哈密天宏阳光站光伏发电运行维护规程.doc

SF.PV-QB/ GF005 -2013 SF.PV-QB 顺风光电投资（中国）有限公司企业标准 SF.PV-QB/GF005-2013 光伏发电运行维护规程20131201发布 20131201实施 顺风光电投资（中国）有限公司 发布目 录1 前言 032 电气系统运行规程 043 太阳能电池板运行规程 104 逆变器运行规程 115 变压器运行规程 136 配电装置运行规程 217 继电保护及自动化装置运行规程 308 直流系统及UPS运行规程 359 电气防止误操作的措施 38前 言生产管理的标准化、规范化、制度化是光伏电站管理的基础，建立、健全企业生产管理是企业经营管理的必然要求。为了加强对我公司的安全基础管理，本着“安全生产、预防为主”的方针，完善运行管理规程，给运行人员提供生产运行依据，保证安全生产，特制订本标准。本规程编写依据：全国地方发电厂电气运行规程电气微机继电保护有关资料各高、低压配电柜、变压器、逆变器、光伏电池板等相关技术资料DL/T8002001电力企业标准编制规则本标准由公司发电运营部提出并归口本标准由顺风光电投资（中国）有限公司受控管理本标准于2013年12月1日第一次发布起草人：曹建 井茂良 薛超审核人：文庭荣批准人：孔原本标准由发电运营部负责解释电气系统运行规程1 总则1.1 电气值班人员必须熟悉本厂电气系统接线和设备名称、结构、性能、编号及位置,必须熟悉电气二次回路及其作用原理，熟练掌握各种运行方式及其事故处理方法，了解与本厂系统直接有关的电网结线。1.2 电气系统运行方式应满足安全可靠供电的要求，在改变电气系统的运行方式时，应按下列原则考虑：1.2.1 使潮流分布均匀，设备不过载。1.2.2 使系统简单明了，满足灵活性、可靠性要求，避免频繁操作。1.2.3 厂用电系统各级厂用电源应尽量避免长时间合环运行。1.2.4 正常情况下，厂用电应分段运行，并使分段内的厂用辅机与主机相配合。1.2.5 满足防雷保护的要求和继电保护的正常配合。1.2.6 在保证安全的前提下，力求系统经济运行。1.2.7 保证电能质量，使周波电压在允许变动范围内。1.3 本厂电气系统运行方式的调度权限。1.3.1 地调管辖设备： 110KV开关，110KV线路地调许可设备： 110KV线路及其附属设备1.3.2 本厂管辖，值班负责人调度的设备：厂用电系统电气设备（包括辅机）。2 系统运行方式2.1 一般规定2.1.1 电气主系统运行方式的变更应根据电网调度员的操作命令票执行，如事故处理中主系统需改变为特殊运行方式运行，事后应报告电网调度员。2.1.2 正常情况下，应采用规程规定的运行方式，不得任意改变；当事故处理或必须改变正常运行方式才能进行检修工作的情况下，可拟定特殊运行方式，并经总经理批准后进行倒换，35KV及以下电气系统，非事故处理情况下不得变更，若因特殊情况需临时改变运行方式时，应事先汇报电站总工程师，批准后方可进行倒换。2.1.3 紧急情况下，如发生人身、设备事故或进行事故处理时，可以不经上级领导的批按照事故处理规程将该设备停电或改变运行方式，然后汇报总工程师，并做好详细记录；400V及以下系统运行方式如需临时变更，运行值班负责人必须作好书面说明，并在运行日志上交接清楚。2.1.4 当电气系统运行方式改变时，应按规程或有关规定修改继电保护、自动装置定值。2.1.5 设备检修完毕后,检修工作负责人必须向运行值班负责人做书面交待,运行人员应做好记录，设备投入运行前，运行人员应按规定做好检查、测量和试验工作。2.2 电气主接线2.2.1 出线采用1回路铜排引至110KV#1主变经架空110KV#1母线引至站外110KV架空线路2.2.2 400V站用母线，采用一台250KVA的干式站用变供电，一台750KVA站用变供电， 750KVA由市电10KV接入，250KVA干式站用变电源由本站35KV母线接入，两台互为备用，正常运行方式下由市电电源供电。2.3 本站整个发电系统分30个发电子系统。每个发电子系统各配置2台500KW逆变器及一台1000KVA升压变，其中#1、#2、#3、#4、#5、#6、#7、#8、#9、#10子系统的升压变高压侧T接成1回路集电线路至35KV配电柜，#11、#12、#13、#14、#15、#16、#17、#18、#19、#20子系统的升压变高压侧T接成1回路集电线路至35KV配电柜，#21、#22、#23、#24、#25、#26、#27、#28、#29、#30子系统的升压变高压侧T接成1回路集电线路至35KV配电柜，共计3回集电线路经开关接入站内35KV母线。站内35KV母线上有接地变1回，无功补偿1回，出线1回，母线PT 1回，站用变1回。2.4 35KV系统运行方式2.4.1 正常运行方式: 35KV母线正常运行，35KV母线PT投入运行。35KV各子系统所属设备投入运行，各过电压保护器均装设在开关本体内，随开关投入运行。2.4.2 当运行中35KV系统某开关故障，就地电动和手动均不能进行分闸操作时，应先将该开关做电气隔离（T接线路、母线停电），然后再进行处理。2.4.3 当运行中35KV母线PT需要停运时，应先取下PT二次直流保险、再取下PT二次交流保险，最后再拉出PT小车；防止带有低电压保护的设备跳闸，PT小车恢复投入运行时，与上述操作程序相反。2.4.4 35KV相关设备检修停电时，根据检修内容，应将开关手车摇至试验位置，也可以拉出仓外（检修位置）；在35KV、400V系统及所属电气设备上工作，应按安规规定及工作票要求，做好相关安全措施，装设接地线或合上接地刀闸。2.5 400V系统运行方式2.5.1 正常运行方式：2.5.1.1 400V由市变供电；集控室400V专用盘工作电源进线开关合闸，集控室专用盘备用电源进线开关热备用。2.5.1.2 办公楼400V专用盘由市变供电。 2.5.1.3 集控室400V热控盘工作电源和备用电源均应投入运行；电源在400V开关室和电气专用盘，工作电源开关合上，备用电源开关应处于热备用；直流系统两路交流充电电源均应投入运行；UPS两路交流电源、一路直流电源均应投入运行。3 电气系统的事故处理3.1 电气事故处理的原则3.1.1 电气事故处理的主要任务3.1.1.1 迅速处理事故，消除事故根源，解除对人身和设备的危害。3.1.1.2 设法保持发电系统、电气设备的继续运行，尽力保证发、供电正常，首先设法保证厂用电源的可靠运行。3.1.1.3 迅速恢复发、供电设备的运行。3.1.1.4 调整、恢复至系统正常运行方式。3.1.2 电气系统所属设备发生异常及事故时，值班人员应遵寻下列原则、顺序进行事故处理：3.1.2.1 根据设备状态、表计变化、信号指示、继电保护保护动作情况和其它现象，正确判断事故性质、故障范围、判明故障点，严防误操作、严防扩大事故。3.1.2.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即采取果断措施予以消除，必要时立即停运相关设备的运行。3.1.2.3 若保护、自动装置据动，应立即进行手动打闸操作。3.1.2.4 对故障点立即进行隔离，确保未受影响的设备维持运行，必要时调整运行方式或保护定值。3.1.2.5 进一步分析事故原因、故障性质、事故范围，进行后续处理。3.1.2.6 对无故障象征，属于保护装置误动作或限时后备保护越级跳闸的设备，可进行试送电。3.1.2.7 尽快恢复厂用电源供电。3.1.2.8 检查故障设备，对设备的故障程度作出判断。3.1.2.9 将故障设备转检修状态，做好安全措施，并进行必要的测试，如值班人员不能处理，应立即通知检修人员前来处理。3.1.2.10 尽快恢复系统正常运行方式及设备的正常运行工况。3.1.2.11 对所有系统进行全面检查，详细记录事故发生的现象、时间及处理过程。3.1.3 处理事故时，必须正确、冷静、果断、迅速，在接到事故处理的命令时，必须向发令者复述一遍，若命令不清楚或对命令不理解，应询问清楚。命令执行完毕后，要立即报告发令者。如下一个命令必须根据前一个命令的执行情况来确定，则应等待执行命令的操作人的亲自回报，不得由第三者传达，发生和处理事故时，应仔细观察仪表和信号指示，务必记录各项操作的执行时间、先后次序和及信号掉牌情况。3.1.4 电气主系统发生事故时，应立即报告中调值班调度员，电网值班调度员是处理事故的指挥者，值班负责人应严格执行值班调度员事故处理的一切命令，如调度命令的执行直接威胁人身和设备的安全，则不得执行，但应祥细作好记录。3.1.5 值班负责人是电气系统事故处理的直接责任人，应对事故处理的正确性负责，电气值班人员在值班期间所发现的一切不正常的现象，要首先报告站长。3.1.6 为了防止事故扩大，下列各项操作，可不经电网值班调度员的命令，先行进行停电操作，然后再汇报电网值班调度员。3.1.6.1 将直接对人员生命有威胁的设备。3.1.6.2 将已损坏的设备停电隔离。3.1.6.3 运行中的设备有受损伤的威胁时。3.1.6.4 机组发生强烈振荡或失去同步时。3.1.6.5 当厂用电全停或部分停电，迅速设法恢复其电源时。3.1.7 如果在交接班时发生事故，而交接班的手续尚未完成，则交班人员应留在工作岗位上继续处理事故，接班人员应协助交班人员处理事故。与事故处理无关人员应迅速退出集控室和事故的现场。3.2 跳闸设备恢复送电的原则。3.2.1 在厂用电源失压的事故处理中，按规程规定，对设备进行强送电或试送电是快速恢复电源的有效方法，但采用测绝缘后恢复送电方式则更为可靠，值班人员在事故处理时采用何种方式，要视当时的具体情况而定。在确认对人身或设备安全无任何威胁的前提下，可立即进行强送电或试送电。3.2.2 对强送电的规定：强送电是指设备跳闸后，经过初步判断，不到就地进行外部检查，立即强行合闸送电的操作，在下列情况下可进行强送电：3.2.2.1 投入备用电源自投入装置的厂用工作电源跳闸后，备用电源未自动投入者。3.2.2.2 误碰、误拉、及无任何故障象征而跳闸的开关。3.2.2.3 互为备用的辅机，工作开关跳闸，而备用辅机开关未自动投入者。3.2.3 对试送电的规定：试送电是指在设备跳闸后，只进行外部检查和根据保护装置动作情况初步判断，而不进行内部检查、分析，试行合闸送电的操作。下列情况一般可以试送电：3.2.3.1 保护装置动作跳闸，但确无任何事故象征，该保护误动作。3.2.3.2 后备保护动作跳闸，外部故障切除后，经外部检查无事故表征（视负荷情况和调度命令而定）。3.2.4 值班人员在进行强送电和试送电时应注意下列事项：3.2.4.1 强送电和试送电应经值班负责人（或站长）的同意。3.2.4.2 注意观察表计的反映。若送距离较短的空载线路、空载母线,大电流冲击，又伴随电压大幅度下降时，应立即拉开试送电的开关。3.2.4.3 厂用电系统的强送电和试送，应尽量减少对相关运行设备的影响：有备用电源时，应先送备用电源；有重要负荷又无备用电源时，可用工作电源开关强送和试送一次。若有可能，在试送电前可将继电保护动作时限改小（该定值应由继保人员事前拟定，送交总工程师备案）。3.3 电气系统事故处理：3.3.1 电压不正常的处理3.3.1.1 母线电压应维持在额定值的5%范围内，最高允许变动范围为额定值的10%。3.3.1.2 当系统事故，35KV母线电压低至额定电压的90%以下时，应汇报调度，听候处理。3.3.2 35KV系统单相接地。3.3.2.1 现象：（1）. 绝缘监视电压表指示一相对地电压降低或至零，其他两相对地电压升高或升高至线电压。3.3.2.2 处理：（1）. 检查厂内35KV电压等级的系统设备。（2）. 35KV系统接地时，应加强对升压变和35KV系统的检查，如发现升压变高压侧有接地现象时，不停电又无法消除，应将该设备停运。检查故障点时，应穿绝缘靴，接触设备外壳时应戴绝缘手套。事故处理时电站领导必须到场。（3）. 单相接允许短时运行，但要尽快查明接地原因，回报站长，经站长批准，采取相应措施处理，35KV系统接地接地时间不应超过2小时。3.3.3 400V站用母线电源消失处理3.3.3.1 现象：相应站用变压器控制开关绿灯闪光，母线电压表指示为零。3.3.3.2 处理：（1） 拉开400V失压母线上的所有开关，分别检查和测量母线绝缘良好后，用工作变压器对母线送电，再逐一对各负载送电。送电前应分别测量绝缘合格，直至找出故障点，并做好故障点的可靠隔离措施。（2） 若站用400V母线失去电源是由于工作电源过流保护跳闸，可强送一次，成功后，逐一检查各负载有无故障点，发现故障的设备应予以隔离，联系相关人员处理。（3） 若400V母线母线失压系由于保护误动引起，也没有短路冲击现象，应立即强送一次。3.3.4 400V开关室各分路开关跳闸，应查明原因，无明显故障迹象的重要负荷，可强送一次。强送失败后不得再送。 太阳能电池板运行规程 1 设备规范1、1太阳能电池板设备规范型号HN245P-20B功率245W峰值功率245W3%峰值负载电压29.8V峰值负载电流8.23A开路电压37.5V短路电流8.62A熔断电流15A12太阳能电池板的有关规定及运行方式121有关规定 电气运行人员应熟悉设备的工作原理、结构性能和额定参数，掌握仪表监视、保护装置、监视信号的功能和作用。122 太阳能电池板的正常运行方式设备按制造厂铭牌规定数据投入运行，称为额定运行方式，可在额定运行方式下长期连续运行。123 20MW太阳能电池组件由20个子系统组成，子系统采用固定倾角安装。各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率。每个子系统有单独的模块，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块运行，且局部故障检修时不影响其他模块的运行。 逆变器运行规程1 逆变器设备规范型号SUNFOREST 500KTL功率500KW输入直流电压1000Vdc最大输入电流1200A额定输出功率500KW额定电压270 V输出电压允许范围243-297Vac工作频率范围502Hz 默认49.5Hz50.2Hz，可设置最大输出电流（A）1177A功率因数-0.9+0.9总电流谐波失真3输出直流分量98.5MPPT效率98.5夜间待机模式功率100W环境保护等级IP20相对湿度（不结露）95工作温度零下25摄氏度至60摄氏度用户界面LCD触摸屏本地通讯RS485尺寸1700x1850x900（mm）净重1427Kg是否支持外接电源不支持控制系统供电交直流直流侧保护直流过压保护、直流欠压保护、直流过载保护、直流反接保护、直流防雷保护、防反放电保护交流侧保护交流过压保护、交流欠压保护、频率超限保护、反序保护、缺相保护、孤岛保护、低电压穿越、输出短路保护、防逆流保护（可选）系统保护过流保护、过载保护、过温保护、高温降额、母线短路保护、IGBT过流保护、紧急关机（EPO）保护、风扇故障保护、辅助电源故障保护、绝缘超限保护生产厂家晶福源2 逆变器运行方式21 本电站为30MW并网光伏电站，系统没有储能设备，太阳能电池将光能转换成直流电能，经逆变器变换成交流电，经升压变升压至35KV，再通过输电线路送到电网。有阳光时，光伏系统将发出电能输送至电网，没有足够阳光则不发电。当电网发生故障或发、变电设备检修时，并网逆变器会自动停机或人为干预停机；如电网故障造成停机，当电网电压恢复后，逆变器将自动采集、追踪交流侧的电压、频率、相位等并网电气量，再通过自身调节扑捉同期，达到同期条件后，合上逆变器自身的并列开关，整个过程无需人工干预。本厂设置60台500KVA逆变器，30台隔离升压变，将光伏组件的直流电通过汇流箱接入并网逆变器，通过隔离升压变升至35KV电压等级，通过35KV高压开关柜接入35KV母线，经500000KVA主变压器升至110KV上网供电。22 逆变器自身的并列开关作为并网的同期点，并列时应满足以下条件：（1）、直流侧有输入电压;（2) 、逆变器、控制模块工作电源送电；（3）、系统接入的交流侧有输入电压。23 并网逆变器具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆功率保护等多种保护功能，电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。每个逆变器具有自动检测功能，并能随太阳能组件接受的光电功率而自动调节输出功率，以最经济的方式投入运行。 3 汇流箱设备规范型号PEHL12-S12A-C输入规格12A/路16路额定电压DC1000V输出电流192A防护等级IP65适用温度-4560海拔高度2000m散热方式自然冷却生产厂家中船重工鹏力新能源科技有限公司变压器运行规程 1 设备规范1.1 400V低厂变型号SCB10-250/35容量250KVA高压侧电压35KV低压侧电压400V绝缘等级F生产厂家汉中新环干式变压器有限责任公司1.2 箱式升压变型号ZGS11-GF-1000/35额定容量1000KVA相数三相联结组标号D,y11-y11冷却方式ONAN额定频率50HZ海拔高度2000m高压侧额定电压35000V高压侧额定电流16.5A低压侧额定电压270V低压侧额定电流1069.2A短路阻抗6.58防护等级IP54绝缘水平LI200AC85/AC5负荷侧开关额定电流630A熔断器额定电流31.5A生产厂家广东广特电气有限公司1.3 接地变 型号DKSC800/35额定容量800KVA额定电压35000联结组标号ZN冷却方式AN额定频率50HZ相数三相生产厂家思源电气股份有限公司1.4 无功补偿装置 型号ZG-Dsvg12h8000/35 额定容量8000KVar额定电压10KV联结组别Y环境温度-1042冷却方式F额定频率50HZ生产厂家广州智光电气股份有限公司2 变压器允许运行方式2.1 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范连续运行。2.2 变压器的一次侧电压允许在不超过各分接头额定电压的5%范围内变动，此时额定容量不变。2.3 变压器运行中监视温度：2.3.1 本厂箱式变压器冷却方式是自然冷却，运行人员要及时巡检变压器温度。2.3.2 低厂变运行中的允许温度，应按温控仪线圈循检温度检查，任一线圈温度一般不宜超过110，最高不超过130。温控仪报警温度设定为130，启动冷却风扇温度设定为100。2.3.3 低厂变运行中温控仪失灵，应及时开启冷却风扇，增加检查次数，并用红外线测温仪测量绕组及铁芯温度。2.4 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相负荷不超过额定值。2.5 变压器可以在事故过负荷的情况下运行。（如：运行中的若干台变压器中有一台损坏，而又无备用时，则其余变压器允许按事故过负荷能力投入运行。变压器存在较大的缺陷（如：冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。2.6 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行，变压器过负荷运行时应加强巡视，冷却装置应全部投入并运行正常。2.7 变压器事故过负荷运行后,运行值班人员应将事故过负荷参数和持续时间，记录在交接班记录本上。2.8 箱式变压器变短时间过载能力，可按下表规定执行，绕组最热点的温度应小于140.2.9 干式变压器的正常过负荷电流一般不超过额定电流的110%，执行中应按变压器线圈温度不超过规定的监视值为标准。2.10 干式变压器的事故过负荷可按下表执行，执行中应以变压器线圈温度不超过规定的最高监视值为标准。事故过负荷倍数1.21.31.41.51.6允许持续时间（分）6045321853 变压器的投运3.1 变压器投入运行前应进行下列检查:序号检查项目要求1变压器间隔（1）本体及周围环境清洁（2）高低压套管完好（3）接线紧固、无过热现象（4）油位正常（5）呼吸器的吸湿剂正常,油位正常（6）压力释放阀正常（7）瓦斯继电器中无空气（8）湿度计齐全,信号接点定位正确（9）通向油枕内和散热器的蝴蝶阀在开通位置（10）油箱、散热器和油枕等无渗漏现象（11）灭火器材配备齐全，完好（12）本体及构架可靠接地（13）主变栅栏,门完整并加锁,低厂变通风系统正常2开关室变压器回路设备和即将投运的母线设备（1）有关电压互感器无渗油,熔断器完好并投入。110KV互感器油位正常。（2）电流互感器及电缆紧固。（3）刀闸分合机构灵活，闭锁装置可靠。（4）开关分合，位置指示准确，合闸电源正常。3集控室及配电室二次回路（1）继电保护正常投入。（2）仪表齐全、准确。（3）控制回路完好、指示灯正常。（4）二次回路正常投入。4公用系统（1）直流系统正常。（2）中央信号已正常投入。（3）必须的交直流照明系统完好。（4）通讯系统完好。5其它变压器及其运行范围一、二次回路的工作票均已收回,短路接地线已拆除。3.2 新装、检修或长期停用（超过7天）的变压器，在投运前应测量其绝缘电阻并做好记录，测得的值应与初次值（指最近一次大修或安装后）相比较，若降到初次值的50%及以下时，应汇报上级领导，全面检查设备，综合分析原因，再确定是否可以送电。测量110KV侧绕组绝缘电阻用2500V摇表，其绝缘值不低于110兆欧；测量10KV侧绕组绝缘电阻用2500V摇表，其绝缘值不低于10兆欧；测量35KV绕组绝缘电阻用2500V摇表测量，其绝缘值不低于35兆欧；测量400V侧绕组绝缘电阻用500V摇表，其绝缘值不低于0.5兆欧。3.3 油浸风冷变压器变在大修和事故检修换油后,应静止35个小时,等待消除油中的汽泡后，方可投入运行。3.4 风冷装置在变压器大小修后启动前，应检查：3.4.1 控制回路和电源回路应完好，电源回路绝缘电阻应不低于0.5M。3.4.2 摇测风扇电机绝缘电阻，应不低于0.5M。3.5 变压器投运时注意事项：3.5.1 变压器的充电，应从装有保护较全的高压侧进行，以减少励磁涌流的影响。3.5.2 大修后（吊芯大修或新安装）的变压器应进行35次额定电压的冲击试验。3.5.3 变压器的投入运行应先投电源侧，后投负荷侧。4 变压器的正常运行和维护4.1 值班人员应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行。如变压器在过负荷运行时应加强监视。安装在变压器上的温度计读数应每班记录两次（接班，班中各一次），变压器发生短路冲击跳闸后，应及时对变压器停电隔离，检查故障原因。4.2 站内所有变压器，每班外部检查不少于两次，遇恶劣天气时，应加强检查。变压器在瓦斯保护发信时，应检查变压器的油位、油温及温升变化。变压器是否过负荷，冷却装置是否故障，雨后或大雾天气，还应检查套管、支持瓷瓶有无爬电、放电现象。4.3 变压器外部检查的项目如下：4.3.1 变压器油色、油位正常，套管无渗油、漏油现象。4.3.2 套管、支持瓷瓶表面清洁,无破损、无裂缝、无放电痕迹。4.3.3 变压器无异常声响，无噼啪的放电声。4.3.4 引线无发热现象，接头温度不得超过70。4.3.5 变压器油温在允许值范围内。4.3.6 变压器室的门、窗、锁完好，小室内无漏水，渗水，照明良好，室温适宜。4.3.7 吸湿器内硅胶无变色。4.3.8 瓦斯继电器内应满油，继电器与油枕间连接阀门应打开。4.3.9 变压器外壳接地完好。4.3.10 压力释放阀应正常。4.3.11 室外变压器在应检查变压器周围无杂物，雪雨天气应检查变压器套管有无积雪和冻冰现象，接线头处有无热气蒸发现象。4.4 运行负责人应定期会同维修人员对变压器进行外部检查,并应增加以下检查项目：4.4.1 变压器箱壳及箱沿是否异常发热，外壳接地线是否完好。4.4.2 吸湿器内的干燥剂变质，呼吸器是否畅通。4.4.3 通风、冷却设备是否完好。4.4.4 安全标志和相色是否清楚明显。4.4.5 消防设施、设备是否完好有效。4.5 变压器调整分接头时应由上级主管部门批准，由检修人员负责调整，工作前应办理电气一种工作票。4.6 变压器调整分接头位置后，运行人员应有专门记录，并同时记入运行日志内，以便核查。4.7 变压器大修后，应测量绝缘电阻及直流电阻合格后方可投入运行。4.8 变压器大修、拆接线或第一次投用，投入运行前须核相一致。4.9 厂用变压器在低压侧合环操作，须确认其高压侧电源并列点为同一母线。4.10 变压器正常运行时瓦斯保护应投入跳闸。运行中变压器，进行加油、滤油及换硅胶或在瓦斯保护回路上工作时，应将重瓦斯改接信号，工作完毕后，变压器内空气应排尽，待24小时后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。4.11 干式变压器的正常运行维护和检查：4.11.1 运行中应定时检查温控仪、冷却风扇投运正常。4.11.2 运行中不得随意打开变压器高压侧（后部）柜门，不得靠近或触摸变压器，变压器外壳应可靠接地。4.11.3 投运前的检查：4.11.3.1 检查所有紧固件、连接件是否松动；4.11.3.2 检查变压器室内是否有异物；4.11.3.3 检查风机、温度控制器等是否安装到位、接线完整；4.11.3.4 检查变压器夹件、外壳是否有永久性接地。4.11.4 新装、检修或长期停用（超过7天）的变压器，在投运前应按规定应测量其绝缘电阻合格。4.11.5 干式变压器退出运行后如不受潮，一般即可直接投运，如在高湿度下变压器发生凝露现象，应经过干燥处理，并测量绝缘电阻达500M方可投运。4.11.6 干式变压器以空气为冷却介质，正常运行中检查维护项目如下：4.11.6.1 高、低压侧接头无过热，电缆头无漏油、渗油现象；4.11.6.2 绕组的温升，监视温度不得超过规定值；4.11.6.3 变压器无异味，无受潮，无异常声响；4.11.6.4 支持瓷瓶无裂纹，放电痕迹；4.11.6.5 变压器小室屋顶无漏水、渗水现象。4.11.7 干式变压器的维修与保养：4.11.7.1 一般情况下，对于干燥清洁的场所，一年进行一次维检；对于环境污染较大场所，检查周期应适当缩短；4.11.7.2 检修时，变压器必须停电，高、低压开关断开，引线短路并接地，以确保安全；4.11.7.3 检查时，如发现灰尘过多，则应设法清除，避免因爬电造成绝缘击穿；变压器小室内应保证空气流通、清新；4.11.7.4 检查紧固件、连接件是否松动、生锈、腐蚀，绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，必要时应采取措施进行处理；4.11.7.5 大小修时，应检查调试温控器、继电保护装置是否正常。4.11.7.6 箱体外壳的通风孔内的灰尘应及时清除。5 变压器的不正常运行及事故处理5.1 值班人员在变压器运行中发现漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常、冷却系统不正常等应设法尽快消除，并报告有关领导，应将异常情况记入运行日志，并填写设备缺陷登记。5.2 变压器荷超过允许过负荷值时，应尽快调整，设法降低负荷。5.3 若发现异常现象，且威胁变压器安全运行，应立即停电检查并消除，若有备用变压器，应立即投入运行。5.4 变压器有下列情况之一者应立即停电检修，若有备用变压器，应尽快倒换备用变压器运行：5.4.1 变压器内部有异常声响，并伴有不均匀有炸裂声：5.4.2 在正常负荷和正常冷却条件下，变压器温度不断上升；5.4.3 压力释放阀动作喷油；5.4.4 严重漏油、油面下降、油位计的指示低于下限；5.4.5 油色变化快，有碳化现象；5.4.6 套管严重破损和放电现象。5.4.7 变压器冒烟、着火。5.5 变压器油温异常升高超过匀许值时，应采取以下措施。5.5.1 检查变压器的负荷和冷却介质温度，核对在该负荷及冷却条件下的正常油温。5.5.2 检查温度计指示是否正确。5.5.3 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况是否良好。5.5.4 若温度升高的原因是风扇故障，应恢复风扇运行。5.5.5 若油温较平时同样负荷和冷却条件下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，则可判断为变压器已发生内部故障（如铁芯严重短路，绕组匝间短路等），此时应立即将变压器停电。5.6 当变压器油位较运行时的油温有显着降低时，应设法加油。如因大量漏油致使油位迅速下降，禁止将瓦斯保护改为信号，应迅速消除漏点，并立即加油。5.7 变压器正常运行时，若油位高出最高油位指示计，则应放油，使油位降至正常值，以免溢油。5.8 变压器着火的事故处理：5.8.1 变压器着火的现象：5.8.1.1 变压器冒烟、着火；5.8.1.2 表计发生摆动；5.8.1.3 瓦斯、差动、速断保护可能动作。5.8.2 变压器着火的处理：5.8.2.1 在瓦斯、差动、速断保护未动作跳闸时，应立即手动拉开变压器各侧开关，并拉开相应刀闸，停止冷却风扇，使用灭火装置灭火，并将备用变压器投入运行；5.8.2.2 若变压器顶部油溢着火时，则应打开下部事故放油阀，停运变压器，组织灭火；5.8.2.3 若是变压器内部故障引起着火时，则不能靠近变压器，以防爆炸危及人身安全；5.8.2.4 发生着火后应采取隔离的措施，防止火势漫延，危及的带电设备应停电；5.8.2.5 使用灭火器和干燥的黄砂进行灭火。如火势较大，应拨打火警电话119。5.9 变压器自动跳闸的处理：5.9.1 如有备用变压器应迅速将其投入运行，然后立即查明工作变压器跳闸原因；5.9.2 根据保护装置动作情况和变压器跳闸时外部现象，查明原因，若变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于过负荷、穿越性故障或保护装置误动所致，变压器可不经外部检查，重新投入运行。5.9.3 若发现变压器有内部故障的迹象并有发展趋势时，应回报站长停电检查，未查明原因前，禁止将变压器投入运行。配电装置运行规程1 设备规范1.1 开关规范1.1.1 35KV高压开关型号ZN85-40.5/TP2-90-31.5KA 额定电压40.5KV额定电流1250A额定短路开断电流31.5A雷电冲击耐受电压185KV额定操作顺序分03S合分-180S-合分额定操作电压直流220V电机额定电压交流220V生产厂家上海法乐绮电器有限公司 备注：无功补偿装置开关及出线开关额定电流为1250A1.2 刀闸规范型号额定电压最高电压额定电流操作机构1.3 互感器规范1.3.1 电压互感器规范型号JDZX9-35额定电压35KV生产厂家大连第二互感器集团有限公司1.3.2 电流互感器的型号及规范型 号额定电压技 术 数 据1.4 避雷器规范型号系统额定电压(KV)避雷额定电压(KV)HY5WZ/51/13435512 高压开关的运行和维护2.1 高压开关运行的一般规定：2.1.1 开关分、合闸指示正确，且与实际工况相符。2.1.2 开关外壳接地应良好。2.1.3 套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕。2.1.4 引线的连接部位接触良好，无过热现象。2.1.5 开关附近清洁无杂物。2.1.6 开关除正常巡视之外，在气象突变，雷雨后，高温、高负荷期间应加强巡视。2.2 35KV SF6开关的运行、维护：2.2.1 采用弹簧操作机构，合闸时由突然释放的储能弹簧来完成，这些弹簧均联在操作机构的转动轴上，就地（手动、电动）或远方均可进行分合闸操作。开关每次储能一次可以完成一次合闸操作。因弹簧未储能，控制室发出弹簧未拉紧信号。2.2.2 安全注意事项：2.2.2.1 当弹簧储能时，切勿拆下操动机构外壳。2.2.2.2 如必须在操动机构上工作时，在拆下外壳前必须遵守下列各项原则：（1）. 断开储能电机电源回路小开关。（2）. 手动操作释放储能弹簧能量。（3）. 在合闸操作前取下手动储能手柄。2.2.2.3 一旦手动储能完成，手动储能手柄应立即移开。2.2.3 运行中的检查：2.2.3.1 开关“分合”位置指示与实际位置相符。2.2.3.2 开关就地合闸弹簧储能灯亮。2.2.3.3 瓷瓶是否损坏或脏污。2.2.3.4 SF6气体压力是否正常。2.2.3.5 操作机构是否灵活，螺栓是否紧固。2.2.4 维护：2.2.4.1 开关在大修、小修或连续运行超过6个月后，投运前应进行传动试验。2.2.4.2 当开关本体或操作机构上有较多灰尘时，必须擦拭干净，方可投运。2.2.4.3 故障和维修：故障现象可能原因排除方法断路器拒合1、 操作机构未储能2、 MIA欠电压线圈无电压3、 合闸线圈故障1、 再次储能，检查电动机电源2、 激励线圈脱开锁扣3、 更换线圈检查电源线圈烧坏1、 过电压2、 指令不能解除1、检查电压2、检查CS触头3、 更换线圈电动机烧毁1、 过电压2、 皮带损坏3、 储能完成后未切断电动机1、 检查电压2、 更换皮带和电动机3、 更换电动机开关“IN”断路器连续分合,接受指令时不能正确动作1、 防跳继电器故障2、 辅助回路故障1. 更换防跳继电器2. 检查辅助回路接线2.2.5 SF6气体灭弧室额定工作压力为0.50.015MPa，运行中如压力降至报警整定值0.450.015MPa时，SF6气体压力低报警，应尽快停运，补充气体；运行中如压力降至闭锁整定值0.430.015MPa时，开关闭锁跳闸，此时，运行人员应取下该开关的操作保险，严禁对开关进行分闸操作，汇报站长，采用上一级开关切断负荷电流，并将该开关停电检修。2.2.6 SF6开关切断故障电流后的检查：2.2.6.1 开关有无漏气，SF6气体压力是否正常。2.2.6.2 开关位置是否移动变形，套管是否破裂。2.2.6.3 开关接线有无过热、松动、烧损现象。2.2.6.4 开关操作机构是否正常。2.2.7 为防止有毒气体侵害，35KV开关室应保持通风良好，。2.2.8 开关的调整与使用：2.2.8.1 开关做分、合闸试验时，应将开关拉到试验位置。2.2.8.2 35KV母线停电检修时，应全面检查开关机械防误操作闭锁装置。2.2.8.3 当开关送电推至工作位置时，应检查锁定轴销插入工作位置锁定孔内，一次触头接触深度为73cm，二次触头被机构锁位，不能拔出。2.2.8.4 当开关短路跳闸切断一次短路电流后，必须对一次触头和断路器进行全面检查。2.2.8.5 每年对开关进行一次绝缘耐压试验。2.2.9 故障处理：故障现象可能原因排除方法断路器拒合1 操作机构未储能2 手车未进入工作位置和试验位置3 合闸回路或线圈故障4 检查储能机构、电气回路5 检查手车到位，指示灯燃亮6 更换线圈、检查电源和二次回路不能推进推出1 开关处于合闸状态2 推进手柄未完全插入3 接地联锁未解除1 跳开开关2 操作、检查手柄到位3 拉开接地刀2.3 400V开关的运行、维护2.3.1 开关的使用：2.3.1.1 断路器有三个位置即：“工作”、“试验”、“检修”。分。合闸试验操作时，将开关摇至“试验”位置，此时主电源回路断开，二次回路接通；停电检修时，将开关摇至“检修”位置，主电源回路、二次回路全部断开。2.3.2 断路器日常检查、维护：2.3.2.1 断路器音响是否正常；2.3.2.2 断路器是否清洁、绝缘部分无受损；2.3.2.3 对各个转动或滑动部分是否灵活可靠；2.3.2.4 断路器断开短路电流后，应检查开关一次触头是否烧损变色，如果烧损严重，则应更换。3 母线及闸刀的运行和维护3.1 母线与闸刀送电前的准备3.1.1 检查工作全部终结、接地线全部拆除，常设遮栏已恢复，设备及场地清洁，无遗留杂物。3.1.2 检查瓷瓶外部有无破损或裂纹。3.1.3 400V系统用500V摇表测量绝缘电阻，不得低于0.5M。3.1.4 闸刀触头应接触紧固。3.1.5 闸刀灭弧栅安装牢固，试拉、合闸良好。3.2 运行中的母线、闸刀的检查项目：3.2.1 接头温度不得超过70；3.2.2 闸刀触头应接触良好；3.2.3 母线无振动声响；3.2.4 瓷瓶不脏污、无破损；3.2.5 无过热及放电现象；3.2.6 遮栏完整，柜门关闭良好。3.3 发现触头上的示温片熔化，应迅速采取措施，尽量减少负荷，如发现母线发热烧红，应立即将该母线停运。3.4 用闸刀可进行下列操作：3.4.1 拉、合电压互感器和避雷器；3.4.2 拉、合电容电流不超过5A的空载回路；3.4.3 拉、合400V30A及以下的环路均衡电流。3.5 拉、合刀闸必须遵守电业安全操作规程，使用合格的安全用具。刀闸合闸后，应检查三相接触良好。3.6 刀闸拉不开时，不可强行拉开、查明原因、消除缺陷后再进行操作。3.7 严禁带负荷拉、合刀闸。禁止解除刀闸与相应开关的闭锁装置，以防误操作。若误合上刀闸，不许再拉开，应用开关切断电流后再拉开；若误拉开刀闸，禁止再合上，用开关将电路切断后，才能再将刀闸合上。3.8 送电操作时，先合电源侧，后合负荷侧，再合上开关，停电时，与上述顺序相反。3.9 发现刀闸过热，应报告值班负责人，设法尽量减少其负荷电流。此时，应加强通风，减轻发热，加强监视。当开关室温度超过35时，应开启通风扇。4 互感器的运行及维护4.1 电压互感器和电流互感器大小修后或停用一个月以上，投运前须检查下列各项：4.1.1 外壳清洁，无遗留杂物，工作接地良好；4.1.2 套管无破损裂缝；4.1.3 接线牢固正确；4.1.4 绝缘电阻应合格：用2500V摇表测量一次侧对地绝缘电阻，其值应不低于1M/KV。用500V摇表测量二次对地绝缘电阻，其值应不低于0.5M/KV；4.1.5 高压侧保险接触是否良好，二次侧接线是否完整。4.2 运行中的电压互感器和电流互感器检查项目如下：4.2.1 有无放电、电晕及异常噪音；4.2.2 有无渗油、冒烟及焦糊味；4.2.3 瓷套管或环氧树脂外壳是否完整，有无闪络放电现象。允许互感器在工作电压或工作电流不超过额定值的10%情况下长期运行。4.3 运行中的电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。4.4 电压互感器和电流互感器有下列故障之一者，应立即停止运行。4.4.1 发热、冒烟、有异味；4.4.2 套管闪络、线圈内部有噼拍放电声，引线与外壳之间有放电火花；4.4.3 油箱漏油严重；4.4.4 高压保险连续熔断二次，按下列原则处理：4.4.4.1 根据表计指示，判断无严重短路者，在保证拉开闸刀时所产生的电弧不致引起短路的条件下，可用闸刀切除故障电压互感器；4.4.4.2 若故障严重，应设法用开关切断故障的电压互感器。4.5 互感器二次回路应有一处可靠接地。4.6 当发现电流互感器的二次回路开路时，应设法将该电流互感器二次端子短路（穿绝缘鞋、戴绝缘手套），如无可能则将一次设备停用。4.7 当互感器二次回路故障，仪表失去指示时，应尽可能根据其它仪表的指示、对设备进行监视，并尽可能不改变设备的运行方式，值班员应向调度、电站长汇报，并尽快消除故障。4.8 电压互感器保险熔断事故处理4.8.1 电压互感器保险熔断的现象。4.