防止电力生产事故的二十五项重点要求电气部分

防备电力生产事故的二十五项要点要求--电气部分《防备电力生产事故的二十五项要点要求》（国能安全[2014]161号）8.6防备发电机局部过热发电机绝缘过热监测器发生报警时，运转人员应实时 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 并上报发电机运转工况及电气和非电量运转参数，不得盲目将报警信号复位或任意降低监测仪检测敏捷度。经检查确认非监测仪器误报，应立刻取样进行色谱剖析，必需时停机进行消缺办理。6.2大修时对氢内冷转子进行通风试验，发现风路拥塞实时办理。全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8°C或定子线棒间温差超出80°C时，应立刻停机办理。防备发电机内遗留金属异物故障的举措严格规范现场作业 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 化管理，防备锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部，特别应付端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间地点作详尽检查。大修时应付端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、定子铁芯穿心螺栓等）紧固状况以及定子铁芯边沿硅钢片有无过热、断裂等进行检查。防备护环开裂发电机转子在运输、寄存及大修时期应防止受潮和腐化。发电机大修时应付转子护环进行金属探伤和金相检查，检出有裂纹或蚀坑应进行消缺办理，必需时改换为18Mnl8Cr资料的护环。大修中丈量护环与铁芯轴向空隙，做好记录，与出厂及上一次丈量数据比对，以判断护环是否存在位移。9防备发电机非同期并网9.1微机自动准同期装置应安装独立的同期判定闭锁继电器。新投产、大修机组及同期回路（包含电压沟通回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）发生变动或设备改换的机组.在第一次并网前一定进行以下工作：对装置及同期回路进行全面、仔细的校核、传动。利用发电机一变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实质校核。进行机组假同期试验，试验应包含断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。11.10防备发电机定子铁芯破坏检修时对定子铁芯进行认真检查，发现异样现象，如局部松齿、铁芯片欠缺、表面面附着黑色油污等，应联合实质异样状况进行发电机定子铁芯故障诊疗试验，或温升及铁损试验，检查铁芯片间绝缘有无短路以及铁芯发热状况，剖析缺点原由，并实时进行办理。11.11防备发电机转子绕组接地故障当发电机转子回路发生接地故障时，应立刻查明故障点与性质，如系稳固性的金属接地且没法清除故障时，应立刻停机办理。机组检修时期要按期对交直流励磁母线箱内进行清擦、连结设备按期检查，机组投运前励磁绝缘应无异样变化。12.12防备次同步谐振造成发电机破坏送出线路拥有串连赔偿的发电厂，应正确掌握汽轮发电机组轴系扭转振动频次，以配合电网管理单位或部门共同防备次同步谐振。12.13防备励磁系统故障惹起发电机破坏13.1有进相运转工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的允许值和保持发电机静稳固的范围内，并按期校验。自动励磁调理器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内，并按期校验。励磁调理器的自动通道发生故障时应实时修复并投入运转。禁止发电机在手动励磁调理（含按发电机或沟通励磁机的磁场电流的闭环调理）下长久运转。在手动励磁调理运转时期，在调理发电机的有功负荷时一定先适合调理发电机的无功负荷，以防备发电机失掉静态稳固性。12.13.4运转中应坚持红外成像检测滑环及碳刷温度，实时调整，保证电刷接触优秀；必需时检查集电环椭圆度，椭圆度超标时应办理，运转中碳刷打火应釆取举措除去，不可以除去的要停机办理，一旦形成环火一定立刻停机。14防备封闭母线凝露弓丨起发电机跳闸故障增强封闭母线微正压装置的运转管理。微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气，应拥有滤油、滤水过滤（除湿）功能，按期进行封闭母线内空气湿度的丈量。有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。机组运转时微正压装置依据天气条件（如北方冬天干燥）能够退出运转，机组停运时投入微正压装置，但一定保证输出的空气湿度知足在环境温度下不凝露。有条件的可加装热风养护装置，在机组启动前将其投入，母线绝缘正常退后出运转。14.3利用机组检修时期按期对封母内绝缘子进行耐压试验、保压试验，假如保压试验不合格禁止投入运转，并在条件赞同时进行清擦；增添主变压器低压侧与封闭母线连结的高升座应设置排污装置，按期检查能否拥塞，运转中按期检查能否存在积液；封闭母线护套回装后应釆取靠谱的防雨举措；机组大修时应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫，若有老化变质现象，应实时改换。11防备发电机励磁系统事故11.1增强励磁系统的设计管理励磁系统应保证优秀的工作环境，环境温度不得超出规定要求。励磁调理器与励磁变压器不该置于同一场所内，整流柜冷却通风进口应设置滤网，必需时应釆取防尘降温举措。1.2励磁系统中两套励磁调理器的电压回路应相互独立，使用机端不一样电压互感器的二次绕组，防备此中一个故障惹起发电机误强励。励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求，且灭磁装置应具备独立于调理器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应知足误强励灭磁的要求。自并励系统中，励磁变压器不该釆取高压熔断器作为保护举措。与励磁系统强励能力相当合，防备机组强励时保护误动作。励磁变压器的绕组温度应拥有有效的监督手段，并控制其温度励磁变压器保护定值应在设备赞同的范围以内。有条件的可装设铁芯温度在线监督装置。13.1.6当励磁系统中过励限制、低励限制、定子过压或过流限制的控制无效后，相应的发电机保护应达成解列灭磁。励磁系统电源模块应按期检查，且备有备件，发现异样时应及时予以改换。2增强励磁系统的基建安装及设备改造的管理13.2.1励磁变压器高压侧封闭母线外壳用于各相别之间的安全接地连策应釆用大截面金属板，不该釆用导线连结，防备不均衡的强磁场感觉电流烧毁连结线。13.2.2发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。接入保护柜或机组故障录波器的转子正、负极釆用高绝缘的电缆且不可以与其他信号共用电缆。13.3励磁系统的二次控制电缆均应釆用障蔽电缆，电缆障蔽层应可靠接地。13.2.4励磁系统设备改造后，应从头进行阶跃扰动性试验和各样限制环节、电力系统稳固器功能的试验，确认新的励磁系统工作正常，知足标准的要求。控制程序更新升级前，对旧的控制程序和参数进行备份，升级后进行空载试验及新增功能或变动部分功能的测试，确认程序更新后励磁系统功能正常。做好励磁系统改造或程序更新前后的试验记录并存案。3增强励磁系统的调整试验管理电力系统稳固器的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或认同的技术监察单位依照有关行业标准进行。试验前应拟订完美的技术方案和安全举措上报有关管理部门存案，试验后电力系统稳固器的传达函数及自动电压调理器(AVR)最后整定参数应书面 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 有关调动部门。机组基建投产或励磁系统大修及改造后，应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，检查励磁系统动向指标能否达到标准要求。试验前应编写包含试验项目、安全举措和危险点剖析等内容的试验 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 并经赞同。励磁系统的V/Hz限制环节特征应与发电机或变压器过激磁能力低者相般配，不论使用定时限仍是反时限特征，都应在发电机组对应继电保护装置动作行进行限制。V/Hz限制环节在发电机空载和负载工况下都应正确工作。励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相当合，该限制环节应在机组保护以前动作。励磁系统低励限制环节动作值的整定应主要考虑发电机定子边段铁芯和构造件发热状况及对系统静态稳固的影响，并与发电机失磁保护相当合在保护以前动作。当发电机进相运转遇到扰动瞬间进入励磁调理器低励限制环节工作地区时，不一样意发电机组进入不稳固工作状态。励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特征应与发电机转子的过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相当合在保护以前动作。励磁系统定子电流限制环节的特征应与发电机定子的过电流能力相一致，可是不一样意出现定子电流限制环节先于转子过励限制动作进而影响发电机强励能力的状况。励磁系统应拥有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运转。12.4增强励磁系统运转安全管理并网机组励磁系统应在自动方式下运转。如励磁系统故障或进一母线的发电机的无功调行试验需退出自动方式，一定实时报告调动部门。励磁调理器的自动通道发生故障时应实时修复并投入运转。禁止发电机在手动励磁调理（含按发电机或沟通励磁机的磁场电流的闭环调理）下长久运转。在手动励磁调理运转时期，在调理发电机的有功负荷时一定先适合调理发电机的无功负荷，以防备发电机失掉静态稳固性。4.3进相运转的发电机励磁调理器应投入自动方式，低励限制器必须投入。励磁系统各限制和保护的定值应在发电机安全运转赞同范围内，并按期校验。S改正励磁系统参数一定严格执行审批手续，在书面报告有关部门审批并进行有关试验后，方可执行，禁止任意改正励磁系统参数设置。利用自动电压控制(AVC)对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动方式。12.7增强励磁系统设备的平时巡视，检查内容起码包含：励磁变压器各零件温度应在赞同范围内，整流柜的均流系数应不低于0.9,温度无异样，通风孔滤网无拥塞。发电机或励磁机转子碳刷磨损状况在赞同范围内,滑环火花不影响机组正常运转等。防备大型变压器破坏和互感器事故1防备变压器出口短路事故13.1.1增强变压器选型、订货、查收及投运的全过程管理。应选择具有优秀运转业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应采用经过突发短路试验考证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应供给同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告,计算报告应有有关理论和模型试验的技术支持。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。13.1.2全电缆线路不该釆用重合闸，关于含电缆的混淆线路应釆取相应举措，防备变压器连续遭到短路冲击。13.1.3变压器在遭到近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。工厂试验时应将供货的套管安装在变压器长进行试验；所有附件在出厂时均应按实质使用方式经过整体预装。12.2.2出厂局部放电试验丈量电压为1.5Um/V3-时，220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于lOOpC。llokV(66kV)电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于lOOpC。330kV及以上电压等级逼迫油循环变压器应在油泵所有开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。12.2.3生产厂家初次设计、新式号或有运转特别要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特别试验（承受短路能力的试验视实质状况而定)。12.2.4500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感觉耐压试验。12.2.S新安装和大修后的变压器应严格依照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对釆用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。为防备真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。变压器器身裸露在空气中的时间：相对湿度不大于65%为16h。空气相对湿度不大于75%为12h。关于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相关燥。装有密封胶囊、隔阂或涟漪管式储油柜的变压器，一定严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防备空气进入或漏油，并联合大修或停电对胶囊和隔阂、涟漪管式储油柜的完满性进行检查。充气运输的变压器运到现场后，一定亲密监督气体压力，压力过低时(低于0.OlMPa)要补干燥气体，现场搁置时间超出3个月的变压器应注油保留，并装上储油柜，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必需时应进行检漏试验。为防备变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管高升座及其连管等处一定密封优秀。必需时应测露点。如已发现绝缘受潮，应实时釆取相应措施。变压器新油应由厂家供给新油无腐化性硫、构造簇、糠醛及油中颗粒度报告，油运抵现场后，应取样在化学和电气绝缘试验合格后，方能注入变压器内。17.110kV(66kV)及以上变压器在运输过程中，应依照相应规范安装拥有时标且有适合当程的三维冲击记录仪。主变压器就位后，制造厂、运输部门、监理单位、用户四方人员应共同查收，记录纸和押运记录应供给用户保存。18.110kV(66kV)及以上电压等级变压器、50MVA及以上机组高压厂用电变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；110kV(66kV)及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验；对110kV(66kV)电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载消耗试验和负载消耗试验；若有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验查收，应在所有额定运转油泵（若有）启动以及工厂试验电压和时间下，220kV及以上变压器放电量不大于lOOpC。2.12增强变压器运转巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，假如出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏除去渗漏点。对运转10年以上的变压器一定进行一次油中糠醛含量测试，增强油质管理，对运转中油应严格执行有关标准，对不一样油种的混油应谨慎。对运转年限超出15年的储油柜胶囊和隔阂应改换。对运转超出20年的薄绝缘、铝线圈变压器，不宜对本体进行改造性大修，也不宜进行迁移安装，应增强技术监监工作并逐渐安排更新改造。及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后，应进行现场局部放电试验。踊跃睁开红外检测,新建、改扩建或大修后的变压器（电抗器),应在投运带负荷后不超过1个月内（但起码在24h此后)进行一次精准检测。220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏天前后应起码各进行一次精准检测。在高温大负荷运转时期，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增添红外检测次数。精准检测的丈量数据和图像应制作报告存档保留。铁芯、夹件经过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适合地点，以便在运转中监测接地线中有无环流，当运转中环流异样变化,应赶快查明原由，严重时应釆取举措实时办理，电流一般控制在100mA以下。应严格依照试验周期进行油色谱查验，必需时应装设在线油色谱监测装置。2.20大型逼迫油循环风冷变压器在设备选型阶段，除考虑知足容量要求外，应增添对冷却器组冷却电扇通流能力的要求，以防备大型变压器在高温大负荷运转条件下，冷却器全投造成变压器内部油流过快，使变压器油与内部绝缘零件摩擦产生静电，油中带电发生变压器绝缘事故。12.3防备变压器保护事故新安装的气体继电器一定经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完成后再安装；瓦斯保护投运前一定对信号跳闸回路进行保护试验。变压器本体保护应增强防雨、防震举措，户外面署的压力开释阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。变压器本体保护宜釆用就地跳闸方式，马上变压器本体保护经过较大启动功率中间继电器的两对触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不行靠要素。12.3.4.变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应早先制定安全举措，并经总工程师赞同，限时恢复。气体继电器应按期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时,应立刻检查气体继电器，实时取气样查验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱剖析，查明原由实时清除。3.6压力开释阀在交接和变压器大修时应进行校验。运转中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由封闭地点旋转至开启地点时，以及当油位计的油面异样高升或呼吸系统有异样现象，需要翻开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。3.8变压器运转中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；恢复为跳闸方式。排气结束后，应将重瓦斯保护12.4防备分接开关事故无励磁分接开关在改变分接地点后，一定丈量使用分接的直流关检修后，应丈量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀能否断裂及紧固件能否松动，机械指示到位后触头所处地点能否到位。新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，约束电阻应有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。要特别电阻和变比；有载分接开层及接触状况、分接引线釆用常接方式。注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触状况和操作机构指示位置的正确性。新安装的有载分接开关，应付切换程序与时间进行测试。增强有载分接开关的运转保护管理。当开关动作次数或运转时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。12.5防备变压器套管事故新套管供给商应供给型式试验报告，用户一定存有套管将军帽构造图。检修时当套管水平寄存，安装就位后，带电前一定进行静放，此中330kV及以上套管静放时间应大于36h,110~220kV套管静放时间应大于24h。事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样进行一次色谱试验。如套管的伞裙间距低于规定标准，应釆取加硅橡胶伞裙套等措施，防备污秽闪络。在严重污秽地域运转的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等举措。作为备品的110kV(66kV)及以上套管，应竖直搁置。如水平存放，其抬高角度应吻合制造厂要求，以防备电容芯子露出油面受潮。对水平搁置保留期超出一年的110kV(66kV)及以上套管，当不可以保证电容芯子全部淹没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。油纸电容套管在最低环境温度下不该出现负压，应防止屡次取油样剖析而造成其负压。运转人员正常巡视应检查记录套管油位状况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应实时办理，防止内部受潮破坏。增强套管末屏接地检测、检修及运转保护管理，每次拆接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运转中睁开套管末屏接地状况带电丈量。运转中变压器套管油位视窗没法看清时，连续运转过程中应按周期联合红外成像技术掌握套管内部油位变化状况，防备套管事故发生。12.6防备冷却系统事故6.1优先采用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。潜油泵的轴承应釆取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级其余轴承。对强油导向的变压器油泵应采用转速不大于1500r/min的低速油泵。6.3对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵（包含备用）后整个冷却装置上不该出现负压。13.6.4强油循环的冷却系统一定配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能。13.6.5新建或扩建变压器一般不釆用水冷方式。对特别场合一定釆用水冷却系统的，应釆用双层铜管冷却系统。13.6.6变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。13.6.7强油循环冷却系统的两个独立电源应按期进行切换试验，有关信号装置应齐备靠谱。13.6.8强油循环构造的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30s以上，以防备气体继电器误动。17.6.9关于盘式电机油泵，应注意定子和转子的空隙调整，防备铁芯的平面摩擦。运转中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异样时，应安排停运检修。17.6.10为保证冷却成效，管状构造变压器冷却器每年应进行1~2次冲洗，并宜安排在大负荷到临行进行。17.6.11对当前正在使用的单铜管水冷却变压器，应一直保持油压大于水压，并增强运转保护工作，同时应釆取有效的运转监督方法，实时发现冷却系统泄露故障。7防备变压器火灾事故依照有关规定完美变压器的消防设备，并增强保护管理，要点防备变压器着火时的事故扩大。7.2釆用排油注氮保护装置的变压器应釆用拥有联动功能的双浮球排油注氮启动（触发）功率应大于220Vx5A(DC)。注油阀动作线圈功率应大于220Vx6A(DC)。注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门。⑷动作逻辑关系应知足本体重瓦斯保护、主变压器断路器跳闸、油箱动作时才能启动排油充氮保护。水喷淋动作功率应大于8W,其动作逻辑关系应知足变压器超温超压开关（火灾探测器）同时保护与变压器断路器跳闸同时动作。17.7.5变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。17.7.6现场进行变压器干燥时，应做好防火举措，防备加热系统故障或线圈过热烧损。17.7.7应联合例行试验检修，按期对灭火装置进行保护和检查，以防止误动和拒动。8防备互感器事故8.1防备各种油浸式互感器事故油浸式互感器应采用带金属膨胀器微正压构造型式。所采用电流互感器的动热稳固性能应知足安装地址系统短路容量的要求，一次绕组串联时也应知足安装地址系统短路容量的要求。电容式电压互感器的中间变压器高压侧不该装设金属氧化物避雷器(MOA)。18.4.38.1.4110(66)~500kV互感器在出厂试验时，局部放电试验的丈量对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Un、l.OUn、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验（注:Un指额定一次相电压，下同）。电磁式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流丈量。励磁特征的拐点电压应大于1.5Um/S(中性点有效接地系统）或1.9Um/V3(中性点非有效接地系统)。电流互感器的一次端子所受的机械力不该超出制造厂规定的赞同值，其电气连策应接触优秀，防备产生过热故障及电位悬浮。互感器已安装达成的互感器若长久未带电运转（llOkV及以上大于半年，35kV及以下一年以上>,在投运前应依照《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T393-2010)进行例行试验。在交接试验时，对llokV(66kV)及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行沟通耐受电压试验，沟通耐压试验前后应进行油中溶解气体剖析。油浸式设备在沟通耐压试验前要保证静置时间，110kV(66kV)设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于72h。关于220kV及以上等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分红多节的，安装时一定依照出厂时的编号以及上下次序进行安装，禁止交换。电流互感器运输应严格依照设备技术规范和制造厂要求，220kV及以上电压等级互感器运输应在每台产品（或每辆运输车）上安装触犯记录仪，设备运抵现场后应检查确认，记录数值超出59的，应经评估确认互感器能否需要返厂检查。电流互感器一次直阻出厂值和设计值无显然差别，交接时测试值与出厂值也应无明显差别，且相间应无显然差别。1.13事故抢修安装的油浸式互感器,应保证静放时间,此中330kV及以上油浸式互感器静放时间应大于36h,110~220kV油浸式互感器静放时间应大于24h。对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1~2年内应取油样进行油色谱、微水剖析；关于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。互感器的一次端子引线连结端要保证接触优秀,并有足够的接触面积，以防备产生过热性故障。一次接线端子的等电位连结一定坚固靠谱。其接线端子之间一定有足够的安全距离，防备引线线夹造成一次绕组短路。老型带隔阂式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴晴天气进行。对还没有改造的互感器应每年检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔阂应予以改换。对隔阂上有积水的互感器，应付其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运转。绝缘性能有问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 的老旧互感器，退出运转不再进行改造。对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套,应常常检查硅橡胶表面有无放电或老化、龟裂现象，假若有应实时办理。运转人员正常巡视应检查记录互感器油位状况。对运转中渗漏油的互感器，应依据状况限时办理，必需时进行油样剖析，关于含水量异样的互感器要增强监督或进行油办理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元漏油的应立刻停止运转。应实时办理或改换已确认存在严重缺点的互感器。对思疑存在缺点的互感器，应缩短试验周期进行追踪检查和剖析查明原由。关于全密封型互感器，油中气体色谱剖析仅H2单项超出注意值时，应追踪剖析，注意其产气速率，并综合诊疗：如产气速率增添较快，应增强监督；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气办理；当发现油中有乙炔时，按有关标准规定执行。对绝缘状况有思疑的互感器应运回试验室进行全面的电气绝缘性能试验，包含局部放电试验。如运转中互感器的膨胀器异样伸长顶起上盖，应立刻退出运响声时应退出运转。当电压互感器二次电压异样时,应快速查明原由并实时办理。当釆用电磁单元为电源丈量电容式电压互感器的电容分压器行。当互感器出现异样CI和C2的电容量和介损时，一定严格依照制造厂说明书规定进行。依据电网发展状况，应注意验算电流互感器动热稳固电流能否知足要求。若互感器所在变电站短路电流超出互感器铭牌规定的动热稳固电流值时，应实时改变变比或安排改换。严格依照《带电设备红外诊疗应用规范》（DL/T664-2008)的规定，睁开互感器的精确测温工作。新建、改扩建或大修后的互感器，应在投运后不超出1个月内（但起码在24h此后）进行一次精准检测。220kV及以上电压等级的互感器每年在夏天前后应起码各进行一次精准检测。在高温大负荷运转时期，对220kV及以上电压等级互感器应增添红外检测次数。精准检测的丈量数据和图像应归档保留。1.24增强电流互感器末屏接地检测、检修及运转保护管理。对结认末屏接地能否优秀。2防备110(66)~500kV六氟化硫绝缘电流互感器事故。2.1应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、查完工作。如拥有电容屏构造，其电容屏连结筒应要求釆用强度足够的铸铝合金制造，以防备因材质偏软致使电容屏连结筒移位。增强对绝缘支撑件的查验控制。出厂试验时各项试验包含局部放电试验和耐压试验一定逐台8.2.5制造厂应釆取有效举措，防备运输过程中内部构件震动移位。进行。用户自行运输时应按制造厂规定执行。及以下互感器介绍直立安置运输，220kV及以上互感器一定知足卧倒霉输的要求。运输时llokV(66kV)产品每批次超出10台时,每车装109振动子2个，低于10台时每车装109振动子1个；220kV产品每台安装109振动子1个;330kV及以上每台安装带时标的三维触犯记录仪。抵达目的地后检查振动记录装置的记录，若记录数值超出IOg-次或109振动子落下，则产品应返厂解体检查。2.7运输时所充气压应严格控制在赞同的范围内。进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充六氟化硫气体至额定压力，静置24h后进行六氟化硫气体微水丈量。气体密度表、继电器一定经校验合格。气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的8D%。条件具备且必需时还宜运转中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。若压力表偏出绿色正常压力区时，应惹起注意，并实时按制造厂要求停电增补合格的六氟化硫新气。一般应停电补气，个别特别状况需带电补气时，应在厂家指导下进行。补气许多时(表压小于0.2MPa),应进行工频耐压试验。交接时六氟化硫气体含水量小于250r几/L。运转中不该超出500r几/L(换算至20°C),若超标时应进行办理。设备故障跳闸后，应进行六氟化硫气体分解产物检测，以确定内部有无放电。防止带故障强送再次放电。对长久微渗的互感器应要点睁开六氟化硫气体微水量的检间，以掌握六氟化硫电流互感器气体微水量变化趋向。13防备GIS、开关设备事故1防备GIS(包含HGIS)、六氟化硫断路器事故测，必需时可缩短检测时1.1增强对GIS、六氟化硫断路器的选型、订货、安装调试、查收及投运的全过程管理。应选择拥有优秀运转业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。1.2新订货断路器应优先采用弹簧机构、液压机构（包含弹簧储能液压机构)。1.3GIS在设计过程中应特别注意气室的区分,防止某处故障后劣化的六氟化硫气体造成GIS的其余带电部位的闪络，同时也应试虑检修保护的便利性，保证最大气室气体量不超出8h的气体办理设备的办理能力.、六氟化硫断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等零件一定经过局部放电试验方可装置，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。1.5断路器、隔走开关和接地开关出厂试验时应进行许多于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。200次操作达成后应完全洁净壳体内部，再进行其余出厂试验。1.6六氟化硫密度继电器与开关设备本体之间的连结方式应知足不拆卸校验密度继电器的要求。密度继电器应装设在与断路器或GIS本体同一运转环境温度的地点，以保证其报警、闭锁触点正确动作。220kV及以上GIS分箱构造的断路器每相应安装独立的密度继电器。户外安装的密度继电器应设置防雨罩，密度继电器防雨箱（罩）应能将表、控制电缆接线端子一同放入，防备指示表、控制电缆接线盒和充放气接口进水受潮。1.7为便于试验和检修，GIS的母线避雷器和电压互感器、电缆进线间隔的避雷器、线路电压互感器应设置独立的隔走开关或隔绝断口；架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜釆用外置构造。1.8为防备机组并网断路器单相异样导通造成机组损害，220kV及以下电压等级的机组并网的断路器应釆用三相机械联动式构造。1.9机组并网断路器宜在并网断路器与机组侧隔走开关间装设带电显示装置，在并网操作时/先合入并网断路器的母线侧隔走开关，确认装设的带电显示装置显示无电时方可合入并网断路器的机组主变压器侧隔绝开关。1.10用于低温（最低温度为-30°C及以下）、重污秽e级或沿海d级地域的220kV及以下电压等级GIS,宜釆用户内安装方式。1.11开关设备机构箱、汇控箱内应有完美的驱潮防潮装置，防备凝露造成二次设备破坏。1.12室内或地下部署的GIS、六氟化硫开关设备室，应配置相应的六氯化硫泄露检测报警、强力通风及氧含量检测系统。、罐式断路器及500kV及以上电压等级的柱式断路器现场安装过程中，一定釆取有效的防尘举措，如挪动防尘帐篷等，GIS的孔、盖等翻开时，一定使用防尘罩进行封盖。安装现场环境太差、灰尘许多或相邻部分正在进行土建施工等状况下应停止安装。1.14六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空办理时，应釆用出口带有电磁阀的真空办理设备，且在使用前应检查电磁阀动作靠谱,防备抽真空设备不测断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。而且在真空办理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防备真空度计水银倒灌进行设备中，禁止使用麦氏真空计。1.15GIS安装过程中一定对导体能否插接优秀进行检查，特别对可调整的伸缩节及电缆连结处的导体连结状况应进行要点检查。1.16严格按有关规定对新装GIS、罐式断路器进行现场耐压，耐压过程中应进行局部放电检测，有条件时可对GIS设备进行现场冲击耐压试验。GIS出厂试验、现场交接耐压试验中，如发生放电现象，不论能否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损害或有闪络印迹的绝缘零件均应进行改换。1.17断路器安装后一定对其二次回路中的防跳继电器、非全接踵电器进行传动，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。1.18增强断路器合闸电阻的检测和试验，防备断路器合闸电阻缺点引起故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应付断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应丈量合闸电阻的阻值。1.19六氟化硫气体一定经六氟化硫气体质量监察管理中心抽检合格，并出具检测报告后方可使用。20六氟化硫气体注入设备后一定进行湿度试验，且应付设备内气体进行六氟化硫纯度检测，必需时进行气体成分剖析。1.21应增强运转中GIS和罐式断路器的带电局放检测工作。在大修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击后必需时应进行局放检测，关于局搁置异样的设备，应同时联合六氟化硫气体分解物检测技术进行综合剖析和判断。1.22为防备运转断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应按期检查分合闸缓冲器，防备因为缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应增强监督分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动零件相对地点有无变化，或按期进行合、分闸行程曲线测试。关于釆用“螺旋式”连结构造绝缘拉杆的断路器应进行改造。当断路器液压机构忽然失压时应申请停电办理。在设备停电前，禁止人为启动油泵，防备断路器慢分。1.24对气动机构应加装汽水分别装置和排污装置，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应实时滤油或换油。1.25增强开关设备外绝缘的打扫或釆取相应的防污闪举措，当并网断路器断口外绝缘积雪、严重积污时不得进行启机并网操作。1.26当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针脱机装置能否松动或变形，防备因为阀针松动或变形造成断路器拒动。27弹簧机构断路器应按期进行机械特征试验，测试其行程曲线能否吻合厂家标准曲线要求。1.28对处于寒冷地域、运转10年以上的罐式断路器，应联合例行试验检查瓷质套管法兰浇装部位防水层能否完满，必需时应从头复涂防水胶。1.29增强断路器操作机构的检查保护,保证机构箱密封优秀，防雨、防尘、通风、防潮等性能优秀，并保持内部干燥洁净。1.30增强协助开关的检查保护，防备因为协助触点腐化、松动变位、变换不灵巧、切换不行靠等原由造成开关设备拒动。2防备敞开式隔走开关、接地开关事故2.1220kV及以上电压等级隔走开关和接地开关在制造厂一定进行全面组装，调整好各零件的尺寸，并做好相应的标记。2.2隔走开关与其所配装的接地开关间应配有靠谱的机械闭锁，机同一间隔内的多台隔走开关的电机电源，在端子箱内一定分别2.4应在隔走开关绝缘子金属法兰与瓷件的浇装部位涂以性能优秀械闭锁应有足够的强度。设置独立的开断设备。的防水密封胶。新安装或检修后的隔走开关一定进行导电回路电阻测试。2.6新安装的隔走开关手动操作力矩应知足有关技术要求。18.2.7增强对隔走开关导电部分、转动部分、操作机构、瓷绝缘子等的检查，防备机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔走开关各运动部位用润滑脂宜釆用性能优秀的二硫化钼锂基润滑脂。18.2.8为预防GW6型等近似构造的隔走开关运转中“自动零落分闸”，在检修中应检查操作机构蜗轮、蜗杆的嗤合状况，确认没有倒转现象；检查并确认刀闸主拐臂调整应过死点；检查均衡弹簧的张力应适合。18.2.9在运转巡视时，应注意隔走开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件无异样电晕现象。18.2.10隔走开关倒闸操作，应尽量釆用电动操作，并远离隔走开关，操作过程中应严格监督隔走开关动作状况，如发现卡滞应停止操作并进行办理，禁止强行操作。18.2.11按期用红外测温设备检查隔走开关设备的接头、导电部分,特别是在重担荷或高温时期，增强对运转设备温升的监督，发现问题应实时釆取举措。18.2.12对新安装的隔走开关，隔走开关的中间法兰和根部进行无损探伤。对运转10年以上的隔走开关，每5年对隔走开关中间法兰和根部进行无损探伤。18.3防备开关柜事故3.1高压开关柜应优先选择LSC2类（具备运转连续性功能)、“五防”功能齐备的产品，其外绝缘应知足以下条件：空气绝缘净距离：不小于125mm(对12kV),不小于300mm(对40.5kV)。爬电比距：不小于18mm/kV(对瓷质绝缘），不小于20mm/kV(对有机绝缘)。如釆用热缩套包裹导体构造，则该部位一定知足上述空气绝缘净距离要求；如开关柜釆用复合绝缘或固体绝缘封装等靠谱技术，可适合降低其绝缘距离要求。18.3.2开关柜应采用IAC级（内部故障级别）产品，制造厂应供给相应型式试验报告（报告中附试验试品照片）。采用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均经过相应内部燃弧试验，内部故障电弧赞同连续时间应不小于0.5s,试验电流为额定短时耐受电流，关于额定短路开断电流31.5kA以上产品可依照31.5kA进行内部故障电弧试验。封闭式开关柜一定设置压力开释通道。18.3.3高压开关柜内避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔走开关(或隔绝手车）与母线相连，禁止与母线直接连结。其前面板模拟显示图一定与其内部接线一致，开关柜可涉及隔室、不行涉及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置显然的安全警示、警示表记。柜内隔绝金属活门应靠谱接地，活门机构应采用可独立锁止的构造，防备检修时人员失误翻开活门。18.3.4高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应釆用阻燃绝缘资料。18.3.5应在开关柜配电室配置通风、除湿防潮设备，防备凝露致使绝缘事故。18.3.6开关柜中所有绝缘件装置前均应进行局放检测，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。18.3.7基建中高压开关柜在安装后应付其一、二次电缆进线处釆取有效封堵举措。14.3.8为防备开关柜火灾延伸，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其余功能隔室之间应釆取有效的封堵隔绝举措。14.3.9高压开关柜应检查泄压通道或压力开释装置，保证与设计图纸保持一致。3.10手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔绝插头接触良好。按期睁开超声波局部放电检测、暂态地电压检测，提早发现开关柜内绝缘缺点，防备由开关柜内部局部放电演变为短路故障。睁开开关柜温度检测，对温度异样的开关柜增强监测、剖析和办理，防备导电回经过热引起的柜内短路故障。增强带电显示闭锁装置的运转保护，保证其与柜门间强迫闭锁闭锁装置或带电显示装置失灵应作为严重缺点赶快予以除去。增强高压开关柜巡视检查和状态评估，对操作屡次的开关柜要的运转靠谱性。防误操作适合缩短巡检和保护周期。.防备接地网和过电压事故1防备接地网事故15.1.1在输变电工程设计中，应认真汲取接地网事故教训，并依照相关规程规定的要求，改良和完美接地网设计。15.1.2关于llokV(66kV)及以上新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地域，接地装置采用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地域或许其站址土壤和地下水条件会惹起钢质资料严重腐化的中性土壤地域，宜釆用铜质、铜覆钢(铜层厚度不小于0.8mm)或许其余拥有防腐性能材质的接地网。关于室内变电站及地下变电站应釆用铜质资料的接地网。铜资料间或铜资料与其他金属间的连结，须釆用放热焊接，不得釆用电弧焊接或压接。15.1.3在新建工程设计中，校验接地引下线热稳固所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地域可依照断路器额定开断电流查核；接地装置接地体的截面面积不小于连结至该接地装置接地引下线截面面积的75%。并提出接地装置的热稳固容量计算报告。15.1.4在扩建工程设计中，除应知足中新建工程接地装置的热稳固容量要求之外，还应付先期已投运的接地装置进行热稳固容量校核，不知足要求的一定进行改造。15.1.5变压器中性点应有两根与接地网主网格的不一样边连结的接地引下线，而且每根接地引下线均应吻合热稳固校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主接地网不一样干线连结的接地引下线，而且每根接地引下线均应吻合热稳固校核的要求。连结引线应便于按期进行检查测试。15.1.6施工单位应严格依照设计要求进行施工，预留设备、设备的接地引下线一定经确认合格，隐蔽工程一定经监理单位和建设单位查收合格,在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个近来的接地引下线之间丈量其回路电阻，测试结果是交接查收资料的必备内容，完工时应所有交甲方备存。19.1接地装置的焊接质量一定吻合有关规定要求，各设备与主接地网的连结一定靠谱，扩建接地网与原接地网间应为多点连结。接地线与接地极的连策应用焊接，接地线与电气设备的连结可用螺栓或者焊接，用螺栓连结时应布防松螺母或防松垫片。19.1.8关于高土壤电阻率地域的接地网，在接地阻抗难以知足要求时,应釆用完美的均压及隔绝举措，防备人身及设备事故，方可投入运转。对弱电设备应有完美的隔绝或限压举措，防备接地故障时地电位的高升造成设备破坏。19.1.9变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网密切连结的二次等电位接地网，在系统发生近区故障和雷击事故时，以降低二次设备间电位差，减少对二次回路的扰乱。19.1.10关于已投运的接地装置，应每年依据变电站短路容量的变化，校核接地装置（包含设备接地引下线）的热稳固容量，并联合短路容量变化状况和接地装置的腐化程度有针对性地对接地装置进行改造。关于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，一定按异点两相接地校核接地装置的热稳固容量。19.1.11应依据历次接地引下线的导通检测结果进行剖析比较，以决定能否需要进行开挖检查、办理。19.1.12按期（时间间隔应不大于5年)经过开挖抽查等手段确立接地网的腐化状况，铜质资料接地体的接地网不用然期开挖检查。若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压丈量不吻合设计要求，怀疑接地网被严重腐蚀时，应进行开挖检查。如发现接地网腐化较为严重，应实时进行办理。2防备雷电过电压事故19.2.1设计阶段应就地取材睁开防雷设计，除地闪密度小于0.78次/(km2.年）的雷区外，220kV及以上线路一般应全线架设双地线，llOkV线路应全线架设地线。19.2.2对吻合以下条件之一的敞开式变电站应在110~220kV进出线间隔进口处加装金属氧化物避雷器：变电站所在地域年均匀雷暴日不小于50日或许近3年雷电监测系统记录的均匀落雷密度不小于3.5次/(km2.年)。变电站110~220kV进出线路走廊在距变电站15km范围内穿越雷电活动屡次2丘陵或山区。变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备破坏。常常处于热备用状态的线路。架空输电线路的防雷举措应依照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路构造的不一样，进行差别化配置，要点增强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运转的重要线路，应综合釆取减小地线保护角、改良接地装置、适合增强绝缘等举措降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段宜釆用线路避雷器保护。线路杆塔地线宜同期加装接地引下线，并与变电站内地网靠谱连结。增强避雷线运转保护工作，按期翻开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地址靠谱连结。关于拥有绝缘架空地线的线路，要增强放电空隙的检查与保护，保证动作靠谱。禁止利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通讯线、广播线、电视天线的支柱。19.2.6在土壤电阻率较高地段的杆塔，可釆用增添垂直接地体、加长接地带、改变接地形式、换土或釆用接地模块等举措降低杆塔接地电阻值。3防备变压器过电压事故吻合llOkV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时,应先将该变压器中性点临时接地。为防备在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异样运转工况，110~220kv不接地变压器的中性点过电压保护应釆用棒空隙保护方式。关于nokv变压器，中间性点绝缘的冲击耐受电压不大于185kV时，还应在空隙旁并联金属氧化物避雷器，空隙距离及避雷器参数配合应进行校核。空隙动作后，应检查空隙的烧损状况并校核空隙距离。3.3关于低压侧有空载运转或许带短母线运转可能的变压器，宜在变压器低压侧装设避雷器进行保护。防备谐振过电压事故为防备llOkV及以上电压等级断路器断口均压电容与母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，可经过改变运转和操作方式防止形成谐振过电压条件。新建或改造敞开式变电站应采用电容式电压互感器。为防备中性点非直接接地系统发生因为电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可釆取以下举措：采用励磁特征饱和点较高的，在1.9Um/々电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。⑵在电压互感器（包含系统中的用户站）一次绕组中性点对地间串接零序电压互感器或在张口三角绕组加阻尼或其余特意除去此类谐振的装置。10kV及以下用户电压互感器一次中性点应不直接接地。线性或非线性消谐电阻、加5防备弧光接地过电压事故5.1关于中性点不接地的6~35kV系统，应依据电网发展每3~5年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超出《沟通电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997)规准时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可依据运转经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能知足过赔偿的运转要求。在消弧线圈部署上，应防止因为运转方式改变出现部分系统无消弧线圈赔偿的状况。关于已经安装消弧线圈、单相接地故障电容电流依旧超标的应该釆撤消弧线圈增容或许釆取分散赔偿方式；关于系统电容电流大于150A及以上的，也能够依据系统实质状况改变中性点接地方式或者在配电线路分别赔偿。5.2关于装设手动消弧线圈的6~35kV非有效接地系统，应依据电网发展每3~5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运转在过赔偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%,中性点位移电压不大于额定电压的15%。5.3关于自动调谐消弧线圈，在订购前应向制造厂讨取能说明该产品能够依据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。自动调谐消弧线圈投入运转后，应依据实质丈量的系统电容电流对其自动调谐功能的正确性进行校核。5.4不接地和睦振接地系统发生单相接地时，应釆取有效举措赶快除去故障，降低发生弧光接地过