110KV变电所继点保护及自动装置运行规程

篇2：继电保护及自动装置运行规程

1概况

6KV厂用电源快切装置是东大金智电气自动化有限公司生产的MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置。发电机自动准同期装置是深圳市智能设备开发有限公司生产的SID-2V型发电机微机准同期装置。发变组、高厂变、启备变、自用变保护均采用国电南京自动化股份有限公司生产的数字式GDGT801A型保护装置。工作变和备用变采用南京自动化设备厂生产的晶体管式保护。

2继电保护及自动装置的投入和退出

2.1电气设备禁止在无保护及保护装置不完善的条件下投入运行,系统设备的保护定值及运行方式由调度给定,厂用设备的保护定值及运行方式由生技部给定,不得随意更改。

2.2正常情况下,保护和自动装置必须根据值长和调度命令投入和退出。因故停运的保护装置,经中调或生技部批准可使用备用保护或设置临时保护装置代替。

2.3当接到投入和退出某种继电保护及自动装置的命令时,必须重复清楚无疑,记录发令人姓名及保护投退的时间、内容后,方可执行。并及时将执行结果报告命令发布人。

2.4继电保护和自动装置投运前的检查项目

a.继电器外壳清洁完整,铅封、玻璃完好,线圈不发热,接点无伤痕、不振动,

轴承不脱落,罩内无水珠;

b.有无掉牌现象;

c.晶体管保护各插件插入良好,无突出、接触不良现象;

d.应注意检查各保护屏信号灯和表计是否正常,继电器有无胶臭味等;

e.保护定值正确无误,保护插板和出口压板的投退情况是否与当时运行方式一致;

f.保护装置及自动装置的投、停应与当时运行方式一致;

g.保护屏的电流试验端子接触良好,无开路现象。运行人员切不可将此端子误作保护压板断开,防止电流互感器二次回路开路;

h.各端子接线牢固,无松动现象;

i.各连接线布置整齐,电缆有联络标签,备用芯可靠接地并固定好;

j.电流互感器二次回路无开路现象,电压互感器二次回路无短路现象。

k.保护室环境温度不大于35(40)℃

2.5投入保护压板应按下列顺序进行:

a.核对保护名称。

b.检查试验端子是否紧固接好。

c.检查保护压板无氧化现象。

d.用万用表测量保护压板两端间无电压及两端对地极性正确后,方可投入保护压板。

e.保护压板上好后,用万用表测量保护压板应接触良好(对于微机保护装置的保护插板,保护插板插入后应检查插板信号灯亮)。

2.6在继电保护回路上工作或继电保护盘上进行打孔等振动较大的工作时,凡对运行有影响者应将有关情况汇报值长及有关负责人,在得到他们同意后方可工作,工作前应采取防止运行中设备误掉闸的措施,必要时应经调度和值长同意将有关保护暂时停用,并作好安全措施。

2.7保护的退出:只要将保护压板断开或将保护插板拔出即可。

2.8设备停运后如保护回路无工作或没有特殊要求时,不必操作保护压板。

2.9继电保护装置及自动装置的投、退必须有监护人在场进行监护和核对。

3改变继电保护装置工作状态的规定

3.1系统设备继电保护装置定值的变更,应根据调度所继电保护整定值通知书或电话命令;厂用设备继电保护装置定值的变更,应根据厂生技部的保护定值更改通知单。经核对无误后由继电保护人员担任执行。改变继电保护定值前,必须将相应保护退出,改变后由改变定值的工作负责人将改变情况详细记入继电保护记录薄内并向运行值班做书面交待。

3.2系统设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据调度所有关领导批准的图纸进行;厂用设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据厂有关领导批准的图纸进行。经验收合格后,继保人员将设备异动报告及改动原因、内容和修改后的图纸送交运行分场。

3.3上述工作结束后,值班人员会同工作负责人进行全面检查无误后,方可投入已退出的保护。重要改接线必须经验收合格,全面试验方可投运。

3.4新安装的继电保护及自动装置在投入运行前,其定值单、图纸、规程应齐备,并使运行人员掌握后方可投入运行。

4继电保护装置及自动装置的运行和维护

4.1值班员每日接班后,必须查看继电保护记录本,了解继电保护和自动装置变更情况,并及时在继电保护记录本上对新改变部分签名示知。

4.2电气值班人员在值班期间必须对继电保护及自动装置进行两次全面检查,检查项目如本规程8.2.4款,每班清扫一次控制盘面和保护屏正面继电器等。

4.3值班人员检查时不应操作装置内的开关、按钮等,只能操作引至保护屏上的开关及按钮。

4.5值班人员发现保护装置和自动装置有异常时,应立即汇报调度或值长,并按下列规定处理:

a.电流互感器二次回路开路或电压互感器二次回路短路时,应迅速将与互感器连接的保护退出,通知继保人员处理或值班人员自行处理;

b.发“电压回路断线”光字牌时,应退出相关的保护,并进行处理或通知继保人员处理;

c.当发现装置异常,有误动作可能(如继电器掉牌、冒烟着火或接点开闭异常,阻抗元件异常等)应立即将该保护退出,通知继保人员处理。

4.6直流系统发生接地现象时,应立即通知继保人员进行检查。

4.7发生事故时,值班人员应及时检查并准确记录保护装置及自动装置的动作情况:

a.哪些开关跳闸,哪些开关自投;

b.出现哪些灯光信号;

c.哪些保护信号继电器掉牌(检查掉牌时必须由两人进行,得到值长同意后方可恢复);

d.保护装置及自动装置动作时间;

e.电压、周波、负荷变化情况及故障原因;

f.如果为保护误动作,则应尽可能保持原状,并通知继保人员处理。

4.8在所有设备的同期回路上工作后,应由继保人员对同期装置工作情况进行检查并试验其正确性。

4.9所有在差动保护、方向保护、距离保护等的电流、电压回路上工作后,必须检查工作电流、电压向量之后方可正式投入运行。

4.10采用晶体管保护的保护屏、箱、柜、金属外壳应可靠接地,金属外皮的控制电缆外皮两端接地,无金属外皮的控制电缆,备用芯在两端应接地。

4.11运行中的设备不允许同时退出以下主保护:

a.发电机差动与发变组大差动

b.发变组大差动与主变、厂高变重瓦斯

c.启备变差动与启备变重瓦斯

5发变组和高厂变保护装置

5.1发变组和高厂变保护由A、B、C柜组成,A、B柜的配置和功能完全相同并互为冗余。

5.2发变组和高厂变保护A柜主要由两套微机、保护插板、出口压板、打印机、电源开关等组成。第一套微机有两块CPU即1CPU1和1CPU2,这两块CPU共同运算的保护有:发电机差动、主变差动、发电机逆功率、发电机定子接地、发电机过电压、主变零序、高厂变低压过流、断路器失灵、主变通风、高厂变通风、转子过负荷。第二套微机有两块CPU即2CPU1和2CPU2,这两块CPU共同运算的保护有发变组差动、高厂变差动、程序逆功率、定子匝间、发电机对称过负荷、发电机不对称过负荷、发电机过激磁、主变阻抗、高厂变Ⅰ分支过流、高厂变Ⅱ分支过流、发电机失磁、转子一点接地、转子两点接地、非全相。

5.3C柜主要由非电量微机保护、分相双跳操作箱、保护压板、出口压板等组成。非电量保护有:主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2(#2机组已取消)、发电机断水t1、发电机断水t2、主变重瓦斯、高厂变重瓦斯、灭磁开关联跳、紧急停机。

5.4A、B、C柜均有两路工作电源,一路交流220V电源由UPS电源配电柜引至发电机电度表屏中间端子,再由中间端子分三路分别引至A、B、C柜经电源小开关供柜内照明、打印机使用。另一路直流110V电源由#2集控室电气电源柜经电源小开关引至保护屏,再经电源小开关向相应部件供电。

5.5A、B、C柜均有保护插板和出口压板,保护插板在需要退出某个保护或改定值等情况下退出,出口压板在保护装置检修或调试情况下退出。

5.6#1机组C柜的主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2、发电机断水t1、发电机断水t2保护,在改变其保护压板的投、退状态时,须在控制面板上输入9999密码,装置才确认保护的更改。。

5.7转子一点接地保护在转子负极固定叠加直流电压50V。正常情况下,测量转子负极对地电压为50V,正极对地电压等于正负极电压加上负极对地电压。

5.8在停机对发电机转子摇绝缘时,须将信号继电器盘后LDK开关拉开;开机前应将LDK开关投入。

5.9正常运行时,A、B柜的转子一点接地保护只能投入一套运行。当A柜或B柜保护装置出现异常时,退出故障柜的转子一点接地保护,投入正常柜的转子一点接地保护。(转子一点接地保护投、退小开关在保护屏后)

5.10转子两点接地保护正常运行时在退出状态,当转子一点接地保护动作时,经厂级领导批准或经检查核实转子回路确实出现接地时,方能投入转子两点接地保护。

8.5.11主变高压侧绕组中性点接地刀闸拉开时,主变间隙零序T0保护插板必须投入。主变高压侧绕组中性点接地刀闸长期在合闸状态时,主变间隙零序T0保护插板必须退出。

5.12发变组出口断路器在断开位置时,联动锅炉灭火保护装置MFT出口。

篇3：UFV2型频率电压紧急控制装置现场运行规程

UFV-2型频率电压紧急控制装置

现场运行规程

1、总则

1.1、为了加强固原电网继电保护及安全自动装置的运行管理,提高电力系统安全稳定运行水平,确保电网可靠运行,特制定本规程。

1.2、本规程适用于固原电网各变电所相对应的继电保护及安全自动装置。固原电网各级继电保护管理人员,调试人员,调度人员及变电所运行人员应熟悉本规程有关条文并严格执行本规程。

1.3、本规程在执行过程中,如发现问题或与上级相关规定不一致,应及时与固原供电局继电保护室联系,由继电保护室协调解决

1.4、本规程修订权、解释权属固原供电局保护室。

1.5、本规程自公布之日起生效。

2、装置概述

2.1、UFV-2型自动装置主要根据母线电压及系统频率的变化,自动将部分电力用户负荷切除,从而使系统的电源与负荷重新恢复平衡(我局的此装置只以频率降低为判据)。

2.2、装置设有根据df/dt,du/dt闭锁功能(滑差,滑压闭锁),以防止由于短路故障、负荷反馈、频率或电压的异常情况可能引起的误动作。并具有PT断线闭锁功能。

2.3、本装置具有事件记录和数据记录功能,可分别存储两次记录内容,且该记录内容在断电后不会消失。

2.4、装置具有液晶显示、事件记录、数据记录、回路自检、整组试验等功能。并配以打印机接口板、输出打印事件记录、事故数据记录、定值、装置运行状态等。

2.5、装置输出的中央信号包括:装置动作信号(带保持)、PT断线信号、回路异常信号、直流电源消失信号。

2.6、运行状态指示灯

A.主机面板上有4个LED指示灯,分别指示装置处于运行、启动、动作、异常状态。

B.输出中间板(SZ)面板上有9个LED指示灯,分别指示1~5级输出情况,启动,动作,动作,PT断线及异常状态。1~5级输出与动作信号均为保持信号,其余不保持。

C.各出口继电器板上的4个红色LED指示灯,表示板上四个出口继电器的动作状态,该指示灯为保持信号,需手动复归才能熄灭。

D.稳压电源板上的4个绿色LED指示灯,分别表示+5V,+12V,—12V,24V的状态灯亮表示电源基本正常。

E.装置运行的环境条件

环境温度:-10—+50℃

相对湿度:0—95%

3、装置运行操作规范

3.1、装置的频率采样来自某个电压等级的两段电压。

3.2、出现下列情况时:当其中一段母线检修或停运试验时,请一定要注意先断开本屏后上方相应的PT空气开关,核对装置显示的母线电压确已消失,再进行有关的一次设备的操作。停运的母线恢复运行后,应再合上被断开的PT空气开关。

3.3、由于倒PT操作不存在某段电压二次回路电压消失问题,故不必担心此装置发生PT断线情况,但应注意观察。

3.4、如果发生PT断线,则会引起警铃报警,同时中控屏上的“PT回路断线”光字牌点亮。这时,运行人员应到本屏上的液晶显示屏查看信息报文,例如“1MVOLTAGEDISPEER”表示“1母电压消失”。此时,运行人员应及时查找PT断线的原因,使电压回路恢复正常。当一切正常后,可按装置上的复归按钮使信号复归。

3.5、如果是一段母线停运引起的“母线电压消失”异常,装置仍能正常运行,不需要进行处理,在该段母线投运后,该异常会自动消失。

4、注意事项

4.1、如果装置指示灯紊乱或显示不正常,在运行人员一时无法查清原因时,应先将装置出口压板退出,并及时通知继电保护人员进行处理。运行人员不得擅自处理。

4.2、运行人员应每日到装置安装处巡视检查一次。检查的主要内容有:

(1)装置电源指示灯均应点亮;

(2)主机板及继电器板上指示灯应显示正确;

(3)液晶显示屏上显示的时间基本正确,电压及频率测量结果应正确。如果时间误差较大,应按照下列方法重新设定时间:在正常运行状态下,按“确认”键后,进入主菜单,利用“←”,“→”,“↑”,“↓”键选择SETTIME菜单,按“确认”键后,显示格式如下:

SETTIME

YEAR01MONT01

DATE08HOUR12

MINU00SECO00

移动光标至需要设定的单位时间的数字位置,按“+1”,“-1”键进行修改,全部时间改完后按“确认”键,新的时间被设定,光标以方块形式闪动,表示时间已写进,否则没有写进。按“返回”键,显示返回主菜单,再进入显示菜单,检查时钟是否确实被设定。

正常运行情况下,液晶显示如下:

DATE:01-01-08

TIME:15:34:00

1Uab=***.*KV

1Ubc=***.*KV

2Uab=***.*KV

2Ubc=***.*KV

1fab=*

*.**Hz

1fbc=**.**Hz

2fab=**.**Hz

2fbc=**.**Hz

SWITCHH/D/D/D/

INTTime=*.***ms

通过按“上移”或“下移”键,可以移动光标,使显示内容上移或下移。

4.3、当继电保护人员需要对低周更改定值时,运行人员应向调度申请将装置退出运行,并将出口压板断开(或断开出口总解除压板),定值修改完毕后再投上被断开的压板。

注意:定值设置开关在“允许”位置时,装置不进行事故判断,定值修改完毕后必须将该开关拨回“禁止”位置。

4.4、当自动装置动作后,运行人员应立即作好记录,并及时报告调度,通知保护班。

4.5、运行人员投入出口压板时,除投入相应跳闸线路的出口压板外,还应投入总出口压板。

固原供电局保护室

二○○四年九月七日

篇4：配电装置运行规范

1设备规范

1.16KV真空断路器

型号:ZN65A-12

额定电压12KV

额定电流2000A

额定开断电流40KA(有效值)

额定关合电流100KA(峰值)

额定开断电流直流分量≥45%

热稳定电流40KA(有效值)

额定短路开断次数50次

机械寿命≮10000次

操作方式弹簧式操动机构,操作机构合闸线圈应在直流220V的(80-110)%范围内正确动作,跳闸线圈应在直流220V的(65-120)%范围内正确动作

1.26KV高压真空接触器

型号JCZ2-6/400A(天水长城开关厂产品)

额定电压7.2KV

额定电流400A

额定分断电流4KA(25次)

最大分断电流4.5KA

额定接通电流4KA

半波允许通过电流峰值40KA(瞬时值)

热稳定电流4KA,4秒

雷电冲击耐受电压≥75KV(峰值)

一分钟工频耐受电压≥42KV(有效值)(对地、相间、断口)

操作频率≯300次/小时

机械寿命≥100000次

合闸电压DC220V

控制电压DC220V

辅助接点4常开4常闭1转换(10A)(按订货图)

1.335KV真空断路器规范

开关柜用途额定电流数量柜内导体型号备注

主变进(电缆)柜2000A2TMY-100*10

分段开关柜2000A1TMY-100*10带综合保护

PT及BL柜630A2TMY-63*6.3

出线(电缆)柜6TMY-63*6.3带综合保护

空柜2TMY-63*6.3

序号项目单位资料备注

1.开关柜正泰

1.1“五防”实现方式电磁机械连锁

1.1.1本柜内机械连锁

1.1.2两柜间(分段开关柜

与隔离开关柜)电磁连锁

1.2柜内照明,加热电源电压V~220V

1.3柜内加热功率W150断路器室

1.4额定短时耐受电流/通流时间KA/S31.5/4

1.5额定峰值耐受电流KA80

2断路器

2.1型号ZN39-35/1600-31.5(2000-31.5)

2.2额定电压KV35

4.1最高运行电压KV40.5

5.1额定电流A16002000

6.1额定开断短路电流KA31.5

1.1额定短时耐受电流/通流时间31.5/4

2.7最大关合电流KA80

2.8额定峰值耐受电流KA80

2.9开合电容电流A400

2.10全开断时间Ms3

2.11每极断口数个1

2.12操作顺序0-0.3s-CO-180s-CO

2.13操作机构型号CT8

2.14分闸线圈电流/DC220VA0.51

2.15合闸线圈电流/DC220VA2

2.16操作机构储能时间S≤15

2.17储能电机电源电压V-220

2.18断路器储能电机功率W≤450

3电流互感器

1型号LCZ-35LZZB9-35D

2KV353535

3KV40.540.540.5

4电流比订货图2000/5

7二次电容VA30VA/10P20/10P20

50VA/0.5

8准确级及限值系数0.5/10P20

4电压互感器

4.1型号JDJJ2-35

4.2额定电压KV35

4.3最高运行电压KV40.5

4.4电压比35/√3/0.1/√3/0.1/3

4.5二次容量VA5/150VA

6P/500VA

4.6准确级0.5/6P

5避雷器(氧化锌)

5.1型号H5W1-51/134

5.2额定电压KV51

5.3持续运行电压KV40.5

5.4标称放电电流KA5

5.5标称放电电流下残压KV134

5.6方波冲击耐受电流A400

5.7直流1mA参考电压KV73

5.8工频1mA参考电压KV50

8熔断器型号(额定电压)RN2-35/0.5

RN1-35/5

1.1额定电流0.5A5A

1.4220KV断路器规范

序号名称技术参数

一断路器型式:SF6瓷柱式、防污型

1额定电压KV252

2最高电压KV252

3额定频率HZ50

4额定电流A3150

5额定操作顺序

6开断时间ms≤50

7分闸时间ms≤32

8合闸时间合闸时间ms≤100

9重合闸无电流间隙时间s<0.3以上可调

10重分时间ms60±5

11分闸不同期性(相间)

1)相间ms≤3

2)同相断口间ms┄

12合闸不同期性(相间)

1)相间ms≤5

2)同相断口间ms┄

13自振频率

二额定绝缘水平

1额定工频1min耐受电压(湿

试,有效值)断口KV460

对地KV395

2额定雷电冲击耐受电压峰值

(全波:1.2μs)断口KV1050

对地KV950

3额定操作冲击耐受电压峰值

(250/2500μs)断口KV┄

对地KV┄

三额定开断能力参数

1额定短路开断电流(首相开断系数)KA50(1.5)

2额定出线端子故障的瞬态恢复电压特性KV/μs2

3额定热稳定电流及额定持续时间KA、S50、3

4额定动稳定电流KA125

5额定关合电流KA125

四其它特性参数

1无线电干扰电压(RIV)μV≤500

2瓷套表面爬电距离断口㎜≥7320

对地㎜≥7300

3允许不经检修的连续操作次数3000

1)开断额定短路开断电流的次数26

2)开断额定电流的次数>3000

4断路器主回路的电阻值μΩ45

5操动机构的型式液压机构

6操动机构的合闸电源回路

1)电压VDC220

2)频率HZ50

3)每相合闸线圈的只数1

4)每相合闸线圈的稳态电流A2

5)每相合闸线圈的直流电阻Ω109

7局放试验值

8操动机构的分闸电源回路

1)电压VDC220

2)频率HZ

3)每相合闸线圈的只数2

4)每相合闸线圈的稳态电流A3

5)每相合闸线圈的直流电阻Ω75

9液压操动机构的工作压力(20℃)MPa

1)最高28±0.5

2)正常26±0.5

3)最低19.5±0.5

10液压机构液压油内最大允许含水量无

11每台断路器气动机构的储气筒容积

12SF6断路器的压力参数(20℃)MPa

1)最高0.60

2)正常0.52

3)最小0.50

4)警报气压0.52

5)闭锁气压0.50

13断路器内SF6气体允许的含水量(20℃时的体积比)≤150ppm

14SF6断路器的SF6气体年漏气率<1%

15断路器重量Kg

1)每台断路器总重量Kg5400

2)每相断路器重量Kg1800

3)运输重量㎜8000

4)运输高度㎜3300

16断路器外型尺寸(长×宽×高)9000×3200×6795

17接线端子尺寸(厚×宽×到圆心)

材质20×150×370

铸铝硅美合金

内容

型式额定电流(A)极限电流峰值KA热稳定电流(KA)操作机构安装地点

ZN65A-122000A高厂变低压侧

SN4—20G6000A58KA高厂变高厂侧

SN4—20G6000A58KA发电机出口

1.5断路器规范

1.6隔离开关规范

内容

型式额定电压(KV)最高工作电压KV额定电流(A)热稳定电流(KA)操作机构安装地点

GN23-20

GN10-208000A

8000A发电机

出线小室

GN11-15(单相)400A发电机

中性点

GN-20

GN10-20400A

8000A发电机

出口

GN23-208000A高厂变

高压侧

1.7电压互感器、电流互感器的规范

1.7.1电流互感器的规范

型式变比安装地点

LMZD1-208000/5发电机出口

LMZD1-20

B/B/B8000/5发电机中性点

LMZD1-15

D/0.5200/5励磁变

LZZBJ9-102000/5高厂变低压侧

LMZD1-208000/5高厂变高厂侧

1.7.2主变套管式电流互感器的配置及规范

装设位置型号电流变比准确级额定输出

(VA)每相台数

高压侧220KVLRB-220200,400,600/5A10P20752/相

LR-220200,400,600/5A0.5501/相

保安

系数<5

高压侧中性点LRB-110200,400,600/5A10P20751/相

中压侧35KVLRB-351200,1500,2000/5A10P20752/相

LR-351200,1500,2000/5A0.5501/相

保安

系数<5

1.7.3高备变套管式电流互感器的配置及规范

装设位置电流比(A)准确级额定输出

(VA)每相台数

高压侧LRB-35200,300,600/5A10P2050

1只/相

LRB-35200,300,600/5A0.5501只/相

1.7.46KV电压互感器规范

型号JDZJ-6

额定电压7.2KV

电压比6/√3/0.1/√3/0.1/3KV

准确等级0.5,P

二次等级(VA)不小于50,80

1.7.56KV电流互感器规范

型号LZZBJ9-10(加强型),LMZBJ-10,L*K-Ф120-200

额定电压10KV

额定电流比50~2000/5A

准确级测量:0.5级

保护:10P20

零序电流

互感器L*K-Ф120-200

动、热

稳定电流在一次电流范围内,电流互感器能满足热稳定要求。

动稳定电流≥115KA

热稳定电流≥45KA1S

1.7.6电压互感器规范

内容

型式额定电压(KV)变比(KV)额定电流(A)极限电流峰值KA热稳定电流(KA)操作机构安装

地点

JDZ-1518

18

√30.1发电机

中性点

JDZJ-1518180.10.1

√3√33发电机

出口

1.7.7避雷器的规范

编号系统额定电压(kV)安装地点污秽等级安装方式

1220kV220kV屋内

配电装置III

2220kV启备变、主变

高压侧IV垂直安装

3220kV

系统中性点主变高压侧

中性点IV垂直安装

435kV主变中压侧IV垂直安装

515kV发电机出口IV垂直安装

编号系统额定电压(kV)大电流压力释放电流有效值(kA)

122040

23540

编号系统额定电压避雷器额定电压雷电冲击耐受电压(峰值)操作冲击耐受电压(峰值)1min工频耐受电压(有效值)

1220屋内2041180494

2220屋外2001180494

3220kV中性点144563231

4355118585

515kV16.712555

设备规范和数量

编号名称型式型号单位数量备注

1氧化锌避雷器Y10W-204/532只6附在线监测仪(屋内)

2氧化锌避雷器Y10W-200/520只6附在线监测仪(屋外)

3氧化锌避雷器Y1.5W-144/320只2附在线监测仪

4氧化锌避雷器Y10W-51/134只9附在线监测仪

5氧化锌避雷器Y10W-51/134只附在线监测仪

6氧化锌避雷器Y5W-16.7/38只6附在线监测仪

1.7.8避雷器技术数据参数表

序号名称220kV中性点避雷器220kV避雷器

1型式或型号Y1.5W-144/320Y10W-204/532

2额定电压(kV)144204

3持续运行电压(kV)116159

4直流1mA参考电压(kV)≥205300

5额定频率(HZ)5050

6标称放电电流峰值(kA)1.510

7操作冲击电流峰值(kA)0.50.5

持续运行电流峰值(μA)5050μA

8阻性电流(μA)500500μA

全电流(μA)800800μA

9工频参考电流峰值(mA)11

10工频参考电压(kV)144204

110.5倍标称放电电流下残压峰值(kV)/483

121倍标称放电电流下残压峰值(kV)320532

132倍标称放电电流下残压峰值(kV)/566

14操作冲击下残压峰值(kV)299452

15陡波冲击下残压峰值(kV)/576

16氧化锌避雷器的伏-安特性(注1)

17耐地震强度(度)77

18密封漏率(pal/s)6.65×10-54.43×10-5

19爬电距离(mm)39066300

20耐污能力(等值附盐密度)(mg/cm2)Ⅳ级Ⅲ

21雷电冲击耐受电压(1.2/50μs)(kV)400950

22操作冲击耐受电压(250/2500μs)(kV)//

231min工频耐受电压(kV)200395

242ms方波通流能力(18次)(A)400800

25线路放等级/3

26压比(Uch/1mA)/171

274/10μs冲击通流能力(kJ/kV)65100

28荷电率90%90%

292ms通流密度(A/cm2)1616

30工频过电压耐受能力(注2)

31大电流压力释放能力(kA)4040

32比能量(kJ/kV)86

33小电流压力释放能力(kA)800A0.8

34老化特性:

温度11501150

持续时间1000h1000h

荷电率90%90%

35避雷器结构直立座式直立座式

重量(kg)108260

高度(m)17703068

直径(mm)232304

节数22

36一次接线端子最大允许拉力

水平(N)10002000

垂直(N)7501500

横向(N)7501500

真空断路器操作机构合闸线圈应在220V的80-110%范围正确动作,跳闸线圈应在220V的65-120%范围正确动作。

真空接触器的控制电源为直流220V,电压允许波动范围为220V的80-110%。

2配电装置正常运行检查与维护

2.1母线及刀闸运行前的检查

2.1.1投入运行前的检查和试验

2.1.1新投入或检修后的刀闸投入运行前,应向安装或检修人员索取有关资料,并不低于标准。

2.1.2母线及刀闸的绝缘电阻应用1000~2500V摇表测定,6KV以上设备其值应不低于500MΩ。220KV设备当平行母线有一组运行时,另一组母线不允许用摇表测定绝缘。

2.1.3运行和检修人员共同做刀闸电动,手动拉合闸试验和主刀闸与接地刀闸闭锁试验,应良好。并不少与3次。

2.1.4操作机构分合闸位置指示正确,动作平稳无卡涩冲击现象,限位装置准确可靠。

2.1.5检查各部位清洁完整,无杂物,联接牢固刀闸底座基础牢固,机构接触良好。

2.1.6刀闸的固定及可动触头无锈污、烧损痕迹,操作机构无不正常的变形。

2.1.7有关的临时安全措全部拆除。

2.1.8新安装或变更接线后,设备应检查相位正确。

2.2正常运行中的检查

2.2.1母线室和开关室无漏水和蒸汽。

2.2.2母线和瓷瓶应清洁、完整、无裂纹运行中应无放电现象;

2.2.3母线各接头和各线夹螺丝无松动脱落现象,振动和过热现象。

2.2.4刀闸应接触良好,无过热及放电现象;

2.2.5各连接触杆,销子无断裂及脱落现象;

2.3大风、雪、雨、雾等恶劣天气下应增加检查次数,并着重检查下列各项:

2.1母线无严重摆动,各连接部位无松动,挂点金具无断裂。

2.2设备上无影响安全的杂物,无严重覆冰。

2.3有无电晕和放电痕迹。

2.4绝缘部分有无湿闪放电现象。

2.5各连接部位有无连接过热现象,如落雪不应立即融化、毛雨、雾天不应有冒气现象。

2.6母线隔离刀闸各连接部位不应超过70度(环境温度20度)封闭母线允许最高温度90度,外壳允许最高温度65度,母线接头允许温度不大于105度。

2.4真空开关投入运行前的检查:真空灭弧室无异常,开关处于真空状态。

2.5SF6开关投入运行前的检查:

2.6SF6开关正常运行中的检查项目

2.6.1每日定时记录SF6气体压力应正常;

2.6.2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;

2.6.3套管无裂痕,无放电和电晕;

2.6.4引线连接部位无过热、引线弛度适中;

2.6.5断路器分、合位置指示正确,并和当时实际运行工况相符;

2.6.6接地完好;

2.6.7当空气湿度较大或环境温度在5℃以下时,SF6开关投入加热器。

2.7真空开关正常运行中的检查:

2.7.1开关外观应清洁完整,真空灭弧室无异常,套管无破损放电,引线端子无松脱现象。分、合位置指示正确,并与实际运行工况相符;

2.7.2各连接部分及一次插头无过热变色。

2.7.3开关的分、合闸位置指示正确,并与实际运行工况相符;

2.7.4开关无异常声音。

2.7.5开关的各种闭锁装置运行良好。

2.7.6二次回路无异常。

2.7.7各开关柜上无保护掉牌,各指示灯完好且指示正确,开关储能良好。

2.8电磁操作机构的巡视检查项目:

2.8.1机构箱门平整,开启灵活,关闭紧密;

2.8.2检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟、异味;

2.8.3直流电源回路接线端子无松脱、锈蚀;

2.8.4加热器正常完好。

2.9液压机构的检查项目:

2.9.1机构箱门平整,开启灵活,关闭紧密;

2.9.2检查油箱油位正常,无渗漏油;

2.9.3油压在允许范围内;

2.9.4每天记录油泵起动次数;

2.9.5机构箱内无异味;

2.9.6加热器正常完好。

2.10开关的特殊巡视:

2.10.1新投运的设备,应比正常运行中的开关巡视次数加倍,投运72h后转入正常巡视;

2.10.2每周应对断路器闭灯巡视;

2.10.3气温突变应增加巡视;

2.10.4雷雨季节雷击后应进行巡视检查;

2.10.5高温季节高峰负荷期间应加强巡视。

2.10.6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,需按缺陷管理制度进行通知处理。

2.11互感器的运行规定

2.11.1电流互感器允许110%额定电流,电压互感器允许在110%额定电压下连续运行。

2.11.2运行中电流互感器二次侧严禁开路,电压互感器二次侧严禁短路,禁止连接照明。

2.12电压互感器的检查

2.12.1电压互感器投入运行前的检查

2.12.1.1新安装或大修后的电压互感器,应向安装或检修人员索取有关资料数值并不低于标准。

2.12.1.2检瓷部分清洁无破损,设备上和周围无影响送电的杂物。

2.12.1.3各连接部分接触良好,无松动现象。

2.12.1.4油位、油色正常,各部无渗油、漏油硅胶颜色正常。

2.12.1.5设备地基无下沉。

2.12.1.6二次回路绝缘良好,结线端子接触良好。

2.12.1.7电压互感器绝缘,6KV及以上设备一次侧用2500V摇表测定,绝缘电阻值不得低于500MΩ,二次侧用1000V摇表测定,其阻值不得低于1MΩ,380V电压互感器用500V摇表测定,其阻值不得低于0.5MΩ。

2.12.1.8新安装投入的或检修后可能使相别变动的电压互感器必须定相。

2.12.1.9电压互感器送电时应考虑对继电保护及自动装置的影响,防止保护及自动装置发生误动或拒动。

2.12.2正常运行中的检查项目:

2.12.2.1检查瓷质部分清洁无破损,设备上和周围无影响送电的杂物。

2.12.2.2各连接部分接触良好,无松动现象。

2.12.2.3油位、油色正常,各部无渗油、漏油硅胶颜色正常。

2.12.2.4设备地基无下沉。

2.12.2.5运行声音是否正常,有无放电及放电痕迹,有无异味。

2.12.2.6干式互感器不应流胶、外壳不应破裂。

2.13电流互感器的运行检查

2.11电流互感器投入前的检查:

2.11.1设备周围无影响送电的杂物。

2.11.2各连接部分连接良好,无松动现象,变比、接线正确,二次回路无开路现象。

2.11.3瓷质部分清洁无破损。

2.11.4油面高度正常,油色清晰透明,各部分无渗油或漏油现象。

2.11.5地基是否下沉,设备外壳接地良好。

2.11.6临时安全措施全部拆除。

2.11.7电流互感器绝缘,6KV及以上设备一次侧用2500V摇表测定,绝缘电阻值每千伏不得低于1MΩ,二次侧用1000V摇表测定,其阻值不得低于1MΩ,380V电压互感器用500V摇表测定,其阻值不得低于0.5MΩ。

2.12电流互感器运行中检查项目:

2.12.1瓷质部分清洁无破损。

2.12.2油面高度正常,油色清晰透明,各部分无渗油或漏油现象。

2.12.3地基是否下沉,设备外壳接地良好。

2.12.4接头是否过热,变色,其温度不许超过70℃。

2.12.5无放电和过热、噪音、无异味。

2.12.6干式互感器不应流胶,外壳不应破裂。

2.14避雷器的运行和检修

2.14.1避雷器投入运行前的检查:

2.14.1.1瓷质和法兰清洁无破损。

2.14.1.2连接线、接地线、拉线应牢固。

2.14.1.3放电记录装置应完整,并记录及指示值。

2.14.1.4器身无倾斜、均压环连接牢固完整。

2.14.1.5避雷器的绝缘电阻用2500V摇表测定,其绝缘电阻值不得低于200MΩ,并根据高压试验结果、决定是否可投入运行。

2.14.1.6测量避雷器绝缘电阻前后,对避雷器放电。

2.14.2避雷器运行中的检查项目:

2.14.2.1瓷质部分清洁无破损。

2.14.2.2油面高度正常,油色清晰透明,各部分无渗油或漏油现象。

2.14.2.3接头是否过热,变色,其温度不许超过70℃。

2.14.2.4内部无响声。

2.14.2.5有无放电现象。

2.14.2.6雷雨后放电记录是否动作,并记录其指示值。

2.14.2.7大雨天检查避雷器的摆动情况、引线、拉线紧固无损。

2.14.2.8220KV母线,主变高低压侧中性点,高厂变低压侧避雷器应常年投入运行。

2.15电缆的运行检查

2.15.1电缆投入运行前的检查:

2.15.1.1测量绝缘电阻值应符合规定。

2.15.1.2接头螺丝应压紧。

2.15.1.3电缆头不漏油。

2.15.1.4外皮接地应良好。

2.15.2电缆运行中的检查:

2.15.2.1电缆不漏油、不溢胶、不发热、无放电现象。

2.15.2.2电缆沟内无积水,无易燃物、垃圾。

2.15.2.3外皮接地线完好。

2.15.2.4环氧树脂电缆头应无裂纹。

2.15.2.5周围建筑无倒塌的危险。

2.15.3绝缘电阻值的测量。

6KV及10KV的电缆用2500V摇表测量1分钟,不低于500MΩ/KV,400V级电缆用1000V摇表测量1分钟,不低于0.5MΩ。任意两相绝对值比大于2.5。高压电缆测绝缘前后必须进行放电。

2.15.4电力电缆的工作电压,不应超过额定电压的15%。

2.15.5电力电缆正常运行时,不允许过负荷,事故情况下6—10KV电缆只允许过负荷15%。400V级电缆允许过负荷10%,但都不允许超过2小时,过负荷间隔时间为12小时,以后允许再过负荷。电缆表皮温度6KV以上不超过45℃,1KV以下不超过60℃。

2.15.6电缆更换或拆修后应检查相位,并做耐压试验合格方可投入运行。

2.16高频阻波器和结合电容器的运行和检查

2.16.1结合电容器在投入前应向检修人员索取下列资料:

2.16.1.1绝缘电阻值。

2.16.1.2介质损失角正切值。

2.16.2结合电容器运行中的检查:

2.16.2.1无放电现象和放电痕迹。

2.16.2.2熔质部分清洁无破损。

2.16.2.3无漏油、渗油现象。

2.16.2.4运行中的结合电容器,其接地刀闸在拉开位置。

2.16.3高频阻波器运行中的检查:

2.16.1通过电流不应超过额定值,本身无发热现象,其接头温度不许超过70℃(周围温度20℃)。

2.16.2导线无断股,螺丝应拧紧。

2.16.3安装牢固,不准摇摆,与金属、混泥土构架的距离220KV不小于2米。

2.16.4阻波器不应有杂物,上部与导线间的瓷瓶、瓷质应良好、销子螺丝应拧紧,构架不应变形。

2.17低压自动开关的运行检查

2.17.1投入前的检查:

2.17.1.1新安装或检修后的开关,应向安装人员索取有关资料和记录。

2.17.1.2检查各部位清洁、完整、消弧罩无破裂现象。机械过流保护应在正确位置。

2.17.1.3操作机构灵活、销子机连杆应完整。

2.17.1.4接线无松动脱落,辅助接点完好,二次侧接线正确,拉、合操作保护跳闸试验良好。

2.17.1.5低压开关的绝缘电阻用1000V摇表测定,其值不低于0.5MΩ,其二次回路及合、跳闸线圈的电阻值不低于1MΩ。在比较潮湿的地方,允许降低到0.5MΩ。

2.17.1.6新安装或变动后的设备要检查相位。

2.17.1.7拆除临时的安全措施。

2.17.2运行中的检查:

2.17.2.1开关各部及动作机构清洁完好,位置正确。

2.17.2.2开关各部接触良好,无过热现象。

2.17.2.3接线无松动脱落,辅助接点完整,接触良好。

3操作及注意事项

1母线与刀闸的操作及注意事项

1.1新投入的母线或事故后的母线,应进行递升加压试验,或全电压合闸充电试验。

1.2母线送电前要将电压互感器首先投入,停电时最后拉开电压互感器刀闸。

1.3刀闸的操作,合刀闸时,应检查接地刀闸在开位,检查与刀闸相联的开关确在开位,先合母线侧刀闸,然后合线路出口侧刀闸,操作后应检查刀闸是否接触良好。

1.4拉开刀闸的顺序相反,即在检查与刀闸相连接的开关确在开位后,先拉开线路出口负荷侧刀闸,后拉母线侧刀闸,刀闸拉开后应检查刀闸角度是否足够大。

1.5倒母线时,应检查母线开关与两侧刀闸确在合闸位置,并拉开母联操作直流后,方可操作刀闸。

2操作刀闸的注意事项

2.1操作刀闸时应注意以下几点:

2.1.1对慢动式刀闸(蜗轮转动的操作机构)由于误拉而产生电弧时,应立即投入。

2.1.2对快动式刀闸(杠杆转动操作机构)由于误拉而产生电弧时,应立即拉开不得投入,由于误合产生电弧时,应立即合到底不得拉开。

2.1.3有闭锁装置的刀闸,操作结束后,应检查刀闸操作机构是否闭锁良好。

2.2禁止用刀闸进行下列操作:

2.2.1带负荷拉、合刀闸。

2.2.2拉合320KVA以及上的变压器充电电流。

2.2.3拉合故障点。

1用刀闸可以进行下列操作:

1.1拉合无故障表用变压器,调压用变压器。

1.2拉合避雷针。

1.3拉合厂用母线的充电电流。

1.4拉合变压器中性点的电流。

1.5在有与其并联的旁路开关或刀闸时,可以拉合旁路电流。

1.6拉合电容电流小于5安的电缆。

4电压互感器的操作及注意事项

4.1电压互感器停电时,应先将负荷转移至其它的电压互感器上或无电压可能误动的保护停用。220KVPT停电时,应先拉开二次保险(或小车开关)再拉开一次刀闸。小车式应将PT开关由工作位置拉出。

4.2电压互感器送电时应先合一次刀闸(小车式应推入工作位置)然后合上二次保险(或小开关)。

4.3电压互感器一次侧不在同一系统时,二次侧禁止并列。

篇5：500kV变电所危险点分析及预控工作规范

1总则

1.1为切实加强生产现场安全管理,应用科学的方法和手段进一步落实“安全第一,预防为主”的方针,进一步加强事故防范工作,确保**变电所倒闸操作及现场作业的人身安全和操作安全,预防人身伤亡和误操作事故的发生,特制定本规范。

1.2本规范的制定依据为:

1.2.1《电力生产安全工作规程》

1.2.2江苏省电力公司国家电力《江苏省电力公司开展危险点分析预控工作实施意见》(苏电安(20**)2045号)

1.2.3**供电公司《关于开展危险分析预控工作的通知》(扬供电安[2003]62号)

1.2.4**供电公司《关于执行省公司《供电企业危险点分析预控措施(试行)》的通知》(扬供电安[2004]67号)

1.3**变电所全所人员应熟悉并执行本规范,对于违反本规范的行为,对照《**变电所奖金考试制度》进行考核。

2对危险点分析预控工作的要求

2.1全所人员应统一思想,进一步提高对实施危险点分析预控工作重要性和必要性的认识,切实重视危险点预控开展工作,认真组织开展好危险点分析预控工作,自觉应用这一现代化的管理方法和手段,并通过危险点分析预控工作,不断提高安全管理水平,实现事故的超前预防和有效控制,使本所的安全基础得到进一步的夯实,综合安全水平得到进一步的提高。

2.2危险点预控工作是一项长期性、基础性工作,定要从实际出发,实事求是,全所人员应力戒形式主义和怕麻烦情绪。

2.3推广危险点分析预控工作不是刻意追求的目标。作为一种控制风险的工作方法,目的在于养成良好的作业习惯,严格规范全所人员在运行操作、运行维护等生产活动中的行为。

2.4危险点预控工作是一项繁杂、细致的工作,面广量大,**变电所必须精心组织,合理安排,稳步推进,根据本企业的实际情况,制订科学的实施程序。

2.5**变电所应把危险点预控工作与“三级控制”班组一级控制目标结合起来,融入到“两票三制”等现场规程制度中去,成为日常安全管理的一部分;

2.6**变电所应把危险点分析预控工作与规范化管理、标准化作业等工作有机结合起来,做到经常化、规范化、制度化;

2.7**变电所应把危险点分析预控要与安全性评价有机结合起来。在正常开展安全性评价工作的同时,要注重对开展危险点分析预控工作情况的评价,使安全性评价与危险点分析预控工作相互补充、相互完善,使安全管理全面步入规范化、标准化的轨道。

2.8**变电所应把危险点分析与与安全性评价及其整改工作相结合,体现安全工作的整体性、全面性,实现“保人身、保电网、保设备”的目标。

3危险点分析与预控工作方法

3.1危险点辩识、查找:

3.1.1危险点辩识、查找是危险点分析预控工作的基础,应采取各种科学有效的方法,根据运行工作的特点,组织有经验的值长、副值长和变电所安全员组成危险点查找小组。

3.1.2危险点查找小驵应对各种操作、各种设备,各种作业环境和行为特点,有计划、有步骤、有针对性地查找分析危险点及其分布,制定各类操作、工作的危险点控制标准。

3.1.3危险点控制标准应根据变电所的安全工作实际,不断修改、补充、完善。

3.2危险点辩识和查找的方法

3.2.1主要针对设备以及所属环境固有危险点进行现场排查法,如易发生高空摔跌处、与带电部位距离不够或较小处、各处悬挂接地线等;

3.2.2根据过去操作过程的经验和同类操作曾经发生的事故,分析推断将要进行的操作中会存在的同类危险点的归纳分析预测法;

3.2.3根据预先分析操作中由于习惯性违章行为形成危险点的排摸法;

3.2.4通过对操作中各种因素对事故发生的影响,从中找出起决定作用的要素的事故至因分析法。

3.3危险点分析:

3.3.1危险点往往伴随着作业活动的进行而存在,伴随着设备缺陷、失修而存在,也伴随着特殊气候的变化或操作环境不善而存在,特别是违章冒险工作往往直接生成危险点,而且最易使危险点诱发为事故。

3.3.2分析、查找危险点(源)时,不能漫无边际地罗列各种因素,也不能千篇一律地格式化,应根据作业的范围、性质、特点,尤其是重大重大操作、危险操作以及特殊条件下的抢修、操作等,具体问题具体分析,找出真正影响作业安全的因素。

3.3.3危险点分析要根据已往的各类事故教训来评价分析各类危险点(源)的性质,即风险的高低、概率的大小,对危险点(源)进行普查和划分,做出定性、定量的评估,确定危险点(源)的个数与严重等级(程度)后进行监控和整改。

3.3.4危险点分析是在完成危险点辩识、查找,制定了各类操作危险点预控标准的基础上,在有关操作具体实施之前一项必要的程序,并由承担有关操作的人员及其组织者共同参与;

3.3.5在操作的过程中,注意要根据操作过程的变化以及特殊性不断辩识、查找可能的危险点,使危险点分析更全面、更有针对性。

3.4危险点控制:

3.4.1危险点控制必须从源头抓起,设备固有危险点要通过消缺、检修、改造及时消除,从根本上消除潜在的危险;对一时无法消除的危险点,或从技术上及经济上难以进行根本性的治理时,可采用其他预控措施和应急方案,但应视危险点的性质得到有关部门或上级的批准。

3.4.2行为危险点要从安全教育培训抓起,严格执行《电业安全工作规程》和“两票三制”,坚持不懈地反习惯性违章。在进行的每一项操作,可采取把操作过程分拆成多个步骤,然后对每一步骤进行分析审核,找出潜在危险的地方,有针对性地采取安全措施,达到消除潜在危险及保护作业安全的目的。

3.4.3危险点控制要突出操作的过程控制,完成危险点的辩识和查找,制定了危险点预控措施卡,还要加强现场操作过程监督的落实,以书面的形式使危险点预控措施得以确认,保证现场的操作人、监护人必须清楚。

4危险点分析与预控实施规范

4.1**变电所应制定符合变电所实际情况的《危险点分析与预控措施》。(附件:《500kV**变电所危险点分析与预控措施(版本:1.0)》。

4.2**变电所每年一次修订并审核危险点分析与预控措施。

4.3**变电所设备更新后应及时修订危险点分析与预控措施。

4.4**变电所危险点分析与预控措施及在每年运行规程考试中进行考试。

4.5为了方便**变电所危险点分析与预控措施的实施,**变电所应制定《**变电所危险点分析与预控卡》,作为**变电所危险点分析与预控措施措施的简版,在每一次操作过程中使用。

4.6《**变电所危险点分析与预控卡》应和《**变电所危险点分析与预控措施》一样,及时修订与审核。

5《**变电所危险点分析与预控卡》使用规范

5.1《**变电所危险点分析与预控卡》作为每一项操作的危险点分析与预控工作的书面依据,附在每一张操作票之后。

5.2《**变电所危险点分析与预控卡》是《**变电所危险点分析与预控措施》的简版,在操作时还应参照《**变电所危险点分析与预控措施》的有关内容。

5.3在六要八步的八步中第三步(操作前明确操作目的,做好危险点分析和预控),按照《**变电所危险点分析与预控措施》进行此项工作。

5.4在六要八步的八步中第四步(调度正式发布操作指令及发令时间)模拟操作之后,按照《**变电所危险点分析与预控卡》进行此项工作。

5.5《**变电所危险点分析与预控卡》中如本次操作有相关内容,进行分析与预控,并在打勾栏打“√”,如无此内容,或不进行分析与预控,不打勾。

5.6分析打勾后,在预控卡“此操作危险点分析及预控卡随№#操作票”栏中填入操作票编号,并在“操作日期”、“操作人”、“监护人”栏中填入内容。操作人、监护人即本次操作的互保人,本次操作危险点分析与预控工作的责任人。

5.7填完危险点分析及预控卡后进行操作,此卡应与操作票一起使用,带到操作现场。