为防止无功补偿装置损坏事故，应认真贯彻执行《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网企管[2013]1650号）、《串联电容器补偿装置通用技术要求》（Q/GDW10655-2015）、《串联电容器补偿装置交接试验规程》（Q/GDW10661-2015）、《串联电容器补偿装置运行规范》（Q/GDW10656-2015）、《电力系统无功补偿配置技术导则》（Q/GDW1212—2015）、《标称电压1000V以上交流电力系统并联电容器 第1部分：总则》（GB/T 11024.1—2010）、《高压并联电容器装置的通用技术要求》（GB/T 30841—2014）、《并联电容器装置设计规范》（GB 50227—2017）、《电力变压器第6部分：电抗器》（GB/T 1094.6—2011）、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GB 50147—2010）、《电能质量 公用电网谐波》（GB/T14549-1993）、《高压并联电容器用串联电抗器》（JB 5346—2014）、《静止无功补偿装置（SVC）功能特性》（ GB/T 20298-2006）、《静止无功补偿装置（SVC）现场试验》（GB/T 20297-2006）、《高压静止无功补偿装置》系列标准（DL/T 1010.1-5-2006）、《静止无功补偿装置运行规程》（DL/T 1298-2013）、《高压静止同步补偿装置》（NB/T 42043-2014）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：
10.1 防止串联电容器补偿装置损坏事故
10.1.1 设计阶段
10.1.1.1 应进行串补装置接入对电力系统的潜供电流、恢复电压、工频过电压、操作过电压等系统特性的影响分析，确定串补装置的电气主接线、绝缘配合与过电压保护措施、主设备规范与控制策略等。
10.1.1.2 应考虑串补装置接入后对差动保护、距离保护、重合闸等继电保护功能的影响。
10.1.1.3 当电源送出系统装设串补装置时，应进行串补装置接入对发电机组次同步振荡的影响分析，当存在次同步振荡风险时，应确定抑制次同步振荡的措施。
10.1.1.4 应对电力系统区内外故障、暂态过载、短时过载和持续运行等顺序事件进行校核，以验证串补装置的耐受能力。
10.1.1.5 串补电容器应采用双套管结构。
10.1.1.6 在压紧系数为1（即K=1）的条件下，串补电容器绝缘介质的平均电场强度不应高于57kV/mm。
10.1.1.7 单只串补电容器的耐爆容量应不小于18kJ。
电容器组接线宜采用先串后并的接线方式。若采用串并结构，电容器的同一串段并联数量应考虑电容器的耐爆能力，一个串段不应超过3900kVar。
10.1.1.8 金属氧化物限压器（MOV）的能耗计算应考虑系统发生区内和区外故障（包括单相接地故障、两相短路故障、两相接地故障和三相接地故障）以及故障后线路摇摆电流流过MOV过程中积累的能量，还应计及线路保护的动作时间与重合闸时间对MOV能量积累的影响。
10.1.1.9 新建串补装置的 MOV 热备用容量应大于 10%且不少于3单元/平台。
10.1.1.10 MOV的电阻片应具备一致性，整组MOV应在相同的工艺和技术条件下生产加工而成，并经过严格的配片计算以降低不平衡电流，同一平台每单元之间的分流系数宜不大于1.03，同一单元每柱之间的分流系数宜不大于1.05，同一平台每柱之间的分流系数应不大于1.1。
10.1.1.11 火花间隙的强迫触发电压应不高于 1.8p.u.，无强迫触发命令时拉合串补相关隔离开关不应出现间隙误触发。220～750kV串补装置火花间隙的自放电电压不应低于保护水平的1.05倍,1000kV串补装置火花间隙的自放电电压不应低于保护水平的1.1倍。
10.1.1.12 敞开式火花间隙距离，设计时应考虑海拔高度的影响。
10.1.1.13 线路故障时，对串补平台上控制保护设备的供电应不受影响。
10.1.1.14 光纤柱中包含的信号光纤和激光供能光纤不宜采用光纤转接设备，并应有足够的备用芯数量，备用芯数量应不少于使用芯数量。
10.1.1.15 串补平台上测量及控制箱的箱体应采用密闭良好的金属壳体，箱门四边金属应与箱体可靠接触，尽量降低外部电磁辐射对控制箱内元器件的干扰及影响。
10.1.1.16 串补平台上各种电缆应采取有效的一、二次设备间的隔离和防护措施，电磁式电流互感器电缆应外穿与串补平台及所连接设备外壳可靠连接的金属屏蔽管；串补平台上采用的电缆绝缘强度应高于控制室内控制保护设备采用的电缆绝缘强度；对接入串补平台上的测量及控制箱的电缆，应增加防干扰措施。
10.1.1.17 对串补平台下方地面应硬化处理，防止草木生长。
10.1.1.18串补平台上的控制保护设备应提供电磁兼容性能检测报告，其所采用的电磁干扰防护等级应高于控制室内的控制保护设备。
10.1.1.19 在线路保护跳闸经长电缆联跳旁路开关的回路中，应在串补控制保护开入量前一级采取防止直流接地或交直流混线时引起串补控制保护开入量误动作的措施。
10.1.1.20 串补装置应配置符合电网组网要求的故障录波装置。
10.1.2 基建阶段
10.1.2.1 应逐台进行串联电容器单元的电容量测试，
并通过电容量实测值计算每个H桥的不平衡电流，不平衡电流计算值应不超过告警值的30%。
10.1.2.2 电容器端子间或端子与汇流母线间的连接，应采用带绝缘护套的软铜线。
10.1.2.3 金属氧化物限压器（MOV）直流参考电压试验中，直流参考电流应取1mA/柱。
10.1.2.4 火花间隙交接时应进行触发回路功能验证试验，火花间隙的距离应符合生产厂家的规定。
10.1.2.5 串补装置平台到控制保护小室的光纤损耗不应超过3dB。
10.1.2.6 串补平台上控制保护设备的电源采取激光电
源和平台取能方式时，应能在激光电源供电、平台取能设备供电之间平滑切换。
10.1.3 运行阶段
10.1.3.1 串补装置停电检修时，运行人员应将二次操作电源断开，将相关联跳线路保护的压板断开。
10.1.3.2 运行中应特别关注电容器组不平衡电流值，当达到告警值时，应尽早安排串补装置检修。
10.1.3.3 应按三年的基准周期进行MOV的1mA/柱直流参考电流下直流参考电压试验及0.75倍直流参考电压下的泄漏电流试验。
10.1.3.4 应结合其他设备检修计划，按三年的基准周期进行火花间隙间隙距离检查、表面清洁及触发回路功能试验。
10.1.3.5 串补装置某一套控制保护系统（含火花间隙控制系统）出现故障时，应尽早安排检修。
10.2 防止并联电容器装置损坏事故
10.2.1 设计阶段
10.2.1.1电容器单元选型时应采用内熔丝结构，单台电容器保护应避免同时采用外熔断器和内熔丝保护。
10.2.1.2 单台电容器耐爆容量不低于15kJ。
10.2.1.3 同一型号产品必须提供耐久性试验报告。对每一批次产品，生产厂家需提供能覆盖此批次产品的耐久性试验报告。
10.2.1.4 高压直流输电系统用交流并联电容器及交流滤波电容器在设计环节应有防鸟害措施。
10.2.1.5 电容器端子间或端子与汇流母线间的连接应采用带绝缘护套的软铜线。
10.2.1.6 新安装电容器的汇流母线应采用铜排。
10.2.1.7 放电线圈应采用全密封结构，放电线圈首、末端必须与电容器首、末端相连接。
10.2.1.8 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线、中性点直接接地方式。
10.2.1.9 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器应安装在紧靠电容器高压侧入口处的位置。
10.2.1.10 选用电容器组用金属氧化物避雷器时，应充分考虑其通流容量。避雷器的2 ms方波通流能力应满足标准中通流容量的要求。
10.2.1.11 电容器成套装置生产厂家应提供电容器组保护计算方法和保护整定值。
10.2.1.12框架式并联电容器组户内安装时，应按照生产厂家提供的余热功率对电容器室（柜）进行通风设计。
10.1.1.13 电容器室进风口和出风口应对侧对角布置。
10.2.2 基建阶段
10.2.2.1 并联电容器装置正式投运时，应进行冲击合闸试验，投切次数为3次，每次合闸时间间隔不少于5min。
10.2.2.2 应逐个对电容器接头用力矩扳手进行紧固，确保接头和连接导线有足够的接触面积且接触完好。
10.2.3 运行阶段
10.2.3.1 电容器例行停电试验时应逐台进行单台电容器电容量的测量，应使用不拆连接线的测量方法，避免因拆、装连接线条件下，导致套管受力而发生套管漏油的故障。
10.2.3.2对于内熔丝电容器，当电容量减少超过铭牌标注电容量的 3%时，应退出运行，避免因电容器带故障运行而发展成扩大性故障。对于无内熔丝的电容器，一旦发现电容量增大超过一个串段击穿所引起的电容量增大时，应立即退出运行，避免因电容器带故障运行而发展成扩大性故障。
10.2.3.3 采用AVC等自动投切系统控制的多组电容器投切策略应保持各组投切次数均衡，避免反复投切同一组，而其他组长时间闲置。电容器组半年内未投切或近1个年度内投切次数达到1000次时，自动投切系统应闭锁投切。对投切次数达到1000次的电容器组连同其断路器均应及时进行例行检查及试验，确认设备状态完好后应及时解锁。
10.2.3.4 对安装5年以上的外熔断器应及时更换。
10.2.3.5 对已运行的非全密封放电线圈应加强绝缘监督，发现受潮现象时应及时更换。
10.2.3.6 电容器室运行环境温度超过并联电容器装置所允许的最高环境温度时，应进行通风量校核，对不满足消除余热要求的，应采取通风降温措施或实施改造。
10.3 防止干式电抗器损坏事故
10.3.1 设计阶段
10.3.1.1 并联电容器用串联电抗器用于抑制谐波时，电抗率应根据并联电容器装置接入电网处的背景谐波含量的测量值选择，避免同谐波发生谐振或谐波过度放大。
10.3.1.2 35kV及以下户内串联电抗器应选用干式铁心或油浸式电抗器。户外串联电抗器应优先选用干式空心电抗器，当户外现场安装环境受限而无法采用干式空心电抗器时，应选用油浸式电抗器。
10.3.1.3 新安装的干式空心并联电抗器、35kV及以上干式空心串联电抗器不应采用叠装结构，10kV干式空心串联电抗器应采取有效措施防止电抗器单相事故发展为相间事故。
10.3.1.4 干式空心串联电抗器应安装在电容器组首端，在系统短路电流大的安装点，设计时应校核其动、热稳定性。
10.3.1.5 户外装设的干式空心电抗器，包封外表面应有防污和防紫外线措施。电抗器外露金属部位应有良好的防腐蚀涂层。
10.3.1.6 新安装的35kV及以上干式空心并联电抗器，产品结构应具有防鸟、防雨功能。
10.3.2 基建阶段
10.3.2.1 干式空心电抗器下方接地线不应构成闭合回路，围栏采用金属材料时，金属围栏禁止连接成闭合回路，应有明显的隔离断开段，并不应通过接地线构成闭合回路。
10.3.2.2 干式铁心电抗器户内安装时，应做好防振动措施。
10.3.2.3 干式空心电抗器出厂应进行匝间耐压试验，出厂试验报告应含有匝间耐压试验项目。330kV及以上变电站新安装的干式空心电抗器交接时，具备试验条件时应进行匝间耐压试验。
10.3.3 运行阶段
10.3.3.1 已配置抑制谐波用串联电抗器的电容器组，禁止减少电容器运行。
10.3.3.2采用AVC等自动投切系统控制的多组干式并联电抗器，投切策略应保持各组投切次数均衡，避免反复投切同一组。
10.4 防止动态无功补偿装置损坏事故
10.4.1 设计阶段
10.4.1.1 生产厂家在进行SVC晶闸管阀组设计时，应保证晶闸管电压和电流的裕度大于等于额定运行参数的2.2倍。
10.4.1.2 生产厂家在进行SVC晶闸管阀组设计时，增加晶闸管串联个数的冗余度应大于等于10%。
10.4.1.3 生产厂家在进行晶闸管阀组设计时应考虑运行环境的影响，包括海拔修正、污秽等级等要求。
10.4.1.4 阀体的结构设计、布局应留有合理的维护检修通道。
10.4.1.5 SVG装置在功率模块选型时，IGBT模块阻断电压（VCES）应大于功率模块关断过电压、额定直流电压及电压最大波动之和。
10.4.1.6 功率模块中的板卡应喷涂三防漆，恶劣环境下需要考虑涂胶或者密封处理。
10.4.1.7 功率模块的直流电容器应采用干式薄膜电容
器。IGBT应选用第四代及以上产品，具备测温功能。10.4.1.8 动态无功补偿装置的备用光纤数量应大于使用光纤的20%。
10.4.1.9 SVC装置监控系统应能及时鉴别出任意一个已经发生故障、损坏的元件，晶闸管阀组应便于元件更换。
10.4.1.10 动态无功补偿装置水冷系统散热设计应考虑极端温度运行环境下满载输出的散热要求。
10.4.1.11 在低温地区，动态无功补偿装置水冷系统应考虑防冻设计。
10.4.1.12 新投运SVG装置应采用全封闭空调制冷或全封闭水冷散热方式。
10.4.2 基建阶段
10.4.2.1 动态无功补偿装置安装完成后，应对所有连接铜排进行紧固性检查，防止出现松动引起接触电阻过大而造成母排烧毁、设备停运。10.4.2.2 动态无功补偿装置本体电缆夹层或穿管应采取封堵措施。
10.4.2.3 动态无功补偿装置交接验收应按设计要求进行，控制系统应进行各种工况下的模拟试验，各类脉冲信号发出及接收必须保持功能正常。
10.4.2.4 交接验收时，对动态无功补偿装置通信光纤应进行光功率损耗的检测，光纤损耗不应超过3dB。
10.4.3 运行阶段
10.4.3.1 SVG装置主回路在工作状态下禁止断开风扇和散热系统电源。
10.4.3.2 动态无功补偿装置投运后，应在运行一至两
年内，进行一次光纤和驱动板卡的光口功率检查，对比调试、投运验收时的光功率损耗检查表，对下降趋势较明显的光纤进行更换。
10.4.3.3 对采用外循环直通风方式的装置，应每半年进行滤网及功率模块的清扫和散热轴流风机例行维护检查，环境恶劣时应缩短周期。功率柜滤网应采用可不停电更换型，SVG室或箱体风道与墙体/箱体、门窗与墙体/箱体应采取密封措施。
本文标签：十八项电网 重大反事故措施（修订版）
版权说明：如非注明，本站文章均为 无源无线测温|局部放电监测|马达保护器|除湿装置-四川桂丰源科技 原创，转载请注明出处和附带本文链接。
