6110kV开关站运行规程Word文档下载推荐.docx

1、kA407额定短时工频耐受电压2308额定雷电冲击耐受电压5509额定峰值耐受电流10010额定短路持续时间s11断路器操作方式三极联动12质量Kg130013生产厂家重庆泰高博森电气有限公司表2 SF断路器操作机构技术规范CT110型断路器机械寿命次额定合闸电压VAC220合闸电流2A额定分闸电压分闸电流1 A储能电机额定电压储能电机额定功率W500SF6气体压力额定压力（20）MPa0.6SF6气体报警压力（20）0.55SF6气体闭锁压力（20）0.5014表3 隔离刀闸及其操作机构技术规范隔离开关设备型号GW17-126DW设备编号1011、1021、1511、1516、1521、15

2、26126Kv1250A额定峰值耐受电流（峰值）80KA2s额定短时耐受电流（有效值）31.5KA机械寿命2000次雷电冲击耐受电压500KV重量4503Kg 操 作 机 构CJ7AG4A1控制电压AC220V分合时间6S操作方式单相电动机YTZ7114J1.65A380V相数三相转速1400r/min额定功率550W绝缘等级B级11.7Kg产地温州中球电机厂表4 主变中性点刀及操作机构主变中性点刀闸GW13-72.572.5KV630A3S额定耐受电流20KA325KV100 Kg河南平高电器有限公司操作构CJ电动机电压AC380V43 Kg电机型号Y7Z71241.1A0.37KWcos0

3、.72接线方式Y频率50HZ噪省65dB10Kg湘潭微特公司表5 氧化锌避雷器技术规范设备名称110kV母线避雷器主变中性点避雷器HY5WL-110/260NY1.5WZ-72/186额定电压（kV）11072持续运行电压（kV）7858额定频率（Hz）持续电流（阻性）（A）250节数（节）残压（KV）186西安高压电器厂表6 电流互感器技术规范主变高侧及线路CT主变中性点CT主变中性点间隙CTLB6-110WLR（B-35）LZZB-10W1数量（台）电流比23005100/575/5最高海拔（M）1000额定绝缘水平（KV）126/185/45012/44/75额定短时热电流（KA）3.5

4、15额定动稳定电流（KA）8011536油重（KG）165总重（KG）650额定输出50VA2015准确级10P155P510P重庆高压开关厂表7 电压互感器技术规范110kV母线电压互感器110kV线路电容式电压互感器JDCF-110WTYD110/3-0.01HG变比KV 额定容量（VA）50VA 0.2级 100VA 0.5级400VA 3P 300VA 3P150VA 0.5级100VA 3P绝缘水平（KV）电容量（F）0.01极限输出（VA）2000海拔（M）结线方式YYYYY3.3设备的运行操作3.3.1 设备操作的一般规定3.3.1.1 运行设备必须按电力设备交接和预防性试验标准

5、的规定进行试验，并确认合格。3.3.1.2110KV系统设备检修后，应将安全措施（如接地线、标示牌、遮栏等）全部拆除，工作票收回后方可投入运行。3.3.1.3 110KV系统设备运行方式应按调度命令执行3.3.1.4系统性高峰负荷或雷雨天气时，一般不应进行倒闸操作。3.3.1.5线路及母线充电，必须投入相应的继电保护；母线充电时还应投入母线电压互感器。3.3.1.6SF6气体压力降至闭锁压力时电动操作将自动闭锁。3.3.1.7线路送电时应先合上母线侧刀闸、后合上线路侧刀闸、再合上开关，停电操作与送电相反3.3.1.8严禁隔离刀闸带负荷操作，必须在开关断开后，方可合上或拉开；严禁用刀闸切合110

6、KV环流电路或用刀闸拉合110KV空载线路和空载主变压器。3.3.1.9当无开关时，刀闸可进行如下拉、合操作：3.3.1.9.1分、合电压互感器、避雷器（设备故障时除外）；3.3.1.9.2系统无接地故障时，分合主变压器的中性点。3.3.1.10每台刀闸与地刀之间均带有防止误操作的机械闭锁装置，严禁擅自解除闭锁装置而强行对其进行操作。3.3.1.11停电时，应先停负荷侧开关，后停电源侧开关，送电时操作顺序相反。3.3.1.12 合线路接地刀闸前必须得调度命令并验明线路确无电压。3.3.1.13电压互感器短时停电，应退出相应保护。3.3.1.14操作中涉及到厂用电，应先倒换厂用电。3.3.1.1

7、5停电时，开关跳闸后，先拉开该开关两侧刀闸，然后断开回路控制电源。3.3.1.16110KV系统各开关合闸闭锁条件为：储能机构未储能，SF6气体压力在0.50 MPa以下，分闸闭锁条件为：SF6气体压力在0.50 MPa以下。3.3.1.17110KV系统刀闸合、分闸闭锁条件为相应开关在“合”位或该回路接地刀闸在“合”位。3.3.1.18110KV系统各接地刀闸分、合闸闭锁条件为对应的开关、刀闸在“合”位。3.3.1.19高电压设备接地装置绝缘电阻：R250/I（I-计算用的接地故障电流），但不宜大于0.5。3.3.1.20110KV系统电压变化范围：5%Ue。系统各部分运行电流一般不允许超过

8、其额定工作电流。3.3.1.21开关检修后，投入运行前必须作远方分、合闸试验。分、合闸时应检查开关分合闸情况。3.3.1.22开关检修调试时，置操作方式开关于“就地”位置，再对开关进行分、合闸操作。3.3.1.23远方、现地操作刀闸或主变中性点地刀，如发现操作机构卡住、刀闸不动，应停止操作、查明原因。3.3.1.25当开关、刀闸、主变中性点地刀电动操作机构故障，需要手动操作时需经当值值长同意后方可操作。3.3.1.26手动操作刀闸、地刀时，必须两人进行，严格执行操作票制度；操作人员应戴绝缘手套。3.3.1.27母线停电检修，必须断开母线上所连接的开关及隔离刀闸，并合上母线接地刀闸。充电前应启用

9、母线保护。3.3.1.28运行时各开关、刀闸、主变中性点地刀各回路控制电源，电动操作机构动力电源均应投上，并将操作方式开关置“远方”位置。3.3.1.29线路事故跳闸后，应立即向值班调度员汇报，未得调度命令不得对线路试送电。3.3.2正常操作3.3.2.1110KV母线从藤湖线152DL充电操作 3.3.2.1.1检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；3.3.2.1.2检查110KV母线正常，藤湖线间隔和SF6气压正常并无其它异常现象；3.3.2.1.3检查备用线开关151DL在“分”位；3.3.2.1.4检查藤湖线开关152DL在“分”位；3.3.2.1.5检查1#主变1B开关101 D

10、L在“分”位；3.3.2.1.6检查2#主变2B开关102 DL在“分”位；3.3.2.1.7检查1#主变1B 110KV母线侧刀闸1011G在“分”位；3.3.2.1.8检查2#主变2B 110KV母线侧刀闸1021G在“分”位；3.3.2.1.9检查藤湖线母线侧刀闸1521G在“分”位；3.3.2.1.10检查备用线母线侧刀闸1511G在“分”位；3.3.2.1.11投入藤湖线保护电源及保护，投入各保护压板；3.3.2.1.12投入母线保护电源，各保护压板投入；3.3.2.1.13拉开藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；3.3.2.1.14拉开藤湖线母线侧接地刀闸15230G并确认；3

11、.3.2.1.15拉开110KV母线电压互感器接地刀闸19180G并确认；3.3.2.1.16拉开110KV母线接地刀闸1110G并确认；3.3.2.1.17投入母线PT刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.1.18合上110KV母线PT刀闸1918G并确认；3.3.2.1.19投入藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.1.20投入藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.1.21合上藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；3.3.2.1.22合藤湖线出线侧刀闸1526G并确认；3

12、.3.2.1.23联系调度给藤湖线充电；3.3.2.1.24无压合藤湖线开关152DL并确认；3.3.2.1.25检查110KV母线运行正常。3.3.2.2藤湖线送电（同期）操作3.3.2.2.1检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；3.3.2.2.2检查藤湖线开关152 DL在“分”位；3.3.2.2.3检查藤湖线间隔SF6气压正常并无其它异常现象；3.3.2.2.4检查110KV母线电压正常；3.3.2.2.5投入藤湖线保护电源，投入各保护压板（重合闸应停用）；3.3.2.2.6拉开藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；3.3.2.2.7 拉开藤湖线母线侧接地刀闸15230G并确认；

13、3.3.2.2.8检查藤湖线及其开关回路有无短路接地故障；3.3.2.2.9投入藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.2.10投入藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.2.11合上藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；3.3.2.2.12合上备用线出线侧刀闸1526G并确认；3.3.2.2.13同期合藤湖线开关152DL并确认；3.3.2.2.14检查藤湖线运行正常，并与调度联系启用相关保护。3.3.2.3藤湖线停电操作3.3.2.3.1断开藤湖线开关152DL并确认；3.3.2.3.2断开藤湖线出线侧刀闸15

14、26G并确认；3.3.2.3.3断开藤湖线母线侧刀闸1521G并确认；3.3.2.3.4断开藤湖线开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；3.3.2.3.5断开藤湖线刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；3.3.2.3.6确认藤湖线线路无压，联系调度，合上藤湖线出线侧接地刀闸15260G并确认；3.3.2.3.7悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；3.3.2.3.8断开藤湖线保护电源，切除各保护压板。3.3.2.4110KV母线停电操作3.3.2.4.1倒换厂用电源至14B；3.3.2.4.2检查发电机组已停，机组出口开关1DL、2DL确在

15、断开位置；3.3.2.4.3跳开1#主变高压侧开关101DL并确认；3.3.2.4.4跳开2#主变高压侧开关102DL并确认；3.3.2.4.5跳开藤湖线开关152DL并确认；3.3.2.4.6断开备用线开关151DL并确认；3.3.2.4.7断开1#主变110KV母线侧刀闸1011 G并确认；3.3.2.4.8断开2#主变110KV母线侧刀闸1021G并确认；3.3.2.4.9断开藤湖线母线侧刀闸1521 G并确认；3.3.2.4.10断开备用线母线侧刀闸1511 G并确认；3.3.2.4.11断开110KV母线电压互感器刀闸1918G并确认；3.3.2.4.12断开各刀闸控制电源和电动操作

16、机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；3.3.2.4.13断开各开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；3.3.2.4.14确认母线无电压后合110KV母线接地刀闸1110G并确认；3.3.2.4.15悬挂相应的标示牌；3.3.2.4.16断开母线保护电源，切除各保护压板。3.3.2.5主变1B（2B）高压侧开关同期合闸操作 3.3.2.5.1检查发电机1F（2F）保护电源投入，保护工作正常，各保护压板投入；3.3.2.5.2检查主变1B（2B）保护电源投入，保护工作正常，各保护压板投入；3.3.2.5.3检查主变1B（2B）高压开关SF6气压正常；3.3.2.5.

17、4检查主变1B（2B）110KV开关101 DL（102DL）在“分”位；3.3.2.5.5检查主变1B（2B）110KV母线侧刀闸1011 G（1021 G）在“合”位；3.3.2.5.6 检查主变1B（2B）10KV侧手车9011 G（9022 G）在“工作”位置；3.3.2.5.7检查10KV（）段母线电压互感器9918 XG（9928G）手车在“工作”位置；3.3.2.5.8检查发电机1F（2F）出口手车9901 G或（9902G）在“工作”位置；3.3.2.5.9 检查厂用变11B（12B、13B）高压侧开关11DL（12DL、13 DL）在“分”位；3.3.2.5.10检查发电机1

18、F（2F）出口开关1 DL（2DL）在“合”位；3.3.2.5.11检查机组满足开机条件：启动发电机1F（2F），建压至额定；3.3.2.5.12在上位机上同期合主变1B（2B）高压侧开关101DL（102DL）并确认；3.3.2.5.13按调度要求带机组负荷；3.3.2.5.14检查发电机、主变运行正常。3.3.2.6开关脱离备用操作3.3.2.6.1断开相应开关；3.3.2.6.2拉开开关两侧的刀闸；3.3.2.6.3现场检查开关在“分”位；3.3.2.6.4断开开关控制电源和电动弹簧操作机构电源，将操作方式开关置“现地”位置；3.3.2.6.5断开刀闸控制电源和电动操作机构电源，将操作方

19、式开关置“现地”位置；3.3.2.6.6确认无电压后合上开关两侧的接地刀闸；3.3.2.6.7悬挂相应标示牌；3.3.2.7开关恢复备用操作3.3.2.7.1检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；3.3.2.7.2检查开关SF6气压正常；3.3.2.7.3现场检查开关在“分”位；3.3.2.7.4拉开开关两侧的接地刀闸或接地线；3.3.2.7.5投入刀闸控制电源和电动操作机构动力电源，并将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.7.6投入开关控制电源和电动弹簧操作机构动力电源，并将操作方式开关置“远方”位置；3.3.2.7.7合开关两侧的刀闸。3.3.2.8110KV母线电压互感器停电操作

20、3.3.2.8.1拉开母线电压互感器刀闸1918G，断开电压互感器二次侧空气开关；3.3.2.8.2停用与母线电压互感器相联的有关保护；3.3.2.8.3根据工作需要合上110KV母线电压互感器接地刀闸19180G并做好其它安全措施。3.3.2.9110KV母线电压互感器送电操作3.3.2.9.1检查所有工作票已收回，临时安全措施已拆出；3.3.2.9.2拉开母线电压互感器接地刀闸19180G；3.3.2.9.3全面检查母线电压互感器回路有无短路接地线及杂物；3.3.2.9.4启用与母线电压互感器相关的有关保护；3.3.2.9.5投上母线电压互感器二次侧空气开关；3.3.2.9.6合上母线电压

21、互感器开关1918G；3.3.2.9.7检查母线电压互感器运行正常。3.3.2.10 刀闸、主变中性点接地刀闸、接地刀闸现地操作3.3.2.10.1 隔离开关、主变中性点接地刀闸的操作3.3.2.10.2.1：检查刀闸操作解锁条件满足；3.3.2.10.3.2将操作方式开关置于“现地”；3.3.2.10.4.3检查刀闸操作电源正常；3.3.2.10.5.4按下分.合闸按钮, 监视刀闸运动到位，若电动操作无效，经核实无闭锁条件，可打开机箱右边侧门, 用手力摇柄进行操作。3.3.2.10.2 接地刀闸的操作3.3.2.10.2.1打开电磁锁；3.3.2.10.2.2用手力摇柄进行操作. 若电磁锁打

22、不开应检查断路器及隔离开关是否在“合闸” 位置被闭锁；3.3.2.10.2.3操作完毕，检查地刀应分合到位，电磁锁及限位销应到位。3.4110KV系统设备运行的监视、检查及操作3.4.1110KV系统设备运行的监视、检查的方式及要求3.4.1.1110KV系统设备运行的监视、检查均在上位机上以参数及信号的方式进行。3.4.1.2110KV系统设备运行的监视、检查的要求3.4.1.2.1应随时监视110KV系统设备运行的参数及信号；3.4.1.2.2110KV系统设备运行的参数的检查应每小时进行一次；3.4.1.2.3110KV系统设备运行的参数的监视、检查应仔细、全面。3.4.2110KV系统

23、设备投运后的监视、检查及操作3.4.2.1定期检查110KV系统设备的运行电压、电流、频率及负荷分配情况；3.4.2.2检查110KV系统设备的运行方式是否为规定的运行方式；3.4.2.3监视110KV系统设备有无保护及信号动作；3.4.2.4监视开关SF6气体压力是否正常。3.5设备巡检及定期维护3.5.1一般规定3.5.1.1巡视检查必须遵照安规（发电厂和变电所电气部分）的有关规定执行；3.5.1.2在巡视检查中发现设备故障，但并非危及人身、设备安全,应立即报告值长，通知有关人员处理,若需停机、停电的则应报告调度及有关领导；3.5.1.3运行人员应通过工业电视对运行中和处于备用状态的110

24、KV系统设备作定期和不定期的巡视检查；3.5.1.4每班至少对运行中和处于备用状态的110KV系统设备进行三次现场巡视检查；3.5.1.5现场巡视检查应作好相关记录。3.5.2正常巡检内容3.5.2.1开关指示分、合位置是否与实际相符合；3.5.2.2检查刀闸及地刀的位置是否符合实际情况；3.5.2.3巡视检查内容3.5.2.3.1刀闸和地刀在合闸位置触头应接触良好,有无发红、发热、放电,刀闸在断开位置距离是否合格,电磁锁锁销应在闭锁位置；3.5.2.3.2 SF6开关气体压力是否在规定范围,有无明显漏气, 储能是否正常, 断路器、隔离开关在“远方” 位置, 刀闸右边侧门可进行人力操作, 当打

25、开侧门进行人力操作时, 电动操作回路自动切断,操作机构箱门应锁好,开关分、合闸指示是否正确；3.5.2.3.3 电压、电流互感器有无放电及异常声响,油位应在正常位置,是否漏油；3.5.2.3.4 避雷器有无异常,放电记录器动作与否,在雷雨后应进行检查记录；3.5.2.3.5 设备瓷瓶和母线悬式瓷瓶有无裂纹、破损,放电痕迹.雷雨后应重点检查；3.5.2.3.6 导线与设备的联结是否牢固,引线接头应无松动、过热、发红、放电现象,设备接地引下线有无锈蚀、断裂、烧伤现象；3.5.2.3.7 雨天、雾天应观察全站设备有无严重放电,夜间熄灯重点检查各引线接头,刀闸触头有无过热、发红,瓷瓶有无放电；3.5.2.3.8大风天应检查架空线及母线有无摆动过大及挂落物,线夹附近有无扭伤及断股现象；3.5.2.3.9 各设备及附近现场应清洁无异物。3.5.3110KV系统设备在下列情况下应进行特殊检查3.5.3.1开关事故跳闸后；3.5.3.2高温季节高峰负荷期间；3.5.3.3检修后合闸使用前和合闸使用后；3.5.3.4雷击跳闸后。3.5.4定期维护的内容及方法3.5.4.1设备表面清扫；3.5.4.2