电力集团公司输变电设备反事故技术措施

输变电设备反事故技术措施目录TOC\o"1-1"\h\z\u1 防止变电站全停事故 12 防止输电线路事故 63 防止输变电设备污闪事故 134 防止电缆事故 175 防止支柱绝缘子断裂事故 206 防止变压器类设备事故 217 防止互感器设备事故 258 防止开关类设备事故 279 防止接地网和过电压事故 3410 防止直流系统事故 3811 预防电容器装置事故 411防止变电站全停事故完善变电站的一、二次设备1.1.1技术管理措施进入枢纽变电站的输电通道应至少有三通道以上；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的情况。枢纽变电站宜采用双母分段结线方式或3/2结线方式。根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。每年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。对影响系统安全稳定运行的220kV及以上变电站，设计时应充分考虑接线方式、同期装置、消弧线圈、无功补偿等与运行方式的结合，避免投运后再行完善。必须根据电网需求，装设低频低压减载和过流联切等安全自动装置。对扩建变电站中的老设备（包括隔离开关、断路器、CT、管母、母线支柱绝缘子、变电站接地等）要进行动热稳定核算，对不满足要求的设备，要采取整改措施。新建变电站管母支持瓷瓶要选用额定弯曲破坏负荷6kN及以上高强度瓷瓶；110kV可选用硅橡胶合成支柱绝缘子；新订购的电气设备，必须符合国家及电力行业标准，并具有一定的运行经验和成熟的制造经验。对旧保护装置迁入新建变电站运行，必须进行详细的状态检验和论证，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的建设。对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，500kV设备的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。保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。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的影响。全面贯彻执行《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《山东电网继电保护专业重点实施要求》。继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作或造成枢纽变电站全停。对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修时及恢复送电过程中，要做好安全措施，防止全站停电。对检修或事故跳闸后的母线进行试送电时应首先考虑用外来电源送电。若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。油罐室、油处理室等防火、防爆重点场所的照明、通风设备应采用防爆型。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人监视遥测系统，以便及时发现火警。1.1.2安装、运行、检修、试验等方面的措施加强对端子箱的管理，对于端子箱、机构箱等密封条老化、箱体、箱门的缺陷，应及时进行处理，保证室外设备密封良好。定期对变电站支柱绝缘子、各种设备的瓷套管等进行检查，以防止瓷绝缘断裂引起母线或设备事故；建立支持瓷瓶、变压器、GIS、互感器等设备的套管等重要设备部件台帐；利用停电检修机会，检查维护套管底部与法兰连接的密封胶；开展瓷瓶裂纹、损伤等检查工作。母线和刀闸等支持瓷瓶不能攀登、不能挂安全带（绳）。定期对设备外绝缘进行有效的清扫，加强户内设备的外绝缘监督，做好变电站的门、窗、换气孔的防漏和维护工作；与设计部门一起制定方案，对不必要的进行封堵和改造，避免进水或灰尘引发室内设备短路。要加强对输变电设备的红外测温工作，对110kV及以上变电站的设备（包括电缆线路），按照110kV变电站每半年一次、220kV变电站每季度一次、500kV变电站每月一次进行周期检测；对架空输电线路按照220kV及以下线路每3年一次、500kV及以上线路每年一次进行红外周期检测；并根据需要在夏季负荷高峰期间，对高负荷设备进行重点测量。1.1.3技术改造措施弯曲破坏负荷4kN及以下的支持瓷瓶要加大更换力度。对户外变电所大径母线（截面大于500mm2）的联接头，开口向上的应在联接金具底部开孔(孔径5mm)，防止水流入线夹内冬季结冰造成线夹撑裂。220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源。各直流操作电源均应保证断路器分、合闸电磁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。1.2加强电网的运行管理和监督1.2.1技术管理措施要重视和加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，建设结构合理的电网。对电网的薄弱环节，要尽快给予强化。电源接入点要合理，受端系统受电应按多条通道、多个方向进行规划和实施，每个通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%--15%，以减少失去一个通道时对电网安全稳定运行的不利影响。要加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的管理。要密切跟踪系统的变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等装置的配置，并做好装置的定值管理、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。并网发电机组的保护定值要满足电网对机网协调的要求。应避免220kV及以上枢纽厂站的线路、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，要尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统的枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。为防止系统发生电压崩溃稳定破坏事故，贯彻执行《电力系统安全稳定导则》（DL755）、《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》（国家电网生[2009]133号）、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》（国家电网科[2008]1282号）。在规划设计电力系统时，必须包括无功电源及无功补偿设施的规划设计、并按照无功电力在高峰和低谷负荷时均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡的原则进行配置。同时应具有灵活的无功电压调整能力与足够的检修事故备用容量。受端系统应有足够的无功储备，并应有一定的动态无功补偿。对于接入电网的发电机组，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。电力系统应有一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，保持电压稳定和正常供电。无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和静止型动态无功补偿设备中。对100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰负荷时变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。加强发电机组与电网密切相关设备的管理，并网电厂中涉及电网安全稳定运行的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规划、设计、运行管理，其技术性能和参数应达到有关国家及行业标准要求，技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。应督促谐波源用户进行谐波治理，减少谐波对电能质量、保护装置和计量装置的影响。1.3防止变电站电气误操作事故的措施1.3.1技术管理措施为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实《电力安全工作规程》（国家电网安监〔2005〕83号）、《山东电力集团公司防止电气误操作装置管理规定》（鲁电集团安监[2007]182号文）及其他有关规定。建立完善的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，要经本单位生产副总经理或总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经本公司级的安全专责人批准，并应按程序尽快投入运行。结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。为防止组合电器出线带电合接地刀，各单位应制定相应管理规定。防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生技共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。新、扩建的变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运。防误装置的电源应与继电保护及控制回路电源分开。成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。并装有带电显示装置，要求与线路侧接地刀闸联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。1.3.2安装、运行、检修、试验等方面的措施运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备的状况。严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防由于误操作造成的枢纽变电站全停事故。认真执行现场标准化作业指导书，确保对现场作业安全、质量的全过程控制。严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许擅自修改操作票，不允许随意解除闭锁装置。对于双母线接线方式的变电所，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。敞开式变电站中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的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。1.3.3技术改造措施采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭（包括网状）的检修临时围栏。

2防止输电线路事故2.1杆塔2.1.1技术管理措施（1）线路设计应严格执行现行的《110～750kV架空输电线路设计技术规定》、《66kV及以下架空电力线路设计技术规定》、《架空输电线路中重冰区设计技术规定》、《110~500kV架空送电线路设计规程》(DL/T5092)和《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T5194)等规程、规范的有关规定，加强设计、基建及运行单位的沟通，充分听取运行单位的意见。在条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。严禁无线路设计资质的单位设计、严禁超业务范围进行设计。（2）严格按照设计要求进行施工，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，否则严禁立杆塔、放线。（3）供电单位要与发电厂、相邻运行单位，明确每条线路的维护界限，不得出现空白点。（4）各单位应结合本单位实际，制定倒杆塔、断线等事故的反事故预案，并在材料、人员上给予落实。（5）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、暴雨冲刷的杆塔，应加大基础的强度，并采取可靠的防汛措施；位于山坡、山脚可能受暴雨冲刷的杆塔，应采取可靠的截水、排水措施；杆塔砌挡土墙加固的，挡土墙应有足够的强度，并采取良好的排水措施。（6）新建线路的设计，在重要跨越处（如跨越110kV及以上输电线路、铁路、一级及以上公路、通航河流以及人口密集区等地段），应采用自立式铁塔，并加强杆塔强度。跨越主干铁路、高速公路的110kV及以上线路宜采用独立耐张段，绝缘子串采用双联双固定，地线采用双线夹，导线最大弧垂按温度+80℃计算；35kV及以下线路采用电缆穿越。对于重要的直线型交叉跨越塔，应采用双悬垂串、V型或八字型绝缘子串结构，并采用双独立挂点，档内导地线不能有接头。500kV线路铁塔宜预留双串挂孔。（7）新建220kV电压等级的线路，在丘陵、山地等交通困难地区原则上不采用水泥杆。（8）架空线路在规划设计时，应满足导线与树木及建筑物之间的安全距离。（9）架空线路跨越森林、果园、防风林、固沙林、河流坝堤的防护林、经济园林、高杆观赏林、高等级公路绿化带等，应根据树种的最终生长高度（参照集团公司集团生变[2007]1号文）确定杆塔的呼称高度，采用高跨。穿越城市居民区的线路应适当增加杆塔高度。对非长期住人的建筑物，按高跨处理。如家禽及牲畜棚舍、果园看护房、机井房等建筑物不拆除，但以上房屋应加固牢固且线路建成后该房屋不应再进行扩建改造。（10）架空线路杆塔的选择，应采用占地少的混凝土杆、钢管杆及自立式铁塔。220kV架空线路宜采用角钢塔或钢管塔。110kV架空线路在占地限制或高度有要求时，可采用钢管杆，一般地带直线型采用混凝土杆，转角耐张型可采用角钢塔或钢管杆。新建110kV～220kV线路水泥杆应使用环形钢筋叉梁，提高叉梁的机械强度和水泥杆的整体稳定性。杆塔外形，色调应注意与周围环境协调。钢管杆横担宜加装检修安全辅助措施，如拉杆、检修扶手等。（11）对盗窃多发区应提高或改善铁塔及拉线的防盗能力。110kV及以上电压等级输电线路杆塔呼称高度以下采用防盗措施，呼称高度在30米以上的防盗到30米。（12）杆塔电气间隙的设计应考虑带电作业和调爬的需要。对同塔多回线路应考虑线路检修（或故障）时，对电网的安全性、供电可靠性、带电作业以及电杆本身的安全性和整齐美观的影响。（13）鞍山铁塔厂1978年编制的《220千伏铁塔汇编》及1977年编制的《35～110千伏铁塔型录》，已不符合现行规程DL/T5092、DL/T5194的有关规定，线路设计时不得直接套用，必须按现行规程进行强度核算后方能用于工程中。（14）对设计档距作适当控制，尽量使各档距均匀。对地形复杂、交通困难、易覆冰、风口、大档距（超过800m）、大高差（超过50m）或前后档距差别较大的地段，宜缩短耐张段长度，设置加强型杆塔。2.1.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）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）砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选用砼杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的、符合设计要求的砼杆，为施工及验收工程质量提供直观可靠的检测依据，并为提高运行维护质量提供有效手段。砼杆对接应采用电焊连接，防止对接处过热时间过长而影响砼杆寿命。（3）对已发生倾斜的杆塔应加强监测并及时采取措施。（4）加强铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀的观测和技术监督。应按照《架空送电线路运行规程》（DL/T741）的要求，对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的，积极开展防腐处理，必要时进行更换。对已运行的方形叉梁经鉴定强度不满足要求的，应更换为环形钢筋叉梁。（5）加强对拉线塔的保护和维护，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗、防外力破坏措施。在有拉线塔的线路附近还应设立警示标志。2.1.3技术改造措施220kV及以上电压等级线路拉V塔或拉猫塔连续基数不宜超过3基、拉门塔连续基数不宜超过5基，运行中不满足要求的应进行改造。逐步对重要跨越的拉线杆塔改为自立铁塔，优先对220kV及以上电压等级线路进行改造。2.2金具2.2.1技术管理措施（1）金具应选用定型产品，推广使用质量可靠的节能金具。（2）金具应具有足够的机械强度，考虑最大使用荷载时安全系数为2.5，断线、断联时为1.5。耐张和接续金具还应具有良好的导电性能。（3）金具表面应热浸镀锌或采取其它等效的防腐蚀措施。（4）对在严重腐蚀、大跨越、重冰区、导线易舞动区、风口地带和季风较强地区等特殊区域使用的金具应适当提高相应性能指标。（5）500kV电压等级线路的金具必须满足防电晕和无线电干扰限值的要求。（6）拉线金具的强度设计值，应取国家标准金具的强度标准值（特殊设计金具应取最小试验破坏强度值）除以1.8的抗力分项系数确定。（7）新建线路宜采用防松型耐张线夹。2.2.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）跳线悬垂线夹螺栓采用带开口销的螺栓。（2）220kV及以上线路停电时应对耐张杆塔引流板连接螺栓进行检查紧固。（3）大负荷期间应积极开展红外测温工作，以有效检测接续金具（例如：压接管、耐张线夹等）的发热情况，发现问题及时处理。（4）加强对导、地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，磨损断面超过1/4以上的应予以更换。2.3导地线2.3.1技术管理措施（1）认真贯彻执行《架空送电线路运行规程》(DL/T741)，并根据新颁规程要求，修订本单位的运行、检修规程。大跨越段(档距在1000米以上或杆塔在100米以上)应根据环境、设备特点和运行经验，制定专用现场规程，定期对导、地线进行振动测量。（2）线路的导线截面，除根据经济电流密度选择外，还应按电晕及无线电干扰等条件进行校验，并通过技术经济比较确定。大跨越段线路的导线截面如按允许载流量选择，应避免全线路的输送容量受大跨越段限制。（3）220kV及以上架空线路的导线，经过技术经济比较，可选用耐热铝合金导线（包括老线路改造）或碳纤维复合芯导线等新型导线。110kV及以下架空线宜选用钢芯铝绞线、铝绞线（LGJ、LJ）。（4）导地线安全系数的选择应按设计规程的有关要求，做到合理、经济并相互配合。架空电力线路的导线安全系数一般选用2.5～4.0。（5）新建线路导、地线应选用单丝无接头钢芯；新建220kV线路导线接头连接方式应采用液压连接或其它可靠的连接方式。（6）根据气象条件、覆冰厚度、污秽和腐蚀等情况，结合运行经验选取导地线的型式。如沿海地区、化工污染严重地区采用防腐导、地线及拉线；大跨距应考虑采用钢芯加强型导线。（7）为提高地线复合光缆（OPGW）耐受雷击的能力，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。（8）35kV及以上的新建架空线路宜全线架设架空地线。2.3.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）应严格控制跳线误差，保持合理长度。应对跳线风偏进行验算，不满足要求者应采取措施，以避免风偏放电。（2）严格按照有关规定进行线路巡视，在恶劣气象条件下应增加特巡,特别是微气候地段，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、舞动时应做好观测记录（如录像、拍照等），并对杆塔进行检查。（3）提高输电线路覆冰设防标准，500kV线路覆冰重现期采用50年一遇，110～220kV线路重现期按30年一遇，地线覆冰厚度应比导线增加5mm。（4）线路巡视中，应做好杆塔后期安装的复合光缆、防雷设施、防鸟设施等附属设施的运行维护工作，避免因附属设施缺陷引发线路故障。线路巡视应特别注意检查地线复合光缆（OPGW）外层断股情况。（5）加强线下树木管理，线下树木与导线的距离必须符合《架空输电线路运行规程》要求，对不符合要求的要进行砍伐或削头处理。（6）加强线路通道的清理工作，及时清除危及线路安全运行的障碍物；加强对交叉跨越点的导、地线弧垂观测。（7）对可能引起误碰线路的区段，应悬挂限高警示牌或采取其它有效警示手段。2.4输电线路绝缘配置2.4.1技术管理措施（1）路径选择要重视已取得的运行经验，充分考虑特殊地形、气象条件的影响，应尽量避开重冰区、易发生导线舞动区及容易产生微气候的地段，优化线路路径，以避开恶劣气象条件为主的原则选择路径。（2）应尽可能避开矿场开采区、塌陷区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。对于可能出现倾斜、沉陷等故障的杆塔，设计时应采用大板基础或其它有效措施。对于压矿线路，应到政府有关部门办理手续。对不能避开矿区的线路，应考虑矿区当前状况的同时，适当考虑矿区的发展趋势，采取综合预防措施防止倒塔事故发生。（3）对城区内线路，应根据城市地形、地貌特点和城市道路规划要求，沿道路、河渠、绿化带架设。路径选择应做到：短捷、顺直、减少与河渠、道路、铁路的交叉。对35kV及以上高压线路应规划专用线路走廊、排管或通道。（4）小于15度的转角塔内角侧宜加装跳线串；小于45度的转角塔外角侧宜加装跳线串；45度及以上转角塔的外角侧跳线宜采用两个独立挂点的双串绝缘子悬挂，两串绝缘子之间应保持足够间距（不宜小于1m）以防止跳线摇摆。干字型耐张塔的中跳线在耐张线夹对垂直面的引出角度应在60～90度之间，以保持跳线与绝缘子之间的距离。双分裂导线两跳线间应采用间隔棒。（5）线路外绝缘的统一爬电比距应符合地区污秽分级标准的要求。（6）直线、跳线串应优先采用复合绝缘子，110kV和220kV线路采用加长型复合绝缘子。复合绝缘子的机械强度安全系数应不小于3.5。（7）使用复合110kV及以上复合绝缘子上下两端各安装一个均压装置，横担侧为防鸟均压罩，导线侧为均压环。对110kV及以上线路，防鸟害措施以加装防鸟刺、驱鸟风车为主。（8）耐张串可采用双伞型瓷绝缘子、玻璃绝缘子或瓷复合绝缘子。地线耐张串应采用双串绝缘子。（9）对于同塔双回直线塔，500kV和220kV线路对中相的保护角均不大于0度，110kV铁塔均不大于10度，钢管杆不大于20度。（11）对于单回路线路，500kV线路地线对导线的保护角不大于10度，220kV和110kV线路按规程设计，尽量减少，一般不大于15度。2.4.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）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的伞裙、护套及端部密封，严禁人员沿复合绝缘子上下导线。（2）加强线路瓷绝缘子的检零工作,对500kV线路建议采用测量分布电压的方法进行检零。采用火花间隙进行检零时,对检出的有怀疑的绝缘子要用分布电压测量仪进行核对,确认为零、低值的绝缘子应及时进行更换。（3）采取有效措施，减少鸟害事故。对110kV及以上线路，防鸟害措施以加装防鸟刺、风车型驱鸟器为主，并配合使用防鸟害均压环。2.4.3技术改造措施（1）对于发生风偏跳闸的杆塔，若不能使用V型串，可采用双串绝缘子呈八字形悬挂导线，并加挂重锤，将导线位置略为提高，增大导线对塔身的空气距离，提高线路防风偏能力。（2）对雷击跳闸较频繁的线路，采取综合防雷措施（包括降低杆塔接地电阻、适当加强绝缘、增设耦合地线、使用线路型金属氧化物避雷器等手段），降低线路的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须小于5Ω，不满足要求的要立即处理。对雷害频繁多雷区的35kV及以下线路，结合具体情况，考虑采用适当的防雷措施。对绝缘导线在雷击断线频发区，应采用适当的防断线措施，同时做好绝缘导线的防渗水工作。

3防止输变电设备污闪事故为防止发生输变电设备污闪事故，应严格执行Q/GDW152-2006《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》和《山东电力系统污区分布图编制说明及实施细则》，并提出以下重点要求：3.1技术管理措施新建、扩建输变电设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化趋势、运行经验、重要性等因素，合理选取绝缘子种类、伞型及爬距，确保设备防污闪能力。新建、扩建的输变电设备的外绝缘配置应达到相应于所在区域污秽等级配置的上限或高一级配置，其中变电设备的爬距不应低于d级污区配置。在变电站站址及线路路径选择阶段尽量避开e级污区。如不能避让的，应在设计和建设阶段充分考虑设备的选择，经技术经济比较后，变电站宜采用GIS或HGIS等设备或室内变电站。在设备投运前，按有关要求落实清扫、涂刷RTV涂料、安装防污闪辅助伞裙等防污闪措施。应避免使用爬距有效系数偏低的大爬距绝缘子，包括：伞间距过小，伞下沟槽过多过深等。输电线路直线串和跳线串优先选用复合绝缘子，110kV～220kV输电线路采用加长型产品。重冰区绝缘设计应采用增强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接以及改善融冰状况下阻止导电水膜形成条件，防止雪闪、冰闪事故。500kV线路复合绝缘子单次订货量超过500支或多次累计订货量超过500支、玻璃或瓷绝缘子订货量超过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。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的泄漏电流均不允许超过50μA，带护套芯棒与不带护套芯棒的泄漏电流的比值不允许超过1.5）。在选购复合绝缘子时，应要求厂家产品通过端部密封渗透试验以及芯棒应力腐蚀试验。避雷器禁止加装防污闪辅助伞裙。3.2安装、运行、检修、试验等方面的措施定期开展盐密测量、污源调查和运行巡视工作，及时修订污区分布图。对于爬距不满足相应污区等级要求或者不能保证定期清扫的变电设备的外瓷绝缘，应采取涂RTV涂料的防污闪措施。对于积污严重的变电柱式设备可采取涂RTV涂料并加装防污闪辅助伞裙的综合措施。超过有效期的涂层应进行重涂。在恶劣气象条件下要适当降低运行电压,降低线路污闪跳闸几率。短期内发生多次污闪跳闸的，宜考虑停电处理。对于绝缘配置不满足污秽等级要求的应进行调爬。如受条件限制不能调整的，应采取必要的防污闪补救措施。绝缘配置满足污区等级要求且未涂刷RTV涂料的室外输变电瓷绝缘设备应安排停电，并应在每年入冬前清扫一次。对采用盐密指导清扫的输电线路，根据气象环境条件和运行经验,一般2～3年停电清扫一次。对距海20km以内的输电线路，不采用盐密指导清扫。加强设备清扫工作，落实“清扫责任制”和“质量检查制”，其中应重点关注自洁性能较差的绝缘子（如钟罩式绝缘子）。室内变电设备，除做好密封和防渗漏工作，应根据所处的地理位置和设备的积污情况合理安排清扫，清扫周期最长不超过5年。鉴于输电线路跳线串清扫困难，建议将处在c级及以上污区内的110-500kV输电线路耐张塔（杆）和转角塔的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。在调爬和清扫中应防止留下防污漏洞或死角，如具有多种绝缘配置的线路中相对薄弱的区段、配置过于薄弱的耐张绝缘子和输﹑变电结合部等。对于盘形悬式玻璃绝缘子自爆和瓷绝缘子零值问题，一方面应坚持定期检测和更换，另一方面对劣化率高于《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》（DL/T626-2005）的，应结合生产厂家﹑产品批次﹑运行时间﹑运行条件等因素进行综合分析，必要时应全部更换，并与设计﹑基建及生产厂家及时交换信息。应严格执行《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）的有关规定，（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的行为；在安装复合绝缘子时，严禁反装均压环。对运行中的复合绝缘子应参照“盐密监测点”设置一定数量的“憎水性监测点”，定期检测绝缘子憎水性，以分析该批产品的外绝缘状况。对于严重污秽地区的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。在进行杆塔防腐处理时，应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。应定期换下一定比例的复合绝缘子做全面性能试验。对于确定性能已明显老化﹑不能确保安全运行的产品批次应及时更换。送检的试品须注明生产厂家、出厂日期、投运时间、耐张或直线串等信息。对国产110kV～500kV复合绝缘子应按运行年限抽取部分线路进行红外检测，积累运行经验。对RTV涂料要求如下:（1）满足国家电力调度中心调网〖1997〗130号文“关于颁发《防污闪RTV涂料使用指导性意见》的通知”中的规定；（2）购买固化物含量为40%及以上的涂料，以保证涂层厚度和涂层的有效期；（3）要求RTV的表干时间为25min～45min（25℃±2℃，50%±5%RH），便于施工，并可减少浪费；（4）购买阻燃型涂料，以免在涂刷过程中因静电而引起火灾。复合绝缘子导线侧端部附件附近电场较集中，较其他部位温度略高，500kV复合绝缘子约高2度左右。在对复合绝缘子进行红外测温时，应通过三相比较和不同位置比较，若发热点较正常部位温差超过1度，应进一步进行检测、分析，并进行跟踪复测；若发热点较正常部位温差超过2度，应结合巡视跟踪检测，利用停电机会更换、检查；若发热点较正常部位温差超过5度，应立即进行更换，并进行诊断性检查。3.3技术改造措施对采用真空灌胶工艺生产的220kV复合绝缘子尽快进行更换。对德国赫斯特公司生产的500kV跳线串复合绝缘子逐步进行更换。在更换前应尽快对德国赫斯特公司生产的500kV复合绝缘子进行红外普测，重点检测跳线串。根据普测结果，确定直线串和跳线串复合绝缘子的红外检测周期。（3）处于d级及以上污区线路直线串全部采用或更换为复合绝缘子。要求：①要选用大小伞结构、加长型复合绝缘子；②110kV及以上电压等级复合绝缘子要选用耐酸腐蚀芯棒；③端部连接采用压接式或内楔式工艺；④选用防鸟害均压环。

4防止电缆事故4.1技术管理措施严格执行《电力工程电缆设计规范》（GB50127）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229）、《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）、《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》。优先选用交联聚乙烯电缆，110kV及以上交接验收耐压试验应采用交流耐压。电缆线路设计时应明确允许载流量取值，并进行动热稳定检验，防止发生过负荷降低电缆运行寿命；不宜采用双缆并联接线，防止负荷电流分配不均造成过负荷、过热故障。新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229）中的有关部分进行设计。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。优先选用阻燃电缆。单芯铠装电缆，铠装材料必须为非磁性材料。安装时其紧固件不能形成闭合磁回路。电缆线路设计时应按照敷设条件、载流量要求、运行条件、最终回数选择直埋、排管、沟（隧道）、桥架敷设方式，尽量采用典型设计，与其它管线或构筑物的交叉、临近部位必须进行专项设计；电缆通道应满足“防火、防气、防水、防腐、防外力破坏”要求，防止出现因通道设计不当对电缆运行造成隐患。35kV及以下电缆附件铠装接地线与屏蔽接地线应采用多股铜线并必须分开，铠装接地线截面不小于10mm2；屏蔽接地线截面积为35kV电缆不小于35mm2；10kV电缆不小于25mm2。建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。与市政工程部门联系协调，建立市政施工会签制度。与煤气、热力管道等距离应符合有关规程规定。4.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）电缆路径上方地表每隔10～50m及转角、分支、接头处应设置明显的、牢固的标志物，带有警示、方向、单位名称等标志；为便于日常管理，在电缆拐弯、中间接头处宜设置相应的电子识别器或其他标识。沿河、水下、过河桥架敷设的电缆应设置警告标示牌。（2）对易受腐蚀的地区安排对电缆周围土壤水分进行酸碱测试，对腐蚀严重的电缆应采用更换为防腐性能较高的PE护层电缆。（3）重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器。坚持定期对电缆夹层、沟的巡视检查，对电缆特别是电缆中间接头应定期进行红外测温，按规定进行预防性试验。（4）严格按照正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。电缆沟内电缆的排列处保证合适的间距，电缆密集处应全部包缠防火包带。与煤气、热力管道交叉的电缆沟、管均用专用材料做防火、防气密封处理。与110kV电缆隧道同沟敷设的10kV电缆，如不是阻燃型的，据设计要求，应每隔10m长度包缠2m段的防火包带。在紧靠绝缘接头两侧各5m段电缆上；在并行接近或交叉的10kV电缆同一长度范围内，应包缠防火包带。（5）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、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵严密。对穿越电缆的楼板用防火隔板。（6）扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。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。靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。（7）应尽量减少电缆中间接头的数量。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。在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置可能引起着火的管道和设备。（8）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，照明采用安全电压且照明充足，禁止堆放杂物。在上述部位进行动火作业应办理动火工作票，并有可靠的防火措施。（9）加强直流电缆防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆；两组电池的电缆应尽可能单独铺设。（10）进入电缆井、电缆隧道前，应先通风不少于15min，再用气体检测仪检查井内或隧道内的易燃易爆及有毒气体的含量是否超标，并检测含氧量。电缆井内工作时，禁止只打开一只井盖（单眼井除外）。电缆沟的盖板开启后，应自然通风一段时间后方可下井沟工作。电缆井、隧道内工作时，通风设备应保持常开，以保证空气流通。（11）定期对电缆沟内的异性气体进行测量，测量数据及时存档。有条件的单位可在电缆隧道内安装气体在线监测装置。（12）对电缆可能着火蔓延导致严重事故的线路、易受外部影响波及火灾的电缆密集场所，应有阻火分隔，并按工程重要性、火灾几率及其特点和经济合理等因素，确定采取安全措施。包括：①实施阻燃防护或阻止延燃。②包缠防火包带。③实施防火构造。④增设自动报警与专用消防装置。（13）阻火分隔方式的选择，应符合：①电缆构筑物中电缆引至开关柜、盘或控制屏、开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处，均应实施防火材料严密封堵。②在隧道或重要线路的电缆沟中下列部位，（包括：主沟道的分支处、长距离沟道中相隔约200m，竖井下口，变电站围墙，110kV及以上接头井两侧等处、至电缆夹层、开关室、控制室或配电装置的入口处）应设置防火墙。（14）在安全性要求较高的电缆密集场所或封闭通道中，在110kV及以上电缆隧道内，应配备适于环境可靠动作的火灾自动探测报警装置。

5防止支柱绝缘子断裂事故5.1技术管理措施支柱绝缘子基建验收时应落实国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定》（生产输电[2004]4号文附件3）中的要求，支柱绝缘子金属法兰采用上砂水泥胶装，胶装处胶合剂外露表面应平整，无水泥残渣及露缝等缺陷，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。逐步更换低强度的支柱绝缘子。各单位对抚瓷厂97年前生产的抗弯强度在4kN及以下的支柱绝缘子分年度逐步安排更换，防止发生事故，确保电网的安全运行。5.2安装、运行、检修、试验等方面的措施定期对变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。进行刀闸操作时，要加强监护，严格监视隔离开关动作情况，如发现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。积极探索绝缘子超声波探伤和紫外线带电裂纹检测工作，及时发现缺陷，防止事故发生。与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。5.3技术改造措施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。

6防止变压器类设备事故6.1变压器6.1.1技术管理措施（1）加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。在选用110kV及以上电压等级的变压器时，各单位在合同中应明确要求厂家出具抗短路能力动态计算报告并进行验算；明确要求厂家增加抗短路能力的措施，如采用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变压器必须选用产品通过了突发短路试验的厂家；220kV变压器优先选用已通过突发短路试验的同类产品。为减少变压器受外部短路冲击次数，应在技术和管理上采取有效措施，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。（2）220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确，或按DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》的要求进行。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。（3）出厂试验中局部放电试验的要求：测量电压为1.5Um/时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC；220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于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；其他变压器不大于100pC。110kV及以上电压等级变压器在出厂时，应做频响法测试和低电压短路阻抗法测试绕组变形以留原始记录。低电压短路阻抗测试应提供各个绕组对三相测量和单相测量的短路阻抗Zk（Ω）及百分数Zke(%)、短路电抗Xk(Ω)和漏电抗Lk（mH）。（4）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，进行现场局部放电试验。（5）对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作,如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装。对运行20年以上、温升过高或长期过载的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。（6）大型变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。（7）铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流。（8）加强有载分接开关的运行维护管理，应掌握其带电切换的次数，当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，对新安装或大修后的有载分接开关应进行开关参数测试。有载分接开关是否选用在线滤油装置应遵循调压频繁且运行年限较长的原则，一般年调压次数在2000次以下的不建议安装在线滤油装置。（9）潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵，对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。（10）作为备品的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，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的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、额定电压下的介损试验和油色谱分析。110kV及以上油纸电容型套管发生故障，应返厂检修或更换，严禁在现场进行抽真空注油的处理。（11）对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。（12）变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用，运行中的要定期校验，要采取如加装防雨罩等措施防止误动。6.1.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）对新安装或大修后的变压器应按照制造厂说明书规定进行抽真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。（2）加强变压器运行巡视检查，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油；每月至少应检查一次呼吸器的油封、油位是否正常，干燥剂是否饱和；装有净油器的的变压器应定期检查滤网和更换吸附剂（全密封的变压器不宜采用净油器）。（3）为保证冷却效果，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。（4）220kV及以上电压等级变压器进行更换绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路或近区多次短路后，应测试绕组变形，可以用频响法测试结果与低电压短路阻抗测试的结果进行相互验证分析，并与原始记录进行比较，同时应综合其他电气试验项目进行分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。（5）变压器各侧在各种运行方式下不应失去氧化锌避雷器保护，并满足距离要求；运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。（6）套管安装就位后，带电前必须进行静放，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24小时。注意变压器油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势,发现问题及时处理。对运行年久的套管应结合检修更换胶垫，防止进水。（7）当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。压力释放阀的动作接点应接入信号回路。（8）按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。6.1.3技术改造措施（1）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，对其它类型的油流继电器宜结合主变大修予以更换。（2）对发生硅脂渗漏的干式穿墙套管，应列入重大缺陷，及时更换。（3）按照（国家电网生变电[2008]81号）《关于加强变压器设备重点检查工作的通知》的要求，完成全部220kV及以上电压等级变压器套管末屏接地装置检查工作，对有缺陷的及时处理，对介损、色谱分析结果明显异常的，应予更换。6.2干式空芯电抗器6.2.1技术管理措施（1）在定购干式空芯电抗器时，应对厂家提出如下要求：设计上严格控制电流密度，铝芯导线的电流密度不得大于1.2A/mm2；严格控制各线包间的电流不均匀系数，应不大于1.05；不仅提供合格的出厂试验报告，而且必须提供各线包的设计电流值及测量值；提供绕组所用绕包线的绝缘的耐热等级试验报告，该绝缘的耐热等级至少应较电抗器所标称耐热等级高一个级别；此外，还应提供干式空心电抗器或相同设计、工艺生产的单一包封电抗的淋雨耐受电压试验，或进行气候环境试验的有资质的试验报告。（2）电抗器周边结构件(框架或护栏)的金属件一定要呈开环状，尤其是地下接地体不得呈金属闭合环路状态，避免因外部金属闭合环路感应电流形成的磁场造成电抗器电压分布或电流分布不均匀而加速电抗器损坏。6.2.2运行、检修等方面的措施定期进行电抗器及绝缘子的清洗、维护，避免电抗器及绝缘子表面发生污闪及泄漏电流蚀损，防止电抗器散热通风道堵塞；电抗器表面刷憎水性强的材料有利于提高电抗器的可靠性；加强巡视，重点为表面是否有爬电痕迹、撑条是否错位、顶部是否有明显的气流对流现象；定期进行红外测温工作，但对有绝缘筒外护层的应注意其测温效果较差的问题。

7防止互感器设备事故7.1技术管理措施（1）所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串或并联时的不同性能。并根据电网发展情况，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过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。（2）110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、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的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压）。（3）油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式；电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。（4）具有电容屏结构的气体绝缘（SF6）电流互感器，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏接筒移位。应要求厂家加强对绝缘支撑件的检验控制，提供合格的试验报告。（5）气体绝缘（SF6）电流互感器的气体密度表、继电器必须经校验合格,运行中的也应定期（1～4年）进行校验。7.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照预试规程进行预防性试验。（2）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）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。（3）气体绝缘（SF6）电流互感器进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置24h后进行气体微水测量。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练试验和耐压试验，试验应在气体微水含量合格后进行。老炼试验程序如下：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。老练试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的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、空载电流和励磁特性测量，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的90％，空载电流和励磁特性试验参照《山东电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程》（2007年版）表6.2第14款执行。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。（4）气体绝缘（SF6）电流互感器运行中若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别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），应进行老炼和耐压试验（试验电压为出厂试验值的80%）。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，以确定内部有无放电,避免带故障强送再次放电。（5）对历次预试介损呈增长趋势的互感器，应取油样进行色谱分析，并进行高电压下的介损测试，如介损及电容量的变化超过要求，应予更换。（6）对于倒置式油纸电容型电流互感器，如能取油样，应按照规程要求进行色谱分析，注意分析结果的变化，有乙炔时应及时更换。巡视时应注意其油位及渗漏油情况，尤其在低温条件下。7.3技术改造措施（1）结合大修技改项目，对已运行20年以上的互感器进行更换。

8防止开关类设备事故8.1断路器8.1.1技术管理措施（1）断路器产品应选用无油化产品，其中真空断路器应选用本体和机构一体化设计制造的产品，投切电容器组的开关应选用开断时无重燃及适合频繁操作的开关设备。（2）由于永磁机构中电子元件质量原因，目前不宜大批量采用永磁机构断路器。（3）126kV及以上断路器合－分时间应不大于60ms，推荐不大于50ms。制造厂应给出断路器合－分时间的上下限，并应在型式试验中验证断路器在规定的最小合－分时间下的额定短路开断能力。为与快速保护装置配合，保证重合闸时第二个“分”的可靠开断能力，断路器应具有自卫能力。（4）每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取以下措施：1）合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流；2）采取加装电抗器等限流措施限制短路电流；3）在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等；4）更换为短路开断电流满足要求的断路器。（5）220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。8.1.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）SF6气体密度继电器所用的温度传感器应与断路器本体处于同样温度环境，新设备和大修后设备，投运前必须对密度继电器进行校验并合格。（2）对气动机构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的变化，必要时应及时滤油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。在低温季节前，对气动机构应投入加热设备，防止压缩空气回路结冰造成拒动。为防止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。（3）长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查，在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。（4）为防止运行中的断路器绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。（5）当断路器液压机构频繁打压或突然失压时应申请停电处理，严禁使用机械闭锁方式带电处理液压机构泄压缺陷。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。（6）断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。（7）室外SF6高压开关设备发生爆炸或严重漏气等事故时，工作人员接近设备要谨慎，应选择从上风侧接近设备，并戴防毒面具、穿防护服；室内安装运行的SF6高压开关设备，人员进入室内前必须先行强迫通风15min以上，待含氧量和SF6气体浓度符合标准后方可进入。（8）大修时应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于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。（9）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措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。（10）断路器断口外绝缘的爬电比距应不小于安装地点污秽等级相应的相对地标称爬电比距的1.15倍，否则应加强清扫工作或采取其他防污闪措施。（11）各种断路器的油缓冲器调试时，应特别注意检查油缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。（12）各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。不能满足时，应结合具体情况予以改进。（13）110kV及以上断路器新装和大修后必须测量机械行程特性曲线、合－分时间、辅助开关的切换与主断口动作时间的配合等特性，并符合技术要求。制造厂必须提供机械行程特性曲线的测量方法和出厂试验数据，并提供现场测试的连接装置，不得以任何理由以出厂试验代替交接试验。（14）对装有合闸电阻的断路器，新装和大修后，应进行断口交流耐压试验。（15）积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。在未能采用有效方法测量真空度前，必须按照周期进行工频交流耐压试验。8.1.3技术改造措施（1）对于LW6型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。在未进行彻底改造前（包括已使用旋转法兰的），必须在拉杆能够观察到的部位标画明显的相对转动位置标记，设备操作后应现场进行检查相对标记有无变化。（2）加紧完成断路器无油化改造，改造前，油断路器运行地点的短路电流达到断路器额定开断电流的80％时，应停用自动重合闸，且在短路故障开断后禁止强送。8.2气体绝缘金属封闭开关设备8.2.1技术管理措施（1）气体管路连接方式和充气阀安装位置应充分考虑SF6气体微水和成分测试的准确性要求，尽量减少管路长度。（2）气体绝缘组合变电站（GIS）设备，需在本体盆式绝缘子上用红色表示出单独气室间隔，并就近设置能够正确表示出各设备气室间隔的接线图，按要求标识颜色并设置表示各设备气室间隔的接线图，改、扩建设备同时及时更新。8.2.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）严格执行《六氟化硫组合电器安装施工管理规定》。（2）各单位应尽量创造条件在GIS交接试验中开展局部放电测量。8.2.3技术改造措施（1）逐步对运行10年以上，运行问题较多的气动机构集中供气站进行整体更新改造。（2）对于安装在二层（室内）或楼顶（室外）的GIS，为避免因基础不均匀沉降引起GIS整体变形，破坏密封，出现SF6气体泄漏，特别是220kVGIS出线套管支撑处，应将GIS本体与基础支撑构架间支撑连接方式改为可调式结构，定期检测、调整，以弥补其基础构架沉降引起的变形。8.3隔离开关和接地开关8.3.1技术管理措施（1）垂直式隔离开关产品与硬管母线配合使用时，要选用减振型静触头，静触头与母线宜垂直安装。（2）隔离开关及母线支持瓷瓶要选用高强度瓷瓶，抗弯强度要不小于6kN。（3）每台产品必须在工厂内进行整体组装并进行出厂试验，无出厂试验报告和在现场组装的产品各运行单位拒绝验收。8.3.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）加强对隔离开关转动部分、操动机构的润滑，各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。（2）与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。（3）为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象；检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点；检查平衡弹簧的张力是否合适。（4）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，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。（5）新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。8.3.3技术改造措施根据国电电网公司《高压隔离开关技术改造指导意见》的要求，逐步进行完善或或更新改造。8.4高压开关柜8.4.1技术管理措施（1）新建、扩建和改造工程宜选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品，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区必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。（2）开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻然绝缘材料（如环氧或SMC材料），严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。8.4.2安装、运行、检修、试验等方面的措施（1）为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。（2）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启动，防止凝露导致绝缘事故。（3）手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。（4）高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。（5）室内安装运行的SF6开关设备，应设置一定数量的氧量仪或SF6浓度报警仪。8.4.3技术改造措施应尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。

9防止接地网和过电压事故9.1接地9.1.1技术管理措施（1）在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。（2）对于220kV及以上重要变电站，当站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀时，宜采用铜质材料的接地网。（3）在新建工程设计中，应结合所在区域电网长期规划考虑接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并提出有接地装置的热稳定容量计算报告。（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的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须在现期的基建工程中一并进行改造。（5）对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对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，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。（6）施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须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，应分别对两个最近的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的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。（7）接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。（8）接地引下线的导通检测工作应1～3年进行一次，应根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）定期(时间间隔应不大于5年)通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。（10）认真执行《山东电力集团公司现场交接和预防性试验规程》（2007版）及《接地装置工频特性参数的测量导则》（DL/T475-2006）有关接地装置的试验要求，同时应测试各设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。9.1.2安装、运行、检修、试验等措施（1）对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。（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。新投运500kV变电站应测量接触电压、跨步电压、电位分布。9.1.3技术改造措施（1）变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。9.2过电压9.2.1技术管理措施（1）对于中性点不接地的6～35kV系统，应根据电网发展每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过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。（2）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可以根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行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。（3）对于装设手动消弧线圈的6～35kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，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%。（4）对于3～66kV并联电容补偿装置，为避免发生投切电容器组时出现幅值较高的操作过电压，应采用合闸过程中触头弹跳小、开断时重击穿几率低的断路器。（5）3～66kV并联电容补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。（6）禁止采用三支星接一支接中性点的四避雷器接线方式和用有间隙氧化锌避雷器保护电容器组。（7）中性点不接地系统如经常出现过电压可安装过电压在线监测装置，以便采取相应对策。9.2.2安装、运行、检修、试验等措施（1）对于雷害事故多发的线路，应通过雷电观测等手段掌握雷电活动规律，找出线路重雷区和易击点，采取综合防雷措施，提高线路耐雷水平。可以采取的措施主要包括降低杆塔接地电阻、增加绝缘子片数、架设耦合地线等，对于山区易击段、易击点的杆塔可以采取安装线路避雷器的措施，对于同塔双回线可以采取不平衡绝缘措施。（2）加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。（3）严禁利用避雷针、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。（4）切合110kV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。（5）为防止110kV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，可通过改变运行和操作方式避免形成谐振过电压条件。新建或改造工程应选用电容式电压互感器。（6）为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施：（a）选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。（b）在电压互感器（包括系统中的用户站）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此类谐振的装置。（c）加强用电监察工作，10kV用户电压互感器一次中性点应不接地。（7）对中性点不接地系统，优先选用中性点为全绝缘的电压互感器。在PT中性点加装消谐器时，PT中性点必须为全绝缘或半绝缘，并选用与该绝缘相配合的消谐器。对已安装的与PT中性点绝缘不相配的消谐器，应立即拆除。9.2.3技术改造措施（1）220kV线路应全线架设双避雷线，山区的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须小于5，不满足要求的要立即处理。（2）经常空充的35～220kV线路，应在线路断开点附近采取防雷保护措施，如加装避雷器。对经常开路运行而又带有电压的柱上断路器或隔离开关的两侧均应加装避雷器保护。对已发生过雷电侵入波损坏断开断路器事故的地区的220kV以上变电站220kV进出线间隔和重要的220kV以上变电站220kV进出线间隔的线路侧加装避雷器。9.3避雷器9.3.1技术管理措施（1）对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。（2）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。（3）严格避雷器的交接试验，带内部均压系统的500kV氧化锌避雷器交接时必须测量持续运行电压下的泄漏电流。（4）110kV及以上电压等级避雷器宜安装全电流在线监测表计。每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。（5）严格金属氧化物避雷器的选型管理，严禁错用。在金属氧化物避雷器的选型上应注意区分其额定电压和系统标称电压，并从确定被保护设备种类、避雷器的额定电压、持续运行电压、残压和通流容量等几个方面进行正确选型。（6）避雷器绝缘外套表面脏污时应及时清扫。运行于Ⅱ级及以上污区的瓷绝缘外套避雷器，宜涂刷RTV涂料,但严禁加装防污伞裙。防止避雷器发生污闪或由于表面脏污、防污伞裙造成的表面电位分布畸变导致内部电阻片的局部损伤。9.3.2安装、运行、检修、试验等措施（1）在避雷器的带电测试工作中，应采取有效的措施防止TV二次短路。

10防止直流系统事故10.1技术管理措施在新建、扩建和技改工程中，应按DL/T5044-2004《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》的要求进行交接验收工作。所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按DL/T724-2000《蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》和DL/T781-2001《电力用高频开关整流模块》的要求进行维护、管理。220kV及以上电压等级变电站的直流系统应采用两组蓄电池、两台高频开关电源或三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线，作为备用的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的配置要求。部分重要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。220kV及以上变电站直流电源装置除由本站电源的站用变供电外，还应具有可靠的外来独立电源站用变供电，同时满足