国网十八项反措(修订版)宣贯资料

1/43国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版）2/43一、修订的背景原行业标准2004年9月通过审查,2005年5月开始执行，已执行7年。当时仅在部分220kV及以上交流线路上使用国产微机保护，元件保护和低压系统使用微机保护较少，微机保护装置制造工艺水平不高，运行经验不丰富。综合自动化变电站及数字化变电站刚刚起步，基本上空白。3/432.防止系统稳定破坏事故：2.4.1.2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。2.4.2.2加强安全稳定控制装置入网验收。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行等工作。2.4.2.3严把工程投产验收关，专业人员应全程参与基建和技改工程验收工作。4/432.防止系统稳定破坏事故：2.4.3.1调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种安全自动装置的配置或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况。各运行维护单位应加强检修管理和运行维护工作，防止电网事故情况下装置出现拒动、误动，确保电网三道防线安全可靠。2.4.3.2加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁220kV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。2.4.3.3母差保护临时退出时，应尽量减少无母差保护运行时间，并严格限制母线及相关元件的倒闸操作。5/433.防止机网协调及风电大面积脱网事故3.1.1.1各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。3.1.2.2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，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。3.1.3.1并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。6/433.2防止风电大面积脱网事故3.2.2基建阶段应注意的问题3.2.2.1风电场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及无功补偿装置技术资料等。风电场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。3.2.2.2风电场应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。7/433.2.3运行阶段应注意的问题3.2.3.3风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。3.2.3.4风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。3.2.3.5风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门备案。8/433.2.3.7发生故障后，风电场应及时向调度部门报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。3.2.3.8风电场二次系统及设备，均应满足《电力二次系统安全防护规定》要求，禁止通过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。3.2.3.9风电场应在升压站内配置故障录波装置，起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。3.2.3.10风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。9/435防止变电站全停及重要客户停电事故5.1.1.6在确定各类保护装置电流互感器二次绕组分配时，应考虑消除保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。5.1.1.7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，在保护装置内，直跳回路开入量应设置必要的延时防抖回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装置误动出口。10/435.1.1.8在新建、扩建和技改工程中，应按《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044）和《蓄电池施工及验收规范》（GB50172）的要求进行交接验收工作。所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按《蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T724）和《电力用高频开关整流模块》（DL/T781）的要求进行维护、管理。5.1.1.9变电站直流系统配置应充分考虑设备检修时的冗余，330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。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。变电站直流电源供电质量应满足微机保护运行要求。11/435.1.1.10变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，严禁采用环状供电方式。5.1.1.11直流系统对负载供电，应按电压等级设置分电屏供电方式，不应采用直流小母线供电方式。5.1.1.12直流母线采用单母线供电时，应采用不同位置的直流开关，分别带控制用负荷和保护用负荷。5.1.1.14新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严禁使用普通交流断路器。加强直流断路器上、下级之间的级差配合的运行维护管理。5.1.1.15除蓄电池组出口总熔断器以外,逐步将现有运行的熔断器更换为直流专用断路器，当直流断路器与蓄电池组出口总熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整。12/435.1.1.17及时消除直流系统接地缺陷，同一直流母线段，当出现同时两点接地时，应立即采取措施消除，避免由于直流同一母线两点接地，造成继电保护或开关误动故障。当出现直流系统一点接地时，应及时消除。5.1.1.18严防交流窜入直流故障出现5.1.1.18.1雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。5.1.1.18.2现场端子箱不应交、直流混装，现场机构箱内应避免交、直流接线出现在同一段或串端子排上。5.1.1.18.3新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记和报警功能。13/435.1.2.6两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中二段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行，禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。5.1.2.8新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔二年进行一次核对性放电试验。运行了四年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。5.1.2.9浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，每个月至少以此对蓄电池组所有的单体浮充端电压进行测量记录，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。14/439.3.1.1新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。9.3.1.2变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。9.3.2.3压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。9.3.2.4运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护停用。9.3.2.5变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。15/439.7.2采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。9.7.3排油注氮保护装置应满足：9.7.3.1排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)；9.7.3.2注油阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)；9.7.3.3注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；9.7.3.4动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关同时动作时才能启动排油充氮保护。9.7.4水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器开关跳闸同时动作。16/4310防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故17/4312防止GIS、开关设备事故12.1防止GIS（包括HGIS）、SF6断路器事故12.1.1.9断路器二次回路不应采用RC加速设计。12.1.1.10开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。12.1.2.5断路器安装后必须对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。18/4312防止GIS、开关设备事故12.1防止GIS（包括HGIS）、SF6断路器事故12.1.1.9断路器二次回路不应采用RC加速设计。12.1.1.10开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。12.1.2.5断路器安装后必须对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。14防止接地网和过电压事故14.1.1.9变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网紧密连接的二次等电位接地网，在系统发生近区故障和雷击事故时，以降低二次设备间电位差，减少对二次回路的干扰。19/4315防止继电保护事故15.1.1涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。15.1.2继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良的产品。15.2.1.5每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。15.2.1.8除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。20/4315.2.3220kV及以上电压等级的线路保护应满足以下要求：15.2.3.1联络线的每套保护应能对全线路内发生的各种类型故障均快速动作切除。对于要求实现单相重合闸的线路，在线路发生单相经高阻接地故障时，应能正确选相并动作跳闸。15.2.3.2对于远距离、重负荷线路及事故过负荷等情况，宜采用设置负荷电阻线或其他方法避免相间、接地距离保护的后备段保护误动作。15.2.3.3应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区导致零序功率方向纵联保护拒动，但不宜采用过分降低零序动作电