发布时间 : 星期五 文章国家电网十八项重大反事故措施更新完毕开始阅读abd80ab4df88d0d233d4b14e852458fb770b3802
9.7 防止变压器短路事故损坏。
9.7.1在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料；
9.7.2 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，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，并结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器至少每6年应测一次绕组变形。
9.7.3继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。采用全部微机保护的变电站，为优化主变后备保护的时间整定值，在满足选择性前提下，可以与出线保护配合级差为0.3秒或0.2秒。 9.8 防止套管事故
9.8.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间应大于36小时，110～220kV套管静放时间应大于24小时。
9.8.2定期对套管进行清扫，套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
9.8.3 应定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。
9.8.4 作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置。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。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油里时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
9.8.5 运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。 9.9 预防变压器火灾事故
9.9.1 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。 9.9.2 现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。 10 防止互感器损坏事故
为了防止互感器损坏事故发生，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）等有关规定，并提出以下重点要求：
10.1加强对互感器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。 10.2 各类油浸式互感器 10.2.1 选型原则
10.2.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。
10.2.1.2 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，特别要注意一次绕组串或并联时的不同性能。
10.2.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。 10.2.2 出厂试验要求
10.2.2.1 110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。
10.2.2.2 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）。 10.2.3 新安装和大修后互感器的投运
10.2.3.1 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
10.2.3.2 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/ （中性点有效接地系统）或1.9Um/ （中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
10.2.3.3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，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。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。
10.2.3.4 已安装好的互感器，若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按预试规程进行预防性试验。
10.2.3.5 事故抢修所装上的油浸式互感器，应保证静放时间。 10.2.4 互感器的检修与改造
10.2.4.1 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。
10.2.4.2 油浸式互感器检修时应注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油。绝缘油应经真空脱气处理。检修应按《互感器运行检修导则》（DL/T727-2000）进行。
10.2.4.3 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。 10.2.5 运行维护及缺陷处理
10.2.5.1 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，要经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如有应及时处理。 10.2.5.2 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，应根据情况限期处理。根据互感器具体结构，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。
10.2.5.3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；全密封型互感器，当油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理，当发现油中有乙炔大于1×10-6μl/l时，应立即停止运行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。
10.2.5.4运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，表明内部故障，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。
10.2.5.5在系统运行方式和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制订预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
10.2.5.6 当采用电磁单元为电源来测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，应按制造厂说明书规定进行。
10.2.5.7为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
10.2.5.8 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求，若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
10.2.5.9 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷。
10.2.5.10 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。 10.3 110kV～500kV SF6绝缘电流互感器 10.3.1 工厂验收及出厂试验要求
10.3.1.1 重视气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。
10.3.1.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以免因为材质偏软导致电容屏接筒移位。电容屏接筒的固定螺钉应拧紧。 10.3.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。
10.3.1.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。 10.3.2 运输
10.3.2.1 应要求制造厂采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。
10.3.2.2 运输时注意防震，可垫放缓冲物体。运输应匀速平稳，按制造厂规定限速行驶。运输时在每台产品上安装振动测试记录仪器。到达目的地后应在各方人员到齐情况下检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查。
10.3.2.3 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 10.3.3 新安装互感器的投运
10.3.3.1 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。
10.3.3.2 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验（老炼试验程序按照发输电输[2002]158号附件2的要求进行）。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。 10.3.4 运行维护
10.3.4.1 1～4年应对气体密度继电器进行校验。
10.3.4.2 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。
10.3.4.3 若压力表偏出绿色正常压力区时，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。
10.3.4.4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%）。 10.3.4.5 运行中SF6气体含水量不超过300ppmV，若超标时应尽快退出运行。
10.3.4.6 设备故障跳闸后，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。避免带故障强送再次放电。 11 防止开关设备事故
11.1 选用高压开关设备的技术措施
11.1.1 所选用的高压开关设备除应满足相关国家标准外，还应符合国家电网公司《交流高压断路器技术标准》、《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》、《气体绝缘技术封闭开关设备技术标准》(国家电网生[2004]634号)及《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（生产输电[2004]4号），凡已明令停止生产、使用的各种型号的开关设备，一律不得选用。曾造成重大事故的同一生产厂家、同一种型号产品，在未采取有效改进措施前禁止选用。
11.1.2 断路器应选用无油化产品。真空断路器应选用本体和机构一体化设计和制造的产品。 11.1.3 投切电容器组的开关应选用开断时无重燃及适合于频繁操作的开关设备。
11.1.4 隔离开关和接地开关应选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的产品。
11.1.5 高压开关柜应选用“五防”功能完备的、加强绝缘型产品，其外绝缘应满足： 1） 空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）； 2） 爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。 11.2 新装和检修后开关设备的技术措施
11.2.1 设备的交接验收必须严格按照国家和电力行业有关标准要求进行，不符合交接验收标准不得投运。 11.2.2 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》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行试验与检查，不合格者不得投运。 11.2.3 断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，并符合技术要求。 11.3 预防开关设备运行操作操作故障的措施
11.3.1 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操
动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，发现喷油时，应查明原因及时处理。 11.3.2 断路器对故障掉闸线路实行强送后，无论成功与否，均应对断路器进行仔细检查。 11.3.3 断路器开断故障电流后，值班人员应对断路器进行巡视检查。
11.3.4 断路器发生拒分时，应将发生拒动的断路器脱离系统，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。 11.3.5 要加强高压断路器分合闸操作后的位置核查工作。尤其是发电机变压器组的断路器以及起联络作用的断路器，并网前和解列后应到运行现场核实高压断路器的机械位置，应根据电压和电流互感器或带电显示装置确认断路器触头的状态，防止非全相并网和非全相解列事故。
11.3.6 室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等事故时，值班人员接近设备要谨慎，应选择从上风侧接近设备，并戴防毒面具、穿防护服；室内安装运行的SF6开关设备，人员进入室内前必须先行强迫通风15min以上，待含氧量和SF6气体浓度符合标准后方可进入。
11.3.7 运行巡视时，要注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件有无异常电晕现象。
11.3.8 进行隔离开关倒闸操作时应严格监视隔离开关的动作情况，如发现卡滞应分析原因并进行处理，严禁强行操作，以避免造成故障。
11.4 预防开关设备拒动、误动故障的措施
11.4.1 为防止运行中的断路器绝缘拉杆断裂造成得拒动，除应定期对分合闸缓冲器检查，防止由于缓冲器的性能不良而使绝缘拉杆在传动过程中受冲击外，还应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，并定期做断路器机械特性试验，以便及时发现问题。对于LW6型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。
11.4.2 气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置，液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中水分使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置的的气动机构应定期放水，当放水发现油污时应检修空压机。
气动机构在冬季或低温季节前，应及时投入加热设备 ，防止因压缩空气回路结冰而造成拒动。
11.4.3 断路器在投运前、检修后及运行中定期进行操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止由于低电压动作特性不合格而造成拒动或误动。断路器操作时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。设计部门在设计时亦应考虑电缆所造成的线路压降。
11.4.4 断路器大修时应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针的松动或变形造成断路器拒动。
11.4.5 加强对操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风和防潮及防小动物进入等性能良好，并保持内部干燥清洁，防止端子排等受潮、凝露、生锈造成断路器的误动或拒动。
11.4.6 应加强对辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备的拒动。
11.5 预防断路器灭弧室事故的措施
11.5.1 各运行、维护单位应根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、更换”的办法，以确保设备安全运行，具体措施如下：
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站。 5) 更换成短路开断电流大的断路器。
11.5.2 开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。