内蒙古京宁热电有限责任公司企业标准
Q/JNRD
启备变保护装置检修规程
2015-08-31发布 2015-08-31实施内蒙古京宁热电有限责任公司发布
目录
目录前言............................................................................. I 前言................................................................................ II
1 范围 (1)
2 引用标准 (1)
3 设备简介 (1)
3.1 设备简述 (2)
3.1.1 启备变保护配置 (2)
3.2 设备规范及技术参数 (2)
3.2.1 PCS-985T保护装置概况 (2)
3.2.2 PCS-974AG2保护装置概况 (3)
4 总则 (3)
4.1 检验前的准备要求 (3)
4.2 本规程的有关编写说明 (3)
4.3 试验设备及试验接线的基本要求 (3)
4.4 试验条件和要求 (4)
4.5 试验过程中应注意的事项 (4)
5 检验项目 (4)
6 检验要求 (5)
7 开工准备 (6)
7.1 校验准备工作 (6)
8 检验项目、步骤、质量标准 (6)
8.1 PCS-985T保护装置 (6)
8.1.1 检修步骤及工艺方法 (6)
8.2 PCS-974AG2保护装置 (9)
8.2.1 检修步骤及工艺方法 (9)
9 工作结束 (11)
9.1 工作结束清点人员、工具，收回剩余的材料，清扫工作现场 (11)
9.2 恢复安全措施，检查回路 (11)
9.3 填写检修工作交底，终结工作票 (11)
10 整理试验报告及时归档 (11)
前言
本规程根据内蒙古京宁热电有限责任公司（以下简称：“公司”或“京宁热电”）标准体系工作的需要编制，是公司标准体系建立和实施的个性标准。目的是为了规范公司检修管理，从而规范并加快公司标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。
本规程由公司标准化管理委员会提出
本规程由公司工程设备设备部组织起草并归口管理
本规程起草单位：工程设备部
本标准起草人：杨慧强
本标准审核人：赵秀琴
本标准复核人：秦立新
本标准复审人：孙志强
本标准批准人：王富河
本标准于2015年8月31日首次发布。
启备变保护装置检修规程
1 范围
本规程规定了内蒙古京宁热电有限责任公司PCS-985T、PCS-974AG2保护装置的检验内容、检验要求和试验接线。
本规程适用于内蒙古京宁热电有限责任公司继电保护工作人员进行内蒙古京宁热电有限责任公司启备变系统PCS-985T、PCS-974AG2保护装置的现场检验。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
【GB/T 7261-2008】《继电保护和安全自动装置基本试验方法》
【GB /T14285-2006】《继电保护和安全自动装置技术规程》
【GB/T 15145-2001】《微机线路保护装置通用技术条件》
【DL/T 478-2010 】《继电保护和安全自动装置通用技术条件》
【DL/T 559-2007】《220--500kV电网继电保护装置运行整定规程》
【DL/T 624-2010】《继电保护微机型试验装置技术条件》
【DL/T 995-2006】《继电保护和安全自动装置检验规程》
【GB/T26860-2011】电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
【DL/T 748－2001】静态继电保护及安全自动装置通用技术准则
【DL/T 769－2001】电力系统微机继电保护技术导则
【JB/T 9568-2000】《电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件》
【GB/T 14598－2002】电气继电器
【GB/T 15147－2001】电力系统安全自动装置设计技术规定
【国电调（2002）138号】《“防止电力生产重在事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》；
【调网（1994）143号】《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定（试运）》；
【国家电网生（2012）】《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
【国家电网生（2007）883号】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》
3 设备简介
3.1 设备简述
启动备用变压器保护装置均采用南京南瑞公司保护元件。保护采用双重化配置。两套完整的电气量保护分别布置在保护A柜和B柜，非电量保护布置在保护B柜。每套电气量保护包含完整的主保护和后备保护，能反映被保护设备的各种故障及异常状态。当一套保护因异常需要退出或检修时，不影响另一套保护正常运行。
3.1.1 启备变保护配置
启/备变差动保护：由PCS-985T为变压器提供差动保护，作为主保护来保护变压器绕组及其引出线之间的相间短路故障。
启/备变高压侧复合电压闭锁过电流保护：由PCS-985T实现变压器主保护相间短路故障的后备保护,复合电压取自启/备变低压侧电压，第一套保护的复合电压分别取分支1、2的一组电压。第二套保护的复合电压也分别取分支1、2的另一组电压。
启/备变过负荷保护：由PCS-985T实现变压器过负荷异常状态，并发出报警信号。
启/备变高压侧零序过电流保护和起/备变高压侧间隙零序过电流保护：由PCS-985T实现，反应变压器高压绕组单相接地故障。
启/备变高压侧零序过电压保护：由PCS-985T实现，反应变压器高压绕组单相接地故障。
启/备变低压侧零序过电流保护：由PCS-985T实现保护变压器低压绕组其及分支引出线单相接地故障，同时也可作为低压母线上各元件的后备保护。（A分支和B分支分开来讲）
启/备变非电量保护：由PCS-974AG2实现（包括:本体重瓦斯、本体轻瓦斯、有载重瓦斯、有载轻瓦斯、压力释放、温度、油位及通风系统故障等）；
断路器的非全相保护：由断路器本身机构来实现当发生非全相合闸或跳闸时，由于造成三相负荷不平衡，保护变压器铁芯不致发热损坏。
断路器失灵保护：当保护装置出口动作发出跳闸脉冲而断路器拒动时，以较短的时限通过远跳命令断开海岱线海城侧电源开关。
3.2 设备规范及技术参数
3.2.1 PCS-985T保护装置概况
PCS－985T采用了高性能数字信号处理器DSP芯片为基础的硬件系统，并配以32位CPU用作辅助功能处理。是真正的数字式变压器保护装置。
PCS－985T变压器保护，采用主后一体化的方案，完成一台变压器所需要的全部电量保护，用于我厂的起备变保护。主要保护功能有变斜率比率差动保护、差动速断保护、高压侧复压过流保护、高压侧零序（方向）过流保护、高压侧间隙过流保护、高压侧间隙过压保护、低压侧分支复压过流保护、非全相保护、过负荷报警、TA、TV短线判别等。
3.2.2 PCS-974AG2保护装置概况
PCS-974AG2装置为变压器的非电量保护、非全相保护及断路器失灵起动保护装置，用于220kV及以上电压等级的不分相式变压器。装置可以提供（1）非电量保护：装置设有7路非电量信号接口，5路非电量直接跳闸接口，3路非电量延时跳闸接口。所有的非电量信号均可通过RS-485通信接口传送给上位机。（2）非全相保护：非全相一时限可整定选择经过零序或负序电流闭锁，二时限还可整定是否经相电流、保护动作接点闭锁，可整定选择使用两组TA，可选用强电或弱电三相不一致开入节点。（3）失灵保护：可整定选择经过零序、负序电流闭锁，可整定是否经变压器保护动作接点、断路器三相不一致接点、断路器合闸位置接点闭锁，可整定选择使用两组TA。
4 总则
4.1 检验前的准备要求
在进行检验之前，工作(试验)人员应认真学习原水利电力部颁发的《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和本规程，理解和熟悉检验内容和要求。
4.2 本规程的有关编写说明
4.2.1本规程中所使用的保护装置端子号，在整屏试验时应自行对应被试保护屏的端子号。
4.2.2本规程中专业术语、专业名词解释：
4.2.2.1额定交流电流用I N表示(即I N=5A或1A)；
4.2.2.2 额定交流相电压用U N表示(即U N=57.7V)；
4.2.3本规程不包括通信、通道设备的检验。
4.2.4本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容。
4.2.5本规程中标准要求应为最新版本。标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成本规程的条文。随引用标准的修订，本规程相应标准也会被修订。
4.3 试验设备及试验接线的基本要求
4.3.1为了保证检验质量，应使用继电保护微机型试验装置，其技术性能应符合部颁DL/T624—2010《继电保护微机型试验装置技术条件》的规定。
4.3.2在保证检验质量的前提下，为加快检验速度，本规程中的部分检验项目可以采用专用自动调试设备进行检验(在这部分检验项目的检验要求中有专门说明)。
4.3.3试验仪表应经检验合格，其精度应不低于0.5级。
4.3.4试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符合。模拟故障的试验回路，应具备对保护装置进行整组试验的条件。
4.4 试验条件和要求
4.4.1交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》有关规定执行。
4.4.2试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。
4.4.3加入装置的试验电流和电压，如无特殊说明，均指从保护屏端子上加入。
4.4.4为保证检验质量，对所有特性试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数值与整定值的误差应满足规定的要求。
4.5 试验过程中应注意的事项
4.5.1断开直流电源后才允许插、拔插件，插、拔交流插件时应防止交流电流回路开路。
4.5.2存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不干胶封死。
4.5.3打印机及每块插件应保持清洁，注意防尘。
4.5.4调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片，应先查明原因，当证实确需更换芯片时，则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接触可靠。
4.5.5试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片。
4.5.6原则上在现场不能使用电烙铁，试验过程中如需使用电烙铁进行焊接时，应采用带接地线的电烙铁或电烙铁断电后再焊接。
4.5.7试验过程中，应注意不要将插件插错位置。
4.5.8因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复。
4.5.9使用交流电源的电子仪器(如示波器、毫秒计等)进行电路参数测量时，仪器外壳应与保护屏(柜)在同一点接地。
5 检验项目
新安装检验、全部检验和部分检验的项目参见表1。
6 检验要求
6.1保护装置外观及机械部分应无损坏、屏上各部件应固定良好，无松动现象。
6.2二次回路接线应符合设计要求，二次线无损伤、断线、碰线，其屏蔽线、接地线等应可靠接地。
6.3压板连线应符合设计及反措要求。
6.4各切换开关、按钮、键盘应操作灵活可靠。
6.5保护屏上各部分应清扫干净。
6.6保护屏后所有端子连线应保证可靠连接，不能有松动。
6.7装置后通信接口应正确连接到相应的通信设备。
6.8保护装置箱体内各插件应可靠插牢且位置正确。
7 开工准备
7.1 校验准备工作
7.1.1所需图纸资料
PCS-985T、PCS-974AG2变压器控制继电器的厂家说明书
PCS-985T、 PCS-974AG2厂家调试大纲
变压器保护的原理接线图和设计图纸
上次的检修记录，如果是第一次检修，应查看设备安装的原始记录。
7.1.2所需调试设备
保护装置配套仪器、万用表、微机保护试验仪及试验线、电动摇表、0.2级电流电压表、成套工具7.1.3所需材料
棉布、白布、扎带、绝缘胶带、清洗剂
7.1.4备品与备件：CPU插件、电源插件
8 检验项目、步骤、质量标准
8.1 PCS-985T保护装置
8.1.1 检修步骤及工艺方法
8.1.1.1外观及接线检查
按设计者提供的装置背面接线图和端子排图，核对装置接线的正确性，检查箱间电缆联接位置的正确性，检查箱的正确性。
保护装置各模块上的元器件的外观质量、焊接质量应良好,所有模块应插紧。
检查保护装置的内部接线是否有断线、短路、焊接不良等现象，元器件外观是否良好。
核查电源模块的额定工作电压。
电子元件、印刷线路、焊点等导电部分与金属框架间距应大于3mm。
保护装置的各部件固定良好，无松动现象，装置外观应端正，无明显损坏及变形现象。
保护装置的后面端子排连接应可靠，且标号应清晰正确。
按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。
各插件与地板的接触良好，无松动现象。
8.1.1.2保护屏内二次接线检查清扫
对保护装置和回路接线应进行清洁处理,以防爬电、短路等不良现象出现。注意对灰不能用任何溶
剂进行清洗。应先用电吹机进行吹灰，然后用软毛刷轻刷，再吹净。对盘柜内背板插座、端子可以用电吹机吹，不能用任何物体碰触。
对柜子其他部分吹灰应先进行，对保护装置吹灰应放最后。
8.1.1.3绝缘电阻测试。
将所有插件拔出，装入专用的金属膜屏蔽袋中
拆除屏上的全部接地点
断开直流电源、交流电流、电压等回路，并断开保护装置与其他装置的有关连线。
在保护屏端子排处，将所有外部引入的回路及电缆全部断开，并做好记录。在保护端子排内侧用1000V摇表分别测量交流电流回路、直流电源回路、跳闸和合闸回路、开关量输入回路及信号回路各组回路间及各组回路对地的绝缘电阻。绝缘电阻要求大于10MΩ。注：在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组回路都接地。
整个二次回路的绝缘电阻检测：在保护屏端子排处将所有电流、电压及直流回路的端子连接在一起，并将电流回路的接地点拆开，用1000V摇表测量整个回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻应大于1.0MΩ。
8.1.1.4初步通电检查
装置上电后，PCS-985T保护装置首先进行自检。
开关在断开和合上的情况下，分别测试装置电源消失和装置故障接点通断情况。接点状态应有变位。
8.1.1.5逆变电源的检查
时钟和通信的检查。
检查时钟设置各个选项设置正确，保护管理机和对DCS的通信良好。
8.1.1.6软件版本的检查
从装置信息里查看软件的版本号，应与后台机的软件版本号相符。
8.1.1.7定值组的输入和修改
面板键盘的使用和信息内容的调用。
8.1.1.8输入和修改定值
在定值设置中可以对定值查询和设置。
8.1.1.9保护逻辑的整定和修改
通入交流电压和交流电流检查
8.1.1.10实时数值主菜单的使用
在主菜单中模拟量和状态量可以对实时数据进行查询。
8.1.1.11零漂检查
保护装置在没有输入电压和电流的情况下，查看实时值主菜单选项里电流和电压分项，要求零漂值均在0.01I N(或0.05V)以内。检验零漂时，要求在一段时间(几分钟)内零漂值稳定在规定范围内。
8.1.1.12电流电压精度的测试
按图纸上的端子排号通入A、B、C三相电流，分别在0.1In、0.2In、In、5In、10In下测量变压器
各个绕组电流的精确度，从实时值查看的数值应与外部表计的数值测量值的误差应小于5%，三相电压应分别通入70、60、30、5、1V 时测量电压的精确度从实时值查看的数值应与外部表计的数值测量值的误差应小于5%，适当通入单相电压电流检验3U0和3I0的数值精确度。
在试验过程中，如果交流量的测量误差超过要求范围时，应首先检查试验接线、试验方法、外部测量表计等是否正确完好，试验电源有无波形畸变，不可急于调整或更换保护装置中的元器件。 8.1.1.13保护定值的校验 （1）变压器差动保护校验
比例差动校验
该比例差动采用变斜率比率差动特性。
差动电流为经过幅值和相角补偿后所有绕组的电流和。
制动电流为
“比率差动投入”置1，分别从高低压绕组侧通入电流，使差动继电器启动，,注意A 、B 、C 三相应分别通电流试验；对于能输出六相电流的测试仪，只需从两侧分别加入三相对称电流。
二次谐波制动系数校验
从一侧电流回路同时加入基波电流分量（能使差动保护可靠动作）和二次谐波电流分量，减少二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。
差动速断校验
“差动速断投入”置1，从任一侧差动电流回路加入电流是差动启动，同时从另一侧加入电流试验。 CT 断线闭锁校验
“比率差动投入”、“CT 断线闭锁比率差动”均置1。两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“差动CT 断线”信号并闭锁比率差动，但不闭锁差动速断。退掉电流，复归装置才能清除“差动CT 断线”信号。
（2）高压侧相间后备保护校验
将系统参数中保护总控制字“高压侧相间后备保护投入”置1，投入相间后备保护硬压板，依据动作判据分别输入电流基波相量幅值、低电压和负序电压，使其达到动作值。 （3）高压侧接地保护校验
将系统参数中保护总控制字“高压侧接地保护投入”置1，投入高压侧接地后备保护硬压板，加入高压侧零序电流使其达到保护动作值。 （4）高压侧间隙保护校验
m
d I I I ++=...1|
|211
i m
r I I ∑=
装置设有一段零序过电压保护和一段间隙零序过电流保护，在系统参数中保护总控制字“高压侧间隙保护投入”置1，投入高压侧间隙保护硬压板分别加入零序过电压和零序过电流，使其达到保护动作值。
（5）分支后备保护校验
低压侧分支过流保护作为分支引线、低压母线和相邻线路故障的后备，采用复压过流保护，设两段定值，各一段延时。将“X分支后备保护投入”置1（X代表具体的分支），投入X分支后备保护硬压板，分别输入电压和电流，满足动作值。
（6）低压侧分支零序保护校验
低压分支零序电流保护作为变压器低压侧中性点接地运行时的后备保护。设有两段零序过电流保护，零序电流取自变压器低压侧中性点连线上的零序CT。将“A或B侧零序保护投入”置1，投入A或B侧零序保护硬压板，输入低压侧零序电流使其达到保护动作值。
（7）高压侧电缆过流保护校验
高压侧电缆过流保护作为变压器、高压电缆故障的后备，取高压侧开关CT的电流。将“高压侧电缆过流保护投入”置1，投入电缆过流保护硬压板，输入过流速断电流值使其达到保护动作值。
8.2 PCS-974AG2保护装置
8.2.1 检修步骤及工艺方法
8.2.1.1外观及接线检查
按设计者提供的装置背面接线图和端子排图，核对装置接线的正确性，检查箱间电缆联接位置的正确性，检查箱的正确性。
保护装置各模块上的元器件的外观质量、焊接质量应良好,所有模块应插紧。
检查保护装置的内部接线是否有断线、短路、焊接不良等现象，元器件外观是否良好。
核查电源模块的额定工作电压。
电子元件、印刷线路、焊点等导电部分与金属框架间距应大于3mm。
保护装置的各部件固定良好，无松动现象，装置外观应端正，无明显损坏及变形现象。
保护装置的后面端子排连接应可靠，且标号应清晰正确。
按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。
各插件与地板的接触良好，无松动现象。
8.2.1.2保护屏内二次接线检查清扫
对保护装置和回路接线应进行清洁处理,以防爬电、短路等不良现象出现。注意对灰不能用任何溶剂进行清洗。应先用电吹机进行吹灰，然后用软毛刷轻刷，再吹净。对盘柜内背板插座、端子可以用电吹机吹，不能用任何物体碰触。
对柜子其他部分吹灰应先进行，对保护装置吹灰应放最后。
8.2.1.3绝缘电阻测试。
将所有插件拔出，装入专用的金属膜屏蔽袋中
拆除屏上的全部接地点
断开直流电源、交流电流、电压等回路，并断开保护装置与其他装置的有关连线。
在保护屏端子排处，将所有外部引入的回路及电缆全部断开，并做好记录。在保护端子排内侧用1000V摇表分别测量交流电流回路、直流电源回路、跳闸和合闸回路、开关量输入回路及信号回路各组回路间及各组回路对地的绝缘电阻。绝缘电阻要求大于10MΩ。注：在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组回路都接地。
整个二次回路的绝缘电阻检测：在保护屏端子排处将所有电流、电压及直流回路的端子连接在一起，并将电流回路的接地点拆开，用1000V摇表测量整个回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻应大于1.0MΩ。
8.2.1.4初步通电检查
装置上电后，PCS-974AG2保护装置首先进行自检 ,在开关在断开和合上的情况下，分别测试装置电源消失和装置故障接点通断情况。接点状态应有变位。
8.2.1.5逆变电源的检查
时钟和通信的检查。
检查时钟设置各个选项设置正确，保护管理机和对DCS的通信良好。
8.2.1.6软件版本的检查
从装置信息里查看软件的版本号，应与后台机的软件版本号相符。
8.2.1.7定值组的输入和修改
面板键盘的使用和信息内容的调用。
8.2.1.8输入和修改定值
在定值设置中可以对定值查询和设置。
8.2.1.9保护逻辑的整定和修改
通入交流电压和交流电流检查
8.2.1.10实时数值主菜单的使用
在主菜单中模拟量和状态量可以对实时数据进行查询。
8.2.1.11零漂检查
保护装置G60在没有输入电压和电流的情况下，查看实时值主菜单选项里电流和电压分项，要求要求零漂值均在0.01I N(或0.05V)以内。检验零漂时，要求在一段时间(几分钟)内零漂值稳定在规定范围内。
8.2.1.12电流电压精度的测试
在装置的电流端子上加上不超过装置额定值的电流，在装置的菜单中观察CPU和DSP的采样值幅值和相角，其偏差应不超过额定值的5%。
8.2.1.13非电量保护部分整组校验
（1）投入非电量保护软硬压板，通入冷控失电开入量，分别检查在固定延时软控制字投入与不投入的情况下装置的动作情况。
（2）投入非电量保护软硬压板，通入非电量2开入量，检查装置的动作情况。
（3）投入非电量保护软硬压板，通入非电量3开入量，检查装置的动作情况。
8.2.1.14直接跳闸开入校验
（1）通入本体重瓦斯、有载重瓦斯开入，装置应该立即跳闸，观察自检报告并测量相应的出口接点。（2）分别给装置通入本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、本体油位异常、有载油位异常、开关压力释放、本体压力释放、油温高、绕组温高、非电量16 等开入，装置的信号输出接点应该闭合，观察自检报告并测量相应的信号输出接点。
9 工作结束
9.1 工作结束清点人员、工具，收回剩余的材料，清扫工作现场
9.2 恢复安全措施，检查回路
9.3 填写检修工作交底，终结工作票
10 整理试验报告及时归档
4.5 厂用启动/备用变压器部分 4.5.1 设备简介 本厂采用单台发电机—变压器组单元接线，配单台高压厂用启/备变为天威保变电气股份有限公司生产的SFFZ10-40000/220三相幅向双分裂有载调压电力变压器，容量的选择以环境温度为40℃的情况下，变压器能带发电机最大连续出力时的厂用电，且顶部油温温升不超过55K（温度计法测量），绕组温升不超过65K（电阻法测量）为标准，因此300MW机组主变压器按发电机最大连续出力353MVA计，启/备变选择容量为40/25—25MVA，采用（230±8×1.25％/6.3-6.3KV）挡高压侧分接头有载调压。 4.5.2 设备的规范 本厂单台高压厂用启/备变的主要技术参数如下: 产品名称：三相双绕组户外式有载调压分裂电力变压器 产品型号：SFFZ10-40000/220 产品代号：1BB.714.351.1 额定电压：230±8?1.25%/6.3-6.3 kV 额定容量：40/25-25 MVA 额定电流：高压 100.4A，低压 2291A 最高工作电压：高压 252kV，低压 6.9-6.9kV 额定频率：50Hz 短路阻抗（在额定电压和频率下75℃）：18%(半穿越) 联结组标号：YN d11-d11 调压方式：高压末端有载调压，调压范围230±8?1.25% kV 冷却方式：ONAN/ONAF（67%/100%） 极性：减极性 上节油箱吊重：8.1t 总油重：27.8t 带油运输重：75.8t 总重：91.87t 空载损耗、负载损耗、短路阻抗等参数实测值见产品合格证明书或变压器铭牌。 变压器的温升限值 表4.5.1 变压器在最大电流分接运行情况下的温升限值
高压备用变压器保护配置 一、启备变示意图 二、启备变压器差动保护 a、保护原理：启备变压器差动保护的是二次偕波制动的和差式比率制动差动
保护。 但由于变压器高、低压侧的额定电流不 同，为保证差动保护的正确工作，就必须适 当选择两侧TA的变比，使其值等于变压器的 变比，这与发电机差动保护有所不同，因为 发电机差动保护是比较两侧的电流幅值和相 位的，而变压器差动实际上是比较两侧磁势 的相位和幅值的。 变压器和发电机一样，也是按躲过最大 不平衡电流整定的，但变压器差动保护的不 平衡电流远比发电机差动保护大，最主要的 原因：两侧TA变笔不同；变压器合闸时产生 的激磁涌流。 由于变压器合闸时的激磁涌流很大，很难和变压器内部的短路故障区分，为使差动保护躲过激磁涌流，采取了用二次偕波作为制动量。 b、启备变差动保护交流回路（如图）：交流量取自高备变三侧的电流互感器 1TA、14TA、24TA。 c、保护范围：变压器内部及引出线电流互感器1LH、14LH、24LH范围内的 各种短路故障。
三、启备变复合电压过流保护 1、工作原理（常规的变压器复合电压保护） 正常运行时，由于没有负序电压，所以KV2的常闭触点闭合，将线电压加在KV1线圈上，使其常闭接点打开，保护装置不动作。 当发生不对称短路时，出现负序电压且达到KV2的整定值，KV2动作，其常闭接点打开，KV1动作，其常闭接点闭合，启动MK，这时，因电流继电器已经
动作，启动KT，经延时动作于跳闸。 当发生对称三相短路时，在短 路开始瞬间，也会出现短时的负 序电压，则KV1还要动作。当负 序电压消失，KV2返回，但KV1 接于线电压，其返回电压较高， 三相短路时线电压已经降低，故 KV1仍处于动作状态。使KM动 作，同时因电流继电器已经动作， 启动KT，经延时动作于跳闸。 2、启备变高压侧复合电压过流保护交流回路（如图） 启备变高压侧复合电压过流保护电流量取自变电站启备变高压侧开关1DL 与隔离刀闸3G之间的电流互感器2LJ，电压量取自备用段母线电压互感器。作为启备变的后备保护，其保护范围从2LJ向下可一直延伸至备用母线段。 负序电压闭锁元件是利用正序低电压和负序过电压反应系统故障防止保护误动的对称电压测量元件。微机保护中的复合电压闭锁元件是靠软件来构成的，不象常规的变压器复合电压保护需要三只低电压继电器和负序电压滤过器以及过电压继电器，接线很复杂。 复合电压闭锁元件逻辑框图如图：启动判 据是线电压Ua b＜Ub和负序电压U2＞Ud`两个 判据，Ub是母线线电压的低电压定值，Ud`是 负序电压定值，低电压和负序电压超过定值均 可启动启备变管理继电器2BJ。 复合电压闭锁元件中负序电压是按变压器额定电压的0.08倍整定（实际动作电压=4.6V），低电压元件是按额定电压的0.6倍整定（实际负序动作电压=35V）。由此可见，采用复合电压闭锁元件后，提高了变压器过流保护的灵敏度。 当启备变高压侧过流达到额定电流的1.43倍时（既动作电流=0.6A），启动2BJ，2BJ准备动作。只要启动判据线电压Ua b＜Ub或负序电压U2＞Ud`两个判据有一个达到定值，经2.3s延时，2BJ既动作。则：
操作规程编号：YTO-FS-PD591 变电站运行岗位安全操作规程通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
变电站运行岗位安全操作规程通用 版 使用提示：本操作规程文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 1适用范围本规程适用于变电站值班运行人员。 2操作规程 2.1高压运行电工必须经专业安全技术培训考试合格，发给高压电工进网作业许可证，持证上岗操作。实习员工必须在持证电工的监护和指导下才准进行操作。 2.2高压运行电工应掌握电气安全知识，了解岗位责任区域的电气设备性能和操作方法，并具备在异常情况下采取措施的能力。熟练掌握触电急救和事故紧急处理措施。 2.3高压运行电工严禁脱岗，必须严格执行值班巡视制度；检修工作票制度；倒闸操作票制度；工作许可制度；工作监护制度；工作间断、转移、终结制度；交接班制度；安全用具及消防设备使用管理制度和出入登记制度等各项规章制度的规定。 2.4上岗必须穿戴合格的绝缘鞋，必要时应戴安全帽及其它防护用品，所用绝缘用具、仪表、安全装置和工具须检查完好、可靠。禁止使用破损、失效的用具，对不同电
编号：XZ-TC/DQ-20 淮南矿业集团新庄孜电厂2×135M W循环流化床机组#01启备变冲击受电方案 编制单位：安徽新力电业科技咨询有限责任公司 会审单位：淮南矿业集团新庄孜电厂 中电投电力工程有限公司 江苏兴源电力工程监理有限责任公司 安徽电力建设第二工程公司 出版日期： 2009年10月版次：第 1 版
编写：日期审核：日期批准：日期
参加会审单位及人员签名 会审日期: 年月日
目录 1. 系统与设备概述 (4) 1.1 系统概述 (4) 1.2 主要设备参数 (5) 1.3 本次受电系统特殊说明 (5) 2. 方案编写依据 (5) 3. 受电范围和条件及过程安排 (6) 3.1 受电范围 (6) 3.2 受电过程安排及要求 (6) 3.3 受电前准备工作 (6) 3.4 受电应具备的条件 (7) 3.5 受电前及受电过程系统运行方式 (8) 3.6 受电前、后危险点的隔离措施 (8) 4. 受电程序、步骤与工艺控制 (9) 4.1 受电操作步骤 (9) 4.2 工艺质量控制措施 (9) 5. 调试质量标准及检验要求 (9) 5.1 调试质量标准 (9) 5.2 检验要求 (10) 6. 技术记录要求 (10) 7. 职业安全健康、环境管理措施及文明施工 (10) 7.1职业安全健康、环境保护技术措施 (10) 8. 组织分工与职责 (12) 8.1组织 (12) 8.2分工与职责 (12) 9. 附录 附录一：厂用受电操作步骤 附录二：倒送电一次系统图
淮南矿业集团新庄孜综合利用自备电厂以大代小技改工程 #01启备变冲击受电方案 1. 系统与设备概述 1.1 系统概述 淮南矿业集团新庄孜综合利用自备电厂以大代小技改工程采用2×135MW循环流化床机组，两台机组均采用发-变组单元接入本厂新建的220kVGIS配电装置。220kV 系统采用双母线接线，专用母联，由两条新建线路与系统连接。 本期两台机组共采用一台容量为28/28MVA启备变。电源取自本厂的220kV母线，为全厂提供启动/备用电源。 厂用设备采用6kV和380V两级供电。单元机组配置一台与启备变同容量双圈变作为高压厂用变，其电源从发电机离相封闭母线T接；高厂变次级绕组同时为机组的6kVA、B两段工作母线提供电源。 本厂不设立独立的6kV高压公用电源，主要公用负荷及低压公用变电源均取自机组的6kV工作段母线。6kV系统采用中阻接地。 380/220V厂用电系统均采用动力中心PC和电动机控制中心MCC的供电方式。380系统中性点直接接地。 本期工程采用炉、机、电集中控制方式，使用一个集中控制室。发变组、厂用电系统、UPS系统、直流系统等电气设备和系统纳入DCS监控范围。监视对象主要包括发变组、厂用电系统、高、低压厂变等保护和自动装置的动作信号、各设备的状态信号、异常运行信号以及各设备的主要运行参数和越限报警等；控制对象主要为发变组、厂用电系统、6kV工作段工作电源、6kV工作段备用电源、380V母线段工作电源、分段断路器的控制等。 本工程6kV厂用电系统采用微机数字保护测控装置。每段6kV母线配置一套厂用电快切装置，该装置能满足手动切换和自动切换的要求。
启备变非电量保护报告..
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厦门东部燃气电厂 启备变非电量保护电气试验报告 检修部电气专业 2011-11-22
目次 1................................................................. 范围1 2....................................................... 规范性引用文件1 3................................................................. 总则1 4............................................................. 检验项目5 5............................................................. 检验内容8
1范围 本规程规定了RCS-915AB型微机母线保护装置的检验内容、检验要求和试验接线。 本规程适用于基建、生产和运行单位继电保护工作人员进行RCS-915AB型微机母线保护装置的现场检验。 2规范性引用文件 下列文档中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文档，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文档的最新版本。凡是不注日期的引用文档，其最新版本适用于本规程。 （87）电生供字第254号继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 GB 7261-2000 继电器及继电保护装置基本试验方法 GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T624-1997 继电保护微机型试验装置技术条件 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 国家电网生技[2005] 400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行） 调继[2005] 222号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行） 继电保护专业重点实施要求 3总则 3.1检验要求 在进行检验之前，工作（试验）人员应认真学习GB 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》以及本规程，理解和熟悉检验内容和要求。 3.2本规程的有关编写说明 （1）本规程中所用的保护装置端子号，在整屏试验时应自对应被试保护屏的端子号。 （2）本规程中额定交流电流用In表示，额定交流相电压用Un表示。 （3）本规程不包括通信、通道设备的检验。 （4）本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容。 （5）按照《福建省电网继电保护及安全自动装置检验周期时间及检验项目规定》（闽电调[2006]1274号）检验周期规定，新投入运行后一年内必须进行首次检验（以下简称首检），以后每隔6年进行一次全部检验（以下简称全检）；每隔3年进行一次部分检验（以下简称部检）。 3.3试验设备及试验接线的基本要求
聊城信源集团有限公司郝集电厂机组黑启动工程 启备变低压侧分支改造 箱式开关室及6kV开关柜 技术规范书 2016年 12月 目录
附件1 技术规范 (2) 附件2 供货范围 (17) 附件3 技术资料和交付进度 (19) 附件4 交货进度 (22) 附件5 设备监造（检验）和性能验收试验 (23) 附件6 技术服务和设计联络 (26) 附件7 分包与外购 (28) 附件8 未达设备技术性能的违约责任 (29) 附录 (30)
附件1 技术规范 1 总则 1.1本技术规范仅适用于聊城信源集团有限公司郝集电厂机组黑启动工程#01、#02 启备变低压侧分支改造新开关室及6kV开关柜本体、辅助设备，它包括箱式开关柜、开关本体及辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2本技术协议提出的是最低限度的要求，并未对一切细节做出规定，也未充分引述 有关标准和规范的条文，供方保证提供符合本技术协议和有关最新工业标准的产品。 1.3本工程为EPC工程，投标方需完成开关柜配电室设计及开关柜及辅助设备的设 计、供货、安装、调试等一系列工作。 1.4在商务合同签订生效之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一 些补充要求，具体项目由供、需双方共同商定。 1.5本技术协议所使用的标准如遇与供方所执行的标准不一致时，以较高标准执行。 1.6如供方没有对本技术协议提出书面异议，需方则可认为供方提供的产品完全满足 本技术协议的要求。 1.7供方在业绩表中应详细说明所使用的设备、实现的功能等情况。供方必须是具有 设计、制造及同类型工程三个及5年以上良好运行业绩，并在安装、调试中未发现设备质量问题的设备制造厂商。 1.8供方对成套系统设备(含辅助系统与设备)负有全责，即包括分包(或采购)的产 品。分包(或采购)的产品制造商应事先征得需方的认可。 1.9本技术规范经讨论形成技术协议并经供、需双方签定后，与设备招（议）标中的 招标文件、供方投标书以及技术澄清文件一起作为设备采购合同的附件，与合同具有同等效力。 1.10本工程采用KKS标识系统。供方提供的技术资料（包括图纸）和设备应标识有 KKS编码。 2 工程概况 2.1 工程概况 聊城信源集团有限公司郝集电厂装机容量为1420MW，一期2台360MW亚临界燃煤发电
变电站运行操作规程 目录 第一章送电线路停送电的操作 第二章母线停送电的操作 第三章电力系统并列和解列的操作 第四章验电及装设接地线的操作 第五章继电保护和自动装置投停的操作 第六章新设备投入运行的程序 第七章断路器的投停操作 第八章隔离开关的操作 第九章变压器的投退操作 第十章电压互感器投退操作 第十一章电流互感器投退操作 第十二章电容器的投退操作 第十三章变电站综合自动监控装置的操作 序言 变电站倒闸操作是一项十分复杂的,重要的工作.为了防止误操作事故的发生,保证电力系统的安全生产,
经济运行.本规程根据有关规程及本公司<<变电运行管理>>的有关制度规定,结合我县变电站实际情况制定.如对本规程有异议或建议.请及时上报. 变电站运行值班员应严格遵守倒闸操作制度及本规程的规定. 第一章送电线路启停的操作 1.在启用送电线路前应先投入其控制回路的熔断器和继电保护装置,新设备投入或带有极性的保护装置校验后投入运行时,应先将该保护装置投入,待设备带负荷后,申请调度退出保护装置,测保护电流相量正确后再将保护装置投入. 2 .在合闸操作时,为先检查断路器在断开位置,先合上母线侧隔离开关,后合上负荷侧隔离开关,再合断路器. 3 .当小电流接地系统发生单相接地时,首先检查本站设备有无接地情况.用试断.合断路器,寻找单相接地线路时,事先得到调度批准,应注意监视电压表判断是否该项线路接地. 第二章母线停送电操作 1.母线停送电备用 1).断开接至该母线上的所有断路器(先断开负荷侧,后断电源侧).
2).可不拉开母线电压互感器和接至该母线上的所用变压器隔离开关,但必须取下电压互感器低压侧熔断器熔丝,拉开所用变压器低压侧隔离开关. 2.母线停电检修 1).断开接至该项母线上的所有断路器 2).拉开所有断路器两侧的隔离开关,将母线电压互感器和接至该母线上的所用变压器从高.低压侧断开. 3).在母线上工作地点验电接接地. 第三章电力系统并列和解列的操作 1.两系统并列时应符合下列条件: 1),相序.相位相同. 2)电压.频率相等 允许电压最大差值,一般35KV以上不超过10%,10KV及以下不超过5%,电压调整范围不得超过额定电压上.下限的规定.频率误差不得超过+0.5HZ,高调整时期的最低频率不得低于48.5HZ. 2.解列操作 必须将解列线路的有功功率,无功功率调整至最小,解列后的两个系统的频率.电压在允许范围内,才能进行解列操作. 3.解环和合环注意事项: 1)相序.相位应相同.新设备投入或检修后,应核相.
汽轮机试题 汽轮机危急保安系统作用及配有哪几种形式动作定值为多少 我厂汽轮机旁路系统采用哪种形式，容量为多少 我厂高、低压旁路联锁关闭条件以及开启条件 高压旁路为什么现开减压阀再开减温水而低压旁路先开减温水后开减压阀ETS保护有哪些，定值多少 哪些情况做高压遮断电磁阀试验，如何做 哪些情况做抽气逆止门活动试验，如何做 主汽门、中联门活动试验条件有哪些，如何做 什么情况下做注油试验，如何做 超速试验条件 锅炉过热器、再热器打水压汽机侧措施如何做以及注意事项 真空严密性实验条件及试验标准，如何做 主汽门、调速汽门严密性试验如何做，试验标准 机组禁止启动条件 机组高缸预暖条件暖缸注意事项 机组冲车条件有哪些- 机组冲车参数如何选择 汽轮机启动注意事项 机组停运前准备工作有哪些 防进水保护动作条件 凝结水系统投入前的检查 汽轮机有哪些超速保护动作值是多少 主机润滑油低油压联锁保护如何做，写出相关联锁定值 汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机 写出高压内下缸温度340℃时机组启动送轴封全过程 空冷凝汽器排汽背压升高原因，现象及处理 密封油箱油位低的危害，如何调整 高加由检修转运行操作步骤 高压加热器检修措施 高压加热器运行中维护项目 加热器紧急停运条件 高压加热器紧急停运操作步骤 哪些情况禁止投运加热器，及加热器投停原则 轴封系统投运前的准备 抽真空旁路作用开关逻辑 发电机进油的现象、原因、及处理 密封油系统有哪几种运行方式，各种方式应注意哪些项目 机组运行中给水泵组检修后如何通水恢复备用 机组运行中给水泵组更换心包如何做检修措施 主机冷油器切换操作及注意事项 密封油系统投运前检查项目
目录 1）#01启备变主保护 1．1：启备变比率制动式纵差保护 1．2：. 启备变瓦斯保护 2）启备变高压侧后备保护 2．1：启备变复合电压过流保护 2．2：启备变相电流速断保护（高压侧） 2．3：启备变零序电流保护 3）启备变A、B分支保护 ３.1：启备变A、B分支复合电压过流保护 3．2：启备变A、B分支限时速断保护 附：#01启备变GCST31A-311/JS型微机保护定值说明
#01启备变保护整定 1）#01启备变主保护 1.1启备变差动保护 一、保护配置： 装置型号：CST31A 电流互感器：启备变高压侧CT ： 6LH 200/5 △接线（实际取200抽头） 启备变低压侧A 分支CT ：11LH 3000/5 Y 接线 启备变低压侧B 分支CT ：13LH 3000/5 Y 接线 该保护采用二次谐波制动原理的比率差动保护。11LH （3000/5） 二、整定计算： （1）平衡电流 A U S I e B 4.10023034031=?= = A U S I e B 7.36653 .634032=?= = 6LH ：35.45 /2004 .10031=?== LH B jx b K I K I ，取4.4（注：取200抽头） 11LH ：1.65 /30007 .366512=?== LH B jx b K I K I ，取6.1 A 13LH: 1.65 /30007 .36651'2=?==LH B jx b K I K I (2)依高压侧为基准 A 分支平衡系数：I b2/ I b1=0.712 B 分支平衡系数：I ’b2/ I b1=0.712 （3）比率差动元件的动作值 I dz ·jmin =K k (K fzq ·K tx ·K fi +△U)I e ·b =1.5×（2×0.5×0.1+9×0.015）I e ·b
仅供参考[整理] 安全管理文书 电厂启备变及厂用带电安全控制措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共10 页
电厂启备变及厂用带电安全控制措施 1 一般规定： 1.1带电前经过质检中心站监检合格，确认具备带电条件。带电方案经过试运指挥部批准，明确指挥系统和参加人员，并组织交底，明确责任。带电范围内场地平整，道路畅通，所有孔洞、沟盖盖好。照明、通风系统能满足带电要求。 1.2带电范围的一、二次电气设备，已全部安装完毕，符合设计及规程要求，并经质量检查部门验收合格。本次带电范围内的电气设备的电气试验及二次设备的调试工作已全部按有关标准完成；继电保护装置已按有关部门提供的整定值进行整定完毕；各开关刀闸的合、分操作、保护传动试验及信号回路正确。 1.3带电前，测量带电范围内变压器、母线、开关、刀闸的绝缘电阻应符合电气设备交接试验规程要求。检查并紧固所有二次回路端子接线螺丝，严防CT回路开路，PT回路短路。带电设备的外壳接地应完善可靠。 1.4所有参加厂用电系统带电的工作人员，必须服从试运指挥部的统一指挥和值长的调度命令，不得擅自进行操作和试验工作。带电过程中的所有操作要严格按照带电方案的要求进行，发现问题要及时向试运指挥部汇报，发生危急人身和设备安全的情况时应采取果断措施终止带电工作。 1.5参加厂用电系统带电的工作人员，进入带电现场必须严格执行《电业安全工作规程》的有关规定，正确使用安全工器具、安全防护用品和劳动保护用品。进入现场前各部门、各班组（值）都要进行安全交底和安全教育，分析存在的危险因素，布置安全措施和安全注意事项。 第 2 页共 10 页
编号：SM-ZD-43241 变电站生产安全操作规程Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改
变电站生产安全操作规程 简介：该规程资料适用于公司或组织通过合理化地制定计划，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，明确执行目标，工作内容，执行方式，执行进度，从而使整体计划目标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 1、变电站工作人员要严格遵守电业局有关安全操作规程，无证人员不得操作变电站设备，有证人员按相应等级操作。 2、进线带电时的隔离开关操作，母线带电时的高压手车操作，必须穿绝缘鞋，带绝缘手套。 3、在电气设备上进行倒闸操作时，应遵守“倒闸操作票”制度及有关安全规定，并严格按程序操作。 4、变压器、电容器等变、配电装置在运行中发生异常情况不能排除时，应立即停止运行。 5、电容器在重新合闸时，必须时断路器断开，将电容放电。 6、隔离开关接触部分过热时，应断开断路器，切断电源。不允许放电时，则应降低负荷并加强监视。 7、在变电台上停电检修时，应使用工作票。如高压侧停
电，则负责人应向全体工作人员说明线路有电，并设专人监护。 8、所有的高压设备，应根据具体情况和要求，选用含义相符的标牌，并悬挂与适当的位置上。 9、所有操作必须两人以上（含两人）时进行，严禁单人操作。 10、操作 1）变配电装置的工作电压，工作负荷和控制温度应在额定值的允许变化范围内。 2）操作人员必须熟悉35KV和10KV系统的一次接线图，熟悉掌握二次原理图的看法，并能熟练依次进行故障的分析和处理。 3）操作人员应每班对变配电室内的主要电器设备巡视两次，并做好运行日志。 4）变配电装置在运行中发现因气体继电器或继电保护动作跳闸，电容器或电力电缆的继电器跳闸时，在未查明原因前不得重新合闸运行。 5）操作人员应按时记录电气设备的运行参数，并记录有
1主变、高厂变、高公变及#1启备变 1.1设备概况 1.1.1每台机组均设一台主变，在发电机出口分别接一台高厂变、一台高公变，带6KV 厂用及公用负荷。同时设一台#1启备变，作为两台机组6KV段的备用电源。主 变由常州东芝变压器厂提供，高厂变、高公变均为无载调压变压器，#1启备变 为有载调压变压器，均由特变电工衡阳变压器厂提供。 1.2设备规范 1.2.1变压器技术参数 表1变压器技术参数
1.2.2变压器套管CT技术参数 表2变压器套管CT技术参数 1.2.3变压器分接开关技术参数 表3变压器分接开关技术参数
1.2.4.1主变冷却器 a)共配置7组冷却器，每组冷却器配置3台冷却风扇和1台潜油泵。 b)冷却装置采用低噪声的风扇和低转速的油泵，有过载、短路和断相保护。 c)冷却装置进出油管装有蝶阀，潜油泵进出口油管装有蝶阀。 d)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任选一路“工作”或“备用”。工作电源 断相或失压时能自动切换至备用电源。 e)每组冷却器通过切换开关可运行在“工作”、“辅助A1”、“辅助A2”、“备用”、“停 止”状态。工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。辅助A1， 冷却器按变压器线圈温度大于55℃或负荷大于75%自动启动，小于45℃停止。 辅助A2，冷却器按变压器线圈温度大于65℃或负荷大于85%自动启动，小于55℃ 停止。. f)冷却器全停延时1min报警。冷却器全停延时30min后若顶层油温高于75℃则变 压器跳闸。否则，冷却器全停延时60min变压器跳闸。 g)冷却器熔断器用途说明如下：FU1、FU2动力电源A监视继电器回路。FU3、FU4 动力电源B监视继电器回路。F1动力电源A交流接触器回路。F2动力电源B 交流接触器回路。F3辅助/备用自动回路。F4故障信号指示灯回路。F5、F6110V 直流控制回路。F7、F8110V直流信号回路。QA加热器回路。各组冷却器动力 箱FC1～FC7各组冷却器接触器回路。 h)当投入备用电源、备用冷却装置，冷却器跳闸、潜油泵发生故障时，均发出信号。 i)冷却器控制箱内设加热驱潮装置，可根据温度和湿度自动投入。 1.2.4.2高厂变、高公变冷却器 a)高厂变12组散热片共分6组，每组冷却器配置1台冷却风扇。 b)高公变变4组散热片共分2组，每组冷却器配置1台冷却风扇 c)冷却装置采用低噪声的风扇，有过载、短路和断相保护。 d)冷却装置进出油管装有蝶阀。 e)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。工作电源断 相或失压时能自动切换至备用电源。 f)全部冷却器组通过切换开关可运行在“自动”、“手动”状态。冷却器自动方式下， 可按顶层油温或负荷电流延时启动和停止相应冷却器。 g)高厂变在自动情况下， h)当顶层油温（油温度计1）达60℃时，启动1、3、5组冷却器，当温度低于50℃ 停止1、3、5组冷却器运行。 i)当顶层油温（油温度计2）达70℃时，启动2、4组冷却器，当温度低于60℃停 止2、4组冷却器运行 j)。当投入运行的冷却器任一热继电器（FR）动作跳闸，第6组冷却器自动启动。
变电站安全操作规程 1、目的：严格执行操作规程，加强电力生产管理，规范工作人员的行为，保证变电站及其相应的配电设施运行安全，维持生产的延续性和稳定性。 2、适用范围： 适用于本厂变电站及相应的配电设施操作。 3、操作规程： 3.1工作人员要求： 3.1.1经医师鉴定，无妨碍工作的病症（体格检查每两年至少1次）。 3.1.2运行管理人员必须经过安全技术培训，经有关部门考核考试合格，持有国家认可并在有效期内的操作证方可独立操作，未经专门训练或考试不得单独操作。 3.1.3协助作业人员必须具备必要的电气知识和业务技能，且按工作性质，熟悉本规程的相关部分，并经考试合格。 3.1.4具备必要的安全生产知识和紧急救护知识（特别是触电急救知识）。 3.2工作现场的基本条件： 3.2.1变电站及其相应配电设施现场的工作条件和安全设施等应符合有关标准、规范的要求，工作人员的劳动防护用品应合格、齐备。 3.2.2现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求。 3.2.3工作人员应被告知其作业场所和工作岗位存在的危险因素、防范措施及事故紧急处理措施。 3.3任何人发现有违反本规程的情况，应立即制止，经纠正后才能恢复作业。工作人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业，在发现直接危及人身、变电站及下属电网安全的紧急情况时，有权停止作业或在采取可能的紧急措施后撤离工作场所，但应立即向主管报告。 3.4变电站及其配电设施工作时的基本要求： 3.4.1一般安全要求： 3.4.1.1运行人员应熟悉要运行的电气设备，单独值班人员或运行负责人还应有相应的实际工作经验。 3.4.1.2室内母线分段部分、母线交叉部分及部分停电检修易误碰有电设备的，应设置有明显标志的永久性隔离挡板（护网）。 3.4.2变电站及配电设施的巡视： 3.4.2.1建立并逐步定期变电站及配电设施的巡视制度。 3.4.2.2经本单位批准允许单独巡视变电站及配电设施的人员必须按照规定定时巡视，并按照规定予以正确全面的记录变电站的运行参数。
第4章变压器系统 4.1变压器设备概述 4.1.1本期#1、#2机组各设一台主变，分别通过发电机-变压器-线路组型式接入新建的330kV母线配电装置。每台机组设一台高厂变，高压侧从发电机出口接入，低压侧作为本机组6KV厂用段负荷的工作电源。两台机组共设一台高压启备变，高压侧电源接引自老厂110KV母线，低压侧作为两台机组6KV厂用段的备用电源。 4.1.2主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的三相双绕组强迫油循环风冷无励磁变压器，型号为SFP-400000/330。厂高变为山东电力设备有限公司生产，型号SFF-45000/20，冷却方式自然油循环风冷/自冷。启备变由保定天威集团特变电气有限公司生产，户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器，型号为SFFZ-35000/110，冷却方式自然油循环风冷/自冷。 4.2变压器设备技术规范 4.2.1主变压器技术规范 变压器生产厂家特变电工衡阳变压器有限公 司 变压器生产日期 型号SFP-400000/330 额定容量400MVA 型式户外、三相双绕组强迫油循环 风冷无励磁变压器 最高工作电压(高压侧/低压侧) （KV） 363/20 额定电压(高压侧/低压 侧)（KV） 363±2×2.5%/20 额定电流(高压侧/低压侧)（A）636.2/11547 短路阻抗 15％(短路阻抗误差不超过 ±3%) 调压方式无激磁调压冷却器台数4+1 连接组标号YN,d11 调压范围363±2×2.5% 效率99.74% 中性点接地方式经接地刀闸直接接地额定频率（HZ）50 冷却方式强迫导向油循环风冷 （ODAF） 相数 3 绕组绝缘耐热等级 A 损耗空载损耗(kW) 195 负载损耗(kW) 845 附件损耗(kW) 40 4.2.2启备变技术规范 变压器生产厂家保定天威集团特变 电气有限公司 生产日期 型号SFFZ-35000/110 型式户外、三相、铜绕组油浸式带分裂绕组有载调压变压器
发电厂的启备变运行方式探讨 摘要本文针对发电厂的启备变采用冷备用方式后，就厂用电快速切换时间，空载合闸励磁涌流两个方面进行了分析，提出了启备变采用冷备用方式的可能性和具体增加的设备接线。 关键词空载；冷备用；励磁涌流；剩磁；偏磁 中图分类号TM96 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)062-0178-01 启备变是发电厂内重要的变压器之一，它的主要作用是在机组启动的过程中，从系统获得电能，为厂用电系统提供机组启动时所需要的电能，在机组正常运行时，作为厂用电工作电源的备用电源。鉴于启备变在发电厂内的作用，启备变绝大部分时间处于空载运行状态，尽管变压器本身的效率很高，一般能达到99%以上，但长期充电空载运行既影响变压器的使用寿命，又造成很大的空载损耗的浪费。既然启备变长期处于空载运行状态，能否考虑启备变冷备用，当机组启动过程中，或厂用电工作电源失电，切换到备用电源时，投入启备变，其它时间启备变正常处于不带电状态，即冷备用状态。若启备变冷备用，人们一般担心：厂用电快速切换能否实现，如何控制启备变空载合闸励磁涌流。 1 启备变备用方式与厂用电切换的关系 厂用电快速切换时间涉及到两个方面，一是断路器固有合分闸时间，二是快切装置本身的动作时间。启备变高压侧断路器合闸时间一般不大于65 ms，低压侧断路器合闸时间一般不大于 70 ms。现在，厂用电快切换装置普遍采用微机型，快切装置本身的固有动作时间包括硬件固有动作时间和软件最小运行时间，一般可小于12 ms。 如图1所示，6 kV工作段正常时由高厂变供电，启备变热备用时，断路器1DL，2DL合闸状态，3DL分闸状态，快切装置启动后，合断路器3DL，分断路器2DL；启备变冷备用时，断路器2DL合闸状态，1DL，3DL分闸状态，快切装置启动后，合断路器1DL，3DL，分断路器2DL；启备变冷备用与热备用相比较，就切换时间而言，不会增加切换所需时间。启备变热备用时能够满足快切要求，同样，冷备用时也能够满足快切要求。 2 启备变空载合闸励磁涌流的消除方法 启备变采用冷备用方式，当机组出现事故时，由快切装置同时给启备变高压侧、低压侧断路器发送合闸命令，这时需要考虑启备变空载合闸励磁涌流能否影响启备变投入的成功性。 变压器励磁涌流产生的成因是：当变压器任何一侧发生电压骤增时，基于磁链守恒定律引起的瞬变过程产生偏磁导致铁心过度饱和，进而使变压器励磁电流急剧增大，其数值可达正常运行空载电流的数倍。由于变压器绕组电阻R的存在，因此励磁涌流会按时间常数τ=L/R衰减，L为绕组的电感，励磁涌流的衰减速度与变压器的参数有关。 铁磁材料磁化后，当外施磁势消失，铁磁材料内的磁通并不是零，而是有一部分剩余，这个剩余的磁通就称为剩磁，理论证明变压器剩磁极性和数值与断开电源时的分闸相位角有关，偏磁的极性和数值则与施加电源时的合闸相位角有关。因此，通过获取分闸角的数值来决定下次合闸时合闸角的方法，就可以做到电压骤增时励磁涌流的极性和数值可控。
山西京玉发电有限责任公司电气操作票 值编号 命令操作时间：年月日时分操作终了汇报时间：日时分 操作任务01启备变由运行转检修 状态由运行状态转换为检修状态 √顺序操作项目操作时间1接值长令：01启备变由运行转检修 2在微机五防系统上模拟预演正确 3检查1号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 4检查2号发变组运行正常，发电机负荷在60MW以上 5在1号机DCS画面检查厂用6KV 11段备用电源进线开关10BBA03在断开状态 6在1号机DCS画面检查厂用6KV 12段备用电源进线开关10BBB03在断开状态 7在2号机DCS画面检查厂用6KV 21段备用电源进线开关20BBA03在断开状态 8在2号机DCS画面检查厂用6KV 22段备用电源进线开关20BBB03在断开状态 9在NCS上断开01启备变210开关 10在NCS检查210开关确已断开，启备变有功为零，电流为零 11检查1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03确在断开位 12将1号机6KV 11 段备用电源进线开关10BBA03切换至“就地”位置 13将1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03摇至“试验”位 14断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的储能电源开关QF1 15断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的控制电源开关QF2 16断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的装置电源开关QF3 17断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的多功能电源开关QF4 18断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的交流电源开关QF5 19断开1号机6KV 11段备用电源进线开关10BBA03的保护电压开关QF6 备注： 值长：值班负责人：监护人：操作人：、
#01启备变停运期间保证安全措施 我公司计划于4月20日进行#01启备变春检工作，在启备变停运期间，由于厂用电无备用电源，一旦机组掉闸，同时将造成该机组厂用电中断，当值运行人员在启备变停运期间，要对照以下措施认真执行： 一、运行方式： 1.两台机组正常运行，厂用电系统为正常运行方式。 2.#01启备变检修，10kV厂用系统无备用电源。 二、注意事项： 1.值长要加强对现场设备检修及操作的总体控制，在#01启备变检修期间，无特殊情况，不安排公用系统设备的切换和检修，尽量不安排高压电机启动。 2.现场停止一切不必要的检修工作，尤其是在机组控制系统上的工作，改到其它时段进行。 3.运行人员要加强运行操作及调整的监护，防止误操作的发生。 4.负荷高时，严格按规定控制真空和再热汽压，加强空冷变压器温 度监视。 三、防范措施： 1.每班三次全面检查#1、#2发变组系统及10kV各工作电源运行情况，及时发现设备异常，及时联系处理解决。 2.对#1、#2高压厂用变运行情况要特别加强监视，及时记录上层油温及负荷情况，并检查主变、脱硫变工作正常。 3.对10kV工作电源开关电流严格控制在1500A以下，必要时调整辅机运行方式，使每台机两段10kV负荷电流尽量平均分布。 4.对机炉设备运行异常要及时采取措施，必要时可降负荷运行，尽最大可能避免机组停运。 5.做好厂用电系统运行方式的检查，保证运行方式合理；尤其是分段运行的母线，所带负荷要平均分配。 6.加强直流、保安、UPS系统的运行检查，室内温度高时及时联系
采取降温措施。并加强蓄电池组的检查，保证良好的通风和照明，并做好防火防爆工作，以确保事故电源的可靠。 7.检查#1、#2柴油发电机组备用正常，各信号灯、表计指示等正常，机械部分完好，如发现缺陷及时通知设备部相关专业人员迅速检查处理。 8.厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、辅机循环水泵等）电动机事故按钮装置应完好，保护罩可靠，以防误碰造成停机事故。 9.加强电缆夹层、电缆槽盒的检查，特别是炉房内电缆竖井和槽盒，以及靠近热管道容器附近电缆的完好情况，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。 10.各配电室内电气设备的停、送电工作应严格执行倒闸操作制度，做好防止走错间隔、误停电或误送电引起设备事故的措施。 11.4月19日前夜暂停低负荷给水泵单泵及三磨运行措施。 12.4月19日前夜班值长联系尽可能上煤质较好的煤，避免因煤质差造成灭火停机厂用电中断事故。同时严格执行部门防止灭火的锅炉稳燃措施。 13.随时了解公用系统设备运行情况，如空压机、燃油泵等，保证负荷及运行方式合理。 四、应急措施： 若发生一台机组掉闸情况，当值人员应按厂用电中断事故进行处理，并立即采取如下措施： 1.检查直流事故油泵(润滑油、密封油)自动联起，否则手动启动，检查主机润滑油压、油氢差压正常；若密封油压无法维持发电机氢压，立即开启发电机排氢门进行事故排氢，同时充二氧化碳排氢；现场严禁明火，全部开启机房屋顶风机。 2.检查UPS电源切换为直流电源带且工作正常。 3.检查柴油发电机组自动启动并接带机、炉保安MCC，否则就地检
变电站运行操作规程 目录第一章送电线路停送电的操作 第二章母线停送电的操作 第三章电力系统并列和解列的操作 第四章验电及装设接地线的操作 第五章继电保护和自动装置投停的操作第六章新设备投入运行的程序第七章断路器的投停操作第八章隔离开关的操作第九章变压器的投退操作第十章电压互感器投退操作第十一章电流互感器投退操作第十二章电容器的投退操作第十三章变电站综合自动监控装置的操作序言 变电站倒闸操作是一项十分复杂的,重要的工作.保证电力系统的安全生,为了 防止误操作事故的发生 产,经济运行.本规程根据有关规程及本公司<<变电运行管理>>的有关制度规定,结合我县变电站实际情况制定.如对本规程有异议或建议.请及时上报. 变电站运行值班员应严格遵守倒闸操作制度及本规程的规定. 送电线路启停的操作第一章 1. 在启用送电线路前应先投入其控制回路的熔断器和继电保护装置,新设备 投入或带有极性的保护装置校验后投入运行时,应先将该保护装置投入,待设备带负荷后,申请调度退出保护装置,测保护电流相量正确后再将保护装置投入. 2 .在合闸操作时, 为先检查断路器在断开位置,先合上母线侧隔离开关,后合上负荷侧隔离开关,再合断路器. 3 .当小电流接地系统发生单相接地时, 首先检查本站设备有无接地情况.用试断.合断路器,寻找单相接地线路时,事先得到调度批准,应注意监视电压表判断是否该项线路接地.
第二章母线停送电操作 1. 母线停送电备用 ). 后断电源侧,先断开负荷侧(断开接至该母线上的所有断路器1).2).可不拉开母线电压互感器和接至该母线上的所用变压器隔离开关,但必须取下电压互感器低压侧熔断器熔丝,拉开所用变压器低压侧隔离开关. 2. 母线停电检修 1) .断开接至该项母线上的所有断路器 2) .拉开所有断路器两侧的隔离开关,将母线电压互感器和接至该母线上的所用变压器从高.低压侧断开. 3) .在母线上工作地点验电接接地. 第三章电力系统并列和解列的操作 1. 两系统并列时应符合下列条件: 1) ,相序.相位相同. 2)电压.频率相等 允许电压最大差值，一般35KV以上不超过10%,10KV及以下不超过5%,电压调整范围不得超过额定电压上?下限的规定?频率误差不得超过+0.5HZ高调整时期的最低频率不得低于48.5HZ. 2. 解列操作 必须将解列线路的有功功率,无功功率调整至最小,解列后的两个系统的频率电压在允许范围内,才能进行解列操作. 3. 解环和合环注意事项: 应核相,新设备投入或检修后.相位应相同.相序1）．