东郊变电站现场运行规程

1目目 录录1 1 总则总则 .1 12 2 适用范围适用范围 .1 13 3 规范性引用文件规范性引用文件 .1 14 4 设备概况设备概况 .2 24.1 变电站的地理位置、性质及发展过程 .24.2 主变压器及无功设备容量，各个电压等级进出线名称及送受关系 .25 5 调度范围的划分及设备运行方式调度范围的划分及设备运行方式 .2 25.1 本站设备调度范围划分 .25.2 设备运行方式 .36 6 一次设备的运行、操作注意事项一次设备的运行、操作注意事项 .4 46.1 变压器 .46.2 高压断路器 .96.3 隔离开关 .126.4 互感器 .136.5 避雷器、避雷针、接地装置 .156.6 电容器 .176.7 母线 .186.8 电力电缆 .196.9 站用电系统 .197 7 继电保护及自动装置继电保护及自动装置.22227.1 主变压器保护 .227.2 母联及线路、电容器保护装置 .2527.3 小电流接地选线装置 .267.4 微机消谐装置 .287.5 电力不间断电源（UPS）装置 .298 8 直流系统及直流绝缘监察装置直流系统及直流绝缘监察装置.30308.1 直流系统的组成 .308.2 直流系统运行方式 .318.3 电源监控系统 .318.4 整流模块 .318.5 绝缘监测装置 .328.6 蓄电池运行注意事项 .329 9 站内自动化装置站内自动化装置.33339.1 监控系统 .339.2 测控装置 .349.3 遥视装置 .359.4 站内消防系统 .359.5 站内通风系统 .369.6 站内排水系统 .369.7 站内调温系统的有关规定 .371010 防误闭锁装置防误闭锁装置.373710.1防误闭锁装置的运行及注意事项 .3710.2 FY2000-U 型微机防误闭锁装置 .381111 现场设备异常运行及事故处理现场设备异常运行及事故处理.414111.1 事故处理的一般规定 .4111.2 本站母线及主设备的故障处理 .4211.3 本站越级跳闸的处理 .4511.4 直流系统接地故障的处理 .45311.5 不接地系统的故障处理 .461212 典型操作票典型操作票.47471313 一次系统接线图一次系统接线图.6262附录附录.6363 东郊 35kV 变电站现场运行规程11 1 总则总则为了 35kV 东郊变电站安全稳定运行，薛家湾供电局（以下简称我局）依据内蒙古电力公司变电站标准化管理条例等有关规定编制本现场运行规程，本规程主要涵盖了一次、二次设备的概况及运行操作注意事项，继电保护装置、直流系统装置、自动化装置、防误闭锁装置的运行注意事项及使用操作说明，并详细列出了典型操作票，实现控制和指导变电站的现场运行工作，以达到提高和持续改进变电站现场运行工作水平的目的。本规程由薛家湾供电局变电管理处杨四海运维操作站起草并归口。2 2 适用范围适用范围本规程适用于变电管理处 35kV 东郊变电站现场运行工作。凡参加本站运行、检修、试验等一切工作人员均应熟悉、执行本规程一切规定，并接受上级领导的监督，如有与上级规程相抵触者，以上级规程为准。3 3 规范性引用文件规范性引用文件中华人民共和国电力行业标准 DL/T800-2012 电力企业标准编制规则国家电网公司电力安全工作规程 （变电部分）(2013 年版本)国家电网公司电力安全工作规程 （变电部分）(2013 年版本)国家电网公司二十五项电网重大反事故技术措施 （2012 年版本）内蒙古电力公司变电站标准化管理条例 （2013 年版本）内蒙古电力公司内蒙古自治区电网调度管理规程 （2011 年版本）薛家湾供电局调度管理规程 （2014 版）“两票”管理执行细则 （试行）内电生监（2013 年版本）110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）管理规范国家电网生2004634号110（66）kV500kV 互感器变压器管理规范 国家电网生2004634 号110（66）kV750kV 避雷器管理规范 国家电网生2004634 号内蒙古电力公司直流电源系统管理规范补充要求 （内电生20113 号）相关厂家设备技术说明书 东郊 35kV 变电站现场运行规程24 4 设备概况设备概况4.14.1 变电站的地理位置、性质及发展过程变电站的地理位置、性质及发展过程4.1.1 地理位置、性质及建站日期35kV 东郊变电站位于沙圪堵镇东郊，于 2012 年 02 月开工建设，占地面积 2700平方米，由准格尔旗大正电业有限责任公司施工，2014 年 07 月 21 日正式投入运行，2014 年 07 月 27 日 951 东沙线投入运行。35kV 东郊变电站是一座 35kV 终端变电站，隶属变电管理处杨四海运维站监控管辖。4.1.2 电气主接线形式及变电站控制方式本站有 35kV、10kV 两个电压等级，其接线方式：35kV 采用单母线分段，10kV 采用单母线分段接线。本站控制方式为远方监控无人值守，调控中心监控，杨四海运维站负责运行维护操作。4.24.2 主变压器及无功设备容量，各个电压等级进出线名称及送受关系主变压器及无功设备容量，各个电压等级进出线名称及送受关系4.2.1 主变压器容量主变编号主变编号高压侧容量（高压侧容量（kVAkVA）低压侧容量（低压侧容量（kVAkVA）1 号主变压器20000200002 号主变压器2000020000变压器总容量400004.2.2 无功设备容量电容器编号电容器编号全容容量（全容容量（kVarkVar）半容容量（半容容量（kVarkVar）914 电容器30001800/1200924 电容器30001800/1200无功设备总容量60004.2.3 各个电压等级、进出线回数及在电网中的受送关系电压等级电压等级进出线编号及名称进出线编号及名称送受关系送受关系负荷性质负荷性质投运日期投运日期35kV东郊 I 回线 351电源线2014.07.2135kV东郊 II 回线 352电源线2014.07.2110kV东沙线 951负荷线民用2014.07.275 5 调度范围的划分及设备运行方式调度范围的划分及设备运行方式5.15.1 本站设备调度范围划分本站设备调度范围划分5.1.1 区调管辖的设备 东郊 35kV 变电站现场运行规程35.1.1.1 区调管辖的 I 类的设备351 东郊 I 回线、352 东郊 II 回线、1、2 号主变及低压侧断路器、35kV 母线、10kV 母线及 951 东沙线、914、924 电容器系列与上述设备相应的隔离开关（包括接地刀闸） 、电流互感器、电压互感器、避雷器、继电保护及安全自动装置、通信装置、远动及自动化装置。5.1.1.2 区调管辖的 II 类的设备站用变、直流系统、UPS 电源。5.1.2本站管辖的设备蓄电池及其充电装置、0.4/0.22kV 站用电系统。5.25.2 设备运行方式设备运行方式5.2.1 正常运行方式主变系列：1 号主变运行，2 号主变热备用；35kV 系列： 351 断路器、319 电压互感器在 I 母运行，329 电压互感器在 II 母运行，母联 312 断路器、352 断路器热备用；10kV 系列：901 断路器、951 断路器、916 站变、919 电压互感器在 I 母运行，914 电容器在 I 母热备用；母联 912 断路器热备用；929 电压互感器在 II 母运行，924 电容器在 II 母热备用；站用变系列：916 站变高压侧接于 916 隔离小车，低压侧接 0.4/0.22kV 母线运行，二次空开在合位；926 站变高压侧接于 926 隔离小车，低压侧接 0.4/0.22kV 母线，二次空开在分位；直流系统：1、2、3、4 号充电模块运行，整流模块与蓄电池组并列运行带及馈线运行。5.2.2 可能出现的运行方式：5.2.2.1 351 断路器运行， 352 断路器热备用，35kVI、II 段母线并列运行，母联312 断路器运行，1 号主变运行带 10kVI 段母线，2 号主变运行带 10kVII 段母线，母联 912 断路器热备用。5.2.2.2 352 断路器运行， 351 断路器热备用，35kVI、II 段母线并列运行，母联312 断路器运行，1 号主变运行带 10kVI 段母线，2 号主变运行带 10kVII 段母线，母联 912 断路器热备用。 东郊 35kV 变电站现场运行规程45.2.2.3 351 断路器运行， 352 断路器热备用，35kVI、II 段母线并列运行，母联312 断路器运行，1 号主变运行带 10kVI 段母线，2 号主变运行带 10kVII 段母线，母联 912 断路器运行。5.2.2.4 352 断路器运行， 351 断路器热备用，35kVI、II 段母线并列运行，母联312 断路器运行，1 号主变运行带 10kVI 段母线，2 号主变运行带 10kVII 段母线，母联 912 断路器运行。5.2.2.5 351 断路器、352 断路器运行，35kVI、II 段母线分列运行，母联 312 断路器热备用，1 号主变、2 号主变运行，分别带 10kVI、II 段母线运行，10kVI、II 段母线并列运行，912 母联断路器运行。6 6 一次设备的运行、操作注意事项一次设备的运行、操作注意事项 6.16.1 变压器变压器1 号主变压器名牌数据型式型式SZ11-20000/35额定容量额定容量20000/20000kVA频率频率50Hz短路短路阻抗阻抗高对低8.09%负载损耗负载损耗高对低86.1kW额定电压额定电压(3532.5%)/10.5kV器身吊重器身吊重15170kg相相 数数三 相总总 油油 重重 3670kg出厂序号出厂序号12061总总 重重33060 kg接线组别接线组别YNd11制造日期制造日期2012.7空载电流空载电流0.16%投运日期投运日期2014.07.21空载损耗空载损耗15.4kW安装日期安装日期绝缘水平绝缘水平h.v线路端子LI/AC 200/85kVh.v中性点端子LI/AC 200/85kVI.v线路端子LI/AC 75/35kV产品代号产品代号1TKB.714.0978冷却方式冷却方式ONAN厂厂 家家 泰开集团 中国山东泰开变压器有限公司2 号主变压器名牌数据型式型式SZ11-20000/35额定容量额定容量20000/20000kVA频率频率50Hz短路短路阻抗阻抗高对低8.09%负载损耗负载损耗高对低86.1kW额定电压额定电压(3532.5%)/10.5kV器身吊重器身吊重15170kg 东郊 35kV 变电站现场运行规程5相相 数数三 相总总 油油 重重 3670kg出厂序号出厂序号12061总总 重重33060 kg接线组别接线组别YNd11制造日期制造日期2012.7空载电流空载电流0.16%投运日期投运日期空载损耗空载损耗15.4kW安装日期安装日期绝缘水平绝缘水平h.v线路端子LI/AC 200/85kVh.v中性点端子LI/AC 200/85kVI.v线路端子LI/AC 75/35kV产品代号产品代号1TKB.714.0978冷却方式冷却方式ONAN厂厂 家家 泰开集团 中国山东泰开变压器有限公司6.1.1 主变压器运行操作注意事项6.1.1.1 变压器送电时，按照高压侧断路器，再合低压侧断路器，停电时顺序相反（即低压侧断路器高压侧） 。6.1.1.2 变压器在操作过程中，如发现异常情况、故障信号时，应立即停止操作，待查明原因，核实处理后，方可继续进行。6.1.1.3 在投运变压器之前，运行人员应仔细检查，确认外部无异物，临时接地线已拆除，分接开关位置正常，各阀门状态正确。变压器及其保护装置在良好状态具备带电运行条件。6.1.1.4 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的 105%。分接头对应表分接头对应表高压高压分头分头电压电压(kV)(kV)电流电流(A)(A)137.625306.9236.750314.2335.875321.9435.000329.9534.125338.4633.250347.3732.375356.76.1.1.5 1、2 号主变压器过负荷应符合下列规定 东郊 35kV 变电站现场运行规程61) 主变压器在过负荷时，应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度，必要时采取减负荷措施。2) 现场温度计指示的温度、测控屏温度显示装置、监控系统的温度三者基本保持一致，误差不超过 5。6.1.2 有载调压装置注意事项6.1.2.1 有载分接开关操作规定1) 运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止进行调压操作，分析原因及时处理。2) 分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察后台电压和电流指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及计数器的指示都应有相应变动。3) 有载调压开关电动操作出现“连动” （即操作一次，变换二个及以上分头）现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断调压电源，然后用手摇到适当的分头位置，并汇报调度，请专业人员处理。4) 两台变压器并列运行时，允许在变压器 85%额定负荷下调压，但不得在单台主变上连续调节两档，必须在一台主变调节一档完成后再调节另一台主变一档，每调一档后要检查电流变化情况，是否过负荷。对于降压时应先调节负荷电流大的一台，再调节负荷电流小的一台；升压时与此相反。调节完毕应再次检查主变分头在同一位置，并注意负荷分配。5) 正常情况下，一般使用远方电气控制。当远方电气故障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作。当分接开关处于极限位置又必须手动操作时，必须确定操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应用防误操作措施。6) 当变动分接开关操作电源后，在未确证相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气操作。7) 运行中的主变调压 24 小时内不宜超过 10 次，每次调节间隔时间不少于1min。8) 有载分接开关调压后，必须到有载调压机构本体去检查长指针是否指向所需档位，短指针是否在阴影区内，检查主变压器各侧负荷及电压变化，检查本体档位指示与测控、后台是否一致。 东郊 35kV 变电站现场运行规程76.1.2.2 有载分接开关调压操作说明1) 调控中心操作2) 在后台机操作：将主变测控屏主变档位控制器模式选为 “远方”时，调压箱内“远方/就地”切换开关打至“远方”位置。经密码确认后，在主接线图上点击主变图标旁“升停降”三个按钮中，选择“升或降” ，完成后点击确定，弹出遥控对话框，点击“遥调执行”后便完成了一次调压操作，分接开关每变换一个位置需要进行一次操作。3) 在“主变测控屏”处操作：将主变测控屏主变档位控制器模式选为 “就地” ，如果需要提高 10kV 母线电压，须按“1N”按钮，档位升高；如果需要降低 10kV母线电压，须按“N1”按钮，档位降低。4) 在调压箱（就地）内电动操作：调压箱内电动操作必须和主变测控屏主变档位变送器配合进行，将主变测控屏主变档位变送器位置切换开关选择为“远方” ，如果需要提高 10kV 母线电压，需按动调压箱内“1N”按钮，观察 10kV 电压变化情况，如需降低 10kV 电压，需按动调压箱内“N1 ”按钮，并做好调压记录。分接开关每变换一个位置需要按动一次按钮。5) 在调压箱（就地）内手动操作：将手柄插入手动轴上，断开电机电源。手柄摇动 30 圈为一个分头的位置，顺时针转动为降压操作，逆时针转动为升压操作。6) 不能电动调压时，切断调压电源，可用手动摇把操作，并汇报调度及变电管理处，请专业人员处理。7) 当变动分接开关操作电源后，在未确证相序前，禁止在极限位置进行电气操作。6.1.3 压力释放阀运行注意事项6.1.3.1 1、2 号主变压力释放阀正常时跳闸出口压板退出，无调度命令不得投入。6.1.3.2 压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应及时汇报调度，相应部门立即取变压器本体油样进行色谱分析，查找故障原因。6.1.3.3 压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因，故障未消除前不得将变压器投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。6.1.3.4 压力释放保护在下列两种情况下会动作1) 1、2 号主变内部故障，油箱内部压力升高，压力释放动作。 东郊 35kV 变电站现场运行规程82) 压力释放保护二次回路绝缘故障引起压力释放保护误动作。6.1.3.5 压力释放阀动作后的检查项目1) 检查变压器本体保护装置动作情况；2) 检查变压器油色、油温及音响是否正常；3) 检查变压器本体及压力释放阀是否有漏油；4) 检查变压器油枕是否喷油。6.1.4 气体继电器运行注意事项6.1.4.1 气体继电器的防雨罩应完好，气体继电器应充满油。6.1.4.2 变压器运行时，本体和有载分接开关重瓦斯保护装置均应投入跳闸位置；变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改投信号。6.1.4.3 油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常时，需要打开放气或放油阀时，应先退出重瓦斯跳闸压板。6.1.4.4 运行人员发现瓦斯继电器内有气体并需要取气时，要有专人监护，严禁触动与取气孔并排的探针，防止触动而引起主变各侧断路器跳闸。6.1.4.5 运行人员取气时应用导气盒在地面取气，使用密封良好的软管和注射器进行，先将注射器全部推入到位，接上软管，打开阀门，缓缓退出注射活塞，油气即进入注射器内部。注意瓦斯继电器引下的细管内充有油，排气时先排出少量油然后才到气体，取气量为取满一注射器为限。检验气体可燃性时在注射器针尖前点火，缓缓推动注射器活塞，观察气体是否可以点燃。6.1.5 巡视检查6.1.5.1 运行巡视1) 变压器本体：a) 检查并记录变压器运行中的油温、环境温度、负荷（电流、有功、无功） 、电压，检查变压器的最高油温指示，监视变压器油运行温度及温升是否超过规定值。b) 检查有无异常声音和振动。c) 检查有无渗油、漏油现象。d) 检查硅胶呼吸器的硅胶颜色变色程度（2/3 以上则需更换） 。 东郊 35kV 变电站现场运行规程92) 套管：a) 检查高压套管的油位指示，并注意其变化是否正常。b) 检查有无渗油、漏油现象。c) 检查瓷套有无破损，有无放电痕迹和声音。d) 检查瓷套上灰尘的污染及变化情况。e) 检查接点有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，接头上有无熔化蒸气的现象，金具是否变形，螺丝有无松脱和连接线有无断股损伤。3) 冷却装置：a) 检查有无异常声响。b) 检查散热器等处有无渗油、漏油现象。4) 检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。5) 检查释压装置有无漏油和损坏现象，注意有无喷油的痕迹。6) 检查主变消防设施完好、齐全。7) 检查变压器周围无异物，标示是否齐全，箱门是否关好。8) 测试变压器各接头部位是否有发热现象。6.1.5.2 特殊巡视发生以下情况时，应酌情增加巡视次数：a) 每次跳闸后；b) 变压器过负荷或过电压运行，变压器异常运行时（每小时至少一次） ；c) 天气异常时和雷雨后；d) 变压器存在重大、危急缺陷时。 6.26.2 高压断路器高压断路器断路器主要技术参数运行运行编号编号型号型号额定额定电流电流（A A）遮断遮断电流电流（kAkA）机构机构型式型式合闸合闸电流电流 （A A）合闸合闸电压电压（V V）脱扣脱扣电压电压（V V）厂家厂家351ZN12-40.5/1600-31.5 160031.5弹簧DC220 DC220DC220浙江国安电气有限公司352ZN12-40.5/1600-31.5 160031.5弹簧DC220 DC220DC220浙江国安电气有限公司 东郊 35kV 变电站现场运行规程10运行运行编号编号型号型号额定额定电流电流（A A）遮断遮断电流电流（kAkA）机构机构型式型式合闸合闸电流电流 （A A）合闸合闸电压电压（V V）脱扣脱扣电压电压（V V）厂家厂家312ZN12-40.5/1600-31.5 160031.5弹簧DC220 DC220DC220浙江国安电气有限公司901KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高902KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高912KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高951KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高952KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高953KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高954KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高961KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高962KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高963KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高964KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高914KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高924KYN28A-12150031.5弹簧DC220 DC220DC220武汉西高6.2.1 高压断路器的运行操作注意事项6.2.1.1 在正常情况下，断路器不允许在超过额定参数下长期运行，正常停电或送电操作时，不允许就地分合断路器。断路器切断故障电流后，达到跳闸次数应汇报调度及变电管理处，切断最后一次故障电流前应退出重合闸。6.2.1.2 弹簧储能机构弹簧不储能时，禁止分、合闸。如因失去储能电源并且超过储能超时的时间而造成弹簧储能机构弹簧不储能时，可瞬时切断本断路器控制电源，弹簧储能机构将自动对弹簧进行储能，同时弹簧储能超时信号恢复，到现场检查弹簧储能情况。6.2.1.3 断路器（分）合闸动作后，应到现场确认本体和机构（分）合闸指示器以及拐臂、传动杆位置，保证断路器确已正确（分）合闸。同时检查断路器本体有、无异常；6.2.1.4 正常运行时，断路器开关柜上的各电源和控制小开关均应合上， “远方/ 就地”选择开关应置于“远方”位置，加热器和照明开关则根据需要进行投退。6.2.2 35kV 开关柜操作规定 东郊 35kV 变电站现场运行规程116.2.2.1 开关柜把手有三个位置：检修、工作、分断闭锁；6.2.2.2 所有合分操作必须在断路器断开后进行；6.2.2.3 操作隔离开关时必须将把手打至“分断闭锁”位置，将操作手柄插入对应的位置，按下闭锁按钮即可操作；操作完毕后，将把手打至“工作”位置；6.2.2.4 当上下隔离开关都为分位，有接地刀闸的开关柜已经合上接地刀闸时，将把手打至“检修”位置可将前柜门打开，将前柜门后的程序钥匙取下可以打开后柜门的程序锁。6.2.3 10kV 小车开关柜操作规定6.2.3.1 在拉合断路器前、后应检查三相带电显示灯状态，如果断路器在分闸后三相带电显示灯仍有灯亮，一定要注意查明原因，此时不得将小车断路器摇至试验位置；6.2.3.2 将小车开关摇至试验位置后，应检查隔离挡板可靠封闭；6.2.3.3 如果小车开关在工作位置，遥控合闸失败一般现象为，后台显示“断路器拒控” “控制回路断线”现场上柜门绿灯灭，保护装置跳位灯灭。这时应做如下检查：1) 弹簧是否已储能；2) 检查二次插件是否插好。6.2.4 日常巡视6.2.4.1 正常巡视1) 分合位置指示正确，并与实际运行位置相符；2) 支持绝缘子无裂痕及放电声；3) 真空灭弧室完好，真空断路器的灭弧罩颜色正常，没有红色或乳白色光辉出现；4) 引线接触部分无过热，接地完好。6.2.4.2 特殊巡视出现下列情况之一时，运行人员必须针对不同的情况对设备进行相应的特殊巡视：1) 断路器操作或跳闸后；2) 断路器故障跳闸次数达规定值；3) 天气异常时，雷雨过后； 东郊 35kV 变电站现场运行规程124) 断路器异常运行时；5) 新投运的断路器；6) 节假日时：监视负荷及增加巡视次数；7) 高峰负荷期间：增加巡视次数，监视设备温度，设备有无异常声音；8)短路故障跳闸后：各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象断路器内部有无异音。6.36.3 隔离开关隔离开关隔离开关主要技术参数运行编号运行编号型号型号额定电额定电（A A）额定（额定（kVkV）厂家厂家3511、3522、3121、3122、3016、3026、319、329GN27-351600A35kV浙江国安电气有限公司3516、3526GN27-35D1600A35kV浙江国安电气有限公司91461、91462、92461、92462GW4-20DW1250A20kV河东亚丰电瓷电器有限公司6.3.1 隔离开关的运行操作注意事项6.3.1.1 停电拉闸操作必须按照断路器负荷侧隔离开关电源侧（母线侧）隔离开关的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严禁带负荷拉合隔离开关。6.3.1.2 隔离开关操作前应检查断路器确在断开位置，隔离开关合闸送电前检查相应接地刀闸确已拉开并分闸到位，确认送电范围内接地线已拆除。6.3.1.3 手动合隔离开关应迅速、果断，但合闸终了时不可用力过猛。合闸后应检查动、静触头是否合闸到位，接触是否良好。6.3.1.4 手动分隔离开关开始时，应慢而谨慎；当动触头刚离开静触头时，应迅速，拉开后检查动、静触头断开情况。6.3.1.5 隔离开关在操作过程中，如有卡滞、动触头不能插入静触头、合闸不到位等现象时，应停止操作，待缺陷消除后再继续进行。6.3.1.6 刀闸严重不同期或合不到位，应拉开再次合闸，如确实三相无法同时合上或合不到位，应通知专业人员进行检修处理。6.3.1.7 带负荷合隔离开关时，无论引起什么后果都不准将误合隔离开关再拉开，但必须立即报告调度后听候处理。 东郊 35kV 变电站现场运行规程136.3.1.8 操作隔离开关前检查隔离开关与接地刀闸之间的机械闭锁已解除。6.3.2 日常巡视6.3.2.1 正常运行巡视1) 瓷质部分应完好无破损；无放电痕迹；无锈蚀。2) 各接头应无松动、发热。3) 刀口完全合入,接触良好,试温蜡片无熔化。4) 传动机构应完好，销子应无脱落。5) 闭锁装置应完好。6) 隔离开关的操作机构外壳接地应良好。6.3.2.2 特殊巡视：出现下列情况之一时，应进行特殊巡视：1) 设备异常运行或过负荷运行。2) 天气异常，雷雨后。3) 下雪时，应重点检查接头、接点处无发热现象。4) 倒闸操作后。6.46.4 互感器互感器6.4.1 电压互感器电压互感器主要技术参数运行运行编号编号型号型号变比变比极限容量极限容量VAVA额定额定电压电压kVkV生产厂家生产厂家319JDZX9-35110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/380035大连华亿电力电器有限公司329JDZX9-3535/3/0.1/3/0.1/3/0.1/380035大连华亿电力电器有限公司919JDZX9-10A10/3/0.1/3/0.1/340010大连中广互感器制造有限公司929JDZX9-10A10/3/0.1/3/0.1/340010大连中广互感器制造有限公司6.4.1.1 电压互感器的运行操作注意事项1) 电压互感器二次回路严禁短路。 东郊 35kV 变电站现场运行规程142) 压互感器备用或检修状态时,应将二次空开全部断开。3) 电压互感器的各个二次绕组(包括备用)均必须有可靠的接地，且只允许有一个接地点。4) 319 电压互感器与 329 电压互感器（或 919 电压互感器与 929 电压互感器）任一电压互感器停用时应先将二次并列。5) 禁用隔离开关拉开有故障的电压互感器。6) 停用电压互感器前应采取措施防止电压互感器二次反送电。6.4.1.2 日常巡视1) 正常巡视内容a) 检查瓷瓶无裂纹、破损和放电痕迹。b) 电压互感器柜内有无异常响声，有无异常味道。c) 电压互感器二次空气开关有无跳闸。2) 特殊巡视内容a) 设备存在异常运行时需加强监视。b) 设备缺陷近期有发展时、法定节假日、上级通知有重要供电任务时增加巡视次数。6.4.2 电流互感器电流互感器主要技术参数运行编号运行编号型号型号变比变比实用变比实用变比厂家厂家351LZZBJ9-35800/5800/5山东富奥电力设备有限公司352LZZBJ9-35800/5800/5山东富奥电力设备有限公司312LZZBJ9-35800/5800/5山东富奥电力设备有限公司3016LZZBJ9-35400/5400/5山东富奥电力设备有限公司3026LZZBJ9-35400/5400/5山东富奥电力设备有限公司901LZZBJ9-101500/51500/5大连中广互感器制造有限公司902LZZBJ9-101500/51500/5大连中广互感器制造有限公司912LZZBJ9-101500/51500/5大连中广互感器制造有限公司951LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司952LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司953LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司 东郊 35kV 变电站现场运行规程15954LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司961LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司962LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司963LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司964LZZBJ9-10300/5300/5大连中广互感器制造有限公司914LZZBJ9-10250/5250/5大连中广互感器制造有限公司924LZZBJ9-10250/5250/5大连中广互感器制造有限公司916（二次）SH-0.66 3050/550/5天应互感器有限公司926（二次）SH-0.66 3050/550/5天应互感器有限公司1 号主变 35千伏侧 B 相电流互感器LR-40400/5400/5日照致远电气有限公司2 号主变 35千伏侧 B 相电流互感器LR-40400/5400/5日照致远电气有限公司6.4.2.1 电流互感器的运行操作注意事项1)电流互感器在运行中,二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短接接地。6.4.2.2 日常巡视1)正常巡视内容a) 检查瓷瓶无裂纹、破损和放电痕迹。b) 电流互感器无漏油、渗油现象，无锈蚀。c) 电流互感器正常运行时无响声，当二次回路开路时，会有“嗡嗡”声。d) 测试电流互感器接头、接点温度。2) 特殊巡视内容a) 设备存在异常运行时需加强监视。b) 新投电流互感器及电流互感器二次回路上工作后初次投入运行，应及时对电流互感器二次各回路的电流进行检查三相平衡，并现场检查本体有无“嗡嗡”声，防止二次回路开路。c) 大负荷期间用红外测温设备检查电流互感器三相本体温度应一致。d) 大风扬尘、雾天、雨天外绝缘有无闪络。e) 冰雪、冰雹外检查绝缘有无损伤。 东郊 35kV 变电站现场运行规程16f) 设备缺陷近期有发展时、法定节假日、上级通知有重要供电任务时增加巡视次数。6.56.5 避雷器避雷器、避雷针、接地装置、避雷针、接地装置6.5.1 避雷器避雷器主要技术参数编号编号电压等级电压等级型号型号生产厂家生产厂家351、352、319、32935kVHY5WZ-51/134河南毅达科技有限公司1、2 号主变 10kV 母线桥避雷器10kVHY5WZ-17/45西安西电电瓷电器厂951、952、953、954、961、962、963、964、919、929、914、924、901、90210kVHY5WZ-17/45武汉西高电气有限公司6.5.2 避雷针全站独立避雷针 2 支，独立避雷针接地电阻不宜大于 10 欧。6.5.3 接地装置全站接地装置主接地网的接地电阻小于 0.5 欧姆，垂直接地体、水平接地体均采用镀锌扁钢，本站所有电气设备的外壳、架构、设备支架的接地引下线采用镀锌扁钢。6.5.4 运行操作注意事项6.5.4.1 每次雷电活动后或系统发生过电压等异常情况后，应尽快进行特殊巡视工作，观察避雷器放电计数器的动作情况，观察瓷套与计数器外壳是否有裂纹或破损，与避雷器连接的导线及接地引下线有无烧伤痕迹，对于安装有泄漏电流在线监测装置的避雷器观察泄漏电流变化情况等。如发现某一项电流比初始时增大 1/3 电流或减少 1/3 电流或三项电流不平衡达到 25%时，应立即汇报调度及变电管理处。6.5.4.2 瓷套裂纹、引线松动内部有音响等现象，应汇报调度停用该避雷器。6.5.5 日常巡视6.5.5.1 正常巡视内容1) 检查瓷套是否清洁，无裂痕和破损，无放电闪络。2) 检查引线有无断股、抛股或烧伤痕迹，接点、接头连接是否良好，金具是否完好。 东郊 35kV 变电站现场运行规程173) 检查接地引下线有无松脱和锈蚀。4) 通过观察现场泄漏电流表计，检查氧化锌避雷器运行中的泄漏全电流值，应与初始值无明显变化。5) 雷雨天气巡视设备时，不得靠近避雷器、避雷针。6.5.5.2 特殊巡视内容每次系统异常运行（如跳闸或过电压）、雷雨后（特别是雷雨季节）应对避雷器进行重点巡视检查，并记录避雷器计数器的动作次数及泄露电流电流表读数。6.66.6 电容器电容器914、924并联电容器技术参数型型 号号TBB10-(1200+1800)/200AKW额定容量额定容量1200（200*6）+1800（200*9）kvar额额 定定 频频 率率50Hz额定电压额定电压10kV额额定定电电抗抗率率6%额定电流额定电流63+94.5A温温 度度 类类 别别-40/B出厂日期出厂日期2012.5制制 造造 厂厂 家家上海永锦电气集团有限公司6.6.1 电容器的操作6.6.1.1 电容器的容量切换操作（半容量一组为 1200 kVar，另一组为 1800 kVar）1) 914、924 电容器可以投半容量，也可投全容，正常运行时投全容。2) 投切全容量或半容量时，断路器必须在断开位置，才能操作电容器分组隔离开关。3) 电容器投入全容量或半容量前，应将电容器定值改为相对应容量定值，方可投入运行。4) 914 电容器由全容改投半容（如：由 3000kVar 改投 1800kVar）的操作步骤：a) 拉开 914 断路器b) 拉开 91462 隔离开关c) 将 914 电容器保护定值改为半容（1800kVar）保护定值d) 合上 914 断路器4) 914 断路器由半容改投全容（由 1800kVar 改投 3000kVar）的操作步骤：a) 拉开 914 断路器 东郊 35kV 变电站现场运行规程18b) 将 914 电容器保护定值改为全容（3000kVar）保护定值c) 合上 91462 隔离开关d) 合上 914 断路器6.6.1.2 电容器停送电操作顺序1) 0kV 母线停电时，先切除电容器组，再拉各路出线断路器，送电时根据母线电压及系统无功补偿情况投入电容器，禁止空母线带电容器组运行；2) 电力电容器停电时：应先拉开断路器 ，再拉开电容器侧隔离开关（61、62） ，然后将电容器小车摇出，最后合上接地刀闸；送电时的操作顺序与此相反；6.6.2 电容器运行操作注意事项6.6.2.1 投切的电容器组，不论任何情况在停电至少 3 分钟后方可再次合闸送电；6.6.2.2 禁止空载变压器带电容器组投入电源，或在变压器空载时投入电容器组，防止铁磁谐振；6.6.2.3 停电检修时，必须合上接地刀闸，对电容器放电；6.6.2.4 运行中电容器不平衡、过流保护动作跳闸，应退出电容器，由专业班组进行电容器试验检查后，确定是否送电。6.6.3 日常巡视6.6.3.1 正常巡视内容1) 检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，表面是否清洁。2) 母线及引线是否过紧过松，设备连接处有无松动、过热。3) 设备外表涂漆是否变色，变形，外壳无鼓肚、膨胀变形，接缝无开裂、内部无异声。4) 接地装置、放电回路是否完好，接地引线有无严重锈蚀、断股。6.6.3.2 特殊巡视内容1) 冰雪融化后有无悬挂冰柱，接头有无发热。2) 大风后检查设备连接处有无松动、过热，导线上有无悬挂物。3) 雷电后应检查瓷绝缘有无破损裂纹、放电痕迹，基础有无下沉、积水现象。4) 断路器故障跳闸后应检查电容器有无烧伤、变形、移位等，导线有无短路；电容器温度、音响、外壳有无异常。5) 系统异常（如振荡、接地、低周或铁磁谐振）运行消除后，应检查电容器有 东郊 35kV 变电站现场运行规程19无放电，温度、音响、外壳有无异常。6.76.7 母线母线6.7.1 母线技术参数母线技术参数母线技术参数编号编号导线型号导线型号导线载流量（导线载流量（A A）35kV段母线LMY-80*660035kV段母线LMY-80*660010kV段母线LMY-100*10185010kV段母线LMY-100*10185010kV 母线桥 ILMY-100*10185010kV 母线桥 IILMY-100*1018506.7.2 母线操作注意事项本站 35kV 及 10kV 母线均为单母分段接线形式，由运行母线向备用母线充电时，应投入相应的母联充电保护，充电完毕后及时退出。6.86.8 电力电缆电力电缆6.8.1 电力电缆技术参数电力电缆技术参数电力电缆技术参数线路编号线路编号电缆型号电缆型号电缆载流量（电缆载流量（A A）951YJV22-240390914YJV22-300570924YJV22-3005706.8.2 运行巡视检查6.8.2.1 检查开关柜后柜电缆头运行情况，试温蜡片无变色，电缆头无放电现象，电缆头绝缘无破损变形。6.8.2.2 巡视前检查系统电压正常，无接地现象，巡视时应两人进行并不得在开关柜后久留。6.96.9 站用电系统站用电系统916、926 站用变压器主要技术参数编号编号916型号型号SC10-100/10冷却方式冷却方式AN/AF相数周波相数周波三相 50HZ 东郊 35kV 变电站现场运行规程20额定容量额定容量 kVAkVA100额定电压（额定电压（kVkV）10/0.4短路阻抗短路阻抗4.07%分接头位置分接头位置高压侧高压侧低压侧低压侧110500V210250310000V5.77A400V144.3A4975059500V联结组别联结组别D.yn11生产厂家生产厂家江苏华辰变压器有限公司6.9.1 站变参数及控制方式说明本站配备 2 台站用变，1 号站变容量为 100kVA，2 号站变容量为 100kVA，分别通过 916、926 隔离小车接于 10kV、段母线。6.9.2 站用电系统正常运行方式两台站变运行，1、2 号站用变高压侧经隔离小车分别接于 10kVI、II 段母线运行，1 号站变降压至 380V 后经低压侧断路器带站内负荷运行，2 号站变空载运行（低压侧断路器在分位）。6.9.3 站变操作注意事项6.9.3.1 站变既为站调设备，又为地调二类设备，所以站变改变运行方式时，必须向地调申请同意后方可进行。6.9.3.2 站用变停电后应检查直流系统负荷由蓄电池正常带出，UPS 电源已正常切换至直流；恢复送电后应检查直流系统负荷由充电机正常带出，UPS 电源已正常切换至交流，主变风冷系统运行正常，风扇转向正常，如与外壳转向标记相反，应及时停止风冷运行汇报调度。6.9.3.3 站变停电操作方法站变停电转为检修状态时，先拉开低压侧断路器，后将站变隔离小车拉至检修位置。6.9.3.4 站变切换前的核相方法及注意事项1) 检查 1 号、2 号站变低压侧电压显示正常；2) 分别测量所用变屏后两台站变低压侧断路器下口 A1-A2、A1-B2、A1-C2、B1-B2、B1-A2、B1-C2、C1-C2、C1-A2、C1-B2 的电压值并记录； 东郊 35kV 变电站现场运行规程213) 分析所测电压值，相序正确时同相之间电压幅值差为 05V 左右，异相之间电压幅值差为线电压 380V 左右；4) 如果测量值与上述值一致，则证明相序正确可以倒站变操作，如果测量值超出上述正常范围，严禁倒换站用变操作。6.9.3.5 1 号站变倒 2 号站变运行操作步骤1) 1、2 号站变低压侧核相正确；2) 断开 1 号站变低压侧断路器；3)合上 2 号站变低压侧断路器。6.9.4 10V 系统全停接检修电源的方法及注意事项当 10V 系统全停时，站内无站用电源，此时可以将发电车接于站用电系统，具体方法如下：检查 1 号、2 号站变高压侧隔离小车在试验位置，低压侧断路器在断开位置，站变高压侧熔断器已取下，将发电车的输出电源端接于 1 号或 2 号站变低压断路器下口，在 1 号、2 号站变低压断路器操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌，对站用变屏后屏设围栏，并挂“当心触电”标示牌，字样向外。站变送电前，切记先退出外接发电车电源，然后再恢复站用电系统的正常运行。6.9.5 二次回路走向6.9.5.1 主变端子箱内的（照明电源空开）来自所用变屏，依次到 2 号主变端子箱，2 号主变本体端子箱，另一路由 2 号主变端子箱，依次去 1 号主变端子箱，1 号主变本体端子箱。6.9.5.2 检修电源箱内的空开（室外照明，大门电源）来自所用变屏。6.9.5.3 10kV 配电室交流总电源分两路，一路由所用电屏到 1 号主变进线柜，另一路由所用电屏到 2 号主变进线柜，两路环到 912 开关柜柜内有联络开关。6.9.5.4 10kV 配电室储能回路和控制回路电源分两路，一路由直流屏到 1 号主变进线柜，另一路由直流屏到 2 号主变进线柜，两路环到 912 开关柜柜内有联络开关。6.9.5.5 35kV 配电室交流总电源为一路，由所用电屏到 1 号主变 3016 开关柜，到312 开关柜，到 2 号主变 3026 开关柜。6.9.5.6 35kV 配电室控制电源、储能电源分别由所用电屏到 1 号主变 3016 开关柜，到 312 开关柜，到 2 号主变 3026 开关柜。6.9.6 站变运行巡视检查内容 东郊 35kV 变电站现场运行规程226.9.6.1 检查瓷套是否清洁，无裂痕和破损，无放电闪络。6.9.6.2 检查引线有无断股、抛股或烧伤痕迹，接点、接头连接是否良好，金具是否完好。6.9.6.3 检查接地引下线有无松脱和锈蚀。7 7 继电保护及自动装置继电保护及自动装置7.17.1 主变压器保护主变压器保护本站 1、2 号主变保护配置完全相同。7.1.1 主变压器保护配置主变保护采用拓普智能 T0P9720C-55H 变压器差动保护装置及 T0P9720C-51H+变压器高低后备保护测控装置两套。7.1.2 主变 T0P9720C-55H 主变差动保护装置7.1.2.1 保护的组成T0P9720C-55H 变压器保护装置由差动保护、电流互感器断线检测及瓦斯保护、压力释放、本体超温组成 。7.1.2.2 保护范围差动保护：反映变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路。即：保护范围为差动保护所用电流互感器（351、312、901 电流互感器）间所有设备；瓦斯保护：反映变压器油箱内部故障及油面降低；电流互感器断线检测保护：351、312、901 电流互感器二次差动回路断线，保护装置发断线信号；压力释放：主变内部故障，油箱内部压力升高，压力释放动作；本体超温：主变本体超温时，保护发超温信号。7.1.2.3 运行监视7.1.2.3.1 装置面板布置及指示灯说明1) 装置面板布置 东郊 35kV 变电站现场运行规程232) 指示灯说明a)“电源”灯：为绿色正常运行时常亮。b)“通信”灯：为绿色，为装置的通信收发指示。c)“事故”灯：为红色，保护动作时该指示灯点亮。d)“预告”灯：为红色，保护装置检测到异常时该指示灯点亮。7.1.2.3.2 正常运行显示1) 装置正常运行时， “电源”灯亮，其它灯均不亮；7.1.2.4 装置故障报告的调取方法首先按退出键进入主菜单，利用面板上左右移动键选定“事件” ，按“确认”键进入查看“事件记录” 。7.1.2.5 运行注意事项7.1.2.5.1 保护装置一般注意事项（通用）1) 不允许不按指示操作程序随意按动面板上的键盘；2) 未经许可禁止进入“定值修改”菜单修改定值；3) 未经许可禁止进入“定值投入”菜单投入其他区号定值；4) 未经许可禁止进行开出传动试验；5) 未经许可禁止进行系统整定；6) 未经许可禁止进行软压板投退；7) 投入出口压板前，需用万用表测量压板上下口对地电压，上口对地“-110V”下口对地“0V”时才能投入，否则不允许投入；8) 保护停运时，应先断开跳闸压板 东郊 35kV 变电站现场运行规程24（红色） ，再停直流电源，不允许用仅停直流电源的方法代替。7.1.3 主变 T0P9720C-51H+主变后备保护测控装置7.1.3.1 保护的组成高后备保护：T0P9720C-51H+主变后备保护测控装置由高压侧复压过流、过负荷、电压互感器断线检测组成。低后备保护：T0P9720C-51H+主变后备保护测控装置由低压侧复压过流、过负荷、零序过压、电压互感器断线检测组成。7.1.3.2 保护范围高压侧复压过流：变压器、35kV 母线及 35kV 线路的后备保护；低压侧复压过流：变压器、10kV 母线及 10kV 线路的后备保护；过负荷：主变高（低）压侧电流超过过负荷定值时，该装置发过负荷信号；电压互感器断线检测保护：保护装置采集的电压回路断线，保护装置发断线信号；零序过压：10kV 母线及线路接地时或 10kV 电压互感器二次电压异常，零序电压大于装置内零序过压定值时，保护装置发零序过压告警信号。7.1.3.3 运行监视7.1.3.3.1 装置面板布置及指示灯说明1) 装置面板布置 东郊 35kV 变电站现场运行规程252) 指示灯说明a)“电源”灯为绿色正常运行时常亮。b)“通信”灯为绿色，为装置的通信收发指示。c)“事故”灯为红色，保护动作时该指示灯燃亮。d)“预告”灯为红色，保护装置检测到异常时该指示灯燃亮。e)“分位”灯为绿色，断路器分位时指示灯燃亮。f)“合位”灯为红色，断路器合位时指示灯燃亮。7.1.3.3.2 正常运行显示装置正常运行时， “电源”灯亮， “分位” 、 “合位”指示灯根据随断路器分合燃亮，熄灭。7.1.3.4 装置故障报告的调取方法见 7.1.2.47.1.3.5 运行注意事项7.1.3.5.1 见 7.1.2.5.1 保护装置一般运行注意事项7.1.3.5.2 “分位” 、 “合位”指示灯应与断路器分合位置一致7.27.2 母联及线路、电容器保护装置母联及线路、电容器保护装置7.2.1 35kV 及 10kV 母联采用 T0P9720D 线路保护测控装置、951 线路采用 T0P9720A 东郊 35kV 变电站现场运行规程26线路保护测控装置、电容器采用 T0P9720B 线路保护测控装置。7.2.1.1 保护的组成35kV 及 10kV 母联：T0P9720D 线路保护测控装置内设充电保护。951 线路：T0P9720A 线路保护测控装置内设速断保护、过流保护、过流加速及重合闸、电压互感器断线检测。电容器：T0P9720B 线路保护测控装置内设时限速断、过流保护、过压保护、低电压保护、不平衡电压保护、电压互感器断线检测。7.2.2.2 保护范围充电保护：带电母线通过母联断路器向另一段母线及所带设备充电时，投入此保护，保护范围为待充电母线及所连接设备。速断保护：线路电流互感器以下部分。过流保护：线路电流互感器以下部分。过流加速：线路电流互感器以下部分。时限速断：线路电流互感器以下部分。过压保护：电容器过压、欠压保护范围：保护电容器本体。速断保护、电容器过流、不平衡保护范围：电容器组外部相间短路保护，即电缆、电