【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则

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依据情况限期处理，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绝缘 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渗漏油应立即停止运行。 6.3.2.3.

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；当互感器出现

异常响声时应退出运行；当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。 6.3.2.4.

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，应及时安排更换。 6.3.2.5. 6.3.2.6.

进行红外成像测温等带电监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷。

防止电容式电压互感器故障。对电磁单元部分进行认真检查，当发现有异响时，

互感器应退出运行，进行详细试验、检查，并立即予以处理。 6.3.2.7.

SF6 互感器运行中应巡视检查气体密度表，年漏气率应小于 1%。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）, 应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的 80%～90%）。 6.3.2.8. 6.3.2.9.

运行中 SF6 气体含水量不应超过 300mg/L，若超标应尽快退出运行。 SF6 互感器设备故障跳闸后，应先使用 SF6 气体分解产物快速测试装置，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。 6.3.3. 互感器的检修 6.3.3.1. 6.3.3.2.

220kV 及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。

油浸式互感器检修时，应严格执行《DL/T 727-2000 互感器运行检修导则》，

要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，注油速度应按规定进行。 6.3.3.3.

带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密

封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在例行试验或停电检修时，检查顶部密封 状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。 6.3.4. 互感器预防性试验的周期 6.3.4.1.

电流互感器、电压互感器的绕组、末屏绝缘电阻试验周期为 1～3 年。

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6.3.4.2. 6.3.4.3. 6.3.4.4. 6.3.4.5. 6.4.

电流互感器、电压互感器的介损 tanδ 试验周期 1～3 年。

66kV 及以上电流互感器、电压互感器的油色谱分析周期为 1～3 年。 电流互感器、电压互感器的交流耐压试验 1～3 年。 电流互感器、电压互感器的局放测量周期为 1～3 年。 开关设备绝缘监督

6.4.1. 高压开关（断路器）设备的设计选型及采购验收 6.4.1.1. 6.4.1.2.

所选用的高压开关设备应满足相关国家标准和电力行业标准。

设计选型应参考运行、检修部门对高压开关设备运行情况的评估和故障情况的

统计，不应选用故障频发和存在重大缺陷的产品，尤其是具有家族性缺陷而未彻底解决的产 品。 6.4.1.3.

断路器选用无油化产品。真空断路器选用本体和机构一体化设计制造的产品，

断路器的灭弧室要考虑地域差异，随机附带该断路器的型式试验报告。 6.4.1.4. 6.4.1.5. 裕度。 6.4.1.6. 电

气设备交接试验标准》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行检验。 6.4.1.7.

断路器在新装和大修后必须测量机械特性，测量相间和同相各断口间的动作时 新装及检修后的开关设备必须严格按照《GB 50150-2006 电气装置安装工程高压开关柜选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品。

高压开关设备有关参数选择还应考虑开断电流、外绝缘配置等技术指标应留有

间和同期差，应满足产品技术条件规定。 6.4.2. 开关设备运行监督 6.4.2.1.

预防断路器设备运行操作故障

a) 运行中，真空断路器真空度低、SF6 断路器气体压力异常、液压操动机构压力异常

分合闸闭锁时，严禁进行断路器操作。

b) 故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，必须仔细检查断路器。 c) 断路器在开断故障电流后，运行、检修人员应对其进行巡视、检查。 d) 断路器发生拒分时，应立即将其停用，查明并消除缺陷后方可投入。

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e) 断路器分合闸操作后应到运行现场核查机械位置，根据电压、电流及带电显示装置

确认触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。 f)

室外 SF6 开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，运行、检修人员应穿戴防毒面具 和穿防护服，从上风侧接近设备。

g) 隔离开关倒闸操作中，注意观察隔离开关转、动部件，发现卡、滞，停止操作并进

行处理，严禁强行操作。

6.4.2.2.

预防断路器灭弧室事故

a) 每年必须根据调度部门提出的最大运行方式校核开关设备的断流容量。校核开关设

备短路容量还应至少校核 5 年内的发展情况，以便于更换断路器等设备。 b) 除按计划检修外，还应按累计短路开断次数和累计开断电流结合状态评估安排检

查、检修；灭弧室接触电阻超标时，必须解体大修。

c) SF6 开关设备大修时，必须进行现场耐压试验、测量弧触头烧伤程度。必要时对灭

弧室进行解体或返厂处理。

d) 真空断路器真空度测试必须合格，否则不能投运。 6.4.2.3.

预防开关设备绝缘闪络、爆炸

a) 充胶（油）电容套管发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时及时进行处理

或更换。

b) 大修时检查电容套管的芯子有无松动现象，耐压试验前后做介损和电容量试验。 6.4.2.4.

预防断路器拒动、误动

a) 操动机构箱门关闭严密，防水、防尘、防小动物进入，内部干燥清洁。机构箱有隔

热防寒措施。经常检查加热设备和温控装置的完好性。

b) 断路器在投运前、检修后及试验中，必须检查操动机构分合闸脱扣器电压动作特性。 c) 断路器大修时检查液压机构分、合闸阀针是否松动或变形。

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d) 检查开关设备接头部、隔离开关的导电部分（重点部位是触头、出线座等）。测试

时机选大负荷方式，高温季节缩短测试周期。 e) 定期检查开关设备铜铝过渡接头。

6.4.2.5. 预防开关设备机械损伤 开关设备的连接拐臂、联板、轴、销等部件要有防锈蚀措

施，发现弯曲、变形或断 裂应分析原因并及时处理。

6.4.2.6.

预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障

a) 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈的通电时的端子电压不低于标

准要求。对电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于 50kA（峰值）时 不低于额定操作电压的 85%，并均不高于额定操作电压值的 110%，以确保合闸和重 合闸的动作可靠性。

b) 220kV 及以上电压等级变电站应有两路可靠直流电源，不得采用硅整流合闸电源和

电容储能跳闸电源。

c) 应定期检查各级直流熔丝或直流空气开关配置和状态，检查操作箱内分、合闸线圈

有无烧损现象。

6.4.2.7.

预防隔离开关故障

a) 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，积极开展瓷绝缘子探伤和触指

压力测试。

b) 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑。 c) 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免拉力过大。 6.4.2.8.

预防高压开关柜故障

a) 新建、扩建和改造工程必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。开关柜的

柜间、母线室之间及各功能室之间应隔离。

b) 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料，

严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸酯等有机绝缘材料。 c) 开关柜配电室配置通风、防潮设备。

d) 开关柜内二次线采用阻燃型软管或金属软管防护，二次线固定牢固，防止与一次导

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