110KV变电站运行规程Word文档下载推荐.docx

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二、110KV电源三回：

1、自**变电站－－

2、**变电站－－

3、**变电站

本站。

第三节：

设备选择

1、本站为110/10KV两级电压用户变电站，安装31.5MVA变压器三台，

2、110KV配电装置为扩大内桥接线，采用SF6全封闭组合电器：

共八个间隔，其中一、四、七柜为主进，二、五、八柜为出线，三、六柜为母联，110KV进线三回，选用****产品。

3、10KV配电装置其安装**面开关柜，其中受电柜3面，母联柜4面（有两个隔离柜），PT柜3面，避雷器柜3面，所变柜3面，电容器柜3面，10KV馈电开关柜**面，都选用***开关厂产品。

安装电容器6012千乏3组，采用双星形连接，零序电流保护。

第四节：

主接线及运行方式

1、本站110KV侧采用扩大内桥接线方式。

2、10KV采用单母线分段接线，共三段母线。

3、110KV侧各段母线装有三相电压互感器。

4、10KV侧各段母线分别装有三相五柱电压互感器、并联电容器组和所内及接地变压器。

5、正常情况三台主变分列运行。

6、本站按有人值守站设计，站内设遥信、遥测监检设备。

7、本站所有110KV断路器均在主控室主变控制盘集中检测。

8、主变10KV侧受电断路器，10KV母线分段断路器与主控室主变控制盘集中控制，10KV侧其它断路器均于10KV开关室当地控制。

第五节：

电缆夹层

本站地下一层有*个*M电缆隧道，用于10KV电力电缆的出线，有*个*电缆隧道用于110KV电力电缆进线及部分电力电缆出线，有*个**电缆隧道用于110KVGIS与变压器间的电缆联络。

110KV及10KV电力电缆的进线及站内排列均按电缆设计要求敷设。

第六节：

主要设备型号

1.主变压器

主变型号：

SZ10--31500/110

额定电压:

110+_8×

1.25%/10.5KV

额定电流：

165.3/1732.1A

额定容量:

31500KVA

空载电流:

1.04%短路阻抗:

40.93%

空载损耗:

16.200KW短路损耗:

114.993KW

接线组别:

YNd11

冷却方式:

ONAN

标准代号**

产品代号**

绝缘等级A

出厂序号

2、110KV组合电器（GIS）

110KV内桥全部电器设备为***制造的GIS组合电器，除断路器、

隔离开关、接地刀闸外，内装母线、PT、CT，并配有当地控制屏八面。

1）断路器（CB）

型号：

***额定电压：

126KV额定电流：

1250A

额定短路开断电流：

31.5KA额定热稳定电流：

31.5KA3秒

额定操作循环：

分－0.3秒－合分－180秒－合分

气室压力：

0.5MPa

2）隔离开关（DS）

**额定电压：

额定热稳定电流：

25KA3秒气室压力：

0.4MPa

3）接地刀闸（ES）

0.4Mpa

4）快速接地刀闸（FES）

5）母线（BUS）

三相共箱式额定电压：

126KV气室压力：

25KA3秒额定电流：

2000A（主母线）

1250A（其它母线）

6）电流互感器（CT）

**（环形铁心型）额定电压：

126KV

变比：

进线侧300/5，600/5准确等级：

5P10（保护用）0.5（计量用）

出线侧200/5，100/5准确等级：

0.5

200/1（0.2级），100/1（0.5级）

7）电压互感器（VT、PT）

一次电压：

110/

KV、二次电压：

100/

V、三次电压：

V

输出功率：

3×

100VA气室压力：

3、10KV设备

1）断路器小车

a）201、202、203、234、245开关小车型号为**

额定电压：

15KV额定电流：

2500A开断电流：

25KA

热稳定电流：

25KA3秒合闸电流：

4.0A分闸电流：

7.5A

操作电压：

110VDC

b）出线路开关小车型号为**

15KV开断电流：

热稳定电流：

2.0A分闸电流4.0A

分－0.3秒－合分－180秒－合分操作电压：

额定电流为**A的配电路有****

额定电流为**A的配电路开关有**

2）避雷器小车

15KV

3）电流互感器

a）主进和母联

*变比：

2000/5

准确等级：

5P15（保护用），0.5级（计量用）

b）出线路

**变比：

150/5，300/5，500/5，1000/5

5P10（保护用），0.5级（计量用）

4）电压互感器小车

小车型号：

VJJ－12A额定电压：

电压互感器型号：

RGB－41TB一次电压：

10000/3

二次电压：

0.5耐压值：

1.2倍长期，1.9倍8小时

5）零序CT

**

4、10KV电容器

型号：

12/

kV

额定电流：

48.4A

实测电容：

22.4,22.5,22.6f三种单组容量：

6012千乏

电抗器：

实测电抗:

3.01配用电容：

2012千乏

放电线圈：

电容器避雷器：

***

5、接地变和消弧线圈

1）本站共配有3台接地变压器，其中两台兼所内变压器。

1#接地变（所变）型号：

额定容量：

315/160KVA额定电压：

10500＋_5%/400V

高压侧额定电流：

17.32/8.8接线组别：

Zn,Yn11

低压侧额定电流：

230.9A额定中性点电流：

50A

零序阻抗：

7.86阻抗电压：

4.22%

冷却方式：

AN绝缘等级：

F级

高压侧电压：

11000V，10500V，10000V低压侧电压：

400V

绝缘水平：

LI75AC35/LI0AC5防护等级：

IP00

产品代号：

出厂序号：

2#接地变（所变）型号：

7.8阻抗电压：

4.26%

3#接地变（所变）型号：

7.82阻抗电压：

2）消弧线圈

**额定容量：

300KVA

10KV额定电流：

工作时限：

2小时油面温升：

75K

CT比：

50/5P1P2电压80-100V电流10A

分头位置：

A2-A325A6.A7-A838.5A

A3-A427.2A7.A8-A942A

A4-A529.7A8.A9-A1045.8A

A5-A632.4A9.A10-A1150A

A6-A735.4A

1#消弧线圈序号：

2#消弧线圈序号：

3#消弧线圈序号：

3）消弧线圈上侧负荷开关

10KV

400A

最大开断电流：

1.2KA

6、直流系统和电池组

直流屏：

GZS10直流电源，含两台充电机；

电池：

GM－200AH免维护电池，共计**只。

第七节、消防设备

110KV站的电气设备大部分为无油设备，110KV开关为SF6气体绝缘型，10KV开关为真空绝缘型，所内变为树脂绝缘型，110KV及10KV电缆大多采用交联绝缘，电力电容为无油式安装于室外棚内。

主变间为半敞开式布置，安装消防报警柜一台，编号：

**；

消防烟感探测器**处，编号：

声光报警器**台；

第二章调度范围的划分、运行方式

及运行操作的有关规定

第一节、调度范围划分

第二节、正常的运行方式及可能出现的运行方式

1、正常运行方式：

三台主变分列运行

111带1#主变，110KV3#母线，10KV3#母线

112带2#主变，110KV4#母线，10KV4#母线

113带3#主变，110KV5#母线，10KV5#母线

母联134、145、234、245热备，134、145或234、245自投运行

2、可能出现的运行方式：

1）111单独受电：

111带110kv3#、4#、5#、母线，1#、2#、3#主变分列运行；

134、145合闸，带全场负荷；

234、245备用，自投运行。

2）111、112分别受电。

111带1#主变，112带2#、3#主变，145合闸，134备用，234、245备用，自投运行。

3）111单独受电；

111开关带1#主变，234、245合闸，带全场负荷；

2#、3#主变停运，134、234断开，202、203断开。

4）111、112分别受电；

111带1#主变；

112带2#主变，245合闸，带全场负荷；

134、234、145备用，自投运行。

第三节、110KV设备运行及操作的注意事项和有关规定

1、主变压器

1）主变压器充电前应检查各种保护均应投入运行；

2）主变并列运行时，分头电压应一致（根据两台主变分接头对照表核对）；

3）主变过负荷及瓦斯信号动作时，禁止调分头；

4）主变任一侧开关、CT回路有工作时，差动保护可不停用，但必须将其本身与主变保护有关的CT回路断开。

2、GIS组合电器

1）为预防SF6因泄漏造成气体滞留引起缺氧，GIS设备区每次交接班前半小时各进行一次强力通风，每次通风时间不得少于半小时，若有临时工作进入GIS设备区时应先通风15分钟，电缆夹层同上。

2）操作110KV断路器时应在主控室远方操作。

3）当GIS设备进行操作，为防止接触电势对人体危害，凡在本设备上正进行的任何工作均应停止，并离开设备区，直到操作结束为止。

4）当值班人员进行手动操作隔离开关或接地刀闸时，应按安全规程戴好绝缘手套，并与设备外壳保持一定距离。

5）操作GIS组合继电器内的接地刀闸，隔离开关，断路器时必须检查分，合指示器和位置指示器与操作位置应一致，若发现不一致或操作受阻时应停止操作迅速查明原因，处理后才能继续操作。

※绝对禁止解锁操作！

6）GIS设备中监视SF6气体的各种压力报警信号，闭锁控制回路均要正常投入。

断路器

其他气室

标准值

0.50

0.40

报警值

0.45

0.35

闭锁值

7）操作110KVGIS组合电器中111－72、112－72、113－72接地刀闸（快刀）时，必须检查电压验知器，确认线路无电。

8）操作110KVGIS组合电器中的101－7、102－7、103－7接地刀闸时，必须检查确认101－3、102－4、103－5隔离刀闸在断开位置。

3、GIS开关柜操作

1、查各气室SF6压力是否正常，断路器气室压力不低于0.5MPA（20C）其他气室不低于0.4MPA（20C）.

2、查操作机构的合闸，分闸闭锁销子已拔出

3、查DC直流控制电源应正常。

4、机箱内各控制开关是否合闸。

5、查各位置指示，SF6气体和空气阀位置应正常。

6、断路器、各种信号继电器、加热装置正常。

7、各部分无异味、异音、无漏气。

8、操作系统的分、合闸弹簧应储能。

9、本体系统外壳支架无破损，外壳接地良好。

10、按倒闸操作票内容操作。

4、GIS合闸后（运行监督）：

1、查各仪表指示是否正常，灯光位置是否正常。

2、弹簧储能是否正常。

3、查SF6压力表是否下降，SF6室是否有异味或自感不适等异常现象，查明原因采取相映措施。

4、查压力表在同温度下相临两次读数差值不大于0.01~0.03Mpa,否则，应分析原因记录并报告上级主管部门。

5、听开关有无异常声响。

6、中控室无警报及闭锁信号。

5、GIS接地刀闸的手动操作

1）手动操作的接地刀闸，机构上有一个挡板，挡住摇把插孔，当操作刀闸时，搬动挡板，如果挡板搬开，说明连锁回路已接通，可以操作，如果挡板未搬开应检查操作的正确性，连锁回路有无未拉开的刀闸和开关，禁止强行解锁操作。

2、手动操作刀闸时，一定要将刀闸合到位，操作后必须检查指示位置正确。

3、正常情况下，不允许解锁操作，如果有异常需要紧急解锁时，必须上报领导同意，并严格检查操作步骤无误后方可进行。

4、正常运行时，每天交接班及巡视时应检查刀闸位置指示应正确

5、开关机构中驱潮电热应长期投入。

6、GIS开关间的电气连锁

第四节、10KV设备运行和操作规定

1、**型号开关柜设有以下机械联锁：

2、电气联锁

3、安全遮板的操作

每一个作为接连开关手车的套管和叉接头皆设有自动升降的金属保护挡板，每个挡板可个别操作，并可固定及扣锁在开启位置或封闭位置；

遮板在手动操作固定在开启位置时，只要推回真空开关手车，固定位置可自动撤消，面板即可恢复自动落下功能。

4、10KV设备操作的注意事项

在操作前，必须确认没有水分或尘埃积聚在绝缘体上，如发现必须将其弄干或清除。

5、改变小车位置的操作：

（10KV配电路）

1）、断路器必须处在分断位置；

2）、将联锁手柄固定在“解锁位置”；

3）、将断路器小车拉出或推入一点后，拔出联锁手柄锁定拉杆；

4）、将小车移动到所需位置（工作或隔离实验位置），并确认锁紧手柄再锁紧位置。

5）、改变小车位置时应使用专用操作杆。

6、真空断路器合闸操作：

1）、确认断路器小车应在工作位置、隔离实验位置，如不在将其移动到该位置；

2）、将二次插头插好；

3）、真空断路器必须在工作位置或隔离实验位置、联锁手柄在闭锁位置，方可进行合闸；

4）、检查合闸回路的完整性；

5）、检查就地远控手柄是否在就地位置，如不在将其转换到就地位置；

6）、将分合闸手柄机械连锁解除（联锁钥匙）；

7）、将合闸手柄至于合闸位置，同时检查电流表指示；

8）、合闸后检查储能机构运转是否正常，分闸回路是否完好。

注：

a、真空断路器的正常操作顺序：

分--0.3S--合分--180S--合分

b、电容器柜的正常操作顺序：

分--300S--合分--300S--合分

7、真空断路器的手动分、合闸操作：

1）、假设弹簧储能指示在未储能位置，将储能手柄放进手动储能手柄窗口，顺时针方向旋转，直至听见一声喀哒，弹簧储能指示器旋至储能位置；

2）、按下合闸按钮，真空断路器将合闸，合闸分闸指示器将旋至合闸位置，（弹簧储能指示器于未储能位置）。

3）、按下手动分闸按钮将真空断路器断开，和、分闸指示器旋至分闸位置。

*真空断路器手动分合闸操作只能在开关检修时操作，严禁带负荷手动操作。

8、避雷器小车和ＰＴ小车的操作：

1）、避雷器小车和PT小车必须在本段母线无电的情况下才能进行改变位置的操作。

2）、将联锁手柄固定在“解锁位置”；

3）、将小车拉出或推入一点后，拔出联锁手柄锁定拉杆；

4）、将小车移动到所需位置（工作或隔离实验位置），并确认锁紧手柄再锁紧位置。

5）、改变小车位置时应使用专用操作杆。

9、10KV接地刀操作：

1）、10KV配电出线停电需合接地刀时，必须在停电前检查高压验电灯有显示，电流表或电能表有指示，拉开开关后立即检查高压验电灯及电流表或电能表无指示后才能合接地刀闸，此操作必须连续进行，否则应解锁，用高压验电器验电。

2）、接地刀操作顺序（10KV配电路）：

a）、停电前按验电灯按钮应正常有电；

b）、拉开开关，小车必须退出柜外；

c）、按验电灯按钮检查电缆头应无电（验电灯不亮）；

d）、按解锁按钮解锁后将手柄插入；

e）、合上接地刀闸（需要时可加锁）。

3）、10KV母线接地操作

10、10KV开关掉闸后试发的规定

1、主进201、202、203、母联234、245开关掉闸后不许试发。

2、所有出线路开关速断掉闸不许试发。

3、电容器开关，所内消弧开关故障掉闸后不许试发。

4、周波保护动作不许试发。

5、出线路开关过流跳闸可以试发一次，试发时应严格按照命令进行。

6、合201、202、203开关时，需将所带母线配电路开关先合上。

（电容器开关除外）

第五节、所用电系统运行规定

一、本站10KV各段母线装有315/160/10.5所内变兼接地变各一台，其中**母线上的接地变压器兼作所内变用，*母线上的接地变压器只做接地变用。

二、10KV*#母线上**开关带1#接地所变运行，10KV*#母线**开关带2#接地变运行，10KV*#母线**开关带3#接地所变运行。

三、所用电系统为单母线分段接线，正常时分列运行，电压等级为380V。

四、所用电系统具有分段开关自投装置，分段开关具有手动和自动两种运行方式，正常时应置于自动运行方式。

五、当380V低压一路电源通过联络开关带全站负荷时，如果欲恢复正常运行方式，即两台所变分列运行带全站，此时应先将联络开关置于手动方式，并且手动分闸后才能合上另一路进线开关。

第一节、主变保护

1）本站采取**系列变压器成套保护置。

2）差动保护、瓦斯保护主变主保护，110KV及10KV复合电压闭锁过流为后备保护。

并设有过负荷及非电量保护动作信号回路。

3）主变差动保护、重瓦斯保护动作，跳主变两侧出口开关及110KV分段开关。

并给110KV相邻分段开关自投放电。

110KV复合电压增闭锁过流保护设两段时限。

I段时限跳开相邻10KV分段断路器；

II段时限跳主变两侧出口断路器；

10KV复合电压闭锁过流保护设两段时限；

I段时限跳开相邻的10KV分段断路器；

II段时限跳主变10KV侧受电断路器。

第二节、10KV部分保护

馈电出线装设过流速断保护及零序信号保护。

所内变接地变出线装设过流，速断保护，过负荷保护，零序信号保护；

并装设消弧线圈动作信号装置。

电容器出线装设三相过流，速断保护，零序信号保护，低电压，过电压保护和电容器双星接线的零序电流保护。

进线开关柜保护装置不用于保护跳闸。

但需投入过流保护，用于闭锁10KV分段自投。

第三节、测量表计

1）本站为高压计量用户变电站，设有专用计量盘。

2）主变高、低压侧装设单相电流表。

主变低压侧装设有功、无功功率表，有功、无功电度表。

3）10KV馈线装设单相电流表。

部分装设有功、无功电度表。

4）10KV电容器装设单相电流表，有功电度表。

第四节、自动装置

1）本站装设110KV自投装置。

10KV正常时分列运行。

111、113无压跳分别投134、145断路器。

112无压跳，可有选择地投134或145断路器。

2）10KV设自投装置。

1#主变故障投234，3#主变故障投245，2#主变故障可有选则地投234或245断路器。

3）设置111、112、113线路无压分别联掉201、202、203断路器回路。

以使当运行中110KV分段断路器不可以自投时，10KV侧可自投234、245断路器。

此方式是否投入由选跳压板控制。

4）本站装设10KV小电流接地检测装置屏一面。

计算机监控有接地故障线路号报警信息。

5）10KV电容器柜设有时控自动投切电容器装置。

用户可根据运行情况决定是否投入使用。

6）10KV按母线装设低周减载装置，分两极周波控制相应的负荷馈线。

7）本站高压侧装有无线电负荷控制装置。

第五节、中央信号系统

本站使用智能（微机）中央信号报警器，设中央信号屏一面。

110KV开关、主变设主变保护信号分发于各主变控制屏的信号装置。

各信号报警装置统一于中央信号屏发事故及故障音响。

第六节、站内监控系统

1）本站选用**公司**型计算机监控系统，采用分布式系统结构。

功能上分为两级，I/O子系统级和上位机系统级，其中上位机系统具有两台主机，互为热备用。

2）本站监控装置仅具有遥信、遥测功能。

并装有远方通讯接口。

3）遥测量为交流采样

A、模拟量采集