國家電網(wǎng)有限公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施修訂版-2018版

1、-. z. . .可修編. . 目 錄 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc5134896821 防止人身傷亡事故 ，局部放電量應(yīng)小于以上的規(guī)定值。9.2.1.3 生產(chǎn)廠家首次設(shè)計、新型號或有運行特殊要求的變壓器，在首批次生產(chǎn)系列中應(yīng)進展例行試驗、型式試驗和特殊試驗短路承受能力試驗視實際情況而定。500kV及以上電壓等級并聯(lián)電抗器的中性點電抗器出廠試驗應(yīng)進展短時感應(yīng)耐壓試驗ACSD。9.2.1.5 有中性點接地要求的變壓器應(yīng)在規(guī)劃階段提出直流偏磁抑制需求，在接地極50km內(nèi)的中性點接地運行變壓器應(yīng)重點關(guān)注直流偏磁情況。9.2.2 基建階段9.2.2.1 對于分體運輸

2、、現(xiàn)場組裝的變壓器宜進展真空煤油氣相枯燥。9.2.2.2 充氣運輸?shù)淖儔浩鲬?yīng)密切監(jiān)視氣體壓力，壓力低于0.021MPa時要補枯燥氣體，現(xiàn)場充氣保存時間不應(yīng)超過3個月，否則應(yīng)注油保存，并裝上儲油柜。9.2.2.3 變壓器新油應(yīng)由生產(chǎn)廠家提供新油無腐蝕性硫、構(gòu)造簇、糠醛及油中顆粒度報告。對500kV及以上電壓等級的變壓器還應(yīng)提供T501等檢測報告。11066kV及以上電壓等級變壓器在運輸過程中，應(yīng)按照相應(yīng)規(guī)*安裝具有時標(biāo)且有適宜量程的三維沖擊記錄儀。變壓器就位后，制造廠、運輸部門、監(jiān)理單位、用戶四方人員應(yīng)共同驗收，記錄紙和押運記錄應(yīng)提供給用戶留存。9.2.2.5 強迫油循環(huán)變壓器安裝完畢后應(yīng)進展油

3、循環(huán)，并經(jīng)充分排氣、靜放前方可進展交接試驗。11066kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產(chǎn)前，應(yīng)采用頻響法和低電壓短路阻抗法對繞組進展變形測試，并留存原始記錄。11066kV及以上電壓等級的變壓器在新安裝時，應(yīng)進展現(xiàn)場局部放電試驗，11066kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC；220750kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC，中壓端的局部放電量不大于200pC；1000kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC，中壓端的局部放電量不大于200pC，低壓端的局部放電量不大于300pC。有條件時，500kV并聯(lián)電抗器在新安裝時可進展現(xiàn)場局部放電試驗。9.

4、2.2.8 對66220kV電壓等級變壓器，在新安裝時應(yīng)抽樣進展空載損耗試驗和負(fù)載損耗試驗。9.2.2.9 當(dāng)變壓器油溫低于5時，不宜進展變壓器絕緣試驗，如需試驗應(yīng)對變壓器進展加溫如熱油循環(huán)等。9.2.3 運行階段9.2.3.1 結(jié)合變壓器大修對儲油柜的膠囊、隔膜及波紋管進展密封性能試驗，如存在缺陷應(yīng)進展更換。9.2.3.2 對運行超過20年的薄絕緣、鋁繞組變壓器，不再對本體進展改造性大修，也不應(yīng)進展遷移安裝，應(yīng)加強技術(shù)監(jiān)視工作并安排更換。220kV及以上電壓等級變壓器拆裝套管、本體排油暴露繞組或進人內(nèi)檢后，應(yīng)進展現(xiàn)場局部放電試驗。9.2.3.4 鐵心、夾件分別引出接地的變壓器，應(yīng)將接地引線引

5、至便于測量的適當(dāng)位置，以便在運行時監(jiān)測接地線中是否有環(huán)流，當(dāng)運行中環(huán)流異常變化時，應(yīng)盡快查明原因，嚴(yán)重時應(yīng)采取措施及時處理。220kV及以上電壓等級油浸式變壓器和位置特別重要或存在絕緣缺陷的11066kV油浸式變壓器，應(yīng)配置多組分油中溶解氣體在線監(jiān)測裝置。9.2.3.6 當(dāng)變壓器一天內(nèi)連續(xù)發(fā)生兩次輕瓦斯報警時，應(yīng)立即申請停電檢查；非強迫油循環(huán)構(gòu)造且未裝排油注氮裝置的變壓器電抗器本體輕瓦斯報警，應(yīng)立即申請停電檢查。9.3 防止變壓器保護事故9.3.1 設(shè)計制造階段9.3.1.1 油滅弧有載分接開關(guān)應(yīng)選用油流速動繼電器，不應(yīng)采用具有氣體報警輕瓦斯功能的氣體繼電器；真空滅弧有載分接開關(guān)應(yīng)選用具有油流

6、速動、氣體報警輕瓦斯功能的氣體繼電器。新安裝的真空滅弧有載分接開關(guān)，宜選用具有集氣盒的氣體繼電器。220kV及以上變壓器本體應(yīng)采用雙浮球并帶擋板構(gòu)造的氣體繼電器。9.3.1.3 變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過兩個較大啟動功率中間繼電器的兩副觸點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路。9.3.1.4 氣體繼電器和壓力釋放閥在交接和變壓器大修時應(yīng)進展校驗。9.3.2 基建階段9.3.2.1 戶外布置變壓器的氣體繼電器、油流速動繼電器、溫度計、油位表應(yīng)加裝防雨罩，并加強與其相連的二次電纜結(jié)合部的防雨措施，二次電纜應(yīng)采取防止雨水順電纜倒灌的措施如反水彎。9.3.2.2 變壓器后備保

7、護整定時間不應(yīng)超過變壓器短路承受能力試驗承載短路電流的持續(xù)時間2s。9.3.3 運行階段9.3.3.1 運行中變壓器的冷卻器油回路或通向儲油柜各閥門由關(guān)閉位置旋轉(zhuǎn)至開啟位置時，以及當(dāng)油位計的油面異常升高、降低或呼吸系統(tǒng)有異?，F(xiàn)象，需要翻開放油、補油或放氣閥門時，均應(yīng)先將變壓器重瓦斯保護停用。9.3.3.2 不宜從運行中的變壓器氣體繼電器取氣閥直接取氣；未安裝氣體繼電器采氣盒的，宜結(jié)合變壓器停電檢修加裝采氣盒，采氣盒應(yīng)安裝在便于取氣的位置。9.3.3.3 吸濕器安裝后，應(yīng)保證呼吸順暢且油杯內(nèi)有可見氣泡。寒冷地區(qū)的冬季，變壓器本體及有載分接開關(guān)吸濕器硅膠受潮到達2/3時，應(yīng)及時進展更換，防止因結(jié)冰

8、融化導(dǎo)致變壓器重瓦斯誤動作。9.4 防止分接開關(guān)事故9.4.1 新購有載分接開關(guān)的選擇開關(guān)應(yīng)有機械限位功能，束縛電阻應(yīng)采用常接方式。新投或檢修后的有載分接開關(guān)，應(yīng)對切換程序與時間進展測試。當(dāng)開關(guān)動作次數(shù)或運行時間到達生產(chǎn)廠家規(guī)定值時，應(yīng)按照生產(chǎn)廠家的檢修規(guī)程進展檢修。9.4.2 有載調(diào)壓變壓器抽真空注油時，應(yīng)接通變壓器本體與開關(guān)油室旁通管，保持開關(guān)油室與變壓器本體壓力一樣。真空注油后應(yīng)及時撤除旁通管或關(guān)閉旁通管閥門，保證正常運行時變壓器本體與開關(guān)油室不導(dǎo)通。9.4.3 無勵磁分接開關(guān)在改變分接位置后，應(yīng)測量使用分接的直流電阻和變比；有載分接開關(guān)檢修后，應(yīng)測量全分接的直流電阻和變比，合格前方可投

9、運。9.4.4 真空有載分接開關(guān)絕緣油檢測的周期和工程應(yīng)與變壓器本體保持一致。9.4.5 油浸式真空有載分接開關(guān)輕瓦斯報警后應(yīng)暫停調(diào)壓操作，并對氣體和絕緣油進展色譜分析，根據(jù)分析結(jié)果確定恢復(fù)調(diào)壓操作或進展檢修。9.5 防止變壓器套管損壞事故9.5.1 新型或有特殊運行要求的套管，在首批次生產(chǎn)系列中應(yīng)至少有一支通過全部型式試驗，并提供第三方權(quán)威機構(gòu)的型式試驗報告。9.5.2 新安裝的220kV及以上電壓等級變壓器，應(yīng)核算引流線含金具對套管接線柱的作用力，確保不大于套管及接線端子彎曲負(fù)荷耐受值。9.5.3 11066kV及以上電壓等級變壓器套管接線端子抱箍線夾應(yīng)采用T2純銅材質(zhì)熱擠壓成型。制止采用

10、黃銅材質(zhì)或鑄造成型的抱箍線夾。9.5.4 套管均壓環(huán)應(yīng)采用單獨的緊固螺栓，制止緊固螺栓與密封螺栓共用，制止密封螺栓上、下兩道密封共用。9.5.5 油浸電容型套管事故搶修安裝前，如有水平運輸、存放情況，安裝就位后，帶電前必須進展一定時間的靜放，其中1000kV應(yīng)大于72h，750kV套管應(yīng)大于48h，500330kV套管應(yīng)大于36h，11066220kV套管應(yīng)大于24h。9.5.6 如套管的傘裙間距低于規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)，可應(yīng)采取加硅橡膠傘裙套等措施，但應(yīng)進展套管放電量測試。在嚴(yán)重污穢地區(qū)運行的變壓器，可考慮在瓷套處涂防污閃涂料等措施。9.5.7 新采購油紙電容套管在最低環(huán)境溫度下不應(yīng)出現(xiàn)負(fù)壓。生產(chǎn)廠家應(yīng)

11、明確套管最大取油量，防止因取油樣而造成負(fù)壓。運行巡視應(yīng)檢查并記錄套管油位情況，當(dāng)油位異常時，應(yīng)進展紅外準(zhǔn)確測溫，確認(rèn)套管油位。當(dāng)套管滲漏油時，應(yīng)立即處理，防止內(nèi)部受潮損壞。9.5.8 結(jié)合停電檢修，對變壓器套管上部注油孔的密封狀況進展檢查，發(fā)現(xiàn)異常時應(yīng)及時處理。9.5.9 加強套管末屏接地檢測、檢修和運行維護，每次拆/接末屏后應(yīng)檢查末屏接地狀況，在變壓器投運時和運行中開展套管末屏的紅外檢測。對構(gòu)造不合理的套管末屏接地端子應(yīng)進展改造。9.6 防止穿墻套管損壞事故9.6.1 6kV10kV電壓等級穿墻套管應(yīng)選用不低于20kV電壓等級的產(chǎn)品。9.6.2 在線監(jiān)測和帶電檢測裝置通過電容型穿墻套管末屏接

12、地線取信號時，接地引下線應(yīng)固定牢靠并防止擺動。電容型穿墻套管檢修或試驗后，應(yīng)及時恢復(fù)末屏接地并檢查是否可靠，尤其應(yīng)注意圓柱彈簧壓接式末屏。9.7 防止冷卻系統(tǒng)損壞事故9.7.1 設(shè)計制造階段9.7.1.1 優(yōu)先選用自然油循環(huán)風(fēng)冷或自冷方式的變壓器。9.7.1.2 新訂購強迫油循環(huán)變壓器的潛油泵應(yīng)選用轉(zhuǎn)速不大于15000r/min的低速潛油泵，對運行中轉(zhuǎn)速大于1500r/min的潛油泵應(yīng)進展更換。制止使用無銘牌、無級別的軸承的潛油泵。9.7.1.3 新建或擴建變壓器一般不宜采用水冷方式。對特殊場合必須采用水冷卻系統(tǒng)的，應(yīng)采用雙層銅管冷卻系統(tǒng)。9.7.1.4 變壓器冷卻系統(tǒng)應(yīng)配置兩個相互獨立的電源

13、，并具備自動切換功能；冷卻系統(tǒng)電源應(yīng)有三相電壓監(jiān)測，任一相故障失電時，應(yīng)保證自動切換至備用電源供電。9.7.1.5 強迫油循環(huán)變壓器內(nèi)部故障跳閘后，潛油泵應(yīng)同時退出運行。9.7.2 基建階段9.7.2.1 冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油柜之間連接的波紋管，兩端口同心偏差不應(yīng)大于10mm。9.7.2.2 強迫油循環(huán)變壓器的潛油泵啟動應(yīng)逐臺啟用，延時間隔應(yīng)在30s以上，以防止氣體繼電器誤動。9.7.3 運行階段9.7.3.1 對強迫油循環(huán)冷卻系統(tǒng)的兩個獨立電源的自動切換裝置，應(yīng)定期進展切換試驗，有關(guān)信號裝置應(yīng)齊全可靠。9.7.3.2 冷卻器每年應(yīng)進展12次沖洗，并宜安排在大負(fù)荷降臨前進展。9.7.

14、3.3 單銅管水冷卻變壓器，應(yīng)始終保持油壓大于水壓，并加強運行維護工作，同時應(yīng)采取有效的運行監(jiān)視方法，及時發(fā)現(xiàn)冷卻系統(tǒng)泄漏故障。9.7.3.4 加強對冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油柜相連的波紋管的檢查，老舊變壓器應(yīng)結(jié)合技改大修工程對存在缺陷的波紋管進展更換。9.8 防止變壓器火災(zāi)事故9.8.1 采用排油注氮保護裝置的變壓器，應(yīng)配置具有聯(lián)動功能的雙浮球構(gòu)造的氣體繼電器。9.8.2 排油注氮保護裝置應(yīng)滿足以下要求：1排油注氮啟動觸發(fā)功率應(yīng)大于220V*5A(DC)；2排油及注氮閥動作線圈功率應(yīng)大于220V*6A(DC)；3注氮閥與排油閥間應(yīng)設(shè)有機械連鎖閥門；4動作邏輯關(guān)系應(yīng)為本體重瓦斯保護、主變壓

15、器斷路器跳閘、油箱超壓開關(guān)(火災(zāi)探測器)同時動作時才能啟動排油充氮保護。9.8.3 水噴淋動作功率應(yīng)大于8W，其動作邏輯關(guān)系應(yīng)滿足變壓器超溫保護與變壓器斷路器跳閘同時動作9.8.4 裝有排油注氮裝置的變壓器本體儲油柜與氣體繼電器間應(yīng)增設(shè)斷流閥，以防因儲油柜中的油下泄而致使火災(zāi)擴大。9.8.5 現(xiàn)場進展變壓器枯燥時，應(yīng)做好防火措施，防止加熱系統(tǒng)故障或繞組過熱燒損。9.8.6 應(yīng)由具有消防資質(zhì)的單位定期對滅火裝置進展維護和檢查，以防止誤動和拒動。9.8.7 變壓器降噪設(shè)施不得影響消防功能，隔聲頂蓋或屏障設(shè)計應(yīng)能保證滅火時，外部消防水、泡沫等滅火劑可以直接噴向起火變壓器。10 防止無功補償裝置損壞事

16、故為防止無功補償裝置損壞事故，應(yīng)認(rèn)真貫徹執(zhí)行國家電網(wǎng)公司電力平安工作規(guī)程國家電網(wǎng)企管20131650號、串聯(lián)電容器補償裝置通用技術(shù)要求Q/GDW 10655-2015、串聯(lián)電容器補償裝置交接試驗規(guī)程Q/GDW 10661-2015、串聯(lián)電容器補償裝置運行規(guī)*Q/GDW 10656-2015、電力系統(tǒng)無功補償配置技術(shù)導(dǎo)則Q/GDW 12122015、標(biāo)稱電壓1000V以上交流電力系統(tǒng)并聯(lián)電容器 第1局部：總則GB/T 11024.12010、高壓并聯(lián)電容器裝置的通用技術(shù)要求GB/T 308412014、并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)*GB 502272017、電力變壓器第6局部：電抗器GB/T 1094.

17、62011、電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規(guī)*GB 501472010、電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波GB/T14549-1993、高壓并聯(lián)電容器用串聯(lián)電抗器 53462014、靜止無功補償裝置SVC功能特性 GB/T 20298-2006、靜止無功補償裝置SVC現(xiàn)場試驗GB/T 20297-2006、高壓靜止無功補償裝置系列標(biāo)準(zhǔn)DL/T 1010.1-5-2006、靜止無功補償裝置運行規(guī)程DL/T 1298-2013、高壓靜止同步補償裝置NB/T 42043-2014等標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)規(guī)程規(guī)定，結(jié)合近6年生產(chǎn)運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：10.1 防止串聯(lián)電容器補償裝置損壞事故10.1.1

18、 設(shè)計階段10.1.1.1 應(yīng)進展串補裝置接入對電力系統(tǒng)的潛供電流、恢復(fù)電壓、工頻過電壓、操作過電壓等系統(tǒng)特性的影響分析，確定串補裝置的電氣主接線、絕緣配合與過電壓保護措施、主設(shè)備規(guī)*與控制策略等。10.1.1.2 應(yīng)考慮串補裝置接入后對差動保護、距離保護、重合閘等繼電保護功能的影響。10.1.1.3 當(dāng)電源送出系統(tǒng)裝設(shè)串補裝置時，應(yīng)進展串補裝置接入對發(fā)電機組次同步振蕩的影響分析，當(dāng)存在次同步振蕩風(fēng)險時，應(yīng)確定抑制次同步振蕩的措施。10.1.1.4 應(yīng)對電力系統(tǒng)區(qū)內(nèi)外故障、暫態(tài)過載、短時過載和持續(xù)運行等順序事件進展校核，以驗證串補裝置的耐受能力。10.1.1.5 串補電容器應(yīng)采用雙套管構(gòu)造。1

19、0.1.1.6 在壓緊系數(shù)為1即K=1的條件下，串補電容器絕緣介質(zhì)的平均電場強度不應(yīng)高于57kV/mm。10.1.1.7 單只串補電容器的耐爆容量應(yīng)不小于18kJ。電容器組接線宜采用先串后并的接線方式。假設(shè)采用串并構(gòu)造，電容器的同一串段并聯(lián)數(shù)量應(yīng)考慮電容器的耐爆能力，一個串段不應(yīng)超過3900kVar。10.1.1.8 金屬氧化物限壓器MOV的能耗計算應(yīng)考慮系統(tǒng)發(fā)生區(qū)內(nèi)和區(qū)外故障包括單相接地故障、兩相短路故障、兩相接地故障和三相接地故障以及故障后線路搖擺電流流過MOV過程中積累的能量，還應(yīng)計及線路保護的動作時間與重合閘時間對MOV能量積累的影響。10.1.1.9 新建串補裝置的MOV熱備用容量應(yīng)

20、大于10%且不少于3單元/平臺。10.1.1.10 MOV的電阻片應(yīng)具備一致性，整組MOV應(yīng)在一樣的工藝和技術(shù)條件下生產(chǎn)加工而成，并經(jīng)過嚴(yán)格的配片計算以降低不平衡電流，同一平臺每單元之間的分流系數(shù)宜不大于1.03，同一單元每柱之間的分流系數(shù)宜不大于1.05，同一平臺每柱之間的分流系數(shù)應(yīng)不大于1.1。10.1.1.11 火花間隙的強迫觸發(fā)電壓應(yīng)不高于1.8 p.u.，無強迫觸發(fā)命令時拉合串補相關(guān)隔離開關(guān)不應(yīng)出現(xiàn)間隙誤觸發(fā)。220750kV串補裝置火花間隙的自放電電壓不應(yīng)低于保護水平的1.05倍,1000kV串補裝置火花間隙的自放電電壓不應(yīng)低于保護水平的1.1倍。10.1.1.12 敞開式火花間隙

21、距離，設(shè)計時應(yīng)考慮海拔高度的影響。10.1.1.13 線路故障時，對串補平臺上控制保護設(shè)備的供電應(yīng)不受影響。10.1.1.14 光纖柱中包含的信號光纖和激光供能光纖不宜采用光纖轉(zhuǎn)接設(shè)備，并應(yīng)有足夠的備用芯數(shù)量，備用芯數(shù)量應(yīng)不少于使用芯數(shù)量。10.1.1.15 串補平臺上測量及控制箱的箱體應(yīng)采用密閉良好的金屬殼體，箱門四邊金屬應(yīng)與箱體可靠接觸，盡量降低外部電磁輻射對控制箱內(nèi)元器件的干擾及影響。10.1.1.16 串補平臺上各種電纜應(yīng)采取有效的一、二次設(shè)備間的隔離和防護措施，電磁式電流互感器電纜應(yīng)外穿與串補平臺及所連接設(shè)備外殼可靠連接的金屬屏蔽管；串補平臺上采用的電纜絕緣強度應(yīng)高于控制室內(nèi)控制保護

22、設(shè)備采用的電纜絕緣強度；對接入串補平臺上的測量及控制箱的電纜，應(yīng)增加防干擾措施。10.1.1.17 對串補平臺下方地面應(yīng)硬化處理，防止草木生長。10.1.1.18串補平臺上的控制保護設(shè)備應(yīng)提供電磁兼容性能檢測報告，其所采用的電磁干擾防護等級應(yīng)高于控制室內(nèi)的控制保護設(shè)備。10.1.1.19 在線路保護跳閘經(jīng)長電纜聯(lián)跳旁路開關(guān)的回路中，應(yīng)在串補控制保護開入量前一級采取防止直流接地或交直流混線時引起串補控制保護開入量誤動作的措施。10.1.1.20 串補裝置應(yīng)配置符合電網(wǎng)組網(wǎng)要求的故障錄波裝置。10.1.2 基建階段10.1.2.1 應(yīng)逐臺進展串聯(lián)電容器單元的電容量測試，并通過電容量實測值計算每個H

23、橋的不平衡電流，不平衡電流計算值應(yīng)不超過告警值的30%。10.1.2.2 電容器端子間或端子與匯流母線間的連接，應(yīng)采用帶絕緣護套的軟銅線。10.1.2.3 金屬氧化物限壓器MOV直流參考電壓試驗中，直流參考電流應(yīng)取1mA/柱。10.1.2.4 火花間隙交接時應(yīng)進展觸發(fā)回路功能驗證試驗，火花間隙的距離應(yīng)符合生產(chǎn)廠家的規(guī)定。10.1.2.5 串補裝置平臺到控制保護小室的光纖損耗不應(yīng)超過3dB。10.1.2.6 串補平臺上控制保護設(shè)備的電源采取激光電源和平臺取能方式時，應(yīng)能在激光電源供電、平臺取能設(shè)備供電之間平滑切換。10.1.3 運行階段10.1.3.1 串補裝置停電檢修時，運行人員應(yīng)將二次操作電

24、源斷開，將相關(guān)聯(lián)跳線路保護的壓板斷開。10.1.3.2 運行中應(yīng)特別關(guān)注電容器組不平衡電流值，當(dāng)?shù)竭_告警值時，應(yīng)盡早安排串補裝置檢修。10.1.3.3 應(yīng)按三年的基準(zhǔn)周期進展MOV的1mA/柱直流參考電流下直流參考電壓試驗及0.75倍直流參考電壓下的泄漏電流試驗。10.1.3.4 應(yīng)結(jié)合其他設(shè)備檢修方案，按三年的基準(zhǔn)周期進展火花間隙間隙距離檢查、外表清潔及觸發(fā)回路功能試驗。10.1.3.5 串補裝置*一套控制保護系統(tǒng)含火花間隙控制系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，應(yīng)盡早安排檢修。10.2 防止并聯(lián)電容器裝置損壞事故10.2.1 設(shè)計階段10.2.1.1電容器單元選型時應(yīng)采用內(nèi)熔絲構(gòu)造，單臺電容器保護應(yīng)防止同時采

25、用外熔斷器和內(nèi)熔絲保護。10.2.1.2 單臺電容器耐爆容量不低于15kJ。10.2.1.3 同一型號產(chǎn)品必須提供耐久性試驗報告。對每一批次產(chǎn)品，生產(chǎn)廠家需提供能覆蓋此批次產(chǎn)品的耐久性試驗報告。10.2.1.4 高壓直流輸電系統(tǒng)用交流并聯(lián)電容器及交流濾波電容器在設(shè)計環(huán)節(jié)應(yīng)有防鳥害措施。10.2.1.5 電容器端子間或端子與匯流母線間的連接應(yīng)采用帶絕緣護套的軟銅線。10.2.1.6 新安裝電容器的匯流母線應(yīng)采用銅排。10.2.1.7 放電線圈應(yīng)采用全密封構(gòu)造，放電線圈首、末端必須與電容器首、末端相連接。10.2.1.8 電容器組過電壓保護用金屬氧化物避雷器接線方式應(yīng)采用星形接線、中性點直接接地方

26、式。10.2.1.9 電容器組過電壓保護用金屬氧化物避雷器應(yīng)安裝在緊靠電容器高壓側(cè)入口處的位置。10.2.1.10 選用電容器組用金屬氧化物避雷器時，應(yīng)充分考慮其通流容量。避雷器的2 ms方波通流能力應(yīng)滿足標(biāo)準(zhǔn)中通流容量的要求。10.2.1.11 電容器成套裝置生產(chǎn)廠家應(yīng)提供電容器組保護計算方法和保護整定值。10.2.1.12框架式并聯(lián)電容器組戶內(nèi)安裝時，應(yīng)按照生產(chǎn)廠家提供的余熱功率對電容器室柜進展通風(fēng)設(shè)計。10.1.1.13 電容器室進風(fēng)口和出風(fēng)口應(yīng)對側(cè)對角布置。10.2.2 基建階段10.2.2.1 并聯(lián)電容器裝置正式投運時，應(yīng)進展沖擊合閘試驗，投切次數(shù)為3次，每次合閘時間間隔不少于5mi

27、n。10.2.2.2 應(yīng)逐個對電容器接頭用力矩扳手進展緊固，確保接頭和連接導(dǎo)線有足夠的接觸面積且接觸完好。10.2.3 運行階段10.2.3.1 電容器例行停電試驗時應(yīng)逐臺進展單臺電容器電容量的測量，應(yīng)使用不拆連接線的測量方法，防止因拆、裝連接線條件下，導(dǎo)致套管受力而發(fā)生套管漏油的故障。10.2.3.2對于內(nèi)熔絲電容器，當(dāng)電容量減少超過銘牌標(biāo)注電容量的 3%時，應(yīng)退出運行，防止因電容器帶故障運行而開展成擴大性故障。對于無內(nèi)熔絲的電容器，一旦發(fā)現(xiàn)電容量增大超過一個串段擊穿所引起的電容量增大時，應(yīng)立即退出運行，防止因電容器帶故障運行而開展成擴大性故障。10.2.3.3 采用AVC等自動投切系統(tǒng)控制

28、的多組電容器投切策略應(yīng)保持各組投切次數(shù)均衡，防止反復(fù)投切同一組，而其他組長時間閑置。電容器組半年內(nèi)未投切或近1個年度內(nèi)投切次數(shù)到達1000次時，自動投切系統(tǒng)應(yīng)閉鎖投切。對投切次數(shù)到達1000次的電容器組連同其斷路器均應(yīng)及時進展例行檢查及試驗，確認(rèn)設(shè)備狀態(tài)完好后應(yīng)及時解鎖。10.2.3.4 對安裝5年以上的外熔斷器應(yīng)及時更換。10.2.3.5 對已運行的非全密封放電線圈應(yīng)加強絕緣監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)受潮現(xiàn)象時應(yīng)及時更換。10.2.3.6 電容器室運行環(huán)境溫度超過并聯(lián)電容器裝置所允許的最高環(huán)境溫度時，應(yīng)進展通風(fēng)量校核，對不滿足消除余熱要求的，應(yīng)采取通風(fēng)降溫措施或?qū)嵤└脑臁?0.3 防止干式電抗器損壞事故10

29、.3.1 設(shè)計階段10.3.1.1 并聯(lián)電容器用串聯(lián)電抗器用于抑制諧波時，電抗率應(yīng)根據(jù)并聯(lián)電容器裝置接入電網(wǎng)處的背景諧波含量的測量值選擇，防止同諧波發(fā)生諧振或諧波過度放大。10.3.1.2 35kV及以下戶內(nèi)串聯(lián)電抗器應(yīng)選用干式鐵心或油浸式電抗器。戶外串聯(lián)電抗器應(yīng)優(yōu)先選用干式空心電抗器，當(dāng)戶外現(xiàn)場安裝環(huán)境受限而無法采用干式空心電抗器時，應(yīng)選用油浸式電抗器。10.3.1.3 新安裝的干式空心并聯(lián)電抗器、35kV及以上干式空心串聯(lián)電抗器不應(yīng)采用疊裝構(gòu)造，10kV干式空心串聯(lián)電抗器應(yīng)采取有效措施防止電抗器單相事故開展為相間事故。10.3.1.4 干式空心串聯(lián)電抗器應(yīng)安裝在電容器組首端，在系統(tǒng)短路電流

30、大的安裝點，設(shè)計時應(yīng)校核其動、熱穩(wěn)定性。10.3.1.5 戶外裝設(shè)的干式空心電抗器，包封外外表應(yīng)有防污和防紫外線措施。電抗器外露金屬部位應(yīng)有良好的防腐蝕涂層。10.3.1.6 新安裝的35kV及以上干式空心并聯(lián)電抗器，產(chǎn)品構(gòu)造應(yīng)具有防鳥、防雨功能。10.3.2 基建階段10.3.2.1 干式空心電抗器下方接地線不應(yīng)構(gòu)成閉合回路，圍欄采用金屬材料時，金屬圍欄制止連接成閉合回路，應(yīng)有明顯的隔離斷開段，并不應(yīng)通過接地線構(gòu)成閉合回路。10.3.2.2 干式鐵心電抗器戶內(nèi)安裝時，應(yīng)做好防振動措施。10.3.2.3 干式空心電抗器出廠應(yīng)進展匝間耐壓試驗，出廠試驗報告應(yīng)含有匝間耐壓試驗工程。330kV及以上

31、變電站新安裝的干式空心電抗器交接時，具備試驗條件時應(yīng)進展匝間耐壓試驗。10.3.3 運行階段10.3.3.1 已配置抑制諧波用串聯(lián)電抗器的電容器組，制止減少電容器運行。10.3.3.2采用AVC等自動投切系統(tǒng)控制的多組干式并聯(lián)電抗器，投切策略應(yīng)保持各組投切次數(shù)均衡，防止反復(fù)投切同一組。10.4 防止動態(tài)無功補償裝置損壞事故10.4.1 設(shè)計階段10.4.1.1 生產(chǎn)廠家在進展SVC晶閘管閥組設(shè)計時，應(yīng)保證晶閘管電壓和電流的裕度大于等于額定運行參數(shù)的2.2倍。10.4.1.2 生產(chǎn)廠家在進展SVC晶閘管閥組設(shè)計時，增加晶閘管串聯(lián)個數(shù)的冗余度應(yīng)大于等于10%。10.4.1.3 生產(chǎn)廠家在進展晶閘管

32、閥組設(shè)計時應(yīng)考慮運行環(huán)境的影響，包括海拔修正、污穢等級等要求。10.4.1.4 閥體的構(gòu)造設(shè)計、布局應(yīng)留有合理的維護檢修通道。10.4.1.5 SVG裝置在功率模塊選型時，IGBT模塊阻斷電壓VCES應(yīng)大于功率模塊關(guān)斷過電壓、額定直流電壓及電壓最大波動之和。10.4.1.6 功率模塊中的板卡應(yīng)噴涂三防漆，惡劣環(huán)境下需要考慮涂膠或者密封處理。10.4.1.7 功率模塊的直流電容器應(yīng)采用干式薄膜電容器。IGBT應(yīng)選用第四代及以上產(chǎn)品，具備測溫功能。10.4.1.8 動態(tài)無功補償裝置的備用光纖數(shù)量應(yīng)大于使用光纖的20%。10.4.1.9 SVC裝置監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能及時鑒別出任意一個已經(jīng)發(fā)生故障、損壞的元

33、件，晶閘管閥組應(yīng)便于元件更換。10.4.1.10 動態(tài)無功補償裝置水冷系統(tǒng)散熱設(shè)計應(yīng)考慮極端溫度運行環(huán)境下滿載輸出的散熱要求。10.4.1.11 在低溫地區(qū)，動態(tài)無功補償裝置水冷系統(tǒng)應(yīng)考慮防凍設(shè)計。10.4.1.12 新投運SVG裝置應(yīng)采用全封閉空調(diào)制冷或全封閉水冷散熱方式。10.4.2 基建階段10.4.2.1 動態(tài)無功補償裝置安裝完成后，應(yīng)對所有連接銅排進展緊固性檢查，防止出現(xiàn)松動引起接觸電阻過大而造成母排燒毀、設(shè)備停運。10.4.2.2 動態(tài)無功補償裝置本體電纜夾層或穿管應(yīng)采取封堵措施。10.4.2.3 動態(tài)無功補償裝置交接驗收應(yīng)按設(shè)計要求進展，控制系統(tǒng)應(yīng)進展各種工況下的模擬試驗，各類脈

34、沖信號發(fā)出及接收必須保持功能正常。10.4.2.4 交接驗收時，對動態(tài)無功補償裝置通信光纖應(yīng)進展光功率損耗的檢測，光纖損耗不應(yīng)超過3dB。10.4.3 運行階段10.4.3.1 SVG裝置主回路在工作狀態(tài)下制止斷開風(fēng)扇和散熱系統(tǒng)電源。10.4.3.2 動態(tài)無功補償裝置投運后，應(yīng)在運行一至兩年內(nèi)，進展一次光纖和驅(qū)動板卡的光口功率檢查，比照調(diào)試、投運驗收時的光功率損耗檢查表，對下降趨勢較明顯的光纖進展更換。10.4.3.3 對采用外循環(huán)直通風(fēng)方式的裝置，應(yīng)每半年進展濾網(wǎng)及功率模塊的清掃和散熱軸流風(fēng)機例行維護檢查，環(huán)境惡劣時應(yīng)縮短周期。功率柜濾網(wǎng)應(yīng)采用可不停電更換型，SVG室或箱體風(fēng)道與墻體/箱體、

35、門窗與墻體/箱體應(yīng)采取密封措施。11 防止互感器損壞事故為防止互感器損壞事故，應(yīng)認(rèn)真貫徹執(zhí)行互感器 第8局部：電子式電流互感器GB/T 20840.8-2007、互感器 第7局部：電子式電壓互感器GB/T 20840.7-2007、標(biāo)稱電壓高于1000V使用的戶內(nèi)和戶外聚合物絕緣子 一般定義、試驗方法和承受準(zhǔn)則GB/T 22079-2008、互感器 第2局部：電流互感器的補充技術(shù)要求GB 20840.2-2014、電氣裝置安裝工程 電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規(guī)*GB 50148-2010、電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)GB 50150-2016、電子式互感器現(xiàn)場交接驗收規(guī)*

36、DL/T 1544-2016、國家電網(wǎng)公司關(guān)于印發(fā)防止變電站全停十六項措施(試行)的通知(國家電網(wǎng)運檢2015376號)、關(guān)于印發(fā)的通知國家電網(wǎng)生2011961號、輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程(QGDW11682013)、1003001-0220-01-220kV SF6氣體絕緣電流互感器專用技術(shù)規(guī)*、國家電網(wǎng)公司變電運維通用管理規(guī)定 第7分冊 電壓互感器運維細則國網(wǎng)運檢/3828-2017等標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)規(guī)程規(guī)定，結(jié)合近6年生產(chǎn)運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：11.1 防止油浸式互感器損壞事故11.1.1 設(shè)計制造階段11.1.1.1 油浸式互感器應(yīng)選用帶金屬膨脹器微正壓構(gòu)造。11.1.

37、1.2 油浸式互感器生產(chǎn)廠家應(yīng)根據(jù)設(shè)備運行環(huán)境最高和最低溫度核算膨脹器的容量，并應(yīng)留有一定裕度。11.1.1.3 油浸式互感器的膨脹器外罩應(yīng)標(biāo)注清晰耐久的最高MA*、最低MIN油位線及20的標(biāo)準(zhǔn)油位線，油位觀察窗應(yīng)選用具有耐老化、透明度高的材料進展制造。油位指示器應(yīng)采用熒光材料。11.1.1.4 生產(chǎn)廠家應(yīng)明確倒立式電流互感器的允許最大取油量。11.1.1.5 所選用電流互感器的動、熱穩(wěn)定性能應(yīng)滿足安裝地點系統(tǒng)短路容量的遠期要求，一次繞組串聯(lián)時也應(yīng)滿足安裝地點系統(tǒng)短路容量的要求。11.1.1.6 220kV及以上電壓等級電流互感器必須滿足臥倒運輸?shù)囊蟆?1.1.1.7 互感器的二次引線端子和

38、末屏引出線端子應(yīng)有防轉(zhuǎn)動措施。11.1.1.8 電容式電壓互感器中間變壓器高壓側(cè)對地不應(yīng)裝設(shè)氧化鋅避雷器。11.1.1.9 電容式電壓互感器應(yīng)選用速飽和電抗器型阻尼器，并應(yīng)在出廠時進展鐵磁諧振試驗。11.1.1.10 11066750kV 油浸式電流互感器在出廠試驗時，局部放電試驗的測量時間延長到5min。11.1.1.11 電容式電壓互感器電磁單元油箱排氣孔應(yīng)高出油箱上平面10mm以上，且密封可靠。11.1.1.12 電流互感器末屏接地引出線應(yīng)在二次接線盒內(nèi)就地接地或引至在線監(jiān)測裝置箱內(nèi)接地。末屏接地線不應(yīng)采用編織軟銅線，末屏接地線的截面積、強度均應(yīng)符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。11.1.2 基建階段11.

39、1.2.1 電磁式電壓互感器在交接試驗時，應(yīng)進展空載電流測量。勵磁特性的拐點電壓應(yīng)大于1.5Um/中性點有效接地系統(tǒng)或1.9Um/中性點非有效接地系統(tǒng)。11.1.2.2 電流互感器一次端子承受的機械力不應(yīng)超過生產(chǎn)廠家規(guī)定的允許值，端子的等電位連接應(yīng)結(jié)實可靠且端子之間應(yīng)保持足夠電氣距離。一次端子引線連接端應(yīng)采用8.8級及以上熱鍍鋅螺栓，并應(yīng)有足夠的接觸面積。11.1.2.3 11066kV及以上電壓等級的油浸式電流互感器，應(yīng)逐臺進展交流耐壓試驗。試驗前應(yīng)保證充足的靜置時間，其中11066kV互感器不少于24h，220330kV互感器不少于48h、500kV互感器不少于72h。試驗前后應(yīng)進展油中溶

40、解氣體比照分析。11.1.2.4 220kV及以上電壓等級的電容式電壓互感器，其各節(jié)電容器安裝時應(yīng)按出廠編號及上下順序進展安裝，制止互換。11.1.2.5 互感器安裝時，應(yīng)將運輸中膨脹器限位支架等臨時保護措施撤除，并檢查頂部排氣塞密封情況。11.1.2.6 220kV及以上電壓等級電流互感器運輸時應(yīng)在每輛運輸車上安裝沖擊記錄儀，設(shè)備運抵現(xiàn)場后應(yīng)檢查確認(rèn)，記錄數(shù)值超過10g，應(yīng)返廠檢查。110kV及以下電壓等級電流互感器應(yīng)直立安放運輸。11.1.3 運行階段11.1.3.1 事故搶修的油浸式互感器，應(yīng)保證絕緣試驗前靜置時間，其中500330kV設(shè)備靜置時間應(yīng)大于36h，11066220kV設(shè)備靜

41、置時間應(yīng)大于24h。11.1.3.2 新投運的11066kV及以上電壓等級電流互感器，12年內(nèi)應(yīng)取油樣進展油中溶解氣體組分、微水分析，取樣后檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件的要求。對于明確要求不取油樣的產(chǎn)品，確需取樣或補油時應(yīng)由生產(chǎn)廠家配合進展。11.1.3.3 運行中油浸式互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋時，應(yīng)退出運行。11.1.3.4 倒立式電流互感器、電容式電壓互感器出現(xiàn)電容單元滲漏油情況時，應(yīng)退出運行。11.1.3.5 電流互感器內(nèi)部出現(xiàn)異常響聲時，應(yīng)退出運行。11.1.3.6 應(yīng)定期校核電流互感器動、熱穩(wěn)定電流是否滿足要求。假設(shè)互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規(guī)定的動、熱穩(wěn)定電流值，應(yīng)

42、及時改變變比或安排更換。11.1.3.7 加強電流互感器末屏接地引線檢查、檢修及運行維護。11.2 防止氣體絕緣互感器損壞事故11.2.1 設(shè)計制造階段11.2.1.1 電容屏構(gòu)造的氣體絕緣電流互感器，電容屏連接筒應(yīng)具備足夠的機械強度，以免因材質(zhì)偏軟導(dǎo)致電容屏連接筒變形、移位。11.2.1.2 最低溫度為-25及以下的地區(qū)，戶外不宜選用SF6氣體絕緣互感器。11.2.1.3 氣體絕緣互感器的防爆裝置應(yīng)采用防止積水、凍脹的構(gòu)造，防爆膜應(yīng)采用抗老化、耐銹蝕的材料。11.2.1.4 SF6密度繼電器與互感器設(shè)備本體之間的連接方式應(yīng)滿足不拆卸校驗密度繼電器的要求，戶外安裝應(yīng)加裝防雨罩。11.2.1.5

43、 氣體絕緣互感器應(yīng)設(shè)置安裝時的專用吊點并有明顯標(biāo)識。11.2.2 基建階段11.2.2.1 110kV及以下電壓等級互感器應(yīng)直立安放運輸，220kV及以上電壓等級互感器應(yīng)滿足臥倒運輸?shù)囊?。運輸時11066kV產(chǎn)品每批次超過10臺時，每車裝10g振動子2個，低于10臺時每車裝10g振動子1個；220kV產(chǎn)品每臺安裝10g振動子1個；330kV及以上電壓等級每臺安裝帶時標(biāo)的三維沖擊記錄儀。到達目的地后檢查振動記錄裝置的記錄，假設(shè)記錄數(shù)值超過10g一次或10g振動子落下，則產(chǎn)品應(yīng)返廠解體檢查。11.2.2.2 氣體絕緣電流互感器運輸時所充氣壓應(yīng)嚴(yán)格控制在微正壓狀態(tài)。11.2.2.3 氣體絕緣電流互

44、感器安裝后應(yīng)進展現(xiàn)場老練試驗，老練試驗后進展耐壓試驗，試驗電壓為出廠試驗值的80。11.2.3 運行階段11.2.3.1 氣體絕緣互感器嚴(yán)重漏氣導(dǎo)致壓力低于報警值時應(yīng)立即退出運行。運行中的電流互感器氣體壓力下降到0.2MPa相對壓力以下，檢修后應(yīng)進展老練和交流耐壓試驗。11.2.3.2 長期微滲的氣體絕緣互感器應(yīng)開展SF6氣體微水檢測和帶電檢漏，必要時可縮短檢測周期。年漏氣率大于1%時，應(yīng)及時處理。11.2.3.3 應(yīng)定期校核電流互感器動、熱穩(wěn)定電流是否滿足要求。假設(shè)互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規(guī)定的動、熱穩(wěn)定電流值時，應(yīng)及時改變變比或安排更換。11.2.3.4 運行中的互感器在巡視

45、檢查時如發(fā)現(xiàn)外絕緣有裂紋、局部變色、變形，應(yīng)盡快更換。11.3 防止電子式互感器損壞事故11.3.1 設(shè)計制造階段11.3.1.1 電子式電流互感器測量傳輸模塊應(yīng)有兩路獨立電源，每路電源均有監(jiān)視功能。11.3.1.2 電子式電流互感器傳輸回路應(yīng)選用可靠的光纖耦合器，戶外采集卡接線盒應(yīng)滿足IP67防塵防水等級，采集卡應(yīng)滿足安裝地點最高、最低運行溫度要求。11.3.1.3 電子式互感器的采集器應(yīng)具備良好的環(huán)境適應(yīng)性和抗電磁干擾能力。11.3.1.4 電子式電壓互感器二次輸出電壓，在短路消除后恢復(fù)到達準(zhǔn)確級限值內(nèi)時間應(yīng)滿足繼電保護裝置的技術(shù)要求。11.3.1.5 集成光纖后的光纖絕緣子，應(yīng)提供水?dāng)U散

46、設(shè)計試驗報告。11.3.2 基建階段11.3.2.1 電子式互感器傳輸環(huán)節(jié)各設(shè)備應(yīng)進展斷電試驗、光纖進展抽樣拔插試驗，檢驗當(dāng)單套設(shè)備故障、失電時，是否導(dǎo)致保護裝置誤出口。11.3.2.2 電子式互感器交接時應(yīng)在合并單元輸出端子處進展誤差校準(zhǔn)試驗。11.3.2.3 電子式互感器現(xiàn)場在投運前應(yīng)開展隔離開關(guān)分/合容性小電流干擾試驗。11.3.3 運行階段11.3.3.1 電子式互感器更換器件后，應(yīng)在合并單元輸出端子處進展誤差校準(zhǔn)試驗。11.3.3.2 電子式互感器應(yīng)加強在線監(jiān)測裝置光功率顯示值及告警信息的監(jiān)視。11.4 防止干式互感器損壞事故11.4.1 設(shè)計階段11.4.1.1 變電站戶外不宜選用

47、環(huán)氧樹脂澆注干式電流互感器。11.4.2 基建階段11.4.2.1 106kV及以上干式互感器出廠時應(yīng)逐臺進展局部放電試驗，交接時應(yīng)抽樣進展局部放電試驗。11.4.2.2 電磁式干式電壓互感器在交接試驗時，應(yīng)進展空載電流測量。勵磁特性的拐點電壓應(yīng)大于1.5Um/中性點有效接地系統(tǒng)或1.9Um/中性點非有效接地系統(tǒng)。11.4.3 運行階段11.4.3.1 運行中的環(huán)氧澆注干式互感器外絕緣如有裂紋、沿面放電、局部變色、變形，應(yīng)立即更換。11.4.3.2 運行中的35kV及以下電壓等級電磁式電壓互感器，如發(fā)生高壓熔斷器兩相及以上同時熔斷或單相屢次熔斷，應(yīng)進展檢查及試驗。12 防止GIS、開關(guān)設(shè)備事故

48、為防止GIS、開關(guān)設(shè)備事故，應(yīng)認(rèn)真貫徹國家電網(wǎng)公司交流高壓開關(guān)設(shè)備技術(shù)監(jiān)視導(dǎo)則Q/GDW 11074-2013、國家電網(wǎng)公司關(guān)于印發(fā)電網(wǎng)設(shè)備技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)差異條款統(tǒng)一意見的通知國家電網(wǎng)科2017549號、國家電網(wǎng)公司關(guān)于全面落實反事故措施的通知國家電網(wǎng)運檢2017378號、關(guān)于印發(fā)等6項通用制度的通知(國家電網(wǎng)企管2017206號)、國家電網(wǎng)公司關(guān)于高壓隔離開關(guān)訂貨的有關(guān)規(guī)定試行國家電網(wǎng)公司生產(chǎn)輸變20044號、國家電網(wǎng)公司關(guān)于印發(fā)戶外GIS設(shè)備伸縮節(jié)反事故措施和故障分析報告的通知國家電網(wǎng)運檢2015902號等標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)規(guī)程規(guī)定，結(jié)合近6年生產(chǎn)運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：12.1 防止

49、斷路器事故12.1.1 設(shè)計制造階段12.1.1.1 斷路器本體內(nèi)部的絕緣件必須經(jīng)過局部放電試驗方可裝配，要求在試驗電壓下單個絕緣件的局部放電量不大于3pC。12.1.1.2 斷路器出廠試驗前應(yīng)帶原機構(gòu)進展不少于200次的機械操作試驗其中每100次操作試驗的最后20次應(yīng)為重合閘操作試驗。投切并聯(lián)電容器、交流濾波器用斷路器型式試驗工程必須包含投切電容器組試驗，斷路器必須選用C2級斷路器。真空斷路器滅弧室出廠前應(yīng)逐臺進展老煉試驗，并提供老煉試驗報告；用于投切并聯(lián)電容器的真空斷路器出廠前應(yīng)整臺進展老煉試驗，并提供老煉試驗報告。斷路器動作次數(shù)計數(shù)器不得帶有復(fù)歸機構(gòu)。12.1.1.3 開關(guān)設(shè)備用氣體密度

50、繼電器應(yīng)滿足以下要求：12.1.1.3.1 密度繼電器與開關(guān)設(shè)備本體之間的連接方式應(yīng)滿足不拆卸校驗密度繼電器的要求。12.1.1.3.2密度繼電器應(yīng)裝設(shè)在與被監(jiān)測氣室處于同一運行環(huán)境溫度的位置。對于嚴(yán)寒地區(qū)的設(shè)備，其密度繼電器應(yīng)滿足環(huán)境溫度在-40-25時準(zhǔn)確度不低于2.5級的要求。12.1.1.3.3新安裝252kV及以上斷路器每相應(yīng)安裝獨立的密度繼電器。12.1.1.3.4戶外斷路器應(yīng)采取防止密度繼電器二次接頭受潮的防雨措施。12.1.1.4 斷路器分閘回路不應(yīng)采用RC加速設(shè)計。已投運斷路器分閘回路采用RC加速設(shè)計的，應(yīng)隨設(shè)備換型進展改造。12.1.1.5 戶外匯控箱或機構(gòu)箱的防護等級應(yīng)不

51、低于IP45W，箱體應(yīng)設(shè)置可使箱內(nèi)空氣流通的迷宮式通風(fēng)口，并具有防腐、防雨、防風(fēng)、防潮、防塵和防小動物進入的性能。帶有智能終端、合并單元的智能控制柜防護等級應(yīng)不低于IP55。非一體化的匯控箱與機構(gòu)箱應(yīng)分別設(shè)置溫度、濕度控制裝置。12.1.1.6 開關(guān)設(shè)備二次回路及元器件應(yīng)滿足以下要求：12.1.1.6.1 溫控器加熱器、繼電器等二次元件應(yīng)取得3C認(rèn)證或通過與3C認(rèn)證同等的性能試驗，外殼絕緣材料阻燃等級應(yīng)滿足V-0級，并提供第三方檢測報告。時間繼電器不應(yīng)選用氣囊式時間繼電器。12.1.1.6.2 斷路器出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應(yīng)進展中間繼電器、時間繼電器、電壓繼電器動作特性校驗。12.1

52、.1.6.3 斷路器分、合閘控制回路的端子間應(yīng)有端子隔開，或采取其他有效防誤動措施。12.1.1.6.4 新投的分相彈簧機構(gòu)斷路器的防跳繼電器、非全相繼電器不應(yīng)安裝在機構(gòu)箱內(nèi)，應(yīng)裝在獨立的匯控箱內(nèi)。12.1.1.7 新投的252kV母聯(lián)分段、主變壓器、高壓電抗器斷路器應(yīng)選用三相機械聯(lián)動設(shè)備。12.1.1.8 采用雙跳閘線圈機構(gòu)的斷路器，兩只跳閘線圈不應(yīng)共用銜鐵，且線圈不應(yīng)疊裝布置。12.1.1.9 斷路器機構(gòu)分合閘控制回路不應(yīng)串接整流模塊、熔斷器或電阻器。12.1.1.10 斷路器液壓機構(gòu)應(yīng)具有防止失壓后慢分慢合的機械裝置。液壓機構(gòu)驗收、檢修時應(yīng)對機構(gòu)防慢分慢合裝置的可靠性進展試驗。12.1.

53、1.11 斷路器出廠試驗及例行檢修中，應(yīng)檢查絕緣子金屬法蘭與瓷件膠裝部位防水密封膠的完好性，必要時復(fù)涂防水密封膠。12.1.1.12 隔離斷路器的斷路器與接地開關(guān)間應(yīng)具備足夠強度的機械聯(lián)鎖和可靠的電氣聯(lián)鎖。12.1.2 基建階段12.1.2.1 斷路器交接試驗及例行試驗中，應(yīng)對機構(gòu)二次回路中的防跳繼電器、非全相繼電器進展傳動。防跳繼電器動作時間應(yīng)小于輔助開關(guān)切換時間，并保證在模擬手合于故障時不發(fā)生跳躍現(xiàn)象。12.1.2.2 斷路器產(chǎn)品出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應(yīng)對斷路器主觸頭與合閘電阻觸頭的時間配合關(guān)系進展測試，并測量合閘電阻的阻值。12.1.2.3 斷路器產(chǎn)品出廠試驗、交接試驗及例行試

54、驗中，應(yīng)測試斷路器合-分時間。對 252kV及以上斷路器，合-分時間應(yīng)滿足電力系統(tǒng)平安穩(wěn)定要求。12.1.2.4 充氣設(shè)備現(xiàn)場安裝應(yīng)先進展抽真空處理，再注入絕緣氣體。SF6氣體注入設(shè)備后應(yīng)對設(shè)備內(nèi)氣體進展SF6純度檢測。對于使用SF6混合氣體的設(shè)備，應(yīng)測量混合氣體的比例。12.1.2.5 SF6斷路器充氣至額定壓力前，制止進展儲能狀態(tài)下的分/合閘操作。12.1.2.6 斷路器交接試驗及例行試驗中，應(yīng)進展行程曲線測試，并同時測量分/合閘線圈電流波形。12.1.3 運行階段12.1.3.1 當(dāng)斷路器液壓機構(gòu)突然失壓時應(yīng)申請停電隔離處理。在設(shè)備停電前，制止人為啟動油泵，防止斷路器慢分。12.1.3.

55、2 氣動機構(gòu)應(yīng)加裝氣水別離裝置，并具備自動排污功能。12.1.3.3 3年內(nèi)未動作過的72.5kV及以上斷路器，應(yīng)進展分/合閘操作。12.1.3.4 對投切無功負(fù)荷的開關(guān)設(shè)備應(yīng)實行差異化運維，縮短巡檢和維護周期，每年統(tǒng)計投切次數(shù)并評估電氣壽命。12.2 防止GIS事故12.2.1 設(shè)計制造階段12.2.1.1 用于低溫年最低溫度為-30及以下、日溫差超過25K、重污穢e級或沿海d級地區(qū)、城市中心區(qū)、周邊有重污染源如鋼廠、化工廠、水泥廠等的252363kV及以下GIS，應(yīng)采用戶內(nèi)安裝方式，550kV及以上GIS經(jīng)充分論證后確定布置方式。12.2.1.2 GIS氣室應(yīng)劃分合理，并滿足以下要求：12

56、.2.1.2.1 GIS最大氣室的氣體處理時間不超過8h。252kV及以下設(shè)備單個氣室長度不超過15m，且單個主母線氣室對應(yīng)間隔不超過3個。12.2.1.2.2 雙母線構(gòu)造的GIS，同一間隔的不同母線隔離開關(guān)應(yīng)各自設(shè)置獨立隔室。252kV及以上GIS母線隔離開關(guān)制止采用與母線共隔室的設(shè)計構(gòu)造。12.2.1.2.3 三相分箱的GIS母線及斷路器氣室，制止采用管路連接。獨立氣室應(yīng)安裝單獨的密度繼電器，密度繼電器表計應(yīng)朝向巡視通道。12.2.1.3 生產(chǎn)廠家應(yīng)在設(shè)備投標(biāo)、資料確認(rèn)等階段提供工程伸縮節(jié)配置方案，并經(jīng)業(yè)主單位組織審核。方案內(nèi)容包括伸縮節(jié)類型、數(shù)量、位置、及伸縮節(jié)狀態(tài)伸縮量-環(huán)境溫度對應(yīng)明

57、細表等調(diào)整參數(shù)。伸縮節(jié)配置應(yīng)滿足跨不均勻沉降部位室外不同根底、室內(nèi)伸縮縫等的要求。用于軸向補償?shù)纳炜s節(jié)應(yīng)配備伸縮量計量尺。12.2.1.4 雙母線、單母線或橋形接線中，GIS母線避雷器和電壓互感器應(yīng)設(shè)置獨立的隔離開關(guān)。3/2斷路器接線中，GIS母線避雷器和電壓互感器不應(yīng)裝設(shè)隔離開關(guān)，宜設(shè)置可拆卸導(dǎo)體作為隔離裝置?？刹鹦秾?dǎo)體應(yīng)設(shè)置于獨立的氣室內(nèi)。架空進線的GIS線路間隔的避雷器和線路電壓互感器宜采用外置構(gòu)造。12.2.1.5 新投運GIS采用帶金屬法蘭的盆式絕緣子時，應(yīng)預(yù)留窗口用于特高頻局部放電檢測。采用此構(gòu)造的盆式絕緣子可取消罐體對接處的跨接片，但生產(chǎn)廠家應(yīng)提供型式試驗依據(jù)。如需采用跨接片，戶

58、外GIS罐體上應(yīng)有專用跨接部位，制止通過法蘭螺栓直連。12.2.1.6 戶外GIS法蘭對接面宜采用雙密封，并在法蘭接縫、安裝螺孔、跨接片接觸面周邊、法蘭對接面注膠孔、盆式絕緣子澆注孔等部位涂防水膠。12.2.1.7 同一分段的同側(cè)GIS母線原則上一次建成。如方案擴建母線，宜在擴建接口處預(yù)裝可拆卸導(dǎo)體的獨立隔室；如方案擴建出線間隔，應(yīng)將母線隔離開關(guān)、接地開關(guān)與就地工作電源一次上全。預(yù)留間隔氣室應(yīng)加裝密度繼電器并接入監(jiān)控系統(tǒng)。12.2.1.8 吸附劑罩的材質(zhì)應(yīng)選用不銹鋼或其他高強度材料，構(gòu)造應(yīng)設(shè)計合理。吸附劑應(yīng)選用不易粉化的材料并裝于專用袋中，綁扎結(jié)實。12.2.1.9 盆式絕緣子應(yīng)盡量防止水平布

59、置。12.2.1.10 對相間連桿采用轉(zhuǎn)動、鏈條傳動方式設(shè)計的三相機械聯(lián)動隔離開關(guān)，應(yīng)在從動一樣時安裝分/合閘指示器。12.2.1.11 GIS用斷路器、隔離開關(guān)和接地開關(guān)以及罐式SF6斷路器，出廠試驗時應(yīng)進展不少于200次的機械操作試驗其中斷路器每100次操作試驗的最后20次應(yīng)為重合閘操作試驗，以保證觸頭充分磨合。200次操作完成后應(yīng)徹底清潔殼體內(nèi)部，再進展其他出廠試驗。12.2.1.12 GIS內(nèi)絕緣件應(yīng)逐只進展*射線探傷試驗、工頻耐壓試驗和局部放電試驗，局部放電量不大于3pC。12.2.1.13 生產(chǎn)廠家應(yīng)對金屬材料和部件材質(zhì)進展質(zhì)量檢測，對罐體、傳動桿、拐臂、軸承銷等關(guān)鍵金屬部件應(yīng)按工

60、程抽樣開展金屬材質(zhì)成分檢測，按批次開展金相試驗抽檢，并提供相應(yīng)報告。12.2.1.14 GIS出廠絕緣試驗宜在裝配完整的間隔上進展，252kV及以上設(shè)備還應(yīng)進展正負(fù)極性各3次雷電沖擊耐壓試驗。12.2.1.15 生產(chǎn)廠家應(yīng)對GIS及罐式斷路器罐體焊縫進展無損探傷檢測，保證罐體焊縫100%合格。12.2.1.16 裝配前應(yīng)檢查并確認(rèn)防爆膜是否受外力損傷，裝配時應(yīng)保證防爆膜泄壓方向正確、定位準(zhǔn)確，防爆膜泄壓擋板的構(gòu)造和方向應(yīng)防止在運行中積水、結(jié)冰、誤碰。防爆膜噴口不應(yīng)朝向巡視通道。12.2.1.17 GIS充氣口保護封蓋的材質(zhì)應(yīng)與充氣口材質(zhì)一樣，防止電化學(xué)腐蝕。12.2.2 基建階段12.2.2.