《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

2.3.4 断路器(GIS)

从全省开关类设备情况看，断路器开断电流均能满足目前电网运行方式的要求。各电厂均能按照规程要求开展断路器、GIS、隔离开关等设备的运行维护和检修工作，总体情况良好。

(1)GIS

根据国家能源局的二十五项反措13.1.6要求，SF6继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。建议将厂内密度继电器加装三通阀，使之具备不拆卸校验的条件。密度继电器应装设在与断路器或GIS本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁触点正确动作。220kV及以上GIS分箱结构的断路器每相应安装独立的密度继电器。从今年迎峰度冬检查来看，主要发现以下问题：① 大部分电厂均较好地按照反措的要求对GIS进行了密度继电器的改造，且选取了密度继电器原厂的三通阀，提升了密度继电器的气密性和运行可靠性。但仍有少数电厂未进行改造，建议可以先去已改造的电厂进行调研，尽快完成三通阀加装工作;② 个别电厂的GIS仍为三相气室使用一个密度继电器监测，建议尽快完成分气室改造厂内的断路器虽已进行分气室改造;某电厂仅对GIS的断路器气室进行独立表计监测改造，为加强对GIS气室的监测，建议对PT、CT气室也进行相应改造;③ 某220kV升压站断路器密度继电器在校验时发现有个别的闭锁、报警触点损坏，现已更换，建议缩短下一次密度继电器的校验时间。

少数电厂的GIS存在漏气现象，为加强GIS、SF6开关的检漏工作，应用先进的带电检测技术手段排查设备隐患。此次检查主要发现以下问题：① 某厂500kV的GIS气室引出管与密度继电器连接处有微泄漏，但泄漏量极小。建议结合设备检修请厂家处理;② 另一电厂的室外GIS的漏气问题长期存在，目前补气周期为半个月，建议联系GIS厂家对漏气点进行封堵处理;③ 某厂GIS“4X96开关A相”有漏气现象，自上次补气至今约1年，现场检查密度继电器表读数为0.56Mpa，多次检漏未发现漏点，建议加强运行中的巡检观察，结合机组检修时进行彻底处理;④某电厂220kV的GIS微水在线监测装置连接管处有轻微泄漏，且微水监测装置准确度较低，有时会发生误报警情况，建议联系厂家尽快处理，如仍存在泄漏问题，可将微水在线监测装置拆除;⑤ 某电厂500kVGIS更换了新气室，建议在三个月内开展SF6微水及气体分解产物分析测试。

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离开关或隔离断口;架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。

少数电厂GIS位于室外，外壳经雨水冲刷有局部锈蚀现象，建议采取防腐措施，并按照预试规程开展SF6微水试验。有的电厂GIS站的SF6密度继电器位置装设位置过高，或者不定期抄表记录，为了及时发现GIS站的SF6压力变化情况，建议对SF6密度继电器进行定期抄表记录，对于位置高的表计，采取配备望远镜抄表的措施。

(2)支柱断路器

各电厂应加强对户外支柱式断路器和隔离刀闸的检修和预试工作，断路器主要存在的问题有：时间继电器老化，部分触头出现锈蚀现象;分合闸线圈及相应回路的电感、电容和电阻等发生变化，导致分合闸时间特性畸变;液压油箱积污严重，滤芯堵塞，易造成液压油路卡涩，频繁打压;操作箱密封条老化，箱内漏水等。检修时加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，测试其行程曲线是否符合厂家标准曲线要求。

各电厂应根据断路器运行年限和操作次数合理安排断路器的维修保养和灭弧室检修工作。① 某电厂220kV升压站内的断路器设备运行年限较长，部分设备已接近30年，无法采购备品备件，且设备构架腐蚀严重，建议厂内可对此升压站进行评估规划，若今后长期运行，应当更换部分老旧设备，若短期运行，需加强运行监测，缩短预试周期;② 某电厂220kV升压站断路器为ABB产品，运行至今已有22年，建议打开断路器的灭弧室进行检查，重点检查承受过短路电流的断路器，由于该产品为瑞士ABB制造，备品备件可能较少，建议返回ABB原厂进行解体检查。厂前段400V低压柜为敞开式，存在运检安全隐患，且设备运行年限长，建议更换为抽屉式开关。

加强断路器操作机构的检查维护，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。加强开关设备外绝缘的清扫或采取相应的防污闪措施，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

(3)隔离开关

加强对隔离开关导电部分、转动部分、操作机构、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宜采用性能良好的润滑脂进行润滑。为预防隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操作机构蜗轮、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应过死点;检查平衡弹簧的张力应合适。现场检查发现个别电厂的隔离开关操作机构连杆锈蚀严重，建议尽快进行更换处理

定期用红外测温设备检查隔离开关设备的接头、导电部分，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。在运行巡视时，应注意隔离开关、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常电晕现象。

对新安装的隔离开关，隔离开关的中间法兰和根部进行无损探伤。对运行10年以上的隔离开关，每5年对隔离开关中间法兰和根部进行无损探伤。。各电厂应重视110kV及以上变电站设备交接时的超声波探伤检测，建议按照反措和Q/GDW-10-394-2008《瓷支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则》规范要求，定期对厂内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。

2.3.5 防雷接地

从本次检查情况看，各厂避雷器的运行情况基本良好，各单位均重视避雷器、接地网的试验和维护，按照规程要求对避雷器、接地网进行相关的试验。

(1)避雷器

各电厂应严格按照反措和规程要求对避雷器进行相关的预防性试验，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。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但500kV金属氧化物避雷器应3-5年进行一次停电试验。各电厂应严格遵守避雷器交流泄漏电流测试周期，雷雨季节前后各测量一次，测试数据应包括全电流及阻性电流。大部分电厂均在今年迎峰度夏前开展了避雷器带电测试，仅个别电厂因仪器设备原因未开展此项工作。

按照《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》中的要求：测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较。当阻性电流增加1倍时，应停电检查;新投运的泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25%。测量直流参考电压U1mA和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流I0.75U1mA，U1mA初值差≤±5%且不低于GB 11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》中的规定值，I0.75U1mA初值差≤ 30%或≤ 50μA。规范开展此项试验，及时发现避雷器阀片的老化征兆。

110kV及以上电压等级避雷器应安装交流泄漏电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，有人值班的变电站每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。现场检查发现避雷器泄漏电流表主要存在以下问题：① 现场检查发现某电厂2号主变避雷器B相、C相泄漏电流表内部凝露受潮，易引起表计指针卡涩，外壳有不同程度锈蚀，虽厂内已对表计进行密封处理，但效果不佳，建议更换质量较好的产品;② 个别电厂泄漏电流表距地面约2.5米的位置，不便于观察，巡检人员需用望远镜才能观察，若表盘脏污或受潮进水后，则无法看清读数，建议将避雷器泄漏电流表下移，安装在巡检人员易观察的位置。今年5月某电厂启备变220kV避雷器C相发生爆炸，其原因是避雷器阀片受潮，但该厂没按要求严格开展避雷器带电测试，且泄漏电流表计受潮严重，未能有效监测泄漏电流的变化，及时发现设备存在的隐患。

大部分电厂均能按照每天巡视不少于1次的要求对避雷器的异常声响和异常现象认真巡视，在夏季雷雨季节前后进行特巡，并记录泄漏电流及避雷器动作次数的数据，避雷器动作次数发现增长后运行要明确专人、及时开展原因分析。为了更好对避雷器进行监督管理。某电厂现场检查发现出线避雷器计数器A相为15，B相为21、C相为30，查阅运行记录，避雷器未发生动作，而是避雷器计数器试验造成计数不一致，建议试验后将计数器末位全部调整至“0”。建立避雷器动作计数器的跟踪分析制度，避雷器有动作计数差异时应有原因分析、跟踪调查，查明动作原因，并在下次避雷器检修时重点检查。

(2)防雷接地

在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流考核;接地装置接地体的截面面积不小于连接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定容量计算报告。接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。变压器中性点应有两根与接地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主接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。

部分电厂未开展一次设备接地导通试验和接地网参数测量，建议按照有关规程定期开展试验。部分电厂全厂接地网接地阻抗试验已到周期，计划年底前完成该项试验。建议尽快进行该项试验。根据规程规定，大型接地网6年应进行地网接地电阻测试。地网接地电阻是系统设备故障情况下保护设备及人身安全的重要设施，应按照《电气设备交接和预防性试验规程》要求和周期，选择有资质的单位完成接地网测试工作。项目包括：变电站对地最大短路故障电流计算，接地阻抗测试，接触电势测试，跨步电势测试，接地引下线导通测试，接地装置热稳定校验。

为防止设备接地不良造成事故，规程及反措除要求10年开挖检查外，还要求定期开展设备引下线与地网的导通测试。有的电厂基础沉降严重，应对沉降严重问题，更应加强开挖检查。部分电厂采用万用表及接地摇表，受分辨率限制，无法发现导通试验中存在问题。为保证测试有效性，应采用直流电阻测试仪或专用测试仪。电厂地网属大型地网，仅用接地摇表无法准确反映真实情况，应严格按测试规范开展地网接地电阻测量。现场检查发现某电厂升压站，部分支座、构架锈蚀，且接地扁铁未涂刷黄绿间隔的专用接地标识，建议尽快处理。

国家电网公司《预防110(66)千伏及以上变电站断路雷击事故技术措施》要求在220kV线路的入口(断路器的线路侧附近)装设金属氧化物避雷器。为了避免多次雷击造成开关重合过程中引发击穿事故，建议电厂在220kV线路加装出线避雷器。

2.3.6 互感器

各电厂的升压站电压互感器一般为电容式;电流互感器则型式较多，包括SF6气体绝缘型、油纸绝缘型，从一、二次绕组布置型式看，有正立式和倒置式，从外绝缘类型看有传统瓷质和硅橡胶复合绝缘。

(1)电压互感器

应按照有关规程定期开展试验，有的电厂需要尽快购买相关测试仪器开展测量工作，在测试仪器未购置前，可考虑将相关试验外委。虽然部分电厂的PT预防性试验开展了机端电压互感器的空载电流测试和伏安特性比对，但PT的空载电流测试方法不规范，主要表现在：施加电压达不到规程的要求，发电机机端PT的空载电流测试(中性点有效接地系统)应施加到 ，要求空载电流不大于额定电压下空载电流的8倍。中性点非有效接地系统在 电压下，空载电流不大于额定电压下空载电流的10倍。

由于机端互感器对发电机的安全运行非常重要，建议加强技改过程的监督，在互感器制造厂开展机端PT的出厂验收试验，特别是PT的出厂局放和感应耐压试验的监督，并确保运输和安装过程中不要发生碰撞。有关单位应及时开展相关试验，及时发现内部存在的放电缺陷，避免了设备事故的发生。

对电容式电压互感器(CVT)，要求制造厂在出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验。运行中定期监测电压互感器的二次电压，发现二次电压的异常变化，要及时分析处理。部分电厂的互感器存在渗漏油(气)的现象。对于严重渗漏油(气)的电压互感器，应尽快安排技术改造，消除渗漏油(气)缺陷。如：将电压互感器的密封圈更换为优质耐用的密封圈;将二次端子板更换为环氧树脂浇注一次成型的端子板等。

(2)电流互感器

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、微水分析;对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。某电厂检查时发现，根据19H3CT在2016年5月和10月的油色谱分析结果来看，三相中均有少量乙炔，最高值为1.7μL/L，接近注意值2μL/L，考虑CT为少油设备，建议按照1年的周期开展油色谱跟踪分析。

运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。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即停止运行。某电厂一台线路CT发生漏油现象，经取油样进行油色谱分析检测后，微水含量偏高，其它数据指标正常，怀疑放油阀处密封圈老化，待明年检修处理。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。某电厂2015年试验报告中4942线路CT介损试验数据三相差别较大，A、B相比C相大约5倍，建议加强试验数据的审查，对同型号设备同一试验项目数据差别大要进行分析判断，提高试验的准确性。

不少电厂对电气一次设备外绝缘采用硅橡胶复合绝缘的开展了憎水性检查，取得了较好的效果，其余电厂均应该学习相关标准，规范定期开展憎水性检查，防止复合绝缘失效造成事故。对外绝缘采用硅橡胶复合绝缘的互感器，为保证复合绝缘设备的绝缘性能，应定期进行表面憎水性检查，防止复合绝缘失效造成外绝缘事故。