配电装置.docx

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配电装置

3基本运行规定

3.1断路器的运行规定

3.1.1低压空气断路器的技术规范见附录A，10kV系统真空断路器及其操动机构的技术规范见附录B，10kV系统高压开关柜的技术规范见附录C，发电机出口断路器开关设备技术规范见附录D。

3.1.2断路器的接地金属外壳应有明显的接地标志，接地螺栓不小于M12且接触良好。

3.1.3每台断路器的运行编号和名称应齐全。

3.1.4断路器外露的带电部分应有明显的相位漆。

3.1.5发生拒动行为的断路器不应投入运行或列为备用。

3.1.6断路器控制（操作）电源必须待其回路有关隔离开关全部操作完毕后才退出，以防止误操作时失去保护电源。

3.1.7断路器分闸操作时，若发现断路器非全相分闸，应立即合上该断路器。

断路器合闸操作时，若发现断路器非全相合闸，应立即拉开该断路器。

3.1.8在进行操作的过程中，遇有断路器跳闸时，应暂停操作。

3.1.9断路器的气体压力或操作压力出现异常导致分、合闸闭锁时，严禁擅自解除闭锁进行操作。

3.1.10弹簧操动机构的断路器在进行手动储能操作时，必须使用原配的操作手柄。

3.1.11400V自用、照明母线进线及联络空气断路器、机旁交流分电屏、GIS室交流分电屏进线断路器的手动储能操作只能在断路器分闸时进行，在断路器合闸时进行储能操作将使其分闸。

3.1.12任何情况下，严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作。

3.1.13拉出400V系统母线进线或联络断路器时，必须确认断路器在“分闸”状态。

3.1.14正常情况下，不应在10kV系统断路器本体上进行分、合闸操作。

3.1.1510kV系统断路器在进行位置切换操作时，必须使用原配的操作手柄。

3.1.1610kV及以上电压等级的断路器分闸后，至少应经过3min的时间，方可再进行合闸操作。

发电机出口断路器短路分闸后，至少应经过30min的时间，方可再进行合闸操作。

3.1.17正常运行时，10kV系统断路器、220kV系统断路器的“就地/远方”选择开关应在“远方”位置，发电机出口断路器“Local/Remote/LampTest”（就地/远方/调试）选择开关应打至“Remote”（远方）位置，严禁打至其它位置。

3.1.18SF6断路器在未充入适量的SF6气体或无操作压力时，严禁进行分、合闸操作。

3.2隔离开关的运行规定

3.2.110kV系统隔离手车的技术规范见附录B，隔离开关的技术规范见附录E。

3.2.2隔离开关操作前，必须投入相应断路器控制电源。

3.2.3在设有断路器的回路中，必须在串联断路器分闸后才能操作隔离开关，严禁带负荷分、合隔离开关。

3.2.4隔离开关的分、合闸操作后，应对其触头接触、锁锭及辅助接点等进行检查。

3.2.5对装有防误闭锁的隔离开关，应严格按照防误操作程序进行操作。

3.2.6为检修设备拉开的隔离开关应采取可靠措施，防止误合。

3.2.7220kV系统隔离开关不能电动操作时，在未查明原因或查明隔离开关两端确无电压前，严禁改用手动方式进行分、合闸操作。

3.3GIS的运行规定

3.3.1GIS开关设备的技术规范见附录F，GIS快速隔离开关、隔离开关、快速接地开关及接地开关的技术规范见附录G。

3.3.2进入GIS室之前必须启动通排风机并检查通排风系统正常。

3.3.3值班人员在GIS室检查中若出现不适，颈部僵直、头昏头痛、鼻眼干涩等症状，应立即撤离现场。

3.3.4正常运行时，汇控柜内“联锁/解锁”开关应在“联锁”位置，“远方/就地”切换开关应在“远方”位置，严禁打至其它位置。

3.1.5GIS断路器液压弹簧机构在碟型弹簧储能后，油标窗上的油位指示最高不应超过中央，最低则为可见。

3.1.6在GIS断路器不动作的情况下，液压机构油泵每天允许启动10次～25次，若超过25次应立即汇报。

3.1.7GIS断路器每小时仅可进行20次合闸、分闸操作。

3.3.8GIS设备合接地开关前必须确认相关的隔离开关已拉开、在二次上确认接地设备无电压，线路接地前还应与调度核实该线路确已停电。

3.1.9GIS断路器液压弹簧机构进行维修时，必须先将断路器及其两侧隔离开关拉开，切断储能电机的电源，并缓慢拉动碟形弹簧的压力释放手柄，将其压力释放。

3.4电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆及主变高压套管的运行规定

3.4.1电流互感器技术规范见表1、电压互感器的技术规范见表2，避雷器的技术规范见表3，高压离相封闭母线技术规范见表4，高压熔断器的技术规范见表5，主变高压套管的技术规范见表6。

3.4.2电压互感器二次侧负荷应在额定容量内运行。

3.4.3电压互感器二次侧及外壳必须接地，严禁短路。

3.4.4电压互感器检修后投入正式运行前必须保证极性正确。

3.4.5电压互感器停电操作时，应先拉开二次侧空气开关或熔断器，后拉开一次隔离开关或手车。

送电操作应按与上述相反的顺序进行。

3.4.6一次侧未并列运行的两组电压互感器，禁止二次侧并列运行。

3.4.7电流互感器二次侧负荷应在额定容量内运行。

3.4.8电流互感器二次侧线圈及外壳必须接地，严禁开路。

3.4.9电流互感器检修后投入正式运行前必须保证极性正确。

3.4.10过电压发生后应检查避雷器的动作情况。

3.4.11安装了在线监测仪的避雷器，泄漏电流的增长不应超过正常值的10％，毫安表的指针应指示在绿区或1.5mA以下，在同一次记录中三相泄漏电流应基本一致，运行应每天巡视一次，每半月记录一次。

3.4.12同一电气连接部分，各回路的相序应排列一致，并涂有色漆区分相别，其中A（U）相涂黄色，B（V）相涂绿色，C（W）相涂红色，接地中性线涂黑色。

3.4.13母线各部连接处及距离连接处100mm以内的地方严禁涂漆。

3.4.14离相封闭母线在正常使用条件下运行时，导体的最高允许温度不应超过90℃，温升不得超过50K；螺栓连接的导电接触面最高允许温度不应超过105℃，温升不得超过65K；外壳及外壳支持结构的最高允许温度不应超过70℃，温升不得超过30K。

3.4.15离相封闭母线大修后应使用2500V绝缘电阻表在常温下分相摇测绝缘电阻，其值不应低于50MΩ。

3.4.16电力电缆的额定电压应等于所在网络的额定电压，最高不应超过额定电压的15％。

3.4.1710kV系统的电力电缆允许过负荷15％，连续运行2h。

4配电装置运行方式

4.1　电气主接线的运行方式

4.1.1本站电气主接线为发电机－变压器组单元接线，1号水轮发电机和2号水轮发电机经主变升压后并列于220kVⅠ段母线、3号水轮发电机和4号水轮发电机经主变升压后并列于220kVⅡ段母线。

220kV母线为单母线接线，正常情况下，220kVⅠ段母线和Ⅱ段母线联络运行，将汇集的电能通过220kV皇林线和林远线送入新疆电网。

4.1.2主变运行方式见《变压器运行规程》4的规定。

4.1.3厂用电系统的运行方式见《厂用电及电动机运行规程》4.1和4.2的规定。

4.2　电压互感器、电流互感器、避雷器的运行方式

正常情况下，电压互感器、电流互感器、避雷器均应投入运行，雷雨季节（四月至十月）严禁将避雷器退出运行。

5配电装置的运行监视和检查

5.1基本要求

5.1.1每日应对运行和备用中的配电装置至少巡回检查三次，每两天应对运行和备用中的配电装置至少点检一次。

5.1.2备用中的配电装置应按规定进行运行维护和巡回检查，其安全和技术规定和运行配电装置一样，与运行配电装置同等对待。

5.1.3配电装置的一般巡回检查项目：

a）设备标示牌名称、编号齐全、完好。

b）电瓷设备无裂纹和放电痕迹。

c）断路器、隔离开关、母线的接头等无过热、变色、变形现象。

d）带电设备无异常振动、声响和放电现象。

e）外壳接地良好，消防设备、标志、锁等防护设备完好。

f）建筑物无漏水，电缆沟无积水、积油或其它影响安全的因素。

g）按规定检查避雷器的动作情况，记录动作次数。

5.1.4配电装置的特殊巡回检查要求：

a）新设备投运或设备检修后第一次投运的巡回检查，周期应相对缩短，投运72h后转入正常巡检。

b）按规定进行熄灯检查。

c）气象突变、短路后重新投运后或设备带缺陷运行，增加巡检。

d）雷击后应进行巡检。

e）高温季节（四月至十月）高峰负荷期间应加强巡检。

f）事故跳闸或设备运行中发现可疑现象时。

5.2断路器运行监视和检查

5.2.1400V公用、采暖母线进线及联络空气断路器（401、402、412、407、408及478）的检查项目：

a）断路器的分、合状态指示正确，位置正确，位置按钮按入，并与当时实际运行工况相符。

b）储能机构断路器的储能指示器显示弹簧储能机构“charged”（已储能），储能黄灯点亮。

c）本体上“Reset”（复归）键弹起，在合闸状态时，三相电流指示平衡。

d）开关柜上“手动/自动/远方”切换开关在“自动”位置，“分闸”绿灯、“合闸”红灯的指示与断路器的实际状态一致。

e）各连接部分接触良好无过热、变色现象，无异常声响。

f）各载流部分、出线端子无过热。

g）接地完好。

h）周围无杂物。

5.2.2400V自用、照明母线进线及联络空气断路器（403、404、434、405、406及456）的检查项目：

a）断路器的分、合状态指示正确，位置正确，并与当时实际运行工况相符。

b）储能机构断路器的储能指示器在断路器“OFF”（分闸）状态时显示“discharged”（未储能），而在断路器“ON”（合闸）状态时显示“discharged”（未储能），“manu/auto”（手动/自动）切换开关在“auto”（自动）位置。

c）开关柜上“手动/自动/远方”切换开关在“自动”位置，“分闸”绿灯、“合闸”红灯的指示与断路器的实际状态一致，“手动状态指示灯”熄灭。

d）各连接部分接触良好无过热、变色现象，无异常声响。

e）各载流部分、出线端子无过热。

f）接地完好。

g）周围无杂物。

5.2.3400V机旁交流分电屏、GIS室交流分电屏进线断路器及直流充电装置交流进线断路器的检查项目：

a）断路器的分、合状态指示正确，位置正确，并与当时实际运行工况相符，控制方式均在“auto”（自动）位置。

b）储能指示器在断路器“OFF”（分闸）状态时显示“charged”（已储能），而在断路器“ON”（合闸）状态时显示“discharged”（未储能），“manu/auto”（手动/自动）切换开关在“auto”（自动）位置，“UN”、“UR”指示灯点亮。

c）各连接部分接触良好无过热、变色现象，无异常声响。

d）各载流部分、出线端子无过热。

e）接地完好。

f）周围无杂物。

5.2.410kV系统真空断路器的检查项目：

a）断路器电气指示、“O-I”（分-合）信号指示牌的指示、开关状态模拟器、三相带电显示装置指示和当时实际运行工况相符，“就地/远方”选择开关应在“远方”位置。

b）储能指示器显示合闸弹簧“已储能”，开关状态模拟装置上储能指示灯亮。

c）接地开关状态与实际运行工况相符，分、合闸指示牌标示清晰。

d）支持绝缘子无断裂、裂纹、损伤及放电声。

e）绝缘拉杆完好、无裂纹。

f）真空灭弧室无放电、无异音、无破损、无变色。

g）各连杆、转轴、拐臂无变形、无裂纹、轴销齐全。

h）接地螺栓压接良好，无锈蚀。

i）引线连接部分接触良好，无过热现象。

5.2.5GIS的检查项目：

a）外观无变形、无锈蚀、连接无松动，传动元件的轴、销齐全无脱落、无卡涩，箱门关闭严密。

b）无异常声音、特殊气味。

c）气室压力在正常范围内，无明显变化，并按时记录当时压力值。

d）接地外壳、底座等无锈蚀和损坏。

e）位置指示器与实际运行方式相符。

f）套管完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。

g）避雷器动作及泄漏电流监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。

h）汇控柜内一次接线图的信号显示与实际设备的运行工况一致，无异常信号发出。

i）汇控柜内断路器电机电源开关、隔离开关及接地开关电机电源开关、隔离开关及接地开关控制电源开关、信号电源开关、断路器分2电源开关和照明及加热器电源开关均在“合闸”状态。

j）汇控柜内“联锁/解锁”开关在“联锁”位置，“远方/就地”切换开关在“远方”位置，就地分、合闸操作把手在中间位置，柜内运行设备正常，封堵严密、良好，加热器及驱潮电阻正常。

k）接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。

l）通风系统运转正常，氧量仪指示大于18％，SF6气体含量不大于1000цL/L。

m）各设备无下沉、倾斜现象。

5.2.6断路器所在回路出现短路后，在检查中应特别注意电动力的作用后果：

a）绝缘子有无裂纹，瓷套有无破损。

b）母线有无变形、断路器有无位移现象。

5.2.7高压开关柜的检查项目：

a）机构箱门平整、开启灵活，关闭紧密。

b）无异音、无过热、无变形等异常现象。

c）保护装置“运行”灯闪烁，“跳闸压板”连接片投上，“重合闸压板”、“置检修状态”连接片退出。

d）“远方/就地”选择开关在“远方”位置，“分闸/合闸”控制开关在预合位置。

e）开关状态模拟显示器上断路器位置及状态指示与当时实际运行工况相符，“已储能”指示灯点亮。

f）三相带电显示装置指示正确，加热器电源Ⅰ、Ⅱ灯点亮。

g）直流电源回路接地端子无松脱、无烧蚀、无铜绿或锈蚀。

h）加热器正常完好。

i）二次接线压接良好，无过热变色、断股现象。

j）加热器良好。

5.3隔离开关的检查项目

隔离开关的检查项目：

a）绝缘子清洁无裂纹、无损伤放电现象。

b）导电部分接触良好，无过热、变色及移动等异常现象，触点压接良好，无过热现象。

c）传动机构、锁锭完好，接地良好。

5.4PT、CT、避雷器、母线、电缆的监视和检查

5.4.1电压互感器检查项目：

a）无过热、异常振动及声响。

b）套管清洁、完整。

c）无受潮、外露铁芯无锈蚀。

d）外绝缘表面无积灰、粉蚀、开裂和放电现象。

e）二次侧接地良好。

f）端子箱内熔断器及自动开关等二次元件正常。

g）除上述相关项目外，220kV皇林线、林远线电压互感器还应检查电瓷单元各部分正常，分压电容器及电瓷单元无渗漏油现象。

5.4.2电流互感器检查项目：

a）套管清洁、完整，无放电现象。

b）外壳接地可靠，基础螺丝无松动，二次接线盒严密。

c）引线端子无过热、变色或出现火化现象。

d）接头螺栓无松动现象。

e）无异音、异味、异常振动及放电、冒烟现象。

f）充油式电流互感器油位、油色正常，无渗、漏油现象。

5.4.3避雷器的检查项目：

a）套管清洁、完整，内部无放电声音。

b）放电记录器密封良好。

c）在线监测仪指示正常。

d）接地良好，接地引下线无锈蚀、断裂现象。

5.4.4母线的巡视检查项目：

a）母线的接头无发热、变色现象。

b）母线的支持绝缘子清洁，无破损、裂纹现象。

c）无异音、异味。

5.4.5离相封闭母线的巡视检查项目：

a）导体的温度和外壳温度，不应超过允许值。

b）短路板处的接地应牢固可靠，标示清晰，无过热现象。

c）无异音、共振、异味和放电声响。

e）外壳应清洁，无杂物。

5.4.6电缆的巡视检查项目：

a）电缆头及电缆绝缘层无腐蚀及损伤现象。

b）电缆线路上不应堆置瓦砾、矿渣、建筑材料、笨重物件、酸碱性排泄物等。

c）电缆接地线接触良好。

5.5接地网的检查

接地网的检查项目：

a）接地网的的标示明确、漆色清晰。

b）接地网的接地扁铁连接牢固，无锈蚀现象。

c）各运行设备接地良好、无锈蚀现象。

6配电装置的运行操作

6.1　操作术语和定义

6.1.1断路器检修是指断路器及两侧隔离开关均已拉开，断路器失灵保护停用，并合上断路器两侧接地开关或装设三相短路接地线。

6.1.2线路检修是指线路隔离开关拉开，线路电压互感器低压侧断开，并合上线路出线端接地开关。

6.1.3母线检修是指母线侧所有断路器及其两侧隔离开关均在“分闸”状态，母线电压互感器低压侧断开，并合上母线接地开关或装设三相短路接地线。

6.1.4断路器热备用是指断路器及其两侧接地开关均在“分闸”状态，而隔离开关已在“合闸”状态。

在断路器热备用状态下，若无特殊要求，继电保护应在运行状态。

6.1.5断路器冷备用是指断路器及其两侧隔离开关、接地开关均在“分闸”状态。

6.1.6线路冷备用是指线路两侧隔离开关均在“分闸”状态，线路电压互感器低压侧断开。

6.1.7母线冷备用是指母线侧所有断路器及其两侧隔离开关均在“分闸”状态。

6.1.8并列是指将两个独立电网检同期合并为一个电网运行。

6.1.9解列是指将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行。

6.1.10线路强送电是指线路事故跳闸后未经处理即行送电。

线路试送电是指线路事故跳闸经处理后的首次送电。

6.1.11核对相序，是指用仪表或其它手段，核对两电源的相序是否相同。

6.2　配电装置的操作规定

6.2.1停电拉闸操作必须按照断路器→负荷侧隔离开关→母线侧隔离开关的顺序依次操作，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。

6.2.2配电装置以上位机操作为基本操作方式，上位机和现地控制单元不能操作的可就地操作。

操作中应注意监视流程的执行情况。

若发现自动元件动作不良，可以手动帮助，但应作好记录。

6.3断路器的操作规定

6.3.1断路器操作的一般要求：

a）断路器经检修后恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除。

b）长期停运的断路器在正式执行操作前，应通过远方控制方式进行无电试操作2次～3次，无异常后方能按操作票拟定的方式操作。

c）操作前应检查控制回路、辅助回路、控制电源、操作气源或液压回路均正常、储能机构已储能，即具备运行操作条件。

d）操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，使用操作把手操作时，把手应扭到终点位置，不宜返回太快。

e）保护模拟试验时以动作出口中间继电器为原则，只有最后一次模拟试验允许分断路器。

6.3.2正常运行的断路器操作时应注意检查下列项目：

储能机构已储能、GIS开关设备的压力在规定的范围内。

GIS开关设备的压力规定范围见附录D。

6.4隔离开关的操作规定

6.4.1隔离开关操作的一般要求：

a）操作前应检查相连的断路器确在“分闸”状态。

b）合闸时均必须迅速而果断，但终了时不可用力过猛，操作完毕后，应检查三相确已合闸，动触头已完全进入固定触头，并接触严密。

c）分闸开始时应慢而谨慎，当刀片刚离开固定触头时则应迅速，操作完毕后，应检查三相确实在“分闸”状态，并使刀片尽量拉到头。

6.4.2在未设断路器的回路中，允许用隔离开关进行下列操作：

a）系统没有接地故障时，拉开或合上无故障（无冒烟、内部放电等现象）的电压互感器。

b）无雷电时，拉开或合上避雷器。

c）拉开或合上主变中性点接地开关。

d）拉开或合上空载母线。

e）拉开或合上励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的无负荷线路。

6.5　220kV母线的操作规定

6.5.1220kV母线的负荷分配、潮流分布应合理，使电源进线和负荷出线的功率潮流均匀地分布在两组母线上，母联断路器2250的穿越功率最小。

6.5.2母线停电拉闸操作必须按照母联断路器→停电母线侧隔离开关→运行母线侧隔离开关的顺序依次操作，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。

6.5.3母线操作时，应根据继电保护的要求调整母线差动保护运行方式。

6.5.4母线停、送电操作时，应注意防止电压互感器二次侧向母线反充电。

6.5.5母线充电的操作，一般情况下应带电压互感器直接进行，有以下两种方式：

a）用母联断路器2250进行母线充电操作，应投入母联充电保护，充电正常后退出充电保护。

b）用220kV线路断路器对母线充电。

6.6　220kV线路的操作规定

6.6.1线路送电，一般应选择大电源侧作为充电侧，停电时顺序相反。

6.6.2检修后相序有可能发生变动的线路，恢复送电时应核对相序。

6.7断路器的操作

6.7.110kV系统断路器合闸弹簧手动储能操作：

a）将原配的操作手柄插入操作面板的手动储能开孔。

b）上下摇动操作手柄。

c）听到“喀嚓”的声音后。

d）查储能指示器显示黄色已储能标志，开关状态模拟显示器“已储能”红灯点亮。

e）拔出操作手柄，不要过度用力。

f）操作过程中不要过度用力。

6.7.210kV系统断路器合闸弹簧的失压操作：

a）查断路器已在“试验”位置。

b）拉开断路器控制电源开关1DK2和储能电源开关1DK3。

c）拔出辅助电路插头。

d）按操作面板上的合闸按钮。

e）查断路器确已合闸。

f）按操作面板上的分闸按钮。

g）查断路器确已分闸。

h）查储能指示器显示白色未储能标志，开关状态模拟显示器“未储能”绿灯点亮。

6.7.3400V公用、采暖母线进线及联络空气断路器（401、402、412、407、408及478）的手动储能操作：

a）拉出手动储能操作手柄。

b）向下拉动储能手柄6次。

c）听到“啪嗒”的声音后。

d）查储能指示器显示“charged”黄色已储能标志。

e）轻轻放回操作手柄。

f）操作过程中不要过度用力。

6.7.4400V自用、照明母线进线及联络空气断路器（403、404、434、405、406及456）及机旁交流分电屏、GIS室交流分电屏进线断路器的手动储能操作：

a）应在断路器分闸时进行。

b）按下手动储能手柄下方“1”处使其向外伸出。

c）拉下拉动储能手柄。

d）直到储能指示器显示“charged”黄色已储能标志。

e）轻轻放回操作手柄。

6.7.510kV断路器手车由“检修”位置推至“试验”位置的操作：

a）查断路器完好，无漏装零部件，无工具等杂物放在机构箱或断路器内。

b）查断路器手车已在转移车上可靠锁锭。

c）将转移车推至柜前。

d）把断路器手车升到合适位置。

e）把转移车前部定位锁钩插入柜体手车基板插口后将其与柜体锁锭。

f）打开断路器手车的锁杆。

g）将断路器手车平稳推入柜体并锁锭。

h）解除转移车与柜体的锁锭。

i）小心将转移车推开至指定位置后轻轻停稳。

j）隔离车10131、10231的操作参照执行。

6.7.610kV断路器手车由“试验”位置拉至“检修”位置的操作：

a）查断路器已在“试验”位置。

b）拉开断路器控制电源开关1DK2和储能电源开关1DK3。

c）拔出辅助电路插头。

d）将转移车推至柜前。

e）把转移车前部定位锁钩插入柜体手车基板插口后将其与柜体锁锭。

f）将断路器手车解除锁锭后向外拉出。

g）当断路器手车完全进入转移车后。

h）解除转移车与柜体的锁锭。

i）小心将转移车推至指定位置后轻轻停稳。

j）隔离车10131、10231的操作参照执行。

6.7.710kV断路器手车由“试验”位置推至“工作”位置的操作：

a）查接地开关三相已在“分闸”状态。

b）查断路器已在“试验”位置。

c）查断路器已在“分闸”状态，分合闸指示器显示“0”（分闸）标志。

d）合上辅助电路插头。

e）合上断路器控制电源开关1DK2和储能电源开关1DK3。

f）查断路器本体上储能指示器显示黄色已储能标志。

g）查开关状态模拟显示