1000MW机组电气及继电保护运行规程

台山电厂1000MW机组电气及继电保护自动装置运行规程目 录1、电气运行规程11.1 500KV GIS 系统运行11.2 变压器系统运行421.3 厂用电系统的运行611.4 电动机的运行761.5 电缆的运行851.6 变频装置的运行871.7 UPS系统的运行881.8 直流系统的运行951.9 柴油发电机系统的运行1062、继电保护、自动装置1202.1 总则1202.2 500KV升压站继电保护1222.3 发变组保护1422.4 4号备用变保护1512.5 安全稳定控制装置1572.6 SID-2CM微机型自动准同期装置1652.7 励磁系统1662.8 6KV厂用电保护1772.9 厂用电快切装置1802.10 380V厂用电保护1822.11 监控装置1842.12 防误闭锁装置1912.13 故障录波装置1962051.电气系统运行规程1.1 500KV一次设备运行规程1.1.1 系统概述1.1.1.1 二期500kV系统主接线为3/2接线方式，共两个完整串，第一串开关接6号主变和新会一线（具体线路名称待定），第二串开关接7号主变和新会二线（具体线路名称待定） 。二期GIS并通过全封闭GIL与一期500KVGIS相连，500kV配电装置采用SF6全封闭组合电器（GIS），通过微机监控系统NCS实现对500kV系统设备的监视和控制操作，并与调度远动设备接口，可实现调度远程控制。1.1.1.2 500KV系统主接线方式本厂500KV系统采用二分之三断路器、双母线接线方式（或称一台半断路器接线），发变组进线与出线采用交叉接线形式，此接线方式具有调度灵活和运行可靠的特点。1) 调度灵活正常运行时，两条母线和全部断路器都投入运行，形成多环状供电网络，断开任何一台断路器都不影响发电和供电。2) 运行可靠A.每一回路都有两台断路器供电，发生母线故障时，只需跳开与此母线相连的所有断路器，而任何回路都不停电。即使遇到检修与事故相重合时，停运回路也不超过两回。B.若某断路器检修，又遇同串断路器故障时，则该串设备停运，其他串回路继续运行。C.某一段母线检修，另一段母线均发生故障，则故障母线上的所有断路器跳闸，各串回路分开，进出各自供电。即使二段母线均故障，各串也能进出各自独自供电。D.当中间断路器故障时，该串两侧断路器跳闸而使整串停运，待中间断路器隔离后，即可继续恢复供电。3) 检修操作方便刀闸仅作为检修隔离电源用，免去了用隔离刀闸进行的大量倒闸操作，简化了运行操作，减少了故障几率，如任何一段母线或任何一台断路器停运检修时，各回路无需进行复杂的倒母线操作。1.1.1.3 一次设备状态1) 运行状态：是指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、变压器及电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置按运行状态投入。2) 热备用状态：是指该设备已具备运行条件，设备继电保护及自动装置满足带电要求，断路器的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。3) 冷备用状态：是指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。4) 检修状态：是指连接该设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备各侧已接地的状态。1.1.1.4 操作常用术语1) 合上：是指各种开关、刀闸、地刀通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。2) 断开：是指各种开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。3) 拉开：是指各种刀闸、地刀通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。4) 投入、停用、退出：是指使继电保护、安全自动装置等设备达到指令状态的操作。1.1.1.5 一次设备（线路除外）转检修状态后，值班员可根据工作需要自行操作停电范围内一次设备（与带电系统作为明显断开点的刀闸除外）。设备送电前厂站值班员应将设备状态恢复至停电时状态，并报值班调度员。1.1.1.6 一次设备停电转冷备用（检修）状态后，由值班员根据工作需要向值班调度员提出保护操作申请，经值班调度员许可后操作。1.1.1.7 一次设备送电转热备用状态前，值班员应该核实设备保护情况，并报值班调度员，经值班调度员许可后，值班员按保护定值单要求投入该设备相关保护。1.1.1.8 设备的非电气量保护，值班员根据运行规程自行操作，但重瓦斯保护的投退，须征得值班调度员许可。1.1.1.9 GIS配电装置设备规范序号项 目单 位数值1型 号2标称电压kV5003额定电压kV5504额定雷电冲击耐受电压kV 16755额定操作冲击耐受电压kV13005额定频率HZ506额定母线电流A40007额定馈线电流A400083S热稳定电流kA639局部放电量pC310隔离开关耐受电压kV130012环境温度-54013制造厂新东北电气14出厂时间2009年2) 断路器序号项 目单 位数值1型 号2额定电压KV5503额定雷电冲击耐受电压kV16754额定操作冲击耐受电压kV13005额定工频耐受电压kV7406额定频率HZ507额定电流A40008额定短时耐受电流（3S）kA639额定峰值耐受电流kA17110开合空载线路充电电流能力A50011每极气体体积dm312每极气体质量kg1320时SF6气体额定压力kPa60014首相开断系数15额定分闸时间Sec0.0416额定合闸时间Sec0.117操作机构型式液压弹簧18额定控制电压（DC）V11019加热器电源电压（AC）V22020油泵电机电压（AC）V38021额定操作循环分-0.3S-合分-3min-合分22温度等级-30+4023制造厂新东北电气24出厂时间2009年3) 隔离刀闸序号项 目单 位数值1型 号ZF15-550DS2额定电压KV5503额定雷电冲击耐受电压kV16754额定操作冲击耐受电压kV1305额定工频耐受电压kV7406额定频率HZ507额定电流A40008额定热稳定电流（3sec）KA639额定控制电压(DC)V11010加热器电源电压（AC）V22011电机电源电压（DC）V22012每极气体体积d m313每极气体质量kg1420时SF6气体额定压力kPa15制造厂新东北电气16出厂时间2009年4) 接地刀闸序号项 目单 位数值1型 号2额定电压KV5503额定雷电冲击耐受电压kV16754额定操作冲击耐受电压kV13005额定工频耐受电压kV7406额定频率HZ507额定热稳定电流(3sec)KA638额定峰值关合电流KA1609合闸时间ms10010额定控制电压(DC)V11011加热器电源电压（AC）V22012电机电源电压（DC）V22011每极气体体积dm312每极气体质量kg1320时SF6气体额定压力kPa14制造厂新东北电气15出厂时间2009年5) 电压互感器序号项 目单 位500KV母线PT500kV 馈线PT1型 号Y20W1-420/1006Y20W1-444/10632额定一次电压KV500/3额定二次电压V100/100/ 100/ 100/ 1004额定输出容量VA15050 50 50 505精确等级0.50.2 0.5 3P 3P620时SF6气体额定绝缘压力kPa720时SF6气体额定压力kPa8执行标准IEC 60044-29相数单相（A相）三相10制造厂新东北电气11出厂时间2009年6) 避雷器序号项 目单 位数值1型 号AZ 32A-3362系列号HA3最大连续工作电压KV3364额定电压KV4205额定频率HZ506标准放电电流KA207持续放电等级58SF6气体体积dm31415920时SF6气体额定压力kPa46010制造厂新东北电气11出厂时间2009年7) 馈线套管序号项 目单 位数值1型号2额定电压KV5503额定电流A31504额定频率HZ505额定雷电冲击耐受电压kV15506额定操作冲击耐受电压kV12507额定工频耐受电压kV7408爬电比Mm/KV329SF6气体体积dm312001020时SF6气体额定压力kPa70011执行标准IEC 6013712制造厂新东北电气13出厂时间2009年8) 电流互感器CT编号序号二次绕组类型变比(A)等级容量(VA)注发变组进线CTGT1081011保护1500/15P40402保护1500/15P40403保护1500/15P40254保护1500/15P40255测量1500/10.2S106保护22000/1TPY257保护22000/1TPY25线路CTGT1081011保护22000/1TPY252保护22000/1TPY253测量22000/10.2104测量22000/10.5255保护22000/15P20256保护22000/15P20257保护22000/1TPY258保护22000/1TPY25边开关CT靠母线侧GT111、GT112、GT113、GT134、GT135、GT136、1保护22000/1TPY252保护22000/1TPY253测量22000/10.525边开关CT靠中开关侧GT114、GT115、GT116GT131、GT132、GT1331保护22000/15P40252保护22000/15P40403保护22000/15P4040中开关CT靠一母侧1保护22000/1TPY402保护22000/1TPY403保护22000/15P4025中开关CT靠二母侧1测量22000/10.5252保护22000/1TPY253保护22000/1TPY259) S F6气体压力的监视，GIS系统中的密度监视仪用以监视每个气室SF6气体压力，当出现异常时发出报警信号及闭锁断路器的跳/合闸回路和重合闸。SF6气体压力设定值见如下表： 间隔设定断路器间隔（kPa）其 他 间 隔（kPa）500 GIL母线 作 用刀闸、地刀、套管、PT、TA 额定值600400450正常运行值气压低一值 520320420报警值,补气气压低二值500300400闭锁断路器跳/合闸回路最高工作值65045010) 500KV GIS断路器液压油定值见下表名 称设 定 值单 位作 用油压开关570kg/cm2油泵自停53125 kg/cm2油泵自启kg/cm2闭锁重合闸51425kg/cm2低油压报警45725 kg/cm2闭锁合闸回路42125kg/cm2闭锁跳闸回路11）GIL设备规范序号项 目单 位数值1.型 号HYDUDAI-550KV-63KA2.标称电压kV5003.额定电压kV5504.额定雷电冲击耐受电压kV16755.额定操作冲击耐受电压kV13006.额定频率HZ507.额定母线电流A40008.3S热稳定电流kA639.局部放电量pC310.隔离开关耐受电压kV35011.环境温度-54012.制造厂现代重工13.出厂时间2009年1.1.1.10 就地控制柜（待定）1）500KV GIS的每一个开关间隔配一套就地控制柜，包括了该间隔的模拟图、控制系统。可进行断路器、隔离刀闸、接地刀闸的近/遥控操作。控制柜上有模拟图（由位置指示器、选择按钮、分合按钮、试灯按钮、钥匙开关、测量单元等组成）、报警器、电源小开关、油泵控制和监视PLC等。每只断路器的控制屏中，交直流电源开关及作用如下：a.：110V直流控制电源小开关b.：报警器110V直流电源小开关c.：刀闸电机220V直流电源小开关d.：开关分合闸110V直流电源小开关e.：开关第二分闸110V直流电源小开关f.：油泵电机380V交流电源开关g.：380V/110V电源单元电源开关h.：PT二次小开关i.：照明加热插座220V交流电源开关j.：开关液压油泵用整流器交流电源开关k.：隔离变压器交流电源开关。2) 500KV GIL就地控制柜（待定）500KV GIL封闭母线配置一套就地控制柜，控制柜上有模拟图、报警器、电源小开关、指示灯、加热器等。1.1.2 500KV 系统的运行和巡视检查1.1.2.1 运行监视1) 500KV母线电压按省中调规定监视，最高不得高于550KV，最低不低于影响系统稳定电压505kV以上，其余时间母线电压一般在530kV左右，超出此范围时，应主动调节机组的无功。系统周波按省中调规定控制在500.2HZ，超出此范围应汇报中调，并主动调整机组负荷协助电网调频，使系统周波恢复在500.2HZ范围之内。2) 线路稳定输送功率限额按省中调稳定限额或调度员通知执行。3) 运行值班员每小时应检查一遍500kV 网络监控系统NCS的监视、测量画面，及时发现异常。4) 运行值班员每次接班检查及班中巡检应检查、核实监控画面的设备状态指示与现场实际位置一致，查看就地控制柜的报警器和油泵PLC无异常报警。1.1.2.2 频率的调整1）广东电网频率的标准是50HZ，正常运行频率偏差不得超过500.2 HZ。2）自动发电控制（AGC）是系统的主要调频方式，机组投入AGC运行或更改运行定值均由值长请示省调后进行，机组因故退出AGC运行，必须得到省调的许可。3）当系统需要临时指定我厂为第一调频厂时，集控主值应密切监视调整系统频率，在允许出力范围内保持系统频率500.2 HZ以内，当机组出力调至最高、最低允许值时，应立即报告省调值班调度员。4）当系统频率超过500.2 HZ时，值长应主动参加频率调整，在机组出力允许范围内，迅速调整机组出力直至达到技术允许最大值或最小值为止，并及时报告省调。5）系统频率表以省调为准，值长应主动于每月1日白班与省调联系，由设备维护部相关人员核对调正一次。1.1.2.3 电压和无功功率的调整1）500kV母线电压为电网的电压监测点和控制点，正常电压控制范围由省调确定。2）发电机无功功率应按500kV母线电压的要求进行调整，在高峰负荷期间，应尽量增加无功出力，接近500kV母线电压的上限运行；在低谷负荷期间，应尽量减少无功出力，接近500kV母线电压的下限运行；必要时按省调的要求进相运行。3）当电压下降到最低极限电压以下时，集控主值应立即利用发电机的过负荷能力增加无功出力，以维持电压，同时将情况汇报省调调度员。4）发电机调整无功时，应监视6kV系统电压在6.06.3kV之间，尽量维持6.3kV；同时监视发电机出力图，使发电机运行点在P-Q曲线内。5）发电机的自动电压调整器及强励装置必须经常投入运行，如须退出，必须经省调同意。励磁系统控制参数的整定和修改须经省调同意。1.1.2.4 500kV系统设备运行与检查A、GIS巡视检查的一般规定1）按“巡回检查制度”规定的周期进行巡检，每班至少巡视GIS配电室一次。如遇恶劣天气（台风、大雷雨、酷热等）、设备运行情况特殊或设备异常时，应适当增加巡检次数。2）进入GIS高压室前，必须先通风15分钟，然后联系主控查看GIS室O2和SF6浓度值是否符合要求，只有GIS室的O2 和SF6浓度符合要求时方可进入室内，否则应采取措施。进入GIS室检查应穿长袖工作服，扣好扣子，禁止在GIS室内吸烟和饮食，以防中毒。3）检查时，不得面对GIS设备的防爆盘。4）运行人员在巡视过程中若闻到异味或有不适感觉，应尽快离开GIS室，并汇报值长。5) 遇有GIS室内开关 、刀闸操作时，应停止巡视检查，并退出室外，待操作结束后再作检查。6) 在GIS上正常操作时，禁止触及外壳，并保持一定距离。手动操作隔离开关或接地开关时，应戴绝缘手套。7) 工作人员进入电缆沟或低凹触处工作时，应测量SF6气体浓度不超过1000L/L,含氧量大于18%（体积比），确认安全后方可进入。8) 气体采样操作及处理一般渗漏时，要在通风条件下戴防毒面具进行。当GIS发生故障造成大量SF6气体外逸时，应立即撤离现场，并开启室内通风设备。事故发生后4h内，任何人进入室内必须穿防护服，戴手套，以及戴备有氧气呼吸器的防毒面具。事故后清扫GIS室或故障气室内固体分解物时，工作人员也应采取同样的防护措施。离开GIS室后应及时冲洗手及人体裸露部分，免受有毒物质污染。9) 处理GIS内部故障时，应将SF6气体回收加以净化处理，严禁排放到大气中。10) 不要攀爬GIS本体。B、GIS投入运行前检查 1）开关投入运行前的检查 （A）工作票已终结，设备完整、清洁，周围无杂物或遗忘的工具，符合运行条件。（B）各项试验合格，并符合有关规定，相应的指示、报警、保护装置符合运行要求。（C）设备完好，金属部件无锈蚀氧化痕迹。（D）开关气室的指针式密度继电器、气体压力变送器和防爆盘完好无损。（E）开关气室及其它相关气室的SF6气体压力符合规定要求。（F）所属接地刀闸已断开，接地刀闸与GIS外壳接地体间的连接片连接良好，无松动。（G）开关操作机构油泵电机绝缘合格。（H）开关操作机构油压在规定范围内，油位、油色正常，无杂质，无渗漏现象。（I）大修后所投入的开关SF6气体含水量符合规定。（J）记录开关及液压油泵动作计数器读数。（K）开关位置指示器指示正确，与实际状态相符。（L）SF6气体和液压油系统的阀门位置正确。（M）控制方式选择开关在“远控”位置，且钥匙已拔出。（N）油泵控制开关在自动位置。（O）开关控制回路完好、接线正确，控制回路与地之间绝缘电阻大于2M（500V兆欧表）。（P）油泵交流电源、开关直流控制电源、信号直流电源、压变二次小开关等已投入。（Q）汇控柜上无异常报警信号，开关位置指示灯指示正确。（R）汇控柜及开关操作机构的加热器运行正常。（S）对应的500kV NCS监控屏运行正常，“同期/退出”切换开关在“同期”位置，“闭锁/解除”切换开关在“闭锁”位置，“就地/远方”切换开关打到“远方”位置。（T）开关保护装置已投入。（U）就地及远方合、断操作试验良好。2）刀闸投入运行前的检查（A）工作票已终结，设备完整、清洁，符合运行条件。（B）操作机构的所有装配螺栓、端子紧固螺钉、挡环、销子等无松动。（C）设备完好，金属部件无锈蚀氧化痕迹。（D）新投入或大修后的所属气室SF6气体含水量符合规定。（E）刀闸所在气室SF6气体压力符合规定要求，无泄漏。（F）操作机构动作灵活，就地及远方合、断操作试验良好。（G）刀闸位置指示器指示正确，与实际状态相符。（H）刀闸控制回路完好、接线正确，控制回路与地之间绝缘电阻大于2M（500V兆欧表）。（I）刀闸的闭锁逻辑回路正确可靠。（J）汇控柜上无异常报警信号，刀闸位置指示灯指示正确。（K）控制方式选择开关在“远控”位置，且钥匙已拔出。（L）刀闸直流控制电源、电机直流电源、信号直流电源等已投入。（M）刀闸操作机构箱加热器运行正常。（N）对应的500kV NCS监控屏运行正常，“同期/退出”切换开关在“同期”位置，“闭锁/解除”切换开关在“闭锁”位置，“就地/远方”切换开关打到“远方”位置。3）就地汇控柜检查 （A）无异常报警信号。（B）开关、刀闸、接地刀闸的位置指示灯指示正确，与各组件实际位置指示一致。（C）控制开关把手无损坏现象。（D）汇控柜中油泵交流电源、开关直流控制电源、刀闸直流控制电源、电机直流电源、信号直流电源、压变二次开关正常且已投入。（E）汇控柜内清洁，无异常响声、气味、烟雾、震动、潮气和雨水。（F）汇控柜加热器运行正常。（G）汇控柜内接线端子无松脱、褪色、过热或侵蚀现象，各标示牌齐全、清晰、准确。（H）汇控柜接地可靠，各电缆口密封良好。 （I）控制回路绝缘电阻用500V摇表测量不小于2M。（J）辅助继电器和接触器无异常现象。C、500KV GIS运行中的检查1）GIS室通风系统运行正常，室内清洁，室温、湿度正常，门窗严密，无漏雨渗水现象，无小动物进入的孔洞。2）GIS室无异常的噪声、气味及其它异常情况。3）GIS室所有设备的外观无异状，设备基础牢固无下沉现象，各金属部件无锈蚀或破损。设备支架、装配螺栓、端子螺钉、挡环、开口销子无松动迹象，各接地点连接牢固，各端子无过热现象。4）在线气体监测装置运行正常，无异常报警信号，O2 和SF6浓度值符合要求，GIS金属外壳温度正常。5）开关、刀闸、接地刀闸的位置指示灯和位置指示器指示正确，与设备实际运行状态符合。6）汇控柜上无异常报警信号，否则应根据有关规定作相应处理。7）控制方式选择开关在“远控”位置，且钥匙已拔出，油泵控制开关43Q在自动位置。8）GIS所有间隔的SF6气体压力正常，无漏气现象。SF6气体在线监测装置运行正常，无异常报警。9）500KV开关液压油压力、油位正常，无渗漏油迹象。10）所有加热器投入运行正常。11）油泵启动次数、开关动作次数有否变动，并定期将这些数据填入相应的登记簿内。12）设备上的标示牌及警示牌悬挂整齐，暂不使用的警示牌应及时收回。13）检查SF6套管运行正常，表面清洁，无裂纹，无闪络的痕迹，SF6气体压力正常。密度表计及其所连的管路无漏气，套管的引线夹头无过热及变色发红现象。14）母线避雷器完好，避雷器动作计数器和泄漏电流表指示正常。15）各设备操作机构箱和汇控柜的柜门处于关闭状态。16）架空线、引下线完好，接头无松动、松脱，不应发热，绞线不应断股，无闪络放电现象，瓷瓶无污物及放电痕迹17）主变和线路的避雷器完好，避雷器动作计数器和泄漏电流表指示正常。D、GIL设备巡视检查项目与规定1）按“巡回检查制度”规定的周期进行巡检，每班至少巡视GIL管廊设备一次。如遇恶劣天气（台风、大雷雨）禁止进行室外GIL管廊设备的检查。2）GIL管廊母线运行中，禁止进入管廊通道内检查。只有在GIL管廊母线停电后，管廊通道内通风良好，含氧量不低于18（体积比），方可进入管廊通道内。3）禁止攀爬、坐、依靠或其它方式的攀登GIL设备和GIL管廊管道。4）GIL管廊所有设备的外观无异状，设备基础牢固无下沉现象，管廊通风扇运行良好。5）运行中GIL汇控柜上无异常报警信号，加热器在工作状态。6）运行中发现GIL汇控柜上有气体泄漏报警，应立即汇报值长，并迅速撤离现场。E、电流、电压互感器运行与检查1）运行中的电压互感器二次回路不得短路，电流互感器二次回路不得开路。2）电压互感器复役前应作如下检查：（A）电压互感器一次侧中性点接地及外壳接地良好，端子箱接线完好。（B）本体各部位应清洁，无短路线及妨碍设备运行的杂物，各部件螺丝紧固无松动现象。（C）电压互感器对应气室SF6压力正常。3）电流互感器投运前应作以下检查：（A）本体各部位应清洁，各部接线良好，无明显开路现象，二次侧接地完好。（B）各部件螺丝紧固无松动现象，无短路线及妨碍设备运行的杂物。4）电压互感器运行中检查：（A）外部清洁，无异常振动和响声及焦臭味。（B）各接头处无过热松动现象。（C）电压互感器一次侧中性点、外壳及二次侧接地线应完整良好。（D）室内湿度、温度正常。（E）电压互感器本体在运行中无过热现象。（F）电压互感器二次回路结线完整，无发热现象。（G）电压互感器二次小开关投运正常。（H）电压互感器气室SF6压力正常。5）电流互感器运行中检查：（A）电流互感器在工作中不应有过热现象，各部螺丝紧固，无松动现象。（B）电流互感器二次回路结线完整，无发热现象。F、避雷器正常运行检查1）避雷器内部无放电声。2）泄漏电流表指示在规定范围内，并做好记录，如泄漏电流超出允许范围，须联系检修检查原因。3）避雷器动作计数器密封良好，注意动作记数器指示数的变化，并做好记录。4）避雷器安装牢固，接地装置应完好，无腐蚀和松脱现象。5）避雷器运行时不得用手接触泄漏电流表的上接线端。6）室外避雷器应检查：（A）避雷器瓷瓶、瓷套表面清洁完好，无破损、裂纹及放电痕迹。（B）均压环应完好，无松动、锈蚀、歪斜、变形的现象。（C）上下引线接头应牢固无松散、断股或烧伤痕迹，无过热现象。7）避雷器特殊情况的检查（A）雷雨时，不宜对户外避雷器进行巡视检查，雷雨后，应加强巡视，检查避雷器内部有无放电声及异常响声，放电记录器动作情况和避雷器外部有无瓷组件损坏及有无表面闪络现象，引线和接地线是否牢固无损。（B）避雷器雷击放电动作后，应检查计数器是否动作，并作好记录。（C）大风天气应检查户外避雷器的摆动情况。G、GIS操作后的检查 1）GIS操作后的运行方式与计划运行方式一致。2）各表计、信号指示正确，无异常报警信号。3）所操作的开关、刀闸、接地刀闸分合到位，各位置指示灯和位置指示器指示正确，与实际状态一致。4）运行方式变动后，新投入运行的设备运行正常。5）操作方式选择开关在正确位置。6）SF6系统和液压操作机构油系统的阀门位置正确，压力指示正常。7）操作中打开的机构箱门关严并上锁。8）所有操作中使用的钥匙及操作用具全部收回，并放到指定位置。H 、特殊检查1）设备故障后，应对所属回路作如下检查，并记录检查情况。（A）各瓷套、瓷瓶、瓷裙有无放电痕迹，有无裂纹、有无破损；（B）各通流设备的接头处有无过热现象及过热痕迹，如烧红、烧熔等。2）风、雨、雪、雾天重点检查（A）各瓷套、瓷瓶、瓷裙有无严重电晕；各支持绝缘支座有无沿面放电现象；若有严重放电，应加强监视，及时汇报有关领导；（B）通过观察各部件尤其是各连接处的积雪及冰雪融化情况，判断该处是否过热；（C）各电气设备不应有过长冰溜。（D）风雨天气，重点检查升压站内有无被风刮起的杂物等，各设备就地箱的箱门应紧闭无漏水现象；加热器正常。（E）雷雨期间，严禁接近户外氧化锌避雷器。雷雨后，应加强巡视，检查避雷器内部有无放电声及异常响声，动作计数器动作情况和避雷器外部有无瓷组件损坏及有无表面闪络现象，引线和接地线是否牢固无损。 3）GIS设备第一次投运后，应安排在一周内对GIS设备进行运行中局部放电测试。投产3年内每半年进行一次运行中局部放电测试。如无异常，投产3年后，可每 3 年进行一次运行中局部放电测试。I、当500kV开关出现下列情况之一，需进行临时检修：1）在巡视或定期检查中发现了不正常情况时。2）在运行中发现了不正常情况时。3）在超出额定条件下运行时。4）机械操作次数达到10000次时。5）开断周期：（A）额定负载电流下开断5000次。（B）额定开断电流下开断20次。6）对充气部分进行取样检验时。1.1.3 500kV系统的运行方式和操作1.1.3.1 倒闸操作原则1）500k线路的停送电操作按值班调度命令执行。在GIS站的操作应执行操作监护制，填写操作票并做好记录。线路或者变压器停送电，开关操作顺序必须严格按照送电先合边开关，后合中开关；停电先断中开关，后断边开关。2）500k开关、刀闸的操作应在500kV网络监控计算机上进行，五防规则库将避免误操作。确实需要在GIS站就地操作时，应持电脑钥匙操作，防止走错间隔。在遥控和就地都不能操作时，通知检修处理缺陷。一般情况下不准就地在开关（刀闸）的本体上手动操作。3） 新建线路在送电前必须进行核相，检查接地安全措施是否全部拆除，绝缘电阻是否合格，继电保护是否完好。4）新建线路、母线投入运行时，应以工作电压的全电压冲击合闸3次，需要时也可零起升压。用发-变组对线路进行零起升压时，主变中性点必须接地，对线路零起升压时，应将重合闸停用。零起升压的发电机应将失磁保护、强励、自动电压调整器退出。5）新会一线或新会二线停电时，应考虑运行的一条双回线不致过载或影响系统的稳定。6）线路发出带电作业工作票前，必须停运线路重合闸装置。7）除事故处理或特殊情况下，交接班前后30分钟内不进行倒闸操作。8）线路停电接地，要考虑对通讯及有关自动装置的影响。9 ）开关的失灵保护均必须投入运行，严防开关拒动扩大事故。10）线路停电时，先由我厂解列，后由对方切空载线路，送电时先由对方充电，后由我厂同期并列，防止发电机自励磁。11）严禁带负荷拉刀闸。停电时先断开关，然后拉开开关两侧刀闸；送电时，先合开关两侧刀闸，后合开关。拉刀闸时先拉负荷侧，后拉电源侧；合刀闸时，先合电源侧，后合负荷侧。12）线路停电时，必须断开与线路相联的开关及其两侧刀闸，如果线路有人工作，必须合上线路接地刀闸或挂接地线，但须经值班调度人员同意，并根据调度命令执行。同时在开关就地控制把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌。13）线路送电时，必须先拉开与该线路相关的所有接地刀闸，拆除接地线，合上开关两侧刀闸，然后合上开关。14）线路停送电操作时，要检查功率、电流及电压指示。母线停送电操作要观察母线电压指示。15）变压器和电压互感器的停电必须同时将高、低压两侧断开，防止低压侧向设备反送电。送电操作应由高压侧向设备充电，低压侧与系统并列。停电操作顺序与此相反。16) PT投运操作应按PT一次刀闸PT二次小开关的顺序进行，停运操作顺序相反。禁止使用刀闸拉合有故障PT。PT应随母线一同停投运，若仅需停PT时，应使用另一组正常PT来代替该停运PT的二次负荷。17) CT运行中二次侧不得开路。CT运行中，值班员不得在CT二次回路工作。18）设备接地前必须先进行验电。装设接地线应先接接地端，后接导线端。拆除步骤与此相反。19）检修工作完后，必须由工作负责人在检修交待记录本上交待清楚，运行人员见有“许可运行”字样，才能将设备投入运行。20）500kV的电气防误闭锁回路任何人不得擅自停运、拆除或变动。操作中发生问题时应及时汇报值长，并停止操作。只有在紧急情况时，并确定该刀闸的操作不致引起误操作事故时，方可在核对间隔和核对控制回路后，汇报值长，使用电脑钥匙打开汇控柜门，用汇控柜内的按钮进行操作。事后应填写缺陷单，交检修处理。21）就地进行500kV设备的操作时，要做到“四对照”，即对照设备的名称、编号、位置、开合方向，严防误操作事故。22）电脑钥匙的电池要保持电能充足，随时能满足使用的需要。1.1.3.2 系统正常运行方式1）500KV系统共二串，正常应成串运行，6个开关全合。主变500KV侧中性点始终直接接地，与一期连接的GIL的4把刀闸，其中靠近一期的2把刀闸合入，靠近二期的2把刀闸断开，保持GIL母线充电备用。2）为了保证系统静态稳定和动态稳定，500KV线路输送功率应根据中调规定执行。3）线路主保护和自动重合闸装置应按中调规定投用。4）下列装置的停用应征得中调调度员同意，如遇装置故障应及时汇报中调调度员。 母差保护。 线路的主保护（二套）及重合闸装置。 断路器失灵保护。 发电机的自动电压调节装置、强励、失磁及失步保护。1.1.3.3 特殊运行方式在全结线方式的基础上，下列设备停役，其它设备仍在运行的常见运行方式如下：1）任一出线或主变进线单元停役。2）任一出线或主变进线单元停役，与该单元相连的2只开关也停役。3）任一只开关停役。4）任一段母线（包括母线压变、母线避雷器）及该母线上所有连接的开关均停役。5）任一串上的两个馈线单元均停役。6）任一串上的两个馈线单元均停役，该串上的3个开关也停役。7）某一串上的出线与另一串上的主变进线停役。8）500kV系统全停，即500kV两条母线、两条出线、两条主变进线以及6个开关全部停役。1.1.3.4 临时运行方式1）在两条出线未投运前，6号机组需投运发电的基础上，采用临时运行方式：两条线路刀闸断开，线路地刀合入，第一串投入运行，与一期联络的4把GIL刀闸合入。2）2台机组、2条出线均已投产，但由于线路故障长时间故障，在一期500KV GIS母线、线路载流量允许的情况下，可考虑1或2台机组通过GIL向一期500KV GIS母线输送负荷。3）凡涉及与一期500KV GIS相关联的运行方式，一期、二期均需要修改临时保护定值，切机定值等。采取临时运行方式必须制定详细的方案，征得调度同意后方可进行。1.1.3.5 GIS操作控制权限1）遥控级：控制模式开关切至“遥控”位置。GIS可通过500kV NCS控制，就地控制指令不起作用。正常运行时间隔控制柜均应置为遥控级。2 )就地级：控制模式开关切至“就地” 位置。GIS可通过BCC控制，遥控指令不起作用。开关刀闸通过选线控制。3) 断开级：控制模式开关切至“OFF” 位置。GIS不能操作，遥控和近控指令均不起作用。该位置用于维护目的。注：解锁开关正常置OFF位置，钥匙拔除。在就地方式下，如将解锁开关置ON位置，则解除硬接线闭锁，但不能解除 “手柄插入”、“弹簧闭锁”等信号。在遥控方式下，解锁开关不起作用。1.1.3.6 闭锁功能（待定）1）开关配置的闭锁功能 跳闸回路断线或失电； SF6压力低； 弹簧未储能； 合闸回路断线或失电。1.1.3.7刀闸（地刀）配置的闭锁功能 位置不确定； 手柄插入 电机电源中断。1.1.3.8 动作原理1）开关动作原理：一次闭锁开关弹簧闭锁SF6闭锁遥控控制级就地 指令 执行2）刀闸（地刀）动作原理：一次闭 锁控制级就地遥控手柄闭锁指令 执行 1.1.3.9 系统的操作及检查1）本厂500KV及500kV系统中的设备及其相应的继电保护、自动装置均属中调管辖范围，所以改变系统运行方式及开关、母线、线路、高压电抗器等设备与其保护装置的停/投运均应向中调申请，得到中调批准、发令后方可操作。2）电气设备的操作必须遵守倒闸操作原则，本厂500KV/500kV设备的防误装置在二次控制回路硬接线中实现，遥控时还要经过NCS的顺控逻辑软闭锁，操作中任何人不得擅自解除闭锁回路。3）本厂500KV配电设备采用微机监控系统监控系统具有一/二次系统的控制、测量、信号、操作、闭锁等功能。母线接地刀闸只能在就地操作除外，500kV其余开关刀闸不允许就地操作，但当开关远方操作失灵且在紧急情况下为保护人身、设备安全时，可进行就地分闸操作。4）无论是微机监控系统执行的操作或就地控制盘上进行的操作，都必须在现场检查核实操作后的开关三相实际位置是否正确。断路器重合闸动作后也必须到现场检查开关三相位置，记录动作次数。为了防止刀闸电机过热损坏，一般控制五分钟拉/合一次的操作率。5）设备投运前应先将该设备所属的控制、保护、动力、信号、报警及仪表变送器电源送上，设备停运后才能断开这些电源。6）设备停运检修时退出设备的有关保护压板及保护装置应不影响正常设备运行，主变及线路停运后，T区保护不能退出。工作票要求退出的保护压板及保护装置在工作结束后应及时恢复，投退保护压板及保护装置要作好详细记录。其余情况投退保护压板及保护装置均按中调命令执行。7）设备停投运时，应考虑运行方式及潮流变化，根据调度命令、保护定值单和有关规定对保护及自动装置做相应的调整、切换和投退。8）500kV母线充电时，应先联系二次投入相应充电开关失灵保护中的充电保护软压板，投入充电保护，才允许充电操作，充电完毕退出充电保护。检查被充电母线PT二次侧三相电压正常后，方可进行倒闸操作。9）在合变压器高压侧及线路接地刀闸前，应在GIS室外相应的SF6套管处验明确无电压后才能合接地刀闸，合线路接地刀闸前应联系线路对侧确已停电。10) 检修后的刀闸，在投入运行前应进行就地、远方电动分合闸试验，试验正常后才能投运。11)GIS室内遇有开关、刀闸远方操作时，操作前应通知所有人员退GIS室，如有设备检修应通知检修人员暂停工作，并退出GIS室。12)未经试验，禁止用隔离刀闸进行下列操作a.拉、合母线的充电电流。b.拉、合运行中的空载线路、空载变压器。13)设备投运前的检查a.检修工作票已全部终结，所有临时措施已拆除，接地线（接地刀闸）已全部拆除（断开），二次回路完整，所有电气设备已符合投运条件。b.投运设备的保护定值已按整定单和中调命令正确整定。c.检查开关、刀闸的SF6气体压力，开关操作机构油压、弹簧储能符合正常运行条件。d.检查就地控制柜内各切换开关、交/直流电源开关正确投用，无异常报警信号。1.1.3.10 典型操作1、操作前的方式及条件a.运行方式为345号机投运后的正常运行方式。b.各开关刀闸交/直流控制、动力、信号电源均已送好。c.各间隔控制柜上的控制方式开关切至 “遥控”位置，解锁开关切至“断开”位置。d.各串就地报警窗无异常报警信号。e.各气室SF6气压、开关油压均在正常运行参数。2、XX线由运行转检修a.中调下令 500KV XX线由运行转热备用1) 查XX线边开关50X1/50X2开关间隔SF6压力正常2) 查XX