高压开关设备反事故技术措施Word文档格式.docx

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3新装和检修高压开关设备技术措施

3.1设备的交接验收必须严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。

不符合交接验收条件不能验收投运。

3.2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》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺异则的要求进行试验与检查。

交接时对重要的技术指标一定要进行复查，不合格者不准投运。

3.3分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。

各种断路器在新装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。

SF6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一次机械特性检查。

3.4新装及大修后的252kV及以上电压等级断路器，其相间不同期及同相各断口间的不同期，必须用精度满足要求的仪器进行测量，并应符合产品技术要求。

现场不能测量的参数，制造厂应提供必要的保证。

3.5新装的国产油开关设备，安装前应解体。

国产SF6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。

若制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。

由于不解体安装发生设备质量事故造成的经济损失由制造厂承担。

4预防断路器灭弧室烧损、爆炸

4.1各运行、维修单位应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。

如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、改造、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所。

（5）根据具体情况，更换成短路开断电流大的断路器。

4．2应经常注意监视油断路器灭弧室的油位，发现油位过低或渗漏油时应及时处理，严禁在严重缺油情况下运行。

油断路器发生开断故障后，应检查其喷油及油位变化情况，发现喷油严重时，应查明原因并及时处理。

4．3开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修、修必修好”。

不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。

没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由各运行单位的总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。

4．4当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。

必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施（如加装机械卡具）前，严禁人为启动油泵，防止由于慢分而使灭弧室爆炸。

5预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸

5．1根据设备运行现场的污秽程度，采取下列防污闪措施：

（1）定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗。

（2）在室外40。

5kV及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂PTV硅有机涂料或采用合成增爬裙。

（3）采用加强外绝缘爬距的瓷套或支持绝缘子。

（4）采取措施防止开关设备瓷套渗漏油、漏气及进水。

（5）新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。

5．2加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。

为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。

5．3新装725kV及以上电压等级断路器的绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动及超过允许限度的变形。

除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。

运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，也要进行泄漏和工频耐压试验，不合格者应予更换。

5．4充胶（油）电容套管应采取有效措施防止进水和受潮，发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。

大修时应检查电容套管的芯子有无松动现象，防止脱胶。

5．5绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。

安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。

压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。

避免因用力不均或压缩量过大而使其永久变形或损坏。

6预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障

6．1加强对操动机构的维护检查。

机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。

机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。

液压机构箱应有隔热防寒措施。

6．2辅助开关应采取下列措施：

（1）辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位。

（2）应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。

（3）辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。

连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。

6．3断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30％和65％额定操作电压的要求。

在80％（或85％）额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活且吸持牢靠。

6．4分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。

6．5断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。

6．6长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。

在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。

6．7气动机构应坚持定期放水制度。

对于单机供气的气动机构在冬季或低温季节应采取保温措施，防止因控制阀结冰而拒动。

气动机构各运动部位应保持润滑。

7预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损

7．1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是低于标准要求。

对电磁操动机构合闸线圈端子电压，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％，并均不得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。

不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。

断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，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。

设计部门在设计时亦应考虑电缆所造成的线路压降。

7．2220kV及以上电压等级变电所所用电应有两路可靠电源。

凡新建变电所不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。

对已运行的电容储能跳闸电源，电容器质量必须合格，电容器的组数和容量必须满足几台断路器同时跳闸的需要，并应加装电容器熔丝的监视装置。

经常检查电容器有无漏电现象，如有漏电应及时更换，以保证故障时断路器可靠跳闸。

7．3应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。

8预防液压机构漏油、慢分

8．1预防漏油措施：

（1）新装或检修断路器时，应彻底清洗油箱底部，并对液压油用滤油机过滤，保证管路、阀体无渗漏和杂物。

（2）液压机构油泵启动频繁或补压时间过长，应检查原因并应及时停电处理。

（3）处理储压筒活塞杆漏油时，应同时检查处理微动开关，以保证微动开关动作可靠。

8．2防止失压后重新打压慢分

液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。

若断路器不能停电处理，在运行状态下抢修时，为防止重新打压造成慢分，必须采取以下措施：

（1）在失压闭锁后，未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。

（2）在使液压系统泄压前应将卡具装好，也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。

严禁使用铁板、铁管支撑或钢丝绑扎。

处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀使其合闸，如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入，说明故障已排除，否则仍有故障，应继续修理，不得强行取下卡具。

（3）应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度，并调整到制造厂规定的数据。

对断路器进行检查时，应检查合闸位置液压系统失压后，水平拉杆的位移是否超过制造厂的规定。

9预防断路器进水受潮

9．1对725kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封端面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。

在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止被油漆等物堵死。

9．2为防止液压机构储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮（微水含量小于20μL/L）作为气源。

9．3对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数，对油断路器应加强对绝缘油的检测。

9．4405kV电压等级多油断路器电流互感器引出线、限位螺钉、中间联轴孔堵头、套管连接部位、防爆孔及油箱盖密封用石棉绳等处，均应密封良好，无损坏变形。

9．5装于洞内的开关设备应保持洞内通风和空气干燥，以防潮气侵入灭弧室造成凝露。

10预防高压开关设备机械损伤

10．1对于有托架的72～12kV电压等级少油断路器，安装时其支持绝缘子应与托架保持垂直并固定牢靠，上、下端连接引线的连接不应受过大应力，导电杆与静触头应在一个垂直线上。

若发现绝缘子有损伤应及时更换，并检查原因。

10．2各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。

10．3检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。

10．4调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。

10．5各种断路器的油缓冲器应调整适当。

在调试时，应特别注意检查油缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。

禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。

低温地区使用的油缓冲器应采用适合低温环境条件的缓冲油。

10．6真空灭弧室安装时，先使静触头端面与静触头支架连接牢固，再连接动触头端，使动触头运动轨迹在灭弧室中轴线上，防止灭弧室受扭力而形成裂纹或漏气。

10．7126kV及以上电压等级多断口断路器，拆一端灭弧室时，另一端应设法支撑。

大修时禁止爬在瓷柱顶部进行工作，以免损坏支持瓷套。

10．8均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。

10．9开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。

10．10为防止机械固定连接部分操作松动，建议采用厌氧胶防松。

10．11为防止运行中的SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。

11预防SF6高压开关设备漏气、污染

11．1新装或检修SF6开关设备必须严格按照GB、DL/TSF6气体和气体绝缘金属封闭开关设备有关技术标准（见附录）执行。

11．2室内安装运行的气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS），宜设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。

人员进入设备区前必须先行通风15min以上。

11．3当SF6开关设备发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。

11．4运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以免污染环境及造成人员中毒事故。

11．5密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。

116SF6开关设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。

12预防高压开关设备载流导体过热

12．1用红线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。

12．2对开关设备上的铜铝过渡接头要定期检查。

12．3在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。

13预防高压开关柜事故

13．1新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜，特别是发电厂和潮湿污秽地区必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。

13．2高压开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料（如环氧或SMC材料）。

13．3在开关柜配电室配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。

13．4进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。

另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。

13．5对于老式的五防功能不完善的固定柜或手车柜，应完善其五防功能，避免和减少人身及设备事故。

14预防隔离开关事故

14．1坚持隔离开关定期大小修制度

隔离开关一般3～5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加临修次数。

126kV电压等级及以上隔离开关1～2年至少小修一次。

14．2对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止和减少恶性事故的发生。

14．3结合电力设备预防性试验应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关的可靠运行。

14．4应对GW5、GW6、GW7型等问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造。

1020

14．5新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。

15预防SN4－

（G）型少油断路器事故

15.1该型断路器额定短路开断和关合电流均远低于其铭牌参数，运行中实际短路开断电流不应超过58kA（有效值），关合电流不应超过60kA（峰值）。

15.2不允许使用自动重合闸操作，短路跳闸后不允许强送。

15.3定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗，特别是底部的支持绝缘子不能有油渍和脏污现象。

15.4尚使用该型断路器的单位应尽快安排更换。

16附则

本措施由国家电力公司批准、解释，自公布之日起实施。

原能源部《高压开关设备反事故技术措施》同时废止。