GIS设备运行规程共13页文档.docx
《GIS设备运行规程共13页文档.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GIS设备运行规程共13页文档.docx（19页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
GIS设备运行规程共13页文档
前言
为了贯彻“安全第一，预防为主”的方针，切实执行“两票三制”制度，防止误操作和其他不安全情况发生，确保110KVGIS系统安全可靠送电以及保证对该系统的安全运行和对该设备安全、正确的操作和维护，根据国家及电力行业有关标准规定和厂颁《企业标准编制规则》中的有关规定，特制定本规程。
本规程主要起草人：
本规程主要审核人：
本规程主要审定人：
本规程批准人：
110KVGIS设备运行规程
1范围
本规程规定了GIS概述以及简要说明、SF6气体的主要参数和GIS组合电器设备参数、GIS设备主要部件性能参数以及开关的液压操作机构压力参数、GIS开关站现场就地控制柜说明、GIS开关和刀闸操作联锁关系、运行中的GIS开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸的联锁要求、GIS室内通风系统运行要求、GIS设备的巡视检查周期及项目、GIS设备正常运行操作、GIS设备的异常故障事故处理标准等内容。
本规程适用于氧化铝热发电厂。
2规范性文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励研究使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
GB/T8905—1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
DL/T639—1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则
DL408-1991电业安全工作规程（发电厂变电站电气部份）
3定义和术语
下列定义和术语适用于本规程。
3.1开关
空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。
3.2刀闸
各种形式的隔离开关的统称。
3.3接地刀闸
快速接地刀闸、检修接地刀闸的统称。
3.4运行状态
指设备的刀闸及开关都在合闸的位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。
3.5热备用状态
指开关在分闸位置，而其两侧刀闸仍在合闸位置。
此状态下如无特殊要求，设备保护均应在运行状态。
3.6冷备用状态
指开关、其两侧刀闸和相关接地刀闸处于分闸位置。
3.7检修状态
指开关、刀闸均在分闸位置，合上接地刀闸时（并挂好工作牌时），即作为“检修状态”。
4110KVGIS概述以及简要说明
4.1概述
SF6气体绝缘全封闭式组合电气设备，即将开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸、母线、互感器、合闸电阻等，以单相方式全封闭在一个可靠接地的、具有良好导电性能的轻的铝制金属外壳内，并充入一定压力的SF6气体作为导电体对地的主绝缘，简称“GIS”设备。
4.2GIS（GIS==GasInsulatedSwitchgear）设备简要说明
4.2.1本厂GIS设备所有部件都采用模件式结构设计，根据主接线形式及绝缘性能和运行维护要求，分设若干个独立的气室，并在各个气室中均配置气体密度监视器，故运行人员除熟悉主接线情况外，还必须熟悉各气室配置情况和现场位置。
4.2.2GIS设备是全封闭的，所有带电部分均在金属外壳内，其绝缘性能不受外界环境的影响，故运行中应尽可能避免为了检查目的而分解设备，或尽量使这种分解减少到最低限度，以保证不会由于水份、灰尘等影响而损害GIS设备的工作部件或运行性能。
因此，对GIS运行的维护工作（除操作机构外）主要是对SF6气体的管理，它是确保GIS设备安全运行的关键。
5SF6气体的主要参数和110KVGIS组合电器设备参数
5.1高纯度氮的质量标准
项目
单位
指标
纯度
%（V/V）
99、9993
氧含量
10-6（体积分数）
≤2.0
氢含量
10-6（体积分数）
≤1.0
CO、CO2、CH2含量
10-6（体积分数）
≤2.0
水分
10-6（体积分数）
≤2.6
5.2SF6气体的质量标准
项目
单位
指标
六氟化硫
%（m/m）
≥99、8
空气
%（m/m）
≤0.05
四氟化碳
%（m/m）
≤0.05
水分
10-6（m/m）
≤8
酸度（以HF计）
10-6（m/m）
≤0.3
可水解氟化物（以HF计）
10-6（m/m）
≤1
矿物油
10-6（m/m）
≤10
毒性
无毒
5.3GIS通用部分的技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
额定电压
kV
126
2
额定电流
A
2000
3
额定功率
Hz
50
4
额定峰值耐受电流
kA
80/100
5
额定短时耐受电流（3s）
kA
31.5/40
6
局部放电
pC
35
7
1min工频耐受电压
kV
相对地
断口间
相间
230
275
275
8
1.2/50μs额定雷电冲击耐受电压
kV
550
650
550
9
额定SF6气体压力（表压20℃）
MPa
断路器气室
其它气室
0.6
0.4
10
最低功能压力（表压20℃）↓
0.5±0.015
0.33±0.015
11
补气压力（表压20℃）↓
0.52±0.015
0.35±0.015
12
SF6气体年漏气率
<0.5%
13
SF6气体水分含量
ppm
断路器气室
其余气室
出厂前≤150
出厂前≤250
运行中≤300
运行中≤500
注：
↓表示在压力下降时测量
5.4SF6气体压力及密度继电器整定值
名称
数值
备注
断路器气室
其它气室
额定压力PN
0.6
0.4
补气压力P1
0.52±0.015
0.35±0.015
↓
最低功能压力P2
0.5±0.015
0.33±0.015
↓
P1-P2
0.018-0.022
注：
↓表示在压力下降时测量
5.5GIS断路器技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
额定电压
kV
126
2
额定电流
A
2000
3
额定功率
Hz
50
4
额定短路开断电流
kA
31.5/40
5
额定失步开断电流
kA
7.9
6
近区故障开断电流
kA
23.7/28.4、30/36
7
额定线路充电开断电流（有效值）
A
31.5
8
额定短路电流允许连续开断次数
16
9
额定短路持续时间
s
3
10
额定短时耐受电流
kA
31.5/40
11
额定峰值耐受电流
kA
80/100
12
额定短路关合电流
kA
80/100
13
1min工频耐压
相对地
kV
230
断口间、相间
kV
275
14
雷电冲击耐压
相对地
kV
550
断口间、相间
kV
550
15
SF6气体年漏气率
<0.5%
16
SF6气体水分含量10-6（体积分数）
kV
≤150
17
机械耐久性
次
3000
18
SF6气体额定压力（表压20℃）
0.6MPa
5.5GIS隔离开关技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
额定电压
kV
126
2
额定电流
A
2000
3
额定功率
Hz
50
4
额定短路开断电流
kA
31.5/40
5
额定峰值耐受电流
kA
80/100
6
额定短路持续时间
s
3
7
1min工频耐压
相对地
kV
230
断口间、相间
kV
275
8
雷电冲击耐压
相对地
kV
550
断口间、相间
kV
650
9
开合母线转移电流
1600A（10V）
10
SF6气体额定压力（表压20℃）
MPa
0.4
11
每极回路电阻
μΩ
<70
12
机械耐久性
次
3000
5.6GIS接地开关技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
额定电压
kV
126
2
额定电流
A
2000
3
额定功率
Hz
50
4
额定短路开断电流
kA
31.5/40
5
额定峰值耐受电流
kA
80/100
6
额定短路持续时间
s
3
7
1min工频耐压
kV
230
8
1.2/50μs额定雷电冲击耐受电压
kV
550
9
开合额定静电感应电流
A
5（6kV）
10
开合额定电磁感应电流
A
100（6kV）
11
额定峰值关合电流（峰值）
kA
80
12
SF6气体额定压力（表压20℃）
MPa
0.4
13
每极回路电阻
μΩ
≤80
14
机械耐久性
次
3000
5.7GIS母线筒组件技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
额定电压
kV
126
2
额定电流
A
2000
3
额定功率
Hz
50
4
额定短路开断电流
kA
31.5/40
5
额定峰值耐受电流
kA
80/100
6
额定短路持续时间
s
3
7
1min工频耐压
相对地
kV
230
相间
kV
275
8
1.2/50μs额定雷电冲击耐受电压
相对地
kV
550
相间
kV
550
9
SF6气体年漏气率
<0.5%
10
SF6气体水分含量10-6（体积分数）
ppm
≤250
11
主回路电阻
μΩ
≤50（20℃/节）
12
SF6额定压力
MPa
0.4
5.7GIS氧化锌避雷器技术参数
序号
项目
单位
参数值
1
避雷器额定电压（有效值）
kV
100
2
标称放电电流（8/20μs）峰值
kA
10
3
1/5μs陡波冲击电流残压（峰值）
kV
≤291
4
避雷器持续运行电压（峰值）
kV
78
5
8/20μs雷电冲击电流残压（峰值）
kV
≤260
6
30/60μs操作冲击电流残压（峰值）
kV
≤221
7
直流1mA参考电压
kV
≥145
8
2ms方波电流冲击18次
A
600
9
4/10μs大电流冲击2次
kA
65
10
内绝缘额定耐受电压（0，33MPa）
额定雷电冲击耐受电压（峰值）
kV
550
额定工频1min耐受电压（有效值）
230
（对地）
275
（对地）
11
SF6气体水分含量[10-6（体积分数）]
≤250
12
SF6气体额定压力（表压20℃）
MPa
0.4
6GIS断路投入运行前的检查和试验项目
6.1测量断路器内SF6气体水分含量应不大于150ppm（V/V）
6.2重新检查安装时的各种螺钉、螺栓、螺母是否紧固，各销轴、档圈、开口销是否安装正确，各气室是否达到额定压力值，检查各信号指示、闭锁装置及加热驱潮装置是否正常，电气线路是否有松动脱落现象。
6.3断路器的操作试验
6.3.1在额定SF6气压和额定操作电压下，对断路器进行单分、单合各5次，分-0.3s-合分2次，并测量各项参数，应符合表1规定。
表1：
序号
项目
单位
数值
1
断路器SF6气体额定压力20℃
MPa
0.6
2
分闸时间
ms
28±4
3
合闸时间
ms
80±20
4
分闸速度
M/s
5+0.5-0.2
5
合闸速度
M/s
2.5±0.5
6
额定操作顺序
分-0.3-合分-180s-合分
7
三极分闸同期性
ms
≤3
8
三极合闸同期性
ms
≤5
9
分-合时间
s
出厂时≤0.3，运行时>0.3
10
合-分时间
ms
出厂时<60，运行时>60
11
分合闸线圈
V
DC220/110
12
储能电机
V
AC/DC220
6.3.3在额定电压下测量弹簧机构储能时间应小于15s.
7运行中的GIS开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸的联锁要求
7.1所有开关、隔离刀闸、接地刀闸均设有互相联锁的系统，以防止误操作。
运行人员应熟悉并掌握其联锁关系（参GIS联锁内容）。
7.2所有刀闸操作均设置有机电操作锁，即通过机械作用断开电动操作回路。
7.3正常运行中，所有现场就地控制柜上的控制方式选择开关应置于“远方（REMOTE）”位置，联锁方式选择开关应置于“联锁（INTERLOCK）”位置。
若不对应，则不能进行正常操作，设备即失去联锁作用。
8GIS设备的巡视检查周期及项目
8.1GIS设备的巡视检查周期及注意事项
8.1.1GIS设备为免维护设备，但应至少每两天一次，如遇恶劣天气（大雷雨、酷热等）或对设备有怀疑时，应进行机动性巡视检查。
8.1.2在巡视检查中，若遇到GIS设备操作，则应停止巡视并离开设备一定距离，操作完成后，再继续巡视检查。
8.1.3在巡检中要对现场参数进行认真分析，并做好记录。
8.2巡视检查项目
8.2.1检查GIS室门是否能关好、锁好。
8.2.2检查GIS设备上是否有可疑的噪音，有否异常气味或其它不正常现象。
8.2.3检查开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸等的位置指示器是否与运行方式要求相符合。
8.2.4检查开关操作机构的压力、油位指示是否正常，是否有漏油、漏气现象，储能系统、各加热器是否正常。
8.2.5检查控制柜内的接地线端子是否紧固，是否有烧焦气味。
8.2.6检查GIS设备的支撑架是否松动，各接地点连接是否牢固、金属部件有否锈蚀氧化痕迹。
8.2.7检查现场就地控制柜上的各种信号指示是否正常，控制方式开关是否指示在“远方”位置，联锁方式开关是否指示在“联锁”位置。
8.2.8检查现场就地控制柜内各电源开关是否有发热烧黄现象，各继电器接点是否有抖动现象，各接线端子是否有明显松脱现象。
8.2.9检查现场就地控制柜上开关、避雷器及油泵动作计数器的指示值有否异常变化，并将数值填入运行记录表格内。
8.2.10测量SF6气体水分，检查密度继电器的动作值是否符合表2。
表2：
序号
项目
单位
参数值
1
额定SF6气体压力（表压20℃）
MPa
断路器气室
其它气室
0.6
0.4
2
最低功能压力（表压20℃）↓
0.5±0.015
0.33±0.015
3
补气压力（表压20℃）↓
0.52±0.015
0.35±0.015
4
SF6气体年漏气率
<0.5%
5
SF6气体水分含量
ppm
断路器气室
其余气室
出厂前≤150
出厂前≤250
运行中≤300
运行中≤500
8.2.11检查进出线套管有否损坏，表面是否清洁，有无闪络痕迹。
8.2.12检查出线平台线路电压互感器油位指示是否正常，二次侧开关、保险投入是否完好，二次接线是否有松脱现象，线路避雷器是否歪斜、损坏，避雷器计数器记数是否正常，出线构架是否有杂物。
9GIS设备正常运行操作
9.1GIS设备正常操作注意事项
9.1.1凡110KVGIS设备的所有操作必须经过地调调度的同意，并且在地调调度值班员的命令指令下由操作技能熟练的运行人员操作，操作后值班负责人要及时汇报地调值班员，以便地调值班员下达其他操作指令。
所有的有关指令都必须记录入有关台帐。
9.1.2所有110KV开关的操作，正常情况下必须在中控室内利用计算机进行远方操作，只有在远方控制出现故障或其他原因不能进行远方操作的，应征得分管领导的同意，才能到现场就地控制柜上进行操作。
操作前，应确认无人在GIS设备外壳上工作，如发现有人在GIS现场，则应通知其离开外壳后方可进行操作。
操作完后，应到GIS开关站检查现场设备的位置指示是否正常，检查是否达到“三对应”，即现场控制柜模拟、操作机构和中控室返回屏（计算机监控系统画面）三指示对应，位置指示以操作机构上的指示器为准。
9.1.3GIS的开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸除电动操作外，还有手动操作的功能，一般情况下禁止手动操作，只有在检修、调试时经值长联系厂、生产技术部、分管领导同意方能使用手动操作，操作时必须有有关专业人员在现场进行指导。
9.1.4需在现场就地控制柜上进行操作GIS设备时，首先要看清楚各设备的实际位置，确定要操作某一设备时，在控制柜上将操作方式选择开关打至“就地”，联锁方式选择开关仍在“联锁”位置（特殊情况下经总工或生产副厂长同意后才用“不联锁”方式），然后一手按与要操作的开关的控制电源按钮，同时另一手按该开关的分（合）闸按钮。
操作完后，要把控制方式选择开关打至“远方”，联锁方式选择开关在“联锁”位置。
最后查看设备的位置指示是否正确。
操作前，需认真看清和选择好设备相应编号的各选择开关和分、合闸按钮。
手动操作设备，需专用的钥匙和操作把手进行操作。
9.1.5当GIS设备某一间隔发出“闭锁”或“隔离”信号时，此间隔上任何设备禁止操作，并迅速向地调汇报情况，并汇报发电部、生产技术部、厂部，通知检修人员处理，待处理正常后方可操作。
9.1.6凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用现场就地控制方式操作。
操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的隔离刀闸、开关确已在分闸位置，然后才能操作。
9.2GIS设备的正常操作
9.2.1通过计算机监控系统进行远方开关合闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）
9.2.1.1操作步骤：
详见计算机监控系统运行规程
9.2.1.2检查所操作的开关指示由绿灯转为红灯
9.2.1.3现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为接通状态。
9.2.2通过计算机监控系统进行远方开关分闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）
9.2.2.1操作步骤：
详见计算机监控系统运行规程
9.2.2.2检查所操作的开关指示由红灯转为绿灯
9.2.2.3现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为断开状态。
9.2.3通过现场就地控制柜进行开关（刀闸、接地刀闸）合闸操作
9.2.3.1检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）合闸条件满足
9.2.3.2将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Local”位置
9.2.3.3将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“允许操作”或按下操作电源选控黑色按钮
9.2.3.4按下要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸红色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手扭到合闸位置
9.2.3.5检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸动作声音正常
9.2.3.6松开所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸红色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位
9.2.3.7松开已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上操作电源选控把手放“禁止操作”位置
9.2.3.8将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Remote”位置
9.2.3.9现场检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的本体机构合闸指示9和现场就地控制柜上的指示为接通状态。
9.2.3.10全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置
9.2.4通过现场就地控制柜进行开关（刀闸、接地刀闸）分闸操作
9.2.4.1检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）分闸条件满足
9.2.4.2将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Local”位置
9.2.4.3按下要操作的开关的断开绿色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸位置
9.2.4.4检查所操作的开关分闸动作声音正常
9.2.4.5松开所操作的开关的分闸绿色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位
9.2.4.6松开操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作”位置
9.2.4.7将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Remote”位置
9.2.4.8现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示为“O”和现场就地控制柜上的指示为断开状态。
9.2.4.9全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置
9.2.5在现场就地操作柜上进行开关（刀闸、接地刀闸）解除闭锁分闸（合闸）操作
9.2.5.1经过总工或主管生产厂长同意解除闭锁操作
9.2.5.2将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Local”位置
9.2.5.3将要解除闭锁后进行操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Interlock/Over”钥匙孔内的钥匙放“Over”位置
9.2.5.4按下要操作的开关的断开绿色按钮（合闸红色按钮）或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸（合闸）位置
9.2.5.5检查所操作的开关分闸（合闸）动作声音正常
9.2.5.6松开所操作的开关的分闸绿色按钮（合闸红色按钮）或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手复归回原位
9.2.5.7松开操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作”位置
9.2.5.8将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“Interlock/Over”钥匙孔内的钥匙放“Interlock”并拔出钥匙
9.2.5.9将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“Remote/Local”控制把手放“Remote”位置
9.2.5.10现场检查所操作的开关的本体机构分闸指示为“O”（合闸指示为“”）和现场就地控制柜上的指示为断开（接通）状态
9.2.5.11全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置
9.2.6在设备本体操作机构上进行刀闸（或接地刀闸）分闸（合闸）操作
9.2.6.1经过总工或生产副厂长以及调度同意操作
9.2.6.2会同有关技术指导人员到刀闸（接地刀闸）本体的操作机构处
9.2.6.3开启刀闸（接地刀闸）操作机构上的盖合
9.2.6.4插入解除刀闸（接地刀闸）本体操作闭锁钥匙
9.2.6.5将钥匙旋转一定的角度（“SERVICE”位置），使操作把手的插孔露出，插进操作把手，即可手动摇动手操摇把操作刀闸（接地刀闸）的分闸（合闸）操作
9.2.6.6操作结束，拿出手操摇把，将刀闸（接地刀闸）的机械闭锁钥匙转一角度（“REVISION”位置），关上操作机构处的盒盖。
10GIS设备的异常、故障、事故处理
10.1当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”的信号时，允许保持原运行状态，但应迅速到该间隔的现场控制屏上判明
升级会员 