开关设备反事故技术措施.doc

开关设备反事故技术措施
1    总则

       为提升高压开关设备〔以下简称开关设备〕的运行可靠性，依据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，国家电力公司系统各有关制定、基建、安装、运行、检修和试验单位均应认真执行。各运行单位亦应结合本地区具体状况和经验，制订合适本地区的补充反事故技术措施。
       为确保开关设备安全运行，必必需建立和健全专业管理体系，强化开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真落实和执行国家电力公司公布的《高压开关设备管理规定》和《高压开关设备质量监督管理办法》的各项条款。
       各级电力公司要强化对开关设备安装、运行、检修和试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

    2    选用高压开关设备技术措施

       凡不符合国家电力公司《高压开关设备质量监督管理办法》， 国家〔含原机械、电力两部〕已明令停止生产、使用的各种型号开关设备，一律不得选用。
       凡新建变电所的高压断路器，不得再选用手力操动机构。对正在运行的高压断路器手力操动机构要尽快改换，以确保操作人员的人身安全。
       中性点不接地、小电流接地及二线一地制系统应选用异相接地开断试验合格的开关设备。
       切合电容器组应选用开断电容电流无重击穿及合适于频繁操作的断路器。
       对电缆线路和35kV及以上电压等级架空线路，应选用切合时无重击穿的断路器。
       用于切合110kV及以上电压等级变压器的断路器，其过电压不应超过2.5～2.0倍。
       关于频繁启停的高压感应电机回路应选用SF6断路器或真空断路器、接触器等开关设备，其过电压倍数应满足感应电机绝缘水平的要求，同时应采纳过电压保护措施。

    3    新装和检修高压开关设备技术措施

       设备的交接验收必必需严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。不符合交接验收条件不能验收投运。
       新装及检修后的开关设备必必需严格按照《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》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺导则的要求进行试验与检查。交接时对重要的技术指标一定要进行复查，不合格者不准投运。
       分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。各种断路器在新装和大修后必必需测量分、合闸速度特性， 并应符合技术要求。SF6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一次机械特性检查。
       新装及大修后的252kV及以上电压等级断路器，其相间不同期及同相各断口间的不同期，必必需用精度满足要求的仪器进行测量，并应符合产品技术要求。现场不能测量的参数，制造厂应提供必要确实保。
       新装的国产油开关设备，安装前应解体。国产SF6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。假设制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。由于不解体安装发生设备质量事故造成的经济损失由制造厂承当。

    4    预防断路器灭弧室烧损、爆炸

       各运行、修理单位应依据可能出现的系统最大运行方式及可能采纳的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采纳“限制、调整、改造、改换〞的办法，以确保设备安全运行。具体措施如下：
            〔1〕合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。
            〔2〕采纳限流措施，如加装电抗器等以限制短路电流。
            〔3〕在继电保护上采纳相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
            〔4〕将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的变电所。
            〔5〕依据具体状况，改换成短路开断电流大的断路器。
       应经常注意监视油断路器灭弧室的油位，发现油位过低或渗漏油时应及时处理，严禁在严重缺油状况下运行。油断路器发生开断故障后，应检查其喷油及油位变化状况，发现喷油严重时，应查明原因并及时处理。
       开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修， 做到“应修必修、修必修好〞。不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的，则可依据现场运行、检修经验由各运行单位的总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
       当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必必需带电处理时，检修人员在未采纳可靠防慢分措施〔如加装机械卡具〕前，严禁人为启动油泵， 防止由于慢分而使灭弧室爆炸。

    5    预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸

       依据设备运行现场的污秽程度，采纳以下防污闪措施：
            〔1〕定期对瓷套或支持绝缘子进行清洗。
            〔2〕在室外40.5kV及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂RTV硅有机涂料或采纳合成增爬裙。
            〔3〕采纳强化外绝缘爬距的瓷套或支持绝缘子。
            〔4〕采纳措施防止开关设备瓷套渗漏油、漏气及进水。
            〔5〕新装投运的开关设备必必需符合防污等级要求。
       强化对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应强化对绝缘油的绝缘监视。
       新装72.5kV及以上电压等级断路器的绝缘拉杆，在安装前必必需进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动及超过同意限度的变形。除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，也要进行泄漏和工频耐压试验，不合格者应予改换。
       充胶〔油〕电容套管应采纳有效措施防止进水和受潮，发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或改换。大修时应检查电容套管的芯子有无松动现象，防止脱胶。
       绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采纳合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量过大而使其永久变形或损坏。

    6    预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障

       强化对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构箱应有隔热防寒措施。
       辅助开关应采纳以下措施：
            〔1〕辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位。
            〔2〕应确保辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触合格、性能稳定，不符合要求时应及时调整或改换。
            〔3〕辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采纳防松措施，如涂厌氧胶等。
       断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%〔或85%〕额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活且吸持牢靠。
       分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
       断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。
       长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温地区还应采纳防寒措施和进行低温下的操作试验。
       气动机构应保持定期放水制度。关于单机供气的气动机构在冬季或低温季节应采纳保温措施，防止因控制阀结冰而拒动。气动机构各运动部位应保持润滑。

    7    预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损

       各种直流操作电源均应确保断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，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%，并均不得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，应结合具体状况予以改善。
            断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应改换成截面大的电缆以减少压降。制定部门在制按时亦应合计电缆所造成的线路压降。
       220kV及以上电压等级变电所所用电应有两路可靠电源。凡新建变电所不得采纳硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。对已运行的电容储能跳闸电源，电容器质量必必需合格，电容器的组数和容量必必需满足几台断路器同时跳闸的必需要，并应加装电容器熔丝的监视装置。经常检查电容器有无漏电现象，如有漏电应及时改换，以确保故障时断路器可靠跳闸。