当前位置:首页 >> 电力/水利 >>

220kV综合自动化变电站运行规程


祝桥变现场运行规程






则 ......................................................................................................... 1

第一篇 一次设备部分 ................................................................................... 1
第一章 一般规定 ....................................................................................................... 1
一次设备运行一般规定 .......................................................................................... 1 对电气设备巡视的一般规定 .................................................................................. 1 第一节 第二节

第三节 事故处理的一般规定................................................................................................ 2

第二章

主变压器 ....................................................................................................... 5

第一节 巡视检查内容及缺陷定性 ........................................................................................ 5 第二节 检修后(含新安装)验收内容及要求 .................................................................... 7 第三节 冷却系统.................................................................................................................... 8 第四节 运行操作注意事项.................................................................................................... 9 第五节 事故及异常情况处理.............................................................................................. 13

第三章



关 ......................................................................................................... 15

第一节 开关的一般检查项目及运行注意事项 .................................................................. 15 第二节 开关操作的一般规定.............................................................................................. 16 第三节 开关的异常情况及事故处理 .................................................................................. 16 第四节 SF6 开关 .................................................................................................................. 17 第五节 35kV 开关柜 ............................................................................................................ 20

第四章 第五章



刀 ......................................................................................................... 21

压变、流变 ................................................................................................. 23

第一节 压变、流变的检查项目及运行注意事项 .............................................................. 23 第二节 压变、流变的异常运行情况和事故处理 .............................................................. 24

第六章

防雷设备和接地装置 ................................................................................. 24

第一节 防雷设备的检查项目.............................................................................................. 24 第二节 防雷设备运行注意事项.......................................................................................... 24 第三节 氧化锌避雷器.......................................................................................................... 25

第七章

35kV 系统单相接地和处理 ....................................................................... 26

第一节 单相接地的判断...................................................................................................... 26 第二节 寻找接地故障的原则及注意事项: ...................................................................... 27

第八章



线 ......................................................................................................... 27
第 I 页

祝桥变现场运行规程

第九章

电力电缆 ..................................................................................................... 28

第一节 电力电缆的运行检查项目及注意事项 ..................................................................28 第二节 检修后验收内容及要求 ..........................................................................................28 第三节 电缆的异常及事故处理 ..........................................................................................29

第十章

所用电系统 ................................................................................................. 29

第一节 所用电的正常运行方式 ..........................................................................................29 第二节 所用变的操作 ..........................................................................................................32 第三节 所用电的事故处理 ..................................................................................................32 第四节 所用电运行注意事项 ............................................................................................33

第五节 所用变的验收检查项目 ..........................................................................................33

第十一章

电力电容器及辅助设备......................................................................... 33

第一节 电力电容器 ..............................................................................................................33 第二节 电抗器及放电线圈等辅助设备 ..............................................................................34 第三节 本所电容器的配置及操作 ......................................................................................35

第十二章

35kV 电抗器........................................................................................... 35

第一节 电抗器运行巡视检查 ..............................................................................................35 第二节 并联电抗器的运行注意事项 ..................................................................................36

第十三章

35kV 接地变及消弧线圈....................................................................... 36

第一节 概 述 ......................................................................................................................36 第二节 正常巡视内容及要求 ..............................................................................................37 第三节 检修后验收内容及要求 ..........................................................................................37 第四节 运行注意事项 ..........................................................................................................38 第五节 消弧线圈异常情况及事故处理 ..............................................................................38

第十四章

直流系统 ................................................................................................. 40

第一节 概 述 ......................................................................................................................40 第二节 工作原理 ..................................................................................................................40 第三节 智能蓄电池组监测系统(V6.0) ..........................................................................45 第四节 微机直流系统接地检测仪(WZJD-5A) .............................................................47 第五节 常见故障及处理 ......................................................................................................49 第六节 直流接地寻找及注意事项 ......................................................................................50

第十五章

防误装置 ................................................................................................. 51

第一节 概 述 ......................................................................................................................51 第二节 监控系统防误逻辑 ..................................................................................................52 第三节 35kV 开关柜防误逻辑 ............................................................................................58

第二篇 二次设备部分 ................................................................................. 60
第 II 页

祝桥变现场运行规程

第一章

继电保护及自动装置、运行维护的一般规定 ......................................... 60

第一节 继电保护及二次回路检修时的安全措施及要求 .................................................. 60 第二节 继电保护及二次回路运行中的检查 ...................................................................... 60 第三节 继电器保护装置及二次回路运行操作的一般规定 .............................................. 62 第四节 运行中更改保护装置定值 ...................................................................................... 62 第五节 流变二次回路及运行注意事项 .............................................................................. 63 第六节 压变二次回路及运行注意事项 .............................................................................. 65 第七节 仪用互感器的异常情况及处理 .............................................................................. 67 第八节 继电保护工作结束时验收检查项目 ...................................................................... 68

第二章

主变保护 ..................................................................................................... 68

第一节 RCS-978ZJ 主变保护 .............................................................................................. 68 第二节 主变差动保护.......................................................................................................... 73 第三节 RCS-974A 型变压器非电量保护及辅助保护 ....................................................... 74 第四节 瓦斯保护.................................................................................................................. 77 第五节 主变的后备保护...................................................................................................... 79

第三章

BP-2B 型母差保护 ..................................................................................... 80

第一节 保护配置及基本原理.............................................................................................. 80 第二节 装置运行注意事项.................................................................................................. 82

第四章

220kV 母联保护 ......................................................................................... 85

第一节 220kV 母联 RCS-923A 型保护 .............................................................................. 85 第二节 LFP-974E 型保护操作箱 ........................................................................................ 86

第五章

220kV 线路保护 ......................................................................................... 87

第一节 概述.......................................................................................................................... 87 第二节 RCS-931A 型超高压线路成套保护装置 ............................................................... 88 第三节 PSL603A 型微机保护 ............................................................................................. 90 第四节 PSL631C 型保护 ..................................................................................................... 99 第五节 CZX-12R 型操作继电器装置 ............................................................................... 101

第六章 第七章 第八章

110kV 母联保护 ....................................................................................... 102 RCS-941A 型微机线路保护 .................................................................... 102 35kV 母分保护 ......................................................................................... 104

第一节 RCS-9651 分段开关备用电源自投保护测控装置 ............................................. 105 第二节 运行注意事项........................................................................................................ 106

第九章

35kV 线路保护 ......................................................................................... 106

第一节 RCS-9612AⅡ线路保护测控装置 ........................................................................ 106 第二节 装置运行注意事项................................................................................................ 108

第 III 页

祝桥变现场运行规程

第十章 第十一章 第十二章 第十三章 第十四章 第十五章

35kV 电容器保护..................................................................................... 108 RCS-9647Ⅱ电抗器保护测控装置 ...................................................... 110 RCS-9621Ⅱ站用变保护测控装置 ...................................................... 112 XHK-Ⅱ型消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置 ......................... 113 SH-2000B 型故障录波器 .................................................................... 114 计算机监控系统及远动通信................................................................ 118

第一节 监控系统简介 ........................................................................................................ 118 第二节 监控系统结构 ........................................................................................................ 118 第三节 监控系统功能概述 ................................................................................................ 120 第四节 用户登陆、退出及口令修改 ................................................................................ 121 第五节 画面操作 ................................................................................................................ 122 第六节 报表操作 ................................................................................................................ 123 第七节 控制操作 ................................................................................................................ 125 第八节 光字牌 .................................................................................................................... 126 第九节 监控系统 NSD500 单线路监控装置使用 ............................................................ 126

第 IV 页

祝桥变现场运行规程





本规程为 220kV 某某变电所的一、二、三次设备的现场运行规程。 220kV 某某变电所一、二期投产后接线方式:220kV 系统为双母接线(目前只上 分段开关Ⅰ母闸刀,无分段开关) ,110kV 系统为双母接线,35kV 系统为单母分段接 线。 制定本现场运行规程,参阅了二 00 三年七月杭州市电力局编印的《变电所规程 资料汇编》和二 00 三年三月编印的《杭州地区电力系统调度规程》一书,及省调、 萧调有关规程。 运行值班人员在平时维护工作中,除认真执行本规程外,还应执行部颁等有关规 程,如本规程和上级有关专用规定有抵触,按上级有关规定执行,并及时报告有关领 导和专职人员。

第 1 页

祝桥变现场运行规程

第一篇

一次设备部分
一般规定

第一章
第一节

一次设备运行一般规定

1 变电所内配装置应清洁整洁,设备附近应无杂草、农作物、垃圾和废物等一切危 及设备安全运行的物品存在。 2 所有道路(包括室内通道)不长期堆放妨碍交通的物品。 3 构架及建筑物应无倾斜、无基础下沉现象、无房屋漏水、门窗应开启自如,密封 良好。 4 具有防止鼠害、鸟害等小动物事故的切实有效措施。 5 设备的金属部分为了防腐应定期进行油漆,绝缘瓷件应定期清扫,防止污闪。 6 设备的外壳接地及全所的接地装置应完整可靠。 7 根据消防规程的规定,设置各种必要的消防设备,并定期检查。 8 现场照明应具有足够的照明度,并保持完好。 9 在电器设备的显著部位,均应涂色相漆,并应有正确清楚的铭牌标志,操作部位, 还应有正确的设备命名标志。 10 主变的冷却器、散热器、油坑里的鹅卵石应保持清洁,必要时应进行清洗工作。 11 变电所内易燃易爆物品、有毒、酸碱物品应放置专门场所,并有专人管理以及制 定管理措施。 12 对一次设备大修、予试、油试、小修等应根据局有关部门规定的周期进行监督。

第二节

对电气设备巡视的一般规定

1 做好电气设备的巡视工作是确保安全的重要环节,运行人员应以严肃认真、一丝 不苟的态度对待工作。 2 变电所电气设备的巡视可分为正常巡视(交接巡视、中间巡视) ,及特殊巡视、所 长、技术员巡视与熄灯巡视四种。 2.1 正常巡视分为交接巡视,交接班检查应由交班人员陪同接班人员进行,目的在 于现场交清设备运行状况,核对运行方式。中间巡视由当值运行人员按规定巡 视,对全所设备进行全面细致的检查,目的在于及时发现新的缺陷及监视老缺 陷的变化情况,并将检查结果记录入薄。 2.2 特殊巡视是在大风、大雪、大雾、雷击以后及严寒、酷暑等恶劣气候和在高峰 负荷, 异常运行或设备在大修后等情况下, 运行人员对有关设备有针对性的检查。 2.3 所长技术员巡视是由领导干部,技术人员和值班人员一起对设备进行巡视检查,
第 1 页

祝桥变现场运行规程

目的在于领导了解设备运行状况,对值班人员的工作作出评价和提出改进意见。 2.4 熄灯检查是在夜间熄灯的情况下,检查导线、电气设备搭头有无发红、火花、 闪络现象。目的在于发现一些白天看不见,夜晚能看到的缺陷。熄灯检查时间 定于每周星期四、星期日晚上,在高负荷时或恶劣天气后应增加熄灯检查。 3 4 在主变及线路超载运行时,视情况增加巡视次数,但每半小时不得少于一次。 经单位领导批准允许单独巡视设备的值班员、非值班员巡视高压设备时不得进行 其他工作,不得攀登高压设备,或移开、越过遮栏。若需移开遮栏时,必须有监 护人在场且和带电设备的距离符合《安规》的规定。 5 6 7 雷雨天气,一般不巡视室外高压设备,若需要巡视室外高压设备时,应穿绝缘靴, 并不得靠近避雷器和避雷针。 巡视配电装置进出高压室,必须随手将门锁好。 当发现缺陷后,应及时填报缺陷单,汇报所领导,并做好记录,由值长根据严重 程度上报区调,如因不及时、不填、不处理即贻误时机使缺陷发展成为事故应追 究贻误者责任。

第三节
1 事故处理的原则

事故处理的一般规定

各级当值调度员是事故处理的指挥者,运行当值值长是事故处理现场领导人,应 对事故处理的正确、迅速负责。为此,应做到: A:尽量限制事故发展,消除事故的根源,解除对人员和设备的危险。 B:用尽一切可行的方法,保持还在运行的设备继续运行。 C:尽速对已停电的用户恢复送电,首先是重要用户恢复正常供电。 D:调整系统的运行方式,使其恢复正常。 2 2.1 事故处理的一般规定: 在事故处理时,下列项目可由值班员先行处理,事后汇报调度。 A:将直接威胁人身和设备安全的设备停电; B:对已损坏的设备隔离。 C:当所用电全停或部分停电时应迅速恢复其电源。 D:其它在本规程中规定自行处理者。 2.2 发生事故时,值班人员应坚守岗位,正确执行当值调度命令,处理事故。此时, 除有关领导和专业人员外,其它人员均不得进入控制室和事故地点。事前进入 的人员均应迅速离开,便于处理事故。 2.3 发生事故时,值班人员应迅速向有关当值调度汇报概况;然后对故障设备及保 护动作情况进行全面检查,再作详细汇报,包括事故发生的时间、现象,设备 名称、编号,跳闸开关,继保和自动装置重合闸动作情况,周波、电压、潮流 变化等。
第 2 页

祝桥变现场运行规程

2.4

值班人员面对事故时,各装置的动作信号不要急于复归,以便查核,作正确分 析处理。

2.5 事故处理时,严格执行命令、复诵、汇报、录音和记录制度。 2.6 事故处理中,不得进行交接班,接班人员可在当值值长的要求下协助处理,待 事故处理告一段落,征得有关调度同意才可交接班。在不影响事故处理的前提 下尽快向有关部门汇报。 2.7 值班人员必须认真严肃执行调度命令,在进行事故处理时不受其他任何人的干 扰,并对运行操作负责,因值班员的直接领导者为上级各级当值调度员,发现 调度员命令和指挥错误,有权向调度提出纠正意见,当调度员坚持原命令时, 值班人员应立即执行,但在事后向上级行政领导报告。若调度命令有威胁人身 或设备安全时,拒绝执行,并报告上级领导。 3 系统振荡事故处理 3.1 当主变及线路的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动,周率异常摆动时 表明系统发生震荡。 3.2 在振荡时,值班员应密切监视盘表的变化,当发现异常现象时应立即汇报调度, 防止事故扩大,在调度命令下进行必要的解列操作及紧急拉闸。 4 母线事故处理 4.1 当母线发生故障停电后,值班员应自行将故障母线上的电源开关全部拉开,然 后立即汇报调度。 4.2 当双母线中的一组母线故障时,应将故障母线上的各完好元件冷倒至运行母线, 并恢复送电,对联络线要防止非同期合闸,同时将母差改为单母运行。 4.3 母线故障停电后,值班员应对停电母线进行外部检查,并将检查情况详细汇报 调度。 5 母线失压事故处理 5.1 母线失压是指母线本身无故障而失去电源,一般是由于系统故障、继电保护误 动或该母线上出线、变压器等设备故障而本身开关拒跳,使母差动作或主变开 关跳闸所致。 5.2 判别母线失压的依据是同时出现下列现象: A:母线电压指示消失; B:母线各出线及主变负荷消失(主要看电流指示为零) ; C:母线所供所用电失电。 5.3 当母线失压时,经判断并非由于本变电所母线故障或馈线故障开关拒动所造成, 而是由于系统原因引起, 值班员应保留主要电源开关, 按调度有关规定进行送电。 5.4 当母线失电后,经判断系本所开关拒动引起,则自行将失电母线上的拒动开关 隔离并拉开所有电源开关,然后利用主变或母联(母分)开关恢复对母线充电。 6 线路事故处理 6.1 线路跳闸:
第 3 页

祝桥变现场运行规程

A:线路跳闸后,应立即汇报调度处理; B:任何线路不得二相运行,发生非全相合闸时,应立即将该线路开关拉开,重 新操作合闸一次,仍不正常,则拉开开关并切断开关控制电源,汇报调度。 C:投入重合闸的线路跳闸后,若重合不成功,则汇报调度处理; D: 重合闸装置虽良好, 但调度发令将其停用的线路跳闸后, 则应汇报调度处理; E: 全电缆线路和并联开关跳闸时一般不得试送, 线路在无保护的情况下严禁强送; F:空充电线路跳闸后,一般不再进行强送。 7 7.1 7.2 7.3 变压器事故处理 瓦斯、差动保护同时动作开关跳闸,未经查明原因和消除故障之前,不得强送。 仅差动保护动作跳闸。经外部检查无明显故障,在系统急需时,可经调度同意 试送一次。 仅重瓦斯保护动作跳闸,即使经外部和瓦斯气体检查无明显故障,亦不允许试 送,除非已找到确切依据证明重瓦斯误动方可试送。如找不到确切原因,则至 少应测量变压器线圈直流电阻,有疑问时再进行色谱分析等补充试验,证明确 无问题,才可进行试送。 7.4 后备保护动作跳闸,经检查属于出线故障开关拒动引起,则在隔离拒动开关后, 经调度同意可试送一次。 8 35 kV系统单相接地事故处理 8.1 35kV系统单相接地时现象: A:35kVⅠ、Ⅱ段母线接地相电压降低,其它二相升高,若为金属性接地故障, 则接地相电压下降为零,其它二相升高至35kV; B:同时发出“35kVⅠ段母线接地” 、 “35kVⅡ段母线接地” 8.2 接地寻找顺序: A:对所内设备进行详细检查,以确定所内设备是否发生接地故障; B:试拉并联和空充电线路; C:对线路进行接地试拉; D:如果确定为母线接地,则应将其停役检查。 8.3 处理注意事项: A:寻找接地的操作均应调度发令或同意; B:禁止用闸刀断开接地故障设备或用闸刀解合环; C:确定某条线路接地后,一般预以停役,但应经调度同意,接地运行时间最长 不得超过2小时; D:寻找所内设备接地故障时,应按《安规》要求做好安全措施,防止跨步电压 及接触电压。 9 9.1 通讯中断事故处理 通讯中断,线路跳闸后现场自行强送电的规定: A:强送的次数允许一次;
第 4 页

祝桥变现场运行规程

B:终端线路跳闸后,重合未成,可试送一次; C:重合闸投无压的联络线路跳闸,且重合未成,如验明线路无电,则可试送一 次,试送不成将该开关改冷备用; D:重合闸投同期的联络线路跳闸后,且重合未成,如验明线路有电则可自行同 期并列。 9.2 当全所停电又通讯中断时,若母线有故障,应迅速拉开所有进线开关。 9.3 当系统事故时,低周动作跳闸而通讯中断,应密切注意周率变化,当周率逐渐 升至 49hz 以上且电压等均正常时,可自行恢复送电。 9.4 如查明某条线路故障,可在接地运行到 2 小时自行拉停该线,若知有断线等不 安全情况则应立即拉停。

第二章

主变压器

主变是变电所的重要输变电设备,主变的安全运行是变电所能否正常运行的关 键,因此对主变的日常维护、检查显得极为重要。1#主变为合肥 ABB 变压器有限公 司生产,型号:SFSZ9-180MVA(220±8×1.25%/117/37kV) ;2#主变为广州伊林生 产,型号:SFSZ10-180MVA(220±8×1.25%/117/37kV)

第一节 巡视检查内容及缺陷定性
1 变压器检查分日常巡视检查、特殊巡视检查、定期巡视检查。 雷雨后;高温季节、高峰负载期间;过负荷时;事故跳闸后;有严重缺陷时的 跟踪性巡视。 1.2 每日正常巡视时间为:6:00 时、9:00 时(交接班巡视) 、14:00 时、20:00 时。 1.3 变电所的日常巡视检查,每周保证二次夜间熄灯巡视检查; 1.4 特殊巡视,应根据当时的实际情况,进行巡视检查或进行跟踪性巡视检查; 1.5 设备定期巡视检查每一个月一次由所长或技术员与值班员共同完成。 2 变压器日常巡视检查一般包括以下内容: 2.1 2.2 变压器的油温和温度计应正常,储油柜的油位应与上层温度相对应,各部位无 渗油、漏油; 套管油色、油位应正常,套管外部无破损裂痕、无严重油污、无放电痕迹及其 它异现象; 2.3 变压器音响正常,无其它金属碰撞声; 2.4 各冷却器手感温度应相近;风扇启动时,应检查风扇运转正常,风扇旋转方向 正确; 2.5 吸湿器完好,吸附剂干燥,吸附剂的吸潮变色不应超过总量的 1/2;
第 5 页

1.1 特殊巡视检查有:新安装或检修、改造的变压器在 72 小时内;雷雨季节特别是

祝桥变现场运行规程

2.6 2.7 2.8 2.9

压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损; 气体继电器内应充满油; 有载分接开关的位置及电源指示应正常; 各控制箱和二次端子箱应密封、门应关严,无受潮;

2.10 变压器的外部表面应无积污; 2.11 本体、套管、导线上均无异物和悬挂物; 2.12 夜间闭灯巡视主要检查各电气连接点是否有发热迹象。 2 2.1 变压器特殊巡视检查一般包括以下内容: 缺陷跟踪特巡 对存在有缺陷的设备,一时又不能停役处理,应根据设备的类型、缺陷性质,确 定对该缺陷设备的巡视检查的周期,检查缺陷的变化、发展情况,并判断缺陷的发展 趋势,及该缺陷对设备安全运行的影响程度,并做好相应的记录,如该缺陷设备存在 有向更严重方向发展趋势,应采取相应措施,及时向值班调度汇报,同时也应向运管 所值班领导汇报。 2.2 过负荷时特巡 过负荷时,应记录过负荷时间、负荷电流情况、主变温度,重点检查变压器的油 位、油温的变化,及是否有溢油现象,检查变压器声音是否正常,检查电气连接点的 发热情况, 并利用红外测温仪对电气连接点进行测温,检查冷却器系统的投入是否足 够及运转是否正常;过负荷时每半小时左右特巡一次,每次都应有全面的记录,检查 压力释放装置是否动作过,检查变压器运行是否正常。 2.3 新安装或大修后特巡 新安装或大修后的变压器, 在投运72小时内应增加巡视次数,四小时内每小时对 变压器进行一次全面巡视检查, 四小时后每四小时巡视检查一次。主要检查变压器的 外绝缘、油位、温度、声响,电气连接点、信号、指示、渗漏油等情况是否正常,冷 却器的运转,风扇的旋转方向均应正常。 2.4 事故跳闸后特巡 事故跳闸后,主要应检查变压器油位、油色、油(气)压是否正常,检查瓷质外 绝缘是否有放电、闪络、发热、烧伤、断裂情况,检查变压器四周地面是否有油迹, 检查电气连接部分有无发热。 2.5 高温天气、高负荷时特巡 高温天气、高负荷时,主要检查变压器的油位、油温变化是否正常、电气连接点 发热,冷却装置的运转情况是否正常,过负荷每半小时特巡一次; 2.6 3 3.1 3.2 变压器急救负载运行时特巡 主要检查变压器的油位、油温、电气连接点发热,冷却装置的运行情况。 变压器日常定期检查一般包括以下内容 变压器每一个月由变电所的所长或技术员组织值班员定期对变压器进行一次检查; 检查变压器外壳及箱沿无异常发热现象;
第 6 页

祝桥变现场运行规程

3.3 检查变压器各部位的接地点应可靠完好,对变压器的接地点进行一次电流测量; 3.4 各种标志应齐全、完整、明显; 3.5 各种保护装置的铭牌应齐全、良好; 3.6 各侧温度计应正常; 3.7 消防设施齐全完好; 4 缺陷管理及定性处理 变电所发现的任何缺陷, 应当即向调度汇报,缺陷的上报和定性由所技术员或所 长负责完成。变压器常见缺陷按表2-1原则分类处理: 表 2-1 缺 陷 变压器缺陷定性分析 定 性 处 理 方 法

超过额定负荷时,连接点超过 100℃ 额定负荷下,连接点超过 100℃ 额定负荷下,连接点超过 80℃ 三相同一部位温差超过 30℃且最高温 度未超过 80℃ 套管渗油频率大于 3 分钟一滴 套管渗油油位低于正常值时且地面油 面积较大 套管其它渗油 有载开关电动、手动均不能操作 有载开关电不能操作动、手动尚能操作 接地引下扁铁锈蚀 1/2 以上,防雷设施 接地扁铁锈蚀 1/3 以上 瓷件有小块损伤,但不影响运行

由局生技 汇报调度,汇报运管所,加强监 处定性 视、跟踪测温,并做好记录; 汇报调度, 加强监视、 跟踪测温, 紧急 并做好记录; 重要 异常 紧急 重要 一般 紧急 一般 重要 一般 汇报调度, 加强监视、 跟踪测温。 加强监视,并进行跟踪测温 汇报调度,加强监视; 值班人员应进行跟踪巡视,将变 化汇报调度; 值班人员加强监视, 汇报调; 汇报调度 汇报调度,加强监视 汇报调度

第二节

检修后(含新安装)验收内容及要求

1 大修后(含新安装)验收内容及要求 1.1 冷却器装置及附件应无缺陷,且不渗油; 1.2 轮子的制动装置应牢固; 1.3 油漆应完整、相色标志正确; 1.4 变压器顶盖上应无遗留物; 1.5 事故排油设施应完好,消防设施应齐全; 1.6 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均打开,且指示正确;
第 7 页

祝桥变现场运行规程

1.7 1.8 1.9

接地引下线及其与主接地网的连接应满足要求,接地应可靠; 储油柜和充油套管的油位应正常; 分接开关的位置应符合运行要求;

1.10 变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求; 1.11 测温装置指示应正确,整定值符合要求; 1.12 冷却装置试运行应正常,联动正确; 1.13 变压器的全部电气试验应合格, 保护装置整定符合整定单, 操作及联动试验正确; 1.14 主变压器引线对地和线间距离应合格,各导线接头应紧固良好; 1.15 呼吸器应装有合格的干燥剂,检查应无堵塞现象; 1.16 气体继电器应放尽空气,并检查气阀无堵塞现象; 1.17 调压装置的电动、手动及远方操作均应正常,中性点接地闸刀远方、就地操作 应正常; 1.18 新投产的变压器图纸资料应正确、完整; 1.19 检修 (含新安装) 的变压器工作全部完毕后, 工作负责人要有明确的书面结论; 1.20 对验收中发现的问题值班人员要做好记录。 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 小修后验收内容及要求 小修应根据工作票的内容和工作记录进行验收; 小修工作结束应有明确的书面结论; 检查变压器上无遗留物; 检查小修过的设备无异常现象; 对验收中发现的问题值班人员要做好记录。

第三节
1 2

冷却系统

变压器的冷却器装置是变压器的重要降温设备,冷却器是否正常运行,直接关系 到变压器的安危,因此,对冷却器装置的正常运行显得特别重要。 主变冷却方式有两种:ONAN(自冷)/ONAF(风冷) ;

3 1号、2号主变的冷却系统是有片式散热器、风机组成的。 3.1 1号主变冷却器风扇 3.1.1 1号主变冷却风扇风机的两路工作电源运行方式切换开关S1, 正常时1号主变放 于“电源A”位置(即所用电Ⅰ段电源) ;风扇手动/自动切换开关S2正常时放 于“自动”位置;在梅雨季节或天气潮湿时,可将箱内加热回路开关S3闭合, EH加热器即可工作。 (注:箱内温度不可超过40℃) 3.1.2 1号主变冷却风扇风机正常运行方式下的投切是根据主变油温和变压器负荷由 控制回路自动完成的。 3.1.3 当1号主变上层油温上升到60℃时,启动风扇;当上层油温下降到50℃时,风 扇停止;
第 8 页

祝桥变现场运行规程

3.1.4 当1号主变220kV侧电流达352A时,启动风扇;小于352A风扇返回。 3.2 2号主变冷却器风扇 3.2.1 2号主变冷却风扇风机的两路工作电源开关F1、F2均送出,但应根据正常工作 在所用电哪一段电源决定送电源开关的先后,原则“要用哪一段哪一段先合” ; 正常运行时运行电源失去时,自动切至备用电源。 3.2.2 冷却器风扇风机正常运行方式下的投切控制方式选择开关S切“自动”位置, 并根据油面温度、绕组温度和高压侧电流大小自动投切。 3.2.3 油面温度定值低值50度(返回值) ,中值60度(启动奇数组风扇) ,高值60度(启 动偶数组风扇) 。 3.2.4 绕组温度定值50度返回,60度启动风扇。 3.2.5 当2号主变220kV侧电流达352A时,启动风扇;小于352A风扇返回。 4 冷却器定期切换的内容及要求 4.1 冷却器定期切换周期:冷却装置每月切换试验一次,一般定在每月的1日进行。 4.2 冷却器装置定期切换内容:分电源切换和风扇完好率切换试验两种。 4.3 冷却器装置的缺陷定性见表2-2: 表 2-2 缺 陷 主变冷却器缺陷定性分析 定 性 处 理 方 法

冷却装置1/4以上风机故障 其他冷却设备故障

重要 一般

加强巡视 汇报调度,加强巡视

第四节
1 变压器并列运行的基本条件 1.1 接线组别相同; 1.2 电压比相等; 1.3 短路阻抗相等; 2 变压器的一般运行方式:

运行操作注意事项

变压器的运行电压一般不应高于该运行分接开关额定电压的105%。 2.1 变压器顶层油温一般不超过表2-3的规定。当冷却介质温度较低时,顶层油温也 相应降低。一般不宜经常超过85℃。 表 2-3 主变压器油温控制 冷却方式 自然循环自冷、风冷 冷却介质最高温度 40 最高顶层油温 95

2.2 变压器三相负载不平衡时,应监视最大一相的电流。 3 主变档位表
第 9 页

祝桥变现场运行规程

1#主变档位 高 电 压 (V) 242000 239250 236500 233750 231000 228250 225500 222750 电 流 (A) 429 434 439 445 450 455 461 467 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9A 220000 472 9 9B 217250 214500 211750 209000 206250 203500 200750 198000 478 485 491 497 504 511 518 525 10 11 12 13 14 15 16 17 压 侧 开关位置 选择开关 1 2 3 4 20-21 5 6 7 8 9(21) 20 1(22) 2 3 20-22 20-22 4 5 6 7 8 9 20-21 开关范围 接线标志 1-V-x 2-H-v 3-V-x 4-H-v 5-V-x 6-H-v 7-V-x 8-H-v 9-V-x 10-H-v 1-V-x 2-H-v 3-V-x 4-H-v 5-V-x 6-H-v 7-V-x 8-H-v 9-V-x

中 电压(V) 117000



侧 电流(A) 888

低 电压(V) 37000



侧 电流(A) 1404

第 10 页

祝桥变现场运行规程

2#主变档位: 高压侧 H.V 端子编号 O-A-B-C 位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9a 9b 9c 10 11 12 13 14 15 16 17 217250 214500 211750 209000 206250 203500 200750 198000 334.9 339.2 343.6 348.1 352.7 357.5 362.4 367.4 478.4 484.5 490.8 497.3 503.9 510.7 517.7 524.9 220000 330.7 472.6 电压 242000 239250 236500 233750 231000 228250 225500 222750 电流 ONAN 300.6 304.1 307.6 311.2 314.9 318.7 322.6 326.6 ONAF 429.4 434.4 439.4 444.6 449.9 455.3 460.9 466.6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 K 1 2 3 4 5 6 7 8 9 000+ 0+ 分接连接

中压侧 M.V 端子编号 Cm-Bm-Am-Om 117000 37000 4 冷却器装置的运行方式 4.1 需要检修某组冷却器风扇时,应将该组冷却器风扇电动机开关( 1 号主变: Q3-Q12、2号主变:Q1-Q26)切开。 4.2 检修后的冷却器风扇复役, 合上该组冷却器风扇电动机开关 (1号主变: Q3-Q12、
第 11 页

621.8 983.1

888.3 1404.4

低压侧 L.V 端子编号 c-b-a

祝桥变现场运行规程

2号主变:Q1-Q26)即可。 4.3 1号主变冷却器风扇电源有两个(A、B电源) ,正常情况下1号主变A电源投入, B电源备用;2号主变冷却器风扇电源也有两个(主、备电源) ,正常情况下主电 源投入。两个电源应主备切换正常。 4.4 5 5.1 当冷却器风扇有部分不正常时,主变不宜超额定电流运行。 变压器投、停运操作顺序及注意事项 在投运变压器之前,值班人员应仔细检查,确认变压器在良好状态及其保护装 置在投入状态,并具备带电运行条件。并注意外部及顶部有无异物,临时接地 线是否拆除,分接开关位置是否正常,各阀门开闭是否正确。 5.2 5.3 变压器在投运时,应先合上电源侧开关,再合上负荷侧开关;变压器停役时, 应先拉开负荷侧开关,再拉开电源侧开关。 新投产或大修中更换线圈的变压器在首次投入运行时,应在额定电压下冲击合 闸五次或三次,冲击时应满足继电保护要求,并进行核相。有条件时应先进行 零起加压试验。 5.4 6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 新装、大修、事故检修或换油后的变压器,在施加电压前静止时间不应少于以 下规定:220kV及以下48h。 分接开关的操作、运行注意事项 有载调压开关额定调压范围为:220×8±1.25%kV 在运行主变220kV有载分接开关调压操作时,可在杭调调度的许可下,由变电所 当值,按电压控制曲线进行;并注意二次调压间隔时间至少在5分钟以上。 1号、2号主变并列运行,其调压操作应轮流逐级进行,即“一台主变调一挡, 另一台也调一挡” 。 当在调压过程中发生异常情况可揿紧急制动按钮断开调压开关的三相交流操作 电源,由专业人员查明原因后,方可再次电动操作; 所用盘上操作电源相序不得更改,以免造成事故; 有载调压机构检修后试操作必须遵守“先手动、后电动操作”的原则,试操作 必须在主变不运行的情况下进行,电动操作时应试验极限开关的功能; 手动操作时一般应先切断三相操作交流电源,然后插入手动摇柄;在手动操作 中因它的极限限位仅由机械极限顶块和限位钉来控制,因此有载调压开关在第1 档或第19档位置时,手动摇时要注意方向,一般情况下不宜手动操作。 7 7.1 7.2 变压器运行注意事项 每一绕组负荷不得超过其额定值。 变压器的外加一次电压可以比额定电压高,但一般不得超过相应分接头电压的 5%,不论电压分接头在何位置,如所加一次电压不超过其相应额定值的5%,则 变压器的二次侧可带额定电流。 7.3 变压器的两只上层油温温度计温度不一致时,应以温度高为依据。
第 12 页

祝桥变现场运行规程

8 瓦斯、压力释放装置等保护运行注意事项 瓦斯保护和压力释放装置都是利用变压器内部发生故障时油箱内产生气体来动 作, 特别是瓦斯保护它对变压器内部任何故障都有很高的灵敏度,是变压器内部故障 的主保护。 8.1 变压器运行时,主变本体重瓦斯保护和有载重瓦斯应接入跳闸。主变本体压力 释放、有载压力释放投信号。 8.2 变压器运行时,瓦斯保护与主变差动保护不得同时停用, (特殊情况由调度和上 级有关部门决定) 。 8.3 变压器在运行中进行滤油、补油,换潜油泵或更换净油器吸附剂时,应将重瓦 斯改信号,此时变压器差动保护应接入跳闸位置,工作完毕待变压器空气排尽 后,方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。 8.4 当变压器油表指示的油面有异常升高或呼吸系统有异常现象时,为了查明原因, 需要打开各个放气或放油塞子、阀门时,应先将重瓦斯改信号。 8.5 新装、停电检修和调换瓦斯继电器后的变压器,投入运行时必须先将空气排尽, 在带负荷(强油循环变压器必须将全部油泵投入运行)运行24小时内瓦斯保护 无发信及其它异常情况后,方可将重瓦斯保护投入跳闸,但当变压器冲击合闸 或新装变压器空载试运行时,瓦斯保护应投入跳闸。 8.6 运行中发生瓦斯保护误动, 应及时与调度取得联系, 并停用该保护直至查明原因。 8.7 压力释放保护动作后,应及时检查变压器本体是否有异常情况,及四周的喷油 情况,并与调度取得联系。 8.8 瓦斯保护和压力释放装置动作跳闸,主变不得投入运行。 8.9 瓦斯继电器内应充满油。 9 中性点接地闸刀操作原则方法。 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 正常运行方式下,1号主变高中压侧中性点接地闸刀常接地,2号主变高中压侧 中性点接地闸刀不接地。 1号主变本体停役或者高中压侧单侧停役时,先合上2号主变高中压侧中性点接 地闸刀,然后停役所需停役设备,最后拉开1号主变高中压侧中性点接地闸刀。 1号主变本体复役或者高中压侧单侧复役时,先合上1号主变高中压侧中性点接 地闸刀,然后复役所需复役设备,最后拉开2号主变高中压侧中性点接地闸刀。 2号主变本体停役停(复)役时,先合上2号主变高中压侧中性点接地闸刀,然 后停(复)役所需停(复)役设备,最后拉开2号主变高中压侧中性点接地闸刀。 2号主变高中压侧停(复)役时,先合上2号主变需停(复)役侧中性点接地闸 刀,然后停(复)役所需停(复)役设备,最后拉开2号主变需停(复)役侧中 性点接地闸刀

第五节

事故及异常情况处理
第 13 页

祝桥变现场运行规程

值班人员在变压器运行中发现不正常现象时,应设法尽快消除,并报告调度及有 关领导和做好记录。 1 1.1 事故及异常情况处理 变压器有下列情况之一者应立即停运。 (若有运用中的备用变压器,应尽可能先 将其投入运行。 ) 1.1.1 变压器声响明显增大,很不正常,内部有暴裂声。 1.1.2 严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计的指示限度。 1.1.3 套管有严重的破损和放电现象。 1.1.4 变压器冒烟着火。 1.1.5 当发生危急变压器安全的故障,而变压器的有关保护装置拒动时,值班人员应 立即将变压器停运。 1.1.6 变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况,对变压器构成严重威胁时,值 班人员应立即将变压器停运。 2 瓦斯保护装置动作的检查处理 瓦斯保护动作时,会发出主变各侧跳闸信号,及“瓦斯保护动作”告警信息,主 变各侧表计为零的现象。此时值班人员首先解除开关的变位信号,并报告调度,同时 应立即对变压器进行外部检查,注意有无喷油、冒烟、漏油、并观察主变的油位、油 色及油温的变化情况;并将主变改检修,做好安全措施,以便检修人员进行检查。 3 差动保护动作的检查处理 差动保护动作时,会发出主变各侧跳闸信号,及“差动保护动作”告警信息,主 变各侧表计为零的现象。 此时值班人员首先解除开关的变位信号和复归保护信号,并 报告调度;同时应立即对主变差动保护区的套管、导线、流变、开关、闸刀、接头等 有无放电和烧伤痕迹,主变、流变、开关的油位、油色、油温有无异常情况等;找到 并隔离故障点,做好安全措施,以便检修人员进行检查。 4 瓦斯、差动保护同时动作的检查处理 瓦斯、 差动保护同时动作时, 一般主变一定有故障, 应对主变压器进行全面检查, 检查方法按主变瓦斯和主变差动保护动作时的方法。 5 6 6.2 6.3 压力释放动作处理; 主变压力释放动作重点检查无喷油、油色、油温有无异常情况等。 主变本体着火的处理 停用冷却器; 手动开启主变消防报警系统。 手动/自动按钮严禁操作,正常应在手动位置(手动指示灯亮) ,可实现对 1号主 变本体(1号地址、2号地址)和2号主变本体(4号地址、5号地址)的温度进行检测, 只要温度达到105℃时,即发出报警。其中3号地址为1号主变手动报警按钮、6号地址 为2号主变手动报警按钮、7号地址为SP室手动报警按钮。
第 14 页

6.1 将主变改为冷备用;

祝桥变现场运行规程

接到火警后,应先根据报警地址号确认几号主变有火警,然后按1号、2号主变动 力阀启动按钮,再按1号主变启动阀启动按钮(启动1号主变泡沫释放阀)或者2号主变 启动阀启动按钮 (启动2号主变泡沫释放阀) ,即可实现对1号主变本体或者2号主变本 体的喷淋;如果装置打在自动位置,自动选择打开加压阀和泡沫释放阀,完成对1号 主变本体或者2号主变本体的喷淋。 操作箱内有一个交流电源开关、备用电源(直流电源)开关,正常时都送上,面 板上“交流指示” “直流指示”灯亮,任何一路电源消失,面板上“交流故障”或“直 流故障”灯亮。 6.4 消防报警系统的操作注意事项: 6.4.1 本变电所火灾报警控制系统具有自动和手动功能, 但鉴于消防误喷对带电运行 的变压器伤害较大,甚至会引起主变故障,所以运行时均采用火灾自动报警, 人工确认后手动打开相应的控制阀进行泡沫喷淋灭火。 6.4.2 在一般情况下,联动主机应处在手动状况下,防止误报警产生误动作。 6.4.3 所有报警、联动设备平时应处于正常工作状态,不得随意关闭。 6.4.4 火警报警后,经检查无火警时,应确认喷淋系统在手动位置才能按复位键。 6.4.5 在交流电源失去、直流电源供电情况下,喷淋装置运行最多不能超过2小时。 6.5 消防设备的正常检查项目: 6.5.1 储液罐液位正常 6.5.2 动力源、启动源正常。 6.5.3 电磁阀门正常。

第三章
第一节





开关的一般检查项目及运行注意事项

1 开关新安装或检修试验后,应检查下列项目: 1.1 瓷套清洁、无裂纹,开关上无遗留杂物; 1.2 导电连接处连接应可靠; 1.3 机械指示与开关实际位置应一致; 1.4 外壳接地应良好; 1.5 操作箱、端子箱内二次接线应完好,电源闸刀、熔丝应恢复原来状态。 1.6 电动操作二次,分合闸应正常。 1.7 SF6气压力是否正常,无渗漏现象。 1.8 机构箱远近控切换开关在远方位置。 2 开关在运行中的检查项目: 2.1 瓷开关分、合闸指示位置应与实际运行状态相符合。 2.2 导套管、瓷瓶无裂纹,无放电痕迹、无杂物。
第 15 页

祝桥变现场运行规程

2.3 2.4 2.5 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

机引线的连接部位接触良好,无发热现象; 外操作箱、端子箱的门应关闭良好,无异常气味,箱内清洁、干燥。 SF6气压、液压机构油压在正常范围内。 在下列情况下应进行特殊巡视: 瓷新投运设备的巡视检查周期应相对缩小,投运12小时后正常巡视; 导高峰负荷期间应开展夜间熄灯巡视,检查有无闪络、发红现象; 机雷雨天气检查有无冒气、大雪天气检查有无融雪现象; 外大风天气检查导线有无松动及被大风吹来的杂物挂住; 高温季节应加强对所内设备的测温巡视。 运行注意事项: 负荷电流超过额定值,应立即汇报有关调度,并且加强巡视; 开关的操作熔丝和合闸熔丝,应符合设计要求,按规格放置; 开关操作机构内交流电源的相序不得任意变更; 开关的手动紧急跳闸机构,不得任意触动; 运行中的断路器除正常的计划性大修外,对开关故障跳闸的次数已达到额定次 数减一次时,值班员应向调度提出停用重合闸,并作缺陷处理。开关经大修后, 开断次数均从0次开始统计。一次重合闸失败,作二次“短路跳闸”计算;

4.6 4.7 4.8 4.9

当开关断开短路电流后应检查开关有无异常现象,外观正常,套管有无裂纹等 现象。 正常运行时,机构应始终保持在储能状态,检修时应断开所有操作电源。 进入35kV开关室前,应开启通风装置; 防潮装置应长期开启。

第二节
1 2 3 4 5 6

开关操作的一般规定

开关合闸送电或向母线充电,必须先投入有关保护装置; 在带电情况下,严禁进行慢速分合闸操作; 开关分合闸操作后,应检查后台机指示正常及三相电流指示是否一致;检查现场 结构分合闸指示是否正常; 分相操作的断路器操作时,发生非全相合闸,应立即拉开合上相,重新操作合闸 一次,如仍不正常,则应拉开合上相并切断控制电源,查明原因。 运行中110kV、220kV开关机构内“远方/就地”开关应放在“远方”位置; 220kV开关在运行中发现气体压力异常,严禁对断路器进行停、送操作,

第三节
1

开关的异常情况及事故处理

开关的常见故障及处理方法见表3-1:
第 16 页

祝桥变现场运行规程

表 3-1 故障类别 可能原因

开关的常见故障及处理方法 处理方法 立即取下控制熔丝, 然后手动拉开, 在冷备用状态下对机构和跳闸回路进行 检查,若是直流电压太低,进行调整; 若是由于远近控开关不一致造成的开关 拒分,应将远近控开关放致相应位置 (1)改冷备用进行检查 (2)检查合闸回路,检查有无跳闸脉 冲存在 (3)检查、更换合格的熔丝 (4)更换防跳继电器 (5)应将远近控开关放致相应位置

拒绝 跳闸

(1)跳闸机构卡住 (2)操作回路故障 (3)直流电压太低 (4)远近控开关不一致

拒绝 合闸

(1)合闸机构卡住 (2)操作回路故障 (3)直流电压太低 (4)防跳继电器电压电流线圈绝 缘损坏 (5)远近控开关不一致

2、开关的事故处理: 2.1 开关凡出现下列情况之一,立即停用; 2.1.1 套管有严重破损和放电现象; 2.1.2 灭弧室冒烟或内部有异常声响; 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.2 液压机构突然失压到零; 机构失灵误动或拒动; 桩头、引线处有发红发热现象; 跳闸时严重喷油; SF6气压严重下降并发信。 故障开关的停用,必须用上一级开关隔离电源后,才能操作。只有负荷侧设备 线夹发热等故障,不影响开关的开断能力,才允许用本开关切断电源。 2.3 开关越级跳闸的处理: 2.3.1 查明保护动作情况,确定拒动开关; 2.3.2 手动拉开拒跳开关,隔离故障设备恢复送电;

第四节
1 概述:

SF6 开关

1.1 本所35kV、110kV、220kV开关均采用SF6气体作为灭弧介质,称为SF6断路器, 它是利用触头断开时,在触头间形成的高压气流吹灭电弧。此压力为1-1.5Mpa,正 常时作为绝缘,其压力较低,约0.3-0.7 Mpa。SF6气体在封闭系统中循环使用。 1.2 SF6断路器的灭弧性能好, 断路器绝缘强度高, 同级电压的断口比少油断路器少。 SF6气体分解后可复合,不分解含碳等有害物质。在严格控制水分的情况下,生 成物无腐蚀性,SF6气体绝缘不下降,故允许SF6断路次数多,周期长。无论开
第 17 页

祝桥变现场运行规程

断大小电流,SF6灭弧效果均很好。SF6气体导热率高,允许通过电流大。 1.3 SF6在常温下是无色、无臭、不燃、无毒的气体,绝缘性能优良,是空气的2.5-3 倍,不会老化变质,不溶于水和变压器油,不与氧、氮、铅及其它许多物质发 生作用,比重为空气的5倍。因此在大量泄漏的时候,沉积于地面,有可能引起 人的窒息。电弧在SF6中,弧柱导电率高,导热性能好。交流过零时,SF6的绝 缘强度恢复比空气快100倍,因此易于熄弧。 1.4 SF6在电弧和电晕作用下产生有剧毒的低氧化物,可引起绝缘和结构材料的损 坏。SF6分解受水分及电场不均匀的影响很大,故要求其纯度高,不含水分。 1.5 本所220kV开关采用液压操作机构。110kV、35kV开关采用弹簧操作机构。 2 SF6开关的正常运行注意事项: 2.1 2.2 断路器应按其额定电压和额定电流运行,断路器的负荷电流一般不应超过其额 定值。 开关控制柜内远方就地选择开关正常运行时钥匙置于“远方 (remote)”远方位 置。置于“就地(local) ”位置时作为就地分合闸用。正常运行时将钥匙取下, 集中存放于控制室钥匙柜。 严禁将拒绝跳闸的断路器投入运行。 严禁对运行中的断路器进行慢分、慢合。 开关在事故跳闸后,应进行全面、详细地检查,对切除短路电流跳闸次数达到 规定次数时(规定次数前一次时应停用重合闸) ,应进行检修。 断路器无论是什么类型的操作机构,均应保证有良好足够的操作能源。

2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

当因压力(液压或SF6压力)异常导致断路器分、合闸闭锁时,不准擅自解除闭 锁进行操作。 2.8 断路器的外壳及底座应有明显的接地标志,并可靠接地。 2.9 断路器的分合闸指示应易于观察,且指示正确。 2.10 防凝露加热器必须长期投入运行。 2.11 除开关检修状态外,任何时候严禁就地合闸操作。 3 SF6开关的正常巡视: 3.1 检查SF6气体压力应正常。 220kV开关数据见下表 20 度时的正常压力 20 度时的泄漏信号 20 度时的总闭锁压力 Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa 110 kV开关数据见下表 20 度时的正常压力 20 度时的泄漏信号 20 度时的总闭锁压力 Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa
第 18 页

7.0/0.7 6.4/0.64 6.2/0.62

6.0/0.6 5.2/0.52 5.0/0.50

祝桥变现场运行规程

3.2 液压压力监控。 220 kV开关数据见下表 动 作 安全阀 氮气泄漏 液压泵合 自动重合闸闭锁 合闸闭锁 总闭锁 3.3 值 单 位 数 值

Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa Bar/mpa

375/37.5 355/35.5 320/32.0 308/30.8 273/27.3 253/25.3

检查断路器各部分通道有无异常(漏气声、振动声)及异味,道连接头是否正 常,机构是否渗漏油。检查其绝缘套管应无裂缝,无放电痕迹和脏污现象。

3.4 检查接头接触处有无过热现象,导线弛度适中。 3.5 检查机构箱门应关好。断路器的实际位置与机械指示器及监控系统应相符。 3.6 110kV弹簧操作机构应检查弹簧状态,当在分闸状态时,合闸弹簧应储能。 3.7 机构中的远方—就地控制开关应在远方位置。 4 SF6开关投产及工作后验收: 4.1 断路器应固定牢靠,外表清洁完整,瓷套完整无损,动作性能符合规定。 4.2 电气连接可靠且接地良好。 4.3 电气连接及其操动机构的联动应正常,无卡阻现象。分合闸指示正确,辅助开 关动作正确可靠。 4.4 密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定,电气回路传动正确。 4.5 SF6气体的压力泄漏率和含水量应符合规定。 4.6 油漆应完整,相色标志正确,接地良好。 4.7 液压系统应无渗漏油,油位正常,压力表指示正常。 5 SF6开关事故及异常情况处理: 5.1 一般性故障及异常处理方法同其它开关。 5.2 SF6压力泄漏到5.0 bar时(220kV 为 6.2 bar)开关闭锁,此时不能进行带电分 合闸操作(包括就地手动) 。 5.3 如SF6气体不正常降低,会发出SF6气压降低报警信号,开关必须立即分闸,直 至检修恢复压力后,开关才能重新合闸。如断路器中SF6气压降低到正常的灭弧 能力都不能保证时,总闭锁就会起作用,并闭锁所有电动操作。 5.4 如SF6压力降低到3bar及以下,断路器不能进行任何操作(包括手动) 。 5.5 弹簧操作机构当发出合闸闭锁信号时,应检查电动机电源开关F1是否断开,并 试合电源开关,如仍跳开,应汇报调度,予以检修。 5.6 液压机构,液氮压力监视器在漏氮时会:
第 19 页

祝桥变现场运行规程

5.6.1 立即关闭油泵 5.6.2 发出“漏氮”信号 5.6.3 瞬时闭锁机构合闸功能,并延时3小时闭锁分闸功能。 5.7 发出漏氮信号后,应立即向调度汇报,并应在3小时内将此开关分闸。 液压机构检修后,有可能不能复归,产生闭锁,此时应对FS6开关进行手动复归。

第五节
1 概述:

35kV 开关柜

DNF7 (KYN41-40.5L) 铠装移开式户内交流封闭开关设备系在法国AREVA DNF7 产品基础上开发的新一代开关柜,开关柜由手车室、电缆室、母线室、手车、低压室、 倒线室及架空进线室七大模块拼装组成。开关柜装有CYZT9032型开关状态指示器, 当湿度大于60RH或将形成凝露时加热,温度小于等于5度时,启动加热,断路器、母 线、电缆及低压部分由接地的金属隔板分开,组成一个全封闭铠装设备。开关柜设有 机械或电气联锁。手车有几种形式:断路器手车、隔离手车、避雷器手车等,各类手 车均有识别装置,以保证同类型手车能够互换,不同类型手车不能互换 。 2 2.1 开关柜检查项目 柜体检查:

2.1.1 柜上装置元件,零部件均应完好无损。 2.1.2 各联接部分应紧固,螺纹联接部分应无松动。 2.1.3 柜内元件及绝缘件无受潮、锈蚀等现象。 2.1.4 柜门的开闭应灵活。 2.1.5 开关二次插头完好无损,接触良好。 2.1.6 引线联接良好,且联接牢固,相序正确无误。? 2.1.7 绝缘隔板完好。 2.1.8 柜体接地良好。 2.1.9 开关柜带电显示器、储能开关、加热器开关正常时应开启。 2.2 隔离开关的检查: 2.2.1 机械联锁装置可靠灵活,扳动时无卡住现象; 2.2.2 机构元件及绝缘件无受潮、锈蚀等现象; 2.2.3 定位机构无损坏变形; 3 3.1 3.2 3.3 4 4.1 断路器检查项目; 对断路器的操动机构进行合、分操作,无卡住现象; 弹操机构在合闸操作后自动储能正常?; 各个弹簧完好无损; 电压互感器检查项目: 熔丝完好无损,高压熔丝应加扎带;
第 20 页

祝桥变现场运行规程

4.2 伞裙表面清洁; 5 所用变熔丝检查项目: 5.1 熔断器完好无损; 5.2 熔断器瓷瓶完好,接触良好; 6 柜体自带防误与系统防误装置配合可实现以下防误操作闭锁功能: 6.1 手车在任何位置间移动时,断路器只能处于分闸状态,且不能合闸。 6.2 只有当手车被锁定在试验位置或工作位置时,才能对断路器分、合闸操作。 6.3 开关小车在“工作位置” ,线路侧接地闸刀不能操作,开关小车二次插件不能操作。 6.4 线路侧高压带电显示装置显示有高压电时,线路侧接地闸刀不能操作。 6.5 线路侧接地闸刀“分闸位置” ,开关小车才能进到“工作位置” 。 6.6 后柜门在打开位置,线路侧接地闸刀不能操作。 6.7 接地闸刀在分闸位置,后柜门不能打开 7 开关柜温控装置 7.1 温度大于等于60RH或形成凝露时加热 7.2 温度小于等于5度启动加热,大于等于25度停止加热。

第四章
1 闸刀新安装或大修后的检查项目





1.1 三相是否同期,刀刃接触是否良好,分闸位置角度是否达到要求; 1.2 110kV、220kV 闸刀操作时,稳定性是否良好,转动应灵活; 1.3 闸刀分闸时要注意定位销是否可靠锁住; 1.4 1.5 电动操作的闸刀,先手动操作,然后进行电动操作,并检查电动机构有无异常 现象,检查各种电气闭锁是否良好; 带接地闸刀,应检查主刀与接地刀之间的机械联销是否可靠,接地闸刀带电气 防误装置的,应检查闭锁销子完整,电气回路正常。 1.6 辅助接点接触是否良好。 2 闸刀运行中的检查项目 2.1 绝缘瓷瓶有无严重倾斜,裂纹、放电痕迹; 2.2 刀刃接触处和母线连接处,有无发热现象; 2.3 各种连杆有无变形,断裂、严重锈蚀; 2.4 电动操作机构箱有无进水,箱子是否可靠关闭; 2.5 定位销必须可靠销住; 2.6 有无鸟窝及杂草悬挂在上面。 3 闸刀的运行注意事项 3.1 禁止用闸刀向主变向线路充电,以及切除负荷电流、接地电流; 3.2 正常情况下允许用闸刀进行操作的设备有:压变、避雷器、空载所用变、消弧
第 21 页

祝桥变现场运行规程

线圈(系统未接地时) ,主变中性点,以及当母联开关在合闸非自动状态时,进 行正、副母倒闸操作; 3.3 3.4 3.5 3.6 在正常情况下允许用闸刀操作的设备,当它们发生故障时,必须用开关进行隔 离电源,禁止用闸刀进行操作; 倒母操作时,要注意闸刀辅助接点对电压回路切换、母差电流切换是否良好; 闸刀单侧有电,另一侧在检修状态,绝对禁止对其操作机构进行检修; 闸刀操作如遇到遥控不能操作时,到现场就地操作要认真核对设备命名,确认 位置正确,并由监护人向值长提出,值长经现场核实无误后,方可手动解除防 误编码锁进行电动操作;当电动失灵时,首先核对设备,检查位置正确无误, 由监护人向值长提出,并由值长现场核实无误后,然后方可手动操作。 3.7 闸刀电动操作熔丝,选配合适,定期进行核对性检查,在操作中熔丝熔断要查 明原因后才更换熔丝,防止由于机械卡住而强行电动操作,造成支持瓷瓶断裂, 必要时可采用手动试操作。 3.8 3.9 每把电动闸刀电动操作熔丝、控制熔丝正常运行中应取下。该闸刀要操作前接 通,操作完毕后取下。 高温、高峰期采用红外线测温仪测温,及时发现缺陷。 3.10 操作注意事项: 3.10.1 操作前应检查开关确在断开位置; 3.10.2 操作前应考虑对继电保护的影响,必要时将有关保护停用; 3.10.3 操作地刀前应验明接地设备确无电压; 3.10.4 操作中必须使用防误装置,不得擅自强行解除操作; 3.10.5 用闸刀进行解环操作时,应将环路中所有开关改为非自动,并考虑对继电保 护的影响及潮流的变化; 3.10.6 发生带负荷误拉闸刀进,如刀片刚离刀口(已起弧) ,应立即将刀闸反方向操 作合上;但如已误拉开,且已切断电弧时,则不许再合闸刀。 3.10.7 误合闸刀,则不论任何情况,都不准再拉开。如确需拉开,则应用开关将负 荷切断后,再拉开误合的闸刀。 3.10.8 操作终了,机构的定位销子应正确就位并上锁; 3.10.9 停役操作时,先负荷侧后电源侧,复役时相反; 3.10.10 操作机构失灵时,严禁强行操作,须经查明原因后方可操作; 3.10.11 当电动操作失灵并急于复役时,应在确认符合操作下方可用手动操作(按强 行解除防误装置处理) 。 3.11 隔离开关异常运行及事故处理 3.11.1 运行中发现隔离开关的触头或联接部分发热、变色,应立即汇报调度及有关 领导,并加强现场监视,采取减负荷或停电方法,待有关带电部分隔离后, 方可进行处理。 3.11.2 运行中发现绝缘支持瓷瓶闪络,严重裂纹或断裂时,应立即汇报调度和有关
第 22 页

祝桥变现场运行规程

领导,并根据情况的严重程度及时停电进行处理。 3.11.3 3.11.3.1 3.11.3.2 3.11.3.3 3.11.3.4 闸刀操作发生拒绝拉合时的检查及处理: 检查转动瓷瓶是否损坏,拉杆销子是否脱落。 检查操作机构是否有锈蚀,断裂变形和损坏现象。 在冬季应检查转动瓷瓶操作机构活动部分是否有被冰块卡住 检查是否有落入杂物而增加阻力的原因,而拒绝拉合。

当发现以上情况之一时,能自行处理时,运行人员应尽速进行处理后再操作,若 不能操作,应及时汇报调度和有关领导,由检修人员来处理。

第五章
第一节

压变、流变

压变、流变的检查项目及运行注意事项

1 压变、流变运行中的检查项目 1.1 导电连接处无发热; 1.2 油位指示应正常,无漏氮,漏油现象; 1.3 干燥剂无变色,端子箱门应关住; 1.4 绝缘瓷套无裂纹,无放电痕迹; 1.5 本体无异常声响。 2 压变运行注意事项 2.1 二次回路不得短路; 2.2 母线压变大修或更换后,应核对相位,正付母压变二次回路应进行并列试验, 线路压变大修或更换后,?可用同期装置核对相位; 2.3 压变停役前应考虑,对有关保护装置和自动装置电压回路失压后的影响; 2.4 压变停役的操作顺序:先低压、后高压,复役操作反之。 3 流变运行注意事项 3.1 二次回路严禁开路,并且可靠接地; 3.2 二次接线变动或大修后,应保证极性正确,变比符合要求,继电保护带负荷试 验正确后,方可将有关保护投入运行,在仪表回路上工作,应考虑对继电保护 和自动装置的影响。 4 操作: 4.1 4.2 停用压变或取下二次熔丝时,应考虑对继电保护及测量装置的影响,特别是母 差保护,必要时停用有关保护。 停役时应先断开二次侧,再断开一次侧,复役时与此相反,目的是防止二次侧 冲击空载压变,引起二次过电流;

第 23 页

祝桥变现场运行规程

第二节
1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

压变、流变的异常运行情况和事故处理

当压变高压熔丝熔断, 应更换合格的熔丝, 若连续熔断二次, 应停用压变查明原因; 当流变二次回路开路,可能有下列现象; 有光字牌显示“交流电流断线” ; 有关电流表指示不稳或等于零,三相表计不一致; 流变有电磁振动声或放电声; 开路点燃烧,出现火苗; 当流变二次回路开路,应迅速做好安全措施,加以短路,如果开路点一时难以找 到,应该减负荷,必要时进行停电检查处理。 压变、流变出现下列情况之一者,应立即停用 内部有严重的放电声和电磁振动声; 严重漏油; 有强烈的异常气味或冒烟燃烧; 瓷套破裂; 压变高压熔丝连续熔断二次; 运行中的 CT 发热过高时,值班人员应加强监视,报告调度和上级领导,在监视

中可用手触电流互感器之低铁壳, 同其它电流互感器比较发热程度, 并监听有无声响, 如发热严重应怀疑 CT 内部绝缘已老化过热,有进一步焦化击穿的危险。此时,应把 情况报告调度,要求停电处理。

第六章
第一节
1 2 3 4 5

防雷设备和接地装置
防雷设备的检查项目

避雷器与导线的连接良好,瓷套及拉捧无裂纹、无放电痕迹; 避雷器、避雷针接地可靠,应定期进行预试; 避雷器、避雷针无倾斜; 氧化锌避雷器在线监测仪泄漏电流在正常范围内; 避雷器接地扁铁应无锈蚀,如锈蚀 1/3 以上应作为重要缺陷上报;

第二节
1 2 3

防雷设备运行注意事项

避雷器在雷雨季节不得退出运行。 (三月一日至十月三十一日) ; 独立避雷针的接地电阻每三年测量一次,电阻值<10Ω ; 全所接地网电阻每三年测量一次,电阻值<0.5Ω ;
第 24 页

祝桥变现场运行规程

4 电气设备应遵照每年编制的雷季运行方式运行; 5 每月检查一次避雷器动作记录仪和在线监测仪电流表的数据,并做好记录; 6 在雷雨或雷击事故发生后应对避雷器进行下列检查: 6.1 计数器是否动作,并作记录; 6.2 外部是否完好,瓷套有无裂纹、破裂,表面有无放电痕迹; 6.3 上部引线及接地线是否良好,引下线有无放电痕迹,断股等情况; 6.4 应记录动作次数及泄漏电流。 7 对于氧化锌避雷器,当表计读数大于正常泄漏电流值的 1.2 倍时,应注意记录和 加强巡视,作一般缺陷处理;当表计读数大于正常泄漏电流值的 1.4 倍时,应报 重要缺陷。

第三节
1 概述:

氧化锌避雷器

我所配置的防雷装置是Y10Wz系列110kV和220kV氧化锌避雷器,其结构由主体 元件绝缘底座, 接线盖板和均压环等组成。 避雷器内部采用氧化锌电阻片为主要元件。 它具有良好的伏安特性, 当系统出现大气过电压或操作过电压时,氧化锌电阻片呈现 低电阻,使避雷器的残压限制在允许值以下,从而对电力设备提供可靠的保护,而在 避雷器额定电压和系统正常运行电压下,由于有优异的非线性,它呈现高阻值,使避 雷器的结构大为简化,额定电压110kV避雷器由一节元件组成,额定电压220kV的避 雷器由二节元件组成。 我所氧化锌避雷器的放电计数器采用JCQ-3型在线监测仪。JCQ-3型在线监测仪 将电流测量及放电计数器集于同一容器中与避雷器串联于电网中运行, 电流测试仪监 视避雷器的泄漏电流值, 放电计数器指示避雷器放电次数。 根据泄漏电流的变化情况, 可及时判断避雷器运行过程中因内部受潮或机械损伤等造成的异常情况, 防止事故的 发生。35kV1号-2号电容器采用JCQ-CII型在线监测仪,其原理同上。 2 运行注意事项: 2.1 巡视时检查避雷器与导线的连接是否良好,接地是否可靠,避雷器有无倾斜, 瓷瓶有无破裂损坏。 2.2 每月或遇雷电后应检查放电计数器的动作情况。 2.3 氧化锌避雷器上泄漏电流在线检测仪应每隔一个星期左右抄录一次,并记下天 气情况,如有异常应按缺陷管理规定上报。 2.4 抄录在线检测的泄漏电流指示值应在天气晴好的日子进行。 2.5 有下列情况之一时应将防雷设备停役处理: 2.5.1 接地电阻不合格; 2.5.2 接地引下线断股未与接地网联接 2.5.3 瓷套损坏,均压环脱落,避雷器严重倾斜;
第 25 页

祝桥变现场运行规程

2.5.4 氧化锌避雷器泄漏电流读数偏大(1.4倍) 。 3 3.1 3.2 3.3 避雷器的故障处理: 避雷器故障,但未造成接地时,应根据具体情况带电拆头或将其停役处理; 避雷器如闪络放电、爆炸等造成单相接地,对于保护已动作切除电源,此时可 拉开闸刀,隔离故障的避雷器,将其他正常的设备投入运行。 对于保护可能不动作,此时一般不允许用闸刀拉开已故障的避雷器,应拉开有 关电源开关,然后拉开闸刀,隔离故障避雷器。

第七章

35kV 系统单相接地和处理
单相接地的判断

第一节
1

接地信号动作,记录各相对地电压、测量各线电压,再根据下表进行判断。 故障 相别 A B C A B C 相 Ua 接近零 正常 正常 0 线电压 线电压 电 Ub 正常 接近零 正常 线电压 0 线电压 压 Uc 正常 正常 接近零 线电压 线电压 0 Uab 线 电 Ubc 压 Uca ?相电压 线电压 线电压 线电压 线电压 接 地 光字牌 亮 亮 亮 亮 亮 亮

故 障 类 别 压变高 压熔丝 熔 断 系统单 相完全 接 地 2

?相电压 线电压 ?相电压 ?相电压 线电压 线电压 线电压 线电压 线电压 线电压

线电压 ?相电压 ?相电压

判断单相接地还应与系统上发生铁磁谐振相区别, 发生铁磁谐振时有假接地现象, 开口三角出现高压,但相电压变化不大,接近正常值,线电压无规则的变化,当 发生基波铁磁谐振时,可采取下列措施,破坏其谐振条件:

2.1 2.2

双母线运行时,停用一组压变; 投入备用线路; 当发生分频或高频铁磁谐振时,?会引起压变熔丝熔断或压变烧毁,为避免事故

发生,必须处理迅速,并且对压变加强监视。本所采用电脑消谐装置,可避免谐振现 象的产生。 单相接地与铁磁谐振的现象特征比较性 故障性质 单相 接地 金属性 非金属性 电 压 特 点

接地相电压为零;非接地相电压上升为线电压 接地相电压降低但不为零;非接地相电压升高但低于线电压

第 26 页

祝桥变现场运行规程

基波 谐振

一相电压低但不为零,两相电压高超过线电压,表针碰足。或两 相电压低但不为零,一相电压高,表针碰足。 三相电压依次轮流升高,并超过线电压(不超过二倍相电压)表 针碰足。或三相电压表指针在同范围内低频摆动。 三相电压同时升高,远超过线电压(可达4倍左右相电压) ,表针 碰足(发生机会很少)

谐 振
分频 谐振 高次 谐振

第二节

寻找接地故障的原则及注意事项:

1 寻找接地故障的原则、注意事项。 1.1 检查35kV线路保护装置有无接地告警; 1.2 如果35kV侧并列运行时,将35kV母分改热备用(解列) ; 1.3 拉开接地母线上的电容器开关; 1.4 在接地运行时,要加强设备巡视,单相接地运行,一般不得超过2小时;

第八章



线

1 母线是变电所的重要设备,起汇集和分配电能的作用,平时要加强检查,确保安 全运行。 2 母线的运行检查项目 2.1 导体连接处有无发热变色现象,示温片不融化; 2.2 母线上无杂物悬挂; 2.3 铝母线无剧烈振动; 2.4 瓷瓶和穿墙套管有无放电声,放电痕迹和裂纹; 2.5 导体连接处的温度和温升最高允许值列于下表: 表 9-1 序号 1 2 3 4 接 点 名 称 母线允许温度及温升 最高允许温度℃ 温 70 110 70 120 度 温 45 75 45 85 升

各种金属导线及母线 铜铝及其它金属连接点 压接式连接点 熔断器连接点

3 本所220kV\110kV为铝合金硬母线,35 kV为铜质硬母线 4 当发现母线或其接头发热烧红,应立即将该母线或有关设备停役检修,若母线发
第 27 页

祝桥变现场运行规程

生断股或短路故障,则按母线事故处理。 5 5.1 5.2 5.3 5.4 6 6.1 操作注意事项 进行母线操作时应注意对母差保护的影响,各组母线电源与负荷是否合理。停 用母线压变时应考虑对继电保护自动装置和表计等影响。 在母线停电之前应先拉开该母线压变次级开关或熔丝,以防止倒送电。 用开关向母线充电时,应投入充电保护或后备保护。母线检修结束复役时,尽 量避免用闸刀向母线充电; 母线停复役时应避免发生铁磁谐振。 母线故障处理 由于220kV和110kV母线相间距离较大一般相间短路的机率较小,故障较多的是 单相接地,当发生单相接地故障时,一般母差保护动作,将母联开关及故障母 线上的全部开关跳开,运行人员遇此情况,不允许对母线进行强送,而应报告 调度,仔细检查有故障的母线。 6.2 由于35kV系统是小电流接地系统,发生单相接地时,检查是Ⅰ段或Ⅱ段母接地, 应根据调节度命令进行母线上的所有馈线开关进行试跳。若发现母线有接地, 则需停用接地段母线进行处理。发生母线接地时的检查操作必须严格执行安规 规定。

第九章
第一节
1 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 运行检查项目: 电缆外壳接地良好; 电缆头应无漏油漏胶; 电缆头无放电痕迹和发热变色现象; 运行注意事项: 不允许三蕊电缆中的一蕊接地运行;

电力电缆

电力电缆的运行检查项目及注意事项

电缆线路的正常工作电压, 一般不超过电缆额定电压的15%, 升压运行后必须经 过试验鉴定并经生技科批准后方可继续运行; 电力电缆应按不同季节所规定的允许负荷运行; 电缆原则上不允许过负荷运行,即使在处理事故时出现的过负荷,也应迅速恢 复其正常电流; 基建施工和起重打庄,不得在电力电缆埋入的地方进行,如果需要必须预先明 确电缆走向,并采取必要的保护措施。

第二节

检修后验收内容及要求
第 28 页

祝桥变现场运行规程

1 电缆规格应符合规定,排列整齐,无机械损伤。 2 电缆应设标示牌,并齐全、正确、清晰,电缆的相色应正确。 3 电缆终端、电缆接头不应有渗油现象。 4 电缆外壳接地应良好,电缆支架等金属部件无锈迹。 5 电缆沟内应无杂物,盖板齐全。 6 直埋电缆路径标志应清晰、牢固,应符合要求。 7 做好电力电缆的原始记录、实验记录及电缆的技术资料。

第三节

电缆的异常及事故处理

1 运行的电缆接头确定为发热情况必须汇报调度及有关部门,必要时应要求调度减 少负荷,停电处理。 2 电缆故障修复后,必须核对相位,并有耐压实验记录,合格后,可投入运行。 3 当发现电力电缆,有下列情况之一者,要求停役处理: 3.1 外皮破损或未接地; 3.2 接地电阻不合格; 3.3 电缆油、胶外溢; 3.4 电缆长期处于积水中。

第十章
第一节
1

所用电系统

所用电的正常运行方式

本所有两台容量为 400kVA 树脂绝缘干式的所用变,型号: SC9-400/35 37 ± 5%/0.23-0.4kV D,yn11 Ud%=6.5。正常运行时,#1所用变连接35kVⅠ段母线,#2 所用变连接35kVⅡ段母线。 两台所用变分别装有BWD-3K320D型变压器温度控制 器。风扇在所变铁芯温度达90度时启动,80度时返回,100度高温报警,115度超高 温报警。正常情况下,显示A、B、C三相温度,按下“风机”按钮,手动启动风 机,再按一次,风机转为自动启动。

2 1号所用变低压侧供1号、2号屏负载、2号所用变低压侧供4号、5号、6号屏负载、 3号屏为1号所用变进线开关和分段开关屏。 3 所用变系统的相位,不准随意变更,当所用变更换检修后,须进行核相正确后, 方可投运。 4 所用变母线电压,应保持在361—399伏之间,不符合要求,应立即调整所用变分 接开关位置。 5 所用变低压侧共提供四十一路出线。 均为自动空气开关与组合开关型式。 分别如下:
第 29 页

祝桥变现场运行规程

5.1 Ⅰ段低压母线所接负荷为: 5.1.1 直流系统交流电源(一) ; 5.1.2 就地继电器室动力箱; 5.1.3 屋外正常照明(一) ; 5.1.4 110kV断路器电动机及加热器(一) ; 5.1.5 220kV断路器电动机及加热器(一) ; 5.1.6 1号主变冷却器(一) ; 5.1.7 2号主变冷却器(一) ; 5.1.8 备用; 5.1.9 备用; 5.1.10 220kV配电装置检修箱; 5.1.11 110kV配电装置检修箱; 5.1.12 火灾报警装置(一) ; 5.1.13 通信电源(一) ; 5.1.14 35kV配电装置室动力箱; 5.1.15 主控楼、就地继保室打印机、照明电源(一) ; 5.1.16 35kV配电装置检修箱; 5.1.17 35kV断路器电动机及加热器(一) ; 5.1.18 主控楼底层动力箱; 5.2 Ⅱ段低压母线所接负荷为: 5.2.1 主控楼二层动力箱; 5.2.2 35kV断路器电动机及加热器(二) ; 5.2.3 主控楼底层空调动力箱; 5.2.4 主变检修箱; 5.2.5 1号主变冷却器(二) ; 5.2.6 通信电源(二) ; 5.2.7 备用; 5.2.8 备用; 5.2.9 35kV1号消弧线圈;35kV2号消弧线圈 5.2.10 2号主变冷却器(二) ; 5.2.11 110kV断路器电动机及加热器(二) ; 5.2.12 220kV断路器电动机及加热器(二) ; 5.2.13 电能采集装置;1号、2号消谐装置调档控制电源 5.2.14 火灾报警装置(二) ; 5.2.15 试验电源屏电源; 5.2.16 生产UPS电源; 5.2.17 备用;
第 30 页

祝桥变现场运行规程

5.2.18 雨水泵; 5.2.19 35kV防误闭锁电源; 5.2.20 事故照明逆变器屏电源; 5.2.21 直流系统交流电源(二) ; 5.2.22 主控楼、就地继保室打印机、照明电源(二) ; 5.2.23 监控UPS电源; 6 低压侧正常运行方式: 6.1 1号、2号主变冷却器(一) 、 (二)均送出。 6.2 直流系统交流电源(一) 、直流系统交流电源(二)均送出。 6.3 主控楼、就地继保室打印机、照明电源(一) 、主控楼、就地继保室打印机、照 明电源(二)均送出。 6.4 通信电源(一) 、 (二)均送出。 6.5 火灾报警装置电源(一)送出、火灾报警装置电源(二)因现场电源屏内只接 一路电源而不送。 6.6 220kV断路器电动机加热器(一) 、 (二)均送出, (一)段通过设于甲4432线开 关端子箱内的1K向乙4431线、220kV正母Ⅰ段压变、220kV副母Ⅰ段压变、1号 主变220kV提供电源; (二) 段通过设于萧电一线开关端子箱内的2K向萧电二线、 2号主变220kV、220kV1号母联提供电源;通过设于220kV1号母联开关端子箱内 的3K联络。正常1号、2号所用变低压侧分裂运行时,规定1K、2K合上,3K断开。 6.7 110kV断路器电动机及加热器(一) 、 (二)均送出, (一)段通过设于祝城 1251 线开关端子箱内的1K向祝城1251线、祝东1252线、1#主变110kV、祝霞1256线、 祝丽1253线、2#主变110kV、祝电1255线、110kV正、副母压变、所前1250线提 供电源; (二) 段通过设于祝山1254线开关端子箱内的2K向110kV母联提供电源; 通过设于110kV母联开关端子箱内的3K联络。正常1#、2#所用变低压侧分裂运 行时,规定1K、2K合上,3K断开。 6.8 35kV断路器电动机及加热器 (一) 、 (二) 段电源均送出, (一) 段通过设于35kV2 号所用变母线闸刀柜上部端子箱内的 2K向35kV2号所用变母线闸刀柜、 35kV2 号电抗器开关柜、2号主变35kV开关柜、35kV2号接地变开关柜、35kVⅡ段母线 压变柜、35kV母分Ⅱ段母线闸刀柜、35kV母分开关柜、1号主变35kV开关柜、 35kVⅠ段母线压变柜、35kV1号电抗器开关柜、35kV1号所用变母线闸刀柜、 35kV1号接地变开关柜提供电源; (二)段电源通过设于备用3532线开关柜上部 端子箱内的6K向备用3531线、 祝水3533线、 备用3535线、 杭齿3547线、 祝净3537 线、备用3539线、35kV1号电容器、祝美3530线、备用3532线、备用3534线、备 用3536线、祝义3538线、备用3540线、35kV2号电容器开关柜提供电源;通过设 于备用3534线开关上部端子箱内的4K联络。正常1号、2号所用变低压侧分裂运 行时,规定2K、6K合上,4K断开。 35kV防误闭锁电源送出, (一)段通过设于35kV2号所用变母线闸刀柜上部端
第 31 页

祝桥变现场运行规程

子箱内的1K向35kV2号所用变母线闸刀柜、 35kV2号电抗器开关柜、 2号主变35kV 开关柜、35kV2号接地变开关柜、35kVⅡ段母线压变柜、35kV母分Ⅱ段母线闸 刀柜、35kV母分开关柜、1号主变35kV开关柜、35kVⅠ段母线压变柜、35kV1 号电抗器开关柜、35kV1号所用变母线闸刀柜、35kV1号接地变开关柜提供防误 电源; (二) 段电源通过设于备用3532线开关柜上部端子箱内的5K向备用3531线、 祝水3533线、备用3535线、杭齿3547线、祝净3537线、备用3539线、35kV1号电 容器、祝美3530线、备用3532线、备用3534线、备用3536线、祝义3538线、备用 3540线、35kV2号电容器开关柜提供防误电源;通过设于备用3534线开关上部端 子箱内的3K联络。防误(一) (二)段电源均从Ⅱ段所用电屏35kV防误闭锁电源 送出,正常运行时,规定1K、5K合上,3K断开。 6.9 就地继电器室动力箱、屋外正常照明(一) 、220kV配电装置检修箱、110kV配 电装置检修箱、35kV配电装置室动力箱、35kV配电装置检修箱、主控楼底层动 力箱、主控楼底层空调动力箱、主控楼二层动力箱、主变检修箱、35kV1号消弧 线圈、35kV2号消弧线圈、电能采集装置、1号、2号消谐装置调档控制电源、试 验电源屏电源、生产UPS电源、雨水泵、事故照明逆变屏电源、监控UPS电源均 送出。 7 所用电的停复役不属调度管辖,由本所负责,如所领导不在,由当值负责。

第二节

所用变的操作

1 35kVⅠ、Ⅱ段母线分裂运行时,其中一台所用变需停役,须先将切断所用变低压 进线开关(二) ,合上低压联络开关,然后将所用变低压进线开关(二)操作至 “试验位置” ,切断所用电低压开关(一)后,再进行一次侧停役操作。复役时 先进行一次复役操作,合上所用电低压开关(一)后,切断低压联络开关,再合 上停役所用变低压进线开关(二) 。 2 35kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行或单母运行时,其中一台所用变需停役,可先将低压 Ⅰ、Ⅱ段母线用联络开关并列,然后切断停役所用变低压开关(二) 、将低压开 关(二)操作至“试验位置” ,切断所用变低压开关(一)再进行一次侧停役操 作。并列运行复役操作反之。

第三节
1 1.1 1.2 1.3

所用电的事故处理

所用电突然失去时,不论是所用变故障还是其他原因使电源消失,均应优先恢复 下列回路供电: 主控楼和就地继电器室的监控系统电源; 主变压冷却系统电源; 直流系统充电电源;
第 32 页

祝桥变现场运行规程

1.4 通讯电源; 1.5 220kV、 110kV、35kV系统开关的交流储能电源。 2 所用变的故障处理: 2.1 所用变本体故障及高压熔丝熔断造成失压的处理。断开失压所用变低压进线开 关、拉出低压进线开关小车,合上所用变低压Ⅰ、Ⅱ段联络开关,将失压所用 变改检修,更换高压熔丝,或对本体进行检查试验。 2.2 所用变低压回路故障,造成所用变低压总开关跳开,引起失压的处理:拉开各 路有关空气小开关或拉出熔丝小车更换熔丝,然后逐路试送(合上空气开关或 推进熔丝小车) 。判断故障点进行隔离,恢复正常运行。

第四节

所用电运行注意事项

1 现场检修试验电源不得安装触电保安器,不然高压试验时触电保安器将动作。 2 应在温控装置调试正常后,先将所用变投入运行,再投入温控装置。 3 所用变高压熔丝熔断更换同型号熔丝后再熔断一次,应认为所用变有故障,需请 有关专业人员进行检查。 4 因35kV1号、 2号消弧线圈调谐装置调档控制电源接于主控楼、 就地继保室打印机、 照明、消谐装置电源(二) ,在35kV2号所用变低压失电情况下,首先应考虑恢复 2号所用电低压电源,如无法恢复时,应提醒调度此时消弧线圈无法调档。 5 所用变风机温控装置正常情况下显示A、B、C三相温度,按下“风机”按钮,手 动启动风机;再按一下,转为自动启动风机;现所用变自动启动回路设定值: 启动90度,返回80度,100度报警,115度超高温报警。 6 所用变的高压熔丝为XRNT-35/10A, 请勿和35kV压变高压熔丝XRNP-35/0.5A混淆。

第五节

所用变的验收检查项目

1 检查箱体和铁心是否已永久接地; 2 线圈和铁心的绝缘电阻是否符合规定; 3 分接片是否按照铭牌和分接指示片及整定要求,在合适的档位;目前我所1号、2 号所用变都在2档位置。 4 检查风机、稳控设备及其它辅助器件能否正常运行,检查风机转向是否正常(风 从线圈底部向上吹入为正向) 。

第十一章

电力电容器及辅助设备
电力电容器
第 33 页

第一节

祝桥变现场运行规程

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3 3.1 3.2 3.3 4 5 6 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

电力电容器运行中的检查项目: 导电连接处无发热变色现象,示温片无熔化。 瓷瓶、套管无裂纹及放电痕迹。 熔丝无熔断。 外壳无渗油和明显鼓肚现象。 三相电流平衡。 遮栏完整,支架牢固。 串联电抗器无异常声音; 检修试验后的验收: 接线是否正确,导电连接处是否紧密,有否松动。 接地可靠、相色完整。 瓷瓶、套管应清洁无裂纹。 外壳无明显鼓肚,无渗漏油现象。 熔丝配置是否符合要求。 支架有否锈蚀。 电力电容器的运行注意事项: 电力电容器三相电流不平衡率不得大于5%,否则应采取调整措施。 电力电容器外施电压不超过39kV。 电力电容器开关跳闸后不得强送。如确认熔丝熔断或压变二次失压造成开关跳 闸,更换熔丝后或恢复压变二次电压后,可试送一次。 电力电容器切断外施电压后,通过放电线圈和电容器内部放电电阻将电荷放尽。 但此时在电容器上工作,仍需对电容器进行放电。 单只电容器熔丝熔断需更换同型号熔丝时,应将该组电容器改检修。同时还需在 更换熔丝前将熔断处两端进行放电后才能更换熔丝。 电力电容器自切断外施电压后,五分钟内不得重新投入运行。 在下列情况下应立即将电容器停役,并汇报有关部门: 电容器外壳严重凸肚、漏油; 电容器放电线圈,电抗器着火; 放电压变严重漏油,放电线圈断裂; 连接搭头严重发热; 套管严重放电闪络。

第二节
1 1.1 1.2 运行中检查:

电抗器及放电线圈等辅助设备

油色、油位、油温是否正常,有无渗漏油情况。 有无异常音响。
第 34 页

祝桥变现场运行规程

1.3 各相瓷瓶清洁、无裂纹和放电痕迹。 1.4 装置呼吸器畅通。 2 运行中的注意事项: 内部有异常放电声湿度上升和油大量溢出, 严重漏油。 瓷瓶严重破损等需停役检查。

第三节

本所电容器的配置及操作

1 本所35kV系统共安装二组并联电容器(1号、2号) ,1号并联电容器接于35kVⅠ段 母线,每组48台电容器,总容量为9600kVar,单只电容器容量为200kVar,2号并 联电容器接于35kVⅡ段母线,每组48台电容器,总容量为9600kVar,单只电容器 容量为200kVar 2 电力电容器的操作: 2.1 当35kV母线电压高于规定的上限值,应停用电容器,当35kV母线低于规定的下 限值,应投入电容器。 2.2 35kV 母线电压规定的上下限,按杭调颁发的电压合格率的控制范围,上限值 37.5kV,下限值34kV。

第十二章

35kV 电抗器

并联电抗器的作用: 补偿电网的容性电流,限制系统电压升高和操作过电压的产 生,保证线路的可靠运行。

第一节
1 电抗器巡视检查

电抗器运行巡视检查

1.1 导线连接处无发热及变色现象。 1.2 电抗器声响正常,无异常振动、放电声。 1.3 本体外观清洁无垢。 1.4 母线及辅助设备应清洁无垢,相色显明正确,瓷瓶无破损、裂纹及放电痕迹。 1.5 连接螺栓、垫圈等完整、齐全、连接紧固无松动、无锈蚀、无发热现象。 1.6 电抗器线圈应无变形,外部绝缘漆应完好。 1.7 设备外壳接地应可靠完好。 2 缺陷管理及定性 电抗器组常见缺陷按下列原则分类处理: 电抗器组常见缺陷分析 缺 陷 定
第 35 页











祝桥变现场运行规程

电抗器的连接点温度超过100℃ 电抗器连接点温度超过80℃ 三相同一部位温差超过30℃,且最 高温度未超过80℃

紧急 重要 一般

停电处理 汇报调度,加强监视 加强监视,并进行跟踪测温

第二节
1 2 3 4 5 6 7 8

并联电抗器的运行注意事项

正常运行中,不允许用闸刀切断电抗器。 严禁电抗器和电容器同时运行。 并联电抗器开关分闸后,必须过5分钟后,才能进行再次合闸操作,在操作时若发 生开关合不上或跳跃等情况,不可连续进行合闸、以防损坏并联电抗器。 并联电抗器开关跳闸后,不允许强行试送,应根据保护动作情况,查明保护动作 原因,确认非设备故障,方可试送。 在腰荷时段切除电容器后主变高压侧无功还是倒送系统,且220kV母线电压不低 于225kV的,应投入电抗器。 当系统电压偏高时,又在低峰时段时,应首先考虑并联电抗器投入,再考虑调整 主变有分接开关,以保证母线电压质量。 当系统电压偏低时,又在低峰时段时,应首先考虑调整主变有载分接开关,再考 虑并联电抗器退出,以保证母线电压质量。 当并联电抗器具备允许投运条件时,在切除所有电容器后还不能使主变高压侧的 功率因数降到0.97以下时, 应投入电抗器, 但出现当220kV母线电压低于225kV时, 必须切除电抗器 (注:正常运行方式下,当某220kV主变110kV侧出线电缆的充电功率(可采用计

算值)达到电抗器容量的60%以上,调度应通知运行部门该电抗器具备允许投运条件)

第十三章

35kV 接地变及消弧线圈
第一节 概 述

1

因35kV系统电网的扩大及电缆出现的增多,系统对地电容电流急剧增加,单相接 地后流经 故障点电流较大,电弧不易熄灭,容易产生间隙性弧光接地过电压,同 时由于电磁式电压互感 器铁芯饱和时容易引起谐振过电压, 导致事故跳闸率明显 上升。为解决上述问题,采用谐振接地方式,在中性点装设消弧线圈,补偿接地 时故障点的电容电流,防止事故的扩大。

2 35kV配电网中,变压器绕组通常采用为?接法,无中性点引出,这就需要用接地 变压器引出中性点。
第 36 页

祝桥变现场运行规程

3 接地变的特征: (1)零序阻抗低(2)激磁阻抗大(3)功耗小。绕组采用Z形接线。 4 接地变压器功能:35kV线圈(Z形接法)的中性点与可变电抗器串联再接地, 它们只 有电路上的联系,没有磁路上的联系,作为消弧线圈使用;当系统单相接地时, 可根据接地电容电流的大小进行自动调整电感量 (又称为自动跟综),起到抑制谐 振的作用;工作时,可以自动,也可以手动;正常工作在“自动位置” 。 5 有载消弧线圈是一带有铁芯的电感线圈,设有15档分接开关,通过电动机来调整 分接头的位置来改变消弧线圈的电感量。当系统发生单相接地时,流过消弧线圈 的感性电流与流入接地点的容性电流相位相反,接地弧道中的残流即为电感电流 与电容电流的差值;调整电感电流,就可以使接地残流达到最小值,从而消除接 地过电压。阻尼电阻用来限制谐振过电压,保护整套装置安全运行。当系统发生 谐振时(即XC=XL) ,保证中性点的位移电压UN小于15%相电压,维持系统的正 常运行,防止谐振过电压。阻尼电阻回路中采用可控硅保护单元,当系统发生单 相接地时,中性点电压升高,中性点电流增大,当大于设定值,可控硅触发导通, 迅速将阻尼电阻短接,当接地消失时,可控硅在过零时自动关断,恢复正常运行。

第二节

正常巡视内容及要求

1 接地变、消弧线圈日常巡视检查内容: 1.1 导线连接处无发热及变色现象、示温片不熔化,无异常声音。 1.2 接地变、消弧线圈正常运行无异常响,无异常振动、放电声;系统接地时有嗡 嗡声但应无杂音。 1.3 本体外观清洁无垢。 1.4 运行中通风应良好,防小动物进入的措施完整;其周围不得堆放杂物或放置易 燃、易爆物品。 1.5 母线及辅助设备应清洁无垢,相色显明正确,瓷瓶无破损、裂纹及放电痕迹。 1.6 连接螺栓、垫圈等完整、齐全、连接紧固无松动、无锈蚀、无发热现象。 1.7 接地变、消弧线圈线圈应无变形,外部绝缘漆应完好。 1.8 遮栏防误应完好。 1.9 后台机指示无接地电流。 1.10 35kV系统接地时应对消弧线圈进行特巡, 主要检查接地变、 消弧线圈本体, 有 无异常杂音、如有嗡嗡声但应无杂音应属正常,同时应检查连接处有无发热。

第三节

检修后验收内容及要求

1 本体外观清洁无垢,瓷瓶应清洁无破损和裂纹。 2 引线接触应牢固,接地装置应完好无锈蚀,设备外壳接地应可靠完好。 3 母线及辅助设备应清洁无垢,相色显明正确,瓷瓶无破损、裂纹及放电痕迹。
第 37 页

祝桥变现场运行规程

4 5 6 7 8 9

连接螺栓、垫圈等完整、齐全、连接紧固无松动、无锈蚀现象。 接地变、消弧线圈线圈应无变形,外部绝缘漆应完好。 分接开关调整灵活、可靠,指示正确。 电动调档操作可靠,档位指示跟现场档位一致。 网状遮栏应完好。 后台机指示无接地电流。

第四节
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

运行注意事项

消弧线圈的投切、档位的改变及故障状态的处理等的操作,均应根据调度的命令 执行。 消弧线圈操作,应先确认该补偿系统确无接地及消弧线圈运行正常,方可对消弧 线圈进行操作。 系统有接地故障时,会发出“消弧线圈保护动作”光字牌信号。若此巡视消弧线 圈时应穿绝缘靴。 消弧线圈带负荷运行时间及温度不得超过铭牌规定的允许时间和温度,否则应切 除故障线路。 经消弧线圈接地的系统,在线路跳闸强送时,严禁将消弧线圈停用。 消弧线圈可在运行状态下调档操作,但不准在系统有接地状态下,进行调档操作。 在系统发生接地故障时,不得停用消弧线圈。 当系统有接地现象时,确需操作消弧线圈,此时应找出接地线路,并将接地线路 隔离,然后方可操作消弧线圈。 系统有接地现象时,消弧线圈最大运行时间不得超过2小时。 消弧线圈的调整分自动调谐与手动调谐,正常运行时应为自动调谐。 消弧线圈的调整以过补偿的运行方式为基础。 但消弧线圈的容量不足或其它特殊 情况下允许短时采用欠补偿的运行方式。 当出现谐振时,可通过调整35kV线路或母线的运行方式,也可以拉开对应接地 变开关。 严禁在消弧线圈谐振状态下或系统发生接地故障时拉开接地变负荷开关。 消弧线圈并联电阻故障, 消弧线圈可继续运行,但须退出消弧线圈调谐装置并联 电阻选线功能。中性点阻尼电阻故障,消弧线圈须退出运行。 谐振接地系统与非谐振接地系统发生单相接地故障时, 允许持续接地运行时间不 超过2小时,在特殊情况下需超过2小时的,须经有关领导批准。

第五节
1

消弧线圈异常情况及事故处理

消弧线圈有下列故障应立即停用:
第 38 页

祝桥变现场运行规程

1.1 响声异常或有放电声。 1.2 套管破裂放电或有闪络现象时。 1.3 消弧线圈着火或冒烟。 1.4 温度或温升超铭牌规定的允许范围。 1.5 消弧线圈带负荷运行时间超过铭牌规定的允许运行时间。 1.6 分接开关接触不良。 消弧线圈允许运行时间见表 1号消弧线圈(XHDCZ-2200/35) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 电流 A 30 32.7 35.6 38.8 42.3 46.1 50.3 54.8 59.7 65.1 允许时间 h 长期 长期 8 8 8 8 7 7 5 5 序号 11 12 13 14 15 电流 A 70.9 77.3 84.2 91.8 100 允许时间 h 3 3 2 2 2

2号消弧线圈(XHDCZ-2200/35) 序号 1 2 3 4 5 电流 A 30 32.7 35.6 38.8 42.3 允许时间 h 长期 长期 8 8 8 序号 11 12 13 14 15 电流 A 70.9 77.3 84.2 91.8 100 允许时间 h 3 3 2 2 2

2 号消弧线圈(XHDCZ-2200/35) (续) 序号 6 7 8 9 电流 A 46.1 50.3 54.8 59.7 允许时间 h 8 7 7 5
第 39 页

序号

电流 A

允许时间 h

祝桥变现场运行规程

10

65.1

5 2号消弧线圈(XHDCZ-2200/35) (完)

2

缺陷管理及定性 消弧线圈常见缺陷定性分析 缺 陷 定 紧急 重要 重要 一般 性 处 理 方 法

消弧线圈或接地变的连接点温度超 过100℃ 有载开关电动不能操作 消弧线圈或接地变连接点温度超过 80℃ 瓷件有小块损伤,但不影响运行

汇报调度,上报紧急缺陷,停运 消弧线圈或接地变 汇报调度; 汇报调度, 汇报调度

当对发现的缺陷应及时汇报调度和变电站有关人员, 按照局缺陷管理要求填报缺 陷单并对缺陷进行跟踪。

第十四章
第一节

直流系统
概 述

本所的直流系统采用艾默生网络能源有限公司的 PowerMaster 智能高频开关电力 操作电源系统,型号为 GZDW44120220。主要用于电力系统中的发电厂,水电站和 各类变电站,用于断路器分合闸及二次回路中的仪器,仪表,继电保护和事故照明。

第二节
1

工作原理

两路交流输入主设备工作,其中输入 1 为主供电,输入 2 为备用供电回路,经过 充电柜交流分配单元,供给充电模块,充电模块分为两个部分,分别供给动力负 载和控制负载,其中三个模块给动力母线供电,另三个模块给控制母线供电,动 力母线和控制母线负极相连,正极通过降压硅堆连接,三根母线分别经过汇流排 汇接后进入馈电柜,动力母线分两路供给负载,控制母线分十二路供给负载。 充电柜,馈电柜和 HD22020-2 模块都有内置的监控电路。负责对自身状态进行监

控和告警,并与系统的监控模块通讯,监控模块一方面接受充电柜、馈电柜和充电模块 以及绝缘监测模块的信息,并进行相应的控制,一方面可通过多种通信方式连接后台计
第 40 页

祝桥变现场运行规程

算机,以实现集中监控,系统的信息可通过电力通信网络传送到异地远端计算机。 220V/60A 电源系统由一台充电柜,一台馈电柜组成,充电柜包括充电柜配电部 分,六个 HD22020 模块和一个监控模块以及一路电池接口,最大输出电流 60A,采 用 N+1 备份,馈电柜包括一个降压硅堆单元,绝缘监测模块和两路合闸输出以及十 二路控制输出。 2 直流馈电屏一负载:直流电压监视Ⅰ段电源空开、通讯电源空开、远动机Ⅰ段电 源空开、UPSⅠ段电源空开、主控楼继保室控制二小母线Ⅰ段电源空开(KM2) 、 就地继保室控制二小母线Ⅰ段电源空开(KM2) 、主控楼继保室保护小母线Ⅰ段 电源空开(JM) 、主控楼继保室控制一小母线Ⅰ段电源空开(KM1) 、就地继保室 保护小母线Ⅰ段电源空开 (JM) 、 就地继保室控制一小母线Ⅰ段电源空开 (KM1) 。 直流馈电屏二负载:直流电压监视Ⅱ段电源空开、远动机Ⅱ段电源空开、UPSⅡ 段电源空开、主控楼继保室控制二小母线Ⅱ段电源空开(KM2) 、就地继保室控制二 小母线Ⅱ段电源空开(KM2) 、主控楼继保室保护小母线Ⅱ段电源空开(JM) 、主控 楼继保室控制一小母线Ⅱ段电源空开(KM1) 、就地继保室保护小母线Ⅱ段电源空开 (JM) 、就地继保室控制一小母线Ⅱ段电源空开(KM1) 。 3 直流系统小闸刀配置表: 直流系统小闸刀配置表 主控楼继保室控制一小母线Ⅰ段电源小闸刀 1K (KM1) 乙 4431 线、 甲 4432 线监控 屏

主控楼继保室控制一小母线Ⅰ、 Ⅱ段电源联络小闸刀 2K (KM1) 110kV 母联保护屏 主控楼继保室控制一小母线Ⅱ段电源小闸刀 3K (KM1) 35kV 线路保护、监控屏三 主控楼继保室控制二小母线Ⅰ段电源小闸刀 10K (KM2) 220kV 母差保护屏 主控楼继保室控制二小母线Ⅰ、 Ⅱ段电源联络小闸刀 9K (KM2) 甲 4432 线第二套保护屏 主控楼继保室控制二小母线Ⅱ段电源小闸刀 7K (KM2) 1 号主变第一套保护屏 主控楼继保室保护小母线Ⅰ段电源小闸刀 4K (JM) 主控楼继保室保护小母线Ⅱ段电源小闸刀 6K (JM) 就地继保室控制一小母线Ⅰ段电源小闸刀 3K (KM1) 直流系统小闸刀配置表(续) 就地继保室控制一小母线Ⅰ、Ⅱ段电源联络小闸刀 2K(KM1) 萧电二线保护屏(二) 就地继保室控制一小母线Ⅱ段电源小闸刀 4K (KM1) 就地继保室控制二小母线Ⅰ段电源小闸刀 8K (KM2) 就地继保室控制二小母线Ⅱ段电源小闸刀 7K (KM2) 就地继保室保护小母线Ⅰ段电源小闸刀 5K (JM) 就地继保室保护小母线Ⅱ段电源小闸刀 6K (JM)
第 41 页

祝东 1252 线保护屏 35kV 母差保护屏 祝山 1254 线监控屏

主控楼继保室保护小母线Ⅰ、 Ⅱ段电源联络小闸刀 5K (JM) 110kV 母差保护屏

祝山 1254 线线保护屏 萧电一线保护屏(一) 萧电二线保护屏(二) 祝山 1254 线保护屏 萧电二线保护屏(二)

祝桥变现场运行规程

直流系统小闸刀配置表(完) 4 主控楼继保室直流系统各小母线所带负载表: 闸刀名称 所装设屏 所前 1250 线、祝电 1255 线监控屏 祝丽 1253 线、祝霞 1256 线监控屏 祝山 1254 线监控屏 110kV1 号母联、母设监控屏 1 号主变监控屏 公共信息工作站屏 保护管理机屏 2 号主变监控屏 主控楼继保室控制一 小母线Ⅰ段电源小闸 刀 1K (KM1) 220kV 母设、1 号母联监控屏 乙 4431 线、甲 4432 线监控屏 监控 监控 监控 监控 监控 通讯装置电源 装置电源 监控 监控 监控 作用

所用电、直流及消弧线圈接地变监控 监控 屏 祝东 1252 线保护屏 所前 1250 线保护屏 祝电 1255 线保护屏 祝丽 1253 线保护屏 祝霞 1256 线保护屏 祝城 1251 线保护屏 110kV 母差保护屏 110kV 母联保护屏 控制 控制 控制 控制 控制 控制 开关量电源、通讯 控制 控制一 开关量电源 控制一 控制一 控制一 控制一 控制、保护 控制、保护 控制、保护 控制、保护

主控楼继保室控制一 220kV1 号母联保护屏 小母线Ⅱ段电源小闸 220kV 母差保护屏 刀 3K (KM1) 乙 4431 线第二套保护屏 甲 4432 线第二套保护屏 1 号主变保护屏(三) 2 号主变保护屏(三) 35kV 线路保护、监控屏(一) 35kV 线路保护、监控屏(二) 35kV 线路保护、监控屏(三) 35kV 电抗器、电容器保护、监控屏
第 42 页

主控楼继保室直流系统各小母线所带负载表(续)

祝桥变现场运行规程

35kV 母设、母分备投监控屏 35kV 接地变保护、监控屏 35kV 接地变消谐装置 220 故障录波器(一) 110 故障录波器 35kV 母差保护 主控楼继保室控制二 220kV1 号母联保护屏 小母线Ⅰ段电源小闸 乙 4431 线第二套保护屏 刀 10K (KM2) 甲 4432 线第二套保护屏 主控楼继保室控制二 1 号主变保护屏(三) 小母线Ⅱ段电源小闸 2 号主变保护屏(三) 刀 7K 祝东 1252 线保护屏 所前 1250 线保护屏 祝电 1255 线保护屏 主控楼继保室保护小 祝丽 1253 线保护屏 母线Ⅰ段电源小闸刀 祝霞 1256 线保护屏 4K (JM) 祝城 1251 线保护屏 110kV 母差保护 110kV 母联保护屏 220kV1 号母联保护屏 220kV 母差保护屏 乙 4431 线第一套保护屏 主控楼继保室保护小 乙 4431 线第二套保护屏 母线Ⅱ段电源小闸刀 甲 4432 线第一套保护屏 6K (JM) 甲 4432 线第二套保护屏 1 号主变保护屏(一) 1 号主变保护屏(二)

保护、控制 控制、保护 装置电源 装置电源 装置电源 开关量电源 控制二 控制二 控制二 控制二 控制二 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护

主控楼继保室直流系统各小母线所带负载表(续) 闸刀名称 所装设屏 1 号主变保护屏(三) 2 号主变保护屏(一) 2 号主变保护屏(二) 2 号主变保护屏(三)
第 43 页

作用 保护 保护 保护 保护

祝桥变现场运行规程

35kV 母差保护屏

保护

主控楼继保室直流系统各小母线所带负载表(完) 5 就地继保室直流系统各小母线所带负载表: 闸刀名称 所装设屏 监控 装置电源 监控 控制 控制一 控制一 控制二 控制二 控制二 控制二 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 保护 作用

就地继保室控制一小 110kV 线路监控屏 母线Ⅰ段电源小闸刀 保护管理机屏 3K (KM1) 220kV 线路监控屏 就地继保室控制一小 乙 4431 线保护屏 母线Ⅱ段电源小闸刀 220kV 线路保护屏(二) 4K (KM1) 220kV 线路保护屏(二) 就地继保室控制二小 母线Ⅰ段电源小闸刀 8K (KM2) 就地继保室控制二小 母线Ⅱ段电源小闸刀 7K (KM2) 220kV 线路保护屏(二) 220kV 线路保护屏(二) 220kV 线路保护屏(二) 220kV 线路保护屏(二) 110kV 乙 4431 线保护屏 就地继保室保护小母 220kV 线路保护屏(一) 线Ⅰ段电源小闸刀 5K 220kV 线路保护屏(二) (JM) 220kV 线路保护屏(一) 220kV 线路保护屏(二) 110kV 乙 4431 线保护屏 就地继保室保护小母 220kV 线路保护屏(一) 线Ⅱ段电源小闸刀 6K 220kV 线路保护屏(二) (JM) 220kV 线路保护屏(一) 220kV 线路保护屏(二)

1K KM1(Ⅰ)

2K

3K KM1(Ⅱ)

第 44 页

祝桥变现场运行规程

10K KM2(Ⅰ)

9K

7K KM2(Ⅱ)

4K JM(Ⅰ)

6K JM(Ⅱ)

主控楼 继保室 正常运行时,规定 1K、3K、10K、7K、4K 合,2K、9K 分。
3K KM1(Ⅰ) 2K 4K KM1(Ⅱ)

8K KM2(Ⅰ)

7K KM2(Ⅱ)

5K JM(Ⅰ)

6K JM(Ⅱ)

就地继保室 正常运行时,规定 3K、4K、8K、5K 合,2K、7K、6K 分。

第三节

智能蓄电池组监测系统(V6.0)

1 系统包括电压采集模块、放电模块、控制显示操作面板三大部分,电压采集模块 用来检测单节电池电压、电流、温度等;放电模块可以实现对电池负荷能力的检 测,也可以实现对电池容量的核对性测试及电池性能的活化;控制显示操作面板 保证了对大量数据进行高速分析处理,而且实现了对数据的掉电保存。 2 蓄电池组为哈尔滨光宇蓄电池有限公司生产的固定型阀控密封铅酸蓄电池,型号 为 GFM-400Z,所内配有 A、B 两组蓄电池组,每组蓄电池有 105 只。 2.1 充电性能: 2.1.1 浮充电压2.23V/只.25℃。当环境温度与25℃相差超过5℃时,应对浮充电压进 行调节,温度高时,浮充电压应低于标准值;温度低时,浮充电压应高于标准 值。调节公式如下: Uf=2.230+(25-t)×0.003 ;Uf-设置浮充电压、t-环境温度。 2.1.2 电池无需均衡充电。 2.1.3 浮充总电压超出Uf×108V范围时应进行调整,否则影响电池寿命。 2.1.4 每月检查一次单只电池浮充电压,并做好记录,如运行到六个月,单只电池浮 充电压差超过0.03V,应报重要缺陷,要求厂家派人处理。
第 45 页

祝桥变现场运行规程

3

系统采用了日本HITACHI公司的大屏幕背光液晶显示屏,点阵高达320×240,可 视区域为118×88mm,可清晰地显示中文汉字及图形。选用菜单显示方式,面板 说明及操作方法如下:

取消键

确认键

POWER

ALARM

智能蓄电池组监测系 统 显示屏 电源指示 报警指示

3.1

开机及复位 示灯(POWER)亮、显示屏变亮。几秒钟后,系统进入自检程序,完毕后进入 主菜单(包括运行监测、动态放电测试、静态放电测试、记录查询、参数设置) 。

3.1.2 打开控制显示操作面板后的电源开关POWER,此时显示操作面板上的电源指

3.1.3 开机时如出现花屏、 死机现象, 可重新开启电源开关或插入复位键RESET小孔 按钮,使系统复位。 3.2 运行监测 进入运行监测状态。稍后,显示屏显示即时的电池充电电流、电池组的组端电 压、每节电池的电压、温度、日期、时间等。如一屏不能显示所有电池时,可 通过▲▼键翻页察看。 3.2.2 在运行监测状态中,系统可对数据进行整屏保存操作。如需将该时状态保存, 可按■键,屏幕右上角显示“是否保存?” ,再按■键,完成保存,显示题诗“保 存完毕” 。如不需保存,按●即可。保存即时数据可在“记录查询”中查看。 3.2.3 在运行监测状态下,电池电压上下限值均已在“参数设置”中设置。当有电池 电压超过设定限值时, 系统判定该电池故障, 发出报警, 面板上报警灯ALARM 闪光,蜂鸣器响,屏幕显示故障电池号数“#”反白。报警30秒后故障输出节 点闭合,给出远动报警信号,同时报警数据被保存,可在“记录查询”中查看。 3.2.4 要取消报警,可按●取消键,再按■确认键,则报警取消,系统对该电池不再 报警。 3.2.5 在运行监测状态下,如需回到主菜单,按下●取消键即可。
第 46 页

3.2.1 主菜单中,按▲或▼键移动手形指示符,使之指向“运行监测” ,然后按■键,

祝桥变现场运行规程

3.3 记录查询 3.3.1 在主菜单中选中 “记录查询” , 按■确认键进入查询子菜单, 按▲▼可选择查询。 3.3.2 “故障记录查询”显示故障类型、电池组编号、数值、发生时间。 3.3.3 选中“清除记录”进入清除记录子菜单,按▲▼键可选清除项目,按■确认键 清除该记录。 3.4 口令 3.4.1 系统要求输入口令时,操作面板上的功能健将转换为数字键:▲表示“1” ,● 表示“2” ,▼表示“3” ,■表示“4” 。 4 运行注意事项 4.1 五个充电模块正常运行时“电源”灯亮, “保护” 、 “故障”灯不亮;如发现“保 护” “故障”灯亮时,可短时拉开故障模块控制开关再送上,看能否恢复。 4.2 单只蓄电池电压不得高于2.33伏或低于2.13伏;

第四节

微机直流系统接地检测仪(WZJD-5A)

1 WZJD-6A型微机直流系统接地检测仪具有监测直流系统母线电压、正负母线对地 电压、正负母线对地绝缘电阻以及巡检支路接地电阻等实时状态的功能。 2 主机面板布置及说明

WZJD-5A 微机直流系统接地检测仪
电源指示 信号指示 超压报警 欠压报警 连续 绝缘报警 支路报警 瞬时接地 保护信号 记忆 复位 设定

2.1 按键 2.1.1 复位键:按下此键,检测仪软件将重新由起点开始运行。 2.1.2 设定键:按下此键,检测仪进入参数设定状态,液晶显示器显示相应画面。 2.1.3 连续键: 该键为复用键, 检测仪进入参数设定状态时, 此键为光标左移功能键, 每按一下,光标左移1位。非参数设定状态时,此键为连续查巡键,按下此键, 检测仪进入支路连续查巡状态。 2.1.4 记忆键: 该键为复用键, 检测仪进入参数设定状态时, 此键为光标右移功能键,
第 47 页

祝桥变现场运行规程

每按一下,光标右移1位。非参数设定状态时,此键为记忆功能键,检测仪在 母线监测工作状态下, 按下此键,液晶显示器将显示母线监测下所记忆的绝缘 电阻值及时间。 2.1.5 ↑键,该键为复用键,检测仪进入参数设定状态时,此键为光标所在位置的数 值加1功能键,每按一下,光标所在位置的数值加1。非参数设定状态下,该键 为单步查巡键,每按一下,支路号加1。 2.1.6 ↓键,该键为复用键,检测仪进入参数设定状态时,此键为光标所在位置的数 值减1功能键,每按一下,光标所在位置的数值减1。非参数设定状态下,该键 为单步查巡键,每按一下,支路号减1。 2.2 指示灯 2.2.1 电源指示灯:接通仪器工作电源时,该灯亮。 2.2.2 信号指示灯:仪器进入支路检测状态后,该灯亮且闪烁。 2.2.3 超压报警灯:控母电压超过门限设定值时,该灯亮。 2.2.4 欠压报警灯:控母电压低于门限设定值时,该灯亮。 2.2.5 绝缘报警灯:母线对地绝缘电阻值低于门限设定值时,该灯亮。 2.2.6 支路报警灯:支路检测时,接地电阻值低于门限设定值时,该灯亮。 2.2.7 瞬间接地灯:母线瞬时对地绝缘电阻值低于门限定值时,该灯亮。 2.2.8 信号保护灯:当直流母线对地有较高交流电压时,信号源保护电路动作,控制 信号与直流母线断开,该灯亮。 2.3 电源开关 打开前面板,机箱右边装有电源开关,ON接通检测仪工作电源,OFF切断电源。

第 48 页

祝桥变现场运行规程

3 工作流程如下图
复位

母线监测 是 超欠压报警 母线电压超欠? 否 绝缘报警 是 绝缘电阻低于门限? 否 否 绝缘电阻低于接地门限?

支路巡检 是

否 支路巡检结束? 是



接地报警

否 支路巡检 支路巡检结束? 是 否 支路电阻低于接地门限? 是 接地故障排除? 否 是 接地报警

第五节

常见故障及处理

交流配电单元可能出现的故障有:输入电压过高、过低、缺相、无电压输出、自 动空气开关跳闸、防雷损坏等。
第 49 页

祝桥变现场运行规程

交流配电单元出现故障时, 充电柜自身有声光报警外,监控模块能同时显示故障 类别, 维护人员可根据提示的信息进行维护。维护人员可把充电柜上部小门的故障报 警/消音开关打到故障报警/消音开关“消音” ,关掉告警声,故障排除后,故障指示灯 灭,蜂鸣器可发声提示故障已排除,再把故障报警/消音开关打到“报警” ,以便对下 一次故障进行报警。 雷雨季节,要经常检查防雷回路,保证防雷器与防雷地可靠连接。观察防雷器的 窗口,呈绿色时,表示防雷器正常,呈红色时,表示防雷器已损坏,要立即更换。 注意事项: 充电模块在安装过程中,输入插座、输出插座及通讯线要插接牢固,否则会因接 触不良引起故障。面板上拨码开关、电压调节电位器可使用钟表起子轻轻拨动,不要 用力过大。 常见故障列举及处理方法: 1 2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 4 4.1 4.2 4.3 4.4 模块缺相告警,首先检查模块后面板的电源输入输出插座是否插紧。 模块间均流不好,首先检查均流通讯线是否插好、均流通讯线是否损坏,若是均 流线损坏,更换均流线。 模块通信故障 主要原因: 监控单元设置的口号或地址不对,重新设置地址即可。 通讯线错误或通讯线有断路现象,更换或修改通讯线即可。 监控单元的通讯口有问题,换另外的串口进行通讯。 检查模块背后的通信拨码开关是否位于ON的位置。 机柜通信故障 解决办法有: 监控单元设置的口号或地址不对,重新设置地址即可。 通讯线错误或通讯线有断路现象,更换或修改通讯线即可。 监控单元的通讯口有问题,换另外的串口进行通讯。 检查A1465U2板上拨码开关设置。一般地,不论充电柜还是馈电柜,1S2.1处于 OFF位置,1S2的其余脚处于ON的位置;充电柜:1S1的5、6、8处于ON的位置, 其余的处于OFF的位置;馈电柜:1S1的5、6、7、8处于ON的位置,其余的处于 OFF的位置。

第六节
1

直流接地寻找及注意事项

如发生直流接地,首先应根据直流系统接线方式和二次继保工作情况。气候条件 来分析可能接地的范围。当发生直流接地时应暂停涉及直流二次回路工作班人员 的工作。

2

直流接地故障一般寻找顺序:
第 50 页

祝桥变现场运行规程

2.1 检查事故照明回路、直流信号回路; 2.2 处于热备用、冷备用的设备; 2.3 检修试验或基建刚投入的设备; 2.4 检查直流盘、充电设备和蓄电池; 2.5 检查35kV、110kV、220kV线路控制回路; 2.6 母线、主变保护控制回路; 2.7 电压切换回路。 3 寻找接地的注意事项: 3.1 3.2 寻找直流接地,若需切断调度管辖设备的直流电源时,应征得调度许可后方可 进行。 用拔熔丝法拉回路时,应先拔正极熔丝,后拔负极熔丝。放上时顺序相反,并 且断开直流回路时间越短越好,不论该回路接地与否均应予以恢复。 3.3 检查交流电压切换回路,应先停用有关保护。此工作一般由专业人员进行。 3.4 寻找接地故障时,拆动的信号回路接线应恢复正常,并做好记录。 3.5 在寻找接地时,应使用高内阻的电压表; 3.6 在寻找和处理直流故障时,必须两人以上进行。 3.7 当遇保护装置内部接地故障时,应请专业人员处理。 3.8 直流接地的寻找,运行人员只寻找至某单元设备接地为止。 3.9 保护回路,电压切换回路,在寻找接地故障时不允许拆线头。

第十五章
第一节
1 概述:

防误装置
概 述

1.1 本所220kV、110 kV部分系统操作采用后台机防误闭锁(现场电动、手动操作部 分用编码锁) ,35 kV开关柜采用机械五防装置及电磁锁锁进行闭锁。35kV1号、 2号电容器电容器闸刀、电容器侧接地闸刀、电容器网门采用机械编码锁 1.2 按原设备主人所管辖的一、二次设备中,凡带有防误装置的应将防误装置列入 自已的设备管理范围。 1.3 已有的防误装置必须投入使用,并保证完好。 1.4 值班员发现防误装置有缺陷,应由当值人员按重要缺陷上报。 1.5 值班员在进行倒闸操作时,必须使用防误装置,并按规定的程序操作。 1.6 在倒闸操作中必须使用防误装置,不得随意解除防误闭锁 1.7 对确需解除防误闭锁装置,应得到班长的允许。班长不在时应得到值长的同意。 班长或值长在允许解除防误闭锁装置前,必须到现场进行实际设备的三核对。 2 防误装置运行注意事项:
第 51 页

祝桥变现场运行规程

2.1 2.2 2.3 2.4

应结合日常的巡视检查防误装置的完好情况。 应在每月的定期切换试验中检查防误装置的完好情况。 凡是运行中的防误装置值班员不得任意操作、试验。 在操作中,如因防误闭锁装置原因无法继续操作时,则应立即停止操作,查明 原因,汇报调度,不得擅自动用紧急解锁钥匙强行解除闭锁,只有在查明确因 闭锁装置故障且操作正确的情况下,经当值调度或值长同意,方可解除闭锁。 在操作中发现防误闭锁失灵,不可轻易怀疑防误装置已坏,应冷静思考、仔细 核对操作过的设备,进行设备铭牌标志,设备运行状态,设备实际位置的三核 对,才能有正确结论。

2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10

在运行中,如发现防误闭锁装置损坏,值班员应立即填报重要缺陷申报上级处 理,并汇报有关领导。 新设备投产必须具备规定的防误功能(五防功能)且经验收合格 运行设备的防误装置必须投运且功能完好,所有投运的闭锁装置(包括机械锁) 不经值班调度员同意,不得退出或解除。 运行人员应掌握本所内的防误闭锁装置原理、性能、范围接线情况,并能正确 使用。 紧急解锁工具应由当值值班员保管,不得外借,不得擅自使用,操作中确因装 置失灵需动用紧急解除工具时,须经当值值长同意。 户外手动操作的闸刀检修时,解除钥匙应由值班员到现场开启并由值班员保 管,严禁检修人员随带钥匙在现场使用。

2.11 35kV开关柜上显示器是否带电显示不能作为设备带电与否的唯一依据, 但当显 示器有显示时则该设备应视为有电。 2.12 最靠近检修设备的隔离开关必须可靠闭锁,防误装置不能达到目的时应挂普通 锁锁住,并必须在工作许可前由许可人完成。 2.13 设备检修需要将相应的闭锁解除时,工作许可人依据工作负责人的要求仔细核 对工作票所列的工作内容, 在工作许可时将这些设备的闭锁解除或提供解锁钥 匙,但必须按下列要求操作,并在工作结束验收后及时恢复闭锁: 2.13.1 用机械编码锁的设备检修时,开启锁具后,锁具由许可人带回控制室,验收 后按要求上锁。 2.13.2 用机构闭锁或电气闭锁的设备,应由工作人员拆除闭锁但须经值班员同意, 工作完毕后由工作人员恢复,值班员应认真验收。

第二节
1 220kV部分 1.1 220kV线路 1.1.1 乙4431线:

监控系统防误逻辑

第 52 页

祝桥变现场运行规程

1.1.1.1 正母闸刀防误开放条件: 1.1.1.1.1 本线副母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关线路侧接地闸刀、220kV 正母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV正母Ⅱ段1号 接地闸刀、220kV正母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置; 1.1.1.1.2 本线副母闸刀、220kV1号母联开关正母闸刀、副母闸刀、220kV1号母联开 关在合闸位置。 1.1.1.1.3 本线副母闸刀、1号主变220kV正母闸刀、1号主变220kV副母闸刀在合闸位置。 1.1.1.2 副母闸刀防误开放条件: 1.1.1.2.1 本线正母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关线路侧接地闸刀、220kV 副母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV副母Ⅱ段1号 接地闸刀、220kV副母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置; 1.1.1.2.2 本线正母闸刀、220kV1号母联正母闸刀、副母闸刀、220kV1号母联开关在 合闸位置。 1.1.1.2.3 本线正母闸刀、1号主变220kV正母闸刀、1号主变220kV副母闸刀在合闸位置。 1.1.1.3 线路闸刀防误开放条件: 本线开关母线侧接地闸刀、开关线路侧接地闸刀、开关、线路侧接地闸刀在分闸 位置。 1.1.1.4 开关母线侧接地闸刀防误开放条件: 本线正母闸刀、副母闸刀、线路闸刀在分闸位置。 1.1.1.5 开关线路侧接地闸刀防误开放条件: 本线正母闸刀、副母闸刀、线路闸刀在分闸位置。 1.1.1.6 线路侧接地闸刀防误开放条件: 本线线路闸刀在分闸位置且线路无压。 1.1.1.7 开关防误不设开放条件。 1.1.2 其余220kV线路与乙4431线类似。 1.2 主变220kV侧 1.2.1 1号主变220kV侧: 1.2.1.1 1号主变220kV正母闸刀防误开放条件: 1.2.1.1.1 1号主变220kV副母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地 闸刀、220kV正母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV 正母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置; 1.2.1.1.2 1号主变220kV副母闸刀、220kV1号母联正母闸刀、副母闸刀、 220kV1号 母联开关在合闸位置。 1.2.1.2 1号主变220kV副母闸刀防误开放条件: 1.2.1.2.1 1号主变220kV正母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地 闸刀、220kV副母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV 副母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置;
第 53 页

祝桥变现场运行规程

1.2.1.2.2

1号主变220kV正母闸刀、220kV1号母联正母、副母闸刀、220kV1号母联 开关在合闸位置。

1.2.1.3 1号主变220kV变压器闸刀防误开放条件: 1号主变220kV开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地闸刀、开关、变压器侧 接地闸刀、1号主变110kV变压器侧接地闸刀、1号主变35kV变压器侧接地闸刀在分闸 位置。 1.2.1.4 1号主变220kV开关母线侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变220kV正母、副母闸刀、变压器闸刀在分闸位置。 1.2.1.5 1号主变220kV开关变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变220kV正母、副母闸刀、变压器闸刀在分闸位置。 1.2.1.6 1号主变220kV变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变220kV变压器闸刀、1号主变110kV变压器闸刀、1号主变35kV变压器闸 刀在分闸位置。 1.2.1.7 1号主变220kV开关防误不设开放条件。 1.2.2 2号主变220kV侧类似于1号主变220kV侧。增加2号主变220kV正母闸刀防误开 放条件:2号主变220kV副母闸刀、1号主变220kV正母闸刀、1号主变220kV副 母闸刀在合闸位置。2号主变220kV副母闸刀防误开放条件: 2号主变220kV正 母闸刀、1号主变220kV正母闸刀、1号主变220kV副母闸刀在合闸位置。 1.3 220kV母线设备 1.3.1 220kV1号母联 1.3.1.1 220kV1号母联正母闸刀防误开放条件: 220kV1号母联开关正母侧接地闸刀、220kV1号母联开关、220kV1号母联开关副 母侧接地闸刀、220kV正母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV 正母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置; 1.3.1.2 220kV1号母联副母闸刀防误开放条件: 220kV1号母联开关正母侧接地闸刀、220kV1号母联开关、220kV1号母联开关副 母侧接地闸刀、220kV副母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅰ段2号接地闸刀、220kV 副母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置。 1.3.1.3 220kV1号母联开关正母侧接地闸刀防误开放条件: 220kV1号母联正母闸刀、副母闸刀在分闸位置。 1.3.1.4 220kV1号母联开关副母侧接地闸刀防误开放条件: 220kV1号母联正母闸刀、副母闸刀在分闸位置。 1.3.1.5 220kV1号母联开关防误不设开放条件。 1.3.2 220k母线压变 1.3.2.1 220kV正母Ⅰ段压变闸刀防误开放条件: 220kV正母Ⅰ段压变接地闸刀、 220kV正母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅰ段2 号接地闸刀、220kV正母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV正母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置。
第 54 页

祝桥变现场运行规程

1.3.2.2 220kV正母Ⅰ段压变接地闸刀防误开放条件: 220kV正母Ⅰ段压变闸刀在分闸位置。 1.3.2.3 220kV副母压变闸刀防误开放条件: 220kV副母压变接地闸刀、 220kV副母Ⅰ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅰ段2号接 地闸刀、220kV副母Ⅱ段1号接地闸刀、220kV副母Ⅱ段2号接地闸刀在分闸位置。 1.3.2.4 220kV副母压变接地闸刀防误开放条件: 220kV副母压变闸刀在分闸位置。 1.3.3 220kV母线接地闸刀 1.3.3.1 220kV正母Ⅰ段1号、2号接地闸刀防误开放条件: 1.3.3.1.1 乙4431线、 220kV1号母联、 1号主变220kV、 甲4432线、 萧电一线、 萧电二线、 2号主变220kV正母闸刀、220kV正母Ⅰ段压变闸刀在分闸位置。 1.3.3.2 220kV正母Ⅱ段1号、2号接地闸刀防误开放条件同220kV正母Ⅰ段1号、2号 接地闸刀防误开放条件。 1.3.3.3 220kV副母Ⅰ段1号、2号接地闸刀防误开放条件: 1.3.3.3.1 乙4431线、 220kV1号母联、 1号主变220kV、 甲4432线、 萧电一线、 萧电二线、 2号主变220kV副母闸刀、220kV副母Ⅰ段压变闸刀在分闸位置。 1.3.3.4 220kV副母Ⅱ段1号、2号接地闸刀防误开放条件同220kV副母Ⅰ段1号、2号 接地闸刀防误开放条件。 2 110kV 部分 2.1 110kV 线路 2.1.1 祝城 1251 线: 2.1.1.1 正母闸刀防误开放条件: 2.1.1.1.1 本线副母闸刀、开关母线侧接地闸刀、开关、开关线路侧接地闸刀、110kV 正母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸刀在分闸位置。 2.1.1.1.2 本线副母闸刀、110kV母联正母闸刀、开关、副母闸刀在合闸位置。 2.1.1.1.3 本线副母闸刀、 1号主变110kV正母闸刀、 1号主变110kV副母闸刀在合闸位置。 2.1.1.2 副母闸刀防误开放条件: 2.1.1.2.1 本线正母闸刀、开关母线侧接地闸刀、开关、开关线路侧接地闸刀、110kV 副母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸刀在分闸位置。 2.1.1.2.2 本线正母闸刀、110kV母联正母闸刀、开关、副母闸刀在合闸位置。 2.1.1.2.3 本线正母闸刀、 1号主变110kV正母闸刀、 1号主变110kV副母闸刀在合闸位置。 2.1.1.3 开关母线侧接地闸刀防误开放条件: 本线正母闸刀、副母闸刀、线路闸刀在分闸位置。 2.1.1.4 开关线路侧接地闸刀防误开放条件: 本线正母闸刀、副母闸刀、线路闸刀在分闸位置。 2.1.1.5 线路闸刀防误开放条件: 本线开关母线侧接地闸刀、开关线路侧接地闸刀、线路侧接地闸刀、开关在分闸
第 55 页

祝桥变现场运行规程

位置。 2.1.1.6 线路侧接地闸刀防误开放条件: 本线线路闸刀在分闸位置且线路无压。 2.1.1.7 开关防误不设开放条件。 2.1.2 祝东1252线、祝丽1253线、祝山1254线、所前1250线、祝电1255线、祝霞1256 线类似祝城1251线。 2.2 主变110kV侧 2.2.1 1号主变110kV侧: 2.2.1.1 1号主变110kV正母闸刀防误开放条件: 2.2.1.1.1 1号主变110kV副母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地 闸刀、110kV正母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸 刀在分闸位置; 2.2.1.1.2 1号主变110kV副母闸刀、110kV母联正母闸刀、副母闸刀、110kV母联开关 在合闸位置。 2.2.1.2 1号主变110kV副母闸刀防误开放条件: 2.2.1.2.1 1号主变110kV正母闸刀、开关、开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地 闸刀、110kV副母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸 刀在分闸位置; 2.2.1.2.2 1号主变110kV正母闸刀、110kV母联正母闸刀、副母闸刀、110kV母联开关 在合闸位置。 2.2.1.3 1号主变110kV变压器闸刀防误开放条件: 1号主变110kV开关母线侧接地闸刀、开关变压器侧接地闸刀、开关、变压器侧 接地闸刀、1号主变220kV变压器侧接地闸刀、1号主变35kV变压器侧接地闸刀在分闸 位置。 2.2.1.4 1号主变110kV开关母线侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变110kV正母闸刀、副母闸刀、变压器闸刀在分闸位置。 2.2.1.5 1号主变110kV开关变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变110kV正母闸刀、副母闸刀、变压器闸刀在分闸位置。 2.2.1.6 1号主变110kV变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变110kV变压器闸刀、1号主变220kV变压器闸刀、1号主变35kV变压器闸 刀在分闸位置。 2.2.1.7 1号主变110kV开关防误不设开放条件。 2.2.2 2号主变110kV侧类似于1号主变110kV侧。增加2号主变110kV正母闸刀防误开 放条件:2号主变110kV副母闸刀、1号主变110kV正母闸刀、1号主变110kV副母 闸刀在合闸位置。2号主变110kV副母闸刀防误开放条件: 2号主变110kV正母 闸刀、1号主变110kV正母闸刀、1号主变110kV副母闸刀在合闸位置。 2.3 110kV母线设备
第 56 页

祝桥变现场运行规程

2.3.1 110kV母联 2.3.1.1 110kV母联开关正母闸刀防误开放条件: 110kV母联开关正母侧接地闸刀、 110kV母联开关、 110kV母联开关副母侧接地闸 刀、110kV正母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸刀在分闸位置。 2.3.1.2 110kV母联开关副母闸刀防误开放条件: 110kV母联开关正母侧接地闸刀、 110kV母联开关、 110kV母联开关副母侧接地闸 刀、110kV 副母1号接地闸刀、2号接地闸刀、3号接地闸刀、4号接地闸刀在分闸位 置。 2.3.1.3 110kV母联开关正母侧接地闸刀防误开放条件: 110kV母联开关正母闸刀、副母闸刀在分闸位置。 2.3.1.4 110kV母联开关副母侧接地闸刀防误开放条件: 110kV母联开关正母闸刀、副母闸刀在分闸位置。 2.3.1.5 110kV母联开关防误不设开放条件。 2.3.2 110kV母线压变 2.3.2.1 110kV正母压变闸刀防误开放条件: 110kV正母压变接地闸刀、 110kV正母1号接地闸刀、 2号接地闸刀、 3号接地闸刀、 4号接地闸刀在分闸位置。 2.3.2.2 110kV正母压变接地闸刀防误开放条件: 110kV正母压变闸刀在分闸位置。 2.3.2.3 110kV副母压变闸刀防误开放条件: 110kV副母压变接地闸刀、 110kV副母1号接地闸刀、 2号接地闸刀、 3号接地闸刀、 4号接地闸刀在分闸位置。 2.3.2.4 110kV副母压变接地闸刀防误开放条件: 110kV副母压变闸刀在分闸位置。 2.3.3 110kV母线接地闸刀 2.3.3.1 110kV正母1号、2号、3号、4号接地闸刀防误开放条件: 所有110kV出线、110kV母联、1号主变110kV、2号主变110kV正母闸刀、110kV 正母压变闸刀在分闸位置。 2.3.3.2 110kV副母1号、2号、3号、4号接地闸刀防误开放条件: 所有110kV出线、110kV母联、1号主变110kV、2号主变110kV副母闸刀、110kV 副母压变闸刀在分闸位置。 3 35kV部分 3.1 主变35kV侧 3.1.1 1号主变35kV侧: 3.1.1.2 1号主变35kV变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变220kV变压器闸刀、110kV变压器闸刀、35kV变压器闸刀在分闸位置。 3.1.1.3 1号主变35kV变压器闸刀防误开放条件:
第 57 页

祝桥变现场运行规程

1号主变220kV变压器侧接地闸刀、110kV变压器侧接地闸刀、 35kV变压器侧接 地闸刀、35kV开关变压器侧接地闸刀在分闸位置且1号主变35kV开关在断开位置。 3.1.1.4 1号主变35kV开关变压器侧接地闸刀防误开放条件: 1号主变35kV变压器闸刀在分闸位置且1号主变35kV开关在试验位置。 3.1.1.5 1号主变35kV开关防误不设开放条件。 2#主变35kV侧类似于1号主变35kV侧。 3.2 35kV电容器 3.2.1 35kV1号电容器: 3.2.1.1 35kV1号电容器电容器闸刀防误开放条件: 35kV1号电容器开关、电容器侧接地闸刀在分闸位置。 3.2.1.2 35kV1号电容器侧接地闸刀防误开放条件: 35kV1号电容器电容器闸刀在分闸位置、电容器组网门在关闭状态。 3.2.1.3 35kV1号电容器网门防误开放条件: 35kV1号电容器侧接地闸刀在合闸位置。 3.2.1.4 35kV1号电容器开关防误不设开放条件。 3.3 35kV2号电容器类似1号电容器。

第三节
1 1.1 1.2 1.3 2 出线开关柜

35kV 开关柜防误逻辑

线路侧接地闸刀防误开放条件: 开关小车在试验或检修位置(机械连锁) 、线路侧无压(电磁锁开放) 。 后柜门防误开放条件: 线路侧接地闸刀在合上位置(机械连锁) 。 开关小车操作手柄防误开放条件: 本线开关在分位(电磁所开关) 。 接地变柜 接地变开关小车在试验或检修位置。

2.1 接地变柜门防误开放条件: 2.2 接地变开关小车操作手柄防误开放条件: 接地变柜门1、2均在关闭位置。 2.3 接地变接地闸刀防误开放条件: 开关小车在试验或检修位置(机械连锁) 、线路侧无压(电磁锁开放) 。 2.4 接地变开关柜后柜门防误开放条件: 接地变侧接地闸刀在合上位置(机械连锁) 。 3 35kV母分开关柜 3.1 后柜门不设防误,正常运行时机械封闭,运行人员不得开启。
第 58 页

祝桥变现场运行规程

3.2 开关小车操作手柄防误开放条件: 35kVⅡ段母线闸刀小车工作位置、35kVⅠ段母线接地小车非工作位置。 4 35kV母分开关Ⅱ段母线闸刀柜 4.1 35kV母分开关Ⅱ段母线闸刀小车操作手柄防误开放条件: 35kV母分开关小车试验位置、35kVⅡ段母线接地小车非工作位置。 4.2 35kV母分开关Ⅱ段母线闸刀后柜门不设防误,正常运行时机械封闭,运行人员 不得开启。 5 35kV电容器开关柜、电抗器柜。 5.1 后柜门防误开放条件: 开关靠电容器(电抗器)侧高压传感器不带电。 5.2 开关小车操作手柄防误开放条件: 开关在分闸位置。 6 35kV1号、2号所用变柜: 6.1 所用变前、后柜门电磁锁防误开放条件: 所用变母线闸刀小车试验位置且本所用变低压进线开关(一)在断开位置。 6.2 所用变母线闸刀小车电磁锁防误开放条件: 所用变前、后柜门四扇门均在关闭位置。 7 1号主变35kV开关柜: 7.1 后柜门防误开放条件: 开关靠变压器闸刀侧高压传感器不带电。 7.3 开关小车操作手柄防误开放条件: 35kVⅠ段母线接地小车非工作位置、 1号主变35kV开关变压器侧接地闸刀在分 位。 2 号主变 35kV 开关柜与 1 号主变 35kV 类似。 8 35kVⅠ段母线接地小车操作手柄防误开放条件: 1 号主变 35kV 开关小车“试验位置”和母分开关小车“试验位置” 9 35kVⅡ段母线接地小车操作手柄防误开放条件: 9.1 2 号主变 35kV 开关小车“试验位置”和母分Ⅱ段母线闸刀小车“试验位置”

第 59 页

祝桥变现场运行规程

第二篇
第一章
第一节
1 2 3 4 5 6 7 8 9

二次设备部分

继电保护及自动装置、运行维护的一般规定
继电保护及二次回路检修时的安全措施及要求

在二次回路和高频通道上工作,必须履行工作票手续。 值班人员在许可二次工作前应做好以下安全措施: 在检修设备(盘)前后安放“在此工作”标志牌。 对周围的运行设备盘前盘后用塑料布遮盖。 在检修盘上如有运行设备(继电器)应将运行继电器用塑料布遮盖。 在盘后配线路,应将两旁带电端子用塑料布包盖。 取下检修盘上所有防止误碰的防护措施。 检修人员未经值班人员同意不得更换安全措施。 工作结束值班人员应将所布置的安全措施拆除,恢复正常状态。

第二节
1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3 交接班时检查:

继电保护及二次回路运行中的检查

各种信号装置、光字牌显示是否正确,语音测试及录音系统是否完好。 监控系统上显示各类数据是否正常。 现场各种保护装置的压板和切换开关的位置应与运行方式的要求相符合。 保护屏上信号灯、监视灯、指示灯等灯光信号应正常,各类熔丝配置正常,接 触良好。 各种继电器铅封完整,外壳密封无裂纹现象。表示保护装置动作的信号灯应不亮。 保护屏上各种设备应无异常声音,气味或其它异常情况。 保护屏前后应保持清洁,无杂物。 检查直流系统绝缘情况,检查直流正负极对地电压是否正常,直流母线电压保 持在 223-228 伏之间。 保护屏上设备的铭牌标志,应正确完整。 二次巡回检查一般性的项目: 保护装置“装置异常”灯应灭。 双母接线的线路保护装置指示应与实际运行方式相对应。 对重合闸投入的线路,保护屏上液晶显示重合闸电池应充满电,未投入的应显
第 60 页

1.10 接班者,还应着重检查和核对上一班更动过的二次设备。

祝桥变现场运行规程

示空电池。 2.4 检查直流系统双电源供电正常,蓄电池处浮充状态、显示正常。 2.5 检查保护屏上无保护动作信号灯亮。 2.6 检查保护装置、故障录波器显示时间与 GPS 时间相对应。 3 事故情况下的检查项目: 3.1 检查负荷分配情况,有否过负荷。 3.2 检查电流、电压情况。 3.3 检查光字牌、信号灯、保护装置动作情况。 3.4 检查信号掉牌和开关跳闸情况。 3.5 检查继电器、保护装置有无异常情况。 上述情况经二人核实后恢复信号,发生故障后,对应发信而未发信的信号,不应 发信而误发信信号经二人核对,汇报所及工区领导。 4 保护装置的一般异常情况及处理 4.1 二次回路常见故障处理: 4.1.1 指示仪表正常与否, 应参考进线或有关表计数进行综合判断, 如怀疑表计卡住, 可用手轻轻敲击表计,若确无指示,应检查仪表连接端子是否松动、脱出、短 路、开路,最后判别为表计本身损坏引起时,即填写缺陷单,由专业人员检查 处理。 4.1.2 对于继电器的异常情况,首先应判断其危害程度,不得任意用手指敲打,也不 应随意停电,要及时报告调度和有关领导,必要可将保护停用,然后再进行处 理。 4.2 经检查属于电流互感器二次回路故障时: 4.2.1 对于仪表和保护回路的电流回路开路时,值班员在取得所属调度同意后,穿上 绝缘靴, 戴上绝缘手套, 将相应变流器二次回路进行可靠短路后, 再进行处理。 4.2.2 对于差动电流回路,电流负序分量,另序分量的回路发生开路时,应立即停用 该保护装置,报告所属调度,然后将变流器二次回路短接后进行处理。 4.2.3 遇到无法处理故障时, 应立即报告所属调度,在继保人员赶到现场前进行初步 分析,根据危害程度,采取必要的措施(如减负荷,用旁路开关代运行或停役 设备,停用保护等) 。 4.3 经查属于压变二次回路故障: 4.3.1 用电压切换开关,测量三相电压是否平衡,分析电压表计指示情况,判断故障 相别,告调度后再进行处理并作好记录。 4.3.2 利用万用表检查压变二次回路的结线,迅速查出断线地点和分析断线原因,并 尽可能将其消除。 4.3.3 发现压变二次熔丝熔断, 应立即更换熔丝若更换新的合格熔丝后又熔断,应找 出短路故障地点, 待消除故障后方可再次换上新的熔丝,严禁用母线电压并列 开关将两台压变进行并列而造成另一台压变熔丝熔断。
第 61 页

祝桥变现场运行规程

4.3.4 若 35kV 压变回路故障,而二次回路又找不到故障点,此时应设法检查压变高 压熔丝是否熔断,如确已熔断,则汇报调度要求停用压变更换熔丝(并列前应 将故障压变的低压熔丝取下,然后进行二次回路 BK 并列) 。 4.3.5 若检查压变二次回路和一次回路均正常,但仍无电压时,则检查电压切换继电 器的直流回路是否正常。 4.4 直流接地时,应根据直流系统现场运行规程寻找直流接地点,在寻找过程中应 谨慎遵守有关注意事项,防止发生二点接地造成开关误跳,同时严禁任何工作 人员在继电保护回路直流二次回路上工作。

第三节
1 2 3 4 5 6 7 8 9

继电器保护装置及二次回路运行操作的一般规定

继电保护装置的投入或停用必须有当值调度的命令。如确认保护有误动危险时, 可先停用,然后马上汇报有关调度。 正常情况下,运行中的电气设备不允许无保护运行。 压变二次回路不得短路,流变二次回路不得开路。 压变二次回路,一次设备不并列;二次回路不允许并列。 继电保护装置检修定校等工作结束后,应有工作负责人“可以投入运行” 的书面 结论,方可使用。 保护装置的操作,应填写操作票(事故处理例外) 。 投入一次设备运行中的跳闸压板前,应用万用表电压档测量压板两端电压,发现 有电压应查明原因,否则不得投入运行。 对微机保护装置内的弱电压板投入,不测量压板两端电压。 流变检修结束,应保证其极性变比符合要求。如二次回路更动,流变更换应带负 荷试验,测量其向量图正确,方可投入运行。对差动流变更动还需测量差电压, 在规定范围。

第四节
1 2 3 4 5

运行中更改保护装置定值

更改定值工作,必须有调度的正式命令,并做好记录。 更改定值工作,必须有两人进行,其中一人始终进行监视,更改定值前需将有关 保护装置停用,更改定值前后都应仔细检查核对。 更改完整定值后,必须现场打印保护定值,再与定值单检查核对,确认无误后双 方在打印定值单上分别签名、存档。 保护装置定值更改完毕后,新定值整定单必须与相应调度核对无误后执行,原整 定单作废。 更改定值情况,详细记录在运行日志中。

第 62 页

祝桥变现场运行规程

第五节

流变二次回路及运行注意事项
流变二次回路及负荷 变 比 100/5 100/5 1600/5 1600/5 1600/5 1600/5 800/5 800/5 600/5 600/5 600/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 1600/5 1600/5 10P40 10P40 10P40 10P40 0.5S 0.2S 0.5 10P30 10P30 10P30 10P30 10P30 0.5S 0.2S 0.5 10P30 10P30 10P20 10P20 10P20 0.2S 0.5S 10P15 10P15 10P40 10P40 准确级 负 载

表 15-1 设 备 名 称 编 号

主变本 220kV 中性点 2LL H 体中性 110kV 4LLH 点 中性点 1LH 2LH 3LH 4LH 5LH 6LH 7LH 套管流变 8LH 9LH 10LH 11LH 12LH 13LH 14LH 15LH 套管流变 16LH 17LH 18LH 开关柜流变 主变 35kV 19LH 20LH 21LH 22LH 23LH 24LH 220kV 线路 1LH 独立流变 2LH

高压侧间隙零序保护 中压侧间隙零序保护 差动保护 1、后备保护 1 差动保护 2、后备保护 2 母线保护 失灵启动、故障录波 测量 计量 备用 高压侧零序保护 1、2 备用 差动保护 1、后备保护 1 差动保护 2、后备保护 2 母线保护 测量 计量 备用 中压侧零序保护 1、2 故障录波 差动保护 1、后备保护 1 差动保护 2、后备保护 2 母线保护 计量 测量 故障录波 备用 微机光纤线路保护(一) ,断路 器失灵 微机光纤线路保护(二) ,故障 录波

主变 220kV

独 立 流 变

主变 110kV

独 立 流 变

独 立 流 变

第 63 页

祝桥变现场运行规程

表 15-1 设 备 名 称 220kV 线 路 独立流变 编 号 3LH 4LH 5LH 1LH 220kV 1 号母 联 2LH 3LH 4LH 5LH 1LH 2LH 3LH 4LH 110kV 母联 1LH 2LH 3LH 4LH 35kV 母分 1LH 2LH 3LH 1LH 2LH 3LH LH1 LH2 LH3 LH1 LH2 LH3

流变二次回路及负荷(续) 变 比 1600/5 1600/5 800/5 1600/5 1600/ 5 1600/5 1600/5 1600/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 1200/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 2000/5 400/5 2000/5 2000/5 400/5 2000/5 2000/5 400/5 2000/5 2000/5 400/5 准确级 10P40 10P40 0.5S 10P40 10P40 10P40 10P40 0.5S 10P30 10P30 10P30 0.5S 10P30 10P30 10P30 0.5S 10P20 10P20 0.5S 10P20 10P20 0.5S 10P20 10P20 0.5S 10P20 10P20 0.5S 10P20 10P20 0.5S 母线保护 备用 监控测量、表计计量 充电保护 母线保护 备用 备用 监控测量 线路保护及故障录波 备用 母线保护 监控测量、表计计量 充电保护 母线保护 备用 监控测量 保护 母线保护 监控测量 保护 母线保护 监控测量、表计计量 保护、监控测量 母线保护 表计计量 保护 母线保护 监控测量、表计计量 保护 母线保护 监控测量、表计计量 负 载

独 立 流 变

110kV 线 路

独 立 流 变

独 立 流 变 开 关 柜 流 变 开 关 柜 流 变 开 关 柜 流 变 开 关 柜 流 变 流 变 开 关 柜

35kV 线路

35kV 电容器

35kV 电抗器

35kV 接地变

LH1 LH2 LH3

第 64 页

祝桥变现场运行规程

表15-1 注意事项:

流变二次回路及负荷(完)

1 对表计电流回路工作时,因表计电流回路均采用单独流变二次回路,故保护不必 停用。但应该考虑对摇测和有功、无功电度表的影响。 2 对故障录波器的流变二次回路进行工作,因其采用单独流变或接于保护流变二次 电流回路的最后,工作时只需对电流端子回路进行短接,不必停用保护。但短接 过程中,是否需停用,根据工作班人员申请和凋度意见办。

第六节
1 220kV 部份:

压变二次回路及运行注意事项

1.1 220kV 正母母线压变二回路概述: 1.1.1 其正序电压分两部份: 一路经设于220kV压变端子箱内的自动空气小开关ZZKⅠ?接点以及Ⅰ段母线压变闸 刀位置接点(母线PT并列插箱U2)送至三相电压小母线1YMaⅠ、1YMbⅠ、1YMCⅠ; 另一路经设于220kV压变端子箱内的计量总熔丝3-5RD以及Ⅰ段母线压变闸刀位置接 点(母线PT并列插箱U2)送至三相计量电压小母线1YMaⅠ’、1YMbⅠ'、1YMCⅠ'。 1.1.2 1.1.3 其开口三角零序电压经Ⅰ段母线压变闸刀位置接点送电至零序电压小母线 1YMLⅠ。 同期电压小母线电压经Ⅰ段母线压变闸刀位置接点送电至同期电压小母线 1SYMaⅠ。 1.2 220kV付母母线压变二次回路情况与上类似。 1.3 当220kV正、付母线经220kV1#母联并列运行时,正、付母母线压变二次回路可 经并列小开关BK(母联、母设监控及电压并列屏上)并列,并列范围包括: 1.3.1 三相正序电压小母线1YMaⅠ、1YMbⅠ、1YMcⅠ和2YMaⅠ、2YMbⅠ、2YMcⅠ; 1.3.2 三相计量电压小母线1YMaⅠ'、1YMbⅠ'、1YMCⅠ' 和2YMaⅠ'、2YMbⅠ'、 2YMCⅠ' 1.3.3 零序电压小母线1YMLⅠ和2YMLⅠ。 1.3.4 同期电压小母线1SYMaⅠ和2SYMaⅠ。 1.4 220kV正、付母母线压变二次回路负载情况如下: 1.4.1 1YMaⅠ'、1YMbⅠ'、1YMCⅠ' 和2YMaⅠ'、2YMbⅠ'、2YMCⅠ'可经正付母 闸刀辅助接点经中间继电器辅助接点切换。 所带负载为:1#、2#主变220kV;220kV线路电度计量。 1.4.2 1YMaⅠ、1YMbⅠ、1YMcⅠ和2YMaⅠ、2YMbⅠ、2YMcⅠ可经主变220kV 正付母闸刀辅助接点经主变保护屏三 LFP-974F操作箱切换。所带负载: 1#、 2#主变保护屏一、二;1#、2#主变220kV监控单元。 1.4.3 1YMaⅠ、1YMbⅠ、1YMcⅠ和2YMaⅠ、2YMbⅠ、2YMcⅠ可经220kV线路
第 65 页

祝桥变现场运行规程

正付母闸刀辅助接点经 220kV线路保护屏 CZX-12R 操作箱切换。所带负载: 220kV线路保护屏一、二;220kV线路监控单元。 1.4.4 1.4.5 1SYMa Ⅰ和 2SYMa Ⅰ可经 220kV线路正付母闸刀辅助接点经 220kV 线路保护 屏CZX-12R操作箱切换。220kV线路监控单元。 1YMLⅠ和 2YMLⅠ可经220kV线路正付母闸刀辅助接点经 220kV线路保护屏 CZX-12R操作箱切换。所带负载:220kV线路RCS保护。 2 110kV部份: 2.1 110kV正、付母母线段压变二次回路情况与220kV部份类似; 2.2 当110kV正、付母线经110kV母联并列运行时,正、付母母线压变二次回路可经 并列小开关BK(母联、母设监控及电压并列屏上)并列,并列范围包括: 2.2.1 三相正序电压小母线1YMaⅡ、1YMbⅡ、1YMcⅡ和2YMaⅡ、2YMbⅡ、2YMcⅡ; 2.2.2 三相计量电压小母线1YMaⅡ'、1YMbⅡ'、1YMCⅡ' 和2YMaⅡ'、2YMbⅡ'、 2YMCⅡ' 2.2.3 零序电压小母线1YMLⅡ和2YMLⅡ。 2.2.4 同期电压小母线1SYMaⅡ和2SYMaⅡ。 2.4 110kV正、付母线压变二次回路负载情况如下: 2.4.1 1YMaⅡ'、1YMbⅡ'、1YMCⅡ' 和2YMaⅡ'、2YMbⅡ'、2YMCⅡ'可经正付母 闸刀辅助接点经中间继电器辅助接点切换。 所带负载为:1#、2#主变110kV;110kV线路电度计量。 2.4.2 1YMaⅡ、1YMbⅡ、1YMcⅡ和2YMaⅡ、2YMbⅡ、2YMcⅡ可经主变110kV 正付母闸刀辅助接点经主变保护屏三 LFP-974B操作箱切换。所带负载:1#、 2#主变保护屏一、二;1#、2#主变110kV监控单元。 2.4.3 1YMaⅡ、1YMbⅡ、1YMcⅡ和2YMaⅡ、2YMbⅡ、2YMcⅡ可经110kV线路 正付母闸刀辅助接点经110kV线路保护装置RCS-941A内部切换。所带负载: 110kV线路保护屏;110kV线路监控单元。 2.4.4 1SYMaⅡ和2SYMaⅡ可经110kV线路正付母闸刀辅助接点经110kV线路保护装 置RCS-941A内部切换。所带负载:110kV线路保护屏;110kV线路监控单元。 3 35kV部分: 3.1 35kVⅠ段母线压变二次回路概述: 3.1.1 3.1.2 其正序电压一路经自动空气小开关1ZK1、母线压变手车工作位置重动接点后 至三相电压小母线即1YMaⅢ、1YMbⅢ、1YMCⅢ。 另一路经经自动空气小开关1ZK2、母线压变手车工作位置重动接点后至三相 电压小母线即1YMaⅢ’、1YMbⅢ'、1YMCⅢ'。 3.1.3 其零序电压经母线压变手车工作位置重动接点至零序电压小母线1YMLⅢ。 3.2 35kVⅡ段母线压变二次情况与上类似。 3.3 当35kVⅠ段、Ⅱ段母线经35kV母分并列后,可由并列小开关81QK将Ⅰ段、Ⅱ 段母线压变二次并列。并列范围包括:三相正序电压小母线1YMaⅢ、1YMbⅢ、
第 66 页

祝桥变现场运行规程

1YMCⅢ和2YMaⅢ、2YMbⅢ、2YMcⅢ;三相计量电压小母线1YMaⅢ’、1YMb Ⅲ'、1YMCⅢ'和2YMaⅢ’ 、2YMbⅢ’ 、2YMcⅢ’以及零序电压小母线1YMLⅢ 和2YMLⅢ。 3.4 35kVⅠ段、Ⅱ段母线压变二次回路的负载情况如下: 3.4.1 35kV母线压变二次回路不能切换,所以一次设备接于Ⅰ段母线的设备,其保 护、测量电压由1YMaⅢ、1YMbⅢ、1YMCⅢ提供;计量电压由1YMaⅢ’、 1YMbⅢ'、1YMCⅢ'提供。一次设备接于Ⅱ段母线的设备,其保护、测量电压 ?2YMbⅢ、 2YMcⅢ提供; ?2YMbⅢ’ 2YMc 由2YMaⅢ、 计量电压由2YMaⅢ’ 、 、 Ⅲ’提供。 4 本所电压互感器二次回路运行中的注意事项: 4.1 运行中,电压互感器二次回路严禁短路、接地; 4.2 运行中,在一次系统未经并列的情况下,严禁将压变二次并列; 4.3 运行中,若有一组压变发生故障,在未隔离前,严禁将压变二次并列; 4.4 运行中如发生压变二次小开关跳开或熔丝熔断时,在经外部检查未发现有不正 常现象时,允许试送一次,若试送不成功,则说明压变二次回路确实有故障存 在,不得再进行试送并且不得将压变二次并列,以防止影响另一组压变的二次 回路。 4.5 运行中,严禁将一组压变经二次回路向另一组无高压电源的压变反充电。 5 正常运行检查及注意事项: 5.1 正付母电压表指示三相平衡差异不大。 5.2 各电压切换继电器及各切换开关的通断状态应与装置实际投入情况相一致。 5.3 二次电压回路更动,需核相正确,方可投入。

第七节

仪用互感器的异常情况及处理

1 压变二次异常发生“电压断线”常见原因: 1.1 电压切换装置的直流熔丝松动。 1.2 闸刀辅助接点触不良或切换不正常。 1.3 快速小开关接触不良或小开关机械部分失灵。 1.4 电压切换继电器接点接触不良,线圈断线。 1.5 电压回路的端子接触不良,二次回路断线。 1.6 电压回路故障,引起小开关跳开或熔丝熔断。 1.7 人员误碰。 2 失去压变压二次电压对继电保护的影响: 2.1 母差保护,失去电压闭锁,但不会误动可不必停用。 2.2 主变保护复合电压闭锁回路,失压后要误动,应投入失压一侧相应复合电压闭 锁压板。
第 67 页

祝桥变现场运行规程

2.3 3 3.1 3.2 3.3 4

压变电压恢复后,除检查表计指示应正常外,还应检查电压继电器阻抗继电器 和有关继电器的接点是否在断开位置,所有微机保护是否已恢复正常。 流变二次回路开路,可根据下列现象来判断: “交流电流断线”光字牌亮; 有关电流表指示不稳或为零,电度表转动变慢; 流变二次回路有放电声; 开路点出现火花和导线烧断。 流变开路应停用与该二次回路有关的保护,使用绝缘工具,做好安全措施,在开 路点前端子排上进行短接;若情况严重,可采取减负荷或停电处理。

第八节
1 2 3 4 5 6 7 8

继电保护工作结束时验收检查项目

检查微机保护的装置面板完整无缺,各监视灯、光耦插件、拨轮开关切换开关等 均在正常位置。 继电器外壳完整,定值符合整定单要求。与实际位置核对正确,可以铅封的继电 器应铅封完整。 工作时拆动过的结线恢复原状,试验中临时线全部拆除。 电压、电流试验端了拧紧,各二次熔丝切换开关,压板或插肖等放在原来位置。 整组模拟试验、信号指示正确动作。 如改动二次接线,要求试验人员临时修改图纸和符号框。 簿册记录完整,对继电器刻度实际位置与定值不对应或有两个以上的定值,工作 记录时应注明。 工作现场清扫,设备安装牢固整洁。

第二章
第一节

主变保护

RCS-978ZJ 主变保护

我所1#、2#主变保护各有两套RCS-978ZJ 型主保护和后备保护,一套RCS-974A 型非电量及辅助保护组成。LFP-974F型操作箱(220kV侧开关操作回路及电压切换回 路) ,LFP-974B型操作箱(110kV、35kV开关操作回路及电压切换回路) 。 1 保护装置概述: RSC-978数字式变压器保护适用于500kV及以下电压等级, 需要提供两套主保护、 两套后备保护的各种接线方式的变压器。我所1#、2#主变保护采用两套RCS-978型主 保护、后备保护。 RCS-978型微机保护采用32位微处理器+双DSP的硬件结构,三个CPU并行工作, 32位微处理器负责出口逻辑,两个DSP负责保护运算。实现一台装置完成所有的主保
第 68 页

祝桥变现场运行规程

护、后备保护;显示、报告、定值等相关的内容均为简体汉字。 RCS-978型微机保护提供一台变压器所需要的全部电量保护,主保护和后备保护 可共用同一TA,这些保护有:稳态比率差动、差动速断、工频变化量比率差动、另 序比率差动、复合电压闭锁方向过流、另序方向过流、另序过压、间隙另序过流; 还包括以下异常告警功能:过负荷报警、起动冷却器、过载闭锁有载调压、另序电压 报警、公共绕组另序电流报警、差流/另序差流异常报警、差动回路TA断线、TA和TV 异常报警。 2 保护装置运行主要注意事项 2.1 本所主变保护装有RCS-978ZJ型两套,RCS-974A非电量及辅助保护一套,主变 三侧电压闭锁压板正常时取下, (因是电压闭锁退出压板,压板取下为闭锁投 入) ,一侧电压失压,应放上相应的电压闭锁退出压板。 2.2 2.3 主变的第一、第二套差动分为稳态比率差动、差动速断、工频变化量比率差动 正常时投入。 当差动保护投运前,必须认真、仔细检查屏幕显示的各项差流值,差电流在最 大、最小负荷电流情况下不同,只有在三相平衡且各项差流数值在允许范围内 方可将保护投运。 2.4 保护装置正常运行时,液晶屏幕显示为主变接线图及相关运行参数。 “运行”灯 亮, “报警”灯、 “跳闸”灯灭。当装置自检发现不正常时发告警信号,信号分 两种:当CPU检测到装置本身硬件故障时,发装置闭锁信号,告警的同时将装置 闭锁,保护退出,并将“运行”灯熄灭。当CPU检测到装置长期起动、不对应起 动、内部通信出错、TA断线或异常、TV异常等情况时,装置发告警信号,此时 装置不闭锁,还可以继续工作。运行人员要注意区分保护装置“报警”的性质, 及时进行相关的处理(注:后附装置信息含义及处理) 。 3 RCS-978ZJ保护装置盘面信号说明 3.1 装置正常运行状态信号灯说明如下: “运行”灯为绿色,装置正常运行时亮,熄灭表明装置不处于工作状态; “报警”灯为黄色,装置有报警时亮; “跳闸”灯为红色,当保护动作并出口时亮; 当“报警”由于TA断线造成的时,必须等外部恢复正常,复位保护装置后才会 将报警灯熄灭,如果“报警”是由于装置其他异常情况而发生,等异常情况消失后会 自动熄灭。 “跳闸”信号灯只有在按下“信号复归”按钮后才会熄灭。 3.2 装置闭锁与报警 3.2.1 当CPU检测到装置本身硬件故障时,发装置闭锁信号,闭锁整套保护。硬件故 障包括:RAM异常、程序存储器出错、EEPROM出错、定值无效、光电隔离 失电报警、DSP出错和跳闸出口异常等。此时装置不能够继续工作。 3.2.2 当CPU检测到装置长期起动、不对应起动、装置内部通信出错、 TA断线或异
第 69 页

祝桥变现场运行规程

常、TV异常时,发出装置报警信号。此时装置还可以继续工作。 3.2.3 在装置运行过程中若出现装置闭锁现象或装置报警现象时,请及时查明情况 (可打印当时装置的自检报告、开入变位报告并结合保护装置的面板显示信 息)进行事故分析,并可及时通告厂家处理,不要轻易按保护装置面板上的红 色复归按钮键‘RST’键和保护大屏上的复归按钮。 4 4.1 装置使用说明 RCS-978ZJ装置液晶显示说明 正常运行时的保护液晶显示说明
实时时钟 2001-01-19 10:28:00
57.7V 1.52A DIA: 00.05Ie DIB: 00.05Ie DIC: 00.05Ie DI0: 00.10In 57.7V 0.93A

各相差流 零序差流 各侧功率方向 过激磁测量倍数 频率

变压器主接线 装置编号

978ZJ

各侧电 流、 电压采 样平均值

0.29A 57.7V

U/F: 1.000 F: 50.00Hz

4.2

保护动作时液晶显示说明 当保护动作时,液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告,格式如下 报告序号 保护起动时间
NO.008 保护动作报告

2001-02-20 10:40:05:0157 0023 工频变化量差动动作 A

动作相对时间 4.3 异常状态时保护液晶显示说明

动作元件

故障相别

液晶屏幕在硬件自检出错或系统运行异常时将自动显示最新一次异常报告, 格式 如下: 报告序号 异常发生时间 异常动作元件
第 70 页

NO.005

异常事件报告 20:05:02:0005

2001-03-15

I 侧 TA 异常

祝桥变现场运行规程

4.4 开关量变位时保护液晶显示说明 液晶屏幕在任一开关量发生变位时将自动显示最新一次开关量变位报告, 格式如 下: 报告序号 开入变位时间 开入变位元件
NO.007 开入变位报告

2001-04-16 22:05:18:1256 管理板 I 侧后备保护起动 0→1

注:按‘ESC’键或长时间按复归钮(1s以上)可以从显示报告状态切换到显示 变压器主接线图状态 4.5 RCS-978ZJ命令菜单使用说明 4.5.1 RCS-978变压器成套保护采用全中文菜单显示方式, 在主接线状态下, 按 ‘ESC’ 键可进入主菜单,在自动切换至新报告的状态下,按‘ESC’键可进入主接线 图,再按‘ESC’键可进入主菜单。按键‘↑’和‘↓’实现上下滚动,按键 ‘ESC’退出至主接线图。光标落在哪一项,按‘ENT’键,既选中该项功能。 4.5.2 显示报告菜单显示保护动作报告,异常事件报告,及开入变位报告。报告失电 不丢失。按键‘↑’和‘↓’上下滚动,选择要显示的报告,按键‘ENT’显 示所选定的报告。 进入菜单首先显示最新的一条报告; 按键 ‘-’ , 显示前一个报告; 按键 ‘+’ ,显 示后一个报告。若一条报告一屏显示不下,则通过键‘↑’和‘↓’上下滚动。按键 ‘ESC’退出至上一级菜单。 4.5.3 打印报告菜单可选择打印定值,正常波形,故障波形(保护动作报告) ,异常 事件报告,及开入变位报告。按键‘↑’和‘↓’上下滚动,选择要打印的报 告,按键‘ENT’打印锁选定的报告。 4.5.4 整定定值菜单分为3 个子菜单: 装置参数定值, 系统参数定值, 变压器保护定值。 变压器保护定值菜单又包括各保护定值菜单。进入该菜单可整定相应的定值。 按键‘↑’ , ‘↓’滚动选择要修改的定值,按键‘←’ , ‘ →’将光标移到要修 改的那一位,键‘+’和‘-’修改数据,按键‘ESC’不修改返回,键‘ENT’修改 整定后返回。 注: 若整定定值不合理或整定出错, 液晶会显示错误信息, 按任意键后重新整定。 4.5.5 修改时钟菜单 液晶显示当前的日期和时间。 按键‘↑’ ‘↓’ ‘←’ ‘→’选择要修改的那一位,键‘ +’和‘-’修改。按键 ‘ESC’为不修改返回,键‘ENT’为修改后返回。
第 71 页

祝桥变现场运行规程

4.6

保护装置异常情况处理: 保护装置始终对硬件回路和运行状态进行自检,自检出错信息(见下表的信息说

明) ,当出现严重故障时(带*) ,装置闭锁所有保护功能,并灭“运行”灯,否则只 退出部分保护功能,并发“告警”信号(#) 。 装置信息含义及处理:
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 7 11 12 13 14 15 信 息 含 义 处 理 汇报,厂家处理 汇报,厂家处理 汇报,厂家处理 备注 * * * *

保护板内存出错 保护板程序区出错 保护板定值区出错 读区定值无效 光耦失电 跳闸出口报警 内部通信出错 保护板DSP出错

RAM芯片损坏 FLASH内容被破坏 定值区内容被破坏

二次额定电流更改后, 保 汇报,由继保人员重新整定 护定值未重新整定

24V 或 220V 光 耦 正 电 源 汇报,由继保人员检查开入板 * 失去 的隔离电源 出口三极管损坏 汇报,厂家处理 * * * * * # #

CPU与MONI板无法通信 汇报,厂家处理 CPU板上DSP损坏 汇报,厂家处理 汇报,厂家处理 汇报,厂家处理

管理板内存出错、程序出 同CPU板 错、定值出错、DSP出错 面板EPROM错 面板通信出错 不对应启动报警 保护板长期起动 管理板长期起动 日期时间值超界 EPROM损坏

人 机 面板 与 CPU 板无 法 汇报,厂家处理 通信 CPU板动作与MONI板起 汇报,厂家处理 动元件不对应

CPU 板 起动 元件 起动 时 汇报,继保人员检查二次回路 # 间超过7s 接线 MONI板起动元件起动时 汇报,继保人员检查二次回路 # 间超过7s 接线 整定时间不规范 重新整定时间

16

公共绕组TA异常、Ⅰ侧TA 汇报、检查相应的二次回路, 异常、 Ⅱ侧TA异常、 Ⅲ侧TA 相应的TA、TV回路或采 确 定 是 回 路 原 因 还是 硬件 原 # 异常、Ⅰ侧 TV 异常、Ⅱ侧 样回路异常 因。 TV异常、Ⅲ侧TV异常 差动保护差流异常 此回路异常 汇报、检查二次回路 # # 公共绕组TA断线、Ⅰ侧TA 断线、 Ⅱ侧TA断线、 Ⅲ侧TA 相应的TA回路断线、 短路 汇报、检查相应的二次回路 断线、TA断线

17 18

注:备注栏内标有“*”的闭锁整套保护装置,应汇报有关调度停用保护; “#” 的表示发信并闭锁相关的保护, 应汇报有关调度停用相关保护, 取下相关的投入压板,
第 72 页

祝桥变现场运行规程

再进行相关的检查。

第二节
1 概述

主变差动保护

1.1 差动保护范围:主变三侧独立流变靠主变侧范围内的一次电气设备; 1.2 当主变 220kV 侧独立流变至主变 220kV 线圈,主变 110kV 侧独立流变至主变 110kV 线圈,主变 35kV 独立 CT 至主变 35kV 线圈,220kV、110kV 发生单相接 地,二相三相故障,35kV 侧发生二相,三相故障时,瞬时跳开主变三侧开关; 1.3 差动保护对主变内部故障有一定灵敏度,是主变的主保护,运行中差动保护和 重瓦斯保护不得同时停用; 2 运行操作注意事项: 2.1 差动电流回路改接线更换差动变流器后应完成以下试验项目,并合格后,方可 投入运行: 2.1.1 带负荷测量主变三侧电流向量图; 2.1.2 带负荷测量,差电流、差电压在规定范围; 2.1.3 保护回路整组动作试验正常。 2.2 任一相差流大于0.15Ie,均不能投入主变差动保护; 2.3 主变运行中任一侧开关改检修,须将相应的差动电流回路拆出,并在流变侧短 接,取下该开关跳闸压板,取下该主变停役检修侧的母联跳闸压板,及电压闭 锁压板; 2.4 主变低压侧不允许向主变进行充电。 3 差动保护异常和事故处理: 3.1 差动保护动作后应按下列步骤处理: 3.1.1 对差动保护范围内的设备进行检查; 3.1.2 如差动、 瓦斯保护均动作在差动范围内无故障可认为是主变内部故障不得试送; 3.1.3 差动保护动作而瓦斯保护未动作,着重检查差动范围内的电气设备、查明故障 点后隔离故障设备,恢复主变送电; 3.1.4 差动保护动作在差动范围内确无故障迹象但当时确有明显的区外故障可隔离 故障设备,试送一次,试送成功停用差动保护查明误动原因; 3.1.5 差动保护动作原因不明不得进行试送必须经过试验得出明确结论方可试送。 3.2 差动保护动作后,决定是否试送应得到主管生产的局长或总工程师的批准。 3.3 差动保护误动有下列几种原因: 3.3.1 差动电流回路断线; 3.3.2 整定、调试、结线错误; 3.3.3 差动继电器特性变坏或流变伏安特性不符合要求; 3.3.4 直流二次出口跳闸回路故障。
第 73 页

祝桥变现场运行规程

3.4 4 4.1 4.2 4.3 4.4

差动电流回路断线闭锁动作,应对电流回路进行检查。 下列情况下停用差动保护: 差动交流、直流回路故障; 差动保护定值更改; 差动保护装置检修; 主变一侧开关检修,该开关差动流变脱离差动回路时,允许短时停用差动保护。

第三节
1 概述

RCS-974A 型变压器非电量保护及辅助保护

RCS-974A装置可以完成变压器的非电量保护、非全相保护及断路器失灵起动等 功能,保护配置非电量保护装置设有7路非电量信号接口,5路非电量直接跳闸接口, 3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机 从变压器本体来的非电量接点(如瓦斯等)经保护装置重动后发出中央信号、远方信 号、事件记录三组接点,同时装置本身的CPU也可记录非电量动作情况。需直接跳闸 的非电量信号直接起动装置的跳闸继电器 ,需要延时跳闸的非电量信号,由装置经 过定值设定的延时起动装置的跳闸继电器。 非全相保护通过断路器辅助接点位置以及 另序电流、负序电流来判断断路器的非全相运行状态。 2 2.1 装置运行说明 信号灯说明: “运行”灯为绿色,装置正常运行时亮,熄灭表示装置不处于工作状态 “报警”灯为黄色,装置有异常时亮 “电量跳闸”灯为红色,当非全相保护动作并出口时亮 “非电量延时跳闸”灯为红色,当非电量延时保护动作并出口时亮 “1,2,3,??”等灯为红色,当外部分相非电量信号接点闭合时,对应的红 色信号灯亮当装置 “报警” 灯亮后, 待异常情况消失后会自动熄灭。 “电量跳闸” 、“非 电量延时跳闸”和“1,2,3,??”等信号灯只在按下“信号复归”或远方复归后 才熄灭。 2.2 装置闭锁与报警 障包括:存储器出错、程序区出错、定值区无效、定值出错、光耦失电、DSP 定值出错、DSP采样异常、CPU采样异常和跳闸出口异常等,此时装置不能继 续动作 2.2.2 当CPU检测到装置长期起动、TA(CT)异常、非电量外部重动接点信号等时, 发出装置报警信号。此时装置还可以继续工作。
第 74 页

2.2.1 当CPU检测到装置本身硬件故障时,装置闭锁整套保护且发闭锁信号。硬件故

祝桥变现场运行规程

2.3 装置信息含义及处理建议。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 信息 存储器出错 程序区出错 定值出错 定值区无效 含 义 处理建议 通知厂家处理 通知厂家处理 通知厂家处理 备注 * * * *

RAM 芯片可能损坏 FLASH 内容可能被破坏 定值区内容可能被破坏

二次额定电流更改后保护定值未重 将保护定值重新整定 新整定 24V 或220V 光耦正电源可能失去

光耦失电

检查开入板的隔离电源是否接 * 好 通知厂家处理 通知厂家处理 通知厂家处理 通知厂家处理 检查保护二次回路和定值 * * * * #

DSP 定值出错 DSP 定值区内容可能被破坏 跳闸出口异常 出口三极管可能损坏

DSP 采样异常 DSP 的A/D 回路可能出现异常 CPU 采样异常 CPU 的A/D 回路可能出现异常 装置长期起动 TA 异常 CPU 起动元件起动时间超过10s TA 回路异常或交流采样回路异常

检查采样值、二次回路接线,以 确定是二次回路原因还是装置 # 硬件问题 检查外部三相不一致接点 #

12

三相不一致接 外部三相不一致接点长期闭合 点异常

注:备注栏内标有“*”的闭锁保护装置, “#”的只发报警信号。 2.4 命令菜单使用说明 RCS-974A变压器非电量保护采用全中文菜单显示方式,在正常运行方式下,此 时只需按下“↑”键可进入主菜单。通过上下方向箭头既可选择进入下一级级联子菜 单。从各级子菜单中,只需按下键盘“取消”键既可回退到上一级菜单。装置可储存 以往的事件报告,并可自动显示当前的突发事件报告。可通过按下“复归”键回到主 画面 3 装置液晶显示说明 3.1 正常运行时,液晶显示如下 02-08-18 11:05:33

当前时间 TA1三相电流平均值 TA2三相电流平均值 当前所用定值区号

电流 I1=001.245 电流 I2=001.245 定值区号 01

第 75 页

祝桥变现场运行规程

3.2

保护动作时液晶显示说明 动作序号及日期 动作时间 动作元件 相对时间 动作 013 14:02:20:310 MS 1.非电量 2 00506MS 02-09-11

3.3

有自检报告时液晶显示说明 报告序号及日期 自检出错时间 自检出错项目 自检 020 14:05:20:310 MS 02-09-11

1.DSP 定值出错

3.4

自检异常恢复时液晶显示说明 报告序号及日期 异常恢复时间 自检恢复项目 异常状态 自检 020 02-09-11

14:05:20:310 MS 2.DSP 定值出错 恢复

3.5

保护开关量变位时液晶显示说明 报告序号及日期 开入投入时间 所投入开入量 开入状态 开入020 02-09-11

14:05:20:310 MS 三相不一致 投入

3.6

装置面板LED指示灯说明:
第 76 页

祝桥变现场运行规程

“OP” :运行 “TJ2”非电量跳闸 “6” :有载重瓦斯跳闸 “10” :本体轻瓦斯 4 主变非电量保护作用:

“BJ” :报警 “1”冷控失电跳闸 “7” :油温过高跳闸

“TJ1”电量跳闸 “5” :本体重瓦斯跳闸 “8” :本体压力释放跳闸 “15” :绕组温高信号

“11” :有载压力释放信号“12” :本体油位异常信号

“13” :有载油位异常信号 “14” :油温过高信号 4.1 主变本体瓦斯保护动作,跳三侧开关。 4.2 主变有载瓦斯保护动作,跳三侧开关。 4.3 主变本体、有载压力释放阀动作,作用于信号。

4.4 主变本体、有载开关油位异常(过高和过低)投信号。 4.5 主变油温高、绕组温度高投信号。

第四节
1 概述 1.1 1.2

瓦斯保护

利用变压器内部发生故障时,油箱内产生气体来动作,对主变内部故障有很高 的灵敏度是主变内部故障的主保护; 1号、2号主变本体重瓦斯、有载重瓦斯均投入跳闸;本体压力释放、有载压力 释放均投信号。

1.3 更换或检修后的变压器在投入运行时,须将重瓦斯投入跳闸。 1.4 变压器在检修后投入运行前,待瓦斯继电器放出空气后,重瓦斯保护即投跳闸, 若瓦斯继电器动作于信号,是由于变压器内部剩余空气引起的,则值班人员应 放出瓦斯继电器内积聚的气体并记录这次动作信号与后次动作信号的时间间 隔,若信号动作的时间间隔逐次缩短,说明变压器内部有故障,应汇报调度, 要求将主变停役处理。 2 瓦斯继电器投入运行前的检查项目: 2.1 连接管上的阀门是否打开; 2.2 摸拟试验接点动作是否良好, (试验按钮在正常运行中不可揿动) ; 2.3 继电器内有无积聚气体; 2.4 继电器密封是否良好; 2.5 有无继电器试验报告; 2.6 瓦斯二次电缆有否进行绝缘试验。 3 变压器运行中有下列工作时,重瓦斯需由跳闸改为信号 3.1 变压器本体滤油或注油; 3.2 变压器呼吸器进行畅通或更换的矽胶; 3.3 油泵检修或更换;
第 77 页

祝桥变现场运行规程

3.4 3.5 3.6 4 4.1 4.2 5 5.1 5.2 5.3 5.4 6 6.1 6.2 7 8

油净化器更换矽胶; 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门; 打开放油、注测阀门和放气阀门。 瓦斯运行检修后巡视检查内容: 瓦斯继电器连接管上阀门应在打开位置; 瓦斯继电器无渗漏油现象。 瓦斯保护动作后应对变压器外部进行下述检查 油面指示的位置; 变压器的油温; 变压器内部有无爆裂声和异声; 压力释放阀、呼吸器、套管有无破裂和喷油现象。 瓦斯保护装置动作的处理: 瓦斯保护信号动作时,值班人员应立即对变压器进行检查,查明动作的原因, 是否因侵入空气油位降低二次回路故障或是变压器内部故障造成。 瓦斯继电器内存有气体时,应记录气量,收集气体保存好,由专业人员根据气 样和油样的色谱分析结果对照有关规程和导则判断变压器的故障性质。 瓦斯保护动作跳闸时,值班人员除需对变压器外观检查和收集气体外,应立即报 告上级领导及有关部门安排变压器的内部检查。 如果瓦斯保护动作跳闸后,当时电流电压没有波动外观检查,正常又收集不到气 体,或者瓦斯保护跳闸信号又不能恢复,则可判是为瓦斯保护二次回路故障引起 误动,在紧急供电情况运行下可将重瓦斯改信号后,进行试送。

9 10 11 12 13 14

瓦斯保护动作跳闸随伴有区外故障,经变压器外部检查正常,同时瓦斯继电器又 收不到气体或者收集到的气体为无色不可燃的空气可以试送, 但重瓦斯需投跳闸。 瓦斯和差动保护同时动作,未查明动作原因前不得试送。 瓦斯保护和后备保护同时动作, 对瓦斯保护和后备保护进行校验后, 方能投入运行。 瓦斯保护动作跳闸后,决定是否试送应得到主管生产的局长或总工程师的批准。 主变有载分接开关重瓦斯保护接于跳闸。 瓦斯保护动作可能有下列原因:

14.1 变压器滤油、加油或冷却器检修后,油内空气未排出; 14.2 油面下降过甚(如漏油严重引起) ; 14.3 变压器内部发生故障、产生气体和油流; 14.4 当外部发生穿越性短路时,变压器有大的短路电流通过,使油速增大; 14.5 瓦斯继电器本身故障而引起误动; 14.6 变压器受强烈震动(如地震等) 。 15 当轻瓦斯动作发出信号时, 应检查继电器的信号牌和变压器的电流表、温度计的
第 78 页

祝桥变现场运行规程

指示及变压器的油面及其外部情况,如果检查变压器的外部未发现不正常的现 象,则须鉴定瓦斯继电器内积聚的气体性质。利用气相色谱分析油中溶解气体 可判断设备故障类型。 15.1 不同故障类型产生气体的成分见下表: 故 障 类 型 油过热 油和纸过热 油纸绝缘中局部放电 油中火花放电 油中电弧 油和纸中电弧 进水受潮或油中气泡 主 要 气 体 成 分 CH4、C2H2 CH4、C2H4、CO、CO2 H2、CH4、C2H2、CO C2H2、H2 C2H2、H2 H2、C2H2、CO、CO2 H2 油中溶解气体含量注意值: 设 备 气体主分 总烃 乙炔 氢 总烃 互感器 乙炔 氢 甲烷 套管 乙炔 氢 含 量(PPM) 150 5 150 100 3 150 100 5 500 变压器 电抗器 次 要 气 体 成 分 H2、C2H6 H2、C2H6 C2H4、CO2 无 CH4、C2H4、C2H6 CH4、C2H4、C2H6 无

第五节
1 1号主变后备保护包括:

主变的后备保护

1.1 220kV侧:①220kV复合电压闭锁方向过流Ⅰ段保护,第一时间4S跳1号主变110kV 开关,第二时间4.3S跳1号主变三侧开关,方向朝1号主变,Ⅱ段第一时间4.6S跳1 号主变三侧开关。②220kV零序方向过流Ⅰ段第一时间2.0S跳1号主变110kV侧开 关,第二时间2.5S跳1号主变三侧开关,Ⅱ段第一时间2.5S跳1号主变110kV开关, 第二时间3S跳1号主变三侧开关, 该保护方向朝主变。 零序过流Ⅲ段不带方向, 5.5S 跳1号主变三侧开关。零序过压动作0.5s跳1号主变三侧开关。间隙保护0.5S跳1
第 79 页

祝桥变现场运行规程

号主变三侧开关。 1.2 110kV侧:①110kV复合电压闭锁方向过流Ⅰ段第一时间3.7S(0号区)跳110kV母 联开关(1号区停用) ,第二时间0号区4S(1号区2.8S)跳1号主变110kV开关,保 护0号区方向朝110kV母线,1号区不经方向,不经复压闭锁。②复合电压闭锁过流 Ⅱ段第一时间停用,第二时间0.3S(1号区)跳1号主变110kV开关(0号区停用) ③110kV方向零序过流Ⅰ段第一时间1.5S (0号区) 跳110kV母联开关 (1号区停用) , 第二时间2.0S (0号区) 跳1号主变110kV开关, Ⅱ段第一时间2.0S (0号区) 跳110kV 母联开关 (1号区停用) , 第二时限2.5S (0号区) 跳1号主变110kV开关 (1号区0.3S) 。 该保护0号区方向朝110kV母线, 1号区方向朝1号主变;零序过压动作0.5S跳1号主 变三侧开关;间隙零流动作0.5S跳1号主变三侧开关。 1.3 1.4 1.5 35kV侧:35kV复合电压闭锁过流不经方向,第一时限停用,第二时限2.8S跳1 号主变35kV开关,第三时限3.1S跳1号主变三侧开关。 正常方式由220kV侧送电时,保护定值用0号区。 220kV全停,由110kV侧向35kV侧送电时,用1号区定值,110kV保护定值躲不开 35kV母线故障。 2号主变与1号主变类似。 2 2.1 主变后备保护运行中注意事项: 220kV、110kV过流保护Ⅰ、Ⅱ段电压闭锁元件由220kV、110kV、35kV三侧电 35kV过流保护Ⅱ段电压闭锁元件由220kV、 110kV、 35kV三侧电压共用。 压共用。 2.2 220kV、110kV、35kV复合电压闭锁公用,运行中、任一侧开关改冷备用前,主 变该侧电压退出压板应放上, 改热备用时电压退出压板不操作。 2.3 主变任一侧开关改冷备用,应取下公共保护跳该侧开关的压板包括母差、主变 差动等跳闸压板。主变220kV侧改冷备用时还应取下失灵启动总压板及失灵启动 解除220kV母差复压闭锁压板。

第三章
第一节

BP-2B 型母差保

相关文章:
...企业35千伏变电站继电保护及综合自动化系统运行...
定西供电公司县供电企业35千伏变电站继电保护及综合自动化系统运行维护管理办法(试行)208.06.04 - 定西供电公司县供电企业 35 千伏变电站继电保护及综合自动化系 ...
供电公司操作队队长年终工作总结
20** 年取得四川大学电力系统自动化专业专科毕业证,...20**年 我被任命为公伯峡变电站安全员,在新的...我被任命为 110kV 循化操作队 技安员,在新的运行...
更多相关标签: