25项反措宣贯终

25项反措宣贯,2020年6月,云南电力试验研究院（集团）有限公司,防止电力生产事故的二十五项重点要求2014年4月15日发布2014年4月15日实施国家能源局发布,防止电力生产事故的二十五项重点要求,2防止火灾事故2.2防止电缆着火事故2.2.1新建、扩建和更改工程中的电缆选择与敷设应按（GB502291996）火力发电厂与变电所设计防火规范和（DL50002000）火力发电厂设计技术规程中的有关规定进行设计。严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。注：电缆防火工作必须抓好设计、制造、安装、运行、维护、检修各个环节的全过程管理，电缆防火设计是灵魂，严格施工工艺、合理选择防火材料以及落实各项防火措施是关键。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,2.2.9电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。注：发电厂、变电站敷设有大量动力电缆和控制电缆，电缆着火后具有沿电缆继续延烧的特点，不采取阻燃措施将扩大火灾范围。防火措施重点在于：a.高温热体附近敷设的电缆（如汽轮机高中压缸附近、点火油枪下部附近）制粉系统防爆门附近，应采取隔热槽盒和封闭电缆沟盖板等措施；b.电缆竖井、电缆沟要采取分段、分区隔离措施；c.电缆孔洞缝隙应封堵严密。2.2.16发电厂主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,4防止系统稳定破坏事故4.5无功电压4.5.5并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）0.97（进相）运行能力，新建机组应满足进相0.95运行能力。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机组自带厂用电运行时，进相能力不应低于0.97。注：发电机是电力系统中最好的无功电源，发电机具有无功出力调节迅速、在系统故障时可以快速增加无功的特点。因此发电机的无功调节和控制对保证系统稳定具有重要的意义。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,10防止发电机损坏事故10.1防止定子绕组端部松动引起相间短路200MW及以上容量汽轮发电机安装、新投运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照DL/T735-2000大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定、GB/T20140-2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况对应发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率，或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按照GB/T20140-2006设定。注：发电机在运行时，绕组上要承受100Hz（两倍工频）的交变电磁力，因此产生100Hz的绕组振动。该振动力与电流的平方成正比，故容量越大的发电机中交变电磁力越大。由于定子绕组端部类似悬臂梁结构，难于像槽中线棒那样牢固固定，因此很容易受到电磁力的破坏。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,10.4防止转子匝间短路10.4.1频繁调峰运行或运行时间达到20年的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机（如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显），或者在常规检修试验（如交流阻抗或分包压降测量试验）中认为可能有匝间短路的发电机，应在检修时通过探测线圈波形或RSO脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检测试验，确认匝间短路的严重情况，以此制定安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线检测装置。注：转子匝间短路故障是汽轮发电机常见故障，较轻的故障可能只是导致局部过热和振动增大，严重的故障可以发展为转子接地和大轴磁化，严重威胁发电机的安全运行；转子匝间短路的原因主要是匝间绝缘制造工艺粗糙，出厂时即存在匝间短路以及绝缘电阻低等隐患，近些年发电机的设计和制造质量有了明显改善，但还是不能杜绝因质量问题引起的发电机故障。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,10.5防止漏氢10.5.1发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。同时应加装漏氢检查报警装置，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺。10.5.2严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%75%的可爆炸范围。内冷水箱中含氢（体积含量）超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3m/d时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5m/d时应立即停机处理。注：防止氢气泄漏的重点措施为：a.要求保证氢冷系统严密。b.要求密封油系统平衡阀、压差阀必须动作灵活、可靠，以保证在机组运行中氢油的压差在规定的范围内。c.在发电机出线箱与封闭母线连接处装设隔氢装置并在封闭母线上加装漏氢探测装置。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,10.6防止发电机局部过热10.6.2大修时对氢内冷转子进行通风试验，发现风路堵塞及时处理。注：许多电厂在运行中出现氢内冷转子绕组的个别端部、槽部出现通风孔堵塞现象。其主要原因有杂物进入、槽楔垫条没有开孔或发生移位等，造成转子过热、导线变形等现象。10.6.3全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8时，应立即停机处理。全氢冷发电机在运行中要监控定子线棒出口风温温差，以便早期发现绝缘故障。当出口风温温差超过规定值时，说明个别线棒风路被堵塞产生局部过热，有发展成绝缘事故的危险。10.10防止发电机定子铁芯损坏检修时对定子铁心进行仔细检查，发现异常现象，如局部松齿、铁心片短缺、外表面附着黑色油污等，应结合实际异常情况进行发电机定子铁心诊断试验（ELCID），或温升及铁损试验，检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况，分析缺陷原因，并及时进行处理。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12防止变压器损坏和互感器事故12.1防止变压器出口短路12.1.3变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗试验或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。12.2防止变压器绝缘事故12.2.2出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/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100pC。110(66)kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。注：局部放电虽然是一种非贯穿电极的放电，但对变压器内部的油纸绝缘危害很大，因此不允许绝缘存在局部放电，由于变压器在制造过程中的种种不良因素，有时在接地部位（如铁芯或夹件）还会存在低强度的局部放电和在局部放电测试中不能完全消除或识别来自周围环境的各种干扰。根据目前国内正规厂家的制造工艺完全可以满足放电量不大于100pC的要求。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,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应耐压试验（ACSD）。注（GB1094.3）电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙中规定，短时感应耐压试验（ACSD）用来验证每个接线端和它们连接的绕组对地，及其他绕组的耐受强度以及相间和被试绕组纵绝缘的耐受强度。12.2.11110（66）kV及以上电压等级变压器、50MVA及以上机组高厂变在出厂和投产前，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。注：以往仅要求采用频响法或低电压短路阻抗法测试均可，两种方法都有很多成功的经验，也有不足的地方。因此本次修改将两种测试方法都被规定为必须进行的项目，两者同时开展。低电压短路阻抗法建议采用三相短路，单相测量的方法。频响法绕组变形测试的外界影响因素较多，仪器差异、测试的引线布置差异都可能对测试结果有影响，应注意测试方法一致性。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12.2.12加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。注：变压器冷却系统油泵的入口属于负压区，该负压区包括油泵窥视孔、入口管路及法兰、冷却器和油箱顶部等部位。这些部位在油泵不运行时有渗漏油，在油泵运行时可能吸入空气或水分，危害变压器的绝缘。特别要注意油箱顶部的渗漏现象。该部位处于变压器储油柜正压和油泵运行时负压的联合作用，如遇突然下雨等降温作用，容易吸入水分。此外，变压器冷却系统油泵负压区渗漏严重时，还会吸入大量空气，导致气体继电器轻瓦斯保护频繁动作。GB/T6451、DL272中规定新装变压器不允许出现负压，对已运行的变压器，一旦出现负压应进行改造。负压的检查方法可参照GB/T6451。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12.2.17积极开展红外检测，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(但至少在24h以后)进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在季节变化前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应存入数据库。注：红外检测可快速查出变压器各种缺陷，如直流电阻超标、套管缺油、套管介质损耗、储油柜缺油或过油、油箱本体发热等。另外，红外检测还可以进行油位校核和冷却器效率的检查。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12.2.19应严格按照试验周期进行油色谱检验，必要时应装设在线油色谱检测装置。注：多组分油中溶解气体在线监测装置能够准确的反应和记录变压器的运行状况，对220kV及以上油浸式变压器（电抗器）和位置特变重要或存在绝缘缺陷的110（66）kV油浸式变压器，应重视油中溶解气体的监测。由于油色谱在线监测装置的色谱柱有一定寿命，反复使用后，灵敏度、准确度会有所变化，因此每年应至少进行一次与离线数据的对比分析。12.5.5油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。注：运行中的套管如果在常温下破真空后密封会造成低温负压现象，外部气体和水分进入套管引起受潮，运行维护过程中取油样过多也会造成负压，所以在必要时要取油样检测的套管应有制造厂家人员在场进行指导。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12.5.6加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，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行中开展套管末屏接地状况带电测量。注：末屏接地由于弹簧弹力小、尺寸配合不当、使用后恢复不当等原因造成接地不良。末屏接地不良，悬浮电位高达上万伏，从而产生轻微放电，持续发展会逐渐腐蚀电极，形成穿孔，腐蚀破坏末屏间绝缘层，使电场分布更不均匀，最后导致绝缘击穿事故。即每次拆解末屏后应使用万用表检查末屏接地情况。12.8防止互感器事故12.8.1防止各类油浸式互感器事故12.8.1.3电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设金属氧化物避雷器（MOA）。注：正确方法采用阻尼回路在源头上防止谐振过电压的产生，而不是采用加装MOA的方式限制过电压。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,12.8.1.12电流互感器一次直阻出厂值和设计值无明显差异，交接时测试值与出厂值也应无明显差异，且相间应无明显差异。注：防止因一次端子引线内部工艺问题造成事故，需要特别注意负荷较大和负荷波动较大的线路上所使用的电流互感器。13防止GIS、开关设备事故13.1防止GIS、SF6断路器事故13.1.4GIS、SF6断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部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。注：GIS和SF6断路器中的绝缘拉杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等绝缘部件，可能是开关制造厂生产也可能是外部购入，所以在绝缘件正式装配前要进行局部放电试验。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,13.1.11开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。注：开关设备的机构箱、汇控箱一般应设有两种加热器电源：一种为驱潮防潮设计，应长期投入，功率一般较小；另一种为加热电源，在温度低于设定值投入。13.1.22为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，或定期进行合、分闸行程曲线测试。对于采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。注：早期的LW6型断路器的绝缘拉杆接头采用“螺旋式”结构，多次操作中由于机构工作活塞运动时可能引入旋转运动，会造成结缘拉杆松脱。,防止电力生产事故的二十五项重点要求,13.1.29加强断路器操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁。13.1.30加强辅助开关的检查维护，防止由于接点腐蚀、松动变位、接点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。13.2防止敞开式隔离开关、接地开关事故13.2.5新安装或检修后的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。13.2.7加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂。注：普通的润滑剂耐气候能力不足，温度适应范围窄，润滑剂冬季易凝固，夏季易变稀流出，造成润滑不良，新型的锂基润滑克服了这些缺点，能够做到长期保持良好润滑。1