供电局2003年度防止重大设备损坏事故技术措施

1、附件二 黄山供电局2003年度防止重大设备损坏事故技术措施根据国电公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求和省公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施细则要求，结合我局2002年度反事故技术措施执行情况和设备存在的问题，进行分解、细化充实，特制定黄山供电局2003年度防止重大设备损坏事故技术措施。一、 防止继电保护事故1.1 加强我局继电保护的管理和技术监督工作，及时调整和完善我局继电保护技术监督网，保持继电保护专业技术队伍的相对稳定；加强专业技术培训，经常性地进行专业技术的调考、检查工作。1.2 认真贯彻部颁各项规章制度及反事故措施。1.3 严格履行继电保护现场安全措施票制度，加强现场工

2、作的监护力度，继电保护的大型工作必须做好组织、安全、技术三项措施和施工方案。1.4 根据黄山电网结构的变化，制定每年的地区电网继电保护整定运行方案说明，切实执行继电保护整定计算的计算、审核、批准制度，合理安排电网运行方式，并注意加强对基层各县局的定值检查工作。各变电所每两年修订现场运行规程时应重视相关继电保护专业内容的修订工作。1.5 严格把好继电保护及自动装置的新设备、新产品入网关，认真检验和调研入网新设备、新产品的技术原理和性能。做好继电保护及二次回路的图纸设计、审查与管理工作，防止造成继电保护的误接线。加大继电保护老旧设备的更换力度，基建和技改工程应采用微机保护，注意保护双重配置，以防止

3、年数久远的老旧保护装置备品备件不足问题。1.6 加强继电保护的技术台帐管理，各基层单位必须认真做好继电保护试验报告的审校工作，局输变电部要重视对110kv及以上的主设备保护年检报告审核工作。1.7 注意认真及时填写每月的继电保护及自动装置动作月报，并及时上报。1.8 及时认真检查各所继电保护及二次回路的直流熔丝容量的配置与运行情况，并防止出现二次寄生回路使回路电源失电与串电。1.9 要加强备用电源自动投入装置的检查，时间安排上尽量考虑在年初或年尾。备用电源自动投入装置要能满足不同运行方式的要求，凡因特殊运行方式停用电源自动投入装置的必须经分管领导同意并尽量考虑气候较好同时时间较短。1.10 要

4、加强直流系统的维护和检查，定期对蓄电池容量检查，凡是容量不符合规定的及时更换，发现有电压偏低的要及时更换，及时处理蓄电池的漏液现象，保持蓄电池表面清洁，尽量考虑每个变电站有双套蓄电池组运行，对直流系统的熔丝配备要按照相关的原则考虑，必要时采用直流环网供电。要加强站用电的维护检查，尽量减少站用电停电时间，2003年将更换大路口、太平站的35kv高能耗且运行已达30年的站变。二、 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故2.1 加强对变压器类设备从选型、选厂、验收到投运的全过程管理，设备定货与厂家签订合同时必须首先与厂家签订技术协议。2.2 设备在厂家制造时，应派人赴厂进行全过程监制，对照监造大纲控制监

5、造关键点。出厂验收时，对出厂试验、常规试验均要严格把关。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。2.3 110kv及以上的变压器在运输过程中，要求厂家按规范安装三维冲击记录仪，必要时应派员押运，控制运输车辆速度和加速度。现场就位后，会同运输部门和变压器厂家三方人员进行验收。2.4 对220kv主变注油必须采用真空注油，对110kv主变注油原则上要求采用真空注油。真空注油时的真空度、抽空时间、注油速度、真空范围均应达到要求。2.5 投运前，严格执行交接验收标准。电气、油试验（特别是油高温介损）严格把关。对所有新安装的110kv及以上主变进行变形测试。如运行中的变压器发

6、生近区或出口短路时，除要求完成常规试验外，必须作变形试验，作为判断设备是否能够投运的依据之一。2.6 主变投运后，按规程要求进行色谱跟踪。定期进行预防性试验，每年两次红外普测并对部分主变进行特巡。对运行中的220kv变压器每三个月做一次色谱试验，110kv变压器每半年做一次色谱试验（岩寺#2主变为季检）。2.7 对新进的变压器油严格加强质量控制，购买新油须由输变电部推荐厂家，进入我局油系统前，须做油理化试验。对设备加补充油时，须做混油试验。2.8 主变油泵的轴承，应采用e级或d级，油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵，每年预试时应进行水冲洗。按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，

7、重点防止变压器着火时的事故扩大。 2.9 加强对有载分接开关的运行维护，按规程规定对分接开关进行大修，主变的大修由输变电部提出并由分管领导确定大修与否。2.10 对110kv及以上电压等级的互感器安装必须进行高电压下的介损试验。2.11 220kv互感器安装没有出厂局放试验数据者，现场须补做局放试验。2.12 运行中的互感器红外测试，每年两次必须进行。2.13 油流继电器档板要定期检查，特别是强油循环变压器。2.14 苦竹溪站防爆管改压力阀。2.15 加强老旧变压器、有缺陷变压器、曾出现油品质问题的变压器的监视、维护工作。2.16 含乙炔、氢超标、空气含量高的主变、油浸互感器进行脱气处理。2.

8、17 主变中性点接地引下线改为两根满足热稳定要求截面的接地扁钢。三、 防止开关设备事故的反措3.1 开关设备订货时，技术部门应认真选型、选厂，与厂家签订技术协议。3.2 切合电容器组开关：35kv应选用sf6开关，10kv应选用连体式真空开关。3.3 对现运行的10kv油开关将有计划的改造为连体式，参照2002年110kv新潭变改造模式。3.4 新购开关有条件时应到厂家验收，对开关柜必须到厂家进行验收，严禁五防功能不完善的开关柜进入我局。 3.5 根据省公司每年下达的系统最大运行方式，调度部门应每年核算各变电所系统容量，并下达开关的事故跳闸次数。3.6 新安装开关严把验收质量关，安装工艺应符合

9、验收规范，调试、试验按规程要求进行，出厂资料、安装、调试报告应齐全。3.7 运行中的开关按规程规定的检修周期进行检修。检修项目、质量按部颁检修工艺进行。3.8 对新订开关柜内附属设备必须指定厂家，型号。3.9 对各变电站35kv、10kv母线以及主变、开关柜的裸露部分加装热缩绝缘护套，争取2004年全部完成老旧变电站的加装热缩绝缘护套工作（利用停电机会来实施）。3.10 保持开关室的温湿度，湿度较高时必须及时开启去湿机并注意排水，无人值守站应制定相关规定，确保夏季高温时开关室、控制室、保护室、通信机房的排风扇或空调的及时开、关。3.11 创造条件开展真空开关真空度测试工作。3.12 为防止发生

10、10kv真空断路器投切爆炸事故，应严把订货质量关，认真进行安装调试及检查试验，主要试验有：a.机械特性试验；b.电气测试。电容器、分段、主变开关试验周期为每年一次，出线开关相应试验周期为一到三年。3.13 加强液压机构的巡视检查及维修力度，防止液压机构泄压。3.14 加强sf6断路器的泄漏及微水测试工作。3.15 创造条件，开展sf6断路器压力表及压力继电器的定期校验。四、 防止接地网事故 为防止接地网事故的发生，应认真贯彻交流电器装置的接地（dl/t6211997）以及其他有关规定，并重点要求如下：4.1 根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据短路容

11、量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。对于变电所中的不接地、经消弧线圈接地、必须按异地两相接地校核接地装置的热稳定容量。4.2 在工程设计时，要吸取接地网事故的教训，设计单位应提出经过改进的完善的接地网设计，施工单位应严格按设计进行施工。变电所的一切构支架、设备、装置必须有明显接地引线接地。 4.3 基建施工时，必须在预留的设备、设施的接地引下线经确认合格（正式文字记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土，并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。 4.4 接地装置的焊接质量、接地试验应符合规定

12、，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应多点连接。4.5 对改造接地网，腐蚀比较严重的重要变电所，宜采用镀锌扁（园）钢材料的接地网。对于220kv变电所地网或设备接地引下线，选用镀锌扁（园）钢截面应250mm2 ，110kv变电所应150mm2,35kv变电所应100mm2。4.6 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，应采取尽量加大接地网面积，并有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。4.7 变压器中性点应有两根与主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的要求。重要设备及设备构架等宜有两根与主地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引

13、下线均应符合热稳定的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。4.8 接地装置引下线的导通监测工作应每年进行一次。根据历年测试结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。4.9 1035kv母线pt如为电磁式，设计安装时必须考虑加装消谐装置；110220kv母线pt应尽量选用电容型产品。4.10 投切变压器或并联电抗器的真空开关，应配置氧化锌避雷器或阻容吸收装置使用。4.11 对于10kv系统和35kv系统的单相接地电容电流进行普查计算，电容电流超过10a时，应采用经消弧线圈接地运行方式或采用小电阻接地运行方式。2003年重点考虑对110kv苦竹溪变采取相应措施。4.12 认真执行电力设备预防

14、性试验规程（dl/t5961996）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备构支架与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。4.13 对于运行20年以上的变电所地网及线路杆塔接地电阻测试周期不得超过三年。4.14 对新安装独立式互感器外壳必须引接地线接地。4.15 110kv线路避雷器安装在线监测仪（全电流）。4.16 所用电低压电源应加装过电压保护装置。4.17 进行微波、调度及通信装置独立接地网接地电阻测试。4.18 完成220kv、110kv线路杆塔经纬度测试。4.19 各变电所接地网图纸补齐；避雷针防护范围资料补齐。4.20 开展10kv防绝缘导线雷击断线故障研究并拿出解决办法。五、

15、防止污闪事故 为降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和变电所的污闪事故以及杜绝大面积污闪事故的发生，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/16434-1996)及有关规定要求，并提出以下重点要求：5.1 完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人的具体职责。5.2 严格执行电力系统绝缘子质量的全过程管理规定，加强管理，保证质量。5.3 坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量、污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污措施和完善污秽区分布图修订，做好防污闪的基础工作。5.4 新建和扩建的输变电设备外绝缘配置应以污秽区分布图为基础并根据城市发展

16、、设备的重要性等，在留有裕度的前提下选取绝缘子种类、伞型和爬距。5.5 运行设备外绝缘的爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予改造或调整，受条件限制不能调整爬距的应有主管防污闪领导签署的明确的防污闪措施。5.6 对污秽区的输变电设备坚持适时保证质量的清扫及逢停必扫的原则。坚持110220kv母线（线路）绝缘子定期测零（钢化玻璃绝缘子除外），及时更换零值绝缘子、自爆绝缘子，视条件有计划的更换变电站母线绝缘子为钢化玻璃绝缘子或防污绝缘子。5.7 鉴于黄山地区空气湿度大，容易发生湿闪事故，变配电及输电线路的爬距应调整到2.2kv/cm及以上。5.8 视条件在鸟害容易发生地区的线路杆塔装设防鸟刺

17、或第一片绝缘子采用大瓷裙，以防止鸟粪污闪事故。六、 防线路事故6.1 防止倒杆塔及断线事故 6.1.1 严格执行2003年局制定的“送电线路巡视责任制考核办法（试行）”，线路周期性巡视到位率达100%，并结合季节特点开展特巡和事故预想分析工作。6.1.2 加强缺陷管理工作，做到缺陷及时发现、上报处理。缺陷发现率达100%，重大、紧急缺陷的消除率达100%。6.1.3 按周期对螺栓型杆塔进行紧固，尽可能做到二米以下使用防盗螺栓，并采取有效措施及时补齐处理好被盗塔材和拉线装置。6.1.4 对地处圩区和洼地的线路杆塔进行定期拉棒开挖检查，及时处理锈蚀的拉棒。6.1.5 对线路导地线接头应适时进行重点

18、检查和测试分析，防止导线抽头断线。6.1.6 对架空地线线夹打开检查和导线引流及检查坚固工作要按周期认真完成。 6.1.7 对在线路附近，影响妨碍线路安全运行进行开山放炮和挖沙取土的要及时制止和处罚。6.2 防污闪、雷击绝缘子断串事故6.2.1 正常开展盐密监测工作，作为指导各项防污闪工作的依据。6.2.2 对线路沿线原有及新增污源，应进行统计、调整和增加盐密监测点。6.2.3 按周期进行绝缘子清扫，重污区清扫困难时应考虑更换合成绝缘子或玻璃绝缘子（重点加强宁国、新潭水泥厂附近的线路）。6.2.4 近期进行绝缘子零值测试、杆塔接地电阻测量工作，及时更换处理零（低）值绝缘子和不合格接地装置并确保

19、在污闪季节和雷季之前更换处理完毕。6.3 防线路通道障碍6.3.1 严格按规程与条例的规定砍伐通道内树竹和制止通道内栽种树木与违章建筑。6.3.2 对在线路下新建电力和通讯线路应及时记录，并测量出准确的交叉跨越距离，不符合要求的，要立即处理解决。6.3.3 对在通道内进行农水改造和修筑公路、铁路可能造成线路对地距离不够和杆塔淤埋的，要采取有效措施，加以防止和处理。6.3.4 每年的四月中下旬至五月上旬要对线路下面的毛竹笋进行特别处理，必要时视资金情况加装杆塔以避开毛竹的初生长，同时要加强对线路下焚烧油菜杆现象的巡查。6.4 防止线路重大设备的重点为：6.4.1 220kv宁国-万安线；6.4.2 110kv陈村-太平-苦竹溪-岩寺线，绩溪-金山-岩寺线，万安-黟县-祁门线，新潭-阳湖-草市-