电网重大反事故措施实施细则

年5月29日电网重大反事故措施实施细则文档仅供参考山西省电力公司十八项电网重大反事故措施实施细则(试行)山西省电力公司二○○五年九月目录1防止人身伤亡事故…………12防止系统稳定破坏事故……23防止机网协调事故…………64防止电气误操作事故………95防止枢纽变电站全停事故…………………116防止输电线路事故…………137防止输变电设备污闪事故…………………158防止直流输电和换流设备事故……………189防止大型变压器损坏事故…………………2310防止互感器损坏事故………2811防止开关设备事故…………3312防止接地网和过电压事故…………………4013防止直流系统事故…………4614防止继电保护事故…………4815防止电网调度自动化系统与电力通信网事故……………5416防止垮坝、水淹厂房事故…………………5817防止火灾事故………………5918防止交通事故………………621防止人身伤亡事故为防止人身伤亡事故发生,必须遵守国家法律、法规有关安全规定,严格执行国家电网公司<安全生产工作规定>、<电业安全工作规程>、<电力建设安全工作规程>以及其它有关规定。全面地、系统地进行安全管理,防止人身伤亡事故的发生。1.1加强作业现场危险点分析,深化安全管理,做好各项安全措施1.1.1工作或作业现场的各项安全措施必须符合<国家电网公司电力安全工作规程>(国家电网安监〔〕83号)和<电力建设安全工作规程>(DL5009)的有关要求。1.1.2在安全管理中,认真执行<山西省电力公司关于加强安全生产工作的实施细则>(晋电安字[]527号)。1.1.3根据工作内容认真做好作业现场危险点分析,并据此做好各项安全措施。要定期检查危险点分析工作,确保其针对性和有效性。1.1.3.1各生产单位针对工作中存在的人的不安全行为、物的不安全状态以及环境危险因素进行全面识别和评价,严格按照<山西省电力公司关于电力生产作业控制危险因素的规定>(晋电安字[1998]12号)执行,辨识危险因素,制定相应的控制措施。1.1.3.2基建施工企业,依照<国家电网公司输变电工程危险点辨识及预控措施>(基建安字[]50号),分析基建过程中的危险因素,并制定相应的控制措施。1.1.3.3对大型的技改工程、危险的施工工程,特别是起重、爆破、高空作业、带电和临近带电等危险性工作,危险因素控制措施应经本单位安监部门、技术管理部门和相关领导审批后执行。1.1.4认真做好电力生产和电力基建企业安全的作业环境建设1.1.4.1工作场所所有建筑、设施必须符合国家法律、法规及设计规范的有关安全规定。1.1.4.2电力生产和基建工作场所安全警示牌、标示牌符合国家电力公司<电力生产企业安全设施规范手册>(修订版)以及其它有关规定,数量充分、醒目,所有设施、设备上的安全色标应符合相关验收规范。1.1.4.3在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点,设立安全警示牌,并采取可靠的防护措施。对交叉作业现场必须制订完备的交叉作业安全防护措施。1.2切实提高生产作业人员的安全生产意识和生产技能,加强特殊情况下的人员自救、互救培训。1.2.1定期组织对有关作业人员进行安全规程、规定、制度、安全与健康知识以及新技术、新工艺、新设备的培训,特别是对工作票签发人、工作负责人、工作许可人、专责监护人等进行正确执行安全规程制度的培训,明确安全职责,熟练掌握有关安全措施和要求。1.2.2推行安全资质和技能上岗证制度。所有电力企业生产人员必须取得相应的安全资质和技能上岗证后方可上岗;对于临时和新参加工作人员,经过安全技术培训,取得上岗证后,必须在有工作经验的人员带领下方可作业。禁止在没有监护的情况下指派临时或新参加工作人员单独从事危险性工作。1.2.3应结合生产实际,经常性开展多种形式的安全思想教育,提高员工安全防护意识,掌握安全防护知识和伤害事故发生时的逃生、自救、互救方法(例如触电、溺水、休克、中毒、外伤等现场急救方法和消防器材的使用方法)。1.3加强对外包工程及施工人员管理1.3.1电力施工建设企业,严格执行国家电网公司颁发的<电力建设安全健康与环境管理工作规定>(国家电力公司国电电源［］49号)1.3.2加强对各项承包工程的安全管理,明确业主、监理、承包商的安全责任,并根据有关规定严格考核,做到管理严格,安全措施完善。1.3.3施工企业及其工程项目部(分公司、分局、工程处)招用分包单位时,必须由本单位安监部门严格审查其安全资质。施工企业及其工程项目部(分公司、分局、工程处)下属的专业工地不得越权自行招用分包单位。1.3.4在有危险性的电力生产区域(如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设备事故的场所)作业,发包方应事先进行安全技术交底,要求承包方制定安全措施,并配合做好相关安全措施。1.4加强安全工器具及急救用品和防护用品的管理。1.4.1认真执行<国家电网公司电力安全工器具管理规定>(试行)(国家电网安监[]516号)文件,配备充分的安全工器具和劳动保护防护用品,按照有关标准、规程要求定期检验合格,淘汰不合格的工器具和防护用品。1.4.2安全工器具实行安全合格入围制度,安全工器具生产厂家需提供经国家或省、部级质检机构检测的合格证和进入电力工业安全工器具质量监督检验测试中心公布的入围证明。1.4.3生产场所必须配备适量的急救箱、正压空气呼吸器、逃生面具,有SF6等有毒气体的场所要安装氧量仪或SF6检测装置,指定专人定期检查或更换。加强特种设备、重大危险源与特种工的控制与管理1.5.1严格执行国家<特种设备安全监察条理>(中华人民共和国国务院373号)。1.5.2加强对锅炉等压力容器和有毒气体等重大危险源的控制,防止群死群伤事故的发生。1.5.3加强特种工的管理。对从事起重、司炉、焊接、爆破、爆压、特殊高空作业人员和架子工、厂内机动车驾驶人员、机械操作工作及接触易燃、易爆、有害气体、射线、剧毒等特殊工种作业人员,必须经过有关主管部门培训后,持证上岗。(方式处工作人员进入设备运行区域,根据安全规定必须戴安全帽,并服从工作工作人员的引道,不的随意进入带电区或触摸设备。在新设备启动或安全自动装置调试过程中,只能发挥协调作用,不能代替运行人员或调试人员进行相关工作,不得进行现场指挥。)(调通中心)2防止系统稳定破坏事故2.1加强电网规划和建设2.1.1加强电网规划设计工作,制定完备的电网发展规划和实施计划,尽快强化电网薄弱环节,确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。2.1.2合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道,每条通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%--15%。2.1.3发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。2.1.4一次设备投入运行时,相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。2.1.5加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作,稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施,合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。在电网一次系统设计的同时,必须同步进行电网的潮流、稳定计算,根据计算分析结果进行系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作,稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。稳定控制及安全措施包括:切机、失步、低频、低压等解列措施和低频低压减负荷方案。2.1.6加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置,220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护,必要时500(330)kV及枢纽220kV厂站母线采用双重化母差保护配置。各级调度部门要积极参与110KV电网建设的前期工作,根据电网运行的实际情况和年、季、月度计算分析的结果提出电网规划建设的意见。在设计审查会议上根据规划设计部门的计算分析结果提出相关安自装置、稳定措施的建议,以使其能够同期投入并发挥作用。对于220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护按双重化标准配置;220kV及以上电压等级的线路按双重化标准配置;220kV电压等级的联络变电站,其220kV母线保护按双重化标准配置,220kV电压等级的终端负荷变电站,其220kV母线保护可按单套标准配置,500kV电压等级的母线保护按双重化标准配置。2.2电网安全运行管理和技术措施2.2.1严格执行各项电网运行控制要求,禁止超稳定极限值运行。电网一次设备故障后,应按照故障后方式电网运行控制的要求,尽快将相关设备的潮流(或发电机出力、电压等)控制在规定值以内。须按照电网运行控制要求进行控制的设备,应经过调度机构EMS系统实现实时在线监测,并应有越限告警功能。2.2.2电网正常运行中,必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。2.2.3避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期,对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网,应采取必要的稳定控制措施,同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。2.2.4电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施,防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统(政治、经济、文化中心)应采取自动措施防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。2.2.5电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段,应认真做好电网运行控制极限管理,根据系统发展变化情况,及时计算和调整电网运行控制极限。在年度方式计算报告中,根据电网基建设备预投产的各重要阶段,提出电网设备和断面运行控制极限,在电网运行过程中根据基建设备实际投产情况,进行稳定校核工作,及时修改运行控制极限。2.2.6加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS(电力系统稳定器)和调速系统的运行管理,其参数设置、设备投停、设备改造等必须满足接入电网安全稳定运行要求。凡并网运行的发电机组的励磁系统、PSS(电力系统稳定器)和调速系统参数及各项技术指标必须满足电网运行要求。在工程可研和设备招标阶段调度管理部门应向业主提出具体要求。对于不满足电网安全稳定要求的发电机不允许并入电网。发电企业在机组投产前三个月向调度部门提交由制造厂提供的有关参数,供调度部门审核。发电机组的励磁系统、PSS(电力系统稳定器)和调速系统参数及各项技术指标是否满足要求,由技术监督部门试验结果确定。2.2.7加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的运行管理,低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置应足额投入。应密切跟踪系统变化情况,及时调整稳定控制措施,完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置,做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。根据电网安全稳定分析结果,加强第三道防线的建设,防止稳定破坏事故和大面积停电事故,对电网负荷中心和重要的受电网增加低频低压的配置比例。要加强低频低压减负荷整定管理工作,根据季节负荷的变化及时校核整定定值。在电网发生事故后要及时进行统计分析工作,找出装置和定值存在的问题,以便进行整改。2.2.8避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时,应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时,应侧重防止保护拒动。在220kV输电线路双套快速保护失去后,原则上应将该线路热备用。特殊情况下必须经稳定校核并提出断面控制极限后才能允许线路为运行状态。110kV及以上变电站母线保护退出运行后,禁止在该母线的一次系统主设备进行倒闸操作。避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行,具体规定见山西电网继电保护与安全自动装置运行管理规程有关内容。母线无母差保护时,应尽量减少无母差保护运行时间并采取相应措施,严格限制母线侧刀闸的倒闸操作,严禁安排母线及相关元件检修工作。对于受端系统厂站的继电保护定值整定困难时,应在尽量避免损失负荷的前提下,设置必要的解列点,当灵敏度与选择性难以兼顾时,应首先考虑以保灵敏度为主,侧重防止保护拒动。并按调度范围报分管生产副经理(总工程师)批准。2.2.9加强开关设备运行维护和检修管理,确保能够快速、可靠地切除故障。对于500kV(330kV)厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50ms、60ms的开关设备,应尽快经过检修或技术改造提高其分闸速度,对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。设计、科研、调度等部门要积极开展电磁环网问题的研究并提出解环的具体方案。在具备条件时,要及时打开电磁环网。在不具备解开电磁环网时,应采取稳定控制措施,保证电磁环网的安全运行,并随着电网结构的发展不断修改稳定控制的策略。根据年、季、月电网结构变化情况和负荷特点,进行电网潮流、稳定计算分析,根据稳定问题、设备过载情况,事故后过负荷问题等综合考虑,及时修改下发设备及断面运行控制极限,调整电网运行方式,以利于电网的安全稳定运行。相关设备管理部门要对220kV及以上电压等级的各类故障切除时间和开关动作时间进行统计分析,对不满足电网稳定要求的开关提出改造建议。2.3加强系统稳定计算分析2.3.1重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计和调度部门必须严格按照<电力系统安全稳定导则>和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析,并根据计算分析情况合理安排运行方式,适时调整控制策略,不断完善相关电网安全稳定控制措施。2.3.2电网调度部门确定的电网运行控制极限值,一般按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备(10%),在系统设计阶段计算线路(或断面)输送能力时应考虑这一因素。2.3.3在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中,发电机组均应采用详细模型,以正确反映系统动态稳定特性。2.3.4应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性,系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。2.3.5加强有关计算模型、参数的研究和实测工作,并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电网安全稳定运行的要求。严格按照<电力系统安全稳定导则>的相关规定,在年度电网建设的各个不同阶段进行系统安全稳定计算分析,并根据计算分析情况合理安排运行方式,适时修改运行控制极限,调整控制策略,不断完善相关电网安全稳定控制措施。对100MW及以上容量的机组,要进行机组调速系统、励磁系统的参数测试工作,为稳定计算提供精确的计算数据,提高计算结果精度。开展负荷模型参数的研究和实测工作,特别是对电网内各类典型负荷特性进行测试,修正山西电网负荷计算模型,提高稳定计算的可信度。2.4防止系统电压崩溃为防止系统电压崩溃,应全面贯彻执行<电力系统安全稳定导则>(DL755－)、<电力系统电压和无功电力技术导则>(SD325-1989)、<国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则>(国家电网生[]435号),并提出如下要求:2.4.1在电网规划设计中,必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡,并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。110kV-220kV变电站应具有无功调整能力。对于临近大电源的变电站,应配置15-20%的无功补偿容量,其它变电站应配置25-30%无功补偿容量。100kVA以上的用户变电站必须配置足够的无功补偿装置,运行中不的向系统反送无功。2.4.2并网机组额定出力时,滞相功率因数应不低于0.9。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于-0.95,老机组应不低于-0.97。2.4.3电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95,最小负荷时不应高于0.95。2.4.4100kVA及以上高压供电的电力用户,在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95;其它电力用户功率因数应不低于0.9。2.4.5电网局部电压发生偏差时,应首先调整该局部厂站的无功出力,改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时,应闭锁接于该母线的变压器分头。2.4.6发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时,必须及时向运行人员告警。2.4.7电网应保留一定的无功备用容量,以保证正常运行方式下,突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时,能够保持电压稳定。无功事故备用容量,应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。2.4.8在电网运行中,当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时,必须采取果断措施,及时进行拉路限电,防止发生系统电压崩溃事故。要积极参与电网无功电源规划设计工作,在电网年度计算分析中提出电网无功补偿要要求和建议。要求电网内发电机留有足够的无功备用容量。电力大用户的功率因数必须满足大于0.95的要求,对不满足要求的采取限电等措施,并限期进行整改。积极研究无功动态补偿问题,应在受端地区采用SVC无功补偿装置。严格控制各枢纽站的运行电压,当低于210kV时,应采取一切措施,使其恢复至210kV以上。3防止机网协调事故3.1加强发电机组与电网密切相关设备的管理3.1.1并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、设计、运行管理,其技术性能和参数必须达到国家及行业有关标准要求,其技术规范必须满足山西电网要求,并应达到山西电网技术监督及安全性评价的要求。3.1.2根据电网安全稳定运行的需要,200MW及以上火力发电机组和90MW及以上水轮发电机组应配置电力系统安全稳定器(PSS),以改进系统阻尼特性。3.1.3200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护,过电压、低电压保护,过激磁保护,失磁保护,失步保护,阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统(包括PSS)等设备(保护)定值在168小时试验前必须经(经过)有关调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值,机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。3.1.4发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率,协助电网管理部门共同防止次同步谐振。3.2加强发电机组一次调频的运行管理。并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定,一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。3.2.1发电机组一次调频技术指标3.2.1.1机组调速系统的速度变动率a)火电机组速度变动率一般为4％～5％;b)水电机组速度变动率(永态转差率)一般为3％～4％;3.2.1.2调速系统迟缓率a)机械、液压调节型机组容量≤100MW,迟缓率要求小于0.4％;机组容量100MW~200MW(包括200MW),迟缓率要求小于0.2％;机组容量＞200MW,迟缓率要求小于0.1％;b)电液调节型机组容量≤100MW,迟缓率要求小于0.15％;机组容量100MW~200MW(包括200MW),迟缓率要求小于0.1％;机组容量＞200MW,迟缓率要求小于0.06％;3.2.3机组参与一次调频的死区火电机组一次调频死区不大于±2r/min(±0.034Hz),水电机组一次调频死区根据机组额定转速确定,确定原则不大于0.068％。(±0.034Hz)3.2.4机组参与一次调频的响应滞后时间当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间,应小于3秒。3.2.5机组参与一次调频的稳定时间机组参与一次调频过程中,在电网频率稳定后,机组负荷达到稳定所需的时间为一次调频稳定时间,应小于1min。机组投入机组协调控制系统或自动发电控制(AGC)运行时,应剔除负荷指令变化的因素。3.2.6机组参与一次调频的负荷变化幅度机组参与一次调频的负荷变化幅度可加以限制,但限制幅度不应过小,规定如下:额定负荷200MW及以下的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±10％;额定负荷220～350MW的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±8％;额定负荷500MW及以上的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±6％;水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制。各发电厂在对机组一次调频的负荷变化幅度加以限制时,应充分考虑机组及电网特点,确保机组及电网的安全、稳定。特殊炉型及机组情况者,由电厂提出修改申请,报调通中心核准。3.3加强发电机组的参数管理机组并网调试前三个月,发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备(发电机、变压器等)参数、二次设备(CT、PT)参数及保护装置技术资料以及励磁系统(包括PSS)、调速系统技术资料(包括原理及传递函数框图)等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确,并向调度部门提供整定调试报告。同时,发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求,开展励磁系统(包括PSS)、调速系统、原动机的建模及参数实测工作,并将试验报告报有关调度部门。3.4发电机非正常及特殊运行方式下的要求3.4.1发电机应当具备按照电网需求随时进相运行的能力。100MW及以上火电机组在额定出力时,功率因数应能达到超前0.95～0.97。励磁系统应采用能够在线调整低励限制的微机励磁装置。200MW及以上并网发电机组必须具备进相运行能力,在机组并网调试阶段进行进相试验并满足调度运行要求。加强变电站母线电流电流的计算工作,对不满足要求的开关提出更换建议。电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图,并编制相应的进相运行规程,根据电网的需要进相运行。新建或设备改造的发电机定子端部压指、屏蔽环、边段铁心等处应预埋设检温计。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度,当静稳定成为限制进相因素时,应监视发电机功角进相运行。3.4.2新投产大型汽轮发电机应当具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机的失步保护应当考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故,应当为发电机的解列设置一定的时间延迟,使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。3.4.2.1电厂应当制定完善的发电机带励磁失步振荡故障的应急反应措施,按有关规定作好保护整定,包括:a)当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时,应当立即解列发电机。b)发电机电流低于三相出口短路电流的60%～70%时,(一般振荡中心在发电机－变压器组外部),发电机组允许失步运行5～20个振荡周期。此时,应当立即增大发电机励磁,同时减少有功负荷,切换厂用电,延迟一定时间,争取恢复同步。3.4.2.2在发生过严重失步振荡(失步振荡时间超过上述规定)以后应当及时检查发电机组的健康情况,重点检查发电机组的轴系振动和疲劳寿命损失、轴系裂纹等情况,同时详细检查定子绕组端部的紧固情况,当发现存在松动和磨损以及端部整体动态特性性能劣化时必须及时加以处理。再运行半年至一年后应利用停机机会再一次检查端部紧固情况。有条件的发电机建议加装扭应力监测和分析设备,对轴系寿命损耗进行在线监视。3.4.3发电机失磁异步运行3.4.3.1应当严格限制失磁异步运行的时间和运行条件。汽轮发电机实际失磁异步运行的能力,与电网容量、机组容量、有否特殊设计等有关。按照有关国家标准规定,不考虑对电网的影响时,汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力,但要维持发电机失磁后短时运行,必须快速降负荷,若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁,则机组应当与系统解列。具备如下条件时,才存在短时的失磁异步运行的可能性:电网有足够的无功余量去维持一个合理的电压水平;机组能迅速减少负荷(应自动进行)到允许水平;发电机带的厂用供电系统能够自动切换到另一个电源。3.4.3.2发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行,应当根据电网和机组的实际情况综合考虑,电网运营部门应当与电厂就具体机组失磁后可能的运行方式达成协议。如电网不允许发电机无励磁运行,当发电机失去励磁时,如失磁保护未动作,应立即将发电机与电网解列。3.4.3.3对于发生严重失磁运行事故的发电机,例如超过规定的负荷和时间,或引起强烈系统振荡,应当尽快对发电机组进行停机检查,重点检查发电机组的轴系振动和疲劳寿命损失、轴系裂纹等情况,同时详细检查定子绕组端部的紧固情况,当发现存在松动和磨损以及端部整体动态特性性能劣化时必须及时加以处理。再运行半年至一年后应再一次利用停机机会检查端部紧固情况。3.4.4频率异常3.4.4.1为防止电网频率异常时发生电网崩溃事故,发电机组应当具有必要的频率异常运行能力。同时,机组低频保护整定一定要与系统频率降低特性协调,即系统频率降低情况一定不能使机组保护动作而引起恶性连锁反应。3.4.4.2汽轮发电机组允许频率异常的运行能力主要受汽轮机调频叶片的限制。在带负荷运行(不包括起动和停机等)情况下,汽轮发电机组频率异常的运行能力应符合表1的规定:表1汽轮发电机组频率异常允许运行时间频率范围(Hz)允许运行时间累计(min)每次(sec)51.0以上～51.5>30>3050.5以上～51.0>180>18048.5～50.5连续运行48.5以下～48.0>300>30048.0以下～47.5>60>6047.5以下～47.0>10>2047.0以下～46.5>2>53.4.4.3系统的低频减载配置和整定应能保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定,并有一定裕度。发电机应装设低频保护,保护动作于信号并有低频累计时间显示。特殊情况下当低频保护需要跳闸时,保护动作时间可按汽轮机和发电机制造厂的规定进行整定,但必须符合表1规定的每次允许时间。3.4.5防止因不对称运行损坏发电机。除按有关规定整定好发电机负序保护外,还应作好如下防止事故措施:3.4.5.1为防止断路器失灵造成非全相运行,在凡不要求实现单相重合闸的所有地点,应选用三相共相操作的断路器,并完善断路器失灵保护装置,同时应设立有效预防措施,防止主变高压侧断路器拉杆断裂和断路器失灵保护失效,造成发电机非全相运行及事故扩大为电网事故或全厂停电事故。3.4.5.2当高压断路器发生非全相故障时,应使发电机不灭磁,维持额定转速,但有功功率应压到最小,并调整减少励磁电流,使发电机定子电流减到最小值,以争取时间处理断路器的非全相故障。3.4.5.3发电机－变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护应及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法断开时,断开与其连接在同一母线上的所有电源。3.4.5.4600MW及以上容量的发电机出口建议加装负荷断路器,当因高压断路器故障发生非全相运行时,能够立即切除发电机,有效防止不对称故障对发电机的冲击。该负荷断路器还为其它方面提供了可靠的后备保护,例如主变故障时对发电机的保护、励磁开关拒跳故障时对发变组的保护、发电机因故(包括保护误动作)跳闸时不致失去厂用电。4防止电气误操作事故为防止电气误操作事故,应全面落实<国家电网公司电力安全工作规程>(国家电网安监〔〕83号)、<防止电气误操作装置管理规定>(国家电网生[]243号文)、<山西省电力公司防止电气误操作管理办法>(晋电生技字[]556号文)及其它有关规定,并提出如下要求:4.1加强防误操作管理4.1.1切实落实防误操作工作责任制4.1.1.1防止电气误操作工作必须加强组织领导,建立健全三级防误管理体系,明确职责,认真落实各级责任制。4.1.1.2各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴,与相应主设备统一管理。4.1.1.3运行值班人员、检修维护人员应熟悉防误装置原理、性能、结构和操作程序,会操作、会根据工艺要求定期维护并发现装置存在的不足,会消除简单缺陷。4.1.1.4各单位应定期(至少半年一次)对防误装置进行试验、检查、维护,以确保装置整体正常、可靠运行。4.1.2强化运行管理,提高人员责任心,严格执行”安规、两票三制”及相应的规章制度4.1.2.1加强运行、检修人员的专业培训,按照省公司<两票补充规定>中关于执行操作票、工作票的规定,使两票执行标准化,管理规范化。4.1.2.2变电站倒闸操作接令、模拟和现场操作应全过程进行录音,操作录音文件至少保存3个月。操作录音文件与操作票等同管理。4.1.2.3变电站许可人必须由当值运行值班负责人担任,非当值运行人员严禁操作运行设备。4.1.3严格执行调度命令。倒闸操作时,不允许改变操作顺序,当操作发生疑问时,应立即停止操作,并报告调度部门,不允许随意修改操作票。4.1.4调度操作票和新设备启动方案必须按照调度规程的规定编写,经过审核后才能执行。4.1.5对于变电站新设备启动、全站停送电、主变停送电、重要的倒母线、旁带、串带等大型操作,各单位要根据工作的难度、重要程度,指派相应生产管理人员现场把关。4.1.6应制订和完善防误装置的运行规程及验收、检修规程,加强防误闭锁装置的运行、维护管理,确保防误闭锁装置正常运行。4.1.7防误装置缺陷管理应与变电站主设备的缺陷管理等同管理,防误装置的缺陷定性不得低于严重缺陷。4.1.8建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行,停用防误闭锁装置时,必须履行批准手续;短时间退出防误闭锁装置时,应经值长或变电站站长批准,并按要求尽快投入运行。4.1.8.1运行人员不得向检修人员提供解锁工具,当防误装置确因检修工作需要,必须使用解锁工具时,需经变电站负责人或发电厂当班值长同意,做好相应的安全措施。4.1.8.2保护传动需要多次拉合开关时,只可解除本开关的电气闭锁,严禁将防误装置总解锁打开。4.1.8.3防误装置在升级改造期间不具备防误功能的,应尽量避免安排此站的倒闸操作。确需操作的,应履行许可手续。4.1.8.4对投运后闭锁装置的每一次解锁行为,都要认真分析并查找到解锁的原因,采取针对性措施。4.1.9定期做好防误装置的设备评级。4.1.10各单位应将防误装置的完善、整改纳入本单位的反事故技术措施重点来抓。4.2完善防误操作技术措施4.2.1变电站”五防”功能必须采用强制性方式,除非因设备原因或受现有技术的制约,防止误分、误合断路器不能够实现强制性方式的,应采用提示性方式,同时要制定相应管理措施。4.2.2新建、改扩建设备的防误闭锁装置必须经设计单位设计,进行防误闭锁装置的选用、招标时,应选用产品质量过硬、取得运行经验、售后服务好的厂家的产品。防误闭锁装置不得与别的设备”打捆”设计、招标。4.2.3新、扩建变电工程及主设备经技术改造后,防误闭锁装置应与主设备同时投运。防误闭锁装置的控制点必须覆盖到所有需操作的一次设备,防误闭锁装置三率达不到100％,新设备不准投运。4.2.4断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器,应直接用断路器或隔离开关的辅助触点;操作断路器或隔离开关时,应以现场状态为准。4.2.5防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。4.2.6采用计算机监控系统时,远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时,其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生技部门共同审核,经主管领导批准并备案后方可投入运行。4.2.7成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜出线侧宜装设带电显示装置,带电显示装置应具有自检功能,并与线路侧接地刀闸实行联锁;配电装置有倒送电源时,间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。4.2.8变电站容易引起开关误动的保护按钮、接地选线按钮、充电按钮要加装防误罩。4.2.9微机五防闭锁装置根据运行情况,原则上6－8年可进行升级(或更新改造)。4.3加强对运行、检修人员防误操作培训,使其掌握防误装置的原理、性能、结构和操作程序,能熟练操作和维护。5防止枢纽变电站全停事故为了防止枢纽变电所全停事故的发生,应严格执行<输电网安全性评价规程>、<主网供电生产运行工作管理规定>(晋电生字(1998)121号)、<关于加强供电设备停电检修计划管理的规定>(晋电生字(1997)9号)、<山西省电力公司防止电气误操作管理办法>(晋电生技字()556号)等有关制度,并提出以下重点要求:5.1完善枢纽变电站一次设备5.1.1枢纽变电站在非过渡阶段应有三条以上输电通道(现有变电站未实现本条的,应逐步完善),在站内部分母线或一条输电通道检修情况下,发生N-1、N-2故障时不应出现变电站全停的情况。5.1.2枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2结线方式。根据电网结构的变化,应定期校核系统短路水平,并应满足变电站设备的短路容量。5.1.3严格按照有关标准进行开关设备选型,对运行中不符合有关标准的开关应及时进行改造,在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。切除故障次数达到规定要求的开关,必须及时退出重合闸装置,并进行开关的检修。遮断容量不够的开关未进行改造前,应将操动机构(操作机构)用墙或金属板与该开关隔开,应进行远方操作,重合闸装置应停用,或采取改变运行方式等措施。5.2防止直流系统故障造成枢纽变电站全停5.2.1枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余,应采用两组蓄电池、三台充电机的方案,每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上,第三台充电装置(备用充电装置)可在两段母线之间切换,任一工作充电装置退出运行时,手动投入第三台充电装置。5.2.2直流母线应采用分段运行方式,每段母线分别由独立的蓄电池组供电,并在两段直流母线之间设置联络开关,正常运行时该开关处于断开位置。5.2.3加强直流熔断器管理,直流熔断器应按有关规定分级配置。直流总输出回路不能装设空气开关,必须装熔断器,保证上、下级间有2－4级的级差配合范围。应避免上一级直流空气开关与下一级熔断器配合。直流熔断器必须采用质量合格的产品,对运行中的直流熔断器应定期检查,按有效期定期进行更换,防止因直流熔断器熔断而扩大事故。5.2.4严格直流专用空气开关的分级配置管理,防止因直流开关不正常脱扣造成事故扩大。保护装置应采用直流专用空气开关。5.2.5严格蓄电池组的运行维护管理,防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。5.2.6新建及扩建工程中的220kV断路器应选用双跳闸线圈机构;断路器的压力闭锁接点及相关回路均应双重化。跳、合闸回路应配置具有两组跳闸回路的分相操作箱,并分别经由各自独立的两组并接在不同的直流母线段上的直流熔断器供电。5.2.7新建和扩建的220kV及以上的输电线路保护设备、应选用具有独立选相功能的双重化保护装置,至少应配置两组直流熔断器;应尽可能采用直流空气开关取代线路保护屏原有的直流熔断器,但其上一级电源禁止使用空气开关。不允许采用交流电压切换箱经全站一组TV回路公用的直流熔断器的供电结线方式。严禁采用失压自动切换直流电源的供电回路。5.3防止继电保护误动造成枢纽变电站全停5.3.1为提高继电保护的可靠性,重要线路和设备必须按双重化配置互相独立保护(不同原理、不同厂家产品)。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统,其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到当地调度台,上传到上一级调度(通信)机构的通信监控主站系统。5.3.2在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时,应考虑到既要消除保护死区,即线路保护、母线保护、变压器保护(发变组保护)用电流互感器二次绕组必须交叉试用,线路、变压器(发变组)保护使用的电流互感器二次绕组要靠近母线,母线保护使用的电流互感器二次绕组要靠近开关远离母线,同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。新建和扩建工程宜选用具有五组次级的电流互感器。保护用次级线圈应在电流互感器末屏端子靠断路器(母线)一侧。5.3.3继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品,并采取必要的抗干扰措施,防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作造成枢纽变电站全停。5.3.4220kV及以上系统的变压器必须配置经一定延时跳变压器的过负荷保护。5.3.5采用微机保护的110KV变压器,其主、后备保护不宜放在一个机箱内。5.4防止母线故障造成枢纽变电站全停5.4.1对于双母线接线方式的变电站,在一条母线停电检修及恢复送电过程中,必须做好各项安全措施,并要加强对检修母线操作的监督管理,防止全站停电。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时,应首先考虑用外来电源送电。若用母联断路器给停电母线送电,母联断路器必须带有充电保护。在母线保护退出运行期间不得进行一次设备倒闸操作和其它保护回路的工作。5.4.2母联(分段)断路器操作屏上应装独立的母联(分段)充电保护,并有瞬时跳闸和延时跳闸回路;瞬时段用于对停电母线充电,延时段可用于母联(分段)解列和作为出线开关保护带负荷试验时的保护。对停电母线充电时,固定连接式和母联电流相位比较式母差应退出运行。5.4.3定期对枢纽变电站支柱绝缘子,特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查,防止绝缘子断裂引起母线事故。5.4.4变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求,并严格按照<带电水冲洗实施导则>规范操作,母线冲洗时要投入可靠的母差保护。5.4.5枢纽变电站两套站用电源必须分别引自站外及本站低压母线,站用变压器低压侧应有备投装置。5.5防止运行操作不当造成枢纽变电站全停5.5.1运行人员必须严格执行电网运行有关规程、规定。操作前要认真核对结线方式,检查设备状况。严肃”两票三制”制度,操作中禁止跳项和漏项。调度人员对于调度操作票有疑问时,应暂停发令和操作,经值长确认后才能继续进行。变电站操作中发生疑问时,应立即停止操作并向发令人报告,待发令人再行许可后,方可进行操作。不准擅自更改操作票,不准随意解除闭锁装置。5.5.2加强执行操作票制度和操作监护制度的监督和管理,坚持重大、复杂电气倒闸操作时技术管理人员现场监督把关。5.5.3新建、扩建、改造工程装设的防误装置,应做到与主工程、主设备”三同时”,未装设防误装置或验收不合格者,不得送电,不得移交生产。5.5.4加强防误闭锁装置的运行和维护管理,确保防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙必须按照有关规定严格管理。解锁(工具)钥匙必须封存保管,所有人员严禁擅自使用解锁(工具)钥匙。如需解锁,应按规定履行批准手续后,方可进行。5.5.5在倒闸操作过程中,应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空母线,防止产生谐振过电压。6防止输电线路事故为防止输电线路事故的发生,应严格执行国家电网公司<预防110(66)kV～500kV架空输电线路事故措施>(国家电网生[]641)、<110(66)kV～500kV架空输电线路技术监督规定>(国家电网生技[]174号)及其它有关规定,并提出以下重点要求:6.1设计阶段应注意的问题6.1.1加强设计、基建及运行单位的沟通,充分听取运行单位的意见。输电线路的可研、初设审查及路径初勘应有运行单位参加,对不符合规程、规定、反措及运行经验等等的设计,运行单位应及时提出修改建议。充分考虑特殊地形、气象条件的影响,尽量避开重冰区及易发生导线舞动的地区,并合理选取杆塔型式及强度。对易覆冰、风口、高差大的地段,宜缩短耐张段长度,同时杆塔设计应留有裕度。设计时要充分考虑特殊地形、气象条件的影响(尽量避开可能引起导线、地线严重覆冰或导线舞动的特殊地区),合理选取杆(塔)型、杆塔强度。对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔,应明确提高杆塔、导、地线强度的方法。覆冰区及强风区线路的直线杆塔,宜采用”V型绝缘子串”结构。设计平行线路时,应对相邻线路的风偏进行较核,并不得小于导线的最大弧垂。线路应尽可能避开矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。无法避开的应采取相应的基础加强设计,采用重力式基础时,适当加长地脚螺栓长度;还应充分考虑到杆塔下沉后导线对地、对跨越物的安全距离。无法避开采空区时,则应尽可能选择已采空并达到稳定期且采厚比较大的地段立杆塔。原则上,500kV线路不宜采用拉线塔。220kV及以上新建线路在农田、繁华地段不宜采用拉线塔。45度及以上转角塔的外角侧宜使用双串瓷或玻璃绝缘子,以避免风偏放电。三角排列的220kV耐张塔中相绕跳线应采用独立挂点的双串绝缘子悬挂方式,两绝缘子串之间的间距不宜小于3米,绕跳线应保持一定张力,不应有明显弧垂。设计阶段应因地制宜开展防雷设计,适当提高输电线路防雷水平。对500kV线路及重要电源线,防雷保护角应不大于10度。对全高超过50米的杆塔宜三项装设线路避雷器。当线路经过水库、沼泽地等鸟害多发区时,应采取相应的防鸟措施。做好防洪、防汛设计。输电线路应按50年一遇防洪标准进行设计。对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采取可靠的防汛措施;铁塔的基础护墙要有足够强度,并有良好的排水措施。对于重要的直线型交叉跨越塔,包括跨越110kV及以上线路、铁路、高等级公路和高速公路、通航河流等,应采用双悬垂串、V型或八字型绝缘子串结构,并尽可能采用双独立挂点。线路设计中应考虑防止导地线断线的措施,对导地线、拉线金具要有明确要求。加强杆塔防盗设计,110kV及以上电压等级输电线路铁塔8米及以下宜采用防盗螺栓。拉线必须全部防盗,易盗区拉线宜采取防锯割措施。使用复合绝缘子时,应综合考虑线路的防雷﹑防风偏﹑防鸟害等项性能。城区线路应慎用玻璃绝缘子,以防止自爆伤人。双回或多回同塔架设线路,应有明显的色标标志;对因新建工程引起运行线路名称、标志发生变化的情况,设计时应一并纳入新建工程的设计范围。6.2基建阶段应注意的问题线路器材应符合标准和设计要求,不允许使用不合格产品。绝缘子、导线及金具应选择产品质量有保障的主流厂家,复合绝缘子、重要连接金具须经抽检合格后方可挂网使用。塔材、金具、绝缘子、导线等材料在运输、保管和施工过程中,应妥善加以保管,严防硌压产生宏观压痕。复合绝缘子相对易于破损,在施工中应避免损坏复合绝缘子的伞裙、护套及端部密封,严禁人员沿复合绝缘子上下导线。严格按照设计要求进行施工,隐蔽工程应经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋,否则严禁立杆塔、放线。砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选用砼杆时,应采用在根部标有明显埋入深度标识的、符合设计要求的砼杆,为施工及验收工程质量提供直观可靠的检测依据,并为提高运行维护质量提供有效手段。竣工图纸、施工记录、路径协议等全套资料,应在线路投运后一个月内移交管理及运行单位。6.3运行中应注意的问题6.3.1各单位应结合本单位实际制定倒杆塔、断线等事故的反事故预案,并在材料、人员上给予落实。6.3.2加强线路巡视6.3.2.1严格按照有关规定进行线路巡视,在恶劣气象条件发生后应组织特巡。雷雨季节及冬季应加强OPGW复合光缆的断股检查。6.3.2.2大负荷期间应增加夜巡,并积极开展红外测温工作,以有效检测接续金具(例如:压接管、耐张线夹等)的连接状况。当线路出现满负荷或过负荷后,应及时打开螺栓型导线连接器检查,并复核导线对地距离及弛度变化情况。巡视时应加强可预见性隐患的消除工作,对潜在的外力破坏,如施工作业、植树造林、挖砂取土等,应从初期控制。在冬季温度降低时,应对垂直档距较小的杆塔及孤立档、变电站进出线的导地线弛度进行重点检查;在夏季温度升高时,应对档距较大及有交叉跨越的导地线弛度进行重点检查。发现问题及时处理。6.3.2.3加强新技术、新设备的使用和推广,积极采用先进的智能巡检系统,条件许可时应开展直升机巡线工作。6.3.3防止倒塔断线6.3.3.1铁塔螺栓的紧固应严格按照规定的周期进行,5年1次,并明确责任,做好记录;新建线路投产后,次年应对铁塔螺栓全部紧固一次;对有微风振动和大风气象的特殊区域杆塔应适当缩短螺栓紧固周期。6.3.3.2加强铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀的观测和技术监督。应按照<架空送电线路运行规程>(DL/741-)的要求,对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的,积极开展防腐处理,必要时进行更换。6.3.3.3及时处理线路缺陷,尽量缩短线路带缺陷运行时间。6.3.4防止外力破坏6.3.4.1杆塔拉线,铁塔6米段必须保证防盗设施的齐全、有效,重点区域应适当提高防盗高度。6.3.4.2可能引起误碰线路的区段,应悬挂限高警示牌或采取其它有效警示手段;易受碰撞的杆塔及拉线周围应埋设护桩,护桩应牢固可靠。6.3.4.3积极争取地方政府和公安部门的支持,充分发挥电力企业保卫部门的作用,积极宣传<电力法>、<电力设施保护条例>,开展群众护线工作,严厉打击盗窃线路器材的犯罪活动。6.3.4.4对危及线路安全运行的行为,应及时下发违章通知书。当出现违章通知书拒收的情况时,应采取挂号邮寄的方式下达,并保留存根。6.3.5科学合理划定鸟害区,摸索鸟害发生规律。水库、沼泽地、油料作物地附近杆塔应采取鸟害措施。6.3.6防止雷击6.3.6.1每年必须完成20～25％线路杆塔的接地电阻或连通情况的测试,完成5～10％接地装置开挖检查。6.3.6.2定期进行绝缘子零值测试,对零、低值绝缘子,要及时更换。6.3.6.3充分应用雷电定位系统,指导线路防雷工作。雷击故障的定性必须有雷电定位系统的数据作为辅证,故障后应复测故障杆塔坐标。6.3.6.4雷击跳闸重合成功率高,雷雨季节应保证重要线路重合闸的投入。6.3.7运行单位应与当地地质部门、煤矿等矿产部门联系,实时了解煤层开采情况,必要时应加装杆塔倾斜报警装置,随时掌握杆塔变化情况。当杆塔出现倾斜时,首先调节悬垂线夹,要释放导地线张力,避免发生断线及风偏故障。6.3.8220kV线路及串长超过10片的110kV线路的干字型”耐张塔,中相绕跳线必须采用间距不小于3米的独立双挂点双串绝缘子悬挂,并使跳线保持一定张力。7防止输变电设备污闪事故为防止发生输变电设备污闪事故,应严格执行<高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准>(GB/T16434)、<加强电力系统防污闪技术措施(试行)>(调网［1997］91号文附件)、<预防110(66)kV500kV架空输电线路事故措施>(国家电网生字［］641号)、<110(66)kV500kV架空输电线路技术标准>(国家电网生字［］634号)、<山西省电力系统输变电设备外绝缘防污闪技术管理规定>(晋电发输字[]111号附件一),以及其它有关规定,并提出以下重点要求:7.1设计与基建阶段应注意的问题7.1.1应加强设计、基建、运行及科研单位的沟通和协调,设计单位应深入现场和运行单位进行污源和运行经验调查,并充分听取运行单位及科研单位的意见,吸取电网大面积污闪事故的经验教训,考虑邻近已有线路和厂、所的运行情况及城市、工业区的发展规划进行绝缘设计。7.1.2新建和扩建输变电设备外绝缘配置应遵循”配置到位、留有裕度”的原则。按照最新版<山西省电力系统污区分布图>及现场污秽调查和测量结果确定所处环境污秽等级,依据<高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准>(GB／T16434),配置到位,并考虑山西环境污染状况的严重性、不确定性及可能出现的恶劣气象条件,留有足够的裕度。不应将清扫做为设计裕度,而是作为绝缘裕度留给运行。7.1.2.1变电设备外绝缘配置变电设备外绝缘配置应以Ⅲ级污区设防,具体配置形式如下:Ⅰ、Ⅱ级污区:采用防污型设备,爬电比距不低于25mm/kV(按系统最高工作电压计算,下同。);Ⅲ级污区:采用大爬距定型设备,爬电比距不低于25mm/kV,同时采取防污闪辅助措施(防污闪涂料);Ⅳ级污区:应尽量避让,如不能避让,应在设计和建设阶段考虑设备型式的选择,可考虑采用GIS或HGIS等设备或者全户内变电站(户内变电站的设备爬电比距不低于20mm/kV)。为减少维护工作量,防止发生母线污闪事故,变电站母线和进出线架构绝缘子可考虑使用复合绝缘子,爬电比距不低于25mm/kV。7.1.2.2输电线路外绝缘配置输电线路外绝缘配置以Ⅱ级污区设防,Ⅰ、Ⅱ级污区的线路按Ⅱ级污区爬电比距的上限配置,Ⅲ、Ⅳ级污区按其对应爬电比距的上限或中值配置,推荐绝缘配置如下:a)悬垂绝缘子串Ⅰ、Ⅱ级污区:采用盘形防污绝缘子,按Ⅱ级污区爬电比距的上限配置,或选用复合绝缘子。Ⅲ、Ⅳ级污区:采用复合绝缘子(复合绝缘子的爬电比距取同级污区盘形绝缘子爬电比距的75%～80%,且不低于25mm/kV,下同)。b)耐张绝缘子串Ⅰ、Ⅱ级污区:采用盘形防污绝缘子,按Ⅱ级污区爬电比距的上限配置。Ⅲ、Ⅳ级污区:采用盘形防污绝缘子,按其污级对应爬电比距上限或中值配置(220kV及以上线路按上限配置)。c)跳线绝缘子串Ⅰ、Ⅱ级污区:采用盘形防污绝缘子,按Ⅱ级污区爬电比距的上限配置,或选用复合绝缘子。Ⅲ、Ⅳ级污区:采用盘形防污绝缘子,按其污级对应爬电比距上限或中值配置(220kV及以上线路按上限配置),并采取防污闪辅助措施,或选用复合绝缘子。7.1.2.3爬电距离有效系数用爬电比距进行污秽地区绝缘设计时,悬垂串盘形绝缘子应考虑爬电距离有效系数(详见GB/T16434附录),推荐根据真型绝缘子的自然积污特性、污闪电压梯度及污秽等级计算其爬电距离有效系数,常见绝缘子的爬电距离有效系数K可按下列数值估算:普通、双伞和三伞型绝缘子:K=1.0;钟罩和深棱型绝缘子:Ⅰ、Ⅱ级污区,K＝0.95,Ⅲ、Ⅳ级污区,K＝0.9。7.1.2.4双联绝缘子串双联悬垂绝缘子串宜采用”V”型或倒”V”型绝缘子串布置,或采取适当增加双联之间的平行距离、增加爬电距离(提高5～10％)等措施,以提高其污闪电压。7.1.2.5统筹考虑在满足风偏校验的前提下,瓷、玻璃绝缘子的片数和复合绝缘子的长度宜适当增加并校核耐雷水平,以提高线路绝缘性能,实现防风偏、防雷、防污的综合治理。7.1.3绝缘子覆冰闪络是污秽闪络的一种特殊形式。重冰区绝缘设计应采用增强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式,经过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接以及改进融冰状况下导电水膜形成条件,防止冰闪事故。7.1.4加强绝缘子全过程管理,全面规范选型、招标、监造、验收及安装等环节,确保使用设计合理、质量合格的绝缘子,选用绝缘子时应全面考虑工程造价、运行经验、绝缘子质量和造型、综合使用成本以及安全风险,特别要重视绝缘子形状结构的选择。7.1.4.1盘形悬式绝缘子根据伞裙形状不同,盘形悬式绝缘子分为普通型、双伞型、钟罩型、大盘径型和草帽型绝缘子。对比常见的双伞和钟罩型绝缘子,双伞型绝缘子为空气动力学结构,自然积污少,自清洗效果好,便于人工清扫,实际运行效果较好;钟罩型绝缘子沟深棱长,爬距比较大,有利于阻止电弧的发展,用于沿海及潮湿多雾地区,更能发挥伞形结构的优点。而用在工业污秽、粉尘性污秽严重的地区,由于其绝缘子伞下的沟槽深,自洁能力差,不便于人工清扫,积污严重,遇有潮湿天气,局部电弧则可能跨过棱槽而发生闪络。为此,应合理选择绝缘子的形状结构,推荐选用空气动力型或结构简单的绝缘子,不宜使用钟罩型、深棱型绝缘子。7.1.4.2复合绝缘子a)伞间最小距离c对大小伞c值(指相邻两大伞间最小距离)不小于70mm,对等径伞c值不小于40mm。b)爬电系数C.F.Ⅰ、Ⅱ级污区,推荐C.F.≤3.2,Ⅲ、Ⅳ级污区,C.F.≤3.5。c)大小伞从防冰闪方面考虑,推荐选用大小伞或大中小伞结构的复合绝缘子。7.1.4.3电站设备a)伞间最小距离c反映淋雨情况下相邻两伞放电桥接情况,一般c应大于30mm。b)伞间距和伞伸出之比反映自洁性能,该值一般不小于0.8,对于无棱光伞一般不小于0.65。c)大小伞两伞伸出之差应不小于15mm,以免淋雨条件下两相邻伞间桥接。d)伞倾角该值影响绝缘子的自洁性,最小倾角应大于5。e)爬电系数C.F对Ⅰ、Ⅱ级污区,推荐C.F.≤3.5;对Ⅲ、Ⅳ级污区,推荐C.F.＜4。f)直径的影响支柱绝缘子(套管)随平均直径(Dm)增加,耐污秽性能下降,推荐直径系数(kD)为:平均直径Dm＜300mm时,kD=1;300mm≤Dm≤500mm时,kD=1.1;Dm＞500mm时,kD=1.2。按污秽等级选定的爬电比距值与相应直径系数(kD)的乘积,作为考虑直径影响应选用的爬电比距值。7.1.4.4均压装置复合绝缘子端部应有良好的屏蔽措施,要正确选择和使用均压装置。110kV产品可仅在高压端安装一个均压装置,220kV及以上产品在高压端和接地端各安装一个均压装置,均压装置应有一定的抬高距,不宜采用水平形均压装置。安装均压装置后,应保证足够的最小电弧距离,多雷区推荐采用加长型或串入1～2片盘形绝缘子。最小电弧距离要求见表1。表1多雷区复合绝缘子最小电弧距离电压等级,kV不同雷电日下的最小电弧距离,mm<4040～90>90110100011001150220190021002150500360040004300注:雷电日按雷电定位系统3年以上统计平均值。7.2运行阶段应注意的问题7.2.1完善防污闪管理体系,明确和落实防污闪主管领导和专责人的具体职责。7.2.2及时修订污区分布图。定期开展现场污秽度测量、污源调查和运行巡视工作,及时修订污区分布图。现场污秽度测量应依据<山西电网输变电设备现场污秽度测量作业指导书>进行,逐步过渡到按3～5年的积污量取值。7.2.3调爬与清扫7.2.3.1运行设备外绝缘爬距原则上应与污秽等级相适应。对于不满足污秽等级要求的应予以调整;如受条件限制不能调整的,应采取必要的防污闪补救措施。7.2.3.2加强设备清扫工作,落实”清扫责任制”和”质量检查制”,其中应重点关注自洁性能较差的绝缘子(如钟罩式绝缘子)。站内带电水冲洗工作必须严格执行<带电水冲洗规程>,有关操作人员必须经培训合格。7.2.3.3在调爬和清扫中应防止在局部留下防污漏洞或死角,如具有多种绝缘配置的线路中相对薄弱的区段,配置过于薄弱的耐张绝缘子,输﹑变电结合部等。7.2.4绝缘子使用注意事项7.2.4.1玻璃绝缘子与瓷绝缘子对于盘形悬式玻璃绝缘子自爆和瓷绝缘子零值问题,一方面应坚持定期检测和更换,另一方面对劣化率高于<盘形悬式绝缘子劣化检测规程>的,应结合生产厂家﹑产品批次﹑运行时间﹑运行条件等因素进行综合分析,必要时应全部更换,并与设计﹑基建及生产厂家及时交换信息。7.2.4.2复合绝缘子应严格执行<标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则>(DL/T864-)和<山西省电力系统有机复合绝缘子使用管理规定>(晋电发输字［］102号)的有关规定,并注意以下事项:7.2.4.2.1在复合绝缘子存放期间及安装过程中,严禁任何可能损坏绝缘子的行为;在安装复合绝缘子时,严禁反装均压环。7.2.4.2.2使用复合绝缘子进行防污调爬时,应综合考虑线路的防雷﹑防风偏﹑防鸟害等性能。7.2.4.2.3对运行中的复合绝缘子应按照<山西电网复合材料现场憎水性测量作业指导书>要求,设置一定数量的憎水性监测点,定期检测复合绝缘子憎水性,以分析该批产品的外绝缘状况。对于严重污秽地区的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。在进行杆塔防腐处理时,应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。7.2.4.2.4严格执行复合绝缘子抽样检测的有关规定,做好新复合绝缘子和运行复合绝缘子的抽样检测工作。新合成绝缘子入网必须进行抽样检测,经抽样检测合格后,方可挂网;应按要求定期换下一定比例的运行复合绝缘子做全面性能试验。对于确定性能已明显老化﹑不能确保安全运行的产品批次应及时更换。7.2.4.2.5应定期对合成绝缘子进行登杆检查,包括外观检查、憎水性变化和端部密封情况等。7.2.4.2.6对不明原因的闪络,要详细记录故障情况,做好初步分析,必要时,进行针对性试验。7.2.4.2.7安装和检修过程中,禁止踩踏合成绝缘子。7.2.4.3防污闪涂料与防污闪辅助伞裙绝缘子表面涂覆”RTV防污闪涂料”和加装”防污闪辅助伞裙”是防止变电设备污闪的重要补充措施,其使用应分别符合<电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料>(DL/T627-)和<防污闪辅助伞裙使用指导性意见>(调网[1997]130号)的要求,其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙,但可将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。7.2.4.3.1应按照<山西电网绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料使用管理规定(暂行)>(晋电生技字［］454号)要求,做好RTV防污闪涂料的产品选用、验收试验、施工和运行维护工作。7.2.4.3.2严格执行RTV防污闪涂料抽样检测的有关规定,做好新RTV涂料的抽样检测工作,防止质量低劣产品进入电网。7.2.4.3.3对涂敷RTV的设备要设置固定的憎水性监测点,测量涂层憎水性,并做好记录,运行中要注意检查涂敷RTV设备的渗漏情况,当设备出现漏油并污染涂层时,应及时处理渗漏,并将油污染的涂层彻底清除,重新涂敷涂料。7.2.5户内绝缘子防污闪要求室内设备外绝缘爬距的设计及调整应符合<户内绝缘子运行条件>(DL/T729)的要求,结合室内实际情况确定相应的防污闪措施,定期安排清扫、测零,严重潮湿的地区要提高爬距及采取防潮除湿措施。8防止直流输电和换流设备事故8.1防止换流阀损坏事故8.1.1加强换流阀设计、制造、安装到投运的全过程管理,明确专责人员及其职责。8.1.2对于高压直流系统换流阀设备,应进行赴厂监造和验收。监造验收工作结束后,赴厂人员应提交监造报告,并作为设备原始资料存档。8.1.3每个换流阀中必须增加一定数量的晶闸管级。各阀中的冗余晶闸管级数,应不小于12个月运行周期内损坏的晶闸管级数的期望值的2.5倍,也不应少于2至3个晶闸管级。8.1.4在换流阀的设计、制造和安装中,应能消除任何原因导致的火灾,并消除火灾在换流阀内蔓延的可能性。阀内的非金属材料应为阻燃材料,并具有自熄灭性能。所有塑料材料中应添加足够的阻燃剂,但不应降低材料的机械强度和电气绝缘特性等必备物理特性。8.1.5为防止阀厅发生火灾事故,应加强火情早期检测,宜选用响应时间快、灵敏度高的检测设备。检测设备的固定应采用韧性材料,严防管道脱落。8.1.6应保证换流阀冷却系统在运行时无漏水和堵塞情况。阀的结构应能保证泄漏出的液体自动沿沟槽流出,离开带电部件,汇流至检测器并报警。8.1.7冷却系统必须配备完善的漏水监视和保护措施,确保及时测量冷却系统故障,并发出报警。当有灾难性泄漏时,必须自动断开换流器电源以防止换流阀损坏。应避免冷却系统漏水、冷却水中含杂质以及冷却系统腐蚀等原因导致的电弧和火灾。8.1.8完善自动监视功能,包括阀避雷器动作和阀漏水检测功能。8.1.9定期清扫阀塔内部件,包括电阻、电容、电感、可控硅及其冷却器、防火隔板、水管、光纤盒、悬吊螺杆、工作平台、屏蔽罩等设备,需擦拭均匀,保证阀塔内电位分布均匀。8.1.10可控硅试验须使用专用试验仪器。具体试验项目有:短路试验、阻抗试验、触发试验、保护性触发试验、恢复保护试验和反向耐压试验。8.2防止换流变压器(平波电抗器)事故8.2.1加强对设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理,明确专责人员及其职责。8.2.2严格按照有关规定对新购设备进行验收,确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段,投产时不遗留同类型问题。8.2.3定购设备前,应向厂家索取做过突发短路试验变压器的试验报告或抗短路能力动态计算报告;在设计联络会前,应取得所定购变压器的抗短路能力计算报告。8.2.4换流变和平抗应赴厂监造和验收,并按照赴厂监造关键控制点的要求进行监造。监造验收工作结束后,赴厂人员应提交监造报告,并作为设备原始资料存档。8.2.5工厂试验时应将供货的套管安装在换流变(平抗)上进行试验,所有附件出厂时均应按实际使用方式经过整体预装,厂家应提供主要材料和附件的工厂试验报告和生产厂家出厂试验报告。8.2.6认真执行交接试验规程。设备在出厂和投运前,应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以作原始记录;在安装和大修后须进行现场局部放电试验。8.2.7换流变压器在运输过程中,必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪;换流变压器在更换就位过程中宜使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。经相关单位共同验收后,用户方保留记录纸。8.2.8加强设备重瓦斯保护的运行管理。在正常运行过程中,重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护时,应预先制定安全措施,并经有关主管领导批准。8.2.9加强变压器(平抗)油的质量控制。在运行中应严格执行有关标准,完善在线色谱分析功能。工作现场应具有色谱分析装置和试验分析人员,以做到及时检测。8.2.10完善变压器(平抗)的消防设施,定期进行维护、试验。8.3防止直流开关事故8.3.1以交流断路器的单相单元作为基础的直流高速开关或直流断路器,应满足交流断路器的技术要求,并适当改进以满足用作直流开关的不同要求。8.3.2直流高速开关或直流断路器利用金属氧化物避雷器作为电流转换的消能元件时,应提供并联接入的避雷器吸收的总能量及分流控制指标(包括避雷器多柱和多芯间的分流)。8.3.3对于弹簧操作机构,应加强弹簧、轴、销的防腐防锈,每年应检查并记录弹簧拉伸长度,防止因弹簧断裂造成开关事故。8.3.4开关设备应按照规定的检修周期,实际累计短路开断电流及状态进行检修,特别要加强对机构的检修,防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸。8.3.5严格执行交接预试规程,测量断路器分合闸最低动作电压,防止出现断路器拒动及误动事故。8.3.6应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用,做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析,监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。8.3.7加强开关充电装置的维护工作,应按照规定的检修周期进行检修维护,防止开关因充电装置故障误动和拒动。8.4防止直流穿墙套管事故8.4.1对于SF6绝缘套管,应配置相应的气体密度(或压力)监视装置,在低于设备要求值时,可靠退出运行。8.4.2定期对套管进行维护,检查SF6气体密度监视装置和压力计。8.4.3坚持”逢停必扫”原则,保持套管的外绝缘水平,防止耐污水平下降。8.5防止绝缘子放电事故8.5.1换流站户外垂直套管爬距应满足运行要求,防止不均匀湿闪事故发生。8.5.2变电设备外绝缘配置必须达到污秽等级要求,有关防污改造可采取更换防污设备或涂防污涂料等措施。8.5.3密切跟踪换流站周围污染源盐密值的变化情况,据此及时调整所处地区的污秽等级,并采取相应措施使设备爬电比距与所处地区的污秽等级相适应。8.5.4为防止户内支持绝缘子污闪放电,在外绝缘爬距符合<户内设备技术条件>的同时,必须保证户内直流场空调通风系统的运行,并根据季节气候变化,调节和保持合适的温度和湿度。8.5.5积极开展绝缘子超声波探伤和带电裂纹检测工作,以及时发现缺陷,防止事故发生。8.6防止直流控制保护设备事故8.6.1直流系统控制保护应至少采用完全双重化配置,每套控制保护应有独立的硬件设备,包括专用电源、主机、输入输出电路和保护功能软件。8.6.2直流保护应采用分区重叠布置,每一区域或设备至少设置双重化的主、后备保护。8.6.3直流保护系统的结构设计应避免单一元件的故障引起