国家电网公司变电运维通用管理规定第9分册并联电容器运维细则--试用版.docx

规章制度编号：国网（运检/4）*-2016国家电网公司变电运维通用管理规定第9分册并联电容器运维细则国家电网公司二。一六年六月目录前言111运行规定11. 1一般规定11.2紧急申请停运规定22巡视及操作22.1 巡视22.2 操作33维护43 .1红外检测44典型故障和异常处理43.1 电容器故障跳闸43.2 不平衡保护告警53.3 壳体破裂、漏油、鼓肚54 .4声音异常55 .5瓷套异常66 .6温度异常6yi-i刖百为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修通用管理规定和反事故措施（以下简称“五通一措”）。经反复征求意见，于2016年6月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。本册是依据国家电网公司变电运维通用管理规定编制的第9分册并联电容器运维细则，适用于35kV及以上变电站并联电容器。本规定由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。本规定起草单位：*、*。本规定主要起草人：*、并联电容器运维细则1运行规定1.1 一般规定1.1.1 并联电容器新装投运前，除各项试验合格并按一般巡视项目检查外，还应检查放电回路，保护回路、通风装置应完好。1.1.2 并联电容器放电装置应投入运行，断电后在5s内应将剩余电压降到50伏以下。1.1.3 运行中的并联电容器电抗器室温度不应超过35,当室温超过35°C时，干式三相重迭安装的电抗器线圈表面温度不应超过85,单独安装不应超过75。1.1.4 并联电容器运行时温度最高不允许超过40,壳体温度不允许超过50。1.1.5 并联电容器外熔断器的额定电流应不小于电容器额定电流的1.43倍选择，并不宜大于额定电流的1.55倍。更换外熔断器时应注意选择相同型号及参数的外熔断器。每台电容器必须有安装位置的唯一编号。1.1.6 电容器引线与端子间连接应使用专用线夹，电容器之间的连接线应采用软连接，宜采取绝缘化处理。1.1.7 室内并联电容器应有良好的通风，进入电容器室宜先开启通风装置，通风装置开关应在室外。1.1.8 电容器围栏应设置断开点，防止形成环流，造成围栏发热。1.1.9 电容器室不宜设置采光玻璃，门应向外开启，相邻两电容器的门应能向两个方向开启。电容器室的进、排风口应有防止风雨和小动物进入的措施。1.1.10 室内布置电容器装置必须按照有关消防规定设置消防设施，并设有总的消防通道，应定期检查设施完好，通道不得任意堵塞。1.1.11 吸湿器（集合式电容器）的玻璃罩杯应完好无破损，能起到长期呼吸作用,使用变色硅胶，罐装至顶部1615处，受潮硅胶不超过2/3,并标识2/3位置,硅胶不应自上而下变色，上部不应被油浸润，无碎裂、粉化现象。1.1.12 非密封结构的集合式电容器应装有储油柜，油位指示应正常，油位计内部无油垢，油位清晰可见，储油柜外观应良好，无渗油、漏油现象。1.1.13 注油和放油阀（集合式电容器）阀门必须根据实际需要，处在正确位置。指示开、闭位置的标志清晰、正确，阀门接合处无渗漏油现象。1.1.14 系统电压波动、本体有异常（如振荡、接地、低周或铁磁谐振），应检查电容器固件有无松动，各部件相对位置有无变化，电容器有无放电及焦味，电容器外壳有无膨胀变形。1.1.15对于接入谐波源用户的变电站电容器，每年应安排一次谐波测试，谐波超标时应采取相应的消谐措施。1.1.16电容器允许在额定电压±5%波动范围内长期运行。电容器过电压倍数及运行持续时诃如下规定执行，尽量避免在低于额定电压下运行。过电压倍数（Ug/Un）持续时间说明1.05连续1.10每24h中8h1.15每24h中30min系统电压调整与波动1.205min轻荷载时电压升高1.30Imin1.1.17并联电容器允许在不超过额定电流的30%的运行情况下长期运行。三相不平衡电流不应超过±5%。1.1.18当系统发生单相接地时，不准带电检查该系统上的电容器。1.2 紧急申请停运规定运行中的电力电容器有下列情况时，应立即申请停运：1.2.1 电容器发生爆炸、喷油或起火。1.2.2 接头严重发热。1.2.3 电容器套管发生破裂或有闪络放电。1.2.4 电容器、放电线圈严重渗漏油时。1.2.5 电容器壳体明显膨胀，电容器、放电线圈或电抗器内部有异常声响。1.2.6 当电容器壳体温度超过55,或室温超过40C时，采取降温措施无效时。1.2.7 母线电压超过电容器额定电压的Ll倍，电流超过额定电流的1.3倍，三相不平衡电流超过5%时。1.2.8 集合式并联电容器压力释放阀动作时。1.2.9 当电容器2根及以上外熔断器熔断时。1.2.10 电容器的配套设备有明显损坏，危及安全运行时。2巡视及操作2.1 巡视2.1.1 例行巡视a）设备铭牌、运行编号标识、相序标识齐全、清晰。b）母线及引线无过紧过松、散股、断股、无异物缠绕，各连接头无发热现象。c）无异常振动或响声。d）电容器壳体无变色、膨胀变形；集合式电容器无渗漏油，油温、储油柜油位正常,吸湿器受潮硅胶不超过2/3,阀门接合处无渗漏油现象；框架式电容器外熔断器完好。带有外熔断器的电容器，应检查外熔断器的运行工况。e）限流电抗器附近无磁性杂物存在，干抗表面涂层无变色、龟裂、脱落或爬电痕迹，无放电及焦味，电抗器撑条无脱出现象，油电抗器无渗漏油。f）放电线圈二次接线紧固无发热、松动现象；干式放电线圈绝缘树脂无破损、放电；油浸放电线圈油位正常，无渗漏。g）避雷器垂直和牢固，外绝缘无破损、裂纹及放电痕迹，运行中避雷器泄漏电流正常,无异响。h）设备的接地良好，接地引下线无锈蚀、断裂且标识完好。i）电缆穿管端部封堵严密。j）端子箱门应关严，封堵完好，无进水受潮，温控除湿装置长期自动投入。k）套管及支柱绝缘子完好，无破损裂纹及放电痕迹。1）围栏安装牢固，门关闭，无杂物，五防锁具完好。m）本体及支架上无杂物，支架无锈蚀、松动或变形。n）原有的缺陷无发展趋势。2.1.2 全面巡视全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目：a）电容器室干净整洁，照明及通风系统完好。b）电容器防小动物设施完好。c）端子箱内加热、防潮装置工作正常。d）端子箱内孔洞封堵严密，照明完好；电缆标牌齐全、完整。2.1.3 熄灯巡视a）检查引线、接头有无放电、发红过热迹象。b）检查套管无电晕、闪络、放电痕迹。2.1.4 特殊巡视2.1.4.1新投入或经过大修后巡视a）声音应正常，如果发现响声特大，不均匀或者有放电声，应认真检查。b）单体电容器壳体无膨胀变形，集合式电容器油温、油位正常。c）红外测温各部分本体和接头无发热。2.1.4.2异常天气时巡视a）气温骤变时，检查一次引线端子无异常受力，引线无断股、发热,集合式电容器检查油位应正常。b）雷雨、冰雹天气过后，检查导引线摆动幅度及有无断股迹象，设备上有无飘落积存杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。c）浓雾、毛毛雨天气时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头部位、部件在小雨中不应有水蒸气上升现象。d）高温天气时，应特别检查电容器壳体无变色、膨胀变形；集合式电容器油温、油位正常。e）覆冰天气时：观察外绝缘的覆冰厚度及冰凌桥接程度，放电不超过第二伞裙，不出现中部伞裙放电现象。f）下雪天气时，应根据接头部位积雪溶化迹象检查是否发热。检查导引线积雪累积厚度情况，应及时清除导引线上的积雪和形成的冰柱。2.1.4.3故障跳闸后的巡视a）检查电容器各引线接点有无发热现象，外熔断器有无熔断或松弛。b）检查本体各部件无位移、变形、松动或损坏现象。c）检查外表涂漆无变色，壳体无膨胀变形，接缝无开裂、渗漏油。d）检查外熔断器、放电回路、电抗器、电缆、避雷器是否完好。e）检查瓷件无破损、裂纹及放电闪络痕迹。2.2操作2.2.1正常情况下电容器的投入、切除由调控中心AVC系统自动控制,或由值班调控人员根据调度颁发的电压曲线自行操作。2.2.2站内并联电容器与并联电抗器不得同时投入运行。2.2.3由于继电保护动作使电容器开关跳闸，在未查明原因前，不得重新投入电容器。2.2.4装设自动投切装置的电容器，应有防止保护跳闸时误投入电容器装置的闭锁回路，并应设置操作解除控制开关。2.2.5对于装设有自动投切装置的电容器，在停复电操作前，应确保自动投切装置已退出，复电操作完后，再按要求进行投入。2.2.6电容器检修作业，首先应对电容器高压侧及中性点接地后，再对电容器进行逐个充分放电。装在绝缘支架上的电容器外壳亦应对地放电。2.2.7电容器停用后，应做好安全措施，进行验电、装设接地线，并对其进行多次人工放电（其放电时间不少于5min）。2.2.8分组电容器投切时，不得发生谐振（尽量在轻载荷时切出）。2.2.9在环境温度长时间超过允许温度，及电容器大量渗油时禁止合闸；电容器温度低于下限温度时，避免投入操作。2.2.10电容器的投入与退出应使用断路器操作，一般不允许使用隔离开关操作。电容器开关禁止加装重合闸.2.2.11某条母线停役时应先切除该母线上电容器，然后拉开该母线上的各出线回路，母线复役时则应先合上母线上的各出线回路断路器，后合上电容器断路器。2.2.12电容器切除后，须经充分放电后（必须在五分钟以上），才能再次合闸。因此在操作时，若发生断路器合不上或跳跃等情况时，不可连续合闸，以免电容器损坏。3维护3.1 红外检测3.1.1 100OkV变电站精确测温每月一次；33075OkV变电站迎峰度夏前、迎峰度夏期间、迎峰度夏后各开展1次精确测温；22OkV及以下变电站，迎峰度夏前和迎峰度夏中各开展1次精确测温。3.1.2 检测范围为电容器、放电线圈、串联电抗器、电流互感器、避雷器及所属设备。3.1.3 重点检测并联电容器各设备的接头、电容器、放电线圈、串联电抗器，3.1.4 配置智能机器人巡检系统的变电站，可由智能机器人完成红外普测和精确测温，由专业人员进行复核.4典型故障和异常处理4.1电容器故障跳闸4.1.1现象a）事故音响启动。b）监控系统显示电容器断路器跳闸，电流、功率显示为零,c）保护装置发出保护动作信息。4.1.2处理原则a）联系调控人员停用该电容器AVC功能，由运维人员至现场检查。b）检查保护动作情况，记录保护动作信息。c）检查电容器有否喷油、变形、放电、损坏等现象。d）检查外熔断器的通断情况。e）集合式电容器需检查油位及压力释放阀动作情况。f）检查电容器内其他设备（电抗器、避雷器）有否损坏、放电等故障现象。g）联系检修人员抢修。h）由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断，存在剩余电荷，在接触故障电容器前，应戴绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接接地。对双星形接线电容器的中性线及多个电容器的串接线，还应单独放电。4.2不平衡保护告警4.2.1现象电容器不平衡保护告警，但未发生跳闸。4. 2.2处理原则a）检查保护装置情况，是否存在误告警现象。b）检查外熔断器的通断情况。c）检查电容器有否喷油、变形、放电、损坏等故障现象。d）检查中性点回路内设备及电容器间引线是否有损坏。e）现场无法判断时，联系检修人员检查处理。4.3 壳体破裂、漏油、膨胀变形1 .3.1现象a）框架式电容器壳体破裂、漏油、膨胀、变形。b）集合式电容器壳体严重漏油。4 .3.2处理原则a）发现框架式电容器壳体有破裂、漏油、膨胀、变形现象后，记录该电容器所在位置编号，并查看电容器不平衡保护读数（不平衡电压或电流）是否有异常,立即汇报调控人员，做紧急停运处理。b）发现集合式电容器壳体有漏油时，应根据相关规程判断其严重程度，并按照缺陷处理流程进行登记和消缺。c）发现集合式电容器压力释放阀动作时应立即汇报调控人员，做紧急停运处理。d）现场无法判断时，联系检修人员检查处理。4.4 声音异常4.4.1现象a）电容器伴有异常振动声、漏气声、放电声。b）异常声响与正常运行时对比有明显增大。4.4.2处理原则a）有异常振动声时应检查金属构架是否有螺栓松动脱落等现象。b）有异常声音时应检查电容器有否渗漏、喷油等现象。c）有异常放电声时应检查电容器套管有无爬电现象，接地是否良好。d）现场无法判断时，联系检修人员检查处理。4.5瓷套异常1. 5.1现象a）流套外表面严重污秽，伴有一定程度电晕或放电。b）瓷套有开裂、破损现象。4. 5.2处理原则a）瓷套表面污秽较严重并伴有一定程度电晕，有条件的可先采用带电清扫。b）瓷套表面有明显放电或较严重电晕现象的,应立即汇报调控人员，做紧急停运处理。c）电容器瓷套有开裂、破损现象的，应立即汇报调控人员，做紧急停运处理。d）现场无法判断时，联系检修人员检查处理。5. 6温度异常6. 6.1现象a）电容器壳体温度异常。b）电容器金属连接部分温度异常。c）集合式电容器油温高报警。7. 6.2处理原则a）红外测温发现电容器壳体热点温度50°C或相对温差280%的，可先采取轴流风扇等降温措施。如超过55°C且降温措施无效的，应立即汇报调控人员，做紧急停运处理。b）红外测温发现电容器金属连接部分热点温度80或相对温差280%的，应检查相应的接头、引线、螺栓有无松动，引线端子板有无变形、开裂，并联系检修人员检查处理。c）集合式电容器油温高报警后，先检查温度计指示是否正确，电容器室通风装置是否正常。如确实温度较平时升高明显，应联系检修人员处理。4.7冒烟着火1 .7.1现象a）监控系统相关继电保护动作信号发出，断路器跳闸信号发出，相关电流、电压、功率无指示。b）变电站现场相关继电保护装置动作，相关断路器跳闸。c）电容器本体冒烟着火。4 .7.2处理原则a）检查现场监控系统告警及动作信息，相关电流、电压数据。b）检查记录继电保护及自动装置动作信息，核对设备动作情况，查找故障点。c）在确认各侧电源已断开且保证人身安全的前提下，用灭火器材灭火。d）立即向上级主管部门汇报，及时报警。e）及时将现场检查情况汇报值班调控人员及有关部门。f）根据值班调控人员指令，进行故障设备的隔离操作。