國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施.doc

附件6：國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施1防止人身傷亡事故 1.1加強作業(yè)現(xiàn)場危險點分析和做好各項安全措施 1.1.1工作或作業(yè)現(xiàn)場的各項安全措施必須符合國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（國家電網(wǎng)安監(jiān)200583號）和電力建設(shè)安全工作規(guī)程（DL5009）的有關(guān)要求。 1.1.2根據(jù)工作內(nèi)容認真做好作業(yè)現(xiàn)場危險點分析，并據(jù)此做好各項安全措施。要定期檢查危險點分析工作，確保其針對性和有效性。 1.1.3在作業(yè)現(xiàn)場內(nèi)可能發(fā)生人身傷害事故的地點，設(shè)立安全警示牌，并采取可靠的防護措施。對交叉作業(yè)現(xiàn)場應(yīng)制訂完備的交叉作業(yè)安全防護措施。 1.2加強作業(yè)人員培訓(xùn) 1.2.1定期對有關(guān)作業(yè)人員進行安全規(guī)程、制度、技術(shù)等培訓(xùn)，使其熟練掌握有關(guān)安全措施和要求，明確各自安全職責，提高安全防護的能力和水平。對于臨時和新參加工作人員，必須強化安全技術(shù)培訓(xùn)，必須在證明其具備必要的安全技能、并在有工作經(jīng)驗的人員帶領(lǐng)下方可作業(yè)。禁止在沒有監(jiān)護的情況下指派臨時或新參加工作人員單獨從事危險性工作。 1.2.2應(yīng)結(jié)合生產(chǎn)實際，經(jīng)常性開展多種形式的安全思想教育，提高員工安全防護意識，掌握安全防護知識和傷害事故發(fā)生時的自救、互救方法。 1.3加強對外包工程人員管理 1.3.1加強對各項承包工程的安全管理，明確業(yè)主、監(jiān)理、承包商的安全責任，并根據(jù)有關(guān)規(guī)定嚴格考核，做到管理嚴格，安全措施完善。 1.3.2在有危險性的電力生產(chǎn)區(qū)域（如有可能引發(fā)火災(zāi)、爆炸、觸電、高空墜落、中毒、窒息、機械傷害、燒燙傷等人員、電網(wǎng)、設(shè)備事故的場所）作業(yè)，發(fā)包方應(yīng)事先進行安全技術(shù)交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相關(guān)安全措施。 1.4加強安全工器具管理。認真落實安全生產(chǎn)各項組織措施和技術(shù)措施，配備充足的、經(jīng)國家或省、部級質(zhì)檢機構(gòu)檢測合格的安全工器具和防護用品，并按照有關(guān)標準、規(guī)程要求定期檢驗，堅決淘汰不合格的工器具和防護用品，提高作業(yè)安全保障水平。 2防止系統(tǒng)穩(wěn)定破壞事故 2.1加強電網(wǎng)規(guī)劃和建設(shè) 2.1.4一次設(shè)備投入運行時，相關(guān)繼電保護、安全自動裝置、穩(wěn)定措施和電力專用通信配套設(shè)施等應(yīng)同時投入運行。 2.1.5加強系統(tǒng)穩(wěn)定控制和保障電網(wǎng)安全最后防線措施的設(shè)計研究工作，穩(wěn)定控制措施設(shè)計應(yīng)與系統(tǒng)設(shè)計同時完成。合理設(shè)計穩(wěn)定控制措施和失步、低頻、低壓等解列措施，合理、足量地設(shè)計和實施高頻切機、低頻減負荷及低壓減負荷方案。 2.1.6加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設(shè)備快速保護建設(shè)。220kV及以上電壓等級變壓器、高抗等主設(shè)備的微機保護應(yīng)按雙重化配置，220kV及以上環(huán)網(wǎng)運行線路應(yīng)配置雙重化全線速動保護，必要時500(330)kV及樞紐220kV廠站母線采用雙重化母差保護配置。 2.2電網(wǎng)安全運行管理和技術(shù)措施 2.2.1嚴格執(zhí)行各項電網(wǎng)運行控制要求，禁止超穩(wěn)定極限值運行。電網(wǎng)一次設(shè)備故障后，應(yīng)按照故障后方式電網(wǎng)運行控制的要求，盡快將相關(guān)設(shè)備的潮流（或發(fā)電機出力、電壓等）控制在規(guī)定值以內(nèi)。須按照電網(wǎng)運行控制要求進行控制的設(shè)備，應(yīng)通過調(diào)度機構(gòu)EMS系統(tǒng)實現(xiàn)實時在線監(jiān)測，并應(yīng)有越限告警功能。 2.2.8避免220kV及以上電壓等級線路、樞紐廠站的母線、變壓器等設(shè)備無快速保護運行。母線無母差保護時，應(yīng)盡量減少無母差保護運行時間并嚴禁安排母線及相關(guān)元件的倒閘操作。受端系統(tǒng)樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應(yīng)側(cè)重防止保護拒動。 2.2.9加強開關(guān)設(shè)備運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。對于500kV（330 kV）廠站、220kV樞紐廠站分閘時間分別大于50 ms、60 ms的開關(guān)設(shè)備，應(yīng)盡快通過檢修或技術(shù)改造提高其分閘速度，對于經(jīng)上述工作后分閘時間仍達不到以上要求的開關(guān)要盡快進行更換。 2.3加強系統(tǒng)穩(wěn)定計算分析 2.3.1重視和加強系統(tǒng)穩(wěn)定計算分析工作。規(guī)劃、設(shè)計和調(diào)度部門必須嚴格按照電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則和相關(guān)規(guī)定要求的深度進行系統(tǒng)安全穩(wěn)定計算分析，并根據(jù)計算分析情況合理安排運行方式，適時調(diào)整控制策略，不斷完善相關(guān)電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制措施。 2.3.2電網(wǎng)調(diào)度部門確定的電網(wǎng)運行控制極限值，一般按照相關(guān)規(guī)定在計算極限值的基礎(chǔ)上留有一定的穩(wěn)定儲備，在系統(tǒng)設(shè)計階段計算線路（或斷面）輸送能力時應(yīng)考慮這一因素。 2.3.3在系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計和電網(wǎng)運行有關(guān)穩(wěn)定計算中，發(fā)電機組均應(yīng)采用詳細模型，以正確反映系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定特性。 2.3.4應(yīng)保證系統(tǒng)設(shè)計和電網(wǎng)運行有關(guān)穩(wěn)定計算模型和參數(shù)的準確性和一致性，系統(tǒng)規(guī)劃計算中對現(xiàn)有電力系統(tǒng)以外部分可采用典型詳細模型和參數(shù)。 2.3.5加強有關(guān)計算模型、參數(shù)的研究和實測工作，并據(jù)此建立系統(tǒng)計算的各種元件、控制裝置及負荷的詳細模型和參數(shù)。并網(wǎng)發(fā)電機組的保護定值必須滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的要求。 2.4防止系統(tǒng)電壓崩潰 為防止系統(tǒng)電壓崩潰，應(yīng)全面貫徹執(zhí)行電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則（DL7552001）、電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導(dǎo)則（SD325-1989）、國家電網(wǎng)公司電力系統(tǒng)無功補償配置技術(shù)原則（國家電網(wǎng)生2004435號），并提出如下要求： 2.4.1在電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計中，必須同步進行無功電源及無功補償設(shè)施的規(guī)劃設(shè)計。無功電源及無功補償設(shè)施的配置應(yīng)確保無功電力在負荷高峰和低谷時段均能分(電壓)層、分(供電)區(qū)基本平衡，并具有靈活的無功調(diào)整能力和足夠的檢修、事故備用容量。受端系統(tǒng)應(yīng)具有足夠的無功儲備和一定的動態(tài)無功補償能力。 2.4.3電網(wǎng)主變壓器最大負荷時高壓側(cè)功率因數(shù)不應(yīng)低于0.95，最小負荷時不應(yīng)高于0.95。2.4.4100kVA及以上高壓供電的電力用戶，在用電高峰時段變壓器高壓側(cè)功率因數(shù)應(yīng)不低于0.95；其他電力用戶功率因數(shù)應(yīng)不低于0.9。 2.4.6發(fā)電廠、變電站電壓監(jiān)測系統(tǒng)和EMS系統(tǒng)應(yīng)保證有關(guān)測量數(shù)據(jù)的準確性。中樞點電壓超出電壓合格范圍時，必須及時向運行人員告警。 4防止電氣誤操作事故 為防止電氣誤操作事故，應(yīng)全面落實國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（國家電網(wǎng)安監(jiān)200583號）、防止電氣誤操作裝置管理規(guī)定（國家電網(wǎng)生2003243號文）及其他有關(guān)規(guī)定，并提出如下要求： 4.1加強防誤操作管理 4.1.1切實落實防誤操作工作責任制，各單位應(yīng)設(shè)專人負責防誤裝置的運行、檢修、維護、管理工作。防誤裝置的檢修、維護管理應(yīng)納入運行、檢修規(guī)程范疇，與相應(yīng)主設(shè)備統(tǒng)一管理。4.1.2加強運行、檢修人員的專業(yè)培訓(xùn)，嚴格執(zhí)行操作票、工作票制度，并使兩票制度標準化，管理規(guī)范化。 4.1.3嚴格執(zhí)行調(diào)度命令。倒閘操作時，不允許改變操作順序，當操作發(fā)生疑問時，應(yīng)立即停止操作，并報告調(diào)度部門，不允許隨意修改操作票。 4.1.4應(yīng)制訂和完善防誤裝置的運行規(guī)程及檢修規(guī)程，加強防誤閉鎖裝置的運行、維護管理，確保防誤閉鎖裝置正常運行。 4.1.5建立完善的萬能鑰匙使用和保管制度。防誤閉鎖裝置不能隨意退出運行，停用防誤閉鎖裝置時，必須履行批準手續(xù)；短時間退出防誤閉鎖裝置時，應(yīng)經(jīng)值長或變電站站長批準，并按要求盡快投入運行。 4.2完善防誤操作技術(shù)措施 4.2.1新、擴建變電工程及主設(shè)備經(jīng)技術(shù)改造后，防誤閉鎖裝置應(yīng)與主設(shè)備同時投運。 4.2.2斷路器或刀閘閉鎖回路不能用重動繼電器，應(yīng)直接用斷路器或隔離開關(guān)的輔助觸點；操作斷路器或隔離開關(guān)時，應(yīng)以現(xiàn)場狀態(tài)為準。 4.2.3防誤裝置電源應(yīng)與繼電保護及控制回路電源獨立。 4.2.4采用計算機監(jiān)控系統(tǒng)時，遠方、就地操作均應(yīng)具備防止誤操作閉鎖功能。利用計算機實現(xiàn)防誤閉鎖功能時，其防誤操作規(guī)則必須經(jīng)本單位電氣運行、安監(jiān)、生技部門共同審核，經(jīng)主管領(lǐng)導(dǎo)批準并備案后方可投入運行。 4.2.5成套高壓開關(guān)柜五防功能應(yīng)齊全、性能良好。開關(guān)柜出線側(cè)宜裝設(shè)帶電顯示裝置，帶電顯示裝置應(yīng)具有自檢功能，并與線路側(cè)接地刀閘實行聯(lián)鎖；配電裝置有倒送電源時，間隔網(wǎng)門應(yīng)裝有帶電顯示裝置的強制閉鎖。 4.3加強對運行、檢修人員防誤操作培訓(xùn),使其掌握防誤裝置的原理、性能、結(jié)構(gòu)和操作程序，能熟練操作和維護。 5防止樞紐變電站全停事故 5.1完善樞紐變電站一次設(shè)備 5.1.1樞紐變電站在非過渡階段應(yīng)有三條以上輸電通道，在站內(nèi)部分母線或一條輸電通道檢修情況下，發(fā)生N-1、N-2故障時不應(yīng)出現(xiàn)變電站全停的情況。 5.1.2樞紐變電站宜采用雙母分段結(jié)線或3/2結(jié)線方式。根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化，應(yīng)滿足變電站設(shè)備的短路容量。 5.1.3嚴格按照有關(guān)標準進行開關(guān)設(shè)備選型，對運行中不符合有關(guān)標準的開關(guān)應(yīng)及時進行改造，在改造以前應(yīng)加強對設(shè)備的運行監(jiān)視和試驗。 5.2防止直流系統(tǒng)故障造成樞紐變電站全停 5.2.1樞紐變電站直流系統(tǒng)應(yīng)充分考慮設(shè)備檢修時的冗余，應(yīng)采用兩組蓄電池、三臺充電機的方案， 每組蓄電池和充電機應(yīng)分別接于一段直流母線上，第三臺充電裝置（備用充電裝置）可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。 5.2.2直流母線應(yīng)采用分段運行方式，每段母線分別由獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設(shè)置聯(lián)絡(luò)開關(guān)，正常運行時該開關(guān)處于斷開位置。 5.2.3加強直流保險管理，直流保險應(yīng)按有關(guān)規(guī)定分級配置。直流保險/熔斷器必須采用質(zhì)量合格的產(chǎn)品，防止因直流保險熔斷而擴大事故。 5.2.4嚴格直流專用空氣開關(guān)的分級配置管理，防止因直流開關(guān)不正常脫扣造成事故擴大。保護裝置應(yīng)采用直流專用空氣開關(guān)。 5.2.5嚴格蓄電池組的運行維護管理，防止運行環(huán)境溫度過高或過低造成蓄電池組損壞。 5.3防止繼電保護誤動造成樞紐變電站全停 5.3.1為提高繼電保護的可靠性，重要線路和設(shè)備必須堅持按雙重化配置互相獨立保護的原則。傳輸兩套獨立的主保護通道相對應(yīng)的電力通信設(shè)備也應(yīng)為兩套完整獨立的、兩種不同路由的通信系統(tǒng)，其相應(yīng)的通信監(jiān)控監(jiān)測信息應(yīng)被采集匯總到上一級調(diào)度（通信）機構(gòu)的通信監(jiān)控主站系統(tǒng)。 5.3.2在各類保護裝置接于電流互感器二次繞組時，應(yīng)考慮到既要消除保護死區(qū)，同時又要盡可能減輕電流互感器本身故障時所產(chǎn)生的影響。 5.3.3繼電保護及安全自動裝置應(yīng)選用抗干擾能力符合有關(guān)規(guī)程規(guī)定的產(chǎn)品，并采取必要的抗干擾措施，防止繼電保護及安全自動裝置在外界電磁干擾下不正確動作造成樞紐變電站全停。 5.4防止母線故障造成樞紐變電站全停 5.4.1對于雙母線接線方式的變電站，在一條母線停電檢修及恢復(fù)送電過程中，必須做好各項安全措施，防止全站停電。對檢修或事故跳閘停電的母線進行試送電時，應(yīng)首先考慮用外來電源送電。 5.4.2定期對樞紐變電站支柱絕緣子，特別是母線支柱絕緣子、隔離刀閘支柱絕緣子進行檢查，防止絕緣子斷裂引起母線事故。 5.5防止運行操作不當造成樞紐變電站全停 5.5.1運行人員必須嚴格執(zhí)行電網(wǎng)運行有關(guān)規(guī)程、規(guī)定。操作前要認真核對結(jié)線方式，檢查設(shè)備狀況。嚴肅“兩票三制”制度，操作中禁止跳項和漏項。 5.5.2加強防誤閉鎖裝置的運行和維護管理，確保防誤閉鎖裝置正常運行。微機五防閉鎖裝置的電腦鑰匙必須按照有關(guān)規(guī)定嚴格管理。 5.5.3在倒閘操作過程中，應(yīng)避免用帶斷口電容器的斷路器切帶電磁式電壓互感器的空母線，防止產(chǎn)生諧振過電壓。 7防止輸變電設(shè)備污閃事故 為防止發(fā)生輸變電設(shè)備污閃事故，應(yīng)嚴格執(zhí)行高壓架空線路和發(fā)電廠、變電所環(huán)境污穢分級及外絕緣選擇標準（GB/T16434），并提出以下重點要求： 7.1設(shè)計與基建階段應(yīng)注意的問題 7.1.1應(yīng)加強設(shè)計、基建、運行及科研單位的溝通和協(xié)調(diào)，并充分聽取運行單位及電力科研單位的意見。 7.1.2新建和擴建輸變電設(shè)備的外絕緣配置應(yīng)以污區(qū)分布圖為基礎(chǔ)，并綜合考慮環(huán)境污染變化因素。對于一、二級污區(qū)，可采用比污區(qū)圖提高一級配置原則；對于三級污區(qū)，應(yīng)結(jié)合站址具體位置周圍的污穢和發(fā)展情況，對需要加強防污措施的，在設(shè)計和建設(shè)階段充分考慮采用大爬距定型設(shè)備，同時結(jié)合采取防污閃涂料或防污閃輔助傘裙等措施；對于四級污區(qū)，應(yīng)在選站和選線階段盡量避讓。如不能避讓，應(yīng)在設(shè)計和建設(shè)階段考慮設(shè)備型式的選擇，變電站可以考慮采用GIS或HGIS等設(shè)備或者全戶內(nèi)變電站（應(yīng)進行技術(shù)經(jīng)濟比較），線路可以考慮采用大爬距定型設(shè)備，同時結(jié)合采取防污閃涂料等措施。 7.1.3絕緣子覆冰閃絡(luò)是污穢閃絡(luò)的一種特殊形式。重冰區(qū)絕緣設(shè)計應(yīng)采用增強絕緣、V型串、不同盤徑絕緣子組合等形式，通過增加絕緣子串長、阻礙冰棱橋接以及改善融冰狀況下導(dǎo)電水膜形成條件，防止冰閃事故。 7.1.4加強絕緣子全過程管理，全面規(guī)范選型、招標、監(jiān)造、驗收及安裝等環(huán)節(jié)，確保使用設(shè)計合理、質(zhì)量合格的絕緣子。 7.2運行階段應(yīng)注意的問題 7.2.1完善防污閃管理體系，明確和落實防污閃主管領(lǐng)導(dǎo)和專責人的具體職責。 7.2.2及時修訂污區(qū)分布圖。定期開展鹽密測量、污源調(diào)查和運行巡視工作，及時修訂污區(qū)分布圖。目前，鹽密測量應(yīng)按照國家電力公司關(guān)于開展用飽和鹽密修訂電網(wǎng)污區(qū)分布圖工作的通知（發(fā)輸電輸2002168號）的要求，逐步過渡到按35年的積污量取值。 7.2.3調(diào)爬與清掃 7.2.3.1運行設(shè)備外絕緣爬距原則上應(yīng)與污穢等級相適應(yīng)。對于不滿足污穢等級要求的應(yīng)予以調(diào)整；如受條件限制不能調(diào)整的，應(yīng)采取必要的防污閃補救措施。 7.2.3.2加強設(shè)備清掃工作，落實“清掃責任制”和“質(zhì)量檢查制”，其中應(yīng)重點關(guān)注自潔性能較差的絕緣子（如鐘罩式絕緣子）。站內(nèi)帶電水沖洗工作必須嚴格執(zhí)行帶電水沖洗規(guī)程，有關(guān)操作人員必須經(jīng)培訓(xùn)合格。 7.2.3.3在調(diào)爬和清掃中應(yīng)防止在局部留下防污漏洞或死角，如具有多種絕緣配置的線路中相對薄弱的區(qū)段，配置過于薄弱的耐張絕緣子，輸變電結(jié)合部等。 7.2.4絕緣子使用注意事項 7.2.4.1玻璃絕緣子與瓷絕緣子 對于盤形懸式玻璃絕緣子自爆和瓷絕緣子零值問題，一方面應(yīng)堅持定期檢測和更換，另一方面對劣化率高于盤形懸式絕緣子劣化檢測規(guī)程的，應(yīng)結(jié)合生產(chǎn)廠家產(chǎn)品批次運行時間運行條件等因素進行綜合分析，必要時應(yīng)全部更換，并與設(shè)計基建及生產(chǎn)廠家及時交換信息。 7.2.4.2復(fù)合絕緣子 應(yīng)嚴格執(zhí)行標稱電壓高于1000V交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則（DL/T864-2004）的有關(guān)規(guī)定，并注意以下事項： 7.2.4.2.1在合成絕緣子存放期間及安裝過程中，嚴禁任何可能損壞絕緣子的行為；在安裝合成絕緣子時，嚴禁反裝均壓環(huán)。 7.2.4.2.2使用合成絕緣子進行防污調(diào)爬時，應(yīng)綜合考慮線路的防雷防風偏防鳥害等性能。 7.2.4.2.3對運行中的合成絕緣子應(yīng)參照“鹽密監(jiān)測點”設(shè)置一定數(shù)量的“憎水性監(jiān)測點”，定期檢測絕緣子憎水性，以分析該批產(chǎn)品的外絕緣狀況。對于嚴重污穢地區(qū)的復(fù)合絕緣子宜進行表面電蝕損檢查。在進行桿塔防腐處理時，應(yīng)防止防腐漆滴落到復(fù)合絕緣子表面。 7.2.4.2.4應(yīng)定期換下一定比例的復(fù)合絕緣子做全面性能試驗。對于確定性能已明顯老化不能確保安全運行的產(chǎn)品批次應(yīng)及時更換。 7.2.4.3防污閃涂料與防污閃輔助傘裙 絕緣子表面涂覆“RTV防污閃涂料”和加裝“防污閃輔助傘裙”是防止變電設(shè)備污閃的重要補充措施，其使用應(yīng)分別符合電力系統(tǒng)用常溫固化硅橡膠防污閃涂料（DL/T627-200）和防污閃輔助傘裙使用指導(dǎo)性意見（調(diào)網(wǎng)1997130號）的要求，其中避雷器不宜單獨加裝輔助傘裙，但可將輔助傘裙與防污閃涂料結(jié)合使用。 7.2.5戶內(nèi)絕緣子防污閃要求 室內(nèi)設(shè)備外絕緣爬距的設(shè)計及調(diào)整應(yīng)符合戶內(nèi)絕緣子運行條件（DL/T729）的要求，并結(jié)合室內(nèi)實際情況確定相應(yīng)的防污閃措施。 9.1加強變壓器的全過程管理 9.1.1加強變壓器選型、定貨、驗收及投運的全過程管理。應(yīng)選擇具有良好運行業(yè)績和成熟制造經(jīng)驗生產(chǎn)廠家的產(chǎn)品。在設(shè)備訂購前，應(yīng)向生產(chǎn)廠家索取做過相似變壓器突發(fā)短路試驗的試驗報告和抗短路能力動態(tài)計算報告；在設(shè)計聯(lián)絡(luò)會前，應(yīng)取得所訂購變壓器的抗短路能力動態(tài)計算報告，并進行核算工作。 9.1.2嚴格按有關(guān)規(guī)定對新購變壓器進行驗收，確保變壓器按訂貨合同要求進行制造、安裝、試驗。 9.1.3220kV及以上電壓等級的變壓器應(yīng)赴廠監(jiān)造和驗收，按變壓器赴廠監(jiān)造關(guān)鍵控制點的要求進行監(jiān)造，有關(guān)監(jiān)造關(guān)鍵控制點應(yīng)在合同中予以明確。監(jiān)造驗收工作結(jié)束后，監(jiān)造人員應(yīng)提交監(jiān)造報告，并作為設(shè)備原始資料存檔。 9.2相關(guān)試驗和運輸要求 9.2.1出廠試驗要求 9.2.1.1測量電壓為1.5Um/ 時，220kV及以上電壓等級變壓器的局部放電試驗的放電量：自耦變壓器中壓端不大于200pC，高壓端不大于100pC；其他變壓器不大于100pC。 9.2.1.2測量電壓為1.5Um/ 時， 110kV電壓等級變壓器的局部放電試驗放電量不大于100pC。 9.2.2應(yīng)向制造廠索取主要材料和附件的工廠檢驗報告和生產(chǎn)廠家出廠試驗報告；工廠試驗時應(yīng)將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；所有附件在出廠時均應(yīng)按實際使用方式經(jīng)過整體預(yù)裝。 9.2.3認真執(zhí)行交接試驗規(guī)程。110kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產(chǎn)前，應(yīng)用頻響法測試繞組變形或做低電壓短路阻抗測試以留原始記錄。220kV及以上電壓等級或120MVA及以上容量的變壓器在新安裝時必須進行現(xiàn)場局部放電試驗；110kV電壓等級的變壓器在新安裝時，如有條件宜進行現(xiàn)場局部放電試驗。220kV及以上電壓等級變壓器進行涉及變壓器絕緣部件或線圈的大修后，應(yīng)進行現(xiàn)場局部放電試驗。 9.2.4大型變壓器在運輸過程中，應(yīng)按照相應(yīng)規(guī)范安裝具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀。到達目的地后，制造廠、運輸部門、用戶三方人員應(yīng)共同驗收，記錄紙和押運記錄應(yīng)提供用戶留存。 9.3防止變壓器絕緣事故 9.3.1加強變壓器運行巡視，其中應(yīng)特別注意變壓器冷卻器潛油泵負壓區(qū)出現(xiàn)的滲漏油。 9.3.2新安裝和大修后的變壓器應(yīng)嚴格按照有關(guān)標準或廠家規(guī)定真空注油和熱油循環(huán)，真空度、抽真空時間、注油速度及熱油循環(huán)時間、溫度均應(yīng)達到要求。對有載分接開關(guān)的油箱應(yīng)同時按照相同要求抽真空。 9.3.3裝有密封膠囊或隔膜的大容量變壓器，必須嚴格按照制造廠說明書規(guī)定的工藝要求進行注油，防止空氣進入，并結(jié)合大修或停電對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。 9.3.4對薄絕緣、鋁線圈及運行超過20年的變壓器，應(yīng)加強技術(shù)監(jiān)督工作。如發(fā)現(xiàn)嚴重缺陷，變壓器本體不宜再進行改造性大修，對更換下來的變壓器也不應(yīng)再遷移安裝。 9.3.5對新的變壓器油要加強質(zhì)量控制，用戶可根據(jù)運行經(jīng)驗選用合適的油種。油運抵現(xiàn)場后，在取樣試驗合格后，方能注入設(shè)備。加強油質(zhì)管理，對運行中油應(yīng)嚴格執(zhí)行有關(guān)標準，對不同油種的混油應(yīng)按照GB/T7595-2000的規(guī)定執(zhí)行。 9.3.6每年應(yīng)至少進行一次紅外成像測溫檢查。 9.4防止分接開關(guān)事故 9.4.1無勵磁分接開關(guān)在改變分接位置后，必須測量使用分接的直流電阻和變比，合格后方可投運。 9.4.2加強有載分接開關(guān)的運行維護管理。當開關(guān)動作次數(shù)達到制造廠規(guī)定值時，應(yīng)進行檢修，并對開關(guān)的切換時間進行測試。 9.5采取措施保證冷卻系統(tǒng)可靠運行 9.5.1潛油泵的軸承應(yīng)采取E級或D級，禁止使用無銘牌、無級別的軸承。對強有導(dǎo)向的變壓器油泵應(yīng)選用轉(zhuǎn)速不大于1500r/min的低速油泵。對已運行的變壓器，其高速泵應(yīng)進行更換。對于盤式電機油泵，應(yīng)注意定子和轉(zhuǎn)子的間隙調(diào)整，防止鐵心的平面摩擦。運行中如出現(xiàn)過熱、振動、雜音及嚴重漏油等異常時，應(yīng)安排停運檢修。 9.5.2為保證冷卻效果，變壓器冷卻器每12年應(yīng)進行一次沖洗，并宜安排在大負荷來臨前進行。 9.5.3強油循環(huán)的冷卻系統(tǒng)必須配置兩個相互獨立的電源，并采用自動切換裝置，應(yīng)定期進行切換試驗，有關(guān)信號裝置應(yīng)齊全可靠。 9.5.4新建或擴建變壓器一般不采用水冷方式。對特殊場合必須采用水冷卻系統(tǒng)的，應(yīng)采用雙層銅管冷卻系統(tǒng)。對目前正在使用的單銅管水冷卻變壓器，應(yīng)始終保持油壓大于水壓，并加強運行維護工作，同時應(yīng)采取有效的運行監(jiān)視方法，及時發(fā)現(xiàn)冷卻系統(tǒng)泄漏故障。 9.6加強變壓器保護管理 9.6.1變壓器本體、有載分接開關(guān)的重瓦斯保護應(yīng)投跳閘。若需退出重瓦斯保護，應(yīng)預(yù)先制定安全措施，并經(jīng)總工程師批準，限期恢復(fù)。 9.6.2新安裝的瓦斯繼電器必須經(jīng)校驗合格后方可使用。瓦斯保護投運前必須對信號跳閘回路進行保護試驗。 9.6.3瓦斯繼電器應(yīng)定期校驗。當氣體繼電器發(fā)出輕瓦斯動作信號時，應(yīng)立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以判明氣體成分，同時取油樣進行色譜分析，查明原因及時排除。 9.6.4變壓器本體保護應(yīng)加強防雨、防震措施。 9.6.5變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過較大啟動功率中間繼電器的兩付接點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路，減少電纜迂回帶來的直流接地、對微機保護引入干擾和二次回路斷線等不可靠因素。 9.7防止變壓器出口短路 9.7.1應(yīng)在技術(shù)和管理上采取有效措施，改善變壓器運行條件，最大限度地防止或減少變壓器的出口短路。為減少變壓器低壓側(cè)出口短路幾率，可根據(jù)需要在母線橋上裝設(shè)絕緣熱縮保護材料。 9.7.2110kV及以上電壓等級變壓器在遭受出口短路、近區(qū)多次短路后，應(yīng)做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形，并與原始記錄進行比較，同時應(yīng)結(jié)合短路事故沖擊后的其他電氣試驗項目進行綜合分析。正常運行的變壓器應(yīng)至少每6年測一次繞組變形。 9.8防止套管事故 9.8.1套管安裝就位后，帶電前必須進行靜放，其中500kV套管靜放時間應(yīng)大于36小時，110220kV套管靜放時間應(yīng)大于24小時。 9.8.2定期對套管進行清掃。 9.8.3如套管的傘裙間距低于規(guī)定標準，應(yīng)采取加硅橡膠傘裙套等措施，防止污穢閃絡(luò)和大雨時閃絡(luò)。在嚴重污穢地區(qū)運行的變壓器，可考慮在瓷套涂防污閃涂料等措施。 9.8.4定期采用紅外熱成像技術(shù)檢查運行中套管引出線聯(lián)板的發(fā)熱情況及油位，防止因接觸不良導(dǎo)致引線過熱開焊或缺油引起的套管故障。 9.8.5作為備品的110kV及以上套管，應(yīng)豎直放置。如水平存放，其抬高角度應(yīng)符合制造廠要求，以防止電容芯子露出油面受潮。對水平放置保存期超過一年的110kV及以上套管，當不能確保電容芯子全部浸沒在油面以下時，安裝前應(yīng)進行局部放電試驗、額定電壓下的介損試驗和油色譜分析。 9.8.6運行人員正常巡視應(yīng)檢查記錄套管油位情況，注意保持套管油位正常。套管滲漏油時，應(yīng)及時處理，防止內(nèi)部受潮損壞。 9.9預(yù)防變壓器火災(zāi)事故 9.9.1按照有關(guān)規(guī)定完善變壓器的消防設(shè)施，并加強維護管理，重點防止變壓器著火時的事故擴大。 9.9.2現(xiàn)場進行變壓器干燥時，應(yīng)做好防火措施，防止加熱系統(tǒng)故障或線圈過熱燒損。 10防止互感器損壞事故 為防止互感器損壞事故，應(yīng)嚴格執(zhí)行國家電網(wǎng)公司預(yù)防110（66）kV500kV互感器事故措施（國家電網(wǎng)生2004641號）、110（66）kV500kV互感器技術(shù)監(jiān)督規(guī)定（國家電網(wǎng)生技2005174號）等有關(guān)規(guī)定，并提出以下重點要求： 10.1加強對互感器類設(shè)備從選型、定貨、驗收到投運的全過程管理，重要互感器應(yīng)選擇具有較長、良好運行經(jīng)驗的互感器類型和有成熟制造經(jīng)驗的制造廠。 10.2各類油浸式互感器 10.2.1選型原則 10.2.1.1油浸式互感器應(yīng)選用帶金屬膨脹器微正壓結(jié)構(gòu)型式。 10.2.1.2所選用電流互感器的動熱穩(wěn)定性能應(yīng)滿足安裝地點系統(tǒng)短路容量的要求，特別要注意一次繞組串或并聯(lián)時的不同性能。 10.2.1.3電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側(cè)不應(yīng)裝設(shè)MOA。 10.2.2出廠試驗要求 10.2.2.1110kV-500kV互感器在出廠試驗時，應(yīng)按照各有關(guān)標準、規(guī)程的要求逐臺進行全部出廠試驗，包括高電壓下的介損試驗、局部放電試驗、耐壓試驗。 10.2.2.2對電容式電壓互感器應(yīng)要求制造廠在出廠時進行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的鐵磁諧振試驗（注：U1n指額定一次相電壓，下同）。 10.2.3新安裝和大修后互感器的投運 10.2.3.1互感器安裝用構(gòu)架應(yīng)有兩處與接地網(wǎng)可靠連接。 10.2.3.2電磁式電壓互感器在交接試驗和投運前，應(yīng)進行1.5Um/ （中性點有效接地系統(tǒng)）或1.9Um/ （中性點非有效接地系統(tǒng)）電壓下的空載電流測量，其增量不應(yīng)大于出廠試驗值的10%。 10.2.3.3電流互感器的一次端子所受的機械力不應(yīng)超過制造廠規(guī)定的允許值，其電氣聯(lián)結(jié)應(yīng)接觸良好，防止產(chǎn)生過熱性故障、防止出現(xiàn)電位懸浮?；ジ衅鞯亩我€端子應(yīng)有防轉(zhuǎn)動措施，防止外部操作造成內(nèi)部引線扭斷。 10.2.3.4已安裝完成的互感器若長期未帶電運行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投運前應(yīng)按照預(yù)試規(guī)程進行預(yù)防性試驗。 10.2.3.5事故搶修安裝的油浸式互感器，應(yīng)保證靜放時間。 10.2.4互感器的檢修與改造 10.2.4.1220kV及以上電壓等級的油浸式互感器不應(yīng)進行現(xiàn)場解體檢修。 10.2.4.2油浸式互感器檢修時，應(yīng)嚴格執(zhí)行互感器運行檢修導(dǎo)則（DL/T727-2000），要注意器身暴露時間不得超過規(guī)定，復(fù)裝時必須真空注油，其中絕緣油應(yīng)經(jīng)真空脫氣處理。 10.2.4.3老型帶隔膜式及氣墊式儲油柜的互感器，應(yīng)加裝金屬膨脹器進行密封改造?，F(xiàn)場密封改造應(yīng)在晴好天氣進行。對尚未改造的互感器應(yīng)在每年預(yù)試或停電檢修時，檢查頂部密封狀況，對老化的膠墊與隔膜應(yīng)予以更換。對隔膜上有積水的互感器，應(yīng)對其本體和絕緣油進行有關(guān)試驗，試驗不合格的互感器應(yīng)退出運行。絕緣性能有問題的老舊互感器，退出運行不再進行改造。 10.2.5運行維護及缺陷處理 10.2.5.1對硅橡膠套管和加裝硅橡膠傘裙的瓷套，應(yīng)經(jīng)常檢查硅橡膠表面有無放電現(xiàn)象，如果有放電現(xiàn)象應(yīng)及時處理。 10.2.5.2運行人員正常巡視應(yīng)檢查記錄互感器油位情況。對運行中滲漏油的互感器，應(yīng)根據(jù)情況限期處理，必要時進行油樣分析，對于含水量異常的互感器要加強監(jiān)視或進行油處理。油浸式互感器嚴重漏油及電容式電壓互感器電容單元滲漏油的應(yīng)立即停止運行。 10.2.5.3應(yīng)及時處理或更換已確認存在嚴重缺陷的互感器。對懷疑存在缺陷的互感器，應(yīng)縮短試驗周期進行跟蹤檢查和分析查明原因。對于全密封型互感器，油中氣體色譜分析僅H2單項超過注意值時，應(yīng)跟蹤分析，注意其產(chǎn)氣速率，并綜合診斷：如產(chǎn)氣速率增長較快，應(yīng)加強監(jiān)視；如監(jiān)測數(shù)據(jù)穩(wěn)定，則屬非故障性氫超標，可安排脫氣處理；當發(fā)現(xiàn)油中有乙炔大于110-6L/L時，應(yīng)立即停止運行。對絕緣狀況有懷疑的互感器應(yīng)運回實驗室從嚴進行全面的電氣絕緣性能試驗，包括局部放電試驗。 10.2.5.4如運行中互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋，應(yīng)立即退出運行。當互感器出現(xiàn)異常響聲時應(yīng)退出運行。當電壓互感器二次電壓異常時，應(yīng)迅速查明原因并及時處理。 10.2.5.5在運行方式安排和倒閘操作中應(yīng)盡量避免用帶斷口電容的斷路器投切帶有電磁式電壓互感器的空母線；當運行方式不能滿足要求時，應(yīng)進行事故預(yù)想，及早制訂預(yù)防措施，必要時可裝設(shè)專門消除此類諧振的裝置。 10.2.5.6當采用電磁單元為電源測量電容式電壓互感器的電容分壓器C1和C2的電容量和介損時，必須嚴格按照制造廠說明書規(guī)定進行。 10.2.5.7為避免油紙電容型電流互感器底部事故時擴大影響范圍，應(yīng)將接母差保護的二次繞組設(shè)在一次母線的L1側(cè)。 10.2.5.8根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展情況，應(yīng)注意驗算電流互感器動熱穩(wěn)定電流是否滿足要求。若互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規(guī)定的動熱穩(wěn)定電流值時，應(yīng)及時改變變比或安排更換。 10.2.5.9每年至少進行一次紅外成像測溫等帶電監(jiān)測工作，以及時發(fā)現(xiàn)運行中互感器的缺陷。 10.2.5.10加強油質(zhì)管理。用戶可根據(jù)運行經(jīng)驗選用合適的油種。新油運抵現(xiàn)場后，在取樣試驗合格后，方能注入設(shè)備。對運行中油應(yīng)嚴格執(zhí)行有關(guān)標準。對不同油種的混油應(yīng)按照GB/T7595-2000的規(guī)定執(zhí)行。 10.3110kV500kV SF6絕緣電流互感器 10.3.1工廠驗收及出廠試驗要求 10.3.1.1應(yīng)重視和規(guī)范氣體絕緣的電流互感器的監(jiān)造、驗收工作。 10.3.1.2如具有電容屏結(jié)構(gòu)，其電容屏連接筒應(yīng)要求采用強度足夠的鑄鋁合金制造，以防止因材質(zhì)偏軟導(dǎo)致電容屏接筒移位。 10.3.1.3加強對絕緣支撐件的檢驗控制。 10.3.1.4出廠試驗時各項試驗包括局部放電試驗和耐壓試驗必須逐臺進行。 10.3.2運輸 10.3.2.1制造廠應(yīng)采取有效措施，防止運輸過程中內(nèi)部構(gòu)件震動移位。用戶自行運輸時應(yīng)按制造廠規(guī)定執(zhí)行。 10.3.2.2運輸時應(yīng)注意防震，可墊放緩沖物體，并按制造廠規(guī)定勻速限速行駛。運輸時在每臺產(chǎn)品上安裝振動測試記錄儀器，到達目的地后應(yīng)在各方人員到齊情況下檢查振動記錄，若振動記錄值超過允許值，則產(chǎn)品應(yīng)返廠檢查。 10.3.2.3運輸時所充氣壓應(yīng)嚴格控制在允許的范圍內(nèi)。 10.3.3新安裝互感器的投運 10.3.3.1進行安裝時，密封檢查合格后方可對互感器充SF6氣體至額定壓力，靜置1h后進行SF6氣體微水測量。氣體密度表、繼電器必須經(jīng)校驗合格。 10.3.3.2氣體絕緣的電流互感器安裝后應(yīng)進行現(xiàn)場老煉試驗（老煉試驗程序按照國家電力公司發(fā)輸電輸2002158號附件2的要求進行）。老煉試驗后進行耐壓試驗，試驗電壓為出廠試驗值的90。條件具備且必要時還宜進行局部放電試驗。 10.3.4運行維護 10.3.4.114年應(yīng)對氣體密度繼電器進行校驗。 10.3.4.2運行中應(yīng)巡視檢查氣體密度表，產(chǎn)品年漏氣率應(yīng)小于1%。 10.3.4.3若壓力表偏出綠色正常壓力區(qū)時，應(yīng)引起注意，并及時按制造廠要求停電補充合格的SF6新氣。一般應(yīng)停電補氣，個別特殊情況需帶電補氣時，應(yīng)在廠家指導(dǎo)下進行。 10.3.4.4補氣較多時（表壓小于0.2Mpa），應(yīng)進行工頻耐壓試驗（試驗電壓為出廠試驗值的8090%）。 10.3.4.5運行中SF6氣體含水量不應(yīng)超過300ppmV，若超標時應(yīng)盡快退出運行。 10.3.4.6設(shè)備故障跳閘后，應(yīng)先使用SF6分解氣體快速測試裝置，對設(shè)備內(nèi)氣體進行檢測，以確定內(nèi)部有無放電。避免帶故障強送再次放電。 11防止開關(guān)設(shè)備事故 11.1選用高壓開關(guān)設(shè)備的技術(shù)措施 11.1.1所選用的高壓開關(guān)設(shè)備除應(yīng)滿足相關(guān)國家標準外，還應(yīng)符合國家電網(wǎng)公司交流高壓斷路器技術(shù)標準、交流高壓隔離開關(guān)和接地開關(guān)技術(shù)標準、氣體絕緣技術(shù)封閉開關(guān)設(shè)備技術(shù)標準(國家電網(wǎng)生2004634號)及關(guān)于高壓隔離開關(guān)訂貨的有關(guān)規(guī)定（試行）（生產(chǎn)輸電20044號），不得選用已明令停止生產(chǎn)、使用的各種型號開關(guān)設(shè)備。 11.1.2斷路器應(yīng)選用無油化產(chǎn)品，其中真空斷路器應(yīng)選用本體和機構(gòu)一體化設(shè)計制造的產(chǎn)品。 11.1.3投切電容器組的開關(guān)應(yīng)選用開斷時無重燃及適合頻繁操作的開關(guān)設(shè)備。 11.1.4隔離開關(guān)和接地開關(guān)應(yīng)選用符合國家電網(wǎng)公司關(guān)于高壓隔離開關(guān)訂貨的有關(guān)規(guī)定（試行）完善化技術(shù)要求的產(chǎn)品。 11.1.5高壓開關(guān)柜應(yīng)選用“五防”功能完備的加強絕緣型產(chǎn)品，其外絕緣應(yīng)滿足以下條件： 1） 空氣絕緣凈距離：125mm（對12kV），360mm（對40.5kV）； 2） 爬電比距：18mm/kV（對瓷質(zhì)絕緣），20mm/kV（對有機絕緣）。 11.2新裝和檢修后開關(guān)設(shè)備的有關(guān)技術(shù)措施 11.2.1設(shè)備的交接驗收必須嚴格執(zhí)行國家和電力行業(yè)有關(guān)標準，不符合交接驗收標準的設(shè)備不得投運。 11.2.2新裝及檢修后的開關(guān)設(shè)備必須嚴格按照電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準、電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程、產(chǎn)品技術(shù)條件及有關(guān)檢修工藝的要求進行試驗與檢查，不合格者不得投運。 11.2.3斷路器在新裝和大修后必須測量機械行程特性，并符合有關(guān)技術(shù)要求。 11.3預(yù)防開關(guān)設(shè)備運行操作故障的措施 11.3.1斷路器運行中，由于某種原因造成油斷路器嚴重缺油，SF6斷路器氣體壓力異常、液壓（氣動）操動機構(gòu)壓力異常導(dǎo)致斷路器分合閘閉鎖時，嚴禁對斷路器進行操作。嚴禁油斷路器在嚴重缺油情況下運行。油斷路器開斷故障電流后，應(yīng)檢查其噴油及油位變化情況，當發(fā)現(xiàn)噴油時，應(yīng)查明原因并及時處理。 11.3.2在對故障掉閘線路實施強送后，無論成功與否，均應(yīng)對實施強送的斷路器進行仔細檢查。 11.3.3斷路器在開斷故障電流后，值班人員應(yīng)對其進行巡視檢查。 11.3.4斷路器發(fā)生拒分時，應(yīng)立即采取措施將其停用，待查明拒動原因并消除缺陷后方可投入。 11.3.5加強高壓斷路器分合閘操作后的位置核查，尤其是發(fā)電機變壓器組斷路器以及起聯(lián)絡(luò)作用的斷路器，在并網(wǎng)前和解列后應(yīng)到運行現(xiàn)場核實其機械位置，并根據(jù)電壓、電流互感器或帶電顯示裝置確認斷路器觸頭狀態(tài)，防止發(fā)生非全相并網(wǎng)和非全相解列事故。 11.3.6室外SF6開關(guān)設(shè)備發(fā)生爆炸或嚴重漏氣等故障時，值班人員應(yīng)穿戴防毒面具和穿防護服，從上風側(cè)接近設(shè)備。如室內(nèi)安裝運行SF6開關(guān)設(shè)備，在進入室內(nèi)前必須先行強迫通風15min以上，待含氧量和SF6氣體濃度符合標準后方可進入。 11.3.7在運行巡視時，應(yīng)注意隔離開關(guān)、母線支柱絕緣子瓷件及法蘭有無裂紋，夜間巡視時應(yīng)注意瓷件有無異常電暈現(xiàn)象。 11.3.8在隔離開關(guān)倒閘操作過程中，應(yīng)嚴格監(jiān)視隔離開關(guān)動作情況，如發(fā)現(xiàn)卡滯應(yīng)停止操作并進行處理，嚴禁強行操作。 11.4預(yù)防開關(guān)設(shè)備拒動、誤動故障的措施 11.4.1為防止運行斷路器絕緣拉桿斷裂造成拒動，應(yīng)定期檢查分合閘緩沖器，防止由于緩沖器性能不良使絕緣拉桿在傳動過程中受沖擊，同時應(yīng)加強監(jiān)視分合閘指示器與絕緣拉桿相連的運動部件相對位置有無變化，并定期做斷路器機械特性試驗，以及時發(fā)現(xiàn)問題。對于LW6型等早期生產(chǎn)的、采用“螺旋式”連接結(jié)構(gòu)絕緣拉桿的斷路器應(yīng)進行改造。 11.4.2對氣動機構(gòu)宜加裝汽水分離裝置和自動排污裝置，對液壓機構(gòu)應(yīng)注意液壓油油質(zhì)的變化，必要時應(yīng)及時濾油或換油，防止壓縮空氣中的凝結(jié)水或液壓油中的水份使控制閥體生銹，造成拒動。未加裝汽水分離裝置和自動排污裝置的氣動機構(gòu)應(yīng)定期放水，如放水發(fā)現(xiàn)油污時應(yīng)檢修空壓機。在冬季或低溫季節(jié)前，對氣動機構(gòu)應(yīng)及時投入加熱設(shè)備 ，防止壓縮空氣回路結(jié)冰造成拒動。 11.4.3斷路器在投運前、檢修后及運行中，應(yīng)定期檢查操動機構(gòu)分合閘脫扣器的低電壓動作特性，防止低電壓動作特性不合格造成拒動或誤動。在操作斷路器時，如控制回路電源電纜壓降過大，不能滿足規(guī)定的操作電壓，應(yīng)將其更換為截面更大的電纜以減少壓降，防止由于電源電纜壓降過大造成斷路器拒動。設(shè)計部門在設(shè)計階段亦應(yīng)考慮電纜所造成的線路壓降。 11.4.4當斷路器大修時，應(yīng)檢查液壓（氣動）機構(gòu)分、合閘閥的閥針是否松動或變形，防止由于閥針松動或變形造成斷路器拒動。 11.4.5加強操動機構(gòu)的維護檢查，保證機構(gòu)箱密封良好，防雨、防塵、通風、防潮及防小動物進入等性能良好，并保持內(nèi)部干燥清潔。 11.4.6加強輔助開關(guān)的檢查維護，防止由于松動變位、節(jié)點轉(zhuǎn)換不靈活、切換不可靠等原因造成開關(guān)設(shè)備拒動。 11.5預(yù)防斷路器滅弧室故障的措施 11.5.1根據(jù)可能出現(xiàn)的系統(tǒng)最大運行方式，每年定期核算開關(guān)設(shè)備安裝地點的短路電流。如開關(guān)設(shè)備額定開斷電流不能滿足要求，應(yīng)采取以下措施： 1）合理改變系統(tǒng)運行方式，限制和減少系統(tǒng)短路電流。 2）采取加裝電抗器等限流措施限制短路電流。 3）在繼電保護方面采取相應(yīng)措施，如控制斷路器的跳閘順序等。 4) 更換為短路開斷電流滿足要求的斷路器。 11.5.2開關(guān)設(shè)備應(yīng)按規(guī)定的檢修周期和實際短路開斷次數(shù)及狀態(tài)進行檢修，做到“應(yīng)修必修，修必修好”。 11.5.3當斷路器液壓機構(gòu)打壓頻繁或突然失壓時應(yīng)申請停電處理。在設(shè)備停電前，嚴禁人為啟動油泵，防止因慢分使滅弧室爆炸。 11.5.4積極開展真空斷路器真空度測試，預(yù)防由于真空度下降引發(fā)的事故。 11.6預(yù)防開關(guān)設(shè)備預(yù)防絕緣閃絡(luò)、爆炸的措施 11.6.1根據(jù)設(shè)備現(xiàn)場的污穢程度，采取有針對性的防污閃措施，防止套管、支持瓷瓶和絕緣提升桿閃絡(luò)、爆炸。 11.6.2斷路器斷口外絕緣應(yīng)滿足不小于 1.15倍相對地外絕緣爬電距離的要求，否則應(yīng)加強清掃工作或采取其他防污閃措施。 11.6.3新裝、大修的72.5kV及以上電壓等級斷路器，絕緣拉桿在安裝前必須進行外觀檢查，不得有開裂起皺、接頭松動和超過允許限度的變形。如發(fā)現(xiàn)運行斷路器絕緣拉桿受潮，應(yīng)及時烘干處理，不合格者應(yīng)予更換。 11.6.4充膠（油）電容套管應(yīng)具有有效的防止進水和受潮措施，發(fā)現(xiàn)膠質(zhì)溢出、開裂、漏油或油箱內(nèi)油質(zhì)變黑時應(yīng)及時進行處理或更換。應(yīng)保證末屏接地良好，防止由于接地不良造成套管放電、爆炸。 11.7預(yù)防開關(guān)設(shè)備載流回路過熱的措施 11.7.1在交接和預(yù)防性試驗中，應(yīng)嚴格按照有關(guān)標準和測量方法檢查接觸電阻。 11.7.2定期用紅外線測溫設(shè)備檢查開關(guān)設(shè)備的接頭部、隔離開關(guān)的導(dǎo)電部分（重點部位：觸頭、出線座等），特別是在重負荷或高溫期間，加強對運行設(shè)備溫升的監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)問題應(yīng)及時采取措施。 11.7.3定期檢查開關(guān)設(shè)備的銅鋁過渡接頭。 11.8預(yù)防開關(guān)設(shè)備機械損傷的措施 11.8.1認真對開關(guān)設(shè)備的各連接拐臂、聯(lián)板、軸、銷進行檢查，如發(fā)現(xiàn)彎曲、變形或斷裂，應(yīng)找出原因，更換零件并采取預(yù)防措施。 11.8.2斷路器的緩沖器應(yīng)調(diào)整適當，性能良好，防止由于緩沖器失效造成開關(guān)設(shè)備損壞。 11.8.3開關(guān)設(shè)備基礎(chǔ)不應(yīng)出現(xiàn)塌陷或變位，支架設(shè)計應(yīng)牢固可靠，不可采用懸臂梁結(jié)構(gòu)。 11.9加強斷路器合閘電阻的檢測和試驗，防止斷路器合閘電阻缺陷引發(fā)故障。在斷路器產(chǎn)品出廠試驗、交接試驗及預(yù)防性試驗中，應(yīng)對合閘電阻的阻值、斷路器主斷口與合閘電阻斷口的配合關(guān)系進行測試。 11.10預(yù)防斷路器合分時間與保護裝置動作時間配合不當引發(fā)故障的措施 11.10.1解決斷路器合-分時間與繼電保護裝置動作時間配合不當?shù)膯栴}，必須以滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定要求為前提，因此不宜通過延長繼電保護裝置動作時間來解決，而應(yīng)通過斷路器自身采取可靠措施來實現(xiàn)。 11.10.2根據(jù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則（DL/T 755-2001）及有關(guān)規(guī)定要求，斷路器合-分時間的設(shè)計取值應(yīng)不大于60ms，推薦采用不大于50ms。 11.10.3應(yīng)重視對以下兩個參數(shù)的測試工作： 1）斷路器合-分時間。測試結(jié)果應(yīng)符合產(chǎn)品技術(shù)條件中的要求。 2）斷路器輔助開關(guān)的轉(zhuǎn)換時間與主觸頭動作時間之間的配合。 11.11預(yù)防控制回路電源和二次回路引發(fā)開關(guān)設(shè)備故障的措施 11.11.1各種直流操作電源均應(yīng)保證斷路器合閘電磁鐵線圈通電時的端子電壓不低于標準要求。對于電磁操動機構(gòu)合閘線圈的端子電壓，當關(guān)合電流小于50kA（峰值）時不低于額定操作電壓的80；當關(guān)合電流等于或大于50kA（峰值）時不低于額定操作電壓的85，并均不高于額定操作電壓值的110，以確保合閘和重合閘的動作可靠性。不能滿足上述要求時，應(yīng)結(jié)合具體情況予以改進。 11.11.2220kV及以上電壓等級變電站站用電應(yīng)有兩路可靠電源，新建變電站不得采用硅整流合閘電源和電容儲能跳閘電源。 11.11.3定期檢查直流系統(tǒng)各級熔絲或直流空氣開關(guān)配置是否合理，熔絲是否完好。 11.12預(yù)防隔離開關(guān)故障的措施 11.12.1應(yīng)對不符合國家電網(wǎng)公司關(guān)于高壓隔離開關(guān)訂貨的有關(guān)規(guī)定（試行）完善化技術(shù)要求的72.5kV及以上電壓等級隔離開關(guān)應(yīng)進行完善化改造。 11.12.2新安裝或檢修后的隔離開關(guān)必須進行回路電阻測試，另外應(yīng)積極開展瓷絕緣子探傷和觸指壓力測試。 11.12.3加強對隔離開關(guān)導(dǎo)電部分、轉(zhuǎn)動部分、操動機構(gòu)、瓷絕緣子等的檢查與潤滑，防止機械卡澀、觸頭過熱、絕緣子斷裂等故障的發(fā)生。隔離開關(guān)各運動部位用潤滑脂宜采用性能良好的鋰基潤滑脂。 11.12.4應(yīng)在絕緣子金屬法蘭與瓷件的膠裝部位涂以性能良好的防水密封膠。 11.12.5與隔離開關(guān)相連的導(dǎo)線弛度應(yīng)調(diào)整適當，避免產(chǎn)生太大的拉力。 11.12.6為預(yù)防GW6型隔離開關(guān)運行中“自動脫落分閘”，在檢修中應(yīng)檢查操動機構(gòu)蝸輪、蝸桿的嚙合情況，確認沒有倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象；檢查并確認刀閘主拐臂調(diào)整是否過死點；檢查平衡彈簧的張力是否合適。 11.13預(yù)防高壓開關(guān)柜故障的措施 11.13.1新建、擴建和改造工程宜選用加強絕緣型金屬封閉式高壓開關(guān)柜，特別是發(fā)電廠和潮濕污穢地區(qū)必須選用加強絕緣型且母線室封閉的高壓開關(guān)柜。 11.13.2高壓開關(guān)柜內(nèi)的絕緣件（如絕緣子、套管、隔板和觸頭罩等）應(yīng)采用阻然絕緣材料（如環(huán)氧或SMC材料），嚴禁采用酚醛樹脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有機絕緣材料。 11.13.3應(yīng)在開關(guān)柜配電室配置通風、防潮設(shè)備和濕度計，并在梅雨、多雨季節(jié)或運行需要時啟動，防止凝露導(dǎo)致絕緣事故。 11.13.4為防止開關(guān)柜火災(zāi)蔓延，在開關(guān)柜的柜間、母線室之間及與本柜其它功能隔室之間應(yīng)采取有效的封堵隔離措施。 11.13.5手車開關(guān)每次推入柜內(nèi)后，應(yīng)保證手車到位和隔離插頭接觸良好，防止由于隔離插頭接觸不良、過熱引發(fā)開關(guān)柜內(nèi)部故障。 11.13.6高壓開關(guān)柜內(nèi)母線及各支引線宜采用可靠的絕緣材料包封，以防止小動物或異物造成母線短路。 11.13.7 應(yīng)盡快淘汰柜體為網(wǎng)門結(jié)構(gòu)的開關(guān)柜。 11.14預(yù)防SF6斷路器及GIS故障的措施 11.14.1SF6開關(guān)設(shè)備應(yīng)定期進行微水含量和泄漏檢測，如發(fā)現(xiàn)不合格情況應(yīng)及時進行處理在處理過程中，設(shè)備內(nèi)的SF6氣體應(yīng)予回收，不得隨意向大氣排放以防止污染環(huán)境及造成人員中毒事故。 11.14.2室內(nèi)安裝運行的SF6開關(guān)設(shè)備，應(yīng)設(shè)置一定數(shù)量的氧量儀和SF6濃度報警儀。 11.14.3應(yīng)充分發(fā)揮SF6氣體質(zhì)量監(jiān)督管理中心的作用，做好新氣管理、運行設(shè)備的氣體監(jiān)測和異常情況分析。基建、生產(chǎn)用SF6氣體必須經(jīng)SF6氣體質(zhì)量監(jiān)督管理中心檢測合格，并出據(jù)檢測報告后方可使用。 11.14.4SF6壓力表和密度繼電器應(yīng)定期進行