广东电网公司防止500kV开关及保护拒动检查技术措施

广东电网公司防止500kV开关及保护拒动技术措施根据南方电网2007年运行方式稳定分析结果，在系统发生不对称故障时，增城、北郊、广南、深圳、鹏城、鲲鹏、罗洞、西江、顺德、东莞、莞城、横沥、惠州、博罗、江门、香山、砚都等17座变电站的500kV开关或主保护拒动将可能导致三回直流同时闭锁；曲江变电站的500kV开关或主保护拒动可能导致两回直流同时闭锁；茂名、港城等2座变电站可能导致单回直流同时闭锁，以上这些500kV开关或主保护拒动将严重威胁广东电网的安全稳定运行。为贯彻落实南方电网公司《关于加强运行维护防止开关和保护拒动的通知》的要求，防止500kV开关或主保护发生拒动，提出以下技术措施：一、断路器一次部分1）严格按照南网预防性试验规程进行开关的预试，严禁漏项，特别是有关开关动作特性的试验项目（见表1），必须完成。表1断路器动作特性试验：序号检查内容检查标准备注1分、合闸动作电压试验断路器本体在直流操作电源额定、最低、最高工作电压下应可靠分、合闸。尤其分闸应能在其额定电源电压的65%〜120%范围内可靠动作。直流操作电源低至额定电压30%或更低时不应分闸。2断路器本体SF6气体压力告警、闭锁功本体SF6气体压力告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作

能检查3操作机构（液压/气压）压力告警、闭锁功能检查操作机构（液压/气压）压力告警、闭锁功能应在厂家规定压力下正常动作4检查分、合闸线圈是否正常测量分合闸线圈电阻（需退出运行），应符合厂家要求5检查机构箱内转换断路器切换是否正常断路器进行分合闸试验时，检查转换断路器接点是否正确切换6操作机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力（液压/气压）下降值应符合厂家规定7GIS及断路器泄漏、水分含量检查泄漏和水分试验应符合运行标准2）结合停电进行断路器本体和机构的专项检查（见表2）表2断路器专项检查序号检查内容检查标准备注1断路器本体及机构检查按厂家使用说明书要求，根据断路器操作次数、开断电流情况和运行年限，对断路器进行相关检查维护工作，检查机构做标记位置是否有变化2检查断路器本体瓷套是否有破损、裂纹3检查引线接头是否存在开裂、过热现象

3）加强设备的日常巡视工作，严格按照设备巡视要求和项目开展设备巡视，特别要加强对影响开关动作特性的重点项目的巡视（见表3）做好巡视记录。在恶劣气候时增加安排特殊巡视（见表4）。表3日常巡视重点项目及检查措施序号检查内容检查标准备注1断路器本体SF6气体压力检查本体SF6压力应在厂家规定正常范围内（考虑温度系数）2操作机构压力检查压力（液压/气压）应在厂家规定正常范围内3液压/气动回路检查检查液压/气动回路是否存在漏油/漏气缺陷4检查操作机构储能是否正常检查液压/气动储能指示应正常；检查分闸弹簧外观、储能位置和合闸挂钩扣入深度应正常5检查储能电机打压次数是否异常记录储能电机单位时间打压次数，应在厂家规定的范围内。6检查端子箱、机构箱检查端子箱、机构箱是否进水、受潮，箱内元件应清洁完整、无锈蚀，二次线及端子排应完好，无松动和锈蚀7气缸放水放清积水气动机构，定期进行表4特殊气候条件应增加的巡视重点项目及检查措施序号特殊气候检查内容检查标准备注1台风、暴雨检查端子箱、机构箱检查端子箱、机构箱是否进水、打开、损坏

2寒冷、潮湿检查端子箱、机构箱端子箱、机构箱防潮装置应工作正常3潮湿气缸放水，放清积水周期要缩短二、保护及二次回路部分1）凡属2007年12月之前达到定检周期；或于2006〜2007年3月新投产的500kV变电站、间隔的保护设备、二次回路以及通信通道均须全面定检，严禁漏项，特别对照表5中所列的重点项目必须检验。表5重点项目及检查措施一序号检查项目检查标准备注一保护设备及其二次回路1保护屏、操作机构箱、端子箱内配接线端子的清扫、紧固端子清洁、无锈蚀污垢、无残缺损伤、无松动2电流、电压回路绝缘检查对地绝缘电阻大于1MQ3控制回路绝缘检查对地绝缘电阻大于1MQ4直流电源回路绝缘检查对地绝缘电阻大于1MQ5电流、电压回路接地点检查电流、电压回路有且仅有一个接地点6防跳回路检查防止断路器多次跳跃7气（液）压闭锁回路1、 气（液）压压力从高到低依次为闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁跳闸、闭锁操作2、 气（液）压行程断路器压力值正确3、 气（液）压压力节点接线正确结合断路器本体检查试验进行检查8电流、电压回路直阻测量三相直阻平衡，误差不大于10%9跳合闸回路直阻测量三相直阻平衡，误差不大于10%10跳闸继电器检查手跳继电器、三相跳闸继电器（启动重合闸）、三相跳闸继电器（不启动重合闸）动作电

压应不低于50%的额定电压11跳闸保持继电器检查1、 动作电流应小于断路器额定跳闸电流的50%2、 电压起动线圈与电流自保持的相互极性关系正确1280%额定电压下跳合闸试验在80%额定电压下保护装置能正确出口，断路器能正常动作断路器本体最低可靠动作电压试验由断路器本体检查试验完成13跳闸回路正确性检查保护分相传动与断路器动作相别一致14保护收发信回路及通信通道检查保护收发信正确，通道及传输设备正确15断路器操作回路辅助断路器检查断路器辅助断路器转换灵活、行程准确、接触良好、性能稳定；辅助断路器的切换与主断口动作时间配合由断路器本体检查试验完成16保护装置异常、闭锁告警回路以及保护装置通道告警回路正确性检查保护装置异常、闭锁告警信号以及保护装置通道告警信号正确接入监控后台17控制回路断线、直流电源消失告警回路正确性检查控制回路断线、直流电源消失告警信号正确接入监控后台18保护直流供电电源检查1、 供电支路熔断器、小断路器应逐级配合，无越级跳闸隐患2、 互为冗余配置的两套主保护的直流供电电源取自不同直流母线段3、 断路器跳闸回路直流供电回路压降满足标准4、 两组跳闸回路直流供电电源取自不同段直流母线19500kV变电站内直流系统及蓄电池检查1、 直流系统无异常、无接地隐患2、 定期蓄电池核容满足标准，处理更换不合格蓄电池组3、 直流系统、蓄电池、馈线屏相关告警信号正确接入监控后台二保护通信、通道检查1保护通道检查要求线路保护、失灵保护、远跳装置的双通道应分别采用相互独立的设备、电源、路由、

光缆，设备完好，通道无缺陷2保护通道标识检查保护通道标识准确、清晰，通道标识与保护屏通道压板标识一致3通道故障告警检查通道故障告警信号正确接入监控后台及通信网关系统表6保护设备及回路定检情况的核查序号保护名称定检周期上次定检时间定检记录检查结果责任人注：凡截至2007年12月31日达到定检周期者，均属到期定检设备，纳入全面定检范围。未到期的保护设备除核对定检周期符合要求外，还应对照上述表5中列明的项目，认真检查定检记录是否完整，并将核对结果填写在表6“定检记录检查结果”项中，不足部分则予以补充检验。2）按表7做好保护定值及压板的专项检查表7保护定值及压板检查：序号检查项目检查标准检查结果责任人1保护装置定值检查1、 变电站内须保存有效、完整的保护定值单2、 确保保护装置实际定值与站内保护定值单对应一致2保护屏硬压板检查1、 压板标识准确、清晰2、 变电站内须保存有效、完整的保护正常运行方式投退表以及压板投退记录本3、 保护装置压板投退状态应与上述压板投退

表、压板投退记录本的记录一致3）加强设备的日常巡视工作，严格按照设备巡视要求和项目开展设备巡视。在重负荷、恶劣气候、发生区外故障时增加对保护装臵特殊巡视，将巡视结果记录并保存（见表8）。表8保护设备日常巡视检查重点工作序号检查项目检查标准责任人1保护装置面板检查保护装置面板显示正常2保护装置运行指示灯正常状态时常亮3保护装置TV断线灯正常状态时灭4保护装置充电灯与保护装置的重合闸设置一致5保护装置通道告警灯正常状态时灭6保护装置跳闸指示灯正常状态时灭7保护装置重合指示灯正常状态时灭8保护装置告警灯正常状态时灭9操作箱电源指示灯正常状态时常亮10操作箱合位指示灯/OP灯断路器在合位时常亮11操作箱跳闸指示灯无保护动作时灭12操作箱分位指示灯断路器在分位时常亮13操作箱重合闸指示灯保护装置未发出重合命令时灭14保护光纤通信接口装置运行指示灯正常状态时常亮15保护光纤通信接口装置通道告警灯正常状态时灭三、自动化部分按表9完成保护定值及压板的专项检查表9500kV断路器重要监视报警信号的核对及完善序号监控后台断路器监视报警项目监控后台报警分类是否已接入监控后台模拟试验检查监控后台报警是否正确 -、断路器操作机构压力监视重要报警信号1操作机构油位低告警重要

2操作机构油（气）压低闭锁重合闸关键3操作机构油（气）压低闭锁合闸关键4操作机构油（气）压低闭锁跳闸关键5操作机构弹簧未储能重要 、断路器操作机构储能电机监视重要报警信号1电机电源消失关键2油泵运转时间过长重要3