PST1200微机主变保护投运试验规程

1.保护装置整定值(含控制字的设置)与软件版本校核:

1.1.检查各保护的程序版本号及校验码并做好记录。

1.2.核对保护装置整定值与整定通知单应一致。

1.3.核对变压器容量、变压器各侧额定电压、各侧零序TA变比与变压器接线方式,并检查各参数与系统参数中的整定值是否对应一致。

1.4.核对变压器差动保护各侧TA变比与定值通知单应一致。

1.5.现场应打印并保存主菜单的“其他”中“出厂设置”项的内容,但不得在现场进行修改。

2.变压器差动保护检验

本项试验以变压器为Y0/Y0/△-11型自耦变为例作说明,其它不同型号的变压器应作相应的调整。

2.1.二次接线的要求

2.1.1.各侧TA二次接线方式必须为星形接线。

2.1.2.对接入差动保护的各侧TA的二次极性规定为:在变压器内部故障时各侧一次电流流进变压器的条件下,TA二次电流以流出端为引出端,流入端为公共端(N相)。

2.2.差流及平衡系数的计算方法

本变压器差动保护,差流是由星形侧向三角形侧归算的,三相的差流表达式如下:

a′=(?ah-?bh)*Kbh+(?am-?bm)*Kbm+?al*Kbl

b′=(?bh-?ch)*Kbh+(?bm-?cm)*Kbm+?bl*Kbl

c′=(?ch-?ah)*Kbh+(?cm-?am)*Kbm+?cl*Kbl

式中?a′、?b′、?c′为计算差流;

?ah、?bh、?ch为高压侧电流;

am、?bm、?cm为中压侧电流;

al、?bl、?cl为低压侧电流;

Kbh、Kbm、Kbl为高、中、低三侧的平衡系数。

平衡系数的计算方法如下:

Kbh=1/

Kbm=(MTA*MDY)/(HTA*HDY*)

Kbl=(LTA*LDY)/(HTA*HDY)

式中:HDY、HDY、LDY为高、中、低三侧的额定电压(以kV为单位,小数点后保留一位);

HTA、MTA、LTA为高、中、低三侧的TA变比。

若TA额定电流5A,如高压侧TA变比为1200/5,则HTA=1200

若TA额定电流1A,如高压侧TA变比为1200/1,则HTA=1200

注意平衡系数应该在0.25/到4/之间,以保证差动保护的测量精度,如不满足要求应向整定部门汇报,请制造厂解决。

表1中列出了一个实际变压器的整定与计算数据,试验时应按此表的格式填写相应的数据。

表1变压器的整定与计算数据

项目高压侧(I侧)中压侧(II侧)低压侧(III侧)

变压器全容量180MVA

电压等级220kV115kV35kV

接线方式Y0Y0Δ-11

各侧TA变比1200A/5A1250A/5A3000A/5A

变压器一次额定电流I1e472A904A2969A

变压器二次额定电流I2e1.96A3.61A4.95A

各侧平衡系数0.57740.31440.3977

2.3.差动平衡性试验

变压器差动保护的平衡性试验可以按照如下几种试验方法接线,所有的电流必须从端子排加入,其中I、II、III侧分别表示高、中、低压侧。

2.3.1.用三相保护试验仪的试验方法如下:

2.3.1.1.利用I、II侧(Y0侧)做检验,在I、II的A相相别加入电流相相角为180°,大小为的电流(为电流的标么值,其基准值为对应侧的额定电流),检查装置差流,在分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。在B、C相中应重复进行上述试验。

例如取1,通入I侧的三相电流分别为1×1.96A(I侧的额定电流)=1.96A,则通入II侧的三相电流分别为1×3.61A(II侧的额定电流)=3.61A,此时装置的差流一般应不大于50毫安(以下试验方法与此相同)。

2.3.1.2.利用在I、III做检验:I侧电流从A相加入大小为,III侧电流从AC相间加入大小为(电流从A相极性端进入,流出后进入C相非极性端,由C相极性端流回试验仪器),相角与I侧A相电流差180°,检查装置差流,在分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。在I侧B相III侧BA相、I侧C相III侧CB相中应重复进行上述试验。

2.3.2.在保护试验仪可以同时提供6路电流时的试验方法如下:

2.3.2.1.利用I、II侧做检验,I侧、II侧三相以正极性接入,I、II对应相的电流相角为180°,分别在I、II侧加入电流(标么值,倍额定电流,其基值为对应侧的额定电流),检查装置差流,在分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。

2.3.2.2.利用I、III侧做检验,I侧、III侧三相以正极性接入,I侧的电流应超前III侧的对应相电流150°(因为是Y0/Y0/Δ-11变压器),各在I、III分别加入电流,检查装置差流,在分别取0.1、1.0的情况下检查装置的差流一般应不大于50毫安,否则应查明原因。

2.4.比率制动特性曲线检验

当K1=0.5、K2=0.7时的差动动作特性曲线如图1所示:

试验可以在I、II侧之间进行:在I、II侧的相同相别上分别通入相位为180度的平衡电流,再降II侧的电流直到差动保护动作,这样I侧的电流除以即为制动电流,再根据上述的差流计算公式计算出差流(应与装置显示的差流相同),在每条折线上至少做两点至三点,并画出特性曲线应满足整定要求

2.5.谐波制动试验(包括二次与五次谐波制动)

从任一侧的任一相加基波与二次(或五次)谐波的混合电流(一般从中压侧加试验电流),在定值附近做几个不同二次(或五次)谐波含量的电流,找出谐波制动比例应符合定值要求允许误差不大于整定值的10%,否则应查明原因。

谐波制动比例定义为谐波分量与基波分量之比的百分数。

2.6.零序比率差动试验

图三:零序比率差动特性曲线

2.6.1.差流检查:I、II侧电流从A相极性端进入,相角为180°,大小相同,装置应无零序差流。

2.6.2.制动特性:零序比率差动的制动特性曲线如图三所示,试验时在I侧加电流I1,II侧加电流I2,检验过程中要始终保证I1>I2,这样制动电流始终为I1,录取制动特性曲线应与图三相符。

3.整组试验:

3.1.模拟差动保护区内单相故障:在差动保护单侧加入故障电流,模拟某侧故障,应瞬时跳开变压器各侧断路器,对断路器的两个跳闸线圈要分别加以验证。

3.2.模拟差动保护区外故障:按照上述差动平衡性试验的方法,在差动保护的高、中压侧同时加入较大的平衡电流(建议取5以上),模拟某相区外故障,保护装置不应动作。

3.3.各后备保护的正确性检查。

后备保护重点检查的是保护的动作逻辑和跳闸方式,应符合整定要求,跳闸方式举例如下:

3.3.1.过流保护

以下的复合电压都可分别经控制字确定(投/退)选取高、中、低压侧电压。

3.3.1.1.检查高压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向变压器,定时限跳本侧开关或跳主变各侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.2.检查中压侧复合电压闭锁过流保护应设为两段。

复合电压闭锁方向过流保护:方向指向中压侧母线,第一时限跳中压侧母联;第二时限跳本侧开关。

复合电压闭锁过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.1.3.检查低压侧过流保护应设为三段。

复合电压闭锁过流保护:设两段,其中第一时限跳本侧开关,第二跳主变各侧开关。

定时速切过流保护:跳本侧开关。

3.3.2.零序保护

3.3.2.1.高压侧零序过流保护(零序电流取高压母线侧自产零序电流),设两段。

零序方向过流保护:方向指向变压器,定时限跳本侧开关或主变各侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.2.高压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护。

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取高压侧中性点间隙零序电流,第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.3.中压侧零序过流保护(零序电流取中压侧自产零序电流),设两段。

零序方向过流保护:方向指向中压侧母线,第一时限跳本侧母联(尽可能不用);第二时限跳本侧开关。

零序过流保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.4.中压侧零序过压保护和中性点间隙零序过流保护。

零序过压保护:第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

中性点间隙零序过流保护:其零序电流取中压侧中性点间隙零序电流,第一时限跳本侧开关;第二时限跳主变各侧开关。

3.3.2.5.公共绕组零序过流保护(针对自耦变)。

零序过流保护:定时限跳主变各侧开关。

3.3.3.过负荷及异常保护

3.3.3.1.过负荷信号。

检查高、中、低压侧和公共绕组(针对自耦变)过负荷信号的正确性。

3.3.3.2.起动风冷。

检查高压侧起动风冷回路的正确性。

3.3.3.3.过载闭锁调压。

检查高侧过载闭锁调压回路的正确性。

3.4.各非电量保护动作情况检查:

3.4.1.所有非电量保护都应该从测量元件处(如瓦斯保护应按下瓦斯继电器的试验按钮;压力释放保护应用手拨动压力释放阀的微动开关;温度保护应手动拨动温度指示使温度接点动作等)模拟到保护出口跳闸、发信,检查整个回路的正确性。

3.4.2.检查瓦斯继电器的引出电缆不允许经过渡端子接入保护柜。

3.4.3.检查变压器非电气量保护与电气量保护出口跳闸回路必须分开,非电气量保护动作不能启动失灵保护。

3.5.配合反措应作如下检查:

3.5.1.检查主变保护动作高压侧断路器失灵,解除母差中的失灵保护出口“复合电压闭锁元件”的动作逻辑。

3.5.2.检查断路器失灵保护的相电流判别元件在1.5倍整定值时动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4.保护装置带负荷试验:

4.1.220kV及以上电压等级的变压器首次冲击时应录波,不管差动保护正确与否都应投跳闸,在变压器运行正常正式带负荷之前,再将差动保护退出工作,然后利用负荷电流检查差动回路的正确性,在此过程中瓦斯保护应投跳闸。

4.2.对于零序差动保护,在变压器第一次空投试验时应将零差保护硬压板断开,由于在变压器空投时,保护装置一般会起动,此时将保护装置故障报告中的零差电流的波形打印出来,若是从高压侧空投,则高压侧三相电流的波形与公共绕组侧三相电流的波形应该反相位。

4.3.检查保护装置中电压、各单元电流的幅值、相位值,应与实际电压、潮流一致,极性、相位正确(相位以Ua为基准,超前Ua为正,滞后Ua为负)若变压器所带负荷较小,无法判断,则应增加负荷至TA额定电流的10%以上。

4.4.差动保护电流平衡检查:变压器带负荷后,可在保护装置显示屏的主接线画面上显示变压器的各相差流大小。按照在整定分接头状态下各相差流应不大于实际负荷电流的5%,三相差流之间差别不宜超过±20mA,其它分接头则根据实际情况分析。如不满足要求应检查装置中有关差动保护的各项整定值输入是否正确,变压器各侧TA极性是否正确,TA二次回路接触、绝缘是否良好等。

4.5.对于有旁路断路器代主变断路器的运行方式时,还应检查保护装置在旁代情况下的最大差流值应满足4.4的要求。

4.6.对新投保护还应该测量电流电压的六角图,与保护显示的幅值、相位应基本一致,否则应查明原因。

篇2:工艺设备投运前安全审查管理标准

1目的

本标准规定了工艺设备投运前安全审查(PSSR)(工艺安全管理的重要要素之一)的实施、职责和管理要求。审查目的是在工艺设备投运之前确定和提出所有影响工艺设备安全运行的因素,并确保:

a)工艺设备按照设计的要求建设安装;

b)所有保证工艺设备安全运行的程序准备就绪;

c)操作与维护工艺设备的人员得到足够的培训;

d)必要的工艺设备安全信息得到更新;

e)所有工艺安全分析提出的改进建议得到落实和合理的解决。

2范围

本标准适用于:

a)新、改、扩建的工艺设施设备;

b)重大工艺设备变更项目;

c)工艺设备的停产检修。

3定义

3.1重大工艺变更项目

对工艺设备同时进行多项硬件上的变更、更新与装配,引起工艺安全信息变化的项目。重大工艺变更项目往往是需要部分或全部停产才能进行的项目或固定资产投资项目。

3.2投运前解决项目(即:必改项)

在做投运前安全审查时发现的,可能在工艺设备投运过程中或之后引起严重危害、影响操作和维护安全,风险级别属Ⅰ级和Ⅱ级(参见工艺安全分析管理标准),且必须在投运之前解决的缺陷。

3.3投运后解决项目(即:遗留项)

在做投运前安全审查时发现的,不影响工艺设备投运安全,风险级别属III级和IV级并已经采取监控措施,可以在投运后解决的缺陷。

3.4区域负责人

区域负责人是指由油田公司或各单位指定,对要投运工艺设备的生产安全负责的管理人员。如,作业区经理、事业部生产经理等。

4职责

4.1区域负责人

1)组建投运前安全审查小组;

2)组织制定投运前安全审查清单;

3)落实投运前安全审查所需要的专业人员和资源;

4)保证所有员工接受关于投运前安全审查标准的培训;

5)主持投运前安全审查预审和审议会议;

6)审查所有必改项的解决方案;

7)在完成所有必改项后批准工艺设备的投运;

8)跟踪落实所有遗留项的完成。

4.2投运前安全审查小组组长

投运前安全审查小组组长由区域负责人指定,一般由作业区生产经理或总工程师担任,其职责是:

1)组织投运前安全审查的具体实施,对审查质量负责;

2)安排投运前安全审查小组成员的任务与进度;

3)监督检查所有必改项的整改实施;

4)完成投运前安全审查所需要的文件记录。

4.3工艺安全管理协调员

根据项目实施的管理权限由事业部或油田公司指定该项目的工艺安全协调员。工艺安全管理协调员应具备以下条件:

1)通过工艺安全与风险管理培训;

2)通过工艺安全分析方法培训;

3)熟悉工艺安全分析方法;

4)通过工艺设备投运前安全审查培训者培训。

工艺安全管理协调员的职责:

1)协调与指导生产单位制定投运前安全审查清单;

2)组织进行投运前安全审查实施方法的培训;

3)保证投运前安全审查的执行过程符合油田公司相关规定;

4)整理投运前安全审查的有关文件并归档。

5管理要求

5.1符合本标准适用范围的所有项目必须进行投运前安全审查。

5.2投运前安全审查小组的成立

投运前安全审查小组组长应当分配各个组员在实施投运前安全审查过程中所负责的专项审查内容和职责。投运前安全审查小组至少应当由以下专业人员组成:

1)工艺技术;

2)设备管理;

3)HSE管理;

4)工艺设备操作;

5)工艺设备维修;

6)电气仪表(必要时)。

如果本区域技术力量不能满足专项审查的需求,由区域负责人向上级主管部门申请专业人员支持。

5.3投运前安全审查小组应结合工艺设备的特点和工艺安全管理协调员一起制定一个综合的投运前安全审查清单(可在附录的安全审查清单的基础上增加内容)。审查清单至少应包括:

1)需要完成的工艺安全信息的更新项目;

2)确认工艺设备的建设与安装是否符合设计要求;

3)确认所有保证工艺设备投运与操作安全的程序已经准备就绪,并分发给相关人员,包括投运方案、操作、维修程序及安全规章;

4)确认已经对员工进行了投运方案、操作、维修程序及安全规章的培训;

5)确认必要的设备测试与检查项目、检查程序以及检查的频次符合要求;

6)确认所有其它必要的辅助系统已经就绪;

7)确认应急预案的符合性、针对性和有效性。

5.4投运前安全审查的计划

区域负责人和投运前安全审查小组应召集所有组员举行一个预审会议。预审会议内容包括:

1)安全审查组长应当向投运前安全审查小组介绍整个项目的概况;

2)审查并根据工艺设备的特点适当调整投运前安全审查清单的内容;

3)安全审查组长将任务分配给组员;

4)制定一个实施投运前安全审查的进度计划;

5)确定与工程设计、施工等相关方的协调机制。

5.5投运前安全审查的实施

投运前安全审查小组成员应当根据在预审会上确定的投运前安全审查清单对工艺设备进行逐项审查评估。

1)评估应包括必要的文件审查和现场检查;

2)应当将发现的缺陷形成书面的记录和综合报告;

3)为确保投运前安全审查的质量,应当根据项目的施工进度在完成80%设备安装之前就开始准备,确定审查清单,依据审查清单定期进行逐项检查,发现问题及时提交有关部门解决,不能等到施工结束才开始实施投运前安全审查。

5.6审议会议

完成投运前安全审查清单的所有项目后,投运前安全审查小组与区域负责人一起审查投运前安全审查的结果。会议上应将提出的缺陷全部列出,逐一进行工艺安全分析,并根据风险级别将其分类为:

a)投运前解决项目(必改项)

b)投运后解决项目(遗留项)

5.7跟踪落实

5.7.1所有必改项必须落实整改负责人或负责单位,并制定实施整改的进度,确定完成整改期限。审议会议应当定期进行(一般每周一次),对必改项进行跟踪,直至所有必改项得到落实。

5.7.2所有必改项完成之后,区域负责人应与审查小组一起审查各项的整改结果,必须得到区域负责人对必改项整改结果的认可,方可由区域负责人批准工艺设备的投运。

5.7.3所有遗留项必须落实解决方案和监控措施,并落实负责人(或单位)和完成期限。所有遗留项整改完成后应进行验收,并将完成日期补登到安全审查清单和综合审核报告上。

5.8可根据项目实施进度分阶段、分专项或多次实施投运前安全审查,但在正式投运前,需再次召开审议会议,将历次投运前安全审查的结果进行整理、回顾和再次确认,由投运前安全审查小组填写投运前安全审查综合报告(格式见附录C),经区域负责人审查确认所有必改项已经整改、所有遗留项已经落实监控措施和整改计划后,方可批准实施投运。

5.9属于本区域自行组织的项目,在区域负责人批准投运前安全审查综合报告后即可投运。属于上级单位组织的项目,区域负责人批准的投运前安全审查综合报告作为投产、项目验收的必须和首要条件。

5.10文件整理

5.10.1所有必改项,如果涉及变更,必须将相关的图纸、设计文件、材料表等进行更新存档。

5.10.2所有遗留项整改完成后,整改负责人书面通知区域负责人,书面通知应与投运前安全审查清单、综合报告及有关此项目的工艺风险分析归档在一起,以备后查。

5.10.3所有投运前安全审查的文件,包括审查清单、综合报告以及遗留项的解决方案和跟踪落实计划应归档。

6审核

每次投运前安全审查后应由工艺安全管理协调员对其完整性与内容进行审核评估。

附录A:投运前安全审查清单范例(适用停产维修且没有变更的投运)

附录B:投运前安全审查清单范例(适用新改扩建和重大变更项目的投运)

附录C:投运前安全审查综合报告

篇3:变电站设备验收投运制度

一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格,手续完备,方能投入系统运行。

二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题,变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报,确保达到变电设备安全要注,一经验收合格,变电值班员应对变电设备负责。

三、在电气设备上工作结束后,有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上,并写明是否可投入运行的结论,运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清,无疑后方可办理终结手续。

四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修,由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。

五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查,对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态,对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除,有无遗留物。

六、验收不合格的设备不准投入运行,如需要投入运行,应根据管辖权限,经电力主管部门或**批准,并将意见记入值班日志。

七、设备运行前必需准备内容:

1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒目。

2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示,便易检查巡视和测量。

3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。

4.凡没有接地闸刀,需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的,接地点必须有明确的标志并固定不变,有利于值班员检查,接地点要除去油漆。

5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志,10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示,在小车开关本体上也要有全称标示。

6.防误装置可靠完好,紧急解锁钥匙已封存。急须使用时,必须严格执行防误解锁制度。

7.设备安装符合规程要求,动作正确可靠,接触良好,指示正确,电气、机械闭锁可靠,站有密封件要求密封良好,瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。

8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。

9.电缆排放整齐美观,固定牢固,标志齐全清晰,防火封堵良好,电缆沟内无积水,无杂物。

10.盘柜安装排列整齐,固定牢固,柜内接线整齐美观,标志清晰齐全。

11.室内外设备金属部分无锈,油漆无脱落、皱纹、痕迹,充油设备无渗漏。

12.二次回路配线正确,绝缘良好,电流回路无开路,电压回路无短路,工艺美观,方向套电缆牌正确齐全,字迹清楚。

13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。

八、环境及文明生产

1.投运前站内投产区施工遗留物。

2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料,设备见本色。

3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固,符合安全规程。

4.各类沟道盖板完好齐全。

5.消防设施齐全、可靠、有效,符合设计和规程要求,并经当地消防部门的验收通过。

6.工具、资料摆放整齐。

7.场站照明符合设计要求。

8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。

9.办公及生活用品满足运行需要。

九、安全及管理:

1.安全工器具齐全,符合安全规程要求。

2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。

3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。

4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。

5.运行人员配置齐全,经过必要的学习或培训,掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位,经考试合格审核批准上岗。

6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告,督促基建单位及时移交。

7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。

8.各项管理制度(岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度)和各个管理规范流程图(交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程)已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。

9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作职责:

变电站新设备的生产运行准备工作由***负责,**指导和协助,并负责检查监督执行情况。变电站生产运行准备工作由**负责落实和向上级主管部门汇报进展状况。凡是生产运行准备工作不符合要求的新设备不能随意投入运行。