110KV天威变电站一次运规.doc

设 备 运 行 管 理 部 运行操作规程 Q/TN.L DL.01-2009 110KV 天威变电站一次运规 2009-07-20 发布 2009-07-20 实施 天威新能源控股有限公司设备运行管理部 发 布 42 前 言 本文件编写内容根据 110kV 天威变电站的实际情况，并参照国家电力公司、四川省电 力公司、成都电业局的有关规程、规定编写而成，在编写格式和规则上采用 Q/CDY04- 1999成都电业局标准 标准化工作导则，形成本规程的内容。 本文件由天威新能源控股有限公司设备运行管理部提出。 本文件归口管理部门：设备运行管理部 本文件起草部门：设备运行管理部 编制： 校核： 审核： 批准： 本文件版本发布和编制修改情况说明： 本文件（2009 版）由天威新能源控股有限公司设备运行管理部首次发布，于 2009 年 7 月 10 日起实施。 1 目目 录录 总总 则则.2 第一章第一章 各电压等级设备的运行方式各电压等级设备的运行方式.3 第二章第二章 一次设备的运行一次设备的运行.4 第一节第一节 主变压器主变压器.4 第二节第二节 GISGIS 装置装置.10 第三节第三节 10kV10kV 小车开关小车开关.15 第四节第四节 电压互感器电压互感器.18 第五节第五节 电流互感器电流互感器.20 第六节第六节 避雷器避雷器.22 第七节第七节 无功补偿装置无功补偿装置.23 第八节第八节 站用电系统站用电系统.26 第九节第九节 电缆电缆.28 第十节第十节 母线母线.30 第三章第三章 直流系统直流系统.31 第四章第四章 电气设备的倒闸操作电气设备的倒闸操作.35 第五章第五章 变电站事故处理变电站事故处理.37 附录一附录一 变电站设备参数变电站设备参数.40 附录二：设备巡视方案附录二：设备巡视方案.44 2 总总 则则 1.1.为了贯彻电力生产“安全第一”的方针，加强 110KV 天威变电站的运行管理，确保变 电站的安全运行、经济运行，特制定本规程。 2.2.本规程是根据 110KV 天威变电站的实际情况，参照部颁有关规程、调度规程及成都电 业局颁变电运行规程，而编写，全站人员必须熟悉本规程并严格遵照执行。 3.3.设备的调度管理权限 3.13.1 110kV 徐威线 181DL 间隔设备、110kV 顺威线 182DL 间隔设备、110kV 徐威线 181DL 的继电保护及安控装置、110kV 顺威线 182DL 的继电保护及安控装置、计量点的 电能分时计度装置、与电网调度有关通信、远动和自动化设备属成都电业局地方调度 中心（以下简称地调）直接调度管辖，必要时省电力调度中心（以下简称省调）有权 调度；110kV 1、2 号主变及其开关、刀闸设备属地调间接调度管辖；其余设备由天威 公司自行管辖。地调直接调度管辖设备的启停、检修和异动，110KV110KV 天威变电站停送天威变电站停送 电联系人电联系人应向地调提出书面申请，计划检修应提前三天提出申请，经地调批准后方可 执行；地调间接调度管辖设备的启停、检修和异动，110KV110KV 天威变电站停送电联系人天威变电站停送电联系人 不需向地调办理申请，但应提前两天告知地调，并取得地调的同意后方可进行；天威 公司自行管辖设备的启停、检修和异动由设备运行管理部部长设备运行管理部部长同意后方可执行。 3.23.2 110kV 母线、1、2 号主变及 10kV、段母线、母线 PT、分段 930 开关、10kV 所有出线和所有电容器，10kV1、2 号站用变及其所属刀闸、接地刀闸、CT、PT、避雷 器以及附属设备，相应的继电保护和自动装置的运行，均应经过设备运行管理部部长 签字同意后执行。 3.33.3 电容器的运行由值班长根据 10kV 母线电压情况进行投切。 4.4.各级值班调度员发布的命令，值班人员必须立即执行。如果值班人员认为调度发布的 命令不正确，应对值班调度员提出意见，如果值班调度员重复该项命令，值班员必须 迅速执行；如果执行命令确会威胁到人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行， 并将拒绝执行的理由及修改命令内容的建议报告值班调度人员和设备运行管理部领导。 5.5.本站所有设备的运行应遵守本规程规定。在特殊情况下，不能按本规程执行时，必须 经设备运行管理部部长及公司主管领导批准，方可按特殊规定执行。 6.6.本规程从批准之日起执行。 3 第一章第一章 各电压等级设备的运行方式各电压等级设备的运行方式 一一. . 正常运行方式正常运行方式 1.11.1本站有两个电压等级： 110kV、10kV，目前设有两台主变压器，其电气接线方式如下： 1.1.11.1.1110kV 电压等级接线方式如下： 1.1.1.11.1.1.1 110kV 系统采用单母线接线方式。 1.1.1.21.1.1.2 110kV 有两回进线，分别为徐威线 181 开关，顺威线 182 开关接于 110kV 母线。 1.1.1.31.1.1.3 1、2 号主变接于 110kV 母线。 1.1.21.1.2 10kV 电压等级接线方式为单母线分段，1 号主变 901 开关供 10kV段母线， 2 号 主变 902 开关供10kV段母线，2 号主变 904 开关供 10kV段母线。当合上 10kV 分 段 930 开关时，10kV、段母线并列运行。10kV 母线上有二十四回出线：10kV 备用路 905、备用路 906、备用路 907、备用路 908、备用路 909、备用路 910、备用路 911、备用 路 912、备用路 913、备用路 914、备用路 915、备用路 916 开关接于 10kV段母线上；备 用路 921、备用路 922、备用路 923、备用路 924、备用路 925、备用路 926 开关接于 10kV段母线上；备用路 931、备用路 932、备用路 933、备用路 934、备用路 935、备用 路 936 开关接于 10kV段母线上。10kV 站用变共二台，10kV1 号站用接地变 961 开关接 于 10kV段母线上，10kV2 号站用接地变 962 开关接于 10kV段母线上。10kV 电容一路 981、电容二路 982 开关接于 10kV段母线上、电容三路 983 开关接于 10kV段母线上， 10kV 电容四路 984 开关接于 10kV段母线上。 1.21.2 正常运行方式： 1.2.11.2.1由 110kV 顺威线 182 开关供 110kV 母线，101 开关供 1 号主变电源、102 开关供 2 号主变电源。徐威线 181 开关热备用于 110kV 母线。110kV 备自投装置在运行中。 1.2.21.2.210kV 由 1 号主变 901 开关供 10kV段母线，2 号主变 902 开关供 10kV段母线， 904 开关供 10kV段母线电源。10kV段母线供 905、906、907、908、909、910、911、912、913、914、915、916 开关负荷； 10kV段母线供 921、922、923、924、925、926 开关负荷；10kV段母线供 931、932、933、934、935、936 开关负荷。10kV 分段 930 开关热备用， 10kV、段母线分列运行，10 kV 备自投在投入位置。10kV、段母线 PT 均在运行中。1 号、2 号站用变在低压 380V 侧互为备用（即一用一备），电容 一、二、三、四路的运行按当日电压情况运行。 二.特殊运行方式特殊运行方式 4 2.12.1当 1 号主变停电时，由 2 号主变 902 开关供 10kV段母线，经 10kV 分段 930 开关供 10kV I 段母线电源。 2.22.2当 2 号主变停电时，由 1 号主变 901 开关供 10kV段母线，经 10kV 分段 930 开关供 10kV段母线电源。 第二章第二章 一次设备的运行一次设备的运行 第一节第一节 主变压器主变压器 一一. . 正常运行正常运行 1.1.1.1. 主变压器的正常运行主变压器的正常运行 1.1.1.1.1.1. 本站有 1 号、2 号主变压器两台，其铭牌数据参见附录一（表一、表二），均为油 浸自冷三相两圈有载调压变压器，单台容量分别为 40MVA。主变压器可经过设备 运行管理部部长或公司主管领导的批准后单台运行、并列运行。 1.1.2.1.1.2. 主变压器是有载调压变压器，共十九个档位，其运行电压与电流的关系参见附录一 （表一、表二）。 1.1.3.1.1.3. 1 号、2 号主变压器在正常情况下，一般不允许过负荷运行，当负荷电流超过额定 值，值班人员应立即向设备运行管理部领导和地调值班调度员汇报， 请求调整负 荷至额定值以下，并注意监视油温、油位、冷却器的运行状况，如监盘发现异常或 主变严重过负荷，应到现场检查接头有无发热和渗漏油等现象。 1.1.4.1.1.4. 本站主变压器冷却方式是油浸自冷（ONAN），在运行中，允许温度应按上层油 温来检查，为了防止变压器油劣化过速，上层油温最高不得超过 85. 极限温度 不得超过 95，温升不得超过 55。本站主变 “温度高”信号整定为 85。当 主变油温超过 85，应检查主变压器。 1.1.5.1.1.5. 每周巡视主变时，应核对主变本体油温与后台监控机一致，若误差超过4， 则立即上报设备运行管理部领导，正常运行中各散热器温差不大。 1.1.6.1.1.6. 值班员应按规定的时间（每周一）对主变运行情况进行巡视检查，遇特殊气候和事 故、障碍等时应对主变压器进行特殊巡视。 1.1.7.1.1.7. 事故情况下，1 号、2 号主变压器允许过负荷运行。但如果变压器存在较大缺陷(如 冷却系统不正常，严重漏油，色谱分析异常，接头严重发热等)时，不准过负荷运 行，事故过负荷运行必须按部颁电力变压器运行规程中的有关规定执行。 1.1.8.1.1.8. 值班人员应按规定时间（早上 9：00 下午 16：00 晚上 21：00）记录主变压器的负 荷、电压、温度和环境温度。 5 1.1.9.1.1.9. 主变压器在运行中进行加油应先将重瓦斯改接信号，其它保护装置仍应接入跳闸位 置。 1.1.10.1.1.10. 1 号、2 号主变压器投入运行应按下列顺序进行： 1)合上主变中性点接地刀闸 2)从 110kV 侧空载合闸对主变充电 3)拉开主变中性点接地刀闸 4)合上主变 10kV 侧开关带负荷 1.1.11.1.1.11. 主变压器出现下列情况之一时，应立即汇报设备运行管理部领导和成都地调值班 调度员,将主变两侧开关拉开，使其停止运行，并作好记录： 1)变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声。 2)在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，并不断上升。 3)储油柜或安全气道喷油。 4)严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。 5)油色变化过甚，油内出现碳质等。 6)套管有严重的破损和放电现象。 1.1.12.1.1.12. 1 号、2 号主变各配置 12 组散热器，为保证主变出力，散热器各阀门均应正常开 启，确保主变运行正常。 1 1. .1 1. .1 13 3. . 事故过负荷时，值班人员应详细记录起止时间、电流、温度， 并及时汇报设备运 行管理部领导及成都地调值班调度员。 1 1. .1 1. .1 14 4. . 高温季节、负荷高峰期间，运行人员应加强对主变的运行监视和巡视检查工 作，运用红外线测温仪等对主变压器引线接头、套管等部位进行重点监视，防 止发热情况。 1.1.15.1.1.15. 主变压器的运行参数（负荷、电压、档位、温度）均由监控系统采集，保存 在监控系统历史库中。当该系统故障时，值班人员应在每日 9:00、16:00、21:00 按规定记录主变压器的运行参数。 1.1.16.1.1.16. 变压器大修后投运时重瓦斯保护必须投跳闸位置。 1.1.17.1.1.17. 变压器散热器应在每年夏季高峰负荷来临前由维护人员用压缩空气或水进行一次 清洗，以保证冷却效果。 1.1.18.1.1.18. 红外测温的要求 1.1.18.1每半年至少对主变进行一次红外线测温并建档。 1.1.18.2高峰负荷时应有针对性地对重载主变进行测温。 1.1.18.3设备有缺陷时，应对主变进行重点测温。 1.1.18.4新建、扩建或大修的设备在带负荷后的一月内（但最早不少于 24 小时）应进行 一次红外线测温。 6 1.2.1.2. 有载调压开关的正常运行有载调压开关的正常运行 1.2.11.2.11 号、2 号主变为有载调压变压器，值班人员应密切监视 110kV 和 10kV 母线电压， 当存在问题时，及时向设备运行管理部领导汇报并根据下达的电压曲线调整 110kV 和 10kV 母线电压，确保电压合格率（10.010.5kV），并做好相应记录。 1.2.21.2.21 号、2 号主变并列运行时，调压只能在监控机上逐一操作，必须按照一台主变调 节一级完成后再将另一台主变调节一级，不准在同一台主变上连续调两级，操作完 毕后必须检查并列运行的主变档位一致，且监控机上档位与现场一致。 1.2.31.2.3手动调压时，值班人员需注意主变各侧电流应随之变化，如无变化或出现回零、 突跳等异常情况，应立即停止调压，检查数采、调压机构，以防严重事故的 发生。 1.2.41.2.4若停运的主变需要投入并列运行时，值班人员应先检查停运主变的档位与运行主变 的档位是否一致，如不一致时，应将停运主变的档位调节到与运行主变档位一致后， 才能将停运主变投入运行。 1.2.51.2.51 号、2 号主变有载调压分接开关带负荷调压 5000 次时，应作为缺陷上报公司。 1.2.61.2.6主变并列运行时，其有载调压分接变换操作，允许在 85变压器额定负荷电流及 以下的情况下进行，当负荷电流超过额定负荷电流的 85时，值班员不得使用有 载调压装置调压。 1.2.71.2.7主变分列运行时，其有载调压分接变换操作，允许在 100变压器额定负荷电流及 以下的情况下进行，当变压器负荷电流超过额定负荷电流时，值班员不得使用有载 调压装置调压。 1.2.81.2.8运行人员应每周及月末抄录有载调压开关动作次数。有载调压开关检修前，应抄分 接头动作次数，投运前再抄一次分接头动作次数。 1.2.91.2.9主变分接开关每天调节的次数一般不得超过 20 档次（每调一档分接头为一档次）。 二二. . 巡视检查巡视检查 2.12.1 正常巡视正常巡视 每天值班人员应对 1 号、2 号主变压器进行定期巡视检查，巡视检查的项目如下： 1)音响应正常，本体及冷却器无渗漏油。 2)变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应。 3)油枕和充油套管的油泣、油色应正常，无渗漏油。 4)油温应正常，并列运行的主变压器油温不应有大的差异。 5)套管应清洁，无破损裂纹，无放电打火现象。 6)呼吸器完好，硅胶不应吸潮饱和。 7)接头接触良好，无发热现象。 7 8)大小瓦斯继电器内无气体并充满油，防雨罩完好。 9)检查压力释放装置有无漏油和损坏等现象。 10) 并列运行主变分接开关的运行档位应一致，有载调压机构箱油位应正常。主变有 载调压分接开关的监控机档位应与现场机构箱内档位一致，有载调压机构箱油位 正常，电源指示应正常。 11) 基础无下沉，接地焊接头、引线无脱焊、锈蚀。 2.22.2 特殊巡视特殊巡视 当主变重载、过载及主变有严重缺陷时，应对变压器进行特殊巡视检查，特巡的检查 项目如下： 1)夜间巡视，应注意引线接头处、线卡应无过热、发红及严重放电等。 2)超额定电流运行期间，应加强检查负载电流、运行时间、主变油温。 3)缺陷有无发展。 4)变压器过负荷运行时应增加对变压器的巡视。 三三. . 异常及事故处理异常及事故处理 3.1.3.1.值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低、 温度异常、不正常响声、冷却系统不正常等）应设法尽快消除，并报告设备运行管 理部领导及成都地调调度员，并将情况记入值班记录簿和设备缺陷记录薄内。 3.2.3.2.变压器的负荷超过额定值时，值班人员必须对变压器加强监视，并请示设备运行部 领导及成都地调调度员限制负荷。变压器的油温升高至 85C 或正常情况下温度明 显偏高时，值班员应进行下列检查： 1)检查变压器的负荷和环境温度， 并与在同一负荷和环境温度下应有的油温核对； 2)触摸变压器外壳，核对温度计指示温度； 3)散热器阀门是否打开，必要时用手触摸散热器，以核实阀门是否打开（温度高说 明阀门打开，温度低说明阀门关闭或未完全打开或油道堵塞）。在检查后迅速判 明原因，汇报调度及有关领导，采取措施降低油温。 若发现油温较平时同一负荷和环境温度下高出 10C 以上，或变压器负荷不变，油温 不断上升，且冷却系统和温度计指示均属正常，则认为变压器已发生内部故障(如铁芯严重 短路，绕组匝间短路等)而变压器的保护装置因故拒动，值班人员应立即汇报设备运行管理 部领导及成都地调调度员，将变压器停运检修。 3.3.3.3.当变压器油位较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即通知公司有关人员并加 强监视。如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改投信号，应立即汇 报设备运行管理部领导及成都地调调度员并通知检修人员。 8 3.4.3.4.套管严重缺油时应汇报设备运行管理部领导及成都地调将变压器停运，并通知检修 人员加油。 3.5.3.5.变压器因原来油位就高，当负荷增加时油温上升，油位可能高出油位指示计时，则 应通知检修人员检查判断是否将油放至适当高度，以免溢油。放油前应退出瓦斯保 护，放油时注意观察油位指示计变化，避免假油位，造成大量放油。 3.6.3.6.轻瓦斯保护动作时，值班员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，并汇报设备 运行管理部领导及调度员、检修人员。 3.7.3.7.变压器有载重瓦斯或本体重瓦斯动作使开关跳闸时，应对变压器本体进行巡视检查 并立即汇报设备运行管理部领导及成都地调，在未经检查及试验合格前不许再投入 运行。 3.8.3.8.变压器差动动作跳闸时，值班员应根据调令恢复供电，并迅速对差动保护范围内各 部分连线、设备进行重点检查。 3.9.3.9.110kV 或 10kV 侧复合电压闭锁过流保护动作跳闸时，值班员除检查变压器及变压 器保护动作情况外，还应对 10kV 各出线开关保护动作情况进行检查，判断有无越 级跳闸的可能，如查明是某出线故障而开关拒动引起的越级跳闸，可在取得调度员 同意后隔离拒动开关、恢复送电。 3.10.3.10.其余主变保护动作跳闸时，值班员应在检查主变本体及两侧引线及附属设备情况后 汇报调度，根据调度命令进行处理。 3.11.3.11.有载分接开关电动操作出现“连动”（操作一次，调整了一个档以上）现象时，应 立即检查，并按“急停”按钮或直接切断驱动电机的电源，然后在主变有载调压机 构操作箱用手摇操作杆将机构摇到绿颜色带域，通知检修人员处理。 3.12.3.12.变压器着火时，应首先拉开主变两侧开关，将主变停电后进行灭火。 3.13.3.13.变压器有载调压装置动作失灵的原因有： 1）操作电源电压消失或过低； 2）电机绕组断线烧毁，启动电机失压； 3) 联锁触点接触不良； 4) 传动机构脱扣及销子脱落。 3 3. .1 13 3 本站主变中央信号内容及处理方法如下： 信信号号处处理理办办法法 轻瓦斯 立即汇报调度和设备运行部领导、 检修人员，同时到站检查主变 本体、瓦斯继电器有无异常、保护装置有无异常 温度过高 到现场对主变进行巡视，核实主变本体温度和监控机显示温度是 否一致，确系主变温度过高，汇报值班调度员和设备运行部领导， 根据调令采取相应措施（如转负荷等） 过负荷立即汇报调度和公司有关领导，请求调整负荷至额定电流值以下 9 并注意到站监视油温、油位，接头有无发热和渗漏油等现象。 四四. . 检修验收检修验收 4.1.4.1. 变压器的验收如下： 1)变压器本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落等现象； 2)变压器试验项目应合格，无遗漏试验项目； 3)各部油位应正常，各阀门的开闭位置应正确； 4)变压器外壳应有良好的接地装置，接地电阻应合格； 5)有载调压装置完好，电动手动操作均正常，指针指示和实际位置相符； 6)基础牢固稳定，应有可靠的止动装置，符合抗震要求； 7)保护测量信号及控制回路的接线正确，各种保护均应进行实际传动试验，动作 应正确，定值与调度下达的保护定值一致，保护压板投入正确； 8)呼吸器应装有合格的干燥剂，检查应无堵塞现象； 9)主变引线对地和相间距离合格，各部导线接头应紧固良好； 10) 变压器的防雷保护应符合规程要求； 11) 压力释放器正常； 12) 检查变压器的相位和接线组别应正确， 变压器的低压侧有可能和其它电源并列 运行时则应进行核相工作，相序漆应标示正确、明显； 13) 温度表及测温回路完整良好； 14) 套管油封的放油小阀门和瓦斯放气阀门应无堵塞现象，高压套管应完好，接地 套管接地应完好； 15) 变压器应无遗留物，临近的临时设施应拆除， 永久设施布置完毕并清扫现场； 4.2.4.2. 参加验收人员如下: 1)主变压器大修后的验收应参加的人员：（按天威公司要求执行） 。 2) 验收时，应检查检修设备存在的缺陷是否消除， 若已消除，在设备缺陷记录 薄上作好记录，否则应向工作负责人提出要求处理，若因故不能处理的缺陷 应让工作负责人在设备修试记录薄上作好记录。 3) 工作完毕后工作负责人在设备修试记录薄上作好记录，并对工作设备作出 是否能投入运行的结论后，值班员方可结束工作票。 4.3.4.3. 变压器大修周期： 1)一般在投入运行后按设备厂家周期规定进行大修。 2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运 行情况，判定有内部故障或本体严重漏油时，才进行大修。 3)在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑 10 提前大修。 4)运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行 大修，运行正常的变压器经综合判断分析良好，总工程师批准，可适当延长 大修周期。 5)如变压器进行了更换绕组的工作，则由调度部门按相关规程规定进行冲击合 闸 3 次；如未进行更换绕组工作，变压器在大修后应直接投运。 4.4.4.4. 变压器小修周期，按有关设备厂家规定周期进行，或必要时进行。 4.5.4.5. 附属装置的检修周期： 1)保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。 2)净油器中吸附剂随大修进行更换， 吸湿器中的吸附剂视失效程度进行更换。 3)自动装置及保护和控制回路的校验，按天威公司有关规定执行。 4)套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。 第二节第二节 GISGIS 装置装置 一一. . 正常运行正常运行 1.1.1.1. 天威站 110kV 设备选用西安西开高压电气股份有限公司生产的 SF6全封闭式组合电器 （GIS）开关装置，型号 ZF7A-126/1600A（40KA），GIS 是应用 SF6 气体作为绝缘和 灭弧介质的封闭式开关设备。其组成元件包括断路器、隔离开关、接地开关、电流互 感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管等一次电气设备和相应的二次控制测 量和监视装置。其主要参数见附录一（表三）。 1.2.1.2. 本站 GIS 目前包括 6 个间隔，分别为 110kV 徐威线 181 开关，顺威线 182 开关， 1 号主变 101 开关和 2 号主变 102 开关和 3 号主变 103 开关和 110kV 母线 PT。 1.3.1.3. 本站 GIS 内共有 4 组电流互感器，型号为 LMZH-126,封闭于充有 0.5MPa的 SF6气体的 罐体内。 1.4.1.4. 本站 GIS 内共有 3 组电压互感器，装在徐威线 181、顺威线 182 间隔线路侧和 110kV 母线上，电压互感器为电磁式结构，铁芯和绕组密封在充存 0.5MPa的 SF6气体的罐体 中。 1.5.1.5. 本站 GIS 内共有 9 组隔离开关。 1.6.1.6. 本站 GIS 内共有 17 组接地刀闸。 1.7.1.7. 本站 GIS 装置的气室划分，主变气室分有：主变 110kV 侧避雷器气室、主变高压侧刀 闸气室(主变高压侧刀闸与 30 接地刀闸在一个气室)、110kV 母线接地刀闸气室； 110kV 线路气室分有：断路器气室、线路侧刀闸气室（线路侧刀闸、电流互感器、40 接地刀闸、60 接地刀闸在一个气室）、母线侧刀闸气室（母线侧刀闸和 30 接地刀闸 11 在一个气室）、终端气室、母线 PT 气室； 110kV 母线气室。SF6 气体压力：0.5MPa 20 位置额定气压报警气压闭锁气压 CT 气室、刀闸气室、 终端气室、母线、线 路 PT 气室 0.40 MPa0.35 MPa0.30 MPa 断路器 0.50MPa0.45MPa0.40 MPa 1.8.1.8. GIS 室有五面汇控柜，分别为 110kV 徐威线 181 开关汇控柜、110kV 顺威线 182 开关 汇控柜、110Kv 母线 PT 开关汇控柜，1 号主变 101 开关和 2 号主变 102 开关汇控柜。 汇控柜中组合电器与主控室间电气连接汇聚点，其功能如下： 1 1监视六氟化硫气体的压力； 2 2进行断路器、隔离开关、接地开关的就地操作； 3 3实现断路器、隔离开关、接地开关间的电气联锁； 4 4承接来自主控室的各种操作命令。 1.9.1.9. GIS 操作 1 1 进入 GIS 室前必须先开启通风装置 15 分钟，同时检查 SF6 气体泄漏检测仪检测结果 正常，方可进入。 值班人员应熟悉 GIS 的控制回路及公共联锁回路情况，以便正确、迅速地倒闸操作。 2 2 GIS 操作，必须按调度命令填写倒闸操作票（事故处理除外），严格审核，并按票操 作，严禁无票操作。 3 3 操作前应检查 GIS 设置了严密的防误闭锁回路，正常操作时，严禁解除闭锁强行操 作。 4 4 操作前应检查 GIS 的气压是否正常，确无异常方可操作。 5 5 在 GIS 的正常操作时, 任何人都应停止在设备外壳上的工作, 并离开设备直到操作 结束。 6 6 操作时应仔细倾听开关动作声响, 操作后要认真检查其分、合指示是否正确, 并检 查其电流指示。 7 7 操作过程中如有异常声响, 应立即停止操作 , 查找原因 , 并报告调度及有关部门 请求处理, 再未找出原因并消除之前, 不得继续操作 。 12 8 8 操作中如有 GIS 气压闭锁信号发出，值班人员应立即停止操作，不得强行操作，同 时向调度及公司领导汇报，听候处理。 9.9.本站 18160、18260 线路接地刀闸为快速刀闸，可以在监控机上远方拉、合。 1010该 GIS 的交流总电源从 110kVGIS 室电源配电箱接入，用于柜内照明、防潮加热以及 供气柜电源；控制电源、合闸电源分别从 181、182 开关汇控柜接入。 1.10.1.10.GIS 的联锁条件 操作设备操作条件 11013 901 分+101 分+10130 分+10140 分+10160 分 21011 901 分+101 分+1013 分+10130 分+10140 分+10160 分 310130 101 分+1013 分+1011 分 410160 1013 分+1 号主变无电压 510140 101 分+1013 分 61023 902 分+102 分+10230 分+10240 分+10260 分 71021 902 分+102 分+1023 分+10230 分+10240 分+10260 分 810230 102 分+1021 分+1021 分 910260 1023 分+2 号主变无电压 1010240 102 分+1023 分 111018 1010 分+10180 分 121010 1018 分+1011 分+1021 分+1811 分+1821 分 1310180 1018 分 以下为 110kV 徐威线 181 开关联锁条件 11811 181 分+18130 分+18140 分+1010 分+10160 分 21813 181 分+18130 分+18140 分+18160 分 318130 181 分+1811 分+1813 分 418140 181 分+1811 分+1813 分 518160 1813 分+PT 无压 以下为 110kV 顺威线 182 线路开关联锁条件 11821 182 分+18230 分+182140 分+1010 分+10260 分 21823 182 分+18230 分+18240 分+18260 分 318230 182 分+1821 分+1823 分 418240 182 分+1821 分+1823 分 518260 1823 分+PT 无压 13 二、 巡视检查 2.1 巡视 GIS 设备时，应检查 SF6 气体压力和温度、各管道有无异常（漏气声、振动声） 及异味，管道夹头正常，断路器分、合位置指示正确，并与当时实际运行情况相符，检查 内容如下： 检查项目检查内容周期 外部一般 情况 1 分、合闸指示装置，分、合闸指示灯 的指示情况。 2 有无异常声音和特殊气味。 3 接地外壳、底座有无锈蚀和损坏。 4 压力表的指示（SF6 气体及压缩空气） 每日四次 （9：00、15：00、21：00 、3：00） 漏气 1检漏仪有无泄漏报警 2有无从 GIS 系统发出的漏气声音。 每日四次 （9：00、15：00、21：00 、3：00） 若发现六氟化硫气体泄漏，或其它故障，及时汇报值班调度员、设备运行管理部相关领导。 值班员应加强自我防护，按照 2.6 条“注意事项”的要求执行。 2.22.2 运行人员应按规定周期巡视 GIS 各气体隔室的 SF6气体压力（由气密监视器显示）， 其指示应在允许范围内，如发现 GIS 内的 SF6气体压力有明显减小时，应及时报告上级， 查明原因。 2.32.3 GIS 室内的温度最高不得超过 40，最低温度应不低于-30。 2.42.4 GIS 正常巡视检查的项目如下： 1 1 GIS 外部都应干燥清洁、无结霜、在 GIS 周围无危及安全运行的障碍物。 2 2 开关、刀闸、接地刀闸分、合闸指示器的指示应正确，且与控制屏（就地控制屏及 远方控制屏）上控制开关的分合闸位置指示和信号指示一致。 3 3 运行中的 GIS 应无杂音和声响、无异臭。 4 4 GIS 各气体隔室的 SF6气体压力应在允许范围内。 5 5 GIS 室内应无粉尘，天棚墙壁应无脱落。 6 6 环氧树脂绝缘分隔外露部分应无损伤、无裂纹。 7 7 各类配管及其阀门应无损伤、无锈蚀，开闭位置正确，管道绝缘法兰与绝缘支架应 良好。 8 8 各处接地线应完好无损。 9 9防冷凝装置工作应正常。 1010全部接线端子应接线牢固、无锈蚀。 11.11. 各箱、柜门的关闭情况良好 2.52.5 在下列情况下，应对 GIS 进行特殊巡视： 14 1 1 开关跳闸后。 2 2 开关大修后送电后。 3 3 系统发生过电压时。 4 4 当 GIS 发出开关合闸（跳闸）闭锁信号时。 5 5 特殊巡视时要注意 SF6气体密度监视器的压力及 GIS 内部有无声响；判断有无气体 漏出。进行特殊巡视时，要特别注意安全防护。 2.62.6 注意事项： 1 1 SF 6 气体在常温下属无毒、无味稳定的重气体 , 但在高温电弧作用下会分解并与 其它物质化合生成多种有毒气体, 故运行中要特别注意安全防护。 2 2非值班人员和未经值班人员许可，任何人不得进入 GIS 室和 10KV 高压室。 3 3不论何时，进入 GIS 室前均要进行 15 分钟以上的通风排气。 4 4进入低凹处(如电缆层内) 工作前，应开启 GIS 室底部通风机进行排风，然后用 SF6 检漏仪监测无泄漏后才能进行工作。 5 5GIS 发生事故，有大量气体和有毒粉尘溢出时，人员应迅速撤离现场并立即投入全部 通风装置，在事故发生 15 分钟内不准进入室内(抢救人员除外)，在 15 分钟到四小时 之内，任何人进入室内必须穿防护衣，戴手套、戴自供氧防毒面具。四小时后进入室 内虽然可不用上述措施但清扫仍须采用上述安全措施。 6 6若故障时有人被外逸气体或粉尘侵袭，应立即用大量清水冲洗后送医院诊治。 三、事故处理三、事故处理 3.13.1 GIS 运行中如发出“SF6报警信号 ”则不得进行任何操作，值班人员应在充分排气检 漏并做好防护措施后进入 GIS 室检查，及时抄录各气体隔室的压力表指示，检查出漏气隔 室，并报告有关部门进行堵漏、补气。 3.23.2 在送电操作中，如隔离开关拒绝合闸，则应检查： 1 1操作回路是否正常。 2 2隔离刀闸闭锁是否开放（即接地刀闸、开关是否已拉开）。 3.33.3 送电操作中，如开关拒绝合闸，则应检查： 1 1操作回路是否正常。 2 2SF6气体压力是否正常。 3.63.6 停电操作中如接地刀闸拒绝合闸，应检查其相应的隔离刀闸是否断开。对线路侧快速 接地刀闸还应检查线路 PT 二次空气开关是否断开（PT 二次空气开关应合上）。 四、检修验收四、检修验收 4.1.4.1. GIS设备验收项目： （1）设备本体无缺陷，外表整洁无渗漏和油漆脱落现象 （2）设备绝缘试验应合格，无遗漏试验项目 15 （3）各部气压正常，各阀门的开闭位置应正确 （4）基础牢固稳定，符合抗震要求 （5）连锁装置回路完好 （6）保护测量信号及控制回路的接线正确。各种保护均应进行实际传动试验。 动作应正确，定值应符合电网运行要求。 4.2.4.2. 作好设备修试记录，检修的内容变动过的设备部分及设备试验，在该设备工作完后 应作出能否投运的明确结论，值班人员应详细审阅此记录，如有疑问应向工作负责 人询问清楚，并在值班员签字栏内验收签字。 第三节第三节 10kV10kV 小车开关小车开关 一、一、正常运行 1.11.1本站 10kV 均为小车开关，采用厦门 ABB 开关有限公司 VD4/Z 型真空断路器。它是以 真空为绝缘的户内式开关设备元件，可在工作电流范围内进行频繁的操作或多次开 断短路电流，适用于重合闸动作，并有极高的操作可靠性与使用寿命。 1.21.210kV 真空断路器的分、合闸操作必须远方进行，在不能远方操作的情况下，立即通 知相关人员进行处理。 1.31.3真空断路器柜上的带电显示装置应经常保持完好，运行人员应经常检查带电显示装 置，如有异常必须按严重缺陷及时汇报检修人员尽快进行修复或更换。 1.4真空断路器柜停电前应检查带电显示装置确完好，断开真空断路器后，还应检查带 电显示装置指示确无电压及其它分闸指示正确（如灯光指示）后，方可退出开关小 车。 1.5运行人员必须按规定的操作方式操作，凡因设备原因不能按规定的操作方式操作时， 需汇报值班调度和主管领导，并经设备运行部部长批准。 1.61.6当真空开关发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后 方可投入。 1.7真空断路器停电操作顺序及说明： 1.检查带电显示装置有电压指示（检查带电显示器指示完好） 2.在监控机上拉开开关（禁止就地操作开关） 3.检查开关确在分闸位置（在监控机上拉开关后，应到实地检查开关位置） 4.检查带电显示装置无电压指示（检查真空泡有无漏气或开关是否拉开） 5.将开关小车拉至试验位置（开关由热备用转冷备用状态） 6.拉开开关操作电源（根据实际工作需要进行操作） 1.81.8送电操作顺序： 送电操作顺序与停电操作顺序相反。 1.91.9长期冷备用的真空断路器柜，备用时间达到 6 个月及以上时，投运前必须作交流断 16 口耐压和绝缘电阻试验。 1.101.10运行人员必须在真空开关事故跳闸后,将其开断的短路电流记录在值班记录薄内， 并详细填写开关跳闸记录薄 。 1.111.11弹簧储能操作机构的特点就是“合后储能” ，合闸需耗能，分闸不需能量。当一台断 路器合闸后，弹簧开始储能，储能后其能量可以维持该断路器的下一次合闸。如果 断路器在运行中其操作机构中弹簧失能，该断路器可以分闸，但不能再次合闸，也 就是说，该开关的重合闸功能不能实现。断路器在合闸后应检查是否正常储能（检 查储能指示是否正确等） 。 1.121.12真空断路器柜停电前应检查带电显示装置确实完好，断开真空断路器后，如要将开 关小车拉至试验位置，必须采取如下措施： 1检查监控机上开关位置变化（为绿色空心框）； 2检查开关红绿灯指示为绿，机构分合闸指示为分闸； 3检查带电显示器指示确无电压； 4按紧急跳闸按钮； 5检查监控机上或电流表上负荷为 0； 6保护装置及测控单元各相电流指示为 0，并无零序电流告警（或过电压）； 1.131.13开关送电过程的检查 1）首先询问检修人员此次工作的内容、范围（检修过什么设备，什么部位大致处理 情况）并检查是否正确。未检修设备，省略此步骤。安全措施全部拆除、开关柜 门、网门可靠封闭。 2）合上操作、合闸电源后，观察信号、指示是否正确。 3）检查开关是否处于断开位置：用手使劲按跳闸按钮复核机构是否已处于分闸位置； 检查开关机械指示、灯光指示是否正确。 2.2.巡视检查巡视检查 2.12.1正常巡视正常巡视： 2.1.1工作电流不超过最大允许负荷值，最大工作电压不超过额定值。 2.1.2分合闸机械指示与操作把手的位置、指示灯的显示对应且正确。 2.1.3带电显示器完好，显示正确。 2.1.4储能机构正常储能，指示正确。 2.1.5各接头无过热变色现象，无放电现象。 2.1.6开关柜门应关严。 2.1.7开关操作、合闸保险应完好，电源电压正常。 2.1.8开关基础无下沉。 2.22.2特殊巡视特殊巡视 17 2.2.1开关事故跳闸后，应对开关进行全面巡视。 2.2.2过负荷运行时应增加巡视次数，并进行测