配电装置运行规程

配电装置运行规程
1 主题内容和适应范围
1.1本规程规定了水电站220KV、GIS、13.8KV系统的运行方式及操作、事故处理；
1.2本规程适用于水电站220KV、GIS及13.8KV系统的运行维护、倒闸操作、故障及事故处理；
1.3灯泡贯流水电站运行人员应全面熟悉和掌握本规程，维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。

2 引用标准
2.1电力部《电力工业技术管理法规》—1982
2.2水利电力部《动力系统调度管理法规》—1980
2.3能源部《电业安全工作规程》—1991
2.4《高压断路器运行规程》
3 主要技术规范
3.1 GIS技术参数
3.1.1 SF6气体额定压力
3.1.2 SF6 气体压力额定值(20℃为基准)特性参数
3.1.3 GIS 通用额定参数
3.1.4 最高 SF6 气体使用压力特性参数
3.1.5 断路器特性参数
3.1.6 隔离开关和接地开关特性参数
3.1.7 母线额定参数
3.1.8 断路器额定参数
3.1.9 控制及操作装置额定参数
3.1.10 隔离开关额定参数
3.1.11 接地开关额定参数
3.1.12 设备用及母线用接地开关额定参数
3.1.13 保护用电流互感器额定参数
3.1.14 测量用电流互感器额定参数
3.1.15 主母线侧单相电压互感器额定参数
3.1.16 套管额定参数额定参数
3.2 GIS巡视检查项目和定期检查项目
巡视检查每天进行定期检查每6年进行
气体断路器型号 : 300SR - K1 (252kV 50kA用) 3.2.1 巡视检查
3.2.2 定期检查
隔离开关型式 : 300DSM和接地开关型式 : 300EAP, 300EYP (252kV 50kA用)
3.2.3 隔离开关和接地开关的检查程序和检查事项
气体绝缘电压互感器 (GAS VT) (252kV 50kA用)
3.2.4 检查项目
3.2.5 定期检查
3.2.6 ＧＩＳ检查项目及判断(252kV 50kA用) 检查 A: 时时检查 B: 常规检查C: 分解检查
3.2.7 GIS异常现象的对策
4 运行规定
4．1 配电装置一般规定
4．1.1 10kV以上配电设备的绝缘电阻应用2500V摇表测定，设备绝缘值应不低于1kV/1MΩ，电压互感器和电流互感器二次侧用1000V 摇表测定，其阻值不得低于1MΩ，380V电压
互感器用500V摇表测定，其阻值不得低于0.5MΩ。

高压电缆测绝缘前后必须进行放电。

4.1.2 隔离刀闸新投入或检修后，运行和检修人员应共同做隔离刀闸电动、手动分合试验，并确定隔离刀闸与相应接地刀闸闭锁良好，动作试验应不少与3次。

隔离刀闸和接地刀闸操作机构分合闸位置正确，动作过程平稳无卡涩，限位开关准确可靠。

4.1.3 断路器投入运行前，必须进行电动及保护动作分、合闸试验，拒绝分、合闸的断路器在未修复正常前，严禁投入运行。

4.1.4 10kV以上真空开关在确定受到最大短路电流动作后，应进行必要的试验、检查合格并经专业技术人员交代允许投运后，方可投入运行。

4.1.5 高压配电装置的巡回检查应由两人共同巡检，单人巡回检查高压配电装置必须由公司批准人员进行，不得进行其他工作，不得移开或越过遮拦；
4.1.6 巡视进出高压配电装置室必须随手将高压配电装置室门关好；
4.1.7 高压配电装置室的钥匙可以借给经批准的巡视高压设备人员和经批准的检修、施工队伍的工作负责人使用，但应登记签名，巡视或当日工作结束后必须交还；
4.1.8 配电装置的同一电气连接部分各回路相序排列保持
一致，并有黄、绿、红色的明显标志，以分别代表A 、B、C 三相；
4.1.9 配电装置停电检修时，必须遵守《电业安全工作规程》，可靠隔离电源，并验明无电压，装设接地线或合上接地刀闸；
4.1.10 配电装置检修后，试验数据合格、工作状况正常、检修记录交代完整后方可投入运行；
4.1.11 所有配电装置在检修后，投入运行前工作票应全部收回，检修时所做的安全措施拆除，检查各部无异常；
4.1.12 所有配电装置外壳均应可靠接地；
4.1.13 在厂内各动力盘装接临时电源应经电厂总工程师批准，且送电前应检查临时电路绝缘电阻合格、临时电路图纸符合与现场接线要求、用户记录交代完整、单相负荷电流不得使电源三相不平衡电流超过15％；
4.２GIS的检查
每天至少１次，检查时应核实SF6气体检测装置无异常报警，GIS室内SF6气体含量未超标。

对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，做好记录，如有异常情况应按规定上报并处理，内容主要有：
4.２.1 断路器，隔离开关，接地开关及快速接地开关位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。

4.２.２检查断路器和隔离开关的动作指示是否正常，记
录其累积动作次数。

控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切
4.２.３各种指示灯，信号灯和带电监测装置指示是否正常，控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切除。

4.２.４各种压力表和油位计指示值是否正常
4.２.５避雷器动作计数器指示值是否正常，在线检测泄漏电流指示值是否正常。

4.２.６裸露在外接线端子有无过热情况，汇控柜内有无异常现象。

4.２.７可见的绝缘件有无老化，剥落，有无裂
4.２.８有无常声音，异味。

4.２.９设备操动机构和挖制箱等防护门，盖是否关严
4.２.１０外壳，支架等有无锈蚀，损坏，瓷套有无开裂，破损或污秽，外壳漆膜是否有局部颜色加深或烂焦，起皮现象。

4.２.１１各类管道及阀门有无损伤，锈蚀，阀门开闭位置是否正确，管道绝缘法兰与绝缘支架是否良好。

4.２.１２设备有无漏气，漏油
4.２.１３接地端子有元发热现象，接触应完好，金属外壳温度是否超过规定值。

4.２.１４压力释放装置有无异常，释放出口有无障碍物。

4.２.１５ＧＩＳ室内的照明通风和防火系统及各种监测装置是否正常完好。

4.２.１６所有设备是否清洁标志清晰完善。

4.3 SF6 气体管理
4.3.1 SF6 气体的漏气率为年0.3% 以下。

4.3.2 断路器为了考虑检验，其不同设备的气体划分应与母线独立。

4.3.3 各气室安装以下设备：
1) 气体停止阀
2) 气体密度继电器(与气体压力表一体)
3）吸附剂
4.3.４各气室具有显示漏气的气体密度继电器，可监测1次，2次的双重检漏。

4.3.５断路器以外部分的最低运行保证SF6气体压力为0.45Mpa。

4.4 断路器操作机构动作时必须遵守以下的操作程序：
4.4.1 由于断路器内部油缸容积为2.8L，因此连续动作4回O-C时内部油压会上升，有可能会破坏铸造油缸，因此连续动作次数必须控制在3次以内。

4.4.2 动作3次后，最少保持1分钟后再动作。

4.5 充油按钮的使用方法
4.5.1 断路器分闸状态下充液压时，应推动充油按钮并按切换阀门后进行操作。

4.5.2 断路器合闸状态下充液压时，应把充油按钮挂在切换阀门向外拉后进行操作。

4.5.3 泵电动机的电源关闭的状态下，完成充入按钮的操作后，开电动机电源。

（启动电动机，其断路器慢速动作）
4.6 ＧＩＳ运行时的安全技术措施
4.6.1 GIs室必须装强力通风装置，排风口应设置在室内低部，运行人员经常出入G2S室，每班至少通风1次，对工作人员不经常出入室内场所，应定期检查通风设施。

4.6.2 工作人员进入GLs室內电缆沟或应测含氧量或sF乞体浓度，确认安全后方可进入，不准一人进入从事检修工作。

4.6.3 防止接触电势危害，在正常操作时，工作人员应尽量避免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。

4.6.4 气体采样操作又处理一般渗漏时，要在通风条件下进行，当G1s发生故障造成大量sF乞体外逸时应立叩撤离现场，并开启室内通风设备。

4.6.5 ＧＩＳ解体检查时，应将ＳＦ６气体回收加以净化处理，严禁排放到大气中。

4.6.6 宜在晴朗干燥天气进行充气，并严格按照有关规程和检修工艺要求进行操作，充气的管子应采用不易吸附水分管材，管子内部应干燥，无油无灰尘。

4.6.7 在环境湿度超标而必须充气时，确保充气回路干燥，清洁。

4.6.8 GIS一般采用远方操作，特殊情况下现地操作时应做好防护措施，投入通风设备。

4.7 ＧＩＳ发生故障有气体外逸时安全技术措施
4.7.1 室内发生故障有气体外逸时，全体人员迅速撤离现场，并立即投入全部通风设备
4.7.2 在发生事故后15min之內，只准抢救人员进入室內，发生4h内，任何人进入室内必须穿防护服，戴手套，防毒面具，事故后清扫G1s安装室或敌障气室
4.7.3 GIS密度继电器，空气含氧量或sF６乞体浓度检测报警装置及GIS内部放电故障诊断和室内防火报警装置校验周期和项目按各子规定执行
4.8 SF6断路器在运行中故障跳闸后应进行的检查
4.8.1 是否有漏气或其他异常现象
4.8.2 瓷质部分有无裂纹、破损，有无放电痕迹，引线有无放电烧损现象；
4.8.3 断路器本体机构是否良好，位置是否正确；
4.8.4 保护及自动装置是否有拒动、误动现象。

4.9 SF6气体压力降低发闭锁信号
4.9.1 退出重合闸装置，拉开断路器操作电源开关、合闸电源，悬挂“禁止操作”标示牌；
4.9.2 汇报调度，转移负荷，用相邻断路器将故障断路器退出运行；
4.9.3 通知检修人员处理。

4.10 SF6气体压力降低报警
4.10.1 检查SF6气体密度表；
4.10.2 通知维护人员，用检漏仪检漏，确定漏气部位；4.10.3 找出漏气原因，并采取防漏措施；
4.10.4 做好安全措施，通知维护人员检查处理。

4.11 SF6断路器在运行中出现以下情况应立即停止运行；
4.11.1 切除故障后大量漏气、着火；
4.11.2 拒绝执行分闸，大量漏气，分、合闸线圈烧毁，冒烟故障及六氟化硫闭锁；
4.11.3 支持绝缘断裂，绝缘表面严重放电；
4.11.4 断路器内部有强烈的放电声；
4.11.5 接头或连接板严重过热；
4.11.6 断路器操作油压低于28MP时,禁止进行分闸操作；断路器操作油压低于29.5MP时，禁止进行合闸操作；
4.11.7 断路器操作油压低于32MP时，应退出断路器重合
闸装置，禁止重合闸操作。

4.12 ＧＩＳ断路器就地/操作
4.12.１检查气体压力正常
4.12.２开关显示器指示灯正常，开关显示器分合指示正常
4.12.３检查合闸，操作电源正常
4.12.４检查泵电动机交流电源正常
4.12.５控制操作装置额定操作压力正常
4.12.６将现场控制柜断路器转换开关就地/远方放就地
4.12.７将断路器转换开关按要求分，合闸
4.13 ＧＩＳ隔离开关就地电动操作
4.13.１检查气体压力正常
4.13.２隔离开关显示器指示灯正常，隔离开关分合显示器正常
4.13.３检查合闸，操作电源正常
4.13.４检查电动机交流电源正常
4.13.５将现场控制柜隔离转换开关就地/远方放就地
4.13.６将隔离转换开关按要求分，合闸
4.14 ＧＩＳ隔离开关手动操作
4.14.１在现地打开隔离开关主窗门，在手动操作轴中插
入的手动把手
4.14.２并向合闸或分闸操作方向旋转六圈，分闸和合闸的显示更换并操作完成
4.14.３必须要满足联锁条件才能插入手动把手
4.15 ＧＩＳ接地开关就地电动操作
4.1
5.１检查气体压力正常
4.1
5.２接地开关显示器指示灯正常，接地开关分合显示器正常
4.1
5.３检查合闸，操作电源正常
4.1
5.４检查弹簧储能电动机交流电源正常
4.1
5.５将现场控制柜接地转换开关就地/远方放就地
4.1
5.６将隔离转换开关按要求分，合闸
4.16 GIS接地开关手动操作
4.16.１打开把手插入口的盖子，手抓快门向箭头的方向按下，显示手动操作轴。

4.16.２在手动操作轴上插入手动把手
4.16.３手动把手旋转60圈左右压缩驱动弹簧
4.17 GIS联锁条件
4.17.1 峡众Ｉ线联锁条件
36
37
4.17.2 1号主变高压侧出线联锁条件
38
39
5 配电装置其它技术参数5.1 真空断路器
5.1.1 3AF-18/T4000-63
5.1.2 XGN2-15
5.1.3 KYN28A-12(GZS1)
5.1.3.1 13.8kv开关柜技术参数
5.1.3.2 ZN63A -12 真空断路器主要规格及技术参数
5.1.3.3 ZN65A-12 (EP)固封式真空断路器主要规格及技术参数
5.2 电流互感器主要技术参数
5.3 JDZ18 型电压互感器技术参数
5.4 JDZX18 型电压互感器技术
６配电装置运行规定
6.0 断路器检查项目
6.0.1 运行中的断路器操作电源投入正常、储能电源投入正常、已储能状态
6.0.2 各断路器分、合闸位置机械指示、信号灯指示、计算机监控对应正确、良好，且与实际运行工况相符
6.0.3 瓷瓶外部清洁、良好，无杂物、破裂、歪斜现象，无闪络、放电、过热、烧伤痕迹；
6.0.4 各引线连接部位接触良好，无过热、振动、异音、异味现象；
6.0.5 现地控制箱内各元件位置指示正确，“就地/远方”转换开关位置正确
6.0.6 设备操作机构箱关闭紧闭，操作机构箱内有无受潮、生锈、脏污，各控制电源开关位置正确；
6.0.7 设备操作机构及传动部件完好，操作机构无异味且电源正确
6.0.8 断路器底座基础良好、接地状况良好
6.1 隔离开关、接地开关检查项目
6.1.1 各隔离开关、接地开关位置正确，分、合闸位置机械指示、信号灯指示、计算机监控对应正确、良好，且与实际运行工况相符
6.1.2 运行中各隔离开关触头、接头接触良好，无严重发热现象；
6.1.3 各隔离开关支持瓷瓶外部清洁、良好，无破裂、歪斜现象，无闪络、放电痕迹及电晕、烧伤现象；
6.1.4 各配电设备声音是否正常，有无放电及异常振动，有无绝缘烧损味；
6.1.5 瓷质设备外部清洁、良好，支持瓷瓶有无破裂、歪斜现象，无闪络、放电、过热、烧伤痕迹；
6.1.6 现地控制箱内各元件位置指示正确，“就地/远方”转换开关位置正确
6.1.7 设备操作机构箱关闭紧闭，操作机构箱内有无受潮、生锈、脏污，各控制电源开关位置正确；
6.1.8 设备操作机构及传动部件完好，操作机构无异味且。