第3部分配电装置运行规程OK.docx
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第3部分配电装置运行规程OK
国电红枫水力发电厂企业标准
Q/HFD－106.003－2011
红岩电站运行规程
第3部分：
配电装置运行规程
2011－06－30发布 2011－07－01实施
国电红枫水力发电厂发 布
目次
前 言
本标准的编写原则和要求符合《电力企业标准编写规则》（DL/T800—2001）。
Q/HFD-106-2011《红岩电站运行规程》是国电红枫水力发电厂技术标准，共9个部分：
——第1部分：
水轮发电机组运行规程（Q/HFD-106.001-2011）
——第2部分：
变压器运行规程（Q/HFD-106.002-2011）
——第3部分：
配电装置运行规程（Q/HFD-106.003-2011）
——第4部分：
厂用电运行规程（Q/HFD-106.004-2011）
——第5部分：
直流系统运行规程（Q/HFD-106.005-2011）
——第6部分：
继电保护及自动装置运行规程（Q/HFD-106.006-2011）
——第7部分：
机械辅助设备运行规程（Q/HFD-106.007-2011）
——第8部分：
水工及防汛设备运行规程（Q/HFD-106.008-2011）
——第9部分：
计算机监控运行规程（Q/HFD-106.009-2011）
本部分是Q/HFD-106-2011《红岩电站运行规程》的第3部分。
本部分由国电红枫水力发电厂提出、归口并解释。
本部分起草单位：
国电红枫水力发电厂。
本部分主要起草人：
李正芳
本部分主要修编人：
李正芳、彭骥
本部分审定人员：
刘铭、陈顺、李瑞林、杨喜安、骆光连、方向阳
本部分批准人：
雷智勇
红岩电站运行规程
第3部分：
配电装置运行规程
1范围
本标准规定了红岩电站10kV真空开关及其配电装置和126kVGIS设备的基本技术要求、运行方式、运行操作、检查维护、事故处理等有关事项。
本标准适用于红岩电站运行值班人员、生产技术管理人员、总厂生产管理部门领导和有关技术管理人员、检修部和修试部有关技术人员。
2引用标准
GB3804—903~63kV交流高压负荷开关
SD290—88气体绝缘金属封闭电器技术条件
SD318—89高压开关柜闭琐装置技术条件
Q/HFD—106.003—2006红岩电站运行规程
3总则
3.1配电装置应在明显的部位标明设备编号；配电装置的母线和引线应涂有明显的相色漆，即：
A相黄色，B相绿色，C相红色。
3.2配电装置在投运前必须按《电气设备交接和预防性试验标准》定期试验。
若试验不合格，未经总工程师批准禁止投入运行。
3.3配电装置检修后投运前，应拆除全部安全措施，收回全部工作票，验收合格后方可投运。
3.4配电装置应安装防止误操作的机械或电气闭锁装置，不得随意解除闭锁装置，应加强对闭锁装置的维护和管理。
4设备规范
4.1开关技术规范
开关技术规范见表1。
表1开关技术规范
设备编号
101107
设备编号
011
001002003004
061062
型号
LWG2-126
型号
VS1（ZN63A）
VS1（ZN63A）
3AH3116
额定电压（kV）
110
额定电压（kV）
12
12
12
最大工作电压（kV）
126
额定关合电流（（（kA）
80
100
100
额定电流（A）
2000
额定短路开断电流（kA）
31.5
40
40
额定热稳定时间（ｓ）
热稳定时间（ｓ）
4
4
3
表1开关技术规范（续）
设备编号
101107
设备编号
011
001002003004
061062
遮断电流（kA）
40
额定电流（A）
3150
1250
3150
最大容许电流（kA）
100（峰值）
额定工频而受电压（kV）
42
42
42
遮断容量（MVA）
3000
额定雷冲击耐受电压（kV）
75
75
对地75对断口85
全开断时间（ms）
≤60
相间心距离（mm）
210
210
210
额定分闸时间（ms）
≤32
分闸时间（ms）
20—50
20—50
＜40-60
＜30-50
额定合闸时间（ms）
≤120
燃弧时间（ms）
＜15
合闸时间（ms）
35—70
35—70
＜75
开断时间（ms）
＜75
弹簧储能时间（s）
≤15
≤15
≤15
操作电流（A）
合
2.3A
1A
1A
0.75A
分
2.3A
0.9A
0.9A
0.75A
操作电源
220V
操作机构型号
CT20—I（X）G
投运日期
2003-12
2005-3
2005-3
2005-3
制造厂
西开高压电气股份有限公司
常州森源开关有限公司
常州森源开关
有限公司
上海西门子开关有限公司
4.210kV开关柜技术规范
10kV开关柜技术规范见表2。
表2 10kV开关柜技术规范
设备编号
001、002、003、004
061、062
011
型号
XGN2—10
XGN2—10
XGN2—10
电压（kV）
10
10
10
4s热稳定电流（kA）
20
40
40
额定开断电流（kA）
31.5
40
40
额定电流（kA）
300
300
3000
动稳定电流（A）
50
100
100
主母线电流（kA）
1250
2000
2000
保护等级
IP2X
IP2X
IP2X
标准号
GB3906
GB3906
GB3906
生产厂家
杭州杭开电气公司
4.3刀闸技术规范
4.3.110kV配电装置刀闸技术规范见表3
表310kV配电装置刀闸规范
刀闸编号
型号
相数
额定电压（kV）
额定电流（kA）
装设地点
0611
0621
GN30—10Q/2000
3
10
2
主机开关室
0614甲0614乙
0624甲0624乙
GN30—10Q/630
3
10
0.63
主机PT层
06130623
ＧＮ8—10
3
10
0.4
主机PT层
05140518
GN30—10Q/630
3
10
0.63
主机开关室
0610
ＧＮ2—10
1
6
0.4
主机PT层
0533
GN30—10Q/1250
3
10
1.25
主机开关室
00110021003100410528
GN30—10Q/630
3
10
0.63
厂用电开关室
1110
ＧＷ5—60Ｇ
1
60
0.6
主变中性点
4.3.2GIS刀闸技术规范见表4。
表4GIS刀闸技术规范
项目
刀闸
接地刀闸
故障关合接地刀闸
编号
1011101310141514
1071107310741111
10119107191013910739
101491074915191119
1019107915149
型号
GWG1-126
JWG1-126Ⅰ
JWG1-126Ⅱ/J
额定电压（kV）
126
126
126
额定电流（A）
2000
2000
2000
额定雷电冲击耐受电压（kV）
550
550
550
额定短时耐受定电流（kA）
31.5
31.5
31.5
操作机构型号
CJG3
CJG4
CJG5
合闸（分闸）动作时间
120ms
120ms
9s
控制电压/电机电压
DC220V
DC220V
DC220V
检修操作次数
3000次
3000次
3000次
触头表面材料
银
银
银
壳体材料
铸铝合金
铸铝合金
铸铝合金
4.4电流互感器技术规范
电流互感器技术规范见表5。
表5电流互感器技术规范
用途
编号
型号
额定电压（kV）
变比
准确级
装设地点
1LH、8LH失磁、差动
2LH、7LH录波、计量及过流保护
1LH2LH
7LH8LH
LDCD-10
10
1500/5
D0.5
0.5D
两机出口开关
机组中性点
机组励磁
3LH（1F）
5LH（2F）
LDCD-10
10
1500/5
0.5
两机出口母线
备用
机旁测量
4LH
6LH
LDCD-10
10
1500/5
0.5
两机出口母线
备用
10kV母差保护
9LH
10LH
LMZJ-10
10
1500/5
0.5
D
两机出口母线
主变差动
主变测量
1LH
2LH
LMCD-10
10
3000/5
D
0.5
主变低压侧母线
主变零序
1LH
AJ-10
10
300/5
0.5
主变中性点
10kV母差
主变复合过流
3LH
4LH
LMZD2-10
10
3000/5
D
0.5
主变低压侧母线
10kV六青线保护
10kV六青线测量
1LH
2LH
LA-10
10
300/5
0.5
003开关
10kV六厂线保护
10kV六厂线测量
1LH
2LH
LA-10
10
300/5
0.5
004开关
41B保护
测量
1LH
2LH
LMZ-10
10
300/5
0.5
001开关
41B保护及计量
1LH
LMZ-0.66
0.4
600/5
0.5
400VⅠ段母线
42B保护
测量
1LH
2LH
LA-10
10
300/5
0.5
002开关处
42B保护及计量
1LH
LMZ-0.66
0.4
600/5
0.5
400VⅡ段母线
400V保护
3LH
LMZ-0.66
0.4
600/5
0.5
400VⅠⅡ母线联络处
集中监控测量
零序、距离保护
故障录波
11LH31LH
12LH32LH
13LH33LH
LMZH
110
600/5
0.5
10P20
5P20
101开关母线侧
107开关母线侧
关口表计量
备用
主变差动
14LH34LH
15LH35LH
16LH36LH
LMZH
110
400/5
0.2
10P20
5P20
101开关线路侧
107开关线路侧
10KV母差保护
备用
1LH
2LH
LMZJ1-10
10
1500/5
D
0.5
10kVⅡ段母线
4.5电压互感器技术规范
电压互感器技术规范见表6。
表6电压互感器技术规范
设备编号
1SYH11SYH21SYH
12SYH22SYH
1YYH11YYH12YYH
型号
JSJW—10
JDJ—10
JSQX8-110ZH
变比
10000/100/
10000/100
/
/100
准确级
0.5
0.5
0.2/0.5/3P
二次额定输出（VA）
120
80
75/120/300
接线方式
Y/Y/△
Y/Y
Y/Y/△
用途
10kV母线保护和测量
两机励磁、保护、测量
两机励磁
110kV母线保护及测量
五六、黔六线保护和测量
41YH（42YH）用途：
400V保护及测量变比：
380V/100V型号：
JDG-0.5朝阳集团互感器厂
4.6避雷器技术规范
4.6.110kV避雷器技术规范见表7。
表710kV避雷器技术规范
型号
装设地点
额定电压（kV）
灭弧电压（kV）
工频放电
电压（kV）
残压不大于（kV）
不小于
不大于
YH5WZ2-17/45
六青线出口
10
12.7
YH5WZ2-17/45
10KVⅠ段母线
10
12.7
YH5WZ2-17/45
10KVⅡ段母线
10
12.7
FCD3-6
发电机中性点
6
7.6
16
19
27
30
4.6.2GIS避雷器技术规范见表8。
表8GIS避雷器技术规范
项目
技术参数
项目
技术参数
型式
Y10WF-100/260
绝缘材料
SF6
额定电压
100kV
额定放电电流（峰值）
10kA
长期持续运行电压
73kV
内绝缘额定耐受电压
145kV
1mA直流参考电压
145kV
最高雷电冲击残压
260kV
额定气压（20℃）
0.4MPa
1分钟工频耐受电压
230kV
泄漏电流
＜0.5mA
生产厂家
西安电瓷研究所
4.710kV电容器规范
10kV电容器技术规范见表9。
表910kV电容器规范
型号
电压
容量
电容值
BFM10.5-25-1
10.5kV
25kvar
0.72μＦ
制造厂
上虞电力电容器有限公司
4.8 10kV电抗器规范
10kV电抗器技术规范见表10。
表1010kV电抗器规范
型号
额定电压（kV）
额定电流（A）
电抗百分值（%）
装设地点
NKSL-10-300-3
10
300
3
主机开关室
4.9 GIS母线和瓷套技术规范
GIS母线技术规范见表11
表11 GIS母线技术规范
项目
技术参数
项目
技术参数
型式
三相共箱式
额定电流
2000A
额定电压
110kV
最高工作电压
126kV
雷电冲击电压
550kV
1分钟工频耐受电压
230kV
额定动稳定电流
80kA
额定热稳定电流
31.5kA
壳体材料
钢
导体材料
合金铝管
瓷套泄漏比距
2.5cm/kV
瓷套电晕水平
在1.1倍相电压下无可见电晕
瓷套颜色
棕色
瓷套无线电干扰水平
在1.1倍相电压下≤2500μV
4.10 GIS总体技术规范
GIS总体技术规范见表12。
表12GIS总体技术规范
项目
技术参数
项目
技术参数
额定电压
110kV
最高工作电压
126kV
额定频率
50Hz
额定电流
2000A
SF6气体年泄漏率
≤1%
SF6气体含水量
开关：
≤150ppm
其它气隔单元：
≤250ppm
外壳类型
三相共箱式
外壳温升
运行人员易触及部位：
30K；易触及但操作时不触及部位：
40K
油漆颜色
N7漆（浅灰磁漆）
免修周期
12年
材料
外壳：
钢触头：
铜镀银绝缘：
SF6气体/盆式绝缘子
4.1110kV电力电缆技术规范
10kV电力电缆技术规范见表13。
表13 10kV电力电缆技术规范
型号
额定电压（kV）
电缆截面（mm2）
装设地点
YJV22
10
3×70
1、2号厂用变高压侧
JV22
15
3×70
10kV六青线线路侧
4.1210kV母线技术规范
10kV母线技术规范见表14。
表1410kV母线技术规范
项目
型号及材料
额定电压
额定电流
规格
10kVⅠ段母线
铝板
10kV
3000A
120mm×10mm×2
10kVⅡ段母线
铝板
10kV
3000A
120mm×10mm×2
绝缘套管
热缩绝缘
10kV
120mm×10mm
支柱瓷瓶
ZB-10T
10kV
5 配电装置的正常运行及维护
5.1 一般规定
5.1.1连在一起的配电装置应使各个回路的排序一致，应涂色分相别：
黄（A相）、绿（B相）、红（C相）。
5.1.2当CT、PT发生故障时，应及时消除其对继电保护及自动装置的影响。
禁止用刀闸拉开故障的电压互感器，不得将故障的PT二次侧与正常运行的PT二次并列。
5.1.3电压互感器检修，应将一、二次完全断开并取下高、低压熔断器，以防二次回路反送电。
5.1.4配电装置应按下列期限进行检修：
a）空气开关及其传动机构，每二年至少一次。
b）刀闸的操作机构，每三年至少一次。
c）GIS开关每3年进行一次一般检修，12年进行一次详细检修。
操作机构每6年一次详细检修。
d）其他配电装置根据预防性试验和检查结果来决定
5.2 配电装置的巡视检查
5.2.1巡视检查规定
a）4小时对所有配电装置巡回检查一次。
b）日高峰负荷时进行一次熄灯检查，检查各处有无火花放电、电晕或烧红等现象。
c）雷雨过后应立即对所有配电装置巡回检查一次。
d）事故跳闸后对开关本体及其操作机构全面检查。
e）事故跳闸或检修后及新设备投运，应增加机动性巡回检查。
5.2.2巡视检查项目
a）开关及刀闸操作机构完好，位置指示正确，刀闸动、静触头光滑、无歪斜。
b）导电设备无振动、无异常放电、无过热现象。
c）设备外壳接地应牢固、无断裂、锈蚀现象。
d）绝缘瓷件表面清洁，无裂纹和放电痕迹。
e）电缆及电缆头无过热、异味、机械损伤等，钢体无锈蚀，附近无易燃物，外壳接地良好。
f）各开关、刀闸位置指示器、指示灯指示正确；
g）各配电室内照明完好，各配电室门锁完好
h）各盘柜各指示完好，指示正确；
i）各切换把手投入正确；
j）各避雷器完好，是否有动作情况。
5.3 配电装置的运行维护
5.3.1 10kV真空开关的运行维护
5.3.1.1 真空开关的运行规定
a）运行状态下禁止操作真空开关盘柜上的联锁手柄，只有真空开关在分闸状态下才能操作。
b）运行状态下禁止切换盘面上各切换把手（照明开关除外）。
5.3.1.2真空开关正常运行检查
a）正常运行时各开关柜设备支撑瓷瓶、避雷器、CT无电晕、放电，大电流接头、刀闸无过热发红现象。
b）设备正常运行时，各联锁机构正常，各盘柜门在锁紧位置，各刀闸电磁锁在锁紧位置，刀闸联锁机构在“工作”位置。
c）高压带电显示装置电压指示器高压显示灯明亮，各电磁锁工作电源正常。
d）储能开关位置正确，各开关已储能指示正常，指示灯明亮。
001、002、003、004真空开关操作面板上“就地/切除/远方”切换把手在“远方”位置。
e）真空开关操作面板上跳合闸指示灯符合设备运行方式。
f）各开关设备操作机构正常，联锁电源供电正常，刀闸传动机构无脱落。
5.3.1.3真空开关的维护及注意事项
a）在正常条件真空开关在10000次操作内是免维护的;
b）维护、修理及以后的更换工作必须由熟悉操作手册的经过培训的专业人员来完成;
c）为了确保绝缘强度，绝缘件应保持处于清洁状态;
d）绝缘件以及开关的外露部分必须用干燥无绒毛的布擦抹;
e）机械操动机构的所有弹簧必须处于松弛状态，同时开关应处于分闸状态且“合闸”和“弹簧储能”标志应不可见;
f）二次电源没切断前，切不可触及线圈及接线端子
g）当怀疑灭弧室有漏气现象时，应该作真空度检查。
5.3.2 GIS运行维护
5.3.2.1 一般规定
a）GIS各间隔SF6气体压力低于规定压力时，严禁操作开关切除负荷电流及空载电流，应立即采取防跳措施，做好安全措施，将故障间隔开关停用。
b）GIS运行中，其“远方/就地”切换开关应在“远方”位置，各刀闸、接地刀闸和故障关合刀闸应用机械锁闭锁住，防止误操作。
c）GIS开关LCP就地控制柜具有就地操作、信号传输、保护和防误等功能，实施CB、DS、ES、FES就地/远方选择操作，并监视CB、DS、ES、FES的分、合闸位置状态和各气室SF6气体密度是否正常。
d）GIS元件说明：
CB：
开关；DS：
刀闸；ES：
接地刀闸；FES：
故障关合接地刀闸。
5.3.2.2 GIS运行检查
5.3.2.2.1GIS设备日常巡视检查项目
a）GIS各开关、刀闸位置指示器、指示灯是否正常。
b）GIS设备有无异常声音或气味发生。
c）GIS各气室SF6气体密度计压力是否处于正常状态。
其气压符合表15规定。
d）各接线端子上有无过热变色现象。
e）瓷套有无开裂、破坏或污损情况。
f）GIS接地良好，接地导体或支架是否有生锈或损伤断裂情况。
g）用手触摸GIS外壳无发热现象。
5.3.2.2.2 GIS就地控制柜LCP运行检查
a）检查LCP柜门面有无故障掉牌信号，有无报警信号。
b）就地/远方操作选择开关、各开关元件分合闸位置符合当前运行状态。
c）柜内交直流电源正常、照明完好。
各端子接线无松动、接点无氧化变色现象。
d）柜内加热器是否完好，在投入位置。
e）LCP柜通风窗过滤网清洁，无堵塞现象。
f）LCP柜电缆孔洞封堵完好。
LCP柜门锁扣完好，柜门在关闭位置。
g）LCP柜各元件有无与油、水、火接触。
5.3.3.2.3 GIS间隔SF6气体额定压力
GIS各间隔气室SF6气体额定压力规定见表15。
表15GIS间隔SF6额定充气压力
气隔单元
额定压力（MPa）
报警压力（MPa）
闭锁压力（MPa）
开关—电流互感器
0.50
0.45
0.4
电压互感器
0.40
0.35
—
其它
0.40
0.30
—
5.4运行操作
5.4.1 运行操作一般规定
5.4.1.1运行操作必须严格执行《电力安全工作规程》、《操作票、工作票制度》规定和《调度规程》等规定，严防误操作。
5.4.1.2配电装置检修，必须将各方面电源断开并有明显的断开点，且应合上相应接地刀闸或装设接地线。
送电操作前必须拉开相应接地刀闸和拆除临时接地线。
5.4.1.3配有重合闸装置的开关操作前，应切除重合闸装置。
操作正常后再投入。
5.4.1.4可用刀闸进行的操作：
a）拉、合电压互感器、避雷器、电容器（无故障设备）。
b）拉、合空母线。
c）拉、合变压器中性点和发电机中性点（系统无接地事故时）。
5.4.1.5拉、合刀闸操作后应到现场检查刀闸实际位置，其触头位置应正确，合闸后触头接触良好，分闸后断口张开角度或拉开距离应符合要求。
5.4.1.6线路停、送电操作顺序：
a）拉开开关；
b）拉开线路侧刀闸；
c）拉开母线侧刀闸；
d）送电操作顺序与停电操作顺序相反。
5.4.1.7停用电压互感器，为防止引起继电保护和自动装置误动作,应遵守的规定。
a）停用12SYH或22SYH应先将机组励磁调节器A通道转换到B或C通道运行，
b）11SYH或21
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