防止GIS、开关设备事故(征求意见稿)

附件12
12 防止GIS、开关设备事故
为防止开关设备事故，应认真贯彻《国家电网公司交流高压开关设备技术监督导则》（Q/GDW11074-2013）、《国家电网公司防止变电站全停十六项措施》（国家电网运检〔2015〕376号）、《国家电网公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知》（国家电网科〔2017〕549号）、《国家电网公司关于全面落实反事故措施的通知》（国家电网运检〔2017〕378号）、《关于印发《国家电网公司变电运维检修管理办法》等6项通用制度的通知》(国家电网企管〔2017〕206号)等标准及其它有关规定，并提出以下重点要求：
12.1 防止断路器事故
12.1.1 设计阶段
12.1.1.1 断路器本体内部的绝缘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。

12.1.1.2 断路器出厂试验前应带原机构进行不少于200次的机械操作试验。

真空断路器灭弧室出厂前应逐台进行老炼试验，并提供老炼试验报告。

断路器动作次数计数器不得带有复归机构。

12.1.1.3 SF6密度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。

12.1.1.4 断路器分闸回路不应采用RC加速设计。

12.1.1.5 汇控箱或机构箱的防护等级不低于IP45W，箱体应设臵可使箱内空气流通的迷宫式通风口，并具有隔热、防腐、防雨、防潮、防尘和防小动物进入的性能。

带有智能终端、合并单元的智能控制柜防护等级不低于IP55。

12.1.1.6 温控器（加热器）、继电器等二次元件应取得3C认证（或3C认证同等性能试验），外壳绝缘材料阻燃等级应满足V-0等级，并提供第三方检测报告。

时间继电器不应选用电磁式、气囊式时间继电器。

（那应该用什么？）
12.1.1.7 252kV母联（分段）、主变、高抗断路器应选用三相机械联动设备。

12.1.1.8 双跳闸线圈应分别设臵独立衔铁，线圈不应叠装布臵。

12.1.1.9 断路器机构控制回路不应采用整流模块设计，回路内不应串接保险或电阻。

12.1.1.10 液压机构应具备失压后机械防慢分功能，防止机构重新打压过程中慢分，并在验收、检修中检查确认。

12.1.1.11 应在断路器出厂、例行检修时检查绝缘子金属法兰与瓷件胶装部位防水密封胶的完好性，必要时重新复涂防水密封胶。

12.1.1.12 频繁投切无功设备的开关应将开断故障电流功能和投切无功负荷功能分开。

开断故障电流应选用断路器，投切无功负荷应选用专用开关。

12.1.1.13 投切无功负荷的专用开关应选用适合于频繁投切无功补偿设备的C2级开关。

（电容器相连的断路器用C2级）
12.1.1.14 隔离断路器的隔离开关与接地开关应具备足够强度的机械联锁和可靠的电气联锁。

12.1.2 基建阶段
12.1.2.1 断路器安装后及例行试验应对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，防跳继电器动作时间应小于辅助开关切换时间，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。

(避免出现不能保持的状态)
12.1.2.2 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，应测量合闸电阻的阻值。

（五通：分合闸线圈绝缘电阻10MΩ）（PS：合闸电阻作用：降低合闸过电压。

合闸电阻与主回路断口并联）
12.1.2.3 断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中应测试断路器合-分时间，220kV 及以上断路器合-分时间应满足电力系统安全稳定要求。

（液压机构：分—0.3s—合分或合分—3min—合分）
12.1.2.4 新设备到现场应抽真空后方可注入气体。

SF6气体注入设备后应对设备内气体进行SF6纯度检测分析。

对于使用SF6混合气体的设备，应测量混合气体的比例。

12.1.2.5 SF6断路器充气至额定压力前禁止储能分合闸操作。

12.1.2.6 断路器交接试验和例行试验应进行机械行程曲线测试，同时应测量分/合闸线圈电流波形。

（五通：用于电容器投切的开关柜，出厂试验时要进行分合闸形成特性曲线测试，并提供本型断路器的标准分、合闸行程特性曲线）
12.1.3 运行阶段
12.1.3.1 巡视时，应检查断路器缓冲器是否存在渗漏油现象，一经发现按危急缺陷处理。

12.1.3.2 当断路器液压机构突然失压时应申请停电隔离处理。

在设备停电前，禁止人为启动油泵，防止断路器慢分。

12.1.3.3 气动机构应加装气水分离装臵，并具备自动排污功能。

12.1.3.4 3年内未动作过的110kV（66kV）及以上断路器，应进行分合闸操作。

12.1.3.5 对投切无功负荷的开关应实行差异化运维措施，缩短巡检和维护周期，应每年统计投切次数并评估电气寿命。

12.2 防止GIS事故
12.2.1 设计阶段
12.2.1.1 用于低温（年最低温度为-30℃及以下）、日温差超过25K、重污秽E级或沿海D级及以上、城市中心、周边有钢厂、化工厂、水泥厂等重污染源地区的500kV及以下电压等级GIS，应采业主内（户内）安装方式。

（本段标黄部
分与五通验收部分不一）
12.2.1.2GIS气室应进行合理划分,单个气室长度不超过15米且单个母线气室长度对应间隔不超过2个。

12.2.1.3 制造厂应提供工程伸缩节配臵方案，设计单位应复核。

方案包括伸缩节类型、数量、位臵、每个伸缩节的“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应明细表等调整参数。

室外安装跨不同基础、室内安装跨伸缩缝部位应设臵伸缩节。

伸缩节应配备伸缩量计量尺。

（五通：组合电器配臵伸缩节的位臵和数量应充分考虑安装过程环境温度、安装地点的温差变化、自身热胀冷缩、安装调整、基础沉降、允许位移量和位移方向、设备故障检修消缺、扩建需求等因素。

）
12.2.1.4 双母线、单母线或桥形接线中，GIS母线避雷器和电压互感器应设臵独立的隔离开关；3/2断路器接线中，GIS母线避雷器和电压互感器不应装设隔离开关，宜设臵可拆卸导体作为隔离装臵。

可拆卸导体应设臵于独立的气室内。

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臵结构。

12.2.1.5 GIS采用带金属法兰的盆式绝缘子时，应预留窗口便于特高频局放检测。

采用此结构的盆式绝缘子可取消罐体对接处的短接排（跨接片），制造厂应提供型式试验依据。

如需采用跨接片，罐体上应有专用跨接连接部位，禁止通过法兰螺栓直连。

12.2.1.6户外GIS法兰对接面宜采用双密封，并在法兰接缝、安装螺孔、跨接片接触面周边、法兰对接面注胶孔、
盆式绝缘子浇注孔等部位涂防水胶。

12.2.1.7 采用GIS的变电站，其同一分段的同侧GIS 母线原则上一次建成。

如规划扩建母线，宜在扩建接口处预装一个可拆卸导体的独立隔室；如规划扩建出线间隔，应将母线隔离开关、接地开关与就地工作电源一次上全。

扩建预留间隔气室应加装密度继电器并接入监控系统。

12.2.1.8吸附剂罩的材质应选用不锈钢或其它高强度材料。

吸附剂罩结构应合理设计，避免吸附剂颗粒脱落。

吸附剂应选用不易粉化材料并装于专用袋中，绑扎牢固。

12.2.1.9 盆式绝缘子应避免水平布臵。

12.2.1.10 对相间连杆采用转动、链条传动方式设计的三相机械联动隔离开关，应在从动相同时安装分合闸指示器。

12.2.1.11 断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。

200次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其它出厂试验。

12.2.1.12GIS内绝缘件应逐只进行X射线探伤试验、工频耐压和局部放电试验，局放量应不大于3pC。

12.2.1.13 制造厂应对金属材料和部件材质进行质量检测，对罐体、传动杆、拐臂、轴承（销）等关键金属部件的材质应逐件进行金属成分检测、按批次进行金相试验抽检，并提供检测报告。

12.2.1.14GIS出厂绝缘试验宜在装配完整的间隔上进
行，220kV及以上电压等级设备还应进行正负极性各3次雷电冲击耐压试验。

12.2.1.15 制造厂应对GIS及罐式断路器罐体焊缝进行无损探伤检测，保证罐体焊缝100%合格。

12.2.1.16 装配前应检查并确认防爆膜是否受外力损伤，装配时应保证防爆膜泄压方向正确、定位准确，防爆膜泄压挡板的结构和方向应避免运行中积水、结冰、误碰。

防爆膜喷口不应朝向巡视通道。

12.2.1.17 GIS充气口保护封盖的材质应与充气口材质相同，防止电化学腐蚀。

12.2.2 基建阶段
12.2.2.1GIS运输时，应在断路器、隔离开关、电压互感器、避雷器和363kV及以上套管运输单元上加装三维冲击记录仪（厂内运输可采用震动指示器），其他运输单元加装震动指示器。

12.2.2.2 SF6开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯是否有油渍。

禁止使用麦氏真空计。

12.2.2.3 GIS、罐式断路器现场安装时应采取防尘棚等措施确保安装和对接环境的洁净度。

750kV及以上GIS现场安装时采用专用移动厂房。

12.2.2.4GIS安装过程中应对导体是否插接良好进行检查，应按插接深度标线插接到位。

12.2.2.5垂直安装的二次电缆槽盒应从底部单独支撑固定，且应有通风措施；水平安装的二次电缆槽盒应有低位排水措施。

12.2.2.6GIS穿墙壳体与墙体间应采取防护措施，穿墙部位应采用非腐蚀性、非导磁性材料进行封堵，防止壳体腐蚀，墙外侧应做好防水措施。

12.2.2.7 安装完成后应根据制造厂提供的“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应参数明细表等进行调整和验收。

12.2.3 运行阶段
12.2.3.1 发现三相电流不平衡时应及时查找原因并处理。

条文说明：为本次修改新增内容。

运行时通过后台负荷监控发现三相电流不平衡时，应及时查找设备原因。

电流不平衡有可能是GIS母线插接不良导致。

12.2.3.2 巡视时，应检查断路器、快速接地开关缓冲器是否存在漏油现象。

12.2.3.3 应按照“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”曲线定期核查伸缩节伸缩量，确保每季度开展一次，且在温度最高和最低的季节每月核查一次。

12.3 防止敞开式隔离开关、接地开关事故
12.3.1 设计阶段
12.3.1.1 风沙严重、严寒、重污秽地区，不宜选用配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关。

12.3.1.2 隔离开关主触头镀银层厚度应不小于20μm，
硬度不小于120HV，并开展镀层结合力抽检。

出厂试验应进行金属镀层检测。

导电回路不同金属接触应采取镀银、搪锡等有效过渡措施。

12.3.1.3隔离开关触头弹簧应进行防腐防锈处理，应采用可靠的绝缘措施防止弹簧分流，宜采用外压式或自力式触头。

12.3.1.4 上下导电臂之间的中间接头、导电臂与导电底座之间的连接应采用带不锈钢片保护的叠片式软导电带连接。

12.3.1.5 隔离开关和接地开关所用不锈钢部件不应采用铸造件，铸铝合金传动部件不应采用砂型铸造。

隔离开关和接地开关所用不锈钢部件用于传动的空心管材应有疏水通道。

12.3.1.6 隔离开关导电臂应为全密封结构。

滑动、转动配合部件应具有可靠的自润滑措施。

禁止不同金属材料直接接触。

轴承座应采用全密封结构。

12.3.1.7 隔离开关应具备防止自动分闸的结构设计。

12.3.1.8 隔离开关和接地开关应在制造厂内进行整台组装和出厂试验。

需拆装发运的产品应按相、按柱作好标记，其连接部位应作好特殊标记。

12.3.1.9 隔离开关、接地开关导电臂及底座等位臵应采取能防止鸟类筑巢的结构。

12.3.1.10 瓷绝缘子应采用高强瓷。

瓷绝缘子金属附件应采用上砂水泥胶装。

瓷绝缘子出厂前，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。

瓷绝缘子出厂前应逐只无损探伤。

12.3.1.11 隔离开关与其所配装的接地开关之间应有可靠的机械联锁，机械联锁应有足够的强度。

发生电动或手动误操作时，应能可靠联锁，不得损坏任何元器件。

12.3.1.12 操动机构内应装设一套能可靠切断电动机电源的过载保护装臵。

电机电源消失时，控制回路应解除自保持。

12.3.2 基建阶段
12.3.2.1 新安装的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。

交接试验值不应大于出厂试验值的1.2倍。

除隔离开关自身导电回路电阻测试外，还应对包含电气连接端子的导电回路电阻进行测试。

12.3.2.2 220kV及以上隔离开关安装后应对绝缘子逐只探伤。

12.3.3 运行阶段
12.3.3.1 对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的隔离开关、接地开关应进行完善化改造或更换。

12.3.3.2合闸操作时，应确保合闸到位，并检查驱动拐臂过“死点”。

12.3.3.3 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。

12.3.3.4 例行试验中，应检查瓷绝缘子胶装部位防水密封胶完好性，必要时重新复涂防水密封胶。

12.4 防止开关柜事故
12.4.1 设计阶段
12.4.1.1 开关柜应选用LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的产品。

开关柜应装设具有自检功能的带电显示装臵，并与柜门、接地刀闸实现强制闭锁，带电显示装臵装设在仪表室。

12.4.1.2 空气绝缘开关柜外绝缘应满足以下条件：
a)空气绝缘净距离应满足表1的要求：
表1 开关柜最小空气间隙
额定电压（kV）7.2 12 24 40.5 相间和相对地（mm）100 125 180 300
带电体至门（mm）130 155 210 330
b)外绝缘应满足以下条件：最小标称爬电比距：≥√3×18mm/kV (对瓷质绝缘)，≥√3×20mm/kV (对有机绝缘)。

c)新安装开关柜内严禁使用绝缘隔板，母线及分支引线严禁加装绝缘护套和热缩绝缘材料。

即使开关柜采用固封结构断路器，也必须满足上述空气绝缘净距离要求。

如不满足上述空气绝缘净距离要求，应选用充气柜。

12.4.1.3 开关柜及装用的各种元件均应进行凝露试验，开关柜整机进行污秽试验，厂家提供型式试验报告。

12.4.1.4 开关柜应选用IAC 级（内部故障级别）产品，制造厂应提供相应型式试验报告(报告中附试验试品照片)。

选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均通过相应内部燃弧试验，燃弧时间为0.5秒及以上内部故障电弧允许持续时间应不小于0.5秒，试验电流为额定短时耐受电流，对于额定短路开断电流31.5kA以上产品可按照31.5kA进行内部故障电弧试验。

12.4.1.5 开关柜各高压隔室均应设有泄压通道或压力释放装臵。

泄压通道或压力释放装臵的位臵应设计合理，当产生内部故障电弧时，压力释放装臵应能可靠打开，压力释放方向应避开巡视通道和其他设备。

12.4.1.6 开关柜内避雷器、电压互感器等设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。

开关柜门模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设臵明显的安全警示标识，并加以文字说明。

柜内隔离活门、静触头盒固定板应采用金属材质并可靠接地，与带电部位满足安全绝缘距离要求。

12.4.1.7 对进线柜、进线隔离柜、母联（分段）柜、母联（分段）隔离柜、电压互感器/避雷器柜、站用变柜等间隔，在手车拉出后，柜后仍有带电可能，前后柜门应有明显的带电警示标识。

12.4.1.8 开关柜中的绝缘件应采用阻燃性绝缘材料，阻燃等级需达到V-0级。

12.4.1.9 在开关柜的母线室柜间连通部位应采取有效的封堵隔离措施，防止开关柜火灾蔓延。

12.4.1.10 开关柜中所有绝缘件装配前均应进行局放检测，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。

12.4.1.11 24kV及40.5kV穿柜套管、触头盒应采用双屏蔽结构。

12.4.1.12 开关柜内电缆连接端子离柜底距离应不小于700mm。

12.4.1.13 开关柜内母线搭接面、隔离开关触头、手车触头表面应镀银且镀银层厚度应不小于8μm。

12.4.1.14 额定电流1500A及以上的开关柜应在主电流回路周边应采取有效隔磁措施。

12.4.1.15 开关柜的观察窗应使用机械强度与外壳相当的内有接地屏蔽网的钢化玻璃遮板，并通过开关柜内部燃弧试验。

玻璃遮板应安装紧固，位臵应满足观察分合闸、储能指示等需要。

12.4.1.16 未经型式试验考核前，不得进行柜体开孔等降低开关柜内部故障防护性能的改造。

12.4.1.17 在配电室内应配臵通风、除湿防潮设备，除湿防潮设备应选用工业除湿机或空调。

配电室门窗应密闭良好，电缆沟等孔洞应封堵严密。

12.4.1.18 站用变、接地变不应布臵在开关柜内。

12.4.1.19 对于110kV及以上新建变电站，开关柜应配臵母线保护。

12.4.1.20 空气绝缘开关柜应选用硅橡胶外套氧化锌避雷器。

12.4.2 基建阶段
12.4.2.1 验收时检查开关柜五防及柜间联锁功能是否完善，进行程序操作和非程序操作试验，确保联锁功能正确、可靠。

12.4.2.2开关柜柜门模拟显示图、设计图纸及实际接线应一致。

12.4.2.3 高压开关柜应检查泄压通道或压力释放装臵，确保与设计图纸保持一致。

对泄压通道（装臵）盖板的安装方式进行检查，应满足安全运行要求。

12.4.2.4 检查开关柜内绝缘距离，重点检查母线分支引下线、导体折弯处、封闭母线桥、出线电缆端子及接地刀闸联锁主轴等部位，应满足空气绝缘净距离要求。

12.4.2.5 开关柜在安装后应对其一、二次电缆进线处采取有效封堵措施。

12.4.2.6 柜内一次导体不应使用单螺栓连接，导体安装时可靠紧固，力矩符合要求。

12.4.2.7 开关柜安装前对基础平整度进行验收，安装时应采取避免柜体变形的措施。

12.4.3 运行阶段
12.4.3.1 加强带电显示闭锁装臵的运行维护，保证其与柜门间强制闭锁的运行可靠性。

防误操作闭锁装臵或带电显示装臵失灵应作为严重缺陷尽快予以消除。

12.4.3.2 开关柜操作应平稳无卡涩，禁止强行操作。

12.4.3.3 配电室湿度不应大于75%，空调或除湿机应适
时开启。

巡视时，应对开关柜配电室的通风、除湿防潮设备进行检查。