防止大型变压器损坏互感器损坏预防措施
为了防止发电厂大型变压器损坏、互感器损坏事故的发生,结合设备运行的实际情况,为保证发电厂安全稳定运行,制定本措施。1适用范围本措施适用于110(66)kV及以上变压器类设备,15MVA及以上变压器类设备。2?主要依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号预防110kV~500kV变压器事故措施发输电输(20**)158号GB1094.1—1996?电力变压器第1部分总则GB1207—1997电压互感器GB1208—1997电流互感器DL/T722—2000变压器油中溶解气体和判断导则DL/T727—2000互感器运行检修导则3?术语及定义电力变压器——指具有两个或多个绕组的静止设备,为了传输电能,在同一频率下,通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流,通常这些电流和电压的值是不同的。互感器——是一种强弱电转换变压器,供测量仪器、仪表、继电器和其他类似电器用。电压互感器——是一种电压感应式互感器,其二次电压在正常使用条件下与一次电压实际上成正比,而其相位差在联结方法正确时接近于零。电流互感器——是一种电流感应式互感器,在正常使用条件下其二次电流与一次电流实质上成正比,而其相位差在联结方法正确时接近于零的互感器。4?加强变压器类设备全过程管理4.1?加强对变压器类设备从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、验收、运输、安装、试验、投运的全过程管理。4.2?互感器选型。4.2.1?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。4.2.2?互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构,应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求,对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。4.3?变压器类设备采购、验收管理。4.3.1?订购前,应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告;在设计联络会前,应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。4.3.2?设备采购时,应要求制造厂有可靠、密封措施。运行中的设备,如密封不良,应采取改进措施,确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视,应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。4.3.3220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收,按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造,监造验收工作结束后,赴厂人员应提交监造报告,并作为设备原始资料存档。4.3.4?严格按有关规定进行对新购变压器类设备进行验收,确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段,投产时不遗留同类型问题。4.3.5?出厂试验的局部放电合格标准和其他要求。4.3.5.1110kV变压器局部放电试验,测量电压为1.5Um/时,不大于300pC;220kV及以上变压器局部放电试验,测量电压1.5Um/时,自耦变压器中压端不大于200pC,其他不大于100pC;中性点接地系统的互感器局放试验,测量电压为1.0Um时,液体浸渍不大于10pC,固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/时,液体浸渍不大于5pC,固体型式不大于20pC。4.3.5.2?对110kV及以上电压等级电流互感器,必要时应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量。220~500kV电流互感器除应进行上述测量外,还应测取tgδ=f(U)的关系曲线(上升和下降),同时注意相应电容量的变化。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)。4.3.5.3向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告;工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。4.4?互感器投运前应做好检查和试验,其试验结果应与出厂值一致,差别较大时应分析并查明原因,不合格的互感器不得投入运行。对于用于计量的互感器,在交接试验时应进行误差试验。4.5?新安装互感器投运前应仔细检查密封状况。油浸式互感器不应有渗漏油现象,并调整油面在相应位置,使之在最低温度时仍有指示。有渗漏油的互感器不得投运。4.6认真执行交接试验规程。对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后,必须进行现场局部放电试验。4.7?大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪,到达目的地后,制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收,记录纸和押运记录应提供用户留存。5预防变压器绝缘击穿5.1?防止水分及空气进入变压器5.1.1变压器在运输和存放时,必须密封良好。5.1.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料,禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。5.1.3检查呼吸器的油封、油位是否正常,切实保证畅通,干燥剂应保持干燥、有效。5.1.4对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油,其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。5.1.5变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。5.1.6从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜中的积水放尽。不得从变压器下部进油,防止水分、空气或箱底杂质带入变压器器身。5.2?防止异物进入变压器。18.5.2.1除制造厂有特殊规定外,在安装变压器时应进入油箱检查清扫,必要时应吊芯检查、清除箱底及油管道中的异物。18.5.2.2变压器安装或更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。18.5.2.3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。对于全密封变压器不宜采用净油器。应定期检查滤网和更换吸附剂。18.5.2.4潜油泵应采用耐磨性能好的E级或D级轴承。禁止使用无铭牌、无级别的轴承。有条件时,上轴承应改用向心推力球轴承。潜油泵应选用转速不大于1000r/min的低速泵。对于盘式电机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防止铁芯的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常,应停运检修。18.5.2.5变压器内部故障跳闸后,立即切除油泵,避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。18.5.2.6在安装、大修吊罩或进入检查时,应尽量缩短器身暴露于空气的时间,还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行油真空处理时,要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。真空系统应装设逆止阀或缓冲瓶。18.5.2.7运行中油流继电器指示异常时,注意检查油流继电器挡板是否损坏脱落。18.5.3?防止绝缘损坏。18.5.3.1在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结,不得过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。如引线过长或过短,应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。18.5.3.2变压器内部检查时,应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓,防止变压器在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。18.5.3.3安装或检修中需更换绝缘部件时,应采用符合制造厂要求,并检验合格的材料和部件,并经干燥处理。18.5.4?防止线圈温度过高,绝缘劣化或烧损。18.5.4.1对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器,必要时应进行温升试验来确定负荷能力。18.5.4.2强油循环变压器的冷却系统故障时,变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。18.5.4.3强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源,并装有自动的切换装置。要定期进行切换试验。信号装置齐全、可靠。18.5.4.4冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度,注意定期维护保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。18.5.4.5冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器的散热效果降低时,要适当缩短允许过负荷时间。变压器的冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部清洗,以保证冷却效果。18.5.4.6运行15年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定,以确定绝缘老化程度,必要时可取纸样作聚合度测量,进行绝缘老化鉴定。18.5.4.7?运行中变压器的热点温度不得超过《油浸式电力变压器负载导则》(GB/T15164—1994)规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。18.5.5?防止过电压击穿。18.5.5.1有效接地系统的中性点不接地运行的变压器,在投运、停运和事故跳闸过程中,为防止出现中性点位移过电压,必须装设可靠的过电压保护。变压器应采用氧化锌避雷器。在投切空载变压器时,其中性点必须接地。18.5.5.2变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定要求。18.5.6?防止工作电压下的击穿。18.5.6.1?新安装和大修后的220kV及以上变压器,应在现场进行局部放电试验。18.5.6.2?新变压器油要加强质量控制,试验合格后,方能注入设备。18.5.6.3110kV及以上变压器油中出现乙炔,应缩短检测周期,跟踪变化趋势。当绝缘油中可燃气体增加,并伴有少量乙炔产生,但乙炔含量趋于稳定时,可区别对待,适当放宽运行限制。但应查明原因,并注意油中含气量的变化。18.5.6.4运行中的变压器油色谱出现异常,怀疑有放电性故障时,必要时应进行局部放电试验,并进行综合试验分析。18.5.6.5薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督,如发现严重缺陷,变压器本体不宜再进行改造性大修,换下的变压器报废。18.5.7每年应至少进行一次红外成像测温检查。18.6?防止变压器保护装置误动、拒动18.6.1变压器的保护装置必须完善可靠并应定期进行校验。严禁将无主保护的变压器投入运行。因工作需要将保护短时停用,应有相应的措施,处理后应立即恢复。18.6.2220kV及以上主变压器宜装设故障录波器,录取故障情况下的主变压器电流、电压、相别、持续时间等参数,以提高事故分析质量,为制定防范措施提供可靠依据。18.6.3220kV及以上变压器的高低压侧后备保护,应由不同的直流电源供电,防止因故失去直流时,造成后备保护全部瘫痪,长时间切不断故障并扩大事故的后果。18.7?预防变压器铁芯多点接地和短路故障18.7.1?在检修时应测试铁芯绝缘。如有多点接地,应查清原因,消除故障。18.7.2穿芯螺栓绝缘应良好,应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长触及铁芯造成短路。18.7.3?线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路。铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧固完好,防止出现悬浮放电。18.7.4?铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器,应将接地线引至适当的位置,以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时,作为临时措施可在接地回路中串入电阻限流,电流一般控制在100mA以下。18.8?预防变压器套管闪络及爆炸18.8.1?当发现套管中缺油时,应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理,防止内部受潮而损坏。18.8.2?注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势,发现问题时及时处理。18.8.3电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部引线,如有损坏,应及时处理。运行中应保证末屏有良好接地。18.8.4运行、检修中应该注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测,引线铜头是锡焊的应改为铜焊。18.8.5110kV及以上的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂,应结合小修予以更换,防止进水。18.9?预防变压器引线烧损18.9.1?在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘,以防止杂物引起短路。18.9.2?变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带以防止裸电缆与套管导杆相碰,分流烧坏引线。18.10?预防变压器分接开关故障18.10.1?变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后,必须测量使用分接的直流电阻和变比,合格后方能投入运行。18.10.2?对有载调压开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。要特别注意分接引线距离和固定状况,动静触头间的接触情况,操作机构指示位置的正确性。18.11?防止变压器油劣化18.11.1?加强油务监督管理工作,定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析,保持变压器油质良好。18.11.2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器,注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行,防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。18.11.3?对于装有金属波纹管储油柜的变压器,如发现波纹管焊缝渗漏,应通知制造厂更换处理。要防止异物卡涩导轨,保证呼吸顺畅。18.12?防止变压器火灾18.12.1?加强变压器的防火工作,运行中应有事故预想。变压器周围应有可靠的消防设施。18.12.2?进行变压器干燥时,应事先做好防火等安全措施,并防止加热系统故障引起线圈过热烧损。18.12.3?在处理变压器引线及在器身周围进行明火作业时必须事先做好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。18.12.4?事故储油坑应保持在良好状态,卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通,事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内。室内变压器也应有储油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。18.12.5?对变压器油箱渗漏点进行补焊时,必须保证油位高于补焊点,严防因电焊而引燃油箱内聚集的可燃气体。18.13?电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积,其电气联结应接触良好,以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意做好等电位联结,防止出现电位悬浮。对二次线引出端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。18.14?已安装完成的互感器若1年及以上时间未带电运行,在投运前应按照预试规程进行预防性试验和检查。18.15?互感器的检修与改造18.15.1?220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。18.15.2?油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,复装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理,注油速度等应按规定进行。应从互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外),避免底部注油带入气泡。如要补充油,必须对补充油进行严格检验。18.15.3?老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行,不再进行改造。18.16?互感器运行维护及缺陷处理18.16.1定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。18.16.2?运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器,应依据情况限期处理,必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。18.16.3?应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。18.16.4?如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应迅速查明原因并及时处理。18.16.5?为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围,应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确,以确保母差保护的正常投入运行。18.16.6?依据电网发展情况,应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电所短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值,应及时安排更换。18.16.7?每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作,以及时发现运行中互感器的缺陷。18.16.8?防止电容式电压互感器故障,对电磁单元部分进行认真检查,阻尼器未接入时不得投入运行。当发现有异常音响时,互感器应退出运行,进行详细试验、检查,并立即予以处理;当测试电磁单元对地绝缘电阻时,应注意内接避雷器绝缘电阻的影响;当采用电磁单元作电源测量电容分压气C1和C2的电容量和tgδ时,应注意控制电磁单元一次侧电压不超过2.5kV或二次辅助绕组的供电电流不超过10A,以防过载。18.17?SF6电流互感器18.17.1?进行安装时,密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力,静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。18.17.2?气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。18.17.3?按制造厂规定对压力表和气体密度继电器进行校验。18.17.4?运行中应巡视检查气体密度表,年漏气率应小于1%。18.17.5?若压力表偏出绿色正常压力区,应引起注意,并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气,个别特殊情况需带电补气时,应在厂家指导下进行。18.17.6?补气较多时(表压小于0.2MPa),应进行工频耐压试验(试验电压为出厂试验值的80%~90%)。18.17.7?运行中SF6气体含水量不应超过300mg/L,若超标,应尽快退出运行。18.17.8?设备故障跳闸后,应先使用SF6分解气体快速测试装置,对设备内气体进行检测,以确定内部有无放电,避免带故障强送引发再次放电。
篇2：防止开关设备事故预防措施
为防止高压开关设备事故发生,根据有关规定,制定本措施。
1适用范围
本措施适于用高压断路器、高压隔离开关与接地开关、高压负荷开关、高压开关设备操作机构、高压防爆配电装置及高压开关柜等高压开关设备。
2主要依据
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号
高压开关设备管理规定、高压开关设备反事故技术措施和高压开关设备质量监督管理办法发输电(1999)72号
GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GBJ147—1990高压电器施工及验收规范
GB1984—2003交流高压断路器
DL/T4021—999交流高压断路器定货技术条件
DL/T596—1996电力设备预防性试验规程
3术语和定义
高压开关设备——高压开关与控制、测量、保护、调节装置以及辅件、外壳、支持件等部件及其电气与机械的联结组成的总称。
断路器——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。
高压开关——额定电压1kV及以上主要用于开断和关合导电回路的电器。
隔离开关——在分位置时,触头间有符合规定要求的绝缘距离和明显的断开标志,在合位置时,能承载正常回路条件下的电流及在规定时间内异常条件(例如短路)下的电流的开关设备。
高压开关柜——是由高压断路器、负荷开关、高压熔断器、隔离开关、互感器,以及控制、测量、保护、调节装置和内部连接件、辅件、外壳和支持件等组成的成套配电装置。
4高压开关设备管理
4.1建立和健全专业管理体系,加强技术管理。高压隔离开关与断路器同等对待。
4.2高压开关设备实行全过程管理。开关专责人负责指导、监督高压开关设备的运行维护、缺陷处理、故障分析和技术改造等各项工作。
4.3加强运行、检修人员的技术培训,使之熟悉和掌握管辖内高压开关设备性能及安装、检修、运行的技术要求。
5选用高压开关设备的技术
5.1所选用的高压开关设备应满足相关国家标准和电力行业标准。
5.2设计选型应参考运行、检修部门对高压开关设备运行状况的评估和故障情况统计,不应选用故障频发和存在重大缺陷的产品。
5.3断路器选用无油化产品。真空断路器选用本体和机构一体化设计制造的产品,断路器的灭弧室要考虑地域差异,随机附带该断路器的型式试验报告。
5.4126kV及以上断路器的合--分时间应不大于60ms,推荐不大于50ms。
5.5高压开关柜选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品。
6新装和检修后开关设备
6.1设备的交接验收必须严格执行《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及其他国家和电力行业有关标准和规程。
6.2新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—1996)、《电力设备预防性试验规程》(DL/T596—1996)、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行检验。
6.3断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性,测量相间和同相各断口间的同期。
6.4新装的国产油断路器、液压机构,安装前应解体检查。检查各部分尺寸是否合格,内部是否清洁,尤其应检查液压机构内部的清洁情况,液压油是否合格。国产SF6断路器新安装时原则上应解体,制造厂家有承诺的可不解体。
7预防开关设备运行操作故障
7.1运行中,油断路器严重缺油、SF6断路器气体压力异常、液压操动机构压力异常分合闸闭锁时,严禁进行断路器操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。
7.2故障跳闸线路实施强送后,无论成功与否,必须仔细检查断路器。
7.3断路器在开断故障电流后,运行、检修人员应对其进行巡视、检查。
7.4断路器发生拒分时,立即将其停用,查明并消除缺陷后方可投入。
7.5断路器分合闸操作后应到运行现场核实机械位置,根据电压、电流及带电显示装置确认触头状态,防止发生非全相并网和非全相解列事故。
7.6室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时,运行、检修人员应穿戴防毒面具和穿防护服,从上风侧接近设备。
7.7在运行巡视时,应注意断路器有无异常声响,隔离开关和母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹,夜间巡视时注意瓷件有无异常电晕现象。
7.8隔离开关倒闸操作中,注意观察隔离开关转、动部件,发现卡、滞,停止操作并进行处理,严禁强行操作。
7.9手车式断路器禁止合闸位置推(摇)入或拉(摇)出手车。手车式断路器的停、送电操作,操作票中必须有“检查开关确在分闸位置”的项目。
8预防断路器灭弧室事故
8.1根据系统最大运行方式及开关最不利运行方式,每年计算开关安装地点的短路电流,校验开关短路容量,若不能满足要求,则采取如下措施:
(1)合理改变系统运行方式,限制和减少系统短路电流。
(2)采取限流措施,如加装电抗器等以限制短路电流。
(3)在继电保护上采取相应的措施,如控制断路器的跳闸顺序等。
(4)将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的变电所。
(5)更换为额定短路开断电流满足要求的断路器。
8.2保持油断路器灭弧室的油位。油断路器开断故障电流后,必须检油位、油色变化,当发现喷油时,查明原因及时处理。
8.3除按检修周期检修外,还应按累计短路开断次数和累计开断电流结合状态评估安排检查、检修。灭弧室接触电阻超标时必须解体大修。
8.4SF6断路器设备大修时,必须进行现场耐压试验、测量弧触头烧伤程度,必要时对灭弧室进行解体或返厂处理。
8.5真空断路器真空度测试必须合格,否则不能投运。
8.6LW6型SF6断路器新安装及解体大修组装时,应检查三联箱内气体管路的连接情况及自封接头的导通情况,防止运行时灭弧室无气体或气体外漏。
9预防开关设备绝缘闪络、爆炸
9.1充胶(油)电容套管发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时及时,进行处理或更换。大修时检查电容套管的芯子有无松动现象,耐压试验前后做介损和电容量试验。
9.2绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈,安装压紧时应使用力矩扳手,均匀用力并使其有一定的压缩量,防止用力不均或压缩量过大。
9.372.5kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运1年后应检查铝帽上是否有砂眼,密封端面是否平整,密封胶圈是否完好。可采取铝帽内部刷环氧密封胶,上部加装防雨帽等措施。
10预防断路器拒动、误动
10.1操动机构箱门关闭严密,防水、防尘和防小动物进入,内部干燥清洁,机构箱有隔热防寒措施。有加热设备时采用自动控制装置,并经常检查加热设备和温控装置完好性。
10.2断路器在投运前、检修后及预试中,必须检查操动机构分合闸脱扣器的电压动作特性。
10.4断路器大修时检查液压机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形。阀针采用整体式。
11预防开关设备载流回路过热
11.1每年至少进行一次用红外线测温检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分(重点部位:触头、出线座等)。测试时机选大负荷方式、春秋检期间或高温季节。
11.2定期检查开关设备的铜铝过渡接头。
12预防开关设备机械损伤
12.1开关设备的连接拐臂、联板、轴、销等部件要有防锈蚀措施,发现弯曲、变形或断裂应分析原因并处理。
12.2开关设备基础、支架设计,不可采用悬臂梁结构。
12.3为防止机械固定连接部分操作松动,采用厌氧胶防松。
13预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障
13.1各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈的端子电压,当关合电流小于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的80%;当关合电流等于或大于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的85%,并均不高于额定操作电压值的110%,以确保合闸和重合闸的动作可靠性。
13.2220kV及以上电压等级变电站应有两路可靠直流电源,不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。
13.3应定期检查各级直流熔丝或直流空气开关配置和状态,检查分、合闸线圈有无烧损。
13.4重点检查直流电源及控制电缆管头封堵情况,有无冻涨现象。
14预防隔离开关故障
14.1新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试。积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。
14.2加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑,隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。
14.3绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂防水密封胶,检修时检查有无冻裂现象。
14.4与隔离开关相连的导线弛度应调整适当,避免拉力过大。
15预防高压开关柜故障
15.1新建、扩建和改造工程必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。开关柜的柜间、母线室之间及各功能室之间也应隔离。
15.2高压开关柜内的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)应采用阻然绝缘材料(如真空浇注环氧或SMC材料),严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。
15.3开关柜配电室配置通风、防潮设备。
15.4开关柜内二次线采用阻燃型软管或金属软管防护,二次线固定牢固,防止与一次导电体搭接或安全距离不够引发短路。
15.5高压开关柜内母线及各分支线采用可靠的绝缘材料包封。
15.8开关柜必须具备“五防”功能。
16预防SF6断路器故障
16.1SF6断路器定期进行微水含量和泄漏检测。异常处理时,SF6气体必须回收。
16.2SF6气体使用必须经质量监督管理部门检测,合格并出据检测报告后方可使用。充分发挥质量监督管理部门的作用,做好气体监测和异常情况分析。
16.3SF6断路器的密度继电器和SF6气体压力表定期校验。
16.4做好SF6气体安全防护工作,必须配备安全防护设施。
16.5防止SF6断路器在分合闸时发生非全相。SF6断路器绝缘拉杆下端的连接法兰应由固定式改为旋转式,以消除绝缘拉杆在运动中出现的旋转力。对于LW6型等早期生产的、采用螺旋式连接结构的绝缘拉杆应进行改造。
16.6SF6断路器设备压力异常时,必须查明原因,补气前、后做好记录。
17预防液压机构事故
17.1断路器液压机构打压频繁或突然失压时应停电处理;停电前,严禁人为启动油泵;若不能停电,必须采取可靠措施:在液压系统泄压前将卡具装好或将工作缸与水平拉杆的连接解脱,严禁使用铁板、钢管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力,使其合闸,卡具应能轻易取下或圆柱销能轻易插入。
17.2每年应进行液压机构的保压、防慢分、压力闭锁试验,采取防液压管路锈蚀、震动措施。
17.3液压机构使用高纯氮(微水含量小于20μL/L)。
17.4断路器的液压油应结合春、秋检等定期过滤。
篇3：防止接地网事故预防措施
为防止发电厂接地网事故的发生,总结吸取以往的事故教训,结合实际情况,制定本措施。
1适用范围
本措施适用于发电厂接地网。
2主要依据
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号
DL/T621—1997交流电气装置的接地
DL/T5091—1999发电厂接地设计导则
GB50169—92电气装置安装工程接地装置施工及验收规范
DL475—92接地装置工频特性参数的测量导则
3术语和定义
接地网——是指由垂直接地极和水平接地均压带组成的,供发电厂、变电所、计算机网络或综合自动化装置使用的并兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。
工作接地——是指在电力系统中,为运行的需要所设的接地。
保护接地,指为防止电气装置的金属外壳、配电装置的构架及杆塔因绝缘损坏而带电,危及人身及设备安全所设的接地。
接地极——指埋入地下一定深度并直接与大地接触的金属导体。兼做接地极用的直接与大地接触并具备一定的深度的各种金属构件、金属井管、钢筋基础、金属管道统称自然接地极。
接地电阻——是指接地体或自然接地体的对地电阻和接地线电阻的总和。
冲击接地电阻——是按通过接地体流入地中冲击电流求得的接地电阻。
工频接地电阻——是按通过接地流入地中工频电流求得的电阻。
接地装置对地电位,是指电流经接地装置的接地极流入大地时,接地装置与大地零电位点之间的电位差。
接触电位差——是指接地短路(故障)电流流过接地装置时,大地表面形成分布电位,在地面上离设备水平距离为0.8m处与设备外壳、构架或墙壁离地面的垂直距离1.8m处两点间的电位差。
最大接触电位差——是接地网孔中心对接地网接地极的最大电位差。
跨步电位差,是指接地短路(故障)电流流过接地装置时,地面上水平距离为0.8m的两点间的电位差。
最大跨步电位差——是接地网外的地面上水平距离为0.8m处对接地网边缘接地极的电位差。
转移电位——是指接地短路(故障)电流流过接地装置时,由一端与接地装置连接的金属导体传递的接地装置对地电位。
4设计与安装
4.1设计中,要采取当地土壤电阻率作为设计依据。
4.2接地装置热稳定电流应与变电所设备热稳定电流选取一致。接地装置及引下线最小截面要按照接地短路电流进行热稳定校核。
4.3腐蚀性土壤地域的接地网选材要留有余地,必要时要采取铜质材料的接地装置。
4.4接地装置的焊接质量必须满足《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB50169-92)的要求,导体必须采用热镀锌材料,局部必须做好防腐措施。
4.5设备与主接地网的连接必须可靠,发电机、变压器本体及中性点、GIS开关设备、补偿电容器等大型或重要电气设备,必须考虑两点接入地网。改扩建接地网与原地网间、临近的自然接地体,应根据情况要有多点连接。
4.6改扩建的新老接地网必须测量全网的接地电阻,采用两种方法进行检验。
4.7高电阻土壤宜采用方孔网格接地网,在增加导体根数、降低接地电阻的基础上,并考虑提高均压功能及降低跨步电位差。
4.8接地网及引线严禁与外界的自来水管线、铁轨、供热管线连接。防止雷击及转移电位对弱电设备(DCS、微机保护、PLC等自动化装置)的损坏,采取相应的隔离或限压措施,也可按厂家的要求考虑装置的接地方式。
4.9接地网须测量接触电势及跨步电压,如超过规定值,可采取局部增设水平均压带或垂直接地极铺设砾石地面或沥青地面的措施。
4.10接地网与电缆沟道连接的接地带,每隔一定距离应与接地网均压带复连一次。
4.11变电所接地网应与架空线路避雷线相连,且有便于分开的连接点。当技术上不允许直接相连时,应在地下与避雷线的接地装置连接,连接导体的长度不小于15m。
5运行维护与管理
5.1根据系统短路容量的变化,校核接地装置及设备引下线的热稳定容量。接地装置引下线导通试验,每年须进行一次,如测量结果呈逐年上升趋势,应开挖检查。
5.2接地网的开挖要选择5~8个部位沿引下线挖掘。如发现异常,扩大检查范围。
5.3高土壤电阻率的地区,接地网接地电阻超过规定值,可敷设外引接地极、井式接地极或深钻式接地极。
5.4测量厂或变电所全网的接地电阻,为了减少误差,提高测量的精度,宜解开架空线路避雷线与接地网的连接点,测量后必须恢复。
5.5加强变压器中性点过电压保护间隙、氧化锌避雷器的管理与维护,严格执行《电力设备预防性试验规程》(DL/T596—1996)的相关技术要求,防止中性点过电压故障造成变压器烧损。
篇4：防止污闪事故预防措施
为了防止火力发电厂输变电设备污闪事故的发生,结合实际情况,制定本措施。
1适用范围
本措施适用于输变电设施的悬式盘型绝缘子、柱型绝缘子、变电设备的绝缘套管、户内变配电设备的绝缘子的管理、运行与维护。其他户内外变配电设施的外绝缘部件应参照执行。
2主要依据
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号
JB/T5895—1991污秽地区绝缘子使用导则
JB/T8737—1998高压线路用复合绝缘子使用导则
GB/T16434—1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
DL/T864—2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子
DL/T627—2004绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料
DL/T729—2000户内绝缘子运行条件
3术语和定义
爬电比距——指电力设备外绝缘的爬电距离对最高工作电压有效值之比。
等值盐密——指在绝缘子表面的污秽物经采样并换算为具同样导电效果㎎/cm2数量的氯化钠值。
复合绝缘子(亦称合成绝缘子)——指至少由两种不同的聚合物绝缘材料制成的绝缘子,一般有芯棒、伞套和端部附件构成。
憎水性——指固体材料的一种表面性能,水在憎水性的固体表面形成的是相互分离的水滴或水珠状态,而不是连续的水膜或水片状态。
防污闪涂料——是指涂敷在污秽条件下运行的电力设备外绝缘表面上的一层常温固化硅橡胶涂料。
户内绝缘子——指用于大气压力下周围空气中但不暴露在户外大气条件的下绝缘子。包括户内支柱绝缘子、套管和绝缘套。
4设计与安装
4.1设计与安装阶段要加强相关单位的沟通与协调,切实并充分听取生产部门的专业意见。
4.2新建、扩建发变电设备的外绝缘配置,必须根据所在地域气候因素、环境的污染状况及可变化趋势等合理选取及配置输变电设备的外绝缘,并做到一次性配置合理及到位,留有超前一个等级的裕度。
4.3积极开展等值盐密、灰密及饱和盐密的测试工作,根据大气环境、污源的变化适时掌握现实的污区状况,从而合理准确的划定污区等级。对于Ⅱ级及以下的污秽地区的输变电设备,外绝缘要按Ⅲ级水平配置。
4.4地处污染严重的Ⅲ、Ⅳ级污秽等级及北方内陆的干旱少雨地区,设备外绝缘积污相应严重,饱和系数大,变配电设备的外绝缘应按高一级水平配置,并建议采用防污及憎水性能较好的复合绝缘子。
4.5地处北方户外重冰区的绝缘设计,应考虑采用绝缘插花组合,构架出口垂吊要用“V”型设置,设计允许时尽量避免垂直180°的安装结构,防止污闪及冰闪事故的发生。
5运行要求
5.1建立健全专业网,完善专业管理体系,落实专业责任制。建立由厂级、车间、班组构成的三级防污闪工作的管理体系,明确专业主管领导、各级专责人的具体职责。
5.2加强防污闪全过程管理,做好选型、运输、安装、维护、检测等工作。
5.3定期进行等值盐密、灰密的测量,要至少设置两个试品,分别测量并得到年度最大盐密值及3年的饱和盐密值。跟踪掌握污区等级的动态,及时采取相应的预防性技术措施。
5.4加强污染源的调查与治理,锅炉烟气达标排放,循环水质达到标准。
6户外变电所污度监测
6.1变电所污度监测为模拟监测。为了试品的积污免于雨水冲刷、保证污度监测准确,监测要在春雨到来之前完成。统一采用非带电普通支柱绝缘子的大小三个伞裙的平均值、*P系列悬式绝缘子两者测得的结果,进行验证分析。
7绝缘调整
7.1鉴于盘形悬式绝缘子劣化率较高,每年宜进行一次悬式绝缘子零值的检测,并至少进行一次人工清扫。有条件时更换为悬式复合绝缘子。
7.2户外绝缘子按区划爬距低于标准时,要落实防范措施,及时安排调爬,爬距调整要一步到位。
7.3选用复合支柱绝缘子必须保证芯棒机械强度。
7.4户外35kV及以上的变压器套管、断路器瓷套、隔离开关支柱绝缘子等,不能更换瓷件调爬时,可采取加装辅助伞裙或使用防污闪RTV涂料。
7.5现场喷涂RTV(PRTV)涂料要严格遵守操作工艺。
8管理及维护
8.1根据现场污秽等级编制年度防污闪清扫计划。
8.2处于Ⅱ级及以上污区非复合绝缘子或未喷涂RTV的绝缘子,要在春季粘雪到来前完成清扫。
8.3处于Ⅲ级及以上污秽区的复合绝缘子,应进行外观检查。护套或端部密封存在缺陷的应予更换。
9户内设备
9.1户内设备外绝缘应在运行维护上搞好防尘、防潮和除湿工作。高压柜下部的电缆孔洞必须封堵好,防止造成高压柜内结露,发生接地等绝缘事故。户内设备外绝缘爬距配置及调整应符合《户内绝缘子运行条件》(DL/T729)的要求。
9.2户内设备必须按周期进行预防性试验,适时进行检查及清扫。
篇5：防止升压站全停预防措施
为了防止发电厂升压站(变电所)全停,确保不影响电网运行方式,造成电网大面积停电,甚至电网瓦解事故,保证电网安全、稳定运行,制定本措施。
1适用范围
本措施适用于大型发电厂送出母线电压等级220kV及以上的升压站(变电所),中型发电厂升压站(变电所)及母线电压110kV的升压站(变电所)参照执行。
2主要依据
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发(2000)589号
“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则国电调(20**)138号
高压开关设备管理规定、高压开关设备反事故技术措施和高压开关设备质量监督管理办法发输电输(1999)72号
DL/T5044—95火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定
DL/T684—1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则
DL/T621—1997交流电气装置的接地
3术语和定义
枢纽升压站(变电所)——指位于电力系统的枢纽点的升压站(变电所),它的电压是系统最高输电电压;枢纽升压站(变电所)连成环网,全所停电后,将引起系统解列,甚至整个系统瘫痪。
4一次设备选择和接线方式
4.1升压站(变电所)宜采用双母分段接线方式或3/2接线方式。结合电网结构的变化,校核升压站(变电所)所有设备及联线的短路容量。
4.2新订购的电气设备,必须符合国家及行业标准,具有一定运行经验,否则不得在枢纽变电所中安装运行。
4.3开关设备选型时应严格按照有关的标准进行,对运行中不符合标准的开关设备应进行改造,未改造前应加强对设备的运行监视和试验。
4.4订购变压器时,要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、突发短路试验报告和抗短路能力动态计算报告。安装调试时做频率响应特性试验,运行中发生出口短路故障后应进行频率响应特性试验,分析绕组变形情况,作为变压器能否继续运行的判断条件之一。必要时进行吊芯检查。
5防止直流系统故障
5.1变电所直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案,每组蓄电池和充电装置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。
5.2直流母线应采用分段运行方式,每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电,并在两段直流母线之间设置联络断路器,正常运行时断路器处于断开位置。
5.3动力、控制和保护的直流熔断器及自动开关均分级配置,决不允许越级熔断或跳闸。
5.4加强蓄电池组运行环境的管理,防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。
6防止继电保护事故
6.1重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则,并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。
6.2合理选择保护用电流互感器的安装位置,尽可能避免由于电流互感器安装位置不当而产生保护的死区。
6.3保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况,全面核算复杂、多重故障情况下的继电保护和安全自动装置的动作行为。
7防止母线故障
7.1对于双母线接线方式的变电所,在一条母线停电检修时,要做好另一条母线的安全措施,防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电母线送电时,有条件的要利用外部电源;若用母联断路器给停电母线送电,母联断路器必须带有充电保护。
7.2定期检查支柱绝缘子,特别是母线支柱绝缘子、母线侧隔离开关支柱绝缘子的检查。
7.3变电所的带电水冲洗工作必须保证水质的要求,并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作,母线冲洗时必须投入母差保护。
7.4定期对设备外绝缘进行清扫,防止绝缘子闪络。加强户内设备的外绝缘监督,防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络。
8防止开关设备故障造成变电所全停
9防止接地网故障造成变电所全停
10运行管理和监督。
10.1运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式,检查设备的状况。严格执行“两票三制”,操作中不跳项、不漏项,防止误操作。
10.2加强防误闭锁装置的运行、维护管理,确保防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。
10.3继电保护及安全自动装置的抗干扰能力应符合规程要求。保护装置附近,应设立明确的防止电磁干扰规定,值班人员有责任告知外来人员。
10.4对变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作,尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头的温度监测,每年应至少进行一次红外成像测温。
10.5在运行方式上和倒闸操作过程中,应避免用带断口电容器的断路器切电磁式电压互感器的空载母线,以防止因谐振过电压损坏设备。
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