广西电网公司2006年反事故技术措施[正式]

1广西电网公司2006年反事故技术措施为防止重特大生产事故的发生和各类生产事故的重复发生，保证广西电网的安全稳定运行，确保公司安全生产工作目标的顺利实现，根据南网公司2005年、2006年反事故技术措施的重点工作要求，结合广西电网公司实际，制定了《2006年广西电网公司反事故技术措施》（以下简称“反措”）25条，明确提出了2006年防止各类生产事故的重点工作，具体反措要求如下：1.对中性点不接地系统加装电压互感器消谐器时，电压互感器中性点必须为全绝缘或半绝缘水平，并选用相应的消谐器。对于已安装的消谐器，如果电压互感器中性点不是全绝缘或半绝缘水平，或者消谐器选用不当，则应拆除消谐器，年底前完成。2.根据南方电网公司的2006年反措要求，公司于2006年12月31日前组织完成500kV/220kV电磁环网解环计划，分步实施，加快电磁环网解环。3、完成对手拉手电网非开环点变电站主供电源故障时全站不失压的备自投装置改造工作。玉林的潘岭、茂林、良村、江滨变电站，北海的合浦、高德、大龙、三塘变电站，来宾的象州、武宣变电站要求6月30日前完成备自投改造工作。4.根据南方电网公司的反措要求，由公司安排资金对只有一套直流系统的平坡、永丰、六圩、道石、探花、博白、石西等7个220kV2变电站加装第二套直流系统，各供电局于10月前完成。5.2006年6月底前完成变电站10kV出口短路故障电流的计算，根据计算结果校核现有10kV电流互感器的饱和特性，不满足要求的在2006年底前更换完毕。6.若110kV线路最末段保护对相邻110kV变压器低压侧故障无灵敏度且变压器后备保护没有按各侧分机箱配置时，要求各供电局在2006年底前利用自有资金在变压器低压侧加装一套独立的后备保护，独立的后备保护与原后备保护的直流电源应分别接到不同的直流母线上。7.为了防止不同线路光纤差动保护的通信路由错接导致保护不正确动作，在2007年底前完成500kV合朔I、II线，朔来线路光纤差动保护增设地址识别码及64K接口改造为2M接口的工作。根据南方电网公司的反措要求，南宁供电局在2006年6月前完成500kV平果变电站5011开关保护及500kV#2变短引线保护等非微机保护的更换工作。8.对于500kV线路及220kV天隆I、II线、合磨I、II线、大林线、乐六线、乐永线、乐朔I、II线、北平线、北冲线、北博线、虹大线、虹侯线、来社线、沙五线、平林线（包括RTU）的变送器（包括直流/交流）进行一次检验，主要检验有功、无功、电压、电流等测量精度是否符合设计要求，对不合格的测点必须及时校正或更换，其他220kV线路及变压器的变送器（包括直流/交流）检验结合保护定检安排进行。9.做好110kV及以上电压等级变压器出厂、交接、预试等变压器绕组变形测量数据的整理和分析，建好数据档案。在变压器遭受3近区短路后，也应做低电压短路阻抗测试和用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行分析比较。各供电局统计未经绕组变形测量的变压器台数，今年完成不少于其中50％的变压器测试，2007年全部完成。2006年公司对还未配备变压器绕组变形测试仪器的来宾、百色、贵港、崇左、钦州、北海、防城港供电局统一配置，试研院加强技术指导。10.加强大型电力变压器的在线监测，逐步在500kV、220kV变电站的部分重要变压器上安装成熟先进的绝缘油色谱在线监测装置。11.110～500kVSF6绝缘电流互感器，在运行中的SF6气体含水量不应超过500µl/l。针对上海MWB互感器有限公司生产的SAS550型SF6电流互感器和上海互感器厂生产的GIS用电压互感器出现SF6气体湿度超标（500µl/l）或偏高现象较多的问题，5月30日前要对这两个厂的SF6电压互感器全部进行SF6气体湿度测试，对SF6电流互感器进行SF6气体湿度抽查测试（抽查率不小于20%），并将结果报试验院进行对比分析。对SF6气体湿度超标或严重偏高的互感器，各单位应及时安排检修处理。12.严格按照公司颁布的《电力设备预防性试验规程》要求，按周期开展变压器套管预防性试验。对变压器和GIS或者电缆连接的套管，可以从中性点加压测量各项套管的介损，跟踪监视套管介损的变化情况。在打开套管末屏的连接后，在恢复时应确保末屏可靠接地，有条件时应进行测量。13.根据南方电网公司的反措要求，由公司统一安排继续对运行4时间超过10年或缺陷较多的137面GG-1A型10kV开关柜进行更换。14.将10kV开关柜内的三相一体的过电压保护器（或过电压吸收器）拆除，更换为氧化锌避雷器。6月30日前完成。15.针对国产隔离开关的普通辅助触点故障率较高的情况，在三年内应将手动操作的刀闸辅助触点更换为可靠性高的真空辅助触点。带有机构箱的电动刀闸的辅助触点结合情况逐步更换为可靠性高的真空辅助触点。16.早期的LW6系列断路器使用的ZWJ1型密度继电器只有报警压力和闭锁压力两对接点，无盘表显示，要求在2007年底前将该型号的密度继电器更换为指针式密度继电器，确保设备运行的正常监视。17.加强对瓷质支柱绝缘子的检查、检测工作，有效预防绝缘子断裂事故的发生。对抚顺电瓷厂1988～1992年期间生产的110kV及以上瓷支柱绝缘子（包括隔离开关支柱绝缘子），各供电局应在4月30日前统计上报公司生技部和试研院，试研院在9月30日前进行抽样检测裂纹并提出结论。18.各供电局要在2006年3月前完成输电线路杆塔接地电阻的普测及不合格杆塔接地的改造工作，提高线路防雷水平。19.采取输电线路综合防雷措施，降低输电线路雷击跳闸率。中试院在2月底前提出220kV梧探线、隆沙线、平道线的综合防雷措施，并要求梧州、百色供电局在2006年5月30日前完成实施。20.110kV及以上互感器、避雷器的底座或安装用构架应有两根与主地网不同点连接的、专门敷设的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。5110kV及以上开关设备底座或安装用构架应有一根与主地网干线连接的专门敷设的接地引下线，并且接地引下线应符合热稳定校核的要求。安装有避雷针或避雷线的构架应有一根专门敷设的接地引下线与接地装置连接。变压器中性点的隔离开关、氧化锌避雷器、间隙保护装置的接地端应有两根与主地网不同点连接的、专门敷设的接地引下线。注意检查隔离开关旋转位置的扁铜带连接是否完好。不满足以上要求的必须有计划地安排整改，要求2006年完成220kV变电站整改，2007年底前完成全部整改。21.对于接地电阻满足要求而曾经出现二次设备元器件遭受雷击损坏的变电所，应采取二次设备防雷措施。试验院要加快变电站二次设备防雷技术研究，在2006年3月前提出二次系统防雷规范。22.各供电局要认真做好防污闪工作。公司已发布新的《污区分布图》，各供电局要做好输变电设备调爬计划，2006年重点完成III级以上污秽区输变电设备调爬，全部工作要求在2008年上半年完成；要做到逢停必扫，必须在变电运行管理所配置变电站高压带电清扫设备，对污秽严重而又难以停电清扫的变电所进行带电清扫。23.为防止220kV垂直排列的分裂导线发生导线粘连，要求新建线路施工时，子导线线间距离按《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》（GB/T233-90）要求取误差的上限，使导线档中弧垂最低点线间距离达到480～500mm。对已运行的线路发现导线线间距离异常时应测量导线档中线间距离，对子导线分裂间距不在4001000mm的，要进行调整，调整方式可采取放松下导线张力，增加间距(注意6校验弧垂是否满足安全要求)，如安全距离不能满足要求，则考虑加装间隔棒。2006年重点解决发电厂电源送出线路，全部调整工作要求在2007年5月前完成。贵港供电局在2006年6月底前完成220kV来社线导线加装间隔棒工作。24.严格执行公司颁布的《防止电气误操作闭锁装置管理规定》，确保防误装置正常运行，强化解锁管理，推广使用有编码选择性的钥匙，并按季度统计操作解锁率。规范发电厂、变电站临时接地线的管理，有微机五防或综合自动化五防的发电厂、变电站在2006年完成接地桩加机械编码锁的临时接地闭锁方式改造。25.有防误闭锁的开闭所、带负荷开关的分支箱进线地刀进行上锁，防止进线电缆带电时误合地刀,要求2006年上半年全部完成。对未安装带电指示器或带电指示器损坏的全封闭开闭所、分支箱进行加装或更换带电指示器，要求2006年全部完成。