35KV变电站作业指导书

第一篇：35KV变电站作业指导书

35KV变电站作业指导书

注意事项

1.1 当操作步骤中没有某种元件时，则该程序省去；

1.2 断路器的正常操作应优先使用遥控或远控，只有在检修或条件不能满足时，才允许使用就地操作；

1.3 母线停投时，应首先退出电容器，然后再停各出线开关。送电时，先送出线开关，然后根据母线电压及负荷情况投入电容器；

1.4 电容器开关分闸、跳闸后，禁止立刻合闸，再次合闸应相隔3分钟。对电容器进行停电检修工作时应事先进行逐个充分放电； 1.5 禁止使用刀闸拉合电容器；

1.6 由于保护动作跳开电容器组的开关，在未查明跳闸原因时，不得重新合闸。2

送电操作 2.1 送电前检查

2.1.1 检查确认送电设备与调度令无误； 2.1.2 检查确认配电柜前后门关闭到位； 2.1.3 检查确认现场无人员及遗留物；

2.1.4 检查确认设备现场各种信号显示正确无误； 2.1.5 检查确认安全防护用具无疑问，并正确使用； 2.2送电操作

2.2.1 将操作手柄搬至“分断闭锁”位置；

2.2.2 断开上接地刀闸，确认刀闸分位，确认信号显示正确无误； 2.2.3 断开下接地刀闸，确认刀闸分位，确认信号显示正确无误； 2.2.4 合上电源侧隔离刀闸，确认刀闸合位！确认信号显示正确无误； 2.2.5 合上负荷侧隔离刀闸，确认刀闸合位！确认信号显示正确无误； 2.2.6 合上断路器，确认断路器合位！确认信号显示正确无误； 2.2.7 将操作手柄搬至“工作”位置； 2.2.8 送电操作完毕！3

停电操作 3.1 停电前检查

3.1.1 检查确认停电设备与调度令无误；

3.1.2 检查确认设备现场各种信号显示正确无误； 3.1.3 检查确认安全防护用具无疑问，并正确使用。3.2

停电操作

3.2.1 断开断路器，确认断路器分位！确认信号显示正确无误； 3.2.2 将操作手柄搬至“分断闭锁”位置；

3.2.3 断开负荷侧隔离刀闸，确认刀闸分位！确认信号显示正确无误； 3.2.4 断开电源侧隔离刀闸，确认刀闸分位！确认信号显示正确无误； 3.2.5 合下接地刀闸，确认刀闸合位，确认信号显示正确无误； 3.2.6 合上接地刀闸，确认刀闸合位，确认信号显示正确无误； 3.2.7 将操作手柄搬至“检修”位置；

3.2.8 在操作手柄上悬挂“禁止合闸 有人工作”警告标识牌;3.2.9 停电操作完毕！

35KV变电站现场运行规程

1总则

1.1 本规程适用于公司35KV变电站。检修人员、变电站值班人员均应严格按照本规程之规定进行设备的运行、维护和事故处理工作。1.2 本规程是35kV变电站现场运行的依据。检修人员、变电站值班人员必须认真学习掌握并严格执行。电气设备的状态 2.1 运行状态

设备的上下隔离刀闸及断路器都在合上位置，电源至受电端的电路已接通，操作把手扳至工作位置，辅助设备如电容器、避雷器等都在合上位置。

2.2 热备用状态

设备只靠断路器断开而上下隔离刀闸仍在合上位置。

2.3 冷备用状态

设备的断路器及上下隔离刀闸在断开位置。2.4 检修状态

设备的断路器、上下隔离刀闸均断开，合上接地刀闸，操作把手扳至检修位置，挂好安全警示牌，即作为检修状态。操作制度

3.1 只有当值操作人员有权进行停送电操作。在事故处理或检修时方允许非当值操作人员进行指定项目的操作。

3.2 检修人员只能进行被修试设备的手动操作，需要进行不带一次电压的电动操作时，须由当值操作员进行。

3.3 变电站的一切停送电操作应由两人操作。操作队副职操作，正值监护。

3.4 倒闸操作应根据《电业安全工作规程》的有关规定进行，正确使用安全工器具。

3.5 操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。

3.6 操作人员在接受调度指令时，应互报单位和姓名，严格执行发令、复诵、汇报和记录制度，发令、受令双方应明确发令时间和完成时间，以表示操作的开始和终结，并将时间记入值班记录簿内。

3.7 同时接到两个及以上的操作任务时，必须按各个任务的操作程序依次进行操作，不得几个任务同时操作。

3.8 操作中如发生事故或异常情况时，应立即终止操作，并报告，问题解决后，才能继续进行操作。

3.9 变压器的启用操作应先合电源侧断路器，后合负荷侧断路器。3.10 拉、合隔离刀闸前均应检查相应断路器确在分闸位置，停电应先拉负荷侧，后拉电源侧，送电步骤相反。拉合后应检查刀闸各相是否确已拉开或合闸良好。

3.11 手动操作，应迅速果断，但不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶。拉闸时如误拉刀闸，并已完全拉开时，禁止再合上；如误拉刀闸就发现误拉应迅速合上。合闸时，如误合刀闸，在任何情况下都不得将该刀闸再拉开。3.12 合接地刀闸前，必须明确无电压后进行。运行维护

4.1 变压器的正常巡视检查项目: A 变压器的温度计应完好，油温应正常，油枕的油位应与环境温度相对应，各部位应无渗、漏油。

B 变压器运行噪音应正常。

C 呼吸器应完好，硅胶变色程度不应超过2/3。

D 变压器引线接头应无过热变色或示温片熔化〔变色〕现象。； E 瓦斯继电器内应无气体。

F 电气灭火的消防设施完好，并存放于固定位置。4.2 高压配电柜的正常巡视检查项目: A 断路器真空灭弧室应无异常，灭弧罩应未变色； B 柜内所有瓷绝缘体，避雷器应无损伤及放电痕迹。C 分、合闸位置指示应正确；指示灯无损坏。

D 各电气连接点处应无发热、变色现象，内部应无放电声。E 柜内照明完好；电加热工作正常。4.3 高压配电室的正常巡视检查项目: A 配电装置电气灭火的消防设施完好，并存放于固定位置。B 室内外配电装置的照明设施完好。C 站内的安全用具及备品完好。

D 开关室的房屋不漏渗，门窗应完好并关闭严密，通风孔、洞护网完好.4.4 电力电容器，电抗器的运行维护 A 内部无放电声；

B 应无渗漏油，外壳无变形、鼓肚现象；

C 引线及所有接头处连接良好，无松动、发热、变色。

D 母线停投时，应首先退出电容器，然后再拉各出线开关。送电时，先送出线开关，然后根据母线电压及负荷情况投入电容器。

E 电容器开关分闸、跳闸后，禁止立刻合闸，再次合闸应相隔3分钟。对电容器进行停电工作时应事先进行逐个充分放电。F 禁止使用刀闸拉合电容器。

G 由于保护动作跳开电容器组的开关，在未查明跳闸原因，不得重新合闸。4.5 交流站用电系统的巡视检查项目：

A 站用变压器的检查项目参照主变压器检查项目。

B 站用变压器室的门窗、照明应完好，房屋应无渗漏雨，通风应良好，温度正常。

C 站用变压器柜的柜门应关闭完好、照明应完好。D 站用电电压不得高于420伏、不得低于360伏、三相不平衡值应不大于5伏。E 站用电控制屏各指示灯应正常、屏内无异声。4.6 直流系统的正常运行与检查

A 直流母线电压应在额定电压下运行,其变动范围不超过额定电压5%。B 直流系统每班交接班时应检查直流母线电压应正常。D 蓄电池充电电流应正常。E 各表计.指示灯指示应正确。

F 内部各零件良好，不过热,无焦味和异声。

G 直流系统运行中声音应正常,当发现有不正常声音或发生故障时应立即进行检查,自行不能处理时，应立即汇报。

H 免维护蓄电池正常运行应在浮充电工作方式并处于满充电状态。I 蓄电池外壳及盖板应完好；

J 蓄电池的连接片〔线〕应无断裂〔股〕、发热、生盐现象,凡士林涂层完好。4.7 微机继电保护及自动装置运行与检查 A 记录并向主管汇报微机继电保护装置〔包括投入试运行的微机继电保护装置〕的信号指示〔显示〕及打印报告等情况。

B 微机保护装置的各级电源指示灯及运行监视灯应亮，其他信号灯应熄灭。C 保护装置的所有工作方式开关均应在规定状态。D 微机保护装置通讯联络的通讯管理应运行正常。

E 运行人员应定期对微机继电保护装置进行采样值检查和时钟校对，检查周期不得超过一个月。

F 微机继电保护装置动作后，监控人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况立即向主管汇报。

G 微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应立即向主管汇报进行处理。4.8 负一楼电缆室的巡视检查项目

A 电缆室的门窗、照明应完好，房屋应无渗漏雨，通风孔、洞护网完好，通风应良好，温度正常。

B 电气灭火的消防设施完好，并存放于固定位置。C 电缆室内应无绝缘过热的臭味，如有应立即报告。事故处理

5.1 事故处理的一般原则首先设法保证站用电源;其次用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证厂区正常供电，立即将事故情况简明扼要地报告主管,听候处理。

5.2 事故处理时，值班人员必须坚守工作岗位，迅速、正确地执行主管的命令。只有在接到主管的命令及对人身安全或设备有明显和直接危险时，方可停止设备的运行或离开工作岗位。

5.3 如果事故发生在交接班过程中，交班人员应负责处理事故，接班人员可以协助处理。在事故未结束以前，不得进行交接班。

5.4 处理事故时，与事故无关的人员不得进入事故地点和控制室，已进入的人应让其退出，不得防碍事故处理。

5.5 在下列情况，当值人员可不经调度许可自行操作，但结束后必须汇报。A 将直接威胁人身和设备安全的设备停电； B 将已损坏的设备隔离； C 恢复站用电；

5.6 变电站电气设备着火事故处理

A 变电站电气设备着火时，应立即用开关或刀闸断开着火部分电源，火情对邻近设备有严重威胁时，不得进行操作，应考虑停用上一级电源开关。

B 只有在断开电源后方可对着火设备灭火，严禁在着火设备带电情况下进行救火。C 对注油设备着火，应使用二氧化碳泡沫灭火机或干燥的沙子灭火，严禁用水灭火。

D 变电站发生火灾，无法自行扑灭时，除按上述原则处理外，应迅速打电话〔119〕给消防队，消防队赶到现场时，应对消防负责人说明停电设备的带电部位、周围情况，严密监视，对消防人员的不安全行为及时提醒或阻止。

第二篇：变电站自动化系统标准化验收作业指导书(精)

编号：Q/ 孔目江500kV 变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书 编写： 年 月 日 审核： 年 月 日 批准： 年 月 日 作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时 国网江西省电力公司检修分公司

1、范围

本指导书适用于孔目江500kV 变电站自动化设备竣工验收作业。

2、引用文件

国家经济贸易委员会第30号令，2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 DL/T 860-2006 《变电站通信网络和系统》 DL/T 1372 远动终端设备

DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定 DL/T 5137 电测量及电能计量装臵设计技术规定

DL/T 5149-2001 220-500kV变电所计算机监测系统设计技术规程 DL/T 621 交流电气装臵的接地

DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件

DL/T 634.5101 远动设备及系统第5部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准

DL/T 634.5104 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集的IEC 60870-5-101网络访问 DL/T 634 远动设备及系统第5部分:传输规约第102篇电

力系统电能累计量传输配套标准 DL/T 667 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 DL 451 循环式远动规约

DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程

江西电网 DL/T 179-2000 电力系统电能量计量传输实施细则（试行）《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕34号

IEEE Std 1344－1995（R2001）IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems Q/GDW 131-2006 电力系统实时动态监测系统技术规范 IEEE Std C37.118-2005 电力系统同步相量标准

Q/GDW 273-2009 继电保护故障信息处理系统技术规范

3、验收前准备 3.1 人员要求:

3.2 危险点分析:

3.3 安全措施:

3.4 验收工器具及材料、资料:

3.5 作业分工:

4、作业卡

4.1 变电站自动化设备检查 18 4.2 变电站远动功能检查 21

4.3 变电站自动化交接试验项目 24 验收结束 作业指导书执行情况评估

填写时间： 年 月 日 填写人：

填写时间： 年 月 日 填写人： 30

填写时间： 年 月 日 填写人：

附表 1-4：电能量管理系统硬件清单 序号 1 名称 设备型号 设备参数 安装位臵 数量（单位： 台）2 3 4 5 6 7 8 9 10 31 11 填写时间： 序号 1 年 名称 月 日 设备型号 设备参数 填写人： 安装位臵 数量（单位： 台）附表 1-5：同步时钟系统硬件清单 2 3 4 5 6 7 8 32 9 10 11 填写时间： 年 月 日 填写人： 附表 1-6：五防系统硬件清单 序号 1 名称 设备型号 设备参数 安装位臵 数量（单位： 台）2 3 4 5 33 6 7 8 9 10 11 填写时间： 年 月 日 填写人： 34

第三篇：许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖

许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程安全检查通报

根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》（基〔2010〕46号）及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》（2010年版）、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：

许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查（11月上旬对现场进行了安全检查）。

总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。

存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施；编制的安全监理工作方案（安全监理实施细则）、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写；安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大；安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求；方案或作业指导书编、审、批不规范；业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致；数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。

一、许昌110 kV横山变电站工程

1、现场存在问题：

1.1 一个开关接两个用电设备；接地缠绕及接地连接不牢固；

1.2 孔洞无盖板；

1.3 梯子使用不规范；（梯子的最高两档不得站人）

1.4 消防器材不防冻。

二、漯河220kV董庄变电站工程

1、资料存在问题

1.1安全强制性条文实施细则未编制；（也可与质量强制性条文实施细则统一编制）

1.2 无安全检查签证记录。（至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证）

2、现场存在问题

2.1保护零线重复接地接地体过小；（电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm）

2三、信阳110kV滨湖变电站工程

1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字；应急预案无编制人、审核人及批准人签字；

1.2无安全旁站工作计划；

1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表；

2、现场存在问题

2.1接地体过小；接零不规范（缠绕）；

2.2脚手架无剪刀撑；斜道栏杆搭设不规范；

三、扶沟110kV变电站工程

1、资料存在问题 1.1未编制应急预案； 1.2安全旁站记录不齐全；

1.3强制性条文检查表填写不规范。

二○一○年十二月三十一日

第四篇：kV输电线路工作总结

35kV南山——马莲沟输电线路完工总结

2011年1月

建设单位:

延长石油直罗采油厂

设计单位:

西安中邦电力咨询设计有限公司

监理单位:

陕西地方电力监理公司

施工单位:

延安飞鸿电气安装公司

本工程开工时间：2010年03月

实际竣工日期：

2010年12月

35kV南山——马莲沟输电线路工程已于2010年12月23日基本完工，在过去的时间里,我公司35kV南山——马莲沟输电线路工程实行了全过程的项目管理,我部在业主和建设单位的正确领导、设计的积极指导下，我公司严格按照合同管理的要求，在施工中采取了一系列行之有效的方法，确保了35kV南山——马莲沟输电线路工程的安全和质量。

工程简介

本线路工程起点为南山35KV变电站的35kV出线构架起出线向东北走线，在采油厂东南侧山上左转跨过后和尚塬村东北侧左转沿去马莲沟东侧山上走线，在寨子坪东侧左转下山，沿川道向北走线至桦沟和马莲沟交叉处右转，后沿马莲沟东侧山上走线至马莲沟35KV变电站。本线路按单回路设计全长27.3km。线路经过除36#

——70#为平地外，其余地形全部为山地，故其工程地质条件较差。线路可利用公路不多，人力运输距离较远。本工程共计杆塔94基，全部为组立铁塔。线路采用的耐张和转角塔为24基，直线塔为70基。导线采用LGJ-150/25型钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-35镀锌钢绞线。整条线路除两端变电站进线档不架设地线，1#——94#之间全线路架设单地线。绝缘子型号为XP—70，耐张塔采用单串5片成串，直线采用单串4片成串。线路金具采用97修订本产品样本为准。导线耐张线夹采用NL-150/25型，悬垂线夹采用CL-150/25型；地线耐张线夹采用NL-35/G,直线采用CL-4/G。本次线路跨越在建高速一处、房屋两处、10kv线路五处、通讯线路13处。

工程完成情况

35kV南山——马莲沟输电线路工程2010年12月三级验收自检完毕。

35kV南山——马莲沟输电线路工程，由于各种原因，工程时间紧、任务重、要求高，通过以往工程经验的总结，我们对工程的重要性有充分的认识，所以要保证工程安全优质、确保工期、提高效益。总体目标要把本工程建设成“达标投产”和“零缺陷工程”。

在本次工程施工过程中我部，认真职守，抓质量，抓安全生产，要求施工队做好各道工序控制关，严格按图纸施工。对铁塔基础浇制部分进行现场旁站，对浇制需要的沙石、水泥、钢筋等材料进行细致的检验，对混凝土的配比作出严格要求。现场浇制是对基础的方量，钢筋的捆绑进行全面的检验，确保了基础的质量。坚持基础浇制基面一次性成功，杜绝磨面，采取仪器找准，及时综合处理，一步到位的成功工艺。基础浇制后要求施工队加大成品保护力度，对已完工基础进行有效的保护。对杆塔中塔件，架线中的金具、导、地线等外部质量和相应试验报告的检查,对于组塔采取现场监督，严格遵循图纸设计，杜绝施工过程中发生安全事故，我部要求施工队对塔件按段号合理摆放，现场螺栓分类标识，进行清点，以防止错装、混装，对自立式铁塔的吊装，采用了优质的合成吊装带起吊塔件，防止了塔件镀锌的破坏和塔件的变形。尤其是耐张塔型的组立施工中，要求工队先验基础后组塔，先下端校正紧固，后上端安装.架线施工工序多，工艺难度大我部要求施工队对架线施工按施工说明、施工准备、导地线张力展放、紧挂线、附件安装、导地线压接进行严格控制。针对本工程跨越铁路，办理跨越手续难度大对施工时间要求紧，工队做到具体、有针对性，确保安全施工万无一失。

通过我们的共同努力，本工程各分部工程中间验收工程质量合格，工程竣工验收工程质量合格，满足业主工程“达标投产”、创“优质工程”的标准要求。

本线路施工中存在的问题

1、资料管理工作还需进一步标准化、规范化、做到工程资料及时收集、及时整理和及时归档。

2、铁塔材料短缺严重，导致工程误工严重。

3、基础回填没有夯实，导致降雨后基础下陷严重。

4、部分铁塔防盗冒失去防盗作用。

35kV南山——马莲沟输电线路监理项目部

工程总监：冯海军

现场监理：唐

鑫

2011年1月

第五篇：北京城北500 kV变电站GIS系统的交流耐压试验2006概要

第27卷电力建设・・

北京城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验 刘铁成,程金梁,刘凯乐

(北京送变电公司,北京市,102401 [摘要]城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验,根据GIS 设备结构复杂、间隔数量众多、整体电容

量较大等特点,合理选择了耐压设备组合方式来满足试验容量的要求,并采用了母线连同GCB 单元整体加压的方法。既圆满完成了试验,又最大程度减少了试品的加压次数,从而降低了对试品的绝缘损坏。[关键词] 500kV 变电站GIS 交流耐压试验 中图分类号:TM63文献标识码:B 文章编号:1000-7229(200611-0008-03 收稿日期:2006-09-20 作者简介:刘铁成(1976-,男,从事高电压试验工作。1工程概况

北京城北变电站本期建设2台1200MVA 的 主变,500kV 进线2回,220kV 出线8回。变电站 500kV 系统为内桥接线方式,220kV 系统为双母

线双分段接线方式,桥断路器及分段断路器均断开运行。

城北变电站的220kV 系统、500kV 系统均使用了平高东芝公司生产的GIS 设备,按照交接试验要求,需对全站的GIS 系统进行交流耐压试验。城北变电站的GIS 系统规模较大,220kV 系统包括18个电气间隔,500kV 系统包括3个电气间隔,电磁式电压互感器(PT 内置于罐体内。本次交流耐压试验要附带电压互感器一起进行,这就要求在耐压过程中除考虑GIS 的耐压标准外,还需避免PT 发生谐振,导致铁芯饱和,从而损害被试品本体。所以,交流耐压试验的频率要控制在一定范围内,需要制定一个科学、完备、安全的交流耐压试验方案。

2GIS 系统交流耐压试验方案的确立 2.1GIS 系统交流耐压试验标准

按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标

准》(GB50150—91、《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》(DL/T 618—1997、《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的要求,编制试验方案。GIS 常规试验项目包括主回路电阻测量、GIS 元件调试、SF 6气体微水含量和检漏试验等。交流耐压试验应在被试设备的常规试验全部结束,且试验合格后进行。

2.2GIS 系统交流耐压试验流程

GIS 现场交流耐压试验的第1阶段是老练净化,其目的是清除GIS 内部可能存在的导电微粒或

非导电微粒。老练净化可使导电微粒移动到低电场区或微粒陷阱中,并烧蚀电极表面的毛刺,使其对绝缘没有危害作用。老练净化电压值应低于耐压试验电压值,时间可取15min。第2阶段是耐压试验,即在老练净化过程结束后进行耐压试验,时间为1min。

AC Voltage-withstand Test of GIS System at North Beijing 500kV Substation LIU Tie-cheng,CHENG Jin-liang,LIU Kai-le

(Beijing Transmission and Distribution Company,Beijing City,102401 [Abstract ] The AC voltage-w ithstand test of GIS system at north Beijing 500kV substation is characterized by complex structures of GIS equipment, many number of compartment and big capacity of integral capacitance.So it is necessary to select rationally the combination of the voltage-withstanding devices to meet the requirements for the test.A compression method applied on the bus with the integral GCB unit was adopted,which has completed the test and reduced the compression numbers on the samples to the maximum extent.As a result,the insulation damage on the samples was reduced.[Keywords ] 500kV substation;GIS;AC voltage-withstand test 电力建设

Electric Power Construction 第27卷第11期2006年11月 Vol.27No.11 Nov,2006 8 第11期・・

B 1—— —

调压器;B 2———激励变压器;U R ———有功损耗的等效电阻;C

1、C 2——— 电容分压器高、低压臂电容;C X ———被试品;V ———

电压表;F ———熔丝;U L ———电抗器。交流耐压试验的流程:试验准备→空升试验→耐压前绝缘电阻测试→交流耐压试验→耐压后绝缘电阻测试→后期工作。

2.3GIS 系统交流耐压试验设备

采用CHX(U-f-4000kVA/800kV 型调频式串联谐振耐压试验装置,其输出电压最高可达到800kV ,输出电流5A。该设备的基本原理如图1所示,在RLC 串联回路中,当感抗与试品容抗相等时,电抗

中的磁场能量与试品电容中的电场能量相补偿,试品所需的无功功率全部由电抗器供给,电源只供给回路的有功损耗。此时,电路的cos φ=1,即电源电压与谐振回路电流同相位,电感上的电压与电容上的压降大小相等,相位相反,即ωL= ωC

。当回路中L、C 参数固定时,调节电源的频率等于回路谐振频 率时,即f=1 2πLC ",可产生谐振,此时: Uc=I 1ωC =I ωL

则品质因数:Q= Uc U 1=I ωL IR =ωL R 设备主要技术参数:电源输入380V ±10%三相,50Hz;额定试验容量4000kVA;谐振电压0~ 800kV;频率调节范围30~300Hz;频率调节分辨率

0.01Hz;波形畸变率不大于1%;电抗器Q 值≥70;电抗器电感量100H/节,共4节;分压器4节串联分压比为2000/1。

2.4GIS 系统交流耐压试验方案2.4.1 交流耐压试验加压过程

试验程序由现场试验人员编制,经制造厂和用户同意后,确定采用图2的加压方案。

2.4.2交流耐压试验方案的设计

交流耐压试验电压值U t 按《华北电网有限公司

电力设备交接和预防性试验规程》的要求,最终确定为:220kV 系统耐压值为356kV ,500kV 系统耐

压值为612kV。试验采用调频法,在50%的试验电压以下进行谐振点调节,GIS 组合电器频率应控制在30~300Hz。考虑到PT 耐压试验时对频率的要求比较特殊,根据城北变电站使用PT 的特点,将耐压频率确定在以下范围:220kV 系统为120~300Hz , 500kV 系统为60~300Hz。

在交流耐压试验过程中,试验电压应施加到每相导体和外壳之间,可以每次一相加压,一相加压时其他相的导体应与接地的外壳相连。试验电源可接到被试相导体任一部位。试验程序的设计原则上应使每个部件都至少施加1次试验电压,同时必须尽可能减少固体绝缘的重复试验次数。

2.4.3 220kV GIS 系统交流耐压试验方案的确定 现场实测220kV GIS 系统相关数据如下: 电容量:GCB 单元700pF/相,母线40pF/m ,母线PT 250pF/只,线路PT 200pF/只。

PT 分布:A 相———

母线PT 2只、线路PT 4只;B 相———母线PT 2只;C 相———母线PT 2只。城北变电站220kV GIS 系统共有14个GCB 单元,若按照常规试验方法,对GCB 单元逐个进行耐

压试验,不但耗时耗力,而且要对母线多次加压。交流耐压试验属于破坏性试验,对试品反复加压会对其绝缘造成损伤,所以耐压方案必须尽可能减少加压次数。

根据现有设备的容量,我们采取如下加压方式(以A 相为例,B、C 相参照A 相方法进行:(1以GIS 设备一端的1号主变进线为加压端,将4号母线上的所有主刀合闸、地刀分闸,5号母线上的所有主刀分闸、地刀合闸;靠近1号主变进线的

7个GCB 单元断路器合闸;B、C 相从其他出线侧接地。这样4号母线、1号主变进线及7个GCB 单元

能够耐受电压。

(2以GIS 设备另一端的2号主变进线为加压端,将5号母线上的所有主刀合闸、地刀分闸,4号母线上的所有主刀分闸、地刀合闸;靠近2号主变进线的7个GCB 单元断路器合闸;B、C 相从其他出线侧接地。这样5号母线、2号主变进线及7个GCB 单元能够耐受电压。

图1串联谐振交流耐压原理图 图2交流耐压试验加压过程

北京城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验 9 第27卷 电力建设・・

线用量(使变电站的总长度和管母线长度都缩小了 12m ,经济性较高。间隔宽度变为12m 后,我们进

行了电气距离的校验。

出线相间距满足手册中间隔宽度为12m 时的最小相间距(3750mm 和相对地距离(2250mm ,悬垂串相间距为3m ,满足设备最小相间距,可见增加出线悬垂串后,边相的对地距离满足要求,同时也减小了导线的风摆。

2.3.3主变的布置

主变压器2组1200MVA 主变压器布置。采用

单相变压器,每相容量400MVA ,变压器单列排列,变压器间设置防火墙,主变出口处采用管母线,减小了纵向尺寸。(我们考虑过本站采用单台三相变压器的型式,因为采用三相变压器的一大特点是节约占地。但是就本站而言,其横向距离主要由220kV GIS 设备控制,所以三相变压器减少占地,节约投资的特点在本站不明显。

2.3.4电气总平面布置的确定

电气总平面的布置是在各级电压配电装置布置

优化的基础上进行组合。结合总图专业的要求,使之在电气布置上合理,进出线顺畅、功能分区明确,所区总平面规整,工程总投资经济。本变电站的电气总平面布置如图2所示。

3小结

该变电站地处北京市近郊,土地资源珍贵,而 GIS 设备在供电可靠性和节约土地方面优势明显, 故500,200kV 均采用GIS 设备,节省占地2.44hm 2。220kV 配电装置每个间隔按照12m 设置,比原来敞开式布置缩小1m ,既能在电气距离上满足要求,又节省了占地和GIS 设备的封闭管母线用量,经济性较

高。该变电站主变低压侧选择66kV 电压等级,既保证今后扩建方便及配电装置的可靠性,又节省了投资。

(责任编辑:马 明 表1 220kV GIS 系统交流耐压试验结果

注:使用激励变输出电压10kV 抽头,电抗器两串两并,加装均压环,试验电压356kV。

表2500kV GIS 系统交流耐压试验结果

选择上述加压方法可以分相6次完成整个系统的耐压工作,而且实现了所有试验部分仅承受1次加压,最大程度地减少了对其绝缘的损伤。

2.4.4500kV GIS 系统交流耐压方案的确定

现场实测500kV GIS 系统相关数据如下:电容量:GCB 单元330pF/相,母线50pF/m ,母

线PT 700pF/只,线路PT 700pF/只。PT 分布:A 相———

母线PT 2只、线路PT 2只;B 相———母线PT 2只;C 相———母线PT 2只。GCB 单元共3个。

根据现有设备的容量,我们采取如下加压方式:

从任一套管处加压,每次耐压一相。所有GCB 单元和主隔离刀处于合闸状态,所有地刀处于分闸状态,分3次进行。按这样的方案能够顺利完成交流耐压试验。

3GIS 系统交流耐压试验的实施和结果

方案制定完成后进入最后实施阶段。在试验前,我们考虑到现场试验电晕损耗较大的问题,有针对性地对耐压设备进行了改进,包括:修缮了部分变形的均压环,选用了直径300mm 的高压引线来代替原有引线,完善操作台保护系统等,为试验顺利进行

做了充分的准备工作。试验于2006年5月26、27日进行,试验结果见表1、2。

这次交流耐压试验均一次通过,升压过程中没有发生放电和闪络现象,且试验数据在被试品允许范围内,所以GIS 系统交流耐压顺利通过。

(责任编辑:李汉才

相别频率/Hz 调压器输出电压/V 调压器输出电流/A 输入电流/A A 122.5928011020 B 137.0326010515C 137.25 265 109 17 相别频率/Hz 调压器输出电压/V 调压器输出电流/A 输入电流/A A 84.0828013835

B 93.1226512028C 91.56 270 126 30 注:使用激励变输出电压20kV 抽头,电抗器四串,加装均压环,试验电压612kV。！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！(上接第7页 10