化学反事故措施.doc

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1、化学反事故技术措施依据《国家电网公司化学技术监督规定》和《。。。电力公司技术监督工作管理办法》、《。。。技术监督管理办法》、《。。。化学技术监督实施细则》规定，发电分公司特制定油、气化学反事故措施。1油务防范措施1.1油罐区及油系统防火的防范措施1.1.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》的各项要求。油区设计和施工必须符合国家颁发的《建筑设计防火规范》及有关规定。油罐区内油罐壁间的防火间距和易燃油、可燃油的储罐与周围建筑物的防火间距应符合规定标准。1.1.2．。。。各水电站内应划定油区。油区照明应采用防爆型，并挂有“严禁烟火”等明显的警告标示牌，动火要办动火工作票。运行

2、中巡回检查路线，应包括油系统母管管段和支线。1.1.3油区管理制度必须上墙，用油应进行严格登记；进入油区应交出火种，不准穿钉有铁掌的鞋子。1.1.4油区的一切电气设施(如开关、刀闸、照明灯、电动机等)均应为防爆型，电力线路必须是暗线或电缆，不准有架空线。1.1.5油区内应保持清洁，无油污，不准储存其他易燃物品和堆放杂物。1.1.6油区内应有符合消防要求的消防设施，油区内的消防栓数量和布局符合消防标准，同时配备有沙箱，消防锨，移动式泡沫灭火器，和消防水喷淋装置以及烟雾灭火器。1.1.7油区接地线和电气设备接地线应分别装设，油系统应有明显的接地点，油管道法兰应用金属导体跨接牢固，每年须

3、认真检查，并测量接地电阻。1.1.8油区内一切电气设备的维修，都必须停电进行。1.1.9到油区工作的人员，应了解油的性质和有关防火防爆规定。对不熟悉的人员应先进行有关油的燃点安全教育后，方可参加油设备的运行和维修工作。1.2充绝缘油、透平油设备的防范措施1.2.1新充入投运前的变压器油质及运行中变压器油质按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。变压器油质标准序号项目质量标准变压器新油运行中变压器油1.1外观透明、无杂质和悬浮物透明、无杂质和悬浮物2.水容性酸PH值---≥4.23.酸值（mgKOH/g）≤0.03≤0.14.闪点（℃）≥140（闭口）运行油与新

4、油原始测定值比不低于5（闭口）5.水分（mg/L）66-110kV≤2066-110kV≤256.绝缘强度（击穿电压kV）15kV以下≥3015kV以下≥2515-35kV≥3566-220kV≥4015-35kV≥3066-220kV≥351.界面张力（25℃，mN/m）≥35≥192.介质损耗tgδ％（90℃）330kV及以下≤1300kV及以下≤43.体积电阻率（90℃）Ω.m≥6×1010330kV及以下≥3×1094.油中含气量(体积分数)％≤1≤35.油泥与沉淀物(质量分数)％≤0.026.油中溶解气体色谱分析按GB7597、SD304和GB7252规定进行按GB759

5、7、SD304和GB7252规定进行1.2.2绝缘油常规试验周期及检测项目按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。充油电气设备绝缘油常规试验周期及检测项目设备名称设备规范检测周期检测项目变压器、电抗器、消弧线圈、站所用变压器66-220kV1000kVA及以上新设备投运前或大修后外观、水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损耗、击穿电压、体积电阻率每年至少一次外观、水溶性酸、酸值、击穿电压必要时水分、介质损耗、体积电阻率≤35kV设备投运前或大修后外观、水溶性酸、酸值、水分、击穿电压3年或必要时互感器、套管设备投运前或大修后外观、水溶性酸、酸值、水分、击穿

6、电压3年或必要时击穿电压少油式断路器新设备投运前水溶性酸、机械杂质、游离碳、酸值、水分、击穿电压、闪点小于三年或以换油代替击穿电压1.2.3充油电气设备绝缘油气相色谱分析检测按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。变压器、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析周期要求说明1）运行中的8MVA及以上的变压器为1年；8MVA以下的油浸式变压器自行规定2）大修后3）必要时1）运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150μL/LH2含量大于150μL/LC2H2含量大于5μL/L（500KV变压器为1μL/L2）烃类气体总和的产气速率

7、大于0.25mL/h（开放式）和0.5mL/h（密封式），或相对产气速率大于10%月则认为设备有异常1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追综分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H25）测试周期期中1）项的规定适用于大修后的变压器互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析设备名称周期要求说明电流互感器1）投运前