天增变电所现场运行规程 精品.docx

天增变电所现场运行规程 精品.docx

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前言

本规程是根据天增变电所运行、维护及事故处理的需要，由变电所运行管理人员依据天增变现场实际情况，经补充修订和反复讨论形成的。

目的是使变电所运行人员依据本规程正确的进行运行维护和事故处理等，确保电网安全运行。

本规程自实施之日起生效，原天增变现场运行规程作废。

下列人员应熟悉本规程的全部内容或有关部分：

1.局有关部门各级领导、专责工程师；

2.变电工区主任、运行主任、运行专责工程师、安全员；

3.天增变电所全体运行人员。

本规程修编人：

本规程初审人：

本规程审核人：

本规程批准人

目录

前言

1.适用范围…………………………………………………………………………1

2.引用标准…………………………………………………………………………1

3.变电所的简介……………………………………………………………………1

4.设备运行、维护、异常处理规定………………………………………………2

4.1.电力变压器、调压开关…………………………………………………2

4.2.高压开关……………………………………………………………………5

4.3.互感器………………………………………………………………………9

4.4.高压配电装置………………………………………………………………11

4.6.防雷及防止过电压设备……………………………………………………12

4.6.母线…………………………………………………………………………13

4.7.所用电系统…………………………………………………………………14

4.8.直流系统……………………………………………………………………15

4.9.防误装置……………………………………………………………………19

4.10.继电保护装置……………………………………………………………20

4.11.电力电容器及其附属设备………………………………………………21

4.12.所内正常运行维护及相关规定…………………………………………23

4.13.电缆………………………………………………………………………24

6.保护………………………………………………………………………………27

6.典型事故的现象及处理………………………………………………………37

7.所内消防设施的配置及消防规程………………………………………………43

附录一：

设备参数表………………………………………………………………44

附录二：

单线系统图………………………………………………………………

附录三：

直流系统保险配置图……………………………………………………

附录四：

交流系统保险配置图……………………………………………………

1.适用范围：

«天增变电所现场运行规程»适用于天增变电所内正常的运行维护工作和事故处理等操作。

2.引用标准：

《电力变压器运行规程》---------------------电力行业标准DL/T572-95

《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）-------------DL408-91

《黑龙江省地区电网调度规程》

《绥化地区电网调度规程》

《黑龙江省农电系统变电运行管理规程》（试行）--------2005-05-01实施

所内运行变压器使用说明书

所内运行高压开关使用说明书

3.变电所的简介

3.1.1天增变电所是一个66kV变电所，始建于1987年，于1987年11月30日正式投入运行，有66kV、10kV二个电压等级，66kV系统采用单母线接线，10kV系统采用单母线分段接线，于2008年9月进行改造，10kV出线有五条，10kV振平线、山后线、镇内线、天增线、所用变接于10kVⅠ段母线上，10kV仁合线接于Ⅱ段母线上；电容器容量为600kvar，共有两台5000kVA主变，2号主变是有载调压变压器，10kV采用VS1-12/1250-31.5、VS1-12/630-25型真空开关，担负着对天增、山后、振平、仁合地区的供电任务。

3.1.2.变电所系统运行方式

本所66kV采用单母线接线方式,66kV万天线单回路供电，2号主变（运行）带全部负荷，1号主变（冷备用），1、2号主变可并列运行。

1号、2号主变并列条件：

1档位：

SZ11-5000九档，S7-5000三档；

②电压比：

63/10.5，相等

2线组别：

Y/△，相同

④阻抗电压：

差值1.2%,在允许范围内

4.设备运行、维护、异常处理规定

4.1变压器、有载调压开关

4.1.1.运行方式及规定

4.1.1.1.变压器运行方式应根据调度命令和继电保护要求执行。

4.1.1.2.变压器在各种方式运行下，主变与配电线保护配合允许时，主变的各种保护均应投入。

4.1.1.3.变压器运行方式为：

（1）两台主变并列运行。

（2）单台主变运行，带10kV全部负荷。

4.1.1.4.两台主变并列前，应将1号主变分接开关，2号主变有载调压分接开关位置调至二次电压相同，方可进行并列。

4.1.1.6.变压器的外加一次电压可以较额定值为高，但一般不得超过相应分接头电压值的5%,则变压器的二次侧可带额定电流。

4.1.1.6.变压器上层油温不得超过85℃，为防止绝缘油加速劣化，上层油温不宜经常超过55℃。

4.1.1.7.变压器冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析等异常时不准过负荷运行。

4.1.1.8.变压器外壳下部油门每月清擦两次，瓦斯接线盒每年三月下旬，十月下旬进行检查清扫。

4.1.1.9.有载调压变压器或无载调压变压器，在送电前均应检查其分接头位置，并做好记录。

4.1.1.10.热备用的变压器，其备用期超过三个月时，联系调度将其主一次开关合上，空充12小时后，拉开其主一次开关并做好记录。

4.1.1.11变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：

a.应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流、有功、无功的变化

b.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级进行

c.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两变压器的分接电压应尽量一致

4.1.1.12有载调压开关运行6—12个月或切换2000—4000次后，应取油样做试验。

4.1.1.13新投入的调压开关，在投运后1—2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，以后可按实际情况确定检修的期限。

4.1.1.14运行中的调压开关切换5000—10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关的绝缘油（具体见调压开关说明书）

4.1.1.15主变可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。

正常过负荷可以经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用。

4.1.1.16主变经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入《运行工作记录簿》和变压器的技术档案中。

4.1.1.17变压器存在较大缺陷时（如冷却系统不正常，严重漏油、色谱分析异常等）不准过负荷运行。

4.1.1.18本所主变允许过负荷的时间按下表执行。

过负荷倍数

二次电流

过负荷前上层温度为下列数值时允许过负荷持续时间（时-分）

18℃

24℃

30℃

36℃

42℃

48℃

54℃

1.05

288

5-50

5-25

4-50

4-00

3-00

1-20

--

1.10

302

3-50

3-25

2-50

2-10

1-25

0-10

--

1.15

316

2-50

2-25

1-50

1-20

0-30

--

--

1.20

330

2-05

1-40

1-15

0-45

--

--

--

1.25

343

1-35

1-15

0-50

0-25

--

--

--

1.30

357

1-10

0-50

0-25

--

--

--

--

1.35

371

0-55

0-35

0-15

--

--

--

--

1.40

385

0-40

0-25

--

--

--

--

--

1.45

398

0-25

0-10

--

--

--

--

--

1.50

412

0-10

--

--

--

--

--

--

4.1.2.设备的巡视检查

4.1.2.1.变压器外部检查的一般项目：

a.储油柜和充油套管的油位，油色均应正常且不渗漏油。

b.套管外部应清洁，无破损，无放电痕迹及其它异常现象。

c.变压器声音正常，温度正常，本体无渗漏油，吸湿器应完好，硅胶应干燥无变色。

d.运行中各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确。

e.引线接头，母线应无发热现象。

f.瓦斯继电器内应无气体，充满油，继电器与储油柜间连接阀门应打开。

g.外壳（及铁芯）接地线应连接坚固。

h.有载调压开关动作正常，位置指示正确。

4.1.2.2.变压器遇有特殊情况增加巡视检查项目：

a.雨雪天气检查主变一、二套管，发现冰溜应及时用绝缘拉杆清除。

b.雾、雨天气检查主变一、二次套管有无放电及闪络现象。

c.大风天气检查导线的摆动情况，相间距离是否足够，有无杂物搭挂。

d.在同样负荷及冷却条件下，油温有无异常升高。

e.过负荷或气温较高时应对负荷，油温，油位变化，冷却器运行情况接点有无过热等情况加强监视。

f.新投运或大修后的变压器在24小时内，每小时检查一次并记录油温负荷。

4.1.3.常见故障及处理

4.1.3.1变压器须立即断开电源的故障

现象：

a.变压器内部声音很大，很不正常，有爆炸声

b.在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。

c.储油柜或压力释放阀喷油

d.严重漏油使油位下降，低于油位计的指示限度。

e.套管有严重的破损和放电现象。

f.变压器着火。

g.接点松动发红，有熔断的可能。

处理：

a单台变压器运行时应立即投入备用变压器，停止故障变压器。

两台主变分别运行时调整主变变比一致，合上10kV分段开关，停止故障变压器。

两台主变并列运行时，停止故障变压器，若单台主变过负荷则按主变事故过负荷规定处理。

b.变压器漏油时，应立即采取措施阻止漏油。

c.发生火灾可按消防规程处理。

d.汇报调度和工区

4.1.3.2.变压器允许联系调度处理的故障

现象：

a.变压器有异音，声音比平时大，很不均匀。

b.负荷正常但油温不断上升，超过限度。

c.接点松动过热

d.油位不正常升高或下降

e.漏油

处理：

a.接点过热，联系调度减负荷。

b.变压器漏油立即采取措施阻止漏油。

c.有备用变压器时联系调度投入备用变压器，停止故障变压器。

d.汇报调度和工区。

4.2高压开关

4.2.1.运行方式及规定

4.2.1.1本所使用VS1真空断路器，采用手车式结构，断路器推入柜内后可通过底盘车将断路器从试验位置摇进到工作位置，亦可由工作位置摇出到试验位置，解锁后可将手车由柜内拖出，将断路器置于转运车上。

4.2.1.2正常运行中，开关的工作电压和电流不应超过铭牌规定，在任何情况下不得超过最大允许电流。

4.2.1.3真空开关的环境条件：

室内环境温度不得低于零下5℃，不得高于40℃。

最大日平均相对湿度95%，最大月平均相对湿度90%。

4.2.1.4地震强度不超过6度。

4.2.1.5真空开关的真空度要求：

不大于1.33×10-2帕斯卡。

4.2.2真空开关本体结构：

断路器主体部分导电回路设置在用绝缘材料制成的圆柱状绝缘筒内，这种结构可以使得真空灭弧室免受外界影响和机械的损害。

断路器主体安装在做成托架状的断路器操动机构外壳的后部。

断路器在合闸位置时的主回路电流路径是：

从上出线座经固定在绝缘筒上的灭弧室上支架到位于真空灭弧室内部的静触头，而后经过动触头及导线夹到软连接，至下出线座，依靠绝缘拉杆与触头压力弹簧来完成断路器的操作运动。

4.2.2.1操作机构与工作原理：

操动机构为弹簧储能操作机构，一台操动机构操作三相真空灭弧室。

操动机构主要包括两个储能用拉伸弹簧、合闸储能装置、传力至各相灭弧室的连板、拐臂以及分闸脱扣装置，此外，在框架前方还装有诸如储能电动机、脱扣器、辅助开关、控制设备、分、合闸按钮、手动储能轴、储能状态指示牌、合、分闸指示牌等部件。

4.2.2.2断路器的操作

4.2.2.3弹簧储能

a储能电动机自动进行储能。

（倘若储能电动机断开，能够手动继续进行并完成储能）

b手动储能时，用储能手柄顺时针转动手动储能轴直到储能状态指示器显示储能完毕。

4.2.2.4合闸与分闸

合闸操作手动合闸按钮或电气控制元件。

分闸操作手动分闸按钮或电气控制元件。

4.2.2.5手车操作

将推进手柄插入推进孔中，顺时针摇动推进断路器，在分闸状态下，应能顺利进入工作位置或试验位置。

4.2.2.6操作顺序

操作顺序

操作结果

指示器位置储能情况

可能后续的操作

接通储能电动机

自动储能

○未储能

—

合—分

断路器合闸

自动再储能

Ⅰ未储能

Ⅰ已储能

分闸

分—合—分或自动

断路器分闸

○未储能

合—分

自动重合闸顺序分

通过保护系统的操作合

分

自动储能

○已储能

Ⅰ未储能

○未储能

○已储能

（自动储能开始）

合—分

4.2.2.7异常处理：

当操作机构的储能回路或操作电源出现故障，应立即汇报调度及有关部门进行处理，不得自行手动储能操作。

4.2.3正常开断负荷的临时检修的规定

4.2.3.1绝缘筒部分

a.只有在充分怀疑断路器上可能受外力作用，使真空灭弧室内部发生损坏的情况下，才检查真空度。

b.在断路器运行了二十年抽检灭弧室的真空度。

4.2.3.2弹簧操动机构

4.2.3.2.1在运行四年时间后（从新设备投入运行时或上次维修开始日计），视具体情况，对操动机构作出检查。

a.25kA的断路器在操作4000次后。

b.31.5kA的断路器在操作3000次后.

检查步骤：

a.断路器分闸后将设备与电源隔绝，然后安全规程要求，在工作现场做好安全措施。

b.切断储能电动机电源，操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。

c.检查滚动或滑动轴承表面的润滑脂情况。

d.在电气和机械操作时检查各个元件的正确性。

e.作外观检查。

4.2.3.2.2在运行十年时间后（从新设备投入运行时或上次维修开始日计），视具体情况，对操动机构作出维护。

a.25kA的断路器在操作10000次后。

b.31.5kA的断路器在操作8000次后

维护步骤：

a.断路器分闸后将设备与电源隔绝，然后安全规程要求，在工作现场做好安全措施。

b.切断储能电动机电源，操作断路器合、分闸各一次致使弹簧释能。

c.对掣子、支承轴、滚动或滑动轴承表面重涂润滑脂。

d.检查拐臂、连杆等处的挡卡状况，检查国定螺栓有无松动现象。

e.当用新的零件重新装配设备时，应更换所有的弹簧垫圈及其它紧固件。

f.进行整组性能试验。

4.2.4设备的巡视检查

4.2.4.1开关的正常巡视检查项目

a.开关本体分、合闸位置指示正确，开关的红，绿灯指示正确，并与开关实际运行情况相符。

b.本体及引线接点无过热现象。

c.瓷套、瓷瓶无裂痕，无放电声及电晕。

4.2.4.2.真空断路器开关正常检查项目

a、分合闸位置指示器是否准确。

b、接线端子连接是否坚固，有无螺栓松脱，接点过热变色现象。

c、瓷质部分有无闪络、裂纹痕迹，各部位销针有无脱落现象。

d、手动跳闸机构是否良好。

e、雾、雨、雷天气检查有无放电声，接点处有无熔化冒烟现象，瓷瓶有无闪络痕迹。

4.2.4.3.电磁操作机构的巡视检查项目

a.机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密。

b.分、合线圈及合闸接触器线圈无冒烟，异味。

c.直流电源回路接线端系统松动无锈蚀。

4.2.4.4.弹簧操作机构的巡视检查项目

a.开关在运行状态时，储能电动机的电源开关应在闭合位置。

机构内控制合闸直流开关在合位，转换开关应投远方位置。

b.检查储能电动机，行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟、异味。

c.开关在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。

d.开关的分、合闸位置指示正确，并与当时实际运行情况相符。

e.机构内湿度较大时，应投入驱潮电热。

f.润滑油有无凝固，零件有无锈蚀。

4.2.4.4刀闸的巡视检查项目。

刀闸接触良好，深度适当，无过热现象，拉开角度应符合规定。

4.2.6.常见故障及处理

4.2.6.1.开关有下列情况之一者，立即联系调度停电处理

a.开关灭弧室冒烟，内部有异音

b.绝缘筒有严重破损和放电现象

c.开关拉杆断裂，操作机构失灵拒动

d.接点松动过热

处理：

a.单台主变运行，如出现变压器二次开关故障，联系调度，调整主变分接开关使两台主变变比一致，合上备用变刀闸和二次开关转移负荷，断开原运行变压器故障开关和一次刀闸，摇出手车，汇报调度和工区。

b.如配电线开关故障，开关失去断流能力，立即断开操作直流开关，联系调度减负荷后断开故障开关。

c.发生火灾时，检查开关是否跳闸，如未跳闸立即联系调度，手动断开上一级开关后,拉开故障开关并摇出手车，然后按消防规程处理。

4.3互感器

4.3.1.运行方式及规定

4.3.1.1.电流互感器

a.运行中的电流互感器二次回路严禁开路

b.新投入或检修后（指大修或动过一、二次引线的检修）的电流互感器要测量极性，投入运行后测量回路电流。

4.3.1.2.电压互感器

a.运行中的电压互感器二次回路严禁短路。

b.10kV电压互感器一次保险应为0.5安培，二次保险应为6安培。

c.10kV电压互感器一次保险熔断时，可更换保险投入运行，如影响保护时应请示调度停用相应的保护，但又熔断应测定绝缘电阻，检查无问题方可投入运行。

4.3.2.设备的巡视检查

a.线路故障开关跳闸后，对电流互感器进行检查。

b.系统接地或二次电压指示不正常时，对电压互感器进行检查。

c.电流互感器，电压互感器内部应无异音

d.油位、油色应正常，无渗漏油

e.瓷质部分无损坏和裂纹及闪络痕迹。

f.接点不松动，不过热，无异味。

4.3.3.常见故障及处理

4.3.3.1电压互感器故障

现象：

a.互感器故障冒油，冒烟

b.互感器故障内部发出异味

c.互感器故障内部有放电声或其它异音

d.瓷瓶破损，放电漏油

e.互感器故障一次保险熔断，熔断相降低或近似零，其它两相不升高。

处理：

a.10kV电压互感器故障，内部有放电声或其它异音，禁止拉开一次刀闸，应及时汇报调度，经调度同意，用切除其上一级开关方式切除故障的电压互感器

b.10kV电压互感器一次保险熔断，拉开一次刀闸，更换保险，如送电再次熔断，应查明原因处理后方可送电。

4.3.3.2.电流互感器故障

现象：

a.电流互感器冒油冒烟

b.电流互感器内部发出异味

c.电流互感器内部有放电声或其它异音

d.瓷套损坏，放电，漏电

e.接点过热，发红

f.电流互感器二次开放

处理：

a.配电线电流互感器故障可用预备线代配后停电处理。

b.主变一或二次电流互感器开放，应立即停用主变差动保护，如有备用变压器应投入备用变压器停止故障变压器进行处理。

c.接点过热应汇报工区联系带电专业人员带电处理，必要时联系调度减负荷。

4.4高压配电装置

4.4.1运行方式及规定

4.4.1.1刀闸、瓷瓶遇有停电机会进行清扫，

4.4.1.2刀闸传动部分每年春检时应注润滑油。

4.4.1.3刀闸操作后应检查拉和位置是否合适，各部连接无松动，连杆不弯曲，销子完好。

4.4.1.4拉开刀闸时应迅速谨慎，合闸时应迅速果断，合闸终了不得有冲击；错拉刀闸时如发现有电弧时应立即合上刀闸，如以拉开则不能再合；错合刀闸或发生电弧也不能再将刀闸拉开。

4.4.1.5在正常情况下允许用刀闸进行下列操作：

a．拉合主变空载充电电流。

b．拉合母线。

4.4.1.6如有停电机会每年应进行一至二次清扫。

4.4.1.7对怀疑过热的接点和设备线夹，应对其进行温度测量。

4.4.2设备的巡视检查

4.4.2.1瓷瓶清洁无裂纹及闪络现象

4.4.2.2刀闸接触良好，深度适当，无过热现象，拉开角度应符合规定。

4.4.3刀闸、瓷瓶故障

现象：

a.刀闸拒分或拒合

b.闸嘴接触不良发热、发红

c.瓷瓶击穿，放电裂纹

d.接点脱落，销子脱出

e.导线断股，驰度过松过紧，接点过热发红

处理：

a.汇报调度。

b.按规定转移负荷后联系工区进行处理。

4.5防雷及防止过电压设备

4.6.1.运行方式及规定

4.6.1.1.独立式避雷器安装在户外设备场地内，保护户外高压设备免受雷击，10kV，66kV（110、66）氧化锌避雷器，保护母线上的高压设备。

4.6.2设备的维护及注意事项（设备的巡视检查）

a.避雷器外观检查，瓷套清洁完整无裂纹，无损坏，引线驰度不应过大。

b.地线完整,接地牢固

4.6.1.2.避雷器投入运行每年春检应做绝缘电阻测定,避雷针做接地电阻测定每三年一次

4.6.1.3.避雷器试验时应对放电记数器进行动作试验，并将动作后的指示数记在避雷器动作记录薄中。

4.6.2.设备的巡视检查

4.6.2.1.非雷雨季节每月检查避雷器动作计数器一次,做好记录,每年统计动作次数,记入档案中。

雷雨后，检查瓷套有无放电痕迹并检查放电记数器有无动作，无论动作于否，记录在避雷器动作记录薄中。

安装在线监测仪的避雷器在雷雨季节应每天巡视检查一次，并将泄漏电流值记录在避雷器动作记录簿上；在非雷雨季节应每周巡视检查一次，并将泄漏电流值记录在避雷器动作记录簿上

4.6.3.避雷器故障

现象：

a.内部有放电声或其它异音

b.瓷件损坏、铁瓷结合处裂纹

c.接点松动、过热，地线接触不良

处理：

a.在晴天无接地故障时，断开刀闸更换故障相后将避雷器投入运行。

无备品时，断开刀闸拆除故障相后，将非故障相避雷器投入运行。

b.接点松动、过热，在拉开其刀闸处理后投入运行。

c.汇报调度及工区

4.6母线

4.7.1.运行方式及规定

4.7.1.1.母线遇有停电机会进行清扫。

4.7.1.2.悬垂、瓷瓶每年春检时应进行绝缘测定。

4.7.1.3.瓷套清洁，完整无裂纹，无损坏

4.7.1.4.引线弛度，不应过大，地线牢固完整。

4.7.2.设备的巡视检查

4.7.2.1.母线接点接触良好，无过热，无断股，弛度适当。

4.7.2.2.霜雪天检查母线、支持瓷瓶，霜雪有无融化或冰溜现象，发现冰溜过长，应用绝缘杆打掉。

4.7所用电系统

4.7.1.运行方式及规定：

所用变接于10kVⅠ段主母线，所用变由一次保险及刀闸与10kV母线相连，无开关。

a.10kVⅠ段母线上接有所用变，当所用变有故障时，所内失去电源，逆变器工作事故照明灯启动。

b.所用变在正常情况正常下，一次侧均充电。

c．立即汇报调度和工区。

4.7.2.设备的巡视检查

a.套管无放电现象

b.内部无异音

c.一、二次保险