径流式水电站220KV系统运行规程

1、径流式水电站220KV系统运行规程1系统介绍1.1 GIS包括断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关、电流互感器、电压互感器、母线、套管、避雷器、电缆终端、汇控柜。1.2 220KV主系统为单母线接线,共5个间隔。1)、二个进线间隔2）、二个出线间隔3）、一个电压互感器（TV）间隔1.3 GIS外壳跨接形成整体，采用多点接地方式与主地网连通。1.4 户外出线站每回出线配置有氧化锌避雷器、电容式电压互感器、阻波器。2 主要技术规范2.1 GIS技术参数一、GIS技术参数型号ZF11252额定电压252KV额定频率50HZ额定电流3150A额定峰值耐受电流125KA额定短时耐受电流50KA额定短

2、路持续时间3s生产厂家河南平高电气股份有限公司GIS额定绝缘水平项目相对地(KV)隔离开关及活动连接头断口间(KV)断路器断口间(KV)额定雷电冲击耐压(1.2/50us峰值)9501050额定1min工频耐压(有效值)395460辅助回路1min工频耐压(有效值)2SF6气体技术参数项目断路器气室（Mpa）其它气室（Mpa）额定工作压力（20）0.600.45报警压力（20）0.520.37闭锁压力（20）0.500.50最大工作压力0.650.50最小运行密度（kg/m3）35/24额定气压下密度（kg/m3）42/31每个气室年泄漏率<1%SF6气隔允许含水量分类交接验收值(10-

3、6体积分数)运行允许值(10-6体积分数)有电弧分解物150300无电弧分解物250500二、断路器（602、604、610、620）型式：ZF11252型，户内 ,SF6气体绝缘,单断口,立式技术参数项目参数额定电压（有效值）252KV最高运行电压252KV额定电流3150A额定频率50HZ额定短路开断电流交流分量(有效值)50KA直流分量(百分数)40%额定峰值耐受电流125KA额定短时耐受电流(有效值) 50KA额定短路持续时间3S额定操作顺序分0.3s合分180s合分额定绝缘水平项目相对地、相对相(KV)额定雷电冲击耐压(1.2/50us) 950额定1min工频耐压(有效值)395关

4、合性能项目参数合闸时间50±10ms分闸时间19±3ms固有分闸时间19±3ms金属短路时间55±5ms最大不同期时间合闸5ms分闸3ms断路器在额定操作顺序下不需要检修的操作次数100%额定开断电流不小于20次50%额定开断电流不小于40次25%额定开断电流不小于80次额定开断电流不小于5000次操作机构1）、型式: 液压操作机构2）、额定操作电压：直流: 220±20% V；交流：单相 220±20% V；三相：380±20% V；功率：1500W。3）、操作方式: 远方、现地的单相或三相合分及自动重合闸操作。进线断路器

5、、出线断路器进行分相操作和三相电气联动，并能实现三相和单相快速自动重合闸。操作机构上设置现地控制的手动机械分闸装置。4）、隔离开关和关联断路器之间设有电气联锁装置。5）、断路器具备防止跳跃、失压慢分慢合和非全相合闸的措施，并能满足分合时间的要求。三、隔离开关（6101、6103、6201、6203、6021、6023、6041、6043、6×14）项目参数型式户内单极式、三相机械联动操作、SF6气体绝缘额定电压252KV最高运行电压252KV额定电流3150A额定频率50HZ额定动稳定电流(峰值)125KA额定热稳定电流(有效值) 50KA额定短路持续时间3S关合性能合闸时间0.12

6、s分闸时间 0.12s在额定电压下能分合电感电流0.5A交流电压220KV不需维护、检修分合操作次数5000次操作机构1）、型式: 直流电机驱动（电动弹簧）或手动, 三相机械联动。2）、额定操作电压：直流: 220±20% V；交流：单相 220±20% V；三相：380±20% V；功率：260W。3）、操作方式: 可实现电动或手动三相分合闸操作，手/自动操作回路能相互闭锁。4）、隔离开关和关联断路器、接地开关之间有电气联锁，并装有机械锁锭装置。 四、快速接地开关（6023-1、6043-1）性能参数和技术要求项目参数型式户内单极式、三相机械联动操作、SF6气体

7、绝缘额定电压252KV最高运行电压252KV额定峰值耐受电流3150A额定频率50HZ额定短时耐受电流(有效值) 50KA额定短路持续时间3S额定关合电流125KA合闸时间120ms分闸时间120ms操动机构型式: 直流电机驱动（电动弹簧）或手动, 三相机械联动。额定操作电压: 直流: 220±20% V；交流：单相 220±20% V；三相：380±20% V；功率：260W。开断能力： 感性电流15KV 160A；容性电流 15KA 10A。五、检修接地开关（6101-1、6103-1、6201-1、6203-1、6×10-1、6×14-1

8、）性能参数和技术要求项目参数型式户内、三相机械联动操作、SF6气体绝缘额定电压252KV最高运行电压252KV长期持续通过电流200A 额定峰值耐受电流125KA额定短路持续时间3S不需检修次数（单相）3000次开断能力 电感电流4A交流电压220V合闸时间120ms分闸时间120ms操动机构 型式: 直流电机驱动（电动弹簧）或手动, 三相机械联动。额定操作电压: 直流: 220±20% V；交流：单相 220±20% V；三相：380±20% V；功率：260W。操作方式: 可现地、远方操作。六、母线电磁式电压互感器（6×14TV）性能参数和技术要求项

9、目参数型式户内、电磁单相串结式、四绕组额定一次电压:最高运行电压：220/3KV252/3KV 额定二次电压第一副绕组0.13KV第二副绕组0.13KV第三副绕组 0.1 KV额定频率50HZ在1.2倍最高相电压下局部放电量10PC6X14TV准确度等级0.5/0.2/3P容量（VA）200/200/100/200生产厂家无锡日新机电有限公司、上海吴淞电器设备公司七、电流互感器型式: 户内、环状铁芯型、单相、SF6气体绝缘型性能参数和技术要求项目参数额定相电压252KV额定一次电流400-500、400-600A额定二次电流1A额定连续热电流400-500、400-600A额定频率50HZ在1

10、.2倍最高相电压下局部放电量10pc电流互感器特性及参数序号标号用 途参数精 度变比（A/A）额定容量（VA）1A1母线差动保护500/1305P202A2主变断路器失灵保护500/1305P203A3备用500/1305P204BA4测量400-500/1300.55BA5主变压器保护500/1305P206A6主变压器保护500/1305P207A7线路保护400-600/1305P208A8线路保护400-600/1305P209A9故障录波400-600/1305P2010A10测量400-600/1300.511A11计量400-600/1300.212A12备用400-600/13

11、05P20八、SF6管母线及连接件型式: 户内、SF6气体绝缘、三相共筒式，与变压器连接处为三母线分相。导体材料: 高导电率的铝合金，导电接触部位表面镀银外壳: 铝合金性能参数和技术要求项目参数额定电压（有效值）252KV额定电流3150A主母及支路3150A进线支路3150A额定频率50HZ额定动稳态电流(峰值)125KA额定热稳态电流(有效值)50KA额定短路持续时间3S九、氧化锌避雷器型式：无间隙，氧化锌型性能参数和技术要求项目参数系统标称电压(有效值)220KV系统最高运行电压(有效值)252KV避雷器额定电压200KV避雷器持续运行电压156KV标称放电电流10KA直流1ms参考电压

12、290KV额定绝缘水平额定雷电冲击耐压(1.2/50us)峰值950KV额定1min工频耐压(有效值)395KV使用寿命30年厂家平高集团电控公司、北京伏安电气公司十、线路电容式电压互感器（602TV、604TV）型式：户外、电容式，单相，四绕组性能参数和技术要求项目参数额定一次电压220/3KV额定二次电压第一副绕组0.1/3 KV第二副绕组0.1/3 KV第三副绕组0.1KV额定过电压倍数各副绕组在额定负荷下连续运行时的过电压倍数1.2倍连续运行30S时的过电压倍数1.5倍额定频率50HZ准确精度0.2/0.5/3P容量100/200/200VA3. 运行规定3. 1 220KV系统SF6

13、设备3.1. 1 GIS开关站通风设备应长期运行,并定期切换,以保证室内通风良好，风口应靠近地面，并采用向外排气工作方式。3. 1. 2 不准单独一人进入SF6设备区进行维护、检修工作。3. 1. 3 GIS设备投运前应检查确认各设备气室内的SF6气体水分含量及气体压力满足运行要求，并做好设备台帐记录。各间隔SF6气体应定期进行检验，投运初期，每天应记录各气室SF6气压，并进行数值比较。每三个月检查一次SF6气体含水量，直至运行稳定后方可每年检测一次SF6气体含水量。灭弧室气室含水量应小于150PPM(体积比),其他气室小于300PPM(体积比)。每次检验结果应做好记录进行分析，发现有明显变化

14、时，应立即报告生产发电部、主管生产的公司领导并进行处理。3. 1. 4 GIS设备SF6气体采样及泄漏处理时，应在通风良好条件下进行，并戴好防毒面具。3. 1. 5 不许在GIS设备防爆膜及设备低位区附近停留。3. 1. 6 设备内的SF6气体未经特殊处理不得向大气排放，必须采用SF6气体回收小车进行回收。3. 1. 7 从SF6气体钢瓶引出气体时，必须使用减压阀，当瓶内压力降至一个大气压时,不许再引出气体,并关紧气瓶阀门,防止泄漏。3. 1. 8 GIS设备检修前，必须对SF6气体进行检验。根据有毒气体的含量，采取安全防护措施。检修人员需着专用检修防护服并根据需要配戴防毒面具。打开设备封盖后

15、，检修人员应暂时离开现场30min，取设备内部SF6吸附剂和消除粉尘时，应戴好防毒面具和防护手套。3. 1. 9当开关SF6气体压力异常时（降至闭锁压力），严禁对开关进行分合闸操作，并立即断开其控制电源，及时采取措施，将其退出运行。3. 1. 10 当SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，应立即断开相邻开关,将故障断路器隔离出来，并拉开该开关操作电源开关,开启全部通风装置,做好人员隔离措施,等SF6残余气体排完后,方可接近设备区域.接近设备要谨慎，尽量选择从“上风”接近设备，并戴好防毒面具、穿防护服。3. 1. 11新气及库存SF6气应定期检验,进口SF6新气亦应复检验收合格后方可入库，检

16、查时按批号作抽样检验，分析复核主要技术指标，凡未经分析证明符合技术指标的气体均应贴上“严禁使用”标志。3. 2220KV系统继电保护装置及安全自动装置3. 2. 1 220KV系统母线出线投入运行前，应先投入相应继电保护装置，不允许设备无保护运行。3. 2. 2 线路重合闸方式一般采用单相重合闸方式，下列情况下应将重合闸装置切至停用方式：1）、线路试送电（含强送电）和试运行期间；2）、线路停电操作前；3）、线路PT故障或重合闸装置故障；4）、线路有人带电作业，要求退出重合闸装置；5）、线路重合闸装置动作不成功或动作重合线路永久故障，断路器三相跳闸后；6）、调度命令要求退出7）、断路器切断故障的

17、跳闸次数超过规定次数而未检修，或断路器SF6气压下降至报警值，或断路器操作机构故障。8）、线路零起升压。9）、单机单线运行。3. 2. 3 220KV系统安全自动装置，应在相应设备投运正常后，按调度命令投入运行。3. 2. 4 线路运行过程中不允许将同一线路的高频闭锁保护和光纤分相电流差动保护同时退出运行。同一线路的同一套保护（高频闭锁保护和光纤分相电流差动保护）线路两侧应同时投退(线路充电时除外)。高频通道投入跳闸或动作跳闸后及有通道异常告警时，必须交换讯号。高频通道投入运行前、投入运行期间，每天必须交换讯号，交讯完毕后做好交讯记录，并进行比较分析，检查装置及通道工作是否正常。如光纤通道异常

18、时，必须退出两侧光纤分相电流差动保护，及时排除光纤通道故障。3. 2. 5 保护及安全自动装置的直流电源、CT、PT输入信号异常时，应退出有关继电保护及安全自动装置出口压板，故障排除后方可投运。3. 2. 6 继电保护及安全自动装置的定值更改按调度下达的定值更改通知单和当班调度员更改命令进行，更改前应退出相关继电保护及安全自动装置出口压板，更改完毕应打印定值清单并与调度下达的定值单核对，无误后方可投入运行，并作好运行值班记录和有关技术台帐记录。3. 2. 7 继电保护及安全自动装置的巡视每班不得少于一次。微机保护装置投入运行前，及运行过程中每星期应核对时钟一次。3. 2. 8 继电保护及安全自

19、动装置，每年定检不得少于一次，原则上随设备检修共同进行，检修完毕应做定值核对和传动试验，并经验收合格后方可投运。3. 2. 9继电保护及安全自动装置动作后，现场值班人员应立即判断相应设备状态及有关电气量变化情况进行应急处理，并做好事故隔离及记录装置动作信号，在未经专业人员确认的情况下，不得复归上述信号。如未查明事故原因，不得将该装置及相关一次设备投入运行。若判断为继电保护或安全自动装置误动，应立即退出该继电保护或自动装置出口压板，恢复一次设备运行。3. 3 220KV系统运行、维护规定3. 3. 1 220KV系统所有设备运行方式的转变,按中调调度命令进行（紧急情况处理除外）。3. 3. 2

20、线路停送电原则：对侧送电，铜湾并列；铜湾解列，对侧停电。3. 3. 3 线路停运及停电检修前，现场值班应抄录关口电能表计数据，并在线路投运后半小时内核对表计工作情况是否正常。3. 3. 4 220KV系统开关、隔离开关、接地刀闸、快速接地刀闸采用远方计算机操作为主要操作方式，只有在远方电动操作不成功或检修试验过程中，经发电部领导批准后，方可在现地控制柜上进行现地电动操作。不得已时，经主管生产的公司领导批准才能在操作机构箱上进行机械手动操作。操作前应严格执行三核对，唱票复诵制。不允许采用旁路开关屏蔽电气闭锁回路进行操作。3. 3. 5运行中的接地刀闸、快速接地刀闸的机械锁锭必须投入，并锁上机械挂

21、锁，隔离开关的机械锁锭不投入。3. 3. 6开关保护动作跳闸后,值班人员应立即记录故障发生时间、开关名称，并立即检查断路器本身有无故障、三相是否确已断开。3. 3. 7断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方重新投入运行。3. 3. 8开关发生非全相合闸时，若三相不一致保护拒动应立即将已合上相拉开，允许重新操作一次，如仍不正常，立即拉开合上相，拉开其控制电源开关，查明原因并处理后方可投运。3. 3. 9开关发生非全相跳闸时，若三相不一致保护未动作应立即重新操作一次，若不成功则拉开其控制电源，手动操作，将拒动相

22、跳闸，查明原因。4. 运行操作 4 .1 220KVGIS系统操作前的检查：1）、SF6气体压力符合铭牌规定；2）、操作电源、控制信号电源正常；3）、机构箱完好，箱门关闭；4）、机械锁锭已退出；5）、转换开关位置正确；6）、SF6气体监测系统工作正常，各阀门位置正确，各气室压力指示正常，密度开关未动作。 4. 2开关现地电动操作a：现地操作1）、将GIS操作柜上“现地/远方”切换开关切至“现地”侧；2）、检查断路器两侧隔离开关确实处在“断开”位置；3）、选择GIS操作柜操作屏上相应操作对象，按下相应断路器操作按钮；4）、按GIS操作柜操作屏上“合闸”按钮进行合闸操作，按“分闸”按钮进行分闸操作

23、。b：现地纯机械手动合闸1)、 警告：现地纯机械手动合闸仅限制于设备调试以及断路器SF6气体闭锁且已把液压系统的压力放至零表压力时方可使用；2)、 打开操作机构柜门，把油箱底部的盖板去掉，从手柄架上操纵杆，拧在二级阀阀杆的下边进行操作，用手向上推动操纵杆至合闸位置或用手向下拉操纵杆至分闸位置，然后再打压，断路器就慢合或慢分。4.3 隔离开关、接地隔离开关、快速接地隔离开关的手动操作：1）、检查电气联锁条件满足要求；2）、将汇控柜内“远方/现地”切换开关切“现地”位置；3）、一般情况下，现地手动操作由电动分、合闸来实现；4）、纯手动操作应将手柄插入锥齿轮的方孔中，按规定方向连续转动来储能实现快速

24、分、合，手动和电动通过电磁锁实现互锁。6）、手动操作失灵时，应认真查明原因，严禁强行操作。4.4 线路送电操作1）、检查出线平台无杂物，无明显异常，检修后各试验数据验收合格，并拆除线路上所有接地线，拉开接地刀闸、快速接地刀闸；2）、合上线路TV的二次侧开关；3）、投入线路保护及断路器失灵,三相不一致保护；4）、合上出线开关间隔操作控制电源开关；5）、合上母线侧隔离开关；）、合上线路侧隔离开关； ）、同期合上线路断路器；）、按调度要求投入线路重合闸及系统稳定措施。4.5 线路停电检修操作1）、 退出线路重合闸及系统稳定措施；2）、 拉开线路断路器；3）、 检查线路有功功率，电流降为零，电压未超出

25、允许运行范围。4）、 拉开线路侧隔离开关；5）、 拉开母线侧隔离开关；6）、退出线路保护及断路器失灵出口压板,三相不一致保护；7）、 拉开线路TV的二次侧开关;8）、 合上线路侧接地开关，并投入机械锁锭,拉开线路开关间隔操作控制电源开关；9）、 验明线路避雷器处靠出线侧三相确无电压，在线路避雷器处靠出线侧装设三组单相接地线。 4.6 母线停电检修操作1）、 拉开母线上所有的断路器;2）、 拉开母线上所有的隔离开关，检查母线电压指示为零;3）、 退出母线的母差保护;4）、 拉开母线TV的二次侧开关;5）、 拉开母线TV的高压侧隔离开关;6）、 合上母线接地开关;7）、 拉开母线上开关间隔直流电源

26、、交流电源开关。）、母线送电顺序与上述相反。5.定期工作5.1 每周二对220KV系统进行一次熄灯检查。5.2 每月1日记录一次避雷器的动作次数及泄漏电流值大小。5.3试验项目与周期序号项目周期要求1GIS各气室SF6气体含水量以及气体毒性检测(1)每年1次；（2）必要时运行中不大于300PPM.2SF6气体泄漏试验(1)每年1次(2)必要时年漏气率不大于1%3辅助回路和控制回路绝缘电阻(1)1年绝缘电阻不低于2M4SF6气体密度监视器检验(1)1-3年按制造厂规定6.异常及事故处理6.1气体压力降低6.1.1 SF6气体压力降低报警时：1）、检查SF6气体监测系统，确定漏气间隔及漏气气室；2）、通知维修人员，用检漏仪检漏，确定漏气部位；3）、找出漏气原因，并采取防漏措施；4）、漏气点处理后，按规定补气至额定气压。6.1.2开关SF6气体压力过低发闭锁信号时：1）、拉开该开关操作电源开关；2）、确定漏气部位,设法堵漏并补气至额定气压；3）、若气压下降速度快且无法处理应立即汇报系统调度设法转移负荷，用相邻开关将故障开关退出运行；4）、开启全部通风装置,并做好人员隔离措施;5）、待泄漏气体排除后做好检修安全措施；6）、对漏气点进行处理。6.2 GIS设备微水含量超标：1）、加强故障气室