中国南方电网公司反事故措施样本.doc

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南方电网公司反事故措施( )
1总则
1.1公司设备反事故措施管理办法中明确, 公司将定期归纳总结设备事故事件的经验教训, 提炼相关技术性防范措施, 作为公司反事故措施发文执行。每次反措发文过程中, 公司各专业管理部门均需梳理上次反措条文的执行情况, 当反措要求已执行完毕或相关要求已纳入到技术标准中时, 该条反措即可作废, 否则将继续实施执行。本次发文中时效性要求明确为”有效期至下次公司反措发布时”,是指该条文将长期实施执行, 待下次反措发文时, 经过评估条文实施执行情况, 再次明确条文将继续实施执行或作废; 时效性要求明确改造时间的, 应在限期内完成改造。所有反措条文均适用于存量及增量设备。
1.2公司反事故措施的实施执行应以防止电力生产安全事故事件的发生、 保证电网及设备的安全稳定运行为原则, 对可能导致电力安全事故事件后果较严重的, 无论是否已签订合同或完成设计, 都应执行反措进行整改, 涉及合同或设计变更的, 各单位应加强与供应商及设计单位的协调沟通, 确保整改到位。
1.3各单位在抓好本反事故措施落实的同时, 要严格按照国家能源局于 4月印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的要求, 做好落实执行工作。
1.4本反措自发文之日起实施, 原则上”南方电网公司反事故措施( ) ”终止执行, 但对于新接收的县级子公司新增资产尚未完成改造的, 旧版反措应依然持续有效, 各单位应根据自身实际情况, 明确整改完成时间, 并尽快完成整改。
2防止变电类设备事故
2.1防止变压器事故
2.1.1变压器交接、 大修和近区或出口短路造成变压器跳闸时应进行绕组变形试验, 防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后, 未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。对判明线圈有严重变形并逐渐加重的变压器, 应尽快吊罩检查和检修处理, 防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。
2.1.26.0级以上地震危险区域内的主变压器, 要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。
2.1.3新建直流工程换流变压器投运前应逐台进行局放试验。
2.1.4对公司范围内上海MWB公司生产COT550-800、 COT325-800型套管( 包括220kV、 110kV主变110kV侧, 及220kV、 110kV主变中性点套管) 进行检查及改造, 12月31日前完成改造。改造要求如下: 检查套管油位及表面渗漏情况, 测试套管端部与导电杆日前完成检查改等电位连接, 开展套管预防性试验; 检查电缆接线柱上的橡胶垫圈、 造碟形弹介、 注油塞、 取油塞及套管定位销状态; 室外运行主变应加装套管防雨罩。
2.1.5落实HSP公司500kV油纸电容式高压交流套管反事故措施:
1、 加强对HSP公司500kV油纸电容式变压器套管的日常巡视, 每月至少红外成像一次, 并对红外图像进行对比分析, 及时发现缺陷。
2、 每年度测量一次该类型套管的电容和介损值, 并仔细与出厂值和历史测量值进行比对分析, 对电容量变化超过2%的应取油样进行色谱分析, 电容值变化率超过3%的必须予以更换。介损值如有突变或介损超过0.5%时, 应查明原因。
3、 加装了套管在线监测装置且监测量稳定的, 可按照正常预试周期试验。
2.1.6针对运行超过 的110kV及以上主变, 应根据每年核算的主变可能出现的最大短路电流情况, 综合设备的状态评价结果, 对主变抗短路能力进行校核, 对于最大短路电流超标的主变, 应及时落实设备风险防控措施。
2.1.7110kV及以上变压器配置直流偏磁抑制装置要求如下:
1、 若变压器运行中实测中性点直流偏磁电流超过允许值( 500kV变压器每相为10A、 110kV和220kV变压器每台为10A) , 则应配置直流偏磁抑制装置; 如未超过允许值, 但变压器存在噪声、 振动等异常情况, 经技术评估认为有必要的, 可配置直流偏磁抑制装置。
2、 对于新建/扩建主变, 宜进行直流偏磁电流计算评估。若计算评估的直流偏磁电流超过允许值, 则应配置直流偏磁抑制装置。
3、 对于可能受城市轨道交通( 如地铁) 影响的主变, 经专题研究后认为有必要时可配置直流偏磁抑制装置。
4、 新建室内变电站应预留装置安装场地。
2.1.8落实针对瑞典ABB生产的GOE型500kV套管反事故措施:
1、 缩短套管介损测试周期: 0.8%>tgδ>0.3%, 每年复测套管的电容及介损, 分析介损变化趋势, 与出厂值对比增量超过30%时, 取套管油样分析, 存在异常时更换套管;
2、 套管电容量测试: 电容量变化未超过3%, 一个预防性试验周期内不少于2次, 间隔不大于18个月; 电容量变化超过3%更换套管处理。
3、 6月30日前完成相关套管油色谱分析普查, 对油色谱普查存在异常的套管, 应立即组织更换; 油色谱检测未发现异常的套管, 应在预防性试验中增加套管油色谱分析试验测试项目。
2.1.9对于运行年限超过 且使用石蜡基油的110kV及以上电压等级的变压器, 进行热油循环前应先进行排油并清理变压器底部油泥, 防止油循环污染线圈。
2.1.10新采购的110kV及以上电压等级油浸式变压器(电抗器), 在安装完成后应对变压器( 电抗器) 整体及分接开关开展密封检查试验, 试验方法按照DL/T264《油浸式电力变压器( 电抗器) 现场密封性试验导则》开展。
2.1.11套管均压环应独立可靠安装, 不应安装在导电头( 将军帽) 上方接线板上或与套管顶部密封件共用密封螺栓。
2.1.12新采购的110kV及以上变压器套管, 其顶部若采用螺纹载流的导电头( 将军帽) 结构, 需采取有效的防松动措施, 防止运行过程中导电头( 将军帽) 螺纹松动导致接触不良引起发热。
2.2防止互感器事故
2.2.1电磁式电压互感器谐振后(特别是长时间谐振后), 应进行励磁特性试验并与初始值比较, 其结果应无明显差异。严禁在发生长时间谐振后未经检查就合上断路器将设备重新投入运行。
2.2.2针对西安电力电容器厂生产的TYD500/√3-0.005H型电容式电压互感器( 前出厂) , 需加强运行中二次电压监测及电容量测试, 当电容量变化超过3%时, 应及时进行更换。
2.2.3对于江苏思源赫兹互感器有限公司生产的LVQBT-500型电流互感器( 前出厂) , 其密度继电器报警线进出孔未封堵的, 应及时进行封堵处理。
2.2.4对由上海MWB互感器有限公司生产的TEMP-500IU型CVT, 应分轻重缓急, 分期分批开展CVT电容器单元渗漏油缺陷进行整改, 年底前完成。对暂未安排整改的CVT应加强运行巡视, 重点关注渗漏油情况。新建工程不允许采用未整改结构的同类产品。
2.2.5对于由上海MWB互感器有限公司生产的SAS245型号电流互感器( 前出厂, 采用石墨防爆膜) , 应分轻重缓急, 分期分批开展防爆膜更换及整改工作, 年底前完成。
2.3防止电容器事故
2.3.1新建户外电容器接至汇流排的接头应采用铜质线鼻子和铜铝过渡板结合连接的方式, 不应采取哈夫线夹连接方式; 电容器接头防鸟帽应选用高温硫化的复合硅橡胶材质并可重复多次拆装, 不可选用易老化和脆化的塑料材料。
2.4防止蓄电池事故
2.4.1新建的厂站, 设计配置有两套蓄电池组的, 应使用不同厂家的产
品, 同厂家的产品可根据情况站间调换。
2.4.2各单位对运行5年以上的蓄电池组核对性充放电试验和内阻测试的历史数据进行分析, 最近一次核对性充放电试验中未保存放电曲线的需补做并保存曲线。
2.4.3蓄电池组配置电池巡检仪的告警信号应接入本站监控系统。
2.4.4明确针对运行中不合格蓄电池组处理原则: 发现个别电池性能下降或异常时, 应对单只电池采取电池活化措施, 电池活化成功并投运三个月后, 再次对电池进行容量试验, 如若不满足要求, 则视为该单只电池已故障; 核对性充放电时, 当蓄电池组达不到额定容量的80%时, 应更换整组蓄电池。
2.5防止GIS及断路器事故
2.5.1对平高东芝公司252kVGSP-245EH型GIS断路器机构换向阀及分合闸线圈进行更换。
2.5.2在110kV及以上GIS设备外壳开展红外测温过程中, 如发现三相共筒的罐体表面、 三相分筒的相间罐体表面存在大于或等于2K的温差时, 应引起重视, 并采取其它手段进行核实排查。
2.5.3六氟化硫开关设备现场安装过程中, 在进行抽真空处理时, 应采用出口带有电磁阀的真空处理设备, 且在使用前应检查电磁阀动作可靠, 防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。而且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防止真空度计水银倒灌进入设备中, 禁止使用麦氏真空计。
2.5.4严格控制安装现场的环境条件, 户外GIS( HGIS) 的装配作业必须搭建有效的防尘围栏( 帐篷) 后方可进行, 防尘围栏( 帐篷) 应配备除尘除湿、 降温设施、 粉尘监视仪。作业区相对湿度大于80％、 阴雨天气时, 不允许装配施工; 装配施工时, 作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒的工作, 灭弧室安装时空气洁净度等级应达到或优于8级, 其它部件安装时空气洁净度等级应达到或优于9级。主控楼及其楼体、 天面、 墙体等引起扬尘的土建未完工禁止GIS设备电气安装。
2.5.5同一组合电器设备间隔汇控柜内隔离开关的电机电源空气开关应独立设置; 同一组合电器设备间隔汇控柜的”远方/就地”切换钥匙与”解锁/联锁”切换为同一把钥匙的, 宜采用更换锁芯的方式进行整改。
2.5.6最大设计风速超过35m/s的变电站, 新建、 改建变电站应优先选用户内GIS或HGIS布置, 扩建站在条件允许的情况下应优先选用户内GIS或HGIS布置。
2.5.7针对平芝公司型号为DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关, 应每相加装一个三工位位置标识装置, 12月30日前完成加装工作; 针对平芝公司待投产的DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关应按上述要求加装位置标识后方能投入运行。
2.5.81、 对隔离开关分合闸位置进行划线标识。
2．在倒闸操作过程中应严格执行隔离开关分合闸位置核对工作的要求, 经过”机构箱分/合闸指示牌、 汇控箱位置指示灯、 后台监控机的位置指示、 现场位置划线标识确认、 隔离开关观察孔( ELK-14型GIS隔离开关自配) 可视化确认”, 明确隔离开关分合闸状态。
2.5.9由于平高 前投运的ZF12-126( L) 型GIS线型接地开关所配绝缘子内部存在应力集中的隐患, 会在运行中逐渐导致裂纹的出现和生长。故应对平高 前投运的ZF12-126( L) 型GIS线型接地开关进行更换。
2.5.10对所有西开公司使用CT20-Ⅳ型弹簧机构的220kVGIS进行一次专项检查, 并将保持掣子的检查内容加入巡视或者检修的作业指导书中。检查要求如下: 确认断路器操作机构处于合闸储能状态, 查看支持弹簧里的弹簧座, 正常状态下在第三节距处( 弹簧第三圈和第四圈之间) 观察不到弹簧座, 如在支持弹簧第三节距处( 弹簧第三圈和第四圈之间) 观察到弹簧座, 而且弹性销距销孔端面超过2㎜, 则为异常状态如发现异常状态请与生产厂家联系。
2.5.11GIS的隔离开关和检修接地开关出厂试验时, 应进行不少于200次的机械操作试验, 以保证制造质量要求。200次操作试验后, 应彻底检查动静触头、 导电杆及内部紧固连接及对中, 机构松动等异常情况, 并彻底清洁本体内部, 再进行其它出厂试验。
2.5.12罐式断路器和GIS的断路器和快速接地开关出厂试验时, 应进行不少于200次的机械操作试验, 以保证制造质量要求, 应同时记录操作时刻, 分合闸电流波形、 行程曲线、 断口变位信号, 并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后, 应彻底检查动静触头、 导电杆及内部紧固连接及对中, 机构松动等异常情况, 并彻底清洁本体内部, 再进行其它出厂试验。
2.5.13瓷柱式断路器出厂试验时, 应进行不少于200次的机械操作试验, 以保证制造质量要求, 应同时记录操作时刻, 分合闸电流波形、 行程曲线、 断口变位信号, 并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后, 再进行其它出厂试验。
2.5.14ABB厂生产的HPL550B2型断路器手动分闸装置的分闸线存在卷入合闸机构导致断路器拒合的隐患, 拆除ABB生产的HPL550型断路器的手动分闸装置。
2.5.15对于LW6-220型等早期生产的、 采用”螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应完成改造。在未进行防松改造前( 包括已使用旋转法兰的) , 必须在分合闸观察窗内拉杆的联接法兰( 分合闸指示) 完成改造上做标记; 分合闸操作后应观察该标识是否发生左右转动位移。
2.5.16对于新采购的无功投切的断路器, 应具备相应开断容量的C2级型式试验报告, 必要时可提高断路器的电压等级。
2.6防止隔离开关事故
2.6.1西门子早期生产的双臂垂直伸缩式刀闸的传动连接均采用空心 12月31日前弹簧销, 机械强度不够, 在刀闸多次分合闸操作后出现扭曲变形, 完成改造最终导致断裂, 如两个弹簧销变形断裂且传动柺臂未过死点, 刀闸合闸过程在重力作用下会导致刀闸合闸不到位或接触压力不够接触电阻过大导致刀闸发热, 严重时会导致自动分闸, 造成带负荷拉刀闸事故; 将所有西门子 前生产的PR系列隔离开关空心卡销更换为实心卡销。
2.6.2西安西电高压开关有限责任公司 12月前生产的GW10A-126型隔离开关, 存在导电基作上的传动拉杆无过死点自锁装置的设计制造缺陷, 当隔离开关受到短路电动力、 风压、 重力和地震时, 隔离开关上部导电杆滚轮与齿轮盒坡顶的位置会产生偏离, 隔离开关存在从合闸位置向分闸位置分开的可能, 须对西开 12月前出厂的该型号隔离开关传动拉杆增加自锁装置及限位功能完善化改造。
2.6.3对 前由湖南长高生产的GW35/36-550型隔离开关锻造件关节轴承应进行更换。
2.6.4对 6月1日前出厂的西高公司GW10-252型隔离开关的整个导电部分进行更换。
2.6.51、 对35kV及以上隔离开关垂直连杆与抱箍相对位置做好标记, 以便对隔离开关垂直连杆抱箍打滑现象进行观察; 运行人员在隔离开关操作前, 应关注标记位置是否发生改变, 如果发生改变, 严禁开展合闸操作;
2、 在隔离开关操作过程中, 应严格监视隔离开关合闸到位情况, 如发现隔离开关不能合闸到位应立即分闸并进行处理, 严禁强行合闸;
3、 垂直连杆上下抱箍处应加装穿销; 对于湖南长高、 山东泰开、 西安西电、 正泰电气生产的隔离开关, 开展垂直连杆与抱箍进行穿芯销固定改造, 穿芯销固定的方式采用非完全贯穿型穿芯销钉固定的方案, 穿芯销采用实心卡销方式, 以方便日后对隔离开关进行微调; 对于其它厂家生产的隔离开关, 联系厂家进行检修处理。
2.7防止开关柜事故
2.7.1因GG1A型高压开关柜属于母线外露的老式产品, 对于运行时间超过 或缺陷较多的GG1A柜应完成更换。新建、 扩建变电站工程不应采用GG1A柜型。
2.7.2新采购的35kV开关柜, 内穿柜套管应采用包括内屏蔽和外屏蔽的双层屏蔽结构, 且内屏蔽与导电排使用等电位连接线的软连接方式并经过螺丝可靠紧固连接。
2.8防止接地设备事故
2.8.1对于新建变电站的户内地下部分的接地网和地下部分的接地线应采用紫铜材料。铜材料间或铜材料与其它金属间的连接, 须采用放热焊接, 不得采用电弧焊接或压接。土壤具有强腐蚀性的变电站应采用铜或铜覆钢材料。
2.9防止其它变电设备事故
2.9.1严禁采用铜铝直接对接过渡线夹。对在运设备应进行梳理排查, 若采用该类线夹应结合停电进行更换。
2.9.2新建高压室应配置空调用以控制温度和抽湿, 高压室应做好密封措施, 通风口应设置为不用时处于关闭状态的形式, 防止设备受潮及积污。运行中的高压室应采取防潮防尘降温措施, 必要时可安装空调。
2.9.335kV变电站禁止采用箱式变电站。
2.9.4主变变低10kV( 20kV) 侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封( 可预留接地线挂点) , 防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。
2.9.5新建或扩建变电站内的交流一次设备线夹不应使用螺接接线夹。
2.9.6为防止重投造成对串补装置MOV的二次冲击导致故障的发生, 运行中应退出串补重投功能。
2.9.7已经退出调度运行的载波通信通道, 应及时拆除相应阻波器及结合滤波器, 防止运行中因台风等自然灾害导致脱落, 影响一次设备运行。
2.9.8新采购的户外SF6断路器、 互感器和GIS的充气接口及其连接管道材质应采用黄铜制造。
2.9.9新建、 扩建及技改工程变电站10kV及20kV主变进线禁止使用全绝缘管状母线。
2.9.10新采购的开关类设备, 继电器接点材料不应采用铁质, 继电器接线端子、 紧固螺丝、 压片应采用铜材质。
2.10防止变电运行专业事故
2.10.1500kV变电站站用交流低压母线备自投方式应采用单向自投方式( 即站外电源对站内电源备用, 而站内电源不对外来电源进行备用) 。
2.10.2若变电站站用电保护或380V备自投具备跳进线380V断路器功能, 站用低压侧380V开关应取消低压脱扣功能。
2.10.3GIS( HGIS) 设备间隔汇控柜中隔离开关、 接地开关具备”解锁/联锁”功能的转换把手、 操作把手, 应在把手加装防护罩或在回路加装电编码锁。
3防止输电类设备事故
3.1防止输电类设备事故
3.1.1110kV及以上线路跨越铁路、 高速公路、 一级公路、 一二级通航河流、 特殊管道及其它110kV及以上线路时, 导线悬垂绝缘子串应采用双联串, 其中220kV及以上线路在条件允许情况下宜采用双挂点, 不满足要求的于 12月底前完成改造。
3.1.2中、 重冰区的220kV及以上线路、 110kV重要线路应具备融冰功能, 且线路两侧均应配置融冰刀闸, 固定式直流融冰装置所在变电站应配置覆盖所有需融冰的110kV及以上线路融冰母线。具备改造条件的在运线路或变电站于 12月底前完成改造。
3.1.3110kV及以上线路的导线引流线以及融冰绝缘普通地线引流线, 采用螺栓型并沟线夹的应改造为液压连接等可靠连接方式, 12月底前完成。
3.1.4融冰绝缘OPGW应采取在接头盒进出线合并位置包缠铝包带并安装两套铝合金并沟线夹等长期有效的短接措施, 以减小经过光缆接头盒的融冰电流。不满足要求的于 12月底前完成改造。
3.1.5110kV及以上输电线路因舞动发生过相间放电的区段, 应采取安装线夹回转式间隔棒、 相间间隔棒等有效的防舞改造措施; 对于舞动频繁区段, 宜安装舞动在线监测装置加强监控。不满足要求的于 12月底前完成改造。
3.1.610mm及以上冰区且为c级及以上污区并发生过冰闪的线路, 导线悬垂串宜采用V型、 八字型、 大小伞插花I型绝缘子串、 防覆冰复合绝缘子等措施防止冰闪。不满足要求的于 12月底前完成改造。
3.1.7随输电线路架设的已退运ADSS光缆应尽快拆除, 12月底前完成。
3.1.8110kV及以上运行线路导地线的档中接头严禁采用预绞式金具作为长期独立运行的接续方式, 对不满足要求的接头应于 12月前改造为接续管压接方式连接。在接头未改造, 现场应加强红外测温, 发现异常立即处理。
4防止直流类设备事故
4.1防止直流阀塔与阀控系统事故
4.1.1新建直流工程阀厅应配置换流阀红外在线监测系统, 系统应能够覆盖全部阀组件, 并具备过热自动检测、 异常判断和告警等功能, 确保阀厅发热类缺陷及时发现。
4.1.2新建直流工程阀塔积水型漏水检测装置若需投跳闸功能, 则跳闸回路应按”三取二”原则配置, 防止单一回路故障造成误动或拒动。
4.1.3新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。
4.1.4新建直流工程每个阀塔应配置冗余的进出水压差传感器, 具备实时监测进出水压差功能。压差传感器应安装于阀塔设备外侧, 靠近阀厅巡视走廊处, 并应经独立阀门与管路连接, 方便检修维护。
4.1.5新建直流工程阀控系统应实现完全冗余配置, 除光接收板卡外, 其它板卡均应能够在换流阀不停运的情况下进行更换等故障处理。
4.1.6新建直流工程每个单阀中必须增加一定数量的冗余晶闸管。各单阀中的冗余晶闸管数, 应不少于12个月运行周期内损坏的晶闸管数期望值的2.5倍, 也不应少于4个晶闸管。
4.1.7新建直流工程须明确阀控系统( VBE/VCE) 的换流阀保护功能与动作逻辑, 直流控制、 保护功能设计应与换流阀保护功能设计进行配合, FPT/DPT试验中须做好阀控系统保护功能与直流控制、 保护功能配合的联调试验, 防止不同厂家设备的功能设置与设备接口存在配合不当。
4.1.8新建直流工程阀厅设计应根据当地历史气候记录, 适当提高阀厅屋顶、 侧墙的设计标准, 防止大风掀翻以及暴雨雨水渗入。
4.1.9新建直流工程阀厅屋顶应设计可靠的安全措施, 保障运维人员检查屋顶时, 无意外跌落风险。
4.1.10新建直流工程换流阀阳极电抗器选型不宜采用铁芯夹紧式装配的型号, 防止在长期振动环境下铁芯下沉造成设备损坏。
4.1.11新建柔性直流工程换流阀功率模块选型优先考虑故障后自然短路( 而非开路) 的类型, 减少功率模块故障对于系统的影响; 单一功率模块不宜设置可导致直流闭锁的保护功能, 如必须设置, 则功率单元内相应测量、 保护元件应按照”三取二”原则设置, 防止单一元件异常直接闭锁直流。
4.1.12新建直流( 常直或柔直) 工程换流阀功率模块单一故障不得影响其它设备和直流系统的运行, 如故障功率模块少于允许的冗余模块数, 不应造成保护动作, 不应影响其它设备和直流系统运行。
4.1.13新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。
4.2防止直流控制保护系统事故
4.2.1新建特高压直流控制保护系统中应满足在OLT、 解锁工况下同一极高低端阀组换流变分接头控制方式一致, 且档位差不超过一档。
4.2.2新建直流工程换流站最后断路器保护功能应可经过出口压板或控制字方式投退。整流站该功能为退出状态, 逆变侧为投入状态。当逆变站的交流出线多于三回时, 不设置最后断路器保护功能。
4.2.3新建直流工程在设计阶段须明确控制保护设备室的洁净度要求; 在设备室达到要求前, 不应开展控制保护设备的安装、 接线和调试; 在设备室内开展可能影响洁净度的工作时, 须采用完好塑料罩等做好设备的密封防护措施。当施工造成设备内部受到污秽、 粉尘污染时, 应返厂清洗并经测试正常后方可使用; 如污染导致设备运行异常, 应整体更换设备。
4.2.4新建直流工程直流控制、 保护装置应按照”N-1”原则进行装置可靠性设计, 除直接跳闸元件外, 任何单一测量通道、 装置、 电源、 板卡、 模块故障或退出不应导致保护误动跳闸或直流闭锁。设备供货商应按该原则进行厂内可靠性测试, 并提交测试报告。工程现场调试阶段应在系统运行工况下, 按该原则开展装置模拟试验。工程验收需核查试验报告, 并抽查复核试验有效性。
4.2.5新建直流工程光纤传输的直流分流器、 分压器二次回路应配置充分的备用光纤, 一般不低于在用光纤数量的60%, 且不得少于3对( 1对包含能量、 数据光纤各1根) , 防止光纤故障造成直流长时间停运。
4.2.6新建直流工程控制保护屏柜顶部应设置防冷凝水和雨水的挡水隔板。继保室、 阀冷室、 阀控室通风管道不应设计在屏柜上方, 防止冷凝水跌落或沿顶部线缆流入屏柜。
4.2.7新建直流工程直流场测量光纤应进行严格的质量控制:
1、 光纤( 含两端接头) 出厂衰耗不应超过运行许可衰耗值的60%; 同时与厂家同种光纤衰耗固有统计分布的均值相比, 增量不应超过1.65倍标准差( 95%置信度) ;
2、 现场安装后光纤衰耗较出厂值的增量不应超过10%。
3、 光纤户外接线盒防护等级应达到IP65防尘防水等级;
4、 设计阶段需精确计算光纤长度, 偏差不应超过15%, 防止余纤盘绕增大衰耗;
5、 光纤施工过程须做好防振、 防尘、 防水、 防折、 防压、 防拗等措施, 避免光纤损伤或污染。
4.2.8新建直流工程电压、 电流回路及模块数量须充分满足控制、 保护、 录波等设备对于回路冗余配置的要求。对于直流保护系统, 不论采用”三取二”、 ”完全双重化”或可靠性更高的配置, 装置间或装置内冗余的保护元件均不得共用测量回路。
4.2.9新建直流工程设计须明确直流滤波器是否为直流运行的必要条件, 对于必须直流滤波器投入的直流工程, 直流滤波器应采用冗余配置, 防止单一滤波器故障造成直流停运。
4.2.10新建直流工程直流控制系统内的保护功能不应与直流保护系统内的保护功能相重复, 原则上基于电压、 电流等电气量的保护功能应且仅应设置在保护系统内。直流控制系统的保护功能仅限于与控制功能、 控制参数密切关联的特殊保护。
4.2.11新建直流工程作用于跳闸的非电量保护元件应设置三副独立的跳闸触点, 按照”三取二”原则出口, 按照”三取一”原则发动作告警信号。
4.3防止其它直流设备事故
4.3.1新建及改造直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计, 防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于: 1、 水管使用软质护套全包裹, 避免裸露造成异常直接触碰; 2、 水管固定部位宜使用双重冗余紧固件, 避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水; 3、 水管布置、 固定方式合理可靠, 并需考虑运行振动空间裕度, 防止水管之间、 水管与其它元件发生非紧固性触碰。
4.3.2新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性, 任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁; 在一小组滤波器停运维护状态下, 任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。
4.3.3新建直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计, 防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于: 1、 水管使用软质护套全包裹, 避免裸露造成异常直接触碰; 2、 水管固定部位宜使用双重冗余紧固件, 避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水; 3、 水管布置、 固定方式合理可靠, 并需考虑运行振动空间裕度, 防止水管之间、 水管与其它元件发生非紧固性触碰。
4.3.4新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性, 任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁; 在一小组滤波器停运维护状态下, 任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。
4.3.5新建特高压直流工程旁路开关位置传感器应采用冗余化配置, 避免因单个传感器异常造成冗余阀组控制系统故障和直流无法运行。
5防止配网设备事故
5.1防止配网类设备事故
5.1.1严禁PT柜内避雷器直接连接母线。
5.1.2对于跨越铁路、 公路、 通航河道等的新建和改造的10kV架空线路, 应采用独立耐张段或跨越段改电缆, 跨越档内采用带钢芯的导线。
5.1.3新建和改造的环网柜必须具备完善的防误闭锁功能, 包括防止带电误合地刀功能。
5.1.4同沟敷设两回及以上且有中间接头的中压电缆, 或与其它管线同沟敷设且有中间接头的中压电缆( 穿管或直埋电缆除外) , 电缆中间接头应采取防火防爆措施。
5.1.5新建和改建的低压台区绝缘导线, 必须预装接地挂环。
5.1.6禁止低压导线使用裸导线。对不满足要求的须在2020年12月前完成改造。
6防止二次系统事故
6.1防止二次系统事故
6.1.1500kV线路, 超过50km或多单位维护的220kV线路应配置集中式行波测距装置, 不满足要求的, 应于 前完成改造。对于已配置分布式测距装置的220kV线路, 可不另行配置集中式行波测距装置。各单位应按照OS2主站建设架构, 结合实际逐步建设省级和地级OS2主站测距功能, 集中管理相关行波数据。
6.1.2为防止回路改变造成的保护误动和拒动, 南方电网标准设计以外的设备在接入保护回路及跳合闸回路前, 应按设备调管范围经相应的保护主管部门批准。
6.1.3厂站新投运设备的二次回路( 含一次设备机构内部回路) 中, 交、 直流回路不应合用同一根电缆, 强电和弱电回路不应合用同一根电缆。
6.1.41.10kV( 20kV、 35kV) 配网不接地系统或经消弧线圈接地系统, 无中性点改造计划, 均应配备小电流接地选线设备。运行设备未配置的, 要在 12月30日完成改造。
2.各分子公司应全面梳理在运小电流接地选线设备, 具备跳闸条件的装置应在 底前投入跳闸功能。
3.不具备跳闸功能或跳闸回路、 选线装置运行年限超过 、 选线装置缺陷率高且厂家技术支持能力不足、 选线跳闸准确率低于90%等情况应统一纳入改造范围。
6.1.5新建、 扩建或改造的定值配合困难的110kV线路( 如环网线路) 应配置光纤差动保护。
6.1.6完善智能站运维管理工具。新建智能站应同步部署运维管理工具( 含配置文件管理、 虚实回路监视与告警、 辅助安措等功能) , 已投运重要智能站( 保护不正确动作可导致电力生产安全事故或一级事件的智能站) 应尽快部署运维管理工具。
6.1.7新投运设备电压切换装置的电压切换回路及其切换继电器同时动作信号采用保持( 双位置) 继电器接点, 切换继电器回路断线或直流消失信号, 应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持( 单位置) 继电器接点。
电压切换回路采用双位置继电器接点, 而切换继电器同时动作信号采用单位置继电器接点的运行电压切换装置, 存在双位置继电器备用接点的, 要求结合定检完成信号回路的改造; 无双位置继电器备用接点的, 结合技改更换电压切换装置。
6.1.8装设了220kV备自投220kV变电站的220kV线路应装设双套光纤差动保护, 不满足双套光纤差动要求的应在2020年前完成改造。
6.1.91.采用油压、 气压作为操作机构的断路器, 压力低闭锁重合闸接点应接入操作箱。
2.对断路器机构本体配置了操作、 绝缘压力低闭锁跳、 合闸回路的新投运保护设备, 应取消相应的串接在操作箱跳合闸控制回路中的压力接点。断路器弹簧机构未储能接点不得闭锁跳闸回路。
3.已投运行操作箱接入断路器压力低闭锁接点后, 压力正常情况下应能保证可靠切除永久故障( 对于线路保护应满足”分-合-分”动作要求) ; 当压力闭锁回路改动后, 应试验整组传动分、 合正常。
6.1.10采用弹簧储能断路器机构多次重合隐患整( 调继〔 〕10号) : 采用弹簧储能的非三相机械联动机构的断路器, 线路保护( 含独立重合闸装置, 以下同) 需要投入三重( 或综重、 特重) 方式时, 原则上只考虑单相偷跳启动重合闸功能, 应退出线路保护”三相跳位启动重合闸”功能; 无退出线路保护”三相跳位启动重合闸”功能的, 应将”弹簧未储能接点”接入的线路保护”压力低闭锁重合闸”开入回路。
6.1.11新投运电压互感器的二次绕组二次电压回路采用分相总空气开关, 并实现有效监视。对于已投入运行的母线PT二次三相联动空开, 结合检修、 技改等逐步进行更换; 配置备自投装置且线路可能轻载的厂站应优先更换。
6.2防止通信装置事故
6.2.1为防止110kV及以上厂站通信专用电源系统故障无法及时发现导致全站通信电源全停的风险, 底要求在现有的通信电源远程监视系统中实现所有110kV及以上厂站通信电源的远程监控。
6.2.2依据《关于通报两起500kV站内计划施工误断通信光缆事件的通知》( 调通【 】4号) , 底前完成所有110kV及以上厂站站内光缆标识、 站内资料交底等整改。
6.3防止自动化专业事故
6.3.1中调自动化主站系统的SCADA服务器、 FES前置直采服务器及SCADA、 前置和AGC/AVC应用等重要设备和应用在检修情况下实现N-1冗余配置。
6.3.2SCADA服务器、 FES前置服务器、 AGC/AVC服务器的磁盘、 电源、 风扇, 关系库、 时序库存储阵列的磁盘, 主干交换机、 前置交换机的电源要做好备品备件储备, 要求每种不同型号设备模块数量在10以内的至少备份1个, 10以上20以内的至少备份2个, 20个以上的至少备份3个。包括自备或者协议存储模式, 均要求24小时到货。
6.3.3自动化系统服务器、 工作站在应用平台完成启动之前应具备自动检查操作系统的时间功能, 出现偏差应先采取校正操作。自动化系统关键应用的主备切换前应具备自动检查应用状态是否正常、 主备实时库的重要数据是否一致、 检查操作系统时间功能, 出现问题应中止切换操作。不具备条件的采用手工方法核对检查操作系统时间。
6.3.4Oracle10.2.0.1的linux版本存在严重安全隐患, 应升级到10.2.0.2及以上版本, 或安装补丁patch4612267。
6.3.535kV及以上变电站中无监控、 无远动、 单远动配置的, 应建设自动化系统, 配置双套远动机; 110kV及以上变电站中单通道、 单UPS配置的, 应配置双通道、 双UPS。
6.3.6根据公司调控一体化建设工作要求, 开展设备集中监视、 集中控制业务的自动化主站技术支持系统应具备遥控遥调、 综合告警、 综合防误等功能。 底完成AGC关联关键服务器时间偏差越限告警信号, OCS系统出现时间偏差告警时, 应暂停控制。
6.3.7变电站视频及环境监控系统户外摄像机及电缆护管、 抱箍、 接线盒等附属设施存在锈蚀严重、 松动、 退役未及时拆除等情况的, 易导致人身、 设备安全风险, 应进行加固, 退役需拆除的要及时拆除。
6.4防止安自专业事故
6.4.1安稳、 备自投、 低周减载及失步解列等安自装置的跳闸出口, 原则上应直接接断路器操作箱跳闸回路( 110kV及以下集成操作箱功能的保护装置, 安自装置的跳闸出口应直接接保护装置的操作跳闸回路) 。现场未配置操作箱且保护装置未集成断路器操作跳闸回路的, 安自装置的跳闸出口应直接接断路器跳闸回路。发电厂安自装置动作后需启动停机流程的, 可另增一副出口接点启动停机流程。
6.4.21、 对于新建、 扩建和技改的稳控切机执行站装置, 除因稳定控制要求需采取最优匹配切机方案外, 应采用双套独立模式。
2、 对于采用主辅运模式的切机执行站, 主运装置动作后闭锁辅运装置, 辅运装置动作后不再闭锁主运装置; 辅运装置被主运装置闭锁后, 必须将其所有动作标志清空, 防止主运装置闭锁信号消失后, 辅运装置因其它扰动误动出口。
6.4.31、 备自投装置设置的检备用电源电压异常放电逻辑应设置延时, 具体延时应躲过相关后备保护动作时间, 以防止主供电源故障引起备用电源短时异常时装置误放电; 在上述延时内, 一旦备用电源恢复正常, 异常放电逻辑应瞬时复归。
2、 备自投装置应确保本站主供电源开关跳开后再合备用电源, 同时应具备防止合于故障的保护措施, 或具备合于故障的加速跳闸功能。
3、 备自投装置起动后跟跳主供电源开关时, 禁止经过手跳回路起动跳闸, 以防止因同时起动”手跳闭锁备自投”逻辑而误闭锁备自投。
6.5防止电力监控系统网络安全事故
6.5.1尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造及公网采集安全接入区建设的各级计量自动化主站系统, 底应完成主站安全分区改造及安全接入区建设。
6.5.2尚未按《南方电网电力监控系统安全防护