升压站运行规程未完.docx

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升压站运行规程未完

升压站运行规程

1.0运行一般规定

1.1编写说明

1.1.1本规则是根据大庆喇二热电厂《升压站系统现场运行规程和深圳美视电厂《电气运行规程》及福建电力工业局制定的《规程汇编》等及我站的具体情况编写的。

1.1.2本规程只对现有的一次、二次部分设备进行技术说明，仅供升压站运行人员、值长、有关领导及技术人员参阅。

不足部分有待今后运行中逐步补足、勘正。

1.1.3所有设备参数、技术规范均取自随机设备说明书和出厂检验报告。

1.2运行人员的职责

1.2.1对本站的全部设备的安全运行负有直接责任。

1.2.2根据屏面仪表及信号，监视设备的运行。

每小时正点记表一次，每日零点抄记电量。

1.2.3定期巡视检查设备，及时发现设备缺陷和异常。

1.2.4在运行调度和值长指挥下进行倒闸操作。

1.2.5根据运行调度和值长的安排，按规定办理设备检修、调试的有关手续。

1.2.6按要求填写记录、报表。

1.2.7管理好消防设备、安全护具、工具、仪表等用品，做好防火和室内卫生工作。

1.3交接班

1.3.1值班人员必须按规定的方式时间轮流值班。

1.3.2接班人员接班前不得酗酒，应精神正常衣着整洁，在规定接班时间前五分钟到现场。

1.3.3事故处理和倒闸操作中不能进行交接班。

交接过程中发生事故和紧急操作，均由交班人员处理，必要时接班人员可进行协助。

1.3.4交接班的程序

1.3.4.1交班人按运行值班记录宣讲接班人未在岗期间的运行工作要点。

1.3.4.2接班人与交班人一起，对全部电气设备、护具、仪表、报表、记录进行全面的检查，并试验检查有关灯光、音响、信号及通讯照明设备。

1.3.5交接内容

1.3.5.1本站的运行方式。

1.3.5.2运行中的异常现象。

1.3.5.3缺陷及缺陷处理情况。

1.3.5.4设备的倒闸操作。

1.3.5.5检修维护情况。

1.3.5.6事故处理情况。

1.3.5.7受理工作票得份数、内容、票号。

1.3.5.8继自装置运行及动作情况。

1.3.5.9直流系统运行，保护测试情况。

1.3.5.10上级指示及当值遗留问题或与运行相关的事项。

1.3.6交接手续现场交清，接班班长签字后，运行责任转移，交班人离岗。

2.0运行方式

2.1正常运行时，1#、2#、3#主变运行，101（1#主变）、102（2#主变）、103（3#主变）开关合闸。

2.2110KVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，母联开关100合闸，母线PT运行，1074（ⅠPT）1084（ⅡPT）刀闸合闸。

2.3四条出线，明-红、旗山-Ⅰ线、旗山-Ⅱ线、明-航线分别接在Ⅰ、Ⅱ段母线上，151、152、153、154开关合闸

2.4各间隔的保护及继自装置随一次设备的运行状态按调度命令投入或停用。

3.0设备的倒闸操作

3.1变压器操作

变压器投入时应先合电源侧开关，停用时应先断开负荷开关。

变压器的停送电操作均应在该变压器中性点接地时进行，以防止操作过电压。

3.1.1变压器110KV侧开关处于断开位置时，其110KV中性点应接地。

3.1.2并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，应先投入另一台变压器中性点接地刀闸，然后再拉开原来变压器中性点接地刀闸。

3.1.3变压器由运行状态改为备用时，瓦斯保护应照常投入。

运行中的变压器滤油加油应打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时，重瓦斯保护应投信号。

变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸。

3.2母线操作

3.2.1母线送电时，应先送PT和避雷器。

停电时最后拉开PT和避雷器。

3.3线路操作

3.3.1线路停电应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸。

送电时顺序与此相反。

3.4PT停电时应先停二次侧，后停一次侧，送电时应先送一次侧后送二次侧。

3.5变压器送电操作实例（以1#主变送电操作）

1.检查送电范围内接地刀闸均已拉开，临时接地均已拆除

2.投入1#主变保护压板

3.合上操作保险

4.检查1#主变101开关确在开位

5.合上1#主变1013刀闸

6.合上1#主变1011刀闸

7.合上1#主变中性点1018刀闸

8.合上1STK开关

9.合上STK开关

10.合上1#主变101开关（检查周期表、检查表记、指示灯指示正常）

11.拉开1STK开关

12.拉开STK开关

13.根据调度命令拉开1#主变中性点1018刀闸

3.6变压器停电操作

1.检查珍计、指示灯指示正常

2.合上1#主变中性点1018刀闸

2.2检查主变低压侧开关在断开位置

3.断开1#主变101开关

4.检查1#主变101开关确在开位

5.拉开1#主变1011刀闸

6.拉开1#主变1013刀闸

7.拉开1#主变101开磁操作保险

8.停用1#主变保护压板

3.7母线停用操作（倒闸操作：

Ⅰ母倒Ⅱ母、Ⅰ母备用）

3.8一、线路停电操作

二、送电操作

系统事故处理

第一节：

事故处理的一般原则

一、网控室及升压站的事故处理，在当班值长统一指挥下，由网控电气值班长负责领导处理，主值班员应随时向值长报告事故的发展及操作和处理过程情况。

二、在处理事故时，值班员必须留在自己的岗位上，尽力保住设备正常运行，并将所发现的一切不正常情况随时报告值班负责人。

只有接到值班负责人的命令或发现对人身安全或设备有明显危害时，方可停止设备运行。

三、处理事故时应沉着、镇静、迅速、正确。

根据继电保护自动装置以及周波、电压变化等情况分析，判断事故性质及原因，采取正确的处理措施。

处理事故中应严格执行监护制度。

有专人记录各项操作的执行时间和与事故有关的表计、信号指示等现象。

四、在下列情况下，值班员可以不经值班负责人或值长的允许进行操作，但事后应尽快报告值班负责人。

1.将直接对人员生命有威胁的设备停电。

2.将已损坏的设备隔离。

3.运行中的设备有受损坏的威胁时，按运规规定允许立即停电。

4.母线失压后，拉开母线上所有未跳闸的开关。

五、若在交接班时发生事故，而交接班手续尚未完成时，交班人员应坚守岗位进行事故处理，接班人员在当班负责人领导下，协助处理事故，只有在事故处理结束或告一段落值长同意接班后，方可进行交接班工作。

第二节110KV母线电压消失的事故处理“母差保护动作”

六、110KV母线电压消失时，中央信号装置发出警报，“保护掉牌未复归”光字牌亮，母线电压表指示零值；母线上各回路的电流表；电力表指示为零，所有主变压器接于母线上的开关以及联络线开关跳闸绿灯闪亮，此时值班人员应做如下处理：

1.解除中央警告信号

2.立即（手动）拉开母线上未跳闸的开关

3.报告值长及值班调度员

4.将跳闸开关复位

5.检查保护动作情况，作好记录后将保护复位

6.对母线各设备进行全面检查，寻找故障点

7.若母线设备有明显故障点，则将该母线停电隔离，并将未故障线路电源开关切换至另一组未故障母线运行

8.若外部检查未发现明显故障点，则检查母差保护装置是否误动，若属母差保护故障误动，则应退出母差保护，立即处理，待处理正常后，再投入运行；若保护正常，可认为是瞬间造成，可对该母线充电，无异常时可将各开关逐一投入或恢复原运行方式。

5.0变压器运行规程

5.1变压器设备规范

型号SF8---50000/110

绝缘水平L1480AC200-L1250AC95-L175AC35

冷却方式ONAF

额定频率50Hz

相数3相

油面温度55K

额定容量50000KVA

额定电压121/11.5KV

联结组标号YN，d11

阻抗电压10.68%

空载电流0.38%

空载损耗33.08KW

负载损耗207.822KW

上书油重3.67t

油重10.35t

出厂序号94105-2

制造年月1995年3月

接头

高压侧

低压侧

开关位置

电压（V）

电流（A）

电压（V）

电流（A）

Ⅰ

127050

227.2

11500

2510.2

Ⅱ

124025

232.8

Ⅲ

121000

238.6

Ⅳ

117975

244.7

Ⅴ

114950

251.1

1.压力释放阀

型号YSF4-55/130KJTH

重量6.2Kg

关闭压力29.5KPa

2.油位计

型号UZF-175

电压250V

电流1A

3.瓦斯继电器

型号QJ，G80TH

电压220V

电流0.3A

4.套管（110KV侧）

电压110KV

电流630A

油重24Kg

电容量C1229uuF

总重185Kg

出厂年月95年2月

5.主变110KV侧套管电流互感器

型号

LR-110

LRD-110

LYD-110

额定负荷

1.2

1.2

1.2

使用出头

1K1-1K2,1K1-1K3,K1-1K4,1K1-1K5

2K1-2K2,2K1-2K3,2K1-2K4,2K1-2K5

3K1-3K2,3K1-3K3,3K1-3K4,3K1-3K5

准确级次

200/5300/5400/5600/5

200/5300/5400/5600/5

200/5300/5400/5600/5

额定100%倍数

7111521

7111521

6.主变风机

型号BLF-7

电压380V

功率2.3A

频率50Hz

转速910转/分

全压115Pa

重量25Kg

5.2变压器允许运行方式

1.变压器全年可按额定容量运行

2.变压器最高上层油温不得超过95℃

3.变压器在正常运行时上层油温达到40℃或负荷电流达到整定值时，自动启动冷却风扇，在80℃时报警。

4.为了防止变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃

5.瓦斯保护装置的运行

（1）变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸（轻瓦斯接信号，重瓦斯接跳闸）

（2）下列情况下应请示调度、改变其投切方式

a.变压器漏油、加油、调换矽胶、处理呼吸器油封等

b.油位计上指示油面有异常升高、油路系统有异常现象时为查明原因需要打开各放气阀或放油阀门检查吸湿器或进行其他工作时，必须先将瓦斯改接信号，然后，才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。

将重瓦斯改接信号时，变压器的其他保护装置如差动保护等应接入跳闸位置，工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重投入跳闸位置。

5.3变压器的正常运行

变压器巡视和检查

1.变压器的上层油温应每小时记录一次

2.变压器定期外边检查

（1）储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油。

（2）套管外部清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其他异常现象。

（3）变压器声音正常，本体无渗油、漏油、吸湿器应完好，硅胶应干燥。

（4）运行中的各冷却器温度相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇转动应均匀正常。

（5）引线接头、电缆、母线应无发热现象。

（6）安全气道及压力释放阀应完好。

（7）雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况，气候激变时应对变压器油面进行额外检查。

3.变压器的投运和停运

（1）值班人员在变压器投运之前，应仔细检查，并确证变压器完好具备带电运行条件，对长期停用或检修后的变压器应检查接地线（或接地刀闸）是否已拆除、核对分接开关位置和测量绝缘电阻

（2）变压器的充电应在装有保护装置的电影侧进行。

（3）在大修、事故检修和换油后，在变压器带电前应先放去各套管升高座，散热器及净油器等上部的残存空气。

（4）主变压器投运和停运时，操作前静置24小时，中性点必须先接地（110KV侧中性点），操作完毕再按系统要求投相应位置。

第三节变压器的不正常运行和事故处理

一、发现异常现象非停用变压器不能消除，有威胁整体安全的可能时，应立即停下检修。

二、变压器运行中，如果发生下列现象之一者，应立即停止变压器运行，后汇报调度。

1.变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声。

2.在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，且不断上升，超过允许值。

3.储油柜或安全气道喷油。

4.严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。

5.油色变化过甚，油内出现碳质等。

6.套管有严重的破损和放电现象。

三、处理：

1.切除故障变压器

2.汇报调度及值长

3.按现运行方式调整继自装置的投切

4.做好倒闸操作和布置安全措施的准备

四、变压器在运行中，如果发现下列现象，应联系处理

1.漏油，使油面高度不够

2.风冷装置全停故障

3.音响不正常

4.套管渗油或有异物，接点过热等

5.温度不正常

处理：

1.汇报值长和调度

2.加强对异常现象的监视，并采取一切办法，缓解和解除。

3.必要时可申请改变运行方式，停止异常变压器的运行。

4.假若不严重危害安全运行，当班不能处理的可记录“设备缺陷记录”并逐班交待。

五、发现变压器的油面显著下降，应立即加油，加油时应遵守规定，如因大量漏油使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为动作于信号，而必须迅速采取停止漏油的措施，并立即加油。

六、变压器油位因环温升高，最高油温的油位可能高出油位指示计时，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。

七、瓦斯保护装置动作的处理

八、瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查并记录时间，查明动作原因：

1.温度有无异常变化

2.声音是否正常

3.储油柜、压力释放阀、散热器等有无破裂和向外喷油

4.是否侵入空气，油位降低

5.二次回路故障

6.油色有无变化

7.是否因变压器内部故障造成的

九、a.若瓦斯继电器内的气体无色，无臭而不可燃；色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。

b.若气体是可燃的，色谱分析后其含量超过正常值，经常规试验给以综合判断，说明变压器内部已有故障，必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。

c.瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃气体则变压器未经检查并试验合格前，不许投入运行。

十、鉴别瓦斯继电器内积聚的气体性质

1.用专用工具回收瓦斯继电器内积聚的气体，并迅速判断其性质分析动作原因：

气体颜色

可燃性

故障

黑灰色

易燃

油过热分析闪络

黄色

不易燃

木质部分损坏

淡色

可燃

纤质绝缘部分损坏

无色

不可燃

空气

2.在紧急和不具备条件时，也可在瓦斯继电器顶端高于瓦斯门五厘米处点燃气体，试其可燃性。

若气体是无色、无味且不可燃，则变压器仍可继续运行，值班人员应将瓦斯继电器内积聚的空气放出并注意监视再发生信号时与这次信号的间隔时间。

若气体是有色、可燃的或信号动作的间隔时间逐次缩短则应立即汇报值班调度改变运行方式，停止故障变压器运行并进行详细检查。

3.在瓦斯继电器外取油样进行色谱分析

十一、瓦斯继电器动作的判断

1.瓦斯信号2.重瓦斯跳闸

故障部分

故障现象

可能原因

变压器内部

1.信号警铃响

2.瓦斯继电器积有气体

3.发轻瓦斯动作光宇

1.滤油或加油空气浸入

2.温度下降或漏油致使油面低落

3.变压器内部故障产生气体

故障部分

故障现象

可能原因

变压器内部

1.事故警报响

2.变压器有强烈异音

3.储油柜压力释放阀喷油或呼吸器喷油

4.油色变化油温急剧上升或过低看不见油

5.瓦斯继电器内积有可燃气体

6.盘根突出，加强筋撕裂

1.变压器铁芯或线圈烧损

2.绝缘油闪络

3.绝缘物烧损

4.分接头故障

3.误动作

故障部分

故障现象

可能原因

直流电流及瓦斯继电器故障

1.发预告信号或发事故警报，主变压器两侧开关跳闸

2.变压器外观无故障现象

3.瓦斯继电器内积无色不可燃气体

1.瓦斯保护回路接地或短路

2.瓦斯继电器内部接点故障

3.接线盒内绝缘不良

4.试验整定不准

十二、瓦斯继电器动作的跳闸处理

1.复归音响和闪光，记录时间。

2.主变高压侧开关如有拒动，立即手动切开。

3.检查保护装置动作情况，复归信号。

4.检查主变压器外部有无异常现象。

5.汇报值长、地调。

6.对变压器进行试验，取油样进行色谱分析。

十三、变压器差动保护动作跳闸处理。

1.复归音响和闪光，记录时间。

2.故障主变有拒跳的开关，应立即手动切开。

3.检查差动继电器动作情况，复归信号。

4.汇报调度、值长。

5.检查故障主变及差动保护范围内的设备有无异常现象。

6.若外观无异常发现，应通知试验单位，检查变压器内部绝缘情况，继电部门对差动回路进行全面检查，油务部门取油样进行色谱分析。

7.当确认为误动且已查明原因后，可请示值班调度及有关领导投入该主变压器，并注意观察其运行情况。

8.正确动作

故障部件

故障现象

可能原因

变压器内部保护区内

1.压力释放阀喷油

2.套管有闪络现象或炸裂

3.呼吸器向外喷油

4.铁壳炸裂

5.系统电压、电流、电力表计指示突变

6.正常负荷及冷却条件下温度不断上升

7.瓦斯动作

1.变压器层间或匝间绝缘不良或对地绝缘不良

2.铁芯或铁芯压紧螺丝绝缘不良，使铁芯发热

3.套管绝缘不良

4.操作过电压或大气过电压冲击而使绝缘损坏

5.绝缘油不良

6.局部发热和烧损

7.分接头接触不良

8.差动保护区内短路故障

十四、变压器差动或瓦斯保护动作跳闸后，未检查明原因不允许强送。

十五、复合电压过流保护动作处理

1.复归音响、闪光、记录时间。

2.检查保护动作情况，并复归信号。

3.查请110KV侧和10.5KV侧是否不对称短路故障情况。

4.汇报调度、值长。

十六、零序保护动作的处理

1.复归音响和闪光、记录时间。

2.检查保护动作情况。

3.检查110KV开关是否有接地情况或短路接地。

4.汇报调度、值长。

十七、变压器发生火灾时，应按下列顺序处理

1.立即切开变压器两侧开关，报告值长及调度。

2.停用冷却器。

3.根据火情采取灭火方式：

110KV套管道着火时，只关闭变压器与油枕之间的油阀即可，并用干式灭火器灭火，在不得已的情况下使用砂子。

变压器表面因有尘土，油垢起火或用干式灭火器或砂子灭火，不需放油，当变压器上盖因漏油燃烧时，应打开下部油门放油，使油面低于漏油处，并向外壳泼水，加速冷却，但当变压器外壳有爆炸的可能时必须把全部油放出，进行灭火。

若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。

6.0SF6开关的运行

6.1SF6断路设备规范

编号

100101102103104

105106151152153154

额定电压

110KV

额定电流

31.5KA

额定频率

50HZ

额定短路开断电流

40KA

额定短路关合电流（峰值）

100KA

辅助回路电压

DC220

分、合闸线圈电压

DC220

分闸线圈电流

DC1.75,3.5A

合闸线圈电流

DC2.2,4.4A

加热器

电压

AC220V

功率

2×250W

空气压缩机电机电源

电压

AC380V

频率

50Hz

电机功率

2.2KW

额定操作空气压力

1.50（15.0kgf/cm2）MPa

最高操作空气压力

1.65（16.5kgf/cm2）MPa

压缩机启动压力

1.45（14.5kgf/cm2）MPa

压缩机停止压力

1.55（15.5kgf/cm2）MPa

断路器闭锁操作空气压力

1.20（12.0kgf/cm2）MPa

断路器解除闭锁操作空气压力

1.30（13.0kgf/cm2）MPa

重合闸闭锁空气压力

1.43（14.3kgf/cm2）MPa

重合闸解除闭锁空气压力

1.46（14.6kgf/cm2）MPa

二级安全阀动作压力

1.7~1.8（17.0~18.0kgf/cm2）MPa

二级安全阀复位压力

1.45~1.55（14.5~15.5kgf/cm2）MPa

额定充气压力

0.50（5.0kgf/cm2）MPa

补气报警压力

0.45（4.5kgf/cm2）MPa

断路器闭锁压力

0.40（4.0kgf/cm2）MPa

6.1.1隔离刀闸及开关

6.1.2我所六氟化硫开关型号及其意义

LW14---------------110

∣∣∣∣

∣∣∣∣

∣∣∣∣

∣∣∣∣--------------------额定电压（KV）

∣∣∣-------------------------------------设计序号

∣∣-------------------------------------------------户外式

∣

6.2高压断路器的运行及巡视检查

6.2.1允许按断路器铭牌上规定的数值长期运行

6.2.2断路器各部件的最高温度不应超过规定值

6.2.3达到允许庶断次数的断路器应停电进行检修，一般情况下，禁止将超过庶断次数的断路器继续投入运行，下列情况应按要求检修：

序号

条件

检修项目

1

在巡视和周期性检查时发现任何异常

加强监视

2

在断路器运行期间检查出任何异常

3

总操作次数超过5000次的切断操作

操作机构部件更新

4

切断操作的次数

小电流切断4000次

主触头的维修和更新

额定负荷电流切断2000次

额定短路电流切断20次

6.2.4断路器应时刻保持足够的动作能源

6.2.5断路器在检修后，应测定绝缘电阻合格

6.2.6禁止将拒绝跳闸的断路器投入运行

6.2.7SF6开关正常巡视检查项目

1）每日定时记录SF6气体压力及环境温度。

2）断路器各部分及管道无异常（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常。

3）管套无裂痕，无放电及电晕。

4）引线连接无过热，引线驰度适中。

5）断路中、分、合位置指示正确。

6）接地良好。

7）附近无杂物。

8）在低温或严重潮湿季节检查加热器是否投入。

9）在运行中不允许检修和任意调整各种气阀和控制元件。

10）检查开关动作次数（累计器动作次数）。

11）在天气发生突然变化时，应对断路器进行特殊检查。

12）断路器事故跳闸后，应立即对断路器及有关外部进行检查。

6.2.8每隔七天检查：

压缩机

曲轴箱油位

从气缸中排水

6.3高压断路器的事故处理

6.3.1远方操作不能合闸

1）首先检查断路器合闸回路是否被闭锁

2）检查断路器控制电源是否正常

3）检查操作回线是否断线，端子松脱，合闸线圈辅助开关故障，SF6断路器气体浓度开关是否正常。

4）检查断路器合闸弹簧是否正常。

5）检查SF6断路器气体是否正常，若压力不够，增加气压至额定值，并检查气体浓度开关是否运行正常。

6）拉开SF6断路器两侧刀闸，检查能否就地电动合闸。

7）如值班人员无法处理时，应迅速汇报领导。

6.3.2远方操作不能