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5 防止变电站全停及重要客户停电事故

admin 2018-11-20 国网十八项反措-2018 979号文件 660 ℃ 0 评论

为防止变电站全停及重要客户停电事故,应认真贯彻《电力安全事故应急处置和调查条例》(中华人民共和国国务院令第 599 号)、《电力设备带电水冲洗导则》(GB13395-2008)、《电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护规程》(DLT724-2000)、《电力工程直流电源系统设计技术规程》(DLT5044-2014)、《直流电源系统绝缘监测装置技术条件》(DLT1392-2014)、《220kV~1000kV变电站
站用电设计技术规程》(DL/T 5155-2016)、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》、《关于加强重要电力客户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》(电监安全〔2008〕43号)、《重要电力客户供电电源及自备应急电源配置技术规范》(GB/Z29328-2012)、《高压电力用户用电安全》(GB/T31989-2015)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。原
《国家电网公司防止变电站全停十六项措施(试行)》(国家电网运检〔2015〕376号)同步废止。
5.1 防止变电站全停事故
5.1.1 设计阶段
5.1.1.1 变电站站址应具有适宜的地质、地形条件,应避开滑坡、泥石流、塌陷区和地震断裂带等不良地质构造。宜避开溶洞、采空区、明和暗的河塘、岸边冲刷区、易发生滚石的地段,尽量避免或减少破坏林木和环境自然地貌。
5.1.1.2 场地排水方式应根据站区地形、降雨量、土质类别、竖向布置及道路布置,合理选择排水方式。
5.1.1.3 新建220kV及以上电压等级双母分段接线方式的气体绝缘金属封闭开关设备(GIS),当本期进出线元件数达到4回及以上时,投产时应将母联及分段间隔相关一、二次设备全部投运。根据电网结构的变化,应满足变电站设备的短路容量约束。
5.1.1.4 220kV 及以上电压等级电缆电源进线原则上不应敷设在同一排管或电缆沟内,以防止故障导致变电站全停。
5.1.1.5 严格按照有关标准进行断路器、隔离开关、母线等设备选型,加强对变电站断路器开断容量的校核、隔离开关与母线额定短时耐受电流及额定峰值耐受电流校核。
5.1.2基建阶段
5.1.2.1 设备改扩建时,一次设备安装调试全部结束并通过验收后,方可与运行设备连接。
5.1.2.2 对软土地基的场地进行大规模填土时,如场地淤泥层较厚,应根据现场的实际情况,采用排水固结等有效措施。冬季施工,严禁使用冻土进行回填。

5.1.2.3 变电站建设中,应建立可靠的排水系统;在受山洪影响的地段,应采取相应的排洪措施。
5.1.3 运行阶段

5.1.3.1 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。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时,具备空余线路且线路后备保护满足充电需求时应首先考虑用外来电源送电。
5.1.3.2 对双母线接线方式下间隔内一组母线侧隔离
开关检修时,应将另一组母线侧隔离开关的电机电源及控制电源断开。
5.1.3.3 双母线接线方式下,一组母线电压互感器退出运行时,应加强运行电压互感器的巡视和红外测温,避免故障导致母线全停。
5.1.3.4 定期对变电站内及周边飘浮物、塑料大棚、彩钢板建筑、风筝及高大树木等进行清理,大风前后应进行专项检查,防止异物漂浮造成设备短路。
5.1.3.5 定期检查避雷针、支柱绝缘子、悬垂绝缘子、耐张绝缘子、设备架构、隔离开关基础、GIS母线筒位移与沉降情况以及母线绝缘子串锁紧销的连接,对管母线支柱绝缘子进行探伤检测及有无弯曲变形检查。
5.1.3.6 变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求,母线冲洗时要投入可靠的母差保护。
5.1.3.7 定期对主变压器(电抗器)的消防装置运行情况进行检查,防止装置误动造成变电站全停事故。
5.1.3.8 汛期前应检查变电站的周边环境、排水设施(排水沟、排水井等)状况,保证在恶劣天气(特大暴雨、连续强降雨、台风等)的情况下顺利排水。
5.1.3.9 定期检查护坡、挡水墙有无破损,清理坡下排水沟淤泥、杂物,保持排水沟畅通。
5.1.3.10 根据电网容量和网架结构变化定期校验变电站短路容量,当设备额定短路电流不满足要求时,应及时采取设备改造、限流或调整运行方式等措施。
5.2 防止站用交流系统失电
5.2.1 设计阶段
5.2.1.1 变电站采用交流供电的通信设备、自动化设备、防误主机交流电源应取自站用交流不间断电源系统。
5.2.1.2 设计资料中应提供全站交流系统上下级差配置图和各级断路器(熔断器)级差配合参数。
5.2.1.3 110(66)kV及以上电压等级变电站应至少配置两路站用电源。装有两台及以上主变压器的330kV 及以上变电站和地下 220kV 变电站,应配置三路站用电源。站外电源应独立可靠,不应取自本站作为唯一供电电源的变电站。
5.2.1.4 当任意一台站用变压器退出时,备用站用变压器应能自动切换至失电的工作母线段,继续供电。
5.2.1.5 站用低压工作母线间装设备自投装置时,应具备低压母线故障闭锁备自投功能。
5.2.1.6 新投运变电站不同站用变压器低压侧至站用电屏的电缆应尽量避免同沟敷设,对无法避免的,则应采取防火隔离措施。
5.2.1.7 干式变压器作为站用变压器使用时,不宜采用户外布置。
5.2.1.8 变电站内如没有对电能质量有特殊要求的设备,应尽快拆除低压脱扣装置。若需装设,低压脱扣装置应具备延时整定和面板显示功能,延时时间应与系统保护和重合闸时间配合,躲过系统瞬时故障。
5.2.1.9 站用交流母线分段的,每套站用交流不间断电
源装置的交流主输入、交流旁路输入电源应取自不同段的站用交流母线。两套配置的站用交流不间断电源装置交流主输入应取自不同段的站用交流母线,直流输入应取自不同段的直流电源母线。
5.2.1.10 站用交流不间断电源装置交流主输入、交流旁路输入及不间断电源输出均应有工频隔离变压器,直流输入应装设逆止二极管。
5.2.1.11 双机单母线分段接线方式的站用交流不间断电源装置,分段断路器应具有防止两段母线带电时闭合分段断路器的防误操作措施。手动维修旁路断路器应具有防误操作的闭锁措施。
5.2.1.12 站用交流电系统进线端(或站用变低压出线侧)应设可操作的熔断器或隔离开关。
5.2.2 基建阶段
5.2.2.1 新建变电站交流系统在投运前,应完成断路器上下级级差配合试验,核对熔断器级差参数,合格后方可投运。
5.2.2.2 交流配电屏进线缺相自投试验应逐相开展。
5.2.2.3 站用交流电源系统的母线安装在一个柜架单元内,主母线与其他元件之间的导体布置应采取避免相间或相对地短路的措施,配电屏间禁止使用裸导体进行连接,母线应有绝缘护套。
5.2.3 运行阶段
5.2.3.1 两套分列运行的站用交流电源系统,电源环路中应设置明显断开点,禁止合环运行。
5.2.3.2 站用交流电源系统的进线断路器、分段断路器、备自投装置及脱扣装置应纳入定值管理。
5.2.3.3 正常运行中,禁止两台不具备并联运行功能的站用交流不间断电源装置并列运行。
5.3 防止站用直流系统失电
5.3.1 设计阶段
5.3.1.1 设计资料中应提供全站直流系统上下级差配置图和各级断路器(熔断器)级差配合参数。
5.3.1.2 两组蓄电池的直流电源系统,其接线方式应满足切换操作时直流母线始终连接蓄电池运行的要求。
5.3.1.3 新建变电站300Ah及以上的阀控式蓄电池组应安装在各自独立的专用蓄电池室内或在蓄电池组间设置防爆隔火墙。
5.3.1.4 蓄电池组正极和负极引出电缆不应共用一根电缆,并采用单根多股铜芯阻燃电缆。
5.3.1.5 酸性蓄电池室(不含阀控式密封铅酸蓄电池室)照明、采暖通风和空气调节设施均应为防爆型,开关和插座等应装在蓄电池室的门外。
5.3.1.6 一组蓄电池配一套充电装置或两组蓄电池配两套充电装置的直流电源系统,每套充电装置应采用两路交流电源输入,且具备自动投切功能。
5.3.1.7 采用交直流双电源供电的设备,应具备防止交流窜入直流回路的措施。
5.3.1.8 330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV变电站,应采用三套充电装置、两组蓄电池组的供电方式。
5.3.1.9 直流电源系统馈出网络应采用集中辐射或分层辐射供电方式,分层辐射供电方式应按电压等级设置分电屏,严禁采用环状供电方式。断路器储能电源、隔离开关电机电源、35(10)kV开关柜顶可采用每段母线辐射供电方式。
5.3.1.10 变电站内端子箱、机构箱、智能控制柜、汇控柜等屏柜内的交直流接线,不应接在同一段端子排上。
5.3.1.11 试验电源屏交流电源与直流电源应分层布置。
5.3.1.12 220kV及以上电压等级的新建变电站通信电源应双重化配置,满足“双设备、双路由、双电源”的要求。
5.3.1.13 直流断路器不能满足上、下级保护配合要求时,应选用带短路短延时保护特性的直流断路器。
5.3.1.14 直流高频模块和通信电源模块应加装独立进线断路器。
5.3.2 基建阶段
5.3.2.1 新建变电站投运前,应完成直流电源系统断路器上下级级差配合试验,核对熔断器级差参数,合格后方可投运。
5.3.2.2 安装完毕投运前,应对蓄电池组进行全容量核对性充放电试验,经3次充放电仍达不到100%额定容量的应整组更换。
5.3.2.3 交直流回路不得共用一根电缆,控制电缆不应与动力电缆并排铺设。对不满足要求的运行变电站,应采取加装防火隔离措施。
5.3.2.4 直流电源系统应采用阻燃电缆。两组及以上蓄电池组电缆,应分别铺设在各自独立的通道内,并尽量沿最短路径敷设。在穿越电缆竖井时,两组蓄电池电缆应分别加穿金属套管。对不满足要求的运行变电站,应采取防火隔离措施。
5.3.2.5 直流电源系统除蓄电池组出口保护电器外,应使用直流专用断路器。蓄电池组出口回路宜采用熔断器,也可采用具有选择性保护的直流断路器。
5.3.2.6 直流回路隔离电器应装有辅助触点,蓄电池组总出口熔断器应装有报警触点,信号应可靠上传至调控部门。直流电源系统重要故障信号应硬接点输出至监控系统。
5.3.3 运行阶段
5.3.3.1 应加强站用直流电源专业技术监督,完善蓄电池入网检测、设备抽检、运行评价。
5.3.3.2 两套配置的直流电源系统正常运行时,应分列运行。当直流电源系统存在接地故障情况时,禁止两套直流电源系统并列运行。
5.3.3.3 直流电源系统应具备交流窜直流故障的测量记录和报警功能,不具备的应逐步进行改造。
5.3.3.4 新安装阀控密封蓄电池组,投运后每2年应进行一次核对性充放电试验,投运4年后应每年进行一次核对性充放电试验。
5.3.3.5 站用直流电源系统运行时,禁止蓄电池组脱离直流母线。
5.4 防止重要客户停电事故
5.4.1 完善重要客户入网管理
5.4.1.1 供电企业应制定重要客户入网管理制度,制度应包括对重要客户在规划设计、接线方式、短路容量、电流开断能力、设备运行环境条件、安全性等各方面的要求;对重要客户设备验收标准及要求。
5.4.1.2 供电企业应做好重要客户业扩工程的设计审核、中间检查、竣工验收等工作,应督促重要客户自行选择的业扩工程设计、施工、设备选型符合现行国家、行业标准的要求。
5.4.1.3 对属于非线性、不对称负荷性质的重要客户,供电企业应要求客户进行电能质量测试评估。根据评估结果,重要客户应制订相应无功补偿方案并提交供电企业审核批准,保证其负荷产生的谐波成份及负序分量不对电网造成污染,不对供电企业及其自身供用电设备造成影响。
5.4.1.4 供电企业在与重要客户签订供用电合同时,应明确要求重要客户按照电力行业技术监督标准开展技术监督工作。
5.4.1.5 供电企业在与重要客户签订供用电合同时,当重要客户对电能质量的要求高于国家相关标准的,应明确要求其自行采取必要的技术措施。
5.4.2 合理配置供电电源点
5.4.2.1 特级重要电力客户应采用双电源或多电源供电,其中任何一路电源能保证独立正常供电。
5.4.2.2 一级重要电力客户应采用双电源供电,两路电源应当来自两个不同的变电站或来自不同电源进线的同一变电站内两段母线,当一路电源发生故障时,另一路电源能保证独立正常供电。
5.4.2.3 二级重要电力客户应具备双回路供电条件,供电电源可以来自同一个变电站。
5.4.2.4 临时性重要电力客户,按照供电负荷重要性,在条件允许情况下,可以通过临时架线等方式具备双回路或两路以上电源供电条件。
5.4.2.5 重要电力客户供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力客户保安负荷允许断电时间的要求。对切换时间不能满足保安负荷允许断电时间要求的,重要电力用户应自行采取技术措施解决。
5.4.3 加强为重要客户供电的输变电设备运行维护
5.4.3.1供电企业应根据国家相关标准、电力行业标准、国家电网公司制度,针对重要客户供电的输变电设备制订专门的运行规范、检修规范、反事故措施。
5.4.3.2根据对重要客户供电的输变电设备实际运行情况,缩短设备巡视周期、设备状态检修周期。
5.4.4 督促重要客户合理配置自备应急电源
5.4.4.1 重要客户均应配置自备应急电源,自备应急电源配置容量至少应满足全部保安负荷正常启动和带负荷运行的要求。
5.4.4.2 重要客户的自备应急电源应与供电电源同步建设,同步投运。
5.4.4.3 重要客户自备应急电源启动时间、切换方式、持续供电时间、电能质量、使用场所应满足安全要求。
5.4.4.4 重要客户自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置,防止倒送电。
5.4.4.5 重要客户自备应急电源设备要符合国家有关安全、消防、节能、环保等技术规范和标准要求。
5.4.4.6 重要客户新装自备应急电源投入切换装置技术方案要符合国家有关标准和所接入电力系统安全要求。
5.4.4.7 重要电力客户应具备外部自备应急电源接入条件,有特殊供电需求及临时重要电力客户应配置外部应急电源接入装置。
5.4.5 协助重要客户开展受电设备和自备应急电源安全检查
5.4.5.1 供电企业及客户对各自拥有所有权的电力设施承担维护管理和安全责任,对发现的属于客户责任的安全隐患,供电企业应以书面形式告知客户,积极督促客户整改,同时向政府主管部门沟通汇报,争取政府支持,做到“通知、报告、服务、督导”四到位,建立政府主导、客户落实整改、供电企业提供技术服务的长效工作机制。
5.4.5.2 供电企业对特级、一级重要客户每3个月至少检查1次,对二级重要客户每6个月至少检查1次,对临时性重要客户根据其现场实际用电需要开展用电检查工作。
5.4.5.3 重要电力客户应按照国家和电力行业有关标准、规程和规范的要求,对受电设备定期进行安全检查、预防性试验,对自备应急电源定期进行安全检查、预防性试验、启机试验和切换装置的切换试验。
5.4.5.4 重要客户不应自行变更自备应急电源接线方式,不应自行拆除自备应急电源的闭锁装置或者使其失效,不应擅自将自备应急电源转供其他客户,自备应急电源发生故障后应尽快修复。

本文标签:十八项电网 重大反事故措施(修订版),

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