水布垭电厂配电装置运行规程.docx

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水布垭电厂配电装置运行规程

Q/QJ

湖北清江水电开发有限责任公司企业标准

Q/QJ.SBY-104-A501-2012

水布垭电厂配电装置运行规程

2012-05-18发布2012-06-18实施

湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会发布

前言

本标准依据GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：

标准的结构与编写》规定，并结合湖北清江水布垭电厂实际进行编制。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会提出。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司电力生产部归口管理。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂负责解释。

本标准起草单位：

湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂。

本标准起草人：

李明武

本标准初审人：

杨晓勇

本标准审核人：

骆斌

本标准批准人：

张志猛

本标准代替Q/QJ.SBY-104-A5-2011《水布垭电厂配电装置运行规程》。

水布垭电厂配电装置运行规程

1范围

本标准规定了清江水布垭水力发电厂配电装置的运行维护、操作、故障与事故处理等的技术要求和实施程序。

本标准适用于清江水布垭水力发电厂配电装置的运行维护、操作、故障与事故处理等工作。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T1984-2003《高压交流断路器》

GB/T13462-2008《电力变压器经济运行导则》

DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》

DL/T1102-2009《配电变压器运行规程》

1991《高压断路器运行规程》

Q/HZDW-1003-2006华中网调直调设备操作状态令术语规范

华中电网安〔2006〕285号华中电网有限公司防止电气误操作事故措施实施细则

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1

GIS

气体绝缘开关，我厂使用的绝缘介质为SF6，为全封闭组合电器。

3.2

非全相运行

发电机出口开关在进行合、跳闸过程中，由于某种原因造成一相或两相开关未合好或未跳开，致使定子三相电流严重不平衡的一种故障现象。

长时间非全相运行产生很大的负序电流将损坏发电机定子线圈，严重时烧坏转子线圈，折断大轴。

4设备简介

4.11#、2#、3#、4#发变组采用单元接线方式，两组单元接线组成联合单元接线，并在两组联合单元接线之间设连接跨条（跨条上装2组隔离开关），然后以两回约5KM的架空线接入500KV渔峡开关站。

500KV采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器（GIS），安装位置：

▽326.4m高程。

4.2500KV配电装置（GIS）现场安装有七个控制汇控柜和一个控制电源柜。

七个汇控柜分别为四台机组进线（Maintrafo1#-4#），两回出线（OHL1#-2#）及联络隔离开关控制柜（BusSection）。

5基本要求

5.1一般情况下不进行500千伏刀闸拉合短线和母线操作，如需进行此类操作须请示总工程师并报梯调同意。

5.2严禁用刀闸拉、合运行中的500KV空载线路和空载变压器，必须在断路器断开后方可操作。

5.3需用500KV桥联刀闸（50121刀闸或50122刀闸）对母线进行充电操作时，被充电母线上连接的全部刀闸、接地刀闸、开关必须在拉开位置，以防带线路或其他设备充电。

5.4线路停电后，确认对侧断路器三相在分，拉开线路侧刀闸，送电时与停电顺序相反。

5.5送电操作前，必须拉开接地刀闸或拆除临时接地线。

5.6隔离刀闸和接地刀闸拉合后，一定要现场检查三相的位置指示器都到位，不能仅以中控室及现地汇控柜的信号指示作为确认实际位置的依据。

5.7停用半月以上或检修后投入运行的断路器，在送电前必须做远方跳合闸试验（断路器两侧必须至少有一侧刀闸在拉开位置）。

5.8GIS的各部位气压、操作油压储能、操作电源必须正常后方可操作，一般采用远方跳（合）闸，在操作失灵时，可在GIS室进行手动跳闸操作。

现场手动跳合闸一般只准检修人员和试验人员在检修试验时使用。

5.9电压互感器投入运行前应检查二次开关是否良好，投入或切除时，必须考虑对继电保护和自动装置及仪表的影响。

5.10严禁用隔离刀闸拉故障的配电装置。

5.11CT二次回路严禁开路，PT二次回路严禁短路。

5.12正常运行时GIS断路器的操作方式应选择“远方”位置，联锁退出把手选择“OFF”位置,只有当GIS断路器进行检修调试时才允许选择“现地”位置。

5.13除50011、50016、50021、50026、021、50031、50036、031、50041、50046刀闸的机械闭锁装置正常运行时置“电动”位置外，其它地刀、刀闸的机械闭锁装置正常应置闭锁位置，需要操作时现地解除闭锁，操作完毕加用闭锁。

5.14在操作前，检查GIS现地汇控柜的各小开关均合上，各操作电源、控制电源、信号电源以及断路器、隔离刀闸和接地刀闸位置监视信号正常，无故障信号。

5.15为减少重复停电，配电装置继电保护检验，原则上与电气一次设备的预试、检修同步，即电气一次设备安排预试、检修，保护装置及二次回路同时进行定期检验。

6运行规定

6.1500KV配电装置正常运行方式为I、II母分段运行。

6.2不允许采用母联刀闸合且水渔I回、水渔II回线同时运行的运行方式。

7运行操作

7.1500KV线路停电检修操作

7.1.1经上级调度许可。

7.1.2检查线路负荷已转移。

7.1.3将检修线路对应的机组停机备用。

7.1.4检查检修线路对应的机组断路器三相在分开位置。

7.1.5确认检修线路对侧断路器三相在分开位置。

7.1.6拉开线路刀闸。

7.1.7断开检修线路对应机组断路器操作电源开关，退出断路器保护。

7.1.8退出检修线路及对应母线保护。

7.1.9根据工作票要求或调度命令做好安全措施，允许线路检修开工。

7.1.10线路侧地刀必须单独经调度同意方可操作。

7.2线路检修后送电操作

7.2.1注销第一、第二种工作票，须与检修、维护负责人确认检修、维护工作已结束，具备投运条件。

7.2.2向调度汇报设备检修维护完工。

7.2.3经调度允许拆除检修所有安全措施，拆除后要检查接地刀闸三相位置指示均在分。

7.2.4投入GIS隔离开关操作电源。

7.2.5检查GIS各部的气压应正常，无告警信号。

7.2.6检查PT二次小开关均合上。

7.2.7检查各保护的投入应正确，保护装置及跳闸继电器已复归，并拧紧压板。

7.2.8推上线路刀闸，联系调度由对侧向我侧线路送电。

7.2.9线路送电后检查房顶配电设备运行正常。

7.2.10根据调度命令，是否投入重合闸和切机。

8监视、巡检与定期工作

8.1配电装置每天至少巡检一次，并记录检查情况。

8.2过负荷运行及设备有缺陷时，应增加巡检次数。

8.3厂房顶的屋外配电设备，应定期进行全面检查。

8.4GIS检查项目：

1）应注意各气隔的气压变化情况，发现各气隔单元气压不正常时，应联系维护人员及时处理。

2）当SF6气体压力降低发一级低压报警时，应加强巡视，并通知检修维护人员及时补气，断路器气隔发二级低压报警时，禁止操作断路器（断开断路器跳/合闸电源）。

3）检查GIS本体、现地汇控柜是否清洁，油压弹簧储能是否正常。

4）检查现地汇控柜盘面各信号指示正确，试灯正常，把手位置正确。

5）检查各汇控柜内小开关（电源开关及PT小开关）在合，继电器、引线、接地线无松脱烧损。

6）检查GIS室交直流电源盘内各开关合上正常，电源指示正常。

7）检查断路器、隔离刀闸与接地刀闸的位置指示器是否在正确位置，并与实际运行状况相符。

8）检查金属外壳温度是否正常，有无过热现象。

9）运行的配电设备有无异常声响、震动等，操作机构及控制回路是否良好。

10）检查各断路器、隔离刀闸及接地刀闸传动机构、各部件等有无裂痕变形、锈蚀和松脱等现象。

11）检查GIS通风系统应正常。

12）安全用具、安全设施、灭火设备应齐全。

8.5厂房顶室外配电装置除常规检查项目外，随季节、天气变化应增加下列检查项目：

1）雪天检查接头处是否有水蒸发及结冰现象。

2）大风天检查架空线有无过大摆动和挂落物。

3）降雨降雾天检查各处有无异常放电声，接头处有无蒸汽。

8.6避雷器运行检查项目:

1）引线及接地是否良好，瓷套应无破损、裂纹和闪络放电现象。

2）是否有放电声响、震动现象。

3）避雷器是否有倾斜、紧固件松动现象。

4）放电次数记录指示器是否完好，指示数据是否正确。

5）雷雨和事故后，对避雷器检查放电动作次数并做好记录。

8.7耦合电容式电压互感器运行检查项目:

1）二次侧连接导线接触良好，二次小开关完好，投入正确。

2）瓷套是否清洁，有无裂损及放电现象。

3）有无异常声响及震动现象。

8.8PT、CT的检查项目:

1）PT二次回路无短路，CT二次回路无开路现象。

2）有无放电声响，振动现象。

8.920KV离相封闭母线（IPB）检查项目:

1）检查离相封闭母线的接地和离相短接线，是否接触良好和有无过热现象。

2）检查母线的温度和外壳温度是否超过允许值。

3）母线内是否有放电声响。

4）离相封闭母线外壳是否清洁，有无杂物。

5）离相封闭母线是否有松动、振动、异音等。

8.1020KV电压设备注意事项:

1）离相封闭母线在检修或长时间停运期间应投入其微正压系统。

2）离相封闭母线停运30天之后，由检修人员用兆欧表测量其绝缘情况。

3）当所测的绝缘较低时，需要进行分析或处理，方可投入运行。

4）2#、3#发电机出口隔离刀闸只能在发电机、母线、变压器侧不带电时才允许操作。

9故障与事故处理

9.1中控室发GIS气体状态1报警信号。

9.1.1加强GIS室通风。

9.1.2判明漏气间隔位置，若无明显漏气现象，通知有关检修维护人员补气，并加强巡回检查。

9.1.3若检查发现有明显漏气现象，应立即报告值班长，将设备退出运行，通知检修维护人员处理。

9.2中控室发GIS气体状态2报警信号。

9.2.1加强GIS室通风。

9.2.2带防毒面具进入GIS室检查。

9.2.3若发现GIS室气体大量泄漏，应立即对GIS室设置警示标志，防止无关人员误入现场。

9.2.4若断路器在运行中，首先检查断路器是否跳开，若断路器没有跳开，严禁操作开关（断开断路器跳闸电源开关），对500KV断路器可先减机组负荷，联系跳对侧断路器。

9.3断路器拒绝合闸。

9.3.1检查合闸电源是否正常。

9.3.2检查合闸回路及有关继电器是否断线。

9.3.3检查同期回路的PT二次小开关是否正常。

9.3.4检查SF6气体压力状态是否正常。

9.3.5检查操作机构有无异常，弹簧储能是否正常。

9.3.6检查相关操作把手位置是否正常。

9.3.7检查相关电气闭锁是否正常。

9.3.8如果开关一相或二相拒绝合闸造成非全相运行，则迅速跳开该断路器。

9.3.9运行人员无法排除的故障，通知维护人员处理。

9.4断路器拒绝跳闸。

9.4.1检查跳闸电源是否正常。

9.4.2检查跳闸回路是否断线。

9.4.3检查操作机构有无异常。

9.4.4检查SF6气体压力状态及弹簧储能是否正常。

9.4.5检查三相跳闸回路是否发生故障，若然，可先减机组负荷，1#（4#）机组运行则联系跳对侧断路器；2#（3#）机组运行仅解列，跳主变高压侧断路器。

9.4.6如果断路器二相拒绝跳闸，造成两相运行时，可立即现场手动合闸一次，合闸不成功则先减机组负荷，1#（4#）机组运行则联系跳对侧断路器；2#（3#）机组运行则跳主变高压侧断路器，同时考虑厂用电的运行方式。

9.4.7如果断路器一相拒绝跳闸，造成单相运行时，应立即将开关断开，无法断开时先减机组负荷，1#（4#）机组运行则联系跳对侧断路器；2#（3#）机组运行则跳主变高压侧断路器，同时考虑厂用电的运行方式。

9.4.8通知维护人员处理。

9.5CT二次开路。

9.5.1现象：

9.5.1.1有关电流表指示为零，有功、无功负荷指示下降。

9.5.1.2励磁CT二次断线，发电机电压略有下降,无功负荷指示降低。

9.5.1.3保护CT二次断线，差动保护或负序电流保护发信号或跳闸。

9.5.1.4CT发热并发出不正常声音。

9.5.1.5接线端子可能出现放电现象。

9.5.2处理：

9.5.2.1设法降低CT一次电流。

9.5.2.2通知维护人员处理。

9.5.2.3为避免烧坏CT，对主回路上的CT断线，应立即申请停电处理。

9.6PT二次断线。

9.6.1现象：

9.6.1.1电压回路监视发出告警信号。

9.6.1.2电压指示三相不平衡。

9.6.1.3有功、无功负荷表计指示降低。

9.6.1.4周波表指示不正常。

9.6.1.5电度表较正常转的慢一些或停转。

9.6.2处理：

9.6.2.1查明哪组电压互感器二次开关跳闸。

9.6.2.2PT无明显故障，可合上二次开关，合上后再次跳开应查明原因。

10主要参数及运行限额

10.1断路器技术参数

类型

500KVSF6断路器

20KV断路器

备注

额定电压（KV）

550

额定电流（A）

4000

16000

额定短路开断电流（KA）

100

额定短时关合电流（峰值KA）

171

固有合闸时间（MS）

≤62

≤46±4

固有分闸时间（MS）

≤20

≤39±4

操作机构

液压弹簧

液压电动

操作电压DC（V）

220

SF6气体额定压力（20℃）

0.58MPa

750KPa

10.2GIS隔离开关技术参数

额定短时耐受电流

额定峰值耐受电流

操作机构

额定短路持续时间

63KA

171KA

电动操作

10.3500KV电压互感器技术参数

型式

额定电压（KV）

容量KA/等级

备注

ELKP13

550/

200VA

10.4GIS开关站通用技术参数

类型

500KV

备注

额定电压（KV）

550

额定电流（A）

4000

额定动稳定耐受电流（峰值）KA

171

3秒热稳定耐受电流有效值（KA）

额定短路开断电流有效值（KA）

额定雷电冲击耐受电压（KV）

1550

额定操作冲击耐受电压（KV）

1250

1Min工频耐受电压（KV）

740

10.5液压操动机构的工作压力

最高压力

570bar

正常压力

531+25bar

最低压力

421+25bar

报警压力

514+25bar

闭锁压力（合/分）

457+25bar

10.620KV封闭母线的主要技术参数

项目

主回路

分支回路

额定电压（KV）

额定电流（KA）

短时耐受电流及时间（KA/S）

105/2

190/2

峰值耐受电流（峰值）（KA）

285

510

1Min工频耐受电压（KV）

冲击耐受电压（KV）

150

母线导体允许温度（℃）

≤85

相间中心距离（mm）

1500

冷却方式

自冷

外壳链接方式

全链式

10.7GIS隔室SF6气压值（20℃）

项目

500KV断路器

其他隔室

备注

20℃额定压力（Kpa）

680

460

报警压力（Kpa）

620

410

闭锁压力（Kpa）

600

390

10.8GIS各控制柜内小开关分布及作用

柜内小开关名称

Maintrafo1#-4#

BusSection

OHL1#-2#

F91

柜体加热、照明及插座交流电源

QA1.F91

断路器储能油泵电机交流电源

F11

控制直流电源

F12

报警装置直流电源

QA1.F11

断路器合闸及跳闸Ⅰ直流电源

Q.F11

隔离刀闸及接地刀闸直流电机控制电源

QA1.F21

断路器跳闸Ⅱ直流电源

10.9报警装置显示的告警信号

告警信息

告警信息描述

备注

ANNUNCIATOR-READY

告警装置运行正常

PROTECTION-DISTURB

保护装置误动作

PROTECTION-TRIP

保护装置跳闸

TCS-FAILED

断路器跳、合闸回路故障

CB-SF6-BLOCKED

断路器SF6气体闭锁

CB-SPRING-BLOCKED

断路器储能闭锁

CB-PUMP-SUPERVISION

断路器储能油泵电机监视

CB-POLE-DISCREPANCY

断路器三相不一致

SF6-GAS-STAGE1

SF6气体状态1告警

SF6-GAS-STAGE2

SF6气体状态2告警

DRIVE-SUPERVISION

装置驱动时间监视

CRANK-HANDLE

摇把曲柄插入监视

AC-MCB-PRIPPED

MCB交流电源故障

DC-MCB-PRIPPED

MCB直流电源故障

SPARE

备用

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