变电站现场运行规程编写模板文档格式.docx

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本规程适用于山西联盛集团福裕煤化公司110kV变电站。

22　规范性引用文件

DL408《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/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》

DL/T969-2005《变电所运行导则》

…………

23　支持性文件

《吕梁电力系统调度规程》

《设备厂家技术说明书》

24　总则

变电所简介

山西联盛集团福裕煤化110kV变电站位于联盛集团中阳管理中心福裕煤化公司生产区内，于2011年11月12日建成投产。

现装设有山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的SZ10-40000/110型三相双线圈自冷式低噪音、低损耗有载调压变压器共2台，总容量为2*40MVA。

变电站采用110kV、10kV两个电压等级，110kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的三相共箱式GIS组合电器，室内布置，单母线分段接线方式，两回进线，采用架空线路进线：

由220KV金罗站供电的110kV金福线和110kV金罗站供电的110KV金裕线；

两回出线：

1#主变101和2#主变102。

10kV采用单母分段接线方式，出线16回，选用陕西西高电气成套有限公司制造的ZN63A-12中置式开关柜，共28面。

无功补偿装置有四套，容量为4*3000Kvar,站用变两台。

本站调度管辖范围划分

吕梁地调调度管辖范围：

地调调度设备：

110KVI、II段母线、195、196线路；

1#、2#主变中性点刀闸1010、1020

地调管理设备：

1、2号主变101、102开关、母联100开关及10KV母线以及无功补偿设备。

中阳县调调度范围：

1、2号主变及10KV所属设备。

公司总调度室管辖范围：

10kV线路开关

本站管辖设备：

站用变380V系统、直流220V系统

4.2.5注意：

本站1、2号主变及无功补偿设备为两级调度管理设备。

其状态发生变化时，在操作前应得到地调批准；

101-3、102-3刀闸为双重调度设备（对主变母线侧刀闸的调度权规定为：

当母线停用时，由地调下令操作；

当主变停送电需拉合母线侧刀闸时，由县调下令操作，但操作前必须得到地调许可。

4.3运行方式

公司电力系统运行方式主要包括以下几种：

a.110kV双线路、双主变；

b.110kV双线路、单主变；

c.110kV单线路、单主变；

d.110kV单线路、双主变。

以上四种运行方式根据生产及检修安排进行调整，目前我站运行方式为单线路、单主变运行。

4.3.1正常运行方式

110KV系统：

单线路、单主变、单母线运行，110KV金福线带110KVⅠ段母线供1号主变压器，分段断路器100热备用，110KVII段母线热备用。

10KV系统：

1号主变供10KVⅠ、Ⅱ段母线，5000分段开关运行。

主变压器及中性点接地方式：

本站1#、2#主变均为有载调压变压器，正常时，1号主变运行，2号主变热备用，每月切换2号主变带负荷运行一次，带负荷时间不得低于4小时。

正常运行时1#主变中性点接地刀闸1010在合位，2#主变中性点接地刀闸1020在合位。

1、2号主变切换过程中中性点地刀允许短时并列，如1、2号主变长时间并列运行，中性点地刀位置应根据吕梁地调命令执行。

站用系统：

#1站变带380/220V站用所有负荷，#2站用变做充电备用（备自投投入）。

直流系统：

直流系统采用单母线运行

4.3.2允许运行方式

A、110KV系统单线路、双主变并列运行方式（10KV分列运行）：

金罗220kV站由金福线经195断路器给本站供电，分段100断路器运行，196断路器停运或热备用（196备用自投）；

或者是金罗110kV站由金裕线经196断路器给本站供电，分段100断路器运行，195断路器停运或热备用（195备用自投）。

B、110KV双线路、双主变分列运行方式（110KV、10KV分列运行）：

110kV系统分列运行，即195断路器供110KVI母、101断路器供1号主变运行，196断路器供110KVⅡ母、102断路器供2号主变运行，分段100在热备用（100备用自投）；

10kV系统Ⅰ、Ⅱ段母线分列运行，5001、1号站用变、5004、5005、5006、5007、5Ⅰ-9、5020、5021、5022、5023、5024、5025断路器在Ⅰ母运行，5002、2号站用变、5Ⅱ-9、5008、5009、5012、5013、5014、5015、5016、5017、5018、5019断路器在Ⅱ母运行，分段5000断路器在热备用状态。

C、110KV双线路、单主变运行方式（110KV分列运行，10KV分段运行）：

110KV195（196）金福（裕）线带110KVⅠ（II）段母线供1

（2）号主变压器运行，2

（1）号主变停运，分段断路器100热备用（投备自投），分段5000断路器运行，110KVI、II段母线分列运行。

25　主变压器

概述

我站主变总容量为80MVA，选用两台山东鲁能泰山电力设备有限公司生产的SZ10-40000/110型三相双绕组有载调压变压器，于2011年11月12日正式投入运行。

主变压器运行规定及注意事项

主变上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃；

绕组平均温升不得超过65℃。

主变上层油温允许温升为55℃。

主变的允许温升和上层最高运行油温在任何情况下均不可越限运行。

主变在检修后均应测绝缘，包括高对地、低对地、高对低，吸收比应大于1.3。

主变使用期间所测得绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测的数值对比，是判断变压器运行中绝缘状态的主要依据。

同一温度下测得绝缘电阻与前次比较下降且超过50％，或吸收比R60″/R15″小于1.3，应查明原因并报告相关部门同意后方可投入运行。

主变绝缘用兆欧表2500V档位测量绝缘。

主变投运前冷却装置必须处于完好状态。

主变投运前保护装置必须处于完好状态。

主变的允许温升和上层最高运行油温没有越限时可在不超过额定值的1.2倍运行。

主变过负荷期间，上层油温达85℃时，无论过负荷时间是否达到规定值，应立即请示总调，设法停止过负荷。

主变过负荷期间，值班人员应加强对变压器本体、引出线头、开关、刀闸及电缆等设备温度监视，发现异常及时处理。

当主变有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、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，不宜过负荷运行。

过负荷期间值班人员须每小时对主变进行测温、检查，并记录。

主变过负荷时值班人员应积极想办法，争取降低负荷，如投入电容器，尽可能提高发电机无功功率。

表1　主变压器事故过负荷允许运行时间表

过负荷

倍数

环境温度（℃）

10

20

30

40

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

24:

00

11:

3:

1:

50

0:

21:

5:

2:

35

15

8:

45

16

09

14:

08

05

07

+

巡视检查

5.3.1正常巡视检查

油枕和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗油、漏油。

油温正常，压力释放阀未动作，分接开关在规定的位置，盖板无破损。

110kV侧套管油位应正常，外部清洁，无破损裂纹，无放电痕迹和其它异常现象。

变压器音响正常，无异常的声音。

分接开关机构箱、主变端子箱门关严，分接开关档位指示与监控一致、端子箱内各端子接触可靠，无严重锈蚀现象。

气体继电器内充满油，应无气体。

各引线接头无发热现象,散热风扇运转正常。

吸潮硅胶应有效，粉红色数量不能超过80%以上。

变压器各接地导管与变压器外壳连接并可靠接地，中性点接地引下线完好，各侧避雷器引线完好，泄漏电流在允许范围内。

变压器各保护装置正确投入，监控与现场设备状态一致。

变压器现场温度计指示正确，并与监控显示一致。

特殊巡视检查

雷雨天气前后应检查主变各侧避雷器的动作情况。

主变承受区外短路电流后，应检查各侧母线有无变形或过热，变压器有无异常声响。

主变轻瓦斯动作后，应加强巡检本体有无漏油、局部过热、油枕油质是否变色劣化。

联系相关部门从瓦斯继电器取样分析。

夏季高温应加强主变各侧连接头的温度测试。

大修后投入运行最初4小时应每小时检查一次，4～16小时内2小时检查一次，以后按正常运行检查。

主变过负荷期间应增加巡检次数。

大风时，检查引线无剧烈摆动。

大雾天，各部无火花放电现象。

气温剧变时，油枕油面应不超过规定标准线。

主变压器冷却器

我站2台主变冷却均采用油浸自冷式，未安装冷却风扇，因此应特别加强对主变温度的监测。

有载调压装置

运行操作及注意事项

主变压器有载分接开关，在负载情况下调整分接头以达到调节电压的目的，根据公司要求，10kV电压应运行在10.1～10.5kV，主变分接头头调整以此为标准。

主变调压操作应根据主变10kV侧电压进行调整，在充分发挥本站无功电容器装置调整能力的基础上，再利用主变压器分接头调节电压。

有载分接开关的驱动机构，每输入一个控制指令完成一档调压，需要进行多档调压时，应待上一个调压操作完成后，才允许发出下一个控制指令。

每次调压都应将操作时间、操作前后的10kV母线电压、分接头位置等记入《分接头调整记录簿》。

调压操作时，应注意监视电压、电流指示，如发现操作前后无相应的变化，应停止调压操作，以防发生严重事故。

每次调压操作完后应检查停止位置是否正常，如发现连续自动跳档应立即切断监控屏上的操作电源，并手动将开关操作到适当的位置，通知检修处理。

异常情况处理

在变压器过负荷及系统短路故障时，有载调压装置不准进行操作。

新安装和大修后的有载调压变压器在投入电网运行前应在空载状态下遥调操作一个循环，各项指示应正确，极限位置的电气闭锁可靠，运转声音无异常，方可调至要求的分接头运行。

调整分接头时应首先采用遥调操作，当遥调失灵时，方可在主变调压器机构箱上用按钮操作，如还不行，可用手摇柄操作。

急停按钮动作对象是切断电机主回路，只有在调档过程中发现有异常声音和连续调档时，方可使用。

变压器停送电及并列操作

运行操作及注意事项

投运主变前，须联系公司总调，申请投入运行。

工作票已全部收回，临时性安全措施已拆除，恢复常设遮栏和标示牌。

投运前应测量主变压器两侧线圈绝缘电阻、吸收比满足投运要求。

按配电装置运行规定检查开关、隔离开关等一次设备正常并在断开位置，变压器安装、检修及长期停运，投入运行前，应由电试人员作试验，试验合格并在记录本上签字后，方可投入运行。

110kV中性点接地引下线完好，所有接地开关断开，临时接地线拆除。

主变各连接部位良好，无渗油、漏油、吸潮器硅胶未变色，油枕油位正确，油色透明，顶盖上无杂物,瓦斯继电器内无气体排出。

在站用变屏送有载调压装置、主变风扇电源，检查保护装置屏后保护电源、主变高压侧开关控制电源空开已合上，GIS主变单元柜内空开已送电。

检查保护装置正常，主变保护屏压板均按规定投入，监控无故障信号发出。

检查监控与现场设备状态一致。

给上10kV侧PT高压保险。

依次在监控机上合中性点刀闸、110kV母线侧隔离开关、变压器侧隔离开关、将10kV进线开关小车摇至“工作”位。

监控机上合高压侧开关对主变进行充电。

（注：

主变充电操作必须在110kV侧进行）

新投运或大修后的变压器试运行时必须进行三次冲击合闸试验，充电过程应派专人监视主变本体。

监控机上合低压侧开关。

主变并列时，110kV有载调压分接头须在同一档位。

主变并列操作，需先合高压侧开关，再合低压侧开关。

主变解列操作，需先断低压侧开关，再断高压侧开关。

主变送电前，中性点刀闸必须在合位，以保证保护在故障状况下能正确动作，投运正常后，再按要求执行。

异常情况处理

执行本规程38.6

主变压器的检修周期及验收项目

5.7.1主变压器的检修周期

5.7.2主变压器的验收项目

表2　主变压器验收项目表

验收内容

验收参照标准

1本体及外观

1.1本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物；

1.2外壳接地良好，上、下钟罩有连接片；

1.3各螺栓连接紧固；

1.4各侧套管清洁无破损；

1.5呼吸器应有合格的干燥剂，无堵塞现象；

1.6相色漆标示正确明显；

1.7油枕、套管油色、油位正常，冷却器阀门在打开位置。

变压器引线对地和线间距离合格，各部导线接头紧固良好；

1.8分接开关位置正确，有载调压装置油枕油色、油位正常；

1.9压力释放装置密封良好；

1.10变压器温度测量系统正常。

2有载调压控制箱及

端子箱

2.1箱内清洁，端子排接线整齐导线连接紧固无松动，无锈蚀且端子编号清晰，接线正确；

2.2箱内的电缆穿孔已做封堵处理；

2.3箱门开启灵活、密封良好。

2.4冷却器控制箱、端子箱体及箱门接地良好。

注：

以上表格中内容仅供参考，各变电所在编写验收项目时，请结合实际设备并依据公司设备验收管理规定的要求编写。

缺陷的分类及处理

5.8.1缺陷分类

表3　缺陷分类表

缺陷分类

缺陷内容

1．紧急缺陷

11.1.绝缘油色谱试验重要指标超标。

21.2.油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。

31.3.电气预防性试验主要项目不合格。

1.4．套管破损、裂纹，并有严重放电声。

1.5.测温装置全部损坏或失灵。

1.6.油浸变压器油位异常。

1.7.有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。

1.8.内部有异常响声。

1.9.铁芯或外壳接地不良。

1.10.压力释放器动作。

1.11.变压器本体大量漏油。

1.12.套管渗油严重造成油位过低。

1.13.主变油箱进水。

2.重大缺陷

2.1.引线桩头螺丝松动连接处发热。

2.2.绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜在故障。

2.3.温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。

2.4.基础下沉。

2.5.油位指示与温度监视线不对应。

2.6.达不到铭牌的出力，温升及上层油温超过容许的数值。

2.7.本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。

2.8.铁芯多点接地致使接地电流超标。

2.9.三相变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施。

2.10.变压器绕组严重变形

2.11.变压器局部放电严重超标。

2.12．呼吸器内的硅胶变色2/3以上。

2.13.主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。

2.14气体继电器轻瓦期保护动作。

3.一般缺陷

3.1变压器渗油。

3.2附件震动大。

3.3引线或接线桩头有严重电晕。

3.4预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。

3.5变压器绕组轻微变形。

5.8.2缺陷处理

当发现设备缺陷时，按照公司《设备缺陷管理规定》的要求进行处理。

26　组合电器

福裕煤化股份公司110kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的CFTA-126型GIS组合电器。

设备技术规范

组合电器铭牌

表4　组合电器通用铭牌参数

型号

CFTA

外壳设计压力

0.78/0.53MPa

额定电流

2000/3150A

额定电压

126KV

额定峰值耐受电流

100kA

额定短时耐受电流

40kA/3S

雷电冲击耐受电压

550kV

1min工频耐受电压

230kV

控制回路耐压（1min）

2KV

年漏气率

≤0.5%

SF6额定气压（20℃）

0.6MPa

寿命

20年

SF6断路器及弹簧操作机构

表5　SF6断路器及弹簧操作机构参数

额定短路开断电流

40kA

额定短时工频耐受电压（1min,有效值）

230kV（对地、相间）

300KV（断口）

额定开断时间

3周波

首极开断系数

550kV（对地、相间）650KV

额定线路充电开断电流（断口）

31.5KA

额定失步开断电流

10KA

电寿命（满容量开断）

20次

机械寿命

5000次

操动机构类型

弹簧机构

额定操作电压

DC220V

额定操作顺序

分-0.3s-合分-180s-合分

机构储能时间

≤15S

表6　隔离开关及三工位隔离开关参数

550kV（对地、相间）650KV（断口）

接地端子工频耐压（10min）

16KV

分合闸时间

≤1.5S

3000次

电动机构

表7　快速接地开关参数

额定短路关合电流

100KA

额定静电感应关合电流

5A/6kV

额定电磁感应关合电流

100A/6KV

电动弹簧机构

表8　母线参数

2000/3150A

形式

3相共箱

表9　电流互感器参数

编号（安装位置）

型号

电流比

准确级

备注

196线路侧

200-400-600/1

5P30-20VA

0.2S-20VA

196母线侧

0.5-20VA

195线路侧

5P20-20VA

195母线侧

101母线侧

101变压器侧

102母线侧

0.5-20VA

102变压器侧

100I段母线侧

100II段母线侧

0.2-20VA

表10　电压互感器参数

电压比

110KVI母PT

110/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1KV

0.2/0.5/3P100VA

110KVII母PT

195线路PT

110/√3/0.1/√3/0.1KV

196线路PT

SF6电压互感器

表11　电压互感器参数

端子标志

额定输出

极限输出

二次绕组

100/√3V

an

100VA

0.2

1000VA

剩余电压绕组

100V

dadn

150VA

3P

表12　出线套管参数

海拔高度

1000m、2000m

2500A

污秽等级

Ⅲ、Ⅳ

爬电距离

3906mm

表13　避雷器参数

型式

金属氧化

锌避雷器

100/102/108KV

持续标称放电电流

10kA

直流1mA参考电压

≥145/148/157KV

运行电压

78/79.6/84KV

密度继电器

密度继电器，用于监视各气室中的气体密度，用于报警信号和闭锁分合闸断路器，表针随密度变化导致压力差异而旋转指示到相应的区域，在绿色区域为正常状态，红色区域为异常状态。

表14　密度继电器气体压力控制参数

20℃的压力

额定压力

补气报警压力

闭锁压力

报警解除压力

断路器

0.6±

0.02MPa

0.55MPa

0.50MPa

0.58

其它气室

0.57MPa

表15　GIS各元件使用周期

序号

元件名称

使用条件

使用次数

1

开断额定短路电流

2

开断50%额定短路电流

50次

3

开断10%额定短路电流

500次

4

开断负荷电流