触电防护技术措施

篇2：防止发电机损坏事故安全技术措施

为防止发生发电机的损坏事故,根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、[原水利电力部(86)电生火字193号]《发电机反事故技术措施》和原能源部《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》等各项规定,结合我公司实际情况,特制定本安全技术措施。

1?防止发电机定子绕组损坏

1.1?对定子线棒采用环氧粉云母绝缘的发电机,在A级检修中应仔细检查定子槽楔是否打紧,检查定子铁芯边缘矽钢片有无断裂,检查定子端部绑环及端部紧固件(如紧固压板、支架的螺栓和螺母、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)的紧固情况,检查其是否与线圈绑牢垫紧,机械紧固件是否拧紧锁住,有无松动磨损现象。

1.2?在A级检修中仔细检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。发现问题应采取针对性的改进措施,或进行端部结构改造。防止定子绕组端部松动引起相间短路。

1.3?对定子线圈端部手包绝缘部分,应按新绝缘结构进行改进。绝缘盒内填料要填满,线棒主绝缘伸入绝缘盒内的长度要足够(一般30~40mm),绝缘盒应进行100%耐电压试验检查。每次A级检修时都应对定子手包绝缘部份进行“电位外移试验”,发现外移电压超过标准,无论是否进行过改进都应重新改造。

1.4?运行中值班人员应加强对机组的监视,一旦闻到焦味,应立即查明原因,及时处理。

1.4?检修中,应仔细检查绝缘盒及引出线接头附近有无过热变色、焦枯、流胶,等现象,并应认真测量定子线圈各相直流电阻,相间和历年直流电阻差均不超过1%,超出时必须仔细分析,查明原因,及时处理。

1.5?在A级检修过程中,应严防在定子膛内和端部各部件缝隙间留异物。装入转子和扣顶盖前均应仔细检查,彻底清除可能遗留在机内的各种金属碎块、断头、绝缘杂物及一切渣粒、粉末和污垢。

1.6?为防止定子线圈电腐蚀,A级检修中对线圈导线施加相电压,测量线圈防晕层对地电位,电位超过5~10v时就应进行处理。

1.7?对空冷发电机,空冷装置应保证完好,通过空冷器的风温及冷却水压监视空冷器的运行,发现隐患应及时消除。

1.8?在A级检修后和C级检修中,必须仔细检查发电机上端防护板及档风板紧固情况,防止发生紧固螺丝及其他零部件松脱造成定子绕组损坏事故。

1.9在发电机停运期间,必须加强检查保养工作,根据现场环境实际情况,及时投用加热装置,确保发电机定子绕组绝缘良好。

1.10在A级检修中,应严格按规程要求进行空冷器的水压试验,防止运行中空冷器渗漏造成发电机绝缘故障。

2?防止定子铁芯烧损

2.1?发电机系统中有一点接地时,应立即查明原因,如发电机系统一次设备确有接地,应立即停机,将其消除。

2.2?运行中的发电机,如铁芯温度显著升高,应及时查明原因,抓紧处理,防止铁芯损坏。

2.3?发电机正常运行时,保证定子接地保护的可靠投入。

2.4?A级检修中应采取措施保护铁芯不受碰撞损伤,膛内保持清洁,防止铁芯短路,损坏绝缘,引起接地故障。特别要防止将焊渣、工具及其他金属物遗留在发电机内,引起发电机故障。新装机组交接中或对铁芯绝缘有怀疑时,均应进行铁损试验。

2.5?A级检修中必须按规程要求对铁芯进行认真检查,发现变色锈迹等异常现象必须认真分析处理,根据情况采取补喷环氧磁漆等措施加强铁芯的保护。

3?防止发电机转子引线铜排、紧固件及其他零部件断裂飞逸

3.1?A级检修中,应仔细检查转子引线铜排及紧固件、磁极连接排、磁极紧固销、转子平衡螺丝、平衡块、及其他零部件逐个进行细致检查,是否有裂纹、位移、接触腐蚀等异常情况,发现应异常必须彻底处理。

3.2?对风扇叶片应进行探伤检查,如发现有伤痕和裂纹应根据情况进行处理或更换。风扇固定应用力矩搬手,及其他专用工具,防止紧力过度。

3.3?A级检修时应对转子磁轭等进行装配状态下的探伤检查,如有必要还需吊下磁极进行检查,发现有2mm以下的裂纹时,应打磨处理,发现2mm长度以上的裂纹时,应上报相关部门,并研究确定处理措施。

3.4?凡是滑环径向通风孔,应定期清扫,保证通风效果。

3.5?发电机A级检修时,特别是事故后,应检查大轴有无磁化情况,发现严重磁化时必须立即进行退磁,使轴端磁密降到10高斯以下。

3.6A级检修中除进行转子绕组直流电阻、绝缘电阻、交流阻抗的测定外,还应在额定工况下测量转子绕组励磁电压、励磁电流,转子绕组温升并与初始值比较,核查设备状况有无变化。

3.7?为防止发电机因超速而损坏,必须保证发电机的调速系统动作良好,保证事故配压阀和过速保护动作可靠。

4?防止发电机冷却不良导致定子故障

4.1?检修过程中必须认真检查疏通发电机定子铁芯通风孔,如油灰严重的还必须用绝缘清洗剂进行冲洗,保证冷却通风的畅通。

4.2?检修过程中应认真检查空冷器散热片是否变形堵塞通风,校验发电机冷、热风道测温元件是否正常,发现异常及时处理,保证发电机通风冷却良好。

4.3?检修后必须认真清理发电机风洞,防止检修遗留物或其他垃圾等堵塞发电机冷却风道。

4.4?运行中应加强发电机冷、热风温的监视,根据实际情况合理进行冷却水系统的反冲洗工作。

4.5?运行中如发生冷却水示流计报警信号,必须立即到现场检查确认,确有冷却水中断等异常现象,应按规程要求立即采取措施进行处理。

4.6?加强发电机投运后的技术监督,定期进行发电机运行分析,定期进行预防性试验,及时发现发电机各运行参数的异常趋势和设备缺陷的发生规律,确保设备长期安全稳定运行。

4.7?加强对发电机铁芯、线圈温度和进、出风温度的监视,发现问题及时分析和上报,并及时采取降负荷等措施。

5?防止发电机组磁化

5.1?当发电机转子发生一点接地时,应立即查明故障的地点与性质。若系稳定性的金属接地,应立即停机处理。

5.2?运行中,发电机与水轮机之间的大轴接地碳刷一定要投入运行,并保证接触良好。

5.3?发电机在检修中及连续运行二个月时,应测量轴承绝缘和油路绝缘。发现绝缘不合格应及时处理。

6?防止发电机转子匝间短路

6.1?调峰运行的发电机,应在停机过程和A级检修中分别进行动态、静态匝间短路试验。

6.2?随时监视运行中的发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化,则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时首先控制转子电流,若振动突然增大,应立即停运发电机。

6.3已发现转子线圈有严重的匝间短路,应尽快消缺,以防转子、轴瓦磁化。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化,应退磁处理。退磁后要求剩磁值为:轴瓦轴颈不大于2×10-4T,其他部件小于10×10-4T。

6.4?随时监视运行中的发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化,则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时首先控制转子电流,若振动突然增大,应立即停运发电机。

6.5?检修中应采取可靠措施防止转子磁极线圈因碰撞、砸伤等造成匝间短路,检修后应认真清理遗留在转子线圈上的材料垃圾等,确保转子线圈表面的清洁卫生。

7?防止轴承润滑油进入发电机机内

严格防止向发电机内漏油,内油档及密封油档板的径向间隙应按规定调整。以免线圈绝缘和半导体漆因受到油的侵蚀、溶解而使绝缘强度和防晕性能降低。如发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽,应及时处理。

8?防止发电机封闭母线事故

8.1?检修中应严格按规程检查封闭母线内各连接处的紧固情况,采用0.05塞尺检查,两块母排压接处插入深度不得超过5mm。

8.2?检修中严格按规程检查封母外壳连接软铜线,发现松动、断裂等及时处理。

8.3?封闭母线必须按国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》,在两端使用截面足够的软铜线可靠接地。

8.4?运行中应加强对发电机封闭母线的巡视检查工作,定期采用热成像仪检查封闭母线发热情况,发现异常及时安排处理。

9?防止发电机非全相运行及非同期并网

9.1?当发电机发生两相短路,I22t大于制造厂家提供的允许值时,应及时停机,吊出转子仔细检查。

9.2?装设负序电流表和负序保护装置。为了及时监视稳态负序电流,应加装报警装置,并按制造厂家提供的允许值及国家标准规定值整定。负序电流超过规定值时,应立即停机。

9.3?鉴于负序电流烧伤转子有50%系由于断路器原因所至。因此,运行中应加强监视,使断路器能正确动作。发电机的出口断路器应加装失灵保护,一旦发电机非全相时,切断所有电源,不使发电机遭受损伤。

9.4?防止发电机非同期并网。定期对同期装置进行检查、试验。

10?防止励磁系统故障引起发电机损坏

10.1?发电机转子滑环用的电刷牌号、质量、刷握内壁光洁度、压指弹簧质量、压力应有严格的要求。对发电机转子滑环,除选用优质电刷外,还应注意加强运行和维护工作,建立责任制,明确专人负责。

10.2?发电机进相运行时,其低励限制定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内,并定期校验。

10.3?自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内,并定期校验。

10.4?励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手控励磁调节下长期运行。

10.5?发电机A级检修时,应该检测励磁调节器及功率元件的特性,如有明显变化应找出原因及时消除或更换,励磁柜内的继电器按继电保护规程进行检查。在电源电压偏差为+10%~-15%、频率偏差为+4%~-6%时,励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

10.6?发电机检修时,应对励磁系统各部件进行清扫,并检查元件有无过热、接触不良等。

10.7?认真做好励磁回路的经常性维护工作,保证现场设备的清洁。电刷应指定专人负责维护。运行中出现小火花,应及时查找原因,加以消除,实现无火花运行。

10.8在机组起动、停机和其他试验过程中,应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。对于启动过程中的发电机,当机组达到额定转速并且调速系统运行正常之前,绝对禁止对发电机进行励磁升压。对于额定转速下已经升压等待并网、已经解列准备停机或进行其他试验等情况下空载运行的发电机,如出现转速突然迅速下降的情况,应立刻分断磁场开关强行灭磁。

11?防止异物进入发电机

11.1发电机检修时在发电机周围设置围栏,并悬挂“非工作人员禁止入内”标示牌。未工作时,定子和转子用专用干净篷布盖好。工作间断时,发电机各打开处要遮盖,加封条,不经许可,任何人不许开封。变更工作人员时应有零部件、工器具、材料交接手续,要当面点清数量。

11.2进入发电机定子膛内的人员,必须是有关工作人员和管理、技术人员,其他人员未经批准,不得入内,严禁临时工进入定子膛内工作。

11.3进入发电机定子膛内人员,必须穿专用工作服,着干净软底鞋。身上不得有钥匙、打火机等金属物件。建立进入发电机工作人员、工具、材料登记表,并由专人检查管理,现场设遮栏无关人员禁止入内。

11.4进入发电机定子膛内工作,使用的工器具应做好登记,小型工具应用绳子拴好。进出均要进行清点。发电机内工作中如果发现零部件、工器具丢失应立即报告有关负责人员进行处理,不能隐瞒或随意添补。

11.5?检修及维护工作中,对发电机各部件拆前有详细记录,用钢印或其它办法做好技术记录,所拆的各部件需设专人负责、定置保管,并做好记录和记号。

11.5检修时,发电机定子膛内应进行铺垫,防止小型材料、工具、杂物等掉入线棒间的缝隙,不易清理。

11.6检修时,防止锯条、螺钉、铁屑等异物遗留在定子膛内,特别对于端部绕组夹缝、上下层线棒间应做详细检查,必要时可借助内窥镜对肉眼无法观察到的部位逐一认真检查。

11.7在大修过程中,应严防在定子膛内和端部各缝隙间留异物。穿入转子和扣端盖前均应仔细检查,彻底清除可能遗留在机内的各种金属碎块、绝缘杂物及一切渣粒、粉末和污垢。

11.8?每天收工时,均要对定子膛内进行检查、清理,确保膛内清洁干净。并恢复围栏和标示牌。

11.9?在检修及维护工作外任何时间,发电机人孔门必须关闭并上锁,钥匙必须由专人进行管理,运行巡视人员进入发电机风洞必须执行有关安全措施及规定并做好记录。

11.10?定期检查发电机内各零部件、自动化元件及紧固件是否安装牢固,并做好检查记录。

篇3：防止继电保护事故安全技术措施

为了防止继电保护事故的发生,应认真贯彻新颁布的《继电保护和安全自动装置技术规程》、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场保安规定》、《3~110kV电网继电保护装置运行整定规程》、《220~500kV电网继电保护装置运行整定规程》、《电力系统继电保护技术监督规定(试行)》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》及相关规程。根据原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》结合公司实际情况,特制定本安全技术措施。

1?继电保护专业管理

1.1?充分发挥继电保护专业管理的职能作用,明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节,提高电网安全稳定运行水平,防止由于保护不正确动作而引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。

1.2?高度重视继电保护队伍建设,充实配备技术力量,加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训,保持继电保护队伍的相对稳定,并不断培养新生力量。

1.3?继电保护技术监督应贯穿电力生产的全过程。在工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段,都必须实施继电保护技术监督。贯彻“安全第一、预防为主”的方针,按照依法监督、分级管理、专业归口的原则实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。

1.4?不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品严禁使用。所有入网运行继电保护装置的选型和配置,从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。

1.5?认真贯彻各项规章制度及反事故措施,严格执行各项安全措施,防止继电保护“三误”事故发生。

1.6?认真搞好继电保护及自动装置的定期检验、调试工作。调试工作的质量是保护正确动作的必要保证,通过调试发现问题,并及时处理,消除事故隐患,避免事故发生。

2?继电保护监督管理

2.1?保护定值管理:严格按“四统一”要求进行定值管理。

2.1.1?维护电气班应有完整的保护定值资料,以备保护校验调试及现场保护定值核查。

2.1.2?定期对现场保护定值进行核查,防止因保护误整定造成保护误动、拒动。

2.1.3?在流域各电厂中控室应存放最新的保护定值薄,以备运行人员检查定值和检修人员更改、核查定值。运行人员对现场保护定值若有疑问,应及时通知继电保护人员核查、校验。运行人员接到电话命令更改保护定值,应及时准确记录,及时通知继电保护人员按命令修改定值,并修改定值卡。

2.1.4?保护定值应实行微机管理,变动情况应及时记录,保证定值为最新定值并与现场一致。

2.1.5?重视继电保护配置和整定计算,特别是与系统运行关系密切的保护,应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。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,定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核,每年对全厂的短路电流进行计算,复核开关遮断容量及保护定值灵敏度。

2.2?设备异动管理

有关继电保护设备异动,按照公司设备异动管理办法执行,并及时修改图纸资料和规程。

2.3?图纸资料管理

2.3.1?保护及自动装置有关图纸,应与现场实际相符。

2.3.2?二次回路接线有变化时,应严格执行设备异动制度,立即对相关图纸资料进行修改,以保证图纸资料的准确性。在每次改动后,应由工作负责人将改动后的图纸资料交技术员,由技术员将改动后的图纸资料整理后存档,并通知继电保护有关人员及时更换图纸,防止发生二次回路及保护回路接线改动后,除当时的工作人员外,其他继电保护有关人员不知情,在以后的工作中误动造成事故。

2.3.3?加强图纸资料的微机管理,将各电厂二次图纸资料输入微机,便于管理和修改。

2.4?保护校验管理

2.4.1?严格执行继电保护措施票,以保证安全措施的审核及正确性。

2.4.2?在作业中,不得为赶工期减少调试、检验项目。

2.4.2.1?加强继电保护装置、特别是线路快速保护、母差保护、断路器失灵保护等重要保护的维护和检修管理工作,要特别重视新投运保护装置运行一年后的全部检验工作,严禁超期和漏项。

2.4.3?严格执行失灵、母线保护的定期检验规程,以保证保护装置的正确、可靠性。在进行220kV失灵、母线保护的校验及维护工作时,应采取必要的安全措施,防止在工作过程中保护误动,引起全厂停电事故发生。

2.4.4?失灵、母线保护、机组、线路等重要保护设备在定期检验及维护工作开工前,应制定严密的安全技术措施,防止在工作中误碰引起全厂停电事故,保证主保护设备不留隐患地投入运行。

2.4.5?失灵起动压板及母差失灵跳闸压板:定期检查各开关失灵起动压板及跳闸压板是否氧化,接触是否良好,标志是否清晰,以保证保护的可靠性。

2.4.6?随着计算机应用的普及,应将校验记录进行微机管理,以备校验周期管理和查证,校验项目应齐全完整。现场记录应真实地记录在有关现场记录簿上。

2.4.7?设备的跳、合闸回路中的继电器,保护出口继电器、时间继电器,应缩短检验周期,在设备停运时,进行绝缘检查,防止因继电器故障引起开关误跳、拒跳。

3?继电保护双重化配置

3.1?继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施,同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象,但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此,在考虑保护双重化配置时,应选用安全性高的继电保护装置,并遵循相互独立的原则,注意做到:

3.1.1?双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。

3.1.2?每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组,其保护范围应交叉重迭,避免死区。

3.1.3?保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性,当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时,应不影响另一套保护正常运行。

3.2?为与保护装置双重化配置相适应,应选用具备双跳闸线圈机构的断路器,断路器与保护配合的相关回路(如断路器、隔离刀闸的辅助接点等),均应遵循相互独立的原则按双重化配置。

4?线路保护

4.1?加强220kV线路保护的定期检验及日常维护工作。

4.2?220kV及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线,不允许无快速保护运行,一旦出现上述情况,应立即向调度部门汇报,并采取必要的应急措施。

4.3?应积极推广使用光纤信道做为纵联保护的信道方式。公司各电厂220kV线路保护为双套光差保护。

4.4?220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置,除应符合3.1条款中的技术要求外,并注意:

4.4.1?两套保护装置应完整、独立,安装在各自的柜内,每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。

4.4.2?线路纵联保护的信道(含光纤、微波、载波等信道及加工设备和供电电源等)、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

5?母线保护和断路器失灵保护

5.1.1?认真贯彻高压电网继电保护应遵循的基本要求和能源部“母线及失灵保护改进要点”,加强高压电网继电保护工作,提高高压电网运行安全稳定水平,防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏,大面积停电事故发生。

5.2?母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后,就很难有全面停电的机会进行检验。因此,对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督,不论在新建工程,还是扩建和技改工程中都必须保证母线保护不留隐患地投入运行。

5.3?为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危及系统稳定和事故扩大,必要时在500kV母线以及重要变电站、发电厂的220kV母线采用双重化保护配置。双重化配置应符合相关技术要求,同时还应注意做到:

5.3.1?每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护,并安装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

5.3.2?用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其它保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

5.3.3?应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配,对确无办法解决的保护动作死区,在满足系统稳定要求的前提下,可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

5.4?母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

5.5?断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高,投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此,对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督,保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。

5.6?做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措,不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量,并要求断路器失灵保护的相电流判别组件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

5.7?用于双母线接线形式的变电站,其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中,不得共享。

6?变压器保护

6.1?220kV及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置(非电气量保护除外)。双重化配置应符合3.1条款中的技术要求,同时还应注意做到:

6.1.1?主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的保护装置。每套保护均应配置完整的主、后备保护。

6.1.2?主变压器非电量保护应设置独立的电源回路(包括直流空气小开关及其直流电源监视回路)和出口跳闸回路,且必须与电气量保护完全分开,在保护柜上的安装位置也应相对独立。

6.1.3?两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

6.1.4?为与保护双重化配置相适应,220kV变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路,辅助变流器以及与其它保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

6.2?要完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。

6.3?变压器过励磁保护的启动组件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96,同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。

6.4?为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题,对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施:

6.4.1?采用“零序或负序电流”动作,配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑,经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。

6.4.2?同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作,配合“断路器合闸位置”两个条件组成的与逻辑经第二时限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”中央信号。

6.4.3?采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁组件”(或逻辑)动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁组件,当采用微机变压器保护时,应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的空接点。

6.5?变压器的非电量保护应满足四川电力公司[2006]135号文件要求。

6.6?变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜,瓦斯继电器应1~3年校验一次。

6.7?新安装的压力释放阀必须经校验合格后方可使用,压力释放阀应定期校验。运行超过10年应更换。

6.8?压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。

7?发电机变压器组保护

7.1?大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂,牵涉面广,在运行中发生问题也难以处理。因此,有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案,对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督,消除隐患。

7.2?在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684-1999),并注意以下原则:

7.2.1?在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与水轮机过速保护,和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。

7.2.2?在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力,并按电压调节器过励限制首先动作,其次是发电机变压器组过励磁保护动作,然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。

7.2.3?在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压的有效值数据进行。

7.2.4?在整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行。

7.2.5?在整定计算发电机、变压器的差动保护时,在保护正确、可靠动作的前提下,不宜整定得过于灵敏,以避免不正确动作。

7.3?100MW及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置(非电气量保护除外)保护。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。在双重化配置中除了遵循3.1的要求外,还应注意做到:

7.3.1?每套保护均应含完整的差动及后备保护,能反应被保护设备的各种故障及异常状态,并能动作于跳闸或给出信号。

7.3.2?发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路(包括直流空气小开关及其直流电源监视回路),出口跳闸回路应完全独立,在保护柜上的安装位置也应相对独立。

7.3.3?两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

7.3.4?为与保护双重化配置相适应,220kV变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器,断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路,辅助变流器以及与其它保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

7.4?发电机变压器组过励磁保护的启动组件、反时限和定时限应能分别整定,并要求其返回系数不低于0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

7.5?认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为,做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障时,失步继电器的不正确动作行为。建设项目中设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前,应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时,防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

7.6?发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作,只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时,才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。

7.7?发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障,同时还应配置振荡闭锁组件,防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

7.8?100MW以下容量的发电机应装设不小于90%的定子接地保护,采用基波零序保护,投信号。

7.9?在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时,首先应采取发电机降出力措施,然后由经快速返回的“负序或零序电流组件”闭锁的“断路器非全相判别组件”,以独立的时间组件以第一时限,启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次,并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障仍然存在,可采用以下措施:

7.9.1?以“零序或负序电流”任何一个组件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”,通过独立的时间组件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁,并发出告警信号。

7.9.2?同时经“零序或负序电流”组件任何一个组件动作以及三个相电流组件任何一个组件动作的“或逻辑”,与“断路器三相位置不一致”,“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”动作后,经由独立的时间组件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动的信号”。

7.10?发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技术要求。

7.11?在新建、扩建和改建工程中,应要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件,优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。

7.12?我公司发电机变压器组应配置专用故障录波器。

7.13?重视与加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理工作,杜绝因厂用系统保护不正确动作,扩大事故范围。

7.13.1?加强厂用系统的继电保护工作,避免厂用电事故引起全厂停电。应结合检修定期对进入计算机监控系统的各开关量进行检查,防止因输入计算机监控系统的开关量错误,造成计算机监控系统误判断,引起机组故障。

7.13.2?加强备用电源自动投入装置的管理,定期检验、试验,确保备用电源投入的可靠性。

8?故障录波系统管理

8.1?加强对继电保护的运行分析,应将线路、变压器、发变组保护各侧的电流信息接入故障录波器,电流回路应使用保护用CT二次绕组。

8.2?严格执行微机录波器的定期检验调试工作。保证录波装置在任何故障情况下能快速启动,准确地记录故障参数。

8.3?在对各保护装置进行调试或定检时,必须检查录波量、光字是否正确。

8.4?加强事故记录、分析工作。对保护动作行为进行分析评价,提高事故分析和处理能力,防止保护误动故障重复发生。

8.5?保存故障时的录波数据,以便于事后的故障分析。

9?二次回路与抗干扰

9.1?严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定,提高保护抗干扰能力。

9.2?应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结,尚未执行的要制定出计划时间表。

9.3?应按《高压线路继电保护装置的“四统一”设计的技术原则》和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求,在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督,认真检查二次回路,做好整组试验。不论在新建工程,还是扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。

9.4?应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

9.5?应重视继电保护装置与接地网的可靠连接。根据开关场和一次设备安装的实际情况,宜敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求:

9.5.1应在中控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处,使用截面不小于100mm2的裸铜排(缆)敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。

9.5.2在中控室、保护室柜屏下层的电缆室内,按柜屏布置的方向敷设100mm2的专用铜排(缆),将该专用铜排(缆)首末端连接,形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排(缆)与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。

9.5.3静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。

9.5.4沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100mm2的裸铜排(缆),构建室外的等电位接地网。

9.5.5分散布置的保护就地站、通信室与中控室之间,应使用截面不少于100mm2的、紧密与厂、站主接地网相连接的铜排(缆)将保护就地站与中控室的等电位接地网可靠连接。

9.5.6?保护及相关二次回路和光纤收发信机的电缆屏蔽层应使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。

9.5.7在开关场的变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒(箱)引至就地端子箱,并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接,下端就近与主接地网良好焊接。在就地端子箱处将这些二次电缆的屏蔽层使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上。

9.6?静态型、微机型继电保护装置的厂、站接地电阻应符合GB/T2887-1989和GB9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求,上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

9.7?在实施抗干扰措施时应符合相关技术标准和规程的规定。既要保证抗干扰措施的效果,同时也要防止损坏设备。

9.8?对经长电缆跳闸的回路,要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施,如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率,或通过光纤跳闸信道传送跳闸信号等措施。

9.9?应注意校核继电保护通信设备(光纤、微波、载波)传输信号的可靠性和冗余度,防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

9.10?应加强对保护信息远传的管理,未经许可,不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入,导致继电保护装置的不正确动作。

9.11?在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

9.12?交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路,以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。

9.13?新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器,优先选用贯穿(倒置)式电流互感器。

9.14?微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆,除另有规定外,电缆屏蔽层应两端可靠接地,严禁使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。二次回路电缆敷设应符合以下要求:

9.14.1?合理规划二次电缆的路径,尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电流、电压互感器及电容式套管等设备,避免和减少迂回,缩短二次电缆的长度,与运行设备无关的电缆应予拆除。

9.14.2?交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路,以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。

?9.14.3双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。

9.15?重视继电保护二次回路的接地问题,并定期检查这些接地点的可靠性和有效性。继电保护二次回路接地,应满足以下要求:

9.15.1?保护柜屏和继电保护装置本体应设有专用的接地端子,微机型保护装置和收发信机机箱应构成良好的电磁屏蔽体,并使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接至等电位接地网的铜排上。

9.15.2?公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地,为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈,宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地,其击穿电压峰值应大于30·Ima*伏(Ima*为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值,单位为kA)。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片,防止造成电压二次回路多点接地的现象。

9.15.3?公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。

9.15.4?采用线路电压互感器不同绕组的两套线路保护,其线路电压互感器各二次绕组中性线N在开关场可靠连接并接地,各二次绕组中性线N不能共用,且在保护屏内不应连接,也不接地。

9.15.5?微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源(照明、打印机和调制解调器)的中性线(零线)不应接入等电位接地网。

9.16?所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%~70%范围以内的中间继电器,并要求其动作功率不低于5W。

9.17?针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况,应采取有效防误动措施,防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。断路器失灵起动母差保护出口跳闸、非电量保护直接跳闸、变压器断路器失灵启动等重要回路宜采用双开入接口,必要时,还可增加双路重动继电器分别对双开入量进行重动。

9.18?遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则,以免引进干扰。

9.19?电流回路端子禁止使用旋钮式试验端子。

10通信

10.1安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆,并按敷设等电位接地网的要求,沿这些电缆敷设截面不小于100mm2铜排(缆)可靠与通信设备的接地网紧密连接。

10.2?分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。

10.3重点清查传输允许命令信号的继电保护复用接口设备,要求不带有延时展宽,防止系统功率倒向时引起继电保护误动作。

11互感器

11.1在新建、扩建和技改工程中,应根据《电流互感器和电压互感器选择和计算导则》DL/T866-2004、《保护用电流互感器暂态特性技术要求》GB16847-1997和电网发展的情况进行互感器的选型工作,并充分考虑到保护双重化配置的要求,优先选用贯穿式电流互感器。

11.2?对已运行的电流、电压互感器,特别是用于各类差动保护的电流互感器应按11.1进行复查,对不满足要求的应及时调整互感器的变比或安排更换。

11.3?用于220kV~500kV电网的母线差动、变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。

11.4?在各类差动保护中暂态电流互感器与常规电流互感器不能混用。

11.5?应对已运行的母线、变压器和发变组差动保护电流互感器二次回路负载进行10%误差计算和分析,校核主设备各侧二次负载的平衡情况,并留有足够裕度。不符合要求的电流互感器应安排更换。

11.6?线路或主设备保护电流二次回路使用“和电流”的接线方式时,两侧电流互感器的相关特性应一致,避免在遇到较大短路电流时因“和电流”接线的“汲出效应”导致保护不正确动作。

11.7?各类保护装置接于电流互感器二次绕组时,应考虑到既要消除保护死区,同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。

11.8?保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确配合关系。

11.9?对设计中电流互感器的要求:

11.9.1?500kV系统的电流互感器,其一次电流不宜超过3000A,220kV系统的电流互感器,其一次电流宜取2×750A。

11.9.2?电流互感器的二次电流只能设计为5A或1A。

11.9.3?变压器同侧的开关电流互感器及套管电流互感器设计中应尽量取为一致,若不一致,也应设计为整数倍关系,以便于整定和运行。

11.9.4?同一母线上各元件的电流互感器变比设计中应尽量一致或整数倍关系,以便于母线保护整定及运行。

12直流系统

12.1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/T5044-2004和《蓄电池施工及验收规范》GB50172-92的要求进行交接验收工作。

12.2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/T724-2000和《电力用高频开关整流模块》DL/T781-20**的要求进行维护、管理。

12.3重要的220kV及以上电压等级变电站的直流系统应采用两组蓄电池、三台充电装置的方案,每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线,作为备用的第三台充电装置可在两段母线之间切换。

12.4直流母线应采用分段运行的方式,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。当任一工作充电装置退出运行时,手动投入第三台充电装置。

12.5加强保护直流系统熔断器、自动开关的维护和管理,加强直流回路保险搭配的管理,保护装置应采用直流专用空气开关。对直流回路保险的搭配情况应进行清理,切实做到分级搭配,防止事故情况下越级爆保险或因保险烧坏开关拒跳,保证继电保护操作电源的可靠性。防止出现二次寄生回路,提高继电保护装置抗干扰能力。

12.6为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关不正常跳闸而扩大事故,在配置直流熔断器和自动开关时,应满足以下要求:

1)对于采用近后备原则进行双重化配置的保护装置,每套保护装置应由不同的电源供电,并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。

2)母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

3)有两组跳闸线圈的断路器,其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

4)直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器,保护柜屏的直流电源进线应使用自动开关。

5)直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时,直流熔断器应分级配置,逐级配合。

6)直流总输出回路装设熔断器,直流分路装设自动开关时,必须保证熔断器与小空气开关有选择性地配合。

7)直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时,必须确保上、下级自动开关有选择性地配合,自动开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流(即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下)的2.0倍选用。

12.7为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关失灵而扩大事故,应定期对运行中的熔断器和自动开关进行检验,严禁质量不合格的熔断器和自动开关投入运行。

12.8继电保护直流系统运行中的电压纹波系数应不大于2%,最低电压不低于额定电压的85%,最高电压不高于额定电压的110%。

12.9应加强对直流系统的管理,防止直流系统故障,特别要重点防止交流电混入直流回路,造成电网事故。

12.10加强蓄电池组的运行维护管理,防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。

13运行与检修

13.1进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为,及时编制、修订继电保护运行规程和检修校验规程,严格执行继电保护典型操作票和安全措施票,在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督,杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。

13.2应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护,重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

13.3认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作,特别注重计算机安全问题,加强二次安防管理,防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

13.4应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作,防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。

13.5结合技术监督检查、检修和运行维护工作,检查公司流域各电厂继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

13.6在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时,应特别认真做好安全隔离措施。

13.7结合变压器检修工作,应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备经校验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品,并做好相应的管理工作。

13.8所有的差动保护(母线、变压器、发电机的纵、横差等)在投入运行前,除测定相回路和差回路外,还必须测量各中性线的不平衡电流、电压,以保证保护装置和二次回路接线的正确性。

13.9定期检查和分析每套保护在运行中反映出来的各类不平衡分量。微机型差动保护应能在差流越限时发出告警信号,应建立定期检查和记录差流的制度,从中找出薄弱环节和事故隐患,及时采取有效对策。

13.10母线差动保护停用时,应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时,应充分考虑异常气象条件的影响,在保证质量的前提下,合理安排检修作业程序,尽可能缩短母线差动保护的检修时间。

13.11微机保护装置的开关电源宜在运行6年后予以更换。

13.12新投产的线路、母线和变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批,做好事故预想,并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式,确保电网故障能可靠切除。

13.13检修设备在投运前,应认真检查各项安全措施,特别是有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

13.14在一次设备进行操作或检修时,应采取防止距离保护失压,以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。

13.15在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前,应认真考虑防止保护误动作的有效措施,并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。

13.6加强对继电保护的运行分析,应将变压器、发变组保护各侧的电流信息接入故障录波器。

13.17定期检查各保护装置打印机是否处于正常工作状态,打印纸是否足够,是否安装正确,以确保事故时能迅速、准确、连续地打印事故报告,利于故障分析,及时作出分析结论。

13.18对重要变电所、发电厂配置单套母差保护的母线应尽量减少母线无母差保护运行时间,严禁无母差保护时进行母线及相关元件的倒闸操作。

13.19加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作,每年应对微机型继电保护试验装置进行精度检测,确保试验装置的准确度及各项功能满足继电保护试验的要求,凡不满足要求的仪器、仪表应采用外接0.5级测量表计,防止因试验仪器、仪表存在问题而造成继电保护误整定、误试验。

13.20继电保护要求100%投入。一次设备运行中的继电保护装置因故障或检修工作需要,需退出运行时,必须经总工程师或生产副总经理批准,属调度管辖设备,还应报调度批准后方可在规定时间内退出运行。

篇4：防止大型变压器损坏互感器爆炸事故安全技术措施

为了防止变压器、互感器事故,根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、电力部《66kV及330kV电压、电流互感器预防事故的技术措施》、水电部《预防大型变压器事故的技术措施》、《关于加强变压器消防设施的通知》结合公司实际情况,特制定本安全技术措施。

1预防大型变压器损坏事故:

1.1预防变压器的绝缘击穿事故

1.1.1防止水分及空气进入变压器

1.1.1.1每年检查套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸管道等处的密封情况,应确实良好,结合检修进行检漏试验。

1.1.1.2强迫油循环的变压器,对于潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根等,每次检修后,密封垫应安装正确,保持完好;不允许使用性能不明的耐油胶垫。潜油泵入口处出现的渗漏油应特别注意。

1.1.1.3呼吸器的油封应注意加油和维护,保证畅通。干燥剂应保持干燥,使用变色硅胶。

1.1.1.4110kV及以上的变压器应采用真空注油以排除内部的气泡,其真空度应符合制造厂要求,防止变压器变形。

1.1.1.5禁止带电补油或滤油。

1.1.1.6当轻瓦斯保护发信号时,应及时取气,判明成分,并取油样作色谱分析,查明原因。如因空气漏入,使轻瓦斯保护频繁动作时,也要及时排除故障,不得长期运行。若气体色谱分析中乙炔含量较高,超过《电气设备预防性试验规程》的允许范围,并经过分析表明可能存在放电性故障时,应将变压器停运,抓紧进行处理。

1.1.1.7气体继电器的接线盒应防水,每次检修后应将防水装置恢复。

1.1.2防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

1.1.2.1潜油泵的轴承,应采用E级或D级,可将其改为向心推力球轴承;禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵。运转中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油时,应立即停运并及时加以检修。大修后的潜油泵,应使用千分表检查叶轮上端密封环外圆的径向跳动公差,不得超过0.07mm。

1.1.2.2变压器故障后应尽快切除油泵,避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。

1.1.3防止变压器绝缘受伤

1.1.3.1变压器在吊罩检修时,应防止绝缘受到损伤,勿使钟罩碰伤引线和支架。在安装高压套管时,应注意勿使引线扭转,不要过分用力吊拉引线,使引线根部和线圈绝缘受伤。套管下部的绝缘筒围屏,应按制造厂的图纸和说明安装,要防止引线碰及围屏,使绝缘距离不够,检查时严禁踩在引线的根部。

1.1.3.2变压器在吊罩,检查时应拧紧夹件的螺栓和压钉,防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。

1.1.3.3对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器,应根据具体情况进行必须的试验和检查,防止缺陷扩大。

1.1.3.4检修中需要更换绝缘部件时,必须采用干燥处理合格的绝缘材料或部件。

1.1.3.5加强油的色谱分析工作,提高分析的准确度,对历年来的数据要进行比较分析,注意特征气体相对变化量,如发现异常,对油中微水和杂质含量进行测定,综合判断,以监视变压器主绝缘故障。

1.1.3.6变压器的本体重瓦斯保护应投跳闸,若需退出重瓦斯保护时,应预先制定安全措施,并经安生部经理或电厂副厂长批准,并限期恢复。瓦斯继电器应1~3年校验一次。

1.1.4防止线圈温度过高,绝缘劣化或烧坏

1.1.4.1变压器的保护装置必须完善可靠。气体继电器应安装调整正确,定期检查,消除误动因素。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用,则应有措施,事后应立即恢复。

1.1.4.2在地震预报期内,根据变压器的具体情况和气体继电器的类型来确定重瓦斯保护投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯保护动作跳闸的变压器,在恢复供电前要经过检查,确定无异状才可投运。

1.1.4.3合理控制运行中的顶层油温温升,特别对强迫油循环的变压器更要注意。根据运行情况和测量结果,不同的变压器在额定负荷下,顶层油温温升差别较大,因此,不能以为有些变压器的顶层油温温升较低误认为出力有裕度,对各种温度计要每年定期校验,超温信号要准确可靠。

1.1.4.4强迫油循环的冷却系统,必须配置两个相互独立的电源,并采用自动切换装置,应每半个月定期进行切换试验,有关信号装置应齐全可靠。

1.1.4.5为保证冷却效果,风冷却器应每半年进行水冲洗,水冲洗前应采取有效措施防止风扇电动机进水损坏绝缘。

1.1.4.6为防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏,风扇叶片应校平衡并调整角度,作好维修工作,以保证正常运行。

1.1.4.7对于31.5MVA及以上的变压器,应装设上层油温的遥测装置。

1.1.4.8变压器靠近顶部的油箱壁上应装设酒精温度计,以便在必要时校对扇形温度计的指示。

1.1.5防止中性点过电压事故

1.1.5.1中性点直接接地系统中的中性点不接地运行的变压器,在投运和停运以及事故跳闸过程中,应防止出现中性点位移过电压;当单独对变压器充电时,其中性点必须接地。

1.1.5.2为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况,110~220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器,当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时,还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器,间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后,应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。

1.2预防铁芯多点接地及短路故障

1.2.1在每年预试时,应测试铁芯绝缘,确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地,应查清原因,消除后才能投入运行。

1.2.2穿心螺杆绝缘应良好,应注意检查铁芯穿心螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长与铁芯触及造成短路。

1.2.3线圈压钉螺丝应紧固,防止螺帽和座套松动掉下,造成铁芯短路。

1.3预防套管引起的事故

1.3.1安装套管时要认真检查各部位的密封情况,并检漏,使接线端子帽及注油孔密封良好,严防水分从引线进入变压器内或进入套管内而发生故障。

1.3.2运行、检修中应注意检查套管引出线端子的发热情况,引出线与铜鼻子的焊接,应使用银焊或磷铜焊接,应无毛刺和尖角,禁止使用锡焊,防止因接触不良引线过热开焊引起套管爆炸。

1.3.3每年作套管的介损tgδ和电容量的测量,如发现问题,可联系厂家检查处理或更换新套管。

1.3.4如不同型式、尺寸的套管,更换时应注意套管装入变压器后尾部的绝缘距离。

1.3.5每年对套管进行清扫,保持清洁,防止积垢闪络。

1.3.6变压器检修套管安装就位后,带电前必须静放,110kV~220kV套管静放时间不得少于24h。

1.3.7对保存期超过1年的110kV及以上套管,安装前,应进行局放试验、额定电压下套管的介损试验。

1.3.8作为备品的110kV及以上套管,应置于户内且竖直放置。如水平存放,其抬高角度应符合制造厂要求,以防止电容芯子露出油面而受潮。

1.3.9套管渗油时,应及时处理,防止内部受潮。

1.4预防引线事故

1.4.1在吊芯(吊罩)检查时,应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离,并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。发现有损伤的引线绝缘,应立即予以修复。

1.4.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻,可以及时发现接头过热故障。对套管及分装开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验,保证焊接质量。

1.5预防分接开关事故

1.5.1安装及检修中,应对分接开关进行认真检查。

1.5.2对无载开关应注意检查弹簧压力、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动,对可能产生悬浮电位的拨叉应采取等电位连接措施。每年结合检修或试验,将分接开关触头转动几次,以消除触头接触部分的氧化膜及油污,然后调至所需分接位置,测量直流电阻,合格后方可投入运行。

1.6防止变压器油质劣化;

1.6.1加强油务管理、监督工作,保持变压器油质良好。采取有效措施,减少或隔绝变压器油和空气接触。隔膜袋中空气要经过装有干燥剂的呼吸器。

1.6.2已装有隔膜袋密封的大容量变压器,应注意隔膜袋口呼吸畅通,注油时应注意防止出现假油位和进入空气,以免运行中温度上升时大量喷油和引起重瓦斯保护动作。

1.6.3更换潜油泵时,应打开潜油泵出油侧排气塞,慢开启潜油泵进油侧蝶阀,排完气关闭排气塞,将空气排尽。

1.6.4消除变压器本体的泄漏,防止水分进入变压器内,使油质劣化。

1.7防止变压器火灾事故;

1.7.1加强变压器的防火工作,特别注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油,引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施,一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。

1.7.2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或绕组过热烧损变压器。

1.7.3变压器放油后(器身暴露在空气中),进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时,严防因感应高压打火或中断电流时的电弧引燃油纸等绝缘物。

1.7.4在处理变压器引线焊接头及在器身周围进行明火作业时,必须事先作好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。

1.7.5事故贮油坑应保持在良好状态,有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通,应能迅速将油排出。不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。

1.7.6当变压器起火时,应立即切断变压器各侧电源,向值长和有关领导报告,并迅速组织人员到现场查看和进行扑救。

?1.7.7加强厂用变压器室通风机的运行维护工作,防止变压器室温度过高。

1.8预防为主,加强维护管理

1.8.1认真按部颁规程进行预防性试验,发现异常及时处理。220kV及以上电压等级变压器在吊罩大修后,必须进行现场局部放电试验。

1.8.2对6kV及以上电压等级变电设备需每年进行至少一次的红外成像测温检查。

1.8.3对容量在31.5MVA以上变压器进行绕组变形测试。在遭受近区突发短路后,应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形,并与原始记录比较,判断变压器有无故障后,方可投运。

1.8.4为了更有效地监视变压器主绝缘故障,例如220kV及以上的变压器树枝状放电故障,应加强油的色谱分析工作,提高分析的准确度。进行历年来的数据对比分析,应注意特征气体的相对变化量,如发现异常时,可进行油中微水和杂质含量测定,综合判断,必要时可进行现场局部放电测量。

1.8.5在有地震预报的地区,对变压器必须采取防震措施,防止移位、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道,将变压器平放在基础上,在变压器四角打地锚拉线,对套管拉线要适当放松,加大伸缩接或作软连接。潜油泵与基础面要保持一定距离,散热器之间的连接要加固,防止晃动时损坏。

2预防互感器爆炸事故技术措施

2.1新安装和检修后的互感器,要坚持分别按《电气装置安装工程施工及验收规范第十七篇电气设备交接试验标准篇》和《电气设备预防性试验规程》的规定进行试验。在投运前进行油的色谱分析,并尽可能做局部放电和油的含水量测量,作为设备投运时的起始值,并与出厂试验值相比较,当相差较大时,应注意分析原因,必要时可适当增加试验项目,以查明原因。

2.2对新安装和检修后重新投入运行的互感器,在投运前,要仔细检查密封情况。严禁有渗、漏现象发生。

2.3在安装、检修和试验后,应注意检查电压互感器的高压绕组*端和电流互感器的电容未屏,是否已与接地网可靠连接,避免出现悬空或假接地现象。

2.4对已投入运行的电压、电流互感器,应采取有效的密封防潮措施。

2.5利用预防性试验及检修停电机会,每年要对互感器进行一次仔细的外观检查,如密封状态是否良好,装有呼吸器的互感器是否正常。

2.6对经试验确定存在严重缺陷的互感器,应及时予以处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器,应适当缩短试验周期,进行综合分析,查明原因。当发现运行中的互感器冒烟时,应迅速切断有关电源。

2.7加强互感器的预防性试验,其中介质损耗因素和电容量测量、油的色谱分析、油的含水量测量、局部放电测量以及电容型电流互感器末屏绝缘电阻的测量等,对发现进水受潮和局部缺陷都比较有效。在确定设备能否继续运行时,一定要注意前后试验结果的对比和多项测试结果的综合分析判断。

2.8已安装好但长期不带电运行的互感器,在带电前,应进行试验和检查,必要时,可接在空母线上运行一段时间后,再投入运行。

2.9在系统运行方式和倒闸操作上,应注意防止铁磁振荡和操作过电压烧坏互感器。

2.10对于新投运或A级检修后投入运行的互感器,在充电正常后,应对相合格后,方可正常投入运行。

2.11为减少互感器事故时的影响范围,应将母线差动保护投入运行,并要注意二次线圈的连接方式,避免电流互感器的U型电容芯底部出现保护死区的问题。

篇5：防止电气误操作事故安全技术措施

为杜绝电气误操作事故发生,根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》,《电业安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定(试行)》(能源安保[1990]1110号)、及上级有关防止电气误操作事故反事故措施要求,结合公司实际情况,特制定本安全技术措施。

1电气设备的安全技术要求

1.1严格执行操作票、工作票制度,并使两票制度标准化,管理规范化。

1.2生产现场的所有电气设备均采用双重编号,即:设备名称和设备编号。字迹要清楚、醒目、规范。并经常检查、校对,发现问题,及时处理。

1.3成套高压开关柜五防功能应齐全,性能应良好。开关柜出线侧宜装设带电显示装置,带电显示装置应具有自检功能,并与线路侧接地刀闸实行联锁;配电装置有倒送电源时,间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。具备远方操作功能的高压电气设备防误闭锁功能应完善(电气闭锁加机械闭锁),严格执行防误操作管理制度。高压隔离开关(远方操作除外)均须加锁。

1.4采用计算机监控系统时,远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时,其防误操作规则必须经公司运行、安全、生技部门共同审核,经主管领导批准并备案后方可投入运行。

1.5断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器,应直接用断路器或隔离开关的辅助触点;操作断路器或隔离开关时,应以现场状态为准。

1.6接地刀闸把手应涂黑色,编号醒目,接地线应编号且存放在固定地点,“对号入座”。接地装置装设及拆除必须作好记录,并应有装设和拆除人员签字。

1.7电气一次接线图,必须随时同实际运行方式一致。

1.8授受电话的操作命令,录音应清晰完整。

1.9应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具。为防止误登室外带电设备,应采用全封闭(包括网状)的检修临时围栏。

2.0加强岗位培训,提高人员的技术素质,要求持证上岗。

2电气设备倒闸操作安全规定

2.1所有电气设备倒闸操作除事故处理可不使用操作票外,其它均须填用操作票。

2.2倒闸操作必须由两人进行,一人监护,一人操作。监护人技术级别应高于操作人员。

2.3严格执行调度命令,操作命令的下达必须严肃、准确、清楚,并使用统一调度术语和复诵,上下班之间要做好交接,严防漏项、错项,交接班半小时内不得进行重大倒闸操作。

2.4倒闸操作中均应遵守如下步骤:

接受任务,目的明确。

查对图版,正确写票。

逐级审核,签名批准。

核对实物,做好安措。

唱票,复诵,逐项执行。

检查设备,汇报完成。

再对图版,记录入簿。

操作总结,认真评价。

2.5操作中发生疑问时,应立即停止操作并向值班负责人报告,查实清楚后,再进行操作。操作中不准擅自更改操作票和改变操作顺序,不准随意解除防误闭锁功能。

2.6大型倒闸操作当值值长、电厂值班领导或专责应到现场指导监护。

3?防止误操作的一般措施

3.1?防止误拉、误合开关

3.1.1?运行人员在接受调度命令时,应使用录音电话。接令时必须互报单位、姓名、时间,正确使用设备双重命名和调度术语,并复诵无误。

3.1.2?综合自动化电厂,在监控用微机上的操作必须经过防误装置的验证。

3.1.3?操作开关时,应核对设备无误后再操作。

3.2?防止带负荷拉、合隔离刀闸的措施

3.2.1需要改变断路器状态,在拉、合隔离刀闸前,必须到现场检查断路器确在断开位置。隔离刀闸经操作后,操作机构的定位锁一定要锁好,防止因机构滑脱接通或断开负荷电路。

3.2.2加强操作监护,对位检查,防止走错间隔、动错设备、错误拉、合隔离刀闸。

3.2.3电动隔离刀闸正常运行时,刀闸的操作电源应断开,操作时才合上。

3.2.4隔离刀闸若不能进行电动操作,要查明原因,严禁强行解除闭锁进行刀闸操作。

3.2.5按照隔离刀闸允许的使用范围及条件进行操作时,要严格控制电流值,确保在全电压下开断的小电流值在允许范围内。

3.2.6拉合环路电流时,必须谨慎,要有相应的技术措施,操作前应经过计算试验,环路电流太大时,不得进行环路操作。

3.2.7手车断路器机械闭锁必须可靠,检修后应实际操作进行验收,防止将手车带负荷拉出或推入间隔,引起短路。

3.3?防止带电装设接地线(带电合接地刀闸)的措施

3.3.1?接地刀闸和其他刀闸传动杆应有不同的颜色标示。

3.3.2电动接地刀闸的控制电源正常运行时应断开,操作时才合上。

3.3.3断路器、隔离开关拉开后,必须检查确认实际位置是否拉开,以免回路电源未切断。

3.3.4装设接地线(合接地刀闸)前,应检查断路器、隔离开关确已断开,并验明无电后方可进行。

3.3.5正确判断带电与感应电的区别,防止误把带电当静电(感应电)。

3.3.6隔离刀闸拉开后,若一侧带电,一侧不带电,应防止将有电一侧的接地刀闸合上(接地线装上),造成短路。当隔离刀闸两侧均装有接地刀闸(接地点)时,一旦隔离刀闸拉开,接地刀闸与主刀闸之间的机械闭锁即失去作用,此时任意一侧均可能接地。

3.3.7无法进行直接验电的设备,必须进行间接验电。间接验电的方法应严格按照安规的规定执行。

3.4?防止带接地线(接地刀闸)合闸的措施。

3.4.1加强接地线(接地刀闸)的管理,正确使用接地线装拆记录。凡是操作的接地线(接地刀闸)均应有记录。

3.4.2合闸操作前,必须仔细检查有关设备单元装设的接地线已全部拆除,接地刀闸已全部拉开,检查内容作为操作项目应填入操作票。

3.4.3对一经操作即可向检修地点送电的隔离刀闸,操作机构必须锁住,隔离刀闸操作把手上必须悬挂“禁止合闸,有人工作”的标示牌。

3.4.4防止在设备上遗留接地线(接地刀闸)

a)装设、拆除接地线或拉、合接地刀闸,要在电气主接线模拟图上作好标记,并与现场的实际位置相符。同时,在接地线装拆记录簿上作好记录。

b)交接班检查设备时,同时要核对现场接地线(接地刀闸)的位置、数量是否正确,与接地线装拆记录簿是否一致。

c)未经当值运行人员同意,严禁任何人在设备上私自装设、拆除接地线,移动接地线的位置,或增加接地线的数量。

d)设备第一次送电或检修后送电前,运行人员必须到现场进行仔细检查,掌握接地线(接地刀闸)的实际情况。

3.4.5设备检修后的注意事项

a)检修后的隔离刀闸应保持在断开位置,以免接通检修回路的接地线(接地刀闸),送电时引起短路。

b)防止工具、仪器、梯子等物件遗留在设备上,送电后引起接地或短路。

3.5?防止误入带电间隔的措施

3.5.1各电厂各设备间隔网门必须经当值值长同意后才能打开,未经同意,任何人严禁私自打开网门。

3.5.2设备间隔网门应有五防锁锁住。

3.5.3未进入五防程序的设备间隔网门应用普通挂锁锁住,网门钥匙必须按照规定编号,并由电厂值长统一管理。