PAGE100PAGE99PAGE22013年-12月-01日發布2012013年-12月-01日發布2014年-01月-01日實施上海電力股份有限公司工程分公司東臺光伏電站運行規程（試行）編號目錄TOC\o"1-1"\h\z\u電池組件運行規程 3匯流箱運行規程 8逆變器運行規程 14變壓器運行規程 22升壓站系統運行規程 44站用配電裝置運行規程 71繼電保護及自動裝置運行規程 77直流控制電源運行規程 85交流控制電源（UPS）運行規程 92附：定義和術語 96

電池組件運行規程1概述1.1東臺光伏電站采用多晶硅電池組件。采用分塊發電、集中并網方式，電池組件選用240Wp規格。安裝方式為固定式，安裝角度為27°。每1MW為一個發電單元，共50個發電單元。每1個發電單元配置一座2個500kWp陣列逆變器組構成逆變室及升壓變，每個電池板陣由40塊電池組件構成（上下兩排，每排20塊電池組件），每20塊電池組件組成一串，輸出電壓596V；輸出功率4800W。每個陣列逆變器組由至少220路太陽電池組串單元并聯而成。1.2太陽電池組串按單元輸入防雷匯流箱經電纜接入直流配電柜，然后經光伏并網逆變器和交流防雷配電柜接入35kV/0.3kV升壓變及配電裝置升壓后送至本光伏電站的35kV升壓站。2規范性引用文件2.1《電業安全工作規程（發電廠和變電所電氣部分、電力線路部分）》。2.2設備產品使用說明書及有關技術文件。3電池組件的技術參數：（見表1）表1電池組件技術參數生產廠商單位江蘇蘇美達能源工程有限公司太陽能電池組件型號PS240P-20/U標準功率W240組件效率14.43%開路電壓(Voc)V37短路電流(lsc)A8.26工作電壓（Vmppt）V29.8工作電流(Imppt)A7.72峰值功率溫度系數%/K-0.45開路電壓溫度系數%/K-0.35短路電流溫度系數%/K0.05組件尺寸A×B×C1650×992×40重量kg19.5玻璃3.2mm高透光太陽能玻璃工作溫度℃-45～+85額定工作溫度℃46(±2℃)框架陽極氧化鋁接線盒防護等級IP65電纜/連接器4.0mm2×l000mm光伏技術電纜質保5年工藝保證10年質保，90%輸出功率25年質保，80%輸出功率4運行規定4.1電池組件在運行中應保持表面清潔，出現污物及時進行清洗擦拭。清潔時可用清水清洗，再用干凈抹布擦干，勿劃傷表面。切勿用腐蝕性溶劑或硬物沖洗擦試。4.2電池組件在運行中不得有物體長時間遮擋。4.3電池組件表面出現破裂應及時進行更換。4.4在更換電池組件時，必須斷開與之相應的匯流箱開關、支路保險及相連電池組件接線。4.5電池組件間連接插頭出現燒損需更換時，必須斷開與之相應的匯流箱開關、支路保險及相連電池組件接線。除以上安全措施外，工作人員需使用絕緣工器具，做好安全措施后方可進行工作。4.6在更換完電池組后，必須測量開路電壓，并進行記錄。4.7定期在監控對每一串電池組件電流進行監測，對偏離值較大的進行記錄。4.8在大風天過后需對子陣電池組件進行一次全面巡回。4.9巡回過程中盡量不要觸摸接線插頭及組件支架，如需進行工作必須接觸接線插頭及組件支架時，工作人員需要使用絕緣工器具，方可進行工。4.10子陣電池組件、匯流箱、直流配電柜是子陣的直流部分，運行中正極、負極嚴禁接地。4.11每天11時至14時應對電池板組件的溫度用紅外線測溫儀進行抽檢，電池板溫度不應超過85攝氏度，若有超過現象，應及時降低逆變器輸出，控制組件溫升。4.12電池組件若發生過負荷（電流）運行情況，應及時控制逆變器輸出，防止電池板出現熱斑或損毀。4.13電池板組件集塵較多，且影響出力時，要及時匯報上級部門，聯系沖洗電池板。4.14嚴禁徒手投切匯流箱熔斷器，必須使用絕緣良好的鉗子或專用保險鉗。4.15在匯流箱進行接線等接觸導體的工作時，要斷開直流配電柜對應的斷路器，并懸掛標示牌。4.16白天進行電池板維護工作時，應使用絕緣工具，防止誤碰帶電體。4.17發現電池板有鳥糞時，必須立即清理。4.18發現電池板玻璃或背面TPT板破損，應將該組電池組停止運行，將損毀的電池板正負極插頭斷開，并及時匯報上級，聯系更換。4.19若電池組件晶體硅顏色變黃，則可能是發生了熱斑效應，要及時采取措施更換電池組件。4.20電池組件密封不嚴發生漏氣情況時，引線顏色會發生變化并且變薄，要及時報告上級并采取措施進行處理。4.21電池板玻璃清洗時，應保證水壓不超過5kPa，電池板與水的溫差不大于10攝氏度，盡量避免使用化學用品，沖洗時間在11時前或16時后為宜。清理油污時，可使用無腐蝕性的清洗劑和柔軟的布料。4.22發生直流柜開關跳閘時，應對相應的匯流箱和電纜進行檢查，外觀、絕緣均正常時可合閘送電，重合不成功時須停電詳細檢查，原因不明不得送電。5巡回檢查內容5.1檢查電池組件的框架是否整潔、平整、無毛刺、無腐蝕斑點。5.2檢查組件表面無劃痕、碰傷、破裂現象。檢查組件的整體蓋板是否整潔、平直、無裂痕，組件表面是不是有劃痕、碰傷等缺陷。5.3檢查電池組件間連接插頭無脫落、燒損現象。5.4檢查接線盒無腐蝕和炭化，檢查接線盒是否關上。5.5監視天氣情況及電池組件溫度，是否超出規定范圍，是否有熱斑現象。5.6檢查各電池組件外殼接地線連接完好。5.7檢查電池組件背板運行時溫度有無過熱、發黃、破損現象。5.8電池組件的每片電池與互連條排列整齊，無脫焊、無斷裂；6設備的故障及事故處理原則6.1電池板發生電流異常時，值班人員應及時到現場認真檢查，發現問題及時處理，并要詳細記錄在值班日志上。6.2發現設備損壞時，要及時匯報上級，并采取措施隔離故障設備。6.3子陣電纜絕緣不合格時，應斷開各側電源，并打開接頭后方可進行工作。6.4開挖電纜溝時，要防止損傷溝內其它電纜。6.5下列情況光伏電池組件應退出運行：6.5.1光伏電池組件輸出功率明顯降低；6.5.2光伏電池組件封裝面臟污，嚴重影響發電效率須集中清擦的；6.5.3光伏電池組件支架嚴重變形，危及電池組件安全的；6.5.4光伏電池組件本體或輸出回路需檢修，如匯流箱、逆變器等設備的檢修。6.6退出操作：6.6.1原則上先逆變器側后電池組件側；6.6.2單個電池組件出現故障，需退出相應串組電池支架，即斷開匯流箱對應熔斷器，然后再拔開故障電池組件與串聯電池組件的連接頭即可；6.6.3匯流箱回路檢修，先斷開直流柜至逆變器空氣開關，再斷開電池組件側空氣開關；因為匯流箱與匯流箱是并聯關系，檢修匯流箱時應防止直流電通過逆變器倒送至匯流箱；6.6.4逆變器檢修，除了在逆變器上的操作外（見逆變器運行規定），必須將進入該逆變器的直流柜的空氣開關全部斷開，再將該逆變器的交流輸出開關斷開。PAGE86匯流箱運行規程1概述1.1本規程規定了東臺光伏電站直流防雷匯流箱的運行操作、維護、事故處理，適用于東臺光伏電站防雷配電柜及直流防雷匯流箱的運行維護管理。1.2光伏發電系統是通過若干光伏電池片串、并聯成一塊光伏電池組件，若干塊電池組件再串聯成達到逆變器額定輸入電壓的電池組件串，若干電池組件串通過并聯最終達到逆變器的額定功率（電池組件串、并聯構成光伏發電系統的基本陣列單元），通過逆變器將光伏電池組件發出的直流電變換為交流電。構成電站光伏發電系統的主要部件為支架、光伏電池組件陣列、匯流箱和逆變器，及高低壓配電裝置。1.3多晶硅采用固定安裝系統，以1MW為一個單元。每1MW多晶硅采用2臺500kW逆變器，2臺逆變器輸出共用1臺35kV升壓變壓器(1000kVA)并接。2規范性引用文件2.1GB14048.1-5-2000低壓開關設備和控制設備2.2GB/T4942.2-93低壓電器外殼防護等級2.3IEC60269低壓熔斷器2.4GB/T20046-2006光伏（PV）系統電網接口特性3設備主要技術參數及規范2.5設備廠家產品使用說明書及有關技術文件。3匯流箱技術參數：（見表1）見表1光伏智能防雷匯流箱技術參數名稱參數名稱參數匯流箱整體參數最多輸入路數(路）16輸入電流（A）3～15額定電壓等級（VDC)1000輸出電流(A)12～250輸出電壓（VDC）200～1000過流保護（有/無）有短路保護（有/無）有通訊接口和通信協議RS485/Modbus匯流箱工作電壓范圍（VDC）200～1000熔斷器參數額定電壓(VDC)1000額定電流(A)4、6、8、10、12、15（可選）熔芯尺寸(mm)￠10×38熔斷器座DC1000V32A塑殼斷路器額定工作電壓(V)：1000最大工作電流In：(A)200熱脫扣電流：(A)≥1.3In電磁脫扣電流：(A)8In～12In光伏專用

避雷器工作電壓：(V)1000最大持續工作電壓：(V)1200動作電壓：(V)1500響應時間(ns)：25標稱放電電流(KA)20（8/20uS）最大放電電流(KA)40（8/20uS）二極管二極管配置有或無額定電流(A)75導通電壓降（V）0.6反向耐受電壓（V）16004運行規定4.1正常運行時直流配電柜所有支路斷路器在合。4.2當直流匯流箱設備故障退出運行則相應直流配電柜支路斷路器拉開。4.3當直流配電柜內任一支路斷路器跳閘，需查明原因方可合閘。4.4直流配電柜內直流斷路器損壞更換時，相應逆變器退出運行，拉開支路匯流箱內開關。4.5直流回路正負極排列應保持一致，并有紅、黑（藍）色的明顯標志，色標上用＋，－符號區分正負極。4.6配電柜停電檢修時，必須遵守《電業安全工作規程》，可靠隔離電源，驗明無電壓，裝設接地線。在工作結束時應交待地線已拆除。4.7配電柜在檢修后，用1kV搖表測絕緣試驗數據合格方可加運。4.8配電裝置在檢修后加入運行前工作票應全部收回，應將檢修時所做安全措施全部拆除，檢查各部無異常。4.9運行班長在接到通知后，安排人員及材料的準備工作，并由運行值班員填好倒閘操作票，由運行班長審批。4.10對配電柜進行電氣操作前，操作人員要作好相應的準備工作。4.11在確定時間，監護人的監護下，監護人唱票，操作人員復誦，按操作票進行電氣操作，完成后要對現場進行認真檢查，無誤后對該項作業打“√”，方可進行下一步工作，并認真作好各項記錄。5巡回檢查項目5.1直流防雷配電柜巡回檢項目5.1.1柜內無異音、無異味、無放電現象。5.1.2檢查直流配電柜內電纜連接牢固，有無過熱、發紅、變色的現象，進出線電纜完好無破損、無變色。柜內各連接點無過熱現象。5.1.3檢查直流防雷配電柜接地線連接良好。5.1.4檢查直流防雷配電柜的門鎖齊全完好，照明良好。5.1.5檢查斷路器位置信號是否與斷路器實際位置相對應5.1.6各路進線電源開關位置正確，無跳閘脫扣現象。5.1.7各路進線電源開關保護定值正確，符合運行要求。5.1.8電流表、電壓表指示正常，與逆變器直流側電壓、電流指示基本相等。5.1.9對直流防雷配電柜進行巡視檢查的同時，檢查配電柜直流防雷配電柜表面是否清潔，接地線連接是否良好，母線運行是否正常，有無異常聲響。通風溫度是否適宜，配電柜旁的安全用具、消防設施是否齊備，配電柜本身和周圍有無影響安全運行的異常聲響和異常現象，如漏水，掉落雜物等。5.2直流防雷匯流箱巡回檢查項目5.2.1直流匯流箱正常運行時各熔斷器全部投入，采集板運行正常，防雷器、開關全部投入運行。5.2.2檢查數據采集器指示是否正常，信號顯示與實際工況是否相符；5.2.3檢查各元件是否有過熱、異味、斷線等異常現象，各電氣元件是否在運行要求的狀態。5.2.4匯流箱柜體接地線連接可靠。5.2.5如匯流箱柜體接地線斷裂、脫落，巡回人員應及時進行處理，在未處理前，巡回檢查需接觸匯流箱柜體時需帶絕緣手套。5.2.6測量匯流箱內電流時必須有兩人進行，嚴禁出現短路現象。5.2.7匯流箱鎖具完好，密封完好。5.2.8進出線電纜完好，無破損、變色現象。5.2.9各支路保險無明顯破裂。5.2.10出線開關在合閘位置，無脫扣。5.2.11控制電源模塊運行指示燈亮，各元件無異常。5.2.12CPU控制模塊運行指示燈亮，告警指示燈滅。5.2.13防雷模塊無燒損現象。5.2.14箱內各引線無掉落或松動或斷線現象。6故障及事故處理原則6.1如發現直流防雷匯流箱內部接線頭發熱、變形、熔化等現象時，應拉開直流防雷配電柜內直流輸入開關，再拉開直流防雷匯流箱內直流斷路器，斷開太陽能電池組件輸入該匯流箱的串并接電纜接頭后，方可開始處理工作。6.2如發現直流防雷匯流箱內數據采集器故障，應在停電狀態下進行更換或處理。6.3當巡檢人員發現直流防雷配電柜有冒煙、短路等異常情況或者發生火警等重大事故時，運行人員有權立即進行全部或部分停電操作，根據情況立即斷開配電柜上電源開關，并立即上報部門領導，并通知其它維修人員立即趕到現場對事故原因進行檢查，在查出原因后值班員應對停電原因進行解釋。6.4做好各種記錄，重大事故應立即報告上級領導。6.5設備運行中發現的缺陷應盡快組織檢修人員檢修處理，防止故障范圍擴大。6.6發生事故時應注意：6.6.1值班人員應將事故動作情況記錄清楚，并匯報當班班長；6.6.2在值班記事本上記錄清楚，并在事故24小時內寫出書面報告，上報公司。6.6.3如監測通道的電流值超限報警，直流防雷匯流箱數據采集器會顯示報警信息，報警信息如下：數字顯示器報警原因EPP無待測電流報警EP2低值報警EP3零值低值同時報警EP4高值報警EP5電流反向報警EP6高值低值同時報警逆變器運行規程1概述1.1光伏并網逆變電源是并網發電系統的核心控制設備。匯流箱將各光伏組件產生的直流電匯集后，送入逆變器前端的直流配電柜，直流配電柜將各匯流箱送來的電能分兩路進入逆變器機柜。逆1.2變器將光伏組件發出的直流電逆變成符合相關電網入網要求的交流電，經升壓后送入電網。東臺光伏電站逆變器共計100臺，每臺逆變器功率500kWp，采用2臺500kWp逆變器與1臺1000kVA雙繞組或雙分裂35kV箱式升壓變電站組合方式，每5臺35kV箱式變在高壓側并聯為1個聯合單元。2規范性引用文件2.1國家標準《電力安全工作規程(發電廠和變電所電氣部分)》(GB26860-2011)。2.2中國電力投資集團公司《電力生產安全工作規程(發電廠電氣部分)》（2009版）。2.3逆變器設備廠家技術說明書及有關技術文件。3逆變器技術參數：生產廠商江蘇兆伏新能源有限公司型號NSG-500K3TL輸入參數推薦的最大PV功率550KW最高系統電壓880VMPPT輸入電壓450～850V最大輸入電流1120A直流輸入路數14輸出參數額定交流輸出功率500KW額定交流輸出電流965A允許電網電壓波動范圍3×300V±7%輸出電流諧波<3%額定交流頻率50Hz功率因數-0.95至0.99可調系統參數峰值效率（額定輸入電壓）98.70%歐洲效率（額定輸入電壓）98.5%防護等級IP21夜間自耗電<100W冷卻方式風冷通訊接口RS485用戶界面大尺寸觸摸屏尺寸（寬×高×深）2200×2265×1000mm總重量（kg）2100環境參數海拔3000m以下不降容，3000～6000m降10%/1000m溫度范圍-25～+55℃相對溫度0～95%，無凝露需要的通風量6200m3/h4外觀結構圖圖2NSG-500K3TL外觀注釋A. 顯示屏：顯示系統狀態與參數。B. 指示燈：顯示設備工作狀態。白燈電源，綠燈運行，紅燈故障。C. 鑰匙開關：控制逆變器啟停。D. 急停開關：出現緊急狀況時，按下按鈕，逆變器立即停止工作；開關松開后，逆變器才能開機。注意：慎用急停開關。帶載情況下使用急停開關可能導致個別元件因高壓而造成嚴重損害。● 只有在情況十分危急時才可以使用急停開關。● 關機請使用鑰匙開關或按鍵指令。E. 門鎖：鎖住逆變器的兩扇前門，門內側裝有行程開關，當門打開時，逆變器停止工作；門鎖上時逆變器才能正常開機。F. 交流斷路器：閉合時逆變器連接電網，斷開時系統與電網斷開連接，逆變器停止工作。注意：交流斷路器的使用：不恰當的使用交流斷路器可能會導致逆變器損壞。只有在逆變器處于停機狀態時才可以使用交流斷路器。5運行規定5.1逆變器根據日出和日落的日照條件，實現自動開機和關機。5.2逆變器具有自動與電網側同期功能。5.3滿足下列條件時，逆變器自動并網，無需人為干預5.3.1逆變器處于“待機”狀態（即無故障）。5.3.2輸入電壓在額定的直流電壓范圍（超過2分鐘）。5.3.3電網電壓和頻率在正常工作范圍（超過2分鐘）。5.4滿足下列條件之一時，逆變器自動解列，無需人為干預5.4.1柜門打開5.4.2急停開關閉合5.4.3孤島現象5.4.4開機條件未滿足5.4.5收到停機指令5.4.6保護功能啟動5.5逆變器并網運行時有功功率不得超過所設定的最大功率。當超出設定的最大功率，應查明原因，設法恢復到規定功率范圍內，如無法恢復，將逆變器停機。5.6當逆變器并網運行，系統發生擾動后，逆變器將自動解列，在系統電壓、頻率未恢復到正常范圍之前，逆變器不允許并網。當系統電壓、頻率恢復正常后，逆變器需要經過150S延時時間后才能重新并網。5.7逆變器正常運行時不得更改逆變器任何參數。5.8逆變器由于某種原因退出運行，再次投入運行時，應檢查直流電壓及電流變化情況。5.9逆變器在運行中，必須保證逆變器功率模塊風機運行正常，室內通風良好，禁止關閉或堵塞進、出風口。5.10應定期對逆變器設備進行定期清掃工作，保證逆變器在最佳環境中工作。5.11一個發電單元內一臺逆變器柜內檢修作業，必須將交、直流側開關全部拉開。5.12重要注意事項5.12.1靜電可能導致逆變器損壞，當操作逆變器時，必須遵守靜電防護規范。5.12.2逆變器內有電容、電抗器等部件，運行中帶有危險的高壓。需要對電氣回路進行維護時，必須將機器的交、直流回路的電源開關全部斷開，并等待至少10分鐘后方可打開設備門，或對機器所有帶電器件放電完畢，方可操作，否則極有可能遭受電擊危險。5.12.3維護時必須保證至少有兩人在場。5.12.4逆變器的交流斷路器斷開時，如箱變仍在充電狀態，則交流出線側仍帶有危險高壓，工作時應注意安全距離，如有必要，應停止箱變運行，切斷機器內所有電源；5.12.5緊急停機開關用于在緊急情況下（如火災，水災等）關閉逆變器。逆變器將關閉逆變模塊輸出，并迅速切斷向電網供電。此時逆變器的PV輸入端口和交流輸出端口仍然帶電。5.12.6逆變器主要保護功能：過、欠頻保護，短路保護，防孤島保護，必須投入，還設有過熱保護，電網過、欠壓保護，直流母線過壓保護，極性反接保護，過載保護。6運行操作6.1運行步驟6.1.1 檢查市電空開是否合上。主變高壓側已接入電網，主變充電良好。逆變室內子系統輔助電源箱已送電，主變輔助電源、逆變器電源、通訊電源已送電；6.1.2 檢查光伏輸入正負極性，交流側三相三線制電網連接，確保接線正確無誤,否則可能導致設備永久損壞；6.1.3 確認緊急停機按鈕打開（右旋轉打開），然后閉合交流側斷路器，再閉合直流側斷路器，設備進入自檢狀態，此時脫網燈亮；待并網運行條件滿足后，逆變電源自動切入電網，以最大功率方式向電網輸送電能，此時并網燈亮，脫網燈滅。6.1.4 如果需要停止運行逆變電源，先檢查逆變器已自動脫網運行，或在操作面板上將逆變器停止輸出，再斷開直流側斷路器，然后斷開交流側斷路器，等待大約10分種后方可打開設備進行相關操作。6.1.5 如果遇到緊急情況，直接拍打緊急停機按鈕。6.2在逆變器上可實現如下操作：6.2.1可通過人機接口或按鍵進行逆變器的啟、停機操作。6.2.2通過人機接口或按鍵可實現對設備參數查閱。7巡回檢查項目7.1逆變器運行時各指示燈工作正常，無故障信號。7.2檢查逆變器運行聲音無異常。7.3檢查逆變器運行中各參數規定范圍內，重點檢查以下運行參數：7.3.1直流電壓、直流電流、直流功率。7.3.2交流電壓、交流電流。7.3.3發電功率、日發電量、累計發電量。7.4檢查逆變器模塊運行正常。7.5檢查逆變器直流側、交流電纜運行正常，無放電跡象。7.6檢查逆變器直流側、交流開關狀態正常，無跳閘現象。7.7檢查逆變器柜門閉鎖正常。7.8逆變器的運行環境應清潔、干燥，防止灰塵和潮氣進入逆變器。室溫不宜超過40度，并檢查機器板百葉窗處是否有足量的冷卻風吸入。通風口無異物堵塞。8故障及事故處理8.1逆變器由于保護動作停止工作，必須到現地檢查并確認故障原因。8.2故障原因查明并處理完畢后，按照逆變器投入步驟，投入運行。8.3如逆變器暫時無法處理的故障，將逆變器交、直流兩側開關斷開，做好檢修的隔離措施。8.4若情況緊急時如人員生命受到威脅、危及設備，值班人員可根據有關規定可緊急停機，進行事故處理，但事后必須立即向生產主管匯報。8.5如遇逆變器發生故障未能自動停機，可遠方執行停機并斷開箱變低壓側開關，再到現場進行檢查。8.6逆變器錯誤故障代碼說明：編號類型編碼*代表1IACOCE1交流過電流2IDCOCE2直流過電流3VACOVE3電網過電壓4VPNOVE4光伏過電壓5FUSEBrokenE5保險絲熔斷6MC1ERRORE6接觸器動作故障7OVERHEATE7過熱8HWERRORE8硬件故障9DCLeakageCurrentOCE9漏電流過大10DCinjectionOCE10直流分量超標11（預留）12DCSwitchFaultE12直流斷路器故障13GroundingFaultE13接地故障14（預留）15（預留）16FatalErrorE16嚴重故障*說明：字母“D”放在“E”之前表示延遲顯示錯誤，將會持續10秒。變壓器運行規程1概述1.1本規程規定了東臺光伏電站變壓器的操作、維護、事故處理，適用于東臺光伏電站變壓器的運行維護管理。2依據與引用標準2.1GB1094.1～1094.5電力變壓器2.2GB6450干式電力變壓器2.3變壓器設備廠家技術說明書及有關技術文件。3變壓器技術參數3.1變壓器參數設備名稱1號主變1號站用變2號站用變升壓變（50臺）廠用變（50臺）型號SZ11-50000/110SCB11-200/20SCB10-220/35S11-1000-38.5/0.3-0.3SG-10/0.32/0.38容量kVA500002002001000/500/50010冷卻方式強迫油循環風冷ONANONANAF結線方式YNd11YNd11YNd11dY11Yyn0相數三相頻率50Hz絕緣等級AAH油面溫升線圈溫升電壓kV高壓側121±8×1.25%20±2×2.5%38.5±2×2.5%38.5±2×2.5%0.38低壓側38.50.40.40.3/0.30.32±2×2.5%電流A高壓側238.615低壓側749.8902/902制造廠無錫市電力變壓器有限公司特變電工衡陽變壓器有限公司3.1變壓器的短路和空載參數變壓器的短路和空載參數設備名稱1號主變1號站用變2號站用變升壓變阻抗電壓%10.4446短路損耗(kW)192.5813.285空載損耗(kW)31.91.8空載電流%0.090.5表1110kV變壓器技術參數名稱參數單位備注型號SFP10-50000/110SZ11-50000/110三相雙線圈強迫油循環風冷升壓變壓器額定容量50MVA最高工作電壓363/40.5kV高/低額定電壓121±8×1.25%/38.5kV高/低額定電流251.0/2356.5A高/低短路阻抗10.5(%)U接線組別YNd11額定頻率50Hz絕緣等級A級總損耗526kW空載損耗104kW負載損耗422kW效率99.64%調壓方式有載調壓(有載分接開關Mⅲ350Y-123/C-10193WP、有載開關電動機構型號ED100S)冷卻方式ONAN型號YF-200工作組數4備用組數1額定頻率50Hz額定一次電流150A額定二次電流1A額定輸出容量15VA設備制造廠江蘇華鵬變壓器有限公司表235kV三相雙繞組箱式變壓器技術參數名稱參數單位備注型號S11-1000kVA/36.75/0.4kV額定容量1000kVA最高工作電壓40.5/0.4kV高/低額定電壓36.75±2×2.5%/0.4kV高/低額定電流A高/低短路阻抗≤6.5(%)U接線組別額定頻率50Hz絕緣等級A級總損耗kW空載損耗≤1.8kW負載損耗≤13.5kW效率%調壓方式、范圍無勵磁調壓38.5±2*2.5%/0.4冷卻方式設備制造廠家常州特種變壓器有限公司高壓負荷開關型號BFY31-35/630A額定電壓35kV最高工作電壓40.5kV額定電流（A）630操作方式手動機械壽命3000高壓熔斷器型號PRNT-40.5/31.5A額定電壓40.5kV插入熔斷器額定電流31.5A后備保護熔斷器額定電流A額定短路開斷電流25kA35kV避雷器型號HY5WZ-51/134額定電壓51kV持續運行電壓40.8kV0.4kV斷路器（低溫型）型號RMW1-額定電壓0.4kV額定電流2000A額定分斷能力65kA分閘時間25～30ms極數3P0.4kV避雷器型號YH1.5W-0.5/2.6額定電壓0.5kV持續運行電壓0.42kV0.4kV電流互感器型號BH-0.66額定電壓0.66kV變比2000/53.2箱式變壓器組合技術參數3.2.1概述變壓器組采用特變電工衡陽變壓器的限公司生產的成套配電裝置,由高低壓配電柜及變壓器本體組成。3.2.2技術規范（見表2）表235kV雙分裂箱式變壓器技術參數組合式變壓器參數名稱參數單位備注型號ZGS11-Z·G-1000/38.5額定容量1000/500/500kVA額定電壓38.5±2×2.5%/0.32-0.32kV升壓變壓器型號S11-1000kVA38.5/0.3-0.3額定容量1000/500/500kVA最高工作電壓40.5kV高/低額定電壓38.5±2×2.5%/0.3-0.3kV高/低額定電流15/902/902A高/低短路阻抗6.5(%)U接線組別dY11、Y11額定頻率50Hz絕緣等級A級總損耗1400W空載損耗1.8kW負載損耗13.285kW空載電流0.5%效率%調壓方式無勵磁調壓±2*2.5%冷卻方式ONAN設備制造廠家特變電工衡陽變壓器的限公司高壓負荷開關型號BFY1-40.5/630-20額定電壓40.5kV最高工作電壓40.5kV額定電流630A操作方式手動機械壽命≥2000次高壓熔斷器型號XRNT-40.5/31.5額定電壓40.5kV熔體額定電流31.5A額定短路開斷電流31.5kA35kV避雷器型號YH5WZ-51/134額定電壓51kV持續運行電壓40.5kV0.4kV斷路器型號HNW2-2000/3P額定電壓0.4kV額定電流1250A額定分斷能力50kA分閘時間25ms～30mss0.4kV避雷器型號Y2.5-0.5/2.6額定電壓0.5kV持續運行電壓0.42kV標稱放電電流2.5kA標稱放電電流電壓2.6kV0.4kV電流互感器型號LMK-0.661500/50.2額定電壓0.66kV變比1500/535kV油浸式三相雙分裂繞組無勵磁調壓變壓器變壓器基本技術參數型式35kV油浸式三相雙分裂繞組無勵磁調壓變壓器型號S11-1000/36.75/0.27/0.27kVS11-1000/36.75/0.3/0.3kVS11-1000/36.75/0.315/0.315kV額定容量(繞組溫升65K)1000kVA最高工作電壓40.5/0.27kV高壓/低壓額定電壓36.75/0.27/0.3/0.315kV高壓/低壓額定電流15.71/1069.16/962/916A高壓/低壓額定電壓比36.75/0.27/0.3/0.315kV短路阻抗6.5%U高-低（穿越阻抗）聯結組標號Y,d11,d11額定頻率50Hz絕緣耐熱等級A級調壓方式、范圍無勵磁調壓±2×2.5%冷卻方式ONAN短路阻抗6.5%空載電流0.5%空載損耗1300W負載損耗12500W溫升繞組：63；油頂層：55K設備制造廠家江蘇華鵬變壓器有限責任公司（二期均為華鵬）高壓負荷開關型號BYFI-40.5/630額定電壓40.5kV最高工作電壓40.5kV額定電流630A操作方式手動機械壽命≥2000次高壓熔斷器型號STR20-40.5/25A額定電壓40.5kV額定電流31.5A額定短路開斷電流31.5kA35kV避雷器型號YH5WZ-51/134額定電壓51kV持續運行電壓40.8kV低壓斷路器型號CW2額定電壓400kV額定電流1250A額定分斷能力≥50kAkA分閘時間25~30msms極數3低壓避雷器型號YH1.5W-0.5/2.6額定電壓0.5kV持續運行電壓0.42kV直流1mA參考電壓≥1.2kV標稱放電電流1.5kA標稱放電電流殘壓≤2.6kV0.4kV電流互感器型號BH-0.66額定電壓0.66kV變比1250/535kV雙分裂箱式變壓器基本技術參數型號ZGSB11-Z-1000/35額定容量(繞組溫升65K)1000kVA最高工作電壓40.5/0.42kV高壓/低壓額定電壓36.752×2.5%/0.315、0.3、0.27kV高壓/低壓額定電流16.5/1069/1069A高壓/低壓額定電壓比36.75/0.315、0.3、0.27kVkV短路阻抗6.5(提供分裂系數、半穿越阻抗)%U高-低聯結組標號Y,d11,d11額定頻率50Hz絕緣耐熱等級A級調壓方式、范圍無載±2×2.5%冷卻方式ONAN短路阻抗6.5%空載電流0.7%空載損耗1.15KW負載損耗11.54KW額定絕緣水平A級高壓側2002002202208585溫升65設備制造廠家順特電氣設備有限責任公司高壓負荷開關型號BYF1-40.5/630-20額定電壓35kV最高工作電壓40.5kV額定電流630A額定短路耐受電流（4s）20kA額定峰值耐受電流（4s）50kA操作方式手動機械壽命2000高壓熔斷器型號STR20-40.5/40-31.5額定電壓35kV插入熔斷器額定電流40A后備保護熔斷器額定電流100A額定短路開斷電流31.5kA35kV避雷器型號YH5WZ-51/134額定電壓51kV持續運行電壓40.8kV直流1mA參考電壓73kV標稱放電電流5kA標稱放電電流殘壓(雷電、操作、陡波)134/114/154kV0.4kV斷路器型號RMW1-2000,2000A,電分AC220V,bse5型控制器,固定式,帶門框,帶相間隔板,低溫型；額定電壓0.4kV額定電流1250A額定分斷能力50(極限)kA分閘時間20-30ms極數30.4kV避雷器型號YH1.5W-0.5/2.6(等效型號HY1.5W-0.5/2.6)額定電壓0.5kV持續運行電壓0.42kV直流1mA參考電壓≥1.3kV標稱放電電流2.6kA標稱放電電流殘壓kV0.4kV電流互感器型號LMK2-0.66,1500/5A,0.5級,L120額定電壓0.4kV變比1500/5廠用變壓器名稱參數單位備注型號SG-10/0.32/0.38額定容量10kVA額定電壓0.32±2×2.5%/0.38kV接線組別Yyn0中性點固定接地額定頻率50Hz絕緣耐熱等級H級調壓方式無勵磁調壓冷卻方式AF設備制造廠家江蘇中電電氣股份有限公司4運行規定4.1110kV線路、主變壓器及35kV母線系統所屬一次、二次設備均由地調管轄，設備的停、送電及運行方式的改變由當班調度員批準和下達命令方可執行，并做好記錄。4.2主變中性點直接接地,在主變運行中和投運前應檢查中性點接地良好，主變外殼必須可靠接地，各引出線連接完好。主變投運應從線路側充電。4.3變壓器運行中和充電前，保護、測量及信號裝置正常投入。4.4新投運變壓器投運前應從主變高壓側做五次沖擊合閘試驗,大修更換過繞組的主變高壓側做三次沖擊合閘試驗。試驗時主保護必須投挑閘。4.5全電壓對空載變壓器進行沖擊合閘試驗時，第一次受電持續時間不應少于10分鐘，在進行第二次全電壓空載時與第一次間隔時間不少于10分鐘，以后每次間隔時間不少于5分鐘，無異常后，方可帶負荷運行。4.6當系統沖擊后，應對變壓器進行全面檢查。4.7主變大修后，應靜置72小時取油樣化驗合格后方能投入運行。4.8主變壓器的運行電壓變動在該運行分接電壓的±5%范圍內，系統故障時最高電壓不大于額定值的10％。4.9變壓器三相負荷不平衡時，最大相電流不能超過額定值。4.10運行中主變上層油溫不得超過85℃，各部位溫升不得超過規定。變壓器的溫度規定:4.10.1 變壓器的溫控器的顯示溫度不宜長期超過100度。4.10.2 我廠干式變壓器正常運行時，風機投“自動”位置，100℃時，風機啟動；80℃時風機停止，130℃時發報警信號，150℃跳閘。巡檢時發現溫度超過啟動值而風扇不自啟，應將風機切至“手動”并開啟。4.11油浸變壓器停用超過30天，應測量變壓器線圈的絕緣電阻。4.12變壓器絕緣電阻的規定:4.12.1測量變壓器絕緣電阻，高壓側使用2500V搖表測量，低壓側使用500V搖表測量；4.12.2變壓器線圈的絕緣電阻一般不低于初次在相同溫度下測得的值的70%，且在環境溫度20℃時，R>2000MΩ。4.12.3變壓器所測得絕緣電阻值應滿足：每千伏不小于1MΩ,吸收比不得小于＜1.3。4.12.4測量絕緣電阻時，應分別測各側繞組對地和各側繞組之間的絕緣電阻。4.12.5干式變壓器停用、備用時間超過7天，須測量絕緣電阻一次。4.12.6中性點直接接地的變壓器，在測絕緣時應斷開中性點，測完后立即恢復，為使測得的吸收比準確，一般應先將被測體接地，兩分鐘后再開始測量，測量完畢后應對被測設備進行放電。4.12.7絕緣電阻低于上述規定時,變壓器投入運行需經總工程師批準。4.13主變冷卻器運行規定4.13.1運行前應檢查風機防護罩牢固裝復。4.13.2接通電源檢查旋轉方向及運轉情況，待一切正常后即可準備投入運行，運行后應定期檢查各部分有無松動或其它不正常現象。4.13.3運行期間巡視檢查，若發現異常現象，如劇烈振動，聲音異常，電流過大，軸承過熱應及時停機檢查，待排除故障后方可再投入運行。4.13.4110kV主變帶額定負荷在冷卻器全停時，允許運行20min，若負載不滿，油面溫度不超過75℃時，允許繼續運行，但運行時間不應超過1h。若風扇停止運行，油泵運行，變壓器按油溫控制。4.14干式變壓器在備用或運行時，一般其冷卻器應投“自動”位置，并在巡檢中檢查其工作狀態良好。4.15運行中的變壓器每班進行一次巡回，新投運或大修后的變壓器應增加巡回檢查次數。4.16變壓器三相負荷不平衡時，應監視最大電流相的負荷電流值不超過額定值。4.17變壓器停電時間過長或受潮嚴重時，應干燥處理后再投入運行。4.18主變重瓦斯保護不得與主變的差動保護和主變零序差動保護同時退出運行。4.19瓦斯繼電器保護裝置的運行規定：4.19.1主變投運時和運行中瓦斯保護必須投入運行，重瓦斯保護應投至跳閘；4.19.2主變大修、濾油、加油、換油或冷卻器檢修時，重瓦斯保護投信號位置；4.19.3當瓦斯繼電器排氣時重瓦斯保護應投信號位置；4.19.4進行呼吸器暢通工作或更換硅膠時重瓦斯保護投信號位置；4.19.5除采油樣和瓦斯繼電器上部放氣閥放氣外，在其它所有地方打開放壓、放油閥和進油閥時，重瓦斯保護投信號位置；4.19.6在瓦斯保護和二次回路上工作時，重瓦斯保護投信號位置；4.19.7開啟瓦斯保護繼電器連接管上的閥門時，重瓦斯保護投信號位置；4.19.8上述工作完畢后，經1個小時正常運行，方可將重瓦斯保護投入跳閘。4.20備用中的變壓器應每月充電一次，充電前應測量絕緣電阻合格。4.21變壓器檢修后，在投運前應進行核相。4.22變壓器分接開關的運行規定：4.22.1．對于無載調壓變壓器，其分接開關的調整必須在變壓器停電后進行,為確保分接頭接線良好，在調整分接頭時應正、反向各轉動幾次，然后固定在所需要調整的檔位上，進行直流電阻接觸電阻實驗，實驗數據合格后變壓器方可投入運行。4.22.2.有載調壓變壓器，其分接開關的調整必須逐級進行，同時應監視分接開關位置和電壓、電流變化。4.22.3變壓器分接開關調整后，應維持站用母線電壓為額定值，波動范圍為±2.5％，變壓器分接開關的位置及調整應有專門記錄。4.23變壓器過負荷運行規定：4.23.1變壓器允許短時間過負荷，其過負荷允許值根據變壓器的負荷曲線、冷卻介質溫度以及過負荷前變壓器所帶負荷等來確定；事故過負荷只允許在事故情況下使用；4.23.2變壓器存在較大缺陷時不允許過負荷運行。4.23.3變壓器短時過負荷時：電流不應超過額定電流的1.2倍，油溫和繞組溫度不應超過規定值，運行時間不應超過0.5小時。在事故過負荷運行時，冷卻裝置應投入運行，每10分鐘檢查一次，抄錄表計，并記下事故過負荷的電流大小和時間4.24變壓器操作的一般規定：4.24.1主變、35kV箱式變均從高壓側三相充電，不允許從低壓側充電，此時低壓側開關在斷開位置。4.24.2組合箱式變壓器高壓開關不能用來切斷故障電流，可以進行變壓器的充電操作，為現場手動操作。4.24.335kV箱式變高壓側保險熔斷后更換時，需斷開箱變各側開關，并投入接地刀閘后方可進行更換，更換時應戴干凈的棉布手套。4.24.4調整分接頭必須將變壓器停電，拉開兩側開關及隔離刀閘，并做好其安全措施后方能進行分接頭調整。4.25有載調壓變壓器的調壓操作：4.25.1主變壓器分接頭調整應按網調值班調度員的命令執行。4.25.2正常時由自動調壓裝置自動調壓；4.25.3當自動調壓裝置失靈時，可在現地進行手動調整；4.25.4手動調整要緩慢進行，判明方向，嚴禁過調。4.25.5主變壓器有載調壓裝置可分“遠控”、“就地”操作。操作時要檢查“遠控”、“就地”小開關位置相符。“就地”電動操作必須在一次分接變換完成后等1分鐘，方可進行第二次操作。分接變換操作，同時應觀察電壓表和電流表等有相應變動。4.26主變處于運行或備用狀態時，禁止從中性點側攀登，該處梯子上掛“高壓危險，禁止攀登”標示牌。5變壓器巡回檢查項目5.1變壓器各部溫度計指示正常。5.2油枕的油位正常，且各部無滲漏。5.3瓷瓶、套管外部清潔，無破損，裂紋，無放電痕跡及其它異常現象。5.4變壓器運行聲音正常，本體無漏油，呼吸器應完好，硅膠應干燥無變色,瓦斯繼電器應充滿油。5.5檢查變壓器本體接地是否可靠。5.6壓力釋放器完好無漏油。5.7變壓器本體及套管完好，無異常發熱現象。5.8變壓器事故排油通道暢通。手動事故排油閥正常時應處于關閉位置。5.9有載分接開關的分接指示位置及電源指示是否正常。冷卻風機運行是否正常。5.10運行中各冷卻器溫度應接近，油溫正常，閥門位置正確，油泵轉動正常，示流器指示正常，風機運行正常，無異音。5.11各控制箱及二次端子箱內各電氣元件完好，無過熱現象，箱門是否關嚴。5.12主變充氮排油滅火裝置投入正常，閥門位置正確,氮氣壓力在正常范圍。5.13組合變壓器、接地變電纜頭無放電現象。5.14有下列情況之一的變壓器應增加機動巡回或定點監視：5.14.1新設備或檢修后的變壓器在投運72小時內。5.14.2高溫季節，高峰負荷期間，應熄燈檢查。5.14.3正常及事故過負荷運行期間。5.14.4每次系統短路故障后。5.14.5帶缺陷運行時。5.14.6上級通知或重要節日期間。6變壓器故障及事故處理6.1主變有下列情況之一者應立即停運6.1.1主變聲音異常，內部有爆裂聲；6.1.2主變嚴重漏油或噴油，油面下降到低于油位計指示下限；6.1.3主變冒煙著火；6.1.4主變溫度升高，超過上限溫度，且無法處理時；6.1.5當發生危及主變安全的故障，而主變保護裝置拒動時；6.1.6當主變附近的設備著火、爆炸或發生其它情況，威脅主變安全運行時；6.1.7主變冷卻故障全停、溫度上升較快時。6.2主變冷卻器故障6.2.1現象6.2.1.1監控系統“主變冷卻器故障”報警；6.2.1.2主變冷卻器現地控制屏有報警。6.2.2處理6.2.2.1檢查主變冷卻器動力及控制電源投入正常；6.2.2.2檢查油泵、風機是否運行正常。6.2.2.3主變冷卻器全停時應注意監視主變各部溫度，必要時降低主變負荷運行，通知維護人員處理。6.3主變溫度異常升高6.3.1現象6.3.1.1監控系統“主變溫度過高”報警，溫度顯示超過上限值；6.3.1.2現地冷卻裝置有“主變溫度高”報警，主變本體溫度計指示超過正常值。6.3.2處理6.3.2.1核對溫度測量裝置,檢查溫度計指示是否正確，通知維護處理；6.3.2.2檢查主變負荷,如系過負荷引起應聯系調度并調整主變負荷；6.3.2.3檢查主變冷卻裝置運行是否正常；6.3.2.4冷卻裝置故障應通知維護處理；6.3.2.5在正常負荷和冷卻條件下，主變溫度不斷升高，經檢查證明溫度指示正確，則認為主變已發生內部故障，應立即將其停運。6.4主變油位異常6.4.1現象6.4.1.1監控系統“主變油位高”或“主變油位低”報警；6.4.1.2主變油枕油位表指示計過高或過低。6.4.2處理：6.4.2.1主變油位與油溫所對應的油位顯著升高或降低，應查明原因并及時通知維護進行處理；6.4.2.2現地檢查主變油位指示過低，應檢查主變各部有無漏油；6.4.2.3油面緩慢降低時，應通知檢修人員注油，注油前須將重瓦斯保護改投信號，并設法查找油面降低的原因予以消除，注油后經24小時確認無氣體，將重瓦斯保護投跳閘。6.4.2.4變壓器油面急劇下降主變大量漏油時，應迅速采取措施消除漏油，如無法消除，應立即停電處理應及時將主變停運。6.5輕瓦斯保護動作6.5.1現象6.5.1.1監控系統“輕瓦斯動作”報警；6.5.1.2現地發變組保護屏“輕瓦斯動作”報警信號；6.5.1.3現地檢查瓦斯繼電器內有氣體。6.5.2處理6.5.2.1檢查油色，油面，油溫，聲音是否正常及有無明顯漏油；6.5.2.2輕瓦斯動作時，應立即對主變進行檢查，查明動作原因；6.5.2.3如因濾油、更換吸附劑、加油或強迫油循環系統故障，使空氣進入主變內部，重瓦斯保護應改投信號，排盡瓦斯繼電器內空氣后重瓦斯投入跳閘；6.5.2.4因漏油使油位下降輕瓦斯保護動作無法處理時，應立即將主變停運；6.5.2.5瓦斯氣體化驗為主變內部故障時，如為可燃性氣體，應立即將主變停運；6.5.2.6如確認為空氣，則將瓦斯繼電器中的空氣排出，變壓器繼續運行，應記錄兩次信號動作的間隔時間；6.5.2.7取瓦斯氣體要十分小心，引燃時要在周圍無可燃物的安全地方進行。如因漏油造成油面下降引起輕瓦斯動作，應立即設法消除漏油點，并進行加油，變壓器可繼續運行；6.5.2.8檢查未發現異常現象，瓦斯繼電器內無氣體，應檢查二次回路是否故障或保護誤動；6.5.2.9及時聯系檢修人員進行氣體和色譜化驗。依據下列現象判明故障類型：氣體顏色可燃性故障的性質無色不可燃空氣黃色不可燃木質故障淡黃色帶強烈臭味可燃紙或紙板故障灰色或黑可燃油故障6.6重瓦斯保護動作處理6.6.1現象6.6.1.1主變有沖擊、監控系統“主變重瓦斯動作”，主變兩側斷路器跳閘。排油充氮裝置動作。6.6.2處理6.6.2.1檢查變壓器外殼是否破裂、變形、噴油、噴火及嚴重漏油等明顯故障現象，變壓器油枕油面是否正常。若變壓器有著火現象,檢查變壓器排油注氮滅火裝置動作正常，事故排油正常，如果自動沒有動作，應手動投入。6.6.2.2迅速取瓦斯氣體，判明氣體是否可燃，分析故障類型。6.2.2.3檢查變壓器溫度有無急劇上升。6.2.2.4如檢查未發現異常，應聯系檢修測量變壓器絕緣電阻。檢查重瓦斯保護是否誤動。6.2.2.5變壓器若跳閘原因不明，絕緣電阻合格，由生產經理決定是否對變壓器投入運行。6.7變壓器差動保護動作處理6.7.1現象6.7.1.1主變有沖擊、監控系統“主變差動保護動作”，主變兩側斷路器跳閘。6.7.2處理6.7.2.1對差動保護范圍內的一次設備進行全面檢查有無明顯故障點，6.7.2.2檢查差動保護是否誤動。6.7.2.3如未發現任何故障，聯系檢修檢查絕緣，若絕緣電阻合格，應請示主管生產副總經理決定是否加入運行。6.8重瓦斯和差動保護同時動作處理6.8.1現象6.8.1.1主變有沖擊、監控系統“主變差動動作”，“主變重瓦斯動作”，主變兩側斷路器跳閘。6.8.2處理6.8.2.1對主變本體進行全面檢查，是否有明顯的故障點。6.8.2.2變壓器做檢修安全措施。6.8.3.3聯系檢修人員進行檢查。6.9主變電氣保護動作6.9.1現象6.9.1.1主變有沖擊聲，監控系統相應電氣保護動作報警，主變各側開關跳閘；6.9.1.2現地變壓器保護屏跳閘信號燈亮，并有相應主變電氣保護動作信號。6.9.2處理6.9.2.1對保護范圍內的一次設備進行詳細的外部檢查，查明故障點及故障類型；6.9.2.2主變內部故障跳閘后應盡快停止冷卻器的運行，以避免游離碳和金屬微粒進入非故障部分；6.9.2.3隔離并做好安全措施，測量絕緣電阻，并通知維護人員；6.9.2.4如重瓦斯和差動保護同時動作，則還應按瓦斯保護動作檢查并處理；6.9.2.5如確認保護誤動，可切除誤動保護投入運行，但重瓦斯和差動保護不得同時退出運行。6.10變壓器著火6.10.1現象：火災自動報警系統變壓器排油注氮滅火裝置動作報警，主變相應保護動作并報警。6.10.2處理：6.10.2.1主變著火時，應及時聯系匯報調度，并迅速將故障主變各側斷路器斷開并隔離；斷開冷卻器電源和有關控制電源。6.10.2.2檢查變壓器排油注氮滅火裝置動作正常，事故排油正常，如果自動沒有動作，應手動投入；6.10.2.3主變外殼破裂，油溢出著火時，應立即檢查事故排油是否正常，排油至油面降低到破裂點，并進行滅火；6.10.2.4如主變內部故障引起著火時，變壓器排油注氮滅火裝置動作不正常嚴禁排油，以防主變發生爆炸；6.10.2.5危及其它設備安全運行時，可將相關電氣設備停電。6.11主變過激磁6.11.1現象6.11.1.1監控系統“主變過激磁”報警，6.11.1.2現地發變組保護屏“主變過激磁”報警。6.11.2處理6.11.2.1查明過激磁原因；6.11.2.2檢查油色，油位、油溫是否正常；6.11.2.3對主變及高壓側引線、外部螺栓連接及一次回路進行詳細的全面檢查，如未發現任何異常現象，可將主變恢復運行。6.12箱式變壓器著火處理：6.12.1如未跳閘，立即將變壓器各側開關拉開。6.12.2使用消防器具進行滅火，消防器具應使用泡沫滅火器進行滅火。6.12.3干式變壓器可用干粉滅火器滅火。6.13廠用變壓器電流速斷、零序過電流保護動作處理6.13.1對變壓器進行檢查；6.13.2對該保護范圍內的全部電氣設備進行檢查；6.13.3查明保護動作原因；6.13.4如對一二次方面檢查未發現故障，可對該變壓器進行一次試送電。6.14變壓器在正常負荷及正常冷卻情況下，溫度不正常地升高。6.14.1檢查變壓器三相負荷是否平衡。6.14.2核對溫度表讀數是否正確。6.14.3潛油泵是否效率降低。6.14.4檢查冷卻器冷卻效率是否降低。6.14.5如檢查均未發現問題，則可初步判定是變壓器有內部故障，匯報調度及主管生產副總經理并做好變壓器停運準備。6.15發生下列異常情況應做好事故預想，并匯報調度及主管生產副總經理。6.15.1變壓器內部聲音異常或噪音增大。6.15.2變壓器油色發生變化，經化驗不合格。6.15.3變壓器上層油溫異常升高，但未超過允許值。6.15.4套管有裂紋及放電痕跡。6.15.5電氣聯接部分有過熱現象。6.15.6變壓器外殼異常發熱。6.15.7變壓器漏油或變壓器上蓋有掉落雜物危及安全運行。6.15.8輕瓦斯頻繁動作。升壓站系統運行規程1.概述1.1本規程規定了東臺光伏電站35kV系統斷路器、母線、SVC、接地變、進線、出線、廠用變開關的操作、維護、事故處理原則。35kV環網柜、斷路器技術性能要求。環網柜為四進一出，進出線均配置三工位SF6負荷開關。內配交流高壓SF6氣體全絕緣金屬密閉開關設備，開關設備應分為負荷開關室和電纜室，負荷開關室內含母線，一次帶電部件全部密封在負荷開關的充氣隔室內，并有泄壓通道。2．依據與引用標準2.1國家標準《電力安全工作規程(發電廠和變電所電氣部分)》(GB26860-2011)。2.2中國電力投資集團公司《電力生產安全工作規程(發電廠電氣部分)》（2009版）。2.3變壓器設備廠家技術說明書及有關技術文件。3.技術參數3.1110kV系統設備3.1.1110kV斷路器110kV斷路器參數名稱主要參數單位型號LW36-126(W)/T3150-40滅弧室類型SF6額定電流3150A額定短路開斷電流40kA額定短時耐受電流及持續時間40/4kA/s額定峰值耐受電流100kA機械穩定性≥10000次額定操作順序O–0.3s–CO–180s–CO額定SF6氣體壓力（20℃表壓）0.6Mpa報警/閉鎖壓力（20℃表壓）0.55±0.015/0.5±0.015Mpa操動機構型式或型號彈簧操作方式三相機械聯動彈簧機構儲能時間≤20s機械壽命10000次3.1.2110kV隔離開關和接地開關110kV隔離開關和接地開關參數型號GW4A-126（D）額定電流2000A額定短時耐受電流及持續時間40/3kA/s額定峰值耐受電流100kA操動機構型式或型號手動操作方式三相機械聯動備用輔助觸點數量10對開斷能力DC220V、3A3.1.3電流互感器電流互感器參數安裝位置型號110kV斷路器線路側額定電流比(300～600)/5A，0.5，50VA(300～600)/5A，0.2S，50VA(300～600)/5A，5P40，50VA(300～600)/5A，5P40，50VA(300～600)/5A，5P40，50VALVQB-110W3SF6主變壓器110kV側額定電流比(300～600)/5A，5P30(300～600)/5A，5P30(300～600)/5A，0.5SLR(B)-110B套管式主變壓器110kV中性點側額定電流比(300～600)/5A，5P30(300～600)/5A，5P30LR(B)-66B3.1.4電壓互感器電壓互感器參數型號TYD110/√3-0.01HW3額定電壓比110/√30.1/√3：0.1/√3：0.1kV準確級0.2/0.5/3P額定容量50/50/50VA3.2主變壓器110kV側中性點附件組合變壓器中性點附件組合參數名稱主要參數單位型號BZFZ－110額定電壓110kV變壓器中性點耐受電壓8/20μS雷電沖擊（峰值）250kV1min工頻95kV主變110kV側中性點隔離開關參數型號GW13-72.5W/630額定電壓63kV最高電壓72.5kV額定電流630A額定短時耐受電流及持續時間20/4kA/s額定峰值耐受電流50kA主變110kV側中性點避雷器參數型號YH1.5W-72/186額定電壓72kV持續運行電壓58kV標稱放電電流1.5kA8/20μS雷電沖擊電流殘壓（峰值）186kV主變110kV側中性點電流互感器參數額定電流變比和精度600/5A，5P20，5P20間隙電極參數型式φ80球形間隙3.335kV高壓開關柜主要技術參數開關柜共用參數名稱主要參數單位型號KYN61-40.5額定電壓40.5kV額定電流1250A額定短路開斷電流20kA額定短路關合電流（峰值）31.5kA額定短時耐受電流及持續時間80/4kA/s額定峰值耐受電流80kA供電電源控制回路DC220V輔助回路AC380/AC220V真空斷路器主要技術參數名稱主要參數單位型號ZN85-40.5額定電壓40.5額定電流1250A額定短路開斷電流31.5額定短路關合電流（峰值）80額定短時耐受電流31.5kA額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定短路開斷電流開斷次數20次額定操作順序O-0.3s-CO-180s-CO分閘時間35~60ms合閘時間45~100ms機械穩定性≥10000次操動機構型式或型號彈簧操作方式三相機械聯動接地刀閘主要技術參數名稱主要參數單位型號JN22-40.5/31.5額定電壓40.5KV額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA操動機構型式或型號手動操作方式三相機械聯動注：主變壓器35kV側高壓開關柜內無接地刀閘電流互感器主要技術參數（一）［主變壓器35kV側高壓開關柜］名稱主要參數單位型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比1000/5，0.5，20VA1000/5，0.2S，20VA2000/5，5P20，20VA2000/5，5P20，20VA2000/5，5P20，20VA電流互感器主要技術參數（二）［35kV支線高壓開關柜］名稱主要參數單位型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比100/5，0.5，20VA100/5，0.2S，15VA200/5，10P20，20VA200/5，10P20，20VA電流互感器主要技術參數（三）［消弧線圈自動調諧成套裝置］名稱主要參數單位型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比40/5，0.5，20VA40/5，0.2S，15VA100/5，10P20，20VA100/5，10P20，20VA電流互感器主要技術參數（四）［SVC補償裝置及濾波電抗器］名稱主要參數單位型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比200/5，0.5，20VA200/5，0.2S，15VA400/5，10P20，20VA400/5，10P20，20VA電流互感器主要技術參數（五）［35kV站用變壓器］名稱主要參數單位型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比20/5，0.5，20VA20/5，0.2S，15VA50/5，10P20，20VA50/5，10P20，20VA避雷器參數名稱主要參數單位型號HY5WZ-51-134系統額定電壓35kV避雷器額定電壓51kV持續運行電壓40.8kV標稱放電電流5（峰值）kA雷電沖擊電流下殘壓134kV操作沖擊電流下殘壓114kV直流1mA參考電壓≮73kA注：主變壓器35kV側高壓開關柜內無避雷器3.435kV母線壓變柜主要技術參數開關柜型號KYN61-40.5同35kV高壓開關柜（參見）電壓互感器主要參數名稱主要參數單位型號JDZX9-35(Q)額定電壓比35000/√3100/√3：100/√3：100/3V準確級0.2/-/3P額定容量50/-/150VA避雷器參數型號HY5WZ-51-134系統額定電壓35kV避雷器額定電壓51kV持續運行電壓40.8kV標稱放電電流5（峰值）kA雷電沖擊電流下殘壓134kV操作沖擊電流下殘壓114kV直流1mA參考電壓≮73kA35kV熔斷器型號XRNP-35/0.5A消諧電阻器型號LXQⅡ-353.535kVⅠ/Ⅱ段母線插件柜主要技術參數開關柜型號KYN61-40.5同35kV高壓開關柜（參見）電壓互感器主要參數名稱主要參數單位型號JDZX9-35額定電壓比35000/√3100/√3：100/3V準確級0.2、3P額定容量30、50VA電流互感器參數型號LZZBJ9-35額定短時耐受電流及持續時間31.5/4kA/s額定峰值耐受電流80kA額定電流比400/5A，0.2S，15VA400/5A，0.2S，15VA35kV熔斷器型號XRNP-35/0.5A3.6消弧線圈自動調諧成套裝置成套裝置參數名稱主要參數單位型號WHJTZ-1100/35電壓等級35kV電流調節范圍10～100%最大額定電流A電流調節方式等差調節殘流＜5A電容電流測量誤差≤2%中性點電壓≯15%標稱相電壓（正常狀態時）V脫諧度0～100%控制器電源AC220V±10%故障錄波接地發生前后20周波選線路數1～48路可選接地信息可記錄500次故障接地信息通信方式RS-485（RS-232、RS-422）接地變壓器參數型號DKS1-1100/35避雷器參數型號HY5WZ2-51/134額定電壓35kV額定容量1100kVA隔離開關參數型號GW4-40.5/630單極消弧線圈參數型號XDZ1-1100/35額定電壓35kV額定容量1100kVA阻尼箱參數型號RWK-353.7PCS9585靜止無功發生器3.7.1PCS9585靜止無功發生器由一個控制柜、一個啟動柜和六個柜組成。3.7.2PCS9585靜止無功發生器(SVG)技術參數PCS-9583成套設備名稱參數單位產品型號PCS-9583-SVG-10-2/10額定容量10MVar額定電壓10kV(線電壓)kV(線電壓)輸出無功范圍-2～+10Mvar響應時間≦10ms輸出電壓總諧波畸變率<3%輸出電流總諧波畸變率<3%輸出電壓不對稱度<3%效率≥99%生產廠商南京南瑞繼保電氣有限公司PCS-9583啟動裝置產品型號PCS-9583-HSVG-QD-Y10-6額定容量6MVar額定電壓10kV(線電壓)PCS-9583控制裝置產品型號PCS-9583-HSVG-KZ-Y10-6額定容量6MVar額定電壓10kV(線電壓)PCS-9583換流閥組產品型號PCS-9583-HSVG-GL-Y10-6額定容量6VarMVar額定電壓10kV(線電壓)kV(線電壓)連接變壓器型號S11-8000/35/10容量8000kVA電壓35±5×2.5%/10kV接線方式DYn11變壓器高壓側閘刀型號GW4-40.5DW/630帶接地刀額定電壓40.5kV額定電流630A額定短時耐受電流及持續時間20/4kA/s額定峰值耐受電流50kA變壓器低壓側閘刀型號GW4-12DW/1250帶接地刀額定電壓12kV額定電流1250A額定短時耐受電流及持續時間25/4kA/s額定峰值耐受電流63kA電流互感器型號LZZB2-35W額定短時耐受電流及持續時間40/4kA/s額定峰值耐受電流100kA額定電流比400/5A，0.5S，30VA400/5A，10P20，30VA3.835kV母線規范：TMY80×104升壓站系統運行規定4.1運行一般規定：4.1.135kV系統母線分兩段，兩段母線用短路插件連接，正常應并列運行。在35kVⅠ段母線中設有六路光伏進線、母線壓變和主變壓器出線；在35kVⅡ段母線中設有四路光伏進線、接地變、SVC無功補償裝置，Ⅱ段母線還帶站用變。4.1.2每5臺箱變T接為一回路經同塔雙回架空線路送至35kV母線。共10回路線。4.1.3110kV線路、主變壓器、SVC無功補償裝置、調匝式消弧線圈裝置及35kV母線系統所屬一次、二次設備均由地調管轄，設備的停、送電及運行方式的改變由當班調度員批準和下達命令方可執行，并做好記錄。4.1.4電壓互感器帶電時二次側不得短路，電流互感器在一次側載流時二次側不得開路。4.1.5斷路器的運行規定4.1.5.1斷路器在檢修工作結束后，工作票應全部收回，拆除檢修安全措施(地線、標示牌、遮欄等)，恢復常設安全措施，方可投入運行。4.1.5.2斷路器無論事故跳閘或正常操作分、合閘，均應作好記錄。斷路器進行強送電前后應對其進行外觀檢查。4.1.5.3跳閘回路或跳閘機構有故障的開關，不準投入運行。4.1.5.4斷路器操作前必須保證保護裝置投入正常，保護連片投入正確。4.1.5.5斷路器正常操作應選擇“遠方”位置，只有進行檢修、調試時，才允許選擇“現地”方式。4.1.5.6斷路器試驗時必須拉開其兩側隔離刀閘（或在試驗位置）。4.1.5.7斷路器帶電壓時，六氟化硫或操作氣壓低于跳閘閉鎖值時，嚴禁分合斷路器。4.1.5.8如發現六氟化硫斷路器有明顯的SF6氣體泄漏跡象，不得接近開關（配帶好防護用具的除外）。4.1.5.9斷路器刀閘檢修時要考慮刀閘聯鎖回路的影響。4.1.6隔離刀閘、接地刀閘，斷路器檢修后，必須試驗其閉鎖回路是否完好。4.1.7正常情況下進行35KV系統刀閘操作受阻時，應聯系檢修人員進行檢查處理，消除缺陷后方可操作，短時無法處理需人為解除電氣閉鎖時，必須經電站項目經理同意并由運行人員再次確認一次系統具備操作條件后，維護班組進行短接二次不對應接點的解鎖操作。緊急情況下，需運行人員進行解鎖操作時，必須由運行值班長及以上崗位的人員再次確認一次系統具備操作條件，并擔任第二監護人方可進行操作。4.1.8斷路器在正常操作前后應檢查SF6氣壓及操作氣壓（油壓）正常。4.1.9環網柜內負荷開關運行時不得進行遠方及現地分閘操作，不能切斷故障電流；環網柜下支路停電或環網柜停電的操作，需將上一級35kV斷路器拉開。可以用環網柜每個進線負荷開關給6個子陣箱變充電，但不能用環網柜的總出線開關同時給24個子陣箱變充電。4.1.10環網柜內開關設備為封閉型，看不到斷開點，涉及安全措施時，應做其它隔離措施，確保有明顯斷開點。4.1.11二期35kV線路送電時，必須保證線路兩個隔離刀閘在合閘位置，接地刀閘在分閘位置，方可通過斷路器給線路送電。4.1.12組合箱式變壓器35kV開關不能用來切斷故障電流，可以進行變壓器的充電操作，為現場手動操作。4.1.13組合箱式變壓器更換高壓限流熔斷器時，應停電更換，更換時應戴干凈的棉布手套。4.2SVC設備運行規定：4.2.1在35kVⅡ段母線中接入一組SVC無功補償裝置。SVC屬調管設備，任何停送電操作和設備檢修均須取得調度值班人員的許可。4.2.2SVC故障退出運行時，須匯報調度。4.2.3SVG系統故障停機后，觀察后臺保護動作報文，查明原因并排除后方可再次上電。4.2.4SVC在運行中嚴禁分斷SVC控制柜電源。4.2.5在通高壓電之前一定要把控制回路準備好后方可上電。4.2.6當SVG系統故障解除，需要再次投入時，需先點擊“SVG停機”，等待5分鐘后，重新啟動SVG系統。4.2.7嚴禁帶載分斷TCR及