全国服务电话 18380268559
电缆接地环流监测、环流在线监测、开关柜除湿装置
当前位置:网站首页 资讯中心 国网十八项反措-2018 979号文件 正文 国网十八项反措-2018 979号文件

12 防止GIS、开关设备事故

admin 2018-11-20 国网十八项反措-2018 979号文件 1861 ℃ 0 评论


为防止GIS、开关设备事故,应认真贯彻《国家电网公司交流高压开关设备技术监督导则》(Q/GDW 11074-2013)、《国家电网公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知》(国家电网科〔2017〕549号)、《国家电网公司关于全面落实反事故措施的通知》(国家电网运检〔2017〕378号)、《关于印发<国家电网公司变电运维检修管理办法>等6项通用制度的通知》(国家电网企管〔2017〕
206号)、国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定(试行)》(国家电网公司生产输变〔2004〕4号)、《国家电网公司关于印发户外GIS设备伸缩节反事故措施和故障分析报告的通知》(国家电网运检〔2015〕902号)等标准及相关规程规定,结合近6年生产运行情况和典型事故案例,提出以下重点要求:
12.1 防止断路器事故
12.1.1 设计制造阶段
12.1.1.1 断路器本体内部的绝缘件必须经过局部放电试验方可装配,要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。
12.1.1.2 断路器出厂试验前应进行不少于200次的机械操作试验(其中每100次操作试验的最后20次应为重合闸操作试验)。投切并联电容器、交流滤波器用断路器型式试验项目必须包含投切电容器组试验,断路器必须选用C2级断路器。真空断路器灭弧室出厂前应逐台进行老炼试验,并提供老炼试验报告;用于投切并联电容器的真空断路器出厂前应整台进行老炼试验,并提供老炼试验报告。断路器动作次数计数器不得带有复归机构。
12.1.1.3 开关设备用气体密度继电器应满足以下要求:
12.1.1.3.1 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。
12.1.1.3.2 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。
12.1.1.3.3新安装252kV及以上断路器每相应安装独立的密度继电器。
12.1.1.3.4 户外断路器应采取防止密度继电器二次接头受潮的防雨措施。
12.1.1.4 断路器分闸回路不应采用RC加速设计。已投运断路器分闸回路采用RC加速设计的,应随设备换型进行改造。
12.1.1.5 户外汇控箱或机构箱的防护等级应不低于IP45W,箱体应设置可使箱内空气流通的迷宫式通风口,并具有防腐、防雨、防风、防潮、防尘和防小动物进入的性能。
带有智能终端、合并单元的智能控制柜防护等级应不低于IP55。非一体化的汇控箱与机构箱应分别设置温度、湿度控制装置。
12.1.1.6 开关设备二次回路及元器件应满足以下要求:
12.1.1.6.1 温控器(加热器)、继电器等二次元件应取得“3C”认证或通过与“3C”认证同等的性能试验,外壳绝缘材料阻燃等级应满足V-0级,并提供第三方检测报告。时间继电器不应选用气囊式时间继电器。
12.1.1.6.2 断路器出厂试验、交接试验及例行试验中,应进行中间继电器、时间继电器、电压继电器动作特性校验。
12.1.1.6.3 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。
12.1.1.6.4 新投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。
12.1.1.7 新投的252kV母联(分段)、主变压器、高压电抗器断路器应选用三相机械联动设备。
12.1.1.8 采用双跳闸线圈机构的断路器,两只跳闸线圈不应共用衔铁,且线圈不应叠装布置。
12.1.1.9 断路器机构分合闸控制回路不应串接整流模块、熔断器或电阻器。
12.1.1.10 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。
12.1.1.11 断路器出厂试验及例行检修中,应检查绝缘子金属法兰与瓷件胶装部位防水密封胶的完好性,必要时复涂防水密封胶。
12.1.1.12 隔离断路器的断路器与接地开关间应具备足够强度的机械联锁和可靠的电气联锁。
12.1.2 基建阶段
12.1.2.1 断路器交接试验及例行试验中,应对机构二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动。防跳继电器动作时间应小于辅助开关切换时间,并保证在模拟手合于故障时不发生跳跃现象。
12.1.2.2 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,并测量合闸电阻的阻值。
12.1.2.3 断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中,应测试断路器合-分时间。对 252kV及以上断路器,合-分时间应满足电力系统安全稳定要求。
12.1.2.4 充气设备现场安装应先进行抽真空处理,再注入绝缘气体。SF6气体注入设备后应对设备内气体进行SF6纯度检测。对于使用SF6混合气体的设备,应测量混合气体的比例。
12.1.2.5 SF6断路器充气至额定压力前,禁止进行储能状态下的分/合闸操作。
12.1.2.6 断路器交接试验及例行试验中,应进行行程曲线测试,并同时测量分/合闸线圈电流波形。
12.1.3 运行阶段
12.1.3.1 当断路器液压机构突然失压时应申请停电隔离处理。在设备停电前,禁止人为启动油泵,防止断路器慢分。
12.1.3.2 气动机构应加装气水分离装置,并具备自动排污功能。
12.1.3.3 3年内未动作过的72.5kV及以上断路器,应进行分/合闸操作。
12.1.3.4 对投切无功负荷的开关设备应实行差异化运维,缩短巡检和维护周期,每年统计投切次数并评估电气寿命。
12.2 防止GIS事故
12.2.1 设计制造阶段
12.2.1.1 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。
12.2.1.2 GIS气室应划分合理,并满足以下要求:
12.2.1.2.1 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。
12.2.1.2.2 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母线隔离开关禁止采用与母线共隔室的设计结构。
12.2.1.2.3 三相分箱的GIS母线及断路器气室,禁止采用管路连接。独立气室应安装单独的密度继电器,密度继电器表计应朝向巡视通道。
12.2.1.3 生产厂家应在设备投标、资料确认等阶段提供工程伸缩节配置方案,并经业主单位组织审核。方案内容包括伸缩节类型、数量、位置、及“伸缩节(状态)伸缩量-环境温度”对应明细表等调整参数。伸缩节配置应满足跨不均匀沉降部位(室外不同基础、室内伸缩缝等)的要求。
用于轴向补偿的伸缩节应配备伸缩量计量尺。
12.2.1.4 双母线、单母线或桥形接线中,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,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。可拆卸导体应设置于独立的气室内。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。
12.2.1.5 新投运GIS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。采用此结构的盆式绝缘子可取消罐体对接处的跨接片,但生产厂家应提供型式试验依据。如需采用跨接片,户外GIS罐体上应有专用跨接部位,禁止通过法兰螺栓直连。
12.2.1.6 户外GIS法兰对接面宜采用双密封,并在法兰接缝、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。
12.2.1.7 同一分段的同侧GIS母线原则上一次建成。如计划扩建母线,宜在扩建接口处预装可拆卸导体的独立隔室;如计划扩建出线间隔,应将母线隔离开关、接地开关与就地工作电源一次上全。预留间隔气室应加装密度继电器并接入监控系统。
12.2.1.8 吸附剂罩的材质应选用不锈钢或其他高强度材料,结构应设计合理。吸附剂应选用不易粉化的材料并装于专用袋中,绑扎牢固。
12.2.1.9 盆式绝缘子应尽量避免水平布置。

12.2.1.10 对相间连杆采用转动、链条传动方式设计的三相机械联动隔离开关,应在从动相同时安装分/合闸指示器。
12.2.1.11 GIS用断路器、隔离开关和接地开关以及罐式SF6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。
12.2.1.12 GIS内绝缘件应逐只进行X射线探伤试验、工频耐压试验和局部放电试验,局部放电量不大于3pC。
12.2.1.13 生产厂家应对金属材料和部件材质进行质量检测,对罐体、传动杆、拐臂、轴承(销)等关键金属部件应按工程抽样开展金属材质成分检测,按批次开展金相试验抽检,并提供相应报告。
12.2.1.14 GIS出厂绝缘试验宜在装配完整的间隔上进行,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。
12.2.1.15 生产厂家应对GIS及罐式断路器罐体焊缝进行无损探伤检测,保证罐体焊缝100%合格。
12.2.1.16 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。
12.2.1.17 GIS充气口保护封盖的材质应与充气口材质相同,防止电化学腐蚀。
12.2.2 基建阶段
12.2.2.1 GIS出厂运输时,应在断路器、隔离开关、电压互感器、避雷器和363kV及以上套管运输单元上加装三维冲击记录仪,其他运输单元加装震动指示器。运输中如出现冲击加速度大于3g或不满足产品技术文件要求的情况,产品运至现场后应打开相应隔室检查各部件是否完好,必要时可增加试验项目或返厂处理。
12.2.2.2 SF6开关设备进行抽真空处理时,应采用出口带有电磁阀的真空处理设备,在使用前应检查电磁阀,确保动作可靠,在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯是否存在油渍。禁止使用麦氏真空计。
12.2.2.3 GIS、罐式断路器现场安装时应采取防尘棚等有效措施,确保安装环境的洁净度。800kV及以上GIS现场安装时采用专用移动厂房,GIS间隔扩建可根据现场实际情况采取同等有效的防尘措施。
12.2.2.4 GIS安装过程中应对导体插接情况进行检查,按插接深度标线插接到位,且回路电阻测试合格。
12.2.2.5 垂直安装的二次电缆槽盒应从底部单独支撑固定,且通风良好,水平安装的二次电缆槽盒应有低位排水措施。
12.2.2.6 GIS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。
12.2.2.7 伸缩节安装完成后,应根据生产厂家提供的“伸缩节(状态)伸缩量-环境温度”对应参数明细表等技术资料进行调整和验收。
12.2.3 运行阶段
12.2.3.1 倒闸操作前后,发现GIS三相电流不平衡时应及时查找原因并处理。
12.2.3.2 巡视时,如发现断路器、快速接地开关缓冲器存在漏油现象,应立即安排处理。
12.2.3.3 户外GIS应按照“伸缩节(状态)伸缩量-环境温度”曲线定期核查伸缩节伸缩量,每季度至少开展一次,且在温度最高和最低的季节每月核查一次。
12.3 防止敞开式隔离开关、接地开关事故12.3.1 设计制造阶段
12.3.1.1 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。


117
12.3.1.2 隔离开关主触头镀银层厚度应不小于20μm,硬度不小于120HV,并开展镀层结合力抽检。出厂试验应进行金属镀层检测。导电回路不同金属接触应采取镀银、搪锡等有效过渡措施。

12.3.1.3 隔离开关宜采用外压式或自力式触头,触头弹簧应进行防腐、防锈处理。内拉式触头应采用可靠绝缘措施以防止弹簧分流。
12.3.1.4上下导电臂之间的中间接头、导电臂与导电底座之间应采用叠片式软导电带连接,叠片式铝制软导电带应有不锈钢片保护。
12.3.1.5 隔离开关和接地开关的不锈钢部件禁止采用铸造件,铸铝合金传动部件禁止采用砂型铸造。隔离开关和接地开关用于传动的空心管材应有疏水通道。
12.3.1.6配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关导电臂应采用全密封结构。传动配合部件应具有可靠的自润滑措施,禁止不同金属材料直接接触。轴承座应采用全密封结构。
12.3.1.7 隔离开关应具备防止自动分闸的结构设计。
12.3.1.8 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。
12.3.1.9 隔离开关、接地开关导电臂及底座等位置应采取能防止鸟类筑巢的结构。
12.3.1.10 瓷绝缘子应采用高强瓷。瓷绝缘子金属附件应采用上砂水泥胶装。瓷绝缘子出厂前,应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。瓷绝缘子出厂前应进行逐只无损探伤。
12.3.1.11 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。
12.3.1.12 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。
12.3.2 基建阶段
12.3.2.1 新安装的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。交接试验值应不大于出厂试验值的1.2倍。除对隔离开关自身导电回路进行电阻测试外,还应对包含电气连接端子的导电回路电阻进行测试。

12.3.2.2 252kV及以上隔离开关安装后应对绝缘子逐只探伤。
12.3.3 运行阶段
12.3.3.1 对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定(试行)》(国家电网公司生产输变〔2004〕4号)完善化技术要求的隔离开关、接地开关应进行完善化改造或更换。
12.3.3.2 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”。
12.3.3.3 在隔离开关倒闸操作过程中,应严格监视动作情况,发现卡滞应停止操作并进行处理,严禁强行操作。
12.3.3.4 例行试验中,应检查瓷绝缘子胶装部位防水密封胶完好性,必要时重新复涂防水密封胶。
12.4 防止开关柜事故
12.4.1 设计制造阶段
12.4.1.1 开关柜应选用 LSC2 类(具备运行连续性功能)、“五防”功能完备的产品。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。
12.4.1.2 空气绝缘开关柜的外绝缘应满足以下条件:
12.4.1.2.1 空气绝缘净距离应满足表1的要求:
表1 开关柜空气绝缘净距离要求空气绝缘净距离(mm)
额定电压(kV)7.2122440.5
相间和相对地≥100≥125≥180≥300
带电体至门≥130≥155≥210≥330
12.4.1.2.2 最小标称统一爬电比距:≥3×18mm/kV
(对瓷质绝缘),≥3×20mm/kV (对有机绝缘)。
12.4.1.2.3 新安装开关柜禁止使用绝缘隔板。即使母线加装绝缘护套和热缩绝缘材料,也应满足空气绝缘净距离要求。
12.4.1.3 开关柜及装用的各种元件均应进行凝露试验,开关柜整机应进行污秽试验,生产厂家应提供型式试验报告。
12.4.1.4 开关柜应选用 IAC 级(内部故障级别)产品,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。
12.4.1.5 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。
12.4.1.6 开关柜内避雷器、电压互感器等设备应经隔离开关(或隔离手车)与母线相连,严禁与母线直接连接。关柜门模拟显示图必须与其内部接线一致,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示标识,并加以文字说明。柜内隔离活门、静触头盒固定板应采用金属材质并可靠接地,与带电部位满足空气绝缘净距离要求。
12.4.1.7 开关柜中的绝缘件应采用阻燃性绝缘材料,阻燃等级需达到V-0级。
12.4.1.8 开关柜间连通部位应采取有效的封堵隔离措施,防止开关柜火灾蔓延。
12.4.1.9 开关柜内所有绝缘件装配前均应进行局部放电试验,单个绝缘件局部放电量不大于3pC。
12.4.1.10 24kV及以上开关柜内的穿柜套管、触头盒应采用双屏蔽结构,其等电位连线(均压环)应长度适中,并与母线及部件内壁可靠连接。
12.4.1.11 电缆连接端子距离开关柜底部应不小于700mm。
12.4.1.12 开关柜内母线搭接面、隔离开关触头、手车触头表面应镀银,且镀银层厚度不小于8μm。
12.4.1.13 额定电流1600A及以上的开关柜应在主导电回路周边采取有效隔磁措施。
12.4.1.14 开关柜的观察窗应使用机械强度与外壳相当、内有接地屏蔽网的钢化玻璃遮板,并通过开关柜内部燃弧试验。玻璃遮板应安装牢固,且满足运行时观察分/合闸位置、储能指示等需要。

12.4.1.15 未经型式试验考核前,不得进行柜体开孔等降低开关柜内部故障防护性能的改造。
12.4.1.16 配电室内环境温度超过5℃~30℃范围,应配置空调等有效的调温设施;室内日最大相对湿度超过95%
或月最大相对湿度超过75%时,应配置除湿机或空调。配电室排风机控制开关应在室外。
12.4.1.17 新建变电站的站用变压器、接地变压器不应布置在开关柜内或紧靠开关柜布置,避免其故障时影响开关柜运行。
12.4.1.18 空气绝缘开关柜应选用硅橡胶外套氧化锌避雷器。主变压器中、低压侧进线避雷器不宜布置在进线开关柜内。
12.4.2 基建阶段
12.4.2.1 开关柜柜门模拟显示图、设计图纸应与实际接线一致。
12.4.2.2 开关柜应检查泄压通道或压力释放装置,确保与设计图纸保持一致。对泄压通道的安装方式进行检查,应满足安全运行要求。
12.4.2.3 柜内母线、电缆端子等不应使用单螺栓连接。导体安装时螺栓可靠紧固,力矩符合要求。
12.4.3 运行阶段
12.4.3.1 加强带电显示闭锁装置的运行维护,保证其与接地开关(柜门)间强制闭锁的运行可靠性。防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵时应尽快处理。
12.4.3.2 开关柜操作应平稳无卡涩,禁止强行操作。

本文标签:十八项电网 重大反事故措施(修订版),

版权说明:如非注明,本站文章均为 电缆接地护层电流环流监测系统|带环流局放监控的智能接地箱|隧道综合在线监测系统 原创,转载请注明出处和附带本文链接

Powered By Z-BlogPHP,Theme By zblog模板

四川AG8官方网站科技有限公司 所有 蜀ICP备17044186号-1 |网站地图|XML地图|
点击关闭
  • 在线客服1

    在线客服2

    在线客服3