一、目的
明确光伏电站GIS运行技术参数、运行标准，为电站高压关键设备的运行提供技术支持。 二、适用范围
本规定适用于光伏电站。 三、技术规范
3.1 110kV GIS整体组成
3.1.1 我站采用上海思源高压GIS设备，以一回110kV出线送至国网330kV。 3.1.2 整体组成
3.2 技术参数
3.2.1 GIS的使用环境条件 序号 1 2 3 4 5 6 7 8
3.2.2 GIS的主要技术参数 序号 1 2 3 4 额定电压 额定电流 额定频率 额定短时耐受电流（有效值） 参数名称 单位 kV A Hz kA 1
户外安装 多年平均气温(℃) 年月极端最高温度 年月极端最低温度 阳光辐射(W/m2) 海拔（m） 平均风速（m/s） 污秽等级 震动等级 参数 数值 5 6 额定峰值耐受电流(峰值) 额定短时持续时间 额定短时工频耐受电压额定（有效值，1min） 额定雷电冲击耐受电压断口 （峰值） 无线电干扰电压水平（在1.1倍额定极对地 断口 对地 kA s kV 7 绝缘水平 8 电压下） 9 局部放电量（整间隔） 气室10 内SF6气体压力 气室断路器气室 内SF611 气体水分含量 12
3.2.2 断路器主要技术参数 序号 1 2 3 额定电压 额定电流 额定频率 参数名称 SF6气体年泄漏率 其他气室 运行值 运行值 验收值 气室内SF6气体压力 额定压力 报警压力 μV pC MP 闭锁压力（最低 功能压力） 验收值 ppm（V/V） ％ 单位 kV A Hz 参数值 2
额定工频耐受电压（有额定效值,1min） 4 绝缘额定雷电冲水平 击耐受电压对地，极间 断口 kV 对地，极间 断口 kV s kA kA kA kA kA — ms ms ms ms MPa A 次 （峰值） 5 6 7 8 9 10 11 15 16 17 18 19 额定短时耐受电流（有效值） 额定短路持续时间 额定峰值耐受电流（峰值） 额定短路开断电流（有效值） ISC 额定短路关合电流（峰值） 额定近区故障开断电流 额定失步开断电流（有效值） 额定操作顺序 全开断时间 分闸时间 合闸时间 合—分时间 断路器额定短路开断电流 SF6气体压20 力（20℃报警压力 时） 闭锁压力（最低功能压力） 断路器容21 感电流 24 机械寿命 气室内SF625 气体水分运行值 含量 （V/V） 验收值 ppm感性电流 容性电流 额定压力 kA 3
噪音水平（在离地高1~1.5m，距离断路26 器外沿垂直水平距离2m处）
3.2.2 PT主要技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
3.2.3 PT主要技术参数
额定电压 额定电流 额定频率 额定热稳定电流（4S） 电压比 一次绕组交流额定耐压 相对低 一次绕组交流额定雷电冲击电压（峰值） dB 参数名称 单位 kV KA Hz KA KV KV KV KV 参数值 二次绕组工频耐受电压 剩余绕组工频耐受电压 额定压力 报警压力 闭锁压力（最低功能压力） MPa
3.2.4 SF6参数
四、运行规定
4.1 110kV系统的运行规定： 4.1.1 我站110kV系统出线为线。
4.1.2 我站110kV系统正常运行电压为110kV—126.5kV。
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4.1.3我站110kV系统的操作除检修试验外均应在中控室的上位机上进行操作。 4.1.4 110kV GIS正常运行时，接地刀闸和快速接地刀闸均应投入防误闭锁。 4.2 110kV系统的运行定额：
4.2.1 断路器SF6正常压力为0.58MPa，非断路器SF6正常压力为0.58MPa。
4.2. 2当断路器SF6压力降低到0.53MPa以下时，升压站监控系统报GIS系统压力低。 4.2.3 当断路器SF6压力降低到0.5MPa时，SF6气体密度继电器动作，接通SF6压力降低闭锁回路，切除分、合闸回路，实现分、合闸闭锁。断路器的气压低于闭锁气压时，禁止手动操作。
4.2.4 110kV母线避雷器正常运行时的泄露电流为0.5—1.4mA。 4.2.5 110kV GIS的年漏气率应小于1%。 五.运行巡视与维护操作 5.1 110kV GIS系统巡检项目 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 巡检内容 检查六氟化硫气压指示是否正常 检查各位置指示器、指示灯是否正确 检查各间隔有无异常声音和特殊气味 检查控制箱内是否凝露、渗水 检查接地导体或支架是否生锈或损坏 端子有无过热变色现象 开关、隔离开关的位置是否正确 开关的分合次数 110kV母线避雷器运行时的泄露电流 110kV母线避雷器动作次数 GIS室的卫生和照明情况 GIS室的通风系统是否运行正常 5.2 110kV GIS的维护
5.2.1 GIS外壳每天至少巡检1次。
5.2.2 每班巡视时抄录GIS每个气室的压力。
5.2.3 每年对GIS室空气中的六氟化硫气体含水量和气体泄漏情况进行检测。 5.2.4 每月对GIS进出线接头进行1次红外测温。 5.3 出线平台的设备巡视项目
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序号 1 2 3 4 5 6 7 8 检查出线是否正常 检查各线路接头是否过热 检查各出线套管是否正常 巡检内容 检查线路PT瓷瓶有无开裂、破损、脏污情况 线路PT中间变油位、渗油情况 检查阻波器外观是否正常 检查结合滤波器是否运行正常 出线平台的卫生和照明情况 5.4 断路器的操作
5.4.1 断路器的正常操作应在远方进行。 5.4.2 在试验和特殊情况下可进行现地操作。
5.4.2.1在现地汇控柜上将“远方/现地”开关切换至“现地”位置。
5.4.2.2在现地汇控柜面板上将要操作断路器的旋钮开关旋向所需“分”或“合”的位置。 5.4.2.3听到“咚”的响声后再检查汇控柜面板和操作机构上位置指示器所指位置是否正确。 5.4.3 手动操作只在断路器解体检修后才进行。
5.4.4 断路器检修时要插上“分”或“合”闸的机械锁定销。 5.5 隔离开关的操作
5.5.1 正常操作应在中控室进行远方操作。
5.5.2 特殊情况和试验时可在现地汇控柜上进行现地操作。 5.5.3在现地汇控柜上将“远方/`现地”开关切换至“现地”位置。 5.5.4 手动操作只能在试验或故障情况下才进行。
5.5.5手动操作。手动操作时，手柄转动方向应符合指示牌上相对应的箭头所指的方向。 5.5.6每次操作须在5分钟内完成，1小时内操作次数不能超过3次。 5.6 机构闭锁
5.5.4.1闭锁：开锁，取下锁销，上抬锁杆，锁销插入闭锁杆下端的孔，上锁。 5.5.4.2释放：锁杆恢复原始位置，插入锁销，上锁。 5.7 接地开关的操作
5.6.1 正常操作应在中控室进行远方操作。
5.6.2 特殊情况和试验时可在现地汇控柜上进行现地操作。
5.6.2.1在现地汇控柜上将“远方、现地”开关切换至“现地”位置。
5.6.2.2在现地汇控柜上选准将要操作的接地开关的旋钮开关，并将它拧向所需“分”或“合”
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的位置。
5.6.2.3听到“咔”的响声后再检查汇控柜面板和操作箱上位置指示器所指位置是否正确。 5.6.3 手动操作只能在试验情况下才进行。 5.6.3.1打开手动操作孔盖，插入手柄。
5.6.3.2手动操作。手动操作时，手柄转动方向应符合指示牌上相对应的箭头所指的方向。 5.6.3.3操作完毕后取下手柄。
5.6.3.4每次操作须在5分钟内完成，1小时内操作次数不能超过3次。 5.6.3.5盖上孔盖，拧紧螺栓。 5.6.4 机构闭锁
5.6.4.1闭锁：开锁，取下锁销，压下锁杆，锁销插入闭锁杆上端的孔，上锁。 5.6.4.2释放：锁杆恢复原始位置，插入锁销，上锁。 5.7 110kV GIS的维护
5.7.1 GIS外壳需定期进行清扫。
5.7.2 GIS设备每天运行巡视检查不得少于一次，检查各气室的压力在正常范围之内，母线避雷器的泄露电流在0.5—1.4mA， 三相基本平衡，由运行和点检人员分别进行,每轮班点检、专业巡视不得小于两次，每隔半个月抄录GIS每个气室的压力。 5.7.3每次雷雨过后，检查母线避雷器计数器的动作情况，并做好记录。
5.7.4 为了保证GIS能正常安全的工作，每年对各气室进行六氟化硫气体泄漏检查和微水测定。
六、110kV系统常见故障处理
6.1 110kV GIS的隔离刀闸或接地刀闸电机操作不动。 6.1.1 可能的原因：
6.1.1.1控制或电机回路电压降低或失压。 6.1.1.2控制或电机回路接线松动断线。
6.1.1.3控制或电机回路的开关或断路器的触头接触不良或烧坏。 6.1.1.4 接触器线圈烧坏或断线。 6.1.1.5热继电器动作。 6.1.1.6外部联锁回路不通。 6.1.1.7闭锁杆处于闭锁位置。 6.1.2 处理措施：
6.1.2.1给控制或电机回路提供正常电压。 6.1.2.2将控制或电机回路接好线或拧紧接线螺钉。 6.1.2.3清理、更换有故障的开关或接触器。 6.1.1.4检修或更换接触器线圈。
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6.1.1.5卸下热继电器的手动复位孔孔盖，按动热继电器的复位按钮。必要时检查其动作原因并采取措施。
6.1.1.6检查外部元件、设备状态是否满足外部联锁条件。 6.1.1.7释放闭锁杆。
6.2 110kV GIS的断路器不能电动合闸。 6.2.1 可能的原因 6.2.1.1操作电源电压低。 6.2.1.2电气控制系统有问题。
6.2.1.3由于SF6压力低使压力开关不动作或SF6密度继电器接点故障。 6.2.1.4电动机过流继电器工作不正常。 6.2.1.5其它原因。 6.2.2 处理措施：
6.2.2.1检查控制电压是否正常。
6.2.2.2检查控制接线有无损坏，有无端子脱落，检查合闸线圈及辅助开关。 6.2.2.3检查SF6密度继电器，如真是气体压力低，将SF6压力补至正常。 6.2.2.4按动热继电器的复位按钮。必要时检查其动作原因并采取措施。 6.2.2.5检查是否可以进行手动操作。 6.3 SF6压力报警 6.3.1 可能的原因 6.3.1.1 SF6气体泄露。 6.3.1.2 SF6压力开关故障。 6.3.2 处理措施：
6.3.2.1 可以在运行中将SF6气体补至额定，再停电时检修漏气部位。 6.3.2.2 调整或更换SF6压力开关。 6.4 110kV GIS的出线套管瓷瓶破裂。 6.4.1 事故象征
6.4.1.1上位机和现地同时出线SF6气体压力低报警。 6.4.1.2出线套管瓷瓶破裂。 6.4.1.3线路保护动作。 6.4.2 事故原因
6.4.2.1大风卷起物体砸坏套管。
6.4.2.2在出线平台检修线路时不慎将工具脱手砸坏套管。 6.4.3 处理措施：
6.4.3.1立即检查并拉开该间隔的断路器、隔离刀闸，停运该间隔。 6.4.3.2将出线套管相邻的气室的气体压力降至50%正常压力。
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6.4.3.3更换破损的出线套管。
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