凤凰谷水电厂运行规程

1、云南南盘江凤凰谷电厂运行规程南盘江凤凰谷电站现场运行规程四川马回电力股份有限公司凤凰谷项目部（ 初 搞 ）二 O O 九 年 三 月前 言凤凰谷水电站位于云南省南盘江中游干流河段上，隶属师宗县境内，位于该县龙庆乡、五龙乡、高良乡三乡交界处。电站引用流量425m3/s，最大坝高65.3m，正常水位下水库总库容5033万m3，调节库容1569万m3，为单一发电工程。水电站有2台水轮发电机组，水轮机为竖轴轴流转桨式，混凝土蜗壳，混凝土肘型尾水管，主轴与发电机轴法兰连接，俯视顺时针旋转；发电机为立轴伞式、三相、密闭自循环空冷；单机容量为50MW，总装机容量为100MW；发电机与主变压器采用单独单元接线

2、，110kV侧采用单母线分段接线GIS设备；电站出线电压等级为110kV，共三回出线。为保证发电设备的安全规范运行，特编制本规程，由于时间仓促，资料缺乏，文中难免有错误和疏漏之处，望各位指正。第一章 电气主系统运行规程一、主题内容与适用范围本规程对凤凰谷电厂的电气主系统的接线方式、运行方式，倒闸操作及事故处理方法等作了具体规定。本规程适用于凤凰谷电厂电气主系统的运行工作使用。二、引用标准水电部电气运行及管理（电力工作规程）电力系统稳定电力部电力工业法规三、总则1 我厂发供电设备由下列各电压等级组成：110kV、10.5kV、0.4kV三个电压等级。3 凤凰谷电站机组、主变设备、110KV开关站

3、设备由文山，曲靖地调管辖，设备的停电、送电申请及事故处理由调度批准和下命令。4 对凤凰谷电站的设备进行试验、结构更改、继电保护定值整定、更改自动装置原理接线及实行特殊运行方式，均应有正式批准的通知或方案，并附有必要的图纸资料。8 新设备投入或设备大修后投入，必须有完整的图纸资料，并作书面交待，必要时组织技术讲课。四、主接线方式1 发电机与主变压器采用单独单元接线，110kV侧采用单母线分段接线GIS设备；电站出线电压等级为110kV，共三回出线（126凤大线、128凤小线、备用线路）；400V厂用母线分三段。2 11OKV母线运行规定：126凤大线、128凤小线均在运行状态时，110KV母联开

4、关应在断开位置，110KV母线分段运行。五、110kV系统主变压器中性点接地方式110kV系统主变压器中性点接地方式，由值长根据调度要求进行调度；并应遵守以下规定：1 投入或切除空载变压器时,应先将该变压器中性点地刀推上。2 机组带主变、母线或线路递升加压时,应将该主变中性点地刀推上。3 主变中性点进行倒换时，应先推上另一台变压器中性点刀闸,然后拉开原来的变压器中性点刀闸。4 用主变压器倒送厂用电时，中性点必须接地。5 110KV母线分段运行时，两台主变中性点应接地。六、运行中的调整1 凤凰谷电厂带基荷运行,在系统需要时也可参与调峰运行。2 机组负荷调整,在正常情况下以监控系统调整为主,常规调

5、整为辅。3 在机组躲开振动区和漏油量较大的运行工况下,应尽量满发。4 110KV母线电压，正常运行方式时应保持在额定电压的-3%+7%的变动范围内,事故后允许偏差不超过额定电压的正负10%，但110KV母线电压具体应以网调下达的电压曲线为准,由计算机监视维持母线电压曲线,机组的最大无功进相不得超过规定值。5 发电机电压应尽量保持在额定电压的90%以上运行。7 主变分接头的调整由省调决定。七、母线、线路操作及事故处理1 操作前应检查控制回路，辅助回路，控制回路电源及相关保护投入，即具备运行操作条件。2 电气设备的操作、监视应以计算机为主，常规信号为辅，必要时进行现地操作监视。3 110KV线路继

6、电保护装置的加用、停用，定值的改变应按调度的规定及保护定值单执行，4 母线操作4.1 母线正常停、送电操作，都必须用开关对母线充电或停电，充电前母联过流及充电保护应加用，并退出母差保护。4.2 母线停电时, 必须断开该母线上的出线开关,拉开有关刀闸并避免电压互感器二次反送电.5 母线失压处理5.1 无论任何情况引起母线电压消失时,不待调度命令,迅速断开该母线上出线开关。5.2母线失压，母线保护未动，母线无明显故障，联系调度可以由对侧强送一次,也可由机组主变递升加压送电。5.3 母线故障，母线保护动作，若故障点不明显，须由机组主变递升加压，若故障点明显且消除后，可联系调度由线路强送电。5.4 1

7、10KV两段母线联络运行，而同时失电时，断开母联开关后联系调度可分别由线路开关强送电一次或由机组主变递升加压送电，正常后恢复供电。5.5 母线不论何种原因事故停电，恢复送电前必须对母线及所连接设备进行全面检查。6 线路操作6.1 线路停电时,应先断开线路开关,再拉开线路侧刀闸,然后拉开母线侧刀闸线路停电检修时,根据调度命令并验明线路无电压后推上线路侧快速接地刀闸。6.2 线路送电时,按调度命令拉开线路侧快速接地刀闸,后推上母线侧刀闸,再推上线路侧刀闸,最后合上开关.6.3 线路并网前，应该核对各保护的正确性，并切除重合闸装置，折除一切检修安全措施；必须检查相位正确，允许电压差为10，最大不超过

8、20。6.4线路停电前，应仔细考虑操作后潮流的变化及电压的变化，应考虑到继电保护及自动装置的配合，操作后不应使某一元件过载或对系统稳定有影响。7 线路开关事故跳闸后，应调整机组有功、无功出力维持系统周波、电压在许可范围内，维持系统稳定运行。8 使用重合闸的线路开关,在切除短路电流后,将重合闸停用,对GIS设备进行一次全面检查,发现异常通知检修处理。八、系统振荡和稳定1 系统振荡的原因:1.1 线路送电量超过静稳定极限;1.2 系统事故引起动稳定破坏;1.3 发电机进相或失磁未跳闸造成稳定破坏;1.4 非同期合闸,未能拉入同步。2 系统异步振荡现象及处理:现象:a.发电机定子电流表，线路电流表指

9、针剧烈摆动；b.发电机电压及110KV母线电压表剧烈摆动；c.发电机及线路有功、无功表满刻度摆动；d.转子电流表在正常值及以上摆动，强励可能动作；e.机组发出有节奏的轰鸣声，且与表计摆动合拍；f.照明灯随电压波动忽明忽暗，厂房剧烈振动；g.水轮机的导叶开度及轮叶角度可能摆动，备用油泵可能起动；h.机组转速可能升高（处于送端时），也可能降低（处于受端时）。处理:a.根据机组转速表的指示，判明我厂频率比振荡前的频率是升高或是降低，由值长统一指挥振荡事故的消除处理；b.若发现调速器异常，则切手动并有专人监视，防止机组跳闸造成过速停机；c.若频率比事故前升高，以机组开度限制降低机组有功出力，抬高发电机

10、电压，直至振荡消除，或机组转速降至10097（5048.5HZ）为止；d.若频率比事故前降低，立即将机组导叶开度恢复至事故前运行的位置。若线路送电能力许可，应增加机组开度，如果机组导叶开度已在最大，则保持原开度，并抬高发电机机端电压，尽量增加无功；e.严密监视机组的转速，频率及顶盖排水泵的运行情况，防止主轴密封水中断或水淹水导，注意机组振动摆度；f.若机组低油压报警，应检查备用油泵是否启动，如未启动应立即启动；g.检查动力电源开关是否有失压脱扣掉闸，如发现掉闸，应立即设法投入。3 单机失磁振荡现象及处理:现象:a.失磁机组发生剧烈振荡,非失磁机组也有较强的振荡现象;b.失磁机组有功、无功、定子

11、电流表满刻度摆动并过零；c.非失磁机组和线路的电流表、有功、无功表有较大摆动，与失磁机组连接在同一主变下的机组的表计摆动更大，表计摆动方向与失磁机组相反；d.失磁机组机端电压大幅度摆动，甚至过零，其它机组机端电压及110KV母线电压有较大摆动；e.非失磁机组的转子电流比事故前增大，失磁机组的转子电流往零的方向摆动下降；f.失磁机组有励磁系统故障信号。处理:a.注意失磁机组的表计变化与其它机组的不同点，正确区分失磁机组；b.判明失磁机组后，立即将机组解列停机；c.在振荡过程中，应密切监视机组顶盖排水泵的运行情况，以防水淹水导；d.机组停机后，应对机组进行全面检查，并联系检修人员检查失磁原因和失磁

12、保护拒动原因。4 系统异步振荡时,未经值班调度员允许不得将发电机从系统中解列,但当出现下列情况之一者,可不待调度命令将机组解列:4.1 异步振荡超过四分钟不能恢复时，应逐台解列机组；4.2 振荡过程中发现危及机组安全时；4.3 机组非同期并列未拉入同步，应立即将机组解列停机；4.4 单机失磁振荡的机组。5 振荡时，厂用电源因振荡不能运行，同时外来电源消失的情况下，可解列主变，由一台机组单带厂用电运行。6 系统振荡消除后的检查；6.1 励磁系统风机运行情况；6.2 直流充放电装置运行情况；6.3 厂用配电装置运行情况；6.4 变压器冷却装置运行情况。6.5 机械部分：6.5.1 油、水、气泵运行

13、情况；6.5.2 机组各部分有无震松震脱现象；6.5.3 推力瓦温是否正常；？ 6.5.4 主轴密封是否正常，机组顶盖排水泵的运行情况。6.5.5 导叶剪断销是否剪断，真空破坏阀是否复归；6.5.6 机组各部轴承有无漏油现象；6.5.7 机组各部管道有无漏油、漏水现象；6.5.8 测量机组各部轴承的摆度；7 系统同步振荡现象及处理。现象：a.机组和线路电流表、功率表周期性摆动，但摆动范围较小（发电机有功、无功均不过零），摆动方向一致；b.发电机机端和110KV母线电压表摆动较小；c.系统及发电机频率变化不大，全系统未出现一局部升高，另一局部降低现象；d.发电机轰鸣声较小，导叶开度和轮叶角度无明

14、显变化；处理：a.判明系统同步振荡后，保持各机组有功出力稳定，增加发电机的励磁，提高发电机电压；b.如本厂出线跳闸引起同步振荡，可降低机组有功出力至振荡消失；c.如线路故障，系统发生同步振荡，首先增加发电机励磁，而后联系调度降低发电机有功出力，若振荡仍然存在或加剧，再升发电机有功，观察效果，直至振荡消失；d.由于系统同步振荡幅值不大，所以处理步骤及检查项目不必按异步振荡那样执行，若同步振荡时动稳定破坏则按异步振荡处理。第二章 配电装置运行规程一、主题内容与适用范围本规程对凤凰谷电厂配电装置的运行、操作、维护和事故处理作了具体规定。本规程适用于凤凰谷电厂配电装置的运行管理。二、引用标准水电部电气

15、运行及管理，气体绝缘金属封闭电器技术条件，高压开关柜闭锁装置技术条件及电力电缆运行规程电力部电力工业法规三、110KV GIS技术规范1 11OKV GIS技术规范1.1 本规程所指的GIS设备系指SF6气体绝缘全封闭组合电气设备，是将断路器、隔离开关、快速接地开关、接地开关、母线、电流互感器、电压互感器、避雷器等全部封闭在一个可靠接地、具有良好导电性能的金属外壳内，并充入一定压力的SF6气体作导体对地的主绝缘，简称“GIS”设备。1.2 本厂110kV GIS设备所有部件都采用模件式结构设计，根据主结线形式及绝缘性能和运行维护要求，分设若干独立的气室，并在各气室中均配置气体密度监视继电器。运

16、行人员应熟悉主结线情况，熟悉各气室配置情况和现场位置；运行维护主要工作是操作机构和对SF6气体的管理，它是确保安全运行的关键。2 110KV设备参数 2.1 110KV系统设备通用技术规范序号名 称单 位参 数一使用环境条件1安装场所户内2环境温度-15+403年平均相对湿度(25)%80%4海拔m20005风速m/s356地震条件(同时作用)- 水平加速度g0.4- 垂直加速度g0.27爬电比距mm/kV31二技术参数1型式ZF10-1262系统标称电压kV110kV3额定电压kV126kV4主母线额定电流A2000A5分支母线额定电流A2000A6额定热稳定电流(4s)kA31.5kA7额

17、定峰值耐受电流kA80kA8额定雷电冲击电压(峰值)kV550kV9额定1min工频耐压(有效值)kV230kV10可见电晕(1.1×126/kV)无11无线电干扰(1.1×126/kV)mV50012噪音水平(距断路器外壳2m处)dB9513SF6 气压(除断路器气室外，20)- 额定压力MPa0.5- 报警压力MPa0.414SF6 年漏气率%<0.5%15隔室内水份含量- 有电弧分解物的隔室g/g£150l/l- 无电弧分解物的隔室g/g£300l/l16SF6 气体的杂质及允许含量(重量比)- 空气%0.05- CF4%0.05- 水分g/

18、g8- 酸度(以HF计)g/g0.3- 可水解氟化物(以HF计)g/g1.0g/g- 矿物油g/g10g/g- 纯度%>99.8%- 毒性（生物试验）无毒17材料- 外壳铝合金- 导体铝- 触头铜镀银18主母线/分支母线GIB- 主母线型式三相共箱- 分支母线GIB型式三相分箱19外壳接地方式多点接地20温升(环境温度为40时)- 运行人员易接触的部位K30- 运行人员易接近、不接触部位K45- 运行人员不接触的部位K6021每个元件局部放电量单相-壳式-在1.1×126/kV时Pc3三相-壳式-在1.1×126 kV时pc52.2 断路器技术参数序号名 称单 位参

19、数1型式/型号ZF10-126(L)/T2000-31.52额定电压kV1263额定频率Hz504额定电流A20005额定短路开断电流kA31.56额定短路关合电流（峰值）kA807额定短时耐受电流kA31.58额定短路持续时间S49额定峰值耐受电流kA8010灭弧室型式自能灭弧11灭弧室断口数量1（每相）12触头行程mm120±213触头超程mm25±314触头开距mm90±215额定全开断时间ms6016固有分闸时间ms4017合闸时间ms£12018合分（金属短接时间）ms4019操作不同期时间- 分闸, 相间ms£2- 合闸, 相间ms

20、£320重合闸无电流间隔时间s0.321额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分22在额定操作顺序下连续开断电流而不需换气、检修的次数-开断额定短路电流的次数次³20-开断50%额定短路电流次数次³ 40*- 开断额定电流的次数次³200023机械稳定性合分循环次数- 三相次³1000024短路开断能力(1) 工频恢复电压kV126/(2) 首开极因数1.5(3) 短路水平100%60%30%10%(4) 振幅系数1.41.51.51.7(5) 恢复电压上升率2355.8- 非周期分量百分数%40- 操作顺序分-0.3s-合分-180s-

21、合分25关合短路能力- 关合电流(峰值)kA80- 工频恢复电压kV1.5×126/26近区故障开断能力- 工频恢复电压kV126/- 波阻抗W450- 短路电流水平%90- 额定峰值系数1.6- 恢复电压上升值5.7- 操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分27失步开断能力- 工频恢复电压kV2×126/- 开断电流kA7.875- 恢复电压上升率kV/s1.54- 操作顺序2次分3次合分28切合空载长线能力- 工频恢复电压kV1.3×126/- 切合电流A31.5- 过电压倍数倍£3- 操作顺序三相10次29切合空载变压器能力- 切合空载励磁电流

22、A0.515- 工频恢复电压kV126/- 过电压倍数倍£2.5- 操作顺序三相10次(分合分)30开断发展性故障能力- 初始电感电流A500- 最终开断电流kA31.531内部电弧承受能力- 短路电流kA31.5- 持续时间s0.432额定绝缘水平- 相对地及相间kV550- 断口间kV550103*- 相对地及相间kV230- 断口间kV23073*33气室气压- 最高气压MPa0.5- 正常气压MPa0.5- 补气气压MPa0.4534报警气压MPa0.4535闭锁气压MPa0.436断路器的年漏气率%<0.537断路器每相断口数138操动机构(1) 操动机构型式弹簧(2

23、) 电路- 控制电源电压VDC220- 动力电源电压VDC220- 信号电源电压VDC220- 信号引出接点数对3- 辅助回路数 合闸线圈数只1 分闸线圈数只2- 对外提供的辅助接点数常开接点数对4常闭接点数对4(3) 操动机构的合闸电源- 电压VDC220- 功率kW0.44- 合闸线圈的稳态电流A2- 合闸线圈的直流电阻W110(4) 操动机构的分闸电源- 电压VDC220- 功率kW0.44- 分闸线圈的稳态电流A2- 分闸线圈的直流电阻W110(5) 弹簧储能电机电源（DC）- 电压V220- 功率kW0.62.3 隔离开关技术参数序号名 称单 位参 数1型式/型号/2额定电压kV12

24、63额定频率Hz504额定电流A20005额定热稳定电流(有效值)kA31.56额定动稳定电流(峰值)kA807分、合闸时间s88分、合电容电流能力A29分、合电感电流能力A210气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.411- 报警气压Mpa0.412额定绝缘水平- 相对地及相间kV550- 断口间kV550103*- 相对地及相间kV230- 断口间kV23073*13操动机构- 操动机构型式电动- 控制电源电压VDC220- 动力电源电压VDC220- 动力电源功率kW0.18- 信号电源电压VDC220- 信号引出接点数对2常开接点数对3常闭接点数

25、对314隔离开关每相断口数12.4 快速接地开关技术参数序号名 称单 位参 数1型式/型号/2额定电压kV1263额定关合电流峰值kA80- 满容量关合次数次24额定热稳定电流有效值kA31.5- 持续时间s45额定动稳定电流峰值kA806关合时间ms1207气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.48- 报警气压Mpa0.4- 闭锁压力MPa/9空载分合操作次数(不检修、不调整、不更换部件)次1000010感应电流的开、合能力A500V 50A11额定绝缘水平-基本冲击耐压峰值(1.2/50s)kV550-工频耐受电压有效值(50Hz,1min)kV23

26、012操动机构- 操动机构型式弹簧- 控制电源电压VDC220- 动力电源电压VDC220- 动力电源功率kW0.24- 信号电源电压VDC220- 信号引出接点数对2- 对外提供的辅助接点数常开接点数对3常闭接点数对32.5 接地开关技术参数序号名 称单 位参 数1型式/型号/2额定电压kV1263额定热稳定电流kA31.5- 持续时间s44额定动稳定电流峰值kA805分、合闸操作时间s86额定绝缘水平-基本冲击耐压峰值(1.2/50s)kV550-工频耐受电压有效值(50Hz,1min)kV2307操动机构- 操动机构型式电动- 控制电源电压VDC220- 动力电源电压VDC220- 动力

27、电源功率kW0.18- 信号电源电压VDC220- 信号引出接点数对2- 对外提供的辅助接点数常开接点数对3常闭接点数对38气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.49- 报警气压Mpa0.42.6 SF6 /空气套管技术参数序号名 称单 位参 数1型式/2制造厂湖南醴陵3额定电压kV1264额定绝缘水平- 基本冲击耐压峰值(1.2/50ms)kV550- 工频耐受电压(50Hz,1min)kV2305额定电流A20006额定短时电流kA31.5- 持续时间s47爬电比距mm/kV318无线电干扰电压(1.1×126/kV)V5009出线套管线端

28、机械荷载- 水平N1250- 垂直N1000套管本身能承受的最大弯矩N.m30000- 安全系数静态2.75，动态1. 72.7 电流互感器技术参数序号名 称单 位参 数1型式/型号LM-1102制造厂上海卓高3额定电压1264额定频率Hz505额定输出VA306额定一次电流A4008007额定二次电流A18额定准确级- 测量用线圈0.5 及0.2S - 保护用线圈5P209热稳定电流有效值(1min)kA31.510二次线圈间及对地工频耐压(1min)kV311二次线圈匝间耐压(1min)kV4.512气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.413报警气

29、压Mpa0.42.8 电压互感器技术参数序号名 称单 位参 数1型式/型号WDN-007392制造厂无锡日新3额定电压kV1264额定频率Hz505额定一次电压kV6额定二次电压kV/V7剩余电压绕组电压V1008额定输出- 二次绕组VA100- 剩余绕组VA3009额定准确级- 测量用线圈0.2- 保护用线圈3P10热稳定电流有效值(1min)kA31.511气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.412报警气压Mpa0.42.9 避雷器技术参数序号名 称单位参数1型式/型号Y10WF-102/2662制造厂西安西电电瓷3系统额定电压kV1264避雷器额

30、定电压kV1025避雷器持续运行电压kV79.66标称放电电流(8/20ms)kA107陡波冲击电流下残压(峰值）kV2918雷电冲击电流下残压(峰值）kV2669操作冲击电流下残压(峰值）kV19610直流1mA参考电压(峰值）kV14511大电流短时耐受能力(4/10ms)kA/次65/212能量吸收能力kJ/kV6.313气室气压- 最高气压Mpa0.5- 正常气压Mpa0.5- 补气气压MPa0.414报警气压Mpa0.42.10 气管母线GIB技术参数序号名 称单 位参 数1额定电压kV1262额定电流A20003额定热稳定电流有效值kA31.5持续时间s44额定动稳定电流峰值kA8

31、0四、110KV配电装置的操作及维护1 110kV GIS户内设备的巡视检查项目及周期应按如下进行：1.1 110kV GIS设备的巡检每天每班值不少于两次，一般在交班前及接班后进行,如遇恶劣天气或对设备有怀疑时以及事故后恢复正常运行，应适当增加巡检次数。1.2 巡视中若遇GIS设备操作，则应停止巡检并离开设备一定的距离，操作完成后，再继续巡检。1.3 对110kV GIS室巡检结束后，若室内无人工作，将门关好方可离开。1.4 检查110kV GIS室内设备有无异可疑的噪声，空气中有无异常气味或其它不正常现象。1.5 断路器、隔离开关、快速接地开关、接地开关等的位置指示器是否与运行方式要求相符

32、，机械指示器是否与运行方式相符。1.6 断路器操作机构是否储能，储能电机电源是否正常。1.7 控制柜上的各种信号指示是否正常，控制方式开关是否指在“远方”位置，联锁开关在“联锁”位置。1.8 GIS设备上的各种压力表，密度计指示有无异常，各气室压力值应在允许值范围，无漏气现象。1.9 GIS设备支承架有无松动，各接地点连接是否牢固，金属部件是否有锈蚀腐化痕迹；进出线套管进行检查，表面是否清法，有无闪络痕迹。2 110kV户外设备的巡检。2.1 检查110kV出线套管表面、悬式绝缘子表在则否清洁、完整，有无闪络放电现象。2.2 二次端子箱有无进水，接线有无脱落，二次侧开关位置是否正确。2.3 出

33、线龙门架避雷针有无断裂，杆塔架有无断裂、变形、螺栓连接是否牢固，接地线有无断裂。3 GIS设备正常运行操作按如下的要求进行：3.1 严格执行电业安全规程的“二票三制”及有关规定的安全制度。3.2 当配电装置检修后，必须收回检修工作票，拆除一切检修安全措施（如接地线、标示牌、遮拦等）后，方可投入运行。3.3 检修后非备用状态的断路器，送电前应在拉开两侧（或一侧）隔离开关的条件下，进行一次远方跳合闸试验。3.4 隔离开关必须在所串联的断路器断开后方可进行操作，严禁带负荷拉合隔离开关。3.5 凡正常的停送电操作及改变运行方式的操作，均应在中控室进行远方操作，操作前应确认在GIS设备外壳上无人工作，如

34、发现GIS室有人，则通知其离开，方可进行操作，操作完成后应到GIS室检查和核对位置指示是否正常到位。3.6 110kV GIS的所有隔离开关和接地开关，操作方式为电动操作，操作前必须检查确认有关断路器或隔离开关已断开，方可进行操作，操作后必须检查位置指示器到位。3.7 GIS断路器一般情况下禁止手动操作，只有在电气回路失灵而又需紧急事故处理时，经厂领导同意后方能进行手动操作。3.8 凡在GIS设备上操作进行检修或调试需要合上或分开检修接地开关时，均应在现场以电动方式操作，操作前必须遵守以下规定：3.8.1检修接地开关分合指示开关是否在断开位置。3.8.2检查核对是否符合闭锁解除的条件，解除闭锁

35、须经厂领导同意，合上检修接地开关后应恢复联锁系统。4 对110kV GIS设备进行操作时发现下列情况应立即停止操作：4.1 操作前发现有关气室的压力或密度异常。4.2 发现异常声响或不正常气味并伴随操作人感到身体不适。4.3 发现有明显的漏气现象。4.4 当GIS任一间隔发出“补气报警”或“闭锁报警”信号时，此间隔上任何设备禁止操作，并迅速汇报处理，处理正常后方可操作。5 运行中的110kV GIS设备的所有断路器、隔离开关、快速接地开关、接地开关设备的联锁，正常运行中，所有设备均置于“联锁”状态下，若不满足闭锁条件则不能进行正常操作，要求如下：5.1 1#主变（2#主变于此相对应）：1011

36、联锁条件：101分、10117分、19010分10117联锁条件：101分、1011分5.2 出线大同变（其余出线于此相对应）：1261联锁条件：126分、12617分、12660分、19010分1266联锁条件：126分、12617分、12660分、12667分12617联锁条件：1261分、1266分12660联锁条件：1261分、1266分12667联锁条件：1266分、电压继电器分5.3 母联间隔：1121联锁条件：112分、11217分、11227分、19010分1122联锁条件：112分、11217分、11227分、19020分11217联锁条件：1121分、1122分11227联

37、锁条件：1121分、1122分5.4 1测量间隔(2#于此相对应)1902联锁条件：19020分、19027分19020联锁条件：1902分、1022分、1082分、1122分19027联锁条件：1902分五、110kV GIS设备的日常维护1 配电装置必须按电气设备交接和预防性试验标准的规定进行试验并按制造厂家有关技术资料的规定进行维护和试验，并确认合格。2 断路器内SF6气体压力低于0.45MPa（20）（表压）时（排除环境温度影响），须对断路器补气一次。3 隔离开关气室内SF6气体低于0.4MPa（20）（表压）时（排除环境温度影响），须对隔离开关补气一次。4 每年对断路器气室内SF6气

38、体检测水份一次，其含水量不得大于400ppm（体积比），如大于则应退出运行，治漏更换密封圈，重新更换SF6气体。4.5 每年对隔离开关气室内SF6气体检测水份一次，其含水量不得大于500ppm（体积比），如大于则应退出运行，治漏更换密封圈，重新更换SF6气体。6 断路器或隔离开关气室内SF6气体在一年之内气体压力下降大于0.04MPa（除环境温度影响及事故状态外）应检查漏点，治漏更换密封圈，此时断路器或隔离开关应退出运行。7 当断路器满容量开断20次或累计开断电流2000次后，应退出运行进行大修。8 当隔离开关进行过500次分、合闸操作后，应检查回路电阻，如回路电阻合格时，拧紧外面全部的螺栓后

39、可继续投入运行。六、10.5KV设备技术规范1 发电机出口断路器序号名 称单 位参 数1型式/型号150VCP-WG502最高电压kV153额定绝缘水平一分钟工频耐受电压(有效值)KV42额定雷电冲击耐受电压(峰值)kA754额定频率Hz505额定电流（主回路-发电机出口）A40006额定短路开断电流(有效值)kA507额定短路开断电流的直流分量百分数(%)758额定动稳定电流(峰值)kA1379额定短路关合电流kA13710额定短时耐受电流kA5011额定短路持续时间s312系统源的预期瞬态恢复电压上升率kV/µs3.513发电机源的预期瞬态恢复电压上升率kV/µs1.6

40、14额定瞬态恢复电压上升率15合闸时间ms8016分闸时间ms6517合分时间ms90（可调）18额定操作顺序CO-15min-CO19操作机构电动机弹簧储能操作机构20储能电机额定电压vDC22021储能电机正常工作电压范围80110额定电压22-机械寿命次10000额定电流开断电气寿命次1000023额定短路开断电流开断次数次>1224断路器主要性能要求26合闸线圈操作电压范围： 80%110%27分闸线圈操作电压范围：80%110%2 主变低压侧隔离开关序号名 称单 位参 数1型式GN22-12/40002额定电压kA10.53最高工作电压kV124额定频率Hz505额定电流A40

41、006额定短时耐受电流KA507额定短路持续时间s43 机组电流互感器序号名 称单 位参 数1型式：环氧树脂浇注式LZZBJ9-10W1C2额定变比4000/13额定输出VA30VA4额定短时热电流及时间kA,1s505额定动稳定电流kV1254 电压互感器序号名 称单 位参 数1型号 JDZX10-10C2额定一次电压kV3额定二次电压V/4接线组别YN,yn,yn,开口三角形 5 氧化锌避雷器序号名 称单 位参 数1型号 YH5WD-13.5/31额定电压KV13.5持续运行电压KV10.5雷电冲击电流残压KV312型号YH5WZ-12/32.4额定电压KV12持续运行电压KV9.6雷电冲

42、击电流残压KV32.46 厂用配电断路器序号名 称单 位参 数1型式ZN28Z-12/6302额定电压kV123额定绝缘水平1分钟工频耐压(有效值)kv42雷电冲击耐压(峰值)kV754(额定频率HZ505额定电流A6306额定短路开断电流(有效值)KA257额定动稳定 电流(峰值)KA508额定短路关合电流kA509额定热稳定电流kA2510额定热稳定时间S411合闸时间ms8012分闸时间ms4013合分时间ms6514额定操作顺序0-0.3s-CO-180s-CO15操作机构电动机弹簧储能操作机构16储能电机额定电压Dc/v22017储能电机正常工作电压范围80110额定电压18机械寿命

43、次1000019额定短路开断电流开断次数数的次5020合闸线圈操作电压范围80%110%21分闸线圈操作电压范围80%110%7厂用配电隔离开关序号名 称单 位参 数1型式GN19-12/6302 额定电压kA10.53最高工作电压kV124额定频率Hz505额定电流A6306额定短时耐受电流KA257额定短路持续时间s48高压限流熔断器组合保护装置序号名 称单 位参 数1型式DGK-12/1602 额定电压：kV123额定频率HZ504 额定电流A1605额定开断电流KA50七、配电装置的运行及维护1 一般规定1.1配电装置在新安装或检修后，必须按部颁电气设备预防性试验标准的规定试验合格，否

44、则需经总工程师批准后方可投入运行。1.2配电装置在检修后，工作票应全部收回，拆除检修安全措施（地线、标示牌、遮栏等），恢复常设安全措施后，才可投入运行。1.3裸导体正常工作时的最高允许温度一般不能超过80，如其接触面有锡或银的可靠覆盖时，允许到90。1.4电缆不允许超过技术规范过负荷运行，在系统事故时出现的过负荷，应迅速恢复其正常电流；电缆导体允许温度应遵守制造厂的规定，制造厂没规定时，10KV电缆芯最高温度允许60，电缆表面最高允许温度50。1.5开关检修后，投入运行前必须作一次远方分、合试验，分合时应检查开关分、合情况，试验时至少有一组串联刀闸在断开位置，拒绝分闸的开关禁止投入运行。1.6

45、 倒闸操作1.6.1 调度操作术语：开关：合上、断开； 刀闸：推上、拉开；地线：装设、拆除； 保护：加用、停用；保险：装上、取下； 连片：投入、退出；1.6.2 送电时先合电源侧刀闸，后合负荷侧刀闸，然后合断路器，停电时顺序相反。1.6.3 误合隔离开关时，不得再拉开，误拉隔离开关时，在拉的过程中至未拉开时，发现弧光应迅速合回，并查明原因。1.6.4隔离刀闸的操作，必须在串联开关断开状态下进行，如无串联开关或系统允许时，可用隔离刀闸进行下列操作：1.6.4.1推拉电压互感器和无雷雨时推拉避雷器；1.6.4.2推拉空母线；1.6.4.3环状推拉；1.6.4.4推拉变压器中性点和发电机中性点（只在当系统无接地故障时）；1.7刀闸不允许拉空载主变；严禁用刀闸拉开故障的配电装置。1.8消弧线圈的操作，必须在无接地信号和接地电压、电流表指示为0时进行；消弧线圈分接头开关位置的改变只有在发电机无电压的状态下才能进行；机组消弧线圈正常情况下必须投入运行。1.9 电流互感器二次回路严禁开路，电压互感器二次回路严禁短路。1.10 避雷器动作记录：