变电站现场运行规程.docx

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变电站现场运行规程

五协变电站

现场运行规程

贺州市八步水利电业有限责任公司供电分公司

二OO七年一月

1．总则

1．1为加强变电站运行管理，使变电站运行工作规范化，确保变电站安全可靠、优质、经济运行，经修改后，特制订本规程。

1．2本规程依据部颁《电业安全工作规程》、《电力工业技术法规》、《电力变压电运行规程》、《运行规程》、《广西电网调度规程》及《设备标准》等有关规定，并参照厂家说明书，设计图纸及变电站具体情况编写而成。

1．3下列人员必须熟悉并执行本规程：

公司主管供电、调度、技术及安全的副总经理，用电管理部有关人员，生产技术部、安监部、调度室、贺街变、变电检班等全体人员。

1．4执行本规程时，如发现不妥，应及时提出修改意见，本规程不尽事项，请参照上级有关规程执行。

1．5本规程解释权属贺州市八步水利电业有限责任公司供电分公司生产技术部。

2．运行方式

2．1母线接线

2．1．1110KV母线方式

110KV母线双母结线方式，其进出线有合五线及五八线，均为双电源线路。

2．1．235KV母线方式

35KV母线属单母分段结线方式，1段母线可带五步线3501、五贺线3504、不补偿电容等负荷，并连接有3路备用线。

Ⅱ段母线连接五莲Ⅱ线3506及一路备用线.

2.1.310KV母线方式

10KV母线属单母结线方式,由#1主变供电,可带工业区线912、五柏线913、西南线914、龙马线915、南木线916、广贺线918、电容等负荷。

所有10KV线路为电缆出线单电源线路。

2．2主变方式

变电站由单台SFSZ97—50000/110±8×⒈25％/3⒏5±2×⒉5％/⒑5供电SFSZ97—三相油浸风冷三绕组有载调压97系列

2．3运行方式

2．3．1可能的运行方式

2．3．1．1110KV合五线连接110KVⅠ段母线，五八线连接110KVⅡ段母线，两段母线并列运行。

#1主变110KV侧与Ⅰ段母线连接，供35KV五步线（负荷有35KV步头变、高洞变）、五贺线（负荷有贺街变及贺铁线）、五莲Ⅱ线（负荷有35KV莲塘变、大宁变及桂岭变）、35KVⅠ段电容及站用变；10KV工业区、五柏、西南、龙马、南木、广贺线及10KVⅠ段电容等用电负荷。

2．3．1．2五八线连接Ⅰ（Ⅱ）段母线，Ⅱ（Ⅰ）段母线检修，#1主变110KV侧与Ⅰ（Ⅱ）段母线连接供电，35KV及10KV侧运行方式同2．3．1．1。

2．3．1．3110KV合五线连接Ⅰ段或Ⅱ段母线供电，#1主变、35KV及10KV侧运行方式同2．3．1．1。

2．3．1.4110KV五八线连接Ⅰ段或Ⅱ段母线供电，#1主变、35KV及10KV侧运行方式同2．3．1．1。

2．3．1.5110KV侧运行方式同2．3．1．1，#1主变110KV侧100开关检修，35KV母线由五莲Ⅱ线供电，供35KV五步线（负荷有35KV步头变、高洞变）、五贺线（负荷有贺街变、及贺铁线）、35KVⅠ段电容及站用变；#1主变供10KV工业区、五柏、西南、龙马、南木、广贺线及10KVⅠ段电容等用电负荷。

2．3．1.6110KV侧运行方式同2．3．1．1，#1主变停电，35KV侧由五莲Ⅱ线供电，供35KV五步线（负荷有35KV步头变、高洞变）、五贺线（负荷有贺街变、及贺铁线）、35KVⅠ段电容及站用变。

2．3．2主变停电

901、301、101开关和9011、9012、3011、3012、1011、1012、1013刀闸断开，其余同正常方式。

2．3．310KV母线停电

911、912、913、914、915、916、917、918、919、901开关和9111、9112、9121、9122、9131、9132、9141、9142、9151、9152、9161、9162、9171、9172、9181、9182、9191、9192、9011、9012、0951、0953刀闸断开，其余同正常方式。

2．3．435KV母线停电

3501、3502、3503、3504、3505、3506、3507、301开关和35012、35011、35022、35021、35032、35031、35042、35041、35052、35051、35112、35111、35062、35061、35072、35071、3011、3012、0351、0352、0353、刀闸断开，其余同正常方式。

2．3．535KVⅡ段母线停电

3506、3507、300开关和35062、35061、35072、35071、3001、3002刀闸断开，其余同正常方式。

2．3．6110KVⅠ段母线停电

100开关和1001、1002、1321、1361、1011、0151刀闸断开，其余同正常方式。

2．3．7110KVⅡ段母线停电

100、开关和1001、1002、1322、1362、1012、0152刀闸断开，其余同正常方式。

2．4站用电运行方式

正常情况下使用35KV站用变供电，10KV站用备用。

2．5直流系统运行方式

蓄电池正常按浮充方式运行，正常浮充整流器与蓄电池并联运行，带全站直流。

2．6继电保护运行方式：

（见表一）如有变动请查阅继电整定值更改记录簿（本站110KV级保护由桂东调度整定）

（表一）五协变继电保护运行方式

设备名称

保护电流比

保护种类

定值

时间

对应软、硬压板

动作开关

重合闸

计量电流比

备注

1#主变50000KVA7

主保

高300/5低800/5

低

1500/5

差动速断

速断电流

26A

0″

投入

901

301

101　

中压侧平衡系数

0.93

低压侧平衡系数

0.83

比率差动

比率差动保护电流

3.8A

0″

投入

901

301

101　

比率差动系数

0.5

二次谐波系数

0.15

CT断线闭锁电流

5.2A

重瓦斯

0″

投入

901301

101　

1#主变50000KVA7

110KV侧后备保护

高300/5

复合电压启动过电流

电流

5.8A

0″

投入

901

301

101

　301

高300/5

电压

60V

负序电压

间隙零序100/5

间隙零序保护

零序电流

0.5″

零序电压

180V

高300/5

过负荷

5.1A

5″

投入

1#主变50000KVA7

35KV侧后备保护

中800/5

方向复合电压启动过电流

电流

6.3A

2″

投入

301　

中800/5

电压

60V

负序电压

过负荷

5.5

5″

投入

1#主变50000KVA7

10KV侧后备保护

低1500/5

复合电压启动过电

电流

6.1

1″

投入

901　

低1500/5

电压

60V

负序电压

5″

过负荷

5.3A

0.5″

投入

五步线3501

400/5

速断　

电流

13A

0″

投入

　3501

200/5

电压

49V

时限速断

电流

13A

0.5″

投入

3501

电压

75V

过流

1.5″

投入

3501

五贺线3504

400/5

　速断

电流

21.5V

0″

投入

3504　

　400/5

电压

19V

时限速断

电流

21.5A

0.5″

投入

3504

电压

50V

过流

电流

6.3A

1.5″

投入

3504

五莲Ⅱ线3506

400/5

速断

电流

18A

0″

投入

3506　

400/5

电压

22V

时限速断

电流

18A

0.5″

投入

3506

电压

55V

过流

电流

1.5″

投入

3506

35KV母联300

1000/5

速断

电流

39A

0″

投入

300　

1000/5

过流

电流

1.8″

投入

300

充电保护

电流

投入

300

35KVⅠ段电容3511

150/5

速断

22A

0″

投入

3511　

100/5

过流

0.5″

投入

3511

过电压

120

60″

投入

3511

低电压

30V

0.5″

投入

3511

零序过压

15V

0.1″

投入

3511

工业区912

200/5

速断

过流

16A

0″

投入

912

200/5

过流

4.5A

0.5″

投入

912

五柏线913

100/5

速断

过流

26A

0″

投入

913

100/5

过流

4.5A

0.5″

投入

913

西南线914

200/5

速断

过流

10.5A

0″

投入

914　

200/5

过流

5.1A

0.5″

投入

914

龙马线915

200/5

速断

过流

10A

0″

投入

915　

200/5

过流

3.9A

0.5″

投入

915

南木线916

100/5

速断

14.5A

0″

投入

916　

100/5

开关柜内为300/5，需要更换　

过流

4.6A

0.5″

投入

916

广贺线917

200/5

速断

过流

13.1A

0″

投入

918　

200/5

过流

5.5A

0.5″

投入

918

10KVⅠ段电容919

200/5

速断

过流

20.5A

0″

投入

919　

200/5

过流

6.6A

0.5″

投入

919

过电压

120

60″

投入

919　

低电压

50V

0.5″

投入

919

零序过压

15V

0.1″

投入

919　

3．设备巡视检查

通则：

设备巡视检查的目的是为了及时发现设备异常和危害设备安全运行的缺陷，以便及早安排检修，排除事故隐患，变电站运行人员在值班期间，按巡视路线和检查项目定时对设备进行认真检查，不得马虎，遇有气候恶劣变化和设备过载时还需进行特殊巡查，对发现的缺陷，要及时汇报有关领导和值班调度员，并做好记录。

对站内主要设备的日常巡视每小时一次。

夜间每3小时闭灯检查一次。

在下列情况下还应对设备进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：

a．新设备或经过大修、改造的变压器在投运72小时内；

b．有严重缺陷的设备；

c．气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮）时；

d．雷雨季节特别是雷雨后；

e．高温季节、高峰负载期间；

f．变压器急救负载运行时。

3．1变压器日常巡视检查项目：

a．变压器油温和温升应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗漏油；

b．套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其它异常现象；

c．变压器音响正常；

d．各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常；

e．吸湿器完好，吸附剂干燥无变色；

f．引线接头，电缆、母线应无发热迹象；

g．压力释放器或安全气道及防爆膜应完好；

h．有分接开关的分接位置及电源指示应正常；

i．气体继电器内无气体；

j．各控制箱、二次端子箱应关严，无受潮；

k．永久性接地无松动、断裂、锈蚀；

m．卵石层应清洁，变压器基础构架无下沉断裂。

3．2真空断路器日常巡视检查项目

a．分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符；

b．支持绝缘子无裂痕及放电现象；

c．真空灭弧室无异常；

d．接地完好；

e．引线接触部分无发热，引线驰度适中；

f．操作机构箱门应严密关牢。

3．3隔离开关正常检查项目

a．瓷质部分应无裂纹，破损或放电现象和放电痕迹；

b．刀闸的闭锁装置应完好，操作把手应锁好；

c．刀闸的开、合位置应符合运行方式；

d．闸口接触良好，无发热现象；

e．操作机构永久性接地应良好。

3．4母线及引线的正常检查项目

a．母线瓷瓶应完整无破碎，瓷瓶销子无脱落；

b．各部铁件悬垂球头是否锈蚀严重；

c．导线无松脱、断股烧伤，汇流排无断裂；

d．引线间距无变化，应符合要求。

3．5互感器的正常检查项目

a．瓷质部分应无裂纹，破损或放电现象和放电痕迹；

b．注油互感器油色油位应正常，无渗漏油；

c．接地紧固无发热现象；

d．压接板位置应正确，无发热；

e．内部响声应正常；

f．保护接地良好无锈蚀；

g．一、二次接线应良好，无松动脱落，端子排清洁干净。

3．6避雷器的正常检查项目：

a．瓷质部分无裂纹、放电痕迹；

b．放电记数器有无动作，是否正确；

c．接地线应良好，无断裂锈蚀现象。

3．7电力电缆的正常检查项目

a．电缆护层有无锈蚀，腐蚀和机械损坏；

b．电缆敷设路线上有无异常变动；

c．电缆头有无损坏破裂，放电现象；

d．电缆头接线的接触处有无发热现象；

e．电缆外皮接地是否良好。

3．8耦合电容器、阻波器的正常检查项目

a．瓷质部分无裂纹，破碎、放电现象和放电痕迹；

b．应无渗漏油；

c．引线压接应良好；

d．顶盖封闭无锈蚀；

e．通讯设备运行时接地刀闸应在断开位置，检修时接地刀闸应在合闸位置；

f．塞流线圈与导线间的悬垂、瓷质部分应良好，销子螺丝紧固；

g．导线无松脱断股现象；

h．塞流线圈上不应有杂物，构架不变形。

3．9直流系统的正常检查项目

3.9.1绝缘状态监视，检查绝缘监视信号灯状态。

3.9.2电压及电流监视。

值班员对运行的直流电源装置，主要监视交流输入电压值、充电装置输出的电压值和电流值，蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。

3.9.3信号报警监视。

值班员应对直流装置上的各种信号灯、声光报警装置进行检查。

3.9.4检查直流屏上各断路器是否在正常位置。

3.9.5蓄电池检查

a．电池本身密封良好，无破损、无渗漏溢出现象，极板无变形、变色现象；

b．极柱、螺母、跨接板应紧密接触；

c．室内温度要低于35℃，最好在25℃±5℃之间；

3．10综合自动化装置正常检查项目

3．10．1保护测控单元上电后各指示灯状态检查

a、控制状态指示灯亮，表明处于远控操作方式。

分合闸指示灯哪一个亮，视断路器位置而定；

b、如已接上位机（监控电脑），且上位机已正常运行，通讯指示灯闪烁，表示通讯正常。

运行灯应亮，如这两个灯有一个不亮，则应按一下复位键；

c、“分闸出口”、“合闸出口”灯亮，操作分闸与合闸时，相应灯熄一次；

d、当单元引入控制电源后，控制电源指示灯应亮；

e、分、合闸回路无故障时，分、合闸回路指示灯应亮；

f、当保护动作或事故状态时，蜂鸣器响，同时报警指示灯亮。

3．10．2保护测控单元上电后LCD显示器的显示：

单元上电后，若5秒钟内无任键操作，将自动进入主画面，即监测参数显示画面。

画面内容如下：

Ia=XX.XX（A相电流）Ua=XX.XX（A相电压）

Ib=XX.XX（B相电流）Ub=XX.XX（B相电压）

Ic=XX.XX（C相电流）Uc=XX.XX（C相电压）

Io=XX.XX（零序电流）Uo=XX.XX（零序电压）

P=XXXX.XXX（有功功率）

Q=XXXX.XXX（无功功率）

COSΦ=X.XX（功率因素）Um=XXX.X（母线AB线电压）

T=XXX.X（温度）f=XX.XX（母线频率）

3．10．3压板、端子压接牢固，位置正确；电度表有无停走或倒走现象；

3．11电容补偿装置的正常检查项目

a、注意监视运行电压、电流和周围环境温度不应超过制造厂规定的范围；

b、电容器的外壳有无膨胀，喷油、渗漏油的痕迹，附属设备是否清洁完好；

c、电容器内部有无异音；

d、放电装置是否良好；

e、各处接点有无发热及小火花放电现象；

f、套管是否清洁完整，有无裂纹、闪络放电现象；

g、引线连接各处有无松动、脱落或断线；母线各处有无烧伤、过热现象；

h、电容器室内通风装置是否良好；

i、外壳接地线的连接是否良好。

3．12特殊巡视项目

a．大风来临前，检查周围杂物，防止杂物吹上设备，大风时注意室外软导线风偏后相间及对地距离是否过小；

b．雷电后，检查瓷绝缘有无放电痕迹，避雷器、避雷针是否放电。

放电计数器是否动作；

c．在雾、雨、雪等气象日，应注意观察瓷绝缘放电情况；

d．重负荷时，检查触头，接头有无过热现象；

e．发生异常运行情况时，查看电压、电流及保护动作情况；

f．发现设备有重大缺陷，不能立即处理时，需加强监视的应增加检查次数。

4．倒闸操作

通则：

倒闸操作前应认真考虑：

①操作的必要性；②有无明确联系；③是否会造成带地线合闸、带负荷拉刀闸；④是否会造成继电保护及自动装置误动作。

4．1倒闸操作的一般规定

a．除站用电设备、直流电源、通风设备的操作外，其它操作必须根据值班调度员的命令执行。

b．在接受调度倒闸操作命令时，受令人必须将内容复诵与调度进行核对，双方确认无误后，由操作人按部颁《安规》的规定填写操作票，受令人负责审查和担任监护；

c．与调度联系人员应是当值值班员，接受调度命令应记录在值班记录和命令记录上，对调度命令有疑问或异议的应及时提出并弄清楚，对违反规程或威胁人身设备安全的命令，有权拒绝执行；

d．倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护，监护人应对操作的正确性负责；

e．倒闸操作必须带手套和穿绝缘鞋，雷雨时禁止进行室外倒闸操作，操作过程中发现异常现象或疑问时，应立即停止操作，并报告调度，待弄清楚情况后再进行操作；

f．严禁约时停、送电，严禁监护人不在场时擅自单独操作；

g．对检修完毕后准备送电操作的设备，应检查确认所检修的设备已恢复至检修状态，电气设备上无遗留物，安全设施亦应全部拆除，检修垃圾已清扫，检修人员应全部撤出现场。

4．2倒闸操作程序

①分合闸操作前应由操作人填写倒闸操作票，操作票应填写清楚，并交监护人审查，无误后双方签名，并经调度值班员同意后才能执行操作。

②操作前应按操作顺序认真核对设备运行图，并对模拟图上演习无误后方能到现场操作。

③操作人准备工具和绝缘用具，监护人手执操作票共同到达操作地点检查实际位置，名称及编号应与操作票相符。

④监护人员按操作票逐项唱读操作内容，操作人应检查设备编号并判明正确后，复诵一遍操作内容，将手放在对应的设备把手，监护人应检查核对无误后，才可发出执行操作的命令，操作人方可操作。

⑤操作中监护人应注意观察设备动作状态，操作完一项后共同检查操作结果（仪表指示及信号指示是否正确），监护人将已执行的操作项目作一记号（打“√”），然后再唱读下一操作项目。

⑥操作票应填写开始和终了时间，操作完毕及时向值班调度员汇报执行情况，并在操作票盖上“已执行”印章，并使模拟图板与实际相符。

4．3下列操作必须填用操作票

a．高低压设备的正常操作。

b．事故处理后恢复送电的操作。

4．4下列各项工作可以不用操作票

a．事故处理。

b．拉合断路器（开关）的单一操作。

c．拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线。

上述操作应记入操作记录簿内。

4．5操作票的填写参照样票，一个操作组同时间里只准执行一个操作任务。

4．6倒闸操作的一般原则。

4．6．1线路正常停送电的操作

a．停电操作

①断开断路器。

②拉线路侧隔离开关。

③拉开隔离开关母线侧。

④验电挂接地线。

b．送电操作

①拆除所挂接地线。

②合上母线侧隔离开关。

③合上线路侧隔离开关。

④合上断路器。

4．6．2断路器的操作原则：

4．6．2．1断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断电流以内的故障电流。

4．6．2．2断路器控制电源必须待其回路有关隔离开关全部操作完毕后才退出，以防止误操作时失去保护电源。

4．6．2．3下列情况，必须停用断路器自动重合闸装置：

a．重合闸装置异常时；

b．断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时；

c．断路器切断故障电流次数超过规定次数时；

d．线路带电作业要求停用自动重合闸装置时；

e．线路有明显缺陷时；

f．对线路充电时；

g．其他按照规定不能投重合闸装置的情况。

4．6．2．4发生拒动的断路器未经处理不得投入运行或列为备用。

4．6．2．5进行操作的过程中遇有断路器跳闸时，应暂停操作。

4．6．2．6检修后或长期停用的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2-3次，无异常后，才能按操作票拟定的方式操作。

4．6．2．7操作前应检查控制回路，控制电源、合闸电源、储能电源均正常，即具备运行操作条件。

4．6．2．8操作中应同时监视监控屏上有关电压、电流、功率值的指示及开关位置的变化。

4．6．3变压器操作顺序

a．停电操作

①断开低、高压侧断路器。

②拉开低、高压侧相应隔离开关。

③验电挂接地线。

b．送电操作

①拆除所挂接地线。

②合上高、低压侧相应隔离开关。

③合上高、低压侧断路器。

4．6．4电压互感器操作顺序

①停电时应将有关保护退出，再断二次，后断开一次隔离开关。

②送电时先合一次隔离开关，后合二次，严防二次向一次反充电。

4．6．5对操作票中的停送电设备应注明双重编号，PT、避雷器、站用电应注明电压等级。

4．6．6线路的试送端和受电端按调度的有关规定或命令执行。

4．7隔离开关操作范围

a．断开或合上无故障的电压互感器和避雷器及无负荷站用变压器。

b．断、合变压器中性点接地刀闸。

c．断开或合上励磁电流不超过2安的空载变压器及电容电流不超过5安的空载线路（10.5千伏）。

4．8本站操作注意事项

a．35KV接地期间，如果系PT本身故障，必须用上级开关断开PT，以防弧光短路。

b．全站失压时，立即首先断开所有10KV线路开关，35KV线路开关的跳合按调度指令。

5．设备运行维护管理

5．1运行参数监视和记录要求

a．值班制的变电站，控制室至少有一人监盘，按时抄表记录。

b．抄表时间每小时1次，提前延后不得超过5分钟。

c．认真记录各线路、主变、电容器、站用电、母线及直流线电压、电流、有功、无功功率（包括受送）及电度表的指示数，并正确核算，如有怀疑或受送差额较大时应及时询问及调查清楚。

d．对于直流母线电压，站用变电压除交接班时检查外每班至少检查一次。

e．变电站抄表记录的报表应管理好，每月整理一次归档，及时送有关部门，防止丢失、泄密。

5．2变压器运行维护

5．2．1变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。

5．2．2变压器的外加一次电压可以较额定电压高，但一般不得超过相应分接头电压值的5%。

5．2．3变压器分接头在任何位置，所加一次电压不超过其相应额定值的5%，二次侧可带额定电流运行。

5．2．4无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分头位置运行时，其额定容量

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