光伏电站运行规程.docx

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光伏电站运行规程

110kVXXXX公司变电所现场运行规程

版本号[1.0]

目录

1总则………………………………………………………………………3

1.1本所在电网中的地位及接线…………………………………………3

1.2本规程说明……………………………………………………………4

1.3引用标准和编写依据…………………………………………………5

1.4调度范围………………………………………………………………6

1.5本所正常运行方式……………………………………………………6

2变压器…………………………………………………………………7

3高压断路器………………………………………………………………18

4互感器……………………………………………………………………25

5高压隔离开关……………………………………………………………28

6QNSVG动态无功补偿装置……………………………………………31

7防雷设备及接地装置…………………………………………………37

8消弧线圈…………………………………………………………………39

9防误操作闭锁装置……………………………………………………45

10继电保护及自动装置…………………………………………………49

11变电所综合自动化监控系统………………………………………65

12公用二次回路………………………………………………………67

13交流所用电系统……………………………………………………68

14直流系统…………………………………………………………………70

15低压频率异常装置………………………………………………………75

16电能质量监测装置………………………………………………………75

17倒闸操作管理……………………………………………………………76

18事故处理…………………………………………………………………77

19辅助系统…………………………………………………………………81

20消防设备…………………………………………………………………82

附录A110kVXXXX公司变电站现场运行规程修订记录…………………83

附录B110kVXXXX公司变电站一次系统主接线图……………………84

110kVXXXX公司变电所现场运行规程

版本号［1.0］

1总则

1.1本所在电网中的地位及接线

1.1.1本所位于XX县灌东盐场。

1.1.2110kV系统为内桥接线；110kV采用SF6开关设备。

1.1.335kV系统为单母分段接线；35kV采用真空开关设备。

1.1.4本所1号主变为三相风冷有载调压变压器，容量均为120MVA。

1.1.5110kV线路1回，与隆兴变电所110kV系统联络。

1.1.635kV线路共12回。

1.2本规程说明

1.2.1本规程适用于XXXX公司太阳能发电有限公司110kV变电站。

1.2.2本规程仅适用现有设备配置情况和电气接线方式。

对以后新增加的设备如有特殊运行要求者，将另作规程补充。

1.2.3运行值班人员均应熟悉本规程，并按规定考试合格后方可定岗。

1.2.4公司有关部门的领导及专业技术人员均应熟悉本规程。

1.2.5本规程涉及的其他有关人员必须学习、贯彻本规程。

1.2.6本规程的解释权属XXXX公司太阳能发电有限公司。

1.2.7本规程若与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程执行，但所抵触的内容应及时上报，以便及时修订本规程。

1.2.8本规程应每年进行一次复查、修订，并出具书面文件。

1.2.9当上级颁发新的规程和反事故技术措施、设备系统变动、本公司事故防范措施需要时，应及时对现场规程进行补充或对有关条文进行修订，并作书面通知。

1.2.10本规程应每4年进行一次全面修订、审定并印发。

1.2.11本规程自颁布之日起生效。

1.3引用标准和编写依据

Ø《电力工业技术管理法规》

Ø《电业安全工作规程》（发电厂和变电站部分）

Ø《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）

Ø《电力变压器运行规程》

Ø《油浸式电力变压器负载导则》

Ø《高压断路器运行规程》

Ø《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》

Ø《电气事故处理规程》

Ø《江苏省电力系统调度规程》

Ø《盐城市电力系统调度规程》

Ø《电力标准编写的基本规定》

Ø《继电保护及自动装置运行管理规程》

Ø《变电检修现场规程》

Ø《操作票、工作票填写规定》（盐城供电公司）

Ø《微机继电保护及自动装置运行管理规程》

Ø《江苏省电力设备交接和预防试验规程》

Ø《变电站运行管理制度》

Ø《电力电缆运行规程》

Ø《国网公司变电运行管理规范》

Ø《江苏供电公司110kV变电所通用运行规程》

Ø现场设备说明书

Ø其它有关规程、制度、反措及技术资料

1.4调度管辖范围的划分

本所设备按电压等级及设备类型分为二级调度，各类设备调度关系如下表：

电压等级

设备名称

省调

市调

县调

110kV

XX线XX间隔和XX刀闸和XX刀闸

管辖

其他所有设备由XXXX公司变电站自行管辖；1号主变中性点接地闸刀按照市调运方要求执行。

上述调度管辖设备包括一、二次附属设备。

1.5变电所一次设备的正常运行方式

1.5.1110kV：

XXXX开关及线路正常运行。

1.5.235kV：

Ⅰ、Ⅱ段母线经301甲、301乙并列运行，Ⅰ、Ⅱ段母线压变运行，1号主变301甲开关、1号电容器3713开关及电容器组、1号进线371开关、2号进线372开关、3号进线373开关、4号进线374开关、5号进线375开关、6号进线376开关、7号进线377开关、8号进线378开关、9号进线379开关、10号进线3710开关、1号消弧线圈3714开关及接地变运行于Ⅰ段母线。

1号主变301乙开关、11号进线3711开关、12号进线3712开关运行于Ⅱ段母线。

1.6本站一次系统主接线图见附录B

2变压器

2.1.概述

2.1.1.本所1号主变为三相油浸风冷有载调压变压器，1号主变由江苏华鹏变压器有限公司生产的型号为SFZ11-120000/110，110kV中性点经7010刀闸接地。

1号主变结线方式为YNd11。

冷却装置为十六组散热器，采用自/风冷却（ONAN/ONFN）方式；变压器冷却风机共八组（型号为DBF-9Q12TH）。

主变压器具体参数见现场铭牌（说明书）。

2.1.2变压器在额定使用条件下，可按额定容量运行。

同时应按调度下达的变压器稳定限额执行。

2.1.3变压器的运行电压一般不得超过相应分接头额定电压的105％。

2.1.4变压器运行中的温度监视以上层油与线圈的温升为主。

油浸式变压器上层油温一般不应超过下表的规定。

序号

冷却方式

冷却介质最高温度（℃）

监视油温（℃）

最高顶层油温（℃）

1号主变

自/风冷

40

85

95

在自冷状态时只能在额定容量70%下运行，风冷状态时能在额定容量下运行

2.1.5变压器可以在正常和事故情况下超额定电流运行，允许运行时间不得超过变压器运行规程及有关专业文件的规定，或变压器厂家的有关规定。

当变压器超额定电流运行时，应立即汇报上级，设法转移负荷，加强监视；重点应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常，检查接头是否发热。

2.1.6当变压器有较严重的缺陷（如严重漏油、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，不宜超额定电流运行。

2.1.7变压器三相负载不平衡时，应监视任一相最大的电流，并应查明原因，及时向上级汇报。

2.2主变压器的巡视检查项目

2.2.1主变压器的正常巡视项目

Ø主变储油柜和充油套管的油色、油位应正常，无渗漏油。

Ø主变套管（瓷质部分）应清洁，无破损裂纹、放电痕迹及其他异常现象。

Ø主变压器本体音响正常，无异声。

Ø主变各连接引线无断股，各连接点无发热变色现象。

Ø主变呼吸器应保持通畅，硅胶变色程度不超过3/5。

Ø主变各部油温正常，温度计完好正确，本体温度计与遥测温度计指示应一致。

Ø瓦斯继电器及集气盒内充满油。

压力释放阀完好，无异常。

Ø主变外壳、阀门、瓦斯继电器、集气盒无渗漏油。

各连接蝶阀应打开。

Ø各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，加热装置工作正常。

2.2.2变压器的特殊巡视检查项目如下：

1、异常天气时的巡视项目和要求

Ø气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，两侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。

各密封处有否渗漏油现象。

Ø雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。

Ø浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。

Ø雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况；

Ø高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。

必要时，可启动备用冷却器。

Ø大风天气：

应检查引线摆动情况，有无杂物搭挂现象。

2、负荷剧增、过负荷：

监视负荷、油温和油位的变化，接头接触应良好，示温片无熔化现象，冷却系统运转正常。

3、大电流短路故障后：

应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。

4、瓦斯发信时：

应对主变油系统部份进行详细检查。

5、缺陷近期有发展时：

应密切注意观察缺陷的发展变化趋势，必要时立即汇报上级。

6、设备变动后：

应检查变压器负荷、音响、油温及冷却器的运行工况。

7、新投运或大修后:

应在72小时内每4小时检查一次,并进行红外测温。

2.3变压器的验收

2.3.1变压器检修后的验收

Ø检修和试验合格，有明确可以投运的结论。

Ø变压器无遗留物件、引线接头应紧固。

Ø有载调压开关应在投运前操作一个循环，检查动作正常。

各相分接开关位置一致，符合调度要求，档位显示与机械指示相符。

Ø中性点、外壳、铁芯等接地牢固可靠。

Ø变压器各部位阀门位置正确。

Ø变压器本体、有载、套管油位指示正常。

Ø瓦斯继电器与油枕间的阀门在打开位置，继电器内充满油，二次小线无腐蚀接地。

Ø呼吸器内的矽胶无受潮变色，油封杯内油量适当，油色正常。

Ø变压器就地及远方温度指示正确。

Ø各控制箱和端子箱封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置自动投入。

Ø无异常告警信号。

Ø变压器新投运或经大修、滤油和换油后，应进行放气。

2.3.2变压器投运前的检查

Ø变压器的保护应正常投入，无异常动作信号。

Ø调压装置分接头位置三相应一致，档位显示与现场机械指示应一致。

Ø外部无异物，无遗留接地线。

2.4一般操作原则

2.4.1主变压器的投运操作:

Ø值班人员在变压器投运前应仔细检查，并确证变压器在完好状态，具备带电条件。

对长期停用或检修的变压器，应检查接地线是否拆除，分接开关三相位置应一致并按规定放置，所有保护及二次部分均按调度要求投入。

Ø合刀闸前先查明主变两侧开关确在分闸位置，然后按先高压侧，后低压侧。

Ø合上主变两侧开关，按先高压侧，后低压侧的顺序操作。

Ø检查主变充电应正常。

Ø主变压器新投运或大修后刚投运时，由于油中气体较多，需经常放气。

2.4.2主变压器停运操作：

主变停运时，开关和刀闸的操作顺序与投运操作相反。

2.5压力释放阀装置的运行

2.5.1主变本体装有压力释放阀装置，在内部产生过压力时超过55Kpa时，压力释放阀2ms内开启，释放压力并作用于主变两侧开关跳闸或发动作信号。

现场规定：

主变压力释放阀动作保护正常投至“信号”位置。

2.5.2压力释放阀运行注意事项：

Ø新安装的主变压力释放阀在投入运行前，必须将释放阀压帽下的压片拆除。

Ø当主变压力释放阀动作后，机械信号标志突起，须由人工复位。

Ø当主变压力释放阀发出动作信号时，应立即检查是否确已动作，若压力释放阀动作则应立即上级及分管领导，停用主变并查明动作原因；若未动作则可能为受潮等原因直流绝缘击穿误发信号。

2.6主变压器冷却装置的运行

2.6.1主变冷却系统采用油浸自冷/油浸风冷方式，风冷系统由二个独立电源供电，二个电源互为备用。

二个电源的工作状态可由电源回路空开QFA、QFB选择。

冷却器交流工作电源具有三相电源监测回路，保证任一相电源失去均能可靠自投。

2.6.2主变配有八台风机冷却器，分为两组，第一组编号为1~4，第二组编号为5~8。

有“手动”和“自动”两种控制方式，正常应设定在“自动”状态。

2.6.3主变风冷控制箱共有如下转换开关、熔丝

Ø工作电源转换开关SA1有三个位置：

“Ⅰ段工作”，“停止”，“Ⅱ段工作”，正常打在“Ⅰ工作”位置；

ØⅠ组风扇转换开关SA2有三个位置：

“手动”，“停止”，“自动”，正常打在“自动”位置；

ØⅡ组风扇转换开关SA3有三个位置：

“手动”，“停止”，“自动”，正常打在“自动”位置；；

2.6.4工作电源转换开关SA1的功能

Ø“Ⅰ段工作”位置，风扇电源正常由1号所用电供电，当1号所用电失电时，切至2号所用电供电；

Ø“停止”位置，风扇停止运行。

Ø“Ⅱ段工作”位置，风扇电源正常由2号所用电供电，当2号所用电失电时，切至1号所用电供电；

2.6.5风冷方式转换开关SA2、SA3有三个位置的功能

Ø“手动”位置，同时SA2或SA3打至“手动”位置，风机无条件运转。

Ø“自动”位置。

当主变上层油温达到55°C时，Ⅰ组风扇启动；当主变上层油温达到65°C时，Ⅰ、Ⅱ组风扇全部启动；当主变上层油温低于65°C时Ⅱ组风扇停止；当主变上层油温低于55°C时Ⅰ组风扇停止。

Ø“停止”位置，风机全部停止运行。

2.6.6冷却器投运前应检查以下项目

Ø进出油蝶阀全部打开。

Ø冷却器试运行全部正常。

在试运行时，应检查风扇转向是否正常，有无异声、振动，发出信号是否正确。

2.6.7冷却器的启用操作步骤

Ø放上主变控制箱内1号主变冷却器控制电源；

Ø合上所用电柜上1号主变冷却器Ⅰ工作电源空开，合上所用电柜上1号主变冷却器Ⅱ工作电源空开；

Ø合上主变控制箱内风机电源空气开关QM1~QM8。

Ø合上1号主变风冷控制箱内1号电源空开QFA，2号电源空开QFB。

Ø将工作电源转换开关SA1切至“Ⅰ段工作”位置，风冷方式转换开关SA2、SA3切至“自动”位置。

2.6.8冷却器的停用操作步骤与启用操作步骤相反

2.6.9风冷系统故障信号及原因

故障信号

可能原因

1号电源故障

1、1号所变失电，所用电柜上1号风冷电源空开跳开

2、控制箱内QFA跳开

3、端子松动

2号电源故障

1、2号所变失电，所用电柜上2号风冷电源空开跳开

2、风冷控制箱内QFB跳开

3、端子松动

2.6.10冷却装置运行注意事项

Ø当变压器在运行中满足风机自投投入条件，而风机未投入时，应将该风冷方式转换开关SA2或SA3切至“手动”位置。

Ø冷却装置有故障或因故退出运行，主变自冷情况下，只允许带额定容量70%运行；同时应监视主变的温度，保证在合格的范围内；不能超限运行。

否则应将负荷运行。

2.6.11冷却装置的切换试验

冷却装置应每月切换试验一次，切换试验步骤：

ØSA2和SA3切至“手动”位置，检查Ⅰ、Ⅱ组风扇运行正常后，将SA2和SA3切至“自动”位置；

Ø将SA1切至“Ⅱ段工作”位置；

ØSA2和SA3切至“手动”位置，检查Ⅰ、Ⅱ组风扇运行正常后，将SA2和SA3切至“自动”位置；

Ø将SA1切至“Ⅰ段工作”位置，试验结束。

2.7有载调压分接开关

2.7.11号主变110kV侧有载调压分接开关共17档，其有载调压分接开关型号为SHZVⅢ-800Y。

2.7.21号主变有载调压分接开关控制方式为现场电动操作、现场手动操作、本地后台遥控操作、测控柜控制器操作四种操作方式，电动操作机构应正常保持在良好状态。

2.7.3正常运行时，主变有载调压分接开关本地后台遥控操作，当自动控制失灵或系统需要时由运行值班人员现场人工进行“升压”或“降压”控制。

2.7.4当主变有载调压开关手动操作或检修时，应退出主变保护屏上有载调压遥控压板。

2.7.5有载调压分接开关机构箱内有如下开关及按钮

Ø有载调压分接开关电源开关S1

Ø有载调压分接开关降档操作按钮“1-N”

Ø3、有载调压分接开关升档操作按钮“N-1”

2.7.6有载调压分接开关的现场电动操作

Ø应退出主变保护屏上有载调压遥控压板

Ø检查有载调压分接开关SHZVⅢ电源开关在合位

Ø按“1-N”按钮进行降档操作

Ø按“N-1”按钮进行升档操作

Ø检查主变有载开关档位应正确

2.7.7有载调压分接开关的现场手动操作

Ø应退出主变保护屏上有载调压遥控压板

Ø将有载调压分接开关SHZVⅢ电源开关“S1”切至断

Ø插入有载调压分接开关操作手柄顺时针方向摇33圈，进行升档操作

Ø插入有载调压分接开关操作手柄逆时针方向摇33圈，进行降档操作

Ø检查主变有载开关档位应正确

2.7.8测控柜控制器操作

Ø将控制器上选择开关切换至“就地”位置

Ø按“1-N”按钮进行降档操作

Ø按“N-1”按钮进行升档操作

Ø检查主变有载开关档位应正确

2.7.9有载调压分接开关的运行维护

1、运行值班人员可根据下达的电压曲线或电压质量要求自行调压操作。

操作后确认分接头动作，并检查电压电流变化，做好记录。

每天操作次数不得超过20次（每调一个分头为一次）。

2、采用有载调压升压时，即在不向系统倒送无功的情况下，应先投入电容器，再调节主变分接头；在母线电压超过规定值时，只有分接开关已达到极限档时，再停用电容器。

3、当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作分接开关。

4、新投入的分接开关一年后或切换5000次后，应将切换开关吊出检查。

运行中的分接开关，每分接变换5000次应开盖清洗或滤油一次，每分接变换10000次应吊芯检查。

5、分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修：

Ø作中出现连动现象时，应立即切断驱动电机的电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。

Ø远方电气控制操作时，计数器及分接位置正常，而电流和电压无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作。

Ø分接开关发生拒动、误动；电流和电压变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油，以及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。

2.8主变中性点运行方式。

2.8.1主变110kV侧中性点装有7010刀闸，110kV中性点可直接接地或不接地运行。

2.8.2在110KV中性点直接接地系统中,中性点直接地刀闸的正常运行方式应按调度命令执行。

启、停用变压器时，应先合上中性点接地刀闸。

2.8.3110kV电源侧拉闸限电后，应立即将主变110kV中性点接地，待送电后恢复其正常运行方式。

2.9变压器的异常和事故处理

2.9异常和事故处理的一般原则

2.9.1变压器有下列情况之一者，应立即将其停运：

Ø1、变压器内部音响很大，不均匀，有爆裂声；

Ø2、变压器严重漏油，油枕无油面指示；

Ø3、压力释放装置动作喷油或冒烟；

Ø4、套管有严重的破损漏油和放电现象；

Ø5、在正常冷却、负荷、电压条件下，变压器上层油温、线圈温度超过限值且继续往上升。

Ø6、变压器冒烟着火。

Ø7、人身触电事故

2.9.2变压器有下列情况之一者，应加强监视和检查，判断原因，并立即汇报调度和分管领导，采取相应措施：

Ø1、变压器有异常声音；

Ø2、在负荷、冷却条件正常的情况下，变压器温度不断上升；

Ø3、引出线桩头发热；

Ø4、变压器渗漏油，油枕油面指示缓慢下降。

2.9.3变压器的重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未经查明原因并消除故障前，不得进行强送和试送。

2.9.4变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器内部无明显故障后，在系统急需时，可以试送一次。

2.9.5变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进行外部检查，只有在查明故障点并有效隔离后，方可对变压器试送一次。

2.9.6异常情况判断及处理

1、变压器过负荷

Ø记录过负荷起始时间、负荷值及当时环境温度。

Ø将过负荷情况向调度汇报，采取措施压降负荷。

根据本变压器的过负荷规定及限值，对正常过负荷和事故过负荷的幅度和时间进行监视和控制。

Ø对过负荷变压器特巡，检查风冷系统运转情况及各连接点有无发热情况。

Ø指派专人严密监视过负荷变压器的负荷及温度，若过负荷运行时间已超过允许值时，应立即汇报调度将变压器停运。

2、变压器超温

Ø核对是否由于温度表、变送器等故障引起，汇报分管领导，进行处理。

Ø检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。

Ø如系原因不明的异常升高，必须立即汇报调度及分管领导，进行检查处理。

3、变压器油位过高或过低

（1）油位过高的原因：

Ø油位计故障

Ø油枕内胶囊破裂

Ø呼吸器堵塞

Ø变压器温度急剧升高

（2）油位过低的原因：

Ø油位计故障

Ø油枕内胶囊破裂

Ø变压器漏油

发现油位过高或过低，立即汇报调度及分管领导，及时处理。

运行中进行处理时，应防止重瓦斯误动。

2.9.7压力释放装置动作

1、检查瓦斯继电器内气体情况，瓦斯保护的动作情况。

2、检查呼吸器的管道是否畅通。

3、各个附件是否有漏油现象。

4、外壳是否有异常情况。

5、二次回路故障。

6、汇报调度及分管领导，通知检修人员采取本体油样及气体进行分析。

当压力释放阀恢复运行时，应手动复归其动作标杆。

2.9.8瓦斯保护动作

1、轻瓦斯动作发信可能有以下原因引起：

Ø滤油、加油、换油、呼吸器及冷却装置工作后空气进入变压器；

Ø油温骤降或漏油使油位降低；

Ø变压器内部发生轻微故障；

Ø二次回路或瓦斯继电器本身故障；

Ø油泵进油管道连接头漏油造成负压空气进入变压器本体。

2、轻瓦斯动作后禁止将重瓦斯改接信号，并应立即检查气体继电器，及时取气体检验，判明气体成分。

同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。

（预防变压器事故措施）

3、瓦斯继电器内有气体使轻瓦斯动作发信或重瓦斯动作跳闸，均应迅速取气体鉴别其性质，判别故障类型，鉴别要迅速，否则气体颜色会消失。

气体鉴别对照表

序号

气体性质

燃烧试验

故障性质

1

无色无味

不可燃

空气

2

黄色

不易燃

木质故障

3

淡灰色强臭

可燃

纸或纸板故障

4

灰色或黑色

易燃

油或铁芯故障

2.9.9差动保护动作

1、差动保护动作的原因：

Ø变压器内部故障。

Ø变压器各侧差动流变至变压器的设备发生故障。

Ø差动保护二次回路故障或差动继电器本身故障。

2、差动保护动作的检查处理：

Ø变压器各