电力生产防止开关设备事故的重点要求

13防止开关设备事故的重点要求13.1防止气体绝缘金属封闭开关设备（GIS、包括HGIS）、SF6断路器事故13.1.1户内布置的GIS、六氟化硫（SF6）开关设备室，应配置相应的SF6泄漏检测报警、事故排风及氧含量检测系统。13.1.2开关设备二次回路及元器件应满足以下要求：（1）应加强开关设备二次回路专业管理，断路器分、合闸控制回路应简单可靠，防止误动、拒动。应加强时间继电器等元器件选型管理，优化断路器本体三相不一致回路设计，定期开展维护检修。（2）列入国家市场监督管理总局强制性产品认证目录的二次元件应取得“3C”认证，外壳绝缘材料阻燃等级应满足V-0级塑料阻燃等级要求。（3）新订货断路器机构动作次数计数器不应带有复归功能。（4）断路器分、合闸控制回路的端子间应有端子隔开，或采取其他有效防误动措施。新安装的分相弹簧机构断路器的防跳继电器、非全相继电器不应安装在机构箱内，应装在独立的汇控箱内。（5）断路器出厂试验、交接试验及例行试验中，应进行三相不一致、防跳、压力闭锁等二次回路动作特性检查，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。（6）252kV及以上断路器应具备双跳闸线圈机构。13.1.3开关设备用气体密度继电器应满足以下要求：（1）新安装的252kV及以上电压等级的GIS和SF6断路器的密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。（2）密度继电器应装设在与被监测气室处于同一运行环境温度的位置。对于严寒地区的设备，其密度继电器应满足环境温度在-40℃~-25℃时准确度不低于2.5级的要求。（3）新安装252kV及以上断路器每相应独立安装气体密度继电器且气体密度继电器应有双套压力闭锁接点。三相分箱的GIS母线及断路器气室，相间不应采用管路连接。（4）断路器应配防振型密度继电器。（5）密度继电器表计应朝向巡视通道，有条件时可选用数字化远传表计。（6）户外安装的密度继电器应设置防雨箱（罩），密度继电器防雨箱（罩）应能将表、控制电缆接线端子一起放入，防止指示表、控制电缆接线盒进水受潮。13.1.4开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。应加强开关设备机构箱、汇控箱的检查维护，保证箱体密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁。13.1.5生产厂家在防爆膜设计选型时，应保证设备最高运行压力低于防爆膜最低爆破压力，罐体和套管等部件的最小破坏压力高于防爆膜的最高爆破压力，并保留足够裕度。装配前应检查并确认防爆膜是否受外力损伤，装配时应保证防爆膜泄压方向正确、定位准确，防爆膜泄压挡板的结构和方向应避免在运行中积水、结冰、误碰。防爆膜喷口不应朝向巡视通道。13.1.6新订货的GIS及SF6断路器年泄漏率应不高于0.5%。户外GIS法兰对接面宜采用双密封，并宜在法兰接缝、安装螺孔、跨接片接触面周边、法兰对接面注胶孔、盆式绝缘子浇注孔等部位涂防水胶。13.1.7断路器和GIS内部的绝缘件装配前应通过工频耐压试验和局部放电试验，单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。GIS内部的绝缘件装配前应逐支通过X射线探伤试验。13.1.8户外瓷柱式断路器、罐式断路器、GIS、隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位出厂时应涂有性能良好的防水密封胶。检修时应检查瓷绝缘子胶装部位防水密封胶完好性，必要时复涂防水密封胶。13.1.9GIS、罐式断路器现场安装过程中，应采取有效的防尘措施，如移动厂房、防尘帐蓬等，GIS的孔、盖等打开时，应使用防尘罩进行封盖。安装现场环境太差、尘土较多或相邻部分正在进行土建施工或作业区相对湿度大于80%、阴雨天气时，不应开展GIS清理、检查、装配工作。作业人员进入罐体内安装时，应穿着专用洁净防尘服，带入罐内的工具及用品应清洁。13.1.10SF6开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯是否有油渍。为防止真空度计水银倒灌进设备中，不应使用麦氏真空计。13.1.11SF6新气体应经抽检合格、回收后SF6气体则应全部检测，并出具检测报告后方可使用。13.1.12SF6气体注入设备后应进行湿度试验，且应对设备内气体进行SF6纯度检测，必要时进行气体成份分析。运行中，应加强SF6气体压力、微水监督，防止开关设备因气体压力过低或微水超标导致绝缘降低。13.1.13加强开关设备外绝缘的清扫或采取相应的防污闪措施，当发电机组并网断路器断口外绝缘积雪、严重积污时不得进行启机并网操作。13.1.14新订货断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）。13.1.15加强投切无功补偿装置用断路器的选型管理工作。新订货的投切并联电容器、交流滤波器用断路器应选用C2级断路器，且型式试验项目应包含投切电容器组试验；所用真空断路器灭弧室出厂前应整台进行老炼试验，并提供老炼试验报告。13.1.16为防止机组并网断路器单相异常导通造成机组损伤，252kV及以下机组并网的断路器（含发电机断路器）应选用三相机械联动式结构。新订货252kV母联（分段）、主变压器、高压电抗器断路器宜选用三相机械联动设备。13.1.17断路器液压机构应具有防止失压后慢分慢合的机械装置。液压机构验收、检修时应对机构防慢分慢合装置的可靠性进行试验。断路器液压机构突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，不应人为启动油泵，防止断路器慢分。13.1.18机组并网断路器宜在并网断路器与机组侧隔离开关间装设带电显示装置，在并网操作时先合入并网断路器的母线侧隔离开关，确认装设的带电显示装置显示无电时方可合入并网断路器的机组/主变侧隔离开关。13.1.19GIS用断路器、隔离开关和接地开关以及罐式六氟化硫断路器，出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验（其中断路器每100次操作试验的最后20次应为重合闸操作试验），以保证触头充分磨合。200次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其他出厂试验。直流断路器产品出厂试验时进行200次单分单合试验，不进行重合闸操作。13.1.20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。断路器安装阶段，应确认合闸电阻装配正确完好。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。13.1.21为防止因合闸电阻过热导致的断路器损坏，对于新订货的带合闸电阻断路器，生产厂家应在使用说明书中对合闸电阻允许运行工况进行说明，在运带合闸电阻的瓷柱式断路器在规定时间内合闸或重合闸次数达到规定值时，可采用临时停用重合闸等措施防止合闸电阻炸裂。长线路破口改接工程，若操作过电压计算确定两侧断路器不需要配置合闸电阻，宜结合改建工程同步拆除在运断路器合闸电阻。13.1.22在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应测试断路器均压电容与断路器断口并联后的电容量及介质损耗因数。13.1.23用于投切并联电容器的真空断路器应在交接试验和大修后对合闸弹跳时间和分闸反弹幅值进行检测。13.1.24弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，防止机构特性变化等原因造成的机构拒动或异常动作。应结合例行试验加强凸轮间隙、线圈铁芯间隙、弹簧预压缩量等关键尺寸测量和重要活动部件润滑，必要时开展弹簧性能评估。13.1.25新订货的用于低温（年最低温度为-30℃及以下）、日温差超过25K、重污秽e级或沿海d级地区、城市中心区、周边有重污染源（如钢厂、化工厂、水泥厂等）的363kV及以下GIS，应采用户内安装方式，550kV及以上GIS经充分论证后确定布置方式。13.1.26GIS应选用技术成熟、性能良好的产品类型，宜结合设计、制造、安装、验收等全过程管理开展技术监督、技术符合性评估等质量管控工作，保障设备运行可靠性。有条件时可选用具有“一键顺控”双确认功能的设备。13.1.27363kV及以上GIS电流互感器宜采用外置结构。13.1.28为便于试验和检修，双母线、单母线或桥形接线中，新订货GIS母线避雷器和电压互感器应设置独立的隔离开关。3/2断路器接线中，新订货GIS母线避雷器和电压互感器不应装设隔离开关，宜设置可拆卸导体作为隔离装置。架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。13.1.29GIS气室应划分合理，并满足以下要求：（1）新投运的GIS最大气室的气体处理时间不超过8h。252kV及以下设备单个气室长度不超过15m，且单个主母线气室对应间隔不超过3个。（2）双母线结构的GIS，同一间隔的不同母线隔离开关应各自设置独立隔室。252kV及以上GIS母线隔离开关不应采用与母线共隔室的设计结构。13.1.30新订货的252kV及以上GIS宜加装内置局部放电传感器。采用带金属法兰的盆式绝缘子时，应预留窗口用于特高频局部放电检测。13.1.31同一GIS间隔内的多台隔离开关的电机电源，应分别设置独立的开断设备。电动操动机构内应装设一套能可靠切断电动机电源的过载保护装置。电机电源消失时，控制回路应解除自保持。13.1.32三相机械联动GIS隔离开关，应在从动相同时安装可靠的分/合闸指示器。13.1.33新订货的户外GIS法兰跨接片应安装在GIS外壳上的专用跨接部位，不应通过法兰螺栓直连。13.1.34GIS穿墙壳体与墙体间应采取防护措施，穿墙部位采用非腐蚀性、非导磁性材料进行封堵，墙外侧做好防水措施。13.1.35GIS安装过程中应对导体是否插接良好进行检查，且回路电阻测试合格，特别对可调整的伸缩节及电缆连接处的导体连接情况应进行重点检查。13.1.36在厂内具备条件情况下，GIS出厂绝缘试验宜在装配完整的间隔上进行，550kV及以上设备可以试验形态为单位进行绝缘试验。252kV及以上设备还应进行正负极性各3次雷电冲击耐压试验。13.1.37严格按有关规定对新装GIS、罐式断路器进行现场耐压，耐压过程中应进行局部放电检测，有条件时可对GIS设备进行现场冲击耐压试验。GIS出厂试验、现场交接耐压试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。13.1.38应加强运行中GIS和罐式断路器的带电局放检测工作。在大修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时应进行局放检测，对于局放量异常的设备，应同时结合气体检测等手段进行综合分析和判断。13.2防止敞开式隔离开关、接地开关事故13.2.1隔离开关和接地开关应选择能够防止主回路过热、操作卡滞、金属部件腐蚀、瓷瓶断裂等典型问题的成熟产品，应具备电动操作功能，有条件时可选用具有隔离开关分合闸位置双确认的“一键顺控”功能的设备。13.2.2风沙活动严重、严寒、重污秽、多风地区以及采用悬吊式管形母线的变电站，不宜选用配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关。13.2.3敞开式隔离开关与其所配装的接地开关之间应有可靠的机械联锁，机械联锁应有足够的强度。发生电动或手动误操作时，设备应可靠联锁。13.2.4隔离开关应具备防止自动分闸的结构设计。安装和检修时应检查并确认隔离开关主拐臂调整应过死点；检查平衡弹簧的张力应合适。13.2.5敞开式隔离开关和接地开关应在生产厂家内进行整台组装和出厂试验。需拆装发运的设备应按相、按柱作好标记，其连接部位应作好特殊标记。13.2.6敞开式隔离开关瓷绝缘子出厂前应逐只进行无损探伤，252kV及以上隔离开关安装后应对绝缘子逐只探伤。对运行10年以上的老旧敞开式隔离开关，应加强绝缘子检查。13.2.7新安装或检修后的隔离开关应进行导电回路电阻测试。13.2.8隔离开关运行中倒闸操作，应尽量采用电动操作，并远离隔离开关，如发现卡滞应停止操作并进行处理，不应强行操作。合闸操作时，应确保合闸到位，伸缩式隔离开关应检查驱动拐臂过“死点”。有条件时，可优先采取“一键顺控”等遥控方式完成倒闸操作。13.2.9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无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件无异常电晕现象。13.2.10加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子法兰胶装位置及电气闭锁装置等的检查，防止机械卡滞、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航空润滑脂。13.2.11定期用红外测温设备检查隔离开关设备的接头、导电部分，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。13.3防止高压开关柜事故13.3.1开关柜应选用具备运行连续性功能的高压开关柜（LSC2类）、防止电气误操作（“五防”）功能完备的产品，有条件时可选用具有“一键顺控”功能的开关柜。新投开关柜应装设具有自检功能的带电显示装置，并与接地开关（柜门）实现强制闭锁，带电显示装置应装设在仪表室。13.3.2新订货的空气绝缘开关柜的外绝缘应满足以下条件：（1）空气绝缘净距离应满足表13-1的要求：表13-1开关柜空气绝缘净距离要求空气绝缘净距离（mm）7.2kV12kV24kV40.5kV相间和相对地≥100≥125≥180≥300带电体至门≥130≥155≥210≥330（2）最小标称统一爬电比距：≥×18mm/kV(对瓷质绝缘)，≥×20mm/kV(对有机绝缘)。（3）新安装开关柜不应使用绝缘隔板。母线加装绝缘护套和热缩绝缘材料后，空气绝缘净距离也应满足要求。13.3.3开关柜应选用经试验验证能满足在内部电弧情况下保护人员规定要求的高压开关柜（内部故障IAC级别），生产厂家应提供相应型式试验报告(附试验试品照片)。选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均通过相应内部燃弧试验；燃弧时间应不小于0.5s，试验电流为额定短时耐受电流。13.3.4开关柜各高压隔室均应设有泄压通道或压力释放装置。当开关柜内产生内部故障电弧时，压力释放装置应能可靠打开，压力释放方向应避开巡视通道和其他设备。13.3.5高压开关柜内避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，不应与母线直接连接。其前面板模拟显示图应与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警告、警示标识。柜内隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可独立锁止的结构，防止检修时人员失误打开活门。13.3.6高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料。13.3.7新安装的24kV及以上开关柜内的穿柜套管应采用双屏蔽结构，其等电位连线（均