反措-GIS 开关

防止GIS、开关设备事故

为防止开关设备事故，应严格执行国家电网公司《高压开关设备技术监督规定》（国家电网生技〔2005〕174号）、《预防12kV-40.5kV交流高压开关柜事故补充措施》（国家电网生〔2010〕811号）、《预防交流高压开关柜人身伤害事故措施》（国家电网生〔2010〕1580号）、《关于加强气体绝缘金属封闭开关全过程管理重点措施》（国家电网生〔2011〕1223号）等有关规定，并提出以下重点要求：

12.1 防止GIS（包括HGIS）、SF6断路器事故 12.1.1 设计、制造的有关要求

12.1.1.1 加强对GIS、SF6断路器的选型、订货、安装调试、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。

12.1.1.2 新订货断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）。

12.1.1.3 GIS在设计过程中应特别注意气室的划分，避免某处故障后劣化的SF6气体造成GIS的其它带电部位的闪络，同时也应考虑检修维护的便捷性，保证最大气室气体量不超过8小时的气体处理设备的处理能力。

12.1.1.4 GIS、SF6 断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部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。

12.1.1.5 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。

12.1.1.6 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。

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、闭锁接点正确动作。

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。 户外安装的密度继电器应设置防雨罩，密度继电器防雨箱（罩）应能将表、控制电缆接线端子一起放入，防止指示表、控制电缆接线盒和充放气接口进水受潮。

12.1.1.7 为便于试验和检修，GIS的母线避雷器和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。

12.1.1.8 用于低温（最低温度为-30℃及以下）、 重污秽E级或沿海D级地区的220kV及以下电压等级GIS，宜采用户内安装方式。

12.1.1.9 断路器二次回路不应采用 RC 加速设计。

12.1.1.10 开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。

12.1.1.11 GIS布置设计应便于设备运行、维护和检修，并应考虑在更换、 检查GIS设备中某一功能部件时的可维护性。

12.1.1.12 220kV及以上电压等级GIS应加装内置局部放电传感器。 12.1.2 基建、安装阶段的有关要求

12.1.2.1 GIS、罐式断路器及500kV及以上电压等级的柱式断路器现场安装过程中，必须采取有效的防尘措施，如移动防尘帐蓬等，GIS的孔、盖等打开时，必须使用防尘罩进行封盖。安装现场环境太差、尘土较多或相邻部分正在进行土建施工等情况下应停止安装。

12.1.2.2 SF6开关设备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，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。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。为防止真空度计水银倒灌进行设备中，禁止使用麦氏真空计。

12.1.2.3 GIS安装过程中必须对导体是否插接良好进行检查，特别对可调

整的伸缩节及电缆连接处的导体连接情况应进行重点检查。

12.1.2.4 严格按有关规定对新装GIS、罐式断路器进行现场耐压,耐压过程中应进行局部放电检测，有条件时可对GIS设备进行现场冲击耐压试验。

12.1.2.5 断路器安装后必须对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，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。

12.1.2.6 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。

12.1.2.7 断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中应进行断路器合-分时间及操作机构辅助开关的转换时间与断路器主触头动作时间之间的配合试验检查，对220kV及以上断路器，合分时间应符合产品技术条件中的要求,且满足电力系统安全稳定要求。

12.1.2.8 SF6气体必须经SF6气体质量监督管理中心抽检合格，并出具检测报告后方可使用。

12.1.2.9 SF6气体注入设备后必须进行湿度试验，且应对设备内气体进行 SF6纯度检测，必要时进行气体成份分析。 12.1.3 运行中应注意的问题

12.1.3.1 应加强运行中GIS和罐式断路器的带电局放检测工作。在A类或B类检修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时应进行局放检测，对于局放量异常的设备，应同时结合SF6气体分解物检测技术进行综合分析和判断。

12.1.3.2 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，或定期进行合、分闸行程曲线测试。对于采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。

12.1.3.3 当断路器液压机构突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，

严禁人为启动油泵，防止断路器慢分。

12.1.3.4 对气动机构宜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。

12.1.3.5 当断路器大修时，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。

12.1.3.6 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；对运行10年以上的弹簧机构可抽检其弹簧拉力，防止因弹簧疲劳，造成开关动作不正常。

12.1.3.7 加强操动机构的维护检查，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。

12.1.3.8 加强辅助开关的检查维护，防止由于接点腐蚀、松动变位、接点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。 12.2 防止敞开式隔离开关、接地开关事故 12.2.1 设计、制造的有关要求

12.2.1.1 隔离开关和接地开关必须选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》 完善化技术要求的产品。

12.2.1.2 220kV及以上电压等级隔离开关和接地开关在制造厂必须进行全面组装，调整好各部件的尺寸，并做好相应的标记。

12.2.1.3 隔离开关与其所配装的接地开关间应配有可靠的机械闭锁， 机械闭锁应有足够的强度。

12.2.1.4 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内必须分别设置独立的开断设备。

12.2.2 基建阶段应注意的问题

12.2.2.1 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。

12.2.2.2 新安装或检修后的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。 12.2.2.3 新安装的隔离开关手动操作力矩应满足相关技术要求。 12.2.3 运行中应注意的问题

12.2.3.1 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72.5kV及以上电压等级隔离开关、接地开关应进行完善化改造或更换。

12.2.3.2 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、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用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂。

12.2.3.3 为预防GW6型等类似结构的隔离开关运行中“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应过死点；检查平衡弹簧的张力应合适。

12.2.3.4 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。

12.2.3.5 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。

12.2.3.6 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。

12.2.3.7 对处于严寒地区、运行10年以上的罐式断路器，应结合例行试验对瓷质套管法兰浇装部位防水层完好情况进行检查，必要时应重新复涂防水胶。 12.3 防止开关柜事故的措施 12.3.1 设计、施工的有关要求

12.3.1.1 高压开关柜应优先选择LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防” 功能完备的产品，其外绝缘应满足以下条件：

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