《变电所设备》PPT课件.ppt

设备部2012年4月,变电所设备介绍,城市轨道交通供电系统是轨道交通各系统的动力能源和心脏，它主要包括主变电所（对于集中供电方式）、牵引供电系统、牵引网系统、变配电系统、电力监控系统（SCADA）和杂散电流防护系统。它的主要功能在于向轨道交通各机电设备系统提供安全可靠的电力供应，满足各系统的供电要求；供电系统包括接受并分配电能的功能、降压整流及通过接触网传输直流电能的功能、降压及动力配电的功能、各级供电网络在正常、事故和灾害情况下的控制、测量、监视、计量和调整的功能、安全操作连锁功能和故障保护功能。,第一章 哈尔滨地铁供电系统概述,主所,主变电所将来自于城市电网的高压电源，降压为地铁使用的中压，供给牵引供电系统和变配电系统。,2,电气主接线及设备选择,3.1 66kV太平桥变电所设计容量为2台自冷式全密封油绝缘有载调压25MVA主变压器，电压为66kV81.25%/37kV，远景预留更换为2台50MVA主变压器的条件。3.2 66KV侧采用内桥接线。两路电源取自220kV太平桥一次变66kV母线馈出的太平桥甲、乙线，由太平桥一次变经约1.3km电缆线路引入。66kV高压电器设备选择三相共箱式GIS SF6组合电器，额定电流2500A，短路开断电流40kA。,3,设备选择,共设有七个间隔，分别是两个66KV进线间隔、两个66KV PT间隔、两个主变间隔、一个66KV桥间隔。3.3 35kV侧采用二级母线接线方式，一级母线为两组单母线接线方式，为地铁一号线（本期）和三号线（远期）提供主电源；二级母线为单母线分段接线方式,电源取自一级母线出线间隔，所带负荷为地铁一号线负荷。,4,设备选择,予留远期地铁三号线馈出柜位置。采用WS-G/40.5型充气固定式开关柜，本期共计17面。其中，35KV主二次受电柜两面、35KV二级母线受电柜两面、35KV所用变柜两面、35KV出线开关柜是十面、35KV母联柜一面。35KV每段母线均设有一组计量PT、一组母线PT，分别装在进、出线柜中。开关额定电流为1250A，短路开断电流为25kA。,5,太平桥主接线图,平面布置图,7,3.4 35kV系统中性点采用小电阻接地方式，接地电流为1000A，接地电阻值为20.2。接地变选择Z型接线2000KVA的干式变压器，户内布置。3.5 设两台100KVA所用变，分别装在35KV一级母线的I段和II段上。,1、太平桥主变电所,9,4 设备布置主要一次电气设备布置于一层，分别为66kV GIS 配电装置室、主变压器室、35kV 配电装置室、接地变及接地电阻室、所用变室等。予留远期35KV无功补偿室。二层布置有主控制室、值班室及附属房间等。,为防止操作过电压对电气设备的危害，在66kV及35kV每段母线装设氧化锌避雷器,其绝缘配合参数满足规程要求。变电所的接地装置为环形布置，位于变电所基础外侧，根据微机保护的要求，接地电阻不大于0.5欧姆。在一层中设有5个接地电阻测试盒，并通过这5点做接地体引上敷设。为防止地下杂质对接地装置的侵蚀，设计采用接地角钢热镀锌，以保证接地装置长期完好性。在变电所的各个设备间内，均设有环形接地带，敷于墙面。变电所建筑房顶设一圈环形避雷带并设独立接地装置且与变电所主接地网联结，保证接地电阻不大于10。,10,5 接地装置,电气二次,本工程按近期有人值守、远期无人值守设计，66kV保护与测控单元相互独立，保护与测控单元采用集中布置方式，35kV采用保护与测控单元合一的装置，分散安装于35kV开关柜的保护小室内，装置面板上的液晶显示器随时都在轮流显示它所测量的所有模拟量值,并通过站内通讯网向变电站层有关设备报告，供站内监控及远动用。采用分层、分布、开放式网络的系统结构方式，纵向分为站控层和间隔（或功能）层两层。,11,变电所二次部分,站控层采用分布式结构。站控层监控系统采用单主机兼操作员站模式。远动采用双主机模式（嵌入式），并直接从监控网上采集数据。现场总线网络采用双以太网，实现冗余互备，间隔层也按站内一次设备或特殊功能单元，分布式的配置。微机五防功能在后台监控系统通过软件实现。,12,二次部分,各层中的各个单元均是独立CPU的智能装置。每个单元均做为全站综合自动化系统网络中的一个节点，各智能节点间的通信是通过现场总线网进行联接的。根据相关文件要求，主变电所需接受地铁电力调度中心的调度管理，对全所内主要电气设备运行实时监控和数据采集。变电所负责提供地铁电力监控系统所需主备2个以太网口（RJ-45），由电力监控系统将变电所数据传至地铁电力调度中心。,13,二次部分设备布置,35kV线路、所用变、母联控保装置及35kV馈线电度表均分散布置于相应的开关柜内。主控室设有66KV线路保护柜一面、66KV公用测控柜一面、主变保护测控柜两面、公用柜一面、远动柜一面、电度表柜一面、一体化电源柜八面、光机柜一面、综合架柜一面、PCM柜一面，共计18面及1套当地监控系统。,14,二层主控室,15,继电保护及自动装置：,根据电力装置的继电保护和自动装置的设计规定装设变压器、线路、所用变、分段保护，全部采用微机化保护装置。(1)66kV线路装设光纤纵差保护，后备保护为距离保护。(2)变压器主保护装设微机纵差及瓦斯保护，后备保护装设由低压侧复合电压起动的高压侧二段式过电流与过负荷保护，低压侧设复合电压闭锁过流保护。变压器本体装设油温过高、油位过高、过低报警信号。,16,继电保护,(3)66kV桥开关设有三段式过流保护；(4)66kV、35KV PT装设互代切换及断线告警装置；(5)35kV线路装设光纤纵差及三段式过电流、零序保护，其中从一级母线到二线母线的短线路只设三段式过电流、零序保护；(6)35kV 母线PT与计量PT均装设互代切换及断线告警装置.,17,继电保护,(7)35kV所用变装设速断、过流及过负荷保护。(8)35kV分段柜装设电流速断及三段式过电流保护（装于分断柜）；(9)装设66kV桥开关备用电源自动投入装置（集中组屏）；35kV分段备用电源自动投入装置（集中组屏）；,18,设备安装与调试,分项、分部的技术措施变压器安装、调试的主要工序；(1)变压器安装：A.附件清点、检查，各连接部分管件清洗；B.密封件、连接法兰面检查安装；C.有载调压切换装置安装；D.冷却装置安装，风扇电动机及叶片安装，阀门和法兰安装；,19,变压器安装、调试的主要工序,E.储油柜安装；F.电流互感器安装，套管安装；G.压力释放阀装置安装；气体继电器校验、安装；H.散热器、储油柜、风扇、表计、气体继电器、测温装置等安装；I.变压器油注入。,20,变压器试验,A.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；B.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值；C.测量绕组连同套管的直流泄漏电流；D.绕组连同套管的交流耐压试验；E.绕组连同套管的局部放电试验；F.测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；G.非纯瓷套管的试验；H.绝缘油试验；I.有载调压切换装置的检查和试验；J.额定电压下的冲击合闸试验；K.检查相序；,21,GIS断路器安装和调试:,GIS断路器是变电站内主要设备之一，其设备本身质量的好坏及安装的质量都将直接影响到整个电网的安全运行，为此在安装中必须特别注意施工质量、工艺要求，加强技术管理，同时做好人身和设备的安全。(1)GIS 断路器的基础或支架安装必须达到以下要求：A.基础的中心距离及高度误差不应大于 10MM；B.预留孔或预埋铁板中心线的误差不应大于 10MM；C.预埋螺栓中心线误差不应大于 2MM。,22,(2)安装前应进行以下检查：A.GIS 断路器零部件应齐全完好；B.灭弧室或罐体及绝缘支柱内预充的SF6 气体压强值及含水量应符合技术要求。均压电容、合闸电阻值应符合制造厂规定；C.绝缘部件表面应光滑无裂缝、无剥落和缺损，绝缘应良好，绝缘拉杆连接部位应牢固可靠。瓷套表面应光滑无裂缝、缺损，外观检查有疑问时应探伤检验；D.瓷套与法兰的结合面粘合应牢固法兰结合面应平整、无外伤和铸造砂眼E.传动机构零件应齐全，轴承应光滑无刺，铸件无裂纹和焊接不良组装用的螺栓、密封垫、密封脂、清洁剂和润滑脂等的规格必须符合产品技术规定。F.密度继电器须经过校验后再安装；G.GIS 断路器的安装应在无风沙、雨雪的天气下进行，灭弧室检查组装时空气相对湿度应符合技术要求，并采取防尘、防潮措施。,23,GIS安装,GIS安装,(3)GIS 断路器的组装，必须符合以下要求：A.应按制造厂的部件编号和规程顺序进行组装，不可混装；B.断路器的固定应牢固可靠，支架或底座与基础的垫片不宜超过三片其总厚度不应大于 10MM，各片间应焊接牢固；C.密封部分的螺栓应使用力矩扳手紧固，力矩值须符合产品的技术规定。密封槽面应清洗干净，无划伤痕迹；D.对各个部件的调整、调节、调配要严格按说明书的要求进行；E.同相各支柱瓷套的法兰宜在同一个平面内，各支柱中心线距离误差不应大于 5MM，相间中心距离误差不应大于 5MM；F.所有部件的安装位置应正确，并按制造厂规定的要求保持其应有的水平或垂直；,24,GIS安装,G.已用过的密封垫圈不得使用；涂密封脂时，不得使其流入密封垫圈内侧而与 SF6 气体接触。应按产品的技术规定更换吸附剂；H.应按产品的技术规定选用吊装器具、吊点及吊装程序。开关安装就位后，未充气严禁作分合闸动作；I.充气时应认真按厂家说明书操作，保证充气管内的清洁与干燥，SF6 气体的压力值应符合产品技术要求。,25,变电所受电,变电所受电(1)变电所母线、间隔的冲击、受电、核相、保护装置的检查等方案均应根(2)变电所受电时，必须达到以下条件：A.一次、二次系统均安装完毕；B.与受电有关的电缆接线已完成；C.控制保护回路调试完毕；D.经全面检查，质检部门验收合格；E.已做好安全运行、检查维护等相应准备。,26,电气设备的巡视,第一节 设备巡视制度第1条 设备巡视应严格按照安规中的要求，做好安全措施。第2条 正常巡视：变电站内的日常巡视检查，除交接班巡视外，每天早晚高峰负荷时各巡视一次，每周至少进行一次夜间熄灯巡视。第3条 在下列情况下应进行特殊巡视1、新投运或大修后的主设备，24小时内每小时巡视一次。2、对过负荷或异常运行的设备，应加强巡视。3、风、雪、雨、雾、冰雹等天气应对户外设备进行巡视。4、雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视。5、上级通知或重要节日应加强巡视。第4条 巡视时，应严格按照巡视路线和巡视项目对一、二次设备逐台认真进行巡视，严禁走过场。第5条 巡视高压室后必须随手将门关严。第6条 每次的巡视情况应进行记录并签名；新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内。,27,主设备的巡视项目,主变压器的巡视检查项目1、正常巡视1）变压器运行声音是否正常。2）变压器油色、油位是否正常，各部位有无渗漏油现象。3）变压器油温及温度计指示是否正常，远方测控装置指示是否正确。4）变压器两侧母线有无悬挂物，金具连接是否紧固；引线不应过松或过紧，接头接触良好，试温蜡片无融化现象。5）呼吸器是否通畅；硅胶是否变色；瓦斯继电器是否充满油；压力释放器（安全气道）是否完好无损。6）瓷瓶、套管是否清洁，有无破损裂纹、放电痕迹及其它异常现象。7）主变外壳接地点接触是否良好。8）有载分接开关的分接指示位置及电源指示是否正常。9）冷却系统的运行是否正常。10）各控制箱及二次端子箱是否关严，电缆穿孔封堵是否严密，有无受潮11）警告牌悬挂是否正确，各种标志是否齐全明显。,28,特殊巡视,特殊巡视1）大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物。2）雷雨天气后，检查套管是否有闪络放电现象，避雷器放电计数器是否动作。3）暴雨天气时，检查站内外排水情况，周围是否有洪水、滑坡、泥石流、塌陷等自然灾害的隐患。4）大雾天气时，检查瓷瓶、套管有无放电现象，并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象。5）下雪天气时，根据积雪检查各接点的发热情况，并及时处理积雪和冰柱。6）发生近距离短路故障后，检查变压器各侧套管接头有无异常。7）主变满负荷或过负荷运行时，应加强巡视。,29,有载分接开关的巡视检查项目,有载分接开关的巡视检查项目1、有载分接开关的分接指示器指示是否正确，电压指示是否在规定电压允许偏差范围内。2、控制器电源指示灯是否正常。3、分接开关储油柜的油位、油色及其干燥剂是否正常。4、分接开关及其附件各部位有无渗漏油。5、计数器动作是否正常，能否及时记录分接变换次数。6、电动操作箱门关闭是否严密，防潮、防尘、防小动物措施是否良好。,30,倒闸操作,倒闸操作的一般规定1、倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行。2、倒闸操作必须有操作票，每张操作票只能填写一个操作任务，不准无票操作和弃票操作。3、操作中不得擅自更改操作票，不得随意解除闭锁。4、开始操作前，应先在模拟图（或微机监控装置）上进行核对性模拟预演，无误后，再进行操作。5、倒闸操作必须有两人进行，并严格执行监护制，一般由对设备较为熟悉的人员监护、值班员操作。,31,倒闸操作,操作票一般包括以下项目1、拉、合开关和刀闸。2、检查拉、合后的实际位置。3、检查设备上有无接地短路。4、装设接地线前的验电。5、装、拆接地线。6、取下或给上开关的合闸、控制保险及储能保险。7、取下或给上YH二次保险。8、打开或投上保护装置的压板。9、检查保护或自动装置确已投入（撤出）。10、倒负荷时，检查确已带上负荷。11、对两台主变压器，停用一台，确认另一台不会过负荷,32,操作票填写的有关规定,1、操作票上填写的术语应符合规定，设备名称、双重编号应符合现场实际。2、操作票应统一编号，作废的操作票要盖“作废”章，不得撕毁；未执行的，应注明“未执行”字样；执行完毕的操作票，在最后一页加盖“已执行”章。3、每张操作票只能填写一个操作任务，操作任务应填写设备双重名称。一个操作序号内只能填写一个操作项目，操作项目顺序不能颠倒，不得漏项、并项、添项或涂改。4、一个操作任务需填写两页以上的操作票时，在前页备注栏注明“接下页”。操作项目应连续编号。指令号和操作开始时间填在第一页上。每页操作票均应有操作人、监护人和值班负责人签名。操作终了时间应填写在最后一页上。5、操作中，每执行完一项，应在相应的操作项目后打勾。全部操作完毕后进行复查。6、操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章。7、拆除、装设接地线（包括验电）要写明具体地点，接地线应有编号。8、同一电压等级多条线路同时限电、供电，可填写一张操作票。,33,倒闸操作,下列操作可不填写操作票，但在操作完成后应做好记录，事故应急处理应保存原始记录。1、拉、合断路器（开关）的单一操作。2、拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。3、拉、合一组保护压板。4、取下、给上操作小保险或YH二次保险。5、事故应急处理。对两条及以上馈路在同一时间进行限电（不包括事故限电）或送电操作时，不得按拉、合开关的单一操作对待，应填写操作票。,34,倒闸操作注意事项,除紧急限电和事故处理外，倒闸操作尽可能避免在交接班、重负荷时进行。雷电天气时，严禁倒闸操作。第1条 母线充电前，应先将电压互感器加入运行。第2条 使用隔离刀闸可进行下列操作1、拉、合无故障的电压互感器、避雷器。2、拉、合母线及直接连接在母线上设备的电容电流。3、拉、合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路。第3条 手动拉、合刀闸时，必须迅速果断。刀闸操作完毕后应检查是否操作到位第4条 对调度指令有疑问时，应询问清楚再操作；当调度重复指令时，则必须执行。如果操作指令直接威胁人身和设备安全时，可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导。第5条 执行一个操作任务，中途不得换人，操作中严禁做与操作无关的事。第6条 操作时必须戴安全帽及绝缘手套，雨天操作室外高压设备时，绝缘杆应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地电阻不符合要求时，晴天操作也应穿绝缘靴。第7条 操作中严禁解除闭锁操作，如必须解锁才能操作时，应汇报调度或上级主管部门。第8条 倒闸操作要严把“五关”，即操作准备关，调令联系关，操作审核关，操作监护关，操作检查关。,35,事故处理,事故处理的原则第1条 事故处理要坚持保人身、保设备、保电网的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。第2条 事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故时，应按有关规定进行处理。,36,事故处理的一般程序,一般程序1、及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。2、迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管部门汇报。3、根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故障，尽快恢复供电。4、将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。,37,变压器的事故及异常处理,运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入1、变压器声音异常，有爆裂声。2、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。3、储油柜、释压器或安全气道严重喷油。4、套管严重破损和有放电现象。5、严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。6、油色变黑，油内出现碳质。,38,变压器油温异常升高的处理,变压器油温升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作：1、检查负荷是否有突然增加。2、核对温度表指示是否正常。3、检查变压器冷却装置是否正常，散热器是否全部打开。4、检查完毕后，应立即汇报调度及主管部门。,39,油位异常的处理,1、当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时，应立即上报调度和主管部门。2、如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护撤出运行，应迅速采取停止漏油的措施，并立即汇报调度和主管部门。,40,重瓦斯保护动作的处理,1、重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查瓦斯继电器内有无气体。2、检查油温、油位的情况。3、检查油枕有无喷油和冒油，防爆膜是否冲破（释压器是否动作）。4、检查各法兰连接处、导油管处有无冒油。5、检查外壳有无鼓起变形，套管有无破损。6、检查有无其它保护动作信号。7、检查后应汇报调度及主管部门。,41,主变差动保护动作的处理,差动保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。检查以下内容，并将检查情况汇报调度1、差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹、变压器各侧开关、刀闸、避雷器及引线等有无短路。2、差动电流互感器本身有无异常，瓷质部分有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地现象。3、差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）。4、差动保护回路是否有开路、接触不良，直流有无两点接地等现象。,42,主变过流保护动作的处理,过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送，检查以下内容，并将检查情况汇报调度1、检查母线开关及引线有无短路。2、检查主变压器高、低压侧引线有无短路，瓷绝缘有无异常。3、检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。,43,直流系统的事故处理,第1条 当发生直流接地时，应视为事故状态，立即停止二次回路上的工作，尽快推拉查找处理，防止两点接地造成保护误动。第2条 直流系统接地推拉涉及调度管辖的设备，必须报告调度。第3条 直流系统接地故障查找的顺序1、推拉直流事故照明回路。2、将直流母线解环运行，充电设备停运，判断是正极还是负极接地，是母接地还是母接地。3、推拉合闸回路。4、推拉控制信号回路。5、检查蓄电池本体。第4条 直流系统绝缘有明显下降时，应查明原因，尽快消除。,44,谢 谢,