35kv新建变电站运规.docx
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35kv新建变电站运规
35KV新建变电站运行管理规程
一、新建35kv变电站的目的和作用
电厂近区供电负荷大多是煤矿用电的特殊性，为了近区供电的可靠性和安全性，必须配备双电源（从电力系统两条或两条以上线路从两个不同的变电站或发电厂（不分电压等级）向用电单位供电者）。
为此电厂投入巨资完成了备用开关站及输电线路的建设，实现了双电源、双变电站、双变压器、双输电线路的近区供电网络。
并且实现了电源、变压器、输电线路可以相互切换支持的供电方式，为了更好的运行维护好备用变电站及输电线路特制定本规程。
二、相关资料
1、新建变电站配置
2、技术参数
LN2-40.5
、
、
型六氟化硫断路器技术数据：
序号
名称
单位
数据
LN2（2000）-40.5
1
额定电压
KV
40.5
2
额定绝缘水平
雷电冲击全波耐压（峰值）
KV
185
工作耐压（1min）
KV
95
3
额定电流
A
1250
4
额定短路开断电流
KA
25
5
额定操作程序
分-0.3s-合分-180s-合分
6
额定短路关合电流
KA
63
7
额定动稳定电流（峰值）
KA
63
8
额定短时耐受电流
KA
25
9
额定短路持续时间
s
4
10
开合单个电容器组开断电流
A
800
11
额定失步开断电流
KA
6.3
12
合闸时间
s
0.15
13
分闸时间
s
0.06
14
机械寿命
次
10000
15
重量
断路器本体
kg
200
六氟化硫气体
Kg
1.5
16
年漏气率
1％
17
六氟化硫气体额定压力（20℃时表压）
Mpa
≤0.65
18
闭锁压力（20℃时表压）
Mpa
≤0.59
19
机构额定操作电压
V
DC220
3、六氟化硫断路器相关知识：
SF6气体是目前电气设备使用的最优良的绝缘介质和气体灭弧材料。
SF6气体无色、无味、不会燃烧、无毒、化学性能稳定，在常温下不与其它材料产生化学反应。
SF6气体具有：
①临界温度高，在45℃以上即能保持气态；②传热特性好，其传热特性优于一般气体和绝缘油；③电气特性好，其绝缘强度超过绝缘油的绝缘强度；④灭弧性能好，在火花放电后分解的分子在放电电源断开后，能很快复合，气体又恢复其绝缘强度，其灭弧能力约为空气的100倍。
SF6断路器是用SF6气体作为灭弧和绝缘介质的断路器。
其特点是工作气压较低、安全可靠性高；灭弧过程中气体在封闭的系统内循环使用，不排向大气；无火灾危险等。
因此SF6断路器具有断口电压高，开断能力强，允许连续开断短路电流次数多，适于频繁操作，开断容性电流时可以无重燃或复燃，开断感性电流时可以无截流。
近年来在高压系统中已经取代了少油型和空气型断路器。
在中压系统中应用发展也很迅速。
SF6气体和SF6设备的安全技术要求如下：
①控制SF6气体中的含水量：
SF6气体中水分的危害：
1）水分引起的腐蚀。
气体中的水分在温度200℃以上时，可能产生水解，水解后的生成物具有强腐蚀性；
2）水分引起的化学作用。
SF6气体在电弧的作用下，会产生有毒气体，侵害人体；
3）水分对绝缘有危害。
气体中的水分在低温时，会凝结于绝缘物表面，可能产生沿面放电。
控制SF6气体中含水量的措施：
1）按标准要求严格控制存放的新气和使用中气体的含水量；
2）严控密封部位的密闭性，防止大气中的水蒸气渗入内部；
3）在断路器内部设置吸附剂，如用三氧化二铝来吸收水分。
②SF6气体的毒性安全防护：
1）进行SF6设备的检修时，要按有关技术规程要求，解体时要按回收-充氮清洗-抽真空-吸尘（电弧后产生的粉末）等程序处理。
2）SF6设备安装室内时，设备室要有良好的排风装置。
一般除正常排风装置外，因SF6气体的比重大于空气比重，在室内下部（含地下室、电缆沟）应加装排风装置。
3）进行解体检修的工作人员应带防毒面具和着工作服、手套操作。
4）SF6断路器的储存和运行场所，严禁吸烟，不能有加热设备，不准进行电气焊作业。
4、技术要求：
4.1六氟化硫断路器
a.为监视SF6气体压力，应装有密度继电器或压力表。
b.断路器应附有压力温度关系曲线。
c.具有SF6气体补气接口。
4.2操动机构的操作方式应满足实际运行工况的要求。
操动机构脱扣线圈的端子动作电压应满足：
a.低于额定电压的30%时，应不动作；
b.高于额定电压的65%时，应可靠动作。
5、应建立断路器技术档案，内容如下：
a.按照规定格式编制的设备卡片；
b.制造厂出厂调试记录；
c.交接试验的记录；
d.大修验收报告；
e.断路器操作记录和故障开断记录；
f.重大缺陷记录和缺陷处理记录；
g.绝缘油或SF6气体试验记录；
h.断路器上装设的测量控制仪表（包括保护用继电器等的试验记录；
i.定期进行的绝缘预防性试验记录；
j.断路器的安装使用说明书、安装图和构造图；
k.事故处理记录。
三、运行操作及维护
1、六氟化硫断路器的巡视检查项目：
a.每日定时记录SF6气体压力和温度，SF6断路器气体压力在规定的范围内。
；
b.断路器各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常；
c.套管无裂痕，无放电声和电晕；
d.引线连接部位无过热、引线弛度适中；
e.断路器分、合位置指示正确，并和当时实际运行工况相符；
f.落地罐式断路器应检查防爆膜有无异状；
g.接地完好；
h.巡视环境条件：
附近无杂物。
2、弹簧机构的检查项目：
a.机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密；
b.断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置；
c.检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味；
d.断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能；
e.防凝露加热器良好。
3、断路器的特殊巡视
a、新设备投运的巡视检查，周期应相对缩短。
投运72h以后转入正常巡视。
b、夜间闭灯巡视，有人值班的变电所和发电厂升压站每周一次，无人值班的变电所二个月一次。
c、气象突变，增加巡视。
d、雷雨季节雷击后应进行巡视检查。
e、高温季节高蜂负荷期间应加强巡视；
4、记录巡视检查结果：
在运行记录簿上记录检查时间、巡视人员姓名和设备状况。
设备缺陷尚需按缺陷管理制度的分类登入缺陷记录簿，无人值班变电所则登录在巡视记录簿内。
5、断路器的操作
断路器操作的一般要求如下：
a.断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常；
b.长期停运的断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试操作2～3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作；
c.操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源（气源）或液压回路均正常、储能机构已储能，即具备运行操作条件。
d.操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手不宜返回太快。
e.断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，空气和SF6断路器气体压力异常（如突然降至零等），严禁对断路器进行停、送电操作，应立即断开故障断路器的控制电源，及时采取措施，断开上一级断路器，将故障断路器退出运行；
f.断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应停用自动重合闸；
四、断路器监督
1、断路器的运行监督
1.1每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌作一次校核。
1.2每台断路器的年动作次数应作出统计，正常操作次数和短路故障开断次数应分别统计。
1.3定期对断路器作运行分析并作好记录备查，不断累积运行经验，运行分析的内容包括：
a.设备运行异常现象及缺陷产生的原因和发展规律，总结发现、判断和处理缺陷的经验，在此基础上作事故预想。
b.发生事故和障碍后，对故障原因和处理对策进行分析，总结经验教训。
c.根据设备及环境状况作出事故预想。
1.4每年要检查断路器反事故措施执行情况，并补充新的反事故措施内容。
2、断路器的绝缘监督
2.1断路器除结合设备大修进行绝缘试验外，尚需按部颁《电气设备预防性试验规程》进行预防性试验。
2.2发电厂、变电所内应当年断路器绝缘预防性试验计划，值班人员应监督其执行，试验中发现的问题已处理的登入设备专档，未处理的登入设备缺陷记录簿。
3、断路器的检修监督
3.1发电厂、变电所应有安排于当年执行的断路器大、小修计划，周期及项目按部颁断路器检修工艺规定执行。
3.2值班人员应监督断路器大、小修计划的执行，大修报告存入设备专档，未能消除的缺陷记入设备缺陷记录簿。
4断路器SF6气体气质监督
4.1新装SF6断路器投运前必须复测断路器本体内部气体的含水量和漏气率，灭弧室气室的含水量应小于150ppm（体积比），其它气室应小于250ppm（体积比）（断路器年漏气漏气率小于1%。
SF6气体泄漏检查（检漏试验）：
泄漏测试可分为定性、定量检漏两种方式，定性检漏仅作为判断试品漏气与否的一种手段，是定量检漏的预检。
原则上优先推荐采用定量检漏（包括挂瓶法、局部包扎法），其标准为年泄漏率小于1%。
若生产厂家有明确保证不必定量检漏，则可用灵敏度不低于10~6毫升/秒的定性检漏仪测试，若有报警现象，则必须采用局部包扎法进行定量检漏。
4.2运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体含水量，新装或大修后，每三个月一次，待含水量稳定后可每年一次。
灭弧室气室含水量应小于300ppm（体积比），其它气室小于500ppm（体积比）。
4.3新气及库存SF6气应按SF6管理导则定期检验，进口SF6新气亦应复检验收入库，检验时按批号作抽样检验，分析复核主要技术指标，凡未经分析证明符合技术指标的气体（不论是新气还是回收的气体）均应贴上“严禁使用”标志。
4.4新装或投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放，必须使用SF6气体回收装置回收。
4.5SF6断路器需补气时，应使用检验合格的SF6气体。
SF6气体的质量标准
杂质名称
IEC标准
我国暂行标准
空气（氮、氧）
＜0.05％（重量比）
0.25％（体积比）
≤0.05％
CF4
＜0.05％（重量比）
＜0.1％（体积比）
≤0.05％
水
＜15ppm（重量比）
≤8ppm
游离酸（用HF表示）
＜0.8ppm（重量比）
≤0.3ppm
可水解氟化物（用HF表示）
＜1.0ppm（重量比）
1.0ppm
矿物油
＜10ppm（重量比）
≥10ppm
SF6纯度
≥99.8％
五、断路器的不正常运行和事故处理
1、运行中的不正常现象。
1.1值班人员在断路器运行中发现任何不正常现象时（如漏油、渗油、油位指示器油位过低，SF6气压下降或有异声、分合闸位置指示不正确等），应及时予以消除，不能及时消除的报告上级领导并相应记人运行记录簿和设备缺陷记录簿内。
1.2值班人员若发现设备有威胁电网安全运行且不停电难以消除的缺陷时，应向值班调度员汇报，及时申请停电处理，并报告上级领导。
1.3断路器有下列情形之一者，应申请立即停电处理：
a.套管有严重破损和放电现象；
b.多油断路器内部有爆裂声：
c.少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响；
d.油断路器严重漏油，油位不见；
e.空气断路器内都有异常声响或严重漏气，压力下降、橡胶垫吹出；
f.SF6气室严重漏气发出操作闭锁信号；
g.真空断路器出现真空损坏的丝丝声；
h.液压机构突然失压到零。
1.4操动机构常见的异常现象及可能原因见表1、表2。
表1电磁操动机构常见异常现象
现象分类
异常现象
可能原因
拒
动
拒
合
铁芯不启动
1.线圈端子无电压
（1）二次回路连接松动
（2）辅助开关未切换或接触不良
（3）直流接触器接点被灭弧罩卡住或接触器吸
铁被异物卡住
（4）熔丝熔断
（5）直流接触器电磁线圈断线或烧坏
2.线圈端子有电压
（1）合闸线圈引线断线或线圈烧坏
（2）两个线圈极性接反
（3）合闸铁芯卡住
铁芯启动、连板机构动作
（1）合闸线圈通流时端子电压太低
（2）辅助开关调整不当过早切断电源
（3）合闸维持支架复归间隙太小或因
某种原因未复归
（4）分闸脱扣机构未复归锁住
（5）滚轮轴合闸后扣入支架深度少或支架端面磨损变形扣合稳定
（6）分闸脱扣板扣入深度少或端面磨损变形扣不牢
（7）合闸铁芯空行程小，冲力不足拒
（8）合闸线圈有层间短路
（9）开关本体传动机构有卡涩
铁芯不启动
1.线圈端子无电压
（1）二次回路连接松动或接触不良
（2）辅助开关未切换或接触不良
（3）熔丝熔断
2.线圈端子有电压
（1）铁芯卡住
（2）线圈断线或烧坏
（3）二个线圈极性接反
铁芯启动、脱扣板动作
（1）铁芯行程不足
（2）脱扣板扣入深度太深
（3）线圈内部有层间短路
（4）脱扣板调整不当无复归间隙
脱扣板已动作
机构或本体传动机构卡涩
误
动
合
后
即
分
（1） 合闸维持支架复归太慢或端面变形
（2）
（2）滚轮轴后扣入支架深度太少
（3）分闸脱扣板未复归，机构空合
（4）脱扣板扣入深度太少，未扣牢
（5）二次回路有混线，合闸同时分闸回路
（6）合闸限位止钉无间隙或合闸弹簧缓冲
器压得太死无缓冲间隙
无
信
号
自
分
（1）分闸回路绝缘有损坏造成直流两点接
（2）扣入深度小、扣合面磨损变形、扣合不稳定
（3）电磁铁最低动作电压太低
（4）继电器接点因振动误闭合
表2弹簧操动机构常见的异常现象
现象分类
异常现象
可能原因
拒
动
拒
合
铁芯不启动
1.线圈端子无电压
（1）二次回路接触不良，连接螺丝松
（2）熔丝熔断
（2）辅助开关接点接触不良或未切换
2.线圈端子有电压
（1）线圈断线或烧坏
（2）铁芯卡住
铁芯已启动、四连杆未动
（1）线圈端子电压太低
（2）铁芯运动受阻
（3）铁芯撞杆变形、行程不足
（3） 四连杆变形、受力过“死点”距离太大
（4） 合闸锁扣扣入牵引杆深度太大
（5）扣合面硬度不够变形，摩擦力大，“咬死”
四连杆动作，牵引杆不释放
（1） 牵引杆过死点距离太小或未出“死区”
（2）
（2）机构或本体有严重机械卡涩
（3）四连杆中间轴过“死点”距离太小（4）四连杆受扭变形
铁芯未启动
1.线圈端子无电压
（1）熔丝熔断
（2）二次回路连接松动，接点接触不良
（3）辅助开关未切换或接触不良
2.线圈端子有电压
（1）线圈烧坏或断线，尤其引线端易折断
（2）铁芯卡住
铁芯已启动，锁钩或分闸四连杆未释放
（1）线圈端子电压太低
（2）铁芯空程小，冲力不足或铁芯运动受阻
（3） 锁钩扣入深度太大或分闸四连杆受力动过“死点”距离太多
（4） 铁芯撞杆变形，行程不足
铁钩或四连杆动作，但机构连板系统不动
机构或本体严重机械卡涩
误
动
储
能
后
自
行
合
闸
（1）合闸四连杆受力过“死点”距离太小
（2）合闸四连杆未复归，可能复归弹簧变形或有蹩劲
（3）扣入深度少或扣合面变形
（4）锁扣支架支撑螺栓未拧紧或松动
（5）L型锁变形锁不住
（6）马达电脑未及时切换
（7）牵引杆越过“死点”距离太大撞击力太大
无
信
号
自
分
（1）二次回路有混线，分闸回路直流两点接地
（2）分闸锁钩扣入深度太少，或分闸四连杆中间轴过“死点”距离太小，或锁钩端部变形扣不牢
（3）分闸电磁铁最低动作电压太低
（4）继电器接点因某种原因误闭合
合
后
即
分
（1）二次回路混线，合闸同时分闸回路有电
（2）分闸锁钩扣入深度太小，或分闸四连杆中间轴过“死点”距离太小，或锁钩端面变形，扣合不稳定
（3）分闸锁钩不受力时复归间隙调得太大
（4）分闸锁钩或分闸四连杆未复归
2断路器事故处理
2.1断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、停止间响信号，并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障。
2.2断路对故障分闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路外观进行仔细检查。
2.3断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。
2.4SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气事故，值班人员接近设备要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，必要时要戴防面具、穿防护服。
六、SF6设备维护、检修原则：
国产SF6断路器，除临时检修外，一般情况下每隔1-2年进行机构小修维护，每隔5-6年机构大修一次；对同类型、同一时期出厂的SF6断路器，每隔10-13年对灭弧室进行抽样解体（与制造厂协商），视状况确定检修范围。
中外合资（设备主件进口）、进口SF6断路器，按制造厂说明书规定进行检修。
只有当运行时间较长（10年以上）且生产厂家有明确规定需要时，或运行中出现事故、重大异常情况时，方考虑进行解体大修。
SF6设备定期维修检查（小修），除操动机构外，不对SF6设备进行分解工作，内容包括：
a对操动机构进行详细的维修检查，清扫设备本体，处理漏油、漏气或某些缺陷，更换某些零部件。
b检查辅助开关。
c检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表。
d检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。
e断路器最低动作压力与动作电压试验。
f检查各种外露连杆的紧固情况。
g检查接地装置。
h必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。
七、主接线及运行方式
1、主接线图
2、运行方式：
2.1565处于热备用状态，35kv母联分段开关564为运行状态近区变1（8000kva）及近区变2（4000kva）均由电厂35kv系统供电。
10kv母线分段开关913处于冷备用状态。
近区变1（8000kva）带管山线路914、牛沟线路915，近区变2（4000kva）带金龟山线路910。
2.2565在电厂35kv系统停运或者事故状态下，35kv母联分段开关564断开转为冷备用状态，565开关为热备用转运行状态近区变2（4000kva）由电网大天线供电。
2.3当近区变1（8000kva）需要检修退出运行时，则568断开，911断开。
10kv母联开关913投入运行，近区变2（4000kva）提供所有10kv近区负荷（此时需电话告知电管站人员限制部分负荷避免超负荷运行）。
同理，当近区变2（4000kva）需要检修退出运行时，则578断开，910断开。
10kv母联开关913投入运行，近区变1（8000kva）提供所有10kv近区负荷（此时需电话告知电管站人员限制部分负荷避免超负荷运行）。
2.3满足近旁、及远控操作方式，远控进行倒闸操作时应该在操作完毕后进行现场复查。
中控室所发新建变电站光字信号应到现场核实。
2.4与电网结算电表为565开关柜内，近区变2（4000kva）与电管站结算电表在578开关柜内，近区变1的结算方式为（911-912）不变。
生产技术处
2010年12月6日
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