500kV系统介绍.ppt
500kV系统介绍,罗仁丰,GIS的定义 GIS是Gas Insulated metal-enclosed Switchgear的缩写，意思是气体绝缘金属封闭开关。它是把各种控制和保护电器：断路器、隔离开关、接地开关、互感器（PT及CT）、避雷器和连接母线，全部封装在接地的金属壳体内，壳内充以一定压力的SF6气体作为相间及对地的绝缘。国内称之为封闭式组合电器。,一、电气主接线的概述发电厂和变电所中的一次设备(发电机、变压器、母线、断路器、隔离开关、线路等)，按照一定规律连接、绘制成而成的电路，称为电气主接线，也称电气一次接线或一次系统。出于电厂本身及系统运行”高可靠性”要求的考虑，我厂升压站母线采用一个半断路器的接线方式。电厂以500kV一级电压等级接入系统，二期500kV出线规模2回，远景500kV出线规模按3回预留。二期3、4机组2回500kV线路至的晋江变电站。二期工程配置两个完整串，第二串进出线为交叉接法。,神华福能发电有限责任公司使用的500kV断路器及隔离开关是厦门ABB生产的SF6气体绝缘金属封闭开关设备，升压站500kV主变及线路侧使用日新电机（无锡）有限公司生产的CVT-1:WVB500-5H(四绕组)单相/户外/叠装电容式电压互感器，选用南阳金冠有限公司制造的单相油浸式电流互感器。设备名称 设备条件 数量（台）出线回路氧化锌避雷器 Y20W2-444/1015 6母线氧化锌避雷器 20W2-420/960 6进线回路氧化锌避雷器 Y10W4-200/496 3,备用电源进线开关向机组6kV母线供电。02启备变是分裂式变压器，容量60/40-40MVA。02启备变正常启动电源、同时作为机组正常运行中任一对应6kV母线工作进线开关故障情况的备用电源。3/2断路器主接线的优缺点：1）、优点：A、供电可靠性高。每一回路有两台断路器供电，发生母线故障或断路器故障时不会导致出线停电；B、运行调度灵活。正常运行时两组母线和所有断路器都投入工作，从而形成多环路供电方式；C、倒闸操作方便。隔离开关一般仅作检修用。检修断路器时，直接操作即可。检修母线时，二次回路不需要切换。,2）、缺点：二次接线复杂。特别是CT配置比较多。在重叠区故障，保护动作繁杂。再者，与双母线相比，运行经验还不够丰富。,500kV 升压站控制系统 500kV 升压站控制采用计算机监控系统（NCS）。该系统对 500kV 配电装置的电气元件实现监视、控制并完成向网调、中调传送远动信息和执行调度 AGC 命令。该系统采用分层分布开放式系统结构，整个系统分为站控层和间隔层，所有控制、保护测量、报警等信号均在间隔层就地单元内处理，经双光纤以太网传输至集控室内监控系统的站控层。该系统站控层 CRT 设置在单元集控室，运行人员在集控室内就可掌握 500kV 系统电气设备运行情况，有利于全厂安全可靠运行。间隔层设备布置在 500kV 配电装置旁的升压站继电保护室内。,站控层设备布置在集中控制室，设置两个主机兼操作员工作站、一个工程师工作站、一个值长站、两台远动工作站及GPS对时设备等。站控层负责整个网络系统的监控。远动主站满足远动功能，完成向网调、中调传送远动信息和执行调度 AGC 命令，远动信息的发送端口设置在远动主站。NCS 系统实现全站所控制对象的五防闭锁功能。NCS 系统站控层通过 SIS 网与各单元机组分散控制系统（DCS）进行信息交换。由 NCS 控制的设备有：500kV 断路器500kV 隔离开关、接地开关220kV 断路器（高压起/备变电源开关）220kV 隔离开关、接地开关（高压起/备变电源开关）,由 NCS 监测的设备有：500kV 断路器机构信号500kV 系统保护500kV 系统测量220kV 断路器机构信号（高压备变电源开关）220kV 系统保护（高压备变电源开关）220kV 系统测量（高压备变电源开关）网控 110V 直流系统测量及运行状态,型号：软件是DSC-9000U，远动和通信接口是DN-9000S，测控装置是DN-9000DNCS设置有11面测控柜。内含通讯接口装置一台，DN-9000S，作用：规约转换器，具有远动数据处理及通讯功能。直接接收来自间隔层测控、保护、其他智能设备的信息，经过处理后向上级调度系统转发，同时接收上级调度下达的控制命令。向自间隔层设备发送。网络采用双网冗余配置。双网互备结构，可靠性高。并具有一定容错功能。各工作站分别通过双网卡挂在双网上，各站通过双网交换信息。任一网络或任一站出现故障，仍可靠运行。网络设备：网络交换机及网络电缆2套。双以太网交换机，将上级指令快速分别传至对应装置。,二、运行方式1.正常运行方式的几项规定1）500 kV系统正常运行方式：二期工程500 kV主结线为一个半断路器接线方式，共二串，6组开关，正常均合环并列运行。共有两回500 kV出线至500kV晋江变电站，神福鸿电3号机、4号机采用单元接线方式，经三相一体变压器（1170MVA）并入我厂升压站500kV系统运行。发电机出口电压为27kV，发电机出口不设断路器。2)500kV系统主要运行方式：正常运行方式。两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上；线路停电、断路器合环的运行方式。线路停电时，考虑到供电的可靠性，常常将检修线路的断路器合上，检修线路的隔离开关拉开；断路器检修时运行方式。任何一台断路器检修，可以将两侧开关拉开；母线检修时的运行方式。断开母线断路器及其两侧隔离开关。这种方式相当于单母线允许，运行可靠性低，所以应尽量的缩短单母线运行时间。,500kV电气设备的状态：运行状态：指设备的隔离刀闸、开关都在合上位置，将电源端和受电端的回路接通。设备的继电保护及自动装置均在投入状态（调度另有要求除外），控制及操作回路正常。热备用状态:指设备只有开关断开，而隔离刀闸仍在合上位置，其它同运行状态。冷备用状态:指设备的开关、隔离刀闸在断开位置，断开线路、变压器压变次级回路；单个500kV开关在冷备用状态是指开关及两侧的刀闸在断开位置。,检修状态：a.线路及对应的两只开关在检修状态：除与线路及对应的两只开关在冷备用状态相同外，断开开关直流跳、合闸电源，切除开关液压泵电源；合上线路接地刀闸、开关两侧的接地刀闸，切除刀闸、接地刀闸的操作及控制电源。对于线路单独改检修时，只要求断开线路刀闸及其操作及控制电源，切除线路压变次级回路，合上线路接地刀闸。b.单个500 kV开关在检修状态：除与单个500 kV开关在冷备用状态相同外，断开开关直流跳、合闸电源，切除开关液压泵电源；合上开关两侧的接地刀闸，切除刀闸、接地闸刀的操作及控制电源。对于线路开关，还应按继电保护运行要求调整保护。c.带电冷备用状态：开关本身在断开位置,其有电侧的刀闸在合闸位置,而无电侧刀闸在拉开位置,运行中500KV GIS,运行中500KV HGIS,运行中500KV GIS,550kV GIS用断路器外形,断路器本体,断路器分、合闸指示,密度继电器,断路器机构,550kV GIS用隔离/接地开关外形,电流互感器的外形,CT线圈,二次引出线,电压互感器外形,避雷器外形,500KV GIS技术参数,2.500kV配电装置连锁500kV断路器连锁：就地/远方跳闸，没有连锁。远方合闸：相邻两侧的隔离刀闸在分位或合位，无电气操作及手动操作。就地合闸：相邻两侧的隔离刀闸在分位及无手动操作。海门电厂电气一次主接线图,隔离刀闸合闸/分闸连锁：相邻侧开关在分闸位置、相邻开关两侧地刀在分位且无手动操作及该隔离刀闸相邻的地刀在分位且无手动操作。主变隔离刀闸（高压侧）合闸/分闸连锁：相邻的开关都在分位、相邻地刀都在分位且无手动操作及主变高压侧无电压（PT）。线路隔离刀闸合闸/分闸连锁：相邻的开关都在分位、相邻地刀都在分位且无手动操作及线路侧无电压（PT）。开关两侧的地刀分闸/合闸连锁：开关两侧的隔离刀闸在分位且无手动操作。母线地刀合闸/分闸连锁：与该母线相邻的所有隔离刀闸都在分位且无手动操作及该母线无电压（母线PT）。,两隔离刀闸之间的地刀合闸/分闸连锁：与该地刀相邻的隔离刀闸都在分位且无手动操作。主变高压侧地刀合闸/分闸连锁：主变隔离刀闸在分位且无手动操作、主变高压侧无电压（PT）、发电机出口隔离刀闸在分位及对应发变组6kV母线工作进线开关都在试验位置。线路地刀合闸/分闸连锁：线路隔离刀闸在分位且无手动操作及线路无电压（PT）。,四、运行操作及规定1.正常操作及运行中注意事项500 kV设备属于省调管辖范围，改变运行工况应向省调申请，得到批准后，才可操作。断路器、隔离开关操作原则上采用遥控操作方式，只有在特殊情况下才可以近控操作。隔离开关手动操作仅在试验时允许，试验结束应检查三相位置，开关指示一致。无论是遥控操作、近控操作、手动操作，在操作时必须有人在现场检查三相位置动作是否一致，并对近控箱内开关位置指示灯复位。断路器重新合闸后也必须到现场检查断路器三相位置是否一致。为防止断路器损坏，SF6气压低于0.50 MPa时，切勿操作断路器。500 kV系统除特殊情况外应保持两个完整串运行。500 kV开关操作机构内加热器应一直保持在接通状态。,GIS送电操作前,必须检查具备下列条件:结束工作票,拆除临时设备安全措施；SF6及操作油压力正常；有关接地闸刀断开；开关、刀闸位置指示分闸；经远方分、合闸操作及保护传动试验,证明良好；2.电压控制 发电厂的500kV母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的0+10；即控制在500-550kV范围。最低运行电压不应影响电力系统同步、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。系统电压控制点的最高极限电压规定为额定电压的110。3.本厂二期工程500 kV断路器不带合闸电阻。为了防止操作过电压规定如下：正常运行时，500 kV线路避雷器不得退出运行。,500 kV输电线路的停、送电操作应用靠母线侧的断路器来进行，即：母线侧断路器采用“先合、后拉”的操作原则。同样，线路自动重合闸的重合顺序也应采用“先重合母线侧断路器”的方式。正常运行时规定：主变与500 kV GIS之间架空线间的主变500 kV侧的避雷器不得退出运行。4.开关停电时必须按照开关负荷侧闸刀电源侧闸刀的顺序进行。送电时与此相反。5.当两个系统不能保证为同期系统时，应经过检同期后，方可并列。6.开关、闸刀原则上采用遥控操作方式。在特殊情况下，经值长同意并采取相应防护措施后才可以近控操作。对500KV开关必须采用三相联动操作，不得进行分相操作。7.隔离开关手动操作仅在检修试验时允许，试验结束应检查三相位置，开关指示一致。8.无论是遥控操作、近控操作、手动操作，在操作时必须有人在现场检查三相位置动作是否一致。断路器重新合闸后也必须到现场检查断路器三相位置是否一致。9.倒闸操作过程中，装有防误闭锁装置的设备，不准许擅自解锁进行操作。若发现防误闭锁装置损坏和失灵时，应认真检查，在确认为是装置有问题时，必须经值长同意后，方可进行解锁操作。,保护的运行规定,保护压板除保护有检修或有特殊要求退出部分保护外，正常按各保护压板运行方式投入各保护。只有在线路侧、主变侧隔离刀闸断开时，才允许投入相应短引线保护。当整套保护装置检修时，应退出该套所有压板，并将该套的“投装置检修”压板投入。正常时，投退出状态。设备运行及备用时，各保护电源开关均应合上，只有在保护检修时才将其电源断开。正常运行时投退保护只需投退保护功能压板。投保护压板前应先检查保护装置是否有异常报警信号，若有报警信号，不得投保护压板。,高、低压侧PT停电或PT回路故障时，应将其相应的“投TV检修”压板投入。运行中发现保护装置“运行”指示灯熄灭，液晶显示屏上出现报警信号时，应立即将所有保护跳闸出口压板退出并做好记录，并通知检修。若保护装置“报警”灯是由于TA断线造成点亮，必须待外部恢复正常，才会熄灭。由于其它异常情况点亮时，待异常情况消失后会自动熄灭。当保护动作后，运行人员应立即检查保护动作情况，打印出所有微机动作信息，并记录各面板灯光指示的变化情况，经检修确认后方可复位报警信号。保护正常运行时每班检查不得少于一次。,海门电厂500KV电气操作票,500kV充电(首次充电)500KV 1M母线由运行转检修500KV 2M母线由运行转检修500KV 1M母线由检修转冷备用500KV 2M母线由检修转冷备用海门电厂500KV系统图,500kV系统的运行维护,500kV系统运行时，每班至少应对所属设备进行1次巡视检查。500kV复合电器GIS装置正常运行中检查项目：裸露母线及引线检查：接头接触是否良好，瓷瓶、绝缘子有否放电、裂纹等现象。SF6套管、瓷瓶无破损、无裂纹、无漏气、无放电现象，连接部位无过热现象。断路器、隔离开关、接地刀闸的位置指示应与集控室NCS指示一致，传动机构无断脱现象。指示灯应完好且指示正确。就地各相开关控制及中控箱柜内开关储能电源、电加热电源开关按规定投入。远方/就地方式开关在远方位置。控制柜内无异常，门应关紧锁好。设备声音正常，无异味，瓷瓶清洁且无裂纹、无局部放电现象，引线接头无发热现象。各个接地外壳、底座等应完好，无锈蚀和损坏。外壳接地引线完好，无发热情况。GIS壳体温度正常，温升65度。无漏气、漏油现象，开关储能正常，SF6气体压力正常。加热器运行正常。应定期检查和记录避雷器计数器读数及避雷器在线检测仪的读数。断路器室内的SF6气体压力正常，指示0.58Mpa。其他气室的SF6气体压力指示0.36Mpa。,断路器故障跳闸后的检查项目,支持瓷瓶及各瓷套等有无裂纹破损、放电痕迹。各引线的连接有无过热变色、松动现象。SF6 气体压力无降低。并联电容器有无异常现象。弹簧储能操作机构启动储能是否正常。机械部分有无异常现象，三相位置指示是否一致。,500KV GIS 气室SF6压力低处理,发现SF6气体压力低于额定值时，汇报值长，通知检修人员，并作好记录。当SF6气体压力降低至报警信号发出时，应立即汇报值长及上级领导，并通知检修人员全面检查，确定原因。如泄漏严重，无法恢复至正常压力时，应在压力低于闭锁跳闸之前申请停电处理。如严重泄压或压力到零，在压力低闭锁跳闸信号发出后，应取下断路器控制操作电源保险，严禁断路器操作，应申请越级停电处理。SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒措施。在SF6气体压力低报警发出后应加强监视及汇报。断路器操作时，一合后即跳，确认保护动作情况，并对一次回路进行全面检查，报告值长，通知检修处理。,隔离开关、接地刀闸拒动的检查,是否有闭锁。控制电源的电源开关是否已投。控制器回路是否正常。操作机构是否正常。,隔离开关、接地刀闸有一相操作不到位,处理：将隔离开关、或接地刀闸断开，并做好隔绝工作，报告值长，通知检修检查操作机构。,断路器合不上处理,检查控制电源是否完好，电压是否正常。查开关机构是否故障。查控制回路是否正常。有无闭锁信号。,500kV线路故障跳闸,现象NCS上故障线路开关的绿灯闪光,事故喇叭响。NCS上故障线路电流、电压、有功表、无功表指示为零。NCS上故障线路保护装置呼叫。若重合闸动作时，NCS上“重合闸动作”报警。“故障录波器动作”光字牌亮。处理解除音响，检查未跳闸线路是否过载。根据未跳闸线路容量带负荷。检查保护及重合闸动作情况，根据表计、光字牌判断故障性质，并对该开关外部进行检查。将故障情况及保护、重合闸、时间、设备名称汇报值长和中调。线路开关跳闸，不论重合闸成功与否，若无中调命令，不得强送。开关跳闸后，线路侧PT出现电压，应根据中调命令用母线侧开关检测同期合闸。正常后合上线路的另一开关，恢复正常运行方式。若对侧强送不成功，按中调命令处理。,500kV母线故障,500kV母线故障现象连接在故障母线上的所有开关跳闸，NCS上其控制开关的绿灯闪光，事故喇叭响。NCS跳闸开关的电流、有功、无功指示为零，母线电压表指示为零。NCS上母差保护动作报警。如果出现开关失灵拒动，某台发变组或线路将跳闸。故障录波器启动。故障点可能有弧光烟火。处理解除音响，检查保护动作情况，并根据表计变化、光字牌判断故障母线的性质。检查故障母线上有无明显故障点及失灵开关。将保护动作情况和现场检查情况汇报中调。根据母线保护动作情况，母线及其所连一次设备有无故障现象，根据中调命令分别进行处理：母线确有故障，应将故障母线侧所有开关转冷备用，隔离并将故障母线转检修状态，交检修处理。母线未发现明显故障。应检查母线上所连开关确已断开，将被选择向母线充电线路同串的机组负荷适当转移至另一机组，用靠故障母线侧线路开关向母线充电。若是开关失灵引起失压，则应将失灵开关隔离，交检修处理，然后向母线充电和恢复跳闸发变组或线路运行。若是母差误动，则退出误动的母差交检修处理。母线充电成功，尽快恢复正常运行方式。在发变组跳闸情况下，立即通过2高备变恢复机组6kV及400V厂用电供电，确保机组安全停机。,谢 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