变电设备技术管理讲座

1、变电设备技术管理讲座第1页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二目 录一、变电设备存在的主要问题及解决措施 二、 2001以来集团公司重点反事故技术措施介绍三、变电设备管理和变电技术管理今后重点工作 第2页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 近年来，随着我省GIS、SF6断路器、真空断路器等新型设备在电网中的大量使用，大大提高了变电站运行的可靠性。但由于投运数量的增多，制造质量的滑坡以及运行年限的延长，GIS和隔离开关的问题越来越突出，在很大程度上影响了用户的使用信心。 下面重点 介绍一下我省GIS和隔离开关存在的主要问题及解决措施。一、变电设备存在的主要问

2、题及解决措施 第3页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二烟台供电公司110kV市中站的110kV GIS设备是山东电网最早运行的GIS，1993年8月投运，是ABB公司产品。威海供电公司220kV涝台站安装的220kV GIS是我省电网第一套220kV的GIS设备，于97年9月投运，是日本三菱产品。超高压公司于2004年6月，在500kV莱阳变电站投运了我省电网第一套500kV的GIS设备，是平高东芝产品。 GIS存在的主要问题及解决措施 一、山东电网GIS设备的装用概况 第4页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二截止2006年，山东电网共有173个变电站安

3、装有GIS设备，运行110kV至500kV的GIS共224套，其中110kV GIS 168套，220kV GIS 53套，500kV GIS 3套，运行断路器间隔数971个。GIS存在的主要问题及解决措施 第5页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二GIS设备以国产为主，西安西开高压电器股份有限公司、新东北电气（沈阳）高压开关有限公司、平顶山高压电气有限公司三大开关制造厂的产品占有50以上的比例。 GIS存在的主要问题及解决措施 第6页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二二、GIS设备运行状况及故障分析 GIS存在的主要问题及解决措施 下图所示为近几年我省G

4、IS缺陷、故障的统计。从图中可以看出,密封不良和操动机构故障以及绝缘故障所占比例较高。对GIS来说，内部故障造成的危害最大，停电时间最长，下面主要介绍一下我省近几年GIS发生的几起典型故障情况。第7页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二1、青岛供电公司李山站故障 2003年8月28日，青岛供电公司220kV李山变电站GIS（沈高2001年产品）发生故障。解体后发现是断路器静触头上部的支撑绝缘子爆裂。分析其事故原因是绝缘子安装中产生不均匀受力造成内部应力较大，在断路器分、合闸操作冲击下产生裂纹，从而导致导电回路对地闪络、击穿，产生的热量导致绝缘子爆裂。 GIS存在的主要问题及解

5、决措施 图1 悬挂绝缘子 图2 绝缘子取出后 近几年我省发生的几起典型故障第8页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2004年6月30日，110kV开发区站GIS（西安高压开关厂2001年产品）送电时，蒋柳线发生A相接地跳闸，巡线未发现异常，试送时发生A、C相接地短路跳闸。经检查是110kV蒋柳线进线侧-3刀闸动触头的绝缘杆与机构脱离，绝缘杆动，而触头不动。 2、聊城供电公司开发区站故障GIS存在的主要问题及解决措施 第9页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二聊城供电公司开发区站故障GIS存在的主要问题及解决措施 图3 9701-D2动触头 图4 9701

6、-D2静触头图5 9701-3脱落的绝缘拉杆 图6 9701-3动触头与绝缘拉杆的连接第10页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2004年12月2日，在110kV杜科变电站GIS（平顶山高压开关厂96年产品）进行送电操作过程中，合上110kV内桥10乙刀闸后，从观察口发现B相刀闸有放电现象，拉开内桥10开关及刀闸。解体后发现刀闸触头已严重烧损。分析其原因为安装质量不良，触头长期过热所致。图7、图8显示了10乙刀闸动、静触头的损坏情况。 3、淄博供电公司杜科站故障GIS存在的主要问题及解决措施 第11页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二淄博供电公司杜科站

7、故障GIS存在的主要问题及解决措施 图7 10乙刀闸动触头 图8 10乙刀闸静触头第12页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年11月，济南供电公司神武站110kV GIS（上海西高2005年产品）送电时避雷器气室的盆式绝缘子发生击穿，后进行了更换。分析该绝缘子击穿原因为制造质量不良或安装过程中受到损伤。4、济南供电公司神武站GIS盆式绝缘子击穿GIS存在的主要问题及解决措施 图9 击穿的盆式绝缘子表面 图10 击穿的盆式绝缘子内部第13页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2005年12月25日，菏泽供电公司三里庙变电站220kV GIS 的母线

8、差动保护动作，#1主变220kV侧201开关 、宁三线211开关 、郓三I线212开关、220kV母联200开关跳闸。 对I母线西部气室解体检查后发现B相母线对地放电。 经与厂家一起分析，其故障原因是母线筒内有异物，颗粒运动至B相母线屏蔽罩下部，导致屏蔽罩对筒壁放电。 5、菏泽公司220kV三里庙站故障GIS存在的主要问题及解决措施 第14页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二菏泽公司220kV三里庙站故障 图11 绝缘台在GIS母线筒内的位置 图12 绝缘台与母线的联接 图13 GIS筒壁上的放电痕迹 图14 取出后的绝缘支撑台及母线GIS存在的主要问题及解决措施 第15页

9、，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2006年2月25日，烟台供电公司沈余站220kV GIS的母差保护动作，#5母线失电。 该站220kV GIS为西安西开高压电气股份有限公司产品，由山东送变电公司施工，于2006年1月7日投运。 现场对220kV#5母线进行了解体检查。发现B相母线屏蔽罩处有明显对外壳放电迹象。放电部位烧伤严重，分析认为故障原因是零件加工后的金属毛刺、碎屑未清理干净，在送电后出现在母线壳体底部，或是在现场装配过程中，有异物留在母线筒内。 6、烟台公司220kV沈余站故障GIS存在的主要问题及解决措施 第16页，共82页，2022年，5月20日，19点2分

10、，星期二 图15 GIS筒壁孔封盖的放电痕迹 图16 母线筒壁电弧烧伤点 烟台公司220kV沈余站故障图17 母线放电痕迹 图18 母线屏蔽罩上的烧伤GIS存在的主要问题及解决措施 第17页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2006年5月9日，谭庄站220kV两套母差保护动作，#I母线及母联开关掉闸。 该 GIS为河南平高电气股份有限公司ZF11-252(L)产品，2005年1月出厂，2005年8月投运。 解体检查、分析，本次事故原因为导电杆与母线静触头安装时插接错位，导电杆未进入触头座内，而是压在触头座下部的屏蔽罩上，导电能力差，母线承载电流后，接触点温度升高，熔化的导

11、体引起B相母线接地故障，继而造成了与C、A相的相间短路事故。7、聊城公司220kV谭庄变电站故障GIS存在的主要问题及解决措施 第18页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二聊城公司220kV谭庄变电站故障 图21 B、C相触头搭接，A相正常 图22 B相触头搭接图19 B、C相触头搭接 图20 B、C相触头搭接，A相正常 GIS存在的主要问题及解决措施 第19页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二聊城公司220kV谭庄变电站故障 图23 三相导电杆触头 图24 B相静触头上部（与A、C相对应） GIS存在的主要问题及解决措施 第20页，共82页，2022年，

12、5月20日，19点2分，星期二图25 不同投运年代GIS发生缺陷台次的统计三、故障原因小结 GIS存在的主要问题及解决措施 第21页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 总体来讲，GIS设备的事故率相对其它开关类设备的事故率是很低的。但GIS设备高集成度的特点使得GIS设备事故造成事故停电范围大，处理周期长，对供电可靠性影响较大。 综合我省近几年来GIS所发生的障碍、事故，可以看出因设备安装工艺控制不严格，安装质量不良所造成的事故占绝大多数。 1、由于目前GIS的现场安装基本都有制造厂完成，随着GIS市场的迅速膨胀，制造厂现场指导技术人员和安装人员 GIS存在的主要问题及解决

13、措施 第22页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二需求量很大，部分技术指导人员本身技术水平不过关，从而造成了一些GIS设备安装调试过程中出现众多的问题。 2、因GIS对密封和内部绝缘有着严格的要求，现场安装时如不能严格按照工艺要求对各密封面和内表面进行清理，就会造成密封面密封不良，气室漏气，从而使主绝缘强度降低；或者在内部绝缘表面遗留脏污，破坏了表面绝缘，发生闪络等事故。 GIS存在的主要问题及解决措施 第23页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 3、非专业的安装、施工，有时不严格按照绝缘件的紧固力矩要求和紧固工艺进行，使得固体绝缘子异常受力，发展为内部伤

14、纹，绝缘结构被破坏，发生接地故障。 4、同时，现场对GIS设备交接验收时和投入运行后没有有效的质量检测手段，也是引起GIS投运后故障较多的一个原因。 GIS存在的主要问题及解决措施 第24页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二5、目前我省仅能在现场进行交流耐压试验，该试验是保证设备投运质量的基本手段，但对于GIS内部由于局放等原因引起的发展性故障的检测基本上是无效的。 1、GIS设备制造厂近年生产任务比较饱满，制造质量有滑坡现象，为保证设备的制造质量，要从源头上采取措施。 采取措施：加强GIS设备的监造工作。 GIS存在的主要问题及解决措施 四、存在的问题和建议第25页，共8

15、2页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2、现场安装质量问题主要有一是GIS在制造厂安装试验完毕后，再拆卸运输，在拆卸过程中，可能造成损坏；二是在运输过程中可能存在颠簸、碰撞，造成盆式绝缘子或支撑绝缘子受伤，投运时出项故障；三是现场安装条件有限，密封情况差，大风把灰尘吹入GIS内部，造成隐患；四是现场安装人员不执行工艺要求，随意更改程序和工艺，造成安装质量不良，现场安装质量有所下降。 四、存在的问题和建议GIS存在的主要问题及解决措施 第26页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二采取措施： 加强现场安装的监理和监督，避免留下安全隐患。 必须使用防尘和防雨的专用帐篷。

16、对新安装GIS和改、扩建的GIS间隔或大修后的GIS 间隔设备进行老练和耐压试验。3、对于母线较长的GIS设备，考虑到日后故障的查找、检修和维护工作，缩短停电时间，应适当加装盆式绝缘子，将母线分隔成多个相对独立的气室，建议510米应安装一个盆式绝缘子。 GIS存在的主要问题及解决措施 第27页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二4、对有扩建计划的GIS，前期工程必须考虑能够保证扩建工程按照有关标准进行验收试验包括耐压，将有关分段开关和隔离开关一并安装齐全。5、运行经验表明，安装在二层（室内）或楼顶（室外）的GIS设备，特别是220kVGIS，在经过一段时间的运行后，其基础架构

17、均有不同程度沉降，引起GIS设备整体变形，破坏密封，出现SF6泄漏，尤其是220kV GIS出线套管支撑处。 GIS存在的主要问题及解决措施 第28页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 采取措施：设计时220kV GIS必须安装在一层，110kV可以安装二层，但要进行详细支撑计算。6、对GIS各导电回路进行回路电阻测试，保证导电回路的电气完整性和电气连接质量。7、严格按照规程要求进行SF6气体湿度测试。8、积极采用新技术，对GIS设备运行状态进行监测。GIS存在的主要问题及解决措施 第29页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二隔离开关存在的主要问题及解决措

18、施 隔离开关是输变电系统中的一个重要元件，直接影响着系统供电的可靠性和安全性。近年来，由于SF6断路器、真空断路器等设备的大量使用，其大修周期大大延长。而隔离开关由于国内厂家的制造水平没有提高，运行环境又恶劣，再加上大修不及时，就造成了隔离开关问题却越来越突出，在很大程度上影响了系统安全运行，成为问题的焦点。 第30页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二一、装用情况110kV高压隔离开关5211组， 220kV隔离开关2789组， 500kV隔离开关191组。隔离开关存在的主要问题及解决措施隔离开关装用情况-按电压等级分第31页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，

19、星期二110kV高压隔离开关5211组，其中GW4型2415组，GW5型1546组，GW6型233组，GW16型184组，杭州西门子合资隔离开关573组，其余为其他型号的隔离开关；隔离开关存在的主要问题及解决措施按电压等级分第32页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二220kV隔离开关2789组，其中GW4型526组，GW6型827组，GW7型452组，GW16型438组，GW17型89组，阿尔斯通合资隔离开关191组，其余为少量其他型号的隔离开关；隔离开关存在的主要问题及解决措施按电压等级分第33页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二500kV隔离开关19

20、1组，主要型号有：GW17型97组、阿尔斯通SPV和SPOLT型29组，GW16型17组，GW12型13组，瑞士ABB TFB型12组，GW9型10组，GW6型6组，其它7组；隔离开关存在的主要问题及解决措施按电压等级分第34页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二二、 存在的主要缺陷触头过热的主要原因是触头结构设计不合理和维修超周期。由于受监测手段的限制，不易在早期被发现，容易受到忽视，使得该故障隐患大量潜伏于运行的隔离开关中。随着近年来我省红外测温工作的普及，在现场发现了大批触头温升超标的隔离开关,如下图所示。 1、触头过热 图26 图27隔离开关存在的主要问题及解决措施第

21、35页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二其主要表现为：分、合闸操作传动力矩增大； 分、合闸不到位； 拒分、拒合，甚至将出现电动操作机构上部的垂直联杆被拉弯扭断等现象。2、传动机构的转动部件卡涩3、导电、传动杆件锈蚀、变形 特别是较早使用铝合金导电杆的隔离开关，导电杆受到腐蚀，呈酥糖状剥落。传动杆件的锈蚀、变形，往往引起隔离开关的分、合闸不到位、操作困难，或者杆件的断裂隔离开关存在的主要问题及解决措施第36页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 瓷瓶断裂主要原因： 一是抚瓷厂78-84年的产品在制造中采用了滚花工艺，瓷件本身存有微裂，存在有夹层、吸虹等现象；

22、 二是瓷瓶直线度差、上下法兰平行度差，或安装调整不当，在正常情况下就受到扭矩、弯矩的作用； 三是法兰浇注处，铁、瓷、水泥热膨胀系数不一致，在冬夏近60K的温差下，尤其水泥浸水后的膨胀力，使瓷柱损坏。 四是随着运行年限的延长，支持瓷瓶本身的技术性能降低。4、瓷瓶断裂 隔离开关存在的主要问题及解决措施第37页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二我省发生过几次瓷瓶支柱断裂的故障 温水站220kV隔离开关支柱断裂事故 2004年3月13日，7:40该站值班员执行操作，拉开201-1刀闸，当导电折架下落至中间位置时，201-1刀闸B相支持支柱绝缘子断裂，在跌落过程中搭在201-1与20

23、1-2刀闸间A相连线上，造成220kV#2母线A、B相相间短路，并将A相支柱瓷瓶拉断，全站失压。由于云蒙站为温云线单电源供电，随即云蒙站全站停电。 图29 断裂截面隔离开关存在的主要问题及解决措施第38页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二该刀闸为GW6220型，沈高厂98年产品，于98年5月投运。断裂支柱为抚顺电瓷厂95年10月的产品。B相支持支柱绝缘子断裂点为下节上法兰处。经检查断裂绝缘子断面，发现外沿有宽约1cm的灰环。原因为B相支柱由两节完全相同的单节支柱组成，瓷件代号为22728，单节抗弯强度为10kN，两节组合后为5kN。根据当时执行的标准GB8287.1-87(

24、现行标准为GB8287.1-98)2.10条规定，绝缘子柱下部元件除应进行正装四个方向试验外，还应进行倒装四个方向试验。而22728瓷件在出厂时只进行正装试验，对倒装没要求，不能用做下节支柱。属元件选型装配不当造成。隔离开关存在的主要问题及解决措施第39页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二济南站220kV刀闸支柱断裂障碍 2004年12月20日，济南站220kV韩济I线进行送电操作。在操作2046刀闸时，B相西侧上节支柱绝缘子下法兰根部断裂。该刀闸为GW4220GDW型，沈高89年的产品，于90年5月投运。断裂支柱都为抚瓷厂的产品,抗弯强度为4kN。分析认为，支柱绝缘子存在

25、质量问题。隔离开关存在的主要问题及解决措施第40页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 图30 图31隔离开关存在的主要问题及解决措施第41页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二三、措施和建议针对我省隔离开关出现的主要问题，主要应从以下几个方面采取措施。1、加强检修管理，开展技术改造，提高检修质量 a)合理安排检修计划，及时进行检修。 b)改造触指结构，解决触头发热的缺陷。 c)解决金属杆件的锈蚀、变形问题。 d)进行完善化改造，解决转动部件的卡涩问题。 e)对隔离开关支持瓷柱进行有针对性的更换。隔离开关存在的主要问题及解决措施第42页，共82页，2022年

26、，5月20日，19点2分，星期二2、规范运行巡视，采用新型监测手段，提高运行可靠性 a) 加强对隔离开关的巡视，避免恶性事故发生。 b)积极推广红外热成像测温技术， c) 开展瓷柱的超声波探伤工作，对有缺陷的支持瓷瓶早发现，早更换。隔离开关存在的主要问题及解决措施第43页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 3、加强隔离开关的选型和检查、验收a)加强隔离开关的选型管理，尽量选用质量好的产品。b) 轴销应采用不锈钢或铝青铜材料，轴套必须具有自润滑措施。c)采用全密封结构的轴承，否则，必须有能够方便地添加润滑剂，或其他保证润滑的措施，润滑剂采用二硫化钼锂脂。不锈钢轴销轴承座密封

27、图34 图35隔离开关存在的主要问题及解决措施第44页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 d)传动连杆应采用装配式结构，不允许在施工现场进行切焊装配。连杆应采用热度锌无缝钢管或不锈钢管。e)主触头度银层厚度应大于20微米；触头弹簧要采用外压式触头弹簧，防止弹簧分流。f)机构箱要求采用不锈钢产品或经渗锌处理的钢制产品。g)新隔离开关的选型中一律采用高强度支持瓷瓶。h)安装隔离开关时，必须对其进行解体检查，并严格执行隔离开关的安装工艺。i）验收人员应熟悉产品的调试技术要求，严把验收关，杜绝基建安装缺陷进入运行。隔离开关存在的主要问题及解决措施第45页，共82页，2022年，5月

28、20日，19点2分，星期二二、2001以来集团公司重点反事故技术措施介绍近几年，随着科学技术的快速发展，电力系统新设备、新技术层出不穷。这既为电力系统的发展带来了新动力，但同时也带来了一些新的问题。第一是新设备从工厂研制、开发，到生产现场应用，虽然经过型式试验、挂网试运行等环节把关，有些问题可能已经暴露并得到解决，但有些问题要经过长期运行才能表现出来。其二设备投运后，其故障一般情况下遵循“浴盆曲线”规律，要想保持安全生产的长治久安，设备是“物质”基础，而要保证设备的安全稳定运行，反事故技术措施就是“良剂”。第46页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 反事故技术措施是经验和教

29、训的总结，有些甚至是用生命换来的。反事故技术措施能有效的预防和控制输变电设备事故的发生，提高电网安全可靠运行水平。因此作为生产技术管理者，必须重视反事故技术措施，要认真学习，真正领会并贯彻执行。 在此对2001年以来集团公司反事故技术措施主要部分条款的含义、意义及其制定原因进行解释和说明，使每位知道“所以然”，以指导今后的工作。 二、2001以来集团公司重点反事故技术措施介绍第47页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二国家电网公司和集团公司对反事故技术措施非常重视，特别是近几年，接连制定了一系列规定和措施，主要有 ：1、2001年防止电力生产重大事故的二十五项重点要求； 2、

30、2002年预防110kV500kV变压器（电抗器）事故措施 预防110kV500kV互感器事故措施； 3、2003年关于高压隔离开关订货的有关规定 ;二、2001以来集团公司重点反事故技术措施介绍第48页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二4、2004年制定的措施有预防110(66)kV500kV架空输电线路事故措施预防110(66)kV500kV变压器（电抗器）事故措施预防交流高压开关事故措施预防110(66)kV500kV互感器事故措施预防110(66)kV500kV避雷器事故措施预防直流电源系统事故措施预防并联电容器事故技术措施二、2001以来集团公司重点反事故技术措施

31、介绍第49页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二5、2005年国家电网公司十八项电网重大反事故措施（鲁电集团生2005325转发国家电网生技2005400）；6、集团公司为贯彻落实国家电网公司有关要求，针对山东电力实际，每年在对事故和障碍分析的基础上，通过总结设计、施工、生产中暴露出的问题，吸取以往反事故措施的执行情况，制定了补充措施。 二、2001以来集团公司重点反事故技术措施介绍第50页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 1、高压真空开关选型时应选用机构和本体一体化的断路器；电容器组开关应优先选用SF6型；选用真空开关应通过电压和电流老炼。 所谓一体化

32、断路器就是机构和本体是一体的，不能分开。10kV电容器开关使用真空断路器目前的技术过电压水平和重燃率都已较低，但也要经过电压和电流老炼，烧掉真空泡内的金属毛刺，35kV要选用SF6断路器，就是因为其过电压水平和重燃率较真空断路器低，对电容器的影响小。一、防止开关设备事故 2001年供电系统重点反事故技术措施第51页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2、各种断路器交接和大修试验必须测量分、合闸速度、最低动作电压及关合性能的关键技术数据，并符合技术要求。 随着SF6开关数量的增加，在许多型号的产品中都没有留出直接的速度测量点，使得现场速度的测量变得比较复杂，有一定困难，近几年

33、现场对开关速度特性的测试工作有所放松，有些单位几乎取消了对SF6开关速度特性的试验，或者直接利用开关开距除以分、合闸时间所得的数值作为开关的分、合闸速度，这是不对的。 分、合闸速度是断路器的重要参数之一，不能因为一些进口或合资断路器现场不易测量，就用分、合闸时间和行程间接一、防止开关设备事故 2001年供电系统重点反事故技术措施第52页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 表示，这样断路器的刚分和刚合速度等动作特性不能得到，断路器的压气性能和灭弧性能不能得到，给以后断路器运行留下隐患。开关的速度，特别是刚分、刚合速度对于开关的分断、关合性能、触头的烧蚀磨损、机构的冲击磨损以及

34、在系统中产生的过电压水平等都有着较大的影响。速度越高，相对燃弧时间缩短，触头电弧烧蚀量减少，但高的速度对应着较大的操作能量和对机构更大的冲击，一旦缓冲装置容量不足，就会对机构造成较大的损害。同时分闸速度的升高也会引起采用压气式、旋弧式等类似灭弧原理的2001年供电系统重点反事故技术措施第53页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 开关截流值升高，更易在系统中产生异常的过电压。自能式灭弧原理的开关，过高的刚分速度会引起电弧阻塞喷口时间缩短，燃弧能量不足，降低吹弧效果，增加燃弧时间或导致开断失败。开关分、合速度过低带来的危害更大。另外，机构的卡涩及磨损在开关的速度曲线中也会有所体

35、现。并且新的IEC和国家标准都对速度测量提出了测量速度曲线的新要求，因此，开关速度特性的测试工作必须进行，并且要加强。2001年供电系统重点反事故技术措施第54页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 严格避雷器的交接验收试验，氧化锌避雷器要测量持续运行电压下的泄漏电流，以便与以后的带电测试相比较。测量持续运行电压下的泄漏电流，目的之一是便与以后的带电测试相比较，更重要的是由于500kV避雷器带并联电容器，测量交流泄漏电流和工频参考电压，把并联电容一起考核，而直流试验考核不到并联电容。今年7月6日浙江金华丹溪变电站500kV避雷器爆炸，就是由于并联电容器组件制造质量问题，这再次

36、给我们敲响了警钟。二、防止过电压事故 2001年供电系统重点反事故技术措施第55页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 接地装置腐蚀比较严重的500kV变电所宜采用铜质材料的接地网，220kV宜采用牺牲阳极法，保护阴极。 日本和欧洲等国，变电站大部分采用铜接地网，不腐蚀，不用开挖检查，目前我省潍坊公司银河、龙城220kV变电站已使用铜接地网，造价比钢多50（220kV、110kV均为GIS造价为18万左右），但投运后可以省掉的许多工作量，建议今后在腐蚀比较严重的地区，推广铜接地网。 牺牲阳极法，保护阴极，就是在变电站内铺设锌块进行牺牲，保护钢接地网。目前技术比较成熟，但投资也

37、不明显节省，还要检查和更换，比较麻烦。 2001年供电系统重点反事故技术措施三、防止接地网事故 第56页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 瓷柱式断路器断口并联电容器应按预防性试验规程，进行绝缘电阻、电容量和介损测量。从近几年预防性试验结果看，断路器断口并联电容器不合格时有发生，有进口的也有国产的，这可能与电容器制造质量和本身寿命有关，因此要重点加强检测。 2002年供电系统重点反事故技术措施防止开关设备事故 第57页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 一、防止变压器类设备事故 04年底前要全部完成对110kV及以上变压器中性点双接地的检查，并对变压器中

38、性点保护间隙距离进行一次全面复核。 110kV及以上变压器中性点双接地的要求是国网公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中提出的，采纳了华东经验，我省2001年反措中也已提出。原文17.7“变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。重要设备及设备构架等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应负荷热稳定的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。”2004年供电系统重点反事故技术措施第58页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 单根引下线，一旦发生问题，设备便失地运行由此导致的恶性事故很多。省内南定电厂

39、升压站、德州110kV东郊站、烟台220kV福山站、泰安220kV红庙站等都曾发生过由于主变引下线熔断造成事故扩大。增加一根接地引下线工作量和费用很少，但意义重大。 为便于定期检查的要求，引下线与设备之间要有断开点，特别是目前许多设备都是钢架结构，特别要注意不能从地下或基础内连接，否则运行后没法检查其连接情况。2004年供电系统重点反事故技术措施第59页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 110kV及以上GW4型隔离开关铸铝底座改造、更换必须在2004年底前完成；GW6型隔离开关改减振型静触头应在2005年底前完成；新上产品要选用减振型静触头，静触头与母线垂直安装。 隔离开

40、关铸铝底座的断裂原因，是由于铜铝之间存在电化学反应，铝底座被腐蚀后膨胀，从而导致断裂。不是由于铸铝座强度不够。 GW6隔离开关与母线的连接，有一些是硬连接，中间无缓冲，在合闸过程中，管母线受力并作用在两端支持瓷瓶上，是导致支持瓷瓶断裂的重要原因之一。2004年供电系统重点反事故技术措施二、防止开关类设备事故第60页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 1、母线和刀闸等支持瓷瓶不能攀登、不能挂安全带（绳）。要建立支持瓷瓶、变压器套管等重要设备部件台帐。 2、500kV变电站应采取措施，降低二次电缆的感应电压，防止断路器误动。在投运后，有条件的

41、情况下测量接触电压、跨步电压、电位分布。3、110kV及以上线路，如有热备用运行方式时，必须加装线路避雷器或间隙保护。一、防止人身和变电站全停事故第61页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 4、对中性点不接地系统加装PT消谐器时，PT中性点必须为全绝缘或半绝缘，对已安装但不满足该条件的，应立即拆除。5、各单位每年要按系统最大运行方式重新核算变电站母线短路容量，不满足要求的开关设备要及时更换，未更换前要采取措施。6、对直流系统使用的在空气开关动作性能要进行校验，防止不正确动作，造成事故扩大。第62页，共82页，2022年，5月20日，19点

42、2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 1、选用110kV及以上变压器时要继续执行2004年度供电系统反事故技术措施中的有关要求。为减少变压器受外部短路冲击次数，改善变压器运行条件，110kV、220kV变压器低压侧出线包封绝缘护套措施要在05年底前完成。变压器低压侧发生出口或近区短路故障，要做好记录备案，要与出厂、交接、预试等绕组变形测量数据进行比较。 二、防止变压器类设备事故 第63页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 措施主要有：一是今后选用110kV及以上变压器时，在合同中应明确要求厂家出具抗短路能力报告并进行验算，也应

43、明确要求厂家增加抗短路能力的措施，主要有采用半硬铜或自粘性换位导线、内衬厚度大于5cm的硬绝缘筒、合理增加撑条等；二是110kV变压器必须选用经突发短路型式试验的；三是220kV优先选用已通过突发短路试验的同类产品，四是变压器低压侧采取绝缘护套包封等措施，减少变压器外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。五是加强监造。 第64页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 关于变压器突发短路试验，目前沈阳虎石台实验站已具备进行220kV 180MVA变压器突发短路试验的能力。大批量采购可以考虑做突发短路试验，上海市一次定购多台变压器，抽试一台，做完试

44、验的变压器，继续运行,至今良好，我省准备今年也将抽试一台。 做好变压器出厂、交接、预试等变压器绕组变形测量数据的整理和分析，建好数据档案，因为变压器的近区以及输电线路短路等都会对变压器造成程度不一的冲击，积累效应会逐渐造成变压器绕组发生变形甚至失稳，因此要做好建档，经常进行分析。第65页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 2、220kV及以上电压等级变压器现场局部放电试验继续执行2004年度供电系统反事故技术措施中的有关要求。110kV电压等级的变压器，要积极创造条件，开展局放测量。在2004年的反措中提出，“220kV及以上电压等级和1

45、20MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在大修(更换绝缘部件或部分线圈)后，必须进行现场局部放电试验。110kV电压等级的新安装变压器，可参照执行。”第66页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二2005年供电系统重点反事故技术措施 从93年开始局放试验，研究院已发现四台局部放电超标，经分析查找全部是制造质量问题，避免了带缺陷设备投入运行，因此变压器交接试验时局放测量一定要进行，并逐步扩展到110kV变压器。 3、对安装原沈阳变压器厂配件八厂生产的YJ-150型变压器油流继电器进行检查并逐步更换。对

46、其它类型的油流继电器宜结合主变大修予以更换。 04年发生两起220kV变压器YJ-150型油流继电器挡板脱落，其中一台挡板被冲入器身内，非常危险。第67页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二三、防止开关类设备事故 1、落实国网公司生产输电20044号文关于印发2003年高压开关专责会纪要的通知，继续开展隔离开关完善化工作。新建、扩建和改建工程所选用的国产高压隔离开关必须是已进行完善化改造的产品，除满足有关规程、规定外，还应满足国网公司关于高压隔离开关订货的有关规定(试行)。2005年供电系统重点反事故技术措施第68页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 国家

47、电网公司专门召开会议，对隔离开关完善化产品方案进行审查，并提出了高压隔离开关订货的有关规定，该规定对生产企业的生产条件、出厂试验和供货范围及隔离开关主要部件和结构提出了要求，特别是对出厂试验和供货范围提出的要求，对我们现场应用非常具有指导意义：“每台产品必须在工厂内进行整台组装和出厂试验。高压隔离开关的供货范围应从地面基础以上整台供货，包括支架和基座，并应向用户提供详细的基础施工图和技术要求，支架和基座最好采用组装式结构以便于运输。”2005年供电系统重点反事故技术措施第69页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2、由于永磁机构电子元件质量原因，目前不宜大批量采用永磁机构断

48、路器。 永磁机构一般都采用电子元器件控制，其寿命受电子元器件寿命影响；永磁机构没有机械锁扣，所以不能像传统操动机构那样解扣进行紧急分闸；永磁机构用钕铁硼材料温度系数较高，造成其磁性能热稳定性差。 尽管永磁机构有许多优点，但也有许多已知和未知的缺点，尤其是电容器的寿命不能和机构宣称的寿命期相匹配，因此近期不宜大批量选用。 2005年供电系统重点反事故技术措施第70页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2006年供电系统重点反事故技术措施 1、避雷器禁止加装防污闪辅助伞裙。 因为加装了辅助伞裙后会改变避雷器的场强分布，避雷器的阀片有的可能老化加快。 第71页，共82页，2022

49、年，5月20日，19点2分，星期二 2006年供电系统重点反事故技术措施 2、提高刀闸支柱和母线支柱绝缘子的抗弯强度。要求今后采用额定弯曲破坏负荷为6kN及以上的防污型支柱绝缘子。 额定弯曲破坏负荷为6kN及以上是指不论是几节组装，整只绝缘子要达6kN及以上。 第72页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2006年供电系统重点反事故技术措施 3、220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；对110kV变压器，要积极创造条件，开展局放测量。 220kV及以上电压等级的变压器我省已全部开展了局部放电测试，发现了许多问题，这里提出对

50、110kV变压器，也要积极创造条件，开展局放测量工作。 第73页，共82页，2022年，5月20日，19点2分，星期二 2006年供电系统重点反事故技术措施 4、对110kV及以上电压等级的气体绝缘（SF6）电流互感器安装后必须进行现场老炼试验和耐压试验。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。 气体绝缘（SF6）电流互感器现场老炼和耐压试验能发现运输、安装过程中的许多隐患，并且根据近几年500kV气体绝缘电流互感器的耐压情况看，问题不少。2005年集团公司下发了关于对气体绝缘互感器交接试验必须进行现场老炼和耐压试验的通知（集团生工200518号），对此也提出了明确要求。第74页，共82页，2022年，5月20日，1