河口变电站运行规程.docx
《河口变电站运行规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《河口变电站运行规程.docx（71页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
河口变电站运行规程
河口变电站现场运行规程
四川会理供电有限责任公司生技科
2010-01-11修订
、八
前言
35kV河口变电站运行规程（试行）是根据变电站现场设备实际和现在收集到的设备技术、使用资料，基础上修编而成的。
本规程如与上级规程规定有不符之处，应按上级规程规定执行。
由于编者水平所限，在编写本规程的过程中难免有不妥之处，望在学习和执行过程中，将发现的问题及时反映以便加以修改和完善，使之更适合变电站设备运行的实际情况。
本规程由四川会理供电有限责任公司生技科提出。
本规程由四川会理供电有限责任公司生技科归口。
本规程主要起草人：
郑世金本规程主要审定人：
本规程批准人：
本规程由四川会理供电有限责任公司生技科负责解释。
本规程从颁布之日起开始执行。
1主题内容与适用范围
本规程包括35kV河口变电站一、二次电气设备的运行管理与规定，设备操作，事故、异常处理和电气设备技术规范。
本规程适用于四川会理供电有限责任公司河口变电站的运行、操作、维护、事故及异常处理。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成本规程的条文。
在规程出版时，所示标准均为有效。
所有标准都会被修改，使用本规程的各方应探讨下列标准最新版本的可能性。
国家电网生[2003]387号变电站管理规范（试行）
国家电网安监[2005]83号国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程
GB/T15145-94微机线路保护装置通用技术条件
DL/T572-95电力变压器运行规程
DL/T724-2000互感器运行检修导则电供字[1991]30号高压断路器运行规程（79）电生字第53号电力电缆运行规程DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程（62）水电技字第41号电气事故处理规程国家电网公司输变电设备技术规范汇编（2005年3月）川电生[1996]76号四川省电力公司发、供电设备运行规定（试行）西昌电业局变电站管理规范
1各电压等级设备的运行接线方式4
1.1正常运行方式.4
1.2特殊运行方式.4
2一次设备的运行4
2.1主变压器.4
2.2开关及刀闸.11
2.2.1开关.11
2.2.1刀闸.14
2.3电压互感器16
2.4电流互感器18
2.5避雷器19
2.6耦合电容器及阻波器.20
2.7无功补偿装置21
2.8站用电系统23
2.9电缆24
3电气设备的倒闸操作25
4变电站的事故处理25
5消防及水系统.30
6二次公用部分.31
7.35kV、10kV线路保护32
7.1装置情况32
7.2运行及注意事项33
8主变保护.33
8.1装置情况.33
8.2运行及注意事项.34
9直流系统.34
9.1基本情况.34
9.2正常运行方式.34
9.3电源模块操作程序.35
9.4运行注意事项34
10通信、远动及监控系统35
附录1:
设备各单元的允许负荷表36
附录2:
设备巡视路线图37
附录3:
—次设备接线图.38
总则
1为进一步提高生技科对河口变电站现场一、二次设备的运行管理水平，提高设备运行的安全可靠性，特制定本规程。
2本规程依据国家和电力行业、上级主管部门的有关法规、规程、制度等，并结合我公司变电运行管理的实际和该站设备的实际情况而制定。
3河口变电站运行人员必须熟悉本规程，并严格按照本规程规定进行设备的运行维护和事故处理。
4本规程如与上级规程（规定）有相抵触时，应按上级规程（规定）执行。
5本规程在执行过程中，应根据现场实际情况变化及时进行修正、补充，并四川会理供电有限责任公司生技科审核、经生技科批准后执行，以确保规程的正确和完整性。
6本规程自颁布之日起执行。
1.各电压等级的运行接线方式
1.1正常运行方式：
1号主变并列运行、2号主变并列运行；35kV站用变运行，35kV站用变低压侧
运行、10kV站用变低压侧冷备用。
1.2特殊运行方式：
1号主变运行、2号主变热备用；2号主变运行、1号主变热备用。
2.—次设备的运行
2.1主变压器
2.1.1主变名牌参数
1号主变压器技术参数
1号主变35KV侧分接头均采用无载调压方式，于2006年4月投入运行。
型号
S7—2500/35
额定容量
2500千伏安
接线组别
Yd11
阻抗电压
6.18%
冷却方式
ONAN
额定频率
50Hz
器身重
3850kg
油重
1770kg
总重
7350kg
岀厂序号
89-225
岀厂年月
1989年07月
分接开关位置及对应的电压、电流值
35kV侧
10kV侧
分接开关位置
电压（伏）
电流（安）
电压（伏）
电流（安）
I
36750
II
358700
III
35000
41.2
10000
144.34
IV
34130
V
33250
厂家
中华人民共和国昆明变压器厂
4
型号
S7—2500/35
额定容量
2500千伏安
接线组别
Yd11
阻抗电压
6.59%
冷却方式
ONAN
额定频率
50Hz
器身重
3850kg
油重
1770kg
总重
7350kg
岀厂序号
88-1338
岀厂年月
1989年02月
分接开关位置及对应的电压、电流值
35kV侧
10kV侧
分接开关位置
电压（伏）
电流（安）
电压（伏）
电流（安）
I
36750
II
358700
III
35000
41.2
10000
144.34
V
34130
V
33250
厂家
中华人民共和国昆明变压器厂
2号主变压器技术参数
2号主变压器35KV侧分接头均采用无载调压方式，于2002年投运。
型号
S9-4000/35
额定容量
4000千伏安
接线组别
Yd11
阻抗电压
7.00%
冷却方式
ONAN
额定频率
50Hz
器身重
5420kg
油重
1880kg
总重
9095kg
岀厂序号
T00-1964
岀厂年月
2000年08月
分接开关位置及对应的电压、电流值
35kV侧
10kV侧
分接开关位置
电压（伏）
电流（安）
电压（伏）
电流（安）
I
36750
II
358700
III
35000
66
10500
220
IV
34130
V
33250
厂家
中华人民共和国云南变压器厂
型号
S9—4000/35
额定容量
4000千伏安
接线组别
Yd11
阻抗电压
6.89%
冷却方式
ONAN
额定频率
50Hz
器身重
5115kg
油重
2223kg
总重
10015kg
岀厂序号
3501.1012
岀厂年月
2001年12月
分接开关位置及对应的电压、电流值
35kV侧
10kV侧
分接开关位置
电压（伏）
电流（安）
电压（伏）
电流（安）
I
36750
II
358700
III
35000
66
10500
219.9
V
34130
V
33250
厂家
四川蜀能电器有限责任公司
2.1.2正常运行
2.1.2.1变压器的外加一次电压可以较额定电压为高，但一般不得超过相应分接头电压值的
5%
1号主变和2号
2.1.2.2变压器在额定使用条件下可长期在额定容量下运行，由于负荷增长
主变有过负荷情况，平时应注意监视主变负荷及油温情况。
2.123变压器上层油温不得超过95C,为防止绝缘老化过速，不宜经常超过85C,上层油
温温升不得超过55C。
2.1.2.4主变可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，正常过负荷可以经常使用，但应根据变压器负荷曲线，冷却介质温度及变压器过负荷前所带的负荷等来确定。
事故过负荷只允许在事故情况下使用。
其事故负荷值及运行时间如下（过负荷电流按中间档对应的额定电
流计算，实际运行中应根据主变分接头运行档位对应的额定电流来计算过负荷电流）：
2.1.2.51#主变事故过负荷允许运行时间（小时：
分）
过负荷
1#主变负荷电流
（A）
环境温度「C）
倍数
35KV
10KV
0
10
20
30
40
1.1
103.95
381.04
24:
00
24:
00
24:
00
19:
00
7:
00
1.2
113.4
415.68
24:
00
24:
00
13:
00
5:
50
2:
45
1.3
122.85
450.32
23:
00
10:
00
5:
30
3:
00
1:
30
1.4
132.3
484.96
8:
30
5:
10
3:
10
1:
45
0:
55
1.5
141.75
519.6
4:
45
3:
10
2:
00
1:
10
0:
35
1.6
151.2
554.24
3:
00
2:
05
1:
20
0:
45
0:
18
1.7
160.65
588.88
2:
05
1:
25
0:
55
0:
25
0:
09
1.8
170.1
623.52
1:
30
1:
00
0:
30
0:
13
0:
06
1.9
179.55
658.16
1:
00
0:
35
0:
18
0:
09
0:
05
2.0
189
692.8
0:
40
0:
22
0:
11
0:
06
+
2.1.2.62#主变事故过负荷允许运行时间（小时：
分）
过负荷
2#主变负荷电流
（A）
环境温度（C）
倍数
35KV
10KV
0
10
20
30
40
1.1
72.6
242
24:
00
24:
00
24:
00
19:
00
7:
00
1.2
79.2
264
24:
00
24:
00
13:
00
5:
50
2:
45
1.3
85.8
286
23:
00
10:
00
5:
30
3:
00
1:
30
1.4
92.4
308
8:
30
5:
10
3:
10
1:
45
0:
55
1.5
99
330
4:
45
3:
10
2:
00
1:
10
0:
35
1.6
105.6
352
3:
00
2:
05
1:
20
0:
45
0:
18
1.7
112.2
374
2:
05
1:
25
0:
55
0:
25
0:
09
1.8
118.8
396
1:
30
1:
00
0:
30
0:
13
0:
06
1.9
125.4
418
1:
00
0:
35
0:
18
0:
09
0:
05
2.0
132
440
0:
40
0:
22
0:
11
0:
06
+
2.1.2.7当主变存在严重缺陷时，不准过负荷运行。
2.1.2.8变压器投运和停运的基本要求
2.1.2.9.1值班人员在变压器投运前，应仔细检查并确认变压器在完好状态，冷却器完好，
具备带电运行条件。
对长期停用或检修后的变压器，应检查接地线是否已拆除，核对分接
开关位置正确，各阀门开闭是否正确。
2.1.2.9.2在大修、事故检修或换油后，应静止24小时，等待气泡从油中消除后，方可投运。
2.1.2.9.3变压器投运前，应将各保护压板投入，重瓦斯保护投“跳闸”位置。
2.1.2.9.4变压器停止运行前，应先转移负荷，并注意检查单独运行变压器的负荷情况。
2.1.2.9.5主变投运，应先合高压侧开关，检查充电正常后，再合上低压侧开关。
停运顺序相反。
2.1.2.10变压器的并列运行条件
2.1.2.10.1绕组接线组别相同；
2.1.2.10.2电压比相同；
2.1.2.10.3阻抗电压相同。
2.1.3.巡视检查
2.1.3.1变压器的正常巡视检查项目
1）储油柜（油枕）和充油套管的油位油色均应正常且不渗漏油；
2）套管外部应清洁、无破损裂纹、无放电痕迹及其它异常现象；
3）变压器运行声音正常、本体无渗油、漏油、吸湿器应完好，硅胶应干燥无变色（呈粉红色时应加强监视）；
4）运行中的各冷却器温度应相近，油位指示正常，管道阀门开启正确，风扇电动机转动正常；
5）引线接头接触良好，应无发热现象；
6）安全气道及防爆筒玻璃应完好无损；
7）瓦斯继电器应无气体（全部充满油），继电器与储油枕间连接阀门应打开；
8）变压器的顶盖无杂物；
9）油箱外壳接地良好，基础牢固；
10）放油阀门关闭，无渗漏异常；
11）铭牌和相色标志清楚明显。
2.1.3.2在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：
1）新设备或经过检修，改造的变压器在投运72小时内；
2）有严重缺陷时；
3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮）时；
4）雷雨季节特别是雷雨后；
5）高温季节、高峰负载期间；
6）变压器急救负载运行时。
2.1.4事故处理
2.1.4.1变压器的严重异常现象及其分析
1）变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音。
是由于铁芯的穿出螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。
振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。
至于变压器内部有“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳（地）感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。
2）变压器油枕或防爆管喷油。
油枕喷油或防爆管薄膜破裂喷油表示变压器的内部已严重损伤。
喷油使油面降低到油位指示计的最低限度时，有可能引起瓦斯保护动作，使变压器各侧断路器自动跳闸，如瓦斯保护因故没有动作而使油面低于顶盖时，则引出线绝缘降低，造成变压器内部有“吱吱”的放电声，且在变压器顶盖下形成空气层，造成油质劣化，此时应切断变压器电源，以防止事故扩大。
3）变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明变压器内部
有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。
4）铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的；是因为涡流敢纹铁芯长
期过热而引起的硅钢片间的绝缘破坏，此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，减少气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。
而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪点降低，使其失掉绝缘性能。
5）铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪点降低，这时由于靠近着火部份温度很快升高致使油温度逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。
在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。
6）油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光
点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。
7）套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热
很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。
8）变压器有下列情况之一者应立即停运，在停运前应尽可能先将备用变压器投入运行：
A.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
B.严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
C.套管有严重的破损和放电现象；
D.变压器冒烟着火。
对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器切除，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关，在某些严重情况下，如有备用
变压器，可不经向调度汇报，则可先把备用变压器投入运行再停用工作变压器然后汇报调
度和上级机关。
2.1.4.2主变压器的事故处理：
1）主变压器的油温过高：
当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：
A.检查变压器的负荷及冷却介质的温度，并与以往同负荷及冷却条件下相比较。
B.检查温度计本身是否失灵。
C.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。
D.若以上均正常，油温比以往同样条件下高10C,且还在继续上升时则可断定是变压器的
内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。
此时，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并
进行检查。
2）主变压器漏油和着火：
A.当变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即向调度汇报，将变压器停运处理。
B.变压器着火时，应首先切断电源，停用冷却器。
若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油
阀，将油放至低于着火处，同时要用干式灭火器或砂子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。
3）变压器自动跳闸：
A.如有备用变压器，应将备用变压器投入运行并监视负荷情况，然后检查变压器跳闸的原
因。
B.若无备用变压器，则应监视另一台变压器的负荷情况，同时，查明何种保护动作以及变压器有无明显的异常现象，有无外部短路、线路故障、过负荷、明显的火光、怪声、喷油等。
C.若检查结果表明变压器跳闸不是由于内部故障所引起的，而是由于过负荷，外部短路或
保护装置二次回路故障误动所造成的，则变压器可不经内部检查而重新投入运行。
若不能确定变压器跳闸是上述外部原因造成的，则应进一步对变压器进行事故分析。
如检查时发现有内部故障现象，则应进行内部检查，待故障消除后，方可送电。
4）瓦斯保护动作的处理
A.瓦斯保护发信号时，值班员应立即对变压器进行检查。
若外部检查无异常，则在瓦斯继电器处放气检查，并鉴别气体的颜色和可燃性，根据有关规定判断变压器的故障性质。
根据气体分析，若属内部故障，应汇报上级将变压器退出运行，进行处理；若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。
B.重瓦斯、轻瓦斯保护同时动作，并经检查是可燃气体，则变压器未经检查合格前不允许再投入运行。
5）轻瓦斯保护动作可能有下列原因：
A.因进行滤油，加油而使空气进入变压器。
B.因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
C.因变压器轻微故障而产生少量气体。
D.由于外部穿越性短路电流的影响。
E.重瓦斯保护动作跳闸可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二
次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离的太快，也可能使重瓦斯保护动作于
跳闸。
6）差动保护动作时的处理：
当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部份进行检查。
（以下是检查重点）
A.检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏，引线是否有短路。
B.如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流是否有两点接地。
C.经以上检查无异常时，应在切除负荷后立即试送一次，试送后又跳闸不得再送。
E.如果是因继电器或二次回路故障、直流两点接地造成误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理二次回路故障及直流接地。
F.差动保护及重瓦斯保护同时动作使变压器跳闸时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。
7）变压器过电流保护动作的处理：
最常见的原因是下属线路故障拒跳而造成的越级跳闸；其次是下属母线设备故障造成的跳闸。
因此在过流保护动作后应检查下属线路保护动作情况，母线及所属母线设备有无故障，变压器其余保护动作情况等。
由于下属线路设备发生故障，未能及时切除，而造成的越级跳闸。
A.检查失电母线上各线路保护动作情况，若有线路保护信号动作，属线路故障，保护动作，断路器未跳闸造成的越级，应拉开拒跳的线路断路器和母线上其余各出线断路器，将变压器重新投入运行，然后，恢复其余正常线路运行。
B.经检查，若无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动作断路器不能跳闸造成的越级。
则应拉开母线上所有的线路断路器，将变压器重新投入运行，再逐条试送各线路断路器，当合上某一线路断路器又引起主变压器跳闸时，则应将该线路断路器改为冷备用后，再恢复变压器和其余线路的送电。
上述故障线路未经查明原因，在处理前不得送电。
E.由于下属母线设备发生故障，主变压器侧断路器跳闸造成母线失电。
需检查母线及所属母线设备有无故障，检查中若发现某侧母线或所属母线设备有明显的故障特征时，则应切除故障母线后再恢复送电。
F.过流保护动作跳闸，主变压器主保护如瓦斯保护也有反应，则应对变压器本体进行检查，若发现有明显的故障特征时，不可送电。
2.1.5检修验收
2.1.5.1工程交接验收
变压器在试运行前，应进行全面检查，确认符合运行条件，方可投入试运行。
检查项目：
1）变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不漏油；
2）轮子的制动装置牢固；
3）油漆完整、相色标志正确，接地可靠；
4）变压器顶盖上无遗留杂物；
5）事故排油设施完好，消防设施齐全；
6）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门均应打开，油阀门指示正确。
7）外壳、铁芯接地良好，套管顶部结构的密封应良好；
8）储油柜和充油套管的油位应正常；
9）分接开关位置符合运行要求，有载调压装置远方操作应动作可靠，指示位置正确；
10）变压器的相位及线圈的接线组别应符合并列运行要求；
11）温度计指示正确，整定值符合要求；
12）冷却装置运行正常，动作正确。
13）保护装置（包括中性点保护）整定值符合规定。
2.1.5.2验收时，安装单位向使用单位移交下列资料文件：
1）变更设计的证明文件；
2）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术资料；
3）安装技术记录（包括器身检查、吊芯检查、干燥记录等）；
4）绝缘油化验报告；
5）调整试验记录。
2.1.5.3变压器试运行的注意事项：
1）变压器投入运行时，可采用高压侧全电压冲击合闸方式；
2）冲击合闸时，中性点必须接地；
3）变压器第一次投运时，第一次受电持续时间不少于10分钟；
4）新装变压器投入运行时，应全电压冲击合
升级会员 