升压站系统运行规程.doc

4 升压站系统运行规程4.1 系统运行方式4.1.1 系统运行方式的概况国家电投保力图风电场220KV升压站分为220KV、35KV、10KV、400V和220V等电压等级。主变规划容量1X100MVA,容量为100MVA；220KV出线1回；35KV进线规划6回,动态无功补偿装置，用35KV母线接动态无功补偿装置一套，该装置既能补偿容性无功25Mvar,又能补偿感性无功4Mvar；主变压器220KV 侧中性点经隔离开关接地，35KV 侧中性点经消弧线圈接地。220KV出线1回，接入固北变220KV变电站，主接线采用线变组接线； 220KV远期主接线采用单母线接线。35KV母线采用单母线分段接线,即每台主变接一段35KV母线，段与段之间设联络断路器。控制与保护采用直流220V电源。站用电电压为380/400V，为中性点直接接地系统。变电站设2台互为备用的站用变压器，一台工作站用变电源由35KV母线引接，另一台备用站用变由站外10KV线路引接。所用电采用单母线分段接线，两段之间设联络断路器。 4.2 倒闸操作4.2.1 倒闸操作的一般规定：4.2.1.1 倒闸操作应根据值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。发布指令应准确、清晰，使用规范的调度术语和设备双重名称，即设备名称和编号。操作人员（包括监护人）应了解操作任务和操作顺序。4.2.1.2 倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作完成。遥控操作设备应满足有关技术条件。4.2.1.3 倒闸操作必须由两人进行，一人操作，一人监护（对设备较为熟悉者监护；特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的运行人员操作，运行值班负责人监护）并按值班负责人命令由操作人填写操作票，履行签字手续，方能进行操作。4.2.1.4 正式操作前，先进行模拟操作，核对无误后，按操作票顺序，逐项进行操作。严格执行“模拟、唱票、复诵、执行”的步骤进行倒闸操作，每完成一项操作时在操作票标记栏内划。记录操作开始和终了时间。全部操作完后加盖“已执行”章，并向中调或者安生部经理汇报。4.2.1.5 操作过程必须使用电气闭锁，严禁手动打开或用备用钥匙解锁操作，特殊情况下，必须经值班负责人批准并核对无误后，方能进行解锁操作。联系尽快处理恢复投入正常使用。4.2.1.6 设备停电应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸。送电操作顺序与停电相反。4.2.1.7 装设接地线或合接地刀闸前，应先验明无电压。4.2.1.8 新投或大修后的设备投运前，应作保护动作和开关传动试验。4.2.1.9 刀闸误合后，严禁立即拉开；误拉后，禁止立即合入。必须判明误操作刀闸的回路开关断开后，才能拉、合纠正错误操作。4.2.1.10 倒闸操作过程中发生事故时，应立即停止操作，先进行事故处理，采取安全措施后，征得值班负责人同意后继续或终止原操作。但事后应立即报中调或安生部经理。4.2.1.11 紧急事故处理可不填写操作票，但应严格执行监护制，事后详细记入运行记录簿。4.2.1.12 经安生部经理同意的自理操作，仍应由操作人填写停送电申请单和操作票，在发令人栏中内说明“”同意字样。4.2.1.13 一张操作票上只许填写一个操作令。值班负责人审查操作票，除应对操作项目、操作顺序的正确性负责外，还应对监护人、操作人指出操作中应注意的问题。4.2.1.14 在任何情况下严禁约时停送电、约时拆接地线和约时开工；接受调度指令时应进行录音。4.2.2倒闸操作应考虑的问题：4.2.2.1 风电场站用电源、UPS电源及220V直流电源的可靠性。4.2.2.2 系统运行方式,负荷分配,保护定值的配合及压板的投停。4.2.2.3 风电场内各系统的同期点及系统间的同期性。4.2.2.4 事故影响面小，并有利于事故处理。4.2.3 下列项目应填入操作票内4.2.3.1 应拉合的设备断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等，验电，装拆接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压等；4.2.3.2 拉合设备断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等后检查设备的位置；4.2.3.3 进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关（刀闸）、手车式开关拉出、推入前，检查断路器（开关）确在分闸位置；4.2.3.4 在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况；4.2.3.5 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。4.2.4 下列工作可以不用操作票：4.2.4.1 事故应急处理。4.2.4.2 拉合断路器（开关）的单一操作。4.2.4.3 拉开或拆除全站（厂）唯一的一组接地刀闸或接地线。上述操作在完成后应做好记录，事故应急处理应保存原始记录。4.2.5 倒闸操作术语4.2.5.1 拉合开关、刀闸的操作拉开开关合上开关拉开刀闸合上刀闸4.2.5.2 拆挂地线：以刀闸为准，操作地线称“验”、“挂”、“拆”拆（挂地线地点）地线（）组在（拆地线地点）挂地线（）组4.2.4.3 解列、并列用（设备或线路名称）的开关解列用（设备或线路名称）的开关并列4.2.4.4 投入、退出某种保护跳闸压板投入（设备名称的）保护跳闸压板退出（设备名称的）保护跳闸压板4.2.5.5 投入、退出某种装置跳某个开关的压板投入装置跳开关压板退出装置跳开关压板4.2.5.6 投入、退出重合闸投入开关的重合闸压板退出开关的重合闸压板4.2.5.7 给线路试送电用的开关对线试送电一次用的开关对线试送电一次4.2.5.8 新线路或新变压器冲击用的开关对（线路或变压器名称）冲击次4.2.5.9 变压器改分头将号变压器（高压或中压）侧分头由（千伏）档改投（或千伏）档4.2.6 允许用刀闸进行的操作4.2.6.1 拉合空载母线的电容电流。4.2.6.2 拉合与开关并联的旁路电流。4.2.6.3 拉合正常运行的电压互感器。4.2.6.4 拉合无雷电时的避雷器。4.2.6.5 拉合系统无接地时的变压器中性点。4.2.6.6 拉合励磁电流不超2安培的空载变压器。4.2.6.7 拉合电容电流不超5安培的空载线路，电压在20千伏以上的应用三联刀闸。4.2.7 变压器倒闸操作原则：4.2.7.1 变压器充电前，合入变压器中性点接地刀闸。4.2.7.2 变压器充电应在保护装置齐全的电源侧进行，停电时应先拉开负荷侧开关，再拉开电源侧开关。4.2.7.3 变压器的并列应考虑环流，满足并列条件。4.2.7.4 新投或大修后变压器投运前应检查接线组别，并有绝缘报告、油质分析报告、定相报告、保护校验及传动报告。4.2.7.5 新投变压器应在额定电压下冲击合闸五次，更换线圈或大修后的变压器，应在额定电压下冲击合闸三次。4.2.7.6 变压器并联倒换,应确证并入变压器带上负荷后,方能将原变压器退出运行。4.2.8 电压互感器停送电规定4.2.8.1 运行中的电压互感器停电时,应考虑对继电保护和低电压保护及自投装置的影响。4.2.8.2 电压互感器停电顺序：应先断开保护直流保险；再断开二次保险；最后断开一次刀闸；送电顺序相反。 4.2.9 关于35 KV动态无功补偿装置运行操作的原则规定4.2.9.1 电容器运行规定4.2.9.1.1 应根据规定要求，及时投入和停用电容器（电容器的投入容量应与运行的发电机的台数和总功率相匹配）。4.2.9.1.2 电容器套管引线连接不应有机械应力，并应有适当的裕度，移动电容器时不要搬套管。4.2.9.1.3 电容器组断路器拉闸后至再次合闸，其间隔时间不宜小于5分钟。4.2.9.1.4 电容器应装设相间和内部故障保护，并在电容器运行前必须投入。4.2.9.1.5 对于电容器组电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换相同容量合格产品，方可投入运行。4.2.9.1.6 室外电容器一般应加装耐火简易棚和防护网（不低于1.7米），室内应有遮栏，门口应备有足够数量的灭火器。4.2.9.1.7 电容器正常运行时，电容器组的架构带电，不得进入电容器室打开网门。电容器巡视检查每周至少一次。电容器的巡视检查，必须在电容器停电后，在电容器网门外进行，同时加强监护。严禁在电容器未做安全措施的情况下，打开电容器网门进行检查。 电容器室门锁及网门锁经微机闭锁装置控制，在填写操作票时应将其一并填入。4.2.9.2 电容器运行前检查4.2.9.2.1 电容器及附属设备投入运行前进行全面试验并合格。4.2.9.2.2电容器投入前的检查项目：瓷质部分应完整、清洁、无裂纹。外壳应无鼓肚及渗漏油现象。外部接头应接触良好。放电回路应完整，接线正确，电容器组应有顺序编号。保护回路应完整。室内电容器组通风装置应良好。在额定电压下冲击合闸三次（间隔5分钟）。4.2.9.3 电抗器运行规定4.2.9.3.1 电抗器应满足安装地点的最大负荷、工作电压等条件的要求。4.2.9.3.2 电抗器应有通风设施。通风应良好。4.2.9.3.3 电抗器交流耐压应试验合格；线圈绝缘层应完好，与柱上螺栓间的绝缘电阻不得低于1兆欧。4.2.9.3.4 电抗器的支持瓷瓶应牢固完整，无裂纹。线圈无变形。4.2.9.4 电抗器运行前检查4.2.9.4.1 垂直布置的电抗器应无倾斜。4.2.9.4.2 防潮绝缘漆应完整，相位漆应明显、正确。4.2.9.4.3 固定在基础上及横梁上的支持瓷瓶应接地良好，各部位螺栓应紧固。4.2.10 典型的刀闸操作由风电场和安全生产部共同审核制定典型定型操作票(典型定型操作票见附录六)4.3 系统异常运行中事故处理规定4.3.1 事故处理的主要任务:4.3.1.1 首先解除对人身和设备的威胁,尽快限制事故的发展,消除事故的根源。4.3.1.2 设法保证风电场站用电源的安全运行。4.3.1.3 用一切可能的方法维持设备继续运行。4.3.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。4.3.2 事故处理的一般顺序4.3.2.1 根据参数、报警显示和设备外部象征,判明事故的全面情况。4.3.2.2 解除对人身和设备的威胁，隔离故障设备，保证其它设备正常运行。4.3.2.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质，地点及其范围。4.3.2.4 对正常设备，保持运行。4.3.2.5 对故障设备做好安全措施，通知维护人员抢修。4.3.3 事故处理的原则4.3.3.1 事故处理过程中，防止非同期并列 。4.3.3.2 发生事故时，听从值班负责人统一指挥。迅速限制事故发展和避免事故扩大，消除事故根源并解除对人身和设备的危险。尽力保护和尽快恢复站用电。准确判断事故原因。及时汇报负责生产的经理、必要时保护好事故现场，以便事故分析。4.3.3.3 发生事故时，记录与事故有关的现象和各项操作的执行时间。4.3.3.4 派人外出检查和查找故障点时，在未取得联系前，不得对设备强行送电。4.3.3.5 如果事故中发生通讯中断，应按下述方法处理： 解除对人身和设备的威胁，隔离故障点，首先恢复场站用电源。 升压站发生事故时应迅速用行政电话与调度联系，听从调度指挥。 保证完好设备的正常运行。4.4 电气设备的巡视和检查4.4.1 巡视检查的一般规定4.4.1.1 值班人员应按风场规定的周期、时间、次数进行巡视检查。4.4.1.2 正常巡视周期，按巡回检查制度规定进行，但每天不得少于三次，且应分别在上午、下午和晚上各一次。4.4.1.3 值班人员巡视设备时，距带电体（室内外的运行设备）或故障点的距离，必须符合电业安全工作规程的规定。4.4.1.4 巡视中发现的设备缺陷，当班应设法处理，对危胁人身及设备安全运行的危急缺陷和严重的设备缺陷，应立即报告中调及负责生产的公司经理。以上情况应做好记录。4.4.2 巡视检查内容和项目4.4.2.1 注油设备的油面应合适，油温正常，油色透明不发黄，外壳应清洁无渗漏油现象。油标应完整无破损裂纹。4.4.2.2 瓷质部分应清洁，无破损裂纹、打火、放电、闪络和严重电晕等异常现象。4.4.2.3 导线应无松股、断股、过紧、过松等异常情况，无过热现象。4.4.2.4 电脑画面开关的分合指示器及红绿灯指示正常，开关内部应无响声。操作箱门防雨罩应严密，压力开关的压力应在合格范围以内。4.4.2.5 避雷器内部应无放电声。4.4.2.6 电力电容器内部应无异音，外皮无渗漏油现象。4.4.2.7 电力电缆接线盒无流油现象。4.4.2.8 充电柜运行正常，蓄电池的浮充电流应在规定范围内，无异音、无过热、无异味。 4.4.2.9 控制柜上仪表、继电器、自动装置及音响信号运行正常，直流系统绝缘良好。4.4.2.10 接地装置应完好。4.4.3 特殊巡视规定4.4.3.1 设备过负荷或负荷有显著增加时。4.4.3.2 新设备，长期停运或检修后的设备新投入运行时。4.4.3.3 近期有发展的设备缺陷。4.4.3.4 运行中的可疑现象。4.4.3.5 风、雨、雪、雹等异常天气。4.4.3.6 根据上级指示要求或重要节日。4.4.4 特殊巡视检查项目4.4.4.1 严寒季节重点检查注油设备有无油面过低，导线过紧，接头熔雪，瓷瓶结冰现象。检查保温取暖装置应正常。4.4.4.2 高温季节重点检查注油设备有无油面过高，导线过松，接头有无过热现象。4.4.4.3 刮风季节检查设备附近有无易刮起的杂物，检查导线摆度是否有过大或断股等异