第四篇网控运行规程.docx
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第四篇网控运行规程
第四篇网控运行规程
1.总则
1.1凡调度管辖的设备，其倒闸操作，保护的投、停，定值的改变应有调度的命令方可执行（紧急情况除外）。
1.2当电气设备及系统出现异常或发生事故，值班员应首先汇报值长。
在值长统一指挥下处理各种异常情况与事故（紧急情况除外）。
1.3电气设备的使用状态可分为“运行”、“热备用”、“冷备用”三种。
所谓热备用是指设备一经合闸即可投入运行的设备；冷备用状态是指某设备的所有刀闸和开关均已断开的备用设备。
无论热备用还是冷备用都视为带电设备。
2.220KV系统运行
2.1220KV系统概述
2.1.1邢厂220KV升压站电气主接线型式为双母线接线，不设旁路母线，#10、#11发电机均采用发电机-变压器组单元接入220KV系统，220KV出线规划规模4回，本期工程至天河220KV变电站出线2回，出线名称分别为邢天Ⅰ线、邢天Ⅱ线。
2.1.2#10、#11发电机组设1台起动/备用变压器，电源由自本期220KV配电装置引接。
2.1.3发电机中性点经二次侧接地电阻的单相接地变压器接地，发电机与主变压器之间采用封闭母线连接。
主变压器采用三相变压器，220KV为直接接地系统，主变中性点经间隙、接地开关和避雷器并联接地。
起动/备用变中性点为死接地。
高压厂用电中性点采用电阻接地方式。
2.2220KV运行方式
2.2.1220KV系统正常运行方式
2.2.1.1220KVⅠ母线带：
#11发电机211开关、邢天Ⅰ线263开关、21-7TV。
2.2.1.2220KVⅡ母线带：
#10发电机210开关、邢天Ⅱ线264开关、#04启备变240开关、22-7TV。
2.2.1.3220KV母联201开关在合位。
2.2.2220KV系统非正常运行方式
2.2.2.1当220KV有一排母线或母联开关需要停电检修时，应改为单母线运行。
2.2.2.2当有一台发电机解列停运后，#04启备变与另一台发电机分别占一排母线，220KV母联201开关在合位。
2.2.3主变中性点的运行方式：
2.2.3.1省调规定220KV系统中性点只有一台主变压器中性点刀闸合入运行。
具体做法是：
#10机组运行时合入210-9刀闸，#11机组主变中性点刀闸211-9刀闸断开；当#10机组停运，#11机组运行时应合入211-9刀闸运行。
当#10、#11机组都停运时，主变中性点的运行方式由省调决定。
2.2.3.2主变中性点刀闸运行方式的倒换操作必须先并列合入，机组停运后再断开，不允许先断开，后合入的操作倒换方式。
2.2.3.3在投、停变压器时，其高压侧中性点接地刀闸（210-9、211-9）必须先合入，才能拉合其高压侧开关。
2.3220KV开关的运行
2.3.1220KV开关、液压机构、油泵电机技术规范
2.3.1.1220KV开关技术规范
LW10B－252型SF6断路器主要技术参数
序号
项目
单位
参数
1
额定电压
kV
252
2
额定电流
A
3150
3
额定频率
Hz
50
4
额定短路开断电流
kA
50
5
额定失步开断电流
kA
12.5
6
近区故障开断电流（L90／L75）
kA
45／37.5
7
额定线路充电开合电流（有效值）
A
160
8
额定短时耐受电流
kA
50
9
额定短路持续时间
S
3
10
额定峰值耐受电流
kA
125
11
额定短路关合电流
kA
125
12
额定操作顺序
O-0.3s-CO-180s-Co
13
分闸速度
M／s
9±1
14
合闸速度
M／s
4.6±O．5
15
分闸时间
mS
≤32
16
开断时间
周波
2.5
17
合闸时间
mS
≤1OO
18
分闸同期性
mS
≤3
19
合闸同期性
mS
≤5
20
贮压器预充氮气压力（15℃）
Mpa
15±O.5
21
额定油压
Mpa
26±O.5
21
额定SF6气压（20℃）
Mpa
O.6
22
SF6气体年漏气率
％
≤1
24
SF6气体含水量
Ppmv
≤150
25
SF6气体重量
Kg／台
27
26
每台断路器重量
Kg
1800×3
27
保温加热器电源
V
AC220
28
断路器机械寿命
次
3000
29
额定
绝缘
水平
工频耐压1min（有效值）
kV
断口间415／460*（干、湿试）
极对地360／395*（干、湿试）
雷电冲击耐压1.2／50／us
（峰值）
kV
断口间950／1050*
极对地850／950*
SF6气体零表压5min工频耐压
（有效值）
kV
断口间220
极对地220
注：
1）分、合闸速度指断路器单分、单合时的速度值，其定义如下：
a．分闸速度：
触头刚分点至分闸后90mm行程段的平均速度；
b．合闸速度：
触头刚合点至合闸前40mm行程段的平均速度。
2）当海拔高度要求在2000m时，产品的额定绝缘水平按表1中斜线上方的数据；
当海拔高度要求不超过1800m时，产品的额定绝缘水平按表1中斜线下方的数据。
2.3.1.2液压系统各动作特性油压值表。
项目
规定值Mpa
贮压器预充氮气压力（15℃）①
15±O.5
额定油压
26.O±O.5
油泵启动油压P1
25.O±O.5↓②
油泵停止油压P2
26.O±O.5↑
安全阀开启油压
28.0
↑
安全阀关闭油压
≥26.O↓
重合闸闭锁油压P3
23.5±O.5↓
重合闸闭锁解除油压
≤25.O↑
合闸闭锁油压P4
21.5±O.5↑
合闸闭锁解除油压
≤23.5↑
分闸闭锁油压P5
19.5±O.5↓
分闸闭锁解除油压
≤21.5↑
注：
①如果测量预压力时环境温度为t℃，按下式折算：
TV=P（15℃）+O.O75×（t℃-15℃
②↑表示压力上升时测量，↓表示压力下降时测量。
2.3.1.2SF6气体报警和闭锁压力
额定气压
报警值P1
闭锁值P2
P1-P2
O.6
O.52±O.O15
O.5±O.O15
O.O18-O.022
2.3.2开关正常检查项目：
2.3.2.1开关的实际位置与机械位置、电气位置指示相一致。
2.3.2.2各部瓷瓶应完整，无裂纹、无闪络。
2.3.2.3SF6气体无泄漏，压力在正常值。
2.3.2.4操作系统油压、油位正常，无渗漏现象。
2.3.2.5开关动作计数器应良好。
2.3.2.6控制箱和操作机构门关闭良好。
2.3.2.7机构箱、端子箱电加热器良好。
2.3.2.8雷雨后应检查套管有无闪络放电痕迹。
2.3.2.9大风后应检查开关本体无杂物挂落。
2.3.2.10下雪时，应检查开关三相接头处积雪情况。
2.3.2.11液压箱内清洁良好不漏油、不受潮、二次线不被油浸渍，接点紧固，温度继电器投运良好。
2.4220KV刀闸的运行
2.4.1GW7-252ⅡDW型隔离开关技术参数
型号：
GW7-252ⅡDW型隔离开关
额定电压：
252kV
额定电流：
2500A，3150A
1min工频耐受电压（有效值）：
对地：
395kV；断口：
460kV
雷电冲击耐受电压（峰值）：
对地：
950kV；断口1050kV
额定短时耐受（热稳定）电流（3s）：
50kA
额定峰值耐受（动稳定）电流：
125kA
接地刀闸额定短时耐受电流（3s）：
50kA
接地刀闸额定峰值耐受电流：
125kA
2.4.2GW16-252/25003500型单柱垂直断口隔离开关
型号：
GW16-252/25003500
额定电压：
252kV
额定电流：
2500A，3150A
隔离开关峰值耐受电流（峰值）：
125kA
隔离开关3s短时耐受电流（有效值）：
50kA
2.4.3刀闸的检查项目：
2.4.3.1接头应无过热现象，接触部分发热严重时应及时向值长汇报，设法减少负荷或倒换运行方式处理，并通知有关检修班组；
2.4.3.2与母线连接的静触头无摆动，大风时无振动；
2.4.3.3瓷瓶清洁，无裂纹、破损、放电现象。
2.4.3.4各刀闸接头和触头温度最高不得超过75℃。
2.4.4刀闸的操作规定
2.4.4.1操作刀闸时，首先检查相应回路的开关确实在断开位置方能进行，特别要防止带负荷拉、合刀闸的恶性事故发生。
2.4.4.2所有刀闸在分合闸后应认真检查，分闸操作应检查刀闸三相已断开，并有足够的安全距离；合闸操作应逐相检查合闸到位，其触头深度适当，接触良好。
2.5220KV电压互感器的运行
2.5.1220KV电压互感器型号及技术规范
型号
变比
厂家
TYD-220/
-0.005H
西安西容公司
2.5.2电压互感器的操作：
2.5.2.1送电：
先合一次侧刀闸，后合二次侧小开关（送上二次保险）。
2.5.2.2停电：
先拉开二次侧小开关（取下二次保险），后拉开一次侧刀闸。
2.5.3电压互感器运行的检查：
2.5.3.1瓷瓶清清洁，无裂纹，无破损、无放电痕迹。
2.5.3.2油色、油位正常
2.5.3.3外壳清洁，无漏油渗油现象。
2.5.3.4无异常响声
2.6220KV电流互感器的运行
2.6.1220KV电流互感器的型号及技术规范
型号
现场配置
厂家
LB9-220W3
#10、#11发电机出线
平顶山高压开关厂
LB10-220W3
邢天Ⅰ线、邢天Ⅱ线、母联
2.6.2电流互感器运行中的检查：
2.6.2.1瓷瓶、套管清洁良好，无破损裂纹。
2.6.2.2接头不过热，无异常响声。
2.6.2.3一次引线和二次端子压接良好，无发热打火现象。
2.7220KV避雷器的运行
2.7.1避雷器的型号及技术规范
型号：
Y10W-200/520W1
额定电压：
200kV
生产厂家：
河南金冠王码信息产业股份有限公司
2.7.2避雷器运行中的检查：
2.7.2.1瓷瓶清洁，无裂纹，无放电痕迹。
2.7.2.2避雷器引线不松动，接地良好。
2.7.2.3雷雨后应及时检查雷电记录器是否动作，并做好记录。
2.7.2.4每年第一次雷电时应在记录本上及时做好动作时间及动作情况记录。
2.7.2.5雷雨时不得靠近避雷器。
2.7.2.6避雷器均压环无松动，锈蚀、不歪斜。
3.220KV系统倒闸操作
3.1倒闸操作的一般原则
3.1.1电气操作应根据调度指令进行。
紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许不经调度许可执行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。
3.1.2发布和接受操作任务时，必须互报单位、姓名，使用规范术语、双重命名，严格执行复诵制，双方录音。
3.1.3雷电时禁止进行户外操作（远方操作除外）
3.1.4电气操作应尽可能避免在交接班期间进行，如必须在交接班期间进行者，应推迟交接班或操作告一段落后再进行交接班。
3.1.5电气设备转入热备用前，继电保护必须按规定投入。
3.1.6一次设备不允许无保护运行。
一次设备带电前，保护及自动装置应齐全且功能完好、整定值正确、传动良好、连接片在规定位置。
3.1.7系统运行方式和设备运行状态的变化将影响保护工作条件或不满足保护的工作原理，从而有可能引起保护误动时，操作之前应提前停用这些保护。
3.1.8倒闸操作前应充分考虑系统中性点的运行方式，不得使110KV及以上系统失去接地点。
3.1.9原则上不允许在无防误闭锁装置或防误闭锁装置解除状态下进行倒闸操作，特殊情况下解锁操作必须经值长批准，操作前应检查防误闭锁装置电源在投入位置。
3.1.10电网并列操作必须满足以下三个条件：
a.相序、相位一致；
b.频率相同，偏差不得于0.2Hz；
c.电压相等
3.2断路器操作原则
3.2.1断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电源。
3.2.2断路器分闸操作时，若发现断路器非全相分闸，应立即合上断路器。
断路器合闸操作时，若发现断路器非全相合闸，应立即拉开该断路器。
3.2.3下列情况下，必须停用断路器自动重合闸装置：
a.重合闸装置异常时；
b.断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时；
c.断路器切断故障电流次数超过规定次数时；
d.线路带电作业要求停用自动重合闸装置时；
e.线路有明显缺陷时；
f.对线路充电时；
g.其他按照规定不能投重合闸装置的情况。
3.2.4发生拒动的断路器未经处理不得投入运行或列为备用。
3.2.5若发现SF6断路器漏气时，应立即远离现场（戴防毒面具、穿防护服除外）。
室外应远离漏气点10m以上，并处在上风口。
室内应撤至室外。
3.2.6在进行操作过程中，遇有断路器跳闸时，应暂停操作。
3.3隔离开关操作原则：
3.3.1禁止用隔离开关拉、合带负荷设备或带负荷线路。
3.3.2禁止用隔离开关拉开、合上空载变压器。
3.3.3禁止用隔离开关拉开、合上故障电流。
3.3.4允许用隔离开关进行下列操作：
a.拉开、合上无故障的电压互感器及避雷器；
b.在系统无故障时，拉开、合上变压器中性点接地开关；
c.拉开、合上无阻抗的环路电流；
d.用屋外三联隔离开关可拉开、合上电压在10KV及以下，电流在9A以下的负荷电流；超过上述范围时，必须经过计算、试验，并经总工程师批准。
3.3.5电压互感器停电操作时，先断开二次空气开关（或取下二次熔断器），后拉开一次隔离开关。
送电操作顺序相反。
一次侧未并列运行的两组互感器，禁止二次侧并列。
3.3.6手动操作隔离开关时，必须戴绝缘手套，雨天应使用防雨罩的绝缘棒、穿绝缘靴，接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。
3.4母线操作原则：
3.4.1母线操作时，应根据继电保护的要求调整母线差动保护运行方式。
3.4.2母线停、送电操作时，应做好电压互感器二次切换，防止电压互感器二次侧反充电。
3.4.3用母联断路器对母线充电时，应投入母联断路器充电保护，充电正常后退出充电保护。
3.4.4倒母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。
3.4.5倒母线操作，应按规定投退和转换有关线路保护及母差保护，倒母线前应将母联断路器设置为死开关。
3.4.6运行设备倒母线操作时，母线隔离开关必须按“先合后拉”的原则进行。
3.4.7仅进行热备用间隔设备的倒母线操作时，应先将该间隔操作到冷备用状态，然后再操作至另一组母线热备用。
这样的操作不应将母联断路器设置为死开关。
3.4.8在停母线操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开一次隔离刀开关。
3.4.9母联断路器停电，应按照拉开母联断路器、拉开停电母线侧隔离开关、拉开运行母线侧隔离开关顺序进行操作。
3.4.10对母线充电操作，一般情况下应带电压互感器直接进行充电操作，有以下几种方式：
a.用母联断路器进行母线充电操作，应投入母线充电保护，母联断路器隔离开关的操作遵循先合电源侧隔离开关的原则；
b.用主变压器断路器对母线进行充电；
c.用线路断路器对母线充电。
3.5线路操作原则：
3.5.1线路送电操作顺序，应先合上母线侧隔离开关，后合上线路侧隔离开关，再合上断路器。
停电时操作顺序相反。
一般应采用大电源侧作为充电侧，停电时顺序相反。
3.5.2检修后相位有可能发生变动的线路，恢复送电时应进行核相。
3.6变压器操作原则
3.6.1变压器并联运行的条件：
a.电压比相同；
b.阻抗电压相同；
c.接线组别相同。
3.6.2新投运或大修后的变压器应进行核相，确认无误后方可并列运行。
3.6.3变压器停送电操作：
a.停电操作，一般应先停负荷侧、再停电源侧；操作过程中可以先将各侧断路器操作到断开位置，再逐一按照由负荷侧后电源侧的顺序操作隔离开关至断开位置。
b.强油循环变压器投运前，应按说明书和保护的要求投入冷却装置。
c.无载调压的变压器分接开关更换分接头后，必须先测量三相直流电阻合格后，方能恢复送电；
d.切换变压器时，应确认并入的变压器带上负荷后才可以停待停的变压器。
3.6.4变压器中性点接地开关的操作：
a.在110KV及以上中性点直接接地系统中变压器停、送电及经变压器向母线充电时，在操作前必须将中性点接地开关合上，操作完毕后按系统方式要求决定是否拉开；
b.并列运行中的变压器中性点接地开关需从一台倒换至另一台运行变压器时，应先合上另一台变压器的中性点接地开关，再拉开原来的中性点接地开关；
3.7系统并列的操作规定：
a.出线的并列操作必须使用同期装置，查无压合闸确认开关在“退出”位。
即使在事故处理或特殊的运行方式下进行并列操作时，也必须遵守此规定。
对侧开关确在“断位”时，需合本侧出线开关，将无压合闸确认开关打至“双侧无压”进行操作。
b.从系统反送电时，将无压合闸确认开关打至“单侧无压”进行操作。
c.母联201开关操作时，当开关两侧都有电时，必须查无压合闸确认开关在“退出”位，进行两母线并列；当母联201开关一侧有电，而另一侧无电时，可将无压合闸确认开关打至“单侧无压”。
3.8线路操作规定:
a.进行刀闸操作时，须在就地的开关本体上及操作机构内检查相应的开关三相确在断开位置，严防带负荷拉、合刀闸。
b.线路检修时，只有两侧开关和刀闸全部拉开，且调度下令后，才允许合上线路侧接地刀闸。
c.线路送电时，只有两侧接地刀闸全部拉开，调度下令后，才允许进行倒闸操作。
3.9母线操作顺序及规定：
a.倒母线操作前应先检查相应的母联开关及两侧刀闸运行良好。
b.倒母线操作前应投入RCS-915AB母线保护屏的“投单母”及BP-2B母线保护屏上的“互联”压板。
c.拉开母联开关的控制电源，防止操作过程中发生带负荷拉合刀闸的事故。
d.倒母线操作过程应始终保持母联开关及两侧刀闸均在合闸位置。
e.倒母线操作前，应将不能自动切换的装置，联系相应的班组用手动方式切换到运行母线。
f.倒母线一次操作结束后，在母线保护屏上确认设备与母线保护屏模拟盘所指位置对应时，按“刀闸位置确认”按钮。
g.合上母联开关的控制电源
h.最后退出RCS-915母线保护屏的“投单母”及BP-2B母线保护屏上的“互联”压板。
i.空充任一条母线时要投入“充电保护压板”及“充电启动失灵”压板，充电结束后退出该充电压板。
4．220KV继电保护和自动装置的运行
4.1220KV系统保护及自动装置的配置：
4.1.1220KV母线保护的配置：
4.1.1.1220KV微机母线保护Ⅰ套采用南京南瑞继保工程技术有限公司生产的RCS-915AB型微机母线保护。
RCS-915AB型微机母线保护装置设有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联失灵保护、母联过流保护、母联非全相保护以及断路器失灵保护等功能。
邢厂220KV升压站使用RCS-915AB保护的母差保护和失灵保护功能。
失灵保护动作0.25S跳母联，0.4S跳失灵开关所在母线其他开关。
失灵保护使用本装置内部的失灵电源启动无件。
4.1.1.2220KV微机母线保护Ⅱ套采用深圳南瑞科技有限公司生产的BP-2B型微机母线保护装置，BP-2B微机母线保护装置可以实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护、以及断路器失灵保护出口等功能。
邢厂220KV升压站使用BP-2B保护的母差保护和母联失灵保护功能（经差动出口）。
4.1.1.3220KV母联201开关保护采用南京南瑞继保工程技术有限公司生产的RCS-923A型微机母联充电保护，RCS-923A是由微机实现的数字式断路器失灵起动及辅助保护装置，也可作为母联或分段开关的电流保护。
装置功能包括失灵起动、三相不一致保护、两段相过流保护和两段零序过流保护、充电保护等功能，可经压板和软件控制字分别选择投退。
操作设备有CZX-12R型分相操作箱，设有单相及三相跳闸功能,带有跳合闸操作回路。
4.1.1.4保护屏组屏方案：
保护屏I:
RCS-915AB+打印机
保护屏Ⅱ:
BP-2B+打印机
母联保护屏：
RCS-923A+CZX-12R+打印机
4.1.2线路保护配置
4.1.2.1邢天Ⅰ线第一套保护采用南京南瑞继保公司生产的RCS-931B型光纤电流纵差保护装置，微机保护兼有完整的后备保护及重合闸功能。
采用专用光纤通道传送保护信号。
邢天Ⅰ线第二套保护采用南京自动化设备厂生产的PSL-603GC型光纤电流纵差保护装置，微机保护兼有完整的后备保护及重合闸功能。
与GXC-2M接口装置配合,采用复用光纤通道传送保护信号。
4.1.2.2邢天Ⅱ线第一套保护采用南京南瑞继保公司生产的RCS-931B型光纤电流纵差保护装置，微机保护兼有完整的后备保护及重合闸功能。
采用专用光纤通道传送保护信号。
邢天Ⅱ线第二套保护采用南京自动化设备厂生产的PSL-603GC型光纤电流纵差保护装置，微机保护兼有完整的后备保护及重合闸功能。
与GXC-2M接口装置配合,采用复用光纤通道传送保护信号。
4.1.2.3保护屏组屏方案:
保护屏Ⅰ：
RCS-931B+CZX-12R1+打印机
保护屏Ⅱ：
PSL603GC+打印机
线路通讯接口屏：
2*GXC-2M
线路母联测控屏：
3*NSD500+SID-2CT
4.1.2.4采用南京南瑞继保公司生产的CZX-12R型分相操作箱，操作箱含电压切换回路。
4.1.3同期功能由深圳智能公司生产的SID-2CT型同期装置实现，同期装置布置在线路母联测控屏上。
4.2RCS-915AB型微机母线保护装置及运行
4.2.1
RCS-915AB型微机母线保护压板投停表
序号
压板名 称
出口压板
投停说明
1
投母差
LP11
正常运行时投入
2
投单母
LP12
倒母线操作前投入，倒母线操作完毕后退出
3
投充电
LP14
正常运行时不投
4
投过流
LP16
正常运行时不投
5
投失灵
LP18
正常运行时投入
6
投非全相
LP19
正常运行时不投
7
投检修状态
LP31
保护装置检修时投入
8
母联检修
LP32
母联开关检修时投入
9
201开关跳闸一
LP34
正常运行时投入
10
201开关跳闸二
LP36
正常运行时投入
11
211开关跳闸一
LP38
正常运行时投入
12
211开关跳闸二
LP39
正常运行时投入
13
210开跳闸一
LP51
正常运行时投入
14
210开关跳闸二
LP52
正常运行时投入
15
240开关跳闸一
LP54
正常运行时投入
16
240开关跳闸二
LP56
正常运行时投入
17
263开关跳闸一
LP58
正
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