电厂网控设备运行规程.doc

- 0 - - 1 - 网控设备运行规程 目 录 - 0 - 1 1 交流系统运行规程交流系统运行规程1 1.1 交流系统运行方式.1 1.1.1 交流系统概述及一般规定1 1.1.2 500kV 交流系统的正常运行方式.1 1.1.3 500kV 交流系统非正常运行方式.2 1.2 倒闸操作规定.2 1.2.1 500kV 交流系统一般操作规定.2 1.2.2 500kV 交流系统具体操作规定.3 1.2.3 500kV 系统倒闸操作注意事项.3 1.3 倒闸操作原则.4 1.3.1 500kV 线路送电操作原则.4 1.3.2 500kV 线路停电操作原则.5 1.3.3 500kV 系统母线停电操作原则.5 1.3.4 500kV 系统母线送电操作原则.5 1.3.5 500kV 系统# 发变组串解环操作原则.6 1.3.6 500kV 系统# 发变组串合环操作原则.6 1.3.7 # 发变组并网前后 500kV 系统侧操作原则6 1.3.8 # 发变组解列前后 500kV 系统侧操作原则7 1.4 交流系统事故处理.7 1.4.1 交流系统事故处理总则7 1.4.2 判断事故的依据8 1.4.3 500kV 交流系统事故处理.8 2 2 电抗器运行规程电抗器运行规程11 2.1 电抗器设备规范.11 2.1.1 电抗器铭牌参数11 2.2 电抗器概述.11 2.2.1 线路并联电抗器的作用11 2.2.2 线路并联电抗器中性点小电抗器的作用12 2.3 电抗器的运行与维护.12 2.3.1 电抗器的有关规定12 2.3.2 电抗器正常运行中的检查项目12 2.3.3 电抗器的特殊检查13 2.3.4 电抗器的维护13 2.3.5 电抗器瓦斯保护的运行13 2.4 电抗器的异常运行与事故处理.14 2.4.1 电抗器在运行中发现下列情况，应立即申请网调将 500kV 线路电抗器退出运行14 2.4.2 运行中电抗器发现下列情况之一时，且保护未动作，可不用汇报，立即将故障电抗器停运14 2.4.3 500kV 线路电抗器油温高的处理.14 目 录 - 1 - 2.4.4 电抗器油位异常的处理15 2.4.5 电抗器保护动作的处理15 2.4.6 电抗器过电压的处理15 2.4.7 电抗器声音异常的处理15 2.4.8 电抗器着火的处理15 3 3 500KV500KV 配电装置运行规程配电装置运行规程.17 3.1 设备规范.17 3.1.1 断路器规范17 3.1.2 隔离开关规范17 3.1.3 互感器及避雷器规范18 3.1.4 500kV 导线参数.20 3.2 配电装置运行规定和维护.20 3.2.1 500kV 断路器.20 3.2.2 母线与刀闸22 3.2.3 电压互感器及电流互感器23 3.2.4 避雷器24 3.2.5 电力电缆24 3.3 配电装置异常运行及事故处理.25 3.3.1 断路器异常运行及事故处理25 3.3.2 母线与刀闸26 3.3.3 电压互感器和电流互感器27 3.3.4 电力电缆28 3.3.5 500kV 系统配电装置倒闸闭锁.29 4 4 直流系统运行规程直流系统运行规程37 4.1 直流系统设备规范.37 4.1.1 蓄电池规范37 4.1.2 硅整流充电装置规范37 4.2 110V 直流系统概况37 4.3 220V 直流系统运行与检查38 4.3.1 直流系统运行方式38 4.3.2 直流系统运行一般规定38 4.3.3 直流系统的检查及维护38 4.3.4 直流系统运行操作39 4.4 直流系统异常运行及事故处理.40 4.4.1 直流系统异常运行40 4.4.2 直流系统事故处理41 5 5 500KV500KV 升压站站用电运行规程升压站站用电运行规程.43 目 录 - 2 - 5.1 变压器运行规程.43 5.1.1 升压站变压器规范43 5.1.2 变压器的投运43 5.1.3 变压器的运行与维护44 5.1.4 变压器的并列运行45 5.1.5 变压器的停止46 5.1.6 变压器异常运行与事故处理46 5.2 站用电交流系统运行规程.47 5.2.1 交流系统一般运行规定47 5.2.2 500kV 站用电运行方式.47 5.2.3 升压站变及交流系统投运前的检查47 5.2.4 升压站变停送电原则48 5.2.5 升压站站用电的运行和维护48 5.2.6 升压站站用电系统事故处理49 6 6 继电保护及自动装置运行规程继电保护及自动装置运行规程50 6.1 保护及自动装置简介.50 6.1.1 500kV 升压站曲朔一线、曲朔二线线路保护组成.50 6.1.2 500kV 升压站曲朔一线、曲朔二线断路器保护组成.50 6.1.3 500kV 系统保护配置表.50 6.1.4 500kV 系统自动装置配置表.51 6.2 保护装置说明.51 6.2.1 MCD-H1 光纤分相差动电流保护装置.51 6.2.2 L90 光纤分相差动电流保护装置.57 6.2.3 RCS-902A 距离保护装置及 RCS-925A 远跳过电压保护装置.64 6.2.4 PSL602GA 距离保护装置及 SSR530 远跳判别装置.73 6.2.5 断路器保护装置.84 6.2.6 WDK-600 电抗器保护装置.96 6.2.7 RCS-915E 及 BP-2CS-H 母线保护装置.103 6.2.8 安全稳定控制装置及区域安全稳定控制装置110 6.2.9 失步解列装置120 6.2.10 自动重合闸装置125 6.2.11 故障录波器127 6.3 保护装置动作及异常情况处理.128 6.3.1 保护装置动作时的处理128 6.3.2 保护装置异常处理：128 6.3.3 光字牌信号说明128 6.4 其它注意事项.132 6.5 保护装置巡视内容.133 目 录 - 3 - 附录一附录一 继电保护调度术语继电保护调度术语134 1.1 继电保护及安全自动装置名称调度术语.134 1.1.1 电力变压器保护名称调度术语134 1.1.2 电力线路保护名称调度术语134 1.1.3 母线保护、开关失灵保护名称调度术语135 1.1.4 发电机保护调度术语135 1.1.5 安全自动装置调度术语136 1.2 继电保护及安全自动装置操作调度术语.136 1.3 继电保护及安全自动装置操作调度术语示例.137 附录二附录二 升压站保护柜压板投停清单升压站保护柜压板投停清单1 xxxx 发电有限公司企业标准 Q/188-105.05-2013Q/188-105.05-2013 网 控 设 备 运 行 规 程 xxxxxxxx 发电有限公司发电有限公司 2013201304040101 发布发布 2013201304040101 实施实施 1 1 交流系统运行规程交流系统运行规程 1.11.1 交流系统运行方式交流系统运行方式 1.1.11.1.1 交流系统概述及一般规定交流系统概述及一般规定 1.1.1.1xx 发电公司 500kV 系统一、二期工程有五串断路器及两回 500kV 出线运行，发电机升压后运行在 500kV 系统上，两回出线分别接至朔州变电站, #01、#02 启备变运行在 500kV 系统上。 1.1.1.2 正常情况下必须按调度批准的标准运行方式运行，不经值长同意，不得任意改变系统的运行方式。 在紧急情况下，可先改变运行方式，然后汇报值长。 1.1.1.3 500kV 交流系统运行方式的改变，必须经值长申请调度批准后方可执行。 1.1.1.4 当系统方式改变时，必须对继电保护及自动装置进行相应切换，禁止无保护设备投运。 1.1.1.5 特殊运行方式必须拟出措施，经生产副总经理批准后报省调，省调下令后方可执行。 1.1.1.6 设备检修完毕后，检修人员应向运行人员作出书面交待并有明确结论，投入运行前，运行人员应 进行必要的检查和试验。 1.1.1.7 改变系统运行方式，应按倒闸操作的规定填写倒闸操作票。 1.1.1.8 运行方式的改变，应最大限度的满足电网运行的稳定性和合理性，应做好防止事故的对策，保证 安全。在安全运行的前提下，要考虑运行的经济性。 1.1.1.9 继电保护及自动装置能正确使用，配电装置不过载，潮流分布合理，便于事故处理。 保证厂用供电可靠性。 1.1.1.10 系统电压应维持在调度给定的电压曲线范围。 1.1.1.11 运行中禁止攀登 500kV 电气设备架构。 1.1.21.1.2 500kV500kV 交流系统的正常运行方式交流系统的正常运行方式 1.1.2.1 500kV 交流系统采用双母线 3/2 断路器接线，一、二期工程有两条输电线路（曲朔一线、曲朔二 线） 、和#1、#2、#3、#4 发变组串及#01 启备变串，双母线经各串断路器闭环运行。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 0 1.1.2.2 500kV 系统母、母及各串开关、刀闸全部带电运行。 1.1.2.3 #1 发电机变压器组接于 500kV 第二串由 5021 和 5022 开关带，即接线于 50212 刀闸 5022 1 刀闸之间。 1.1.2.4 #2 发电机变压器组接于 500kV 第三串由 5031 和 5032 开关带，即接线于 50312 刀闸 5032 1 刀闸之间。 1.1.2.5 #3 发电机变压器组接于 500kV 第四串由 5042 和 5043 开关带，即接线于 50422 刀闸 5043 1 刀闸之间。 1.1.2.6 #4 发电机变压器组接于 500kV 第五串由 5052 和 5053 开关带，即接线于 50522 刀闸 5053 1 刀闸之间。 1.1.2.7 曲朔一线接于 500kV 第三串由 5032 和 5033 开关带,曲朔二线接于 500kV 第二串由 5022 和 5023 开关带。 1.1.2.8 #01 启备变接于 500kV 第一串由 5011 和 5012 开关带，即接线于 50112 刀闸 50121 刀闸之间。 1.1.2.9 #02 启备变接于 500kV 第四串由 5041 和 5042 开关带，即接线于 50412 刀闸 50421 刀闸之间。 1.1.2.10 500kV 交流系统为大接地电流系统， #1、#2、#3、#4 主变中性点直接死接地。 1.1.31.1.3 500kV500kV 交流系统非正常运行方式交流系统非正常运行方式 1.1.3.1 500kV母线（母线）检修，将全部负荷倒由母线（母线）运行，母线（母线）单独 运行，断开母线（母线）侧开关及刀闸。 1.1.3.2 500kV、母线侧开关或刀闸检修，将负荷转移由本串其它开关供电。 1.21.2 倒闸操作规定倒闸操作规定 1.2.11.2.1 500kV500kV 交流系统一般操作规定交流系统一般操作规定 1.2.1.1 500kV 系统的倒闸操作和运行方式的改变必须有省调和值长的命令后方可进行。 1.2.1.2 值班员在接受值长命令时必须精力集中，操作时核对无误后才允许操作。 1.2.1.3 一切正常的倒闸操作，在操作前值班员均应按规定填写操作票，并严格履行审批、签字手续（即 监护人核对，主值班员查核，值长批准） 。 1.3.1.4 操作票填写合格，模拟操作并核对系统接线方式无误后，持操作票逐项进行实际操作，且严格 执行操作监护、复诵制度。 1.3.1.5 在操作中发生疑问或异常情况时，应立即停止操作，汇报值长，待查明原因得到明确指示后方可 继续操作。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 1 1.3.1.6 值班员不得擅自更改操作任务或颠倒操作顺序。 1.3.1.7 操作完毕值班员应及时向值长汇报操作结果和完成情况，并做好详细记录。 1.3.1.8 倒闸操作尽可能避免在交接班前后半小时内或高峰负荷期间进行。操作中不得进行交接班，只有 操作结束或告一段落后方可交接班。 1.3.1.9 设备检修结束办理工作终结手续时，值班员应全面检查核对设备，并向值长汇报，得到命令后， 拆除安全措施，恢复设备的备用状态。设备送电前，恢复固定遮栏及常设警告牌，并核对检修 的各种文字交代齐全合格后，方可进行操作。 1.3.1.10 值班员、值长在倒闸操作前应考虑系统运行稳定性和合理性，做好事故预想。 1.2.21.2.2 500kV500kV 交流系统具体操作规定交流系统具体操作规定 1.2.2.1 在倒闸操作前要考虑将母线电压调整到允许范围内再进行操作。 1.3.2.2 对于接在 500kV 系统的发变组，发电机与系统并列可使用任一主断路器，并列后应将另一主断 路器投入运行。但在正常情况下，应用母线侧断路器并列，解列时一般先拉开中间断路器，后 拉母线侧断路器。500kV 线路与系统并(解)列可使用任一断路器，但在正常情况下应使用母线侧 断路器与系统并(解)列，中间断路器进行合(解)环。 1.3.2.3 正常情况下，各开关并列时，必须经同期鉴定操作。 1.2.2.5 500kV 刀闸正常情况下采用远方 NCS 画面操作，当远方操作失灵时，经值长同意改用就地电动操 作，一般不采用手动操作。操作过程中，就地必须有人监视其状态。 1.2.2.6 并联电抗器在运行中不得使用刀闸拉合，如果电抗器要停运时，必须在电抗器刀闸线路侧进行三 相验电，确无电压后 ，才允许拉开电抗器刀闸将其退出运行；电抗器投入运行时也必须在电抗 器刀闸线路侧进行三相验电，确无电压后，才允许合上电抗器刀闸。 1.2.2.7 500kV 线路运行时，电抗器应同时投入运行。 1.2.2.8 雷电时，禁止进行倒闸操作。 1.2.2.9 拉合刀闸时，开关必须三相均断开。 1.2.2.10 操作过程中，发现误合刀闸时，不得将误合的刀闸重新拉开，查明原因后，采取必要的安全措 施后，才允许拉开； 1.2.2.11 操作过程中，发现误拉刀闸时，不得将误拉的刀闸重新合入，查明原因后，采取必要的安全措 施后，才允许合闸。 1.2.2.12 500kV 系统隔离刀闸在操作结束后，应将其操作、动力电源开关断开；将接地刀闸的操作、动 力电源开关断开。 1.2.31.2.3 500kV500kV 系统倒闸操作注意事项系统倒闸操作注意事项 1.2.3.1 拉合空载线路操作过程中，应注意保持 500kV 电压在正常范围内，防止线路末端电压超过规定值， Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 2 最高电压不得超过 550kV。任何情况下母线电压不得低于下限值。母线电压控制值根据电网运行 方式，由省调给出。 1.2.3.2 投停并联电抗器必须在线路停电情况下，验电三相确无电压后，方可操作电抗器刀闸。 1.2.3.3 500kV 隔离开关及接地刀闸的拉、合必须检查刀闸的位置及电源良好后方可操作。 1.2.3.4 500kV #1 发变组两开关 5021、5022 和#2 发变组两开关 5031、5032 的分合闸控制只能在 DCS 上 进行, 曲朔一、二线边开关的分合闸控制只能在 NCS 上进行。 1.2.3.5 500kV #3 发变组两开关 5042、5043 和#4 发变组两开关 5052、5053 的分合闸控制只能在 DCS 上 进行。 1.2.3.6 #01 启备变送电时合 5011(5012)开关可在 DCS 或 NCS 上进行控制,启备变的停电应在 DCS 上进 行控制,当启备变低压侧所有分支均在断开位置时, 启备变的停电也可在 NCS 上进行控制；启备 变串的解合环只能在 NCS 上进行。 1.2.3.7 #02 启备变停送电时 5041 开关在 NCS 上进行控制；启备变串的解合环只能在 DCS 上进行。 1.2.3.8 升压站控制模块所带同期装置为软件同期装置,能做简单同期条件判断,不能作与系统并网同期 装置,只能作为系统并网后的并环同期判断装置。 1.31.3 倒闸操作原则倒闸操作原则 1.3.11.3.1 500kV500kV 线路送电操作原则线路送电操作原则 1.3.1.1 模拟操作。 1.3.1.2 检查工作票全部结束，检修交待具备送电条件。 1.3.1.3 检查待送电线路间隔无接地、短路线，安全措施全部拆除，具备送电条件。 1.3.1.4 检查待送电线路开关、刀闸各部良好，具备送电条件。 1.3.1.5 按调度令，投入待送电线路的继电保护及自动装置。 1.3.1.6 投入待送电线路开关的控制、信号开关。 1.3.1.7 在待送电线路的电抗器刀闸线路侧三相验电确无电压。 1.3.1.8 合上待送电线路的电抗器刀闸。 1.3.1.9 根据调度令，检查开关确在分位后，按线路送电操作原则，合上母线侧刀闸，然后合上线路侧刀 闸。 1.3.1.10 按调度令，检定同期后合上线路母线侧开关。 1.3.1.11 检查送电线路的各表计（包括线路电流表、电压表、有功无功表）指示正常。 1.3.1.12 检查送电线路电抗器各表计指示正常（包括电抗器电流表、无功表） 。 1.3.1.13 检查送电线路母线侧开关表计指示正常。 1.3.1.14 按调度令，在 DCS 检定同期后合上送电线路中间联络开关。 1.3.1.15 检查送电线路中间联络开关表计指示正常。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 3 1.3.1.16 检查送电线路两开关合环良好。 1.3.1.17 按调度令，投入线路重合闸及系统振荡解列装置。 1.3.21.3.2 500kV500kV 线路停电操作原则线路停电操作原则 1.3.2.1 模拟操作。 1.3.2.2 根据调度令及潮流分布情况调整负荷，防止该线路停电而造成其它线路过负荷。 1.3.2.3 按调度令，退出线路重合闸及系统振荡解列装置。 1.3.2.4 按调度令，依次拉开待停线路中间联络开关、母线侧开关。 1.3.2.5 检查所拉开开关表计指示到零。 1.3.2.6 检查停电线路各表计指示到零（包括线路电流表、电压表、有功、无功表） 。 1.3.2.7 检查停电线路的电抗器各表计指示到零。 1.3.2.8 检查两开关确已拉开后，按线路停电操作原则，拉开两开关的两侧刀闸。 。 1.3.2.9 在待停电线路的电抗器刀闸线路侧三相验电确无电压。 1.3.2.10 拉开停电线路的电抗器刀闸。 1.3.2.11 拉开停电线路两开关的控制电源开关。 1.3.2.12 按调度令，退出停电线路的继电保护及自动装置，验电后合上线路侧接地刀闸。 1.3.2.13 按调度令及工作票要求，验电布置安全措施。 1.3.31.3.3 500kV500kV 系统母线停电操作原则系统母线停电操作原则 1.3.3.1 模拟操作。 1.3.3.2 根据调度命令及电源和负荷的分配情况选定倒闸操作的先后顺序。 1.3.3.3 按先后次序拉开被停电母线上的所有开关。 1.3.3.4 检查所拉开断路器的表计指示到零。 1.3.3.5 检查停电母线上的所有开关确已拉开。 1.3.3.6 拉开停电开关的两侧刀闸。 1.3.3.7 拉开停电母线上的所有开关的控制电源开关。 1.3.3.8 按调度令，退出停电母线的母差保护。 1.3.3.9 按调度令及工作票要求，验电布置安全措施。 1.3.41.3.4 500kV500kV 系统母线送电操作原则系统母线送电操作原则 1.3.4.1 模拟操作。 1.3.4.2 检查工作票全部结束，检修交待具备送电条件。 1.3.4.3 检查 500kV 母线所有安全措施已拆除、无接地、短路线，具备送电条件。 1.3.4.4 检查停电母线上的所有开关、刀闸各部正常，具备送电条件。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 4 1.3.4.5 按调度令，检查无误后，投入停电母线的母差保护。 1.3.4.6 投入停电母线上所有开关的控制电源开关。 1.3.4.7 检查停电母线上所有开关确已拉开。 1.3.4.8 合上待送电母线上所有开关的两侧刀闸。 1.3.4.9 按调度下达的方式依次投入待送电母线上开关的同期回路，依次合上开关。 1.3.4.10 检查送电母线电压表指示正常。 1.3.4.11 检查各元件表计指示正常，恢复正常运行方式。 1.3.4.12 检查送电母线上开关确已合好。 1.3.51.3.5 500kV500kV 系统系统# # 发变组串解环操作原则发变组串解环操作原则 1.3.5.1 模拟操作。 1.3.5.2 第# 发变组串解环操作必须通知# 机机组长。 1.3.5.3 检查 500kV# 发变组串母线侧开关确已合好。 1.3.5.4 拉开 500kV# 发变组串中间联络开关。 1.3.5.5 检查 500kV# 发变组串中间联络开关表计到零。 1.3.5.6 退出 500kV# 发变组串中间联络开关启动失灵压板。 1.3.61.3.6 500kV500kV 系统系统# # 发变组串合环操作原则发变组串合环操作原则 1.3.6.1 模拟操作。 1.3.6.2 第# 发变组串合环操作必须通知# 机机组长。 1.3.6.3 检查 500kV # 发变组串中间联络开关确已拉开。 1.3.6.4 投入 500kV # 发变组串中间联络开关启动失灵压板。 1.3.6.5 DCS 投同期，合入 500kV # 发变组串中间联络开关。 1.3.6.6 检查 500kV 第 串中间联络开关表计指示正常。 1.3.6.7 检查 500kV 第 串中间联络开关三相合闸良好。 1.3.71.3.7 # # 发变组并网前后发变组并网前后 500kV500kV 系统侧操作原则系统侧操作原则 1.3.7.1 模拟操作。 1.3.7.2 检查# 发变组进线间隔无接地线、短路线，具备送电条件。 1.3.7.3 检查 500kV 第 串无接地线、短路线，具备送电条件。 1.3.7.4 检查# 发变组两开关确在分位，两侧刀闸在分位。 1.3.7.5 合上# 发变组两开关所属两侧刀闸。 1.3.7.6 投入# 发变组保护启动 、 开关失灵保护压板。 1.3.7.7 机组具备并网条件后，发电机并列。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 5 1.3.7.8 就地检查# 发变组 开关三相确已合好，储能正常。 1.3.7.9 在 DCS 系统同期合上 开关。 1.3.7.10 检查 开关三相确已合好，储能正常。 1.3.81.3.8 # # 发变组解列前后发变组解列前后 500kV500kV 系统侧操作原则系统侧操作原则 1.3.8.1 模拟操作。 1.3.8.2 监视# 发变组出口各表计到零（定子电流、有功、无功表） 。 1.3.8.3 拉开# 发变组出口中间断路器 ，检查三相确已拉开。 1.3.8.4 # 机组解列，检查 开关三相确已拉开。 1.3.8.5 退出# 发变组保护启动 、 开关失灵保护压板。 1.3.8.6 拉开# 发变组出口 、 开关所属刀闸。 1.41.4 交流系统事故处理交流系统事故处理 1.4.11.4.1 交流系统事故处理总则交流系统事故处理总则 1.4.1.1 根据事故的象征，开关位置信号及光字牌指示，迅速确定故障的原因，立即切除故障。 1.4.1.2 调整发电机的有无功负荷，维持发电机的正常运行及非故障设备的安全运行。 1.4.1.3 在事故处理过程中应及时向值长汇报事故象征和处理意见，必要时通知维护班处理。 1.4.1.4 发生事故时，报警信号只允许确认，不允许立即复归，待报警信号详细记录后方可复归。 1.4.1.5 交流系统当发生下列情况之一时，应立即汇报值长申请调度把有关设备停止运行： a) 变压器瓷套管、避雷器瓷套、PT 瓷套、CT 瓷套、开关瓷套、母线支持瓷瓶及刀闸瓷瓶破损、严 重放电，不能维持正常运行时。 b) 断路器本体气体泄漏无法恢复时。 c) 电抗器本体泄漏无法短时处理时。 d) 各电气连接处或刀闸接触处过热且无好转趋势时。 1.4.1.6 在下列情况下，当值人员可不经调度许可自行操作，结束后汇报。 a)切断对人身和设备安全有直接威胁的电源。 b)隔离已损坏的设备。 c)设法恢复厂用电。 d)将有内部故障的发电机解列。 d)电压互感器保险熔断时，退出相关保护。 e)确认故障母线电压消失，拉开连接在母线上的所有开关。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 6 1.4.21.4.2 判断事故的依据判断事故的依据 交流系统发生故障时，要多方面综合判断故障性质、地点及原因，及时汇报值长与省调联系，及时进 行处理，把事故的影响缩小到最低程度，保证系统的安全运行和设备安全。这些方面有： a) 光字牌及音响、信号； b) 保护装置动作情况； c) 故障录波器动作及事故追忆情况； d) 有关开关位置信号； e) 有关表计，电压、电流、有无功等； f) 现场检查情况。 1.4.31.4.3 500kV500kV 交流系统事故处理交流系统事故处理 1.4.3.1 500kV()母线故障： a) 象征： 1) 事故音响发出 2) ()母线所接开关跳闸，开关闪光，电流到零,未跳闸开关电流指示值升高。 3) ()母线电压表指示到零。 4) “()母线差动动作”信号发出。 5) “母线电压回路断线” 、500kV 故障录波器动作 6) 可能出现弧光，并伴有响声。 7) 发电机可能强励动作，有无功、电压、电流表计摆动。 b) 处理： 1) 及时汇报值长，加强对发电机组的监视，必要时对发电机进行适当的调整。 2) 若故障母线上有未跳闸的开关，应将其手动拉开，然后汇报值长。 3) 对故障母线及跳闸开关进行现场检查，寻找故障点。 4) 对保护和自动装置的动作情况进行详细检查。 5) 密切监视系统电压、频率，保证其它设备的正常运行。 6) 主控对联切的机组进行停机操作或根据值长令进行恢复操作，对强励的发电机进行检查。 7) 查明故障点及性质时，及时汇报值长，以便根据故障性质确定是否进行试送或隔离母线操作。 8) 若事先没有任何故障现象，外部检查没发现引起跳闸的原因，此时可能是母差保护误动引起， 汇报值长，请示退出误动的母线保护，汇报调度听候命令。 9) 如系母线故障，查明故障母线上开关全部跳闸，拉开其两侧刀闸，拉开跳闸开关的控制电源， 通知检修处理。 10) 若因故障元件拒动，失灵保护动作引起母线失电，尽快查明原因，恢复母线运行。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 7 11) 作好记录，复归各种信号。 1.4.3.2 500kV 线路发生故障后，如重合闸动作成功，应及时汇报，判明保护动作的正确性及故障性质， 计算故障距离，作好记录，复归各种信号。对故障开关进行检查。如重合闸相继动作失败，应及时 查明原因并消除后，手动合上未重合断路器。 1.4.3.3 500kV 曲朔一（二）线线路故障： a) 象征： 1) 事故音响发出。 2) 5022（5032） 、5023（5033）开关跳闸，CRT 指示开关闪烁。 3) 线路电压、电流、有无功指示到零。 4) “距离保护动作” 、 “光纤差动保护动作”信号发出。 5) 500kV 故障录波器动作。 6) 发电机强励动作，表计摆动；发电机可能跳闸。 7) 线路保护柜上有关保护动作信号掉牌。 8) 重合闸动作 b) 处理： 1) 及时汇报值长，主控对跳闸的机组进行停机操作或根据值长命令进行恢复操作。 2) 根据事故现象及信号，判断故障性质，停用 5022（5032） 、5023（5033）开关重合闸。 3) 对跳闸开关进行检查。 4) 如线路故障无法消除，依令进行对故障线路的隔离操作。 5) 作好各种记录，复归各种信号。 6) 线路送电时，由网调决定试送侧和试送开关。 1.4.3.4 线路电抗器故障 a) 现象： 1) 事故音响发出。 2) 5022、5023（5032、5033）开关及对侧开关跳闸。 3) 线路电压、电流、有无功指示到零； 4) 电抗器保护动作信号发出； 5) “故障录波装置动作”信号发出； 6) 发电机强励动作，表计摆动；发电机可能跳闸。 b) 处理： 1) 及时汇报值长，主控对跳闸的机组进行停机操作或根据值长命令进行恢复操作。 2) 根据事故现象及信号，判断故障性质，停用 5022、5023（5032、5033）开关重合闸。 3) 对故障电抗器和跳闸开关进行检查。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 8 4) 如电抗器故障无法消除，依令进行对故障线路的隔离操作。 5) 作好各种记录，复归各种信号。 6) 线路送电时，由网调决定试送侧和试送开关。 1.4.3.5 系统振荡 a) 现象： 1) 发变组、线路电压表、电流表、有功无功表周期性剧烈摆动。 2) 如我厂为振荡中心，电压周期性的降至近于零。 3) 我厂为送电端，频率较振荡前升高，如为受电端频率则降低并略有摆动。 4) 主变、发电机发出有节奏的鸣音。 5) 因振荡可能使机组、线路跳闸。 b) 处理： 1) 汇报值长，并了解系统情况。 2) 加强系统电压、频率及潮流分布的监视。 3) 振荡过程中不得擅自操作，按照集控运行规程执行。 4) 对系统的安全自动装置进行详细检查、记录。 1.4.3.6 500kV 系统过电压： 1) 应依据系统中承受过电压数值最小及时间最短的设备来处理。 2) 及时汇报，根据网调命令进行系统电压的调整或进行必要的操作。 3) 装有过电压保护的设备在过电压保护动作而开关拒动时，应立即手动拉开。 1.4.3.7 500kV 升压站全停的处理 1) 根据表计指示、保护和自动装置动作，开关信号及事故现象（如火花、爆炸声等）综合判断事 故情况，采取措施。 2) 升压站全停，应立即将失电母线上连接未跳闸的开关手动拉开。检查某一母线故障时，将此母 线隔离。如联络线无电，应请示调度向联络线送电，然后向良好母线试送电。视情况恢复机组并 网。 3) 当母差保护因故停用，母线故障时，其连接的线路开关不会动作跳闸，而由线路对侧开关跳闸， 发变组开关则由发变组后备保护跳开。应立即隔离故障母线，恢复非故障母线。 4) 500kV 系统两条母线同时失电时，应保证同一串的电源进线及负荷出线的正常运行。同时尽快查 明故障点及原因，采取有效措施隔离，迅速恢复其他设备的运行。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 9 2 2 电抗器运行规程电抗器运行规程 2.12.1 电抗器设备规范电抗器设备规范 2.1.12.1.1 电抗器铭牌参数电抗器铭牌参数 2.1.1.1 500kV 曲朔一线、曲朔二线电抗器参数： 并联电抗器 型号 BKDK-50000/550 额定功率 MVar 50 绕组 55 额定电压 kV 550/3 油 50 额定电流 A 157.5 温升 铁芯 70 额定频率 Hz 50 阻抗 2006.9 最高电压 kV 550/3 相数单相 总损耗 kW 104 变压器油 DB-45 冷却方式油浸自冷 ONAN 制造厂家保变保凌 2.1.1.2 500kV 曲朔线单相中性点接地电抗器参数： 中性点电抗器 型 号 KDJ-315/154 额定容量 kVar 315 线圈 30A 60 电压等级 kV 154 油 55 额定连续电流 A 30 温升 线圈 300A 80 额定短时电流 A 300A 10S 额定阻抗 X1 313.7 X2 348 X3 387.3 频率 Hz 50 总损耗 kW 6.52 相数单相冷却方式油浸自冷 ONAN 制造厂家保变保凌 2.22.2 电抗器概述电抗器概述 2.2.12.2.1 线路并联电抗器的作用线路并联电抗器的作用 补偿超高压长线路空载所引起的“电容效应” ，起均衡全电网电压作用，同时防止同步发电机自励磁， 限制由于自励磁而引起的工频过电压，限制长线路的操作过电压，以及补偿容性电流所产生的损耗。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 10 2.2.22.2.2 线路并联电抗器中性点小电抗器的作用线路并联电抗器中性点小电抗器的作用 防止线性谐振过电压和消弱潜供电流的影响。 500kV 线路并联电抗器经刀闸直接并接在线路上，成 Y 形接线，中性点经小电抗器接地。 2.32.3 电抗器的运行与维护电抗器的运行与维护 2.3.12.3.1 电抗器的有关规定电抗器的有关规定 2.3.1.1 所有电抗器均可长期在额定电压下运行，运行中各电抗器所流过的电流不应超过额定值，运行 电压不应超过规定值，否则应为异常状况。 2.3.1.2 500kV 线路并联电抗器在投运前，必须对其各方面检查无问题。拉、合电抗器刀闸时必须验明 电抗器刀闸线路侧三相无压后，立即进行操作。 2.3.1.3 根据系统要求，500kV 线路并联电抗器不允许脱离运行线路。 2.3.1.4 电抗器不允许脱离避雷器运行。 2.3.1.5 500kV 线路并联电抗器及中性点小电抗器在正常运行中，其上层油温不得超过 85。 各报警信号参数整定如下： 1）500kV 并联电抗器及中性点小电抗器油温：85信号，95信号。 2）500kV 并联电抗器绕组温度：105信号，120信号。 2.3.1.6 500kV 线路并联电抗器及小电抗器在运行中，油位不应过低过高，否则应查明原因。 500kV 线路并联电抗器的油位指示与油温对照关系表 油温 01020253040 油位 212835384047 2.3.1.7500kV 线路并联电抗器在正常条件下，过电压的持续时间： 500kV 线路并联电抗器过电压时间 倍数 1.051.151.201.251.301.401.50 时间连续60 分20 分10 分3 分20 秒8 秒 2.3.22.3.2 电抗器正常运行中的检查项目电抗器正常运行中的检查项目 a) 声音无明显变化，无振动及放电现象。 b) 油位计指示正常，各温度在允许范围内。 c) 套管及瓦斯继电器中应充满油，且油色正常。 d) 无渗油、漏油现象。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 11 e) 套管、支持瓷瓶无损坏、无放电现象。 f) 各电气连接处无松动、过热现象。 g) 散热器应处于良好的运行状态。 h) 呼吸器中吸潮剂应在正常状态，油封杯油位适当。 i) 二次接线应良好，无放电、短路、断线等现象。 j) 外壳检查应清洁完整，无杂物，无变形等现象。 k) 外壳接地应良好。 2.3.32.3.3 电抗器的特殊检查电抗器的特殊检查 2.3.3.1 在下列情况下，值班人员应对电抗器进行特殊检查： a) 每次跳闸后。 b) 过电压运行时。 c) 雷电、大风、大雪、暴雨、冰雹等恶劣天气时。 d) 设备带缺陷运行时。 2.3.3.2 电抗器或线路故障后，除按正常检查项目的有关条例检查外，还应检查： a) 压力释放装置是否动作，如动作应手动复归，使信号消失。 b) 瓦斯继电器内部有无气体，如有应取样分析。 c) 线路及电抗器的避雷器动作情况，如已动作应做好记录。 d) 各部分有无损伤。 2.3.3.3 雾、雨、雹、雪、风天气时，应检查各部有无破损现象，有无严重电晕、放电现象，各接头 落雪有无迅速融化现象，落雨有无冒气现象，有无被风刮起杂物以及引线剧烈摆动威胁电抗器 正常运行等现象。 2.3.3.4 电抗器带缺陷运行及异常运行时，应实行监督性巡视或观察。 2.3.42.3.4 电抗器的维护电抗器的维护 电抗器在正常运行中，发现下列现象时， 应及时联系检修人员对电抗器进行正常的维护工作。 a) 散热器尘埃附着增多影响散热效果，需要清扫时。 b) 呼吸器硅胶饱和需要更换时。 c) 油封杯油位不正常需要加油或换油时。 d) 控制箱中加热器、照明损坏需要更换时。 2.3.52.3.5 电抗器瓦斯保护的运行电抗器瓦斯保护的运行 2.3.5.1 500kV 线路电抗器瓦斯保护的运行应按变压器瓦斯保护运行的有关章节执行。 在正常运行中， Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 12 如需要停用瓦斯保护或改投信号时，应汇报值长。 2.3.5.2 500kV 线路电抗器和中性点小电抗器的瓦斯保护取气，在瓦斯继电器放气阀处进行。中性点小 电抗器还可在下方放气阀处进行，在运行中如在电抗器瓦斯继电器上部取气，要注意安全距离， 不要误碰探针，气体的收集与鉴别要迅速，注意气体的气味。 2.42.4 电抗器的异常运行与事故处理电抗器的异常运行与事故处理 2.4.12.4.1 电抗器在运行中发现下列情况，应立即申请网调将电抗器在运行中发现下列情况，应立即申请网调将 500kV500kV 线线 路电抗器退出运行路电抗器退出运行 a) 各电气连接处松动，有过热、发红或烧熔现象时。 b) 套管、支持瓷瓶裂纹，有严重放电现象时。 c) 线圈或油温度异常升高时。 d) 声音持续异常，且有增大趋势时。 e) 本体严重漏油无法补救时。 f) 所有保护退出运行时。 2.4.22.4.2 运行中电抗器发现下列情况之一时，且保护未动作，可不用运行中电抗器发现下列情况之一时，且保护未动作，可不用 汇报，立即将故障电抗器停运汇报，立即将故障电抗器停运 a) 电抗器大量漏油无法补救。 b) 电抗器着火无法扑救。 c) 电抗器向外喷油，压力释放阀动作。 d) 电抗器内部有严重的放电声和爆炸声。 e) 电气连接部分发红熔断。 2.4.32.4.3 500kV500kV 线路电抗器油温高的处理线路电抗器油温高的处理 a) 核对控制室和就地温度表计指示一致且正确。 b) 根据电流的大小、温度计指示以及到就地检查情况，综合判断信号的正确性。 c) 电抗器如有异音，且温度又有上升的趋势，应申请网调将线路停运。 d) 如因环境温度过高等自然条件引起电抗器温度升高，在温度不超过允许值时，应采取临时冷却 措施降温继续运行。如不见效应申请停运线路。 e) 信号误发时，应找出原因并消除。有条件时可利用其它表计监视电抗器运行。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 13 2.4.42.4.4 电抗器油位异常的处理电抗器油位异常的处理 a) 就地检查电抗器油位计，判断信号的正确性。 b) 电抗器轻微漏油，油位未降至油位计最低时，应通知检修人员，如能带电加油，尽快恢复正常 油位。并处理漏油处。加油时应将重瓦斯保护改投信号。 c) 电抗器如大量漏油，一时难以恢复油位，应申请网调将线路停运处理。 d) 电抗器内部有异音现象，使油位升高时，应申请网调将线路停运，对电抗器进行处理。 2.4.52.4.5 电抗器保护动作的处理电抗器保护动作的处理 500kV 线路并列电抗器及中性点小电抗器保护动作后，应跳开本侧及线路对侧开关。 a) 电抗器保护动作以后，根据各种象征判断保护动作的正确性及故障性质。 b) 对电抗器进行检查，如故障严重短时无法消除，应对故障电抗器进行隔离操作。 c) 电抗器故障为瞬时性或短时可以消除时，待故障消除后，确认电抗器无问题，经网调许可将电 抗器及线路投运。 d) 如系保护误动作，应立即查明原因并消除，确认无误后，经网调许可将电抗器投入运行。 2.4.62.4.6 电抗器过电压的处理电抗器过电压的处理 a) 应依据系统中承受过电压数值最小及时间最短的设备来处理。 b) 及时汇报，根据省调命令进行系统电压的调整或进行必要的操作。 c) 装有过电压保护的设备在过电压保护动作而开关拒动时，应立即手动拉开。 d) 电抗器过电压允许的时间不应超过规定值。 2.4.72.4.7 电抗器声音异常的处理电抗器声音异常的处理 根据声音判断电抗器内部是否发生问题，如电抗器内部有故障，且有危及系统运行的危险，应立即 申请停运该线路，并通知检修处理。 2.4.82.4.8 电抗器着火的处理电抗器着火的处理 a) 应立即组织人员进行灭火，通知消防人员。 b) 如无法将火扑灭，影响电抗器运行，应立即将 500kV 电抗器停运。 c) 电抗器内部着火，压力释放阀不停向外喷油时，应立即将 500kV 线路停运，打开电抗器事故放 油阀。 d) 检查电抗器着火后的情况，汇报领导。 e) 通知检修人员对电抗器进行事故检查，找出原因进行检修处理，经鉴定无问题后，电抗器方可 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 14 重新投入运行。 注：在电抗器异常和事故情况下，暂时不要复归各种信号，应详细记录好各种象征，待确认记 录无误后，方可复归信号。 Q/188-105.Q/188-105.0505 -2013-2013 15 3 3 500kV500kV 配电装置运行规程配电装置运行规程 3.13.1 设备规范设备规范 3.1.13.1.1 断路器规范断路器规范 3.1.1.1 500kV 系统 SF6断路器规范： 设备名称500kV SF6 断路器 型 号 HPL550B2 合闸时间小于 65ms 型 式支柱、双断口短路器类别户外瓷柱式 额定电压 kV 550 操作机构型式BlG 1002A（1022A） 额定电流 KA 4 额定短路开断电流 kA 63 额定频率 Hz 50 额定短时承受电流 kA 3s 63kA 雷电绝缘电压 kV1550（1800）遮断短路电流峰值 kA 158 开关分合绝缘电压 kV 1175/1050 SF6气体最大工作压力 MPa0.8（0.9） 主回路电阻（每相）小于 40SF6气体额定压力 MPa0.7（0.8） SF6气体报警压力 MPa0.62（0.72） 开断时间 ms 18-22（34-35） ms SF6气体闭锁压力 MPa0.60（0.62） 额定短路开断电流时的首 相开断系数： 1.3 每相气体容积 l 355 开断直流分量： 53% （54%） 制造厂家北京 ABB 高压开关设备有限公司 3.1.23.1.2 隔离开关规范隔离开关规范 3.1.2.1 500kV 隔离开关规范： 额定电压电流 型式型号 3S 额定短 时耐受电 流（KA） 雷电冲击 耐受电压 （KV） 操作冲击 耐受电压 （KV） kVA 制造厂家 单柱垂直开启式， 带单接地刀 SPVLT- 550/3150 63167511755503150 阿尔斯通 双柱水平开启式， 带单接地刀 SPOLT- 550/3150 63167511755503150 阿尔斯通 双柱水平开启式， 带双接地刀 SPOL2T- 550/3150 63167511755503150 阿尔斯通 双柱水平开启式， 带三接地刀 SPOL3T- 550/3150 63167511755