35kV白旄变电站现场运行规程.docx
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35kV白旄变电站现场运行规程
总则
35kV白旄变电站位于县城西北部白旄镇驻地南侧，于1990年11月30日建成投运。
白旄变电站现有SZ9-5000kVA有载调压主变1台,SZ9-3150kVA主变1台，35kV为单母线分段结线方式。
进出线2回，主电源为35kV沭白线，35kV韩白线与韩村变电站环网，10kV为单母线分段结线方式，出线3回，主要供白旄镇工农业用电；35kV采用六氟化硫断路器，10kV采用真空断路器，10kV出线采用氧化锌避雷器。
为适应安全生产，加强变电运行管理工作，确保安全经济运行，特编写本规程。
《白旄变电站现场运行规程》是根据部颁有关规程制度，《山东省县级供电企业变电站管理制度，《临沭电网调度规程》及公司下达的有关规定，参考其他一些企业标准，厂家技术资料和竣工图纸修编而成。
本规程仅适用于35kV白旄变电站的运行检修等工作。
修编：
王丙成
初审:
孟伟
会审：
高贵熙刘传海刘波孙向明宋家华
审定：
莫宗为
批准：
房燿东
2010年1月1日
一、正常运行
1电气主接线及设备规范
1.1电器主接线及保护与自动装置
1.1.135kV系统
5kV系统为单母线分段接线方式；用300-1刀闸分段，35kVⅡ段母线接有：
35kV沭白线、韩白线、35kVⅡ段PT，#2主变35kV侧，沭白线出线上接有35kV所变；35kVⅠ段母线接有：
35kVⅠ段PT、#1主变35kV侧。
35kV线路微机保护设有：
过流、时限速断、速断及自动重合闸。
保护及自动装置配置：
见表1。
表135kV设备保护及自动装置配置
设备名称
设备编号
保护及自动装置配置
35kV母线
沭白线312
312-3、312-2刀闸
无
韩白线313
313-3、313-2刀闸
无
#1主变35kV侧
331开关
见表3
#2主变35kV侧
332开关
见表3
母线PT及BLQ
T31、T32刀闸
无
1.1.2
1.1.310kV系统
1.1.410kV系统为单母线分段方式，用6开关分段。
1.1.510kVⅠ段母线上接有#1主变10kV侧、青云线、10kVⅠ段PT；
1.1.610kVⅡ段母线接有#2主变10kV侧、白工线、白农线、电容、10kV所变、10kVⅡ段PT。
1.1.710kV线路保护设有：
过流、电流速断及自动重合闸。
1.1.8保护及自动装置配置：
见表2。
表210kV设备保护及自动配置
电压等级
设备名称
设备编号
保护型号配置
10kV
Ⅰ段母线
#1主变进线
101开关
青云线
5开关
速断、过流、重合闸
10k母联
100开关
10kV
Ⅱ段母线
白农线
8开关
速断、过流、重合闸
白工线
12开关
速断、过流、重合闸
电容器
15开关
限时电流速断、定时限过电流，低电压
#2主变进线
102开关
1.1.31号、2号主变压器
1号、2号主变保护分别有：
差动保护、瓦斯保护、10kV过流、35kV过流。
保护及自动装置配置：
见表3
表3#1#2主变保护配置
保护名称
保护名称及配置
动作开关
备注
1、差动保护
DCH-11主变差动保护
跳二侧
2、变压器后备保护
复压闭锁过流保护，
跳二侧
过负荷发信号
发信号
过载闭锁有载调压
发信号
3、变压器非电量保护
有载重瓦斯
跳二侧
有载轻瓦斯
发信号
本体重瓦斯
跳二侧
本体轻瓦斯
发信号
油温高
发信号
1.1.4本站正常运行方式
→313开关
35kV沭白线→Ⅱ段母线→→300-1刀闸→Ⅰ段母线
→332开关→2号主变
2号主变→2号主变10kV侧→8→12→Ⅱ段PT→6→Ⅰ段PT→5→10kV所变→10kV电容。
1号主变备用；
35kV韩白线与35kV韩村变电站联网。
1.1.5本站中央信号装置设有手动、自动复归的事故信号、瞬时予告信号、延时予告信号；发生事故或异常时，发出相应的灯光及音响信号，35kV、10kV系统设有交流绝缘监察装置。
1.1.6一次系统接线图见附录A
1.2直流系统接线
1.2.1直流母线电压为220V；控制回路为单母线；母线有闪光装置形成闪光回路，母线设有一套绝缘监察装置。
1.2.2合闸回路为总合闸负母线供电。
1.2.3控制母线接有：
GkA型硅整流装置、电压监察装置，35kV合闸、10kV合闸,控制、信号、事故照明。
1.2.4直流系统运行方式
1.2.4.1直流控制及信号电源:
正常控制及信号电源都由碱性蓄电池组提供，正常由电源Ⅰ供电,电源Ⅱ备用。
1.2.4.2合闸电源：
正常运行35kV合闸Ⅰ、10kV合闸Ⅰ,电源由KGA型硅整流提供，35kV合闸Ⅱ、10kV合闸Ⅱ备用.
1.3所用电系统结线
1.3.135kV、10kV所变380V侧通过所变屏双投刀闸接到380/220V所用电系统母线上，接有：
照明电源、充电装置、35kV检修电源、远控通讯设备电源。
1.4设备规范
1.4.1主变压器设备规范见附录B
1.4.2高压断路器设备规范见附录C
1.4.3母线和刀闸设备规范见附录D
1.4.4互感器设备规范见附录E
1.4.5站用变设备规范见附录F
1.4.6防雷与接地装置设备规范见附录G
1.4.7电容器设备规范见附录H
1.4.8继电保护及自动装置设备规范见附录R
1.4.9设备档案管理本站应建立健全如下设备档案
1.4.9.1设备：
10kV及以上的开关、PT、CT，10kV、35kV所变、主变压器、避雷器。
1.4.9.2档案：
安装交接有关资料，4）改进大修、施工记录及竣工报告，5）历年预防性试验报告，6）事故障碍运行分析专题报告，7）设备检修和预试周期及验收部分项目超标继续运行批准手续。
1.4.10设备台帐：
本站应建立健全下列设备台帐:
主变压器、10kV及以上开关、CT、PT，10kV、35kV所变和避雷器。
2.运行中的一般要求及规定。
2.1表计的监视及记录。
2.1.1变电站的电压、电流、有功、无功功率表，主变测温应经常监视。
2.1.2运行中的功率表、应用红线标明最大允许值，所有停用表计检修人员贴封表示，以区别于运行表计。
2.1.335kV各出线倒换电源时，应将当时的电流，电能表起止码和时间，记入运行记录。
2.2信号及自动装置的试验。
2.2.1操作运行人员进行巡视时应对中央信号、闪光装置、浮充电流进行检查，对交、直流绝缘进行切换检查，并将检查结果记录本中。
2.3设备中运行的允许温度。
刀闸口
设备接头
70℃
70℃
所有承担负荷的设备接头应贴示温蜡片，以监视接头是否发热。
2.4主变压器的运行
2.4.1额定运行方式：
2.4.1.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
2.4.1.2运行期间，主变上层油温一般不宜超过85℃，最大允许温升55℃。
2.4.1.3变压器的外加一次电压可比额定电压高，但一般不应超过相应分接头值的5%，不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压，不超过其相应额定值的5%时，变压器可以带额定负载长期运行。
2.4.2允许的过负荷运行方式。
2.4.2.1变压器正常一般不允许过负荷运行，在事故情况下允许短时过负荷运行，（事故过负荷的允许时间见下表）在此期间，应加强对主变的巡视检查，并随时向调度汇报。
变压器允许的事故过负荷倍数及时间：
事故过负荷对额定负荷之比
1.3
1.6
1.75
2.0
2.4
3.0
事故过负荷允许持续时间（分）
120
30
15
7.5
3.5
1.5
2.4.2.2油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间也可参照上表。
2.4.2.3变压器经过事故过负荷后应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案中。
2.4.3主变的允许过负荷见下表：
过负荷倍数
过负荷前上层油温升（℃）为下列数值时的过负荷持续时间（时：
分）
18
24
30
36
42
48
54
1.05
5:
50
5:
25
4:
50
4:
00
3:
00
1:
30
1.10
3:
50
3:
25
2:
50
2:
10
1:
25
0:
10
1.15
2:
50
2:
25
1:
50
1:
20
0:
35
1.20
2:
05
1:
40
1:
15
0:
45
1.25
1:
35
1:
15
0:
50
0:
25
1.30
1:
10
0:
50
0:
30
1.35
0:
55
0:
35
0:
15
1.40
0:
40
0:
25
1.45
0:
25
0:
10
1.50
0:
15
2.4.4应加强监视主变的上层油温，不得超过规定值。
2.5开关的运行
2.5.1本站开关允许故障跳闸次数见附录J
2.5.2当线路投重合闸的开关，允许故障跳闸次数剩最后一次时，应汇报县调，按县调命令停用线路重合闸。
2.5.3开关每次跳闸后，应对其进行详细检查，并填写开关掉闸记录和运行操作记录。
若气体压力或吸附剂颜色有变，应报县调要求派人处理。
2.5.4开关检修完毕后、未投入运行前，应对开关进行拉合试验一次，在试合前，开关及两侧刀闸必须在断开位置。
2.5.5拒绝跳闸的开关，禁止投入运行。
检修后且经传动试验三次合格，方可投运。
2.5.6.运行操作人员操作前应注意监视SF6气体的压力。
2.5.735kV开关，在带负荷的情况下，严禁用手动慢合闸。
2.5.8用电动合闸时，应监视直流屏放电电流摆动情况，以防烧坏合闸线圈，操作把手应合到位。
2.5.9电动跳闸后，应迅速取下该开关的操作保险，，并做处理和汇报。
2.6互感器的运行
2.6.1运行中的PT二次侧不得短路，CT二次侧不得开路。
2.6.2运行中的互感器外皮温度不得超过75℃。
2.6.3运行中的互感器不允许长时间过负荷，电流、电压值不应超过额定值的10%。
2.6.4运行中的PT二次线圈应接地，严禁通过二次线圈向一次侧送电，CT二次侧应有保护接地。
2.6.5母线或线路故障接地时，禁止用刀闸拉开电压互感器。
2.6.6停用PT应先将二次负荷倒至不停电的PT带,否则应请示县调解除相应的保护装置。
2.7母线及刀闸的运行
2.7.1运行中的母线和刀闸的电流均不应超过额定值，母线与刀闸各接头处最高温度不得超过70℃。
2.7.2在拉开刀闸时，拉开一定的距离后，应用力抵消其冲力，防止使刀闸臂损坏。
2.7.3运行中的刀闸三相应同期,不同期范围不大于3mm。
2.8电容器运行
2.8.1电容器组新投入或大修后，在投入后8小时应加强巡视检查。
2.8.2电容器停电后，检修工作时，应先对电容器逐相逐块放电。
2.8.3电容器在母线电压超过其额定电压的1.1倍，电流超过1.3倍，应汇报县调退出运行，发生鼓肚、严重渗油等事故时应立即退出运行，并汇报县调。
2.8.4电容器采用自然通风，在本体温度超过40℃时应退出运行。
2.8.5全站无电时，必须将电容器的开关拉开。
2.8.6电容器开关由于继电器动作跳闸后，在未查明原因前，不准送电。
2.9站用变压器运行。
2.9.1所变事故过负荷，允许持续时间，见下表：
过负荷倍数
1.3
1.6
1.75
2.0
2.4
3.0
允许时间（分）
60
15
8
4
2
1
2.9.235kV所变跌落开关，拉开时应先拉开中相（B），然后再拉下风口，后拉上风口，合上时步骤与拉开时相反。
2.9.3站用变压器一般由10kV所变运行，35kV所变备用，若10kV所变发生故障或有工作时，应先将负荷倒至35kV所变。
2.10防雷设备的运行
2.10.1每年4月1日前避雷器、避雷针必须试验合格，接地电阻应符合下列标准：
2.10.1.1接地网不大于0.5Ω。
2.10.1.2独立避雷针不大于10Ω。
2.10.2雷雨后，应检查避雷器记数器，查看是否动作，如动作，应将表码记入避雷器记录中。
2.10.3每次巡视时，应检查避雷器记数器，如动作，应将表码记入避雷器记录中。
2.10.4雷电（以看见闪光或听到雷声为准）和避雷器故障时禁止用刀闸进行拉合操作。
2.11继电保护及二次设备的运行。
2.11.1继电保护运行的一般规定
2.11.1.1电气设备不允许无保护运行。
2.11.1.2一次设备停电，保护装置及二次回路无工作时，保护装置可不停用，但其启动或跳其它运行设备的出口压板应解除（停、投现场掌握）。
2.11.1.3投入保护装置的顺序为：
先投入直流电源，后投入出口压板；停用保护装置的顺序与之相反。
2.11.1.4保护装置投跳闸前，运行人员必须检查信号指示正常（包括高频保护通道、差动保护差电流或差电压等），工作后的保护装置还应用高内阻电压表以一端对地测端子电压的方法验证保护装置确实未给出跳闸或合闸脉冲。
2.11.1.5母联（分段）兼旁路开关作旁路开关运行时，投入带路运行的保护，解除其它保护跳母联（分段）的压板；作母联（分段）开关运行时，投入其它保护跳母联（分段）的压板，停用带路运行的保护。
2.11.1.6合环调电时，保护方式不改变，调电结束后，投入带负荷线路的重合闸，停用充电备用线路的重合闸。
2.11.1.7正常情况下，同一厂（站）内同一电压等级的母线上，断开的电源联络线不应超过一条（正常断开的除外），机变的运行方式及变压器中性点接地方式不得超过附录中的规定。
变压器中性点接地方式由现场自行管理。
2.11.1.2继电保护及自动装置的投入和退出，均应根据县调的命令进行，并应记入运行工作记录中。
2.11.1.3新安装、改变接线和更换定值的继电保护及自动装置，投入运行前，操作运行人员必须掌握下面书面资料：
2.11.1.3.1与实际相符的控制、保护回路的展开图和执行人签字的定值单。
2.11.1.3.2在运行中的特殊注意事项。
2.11.1.3.3继电保护及自动装置的变动情况应及时作详细记录。
2.11.1.3.4继电保护及自动装置应定期次检查，发现缺陷应加强监视，记入设备缺陷记录簿中，并报告调度要求检修。
2.11.1.3.5当系统或设备发生故障时，操作运行人员应立即检查何种保护动作，哪些信号指示，记录并汇报调度后方可恢复。
2.11.1.3.6在发现重合闸试验光字牌不亮时，及时报缺陷。
2.11.1.3.7带有电压回路的保护，当电压回路发生断线时，应汇报调度将其退出运行，电压回路恢复且经检查无问题后，方能重新投入。
2.11.1.3.8继电保护本身故障，有误动危险时，应汇报调度，将其退出运行。
2.11.1.3.9一、二次设备要定期进行清扫，清扫工具要经检查，必须绝缘良好，清扫时不要用力抽打，以免引起设备损坏或因震动引起保护误动。
2.11.1.3.10每次巡视时，巡视人员进行一次试验，信号失灵时，应立即查明原因并消除，若未查明原因或不能消除，应汇报调度，要求检修人员处理。
2.11.1.3.11巡视时，应注意各种指示仪表是否正确，并记录运行参数，若发现异常时，应查明原因处理或上报。
2.11.1.3.12巡视时注意各开关的信号指示，指示不正确立即上报。
2.11.1.3.13带有切换装置的电压表等，应经常进行切换检查，对于本站35kV和10kV系统的绝缘监察，共用的一套表计在控制盘上切换时，必须注意不能同时使两套切换开关在投入位置，断开一侧后，方能投入另一侧切换开关。
2.11.2直流装置的运行
2.11.2.1直流装置在正常情况下，应检查蓄电池浮充电流、电压是否符合要求，直流是否接地以及蓄电池运行方式；充电装置投入前应将浮充旋钮调至零位。
2.11.4.2每次巡视时，应检查110kV、35kV、10kV系统合闸直流电源是否正常。
2.11.2.3经常检查直流母线的电压，使之在±10%范围内变动，不能过高或过低。
2.11.3二次回路的运行
2.11.3.1厂（站）直流系统接地时，不允许用拉合直流电源的方法寻找接地点。
2.11..3.2电流二次回路切换时：
应停用相应的保护装置；严禁操作过程中CT开路。
2.11.3.4变压器保护的运行
2.11.3.4.1运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。
2.11.3.4.2CT断线时应立即停用变压器差动保护。
2.11.3.4.3复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时，可不停用，但应及时处理。
2.11.3.4.4变压器阻抗保护不得失去电压，若有可能失去电压时，应停用阻抗保护。
2.11.3.4.5中性点放电间隙保护应在变压器中性点接地刀闸断开后投入，接地刀闸合上前停用。
2.11.4防误装置的运行规定
2.11.4．1电气设备防误操作闭锁装置（简称防误装置）是运行人员防止误操作的重要技术措施。
2.11.4.2防误装置应实现以下功能:
a）防止误分、误合断路器；
b）防止带负荷拉、合隔离开关；
c）防止带电挂接地线（合刀闸）；
d）防止带接地线（刀闸）合断路器（隔离开关）；
e）防止误入带电间隔。
2.11.4．3操作人员应熟悉五防装置的管理规定和实施细则，做到“三懂二会”（懂防误装置的原理、性能、结构；会操作、维护）。
新上岗及转岗的运行人员必须进行使用五防装置的专项培训，并经考试合格。
2.11.4．4防误装置的运行维护:
2.11.4．4．1防误装置应可靠好用,不得随意停用或退出；
2.11.4．4．2运行中应随设备一同巡视,检查是否缺油，缺防护罩,固定螺丝是否松动；
2.11.4．4．3防误设备的缺陷管理应与主设备的缺陷管理相同。
2.11.4．4．4防误装置存在下列缺陷为一类缺陷：
a）当操作时,如遇控制把手不能转动,影响正常停、送操作者；
b）正常操作,刀闸锁住打不开者；
c）控制开关把手损坏；
d）程序锁严重损坏,操作顺序混乱；
e）连杆、拐臂的弯曲、断裂或销钉松动,脱落影响正常运行。
f）防误主机、通讯充电装置及电脑钥匙故障。
运行中，若防误装置存在缺陷，应按设备缺陷管理制度的有关规定，进行及时上报和处理。
2.11.4．4．5各班组应按照设备管辖范围及工作分工，定期对五防装置进行试验、维护、检查、检修，以确保装置的正常运行。
2.11.4．4．6各操作班组按分工定期组织对五防闭锁装置进行模拟操作检查，及时发现五防闭锁装置在运行中存在的问题并提报组织处理。
每年春、秋季检修工作前组织一次专项检查和进行装置缺陷处理。
2.11.4．5万能解锁钥匙的保管使用:
2.11.4．5．1正常时严禁使用万能解锁钥匙；
2.11.4．5．2防误闭锁解锁工具（钥匙）应放置在有加封的专用箱（盒）内。
停用防误闭锁装置应经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经工区主任或当班调度值长批准，并应按程序尽快投入。
使用完毕后应重新封装，并将情况记入专用的“防误装置解锁工具（钥匙）使用记录簿”内。
2.11.4．5．3正常运行情况下五防装置严禁解锁或退出运行，五防装置的解锁工具（钥匙）或备用解锁工具（钥匙）必须放置在有加封的专用箱内（盒）内，封印由安监部加盖防误专用章。
2.11.4．5．4电气操作时五防装置发生异常，应立即停止操作，及时报告运行值班负责人，在确认操作无误，经值班调度员、变电运行工区主任同意后，方可进行解锁操作，操作时要加强监护并记入《解锁工具（钥匙）使用记录》，
2.11.4．5．5当五防装置确因故障处理和检修工作需要，必须使用解锁工具（钥匙）时，需经变电运行值班负责人、工区主任同意，做好相应安全措施，在专人监护下使用，并记入《解锁工具（钥匙）使用记录》。
2.11.4．5．6在危及人身、电网、设备安全且确需解锁的紧急情况下，经变电运行工区主任或防误专责人同意后，可以对断路器进行解锁操作，但事后必须向值班调度员汇报并做好记录。
2.11.4．5．7五防装置的整体停用，必须经公司分管生产的副总经理（或总工程师）批准，报公司安监部、生技部备案，并通知调度所调度班、电网监控中心。
同时，要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。
2.11.4．6运行操作人员在操作中，若出现拉合不动时，应仔细地分析原因，核对操作设备和操作程序是否正确，严禁强行拉合设备。
2.11.4．7程序锁的操作程序
2.11.4.7.1微机五防装置的开启
2.11.4.7.1.1启动五防监控主机，步骤同一般微机开启；
2.11.4.7.1.2当五防监控主机启动后，打开安全生产智能两票管理系统输入用户名和密码进入系统；
2.11.4.7.1.3启动通讯充电装置：
打开通讯充电装置总电源，通讯充电装置的电源灯应点亮；将电脑钥匙放入通讯充电装置的插座内，此时通讯充电装置的充电灯被点亮，电脑钥匙处于充电状态。
2.11.4.7.1.4开启电脑钥匙：
开启电脑钥匙电源开关，将电脑钥匙放回通讯充电装置的插座内，此时通讯充电装置的充电灯熄灭，电脑钥匙处于工作状态。
2.11.4.7.2使用五防系统
2.11.4.7.2.2值班员接到调度命令后，按正常操作顺序下载操作票。
2.11.4.7.2.3按操作任务要求，完成任务操作预演。
2.11.4.7.2.4预演结束生成操作票后，主机将操作票下传给电脑钥匙。
2.11.4.7.2.5电脑钥匙在收到操作票后，值班员可根据电脑钥匙的提示到现场，将五防程序锁钥匙插入需要操作的设备五防程序锁内，当听到“正确，请继续”的提示后，按下五防程序锁钥匙上的白色按钮进行解锁，如操作步骤错误则提示“错误，请核对”当前项操作完毕进行状态识别后，按“确定”键，进入操作票下一步的操作。
，操作完毕后，取下五防程序锁钥匙，将五防程序锁闭锁。
只有当程序锁与操作票所对应的锁号一致时才能开锁，进行操作票要求的操作。
2.11.4.7.2.6当前项操作完毕或提示性操作（检查项目），按“确定”键，进入操作票下一步的操作。
当钥匙提示“返讯”或“操作结束”时，将钥匙放回充电插座，把信息传给五防主机。
2.11.4.7.3根据操作票操作顺序在模拟屏上对一次设备模拟操作
2.11.4.7.4模拟程序
2.11.4.7.4.1模拟盘盘面上有系统接线图区。
整个系统接线图区在盘面上能正确显示当前实际设备的运行状态。
2.11.4.7.4.2人工模拟程序：
操作人员正式操作之前必须按规定手持操作票到系统接线图前按操作票步骤逐步进行临时模拟操作，模拟过程中操作人员必须高声唱票，得到操作监护人员“对，执行！
”的同意后逐项执行，待所有模拟操作正确无误执行完毕后，操作人员与监护人员才可以到设备现场进行实地操作。
模拟过程中如果出现操作错误，监护人员应及时提出并纠正，待错误全部更正后再执行。
2.11.4.7.4.3一次设备的操作，对开关插入电脑钥匙等提示“正确，请继
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