云南电网公司度反事故措施.doc

附件1：

云南电网公司2008年度反事故措施

一、变电一次反事故措施
（一）加强变压器抗短路、变形能力
1. 在招标工作中必须严格坚持要求厂家提供所生产过的最大容量变压器的最大抗突发短路能力的试验报告或计算书，并认真审查。
2. 开展校核和检查工作，确保低压出口短路故障情况下，当短路电流达到变压器设计短路容量80％以上时，应在2S内正确切除故障；不满足该要求的，必须采取有效措施进行整改。
3. 提高10-35kV设备安全运行水平，减少变压器短路故障。
4. 严格认真执行变压器绕组变形测试工作，确保测试数据准确，完善、健全在运变压器绕组变形测试数据。
（二）健全变压器油色谱监测数据
1. 加强对已投运油色谱在线监测设备的运行维护，每季度应对系统运行状况进行评价。
2. 当油纸绝缘式套管介损值明显增大或超标时，应开展油色谱监测，结合色谱数据进行判断。
3. 由电力研究院负责、各供电单位参加配合，逐步开展变压器油含腐蚀性硫普查工作。
（1）在2008年内，应重点开展500kV变压器普查工作，特别对ABB所产变压器应优先安排开展。
（2）在2008-2009年，完成220kV变压器普查工作，对重载变压器优先安排；重点对ABB所产变压器应争取在2008年内完成。
（3）经检查发现油中含有腐蚀性硫的，应协调生产厂家尽快完成添加钝化剂工作。
（三）严防断路器拒动
1. 开展液压/气压操作机构压力告警、闭锁功能检查，确保压力告警、闭锁功能应在厂家规定压力范围内正确动作。
2. 开展操作机构微动开关检查，对微动开关的通断、起停情况存在异常、不符合厂家技术条件要求的，应立即进行更换。
3. 协调设备生产厂家，对液压操作机构辅助储压器预充氮气压力进行专门性现场检测。
（1）对运行年限在10-15年的设备，采购备件进行更换，换下的附件返厂检测或维修。
（2）应在厂家配合下，在2008年内完成对平顶山高压开关厂生产LW6-220 SF6断路器液压机构安装在压力组件上的辅助储压器（筒）的预充氮气压力的现场检测，若不满足要求，应立即退出该断路器的重合闸，并联系生产厂家进行处理。
（四）提高10-35kV系统安全运行水平
1. 为减少云南电网10－35kV非有效接地系统故障，提高系统安全稳定运行性能，经对近年来发生故障的认真分析和研究，对运行于10－35kV非有效接地系统的发生故障较多的电气设备制定了反措要求（附件一：《10-35kV系统电气设备反措要求》），应认真执行。
2. 开展10-35kV电压互感器专项检查工作，对不满足以上要求的互感器，应按轻重缓急制定改造计划，在2008年6月底前报告公司。
(1)在2008年至2009年，完成220kV及以上电压等级变电站中互感器改造更换工作。
(2)在2009年至2010年，完成110kV电压等级变电站中互感器改造更换工作。
3. 认真抓好电容电流补偿工作
（1）各供电单位应结合本地区电网发展定期开展所辖变电站的电容电流测试工作及消弧线圈容量核算工作，并建立基础数据档案。
（2）当电容电流测试值超过DL/T 620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第3.1.2条中相关规定时，必须及时加装消弧线圈。
（3）当经核算消弧线圈容量不满足运行要求时，应及时调整运行方式或更换，以满足容量要求。
（4）消弧线圈容量的确定：应根据电容电流实测值或核算值确定消弧线圈容量，具体计算公式如下：

式中：
W ——消弧线圈的容量，kVA；
IC ——接地电容电流，A；
Un——系统标称电压，kV。
（5）加装消弧线圈后中性点位移电压要求：中性点位移电压按标准要求，上限可允许到15%Un，即：35kV系统，相对地电压变化可在17.18-23.24kV；10kV系统，相对地电压变化可在4.91-6.64kV。
4. 加强开关柜运行维护工作
（1）在检修维护中，应重点对高压开关柜内各带电部分的对地距离和相间距离进行检查，其最小绝缘距离应满足附件一中有关的规定。对绝缘距离不满足要求的，必须采取加强运行维护、加强绝缘等有效措施，避免故障发生。
（2）运行于高湿、昼夜温差大地区且未满足凝露试验要求的开关柜，必须采取增加开关小室内通风、加热、增加除湿装置等措施，防止因凝露造成绝缘降低或闪络。对运行年限较长（10-15年及以上，见表2），且缺陷较多或不满足电网负荷发展要求的，可逐步进行更换。
表1：运行10-15年以上的高压开关柜的数量
供电局
运行年限
小计
15年及以上
10-14年
昆明局
86
106
192
曲靖局
20
37
57
玉溪局
76
109
185
红河局
29
177
206
临沧局
7
10
17
楚雄局
21
13
34
版纳局
12
8
20
大理局

51
51
普洱局

22
22
昭通局

17
17
小计
251
550
801
（3）开关柜内设备的接触部件，包括可动接触（如隔离开关触头、手车插头）和固定接触，在检修时应重点检查是否存在变色、氧化及受热变形等情况，如发现存在接触不良或柜内散热条件不满足要求等情况，应及时采取措施防止缺陷扩大引发事故。
（4）对于开关柜设备，其每个隔室所采用的隔板根据开关柜不同的具有不同的材质和结构要求。日常维护中应对隔板是否正确安装、材质选择是否符合要求、接地是否可靠进行认真检查，存在缺陷必须尽快处理。
（5）对开关柜的防误闭锁功能进行检查，对机械防误功能不完善的开关柜，应结合微机防误闭锁进行完善，机械和微机防误闭锁结合仍不能达到完整防误功能的，则必须在运行规程中明确规定运行操作注意事项。各单位应制定完善工作计划，在2008-2009年内必须完成对开关柜防误闭锁功能的完善工作。
（6）开展对10kV开关柜接线的专项核对、检查工作，确保开关柜内设备实际接线、开关柜面板接线图与站内接线图（含微机防误闭锁系统接线图）一致；存在问题的必须立即整改。
（7）新入网的10kV开关柜内TV柜，严禁采用避雷器直接连接母线的结构形式。对于在运的开关柜内TV柜存在以上直连形式的，在检修试验时，必须申请母线停电；工作票必须严格明确工作任务和范围，严禁以TV工作代替柜内或间隔内所有设备的工作。
5. 提高无功补偿设备运行水平
（1）对于曾发生过变压器冲击时造成电容器组损害的变电站，在对变压器进行冲击时，应将该组电容器组退出（一般为电抗率为5%串联的电容器组）。
（2）加强谐波监测系统主站的运行维护工作，逐步完善谐波监测布点。
（五）减少变压器气体继电器误动作
1. 在完成变压器直流电阻测试工作后，应采取消磁措施。
2. 变压器本体及有载分接开关瓦斯保护均应具有轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功能。新建、改扩建工程应在设备招标文件中明确，并与变压器同步投入使用。运行变电站不符合要求的应结合变压器大修工作予以更换。
3. 意大利COMEM公司所生产瓦斯继电器由于重瓦斯采用触指式结构，过于灵敏，易受干扰发生误动，应逐步进行更换。新建、改扩建工程不得再使用该类型瓦斯继电器。
（六）提高SF6电流互感器安全运行水平
1. 复合外套式SF6电流互感器所用硅橡胶复合外套必须通过IEC61109《额定电压大于1000V的交流架空电线复合绝缘子的定义试验方法和验收准则》中规定的“加速老化性能试验”。在招标技术文件中应要求厂家提供试验报告。
2. SF6电流互感器二次线圈屏蔽罩、支持绝缘子应具备足够强度，适应云南不同运输条件下，不发生二次线圈移位、屏蔽罩破损变形、支持绝缘子损坏等情况。
（1）屏蔽罩厚度宜不小于10mm。
（2）支持绝缘子局部放电量不大于3pc；生产厂家在组装时应逐个进行试验检查，合格后方可装入设备内，并向用户提供试验检查报告或证明。
3. 招标文件中应明确要求参加投标厂家提供符合投标要求类型设备的如下文件：
（1）屏蔽罩厚度及材质。
（2）设备设计应力计算报告以及电场分析计算书。
（3）设备（符合投标要求二次线圈组数）的力学抗冲击试验报告（动荷载）。
4. 在设备运输时安装撞击记录装置（加速度记录仪）；220kV及以上等级设备宜在对角安装两台，能够记录水平和垂直加速度。
5. 220kV及以上等级SF6电流互感器在安装完毕后，须逐台进行交流耐压试验（含老练试验）；110kVSF6电流互感器，宜针对不同厂家、不同设备类型进行抽检试验，若采用倒卧运输，在安装完毕后，须逐台进行交流耐压试验（含老练试验）。
（1）试验电压值（一次绕组侧）按出厂试验电压值的80％进行。老练试验电压为运行电压。
（2）宜在现场逐步开展电容量和介损测试工作，作为判断是否存在内部移位变形的参考数据。电容变化量宜不超过±5%。
（七）加强SF6气体管理工作
由电力研究院负责、各供电单位参加配合，逐步开展500kV及220kV SF6断路器（含GIS）、电流互感器中SF6气体硫化物含量的普查和比对工作，积累基础数据并建立数据库。
对硫化物含量异常增大的设备应及时进行处理。
（八）提高并联电抗器安全运行水平
对于干式并联电抗器，必须严格执行公司设备装备技术原则中的要求：电抗器匝间及本体耐热绝缘等级应为F级。在招标工作中，应要求投标厂家明确应答承诺并提供试验报告。
（九）加强GIS设备的安装、验收管理
1. 在招标技术文件以及采购技术协议中，应明确要求各GIS供货厂家针对本厂产品的特点，制订现场安装工艺控制标准、安装作业指导书、安装检查质量卡、安装调试大纲、质量管理的技术措施等指导性文件，随同设备出厂时一起交付。
2. 加强并规范GIS现场安装的监理工作，各运行单位协同监理单位应认真检查施工过程中是否按设计图纸、施工技术方案、安装作业指导书等有关文件的要求进行施工；并及时、详细、客观地描述和记录安装全过程的情况，形成报告在投产验收时提交。
3. 加强生产部门对GIS的交接验收试验管理，特别是在安装过程的关键点、关键工序和重点检测项目，如母线装配、回路电阻测试、抽真空充SF6气体、检漏微水测试、现场绝缘试验等，应进行现场见证，并提交现场见证报告存档备查。
（十）加强线路断路器防雷过电压保护工作。
新建变电站位于雷电活动强烈、雷暴日大于90天（相当于地面落雷密度达7.98次/平方公里年）的强雷区域，应在线路断路器的线路侧安装避雷器。

二、变电二次反事故措施
（一）运行年限达10年及以上的220kV老旧线路保护改造要求和易覆冰地区纵联保护及其通道改造要求
1. 线路纵联保护应按照一套光纤分相电流差动保护、一套纵联距离零序保护配置。
2. 保护用通道一般按光纤分相电流差动保护采用光纤通道、纵联距离零序保护采用载波通道配置。若可提供不同路由、不同系统的双光纤通道，则允许双套纵联保护均使用光纤通道。
3. 单通道光纤分相电流差动保护应采用短路径通道，禁止采用光纤通道自愈环。
4. 在易覆冰地区，纵联距离零序保护用通道应按照光纤+载波通道进行改造。
（二）线路纵联保护和安稳装置数字接口装置使用通信电源要求
1. 500kV线路纵联保护接口装置使用通信电源应严格执行南网总调相关规程规定和反事故措施要求。
2. 新建220kV变电站应配置两套通信电源和两套光端设备。运行220kV变电站应尽快实现通信电源双重化配置和光端设备双重化配置。
3. 在具备两套通信电源和两套光端设备的条件下，为避免保护及安稳装置的数字接口装置、通信设备或直流电源等任何单一故障导致同一条线路所有保护或是两套安稳装置的通道同时中断，对保护及安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应遵循：
（1）保护及安稳装置的数字接口装置应与提供该通道的通信设备使用同一路（同一套）直流电源。
（2）线路配置两套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：
a) 两套主保护均采用单通道时，每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；
b) 两套主保护均采用双通道时，每套主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；
c) 一套主保护采用单通道，另一套主保护采用双通道时，采用双通道的主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，同时应合理分配采用单通道的主保护的数字接口装置使用的直流电源。
（3）两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。
（4）光纤通道和载波通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。
（5） 两套安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应相互独立。
（6）严禁两套通信电源在保护通道接口设备屏柜端子上并接。
（三）断路器三相不一致保护完善及使用要求
1. 分相操作的220kV及以上电压等级断路器均应配置断路器本体三相位置不一致保护并投入使用。
2. 要求断路器本体三相位置不一致保护采用的时间继电器质量良好，继电器时间刻度范围0-5秒连续可调，刻度误差与时间整定值偏差≤±0.5秒，且保证在强电磁环境运行不易损坏，不发生误动、拒动。不满足上述要求的时间继电器必须更换。该保护用跳闸出口重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55%-65% Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。断路器本体三相位置不一致保护宜装设三块连接片：本体三相不一致保护投入连接片、本体三相不一致保护跳第一组跳闸线圈连接片、本体三相不一致保护跳第二组跳闸线圈连接片，至少应装设本体三相位置不一致保护投退连接片。连接片装在断路器汇控箱内。
3. 继电保护柜中电气量三相位置不一致保护和断路器本体三相位置不一致保护动作时间按附表一1要求设置。两套断路器三相位置不一致保护均应投入使用。
附表21：断路器本体三相不一致保护时间整定表
序号
断路器类型
整定时间
1
分段、母联、变压器断路器
3.0秒
2
线路断路器
3.5秒
4. 具体工作要求
（1）新建、改扩建工程应在签订断路器技术协议时按照上述要求予以明确，确保断路器本体三相位置不一致保护与断路器同步投入使用。
（2）运行变电站断路器本体已配置三相位置不一致保护，但时间继电器和二次回路不满足要求的应完善后尽快投入使用。
（3）运行变电站断路器本体未配置三相位置不一致保护的，应结合断路器检修或创造停电条件配置本体三相位置不一致保护并投入使用。
（四）110kV及以上电压等级主变压器中性点间隙保护
1. 坚持按照公司印发的《220kV和110kV主变压器中性点过电压保护配置与使用意见（试行）》要求，从一次、二次设备实施变压器过电压保护反事故措施。
2. 为了防止220kV线路单相重合闸期间，220kV主变压器中性点间隙零序电流、零序电压保护动作，若该变电站两台主变压器任一台中性点已直接接地，不接地变压器间隙零序电流、零序电压保护动作时间应按躲过单相重合闸动作时间整定。若变电站只有一台主变压器且运行方式安排中性点不直接接地，该台变压器间隙零序电流、零序电压保护动作时间可按躲过单相重合闸动作时间整定。
（五）变电站直流系统
1. 要求各供电局排出时间进度表，尽快完成110kV及以上电压等级继电保护装置直流回路采用辐射型供电改造。应对直流回路中各级熔断器、空气小开关进行检查，不满足级差配合要求的结合变电站检修工作予以更换。同一变电站的各级直流空气小开关原则上应选用同一制造厂家的系列产品。直流空气小开关的安秒特性和动作电流级差测试宜以抽检方式进行，并形成常用厂家产品抽检报告备查。要求2008年绘制完成110kV及以上电压等级变电站直流系统保护元件配置一览图（表）。
2.要求规范充电柜参数设置，各供电局、通信分公司生技部牵头，直流电源运行维护和检修部门参加，与直流厂家一起商定充电柜参数设置清单，并做为技术资料存档备查。
（六）变电站防误闭锁系统
1. 各供电局2009年底前必须完成2007年五防工作会议提出的8项技术改进措施。各供电局应制定工作计划，排出时间表，抓紧实施。常规变电站应配合综合自动化改造同步进行。
2. 各供电局应核查所辖范围各电压等级隔离开关主刀闸与接地刀闸之间的防误闭锁满足2008年五防工作会会议纪要提出的9点要求，不满足要求的应及时整改。

三、输电线路反事故措施
（一）防止线路覆冰
1. 2008年冰灾受损线路加固原则：
⑴ 对抢修恢复后未达到原设计标准的线路受损段进行消缺修复，并对处于微地形、微气象及事故频发的区段进行加固，2008年完成23条线路，具体加固意见详见《公司冰灾受损线路加固方案》。
⑵ 对跨越110kV及以上电力线；跨越高等级公路、铁路；跨越密集居民区等重要设施的受损线路段进行加固。
⑶ 对具有两回线路供电的重要联络线、电铁电源线，加固其中一回。
⑷ 制定消缺、加固方案遵照南网《覆冰区域输电线路加固原则》和现行标准，综合考虑方案的合理、经济性和可操作性，消缺完成后所有受损线路将恢复到原设计水平，其中加固区段线路的抗冰能力将适当提高。
2. 在冰灾受损线路加固过程中同步实施冰风在线监测系统建设，监测装置的选型由电力试验研究院在5月10日前拿出意见，安装地点、安装密度由生技部组织各运行单位、设计院在5月15日前提出实施方案。
(二)输电线路防雷
1. 2008年重点关注线路
500kV线路：漫昆I回、红七II回、七罗I回、宣曲线、大厂线；
220kV线路：朝山I回线、大镇线、鲁罗I回线、马晋线；
110kV线路：：听小II回线、元牟线、谢双鄂大线、新湾线、镇威I回线、红绿线、马易西线、嵩寻线、温易奔线、大盐II回、花白线、九柏化线、六松线、罗岔I回；
在上述需要重点关注线路基础上，各供电局可结合所管辖线路运行实际情况拟定需要增加线路。
2.进一步挖掘雷电定位系统监测数据的应用
开放单条线路年雷电活动统计和各地区年雷电分布图等功能，输电线路雷击跳闸后，要做好分析并形成报告，通过不断总结经验，提高雷电定位系统的实效性。
3. 加强杆塔接地装置的检测和改造
2008重点开展好两方面工作，一方面应定期进行杆塔接地电阻测量和地网开挖检查，特别是接地引下线与地网的连接状况检查；另一方面，对于接地电阻超标的杆塔，应及时进行降阻改造。
工作要求与时间安排：
（1）按《杆塔接地电阻测试作业指导书》要求，对接地电阻进行测试，确保测试数据真实有效；
（2）原则上在雨季前完成重点关注线路的杆塔接地电阻测试及不合格杆塔接地电阻改造工作。
4. 加强零值绝缘子检测及零值绝缘子更换工作
在线路维护中，认真复查绝缘子是否按期测试，加强零值绝缘子的检查及更换工作，2008年重点关注110kV线路的绝缘子检零与零值绝缘子更换工作。
5．继续采取防雷措施，降低输电线路雷击跳闸率。
（1）按照2008年度技术改造计划安排，在部分雷击频繁的110kV及以上电压等级线路上加装线路型氧化锌避雷器；
（2）加强电缆避雷器动作情况检查，雷雨季节增加检查次数。
（三）防止污闪事故
根据设备实际污秽状态开展盐密、灰密测定工作，重新确定测量污秽点；并制定2008年污秽点盐密、灰密测量计划。
（四）防止架空线路倒塔、断线和掉串事故
1. 结合年度大修和线路巡视工作，对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔采取可靠的防汛措施，对采空区、交叉跨越等线路杆塔基础要定期进行检查。
2. 在高峰负荷时期用红外线测温或成像装置对线路绝缘子、直线接续管、耐张接续管、线夹等连接部分检测一次，对存在缺陷部分及时消缺，防止掉串和断线事故的发生。
（五）防止外力事故
1. 对杆塔器材被盗严重的线路区段要列入本单位反措，在定巡的基础上，每月增加特巡，同时要做好防盗措施。
2. 对线路沿线发现沿线有仓储、取土开挖、施工迹象时，对施工单位进行防外力的宣传教育工作，并做好记录；对危及线路安全运行的施工设施立即纠正。
附件一：
10-35kV系统电气设备反措要求

一、电压互感器
（一）技术要求
1. 选型要求：应选用额定电压因数为1.9、额定时间为8h的电压互感器。
2. 温升要求：绕组温升应符合GB 1207《电压互感器》的要求，即：在额定电压因数1.9下、持续时间8h，绕组温升不超过规定限值的10K。
（二）交接试验要求
1. 10kV、35kV电磁式电压互感器在交接时，应进行励磁特性测试工作。
1.1 测量点应包括20%、50%、80%、100%、120%、150%、170%和190%额定电压下的励磁电流，电流值不应大于最大允许电流（二次最大允许电流=热极限输出容量/二次绕组额定电压）。
1.2 励磁特性与型式试验对应结果的差异不应大于30%；同批次、同型号、同规格电压互感器的励磁电流相差不宜超过30%。
3. 干式电压互感器应进行局部放电试验。
4. 应按要求进行感应耐压试验。
（三）招标工作要求
1. 招标时应重点审查生产厂家提供的产品是否满足招标技术协议对额定电压因数及额定时间的要求；厂家所提供的型式试验报告中是否按相应的额定电压因数及额定时间进行温升试验，试验结果是否满足要求。
2. 招标文件中应明确要求厂家在型式及出厂试验时必须严格进行励磁特性测试工作，测量点应包括20%、50%、80%、100%、120%、150%、170%和190%额定电压下的励磁电流，电流值不应大于最大允许电流。
（四）验收工作要求
验收时，应严格审查厂家提供的型式试验报告、出厂试验报告是否提供励磁特性试验数据、所测测点是否完整；并存档备查，以便交接试验及预试时数据比较。
二、消弧线圈
（一）成套装置选用原则
1. 消弧线圈
1.1 应用于10kV系统
1.1.1 对于容量不高于800kVA（电容电流约100A）的消弧线圈，户内产品优先采用干式预调节式。
1.1.2 容量大于800kVA但小于1200kVA的消弧线圈，户内产品采用干式随调相控式产品。
1.1.3 容量大于1200kVA时，推荐采用随调相控式，一次线圈采用油浸式。
1.2 应用于35kV系统
1.2.1 优先采用随调式消弧线圈，推荐目前技术较为成熟的相控式产品。
1.2.2 对于容量不大于1200kVA的消弧线圈，户内产品采用干式结构。
1.2.3 容量大于1200kVA的消弧线圈采用油浸式结构。
2. 接地选线装置
2.1 对于预调式，接地选线装置推荐采用并联中电阻接地选线方式或小电流接地选线方式。
2.2 对于随调式，接地选线装置推荐采用零序电流加小扰动方式。
3. 接地变压器
严格执行DL/T 1057-2007《自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件》8.2节接地变压器的规定“带有二次绕组的接地变压器，其额定容量应同时满足中性点电流容量和额定二次容量的要求”，即：接地变若有二次绕组，其容量应为消弧线圈额定容量与设计的站用变容量之和。
4. 阻尼电阻投切方式
预调式阻尼电阻投切应采用可控硅投切方式。
5. 其它参数选择
5.1 残流限值应不超过10A。
5.2 残流稳定时间不超过100ms。
5.3 额定运行时间应至少满足2h。
（二）在运存在问题消弧线圈改造意见
1. 对旭辉电气消弧线圈成套装置改造意见
1.1 自动跟踪控制器
1.1.1 2001年以前投运的第一代自动跟踪控制器ZGTD、ZGML型产品，因元件受潮损坏较多，且无备品备件，应逐步进行更换。各供电单位应制定相应工作计划，按照存在问题的轻重缓急逐步在两年内改造完毕。
1.1.2 在2002至2004年间投运的第二代的自动跟踪控制器ZGML-104产品，应协调厂家，对存在问题的设备进行维修。
1.1.3 在第三代2005年以后投运的ZGML-K系列控制器，应加强维护，确保正常运行状态。
1.2 接地选线装置
1.2.1 对于ZGML-104型产品，采用自带的小电流选线装置。
1.2.2 零序电流互感器要求：加装小电流接地选线功能时，加装零序CT的数量推荐如下：对于架空线出线，由于每相电线的距离很远，需要在每相上加装相同规格的零序CT组成零序CT组采取零序电流接入控制器。对于10kV系统而言，由于是三相一体式，一个CT即可。如果35kV出线为三相一体电缆，加每回出线加一个CT即可。
1.3 阻尼电阻
1.3.1 对于35kV电压等级，中性点位移电压达3－4%的变电站，消弧线圈成套装置应配装阻尼电阻，阻尼电阻值的选择可在150－600Ω之间。在实际选用时，所用投切开关耐压水平与阻值相适应，同时考虑阻尼电阻的功率损耗。
1.3.2 对于35kV电压等级，对于中性点位移电压超过3%的变电站，且加装阻尼电阻对其抑制作用效果不明显的，应重新进行型式选择并更换。
1.3.3 阻尼电阻投切开关应选用可控硅。各单位应对阻尼电阻投切开关是真空接触器的，逐步进行更换。
2. 对维峰电气消弧线圈成套装置改造意见
2.1 对现有的10kV调气隙式产品，在容量满足的条件下，应明确其故障及未投运原因，协调厂家采用维修方式进行处理，确保具备正常投运条件。
2.2 对现有的35kV调气隙式产品，应逐步进行更换。各供电单位应制定相应工作计划，按照存在问题的轻重缓急逐步在两年内改造完毕。
三、高压开关柜
（一）技术要求
1. 户内开关设备在选型时，应重点注意运行环境对开关性能的要求，包括海拔高度、污秽等级（主要是户外开关设备）、湿度情况的影响，在选用时应选择满足绝缘要求、温升试验裕度大、防误闭锁功能齐全的开关柜设备。处于高湿且昼夜温差大的地区，应选用经过凝露试验合格的开关柜。
2. 对开关柜内配用的互感器设备，应要求出厂时进行局部放电测试，并且在交接验收时按本反措要求进行相关的励磁特性、感应耐压及局放试验，且试验结果满足要求。
3. 户内开关设备绝缘件的最小标称爬电距离要求值为：瓷质材料不小于18mm/kV，有机绝缘材料不小于20mm/kV。
4. 应用于无功补偿电容器组的断路器，必须选用不重燃的断路器；35kV电压等级宜采用SF6断路器设备，10kV电压等级宜采用真空断路器。
5. 半封闭结构开关柜内裸露母线必须采用绝缘复合材料进行三相包裹。严禁使用乙烯带进行绑扎处理，防止因绑扎松脱导致绝缘故障。
6. 对于柜内断路器优选采用整体式复合绝缘或全绝缘型断路器。复合式绝缘材料的选用，根据用途不同和形状构造不同，分别选用SMC和DMC模塑材料。
7. 开关柜应具备全面防误闭锁功能。
7.1 功能要求：开关柜必须具备以下五项防误功能，即：防止误分、合断路器；防止带负荷分、合隔离开关或隔离开关触头；防止接地开关合上时（或带接地线）送电；防止带电合接地开关（或挂接地线）；防止误入带电隔室。
7.2 在招标文件中应明确要求厂家产品必须具备以上功能，并给予明确证明；招标时应重点审查生产厂家提供的产品是否满足以上功能。
8. 高压开关柜内各带电部分的对地距离和相间距离必须满足表1的要求。
表1：开关柜内各相导体的相间与对地净距(海拔不超过1000m 时) mm
额定电压(即最高电压)kV
7.2
12(11.5)
24
40.5
1.导体至接地间净距
100
125
200
300
2.不同相的导体之间净距
100
125
180
300
3.导体至无孔遮栏间净距
130
155
210
330
4.导体至网状遮栏间净距
200
225
280
400
注：海拔超过1000m 时表中所列1、2 项值应按每升高100m 增大1%进行修正；3～4 项之值应分别增加1 或2 项值的修正值。
9. 开关柜内断路器原则上不得再采用分体式结构。
10. 开关柜隔板
10.1 金属铠装高压开关柜：组件分别装在用于接地的金属隔板（PM级，即：隔室和带电主回路之间具有连续接地的金属隔板）隔开的隔室中，金属隔板符合相应的防护等级，至少不应低于IP2X。
10.2 间隔式高压开关柜：组件分设于单独的隔室内，隔室的隔板并不完全是金属接地的隔板（PI级，即：隔室和带电主回路之间的非金属隔板），但其防护等级至少不应低于IP2X。
（二）入网检测工作要求
1. 工作要求：由电力研究院负责，对进入云南电网公司的开关柜设备及厂家进行入网检测工作，按照不同厂家、不同开关柜型式、型号开展检测工作，并出具检测报告。
2. 检测重点：
2.1 开关柜设备的绝缘试验、温升试验。对于国外独资或是合资产品的断路器设备，重点对绝缘水平方面进行考核，根据工作需要，可要求在厂内进行相关绝缘试验的见证。
2.2 开关柜设备的防误闭锁功能检查。
2.3 用于投切无功补偿电容器组的断路器，宜根据不同厂家、型号逐步开展电容器组投切试验验证工作，考核断路器是否重燃及操作过电压水平。
（三）改造要求
1. GG-1A型开关柜：
1.1 按照网公司反措要求，对于运行时间超过10年或缺陷较多的，各供电单位应2009年以前安排更换完毕。
表3：我公司在运GG1A型开关柜的数量
供电局
GG1型开关柜型号
小计
GG-1A
GG-1A(F)
GG-1A(F1)
GG-1A(F2)
GG-1A(F3)
GG1
昆明局
98
164

2
264
楚雄局
9
10

19
曲靖局
30
21

10

4
65
玉溪局
23
116

58

197
红河局
155
105

2

262
大理局
3
25
3
2
19

52
昭通局
1
10

1
13

25
版纳局

8

8
临沧局

17

6

23
普洱局

5

5
小计
319
481
3
79
32
6
920
注：红河局还有GG-1A GQ型，共10台，均由云南红河电力设备制造厂生产。
1.2 对不满足1.1条更换要求的，应将其所有裸露的母线部分全部进行绝缘包裹，柜体之间应装设绝缘阻燃板，提高绝缘水平。
2. 对于在无油化改造工作中，仅换断路器未换柜造成开关柜整体结构、防误功能不完善的，应协调生产厂家明确处理方案，完善柜体结构和防误功能。
四、无功补偿装置
（一）技术要求
1. 电容器
1.1 电容器工作场强要求：在压紧系数为1（即K=1）条件下，应满足以下要求：
1.1.1 膜纸电容器绝缘介质的平均场强不得大于38kV/mm。
1.1.2 全膜电容器绝缘介质平均场强宜小于57kV/mm。
1.1.3 集合式电容器设计场强应比上述值低5%～10%。
1.1.4 优先采用在1.2倍运行电压下不起晕的设备。
1.2 过负荷能力：应满足DL/T 840《高压并联电容器使用技术条件》的规定。
1.3 电容器额定电压：应根据串联电抗器的电抗率和电容器的串联段数及系统的最高运行电压确定。一般可按下式确定：

式中：Um为系统最高运行电压，K为串联电抗器电抗率，N为每相中的串联段数，根据计算出的U再由规程推荐的优选值确定每一电容器额定电压值
2. 串联电抗器
推荐以干式空心电抗器为主要选择型式；在空间较有限的变电站宜有限制的使用半铁心干式电抗器。
五、熔断器
（一）电压互感器用熔断器
1. 选用要求
1.1 熔断器应具备在电压互感器发生故障后从电网中隔离出来的作用。应能承受电压互感器的励磁冲击电流，且在电压互感器发生故障后及时、正确熔断。
1.2 熔断器应由互感器厂家根据产品的性能和工作条件进行确定，对于其额定电流的选择主要是考虑其作为互感器后备保护情况下的需要。
1.3 生产厂家应提供最小开断电流I3的试验报告，并提供该熔断器的弧前时间—电流特性曲线。在招标技术文件中应进行明确要求并进行审查。
1.4 不得选用RN2系列互感器用熔断器；对于已在运的，应逐步进行淘汰。
1.5 电容式电压互感器，不须配用熔断器。
1.6 安装熔断器时应使其底座远离接地的金属框架。
（二）无功补偿电容器用熔断器
1. 选用要求
1.1 动作时间要求：在1.1Inf（熔断器额定电流）下4h不应熔断；1.5Inf下，熔断时间t≤75s；2.0Inf下，熔断时间t≤7.5s。动作时间的分散性应为：在1.3Inf下，熔断时间的偏差与动作曲线相比不超过±60%。
1.2 电阻值要求：新熔断器电阻值偏差应不超过制造厂规定值的±2.5％。
1.3 熔断器应具备小容性电流开断、耐爆性能开断和大容性电流开断特性。在招标技术文件中应进行明确要求并进行审查。
1.4温升试验要求：温升试验满足相关规程要求。在其它条件相近的条件下，应尽可能选择温升较低的产品。
1.5 额定电流要求：熔断器的熔丝额定电流应不小于电容器额定电流的1.43倍,并不宜大于电容器额定电流的1.55倍。在进行熔断器额定电流选择时，应综合考虑电容器组的接线方式，特别是在电容器组中电容器单元串联段数较多，并联电容台数较少的情况下，额定电流的选择应适当考虑偏下选择。
1.6 额定电压要求：对于保护单台电容器用外熔断器,宜优先选用喷逐式熔断器，其额定电压不得低于电容器的额定电压,最高工作电压应为额定电压的1.1倍；用于35kV的并联电容器组，当同一串联段中电容器的并联台数仅为1时，则应考虑其额定电压选高一级电压。
附件二：
LW6系列SF6断路器液压机构
辅助储压器的预充氮气压力现场检测方法

以下的检测方法仅限于LW6系列（平顶山高压开关厂生产）断路器液压机构的安装在压力组件上的辅助储压器检测，无法用于控制阀旁边的辅助储压器检测。对于其它厂家断路器的检测工作，应及时联系厂家，要求厂家配合开展。
压力组件管路原理图见附图，红色部分是高压管路，蓝色部分是低压管路，该图上唯一的低压管路是安全阀管路，与本检测工作无关。
检测方法：
1. 将机构内的高压油压通过泄压降至零表压；
2. 油压降至零表压后，拆开2号管头，用堵头堵住压力组件的2号接头；
3. 用电动油泵或手动泵通过1号管打压，由于3号管通至控制阀，只要合闸电磁铁没有动作，则3号管不会连通，压力即可开始建立；
4. 当压力表上的读数从零表压突然升高至某个数值，读取这个数值为P1；
5. 继续打压到20MPa以上后，停止打压；
6. 如果该断路器进行过机构改造，则在1号管出口附近安装有泄压阀；如果没有进行过机构改造，则可以通过压力表处的泄压小孔进行泄压，泄压速度会比较缓慢。
7. 由于油泵处有逆止阀，控制阀不进行操作也不会改变油压，所以不会影响测试的数据；
8. 缓慢泄压并观察压力表，当表压突然从某个数值降至零时，读取这个表压值为P2。
9. 按照厂家提供的计算公式：预充压力P=（P1+P2）/2即可粗略知道该辅助储压器的预充氮气压力。
10. 预充氮气压力标准范围见产品使用说明书或向生产厂家询问。（平顶山高压开关厂LW6-500为18+1-0.5MPa）
附图：压力组件管路原理图

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