光伏电站高低压配电装置的运行及操作规程.doc

光伏电站高低压配电装置的运行及操作规程1 110kV系统的倒闸操作1.1 110kV线路停、送电操作原则1.1.1 110kV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；1.1.4 110kV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；1.1.5 110kV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。1.1.9 110kV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。2 35kV系统的倒闸操作2.1 35kV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；2.1.3 35kV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；2.1.4 35kV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。3 400V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200M（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1M/KV；400V母线用1000V摇表测量应不低于1M）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。