升压站运行规程(印刷版)06.16(5)

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≤307 ≤239 ≤315 9 2倍标称放电电流下残压 (峰值) 5 6 7 8 9 操作冲击下残压 (峰值) 陡波冲击下残压 (峰值) 耐地震强度 密封泄漏率 爬电距离 耐污能力（等值附盐密度） 雷电冲击耐受电压(1.2/50μs) (峰值) 10 操作冲击耐受电压(250/2500μs)(峰值) 1min工频耐受电压 (峰值) 11

生产厂家 kV kV kV 度 pal/s mm mg/cm2 kV ≤284 ≤222 ≤291 9 ≤4.43×10－5 ≥3150 0.06 550 ≥3150 0.06 550 kV kV / 230 / 230 西安西电避雷器有限责任公司 15

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5 升压站系统及设备的运行

5.1 750kV系统的运行规定 5.1.1

一般规定

5.1.1.1 正常情况下750kV系统必须按网调批准的标准运行方式运行。

5.1.1.2 750kV系统运行方式的改变，必须经值长按规定申请调度批准后方可执行。

5.1.1.3 当系统方式改变时，必须对继电保护及自动装置进行相应切换，禁止无保护设备投运。 5.1.1.4 特殊运行方式必须拟出相应措施，经总工程师批准后上报网调，网调下达许可令后方可执行。 5.1.1.5 设备检修完毕后，检修人员应向运行人员作出书面交待并有明确结论，投入运行前，运行人员应进行必要的检查和试验。

5.1.1.6 改变系统运行方式，应按倒闸操作执行程序的规定填写倒闸操作票。

5.1.1.7 运行方式的改变，要最大限度的满足电网运行的稳定性和合理性，并应做好防止事故的对策。在保证安全运行的前提下，方可考虑运行的经济性。

5.1.1.8 任何时候都要保证继电保护及自动装置能正确使用、配电装置不过载、潮流分布合理、便于事故处理。

5.1.1.9 保护及通讯用的结合滤波器刀闸，运行中应在断开位置；当保护或通讯有要求时，才允许将其合上。

5.1.1.10 系统电压应维持在调度给定的电压曲线范围。

5.1.1.11 除持有检修工作票进行检修外，禁止攀登750kV电气设备的架构。 5.1.1.12 关于750kV保护及二次回路运行的一般规定：

（1） 继电保护屏前后都必须有正确的设备名称，屏上各保护继电器、压板、试验开关、熔断器等均应有正确的标识。在投入保护回路的压板前，运行人员必须检查信号指示正常，还应用只有电压档的高内阻万用表以一端对地测端子电压的方法验证保护装置确实未给出跳闸或合闸脉冲。

（2） 运行和备用中的设备，其保护及自动装置应投入，禁止无保护的设备投入运行。紧急情况可停用部分保护，但两种主保护不得同时停用。

（3） 一次设备停电，保护装置及二次回路无工作时，保护装置可不停用，但其跳运行开关的出口压板应解除。

（4） 投入保护装置的顺序为：先投入直流电源，后投入出口压板；停用保护的顺序与之相反。 （5） 对微机保护停用时，只断开保护出口压板，一般不停用直流电源。

（6） 正常情况下，继电保护及自动装置的投入、退出及保护方式的切换，应用专用压板和开关进行，不得随意采用拆接二次线头加装临时线的方法进行。

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（7） 继电保护及自动装置检修后，必须有明确的书面交待和结论，定值若有变更，变更人应做好明确交待，以保证记录与实际设备整定值相符。无结论者不得投入运行。

（8） 设备停电检修时，对运行设备有影响的保护压板应事先断开，设备投入运行及备用前应将其压板投入。

（9） 禁止在运行中的保护盘及自动装置盘上做任何振动或有干扰性质的工作，特殊情况下，必须做好安全措施或停用有关保护。严禁在保护电子设备间内使用对讲机、手机等通讯设备。 5.1.2

750kV系统投运前的准备和检查

5.1.2.1 检查投运系统的检修试验工作全部结束，工作票结束并收回，工作人员全部撤离工作现场，现场无杂物具备投运条件。

5.1.2.2 有关检修试验的参数变更交待清楚，并已做好记录，技术交底工作全部完成，并有检修人员可以将设备投入运行的书面交待。

5.1.2.3 拉开所有投运系统的接地刀闸，拆除全部投运系统的接地线及临时安全措施，恢复常设遮拦。 5.1.2.4 检查750kV投运系统的保护、控制装置、仪表接线正确、完整。

5.1.2.5 按照各配电装置投运前的检查项目和标准对所要投运的系统设备逐项进行检查。 5.1.3

750kV系统运行方式及运行中的检查规定

5.1.3.1 750kV系统采用双母线3/2断路器接线，一期工程配置京川I线和京川II线两回输电线路和#1、#2发变组两回进线，750kV两条母线经各串断路器闭环运行。

5.1.3.2 正常情况下，750kV I母和II母及每一串的三台断路器及隔离开关均投入运行。

5.1.3.3 #1发电机—变压器组上750kV第一串由7510和7512断路器带，即接线于7510—2隔离开关和7512—1隔离开关之间。

5.1.3.4 #2发电机—变压器组上750kV第二串由7521和7520断路器带，即接线于7520—1隔离开关和7521—2隔离开关之间。

5.1.3.5 750kV I母线（或II母线）检修，将全部负荷倒为II母线（或#1母线）带，II母线（或I母线）单独接带，断开I母线（或II母线）侧全部断路器及隔离开关。

5.1.3.6 750kV I、II母线侧断路器或隔离开关检修，将负荷转移由本串其他断路器带。 5.1.3.7 事故及特殊情况下的运行方式按照调度命令执行。

5.1.3.8 750kV系统运行中的母线电压变动范围为750kV－787kV，最高不得超过825kV。

5.1.3.9 750kV系统运行中的检查应按照巡回检查路线，依照各配电装置运行的检查项目和标准进行。 5.2 110kV系统的运行规定 5.2.1

110kV系统投运前的准备和检查

5.2.1.1 检查投运系统的检修试验工作全部结束，工作票结束并收回，工作人员全部撤离工作现场，现

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场无杂物具备投运条件。

5.2.1.2 有关检修试验的参数变更交待清楚，并已做好记录，技术交底工作全部完成，并有检修人员可以将设备投入运行的书面交待。

5.2.1.3 拉开所有投运系统的接地刀闸，拆除全部投运系统的接地线及临时安全措施，恢复常设遮拦。 5.2.1.4 检查110kV投运系统的保护、控制装置、仪表接线正确、完整。

5.2.1.5 按照各配电装置投运前的检查项目和标准对所要投运的系统设备逐项进行检查。 5.2.2

110kV系统运行方式及运行中的检查规定

5.2.2.1 110kV系统采用单电源供电接线，110kV徐京线经101断路器为#1停机/备用变压器供电。 5.2.2.2 #1停机/备用变压器保护跳闸出口及110kV徐京线线路保护跳闸出口均动作于101断路器。 5.2.2.3 事故及特殊情况下的运行方式按照调度命令执行。

5.2.2.4 110kV系统运行中的母线电压变动范围为110kV－116kV，最高不得超过121kV。

5.2.2.5 110kV系统运行中的检查应按照巡回检查路线，依照各配电装置运行的检查项目和标准进行。 5.3 高压变压器中性点的运行方式 5.3.1 5.3.2

#1、#2主变压器中性点直接接地运行。

#1停机/备用变压器高压侧中性点可经接地刀闸接地，正常运行时中性点接地刀闸

A0BCW10GS301应断开。 5.3.3

在投、停停机/备用变压器时，确证高压侧中性点接地刀闸A0BCW10GS301必须在合闸状态后，

才能合、分101断路器。 5.3.4

#1停机/备用变压器低压侧中性点经接地电阻接地运行，电阻值为40Ω。

5.4 断路器的运行 5.4.1

断路器的操作规定

5.4.1.1 断路器投入运行的操作必须在NCS画面上进行。

5.4.1.2 在NCS画面进行合闸操作时，不得返回太快，以防断路器未合闸。

5.4.1.3 断路器合闸前必须检查继电保护是否已按规定投入，断路器合闸后应检查三相电流是否平衡，有功、无功表计指示及指示灯是否正常。

5.4.1.4 断路器每次检修后投入运行前，应进行继电保护和自动装置的整组传动试验（必须进行两次分、合闸试验，第一次分、合闸用第一组控制电源，第二次分、合闸用第二组控制电源），应检查断路器符合投运条件并在确认断路器两侧隔离开关三相确已断开的情况下进行远方分、合闸试验，确认断路器及控制操作回路良好，信号正确。

5.4.1.5 运行中的断路器严禁就地分、合闸，但当开关远方操作失灵且在紧急情况或抢救人身安全时，18

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可允许就地进行电动分闸操作，但必须三相同时进行操作，不得进行分相操作。

5.4.1.6 SF6断路器出现气体压力低时，可以带电充SF6气体，但充气时应做好安全措施。

5.4.1.7 当发现运行中的断路器SF6气压下降到操作闭锁值以下时，应首先将该断路器切至非自动状态，禁止用该断路器切断负荷电流，并尽快隔离处理。

5.4.1.8 进行并列或解列操作时，因断路器机构失灵造成断路器两相跳闸，一相合闸的情况时，不允许将断开的两相合上，而应迅速将合上的一相拉开。若断路器只合上两相应将断开的一相再合一次，若不成功立即拉开所合上断路器的两相。

5.4.1.9 断路器在分闸后300ms内严禁合闸，每小时操作不超过10次。 5.4.1.10 断路器出现非全相运行情况时按《集控运行规程》有关条款处理。 5.4.1.11 断路器自动跳闸后，应对该断路器及其一次、二次回路进行全面的检查。 5.4.1.12 下列情况，禁止将断路器投入运行： （1） 断路器无主保护； （2） 断路器电气试验不合格；

（3） 拒绝跳闸的断路器或跳闸回路缺陷未处理； （4） 断路器事故跳闸次数超过规定值 ；

（5） 断路器的弹簧储能机构异常或储能不符合规定值； （6） 主保护动作，原因未查明，未消除故障。 5.4.2 断路器投运前的准备和检查

5.4.2.1 新装或大修的断路器，投运前必须验收合格。

5.4.2.2 断路器投运前应检查所属系统、设备的检修工作结束，工作票结束并收回。对于首次投运的断路器要有可以投入运行的质量检验报告。拆除临时安全措施，恢复常设遮拦和标示牌，拉开所属系统接地刀闸（拆除接地线）。

5.4.2.3 有检修、试验人员关于该设备可以投入运行的书面交待。

5.4.2.4 断路器各部位清洁、无杂物、无接地、无短路，各接头牢固，接触良好。 5.4.2.5 闭锁装置良好，防误闭锁装置能正常使用。

5.4.2.6 断路器、隔离开关操作机构良好，弹簧储能机构良好，储能到位。 5.4.2.7 断路器的灭弧介质参数及其他相关技术参数符合参数表中的规定值。 5.4.2.8 保护及自动装置投入正确。

5.4.2.9 断路器、隔离开关的拉（合）闸试验正常。

5.4.2.10 断路器的三相机械位置指示和电气位置指示均在分闸位置。 5.4.2.11 断路器端子箱接线完好，交流开关，直流开关在断位。 5.4.2.12 断路器机构箱内远方/就地切换开关切至“远方”位置。

5.4.2.13 无论任何情况，在进行断路器操作前，监护人、操作人必须检查确认要操作的设备远方NCS

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