满足，如果合不上或拉不开，不得强行操作。

3.2.15禁止用隔离开关对线路、变压器进行充电。

3.2.16220kVⅠ、Ⅱ母线各设一组PT，可经隔离开关单独投退。

3.2.17设备停电后，必须确认设备无电压才能合上接地开关。

3.3GIS倒闸操作

3.3.1GIS送电操作前，必须检查具备下列条件：

1）有关工作票已收回并终结，相关安全措施已全部拆除；

2）油压表、SF6压力表指示正常，阀门启闭位置正确；

3）汇控柜控制方式选择开关在“远控”位置，油泵转换开关在“自动”位置；

4）控制室测控柜控制方式选择开关在“远方”位置；

5）断路器、隔离开关、接地开关的各种指示正确；

6）手动操作摇杆已拔出。

3.3.2线路送电操作

1）按照3.3.1各项内容进行检查；

2）确认线路已无人工作；

3）检查线路开关在断开位置，刀闸、地刀已拉开；

4）确认对侧地刀已拉开；

5）验明线路确无电压，测量线路绝缘合格；

6）装上线路PT二次保险；

7）合上汇控柜内各电源空气开关：

信号电源、油泵电机电源、GCB控制电源、DS/ES控制电源、DS/ES电机电源；

8）合上线路保护屏保护、信号、控制电源空气开关；

9）投入线路保护及出口压板；

10）检查线路保护屏无异常报警信号；

11）合上母线侧刀闸；

12）检查母线侧刀闸位置指示正确；

13）检查母线保护屏刀闸位置指示正确；

14）合上线路侧刀闸；

15）检查线路侧刀闸位置指示正确；

16）检查线路测控屏遥控合闸连接片已退出；

17）经同期装置合上线路开关；

18）检查线路开关三相已合闸，三相电流正常；

19）断开220kV母联开关

20）检查220kV母联开关三相已断开，三相电流为零；

21）投入220kVBZT改为方式3、4；

22）检查各保护屏、测控屏、汇控柜无异常报警信号。

3.3.3线路停电操作

1）检查220kV母联开关在热备用状态；

2）检查220kV母联测控屏遥控合闸连接片已退出；

3）退出220kVBZT；

（是否需要退？

）

4）经同期装置合上220kV母联开关；

5）检查220kV母联开关三相已合闸，三相电流正常；

6）断开线路开关

7）检查线路开关三相已断开，三相电流为零；

8）拉开线路侧刀闸；

9）检查线路侧刀闸位置指示正确；

10）拉开母线侧刀闸；

11）检查母线侧刀闸位置指示正确；

12）断开汇控柜内各电源空气开关：

13）断开线路保护屏操作箱电源及后备电源空气开关（是否需要停？

）；

14）取下线路PT二次保险。

3.3.4220kV母线充电，单母线运行倒双母线分列运行操作

2）检查待充电母线及相关设备SF6压力和油压正常，阀门启闭位置正确；

3）检查母联开关、刀闸在断开位置，油压表、SF6压力表指示正常；

4）合上母联汇控柜内各电源空气开关：

5）合上待充电母线PT刀闸；

6）检查待充电母线PT刀闸位置指示正确；

7）合上待充电母线PT汇控柜内二次空气开关；

8）合上母联20121、20122刀闸；

9）检查母联20121、20122刀闸位置指示正确；

10）投入母联开关充电保护压板（辅助保护柜923A投充电保护压板8LP4、9651C充电保护压板51LP7，母线保护柜投充电压版1LP3）；

11）检查母联测控屏遥控合闸连接片已退出；

12）经同期装置合上母联2012开关；

13）检查母联2012开关三相已合闸；

14）检查母线电压正常；

15）退出母联开关充电保护压板；

16）断开母联汇控柜GCB控制电源空气开关；

17）先合上需倒换的变压器的一组母线侧刀闸，后断开其另一组母线侧刀闸；

18）合上母联汇控柜GCB控制电源空气开关；

19）合上需送电线路汇控柜内各电源空气开关：

20）合上需送电线路的母线侧刀闸；

21）检查需送电线路的母线侧刀闸位置指示正确；

22）合上需送电线路的线路侧刀闸；

23）检查需送电线路的线路侧刀闸位置指示正确；

24）经同期合上需送电线路的开关；

25）检查需送电线路的开关三相已合闸，三相电流正常；

26）断开母联2012开关；

27）检查母联2012开关三相已断开，三相电流为零；

28）检查各保护屏、测控屏、汇控柜无异常报警信号。

3.3.5220kV双母线倒单母线运行操作

1）检查母联2012开关在热备用状态；

2）检查母联测控屏遥控合闸连接片已退出；

4）经同期装置合上母联2012开关；

5）检查母联2012开关三相已合闸，三相电流正常；

6）断开母联汇控柜GCB控制电源空气开关；

7）先合上需倒换的变压器的一组母线侧刀闸，后断开其另一组母线侧刀闸；

8）合上母联汇控柜GCB控制电源空气开关；

9）断开母联2012开关；

10）检查母联2012开关三相已断开，三相电流为零；

11）断开需停电线路开关

12）检查需停电线路开关三相已断开，三相电