防止電力生產事故的二十五項重點要求--電氣部分

1、防止電力生產事故的二十五項重點要求-電氣部分 防止電力生產事故的二十五項重點要求（國能安全2014161號）8.6防止發(fā)電機局部過熱8. 6. 1發(fā)電機絕緣過熱監(jiān)測器發(fā)生報警時，運行人員應及時記錄并上 報發(fā)電機運行工況及電氣和非電量運行參數，不得盲目將報警信號復位或 隨意降低監(jiān)測儀檢測靈敏度。經檢查確認非監(jiān)測儀器誤報，應立即取樣進 行色譜分析，必要時停機進行消缺處理。8. 6. 2大修時對氫內冷轉子進行通風試驗，發(fā)現(xiàn)風路堵塞及時處理。8. 6. 3全氫冷發(fā)電機定子線棒出口風溫差達到8C或定子線棒間溫差 超過80C時，應立即停機處理。5.5. 7防止發(fā)電機內遺留金屬異物故障的措施8. 7.1嚴格

2、規(guī)范現(xiàn)場作業(yè)標準化管理，防止鋸條、螺釘、螺母、工具 等金屬雜物遺留定子內部，特別應對端部線圈的夾縫、上下漸伸線之間位 置作詳細檢查。8. 7. 2大修時應對端部緊固件（如壓板緊固的螺栓和螺母、支架固定 螺母和螺栓、引線夾板螺栓、匯流管所用卡板和螺栓、定子鐵芯穿心螺栓 等）緊固情況以及定子鐵芯邊緣硅鋼片有無過熱、斷裂等進行檢查。2.2. 8防止護環(huán)開裂8. 8.1發(fā)電機轉子在運輸、存放及大修期間應避免受潮和腐蝕。發(fā)電 機大修時應對轉子護環(huán)進行金屬探傷和金相檢查，檢出有裂紋或蝕坑應進 行消缺處理，必要時更換為18Mnl8Cr材料的護環(huán)。10.8.2大修中測量護環(huán)與鐵芯軸向間隙，做好記錄，與出廠及上

3、次測 量數據比對，以判斷護環(huán)是否存在位移。11. 9防止發(fā)電機非同期并網11. 9. 1微機自動準同期裝置應安裝獨立的同期鑒定閉鎖繼電器。10.9.2新投產、大修機組及同期回路（包括電壓交流回路、控制直流 回路、整步表、自動準同期裝置及同期把手等）發(fā)生改動或設備更換的機 組.在第一次并網前必須進行以下工作：11. 9. 2.1對裝置及同期回路進行全面、細致的校核、傳動。11. 9. 2. 2利用發(fā)電機一變壓器組帶空載母線升壓試驗，校核同期電壓 檢測二次回路的正確性，并對整步表及同期檢定繼電器進行實際校核。11. 9. 2. 3進行機組假同期試驗，試驗應包括斷路器的手動準同期及自 動準同期合閘試

4、驗、同期（繼電器）閉鎖等內容。11. 10防止發(fā)電機定子鐵芯損壞檢修時對定子鐵芯進行仔細檢查，發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象，如局部松齒、鐵芯 片短缺、外表面附著黑色油污等，應結合實際異常情況進行發(fā)電機定子鐵 芯故障診斷試驗，或溫升及鐵損試驗，檢查鐵芯片間絕緣有無短路以及鐵 芯發(fā)熱情況，分析缺陷原因，并及時進行處理。11. 11防止發(fā)電機轉子繞組接地故障10.11.1當發(fā)電機轉子回路發(fā)生接地故障時，應立即查明故障點與性 質，如系穩(wěn)定性的金屬接地且無法排除故障時，應立即停機處理。11. 11. 2機組檢修期間要定期對交直流勵磁母線箱內進行清擦、連接設 備定期檢查，機組投運前勵磁絕緣應無異常變化。12. 12防止次

5、同步諧振造成發(fā)電機損壞送出線路具有串聯(lián)補償的發(fā)電廠，應準確掌握汽輪發(fā)電機組軸系扭轉 振動頻率，以配合電網管理單位或部門共同防止次同步諧振。12. 13防止勵磁系統(tǒng)故障引起發(fā)電機損壞12. 13. 1有進相運行工況的發(fā)電機，其低勵限制的定值應在制造廠給定的容許值和保持發(fā)電機靜穩(wěn)定的范圍內，并定期校驗。12. 13. 2自動勵磁調節(jié)器的過勵限制和過勵保護的定值應在制造廠給 定的容許值內，并定期校驗。12. 13. 3勵磁調節(jié)器的自動通道發(fā)生故障時應及時修復并投入運行。嚴 禁發(fā)電機在手動勵磁調節(jié)（含按發(fā)電機或交流勵磁機的磁場電流的閉環(huán)調 節(jié)）下長期運行。在手動勵磁調節(jié)運行期間，在調節(jié)發(fā)電機的有功負荷

6、時 必須先適當調節(jié)發(fā)電機的無功負荷，以防止發(fā)電機失去靜態(tài)穩(wěn)定性。12. 13. 4運行中應堅持紅外成像檢測滑環(huán)及碳刷溫度，及時調整，保證 電刷接觸良好；必要時檢查集電環(huán)橢圓度，橢圓度超標時應處理，運行中 碳刷打火應釆取措施消除，不能消除的要停機處理，一旦形成環(huán)火必須立 即停機。12. 14防止封閉母線凝露弓丨起發(fā)電機跳閘故障12. 14. 1加強封閉母線微正壓裝置的運行管理。微正壓裝置的氣源宜取 用儀用壓縮空氣，應具有濾油、濾水過濾（除濕）功能，定期進行封閉母 線內空氣濕度的測量。有條件時在封閉母線內安裝空氣濕度在線監(jiān)測裝置。12. 14. 2機組運行時微正壓裝置根據氣候條件（如北方冬季干燥）

7、可以 退出運行，機組停運時投入微正壓裝置，但必須保證輸出的空氣濕度滿足 在環(huán)境溫度下不凝露。有條件的可加裝熱風保養(yǎng)裝置，在機組啟動前將其 投入，母線絕緣正常后退出運行。2.2. 14. 3利用機組檢修期間定期對封母內絕緣子進行耐壓試驗、保壓試 驗，如果保壓試驗不合格禁止投入運行，并在條件許可時進行清擦；增加 主變壓器低壓側與封閉母線連接的升高座應設置排污裝置，定期檢查是否 堵塞，運行中定期檢查是否存在積液；封閉母線護套回裝后應釆取可靠的 防雨措施；機組大修時應檢查支持絕緣子底座密封墊、盤式絕緣子密封墊、 窺視孔密封墊和非金屬伸縮節(jié)密封墊，如有老化變質現(xiàn)象，應及時更換。11防止發(fā)電機勵磁系統(tǒng)事故

8、 11.1加強勵磁系統(tǒng)的設計管理11.1.1勵磁系統(tǒng)應保證良好的工作環(huán)境，環(huán)境溫度不得超過規(guī)定要求。 勵磁調節(jié)器與勵磁變壓器不應置于同一場地內，整流柜冷卻通風入口應設 置濾網，必要時應釆取防塵降溫措施。3.3. 1. 2勵磁系統(tǒng)中兩套勵磁調節(jié)器的電壓回路應相互獨立，使用機端 不同電壓互感器的二次繞組，防止其中一個故障引起發(fā)電機誤強勵。13. 1. 3勵磁系統(tǒng)的滅磁能力應達到國家標準要求，且滅磁裝置應具備 獨立于調節(jié)器的滅磁能力。滅磁開關的弧壓應滿足誤強勵滅磁的要求。13. 1. 4自并勵系統(tǒng)中，勵磁變壓器不應釆取高壓熔斷器作為保護措施。 勵磁變壓器保護定值應與勵磁系統(tǒng)強勵能力相配合，防止機組強

9、勵時保護 誤動作。13. 1. 5勵磁變壓器的繞組溫度應具有有效的監(jiān)視手段，并控制其溫度 在設備允許的范圍之內。有條件的可裝設鐵芯溫度在線監(jiān)視裝置。13. 1.6當勵磁系統(tǒng)中過勵限制、低勵限制、定子過壓或過流限制的控 制失效后，相應的發(fā)電機保護應完成解列滅磁。13. 1.7勵磁系統(tǒng)電源模塊應定期檢查，且備有備件，發(fā)現(xiàn)異常時應及 時予以更換。13. 2加強勵磁系統(tǒng)的基建安裝及設備改造的管理13. 2. 1勵磁變壓器高壓側封閉母線外殼用于各相別之間的安全接地連 接應釆用大截面金屬板，不應釆用導線連接，防止不平衡的強磁場感應電流燒毀連接線。13. 2. 2發(fā)電機轉子一點接地保護裝置原則上應安裝于勵磁

10、系統(tǒng)柜。接 入保護柜或機組故障錄波器的轉子正、負極釆用高絕緣的電纜且不能與其 他信號共用電纜。13. 3勵磁系統(tǒng)的二次控制電纜均應釆用屏蔽電纜，電纜屏蔽層應可 靠接地。13. 2. 4勵磁系統(tǒng)設備改造后，應重新進行階躍擾動性試驗和各種限制 環(huán)節(jié)、電力系統(tǒng)穩(wěn)定器功能的試驗，確認新的勵磁系統(tǒng)工作正常，滿足標 準的要求。控制程序更新升級前，對舊的控制程序和參數進行備份，升級 后進行空載試驗及新增功能或改動部分功能的測試，確認程序更新后勵磁 系統(tǒng)功能正常。做好勵磁系統(tǒng)改造或程序更新前后的試驗記錄并備案。12. 3加強勵磁系統(tǒng)的調整試驗管理12. 3. 1電力系統(tǒng)穩(wěn)定器的定值設定和調整應由具備資質的科研

11、單位或 認可的技術監(jiān)督單位按照相關行業(yè)標準進行。試驗前應制定完善的技術方 案和安全措施上報相關管理部門備案，試驗后電力系統(tǒng)穩(wěn)定器的傳遞函數 及自動電壓調節(jié)器(AVR)最終整定參數應書面報告相關調度部門。12. 3. 2機組基建投產或勵磁系統(tǒng)大修及改造后，應進行發(fā)電機空載和 負載階躍擾動性試驗，檢查勵磁系統(tǒng)動態(tài)指標是否達到標準要求。試驗前 應編寫包括試驗項目、安全措施和危險點分析等內容的試驗方案并經批準。12. 3. 3勵磁系統(tǒng)的V/Hz限制環(huán)節(jié)特性應與發(fā)電機或變壓器過激磁能力 低者相匹配，無論使用定時限還是反時限特性，都應在發(fā)電機組對應繼電 保護裝置動作前進行限制。V/Hz限制環(huán)節(jié)在發(fā)電機空載

12、和負載工況下都應 正確工作。12. 3. 4勵磁系統(tǒng)如設有定子過壓限制環(huán)節(jié)，應與發(fā)電機過壓保護定值 相配合，該限制環(huán)節(jié)應在機組保護之前動作。12. 3. 5勵磁系統(tǒng)低勵限制環(huán)節(jié)動作值的整定應主要考慮發(fā)電機定子邊 段鐵芯和結構件發(fā)熱情況及對系統(tǒng)靜態(tài)穩(wěn)定的影響，并與發(fā)電機失磁保護 相配合在保護之前動作。當發(fā)電機進相運行受到擾動瞬間進入勵磁調節(jié)器 低勵限制環(huán)節(jié)工作區(qū)域時，不允許發(fā)電機組進入不穩(wěn)定工作狀態(tài)。12. 3. 6勵磁系統(tǒng)的過勵限制（即過勵磁電流反時限限制和強勵電流瞬 時限制）環(huán)節(jié)的特性應與發(fā)電機轉子的過負荷能力相一致，并與發(fā)電機保 護中轉子過負荷保護定值相配合在保護之前動作。12. 3. 7

13、勵磁系統(tǒng)定子電流限制環(huán)節(jié)的特性應與發(fā)電機定子的過電流能 力相一致，但是不允許出現(xiàn)定子電流限制環(huán)節(jié)先于轉子過勵限制動作從而 影響發(fā)電機強勵能力的情況。12. 3. 8勵磁系統(tǒng)應具有無功調差環(huán)節(jié)和合理的無功調差系數。接入同 一母線的發(fā)電機的無功調差系數應基本一致。勵磁系統(tǒng)無功調差功能應投 入運行。12. 4加強勵磁系統(tǒng)運行安全管理12. 4. 1并網機組勵磁系統(tǒng)應在自動方式下運行。如勵磁系統(tǒng)故障或進 行試驗需退出自動方式，必須及時報告調度部門。12. 4. 2勵磁調節(jié)器的自動通道發(fā)生故障時應及時修復并投入運行。嚴 禁發(fā)電機在手動勵磁調節(jié)（含按發(fā)電機或交流勵磁機的磁場電流的閉環(huán)調 節(jié)）下長期運行。在

14、手動勵磁調節(jié)運行期間，在調節(jié)發(fā)電機的有功負荷時 必須先適當調節(jié)發(fā)電機的無功負荷，以防止發(fā)電機失去靜態(tài)穩(wěn)定性。12. 4. 3進相運行的發(fā)電機勵磁調節(jié)器應投入自動方式，低勵限制器必須投入。12. 4. 4勵磁系統(tǒng)各限制和保護的定值應在發(fā)電機安全運行允許范圍 內，并定期校驗。12. S修改勵磁系統(tǒng)參數必須嚴格履行審批手續(xù)，在書面報告有關部 門審批并進行相關試驗后，方可執(zhí)行，嚴禁隨意更改勵磁系統(tǒng)參數設置。12. 4. 6利用自動電壓控制(AVC)對發(fā)電機調壓時，受控機組勵磁系統(tǒng)應 投入自動方式。12. 7加強勵磁系統(tǒng)設備的日常巡視，檢查內容至少包括：勵磁變壓 器各部件溫度應在允許范圍內，整流柜的均流

15、系數應不低于0.9,溫度無異 常，通風孔濾網無堵塞。發(fā)電機或勵磁機轉子碳刷磨損情況在允許范圍內, 滑環(huán)火花不影響機組正常運行等。12防止大型變壓器損壞和互感器事故13. 1防止變壓器出口短路事故13. 1.1加強變壓器選型、訂貨、驗收及投運的全過程管理。應選擇具 有良好運行業(yè)績和成熟制造經驗生產廠家的產品。240MVA及以下容量變壓 器應選用通過突發(fā)短路試驗驗證的產品；500kV變壓器和240MVA以上容量 變壓器，制造廠應提供同類產品突發(fā)短路試驗報告或抗短路能力計算報告, 計算報告應有相關理論和模型試驗的技術支持。220kV及以上電壓等級的變 壓器都應進行抗震計算。13. 1. 2全電纜線路

16、不應釆用重合閘，對于含電纜的混合線路應釆取相 應措施，防止變壓器連續(xù)遭受短路沖擊。13. 1. 3變壓器在遭受近區(qū)突發(fā)短路后，應做低電壓短路阻抗測試或繞 組變形試驗，并與原始記錄比較，判斷變壓器無故障后，方可投運。12.2.1工廠試驗時應將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；所有附 件在出廠時均應按實際使用方式經過整體預裝。12. 2. 2出廠局部放電試驗測量電壓為1.5Um/V3-時，220kV及以上電 壓等級變壓器高、中壓端的局部放電量不大于lOOpC。llokV(66kV)電壓等 級變壓器高壓側的局部放電量不大于lOOpC。330kV及以上電壓等級強迫油 循環(huán)變壓器應在油泵全部開啟時（除備

17、用油泵）進行局部放電試驗。12. 2. 3生產廠家首次設計、新型號或有運行特殊要求的220kV及以上 電壓等級變壓器在首批次生產系列中應進行例行試驗、型式試驗和特殊試 驗（承受短路能力的試驗視實際情況而定)。12. 2.4 500kV及以上并聯(lián)電抗器的中性點電抗器出廠試驗應進行短時 感應耐壓試驗。12. 2. S新安裝和大修后的變壓器應嚴格按照有關標準或廠家規(guī)定進行 抽真空、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、溫度均應達到要求。對釆用有載分接開關的變壓器油箱應同時按 要求抽真空，但應注意抽真空前應用連通管接通本體與開關油室。為防止 真空度計水銀倒灌進設備中，禁止使

18、用麥氏真空計。12. 2. 6變壓器器身暴露在空氣中的時間：相對濕度不大于65%為16h。 空氣相對濕度不大于75%為12h。對于分體運輸、現(xiàn)場組裝的變壓器有條件 時宜進行真空煤油氣相干燥。12. 2. 7裝有密封膠囊、隔膜或波紋管式儲油柜的變壓器，必須嚴格按 照制造廠說明書規(guī)定的工藝要求進行注油，防止空氣進入或漏油，并結合 大修或停電對膠囊和隔膜、波紋管式儲油柜的完好性進行檢查。12.2.8充氣運輸的變壓器運到現(xiàn)場后，必須密切監(jiān)視氣體壓力，壓力 過低時(低于0. OlMPa)要補干燥氣體，現(xiàn)場放置時間超過3個月的變壓器應 注油保存，并裝上儲油柜，嚴防進水受潮。注油前，必須測定密封氣體的 壓力

19、，核查密封狀況，必要時應進行檢漏試驗。為防止變壓器在安裝和運 行中進水受潮，套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處 必須密封良好。必要時應測露點。如已發(fā)現(xiàn)絕緣受潮，應及時釆取相應措 施。12. 2. 9變壓器新油應由廠家提供新油無腐蝕性硫、結構簇、糠醛及油 中顆粒度報告，油運抵現(xiàn)場后，應取樣在化學和電氣絕緣試驗合格后，方 能注入變壓器內。17. 110kV(66kV)及以上變壓器在運輸過程中，應按照相應規(guī)范安 裝具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀。主變壓器就位后，制造廠、 運輸部門、監(jiān)理單位、用戶四方人員應共同驗收，記錄紙和押運記錄應提 供用戶留存。18. 110kV(66kV)

20、及以上電壓等級變壓器、50MVA及以上機組高壓 廠用電變壓器在出廠和投產前，應用頻響法和低電壓短路阻抗測試繞組變 形以留原始記錄；110kV(66kV)及以上電壓等級和120MVA及以上容量的變 壓器在新安裝時應進行現(xiàn)場局部放電試驗；對110kV(66kV)電壓等級變壓器 在新安裝時應抽樣進行額定電壓下空載損耗試驗和負載損耗試驗；如有條 件時，500kV并聯(lián)電抗器在新安裝時可進行現(xiàn)場局部放電試驗。現(xiàn)場局部放 電試驗驗收，應在所有額定運行油泵（如有）啟動以及工廠試驗電壓和時 間下，220kV及以上變壓器放電量不大于lOOpC。12. 2. 12加強變壓器運行巡視，應特別注意變壓器冷卻器潛油泵負壓

21、區(qū)出現(xiàn)的滲漏油，如果出現(xiàn)滲漏應切換停運冷卻器組，進行堵漏消除滲漏點。12. 2. 13對運行10年以上的變壓器必須進行一次油中糠醛含量測試， 加強油質管理，對運行中油應嚴格執(zhí)行有關標準，對不同油種的混油應慎 重。12. 2. 14對運行年限超過15年的儲油柜膠囊和隔膜應更換。12. 2. 15對運行超過20年的薄絕緣、鋁線圈變壓器，不宜對本體進行 改造性大修，也不宜進行遷移安裝，應加強技術監(jiān)督工作并逐步安排更新 改造。12. 2. 16 220kV及以上電壓等級變壓器拆裝套管需內部接線或進入后， 應進行現(xiàn)場局部放電試驗。12. 2. 17積極開展紅外檢測,新建、改擴建或大修后的變壓器（電抗器)

22、, 應在投運帶負荷后不超過1個月內（但至少在24h以后)進行一次精確檢 測。220kV及以上電壓等級的變壓器（電抗器）每年在夏季前后應至少各進 行一次精確檢測。在高溫大負荷運行期間，對220kV及以上電壓等級變壓 器（電抗器）應增加紅外檢測次數。精確檢測的測量數據和圖像應制作報 告存檔保存。12. 2. 18鐵芯、夾件通過小套管引出接地的變壓器，應將接地引線引至 適當位置，以便在運行中監(jiān)測接地線中有無環(huán)流，當運行中環(huán)流異常變化, 應盡快查明原因，嚴重時應釆取措施及時處理，電流一般控制在100mA以 下。12. 2. 19應嚴格按照試驗周期進行油色譜檢驗，必要時應裝設在線油色 譜監(jiān)測裝置。12.

23、 2. 20大型強迫油循環(huán)風冷變壓器在設備選型階段，除考慮滿足容量要求外，應增加對冷卻器組冷卻風扇通流能力的要求，以防止大型變壓器 在高溫大負荷運行條件下，冷卻器全投造成變壓器內部油流過快，使變壓 器油與內部絕緣部件摩擦產生靜電，油中帶電發(fā)生變壓器絕緣事故。12. 3防止變壓器保護事故12. 3. 1新安裝的氣體繼電器必須經校驗合格后方可使用；氣體繼電器 應在真空注油完畢后再安裝；瓦斯保護投運前必須對信號跳閘回路進行保 護試驗。12. 3. 2變壓器本體保護應加強防雨、防震措施，戶外布置的壓力釋放 閥、氣體繼電器和油流速動繼電器應加裝防雨罩。12. 3. 3變壓器本體保護宜釆用就地跳閘方式，即

24、將變壓器本體保護通 過較大啟動功率中間繼電器的兩對觸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。12.3.4.變壓器本體、有載分接開關的重瓦斯保護應投跳閘。若需退 出重瓦斯保護，應預先制訂安全措施，并經總工程師批準，限期恢復。12. 3. 5氣體繼電器應定期校驗。當氣體繼電器發(fā)出輕瓦斯動作信號時, 應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。12. 3. 6壓力釋放閥在交接和變壓器大修時應進行校驗。12. 3. 7運行中的變壓器的冷卻器油回路或通向儲油柜各閥門由關閉位 置

25、旋轉至開啟位置時，以及當油位計的油面異常升高或呼吸系統(tǒng)有異?，F(xiàn) 象，需要打開放油或放氣閥門時，均應先將變壓器重瓦斯保護退出改投信 號。12. 3.8變壓器運行中，若需將氣體繼電器集氣室的氣體排出時，為防止誤碰探針，造成瓦斯保護跳閘可將變壓器重瓦斯保護切換為信號方式； 排氣結束后，應將重瓦斯保護恢復為跳閘方式。12. 4防止分接開關事故12. 4. 1無勵磁分接開關在改變分接位置后，必須測量使用分接的直流 電阻和變比；有載分接開關檢修后，應測量全程的直流電阻和變比，合格 后方可投運。12. 4. 2安裝和檢修時應檢查無勵磁分接開關的彈簧狀況、觸頭表面鍍 層及接觸情況、分接引線是否斷裂及緊固件是否

26、松動，機械指示到位后觸 頭所處位置是否到位。12. 4. 3新購有載分接開關的選擇開關應有機械限位功能，束縛電阻應 釆用常接方式。12. 4. 4有載分接開關在安裝時應按出廠說明書進行調試檢查。要特別 注意分接引線距離和固定狀況、動靜觸頭間的接觸情況和操作機構指示位 置的正確性。新安裝的有載分接開關，應對切換程序與時間進行測試。12. 4. 5加強有載分接開關的運行維護管理。當開關動作次數或運行時 間達到制造廠規(guī)定值時，應進行檢修，并對開關的切換程序與時間進行測 試。12. 5防止變壓器套管事故12. 5. 1新套管供應商應提供型式試驗報告，用戶必須存有套管將軍帽 結構圖。12. 5. 2檢修

27、時當套管水平存放，安裝就位后，帶電前必須進行靜放， 其中330kV及以上套管靜放時間應大于36h, 110 220kV套管靜放時間應大于24h。事故搶修所裝上的套管，投運后的3個月內，應取油樣進行一次 色譜試驗。12. 5. 3如套管的傘裙間距低于規(guī)定標準，應釆取加硅橡膠傘裙套等措 施，防止污穢閃絡。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。12. 5. 4作為備品的110kV(66kV)及以上套管，應豎直放置。如水平存 放，其抬高角度應符合制造廠要求，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(66kV)及以上套管，當不能確保電容芯子全 部浸沒在油

28、面以下時，安裝前應進行局部放電試驗、額定電壓下的介損試 驗和油色譜分析。12. 5. 5油紙電容套管在最低環(huán)境溫度下不應出現(xiàn)負壓，應避免頻繁取 油樣分析而造成其負壓。運行人員正常巡視應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，應及時處理，防止內部受潮損壞。12. 5. 6加強套管末屏接地檢測、檢修及運行維護管理，每次拆接末屏 后應檢查末屏接地狀況，在變壓器投運時和運行中開展套管末屏接地狀況 帶電測量。12. 5. 7運行中變壓器套管油位視窗無法看清時，繼續(xù)運行過程中應按 周期結合紅外成像技術掌握套管內部油位變化情況，防止套管事故發(fā)生。 12. 6防止冷卻系統(tǒng)事故12. 6.

29、1優(yōu)先選用自然油循環(huán)風冷或自冷方式的變壓器。13. 6. 2潛油泵的軸承應釆取E級或D級，禁止使用無銘牌、無級別的 軸承。對強油導向的變壓器油泵應選用轉速不大于1500r/min的低速油泵。13. 6. 3對強油循環(huán)的變壓器，在按規(guī)定程序開啟所有油泵（包括備用）后整個冷卻裝置上不應出現(xiàn)負壓。13. 6. 4強油循環(huán)的冷卻系統(tǒng)必須配置兩個相互獨立的電源，并具備自 動切換功能。13. 6. 5新建或擴建變壓器一般不釆用水冷方式。對特殊場合必須釆用 水冷卻系統(tǒng)的，應釆用雙層銅管冷卻系統(tǒng)。13. 6. 6變壓器冷卻系統(tǒng)的工作電源應有三相電壓監(jiān)測，任一相故障失 電時，應保證自動切換至備用電源供電。13.

30、 6. 7強油循環(huán)冷卻系統(tǒng)的兩個獨立電源應定期進行切換試驗，有關 信號裝置應齊全可靠。13. 6. 8強油循環(huán)結構的潛油泵啟動應逐臺啟用，延時間隔應在30s以 上，以防止氣體繼電器誤動。17. 6. 9對于盤式電機油泵，應注意定子和轉子的間隙調整，防止鐵芯 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，應安 排停運檢修。17. 6. 10為保證冷卻效果，管狀結構變壓器冷卻器每年應進行1 2次 沖洗，并宜安排在大負荷來臨前進行。17. 6. 11對目前正在使用的單銅管水冷卻變壓器，應始終保持油壓大于 水壓，并加強運行維護工作，同時應釆取有效的運行監(jiān)視方法，及時發(fā)現(xiàn) 冷卻系統(tǒng)泄漏故障

31、。17. 7防止變壓器火災事故17. 7.1按照有關規(guī)定完善變壓器的消防設施，并加強維護管理，重點 防止變壓器著火時的事故擴大。17. 7. 2釆用排油注氮保護裝置的變壓器應釆用具有聯(lián)動功能的雙浮球(1)排油注氮啟動（觸發(fā)）功率應大于220Vx5A(DC)。(2)注油閥動作線圈功率應大于220Vx6A(DC)。(3)注氮閥與排油閥間應設有機械連鎖閥門。動作邏輯關系應滿足本體重瓦斯保護、主變壓器斷路器跳閘、油箱 超壓開關（火災探測器）同時動作時才能啟動排油充氮保護。17. 7. 4水噴淋動作功率應大于8W,其動作邏輯關系應滿足變壓器超溫 保護與變壓器斷路器跳閘同時動作。17. 7. 5變壓器本體

32、儲油柜與氣體繼電器間應增設斷流閥，以防儲油柜 中的油下泄而造成火災擴大。17. 7. 6現(xiàn)場進行變壓器干燥時，應做好防火措施，防止加熱系統(tǒng)故障 或線圈過熱燒損。17. 7. 7應結合例行試驗檢修，定期對滅火裝置進行維護和檢查，以防 止誤動和拒動。17. 8防止互感器事故17. 8. 1防止各類油浸式互感器事故17. 8. 1. 1油浸式互感器應選用帶金屬膨脹器微正壓結構型式。17. 8. 1. 2所選用電流互感器的動熱穩(wěn)定性能應滿足安裝地點系統(tǒng)短路 容量的要求，一次繞組串聯(lián)時也應滿足安裝地點系統(tǒng)短路容量的要求。17. 8. 1. 3電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側不應裝設金屬氧化物 避雷器(

33、MOA)。18.4.3 8. 1. 4 110 (66) 500kV互感器在出廠試驗時，局部放電試驗的測量8. 1. 5對電容式電壓互感器應要求制造廠在出廠時進行0. 8Un、 l.OUn、1.2Un及1.5Un的鐵磁諧振試驗（注:Un指額定一次相電壓，下同）。12. 8. 1.6電磁式電壓互感器在交接試驗時，應進行空載電流測量。勵 磁特性的拐點電壓應大于1. 5Um/ S (中性點有效接地系統(tǒng)）或1. 9Um/ V3 (中性點非有效接地系統(tǒng))。12. 8. 1. 7電流互感器的一次端子所受的機械力不應超過制造廠規(guī)定的 允許值，其電氣連接應接觸良好，防止產生過熱故障及電位懸浮?；ジ衅?2.8.

34、1.8已安裝完成的互感器若長期未帶電運行（llOkV及以上大于 半年，35kV及以下一年以上,在投運前應按照輸變電設備狀態(tài)檢修試驗 規(guī)程（DL/T393-2010)進行例行試驗。8. 1. 9在交接試驗時，對llokV(66kV)及以上電壓等級的油浸式電 流互感器，應逐臺進行交流耐受電壓試驗，交流耐壓試驗前后應進行油中 溶解氣體分析。油浸式設備在交流耐壓試驗前要保證靜置時間，110kV(66kV) 設備靜置時間不小于24h、220kV設備靜置時間不小于48h、330kV和500kV 設備靜置時間不小于72h。8. 1. 10對于220kV及以上等級的電容式電壓互感器，其耦合電容器 部分是分成多

35、節(jié)的，安裝時必須按照出廠時的編號以及上下順序進行安裝， 嚴禁互換。8. 1. 11電流互感器運輸應嚴格遵照設備技術規(guī)范和制造廠要求， 220kV及以上電壓等級互感器運輸應在每臺產品（或每輛運輸車）上安裝沖 撞記錄儀，設備運抵現(xiàn)場后應檢查確認，記錄數值超過59的，應經評估確認互感器是否需要返廠檢查。8. 1. 12電流互感器一次直阻出廠值和設計值無明顯差異，交接時測 試值與出廠值也應無明顯差異，且相間應無明顯差異。8. 1. 13事故搶修安裝的油浸式互感器,應保證靜放時間,其中330kV 及以上油浸式互感器靜放時間應大于36h, 110 220kV油浸式互感器靜放 時間應大于24h。8. 1.1

36、4對新投運的220kV及以上電壓等級電流互感器，12年內 應取油樣進行油色譜、微水分析；對于廠家明確要求不取油樣的產品，確 需取樣或補油時應由制造廠配合進行。8. 1. 15互感器的一次端子引線連接端要保證接觸良好,并有足夠的 接觸面積，以防止產生過熱性故障。一次接線端子的等電位連接必須牢固 可靠。其接線端子之間必須有足夠的安全距離，防止引線線夾造成一次繞 組短路。8. 1. 16老型帶隔膜式及氣墊式儲油柜的互感器，應加裝金屬膨脹器 進行密封改造?，F(xiàn)場密封改造應在晴好天氣進行。對尚未改造的互感器應 每年檢查頂部密封狀況，對老化的膠墊與隔膜應予以更換。對隔膜上有積 水的互感器，應對其本體和絕緣油

37、進行有關試驗，試驗不合格的互感器應 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。8. 1. 17對硅橡膠套管和加裝硅橡膠傘裙的瓷套,應經常檢查硅橡膠 表面有無放電或老化、龜裂現(xiàn)象，如果有應及時處理。8. 1. 18運行人員正常巡視應檢查記錄互感器油位情況。對運行中滲 漏油的互感器，應根據情況限期處理，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漏油的應立即停止運行。8. 1. 19應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

38、器，油中氣體色譜分析僅H2單項超過注意值時，應跟蹤分析， 注意其產氣速率，并綜合診斷：如產氣速率增長較快，應加強監(jiān)視；如監(jiān) 測數據穩(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 時，按相關標準規(guī)定執(zhí)行。對絕緣狀況有懷疑的互感器應運回試驗室進行 全面的電氣絕緣性能試驗，包括局部放電試驗。8. 1. 20如運行中互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋，應立即退出運 行。當互感器出現(xiàn)異常響聲時應退出運行。當電壓互感器二次電壓異常時, 應迅速查明原因并及時處理。8. 1. 21當釆用電磁單元為電源測量電容式電壓互感器的電容分壓 器CI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。8.

39、1. 22根據電網發(fā)展情況，應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，應及時改變變比或安排更換。8. 1. 23嚴格按照帶電設備紅外診斷應用規(guī)范（DL/T664-2008) 的規(guī)定，開展互感器的精確測溫工作。新建、改擴建或大修后的互感器， 應在投運后不超過1個月內（但至少在24h以后）進行一次精確檢測。220kV 及以上電壓等級的互感器每年在夏季前后應至少各進行一次精確檢測。在 高溫大負荷運行期間，對220kV及以上電壓等級互感器應增加紅外檢測次 數。精確檢測的測量數據和圖像應歸檔保存。8. 1. 24加強電流互感器末屏接

40、地檢測、檢修及運行維護管理。對結認末屏接地是否良好。8. 2防止110(66) 500kV六氟化硫絕緣電流互感器事故。8. 2. 1應重視和規(guī)范氣體絕緣的電流互感器的監(jiān)造、驗收工作。8. 2. 2如具有電容屏結構，其電容屏連接筒應要求釆用強度足夠的 鑄鋁合金制造，以防止因材質偏軟導致電容屏連接筒移位。8. 2. 3加強對絕緣支撐件的檢驗控制。8. 2. 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。8. 2. 5制造廠應釆取有效措施，防止運輸過程中內部構件震動移位。 用戶自行運輸時應按制造廠規(guī)定執(zhí)行。12.8.2.6 llOkV及以下互感器推薦直立安放運輸，220kV及以上互感

41、 器必須滿足臥倒運輸的要求。運輸時llokV (66kV)產品每批次超過10臺時, 每車裝109振動子2個，低于10臺時每車裝109振動子1個；220kV產品 每臺安裝109振動子1個;330kV及以上每臺安裝帶時標的三維沖撞記錄儀。 到達目的地后檢查振動記錄裝置的記錄，若記錄數值超過IOg-次或109振 動子落下，則產品應返廠解體檢查。8. 2. 7運輸時所充氣壓應嚴格控制在允許的范圍內。8. 2. 8進行安裝時，密封檢查合格后方可對互感器充六氟化硫氣體 至額定壓力，靜置24h后進行六氟化硫氣體微水測量。氣體密度表、繼電 器必須經校驗合格。8. 2. 9氣體絕緣的電流互感器安裝后應進行現(xiàn)場老

42、煉試驗。老煉試 驗后進行耐壓試驗，試驗電壓為出廠試驗值的8D%。條件具備且必要時還宜8. 2. 10運行中應巡視檢查氣體密度表，產品年漏氣率應小于0. 5%。8. 2. 11若壓力表偏出綠色正常壓力區(qū)時，應引起注意，并及時按制 造廠要求停電補充合格的六氟化硫新氣。一般應停電補氣，個別特殊情況 需帶電補氣時，應在廠家指導下進行。8. 2. 12補氣較多時(表壓小于0. 2MPa),應進行工頻耐壓試驗。8. 2. 13交接時六氟化硫氣體含水量小于250r幾/L。運行中不應超 過500r幾/L (換算至20C ),若超標時應進行處理。8. 2. 14設備故障跳閘后，應進行六氟化硫氣體分解產物檢測，以

43、確 定內部有無放電。避免帶故障強送再次放電。8. 2. 15對長期微滲的互感器應重點開展六氟化硫氣體微水量的檢 測，必要時可縮短檢測時間，以掌握六氟化硫電流互感器氣體微水量變化 趨勢。13防止GIS、開關設備事故1防止GIS (包括HGIS)、六氟化硫斷路器事故1.1加強對GIS、六氟化硫斷路器的選型、訂貨、安裝調試、驗收 及投運的全過程管理。應選擇具有良好運行業(yè)績和成熟制造經驗生產廠家 的產品。1.2新訂貨斷路器應優(yōu)先選用彈簧機構、液壓機構（包括彈簧儲能 液壓機構)。1. 3GIS在設計過程中應特別注意氣室的劃分,避免某處故障后劣化 的六氟化硫氣體造成GIS的其他帶電部位的閃絡，同時也應考慮

44、檢修維護 的便捷性，保證最大氣室氣體量不超過8h的氣體處理設備的處理能力.13.1.4GIS、六氟化硫斷路器設備內部的絕緣操作桿、盆式絕緣子、 支撐絕緣子等部件必須經過局部放電試驗方可裝配，要求在試驗電壓下單 個絕緣件的局部放電量不大于3pC。1. 5斷路器、隔離開關和接地開關出廠試驗時應進行不少于200次 的機械操作試驗，以保證觸頭充分磨合。200次操作完成后應徹底清潔殼體 內部，再進行其他出廠試驗。1. 6六氟化硫密度繼電器與開關設備本體之間的連接方式應滿足不 拆卸校驗密度繼電器的要求。密度繼電器應裝設在與斷路器或GIS本體同 一運行環(huán)境溫度的位置，以保證其報警、閉鎖觸點正確動作。220k

45、V及以上 GIS分箱結構的斷路器每相應安裝獨立的密度繼電器。戶外安裝的密度繼電 器應設置防雨罩，密度繼電器防雨箱（罩）應能將表、控制電纜接線端子 一起放入，防止指示表、控制電纜接線盒和充放氣接口進水受潮。1.7為便于試驗和檢修，GIS的母線避雷器和電壓互感器、電纜進 線間隔的避雷器、線路電壓互感器應設置獨立的隔離開關或隔離斷口；架 空進線的GIS線路間隔的避雷器和線路電壓互感器宜釆用外置結構。1.8為防止機組并網斷路器單相異常導通造成機組損傷，220kV及 以下電壓等級的機組并網的斷路器應釆用三相機械聯(lián)動式結構。1. 9機組并網斷路器宜在并網斷路器與機組側隔離開關間裝設帶電 顯示裝置，在并網操

46、作時先合入并網斷路器的母線側隔離開關，確認裝設 的帶電顯示裝置顯示無電時方可合入并網斷路器的機組/主變壓器側隔離 開關。1. 10用于低溫（最低溫度為-30C及以下）、重污穢e級或沿海d級 地區(qū)的220kV及以下電壓等級GIS,宜釆用戶內安裝方式。1.11開關設備機構箱、匯控箱內應有完善的驅潮防潮裝置，防止凝 露造成二次設備損壞。1.12室內或地下布置的GIS、六氟化硫開關設備室，應配置相應的 六氯化硫泄漏檢測報警、強力通風及氧含量檢測系統(tǒng)。13.1.13 GIS、罐式斷路器及500kV及以上電壓等級的柱式斷路器現(xiàn)場 安裝過程中，必須釆取有效的防塵措施，如移動防塵帳篷等，GIS的孔、蓋 等打開

47、時，必須使用防塵罩進行封蓋。安裝現(xiàn)場環(huán)境太差、塵土較多或相 鄰部分正在進行土建施工等情況下應停止安裝。1. 14六氟化硫開關設備現(xiàn)場安裝過程中，在進行抽真空處理時，應 釆用出口帶有電磁閥的真空處理設備，且在使用前應檢查電磁閥動作可靠, 防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進入設備內部。并且在真空處 理結束后應檢查抽真空管的濾芯有無油漬。為防止真空度計水銀倒灌進行 設備中，禁止使用麥氏真空計。1. 15 GIS安裝過程中必須對導體是否插接良好進行檢查，特別對可 調整的伸縮節(jié)及電纜連接處的導體連接情況應進行重點檢查。1.16嚴格按有關規(guī)定對新裝GIS、罐式斷路器進行現(xiàn)場耐壓，耐壓 過程中應進行局

48、部放電檢測，有條件時可對GIS設備進行現(xiàn)場沖擊耐壓試 驗。GIS出廠試驗、現(xiàn)場交接耐壓試驗中，如發(fā)生放電現(xiàn)象，不管是否為自 恢復放電，均應解體或開蓋檢查、查找放電部位。對發(fā)現(xiàn)有絕緣損傷或有 閃絡痕跡的絕緣部件均應進行更換。1. 17斷路器安裝后必須對其二次回路中的防跳繼電器、非全相繼電 器進行傳動，并保證在模擬手合于故障條件下斷路器不會發(fā)生跳躍現(xiàn)象。1. 18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。在斷路器產品出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應對斷路器 主觸頭與合閘電阻觸頭的時間配合關系進行測試，有條件時應測量合閘電 阻的阻值。1. 19六氟化硫氣體必須經六氟化硫氣體

49、質量監(jiān)督管理中心抽檢合 格，并出具檢測報告后方可使用。1. 20六氟化硫氣體注入設備后必須進行濕度試驗，且應對設備內氣 體進行六氟化硫純度檢測，必要時進行氣體成分分析。1. 21應加強運行中GIS和罐式斷路器的帶電局放檢測工作。在大修 后應進行局放檢測，在大負荷前、經受短路電流沖擊后必要時應進行局放 檢測，對于局放置異常的設備，應同時結合六氟化硫氣體分解物檢測技術 進行綜合分析和判斷。1. 22為防止運行斷路器絕緣拉桿斷裂造成拒動，應定期檢查分合閘 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， 或定期進行合、

50、分閘行程曲線測試。對于釆用“螺旋式”連接結構絕緣拉 桿的斷路器應進行改造。13.1.23當斷路器液壓機構突然失壓時應申請停電處理。在設備停電 前，嚴禁人為啟動油泵，防止斷路器慢分。1. 24對氣動機構應加裝汽水分離裝置和排污裝置，對液壓機構應注 意液壓油油質的變化，必要時應及時濾油或換油。1. 25加強開關設備外絕緣的清掃或釆取相應的防污閃措施，當并網 斷路器斷口外絕緣積雪、嚴重積污時不得進行啟機并網操作。1.26當斷路器大修時，應檢查液壓（氣動）機構分、合閘閥的閥針脫機裝置是否松動或變形，防止由于閥針松動或變形造成斷路器拒動。1. 27彈簧機構斷路器應定期進行機械特性試驗，測試其行程曲線是

51、否符合廠家標準曲線要求。1.28對處于嚴寒地區(qū)、運行10年以上的罐式斷路器，應結合例行 試驗檢查瓷質套管法蘭澆裝部位防水層是否完好，必要時應重新復涂防水 膠。1. 29加強斷路器操作機構的檢查維護,保證機構箱密封良好，防雨、 防塵、通風、防潮等性能良好，并保持內部干燥清潔。1. 30加強輔助開關的檢查維護，防止由于輔助觸點腐蝕、松動變位、 轉換不靈活、切換不可靠等原因造成開關設備拒動。2防止敞開式隔離開關、接地開關事故2. 1220kV及以上電壓等級隔離開關和接地開關在制造廠必須進行 全面組裝，調整好各部件的尺寸，并做好相應的標記。2. 2隔離開關與其所配裝的接地開關間應配有可靠的機械閉鎖，機

52、 械閉鎖應有足夠的強度。13.2.3同一間隔內的多臺隔離開關的電機電源，在端子箱內必須分別 設置獨立的開斷設備。2. 4應在隔離開關絕緣子金屬法蘭與瓷件的澆裝部位涂以性能良好 的防水密封膠。18.4.4 2. 5新安裝或檢修后的隔離開關必須進行導電回路電阻測試。18. 2. 6新安裝的隔離開關手動操作力矩應滿足相關技術要求。18. 2. 7加強對隔離開關導電部分、轉動部分、操作機構、瓷絕緣子等 的檢查，防止機械卡澀、觸頭過熱、絕緣子斷裂等故障的發(fā)生。隔離開關各運動部位用潤滑脂宜釆用性能良好的二硫化鉬鋰基潤滑脂。18. 2. 8為預防GW6型等類似結構的隔離開關運行中“自動脫落分閘”， 在檢修中

53、應檢查操作機構蝸輪、蝸桿的嗤合情況，確認沒有倒轉現(xiàn)象；檢 查并確認刀閘主拐臂調整應過死點；檢查平衡彈簧的張力應合適。18. 2. 9在運行巡視時，應注意隔離開關、母線支柱絕緣子瓷件及法蘭 無裂紋，夜間巡視時應注意瓷件無異常電暈現(xiàn)象。18. 2. 10隔離開關倒閘操作，應盡量釆用電動操作，并遠離隔離開關， 操作過程中應嚴格監(jiān)視隔離開關動作情況，如發(fā)現(xiàn)卡滯應停止操作并進行 處理，嚴禁強行操作。18. 2. 11定期用紅外測溫設備檢查隔離開關設備的接頭、導電部分,特 別是在重負荷或高溫期間，加強對運行設備溫升的監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)問題應及時 釆取措施。18. 2. 12對新安裝的隔離開關，隔離開關的中間法蘭和

54、根部進行無損探 傷。對運行10年以上的隔離開關，每5年對隔離開關中間法蘭和根部進行 無損探傷。18. 3防止開關柜事故18. 3.1高壓開關柜應優(yōu)先選擇LSC2類（具備運行連續(xù)性功能)、“五防” 功能完備的產品，其外絕緣應滿足以下條件：空氣絕緣凈距離：不小于125mm(對12kV),不小于300mm(對40. 5kV)。爬電比距：不小于18mm/kV (對瓷質絕緣），不小于20mm/kV (對有機 絕緣)。如釆用熱縮套包裹導體結構，則該部位必須滿足上述空氣絕緣凈距離 要求；如開關柜釆用復合絕緣或固體絕緣封裝等可靠技術，可適當降低其絕緣距離要求。18. 3. 2開關柜應選用IAC級（內部故障級別

55、）產品，制造廠應提供相 應型式試驗報告（報告中附試驗試品照片）。選用開關柜時應確認其母線室、 斷路器室、電纜室相互獨立，且均通過相應內部燃弧試驗，內部故障電弧 允許持續(xù)時間應不小于0.5s,試驗電流為額定短時耐受電流，對于額定短 路開斷電流31. 5kA以上產品可按照31. 5kA進行內部故障電弧試驗。封閉 式開關柜必須設置壓力釋放通道。18. 3. 3高壓開關柜內避雷器、電壓互感器等柜內設備應經隔離開關(或 隔離手車）與母線相連，嚴禁與母線直接連接。其前面板模擬顯示圖必須 與其內部接線一致，開關柜可觸及隔室、不可觸及隔室、活門和機構等關 鍵部位在出廠時應設置明顯的安全警告、警示標識。柜內隔離

56、金屬活門應 可靠接地，活門機構應選用可獨立鎖止的結構，防止檢修時人員失誤打開 活門。18. 3. 4高壓開關柜內的絕緣件（如絕緣子、套管、隔板和觸頭罩等） 應釆用阻燃絕緣材料。18. 3. 5應在開關柜配電室配置通風、除濕防潮設備，防止凝露導致絕 緣事故。18. 3. 6開關柜中所有絕緣件裝配前均應進行局放檢測，單個絕緣件局 部放電量不大于3pC。18. 3. 7基建中高壓開關柜在安裝后應對其一、二次電纜進線處釆取有 效封堵措施。14. 3. 8為防止開關柜火災蔓延，在開關柜的柜間、母線室之間及與本 柜其他功能隔室之間應釆取有效的封堵隔離措施。14. 3. 9高壓開關柜應檢查泄壓通道或壓力釋放

57、裝置，確保與設計圖紙 保持一致。14. 3. 10手車開關每次推入柜內后，應保證手車到位和隔離插頭接觸良好。14. 3. 11定期開展超聲波局部放電檢測、暫態(tài)地電壓檢測，及早發(fā)現(xiàn)開 關柜內絕緣缺陷，防止由開關柜內部局部放電演變成短路故障。14. 3. 12開展開關柜溫度檢測，對溫度異常的開關柜強化監(jiān)測、分析和 處理，防止導電回路過熱引發(fā)的柜內短路故障。14. 3. 13加強帶電顯示閉鎖裝置的運行維護，保證其與柜門間強制閉鎖 的運行可靠性。防誤操作閉鎖裝置或帶電顯示裝置失靈應作為嚴重缺陷盡 快予以消除。14. 3. 14加強高壓開關柜巡視檢查和狀態(tài)評估，對操作頻繁的開關柜要 適當縮短巡檢和維護周期。.14防止接地網和過電壓事故15. 1防止接地網事故15. 1. 1在輸變電工程設計中，應認真吸取接地網事故教訓，并按照相 關規(guī)程規(guī)定的要求，改進和完善接地網設計。15. 1.2對于llokV(66kV)及以上新建、改建變電站，在中性或酸性土 壤地區(qū)，接地裝置選用熱鍍鋅鋼為宜，在強堿性土壤地區(qū)或者其站址土壤 和地下水條件會引起鋼質材料嚴重腐蝕的中性土壤地區(qū)，宜釆用銅質、銅 覆鋼(銅層厚度不小于0. 8mm)或者其他具有防腐性能材質的接地網。對于室 內變電站及地下變電站應釆用銅質材料的接地網。銅材料間或銅材料與其 他