Q GDW 656-2011 《串联电容器补偿装置运行规范》及编制说明.pdf

1、Q/GDW 212 2008ICS29.24029.020中国标准文献分类号 CEC96-2008备案号：国家电网公司企业标准Q/GDW 656 2011串联电容器补偿装置运行规范OperationStandardforSeriesCapacitorInstallation2011 -10-18 发布 2011 -10-18 实施国家电网公司 发 布Q/GDWQ/GDW 656 2011I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 24 串补装置主接线形式及运行方式 35 设备验收 46 设备巡视检查 67 设备操作程序及操作规定 78 缺陷管理 99 故障处理 1110

2、 培训要求 1211 技术管理 12附录 A（规范性附录） 串补装置停、 送电一般操作流程 14附录 B（资料性附录） 串补装置的过负荷管理措施示例 16编制说明 17Q/GDW 656 2011II前 言本标准是根据 关于委托编写国家电网公司串补设备管理规范的函 （国家电网公司生变电函（ 2008）40 号）以及 关于下达 2009 年度国家电网公司标准制（修）订计划的通知 （国家电网科 2009 217号）等文件安排，并结合近年来国家电网公司串联电容器补偿装置生产运行情况分析以及设备运行经验而制定的。本标准用于规范串联电容器补偿装置的运行管理，使其达到标准化、 制度化，保证设备安全、 可靠

3、和经济运行。本标准对串联电容器补偿装置运行管理中的验收、 巡视检查、 操作程序、 缺陷管理、 技术培训、 技术管理等工作提出了具体要求，以指导运行人员更好地做好运行维护工作，并指导串联电容器补偿装置现场运行规程的编写。本标准的附录 A 为规范性附录，附录 B 为资料性附录。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本标准主要起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司。本标准参加起草单位：华北电网有限公司、 北京超高压公司、 大同超高压公司、 张家口供电公司、中国电力科学研究院。本标准主要起草人：沈宇、 刘巍、 刘平、 赵淑珍、 刘明、 段振坤、 冯永权、 徐党

4、国、 李钢、 李群炬、沈丙申、 祁胜利、 戴朝波、 章立刚、 钱锋、 郑立、 李炜、 李国武、 任俊、 孟超。本标准自颁布之日起实施。Q/GDW 656 20111串联电容器补偿装置运行规范1 范围本标准适用于国家电网公司电压等级为 220 750kV 串联电容器补偿装置（以下简称：串补装置）的运行管理工作。 各单位可结合本单位的具体情况参照本标准制定相应的实施细则。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 1984 2003 高压交流断路器GB 19

5、85 2004 高压交流隔离开关和接地开关GB 11032 2000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T2900.16 1996 电工术语 电力电容器GB/T2900.20 1994 电工术语 高压开关设备GB/T2900.59 2008 电工术语 发电、 输电及配电 变电站GB/T6115.1 2008 电力系统用串联电容器 第 1 部分：总则GB/T6115.2 2002 电力系统用串联电容器 第 2 部分：串联电容器组用保护设备GB/T6115.3 2002 电力系统用串联电容器 第 3 部分：内部熔丝GB/T7424.1 2003 光缆总规范 第 1 部分：总则GB/T10229 19

6、88 电抗器GB/T15291 1994 半导体器件 第 6 部分 晶闸管GB/T20995 2007 输配电系统的电力电子技术 静止无功补偿装置用晶闸管阀的试验DL/T365 2010 串联电容器补偿装置控制保护系统现场检验规程DL/T366 2010 串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程DL/T596 1996 电力设备预防性试验规程DL/T995 2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T723 2000 电力系统安全稳定控制技术导则DL/T1010.5 2006 高压静止无功补偿装置 第五部分：密闭式水冷却装置Q/GDW168 2008 输变电设备状态检修试验规程Q/GD

7、W655 2011 串联电容器补偿装置通用技术要求Q/GDW657 2011 串联电容器补偿装置检修规范Q/GDW658 2011 串联电容器补偿装置状态检修导则Q/GDW659 2011 串联电容器补偿装置状态评价导则Q/GDW661 2011 串联电容器补偿装置交接试验规程国家电网安监（ 2005） 83 号 电力安全工作规程国家电网生技（ 2005） 172 号 输变电设备运行规范国家电网生技（ 2006） 512 号 变电站管理规范Q/GDW 656 201123 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1固定串联电容器补偿装置 fixedseries capacitorinstal

8、lation， FSC将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、 隔离开关、 串补平台、 支撑绝缘子、 控制及保护等辅助设备组成的具有固定补偿度的成套装置，简称固定串补。 （参考 DL/T365 2010）3.2晶闸管控制串联电容器补偿装置 thyristorcontrolledseriescapacitorinstallation， TCSC将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、 隔离开关、 串补平台、 支撑绝缘子、 控制及保护等辅助设备组成的可以调整串补度的成套装置，简称可控串补。 （参考 DL/T365 2010）3.3旁路断路器 by-pass cir

9、cuitbreaker与串补电容器及金属氧化物限压器（ MOV）并联，用来在正常运行或事故时投入或退出串补装置；能关合、 承载、 开断运行回路正常电流，也能在规定时间内关合、 承载及开断规定的过载电流（包括短路电流）的开关设备。 （参考 GB/T2900.20 1994）3.4旁路隔离开关 by-passdisconnector位于线路上，在串补电容器被旁路设备旁路后将电容器短路的开关设备。3.5串联隔离开关 seriesdisconnector为了冷备用、 检修等工作使被旁路的串补电容器与线路隔离的开关设备。3.6接地开关 earthing switch为了检修等工作使被旁路的串补电容器可靠

10、接地的开关设备。3.7正常方式 （ 或称正常状态 ） normalmode（ ornormalstatus）串补平台串接在线路中，旁路断路器、 旁路隔离开关、 接地隔离开关为断开状态，串联隔离开关为合入状态，串补控制及保护设备投入运行。3.8热备用方式 （ 或称热备用状态 ） hotstandby mode（ orhotstandby status）串补平台串接在线路中，旁路隔离开关、 接地隔离开关为断开状态，旁路断路器、 串联隔离开关为合入状态，串补控制及保护设备投入运行。3.9冷备用方式 （ 或称冷备用状态 ） coldstandby mode（ orcoldstandby status）

11、串补平台与相应线路隔离，串联隔离开关、 接地隔离开关为断开状态。3.10检修方式 （ 或称检修状态 ） maintenance mode（ ormaintenance status）串补平台与相应线路隔离，串联隔离开关为断开状态，接地隔离开关为合入状态，串补控制及保护设备退出运行。3.11危急缺陷 critical flawsQ/GDW 656 20113串补装置相关设备在运行中发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、 人身伤亡、 大面积停电、 火灾等事故。3.12严重缺陷 seriousflaws串补装置相关设备对人身或对设备有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快

12、处理的缺陷。3.13一般缺陷 general flaws串补装置相关设备发生上述危急、 严重缺陷以外的设备缺陷，性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。4 串补装置主接线形式及运行方式4.1 主接线形式串补装置主要有 FSC 与 TCSC 两种基本型式，其典型电气主接线分别如图 1（ a）和图 1（ b）所示。串联电容器组、 MOV、 触发间隙、 阻尼设备、 晶闸管阀等通常安装在串补平台上，串补平台与地面绝缘，并与被补偿线路具有相同的电压等级。（ a） FSC （ b） TCSC图 1 串补装置的典型电气主接线图图 1 中， C 表示串联电容器组， MOV 表示金属氧化物限压器， GAP

13、 表示触发间隙， D 表示阻尼设备， BCB 表示旁路断路器， DS 表示串联隔离开关， ES 表示接地开关， MBS 表示旁路隔离开关， L 表示阀控电抗器， T 表示晶闸管阀。图 1（ b）中的 GAP 采用虚线连接表示 TCSC 可不用触发间隙。4.2 运行方式串补装置运行过程中主要存在四种工作方式：正常方式、 热备用方式、 冷备用方式、 检修方式。 见表 1：表 1 串补装置的四种运行方式操作设备运行方式旁路断路器（ BCB）旁路隔离开关（ MBS）串联隔离开关（ DS）串补接地开关（ ES）控制及保护设备正常方式 断开 断开 合入 断开 投入热备用方式 合入 断开 合入 断开 投入冷

14、备用方式 任意 任意 断开 断开 任意检修方式 任意 任意 断开 合入 退出Q/GDW 656 201145 设备验收5.1 串补设备验收的基本要求5.1.1 设备验收前，应检查具备完整的产品说明书、 合格证、 部件型式试验报告、 出厂试验报告、 现场安装记录及交接试验报告、 铭牌和运行编号等。5.1.2 设备外观应整洁，标识准确、 清晰。5.1.3 设备安装牢固可靠，无锈蚀或损伤；安装高度、 构架及横担的强度应满足要求；相邻设备之间的距离应满足设计要求；设备有关现场制作件应符合设计要求。5.1.4 各种设备之间的一次接线、 电缆、 光纤等接线应清晰正确，与施工图纸相符合。5.1.5 对于专业

15、性强、 操作复杂的试验项目以检查试验报告为主，可采取抽查方式进行现场试验验证。5.1.6 设备的备品、 备件和专用工具应齐全。5.2 电容器组的验收5.2.1 电容器架构应保持在水平及垂直位置。5.2.2 每个电容器的安装应使其铭牌面向通道一侧，并有顺序编号。5.2.3 电容器端子引出线连接牢固，套管导电杆应无弯曲或螺纹损坏，垫圈、 螺母齐全，外壳应无凹凸或渗油现象。5.2.4 电容器的连接线宜采用软连接，或采用有伸缩节的铜排（或铝排），紧固力矩符合安装要求。5.2.5 电容器外壳均应接到固定电位上，不应与串补平台有多点接地。5.2.6 投运前应检查电容器组配平表，并对电容器组不平衡值进行实测

16、，试投时电容器不平衡保护不得退出运行。5.3 金属氧化物限压器 （ MOV） 的验收5.3.1 MOV 安装垂直度应符合要求。5.3.2 MOV 外部应完整无缺损，封口处密封应良好；硅橡胶复合绝缘外套伞裙应无破损或变形。5.3.3 MOV 绝缘基座及接地应良好、 牢靠，接地引下线的截面应满足热稳定要求；接地装置连通应良好。5.4 触发间隙的验收5.4.1 一次连线正确牢固，控制触发回路接线正确可靠。 各部件螺栓紧固力矩等符合安装要求。5.4.2 具有主间隙小室的触发间隙，主间隙小室、 石墨电极、 铜电极以及触发回路元器件外观良好无损伤；间隙距离测量值应符合厂家提供的技术指标；间隙小室门应密闭良

17、好，可靠上锁。5.4.3 测量均压电容器和电容型穿墙套管的电容值应符合相关规定要求。5.4.4 通过检查试验报告及调试记录，确认触发回路功能应正常。5.5 （ 可控串补 ） 晶闸管阀的验收5.5.1 晶闸管阀各功能单元工作正常，所有显示数值均处于正常范围。5.5.2 进行调节或闭锁状态阀组触发信号的完整性检查，采用编码方式应保证编码数据的完整性，采用非编码方式应保证触发脉冲的宽度符合设计要求。5.5.3 触发信号的输出通道冗余功能应正常，当某输出通道故障时应自动切入备用通道，且阀组触发不受影响，通道故障事件应报事件信息。5.5.4 VBE 电源实时监视功能应正常，防止电源故障或电源功率不足时发

18、出触发信号。5.6 （ 可控串补 ） 冷却系统的验收5.6.1 水冷系统主循环泵的温度应正常，噪音应满足运行要求，三相对地绝缘应正常， 三相运行电流应正常。5.6.2 水冷系统各功能单元工作正常，所有显示数值均处于正常范围。5.6.3 检查水冷系统各种接头、 封头无渗漏，各种压力表读数准确，各种滤芯无堵塞，各种阀门位置Q/GDW 656 20115正确，各种螺栓连接紧固。5.6.4 主、 备系统进行切换试验，系统运行状态应正常。5.7 光纤柱的验收5.7.1 光纤柱拉力合适。5.7.2 光纤柱复合绝缘表面完好无损伤及严重变形，憎水性良好。5.7.3 光纤柱均压环安装正确牢固、 无变形。5.8

19、串补平台的验收5.8.1 串补平台垂直度满足相关规定要求。5.8.2 串补平台四周照明设施良好；检查视频监视探头布置合理，可对串补设备进行有效监视。5.8.3 串补平台控制箱内要求干净整洁，无铁屑等导电杂质；箱体内的隔热海棉无松动、 脱落现象。5.8.4 串补平台控制箱的密封橡胶条密封良好，无老化和脱落现象；箱门与箱体的连接导线要求连接牢固、 接触良好；箱门应密闭良好，可靠上锁。5.8.5 串补平台控制箱体内进线孔内壁均要求套有护线套，脱落或老化的要及时更换。5.8.6 串补平台控制箱体的接地线要与串补平台可靠接触。5.8.7 串补平台上各种电缆金属外护套两端与控制箱体或电流互感器等设备外壳可

20、靠接触和固定。5.9 电抗器的验收串补用电抗器应满足电抗器相关设备运行规范中的规定要求。5.10 互感器的验收5.10.1 串补用电流互感器应满足电流互感器相关设备运行规范中的规定要求。5.10.2 串补用电压互感器应满足电压互感器相关设备运行规范中的规定要求。5.11 旁路断路器的验收旁路断路器应满足断路器相关设备运行规范中的规定要求。5.12 隔离开关的验收旁路隔离开关、 串联隔离开关、 接地开关应满足隔离开关相关设备运行规范中的规定要求。5.13 母线的验收串补连接母线应满足母线相关设备运行规范中的规定要求。5.14 支柱绝缘子的验收支柱绝缘子应满足绝缘子相关设备运行规范中的规定要求。5

21、.15 控制及保护设备的验收5.15.1 控制及保护设备应满足继电保护相关设备运行规范中的规定要求。5.15.2 220kV 及以上电压等级的控制及保护设备按双重化配置，其电源、 继电器、 二次回路等应相互独立。5.15.3 控制及保护设备应就地与等电位接地网可靠连接。5.15.4 正常运行状态的控制及保护设备指示灯等应正常，退运的设备应有明显的标识。5.16 监控设备的验收5.16.1 监控设备应满足监控相关设备运行规范中的规定要求。5.16.2 正常运行状态的监控设备显示内容和指示灯等应正常。5.17 防误闭锁设备的验收5.17.1 防误闭锁设备应满足防误相关设备运行规范中的规定要求。5.

22、17.2 串补围栏门、 串补平台爬梯应具有安全防护措施。5.18 （ 交 ） 直流设备的验收（交）直流设备应满足电源相关设备运行规范中的规定要求。Q/GDW 656 201166 设备巡视检查6.1 串补装置巡视的基本要求6.1.1 串补装置各设备集中安装在平台上或附近，每次巡视应全面具体，对平台上的设备巡视可借助仪器进行。6.1.2 按规定的巡视路径进行设备的巡视检查，携带的巡视工具有望远镜、 红外测温仪等，夜间还应有照明工具。6.1.3 巡视周期规定6.1.3.1 投入电网运行或处于备用状态的串补装置必须定期进行巡视检查，具体巡视周期、 次数、 内容，各单位应做出不低于以下标准的明确规定。

23、6.1.3.2 有人值班变电站交接班时巡视 1 次，每天正常巡视不少于 2 次；每周至少进行 1 次熄灯巡视。6.1.3.3 无人值班变电站每月巡视不少于 1 次；每月至少进行 1 次熄灯巡视。6.1.3.4 根据天气、 负荷情况、 设备健康状况、 新投、 检修、 事故后、 节假日保电及其它特殊要求进行特殊巡视。6.2 串补平台的巡视6.2.1 串补平台的正常巡视检查项目6.2.1.1 通过望远镜检查各电容器外壳应无凹凸或渗油现象。6.2.1.2 通过望远镜检查电容器组无搭挂杂物。6.2.1.3 通过监控系统监视串补装置的运行数据处于正常范围内，对于告警或故障信息应根据缺陷管理相关要求进行处理

24、。6.2.1.4 电容器组红外测温检查部位主要考虑引线接头和电容器外壳，以及电流流过的其它主要设备。6.2.1.5 检查瓷瓶清洁、 无裂纹、 无破损和放电痕迹。6.2.1.6 检查引线无松股、 断股、 过紧、 过松等异常。6.2.1.7 检查串补围栏完好，标示牌悬挂正确。6.2.1.8 检查瓷绝缘支柱无倾斜现象。6.2.1.9 检查支柱绝缘子各连接部位无松动现象，金具和螺栓无锈蚀现象。6.2.2 串补平台的特殊巡视检查项目6.2.2.1 高温季节重点检查电容器无鼓肚、 渗漏油、 导线松股或断股。6.2.2.2 刮风季节检查电容器围栏附近无易刮起的杂物。6.2.2.3 雷雨季节检查串补平台基础无

25、倾斜下沉。6.2.2.4 春季检查电容器组、 间隙装置、 阻尼装置、 MOV 上无鸟巢。6.2.2.5 大雾、 霜冻、 雨、 雪时检查无严重打火、 放电、 电晕等现象。6.2.2.6 事故后重点检查信号和继电保护动作情况。 检查事故范围内的设备情况，如导线无烧伤、 断股，电容器外观应正常，无喷油、 瓷瓶闪络等情况。6.3 （ 可控串补 ） 晶闸管阀的巡视6.3.1 晶闸管阀的正常巡视检查项目在平台围栏外察看晶闸管阀室的门应关闭良好，套管绝缘子无闪络现象，阀室外面无搭挂杂物等。观察阀室底部、 水冷绝缘子外部无漏水现象。6.3.2 晶闸管阀的特殊巡视检查项目当晶闸管阀的控制及保护设备动作 TCSC

26、 永久旁路时，应向调度申请将串补装置转检修状态，对晶闸管阀进行检查。 检查晶闸管阀是否有闪络痕迹，光纤触发回路是否有异常等。6.3.3 每年（或在停电晶闸管阀退出运行后）进行的巡视检查项目6.3.3.1 检查晶闸管阀的外观正常。Q/GDW 656 201176.3.3.2 检查各部分连接紧固（用力矩扳手检查）。6.3.3.3 检查晶闸管阀组的压紧弹簧正常。6.3.3.4 检查光纤系统的连接正常。6.3.3.5 用万用表测量均压电路的电阻电容值应无明显变化；如果超过 20 额定值，应进行更换。6.3.3.6 检查晶闸管、 绝缘材料以及支撑绝缘子表面无积灰。6.4 （ 可控串补 ） 冷却系统的巡视

27、6.4.1 检查冷却系统的压力、 流量、 温度、 电导率等仪表的指示值应正常，无明显漏水现象。6.4.2 检查水位应正常，水位过低需补充冷却水。6.4.3 检查循环水泵无异常声响，温度应正常。6.4.4 检查户外散热器风机转动应正常。6.4.5 检查户外散热器通道无堵塞，无异物。6.4.6 检查各阀门开闭正确，无渗漏、 等电位线连接良好。6.4.7 检查交流电源屏各开关位置正确，接线牢固，无过热现象。6.5 旁路断路器的巡视旁路断路器的巡视要求应满足断路器相关设备运行规范中的规定要求。6.6 隔离开关的巡视旁路隔离开关、 串联隔离开关、 接地开关的巡视要求应满足隔离开关相关设备运行规范中的规定

28、要求。6.7 母线的巡视串补连接母线的巡视要求应满足母线相关设备运行规范中的规定要求。6.8 支柱绝缘子的巡视支柱绝缘子的巡视要求应满足绝缘子相关设备运行规范中的规定要求。6.9 控制及保护设备的巡视6.9.1 控制及保护设备的巡视要求应满足继电保护相关设备运行规范中的规定要求。6.9.2 检查控制及保护设备运行 /故障灯等应正常，激光电源运行灯应正常。6.9.3 光纤出现不通、 断伤等异常而造成串补装置告警时应向调度汇报，将串补装置停运，并通知检修人员进行处理。6.9.4 检查二次设备控制室内空调应正常运行，室内无杂物或小动物。6.10 监控设备的巡视6.10.1 监控设备的巡视要求应满足监

29、控相关设备运行规范中的规定要求。6.10.2 检查监控设备显示内容和运行 /故障灯等应正常。6.11 防误闭锁设备的巡视6.11.1 防误闭锁设备的巡视要求应满足防误相关设备运行规范中的规定要求。6.11.2 串补装置处于运行方式、 热备用方式或冷备用方式时，串补围栏门、 串补平台爬梯应处于锁止状态。6.12 （交）直流设备的巡视（交）直流设备的巡视要求应满足电源相关设备运行规范中的规定要求。7 设备操作程序及操作规定7.1 串补装置操作的基本要求7.1.1 电气倒闸操作应严格遵守国家电网公司 电力安全工作规程 中的有关规定。7.1.2 串补装置的旁路断路器及隔离开关（含接地开关）宜采用远方操

30、作。7.2 串补装置操作的技术规定7.2.1 操作前应明确串补装置操作任务，核对当时串补装置的运行方式是否与操作任务相符。Q/GDW 656 201187.2.2 投入操作前检查串补站内相关设备状态正常，无异常告警信号。7.2.3 一般情况下，带串补装置的线路停运操作顺序是先停串补、 后停线路；送电操作顺序是先送线路、 后投串补。7.2.4 一般情况下，可控串补投入时，先投入可控部分、 后投入固定部分；可控串补退出时，先退出固定部分、 后退出可控部分。7.2.5 可控串补装置投入运行前应投入水冷装置，水冷装置运行正常，在可以投入可控装置的允许信号时，方可将可控串补装置投入运行。7.2.6 可控

31、串补装置阻抗调解应优先采用自动操作方式；如果采用手动操作方式，应根据相应可控串补厂商提供的操作顺序进行操作。7.2.7 串补装置检修时，串补退出运行应先合上串补平台两侧接地开关，接地放电时间不小于 15 分钟，然后方能进入串补网门内使用平台爬梯。7.2.8 接触停电后的电容器前应先行放电。7.2.9 串补装置停电检修时应将相关联跳线路保护的压板及二次电源断开，以防保护误动或一次设备误动伤人。7.3 串补装置操作中有关验电工作的规定7.3.1 串补装置操作中的验电工作应按照相关设备验电工作的规定执行。7.3.2 串补装置验电时，无专用验电器或无法进行直接验电可采用间接验电。7.3.3 串补装置停

32、电后应等待电容器自放电结束后再进行验电操作。7.4 串补装置操作中合接地开关和挂上、 拆除临时接地线的规定7.4.1 串补装置操作中合接地开关和挂上、 拆除临时接地线应按照相关设备接地的规定执行。7.4.2 串补装置平台应在挂上临时地线后竖起爬梯；在所用人员及仪器撤离平台并验收无误、 放下爬梯并锁好后，方可拆除平台临时地线。7.4.3 使用继电保护测试仪等检测仪器对串补装置进行检查前，应对检测仪器可靠接地。7.5 串补装置操作中填写、 执行操作票的规定7.5.1 操作票填写、 执行应严格遵守国家电网公司 电力安全工作规程 等有关操作票管理要求。7.5.2 打开（关上）串补围栏门、 串补平台围栏

33、门及竖起或放下平台爬梯等内容应填入操作票。7.5.3 串补装置检修后送电前，检查送电范围内（串补平台上、 串补围拦内）接地线（含接地开关）、短路线已拆除（或拉开），应填入操作票。7.6 串补装置相关设备的操作规定7.6.1 旁路断路器的操作7.6.1.1 旁路断路器的常规操作应满足断路器相关设备运行规范中的规定要求。7.6.1.2 旁路断路器在正常运行情况下，应通过远方合闸或远方分闸操作。 紧急情况下，可以采用就地合闸操作。7.6.2 隔离开关的操作7.6.2.1 旁路隔离开关、 串联隔离开关、 接地开关的常规操作应满足隔离开关相关设备运行规范中的规定要求。7.6.2.2 隔离开关操作前应检查

34、旁路断路器在合闸位置，相应接地开关已拉开，送电范围内的临时接地线已拆除。7.6.3 控制及保护设备的操作7.6.3.1 控制及保护设备的常规操作应满足继电保护相关设备运行规范中的规定要求。7.6.3.2 串补装置不允许在无保护状态下运行， 串补装置运行时至少应有一套控制及保护设备处于正常运行状态。7.6.3.3 串补装置运行中的控制及保护设备必须按调度命令进行投退。 控制及保护投入时应先检查状Q/GDW 656 20119态正常，后投入联跳线路压板；控制及保护退出时应先退出联跳线路压板，后闭锁保护。7.6.3.4 控制及保护设备动作、 旁路断路器合闸后应立即向调度和主管部门汇报。 当发生旁路断

35、路器三相合闸且没有自动重投时，经检查串补装置无异常情况后，由调度根据系统运行情况决定本套串补装置是否需要手动重新投入。7.6.3.5 正常运行中严禁操作串补装置紧急合闸切换把手（或按钮）。7.6.4 监控设备的操作7.6.4.1 监控设备的常规操作应满足监控相关设备运行规范中的规定要求。7.6.4.2 运行人员应定时切换巡视监控画面，查看设备间通信应正常，串补装置数据应正确，且无告警信息。7.6.4.3 串补装置进行相应操作时，监控设备应无异常告警信号，通过监控设备检查串补回路电流、FSC 及 TCSC 的电容电流、 电容器组不平衡电流、 MOV 温度变化等应正常。7.6.4.4 当投入可控部

36、分时，通过监控设备检查可控部分的电容器电压三相平衡，阻抗值、 触发角度应在规定范围内。7.6.5 防误闭锁设备的操作7.6.5.1 防误闭锁设备的操作严格遵守国家电网公司 电力安全工作规程 及有关防误闭锁设备管理规范的要求。7.6.5.2 串补装置转为检修方式时，允许对串补围栏门、 串补平台爬梯采取解锁操作；串补装置从检修方式转为其它运行方式时，应检查送电范围内（串补平台上、 串补围拦内）无遗留人员和物品、 无接地线后，将串补围栏门、 串补平台爬梯恢复锁止状态。7.6.6 （交）直流设备的操作7.6.6.1 （交）直流设备的常规操作应满足电源相关设备运行规范中的规定要求。7.6.6.2 如采用

37、激光送能装置，线路送电前应将其电源预先启动。8 缺陷管理8.1 缺陷管理的基本要求8.1.1 串补装置的缺陷管理及处理应严格执行国家电网公司 电力安全工作规程 和有关设备管理规范的要求。8.1.2 运行人员发现缺陷后应对缺陷进行定性，记录缺陷并报告相关主管部门。8.1.3 发现缺陷应及时处理，实行对缺陷的闭环管理。8.2 缺陷的分类及处理串补装置的缺陷通常指组成串补装置的部分设备出现损坏、 绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、 严重缺陷和一般缺陷。8.2.1 危急缺陷运行人员在日常巡视检查中发现串补装置相关设备发生表 2 中所列情形之一者，应定为危急缺陷。运行人员应立即向调度和主管部门汇

38、报，并记录缺陷，密切监视缺陷发展情况，必要时可迅速按调度命令将串补装置退出运行。表 2 串 补 装 置 危 急 缺 陷设备名称 危 急 缺 陷串联电容器组1）电容器有壳体破裂、 漏油现象。2）引线接头部位红外测温发现危急异常情况。3）电容器本体红外测温发现危急异常情况。4）设备运行中有异常振动、 声响（漏气声、 振动声、 放电声等）。5）瓷套外表面有明显放电现象。Q/GDW 656 201110表 2（续）设备名称 危 急 缺 陷金属氧化物限压器（ MOV）6） MOV 瓷套或合成外套有严重破裂现象。7） MOV 压力释放通道（防爆膜）打开。触发间隙 8）间隙室外观有破损、 放电痕迹。阻尼设备

39、 9）阻尼电阻破裂。（可控串补）晶闸管阀 10）阀室漏雨。（可控串补）冷却系统 11）水冷管路及其部件有破裂、 漏水现象。8.2.2 严重缺陷运行人员在日常巡视检查中发现串补装置相关设备发生表 3 中所列情形之一者，应定为严重缺陷。运行人员应及时向调度和主管部门汇报，并记录缺陷，密切监视缺陷发展情况，在规定时间内安排处理。表 3 串 补 装 置 严 重 缺 陷设备名称 严 重 缺 陷串联电容器组1）电容器组不平衡电流达到或超过运行规程规定的报警值。2）电容器瓷套有破损现象。3）电容器有壳体鼓肚、 渗油现象。4）引线接头部位红外测温发现严重异常情况。5）电容器本体红外测温发现严重异常情况。6）瓷

40、套外表面有较严重电晕。金属氧化物限压器（ MOV）7） MOV 瓷套或合成外套有破损现象。8）引线端子板有变形、 开裂现象。阻尼设备9）阻尼电抗器线圈断股。10）阻尼回路 MOV 表面破损。平台架构11）平台基础有明显不均匀沉降现象。12）平台支柱绝缘子表面有严重积污。光纤柱 13）光纤柱复合绝缘表面有严重损伤、 变形。（可控串补）晶闸管阀 14）阀室表面严重污秽。（可控串补）冷却系统15）水冷系统主循环泵温度异常，噪音大。16）水冷管路及其部件等有渗水现象。8.2.3 一般缺陷运行人员在日常巡视检查中发现串补装置相关设备发生表 4 中所列情形之一者，应定为一般缺陷。运行人员应向调度和主管部门

41、汇报，并记录缺陷，在规定时间内安排处理。表 4 串补装置一般缺陷设备名称 一 般 缺 陷串联电容器组1）电容器外观、 固定连接螺栓有较严重的锈蚀或油漆脱落现象。2）引线接头部位红外测温发现一般异常情况。3）电容器本体红外测温发现一般异常情况。Q/GDW 656 201111表 4（续）设备名称 一 般 缺 陷金属氧化物限压器（ MOV） 4） MOV 外绝缘有明显积污。平台架构 5）平台支柱绝缘子外观有破损、 法兰面有锈蚀现象。光纤柱 6）光纤柱复合绝缘表面有损伤、 变形（可控串补）晶闸管阀 7）阀室通风不畅。（可控串补）冷却系统 8）户外散热器通道堵塞，有异物。9 故障处理9.1 串补装置相

42、关设备运行中出现的与常规设备相似的故障及其处理预案应满足相关设备运行规范中的规定要求。9.2 当串补装置运行中出现过负荷情况时，运行人员应加强串补装置监视，并向调度和主管部门汇报。（附录 B 为串补装置过负荷管理措施示例。 ）9.3 旁路断路器的故障处理9.3.1 当旁路断路器失去操作能力时，运行人员应立即向调度和主管部门汇报。9.3.2 运行中误合旁路断路器将串补装置退出时，运行人员应立即向调度和主管部门汇报，检查线路运行是否正常以及串补装置有无异常后，根据调度命令可重新分开旁路断路器，将串补装置投入运行。9.3.3 串补装置监控设备出现异常无法操作旁路断路器时，运行人员应在旁路断路器汇控箱上进行操作。9.4 隔离开关的故障处理旁路隔离开关、 串联隔离开关、 接地开关的故障及其处理预案应满足隔离开关相关设备运行规范中的规定要求。9.5 （可控串补）晶闸管阀的故障处理9.5.1 晶闸管阀拒绝触发保护动作后，运行人员应向调度申请退出串补装置，并通知检修人员对晶闸管阀及其相关光纤连接系统进行检查。9.5.2 晶闸管阀发生不对称点火后，运行人员应向调度申请退出串补装置，并通知检修人员对晶闸管阀及其触发回路进行检查。9.5.3