变电站运规修改

1、 220kv北海中心变电站运行规程 2、 电气主接线及设备管辖范围 220kV、110kV、35kV所有设备均属于热电公司调度中心(以下简称总调)管辖，正常情况下所有操作及系统运行方式的变化必须得到总调的许可。1.电气主接线: 220kV系统为双母双分段接线方式、中性点直接接地系统。I母、母通过母联2038开关连接，母、母通过母联2039开关联接，I母、母通过分段开关2034，2035开关联接、母、母通过分段开关2036、2037开关联接。同时在分段开关-3刀闸处并联一组限流电抗器。每组母线均装设了一组电压互感器，电压互感器用以供给保护、测量、计量、同期用电压量。每条出线装设了三只单相电压互感

2、器，作为线路同期并列时线路侧电压量，亦可用于线路侧电压及频率的监测。 110kV系统为双母双分段接线方式、中性点直接接地系统。母、母通过母联140开关联接，母、母通过母联150开关联接，I母、母通过分段开关120开关联接，母、母通过分段开关130开关联接。每组母线均装设了一组电压互感器，电压互感器用以供给保护、测量、计量、同期用电压量。每条出线装设了三只单相电压互感器，作为线路同期并列时线路侧电压量，亦可用于线路侧电压及频率的监测。35kV系统为双母双分段接线方式、中性点不接地系统。母、母通过母联353开关联接，母、母通过母联354开关联接，I母、母通过分段开关351开关联接，母、母通过分段开

3、关352开关联接。每组母线均装设了一组电压互感器，电压互感器用以供给保护、测量、计量、同期用电压量。2.本站主设备： 中心站220kV系统与110kV系统通过四台变压器联络：#1变压器（191、2151）、#2变压器（192、2152）、#3变压器（193、2153）、#4变压器（194、2154），#3、#4变压器低压侧与35KV系统联络，#3变压器（391）、#4变压器（392）.3.220kV线路名称: 、母：阳北一线2145开关线路，阳北二线2146开关线路，#1降压变2151开关，#2降压变2152开关，北中二电线2139开关线路，北中二电线2140开关线路，北中二电III线2141

4、开关线路，北中二电IV线2142开关线路。、母：#3降压变2153开关，#4降压变2154开关，北沾一线2147开关线路，北沾二线2148开关线路，备用一线2149开关线路，备用二线2150开关线路，北中三电I线2143开关，北中三电II线2144开关线路。4.110kV线路名称: 、母：#1降压变191开关, #2降压变192开关, 北综七线 103开关线路, 北综八线 105开关线路,北中供线111开关线路, 北中供线112开关线路, 备用二线110开关线路,北生一线104开关线路, 北生二线106开关线路.、母：#3降压变193开关, #4降压变194开关, 北新一线101开关线路, 北

5、新二线102开关线路, 北综九线107开关线路, 北综十线 108开关线路, 北中供线113开关线路, 北中供线114开关线路, 备用一线109开关线路。5.35kV线路名称: 、母：无功补偿装置361开关, 无功补偿装置362开关, 无功补偿装置363开关, #3降压变低压侧391开关,北临一线301开关线路, 赤泥一线302开关线路,北生一线303开关线路,北泵一线304开关,站用变371开关。、母：无功补偿装置364开关, 无功补偿装置365开关, 无功补偿装置366开关, #4降压变低压侧392开关, 北临三线307开关线路, 赤泥二线308开关线路, 北生二线306开关线路, 北泵二

6、线305开关, 站用变372开关。3、 电气系统概述1. 电力系统的运行方式所谓电力系统的运行方式是指电气主接线中，各电气元件实际所处的工作状态（运行、备用、检修）及其连接方式。2.标准运行方式：2.1 220kV母：220kV阳北一线2145开关、#1降压变2151开关、220kV北中二电I线2139开关。220kV母：220kV阳北二线2146开关、#2降压变2152开关、220kV北中二电II线2140开关。220kV母：#3降压变2153开关。220kV母：#4降压变2154开关、220kV北沾二线20148开关。220kV、母母联2038开关，、母分段2034、2035开关，、母分段

7、2036、2037开关运行；、母联2039开关热备用。2.2 110kV母：110KV北中供一线111开关、#1降压变191开关、110kV北综七线103开关。110kV母：110KV北中供二线112开关、#2降压变192开关、110kV北综八线105开关。110kV母：#3降压变193开关。110kV母：#4降压变194开关。110kV、母母联140开关，、母联150开关运行；、母分段120开关，、分段130开关热备用。2.3 35kV母：220kV#3降压变391开关运行、35kV北临一线301开关、35kV北生一线303开关、35kV北沾临时线363开关。35kV母：35kV#1站用变3

8、71开关，赤泥一线302开关，北泵一线304开关35kV母：35kV北泵二线305开关、35kV北临三线307开关.35kV母：220kV#4降压变392开关运行、35kV#2站用变372开关，35kV北生二线306开关、35kV赤泥二线308开关。35kV、母联353开关，、母母联354开关运行； 、母分段352开关、35kV、母分段351开关热备用。2.站用变压器的运行方式： 35kV #1站用变471开关供400VI段，35kV #2站用变472开关供400V段，母联470开关热备用；35kV #0备用变401开关、402开关分别为400V I段、400V段备用电源。3.直流系统运行方式

9、： 直流系统采用单母线分段接线方式，每段母线接一组蓄电池和一套高频开关电源。正常时两段直流母线分列运行，整流器输出为双投开关（1QS1/2QS1），1QS1/2QS1一路直接上直流母线，另一路上充电母线，正常浮充运行时，1QS1/2QS1切至直流母线位置带直流负荷同时经蓄电池出口1QS2/2QS2开关给蓄电池充电，两段直流母线之间采用分段开关QS联络。四、设备规范及运行规定1.变压器规范及运行规定：#1、2降压变技术规范（生产厂家：正泰电气股份有限公司） 设备名称项目#1 #2变压器型号SSZ11-100000/220额定容量kVA100000/100000/54000额定电压kV（2308*

10、1.25%）/121/10.5KV额定电流251/477.1/2969.2连接组别YNyn0d11额定频率HZ50空载电流0.26%空载损耗KW97.1负载损耗KW455.3冷却方式ONAN 相数3使用条件户外式短路阻抗%10.1%总重(Kg)209t#3、#4变压器技术规范（生产厂家：特变电工沈阳变压器集团有限公司） 设备名称项目#3 #4变压器型号SSZ10-150000/220额定容量kVA150000/150000/50000额定电压kV（2308*1.25%）/121/36KV额定电流376.5/715.7/801.9连接组别YNyn0d11额定频率HZ50空载电流0.26%空载损耗

11、KW97.1负载损耗KW455.3冷却方式ONAN 相数3使用条件户外式短路阻抗%10.1%总重(Kg)209t中压侧电压V电流A121000715.7低压侧电压V电流A36000801.9高压侧位置电压(V)电流(A)1253000342.32250125346.23247250350.34244375354.45241500358.66238625362.97235750367.38232875371.99A230000376.59B9C10227125381.311224250386.212221375391.213218500396.414215625401.615212750407.

12、116209875412.617207000418.41.1变压器的运行规定:1.1.1变压器并列运行的条件接线组别相同、变比相等、短路电压相同、相序相同，容量比一般不超过3:11.2电压允许变动范围1.2.1 变压器在运行中，电压在额定值的5%以内变动时，其额定容量不变。1.2.2 变压器外加一次电压，可以比额定电压高，但一般不应超过相应分接头电压值的5%。1.3变压器温度规定1.3.1变压器采用油浸式自然循环空气冷却，冷却介质最高允许温度40、最高上层油温95。1.3.2变压器的顶层油温一般不宜经常超过85。1.4变压器过负荷的运行规定1.4.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运

13、行，但应控制变压器上层油温不超过规定值。1.4.2变压器存在较大缺陷时（如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等），不允许过负荷运行。1.4.3变压器过负荷允许时间见下表：自然油循环风冷变压器过负荷允许时间（小时：分）见下表：过负荷倍数环 境 温 度（）0102030401.124:0024:0024:0019:007:001.224:0024:0013:005:502:451.323:0010:005:303:001:301.48:305:103:101:450:551.54:453:102:001:100:351.63:002:051:200:450:181.72:051:250:550

14、:250:091.81:301:000:300:130:061.91:000:350:180:090:052.00:400:220:110:061.4.4变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器，并加强对变压器上层油温的监视和对变压器的检查。1.4.5变压器经过事故过负荷后，应对变压器进行全面检查，并对过负荷的大小和持续时间做详细的记录。1.4.6变压器无风吹容量为额定容量的70%，当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65时，允许带额定负荷运行。1.5变压器瓦斯保护规定1.5.1重瓦斯保护作为变压器内部故障的主保护，正常运行及备用中重瓦斯保护应投入跳闸，轻瓦斯保护投入信号。1.5.2当变压器油位

15、计指示油面异常升高或油路系统出现异常现象时，需要打开放油阀门、放气阀门或放油塞子，检查吸湿器或瓦斯保护回路上工作时应将重瓦斯改接于信号，工作结束后再投入。1.5.3变压器试运行期间瓦斯保护装置必须投入跳闸位置。1.5.4新装或变压器大修以及变压器在检修中进行了滤油、放油、加油、工作后投运，在瓦斯继电器投入前，瓦斯继电器与油枕连接管上的油门应打开，油枕油面与瓦斯继电器油面应正常，并对瓦斯继电器检查放气，无气后将瓦斯继电器投入。在变压器充电前将瓦斯保护投入“跳闸”，当变压器充电后应将瓦斯保护投入“信号”，经过72或 24小时试运期后检查确无气体后再投入“跳闸”。1.5.5在运行中的变压器上滤油、补

16、油、放油、脱气、取气、更换硅胶、油泵工作时或在瓦斯继电器及其二次回路上有工作时（取油样除外），工作前应将重瓦斯保护装置改接于信号。工作结束，运行12小时。运行人员应将瓦斯继电器放气，无气体后再用万用表测量重瓦斯保护压板正极对地无电压，确认无跳闸脉冲后，才允许将重瓦斯由信号改接于跳闸。1.5.6变压器有载调压装置瓦斯保护装置参考以上规定执行1.6变压器压力释放保护规定1.6.1在变压器重瓦斯保护投入信号运行期间，严禁退出变压器的差动保护，并应将压力释放保护投跳闸。1.6.2新投运变压器在调试期间变压器压力释放保护应投跳闸，调试完毕正常运行时容量在170000KVA以下的变压器压力释放保护作用于信

17、号；容量在170000KVA及以上的变压器压力释放保护作用于跳闸，但应将两台压力释放装置的动作触点互相串联接入跳闸回路，防止保护误动作。1.6.3容量在170000KVA以下的变压器若变压器差动保护（电流速断）、重瓦斯保护任一保护退出时，压力释放保护投跳闸。1.6.4变压器的运行有特殊要求时将压力释放保护投跳闸1.7变压器停送电的操作原则1.7.1变压器停电操作原则（1） 投入相应零序保护压板，合上高、中压侧中性点接地刀闸（2） 拉开变压器低压侧开关（3） 拉开变压器高压侧开关（4） 拉开变压器低压侧刀闸（5） 释放变压器低压侧开关储能（6） 拉开变压器高压侧刀闸（7） 释放变压器高压侧开关油

18、压（8） 脱离变压器保护屏内相应保护跳闸出口压板（9） 验明变压器各侧确无电压（10） 合上变压器各侧接地刀闸（11） 拉开变压器高低压侧开关操作电源开关1.7.2变压器送电操作原则（1） 拉开变压器各侧接地刀闸（2） 摇测变压器绝缘合格，符合送电条件（3） 合上变压器高、中压侧开关操作电源开关（4） 检查变压器相关保护确已全部正确投入，并投入变压器保护屏内相应保护跳闸压板（5） 合上变压器高、低压侧中性点接地刀闸（6） 合上变压器高压侧刀闸（7） 变压器高压侧开关储能（8） 合上变压器低压侧刀闸（9） 变压器低压侧开关储能（10） 合上变压器高压侧开关（11） 合上变压器低压侧开关（12）

19、根据调度命令拉开变压器高、中压侧中性点接地刀闸，中性点零序保护同时做相应改变1.7.3变压器投入运行前，应先投入冷却装置。1.7.4变压器的充电应在高压侧进行。1.7.5变压器投运前重瓦斯保护投跳闸位置。1.8变压器检修后，在投入运行前应做以下试验：1.8.1变压器大修后，在投入运行或备用前，应用高压侧开关冲击3次。1.8.2新安装或变换线圈大修后的变压器，在投入运行前，投入全部继电保护装置（带时限的保护需改为瞬时）；应用装有保护的电源侧全电压冲击5次，第一次冲击送电不得少于10分钟；每次带电5min，间隔5-10min，且每次充电应对变压器进行外部检查。带负荷连续试运行24小时无问题后，转入

20、正常运行。1.9变压器绝缘电阻的测量1.9.1新安装、检修后的变压器在投入运行前，绝缘电阻值应由检修人员提供并记录在绝缘登记簿内；1.9.2停用七天及以上的变压器投入运行前应测量变压器各侧绕组对地及相间绝缘电阻和变压器吸收比，并记录在绝缘登记簿内；1.9.3电压等级为1kV以上的绕组，测量绝缘电阻应使用2500V摇表，1kV及以下的绕组可选用500V摇表测量；1.9.4线圈绝缘电阻的允许值不予规定，应与前次测量结果相比较，但不得低于检修后初次投入测量值的50%，否则应通知检修人员处理； 1.9.5变压器绝缘电阻吸收比应为“R60/R15”1.3，所测电阻值与同温度下比较，不得低于初始值的50%

21、；1.9.6新安装的或一、二次回路有过变动的变压器方向保护及差动保护，必须在负荷状态下进行相位测定（如做六角相量图、测量差动保护的差电压和差电流）。1.10变压器调压装置的有关规定及操作。1.10.1变压器无载调压分接头的切换规定1.10.1.1切换变压器分接头工作应在断开变压器的各侧刀闸，并做好安全措施后由检修、试验人员进行。1.10.1.2切换分接头时，应注意三相分接头位置的一致性、正确性。1.10.1.3切换分接头时后，应由试验人员测量线圈直流电阻，以确定分接头接触良好，并应对分接头情况作好记录。1.10.2变压器有载调压装置的规定1.10.2.1 我站各级变压器分接位置应保证发电厂、变

22、电站及各用户受电端的电压偏差不超过允许值，并且在充分发挥无功补偿设备的经济效益和降低线损的原则下，优化确定。1.10.2.2正常情况下，有载调压分接开关应远方电动操作调整，只有在电动失灵时才允许就地电气控制或手动调整，就地操作按钮应有防误操作措施，每次调整后应检查分接开关位置指示与机械位置一致。1.10.2.3变压器有载调压装置允许运行中进行调整，不管电动或手动带电调压时，必须投入有载调压机构的瓦斯保护，否则禁止调整。调整时必须经有调度命令，且严格执行监护制度和操作票制度。1.10.2.4当有载调压远方操作失灵时，可联系检修人员就地进行电动或手动调节。1.10.2.5切换时应加强监视，如发现电

23、流电压无变化，不得继续操作，应查明原因。1.10.2.6变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化，有载调压变压器并联运行时，允许在85%变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接头变换操作。其调压操作应轮流逐级或同步进行；升压操作，应先操作负荷电流较小的一台，再操作负荷电流相对较大的一台，防止过大的环流，降压操作与此相反。操作完毕后应再次检查并联的两台变压器的负荷电流大小及分配情况。有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠近无励磁调压变压器的分接位置。1.10.2.7有载调压装置的电动调压操作；变压器降压运行时：检查有载调压装

24、置运行指示灯亮；按“降压”按钮，趋向于分接头1，110kV母线电压应降低；按“升压”按钮，趋向于分接头19，110kV母线电压应升高；切换完成，应检查分接头位置指示器正确，到就地进行核对。变压器升压运行时：检查有载调压装置运行指示灯亮；按“降压”按钮，趋向于分接头1，220kV母线电压应升高；按“升压”按钮，趋向于分接头19，220kV母线电压应降低；切换完成，应检查分接头位置指示器正确，到就地进行核对。1.10.2.7有载调压装置就地手动操作方法；变压器降压运行时： 将手柄插入，顺时针转动33圈，分接头趋向于1，110kV母线电压降低；逆时针转动33圈，分接头趋向于19，110kV母线电压升

25、高。变压器升压运行时：将手柄插入，顺时针转动33圈，分接头趋向于1，220kV母线电压升高；逆时针转动33圈，分接头趋向于19，220kV母线电压降低。 1.10.2.8有载调压装置的操作由调度下令执行，每天操作次数，35kV变压器一般不超过20次，110kV-220kV变压器一般不超过10次。有载分接开关运行10年或操作80万次后需要检查。1.11 站用变压器规范及运行规定1.11.1本站站用变压器容量为630KVA（AN）/756KVA（AF）。1.11.2站用变压器中性点接地方式为直接接地；站变档位在5档位置。1.11.3站用变压器停电时，应充分考虑站内用电情况。1.11.4 站用变压器

26、设备规范35kV站用变压器设备规范树 脂 浇 注 干 式 有 载 变 压 器型号 SCZB10-630/35 额定容量kVA630（AN）/756（AF）额定电压 354*2.5%/0.4kV 联结组别Dyn11高压侧电流10.4低压侧电流909.3额定频率50Hz冷却方式 AN/AF绝缘等级F级短路阻抗5.74/5.93/6.33防护等级IP20生产厂家保定天威顺达变压器有限公司6KV站用备用变压器干 式 电 力 变 压 器型号 SCZB10-630/6 额定容量kVA630额定电压 64*2.5%/0.4kV 联结组别Dyn11高压侧电流60.6低压侧电流909.3额定频率50Hz冷却方式

27、 AN/AF绝缘等级F级短路阻抗6.29防护等级IP23生产厂家济南济变志亨电力设备有限公司2. 高压配电装置规范及运行规定：1.1 我站220kV,110kV系统均采用GIS设备。1.1.1 GIS，即气体绝缘金属封闭开关设备，是将断路器、三工位开关、快速接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管或电缆终端等元件组合封闭在接地的金属壳体内，充以一定压力的SF6气体作为绝缘介质所组成的成套开关设备。1.1.2 GIS特点（1） 由于采用SF6气体作为绝缘介质，导电体与金属地电位壳体之间的绝缘距离大大缩小，因此GIS的占地面积和安装空间只有相同电压等级常规电气设备的百分之几到百分

28、之二十左右。电压等级越高，占地面积比例越小。（2） 全部电器元件封闭在接地的金属壳内，带电体不暴露在空气中，（除了采用架空引出线的部分），运行中不受自然条件影响，其可靠性和安全性比常规电气设备好很多。（3） SF6气体是不燃不爆的惰性气体，所以GIS属于防爆设备，适于在防爆场合安装使用（4） GIS主要组装及调试工作在出厂前都已完成，现场安装及调试工作量小，因而可以缩短变电站安装周期。（5） 只要GIS产品质量及安装调试质量能得到保证，在使用过程中除了断路器需要定期维修外，其他元件几乎无需检修，因此维修工作量及年运行费用大大降低（6） GIS设备结构比较复杂，要求设计制造安装调试水平高（7）

29、GIS价格较贵，变电站建设一次投资较大，但选用GIS后，变电站土地和年运行费用很低，因而从总体效益而言，选用GIS有很大优越性。1.1.3 三工位开关是指隔离、接地开关组合元件的三种工作位置：（1）隔离开关合闸，接地开关分闸 （2）隔离开关分闸，接地开关分闸（3）隔离开关分闸，接地开关合闸母线投运前应测量其绝缘电阻：220kV、110kV母线用2500V摇表测量，绝缘电阻不低于1000M。 母线各部应清洁无杂物，相色明显，各部相间及对地距离均符合标准要求；支持瓷瓶及套管应清洁完整，无裂纹，固定铁件无生锈。母线所用各支柱的接地扁铁应接触良好。管形母线终端应有防电晕装置。2.1断路器规范及运行规定

30、2.1.1新装、大修后的开关，必须经验收合格并有详细的检修交待，才能投入运行。2.1.2正常情况下，所有开关及操作机构各参数均不应超过铭牌规定运行。2.1.3装有“远方”与“就地”操作按钮的开关，正常操作时，应采用“远方”操作。仅在调试或事故处理时，才允许“就地”操作。2.1.4禁止开关带负荷手动分、合闸。2.1.5开关遮断故障电流后，应进行详细外部检查，并记录开关动作次数。当开关遮断次数已到，不经检修检查禁止再次投运。2.1.6运行中，各操作机构箱内的除湿加热器均应投入。2.1.7 220kV SF6气体的额定年泄漏率0.5%，110kV SF6气体的额定年泄漏率0.5%。2.1.8运行中的

31、SF6开关应定期测量SF6气体含水量。新装或大修后，每三个月测一次直至稳定。正常运行时，每年检测一次SF6气体含水量应小于300PPm。（备注：PPm表示百万分之一）2.1.9开关的SF6气体严禁向大气排放，必须使SF6气体回收装置回收。2.1.10断路器每次跳闸后应进行详细检查（接近室外SF6断路器时，应站在上风头，必要情况下要戴防毒面具，穿防护服，或穿戴正压式消防空气呼吸器，进入SF6室内前应开启通风15min），并汇报调度，做好记录。2.1.11断路器检修送电前，应在安全措施不变的情况下对断路器进行跳合闸及重合闸试验一次，试验正常后，将断路器断开。远方拒绝跳闸的断路器严禁投入运行。2.1

32、.12 SF6断路器规范220kV SF6断路器规范 型 号300SR-K1额定电压KV252额定电流A4000/5000 额定频率HZ50额定开断电流kA50 额定热稳定电流kA（3秒）50 分闸时间30ms以下额定操作顺序O-0.3S-CO-3min-CO合闸时间100ms以下额定气体压力（20摄氏度为基准）MPa0.7额定开断时间（50Hz为基准）3 cycle首相开断系数1.3额定关合电流125KA peak现代重工（中国）电气有限公司110kV SF6断路器规范型 号ZF10-126G额定频率HZ50额定电压kV126SF6压力正常值MPa0.60.015额定电流A3150SF6压力

33、低报警值MPa0.550.03额定操作冲击耐压kV550SF6压力低闭锁分、合闸MPa0.500.03额定短路开断电流kA（Isc）31.5,40SF6气体年漏气率0.3%近区故障开断电流（KA）28.4/23.6额定失步开断电流（KA）7.9,10额定短时耐受电流（有效值）kA31.5,40额定短路关合电流(峰值)kA 80,100单台SF6气体重量Kg10额定峰值耐受电流kA100额定短路持续时间（S）4断路器机械寿命10000次额定线路充电开合电流（A）31.5主回路电u3035kV 断路器规范型号 ZN85-40.5 额定频率50Hz额定电压 40.5kV 防护等级1P4X额定电流 1

34、600A2500A 额定短路开断电流 31.5kA额定短时耐受电流 31.5kA 峰值耐受电流60kA额定短时耐受时间 4S储能电机电压 DC220V额定操作顺序O-0.3S-CO-180s-CO分合闸额定电压DC220V生产厂家山东泰山恒信开关集团有限公司2.2隔离开关规范及运行规定2.2.1新装、大修后的隔离开关，必须经验收合格并有详细的检修交待，才能投入运行。2.2.2正常情况下，所有隔离开关及操作机构各参数均不应超过铭牌规定运行。2.2.3装有“远方”与“就地”操作按钮的隔离开关，正常操作时，应采用“远方”操作。仅在调试或事故处理时，才允许“就地”操作。2.2.4运行中，各操作机构箱内

35、的除湿加热器均应投入。2.2.5刀闸操作的规定2.2.5.1拉、合刀闸的操作，必须在所属开关断开后进行。2.2.5.2送电时，先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸，停电顺序相反。2.2.5.3严禁带负荷拉合刀闸。2.2.5.4刀闸拉、合操作时，三相刀闸触头应分、合一致，合闸后，检查接触情况。2.2.5.5合接地刀闸前，应检查相应工作刀闸在断开位置，并进行验电确无电压后，方能合上接地刀闸。2.2.5.6在运行中的刀闸二次回路的工作应采用足够的安全措施，防止刀闸误分、合闸。2.2.6允许用刀闸直接拉、合的设备：2.2.6.1 拉、合无故障的电压互感器和避雷器。 2.2.6.2 拉、合变压器中性点接地刀闸

36、。2.2.6.3 拉、合空母线的电容电流。2.2.7隔离开关规范220kV SF6隔离开关规范型号300DSM、300EAP、300EYP额定频率50Hz额定电压 252kV 额定操作电压 DC220V额定电流 4000A/5000A 雷电冲击耐压1050kV额定短时耐受电流50kA 额定SF6充气压力(20)0.5MPa额定短时耐受时间 3s 分合闸时间小于0.1S生产厂家现代重工（中国）电气有限公司110kV SF6隔离接地三位置开关规范型号 ZF10-126DS/TPS/ES额定操作电压 DC220V额定电压 126kV 电动机额定功率240W额定电流 3150A电动机额定电压 AC22

37、0V 额定短时耐受电流 40kA 额定SF6充气压力(20) 0.4MPa 额定短时耐受时间 4s 额定峰值耐受电流100kA生产厂家山东泰开高压开关有限公司2.3防雷设备、避雷器规范及运行规定2.3.1新装或检修后的避雷器投入运行前，应由检修提供绝缘电阻值，并做详细书面交待，做出可以投运的结论。禁止不合格的避雷器投入运行。2.3.2避雷器投入运行前应检查外壳清洁无裂纹，接地良好，并记录放电次数的数值；记入专用登记簿内。2.3.3避雷器均压环应完整，连接牢固无断裂现象。2.3.4 雷雨天气后，应检查避雷器放电记录器动作情况并做好记录。2.3.5接地装置接地电阻规定： 接地网接地电阻应0.5 独

38、立避雷针接地电阻应102.3.6 避雷器在线监测装置运行规定：2.3.6.1装有在线监测仪的避雷器运行时，值班员应对避雷器泄漏电流做好初始记录。2.3.6.2值班员正常巡视时，记录泄漏电流值，遇雨天应增加一次检查并做好记录。避雷器的泄漏电流值一般220kV在2001300A；110kV在400-1800A；正常在绿区范围内。记录应使用专用避雷器带电测试记录，一组避雷器一张以便于纵向比较。2.3.6.3 监测器观察孔的玻璃内不能有小水珠，若有大量水珠说明监测器密封被破坏。2.3.6.4 若毫安表指示变化异常时，应汇报站长。2.3.6.5若在雨天或大雾天监测仪中的毫安表指示普遍偏大，一般由于瓷套外

39、的泄漏电流增加所引起，应汇报站长。2.3.6.6若毫安表指示减少，甚至已回到零位，可能是表头或监测仪内部元件被破坏，应汇报站长。2.3.7 避雷器设备规范220kV避雷器设备规范罐式无间隙金属氧化物避雷器型号 Y10WF5-204/532额定SF6气体压力(20) 0.4MPa额定电压 204kV 持续运行电压159kV额定频率50Hz直流1mA参考电压296kV 标称放电电流（8/20ms） 10kA 重量330kg 持续电流 250mA生产厂家西安西电避雷器有限公司避雷器监测器型号JCQ4G-10/800生产厂家西安西电避雷器有限公司110kV避雷器设备规范罐式无间隙金属氧化物避雷器型号

40、Y10WF5-102/266额定SF6气体压力(20) 0.5MPa额定电压 102kV 持续运行电压79.6kV额定频率50Hz直流1mA参考电压148kV 标称放电电流（8/20ms） 10kA 持续电流 150mA生产厂家西安西电避雷器有限公司避雷器监测器型号JCQ2-10/800生产厂家西安联启电器有限公司2.4 PT、CT规范及运行规定2.4.1电压互感器二次侧严禁短路。电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组应短接接地。2.4.2电流互感器允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。2.4.3 CT允许在不大于110%的额定电流，PT允许在不大于110%额定电压下长期运行。2.

41、4.4电压互感器停用前应注意下列事项：a) 按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动；b) 将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。c) 分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联断路器并列。2.4.5 PT、CT设备规范220kV电压互感器设备规范220kv电 压 互 感 器型号 SVR-20B二次绕组123剩余绕组额定频率50Hz电压V100/100/100/100 额定SF6气体压力(20) 0.4MPa输出VA303030100 SF6气体补气压力(20) 0.36MPa 准确级0.20.50.53P 生产厂家日新机电有限公司220kV

42、电流互感器设备规范220kV 电流互感器额定电压 252kV 额定SF6气体压力(20) 0.5MPa额定频率50Hz电流比2000-4000/1A 额定短时耐受电流50kA 准确等级从母线侧到进线侧及主变侧5P40/5P40/5P40/0.5/0.2 s/5P40/5P40/5P40从正母线侧到副母线侧5P40/5P40/5P40/0.5/5P40/5P40/5P40/5P40 额定短时耐受时间3S容量30VA生产厂家上海西电开关电气有限公司110kV电压互感器设备规范110kv电 压 互 感 器型号 SVR-20B二次绕组123剩余绕组额定频率50Hz电压V100/100/100/100额

43、定SF6气体压力(20) 0.4MPa输出VA100100100100SF6气体补气压力(20) 0.36MPa 准确级0.20.50.53P 持续电流 250mA生产厂家上海西电开关电气有限公司110kV电流互感器设备规范110kV 电流互感器型号 额定SF6气体压力(20) 0.6MPa额定电压 126kV 电流比1250-2500/1A额定频率50Hz容量30VA额定短时耐受电流40kA 准确级5P30/5P30/0.2S/0.5/5P30/5P30 额定短时耐受时间4S生产厂家上海西电开关电气有限公司35kV电流互感器设备规范35kV 电流互感器型号 LZZBJ9-36 最小热稳定电流

44、31.5kA(4s) 额定电压 35kV 动稳定电流 80kA(峰值)额定频率50Hz生产厂家山东泰开电力电子有限公司2.5设备的允许温度见表：设备的允许温度监测部位接头与线夹刀闸口最高允许温度70802.5.1站内的设备应每天使用红外测温仪进行测量。2.5.2每次巡视时，巡视人员应对站内所有一、二次设备进行详细检查，并将检查结果作好记录。2.6 电力电容器规范及运行规定2.6.1电力电容器组运行时，值班员必须认真监视，检查电容器组的运行电压、电流。2.6.2 运行中的电力电容器允许在1.1倍的额定电压下长期运行，为延长电容器的使用寿命，电容器应经常维持在不超过额定电压下运行。2.6.3电力电

45、容器允许在环境温度-40+45下使用。2.6.4电容器投切时注意事项2.6.4.1 35kV系统停电时，应先拉开电容器断路器，再拉各出线断路器。2.6.4.2 35kV系统恢复送电时，应先合上出线断路器，再根据母线电压情况投入电容器。2.6.4.3电力电容器组失去电源时，必须先将电容器断路器拉开，严禁空载变压器带电容器合闸送电。2.6.4.4 电容器组停电后，必须停3-5分钟，才能再次合闸送电。2.6.4.5 电容器断路器跳闸后，不许抢送，待查明原因消除故障后方可送电。2.6.4.6电容器停电后，虽已自动放电，但在人体接触其导电部位前仍需用接地线将其接地。2.7 GIS运行时的安全技术措施2.

46、7.1 GIS室必需装强力通风装置，排风口应设置在室内底部。运行人员经常出入的GIS室，每班至少通风1次(15min);对工作人员不经常出入的室内场所，应定期检查通风设施。2.7.2 工作人员进入GIS室内电缆沟或凹处工作时，应测含氧量或SF6气体浓度，确认安全后方可进入。不准一人进入从事检修工作。2.7.3 防止接触电势的危害。在正常操作时，工作人员应尽量避免触及外壳，并保持一定距离。手动操作隔离开关或接地开关时，应戴绝缘手套。2.7.4 气体采样操作及处理一般渗漏时，要在通风条件下进行，当GIS发生故障造成大量S凡气体外逸时，应立即撤离现场，并开启室内通风设备。五、倒闸操作规定1.倒闸操作

47、的一般规定：1.1本站倒闸操作属调度管理。1.2 倒闸操作必须按调度指令进行,并填用操作票,做到“两准、三核、一不变”（操作命令要听准、记录准；核对设备名称、设备编号、设备实际运行位置；接受操作命令和汇报操作结束人不变）1.3 雷电时一般不进行倒闸操作（按能听到雷声、见到闪光为准），禁止在就地进行倒闸操作。1.4 一般情况下，倒闸操作应避免在高峰负荷或交接班时进行，进行倒闸操作时，不得进行交接班。2.电气操作必须严格执行“五防”2.1防止带负荷拉、合隔离开关。2.2防止误入带电间隔。2.3防止带电合接地开关或带电挂接地线。2.4防止带接地线或接地开关送电。2.5防止误拉、合断路器。3.电气设备

48、检修后，合闸送电前应做好下列工作：3.1 设备检修项目验收合格。3.2 检修后的设备无遗留物。3.3 督促工作负责人做好各种有关记录。3.4 办理工作票终结手续。4.运行人员倒闸操作前要认真考虑下列问题：4.1 操作的正确性，必要时应检查一次设备的接线。4.2 运行方式变更后引起的后果（如是否会过负荷，保护能否适应）。4.3 保护及自动装置是否需要变更。5.电气操作必须执行监护等级制度5.1在电气技术职务方面，监护人的岗位等级必须高于操作人。5.2监护、操作等级划分。5.3重大操作主值操作，班长监护，由站长及以上人员现场监督。重大操作是指： 220kV、110kV倒母线、变压器停送电及特殊方式

49、要求的操作。5.4一般操作副值操作，主值或班长监护。一般操作是指：站用电停送电、35kV电容器、220kV、110kV、35kV线路的停送电操作。5.5夜班或遇有对人身或重大设备构成严重威胁的紧急情况，班长有权临时安排，事后向领导和调度汇报。6、 倒闸操作注意事项系统运行方式变更及倒闸操作应周密考虑继电保护及自动装置的运行方式。设备停电必须用开关断开负荷电流，为验证开关确已断开，可通过仪表指示为零、开关机构“分闸”指示、开关绿灯、遥测、遥信信号等来进行综合判断。拉开开关后，需取下合闸、控制回路的电源保险或拉开控制开关。若线路有电压互感器时，在拉开所有刀闸后，应取下互感器二次保险或开关，再拉开P

50、T一次刀闸。允许用刀闸直接切断无接地故障的避雷器、电压互感器的负荷电流。送电操作时，应先合刀闸（先母线侧，后线路侧），再合开关。回路有电压互感器时，先合高压侧刀闸，再放上低压侧保险或合上其空气开关。1.35kV、110kV、220kV开关、隔离开关操作注意事项1.1 35kV、110kV、220kV开关、隔离开关的操作必须严格按操作票所填写的操作步骤执行，在操作中出现的任何问题，如开关、隔离开关不能正常分、合操作，都有可能由于正常闭锁引起，要查清原因，不可强行操作，以免造成不良后果。1.2 开关、隔离开关操作一般情况下在远方进行，操作前必须确认其所属断路器在分闸位置，隔离开关操作电源开关在合位

51、。断路器在同期合闸时，投入测控柜中的“同期手合”压板。1.3 通过母联开关实现对一条母线的投、退操作时。在投入、退出一条母线前，必须保证所投退母线上所带负荷确已转移，也就是说该母线确为空母线，对母线充电必须投入“充电”功能压板。1.4 设备转检修操作中，在合接地刀闸和悬挂地线前，必须对该设备进行验电确认三相确无电压后方可合接地刀闸和挂接地线。（对于无法直接验电的电气设备可根据设备的遥测、遥信、分合指示器、机械位置指示等判定）1.5 进行线路热倒操作时，为保证两条母线属于同一系统，应投入“互联”功能压板，且在母联合闸状态下拉开其控制电源开关，热倒中严格按照“先合后拉”的原则执行，以防带负荷拉合刀

52、闸事故的发生。1.6 送电操作时应先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸，最后合开关，停电操作与送电操作顺序相反，严禁带负荷拉合刀闸。1.7 隔离开关、隔离接地刀闸手动操作时必须拉开其操作电源开关，解除电动闭锁，方可操作。1.8 35kV开关防误闭锁装置（1）35kV开关均为真空断路器，采用金属封闭开关，该开关处在锁定后的试验位置或工作位置时，才能对开关进行操作。（2）只有接地刀闸在分闸位置时，开关才能从试验位置摇至工作位置或从工作位置摇至试验位置。（3）只有当开关处在试验位置或移至柜外，操作电源及控制电源放好，状态显示器正常带电后且后柜门关好后，柜内电磁锁才能打开，接地刀闸才能进行操作。（5）开关在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。（6）选用了电气合闸闭锁，在二次控制电源未接通情况下，防止手动进行合闸操作。1.8.1 35kV开关操作注意事项（1）在向开关柜内外推拉开关前要将要检查开关底部轮子确在轨道内