陕西省电力公司落实《十八项电网重大反事故措施》实施

陕西省电力公司落实《十八项电网重大反事故措施》实施 陕西省电力公司落实《十八项电网重大 反事故措施》 实施细则 工程地质勘察监理实施细则公司办公室6S管理实施细则国家GSP实施细则房屋建筑工程监理实施细则大体积混凝土实施细则 (试 行) 陕西省电力公司 目 录 1 防止人身伤亡事故„„„„„„„„„„„„„„„„1 2 防止系统稳定破坏事故„„„„„„„„„„„„„„2 3 防止机网协调事故„„„„„„„„„„„„„„„„6 4 防止电气误操作事故„„„„„„„„„„„„„„„9 5 防止枢纽变电站全停事故„„„„„„„„„„„„„11 6 防止输电线路事故„„„„„„„„„„„„„„„„13 7 防止输变电设备污闪事故„„„„„„„„„„„„„15 8 防止直流输电和换流设备事故„„„„„„„„„„„18 9 防止大型变压器损坏事故„„„„„„„„„„„„„23 10 防止互感器损坏事故„„„„„„„„„„„„„„„28 11 防止开关设备事故„„„„„„„„„„„„„„„„33 12 防止接地网和过电压事故„„„„„„„„„„„„„40 13 防止直流系统事故„„„„„„„„„„„„„„„„46 14 防止继电保护事故„„„„„„„„„„„„„„„„48 15 防止电网调度自动化系统与电力通信网事故„„„„„54 16 防止垮坝、水淹厂房事故„„„„„„„„„„„„„58 17 防止火灾事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 18 防止交通事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„62 附:预防并联电容器装置事故 - - 1 1 防止人身伤亡事故 1.1加强作业场所的危险点分析和做好各项安全措施。 1.1.1工作或作业现场的各项安全措施必须符合《国家电网公司电力安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》的有关要求。各项工作(操作)必须持票进行，认真执行保证安全的组织措施、技术措施和安全措施。按照《陕西省电力公司施工检修工作安全管理规定》落实现场到位干部和安全纠察员“双到位”，加强现场监督检查，杜绝违章行为。 1.1.2坚持做好工作前的现场踏勘和准备工作，按照公司危险点分析与预控工作要求，制定针对有效、切实可行的危险点分析及预控措施，并将其列入工作票之中进行严格检查考核。 1.1.3按照危险点分析与预控措施，对危险点设立安全警示牌和采取可靠的防护措施，如专人监护等。对交叉作业采取特殊安全防护措施和专人监护，施工单位要制定安全施工作业票。 1.1.4严格执行公司各项生产工作的计划 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ，严禁无计划工作和擅自扩大工作范围。 1.1.5认真执行检修施工操作规程和工艺导则，实行工作现场安全措施 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 化、人员作业标准化。 1.1.6坚持大型、危险性高、复杂的工作制订“三措”或安全施工措施，合理安排现场工作程序，重点防范触电、高处坠落、误操作、大型施工机具损坏和起重伤害等事故的发生。 1.1.7强化施工现场安全管理。施工企业要制定完善的施工方案，认真落实安全技术措施，严格执行安全技术交底制度，严格按作业指导书进行施工作业，认真做好对各类人员尤其是对临时工和外来人员的安全监护，做好施工现场安全控制与监督，保证施工现场安全和施工质量。 1.2加强作业人员培训。 1.2.1对新进人员严格执行“三级”安全教育培训，要有培训计划、内容、考核以及建立档案，完善职工安全教育培训档案。 1.2.2把职工的《安规》考试工作做实、做细，按工作性质有针对性的进行考试，对不合格者，坚决予以待岗学习。经考试合格后再上岗。 1.2.3禁止在没有监护的情况下指派临时或新参加工作人员单独从事危险性工作。 1.2.4定期轮换对职工进行现场急救培训，学会紧急救护，并配备急救药箱和急救用品。 1.3加强外包工程人员的管理。 1.3.1按照国家电网公司《安全生产工作规定》，建立承、发包工程和临时工管理制度，规范承、发包 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 和用工合同的形式和内容以及审批程序和各方责任。重点做好对承包队伍资质的审查，签订安全协议，明确双方的安全责任，落实各项施工安全措施。切实维护企业的合法权益。 - - 2 1.3.2认真履行发包方应承担的安全责任，开工前进行全面的安全技术交底并有完整的记录或资料，在有危险性的电力生产区域内作业，还要要求承包方制定安全措施，并配合做好相关的安全措施。 1.4加强安全工器具的管理。 1.4.1按照公司安全工器具配置标准和职工劳动保护的相关要求，配足经国家或省、部级质检机构 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 合格的安全工器具和防护用品。 1.4.2按照《安规》中工器具试验标准表进行试验，不合格的工器具坚决予以报废，严禁不合格的工器具保留在工具箱或工具间及带入工作现场。 1.4.3带电工器具应有专用符合《安规》规定的工具房。 1.4.4带电作业工具及公用劳动防护用品应指定专人保管，统一编号、登记造册，建立试验、检修、使用记录。 2 防止系统稳定破坏事故 2.1 加强电网规划和建设 2.1.1 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。 2.1.2 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，每条通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%--15%。 2.1.3 发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。 2.1.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。 2.1.5 加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作，稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。 2.1.6 加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，必要时500(330)kV及枢纽220kV厂站母线采用双重化母差保护配置。 2.2 电网安全运行管理和技术措施 2.2.1 严格执行各项电网运行控制要求，禁止超稳定极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流(或发电机出力、电压等)控制在规定值以内。须按照电网运行控制要求进行控制的设备，应通过调度机构EMS - - 3 系统实现实时在线监测，并应有越限告警功能。 2.2.2 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。 2.2.3 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。 2.2.4 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统(政治、经济、文化中心)应采取自动措施防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。 2.2.5 电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段，应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。 2.2.6 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS(电力系统稳定器)和调速系统的运行管理，其参数设置、设备投停、设备改造等必须满足接入电网安全稳定运行要求。 2.2.7 加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置应足额投入。应密切跟踪系统变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置，做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。 2.2.8 避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。 2.2.9 加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。对于500kV(330 kV)厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度，对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。 2.3 加强系统稳定计算分析 2.3.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计和调度部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析情况合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。 2.3.2 电网调度部门确定的电网运行控制极限值，一般按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备，在系统设计阶段计算线路(或断面)输送能力时应考虑这一 - - 4 因素。 2.3.3 在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态稳定特性。 2.3.4 应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。 2.3.5 加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电网安全稳定运行的要求。 2.4 防止系统电压崩溃 为防止系统电压崩溃，应全面贯彻执行《电力系统安全稳定导则》(DL755,2001)、《电力系统电压和无功电力技术导则》(SD325-1989)、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》(国家电网生[2004]435号)，并提出如下要求: 2.4.1 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。 2.4.2 并网机组额定出力时，滞相功率因数应不低于0.9。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于-0.95，老机组应不低于-0.97。 2.4.3 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。 2.4.4 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95;其他电力用户功率因数应不低于0.9。 2.4.5 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线的变压器分头。 2.4.6 发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。 2.4.7 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设 - - 5 备。 2.4.8 在电网运行中，当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时，必须采取果断措施，及时进行拉路限电，防止发生系统电压崩溃事故。 3 防止机网协调事故 3.1 加强发电机组与电网密切相关设备的管理 3.1.1 并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、设计、运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。 3.1.2 根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上火力发电机组和90MW及以上水轮发电机组应配置电力系统安全稳定器(PSS)，以改善系统阻尼特性。 3.1.3 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统(包括PSS)等设备(保护)定值必须经有关调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。 3.2 加强发电机组一次调频的运行管理。并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。 3.3 加强发电机组的参数管理 机组并网调试前三个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备(发电机、变压器等)参数、二次设备(CT、PT)参数及保护装置技术资料以及励磁系统(包括PSS)、调速系统技术资料(包括原理及传递函数框图)等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。同时，发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统(包括PSS)、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。 3.4 发电机非正常及特殊运行方式下的要求 3.4.1 发电机应具备进相运行能力。 3.4.1.1 100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.95,0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。 3.4.1.2 发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应 - - 6 的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。 3.4.2 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。 3.4.3 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定作好保护定值整定，包括: a)当失步振荡中心在发电机,变压器组内部时，应立即解列发电机。 )当发电机电流低于三相出口短路电流的60%,70%时(通常振荡中心在发电机,变压b 器组外部)，发电机组应允许失步运行5,20个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。 3.4.4 发电机失磁异步运行 3.4.4.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。 3.4.4.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。 3.4.5 频率异常 3.4.5.1 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下要求: 表1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间 频率范围 允许运行时间 (Hz) 累计(min) 每次(sec) 51.0以上,51.5 >30 >30 50.5以上,51.0 >180 >180 48.5,50.5 连续运行 - - 7 48.5以下,48.0 >300 >300 48.0以下,47.5 >60 >60 47.5以下,47.0 >10 >20 47.0以下,46.5 >2 >5 3.4.5.2 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，但不得低于表1所列的每次允许时间。 4 防止电气误操作事故 为防止电气误操作事故，应全面落实《国家电网公司电力安全工作规程》(国家电网安监〔2005〕83号)、《防止电气误操作装置管理规定》(国家电网生[2003]243号文)及其他有关规定，并提出如下要求: 4.1 加强防误操作管理 4.1.1 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。 4.1.2 加强运行、检修人员的专业培训，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。 4.1.3 严格执行调度命令。倒闸操作时，不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票。 4.1.4 应制订和完善防误装置的运行规程及检修规程，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。 4.1.5 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，必须履行批准手续;短时间退出防误闭锁装置时，应经值长同意、变电站站长批准，并按要求尽快投入运行。 4.1.6每次倒闸操作后利用班前、班后会进行评价，每月底班站对本月倒闸操作执行情况进行分析，总结经验、提高规范化倒闸操作水平。 4.2 完善防误操作技术措施 4.2.1 新、扩建变电工程及主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。 4.2.2 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 - - 8 触点;操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。 4.2.3 4.2.4 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本单位电气运行、安监、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。 4.2.5 成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。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。 4.3 加强对运行、检修人员防误操作培训,使其掌握防误装置的原理、性能、结构和操作程序，能熟练操作和维护。 5 防止枢纽变电站全停事故 5.1 完善枢纽变电站一次设备 5.1.1 枢纽变电站在非过渡阶段应有三条以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-1、N-2故障时不应出现变电站全停的情况。 5.1.2 枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2结线方式。根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。 5.1.3 严格按照有关标准进行开关设备选型，对运行中不符合有关标准的开关应及时进行改造，在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。 5.1.3.1有计划地对使用20年以上的老旧开关和断流容量不能满足需要的开关进行更新换代; 5.1.3.2应根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关安装地点的短路容量，并采取措施防止由于断流容量不足而烧损或爆炸; 5.1.3.3开关操作机构检修后应进行分、合闸最低操作电压的试验，并符合要求;要防止液压机构漏油及慢分闸事故;要防止非全相分、合闸事故; 5.1.3.4 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、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，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，确保隔离开关操作与运行的可靠性。 5.2.1 枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案， 每组蓄电池和充电机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。 5.2.1.1 220kV及以上变电站直流电源装置除由本站电源的站用变供电外，还应具有可靠的外 - - 9 来独立电源站用变供电。同时应满足两台及以上站用变的配置要求。 5.2.1.2每个成套充电装置应有两路交流输入(分别来自站用系统不同母线上的出线)互为备用，当运行的交流输入失去时能自动切换到备用交流输入供电。 5.2.1.3在动力母线(或蓄电池输出)与控制母线间设有母线调压装置的系统，应采用防止母线调压装置开路造成控制母线失压的有效措施。 5.2.2 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开关，正常运行时开关处于断开位置。 5.2.3 直流保险应按有关规定分级配置，加强直流保险的管理。对直流保险/熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。 5.2.4 严格管理直流专用空气开关的分级配置，防止因直流开关不正常脱扣而造成事故扩大。保护装置应采用直流专用空开。 5.2.4.1直流回路中采用空气自动空气断路器时，必须选用合格的直流空气断路器，严禁采用交流空气断路器。对已经采用的，必须安排更换。 5.2.4.2直流系统熔断器应分级配置，上下级熔体应满足选择性配合要求。一个站的直流熔断器或自动空气断路器，原则上应选用同一制造厂系列产品。使用前宜进行安秒特性和动作电流抽检，同一条支路上的空气开关和熔断器不宜混合使用。 5.2.4.3新、扩建或改造的变电所(站)直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。在用设备如采用环状供电方式的，应尽快改造成辐射状供电方式。 5.2.5 严格管理蓄电池组的运行维护，避免蓄电池组运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。 5.2.5.1为使蓄电池始终处于满容量备用状态，各组蓄电池均应采用全浮充电方式运行，各类蓄电池的充电电压应严格按照制造厂规定进行。 5.2.5.2铅酸蓄电池长期处于浮充电方式运行，会使单体蓄电池端电压、密度、容量等产生不均衡现象，甚至出现“硫化”，为防止此类现象发生，运行中蓄电池必须严格按照有关规程规定进行均衡充电和核对性充放电。 5.2.5.3为防止蓄电池极板开路造成事故，应作好蓄电池巡检、定期测量单体电池电压或采取其它技术手段。 5.2.5.4阀控式密封铅酸蓄电池除不测量密度，不添加蒸馏水之外，其它维护工作和一般蓄电池同等对待。 5.2.5.5防酸蓄电池和大容量的阀控蓄电池宜安装在专用蓄电池室内。容量在40Ah及以下的 - - 10 镉镍电池和300Ah及以下的阀控蓄电池，可安装在电池柜内。 5.2.5.6电池柜内应装设温度计;电池柜体结构应有良好的通风、散热。电池柜内的蓄电池应摆放整齐并保证足够的空间:蓄电池间不小于15mm,蓄电池与上层隔板间不小于150mm。 5.3 防止继电保护误动造成枢纽变电站全停 5.3.1 为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度(通信)机构的通信监控主站系统。 5.3.1.1 双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。 5.3.1.2 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。 5.3.1.3 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。 5.3.1.4 为与保护装置双重化配置相适应，应优先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。 5.3.2 在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。 5.3.3 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作造成枢纽变电站全停。 5.3.3.1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。 5.3.3.2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。 5.3.3.3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。 5.4 防止母线故障造成枢纽变电站全停 5.4.1 对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各 - - 11 项安全措施，防止全站停电。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时，应首先考虑用外来电源送电。 5.4.1.1 对于3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配置母差保护，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。 5.4.1.2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。 5.4.1.3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，不得共用。 5.4.2定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。 5.4.3 变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》规范操作，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。 5.4.3.1带电冲洗前，都应用合格的水阻表测量水电阻率，应从水枪出口处取水样进行测量。如用水车等容器盛水，每车水都应测量水电阻率。 5.4.3.2 带电冲洗前应注意调整好水泵压强,水柱射程远且水流密集。当水压不足时,得将水枪对准被冲洗的带电设备。冲洗用水泵应良好接地。 5.4.3.3 带电水冲洗应注意选择合适的冲洗方法。直径较大的绝缘子宜采用双枪跟踪法或其他方法,应防止被冲洗设备表面出现污水线。当被冲绝缘子未冲洗干净时,禁中断冲洗,免造成闪络。 5.4.3.4 带电水冲洗前要确知设备绝缘是否良好。有零值及低值的绝缘子及瓷质有裂纹时,一般不可冲洗。 5.5 防止运行操作不当造成枢纽变电站全停 5.5.1 运行人员必须严格执行电网运行有关规程、规定。操作前要认真核对结线方式，检查设备状况。严肃“两票三制”制度，操作中禁止跳项和漏项。 5.5.1.1严格执行电业安全工作规程，对两票标准格式、执行的具体程序、方法等制订补充规定或实施细则，并据此培训有关人员，掌握正确的执行方法，纠正不符合统一规定的习惯做法，使两票制度的执行标准化。 5.5.2 加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙必须按照有关规定严格管理。 - - 12 5.5.2.1运行值班人员(或操作人员)及检修维护人员应熟悉防误装置的管理规定和实施细则，做到“三懂二会”(懂防误装置的原理、性能、结构;会操作、维护)。新上岗的运行人员应进行使用防误装置的培训。 5.5.2.2 防误装置的管理应纳入厂站的现场规程，明确技术要求、运行巡视内容等，并定期维护。 5.5.2.3防误装置的检修工作应与主设备的检修项目协调配合，定期检查防误装置运行情况，并做好检查记录。 5.5.2.4防误装置的缺陷定性应与主设备的缺陷管理相同。 5.5.3 在倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空母线，防止产生谐振过电压。 6 防止输电线路事故 为防止输电线路事故的发生，应严格执行国家电网公司《预防110(66)kV,500kV架空输电线路事故措施》(国家电网生[2004]641)、《110(66)kV,500kV架空输电线路技术监督规定》(国家电网生技[2005]174号)及其它有关规定，针对架空输电线路所发生的故障情况，提出了具体的预防措施。主要包括防止倒杆塔、断线、掉线、线路污闪、雷害、鸟害、外力、导地线覆冰舞动、等事故的措施。并提出以下重点要求: 6.1 设计阶段应注意的问题 6.1.1 加强设计、基建及运行单位的沟通，充分听取运行单位的意见。条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。 6.1.2 充分考虑特殊地形、气象条件的影响，尽量避开重冰区及易发生导线舞动的地区，并合理选取杆塔型式及强度。线路应尽可能避开矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，同时杆塔设计应留有裕度。 6.1.3 为降低线路的污闪跳闸率和事故率，避免重要线路发生污闪事故，杜绝电网 1996 以及其他相关规定。依据污区分布图及运大面积污闪事故，应严格执行GB/T 16434- 行单位的经验，做好防污闪的绝缘基础配置工作。 6.1.4 220kV及以上新建线路在农田、繁华地段不宜采用拉线塔。 6.1.5 转角塔、耐张塔的跳线宜使用双挂点绝缘子串，以避免风偏放电。 6.1.6 设计阶段应因地制宜开展防雷设计，适当提高输电线路防雷水平。对330kV线路及重要电源线，防雷保护角应不大于10度。架空地线的保护角应符合规程要求，山区线路尽量采用小保护角，在坡度较大地区宜采用负保护角。 - - 13 6.1.7 架空地线的选择，除应满足设计规程的一般规定外，尚应通过短路热稳定校验，确保架空地线具有足够的通流能力，且温升不超过允许值。在线路采用OPGW方案时，应对其架空地线的功能严格校核。 6.1.8 做好防洪、防汛设计。输电线路应按50年一遇防洪标准进行设计。对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采取可靠的防汛措施;铁塔的基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施。 6.1.9 对于重要的直线型交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上线路、铁路、高等级公路和高速公路、通航河流等，应采用双悬垂串、V型或八字型绝缘子串结构，并尽可能采用双独立挂点。 6.1.10 线路设计中应考虑防止导地线断线的措施，对导地线、金具以及绝缘子选用时均应提出明确要求(结构型式、安全系数等方面)。在风振严重地区，导地线线夹宜选用耐磨型线夹。 6.1.11 加强杆塔防盗设计，110kV及以上电压等级输电线路杆塔9米及以下宜采用防盗螺栓。 6.1.12 使用复合绝缘子时，其结构高度、空气间隙等应综合考虑线路的防雷)防风偏)防鸟害等项性能。城区线路应慎用玻璃绝缘子，以防止自爆伤人。 6.1.13 设计阶段应结合运行经验，因地制宜开展防鸟害设计，如加装防鸟刺、防鸟伞、驱鸟器等。 6.2 基建阶段应注意的问题 6.2.1 线路器材应符合标准和设计要求，不允许使用不合格产品。 6.2.2 塔材、金具、绝缘子、导线等材料在运输、保管和施工过程中，应妥善加以保管，严防硌压产生宏观压痕。 6.2.3 复合绝缘子相对易于破损，在施工中应避免损坏复合绝缘子的伞裙、护套及端部密封，严禁人员沿复合绝缘子上下导线。 6.2.4 严格按照设计要求进行施工，隐蔽工程应经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆塔、放线。 6.2.5 接地装置及引下线应采取防腐措施并满足接地电阻设计要求，严禁使用降阻剂。 6.2.5 砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选用砼杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的、符合设计要求的砼杆，为施工及验收工程质量提供直观可靠的检测依据，并 - - 14 为提高运行维护质量提供有效手段。 6.3 运行中应注意的问题 6.3.1 预防倒杆塔事故 6.3.1.1靠近道路的杆塔，在其周围应采取可靠的保护措施。 6.3.1.2 220 kv及以上电压等级线路拉V塔或拉猫塔连续基数不宜超过3基、拉门塔连续基数不宜超过5基，运行中不满足要求的应进行改造。 6.3.1.3 加强对拉线塔的保护和维护，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗、防外力破坏措施，在有拉线塔的线路附近还应设立警示标志。 6.3.1.4 可能对遭受洪水、冰凌、暴雨冲刷(冲撞)的杆塔应采取可靠的防冲刷(冲撞)措施，杆塔基础的防护设施应牢固，基础排水沟应能够可靠排水。 6.3.1.5 加强对线路杆塔的检查巡视，发现问题及时消除。线路遭受恶劣天气危害时应组织人员进行特巡，当线路导地线发生覆冰、舞动时应做好观测记录(如录像、拍照等)，并对杆塔进行检查。 6.3.1.5 对处于地形复杂、自然条件恶劣(如重冰区、强风区、导地线易舞动区、采矿塌陷区)等特殊区域，应加强运行监视，确保杆塔强度满足使用条件的要求。 6.3.1.6 线路铁塔主材连接螺栓、地面以上9米段(至少)所有螺栓以及盗窃多发区铁塔横担以下各部螺栓均应采取防盗措施。 6.3.1.7 在风口地带或季风较强地区，要求线路杆塔采用防盗螺栓外，其余螺栓应采取防松措施。必要时可增加防风拉线。 6.3.1.8 对锈蚀严重的铁塔、拉线以及水泥杆钢圈等应及时进行防腐处理或更换。 6.3.1.9 按《110(66)-500 kv架空输电线路运行管理规范》的要求制定倒杆塔事故抢修预案，并在材料储备和人员组织各方面加以落实，运行单位应储备一定数量的事故抢修杆塔。 6.3.2 预防断线和掉线事故 6.3.2.1 导地线接续金具及绝缘子金具组合中各种部件的选用，应符合相关标准和设计的要求。应加强连续金具、接续金具及耐张线夹的检查和维护工作，发现问题及时更换。 6.3.2.2 遇有重要交叉跨越，如跨越铁路、高速公路或高等级公路、110 kV及以上电压等级线路、通航河流以及人口密集地区等，应采用具有独立挂点的双串绝缘子和双线夹悬挂导线，档内导地线不允许有接头。运行中的线路，凡不符合上述要求的应进行改造。 - - 15 6.3.2.3 积极采用红外测温技术，监测接续金具、耐张线夹等的发热情况，发现问题及时处理。加强运行巡视，发现导地线断股应及时处理或更换;另外应特别关注架空地线复合光缆(OPGW)的外层线股断股问题。 6.3.2.4 加强对导地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，磨损断面超过1/4以上的应予以更换。 6.3.2.5 在春检、秋检及日常巡视工作中，应认真检查锁紧销的运行状况，对锈蚀严重及失去弹性的应及时进行更换。 6.3.2.6 加强零值、低值或破损瓷绝缘子的检出及更换工作，防止在线路故障情况下因钢帽炸裂导致掉线事故。 6.3.2.7 加强复合绝缘子的送检工作，特别是机械强度和端部密封情况的检查。复合绝缘子作耐张应根据实际情况酌情使用。严禁在安装和检修作业时沿复合绝缘子上下导线。 6.3.2.8 对重冰区和导地线易舞动区的线路应加强巡视和检测，具体防范措施参见第6.3.8.4节。 6.3.2.9 在腐蚀严重地区，应采用耐腐蚀导地线。 6.3.3 防污闪事故 6.3.3.1 为降低线路的污闪跳闸率和事故率，避免重要线路发生污闪事故，杜绝电网大面积污闪事故，应严格执行GB/T 16434-1996 以及其他相关规定。 6.3.3.2 完善防污闪管理体系，明确各级防污闪管理人员的职责。 6.3.3.3 对绝缘子实行全过程管理，加强零值、低值绝缘子的检出工作，保证绝缘子运行状态良好。 6.3.3.4 运行线路的外绝缘配置应不低于所处地区污秽等级所对应的爬电比距上限值，不满足要求的应予以调整。 6.3.3.5 坚持定期进行线路绝缘子的盐密测量，及时了解污源变化和气候变化，并根据变化情况采取有针对性的防污闪措施。及时修订污区分布图，做好防污闪的基础工作。 6.3.3.6 开展以盐密指导清扫的工作。坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”。 6.3.3.7 复合绝缘子具有较强的抗污闪能力，可按DL/T864-2004的要求选用，但在使用中须考虑防雷要求，同时应加强对其端部密封情况的检查。 6.3.4预防雷害事故 6.3.4.1 为预防和减少雷害事故，应认真执行DL/T620-1997、DL/T621-1997和 - - 16 DL/T741-2001以及其他相关规定。 6.3.4.2 根据不同地区雷电活动的剧烈程度，在满足风偏和导线对地距离要求的前提下，可适当增加绝缘子片数或加长复合绝缘子结构长度，对复合绝缘子可在其顶部(接地端)增加一片大盘径空气动力型绝缘子，以提高线路的耐雷水平。对瓷绝缘子，还应加强零值、低值绝缘子的检出工作。 6.3.4.3 积极开展雷电观测，掌握雷电活动规律，确定雷害多发区。对雷击跳闸较频繁的线路，找出易击点，采取综合防雷措施(包括降低杆塔接地电阻、改善接地网的敷设方式、适当加强绝缘、增设耦合地线、使用线路型带串联间隙的金属氧化物避雷器等手段)，降低线路的雷击跳闸率和事故率。 6.3.4.4 加强对绝缘架空地线放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。 6.3.4.5 采取降阻措施需经过技术经济比较，在土壤电阻率较高的地段，可采用增加垂直接地体，加长接地带、改变接地形势、换土或采用接地新技术(如接地模块)等措施，不得使用化学降阻剂。在盐碱腐蚀较严重的地段，接地装置应选用耐腐蚀性材料或采用导电防腐剂防腐。 6.3.4.6 严格按规程规定的周期正确检测接地电阻。一般应使用接地摇表测量接地电阻值，测量结果应采用季节系数进行修正，季节系数的选取可参照《110(66)kV~500kV架空输电线路运行管理规范》。采用卡钳式接地测量仪测量时，不得降接地引下线与铁塔分开进行测量，但应通过摸索和使用该接地测量仪的经验消除可能的误差。 6.3.4.7 重视接地引下线的运行维护工作，腐蚀严重地区适当增大接地引下线的截面，在雷雨季节加强接地引下线与(杆)塔连接情况的检查。 6.3.4.8 对接地装置除定期进行抽样开挖检查外，还应对历次测量结果进行分析比较，对变化较大者应及时开挖检查。 6.3.5 预防鸟害事故 6.3.5.1 依据运行经验及鸟类活动规律划分鸟害区。 6.3.5.2 在鸟害多发地段，可在横担上方增设防鸟装置或采取其他有效的防范措施，对运行线路的直线杆塔悬垂串和耐张杆塔跳线串第一片绝缘子，宜采用大盘径空气动力型绝缘子或在绝缘子表面粘贴大直径增爬裙。 6.3.5.3因鸟粪造成的线路闪络事故，在事故发生后应及时清扫绝缘子或予以更换，并补装或调整防鸟措施，防止再次引发事故。 6.3.6 预防外力破坏 - - 17 6.3.6.1 认真贯彻执行和宣传《中华人民共和国电力法》，《电力设施保护条例》和《电力设施保护条例实施细则》，做好线路保护工作。发现有危害线路安全运行的单位和个人，及时递交《影响线路安全运行整改通知书》并敦促其整改。积极配合当地公安机关及司法部门严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的犯罪活动。 6.3.6.2 积极取得当地政府部门的支持，加强对线路保护区的整治工作，严禁在保护区内植树、采矿、建造构筑物等，保证线路通道满足安全运行要求。 6.3.6.3 依靠群众搞好护线工作，建立并完善群众护线制度，落实群众护线员的保线、护线责任。 6.3.6.4可能引起误碰线路的区段，应悬挂限高警示牌或采取其它有效警示手段。 6.3.6.5 在线路保护区或附近的公路、铁路、水利、市政等施工现场应设置警示标志，并做好保线、护线的宣传工作，必要时，派专人监护，防止吊车等施工机具刮碰导线引起的跳闸或断线事故。 6.3.6.6 严禁在线路附近烧荒、烧秸秆等，在烧荒季节加强巡视和宣传，一旦发现立即制止。 6.3.6.7 严禁在距线路周围500米范围内(指水平距离)进行爆破作业。因工作需要必须进行爆破作业时，应按国家有关法律法规，采取可靠的安全防范措施，确保线路安全，并征得线路产权单位或管理部门的书面同意，报经政府有关管理部门批准。另外在规定范围外进行的爆破作业也必须确保线路的安全。 6.3.7 预防林区架空输电线路火灾事故 6.3.7.1 为了预防林区架空输电线路火灾事故，应严格执行DL/T741-2001和《森林防火条例》及其他相关规定。 6.3.7.2 对通过林区的架空输电线路，应加强巡视和维护，电力线与树木间距离应符合《电力设施保护条例》的有关规定。距离不足者，应敦促有关林业部门按规定及时砍伐。在森林防火期内应适当增加特巡次数，严防由于树木与电力线路距离不够放电引起森林火灾。 6.3.7.3 与林业部门建立互警机制，及时互通信息，确保在发生紧急情况时双方能够协同动作，采取有效的应对措施。 6.3.7.4 进入林区工作的电业工作人员应熟悉《森林防火条例》及相关防火知识，加强教育和培训，提高作业人员遵纪守法的自觉性和防火、灭火操作能力。 6.3.7.5 进入林区进行线路作业时，其车辆、作业用具的使用以及作业方法等均应符 - - 18 合《森林防火条例》的有关规定。 6.3.7.6 对运行中的线路通道内砍伐完的树木，应及时清理，以防发生火灾。 6.3.8 预防导地线覆冰舞动 6.3.8.1 对运行中处于重冰区的线路，应按照《重冰区架空送电线路设计技术规定》(试行)进行校核。 6.3.8.2 对设计冰厚取值偏低，抗冰能力弱而又未采取防覆冰措施的位于重冰区的线路应进行改造，尤其是跨越峡谷、风道、垭口等的高海拔地区线路，使其具备相应的抗冰能力。可适当增加耐张塔的使用比例，减小杆塔档距或适当增加导地线、金具等的承载能力。 6.3.8.3 对覆冰厚度超过设计冰厚的线路，可采取如下的措施预防冰害事故: 6.3.8.3.1 消除导线上覆冰:大电流融冰法;机械除冰法;被动除冰法。 6.3.8.3.2防止绝缘子覆冰闪络:增大绝缘子的伞间距离;改变绝缘子串的安装形式;在绝缘子串之间插入大伞径绝缘子，以阻断冰桥的形成;加强对绝缘子串的清扫，保持绝缘子清洁，减少绝缘子表面的积污量，以降低绝缘子串发生冰闪的几率。 6.3.8.4 舞动多发地区的线路，可采取如下预防措施: 6.3.8.4.1 已加装防舞装置的线路，应加强对防舞装置的观测和维护，对超过设计冰、风限值发生的舞动应及时采取应对措施。 6.3.8.4.2对已发生过舞动的线路，应及时进行检查和维修，并积极开展防舞研究，采取防舞措施(如加装防舞装置)，以降低舞动发生的几率，减小舞动造成的损失。 6.3.8.4.3 加装防舞装置的同时应考虑防微风振动的要求，并进行必要的防振试验或现场测试、确保线路的安全运行。 7 防止输变电设备污闪事故 为防止发生输变电设备污闪事故，应严格执行《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》(GB/T16434)，并提出以下重点要求: 7.1 设计与基建阶段应注意的问题 7.1.1 应加强设计、基建、运行及科研单位的沟通和协调，并充分听取运行单位及电力科研单位的意见。 7.1.2 新建和扩建输变电设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化因素。对于一、二级污区，可采用比污区图提高一级配置原则;对于三级污区，应结合站址具体位置周围的污秽和发展情况，对需要加强防污措施的，在设计和建设阶段充分 - - 19 考虑采用大爬距定型设备，同时结合采取防污闪涂料或防污闪辅助伞裙等措施。 对于四级污区，应在选站和选线阶段尽量避让。如不能避让，应在设计和建设阶段考虑设备型式的选择，变电站可以考虑采用GIS或HGIS等设备或者全户内变电站(应进行技术经济比较)，线路可以考虑采用大爬距定型设备，同时结合采取防污闪涂料等反事故措施。 7.1.3 绝缘子覆冰闪络是污秽闪络的一种特殊形式。重冰区绝缘设计应采用增强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接以及改善融冰状况下导电水膜形成条件，防止冰闪事故。 杜绝330、220、110kV主网架的污闪停电事故和电网大面积污闪停电事故;最大限度地降低输变电设备的污闪跳闸率，线路污闪跳闸率应控制在:330kV线路为0.05次/百公里?年 -110 kV线路为0.1次/百公里?年以下。各生产管理部门以及输变电工程设计、以下，220 基建、供应等部门的防污闪技术工作均应严格执行。 7.1.4加强绝缘子全过程管理，全面规范选型、招标、监造、验收及安装等环节，确保使用设计合理、质量合格的绝缘子。 7.2 运行阶段应注意的问题 7.2.1 完善防污闪管理体系，明确和落实防污闪主管领导和专责人的具体职责。 7.2.2 及时修订污区分布图。定期开展饱和盐密测量、污源调查和运行巡视工作，及时修订污区分布图。目前盐密测量应按照国家电力公司《关于开展‘用饱和盐密修订电网污区分布图’工作的通知》(发输电输[2002]168号)的要求，逐步过渡到按3-5年的饱和盐密积污量取值。 7.2.3 调爬与清扫 7.2.3.1 运行设备外绝缘爬距原则上应与污秽等级相适应。对于不满足污秽等级要求的应予以调整;如受条件限制不能调整的，应采取必要的防污闪补救措施。 7.2.3.2 加强设备清扫工作，落实“清扫责任制”和“质量检查制”，其中应重点关注自洁性能较差的绝缘子(如钟罩式绝缘子)。站内带电水冲洗工作必须严格执行《带电水冲洗规程》，有关操作人员必须经培训合格。 7.2.3.3 在调爬和清扫中应防止在局部留下防污漏洞或死角，如具有多种绝缘配置的线路中相对薄弱的区段，配置过于薄弱的耐张绝缘子，输)变电结合部等。 7.2.3.4 在近城、市郊地区的110kV及以上线路原则上每5,10km选择一个饱和盐密监测点;发、变电站内选择1,2个饱和盐密监测点。在远离城镇的农田、山区应根据不同污源性质酌情选择饱和盐密监测点。 - - 20 7.2.3.5 新建、扩建输变电工程设备外绝缘设计应以污区分布图为基础，并根据本地区工农业发展、输变电设备在电网中的重要性留有适当的裕度。在审核和验收新建、扩建输变电设备时，应以污区分布图为依据，核实各地段污秽等级与外绝缘爬电比距的配置是否匹配。在易出现持续大雾天气的地区，输电线路绝缘子的爬电比距应按比实际所处污区的污级提高1级水平来配置。 7.2.4 绝缘子使用注意事项 7.2.4.1 玻璃绝缘子与瓷绝缘子 对于盘形悬式玻璃绝缘子自爆和瓷绝缘子零值问题，一方面应坚持定期检测和更换，另一方面对劣化率高于《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》的，应结合生产厂家)产品批次)运行时间)运行条件等因素进行综合分析，必要时应全部更换，并与设计)基建及绝缘子生产厂家及时交换信息。 7.2.4.2 复合绝缘子 应严格执行《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》(DL/T864-2004)的有关规定，并注意以下事项: 7.2.4.2.1 在复合绝缘子存放期间及安装过程中，严禁任何可能损坏绝缘子的行为;在安装合成绝缘子时，严禁反装均压环。 7.2.4.2.2 使用复合绝缘子进行防污调爬时，应综合考虑输电线路的防雷)防风偏)防鸟害等性能。 7.2.4.2.3 对运行中的复合绝缘子应参照“饱和盐密监测点”设置一定数量的“憎水性监测点”，定期检测绝缘子憎水性，以分析该批产品的外绝缘状况。对于严重污秽地区的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。在进行杆塔防腐处理时，应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。 7.2.4.2.4 应定期换下一定比例的复合绝缘子，应按《陕西省电力公司复合绝缘子管理和使用导则》的要求做全面性能试验。对于确定性能已明显老化)不能确保安全运行的产品批次应及时更换。 7.2.4.2.5 运行中应加强在恶劣气象条件(雨、雾、雪、雪淞、雾淞等)下绝缘子运行状况的巡视工作。高海拔地区、污秽特别严重地区选用加大爬电比距的产品时应考虑爬电比距有效利用系数的合理性。 7.2.4.2.6运行输变电设备外绝缘的调爬应依据修订后的污区分布图进行。变电站应防止变压器出口处设备外绝缘的闪络,特别是主力发电厂、枢纽变和系统重要变电站。污秽地区变 - - 21 电站应将刀闸支柱瓷瓶、母线支柱瓷瓶和母线悬式吊串瓷瓶更换为防污型绝缘子或复合绝缘子绝缘子。配置防污型设备时，除考虑爬电比距外还应考虑爬电比距的有效利用系数。 7.2.4.2.7凡发生过电网大面积污闪事故和可能出现灾难性浓雾的地区应增加330、220kV线路以及重要的110kV线路的爬电比距。双回路输电线路中的一回应全线使用复合绝缘子，以确保灾难性浓雾侵袭时有一条线路可靠运行，避免电网解列崩溃。 地处?级污区的330kV线路因塔头尺寸不够而无法调爬至普通型悬式绝缘子21片时，可采用防污型和普通型的组合悬式绝缘子串形式;地处偏远地区的0、?级污区的330kV线路绝缘子可采用复合绝缘子，以减少运行维护工作量。 7.2.4.2.8因受条件限制不能调正爬电比距的设备，应由主管防污闪领导签署可操作的辅助防污闪措施。对设备伞间距较小的、或瓷件外形为上细下粗的大型瓷套管应采取防雨闪措施。 ,2年一次定期检7.2.4.2.9严格执行110kV及以上线路和发、变电站盘形悬式瓷绝缘子1零、低值绝缘子的监测工作。提高监测的准确性，发现零、低值绝缘子应及时更换，做好运行中瓷绝缘子年劣化率、钢化玻璃绝缘子年自爆率的统计分析。 7.2.4.2.10在投运后前三年的平均年劣化率大于 0.3%，或在运行若干年后平均年劣化率大于1%、或机电强度明显下降时，应及时上报并做出处理。 7.2.4.2.11 防污闪涂料与防污闪辅助伞裙 绝缘子表面涂覆“RTV防污闪涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备污闪的重要补充措施，其使用应分别符合《电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料》(DL/T627-200х)和《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》(调网[1997]130号)的要求，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，但可将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。 涂防污闪涂料、加装伞裙套是防止设备污闪的有效补救措施。对污区变电站中不能更换防污型设备、又无法进行带电清扫的设备可按《陕西省电力公司防污闪涂料管理和使用导则》的要求采用防污涂料或加装伞裙套。 7.2.4.2.12 避雷器不宜采用加装伞裙套。需进行经常性检修的充油设备不宜采用涂防污涂料。对伞间距较小或塔形结构(上部伞裙直径小、下部伞裙直径大)的大型瓷套管设备应采用加装伞裙套的措施来防止套管雨中闪络事故。 7.2.4.2.13 在大鸟活动频繁地段的线路应采用有效措施防止鸟害闪络事故，可采用在横担上加装防鸟刺、挡板，合复合绝缘子上端第一个伞采用加大伞裙等措施。但措施的效果与防鸟刺、挡板、大伞裙的直径有关，一般直径宜大于70mm。还可采用具有驱散鸟在杆塔上着落效果的声、光、转轮等措施。 - - 22 7.2.4.2.14凡发生过电网大面积污闪事故和可能出现恶劣气象条件的地区应增加330、220kV及重要110kV输电线路的爬电比距;双回路输电线路中的一回应全线使用复合绝缘子，以确保恶劣气象条件和环境下有一条线路可靠运行，防止330、220kV及重要110kV输电线电网事故。 7.2.4.2.15定期对输变电设备外绝缘表面盐密测试和污秽情况进行调查，及时根据污源和污秽变化情况采取防污闪措施和完善污区分布图，做好防污闪的基础工作。绝缘子表面盐密测试应过渡到测量绝缘子饱和盐密值，每四年用饱和盐密法对污区图进行一次修订。在近城市和市郊地区的110kV及以上线路原则上每5,10km选择一个盐密监测点;在变电站内应选择1,2个盐密监测点。在远离城镇的农田、山区应根据不同污源性质酌情选择盐密监测点。 7.2.4.2.16新建、扩建输变电工程设备外绝缘设计应以污区分布图为基础，并根据本地区工农业发展、输变电设备在电网中的重要性留有适当的裕度。在审核和验收新建、扩建输变电设备时，应以污区分布图为依据，核实各地段污秽等级与外绝缘爬电比距的配置是否匹配。在易出现持续大雾天气的地区，线路绝缘子的爬电比距应按比实际所处污级提高1级水平配置。 运行输变电设备外绝缘的调爬应依据修订后的污区分布图进行。III级及以上污秽地区变电站应将刀闸支柱瓷瓶、母线支柱瓷瓶和母线悬式吊串瓷瓶更换为防污型绝缘子或复合绝缘子。不能更换时应采取喷涂RTV涂料或加装增爬裙。配置防污型设备时，除考虑爬电比距外还应考虑爬电比距的有效利用系数。 7.2.4.2.17对变电站设备伞间距较小或瓷件外形为上细下粗，伞间距较小的大型CT套管且不能更换时应采取增爬群防雨闪措施。 7.2.4.2.18确保输变电设备的适时清扫，保证清扫质量，落实清扫工作责任制、做好清扫质量的管理工作。逐步采用绝缘子表面污秽泄漏电流在线检测、绝缘子表面盐密检测等措施指导设备清扫周期，实现设备状态清扫。 7.2.4.2.19复合绝缘子的质量全过程管理应按国电公司调网[1997]93号《合成绝缘子使用指导性意见》和《合成绝缘子使用规定要求》进行。运行中应加强在恶劣气象条件(雨、雾、雪、雪淞、雾淞等)下合成绝缘子运行状况的巡视工作。应密切注意复合绝缘子端头密封质量，对运行8年以上的复合绝缘子应进行抽检，应按《陕西省电力公司复合绝缘子管理和使用导则》进行电气、机械试验，检测复合绝缘子憎水性和老化程度的抽检和试验。对330kV输电线路的悬式绝缘子更换为复合绝缘子时要取消原均压环，只采用复合绝缘子配置的均压环。 - - 23 7.2.4.2.20在大雾低温的气象条件下发生的不明闪络，在排除雷击、污闪、鸟粪等原因后,可采取在绝缘子串的下方加装,片带有大伞径复合套的瓷绝缘子的措施。运行中的复合绝缘子应按周期进行巡视和检查工作，按规定和标准的要求抽检复合绝缘子伞裙表面憎水性能的变化，判断复合绝缘子运行情况和存在问题。 7.2.4.2.21需进行经常性检修的充油设备不宜采用涂防污闪涂料。严格执行110kV及以上线路和变电站盘形悬式瓷绝缘子3年一次定期检零、低值绝缘子的监测工作。提高检测的准确性，发现零、低值绝缘子应及时更换;做好运行中瓷绝缘子年劣化率、钢化玻璃绝缘子年自爆率的统计分析。在投运后前三年的平均年劣化率大于0.3%，或在运行若干年后平均年劣化率大于1%、或机电强度明显下降时应及时上报并做出处理。 7.2.4.2.22户内设备外绝缘配置符合《户内设备技术条件》，在潮湿地区或易凝露地区的应提高设备外绝缘配置水平。运行中应适时进行清扫和除湿。 7.2.4.2.23在大鸟活动频繁地段的线路应采用有效措施防止鸟害闪络事故。可采用在横担上加装防鸟刺、挡板。复合绝缘子上端第一个伞采用加大伞裙等措施。还可采用具有驱散鸟在杆塔上着落效果的声、光、转轮等措施。 发生夜晚或凌晨绝缘子闪络而绝缘子串表面清洁,且杆塔下方地面有鸟粪溅落，应视为鸟粪闪络，并应采取相应防鸟害措施。防鸟刺装置应足够大，防止鸟在塔顶边缘栖息，避免鸟粪在绝缘子串径向300mm范围内溅落，引起绝缘子串闪络。 7.2.4.2.24 变电设备表面涂RTV涂料和加装防污闪伞裙是防止设备发生污闪事故的重要措施，要按《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》的要求使用。要按《陕西省电力公司RTV涂料管理规定和使用导则》的要求，加强RTV涂料使用的规范化管理，凡进入陕西省电力系统销售和使用的RTV涂料都必须按规定进行RTV涂料的监测试验项目，保障电网和设备的安全生产和稳定运行。 7.2.4.2.24定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子的强度和受力情况进行检查和监测，以防止绝缘子断裂引起故障和事故。对特殊气象条件和运行环境，例如高海拔、多雷区、多湿雾区、污秽特别严重的地区，应选用加长绝缘距离及加大爬电距离的产品。 7.2.4.2.25在做好主网防污闪工作的同时，加强对大用户设备的防污闪监督管理,包括污秽等级划定、设备外绝缘配置、盐密测试、设备清扫等工作，防止用户设备的污闪事故对网安全运行的影响。 7.2.4.2.26 定期对输变电设备外绝缘表面盐密测试和污秽情况进行调查，及时根据污源和 - - 24 污秽变化情况采取防污闪措施和完善污区分布图，做好防污闪的基础工作。绝缘子表面盐密测试应过渡到测量绝缘子饱和盐密值。 在近城市和市郊地区的110kV及以上线路原则上每5,10km选择一个盐密监测点;在变电站内应选择1,2个盐密监测点。在远离城镇的农田、山区应根据不同污源性质酌情选择盐密监测点。新建、扩建输变电工程设备外绝缘设计应以污区分布图为基础，并根据本地区工农业发展、输变电设备在电网中的重要性留有适当的裕度。在审核和验收新建、扩建输变电设备时，应以污区分布图为依据，核实各地段污秽等级与外绝缘爬电比距的配置是否匹配。在易出现持续大雾天气的地区，线路绝缘子的爬电比距应按比实际所处污级提高1级水平配置。 7.2.4.2.27对变电站设备伞间距较小或瓷件外形为上细下粗，伞间距较小的大型CT套管且不能更换时应采取增爬群防雨闪措施。 7.2.4.2.28确保输变电设备的适时清扫，保证清扫质量，落实清扫工作责任制、做好清扫质量的管理工作。逐步采用绝缘子表面污秽泄漏电流在线检测、绝缘子表面盐密检测等措施指导设备清扫周期，实现设备状态清扫。 7.2.4.2.29要定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子的强度和受力情况进行检查和监测，以防止绝缘子断裂引起故障和事故。对特殊气象条件和运行环境，例如高海拔、多雷区、多湿雾区、污秽特别严重的地区，应选用加长绝缘距离及加大爬电距离的产品。 7.2.4.2.30 在大雾低温的气象条件下发生的不明闪络，在排除雷击、污闪、鸟粪等原因后,可采取在绝缘子串的下方加装,片带有大伞径复合套的瓷绝缘子的措施。 7.2.4.2.31运行中的复合绝缘子应按周期进行巡视和检查工作，按规定和标准的要求抽检复合绝缘子伞裙表面憎水性能的变化，判断复合绝缘子运行情况和存在问题。 7.2.4.2.32 避雷器不宜加装伞裙套;需进行经常性检修的充油设备不宜采用涂防污闪涂料。 7.2.4.2.33严格执行110kV及以上线路和变电站盘形悬式瓷绝缘子3年一次定期检零、低值绝缘子的监测工作。提高检测的准确性，发现零、低值绝缘子应及时更换;做好运行中瓷绝缘子年劣化率、钢化玻璃绝缘子年自爆率的统计分析。在投运后前三年的平均年劣化率大于0.3%，或在运行若干年后平均年劣化率大于1%、或机电强度明显下降时应及时上报并做出处理。 7.2.4.2.34户内设备外绝缘配置符合《户内设备技术条件》，在潮湿地区或易凝露地区的应提高设备外绝缘配置水平。运行中应适时进行清扫。 - - 25 7.2.4.2.35 在大鸟活动频繁地段的线路应采用有效措施防止鸟害闪络事故。可采用在横担上加装防鸟刺、挡板，合成绝缘子上端第一个伞采用加大伞裙等措施。还可采用具有驱散鸟在杆塔上着落效果的声、光、转轮等措施。 发生夜晚或凌晨绝缘子闪络而绝缘子串表面清洁,且杆塔下方地面有鸟粪溅落，应视为鸟粪闪络，并应采取相应防鸟害措施。防鸟刺装置应足够大，防止鸟在塔顶边缘栖息，避免鸟粪在绝缘子串径向300mm范围内溅落，引起绝缘子串闪络。 变电设备表面涂RTV涂料和加装防污闪伞裙是防止设备发生污闪事故的重要措施，要按7.2.4.2.36按《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》规定,加强RTV涂料使用的规范化管理，凡进入陕西省电力系统销售和使用的RTV涂料都必须按《陕西省电力公司RTV涂料管理规定和使用导则》的要求进行RTV涂料的监测试验项目，保障电网和设备的安全生产和稳定运行。 7.2.4.2.37在做好主网防污闪工作的同时，加强对大用户设备的防污闪监督管理,包括污秽等级划定、设备外绝缘配置、盐密测试、设备清扫等工作，防止用户设备的污闪事故对网安全运行的影响。将大用户纳入主网防污闪工作的轨道，防止用户设备的污闪事故对电网安全运行的影响。 7.2.4.2.38根据有关试验室试验表明,鸟粪溅落通道距绝缘子外边缘十几厘米时，比直接滴落到伞群时更易闪络，这是因为成串的鸟粪严重改变了绝缘子串的场强分布，并构成放电通道。此种闪络不可能在绝缘子表面发现鸟粪痕迹，所以历年统计的不明原因闪络有很大比例是属于鸟害事故。为防止此类鸟粪闪络事故，必须要加大防鸟刺的尺寸，塔顶边缘不能给鸟留有栖息的空间。 不明原因闪络是发生在特定气候条件、特定时间段内，绝缘子在工频电压下的闪络，开关跳闸后均能重合成功。特定气候条件是指大雾，时间段为冬季的深夜或凌晨，在绝缘子闪络之初，绝缘子两端有很强的电离，并伴有刷状放电。所以绝缘子处于温度较低的冷雾中，线路下可听到强烈的电晕声和臭氧气味。 7.2.5 户内绝缘子防污闪要求:室内设备外绝缘爬距的设计及调整应符合《户内绝缘子运行条件》(DL/T729)的要求，并结合室内实际情况确定相应的防污闪措施。户内设备外绝缘配置符合《户内设备技术条件》，在潮湿地区或易凝露地区的应提高设备外绝缘配置水平。运行中应适时进行清扫。 8 防止直流输电和换流设备事故 8.1 防止换流阀损坏事故 - - 26 8.1.1 加强换流阀设计、制造、安装到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。 8.1.2 对于高压直流系统换流阀设备，应进行赴厂监造和验收。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。 8.1.3 每个换流阀中必须增加一定数量的晶闸管级。各阀中的冗余晶闸管级数，应不小于12个月运行周期内损坏的晶闸管级数的期望值的2.5倍，也不应少于2至3个晶闸管级。 8.1.4 在换流阀的设计、制造和安装中，应能消除任何原因导致的火灾，并消除火灾在换流阀内蔓延的可能性。阀内的非金属材料应为阻燃材料，并具有自熄灭性能。所有塑料材料中应添加足够的阻燃剂，但不应降低材料的机械强度和电气绝缘特性等必备物理特性。 8.1.5 为防止阀厅发生火灾事故，应加强火情早期检测，宜选用响应时间快、灵敏度高的检测设备。检测设备的固定应采用韧性材料，严防管道脱落。 8.1.6 应保证换流阀冷却系统在运行时无漏水和堵塞情况。阀的结构应能保证泄漏出的液体自动沿沟槽流出，离开带电部件，汇流至检测器并报警。 8.1.7 冷却系统必须配备完善的漏水监视和保护措施，确保及时测量冷却系统故障，并发出报警。当有灾难性泄漏时，必须自动断开换流器电源以防止换流阀损坏。应避免冷却系统漏水、冷却水中含杂质以及冷却系统腐蚀等原因导致的电弧和火灾。 8.1.8 完善自动监视功能，包括阀避雷器动作和阀漏水检测功能。 8.1.9 定期清扫阀塔内部件，包括电阻、电容、电感、可控硅及其冷却器、防火隔板、水管、光纤盒、悬吊螺杆、工作平台、屏蔽罩等设备，需擦拭均匀，保证阀塔内电位分布均匀。 8.1.10 可控硅试验须使用专用试验仪器。具体试验项目有:短路试验、阻抗试验、触发试验、保护性触发试验、恢复保护试验和反向耐压试验。 8.2 防止换流变压器(平波电抗器)事故 8.2.1 加强对设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。 8.2.2 严格按照有关规定对新购设备进行验收，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。 8.2.3 定购设备前，应向厂家索取做过突发短路试验变压器的试验报告或抗短路能力动态计算报告;在设计联络会前，应取得所定购变压器的抗短路能力计算报告。 - - 27 8.2.4 换流变和平抗应赴厂监造和验收，并按照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。 8.2.5 工厂试验时应将供货的套管安装在换流变(平抗)上进行试验，所有附件出厂时均应按实际使用方式经过整体预装，厂家应提供主要材料和附件的工厂试验报告和生产厂家出厂试验报告。 8.2.6 认真执行交接试验规程。设备在出厂和投运前，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以作原始记录;在安装和大修后须进行现场局部放电试验。 8.2.7 换流变压器在运输过程中，必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪;换流变压器在更换就位过程中宜使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。经相关单位共同验收后，用户方保留记录纸。 8.2.8 加强设备重瓦斯保护的运行管理。在正常运行过程中，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，并经有关主管领导批准。 8.2.9 加强变压器(平抗)油的质量控制。在运行中应严格执行有关标准，完善在线色谱分析功能。工作现场应具有色谱分析装置和试验分析人员，以做到及时检测。 8.2.10 完善变压器(平抗)的消防设施，定期进行维护、试验。 8.3 防止直流开关事故 8.3.1 以交流断路器的单相单元作为基础的直流高速开关或直流断路器，应满足交流断路器的技术要求，并适当改进以满足用作直流开关的不同要求。 8.3.2 直流高速开关或直流断路器利用金属氧化物避雷器作为电流转换的消能元件时，应提供并联接入的避雷器吸收的总能量及分流控制指标(包括避雷器多柱和多芯间的分流)。 8.3.3 对于弹簧操作机构，应加强弹簧、轴、销的防腐防锈，每年应检查并记录弹簧拉伸长度，防止因弹簧断裂造成开关事故。 8.3.4 开关设备应按照规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸。 8.3.5 严格执行交接预试规程，测量断路器分合闸最低动作电压，防止出现断路器拒动及误动事故。 8.3.6 应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF压力表和密度继电器的定期校验。 6 8.3.7 加强开关充电装置的维护工作，应按照规定的检修周期进行检修维护，防止 - - 28 开关因充电装置故障误动和拒动。 8.4 防止直流穿墙套管事故 8.4.1 对于SF6绝缘套管，应配置相应的气体密度(或压力)监视装置，在低于设备要求值时，可靠退出运行。 8.4.2 定期对套管进行维护，检查SF6气体密度监视装置和压力计。 8.4.3 坚持“逢停必扫”原则，保持套管的外绝缘水平，防止耐污水平下降。 8.5 防止绝缘子放电事故 8.5.1 换流站户外垂直套管爬距应满足运行要求，防止不均匀湿闪事故发生。 8.5.2 变电设备外绝缘配置必须达到污秽等级要求，有关防污改造可采取更换防污设备或涂防污涂料等措施。 8.5.3 密切跟踪换流站周围污染源盐密值的变化情况，据此及时调整所处地区的污秽等级，并采取相应措施使设备爬电比距与所处地区的污秽等级相适应。 8.5.4 为防止户内支持绝缘子污闪放电，在外绝缘爬距符合《户内设备技术条件》的同时，必须保证户内直流场空调通风系统的运行，并根据季节气候变化，调节和保持合适的温度和湿度。 8.5.5 积极开展绝缘子超声波探伤和带电裂纹检测工作，以及时发现缺陷，防止事故发生。 8.6 防止直流控制保护设备事故 8.6.1 直流系统控制保护应至少采用完全双重化配置，每套控制保护应有独立的硬件设备，包括专用电源、主机、输入输出电路和保护功能软件。 8.6.2 直流保护应采用分区重叠布置，每一区域或设备至少设置双重化的主、后备保护。 8.6.3 直流保护系统的结构设计应避免单一元件的故障引起直流保护误动跳闸。如果 多重化直流保护系统相互独立，之间不采用切换方式防误动，则每套保护必须有完善的双/ 防误动措施，实现防误动逻辑的硬件应与实现保护逻辑的硬件相互独立。 8.6.4 应充分发挥技术管理的职能作用，加大直流控制保护技术监督力度，有针对性地指导运行维护单位加强控制保护工作。 8.6.5 有关控制系统软件及参数的修改须经主管部门的同意。保护策略、参数及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意。 9防止大型变压器损坏事故 - - 29 为了认真贯彻执行国家电网公司《预防110(66)kV,500kV油浸式变压器(电抗器)事故措施》(国家电网生[2004]641号)、《110(66)kV,500kV油浸式变压器(电抗器)技术监督规定》(国家电网生技[2005]174号)、国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》(国家电网生[2005]400号)和省公司《防止电力设备重大事故的八项重点要求》等有关规定，防止大型变压器(电抗器)损坏事故，提高安全运行水平，结合我省实际情况，特制定变压器(电抗器)设备反事故措施实施细则。 9.1加强变压器的全过程管理 9.1.1加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗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抗短路能力动态计算报告，并进行核算工作。 9.1.2严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。 9.1.3 220kV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，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。参与110KV变压器的出厂试验，对重要试验项目如出厂局放试验等要严格把关。 9.2相关试验和运输要求 9.2.1出厂试验要求 39.2.1.1测量电压为1.5Um/时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量:自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC;其他变压器不大于100pC。 39.2.1.2 测量电压为1.5Um/时， 110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。 9.2.1.3 330kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验，其局部放电测量结果不应有明显变化。 9.2.2 应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经过整体预装。 9.2.3 - - 30 9.2.3.1认真执行交接试验规程。110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。110kV及以上电压等级的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验;110kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。 9.2.3.2 停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。 9.2.3.3变压器出厂时应进行绕组变形试验:包括低电压阻抗试验或频响试验(相间频 响特性应具有良好的一致性)，作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路 时应开展此项工作，与原始数据比较，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行 综合分析，对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。 防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后，未经检查就盲目 投运。 9.2.3.4 对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地，常接地式末屏应用万用表检查，如发现末屏有损坏应及时处理。 9.2.4大型变压器在运输过程中，应按照相应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、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。 9.3防止变压器绝缘事故 9.3.1 运行中的变压器 9.3.1.1对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器进水或空气受潮。加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，一旦发现渗漏油时应及时处理。 9.3.1.2注意保持套管油位正常，运行人员巡视时应检查记录套管油面情况。若套管油位有异常变动，应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是外漏。套管渗漏时应及时处理。 9.3.1.3 应定期检查吸湿器的油封、油位及吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。 9.3.1.4运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器档板是否损坏脱落。 - - 31 9.3.1.5 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，例如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。 .1.6 330kV变压器、并联电抗器绝缘油中出现乙炔时，应立即缩短监测周期，跟9.3 踪监测变化趋势。 9.3.1.7 通过长电缆(或气体绝缘电缆)与GIS相连的变压器，为避免因特高频操作过 )造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外(如加电压(VFTO 大变器入口等值电容等)，运行中应采用“带电冷备用”的运行方式(即断路器分闸后，其母线侧刀闸保持合闸状态运行)，以减少投切空载母线产生VFTO的概率。 9.3.1.8 加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等;防止小动物进入造成短路和其它意外短路;加强防雷措施;防止误操作;坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。 9.3.2 变压器的密封 9.3.2.1 110kV及以上新变压器安装时，要求制造厂应派人到现场指导和把关。新变压器运到现场后，应立即检查密封情况，确认有无受潮。充氮运输的变压器应尽快注油，严防进水受潮。对短期内不能安装投运的变压器，应安装上油枕和胶囊。 9.3.2.2 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。还应通过抽真空检查油箱的强度，并进行整体密封性能检查。 9.3.2.3 220kV及以上新变压器安装时，应吊罩或从人孔进人检查，以便及时发现运输过程中发生的问题，清除箱底杂物，但应尽量缩短器身暴露于空气的时间,具体要求为:空气相对湿度?65%为16小时;空气相对湿度?75%为12小时。 9.3.2.4 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。 9.3.2.5 装有金属波纹管储油柜的重压器，当出现波纹管渗漏应及时通知制造厂进行更换处理。在选用金属波纹管储油柜时，一般应选波纹垂直运动的内油式储油柜。并应防止异物长涩滑道，保证呼吸顺畅。 9.3.2.6 装有排污阀的储油柜，应结合小修进行排污放水。从储油柜补油或带电滤油时， - - 32 应先将储油柜的积水放尽。不得从变压器下部进油，防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压器器身。 9.3.2.7 防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉未进入变压器。对于全密封变压器不宜采用净油器。 9.3.3 对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作。其冷却系统、温度检测系统和继电保护装置都要准确可靠。同时，要避免过负荷运行。如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装。 9.3.4变压器油 9.3.4.1 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，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。 9.3.4.2 应及时分析运行中变压器的油样，并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。取油样应严格按照规程规定，用玻璃注射器进行密封取样。 9.3.4.3 变压器的绝缘油应严格按规程监测含水量、油击穿强度和介质损耗因数等指标，330kV变压器、电抗器还应监测绝缘油的含气量，如含气量突变或增长较快，应查明原因。 9.3.4.4变压器在运行中出现绝缘油介质损耗因数超过规程要求、且影响本体绝缘性能时，应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。 9.3.4.5 运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量，特别是运行时间超过15年的330kV变压器，要重视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。 9.3.4.6油色谱在线监测装置的选型应慎重，若加装油色谱在线监测装置，应将检测元件装设在运行中变压器油处于循环状态的部位。加装在线监测装置时，不得影响变压器的安全运行。 9.3.4.7 运行中的变压器，当油色谱分析出现异常，应缩短试验周期，跟踪注意其变化趋势。当色谱分析怀疑有放电性故障时，首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因，必要时应进行现场局部放电试验。 9.3.5变压器的检修 9.3.5.1 变压器吊罩大修时，应防止吊装过程中损伤线圈和引线绝缘，拆装变压器套管时，要防止引线根部绝缘和铜线损伤;套管回装时，应由专业人员检查均压球和引线连接情况以及引线对地距离，发现引线断股、过长或绝缘损伤应及时处理，穿缆引线应包扎一层白 - - 33 布带或绝缘，以防裸铜线与导管相碰分流烧坏引线。同时，还应防止工具、材料等物遗留在变压器内。 9.3.5.2 检查套管将军帽的密封情况及引线接头有无过热烧伤痕迹，检查套管上部注油孔的螺栓密封胶垫老化开裂情况，打开检查后的密封垫必须进行更换，以防止进水受潮。 9.3.5.3更换套管、电流互感器、释压器和温度计等部件时，安装前需进行检验合格。更换冷却器和潜油泵前，应对其进行清扫，冲洗和检漏试验。 9.4防止分接开关事故 9.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。 9.4.2 安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、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。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。 9.4.3 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。 9.4.4有载分接开关在安装时及运行中，应按出厂说明书进行调试和定期检查。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和操作机构指示位置的正确性。 9.4.5结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接开关进行全程切换。 9.4.6 应掌握变压器有载分接开关(OLTC)带电切换次数。对调压频繁的OLTC，为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态，可考虑装设带电滤油装置。对于长期不切换的OLTC，也应每半年启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变压器小修安排滤油，必要时也可换油。 9.5采取措施保证冷却系统可靠运行 9.5.1 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强有导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。 9.5.2 为保证冷却效果，变压器冷却器每1,2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。 9.5.3 强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，应定期进行切换试验，信号装置应齐全可靠。 9.5.4 运行中定期检测潜油泵的工作电流，并检查有无异音和过热现象。 - - 34 9.5.5 变压器内部故障跳闸后，应立即停止潜油泵运行，防止故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。 9.5.6 运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min。 9.5.7 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。 9.6 加强变压器保护管理 9.6.1 变压器投入运行的各种保护必须按规定进行定期校验。变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。 9.6.2 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。 9.6.3 气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。如果瓦斯气样为可燃气体且瓦斯保护在短期内连续发信号时，则应申请变压器停运。 9.6.4 气体继电器、压力释放装置和温度计等非电量保护装置应结合检修(压力释放装置应结合大修)进行校验，避免不合格或未经校验的装置安装在变压器上运行。为减少变压器的停电检修时间，压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。 9.6.5 非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行。 9.6.6 变压器在检修时应将非电量保护退出运行。 9.6.7 有条件时，可结合大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。 9.6.8 在有效接地系统中，中性点不接地运行的变压器，在投、切前，变压器中性点应可靠接地。 9.6.9 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。 9.6.10 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。220kV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，造成后备保护失灵，长时间切不断故障并扩大事故的后果。 9.6.11 220kV及以上主变压器电源侧宜装设故障录波器，录取故障情况下的变压器电流、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。 - - 35 9.6.12 变压器故障时继电保护装置应快速准确动作，后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间。为此，要求制造厂提供变压器承受短路能力试验的有关数据。 9.7防止变压器出口短路 9.7.1 为了减小短路电流对变压器的冲击,采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。 9.7.2 应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率，在母线桥上应装设绝缘热缩保护材料。 9.7.3 电缆出线故障多为永久性的，因此不宜采用重合闸，以防止变压器连续遭受短路冲击。 9.7.4 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，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。 9.8防止套管事故 9.8.1 套管安装就位后，带电前必须进行静放，其中330kV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。对局放试验，静放时间要求为110 kV套管不得少于24小时，220kV套管不得少于48小时，330kV套管不得少于72小时，且在静放期间，要进行多次排气。 9.8.2 定期对套管进行清扫。如套管的伞裙间距低于规定标准，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 每年应至少进行一次红外成像测温检查。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面以下时，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 110kV及以上油纸电容型变压器套管发生故障，原则上应返厂检修或更换。如自行检修，应严格按制造厂要求的检修工艺进行检修，应采用真空注油技术，真空度及抽真空 - - 36 时间应符合制造厂的要求。检修后的套管应进行局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验。 9.8.6 套管取油样原则上按照制造厂的要求。油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。 9.8.7 事故抢修所装上的套管，静放时间未达到要求的，投运后的3个月内，应取样做一次色谱试验。 9.8.8 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，防止内部受潮损坏。 9.8.9 运行中应保证套管末屏良好接地，末屏引线故障要及时处理。 9.8.10 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修、检查更换。运行15年以上的套管应检查储油柜的密封圈是否脆化龟裂。 9.8.11 对与GIS相连的油-气套管，应加装监视套管内部压力的表计，表计加装位置应便于运行人员观测。怀疑套管向变压器渗漏气时，可取油样分析油中SF6气体含量。当此种套管发生爆炸或运行中气体外溢时，工作人员必须穿戴防毒面具，以确保人身安全。 9.9预防变压器火灾事故 9.9.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。 9.9.2 变压器放油后进行电气试验时，应严防因感应高压打火或通电发热引燃油纸等绝缘物，在进行变压器引线焊接时，应做好焊接部位的防护措施，在变压器周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。 9.9.3 进行变压器干燥时，应防止加热系统故障和线圈局部过热烧毁，同时做好防火安全措施。 9.9.4 事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油，并有符合要求的防火隔离墙。防止绝缘油进入电缆沟内。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。 9.9.5 充氮灭火装置应确保不发生误动，否则将引起变压器事故。 9.9.6 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。 9.10防止干式电抗器事故 9.10.1 干式电抗器的配置要求 9.10.1.1 用于干式并联电抗器投切的断路器应选用低截流断路器。 - - 37 9.10.1.2 禁止使用断路器接于干式并联电抗器中性点侧的接线方式。 9.10.1.3 干式并联电抗器的故障保护应尽可能灵敏，避免电抗器故障条件下开关拒动而使故障扩大。 9.10.1.4 干式空心电抗器的安装位置应远离微机室、控制室和保护室，避免干式空心电抗器的漏磁场对弱电设备的干扰和损坏。 9.10.1.5 距离干式空心电抗器中心距离2倍直径的周边及垂直位置内，不得有金属闭环存在，特别应注意接地体及接地体中的闭合环路的存在，以及水泥构件金属闭合环路的存在对电抗器可靠性的影响。 9.10.2电抗器的订货技术要求 9.10.2.1要求在干式电抗器的包封表面应涂刷丙稀酸聚氨脂漆，防护紫外线对环氧层的老化作用; 9.10.2.2 在产品设计中，降低设计场强值和最高温升限值，延缓绝缘的老化进程。铝 2芯导线的电流密度不得大于1.2A/mm ;电抗器最热点温度应比电抗器标称耐热等级温度限 0值至少低15C。 9.10.2.3 为了防止横向绕制绝缘玻璃丝带工艺造成的产品轴向抗拉力薄弱的缺陷，引起产品沿横向纹路开裂现象，要求采用玻璃丝带成一定角度斜绕的工艺，以加强轴向力。 9.10.2.4 要求在包封外表面涂RTV，提高产品的憎水性和抗污秽能力。 9.10.2.5 在环氧配方中加入增韧剂，增加环氧的柔韧性，避免老化开裂进水受潮。 9.10.2.6 严格检验导线质量，确保导线无伤痕、毛刺和裂纹。 9.10.2.7 优先选择环氧树脂浇注一次成型工艺的产品。 9.10.2.8 导线绝缘应采用Nomax绝缘纸，提高与环氧的粘合性和抗热老化性。 9.10.3 运行单位防止干式电抗器事故应采取的主要措施 9.10.3.1 在三相干抗的出口处均应加装电流速断保护(目前通常只加一相)，提高事故瞬间对干抗的保护，避免由于一相故障而导致其他相事故的情况。 9.10.3.2 加装非金属材料的防雨棚。 9.10.3.3 已运行电抗器加外包封假层，可以有效防止雨水、紫外线和灰尘对干抗外表面的侵蚀，但应注意干抗的散热性能不能因此受到大的影响。 9.10.3.4 加均流金属屏蔽环以改善干抗表面电场分布，减少由于电场分布不均匀而导致的树枝放电现象。 - - 38 9.10.3.5 在干式电抗器投运初期正常情况下进行红外测温，留取电抗器表面温度分布基础图谱。在夏季高温情况下和电抗器带满负荷运行时间较长时，对电抗器进行红外测温，将测量图谱与原图谱进行对比分析，观察外包封表面温度分布是否出现异常变化。 9.10.3.6 对运行中电抗器外表面定期进行检查 a) 投运前对干抗进行外观检查，重点是检查是否有受外力撞击后的结构变形的情况，观察是否有明显的外形变化和局部凹凸现象。 b) 对于运行中的干式电抗器应至少每季度进行一次外观检查，重点观察是否有裂纹或线条状碳黑痕迹。若发现运行中电抗器有烟雾产生必须立即退出运行。 c) 在夜晚光线较暗的情况下还应对干抗的外表面情况进行补充外观检查，每季度至少一次。重点观察电抗器的外表面是否放电或电晕发光现象。 9.10.3.7 在电抗器停运时，应对电抗器进行全面的接触式检查，每年至少两次。电抗器内外表面漆层或RTV胶防护层应平展有光泽。无脱落、粉化、开裂和爬电痕迹。气道应畅通无阻，无螺栓、垫片、棉纱等异物。各紧固螺栓无松动迹象。 9.10.3.8 定期进行电抗器噪声测量。运行中电抗器电磁噪音应不大于55分贝，且无异常杂音。 在变压器预试或检修时进行干式电抗器直流电阻的测量。直流电阻测量值同出厂值相差不超过1,(换算到同温度下比较)。 10 防止互感器损坏事故 为了认真贯彻执行国家电网公司《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)、国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》(国家电网生[2005]400号)和省公司《防止电力设备重大事故的八项重点要求》等有关规定，防止大互感器损坏事故，提高安全运行水平，结合我省实际情况，特制定互感器设备反事故措施实施细则。 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，应选择运行实践证明可靠性高的互感器，防止质劣产品或淘汰品种进入电力系统。 10.2油浸式互感器选型原则及出厂试验要求 10.2.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。 10.2.2 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。 - - 39 10.2.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。 10.2.4 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。 10.2.5 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)。 10.3油浸式互感器新安装和大修后的投运 10.3.1 新安装和大修后的互感器，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，使之在最低环境温度时仍有指示。有渗漏油问题的电压互感器不得投运。 10.3.2 电容式电压互感器在投运前，其中间变压器应进行各绕组绝缘试验和空载试验(由于产品结构原因现场无法拆开时除外)。 10.3.3电压及电流互感器及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根根接地引下线均应符合故障短路电流通过时热稳定的要求。 310.3.4 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5U/(中性点有效接地m 3系统)或1.9U/(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m 厂试验值的10%。 10.3.5 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，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。 10.3.6 油浸式电流互感器在安装、检修和试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座可靠接地。 10.3.7 已安装完成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)，在投运前应按照预试规程进行预防性试验，测试数据与上次相比应无明显差别。 10.3.8 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。 10.4互感器的检修与改造 10.4.1 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。 10.4.2 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。 10.4.3 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 - - 40 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。 10.5 运行维护及缺陷处理 10.5.1 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。 10.5.2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，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。 10.5.3 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。对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H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，2 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 -6大于1×10μL/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。 10.5.4 重视油浸式互感器的介损测试，当介损随温度明显变化或试验电压由10kV上升到额定相电压时，介损增量绝对值变化超过0.3%时，应退出运行。 10.5.5 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。 10.5.6 在运行方式安排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。 10.5.7 为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器对绝缘电阻的影响。当采用电磁单元作为电源来测量电容分压器C和C的电容量和介质损耗因数时，应按制造厂说明书规定进行，一般控制中压12 端子对地电压不超过2.5kV，以保证安全。测量C时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏，2 对C电容量大的产品应适当降低试验电压。 2 10.5.8 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 - - 41 次绕组设在一次母线的L1侧。 10.5.9 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。 10.5.10 重视红外热成像测温技术在互感器绝缘监测中的作用，每年至少进行一次，在夏季高温天气或负荷较重时对设备进行红外测温工作。除观测表面温度分布、各部位温升外，重点注意各组互感器外表面相同部位三相间细微的温度差别。相间温差应符合DLT/664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》的要求，发现异常现象的应尽快查找原因并采取措施。 10.5.11 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，在取样试验合格后，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。 10.5.12 对运行20年以上的非全密封结构的老旧互感器，应缩短预试周期。 10.5.13 运行中电容式电压互感器应防止二次回路发生短路，以避免引起电容式电压互感器发生自身分频谐振而导致损坏。巡视中发现电容式电压互感器电磁单元有异常声响时，应将互感器退出运行。 U/310.5.14 10-110kV电磁式电压互感器，投运前应进行额定电压及1.9倍电压(中n U/3性点非有效接地系统)或1.5倍(中性点有效接地系统)电压下的空载电流测量，n 其值不得大于出厂试验值的5%。并应注意各组互感器的励磁特性应接近，以避免二次输出电压不平衡或产生虚幻接地等异常现象。 10.5.15 注意检查电压互感器高压绕组的X(或N、B)端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，其二次只允许一点接地，且应根据继电保护的要求设在户内。并应连接牢固可靠,不应通过二次端子排过渡，防止出现悬空和假接地现象。 10.5.16 小电流比的互感器则应注意产品的动热稳定倍数是否满足电网短路容量的要求。根据电网发展情况，注意验算电流互感器所在地点的短路电流，超过互感器铭牌的动热稳定电流值时，要及时安排更换。 10.6SF绝缘电流互感器 6 10.6.1 工厂验收及出厂试验要求 10.6.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。 - - 42 10.6.1.2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，以防止因材质偏软导致电容屏连接筒移位。 10.6.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。 10.6.1.4 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。 10.6.2 SF绝缘电流互感器运输 6 10.6.2.1制造厂应采取有效措施，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。 10.6.2.2 互感器应卧置装车，其轴线与运输方向一致运输时应注意防震，可垫放缓冲物体，并按制造厂规定匀速限速行驶。运输时在每台产品上安装振动测试记录仪器，(110kV,220kV)安装1个;500kV安装2个。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10g，则产品应返厂检查。 10.6.2.3 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 10.6.3 110kV及以上SF气体绝缘电流互感器投运前应进行超声波瓷瓶探伤检查。 6 10.6.4 SF绝缘电流互感器运行维护 6 10.6.4.1 大修后或必要时应对气体密度继电器进行校验。 10.6.4.2 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。 10.6.4.3 行运行中SF互感器漏气严重的应立刻退出运行。若压力表偏出绿色正常压6 力区(表压小于0.35MPa)时，应引起注意，并及时按制造厂规定停电补充合格SF新气(补气,速度为0.1MPa/h)。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。 10.6.4.4 应采取有效措施，保证充气管路的除潮、干燥。 10.6.4.5 当气压接近闭锁压力，应停止运行，检查防爆片有否微量泄漏，并通知制造厂及时处理。 10.6.4.6 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 ,90%)。 验值的80 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)，不得选用已明令停止生产、使用的各种型号开关设备。 - - 43 11.1.2 新建和技改项目必须选用无油化产品，其中新建项目中10kV真空断路器必须选用本体和机构一体化设计制造的产品。 11.1.3 35kV 、10kV电压等级的断路器应优先选用经过挂网运行验证且性能好良好的真空开关。35kV投切电容器组和电抗器的断路器建议选用使用SF6开关设备。 11.1.4 新建和技改项目中隔离开关和接地开关必须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，其外绝缘应满足以下条件: 1) 空气绝缘净距离:?125mm(对12kV)，?360mm(对40.5kV); ) 爬电比距:?18mm/kV(对瓷质绝缘)，?20mm/kV(对有机绝缘)。 2 3) 10kV母联开关柜和下进线柜的支持瓷瓶爬电比距: ?25 mm/kV爬距。 4) 对地下变电站、开闭所支持瓷瓶爬电比距应增加一个防护等级。 5) 10kV母线支持瓷瓶爬电比距: ?25 mm/kV爬距。 11.2 新装和检修开关设备的有关技术措施 11.2.1 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。 11.2.2 363kV SF电器设备及110kVGIS进行设备交接和大修试验中的水分测量及设6 备定量检漏必须由西北电力试验研究院开关中心进行。若不按此规定执行，设备不能加入运行。 11.2.3 断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，并符合有关技术要求。 11.2.4 GIS设备所有气室均应安装足量吸附剂，如发现气室中未安装吸附剂，应与生产厂家联系予以解决。 11.2.5 SF6电器设备出现故障，需解体检查时，应通知设备制造厂到现场协同处理，西北电力研究院现场监督处理。 11.3 预防开关设备运行操作故障的措施 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，SF断路器气体压力异6 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，当发现严重喷油时，应查明原因并及时处理。 - - 44 11.3.2 对故障掉闸线路实施强送，如果失败，应对实施强送的断路器进行仔细检查。 11.3.3 断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。 11.3.4 加强高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其是发电机变压器组断路器以及起联络作用的断路器，在并网前和解列后应到运行现场核实其机械位置，并根据电压、电流互感器或带电显示装置确认断路器触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。 11.3.5 室外SF开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员应穿戴防毒面具和6 穿防护服，从上风侧接近设备。如室内安装运行SF开关设备，在进入室内前必须先行强迫6 通风15min以上，待含氧量和SF气体浓度符合标准后方可进入。启动排气设备的电源开关6 应装在SF6开关设备室外。 11.3.6 在运行巡视时，应注意隔离开关、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。 11.4 预防开关设备拒动、误动故障的措施 11.4.1 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时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，并每三年做断路器机械特性试验，以及时发现问题。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 对气动机构必须加装油水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。未加装油水分离装置和自动排污装置的气动机构应定期放水，如放水发现严重油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应及时投入加热设备 ，防止压缩空气回路结冰造成拒动。 11.4.3 断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更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。设计部门在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。 11.4.4 当断路器大修时，应检查液压(气动)机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。 11.4.5 加强户外操动机构的维护检查，新投运的操动机构机构箱应达到IP4X的防护 - - 45 等级，对于达不到该等级的操动机构箱安排逐年完善。 11.4.6 加强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拒动。 11.4.7 为防止开关误动，开关的操作机构结合预防性试验规程同步进行低电压分闸试验。对于新投运及大修后的363kV高压断路器，应对断路器的分闸电压动作值予以具体测试，并将分闸动作电压调整到额定电压的45,,55,之间。 11.5 预防断路器灭弧室故障的措施 11.5.1 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，应采取以下措施: )合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。 1 2)采取加装电抗器等限流措施限制短路电流。 3)在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等。 4) 更换为短路开断电流满足要求的断路器。 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”。 11.5.3 开关类设备备品、备件的选购由各单位开关专责技术把关，必须选用质量合格的备品、备件。 11.5.4 当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。 11.5.5 真空开关的真空灭弧室结合预防性试验进行交流耐压试验。积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。 11.6 预防开关设备绝缘闪络、爆炸的措施 11.6.1 根据设备现场的污秽程度，采取有针对性的防污闪措施，防止套管、支持瓷瓶和绝缘提升杆闪络、爆炸。 11.6.2 断路器断口外绝缘应满足不小于 1.15倍相对地外绝缘爬电距离的要求，否则应加强清扫工作或采取其他防污闪措施。 11.6.3 新装、大修的126kV及以上电压等级断路器，绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限度的变形。如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应予更换。 11.6.4 充胶(油)电容套管应具有有效的防止进水和受潮措施，发现胶质溢出、开 - - 46 裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。应保证末屏接地良好，防止由于接地不良造成套管放电、爆炸。 11.7 预防开关设备载流回路过热的措施 11.7.1 在交接和预防性试验中，应严格按照有关标准和测量方法检查接触电阻。 11.7.2 应积极应用红外线测温设备检查开关设备的接点、隔离开关的导电部分(重点部位:触头、出线座等)，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。 11.7.3 对于采用移开式断路器的开关柜，在交接试验和大修后应测量断路器在工作位置时的一次触头插入深度，并检查与产品要求是否相符。 11.8 预防开关设备机械损伤的措施 11.8.1 认真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，更换零件并采取措施。 11.8.2 断路器的缓冲器应调整适当，性能良好，防止由于缓冲器失效造成开关设备损坏。 11.8.3 开关设备基础不应出现塌陷或变位，支架设计应牢固可靠，不允许采用悬臂梁结构。 11.9 加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。 11.10 预防断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当引发故障的措施 11.10.1 解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。 11.10.2 根据《电力系统安全稳定导则》(DL/T 755-2001)及有关规定要求，生产厂家应给出断路器合-分时间的上下限，设计取值上限应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。设计取值下限应不小于20ms，推荐采用不小于30ms。 11.10.3 应重视对以下参数的测试工作: 1)断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。 2)断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。 11.11 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施 - - 47 11.11.1 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。对于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。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。 11.11.2 220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。 11.11.3 定期检查直流系统各级熔丝或直流空气开关配置是否合理，熔丝是否完好。 11.11.4 气囊式时间继电器应更换为性能可靠的电子式时间继电器。 126型断路器机构箱及二次元件板的安装位置存在缺陷，11.11.5 早期生产的LW25, 应参照目前生产的LW25,126型断路器机构箱及二次元件板的安装位置予以改造。 11.11.6 开关类设备的二次回路中，主跳线圈和副跳线圈装在同一铁心上的，在交接验收时和大修后应进行极性检查。 11.12 预防隔离开关故障的措施 11.12.1 应对不符合国家电网公司《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126kV及以上电压等级隔离开关进行完善化改造。 11.12.2 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。 11.12.3 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，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。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。 11.12.4 应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。 11.12.5 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。 11.12.6 为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象;检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点;检查平衡弹簧的张力是否合适。 11.13 预防高压开关柜故障的措施 11.13.1 新建、扩建和改造工程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。 11.13.2 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 - - 48 缘材料(如环氧或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。 11.13.3 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的防火和封堵措施。 11.13.4 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。 11.13.5 高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。 11.13.6 尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。 11.14 预防SF断路器及GIS故障的措施 6 11.14.1 SF开关设备应定期进行微水含量和泄漏检测，如发现不合格情况应及时进6 行处理在处理过程中，设备内的SF气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及6 造成人员中毒事故。 11.14.2 室内安装运行的SF开关设备，应设置的含氧量仪和SF浓度报警仪。 66 11.14.3 应充分发挥SF气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的6 气体监测和异常情况分析。基建、生产用SF气体必须经SF气体质量监督管理中心检测合66 格，并出据检测报告后方可使用。 11.14.4 大修后或必要时应对SF压力表和密度继电器应进行校验。有条件时应对SF66 气体压力监测回路进行改造，将具有温度补偿元件的SF6气体密度控制器更换为接点与压力一体化的压力表(防震)。 12 防止接地网和过电压事故 为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻《交流电气装置的接地》(DL/T 621-1997)、《接地装置工频特性参数的测量导则》(DL/T 475-1992)、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T 620-1997)及其它有关规定，并提出以下重点要求: 12.1 防止接地网事故 12.1.1 设计、施工的有关要求 12.1.1.1 在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。 12.1.1.2 在新建工程设计中，应结合所在区域电网长期规划考虑接地装置(包括设备接地引下线)的热稳定容量，并提出有接地装置的热稳定容量计算报告。根据热稳定条件，不考虑腐蚀，接地线的最小截面应符合DL/T 621-1997 规程中附录C的规定。 - - 49 12.1.1.3 在扩建工程设计中，除应满足12.1.1.2中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须在现期的基建工程中一并进行改造。 12.1.1.4接地引下线应就近入地，并以最短距离与埋入土壤中的主网相连。电缆沟中的接地带不起散流作用，设备引下线不应与其直接相连。 12.1.1.5独立避雷针的接地装置与主接地网的地中距离不应小于3m。要求独立避雷针要设置单独的防雷接地装置，接地装置在地中与保护、工作接地网，必须保持3m以上的距离。地中距离不够时，可在防雷接地网与主地网之间敷设绝缘隔离带。若独立避雷针的接地装置必须与主接地网相连，则避雷针与主接地网的地下连接点至主控室保护和工作接地的地 。 中接地体长度不得小于15m 12.1.1.6 接地的扁铁应采用热镀锌、热镀锡等防腐措施，不能满足要求时，建议采取接地体外包炭素粉加热后形成炭素复钢体以解决防腐问题。对酸、碱性较大的土壤，可以考虑使用阴极保护法或采用铜质材料的地网。接地引下线亦应采用镀锌扁铁，引下线与水平接地体连接时的弯曲半径不小于100mm。 12.1.1.7 GIS变电站接地网可采用加长垂直接地体以保证主接地网的接地电阻值满足要求。同时GIS外壳的接地引下线应足够多，保证GIS瞬时外壳电压升高对人体不构成影响。 12.1.1.8 变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。带有二次控制线的重要设备及设备架构也应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。 12.1.1.9 施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。 12.1.1.10 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。 12.1.1.11 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。 - - 50 12.1.1.12 对接地引下线截面和主网接地扁铁截面不能满足热稳定的变电站以及腐蚀严重的变电站进行地网改造。地网改造时，建议将腐蚀严重的老地网扁铁取出，以免新老地网之间的加速腐蚀。 12.1.2 运行维护的有关要求 12.1.2.1 对于已投运的接地装置，每年应根据地区短路容量的变化，校核接地装置(包括设备接地引下线)的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。 12.1.2.2 接地引下线的导通检测工作应1,3年进行一次，并根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。 12.1.2.3对运行十年以上的电缆沟接地带、十五年以上的接地引下线、二十年以上的主接地网应进行选点检查或开挖检查，若发现地网腐蚀严重的应及时进行改造。 12.1.2.4 认真执行《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596-1996)及《接地装置工频特性参数的测量导则》(DL/T 475-1992)有关接地装置的试验要求，同时应测试各设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。 12.2 防止雷电过电压事故 12.2.1线路防雷设计要求 12.2.1.1要充分发挥陕西电力系统雷电定位系统的作用，不断积累各地区雷暴日数、雷暴日的开始日期和终止日期、雷电流幅值和极性。 12.2.1.2收集整理本地区历年来的雷电活动参数和规律，总结本地区雷电活动规律和历年来线路运行经验，确定易遭雷击的线路的线段和区域。 12.2.1.3对雷击跳闸率高于DL/T620-1997“交流电气设备的过电压保护与绝缘配合”标准附录C中表C5规定值的地区，设计时应提高线路的防雷基本技术水平。 a)对易遭雷击的山区重要35kV线路应沿全线架设避雷线;对跨越大沟和河道的35kV线段应架设双避雷线。 b)为降低山区线路绕击跳闸率，对山区的220kV及330kV输电线路不宜采用同杆双回架设的铁塔输电，110kV及220kV输电线路应架设双避雷线。 c)对山区易发生绕击跳闸的110,330kV线段，设计时应考虑加装线路避雷器或耦合地线。 - - 51 d)线路设计时，应充分考虑该地区历年来雷电活动和线路跳闸规律以及地形特点，采取有效措施降低雷击跳闸率。其措施主要包括:降低杆塔接地电阻、增加绝缘子片数、架设耦合地线等，对于山区易击段、易击点的杆塔可以采取安装线路避雷器的措施，对于同塔双回线可以采取不平衡绝缘措施。 12.2.1.4对于热备用的35,220kV线路，应在线路断开点附近采取防雷保护措施，加装避雷器。对经常开路运行而又带有电压的柱上断路器或隔离开关的两侧，亦应加装避雷器保护。 12.2.1.5设计审查时，应对特殊地区线路的保护角、线路走径的土壤电阻率和接地装置进行校核，应满足DL/T620和DL/T621“电气设备接地装置”标准的要求。 12.2.2施工验收及试验 12.2.2.1线路架设完工后，施工单位应按图纸要求，逐基测试杆塔接地电阻值，并提交测试报告。运行单位验收时，对110kV山区输电线路和220kV、330kV输电线路的杆塔接地电阻逐基进行验收试验，不符合要求应及时返工。 12.2.2.2对线路转角塔和换位塔两侧的线段，应测量避雷线对导线的保护角，其保护角应满足设计要求。 12.2.2.3预防性试验 每3年测量一次线路杆塔接地装置的接地电阻值，可采用接地摇表或钳型接地电阻表进行测试，测量应做到准确无误。对接地电阻值不合格，腐蚀严重及被盗接地体要及时进行修补。 12.2.3防雷改造 12.2.3.1对发生雷击闪络的杆塔要及时检测接地装置的接地电阻值，并与交接预试记录相比较;确定闪络的相序和绝缘子片数;边相闪络应验算线路的保护角。并根据杆塔及相邻两档线段所处地形位置确定雷击闪落的原因。 12.2.3.2对雷击跳闸率高于DL/T620-1997标准规定值的输电线路和线段应进行防雷改造。防雷改造应根据线路走径的地形特点和雷击跳闸的原因采取相应措施，防雷措施应采取因地制宜和综合治理方针。 12.2.3.3对绕击导线引起的雷击跳闸应采用以增加绝缘子片数、减小保护角、架设耦合地线和采用线路型氧化锌避雷器为主的防雷措施。对雷击塔顶反击引起的雷击跳闸应以降 - - 52 低杆塔接地装置的接地电阻、增加绝缘子片数和采用线路型氧化锌避雷器为主的防雷措施。采用增加绝缘子片数后，应对风偏时的空气间隙进行验算。 12.2.3.4采用线路型氧化锌避雷器可以防止绕击以及直击雷，有效的提高了线路的耐雷水平。安装线路避雷器应遵循以下原则: a) 防止雷击塔顶引起瓷瓶串闪络:单回路铁塔只需在A、B、 C三相导线上任选一相安装;对于同杆架设的双回路铁塔，只需在双回路靠近避雷线的上导线上任选一相安装。防止绕击导线引起的瓷瓶串闪络:应在易被绕击线段档距两侧加装线路避雷器。 对于水平架设的有避雷线的输电线路在边相上加装一只避雷器后，可以防止本基杆塔的 直击雷闪络和本相的绕击闪络。所以对水平架设的线路，中相不需要加装避雷器。 b) 线路型避雷器一般与杆塔绝缘子串并联安装，对于直线杆也可以挂在绝缘子串下方，避雷器另一端通过导线与塔身相连。对于110kV及以下电压等级的线路型避雷器应加装脱离器，脱离器应采用热爆式结构。 c) 推荐采用带间隙的线路型氧化锌避雷器，以提高避雷器自身的可靠性。 d) 对于无避雷线的杆塔加装线路避雷器时，应同时敷设杆塔的人工接地体。 12.2.3.5对于土壤电阻率高的岩石地区，可采用降阻剂降低杆塔的接地电阻，且应选用对钢铁腐蚀较轻的降阻剂，推荐使用PH值为9,11的膨润土降阻剂。施工时应将降阻剂均匀敷设在扁铁四周，敷设后应将接地体四周的膨润土踏实。为保证接地电阻值满足要求，降阻剂用量应足够多。 12.2.3.6 对于利用钢筋兼作接地引下线的钢筋混凝土电杆，在线路验收时应检查内钢筋与接地螺母、铁横担间是否有可靠的电气连接。可采用钳型电阻测试仪检查电气连接情况，当测试值为?时，表明电气连接不良。电气连接不良时，应外加接地引下线。 12.2.3.7输电线路用复合绝缘子的结构高度不得低于同一电压等级的瓷绝缘子串长度，110kV复合绝缘子环间距离不得小于1100mm、220kV复合绝缘子环间距离不得小于1900mm、330kV复合绝缘子环间距离不得小于2800mm。 12.2.3.8作为线路防雷保护的最后一道防线，必须保证线路自动重合闸装置准确动作性。 12.2.3.9 加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。 - - 53 12.2.4 变电站防雷 12.2.4.1对于山区35kV单电源进线的终端变压站，包括110kV变电站的35kV系统属于上述条件者，在标准设计的基础上再加装一组氧化锌避雷器。型号仍选用站用型，安装位置可在终端杆上或变电站内，根据每个变电站具体情况而定。 12.2.4.2 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通讯线、广播线、电视天线的支柱。 12.3 防止变压器过电压事故 12.3.1 防止变压器中性点过电压的措施 12.3.1.1 切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。 12.3.1.2 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或避雷器保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压,185kV时，若采用棒间隙保护时，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。 12.3.2 变压器低压或中压绕组改为开路运行时的保护措施 110kV主变的低压或中压绕组改为开路运行后，对开路运行的10kV或35kV绕组的三相出线上须加装一组避雷器保护，防止雷电侵入波从高压绕组传递到低压或中压绕组，危及绕组绝缘。 12.4 防止谐振过电压事故 12.4.1 为防止110kV及以上电压等级断路器断口均压电容与母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，可通过改变运行和操作方式避免形成谐振过电压条件。新建或改造工程应选用电容式电压互感器。 12.4.2 为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施: 312.4.2.1 选用励磁特性好，在1.9Um/电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。 312.4.2.2 电磁式电压互感器安装前应进行励磁特性试验，在1.9Um/电压下铁芯磁通不饱和，并要保证同组三相电压互感器的励磁特性相一致。不满足要求时，不得使用。 12.4.2.3 在电压互感器(包括系统中的用户站)一次绕组中性点对地间串接线性或非 - - 54 线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼装置，以及其它专门消除铁磁谐振的装置。 12.4.2.4 加强用电监察工作，10kV以下用户电压互感器一次中性点应不接地。减少同系统中电压互感器中性点接地的数量，除电源側电压互感器高压绕组中性点接地外，其它电压互感器高压绕组中性点尽可能不接地。 12.5 防止弧光接地过电压事故 12.5.1 对于中性点不接地的6,35kV系统，应根据电网发展每3,5年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T 620-1997)规定时，应及时装设消弧线圈。单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。 12.5.2 应对于装设手动消弧线圈的6,35kV非有效接地系统，根据电网发展每3,5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定电压的15%。 12.5.3 对于自动调谐消弧线圈，在定购前应向制造厂索取能说明该产品可以根据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。 12.6 防止并联电容补偿装置操作过电压事故 12.6.1 对于3,66kV并联电容补偿装置，为避免发生投切电容器组时出现幅值较高的操作过电压，应采用合闸过程中触头弹跳小、开断时重击穿几率低的断路器。 a) 用于电容器组的真空断路器应进行老炼处理，以降低真空断路器的重击穿率，提高电容器组的运行可靠性。订货合同中应明确要求产品在厂内应进行老炼试验，对未进行老炼试验已投入运行的真空断路器，运行单位应用单相试验回路进行老炼。具体方法是将真空断路器带容性负荷进行30次投切，无重击穿即为合格。若中间出现一次重击穿，则从该次算起的以后30次无重击穿即为合格，否则不得用于电容器组投切。有条件也可在现场进行35次电容器组投切试验。 b) 每5年对真空断路器的合闸弹跳和分闸弹跳进行检测。合闸弹跳应小于2ms，分闸弹跳应小于断口间距的25%，一旦发现断路器弹跳过大，应及时调整。 12.6.3 加强并联电容器的极间绝缘水平，减少运行中损坏事故。 - - 55 a)加强高压并联电容器工作场强设计值的控制。对新购和返厂检修的并联电容器工作场强，在压紧系数为1(即k=1)条件下，膜纸电容器绝缘介质的平均场强不得大于32kV/mm，全膜电容器绝缘介质平均场强10kV控制在45kV/mm以下、35kV控制在39kV/mm以下。 b)10kV系统用的电容器的内部元件不宜采用3串结构，避免因电容器保护配合不当和局放性能变差造成不必要的危害。 c)采用内熔丝的集合式电容器及电容器成套装置时，应要求制造厂提供过电压条件下的熔丝试验报告，避免在过电压条件下，内熔丝无法隔离故障。同时应采用各元件熔丝隔离式结构和工艺，避免熔丝产生群爆，避免因熔丝群爆而引起电容器封包绝缘损坏，造成电容器爆炸事故。 )每年进行电容器组单台电容器电容量的测量，推荐使用不拆连接线的测量方法，避d 免因拆装连接线导致套管受力而发生套管渗漏油的故障。 e)对于内熔丝电容器电容量的测试应与投运前实测值比较， 334kVar 以上容量的电容器，当电容量减少超过3%时; 334kVar 容量的电容器，当电容量减少超过5%时; 200kVar 及以下容量的电容器，当电容量减少超过10%时，应退出运行。 对用外熔断器保护的电容器，一旦发现电容量增大超过一个串段击穿所引起的电 容量增大，应立即退出运行，避免电容器带故障运行而发展成扩大性故障。 12.6.4 过电压保护措施 a)应选择保护电容器组用的无间隙氧化锌避雷器，保护电容器组用避雷器的型号中应有R的标记，氧化锌避雷器应安装在并联电容器极对地之间。 b)逐步推广使用由电阻器和真空间隙组成的电容器过电压阻尼装置，限制合闸涌流和过电压。 12.7 防止避雷器事故 12.7.1 新上或更换的110kV及以上电压等级避雷器，宜采用金属氧化物避雷器。对110,200kV普阀避雷器，应积极进行更换。” 12.7.2 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对330,500kV金属氧化物避雷器应3,5年进行一次停电试验。 12.7.3 严格遵守避雷器电导电流测试周期，雷雨季节前后各测量一次。 12.7.4 110kV及以上电压等级避雷器宜安装电导电流在线监测表计。对已安装在线监 - - 56 测表计的避雷器，每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。 12.7.5 严格金属氧化物避雷器的选型管理，严禁错用金属氧化物避雷器。 12.7.6 为使避雷器动作负载平衡，变电站110kV及以上电压等级避雷器应采用同类型避雷器，如有混装(即同一变电站同时使用金属氧化物避雷器、磁吹避雷器和普阀避雷器)情况，应进行改造更换或经计算满足要求后方可使用。 13 防止直流系统事故 直流系统对变电站生产设备及电力系统安全运行具有极端重要性。在正常运行和事故情况下都必须保证不间断供电，并满足电压质量和供电能力的要求。为防止直流系统事故，应严格执行国家电网公司《预防直流电源系统事故措施》(国家电网生[2004]641号)、《直流电源系统技术监督规定》(国家电网生技[2005]174号)、<电力系统蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程>DL/T 724—2000、<电力工程直流系统设计技术规程>DL/T 5044—2004及有关规程、规定。 与直流系统运行有关的领导和专业人员(包括变电运行人员、保护人员、断路器维护人员等)均应按要求维护好本专业的直流设备。并提出以下要求: 13.1 加强蓄电池组的运行管理和维护 13.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数 13.1.1.1 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，必须采用恒压方式进行浮充电。浮充电运行时，严格控制装置的充电电流数值，单体蓄电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。 13.1.1.2 浮充电运行的蓄电池组，应严格控制所在蓄电池室环境温度在5,30摄氏度，特别要防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，运行寿命缩短。 13.1.2 进行定期核对性放电试验，确切掌握目前蓄电池的容量 13.1.2.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，在第一年内，每半年进行一次核对性放电试验。运行一年以后的防酸蓄电池组，每年进行一次核对性放电试验。 13.1.2.2 新安装的阀控密封蓄电池组，必须进行全核对性放电试验。以后每隔三年进行一次核对性放电试验。运行了六年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。 13.1.3 各局应针对蓄电池运行年限状况，每年提出更换计划并实施。 13.2 保证直流系统设备安全稳定运行 13.2.1 保证充电、浮充电装置稳定运行 13.2.1.1 新扩建或改造的变电站选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于1%的技术要求。当采用高频开关电源装置应满足 - - 57 稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。 13.2.1.2 应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。 13.2.2 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断。 13.2.2.1 直流屏与保护屏、控制屏等直流系统装置的各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。上、下级熔体之间(同一系列产品)额定电流值，应保证2—4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。 13.2.2.2 为防止事故情况下蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3—4级级差。该熔断器熔断应有报警信号，及时通知运行维护人员检查更换。 13.2.3 加强直流系统用直流断路器的管理 13.2.3.1 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不应用普通交流断路器替代。在用直流系统用断路器如采用普通交流开关的，应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。 13.2.3.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。 13.3 防止直流系统误操作的措施 13.3.1 新、扩建或改造的变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。在用设备如采用环状供电方式的，应尽快改造成辐射状供电方式，并在变电站现场运行规程中明确。 13.3.2 防止直流系统误操作 13.3.2.1 改变直流系统运行方式的各项操作必须严格执行现场规程规定。 13.3.2.2 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。 13.3.2.3 充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。在退出充电、浮充电装置运行时，应先退出直流负荷，再断开交流侧开关。 13.3.3 220KV及以上变电站直流母线应采用分段运行的方式，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。每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段母线上，第三台充电装置可在两段母线之间切换，任何一台充电装置退出运行时，投入第三台充电装置。 13.4 直流系统配置原则 - - 58 13.4.1 330kV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。 13.4.2 重要的220kV变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。 13.4.3 重要110kV变电站新建、扩建、改造直流装置应采用高频开关电源装置两套，两组蓄电池的供电方式。 13.4.4 采用高频开关模块整流的充电装置，整流模块最低应满足“N+1”的配置，并采用并列方式运行。 13.5 加强直流系统的防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。在用的非阻燃电缆必须在电缆沟内采取防火涂料和防火堵料等措施。 13.6 各站直流系统应编制有针对性的本站事故处理预案，减少事故损失，缩小事故范围。确保变电站安全运行。 14 防止继电保护事故 1总则 1.1为认真贯彻落实“安全第一、预防为主”工作方针,完善各项继电保护反事故措施，进一步提高陕西电网的继电保护运行水平，根据国家电网公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)》文件的要求，结合《陕西电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施纲要》执行中发现的问题，制定“陕西电力系统继电保护反事故措施细则”，同时作废原“陕电调【2003】37号”文件(陕西省电力公司关于印发《陕西电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施纲要》的通知)。 1.2“陕西电力系统继电保护反事故措施细则”是陕西电力系统执行继电保护反事故措施的基本依据，与陕西电力系统继电保护工作相关的制造、设计、安装、调试及运行部门(含一次、二次)应共同遵守。 1.3“陕西电力系统继电保护反事故措施细则”中删减了系统中已经执行完毕的部分反措内容，增加了一些在以往反措中未涉及到的新装置的反措内容，对原《陕西电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施纲要》的部分内容进行了修订，但并未涵盖全部继电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术措施应有的全部内容，对以往没有完成的反措必须按照有关文件坚决执行。实际工作中仍应严格执行《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 - - 59 安全自动装置现场工作保安规定》、《35,110kV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)》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》等有关标准和规程、规定。 1.4当“陕西电力系统继电保护反事故措施细则”中的条款与上级有关部门的文件或要求发生冲突时，以上级部门的文件或要求为准。 14.2 继电保护规划 14.2.1 继电保护是电网的重要组成部分。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。 14.2.2 继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。 14.3 继电保护配置 电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。 14.3.1 继电保护双重化配置的基本要求 14.3.1.1 两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叠，避免死区。 14.3.1.2 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。 14.3.1.3 两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。 14.3.1.4 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。 14.3.1.5 两套保护装置之间不应有电气联系。 14.3.1.6 线路纵联保护的通道(含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等)、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。 14.3.2 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。 14.3.3 220kV及以上电压等级线路保护应按双重化配置。 14.3.4 220kV及以上电压等级变压器、高抗、串补、滤波器等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。 14.3.4.1 充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，对确无法解决的保护动作死区，在满足 - - 60 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。 14.3.4.2 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护应经复合电压闭锁。 14.3.4.3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功能。 14.3.5 变压器、电抗器宜配置单套本体保护，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的变压器本体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。 14.3.6 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护(非电气量保护除外)。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。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。 14.3.6.1 发电机变压器组非电量保护按照14.2.5执行。 14.3.6.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。 14.3.6.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。 14.3.6.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。 14.3.6.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护。 14.3.7采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须采取两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的措施。对确无法采取措施的必须及时更换。 14.3.8一条线路两端的高频保护宜采用同一型号微机保护，且软件版本应相同;光纤纵差保护两端必须采用厂家、型号、软件版本完全一致的装置。 14.4 继电保护设计 14.4.1 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。 14.4.2 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，必须具备双跳闸线圈机构。 14.4.3 断路器三相位置不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护。 14.4.4 纵联保护应优先采用光纤通道。 14.4.5 主设备非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节，宜取消变压器本体端子箱。 14.4.6 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。 - - 61 14.4.7 差动保护用电流互感器的相关特性应一致。 14.4.8 对闭锁式纵联保护，收发信机的发信及停信必须由保护装置来控制，不应有其它开入。(原话为:“其它保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。不完整。) 14.4.9 保护装置的弱电源开关输入量不应引至屏外。外引的开关输入量必须采用直流220V电源，以防止干扰引起不正确动作。 14.4.10微机差动保护电流回路断线时，保护装置应能整定是否闭锁保护。一般情况下应投“不闭锁差动保护”。 14.4.11 110kV及以上变电站综合自动化系统中的微机保护装置的保护功能必须独立，当后台机及网络系统出现故障时，不应影响微机继电保护装置的正常运行。保护装置至后台的报文信息应准确、完整。 14.4.12 对于110kV以下的变电站综合自动化系统，当后台机故障或通信系统出现异常时，保护应能正确动作。 14.4.13 录波器录波量的接入必须完整。以下各量必须接入: 14.4.13.1 高频量。 14.4.13.2 高频保护收发信机收信输出接点(或光耦)。 14.4.13.3断路器的辅助接点。 14.4.13.4保护的动作接点。 14.4.12.5有关交流及直流量。 14.4.14为方便运行维护，对新上变电站，一个站的保护设备选型不宜多于三个制造厂家。 14.4.15在进行保护用电流互感器选型设计时，应严格按照规程要求，并考虑近期系统发展情况校核其短路电流倍数。 14.4.16不得使用不能快速返回的电气量保护和非电气量保护作为断路器失灵保护的启动量，并要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不大于20毫秒。 14.4.17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。 14.4.18为了解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，微机变压器保护应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的空接点。 14.4.19继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作造成枢纽变电站全停。 - - 62 14.4.20对于双母接线的线路光纤差动保护，应设计母差保护动作远跳线路对侧断路器回路。 14.5 继电保护基建调试、验收 14.5.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。 14.5.2 基建单位应在验收工作开始前一周向验收单位至少提供以下资料:一次设备实测参数;通道设备的参数和试验数据、通道时延等(包括接口设备、高频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等);电流互感器的试验数据(如变比、伏安特性及10,误差计算等);瓦斯继电器试验报告;全部保护竣工图纸(含设计变更)。 14.5.3 基建验收 14.5.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。 14.5.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。 14.5.3.3 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。 14.5.3.4 对于新投设备，做整组试验时，应按规程要求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。 14.5.3.5新建站应模拟重瓦斯跳闸电缆一点瞬间和稳定接地，此时跳闸出口中间继电器不应动作。 14.5.4 基建管理部门必须在基建工程投产后一个月内，向运行单位移交电子版的二次图纸。 14.6 继电保护运行管理 14.6.1 严格执行和规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。 14.6.2 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。 14.6.3 加强微机保护装置软件版本管理，未经主管部门认可的软件版本不得投入运行。 14.6.4 建立和完善继电保护故障信息管理系统，严格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件的功能。 14.6.5 加强阻波器、结合滤波器等高频通道加工、结合设备的定期检修，落实责任单位，消除检修管理的死区。 14.6.6 所有差动保护(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。 - - 63 14.6.7 未配置双套母差保护的变电站，在母差保护停用期间应采取相应措施，严格限制母线侧刀闸的倒闸操作，以保证系统安全。 14.6.8 定期对继电保护微机型试验装置进行全面检测，确保装置的精度及各项功能满足继电保护试验需要。 14.6.9 加强机电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对基建投产设备在一年内的全面校验，提高继电保护设备健康水平。 14.6.10 继电保护专业和通信专业应密切配合。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，防止因通信问题引起保护不正确动作。 14.6.11 加强对纵联保护通道加工设备的检查，重点检查通信PCM、载波机等设备是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。 14.6.12 相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电保护的有关规定。 14.6.13 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。 14.6.14 保护软件及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意，按照相应的继电保护软件管理办法执行。 14.6.15根据系统一次接线方式及TA配置情况，对存在死区的线路保护必须将盲区保护投入。 14.6.16变压器差动保护必须在带10,及以上额定负荷时，才能进行电流回路 “六角图” 的测试，以保证测试结果的正确性。 14.6.17根据高频保护收发信机的运行情况，考虑到收发信机使用大功率元器件较多，对使用时间超过5年的YBX-1、GSF-6(A)、BSF-3、WGC-01系列收发信机应立即更换。对运行时间超过5年的其它型号收发信机应缩短检验周期，加强运行维护。 14.6.18 由于没有备品备件、元器件老化及运行维护等方面原因，为保证系统的安全运行，目前运行的整流型、晶体管和集成电路保护装置必须予以更换。 14.6.19使用开口三角电压的零序方向保护在投运前必须检查电压极性接入的正确性。 14.6.20 对于安装GPS对时的变电站，必须保证微机保护装置和故障录波器能够和GPS对时，保证时钟正确(精确至毫秒)，以便于事故分析。 14.6.21 对于长期不用的保护，应采取措施防止运行人员误操作。 14.6.22 对于断路器本体和保护装置均有非全相保护功能时，本体非全相保护时间继电器的整定时间应比重合闸长延时整定时间长1秒。 14.6.23 非继电保护人员在涉及继电保护二次回路的设备上工作时，运行人员必须认真审查 - - 64 其工作票及其安全措施。凡可能引起保护装置误动的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动的有效措施。 14.6.24 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，特别注意计算机安全问题，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。 14.6.25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。 14.6.26要把继电保护“四查”(设计原理检查、保护配置检查、定值检查、现场整定和二次回路检查)工作和日常检验、消缺工作紧密结合。 14.6.27各单位应认真执行《陕西电力系统继电保护工作规范化管理程序和作业指导书》，保证继电保护安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。 14.6.28变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。 14.6.29新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。 14.6.30瓦斯继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。 14.6.31避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。 14.7 定值管理 14.7.1 依据电网结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。 14.7.2当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报主管领导批准。 14.7.3 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。 14.7.4 发电厂继电保护整定 14.7.4.1 发电厂应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与系统保护的配合关系。 14.7.4.2 加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理，防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。 14.7.4.3 定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。 - - 65 14.7.5当一次系统发生较大变化时，应及时校核继电保护用TA的饱和倍数，对不符合要求的设备应及时更换，防止由于TA饱和引起的保护不正确动作。 14.8 二次回路 8.1 严格执行有关规程、规定及反措，防止二次寄生回路的形成。 14.8.2 严格执行《关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知》的有关要求，高频通 2道必须敷设100mm铜导线。 14.8.2.1 为保证高频信号的传输良好及人身安全，耦合电容器与结合滤过器及接地刀闸的连接，应用铜排或直径6mm的铜条，连接处必须进行镀锡处理，同时应对引下线进行绝缘处理。 14.8.2.2 为防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤过器和收发信机装置与高频电缆进线相连接端均应串有电容器(对于没有变量器饱和问题或已采取防止饱和措施的，可不再加装电容器)。 对存在变量器饱和问题高频通道，如果结合滤过器和收发信机均无电容器，则要求在其通道的电缆芯回路中串入0.05μf ，交流耐压2000V，1min的电容器，即电容器一端接于高频电缆芯线，另一端接于结合滤过器变量器的输出端上(对于复用通道，接于分频滤波器或差接网络的输出端)。串接电容器后应检查通道裕量。 14.8.2.3 高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并沿着高频电缆途径的主电缆沟敷设一 2根截面不小于100mm的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与接地网相连，并延伸至保护屏与屏底铜排连接;有必要时，还应延伸至通信机房，便于保护相关的通信设备的接地。 2在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm的分支铜导线，分别引伸至保护用结 2合滤过器的高频电缆引出端口，距耦合电容器3,5m处与地网连通。此100mm铜导线应放置在电缆沟架的顶部，此铜导线应与高频电缆并排敷设。 14.8.2.4 结合滤过器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤过器的外壳和高频电缆的外罩铁管应与耦合电容器的底座焊接在一起。高频电缆屏蔽层，在结合滤过器二次端子上， 2用大于10mm的绝缘导线连通引下，焊接在分支铜导线上，实现接地。在控制室内，高频电 2缆屏蔽层用1.5,2.5mm多股铜线直接接于保护屏接地铜排上。 14.8.2.5对装设高频保护的线路，其架空地线的放电间隙应予短接，即架空地线应直接接地运行。 14.8.3 保护室与通信室之间所用信号传输电缆，应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。 - - 66 14.8.4 装设静态型、微机型继电保护装置和收发信机的厂、站接地电阻应按规定(GB/T 2887-1989和GB 9361-1988)不大于0.5欧姆，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。 14.8.5 对经长电缆跳闸的回路，应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。 14.8.6 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。 14.8.7 TV及TA二次回路 14.8.7.1 新建变电站大电流接地系统应采用N接地方式，原变电站宜经过改造取消TV二次B相接地方式，对已实现B相接地方式且暂时不易改为零相接地方式的，应有监视零相回路是否完好的措施。 14.8.7.2 TV二次回路有且只能有一个接地点。经控制室零相小母线(N600)连通的几组TV二次回路，各TV二次中性点在开关场的接地点应断开，只应在控制室将N600一点接地，且应在接地屏处有明显标志。为保证接地可靠，各TV的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。 14.8.7.3 从TV二次线圈引入的4根线和从TV三次线圈引入的2(3)根线，对新建变电站必须用2根电缆分别引入，不能有公用线;对原有变电站，允许用2根电缆芯线将N引入线分开。 14.8.7.4 和其它TV或TA二次回路没有电气联系的独立TV，宜在开关场一点接地。 14.8.7.5 TV二次切换宜采用自动切换装置进行切换。TV二次的接地相，不应经“切换接点”控制。 14.8.7.6电压切换继电器应采用双位置继电器。应有一付电压切换继电器接点作监视用。应检查并保证在切换过程中，不会产生TV二次反充电。 14.8.7.7运行中的TV隔离开关，不允许进行辅助接点的维修工作。如必须进行维修时，应认真采取防止保护误动的措施(例如先申请将保护停用)。变电站现场运行规程应对TV隔离开关辅助接点的维修、TV二次切换回路异常处理办法等作出明确的规定，并认真贯彻执行。 14.8.7.8 TV二次回路熔断器或自动开关应逐级配置，防止越级动作。保护装置用TV熔断器或自动开关应装设于保护屏(柜)上，便于检修维护。 14.8.7.9为了防止变压器过励磁保护或其它保护在运行操作中的不正确动作，对于220KV及以上系统，交流电压回路接线方式可能会出现两组TV并列运行的，应在每组TV的三次绕 - - 67 组，即开口三角形绕组输出回路加装开关，以保证在必要时可以将TV三次绕组输出回路断开。该开关应和TV二次的熔断器(或空气开关)安装在同一位置，以便于运行人员操作。开关选型应充分考虑其在户外端子箱的运行环境，保证运行中开关接点接触可靠。同时应注意所加开关只可以手动操作，不得带任何保护功能，原开口三角形绕组输出回路所接刀闸辅助接点仍予以保留。对于该开关的操作应在运行规程中予以明确。 14.8.7.10 TV二次电压的引出处需装设自动开关或熔断器。TV三次(开口三角)电压回路，不应装设自动开关或熔断器;开口三角的试验电压引出处应装设自动开关或熔断器。 14.8.7.11对于新建站，当继电保护和仪表测量公用TV二次回路时，必须将两个回路自端子箱处分成各自独立的回路，各自装设自动开关或熔断器。必须将A、B、C、N线一起引到仪表测量屏，但仪表测量回路N线不允许有接地点。 14.8.7.12与继电保护有关的开关场端子箱接地参照继电保护屏要求执行。 14.8.7.13TA二次回路有且只能有一个接地点。 14.8.7.14对于由两组或两组以上有电气联系的TA组成的电流回路，宜在电流组合处(多组TA连接处)一点接地。 14.8.7.15 对于有辅助变流器的电流回路，TA应在开关场接地，同时变流器的二次也应接地。 14.8.7.16对暂时不用的TA二次绕组，应用短路片或导线压接短路，并可靠接地。TA的短路位置应在TA的引线侧，防止试验端子连片接触不良造成TA二次回路开路。 14.8.7.17当几组TA并联在一起时，不能只测合在一起的电流相量，而要分别测量各自的电流相量，并对结果进行分析。对负荷电流较小的TA的极性要特别注意。 14.8.8直流回路及中间继电器 14.8.8.1 直流二次回路的保护设备可用熔断器，也可采用自动空气开关。宜采用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关。其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1.5,2.0倍选用。直流熔断器(或小空气开关，下同)应分级配置，逐级配合。 14.8.8.2保护装置的直流回路，信号回路，每一断路器的操作回路都应分别由专用的直流熔断器供电。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供电。 14.8.8.3 对按“近后备”原则，配置为“一主一后备”的保护(一套主保护，一套后备保护);主保护和后备保护电源应分别由专用的直流熔断器供电。 14.8.8.4对配置为“双主一后备”的保护(两套按相互独立原则配置的主保护，一套后备 - - 68 保护);每一主保护的直流回路应分别由专用的直流熔断器供电。后备保护的直流回路，可由另一组专用的直流熔断器供电，也可适当地分配到前两组直流供电回路中。 14.8.8.5 对配置为“双主双后备”的保护，可每一主保护、后备保护由一组专用的直流熔断器供电。对主变压器保护，其非电量保护应由独立的直流熔断器供电。 14.8.8.6 上、下级熔断器之间必须有选择性。 14.8.8.7 每一套独立的保护装置，均应有专用于直接到直流熔断器正、负极电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括出口继电器的线圈回路(不管其是否装在同一保护屏上)，都必须且只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。 14.8.8.8所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动告警回路。 14.8.8.9跳闸出口继电器的启动电压不宜低于直流额定电压的50%，以防止继电器线圈正电源侧接地时因直流回路过大的电容放电引起的误动作;但也不应过高，以保证直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。 14.8.8.10 当断路器本体和操作箱都有防跳回路时，宜使用断路器本体防跳回路。此时应特别注意要将操作箱的防跳回路拆除，防止产生寄生回路。 214.8.9 保护屏必须有接地端子，并用截面不小于4mm的多股铜线和屏底接地铜排连通。保护屏本身必须可靠接地，屏间应用专用接地铜排直接连通，各行专用接地铜排首末端同时连接，构成控制室或保护小室的保护屏接地网，该接地网经一点与二次接地网连通(二次接地 2网是指高频通道敷设的100mm铜导线，无高频保护时，也应由开关场到控制室或保护小室 2敷设一根100mm铜导线，以构成二次接地网。二次接地网宜经一点与一次地网连通。)。专 2用接地铜排的截面不小于100mm。 214.8.10对于保护小室下放的综合自动化变电站，各保护小室之间应用截面不小于100mm的铜线将两者的接地网相连。 14.8.11 收发信机的 “其他保护停信”开入回路应有4,5ms的动作延时，以提高抗干扰能力。 14.9其它 14.9.1避免和消除严重影响系统安全稳定运行及继电保护整定配合的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。 14.9.2并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、设计、运行 - - 69 管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。 14.9.3 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统(包括PSS)等设备(保护)定值必须经有关调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。 14.9.4 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。 14.9.5 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定作好保护定值整定，包括: a)当失步振荡中心在发电机,变压器组内部时，应立即解列发电机。 b)当发电机电流低于三相出口短路电流的60%,70%时(通常振荡中心在发电机,变压器组外部)，发电机组应允许失步运行5,20个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。 14.9.6 新设备投产时应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保设备故障能可靠切除。 14.9.7加强继电保护技术监督。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，均必须实施继电保护技术监督。应按照依法监督、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。 14.9.8 直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。 14.9.9 继电保护复用接口设备传输允许命令信号时，原则上不应带有延时展宽，防止系统功率倒向时，引起继电保护误动作。 注:原文件中9.6.5条“变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。”因反措目的不明确，实施的实际意义不大，且实施难度较大，故未在细则中列出。 15 防止电网调度自动化系统与电力通信网事故 - - 70 15.1 防止电网调度自动化系统事故 15.1.1 为防止电网调度自动化系统事故，应认真贯彻落实《电网调度自动化系统运行管理规程》、《国调水调自动化系统运行管理规定》、《电力系统调度自动化设计技术规程》、《电网调度自动化系统实用化要求》、《网、省调电网调度自动化系统实用化验收细则》、《地区电网调度自动化系统实用化验收细则》、《电网水调自动化系统实用化要求及验收细则》、《电测量变送器检定规程》、《电工测量变送器运行管理规程》、《电网调度自动化信息传输规定》、《远动设备及系统接口》、《全国电力二次系统安全防护总体方案》等的有关要求，规范和提高电网调度自动化水平。 15.1.2 调度自动化的监视控制与数据采集系统(SCADA)/能量管理系统(EMS)、电力市场运营系统(PMOS)、电能量计量系统、广域向量测量系统、水调自动化系统、调度数据网络等主站系统应采用冗余配置，互为热备用，服务器的存储容量和CPU负载应满足相关规定要求。 15.1.3 加强对调度自动化主站各系统、发电厂和变电站的计算机监控系统及电力调度数据网络系统的安全防护，并满足《全国电力二次系统安全防护总体方案》的有关要求，完善安全防护措施和网络安全隔离措施，分区应合理，隔离要可靠。 15.1.4 为适应电网运行管理和电力市场运营的需要，应在发电厂机组出口及升压变高压侧安装远传电能量计量表计，其信息应能够远传至有关调度运行机构。 15.1.5 调度自动化主站各系统供电电源应配备专用的不间断电源装置(UPS)，交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备的供电电源应配专用的不间断电源(UPS)，相关设备应加装防雷(强)电击装置。 15.1.6 电网内的远动装置、电能量终端、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。 15.1.7 调度范围内的发电厂及重要变电站的自动化设备至调度主站应具有两路不同路由的通信通道(主/备双通道)。 15.1.8 发电厂监控系统或DCS应具有可靠的技术措施，对调度自动化主站EMS下发的AGC指令进行安全校核，拒绝执行超出机组或电厂规定范围的指令。 15.1.9 各级调度机构不宜将发电厂或变电站的监控终端放置在调度室内进行远程遥控操作。 15.1.10 发电厂、变电站基、改建工程中调度自动化设备的设计、选型应符合调度 - - 71 自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。 15.1.11 各单位调度自动化系统运行维护管理部门应结合本网实际，建立健全各项管理办法和规章制度，必须制订和完善有关调度自动化系统运行管理规程、调度自动化系统运行管理考核办法、机房安全防火制度、文明生产制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准。 15.1.12 制定和落实调度自动化系统应急预案和故障恢复措施，系统和数据应定期备份。 15.1.13 应按照有关规定的要求，结合一次设备检修，定期对调度范围内厂站远动信息进行测试。有关遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。 15.2 防止电力通信网事故 15.2.1 电力通信系统网络的规划必须与电网一次系统规划同步，以满足电网发展需要。 15.2.2 电网调度机构与其调度范围内的下一级调度机构、变电站及大(中)型发电厂之间必须设立两个及以上独立的通信传输通道。 15.2.3 直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。 15.2.4 继电保护复用接口设备传输允许命令信号时，原则上不应带有延时展宽，防止系统功率倒向时，引起继电保护误动作。 15.2.5 电力调度机构与变电站和大(中)型发电厂的调度自动化实时业务信息的传输应同时具备网络和专线通道，网络通道与专线通道应采用不同的物理通道。 15.2.6 电力调度机构、通信枢纽、变电站和大(中)型发电厂的通信光缆或电缆应全线穿管敷设，并尽可能采用不同路由的电缆进入通信机房和主控室。通信电缆沟应与一次动力电缆沟相分离，如不具备条件，应采取电缆沟内部分隔等措施进行有效隔离。 15.2.7 通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统(蓄电池供电时间一般应不少于4小时)，在供电比较薄弱或重要通信站应配备柴油发电机，不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。 15.2.8 电网或发电厂的通信设备(含通信电源系统)应具备完善的通信监测系统和必须的声响告警装置。 - - 72 15.2.9 通信设备(含电源设备)的防雷和过电压能力应满足《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。 15.2.10 为保证在发生自然灾害情况下的通信电路畅通，通信设备应具备有效的防震措施。 16 防止垮坝、水淹厂房事故考核实施细则 为防止垮坝、水淹厂房事故的发生，应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》、《防汛条例》、《水库大坝安全管理条例》等法律法规，以及《国家电网公司防汛管理办法》、《国家电网公司防汛检察大纲》等规定，并重点要求如下: 16(1 健全防汛组织机构，强化防汛工作责任制，明确防汛目标和防汛重点。 1(1有批准生效的年度度汛措施计划。 16( 16(1(2成立了防汛领导小组、防汛办公室、抗洪抢险队。 16(1(3明确与落实各级防汛工作岗位责任制。 16(2 加强防汛与大坝安全工作的规范化、制度化建设，及时修订和完善能够指导实际工作的《防汛手册》。 16(2(1防汛工作的管理规章制度齐全。 16(2(2 防汛资料整编(防汛领导小组、防汛办公室及抗洪抢险等的工作制度)。 16(2(3有按时修订完善的《防汛手册》。 16(3 做好大坝安全检查(日常巡查、年度详查、定期检查和特种检查)、监测、维护工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预计和应急处理计划。 16(3(1编写了当年的《大坝详查报告》。 16(3(2有汛期日常巡查记录。 16(3(3 汛前对水毁工程进行了补强加固和维修，并制定险情应急处理计划。 16(4 汛期前应认真开展汛前检查，明确防汛重点部位、薄弱环节，制定科学、具体、切合实际的防汛预案。汛前检查情况应及时上报主管单位。 16(4(1 按《水电厂防汛检查大纲(试行)》的规定，进行检查、预试和整改。 16(4(2 汛前做好防止水淹厂房、廊道、泵房、进厂铁(公)路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施。 16(4(3有防局地暴雨、支沟洪水、泥石流、滑坡、等突发性灾害的防御预案。 16(5 备足必要的防洪抢险器材、物资，并建立保管、更新、专项使用制度。 - - 73 16(5(1有专用的防汛物资库房和管理、使用、更新帐目、制度。 16(5(2 汛前对防洪抢险器材进行了检查维护。 16.6 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上游水库垮坝、下游尾水顶托及局部暴雨造成的厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。 16.6.1 有超标洪水防洪调度预案和防御水淹厂房的预案。 16.6.2 有水库高水位时加密观测与巡视方案。 16.6.3 有常规的报汛手段和水情自动测报系统。 .4 汛前对泄洪设施及进厂大门设施进行了检查和预试。 16.6 16.7 强化水电厂水库运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。 16.7.1 有水电站的水库调度设计。 16.7.2 有水库调度运行的流程图(表)。 16.7.3 按照管理权限接受防汛指挥部门的调度指挥，落实地方政府的防汛部署。 16.8 对影响大坝、灰坝安全和防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。 16.8.1对上、下游塌岸、滑坡、水利工程及其它不利于水库安全运行的情况(流域内新修的水库)进行了调查。 16.8.2对影响大坝、近坝库岸边坡防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，进行了加固处理。 169 汛期加强防汛值班，及时了解和上报有关防汛信息。防汛抗洪中发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。防汛领导机构人员要加强防汛工作领导。 16.9.1 防汛办公室汛期24小时值班，记录齐全。 16.9.2坚持非常汛情领导带班制度和汛情报告制度。 16.10 汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，总结情况应及时上报主管单位。 16.10.1按要求编写了汛情通报。 16.10.2按时上报汛期总结。 16.10.3对汛期出现的问题及时报告上级，并进行整改或应急处理。 17 防止火灾事故 为了防止重大火灾事故的发生，应逐项落实《电力设备典型消防规程》(DL5027-93)等有关规定，并重点要求如下: - - 74 17.1 加强防火组织和消防设施管理 17.1明确防火安全责任，加强组织机构管理 17.1.1企业行政正职为消防安全责任人，并配有消防安全管理人。消防安全管理人对消防安全责任人负责，实施和落实消防安全管理工作。 17.1.2消防重点单位应当建立消防安全委员会和消防例会制度，全年召开消防工作会议不少于4次。 17.1.3明确消防安全管理职能部门，并配备消防专责管理人员。 17.1.4重点防火部位必须设立义务消防组织，并定期开展灭火抢险演练。 17.2建立健全各项消防安全制度和保障消防安全的操作规程，并公布执行。主要的消防 制度应当包括以下内容: a)消防安全教育、培训制度; b)防火巡查、检查制度; c)火灾隐患整改制度; d)消防(控制室)值班制度; e)消防设施、器材维护管理制度; f)通风排烟、安全疏散设施维护管理制度; g)用火、用电安全管理制度; h)易燃易爆危险物品管理制度; i)重要电气设备的检查和管理制度; j)义务消防队的组织管理; k)灭火抢险和应急疏散预案; l)其他必要的消防安全管理制度。 17.3消防设施和灭火器材的管理 17.3.1各类建筑防火设计、消防设备产品以及消防工程施工和验收，必须严格按照法定程序和有关消防技术规范进行，确保各类消防设施达到国家标准要求。 17.3.2各消防重点部位配置的火灾自动报警系统、自动灭火系统、消防给水系统、机械排烟送风、火灾事故广播、防火门、防火卷帘以及应急照明和安全疏散标志等消防设施，要严格按照有关消防法规规定的要求，进行维护检查和定期测试，并能出具法定检测期限内的检测报告，确保以上设施处于正常使用状态。 17.3.3消防道路、疏散通道要随时畅通。各类移动式消防器材处于安全使用状态。 - - 75 17.4消防宣传教育和培训 17.4.1 全年开展消防宣传教育活动不少于6次。 17.4.2 “119”全国消防宣传日活动，单位领导应带头参与。每年组织一次消防知识、技能培训。职工消防法律、知识普及率达到80%。 17.4.3 企业消防安全管理人、消防专责人员、义务消防员、消防设施值班(管理)人员、防火重点部位负责人和重点防火岗位人员等，必须经过系统的消防知识、技能培训。以上人员应当100%达到“三懂、三会、三能”。 17.5 消防安全检查和火灾隐患的整改 17.5.1 定期开展消防安全检查，每季度不少于一次。 17.5.2 重要节日和火灾多发季节的消防安全检查，主要领导应当亲自参加。 17.5.3 防火检查应填写检查记录，检查人员和被检查部门负责人在检查记录上签名。 17.5.4对检查出的火灾隐患要逐项登记。整改率达到90%以上。对一时无法整改的，要落实安全措施和整改方案，限期完成整改工作。 17.6消防重点部位的安全管理 17.6.1 应将容易发生火灾，一旦发生火灾可能严重危机人身及生产要害设备安全，以及对电网安全运行有重大影响的部位确定为消防安全重点部位，并设置明显的防火标志。 17.6.2 消防重点部位一般应当包括:主控室、调度大楼(调度室、通信机房、计算机房、远动机房等)、主变压器及开关室、电缆间及隧道、蓄电池室、易燃易爆物品存放场所及高层住宅等。 17.6.3 消防重点部位应当每日安全巡查，巡查的内容应包括: (1)、生产设备安全运行状况; (2)、用火用电有无违章情况; (3)安全出口、疏散通道是否畅通，疏散指示标志、应急照明是否完好; (4)、消防设施、灭火器材是否完好，安全措施是否完备; (5)其他。 17.7 电缆防火 17.7.1 电缆防火工作必须贯彻设计、基建施工和生产运行的全过程管理，从各个方面采取综合措施，杜绝电缆着火、蔓延事故。 17.7.2 新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB 50229-1996)有关要求进行设计。必须严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并 - - 76 与主体工程同时投产。 17.7.3 严格按照正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。 17.7.4 控制室、开关室、计算机室、通讯机房等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙(含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙)必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。 17.7.5 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合。对贯穿在役电站设备产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。 17.7.6 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道的电缆要采取分段阻燃措施。 17.7.7 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。 17.7.8 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器。坚持定期对电缆夹层、沟的巡视检查，对电缆特别是电缆中间接头应定期进行红外测温，按规定进行预防性试验。 17.7.9 电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等部位应保持清洁，不积水，照明采用安全电压且照明充足，禁止堆放杂物。在上述部位进行动火作业应办理动火工作票，并有可靠的防火措施。 17.7.10 加强直流电缆防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆;两组电池的电缆应尽可能单独铺设。 17.8 检修现场应有完善的防火措施，在禁火区(含电缆夹层)动火应按动火作业管理制度和动火票工作制度进行。变压器现场检修工作期间应有专人值班，不得出现现场无人情况。 17.9 蓄电池室、油罐室、油处理室等防火、防爆重点场所的照明、通风设备应采用防爆型。 17.10 无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，其火灾报警信号应接入有人监视遥测系统，以及时发现火警。 18 防止交通事故 18.1建立健全车辆交通安全管理机构及各项制度 18.1.1建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，严格落实责任制。按照“谁主 - - 77 管、谁负责”的原则，交通安全与安全生产同布置、同考核、同奖惩。 18.1.2各单位须成立以主管领导为组长的“车辆交通安全管理委员会”，负责本单位车辆的购置、使用、大修保养、转让、报废等全过程管理，研究解决车辆安全管理中出现的重大问题，对本单位所有车辆驾驶人员进行安全管理和安全教育。 18.1.3按照《关于在公司系统实行准驾证制度的通知》(陕电安综[2005]13号)的要求，本着对单位和个人负责的态度，对本单位驾驶员(包括外聘驾驶员)进行严格考核，实行“准驾证”制度，无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。 18.1.4依据国家交通法规及上级安全管理的有关规定，完善本单位车辆管理办法、安全行车奖惩规定，做到对交通安全与电力生产安全同布置、同检查、同考核、同奖惩，把交通安全检查列入到单位的各项安全活动中，对交通事故同样做到“四不放过”。 18.1.5各单位要结合本地区的地理、气候、季节、道路等特点，制订本单位冬、雨、夏季的具体行车安全措施，确保不发生交通事故。 18.2加强对各种车辆的维修管理。 18.2.1各种车辆的技术状况必须符合国家规定，安全装置可靠完善，定期进行国家交通管理部门规定的车辆检测。 18.2.2各单位应坚持以行车班组为单位的车辆月检，检查方向、制动、灯光、轮胎气压、螺丝紧固、消防等，车辆安全管理部门按月抽查。 18.2.3驾驶员应在出车前、行驶中、行驶后，检查车辆的安全机构和各部件的紧固情况，进行车辆日常保养;同时按照车辆使用说明进行一保、二保及组合保养。 18.2.4车辆检查中发现车辆有危及交通安全和机械事故的情况时，应及时进行维修(大修)，严禁车辆带病行驶。 18.3加强对驾驶员的安全管理和教育。 18.3.1规范行车班组的安全技术管理，以行车班组为单位坚持每周一次的安全活动，车辆管理部门应定期检查。 18.3.2定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术。结合“春检”每年对驾驶员进行一次《交规》考试，对考试不合格者，采取待岗或转岗。 18.3.3按照反违章工作制度，加大对驾驶人员违章的查处力度，严禁酒后驾车、私自驾车、无证驾车、疲劳驾车、超速行驶、超载行驶等违章行为。 18.4加强多经企业及在外地施工企业车辆的安全管理。 18.4.1各单位的多经企业及在外地施工企业的车辆安全管理应纳入本单位车辆交通安全的管理范畴，接受车辆安全管理部门的监督、指导和考核。 18.4.2多经企业及在外地施工企业发生交通事故，与主业单位同等按规定考核。 - - 78 附:预防并联电容器装置事故 1 并联电容器配置原则 (1). 330kV变电站电容器容量应按照主变压器容量的10%,20%配置，变电站安装有两台 及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。 (2). 220kV变电站的电容器容量按照主变压器容量的10%,25%配置。变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的电容器容量宜基本一致，且单组容量不宜大于8 Mvar。 (3). 35kV ,110kV变电站的电容器容量按主变压器容量的10%,30%配置， 110kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器应配置不少于两组的电容器装置，110kV变电站电容器装置的单组容量不宜大于6Mvar，35kV变电站电容器装置的单组容量不宜大于3Mvar，单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。 (4). 城网变电站原则上不再选用带分头调容的电容器。 (5). 新上电容器组时要对系统谐波进行测试。 (6). 电容器串抗的选择:背景谐波主要为5次及以上(3次谐波小)时配(4.5,6),的电抗器;主要为3次及以上、无3次以下谐波时配(12,13),的电抗器，也可以考虑(4.5,6),和(12,13),的电抗器混装。 2 电容器装置用开关部分 (1). 加强电容器装置用开关的选型管理工作，所选开关必须型式试验项目齐全，型式试 验项目必须包含投切电容器组试验。应选择重燃率低的开关用于投切电容器组。 (2). 新装置禁止选用开关序号小于12的真空开关投切电容器组。已运行的电容器组若 所用开关为12序号以下的真空开关应积极更换，避免开关重击穿率偏高导致电容器组 故障。 (3). 用于电容器组的真空开关应进行老炼处理，以降低真空开关的重击穿率，提高电容 器组的运行可靠性。订货合同中应明确要求产品在厂内应进行老炼试验，对未进行老炼 试验已投入运行的真空开关，运行单位应用单相试验回路进行老炼。具体方法是将真空 开关带容性负荷进行30次投切，无重击穿即为合格。若中间出现一次重击穿，则从该 次算起的以后30次无重击穿即为合格，否则不得用于电容器组投切。有条件也可在现 场进行35次电容器组投切试验。 (4). 每5年对真空开关的合闸弹跳和分闸弹跳进行检测。合闸弹跳应小于2ms，分闸弹 跳应小于断口间距的25%，一旦发现开关弹跳过大，应及时调整。 - - 79 (5). 每1年对真空开关的真空度进行检测或进行耐压试验。真空度发生破坏时，应及时 更换。 ). 禁止采用开关装在中性点侧的接线方式，避免在故障条件下开关虽已开断，却不能(6 隔离故障而导致扩大性事故发生。 (7). 将高一级电压等级的开关用于低一级电压等级的电容器装置时，必须在使用电压下 进行电容器组投切试验。 3 高压并联电容器部分 (1). 加强高压并联电容器工作场强设计值的控制，在压紧系数为1(即k=1)条件下， 膜纸电容器绝缘介质的平均场强不得大于38kV/mm，全膜电容器绝缘介质平均场强10kV 控制在53kV/mm以下、35kV控制在46kV/mm以下，场强设计值超过上述值的并联电容 器不宜使用。 (2). 每年进行电容器组单台电容器电容量的测量，推荐使用不拆连接线的测量方法，避 免因拆装连接线导致套管受力而发生套管渗漏油的故障。 对于内熔丝电容器，334kVar 以上容量的电容器，当电容量减少超过3%时，应认真检查，发现问题应退出运行;334kVar 容量的电容器，当电容量减少超过5%时，应退出运行;200kVar 及以下容量的电容器，当电容量减少超过10%时，应退出运行。 对用外熔断器保护的电容器，一旦发现电容量增大超过一个串段击穿所引起的电 容量增大，应立即退出运行，避免电容器带故障运行而发展成扩大性故障。 (3). 采用内熔丝的集合式电容器及电容器成套装置时，应要求制造厂提供过电压条件下 的熔丝试验报告，避免在过电压条件下，内熔丝无法隔离故障。同时应采用各元件熔丝 隔离式结构和工艺，避免熔丝产生群爆，避免因熔丝群爆而引起电容器封包绝缘损坏， 造成电容器爆炸事故。 (4). 电容器连接线应为软连接，或采用有伸缩节的铜排或铝排，避免电容器因连接线的 热胀冷缩使套管受力而发生渗漏油故障。 (5). 10kV系统用的电容器的内部元件不宜采用3串结构，避免因电容器保护配合不当 和局放性能变差造成不必要的危害。 (6). 订货时，应要求生产厂提供供货电容器局部放电试验抽检报告。局部放电试验报告 必须给出局部放电起始电压、局部放电量和局部放电熄灭电压。其中，局部放电起始电 - - 80 压应不小于1.5U，在1.5 U下局部放电量应不大于100pC, 局部放电熄灭电压应不小nn 于1.2 U。 n (7). 订货时，应要求生产厂提供的外壳落地式电容器极对壳局部放电熄灭电压不低于 1.2倍最高运行线电压，外壳置于绝缘台架的产品包含集合式内单元置于绝缘台架的产 品的极对壳局部放电熄灭电压，与相同绝缘水平的电容器的要求相同。 (8). 并联电容器开关非正常跳闸和事故检修后，应对电容器进行电容量测试，合格后方 可投入运行。 ). 一般不采用自愈式高压并联电容器，若采用自愈式高压并联电容器，厂家必须提供(9 实用条件下的保护性能试验报告，不得使用无保护措施的自愈式高压并联电容器，避免 着火事故的发生。同时，自愈式高压并联电容器厂应提供耐久性试验报告，避免自愈式 高压并联电容器寿命过短造成的损失。 4 外熔断器部分 (1). 应加强外熔断器的选型管理工作，要求厂家必须提供合格、有效的熔断口型式试验 报告。 有效主要指: a) 试验单位为有资质的试验单位; b) 型式试验报告五年内有效。 (2). 应加强外熔断器的巡视，巡视要点为: a) 安装角度应符合厂家要求; b) 弹簧是否发生锈蚀; c) 指示牌是否在规定位置。 (3). 及时更换已锈蚀、松弛的外熔断器,,避免因外熔断器开断性能变差而复燃导致扩大 性事故。 5 电抗器部分 (1). 干式空芯电抗器宜放置在电容器组的电源侧,普通型铁芯电抗器应放置在电容器组 的中性点侧。 (2). 禁止使用裸漆包线直接包绕干式空芯电抗器。 (3). 新建的户内无功补偿装置应选用铁芯电抗器，对已采用的空芯电抗器，因电抗器的 投运而使继电保护及微机不能正常工作时应更换为铁芯电抗器。 - - 81 (4). 选用空芯串联电抗器时,一定要电抗器周边结构件(框架或护栏)的金属件呈开环 状, 尤其是地下接地体不得呈金属闭合环路状态，避免因外部金属闭合环路感应电流形 成的磁场造成电抗器电压分布或电流分布不均匀而加速电抗器损坏。 (5). 带有多抽头的干式空芯电抗器，严禁以短接电抗器匝数的方式调节电感值。 (6). 使用干式空芯电抗器时，尽可能不用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事 故。 - - 82