电力公司输变电设备反事故技术措施样本

附件:山东电力集团企业输变电设备反事故技术方法山东电力集团企业二○○六年四月目录TOC\f\h\z\t"章标题,1"1预防变电站全停事故 12预防输电线路事故 63预防输变电设备污闪事故 114预防电缆事故 155预防支柱绝缘子断裂事故 176预防变压器类设备事故 187预防互感器设备事故 218预防开关类设备事故 239预防接地网和过电压事故 2910预防直流系统事故 3311预防电容器装置事故 35预防变电站全停事故实施关键：变电站直流系统设计应符合批反措要求。并加强对变电站直流系统运行维护。变电站保护设备配置应符合反措要求，关键线路和设备必需坚持设置两套相互独立主保护标准。运行人员要严格招待电网运行相关规程、要求，严格实施“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。加强对变电站一次设备检验，关键包含母线支撑绝缘子、对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头温度监测。预防电气误操作事故发生，必需从规范人行为、确保设备尤其是防误闭锁装置可靠运行入手。预防电气误操作事故发生关键，一是检修和运行人员严格实施“两票三制”管理制度并认真使用标准票，二是防误闭锁装置要完善可靠。为了预防枢纽变电站全停事故发生，严格实施相关规程、要求，并提出以下关键要求：完善变电所一、二次设备进入枢纽变电站输电通道应最少有三通道以上；站内部分母线或有一输电通道检修时，发生N-1、N-2故障时不会出现变电站全停情况。枢纽变电站宜采取双母分段结线方法或3/2结线方法。依据电网结构改变，应满足变电站设备短路容量。每十二个月按系统最大运行方法重新核实变电站母线短路容量，不满足要求开关设备要立即更换，未更换前要采取方法。对影响系统安全稳定运行220kV及以上变电所，设计时应充足考虑接线方法、同期装置、消弧线圈、无功赔偿等和运行方法结合、避免投运后再行完善。必需依据电网需求，装设低频低压减载和过流联切等安全自动装置。要定时对枢纽变电站支柱绝缘子，尤其是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检验，以预防绝缘子断裂引发母线事故。建立支持瓷瓶、变压器套管等关键设备部件台帐。开展瓷瓶裂纹、损伤等检验工作。新建变电站管母支持瓷瓶要选择额定弯曲破坏负荷6kN及以上高强度瓷瓶；弯曲破坏负荷4kN及以下支持瓷瓶要加大更换力度，110kV可选择硅橡胶合成支柱绝缘子；母线和刀闸等支持瓷瓶不能攀登、不能挂安全带（绳）。定时对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备外绝缘监督，做好变电站门、窗、换气孔防漏和维护工作；和设计部门一起制订方案，对无须要进行封堵和改造，避免进水或灰尘引发室内设备短路。要加强对输变电设备红外测温检验，每十二个月最少在夏季负荷高峰期间对输变电设备普测一次。对户外变电所大径母线（直径大于500mm2）联接头，开口向上应在联接金具底部开孔(孔径5mm)，预防水流入线夹内冬季结冰造成线夹撑裂，母线落地。220kV及以上电压等级变电所所用电应有两路可靠电源。各直流操作电源均应确保断路器分、合闸电磁线圈通电时端子电压不得低于标准要求。新订购电气设备，必需是符合国家及电力行业标准，并含有一定运行经验和成熟制造经验，不然不得在变电站中安装运行。对旧保护装置迁入新建变电所运行，必需进行具体状态检验和论证，经运行单位和专业管理部门审批。加强110kV及以上母线、220kV及以上主设备快速保护建设。对关键线路和设备必需坚持设置两套相互独立主保护标准，500kV设备主保护要实现双重化配置，220kV及以上环网运行线路要配置双套全线速动保护，500kV及枢纽220kV厂站母线应配置双套母差保护。对两套保护宜为不一样原理和不一样厂家产品。对关键元件应充足考虑后备保护设置。传输两套独立主保护通道相对应电力通信设备同时应为两套完整独立、两种不一样路由通信系统，其对应通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构通信监控主站系统。在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生影响。如为避免电流互感器本身故障，使事故扩大，安装时应注意将用于母差保护二次绕组紧靠母线侧。继电保护及安全自动装置要选择抗干扰能力符合规程要求产品，并采取必需抗干扰方法，预防继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作或造成枢纽变电站全停。保护装置配置及整定计算方案应充足考虑系统可能出现不利情况，尽可能避免在复杂、多重故障情况下继电保护、安全自动装置不正确动作。对于双母线接线方法变电站，在一条母线停电检修时及恢复送电过程中，要做好安全方法，预防全站停电。对检修或事故跳闸后母线进行试送电时应首先考虑用外来电源送电。蓄电池室、油罐室、油处理室等防火、防爆关键场所照明、通风设备应采取防爆型。无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，其火灾报警信号应接入有些人监视遥测系统，方便立即发觉火警。加强电网运行管理和监督要重视和加强电网计划设计工作，制订完备电网发展计划和实施计划，建设结构合理电网。对电网微弱步骤，要立即给强化。电源接入点要合理，受端系统受电应按多条通道、多个方向进行计划和实施，每个通道输送容量不应超出受端系统最大负荷10%--15%，以降低失去一个通道时对电网安全稳定运行不利影响。要加强稳定控制方法及保障系统安全最终防线运行方法管理。要亲密跟踪系统改变情况，立即调整稳定控制方法，完善失步、低频、低压解列等装置配置，并做好装置定值管理、检修管理和运行维护工作。低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置要足额投入。并网发电机组保护定值要满足电网对机网协调要求。应避免220kV及以上枢纽厂站线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无快速保护运行时，要尽可能降低无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重预防保护拒动。要加强开关运行维护和检修管理，确保元件故障能快速、可靠地切除。对500kV（330kV）厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50ms、60ms开关，要立即经过检修或生产改造加紧分闸速度，经上述工作后分闸时间仍达不到上述要求开关要立即给更换。为预防系统发生电压瓦解稳定破坏事故，要继续落实实施《电力系统安全稳定导则》（DL755－）、《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-1989）、《国家电网企业电力系统无功赔偿配置技术标准》（国家电网生[]435号），并提出以下关键要求：在计划设计电力系统时，必需包含无功电源及无功赔偿设施计划设计、并根据无功电力在高峰和低谷负荷时均能分(电压)层、分(供电)区基础平衡标准进行配置。同时应含有灵活无功电压调整能力和足够检修事故备用容量。受端系统应有足够无功贮备，并应有一定动态无功赔偿。对于接入电网发电机组，满负荷时滞相功率因数应不低于0.9，受端系统应为0.8至0.85；满负荷时进相额定功率因数新机组应不低于-0.95，老机组应不低于-0.97。主变最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，最小负荷时不高于0.95。电网局部电压发生偏差时，应首先考虑增减该局部厂站无功出力，改变该点无功平衡水平。母线电压低于调度下达电压曲线下限时应闭锁接于该母线上变压器分头。中枢点电压超出电压合格范围必需立即向运行人员告警。电力系统应有一定无功备用容量，以确保正常运行方法下，忽然失去一回线路、一台最大容量无功赔偿设备或当地域一台最大容量发电机(包含发电机失磁)时，保持电压稳定和正常供电。无功电源中事故备用容量，应关键贮备于运行发电机、调相机和静止型动态无功赔偿设备中。当电压连续降低并有深入恶化趋势时，要采取果断方法，立即拉路限电预防系统电压瓦解。对100kVA及以上高压供电电力用户，在用电高峰负荷时变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其它电力用户功率因数应不低于0.9。加强发电机组和电网亲密相关设备管理，并网电厂中包含电网安全稳定运行励磁系统和调速系统，继电保护和安全自动装置、并网电厂高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一计划、包含、运行管理，其技术性能和参数应达成相关国家及行业标准要求，技术规范应满足所接入电网要求，并应达成技术监督及安全性评价要求。应督促谐波源用户进行谐波治理，降低谐波对电能质量、保护装置和计量装置影响。预防变电站电气误操作事故方法为了预防电气误操作事故发生，应逐项落实《电力安全工作规程》（国家电网安监〔〕83号）、《预防电气误操作装置管理要求》（国家电网生[]243号文）及其它相关要求，并关键要求以下：运行人员要严格实施电网运行相关规程、要求。操作前要认真查对接线方法，检验设备情况。严格实施“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防因为误操作造成枢纽变电站全停事故。认真实施现场标准化作业指导书，确保对现场作业安全、质量全过程控制。严格实施调度命令，操作时不许可改变操作次序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并汇报调度部门，不许可私自修改操作票，不许可随意解除闭锁装置。结合实际制订防误装置运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置运行、维护管理，确保已装设防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置中电脑钥匙管理必需严格按要求实施。对于双母线接线方法变电所，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线安全方法，预防因人为原因造成运行母线停电。当给停电母线送电时，有条件要利用外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必需带有充电保护。建立完善万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位生产局长或总工程师同意；短时间退出防误闭锁装置时，应经变电站站长或操作对队长同意，并应按程序立即投入运行。采取计算机监控系统时，远方、就地操作均应含有电气闭锁功效。其防误操作规则必需经本单位电气运行、安监、生技共同审核，经主管领导同意并立案后方可投入运行。断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。新、扩建变电工程，防误闭锁装置应和主设备同时投运。成套高压开关柜五防功效应齐全，性能应良好。防误装置电源应和继电保护及控制回路电源分开。应配置充足经过国家或省、部级质检机构检测合格安全工作器具和安全防护用具。为预防误登室外带电设备，应采取全封闭（包含网状）检修临时围栏。为预防组合电器出线带电合接地刀，各单位应制订对应管理要求。成套高压开关柜五防功效应齐全、性能良好。新装开关柜应装有带电显示装置，带电显示装置应含有自检功效，并和线路侧接地刀闸实施联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置强制闭锁。预防输电线路事故对关键跨越处，如铁路、高等级公路和高速公路、通航河流和人口密集地域应采取独立挂点双悬挂垂串绝缘子结构。对可能遭受洪水、暴雨冲刷杆塔应采取可靠防汛、防泥石流方法。严格按设计进行施工，隐蔽工程应经监理单位质量验收合格后方可排埋，不然严禁立杆塔、放线。应制订倒杆塔、断线事故反事故方法，并在材料、人员上给落实，应集中贮备一定数量事故抢修塔。线路历经恶劣气象条件后应组织人员进行特巡。为预防输电线路事故发生，应严格实施国家电网企业《预防110（66）kV～500kV架空输电线路事故方法》（国家电网生[]641）、《110（66）kV～500kV架空输电线路技术监督要求》（国家电网生技[]174号）及其它相关要求，并提出以下关键要求：2.1设计阶段应注意问题2.1.1线路设计应严格实施现行《110~500kV架空送电线路设计规程》(DL/T5092-1999)和《架空送电线路杆塔结构设计技术要求》(DL/T5194-)等规程、规范相关要求。加强设计、基建及运行单位沟通，充足听取运行单位意见。条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。严禁无线路设计资质单位设计、严禁超业务范围进行设计。2.1.2线路路径选择应注意以下问题：2.1.2.1要重视已取得运行经验，并充足考虑特殊地形、气象条件影响，尽可能避开重冰区及易发生导线舞动地域，并合理选择杆塔型式及强度。2.1.2.2对关键跨越（如跨铁路、一级及以上公路、110kV及以上线路、通航河流、人口密集区）、地形复杂、交通困难、易覆冰、风口、高差大地段，宜缩短耐张段长度，同时杆塔设计应留有裕度。2.1.2.3应尽可能避开矿场开采区、塌陷区等可能引发杆塔倾斜、沉陷地域。对于可能出现倾斜、沉陷等故障杆塔，设计时应采取大板基础或其它有效方法。对于压矿线路，应到政府相关部门办理手续。对不能避开矿区线路，应考虑矿区目前情况同时，合适考虑矿区发展趋势，采取综合预防方法预防倒塔事故发生。2.1.2.4跨越森林、果园等，应合适增加杆塔高度，降低树木砍伐。跨越高等级公路两侧绿化带，应依据树种最终生长高度确定杆塔呼称高度。2.1.3城市或靠近公路输电线路拉线，应装设反光拉线护管。2.1.4新建220kV及以上线路，地线耐张串应采取双串绝缘子，安装前应测量绝缘电阻。2.1.5新建110kV－220kV线路水泥杆应使用环形钢筋叉梁，提升叉梁机械强度和水泥杆整体稳定性。对已运行方形叉梁经判定强度不满足要求，应更换为环形钢筋叉梁。2.1.6新建线路设计，在关键跨越处，如跨越110kV及以上输电线路、铁路、高速公路、通航河流和人口密集区等地段，应采取自立式铁塔，并加强杆塔强度。新建220kV及以上电压等级线路不宜采取拉线塔，在人口密集区和关键交叉跨越处不采取拉线塔。靠近道路杆塔，在其周围应采取可靠保护方法。2.1.745度及以上转角塔外角侧跳线串宜使用双串复合绝缘子，并加装重锤，以避免风偏放电。耐张跳线悬垂线夹螺栓采取带开口销螺栓。2.1.8设计阶段应因地制宜开展防雷设计，对雷害易发区合适提升输电线路防雷水平，如山坡外侧、山区大跨越段地线对导线保护角要尽可能减小。对于同塔双回直线塔，500kV和220kV线路对中相保护角均小于0度，110kV铁塔均小于10度，钢管杆小于20度。对于单回路线路，500kV线路地线对导线保护角小于10度，220kV和110kV线路按规程设计，尽可能降低，通常小于15度。为提升地线复合光缆（OPGW）耐受雷击能力，500kV线路OPGW外层单丝直径不得小于3.0mm，220kV线路OPGW外层单丝直径不得小于2.8mm。2.1.9对35kV及以下线路，在雷害频繁多雷区，应结合具体情况，考虑采取合适防雷方法，如加装避雷线、安装避雷器、采取重合闸等。对绝缘导线在雷击断线频发区，应采取合适防断线方法，同时做好绝缘导线防渗水工作。2.1.10做好防洪、防汛设计。输电线路应按50年一遇防洪标准进行设计。对可能遭受洪水、暴雨冲刷杆塔，应加大基础强度，并采取可靠防汛方法；在山坡、山脚可能受暴雨冲刷杆塔，应采取可靠截水、排水方法；杆塔砌挡土墙加固，挡土墙应有足够强度，并采取良好排水方法。2.1.11对于关键直线型交叉跨越塔，包含跨越110kV及以上线路、铁路、高等级公路和高速公路、通航河流等，应采取双悬垂串、V型或八字型绝缘子串结构，应采取双独立挂点，档内导地线不能有接头。500kV线路铁塔宜预留双串挂孔。2.1.12线路设计中应考虑预防导、地线断线方法，对导、地线和拉线金具要有明确要求。新建线路导、地线应选择单丝无接头钢芯；新建220kV线路导线接头连接方法应采取液压连接。沿海地域、化工污染严重地域采取防腐导、地线及拉线。2.1.13加强杆塔防盗设计，110kV及以上电压等级输电线路杆塔呼称高度以下采取防盗方法，呼称高度在30米以上防盗到30米。2.1.14使用复合2.1.16鞍山铁塔厂1978年编制《220千伏铁塔汇编》及1977年编制《35~110千伏铁塔型录》，已不符合现行规程DL/T5092-1999、DL/T5194-相关要求，线路设计时不得直接套用，必需按现行规程进行强度核实后方能用于工程中。2.2基建阶段应注意问题2.2.1线路器材应符合标准和设计要求，不许可使用不合格产品。2.2.2塔材、金具、绝缘子、导线等材料在运输、保管和施工过程中，应妥善加以保管，严防硌压产生宏观压痕。2.2.3复合绝缘子相对易于破损，在施工中应避免损坏复合绝缘子伞裙、护套及端部密封，严禁人员沿复合绝缘子上下导线。2.2.4严格根据设计要求进行施工，隐蔽工程应经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋，不然严禁立杆塔、放线。2.2.5砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选择砼杆时，应采取在根部标有显著埋入深度标识、符合设计要求砼杆，为施工及验收工程质量提供直观可靠检测依据，并为提升运行维护质量提供有效手段。2.2.6新建线路完工后，线路保护区应满足《电力设施保护条例》（1998年修订）相关要求，对地面、建筑物、树木、公路等距离符合《架空送电线路运行规程》(DL/T741－)相关要求。2.3运行维护中应注意问题2.3.1认真落实实施《架空送电线路运行规程》(DL/T741－)，依据新颁规程要求，修订本单位运行、检修规程。大跨越段(档距在1000米以上或杆塔在100米以上)应依据环境、设备特点和运行经验，制订专用现场规程，定时对导、地线进行振动测量。2.3.2供电单位要和发电厂、相邻运行单位，明确每条线路维护界限，不得出现空白点。2.3.3各单位应结合本单位实际，制订倒杆塔、断线等事故反事故预案，并在材料、人员上给落实。2.3.4进行输电线路特殊区段划定工作，对大跨越、多雷区、重污区、重冰区特殊区段制订对应维护、检修方法。2.3.5220kV及以上线路停电时应对耐张杆塔引流板连接螺栓进行检验紧固。2.3.6对于发生风偏跳闸杆塔，若不能使用V型串，可采取双串绝缘子呈八字形悬挂导线，并加挂重锤，将导线位置略为提升，增大导线对塔身空气距离，提升线路防风偏能力。2.3.7充足利用现在已经有雷电定位系统，掌握输电线路周围雷电活动规律，确定雷害多发区。对雷击跳闸较频繁线路，定出易击段，采取综合防雷方法（包含降低杆塔接地电阻、改善接地网敷设方法、合适加强绝缘、增设耦合地线、使用线路型带串联间隙金属氧化物避雷器等手段），降低线路雷击跳闸率和事故率。110kV及以上变电站出线前二基杆塔接地电阻必需小于5Ω，不满足要求要立即处理。2.3.8加强线路通道清理工作，立即清除危及线路安全运行障碍物；加强对交叉跨越点导、地线弧垂观察。2.3.9加强线路瓷绝缘子检零工作,对500kV线路提议采取测量分布电压方法进行检零。采取火花间隙进行检零时,对检出有怀疑绝缘子要用分布电压测量仪进行查对,确定为零、低值绝缘子应立即进行更换。2.3.10采取有效方法，降低鸟害事故。对110kV及以上线路鸟害易发段，以加装防鸟刺为主。2.3.11加强线路巡视2.3.11.1严格根据相关要求进行线路巡视，在恶劣气象条件下应增加特巡,尤其是微气候地段，注意防覆冰和冰凌。线路遭受恶劣天气危害时应组织人员进行特巡，当线路导地线发生覆冰、舞动时应做好观察统计（如录像、拍照等），并对杆塔进行检验。2.3.11.2线路巡视中，应做好杆塔后期安装复合光缆、防雷设施、防鸟设施等隶属设施运行维护工作，避免因隶属设施缺点引发线路故障。线路巡视应尤其注意检验地线复合光缆（OPGW）外层断股情况。2.3.11.3大负荷期间应主动开展红外测温工作，以有效检测接续金具（比如：压接管、耐张线夹等）发烧情况，发觉问题立即处理。2.3.11.4加强新技术、新设备使用和推广，主动采取优异智能巡检系统。2.3.11.5对已发生倾斜杆塔应加强监测并立即采取方法。2.3.12立即处理线路缺点，尽可能缩短线路带缺点运行时间。2.3.13为预防感应电触电，对在同塔双回、平行线路导线上停电工作和绝缘地线上工作，应加挂小接地线。2.3.14加强铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀观察和技术监督。应根据《架空送电线路运行规程》（DL/T741-）要求，对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重，主动开展防腐处理，必需时进行更换。加强对导、地线悬垂线夹承重轴磨损情况检验，磨损断面超出1/4以上应给予更换。2.3.15预防外力破坏2.3.15.1可能引发误碰线路区段，应悬挂限高警示牌或采取其它有效警示手段。2.3.15.2加强对拉线塔保护和维护，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠防盗、防外力破坏方法。在有拉线塔线路周围还应设置警示标志。2.3.15.3主动争取地方政府和公安部门支持，充足发挥电力企业保卫部门作用，主动宣传《电力法》、《电力设施保护条例》，开展群众护线工作，严厉打击偷窃线路器材犯罪活动。2.3.15.4把线路运行环境监督检验作为关键维护工作之一，线路运行人员要立即掌握沿线建筑、公路、铁路、桥梁、开挖等施工作业情况，建立动态台帐，实施动态管理。2.3.16加强线下树木管理，线下树木和导线距离必需符合《架空输电线路运行规程》要求，对不符合要求要进行砍伐或削头处理。预防输变电设备污闪事故实施关键：完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人具体职责。坚持定时对输变电设备外绝缘表面盐密测量。严格招待电力系统绝缘子质量全过程管理要求，防污闪专责人应全过程参与。要加强零值绝缘子检测工作。为预防发生输变电设备污闪事故，应严格实施《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》（GB/T16434-1996），并提出以下关键要求：3.1设计和基建阶段应注意问题3.1.1应加强设计、基建、运行及科研单位沟通和协调，并充足听取运行单位及电力科研单位意见。3.1.2新建、扩建输变电设备外绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染改变趋势、运行经验、关键性等原因，合理选择绝缘子种类、伞型及爬距。确保设备防污闪能力。3.1.2.1新建、扩建输变电设备外绝缘配置应达成对应于所在区域污秽等级配置上限或高一级配置，其中变电设备爬距不应低于三级污区配置。3.1.2.2对处于三级污区输变电设备，应在设计和基建阶段充足考虑采取大爬距定型设备，输电线路直线串优先选择复合绝缘子。3.1.2.3应在变电站站址及线路走廊选择阶段尽可能避开四级污区。如不能避让，应在设计和建设阶段充足考虑设备型式选择，经技术经济比较后，变电站能够考虑采取GIS或HGIS等设备或全户内变电站。3.1.2.4在设备投运前，按相关要求落实清扫、涂刷RTV涂料、安装防污闪辅助伞裙等防污闪方法。3.1.2.5应避免使用爬距有效系数偏低大爬距绝缘子，包含：伞间距过小，伞下沟槽过多过深等。3.1.3绝缘子覆冰闪络是污秽闪络一个特殊形式。重冰区绝缘设计应采取增强绝缘、V型串、不一样盘径绝缘子组合等形式，经过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接和改善融冰情况下导电水膜形成条件，预防雪闪、冰闪事故。3.1.4加强绝缘子全过程管理，全方面规范选型、招标、监造、验收及安装等步骤，确保使用设计合理、质量合格绝缘子。3.1.4.1500kV线路复合绝缘子单次订货量超出500支或数次累计订货量超出500支、玻璃或瓷绝缘子订货量超出10000片，应由业主组织技术监督单位、运行单位、设计单位到生产厂家进行监造。监造中应严格实施抽检试验。对于复合绝缘子，应增加水扩散试验项目（注：对于Φ35mm及以下芯棒，带护套芯棒及不带护套芯棒泄漏电流均不许可超出50μA，带护套芯棒和不带护套芯棒泄漏电流比值不许可超出1.5）。3.1.4.2在选购复合绝缘子时，应要求厂家产品经过端部密封渗透试验和芯棒应力腐蚀试验。3.1.4.3220kV及110kV绝缘子订货监造应依据需要参考500kV绝缘子要求实施。3.2运行阶段应注意问题3.2.1完善防污闪管理体系，明确和落实防污闪主管领导和专责人具体职责。3.2.2定时开展盐密测量、污源调查和运行巡视工作，立即修订污区分布图。现在，盐密测量应根据国家电力企业《相关开展‘用饱和盐密修订电网污区分布图’工作通知》（发输电输[]168号）要求，逐步过渡到按3～5年积污量取值。3.2.3对于爬距不满足对应污区等级要求或不能确保定时清扫变电设备外瓷绝缘，应采取涂RTV涂料防污闪方法。对于积污严重变电柱式设备可采取涂RTV涂料并加装防污闪辅助伞裙综合方法。超出使用期涂层应进行重涂。3.2.4在恶劣气象条件下要合适降低运行电压,降低线路污闪跳闸几率。短期内发生数次污闪跳闸，宜考虑停电处理。3.2.5调爬和清扫3.2.5.1对于绝缘配置不满足污秽等级要求应进行调爬。如受条件限制不能调整，应采取必需防污闪补救方法。3.2.5.2绝缘配置满足污区等级要求且未涂刷RTV涂料室外输变电瓷绝缘设备应安排停电应每十二个月入冬前清扫一次。3.2.5.3对采取盐密指导清扫输电线路，依据气象环境条件和运行经验,通常2～3年停电清扫一次。对距海20km以内输电线路，不采取盐密指导清扫。3.2.5.4加强设备清扫工作，落实“清扫责任制”和“质量检验制”，其中应关键关注自洁性能较差绝缘子（如钟罩式绝缘子）。3.2.5.5室内变电设备，除做好密封和防渗漏工作，应依据所处地理位置和设备积污情况合理安排清扫，清扫周期最长不超出5年。3.2.5.6鉴于输电线路跳线串清扫困难，提议将处于二级及以上污区内110-500kV输电线路耐张塔（杆）和转角塔瓷绝缘子吊串更换为复合绝缘子。更换复合绝缘子前应进行校核，若风偏不满足要求时应加装重锤。3.2.5.7在调爬和清扫中应预防留下防污漏洞或死角，如含有多个绝缘配置线路中相对微弱区段、配置过于微弱耐张绝缘子和输﹑变电结合部等。3.2.6绝缘子使用注意事项3.2.6.1玻璃绝缘子和瓷绝缘子对于盘形悬式玻璃绝缘子自爆和瓷绝缘子零值问题，首先应坚持定时检测和更换，其次对劣化率高于《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》（DL/T626-），应结合生产厂家﹑产品批次﹑运行时间﹑运行条件等原因进行综合分析，必需时应全部更换，并和设计﹑基建及生产厂家立即交换信息。3.2.6.2复合绝缘子应严格实施《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T864-）相关要求，并注意以下事项：3.2.6.2.1在复合绝缘子存放期间及安装过程中，严禁任何可能损坏绝缘子行为；在安装复合绝缘子时，严禁反装均压环。3.2.6.2.2处于三级及以上污区线路直线串全部采取或更换为复合绝缘子。要求以下：（1）要选择大小伞结构、加长型复合绝缘子；（2）110kV及以上电压等级复合绝缘子要选择耐酸腐蚀芯棒；（3）端部连接采取压接式或内楔式工艺；（4）选择防鸟害均压环。3.2.6.2.3对运行中复合绝缘子应参考“盐密监测点”设置一定数量“憎水性监测点”，定时检测绝缘子憎水性，以分析该批产品外绝缘情况。对于严重污秽地域复合绝缘子宜进行表面电蚀损检验。在进行杆塔防腐处理时，应预防防腐漆滴落到复合绝缘子表面。3.2.6.2.4应定时换下一定百分比复合绝缘子做全方面性能试验。对于确定性能已显著老化﹑不能确保安全运行产品批次应立即更换。送检试品须注明生产厂家、出厂日期、投运时间、耐张或直线串。3.2.6.2.5对采取真空灌胶工艺生产220kV复合绝缘子立即进行更换。3.2.6.2.6复合绝缘子不得用作220kV及以上电压等级耐张串。3.2.7防污闪涂料和防污闪辅助伞裙绝缘子表面涂覆“RTV防污闪涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是预防变电设备污闪关键补充方法，其使用应分别符合《电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料》（DL/T627-）和《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》（调网[1997]130号）要求。3.2.7.1对RTV涂料要求以下:（1）满足国家电力调度中心调网〖1997〗130号文“相关颁发《防污闪RTV涂料使用指导性意见》通知”中要求；（2）购置固化物含量为40%及以上涂料，以确保涂层厚度和涂层使用期；（3）要求RTV表干时间为25min～45min（25℃±2℃，50%±5%RH），便于施工，并可降低浪费；（4）购置阻燃型涂料，以免在涂刷过程中因静电而引发火灾。3.2.7.2避雷器严禁加装防污闪辅助伞裙。预防电缆事故4.1严格实施《电力工程电缆设计规范》（GB50127-94）、《火力发电厂和变电所设计防火规范》（GB50229-96）、《电缆运行规程》、《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-92）、《110kV及以下XLPE绝缘电力电缆订货技术条件》和《35kV及以下XLPE绝缘电力电缆附件订货技术条件》。4.2优先选择交联聚乙烯电缆，110kV及以上交接验收耐压试验应采取交流耐压。4.3在关键电缆沿线路面和地下应设置醒目警示标志，加强巡视质量。和市政工程部门联络协调，建立市政施工会签制度。和煤气、热力管道等距离应符合相关规程要求。4.4建立健全电缆管理制度，设置专职或兼职专责人，建立电缆资料台帐，做好试验、测温、故障及缺点统计，加强对电缆运行管理。4.5对易受腐蚀地域安排对电缆周围土壤水分进行酸碱测试，对腐蚀严重电缆应采取更换为防腐性能较高PE护层电缆。4.635kV及以下电缆附件铠装接地线和屏蔽接地线应采取多股铜线并必需分开，铠装接地线截面大于10mm2；屏蔽接地线截面积为35kV电缆大于35mm2；10kV电缆大于25mm2。4.7电缆防火4.7.1新、扩建工程中电缆选择和敷设应按《火力发电厂和变电站设计防火规范》（GB50229-1996）中相关部分进行设计。严格根据设计要求完成各项电缆防火方法，并和主体工程同时投产。优先选择阻燃电缆。4.7.2在密集敷设电缆主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得部署可能引发着火管道和设备。4.7.3严格根据正确设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按要求分层部署，电缆弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够人行通道。4.7.4控制室、开关室、计算机室、通讯机房、环网开关柜、分支箱、箱式变等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处全部电缆孔洞和盘面之间缝隙（含电缆穿墙套管和电缆之间缝隙）必需采取合格不燃或阻燃材料封堵严密。对穿越电缆楼板用防火隔板。4.7.5扩建工程敷设电缆时，应加强和运行单位亲密配合，对贯穿电缆孔洞和损伤阻火墙，应立即恢复封堵。4.7.6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电缆要采取分段阻燃方法。4.7.7靠近带油设备电缆沟盖板应密封。4.7.8应尽可能降低电缆中间接头数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。4.7.9建立健全电缆维护、检验及防火、报警等各项规章制度。关键电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器。坚持定时对电缆夹层、沟巡视检验，对电缆尤其是电缆中间接头应定时进行红外测温，按要求进行预防性试验。4.7.10电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等部位应保持清洁，不积水，照明采取安全电压且照明充足，严禁堆放杂物。在上述部位进行动火作业应办理动火工作票，并有可靠防火方法。4.7.11加强直流电缆防火工作。直流系统电缆应采取阻燃电缆；两组电池电缆应尽可能单独铺设。预防支柱绝缘子断裂事故5.1提升刀闸支柱和母线支柱绝缘子抗弯强度。要求以后采取额定弯曲破坏负荷为6kN及以上防污型支柱绝缘子。5.2定时对变电站支柱绝缘子，尤其是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检验，预防绝缘子断裂引发母线事故。5.3进行刀闸操作时，要加强监护，严格监视隔离开关动作情况，如发觉卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。若发生支柱断裂前兆，应立即通知操作人员撤离。5.4逐步更换低强度支柱绝缘子。各单位对抚瓷厂97年前生产抗弯强度在4kN及以下支柱绝缘子分年度逐步安排更换，预防发生事故，确保电网安全运行。5.5主动探索绝缘子超声波探伤和紫外线带电裂纹检测工作，立即发觉缺点，预防事故发生。5.6支柱绝缘子基建验收时应落实国家电网企业《相关高压隔离开关订货相关要求》（生产输电[]4号文附件3）中要求，支柱绝缘子金属法兰采取上砂水泥胶装，胶装处胶合剂外露表面应平整，无水泥残渣及露缝等缺点，胶装后露装高度10～20mm，且不得小于10mm，胶装处应均匀涂以防水密封胶。5.7和隔离开关相连导线弛度应调整合适，避免产生太大拉力。预防变压器类设备事故实施关键：变压器上大电流套管和引线连接必需有锁母和蝶形弹簧垫，预防松动。对于35KV及以上电容型套管试验完成后必需设专员对套管末屏接地装置进行检验，确保接良好。110KV及以上变压器未做绕组变形和局部放电试验，必需利用停电机会进行此项试验项目。对运行以上变压器必需进行一次油中糖醛含量和90℃下变压器油介损测定。110KV及以上电压等级变压器在大修后必需对压力释放阀进行校验。6.1变压器6.1.1加强变压器选型、定货、验收及投运全过程管理。在选择110kV及以上电压等级变压器时，各单位在协议中应明确要求厂家出具抗短路能力动态计算汇报并进行验算；明确要求厂家增加抗短路能力方法，如采取半硬铜或自粘性换位导线、内衬硬绝缘筒、合理增加撑条等。110kV变压器必需选择产品经过了突发短路试验厂家；220kV变压器优先选择已经过突发短路试验同类产品。6.1.2220kV及以上电压等级变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点要求进行监造，相关监造关键控制点应在协议中给予明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造汇报，并作为设备原始资料存档。6.1.3出厂试验中局部放电试验要求：测量电压为1.5Um/时，110kV电压等级变压器局部放电试验放电量小于100pC；220kV及以上电压等级变压器局部放电试验放电量：自耦变压器中压端小于200pC，高压端小于100pC，500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵外)进行局部放电试验；其它变压器小于100pC。6.1.4220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量变压器在新安装时必需进行现场局部放电试验；对110kV变压器，要主动发明条件，开展局放测量。220kV及以上电压等级变压器进行更换绝缘部件或线圈大修后，应进行现场局部放电试验。6.1.5大型变压器在运输过程中，应按摄影应规范安装含有时标且有适宜量程三维冲击统计仪。抵达目标地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，统计纸和押运统计应提供用户留存。6.1.6加强变压器运行巡视检验，其中应尤其注意变压器冷却器潜油泵负压区出现渗漏油；每个月最少应检验一次呼吸器油封、油位是否正常，干燥剂是否饱和；装有净油器变压器应定时检验滤网和更换吸附剂（全密封变压器不宜采取净油器）。铁心、夹件经过小套管引出接地变压器，应将接地引线引至合适位置，方便在运行中监测接地线中是否有环流。6.1.7对薄绝缘、铝线圈及运行超出20年变压器，应加强技术监督工作,如发觉严重缺点，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来变压器也不应再迁移安装。对运行20年以上、温升过高或长久过载变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化程度，必需时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化判定。6.1.8加强有载分接开关运行维护管理，当开关动作次数达成制造厂要求值时，应进行检修，对新安装或大修后有载分接开关应进行开关参数测试。6.1.9潜油泵轴承应采取E级或D级，严禁使用无铭牌、无等级轴承。对强油导向变压器油泵应选择转速小于1500r/min低速油泵，对已运行变压器，其高速泵应进行更换。对安装原沈阳变压器厂配件八厂生产YJ-150型变压器油流继电器进行检验并逐步更换，对其它类型油流继电器宜结合主变大修给予更换。6.1.10为确保冷却效果，变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行；强油循环冷却系统必需配置两个相互独立电源，并采取自动切换装置，应定时进行切换试验，相关信号装置应齐全可靠。6.1.11变压器本体、有载分接开关重瓦斯保护应投跳闸。新安装瓦斯继电器必需经校验合格后方可使用，运行中要定时校验，要采取如加装防雨罩等方法预防误动。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检验气体继电器，立即取气样检验，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析，查明原因立即排除。压力释放阀动作接点应接入信号回路。6.1.12预防变压器出口短路为降低变压器受外部短路冲击次数，应在技术和管理上采取有效方法，改善变压器运行条件，如在变压器低压侧出线包封绝缘护套等。110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路或近区数次短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并和原始统计进行比较，同时应结合其它电气试验项目进行综合分析。正常运行变压器应最少每6年测一次绕组变形。6.1.13变压器各侧应采取氧化锌避雷器保护；运行在中性点有效接地系统中中性点不接地变压器，在投运、停运和事故跳闸过程中，为预防出现中性点位移过电压，必需装设可靠过电压保护；中性点应有两根和主接地网不一样地点连接接地引下线，且每根接地引下线均应附合热稳定要求；6.1.14根据相关要求完善变压器消防设施，并加强维护管理，关键预防变压器着火时事故扩大。现场进行变压器干燥时，应做好防火方法，预防加热系统故障或线圈过热烧损。6.2.套管6.2.1套管安装就位后，带电前必需进行静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110～220kV套管静放时间应大于二十四小时。作为备品110kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以预防电容芯子露出油面受潮。对水平放置保留期超出十二个月110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下介损试验和油色谱分析。6.2.2对发生硅脂渗漏干式套管，应列入重大缺点，立即更换。6.3干式空心电抗器6.3.1在定购干式空心电抗器时，应对厂家提出以下要求：设计上严格控制电流密度，铝芯导线电流密度不得大于1.2A/mm2；严格控制各线包间电流不均匀系数，应小于1.05；不仅提供合格出厂试验汇报，而且必需提供各线包设计电流值及测量值；提供绕组所用绕包线绝缘耐热等级试验汇报，该绝缘耐热等级最少应较电抗器所标称耐热等级高一个等级；另外，还应提供干式空心电抗器或相同设计、工艺生产单一包封电抗淋雨耐受电压试验，或进行气候环境试验有资质试验汇报。6.3.2运行维护：定时进行电抗器及绝缘子清洗、维护，避免电抗器及绝缘子表面发生污闪及泄漏电流蚀损，避免电抗器散热通风道堵塞；电抗器表面刷憎水性强材料有利于提升电抗器可靠性，推荐使用含氟PRTV硅橡胶涂料和内外表面平流挂胶工艺；加强巡视，关键为表面是否有爬电痕迹、撑条是否错位、顶部是否有显著气流对流现象；定时进行红外测温工作，但对有绝缘筒外护层应注意其测温效果较差问题。预防互感器设备事故7.1所选择电流互感器动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量要求，尤其要注意一次绕组串或并联时不一样性能。并依据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求，若互感器所在变电站短路电流超出互感器铭牌要求动热稳定电流值时，应立即改变变比或安排更换；电容式电压互感器中间变压器高压侧不应装设MOA；油浸式互感器应选择带金属膨胀器微正压结构型式。7.2110kV-500kV互感器在出厂试验时，应根据各相关标准、规程要求逐台进行全部出厂试验，包含高电压下介损试验、局部放电试验、耐压试验；对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压）；电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（中性点非有效接地系统）电压下空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值10%。7.3互感器安装用构架应有两处和接地网可靠连接。7.4已安装完成互感器若长久未带电运行（110kV及以上大于六个月；35kV及以下十二个月以上），在投运前应根据预试规程进行预防性试验。对已运行20年以上互感器应进行更换或制订更换计划，努力争取尽早完成。7.5气体绝缘（SF6）电流互感器：7.5.1气体绝缘（SF6）电流互感器进行安装时，密封检验合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行气体微水测量。气体密度表、继电器必需经校验合格,运行中也应定时（1～4年）进行校验。。7.5.2对110kV及以上电压等级气体绝缘（SF6）电流互感器安装后必需进行现场老炼试验和耐压试验，老炼试验程序以下：预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后降至0；再施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至设备额定电压3分钟，然后降至0。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值90％。对于气体绝缘电磁式电压互感器，安装后应进行倍频感应耐压试验、空载电流和励磁特征测量，倍频感应耐压试验可利用串联谐振装置从一次绕组侧进行，试验电压值为出厂值85％，空载电流和励磁特征试验参考《山东电力集团企业电力设备交接和预防性试验规程》表7.2第6条实施。条件含有且必需时还宜进行局部放电试验。7.5.3含有电容屏结构气体绝缘（SF6）电流互感器，其电容屏连接筒应要求采取强度足够铸铝合金制造，以预防因材质偏软造成电容屏接筒移位。出厂试验时各项试验包含局部放电试验和耐压试验必需逐台进行。应要求厂家加强对绝缘支撑件检验控制，提供合格试验汇报。7.5.4运行中若压力表偏出绿色正常压力区时，应引发注意，并立即按制造厂要求停电补充合格SF6新气。通常应停电补气，部分特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。补气较多时（表压小于0.2Mpa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值80－90%）。设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有没有放电,避免带故障强送再次放电。

预防开关类设备事故实施关键：对于手车式开关停、送电操作，在其操作票中，必需最少有一项“检验开关确在分闸位置”项目。开关设备要加强对辅助开关、操作机构检修。对于液压机构断路器，每十二个月应进行液压机构保压、防慢分、压力闭锁试验，并采取可靠方法预防液压管路锈蚀、震动。SF6开关绝缘拉杆下端连接法兰应由固定式改为旋转式。针对高压开关（含隔离开关），每十二个月最少应进行一次在最大负载电流下红外诊疗。预防因电气误操作而造成开关事故。严禁在母线挂有地线情况下进行处于工作位置断路器传动试验。8.1选择高压开关设备技术方法8.1.1凡生产高压开关设备外商独资或中外合资企业，产品销售到山东电网系统，均应接收产品质量监督管理。对于从国外引进40.5kV及以下电压等级高压开关设备批量整机或批量散件组装产品，应在中国有资质试验站进行全部型式试验，72.5kV及以上电压等级产品应在中国进行必需试验验证，合格后方可入网使用。8.1.2所选择高压开关设备除应满足相关国家标准外，还应符合国家电网企业《交流高压断路器技术标准》、《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》、《气体绝缘技术封闭开关设备技术标准》(国家电网生[]634号)及《相关高压隔离开关订货相关要求（试行）》（生产输电[]4号）。8.1.3曾造成重大事故同一生产厂家、同一个型号产品，在未采取有效改善方法前，严禁选择。8.1.4断路器产品应选择无油化产品，其中真空断路器应选择本体和机构一体化设计制造产品。8.1.5投切电容器组开关应选择开断时无重燃及适合频繁操作开关设备,35kV应选择SF6断路器。8.1.6新建、扩建和改造工程宜选择“五防”功效完备加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下条件：空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）；爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。发电厂和潮湿污秽地域必需选择加强绝缘型且母线室封闭高压开关柜。8.1.7垂直式隔离开关产品和硬管母线配合使用时，要选择减振型静触头，静触头和母线宜垂直安装。8.1.8因为永磁机构中电子元件质量原因，现在不宜大批量采取永磁机构断路器。8.2新装和检修后开关设备相关技术方法8.2.1新设备交接验收必需严格实施国家和电力行业相关标准，进行全方面测试和检验验收。8.2.2对现场交接、验收试验结果不符合交接、验收标准新设备拒绝验收，大修后设备不得投运。现场测试必需用精度满足要求仪器进行，并经上级技术监督部门检验合格，处于检验期内。110kV及以上断路器新装和大修后必需测量机械行程特征曲线、合－分时间、辅助开关切换和主断口动作时间配合等特征，并符合技术要求。制造厂必需提供机械行程特征曲线测量方法和出厂试验数据，并提供现场测试连接装置，不得以任何理由以出厂试验替换交接试验。气体绝缘组合变电站（GIS）设备，必需就近设置能够正确表示出各设备气室间隔接线图。运行单位相关技术人员必需参与GIS设备现场安装过程质量监督，严格控制安装现场环境条件。作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不许可装配施工；装配施工时，作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒工作。户外GIS装配作业必需搭建有效防尘围栏（帐篷）后，方可进行。各单位应尽可能发明条件在GIS交接试验中开展局部放电测量。含有SF6密度继电器新设备和大修后设备，投运前必需对密度继电器进行校验并合格。对装有合闸电阻断路器，新装和大修后，应进行断口交流耐压试验。预防开关设备运行操作故障方法长久处于备用状态断路器应定时进行分、合操作检验。在低温地域还应采取防寒方法和进行低温下操作试验。断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检验。断路器发生拒分时，应立即采取方法将其停用，待查明拒动原因并消除缺点后方可投入。在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发觉卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。为预防运行中SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故发生，应监视分、合闸指示器处和绝缘拉杆相连运动部件相对位置有没有改变，对于不能观察其相对位置改变断路器，可定时作断路器不一样期及超程测量，方便立即发觉问题。当断路器液压机构频繁打压或忽然失压时应申请停电处理，严禁使用机械闭锁方法带电处理液压机构泄压缺点。预防开关设备拒动、误动故障方法对于LW6型等早期生产、采取“螺旋式”连接结构绝缘拉杆断路器应进行改造。在未进行根本改造前（包含已使用旋转法兰），必需在拉杆能够观察到部位标画显著相对转动位置标识，设备操作后应现场进行检验相对标识有没有改变。对气动机构应加装汽水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质改变，必需时应立即滤油或换油，预防压缩空气中凝结水或液压油中水份使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置气动机构应定时放水（冬季每三天放水一次，其它季节每七天放水一次），如放水发觉油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应立即投入加热设备，预防压缩空气回路结冰造成拒动。为预防液压机构储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮(微水含量小于20uL/L)作为气源。当断路器大修时，应检验液压（气动）机构分、合闸阀阀针是否松动或变形，预防因为阀针松动或变形造成断路器拒动。分、合闸阀针应更换为整体式。加强对操动机构维护检验。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮方法，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。加强辅助开关检验维护，预防因为松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。定时检验高压开关直流操作系统,做好直流操作系统运行维护,预防高压开关设备拒动和误动。预防断路器灭弧室故障方法:依据可能出现系统最大运行方法，每十二个月定时核实开关设备安装地点短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取以下方法：（1）合理改变系统运行方法，限制和降低系统短路电流；（2）采取加装电抗器等限流方法限制短路电流；（3）在继电保护方面采取对应方法，如控制断路器跳闸次序等；（4）更换为短路开断电流满足要求断路器。当断路器液压机构打压频繁或忽然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为开启油泵，预防因慢分使灭弧室爆炸。对于带有合闸电阻断路器，在进行断路器机械特征测试时，必需测量合闸电阻阻值及预接入时间，并应符合相关技术标准要求。主动开展真空断路器真空度测试，预防因为真空度下降引发事故。在未能采取有效方法测量真空度前，必需根据周期进行工频交流耐压试验。因为系统容量增大，油断路器运行地点短路电流达成断路器额定开断电流80％时，应停用自动重合闸，且在短路故障开断后严禁强送。预防开关设备绝缘闪络、爆炸方法:断路器断口外绝缘爬电比距应大于安装地点污秽等级对应相对地标称爬电比距1.15倍，不然应加强清扫工作或采取其它防污闪方法。预防开关设备载流回途经热方法在交接和预防性试验中，应严格根据相关标准和测量方法检验接触电阻。最少每十二个月进行一次红外线测温工作，利用红外测温设备检验开关设备接头部、隔离开关导电部分（关键部位：触头、出线座等），尤其是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升监视，发觉问题应立即采取方法。定时检验开关设备铜铝过渡接头，逐步淘汰铜铝对接式过渡接头，采取铜铝过渡片型式，应避免使用贯穿铜铝过渡片式压接、紧固结构。预防开关设备机械损伤方法多种断路器油缓冲器调试时，应尤其注意检验油缓冲器缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，预防因为缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。严禁在缓冲器无油状态下进行快速操作。低温地域使用油缓冲器应采取适合低温环境条件缓冲油。开关设备基础不应出现塌陷或变位，支架设计应牢靠可靠，不可采取悬臂梁结构。断路器并联均压电容器安装时，预防因“别劲”引发漏油，发觉漏油应予处理或更换。预防断路器合-分时间和保护装置动作时间配合不妥引发故障方法处理断路器合-分时间和继电保护装置动作时间配合不妥问题，必需以满足电力系统安全稳定要求为前提，所以不宜经过延长继电保护装置动作时间来处理，而应经过断路器本身采取可靠方法来实现。500kV断路器合-分时间设计取值应小于60ms，推荐采取小于50ms。应重视对以下两个参数测试工作：8.9.3.1断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中要求。8.9.3.2断路器辅助开关转换时间和主触头动作时间之间配合满足要求。预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障方法多种直流操作电源均应确保断路器合闸电磁铁线圈通电时端子电压不低于标准要求。不能满足时，应结合具体情况给予改善。220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采取硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。定时检验直流系统各级熔丝或直流空气开关配置是否合理，熔丝是否完好。预防隔离开关故障方法新安装或检修后隔离开关必需进行回路电阻测试，另外应主动开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。加强对隔离开关转动部分、操动机构润滑，各运动部位用润滑脂宜采取性能良好锂基润滑脂。应在绝缘子金属法兰和瓷件胶装部位涂以性能良好防水密封胶。和隔离开关相连导线弛度应调整合适，避免产生太大拉力。隔离开关及母线支持瓷瓶要选择高强度瓷瓶，抗弯强度要大于6kN。为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检验操动机构蜗轮、蜗杆啮合情况，确定没有倒转现象；检验并确定刀闸主拐臂调整是否过死点；检验平衡弹簧张力是否适宜。每台产品必需在工厂内进行整体组装并进行出厂试验，无出厂试验汇报和在现场组装产品各运行单位拒绝验收。立即完成GW16和GW17隔离开关导电杆防进水改造工作。预防高压开关柜故障方法高压开关柜内绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采取阻然绝缘材料（如环氧或SMC材料），严禁采取酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。应在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时开启，预防凝露造成绝缘事故。为预防开关柜火灾蔓延，在开关柜柜间、母线室之间及和本柜其它功效隔室之间应采取有效封堵隔离方法。手车开关每次推入柜内后，应确保手车到位和隔离插头接触良好，预防因为隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。高压开关柜内母线及各支引线宜采取可靠绝缘材料包封，以预防小动物或异物造成母线短路。应立即淘汰柜体为网门结构开关柜。预防SF6断路器及GIS故障方法SF6开关设备应定时进行微水含量和泄漏检测，如发觉不合格情况应立即进行处理。对SF6设备内气体进行处理时，设备内SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以预防污染环境及造成人员中毒事故。室内安装运行SF6开关设备，应设置一定数量氧量仪或SF6浓度报警仪。SF6气体密度继电器所用温度传感器应和断路器本体处于一样温度环境；运行中SF6气体压力表和密度继电器应根据周期进行校验。主动开展110kV及以上GIS局放测试及运行状态分析工作。对运行超出SF6断路器和GIS设备，要立即和制造厂和技术管理部门联络，开展有针对性地诊疗、检修工作。预防接地网和过电压事故实施关键：地域短路容量改变后，应校验接地装置（包含设备接地引下线）热稳定容量。对接地装置焊接质量、接地试验应符合要求，多种设备和主地网连接必需可靠。变压器等关键设备及构架应有两根和主地网不一样地点连接接地引下线，，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。接装置引下线导通检测工作应使用试验电流大于5A试验仪器每十二个月进行一次。输油管及油灌区接地装置每十二个月雷雨季节前必需认真检验，并测量接地电阻。为预防接地网和过电压事故，应认真落实《交流电气装置接地》（DL/T621-1997）、《接地装置工频特征参数测量导则》（DL/T475-1992）、《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）及其它相关要求，并提出以下关键要求：9.1预防接地网事故9.1.1设计、施工相关要求9.1.1.1在输变电工程设计中，应认真吸收接地网事故教训，并按摄影关规程要求要求，改善和完善接地网设计。9.1.1.2对于220kV及以上关键变电站，当站址土壤和地下水条件会引发钢质材料严重腐蚀时，宜采取铜质材料接地网。9.1.1.3在新建工程设计中，应结合所在区域电网长久计划考虑接地装置（包含设备接地引下线）热稳定容量，并提出有接地装置热稳定容量计算汇报。9.1.1.4在扩建工程设计中，除应满足9.1.1.3中新建工程接地装置热稳定容量要求以外，还应对前期已投运接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求必需在现期基建工程中一并进行改造。9.1.1.5变压器中性点应有两根和主地网不一样干线连接接地引下线，而且每根接地引下线均应符合热稳定校核要求。关键设备及设备架构等宜有两根和主地网不一样干线连接接地引下线，而且每根接地引下线均应符合热稳定校核要求。连接引线应便于定时进行检验测试。9.1.1.6施工单位应严格根据设计要求进行施工，预留设备、设施接地引下线必需经确定合格，隐蔽工程必需经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料必备内容，完工时应全部交甲方备存。9.1.1.7接地装置焊接质量必需符合相关要求要求，各设备和主地网连接必需可靠，扩建地网和原地网间应为多点连接。9.1.1.8对于高土壤电阻率地域接地网，在接地电阻难以满足要求时，应采取完善均压及隔离方法，方可投入运行。对弱电设备应有完善隔离或限压方法，预防接地故障时地电位升高造成设备损坏。9.1.1.9500kV变电站应采取方法，降低二次电缆感应电压，预防断路器误动。在投运后，有条件情况下测量接触电压、跨步电压、电位分布。9.1.2运行维护相关要求9.1.2.1对于已投运接地装置，应依据地域短路容量改变，校核接地装置（包含设备接地引下线）热稳定容量，并结合短路容量改变情况和接地装置腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必需按异点两相接地校核接地装置热稳定容量。9.1.2.2接地引下线导通检测工作应1～3年进行一次，应依据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。9.1.2.3定时(时间间隔应小于5年)经过开挖抽查等手段确定接地网腐蚀情况。如发觉接地网腐蚀较为严重，应立即进行处理。铜质材料接地体地网无须定时开挖检验。9.1.2.4认真实施《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）及《接地装置工频特征参数测量导则》（DL/T475-1992）相关接地装置试验要求，同时应测试各设备和接地网连接情况，严禁设备失地运行。9.2预防雷电过电压事故9.2.1220kV线路应全线架设双避雷线，山区110kV线路亦应架设双避雷线。110kV及以上变电站出线前两基杆塔接地电阻必需小于5，不满足要求要立即处理。9.2.2常常空充35～220kV线路，应在线路断开点周围采取防雷保护方法，如加装间隙或避雷器。对常常开路运行而又带有电压柱上断路器或隔离开关两侧均应加装避雷器保护。9.2.3对于雷害事故多发线路，应经过雷电观察等手段掌握雷电活动规律，找出线路重雷区和易击点，采取综合防雷方法，提升线路耐雷水平。能够采取方法关键包含降低杆塔接地电阻、增加绝缘子片数、架设耦合地线等，对于山区易击段、易击点杆塔能够采取安装线路避雷器方法，对于同塔双回线能够采取不平衡绝缘方法。9.2.4加强避雷线运行维护工作，定时打开部分线夹检验，确保避雷线和杆塔接地点可靠连接。9.2.5严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线杆塔作为低压线、通讯线、广播线、电视天线支柱。9.3预防变压器中性点过电压事故9.3.1切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。9.4预防谐振过电压事故9.4.1为预防110kV及以上电压等级断路器断口均压电容和母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，可经过改变运行和操作方法避免形成谐振过电压条件。新建或改造工程应选择电容式电压互感器。9.4.2为预防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铁磁谐振过电压，可采取以下方法：9.4.2.1选择励磁特征饱和点较高，在1.9Um/电压下，铁芯磁通不饱和电压互感器。9.4.2.2在电压互感器（包含系统中用户站）一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其它专门消除这类谐振装置。9.4.2.3加强用电监察工作，10kV以下用户电压互感器一次中性点应不接地。9.4.2.4对中性点不接地系统，优先选择中性点为全绝缘电压互感器。在PT中性点加装消谐器时，PT中性点必需为全绝缘或半绝缘，并选择和该绝缘相配合消谐器。对已安装和PT中性点绝缘不相配消谐器，应立即拆除。9.4.2.5中性点不接地系统如常常出现过电压可安装过电压在线监测装置，方便采取对应对策。9.5预防弧光接地过电压事故9.5.1对于中性点不接地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《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）要求时，应立即装设消弧线圈；单相接地电流虽未达成要求值，也可依据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈容量应能满足过赔偿运行要求。在消弧线圈部署上，应避免因为运行方法改变出现部分系统无消弧线圈赔偿情况。9.5.2对于装设手动消弧线圈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，使手动消弧线圈运行在过赔偿状态，合理整定脱谐度，确保电网不对称度小于相电压1.5%，中性点位移电压小于额定电压15%。9.5.3对于自动调谐消弧线圈，在定购前应向制造厂索取能说明该产品能够依据系统电容电流自动进行调谐试验汇报。自动调谐消弧线圈投入运行后，应依据实际测量系统电容电流对其自动调谐功效正确性进行校核。9.6预防并联电容赔偿装置操作过电压事故9.6.1对于3～66kV并联电容赔偿装置，为避免发生投切电容器组时出现幅值较高操作过电压，应采取合闸过程中触头弹跳小、开断时重击穿几率低断路器。9.6.23～66kV并联电容赔偿装置应装设金属氧化物避雷器，作为过电压后备保护装置。9.6.3严禁采取三支星接一支接中性点四避雷器接线方法和用有间隙氧化锌避雷器保护电容器组。9.7预防避雷器事故9.7.1对金属氧化物避雷器，必需坚持在运行中按规程要求进行带电试验。当发觉异常情况时，应立即查明原因。9.7.2在避雷器带电测试工作中，应采取有效方法预防TV二次短路。9.7.3严格遵守避雷器电导电流测试周期，雷雨季节前后各测量一次。雷雨季节，还应对避雷器进行红外热像普测。9.7.4严格避雷器交接试验，500kV氧化锌避雷器必需测量连续运行电压下泄漏电流。9.7.5110kV及以上电压等级避雷器宜安装电导电流在线监测表计。对已安装在线监测表计避雷器，天天最少巡视一次，每半月统计一次，并加强数据分析。9.7.6严格金属氧化物避雷器选型管理，严禁错用。9.7.7避雷器绝缘外套表面脏污时应立即清扫。运行于Ⅱ级及以上污区瓷绝缘外套避雷器，宜涂刷RTV涂料,但严禁加装防污伞裙。预防避雷器发生污闪或因为表面脏污、防污伞裙造成表面电位分布畸变造成内部电阻片局部损伤。预防直流系统事故10.1在新建、扩建和技改工程中，应按DL/T5044-《电力工程直流系统设计技术规程》和GB50172-92《蓄电池施工及验收规范》要求进行交接验收工作。10.2全部已运行直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置全部应按DL/T724-《蓄电池直流电源装置运行和维护技术规程》和DL/T781-《电力用高频开关整流模块》要求进行维护、管理。10.3新建220kV及以上电压等级变电站直流系统应采取两组蓄电池、两台高频开关电源或三台充电装置方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线，作为备用第三台充电装置可在两段母线之间切换。110kV变电站应满足一组蓄电池、一台高频开关电源或两台相控充电装置配置要求。部分关键110kV变电站可配置两组蓄电池、两台高频开关电源或三台相控充电装置。35kV及以下电压等级变电站标准上应采取蓄电池组供电；对原有运行采取“电容储能”、硅整流器、48V电池简易直流电源装置或无直流电源变电站，应安排更换和改造。采取高频开关模块整流充电装置，整流模块最低应满足“N+1”配置，并采取并列方法运行，任意充电模块发生故障，不影响直流系统运行。10.4220kV及