狠抓设备事故隐患排查 确保电网设备安全运行
安全管理编号：LX-FS-A75732
狠抓设备事故隐患排查确保电网
设备安全运行
In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or
activity reaches the specified standard
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狠抓设备事故隐患排查确保电网设
备安全运行
使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。
电网设备的安全运行是保证电力系统供电优质、可靠的基础。近年来，由于设备事故造成的供电可靠性降低，折射出我们在设备隐患排查治理、设备反事故措施执行等方面的问题。为此，生产技术部对近年国网和我省发生的设备事故进行了梳理，总结各类设备事故类型和原因，分析我省设备运行现状，提出了加强设备事故隐患排查和治理的措施，以充分发挥生产技术管理在防止设备特、重大事故发生中的主导作用。
一、近年全国电力系统和我省设备故障情况
（一）一次设备方面
1、线圈类设备。国网公司系统20xx年至今，共发生110kV及以上变压器损坏事故18台次，互感器事故3次。变压器事故按原因分析，因抗短路能力不足损坏11台次，占总数的61.1%，因套管及分接开关等组部件损坏5台次，占总数的27.8%；按事故责任分，由于设备制造质量不良导致事故16次，占总数的88.9%，安装检修工艺不良2次，占总数的11.1%；从运行年限来看，20xx年以来投运的变压器损坏事故百分比较历年有较大幅度增加。电流互感器今年以来因返厂处理工艺不到位和绝缘老化导致事故3起。
20xx年至今，我公司主网发生变压器损坏事故2起，电流互感器损坏事故1起。500kV钢都变变压器爆炸事故是由于套管制造中干燥处理工艺不良造
成，110kV营房村1#主变有载分接开关故障1起，是制造时漏装等电位连接螺杆造成悬浮电位放电引起；500kV双05电流互感器C相发生绝缘击穿喷油起火事故，原因为长时间运行后，内部存在局部缺陷导致电容屏击穿。
2、开关类设备。国网系统20xx年度共发生110kV及以上开关设备事故13台次，其中12次为GIS设备事故，占92.3%，1次为瓷柱式断路器支持瓷瓶断裂事故，占7.7%。按事故类型分，绝缘事故9次，占69.2%，外力导致事故3次，占23.1%，误动事故1次，占7.7%；按事故责任原因分，由于制造质量不良导致事故6次，占46.1%，由于安装质量不良造成事故4次，占30.8%，外力破坏事故2次，占15.4%，检修质量事故1次，占7.7%；按投运时间分，20xx年以来投运的设备所发生的事故共
7次，占到全部事故的53.8%。
20xx年至今，我公司主网共发生开关设备事故6起，其中5次为GIS设备事故，占83.3%，1次为瓷柱式断路器爆炸事故，占16.7%，与国网统计的事故形态基本相符。从事故类型来看，5次为绝缘事故，1次为误动事故；从事故责任原因来看，由于制造质量不良导致事故3次，占50%，由于安装质量不良造成事故2次，占33.3%，运行维护事故1次，占16.7%；运行时间在三年以内的设备发生事故3次，占事故总数50%，其中光谷变500kV和220kV GIS投运二个月内相继发生对地闪络的绝缘事故，暴露出施工质量不佳，设备安装把关不严，设备制造质量不良的问题。
（二）线路方面
20xx年由于冰灾的原因，跳闸原因占比排序从
高到低依次为：覆冰舞动44％、雷击32％、外力破坏13％、鸟害、风偏、污闪及其他。外力破坏是引起线路非停的首要原因，危害性最大；雷击跳闸次数最多，但由于重合成功率较高，导致非停的次数并不是最多。
2009 年上半年，全省系统220kV及以上电压等级线路跳闸32次。其中外力破坏跳闸12次、雷击10次，雾闪2次、鸟害2次、风偏2次、产品质量不佳1次、原因不明1次。外力破坏造成的跳闸和非计划停运数分别占同口径跳闸总数和非计划停运总数的43.75%和75%。均居首位，外力破坏对线路运行可靠性的影响非常严重，是上半年造成线路故障的首要原因；其次是雷击占34.38％。
（三）保护和通信等设备方面
20xx年至今国网系统220kV及以上电压等级继
电保护装置不正确动作有以下几点原因，运行维护不当、设计制造原理缺陷、装置本身质量、基建施工等其他原因，其中设计制造缺陷和通信通道其他原因占据较高比例。20xx年上半年，华中电网也发生了多起由于站用电源和载波通道问题导致的故障，2月，江西500千伏永修开关站发生站用电源全停和通信电源中断事件；3月，河南500千伏浉河变在倒站用电源过程中冷却器全停导致主变非计划停运；3月，河南500千伏白河变姚白线载波通道告警线路停运。
从2008公司系统220kV及以上电压等级继电保护装置缺陷情况来看，通信通道异常和老旧装置本身缺陷占据较高比例。20xx年以来，曾发生荆州岑河变10千伏开关柜及保护装置烧毁后，导致保护电源和控制电源同时失电，断路器不能及时跳开切除事
故，500千伏咸宁咸梦线载波通道告警线路停运；500千伏磁湖变因电缆破损导致220母联及主变中压侧断路器跳闸；110千伏澳门路变母线故障，因母差保护未投导致故障切除时间过长；220千伏龙凤坝变在新设备投产送电过程中，因保护极性及二次回问题导致220母线失压。
二、公司设备现状及存在的主要问题
（一）各类设备新增情况
1、一次设备方面
20xx年公司主网110kV及以上变压器新增62台、11985MVA,台数及容量增幅分别为11.7%和25.4%，其中500kV变压器台数及容量年增幅均过半，分别达到54.55%和60.56%；20xx年上半年公司主网110kV及以上变压器新增26台，增幅
4.4%；容量新增3339.5MVA，增幅
5.7%，其中
500kV变压器台数及容量增幅约一成。
20xx年公司新增110kV及以上断路器146台，增幅5.3%，110kV及以上GIS 109间隔，增幅28.7%；新增110kV及以上隔离开关403组, 增幅4.6%；20xx年上半年公司新增110kV及以上断路器282台，增幅9.7%，110kV及以上GIS 47间隔，增幅9.6%；新增110kV及以上隔离开关630组, 增幅6.6%。从增幅来看，GIS明显高于敞开式设备，反映出开关设备选用有逐步向占地面积小、维护工作量小的全封闭组合电气发展的趋势，与国网系统开关设备选用方向吻合。
2、线路方面
20xx年新投运线路45条，增加线路长度2122.9公里，线路长度比07年增加了10.57％。其中，500kV线路8条，长1249.1公里，220kV线
路26条，长度629.7公里，110kV线路11条，长244.1公里。
20xx年1-6月新投运线路46条，增加线路长度775.095公里，同比增幅达3.68％。其中，1000kV输电线路1条，长度180.289公里；
500kV输电线路7条，长度180.241公里；新投运220kV输电线路15条，长度255.783公里，新投运110kV输电线路24条，长度158.782公里。（二）设备存在的主要问题
1、技术水平低、安全性差的老旧设备数量较多，健康状况堪忧。
变压器：一是主网有3台薄绝缘变压器（220kV 1台，110kV 2台）在役，该类变压器运行时间长（三十年以上），设备状况差，匝间绝缘水平低，在过电压、短路等工况下匝间绝缘耐受能力差，易造成
变压器突发性击穿短路和损坏；二是主网还有运行超过二十年的铝线圈变压器23台（220kV 1台，110kV 22台），该类变压器运行损耗大，线圈材质存在抗短路能力差的安全隐患，在出口短路和多次近区短路的冲击下，易造成设备损坏，且短期修复困难，运行可靠性较差；三是主网还有110kV及以上电压等级运行超过二十年的电流互感器430台，电压互感器153台，密封、绝缘逐步老化，渗漏油、介损超标等缺陷时有发生。
开关设备：一是由于设备老化导致的非停、缺陷次数居高不下。20xx年进行的断路器运行情况调研表明，90年之前、90-20xx年、20xx年以后投运的设备缺陷率分别为38.6次/百台·年、27.4次/百台·年、10.1次/百台·年，非停率分别为55.9次/百台·年、19.3次/百台·年、7.8次/百台·年，明显呈现
出缺陷率、非停率随设备运行年限的增加而快速增长的趋势；二是部分制造厂早期生产的SF6断路器由于设计、工艺、材质等方面存在诸多问题，缺陷和非停率高出平均水平4-9倍，主要型号有沈开LW6-220H型断路器、平开LW7-220型断路器；三是运行时间超过十五年，技术落后的110kV及以上少油断路器还有近300台，该型设备结构复杂，检修周期短，维护工作量大，存在爬电比距不满足污秽等级要求、油耐压不合格、泄漏电流超标、并联电容介损超标、备品备件供应困难等问题，缺陷率高出平均水平近3倍，各单位普遍反映保证其安全可靠运行的难度较大；四是110kV及以上老旧隔离开关（二十年以上）数量还有340余组，该类设备均不满足国网完善化要求存在，普遍存在锈蚀严重，操作困难，发热缺陷较多等问题，给运行维护带来诸多困难，主