通讯分场《二十五项反措》学习自查总结

第一篇：通讯分场《二十五项反措》学习自查总结

文章标题：通讯分场《二十五项反措》学习自查总结

通讯分场《二十五项反措》学习自查总结

通讯分场按照厂安培部要求，认真宣传贯彻《二十五项反措》，加大对职工的教陪力度，使职工对反事故措施有了更深一步的理解和掌握，反事故水平有了较大的提高。同时，针对内容，对通讯专业相关部分进行了检查，结果如下：[本文出自范文搜网-http://www.xiexiebang.com]

一、首先，我们按照厂安培部通知精神制定了分场《二十五项反措》学习、检查计划，并根据各班设备、线路的检修、运行情况把计划落实到每个人，使每个职工知道要学什么、要练什么，要达到什么水平，有了明确的目标。分场主任、书记、安全员和各班长讲课，把理论知识与具体实践结合起来，使职工们的理论知识和操作水平真正地得到提高。

二、我们编写了自查提纲，对“防止火灾事故”中的电缆防火、消防设施及消防组织和“防止人身伤亡事故”进行了认真学习。同时对“防止电气误操作事故”、“防止开关设备事故”、“防止接地网事故”、“防止交通事故内容也进行了了解。

三、根据具体情况，我们重点对电缆防火情况进行了检查。通讯机房加电源室共四层楼，相连的电源电缆、通讯电缆有近百根，我们对其绝缘情况进行了检查，发现一根24伏电缆被老鼠咬破，我们用绝缘胶布进行了处理。但检查发现电缆竖井和电缆沟没有做分段防火隔离、部分电缆孔洞没有做阻燃封堵，存在一定的安全隐患，我们争取向生计处汇报，做防火改造。

四、我们还对各层接地网进行了检查，各设备接地情况良好，压敏电阻完好；此外，对消防设施进行了检查。我们还对各设备的备用电源容量进行了测试，并进行了放电、充电维护；检查了通讯电缆，更换了各种老化电缆30米；我们对设备和电缆的标示牌进行了检查，发现2处电缆和1处设备标识不清，进行了更换。

总之，通过一段时间的认真学习、检查，我们感到《二十五项反措》学习检查开展得扎实、有效，达到了一定的效果。今后我们还要在厂安培部的领导下，进一步加强有关事故处理的学习，使职工的反事故能力和技术水平进一步得到提高，适应安全生产和现代通讯技术的要求。

《通讯分场《二十五项反措》学习自查总结》来源于范文搜网，欢迎阅读通讯分场《二十五项反措》学习自查总结。

第二篇：二十五项反措总结

目

次

·专题讨论·

如何落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

有关技术措施的调查研究„„„„„„„„„„„„„„„„辽宁电科院（1）

·监督工作·

辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定

„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„辽宁电科院高压所（25）

落实国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点

要求》有关技术措施的调查研究

根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，针对目前掌握的辽宁省电网及运行设备的技术状况和健康水平，结合涉及的绝缘、化学、热工、锅炉、汽轮机、金属以及环保等专业进行分析并提出整改建议，具体如下：

 高压专业

防止接地网事故： 对大型变电所接地装置的认识

发电厂、变电所的接地装置是电气设备的一部分，直接关系到生产安全，在系统中具有举足轻重的地位。在电力系统中，大的电气设备事故以及事故扩大往往与接地装置的缺陷有关。

长期以来存在一种观点，即对接地装置的评估指标只提到接地电阻，认为只要接地电阻小于0.5Ω地网就是合格的，足以保证安全运行。在实际工作中，往往简单地追求这一指标，不惜任何代价，一定要把接地电阻降至0.5Ω以下，这种想法和做法是错误的。

这种想法和做法来源于过去有关规程的规定。原水利电力部颁发的“SDJ8-79电力设备接地设计技术规程”中对中性点直接接地的110KV及以上的系统接地装置的接地电阻有如下规定：

R≤2000/I 当I>4000A时，可采用

R≤0.5Ω

变电所的面积一般均较大，尤其在当时的系统短路电流较小的条件下，计算出的R值较大，故一般实测值都能满足规程的要求，而且修编规程的人们限于当时的调研结果，认为接地电阻不大于0.5Ω的变电所在接地方面没有发生过大的问题。虽然SDJ8-79中也提到接地电阻并不能作为接地网的唯一控制指标，还应有电位分布、跨步电压、接触电压等其它指标来控制接地网的水平等等，但是从整个规程表述的语意看，有意突出了接地电阻的控制水平。也许正如此，造成了认识和执行上的偏差。同时对变电所场区进行电位分布、跨步电压和接触电压等测试难度大且繁琐，现场单位执行标准时更乐于只接受接地电阻一个指标，久而久之，人们对接地装置的认识，就这样沿袭下来了。

随着对接地装置的认识和有关接地网的技术的提高，我们认识到：对接地装置要有一个科学、全面的认识，接地电阻并不是变电所安全接地的唯一可靠指标，接地系统的接地电阻与最大的冲击电流之间不是简单的关系，一个精心设计的变电所接地网，即使接地电阻高一些也能达到安全，而接地电阻比较低的变电站，在某种情况下也可能是危险的。

对大型变电所接地装置，从设计、改造、完善和安全评估工作都应该在更深层次的界面上进行。我们认为应该强调接地网电位分布的均匀，接触电压、跨步电压和转移电位水平的控制，设备接地引下线的热稳定校验及与地网的连接可靠性等。接地电阻的大小是安全接地的重要技术指标，但并不再是唯一的、可靠的指标。

我国在1997年开始实施的电力行标“DL/T621-1997交流电气装置的接地”中，对原规程作了很大的修订，一个重大的改变就是，在有效接地系统中取消了接地电阻小于0.5Ω的安全判据，将安全界限放宽到5Ω，但应做好其它一些附加要求。从行标内容看，对变电所的接地网的接地的要求是更严格了，但是并不专门在接地电阻一个指标上刻意追求，强调对地网电位分布的均匀性、跨步电压、接触电压及转移电位等指标的控制。这及时地为在接地装置的认识上正本清源，科学有效地进行接地工作提供了法律上的依据。我们在接地装置上开展的工作

由于辽宁省公司从领导方面能够较早地接受有关接地装置的新观念，对接地装置有客观、全面、科学的认识，反映在具体工作上，在专业会议和有关文件中突出强调接地网工作的重要，强调要及时领会贯彻新行标DL/T621-1997的精神，严格执行预防性试验规程的有关规定，按照国电公司有关重大事故反措要求，切实做好工作。

辽宁电科院在省公司的领导下，积极开展有关的科研试验工作。98年辽宁省公司从国外引进一套接地测试装置，该仪器具有优异的性能满足测试的需要。电科院高压所以新的技术观念，逐渐摸索发展出一整套大型变电所接地装置测试评估的方法，并成功地进行了多次实测工作，发现消除了设备隐患，指导了生产。

目前辽宁电科院对大型变电所接地装置的测试评估工作一般包括以下内容：接地网的综合接地电阻，场区的电位分布，接触电压，跨步电压，接地引下线的热稳定校验，不同电气设备接地引下线之间的电气连接性以及电气设备的接地引下线的抽样挖掘等，以多方面的测量的结果来综合评判接地网的好坏。以往接地网测试只提接地电阻一项，根据大量工作总结经验认为应该提三句话：

场区电位分布均匀。

接地电阻不高。

所有设备接地引下线之间电气导通性良好。

客观地说，辽宁电科院对接地装置的作全面、准确的测试，综合判断接地装置的做法目前国内尚不多见。辽宁电力系统接地装置工作上普遍存在的问题

3.1 观念认识上的问题 要改变业已成为习惯的观念和做法不是一朝一夕的事情。在我们的系统中还存在着过时的观点，单纯追求0.5Ω的错误做法，但更危险的是有相当一部分人，对待接地装置不重视，有的人认为多少年都没事，现在也没事；有的人认为接地装置的测试有个数就行，怎么省钱怎么干，反正它埋在地下看不见，这些想法是极其错误和危险的！接地装置虽然眼睛看不见，但若出事必定是大事，惨痛的事故教训也历历在目，因此对它就应该像电气设备一样对待，应该确立接地装置是电气设备的一部分的认识。

3.2 有关规定和规程的执行情况

由于较普遍地存在对接地装置的轻视和错误的观念和做法，严格按照行标“DL/T596-1996电力设备预防性试验规程”中有关试验内容及周期的执行的单位几乎没有，对重大反措中有关接地部分认识和执行上不够得力，如变电所接地装置热稳定容量普遍不够，接地引下线截面偏小，且为单股；从电科院多次试验结果看，即使是新地网，设备接地引下线与接地网的连接约有10％不良，存在重大事故隐患。

基层技术人员对一些规程的规定不甚了解，对一些技术概念还比较模糊，如接地装置的热稳定校验中有些参数不知如何选，对接地网的验收和运行维护不知关键所在，如何入手工作。

3.3 基层缺乏科学全面的接地装置测试手段和方法

不少单位也比较重视接地装置的安全，自行对大型变电所接地装置进行测试，首先是观念陈旧，方法不对头，只重接地电阻，其次测试手段有限，仪器达不到要求，电位分布、接触电压、跨步电压等很难得到，避雷线和金属管路的分流无法测出，最后也只好给出一个接地电阻数值就草草收场。这样的测试没有实际意义。下一步的工作设想

首先，人的观念的转变是最重要的，要积极开展工作，必要时以下发省公司文件的形式，消除对尚普遍存在的轻视接地装置的危险思想，纠正片面追求接地电阻的错误做法，认真领会普及新行标的精神，科学、全面地认识接地装置。

第二，督促指导各单位对地网，认真执行国电公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中关于接地装置的各项要求，重点是设备接地引下线热稳定校核，接地装置焊接质量，与地网的连接性，严禁设备失地运行。第三，对220kV以上的大型接地网，竣工时必须经过严格全面地测试，验收合格方可投入运行；对老旧地网有重点有计划地逐步安排全面地测试

第四，制定相应企标或实施细则等方法，规范接地网测试方法，确保预防性试验行标中试验周期的规定得以认真执行。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

近年来，变压器类电气设备损坏情况时有发生。比如阜新供电公司新交接变压器由于接地片插接不到位和绝缘油受潮等原因，刚一投运就引起轻瓦斯保护动作；两锦供电公司新购进的朝阳修造厂一台主变运行没有多久就发生严重烧损事故，检查发现，主绝缘严重破坏，分析认为是线圈匝间短路造成的。

如何采取有效措施，加大防范力度，使变压器类设备的损坏率不断下降，一直是电科院研究的课题和工作的重点并取得了一定的成绩。比如，铁岭发电厂3号主变和哈尔滨第三发电厂3号主变绝缘缺陷及早发现和处理，避免了重大损坏事故的发生。这说明，只要严格坚持“安全第一，预防为主”的方针，把反措的工作落到实处，电气设备损坏和“染病”的情况就一定能好转。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》关于变压器类设备所提出的具体措施更具有针对性，对以前含糊不清的一些概念进行了明确，更有更大的可操作性。

结合省公司各发电厂和供电公司的实际情况，将有关内容的现况和今后的工作重点进行归纳整体。全过程的绝缘监督管理现正在各发电厂和供电公司推广执行。其中有一条就是加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。但是，从互查摸底的情况看，真正把这项工作抓好的单位几乎没有，主要原因在于协调不利。大多单位设有变压器专责人员，但将专责人员的职责明确下来的不多。近几年，变压器出口短路情况时有发生，有的对设备造成了较为严重的损害，性质大多为绕组发生不同程度、不同形状的变形，降低了设备的绝缘水平。而且绕组变形具有一定的积累作用，当再次受到冲击后会产生更加严重的变形。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对变压器抗短路能力提出了比较具体的要求，指出订购前，应向制造厂索取做过突发短路变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力试验报告。当变压器出口短路、出厂和投产前，应当做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。虽然以前对这方面就有明确的要求，但就目前了解的情况看，大多单位并没有执行。和以往不同，这次在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中对变压器类设备的局部放电试验提出了明确的执行标准。指出：220kV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC；中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um/√3时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50 pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20 pC；220kV及以上电压等级和120MWA及以上容量变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。

局部放电试验在检查变压器类设备可能存在的故障隐患方面的确发挥了重要作用，但以往的交接规程和《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996》中都没有明确变压器在交接和大修后必须进行局部放电试验，现在把这一要求明确下来，对于局放试验的开展和设备安全的保障将起到有利的推动作用。今后的工作重点

巩固以往的反措成绩，改进不足之处是电科院在防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故方面坚持的方针。比如，在“加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞群间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞群套等措施，防止污闪事故。”方面的工作很少有开展的，我们要及早督促落实。

加强绝缘油管理，按要求做到对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。对于已经发生混油情况的，要加强监督管理，保证设备安全。

防污闪工作概况

近年来防污工作取得了一定的成绩，因天气原因近几天发生了大面积污闪事故，说明需加强的工作还很多。1近年来开展的主要工作有：

1.1 全省各局污区分布图修订工作基本完成。98年、99年分别召开了全省供电公司污区分布图修订工作会议，传达了国家电力公司关于《修订〈电力系统污区分布图〉的通知精神，学习讨论了新标准〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉（GB/T16434—1996）会议对污区分布图的修订工作做了具体安排。经过两年多的工作，污区分布图的修订已基本完成。

1.2 绝缘爬距调整持续进行。沈阳、抚顺、两锦、本溪、营口、丹东等单位，近年来在220kV和66kV线路上，新投入运行合成绝缘子6千余支，大连、营口、丹东等单位在污秽严重的线路上，将绝缘子串增加一片。

1.3 不良绝缘子检除工作，各单位按有关规定继续进行。99年沈阳、大连、鞍山、抚顺、辽阳等单位在66kV~500kV线路上，共检除不连不良绝缘子186片，并全部予以更换。

1.4 RTV涂料，硅橡胶增爬裙，在变电设备防污闪方面得到较广泛应用。沈阳局大成一次变、阜新局六家子一次变污染严重，使用RTV涂料后，放电现象明显改善，鞍山局在污染严重地段的线路上也使用了RTV涂料。为避免国家第一代500kV电流互感器（型号为LB-500）发生外绝缘雨中闪络。辽阳、两锦供电公司在CT瓷套外表面加装了硅橡胶增爬裙，一些单位还对其它变电设备使用了硅橡胶增爬裙。

1.5 清扫工作坚持不懈，对电瓷外绝缘赃污表面进行清扫，目前仍是防止污闪的重要辅助手段。各供电公司对清扫工作始终常抓不懈，变电设备逢停必扫，送电线路除了春、秋检配合停电预试进行清扫外，大部分单位还根据盐密测试结果适时安排特扫。清扫方式绝大多数是停电清扫。大连、营口、丹东鞍山等供电公司坚持开展带电水冲洗工作，盘锦大连、鞍山、阜新等供电公司则采用清扫器对变电设备进行带电清扫。

1.6 科研工作紧密联系生产实际

近年来，辽宁电科院根据合成绝缘子使用的有关规定，对运行中的合成绝缘子进行自然老化性能研究，在各供电公司的配合下，已取得了一些有价值的数据。另外辽宁电科院还与有关单位合作，研制出了单组分RTV涂料，该涂料已在部分单位试用，效果良好。2 今后一段时期的主要工作：

2.1 根据国家电力公司〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉，严格执行〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉（GB/T16434-1996）、〈关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求〉（能源办[1990]606号），〈加强电力系统防污闪技术措施（试行）〉（调网[1997]91号文附件）和〈电力系统电瓷防污闪技术管理规定〉以及其他有关规定，降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽变电所的污闪事故的发生。

2.2 严格执行电力系统绝缘子的全过程管理规定，尤其要加强对新入网运行绝缘子的抽样检测，保证系统的安全稳定运行。

2.3 各单位要根据重新修订的污区分布图，制定调爬规划，使外绝缘水平与相应的污秽等级相适应。

2.4 加强运行中的合成绝缘子检测工作。随着合成绝缘子运行数量的增加，运行时间加长，合成绝缘子也发生了一些问题，如雷击闪络，污秽闪络，根据合成绝缘子的有关规定，各单位要对运行三年以上的合成绝缘子安排抽检，并加强恶劣天气的巡视工作，及时发现问题，解决问题。

2.5 “RTV涂料”和“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备发生污闪的重要措施，各单位要按〈防污闪辅助伞裙使用指导性意见〉和〈防污闪RTV涂料使用指导性意见〉（调网[1997]130号）的要求使用。

2.6 盐密测量，清扫，不良绝缘子检出等例行工作要长抓不懈，要提高清扫质量，保证盐密测量数据的科学性、准确性。

防止发电机损坏事故

由于各电厂加强了发电机预防性试验和运行监测，严格执行相关的规程和反事故措施，并对一些典型和突出的问题进行了技术改进或监测，在大、小修和检修中及时发现了一些故障隐患，并进行了处理，因此近些年来发电机事故逐年下降。以下对一些典型问题进行说明：发电机定子端部故障问题 定子端部发现的问题较多，包括定子铁心端部阶梯齿的掉齿掉片、过热，定子绕组端部磨损等，铁岭发电厂三、四号机均出现了定子铁心端部阶梯齿的掉齿、掉片和过热，锦州发电厂对三号机进行了更换定子线棒等改造。

端部振动问题引起了重视和研究，我省电科院已经购置了发电机定子绕组端部振动分析系统，并进入了实际使用，取得了较好的使用效果，对锦州发电厂3号发电机，铁岭发电厂3、4号机，元宝山电厂3号发电机均进行了该试验，发现了一些问题，并提出了改进意见。但是我省尚未实现所有200MW以及以上发电机大修时进行该试验的要求，对此应加强此项工作，建议省局要求各电厂大修时遵照执行。

对于大型发电机手包绝缘的检查，各个电厂均给予了重视，我国电力行业标准DL/T 596-1996要求在投产后、第一次大修和必要时进行检查，我省部分大型发电厂要求每次大修均进行检查。

对于氢气湿度的检测和降低氢气湿度的问题，我省各电厂进行了较多的研究和实际应用，部分电厂已经装备了氢气湿度的在线检测设备，并投入了运行，使用效果有待进一步观察，氢气干燥设备的使用中，我省存在多种干燥设备，使用中效果尚可。

随着机组运行年限增长，以及预防性试验工作的加强，定子绕组相间短路事故与故障出现逐年减少，说明所进行的工作是有效的。防止水路堵塞、漏水

部分电厂在大修中已经要求进行热水流法测量绝缘引水管是否堵塞，同时进行相关的水压、流量试验，防止漏水、堵塞。同时运行中加强了水质、温度等的监测和控制，检修中对定子线棒的测温元件等进行效验

省电科院建议同时进行超声多普勒流量计检测绝缘引水管流量，进行对照，这种方法较热水流法简便，但是应注意精度问题。转子绕组匝间短路问题

近些年，我省机组多次出现振动加剧，怀疑动态匝间短路的问题，省电科院采用安装大头槽楔或者从定子冷却风道插入探测线圈的方法进行动态匝间短路的测量，效果是满意的，目前尚未安装在线监测装置。近些年，多个电厂出现了大轴出现磁化的现象（通辽、铁岭发电厂），辽宁电科院多次进行了转子大轴的退磁工作，结果是满意的，达到了相关要求。防止漏氢的发生

氢气系统问题我省各个电厂均十分重视，对于漏氢的防范、漏氢监测装置的安装是十分重视的。对于可疑的现象均进行检查和汇报，比如阜新发电厂发现发电机内氢气纯度下降的问题，及时汇报并请省电科院同志到现场进行了分析处理。由于运行监视以及检修工作中认真负责，发现了多次漏氢问题（通辽、铁岭发电厂均出现），并及时进行了停机、试验或改造处理。防止发电机内遗留异物

各电厂均加强了检修期间的现场和作业管理，并在检修结束前均进行认真细致的复查，认真杜绝由于检修过程中遗留物的出现。同时大修时对端部紧固件、定子铁心部分均进行了详细检查，并确实发现了问题（如铁岭发电厂3、4号发电机均发现了铁心端部出现掉齿掉片问题，避免了故障的扩大。定转子绕组、回路接地

按照相关机组的技术要求对保护进行整定，防止发生该类事故，以及防止事故的扩大。

近年出现比较多的是转子的动态接地情况，采用了烧成死接地后查找接地点的方法，这种方法是行之有效的。发电机运行方式的问题

近几年由于目前电网的无功功率过剩，导致系统电压高，故发电机均工作于高功率因数或进相运行方式，但是对于大型机组进相运行方式下的相关保护定值的确定则需要进行试验确定。

辽宁电科院对多台大型发电机进行了进相试验，考核了机组的进相能力、整定了低励限制定值，确定了对电网各个枢纽点的电压调整效果，取得了很多经验，建议要求目前网内大型发电机组均要进行该试验，以确定相关保护的定值、机组的稳定极限以及对电网枢纽的调压效果。总之，加强运行监视、控制，采用新技术、新设备改造现有设备，加强大小修、检修工作中的预防性试验，采用新方法、标准对现有机组进行试验和判断是预防发电机损坏事故发生的行之有效的手段。

 化学专业

防止设备大面积的腐蚀现象发生 目前各电厂化学技术人员，严格执行化学监督的各项规章制度。运行人员能够按规定及时进行系统的加药、监督等项工作，严密注视水、汽的变化。监督班组能够真正起到监督员的作用，他们采取每个季度对整个机组进行一个星期的汽、水查定工作，对运行班组不定期的抽查等等措施，对整个水汽系统进行严密的监督，保证了设备的安全运行。

但目前在这方面存在许多问题，关键问题就是监督仪表问题，由于各厂资金情况不一样，对化学仪表的投入也不同。我们认为，可靠的监督手段，才能保证真实的监督数据，也才能保证对整个系统的安全运行。对凝结水项目的监督是保证全部水、汽系统正常的一个先决条件。在这方面，目前所采取的措施主要表现在：

第一：有凝结水精处理的电厂，其精处理设备必须投入，不允许旁路运行。

第二：为保证凝结水的水质，加强凝汽器的防漏工作也是相当重要的。目前有许多电厂都利用机组的大修时间对凝汽器进行管板涂胶工作，从根本上杜绝了凝汽器漏泄的发生。

对发生凝汽器漏泄的电厂，特别是凝汽器微漏的电厂，采取管板涂胶堵漏是一项简单而又行之有效的办法。望存在这样问题的电厂，能够开展此项工作。加强机组启动阶段的化学监督工作，是保证给水品质的关键。目前各电厂在机组启动阶段的重视程度不够，这也是发生事故的隐患之一。

加强大修期间的化学检查工作，一旦发现锅炉水冷壁管的垢量超标，必须进行锅炉酸洗。这项工作，在各电厂目前开展的都比较好。机组设备的停、备用防腐工作，各电厂的领导已开始重视。机组在停、备用期间的防腐工作一直都没有松懈，各电厂利用各种防腐方法对设备进行保护。有些电厂在2000年内还开展了十八胺的防腐工作。虽然此项工作都还在试验阶段，但都不同程度的上起到了防腐的效果。

加强油质监督工作

严格按要求，对绝缘油、润滑油进行油质的严格监督。对不合格的新油严禁入厂；对已经劣化的油进行及时处理，这方面各厂都有各自的处理办法。

加强发电机内冷水的水质监督及处理工作

按化学监督导则中的规定，发电机内冷水要严格控制发冷水的pH＞7.0。目前网内电厂的状况是发电机内冷水全部采用除盐水，pH＜7.0。因此，发电机定子铜管的腐蚀速率相对较大，这可从水中铜离子含量上升速度看出。为解决发冷水电导不合格的问题，各电厂都采用的是及时放水法，但并没有从根本解决发冷水的pH不合格问题。今年打算在此方面进行设备的改进工作，为提高发冷水pH，将加氨的凝结水引出一部分加入发冷水中，但可行否，还只是一个设想。

 热工专业 关于锅炉炉膛安全保护方面存在的问题

1.1 火焰检测

a 现状及原因

目前100MW及以上机组已全部安装有锅炉灭火保护控制装置，炉膛压力保护条件均可正常投入运行，但全炉膛灭火保护跳闸条件投入状况不好，其主要原因是有二：

 200MW及以下机组火焰探头无冷却风系统，不能对运行中的火焰探头进行冷却和吹扫，因火检探头长时间处于高温及粉尘环境下工作，使火焰检测探头的故障率较高，从而导致全炉膛无火保护跳闸条件不能正常投入；

 多数火焰检测装置，不能准确区别燃油火焰和煤粉火焰，尤其是在锅炉启动阶段，火焰检测信号不正确，导致点火过程中锅炉灭火保护不能正常投入。

b 目前采取的措施  个别电厂（主要是100MW及以下机组）炉膛火焰检测只做为监视炉膛燃烧工况的监视信号，而没投入跳闸方式；

 加强热工专业的日常维护，坚持经常对火焰检测探头的清扫及维护，以减少火检探头的故障率；

 在火检探头的安装位置上，尽可能加强只对所监视的油燃烧器进行监视，而尽量避免或减少其它光源对该火焰探险头的影响。

c 应采取的对策

 对于200MW机组的锅炉灭火保护控制系统，应考虑加装火检冷却风装置。各厂根据自身的实际情况，可利用200MW机组原有的压缩空气系统或增设冷却风系统，提高火焰监视装置的可靠性，使火检探头可正常投入保护方式；

 不能增设火检冷却风装置的锅炉灭火保护控制系统，可选取信号功率较强的光敏元件作为火焰测量元件，从而可加大火焰探头与锅炉看火孔之间的距离，减小炉膛燃烧对其探头的影响；

 选取引进的火焰检测装置，通过对火焰强度与火焰频率的判别，区分燃油火焰和煤粉火焰。

1.2 锅炉吹扫

a 现状与原因

 锅炉灭火保护控制系统中均设有炉膛吹扫功能，300MW及以上机组炉膛吹扫功能均正常投入使用；而部分200MW及以下机组的锅炉吹扫不能正常进行；

 吹扫控制逻辑本身设置存在问题。在吹扫控制逻辑中，人为的设有所谓的“快速吹扫”控制按钮，即当按下该控制按钮后，即可瞬时完成吹扫控制。实际上是没吹扫。

 由于某些电厂忽视了点火前对锅炉的吹扫，尤其是当锅炉跳闸再恢复启动时，运行人员为了不致使锅炉参数下降太多，怀有侥幸心理，采用“快速吹扫”（即假吹扫）的方式，使吹扫逻辑瞬时被通过，对炉膛的吹扫并没有真正的进行。

b 应采取的措施

 修改吹扫控制逻辑，应取消快速吹扫控制按钮，形成真正的炉膛吹扫对锅炉点火的制约机制，迫使锅炉点火之前必须通过对锅炉炉膛的吹扫，以确保锅炉的安全；  加强对运行人员的安全意识教育，树立在确保人身安全、确保设备安全的前提下提高经济指标的观念；

 加强运行管理工作，严格执行规章制度，杜绝采用爆燃法点火野蛮操作。

1.3 燃油漏泄试验

a 现状与原因

 新建200MW机组、经DCS改造后的200MW机组、300MW及以上机组锅炉安全保护控制系统中均设有燃油漏泄试验控制，早期安装并且没进行DCS改造的200MW机组及200MW以下机组则无燃油漏泄控制；

 部分电厂由于油燃烧器燃油分阀严密性不好，造成燃油漏泄试验不能被通过，不允许锅炉点火启动；电厂为不影响机组启动，则人为的将燃油漏泄试验功能解除，使燃油漏泄试验不能正常进行，而恰恰是由于这种燃油分阀的漏泄，为锅炉爆燃埋下了危险的隐患；

b 应采取的措施

 增设燃油漏泄试验的控制功能，完善燃油漏泄试验控制逻辑，形成燃油漏泄试验不能通过时，强制闭锁锅炉的点火启动，并且不留有任何人为可以干予的手段，形成燃漏泄试验是锅炉点火启动的必经之路；

 及时检修或更换已出现漏泄的燃油分阀，时刻保证燃油分阀及燃油总阀的严密性；

1.4 锅炉灭火保护不能达到在锅炉运行的全过程中投入

a 现状与原因

 部分电厂不能实现先投入锅炉安全保护，然后在进行锅炉点火启动；而是在没投入锅炉安全保护的情况下，先点火启动，待锅炉开始投粉后，再将灭火保护投入运行；

 当锅炉燃烧出现较大的扰动，或给水系统出现较大的波动时，未经厂总工程师批准，值长或班长或司炉擅自将灭火保护解除；

 灭火保护控制系统不能在锅炉点火时投入的主要原因是对油燃烧器的火焰监视不能达到准确可靠的要求，由此而带来的不能正确判别点火的成功与否，不能正确反应出锅炉启动初期的火焰燃烧情况；  锅炉点火不能实现程控自动点火，也是导致锅炉灭火保护不能在锅炉启动过程中正常投入的一个主要因素；

 保护控制逻辑不完善，不能满足锅炉启动初期燃烧工况的要求。

b 应采取的措施

 改进油燃烧器火焰监视装置，使其能够正确检测油燃烧器的工作情况及油火焰燃烧状态；

 修改和完善保护控制逻辑，使之能够满足锅炉点火初期燃烧工况的要求；增设锅炉灭火保护对锅炉点火的闭锁控制，即当锅炉灭火保护没投时，自动闭锁锅炉的点火系统；

 对于200MW及以上的机组，应使锅炉点火程序控制系统正常工作，实现锅炉程控点火，以实现锅炉安全保护装置对锅炉点火系统的保护作用；

 加强运行管理，严格规章制度，严格执行保护装置切除与投入的审批手续，确保锅炉灭火保护控制系统对锅炉主设备的安全保护作用的实现。

1.5 锅炉安全保护控制装置不能定期进行动态试验

a 目前的现状

绝大多数电厂的锅炉灭火保护控制装置自安装投入运行以来，很少进行保护装置的动态试验，即在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉的运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全保护系统的闭试验。而是在机组大修后，只进行锅炉安全保护装置的静态试验。

b 采取的措施

按《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》12.3.3节之规定要求，各电厂应建立锅炉安全保护控制系统定期动态试验制度，制度中应明确规定出试验的目的、试验前的准备措施、试验操作步骤、试验过程中的事故预想及试验周期等，并严格执行。关于汽包水位测量与保护方面存在的问题

2.1 汽包水位的测量

a 存在的问题  汽包水位测量取样管，没有达到规程要求，即至少应有1：100斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜；

 目前对汽包水位的测量，均采用差压式测量方式，此种测量方式在水位测量的准确性方面，受汽温汽压的影响较大。而老机组（尤其是100MW以下容量的机组）汽包水位测量系统中，无汽包压力补偿，导致对汽包水位的测量产生较大偏差；

b 应采取的措施

 制定检修计划，利用机组大小修的机会，处理汽包水位取样管，使之安装方式，能够满足规程规定的要求；

 已采用DCS控制系统的电厂，应在对汽包水位进行压力补偿计算后，送DAS系统中予以显示；

 采用常规仪表显示的电厂，应加装具有压力补偿的智能式的汽包水位表，将汽包压力引入水位测量系统中，通过智能仪表的补偿计算，对汽包水位的进行压力补偿；

2.2 汽包水位保护

a 存在的问题

 100MW及以下机组，无汽包水位保护控制系统；

 个别电厂汽包水位保护只设有当汽包水位高二值时，联锁开汽包事故放水电动门的控制逻辑，而没作用于锅炉紧急停炉；

 200MW机组原设计汽包水位保护控制系统中水位信号取样只取单点测量，无水位信号的三取二控制逻辑；

 多数电厂对锅炉汽包水位保护控制系统不能通过用上水方法进行高水位保护实际传动试验和用排污门放水的方法进行低水位保护实际传动试验，而是采用信号短接的方法进行模拟传动试验。

b 应采取的措施

 对于100MW及以下机组，应利用机组大小修的机会，加装汽包水位保护控制装置；

 对于具有汽包水位保护控制逻辑，但没将该保护作用锅炉紧急停炉，应尽快修改保护控制逻辑，将水位高低三值作用于紧急停炉控制；对于已水位保护用于紧急停炉控制、但目前没投入该保护的电厂，应立即对锅炉水位保护控制逻辑进行检查，在静态传动试验及动态传动试验合格的条件下，投入该保护控制系统；

 对于只取单点汽包水位信号作用于汽包水位保护控制系统的电厂，应利用机组停机的机会，加装汽包水位测量装置，使汽包水位保护控制系统中的水位测量信号，满足三取二的逻辑判断方式，并且实现当有一点退出运行时，自动转为二取一的逻辑判断方式，当有二点退出运行时，自动转为一取一的逻辑判断方式；

 加强检修与运行的管理，制定具有可操作性的锅炉水位保护定期试验制度，明确锅炉水位保护动态传动试验的要求、技术措施、事故预想、试验步骤及试验周期。关于汽轮机的安全运行

3.1 汽轮机安全运行的基本情况

汽轮发电机机组的安全运行是电力安全生产的一个重要方面。为了保证汽轮机的安全运行，早在1987年电力部决定：对于200MW以上的汽轮机，监测保护系统全部采用进口设备。东北电网，也相继把大机组的监测保护系统换成了进口设备。机组的安全状况大有改观。但100MW 以下机组的监测保护装置掺差不齐：有的改用了进口设备，有的选用了较好的国产智能仪表，有的仍沿用性能很差的老型仪表，甚至有的机组监测保护项目还残缺不全。这样，安全问题就很难有保障。

由于多数人对安全问题的高度重视，加之近年来对监测保护和自动化改造的大力投入，机组运行事故明显减少。前些年频发的弯轴事故几乎不见了。但是，由于设备技术性能不同、管理维护水平不同、有关人员素质不同，安全生产的情况也不尽相同。比如，设备障碍时有发生。

当然，大事故也不是没发生过。譬如某厂200MW 机组在启动时，两次因轴向位移越限使机组跳闸。现场指挥者下令解除保护强行冲转。结果造成13～15级叶片全部脱落。又如某厂200MW 机组跳闸后，发现汽机主轴在高速旋转（司机说，起码有两千转/分）但所有转速表却全指示“0”。在这种情况下，竟有人凭长官意志下令再冲转。于是，司机就紧盯着始终指“0”的转速表将汽机转上了天。结果，整台机组报废。教训太沉痛了，但愿这沉重的代价能给那些习惯于为所欲为的人换来两个字——觉醒！3.2 保障汽机安全运行靠什么

简单地说，保障汽机安全运行，一靠设备、二靠人。具体可分两方面：

a.主、辅设备和控制设备都要满足安全运行的需要。汽轮机及其附属设备的健康状况是安全运行的基础条件。若本身有问题，监测系统再准确、控制手段再灵活，也无法正常运转。所以，首先要保证主、辅设备的完好。有缺陷应及时处理，不要带病运行。有一套准确可靠的监测保护系统是汽机安全运行的重要外界条件。它能及时发现设备出现的故障并采取应急措施（报警、联动相应设备或停机）以保护主设备不受损坏或使事故不扩大。可见，监测保护仪表的好坏事关重大。在这方面作必要的投入是值得的。它是一笔无形资产，今天花几十万，将来可能避免上千万的损失。在这个问题上，不能有侥幸心理，一旦事故发生，那将追悔莫及。提高自动化水平也是保证机组安全经济运行的重要手段。随着科学技术的发展，应当不断提高机组的自动化水平。

b.在保障“安全生产”的诸多因素中，最关键的还是人。安全管理靠人，制定安全操作规程靠人，严格按安全操作规程办事仍然是靠人。如果人人都把安全置之度外，那么任何安全都无从谈起。比如：有准确可靠的监测保护装置，你可买来改善你的保护系统，也可能不买；已有的保护项目，你可能投，也可能不投；发现了停机报警信号，你可能慎重对待、认真处理，也可能不加理睬继续转；机组自动跳闸后，你可能认真查找原因，妥善处理，也可能犯经验主义错误，凭侥幸心理强行启动。总之，要搞好安全生产，首先要提高人的素质。其中，不仅包括业务素质，也包括思想素质。

3.3 几点建议

a.中、小型机组的监测保护系统比较薄弱，应加强改造力度。有条件的可采用进口设备，经济条件有限的也可以选用国产的智能仪表。无论选用哪家产品，都要掌握一个原则——技术先进、方便实用、准确可靠。

b.有些厂采用接点压力表实现真空保护和低油压保护很不可靠，应该用压力开关。

c.大机组所配套的监测仪表现已运行多年，时间长的有十三、四年，有些元件已经老化，个别组件已有不同数量的损坏，其安全系数已经有不同程度的下降。目前，已有换代产品推出。其准确性、可靠性都比原来有所提高。特别是它们都有通讯功能，十分方便、实用。尤其适合与DCS 系统配合使用。为了确保大机组安全、稳定运行，其监测保护装置的更新换代工作应着手陆续进行。

d.安全工作应加强管理，建立考核制度，奖功罚过。放任自流不好，只罚不奖也不好，有的厂有罚有奖功过分明、值得推广。

e.严格执行有关安全的规章制度。电力部早有电力安全操作规程颁布，最近，国家电力公司又下发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。各厂都有机、炉、电等专业相应的运行规程。其实，只要真正严格照章办事，就可以避免事故的发生。关键是：一般工作人员要一丝不苟，不马虎从事；领导干部高度负责，尊重事实，尊重科学，注意倾听专业人员的意见，按科学规律办事，不搞唯我独尊。这样，就可以防止事故的发生。

f.事实上，有些事故的发生，真的就是人的因素占主导地位。所以，抓安全一定要从人的工作抓起。

 电网专业

发电机励磁系统

对11.13项发电机励磁系统采取如下反事故措施: 随着发电机励磁系统的改造,在更换新型励磁调节器时,首先对低励限制、过励限制、过励保护、控制通道、电源、开关等功能和环节提出具体的技术要求。确保励磁调节器的功能齐全，并且调整准确方便。在每台新型励磁调节器投入运行前，对其性能做较全面的现场联机工业性试验，试验结果要符合国家标准和电厂运行要求。已投入使用的自动励磁调节器，在机组大修后，对其低励限制、过励限制再做校验，对自动通道有备板、备份，在出现问题时，及时更换，故障板返回制造厂修复。

 锅炉专业

为贯彻该要求的精神，结合发电厂结合自身机组的特点制定了一系列的具体措施，防止突发性事故的发生。防止火灾事故 1.1 制粉系统防火

1.1.1 严格执行锅炉制粉系统防爆的有关规定，及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉，清理煤粉时，应杜绝明火；

1.1.2 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的温度；

1.1.3 在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸；

1.1.4 在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。

1.2 防止输煤皮带着火

1.2.1 输煤皮带应定期轮换、实验；

1.2.2 及时清除输煤皮带上下的积煤和积粉，保证输煤系统无积煤和积粉；

1.2.3 煤垛发生自然现象时，应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带；

1.2.4 运行人员要按规定对运行和停用的输煤皮带进行全面巡视检查，当发现输煤皮带上有带火种的煤时，应立即停止上煤，并查明原因，及时消除，并切换输煤系统；

1.2.5 输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带不存煤；

1.2.6 燃用易自然煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

2.1 锅炉安全性检查

2.1.1 要求新建锅炉在安装阶段和投运1年后应进行安全性检查，发现不合理的设计、制造、安装缺陷及时予以更正，杜绝事故隐患；

2.1.2 对在役锅炉进行安全性检验，加强对锅炉承压部件的技术监督，准确掌握锅炉的安全状况，及时发现存在的问题，以便进行相应的维护、改造。2.2 防止超温和超压

2.2.1 严防锅炉在汽包低水位、过量使用减温水和超温超压条件下运行；

2.2.2 严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行；

2.2.3 参加电网调峰的锅炉应指定相应的技术措施，使其调峰性能与实际情况相适应；

2.2.4 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管；

2.2.5 机组检修中要防止作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞，引起短期超温爆管；

2.2.6 对由于长期超温，要弄清超温的原因，以便采取相应的对策。

2.2.7 锅炉大、小修或局部受热面临修后，必须根据规定进行承压部件的水压试验，以检查受热面、汽水管道及其阀门的严密性，锅炉超压水压试验和安全阀整定应制定专项安全技术措施；

2.2.8 运行人员要严格按安全技术措施的要求进行操作，以防止锅炉升压速度过快或压力、汽温失控 而造成锅炉超压超温，并严禁非试验热源进入试验现场。

2.3 防止锅炉四管泄漏

2.3.1 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷其他管段；

2.3.2 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理；防止锅炉尾部再次燃烧事故

3.1 运行中应按燃料的性质调整燃烧，组织好炉内燃烧工况，以防止未完全燃烧产物的形成；

3.2 在锅炉起动及低负荷运行中采用燃油或煤油混烧时，尤其应注意油的完全燃烧，应加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的监视； 3.3 应按规程规定进行吹灰，以减少可燃物沉积；防止锅炉炉膛爆炸事故

4.1 为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤其是在低负荷运行时更为重要；

4.2 为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督；

4.3 保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素；

4.4 锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料，严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃烧；

4.5 锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫；

4.6 加强燃烧调整和防止结渣，而且保持吹灰器正常运行；

4.7 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理；防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

5.1 消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死区和系统死角。

5.2 加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自然物，严防外来火源；

5.3 保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度，消除制粉系统及粉仓漏风，保持其严密性；

5.4 煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以防止事故扩大；

5.5 加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨碍其动作，防爆门动作方向应避免危及人身和电缆安全；

5.6 保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态，当制粉系统停用时，要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才能有效地防止制粉系统的爆炸； 5.7 经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。防止锅炉汽包满水和缺水事故

6.1 新建的锅炉汽包可配置具有独立测点的1～2套就地水位表和3套差压式水位表，在役锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿的 差压式水位表的信号；

6.2 水位表的安装应具有独立的取样孔，不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性；

6.3 水位表安装时，均以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置；

6.4 水位表汽水侧取样阀门安装时应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞；

6.5 就地水位表的零水位线应较汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作的压力；安装差压水位表取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1；

6.6 禁止在连通管中段取样作为水位表的汽水取样管，且汽水取样管、取样阀门和连通管军应保温

6.7 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。

6.8 锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校验；

6.9为保护锅炉的安全运行，应明确规定锅炉无水位保护严禁投入启动、运行。

 汽轮机专业

近期对部分电厂进行了年底互查，其中内容之一就是二十五项反措的执行情况，经过去年的宣贯，今年的两次检查，发现情况有很大改观，表现在：

1.1 部分供热机组原来冬天供暖期间不做超速试验，现在进行了超速试验；

1.2 部分供热机组的供热抽气管道安装了快速关闭阀门； 1.3 原来不做汽门严密性试验的机组，克服困难，创造条件，进行了汽门严密性试验；

1.4 很多电厂过去不测调速汽门、主汽门、抽汽逆止门的关闭时间，现在都进行了此项测试；

1.5 大多数电厂对润滑油压低的定值进行了重新整定。

 环保专业

防止重大环境污染事故 根据目前省公司所属部分电厂存在灰场泄露、二次扬尘、灰水没有全部回收的情况，采取了如下措施：

1.1 加强对灰场的管理，防止二次扬尘

建议电厂灰场蓄水运行，防止二次扬尘，灰场分格运行，灰格满后进行覆盖、绿化植被，如北票、阜新。

1.2 加强节水工作，减少污染污水外流。

将工业废水、中和池等废水集中处理后用于冲灰，将废水二次利用；用沉淀的灰水用于喷洒灰场，防止扬尘。

有条件的电厂进行灰水回收工程，如铁岭厂完成了灰水回收工程，减少灰水外排。

辽宁电厂整改1-7#机除尘器用水系统，努力降低冲灰用水。

沈阳电厂将除渣冷却水回收。

浓缩除灰，降低灰水比，从而减少灰水排放量，如辽宁、阜新电厂。

针对以上的环保情况，落实“二十五项反措”从环保监督的角度，提出如下的建议： 加强环保监督力度，修订《环境保护工作技术监督实施细则》，把“反措”要求具体化并可操作。2.1 要求电厂每月对灰坝及其排水设施进行检查，检查有记录，并详述检查结果及处理意见，检查人及领导要签字；检查的重点内容包括灰管的磨损和接头处、各支撑装置（含支点及管桥）的状况。

2.2 加强节水措施，工业废水集中处理后，用于冲灰，减少废水排放，逐渐建设灰水回水系统；加强灰场管理，灰场蓄水运行，防止二次扬尘，并分格排灰、覆土、植被。

2.3 新灰场设施投入前必须做灰管压力试验，研究院的专工要现场参加试验并做出评价结论。

2.4 要求电厂指定灰场、灰管路等灰排水系统的允许管理方法。要求每季度向公司领导或环保专工通报灰场、灰管路等灰排水系统的情况。

电厂要进行反事故预想和反事故操作，至少每年两次。

2.5 要求环保专工每次下基层都要到灰场实地考察，了解掌握灰场、灰管路等灰排水系统情况，同时，向当地居民了解情况，是否有跑、漏灰情况，和电厂共同商谈问题解决的方案，并将该情况纳入考核。

2.6 坚强环境保护意识的宣传，提高认识。

 金属专业 实际状况：

根据国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，其中和金属有关的章节为3、4、9、10，基本上都是金属监督和锅炉压力容器检验方面要求的内容。2000年各电厂根据金属监督规程和锅炉压力容器检验规程，制定了详细的检验计划，完成了预定的检验项目，全年完成指标如下：

1.1 金属受监主要部件检测率（计检37102件，实检36874件）90%。

1.2 金属受监主要部件钢号复核（5521件）率100%。

1.3 威胁安全的金属设备，部件缺陷消缺率99.87%。（应消884处，实消883处）。

1.4 全年应检发电锅炉22台，实检17台，检验率78%。1.5 全年应检压力容器398台，实检398台，检验率100%。针对山西永济、锦州，以及首钢事故的教训，在金属监督和锅炉压力容器检验方面有针对性地采取了如下措施：

2.1 及时沟通信息，把外省所发生的金属方面事故，第一时间通知到有关厂的有关部门。

2.2 推广金属监督软件以及锅炉压力容器检验软件，使金属监督和锅炉压力容器检验工作，更加有序化、系统化。

2.3 引进俄罗斯和美国的检验设备，加强炉外管道检验以及防止“四管”泄漏工作。

2.4 开展火电厂金属技术监督、考核评比工作以及锅炉压力容器检验报告评比工作。

2.5 开展创建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，但此工作进展缓慢。从总的情况来看，辽宁省网内的锅炉以及压力容器的安全状况还是可以的。去年以来没有发生重大的人身事故，通过金属监督和锅炉压力容器检验，使很多缺陷都消灭在萌芽中。但是，不发生事故不等于没问题，主要存在如下几个方面的问题。

3.1 老旧机组问题一直是影响省网安全的定时炸弹。尽管这几年加大了检验力度，发现的缺陷都进行了处理，但还有很多厂从领导上对老旧机组重视不够。因为老旧机组问题太多，不必要投入太多的人力、物力。如由于各种原因，系统内有5台锅炉末进行定期检验，很快就要退役。抚顺发电1台、辽宁电厂2台、阜新电厂1台、大连总厂1台。

3.2 检验设备和手段落后，仍停留在检验工作当中，如何转到寿命评估中来，适应电力体制改革需要，确实值得研究。

3.3 新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作进展缓慢。

3.4 30MW以上机组“四管”泄漏问题仍没有很好解决。措施： 4.1 加强辽宁省网金属监督的地位，使辽宁网的不同所有制电厂都应该照办。

4.2 加强新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，希望电厂能够积极配合。

4.3 对老旧机组进一步加大检验力度，确保不发生大事故。

4.4 积极引进新技术、新设备，使寿命评估技术和状态检验真正用到辽宁省电网。

辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定

1.总则

1.1 为加强电网的抗污闪能力，降低输变电设备的污闪跳闸率，满足输变电设备和新建及扩（改）建输变电工程对绝缘子质量的要求，保障电力系统安全运行，特制定本规定。

1.2 本规定适用于10-500KV复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子。

1.3 设计、基建、施工及运行单位必须严格执行本规定。

1.4 省电科院高压所负责入网及运行中绝缘子的抽样检测工作。

2.入网绝缘子抽样检测

2.1 凡进入辽宁电网的绝缘子，必须进行抽样试验。抽样试验按JB3384-83《高压绝缘子抽样方案》及JB5892-91《高压线路用有机复合绝缘子技术条件》进行。

2.2 复合绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验，所有的抽样试验项目均采用计件二次抽样方案。

2.3 瓷及玻璃绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验。盘形悬式绝缘子机电（或机械）破坏负荷试验采用计量二次方案，其余试验项目均采用计件二次抽样方案；支柱绝缘子机械破坏试验项目的检查试品数大于或等于3，则该项目检查按计量二次检查程序进行，其余试验项目按计件二次检查程序进行。

2.4 复合绝缘子抽样试验项目

2.4.1 尺寸及爬电距离检查

2.4.2 锌层检查

2.4.3 锁紧销操作试验

2.4.4 额定机械负荷耐受试验

2.4.5 陡波冲击试验

2.5 瓷及玻璃盘形悬式绝缘子抽样试验项目

2.5.1 尺寸及爬电距离检查

2.5.2 锁紧销操作试验

2.5.3 温度循环试验

2.5.4 1h机电负荷试验

2.5.5 机电（或机械）破坏负荷试验

2.5.6 工频击穿电压试验

2.5.7 孔隙性试验（仅对瓷绝缘子）

2.5.8 热震试验（仅对玻璃绝缘子）

2.5.9 锌层试验

2.6 高压支柱瓷绝缘子抽样试验项目

2.6.1 爬电距离检查

2.6.2 温度循环试验 2.6.3 弯曲破坏试验

2.6.4 扭转破坏试验

2.6.5 工频击穿试验

2.6.6 孔隙性试验

2.6.7 锌层试验

2.7 判断准则

2.7.1 复合绝缘子

第一次试验时，如某项试验仅有一只绝缘子不符抽样试验项目要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子对不合格的项次重复试验（锌层试验除外），如果在第一次试验中，一项或一项以上有二只或二只以上的试验不合格时，或重复试验再出现一只或一只以上不合格时，则该批绝缘子不合格，若仅尺寸及爬电距离检查不合格时，则允许逐只精选。

2.7.2 盘形悬式绝缘子

第一次试验时，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子进行重复试验，如果在第一次试验时，有二只或二只以上的试品不合格时，或在重复试验时仍有一只试品不符合规定的任何一项要求，则该批绝缘子不合格，2.7.3 高压支柱绝缘子

抽样试验中，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取其样本容量两倍数量的绝缘子进行重复试验，重复试验时如仍有任何不合格，则认为该批不合格。第一次抽样试验中，如有二个或二个以上试品不符合规定的任何一项要求，则认为该批不合格，若仅爬电距离检查不合格时，则可以精选。

2.8 其他项目的抽样检测

2.8.1 上述抽样试验项目是复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子有关标准中规定项目，除此而外，根据用户与生产厂家要求，还可以进行一些其他项目的试验，如人工污秽试验，水煮后的正、负极性各25次的陡波电压冲击，工频耐压试验，86%额定机械1h耐受试验等。

2.8.2 上述抽样试验判断准则为简要说明，具体可按绝缘子相关标准进行。

3.运行中的绝缘子抽样检测，3.1主要是复合绝缘子，瓷及玻璃绝缘子在运行中发生问题，也可进行有关电气和机械性能试验。

3.2 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目，主要依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中所规定的，其他项目使用单位可与检测单位协商进行。

3.3 运行中的复合绝缘子的抽样检测周期暂定为3-5年，不同厂家的试品数量不应少于3只。

3.4 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目

3.4.1 外观检查

3.4.2 憎水性检查

3.4.3 自然污秽状态下的雾耐受电压试验

3.4.4 陡波冲击试验

3.4.5 额定机械负荷1min耐受试验

3.5 判断准则

3.5.1 依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中对相关试验项目的要求。

3.5.2 试验时，任何绝缘子由其中任一项不能通过，应按JB5892抽样方法加倍抽取后重复相关内容试验，并计算绝缘子的年平均劣化率，当运行不能接受时，应及时处理，仅外观不合格时，则需对其进行复检。

第三篇：二十五项反措试题

二十五项反措试题（电气）

一、填空题

1．新投产的汽轮发电机应在运行一年左右（质保期内）结合计划检修检查定子槽楔松动情况和定子端部线圈的磨损、紧固情况。

2．水内冷系统中管道、阀门的密封圈应采用四氟乙烯垫圈。

3．反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。4．大修时，对水内冷定子、转子线棒应流量试验。

5．水内冷发电机水质应严格控制规定范围。为减缓铜管腐蚀，贫氧型内冷水系统应控制pH值在8.0～9.0之间。

6．定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警。

7．任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即减负荷，确认测温元件无误后，应立即停机处理。

8．当内冷水箱内的含氢量达到2%时应报警。

9．全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃,应立即停机处理。10．我公司发电机定子绕组单相接地故障电流允许值1A。

11．主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于 1 m，与热力管道交叉时，控制电缆不小于0.25m，动力电缆不小于0.5m，当不能满足要求时，应采取防火措施。

12．对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。13．扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。

14．电缆沟应保待清洁，不积粉尘，不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。

15．在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许范围内，并经批准后才能进行明火作业。

16．断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。

17．成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。

18．检查定子端部线圈磨损、紧固情况。200MW及以上的汽轮发电机在新安装和大修时应做定子绕组端部振

型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格进行综合评定，对已经出现大范围松

动、磨损情况的发电机，应进行端部结构改造。有条件时加装在线振动检测系统。

19．氢冷发电机应配置漏氢监测装置，监测定子绕组内冷水箱、定子出线箱（封闭母线）、密封油系统等处的氢气含量。以便及早发现定子内冷水系统泄漏和防止发生氢爆。有条件的应加装绝缘过热报警和定子绕组绝缘局部放电监测装置。

20．为防止发电机定子内冷水系统漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。

21．已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-

4T（特斯拉），其他部件小于10×10-4

T。

22．为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢

装置，并在适当地点设置排气孔。还应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量超过1%时，应停机找漏。

23．为实现定子铁芯故障的早期诊断及预防，应以检查为主，辅以测试手段相结合的综合方法进行监控。检修时若发现铁芯存在较轻微的松弛现象，有条件时采取措施进行处理。

24．对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行专门的进相运行试验，按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。进相运行的发电机励磁调节器应运行于自动方式，低励限制器必须投入，并根据进相试验结果进行整定，同时低励限制定值应考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，应在发电机失磁保护之前动作。应结合机组检修定期检查限制动作定值。

25．励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。

26．励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。

27．发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。接入保护柜或机组故障录波器的转子正、负极电缆不能与其它信号共用电缆。

28．对于220 kV及以上主变压器及新建100 MW及以上容量的发电机变压器组应按双重化配置(非电气量保护除外)保护。

29．直接接入220 kV及以上电压等级的发电机，两套相互独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段；断路器的两组跳闸电源应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段。升压站内断路器控制电源及保护、监控系统的电源，应取自升压站配置的独立蓄电池组。

30． 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续，在进行相关试验并书面报告有关部门审批后，方可进行。严禁随意更改励磁系统参数设置。

31．潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。

32．变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，经总工程师批准，并限期恢复。

33．110kV及以上的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电机会进行此项试验。

34．开关柜的五防功能应可靠、简单。严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快完成完善化改造。

35．开关设备应按规定的检修周期、实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对辅助开关、操动机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸。对于液压机构的断路器，每年应进行液压机构的保压、防慢分、压力闭锁试验，并采取可靠的措施防止液压管路锈蚀、震动，预防液压机构的频繁打压、漏油和慢分。

36． 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机构卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与

运行的可靠性。

37．防止高压开关类设备载流导体过热。每年至少应进行两次在最大负载电流下的红外诊断。38．在绝缘子金属法兰与瓷件胶装部位应涂以性能良好的防水密封胶。39．220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠控制电源。

40．应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行认真检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更

换零件并采取预防措施。

41．对于运行10年及以上的发电厂或变电所可根据电气设备的重要性和设施的安全性选择5-8个点沿接

地线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖范围。

42．发电厂、变电所配电装置构架上的避雷针（含悬挂避雷线的构架)的集中接地装置应与主地网连接，由接地点至变压器接地点沿接地极的长度不应小于15m。

43．运行设备外绝缘的爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予以调整，受条件限制不能调整爬距的应有主管防污闪领导签署的明确的防污闪措施。

44．要加强零值瓷瓶检测工作，并及时更换零值瓷瓶，110～750kV绝缘子零值测试工作要求1-5年一次。45．领导干部应重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。管理人员和各岗位工人等人员也必须认真履行各自的安全职责，做到“三不伤害”。46．升压站要有双路供电的直流电源，升压站直流电源应单独设置，严禁将升压站的直流系统和其他（主机、辅机）直流系统共用。要加强蓄电池和直流系统(含逆变电源)及柴油发电机组的维护，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。

47．升压站必须设置专门的检修电源，严禁把端子箱内的电源作为检修电源使用。端子箱、保护屏柜内的交、直流端子宜分开布置，且设置明显的颜色和文字标记。

48．加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。

49．开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。

50．厂房内重要辅机(如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等)电动机事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。

二、简答题

1、为防止发电机内遗留金属异物有哪些要求？（15分）

开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源；在主断路器无法三相全合闸时，断开三相查明原因后方可合闸。

1）

建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。

2）大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

2、防止发电机非全相运行对保护有何要求？（15分）

防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护应及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法三相全断

第四篇：二十五项反措重点措施实施细则

江苏省电力公司 反事故斗争二十五条重点措施实施细则

（一）认真贯彻《国家电网公司关于加强安全生产工作的决定》，建立健全安全生产保证体系和监督体系，落实省公司《安全生产职责规范》，和《安全生产奖惩规定》，完善责任追究制度。

1、领导层要做到：熟悉安全生产规程规定和制度要求，结合实际进行安全生产工作的布置和落实；亲自研究并解决安全生产中遇到的重大、全局性问题，并从人力、物力、财力上予以保证；组织制定本单位的重特大事故预防与应急处理预案，深入基层进行安全检查和指导，随时掌握职工队伍的思想动态。

2、管理层要做到：掌握安全生产规程规定，贯彻落实上级有关安全监督与管理的各项要求和规定；制订、完善有关规程制度，并组织落实；组织开展安全性评价、危险点分析与预控、设备运行分析等工作，对事故隐患清楚，并采取应对措施；组织落实安全生产检查及整改工作，落实各项反事故措施。

3、执行层要做到：熟知自己的安全职责，清楚工作任务和分工；清楚本职工作的安全技术措施和工作标准，具备工作所要求的安全生产技能；熟知工作中的危险点并采取防范措施，保证作业安全和工作质量。

4、公司系统各单位对国家和国家电网公司、华东电网有限公司、省电力公司颁发的有关安全生产法规、标准、规定、规程、制度、反事故措施等必须严格贯彻执行。

5、上级颁发新的规程和反事故技术措施、设备系统变动时，各单位应及时对现场规程进行补充或对有关条文进行修订，书面通知有关人员。在制定实施细则或补充规定时，不得与

（二）强化生产现场和作业人员的安全管理。

1、严格执行省公司上级规定相抵触，不得低于上级规定的标准。《关于安全生产中违章记分，试岗、离岗、1

内部待岗的规定》，各生产单位每年组织一次安全规程的考试，要求参考率百分之百、考试合格率百分之百，不合格者允许补考一次，补考不合格者，停岗脱产学习一个月再行补考，仍不合格者作下岗处理。

2、公司坚持每两年进行一次对所属单位党、政、工领导和有关部门负责人进行安全规程、规定的考试，考试成绩在公司系统通报。

3、开展标准化作业，加强“两票”的考核，要求票面规范，操作正确。重要操作安监、生技部门到场监督指导，切实做到“安规”要求百分之百执行，操作正确率百分之百实现，“三不伤害”（不伤害自己、不伤害他人、不被他人所伤害）措施百分之百落实，标准化作业百分之百到位。

（三）建立安全监督与管理体系，强化规章制度的执行力，创新激励约束机制。

1、深入开展以“零违章”为目标的安全管理，防范人身事故和人员责任事故，确保公司安全生产的稳定局面。加大对“安全生产奖惩规定”以及“关于电力生产违章记分、试岗、离岗、内部待岗的管理规定”的执行力度，以“三铁”（铁的制度、铁的面孔、铁的处理）反“三违”（违章指挥、违章作业、违反劳动纪律），遏制违章，杜绝人员责任事故。对有人员责任的事故、障碍、未遂隐患进行重点分析解剖，狠抓“四不放过”，严肃责任追究，严格人员处理。

2、按照《江苏省电力公司作业现场安全督察大纲》要求，加大现场监督检查力度。充分调动安全监督体系的力量，进一步加大安全督察的力度和频度。建立公司系统三级安全督察队伍，形成三级安全督察队组织体系，满足作业现场安全督察的实际需要。

（四）加强电网规划管理，科学规划电网结构和布局，整体考虑电网的安全性，从源头上保证电网安全运行。

1、规划建设结构坚强的主干电网，科学规划电网结构和布局，整体考虑电网的安全性，从源头上保证电网安全运行。通过采取合理的分层分区、加强受端系统建设、电源分散接入、加强互联规模等措施，并辅之适当的安全自动装置，从电网结构上杜绝电网稳定破坏、2 电网瓦解、大面积停电等的发生，并力争做到电网运行灵活、经济合理。对于现有的电磁环网，要在高电压等级电网进一步完善的基础上，适时实施分层分区，简化电网结构。

2、采用先进技术标准和规范，选择技术先进、可靠性高的设备规划建设电网，从根本上改善电网的安全状况。严格遵循《电力系统技术导则》、《电网规划管理若干规定》、《电力系统安全稳定导则》、《城市电力网规划设计导则》等标准规范的要求，电网规划建设中大力推广标准化典型设计，提高设备水平。积极采用运行可靠、技术先进、自动化程度高、占地少、维护少的设备和装置，积极应用实时智能辅助决策系统、实时控制策略制定、实时保护定值整定等技术，保障电网的安全运行。

3、加大更新老旧设备的力度，重点解决电力设备陈旧，输送通道“瓶颈”、电磁环网、短路容量过大等电网存在的问题。对电网薄弱环节进行分析，制定限制电网短路电流措施（调整电网结构、采用高阻抗变压器、改进运行方式等），并对电网供电可靠性进行专题研究，落实改善电网结构的措施。

4、做好一、二次系统协调规划，提高电网稳定运行水平。以一次系统规划为基础，结合江苏电网二次系统的特点规划好二次系统，通过“数字调度”、“数字电力”的建设，不断提高电网智能化、信息化程度；根据负荷增长和电源建设情况，设计并配置合理规模的高频切机、低频减负荷及低压减负荷装置，提升电网的稳定运行水平。

（五）严格执行《电力系统安全稳定导则》，强化电网调度运行的安全管理和技术管理。

1、严格按照华东网公司要求安排足够的旋转备用和事故备用，做好有功和无功平衡，确保电能质量。一是加强电源侧管理，合理安排运行方式，严格按照检修计划来安排机组检修，确保全网发用受平衡。二是加强负荷需求侧管理，不断完善负荷预测软件，做好气象信息应用与负荷预测的实用化工作，以提高负荷预测准确度，并做好“错峰用电”的需求侧管理工作。三是加强电压的监视和分析，每日分析电压监测和主要断面无功情况，发现问题及时采取措施。3

2、合理安排电网基建、检修计划，积极协调落实好有关停电计划及启动方案。加强设备的日常运行维护，结合电网运行情况做好电网主要设备的计划检修、消缺等工作。

3、督促各统调电厂加强运行设备的监视和维护，贯彻执行《江苏电网应对发电企业缺煤停机、确保电力有效供应的事故应急预案》，掌握每日燃料存量，建立燃料供应预警机制，确保电网的安全稳定运行和电力的有效供给。

（六）认真分析电网主网和中心城市等重点地区电网存在的问题，全面评估枢纽变电站全停、重要输电线路跳闸可能造成的安全影响。

1、针对江苏电网方式变化情况，保证每年夏季用电高峰前完成重要厂站和设备事故处理预案的修订工作。在电网发生重大方式变化（主要设备检修或大机组停运等）时，各级调度部门应及时编制详尽的事故处理预案。

2、每年夏季用电高峰前，针对当年夏季运行方式，组织开展江苏电网联合反事故演习，提高调度运行人员应对电网突发事件的处理能力。

3、结合江苏电网实际情况，定期开展“黑启动”电源点试验，滚动修改江苏电网“黑启动”方案，确保电网应急状态下“黑启动”有效。

4、每年4月30日前，各供电公司、各发电企业应根据本地区、本单位电网的变化情况，编制本地区电网事故处理预案和全厂停电时的事故处理预案。当电网结线方式发生变化后，各地区应滚动修订相关预案，并报省调备案。

（七）加强继电保护和安全稳定自动装置的运行管理。

1、坚持全过程管理的原则，从整定管理、日常运行及消缺管理、反措管理等各方面入手，全面、全员、全方位、全过程地开展反事故斗争。

2、结合每年《华东电网江苏部分系统继电保护运行整定规程》 4 的编制，认真复查验算继电保护整定方案。在编制江苏电网基建及技改工程继电保护整定方案和下达整定定值单的过程中，对相关主保护和后备保护的定值进行仔细核算，确保定值的正确性。

3、定期开展继电保护专业安全检查，在每年夏季高峰到来前开展继电保护“五查”工作(查二次回路、查检验管理、查运行规定、查保护整定、查软件版本)，加强继电保护运行管理和设备维护，确保继电保护装置的实际定值与定值单内容相一致，发现问题及时采取有效措施，努力杜绝继电保护及安全自动装置的误、拒动和人员“三误”事故的发生。

4、加强继电保护及安全自动装置的定校管理，严格执行继电保护定校制度，按照《江苏电网微机继电保护装置现场投运试验规程》的要求，在规定的定校周期内，进行继电保护及安全自动装置的各项定校试验，杜绝缺、漏项情况发生，杜绝继电保护及安全自动装置定校超周期情况的发生。

5、对各类继电保护异常及缺陷，全网各级继电保护专业人员要遵循“发现问题要及时、分析问题要到位、处理问题要彻底”的原则，在事故发生后，第一时间赶赴现场，获取第一手资料，进行事故分析及处理，并在此基础上，通过举一反三，形成进一步的措施或建议，避免类似情况重复发生。

6、根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》和继电保护“五查”的具体要求和电网实际情况,按季度编制并执行反措计划。

7、加强基建、技改、扩建工程的继电保护专业安全管理。在二次回路上要严格分清运行设备和基建设备的界面，现场要制订严格的安全措施，严格分清基建调试人员和现场运行值班人员在二次工作中的工作分界面和安全职责，杜绝基建施工、调试过程中因继电保护方面安全措施不到位而造成运行中的继电保护装置不正确动作。重点做好继电保护交、直流回路间的隔离措施，要求相关端子牌不能紧邻布置，防止由于端子松动而造成的交、直流回路及电源的相互影响。加强对已投运的断路器失灵保护的管理，确保断路器失灵保护回路的正 5

确性，严防由于寄生回路而导致的断路器失灵保护不正确动作。

（八）强化低频率（低电压）减载管理。

1、按照华东网调下达的低频率减载切除容量规定和我省低频率（低电压）减载整定方案，要求全省新增的低频率（低电压）减载装置每年6月底前全部实施完毕并投入运行。

2、每年6月15日对全省电网低频率（低电压）减载装置的运行情况进行一次实测，了解装置投运情况和切负荷容量是否满足要求。

3、加强对全省电网低频率（低电压）减载装置实时运行情况的监控，在省调EMS画面上实时监测全省按频率、按电压减负荷装置的实际可切负荷容量。

4、定期开展对各地区供电公司按频率、按电压减负荷装置的整定轮次、投切负荷、装置校验情况等的抽查。

（九）加强调度自动化系统和变电站计算机监控系统运行管理。

1、认真贯彻落实《电网调度自动化系统运行管理规程》、《江苏电网调度自动化系统运行、维护管理办法》、《江苏电网220kV变电站计算机监控系统运行管理办法》、《调度中心计算机病毒防治管理制度》、《自动化厂站设备检修申请单运行管理规定》、《自动化运行值班制度》等规章制度。

2、保证自动化系统稳定运行，重要设备做到冗余配置。监视控制与数据采集系统（SCADA）/能量管理系统（EMS）主站端的数据库服务器、数据采集前置机及主要应用服务器采用双机冗余配置，互为热备用，各主要服务器的磁盘剩余空间不低于总容量的40％；正常工作时各主要服务器CPU平均负载低于30%，网络平均负载低于30%。对于调度数据网络中的关键设备如核心路由器、主要交换设备、关键业务防火墙等应采用双机或双引擎双电源配置。

3、做好主站、厂站的设备的运行情况例行检查，充分利用自动化运行检测系统，完善自动化系统运行检测手段，发现异常，及时处理，保证自动化信息的准确、可靠。6

4、各级调度要根据《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定,动态调整各自《地区电力二次系统安全防护总体方案》,按照“安全分区、横向隔离、纵向防护、主动检测”的原则采取安全防护措施和网络安全隔离措施。

5、严格按照各项通信运行规程、制度要求做好通信设备运行维护和检查工作，加强通信站运行值班工作，严格执行无人值班通信站定期巡检制定，不定期的进行值班纪律检查，杜绝值班人员离岗、脱岗现象的发生。

6、对光缆线路进行定期巡检，及时发现并排除电腐蚀、悬挂脱坠等异常情况，确保重要光缆线路不发生中断事故。

7、严格按照省公司有关电源和蓄电池维护管理规定，定期做好每半年一次的电源系统检查和蓄电池充放电试验，杜绝通信站失电事故的发生。

（十）加强对并网发电厂的安全监督。

1、并网发电企业的涉网设备纳入电网统一安全管理，并网机组正式投入商业运行前必须经过并网安全性评价，达到并网必备技术条件和评分标准要求。新建发电机组应严格按照并网调度协议的要求，在机组商业运行前，完成励磁系统实测建模试验、发电机进相运行试验及PSS实测建模工作。

2、根据电网运行情况和设备运行突出问题对发电企业涉网设备提出与电网安全稳定运行相关的重点反事故技术措施要求，并督促发电企业及时执行。督促发电企业制定防止全厂停电、设备重大事故的安全措施和技术措施。

3、对并网电厂中直接涉及电网运行安全的继电保护（含发电机静子过电压、静子过励磁、静子低电压、发电机低频率、高频率、发电机失步、失磁保护等）、通信、自动化及安全自动装置、无功调节以及发电励磁系统、一次调频功能、AGC功能、PSS装置的使用，失磁、频率与振荡保护及电厂升压站电气设备等，依照电网公司的专业技术规范和标准纳入电网统一技术监督管理。7

4、定期对并网发电厂安全管理、运行管理、检修管理、技术管理、技术监督管理等运行情况进行考核。对发电厂保证电网安全稳定运行和提高电网电能质量的作用大小进行奖励，对电网调峰、调频和无功电压调节做出贡献的给予奖励。

（十一）建立健全突发事件应急处理机制。

1、严格执行《江苏省电力公司突发事件应急预案》，结合本单位电网安全运行和可靠供电存在的问题，针对汛情、台风、泥石流、微气候、雷暴雨等引发的电网事故，不断修订完善各类电网事故处理预案，健全电网事故防范体系，进一步完善各个层面的突发事件应急处理预案。

2、组织开展电网联合反事故演习和有针对性的单项演习，提高各级、各类人员应对突发事件的能力，必要时请当地政府组织开展由相关部门和单位参与的电力重大突发事件应急处置演习，提高社会应对电力突发事件的能力，最大限度地减少停电造成的损失和影响。

3、对公司系统发生电力生产重特大事故、电力设施大范围破坏、严重自然灾害、电力供应危机、对社会造成严重影响的供电中断、重大群体性不稳定事件等各类突发事件，要加强事件信息报告与新闻发布的规范化、制度化管理，及时准确地发布相关信息，澄清事实，解释疑惑，引导舆论，维护稳定，确保各项应急响应决策措施的有序实施，努力将突发事件造成的影响和损失降到最低。

（十二）加强变电站直流电源系统和接地网的运行维护和检查，防止变电站全站停电事故。

1、枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，220kV及以上变电站应满足两组蓄电池、两台高频开关电源或三台相控充电装置的配置要求；110kV变电站应满足一组蓄电池、一台高频开关电源或两台相控充电装置的配制要求；直流母线应采用分段运行方式，每段母线分别由独立的蓄电池组供电。

2、定期对直流系统进行巡视检查，检查直流母线电压和绝缘水平符合要求，远传信号正常。严格按规程规定管理蓄电池充电、浮充 8 电装置，定期进行放电试验，直流保险（熔断器）应按有关规定分级配置，必须采用质量合格的产品，杜绝因直流电源系统故障导致事故扩大。

3、对于220kV及以上重要变电站，当站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀时，采用铜质材料的接地网。

4、加强接地网维护，按规定对接地网定期校验、测试、开挖检查，对热稳定容量不够、焊接质量不合格或锈蚀严重等不符合标准要求的接地网及时改造，杜绝发生因接地网不合格导致的事故。

（十三）加大对无功补偿设备的管理力度。

1、按照《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》，加强地区无功平衡分析，合理配置无功补偿容量，保证补偿地点合适，补偿容量到位。

2、加强电容器本体的运行巡视，外熔断器安装角度是否恰当、弹簧是否锈蚀、指示牌是否正确，检查发现渗漏、鼓肚等电容器应立即停运、处理。定期进行电容器组单台电容器电容量的测量，发现电容量增大、电容器故障，立即退出运行，避免带病运行而发展成扩大性故障。

3、加强电抗器的电抗率的计算和校核。根据系统谐波测试情况计算配置电抗器，避免同谐波发生谐振或谐波过度放大。合理下达电容器组保护定值，避免电容器组保护定值错误而引发事故。

4、电容器组保护动作后，应对电容器组进行检测，确认无故障后方可再投运，避免带伤电容器再投运而引起爆炸起火。在接触停运的电容器线路端子（含中性点）前，必须进行放电处理，避免残余电荷造成的电击事故发生。

（十四）建立健全电力设施保护工作制度，形成群防群治机制。

1、推行属地化管理，落实责任制，建立输电线路通道管理和线路保护“第一责任人”制度，做到严防死守，确保通道的有效保护。

2、完善自保机制，采取有效的技术的措施，做好鱼塘附近等重点地域高压线路的安全警示标志，切实履行企业社会责任，争取法律 9

主动权，增强设备自身防护能力。

3、健全和完善与行政执法主体的工作协调机制，积极配合政府部门严厉打击抢劫、偷盗电力设施违法犯罪活动，坚决制止盗窃配变、导线的违法行为，遏制涉电犯罪势头。

4、要加强重要输电线路通道走廊的巡视检查，密切关注线路周围施工情况，加大对吊车碰线等外力破坏事件和线下建房、植树、线下建广告牌等违法侵占线路通道的处理力度，确保这些重要输电通道安全畅通。

5、紧紧依靠地方政府，会同省经贸委、公安厅积极开展“电力设施保护宣传月”和“电力设施保护区专项整治”活动，将过失破坏电力设施事件降到最低限度。

（十五）加强对用电安全的监督检查和需求侧管理，督促和引导重要客户建立和完善备用保安电源，督促客户用电安全措施的落实和隐患的整改，防止发生因客户设备原因波及电网的事故。

1、进一步梳理完善客户变电所安全管理规定、设备选型原则和运行管理策略。加强《35kV及以下客户端变电所建设标准》（DGJ32/J14-2005）、《居住区供配电设施建设标准》（DGJ32/J11-2005）标准的执行，并组织专项检查。

2、严格按照巡视周期，加强客户端安全检查工作。重点做好供电点核对，与客户的设备运行维护（产权）分界点核对、受电装置电源侧接地刀闸检查、多路电源及自备电源联络闭锁装置检查、典型倒闸操作票与电工持证上岗情况的检查。

3、加强客户电气设备的绝缘监督。认真做好客户预防性试验跟踪管理，对严重威胁电网安全运行的情况，如电气运行设备老化、值班电工配备、预防性试验超期的情况，在清理统计的基础上积极取得政府安全生产监管部门支持，督促客户及时整改缺陷。

4、认真开展专项检查。按照季节特点，组织客户春、秋季及迎峰度夏检查。“五一”、“十一”、“春节”等国定假日前夕组织对医院、大型活动中心等人口密集场所的安全检查。10

5、认真执行《江苏省电力公司客户自备应急电源管理办法》，实施客户自备应急电源调查计划，督促和引导重点客户、重点单位和公共场所尽快建立和完善备用保安电源。重点做好两方面的工作，一是加快对用户自备应急电源配备的调查摸底，掌握重要客户分类情况及应急电源配置情况；二是在调查摸底地基础上，开展现场检查，全面掌握用户自备应急电源的配备情况、健康状况和管理水平，对存在重大安全隐患，威胁电网安全运行或者难以起到应急作用的自备应急电源限期整改，并与重要客户《签署供电安全协议书》，明确供用电双方安全用电的责任和义务。

6、建立重要用户停电事故应急预案（包括组织机构、应急启动程序、公共关系危机处理流程及预案的培训与演练），对重要用户（党政机关、新闻媒体、重要会议场所区域）停电事故。

7、加强停限电通知管理，通过多种渠道、多种方式通知客户各类停限电信息。因电网发生故障或者电力供需紧张等原因需要停电、限电的，应按照批准的有序用电方案执行，并及时与客户联系。（十六）加强变电站设备管理，重点防止大型变压器及互感器损坏事故，加强断路器运行检修维护和防误装置的维护管理。

1、加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理，220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，对于监造的关键控制点应严格把关。110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。

2、采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料。稳定绕组如采用三相引出的接线方式，引出线应加装绝缘护层。

3、严格按照国网公司开关检修规范的要求，把开关的机械特性作为开关检修的重要内容，同时，在开关状态检修导则中，把开关分、合闸时间和防误装置的完好作为重要的状态信息量。

4、加强防误装置的维护管理，确保各类锁具百分之百灵活可靠。11

加强设备本体保护的维护管理，定期开展预试和传动。（十七）针对电网供电高温大负荷等季节性特点，对重要设备、长期重负载设备以及老旧设备，加强运行监视。

1、加强红外检测，枢纽变电站每半个月对一次设备和二次设备巡测一次。选择在负荷高峰时对重载线路组织线路夜巡，对线路的耐张跳线联板等重点部位进行一次红外测温。

2、认真执行现场运行规程等有关规定，按照《主变过负荷处理预案》和《主变冷却系统故障处理预案》及时处理主变过负荷运行情况。当主变出现事故过负荷运行后，应立即专门安排对主变各有关部位进行红外测温，并增加变压器油色谱分析。

3、把开关的过载情况作为重要的动态信息量进行管理，并与开关的红外测温工作有机地结合起来，制定具体的开关状态检修实施细则。(十八)切实做好防雷、防汛、防火、防台风、防冰害、防地质灾害等工作，提高电网抗御自然灾害能力。

1、加强防汛工作的领导，公司系统各级成立防汛工作领导小组，认真落实责任制，做好防汛抢险应急预案制订和实施，落实汛期值班制度，组织好抢险队伍，做到“思想、组织、措施、物资”四个落实和“人员、措施、工作”三个到位。

2、认真开展输变电线路设施的研究、施工和生产运行研究，如线路设计风速的选定、变电所的选址、变电所防洪标准，对重要变电所及塔基的度汛情况进行检查，对处于洪道口、河道边、滑坡体及其杆塔采取移塔、加固、打桩等工程措施进行修复和加固。

3、电网在设计、施工时充分考虑防雷、防汛、防火、防台风、防冰害、防地质灾害等工作，留有足够裕度，严格执行《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》（GB/T16434），新建和扩建输变电设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化因素。

4、加强绝缘子全过程管理，全面规范选型、招标、监造、验收 及安装等环节，确保使用设计合理、质量合格的绝缘子。

5、及时修订污区分布图，定期开展盐密测量、污源调查和运行巡视工作。在一次设备的状态检修导则中，将有关环境污染的信息作为重要的状态信息量，同时对高构架长线段的引下线、母线的弧垂监视也作为重要的动态信息量进行管理。（十九）加强公司系统发电企业的安全监督和管理。

1、严格按照规程进行锅炉水压试验和安全阀整定。锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压、超温现象。严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行。

2、加强煤质管理和燃烧调整、锅炉点火及停炉运行操作监督，防止燃料进入停运炉膛；保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行；锅炉灭火，应立即切断全部燃料，严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃烧；锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫；保持吹灰器正常运行防止炉膛沾污结渣，受热面或炉底等部位严重结渣时应立即停炉处理；加强灭火保护装置的维护与管理，严禁锅炉退出保护运行。

3、严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动：大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振东保护等表计显示正确，并正常投入。

4、各种汽轮机超速保护应正常投入运行，超速保护不能可靠动作、重要运行监视仪表不正确或失效时，禁止机组启动和运行；运行中的机组在无有效监视手段的情况下，必须停止运行；汽轮机油质不合格情况下，严禁机组启动。

5、汽轮机辅助油泵及其自启动装置应按运行规程要求定期进行试验，机组启动前辅助油泵必须处于联动状态，机组正常停机前应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。

6、严格执行运行、检修操作规程，防止定子绕组短部松动引起相间短路。

7、切实加强灰场管理，落实责任制，健全巡视检查、观测记录、13 请示报告制度。加强对排水系统、坝体浸润线、坝下渗流溢出点的巡视、检查、监测工作，发现异常立即上报，及时采取措施，严防灰场跨坝造成灾害。（二十）建立完善的基建安全保证体系。

1、落实建设工程项目法人的安全责任，建立健全安全健康与环境管理责任制，建立和完善工作例会、安全检查、事故统计报告、考核奖惩、安全保证金制度，组织制定重大事故预案和应急处理预案。

2、各施工企业要切实贯彻“管生产必须管安全”和“谁主管、谁负责”的原则，实行以各级行政正职为安全第一责任人的各级安全施工责任制，建立健全安全保证体系和监督体系，逐层签订安全责任书。工程项目要明确基建安全目标并贯彻落实，做到在计划、布置、检查、考核、总结施工工作的同时，计划、布置、检查、考核、总结安全工作。

3、《安全生产工作规定》要求的工程建设项目必须在开工之前及时成立工程建设项目安全委员会，安全委员会定期每季度召开工作例会，贯彻上级安全健康工作指示，决定工程建设项目中安全文明施工中的重大事项。工程建设项目要按照要求设立安全监督机构和专职安全员，施工单位按照规定配备合格的专（兼）职 安全员，定期组织安全检查和安全专项治理，不定期组织对施工现场安全检查，查处违章，消除事故隐患。（二十一）切实加强现场安全监督与大型施工机械管理，按资质承揽工程，杜绝超能力施工。

1、工程建设项目实行招投标制度，严格审核施工承包单位的资质等级，施工业绩和安全资质证书，杜绝施工企业超资质承揽工程，超能力施工。

2、加强工程分包和劳务用工管理。严格审查分包队伍的资质等级和安全资格证书，临时用工人员进入作业现场前，须经过必要的安全教育、培训。加强机械设备操作人员的安全操作培训教育，确保持证上岗，加强有关法规学习和职业道德教育，保证做到不违章操作，14

保证机械设备装况良好。

3、加强安全文明施工标准化管理和现场的安全监督。按照“六化”标准要求进行安全文明施工的二次策划，建立健全安全文明施工的合格项规章制度和操作规程，保证安全文明施工所需资金的投入，安全文明施工补助费专款专用。

4、加强安全技术管理，强化安全技术交底工作。严格施工组织设计（方案）的编制审批制度，开展危险源、点辨识及预控活动，编制有针对性的安全技术措施，并要求全员安全交底，全员签字并做好现场作业时的安全监督。

5、建立健全机械设备的管理制度，层层落实机械设备安全管理责任，加强施工机械设备安装、拆卸、转移、使用过程中的安全监督与管理，认真组织开展对施工机械设备的使用安全专项检查，对所租赁、使用的施工机械设备做到落实责任，专人管理，克服“重用轻养”，做好设备的维修、日常保养工作，完善机械设备的运行记录和交接班记录；（二十二）加强对农电企业的安全管理。

1、在农电系统积极开展“爱心活动”、实施“平安工程”，落实农村安全用电“三道防线”措施，结合农村用电的特点，开展多层次、多方位、有针对性的农村安全用电宣传，提高农民群众的安全用电意识和自我保护技能。组织开展具有“三新”特色、形式多样、内容丰富的活动，培育“爱心理念”，建设“平安文化”。

2、积极开展好“两个创建”活动。通过创建无违章个人、无违章供电所（班组），培养员工在日常工作中自觉遵章守纪的工作习惯，纠正少数员工安全工作中的侥幸、盲从、取巧、逞能等不良心理，形成“人人遵章守纪，杜绝习惯性违章”的良好风气。

3、以“五查一落实”（一查领导安全责任制落实情况；二查关键岗位、关键人的素质；三查安全工器具的管理；四查现场作业实施情况；五查“两票”执行情况；落实农电检修、施工现场“三防十要”反事故措施）为主要内容，深入班组、深入作业现场，开展一次全面 15 的安全大检查活动。

4、组建农电安全督察队伍，建立农电安全督察常态机制。各市县供电公司要认真贯彻落实《江苏省电力公司作业现场安全督察大纲》要求，制订本单位作业现场安全督察大纲，同时要针对农电安全管理相对薄弱的实际情况，重点建立农电安全督察常态机制，加强日常针对农电作业现场的督察工作，并形成制度化。

5、加强农电安全培训，采取集中学习、模拟演练、实训基地、经验交流、技能比武、安全音像等多种形式，特别是要在从事电气作业的农电员工中，开展现场作业防止触电、高空作业防止坠落、立(撤)杆及放(拆)线工作中防止倒（断）杆伤害的安全技能培训。同时重点强化对工作票签发人、工作负责人、工作许可人的培训和教育，提高现场安全保证水平。

5、扎实开展好县级供电企业安全性评价工作，推进农电安全管理标准化、规范化。在去年试点的基础上，稳步推进农电安全性评价工作，健全农电安全生产目标、责任管理体系，完善农电安全生产责任制，严格统计、考核制度。全省所有县级供电企业要按照省公司既定部署，于2007年底前全面完成安全性评价工作。（二十三）加强对员工安全教育和培训，提高全员安全素质。

1、认真抓好一线人员的安全技术和技能培训，加强岗位学习和加大现场安全作业培训的力度，针对各专业、各工种的不同特点，开展针对性的培训，提升员工安全技能。定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术等培训，使其熟练掌握有关安全措施和要求，明确各自安全职责，提高安全防护的能力和水平。培训过程中注重培训的实践性，并通过严格培训的结业考试考核，改善培训效果。

2、加强农村电工的培训和管理，重点抓好在职员工的技能培训、新员工的岗位培训、事故违章人员的思想教育和规程制度培训，努力提升安全素质。

3、强化临时和新参加工作人员的安全技术培训，必须在证明其具备必要的安全技能、并在有工作经验的人员带领下方可作业。禁止 16

在没有监护的情况下指派临时或新参加工作人员单独从事危险性工作。

4、结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想教育，提高员工安全防护意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。（二十四）加强计算机网络与信息安全防范工作。

1、为了保证不因网络安全的原因引起电网事故，建立生产信息系统和外部网站的物理隔离。

2、加强对防火墙、入侵检测、漏洞扫描等方面的重点防范，部署入侵检测系统，并将口令、权限、补丁、备份的管理常态化，以增强系统的抵御外来攻击的防范能力，确保计算机网络与信息系统的安全可靠。

3、定期对EMS系统、MIS、DB2、Lotus Notes、电能量计费系统等数据库和重要的程序、数据进行备份，即使发生故障也能在最短的时间内恢复，确保公司系统信息系统的安全可靠。

4、制定计算机网络与信息安全事故应急预案并进行演练，提高计算机网络与信息系统的应急处理能力。（二十五）加强消防和交通安全管理。

1、严格贯彻公安部61号令的要求，落实各级安全防火工作责任制，真正做到责任到人，措施到位。要加强电缆和电缆沟道（夹层）、充油设备、蓄电池室等重点部位设备的日常巡视和易燃易爆物品的管理，并做好新投产设备的电缆孔洞的封堵工作。

2、要加强对公司系统内部公共娱乐场所、学校、宾馆以及对外承包、租赁经营场所的安全防火检查。同时，对所有的防火、灭火设备要进行一次全面检查，使之处于良好的备用状态。专、兼职消防队要加强训练，做好扑救火灾和抢险的各项准备工作。

3、公司系统各单位要建立健全交通安全责任制、生产办公车辆管理制度和维修保养制度，公司系统的车辆管理所、运输公司等专业运输单位要认真贯彻执行《中华人民共和国道路交通安全法》、《中华 17

人民共和国道路交通安全法实施条例》、《江苏省道路交通安全条例》，加强日常管理。

4、严格驾驶员的资质审核，严禁无证驾驶，杜绝无证驾驶、非司机开车、无牌无证、超载等违法现象；有关职能部门要加强日常监督管理，严禁驾驶员酒后驾驶、疲劳驾驶、超速行驶、强行超车和会车、闯红灯、逆行等影响交通安全的严重违法行为。限制易违章和低驾龄驾驶人员的行车范围，确保长途用车和群体乘车的交通安全。

5、深入开展“关爱生命、安全出行”宣传教育活动。随着人民生活水平的提高，公司系统员工自驾车辆也逐步增多，各单位要采取各种形式的交通安全宣传教育活动，提高员工的交通安全意识和自我保护意识，教育职工无论是驾驶还是行走，每个人都要关爱自己的生命，都要认真遵守交通法规，确保出行安全，减少和预防交通事故发生。18

第五篇：二十五项反措继电保护实施细则

“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电

保护实施细则

（原国家电力公司 国电调[2002]138号）

【标题】 “防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则

【时效性】有效

【颁布单位】国家电力公司

【颁布日期】2002/03/07

【实施日期】2002/03/07

【失效日期】

【内容分类】安全保护管理

【文号】国电调[2002]138号

【题注】

【正文】

1.总则

1.1.为贯彻落实国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发

[2000] 589号文），做好防止电力生产重大事故的措施，保障电网运行安全，特制定《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》继电保护实施细则（以下简称《实施细则》）。

1.2.《实施细则》是在原有规程、规定和相关技术标准的基础上，依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等规程、规定和技术标准，汇总近年来继电保护装置安全运行方面的经验制定的。制造、设计、安装、调试、运行等各个部门应根据《实施细则》，紧密结合本部门的实际情况，制定具体的反事故技术措施。

1.3.《实施细则》强调了防止重大事故的重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术措施应有的全部内容。有些措施在已颁发的规程、规定和技术标准中已有明确规定，但为了强调有关措施，本次重复列出。因此，在贯彻落实《实施细则》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。

1.4.新建、扩建和技改等工程均应执行《实施细则》，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满足上述要求又不能更改的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与本《实施细则》有抵触的，应按《实施细则》执行。

2.继电保护专业管理

2.1.充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。

2.2.各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。

2.3.继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，都必须实施继电保护技术监督。贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照依法监督、分级管理、专业归口的原则实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。

2.4.各网、省调度部门应进一步加强技术监督工作，组织、指导发、供电企业和用户做好继电保护技术监督工作和运行管理工作。各发供电企业（特别是独立发电企业）、电力建设企业都必须接受调度部门的技术监督和专业管理，应将继电保护技术监督和专业管理以及相应的考核、奖惩条款列入并网调度协议中，确保电网的安全稳定运行。

2.5.继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

2.6.不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。所有入网运行继电保护装置的选型和配置，从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。

2.7.继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

2.8.调度部门应根据电网实际情况和特点，编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。

2.9.进一步改进和完善继电保护用高频收发信机的性能，对其动作行为进行录波和分析。充分利用故障录波手段，加强继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。

2.10.继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况下，线路应遵循以下原则：

1）线路纵联保护必须投入。

2）没有振荡问题的线路，要求距离保护的一、二段不经振荡闭锁控制。

3）提高保护用通道（含通道加工设备及接口设备等）的可靠性。

4）宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。

5）在受端系统的关键枢纽变电所，当继电保护整定困难时，在尽量避免损失负荷的前提下，设置必要的解列点。当灵敏性与选择性难兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，侧重防止保护拒动，并备案报上一级主管领导批准。

2.11.应重视发电厂的继电保护配置和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电公司（厂）应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999）的规定，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

2.12.继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象，但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此，在考虑保护双重化配置时，应选用安全性高的继电保护装置，并遵循相互独立的原则，注意做到：

1）双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。

2）每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重迭，避免死区。

3）保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。

4）为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.线路保护

3.1.220千伏及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。

3.2.应积极推广使用光纤通道做为纵联保护的通道方式。

3.3.220千伏及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，除应符合2.11条款中的技术要求外，并注意：

1）两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。

2）线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

4.母线保护和断路器失灵保护

4.1.母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

4.2.为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危及系统稳定和事故扩大，必要时在500千伏母线以及重要变电站、发电厂的220千伏母线采用双重化保护配置。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

1）每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

2）对于3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配置母差保护，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。

3）用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

4）应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

4.3.采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。

4.4.对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线差动保护应退出运行。

4.5.母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

4.6.断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。

4.7.做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4.8.用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中，不得共用。

5.变压器保护

5.1.220千伏及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

1）主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的保护装置。每套保护均应配置完整的主、后备保护。

2）主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也应相对独立。

3）两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

4）为与保护双重化配置相适应，500千伏变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

5.2.要完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。

5.3.变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。

5.4.为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题，对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：

1）采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑，经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。

2）同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作，配合 “断路器合闸位置”两个条件组成的与逻辑经第二时限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”中央信号。

3）采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件”（或逻辑）动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”

信号输出的空接点。

5.5.变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接不允许经过渡端子接入保护柜。

6.发电机变压器组保护

6.1.大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机、炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以处理。因此，有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，消除隐患。

6.2.各发电公司（厂）在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684－1999），并注意以下原则：

1）在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的性能、特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护，和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。

2）在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。

3）在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序基波电压和发电机中性点侧零序三次谐波电压的有效值数据进行。

4）在整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行。

5）在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。

6.3.100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用保护双重化配置。在双重化配置中除了遵循2.11的要求外，还应注意做到：

1）每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能动作于跳闸或给出信号。

2）发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），出口跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位置也应相对独立。

3）两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

4）为与保护双重化配置相适应，500千伏发电机变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

6.4.发电机变压器组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

6.5.认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

6.6.发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器在两侧电势角在180度时开断。

6.7.发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

6.8.200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须将基波零序基波段保护与发电机中性点侧三次谐波电压零序三次谐波段保护的出口分开，基波零序基波段保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐波电压零序三次谐波段保护宜投信号。

6.9.在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：

1）以“零序或负序电流”任何一个元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出告警信号，2）同时经“零序或负序电流”元件任何一个元件动作以及三个相电流元件任何一个元件动作的“或逻辑”，与“断路器三相位置不一致”，“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”动作后，经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动的信号”。

6.10.发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技术要求。

6.11.在新建、扩建和改建工程中，应要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。

6.12.200兆瓦及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

6.13.重视与加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。

7.二次回路与抗干扰

7.1.严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。

7.2.应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚未执行的要制定出计划时间表。

7.3.应按《高压线路继电保护装置的“四统一”设计的技术原则》和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验。不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。

7.4.应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

7.5.应重视接地网可靠性对继电保护装置与接地网的可靠连接安全运行关系的研究。继续做好开关站至继电保护室敷设100平方毫米铜导线、以及在继电保护室内敷设接地铜排网的反事故措施，接地铜排网应一点与主接地网可靠连接。保护装置不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂的元件继电保护室亦应尽快完成铜排接地网反事故措施。

7.6.静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2887-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于 0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

7.7.在实施抗干扰措施时应符合相关技术标准和规程的规定。既要保证抗干扰措施的效果，同时也要防止损坏设备。

7.8.对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

7.9.应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

7.10.应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。

7.11.在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层的两侧应可靠接地。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

7.12.新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。

7.13.为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

1）直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。

2）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。

3）直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。

4）为防止因直流熔断器不正常熔断或小空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

7.14.宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5～2.0倍选用。

8.运行与检修

8.1.进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。

8.2.各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。

8.3.应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品备件的配备，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中。线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

8.4.认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

8.5.应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。

8.6.为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

8.7.继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

8.8.要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修管理的死区。

8.9.结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

8.10.在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及一个半断路器接线等主设备检修而相邻断路器仍需运行时，应特别认真做好安全隔离措施。

8.11.结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备经校验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

8.12.所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接线的正确性。

8.13.母线差动保护停用时，应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。

8.14.双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。

8.15.新投产的线路、母线和变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保电网故障能可靠切除。

8.16.检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

8.17.在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。

8.18.在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。