第一篇：《电力安全生产法规文件与工作标准》部分内容
《电力安全生产法规文件与工作标准汇编》部分内容
注：《电力安全生产法规文件与工作标准汇编》汇集国务院及国家发改委、电监会、安监局、国网、南网等部门近期颁发的、涵盖电力安全生产、应急救援、事故调查、作业规范、设备管理、隐患排查、责任追究等方面的60余个法规文件与工作标准，210页。《电力安全生产及风险管理权威解读、专家评论与案例分析汇编》内容包括政府官员、权威安全管理专家关于电力安全生产、风险管理、风险辨识控制与评估、设备管理、安全改进、作业规范、应急管理等热点问题的权威解读、评论及丰富的案例介绍，共百余篇，320页。全套资料共680元，咨询电话：010-65707841、65705829。
国务院法制办《电力安全事故应急救援和调查处理条例(征求意见稿)》
为了进一步增强立法的公开性、透明度，提高法规审查工作的质量，现将《电力安全事故应急救援和调查处理条例（征求意见稿）》（以下简称征求意见稿）全文公布，征求社会各界意见。现就公开征求意见的有关事项通知如下：
一、征求意见稿的主要内容
电力生产和电网运行中发生的影响电力系统正常运行或者影响社会正常供电的安全事故，具有网络性、系统性等特点，影响面、波及面比较大，不同于一般的工矿商贸企业所发生的生产安全事故。同时，电力安全事故在应急处置、救援以及调查处理方面也具有较强的专业性和技术性。为了加强电力安全事故的应急处置和救援，规范电力安全事故的调查处理，维护电力生产和电网运行安全，有必要专门制定电力事故应急救援和调查处理的行政法规。电监会在深入调研并广泛征求各方面意见的基础上，起草了《电力安全事故应急救援和调查处理条例（送审稿）》（以下简称送审稿），报请国务院审议。收到送审稿后，我们征求了国务院有关部门、部分地方人民政府、有关研究机构和电力企业的意见，会同电监会对送审稿作了研究修改，形成了目前的征求意见稿。征求意见稿主要规定了以下四个方面的内容：
（一）关于事故等级划分。
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根据事故影响电力系统正常运行和社会正常供电的严重程度、造成人员伤亡的数量和直接经济损失的数额等，征求意见稿将电力安全事故分为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故，并对每一等级事故的标准作了明确、具体的规定。其中，事故影响电力系统正常运行和社会正常供电的严重程度，主要依据事故所造成的不同等级电网的减供负荷比例、电网容量机组非计划停止运行的比例、城市居民用户停电数比例、发电厂一次减少出力占所接入电网负荷的比例等因素确定。（第九条、第十条、第十一条、第十二条、第十三条）
（二）关于事故报告。
征求意见稿从四个方面对事故报告作了规定：
一是明确规定了事故报告的主体、事故报告的程序。（第十五条、第十六条）二是明确规定了事故报告的主要内容，包括事故发生的时间、地点、事故相关单位；事故已经造成或者可能造成的伤亡人数、初步估计的直接经济损失；事故发生时减供负荷或减少出力数值、停运发电机组数量、停电区域范围、停电用户数、重要电力用户供电受影响情况；事故原因的初步判断；事故发生后采取的应急处置措施、电网运行方式、发电机组运行状况及事故控制情况。（第十七条）
三是对有关单位和人员在事故发生后应当保护事故现场，保存相关证据材料、现场重要痕迹和物证等义务作了明确规定。（第十八条）
四是规定了电力监管机构应当向社会公布事故报告值班电话，受理事故报告和举报。（第十九条）
（三）关于事故应急救援。
征求意见稿从四个方面对事故应急救援作了规定：
一是明确规定了事故发生单位和电力企业在事故发生后应当采取的应急处置措施。（第二十条、第二十一条）
二是规定了电力监管机构、有关地方人民政府、电力企业应当根据事故等级启动相应的应急预案；造成大面积停电的，应当按照规定程序启动处置大面积停电事件应急预案。（第二十二条）
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三是规定了现场应急处置与救援的保障措施，包括可以借用有关单位和个人的设施、设备和其他物资，请求当地驻军、武装警察部队参与事故救援与处置等。（第二十三条、第二十五条）
四是规定电力事故造成人员伤亡或者需要紧急疏散、转移、安置有关人员的，事故发生地县级以上人民政府应当及时组织开展救治或者疏散、转移、安置有关人员。（第二十四条）
（四）关于事故调查处理。
征求意见稿对事故调查处理作了四个方面的规定：
一是对造成人员伤亡事故的调查处理，明确规定依照《生产安全事故报告和调查处理条例》执行。（第二十六条）
二是明确规定了组织事故调查的牵头单位，即：特别重大事故由国务院或者国务院授权的部门组织事故调查组进行调查；重大、较大事故由国务院电力监管机构或者其授权的派出机构组织事故调查组进行调查；一般事故可以由电力监管机构委托事故发生单位的上级单位进行调查。（第二十七条）
三是规定了事故调查报告的批复主体和批复时限，即：组织事故调查组的机关或者电力监管机构应当自收到事故调查报告15日内作出批复。（第三十条）
四是明确规定事故责任单位和有关人员应当落实事故防范和整改措施，电力监管机构应当对落实防范和整改措施的情况进行监督检查。（第三十一条）
此外，征求意见稿还对事故发生单位及其有关人员，以及参与事故调查处理的人员违反本条例应当承担的法律责任作了明确规定。
二、征求意见的有关事项
有关单位和各界人士对《电力安全事故应急救援和调查处理条例（征求意见稿）》如有修改意见，可以于2009年2月1日前通过以下三种方式提出：
（一）登陆“中国政府法制信息网”，网址：http://www.xiexiebang.com 咨询电话：010-65707841、65705829
国务院法制办公室 二○○九年一月六日
《国务院办公厅关于加强电力设施保护工作的通知》
国办发〔2006〕10号
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
电力工业是国民经济的重要基础产业，电力设施是电能生产、输送、供应的载体，是重要的社会公用设施，电力设施安全保护是保障供用电安全和维护社会公共安全的重要内容。近年来，我国电力需求持续增长，电力设施满负荷运行，电力生产安全形势总体平稳。但是，盗窃、破坏电力设施的违法犯罪行为以及人为损坏电力设施的情况仍时有发生，严重危害电力系统的安全可靠运行，同时造成了重大经济损失。为加强电力设施保护工作，切实保障电力安全，经国务院同意，现就有关事项通知如下：
一、高度重视电力设施保护工作
保护电力设施安全是保证电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的基础和关键环节，事关经济发展和社会稳定大局。各地区、各有关部门要进一步提高认识，高度重视电力设施保护工作。要将电力设施保护工作纳入社会治安综合治理范围，依法打击和防范盗窃、破坏电力设施等危害电力生产安全的违法犯罪行为，对可能影响电力设施安全的作业和施工实施严格的监督管理。电力企业要进一步提高电力设施保护意识，加强生产安全管理和电力设施的保养维护。要坚持“打防并举，以防为主”的方针，构建政府统一领导，企业依法保护，群众参与监督，全社会大力支持的电力设施保护工作格局，努力形成各地区、各有关部门和电力企业齐抓共管的合力，确保电力设施安全和电力可靠供应。
二、建立健全电力设施保护工作的长效机制
地方各级人民政府要切实负起责任，加强电力设施保护工作的组织领导，成立由政府分管领导任组长，发展改革、电力监管、公安、工商、林业、土地、建设等相关部门以及电力企业负责人参加的电力设施保护工作领导小组，落实职责分工，统筹研究保障措施，加强信息通报
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和交流，及时协调解决电力设施保护工作中的重大问题。要建立和完善省、市、县三级公安等部门和电力企业紧密合作的政企长效机制，依法有效打击和防范盗窃、破坏电力设施的违法犯罪活动。有关部门和地方各级人民政府要加强统筹协调和工作指导，建立和完善联合执法机制，提高行政执法水平和执法效率。要加大电力设施保护经费的投入，建立健全以技防、物防、人防和其他有效防范保护措施组成的内部安全防范网络，普及和推广应用电力设施安全防范的新技术和新成果，提高整体防控水平。
三、严厉打击破坏电力设施的违法犯罪行为
各地公安机关要严厉打击盗窃、破坏电力设施的违法犯罪行为。对辖区内发生的危害性大、影响恶劣的盗窃、破坏电力设施重点案件，要集中力量，加大侦办力度，尽快破获；对已经抓获、定案的犯罪分子，要依法尽快处理。地方各级人民政府有关部门对违章施工、违法乱建等损坏电力设施、危及电网安全运行的行为要及时制止，依法实施处罚或依法采取强制措施。要进一步加强对废旧金属流通环节的监督管理，全面清理整顿物资回收、废品收购站点，打击收赃、销赃行为，堵塞销赃渠道。对非法收购电力专用器材和物资的要加大查处力度，依法实施行政处罚直至追究刑事责任。要调动各方积极性，实施群防群治，公布涉电违法犯罪的举报电话，建立健全维护电力设施安全的奖励制度，对破获涉电重大案件提供重要线索或举报有功、有立功表现的要给予一定的物质奖励。
四、加强电力设施日常管理和维护
电力企业要加大贯彻执行《中华人民共和国电力法》、《电力设施保护条例》和《企业事业单位内部治安保卫条例》等法律法规的力度，制订切实有效的管理措施，强化电力设施的日常运行维护和管理，落实专业巡线岗位责任制，提高专业巡线到位率和缺陷消除率。要进一步加强内部治安保卫工作，落实内部治安保卫责任制。电力系统治安保卫重点单位要设立专门机构，配备专职人员，强化治安保卫，严防危及电力设施安全的违法犯罪行为发生。要严格执行电力设施保护区内的施工许可制度，对需要爆破、开挖、取土的各类建设项目，要加强全过程的监督管理。地方各级人民政府要积极指导企业建立健全电力生产安全突发事件的应急处置预案并定期演练，完善预警机制。在破坏、盗窃电力设施违法犯罪行为发生后，要指导和协调电力企业尽快修复损毁设施和线路，确保电力安全和可靠供应。
五、进一步加大宣传和教育力度
各地区、各有关部门和电力企业要大力宣传保护电力设施安全的重要意义，教育和引导人民群众踊跃参与巡线护线活动，提高社会公众维护电力设施安全的自觉性和主动性。要进一步加强舆论引导，充分发挥新闻媒体和网络的作用，对盗窃、破坏电力设施等危害电力设施安全的典型案件进行曝光，震慑违法犯罪分子，遏制违法犯罪行为。要通过组织和开展形式多样的-5-
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宣传教育活动，营造保护电力设施人人有责的良好氛围，进一步加强电力设施保护，切实保障电力安全和社会稳定。
国务院办公厅
二○○六年二月十七日
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）的通知
国家电网生技[2005]400号
公司系统各区域电网公司，省（自治区、直辖市）电力公司,有关单位：
为认真贯彻落实“安全第一、预防为主”工作方针,完善各项反事故措施，进一步提高电网安全生产水平，国家电网公司通过总结分析近年来公司系统发生重大事故的特征，在原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的基础上，组织制订了《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》，现印发执行。
做好防止电网生产重大事故的措施，是保证电网安全稳定运行的重要条件，是制造、设计、安装、调试、生产等各个单位的共同任务。因此，各有关方面都应认真贯彻落实十八项电网重大反事故措施。本重大反措并不覆盖全部反事故技术措施，各单位应根据本重大反措和已下发的输变电设备预防事故措施，紧密结合各自实际情况，制定具体的反事故技术措施，认真贯彻执行。
附件：国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）
二○○五年六月十四日
附件：
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国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试 行）
国 家 电 网 公 司 二○○五年六月
目录
防止人身伤亡事故 2
防止系统稳定破坏事故 3
防止机网协调事故 4
防止电气误操作事故 5
防止枢纽变电站全停事故
防止输电线路事故 7
防止输变电设备污闪事故 8
防止直流输电和换流设备事故 9
防止大型变压器损坏事故 10 防止互感器损坏事故 11 防止开关设备事故 12 防止接地网和过电压事故 13 防止直流系统事故 14 防止继电保护事故 防止电网调度自动化系统与电力通信网事故 16 防止垮坝、水淹厂房事故 17 防止火灾事故 18 防止交通事故
1防止人身伤亡事故
1.1 加强作业现场危险点分析和做好各项安全措施
1.1.1 工作或作业现场的各项安全措施必须符合《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网安监〔2005〕83号）和《电力建设安全工作规程》（DL5009）的有关要求。
1.1.2 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。要定期检查危险点分析工作，确保其针对性和有效性。
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1.1.3 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，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。
1.2 加强作业人员培训
1.2.1 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。对于临时和新参加工作人员，必须强化安全技术培训，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。
1.2.2 应结合生产实际，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。
1.3 加强对外包工程人员管理
1.3.1 加强对各项承包工程的安全管理，明确业主、监理、承包商的安全责任，并根据有关规定严格考核，做到管理严格，安全措施完善。
1.3.2 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，发包方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。
1.4 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。
2防止系统稳定破坏事故 2.1 加强电网规划和建设
2.1.1 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。
2.1.2 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，每条通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%--15%。
2.1.3 发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。
2.1.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
2.1.5 加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作，稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。
2.1.6 加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。220kV及以上
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电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，必要时500(330)kV及枢纽220kV厂站母线采用双重化母差保护配置。
2.2 电网安全运行管理和技术措施
2.2.1 严格执行各项电网运行控制要求，禁止超稳定极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。须按照电网运行控制要求进行控制的设备，应通过调度机构EMS系统实现实时在线监测，并应有越限告警功能。
2.2.2 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。
2.2.3 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。
2.2.4 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济、文化中心）应采取自动措施防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。
2.2.5 电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段，应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。
2.2.6 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，其参数设置、设备投停、设备改造等必须满足接入电网安全稳定运行要求。
2.2.7 加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置应足额投入。应密切跟踪系统变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置，做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。
2.2.8 避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。
2.2.9 加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。对于500kV（330 kV）厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度，对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。
2.3 加强系统稳定计算分析
2.3.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计和调度部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析情况合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。
2.3.2 电网调度部门确定的电网运行控制极限值，一般按照相关规定在计算极限值的基础上留有一
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定的稳定储备，在系统设计阶段计算线路（或断面）输送能力时应考虑这一因素。
2.3.3 在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态稳定特性。
2.3.4 应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。
2.3.5 加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电网安全稳定运行的要求。
2.4 防止系统电压崩溃
为防止系统电压崩溃，应全面贯彻执行《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）、《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-1989）、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》（国家电网生[2004]435号），并提出如下要求：
2.4.1 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。
2.4.2 并网机组额定出力时，滞相功率因数应不低于0.9。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于-0.95，老机组应不低于-0.97。
2.4.3 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。2.4.4 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。
2.4.5 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线的变压器分头。
2.4.6 发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。
2.4.7 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。
2.4.8 在电网运行中，当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时，必须采取果断措施，及时进行拉路限电，防止发生系统电压崩溃事故。
3防止机网协调事故
3.1 加强发电机组与电网密切相关设备的管理
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3.1.1 并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、设计、运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。
3.1.2 根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上火力发电机组和90MW及以上水轮发电机组应配置电力系统安全稳定器（PSS），以改善系统阻尼特性。
3.1.3 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。
3.2 加强发电机组一次调频的运行管理。并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
3.3 加强发电机组的参数管理
机组并网调试前三个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（CT、PT）参数及保护装置技术资料以及励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。同时，发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。
3.4 发电机非正常及特殊运行方式下的要求 3.4.1 发电机应具备进相运行能力。
3.4.1.1 100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.95～0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。
3.4.1.2 发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。
3.4.2 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
3.4.3 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定作好保护定值整定，包括：
a）当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时，应立即解列发电机。
b）当发电机电流低于三相出口短路电流的60%～70%时（通常振荡中心在发电机－变压器组外部），发
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电机组应允许失步运行5～20个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。
3.4.4 发电机失磁异步运行
3.4.4.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。
3.4.4.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。
3.4.5 频率异常
3.4.5.1 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下要求：
表1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间 频率范围（Hz）允许运行时间 累计（min）每次（sec）51.0以上～51.5 >30 >30 50.5以上～51.0 >180 >180 48.5～50.5 连续运行 48.5以下～48.0 >300 >300 48.0以下～47.5 >60 >60 47.5以下～47.0 >10 >20 47.0以下～46.5 >2 >5
3.4.5.2 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，但不得低于表1所列的每次允许时间。
4防止电气误操作事故
为防止电气误操作事故，应全面落实《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网安监〔2005〕83号）、《防止电气误操作装置管理规定》（国家电网生[2003]243号文）及其他有关规定，并提出如下要求：
4.1 加强防误操作管理
4.1.1 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。
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4.1.2 加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。
4.1.3 严格执行调度命令。倒闸操作时，不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票。
4.1.4 应制订和完善防误装置的运行规程及检修规程，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。
4.1.5 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，必须履行批准手续；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长或变电站站长批准，并按要求尽快投入运行。
4.2 完善防误操作技术措施
4.2.1 新、扩建变电工程及主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。
4.2.2 断路器或刀闸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。
4.2.3 防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。
4.2.4 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生技部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。
4.2.5 成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜出线侧宜装设带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。
4.3 加强对运行、检修人员防误操作培训,使其掌握防误装置的原理、性能、结构和操作程序，能熟练操作和维护。
5防止枢纽变电站全停事故 5.1 完善枢纽变电站一次设备
5.1.1 枢纽变电站在非过渡阶段应有三条以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-
1、N-2故障时不应出现变电站全停的情况。
5.1.2 枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2结线方式。根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。
5.1.3 严格按照有关标准进行开关设备选型，对运行中不符合有关标准的开关应及时进行改造，在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。
5.2 防止直流系统故障造成枢纽变电站全停
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5.2.1 枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案，每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。
5.2.2 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，并在两段直流母线之间设置联络开关，正常运行时该开关处于断开位置。
5.2.3 加强直流保险管理，直流保险应按有关规定分级配置。直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。
5.2.4 严格直流专用空气开关的分级配置管理，防止因直流开关不正常脱扣造成事故扩大。保护装置应采用直流专用空气开关。
5.2.5 严格蓄电池组的运行维护管理，防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。5.3 防止继电保护误动造成枢纽变电站全停
5.3.1 为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构的通信监控主站系统。
5.3.2 在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。
5.3.3 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作造成枢纽变电站全停。
5.4 防止母线故障造成枢纽变电站全停
5.4.1 对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施，防止全站停电。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时，应首先考虑用外来电源送电。
5.4.2 定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。
5.4.3
变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》规范操作，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。
5.5 防止运行操作不当造成枢纽变电站全停
5.5.1 运行人员必须严格执行电网运行有关规程、规定。操作前要认真核对结线方式，检查设备状况。严肃“两票三制”制度，操作中禁止跳项和漏项。
5.5.2 加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙必须按照有关规定严格管理。
5.5.3 在倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空母线，防止产生谐振过电压。
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6防止输电线路事故
为防止输电线路事故的发生，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV架空输电线路事故措施》（国家电网生[2004]641）、《110（66）kV～500kV架空输电线路技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）及其它有关规定，并提出以下重点要求：
6.1 设计阶段应注意的问题
6.1.1 加强设计、基建及运行单位的沟通，充分听取运行单位的意见。条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。
6.1.2 充分考虑特殊地形、气象条件的影响，尽量避开重冰区及易发生导线舞动的地区，并合理选取杆塔型式及强度。对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，同时杆塔设计应留有裕度。
6.1.3 线路应尽可能避开矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。6.1.4 220kV及以上新建线路在农田、繁华地段不宜采用拉线塔。
6.1.5 45度及以上转角塔的外角侧宜使用双串瓷或玻璃绝缘子，以避免风偏放电。
6.1.6 设计阶段应因地制宜开展防雷设计，适当提高输电线路防雷水平。对500kV线路及重要电源线，防雷保护角应不大于10度。
6.1.7 做好防洪、防汛设计。输电线路应按50年一遇防洪标准进行设计。对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采取可靠的防汛措施；铁塔的基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施。
6.1.8 对于重要的直线型交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上线路、铁路、高等级公路和高速公路、通航河流等，应采用双悬垂串、V型或八字型绝缘子串结构，并尽可能采用双独立挂点。
6.1.9 线路设计中应考虑防止导地线断线的措施，对导地线、拉线金具要有明确要求。6.1.10 加强杆塔防盗设计，110kV及以上电压等级输电线路杆塔8米及以下宜采用防盗螺栓。6.1.11 使用复合绝缘子时，应综合考虑线路的防雷﹑防风偏﹑防鸟害等项性能。城区线路应慎用玻璃绝缘子，以防止自爆伤人。
6.2 基建阶段应注意的问题
6.2.1 线路器材应符合标准和设计要求，不允许使用不合格产品。
6.2.2 塔材、金具、绝缘子、导线等材料在运输、保管和施工过程中，应妥善加以保管，严防硌压产生宏观压痕。
6.2.3 复合绝缘子相对易于破损，在施工中应避免损坏复合绝缘子的伞裙、护套及端部密封，严禁人员沿复合绝缘子上下导线。
6.2.4 严格按照设计要求进行施工，隐蔽工程应经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆塔、放线。
6.2.5 砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选用砼杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的、-15-
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符合设计要求的砼杆，为施工及验收工程质量提供直观可靠的检测依据，并为提高运行维护质量提供有效手段。
6.3 运行中应注意的问题
6.3.1 各单位应结合本单位实际制定倒杆塔、断线等事故的反事故预案，并在材料、人员上给予落实。
6.3.2 加强线路巡视
6.3.2.1 严格按照有关规定进行线路巡视，在恶劣气象条件发生后应组织特巡。
6.3.2.2 大负荷期间应增加夜巡，并积极开展红外测温工作，以有效检测接续金具（例如：压接管、耐张线夹等）的连接状况。
6.3.2.3 加强新技术、新设备的使用和推广，积极采用先进的智能巡检系统，条件许可时应开展直升机巡线工作。
6.3.3 及时处理线路缺陷，尽量缩短线路带缺陷运行时间。
6.3.4 加强铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀的观测和技术监督。应按照《架空送电线路运行规程》（DL/741-2001）的要求，对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的，积极开展防腐处理，必要时进行更换。
6.3.5 防止外力破坏
6.3.5.1 可能引起误碰线路的区段，应悬挂限高警示牌或采取其它有效警示手段。
6.3.5.2 积极争取地方政府和公安部门的支持，充分发挥电力企业保卫部门的作用，积极宣传《电力法》、《电力设施保护条例》，开展群众护线工作，严厉打击盗窃线路器材的犯罪活动。
7防止输变电设备污闪事故
为防止发生输变电设备污闪事故，应严格执行《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），并提出以下重点要求：
7.1 设计与基建阶段应注意的问题
7.1.1 应加强设计、基建、运行及科研单位的沟通和协调，并充分听取运行单位及电力科研单位的意见。
7.1.2 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。对于一、二级污区，可采用比污区图提高一级配置原则；对于三级污区，应结合站址具体位置周围的污秽和发展情况，对需要加强防污措施的，在设计和建设阶段充分考虑采用大爬距定型设备，同时结合采取防污闪涂料或防污闪辅助伞裙等措施；对于四级污区，应在选站和选线阶段尽量避让。如不能避让，应在设计和建设阶段考虑设备型式的选择，变电站可以考虑采用GIS或HGIS等设备或者全户内变电站（应进行技术经济比较），线路可以考虑采用大爬距定型设备，同时结合采取防污闪涂料等措施。
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7.1.3 绝缘子覆冰闪络是污秽闪络的一种特殊形式。重冰区绝缘设计应采用增强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接以及改善融冰状况下导电水膜形成条件，防止冰闪事故。
7.1.4 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。
7.2 运行阶段应注意的问题
7.2.1 完善防污闪管理体系，明确和落实防污闪主管领导和专责人的具体职责。
7.2.2 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，及时修订污区分布图。目前，盐密测量应按照国家电力公司《关于开展‘用饱和盐密修订电网污区分布图’工作的通知》（发输电输[2002]168号）的要求，逐步过渡到按3～5年的积污量取值。
7.2.3 调爬与清扫
7.2.3.1 运行设备外绝缘爬距原则上应与污秽等级相适应。对于不满足污秽等级要求的应予以调整；如受条件限制不能调整的，应采取必要的防污闪补救措施。
7.2.3.2 加强设备清扫工作，落实“清扫责任制”和“质量检查制”，其中应重点关注自洁性能较差的绝缘子（如钟罩式绝缘子）。站内带电水冲洗工作必须严格执行《带电水冲洗规程》，有关操作人员必须经培训合格。
7.2.3.3 在调爬和清扫中应防止在局部留下防污漏洞或死角，如具有多种绝缘配置的线路中相对薄弱的区段，配置过于薄弱的耐张绝缘子，输﹑变电结合部等。
7.2.4 绝缘子使用注意事项 7.2.4.1 玻璃绝缘子与瓷绝缘子
对于盘形悬式玻璃绝缘子自爆和瓷绝缘子零值问题，一方面应坚持定期检测和更换，另一方面对劣化率高于《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》的，应结合生产厂家﹑产品批次﹑运行时间﹑运行条件等因素进行综合分析，必要时应全部更换，并与设计﹑基建及生产厂家及时交换信息。
7.2.4.2 复合绝缘子
应严格执行《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T864-2004）的有关规定，并注意以下事项：
7.2.4.2.1 在合成绝缘子存放期间及安装过程中，严禁任何可能损坏绝缘子的行为；在安装合成绝缘子时，严禁反装均压环。
7.2.4.2.2 使用合成绝缘子进行防污调爬时，应综合考虑线路的防雷﹑防风偏﹑防鸟害等性能。7.2.4.2.3 对运行中的合成绝缘子应参照“盐密监测点”设置一定数量的“憎水性监测点”，定期检测绝缘子憎水性，以分析该批产品的外绝缘状况。对于严重污秽地区的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。在进行杆塔防腐处理时，应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。
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7.2.4.2.4 应定期换下一定比例的复合绝缘子做全面性能试验。对于确定性能已明显老化﹑不能确保安全运行的产品批次应及时更换。
7.2.4.3 防污闪涂料与防污闪辅助伞裙
绝缘子表面涂覆“RTV防污闪涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备污闪的重要补充措施，其使用应分别符合《电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料》（DL/T627-200х）和《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》（调网[1997]130号）的要求，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，但可将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。
7.2.5 户内绝缘子防污闪要求
室内设备外绝缘爬距的设计及调整应符合《户内绝缘子运行条件》（DL/T729）的要求，并结合室内实际情况确定相应的防污闪措施。
8防止直流输电和换流设备事故 8.1 防止换流阀损坏事故
8.1.1 加强换流阀设计、制造、安装到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。
8.1.2 对于高压直流系统换流阀设备，应进行赴厂监造和验收。监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
8.1.3 每个换流阀中必须增加一定数量的晶闸管级。各阀中的冗余晶闸管级数，应不小于12个月运行周期内损坏的晶闸管级数的期望值的2.5倍，也不应少于2至3个晶闸管级。
8.1.4 在换流阀的设计、制造和安装中，应能消除任何原因导致的火灾，并消除火灾在换流阀内蔓延的可能性。阀内的非金属材料应为阻燃材料，并具有自熄灭性能。所有塑料材料中应添加足够的阻燃剂，但不应降低材料的机械强度和电气绝缘特性等必备物理特性。
8.1.5 为防止阀厅发生火灾事故，应加强火情早期检测，宜选用响应时间快、灵敏度高的检测设备。检测设备的固定应采用韧性材料，严防管道脱落。
8.1.6 应保证换流阀冷却系统在运行时无漏水和堵塞情况。阀的结构应能保证泄漏出的液体自动沿沟槽流出，离开带电部件，汇流至检测器并报警。
8.1.7 冷却系统必须配备完善的漏水监视和保护措施，确保及时测量冷却系统故障，并发出报警。当有灾难性泄漏时，必须自动断开换流器电源以防止换流阀损坏。应避免冷却系统漏水、冷却水中含杂质以及冷却系统腐蚀等原因导致的电弧和火灾。
8.1.8 完善自动监视功能，包括阀避雷器动作和阀漏水检测功能。
8.1.9 定期清扫阀塔内部件，包括电阻、电容、电感、可控硅及其冷却器、防火隔板、水管、光纤盒、悬吊螺杆、工作平台、屏蔽罩等设备，需擦拭均匀，保证阀塔内电位分布均匀。
8.1.10 可控硅试验须使用专用试验仪器。具体试验项目有：短路试验、阻抗试验、触发试验、保护
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性触发试验、恢复保护试验和反向耐压试验。
8.2 防止换流变压器（平波电抗器）事故
8.2.1 加强对设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。
8.2.2 严格按照有关规定对新购设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
8.2.3 定购设备前，应向厂家索取做过突发短路试验变压器的试验报告或抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所定购变压器的抗短路能力计算报告。
8.2.4 换流变和平抗应赴厂监造和验收，并按照赴厂监造关键控制点的要求进行监造。监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
8.2.5 工厂试验时应将供货的套管安装在换流变（平抗）上进行试验，所有附件出厂时均应按实际使用方式经过整体预装，厂家应提供主要材料和附件的工厂试验报告和生产厂家出厂试验报告。
8.2.6 认真执行交接试验规程。设备在出厂和投运前，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以作原始记录；在安装和大修后须进行现场局部放电试验。
8.2.7 换流变压器在运输过程中，必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪；换流变压器在更换就位过程中宜使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。经相关单位共同验收后，用户方保留记录纸。
8.2.8 加强设备重瓦斯保护的运行管理。在正常运行过程中，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，并经有关主管领导批准。
8.2.9 加强变压器（平抗）油的质量控制。在运行中应严格执行有关标准，完善在线色谱分析功能。工作现场应具有色谱分析装置和试验分析人员，以做到及时检测。
8.2.10 完善变压器（平抗）的消防设施，定期进行维护、试验。8.3 防止直流开关事故
8.3.1 以交流断路器的单相单元作为基础的直流高速开关或直流断路器，应满足交流断路器的技术要求，并适当改进以满足用作直流开关的不同要求。
8.3.2 直流高速开关或直流断路器利用金属氧化物避雷器作为电流转换的消能元件时，应提供并联接入的避雷器吸收的总能量及分流控制指标（包括避雷器多柱和多芯间的分流）。
8.3.3 对于弹簧操作机构，应加强弹簧、轴、销的防腐防锈，每年应检查并记录弹簧拉伸长度，防止因弹簧断裂造成开关事故。
8.3.4 开关设备应按照规定的检修周期，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。
8.3.5 严格执行交接预试规程，测量断路器分合闸最低动作电压，防止出现断路器拒动及误动事故。8.3.6 应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的气体监测和异常
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情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。
8.3.7 加强开关充电装置的维护工作，应按照规定的检修周期进行检修维护，防止开关因充电装置故障误动和拒动。
8.4 防止直流穿墙套管事故
8.4.1 对于SF6绝缘套管，应配置相应的气体密度（或压力）监视装置，在低于设备要求值时，可靠退出运行。
8.4.2 定期对套管进行维护，检查SF6气体密度监视装置和压力计。8.4.3 坚持“逢停必扫”原则，保持套管的外绝缘水平，防止耐污水平下降。8.5 防止绝缘子放电事故
8.5.1 换流站户外垂直套管爬距应满足运行要求，防止不均匀湿闪事故发生。
8.5.2 变电设备外绝缘配置必须达到污秽等级要求，有关防污改造可采取更换防污设备或涂防污涂料等措施。
8.5.3 密切跟踪换流站周围污染源盐密值的变化情况，据此及时调整所处地区的污秽等级，并采取相应措施使设备爬电比距与所处地区的污秽等级相适应。
8.5.4 为防止户内支持绝缘子污闪放电，在外绝缘爬距符合《户内设备技术条件》的同时，必须保证户内直流场空调通风系统的运行，并根据季节气候变化，调节和保持合适的温度和湿度。
8.5.5 积极开展绝缘子超声波探伤和带电裂纹检测工作，以及时发现缺陷，防止事故发生。8.6 防止直流控制保护设备事故
8.6.1 直流系统控制保护应至少采用完全双重化配置，每套控制保护应有独立的硬件设备，包括专用电源、主机、输入输出电路和保护功能软件。
8.6.2 直流保护应采用分区重叠布置，每一区域或设备至少设置双重化的主、后备保护。8.6.3 直流保护系统的结构设计应避免单一元件的故障引起直流保护误动跳闸。如果双/多重化直流保护系统相互独立，之间不采用切换方式防误动，则每套保护必须有完善的防误动措施，实现防误动逻辑的硬件应与实现保护逻辑的硬件相互独立。
8.6.4 应充分发挥技术管理的职能作用，加大直流控制保护技术监督力度，有针对性地指导运行维护单位加强控制保护工作。
8.6.5 有关控制系统软件及参数的修改须经主管部门的同意。保护策略、参数及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意。
9防止大型变压器损坏事故
为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规
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定》（国家电网生技[2005]174号）等有关规定，并提出以下重点要求：
9.1 加强变压器的全过程管理
9.1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验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动态计算报告，并进行核算工作。
9.1.2 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。9.1.3 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
9.2 相关试验和运输要求 9.2.1 出厂试验要求
9.2.1.1 测量电压为1.5Um/ 时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC。
9.2.1.2 测量电压为1.5Um/ 时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。9.2.1.3 500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。9.2.2 应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
9.2.3 认真执行交接试验规程。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。220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；110kV电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。
9.2.4 大型变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
9.3 防止变压器绝缘事故
9.3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。9.3.2 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。
9.3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
9.3.4 对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作。如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装。
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9.3.5 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，在取样试验合格后，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按照GB/T7595-2000的规定执行。
9.3.6 每年应至少进行一次红外成像测温检查。9.4 防止分接开关事故
9.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。9.4.2 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。
9.5 采取措施保证冷却系统可靠运行
9.5.1 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强有导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。
9.5.2 为保证冷却效果，变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。9.5.3 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。
9.5.4 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
9.6 加强变压器保护管理
9.6.1 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。
9.6.2 新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
9.6.3 瓦斯继电器应定期校验。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，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。
9.6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。
9.6.5 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。
9.7 防止变压器出口短路
9.7.1 应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出
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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。
9.7.2 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。
9.8 防止套管事故
9.8.1 套管安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110～220kV套管静放时间应大于24小时。
9.8.2 定期对套管进行清扫。
9.8.3 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
9.8.4 定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。
9.8.5 作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
9.8.6 运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。
9.9 预防变压器火灾事故
9.9.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。9.9.2 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。
防止互感器损坏事故
为防止互感器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）等有关规定，并提出以下重点要求：
10.1 加强对互感器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。
10.2 各类油浸式互感器 10.2.1 选型原则
10.2.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。
10.2.1.2 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或并联时的不同性能。
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10.2.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。10.2.2 出厂试验要求
10.2.2.1 110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。
10.2.2.2 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。
10.2.3 新安装和大修后互感器的投运
10.2.3.1 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
10.2.3.2 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
10.2.3.3 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，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。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。
10.2.3.4 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照预试规程进行预防性试验。
10.2.3.5 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。10.2.4 互感器的检修与改造
10.2.4.1 220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。
10.2.4.2 油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》（DL/T727-2000），要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。
10.2.4.3 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。
10.2.5 运行维护及缺陷处理
10.2.5.1 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
10.2.5.2 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，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。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。
10.2.5.3 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。对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应
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跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1×10-6μL/L时，应立即停止运行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。
10.2.5.4 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，应迅速查明原因并及时处理。
10.2.5.5 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，及早制订预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
10.2.5.6 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。
10.2.5.7 为避免油纸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。
10.2.5.8 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
10.2.5.9 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。10.2.5.10 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。
10.3 110kV～500kV SF6绝缘电流互感器 10.3.1 工厂验收及出厂试验要求
10.3.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。
10.3.1.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏接筒移位。
10.3.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。
10.3.1.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。10.3.2 运输
10.3.2.1 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。
10.3.2.2 运输时应注意防震，可垫放缓冲物体，并按制造厂规定匀速限速行驶。运输时在每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的地后应在各方人员到齐情况下检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查。
10.3.2.3 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。
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10.3.3 新安装互感器的投运
10.3.3.1 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。
10.3.3.2 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验（老炼试验程序按照国家电力公司发输电输[2002]158号附件2的要求进行）。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的90％。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。
10.3.4 运行维护
10.3.4.1 1～4年应对气体密度继电器进行校验。
10.3.4.2 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。
10.3.4.3 若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。
10.3.4.4 补气较多时（表压小于0.2Mpa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80－90%）。
10.3.4.5 运行中SF6气体含水量不应超过300ppmV，若超标时应尽快退出运行。
10.3.4.6 设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电。
1防止开关设备事故
11.1 选用高压开关设备的技术措施
11.1.1 所选用的高压开关设备除应满足相关国家标准外，还应符合国家电网公司《交流高压断路器技术标准》、《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》、《气体绝缘技术封闭开关设备技术标准》(国家电网生[2004]634号)及《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（生产输电[2004]4号），不得选用已明令停止生产、使用的各种型号开关设备。
11.1.2 断路器应选用无油化产品，其中真空断路器应选用本体和机构一体化设计制造的产品。11.1.3 投切电容器组的开关应选用开断时无重燃及适合频繁操作的开关设备。
11.1.4 隔离开关和接地开关应选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的产品。
11.1.5 高压开关柜应选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下条件： 1）空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）； 2）爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。11.2 新装和检修后开关设备的有关技术措施
11.2.1 设备的交接验收必须严格执行国家和电力行业有关标准，不符合交接验收标准的设备不得投
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运。
11.2.2 新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》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行试验与检查，不合格者不得投运。
11.2.3 断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，并符合有关技术要求。11.3 预防开关设备运行操作故障的措施
11.3.1 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，当发现喷油时，应查明原因并及时处理。
11.3.2 在对故障掉闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对实施强送的断路器进行仔细检查。11.3.3 断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。
11.3.4 断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。11.3.5 加强高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其是发电机变压器组断路器以及起联络作用的断路器，在并网前和解列后应到运行现场核实其机械位置，并根据电压、电流互感器或带电显示装置确认断路器触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。
11.3.6 室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧接近设备。如室内安装运行SF6开关设备，在进入室内前必须先行强迫通风15min以上，待含氧量和SF6气体浓度符合标准后方可进入。
11.3.7 在运行巡视时，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件有无异常电晕现象。
11.3.8 在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。
11.4 预防开关设备拒动、误动故障的措施
11.4.1 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，并定期做断路器机械特性试验，以及时发现问题。对于LW6型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。
11.4.2 对气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置的气动机构应定期放水，如放水发现油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应及时投入加热设备，防止压缩空气回路结冰造成拒动。
11.4.3 断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，-27-
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防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。设计部门在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。
11.4.4 当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。
11.4.5 加强操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮及防小动物进入等性能良好，并保持内部干燥清洁。
11.4.6 加强辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。
11.5 预防断路器灭弧室故障的措施
11.5.1 根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取以下措施：
1）合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。2）采取加装电抗器等限流措施限制短路电流。
3）在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等。4)更换为短路开断电流满足要求的断路器。
11.5.2 开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。
11.5.3 当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。
11.5.4 积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。11.6 预防开关设备预防绝缘闪络、爆炸的措施
11.6.1 根据设备现场的污秽程度，采取有针对性的防污闪措施，防止套管、支持瓷瓶和绝缘提升杆闪络、爆炸。
11.6.2 断路器断口外绝缘应满足不小于 1.15倍相对地外绝缘爬电距离的要求，否则应加强清扫工作或采取其他防污闪措施。
11.6.3 新装、大修的72.5kV及以上电压等级断路器，绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限度的变形。如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应予更换。
11.6.4 充胶（油）电容套管应具有有效的防止进水和受潮措施，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。应保证末屏接地良好，防止由于接地不良造成套管放电、爆炸。
11.7 预防开关设备载流回路过热的措施
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11.7.1 在交接和预防性试验中，应严格按照有关标准和测量方法检查接触电阻。
11.7.2 定期用红外线测温设备检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分（重点部位：触头、出线座等），特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。
11.7.3 定期检查开关设备的铜铝过渡接头。11.8 预防开关设备机械损伤的措施
11.8.1 认真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。
11.8.2 断路器的缓冲器应调整适当，性能良好，防止由于缓冲器失效造成开关设备损坏。11.8.3 开关设备基础不应出现塌陷或变位，支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。11.9 加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。
11.10 预防断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当引发故障的措施
11.10.1 解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。
11.10.2 根据《电力系统安全稳定导则》（DL/T 755-2001）及有关规定要求，断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。
11.10.3 应重视对以下两个参数的测试工作：
1）断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。2）断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。11.11 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施
11.11.1 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低于标准要求。对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，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。
11.11.2 220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。
11.11.3 定期检查直流系统各级熔丝或直流空气开关配置是否合理，熔丝是否完好。11.12 预防隔离开关故障的措施
11.12.1 应对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的72.5kV及以上电压等级隔离开关应进行完善化改造。
11.12.2 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压
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力测试。
11.12.3 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。
11.12.4 应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。11.12.5 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。
11.12.6 为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象；检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点；检查平衡弹簧的张力是否合适。
11.13 预防高压开关柜故障的措施
11.13.1 新建、扩建和改造工程宜选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜，特别是发电厂和潮湿污秽地区必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。
11.13.2 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻然绝缘材料（如环氧或SMC材料），严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。
11.13.3 应在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
11.13.4 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。
11.13.5 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。
11.13.6 高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。
11.13.7 应尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。11.14 预防SF6断路器及GIS故障的措施
11.14.1 SF6开关设备应定期进行微水含量和泄漏检测，如发现不合格情况应及时进行处理在处理过程中，设备内的SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及造成人员中毒事故。
11.14.2 室内安装运行的SF6开关设备，应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。
11.14.3 应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析。基建、生产用SF6气体必须经SF6气体质量监督管理中心检测合格，并出据检测报告后方可使用。
11.14.4 SF6压力表和密度继电器应定期进行校验。
2防止接地网和过电压事故
为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL/T 621-1997）、《接地装置工频
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特性参数的测量导则》（DL/T 475-1992）、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）及其它有关规定，并提出以下重点要求：
12.1 防止接地网事故 12.1.1 设计、施工的有关要求
12.1.1.1 在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。
12.1.1.2 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，宜采用铜质材料的接地网。
12.1.1.3 在新建工程设计中，应结合所在区域电网长期规划考虑接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并提出有接地装置的热稳定容量计算报告。
12.1.1.4 在扩建工程设计中，除应满足12.1.1.3中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须在现期的基建工程中一并进行改造。
12.1.1.5 变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
12.1.1.6 施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。
12.1.1.7 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。
12.1.1.8 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。
12.1.2 运行维护的有关要求
12.1.2.1 对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。
12.1.2.2 接地引下线的导通检测工作应1～3年进行一次，应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。
12.1.2.3 定期(时间间隔应不大于5年)通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。
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12.1.2.4 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）及《接地装置工频特性参数的测量导则》（DL/T 475-1992）有关接地装置的试验要求，同时应测试各设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。
12.2 防止雷电过电压事故
12.2.1 220kV线路应全线架设双避雷线，山区的110kV线路亦应架设双避雷线。
12.2.2 经常空充的35～220kV线路，应在线路断开点附近采取防雷保护措施，如加装间隙或避雷器。对经常开路运行而又带有电压的柱上断路器或隔离开关的两侧均应加装避雷器保护。
12.2.3 对于雷害事故多发的线路，应通过雷电观测等手段掌握雷电活动规律，找出线路重雷区和易击点，采取综合防雷措施，提高线路耐雷水平。可以采取的措施主要包括降低杆塔接地电阻、增加绝缘子片数、架设耦合地线等，对于山区易击段、易击点的杆塔可以采取安装线路避雷器的措施，对于同塔双回线可以采取不平衡绝缘措施。
12.2.4 加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。12.2.5 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通讯线、广播线、电视天线的支柱。
12.3 防止变压器中性点过电压事故
12.3.1 切合110kV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。
12.3.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压£185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。
12.4 防止谐振过电压事故
12.4.1 为防止110kV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。新建或改造工程应选用电容式电压互感器。
12.4.2 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，可采取以下措施：
1)选用励磁特饱和点较高的，在1.9Um/ 电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。
2）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。
3）加强用电监察工作，10kV以下用户电压互感器一次中性点应不接地。12.5 防止弧光接地过电压事故
12.5.1 对于中性点不接地的6～35kV系统，应根据电网发展每3～5年进行一次电容电流测试。当
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单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。
12.5.2 对于装设手动消弧线圈的6～35kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定电压的15%。
12.5.3 对于自动调谐消弧线圈，在定购前应向制造厂索取能说明该产品可以根据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。
12.6 防止并联电容补偿装置操作过电压事故
12.6.1 对于3～66kV并联电容补偿装置，为避免发生投切电容器组时出现幅值较高的操作过电压，应采用合闸过程中触头弹跳小、开断时重击穿几率低的断路器。
12.6.2 3～66kV并联电容补偿装置应装设金属氧化物避雷器，作为过电压后备保护装置。12.7 防止避雷器事故
12.7.1 新上或更换的110kV及以上电压等级避雷器，宜采用金属氧化物避雷器。对110～200kV普阀避雷器，应积极进行更换。”
12.7.2 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应3－5年进行一次停电试验。
12.7.3 严格遵守避雷器电导电流测试周期，雷雨季节前后各测量一次。
12.7.4 110kV及以上电压等级避雷器宜安装电导电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。
12.7.5 严格金属氧化物避雷器的选型管理，严禁错用金属氧化物避雷器。
12.7.6 为使避雷器动作负载平衡，变电站110kV及以上电压等级避雷器应采用同类型避雷器，如有混装（即同一变电站同时使用金属氧化物避雷器、磁吹避雷器和普阀避雷器）情况，应进行改造更换。
3防止直流系统事故
为防止直流系统事故，应严格执行国家电网公司《预防直流电源系统事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《直流电源系统技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）及有关规程、规定，并提出以下要求：
13.1 加强蓄电池组的运行管理和维护 13.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数
13.1.1.1 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，-33-
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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。
13.1.1.2 浮充电运行的蓄电池组，应严格控制所在蓄电池室环境温度不能长期超过30摄氏度，防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，运行寿命缩短。
13.1.2 进行定期核对性放电试验，确切掌握蓄电池的容量
13.1.2.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，在第一年内，每半年进行一次核对性放电试验。运行一年以后的防酸蓄电池组，每隔
一、两年进行一次核对性放电试验。
13.1.2.2 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔三年进行一次核对性放电试验。运行了六年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。
13.2 保证直流系统设备安全稳定运行 13.2.1 保证充电、浮充电装置稳定运行
13.2.1.1 新扩建或改造的变电站选用充电、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。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。
13.2.1.2 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。
13.2.2 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断。
13.2.2.1 各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。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。
13.2.2.2 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。
13.2.3 加强直流系统用直流断路器的管理
13.2.3.1 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。
13.2.3.2 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。
13.3 防止直流系统误操作的措施
13.3.1 新、扩建或改造的变电站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。在用设备如采用环状供电方式的，应尽快改造成辐射状供电方式。
13.3.2 防止直流系统误操作
13.3.2.1 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规定。13.3.2.2 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。
13.3.2.3 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，再带直流负荷。
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13.4 直流系统配置原则
13.4.1 330kV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。13.4.2 重要的220kV变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。
13.5 加强直流系统的防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆，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。
4防止继电保护事故
为了防止继电保护事故，应认真贯彻 《继电保护和安全自动装置技术规程》、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《35～110kV电网继电保护装置运行整定规程》、《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》等有关标准和规程、规定，并提出以下要求：
14.1 规划
14.1.1 继电保护是电网的重要组成部分。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。
14.1.2 继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。
14.2 继电保护配置
电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。14.2.1 继电保护双重化配置的基本要求
14.2.1.1 两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叠，避免死区。
14.2.1.2 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。14.2.1.3 两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。14.2.1.4 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。14.2.1.5 两套保护装置之间不应有电气联系。
14.2.1.6 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）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。
14.2.2 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。14.2.3 220kV及以上电压等级线路保护应按双重化配置。
14.2.4 220kV及以上电压等级变压器、高抗、串补、滤波器等设备微机保护应按双重化配置。每套
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保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
14.2.4.1 充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，对确无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。
14.2.4.2 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护应经复合电压闭锁。
14.2.5 变压器、电抗器宜配置单套本体保护，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的变压器本体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。非电量保护中开关场部分的中间继电器，必须由强电直流起动且应采用起动功率较大的中间继电器，其动作速度不宜小于10ms。
14.2.6 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电气量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
14.2.6.1 发电机变压器组非电量保护按照14.2.5执行。
14.2.6.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。
14.2.6.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。
14.2.6.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。14.2.6.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护。14.3 继电保护设计
14.3.1 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。
14.3.2 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，必须具备双跳闸线圈机构。14.3.3 断路器三相位置不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护。14.3.4 纵联保护应优先采用光纤通道。
14.3.5 主设备非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。
14.3.6 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。14.3.7 差动保护用电流互感器的相关特性应一致。
14.3.8 对闭锁式纵联保护，“其它保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。14.4 基建调试、验收
14.4.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。
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14.4.2 基建单位应至少提供以下资料：一次设备实测参数；通道设备的参数和试验数据、通道时延等（包括接口设备、高频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等）；电流互感器的试验数据（如变比、伏安特性及10％误差计算等）；瓦斯继电器试验报告；全部保护竣工图纸（含设计变更）。
14.4.3 基建验收
14.4.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。14.4.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。
14.4.3.3 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。
14.4.3.4 对于新投设备，做整组试验时，应按规程要求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。
14.5 运行管理
14.5.1 严格执行和规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。14.5.2 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。
14.5.3 加强微机保护装置软件版本管理，未经主管部门认可的软件版本不得投入运行。
14.5.4 建立和完善继电保护故障信息管理系统，严格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件的功能。
14.5.5 加强阻波器、结合滤波器等高频通道加工、结合设备的定期检修，落实责任单位，消除检修管理的死区。
14.5.6 所有差动保护（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。
14.5.7 未配置双套母差保护的变电站，在母差保护停用期间应采取相应措施，严格限制母线侧刀闸的倒闸操作，以保证系统安全。
14.5.8 定期对继电保护微机型试验装置进行全面检测，确保装置的精度及各项功能满足继电保护试验需要。
14.5.9 加强机电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对基建投产设备在一年内的全面校验，提高继电保护设备健康水平。
14.5.10 继电保护专业和通信专业应密切配合。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，防止因通信问题引起保护不正确动作。
14.5.11 加强对纵联保护通道加工设备的检查，重点检查通信PCM、载波机等设备是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。
14.5.12 相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电保护的有关规定。14.5.13 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
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14.5.14 保护软件及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意。14.6 定值管理
14.6.1 依据电网结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。14.6.2当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报主管领导批准。
14.6.3 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。14.6.4 发电厂继电保护整定
14.6.4.1 发电厂应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与系统保护的配合关系。14.6.4.2 加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理，防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。
14.6.5.3 定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。14.7 二次回路
14.7.1 严格执行有关规程、规定及反措，防止二次寄生回路的形成。
14.7.2 严格执行《关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知》的有关要求，高频通道必须敷设100mm2铜导线。
14.7.3 保护室与通信室之间所用信号传输电缆，应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。14.7.4 装设静态型、微机型继电保护装置和收发信机的厂、站接地电阻应按规定（GB/T 2887-1989和GB 9361-1988）不大于0.5欧姆，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。
14.7.5 对经长电缆跳闸的回路，应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。14.7.6 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。
14.8 新设备投产时应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保设备故障能可靠切除。14.9 加强继电保护技术监督。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，均必须实施继电保护技术监督。应按照依法监督、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。
5防止电网调度自动化系统与电力通信网事故 15.1 防止电网调度自动化系统事故
15.1.1 为防止电网调度自动化系统事故，应认真贯彻落实《电网调度自动化系统运行管理规程》、《国调水调自动化系统运行管理规定》、《电力系统调度自动化设计技术规程》、《电网调度自动化系统实用化要求》、《网、省调电网调度自动化系统实用化验收细则》、《地区电网调度自动化系统实用化验收细则》、《电网水调自动化系统实用化要求及验收细则》、《电测量变送器检定规程》、《电工测量变送器运行管理规程》、《电网调度自动化信息传输规定》、《远动设备及系统接口》、《全国电力二次系统安全防护总体方案》
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等的有关要求，规范和提高电网调度自动化水平。
15.1.2 调度自动化的监视控制与数据采集系统（SCADA）/能量管理系统（EMS）、电力市场运营系统（PMOS）、电能量计量系统、广域向量测量系统、水调自动化系统、调度数据网络等主站系统应采用冗余配置，互为热备用，服务器的存储容量和CPU负载应满足相关规定要求。
15.1.3 加强对调度自动化主站各系统、发电厂和变电站的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。
15.1.4 为适应电网运行管理和电力市场运营的需要，应在发电厂机组出口及升压变高压侧安装远传电能量计量表计，其信息应能够远传至有关调度运行机构。
15.1.5 调度自动化主站各系统供电电源应配备专用的不间断电源装置(UPS)，交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备的供电电源应配专用的不间断电源(UPS)，相关设备应加装防雷（强）电击装置。
15.1.6 电网内的远动装置、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。
15.1.7 调度范围内的发电厂及重要变电站的自动化设备至调度主站应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。
15.1.8 发电厂监控系统或DCS应具有可靠的技术措施，对调度自动化主站EMS下发的AGC指令进行安全校核，拒绝执行超出机组或电厂规定范围的指令。
15.1.9 各级调度机构不宜将发电厂或变电站的监控终端放置在调度室内进行远程遥控操作。15.1.10 发电厂、变电站基、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。
15.1.11 各单位调度自动化系统运行维护管理部门应结合本网实际，建立健全各项管理办法和规章制度，必须制订和完善有关调度自动化系统运行管理规程、调度自动化系统运行管理考核办法、机房安全防火制度、文明生产制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准。
15.1.12 制定和落实调度自动化系统应急预案和故障恢复措施，系统和数据应定期备份。15.1.13 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。
15.2 防止电力通信网事故
15.2.1 电力通信系统网络的规划必须与电网一次系统规划同步，以满足电网发展需要。
15.2.2 电网调度机构与其调度范围内的下一级调度机构、变电站及大（中）型发电厂之间必须设立
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两个及以上独立的通信传输通道。
15.2.3 直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。
15.2.4 继电保护复用接口设备传输允许命令信号时，原则上不应带有延时展宽，防止系统功率倒向时，引起继电保护误动作。
15.2.5 电力调度机构与变电站和大（中）型发电厂的调度自动化实时业务信息的传输应同时具备网络和专线通道，网络通道与专线通道应采用不同的物理通道。
15.2.6 电力调度机构、通信枢纽、变电站和大（中）型发电厂的通信光缆或电缆应全线穿管敷设，并尽可能采用不同路由的电缆进入通信机房和主控室。通信电缆沟应与一次动力电缆沟相分离，如不具备条件，应采取电缆沟内部分隔等措施进行有效隔离。
15.2.7 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），在供电比较薄弱或重要通信站应配备柴油发电机，不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。
15.2.8 电网或发电厂的通信设备（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。
15.2.9 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。
15.2.10 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。
防止垮坝、水淹厂房事故
为防止垮坝、水淹厂房事故的发生，应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》、《防汛条例》、《水库大坝安全管理条例》等法律法规，以及《国家电网公司防汛管理办法》、《国家电网公司防汛检察大纲》等规定，并重点要求如下：
16.1 健全防汛组织机构，强化防汛工作责任制，明确防汛目标和防汛重点。
16.2 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《防汛手册》。
16.3 做好大坝安全检查（日常巡查、年度详查、定期检查和特种检查）、监测、维护工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预计和应急处理计划。
16.4 汛期前应认真开展汛前检查，明确防汛重点部位、薄弱环节，制定科学、具体、切合实际的防汛预案。汛前检查情况应及时上报主管单位。
16.4.1 水电厂应按照《水电厂防汛检查大纲（试行）》的规定，对大坝、水库情况和备用电源等进行认真检查。既要检查厂房外部的防汛措施，也要检查厂房内部的防水淹厂房措施，厂房内部重点应对供
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排水系统、廊道、尾水进人孔、水轮机顶盖等部位的检查和监视，防止水淹厂房和损坏机组设备。
16.4.2 汛前应做好防止水淹厂房、廊道、泵房、变电站、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施，特别是地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区的生产、生活建筑要保证排水畅通，防止河水倒灌和暴雨水淹。
16.5 汛前备足必要的防洪抢险器材、物资，并建立保管、更新、专项使用制度。
16.6 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的厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。
16.7 强化水电厂水库运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。
16.8 对影响大坝、灰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。
16.9 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。防汛领导机构人员要加强防汛工作领导。
16.10 汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，总结情况应及时上报主管单位。
防止火灾事故
为了防止重大火灾事故的发生，应逐项落实《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）等有关规定，并重点要求如下：
17.1 加强防火组织和消防设施管理
17.1.1 各单位应建立防止火灾事故组织机构，企业行政正职为消防工作第一责任人，必须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。应确保各单位、各车间、各班组、各作业人员了解各自管辖范围内的重点防火要求和灭火方案。
17.1.2 必须具有完善的消防设施，建立训练有素的群众性消防队伍，力求在起火初期及时发现、及时扑灭，并使当地消防部门了解掌握电业部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。消防设施应定期检查，按时更换过期设施，禁止使用过期设施。
17.1.3 供电生产、施工企业在有关场所应配备必要的正压式空气呼吸器，并进行必要的使用培训，以防止救护人员在灭火中中毒或窒息。
17.1.4 在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分离，以确保消防水量、水压不受其他系统影响，消防泵的备用电源应由保安电源供给。消防水系统应定期检查、维护。
17.2 电缆防火
17.2.1 电缆防火工作必须贯彻设计、基建施工和生产运行的全过程管理，从各个方面采取综合措施，杜绝电缆着火、蔓延事故。
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17.2.2 新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229-1996）有关要求进行设计。必须严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。
17.2.3 严格按照正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。
17.2.4 控制室、开关室、计算机室、通讯机房等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。
17.2.5 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合。对贯穿在役电站设备产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。
17.2.6 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道的电缆要采取分段阻燃措施。17.2.7 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。
17.2.8 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器。坚持定期对电缆夹层、沟的巡视检查，对电缆特别是电缆中间接头应定期进行红外测温，按规定进行预防性试验。
17.2.9 电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等部位应保持清洁，不积水，照明采用安全电压且照明充足，禁止堆放杂物。在上述部位进行动火作业应办理动火工作票，并有可靠的防火措施。
17.2.10 加强直流电缆防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆；两组电池的电缆应尽可能单独铺设。
17.3 检修现场应有完善的防火措施，在禁火区（含电缆夹层）动火应按动火作业管理制度和动火票工作制度进行。变压器现场检修工作期间应有专人值班，不得出现现场无人情况。
17.4 蓄电池室、油罐室、油处理室等防火、防爆重点场所的照明、通风设备应采用防爆型。17.5 无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，其火灾报警信号应接入有人监视遥测系统，以及时发现火警。
防止交通事故
18.1 建立健全交通安全管理机构
18.1.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照 “谁主管、谁负责”的原则，对本单位所有车辆驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
18.1.2 建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，严格落实责任制。必须实行“准驾证” 制度，无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。
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18.1.3 各级行政领导，必须经常督促检查所属车辆交通安全情况，把车辆交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。
18.1.4 必须认真执行国家交通法规和本企业有关车辆交通管理规章制度，逐渐完善车辆交通安全管理制度，完善安全管理措施（含场内车辆和驾驶员），做到不失控、不漏管、不留死角，监督、检查、考核到位，保障车辆运输安全。
18.2 加强对各种车辆维修管理。各种车辆的技术状况必须符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆必须定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，必须及时处理，严禁带病行驶。
18.3 加强对驾驶员的管理和教育
18.3.1 加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考试、考核不合格或经常违章肇事的应不准从事驾驶员工作。
18.3.2 严禁酒后驾车，私自驾车，无证驾车，疲劳驾驶，超速行驶，超载行驶。严禁领导干部迫使驾驶员违章驾车。
18.4 加强对多种经营企业和外包工程的车辆交通安全管理。多种经营企业和外地施工企业行政正职是本单位车辆交通安全的第一责任者，对主管单位行政正职负责。多种经营企业和外地施工企业的车辆交通安全管理应当纳入主管单位车辆交通安全管理的范畴，接受主管单位车辆交通安全管理部门的监督、指导和考核，对发生负同等及以上责任重、特大车辆交通人身死亡事故的多种经营企业和外地施工企业，对其主管单位实行一票否决。
某发电厂事故（障碍）调查管理标准
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范围
本标准规定了*****发电有限责任公司事故（障碍）调查管理的引用文件、术语和定义、管理内容要求与方法、检查与考核。
本标准适用于*****发电有限责任公司事故（障碍）调查的管理。2 规范性引用文件
《道路交通事故等级划分标准》公安部1991年12月2日颁布 《电力安全生产监管办法》国家电力监管委员会2004年3月10日颁布 《电力安全生产信息报送暂行规定》国家电力监管委员会2004年3月10日颁布 《电力生产事故调查暂行规定》国家电力监管委员会2004年12月28日颁布
《生产安全事故报告和调查处理条例》中华人民共和国国务院令第493号（2007年6月1日起施行）《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》国家安监总局2007年7月12日颁布 3 职责
3.1发生特、重大事故上级主管部门组织调查，总经理或相关副总经理、总工程师组织各部门协助。3.2 总经理是本公司事故调查的第一责任者，负责组织调查重大以下事故。
3.3 分管副总经理、总工程师协助总经理搞好本公司的事故调查处理工作，在分管范围内，负责一般事故调查组织，原因分析及处理工作。
3.4凡发生一般事故，由生产副总经理、总工程师负责组织并亲自主持事故分析会，有关部门领导、安监人员以及有关专业人员参加。
3.5 凡发生一、二类障碍，由部门主任（助理）组织调查，部门安全员、有关专业人员参加。一类障碍或涉及两个部门及以上的由公司安监部召集有关责任部门的领导、安全员、专业技术人员及生产人员进行调查分析。
3.6凡发生人身轻伤，由部门主任（助理）组织调查，部门安全员、有关专业人员参加。性质严重时，公司安监部、党群工作部、行政部参加。涉及两个部门及以上的由负伤人员所属部门主任（助理）召集有关部门和公司安监专工参加。
3.7 人身伤亡事故的调查应有党群工作部、行政部参加，交通事故的调查应有行政部参加。3.80发生事故、障碍的部门应按规定时间写出内部事故调查报告，并报安监部；部门负责人和安全员及时组织分析并接受调查。管理内容方法与要求 4.1 总则
4.1.1为了贯彻“安全第一，预防为主、综合治理”的安全生产方针，坚持“保人身、保设备、保电网”的原则，落实班组控制未遂和异常，车间控制轻伤和障碍，公司控制事故和重伤的要求，总结经验教训，特制订本标准。
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4.1.2 事故调查必须实事求是，按照“四不放过”的原则，严肃认真地进行调查分析，查明原因，吸取教训，制定防止对策。
4.1.3 事故障碍分析统计报告要及时、准确、完整，事故障碍统计分析应与设备可靠性分析相结合，全面评价安全水平，统计与考核实行分级管理。
4.2 事故（障碍）的标准：
4.2.1特别重大人身事故：一次事故造成30人以上死亡或者100人以上重伤（员工从事与电力生产有关的工作过程中发生的人身伤亡或在电力生产区域内，外单位人员从事与电力生产有关的工作过程中，发生本企业负有责任的人身伤亡。下同）
4.2.2 重大人身事故：一次事故造成10人以上30人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤。4.2.3较大人身事故: 一次事故造成3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤。4.2.4 一般人身事故：是指造成3人以下死亡,或者10人以下重伤。
4.2.5 特别重大设备事故：电力设备（包括设施）损坏，直接经济损失达1亿元以上者。
4.2.6 重大设备事故：电力设备（包括设施）损坏，直接经济损失达5000万元以上1亿元以下者。
4.2.7未构成特大设备事故，符合下列条件之一者定为较大设备事故：
4.2.7.1电力设备（包括设施）损坏，直接经济损失达1000万元以上5000万元以下。
4.2.7.2 锅炉、汽轮机、发电机损坏40天内不能修复或修复后不能达到原铭牌出力；或虽然在40天内恢复运行，但自事故发生日起3个月内该设备非计划停运累计时间达40天。
4.2.7.3 220KV主变压器、母线、开关损坏，30天内不能修复或修复后不能达到原铭牌出力；或虽然在30天内恢复运行，但自事故发生日起3个月内该设备非计划停运累计时间达30天。
4.2.7.4 一次事故造成2台机组非计划停运，并造成全厂对外供电的。4.2.7.5 生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达30万元。4.2.8 一般设备事故：未构成特、重大设备事故，符合下列条件之一者： 4.2.8.1 机组被迫停止运行，时间超过24小时。
4.2.8.2 虽提前6小时提出申请并得到调度批淮，但发电机组停运时间超过168小时，或输变电设备停运时间超过72小时。
4.2.8.3 2台以上机组非计划停运，并造成全厂对外停电的。
4.2.8.4 6kV及以上发供电设备发生下列恶性电气误操作：带负荷误拉（合）刀闸、带电挂（合）接地线（接地刀闸）、带接地线（接地刀闸）合开关（刀闸）。
4.2.8.5 6kV及以上发供电设备因以下原因使主设备异常运行或被迫停运： 4.2.8.5．1 一般电气误操作：
a)误（漏）拉合开关、误（漏）投或停继电保护及安全自动装置（包括压板）、误设置继电保护及安
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全自动装置定值。
b)下达错误调度命令、错误安排运行方式、错误下达继电保护及安全自动装置定值或错误下达其投、停命令。
4.2.8.5.2 继电保护及安全自动装置的人员误动、误碰、误（漏）接线。
4.2.8.5.3 继电保护及安全自动装置（包括热工保护、自动保护）的定值计算、调试错误。4.2.8.5.4 热机误操作：误停机组、误（漏）开（关）阀门（挡板）、误（漏）投（停）辅机等。4.2.8.5.5 监控过失：人员未认真监视、控制、调整等。4.2.8.6电力设备（包括设施）损坏，直接经济损失达50万元。4.2.8.7生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达1万元。4.2.8.8 设备、运输工具、化学用品、油品泄漏直接经济损失达10万元。4.2.8.9发供电设备发生下列情况之一： a）炉膛爆炸。
b）锅炉受热面腐蚀或烧坏，需要更换该部件（水冷壁、省煤器、过热器、再热器、预热器）管子或波纹板达该部件管子或波纹板总重量的5%以上。
c）锅炉运行中的压力超过工作安全门动作压力的3%；汽轮机运行中超速达到额定转速的1.12倍以上。d）压力容器和承压热力管道爆炸。e）汽轮机大轴弯曲，需要进行直轴处理。f）汽轮机叶片折断或通流部分损坏。g）汽轮机发生水击。h）汽轮发电机组烧损轴瓦。i）发电机绝缘损坏。j）主变压器绕组绝缘损坏。k）500kV组合电器、避雷器爆炸。
4.2.8.8机组异常运行已达规程规定的紧急停止运行条件而未停止运行，且造成后果者。4.2.9 一类障碍：未构成事故，符合下列条件之一者。4.3.9.1 6kV母线的异常运行或被迫停运引起了对用户少送电。4.2.9.2 机组被迫停运、非计划检修或停止备用。
4.2.9.3 6kV开关、电压互感器、电流互感器、避雷器爆炸。
4.2.9.4设备、运输工具损坏，化学用品、油品泄漏直接经济损失达5万元。4.2.9.5 其他经公司认定的一类障碍。
4.2.10 二类障碍：系指发生的异常情况，均末构成事故和一类障碍者： 4.2.10.1发电厂异常运行中出现下列情况之一者：
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a)公司的异常运行引起全厂有功出力降低，比省调规定的有功负荷曲线值低5%以上，且延续时间超过30分钟。或任一台发电机组的实际出力下降超过30％，且延续时间超过15分钟。
b)发电厂的异常运行引起无功出力降低，比省调规定的无功负荷曲线数值降低超过5％，且连续时间超过30分钟。
4.2.10.2主要发电设备运行中出现下列情况之一者： a)锅炉汽压、汽温高于或低于运行规程规定的允许值。
b)汽轮机运行中真空低于规定的最低值，或真空突然下降引起减负荷达到4.2.10.1(a)之规定者。c)汽轮机调速系统失灵，使机组出力摆动范围超过额定出力的30%。d)汽轮机操作油压低于运行规程允许的最低压力。
e）汽轮发电机组油系统漏油，致使油箱油位低于最低油位允许值；或由于人员过失造成轴承油温异常升高（或降低），超过最大允许值±5℃。
f)发电机缺水，引起保护信号动作。
g)发电机静子温度或转子温度超过最高允许值；轴瓦温度超过最高允许值。h)发电机启动升压过程中空载电压超过额定电压30%。
i)主变压器、启备变、高压厂用变压器上层油温超过允许值，或冷却系统装置故障引起限制负荷。j)高压厂用变压器运行中跳闸，但未影响主机运行。k)发电机空侧密封油压降低超过运行规程规定的最低值。
l)主要发供电设备异常达到规定的故障停止运行或降低出力条件，虽已及时处理未构成事故、一类障碍，但引起异常运行。
4.2.10.3 主要设备检修中发现下列情况之一者：
a)3KV及以上电气设备因试验错误引起绝缘击穿；发电机、31.5MVA及以上变压器耐压试验时，耐压试验电压超过试验标准20%以上。
b)由于检修人员过失造成汽轮机隔板、叶轮损坏或发电机线棒或主绝缘损坏。c)锅炉割错了炉管，达到两根及以上或虽不到两根但不听制止。
d)发电机转子或静子表面、31.5MVA及以上变压器外壳有过热现象、如漆皮脱落、变色或流胶。4.2.10.4 发供电主要辅助设备损坏和因人员过失引起下列情况之一者：
a)用于电力(热力)生产过程的主要辅助设备在运行中由于人员过失造成被迫停止运行。b)主要辅助设备在运行中由于人员过失造成被迫停止运行。4.2.10.5 热机机械设备出现下列情况之一者： a)给水压力低于规定允许值。b)除氧器水位低于规定允许值。c)制粉系统爆炸。
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d)输煤皮带损坏5米以上。
e)碎煤机损坏时间超过24小时或无故停用。f)输煤设备(皮带机)损坏，停用72小时以上。4.2.8.6电气设备出现下列情况之一者： a)3KV及以上电气设备与系统非同期并列。
b)3KV及以上断路器，220KV隔离开关的操作机构或远方操作装置失灵。c)直流电源消失。
d)110KV以下、3KV以上线路断导线（地）线，杆塔倾倒或折断；3KV及以上线路横担损坏、绝缘子损坏或脱落。
e)充油电气设备漏油油面已下降到看不见油位者。
f)20KW及以上电动机，带动主要辅助设备的电动机或其他性质重要的电动机绝缘损坏。4.2.8.7设备的保护或自动装置出现下列情况之一者：
a)主要发电电气设备、继电保护及自动装置误投、误退、或未按调度要求投退。
b)3KV及以上继电保护装置拒动和误动，未造成扩大事故；主保护故障停用24小时及以上。c)汽轮机、锅炉失去主要热工保护，及主要热工保护装置拒动或误动作。d)主要水力机械保护误动或拒动。e)汽轮机运行中超速。f)锅炉安全门拒动或误动。
g)备用电源自动投入失灵；主要联动装置失灵；自动调整励磁装置失灵。h)主要热工自动装置故障停用时间超过24小时。i)故障录波器停用时间超过24小时。j)系统稳定装置故障停用时间超过24小时。4.2.10.8远动和通讯设备出现下列情况之一者：
a)通讯设备故障造成失去联系，影响了发、供电设备运行操作或电力系统的正常调度及造成继电保护装置不正确动作。
b)通信设备故障，造成多路通信设备的一条线路或单路设备连续停运时间超过4小时。通讯载波线路故障连续时间超过24小时；通讯光缆连续故障时间超过24小时。
c)通讯电源全部中断。
d)多路通讯设备一次群连续故障时间超过30分钟；二次群连续故障时间超过15分钟；三次群或信道机连续故障时间超过10分钟。
e)交换机故障全停时间超过15分钟；调度总机故障时间超过10分钟。f)运行中的自动化系统故障连续停运时间超过48小时。
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g)由主站计算机系统故障导致自动化系统功能失效，单机系统连续失效时间超过36小时；双机或多机系统连续失效时间超过12小时。
4.2.10.9化学、仪表监督出现下列情况之一者：
a)由于化学监督失职或加错药，引起汽水品质不合格；锅炉给水含氧量及硬度连续4小时不合格。b)透平油、绝缘油质不合格超过规定的时间。
c)发电机供氢不足或氢气系统严重漏氢，使发电机氢压降低20%或氢气纯度下降到96%以下。d)燃油等混入汽水系统。
e)主要电气.热工仪表失灵或停用时间超过8小时。f)CRT失去电源威胁机组安全运行。g)直流系统发生接地，时间超过4小时。4.2.10.10经济损失：
a)生产厂房与设备被水淹等严重威胁安全运行或造成直接经济损失1万元及以上。b)设备、运输工具损坏，化学用品泄漏等，经济损失达到1万元及以上。
c)仪器、仪表、工具等因使用不当，保管不善而损坏，经济损失达到1万元及以上。4.2.10.11其它
a)跑油、跑酸、跑碱、跑树脂等造成严重污染者。b)生产场所发生火灾，经济损失未达到1万元。
c)在起吊设备过程中，指挥或操作不当，错用起重工具，或发生严重违章作业而末酿成后果 d)其它异常情况，经安监部门认定为二类障碍的。4.3 交通事故的标准
4.3.1 轻微事故指一次造成轻伤1至2人，或财产损失机动车事故不足1000元，非机动车事故不足200元的事故；
4.3.2 一般事故，是指一次造成重伤1至2人，或者轻伤3人以上，或者财产损失不足3万元的事故； 4.3.3 重大事故，是指一次造成死亡1至2人，或者重伤3人以上10人以下，或者财产损失3万元以上不足6万元的事故；
4.3.4 特大事故，是指一次造成死亡3人以上；或者重伤11人以上；或者死亡1人，同时重伤8人以上；或者死亡2人，同时重伤5人以上；或者财产损失6万元以上的事故。
4.4 事故调查规定
4.4.1发生事故（障碍）后，当事人必须实事求是地提供第一手资料和线索，事故部门必须派专人严格保护好事故现场，迅速抢救伤员，并立即告知当值值长。由当值值长通知公司领导、相关部门主任、专业人员及安监人员。未经调查和记录的事件现场以及原始记录资料，不得任意更改。有关重要的警示信号恢复，必须经值长确认并下令，方可恢复。
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4.4.2 事故（障碍）由安监人员组织进行第一手材料调查、记录、收集，并根据情况对事件现场和损坏的设备进行照相、录象。任何人员都有责任和义务配合安监人员获取事故一手资料。
4.4.3发生人身死亡事故或发生特别重大、重大、较大设备事故后，由总经理授权，安监部负责在1小时内用电话、电传、电子邮件形式向省建投、**电监办、****市安全监督局、*****市公安局、*****市工会报告，报告的内容为事故发生的时间、地点、单位；事故发生的原因、伤亡人数、直接经济损失的初步估计；设备损坏的初步情况。总经理或相关副总经理在16小时内组织各部门进行分析，并准备接受上级的调查。
4.4.4 发生涉及两个部门，则有关部门第一责任人或专职技术人员分别写出报告二类障碍及以上事故后，事故发生部门负责人和安全员应在24个小时内将事故调查报告及相关的原始材料进行整理，上报到安监部，涉及两个部门，则有关部门第一责任人或专职技术人员分别写出报告,并保证其客观、准确、真实性，同时组织分析并准备接受调查，公司根据事故性质决定由相应人员或相应部门组织召开事故分析会；安监部在事故分析会的5日内出台事故调查报告，经相关公司领导批准后通报。
4.4.5事故通报后，各生产部门必须组织人员认真学习，按事故调查报告上的防范措施及时、认真进行落实，并将落实情况以电子文档形式在规定期限内上报到安监部，安监部负责对各项防范措施的跟踪验证。
4.4.6对下列情况应从严处理：
4.4.6.1 违章指挥、违章作业、违反劳动纪律造成的事故；
4.4.6.2 事故发生后隐瞒不报、谎报或在调查中弄虚作假、隐瞒真相的； 4.4.6.3 阻挠或无正当理由拒绝事故调查；拒绝或阻挠提供有关情况和资料的。4.4.6.4事故发生部门不主动调查分析，敷衍了事。
4.4.7在事故处理中积极恢复设备运行、抢救安置伤员，在事故调查中主动反映事故真相，使事故调查顺利进行的有关事故责任人员，可酌情从宽处理。
5.检查与考核：
本标准由安监部检查与考核。
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第二篇：安全生产法规制度文件
安全生产法规制度文件汇编
1、安全生产事故报告和调查处理条例
（2007年4月9日 国务院令第493号）
2、安全生产许可证条例
（2004年1月13日 国务院令397号）
3、特种设备安全监察条例
（2003年3月11日 国务院令第373号公布 2009年1月24日 国务院第549号修改）
4、国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知
（2007年7月19日 国务院 国发【2010】23号）
5、关于加强重大工程安全质量保障措施的通知
（2009年12月14号国家发展和改革委员会、工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部、铁道部、水利部、国家安全生产监督管理总局 发改投资【2009】3183号）
6、公路水运工程安全生产监督管理办法
（2007年2月14日 交通部令2007年第1号）
7、安全生产事故隐患排查治理暂行规定
（2007年12月28日 国家安全生产监督管理总局令第16号）
8、安全生产行政处罚自由裁量适用规则（试行）
（2010年7月15日 国家安全生产监督管理总局令第31号）
9、安全生产领域违法违纪行为政纪处罚暂行规定
（2006年11月22日监察部、国家安全生产监督管理总局11号）
10、安全生产监管监察职责和行政执法责任追究的暂行规定（2009年7月25日国家安全生产监督管理总局令24号）
11、高危行业企业安全生产费用财务管理暂行办法
（2006年12月8日财政部、国家安全生产监督管理总局财企
【2006】478号）
12、中华人民共和国水上水下活动通航安全管理规定
（2011年1月27日交通运输部令2011年第5号）
13、关于印发公路水运工程生产安全事故应急预案的通知（2011年1月11日交通运输部交质监发（2011）6号）
14、关于开展公路桥梁和隧道工程施工安全风险评估试行工作的通知（2011年5月5日交通运输部交质监发（2011）217号）15交通运输行业建设工程生产安全事故统计报表制度
（2010年12月3日交通运输部厅质监字（2010）231号）
16、关于建立公路水运工程建设安全监管长效机制的若干意见（2009年3月3日 交通运输部交质监发（2009）78号）
17、公路水运工程施工企业安全生产管理人员考核管理办法（200年12月9日交通运输部交质监发（2009）757号）
18、公路水运工程质量安全督查办法
（2008年4月28日交通运输部 交质监发（2008）52号）
19、交通运输部关于解决当前政府投资公路水运工程建设中带有普遍性问题的意见
（2010年11月25日交通运输部交监察发（2010）648号）
20、关于在公路水运工程建设监理中增加施工安全监理和施工环保监理内容的通知
（2007年4月9日交通运输部 交质监发（2007）158号）
21、关于进一步推进全省公路水运建设工程 “平安工地”建设暨开展施工安全专项整治工作的通知
（2011年4月15日江苏省交通运输厅 苏交质〔2011〕号）11
第三篇：电力生产安全工作规定
电力生产安全工作规定
第一章总则
第一条 为了贯彻“安全第一、预防为主”的方针，保证员工在生产活动中的人身安全，保证电厂安全可靠发电，保证电网稳定运行，保证国家资产和投资者的权益免遭损失，特制定本规定。
第二条 本规定依据国家《安全生产法》和其他有关法律、法规，结合发电行业的特点和我站的组织形式制定，用于规定电站安全工作的基本要求和管理关系。
第三条 电站实行以法人代表为安全第一责任人的安全生产责任制，建立健全有系统、分层次的安全生产保证体系和安全生产监督体系，并充分发挥作用。
第四条 电站应在工作范围内，树立“安全是第一工作，安全是第一效益，安全是第一责任”的意识，实行“安全一票否决”制，按照统一的部署，依靠全体员工共同做好安全生产工作。
第五条 应依据国家有关法律、法规，行业规程、标准，制定适合本站实际的规章制度，使安全生产工作制度化、规范化、标准化，构建安全生产长效机制。
第六条 电站必须贯彻“企业安全责任主体”、“谁主管谁负责”和“管生产必须管安全”的原则，做到在计划、布置、检查、总结、考核生产工作的同时，计划、布置、检查、总结、考核安全工作。<$1strike><$1strike>
第七条 电站对安全生产事故及异常情况的处理，执行“四不放过”（即事故原因未查清不放过、责任人员未处理不放过、整改措施未落实不放过、有关人员未受到教育不放过）的原则。<$1strike><$1strike>
第八条 本规定适用于电站从事发电、检修、试验、电力建设等为主要业务的部门和人员。
第二章 目标
第九条 电站安全生产的总体目标是防止发生对电站员工造成伤害、对社会造成重大影响、对资产造成重大损失的以下几种事故：
（一）人身死亡事故；
（二）电站垮坝事故；
（三）特大设备事故；
（四）其他特别重大事故。
第十条 电站安全生产目标：
（一）不发生人身死亡事故；
（二）不发生重大及以上设备事故；
（三）不发生重大及以上火灾事故；
（四）不发生恶性电气误操作事故；
（五）不发生负同等及以上责任的重大交通事故；
（六）不发生重大环境污染事故；
（七）不发生由本单位责任造成的有严重社会影响的安全生产事件。
第十一条 电站实行三级安全生产目标管理：
（一）企业不发生人身重伤和一般设备事故；
（二）班组不发生未遂和异常；
（三）个人无违章，实现“三不伤害”（即不伤害自己，不伤害别人，不被别人伤害）。
第三章 责任制
第十二条 电站实行安全生产目标责任制制度，每年上一级行政正职与下一级行政正职签订安全生产目标责任书；各基层企业要逐级签订安全生产目标责任书，做到逐级负责。
第十四条 电站法人代表是安全第一责任人，对本站的安全生产工作负全责。
第十五条 法人代表安全生产工作的基本职责：
（一）负责组织本单位全面贯彻执行《安全生产法》等法律、法规以及集团公司的有关规定；
（二）负责建立健全并落实本单位各级安全生产责任制；
（三）组织制定并实施本单位安全生产规章制度、操作规程和事故应急救援预案；
（四）认真学习上级有关安全生产的文件，提出贯彻落实的意见并组织实施，及时协调和解决各部门在贯彻落实中出现的问题；
（五）及时了解和掌握安全生产情况，每月至少一次听取安全监察部门的汇报。按本规定第五十六条定期主持安全分析会议，研究解决生产工作中发现的事故隐患和重大问题；在发生安全生产事故时，要立即组织抢救，不得在事故调查处理期间擅离职守；按照有关规定及时、如实报告生产安全事故；
（六）保证安全监督机构及其人员的配备符合要求，确保安全监督部门履行职责；
（七）保证反事故措施和安全技术劳动保护措施等安全生产所需经费的投入、提取和使用，保证安全奖励所需费用的提取和发放；
（八）其他有关安全管理规定中所明确的职责。
第十六条 电站安全生产负责人是本企业安全生产工作的领导责任人，对安全生产技术管理工作负领导责任，向法人代表负责。
第十七条 各部门、各岗位应有明确的安全职责，做到责任逐级到位，并实行下级对上级的安全生产逐级负责制，认真贯彻、执行、落实国家和上级主管单位的各项安全工作规定。
第四章安全监督
第十八条 电站实行内部安全监督制度，建立自上而下的安全监督组织机构，上级对下级进行安全监督，形成完整的安全监督体系，与安全保证体系共同保证安全目标的实现。
第十九条 电站设置安全监督机构，即安全生产领导小组，组长为法人代表；设兼职安全监督人员，安全监督人员行使安全监督职能；安全监督人员应选择身体健康、坚持原则、责任心强、熟悉安全监督工作的人员担任。
第二十条 工会组织应根据《工会法》有关要求参与安全生产监督。
第二十一条 安全监督机构职责：
（一）组织制定安全工作和安全监督所必需的规章制度，根据上级要求配套相关安全生产规章制度的实施细则；组织编制本企业安全技术劳动保护措施计划；组织事故应急救援预案的编制和演练等；
（二）组织本单位以及外聘人员、外包工程施工人员的安全培训与考核；监督安全教育培训计划的落实；
（三）监督本单位各级人员、各部门安全生产责任制的落实；监督各项安全生产法律、法规、标准、规程、规章制度、反事故措施、安全技术劳动保护措施以及上级有关安全工作指示和要求的贯彻执行，监督劳保用品、安全工器具、安全防护用品的购置、发放和使用，及时反馈在执行中存在的问题并提出完善修改意见；
（四）监督涉及设备、设施安全的技术状况，涉及人身安全的防护状况；检查生产现场，调阅有关资料，向有关人员了解情况；对检查中发现的事故隐患或影响安全生产的问题，及时下达安全监督通知书（见附件），责令立即排除或限期整改并向主管领导报告，及时跟踪检查；
（五）监督本单位所签定的协议、合同中涉及安全生产方面内容的落实情况；
（六）组织或参加和协助本单位领导进行事故调查，监督“四不放过”原则的贯彻落实；完成事故的认定、统计、分析和上报工作，并提出处理意见；
（七）负责安全生产奖惩工作，负责有关安全档案的管理和对外安全信息发布工作；
（八）参与工程建设和技改项目的设计审查、施工队伍安全资质审查和竣工验收及有关科研成果的鉴定。
第二十二条 安全监督人员的职权：
（一）有权进入生产区域、施工现场、控制室等企业管辖区域检查了解安全情况；有权制止违章指挥、违章作业、违反生产现场劳动纪律的行为；
（二）有权保护事故现场，有权调查了解事故有关情况和提取事故原始资料，对事故的调查分析结论和处理有不同意见时，有权提出或向上级安全监督机构反映。
第五章规程制度
第二十三条 电站对国家和上级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。
第二十四条 电站在贯彻中应当结合实际情况制定细则或补充规定，但不得与上级规定相抵触，不得低于上级规定的标准。
第二十五条 电站应当建立健全保障安全生产的各项规程制度。
（一）根据上级颁发的规程、制度、反事故技术措施和设备厂商的说明书，编制企业各类设备的现场运行规程、制度，经总工程师（企业技术负责人）批准后执行；
（二）根据上级颁发的检修管理办法、制度，制定本企业的检修管理制度；根据典型技术规程和设备制造说明，编制主、辅设备的检修工艺规程和质量标准，经总工程师（企业技术负责人）批准后执行；
（三）根据国务院颁发的《电网调度管理条例》和发电企业所在电网的电力调度机构颁发的调度规程，编制本企业的调度规程，经总工程师（企业技术负责人）批准后执行；
（四）工程建设项目法人应根据工程项目建设实际情况，制定工程建设安全管理规定，同时督促参建单位认真编制工程建设项目安全措施，并认真监督、检查其落实情况；
（五）综合产业应结合生产特点，编制有关安全管理的制度、规程、办法，按规定经审批后执行。
第二十六条 电站应及时复查、修订现场规程、制度。
（一）当上级颁发新的规程和反事故技术措施、设备系统变动、本企业事故防范措施需要时，应及时对现场规程进行补充或对有关条文进行修订，并书面通知有关人员；
（二）每年应对现场规程进行一次复查、修订，并书面通知有关人员；不需修订的，也应出具经复查人、批准人签名的“可以继续执行”的书面文件，并通知有关人员；
（三）现场规程宜每3～5年进行一次全面修订、审定并印发。现场规程的补充或修订，应严格履行审批程序。
第二十七条 电站及在电站工作的所有部门和个人必须按规定严格执行“两票三制”（即工作票、操作票和交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制）和设备缺陷管理等制度。
第二十八条 电站必须严格执行各项技术监督规程、标准，充分发挥技术监督部门和人员的作用，保证设备安全可靠运行。
第六章 反事故措施计划与安全技术劳动保护措施计划
第二十九条 电站必须按照有关要求编制反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。
第三十条 电站反事故措施计划应由分管生产的领导组织有关人员参加制定；安全技术劳动保护措施计划由分管安全工作的领导组织有关人员参加制定。
第三十一条 反事故措施计划应根据上级颁发的反事故技术措施、需要消除的重大缺陷、提高设备可靠性的技术改进措施以及本企业事故防范对策进行编制。反事故措施计划应纳入检修、技改计划。
第三十二条 安全技术劳动保护措施计划应根据国家、行业颁发的有关标准，从改善劳动条件、防止伤亡事故、预防职业病等方面进行编制；项目安全施工措施应根据施工项目的具体情况，从作业方法、施工机具、工业卫生、作业环境等方面进行编制。
第三十三条 安全性评价结果应作为制定反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的重要依据。防汛、抗震、防台风等应急救援预案所需项目，也应当作为制定和修订反事故措施计划的依据。
第三十四条 反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划所需资金应优先予以安排。
第三十五条 电站自上而下逐级监督、检查反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的实施情况，并保证反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的落实。
第三十六条 安全监督部门作为监督反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的实施的主管部门，对存在的问题要及时向主管领导汇报，并跟踪检查整改情况。
第七章教育培训
第三十七条 新入厂生产人员（含实习、代培人员），必须经安全教育，经《电业安全工作规程》考试合格后方可进入生产现场工作。
第三十八条 新入厂（公司）生产人员必须经过下列培训，并经考试合格后上岗：
（一）运行人员（含技术人员），必须经过现场规程制度的学习、现场见习和跟班实习，200MW及以上机组的主要岗位运行人员，还应经仿真机培训；
（二）检修、试验人员（含技术人员），必须经过检修、试验规程的学习和跟班实习；
（三）特种作业人员，必须经过国家规定的专业培训，持证上岗。
第三十九条 在岗生产人员的培训：
（一）应定期对在岗生产人员进行有针对性的现场考问、反事故演习、技术问答、事故预想等现场培训活动；
（二）离开运行岗位连续3个月及以上的值班人员，必须经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经《电业安全工作规程》考试合格后，方可重新上岗工作；
（三）离开检修维护岗位连续3个月及以上的人员，必须经有关安全规程制度考试合格后，方可重新上岗工作；
（四）生产人员调换岗位、所操作设备或技术条件发生变化，必须进行适应新岗位、新操作方法的安全技术教育和实际操作训练，经考试合格后，方可上岗工作；
（五）对于200MW及以上机组主要岗位运行人员，应创造条件定期进行仿真系统的培训；
（六）所有生产人员必须熟练掌握触电现场急救方法，所有职工必须掌握消防器材的使用方法。
第四十条 新任命的生产管理人员，应经有关安全生产的法律、法规、规程、制度和岗位安全职责的学习，由上级管理部门安排或组织考试。
第四十一条 安全生产法规、规程、制度等定期考试：
（一）电站各级人员应定期接受安全法律、法规、规程、制度考试，合格后方能从事本岗工作；
（二）电站安全生产管理负责人每两年进行一次有关安全生产法规和规程制度的考试；
（三）电站对运行、检修、施工、试验人员以及特种作业人员，每年至少进行一次安全生产规程制度的考试并合格，对于特殊工种应按规定进行相应的特殊考试。
第四十二条 企业每年应对工作票签发人、工作负责人、工作许可人进行培训，经考试合格后，以正式文件公布有资格担任工作票签发人、工作负责人、工作许可人的人员名单。
第四十三条 企业应建立职工安全教育培训档案，将职工安全生产规程、制度、安全知识、安全技能等方面的培训、考试情况记录在案。对考试不合格者应限期补考，合格后方可上岗。
第四十四条 对违反规程制度造成事故、一类障碍和事故未遂的责任者，除按有关规定处理外，还应责成其学习有关规程制度，经考试合格后，方可上岗。
第四十五条 企业应将企业内部及外部的典型事故案例编成教材，及时对有关人员进行教育。
第四十六条 企业应运用安全录像、幻灯、电视、多媒体、广播、板报、实物、图片展览，以及安全知识考试、演讲、竞赛等多种形式宣传、普及安全技术知识，进行有针对性、形象化的培训教育，提高职工的安全意识和自我防护能力。
第四十七条 电站职业培训应设安全技术专业课程。
第八章例行工作
第四十八条 班前会和班后会
班前会：接班（开工）前，结合当班运行方式和工作任务，作好危险点分析，布置安全措施，交代注意事项。
班后会：总结讲评当班工作和安全情况，表扬好人好事，批评忽视安全、违章作业等不良现象，并做好记录。
第四十九条 安全月活动
企业每年于6月1日至31日开展安全生产月活动，以安全生产宣传教育和安全检查为主，活动内容应联系实际，有针对性，并做好记录。
第五十条 安全例会和分析会
电站应每月召开安全生产例会或安全分析会，综合分析安全生产形势，及时总结事故教训及安全生产管理上存在的薄弱环节，研究采取预防事故的对策。
月度安全例会和分析会由安全生产管理负责人主持。
第五十一条 安全检查
企业应根据情况进行定期和不定期安全检查。春、秋季为定期检查，另外结合防洪度汛、季节特点和事故规律，不定期进行检查。安全检查可在企业自查的基础上，由上市公司、流域公司、区域子公司、分支机构组织区域内互查，集团公司组织区域间互查。
安全检查前应编制检查提纲或“安全检查表”，经主管领导审批后执行。检查内容以查领导、查思想、查管理、查规程制度、查隐患、查落实为主，对查出的问题要制定整改计划、预防措施并监督执行，实现闭环管理。
第五十二条 安全简报
电站应定期编写安全简报，编发不定期通报、快报，综合安全情况，分析事故规律，吸取事故教训。
安全简报每月一期。
第五十三条 企业应结合实际定期开展安全性评价自查评工作，每年至少一次，查隐患，定措施，抓整改。
第五十四条 企业要积极开展职业安全健康管理体系贯标工作，建立健全企业安全生产的自我约束、持续改进机制，提高安全管理水平。企业要结合自身实际积极开展企业安全文化建设，把安全生产变为员工的自觉行动。
第九章 生产事故应急处理与调查
第五十五条 电站成立安全生产事故应急处理领导小组，由法人代表担任组长，副组长由担任，成员包括、、等。
第五十六条 应急处理领导小组的主要职责是：
（一）贯彻落实国家及上级有关事故应急救援与处理的法律、法规和有关规定；
（二）接受地方政府部门及上级应急处理指挥部（领导小组）的领导；
（三）组织制定本单位应急处理规章制度和事故应急处理预案；
（四）指挥本单位事故抢险及应急处理工作；
（五）发布事故应急处理预案启动命令；
（六）通报事故抢险及应急处理进展情况。
第五十七条 电站应辨识潜在的事故和紧急情况，加强对重大危险源的评估与监控，针对人身伤亡、火灾、防汛、抗震救灾、发电设备、环境污染、突发事件处置等方面，制定相应的事故应急救援与处理预案，预案应覆盖事故发生、发展和处理的全过程。事故应急救援与处理预案应包括如下内容：
（一）应急救援与处理的指挥机构和相应职责分工；
（二）应急救援与处理的设备、设施和材料准备、保管、领用等；
（三）限制事故影响范围及防止事故扩大的紧急控制措施，以及减少事故损失并尽快恢复正常秩序的恢复控制措施；
（四）直接涉及事故职工的救护方案和应急措施；
（五）不直接涉及事故的职工的撤离路线和防护行动；
（六）报警的程序等。
第五十八条 为保持应急预案的有效性，应根据实际情况及时修订、完善应急救援与处理预案，确保应急预案的可行性、可操作性。<$1strike><$1strike>
第五十九条 应对有关人员进行应急救援与处理预案的培训，并定期进行演练。
第六十条 应急救援管理实行备案制度。应急处理领导小组应将其成员名单、常用通信联系方式、重大危险源分布和控制情况、应急救援预案等报上级应急处理指挥部（领导小组）。
第六十一条 事故调查处理应当按照实事求是、尊重科学和“四不放过”的原则，及时准确地查清事故原因，查明事故性质和责任，总结事故教训，提出整改措施，并对事故责任者提出处理意见。事故调查处理按照国家和上级有关规定执行。
第十章 发（承）包工程和临时用工
第六十二条 电站应根据国家法律法规等有关要求建立发包工程、承包工程和临时用工管理制度，规范发承包合同和用工合同的形式和内容，明确应履行的审批程序和各有关方应承担的责任。
对外企业（含本单位成立的独立法人的多经公司）发包工程项目必须依法签订工程合同；同时，发包方企业法人应授权安全监督部门与承包方签定安全管理协议，具体规定发包方与承包方各自应承担的安全责任，作为合同的附件，否则不许开工。
第六十三条 电站在工程项目发包前必须指定部门对承包方资质和条件进行审查：
（一）有关部门核发的营业执照和资质证书，法人代表资格证书，施工简历和近3年施工安全记录；
（二）施工负责人、工程技术人员、安全员和工人的技术业务素质是否符合工程要求；
（三）满足安全施工需要的机械、工器具及安全防护设施、安全用具，涉及定期试验的工器具、绝缘用具、施工机具、安全防护用品，应当由有检验、试验资质的部门出具的检验合格报告。特殊作业还应具备相应许可证、特殊工种作业证等；
（四）具有两级及以上机构的承包方是否设有专门安全管理机构并满足要求；施工队伍超过30人的是否配有专职安全员，30人以下的是否设有兼职安全员。
第六十四条 发包方应履行以下安全职责：
（一）对承包方的资质进行审查，确定其符合本规定第七十条所列条件；
（二）开工前对承包方负责人、安监人员和工程技术人员进行相应工种和作业的安全培训，进行全面的安全技术交底，并应有完整的记录或资料；
（三）在有危险性的电力生产区域（或其他区域）内作业，如有可能发生火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等容易引起人员伤害和设备事故的场所作业，发包方应事先进行详细的安全技术交底并要求承包方做好危险点分析、制定安全措施，经发包方安全监督、生产技术部门审查合格后监督实施，以上内容必须有完整的记录或资料；
（四）设监护人进行全过程跟踪监督管理，监护人应能胜任工作。严格履行工作许可制度；
（五）应经常检查施工作业现场，发现违章，立即制止，直至停止其工作；
（六）合同中规定由发包方承担的有关安全、劳动保护等其他事宜。
第六十五条 双方应在合同中约定，发包方可以预留一定比例的安全施工保证金。在发生由承包方责任引起的安全事故时，由发包方根据工程规模和工期确定安全施工保证金的扣除比例。
第六十六条 因承包方责任造成发包方事故的，由发包方负责调查、统计上报；作为电站内部管理，无论任何原因均对发包方进行考核。
发包方根据合同条款对承包方进行处罚。
第六十七条 因承包方负主要责任造成的承包方人身事故，不对发包方进行考核，但发包方与承包方有资产关系或有管理关系者除外。
第六十八条 电站对外承包工程项目，应具备相应资质并依法签定承包合同，明确双方安全责任，并应当做好以下工作：
（一）了解所承包工程的生产和工艺流程特点，对工程系统中存在的主要危险因素、有害因素及相关作业场所进行查找和辩识，并制定有效的、有针对性的安全控制措施和应急预案；
（二）要求发包方进行全面的安全技术交底，并提供相关设备的技术资料和检测评估报告；
（三）检查作业现场的各项劳动防护措施、安全措施，使之满足安全作业要求；
（四）根据需要，向发包方提出必须的配合工作要求。
在承包工程过程中，企业的安全监督工作必须到位。
第六十九条 电站对外承包工程时，由于我方责任造成我方或对方发生事故，均由我方在系统内上报，并追究责任，进行考核。
第七十条 电站的临时工所从事的工作应为服务性岗位和生产辅助工作。
临时工上岗前，必须经过安全生产知识和安全生产规程的培训，考试合格后，持证或佩戴标志上岗。临时工日常安全教育培训必须等同于正式员工对待。
第七十一条 临时工或外来人员分散到车间、班组参加生产工作时，由所在的车间、班组负责人承担其安全管理责任。
第七十二条 临时工或外来人员从事有危险的工作时，必须在有经验的职工带领和监护下进行，并做好安全措施。
禁止在没有监护的条件下指派临时工或外来人员单独从事有危险的工作。
第七十三条 临时工的安全管理、事故统计、考核与固定职工同等对待。
临时工从事生产工作所需的安全防护用品的发放应与固定职工相同。
第十一章 考核与奖惩
第七十四条 电站安全生产工作的奖罚实行精神鼓励和物质奖励相结合、批评教育与经济处罚相结合的原则，以奖惩为手段，以教育为目的。对安全工作做出突出贡献的集体和个人，应予以奖励；对安全工作严重失职、违章作业、违章指挥、违章调度造成后果的单位和个人，应予以处罚。
第七十五条 应每年一次以适当的形式表彰、奖励为安全工作做出突出贡献的集体和个人。
第十二章 附则
第七十六条 本规定用于明确电站内部安全管理关系和规范安全工作行为，不作为处理和判定民事责任的依据。
第七十七条 本规定自颁发之日起执行。
第四篇：电力安全生产工作规定
电力安全生产工作规定
第一章总则
第１条为了贯彻“安全第一、预防为主”的方针，保证员工在电力生产活动中的人身安全，保证电网安全可靠供电，保证国家和投
资者的资产免遭损失，特制定本规定，电力安全生产工作规定。
第２条本规定依据国家有关法律、法规，结合电力行业的特点
和国家电力公司系统（以下简称公司系统）的组织形式制定，用于规
定国家电力公司系统安全工作的基本要求和管理关系。
第３条本规定所称公司系统是指与国家电力公司有资产关系和
管理关系的单位组合。
资产关系包括全资、控股关系；管理关系包括直属、代管关系。
第４条公司系统实行以各级行政正职为安全第一责任人的各级
安全生产责任制，建立健全有系统、分层次的安全生产保证体系和安
全生产监督体系，并充分发挥作用。
第５条公司系统各级组织在各自主管的工作范围内，围绕统一的部署署，依靠群众共同做好安全生产工作。
第６条公司系统各企业应依据国家、行业及国家电力公司有关
法律、法规、标准、规定，制定适合本企业情况的规章制度，使安全
生产工作制度化、规范化、标准化。
第７条公司系统各企业要贯彻“管生产必须管安全”的原则，做到计划、布置、检查、总结、考核生产工作的同时，计划、布置、检查、总结、考核安全工作。
第８条本规定适用于公司系统的生产性企业和单位以及管理生
产性企业的国家电力公司分公司、集团公司、省（含直辖市、自治区，下同）电力公司，其他企业可参照执行。
生产性企业和单位指以从事发电、供电、输变电、调度、检修、试验、电力建设等为主要业务的企业（包括多种经营企业）和单位。
第二章目标
第９条公司系统安全生产的总体目标是防止发生对社会造成重
大影响、对资产造成重大损失的七种事故：
１、人身死亡；
２、大面积停电；
３、大电网瓦解；
４、电厂垮坝；
５、主设备严重损坏；
６、重大火灾；
７、核泄漏，工作总结《电力安全生产工作规定》。
第１０条国家电力公司分公司、集团公司、省电力公司安全生
产目标：
１、不发生人身死亡事故；
２、不发生重大电网事故；
３、不发生有人员责任的重大设备事故；
４、不发生特别重大设备事故；
５、不发生重大火灾事故；
６、不发生重大施工机械设备损坏事故。
第１１条水电施工企业安全生产目标：
１、不发生人身群亡事故；
２、不发生重大施工机械设备严重损坏事故；
３、不发生重大质量事故。
第１２条发电、供电、检修、火电施工和送变电施工企业，实
行安全生产目标三级控制：
１、企业控制重伤和事故，不发生人身死亡、重大设备损坏和电
网事故；
２、车间（含工区、工地，下同）控制轻伤和障碍，不发生重伤
和事故；
３、班组控制未遂和异常，不发生轻伤和障碍。
第１３条发电、供电企业及有关调度机构每年实现的百日无事
故记录个数：
１０００ＭＷ及以上容量的火电厂１个；其它容量的水电厂３个；
主变压器容量１０００ＭＶＡ及以上的供电企业１个；１０００
ＭＶＡ－５００ＭＶＡ的供电企业２个；５００ＭＶＡ及以下供电企
业３个；
省级及以上调度机构３个。
第１４条公司系统各企业及所属的车间、班组可以根据本企业的实际情况确定各自的安全生产目标，但不能低于本规定的要求。
第三章责任制
第１５条公司系统各级行政正职是安全第一责任人，对本企业的安全生产工作和安全生产目标负全面责任。
第１６条各级行政正职安全生产工作的基本职责：
１、负责建立健全并落实本企业各级领导、各职能部门的安全生
产责任制；
２、亲自批阅上级有关安全生产的重要文件并组织落实，及时协
调和解决各部门在贯彻落实中出现的问题；
３、及时了解安全生产情况，定期听取安全监督部门的汇报。按
本规定第５７条定期主持安全分析会议，及时组织研究解决安全生产
工作中出现的重大问题；
４、保证安全监督机构及其人员配备符合要求，支持安全监督部
门履行职责；
５、保证反事故措施和安全技术劳动保护措施所需经费的提取和
使用；保证安全奖励所需费用的提取和使用；
６、其他有关安全管理规定中所明确的职责。
第１７条各级行政副职是分管工作范围内的安全第一责任人，对分管工作范围内的安全生产工作负责领导责任，向行政正职负责；
第五篇：电力安全生产工作分析
电力安全生产工作分析
每日甘肃网讯5月23日下午，在国家电网公司召开迎峰度夏安全生产电视电话会议后，公司立即召开了5月份安全生产分析电视电话会议，对近期安全生产工作进行全面总结，对迎峰度夏工作做出安排部署，电力安全生产工作分析。公司副总经理周吉安、副总工程师冯书安，本部相关部门人员参加会议。会上，周吉安作了重要讲话。
周吉安通报了4月份公司安全生产总体情况，目前，公司春检工作已全面完成，“两抓一建”活动深入开展，各检修、施工现场管控情况良好，公司安全生产总体保持平稳态势，工作总结《电力安全生产工作分析》。
针对4月份安全生产管理方面存在的主要问题，周吉安指出，下阶段要重点做好以下五方面工作：一是做好春检工作总结，进一步加强隐患排查治理工作；二是全力做好迎峰度夏工作；三是扎实开展防汛抗灾工作；四是切实加强各类现场安全管控；五是抓好公司6月份“安全生产月”筹备工作、新一轮输电网和城市电网安全性评价、变电站智能化改造规划、2010年技改大修项目申报及“十二五”滚动规划、配网带电作业竞赛准备、生产管理pMS系统、安监应用系统及应急管理系统实用化等具体工作。
周总强调，会后各部门各单位要认真学习国网公司帅军庆副总经理和公司尹正民总经理的讲话精神，全面贯彻落实国网公司、省公司对安全生产、迎峰度夏的各项要求，为电网顺利迎峰度夏打好基矗
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