110kV金谷园智能变电站现场规程试行版.docx

1、110kV金谷园智能变电站现场规程试行版110kV金谷园智能变电站现场规程(试行版)变电运行部 城区集控中心洛阳供电公司金谷园数字化变电站运行规程 批准：审核：审核：校对：编制：2007-12-20发布 2008-1-1实施前 言金谷园变电站于2008年年初进行了数字化改造，目前已投入运行，数字化改造后，站内采用了先进的一次高压PASS M0开关设备智能接口设备，实现一次开关设备的智能化、采用电子式互感器实现数据采集，二次部分通过过程层网络代替传统电缆传输实现数据的采集和控制命令的传送，保护、测控、电能计量等设备均满足IEC 61850标准通信规约，通过过程层网络实现信息共享并完成多种网络化保

2、护设计、后台系统实现IEC 61850规约统一建模，进一步提高变电站自动化运行水平。为确保变电站安全、可靠、经济运行，适应数字化变电站管理要求，并为运行值班人员及操作人员提供准确、可执行的运行维护依据，根据国家及电力行业的相关规程和规章制度，结合金谷园变电站现场设备的特点编写本规程。如本规程与上级有关规程，制度有抵触时，按上级规程制度执行。本规程由变电运行部提出；本规程批准： 本规程审定：本规程审核：本规程主要编写人：纲 要1、一次设备部分 1.1 本站设备调度范围的划分 1.2 一次设备运行方式 1.3 站内一次电器设备组成及作用 1.4 变压器的运行规定 1.5 110kV PASS MO

3、组合电器的运行规定 1.6 110kV光电互感器（PT、CT）的运行规定 1.7 110kV隔离开关的运行规定 1.8 110kV避雷器的运行规定 1.9 110kV母线的运行规定2、继电保护及安全自动装置部分 2.1 WXH-811B微机线路保护装置 2.2 WCH-821B充电保护装置（金110及110kV进线备自投） 2.3 FCK-851B测控装置 2.4 WZH-831B综保装置 2.5 X7210（110kV）数字式变压器保护装置 2.6 X7110(110kV及以下)数字式线路保护装置 2.7 光电互感器合并器 2.8 保护屏背后空开说明 2.9 压板说明 2.10 整体运行、操

4、作注意事项3、变电站自动化监控系统部分 3.1 在线监控使用说明 3.2 远动系统使用说明 3.3 工程师站使用说明 3.4 电压无功综合调节系统 3.5 网络连接4、防误闭锁装置运行管理规定5、站用电及直流系统部分 5.1 380V站用电及直流系统介绍 5.2 380V站用电及直流系统正常运行方式、网络构成 5.3 交直流保险配置 5.4 站用电及直流系统巡视检查、运行维护、异常处理及注意事项 5.5 站用电及直流系统各装置使用方法及注意事项6、其它设备部分7、附录1、一次设备部分1.1 本站设备调度范围的划分1.1.1 地调调度的设备：金110kV设备、金1主变、金2主变、金3主变、金10

5、kV母线及所属设备、金10kV分路、金1电容器、金2电容器、金3电容器、金4电容器、金1消弧线圈、金2消弧线圈。1.1.2 城区集控中心东区操作队调度的设备：金1所用变、金2所用变。1.2 一次设备运行方式 金谷园变电站经过改造后，目前110kV线路4条，分别为1、2陡金，1、2朝金线，正常运行时由1、2朝金带南、北母运行，110kV母联金110开关投入，现有主变3台，1#主变运行在南母，3主变运行在北母，2主变跨接在南北母线，10kV母线3段，正常时分列运行，检修或停运时由相邻主变接母联带负荷。1.3 站内一次电器设备组成及作用金谷园变电站110kV断路器、隔离/接地开关（1陡金2、2陡金2

6、、1朝金2、2朝金2、金110、金111、金112、金112间隔）采用PASS MO组合电器设备，实现对线路、母线、变压器的高压侧进行运行方式的控制。电压互感器和电流互感器电子式互感器，实现对一次系统电压量、电流量的采集，为保护和计量回路提供电压量、电流量。1.4 变压器的运行规定1.4.1 变压器的巡视检查 1.4.1.1变压器的正常巡视：1）变压器各部是否渗油，油位、油色是否正常；2）油温是否正常，散热器温度是否均匀，油温指示是否正确；3）声音是否均匀，有无异常响声；4）各侧套管瓷质部分是否清洁，有无破损、裂纹，放电痕迹；5）瓦斯继电器内有无气体，漏油，接线腐蚀现象；6）压力释放阀是否动作

7、，干燥剂是否失效；7）强油风冷的油泵电机转速是否正常，有无过大震动及异常响声，油流继电器指示是否正确，控制箱内的接头有无发热，灯光指示是否良好；8）有载调压器指示本体与监视是否一致；9）外壳各部接地是否良好。 1.4.1.2有载调压开关的巡视检查应与主变巡视同时进行，项目如下：1)控制屏上的分接开关位置指示器指示与实际相符；2)有载调压箱油枕油位指示是否正常；3)调压箱密封是否良好；4)调压瓦斯继电器内有无气体，有无渗漏油现象。1.4.2变压器维护项目及周期1) 变压器的套管、本体油箱、调压箱应每半年及变压器事故后取油样化验；2) 变压器调压箱当跳换次数超过2500次时必须换油；3) 主变风冷

8、装置备用情况下每月应投入试验一次；4) 备用变压器每3月应投入运行24小时。1.4.3变压器投运前及检修后的验收项目1）检查安装检修各种试验记录，图纸等技术资料正确齐全；2）变压器上有无遗留物；3）各部阀门是否打开；4）各部接线是否完好正确，螺丝是否紧固；5）各部有无渗漏油，油位适宜，油位监视线清晰；6）强油风冷系统油泵、风扇电机试运行正常，运转方向正确，备用、 辅助、冷却器自投良好；7）瓦斯继电器内无气体；8）保护及二次回路接线正确，经传动试验动作信号良好；9）各侧套管相别标志正确，明显清晰；10）有载调压装置，手动或电动调节无卡涩及错位显示，显示数值与实际位相符。1.4.4 变压器运行及操

9、作注意事项 1.4.4.1 主变压器的运行注意事项：1)变压器外壳上应有铭牌，各组散热器有顺序编号，变压器有设备 标志，引出线涂有相色；2)变压器本体和有载调压装置油位指示表计上应有清晰的油位监 视线（-30 +20 +40）；3)变压器附近应设置有完好，适当的消防器材，事故排油坑与储油 畅通，坑内应铺设250毫米厚直径均匀的卵石层，并保持清洁、 卫生；4)变压器呼吸器内应装满合格的蓝色硅胶，在2/3失效变红后应及 时更换并添加密封油；5)新投入运行的变压器在第一个月内应按规定取油样检查，有载调 压开关箱内油每3个月取一次油样做试验； 6)主变冷却器连通管阀门、本体与油枕阀门正常运行时应开放；

10、7)正常运行中的变压器上层油温不得超过75，事故情况下最多不 能超过85；8)变压器一次所加电压不得超过相应分接头电压的5%；9)变压器在规定的冷却条件下负荷可按额定数值运行。 1.4.4.2 主变允许过负荷1)主变可以在正常和事故过负荷情况下运行，若有备用变压器禁止 过负荷运行；2)主变事故过负荷只允许在事故情况下运行；主变事故过负荷的允许值和持续时间如下：事故过负荷倍数过负荷允许时间（分）1.31201.6301.75152.07.53)主变正常过负荷可以连续运行，其运行值根据过负荷前上层油位 的温升确定，超过规定 1.4.4.3 主变有载调压装置的运行1)主变有载调压动力箱控制电源取于风

11、控箱；2)主变有载调压开关的操作按调度命令由集控站值班人员执行，每 次改变抽头位置应记录在值班记录本内并填明电压变动数值；3)调压操作一般应在变压器控制屏上利用“升”，“降”按扭进 行。要提高110KV母线电压应按“升”，运行灯亮，调压机构箱 切换挡位后红灯熄灭，每按一下分接开关变化一挡，变压器分接 开关的档位由分节开关指示器指明分接开关的实际位置。降压操 作按“降”；4)有载调压装置操作一档后要详细检查调压后实际位置及室内外 是否一致，每调一档后至少间隔一分钟以上才可操作下一档；5)每调一次有载调压开关的前后，均应检查电压的指示情况并记 录。一般情况下110KV系统电压应保持在合格范围运行，

12、即 110KV-117KV；6)当主变负荷大于额定负荷的80%时，禁止进行调压操作；7)对新接或检修过的变压器，投运前应把调压档位放在规定档位； 1.4.4.4 主变强油风冷装置的运行1)主变在额定负荷运行时，上层油温不得超过70，超过70时应 加强监视并汇报调度；2)主变运行前风冷装置应手动试验传动运行良好后，将风冷控制把 手由手动切至自动位置，45及以上风扇运转，45以下风扇自 动停止；3)负荷控制启动风扇的电流为额定值的67，按规定进行整定；1.4.5 变压器的异常及事故处理 在有载开关操作过程中，若出现异常情况应作如下处理：1)出现联动滑挡时应按“紧急停车”按钮，调压机构箱内空气开关

13、将立即跳闸切断装置电机电源，此时应用手动进行调压；2)手动调压：取下摇柄，插入电机轴内，升压时按顺时针方向迅速 摇动摇柄，当听到“卡嗒”一声响后说明已调整一挡，观察档位 指示器应指示在某档位处，降压时逆时针方向摇动摇柄；3)远方调压时，分接开关位置指示器已变动各母线电压不改变时， 可到现场电动操作，观察视听机构箱动作情况及调压箱变档位的 音响，若无音响则为传动机构故障，应断开电机电源向调度及有 关领导汇报；4)调压操作不能进行时，首先应检查电源保险，同时检查调压机构 箱内的空气开关是否跳闸，若正常而室内外操作都失灵时应汇报 调度及有关领导进行处理。 1.5 110kV PASS MO组合电器的

14、运行规定1.5.1 PASS MO组合电器的技术参数PASS MO SBB 插接式SF6高压开关装置设备编号1陡金2编号90447制造日期2007年12月额定电压145KV额定电流2500A额定短时耐受电流（3S）40KV额定峰值耐受电流100KA（峰值）SF6额定压力0.58MPaSF6报警压力0.52MPaSF6闭锁压力0.50MPa三相SF6气体总重量36kg设备总重量1900kg环境温度+40-40相间、对地650KV断口间750KV额定工频耐受电压相间、对地275KV断口间315KV额定频率50HZ断路器技术参数额定短路开断电流40KA额定线路充电开断电流63A额定电缆充电开断电流1

15、60A首相开断系数1.5额定操作顺序00.3S-CO-lmin-CO操作机构弹簧储能电机220V DC、900W额定失步开断电流10KA分合闸线圈220V DC、1.1A隔离开关技术参数操作机构BES7电机220V DC、180W中电（北京）高压电力设备有限公司1.5.2 PASS MO组合电器的巡视检查 1.5.2.1 PASS M0设备断路器位置的确定：1)控制回路的断路器位置指示或保护装置上断路器位置指示在相 应位置；2)PASS M0设备汇控柜内断路器红绿灯位置指示在相应位置（红灯 亮为合，绿灯亮为分）；3)PASS M0设备本体断路器红绿色位置指示器在相应位置（断路器 位置指示器表示

16、位置的含义为：红色-闭合/绿色-分开）。 1.5.2.2 PASS M0设备隔离开关位置的确定：1)PASS M0设备就地操作控制箱内隔离开关位置指示在相应位置 （红灯亮为合，绿灯亮为分）；2)PASS M0设备本体隔离开关红绿位置指示在相应位置（识别组合 式隔离开关及接地开关位置标记的含义均为：红色-闭合/绿色- 分开）；3)PASS M0设备本体隔离开关观察窗内动、静触头在合适位置（动、 静触头接触为合，动、静触头分离为分）； 1.5.2.3开关就地操作控制箱内的控制转换开关： 其转换开关必须用专用的钥匙打开，其分三种位置状态： 就地；就地电动操作断路器、隔离开关； 人工：就地手动操作隔离

17、开关； 远方：通过后台机或在主控室遥控电动操作断路器、隔离开关； 注意：只有转换开关打在“远方”位置时，才能取下该钥匙，设备运行过程中应将开关置于远方位置。 1.5.2.4开关的正常巡视项目：1)绝缘体应无破损及放电痕迹；2)开关本体内部无放电声。各连接处应无发热现象；3)储能电源正常，操作机构储好能；4)分、合闸机械指示、电气指示、控制开关操作把手的位置及指 示灯的显示与实际相符；5)各电源二次空气开关在规定位置；6)检查开关本体上的开关、刀闸和地刀的位置指示器的“红、 绿”指示与实际相符；7)操作机构箱的门及开关的门应关闭良好，机构箱无渗水、露水；8)检查SF6压力表指示在规定范围内；9)

18、开关外壳接地良好，无锈蚀、折断。1.5.3 PASS MO组合电器维护项目及周期 1.5.3.1维护与维修 PASS产品除套管外工作状况基本不受大气环境的影响，而硅橡胶复 合绝缘套管具有更强的耐污能力，所以实际上PASS产品可以长时间免维护运行。 1.5.3.2定期检查1)运行第1年后：重新紧固所有螺栓连接；2)每年一次的检查，设备不退出运行，检查下列项目：a.套管、SF6压力表外观；b.汇控箱门密封垫；c.记录断路器操作次数；d.加热器功能；e.继电器是否过热；f.目视检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、损伤。3)每两年一次的检查：除上述项目外，对于操作次数很少的设备，建议进

19、行就地和远方操作各1次。4)每五年一次的检查：a.SF6压力表动作值校核；b.气室SF6气体水份测量；c.操作机构润滑及罩子密封情况检查；d.机械操作检查；e.主回路电阻测量；f.根据环境条件确定是否需清洁套管；g.检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、损伤。 1.5.3.3 维修设备达到下列条件之一时应大修：1)5000次操作后；2)短路开断次数达到下表所列数值：开断次数500080020089503220139短路电流，kA25101520253035403)运行15年后。大修的作业项目见下表。15年之后重复执行下表周期PASS M0维修周期及作业项目部件进行的工作周期（年）

20、作业项目运行中退出运行123456789101112131415套管目视检查SF6气室压力表目视检查动作值校核水分测量隔离开关2次分合操作*操作机构润滑机械试验大修断路器记录操作次数2次分合操作*操作机构润滑机械试验大修主回路测量电阻汇控箱检查门密封总体检查加热器功能钢支架和接地材料表面腐蚀重新紧固螺栓所有部件目视检查注：*- 对操作次数很少的设备提出的建议检查项目 1.5.4 PASS MO组合电器投运前及检修后的验收项目1）高压试验、SF6微水测试合格并有合格结论；2）外观检查无损伤及锈蚀痕迹。外壳接地良好。钢架构紧固螺栓应紧固；3）观察孔玻璃、防爆膜应完好无破损，密封良好；4）对断路器、

21、隔离/接地开关进行传动试验，操动机构润滑良好且动作正常。机械位置指示、汇控柜位置指示、测控装置位置指示、远动后台位置指示正确一致；5）对断路器、隔离/接地开关操动机构定位销均已取下，开口销齐全并开口；6）汇控柜密封良好。汇控柜光纤通道正常无告警信息；7）SF6密度计校验合格并有合格结论；8）引线线夹完好无裂纹且螺丝紧固；9）汇控柜加热除湿器及柜内照明回路能正常投入使用。1.5.5 PASS MO组合电器运行及操作注意事项1）PASS MO组合电器正常运行时汇控柜断路器远方-就地转换开关、隔离/接地远方就地手动转换开关应在远方位置。运行人员严禁操作上述两开关。2）运行后PASS MO 设备汇控柜

22、断路器储能电机回路电源开关不要断开，因为断开此开关可能造成储能电机反转，烧毁电机，损坏设备。1.5.6 PASS MO组合电器的异常及事故处理正常操作断路器、隔离/接地开关拒动的原因及查找：a、操作直流电源空气开关跳闸。b、GOOSE通道异常。c、智能终端装置电源消失。d、SF6气体密度下降至闭锁值。e、传动机构机械故障。f、断路器操动机构弹簧储能回路异常。上述原因除a、c设法先恢复电源外，均应汇报地调通知有关班组处理。1.6 110kV光电互感器（PT、CT）的运行规定1.6.1光电互感器（PT、CT）的技术参数:OET 711VTZ型PT技术参数:序号项目数据1额定电压110kV2额定最高

23、电压126kV3额定频率50HZ4准确度等级0.2/3P5额定工频耐受电压230kV6额定雷电冲击耐受电压550kV7局部放电20PC8额定输出标准值15VOFT 711 ACTP型CT技术参数序号项目数据1额定电流400A2设备最高电压126kV3额定频率50HZ4准确度等级0.2S/5TPE/5TPE5额定短时热稳电流63KA6额定短时动稳电流150KA1.6.2光电互感器（PT、CT）的巡视检查1.6.2.1 投入运行后应检查相应指示正常和相应合并器通道灯显示正常1.6.2.2运行中的电压、电流互感器的巡视检查项目： 1) 各接头接触良好，无松动、发热现象； 2) 套管无裂纹和放电； 3

24、) 无异响、异味； 4) 间隔智能终端箱内端子接触良好； 5) 间隔智能单元运行正常，端子箱门应关闭良好。1.6.3光电互感器（PT、CT）的异常及事故处理1.6.3.1发现PT有下列故障现象之一时，应立即汇报调度，得到同意后采用正常操顺序停用PT： 1) 高压熔断器连续熔断两次； 2) 接头或外皮过热； 3) 套管有破损裂纹。1.6.3.2 当发现PT有下列故障现象之一时，应立即汇报当值调度员，用上一级断路器来退出故障PT： 1）PT内部有较太的劈啪声或其它噪声； 2）PT过热严重冒烟，发出臭味； 3）线组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电。1.6.3.3停运PT时，应慎重考虑有关保护及自

25、动装置的切除运行，防止引起保护和自动装置的误动作，计量等方面不应出现异常和遗漏。1.6.3.4 当发现CT有下列故障现象之一时，对CT二次负载做详细检查，同时检查相应指示是否正常，并立即汇报调度，执行调度命令： 1) 接头或外皮过热； 2) 套管有破损裂纹； 3) 过热严重冒烟，发出臭味； 4) 内部声音异常。1.7 110kV隔离开关（PT）的运行规定1.7.1 运行规定： 1.7.1.1隔离开关的引线接头和隔离开关口温度不得超过70。 1.7.1.2 严禁带负荷拉、合隔离开关。 1.7.1.3所有室外隔离开关，禁止解合系统环路电流和接地电流。 1.7.1.4操作隔离开关的注意事项： 1)

26、操作隔离开关前，必须检查断路器确在分闸位置； 2）操作隔离开关应迅速、正确。在操作终了时，不可用力过猛，避 免过大冲击损坏隔离开关，拉闸时，当刀片离开触头时要迅速果 断，以便迅速灭弧。 3）操作隔离开关应正确使用防误闭锁装置。1.7.2 巡视检查 1.7.2.1隔离开关的双重编号清楚，无异常响声，接头无过热现象，绝 缘子无裂纹、放电现象 1.7.2.2检查隔离开关闭锁装置正确，可靠闭锁1.7.3 异常及事故处理 1.7.3.1发现隔离开关引线过热，应立即汇报当值调度员，加强监视， 调整负荷，减低过热情况或按调令停电处理； 1.7.3.2发现隔离开关绝缘子有裂纹，应及时汇报当值调度员，并严禁 操作此隔离开关； 1.7.3.3操作隔离开关发现拉不开时，不许强作操作，应找出抗劲原因， 尽力处理并及时汇报当值调度员，暂停操作； 1.7.3.4如果发生带负荷误拉隔离开关，已经拉开时，严禁再合上，当 误合隔离开关时，在任何情况下，严禁将误合隔离开关再拉开， 应立即如实汇报当值调度员，执行调度命令。1.8 110kV避雷器的运行规定1.8.1 运行规定: 1.8.1.1严禁在装有避雷针、避雷线的构筑物上架设通讯线，广播线和