魁星110kV变电站现场运行规程20140707 - 图文

图14 电容柜结构示意图

图15 馈线柜结构示意

6.2 高压开关柜操作、运行、异常及事故处理 6.2.1 10kV高压开关柜有关闭锁

1)机械闭锁：断路器手车在试验或工作位置时，断路器才能进行分合闸操作，而且断路器合闸后，手车无法移动。 2)机械闭锁：仅当接地开关处在分闸位置时，断路器手车才能从试验/检修位置移至工作位置。仅当断路器手车处于试验/检修位置时，接地开关才能进行合闸操作。

3)机械闭锁：仅当接地开关合闸时，后门才允许被打开，且只有关闭后门后，接地开关才允许分闸。

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图16 接地开关后门机械闭锁

4)电磁闭锁：只有接地开关合闸时，下柜门才能被打开，接地开关分闸操作前，务必将柜门关好并锁紧。 6.2.2 10kV手车开关操作方法：将推进手柄插入推进孔中，顺时针摇动为推进，逆时针摇动为退出。推进总行程200mm。在分闸状态下，应顺利进入工作位置或试验位置，请中速转动手柄20圈，当听到“嗒”的一声时即为到位（切忌用力过大而损伤推进机构），同时相应位置指示辅助开关回路接通。

6.2.3本站10kV手车开关操作位置应从后台监控位置信号及现场状态位置指示器检查是否操作到位，状态位置指示器如17图所示：

A.断路器状态指示： 合闸时，合闸触点闭合，红色竖向模拟条亮。 分闸时，分闸触点闭合，绿色斜向模拟条亮。 B.手车位置指示： 工作位置触点闭合时，红色垂直模拟条亮。 试验位置触点闭合时，绿色水平模拟条亮。 C.弹簧储能指示： 触点闭合，红色弹簧符号亮，表示已储能 D.接地刀闸位置指示： 触点闭合，红色竖向模拟条亮，表示接地合闸

图17 状态位置指示器

触点断开，绿色斜向模拟条亮，表示接地断开 6.2.4高压开关柜运行

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》6.2节。 6.2.5高压开关柜异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》6.3节。 7 断路器 7.1 断路器概述

7.1.1 本站断路器按灭弧介质不同分为SF6断路器和真空断路器，其中：

1）110kV系统断路器为SF6断路器，型号为ZFW20-126CB，操作机构为弹簧操作机构；

2） 10kV系统（除1号站用变9811为负荷开关）、1号主变10kV侧断路器均为真空断路器，型号为SVH2-12，操作机构为弹簧操作机构。

7.1.2 本站高压断路器允许遮断次数以泉州电业局每年下发的《泉州电业局变电站高压断路器允许遮断次数》表为准，运行人员应明确断路器允许遮断次数，确保断路器健康运行，其相关规定详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.2.2、7.2.3节。

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7.2 断路器操作 7.2.1 断路器操作方法

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.1.1节。 7.2.2 断路器储能方法

电动储能有储能电机进行，手动储能将储能手柄插入手动储能孔中顺时针转动约20圈后直接合闸。因负荷开关无需预储能，故储能弹簧过中后直接合闸动作。 7.2.3 断路器位置辨识

断路器的位置应从就地机械位置指示（分相断路器需同时检查各相位置指示）、测控装置开关分合指示灯、保护装置液晶屏报文、后台综自系统遥信指示等进行多元辨识，具体方法参照《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.1.1节。 7.2.4 断路器操作注意事项

1)本站110kV及10kV断路器采用弹簧操作机构的，严禁在储能不足或未储能情况下进行断路器分合闸操作；

2）当开关元件已处于合闸状态或选用闭锁装置而未使闭锁装置解锁及手车式开关元件在推进推出过程中，均不能进行合闸操作；

3) 本站110kV断路器使用SF6作为灭弧介质，严禁在SF6压力及真空度下降至报警值时进行开关分合闸操作；10kV断路器使用真空作为灭弧介质，巡视过程中要注意储能指示灯及位置指示是否正确； 3)非紧急情况下，断路器不宜使用就地操作，均应采用远方操作方式；

4)其他事项详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.1.3节。 7.3 断路器运行

7.3.1 SF6断路器有关压力参数（20℃时）单位：Mpa，如表12所示。

表12 SF6断路器有关压力参数（20℃时）单位：MPa

电 压 等 级 110kV(高魁线151) 额定气体压力（MPa） 补气报警压力（MPa） 断路器闭锁压力（MPa） 0.55Mpa 0.5Mpa 0.5 Mpa 其他事项详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.2节中有关断路器的运行巡视及维护内容。 7.4 断路器异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》7.3节内容。

8 隔离开关

8.1 隔离开关概述

本站110kV隔离开关为GIS组合电器；主变中性点隔离开关：GW-13-72.5/630；电容器隔离开关：型号为GN24-12D/630A-4； 8.2 隔离开关操作 8.2.1 隔离开关闭锁条件

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》8.1.5节。 8.2.2 隔离开关操作方法

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》8.1.6、8.1.7、8.1.8节。 8.2.3 隔离开关操作注意事项

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》8.1.9节。 8.3 隔离开关运行、异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》8.2、8.3节。

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9电流互感器

9.1电流互感器概述

9.1.1 本站采用的电流互感器分为充油式电流互感器和干式电流互感器两类，其中： 1）110kV系统电流互感器为贯穿式结构，封闭于充有SF6气体的罐体内。 2）#1主变两侧套管CT均为充油式电流互感器；

3）10kV系统、#1、#2主变中性点间隙CT均为干式电流互感器。 9.1.2 具体配置情况见表1所示。

9.2 电流互感器操作

9.2.1若保护与测量共用一个电流互感器二次绕组，当表计回路工作时应先将表计回路端子短接，防止开路或误将保护装置退出。

9.2.2 其他操作详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》9.1节。 9.3 电流互感器运行、异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》9.1、9.2、9.3节。 10 电压互感器

10.1电压互感器概述

本站采用的电压互感器分为电磁式电压互感器和干式电压互感器两类，其中： 1）110kV系统母线及线路电压互感器为JSQXH-110电磁式电压互感器； 2）10kV系统母线及线路电压互感器均为干式电压互感器。 10.2电压互感器操作、运行、异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》10.1、10.2、10.3节。 11电容器 11.1电容器概述

本站配置2组单缸型号为BAM11/2√3-334-1W的电容器，一组由18缸，另一组由12缸；每组配有熔丝、串联电抗器（型号为CKSC-10-300/0.32-5%）1台、放电线圈(型号为FDGT(11/2√3+11/2√3)-2.5-1W)3台、避雷器（型号为YH5WR-17/45）3台、隔离开关（型号为GN24-12D/630A-4）组成，其接线如图18所示。

图18 电容器配置图

11.2电容器操作、运行、异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》12节。 12电抗器 12.1电抗器概述

本站配置电抗器为山东泰开电力电子有限公司生产的型号为CKSC-10-300/0.32-5型电抗器与电容器组串联，在电容器回路投入时起到抑制冲击电流的作用，并与电容器组一起组成谐波回路，起特定谐波的滤波作用。

12.2电抗器运行、异常及事故处理

详见《变电运维操作站现场运行规程公共部分》13.1、13.2节。

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