光伏电站高低压配电装置运行规程

光伏电站高低压配电装置运行规程第一节高低压配电装置概述135kV设ⅡⅢ段母线，起到汇流作用，共有22面柜(其中每段母线5面为进线柜，1面接地变柜柜，1面为SVG柜,1面为电压互感器柜,母线联络刀闸、开关柜、1面送出柜)。1.135kV开关柜主要技术参数开关柜型式金属铠装封闭移开式开关柜额定峰值耐受电流80KA额定电压40.5kV分支母线额定电流1205A工作电压38.5kV额定短时耐受电流(4秒，有效值)31.5kA额定频率50Hz1.2主变低压侧真空断路器的技术参数要求额定电压40.5kV额定峰值耐受电流80kA额定电流1250A额定雷电冲击耐受电压(峰值)185KV额定频率50Hz开断额定短路电流次数≥20次额定工频耐受电压(1min)95KV合闸时间50-100ms分闸时间35-60ms额定短时耐受电流(4秒，有效值)31.5kA额定峰值耐受电流80kA额定短路关合电流(峰值)80kA额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO1.335kV电流互感器主要技术参数型式LZZBJ9-35GX一次绕组绝缘水平二次绕组绝缘水平一次绕组工频耐压(有效值，1min)95kV二次绕组间工频耐压(有效值，1min)3kV一次绕组雷电冲击耐压(峰值)185kV二次绕组对地工频耐压(有效值，1min)3kV两端上的额定耐受电压(峰值，1min)4.5kV二次绕组匝间绝缘应能承受二次绕组额定二次电流5A额定峰值耐受电流80kA额定短时耐受电流(1秒，有效值)31.5kA1.435kV电压互感器主要技术参数型式JDZ×9-35三相接线组别Y/Y/Y/(开口三角形)额定一次电压35/kV额定二次电压100/V，100/V，100/V一次绕组工频耐压(1min)95kV一次绕组雷电冲击耐压(峰值)185kV1.5箱变高压侧熔断器主要技术参数额定电压40.5kV熔体电流31.5kA额定电流31.5A工频耐受电压95kV(有效值，1min)2SF6断路器技术参数断路器型号LW36-126(w)T3150-40额定电压（kV）126额定频率（Hz）50额定电流（A）3150额定短路开断电流交流分量有效值（kA）40额定短路关合峰值电流（kA）100额定短时耐受电流及持续时间（kA/s）40/4额定峰值耐受电流（kA）100分闸时间（ms）≤30合闸时间（ms）60±8SF6气体压力（20℃表压）（MPa）额定0.5报警0.40最低（闭锁）0.35SF6气体漏气率（％/年）≤0.5电动机电压（V）AC380额定操作电压（V）DC220生产厂家江苏省如高高压电器有限公司4隔离开关（隔离刀闸）技术参数型号GW4A-126DW操动机构型式CJ2电动机构额定电压（kV）126额定频率（Hz）50额定电流（A）2000额定短时耐受电流及持续时间（kA/s）40/4额定峰值耐受电流（kA）125分闸时间（s）5合闸时间（s）5电动机电压（V）AC380控制电压（V）AC220生产厂家江苏省如高高压电器有限公司5110kV母线PT技术参数项目110kV线路PT型式或型号TYD110/-0.02w3系统中性点接地方式直接接地额定电压（kV）110设备最高电压Um（kV）126额定频率（Hz）50额定一次电压U1n（kV）110/额定二次电压（kV）主二次绕组0.1/剩余电压绕组0.1额定电压比（110/）/（0.1/）/（0.1/）/0.1生产厂家6.110kV线路CT技术参数型号LVQB-110w3出厂厂家江苏思源赫兹互感器有限公司型式油浸户外出线端子标准减极性额定电压110kV额定电流比1、2、5、6S1-S3：800/1,1、2、5、6S1-S2:400/1,3、4S1-S2:200/1,3、4S1-S3:400/1额定容量30VA短时工频耐受电压一次绕组对二次绕组及对地230kV/60s二次绕组之间及对地3kV/60s7.避雷器技术参数型号JN15-40.5/31.5W10W-102/266WYH5-WZ-51/134HW5WR-17/46功能位置35kV开关柜内110kV线路交流汇流箱内SVG柜内额定电压持续运行电压标称电流下的最大残压1.5mA交流参考电压局部放电量生产厂方南阳中威电气有限公司第二节高低压配电装置的运行及操作1110kV系统的倒闸操作1.1110kV线路停、送电操作原则1.1.1110kV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时必须填写操作票并执行监护、复诵制；1.1.2停电时，必须先断开关（断路器），再拉开线路侧刀闸（隔离开关）、母线侧刀闸。送电操作时，先合母线侧刀闸、线路侧刀闸（隔离开关），再合开关（断路器）；1.1.3送电时，操作刀闸前必须检查开关在断开位置；1.1.4110kV系统刀闸（隔离开关）操作后必须检查分、合闸位置正确，指示器转换正常，合闸位置接触良好；1.1.5110kV系统设备检修时，必须可靠断开相应开关（断路器）、刀闸的交、直流操作电源；1.1.6母线送电时，严禁用刀闸（隔离开关）充电。1.1.7禁止用刀闸（隔离开关）拉、合负荷电流及空载线路和空载变压器。1.1.8母线或线路停电检修时，必须将其电压互感器二次侧开关或保险断开。1.1.9110kV系统拉、合接地刀闸，必须得到调度命令，合接地刀闸必须履行验电手续。235kV系统的倒闸操作2.135kV变压器停、送电操作原则：2.1.1变压器送电操作必须从电源侧到负荷侧逐级送电，严禁颠倒顺序对变压器反送电；停电操作时顺序相反；停电时，必须先断开低压侧开关（断路器），再断开高压侧开关（断路器），后拉开刀闸（隔离开关）。送电操作时，先合刀闸（隔离开关），再合高压侧开关（断路器），后合低压侧开关（断路器）；2.1.2送电时，操作刀闸前必须检查开关在断开位置；2.1.335kV系统刀闸（隔离开关）操作后必须检查分、合闸位置正确，指示正常，合闸位置接触良好；2.1.435kV系统设备检修时，必须可靠断开相应开关的交、直流操作电源。3400V系统的操作3.1低压开关（断路器）操作时不要强行操作，以防损坏。3.2电源进线开关（断路器）拉至试验位后，应将开关（断路器）锁定。3.3变压器停电前，必须先断开低压负荷开关（断路器），再断开低压电源进线开关（断路器），送电时顺序相反。3.4停送电前应认真核对开关编号及名称，防止误送电或误停电。3.5停送电应填写《停送电联系单》，无需填写操作票。4真空断路器的操作4.1开关（断路器）操作前必须检查开关确已断开。4.2开关恢备前测量真空开关上下断口间绝缘值不低于200MΩ（2500V摇表）。4.3开关恢复前应检查接地刀闸确已拉开。4.4严禁在就地进行带电手动合闸操作；当远方无法分闸时，在得到值长许可后，方可在就地进行分闸操作。4.5操作前应将开关柜门上的选择开关切至“就地”位置。4.6开关恢复后应检查开关弹簧储能正常。4.7操作人员严禁强制解除开关的各项闭锁功能。5真空断路器的检查5.1真空断路器送电前的检查：5.1.1有关工作票全部终结，安全措施已拆除，检修和试验人员已全部撤离；5.1.2断路器本体及周围无影响设备投运的杂物及遗留物；5.1.3断路器灭弧室外绝缘完好无损。5.1.4断路器各机构完好；5.1.5远方操作合、跳闸试验正常。5.2断路器正常运行中的检查：5.2.1断路器机械位置指示、电气位置指示应与实际位置一致；5.2.2有无电晕放电现象；5.2.3断路器柜门关闭牢固；5.2.4气温低时,电加热运行正常。5.3断路器在故障跳闸后的检查：5.3.1断路器本体绝缘有无裂纹、破损现象；5.3.2事故分闸时，针对故障信号情况，重点检查相应设备。6母线及刀闸（隔离开关）的运行6.1母线送电前应检查有关工作票全部收回并终结，临时安全措施已拆除，母线上部无杂物，长设遮栏及标示牌已恢复。6.2母线送电前应测量母线绝缘正常。（35kV母线用2500V摇表测量应不低于1MΩ/KV；400V母线用1000V摇表测量应不低于1MΩ）6.3母线必须带PT充电。6.4母线及各开关不得超过其额定电流运行。6.5母线及刀闸的允许温度一般不超过70℃，接头处在运行中不应有过热现象，如有过热现象必须设法减少负荷电流，并尽可能停止使用。6.6配电装置的检查和巡视：6.6.1各设备正常无放电现象。6.6.2各接触部分无过热、烧伤现象。6.6.3各开关就地位置指示正确。6.6.4各就地电压、电流表计正常，指示正确。6.6.5真空断路器无不正常的放电声。6.6.6各开关（断路器）就地保护无动作指示，屏幕显示正常。6.7避雷器运行中的检查项目：6.7.1外部瓷瓶完整、清洁、无裂纹现象及放电痕迹。6.7.2接地应牢靠。6.7.3放电计数器完好，动作次数正确。6.7.4避雷器引线无松动、脱落现象。6.7.5遇下列情况应立即停运避雷器：6.7.5.1避雷器瓷瓶爆炸或有明显的裂纹及严重放电。6.7.5.2避雷器引线松动，有断落造成接地的可能性。6.7.5.3接地线接触不良或断裂。6.7.5.4避雷器内部有放电声。7互感器的运行7.1互感器一般运行规定：7.1.1在任何情况下，电压互感器二次侧严禁短路，电流互感器二次侧严禁开路。7.1.2运行中的电压互感器不允许无故停用。7.1.3运行中的电压互感器有明显故障，严禁将电压互感器拉出。7.1.4电流互感器运行中不能随意加负荷，且不允许长时间过负荷运行。7.1.5新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试验合格，并由继电保护人员核对变比、相序、相位和保护定值正确，作好记录。7.1.6互感器二次出现开路或（短路）时，应申请将有关保护装置退出，以防保护装置误动，当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。7.1.7停运电压互感器时，应先停直流电源，后停交流电源，送电时相反。7.1.8电压互感器严禁从低压侧充电。7.1.9在电压互感器二次侧接取电压时，必须在靠近电源侧加装合适的熔断器，熔断电流必须与上一级熔断器进行配合,以防互感器二次短路、造成保护误动、熔断器越级熔断。7.2新投运或检修后的互感器检查与要求：7.2.1经试验人员试验合格。如：耐压、绝缘电阻、介质损耗等。7.2.2经试验人员检查极性、相序、相位、变比正确。7.2.3接地点应合理且接地良好。7.2.4无妨碍运行的杂物。7.2.5各部分清洁无污垢。7.2.6本体绝缘无裂纹现象。7.2.7各部螺丝紧固无松动。7.3电压互感器、电流互感器运行中的检查项目：7.3.1各部分有关指示正常，保护装置无异常信号发出。7.3.2无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。7.3.3本体无变形变色，瓷瓶无污闪及破损。7.3.4各接头无脱落，松动，无发热及放电现象。7.3.5电压互感器、电流互感器二次侧接地良好。7.4电压互感器送电前的检查项目：7.4.1检查电压互感器各试验参数合格。（新安装或检修、更换后的电压互感器）7.4.2电压互感器一次侧中性点接地及外壳接地良好，二次侧无短路现象。7.4.3各部件清洁，无遗留物。7.4.4各螺丝紧固，无松动现象。7.4.5一次，二次熔丝完好。7.5电流互感器送电前的检查项目：7.5.1各部分接线正确，螺丝无松动脱落。7.5.2各部分清洁，无遗漏物。7.5.3瓷瓶，套管无裂纹及放电现象。7.5.4外壳及中性点接地良好。7.5.5电流互感器一次接头接触良好，无过热变色。7.5.6电流互感器二次回路无明显的开路现象。7.5.7电流互感器投入运行后，检查电流的显示是否正确。7.6正常运行中电流互感器的检查：7.6.1接头处应无过热，烧红等现象。7.6.2电流互感器应无异音振动、放电、和过热现象等。7.6.3本体绝缘应清洁完好，无破损痕迹。7.6.4接地线应完整良好。8防误闭锁装置的运行规定8.1正常的倒闸操作必须使用微机五防系统，正常倒闸操作时应在监控系统上进行，并且通过微机五防系统操作预演。8.2在监控系统上进行正常操作时不得强行解锁。8.3正常的倒闸操作必须使用电脑钥匙，不得使用万能钥匙，万能钥匙应有值长保管，使用必须登记。8.4微机防误闭锁装置的解锁钥匙及相关设备由运行值班人员负责检查、保管，按值交接，使用时做好登记工作。8.5防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行，正常操作时不得强制解锁或破坏锁具及闭锁装置。8.6电气操作时防误装置发生异常，应立即停止操作，及时报告值长，在确认操作无误，经当班值长同意后，方可进行解锁操作，并做好记录，但必须认真核实操作票。8.7当微机五防系统出现故障或检修工作需要，必须使用解锁工具(钥匙)时，经当班值长同意，做好相应的安全措施，在专人监护下使用，并做好记录。8.8当微机五防系统出现故障应尽快处理，此时可以使用就地操作，但必须征得值长同意，并认真填写操作票，履行操作票审批手续和操作监护制度，在就地进行操作时，至少应有两人进行。8.9在危及人身、电网、设备安全且确需解锁的紧急情况下，经当班值长同意后，可以对断路器进行解锁操作，应做好纪录。8.10长期解除电气设备的闭锁装置，应有书面的申请，并经主管生产领导批准。同时，要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。第三节高低压配电装置异常和事故处理135kV系统异常运行的处理1.1频率异常的处理：系统频率应经常保持在50Hz，变动范围不得超过-0.5Hz～0.2Hz。1.2电压异常的处理：35kV母线电压变动范围，应根据调度下达的电压曲线控制，运行中如不能维持电压在允许偏差范围，应立即报告调度。235kV系统事故处理2.1母差保护动作造成母线失压2.1.1现象2.1.1.1警报或警铃响。2.1.1.2配电室可能有弧光及爆炸声；2.1.1.3表计指示大幅度冲击。2.1.1.4故障母线上所有开关均跳闸，位置灯闪光；2.1.1.5故障母线电压表指示为零，频率指示自由状态；2.1.1.6故障录波器动作。2.1.2处理2.1.2.1复归音响；2.1.2.2断开故障母线上未跳闸的开关；2.1.2.3对母线一次回路进行详细检查，如无异常，尽快恢复母线供电；2.1.2.4对故障母线进行检查，找出、隔离并消除故障点，正常后恢复原运行方式；2.1.2.5故障点发生在母线上，且一时无法消除时，应做好安全措施，保证厂用电。2.2110kV线路故障,保护动作,引起35kV母线失压。2.2.1现象2.2.2.1警报、警铃响；2.2.2.2线路开关跳闸；2.2.2.3出线路保护动作光字牌，也可能出35kV母线接地光字牌；2.2.2.4母线电压表指示为零，频率指示自由状态，所有有功、无功、电流表指示为零；2.2.2.5事件记录器、故障录波器动作。2.2.2处理2.2.2.1复归音响；2.2.2.2断开母线上所有未跳闸的开关；2.2.2.3根据电站及线路对侧保护动作情况及现象，判明故障点位置，并设法隔离、排除；2.2.2.4将停电线路恢复运行；2.2.2.5保护拒动设备在未查明原因并处理前，不得投入运行。2.3110kV线路开关跳闸的现象及处理2.3.1现象2.3.1.1警报、警铃响；2.3.1.2跳闸前电流有冲击；2.