十八项电网重大反事故措施实施细则（修改版）2012-7-9

5.新建电容器组的单台电容器容量在334千乏及以上时，可优先采用内熔丝保护技术，对于有内熔丝保护的单台电容器，不宜再配臵外熔断器。对于500kV新建变电站，应全部采用内熔丝保护技术的电容器组。

10.2.4 串联电抗器部分

10.2.4.1 电抗器的电抗率应根据系统谐波测试情况计算配置，必须避免同谐波发生谐振或谐波过度放大。运行中谐波电流应不超过标准要求。已配置抑制谐波用串联电抗器的电容器组，禁止减容量运行。

1.新建电容器组电抗率的选择：

1）对于近期和远期负荷性质稳定，谐波污染较小的变电站，可选配电抗率不大于1%的串联电抗器或选用阻尼式限流器。

2）对于预期负荷的3次谐波较大或电气化铁路接入的变电站，每组电容器均应配备12%的电抗率。对于多种负荷性质并存，谐波特性难以控制的变电站，可选择电抗率为5%的电容器组和电抗率为12%的电容器组并存方式。

3）对于预期负荷的5次及以上谐波较大或城区工商业负荷比较大的变电站，当3次谐波不大时，电容器组的电抗率应按5%选取。

4）对于受条件限制，无法获知电网谐波电压水平数值的情况下，新建变电站的电容器组按5%电抗率设计。

2.在运电容器组电抗率的调整：

1）对于新增非线性用户的变电站，应按照变电站谐波测试结果，核算电容器组接入点3次、5次等谐波的谐振电容器容量，根据核算结果确定调整电容器组的电抗率。

2）对于频繁发生电容器故障的变电站，也应核算电容器组接入点3次、5次等谐波的谐振电容器容量，根据核算结果确定调整电容器组的电抗率。

3）需改造的单组电容器装臵应根据核算结果合理调整电抗率。

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电容器装臵改造时，电容器的额定电压应根据新的电抗率参数进行设计。

10.2.4.2室内宜选用铁芯电抗器。

10.2.4.3 新安装干式空芯电抗器时，不应采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。

10.2.4.4 干式空芯电抗器应安装电容器组首端，在系统短路电流大的安装点应校核其动稳定性。

10.2.4.5 干式空芯电抗器出厂应进行匝间耐压试验，当设备交接时，具备条件时应进行匝间耐压试验。

1.对户外干式串联电抗器包封表面每4-5年应进行一次RTV涂料或绝缘漆的喷涂。

2.对外包封表面出现爬电、爆漆开裂、严重脏污等缺陷的干式串联电抗器，应尽快采取补涂RTV或绝缘漆的消缺方案，如已严重影响设备安全或到寿命周期则应予以更换。

10.2.5 放电线圈部分

10.2.5.1 放电线圈首末端必须与电容器首末端相连接。 10.2.5.2新安装放电线圈应采用全密封结构。对已运行的非全密封放电线圈应加强绝缘监督，发现受潮现象应及时更换。

1.对仍在运行的油浸非全密封放电线圈应进行更换。

2.放电线圈的最大配套电容器容量(放电容量)，不应小于与其并联的电容器组容量;放电线圈的放电时间应能满足电容器组脱开电源后，在5s内将电容器组的剩余电压降至50V及以下。

3.放电线圈带有二次线圈时，其额定输出、准确级应满足保护和测量的要求。

10.2.6 避雷器部分

10.2.6.1 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线，中性点直接接地方式。

10.2.6.2 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器应安装在

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紧靠电容器组高压侧入口处位置。

10.2.6.3 选用电容器组用金属氧化物避雷器时，应充分考虑其通流容量的要求。

1.避雷器应装于线-地之间，24000kvar及以下容量所使用的MOA的2ms方波电流应不小于500A；大于20000kvar电容器组按每增加20000kvar、MOA的方波电流增加值不小于400A折算。

2.选择保护并联电容器装臵的金属氧化物避雷器额定电压应考虑系统单相接地引起的工频电压升高，并留有一定的裕度。

10.2.7 电容器组保护部分

10.2.7.1 采用电容器成套装置及集合式电容器时，应要求厂家提供保护计算方法和保护整定值。

10.2.7.2电容器组安装时应尽可能降低初始不平衡度，保护定值应根据电容器内部元件串并联情况进行计算确定。500kV 变电站电容器组各相差压保护定值不应超过0.8V，保护整定时间不宜大于0.1s。

11 防止互感器损坏事故

为防止互感器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生〔2004〕641号）、《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技〔2005〕174号）、《预防倒立式SF6电流互感器事故措施》（国家电网生技〔2009〕80号）、《预防油浸式电流互感器、套管设备故障补充措施》（国家电网生技〔2009〕819号）等有关规定，并提出以下重点要求：

11.1 防止各类油浸式互感器事故 11.1.1 设计阶段应注意的问题

11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。

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11.1.1.2 所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。

11.1.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。

11.1.2 基建阶段应注意的问题

11.1.2.1 110kV（66kV）～500kV互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。

11.1.2.2 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。

11.1.2.3 电磁式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）。

11.1.2.4 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连接应接触良好，防止产生过热故障及电位悬浮。互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

11.1.2.5 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照DL/T 393-2010《输变电设备状态检修试验规程》进行例行试验。

11.1.2.6在交接试验时，对110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。油浸式设备在交流耐压试验前要保证静置时间，110（66）kV设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于72h。

在交接试验时，对110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中

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