广西电网公司2006年反事故技术措施[正式]（精选）

第一篇：广西电网公司2006年反事故技术措施[正式]（精选）

广西电网公司2006年反事故技术措施

为防止重特大生产事故的发生和各类生产事故的重复发生，保证广西电网的安全稳定运行，确保公司安全生产工作目标的顺利实现，根据南网公司2005年、2006年反事故技术措施的重点工作要求，结合广西电网公司实际，制定了《2006年广西电网公司反事故技术措施》（以下简称“反措”）25条，明确提出了2006年防止各类生产事故的重点工作，具体反措要求如下：

1.对中性点不接地系统加装电压互感器消谐器时，电压互感器中性点必须为全绝缘或半绝缘水平，并选用相应的消谐器。对于已安装的消谐器，如果电压互感器中性点不是全绝缘或半绝缘水平，或者消谐器选用不当，则应拆除消谐器，年底前完成。

2.根据南方电网公司的2006年反措要求，公司于2006年12月31日前组织完成500kV/220kV电磁环网解环计划，分步实施，加快电磁环网解环。

3、完成对手拉手电网非开环点变电站主供电源故障时全站不失压的备自投装置改造工作。

玉林的潘岭、茂林、良村、江滨变电站，北海的合浦、高德、大龙、三塘变电站，来宾的象州、武宣变电站要求6月30日前完成备自投改造工作。

4.根据南方电网公司的反措要求，由公司安排资金对只有一套直流系统的平坡、永丰、六圩、道石、探花、博白、石西等7个220kV

变电站加装第二套直流系统，各供电局于10月前完成。

5.2006年6月底前完成变电站10kV出口短路故障电流的计算，根据计算结果校核现有10kV电流互感器的饱和特性，不满足要求的在2006年底前更换完毕。

6.若110kV线路最末段保护对相邻110kV变压器低压侧故障无灵敏度且变压器后备保护没有按各侧分机箱配置时，要求各供电局在2006年底前利用自有资金在变压器低压侧加装一套独立的后备保护，独立的后备保护与原后备保护的直流电源应分别接到不同的直流母线上。

7.为了防止不同线路光纤差动保护的通信路由错接导致保护不正确动作，在2007年底前完成500kV合朔I、II线，朔来线路光纤差动保护增设地址识别码及64K接口改造为2M接口的工作。

根据南方电网公司的反措要求，南宁供电局在2006年6月前完成500kV平果变电站5011开关保护及500kV#2变短引线保护等非微机保护的更换工作。

8.对于500kV线路及220kV天隆I、II线、合磨I、II线、大林线、乐六线、乐永线、乐朔I、II线、北平线、北冲线、北博线、虹大线、虹侯线、来社线、沙五线、平林线（包括RTU）的变送器（包括直流/交流）进行一次检验，主要检验有功、无功、电压、电流等测量精度是否符合设计要求，对不合格的测点必须及时校正或更换，其他220kV线路及变压器的变送器（包括直流/交流）检验结合保护定检安排进行。

9.做好110kV及以上电压等级变压器出厂、交接、预试等变压器绕组变形测量数据的整理和分析，建好数据档案。在变压器遭受

近区短路后，也应做低电压短路阻抗测试和用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行分析比较。各供电局统计未经绕组变形测量的变压器台数，今年完成不少于其中50％的变压器测试，2007年全部完成。

2006年公司对还未配备变压器绕组变形测试仪器的来宾、百色、贵港、崇左、钦州、北海、防城港供电局统一配置，试研院加强技术指导。

10.加强大型电力变压器的在线监测，逐步在500kV、220kV变电站的部分重要变压器上安装成熟先进的绝缘油色谱在线监测装置。

11.110～500kV SF6绝缘电流互感器，在运行中的SF6气体含水量不应超过500µl/l。针对上海MWB互感器有限公司生产的SAS550型SF6电流互感器和上海互感器厂生产的GIS用电压互感器出现SF6气体湿度超标（500µl/l）或偏高现象较多的问题，5月30日前要对这两个厂的SF6电压互感器全部进行SF6气体湿度测试，对SF6电流互感器进行SF6气体湿度抽查测试（抽查率不小于20%），并将结果报试验院进行对比分析。对SF6气体湿度超标或严重偏高的互感器，各单位应及时安排检修处理。

12.严格按照公司颁布的《电力设备预防性试验规程》要求，按周期开展变压器套管预防性试验。对变压器和GIS或者电缆连接的套管，可以从中性点加压测量各项套管的介损，跟踪监视套管介损的变化情况。在打开套管末屏的连接后，在恢复时应确保末屏可靠接地，有条件时应进行测量。

13.根据南方电网公司的反措要求，由公司统一安排继续对运行

时间超过10年或缺陷较多的137面GG-1A型10kV开关柜进行更换。

14.将10kV开关柜内的三相一体的过电压保护器（或过电压吸收器）拆除，更换为氧化锌避雷器。6月30日前完成。

15.针对国产隔离开关的普通辅助触点故障率较高的情况，在三年内应将手动操作的刀闸辅助触点更换为可靠性高的真空辅助触点。带有机构箱的电动刀闸的辅助触点结合情况逐步更换为可靠性高的真空辅助触点。

16.早期的LW6系列断路器使用的ZWJ1型密度继电器只有报警压力和闭锁压力两对接点，无盘表显示，要求在2007年底前将该型号的密度继电器更换为指针式密度继电器，确保设备运行的正常监视。

17.加强对瓷质支柱绝缘子的检查、检测工作，有效预防绝缘子断裂事故的发生。对抚顺电瓷厂1988～1992年期间生产的110kV及以上瓷支柱绝缘子（包括隔离开关支柱绝缘子），各供电局应在4月30日前统计上报公司生技部和试研院，试研院在9月30日前进行抽样检测裂纹并提出结论。

18.各供电局要在2006年3月前完成输电线路杆塔接地电阻的普测及不合格杆塔接地的改造工作，提高线路防雷水平。

19.采取输电线路综合防雷措施，降低输电线路雷击跳闸率。中试院在2月底前提出220kV梧探线、隆沙线、平道线的综合防雷措施，并要求梧州、百色供电局在2006年5月30日前完成实施。

20.110kV及以上互感器、避雷器的底座或安装用构架应有两根与主地网不同点连接的、专门敷设的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。

110kV及以上开关设备底座或安装用构架应有一根与主地网干线连接的专门敷设的接地引下线，并且接地引下线应符合热稳定校核的要求。

安装有避雷针或避雷线的构架应有一根专门敷设的接地引下线与接地装置连接。

变压器中性点的隔离开关、氧化锌避雷器、间隙保护装置的接地端应有两根与主地网不同点连接的、专门敷设的接地引下线。注意检查隔离开关旋转位置的扁铜带连接是否完好。

不满足以上要求的必须有计划地安排整改，要求2006年完成220kV变电站整改，2007年底前完成全部整改。

21.对于接地电阻满足要求而曾经出现二次设备元器件遭受雷击损坏的变电所，应采取二次设备防雷措施。试验院要加快变电站二次设备防雷技术研究，在2006年3月前提出二次系统防雷规范。

22.各供电局要认真做好防污闪工作。公司已发布新的《污区分布图》，各供电局要做好输变电设备调爬计划，2006年重点完成III级以上污秽区输变电设备调爬，全部工作要求在2008年上半年完成；要做到逢停必扫，必须在变电运行管理所配置变电站高压带电清扫设备，对污秽严重而又难以停电清扫的变电所进行带电清扫。

23.为防止220kV垂直排列的分裂导线发生导线粘连，要求新建线路施工时，子导线线间距离按《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》（GB/T 233-90）要求取误差的上限，使导线档中弧垂最低点线间距离达到480～500mm。对已运行的线路发现导线线间距离异常时应测量导线档中线间距离，对子导线分裂间距不在4001000mm的，要进行调整，调整方式可采取放松下导线张力，增加间距(注意

校验弧垂是否满足安全要求)，如安全距离不能满足要求，则考虑加装间隔棒。

2006年重点解决发电厂电源送出线路，全部调整工作要求在2007年5月前完成。贵港供电局在2006年6月底前完成220kV来社线导线加装间隔棒工作。

24.严格执行公司颁布的《防止电气误操作闭锁装置管理规定》，确保防误装置正常运行，强化解锁管理，推广使用有编码选择性的钥匙，并按季度统计操作解锁率。规范发电厂、变电站临时接地线的管理，有微机五防或综合自动化五防的发电厂、变电站在2006年完成接地桩加机械编码锁的临时接地闭锁方式改造。

25.有防误闭锁的开闭所、带负荷开关的分支箱进线地刀进行上锁，防止进线电缆带电时误合地刀,要求2006年上半年全部完成。对未安装带电指示器或带电指示器损坏的全封闭开闭所、分支箱进行加装或更换带电指示器，要求2006年全部完成。

第二篇：水电站 反事故技术措施（推荐）

反事故技术措施

二〇一五年三月

目录

《反事故技术措施》颁布令..................................................................1 第一章

防止人身伤亡事故..................................................................2 第二章 防止电气误操作......................................................................4 第三章 防止火灾事故..........................................................................6 第四章 防止发电机设备损坏事故......................................................8 第五章 防止水力机械设备损坏事故................................................12 第六章 防止压力容器爆破事故........................................................17 第七章 防止变压器、互感器损坏事故............................................19 第八章 防止厂用电动机损坏事故....................................................24 第九章 防止系统稳定破坏事故........................................................28 第十章 防止继电保护事故................................................................29 第十一章 防止开关和隔离开关事故................................................30 第十二章 防止开关及电气设备污闪事故.........................................38 第十三章 防止接地网和过电压事故................................................39 第十四章 防止倒杆、塔和断线事故................................................41 第十五章 防止直流设备事故..............................................................42 第十六章 防止监控系统及调度自动化系统事故.............................44 第十七章 防止全厂停电事故............................................................45 第十八章 防止垮坝、水淹厂房事故................................................47 第十九章 防止交通事故....................................................................49 第二十章 防止起重设施事故............................................................49

《反事故技术措施》颁布令

公司各电厂：

为了坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，完善各项反事故措施，有目标、有重点地防止电力生产过程中事故的发生，结合当前水电厂事故特点，参照国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，以及公司组织机构的变化等，特组织对2013年颁布的《反事故技术措施》进行了修订，经审核、批准，现予颁布。自2015年3月1日起执行。

希望各电厂认真学习贯彻，切实执行落实。若发现有不妥和需要补充之处，请以书面形式报公司安生部，以便及时研究修改。

总经理（签字）：

二○一五年二月二十日

反事故技术措施

第一章 防止人身伤亡事故

1.1 工作或作业现场的各项安全措施必须符合公司《电力安全工作规程》（发电厂电气部分）和《电力安全工作规程》（水电厂机械部分）的有关要求。生产运行部应认真执行国家劳动安全主管部门、国家技术监督部门和上级单位发布的涉及劳动安全的强制性标准或规章制度。

1.2 各级领导应十分重视人身安全，认真履行自己的安全职责，努力提高自己的安全意识，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，对习惯性违章和一切违反安全规程制度的行为要敢抓敢管。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，发现问题及时纠正。

1.3 加强安全工器具管理。认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并按照有关标准、规程要求进行定期检验，坚决淘汰不合格的工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。

1.4 根据工作内容认真做好作业现场危险点分析，并据此做好各项安全措施。安生部要定期检查危险点分析工作开展情况，确保其针对性和有效性，防止流于形式。

1.5 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应设立安全警示牌，并采取可靠的防护措施。对交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。1.6 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，明确各自的安全职责，提高安全防护的能力和水平。对于临时和新参加工作人员，必须强化安全技术培训，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。禁止在没有监护人员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。

1.7 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，促使其掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法，特别要学会触电紧急救护法和心肺复苏法。

1.8 加强对各项发包工程的安全管理，明确业主、承包商各自的安全责任，并根据有关协议规定严格考核，做到管理严格，安全措施完善。

1.9 在有危险性的电力生产区域（如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设备事故的场所）作业，应事先进行安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。

1.10 结合季节性的安全大检查，在防触电、防高处坠落、防机器卷轧、防灼烫伤害、防物体打击、防误操作、防火等方面，认真查出问题及时整改。

1.11 认真编制反事故技术措施计划和安全技术劳动保护措施计划（以下简称“两措”计划），安生部要对“两措”计划的执行情况进行督促，并针对实施情况进行反馈，确保“两措”计划的落实。1.12 健全反习惯性违章体系和制度，坚决杜绝违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的行为。安生部在每次的例行检查中应加强相关检查考核。

1.13 严格执行公司《个人劳动防护用品管理标准》，配备齐全有效的个体防护用品，并根据生产的实际情况，购置和发放特殊防护用品。

1.14 采取针对性措施，提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故发生。既要考虑到人的技术素质、安全素质，还要注意人的情绪、精神状态，防止因情绪不佳、精神不振发生人身事故。

第二章 防止电气误操作

2.1 严格执行公司“两票”管理制度，确保执行到位。2.2 严格执行调度命令。调度命令必须由有权接受调度命令人员接听并逐条记录，通话过程必须全程录音。

2.3 各运维部应制定防误装置的运行管理办法，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。

2.3.1 防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，必须经生产副总经理批准；短时间退出防误闭锁装置时，必须经生产运行部运行专责或主管领导批准，并应按程序尽快投入运行。

2.3.2 每值交接班时应说明防误装置的运行情况；每月对防误装置应进行一次检查和维护，发现问题应按设备缺陷处理程序进行处理。

2.3.3 在防误装置退出运行期间或经许可使用万能钥匙进行倒 闸操作时，必须加强监护。

2.3.4 对于没有安装防误装置的设备，倒闸操作时必须认真核对应检查的项目，防止漏项、跳项而导致误操作。

2.3.5 防误装置的检修应列入相应设备的检修项目中，并与检修设备同步验收，同步投运。

2.3.6 防误装置的万能钥匙应封存管理，运维部应有启封、使用的登记和批准办法，并记录解锁原因。使用万能钥匙解锁操作时，应经生产运行部运行专责或主管领导批准。

2.3.7 防误装置失灵或退出运行时，应采取临时措施并挂警示牌。

2.3.8 采用计算机监控系统时，远方、现地操作均应具备电气闭锁功能。

2.4 运维部应配备充足的安全工作器具和安全防护用具。定期进行检查试验，做到管好、用好、配备充足。

2.5 强化岗位培训，提高员工的反事故技术技能。

2.5.1 所有运行人员应熟悉掌握防误装置的运行规程,检修人员应熟练掌握防误闭锁装置的检修方法，做到“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会操作、处缺、维护）。

2.5.2 按规定加强对运行操作人员运行规程、安全规程的考试考核，全面提高技术业务水平。

2.6 成套高压开关柜五防功能（误拉（合）开关、带负荷拉（合）刀闸、带电挂（合）接地线（接地刀闸）、带接地线（接地刀闸）合 闸、误入带电间隔）应齐全，性能应良好。

第三章 防止火灾事故

3.1 加强防火组织和消防设施管理

3.1.1 建立健全公司防止火灾事故组织机构，配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络。健全消防工作制度，定期对消防工作进行检查。

3.1.2 完善生产现场的消防设施，建立训练有素的群众性义务消防队伍，力求及时发现、扑灭初期火灾。消防器材和设备设施应定期检查，禁止使用过期消防器材。

3.1.3 生产现场应配备必要的防毒面具（空气呼吸器），并对员工进行使用培训，以防止救护人员在灭火中中毒或窒息。

3.1.4 严格执行动火工作规定，执行动火工作票，做到“一全、三到场”，即动火工作票审批手续齐全，消防器材、专业消防员、监护人员到现场。

3.1.5 消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响。现有系统的消防水若与工业水合用时，必须保证各消防栓处的用水压力和用水量；消防泵的备用电源应保证可靠。

3.1.6 要保持消防通道的畅通。在检修或其他施工中，不得在消防通道上堆放器材、杂物和垃圾堵塞消防通道。

3.2 电缆防火

3.2.1 电缆穿越生产厂房、控制室、配电室墙壁、楼板、盘柜的孔洞，应用防火材料严密封堵。3.2.2 对已封堵的电缆孔洞和盘面缝隙，公司安全员、电气主管等应每月组织一次定期检查，对不合格的地方及时补齐封堵。

3.2.3 电缆沟和电缆层应定期检查、清扫，严禁堆放其它杂物；高温管道等热体附近的电缆层应加装隔热、防火材料。

3.2.4 在密集敷设电缆的控制室下电缆层和电缆沟内，不得布置热力管道、油管及其它可有引起着火的管道和设备。

3.3 润滑油系统防火

3.3.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。3.3.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

3.3.3 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油、不渗油，法兰、阀门和接头的结合面，检修中必须认真刮研，使结合面接触良好。如有漏油应及时消除。

3.3.4 事故排油阀不得采用法兰盘封堵，应使用钢化玻璃封堵，操作手轮不准加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。事故排油阀处禁止堆放杂物，以免事故时影响开启。

3.3.5 禁止在运行和停备状态的油管道上进行焊接工作。若需进行焊接时，则必须将焊接的管道与运行（停备）油管道隔绝加堵板，并将该段油管冲洗干净，防止焊接时油气爆炸。在拆下的油管上焊接前，必须事先将管子冲洗干净，确保管内无油和油气。

3.3.6 机组油系统设备或管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔 绝处理的，运行中无法彻底处理而且可能引起火灾时，应立即停机处理。

3.3.7 检修清洗后的废油不得乱倒，严禁倒入地沟。

3.3.8 重点防火部位应挂牌，由运维部明确防火责任人，并严格烟火管理。

3.3.9 油系统的动火工作，应严格执行动火工作票制度。3.4 易燃易爆物品存放使用中的防火防爆

3.4.1 易燃易爆化学物品的储存应遵守《危险品安全管理标准》。3.4.2 应根据GB 13690-2009《化学品分类和危险性公示 通则》对易燃易爆化学物品进行分类、分项储存；化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一仓库内储存。

3.4.3 易燃易爆化学物品的储存，必须建立入库验收、发货检查、出库登记制度。存放地点要配备足够的消防器材，悬挂相应的警示标志。

第四章 防止发电机设备损坏事故

4.1 防止定子绕组短路

4.1.1 检修时应检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况，对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有流胶现象时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。

4.1.2 加强对发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-2005），对 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时处理。

4.1.3 运行中检查发现发电机风洞内各冷却水管、上、下导轴承冷却器等有凝结水或渗漏情况，应及时汇报处理。

4.1.4 每月安全检查应仔细测量机组定子绝缘电阻，不合格时应仔细分析；原因未查清，不得随意将机组恢复备用。

4.1.5 每月安全检查应仔细检查上、下机架各部螺栓有无松动现象，必要时应用扳手进行紧固处理。

4.1.6 机组甩负荷导致过电压保护动作后，应测量定子绝缘电阻合格，经零起升压操作正常后方能恢复运行。

4.1.7 机组定子单相接地保护动作发出信号后，应尽快联系停机进行检查，查清原因，及时处理。

4.2 防止发电机转子故障

4.2.1 运行中，由维护人员定期擦拭发电机滑环，定期使用白布条等清除滑环及引线的积灰、碳粉。值班员应按时进行巡视，及时发现和处理集电环运行温度高、碳刷打火等故障隐患，防止形成环火造成事故。

4.2.2 巡检时，值班人员应特别检查转子磁极连接铜片是否断裂、接头是否过热，线圈端部有无电晕及发热等情况。定期检查测量绝缘电阻，在停机备用时间较长、机组启动运行前亦进行测量，绝缘电阻合后才能投入运行。若绝缘电阻有异常变化，应认真分析、查明原因。

4.2.3 运行中，应防止因上机架油槽油面过高，造成向发电机线圈甩油，致使线圈绝缘和半导体漆由于受到油的侵蚀溶解而降低绝缘 强度。

4.2.4 当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点与性质。如系转子绕组稳定性的金属接地，应立即停机处理。

4.3 防止发电机非同期并网

4.3.1 自动准同期装置、手动准同期装置、整步表和同期检查继电器每年应校核一次。重要的二次回路电缆（如开关合闸二次回路电缆）应安排定期进行绝缘检查。

4.3.2 进行假同期试验时，并列点开关的两侧隔离刀闸应断开，带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性，检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。

4.3.3 自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作值与整定值的误差不得大于整定值的5%。

4.3.4 在自动准同期装置控制发电机并网过程中，不需要运行人员对并网操作进行干预。若出现不正常情况应汇报运行主管领导同意后，停用自动准同期装置，检查故障原因。

4.4 防止发电机非全相运行

4.4.1 发电机出口开关不允许非全相运行。发电机、变压器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，在断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

4.4.2 按照规程规定定期检修。对主要环节重点检查，如主轴、连接板、销钉、合闸铁芯是否发涩卡死，脱扣线圈活动，芯子是否卡 死，机构是否卡死，连接部分是否脱销、松动；二次回路要检查转换接点压力是否足够，接线端子是否松动，电磁阀撞针是否生锈、变位、钝秃，行程是否足够，合闸接触器或辅助开关接触器是否良好。

4.4.3 考虑季节变化气温的影响。初春、初冬时温差变化大，梅雨季节，空气潮湿，机构不灵活，易产生机构失灵。为此，要加强箱保温，使其电热处于良好状态。根据运行经验，在梅雨凝露季节，当相对湿度大于80%及以上时或雨后24h内，在室外温度低于10℃及以下时，应投入加热驱潮装置。上述季节室外温度在－10℃～＋10℃之间变化过程中，如果温差变化达到10℃，或断路器较长时间未分、合闸过，应在断路器投入系统前做投切试验，认为良好时再投入系统。

4.5 防止励磁系统故障引起发电机损坏

4.5.1 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂家给定的容许值内，并定期校验。

4.5.2 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时，必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去稳定性。

4.5.3 励磁控制装置的工作电源应可靠，运行中交、直流控制电源应同时投入，防止励磁控制装置因失去工作电源而引起发电机失磁。

4.5.4 大修时应检修发电机灭磁开关及其配套灭磁元件，防止因灭磁开关误跳或灭磁元件故障引起发电机失磁对电力系统产生冲击或引起机组失步运行。4.5.5 保护年检时应检查保护动作出口跳发电机开关、灭磁开关的可靠性，防止在事故情况下，发电机出口开关、灭磁开关拒动。

4.6 防止发电机内遗留金属异物

4.6.1 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。

4.6.2 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。

第五章 防止水力机械设备损坏事故

5.1 防止机组飞逸

5.1.1 设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。保护装置应每年定期检验，并正常投入。

5.1.2 机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验，每年测试一次导叶开关机时间（不超过设计值±5%），各项指标合格方可投入运行。

5.1.3 机组A修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值每年校验一次。

5.1.4 水轮机主阀具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。主阀在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。主阀关闭时间每年校核一次。

5.1.5 每年进行一次模拟机组事故试验，检验水轮机关闭主阀 的联动性能.5.1.6 每年对调速器油压装置滤网进行一次清洗，每两年对液压油进行一次过滤，定期更换调速器双芯过滤器的滤芯，确保调速器油质和供油量。

5.1.7 定期对调速器自复中装置润滑情况进行检查，每年对调速器自复中装置进行一次润滑油注射，防止机构卡涩。

5.1.8 调速装置各类表计精度合格，定期校检。5.1.9 调速器油压装置安全阀定期校检并合格。

5.1.10 机组过速保护的转速信号装置采用冗余配置，其输入信号取自不同的信号源，转速信号器的选用符合规程要求。

5.1.11 调速器设置两套电源装置，交直流互为备用，故障时自动转换并发出信号。

5.1.12 油压装置压力控制器每年校检一次，动作值不能超过整定值的±2%。

5.2 防止水轮机通流部件损坏

5.2.1 水轮机导水机构装设剪断销、摩擦装置、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。

5.2.2 水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动不大于0.06mm，水平振动不大于0.05mm，和主轴摆动不大于75%的轴承总间隙。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警或事故停机回路。

5.2.3 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。5.2.4 水轮机通流部件应定期检修，重点检查通流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。

5.3 防止水轮机导轴承烧损

5.3.1 定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。5.3.2 水导轴承冷却器保证水质清洁、水流畅通和水压正常，压力变送器和示流器等装置应正常工作。

5.3.3 技术供水滤水器自动排污正常，并定期人工排污。5.3.4 保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正确并能可靠报警。

5.4 防止液压装置破裂和失压

5.4.1 压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的自动补气阀定期清洗和检验。

5.4.2 压力油罐油位计选择不易老化的钢质磁翻板液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。

5.4.3 机组大修后应做事故低油压停机试验。

5.4.4 油压装置正常工作油压的变化范围应在工作油压的±5%以内。当油压高于工作油压上限2%以上时，安全阀应开始排油；当油压高于工作油压上限的16%以前，安全阀应全部打开，并使压力罐中的油压不再升高；当油压低于工作油压下限以前，安全阀应安全关闭；当油压低于工作油压下限的6%～8%时，备用油泵应启动；当油 压继续降低至事故低油压时，作用于紧急停机的压力信号器应立即动作。5.4.5 油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。

5.5 防止水淹水车室

5.5.1 主轴工作密封、检修密封检查，运行中各工况下无大量漏水，结合设备修试检查密封件磨损、老化应正常，转动部件固定可靠。

5.5.2 顶盖各结合面、导叶轴套，顶盖排水管等各部无漏水，固定螺栓齐全、紧固良好。

5.5.3 定期检查拐臂、拐臂连扳、剪断销、摩擦装置、锥销等导水机构各部无松脱、剪断、错位等异常情况，各固定螺栓齐全、完整。

5.5.4 顶盖排水正常，定期清扫顶盖淤泥。5.6 防止重要紧固件损坏

5.6.1 机组C级以上检修时定期对水轮机的各承水压部件（特别对顶盖、蜗壳进人孔、尾水管进人孔等）的紧固件和连接件进行检查，发现异常及时处理。

5.6.2 对蜗壳进入门应按GB150钢制压力容器的要求进行补强，螺栓采用8.8级高强度螺栓，螺母采用8.0级螺母；

5.6.3 做好水轮机各部件的检查、分析、处理记录。5.7 防止抬机

5.7.1 在保证机组甩负荷后其转速上升值不超过规定的条件下，可适当延长导叶的关闭时间，导叶的关闭时间应每年进行校核，确保 在设计范围之内。

5.7.2 向转轮室内补入压缩空气的自动补气装置应完好，补气管道无堵塞，补气量充足。

5.7.3 装设限制抬机高度的限位装置，当机组出现抬机时，由限位装置使抬机高度限制在允许的范围内，以免设备损坏。

5.8 防止机组引水管路系统事故

5.8.1 调保计算满足机组各种运行工况要求，否则应采取相关措施。

5.8.2 压力钢管首次安全检测应在钢管运行后5～10年内进行。以后每隔10～15年进行一次中期检测；钢管运行满40年，必须进行折旧期满安全检测，并确定钢管是否可以继续运行和必须采取的加固措施。

5.8.3 结合引水系统管路定检、设备检修检查、分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况如有异常及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐工作。

5.8.4 防止压力钢管伸缩节大量漏水，每月定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。

5.8.5 防止进水口栏污栅被堵，定期检查拦污栅前的堵塞情况，出现异常及时采取措施处理。结合机组停机或水库放空定期检查栏污栅的完好性情况，定期维修处理。

5.8.6 当引水管破裂时，事故检修门应能快速下闸，在检修时进行关闭试验。5.9 防止水轮机损坏

5.9.1 避开机组在振动区长期运行，结合设备检修定期检查转轮空蚀、磨损、裂纹情况。

5.9.2 检查泄水锥紧固螺栓、焊缝情况。检查补气装置完好。5.9.3 检查尾水管是否有淘空、汽蚀及裂纹现象；若有异常，及时采取措分析处理。

5.9.4 加强对机组不同工况下水机（包括大轴、顶盖等处）振动、摆度的监测，运行规程明确规定应定期监测、记录和分析的时间。

5.9.5 机组应安装振动、摆度在线监测装置，设定报警值，并结合每年机组C 级以上检修对装置的准确性进行检查校对；运行中发现机组监测数据超过厂家规定值或技术规范要求时，应当立即采取相应措施。

第六章 防止压力容器爆破事故

6.1 压力容器投入使用前必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。由于电站原因导致未按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。

6.2 运维部应根据设备特点和系统的实际情况，制定压力容器的操作规程；操作规程中应明确异常工况下的紧急处理方法，以确保在任何工况下的压力容器不超压运行。

6.3 压力表、压力开关每年由检修试验单位校验1次，严禁使用未校验或校验不合格的压力表、压力开关。

6.4 结合压力容器定期检验或检修，每10年应至少进行1次耐 压试验。

6.5 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出由生产副总经理批准，保护装置退出后，应加强监视，且限期恢复。

6.6 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或坚固工作。6.7 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。

6.8 停用超过2年以上的压力容器重新启用时，应进行检验，经耐压试验确认合格后才能启用。

6.9 以下情况需要进行耐压试验确认合格后才能启用： 6.9.1 用焊接方法进行过大面积修理； 6.9.2 移装的；

6.9.3 无法进行内部检查的。

6.10 压力容器的定期检验必须委托具有资质的单位进行。6.11 有下列情况之一的容器，应缩短检验时间间隔： 6.11.1 运行后首次检验或材料焊接性能较差，且在制造时曾多次返修的；

6.11.2 运行中发现严重缺陷或筒壁受冲刷，壁厚严重减薄的； 6.11.3 进行技术改造后变更原设计参数的；

6.11.4 使用期达15年以上，经技术鉴定确认不能按正常检验周期使用的；

6.11.5 材料有应力腐蚀的； 6.11.6 检验人员认为检修时间应该缩短的。

6.12 压力容器因故不能按时检验，运维部应书面报告安生部，经报请地方安全监察机构批准后方可适当延长检验时间。

第七章 防止变压器、互感器损坏事故

7.1 防止水及空气进入变压器

7.1.1 变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。

7.1.2 对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。

7.1.3 从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压器器身。

7.1.4 当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。

7.1.5 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，过滤油油位、油质是否正常，切实保证畅通。

7.1.6 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。

7.2 防止异物进入变压器

7.2.1 变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管 道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。

7.2.2 要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。

7.2.3 加强定期检查气体继电器指示是否正常。检查气体继电器挡板是否损坏脱落。

7.3 防止变压器绝缘损伤

7.3.1 检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。

7.3.2 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架.7.3.3 变压器应定期检测其绝缘。

7.4 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损

7.4.1 变压器过负荷运行应按照木星土电厂《变压器运行规程》执行。

7.4.2 运行中变压器的热点温度不得超过《变压器运行规程》限值和特定限值。

7.4.3 变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。

7.4.4 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。

7.4.5 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。7.5 防止过电压击穿事故

7.5.1 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地。7.5.2 变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。

7.6 防止工作电压下的击穿事故

7.6.1 大修更换绝缘部件或部分线圈经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。

7.6.2 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。

7.7 防止保护装置误动/拒动

7.7.1 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/低压側设备无保护投入运行。

7.7.2 气体继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。

7.7.1 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。

7.7.1 变压器保护信号应引入故障录波器，变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。

7.8 预防铁芯多点接地和短路故障

7.8.1 在检修时应测试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。7.8.2 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

7.8.3 线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。

7.9 预防套管事故

7.9.1 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络。7.9.2 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。

7.9.3 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。

7.10 预防引线事故

7.10.1 在进行大修时，应检查引线是或有变形，损坏或松脱。7.10.2 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。

7.10.3 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。

7.11 预防绝缘油劣化

7.11.1 加强化学监督管理工作，定期进行绝缘油化验，保持油质良好。

7.11.2 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。7.12 预防变压器短路损坏事故

7.12.1 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。

7.12.2 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。

7.12.3 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。7.12.4 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。

7.13 防止变压器火灾事故

7.13.1 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。

7.13.2 做好变压器火灾事故预想，加强对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。

7.13.3 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。

7.13.4 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。

7.14 防止互感器损坏事故

7.14.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。7.14.2 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。

7.14.3 互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

7.14.4 已安装完成的互感器长期未带电运行（110kv及以上大于半年；110kv以下一年以上），在投运前应按照规程进行预防性试验。事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。

7.14.5 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时，应严格执行相关检修规程，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。

7.14.6 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器，应根据情况限期处理。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油处理。

7.14.7 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。

7.14.8 对绝缘状况有怀疑的互感器应进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。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，应须速查明原因并及时处理。7.14.9 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。

7.14.10 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。

7.14.11 为避免油浸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。

7.14.12 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。

7.14.13 加强油质管理，重视油色谱分析，发现异常及时排除。

第八章 防止厂用电动机损坏事故

8.1 防止定子线圈烧损

8.1.1 对于存在定子线圈槽内松动，端部绑扎不紧以及引出线固定不牢的电动机，均要及时进行加固处理，保证槽楔、垫条、垫块和绑绳的紧度，防止定子线圈及其引出线绝缘在电动机启动或运行中发生磨损造成短路。对于采用磁性槽楔的节能电动机，要求采取可靠的粘结工艺加固办法，防止磁性槽楔在运行中松动掉落。

8.1.2 对于定子线圈端部的连结线要特别注意固定和检查，防止线圈连线在运行中发生绝缘破损或断股事故。检修时，必须进行绕组直流电阻的测量，并对测量结果进行比较，如出现与前几次的有明显 差异，应查找原因，消除隐患。

8.1.3 对于绝缘已老化的电机应及时更换，若一时无法更换，应避免过载运行，并尽量减少启停次数，防止启动或运行中烧损。

8.1.4 定子线圈引出线的连接螺丝应紧固，保证压线可靠，防止运行中发热损坏。引出线瓷瓶应保持清洁，防止运行中发生污闪。对于已破损和有裂纹的瓷瓶及时更换。

8.1.5 电动机周围要保持清洁和通风良好，防止飞灰和水汽等进入电机。对于环境条件恶劣的地方除加强清扫之外，可根据实际情况将开启式电机改成封闭式电动机。对于易受潮的场所，应安装电动机烘燥装置。

8.1.6严防电动机进水。对于低位安装的电动机，要做好积水疏导工作；对有可能遭受雨水或其它水汽侵袭的地方，要有可靠的防护措施。在电动机周围有水、汽管路时，应认真检查水管接头、阀门是否良好，防止接头或阀门漏水。

8.1.7 认真做好断路器、隔离开关和电动机本身的检修工作，防止造成电动机发生缺相运行而烧毁。

8.1.8 在大修中，凡对定子线圈进行改动过的电动机，必须对接线作认真检查，在确认接线无误后，方可投运。

8.1.9 大修中，应加强对端部绑环处、过线及槽内的磨损情况的检查，发现异常及时处理。

8.2 防止转子笼条断裂和开焊

8.2.1 对鼠笼转子电动机要认真执行对启停次数的规定。即在正 常情况下允许冷状态启动2次，每次间隙不得小于5分钟；允许热状态启动1次。只有在事故处理时以及启动时间不超过2～3秒的电动机可以多启动1次。

8.2.2 在检修鼠笼转子时，要检查笼条在槽内的紧固情况，松动的应及时采取措施加以紧固。

8.2.3 认真检查笼条与短路环的焊接质量，若发现有断裂和开焊时，应及时进行补焊处理。焊接时不要从一个方向依次焊接，而应对称交叉焊接，以防短路环发生瓢偏，保证焊接质量。

8.3 防止轴承及其它机械部件损坏

8.3.1 要选择符合标准、质量较好的轴承。更换轴承时，加热温度不应超过100～120℃为宜。

8.3.2 检修时，应彻底清洗轴承，消除油档盖中的脏油，仔细检查滚珠（柱）及滑道上有无天麻点和龟裂现象，滚珠（柱）和滑道之间的间隙大小是否符合标准，如发现问题予以处理。

8.3.3 加强电动机轴承的维护工作，轴承加润滑油的时间间隔、油脂标号、添加量应符合制造厂规定。选用适合相应转速的润滑油脂，润滑油脂应清洁、无杂物、不变质。油挡盖要密封良好，以防漏油烧坏轴承。

8.3.4 轴承运行中的温度不应超过规定值，如无制造厂规定时，滑动轴承不应超过80℃，滚动轴承不应超过100℃。

8.3.5 检修时要认真检查定转子各部分机械部件的紧固情况，如定子铁芯及端部压指是否有松动的地方，转子平衡块是否锁紧，转子 风叶是否有裂纹等。若发现问题必须及时处理，以防运行中松动或脱出损坏电动机。

8.3.6 对于电动机所带机械要加强维护，防止由于所带机械的卡堵而造成电机过流而烧毁或机械损伤。

8.3.7 对全厂所有电动机要建立健全技术档案，做好设备台帐，掌握每台电动机存在的缺陷，以便在检修期间及时处理。按时对电动机进行预防性试验，对试验结果进行对比分析，发现问题及时处理。

第九章 防止系统稳定破坏事故

9.1 认真贯彻“关于加强电力系统管理的若干规定”，着重加强设备检修、运行管理，增强发、供电“一体化”意识，严格执行上级下达有关电力系统安全稳定的具体措施。

9.2 服从调度命令，采用合理、可靠的运行方式，加强运行监视。9.3 按有关技术规程和管理制度，定期检查线路及线路保护、重合闸，发电机自动励磁调节装置，强励装置，保证稳定投入运行。

9.4 雷季前定期做好防雷工作，发现问题及时整改。

9.5 做好一次调频、AGC、AVC、PSS等参数的管理工作，保证各参数的正确性。确保设备可靠运行。

第十章 防止继电保护事故

10.1 继电保护整定计算严格实行计算、审核、批准三级审批制度。

10.2 继电保护定值需在规定时间内执行，运行中属调度管辖范围内的保护定值的改变，必须得到调度值班员的同意指令方可更改。10.3 对运行中或设备投入运行的保护装置，应按规定进行定期检验。

10.4 对较复杂、先进装置的校验，应根据上级机关制订的专用规程进行。装置检验前，制定出具体的安全组织措施，检验时严格遵守《电力安全工作规程》和《继电保护和安全自动装置现场试验保安规程》。检验完毕，应组织有关人员检查、验收，并向运行人员进行交接手续。

10.5 现场设备接线经审批变更后，必须及时对二次图作相应更改。

10.6 要认真贯彻各项规程制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”（误触碰、误整定、误接线）事故。

10.7 加强继电保护技术监督，对于新设备或基建投产后遗留的继电保护装置缺陷、问题，及早发现，及时解决。

10.8 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。

10.9 加强厂用电系统继电保护工作，合理配置备用电源自动投入装置，并加强备用电源自动投入装置的运行管理。

10.10 建立现场定期维护检修制度，加强对装置的维护检查，现场应备有设备的整套正确图纸及相关运行规程。

10.11 建立现场继电保护运行记录簿，记载有关装置停用与投入、保护动作情况以及定值和接线的变更等。

10.12 每年应根据有关反事故措施，结合本单位设备具体情况，制订出公司继电保护装置反事故措施计划，并予以落实，防止继电保护误动、拒动和事故扩大。

10.13 事故发生后，实行“三不放过”原则，认真及时分析事故原因，拿出对策，做好事故报告，把反事故措施落实到工作计划中去。

第十一章 防止开关和隔离开关事故

11.1 选用高压开关设备技术措施

11.1.1 凡不符合国家电力公司《高压开关设备质量监督管理办法》，已明令停止生产、使用的各种型号开关设备，一律不得选用。

11.1.2 凡新更换的高压断路器，不得再选用手力操动机构。11.1.3 中性点不接地、小电流接地及二线一地制系统应选用异

11.1.4 切合电容器组应选用开断电容电流无重击穿及适合于

11.1.5 对电缆线路和35kV及以上电压等级架空线路，应选用切合时无重击穿的断路器。

11.1.6 对于频繁启停的高压感应电机回路应选用SF6断路器或真空断路器、接触器等开关设备，其过电压倍数应满足感应电机绝

11.2 新安装和检修高压开关设备技术措施

11.2.1 新安装高压开关设备的交接验收必须严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。不符合交接验

11.2.2 新安装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺准则的要求进行试验与检查。交接时

11.2.3 分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。各种断路器在新安装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。SF6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一

11.2.4 国产SF6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。若制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。由于不解体安装发生设

11.3 预防断路器灭弧室烧损、爆炸

11.3.1 各所属电站运行、维修班组应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、改造、更换”的办法，以确保设备安全运行。具体措施如下：

11.3.1.1 合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。11.3.1.2 11.3.1.3 在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。

11.3.1.4 将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的使用点。

11.3.1.5 根据具体情况，更换成短路开断电流大的断路器。11.3.2 开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及

11.3.3 当断路器储能机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施(如加装机械卡具)前，严禁人为启动储能电机，防止由于慢分而使灭弧室爆炸。

11.4 预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸 11.4.1 根据开关设备运行现场的污秽程度，采取下列防污闪措施：

11.4.1.1

11.4.1.2 在室外35kV及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂PTV11.4.1.3 11.4.1.4 采取措施防止开关设11.4.1.5

11.4.2 加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应加强对绝

11.4.3 充胶(油)电容套管应采取有效措施防止进水和受潮，发

现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。

11.4.4 绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量

11.5 预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障

11.5.1 加强对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构

11.5.2 11.5.2.1

11.5.2.2 应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、11.5.2.3 辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。

11.5.3 断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30％和65％额定操作电压的要求。在80％(或85％)

11.5.4 分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒

合。

11.5.5 断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。

11.5.6 长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。11.6 预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损

11.6.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不是低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的85％，并均不得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。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减少压降。

11.6.2 应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。

11.7 预防断路器进水受潮

11.7.1 为防止液压机构储压缸SF6气室生锈，应使用符合标准的SF6(微水含量小于20μL/L)

11.7.2 对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数

11.8 预防高压开关设备机械损伤

11.8.1 各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。

11.8.2 检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，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。11.8.3 调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。

11.8.4 真空灭弧室安装时，先使静触头端面与静触头支架连接牢固，再连接动触头端，使动触头运动轨迹在灭弧室中轴线上，防止灭弧室受扭力而形成裂纹或漏气。

11.8.5 开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。11.8.6 为防止机械固定连接部分操作松动，建议采用厌氧胶防松。11.8.7 为防止运行中的SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。

11.9 预防SF6高压开关设备漏气、污染

11.9.1 新装或检修SF6开关设备必须严格按照SF6气体和气体

11.9.2 室内安装运行的气体绝缘金属封闭开关设备(简称GIS)，宜设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。人员进入设备区前必须先行通风15min

11.9.3 当SF6开关设备发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按

11.9.4 运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以免污染环境及

11.9.5 11.9.6 SF6开关设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。

11.10 预防高压开关设备载流导体过热

11.10.1 用红线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。

11.10.2

11.10.3 在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。

11.11 预防高压开关柜事故

11.11.1 新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封

11.11.2 高压开关柜中的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料(如环氧或SMC材料)

11.11.3 在开关柜配电室配置通风防潮设备，在多雨季节或需

11.11.4 进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或

11.11.5 对于老式的五防功能不完善的固定柜或手车柜，应完

11.12 预防隔离开关事故

11.12.1 坚持隔离开关定期大小修制度。隔离开关一般3～5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加临修次数。

11.12.2 对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电

11.12.3 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、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保

11.12.4 应对老式问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和

11.12.5 新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。

第十二章 防止开关及电气设备污闪事故

12.1 电气专责负责防污闪工作，加强防污闪技术管理工作，落实防污闪措施

12.2 变配电设备要真正做到“逢停必扫”、“扫必扫净”。与检修计划同时布置并专人检查验收。

12.3 室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》，并利用停电机会适时进行户内设备的清扫，加强室内通风，防止漏水、结露、积灰造成闪络事故。

12.4 运行人员在大雾和毛雨天气（特别是久旱不雨时）熄灯检查外绝缘放电情况，并做详细记录，及时通报检查情况。

12.5 改善厂房周围绿化情况，采取措施减少尘埃飞扬。12.6 定期对瓷瓶进行清扫，清扫周期暂定为1年1次，清扫时间与设备检修时间一致。升压站和出线清扫工作，正常情况下配合预防性试验设备停电进行清扫；悬式瓷瓶还应作盐密度试验。10kV及以下的（包括室内外）电气设备由运维部安排、组织清扫，对室内设备还需注意防止因飘雨漏水造成绝缘下降。

12.7 运行中的10kV及以上电压等级设备的瓷瓶，应按《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）进行预防性试验，其中出线场的悬式瓷瓶应1—3年测量一次电压分布（或零值），测量工作由外单位进行，运维部参加并负责监督。

12.8 升压站和出线场等电气设备的接地线应完好，截流截面要符合设计要求。接地电阻及保护电气设备建筑物的避雷针接地电阻每3年至少应测量一次，接地电阻值应符合规程要求。用于避雷针的铁管法兰及地脚螺丝，每3年委托检修单位负责检查一次锈蚀情况，以防大风吹倒。各电气设备的接地线每年检查一次是否完好。

第十三章 防止接地网和过电压事故

13.1 根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据系统短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。

13.2 根据热稳定条件，接地线不考虑腐蚀时，接地线最小截面应符合规程要求。

13.3 接地装置的焊接质量，接地试验应符合规定，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。

13.4 接地装置引下线的导通检查工作应每年进行一次，根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。

13.5 对于运行10年以上的接地网，应每3～5年开挖检查一次，发现地网腐蚀较为严重时，应及时进行处理。

13.6 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。

13.7 接地电阻的测量按照《接地装置工频特性参数测量导则》（DL/T475-2006）进行；每4年进行1次接地装置接地电阻的测量。

13.8 接地装置应与线路的避雷线相连，且有便于分开的连接点。当不允许避雷线直接与配电装置构架相连时，接地装置应在地下与避雷线相连，连接线埋在地中的长度不应小于15m。

13.9 配电装置构架上的避雷针（悬挂避雷针的构架）的集中接地装置应与主接地网相连由连接点至变压器接地点沿接地极的长度

不应小于15m。

13.10 独立避雷针（线）宜设独立的接地装置。独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷针及其接地装置与道路或入口等的距离不宜小于3m，否则应采取均压措施。在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。

13.11 防止变压器中性点过电压事故

13.12 切合220kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。

13.13 并列运行的220kV主变中性点应保证一台变压器可靠接地。

13.14 防止谐振过电压事故

13.14.1 为防止220kV及以上电压等级断路器断口均压电容与母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，可通过改变运行和操作方式避免形成谐振过电压条件。

13.14.2 为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，应采取以下措施：在电压互感器（包括系统中的用户站）一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其它专门消除此类谐振的装置。

第十四章 防止倒杆、塔和断线事故

14.1 定期对线路杆塔、构架进行外表检查、巡视。在高温天气及历经大风、雾天、暴雨、覆冰等恶劣气象条件后，应进行特巡。发现问题及时联系安排消除。

14.2 新建设的构架、杆塔不能有明显的缺陷，否则禁止投用。14.3 不许在变电站内、架空线路旁边从事下列有害电力设施的行为。

14.3.1 放风筝。

14.3.2 向停留在电力设施上的鸟射击。14.3.3 擅自在导线上接用电器设备。14.3.4 擅自攀登杆塔或杆塔上架设其他设施。14.3.5 利用杆塔、拉线作起重牵引地锚。

14.3.6 在杆塔拉线上拴牲畜，悬挂物体，攀附农作物。14.3.7 在杆塔拉线基础的规定范围内取土、打桩、钻探、开挖或倾倒酸碱直及其他化学物品。

14.3.8 在架空线下种植树木。

14.3.9 拆卸杆塔构架上器材，移动、损坏永久性标志及标示牌。14.3.10 非电气人员或无人监护在变电站内作业。

14.3.11 未予先采取措施，起重机械的任何部件进入架空线区域进行施工。

第十五章 防止直流设备事故

15.1 加强蓄电池组的运行管理和维护 15.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数

15.1.1.1 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，宜采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。

15.1.1.2 浮充电运行的蓄电池组，应严格监视所在蓄电池室环境温度不能长期超过30℃，防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，缩短运行寿命。

15.1.2 定期进行核对性放电试验，确切掌握蓄电池的容量 15.1.2.1 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行1次全核对性放电试验。以后每隔3年进行一次核对性放电试验。运行在6年以上的蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。

15.1.2.2 对经过核对性放电试验不能满足要求的蓄电池组，应安排技改资金进行更换。

15.2 保证直流系统设备的安全稳定运行 15.2.1 保证充电、浮充电装置稳定运行

15.2.1.1 新扩建或改造充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于1%的技术要求。运行中的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。

15.2.1.2 应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。

15.2.2 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断。15.2.2.1 各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合，防

止越级熔断。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。

15.2.2.2 为防止事故情况下蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。

15.2.3 加强直流系统用直流断路器的管理

15.2.3.1 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不应用普通交流断路器替代。在用直流系统用断路器如采用普通交流开关的，应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。

15.2.3.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。

15.3 防止直流系统误操作的措施

15.3.1 直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。

15.3.2 改变直流系统运行方式的各项操作必须严格执行现场规程的规定。

15.3.3 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。

15.3.4 充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再合直流负荷开关。

15.4 加强直流系统的防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃型电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，尽量避免

与交流电缆并排铺设；在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管，各电缆孔洞应封闭严密。

第十六章 防止监控系统及调度自动化系统事故 16.1 禁止运行人员在监控系统上安装任何软件和玩游戏。16.2 只有经过授权的运行、维护人员才能在监控系统上进行操作。

16.3 在监控系统上只能使用专用移动存储设备，防止将病毒带入监控系统。

16.4 加强对各系统UPS的管理，定期进行带负荷充放电试验（交直流电源切换试验），检查装置动作可靠性。

16.5 监控系统开停机不成功时，应进行详细的检查，在正确判断是由于系统故障时，才能进行手动开停机操作。

16.6 每年应利用全停电机会对主机进行一次全面的除尘工作，并对各冷却风扇补充润滑油。

16.7 加强运行人员的技术业务培训，提高监控系统故障情况下的事故处理能力，防止因处理操作不当扩大事故。

16.8 加强对调度自动化系统、计算机监控系统及电力调度数据网络系统的安全防护，并满足《全国电力二次系统安全防护总体方案》的有关要求，完善安全防护措施和网络安全隔离措施，分区应合理，隔离要可靠。

16.9 电厂的远动装置、电能量终端、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备必须是通过具有国家级检测资质的质检机

构检验合格的产品。

16.10 电厂及改建工程中调度自动化设备的设计、选型应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。

16.11 应按照有关规定的要求，结合一次设备检修，定期对调度范围内厂站远动信息进行测试。有关遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。

16.12 通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统（蓄电池供电时间一般应不少于4小时），不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。

16.13 通信设备（含通信电源系统）应具备完善的通信监测系统和必须的声响告警装置。

16.14 通信设备（含电源设备）的防雷和过电压能力应满足《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。

16.15 为保证在发生自然灾害情况下的通信电路畅通，通信设备应具备有效的防震措施。

第十七章 防止全厂停电事故

17.1 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。

17.2 定期对直流系统内充电装置、蓄电池进行测试，如：蓄电池放电容量、充放电时间、充电装置稳压稳流精度及纹波系数等。

17.3 按照规程规定，定期对柴油发电机进行启动，发现问题及时处理。定期检查柴油数量满足事故备用要求。

17.4 绝缘监测装置应保持在正常运行状态，当直流系统发生一

点接地后，应立即查明故障性质及故障点，并及时排除，防止因直流系统发生两点接地而引起误动或其它故障。

17.5 直流系统运行时，应对直流系统运行电压进行监视，当出现低电压或过电压时，应及时进行检查处理。

17.6 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护应可靠并能有选择性的动作；配有开关失灵保护的必须投入，严防开关拒动、误动扩大事故。

17.6.1 每次机组检修后，都应按照要求进行保护装置的整组模拟试验。

17.6.2 根据《继电保护及安全自动装置技术规程》（GB14285-2006）的规定，应完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。

17.7 应优先采用正常的母线、厂用系统运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制订安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

17.8 厂房内重要事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。

17.9 对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，以防电缆过热着火时引发电站停电事故。

17.10 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。

17.11 运维部应制定保厂用电的具体措施和方案，每年运维应

进行1次全站停电事故应急预案的演练，做好机组“黑起动”试验，并报公司安生部备案。

第十八章 防止垮坝、水淹厂房事故

18.1 严格执行公司《水库防汛管理标准》。

18.2 加强防汛与大坝安全工作的规范化、制度化建设，及时修订和完善能够指导实际工作的《防汛应急预案》。

18.3 做好大坝安全检查（含日常巡查、详查、定期检查和特种检查）、监测和维护工作，确保大坝处于安全运行状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制订险情预计和应急处理计划。

18.4 每年5月（汛前）应按照《水电厂防汛工作检查大纲（试行）》组织防汛检查，落实防汛措施，及时整改问题；做好防汛应急预案的演练和防汛物资储备工作，并健全防洪物资的保管、更新、专项使用制度。

18.5 汛前应做好防止水淹厂房、升压站、进厂公路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施。

18.6 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上游水库垮坝、下游尾水顶托及局部暴雨造成厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。

18.7 运维部照《水电厂防汛检查大纲（试行）》的规定，于4月下旬前完成本部门的自查工作，重点检查防汛措施、防水淹厂房措施；运维部重点应对厂房防洪系统、供排水系统、蜗壳进人孔、尾水

管进人孔、水轮机顶盖等部位进行检查和监视，以防止水淹厂房和损坏机组设备。

18.8 电厂在每年5月底之前完成一次防洪演练，并针对存在的问题限期进行整改。

18.9 强化水库运行管理，必须根据上级批准的水库防洪调度计划和防汛指挥部门的指令进行防洪方案调度，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。

18.10 对影响大坝安全和防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。

18.11 汛期加强防汛值班，及时了解和上报有关防汛信息。防汛抗洪中发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。

18.12 每年12月上旬之前完成防汛工作总结，对存在的隐患进行整改，总结情况应及时上报主管单位。

18.13 按公司《大坝安全管理标准》加强大坝安全管理。

第十九章 防止交通事故

19.1 加强对本公司所有车辆和驾驶人员的安全管理和安全教育。定期开展安全活动。

19.2 机动车驾驶员必须持证上岗，必须认真执行国家交通法规和本企业有关管理制度。无证人员严禁驾驶本企业车辆。

19.3 加强车辆管理，严禁无证驾驶，对发生的交通事故要配合48

第三篇：锅炉反事故技术措施

中州铝厂#6锅炉

锅炉反事故技术措施

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河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 编制目的

为了保证国电濮阳热电机组的试运顺利进行，贯彻“安全 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 的规定。

4.5 严禁违章指挥，冒险蛮干。5 防止重大事故发生的措施

5.1 防止锅炉灭火放炮的措施

5.1.1 锅炉门、孔应完整，关闭严密，冷灰斗水封水位应保持正常，以减少冷风漏入炉内。

5.1.2 在锅炉启动和试运中，BMS系统的所有联锁和保护均全部投入，并确保其动作可靠。应保证热控仪表、保护电源、给粉机电源和备用电源可靠，防止失去给粉机电源造成锅炉灭火。应保证仪表及信号正确，点火程控及灭火保护装置应投入，不得擅自退出保护。

5.1.3 锅炉点火前期应注意观察油枪雾化情况，正常情况为雾化良好，火焰形状完全、不分散，颜色呈金黄，炉膛内无黑烟、无油滴，发现火焰形状不好或发暗有黑烟，应分析其原因进行处理，如调整燃油压力、风量等。

5.1.4 加强煤场管理，对煤质定期化验，煤质变化时应及时通知运行人员，并做好记录，针对煤种、煤质变化，雨天煤湿，低负荷运行以及新机组性能未掌握等不利情况下，应及时投油助燃。

5.1.5 若投粉不着，应立即停止给粉机，抽粉5分钟后检查投粉条件是否满足，查明原因，并消除后方可准备再次投粉。

5.1.6 投粉时要保证炉内燃烧工况良好，投粉后应相应调整风量，使煤粉燃烧充分。煤粉应对角或层投入，尽可能避免同层缺角运行，同层给粉机给粉量要保持一致。

5.1.7 锅炉首次断油，应在负荷＞70%额定负荷时进行，为了保证安全，停油时应逐角停止。

5.1.8 保证制粉设备。给粉机、送、引风机运行稳定可靠，发现问题及时处理。5.1.9 注意监视炉膛负压的变化情况和炉内燃烧工况，在启、停油枪和给粉机以及启动制粉系统时，更应注意监视炉膛内燃烧情况。

5.1.10增减负荷时，如手动操作，增负荷时应注意先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风，调整要均匀，不可大幅度调整风量和燃料量。

5.1.11注意火检系统、火焰电视是否正常，观察炉内燃烧情况良好，火焰无偏斜。5.1.12定时吹灰，防止炉膛结焦。若发现结焦，应及时进行吹灰，并做及时的燃烧调河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施

整。燃烧不佳时，严禁吹灰。5.1.13保持合适的煤粉细度。

5.1.14燃烧不稳，炉膛负压波动大时，应精心调整燃烧，一旦发现炉膛灭火，应立即切断所有燃料，按照规程进行处理，MFT动作停炉和再次点火前要求对炉膛进行吹扫，严禁采用“爆燃法”点火。5.2 防止制粉系统自燃爆炸措施

5.2.1 检查制粉系统防爆门设计和安装是否符合要求，要加强防爆门检查和管理工作，防爆门应有足够的防爆面积和规定的强度，粉仓密封要严密，减少空气漏入。

5.2.2 设计、安装中，消除可能积粉的死角。

5.2.3 运行中维持磨煤机出口温度不超过规定值，煤粉不可过细。5.2.4 制粉系统消防设施处于良好备用状态。

5.2.5 制粉系统停运前应将内部煤粉抽空，磨煤机出口温度降到60℃以下，方可停止排粉机。

5.2.6 运行中，磨煤机再循环门不宜关的太小，并要求定期开大吹扫10～15分钟。5.2.7 发现漏粉时，应及时处理，漏出的煤粉应清理干净，以降低煤粉浓度，大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止粉尘爆炸。5.2.8 要坚持执行定期降粉制度和停炉前粉仓烧空的规定。

5.2.9 制粉系统发生异常时，要按照规程进行处理，严禁违章指挥，冒险蛮干。5.2.10吸潮管要保证畅通，吸潮门好用，运行和停炉后均要监视煤粉仓温度，发现问题及时采取措施。5.2.11保证风门挡板联锁正常。

5.2.12给粉机停运后要将一次风管吹扫干净。

5.2.13当一次风管发生堵粉时，应及时吹扫，若堵粉已自燃时，禁止吹扫，并隔绝风源，待积粉燃尽后再行处理。5.3 防止尾部受热面二次燃烧措施

5.3.1 锅炉启动前，全部吹灰器及吹灰汽源系统应吹扫调试完毕，确保所有吹灰器均能投入运行，5.3.2 锅炉点火投粉后受热面吹灰每天白班一次，运行初期可根据情况加强吹灰。5.3.3 调整好燃烧，防止尾部受热面积粉和油垢，油枪堵塞时，要及时清理，保证雾河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施

化质量和配风良好，不冒黑烟，煤粉细度要保证在要求范围内，给粉机转速平稳，下粉均匀。

5.3.4 制粉系统投入时，要保证三次风进入炉膛后着火良好。

5.3.5 油、煤混燃时要调整好配风，保证燃烧充分，并尽量缩短油煤混燃和低负荷运行时间。

5.3.6 运行中应严格监视烟、风温度变化。

5.3.7 应注意烟道各段差压变化，如差压值非正常增大，则应检查是否有堵塞现象并及时处理。

5.3.8 如果发现烟气温度急剧升高，各种现象表明为烟道二次燃烧时，应立即停炉，停止向炉膛供给煤粉，停止送、吸风机，严密关闭烟气和空气挡板及烟道上的门孔，只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能启动引风机，逐渐开启挡板，抽出烟气，待冷却后，对烟道内受热面全面检查。5.4 防止省煤器爆管措施

5.4.1 运行中应尽可能保持给水流量和温度稳定，避免给水猛增猛减。5.4.2 在点火时应及时开启省煤器再循环门。

5.4.3 当锅炉在运行中发生灭火而不能立即点火时，应保持一定的给水流量，在不向炉内进水情况下，及时开启再循环门，低负荷时不允许采用间断给水的方法。5.4.4 保持合格的给水品质，防止省煤器腐蚀和其他腐蚀。

5.4.5 省煤器管损坏时，应尽量维持汽包水位，如水位不能维持，事故可能扩大时，则应立即停炉。5.5 防止锅炉水冷壁爆管措施

5.5.1 锅炉上水时，上水速度和水温应符合要求，启动升压升温或升负荷速度及停炉时冷却和放水要符合规程要求，严禁超标。5.5.2 运行时负荷变化要平稳，以防水循环破坏。

5.5.3 调整好燃烧，保证火焰无偏斜，无刷墙现象，炉膛水冷壁上结渣时，应及时清除，并防止大渣掉落砸坏冷灰斗水冷壁。

5.5.4 保证汽包水位变化在±50mm范围内，防止水位过低使水循环恶化。5.5.5 保证给水和炉水水质符合规定。

5.5.6 保证水冷壁膨胀自由，无卡涩现象，当膨胀受阻时，应停止升温、升压，待故障消除后，方可继续升温升压。

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5.6 防止过热器爆管措施

5.6.1 调整好燃烧，减小炉膛出口烟气温度场和速度场偏斜，燃烧器要对称运行，使火焰中心适中，煤粉细度不可过粗。

5.6.2 加强给水、炉水及蒸汽品质的检查化验，减少蒸汽带盐量。5.6.3 加强对过热器管壁温度的监视，如温度较高应及时调整。5.6.4 保证吹灰器可靠好用，加强吹灰。5.7 防止锅炉满水措施

5.7.1 保证水位计指示准确，定期校对。

5.7.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过高。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。

5.7.3 事故放水门试验好用，水位保护能正常投入。

5.7.4 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。

5.7.5 若发现水位过高时，应减少给水量，开启事故放水门，注意汽温变化,当汽温快速下降时,应立即停机;如严重满水时，应立即停炉，继续放水，严密监视水位，当水位放至正常水位时，关闭放水门，事故原因清除后，根据情况决定是否重新启动。5.8 防止锅炉缺水措施

5.8.1 保证水位计指示准确，定期校对。

5.8.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过低。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。

5.8.3 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。5.8.4 确认备用给水泵可靠和联锁正确，滤网及时清理。

5.8.5 如带负荷过程中出现水位过低加强给水无效时，应快速减负荷直至水位正常。5.9 防止过热器超温措施

5.9.1 启动时，蒸汽流速较低，应严格控制屏式过热器各点壁温及其前部烟温，初期限制燃烧率不能太大，为保护过热器对空排汽应保持较大开度。5.9.2 保持各段受热面进出口汽温尽可能接近设计值。

5.9.3 调整好燃烧，尽可能减少炉膛出口烟气温度和流速偏差，当受热面超温时，可采取合理的配风方式（如上大下小配风），降低火焰中心位置，必要时，使火焰适当下倾一定角度。

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5.9.4 调节风量，保持炉膛出口氧量在3～6%，应尽可能减少炉膛及烟道漏风。5.9.5 尽量保持给水温度在设计值运行，如需切除高加运行时，作好措施以避免汽温大幅度上升，必要时应适当降低负荷运行。

5.9.6 定期检查炉内结渣情况，水冷壁结渣时应及时清除。5.9.7 加强水冷壁吹灰。

5.9.8 调整好减温水量和烟气挡板开度。5.9.9 电厂运行人员经培训合格，方可上岗。

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第四篇：锅炉反事故技术措施（本站推荐）

锅炉反事故技术措施

1、前言

在新建机组试运行中，由于安装刚刚完工且调试临近结尾，运行人员尚未完全掌握机组的运行特性。一些异常情况难免发生，因此为了机组能够安全、顺利地试运、移交生产，就机组在试运中常发生的一些事故，列举出事故现象，并简述其原因。具体处理办法参照运行规程。

2、事故处理原则 2.1事故处理原则

2.1.1 发生事故时,操作人员应沉着冷静，根据表记指示及外部现象特征，迅速正确地判断和处理事故。

2.1.2 事故处理过程，运行人员应在值长、班长的指挥下，以司炉为主进行处理，在值长、班长未到之前应按事故处理规程和现场实际情况进行正确处理。

2.1.3 事故处理时如不危及人身及设备安全时，应尽量维持锅炉机组的运行。

2.1.4 交班时发生事故，应以当班运行人员为主处理，接班人员协助处理，事故处理完毕后方可接班。

2.1.5 事故处理后，应将事故发生的详细情况记录在产班记录本上并汇报有关领导。

2.2事故停炉的条件及处理

2.2.1遇到下列情况之一时,应紧急停炉 2.2.1.1 锅炉缺水，水位在汽包水位计中消失时； 2.2.1.2 锅炉满水，水位超过汽包水位计上部可见水位时； 2.2.1.3 所有水位计损坏无法监视水位时； 2.2.1.4 炉管爆破，威胁设备及人身安全时；

2.2.1.5 燃料在烟道内发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时； 2.2.1.6 汽水管道爆破，威胁设备及人身安全时。2.2.2紧急停炉的处理

2.2.2.1 按下事故停炉按纽或停止送风机,切断进入炉膛的所有燃料,复位各跳闸设备开关,关小吸风机挡板保持负压-100Pa左右，并通知电气停止电除尘电场运行。

2.2.2.2 如果烟道内发生二次燃烧，应立即停止引风机，关闭烟道风道内的所有挡板。

2.2.2.3 关小或关闭减温水，监视汽温变化，关小或停止给水（严禁严重缺水时向炉内上水），保持正常水位。

2.2.2.4 通风5~10分钟后，将引风机挡板关闭，停止引风机；若炉管爆破待蒸汽排净后再停止引风机。

2.2.2.5 其它操作按正常停炉进行，将事故的情况汇报值长及有关领导并详细做好记录。

2.2.3遇到下列情况之一时,应及时报告值长申请停炉,停炉时间应由生产厂长或总工程师决定,并视情况按正常停炉步骤处理.2.2.3.1 炉管(水冷壁省煤器过热器管等)发生泄漏时.2.2.3.2 锅炉汽温或过热器壁温超过允许值,经调试或降低负荷仍不能恢复正常时。

2.2.3.3 汽水品质严重低于规定标准，经处理仍未恢复正常时。2.2.3.4 锅炉严重结焦难以运行时。2.2.3.5 所有安全门全部失灵时。

2.2.3.6 烟道内积灰严重，虽经提高引风机出力和采取吹灰措施仍无法维持炉膛负压时。

3、锅炉本体事故 3.1

锅炉满水

现象：汽包水位超过高Ⅲ值+300mm并且继续上升，高水位信号灯亮，间响报警。给水流量不正常大于蒸汽流量，严重时汽温下降较快，蒸汽管道发生水击，蒸汽含盐量增加过热蒸汽导电度增大。

原因：给水门故障，自动失灵，负荷突然变化等多方面原因。运行人员监视不够，控制不当也是一方面原因。

处理：运行人员应认真监盘，时常对照汽水流量，给水流量，上下部水位计指示是否正确一致。解列给水自动，关小给水调节门，开启事故放水门。3.2锅炉缺水

现象：所有水位计指示都低，并且继续下降，低水位信号灯亮，间响报警。给水流量小于蒸汽流量，主汽温度直线升高。

原因：运行人员操作不当、监视不够，自动失灵，给水门故障，锅炉水系统严重漏泄等。

处理：解列自动，开给水门，增加给水流量，如果给水压力低，启动备用泵。关闭所有放水门（包括排污门）3.3汽水共腾

现象：汽包水位剧烈波动，水位表摆动大，主汽温度急剧下降，蒸汽管道水击饱和蒸汽含盐量增加，导电度增加。

原因：给水或炉水质量不合格，没排污或排污不彻底加药量过多使炉内悬浮物增多，锅炉负荷骤增，汽水分离不佳。

处理：降低蒸发量，维持低负荷稳定，全开排污门，并开启事故放水（但此时注意控制好汽包水位），加强炉水分析，改善炉水质量。3.4水冷壁爆管

现象：汽包水位迅速下降，爆破时有响声，汽压、水压下降，炉膛正压，排烟温度下降，给水流量大于蒸汽流量。原因：焊接质量，水冷壁材质不合格等原因。

处理：加大给水流量，维持汽包水位，如维持不住，停炉。3.5过热器爆管

现象：蒸汽流量不正常，小于给水流量，过热器附近有漏泄声，严重时炉膛正压，过热器温度差大，漏泄侧烟温降低。

原因：焊接、材质不合格，过热器蛇形管水塞或其它杂物堵塞。水冷壁结焦。处理：停炉。3.6省煤器爆管

现象：给水流量不正常的大于蒸汽流量，漏泄严重时，炉外能听到喷水声音排烟温度下降，炉膛正压，汽包水位不易维持。原因：焊接质量，管材不合格等等。

处理：如不又能维持运行，请示有关人员，停炉。3.7锅炉汽水管道水击

现象：管道振动有冲击声，给水压力摆动大。

原因：上水前空气未排净，给水泵运行不正常，给水温度变化剧烈，给水门两侧差压大，蒸汽管道未暖管、疏水不彻底。处理：排净空气，减小给水门前后差压，充分暖管、疏水。3.8锅炉灭火

运行人员在试运行期间注意监视，严禁在不明炉内着火情况时，投油助燃。在确定炉内灭火时，严禁一切燃料入炉，运行人员应迅速切断油和煤粉，同时开大送、引风机，对炉膛吹扫3-5分钟，待查明原因后，重新点火，严禁用爆燃法点火。3.9尾部烟道再燃烧

现象：尾部烟道烟温升高，热风温度升高。原因：油枪雾化不好；未燃尽的煤粉进入烟道。

处理：经检查确认发生烟道二次燃烧时，应立即停炉，停止引、送风机，关闭入口挡板，关闭风烟系统所有孔门及风门挡板。严重时可能危急到设备，应停炉。3.10锅炉结焦

现象：各受热面处烟气温度及蒸汽温度升高；燃烧器出口，凝渣管结焦，炉膛负压减小，烟道至引风机入口负压增大；炉膛温度升高；捞渣机内焦块增多，灰量减少。

原因：燃煤熔点低；风量不足，燃烧不好；热负荷过大，燃烧温度过高；煤粉过粗；燃烧器工作不正常；对蒸发受热面吹灰不及时，除焦不彻底。

处理：调整火焰位置，适当增加过剩空气量；及时清除焦渣；适当降低锅炉蒸发量；在炉膛内有不易清除的大块焦渣时，应及时停炉。4转动设备跳闸 4.1送风机跳闸

现象：送风机跳闸，排粉风机、磨煤机、给煤机、给粉机均跳闸；锅炉灭火，炉膛负压到头，汽温、汽压速降，水位先低后高。原因：电机或风机故障；电气人员误操作；误按事故按纽，厂用电故障。

处理：按锅炉灭火处理。4.2引风机跳闸

现象：引风机跳闸时，运行中的送风机、排粉风机、磨煤机、给煤机、给粉机全部跳闸；锅炉灭火，汽温、汽压、流量迅速下降，水位先高后低。

原因：电机或风机故障；电气人员误操作；误按事故按扭；厂用电故障。

处理：按锅炉灭火处理。4.3排粉机跳闸

现象：排粉机电流指示到零，磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压增大。原因：机械故障，电动机过负荷；电气故障或误操作；误按事故按扭。处理：报告值长，要求降低锅炉负荷运行；联系检修，电气人员检查处理。4.4磨煤机跳闸

现象：磨煤机电流到零；给煤机跳闸；磨煤机出口温度升高，系统风压减小。

原因：电气故障或误操作；高位油箱油位低，保护动作。

处理：通知热工、电气、检修人员检查处理，如故障消除后，可重新启动，确认大瓦油量充足且瓦温正常后方可启动；磨煤机跳闸后禁止强合。

5锅炉厂用电中断 5.1 6000V电源中断

现象：各转动设备跳闸；电压表电流表指示到零；锅炉蒸汽流量，汽压、汽温、水位急剧下降；热工仪表电源消失，指指示失常；事故报警器鸣叫；锅炉灭火。5.2

400V电源中断

现象：所有400V转动设备跳闸，事故报警，光字闪锅炉灭火。处理：立即手动关闭给水门、减温水门，控制好汽包水位及各风烟挡板，手动关闭制粉系统热风门，开启冷风门；汇报值长，做好点火前的准备工作，电源未恢复前按正常停炉处理，电源恢复后，在值长统一指挥下，重新点火，恢复锅炉正常运行；通知电气电除尘器电场停止运行。5.3仪表电源消失

现象：热工仪表电源指示灯灭，报警信号不听见，光字牌不亮；风压表指示正常；所有自动调节失灵，开度表指示到零；火焰电视失像。原因：电气、热工人员误操作；仪表电源总保险熔断；厂用电中断。处理：汇报值长，要求稳定负荷，通知热工人员迅速恢复电源；通知汽机注意汽温，手动调整减温水门，并稳定减温水量，手动调整给水门，保持正常水位；尽量保持汽温、汽压稳定；若仪表电源短时不能恢复，锅炉失去控制手段，严重影响设备安全，应立即停炉。6制粉系统故障

遇有下列情况时，应立即停止制粉系统运行。6.1 制粉系统爆炸时

6.2 制粉系统设备故障，危及人身安全时。

6.3 磨煤机大瓦及各轴承温度上升很快并超过规定值，经采取措施无效时。

6.4 转动机械发生严重震动，磨擦、串轴，危及设备和人身安全时。6.5 磨煤机，排粉机电流突然增大，超过规定值。6.6 电动机冒烟着火或温度过高，超过规定值。6.7 遇有下列情况时，应停止磨煤机运行 6.7.1 细粉分离器严重堵塞时 6.7.2 粗粉分离器严重堵塞时

6.7.3 磨煤机严惩堵塞，经处理无效 时 6.7.4 木块分离器严重堵塞，经处理无效时

6.7.5 磨煤机出口温度显示失灵，又无其它办法监视出口粉混合物温度时。

6.7.6 给煤机故障不能消除时 6.7.7 润滑油中断

6.7.8 制粉系统的自燃着火及爆炸。现象：自燃着火处的管道外壳温度异常升高

风粉混合物温度异常升高，运行中排粉机入口温度异常升高。爆炸时有响声，从系统不严密处向外冒烟、冒火，防爆门损坏，鼓起或爆破。

粉仓自燃着火时，粉仓温度异常升高，爆炸有异常声。原因：

制粉系统内有积粉与积煤。磨煤机出口温度超过规定值。

原煤中含草、木、油脂、雷管等易燃、易爆物。煤粉过细，水分过低，原煤的挥发份高。煤粉仓严重漏风，煤粉在粉仓内积存过久。有外来火焰时。自燃的处理

磨煤机入口发现火源时，应加大磨煤机的给煤量，用水和壁浇入着火处将火熄灭。

必要时可投入蒸汽灭火装置。制粉系统爆炸的处理：

磨煤机发生爆炸时，立即停止制粉系统的运行。若排粉风机出口防爆门爆破，应立即停止制粉系统。

因系统爆炸而引起锅炉灭火时，应按锅炉灭火事故的有关规程处理。煤粉仓自燃爆炸处理：

立即停止向粉仓送粉，关闭粉仓吸潮管，隔绝空气，严禁有粉漏入粉仓，并进行彻底降粉。投入助燃油枪，稳定燃烧 降粉后迅速提高粉位，进行压粉，如有必要，可投入蒸汽灭火装置。

若粉仓发生爆炸，应全面检查粉仓情况，尽快处理。制粉系统自燃爆炸的预防措施：

经常检查和处理设备缺陷，消除系统内积煤、积粉。锅炉停运时，按本规程要求将粉仓内粉用尽。严格控制磨煤机出口温度在130℃ 消除制粉系统各管道的漏风，按时进行粉仓降粉。

保持最佳制粉出力，防止断煤及出力不稳或常时间低出力运行。防止外来火源，严格执行工作票制度，禁止制粉系统设备附近吸烟，禁止用明火检查制粉系统设备。

以上列举出锅炉本体、制粉系统等在试运中常遇到的一些异常现场和事故。望运行人员在运行中加强监视，对各个设备出现的问题应及时、准确地处理。

第五篇：云南电网公司2006补充反事故措施

附件：

云南电网公司2006补充反事故措施

一、变电一次反事故措施

（一）提高系统综合防雷能力

1.按照南方电网公司反事故措施要求，公司已连续两年安排反措项目，对正常方式热备用的线路在线路终端侧安装避雷器，各供电单位应于8月底对照要求检查落实，未达到要求的必须在12月底前完成避雷器加装工作。

2.在雷电活动频繁的地区，线路侧均应安装避雷器，防止因雷击跳闸期间再次落雷击穿已断开的断路器断口，对断路器及隔离开关造成损坏。

（1）雷电活动频繁地区的定义：

①以变电站落雷密度定义：通过数据分析确定落雷密度（以变电站地点坐标为圆心，半径2公里面积的落雷统计数量/面积）的基准值，在基建、改扩建和技术改造工程设计时，如变电站落雷密度大于基准值，则为雷电活动频繁地区，必须安装线路终端避雷器。

②以雷暴日定义：在尚无统计数据定义变电站落雷密度基准值之前，可以暂时雷暴日进行定义，结合我省实际以及 省外数据，当多年气象资料统计，变电站所处地区雷暴日大于90个雷电日/年时，为雷电活动频繁地区，必须安装线路终端避雷器。

（2）变电站落雷密度制订与咨询工作，由电力研究院完成。结合我公司雷电定位系统近两年多运行数据，在2006年底前，提出云南电网公司各变电站落雷密度基准值制订工作，并完成对公司220kV及以上变电站落雷密度计算工作；在2007年雷雨季前完成110kV变电站及公司直属35kV变电站落雷密度计算工作；新建变电站落雷密度咨询工作由各设计单位咨询电力研究院提供。

（3）各供电单位应对照要求进行检查，未达到要求的，必须在2007年雷雨季前，完成220kV及以上变电站的整改工作；2007年底前完成110kV变电站及公司直属35kV变电站整改工作。

（4）鉴于220kV变电站对云南电网安全稳定运行的重要性，220kV变电站低压侧有出线的，必须在低压侧出线安装避雷器。

（二）加强绕组变形检测，避免造成变压器绕组严重变形

1.变压器交接、大修和出口短路时必须进行线圈变形试验工作；各供电单位必须在2006年底前 100%完成110kV及以上主变的绕组变形测试，并建立完整的档案（包括厂家测 试数据、投产验收时数据以及运行中测试数据）。

2.禁止变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行；馈线侧近区短路（原则上通过变压器的短路电流达到变压器设计最大短路电流的80%以上），若馈线跳闸而变压器低压侧未跳闸时，应尽快安排转移负荷，补测变压器绕组的变形程度，避免变压器再受冲击时造成损坏。要求各供电单位按照短路电流计算结果将所辖变电站主变压器分为三类，分类结果于2006年11月底报公司生技部和调度中心备案：

⑴ 任何运行方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流均达到变压器设计最大短路电流的80%以上者，故障后必须做绕组变形试验的；

⑵ 大方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流达到变压器设计最大短路电流的80%以上，而小方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流小于变压器设计最大短路电流的80%，故障后根据具体情况确定是否做绕组变形试验的；

⑶ 任何运行方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流都不会达到变压器设计最大短路电流的80%，故障后不必做绕组变形试验的。

（三）强化断路器运行管理

1.加强对断路器操作机构检查及维护工作。（1）辅助开关必须安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好，不符合要求的，必须及时调整或更换。辅助开关和操作机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采取防松措施，如加涂厌氧胶等。

（2）分、合闸铁芯应在任意位臵动作灵活，无卡塞现象，以防拒分和拒合。

（3）检修时应对断路器设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应查明原因，并及时进行处理。

（4）应定期检查断路器各种弹簧和缓冲装臵，若发现变形或损坏，应查明原因，并及时进行处理。

（5）对液压、气动操作机构存在跑、漏、滴、冒等情况的，必须及时进行处理，确保机构的正常工作状态。

2．有人值班变电站在断路器分、合闸操作前及操作后，必须到现场核查机械位臵；无人值班变电站宜参照执行。

3．按照公司云电生„2006‟

43、54号文有关规定，加强对开关设备（断路器、隔离开关）上铜铝过渡线夹的入网质量控制、巡视和定期检查工作。

4． 根据网、省公司设备装备技术要求的有关规定，断路器SF6气体压力必须采用压力表和密度继电器，或者采用带压力指示的密度继电器进行监视。对未采用密度继电器的 断路器不得在我公司内使用；各供电单位应对在运断路器进行检查，未满足要求的必须进行整改：220kV及以上电压等级断路器整改工作应于2006年底前完成；在2007年6月前完成110kV及以下断路器的整改工作。

5．加强对断路器的运行巡视工作，对于经常发压力低报警信号的断路器，必须及时查明原因进行处理，若存在防爆阀漏气的，必须及时采购备品进行更换。各供电单位应于10月底对照要求检查落实情况，未达到要求的必须在12月底前完成整改工作。

6． 对于厦门ABB公司OHB-40.5型断路器的专项整治工作。

（1）立即开展在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器内部压力检测工作，于8月底前完成，并将检测结果报公司备案。

（2）对经压力检测发现有漏气或压力低闭锁经常发信报警的断路器必须及时更换防爆阀。

（3）将在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器压力继电器更换为带压力指示的密度继电器，以确保对SF6气体密度的正常监视，此项工作应于2007年雷雨季前完成。在此项工作未完成之前，宜将在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器闭锁压力提高0.1MPa运行，以适当提高该型断路器绝缘水平。（4）对使用OHB-40.5/2500-31.5型断路器作为出线断路器的线路，应于2007年雷雨季前完成加装出线侧避雷器的工作。

（四）云南电网公司目前使用的过电压保护器是不成熟产品，在间隙配合整定上较为困难，使保护相间过电压的目的难于达到，而生产厂家良莠不齐，使得过电压保护器质量难于保证，应对已安装的过电压保护器进行拆除，更换为常规型站用金属氧化物避雷器。各供电单位应于10月底前对照要求检查核实，未达到要求的必须在12月底前完成整改工作。

二、输电线路反事故措施

（一）防止倒杆（塔）和断线事故

1.新建或技术改造工程线路设计时要重视已取得的运行经验，并充分考虑微地形和特殊气象条件对线路的影响，尽量避开可能引起导、地线严重覆冰或导线舞动的特殊区域。

2.新建或技术改造工程线路设计应合理选取杆（塔）型，并要求严格按照DL/T 5092-1999《110~500kV架空送电线路设计技术规程》进行强度校核，并在设计说明书中补充说明校核结果，尤其针对设计套用塔型的情况，强度校核要作为重点工作。

3.在重要跨越处，如跨越110kV及以上线路、铁路、高 速公路、通航河流等地区，新建线路绝缘子串应采用独立挂点的双联绝缘子串结构。改造线路因杆塔结构限制，不能满足独立挂点双串要求的可采用单挂点双串结构。

4.对处于可能遭受洪水、暴雨冲刷、滑坡带等地区的杆塔，应组织地质专家和设计人员进行现场分析并视情况开展钻探等工作，及时掌握现场地质变化情况，提出并落实可靠的防护措施。同时，在汛期6～10月份应增加对以上地区的巡查次数，汛期结束后及时对冲刷区进行维护。

5.对设备腐蚀严重或失效的铁质开口销、闭口销等销针，要及时更换为不锈钢销，防止绝缘子或金具脱落发生掉线、掉串事故；防振锤和间隔棒应定期检查，发现松动及时紧固，移位后应及时进行复位处理；新建、技术改造工程应普遍采用不锈钢销针。

6.对部分冬、夏季气温变化较大的地区，应在气温降低和升高时，对档距较大和有交叉跨越的导、地线弛度进行重点核查并及时处理。

7.定期对绝缘子进行零值检测，每年宜选择枯季开展此项工作，要求尽量安排在雨季前完成零值、低值绝缘子检查、更换工作；各运行单位必须购臵足够的绝缘子绝缘电阻检测仪，提高绝缘子零值检测手段，并建立健全绝缘子零值检测、分析及档案管理制度。

8.重视垂直双分裂布臵线路的建设和运行监视，在施工 期间要按照设计标准和验收规范要求严格控制导线弧垂和子导线间间距，确保投产时满足运行要求；对投产一年以后的设备，运行单位要对线路弧垂和子导线间间距进行核查，尤其在线路带超过经济运行电流负荷情况下进行核查，防止子导线间发生粘接。

（二）防止雷害事故

1.运行单位和电力试验研究院应根据雷击跳闸记录和雷电定位系统数据认真总结、分析，合理划分易击区，要认真分析各种防雷措施的效果，制定适合具体线路、具体地段、具体杆塔位臵的最佳防雷措施。

2.线路设计应充分参考雷电定位系统检测的雷电分布数据，尽量避开易击区，如必须通过易击区时应考虑采用较小或负保护角设计，并在降阻困难地区选择长效稳定的降阻措施。

3.雷电活动频繁地区不宜选择瓷绝缘子，使用复合绝缘子应加长10%～15%。

4.定期进行杆塔接地电阻测量和地网开挖检查，对运行超过10年和采用降阻剂的杆塔，应进行接地体腐蚀情况检查，并对有问题的杆塔进行及时处理。

5.定期进行绝缘子零值检测，发现雷击零值绝缘子应在10个工作日内进行更换。

6.重视易击区接地电阻检查和改造工作，做到发现一 基、改造一基，改造一基、合格一基；接地改造必须在雨季来临前完成。

7.线路型避雷器安装、选点、使用原则：

（1）连续两年重复发生过线路雷击跳闸的区段（1km内），应结合雷电定位系统监测数据，综合考虑安装线路型避雷器。

（2）安装线路避雷器的杆塔，接地电阻必须达到设计要求。

（3）单回路架设线路，原则上只考虑安装两个边相。（4）对原来装设的避雷器，连续经历两个雷雨季节未动作的，运行单位要在次年雷雨季节来临前调整到适宜位臵。

（5）安装了避雷器还发生雷击跳闸的杆塔，要在5个工作日内对故障原因进行认真分析，并提出处理意见。

8.充分应用雷电定位系统，以雷电定位系统监测数据为核心指导线路防雷工作，拓展雷电定位系统的应用研究。

9.运行单位应每月组织对雷击跳闸故障进行分析，结合雷电定位系统监测数据、地形地貌、接地电阻等综合因素加强对直击、反击、绕击跳闸的分析，摸索出适合具体区段、具体杆塔、具体形式的防雷措施。

10.雷电活动频繁地区的35－110kV架空输电线路，若未全线架设避雷线，则应在变电站1－2km的进线段架设避 雷线；进线保护段上的避雷线保护角不得大于20度；应尽量降低进线段杆塔接地电阻，一般不宜大于15Ω，当土壤电阻率较高时，可采取填充中性降阻剂等降阻措施。

11.运行单位应对在运OPGW复合地线进行清理，加强对单丝直径小于3mmOPGW地线的巡视检查，发现断股或损伤情况要及时进行处理。新建或改造线路涉及OPGW复合地线时，必须采用单丝直径大于或等于3mm的设备。

12.对易发生绕击的山区易击段线路，运行单位应积极研究减小地线保护角的改造措施。

（三）防止风偏事故

1．在线路杆（塔）的设计过程中要结合气象部门提供的资料和当地百姓反映的情况充分考虑各种天气情况下风力的大小，并充分考虑到影响风偏角的因素，在风力较大或易出现恶劣气象的地区，选择空气间隙和摇摆角较大的杆塔型，并适当增大杆塔的设计强度。

2．对存在风偏隐患的耐张塔风偏治理，如“干字型”耐张塔中相跳线宜采用独立双挂点的双串绝缘子悬挂，并使跳线保持一定张力；其它类型跳线可采取加装跳线串、增加跳线张力等措施，控制耐张塔跳线风偏。

3．新建或改造线路在局部有可能发生大风的区段要慎用“猫头”塔，塔型选择时可适当提高杆（塔）设计强度。

4．线路巡视时要注意线路走廊两侧和交叉跨越的悬崖、山坡、树木、建筑物、线路等设施，对可能存在隐患的部位要及时验算最大风偏时的安全距离，发现问题及时处理。

5．加强特殊天气巡视、检查，通告运行经验积累，掌握大风发生区域，准确划分微地形、微气象区，以便于及时采取措施预防风偏事故发生。

三、变电二次反事故措施

（一）杜绝因电流互感器二次绕组使用不当造成保护死区

1．新建、改扩建和技术改造工程施工设计时应注意电流互感器二次绕组的合理使用，杜绝因保护范围不交叉造成保护死区。要求加强一次、二次、土建等专业间的协调沟通，厂家资料的确认应由电气一次、二次专业共同进行，确保施工设计与设备实际安装位臵一致且二次接线正确无误。

2．对双母线接线/单母线等接线方式，双重化配臵的220kV变压器保护至少应有一套保护使用独立电流互感器二次绕组，且电流互感器应装设在断路器与母线之间，确保断路器故障不存在保护死区。

3． 对3/2接线、桥型接线方式，线路保护和主变保护的保护范围应交叉，确保断路器故障不存在保护死区。

4． 110kV变电站的主变保护、各侧线路保护等电流互感器安装位臵及二次绕组接线应注意避免出现保护死区。

5． 要求各供电单位对运行设备进行清查，并在2006 年10月底前完成断路器保护死区的清查和整改工作。

（二）防止低压母线故障引起事故扩大

1.为了防止低压母线故障不能快速切除引起事故扩大，对35kV/10kV母线实现快速保护提出如下要求：

（1）新建工程220kV及以上电压等级变电站35kV/10kV母线原则上应配臵母线保护，允许采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。

（2）500kV变电站35kV母线应加装35kV母线保护，要求2007年6月底前实施。确实无法加装母差保护的500kV变电站可按照调度中心制定的低压侧母线快速技术方案采取改进措施。

（3）对35kV开关设备户内安装且有35kV出线的220kV变电站，有条件时应加装35kV母线保护，可采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。若电流互感器无备用保护级二次绕组，则按照调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案采取改进措施，以实现母线故障快速保护。

（4）其他在运的低压侧为无功补偿设备和站用电的220kV变电站，有条件时宜加装35kV母线保护，可采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。若电流互感器无备用保护级二次绕组，则按照调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案采取改进措施，以实现母线故障快速保护。

（5）加装母差保护的要求在2007年6月底前完成； 采用调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案的要求在2006年12月底前实施。

（6）为提高电流互感器抗饱和能力，要求主变保护、母线保护用交流电流回路控制电缆截面≥4mm，并在整定计算时尽可能采用较大TA变比。

（三）为避免微机型二次设备的不正确动作，认真落实各项抗干扰措施

1.要求杜绝因TA、TV二次回路多点接地等原因导致继电保护装臵不正确动作。

2.电流互感器备用二次绕组不允许在TA接线盒中直接短接，应引接至断路器端子箱内，在端子排处短接并可靠接地。

3.TA、TV二次回路接地点设臵、控制电缆屏蔽层接地方式、保护专用接地铜排敷设方式、高频通道抗干扰措施等应严格按照《云南电网公司输变电设备竣工投产验收管理规定（试行）》的二次设备抽查验收项目表（继电保护类）相关要求执行。

（四）加强对继电保护设备的运行管理和整定计算工作

1.要求各供电单位加强对继电保护装臵的日常巡视和运行维护工作，及时发现并处理缺陷，避免因保护装臵插件或元器件损坏而导致越级动作，扩大事故范围。

22.无人值班变电站的二次设备动作、异常信息必须通过装臵通信接口或硬接点接到变电站计算机监控系统，由变电站计算机监控系统上送集控站。要求各供电单位对在运变电站进行检查，不符合上述要求的应于2006年12月底前整改完毕。

3.各供电单位应对220kV变压器保护、110kV及以下电压等级保护定值进行检查核实，尤其应注意相关后备保护是否真正满足逐级配合的原则，避免因保护失去配合导致越级动作进而扩大事故。此工作要求在2006年9月底前完成。

4.变压器保护中的差动速断保护做为纵差保护的辅助保护，其作用是防止由于电流互感器饱和引起纵差保护延迟动作或拒动的补救措施，整定值不宜过于灵敏。要求各单位检查核实并采取必要措施。

5.断路器多次合于近区区外故障后，由于残磁的存在，即使一次电流小于正常饱和水平，也可能使电流互感器饱和而导致变压器差动保护等误动。若通过对相关保护录波图分析发现电流互感器饱和趋势严重，宜对电流互感器采取去磁措施。

6.现场运行规程应与设备实际相符，对保护柜上面各种连接片、切换开关等的使用方式做出明确规定，避免因误投、漏投连接片、切换开关等导致保护装臵拒动或误动。

（五）加强并规范基建、改扩建和技改工程施工设计 工作

1.为在电网或设备故障时提供更全面的分析依据，要求将主变各侧三相电流、电压及主变中性点零序电流接入故障录波器。必要时，可配臵220kV主变压器专用故障录波器。

2.改扩建和技改工程仅更换继电保护装臵或断路器时应注意确保断路器跳合闸回路元器件技术参数匹配，避免因技术参数不匹配导致断路器发生跳跃现象。

3．新建、改扩建工程设计要求220kV及以上电压等级主变压器低压侧电流互感器在断路器两侧分别设臵且均有满足主变压器保护和母线保护使用要求的保护级二次绕组。低压侧其他间隔电流互感器保护用二次绕组组数应≥2组，以满足母线保护和保护测控一体化装臵使用要求。