1、國家電網公司十八項電網重大反事故措施                                           （試 行）    

2、                                      二五年六月1  防止人身傷亡事故1.1  加強作業現場危險點分析和做好各項安全措施1.1.1 

3、 工作或作業現場的各項安全措施必須符合國家電網公司電力安全工作規程（國家電網安監200583號）和電力建設安全工作規程（DL5009）的有關要求。1.1.2  根據工作內容認真做好作業現場危險點分析，并據此做好各項安全措施。要定期檢查危險點分析工作，確保其針對性和有效性。1.1.3  在作業現場內可能發生人身傷害事故的地點，設立安全警示牌，并采取可靠的防護措施。對交叉作業現場應制訂完備的交叉作業安全防護措施。1.2  加強作業人員培訓1.2.1  定期對有關作業人員進行安全規程、制度、技術等培訓，使其熟練

4、掌握有關安全措施和要求，明確各自安全職責，提高安全防護的能力和水平。對于臨時和新參加工作人員，必須強化安全技術培訓，必須在證明其具備必要的安全技能、并在有工作經驗的人員帶領下方可作業。禁止在沒有監護的情況下指派臨時或新參加工作人員單獨從事危險性工作。 1.2.2  應結合生產實際，經常性開展多種形式的安全思想教育，提高員工安全防護意識，掌握安全防護知識和傷害事故發生時的自救、互救方法。1.3  加強對外包工程人員管理1.3.1  加強對各項承包工程的安全管理，明確業主、監理、承包商的安全責任，并根據有關規定嚴格考核，做到管理嚴格，安全

5、措施完善。1.3.2  在有危險性的電力生產區域（如有可能引發火災、爆炸、觸電、高空墜落、中毒、窒息、機械傷害、燒燙傷等人員、電網、設備事故的場所）作業，發包方應事先進行安全技術交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相關安全措施。1.4  加強安全工器具管理。認真落實安全生產各項組織措施和技術措施，配備充足的、經國家或省、部級質檢機構檢測合格的安全工器具和防護用品，并按照有關標準、規程要求定期檢驗，堅決淘汰不合格的工器具和防護用品，提高作業安全保障水平。2  防止系統穩定破壞事故2.1  加強電網規劃和建設2.1

6、.1  加強電網規劃設計工作，制定完備的電網發展規劃和實施計劃，盡快強化電網薄弱環節，確保電網結構合理、運行靈活和堅強可靠。2.1.2  合理規劃電源接入點。受端系統應具有多個方向的多條受電通道，每條通道的輸送容量不應超過受端系統最大負荷的10%-15%。 2.1.3  發電廠不應裝設構成電磁環網的聯絡變壓器。2.1.4  一次設備投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。2.1.5  加強系統穩定控制和保障電網安全最后防線措施的設計研究工作，穩定控

7、制措施設計應與系統設計同時完成。合理設計穩定控制措施和失步、低頻、低壓等解列措施，合理、足量地設計和實施高頻切機、低頻減負荷及低壓減負荷方案。2.1.6  加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設備快速保護建設。220kV及以上電壓等級變壓器、高抗等主設備的微機保護應按雙重化配置，220kV及以上環網運行線路應配置雙重化全線速動保護，必要時500(330)kV及樞紐220kV廠站母線采用雙重化母差保護配置。2.2  電網安全運行管理和技術措施2.2.1  嚴格執行各項電網運行控制要求，禁止超穩定極限值運行。電網一

8、次設備故障后，應按照故障后方式電網運行控制的要求，盡快將相關設備的潮流（或發電機出力、電壓等）控制在規定值以內。須按照電網運行控制要求進行控制的設備，應通過調度機構EMS系統實現實時在線監測，并應有越限告警功能。2.2.2  電網正常運行中，必須按照有關規定留有一定的旋轉備用容量。2.2.3  避免和消除嚴重影響系統安全穩定運行的電磁環網。在高一級電壓網絡建設初期，對于暫不能消除的影響系統安全穩定運行的電磁環網，應采取必要的穩定控制措施，同時應采取后備措施限制系統穩定破壞事故的影響范圍。2.2.4  電網聯系較為薄弱的省級電網之間及區

9、域電網之間宜采取自動解列等措施，防止一側系統發生穩定破壞事故時擴展到另一側系統。特別重要的系統（政治、經濟、文化中心）應采取自動措施防止相鄰系統發生事故時直接影響到本系統的安全穩定運行。2.2.5  電網運行控制極限管理是保障系統安全穩定運行的重要手段，應認真做好電網運行控制極限管理，根據系統發展變化情況，及時計算和調整電網運行控制極限。2.2.6  加強并網發電機組涉及電網安全穩定運行的勵磁系統、PSS（電力系統穩定器）和調速系統的運行管理，其參數設置、設備投停、設備改造等必須滿足接入電網安全穩定運行要求。2.2.7  加強穩定控制

10、措施及保障系統安全最后防線運行措施的運行管理，低頻、低壓減負荷裝置和其它安全自動裝置應足額投入。應密切跟蹤系統變化情況，及時調整穩定控制措施，完善失步、低頻、低壓解列等安全自動裝置的配置，做好相應定值管理、檢修管理和運行維護工作。2.2.8  避免220kV及以上電壓等級線路、樞紐廠站的母線、變壓器等設備無快速保護運行。母線無母差保護時，應盡量減少無母差保護運行時間并嚴禁安排母線及相關元件的倒閘操作。受端系統樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應側重防止保護拒動。2.2.9  加強開關設備運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。對于500kV（33

11、0 kV）廠站、220kV樞紐廠站分閘時間分別大于50 ms、60 ms的開關設備，應盡快通過檢修或技術改造提高其分閘速度，對于經上述工作后分閘時間仍達不到以上要求的開關要盡快進行更換。2.3  加強系統穩定計算分析2.3.1  重視和加強系統穩定計算分析工作。規劃、設計和調度部門必須嚴格按照電力系統安全穩定導則和相關規定要求的深度進行系統安全穩定計算分析，并根據計算分析情況合理安排運行方式，適時調整控制策略，不斷完善相關電網安全穩定控制措施。2.3.2  電網調度部門確定的電網運行控制極限值，一般按照相關規定在計算極限值的基礎上留有

12、一定的穩定儲備，在系統設計階段計算線路（或斷面）輸送能力時應考慮這一因素。2.3.3  在系統規劃設計和電網運行有關穩定計算中，發電機組均應采用詳細模型，以正確反映系統動態穩定特性。2.3.4  應保證系統設計和電網運行有關穩定計算模型和參數的準確性和一致性，系統規劃計算中對現有電力系統以外部分可采用典型詳細模型和參數。2.3.5  加強有關計算模型、參數的研究和實測工作，并據此建立系統計算的各種元件、控制裝置及負荷的詳細模型和參數。并網發電機組的保護定值必須滿足電網安全穩定運行的要求。2.4  防止系統電壓崩潰為

13、防止系統電壓崩潰，應全面貫徹執行電力系統安全穩定導則（DL7552001）、電力系統電壓和無功電力技術導則（SD325-1989）、國家電網公司電力系統無功補償配置技術原則（國家電網生2004435號），并提出如下要求：2.4.1  在電網規劃設計中，必須同步進行無功電源及無功補償設施的規劃設計。無功電源及無功補償設施的配置應確保無功電力在負荷高峰和低谷時段均能分(電壓)層、分(供電)區基本平衡，并具有靈活的無功調整能力和足夠的檢修、事故備用容量。受端系統應具有足夠的無功儲備和一定的動態無功補償能力。2.4.2  并網機組額定出力時，滯相功率因數應不低于

14、0.9。新機組滿負荷時進相額定功率因數應不低于-0.95，老機組應不低于-0.97。2.4.3  電網主變壓器最大負荷時高壓側功率因數不應低于0.95，最小負荷時不應高于0.95。2.4.4  100kVA及以上高壓供電的電力用戶，在用電高峰時段變壓器高壓側功率因數應不低于0.95；其他電力用戶功率因數應不低于0.9。2.4.5  電網局部電壓發生偏差時，應首先調整該局部廠站的無功出力，改變該點的無功平衡水平。當母線電壓低于調度部門下達的電壓曲線下限時，應閉鎖接于該母線的變壓器分頭。2.4.6  發電廠、變電站電壓

15、監測系統和EMS系統應保證有關測量數據的準確性。中樞點電壓超出電壓合格范圍時，必須及時向運行人員告警。2.4.7  電網應保留一定的無功備用容量，以保證正常運行方式下，突然失去一回線路、一臺最大容量無功補償設備或本地區一臺最大容量發電機(包括發電機失磁)時，能夠保持電壓穩定。無功事故備用容量，應主要儲備于發電機組、調相機和靜止型動態無功補償設備。2.4.8  在電網運行中，當系統電壓持續降低并有進一步惡化趨勢時，必須采取果斷措施，及時進行拉路限電，防止發生系統電壓崩潰事故。3  防止機網協調事故3.1  加強發電機

16、組與電網密切相關設備的管理3.1.1  并網電廠涉及電網安全穩定運行的勵磁系統和調速系統、繼電保護和安全自動裝置、高壓側或升壓站電氣設備、調度通信和自動化設備等應納入電力系統統一規劃、設計、運行管理，其技術性能和參數應達到國家及行業有關標準要求，其技術規范應滿足所接入電網要求，并應達到技術監督及安全性評價的要求。3.1.2  根據電網安全穩定運行的需要，200MW及以上火力發電機組和90MW及以上水輪發電機組應配置電力系統安全穩定器（PSS），以改善系統阻尼特性。3.1.3  200MW及以上并網機組的高頻率、低頻率保護，過電壓、低電

17、壓保護，過激磁保護，失磁保護，失步保護，阻抗保護及振蕩解列裝置、發電機勵磁系統（包括PSS）等設備（保護）定值必須經有關調度部門審定。其中機組低頻率保護的定值應低于系統低頻減載的最低一級定值，機組低電壓保護定值應低于系統(或所在地區)低壓減載的最低一級定值。3.2  加強發電機組一次調頻的運行管理。并網發電機組的一次調頻功能參數應按照電網運行的要求進行整定，一次調頻功能應按照電網有關規定投入運行。3.3  加強發電機組的參數管理機組并網調試前三個月，發電廠應向相應調度部門提供電網計算分析所需的主設備（發電機、變壓器等）參數、二次設備（CT、PT）參數及保

18、護裝置技術資料以及勵磁系統（包括PSS）、調速系統技術資料（包括原理及傳遞函數框圖）等。發電廠應經靜態及動態試驗驗證定值整定正確，并向調度部門提供整定調試報告。同時，發電廠應根據有關調度部門電網穩定計算分析要求，開展勵磁系統（包括PSS）、調速系統、原動機的建模及參數實測工作，并將試驗報告報有關調度部門。3.4  發電機非正常及特殊運行方式下的要求3.4.1  發電機應具備進相運行能力。3.4.1.1  100MW及以上火電機組在額定出力時，功率因數應能達到超前0.950.97。勵磁系統應采用可以在線調整低勵限制的微機勵磁裝置。3.4

19、.1.2  發電廠應根據發電機進相試驗繪制指導實際進相運行的P-Q圖，編制相應的進相運行規程，并根據電網調度部門的要求進相運行。發電機應能監視雙向無功功率和功率因數。根據可能的進相深度，當靜穩定成為限制進相因素時，應監視發電機功角進相運行。3.4.2  新投產的大型汽輪發電機應具有一定的耐受帶勵磁失步振蕩的能力。發電機失步保護應考慮既要防止發電機損壞又要減小失步對系統和用戶造成的危害。為防止失步故障擴大為電網事故，應當為發電機解列設置一定的時間延遲，使電網和發電機具有重新恢復同步的可能性。3.4.3  發電廠應制定完備的發電機帶勵磁失

20、步振蕩故障的應急措施，并按有關規定作好保護定值整定，包括：a）當失步振蕩中心在發電機變壓器組內部時，應立即解列發電機。b）當發電機電流低于三相出口短路電流的60%70%時（通常振蕩中心在發電機變壓器組外部），發電機組應允許失步運行520個振蕩周期。此時，應立即增加發電機勵磁，同時減少有功負荷，切換廠用電，延遲一定時間，爭取恢復同步。3.4.4  發電機失磁異步運行3.4.4.1  嚴格控制發電機組失磁異步運行的時間和運行條件。根據國家有關標準規定，不考慮對電網的影響時，汽輪發電機應具有一定的失磁異步運行能力，但只能維持發電機失磁后短時運行，此時必須快速降

21、負荷。若在規定的短時運行時間內不能恢復勵磁，則機組應與系統解列。3.4.4.2  發電機失去勵磁后是否允許機組快速減負荷并短時運行，應結合電網和機組的實際情況綜合考慮。如電網不允許發電機無勵磁運行，當發電機失去勵磁且失磁保護未動作時，應立即將發電機解列。3.4.5  頻率異常3.4.5.1  為防止頻率異常時發生電網崩潰事故，發電機組應具有必要的頻率異常運行能力。正常運行情況下，汽輪發電機組頻率異常允許運行時間應滿足以下要求：表1 汽輪發電機組頻率異常允許運行時間頻率范圍（Hz） 允許運行時間累計（min） 每次（sec）51.0以上

22、51.5 >30 >3050.5以上51.0 >180 >18048.550.5 連續運行48.5以下48.0 >300 >30048.0以下47.5 >60 >6047.5以下47.0 >10 >2047.0以下46.5 >2 >53.4.5.2  電網低頻減載裝置的配置和整定，應保證系統頻率動態特性的低頻持續時間符合相關規定，并有一定裕度。發電機組低頻保護定值可按汽輪機和發電機制造廠有關規定進行整定，但不得低于表1所列的每次允許時間。4  防止電氣誤操作事故為防止電氣誤操作事故，

23、應全面落實國家電網公司電力安全工作規程（國家電網安監200583號）、防止電氣誤操作裝置管理規定（國家電網生2003243號文）及其他有關規定，并提出如下要求：4.1  加強防誤操作管理4.1.1  切實落實防誤操作工作責任制，各單位應設專人負責防誤裝置的運行、檢修、維護、管理工作。防誤裝置的檢修、維護管理應納入運行、檢修規程范疇，與相應主設備統一管理。4.1.2  加強運行、檢修人員的專業培訓，嚴格執行操作票、工作票制度，并使兩票制度標準化，管理規范化。4.1.3  嚴格執行調度命令。倒閘操作時，不允許改變操作順

24、序，當操作發生疑問時，應立即停止操作，并報告調度部門，不允許隨意修改操作票。4.1.4  應制訂和完善防誤裝置的運行規程及檢修規程，加強防誤閉鎖裝置的運行、維護管理，確保防誤閉鎖裝置正常運行。4.1.5  建立完善的萬能鑰匙使用和保管制度。防誤閉鎖裝置不能隨意退出運行，停用防誤閉鎖裝置時，必須履行批準手續；短時間退出防誤閉鎖裝置時，應經值長或變電站站長批準，并按要求盡快投入運行。4.2  完善防誤操作技術措施4.2.1  新、擴建變電工程及主設備經技術改造后，防誤閉鎖裝置應與主設備同時投運。4.2.2 &

25、#160;斷路器或刀閘閉鎖回路不能用重動繼電器，應直接用斷路器或隔離開關的輔助觸點；操作斷路器或隔離開關時，應以現場狀態為準。4.2.3  防誤裝置電源應與繼電保護及控制回路電源獨立。  采用計算機監控系統時，遠方、就地操作均應具備防止誤操作閉鎖功能。利用計算機實現防誤閉鎖功能時，其防誤操作規則必須經本單位電氣運行、安監、生技部門共同審核，經主管領導批準并備案后方可投入運行。4.2.5  成套高壓開關柜五防功能應齊全、性能良好。開關柜出線側宜裝設帶電顯示裝置，帶電顯示裝置應具有自檢功能，并與線路側接地刀閘實行聯鎖；配電裝置有倒送電源時

26、，間隔網門應裝有帶電顯示裝置的強制閉鎖。4.3  加強對運行、檢修人員防誤操作培訓,使其掌握防誤裝置的原理、性能、結構和操作程序，能熟練操作和維護。5  防止樞紐變電站全停事故5.1  完善樞紐變電站一次設備5.1.1  樞紐變電站在非過渡階段應有三條以上輸電通道，在站內部分母線或一條輸電通道檢修情況下，發生N-1、N-2故障時不應出現變電站全停的情況。5.1.2  樞紐變電站宜采用雙母分段結線或3/2結線方式。根據電網結構的變化，應滿足變電站設備的短路容量。5.1.3  嚴

27、格按照有關標準進行開關設備選型，對運行中不符合有關標準的開關應及時進行改造，在改造以前應加強對設備的運行監視和試驗。5.2  防止直流系統故障造成樞紐變電站全停5.2.1  樞紐變電站直流系統應充分考慮設備檢修時的冗余，應采用兩組蓄電池、三臺充電機的方案， 每組蓄電池和充電機應分別接于一段直流母線上，第三臺充電裝置（備用充電裝置）可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。5.2.2  直流母線應采用分段運行方式，每段母線分別由獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設置聯絡開關，正常運行時該開關處于斷開

28、位置。5.2.3  加強直流保險管理，直流保險應按有關規定分級配置。直流保險/熔斷器必須采用質量合格的產品，防止因直流保險熔斷而擴大事故。5.2.4  嚴格直流專用空氣開關的分級配置管理，防止因直流開關不正常脫扣造成事故擴大。保護裝置應采用直流專用空氣開關。5.2.5  嚴格蓄電池組的運行維護管理，防止運行環境溫度過高或過低造成蓄電池組損壞。5.3  防止繼電保護誤動造成樞紐變電站全停5.3.1  為提高繼電保護的可靠性，重要線路和設備必須堅持按雙重化配置互相獨立保護的原則。傳輸兩套獨立的主保護

29、通道相對應的電力通信設備也應為兩套完整獨立的、兩種不同路由的通信系統，其相應的通信監控監測信息應被采集匯總到上一級調度（通信）機構的通信監控主站系統。5.3.2  在各類保護裝置接于電流互感器二次繞組時，應考慮到既要消除保護死區，同時又要盡可能減輕電流互感器本身故障時所產生的影響。5.3.3  繼電保護及安全自動裝置應選用抗干擾能力符合有關規程規定的產品，并采取必要的抗干擾措施，防止繼電保護及安全自動裝置在外界電磁干擾下不正確動作造成樞紐變電站全停。5.4  防止母線故障造成樞紐變電站全停5.4.1  對于雙母線接

30、線方式的變電站，在一條母線停電檢修及恢復送電過程中，必須做好各項安全措施，防止全站停電。對檢修或事故跳閘停電的母線進行試送電時，應首先考慮用外來電源送電。5.4.2  定期對樞紐變電站支柱絕緣子，特別是母線支柱絕緣子、隔離刀閘支柱絕緣子進行檢查，防止絕緣子斷裂引起母線事故。5.4.3   變電站帶電水沖洗工作必須保證水質要求，并嚴格按照帶電水沖洗實施導則規范操作，母線沖洗時要投入可靠的母差保護。5.5  防止運行操作不當造成樞紐變電站全停5.5.1  運行人員必須嚴格執行電網運行有關規程、規定。操作前要認真核對結線

31、方式，檢查設備狀況。嚴肅“兩票三制”制度，操作中禁止跳項和漏項。5.5.2  加強防誤閉鎖裝置的運行和維護管理，確保防誤閉鎖裝置正常運行。微機五防閉鎖裝置的電腦鑰匙必須按照有關規定嚴格管理。5.5.3  在倒閘操作過程中，應避免用帶斷口電容器的斷路器切帶電磁式電壓互感器的空母線，防止產生諧振過電壓。6  防止輸電線路事故為防止輸電線路事故的發生，應嚴格執行國家電網公司預防110（66）kV500kV架空輸電線路事故措施（國家電網生2004641）、110（66）kV500kV架空輸電線路技術監督規定（國家電網生技2005174號）及其

32、它有關規定，并提出以下重點要求：6.1  設計階段應注意的問題6.1.1  加強設計、基建及運行單位的溝通，充分聽取運行單位的意見。條件許可時，運行單位應從設計階段介入工程。6.1.2  充分考慮特殊地形、氣象條件的影響，盡量避開重冰區及易發生導線舞動的地區，并合理選取桿塔型式及強度。對易覆冰、風口、高差大的地段，宜縮短耐張段長度，同時桿塔設計應留有裕度。6.1.3  線路應盡可能避開礦場采空區等可能引起桿塔傾斜、沉陷的地區。6.1.4  220kV及以上新建線路在農田、繁華地段不宜采用拉線塔。

33、 6.1.5  45度及以上轉角塔的外角側宜使用雙串瓷或玻璃絕緣子，以避免風偏放電。6.1.6  設計階段應因地制宜開展防雷設計，適當提高輸電線路防雷水平。對500kV線路及重要電源線，防雷保護角應不大于10度。6.1.7  做好防洪、防汛設計。輸電線路應按50年一遇防洪標準進行設計。對可能遭受洪水、暴雨沖刷的桿塔應采取可靠的防汛措施；鐵塔的基礎護墻要有足夠強度，并有良好的排水措施。6.1.8  對于重要的直線型交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上線路、鐵路、高等級公路和高速公路、通航河流等，應采用雙懸垂串、V型或

34、八字型絕緣子串結構，并盡可能采用雙獨立掛點。6.1.9  線路設計中應考慮防止導地線斷線的措施，對導地線、拉線金具要有明確要求。6.1.10  加強桿塔防盜設計，110kV及以上電壓等級輸電線路桿塔8米及以下宜采用防盜螺栓。6.1.11  使用復合絕緣子時，應綜合考慮線路的防雷防風偏防鳥害等項性能。城區線路應慎用玻璃絕緣子，以防止自爆傷人。6.2  基建階段應注意的問題6.2.1  線路器材應符合標準和設計要求，不允許使用不合格產品。6.2.2  塔材、金具、絕緣子、導線等材

35、料在運輸、保管和施工過程中，應妥善加以保管，嚴防硌壓產生宏觀壓痕。6.2.3  復合絕緣子相對易于破損，在施工中應避免損壞復合絕緣子的傘裙、護套及端部密封，嚴禁人員沿復合絕緣子上下導線。6.2.4  嚴格按照設計要求進行施工，隱蔽工程應經監理單位、建設單位和運行單位質量驗收合格后方可掩埋，否則嚴禁立桿塔、放線。6.2.5  砼桿應有埋入深度標識。新建線路在選用砼桿時，應采用在根部標有明顯埋入深度標識的、符合設計要求的砼桿，為施工及驗收工程質量提供直觀可靠的檢測依據，并為提高運行維護質量提供有效手段。6.3  運行中

36、應注意的問題6.3.1  各單位應結合本單位實際制定倒桿塔、斷線等事故的反事故預案，并在材料、人員上給予落實。6.3.2  加強線路巡視6.3.2.1  嚴格按照有關規定進行線路巡視，在惡劣氣象條件發生后應組織特巡。6.3.2.2  大負荷期間應增加夜巡，并積極開展紅外測溫工作，以有效檢測接續金具（例如：壓接管、耐張線夾等）的連接狀況。6.3.2.3  加強新技術、新設備的使用和推廣，積極采用先進的智能巡檢系統，條件許可時應開展直升機巡線工作。6.3.3  及時處理線路缺陷，

37、盡量縮短線路帶缺陷運行時間。6.3.4  加強鐵塔構件、金具、導地線等設備腐蝕的觀測和技術監督。應按照架空送電線路運行規程（DL/741-2001）的要求，對于運行年限較長、出現腐蝕嚴重、有效截面損失較多、強度下降嚴重的，積極開展防腐處理，必要時進行更換。6.3.5  防止外力破壞6.3.5.1  可能引起誤碰線路的區段，應懸掛限高警示牌或采取其它有效警示手段。6.3.5.2  積極爭取地方政府和公安部門的支持，充分發揮電力企業保衛部門的作用，積極宣傳電力法、電力設施保護條例，開展群眾護線工作，嚴厲打擊盜竊線路器材

38、的犯罪活動。7  防止輸變電設備污閃事故為防止發生輸變電設備污閃事故，應嚴格執行高壓架空線路和發電廠、變電所環境污穢分級及外絕緣選擇標準（GB/T16434），并提出以下重點要求：7.1  設計與基建階段應注意的問題7.1.1  應加強設計、基建、運行及科研單位的溝通和協調，并充分聽取運行單位及電力科研單位的意見。7.1.2  新建和擴建輸變電設備的外絕緣配置應以污區分布圖為基礎，并綜合考慮環境污染變化因素。對于一、二級污區，可采用比污區圖提高一級配置原則；對于三級污區，應結合站址具體位置周圍的污穢和發展情況，對需

39、要加強防污措施的，在設計和建設階段充分考慮采用大爬距定型設備，同時結合采取防污閃涂料或防污閃輔助傘裙等措施；對于四級污區，應在選站和選線階段盡量避讓。如不能避讓，應在設計和建設階段考慮設備型式的選擇，變電站可以考慮采用GIS或HGIS等設備或者全戶內變電站（應進行技術經濟比較），線路可以考慮采用大爬距定型設備，同時結合采取防污閃涂料等措施。7.1.3  絕緣子覆冰閃絡是污穢閃絡的一種特殊形式。重冰區絕緣設計應采用增強絕緣、V型串、不同盤徑絕緣子組合等形式，通過增加絕緣子串長、阻礙冰棱橋接以及改善融冰狀況下導電水膜形成條件，防止冰閃事故。7.1.4  加強

40、絕緣子全過程管理，全面規范選型、招標、監造、驗收及安裝等環節，確保使用設計合理、質量合格的絕緣子。7.2  運行階段應注意的問題7.2.1  完善防污閃管理體系，明確和落實防污閃主管領導和專責人的具體職責。7.2.2  及時修訂污區分布圖。定期開展鹽密測量、污源調查和運行巡視工作，及時修訂污區分布圖。目前，鹽密測量應按照國家電力公司關于開展用飽和鹽密修訂電網污區分布圖工作的通知（發輸電輸2002168號）的要求，逐步過渡到按35年的積污量取值。7.2.3  調爬與清掃7.2.3.1  運行設備外

41、絕緣爬距原則上應與污穢等級相適應。對于不滿足污穢等級要求的應予以調整；如受條件限制不能調整的，應采取必要的防污閃補救措施。7.2.3.2  加強設備清掃工作，落實“清掃責任制”和“質量檢查制”，其中應重點關注自潔性能較差的絕緣子（如鐘罩式絕緣子）。站內帶電水沖洗工作必須嚴格執行帶電水沖洗規程，有關操作人員必須經培訓合格。7.2.3.3  在調爬和清掃中應防止在局部留下防污漏洞或死角，如具有多種絕緣配置的線路中相對薄弱的區段，配置過于薄弱的耐張絕緣子，輸變電結合部等。7.2.4  絕緣子使用注意事項7.2.4.1  

42、玻璃絕緣子與瓷絕緣子對于盤形懸式玻璃絕緣子自爆和瓷絕緣子零值問題，一方面應堅持定期檢測和更換，另一方面對劣化率高于盤形懸式絕緣子劣化檢測規程的，應結合生產廠家產品批次運行時間運行條件等因素進行綜合分析，必要時應全部更換，并與設計基建及生產廠家及時交換信息。7.2.4.2  復合絕緣子應嚴格執行標稱電壓高于1000V交流架空線路用復合絕緣子使用導則（DL/T864-2004）的有關規定，并注意以下事項：7.2.4.2.1  在合成絕緣子存放期間及安裝過程中，嚴禁任何可能損壞絕緣子的行為；在安裝合成絕緣子時，嚴禁反裝均壓環。7.2.4.2.2 &#

43、160;使用合成絕緣子進行防污調爬時，應綜合考慮線路的防雷防風偏防鳥害等性能。7.2.4.2.3  對運行中的合成絕緣子應參照“鹽密監測點”設置一定數量的“憎水性監測點”，定期檢測絕緣子憎水性，以分析該批產品的外絕緣狀況。對于嚴重污穢地區的復合絕緣子宜進行表面電蝕損檢查。在進行桿塔防腐處理時，應防止防腐漆滴落到復合絕緣子表面。7.2.4.2.4  應定期換下一定比例的復合絕緣子做全面性能試驗。對于確定性能已明顯老化不能確保安全運行的產品批次應及時更換。7.2.4.3  防污閃涂料與防污閃輔助傘裙絕緣子表面涂覆“RTV防污閃涂料”和加裝

44、“防污閃輔助傘裙”是防止變電設備污閃的重要補充措施，其使用應分別符合電力系統用常溫固化硅橡膠防污閃涂料（DL/T627-200）和防污閃輔助傘裙使用指導性意見（調網1997130號）的要求，其中避雷器不宜單獨加裝輔助傘裙，但可將輔助傘裙與防污閃涂料結合使用。7.2.5  戶內絕緣子防污閃要求室內設備外絕緣爬距的設計及調整應符合戶內絕緣子運行條件（DL/T729）的要求，并結合室內實際情況確定相應的防污閃措施。8  防止直流輸電和換流設備事故8.1  防止換流閥損壞事故8.1.1  加強換流閥設計、制造、安裝到投運的

45、全過程管理，明確專責人員及其職責。8.1.2  對于高壓直流系統換流閥設備，應進行赴廠監造和驗收。監造驗收工作結束后，赴廠人員應提交監造報告，并作為設備原始資料存檔。8.1.3  每個換流閥中必須增加一定數量的晶閘管級。各閥中的冗余晶閘管級數，應不小于12個月運行周期內損壞的晶閘管級數的期望值的2.5倍，也不應少于2至3個晶閘管級。8.1.4  在換流閥的設計、制造和安裝中，應能消除任何原因導致的火災，并消除火災在換流閥內蔓延的可能性。閥內的非金屬材料應為阻燃材料，并具有自熄滅性能。所有塑料材料中應添加足夠的阻燃劑，但不應降低材料的機

46、械強度和電氣絕緣特性等必備物理特性。8.1.5  為防止閥廳發生火災事故，應加強火情早期檢測，宜選用響應時間快、靈敏度高的檢測設備。檢測設備的固定應采用韌性材料，嚴防管道脫落。8.1.6  應保證換流閥冷卻系統在運行時無漏水和堵塞情況。閥的結構應能保證泄漏出的液體自動沿溝槽流出，離開帶電部件，匯流至檢測器并報警。8.1.7  冷卻系統必須配備完善的漏水監視和保護措施，確保及時測量冷卻系統故障，并發出報警。當有災難性泄漏時，必須自動斷開換流器電源以防止換流閥損壞。應避免冷卻系統漏水、冷卻水中含雜質以及冷卻系統腐蝕等原因導致的電弧和火災。

47、8.1.8  完善自動監視功能，包括閥避雷器動作和閥漏水檢測功能。8.1.9  定期清掃閥塔內部件，包括電阻、電容、電感、可控硅及其冷卻器、防火隔板、水管、光纖盒、懸吊螺桿、工作平臺、屏蔽罩等設備，需擦拭均勻，保證閥塔內電位分布均勻。8.1.10  可控硅試驗須使用專用試驗儀器。具體試驗項目有：短路試驗、阻抗試驗、觸發試驗、保護性觸發試驗、恢復保護試驗和反向耐壓試驗。8.2  防止換流變壓器（平波電抗器）事故8.2.1  加強對設備從選型、訂貨、驗收到投運的全過程管理，明確專責人員及其職責。8.

48、2.2  嚴格按照有關規定對新購設備進行驗收，確保改進措施落實在設備制造、安裝、試驗階段，投產時不遺留同類型問題。8.2.3  定購設備前，應向廠家索取做過突發短路試驗變壓器的試驗報告或抗短路能力動態計算報告；在設計聯絡會前，應取得所定購變壓器的抗短路能力計算報告。8.2.4  換流變和平抗應赴廠監造和驗收，并按照赴廠監造關鍵控制點的要求進行監造。監造驗收工作結束后，赴廠人員應提交監造報告，并作為設備原始資料存檔。8.2.5  工廠試驗時應將供貨的套管安裝在換流變（平抗）上進行試驗，所有附件出廠時均應按實際使用方式

49、經過整體預裝，廠家應提供主要材料和附件的工廠試驗報告和生產廠家出廠試驗報告。8.2.6  認真執行交接試驗規程。設備在出廠和投運前，應做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形以作原始記錄；在安裝和大修后須進行現場局部放電試驗。8.2.7  換流變壓器在運輸過程中，必須使用具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀；換流變壓器在更換就位過程中宜使用具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀。經相關單位共同驗收后，用戶方保留記錄紙。8.2.8  加強設備重瓦斯保護的運行管理。在正常運行過程中，重瓦斯保護應投跳閘。若需退出重瓦斯保護時，應預先制定安全

50、措施，并經有關主管領導批準。8.2.9  加強變壓器（平抗）油的質量控制。在運行中應嚴格執行有關標準，完善在線色譜分析功能。工作現場應具有色譜分析裝置和試驗分析人員，以做到及時檢測。8.2.10  完善變壓器（平抗）的消防設施，定期進行維護、試驗。8.3  防止直流開關事故8.3.1  以交流斷路器的單相單元作為基礎的直流高速開關或直流斷路器，應滿足交流斷路器的技術要求，并適當改進以滿足用作直流開關的不同要求。8.3.2  直流高速開關或直流斷路器利用金屬氧化物避雷器作為電流轉換的消能元件時，應

51、提供并聯接入的避雷器吸收的總能量及分流控制指標（包括避雷器多柱和多芯間的分流）。8.3.3  對于彈簧操作機構，應加強彈簧、軸、銷的防腐防銹，每年應檢查并記錄彈簧拉伸長度，防止因彈簧斷裂造成開關事故。8.3.4  開關設備應按照規定的檢修周期，實際累計短路開斷電流及狀態進行檢修，尤其要加強對機構的檢修，防止斷路器拒分、拒合和誤動以及滅弧室的燒損或爆炸。8.3.5  嚴格執行交接預試規程，測量斷路器分合閘最低動作電壓，防止出現斷路器拒動及誤動事故。8.3.6  應充分發揮SF6氣體質量監督管理中心的作用，做好新氣管理

52、、運行設備的氣體監測和異常情況分析，監測應包括SF6壓力表和密度繼電器的定期校驗。8.3.7  加強開關充電裝置的維護工作，應按照規定的檢修周期進行檢修維護，防止開關因充電裝置故障誤動和拒動。8.4  防止直流穿墻套管事故8.4.1  對于SF6絕緣套管，應配置相應的氣體密度（或壓力）監視裝置，在低于設備要求值時，可靠退出運行。8.4.2  定期對套管進行維護，檢查SF6氣體密度監視裝置和壓力計。8.4.3  堅持“逢停必掃”原則，保持套管的外絕緣水平，防止耐污水平下降。8.5 

53、60;防止絕緣子放電事故8.5.1  換流站戶外垂直套管爬距應滿足運行要求，防止不均勻濕閃事故發生。8.5.2  變電設備外絕緣配置必須達到污穢等級要求，有關防污改造可采取更換防污設備或涂防污涂料等措施。8.5.3  密切跟蹤換流站周圍污染源鹽密值的變化情況，據此及時調整所處地區的污穢等級，并采取相應措施使設備爬電比距與所處地區的污穢等級相適應。8.5.4  為防止戶內支持絕緣子污閃放電，在外絕緣爬距符合戶內設備技術條件的同時，必須保證戶內直流場空調通風系統的運行，并根據季節氣候變化，調節和保持合適的溫度和濕度。8

54、.5.5  積極開展絕緣子超聲波探傷和帶電裂紋檢測工作，以及時發現缺陷，防止事故發生。8.6  防止直流控制保護設備事故8.6.1  直流系統控制保護應至少采用完全雙重化配置，每套控制保護應有獨立的硬件設備，包括專用電源、主機、輸入輸出電路和保護功能軟件。8.6.2  直流保護應采用分區重疊布置，每一區域或設備至少設置雙重化的主、后備保護。8.6.3 直流保護系統的結構設計應避免單一元件的故障引起直流保護誤動跳閘。如果雙/多重化直流保護系統相互獨立，之間不采用切換方式防誤動，則每套保護必須有完善的防誤動措施，實現防

55、誤動邏輯的硬件應與實現保護邏輯的硬件相互獨立。8.6.4  應充分發揮技術管理的職能作用，加大直流控制保護技術監督力度，有針對性地指導運行維護單位加強控制保護工作。8.6.5  有關控制系統軟件及參數的修改須經主管部門的同意。保護策略、參數及現場二次回路變更須經相關保護管理部門同意。9  防止大型變壓器損壞事故為防止大型變壓器損壞事故，應嚴格執行國家電網公司預防110（66）kV500kV油浸式變壓器（電抗器）事故措施（國家電網生2004641號）、110（66）kV500kV油浸式變壓器（電抗器）技術監督規定（國家電網生技20051

56、74號）等有關規定，并提出以下重點要求：9.1  加強變壓器的全過程管理9.1.1  加強變壓器選型、定貨、驗收及投運的全過程管理。應選擇具有良好運行業績和成熟制造經驗生產廠家的產品。在設備訂購前，應向生產廠家索取做過相似變壓器突發短路試驗的試驗報告和抗短路能力動態計算報告；在設計聯絡會前，應取得所訂購變壓器的抗短路能力動態計算報告，并進行核算工作。9.1.2  嚴格按有關規定對新購變壓器進行驗收，確保變壓器按訂貨合同要求進行制造、安裝、試驗。9.1.3  220kV及以上電壓等級的變壓器應赴廠監造和驗收，按變壓器

57、赴廠監造關鍵控制點的要求進行監造，有關監造關鍵控制點應在合同中予以明確。監造驗收工作結束后，監造人員應提交監造報告，并作為設備原始資料存檔。9.2  相關試驗和運輸要求9.2.1  出廠試驗要求9.2.1.1  測量電壓為1.5Um/ 時，220kV及以上電壓等級變壓器的局部放電試驗的放電量：自耦變壓器中壓端不大于200pC，高壓端不大于100pC；其他變壓器不大于100pC。9.2.1.2  測量電壓為1.5Um/ 時， 110kV電壓等級變壓器的局部放電試驗放電量不大于100pC。9.2.1.3 &#

58、160;500kV變壓器應分別在油泵全部停止和全部開啟時(除備用油泵)進行局部放電試驗。9.2.2  應向制造廠索取主要材料和附件的工廠檢驗報告和生產廠家出廠試驗報告；工廠試驗時應將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；所有附件在出廠時均應按實際使用方式經過整體預裝。9.2.3  認真執行交接試驗規程。110kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產前，應用頻響法測試繞組變形或做低電壓短路阻抗測試以留原始記錄。220kV及以上電壓等級或120MVA及以上容量的變壓器在新安裝時必須進行現場局部放電試驗；110kV電壓等級的變壓器在新安裝時，如有條件宜進行現場局部放電

59、試驗。220kV及以上電壓等級變壓器進行涉及變壓器絕緣部件或線圈的大修后，應進行現場局部放電試驗。9.2.4  大型變壓器在運輸過程中，應按照相應規范安裝具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀。到達目的地后，制造廠、運輸部門、用戶三方人員應共同驗收，記錄紙和押運記錄應提供用戶留存。9.3  防止變壓器絕緣事故9.3.1  加強變壓器運行巡視，其中應特別注意變壓器冷卻器潛油泵負壓區出現的滲漏油。9.3.2  新安裝和大修后的變壓器應嚴格按照有關標準或廠家規定真空注油和熱油循環，真空度、抽真空時間、注油速度及熱油循環時間

60、、溫度均應達到要求。對有載分接開關的油箱應同時按照相同要求抽真空。9.3.3  裝有密封膠囊或隔膜的大容量變壓器，必須嚴格按照制造廠說明書規定的工藝要求進行注油，防止空氣進入，并結合大修或停電對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。9.3.4  對薄絕緣、鋁線圈及運行超過20年的變壓器，應加強技術監督工作。如發現嚴重缺陷，變壓器本體不宜再進行改造性大修，對更換下來的變壓器也不應再遷移安裝。9.3.5  對新的變壓器油要加強質量控制，用戶可根據運行經驗選用合適的油種。油運抵現場后，在取樣試驗合格后，方能注入設備。加強油質管理，對運行中油應嚴格執行

61、有關標準，對不同油種的混油應按照GB/T7595-2000的規定執行。9.3.6  每年應至少進行一次紅外成像測溫檢查。9.4  防止分接開關事故9.4.1  無勵磁分接開關在改變分接位置后，必須測量使用分接的直流電阻和變比，合格后方可投運。9.4.2  加強有載分接開關的運行維護管理。當開關動作次數達到制造廠規定值時，應進行檢修，并對開關的切換時間進行測試。9.5  采取措施保證冷卻系統可靠運行9.5.1  潛油泵的軸承應采取E級或D級，禁止使用無銘牌、無級別的軸承。對強有

62、導向的變壓器油泵應選用轉速不大于1500r/min的低速油泵。對已運行的變壓器，其高速泵應進行更換。對于盤式電機油泵，應注意定子和轉子的間隙調整，防止鐵心的平面摩擦。運行中如出現過熱、振動、雜音及嚴重漏油等異常時，應安排停運檢修。9.5.2  為保證冷卻效果，變壓器冷卻器每12年應進行一次沖洗，并宜安排在大負荷來臨前進行。9.5.3  強油循環的冷卻系統必須配置兩個相互獨立的電源，并采用自動切換裝置，應定期進行切換試驗，有關信號裝置應齊全可靠。9.5.4  新建或擴建變壓器一般不采用水冷方式。對特殊場合必須采用水冷卻系統的，應采用雙層

63、銅管冷卻系統。對目前正在使用的單銅管水冷卻變壓器，應始終保持油壓大于水壓，并加強運行維護工作，同時應采取有效的運行監視方法，及時發現冷卻系統泄漏故障。9.6  加強變壓器保護管理9.6.1  變壓器本體、有載分接開關的重瓦斯保護應投跳閘。若需退出重瓦斯保護，應預先制定安全措施，并經總工程師批準，限期恢復。9.6.2  新安裝的瓦斯繼電器必須經校驗合格后方可使用。瓦斯保護投運前必須對信號跳閘回路進行保護試驗。9.6.3  瓦斯繼電器應定期校驗。當氣體繼電器發出輕瓦斯動作信號時，應立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以

64、判明氣體成分，同時取油樣進行色譜分析，查明原因及時排除。9.6.4  變壓器本體保護應加強防雨、防震措施。9.6.5  變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過較大啟動功率中間繼電器的兩付接點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路，減少電纜迂回帶來的直流接地、對微機保護引入干擾和二次回路斷線等不可靠因素。9.7  防止變壓器出口短路9.7.1  應在技術和管理上采取有效措施，改善變壓器運行條件，最大限度地防止或減少變壓器的出口短路。為減少變壓器低壓側出口短路幾率，可根據需要在母線橋上裝設絕緣熱縮保護材料。

65、9.7.2  110kV及以上電壓等級變壓器在遭受出口短路、近區多次短路后，應做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形，并與原始記錄進行比較，同時應結合短路事故沖擊后的其他電氣試驗項目進行綜合分析。正常運行的變壓器應至少每6年測一次繞組變形。9.8  防止套管事故9.8.1  套管安裝就位后，帶電前必須進行靜放，其中500kV套管靜放時間應大于36小時，110220kV套管靜放時間應大于24小時。9.8.2  定期對套管進行清掃。9.8.3  如套管的傘裙間距低于規定標準，應采取加硅橡膠傘裙套

66、等措施，防止污穢閃絡和大雨時閃絡。在嚴重污穢地區運行的變壓器，可考慮在瓷套涂防污閃涂料等措施。9.8.4  定期采用紅外熱成像技術檢查運行中套管引出線聯板的發熱情況及油位，防止因接觸不良導致引線過熱開焊或缺油引起的套管故障。9.8.5  作為備品的110kV及以上套管，應豎直放置。如水平存放，其抬高角度應符合制造廠要求，以防止電容芯子露出油面受潮。對水平放置保存期超過一年的110kV及以上套管，當不能確保電容芯子全部浸沒在油面以下時，安裝前應進行局部放電試驗、額定電壓下的介損試驗和油色譜分析。9.8.6  運行人員正常巡視應檢查記錄套

67、管油位情況，注意保持套管油位正常。套管滲漏油時，應及時處理，防止內部受潮損壞。9.9  預防變壓器火災事故9.9.1  按照有關規定完善變壓器的消防設施，并加強維護管理，重點防止變壓器著火時的事故擴大。9.9.2  現場進行變壓器干燥時，應做好防火措施，防止加熱系統故障或線圈過熱燒損。10  防止互感器損壞事故為防止互感器損壞事故，應嚴格執行國家電網公司預防110（66）kV500kV互感器事故措施（國家電網生2004641號）、110（66）kV500kV互感器技術監督規定（國家電網生技2005174號）等有關規定，并提出以下重點要求：10.1  加強對互感器類設備從選型、定貨、驗收到投運的全過程管理，重要互感器應選擇具有較長、良好運行經驗的互感器類型和有成熟制造經驗的制造廠。10.2  各類油浸式互感器10.2.1  選型原則10.2.1.1