2011年南方电网二次反事故措施(新)

第一篇：2011年南方电网二次反事故措施(新)

超高压公司2011年二次设备反事故措施

一、防止继电保护事故

1、落实《继电保护用电流互感器二次绕组的配置及反措要求》（南方电网调【2007】3号），防止出现继电保护动作死区。

1.1在继电保护装置安装、调试、验收过程中，严格按要求进行保护死区检查，并将检查结果作为运行资料进行归档管理。

1.2 做好CT等电位点清查整改工作，已查明存在问题的上海MWB厂生产的CT在2011年迎峰度夏前完成整改，其它型号的CT在2012年6月30日前查清明是否需要调整，并根据检查结果制定措施逐步完成整改。

2、逐步推进保护双通道升级改造工作。2011年内完成百永双线、永南双线的双通道升级改造和罗马线、南玉双线、平来双线、梧罗双线保护更换改造，改造后每套保护均为双通道。罗百、天马、天平双线

3、对投运6年以上的微机保护逆变电源模块进行更换。4、2012年内完成LFP系列保护装置更换改造

5、保护整组试验应尽可能模拟实际运行工况进行，严禁通过改变保护装置控制字方式简化整组试验。

6、加强保护及二次回路的运行维护，对照《防止断路器及保护拒动特殊维护技术规范》的要求，做好并按时完成相关变电站的保护及二次回路部分的定检、核查和专项检查工作，确保故障快速切除率100%。

7、新投运的220kV及以上保护设备在站内同一电压等级其他设备（线路）第一次故障发生（第一次区外故障）时，应及时打印保护装置和故障录波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。

8、采取有效措施，防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。8.1 对于基建投产的强迫油循环变压器，应在单台油泵启动、2台及以上油泵同时启动时（多次试验），观察记录重瓦斯接点的抖动情况。

8.2 对于已运行的强迫油循环变压器，应结合变压器停电预试等机会，补做上述试验。

二、防止电网自动化事故

1、对投运6年以上的变电站监控系统的测控装置电源模块进行更换。

三、防止变电站直流系统事故

1、变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现一段直流母线失压。2、6月30日前完成独山站调度自动化UPS不间断电源整改。3、2012年底前，完成站用蓄电池组搬迁至专用蓄电池室的改造工作。

4、做好直流熔断器（空气开关）上下级配合的校核，防止越级跳闸。

4.1 一个站的直流熔断器或空气开关应选用同一制造厂系列产品。同一条支路上的开关和熔断器不宜混合使用。2012年底完成不同厂家产品的更换改造工作。4.2 变电（换流）站应有直流系统全站负荷分配表，各级直流熔断器（开关）应满足上下级配合关系，每年要进行一次检查。上、下熔断器（开关）之间额定电流值应保证2-4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。

第二篇：中国南方电网公司继电保护反事故措施

中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编

中国南方电网电力调度通信中心

2008年6月总则

1.1 《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》（以下简称《反措汇编》）是在《防止电

力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等

规程、规定和技术标准的基础上，汇总近年来南方电网继电保护的主要反事故措施而编制的。

1.2 《反措汇编》重点针对设计、运行等技术标准中没有明确，而实际运行中已出现对继电

保护装置可靠运行产生较大影响的问题，对于已在相关技术标准中明确的部分早期反事故措

施，本汇编不再重复。因此，在贯彻落实《反措汇编》的过程中仍应严格执行相关规程、规

定和技术标准。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与《反措汇编》有抵触的，应按《反

措汇编》执行。

1.3 新建、扩建和技改等工程均应执行《反措汇编》，现有发电厂、变电站已投入运行的继

电保护装置，凡严重威胁系统安全运行的应立即整改，其它可分轻重缓急有计划地予以更新

或改造，不能满足要求的应结合设备大修加速更换。

1.4 各单位应在遵循《反措汇编》的基础上，对各项反事故措施落实情况进行全面检查，并 结合实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。整定计算

2.1 继电保护的配置与整定应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂故障情况

下继电保护的不正确动作，当遇到电网结构发生变化、整定计算不能满足系统要求时，若保

护装置不能充分发挥其效能，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，同时备案注明并

报主管领导批准。

【释义】对于在整定方案中出现的失配、灵敏度不足等情况均应备案注明并报主管领导批准。

2.2 制定整定方案应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网应严格按

照中调下达的限额进行定值整定。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级内，不得造

成高电压等级保护越级跳闸。

2.3 并网电厂涉网继电保护装置的技术指标和性能应满足所接入电网的要求。

2.4 并网机组的低频率、高频率保护，过电压、低电压保护，失磁保护，过励磁保护，失步

保护，定子接地保护，阻抗保护，零序过流保护，复合电压闭锁过流保护等涉网保护定值，应与系统继电保护及安稳装置定值配合，且涉网保护的定值应报相应调度机构备案。

2.5 并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统

故障时辅机保护等厂用电系统的不正确动作造成机组跳闸，使事故范围扩大。

2.6 发电机变压器组保护的整定计算应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》

（DL/T684－1999），并网电厂应根据电网运行情况和主设备技术条件，定期对所辖设备的继

电保护定值进行校核，尤其是校核电厂涉网保护定值与电网保护定值是否满足配合要求。当

电网结构、线路参数、短路电流水平或出线定值发生变化时，应及时校核相关涉网保护定值，避免保护发生不正确动作，并注意以下原则：

2.6.1 发电机变压器组的过励磁保护应考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并

按先发电机电压调节器过励磁动作，其次发电机变压器组过励磁保护动作，后发电机转子过

负荷保护动作的先后顺序进行整定。

2.6.2 发电机定子接地保护应根据发电机在不同负荷的运行工况下，实测基波零序电压和

发电机中性点三次谐波电压的有效值进行校核。

2.6.3 发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序

下菲鳌⒏衾氲墩⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏2.7 加强变压器差动保护整定计算管理。对厂家资料或说明书容易产生混淆的地方，尤其是

“变压器各侧额定电流与CT二次额定电流以及平衡系数计算”等问题应确认清楚，并在现

场试验时校验平衡系数是否正确。

2.8 为了防止220kV线路单相跳闸重合闸期间，220kV变压器220kV侧中性点间隙零序电流、电压保护动作，在征得设备主管部门同意后，间隙保护动作时间可按躲过重合闸时间整定。3 保护装置

3.1 线路保护及远跳

3.1.1 传输保护信息的通道应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。纵联保护应优先

采用光纤通道，220kV及以上新建、技改的同杆并架线路保护，在具备光纤通道的条件下，应配置光纤电流差动保护或传输分相命令的纵联保护。

3.1.2 为提高220kV及以上系统远方跳闸的安全性，防止误动作，远方跳闸命令宜经相应 的就地判据出口。

3.1.3 远跳通道宜独立于线路差动保护通道。

3.1.4 线路两侧不允许同时投入保护的弱馈功能。

3.1.5 电压二次回路一相、两相或三相同时失压，保护装置应发告警信号，并闭锁可能误

动作的保护。

3.1.6 采用三相电压及自产零序电压的保护，应避免电压回路故障时同时失去相间及接地

保护。

3.1.7 500kV线路保护配置零序反时限过流保护，反时限零序过流一般情况下不带方向，宜采用IEC正常反时限特性曲线。

3.1.8 高频保护收发信机的其它保护停信回路（或称母差保护停信、停信2）应具有2～ 5ms延时。

3.1.9 500kV线路光纤电流差动保护应具备双通道接入功能。光纤电流差动保护装置、保

护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）应具备地址识别功能，地址编码可采用数字 或中文。

【释义】保护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）指将保护允许（闭锁）命令、断

路器失灵远跳、过压远跳或500kV电抗器保护远跳等信号转换为光信号传送至通信机房或对

侧的装置，如FOX-41A、GXC-01及CSY-102A等。

3.1.10 线路保护通道的配置应符合双重化原则，500kV线路保护通道的改造及新投产保

护通道的配置应满足以下要求：

3.1.10.1 配置两套主保护的线路，每套主保护的通道应有完全独立的“光纤”+“光纤”、“光

纤”+“载波”保护通道，确保任一通道故障时，每套主保护仍可继续运行。“光纤”+“光 纤”双通道应包括两个不同的光纤路由和不同的光传输设备，且通信直流电源应双重化。

【释义】“光纤”指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用2M等各种形式 的光纤通道。

3.1.10.2 配置三套主保护的线路，应至少有一套主保护采用 “光纤”+“光纤”、“光纤”+ “载波”或“光纤通道自愈环”三种通道方式之一。以确保任一通道故障时，仍有两套主保

护继续运行。

3.1.10.3 单通道光纤电流差动保护采用短路径通道，双通道光纤电流差动保护采用一路短路

径通道和一路长路径通道，且短路径通道和长路径通道分别采用不同的光通信设备。

3.1.10.4 光纤电流差动保护禁止采用光纤通道自愈环，非光纤电流差动保护和辅助保护可采

用光纤通道自愈环。

3.1.11 线路保护光纤通道应优先采用本线或同一电压等级线路的光缆，在不具备条件时

可复用下一级电压等级线路的光缆。磁保护动作，后发电机转子过 负荷保护动作的先后顺序浇3.2 母线保护及断路器失灵保护

3.2.1 母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，无论在新建、扩建还是技改工程中都应保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

3.2.2 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护，防止母线差动保护拒动而危及系统

稳定或将事故扩大，500kV母线保护及500kV变电站的220kV母线保护应采用双重化配置，重要的或有稳定问题的220kV厂站的220kV母线保护应采用双重化配置。双重化配置除应

符合7.2条的技术要求外，同时还应满足以下要求：

3.2.2.1 每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的屏柜内。每套保护

分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

3.2.2.2 采用单套失灵保护时，失灵应同时作用于断路器的两个跳闸线圈；当共用出口的双

重化配置的微机型母差保护与断路器失灵保护均投入时，每套保护可分别动作于断路器的一

组跳闸线圈。

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

3.2.2.4应合理分配母线差动保护所接电流互感器二次绕组，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施来解决。

3.2.3 母联、分段断路器应配置充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路，并宜启动失灵保护。

3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。

3.2.5 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。

3.2.5.1 对数字式母线保护装置，可在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在

跳闸出口回路上串接电压闭锁触点；

3.2.5.2 对非数字式母线保护装置电压闭锁接点应分别与跳闸出口触点串接。

3.2.5.3 母联或分段断路器的跳闸回路不应经电压闭锁触点控制。

3.2.6 500kV边断路器失灵宜通过母差出口跳相关边开关。

3.2.7 500kV边断路器失灵经母差保护出口跳闸的，母差保护应充分考虑交直流窜扰，可

在母差失灵出口回路中增加20～30ms的动作延时来提高失灵回路抗干扰的能力，防止母差

失灵误动作。

3.2.8 220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵时，应起动断路器失灵保护，并满足以

下要求:

3.2.8.1 断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或门”构

成的逻辑。

3.2.8.2 为解决断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题，可采用以下解决方案：

a）采用由主变各侧“复合电压闭锁元件动作”（或逻辑）作为解除断路器失灵保护的复合电

压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的

空接点。

b）采用保护跳闸接点和电流判别元件同时动作去解除复合电压闭锁，在故障电流切断或保

护跳闸命令收回后重新闭锁断路器失灵保护。

【释义】该解除电压闭锁方案比单纯靠保护跳闸接点解除复合电压闭锁可靠性高，降低了保

护跳闸接点误导通而误解锁的可能性。

3.2.9 母线发生故障，母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对于不带分支且有纵联

保护的线路，应利用线路纵联保护使对侧快速跳闸，如闭锁式采用母差保护动作停信、允许

式采用母差保护动作发信、纵差采用母差保护动作直跳对侧等。对于该母线上的变压器，除

利用母差保护动作接点跳变压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失灵。?${熜貴3.3 发电机变压器保护

3.3.1 220kV及以上电压等级的主变压器或100MW及以上容量发电机变压器组保护应按 双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置除应符合7.2条的技术要求外，同时还应满

足以下要求：

3.3.1.1主变压器应采用两套完整、独立并且安装在各自屏柜内的保护装置。每套保护均应配 置完整的主、后备保护。

3.3.1.2发电机变压器组每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故

障及异常状态，并能动作于跳闸或发信。

3.3.1.3主变压器或发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关

及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安

装位置也应相对独立。

3.3.1.4每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护的跳闸回路

应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

3.3.1.5为与保护双重化配置相适应，500kV变压器的高、中压侧和220kV变压器的高压侧必

须选用具有双跳闸线圈的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以

及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.3.2 发电机、变压器的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。

3.3.3 变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱引出的

电缆应直接接入保护柜。非电量保护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介

于55～65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。

3.3.4 电气量保护与非电气量保护的出口继电器应分开，不得使用不能快速返回的电气量

保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，且断路器失灵保护的相电流判别元件动作

时间和返回时间均不应大于20毫秒。

3.3.5 为防止冷却器油泵启动时引起的油压突然变化导致重瓦斯保护误动作，应进行单台

及多台油泵启停试验，检查重瓦斯保护动作情况。若出现误动，应采取针对性措施。

3.3.6 有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电

保护的配置及二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都

应加强质量管理和技术监督，消除隐患。

3.3.7 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，做好发电机失步、失磁保护的

选型工作。应采取相应措施防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器不正确动作。

设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。

发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动

作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

3.3.8 发电机失步保护在发电机变压器组外部发生故障时不应误动作，只有测量到失步振

荡中心位于发电机变压器组内部，并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸，并尽量避免断路

器两侧电势角在180度时开断。

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

3.3.10 200MW及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但应将基波零序保护与发

电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐

波电压保护宜投信号。

3.3.11 发电机变压器组断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后经

快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相动动⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：

3.3.11.1以“零序或负序电流”元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”构成的

“与”逻辑，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发

出告警信号。

3.3.11.2同时经“零序或负序电流”元件以及任一相电流元件动作的“或”逻辑，与“断路

器三相位置不一致”，“保护动作”构成的“与”逻辑，经由独立的时间元件以第三时限去启

动断路器失灵保护，并发“断路器失灵保护启动”的信号。

3.3.12 发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技

术要求。

3.3.13 在新建、扩建和改建工程中，应创造条件优先考虑配置横差保护，并且横差保护的

三次谐波滤过比应大于30。3.3.14 200MW及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

3.3.15 发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。220kV及以上电压等级单元制接线的发

变组，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去启动发变组断路器失灵保护。

3.4 故障录波和继电保护故障信息系统

3.4.1 为充分利用故障录波手段，更好地开展运行分析，发现隐患，查明事故原因，相同

一次设备（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量和开关量宜接入同一录波器中。

3.4.2 模拟量是故障录波的基本信息，所有220kV及以上电气模拟量必须录波，并宜按照

TV、TA装设位置不同分别接入。其中应特别注意：

3.4.2.1 安装在不同位置的每一组三相电压互感器，均应单独录波，同时还应接入外接零序 电压。

3.4.2.2 变压器不仅需录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和

中性点零序电压。电抗器应参照变压器选取模拟量录波。

3.4.2.3 母联、分段以及旁路开关，应录取其电流。

3.4.2.4 3/2接线、角形接线或双开关接线，宜单独录取开关电流。

3.4.3 开关量变位情况是故障录波的重要信息，接入录波器的开关量应包括保护出口信息、通道收发信情况以及开关变位情况等变位信息。其中应特别注意：

3.4.3.1 任意保护的逻辑功能出口跳闸，均应在录波图的开关量中反映。对于独立出口继电

器的单一逻辑功能，宜单独接入录波。对于多项逻辑功能共用多组出口继电器的，可选用一 组开关量接入录波器。

3.4.3.2 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信的接点信号，均应

接入录波器。

3.4.3.3 220kV及以上的开关，每相开关的跳、合位均应分别录波，宜选用开关辅助接点接 入。

3.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点变位宜接入故障录波，便于事故分析。

3.4.3.5 保护跳闸、开关位置等重要开关量的变位应启动录波。

3.4.4 为了便于分析交直流串扰引起的保护跳闸，在保证安全的前提下，宜录取保护使用 的直流母线电压。直流电源

4.1 保护控制直流电源

4.1.1 正常情况下蓄电池不得退出运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池 组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。

4.1.2 变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流

母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现一段直流母线失压。

4.1.3 互为冗余配置的两套主保护、两套安稳装置、两组跳闸回路的直流电源应取自不同

段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。

4.1.4 双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电

源必须取自同一组直流电源。4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。

4.1.6 为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

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

4.1.6.2 直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空

气开关有选择性地配合。

4.1.6.3 直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有

选择性地配合。

4.1.6.4 为防止因直流熔断器不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和

小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

4.1.7 使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机

在满功率发信的状态下）的1.5-2.0倍选用。

4.1.8 直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：

4.1.8.1 信号回路由专用直流空气开关（直流熔断器）供电，不得与其他回路混用。

4.1.8.2 由一组保护装置控制多组断路器（例如母线差动保护、变压器差动保护、发电机差 动保护、线路横联差动保护、断路器失灵保护等）和各种双断路器的变电站接线方式中，每

一断路器的操作回路应分别由专门的直流空气开关（直流熔断器）供电，保护装置的直流回

路由另一组直流空气开关（直流熔断器）供电。4.1.8.3 有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔

断器）供电。

4.1.8.4 只有一套主保护和一套后备保护的，主保护与后备保护的直流回路应分别由专用的

直流空气开关（直流熔断器）供电。

4.1.9 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的接线原则：

4.1.9.1 每一套独立的保护装置，均应有专用于直接到直流空气开关（直流熔断器）正负极

电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且

只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。

4.1.9.2 不允许一套独立保护的任一回路（包括跳闸继电器）接到另一套独立保护的专用端

子对引入的直流正、负电源。

4.1.9.3 如果一套独立保护的继电器及回路分装在不同的保护屏上，同样也必须只能由同一

专用端子对取得直流正、负电源。

4.1.10 由不同熔断器供电或不同专用端子对供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允

许有任何电的联系，如有需要，必须经空接点输出。

4.1.11 查找直流接地点，应断开直流空气开关（直流熔断器）或断开由专用端子对到直流

空气开关（直流熔断器）的连接，并在操作前，先停用由该直流空气开关（直流熔断器）或

由该专用端子对控制的所有保护装置，在直流回路恢复良好后再恢复保护装置的运行。4.1.12 所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动报警回路。

4.1.13 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：

4.1.13.1 直流电压波动范围应小于 5%额定值。

4.1.13.2 波纹系数小于5%。压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失4.1.13.3 失去浮充电源后在最大负载下的直流电压不应低于80%的额定值。

4.1.14 保护装置直流电源的插件运行不宜超过8年。

4.2 保护接口装置通信直流电源

4.2.1 线路保护通道的配置应符合双重化原则，保护接口装置、通信设备、光缆或直流电

源等任何单一故障不应导致同一条线路的所有保护通道同时中断。

4.2.2 不同保护通道使用的通信设备的直流电源应满足以下要求：

4.2.2.1 保护通道采用两路复用光纤通道时，采用单电源供电的不同的光端机使用的直流电

源应相互独立；

4.2.2.2 保护通道采用一路复用光纤通道和一路复用载波通道时，采用单电源供电的光端机

与载波机使用的直流电源应相互独立；

4.2.2.3 保护通道采用两路复用载波通道时，不同载波机使用的直流电源应相互独立。

【释义】对于有两路电源供电的光端机，由于任一路直流电源故障不影响其正常工作，从通

信角度来看，具有双电源接入功能的光设备，应优先采用相互独立的两路电源供电。为了避

免降低两路直流电源的可靠性，采用双电源供电的光端机，应防止工作过程中出现两路直流

电源短接的状态。

4.2.3 在具备两套通信电源的条件下，保护及安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应

满足以下要求：

4.2.3.1 通信设备使用单直流电源时，保护及安稳装置的数字接口装置应与提供该通道的通

信设备使用同一路（同一套）直流电源；通信设备使用双直流电源时，两路电源应引自不同 的直流电源。

4.2.3.2 线路配置两套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）两套主保护均采用单通道时，每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；

b）两套主保护均采用双通道时，每套主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电

源应相互独立；

c）一套主保护采用单通道，另一套主保护采用双通道时，采用双通道的主保护的每个保护

通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，同时应合理分配采用单通道的主保护的数

字接口装置使用的直流电源。

【释义】具有独立蓄电池组和充电装置的一路（一套）电源视为独立电源。

4.2.3.3 线路配置三套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）三套主保护均采用单通道时，允许其中一套主保护的数字接口装置与另一套主保护数字

接口装置共用一路（一套）直流电源，但应至少保证一套主保护的数字接口装置使用的直流

电源与其它主保护使用的数字接口装置的直流电源相互独立；

b）一套主保护采用双通道，另外两套主保护采用单通道时，采用双通道的主保护的每个保

护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，两套采用单通道的主保护的数字接口装

置使用的直流电源应相互独立；

c）两套及以上主保护采用双通道时，每套采用双通道的主保护的每个保护通道的数字接口

装置使用的直流电源应相互独立，采用单通道的主保护的数字接口装置可与其它主保护的数

字接口装置共用一路（一套）直流电源。

4.2.3.4 两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。

4.2.3.5 光纤通道和载波通道的保护接口装置使用的直流电源应相互独立。二次回路及抗干扰

5.1 互感器及其二次回路

5.1.1 在继电保护装置交流电流回路设计过程中，应严格按照文件的要求，进行继电保护

用电流互感器二次绕组的选型和配置，防止出现保护死区。在继电保护装置和电流互感器的安装、调试、验收过程中，应做好电流互感器安装位置正确性、电流互感器二次绕组配置合

理性、继电保护装置交流电流回路接线正确性检查。检查记录应有签名并作为工程竣工报告 存档。

5.1.2 继电保护用电流互感器二次绕组配置原则：

5.1.2.1 电流互感器二次绕组的配置应满足DL／T 866-2004《电流互感器和电压互感器选择

及计算导则》的要求。

5.1.2.2 500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则：

①线路保护宜选用TPY级；②母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当的电流互感器；

③断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器，不宜使用TPY 级。

5.1.2.3 为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时

应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。当线路保护或主变

保护使用串外电流互感器时，配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。

5.1.2.4 为防止电流互感器二次绕组内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器

失灵保护因无法感受到故障电流而拒动，断路器保护使用的二次绕组应位于两个相邻设备保

护装置使用的二次绕组之间。

5.1.3 电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。独立的、与其他互感器二次回路没

有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。由几组电流互感器组合的电

流回路，如各种多断路器主接线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。

5.1.4 经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将 N600一点接地；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接

触器等。

5.1.5 已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，如认为必要，可以在开关场将二次绕

组中性点经氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30ImaxV(220kV及以上系统中击穿电压

峰值应大于800V)。其中Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为kA。

5.1.6 来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和开口三角绕组的2根引入线均应

使用各自独立的电缆，不得公用。

5.1.7 电流互感器的安装、调试要求

5.1.7.1 在电流互感器安装调试时应进行电流互感器出线端子标志检验，核实每个电流互感

器二次绕组的实际排列位置与电流互感器铭牌上的标志、施工设计图纸是否一致，防止电流

互感器绕组图实不符引起的接线错误。新投产的工程应认真检查各类继电保护装置用电流互

感器二次绕组的配置是否合理，防止存在保护动作死区。以上检验记录须经工作负责人签字，作为工程竣工资料存档。

5.1.7.2 保护人员应结合电流互感器一次升流试验，检查每套保护装置使用的二次绕组和整

个回路接线的正确性。

5.1.7.3 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。

5.1.7.4 新安装及解体检修后的电流互感器应做变比及伏安特性试验，并进行三相比较以判

别二次绕组有无匝间短路和一次导体有无分流；注意检查电流互感器末屏是否已可靠接地。

5.2 保护二次回路

5.2.1 为避免形成寄生回路，在任何情况下均不得并接第一、第二组跳闸回路。

5.2.2 直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线圈线径小于 0.09mm的继电器时，其线圈须经密封处理，以防止线圈断线；如果用低额定电压规格（如

220V电源用于110V的继电器）的直流继电器串连电阻的方式时，串联电阻的一端应接于负的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全稀电源。

5.2.3 直流电压在110V及以上的中间继电器一般应有符合下列要求的消弧回路：

5.2.3.1 不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。

5.2.3.2 用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二极管上都必须

串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继电器线圈回路短接。消弧回路

应直接并在继电器线圈的端子上。

5.2.3.3 选用的消弧回路所用反向二极管，其反向击穿电压不宜低于1000V，禁止低于600V。

5.2.3.4 注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。

5.2.4 跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%，但也不应过高，以保证

直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器（例

如5W以上），如为快速动作的需要，则允许动作电压略低于额定电压的50%，此时必须保

证继电器线圈的接线端子有足够的绝缘强度。由变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器，因连线长，电缆电容大，为避免电源正极接地误动作，应采用较大起动功率的中间继电器，但不要求快速动作。

5.2.5 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串连自保持继电器，并保证：

5.2.5.1 跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。

5.2.5.2 断路器可靠跳、合闸。

5.2.6 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件：

5.2.6.1 自保持电流不应大于额定跳(合)闸电流的50%左右，线圈压降小于额定值的5%。

5.2.6.2 出口继电器的电压起动线圈与电流自保持线圈的相互极性关系正确。

5.2.6.3 电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应

为交流2000V、1min）。

5.2.6.4 电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。

5.2.7 有多个出口继电器可能同时跳闸时，宜由防止跳跃继电器KBJ实现上述任务，防跳

继电器应为快速动作的继电器，其动作电流小于跳闸电流的50%，线圈压降小于额定值的

10%，并满足5.2.6.1～5.2.6.4条的相应要求。

5.2.8 不得采用可控硅跳闸出口的方式。

5.2.9 两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共连线引出。检查测试带串连信号继电器回路的整组起动电压，必须保证在80%直流额定电压和最不利条

件下分别保证中间继电器和信号继电器都能可靠动作。5.2.10 跳闸连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路，应满足以下要求： 连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的

连接片；检查并确证连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的连接片导电杆必

须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；检查连接片在拧紧后不会接地。不符合上述要求的需立

即处理或更换。

5.2.11 用隔离开关辅助接点控制的电压切换继电器，应有一对电压切换继电器触点作监视

用；不得在运行中维护隔离开关辅助触点。

5.2.12 电压回路在切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。

5.2.13 用隔离开关辅助触点控制的切换继电器，应同时控制可能误操作的保护的正电源。

5.2.14 保护屏上的电缆必须固定良好，防止脱落、拉坏接线端子排造成事故。

5.3 抗干扰

5.3.1 静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

5.3.2 为了防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤波

器和收发信机与高频电缆芯线相连接端均应分别串有电容器。

5.3.3 对于现已运行的采用高频变量器直接耦合的高频通道（结合滤波器及收发信机高频

电缆侧均无电容器），要求在其通道的电缆芯回路中串接一个电容器，其参数为：0.05μf左 右，交流耐压2000V、1min。串接电容器后应检查通道裕度。

5.3.4 高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠

高频同轴电缆敷设截面积不小于100mm2的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与地网

相连。在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的分支铜导线，分别延伸至

保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3～5m处与地网连通。

5.3.5 结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆

外罩铁管应与耦合电容器的底座焊接在一起。高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子

上，用大于10mm2的绝缘导线连通引下，焊接在上述分支铜导线上，实现接地，亦可采用

其它连通方式。在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.5～2.5mm2的多股铜线直接接于保

护屏接地铜排。

5.3.6 收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连。

5.3.7 高频收发信机的输出（入）线应用屏蔽电缆，屏蔽层接地，接地线截面不小于1.5mm2。

5.3.8 保护屏抗干扰要求：

5.3.8.1 保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面

不小于4mm2的多股铜线连接到接地铜排上, 接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保

护室内的二次接地网相连。装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜

排直接连通。

5.3.8.2 保护屏本身必须可靠接地。

5.3.8.3 所有用旋钮（整定连接片用）接通回路的端子，应加装接触性能良好的垫片，并注

意螺杆不宜过长，以确保可靠压接。

5.3.8.4 跳（合）闸引出端子应与正电源适当地隔开。

5.3.8.5 集成电路型保护或微机型保护的交流及直流电源来线，应先经过抗干扰电容（最好

接在保护装置箱体的接线端子上），然后才进入保护屏内，此时：

a）引入的回路导线应直接焊在抗干扰电容的一端；抗干扰电容的另一端并接后接到屏的接

地端子（母线）上。

b）经抗干扰电容后，引入装置在屏上的走线，应远离直流操作回路的导线及高频输入（出）

回路的导线，更不得与这些导线捆绑在一起。

c）引入保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。

5.3.9 弱信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相临近。

5.3.10 保护装置本体抗干扰要求：

5.3.10.1 保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。

5.3.10.2 所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等）的一、二次线圈间

必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。

5.3.10.3 外部引入至集成电路型或微机型保护装置的空接点，进入保护后应经光电隔离。

5.3.10.4 集成电路型、微机型保护装置只能以空接点或光耦输出。5.3.11 开关场到控制室的电缆线抗干扰要求：

5.3.11.1 对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽

层两端接地，内屏蔽层宜在户内一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应联接在二次接地网上。

5.3.11.2 用于集成电路型、微机型保护的电流、电压和信号接点引入线，应采用屏蔽电缆，⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏屏蔽层在开关场与控制室同时接地；各相电流线、各相电压线及其中性线应分别置于同一电 缆内。

5.3.11.3 不允许用电缆芯两端同时接地的方法作为抗干扰措施。

5.3.11.4 动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。

5.3.12 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发

电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

5.3.13 交流电压、电流回路、直流回路及电源四部分均应使用独立电缆，动力电缆和控制

电缆应按种类分层敷设，严禁用同一电缆的不同导线同时传送动力电源和信号。运行与检修

6.1 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试

与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质

量符合相关规程和技术标准的要求。

6.2 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。线路快速保护、母线差动保护、断

路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

6.3 应加强微机保护的运行管理，避免因软件版本管理问题而引发的保护装置异常和造成保

护不正确动作。

6.3.1 微机继电保护软件版本按照调度管辖范围实行分级管理。

6.3.2 装置原软件版本存在严重缺陷，运行维护单位收到相应调度机构下发的反措文件后，应限期整改。

6.3.3 运行单位对软件版本有特殊要求时，向相应调度机构提出升级要求，上报相关资料，经审核确认后，方可执行。

6.4 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线

均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

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

6.6 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路

以及“和电流”接线方式等有关的二次回路上工作时，应特别认真做好安全隔离措施。

6.7 新投运的220kV及以上保护设备经历第一次区外故障时，应及时打印保护装置和故障录

波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。

6.8 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备校

验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

6.9 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在正式投入运行前，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。

6.10 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二

次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

6.11 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻

抗保护误动的有效措施。

6.12 两个被保护单元的保护装置配在一块屏上时，其安装必须明确分区，并划出明显界线，以利于分别停用试验。一个被保护单元的各套独立保护装置配在一块屏上，其布置也应明确 分区。

6.13 现场试验应遵守的原则：

6.13.1 停用整个间隔保护进行传动试验需要投入保护出口压板时，应将与运行设备及保护V装置关联的连接片断开，如断开失灵启动和失灵出口压板等；停用其中一套保护进行试验时，停用保护要有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），如果连接片只控制

本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。6.13.2 不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不允许在保护未停用的

情况下，用装置的试验按钮（闭锁式纵联保护的起动发信按钮除外）作试验。

6.13.3 试验用直流电源应由专用熔断器或空气开关供电。

6.13.4 整组试验指除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处

于与投入运行完全相同的状态下进行试验。不允许用卡继电器触点、短路触点或类似人为手

段进行保护装置的整组试验。

6.13.5 对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动必须履行如下程序：

6.13.5.1 在原图上做好修改，经相关继电保护主管部门批准。

6.13.5.2 应按图施工，拆动二次回路时应逐一做好记录，恢复时严格核对。

6.13.5.3 改完后，应做相应的整组试验，确认回路、极性及整定值等完全正确，然后再申请

投入运行。

6.13.5.4 工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图作废。

6.13.6 应对保护装置做拉合直流电源的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流

电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或误信号的情况。

6.13.7 对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程按照保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特性。

6.13.8 在载波通道上工作后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。

6.13.9 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：

6.13.9.1 不允许在现场进行修理插件的工作。6.13.9.2 在现场试验过程中不允许拔出插板测试，只允许用厂家提供的测试孔或测试板进行

测试工作。

6.13.9.3 插拔插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供相

应的物件。

6.13.9.4 应做好插件的标识记录工作，防止误插插件。

6.13.10 在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）时不能自动起动的直流逆变电源，必须更换。

6.13.11 所有试验仪表、测试仪器等，均必须按使用说明书的要求做好相应的接地（在被测

保护屏的接地点）后，才能接通电源；注意与引入被测电流、电压的接地关系，避免将输入 的被测电流或电压短路；只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。

6.13.12 对于由3U0构成的保护的测试：

6.13.12.1 不能以检查3U0回路是否有不平衡电压的方法来确认3U0回路是否良好。

6.13.12.2 可以包括电流、电压互感器及其二次回路连接与方向元件等综合组成的整体进行试

验，以确证整组方向保护的极性正确。

6.13.12.3 最根本的办法是查清电压及电流互感器极性，所有由互感器端子到继电保护盘的连

线和盘上零序方向继电器的极性，做出综合的正确判断。

6.13.13 多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其他保

护有关联的某一套进行试验时，必须特别注意做好保护的安全措施，例如将电流回路旁路或 将相关电流回路短接、将接到外部的触点全部断开等措施。

6.13.14 在可靠停用相关运行保护的前提下，对新安装设备应分别进行分、合直流电源正、负极电源的试验，以保证没有寄生回路存在。

6.14 现场运行应遵守的原则：

6.14.1 纵联保护（如高频闭锁方向保护等）的任一侧需要停用或停直流电源时（例如为了寻找直流电源接地等），应先报调度，申请退出两侧纵联保护，然后才允许工作。工作完后，两侧保护按规定进行检查，并按规定程序恢复运行。

6.14.2 线路基建投产，相应的保护、故障信息系统必须同步投入运行。

6.14.3 专用收发信机，应每天交换通道信号，保护投入运行时收信电平裕量不得低于 8.68dB（以能开始保证保护可靠工作的收电平值为基值），运行中当发现通道传输衰耗较投

运时增加超过规定值3dB时，应立即报告主管调度机构和通知有关部门，以判定高频通道

是否发生故障、保护是否可以继续运行；运行中如发现通道电平裕量不足5.68dB时，应立

即通知主管调度机构，并申请退出两侧纵联保护，然后才通知有关部门安排相应的检查工作。

6.15 专用收发信机的维护要求：

6.15.1 依照定检条例和装置说明书正确调整3dB告警的动作电平，并记录在案。记录内 容应包括正常收信电平和3dB告警的实际动作（收信）电平。对于没有记录的视为该项目

漏查。

6.15.2 继电保护人员应将每台收发信机的发信电平、收信电平等以书面表格形式通知变电 站运行值班人员，或在收发信机有关指示上作出标记，以便于运行人员在进行每天的通道检

查工作时能及时发现收信、发信电平的异常情况。

6.15.3 当发生3dB告警时，应立即报至当值调度申请退出高频保护并组织人员查找告警 原因。严禁在原因不明的情况下调整3dB告警电平及收发信机衰耗。

6.15.4 每次3dB告警，均应详细记录备案并反映在当月的缺陷报表中。发生3dB告警的

保护通道在投运前应有详细试验记录，并由各供电局、电厂的继电保护专责签字认可试验结

果，在消除故障后方允许投入运行。

6.15.5 为了确认阻波器调谐元件是否运行正常，要求各单位在有线路停电检修时，必须分

合线路侧地刀检查收信电平的变化并记录在案。对于收信电平变化大于2dB的通道（阻波

器分流衰耗值），应立即组织人员检查该通道。确认检查情况应详细记录备案并反映在当月 的缺陷报表中。

6.15.6 每条配备专用收发信机高频保护的线路均要通过两侧配合试验校验收发信机的工

作状况，试验时必须采用选频电平表，并作好试验记录。收发信机正常工作的收信裕度应控

制在12 dB以上，有最高收信电平限制的专用收发信机如：YBX-1和GSF-6A型最高收信电平

不得高于15dB。两侧收发信机所测的传输衰耗之差不得大于3dB，达不到要求的，要查明

原因并报主管调度机构的继保部门。每一侧的试验记录必须包括：本侧与对侧的收发信机高

频电缆端的启动电压电平、启动功率电平、收信电压电平、收信功率电平、发信电压电平、发信功率电平、收信裕度、3dB告警的实测值、收发信机外部加入的衰耗值，收发信机内部

加入的衰耗值等。

6.15.7 穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。专业管理

7.1 继电保护的配置和选型应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》及国家、行业技术

标准。应优先采用取得成功运行经验的保护装置，未按规定的要求和程序进行检测或鉴定的

保护装置不允许入网运行。应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理 的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路” 的原则进行保护配置、选型

与整定。从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。继电保护新产

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

7.2 继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大，并遵循相互独立的原则，注意做到：

7.2.1 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不

应有任何电气联系，充分考虑到运行和检修时的安全性，当一套保护退出时不应影响另一套

保护的运行。

7.2.2 每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立 的绕组，相邻设备保护的保护范围应交叉重迭，避免死区。

【释义】一次设备具备条件的，交流相电压也应分别取自电压互感器互相独立的绕组。在保

护设计、安装、验收等环节要特别注意避免产生保护死区。线路保护、变压器保护、发变组

保护、母线保护、断路器失灵保护等的保护范围必须相互交叉，运行中应不存在保护死区。

7.2.3 为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路

器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则

按双重化配置。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

【释义】考虑到回路可靠性，同时兼顾相关回路的独立性双重化配置的保护一般仅要求动作

于断路器的一组跳闸线圈。

7.2.4 双重化配置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。

7.2.5 双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组宜使用主、后一体化的保护

装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化 的要求进行保护配置。

7.3 220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护并投入运 行。

【释义】考虑到断路器三相位置不一致保护主要功能是提供保护断路器本体的功能，有电气

量闭锁的保护在某些条件下无法提供保护，本着断路器的问题断路器自己解决的原则应配置

断路器本体的三相不一致保护。

7.4 各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备

安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

7.5 配备足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。

【释义】与相关保护厂家签署备品、备件供应合同或服务协议，能在指定时间内提供备品、备件的视为“配备足够的保护备品、备件”。

7.6 保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套。

【释义】防跳回路可以切换时，通常远方操作采用操作箱的防跳回路，就地操作时自动切换

为断路器本体的防跳回路；防跳回路不可以切换时，可选用保护装置或断路器本体防跳回路

其中一个。

的整定动作情况。对大型变压器应配备校 验

第三篇：中国南方电网公司反事故措施(2017年版)

南方电网公司反事故措施（2017年版）

1总则

1.1公司设备反事故措施管理办法中明确，公司将定期归纳总结设备事故事件的经验教训，提炼相关技术性防范措施，作为公司反事故措施发文执行。每次反措发文过程中，公司各专业管理部门均需梳理上次反措条文的执行情况，当反措要求已执行完毕或相关要求已纳入到技术标准中时，该条反措即可作废，否则将继续实施执行。本次发文中时效性要求明确为“有效期至下次公司反措发布时”,是指该条文将长期实施执行，待下次反措发文时，通过评估条文实施执行情况，再次明确条文将继续实施执行或作废；时效性要求明确改造时间的，应在限期内完成改造。所有反措条文均适用于存量及增量设备。

1.2公司反事故措施的实施执行应以防止电力生产安全事故事件的发生、保证电网及设备的安全稳定运行为原则，对可能导致电力安全事故事件后果较严重的，无论是否已签订合同或完成设计，都应执行反措进行整改，涉及合同或设计变更的，各单位应加强与供应商及设计单位的协调沟通，确保整改到位。

1.3各单位在抓好本反事故措施落实的同时，要严格按照国家能源局于2014年4月印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的要求，做好落实执行工作。

1.4本反措自发文之日起实施，原则上“南方电网公司反事故措施（2015年版）”终止执行，但对于新接收的县级子公司新增资产尚未完成改造的，旧版反措应依然持续有效，各单位应根据自身实际情况，明确整改完成时间，并尽快完成整改。

2防止变电类设备事故 2.1防止变压器事故

2.1.1变压器交接、大修和近区或出口短路造成变压器跳闸时应进行绕组变形试验，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。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。对判明线圈有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。

2.1.26.0级以上地震危险区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

2.1.3新建直流工程换流变压器投运前应逐台进行局放试验。2.1.4对公司范围内上海MWB公司生产COT550-800、COT325-800型套管（包括220kV、110kV主变110kV侧，及220kV、110kV主变中性点套管）进行检查及改造，2017年12月31日前完成改造。改造要求如下：检查套管油位及表面渗漏情况，测试套管端部与导电杆日前完成检查改等电位连接，开展套管预防性试验；检查电缆接线柱上的橡胶垫圈、造碟形弹介、注油塞、取油塞及套管定位销状态；室外运行主变应加装套管防雨罩。

2.1.5落实HSP公司500kV油纸电容式高压交流套管反事故措施：

1、加强对HSP公司500kV油纸电容式变压器套管的日常巡视，每月至少红外成像一次，并对红外图像进行对比分析，及时发现缺陷。

2、每测量一次该类型套管的电容和介损值，并仔细与出厂值和历史测量值进行比对分析，对电容量变化超过2%的应取油样进行色谱分析，电容值变化率超过3%的必须予以更换。介损值如有突变或介损超过0.5%时，应查明原因。

3、加装了套管在线监测装置且监测量稳定的，可按照正常预试周期试验。

2.1.6针对运行超过15年的110kV及以上主变，应根据每年核算的主变可能出现的最大短路电流情况，综合设备的状态评价结果，对主变抗短路能力进行校核，对于最大短路电流超标的主变，应及时落实设备风险防控措施。

2.1.7110kV及以上变压器配置直流偏磁抑制装置要求如下：

1、若变压器运行中实测中性点直流偏磁电流超过允许值（500kV变压器每相为10A、110kV和220kV变压器每台为10A），则应配置直流偏磁抑制装置；如未超过允许值，但变压器存在噪声、振动等异常情况，经技术评估认为有必要的，可配置直流偏磁抑制装置。

2、对于新建/扩建主变，宜进行直流偏磁电流计算评估。若计算评估的直流偏磁电流超过允许值，则应配置直流偏磁抑制装置。

3、对于可能受城市轨道交通（如地铁）影响的主变，经专题研究后认为有必要时可配置直流偏磁抑制装置。

4、新建室内变电站应预留装置安装场地。

2.1.8落实针对瑞典ABB生产的GOE型500kV套管反事故措施：

1、缩短套管介损测试周期：0.8%>tgδ>0.3%，每年复测套管的电容及介损，分析介损变化趋势，与出厂值对比增量超过30%时，取套管油样分析，存在异常时更换套管；

2、套管电容量测试：电容量变化未超过3%，一个预防性试验周期内不少于2次，间隔不大于18个月；电容量变化超过3%更换套管处理。3、2017年6月30日前完成相关套管油色谱分析普查，对油色谱普查存在异常的套管，应立即组织更换；油色谱检测未发现异常的套管，应在预防性试验中增加套管油色谱分析试验测试项目。

2.1.9对于运行年限超过15年且使用石蜡基油的110kV及以上电压等级的变压器，进行热油循环前应先进行排油并清理变压器底部油泥，防止油循环污染线圈。

2.1.10新采购的110kV及以上电压等级油浸式变压器(电抗器)，在安装完成后应对变压器（电抗器）整体及分接开关开展密封检查试验，试验方法按照DL/T264《油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则》开展。

2.1.11套管均压环应独立可靠安装，不应安装在导电头（将军帽）上方接线板上或与套管顶部密封件共用密封螺栓。

2.1.12新采购的110kV及以上变压器套管，其顶部若采用螺纹载流的导电头（将军帽）结构，需采取有效的防松动措施，防止运行过程中导电头（将军帽）螺纹松动导致接触不良引起发热。

2.2防止互感器事故

2.2.1电磁式电压互感器谐振后(特别是长时间谐振后)，应进行励磁特性试验并与初始值比较，其结果应无明显差异。严禁在发生长时间谐振后未经检查就合上断路器将设备重新投入运行。

2.2.2针对西安电力电容器厂生产的TYD500/√3-0.005H型电容式电压互感器（2000年前出厂），需加强运行中二次电压监测及电容量测试，当电容量变化超过3%时，应及时进行更换。

2.2.3对于江苏思源赫兹互感器有限公司生产的LVQBT-500型电流互感器（2013年前出厂），其密度继电器报警线进出孔未封堵的，应及时进行封堵处理。2.2.4对由上海MWB互感器有限公司生产的TEMP-500IU型CVT，应分轻重缓急，分期分批开展CVT电容器单元渗漏油缺陷进行整改，2017年年底前完成。对暂未安排整改的CVT应加强运行巡视，重点关注渗漏油情况。新建工程不允许采用未整改结构的同类产品。

2.2.5对于由上海MWB互感器有限公司生产的SAS245型号电流互感器（2001年前出厂，采用石墨防爆膜），应分轻重缓急，分期分批开展防爆膜更换及整改工作，2017年年底前完成。

2.3防止电容器事故

2.3.1新建户外电容器接至汇流排的接头应采用铜质线鼻子和铜铝过渡板结合连接的方式，不应采取哈夫线夹连接方式；电容器接头防鸟帽应选用高温硫化的复合硅橡胶材质并可反复多次拆装，不可选用易老化和脆化的塑料材料。

2.4防止蓄电池事故

2.4.1新建的厂站，设计配置有两套蓄电池组的，应使用不同厂家的产 品，同厂家的产品可根据情况站间调换。

2.4.2各单位对运行5年以上的蓄电池组核对性充放电试验和内阻测试的历史数据进行分析，最近一次核对性充放电试验中未保存放电曲线的需补做并保存曲线。

2.4.3蓄电池组配置电池巡检仪的告警信号应接入本站监控系统。

2.4.4明确针对运行中不合格蓄电池组处理原则：发现个别电池性能下降或异常时，应对单只电池采取电池活化措施，电池活化成功并投运三个月后，再次对电池进行容量试验，如若不满足要求，则视为该单只电池已故障；核对性充放电时，当蓄电池组达不到额定容量的80%时，应更换整组蓄电池。

2.5防止GIS及断路器事故

2.5.1对平高东芝公司252kVGSP-245EH型GIS断路器机构换向阀及分合闸线圈进行更换。

2.5.2在110kV及以上GIS设备外壳开展红外测温过程中，如发现三相共筒的罐体表面、三相分筒的相间罐体表面存在大于或等于2K的温差时，应引起重视，并采取其它手段进行核实排查。2.5.3六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防止真空度计水银倒灌进入设备中，禁止使用麦氏真空计。

2.5.4严格控制安装现场的环境条件，户外GIS（HGIS）的装配作业必须搭建有效的防尘围栏（帐篷）后方可进行，防尘围栏（帐篷）应配备除尘除湿、降温设施、粉尘监视仪。作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不允许装配施工；装配施工时，作业区内不得进行产生粉尘及金属微粒的工作，灭弧室安装时空气洁净度等级应达到或优于8级，其它部件安装时空气洁净度等级应达到或优于9级。主控楼及其楼体、天面、墙体等引起扬尘的土建未完工禁止GIS设备电气安装。

2.5.5同一组合电器设备间隔汇控柜内隔离开关的电机电源空气开关应独立设置；同一组合电器设备间隔汇控柜的“远方/就地”切换钥匙与“解锁/联锁”切换为同一把钥匙的，宜采用更换锁芯的方式进行整改。

2.5.6最大设计风速超过35m/s的变电站，新建、改建变电站应优先选用户内GIS或HGIS布置，扩建站在条件允许的情况下应优先选用户内GIS或HGIS布置。

2.5.7针对平芝公司型号为DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关，应每相加装一个三工位位置标识装置，2018年12月30日前完成加装工作；针对平芝公司待投产的DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔离开关应按上述要求加装位置标识后方能投入运行。

2.5.81、对隔离开关分合闸位置进行划线标识。

2．在倒闸操作过程中应严格执行隔离开关分合闸位置核对工作的要求，通过“机构箱分/合闸指示牌、汇控箱位置指示灯、后台监控机的位置指示、现场位置划线标识确认、隔离开关观察孔（ELK-14型GIS隔离开关自配）可视化确认”，明确隔离开关分合闸状态。

2.5.9由于平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关所配绝缘子内部存在应力集中的隐患，会在运行中逐渐导致裂纹的出现和生长。故应对平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关进行更换。

2.5.10对所有西开公司使用CT20-Ⅳ型弹簧机构的220kVGIS进行一次专项检查，并将保持掣子的检查内容加入巡视或者检修的作业指导书中。检查要求如下：确认断路器操作机构处于合闸储能状态，查看支持弹簧里的弹簧座，正常状态下在第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察不到弹簧座，如在支持弹簧第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察到弹簧座，并且弹性销距销孔端面超过2㎜，则为异常状态如发现异常状态请与生产厂家联系。

2.5.11GIS的隔离开关和检修接地开关出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接及对中，机构松动等异常情况，并彻底清洁本体内部，再进行其他出厂试验。

2.5.12罐式断路器和GIS的断路器和快速接地开关出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求，应同时记录操作时刻，分合闸电流波形、行程曲线、断口变位信号，并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接及对中，机构松动等异常情况，并彻底清洁本体内部，再进行其他出厂试验。

2.5.13瓷柱式断路器出厂试验时，应进行不少于200次的机械操作试验，以保证制造质量要求，应同时记录操作时刻，分合闸电流波形、行程曲线、断口变位信号，并进行统计分析评估机构是否存在异常。200次操作试验后，再进行其他出厂试验。

2.5.14ABB厂生产的HPL550B2型断路器手动分闸装置的分闸线存在卷入合闸机构导致断路器拒合的隐患，拆除ABB生产的HPL550型断路器的手动分闸装置。

2.5.15对于LW6-220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完成改造。在未进行防松改造前（包括已使用旋转法兰的），必须在分合闸观察窗内拉杆的联接法兰（分合闸指示）完成改造上做标记；分合闸操作后应观察该标识是否发生左右转动位移。

2.5.16对于新采购的无功投切的断路器，应具备相应开断容量的C2级型式试验报告，必要时可提高断路器的电压等级。

2.6防止隔离开关事故

2.6.1西门子早期生产的双臂垂直伸缩式刀闸的传动连接均采用空心2019年12月31日前弹簧销，机械强度不够，在刀闸多次分合闸操作后出现扭曲变形，完成改造最终导致断裂，如两个弹簧销变形断裂且传动柺臂未过死点，刀闸合闸过程在重力作用下会导致刀闸合闸不到位或接触压力不够接触电阻过大导致刀闸发热，严重时会导致自动分闸，造成带负荷拉刀闸事故；将所有西门子07年前生产的PR系列隔离开关空心卡销更换为实心卡销。

2.6.2西安西电高压开关有限责任公司2014年12月前生产的GW10A-126型隔离开关，存在导电基作上的传动拉杆无过死点自锁装置的设计制造缺陷，当隔离开关受到短路电动力、风压、重力和地震时，隔离开关上部导电杆滚轮与齿轮盒坡顶的位置会产生偏离，隔离开关存在从合闸位置向分闸位置分开的可能，须对西开2014年12月前出厂的该型号隔离开关传动拉杆增加自锁装置及限位功能完善化改造。

2.6.3对2013年前由湖南长高生产的GW35/36-550型隔离开关锻造件关节轴承应进行更换。

2.6.4对2008年6月1日前出厂的西高公司GW10-252型隔离开关的整个导电部分进行更换。

2.6.51、对35kV及以上隔离开关垂直连杆与抱箍相对位置做好标记，以便对隔离开关垂直连杆抱箍打滑现象进行观察；运行人员在隔离开关操作前，应关注标记位置是否发生改变，如果发生改变，严禁开展合闸操作；

2、在隔离开关操作过程中，应严格监视隔离开关合闸到位情况，如发现隔离开关不能合闸到位应立即分闸并进行处理，严禁强行合闸；

3、垂直连杆上下抱箍处应加装穿销；对于湖南长高、山东泰开、西安西电、正泰电气生产的隔离开关，开展垂直连杆与抱箍进行穿芯销固定改造，穿芯销固定的方式采用非完全贯穿型穿芯销钉固定的方案，穿芯销采用实心卡销方式，以方便日后对隔离开关进行微调；对于其它厂家生产的隔离开关，联系厂家进行检修处理。

2.7防止开关柜事故

2.7.1因GG1A型高压开关柜属于母线外露的老式产品，对于运行时间超过10年或缺陷较多的GG1A柜应完成更换。新建、扩建变电站工程不应采用GG1A柜型。

2.7.2新采购的35kV开关柜，内穿柜套管应采用包括内屏蔽和外屏蔽的双层屏蔽结构，且内屏蔽与导电排使用等电位连接线的软连接方式并通过螺丝可靠紧固连接。

2.8防止接地设备事故

2.8.1对于新建变电站的户内地下部分的接地网和地下部分的接地线应采用紫铜材料。铜材料间或铜材料与其他金属间的连接，须采用放热焊接，不得采用电弧焊接或压接。土壤具有强腐蚀性的变电站应采用铜或铜覆钢材料。

2.9防止其他变电设备事故 2.9.1严禁采用铜铝直接对接过渡线夹。对在运设备应进行梳理排查，若采用该类线夹应结合停电进行更换。

2.9.2新建高压室应配置空调用以控制温度和抽湿，高压室应做好密封措施，通风口应设置为不用时处于关闭状态的形式，防止设备受潮及积污。运行中的高压室应采取防潮防尘降温措施，必要时可安装空调。

2.9.335kV变电站禁止采用箱式变电站。

2.9.4主变变低10kV（20kV）侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封（可预留接地线挂点），防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。

2.9.5新建或扩建变电站内的交流一次设备线夹不应使用螺接接线夹。

2.9.6为防止重投造成对串补装置MOV的二次冲击导致故障的发生，运行中应退出串补重投功能。

2.9.7已经退出调度运行的载波通信通道，应及时拆除相应阻波器及结合滤波器，防止运行中因台风等自然灾害导致脱落，影响一次设备运行。

2.9.8新采购的户外SF6断路器、互感器和GIS的充气接口及其连接管道材质应采用黄铜制造。

2.9.9新建、扩建及技改工程变电站10kV及20kV主变进线禁止使用全绝缘管状母线。2.9.10新采购的开关类设备，继电器接点材料不应采用铁质，继电器接线端子、紧固螺丝、压片应采用铜材质。

2.10防止变电运行专业事故

2.10.1500kV变电站站用交流低压母线备自投方式应采用单向自投方式（即站外电源对站内电源备用，而站内电源不对外来电源进行备用）。

2.10.2若变电站站用电保护或380V备自投具备跳进线380V断路器功能，站用低压侧380V开关应取消低压脱扣功能。

2.10.3GIS（HGIS）设备间隔汇控柜中隔离开关、接地开关具备“解锁/联锁”功能的转换把手、操作把手，应在把手加装防护罩或在回路加装电编码锁。3防止输电类设备事故 3.1防止输电类设备事故

3.1.1110kV及以上线路跨越铁路、高速公路、一级公路、一二级通航河流、特殊管道及其它110kV及以上线路时，导线悬垂绝缘子串应采用双联串，其中220kV及以上线路在条件允许情况下宜采用双挂点，不满足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.2中、重冰区的220kV及以上线路、110kV重要线路应具备融冰功能，且线路两侧均应配置融冰刀闸，固定式直流融冰装置所在变电站应配置覆盖所有需融冰的110kV及以上线路融冰母线。具备改造条件的在运线路或变电站于2018年12月底前完成改造。

3.1.3110kV及以上线路的导线引流线以及融冰绝缘普通地线引流线，采用螺栓型并沟线夹的应改造为液压连接等可靠连接方式，2017年12月底前完成。

3.1.4融冰绝缘OPGW应采取在接头盒进出线合并位置包缠铝包带并安装两套铝合金并沟线夹等长期有效的短接措施，以减小通过光缆接头盒的融冰电流。不满足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.5110kV及以上输电线路因舞动发生过相间放电的区段，应采取安装线夹回转式间隔棒、相间间隔棒等有效的防舞改造措施；对于舞动频繁区段，宜安装舞动在线监测装置加强监控。不满足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.610mm及以上冰区且为c级及以上污区并发生过冰闪的线路，导线悬垂串宜采用V型、八字型、大小伞插花I型绝缘子串、防覆冰复合绝缘子等措施防止冰闪。不满足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.7随输电线路架设的已退运ADSS光缆应尽快拆除，2017年12月底前完成。3.1.8110kV及以上运行线路导地线的档中接头严禁采用预绞式金具作为长期独立运行的接续方式，对不满足要求的接头应于2018年12月前改造为接续管压接方式连接。在接头未改造，现场应加强红外测温，发现异常立即处理。

4防止直流类设备事故

4.1防止直流阀塔与阀控系统事故 4.1.1新建直流工程阀厅应配置换流阀红外在线监测系统，系统应能够覆盖全部阀组件，并具备过热自动检测、异常判断和告警等功能，确保阀厅发热类缺陷及时发现。

4.1.2新建直流工程阀塔积水型漏水检测装置若需投跳闸功能，则跳闸回路应按“三取二”原则配置，防止单一回路故障造成误动或拒动。

4.1.3新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。

4.1.4新建直流工程每个阀塔应配置冗余的进出水压差传感器，具备实时监测进出水压差功能。压差传感器应安装于阀塔设备外侧，靠近阀厅巡视走廊处，并应经独立阀门与管路连接，方便检修维护。

4.1.5新建直流工程阀控系统应实现完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均应能够在换流阀不停运的情况下进行更换等故障处理。

4.1.6新建直流工程每个单阀中必须增加一定数量的冗余晶闸管。各单阀中的冗余晶闸管数，应不少于12个月运行周期内损坏的晶闸管数期望值的2.5倍，也不应少于4个晶闸管。

4.1.7新建直流工程须明确阀控系统（VBE/VCE）的换流阀保护功能与动作逻辑，直流控制、保护功能设计应与换流阀保护功能设计进行配合，FPT/DPT试验中须做好阀控系统保护功能与直流控制、保护功能配合的联调试验，防止不同厂家设备的功能设置与设备接口存在配合不当。

4.1.8新建直流工程阀厅设计应根据当地历史气候记录，适当提高阀厅屋顶、侧墙的设计标准，防止大风掀翻以及暴雨雨水渗入。

4.1.9新建直流工程阀厅屋顶应设计可靠的安全措施，保障运维人员检查屋顶时，无意外跌落风险。

4.1.10新建直流工程换流阀阳极电抗器选型不宜采用铁芯夹紧式装配的型号，防止在长期振动环境下铁芯下沉造成设备损坏。

4.1.11新建柔性直流工程换流阀功率模块选型优先考虑故障后自然短路（而非开路）的类型，减少功率模块故障对于系统的影响；单一功率模块不宜设置可导致直流闭锁的保护功能，如必须设置，则功率单元内相应测量、保护元件应按照“三取二”原则设置，防止单一元件异常直接闭锁直流。4.1.12新建直流（常直或柔直）工程换流阀功率模块单一故障不得影响其他设备和直流系统的运行，如故障功率模块少于允许的冗余模块数，不应造成保护动作，不应影响其他设备和直流系统运行。

4.1.13新建直流工程阀厅内每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。4.2防止直流控制保护系统事故

4.2.1新建特高压直流控制保护系统中应满足在OLT、解锁工况下同一极高低端阀组换流变分接头控制方式一致，且档位差不超过一档。

4.2.2新建直流工程换流站最后断路器保护功能应可通过出口压板或控制字方式投退。整流站该功能为退出状态，逆变侧为投入状态。当逆变站的交流出线多于三回时，不设置最后断路器保护功能。

4.2.3新建直流工程在设计阶段须明确控制保护设备室的洁净度要求；在设备室达到要求前，不应开展控制保护设备的安装、接线和调试；在设备室内开展可能影响洁净度的工作时，须采用完好塑料罩等做好设备的密封防护措施。当施工造成设备内部受到污秽、粉尘污染时，应返厂清洗并经测试正常后方可使用；如污染导致设备运行异常，应整体更换设备。

4.2.4新建直流工程直流控制、保护装置应按照“N-1”原则进行装置可靠性设计，除直接跳闸元件外，任何单一测量通道、装置、电源、板卡、模块故障或退出不应导致保护误动跳闸或直流闭锁。设备供货商应按该原则进行厂内可靠性测试，并提交测试报告。工程现场调试阶段应在系统运行工况下，按该原则开展装置模拟试验。工程验收需核查试验报告，并抽查复核试验有效性。

4.2.5新建直流工程光纤传输的直流分流器、分压器二次回路应配置充足的备用光纤，一般不低于在用光纤数量的60%，且不得少于3对（1对包含能量、数据光纤各1根），防止光纤故障造成直流长时间停运。

4.2.6新建直流工程控制保护屏柜顶部应设置防冷凝水和雨水的挡水隔板。继保室、阀冷室、阀控室通风管道不应设计在屏柜上方，防止冷凝水跌落或沿顶部线缆流入屏柜。

4.2.7新建直流工程直流场测量光纤应进行严格的质量控制：

1、光纤（含两端接头）出厂衰耗不应超过运行许可衰耗值的60%；同时与厂家同种光纤衰耗固有统计分布的均值相比，增量不应超过1.65倍标准差（95%置信度）；

2、现场安装后光纤衰耗较出厂值的增量不应超过10%。

3、光纤户外接线盒防护等级应达到IP65防尘防水等级；

4、设计阶段需精确计算光纤长度，偏差不应超过15%，防止余纤盘绕增大衰耗；

5、光纤施工过程须做好防振、防尘、防水、防折、防压、防拗等措施，避免光纤损伤或污染。

4.2.8新建直流工程电压、电流回路及模块数量须充分满足控制、保护、录波等设备对于回路冗余配置的要求。对于直流保护系统，不论采用“三取二”、“完全双重化”或可靠性更高的配置，装置间或装置内冗余的保护元件均不得共用测量回路。

4.2.9新建直流工程设计须明确直流滤波器是否为直流运行的必要条件，对于必须直流滤波器投入的直流工程，直流滤波器应采用冗余配置，防止单一滤波器故障造成直流停运。

4.2.10新建直流工程直流控制系统内的保护功能不应与直流保护系统内的保护功能相重复，原则上基于电压、电流等电气量的保护功能应且仅应设置在保护系统内。直流控制系统的保护功能仅限于与控制功能、控制参数密切关联的特殊保护。

4.2.11新建直流工程作用于跳闸的非电量保护元件应设置三副独立的跳闸触点，按照“三取二”原则出口，按照“三取一”原则发动作告警信号。

4.3防止其他直流设备事故

4.3.1新建及改造直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计，防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于：

1、水管使用软质护套全包裹，避免裸露造成异常直接触碰；

2、水管固定部位宜使用双重冗余紧固件，避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考虑运行振动空间裕度，防止水管之间、水管与其它元件发生非紧固性触碰。

4.3.2新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性，任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁；在一小组滤波器停运维护状态下，任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。

4.3.3新建直流工程换流阀阳极电抗器冷却水管须具备有效防护设计，防止相互间或与其它元件异常接触造成磨损漏水。防护设计应包括但不限于：

1、水管使用软质护套全包裹，避免裸露造成异常直接触碰；

2、水管固定部位宜使用双重冗余紧固件，避免单一紧固件失效造成水管磨损漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考虑运行振动空间裕度，防止水管之间、水管与其它元件发生非紧固性触碰。

4.3.4新建直流工程换流站交流滤波器配置须充分考虑设备的冗余可靠性，任一小组滤波器退出运行不得导致直流降功率或闭锁；在一小组滤波器停运维护状态下，任一小组滤波器故障退出不得导致直流闭锁。

4.3.5新建特高压直流工程旁路开关位置传感器应采用冗余化配置，避免因单个传感器异常造成冗余阀组控制系统故障和直流无法运行。

5防止配网设备事故 5.1防止配网类设备事故

5.1.1严禁PT柜内避雷器直接连接母线。

5.1.2对于跨越铁路、公路、通航河道等的新建和改造的10kV架空线路，应采用独立耐张段或跨越段改电缆，跨越档内采用带钢芯的导线。

5.1.3新建和改造的环网柜必须具备完善的防误闭锁功能，包括防止带电误合地刀功能。

5.1.4同沟敷设两回及以上且有中间接头的中压电缆，或与其它管线同沟敷设且有中间接头的中压电缆（穿管或直埋电缆除外），电缆中间接头应采取防火防爆措施。

5.1.5新建和改建的低压台区绝缘导线，必须预装接地挂环。

5.1.6禁止低压导线使用裸导线。对不满足要求的须在2020年12月前完成改造。6防止二次系统事故 6.1防止二次系统事故

6.1.1500kV线路，超过50km或多单位维护的220kV线路应配置集中式行波测距装置，不满足要求的，应于2018年前完成改造。对于已配置分布式测距装置的220kV线路，可不另行配置集中式行波测距装置。各单位应按照OS2主站建设架构，结合实际逐步建设省级和地级OS2主站测距功能，集中管理相关行波数据。6.1.2为防止回路改变造成的保护误动和拒动，南方电网标准设计以外的设备在接入保护回路及跳合闸回路前，应按设备调管范围经相应的保护主管部门批准。

6.1.3厂站新投运设备的二次回路（含一次设备机构内部回路）中，交、直流回路不应合用同一根电缆，强电和弱电回路不应合用同一根电缆。

6.1.41.10kV（20kV、35kV）配网不接地系统或经消弧线圈接地系统，无中性点改造计划，均应配备小电流接地选线设备。运行设备未配置的，要在2018年12月30日完成改造。

2.各分子公司应全面梳理在运小电流接地选线设备，具备跳闸条件的装置应在2017年底前投入跳闸功能。

3.不具备跳闸功能或跳闸回路、选线装置运行年限超过12年、选线装置缺陷率高且厂家技术支持能力不足、选线跳闸准确率低于90%等情况应统一纳入改造范围。

6.1.5新建、扩建或改造的定值配合困难的110kV线路（如环网线路）应配置光纤差动保护。

6.1.6完善智能站运维管理工具。新建智能站应同步部署运维管理工具（含配置文件管理、虚实回路监视与告警、辅助安措等功能），已投运重要智能站（保护不正确动作可导致电力生产安全事故或一级事件的智能站）应尽快部署运维管理工具。

6.1.7新投运设备电压切换装置的电压切换回路及其切换继电器同时动作信号采用保持（双位置）继电器接点，切换继电器回路断线或直流消失信号，应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持（单位置）继电器接点。

电压切换回路采用双位置继电器接点，而切换继电器同时动作信号采用单位置继电器接点的运行电压切换装置，存在双位置继电器备用接点的，要求结合定检完成信号回路的改造；无双位置继电器备用接点的，结合技改更换电压切换装置。

6.1.8装设了220kV备自投220kV变电站的220kV线路应装设双套光纤差动保护，不满足双套光纤差动要求的应在2020年前完成改造。

6.1.91.采用油压、气压作为操作机构的断路器，压力低闭锁重合闸接点应接入操作箱。2.对断路器机构本体配置了操作、绝缘压力低闭锁跳、合闸回路的新投运保护设备，应取消相应的串接在操作箱跳合闸控制回路中的压力接点。断路器弹簧机构未储能接点不得闭锁跳闸回路。3.已投运行操作箱接入断路器压力低闭锁接点后，压力正常情况下应能保证可靠切除永久故障（对于线路保护应满足“分-合-分”动作要求）；当压力闭锁回路改动后，应试验整组传动分、合正常。

6.1.10采用弹簧储能断路器机构多次重合隐患整（调继〔2016〕10号）：采用弹簧储能的非三相机械联动机构的断路器，线路保护（含独立重合闸装置，以下同）需要投入三重（或综重、特重）方式时，原则上只考虑单相偷跳启动重合闸功能，应退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能；无退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能的，应将“弹簧未储能接点”接入的线路保护“压力低闭锁重合闸”开入回路。

6.1.11新投运电压互感器的二次绕组二次电压回路采用分相总空气开关，并实现有效监视。对于已投入运行的母线PT二次三相联动空开，结合检修、技改等逐步进行更换；配置备自投装置且线路可能轻载的厂站应优先更换。

6.2防止通信装置事故

6.2.1为防止110kV及以上厂站通信专用电源系统故障无法及时发现导致全站通信电源全停的风险，2017年底要求在现有的通信电源远程监视系统中实现所有110kV及以上厂站通信电源的远程监控。

6.2.2依据《关于通报两起500kV站内计划施工误断通信光缆事件的通知》（调通【2016】4号），2017年底前完成所有110kV及以上厂站站内光缆标识、站内资料交底等整改。

6.3防止自动化专业事故

6.3.1中调自动化主站系统的SCADA服务器、FES前置直采服务器及SCADA、前置和AGC/AVC应用等重要设备和应用在检修情况下实现N-1冗余配置。

6.3.2SCADA服务器、FES前置服务器、AGC/AVC服务器的磁盘、电源、风扇，关系库、时序库存储阵列的磁盘，主干交换机、前置交换机的电源要做好备品备件储备，要求每种不同型号设备模块数量在10以内的至少备份1个，10以上20以内的至少备份2个，20个以上的至少备份3个。包括自备或者协议存储模式，均要求24小时到货。

6.3.3自动化系统服务器、工作站在应用平台完成启动之前应具备自动检查操作系统的时间功能，出现偏差应先采取校正操作。自动化系统关键应用的主备切换前应具备自动检查应用状态是否正常、主备实时库的重要数据是否一致、检查操作系统时间功能，出现问题应中止切换操作。不具备条件的采用手工方法核对检查操作系统时间。6.3.4Oracle10.2.0.1的linux版本存在严重安全隐患，应升级到10.2.0.2及以上版本，或安装补丁patch4612267。

6.3.535kV及以上变电站中无监控、无远动、单远动配置的，应建设自动化系统，配置双套远动机；110kV及以上变电站中单通道、单UPS配置的，应配置双通道、双UPS。

6.3.6根据公司调控一体化建设工作要求，开展设备集中监视、集中控制业务的自动化主站技术支持系统应具备遥控遥调、综合告警、综合防误等功能。2017年底完成AGC关联关键服务器时间偏差越限告警信号，OCS系统出现时间偏差告警时，应暂停控制。

6.3.7变电站视频及环境监控系统户外摄像机及电缆护管、抱箍、接线盒等附属设施存在锈蚀严重、松动、退役未及时拆除等情况的，易导致人身、设备安全风险，应进行加固，退役需拆除的要及时拆除。

6.4防止安自专业事故

6.4.1安稳、备自投、低周减载及失步解列等安自装置的跳闸出口，原则上应直接接断路器操作箱跳闸回路（110kV及以下集成操作箱功能的保护装置，安自装置的跳闸出口应直接接保护装置的操作跳闸回路）。现场未配置操作箱且保护装置未集成断路器操作跳闸回路的，安自装置的跳闸出口应直接接断路器跳闸回路。发电厂安自装置动作后需启动停机流程的，可另增一副出口接点启动停机流程。

6.4.21、对于新建、扩建和技改的稳控切机执行站装置，除因稳定控制要求需采取最优匹配切机方案外，应采用双套独立模式。

2、对于采用主辅运模式的切机执行站，主运装置动作后闭锁辅运装置，辅运装置动作后不再闭锁主运装置；辅运装置被主运装置闭锁后，必须将其所有动作标志清空，防止主运装置闭锁信号消失后，辅运装置因其它扰动误动出口。

6.4.31、备自投装置设置的检备用电源电压异常放电逻辑应设置延时，具体延时应躲过相关后备保护动作时间，以防止主供电源故障引起备用电源短时异常时装置误放电；在上述延时内，一旦备用电源恢复正常，异常放电逻辑应瞬时复归。

2、备自投装置应确保本站主供电源开关跳开后再合备用电源，同时应具备防止合于故障的保护措施，或具备合于故障的加速跳闸功能。

3、备自投装置起动后跟跳主供电源开关时，禁止通过手跳回路起动跳闸，以防止因同时起动“手跳闭锁备自投”逻辑而误闭锁备自投。6.5防止电力监控系统网络安全事故

6.5.1尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造及公网采集安全接入区建设的各级计量自动化主站系统，2017年底应完成主站安全分区改造及安全接入区建设。

6.5.2尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造的各级电力设备在线监测主站系统，2017年底应完成主站安全尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成公网采集安全接入区建设的配电自动化主站系统，2017年底应完成主站安全接入区建设。

6.5.3尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级主站系统，2017年底应完成各级主站安全区II纵向加密改造。

6.5.4尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级厂站系统，2018年底应完成各级厂站安全区II纵向加密改造。

6.5.5尚未实现安全防护监视及审计功能的地级及以上主站，2017年底前应完成系统安全监视及审计功能建设。

6.5.6尚未实现运维调试管控技术手段的各地级及以上主站，2017年底，应完成堡垒机部署，实现运维、调试的访问控制及审计。生产控制大区应划分独立运维调试网段，并部署网络准入系统或MAC地址绑定等手段，对运维及调试设备接入网络进行管控。

6.5.7排查电力监控系统入侵检测系统、病毒防护措施、防火墙、主要网络设备的冗余配置等情况，2017年底应完成主站缺失的安全防护设备的部署。

6.5.82017年6月30日前各级主站、厂站应按作业指导书的要求，配置生产控制大区专用U盘及专用杀毒电脑，变电站端应配备杀毒U盘，拆除或禁用不必要的光驱、USB接口、串行口等，按流程严格管控移动介质接入生产控制大区、严禁出现跨区互联等违规情况。

6.5.92019年底地区供电局及以上主站自动化、通信机房，500kV及以上厂站主控室等关键区域应按安全防护相关规定，完善电子门禁、视频监控、红外防盗报警、温湿度监控、防渗水监控等功能，通过响铃、短信等方式实现自动报警，确保关键场所物理安全。

6.5.10电力监控系统主站及厂站主机操作系统完成主机加固，工作开展前需要进行安全评估和验证。原标题:中国南方电网公司反事故措施（2017年版）

第四篇：反事故措施管理办法

反事故措施管理办法 范围

本办法规定了中国国电集团公司直属、全资、控股火力发电企业反事故措施管理职责，管理内容与要求、检查与考核等。

本办法适用于中国国电集团公司直属、全资、控股火力发电企业反事故措施的管理工作。引用标准及参考文件

GB/T1.1-2000 标准化工作导则

GB/T15498-1995 企业标准体系

管理标准和工作标准的构成和要求 GB/T800-2001 电力行业标准编制规则 DL/T600-2001 电力标准编写的基本规定

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》 中国国电集团公司 《安全生产工作规定》 《电业安全工作规程》 《仓库防火安全规则》

职责

3.1 厂长（总经理）是反措管理的第一责任人.3.2 生产技术部门是反措的归口管理部门，主要职责是: 3.2.1 组织编制、修订发电系统反措管理条例，每年7月底组织编制和下发反措要求。3.2.2 检查和督促反措计划的落实,指导反措工作的顺利进行。3.2.3 总结全年反措计划的落实执行情况并提出考核意见。3.3 安监部门负责反事故措施的检查和监督工作。

管理内容与要求

4.1

防止人身伤亡事故 4.1.1 生产现场要做到: 4.1.1.1 进入生产现场必须戴好安全帽，着装必须符合安规和厂规要求。

4.1.1.2 脚手架必须通过验收合格挂牌后方可使用，坚持脚手架使用前的检查，防止倒塌。4.1.1.3 道路地面平整无杂物，平台齐全符合规定。4.1.1.4 照明充足特殊场所应配有事故照明。

4.1.1.5 有明显的警告标志（包括禁火区，危险区段，滑段，落物和交通等警告标志）。4.1.1.6 栏杆、护板和转动部分防护罩应齐全，并符合国电公司规范要求。4.1.1.7 电气设备外壳接地良好可靠。

4.1.1.8 沟道隧道盖板齐全完好，下水道畅通；地面无积水、积油、积粉、积灰。4.1.2 领导人员要做到：

4.1.2.1 加强安全思想教育，组织学习法律、法规、通报，带头执行《安全生产法》。4.1.2.2 检查、布置、督促生产现场符合上述要求。4.1.2.3 分配任务及安排人员要得当。

4.1.2.4 重大任务要布置交待安全措施，领导要到场。4.1.2.5 保证必不可少的劳动保护用品和防护用具。4.1.2.6 不发布违章命令，不违章指挥。

4.1.2.7 大修、改造机组和非标准项目应制订安全技术措施，并组织学习落实。4.1.2.8

安全第一责任者要及时落实不安全情况的整改。4.1.3 工作人员在工作前后和工作当中必须做到：

4.1.3.1 五防：防滑跌、防触电、防爆炸、防倒砸、防挤压。

4.1.3.2 六查：查必要的联系检查工作做好没有；规章制度是否执行；查设备是否可靠隔离；查安全设施是否齐全可靠；查有无发生意外的可能，安全思想是否牢固；查有无影响他人的安全；查搭配工作是否考虑得当协调。

4.1.3.3 十不：不违反规章制度；不冒险作业盲目蛮干；不无票工作；不使用不合格的工器具；不上下同时作业；不边闲谈边工作；不随便乱动设备；不在地面乱丢杂物及带钉木板；不放松监护；不无证驾驶车辆。

4.1.3.4 严格执行劳动法，按劳动法的要求，根据不同工作性质合理安排职工的加班加点，确保职工精力充沛。

4.1.3.5 加强职业卫生保障工作。做好职业卫生、劳动保护不断改善工作环境，落实预防职业病和急性中毒事故的措施。

4.2 防止交通事故

4.2.1 严格驾驶人员的管理。定期组织学习交通法规并考试，认真执行安全活动制度，凡三次不参加安全活动的必须参加短训班学习，考试合格后方可驾车，严禁酒后驾驶、连续加班驾驶、超速行驶、超载行驶，严禁驾驶人员让无证人员驾驶车辆、船只；严禁无证人员私自驾驶车辆、船只。严禁违规超车（超越）和强行超车（超越）。

4.2.2 认真执行驾驶员年审制度，对考试不合格、驾驶作风不好的驾驶员收回证件，另行安排工作。4.2.3 各种车辆、船只的技术状况应符合国家规定，安全装置应完善可靠；对车辆、船只应定期进行检修，使用前应对安全装置进行检查，发现危及交通安全的缺陷，应及时处理，严禁带缺陷行驶。

4.2.4 车辆行驶中发现危及安全的问题时，应立即修复后方可行驶。

4.2.5 厂内任何机动车辆，必须由厂指定的、持有驾驶证的人员驾驶，并严格遵守厂区公路行驶速度不得超过10km/小时，厂内公路不得超过10km/小时，进出厂门不得超过5km/小时。

4.2.6 叉车、翻斗车、起重车除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立。

4.2.7 各主管部门应根据季节变化，随时对驾驶员进行各种不同要求的教育，确保安全行车。

4.3 防止火灾事故

4.3.1 电缆防火

4.3.1.1 电缆选择与敷设应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。

4.3.1.2 电缆防火重在封堵分隔，要求做到机组与机组之间、电气段与段之间，主厂房与升压站之间的互通电缆隧道必须彻底阻隔（采用防火门加防火墙的方式），封堵严实。在电缆隧道及其分叉道口应设置防火墙及防火门。

4.3.1.3 对穿入主、网控制室、机炉集控室、开关室、计算机室等部位的所有电缆，以及现场电源盘、柜及通夹层、隧道、穿越楼板、墙壁的电缆孔洞和盘面之间的缝隙必须上下两面采用不燃或阻燃的防火材料严密封堵，对于检修中损坏的孔洞或防火设施，防火封堵应在终结工作票前恢复原样。

4.3.1.4 电缆竖井应分段（≯10米）作防火隔离，电缆隧道内应按不大于60米来划分防火封隔范围，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃隔离的措施。

4.3.1.5 对发生火灾后人员极难进入的电缆夹层、地下电缆隧道，重要的电气小室等部位，应分段分区装设火灾预警及灭火装置。全厂的火灾预警与灭火系统应采取“总体规划、分步实施”的措施，地下电缆隧道采用水喷淋灭火方式，其它部位采用气体灭火方式。

4.3.1.6 电缆隧道、夹层等处要定期检查清理，保持清洁、不积灰尘、不积水、不积油，安全电压下的照明完好，禁止堆放杂物。

4.3.1.7 厂房内敷设的电缆应定期清扫积灰、积粉及其它杂物。

4.3.1.8 电缆夹层、电缆隧道属防火的要害部位，应设置有一定数量的消防器具或消防设施，并定期检查。必须在其范围内明火作业时，应办理动火工作票，具有有效的组织措施和技术措施。

4.3.1.9 加强对防火区的门锁及人员进出的管理，并严格执行厂部关于禁烟的规定。4.3.1.10 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，经质量验收后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。

4.3.1.11 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查，对动力电缆接头，特别是中间接头应加强定期测温，按规定进行预防性试验。

4.3.1.12 定期检查电缆隧道、电缆沟、电缆井、电缆夹层、电缆架等处的电缆防护层是否有放电、发热烧损现象，支架必须牢固，无松动或锈损。

4.3.1.13 经过高温管道、阀门等热体附近的电缆要采取隔热、防护措施，与热管的距离控制电缆不小于0.5米，动力电缆不小于1米。靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。

4.3.1.14 对重要电缆通道中有缺陷、老化的充油电缆应尽快安排更换。对大修工程中的废弃电缆要及时清除。4.3.1.15 施放电缆做到布线整齐、不穿层，动力、控制分层布置，弯曲半径符合要求。4.3.1.16 主网控制室、机炉集控室，应配置应急照明灯与空气呼吸器要保持完好，以供电缆、电气设备发生火灾事故处理时应急使用。4.3.1.17 对于新扩建机组的主厂房、输煤、燃油及其它易燃、易爆场所，宜选用阻燃电缆。4.3.2 汽轮机油系统防火 4.3.2.1 运行防范措施

1）汽轮机在运行中应无渗漏油。如果发现油系统任何一个部位有渗油现象时，运行人员必须认真地查明漏油部位及其原因，及时采取措施进行隔离，防止渗漏扩大，并及时向班长汇报，同时要详细记录在交接班运行日志上，填好缺陷单，要求消除。

2）渗漏油部分一时不能消除的，运行及检修人员应从防火角度考虑，及时将油接住，并防止它与高温设备及管道接触。在运行中经常对这些部位进行监视和维护，渗出的油要及时清理。

3）油系统着火具有突发性，要求运行人员加强巡回检查，及时发现，一旦发生火情，除及时逐级汇报外并迅速采取有效措施进行扑救。

4）油系统着火大多数是由喷油引起的，及时控制或切断油源是灭火的关键，若需停机严禁开高压油泵，只能启动润滑油泵。一旦着火威胁到氢气冷却发电机的安全，应停机降低氢气气压并向发电机内充CO2。

5）油系统周围、氢气系统周围严禁明火。若需明火作业，一定要开动火工作票，按规定进行审批，否则不准动火。

6）汽轮机的事故排油系统应通畅，事故蓄油坑应无积水和杂物。若油系统着火，火势难以控制并将危急油箱时，应采取打开事故放油门的放油措施，控制好排油速度，既要能迅速排油，又要保证汽轮机转子在隋走时间内的润滑用油。

7）经常检查主机前箱下方放置或安装油盘的集油情况，若集油多，应及时检修处理。

8）定期开展消防培训，所有运行人员均要会使用生产现场所放置的消防设备，运行人员应具备灭火技能。

9）定期检查运行现场消防器材的配置情况，发现遗失或不全的及时联系补充、配齐。4.3.2.2 检修防范措施

1）油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。油系统法兰禁止使用塑料垫和橡皮垫（含耐油橡皮垫）。

2）油管道法兰、阀门及可能漏油部位下方或附近不准明火。如必须明火作业时，应采取有效措施。油系统临近的热体管道和高温应坚固完整，并包好铁皮。

3）禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

4）油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀门保温层。

5）油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

6）检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料.7）事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方,并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂上明显的“禁止操作”标志牌。

8）油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

9）机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。4.3.3 氢气系统防爆防火

4.3.3.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。4.3.3.2 氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962-85）。

4.3.3.3 严格执行氢系统的运行规程，操作机组补氢站设备、系统时必须使用铜质或铜合金工具。

4.3.3.4 氢冷机组补氢门周围应配备一定数量的CO2，并配好管接头，确保机组在遇有火灾时的设备安全。

4.3.3.5 在制氢站和氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量(<0.4%)应在允许的范围内，并经批准后才能进行明火作业。4.3.3.6 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

4.3.3.7 密封油系统的平衡阀、压差阀，必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。

4.3.3.8 空氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。4.3.4 燃油罐区及锅炉油系统防火。

4.3.4.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》第四章的各项要求。

4.3.4.2 储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

4.3.4.3 油区、输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并每年测试接地电阻值。4.3.4.4 油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理动火工作票，并有可靠的安全措施。对消防系统应每半年检查试验一次。

4.3.4.5 油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

4.3.4.6 燃油系统的软管，应每次小修检查一次，发现有损坏时要及时更换。4.3.5 制粉系统防火。

4.3.5.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》锅炉制粉系统防爆的有关规定。

4.3.5.2 及时消除系统上的漏粉点，并及时消理漏出的煤粉。清理煤粉时不准用压缩空气吹扫，并应杜绝明火。

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

4.3.5.4 经常检查制粉系统内（磨煤机进口等处）外（绞龙层、一次风管道、排粉机蜗壳和伸缩节、风扇磨分离器顶部、给粉机下粉管、粉仓防爆门顶部）的积煤、积粉，发现积煤积粉，应及时清除。

4.3.5.5 每次大修后对制粉系统灭火系统均应进行试验，确保能及时投用。

4.3.5.6 生产现场必须有完善的消防设施，建立训练有素的群众性消防组织，力求在起火初期及时发现、及时扑灭。4.3.6 其它防火

4.3.6.1 生产现场严格控制堆放易燃易爆物品。如确需堆放须经有关部门批准，并按规定做好措施。

4.3.6.2 使用电气设备应按规定接装，禁火区域内电气线路、开关必须符合防爆要求。检修配电箱禁止超负荷乱接用。

4.3.6.3 禁止在高温设备、管道上直接放置易燃脚手板。必须使用的脚手板，一旦工作结束应立即拆除。

4.3.6.4 禁火区域一律严禁使用电炉，非禁火区域亦应严格控制电炉的使用。

4.3.6.5 一、二级动火工作必须严格执行动火工作前的审批手续，工作中必须严格监火、防火制度，落实各项防火安全技术措施。4.3.6.6 生产区严禁明火焚烧，严禁燃放烟花爆竹。

4.3.6.7 焊割工作人员必须持证上岗，工作中必须严格遵守焊割操作规定。使用的乙炔气瓶和氧气瓶必须安全性能完好，两瓶相距大于8米以上，并不得放于露天曝晒。4.3.6.8 全厂各类仓库均应遵守《仓库防火安全规则》。

4.3.6.9 煤堆应按“先吞先吐”“分层压实”的原则，加快周转使用，并做好定期翻烧工作，防止煤堆自燃。

4.3.6.10 原煤仓、停用的输煤皮带、电缆层应防止积煤粉产生自燃。输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完后再停，皮带上不要积煤，对输煤皮带附近地面上散落的煤渣和煤粉要及时清理干净。输煤皮带应加强检修质量，值班加强巡查，防止跑偏磨擦起火。

4.3.6.11 各类变压器、断路器、互感器等大型电气充油设备应加强设备检修质量和运行状况的检查，切实做好预防措施，防止因电气故障引起火灾。

4.3.6.12 锅炉点火及投油过程中，运行人员应油枪运行情况进行检查、助燃油外泄引起火警。

4.3.6.13 生产现场一切废油不准乱倒，必须集中回收。废棉纱头必须集中存放，定期清理。4.3.6.14 生产现场必须按消防要求存放规定的消防器材。消防器材不准乱动或挪作他用，消耗的消防器材要及时补充，消防器材要经常检查维护，保证随时可用，并按规定定期更换，更换时必须贴上更换日期标签。

4.3.6.15 油库区应按有关制度做好防火措施，油库区域应根据安全规定设有防雷电的避雷针，防止雷电引起的火灾事故，油库区域内的所有电气设施应具备防爆功能。油库区的消防泵，泡沫泵等消防设备要定期维护保养，定时试验。

4.3.6.16 厂消防队要加强业务训练，加强消防车辆的维护保养，熟悉全厂的重点防火区域的现场情况，以满足一旦发生火警时达到及时扑救的要求。

4.4 防止电气误操作事故

4.4.1 严格执行电气安全工作规程，操作票和工作票制度。

4.4.2 严格执行操作监护制度，电气设备的操作一般应先进行模拟预演。4.4.3 提高全体运行人员的责任心，增强执行“两票三制”的自觉性。

4.4.4 配备定期试验合格的安全工器具和安全防护用具。为防止误登、误入带电设备间隔，带电设备周围均应采用全封闭安全围栏，升压站的门正常时应关好并上锁。

4.4.5 制订防误装置的运行规程和检修规程，加强对防误闭锁的运行、检修管理，确保已装设防误闭锁装置正常运行。

4.4.6 防误闭锁装置不能随意退出运行，需停用时要经总工程师批准。不得随意拆卸进行强行操作，解锁钥匙必须严格管理，临时需要时必须经值长批准。

4.4.7 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点，操作断路器或隔离开关时应以现场状态为准。4.4.8 成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。

4.4.9 在控制室、开关室、升压站等地应设有明显的防误操作禁告牌，操作任务票应设有明显提醒字样。设备名称、编号应齐全正确规范。4.4.10 对现有电气设备进行检查，凡有可能引起误碰带电设备的地方应有警告牌及永久遮栏、隔板等。凡因重力能自合的闸刀应加隔板隔离，并做好必须的安全措施。

4.4.11 班组要定期分析交流总结操作经验教训，积极开展千次操作无差错等活动。4.4.12 强化岗位培训，提高人员技术素质和责任心，持证上岗。

4.5

防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

4.5.1 新建锅炉（包括承压部件更换达整台锅炉的30%以上的改造性锅炉）在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉（包括承压部件更换达整台锅炉的30%以上的改造性锅炉）投运后1年后要结合检查性大修进行安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉安全性能检验。锅炉检验项目和程序按有关规定（参照DL647-1998）进行。4.5.2 防止超压超温。

4.5.2.1 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。

4.5.2.2 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行，试验或整定前技术部门应制定专项安全技术措施，防止升压过快或压力、温度失控造成超压超温现象。试验或整定应在总工程师主持下进行，试验现场严禁非试验人员进入。

4.5.2.3 锅炉汽包水位表数量、量程和布置位置应满足规程要求，严防锅炉缺水和超温超压运行。

4.5.3 防止设备大面积腐蚀。

4.5.3.1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力动力设备水汽质量》（GB12145-1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）、《关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀》[（81）生技字52号]和《防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求》[（88）电生字81号、基火字75号]以及其化有关规定，加强化学监督监督工作。

4.5.3.2 坚持启动、运行、停用全过程化学监督，定时分析，品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。运行人员按化学要求进行排污，凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应组织检修、运行人员及时查找、堵漏。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。

4.5.3.3 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈导则》（SD223-87）坚持进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。

4.5.3.4 抓好燃煤管理，及时做好掺煤配烧工作，力争使燃煤接近设计煤种，运行中加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

4.5.3.5 汽机检修在安装或更新凝汽器铜管前，应对铜管全面进行探伤检查。4.5.4 防止炉外管道爆破

4.5.4.1 按照巡回检查制度，检修、运行人员应定期对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时制定技术措施予以实施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应汇报总工程师批准，做好安全警界，落实安全措施；如泄漏很大，对人身或设备构成重大隐患时，应立即停炉。

4.5.4.2 对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管道及弯管、弯头、联箱封头等应列入金属监督项目定期予以检查，对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及相关焊缝应按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）的要求进行定期检查，发现缺陷应及时采取措施，并做好金属监督台帐。4.5.4.3 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-1997）的要求，对支吊架进行定期检查，发现问题及时进行处理，并做好金属监督台帐。对运行达10万小时以上的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应联系有关资质单位进行应力校核。

4.5.4.4 对于易引起汽水两相流的疏水、空气管道，应重点检查其与母管相连的角爆缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行达10万小时后，在大小修中予以全部更换。

4.5.4.5 对运行超过20万小时的高温蒸汽管道（联箱）、高压给水管道，在计划检修中按照金属监督的要求进行全面细致的检查，发现问题及时处理，并做好金属监督台帐。

4.5.4.6 对现有的厂设备监造管理制度应每二年修改完善一次，落实好锅炉和大口径管道备件的合格供货单位。按照厂设备监造管理制度，要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位必须选取有相当等级资质证书的单位。对锅炉监造、安全性能检验和竣工验收应在厂总工程师主持下进行，有关技术、材料、检验和安装单位参加。4.5.4.7 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象，焊前焊工要进行试焊考试，考试不及格者不能从事焊接工作，焊接部分应做上记号，以便质量追溯。加强焊接工艺管理，按焊接工艺卡进行焊接工作，防止错用钢材和焊接材料，异种钢焊接前应制定可靠的焊接、热处理工艺。

4.5.4.8 加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投用前由厂锅炉监察工程师到有关部门进行注册登记办理使用证。

4.5.4.9 厂成立专业的锅炉防磨防爆小组，在检修中应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷，定期检查喷水减温器喷头及套管情况，认真分析各类爆漏事故的技术原因，积极采取措施并做好记录，利用检修机会加以消除，防止同类型事故的重复发生。4.5.5 防止锅炉四管泄漏。

4.5.5.1 严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）。4.5.5.2 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。其他部位发生爆漏，运行应加强表计分析，视爆漏的部位和发展趋势决定是否停炉，防止爆漏扩大产生严重后果。

4.5.5.3 检修人员应每月检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理和记录。运行人员在锅炉启停时应严格按照启停曲线进行，防止升温、升压、升负荷速度过大而造成受热面超温、拉裂。投停燃烧器应力求对称、配风力求均匀，防止局部热负荷过高或水冷壁附近缺氧。

4.5.5.4 运行中应勤于调整、善于调整，改善过热器、再热器的工作环境，加强对受热面管壁温度的监视，防止受热面和管屏超温。检修和运行人员应加强对吹灰器的维护和检修，保证吹灰器的正常投用，防止炉膛、过热器、再热器管排结焦，发现结焦应及时处理，防止大焦砸坏冷灰斗和引起过热器、再热器管排超温。

4.5.5.5 停炉后的冷却应严格按照规程规定执行，防止冷却速度过快而造成受热面拉裂损坏。特殊情况，需加快冷却速度必须由总工程师批准。

4.5.5.6 组织和实施好每年对机组和设备的安全性评价工作，成立专门的安全性能评价小组。对于达到设计使用年限的机组和设备，应组织专家对主设备特别是承压管路进行全面检查、试验和安全性评估，经主管部门审批后，方可继续投使用。

4.5.5.7 按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）要求，加强司炉工的培训，考试合格，持证上岗，做到无证不许上岗；200MW及以上机组的司炉必须经仿真机培训，并考试合格才能上岗。

4.5.5.8 厂应配备锅炉压力容器监察工程师，并持证上岗。

4.6 防止压力容器及管道爆破事故 4.6.1 防止超压

4.6.1.1 根据设备特点和系统的实际情况,由发电部制定每台压力容器的操作规程。

操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。4.6.1.2 除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保［1991］709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，严禁高压汽源直接进入除氧器。对进入除氧器、扩容器的高压汽源，应采取措施消除除氧器扩容器超压的可能。每台除氧器必须安装两只以上全启式安全门，且其排放能力应能满足其在最大进汽工况下不超压。

4.6.1.3 使用中的各种气瓶严禁改变涂色,严防错装、错用；气瓶立放时应采取防

止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。

4.6.1.4 压力容器内部有压力时严禁进行任何修理或紧固工作。4.6.2 氢罐的防爆

4.6.2.1 制氢站应采用性能可靠的压力调整器,并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表,在线氢中含氧量监测仪表,防止制氢设备系统爆炸。

4.6.2.2 氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647-1998)的要求进行定期检验,重点是壁厚测量,封头、筒体外形检查，防止腐蚀鼓包。在对制氢系统及氢罐进行检验或检修时必须进行可靠的隔离。

4.6.3 在役压力容器的定期检验：安全阀须定期进行排放试验。压力容器的耐压试验至少每两个检验周期进行一次。

4.6.3.1 在役压力容器定期检验时,应对与压力容器相连的管系进行检查,特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。4.6.3.2 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔或修理，应先核算其结构强度，并须制定工艺技术措施，经锅炉监察工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。

4.6.3.4 停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，并经耐压试验合格才能启用。

4.6.3.5 在订购压力容器前,应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。4.6.3.6 对在役压力容器检验中,安全状况等级评为4级的容器,须监控使用,并须制定安全技术措施,监控使用期限为一年,并须在监控使用期内进行治理升级。否则应报废处理。安全状况等级评为5级的容器应报废。

4.6.4 压力容器投入使用必须按照《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。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全，材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。4.6.5 运行的防爆措施

4.6.5.1 运行人员应熟知高加在不同的汽轮机运行工况下的汽压、水压、流量、进汽温度、进出水温度、疏水温度，并通过定时检查分析及时发现不正常工况，加以处理。4.6.5.2 发现高压管道泄漏（包括疏水系统）查找泄漏点时，不准在运行中敲、拆漏汽（水）部位的保温，以免爆破造成人员伤亡。需在运行中拆开保温查找漏点时，必须降压和采取可靠的措施并得总工批准后才能实施。

4.6.5.3 对有二段抽汽之间的联络门调整压力控制要严格，经常检查系统压力，温度是否超限，操作后要做好记录，记明阀门开度或时间，隔离操作时，首先关闭抽气联络门。4.6.5.4 主蒸汽、抽汽高低压给水管道暖管时，操作要特别小心，以防止冲击，停用时应泄压，放净存汽存水。

4.6.5.5 疏水扩容器不准超压运行，在机组启停、变工况运行开关疏水时，尤其注意内部压力，发现不正常时，应查明原因及时调整疏水，使其恢复正常值。

4.6.5.6 有压力自动调整装置的，不要随意停用，停用需要得到班长或值长的同意，进行旁路调整或手动调整时应注意不能大开大关，要特别注意压力的变化，而且调整后要跟踪一段时间，不可忽视。

4.6.5.7 对锅炉安全门必须实行定期校验制度，必要时还需进行放排试验。

4.6.5.8 运行中的空压机其卸荷器工作必须正常，卸荷压力值必须在规定范围内，对贮气罐的安全门应定期校验。

4.6.5.9 各类水位计的投运必须严格执行操作规程要缓慢小心,防止水位计爆破伤人。4.6.6 检修的防爆措施

4.6.6.1 压力容器、高压除氧器的焊缝应进行检验，发现缺陷及时处理。4.6.6.2 压力容器筒壁不得随意开孔。如欲对筒壁开孔，应事先制定安全技术措施及工艺要求并报总工审核批准后方可进行工作。焊补后应对补焊区进行100%无损探伤，水压试验合格后方能投用。

4.6.6.3 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，并严格管理，严防爆炸事故发生。

4.7 防止锅炉尾部再次燃烧事故

4.7.1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。

4.7.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运（或受热面大面积更换后），应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可使用。

4.7.3 回转式空气预热器应有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统及消防系统，消防水喷淋面积应覆盖整个受热面。回转式空气预热器冲洗水系统在每次锅炉点火前均应进行短时间试验，保证具备随时投入条件。

4.7.4 油燃烧器必须配有稳燃器和调风手段，锅炉投用燃油时应保证燃油温度和油压在规程规定范围内，油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火前应按不小于30%额定风量，通风不少于5分钟。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。锅炉启停过程中，运行人员精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况；点火初期，投粉不应太早，否则易造成燃烧恶化，防止未燃烬的油和煤粉沉积在尾部烟道，特别是预热器受热面中。

4.7.5 热试组和运行人员应严格按照厂有关规定进行煤粉细度测试工作，保证合格的煤粉系统供锅炉燃烧。

4.7.6 锅炉及预热器应配有吹灰器，运行人员应按规程规定进行吹灰。空气预热器吹灰器在锅炉负荷低于25%额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8小时吹灰一次。当预热器烟侧阻力增加或长时间低负荷煤油混烧，应适当增加吹灰次数，锅炉停用后应对尾部烟道、预热器受热面进行检查，必要时进行冲洗。

4.7.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况下的烟气温度限制值，当烟气温度不正常地超过规定值，并采取措施无效时，应停炉并投入消防装置。

4.7.8 回转式空气预热器进出口烟/风档板，应能电动投入且档板能全开全关。每次小修中应对档板的实际位置进行远程校核。运行中如发现回转式空气预热器停转，应立即将其隔绝，投入盘车装置；若发现转子盘不动，应立即停炉。

4.7.9 锅炉停炉一周以上时，检修必须对回转式空气预热器受热面进行检查，必要时对受热面进行化学清洗。

4.8 防止锅炉炉膛爆炸事故 4.8.1 防止锅炉灭火。

4.8.1.1 根据《火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435-91）中有关防止炉膛灭火放炮的有关规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。

4.8.1.2 进厂煤加强验收化验，控制煤质，做好掺煤配烧工作。加强入炉煤质分析，改变入炉煤时要及时通知锅炉运行人员，锅炉运行人员做好调整燃烧的应变措施。雨季煤潮或燃油紧张时，应尽量向锅炉提供干煤棚内比较干、煤质比较好的煤。

4.8.1.3 提高监盘质量，特别是在煤质较差、煤种混杂及低负荷运行状况下，应严密监视各表计的变化情况，根据燃烧情况和煤样分析及时调整，必要时投用油枪助燃，防止锅炉熄火。

4.8.1.4 有关部门应保证仪表、保护、给粉（煤）电源和备用电源可靠（重要负载应设两路电源供电），防止失电造成锅炉灭火。4.8.1.5 每次大小修后，必须对机组FSSS进行试验，轻重油电磁阀应动作正确、关闭严密，以确保锅炉熄火后能切断一切燃料。4.8.1.6 每次机组大修后，应进行炉内空气动力场试验。新炉投产或改进性大修后应进行燃烧调整试验及不投油最低稳燃试验。

4.8.1.7 100MW及以上等级机组的锅炉应安装锅炉灭火保护装置。灭火保护符合投用条件时，应得值长同意后方可投入。在闭环运行时，不准擅自退出火焰探头和解列保护。如必须退出灭火保护或联锁装置时，必须经部工程师批准，并事先做好安全措施。

4.8.1.8 检修人员和运行人员加强对灭火保护装置的维护、管理、检修，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。

4.8.1.9 炉膛压力到-2000Pa，看火孔无火光或单炉膛电视火焰失去，汽压、汽温下跌，汽包水位下降，则按熄火处理。熄火停炉时严禁采用拉风机跳闸制粉系统的方法。当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，应迅速切断所有燃料，紧急停炉。严禁用关风、投油助燃的爆燃法恢复燃烧。

4.8.1.10 加强巡回检查和设备检修管理，对锅炉各部漏风及时进行封堵，老厂出灰时必须得到司炉同意，并逐只灰斗进行；新厂捞渣机检修时，炉底关断门应关闭，平时各看火孔、人孔门、打焦孔、检查孔等均应关闭，保持各部水封正常。

4.8.1.11 加强对给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤、断煤和热控设备失灵等缺陷的及时消除。

4.8.1.12 油泵房值班工要保持油库油位、油温和油压正常，定期进行油库疏水工作，加强对油泵运行情况的检查和消缺工作。检修和运行人员要加强对油系统管道、阀门、油枪的维护、消缺工作。

4.8.2 防止严重结焦。

4.8.2.1 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。4.8.2.2 锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结焦造成超温。受热面及炉底等部位严重结焦，影响锅炉安全运行时，不允许采用反复大幅度变负荷除焦的方法，以免大焦块砸坏冷灰斗和造成人员伤亡事故，应立即汇报总工程师，进行停炉处理。4.9

防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 4.9.1 防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故。

4.9.1.1 燃料部门应加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，每班对入炉煤挥发份进行分析并及时通知运行人员，以便随时进行相应的调整。当挥发份高于设计值较多时，应制定相应的运行措施。

4.9.1.2 设计和改造制粉系统时，尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。加强对制粉系统的防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度，并按“安规”要求中间搭接或划缝。热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，就检查是否达到规程规定的抗爆强度。防爆门动作后应能避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

4.9.1.3 检修人员应利用大小修机会对粉仓内衬进行检查，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修或有粉仓温度不正常升高现象而无法消除时，应清空粉仓，检查粉仓的严密性及有无死角积粉情况，特别要注意仓顶板大梁搁置部位有无积粉死角。

4.9.1.4 制粉系统正常停用时，应严格按照规程要求将系统内存粉抽尽。有乏气再循环的，还必须对再循环系统用大风量吹扫干净。

4.9.1.5 运行中要严格执行定期降粉制度，控制粉仓温度。当发现粉仓温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及早投入灭火系统。锅炉停用后而粉仓有粉时，应将粉仓隔绝严密并监视粉仓温度。锅炉停用7天（含）以上时应将粉仓烧空。

4.9.1.6 认真监盘，严格控制磨煤机出口温度在规程规定范围内，尤其是在制粉系统启停过程中。制粉系统发生异常时应按照规程进行处理，严禁违章指挥、违章操作。紧急停用的制粉系统，在启动前应详细检查系统内是否有自燃现象，各点温度应正常，操作时应谨慎，温度上升应缓慢。4.9.1.7 加强对制粉系统泄漏情况的检查，及时消除漏粉，要防止煤粉自燃。禁止用压力水（空气）冲扫红热的煤粉，防止煤粉飞扬而发生爆炸。

4.9.1.8 认真执行检修工作票制度和动火工作票制度。在制粉系统上动火作业后，应对动火部位和相邻部位进行详细检查，确认系统内无火或自燃现象方可启动制粉系统。不准在运行中的制粉系统设备上进行焊接工作，特殊情况必须得总工程师批准，并有安全技术措施。4.9.1.9 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内畅通无阻，粉仓保持负压状态。绞龙长时间停用时应确认内部无粉。

4.9.1.10 每次大修后制粉系统灭火系统均应试验，确保能随时投用。

4.9.1.11 认真分析制粉系统爆炸的原因，积极采取措施，及时消除，必要时利用检修机会进行系统、设备改造。

4.9.2

防止粉尘爆炸。

4.9.2.1 及时消除制粉系统和输煤系统中的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。输煤系统应有喷雾装置，防止煤尘飞扬。

4.9.2.2 大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，做好安全警界，防止煤粉爆炸。

4.9.2.3 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专门的灭火器材。消防系统水源充足、水压正常，灭火设施完好，并定期进行试验。

4.9.2.4 煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建未做严密性试验的要补做漏风试验，并做好记录，发现漏风现象要及时消除。4.10 防止锅炉汽包满水和缺水事故

4.10.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远程汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何工况下锅炉汽包水位的正确监视。

4.10.2 汽包水位计的安装。

4.10.2.1 水位计取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。

4.10.2.2 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，并有足够的裕量。

4.10.2.3 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。

4.10.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均应符合要求。

4.10.2.5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的方法。

4.10.3 对于过热器出口压力为14.5Mpa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。

4.10.3.1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，采取零位补偿。

4.10.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。

4.10.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并在机组启动调试时进行热态水位计零位实际核对和标定。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告。4.10.5 严格执行汽包就地水位计和远程水位计的定期核对工作并有记录。当两种水位计偏差大于30mm时，应及时联系热工查明原因，予以消除。

4.10.6 严格按照运行规程及各项管理制度，对水位计及其测量系统进行检查维护。运行中发现就地水位计泄漏或其他缺陷时，应及时隔绝，联系检修消缺，并投入备用水位计。4.10.7 运行人员每月应做好1日和15日锅炉汽包就地水位计的切换和冲洗工作。热工人员每周应做好电极点水位计高低报警定期校验工作。

4.10.8 锅炉和热工检修人员应建立汽包水位系统的维修和设备缺陷档案，对各类缺陷进行定期分析，找出原因，制定对策并加以落实。

4.10.9 当一套汽包水位测量装置因故退出运行时，检修工作票应写明故障原因、危险因素等注意事项，一般应在8小时内恢复。若不能完成，应制定安全技术措施，经总工程师批准后执行，但最长不能超过24小时，并报上级主管部门备案。4.10.10 锅炉高、低水位保护。

4.10.10.1 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整或未经过静态试验，锅炉严禁启动。

4.10.10.2 在确认锅炉水位保护定值时应参照启动调试时热态调整、标定时的数据进行必要的修正，以消除温度原因而造成的水位偏差影响。

4.10.10.3 锅炉汽包水位保护在每次锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用上水法进行高水位保护试验，用排污放水法进行低水位保护试验，严禁用信号短接的方法进行模拟传动替代。

4.10.10.4 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，由热工人员解除故障信号，并办理审批手续，限期8小时内恢复；当有二点因故退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，由热工人员解除故障信号，技术部门制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期24小时内恢复，如逾期不能恢复，应停止锅炉运行。

4.10.10.5 建立锅炉水位保护停退的审批制度，如遇锅炉水位保护退出运行时，应严格按审批制度执行，各部门不得越权办理。

4.10.11 对于控制循环汽包炉，炉水循环泵差压保护采取二取二的方式，当有一点因故退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，由热工人员解除故障信号，并办理审批手续。当二点因故退出运行超过4小时时，应立即停止该炉水循环泵的运行。4.10.12 当在运行中无法判断汽包真实水位时，应立即停炉。

4.10.13 当运行人员从有关表计中判断汽包水位已达保护动作值而保护未动时，应立即停炉。

4.10.14 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。

4.10.15 给水系统中有备用的，备用设备应处于正常备用状态，按规程进行定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。4.11 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 4.11.1 防止超速

4.11.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

4.11.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，当超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。

4.11.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效时，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。4.11.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。4.11.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调速系统的静止试验或仿真试验，确认调速系统工作正常。在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。4.11.1.6 正常停机时，打闸后，应先检查有功功率是否到零，在千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

4.11.1.7 在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。4.11.1.8 任何情况下绝不可强行挂闸。

4.11.1.9 机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴不同的位置上。

4.11.1.10 抽汽机组可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

4.11.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极进行甩负荷试验。

4.11.1.12 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验，门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

4.11.1.13 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。

4.11.1.14 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。

4.11.1.15 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作。参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。

4.11.1.16 电液伺服（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

4.11.1.17 主油泵与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。

4.11.1.18 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面、充分的论证。

4.11.1.19 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。4.11.2 防止轴系断裂

4.11.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。

4.11.2.2 运行100kh以上的机组，每隔3-5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

4.11.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。4.11.2.4 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。4.11.2.5 严格执行超速试验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负荷（或按制造要求），运行3-4h后立即进行超速试验。

4.11.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。

4.11.2.7 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修时应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。4.11.2.8 防止发电机非同期并网。4.11.3 建立和完善技术档案 4.11.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。

4.11.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。

4.11.3.4 建立转子技术档案。

4.12 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故 4.12.1 防止汽轮机大轴弯曲。

4.12.1.1 应具备和熟悉掌握的资料：

1）转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

2）大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。

3）机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

4）正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。

5）正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

6）停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。

7）通流部分的轴向间隙和径向间隙。

8）应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

9）记录机组起停全过程中的主要参数和状态停机后定时汽缸记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。

10）系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。4.12.1.2 机组起停过程的操作措施。

1）机组起动前连续盘车时间应执行有关规定，至少不得少于2-4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

2）机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。

3）停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当气封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车不动时，严禁用吊车强行盘车。

4）停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。

5）机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

6）机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽源，以使供汽温与金属温度相匹配。

7）疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

8）停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

9）起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

10）汽轮机在热态状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。

4.12.1.3 机组运行超出运行规程所规定的打闸值时，应立即打闸停机。

4.12.1.4 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。

4.12.1.5 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。4.12.1.6 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

4.12.1.7 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。

4.12.1.8 高低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

4.12.1.9 机组监视仪表必须完好、准确，并定期进行检验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。

4.12.1.10 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

4.12.1.11 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。4.12.2 防止汽轮机轴瓦损坏

4.12.2.1 汽轮机辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。

4.12.2.2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作中断油。4.12.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。

4.12.2.4 在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。

4.12.2.5 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。

4.12.2.6 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。

4.12.2.7 应避免机组在振动不合格的情况下运行

4.12.2.8 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为防止油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07-0.075Mpa时联动交流润滑油泵，降至0.06-0.07Mpa时联动直流润滑油泵，并停机盘车，降至0.03Mpa时停盘车。4.12.2.9 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

4.12.2.10 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。

4.12.2.11 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

4.12.2.12 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。4.12.2.13 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。4.13 防止发电机损坏事故

4.13.1 防止定子绕组端部松动引起的相间短路： 检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。300MW以上发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94-115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。

4.13.2 防止定子绕组相间短路。

4.13.2.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。

4.13.2.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。

4.13.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。4.13.3.1 按有关规定防止水路堵塞过热。

4.13.3.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。4.13.3.3 按有关规定防止转子漏水。4.13.4 防止转子匝间短路

4.13.4.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。

4.13.4.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。4.13.5 防止漏氢

4.13.5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机组严禁投入运行。

4.13.5.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线,在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置,并的适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

4.13.5.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。4.13.5.4 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。

4.13.6 防止发电机非全相运行：发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

4.13.7 防止发电机非同期并网。4.13.8 防止发电机局部过热。

4.13.8.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。

4.13.8.2 应对氢内冷转子进行通风试验。

4.13.8.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。4.13.9 防止发电机内遗留金属异物。

4.13.9.1 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。

4.13.9.2 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。

4.13.10 防止发电机定子故障：当发电机定子回路发生单相接地故障时，接地电流不能超出规定值。当定子接地保护报警时，应立即停机。4.13.11 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。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。

4.13.12 应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。

4.13.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。

4.13.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。

4.13.13.2 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给定的允许值内，并定期校验。

4.13.13.3 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（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期运行。在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，以防止发电机失去静态稳定性。

4.13.13.4 在电源电压偏差为+10%—-15%、频率偏差为+4%—-6%时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

4.13.13.5 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。

4.14 防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动事故

4.14.1 根据原国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《分散控制系统（DCS）运行、检修管理规定（试行）》和上级机关有关技术规定，在进行单元机组分散控制系统（DCS）改造时要满足以下系统配置要求。

4.14.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率在任何工况下都应留有裕度。

4.14.1.2 控制器均应采用冗余配置，重要I/O点采用非同一卡件的冗余配置。

4.14.1.3 DCS系统本身应具备后备电源无缝切换的功能，同时应保证至少一路电源有UPS电源后备。对于重要设备的DCS扩展继电器的工作电源要求应等同于DCS系统的电源要求。系统电源故障要有独立于DCS系统以外的声或光报警。

4.14.1.4 系统通信负荷率在任何工况下都不应出现“瓶颈”现象。系统设计施工时应合理布置通讯电缆或设备，DCS的接地系统必须严格遵守设备制造商的技术要求，施工中做好有关验收工作，防止出现电磁不兼容情况的发生。

4.14.1.5 操作员站及后备操作的布置应符合有关技术规定，要求布置合理，紧急停机停炉按钮、重要设备后备启停按钮应采用与DCS系统分开的独立操作回路。4.14.2 防止分散控制系统失灵

4.14.2.1 定期检查各安装DCS机柜及工程师站和操作员站的电子间的空调，以满足DCS系统在适合的环境温度和湿度下工作。

4.14.2.2 保持各电子间整洁卫生，做到基本无灰尘。

4.14.2.3 DCS系统运行环境周围禁止放置具有强电磁场干扰的设备，禁止在各电子间使用手机、步话机。

4.14.2.4 定期检查DCS系统的电源系统（DCS系统本身电源组、备用UPS电源和正常工作电源）、接地系统，在条件允许（DCS系统可退出运行）下进行备用电源切换试验，切换时间应≯5ms，并保证控制器不被初始化。

4.14.2.5 严禁在操作员站或工程师站上从事与DCS系统监控功能无关的其它操作，严禁非法复制或破坏DCS系统有关程序、信息和数据。4.14.2.6 定期检查各控制器、I/O卡件及各站等的工作状况，确保运行正常。定期检查CPU负荷率，主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通讯负荷率，负荷率应在设计的指标范围内。4.14.2.7 定期（每隔半年）进行系统的软件备份，备份一式两份分别放置在不同地点。在系统软件升级前后或经上级同意进行组态修改前后也必须进行系统软件的备份工作。

4.14.2.8 定期（每隔一至两个月）对工程师站和操作员站的磁盘数据碎片进行整理，确保监视操作系统高效地工作。

4.14.2.9 应尽量减少不必要的操作，如反复多次点击鼠标等，多次打开画面窗口后应及时关闭，以避免造成计算机出现异常或死机。

4.14.2.10 检查（利用每次机组停运机会）独立于DCS系统配置的停机、停炉等按钮的单独操作回路，确保在任何情况下工作正常。

4.14.2.11 设备管辖班组应做好日常DCS系统巡检工作，巡检的范围应包括各控制器、I/O卡件及各站的工作状况、各工作站控制器的CPU负荷率、主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通讯负荷率、DCS系统的电源系统。发现异常情况，进行处理时，对机组正常运行无潜在影响的在开好工作票后立即处理，对机组正常运行有潜在影响的应立刻通知热工分公司专工等有关人员，制定必要的防护措施后。4.14.2.12 DCS系统出现故障时按有关规定处理。4.14.3 防止热工保护拒动。

4.14.3.1 定期进行DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）冗余控制器自动无扰动切换，定期检查独立配置的锅炉灭火保护装置的控制器（PLC），确保控制器工作正常。定期检查FSSS系统电源，工作必须正常可靠。

4.14.3.2 定期校验检查炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风机等外围设备，确保工作正常可靠。

4.14.3.3 定期进行FSSS系统的保护定值核对检查。定期（大、小修期间）进行FSSS系统的各联锁、联动的静动态试验。

4.14.3.4 定期检查汽轮机紧急跳闸（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）及各自所配电源的可靠性。

4.14.3.5 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护每季度及每次机组启动前应进行静态试验，以检查跳闸、报警逻辑及跳机动作值。所有检测的传感器必须在规定的有效检验周期内。

4.14.3.6 热工保护及联锁不得随意退出运行，若热工保护装置发生故障必须进行处理，同时应提出书面申请和办理工作票手续。

4.14.3.7 220kV主变压器的微机保护必须双重化。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出。保护装置被迫退出运行的，必须经总工程师批准。4.15 防止继电保护事故

4.15.1 严格执行各种规章制度和反事故措施，加强管理，防止继保误整定、误接线、误碰“三误”事故的发生，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。

4.15.2 在电力系统投入运行的继电保护装置，必须经部级及以上质检中心确认其技术性能指标符合有关规定，经电网运行考核证实性能及质量满足有关标准规定的要求。4.15.3 确保发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路的整定配合。

4.15.4 220kV主变压器的微机保护必须双重化。加强厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。

4.15.5 要确保继电保护电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，防止保护直流电源受外部的干扰，提高继电保护装置抗干扰能力。4.15.6 定期对继电保护进行检查，特别是检查以后的保护设备，应确保继保室的清洁无尘。定期对端子排、继电保护进行清扫。4.15.7 设备的端子排、汇控箱，不应有雨水侵入，门应关闭严密，防止小动物进入。4.15.8 高度重视继电保护工作，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。

4.16 防止系统稳定破坏事故

4.16.1 为防止系统稳定性破坏事故的发生，必须继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》。4.16.2 严格执行调度命令，按调度要求严格控制各线路潮流不超过稳定限额。4.16.3 积极配合系统做好调频、调压，确保各母线电压在允许范围内运行。4.16.4 高频、母差、开关失灵等快速保护均应按调度命令投入运行。

4.16.5 加强开关的检修维护，提高动作可靠性。检修后的开关必须严格执行验收制度，检查应详细。

4.16.6 对继电保护以及压变、流变等进行全面检查，消除缺陷隐患。故障录波器应正常投入运行。

4.16.7 发电机并列时，应防止非同期并列，在两系统并列时，防止非同期合闸。各发电机应采用自动励磁方式运行，当自动励磁装置故障退出运行时，应尽快修复投用，备励方式运行时，强励必须投入运行。

4.16.8 对升压站的防雷设施定期预试，定期检查，及时消除隐患。4.16.9 220kV母线要配置双母差、开关失灵保护。

4.16.10 大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置必须经省调审定。4.16.11 提高对网控重要性的认识，提高网控值班质量。4.17 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

为了防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的发生，应严格执行《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589号）、《关于加强变压器消防设施的通知》[能源部（87）电生火字117号]以及其它有关规定，并做好以下工作：

4.17.1 加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。明确变压器专责人员及其职责。

4.17.2 对新设备要严格验收。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。

4.17.2.1 订购前，应向制造厂家索取做突发短路试验的报告及抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得抗短路能力动态计算报告。4.17.2.2 220kV变压器应赴制造厂监造和验收。

4.17.2.3 出厂局放试验标准：220kV及以上变压器，测量电压为1.5倍时，自耦变不大于200pC，其它不大于100pC；110kV变压器，测量电压为1.5倍时，不大于300pC；对220kV互感器应进行高电压下的介损试验。

4.17.2.4 向制造厂家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整体预装过。

4.17.2.5 认真执行交接试验规程，对110kV及以上电压等级变压器在出厂前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV及以上电压等级和120MVA及上容量的变压器在新安装时必须现场进行局部放电试验。220kV变压器在大修后要进行局放试验。4.17.2.6 大型变压器在运输过程中应按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、运输部门和用户三方人员应共同验收，验收记录提供给用户留存。

4.17.3 严防变压器类设备受潮，防止套管、引线、分接开关引起的事故，防止油温过高引起绝缘劣化、变压器冷却器应设电源中断保护。31500kVA以上变压器应设油温遥测装置，变压器保护必须完善可靠，不准无保护运行，重瓦斯保护应投入跳闸，不准随意退出。

4.17.4 潜油泵轴承应采用合格轴承。油泵应选用转速不大于每分钟1000转的低速泵。风冷却器应定期水冲洗。

4.17.5 对新变压器油应加强质量控制，油运抵现场应经取样试验合格后才能使用，加强油质管理，不同种的油不混用。

4.17.6 加强变压器类设备的预防性试验，油质色谱分析，对互感器进行全密封改造，更换成金属密封的金属膨胀器。

4.17.7 按规定完善变压器的消防设施，完善和管理好变压器的消防设施，防止变压器着火时事故扩大。

4.17.8对220kV变压器每年至少进行一次红外线成像测温检查，变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较。4.17.9 防止套管存在问题。

4.17.9.1 套管安装就位后，带电前必须静放，110kV及以上的套管不得少于24小时。4.17.9.2 对保存期超过一年的110kV及以上的套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。

4.17.9.3 作为备品的110kV及以上的套管，应置于户内且竖直放置，如水平放置，其抬高角度应符合制造厂要求，防止电容受潮。

4.17.9.4 套管渗漏油时应及时处理，防止受潮。

4.17.10 严格监视变压器上层油温，冷却器电源可靠，自投装置完好，根据季节特点，加强对变压器的检查。

4.17.11 发电机并解列操作前应合上主变中性点接地刀闸。4.17.12 变压器室应封堵完好，防止小动物引起的故障。4.18 防止开关事故

4.18.1 采用五防装置运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜运行。已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快改造。

4.18.2 认真贯彻高压开关反措，根据系统最大运行方式，定期计算开关的短路容量，防止遮断容量不够，造成开关事故。

4.18.3 开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍(252kV)或1.2倍(363kV及550kV)相对地外绝缘的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。

4.18.4 开机前应按规定进行开关拉合闸试验，防止并机非全相合闸。在开关出现故障检查后投用前应进行空合闸试验。

4.18.5 根据设备现场的污秽程度,采取有效的防污闪措施,预防套管支持瓷瓶和绝缘提升杆闪络、爆炸。

4.18.6 开关设备及隔离开关应按规定周期进行检修, 开关检修后所有技术参数应符合要求，确保开关可靠运行，防止恶性事故的发生。

4.18.7 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及闭锁装置的检查和润滑，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，确保隔离开关操作与运行的可靠性。

4.18.8 当检修中遗留的缺陷因工期不能修复且不影响运行，亦应办理必须的审批手续。4.18.9 加强运行维护，定期对气动机构的开关的储气罐进行排污、排水。按规定及时投入或退出加热器。开关的控制箱门应密闭，以防雨水进入。对压力表、密度表进行校验。4.19 防止接地网事故

4.19.1 定期对接地网进行检查，根据接地体腐蚀的程度和条件设法进行改造。改造时应考虑敷设接地体的截面积，并严格按设计要求进行施工、验收。

4.19.2 按规定定期进行接地网接地电阻的测量（所测数据应符合国标）运行中的接地网络应防止由于施工、设备改造而遭到破坏。

4.19.3 变压器中性点应有二根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线应符合热稳定的要求。重要设备及设备架构等宜有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的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。

4.19.4 接地引下线的导通检测工作应每年进行一次。与历次测量结果进行比较，以决定是否需要进行改造处理。4.19.5 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）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。4.20 防止污闪事故

4.20.1 做好防污闪事故的基础工作，严格贯彻执行电瓷外绝缘的清扫制度。每次大、小修要对母线、开关、变压器、闸刀、CT、PT、避雷器等支持瓷瓶进行清扫。

4.20.2 继续更换防污型瓷柱，逐步更换为防污型互感器，提高设备的防污闪能力。

4.20.3 定期检查电瓷外绝缘，特别是恶劣天气及雾期，应观察电瓷表面是否有强烈的局部爬行放电。定期进行瓷瓶测零（5年一次）和盐密测量（3年一次）。

4.20.4 厂区应加强环保监督，加强锅炉除尘器管理，减少粉尘排放污染。应定期组织水冲洗，对升压站附近禁止机动车辆通行，机动车辆（含厂内机动车辆）因执行生产任务必须在主干道行驶时，应申请，并获准时严格限速行驶。

4.20.5 运行设备的外绝缘的爬距应与污秽分级相适应。不满足应予以调整。4.20.6 完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人的具体职责。4.21 防止全厂停电事故

4.21.1 主系统及主设备部分

4.21.1.1 升压站母线按规定（指省调批准的固定联结方式及雷雨季节运行方式）的运行方式运行，防止因运行方式不合理造成全厂停电事故。

4.21.1.2 主系统如有工作、试验，特殊运行方式应事先制订安全技术措施，经总工程师批准后向省调申请，省调批准方可执行。

4.21.1.3 主系统遇有重大操作，有关领导及技术人员应按规定到现场指导、把关。4.21.1.4 升压站所有一次设备必须完好、可靠，运行、检修有关工程技术人员定期巡检，运行值班人员每班按规定路线认真巡回检查，检修人员按规定定期巡视，遇有特殊天气（如冰冻、大雾、雨雪、高温等）应按预案要求加强重点检查，防止出现冰凌、雾闪、严重过热、绝缘击穿等母线事故。

4.21.1.5 升压站有关高压设备（断路器、压变、流变、避雷器等）应按规定定期进行预防性试验并合格，加强电气设备的绝缘监督，必要时进行更换。

4.21.1.6 主要设备的继电保护及自动装置按规定正常投用并且必须安全可靠，防止发生拒动、误动。继保整定值应按上级调度部门的定值单执行，修改保护定值应按规定由专人负责，执行后应做好记录。并按有关集团公司继电保护反措要求完成反措整改项目要求。4.21.1.7 对110kV、220kV母线保护应特别重视，母差二次回路切换应准确无误，每次切换后应测量不平衡电流。

4.21.1.8 升压站露天端子箱、开关箱、控制箱等应加强防止雨、雪水浸入的措施，操作后应将箱门关闭严密。

4.21.1.9 加强主变压器检查维护、检修工艺和技术监督，重点是： 4.21.1.9.1 4.21.1.9.2 4.21.1.9.3 4.21.1.9.4 4.21.1.9.5 4.21.1.9.6 4.21.1.9.7 防止变压器的绝缘击穿；

防止铁芯多点接地和短路故障；

防止套管闪络及爆炸；

防止引线事故；

防止分接开关事故；

防止变压器油质的劣化；

防止变压器火灾事故；

4.21.1.9.8 加强变压器油位监视。

对运行中的变压器加油、滤油及投入热虹吸时必须将瓦斯保护改接信号。待工作完毕放尽气体后方可将瓦斯保护改接跳闸，任何情况下，严禁将运行中的变压器瓦斯和差动保护同时解除。

4.21.1.10 发电机运行中应投入自动励磁装置，备用励磁装置应定期测绝缘并做升压试验，保持完好，随时可以投运。

4.21.1.11 加强发电机继电保护的日常检查和发电机计划检修中检查试验及定期检验工作。有关过流保护定值和时间的整定和上一级的配合要合理。保护装置应有良好的抗干扰性能，防止外部故障造成越级跳发电机引发全厂停电事故。

4.21.1.12 加强对热控电源、热控仪表和控制、保护装置的管理，防止因误断电源以及仪表、保护失灵造成事故。对计算机控制系统要加强监控和管理，制订相应的管理规定，防止计算机系统故障跳机引发全厂停电。要保证计算机控制系统接地可靠，为防止无线电通讯工具对计算机控制系统的影响，运行现场一律不准使用900MHZ手机。

4.21.2 厂用系统及其设备部分

4.21.2.1 厂用电中断是全厂停电中最严重的情况，其后果常伴有严重的设备损坏，所以在任何情况下都应将保障厂用电作为首要原则。特别应保障盘车、顶轴油泵、润滑油泵等保安设备的电源，防止重大设备损坏。

4.21.2.2 厂用电系统应按总工程师批准的规定方式运行，由值长统一调度。遇有特殊运行方式时，应由厂总工程师批准并有安全措施到现场，运行人员应做好事故预想。4.21.2.3 各段厂用母线的负载分布应合理。同时必须满足厂用备用变压器自投后，足够本段母线上的负载自启动容量，并要防止由于多段厂用母线同时自投而超过备用变压器的自启动容量。

4.21.2.4 对有可能导致主机停运的重要辅机的交流控制回路的自保持时间，应大于备用电源自投的时间，以防止低电压或备用电源自投前释放跳闸，引起主机停运或设备损坏。4.21.2.5 厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，应按规程规定对相关系统检查无故障后方可再次送电，未经检查禁止强送电，防止事故扩大，引起全厂停电。

4.21.2.6 分裂绕组变压器（国产）应结合机组大修改造逐步更换，对目前仍在使用的分裂变压器要加强运行管理和绝缘维护工作，加强继电保护和开关的校核，发生外部短路后应进行仔细检查，取油样分析和包括复测直流电阻、阻抗电压、电压比，与原始记录对比无明显变化后，方可投入运行。4.21.2.7 厂用电切换时应防止非同期合闸，装有同期监控闭锁装置的应投入运行。4.21.2.8 对装有计算机控制的大容量机组，应设置不停电电源装置（UPS），且保证两路互为备用的独立电源，并按制造厂要求配备蓄电池组，以确保厂用电中断时能通过逆变方式承担相应的负载，特别是能确保计算机控制系统、重要热工保护装置及仪表和通讯设备等，重要负荷的供电在有条件的情况下，每台机组应考虑设置两套UPS，使重要负载分开供电。4.21.2.9 对全厂直流系统进行清查整治，对部分绝缘老化的线路及时更新，消除寄生回路，防止多点接地引发误动，直流系统各级熔断器容量应有统一的分级配置方案，生产现场应设有配置图，确保事故情况下不因熔断器越级熔断而中断操作、保护电源和直流润滑油泵、直流密封油泵电源。直流润滑油泵、直流密封油泵的联动回路采用直流电源控制，防止厂用交流电源中断不能联动，造成被迫停机引发全厂停电。

4.21.2.10 现场建立熔断器设置台帐，各类熔断器应实行定置管理，不同规格的熔断器禁止混放。直流熔断器应分级配置。

4.21.2.11 直流系统应按规定的运行方式运行，遇有切换操作时应特别防止母线短路及可控硅充电装置单独供电。

4.21.2.12 加强蓄电池组的维护管理，控制浮充电流，定期充放电，确保蓄电池的放电容量和使用寿命。

4.21.2.13 遇有报警时应及时选切，若接地发生对安全构成威胁时应联系检修及时消除，应按规定配置直流接地监察装置，便于尽快寻找接地点，隔离。4.21.3 热机公用系统

4.21.3.1 循环水系统、给水系统、工业水系统、除盐水系统、供热系统、出灰系统等应按规定的运行方式运行。各备用阀门应定期活动校验，防止锈蚀。对公用系统的薄弱环节应作好事故预想。

4.21.3.2 主要公用系统设备：循环水泵、给水泵、工业水泵、除盐水泵、灰泵等要有良好的备用，正常时应投联动。

4.21.3.3 各循泵房、灰泵房、电缆隧道、凝泵坑、流水泵坑等应设有可靠的防洪防汛设备，防洪泵、排水泵、排污泵应定期试转校验，确保随时可以投用。4.21.4 其它部分

4.21.4.1 严格执行“两票三制，防止因误调度、误操作等人为因素引发全厂停电。4.21.4.2 完善电气“五防”，凡装有防误闭锁的应按规定正确使用，不得擅自解除闭锁。4.21.4.3 加强电缆防火防爆工作，对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，防止因电缆火灾引发全厂停电。

4.21.4.4 防止雷击引发全厂停电，要认真执行雷雨季节运行方式，定期检查记录避雷器动作次数。同时要进一步加强微波通信站的防雷工作，防止微波通信设备遭雷击破坏。防止直流系统事故 4.22 防止倒杆塔和断线事故

4.22.1 新建、扩建或改建工程设计时，充分考虑地形、气象条件的影响（尽量避开可能引起导线、地线严重覆冰的特殊地区），合理选取杆型，对地形复杂、交通困难地段的杆、塔适当增加杆、塔强度。4.22.2 对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆、塔（如贮灰场周边等处）应具有良好的防汛措施。4.22.3 严格按设计进行施工，隐蔽工程经质检验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆、塔、放线。

4.22.4 加强线路巡视，发现问题及时消除。对拉线和导线使用的金具要确保牢固可靠。4.23 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 4.23.1 健全防汛组织机构，强化防汛抗洪责任制。汛期前进行汛前检查，制定科学、具体、切合实际的防汛预案；汛后及时总结，对存在的隐患进行整改，并报上级主管部门。4.23.2 防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求。4.23.3 防止垮坝

4.23.3.1 应及时制订灰坝管理制度和相关的运行规程（包括事故处理规程）。

4.23.3.2 各灰场的运行管理人员必须经过学习和培训，熟悉和了解各灰场的构造，运行管理要求。熟悉和掌握有关灰场管理规定。

4.23.3.3 厂内有关领导和技术人员及现场运行管理人员应熟悉和了解贮灰场运行有关管理规定。做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于很好状态。对已确认的病（险）坝，必须立即进行补强措施，并制定险情预案和应急处理措施。

4.23.3.4 在贮灰场贮灰将满或遇大暴雨时，有关人员应随时进行巡查，要保证泄洪洞口的畅通和防止满坝情况出现。在灰场的正常运行中要保证主坝及主要付坝前有不小于坝高的2.5倍的干滩面。

4.23.3.5 在灰场灰面达到设计规定的高程时，不得继续强行堆灰，要留有一定的蓄洪库容。4.23.3.6 厂有关部门及有关领导要定期检查各灰场的安全情况，并划拨一定的维修费用以作平常维修之用，以确保灰库的安全运行。

4.23.3.7 要加强灰库回水泵房的管理，确保回水泵工作正常，并有一定的备用裕量，对灰库排水前池要加强维护，防止倒灰堵塞。

4.23.3.8 对影响灰坝安全和防风渡汛的缺陷、隐患及水毁工程应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行处理、检修。工程必须由具有相应设计资格的单位设计，经审批后组织实施，并保证工程质量。4.23.4 防止水淹厂房

4.23.4.1 运行人员应按规定认真检查泵坑、泵房、电缆沟积水情况，定期进行排水。4.23.4.2 认真检查设备、循泵房底层，检修闸板等有无渗漏及排水装置是否正常，发现问题应及时汇报班长，联系检修消除缺陷。

4.23.4.3 对泵房、泵坑等关键部位应装设高水位报警装置，并定期检验，保证可靠投用。4.23.4.4 雨季应做好防汛排涝工作。对排水装置认真检查修理，确保随时可用，并配备充足的紧急备用的排水设备（如潜水泵）等。

4.23.4.5 汛期前应组织专人对所有防洪设施进行检查和试转，确保投运时可靠，汛期排涝泵房应24小时设专人值班。一旦有险情，及时启动排水泵，防止厂房进水。

4.23.4.6 汛期应对主厂房、循泵房等门、洞、沟等进行封堵，防止江水、外水倒灌。4.23.5 防止厂房坍塌

4.23.5.1 对屋面积灰严重的机、炉等厂房，每二年清理一次，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而塌落。

4.23.5.2 对建成20年以上的厂房及建筑物加强检查和维修，防止坍塌事故发生。当可能在短期内发生破坏性事故时，立即采取有效的除险加固措施。并立即上报主管单位，避免建筑物运行状况恶化，结构损坏扩大，防止事故发生。4.24

防止重大环境污染事故 4.24.1 除灰部门。

4.24.1.1 各回水泵房值班人员每天应定期对管辖的灰库坝、自然山体及库内设施进行巡查，对危及大坝安全的缺陷隐患及时联系汇报，相关部门、班组应及时处理或采取必要的措施。

4.24.1.2 各回水泵房的回水泵应有足够的备用系数，每周进行定期切换，保证雨天或暴雨时能及时将库内积水排出，当回水泵等排水设备出现缺陷时，检修人员应及时修复。

4.24.1.3 灰库进灰时，灰库坝前应保持一定的干滩面。同时要防止库内干滩面干灰飞扬，干滩面不宜过大。有条件时应在灰库坝前加筑子坝。保持库内有一定的水位，防止干灰飞扬。4.24.1.4 应定期有专门人员对输灰、渣管线进行检查。检查灰渣管的接头处、伸缩节支撑装置和管道的磨损情况，防止管道爆裂事故的发生。

4.24.1.5 冬季应根据气温情况做好防冻措施。一般情况下，当室外气温达零下4度时，备用管道应用清水打循环，以防管道结冰，发生堵塞爆管或管道冻裂事故。

4.24.1.6 管道发生泄漏或爆裂时应立即停用该系统，检修人员应及时修复。4.24.1.7 干灰库进灰和放灰时应做好防止二次污染工作。干灰输送管道运行中不准有泄漏现象。送灰应及时投用防止二次污染的除尘设备，并检查除尘设备，保证运行正常。排气口不得有明显飞灰，放灰时不得有向外飞扬和泄漏现象。

4.24.1.8 干灰库除尘设备应定期进行检查和维修。发生二次污染时，应立即停止进灰，只有在缺陷消除后方可重新投用。

4.24.1.9

浓缩池溢流水必须全部进入冲灰泵沉淀池（前池）。正常运行时，溢水门应全部为关闭状态。

4.24.1.10 灰渣小区回水泵前池应不得有溢流现象。回水送闭式循环再利用。

4.24.1.11 缓冲池运行中的水位控制应在2～3米之间。当水位超过3米时，应及时调整或启动备用回水泵，缓冲池不准出现溢流现象。

4.24.1.12 有关岗位值班人员应定期对冲灰泵、回水泵、渣水泵做好运行检查维护工作。并按规定做好定期切换工作，发现异常应及时处理。检修人员对环保设备出现的问题，应及时消除，确保环保设备能安全经济正常运行。4.24.2 燃料部门

4.24.2.1 储煤场地除雨天外，应每天对储煤场地进行水雾喷洒一次。4.24.2.2 如遇天气特别干旱及有三级以上风力时，每天应增加喷洒次数（早、中班各一次），每次的喷洒时间应适当延长。

4.24.2.3 当储煤场地煤量存足时，应用推煤机将煤堆压实，防止煤粉飞扬。4.24.2.4 接有大风警报时，储煤场地要增加水喷洒次数。4.24.2.5 如遇水喷洒设备有缺陷时应及时报修。

4.24.2.6 油库值班工应定时监视油库的油温及油位，防止油库冒顶。

4.24.2.7 每次轻、重油库脱水时，值班人员必须现场监视，避免发生水中带油的现象。4.24.2.8 凡油库脱水，必须排入污油池进行油水分离。

4.24.2.9 必须经常将污油池中污油回收分离后的沉淀水定期排放，以防污油池中的油水溢出。

4.24.2.10 经常观察、分析油库加热器及油温油位的变化，以防加热器漏汽造成油汽混合并增加脱水量。

4.24.2.11 油区各管道、阀门、法兰应确保无跑、冒、滴、漏现象,一旦发现应立即清除，不可回收的废油及油棉纱类不可随意乱扔,必须集中处理。4.24.3 化学部门

4.24.3.1 酸、碱操作前的检查：

1）检查高位酸碱槽液位情况,液位高时要及时平衡高位槽,进口门开启，出口门未关要及时关闭。

2）检查低位槽酸碱槽收酸碱情况。

3）检查至低位酸碱槽压缩空气减压阀是否在规定的范围(压力≤0.15MPa)。

4）检查酸碱现场的水源是否畅通。

5）检查现场酸雾吸收器使用情况,酸雾吸收器排出的水质PH值≥6.5～7,禁止将酸性水排入地沟。

4.24.3.2

酸碱应严格按有关规定操作。

4.24.3.3 一、二级再生操作中要制定防止酸碱液跑进运行机组系统。

1）一、二级值班人员要加强对再生设备的巡回检查，及时发现设备缺陷并填写缺陷单，防止酸碱液倒入运行机组。当阴阳树脂进酸碱处理(或新树脂处理)时,要对有关设备进行检查,做好系统隔绝工作的同时，挂禁止操作牌,酸碱液进入塔体浸泡后要做好详细记录,运行中加强对有关设备和表计的检查。

2）防止再生中酸碱废液进入地沟:

3）四期一级再生中酸碱废液必须排入四期灰沟,禁止将一级再生酸碱废液排入地沟。

4）五期一、二级再生酸碱废液必须排入中和池，经中和后排入#9炉灰沟，禁止将一、二级再生酸碱废液排入地沟。4.24.3.4 锅炉酸洗中废液的处理:

1）锅炉酸洗前应做好酸洗系统的检查和水压工作,防止酸洗液进入运行机组。

2）锅炉用E D T A清洗剂清洗后，要做好EDTA清洗剂的回收工作，力争100%的回收，若有少量的E D T A清洗剂需要排放处理，应将需要排放的E D T A清洗剂排入灰沟，禁止将E D T A清洗剂排入地沟。

3）锅炉酸洗需要用盐酸清洗,酸洗前应做好酸洗系统的检查和水压工作,防止酸洗液进入运行机组。

4）锅炉酸洗废液的排放应排放灰沟,并用石灰中和,防止酸性水直接排入灰沟。4.25 防止直流系统事故

4.25.1 加强蓄电池组的运行管理和维护。

4.25.1.1 防止交流电源突然中断或严重波动，蓄电池组不能提供可靠的直流电源。1）严格控制浮充电方式和运行参数。

2）单体电池浮充电压的上、下限，必须按制造厂的要求来控制

3）浮充电压基本上以环境温度20～25℃为基准。若蓄电池室长期偏离基准温度，需按制造厂要求对浮充电压进行相应的调整。

4）必须每日测记一次蓄电池的浮充电压和浮充电流值。4.25.2 及时进行补充充电，严格控制均衡充电。

4.25.2.1 蓄电池由于各种原因，放出容量超过额定容量的20%以上时应立即按制造厂规定的正常充电方法进行补充电，充入容量按已放出容量的110%～120%掌握。充电过程中注意监测每只蓄电池的端电压，防止单体电池电压超限。4.25.2.2 按照规定做好蓄电池均衡充电工作。

4.25.3 进行定期放电试验，确切掌握蓄电池的实际容量。4.25.3.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，第一年每六个月进行一次核对性放电；运行一年后的防酸蓄电池组，1至2年进行一次核对性放电试验。

4.25.3.2 新安装的阀控蓄电池组，应进行全核对性放电，以后每隔2至3年进行一次核对性放电试验。运行6年以后的阀控蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。4.25.4 做好蓄电池的维护工作。

4.25.4.1 对于防酸蓄电池，一般应一到二周测一次蓄电池单体电压和比重。

4.25.4.2 测量时，发现蓄电池组存在欠充或过充问题，应立即调整充电电压和浮充电流。4.25.4.3 必须保证蓄电池电压、比重测量的准确性，测量表计要满足要求。

4.25.4.4 防酸蓄电池运行中电解液液位必须保持在高低位线之间，液位降低时应补充蒸馏水。调解电解液的比重应在完全充电后进行。4.25.4.5 镉镍电池一般每3年更换一次电解液。

4.25.4.6 对于爬碱严重的蓄电池，应进行不定期除碱，并在极柱和连接片上涂凡士林。4.25.4.7 注意蓄电池表面“硫酸化”问题。

4.25.4.8 蓄电池室的温度应经常保持在5～35℃之间，并保持良好的通风状态。4.25.4.9 初充电记录必须由运行和维护人员长期保存。4.25.5 保证充电装置的安全稳定运行。

4.25.5.1 充电装置选用设备必须满足稳定精度不超过0.5%、稳流精度不超过1%、输出电压纹波系数不大于1%的有关技术要求。在用设备如不满足上述要求的需逐步进行更换。4.25.5.2 直流电源输出电压表计应选用精确度到小数点后一位的数字直流电压表，监视浮充电流的盘表，应选用双向表，精确到小数点后两位的数字直流电流表。

4.25.5.3 仅有一台浮充用的充电装置，自动稳压和自动稳流部分工作不正常时，须立即退出自动工作状态。但需尽快恢复。

4.25.5.4 直流系统的有关报警信号，必须引至主控室。

4.25.5.5 充电装置在出现冲击负荷掉闸时，应分别检查充电装置过流保护定值及蓄电池是否有异常，发现问题应立即处理。

4.25.5.6 充电装置，必须实现双回路自投交流电源供电，双回路交流电源应来自两个不同的电源点。

4.25.5.7 对充电装置，各单位应定期进行全面检查，检查其稳压、稳流精度、纹波系数等功能。4.25.5.8 加强充电装置上直流电压表，浮充电流表及有关直流互感器的校对工作。4.25.6 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断，扩大直流系统停电范围。4.25.6.1 直流系统各级熔断器的整定，必须保证级差的合理配合。上、下级熔断体之间额定电流值，必须保证2～4级级差。电源端选上限，网络末端选下限。

4.25.6.2 定值整定计算，应以实际负荷为依据，并考虑可能出现的最大负荷。若下级为普通熔断器，上级为快速熔断器，级差应增大一级。

4.25.6.3 应有直流系统熔断器配置一览表，内容包括：回路名称、负荷电流、熔断器型式、熔断器额定电流。

4.25.6.4 运行值岗位，必须备有现场需用的各种熔断器，熔断器的参数应明显清晰，并分别存放。

4.25.7 加强直流系统用直流断路器的管理。

4.25.7.1 直流系统用的直流断路器必须具有自动脱扣功能，不能用普通交流开关代替。4.25.7.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当的调整。尽量避免直流断路器下一级再接熔断器。

4.25.7.3 直流断路器的参数应齐全、清晰、明显可见。

4.25.8 防止直流系统接线及运行方式不合理造成扩大交、直流系统停电范围。4.25.8.1 控制母线与保护母线必须分开运行。

4.25.8.2 防误操作闭锁装置的直流操作电源必须单独设置。4.25.9 防止直流系统误操作。

4.25.9.1 必须具备符合现场实际的直流系统图，控制、保护馈电系统图，直流保安供电网络图和高、低压配电装置直流供电网络图。

4.25.9.2 各种盘柜设置的直流开关，直流断路器，熔断器应有设备额定电流的标识牌。4.25.9.3 两组蓄电池的直流系统，不得长时间并列运行。

4.25.9.4 发生直流接地应尽快处理。需停用保护、自动装置时，应经调度部门同意。4.25.10 加强直流系统的防火工作。

4.25.10.1 开关柜内的直流小母线，应采取防火隔离措施。4.25.10.2 直流系统的电缆需采用阻燃电缆。4.25.10.3 直流密封油泵和直流润滑泵电缆应更换成阻燃电缆。4.26 防止风灾事故

4.26.1 防止强风引发事故。

4.26.1.1 对厂房屋顶定期检查清理无杂物，建筑物上的化妆板(皮)定期检查加固，防止脱落。

4.26.1.2 保持厂区周围环境的清洁，不得堆放废品废料，尤其是铁（铝）皮等易被风刮动的物品。

4.26.1.3 厂区内环境保持整洁，防止废弃物飞扬。

4.26.2 根据季节特点，定期对设备保温、化妆板及厂房玻璃门窗进行检查处理，防止高空物体坠落伤人。

4.26.3 防止燃料斗轮机损坏。

4.26.3.1 斗轮机的平时维护工作中，应定期检查、调整大车行走夹轨器的松紧。确保大车行走夹轨器的安全、可靠工作。

4.26.3.2 斗轮机的大车行走制动器应定期检查、调整，防止制动器失灵造成斗轮机大车行走溜动。

4.26.3.3 对斗轮机的整体钢结构件及焊口应定期进行全面检查，发现钢结构件及焊口有裂纹或开焊时，应及时制定修复技术方案，进行修理。

4.26.3.4 外部风力大于六级时，停止斗轮机作业，悬臂式轮斗机的悬臂、门式斗轮机和卸船机的抓斗应放在煤堆上或落地，增加稳定性。

4.26.3.5 每次斗轮机用完后，应将斗轮机大车行走夹轨器放下，夹紧轨道；将斗轮机悬臂头部取料斗放置煤堆上，悬臂头部应低于悬臂后部配重块，防止大风将斗轮机悬臂刮转圈及大车刮出轨的事故发生。

4.27 防止设备腐蚀事故

4.27.1 防止锅炉和汽机本体内部腐蚀。

4.27.1.1 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结水质劣化时（凝汽器泄漏、热网加热器泄漏），要及时查找、堵漏。

4.27.1.2 凝结水精处理设备（包括再生系统）因故障影响正常投运时，要及时进行抢修、消缺，尽快恢复精处理设备的水处理能力。

4.27.1.3 做好凝结水处理树脂再生系统区域的通风、酸雾吸收、再生剂储罐防腐、密封措施，并对该区域内的设备、设施进行定期防腐，防止酸泄漏和酸雾腐蚀发生。

4.27.1.4 严格凝结水精处理设备检修工艺，特别要定期检查出水滤元和树脂捕捉器的缝隙，防止离子交换树脂漏入给水系统。4.27.1.5 机组起动时，要严格进行各阶段的水汽品质控制，冷态锅炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不合格不得并汽。

4.27.1.6 严格控制给水、凝结水溶解氧指标，溶解氧含量超标时，要及时调整除氧器或凝汽器运行参数，提高除氧效果，使溶解氧达到合格值，同时要及时调整联氨（化学除氧剂）加药量，防止发生氧腐蚀。

4.27.1.7 水冷壁结垢超标时，要及时进行化学清洗，防止发生垢下腐蚀。

4.27.1.8 锅炉给水、炉水加药设备要保持有100%备用，严格控制水汽pH值在合格范围内；加药泵要有事故备用电源，杜绝停药现象发生，避免发生水汽系统酸性腐蚀和金属氢脆。4.27.1.9 对不同的炉水pH值调控方式，要根据其特点和水质变化情况，重点调控加药量，防止因药剂过量发生碱性腐蚀或苛性脆化。

4.27.1.10 严把给水、炉水加药药剂和凝结水处理树脂再生用酸碱的质量关，严禁不合格的药剂进入汽水系统，严禁不合格的酸碱用于树脂再生。

4.27.1.11 要按照《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（SD223-87）进行锅炉停用保护，防止炉管发生停用腐蚀。

4.27.1.12 锅炉停用后热炉放水时，要及时打开过热器、再热器疏水门、空气门，防止管内积水。可以采用干风吹干使锅炉水汽系统保持干燥，提高停用保护效果。

4.27.1.13 设备检修期间，要重视汽轮机转子叶片和隔板清垢、除锈工作，对锈蚀较重的叶片可采用先进的喷涂工艺进行喷涂防腐。

4.27.1.14 定期检查机炉系统各容器内部的腐蚀情况，必要时可做防腐处理。

4.27.1.15 锅炉化学清洗要按照《火力发电厂锅炉化学清洗导则》制定清洗方案，并经有关部门审批后方可实施。要严格履行各环节质量控制措施，保证清洗质量。清洗废液必须经处理合格后才能排放。

4.27.1.16 锅炉水压时水质要合格，尤其是pH值和氯离子含量必须达到要求。4.27.2 防止炉内汽水管道外部腐蚀。

4.27.2.1 优化锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，炉膛出口烟温不得超过规定值。4.27.2.2 严格控制入炉煤质的含硫量，不得超过规定值，防止发生硫腐蚀。4.27.2.3 合理控制锅炉燃烧氧量，避免造成还原性气氛，而导致高温腐蚀。4.27.2.4 加强受热面吹灰，停炉后须将管子表面结焦清理干净，防止发生焦下腐蚀。4.27.2.5 定期检查油枪，保证其良好的雾化效果，防止由于油滴不能完全燃烧而裂解生成的碳黑粒子吸附在管子表面而导致腐蚀。4.27.3 防止炉外汽水管道外部腐蚀。

4.27.3.1 定期检查炉外蒸汽管道的保温状况，严禁蒸汽管道裸露运行。

4.27.3.2 更换炉外蒸汽管道时，须对使用的新管段进行防锈处理，保温应紧固完整，并用铁皮包好。

4.27.3.3 锅炉房用水清洗时，必须防止水流入管子表面的保温内。4.27.4 高、低压加热器及热网系统设备防腐。

4.27.4.1 高、低压加热器停用期间，应进行充氮保护，防止停用腐蚀。

4.27.4.2 热网系统要补充合格的软化水，严禁补充工业水，防止热网加热器结垢腐蚀。4.27.4.3 热网系统设备停用期间要进行可靠隔离，做好防锈蚀保护，必要时要对系统设备加堵板隔离，防止水、汽窜入被保护系统，以保证防腐效果。

4.27.4.4 热网除氧器停用期间要单独隔离保护，必要时要进行防腐喷涂。4.27.5 防止凝汽器设备腐蚀。

4.27.5.1 严格控制水汽pH值，使蒸汽pH值不超过9.5，防止铜管发生氨蚀。

4.27.5.2 对适宜加缓蚀阻垢药剂的循环水系统，要严格控制药剂质量和加入量，保持循环水水质稳定，防止循环水产生腐蚀倾向。

4.27.5.3 对不适于加缓蚀阻垢药剂的循环水系统，要根据水质情况控制循环水浓缩倍率在下限，一般要小于1.1倍，防止凝汽器管内结垢腐蚀。

4.27.5.4 凝汽器管结垢平均厚度大于0.5mm时，要进行化学清洗除垢，并进行预膜处理，防止发生垢下点蚀。清洗废液必须经处理合格后才能排放。

4.27.5.5 凝汽器运行期间应定期投入胶球清洗，及时清除凝汽器管内的泥垢，防止生物粘泥附着物对凝汽器管的腐蚀。

4.27.5.6 循环水要进行杀菌灭藻处理，防止生物粘泥附着物对凝汽器管的腐蚀。4.27.5.7 为防止凝汽器管板腐蚀及管口渗漏，应进行凝汽器管板防腐处理，防腐层脱落部分要及时修补。

4.27.5.8 对新安装的铜管应进行全面的涡流探伤检查，防止铜管质量不合格导致凝汽器泄漏。

4.27.6 防止压力容器、氢气、压缩空气系统设备及气动元件腐蚀。

4.27.6.1 要按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647-1998）、《压力容器安全技术监察规程》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）的要求进行定期检验。4.27.6.2 热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别要对蒸汽进口附近的内表面热疲劳腐蚀和加热器疏水管段冲蚀、腐蚀情况进行检查，发现缺陷要及时处理。

4.27.6.3 保持压缩空气管道疏水系统畅通，严格执行压缩空气的定期排水制度。4.27.6.4 户外压缩空气管道保温应紧固完整，并用铁皮包好。

4.27.6.5 压缩空气的干燥系统必须投入运行，防止压缩空气带水导致压缩空气管道和罐体内部腐蚀。

4.27.6.6 户外压缩空气罐的安全阀应有防雨设施。4.27.6.7 气动执行器必须定期排水。4.27.7 防止化学水处理设备腐蚀。

4.27.7.1 酸、碱系统所在区域的设备要定期涂刷防腐漆，要有通风和酸雾吸收装置，并能正常运行。

4.27.7.2 要定期检查酸、碱储罐的防腐层是否完好，发现缺陷要及时处理，防止酸、碱外泄对周边设施造成腐蚀。

4.27.7.3 腐蚀性介质流经的容器、罐体、池体、沟道、泵、管道和阀门等要选用具有防腐性能的材料制作或另做适宜的防腐处理。

4.27.7.4 腐蚀性介质管道应明管布置，以便能及时发现泄漏缺陷，并便于及时消除缺陷。要定期检查其系统是否有渗漏，发现问题要及时处理，防止腐蚀性介质外泄对周边设施造成腐蚀。

4.27.7.5 化学水处理再生废液要进行中和排放，避免腐蚀性废液外排造成其他系统设备的腐蚀。

4.27.7.6 定期检查各容器、罐体、池体、沟道防腐状况，对有破损、脱落、起包的要及时修补处理。

4.27.8 防止电气设备腐蚀。

4.27.8.1 严格控制水内冷发电机定子冷却水水质在合格范围内。为防止pH值超标，在定子冷却水补水系统中，应安装二级除盐水和凝结水两路不锈钢材质的补水管，以调整定子冷却水pH值在合格范围内，防止线圈和系统管路腐蚀。

4.27.8.2 变压器及其附属设备的裸露表面均应涂本色漆，喷漆前应先用金属清洗剂清除外部油垢及污垢，对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。

4.27.8.3 母线桥架、门形架、避雷针支架、通讯天线等金属支撑架应加强防腐处理，尤其是多酸雨季节，应加强检查，每五年至少重新喷涂一次。4.27.8.4 设备支架基础随检修进行检查,遇有腐蚀现象时及时处理。

4.27.8.5 附件设施如均压环、屏蔽环、钢脚、钢帽等的腐蚀随设备检修进行检查处理。4.27.9 防止电缆腐蚀。

4.27.9.1 有腐蚀性土壤未经处理不得直埋电缆。

4.27.9.2 敷设在化学腐蚀地区的电缆可将其架空放在固定架上。

4.27.9.3 为了防止电缆腐蚀，应做好电缆腐蚀的监视工作。对于有杂散电流作用地带的电缆，必须测量沿电缆线路铅包流入土壤内杂散电流密度以判断何种腐蚀。

4.27.9.4 当电缆线路上的局部土壤含有损害电缆铅包的化学物质时，应将该段电缆装于管子内，并用中性的土壤作电缆的衬垫及覆盖，并在电缆上涂以沥青等。4.27.9.5 电缆的敷设应尽量远离热管道或加隔热层以防热辐射。4.27.9.10 防止汽机油系统设备腐蚀。

4.27.10.1 油系统管道、油箱应在酸洗前做防腐防锈处理，酸洗后要进行钝化，吹干，并将管口密封保管。

4.27.10.2 运行中要防止水进入油系统（如汽封的漏汽漏水等），加强油箱、油净化设备的底部放水，同时应在汽轮机油中加入防锈剂。

4.27.10.3 检修时应采取有效措施，彻底清除油系统管道中的油垢、金属屑和腐蚀产物，清洗后油系统中应无清洗液和水分。

4.27.10.4 汽机电调和高低旁系统中运行油温应在规定的范围内，系统中不应有过热点和过热段，防止酸值升高。

4.27.10.5 应设有运行油在线脱水再生装置，严格控制油质的水分和酸值，防止发生油水解。4.27.11 防止高温、高压采样管及在线测量元件腐蚀。4.27.11.1 尽可能一个大修周期对采样管外壁刷一次防腐漆。

4.27.11.2 一个大修周期对水、汽、油系统的采样管进行一次抽检，根据检查情况更换管子。4.27.11.3 油系统的采样管应采用不锈钢管，在管路敷设时避开高温区域。4.27.11.4 酸、碱区域采样管应采用不锈钢管，管外壁涂防腐漆。

4.27.11.5 高温区域应采用耐高温电缆，未用耐高温电缆的应尽可能走电缆沟道，以避开高温辐射。

4.27.11.6 油系统的电缆应用耐油电缆，避免与油接触。4.27.11.7 对腐蚀性介质的测量，其一次元件应用耐腐蚀材料制作。

4.27.11.8 酸、碱区域内的变送器、表计应尽可能放在室内，否则须做外罩，使其与腐蚀气体隔离。

4.27.12 防止循环水冷却水塔腐蚀。

4.27.12.1 喷刷水塔内壁防腐涂料应与筒壁施工同时进行。

4.27.12.2 设备安装时，淋水装置外露铁件、悬挂除水器支吊件及预埋件水池内的进水管、防冻喷水管等焊接钢管及固定挡水板所用的铁件需涂防腐漆。

4.27.12.3 检修期间，应全面、彻底检查塔内外各部件防腐状况，发现锈蚀、积存污物等问题及时清理处理，并重新涂刷防腐漆。

4.27.12.4 定期清除分水槽上和水槽喷嘴上积结的污垢，防止垢下腐蚀。4.27.13 防止冲灰设备腐蚀。

4.27.13.1 化学废水要中和处理后排放，避免酸性水排入冲灰系统，发生冲灰系统设备的腐蚀。

4.27.13.2 冲灰管道宜选用防腐、防磨管敷设。4.27.14 防止管沟内管道、支架腐蚀。

4.27.14.1 管沟内敷设金属管道及支架外表要涂刷防腐漆，并要定期检查，发现漆皮脱落、鼓包要及时修补。

4.27.14.2 定期检查沟道内排水通道，若不畅通要及时清理。

4.27.15 定期检查金属结构楼梯、平台、通道、护栏、支架等的紧固、焊接点的锈蚀情况，有问题要及时处理。尤其是在有腐蚀性介质和潮湿环境下的金属结构件，要定期进行防腐处理。

4.27.16 实施脱硫的机组，应定期对脱硫塔、烟道及烟囱内进行腐蚀检查。4.27.17 为防止金属闸门的锈蚀，应定期检查、防腐处理。检查与考核

5.1 本办法的执行情况由安监部门负责检查与考核。5.2 依据本办法和企业经济责任制相关规定进行考核。

第五篇：高压开关设备反事故措施

高压开关设备反事故措施

1． 反事故组织管理通用要求

公司系统当前机组投产较多，新机投产后不能迅速实现安全稳定。针对当前安全生产管理的薄弱环节，重点强调提出以下几点： 1.1.企业各级负责人是本企业、部门、班组安全生产第一责任人。企业安全生产第一责任人必须按照《安全生产法》和集团公司规定，履行安全职责，分管并支持安全监督部门工作，定期组织召

开安委会或月度安全例会，听取安全生产工作汇报，亲自部署、推动、检查和评价安全生产工作。分管生产、基建等副职协助正职有效开展工作，对分管范围内的安全生产工作负责。1.2.各单位必须健全安全生产保证体系和监督体系。健全技术监督和管理网络和体系，促进安全生产执行、监督和考核各层面层次清晰，职责明确，严格按照标准和规定开展工作。按照工作标准，配置足够数量、满足要求的安全监督人员，并明确职责。各单位主要负责人对安全生产管理体系建立健全、机构正确置、人员足额配置、责任制监督落实负有首要的责任。由于体系、机构设置不健全，人员配置不足导致管理不到位而引发事故，依据《安全生产法》等法律法规以及集团公司规定追究其责任。

1.3.项目单位是机组建设安全质量工作的主体，坚持安全第一、预防为主、确保新机建设安全质量。1.3.1.机组建设中，应做到技术监督、落实反事故措施关口前移。项目单位必须全过程地贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和本“重点要求”，制定和落实技术监督计

划和措施，督促设计、监理、安装、调试各单位落实反事故措施和技术监督要求，并将有关内容纳入合同条款。1.3.2.新建、扩建电厂应及时、高标准地开展生产准备工作，人员配置应足额、及时到位，素质满足建设过程中质量把关、过程控制以及投产后能够承担起安全生产职责的实际需要。1.3.3.新建、扩建电厂应制定计划，深度介入建设过程中的质量把关以及过程控制，及时了解掌握建设过程中出现的问题，对重要节点进行安全质量验收把关、收集资料，确保建设过程中的安全质量可控、在控。1.3.4.对基建期间由于责任不落实、工作不到位造成遗留问题，导致机组投产后发生生产安全事故的，对建设期间有关人员进行责任追溯和追究。1.3.5.分支机构、区域子公司应按照建设特点，分阶段地组织专家组，加强过程介入、把关，及时解决设计、厂家的问题，确保调试质量，基建问题全部得到整改，确保生产和基建的顺利衔接。

1.4.推行安全生产标准化工作，落实全员责任，确保发电设备安全生产。1.4.1.确保机组安全生产科学合理投入，避免因投入不足导致设备失修引发事故。安全性评价查出问题要加强投入、及时整改。机组安全设施要按照《水力发电厂生产安全设施配置》行业标准及集团公司颁布的《水电机组安全设施配置标准》配置到位。1.4.2.新机投产一年后的检查性大修，必须按《发电企业设备检修导则》DL/T838-2003的要求及时进行。1.4.3.严格执行“两票三制”，各项工作应进行作业安全风险分析，坚持深入、实效制定和落实安全监控措施。制定和落实各

级领导到位监护制度，加强作业期间安全监督和管理，杜绝违章作业。1.4.4.加强对外包、外协队伍的管理，严格资质审查和安全业绩考核，加强工作过程中的安全监护和管理，严禁以包代管。1.4.5.加强电气绝缘监督、电缆维护等工作安全管理。严格执行电气工作票、操作票制度，加强危险点分析和安全措施的落实。电气作业以及有触电危险作业时，工作人员必须配戴劳动保护用品。1.4.6.严格人员培训，电气检修、电气运行操作必须由电气安全技能培训合格的人员担任。尤其是全能值班情况下，应严格对电气作业人员的培训和资质认定。严禁不具备资质、不熟悉电气安全知识的人员从事电气工作。1.4.7.机组大修中，必须建立临时接、拆线审批制度，完善现场临时电源安全管理，组织专门电工人员进行接拆线工作。1.4.8.坚持安全性评价经常化。新建、扩建、改建项目在本期工程最后一台机组达标验收前，必须对照《水力发电建设项目安全验收评价标准》，及时整改相关问题，并完成验收工作。投产机组应坚持每年开展一次安全性评价自查工作。分支机构按照有关规定的周期加强安全性评价专家查评复评工作。1.5.针对异常天气等自然灾害日益偏重突发的情况，各单位应进一步加强应急管理，健全防汛等应急组织，落实物资和队伍保障，加强演练，做好及时响应，有序有效组织救援，确保生产、基建安全。

1.6.坚持“四不放过”，切实做到举一反三，严格事故查处。

1.6.1.及时、准确地上报安全生产事故信息和报告，严禁迟报、瞒报。加强安全生产事故信息的传递和共享，有效组织举一反措、吸取教训，避免类似问题重复发生。1.6.2.实行“说清楚”和“事故检讨”制度。发生人身死亡事故、较大及以上设备事故、较大火灾事故、恶性电气误操作事故、负同等及以上责任的重大交通事故和有严重社会影响的电力安全生产事件单位的主要负责人，要在事故发生后5天内到集团公司作专题汇报，并在集团公司有关安全生产工作会议上公开检讨。1.6.3.分支机构、区域子公司加强事故管理，每年总结本单位反人身、设备事故管理措施和技术措施，并应于每年的12月中旬汇总下发，同时抄报集团公司安全生产部。1.选用高压开关设备的技术措施

1.1 所选用的高压开关设备除应满足相关国家标准和行业标准外，还应符合国家电网公司相关规定，不得选用已明令停止生产、使用的各种型号开关设备。

1.2 断路器应选用无油化产品，真空断路器必须选用一体化操作机构的断路器，其生产厂家应具备一定规模，产品在电网中使用反映良好，质量稳定。断路器的灭弧室根据使用地点不同应选用国内外驰名厂商的真空灭弧室，并附有和所配断路器配套的符合规定的型式试验报告。

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。10kV 真空开关应采用经过老炼的开关。35kV 及以上投切容性负载的断路器宜采用SF6 断路器。用于投切电容器

和容性负载（含长线路）的真空断路器其灭弧室必须进行老炼试验，并提供符合要求的型式试验报告和老炼报告。开断电流超过50kA 或枢纽变电站的真空断路器建议选用性能优良的进口或合资断路器。当用于开断感性负载或容性负载时宜选用SF6 断路器，并有相应的开断型式试验报告。

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。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：空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）；爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。

2.新装和检修后开关设备的有关技术措施

2.1.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。

2.2.断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性（所测时间 —行程等曲线应归档保存），并符合有关技术要求。3.预防开关设备运行操作故障的措施

3.1.断路器运行中，SF6 断路器气压异常应严禁操作，退出运行。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。液压（气动）操动机构压力异

常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行强行操作。3.2.在对故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对实施强送电的断路器进行仔细检查。

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。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。

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。

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。

3.7.在运行巡视时，应注意检查隔离开关、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。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。4.预防开关设备拒动、误动故障的措施

4.1.为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，在交接时和大修后应检查分合闸缓冲器的工作情况，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。

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。4.3.断路器在投运前、检修后应检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，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。

4.4.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。5.预防断路器灭弧室故障的措施

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：合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流；采取加装电抗器等限流措施限制短路电流；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；更换为短路开断电流满足要求的断路器。

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”。

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。5.4.积极开展真空断路器真空度测试，真空灭弧室必须经耐压试验合格后方能投运，预防由于真空度下降引发的事故。6.预防开关设备绝缘闪络、爆炸的措施

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、支持瓷瓶闪络、爆炸。

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。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，并经耐压试验合格方能安装，不合格者应予更换。

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、介损超标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。

7.预防开关设备载流回路过热的措施

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回路电阻，电阻值异常时应及时检查，找出原因并采取措施。

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。检测次数每年不少于2次。

7.3.预试时应定期检查开关设备的铜铝过渡接头。8.预防开关设备机械损伤的措施

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。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。

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，并注意检查断路器是否与水平面保持垂直状态，不可采用悬臂梁结构。

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，应对断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试，有条件时同时测量合闸电阻的阻值。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

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。

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。

10.3.应重视对以下两个参数的测试工作：

10.3.1.断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。

10.3.2.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.预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施 11.1.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。

11.2.220kV 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。12.预防隔离开关故障的措施

12.1.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）》的隔离开关应进行完善化改造。

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力测试。

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二硫化钼锂基润滑脂。

12.4.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。

12.5.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。

12.6.加强辅助开关的检查维护，防止其松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠。

13.预防高压开关柜故障的措施

13.1.开关柜必须满足相关标准规定，其五防功能必须完整可靠，型式试验应完整和有效，选用灭弧室与断路器之间、断路器与开关柜之间的配合必须有相应的型式试验报告证明其设计合理，不得选用随意组合没有经过试验证明的成套设备。

13.2.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，柜体宜选用母线和断路器具有独立隔室的开关柜，不选用柜体之间母线不经隔板隔离直接连通的开关柜；对于已运行不满足

上述要求的开关柜，有条件时应在开关柜的柜间、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。防止开关柜“火烧连营事故”发生。

13.3.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。

13.4.开关柜内不得采用3 相4 元件组合式过电压保护器。13.5.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。13.6.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。13.7.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。

13.8.开关柜内二次回路布线应合理、可靠，二次线应有阻燃软管或金属管防护，防止柜内燃弧引起直流电源回路短路。13.9.应尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。14.预防SF6 断路器及GIS 故障的措施

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。14.2.室内安装运行的SF6 开关设备，应设置一定数量的SF6 浓度报警仪。

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。

14.4.SF6 压力表和密度继电器应定期进行校验，制造厂有特殊规定时，按照制造厂规定执行。