第一篇：预防11OkV～500kV变压器(电抗器)事故措施(发输电输【2002】158号)
预防11OkV～500kV--变压器
(电抗器)事故措施(发输电输[2002]158号)1预防变压器绝缘击穿事故
1．1防止水及空气进人变压器
1．1．1变压器在运输和存放时，必须密封良好。充气运输的变压器运到现场后，在安装前 应装设压力表，密切监视气体压力。压力过低时要补干燥气体。现场放置时间超过6个月的 变压器应注油保存，并装上油枕和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压 力，检查密封状况，必要时应测露点。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将 军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏试验。如已 发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
1．1．2对于延伸式结构的冷却器，冷却器与箱体之间宜采用金属波纹管连接。
1．1．3 新建或扩建工程的变压器一般不采用水冷却方式，如因特殊场合必须采用水冷却方
式，则应采用双层铜管冷却系统。对于在役的水冷却变压器，其水冷却器和潜油泵在安装前 应逐台按照制造厂的安装使用说明进行检漏试验，必要时解体检查。运行中的水冷却器必须 保证油压大于水压。应打开潜油泵进油阀门，用出油阀调节油流量。运行中要定期监视压差 继电器和压力表的指示。每台水冷却器都应装有放水阀门，并检查水中有无油花。在冬季应 防止未运行冷却器冻裂。结合大、小修对冷却器的油管进行检漏。
1．1．4变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的 残存气体。强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后 方可带电运行。更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却 器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。1．1．5对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。装设有载调压开关的油箱要同时抽真空，并与变压 器本体油箱同时达到相同的真空度，避免开关油箱渗油。
1．1．6装有排污阀的储油柜，应结合小修进行排污放水。从储油柜补油或带电滤油时，应 先将储油柜的积水放尽。不得从变压器下部进油，防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压 器器身。
1．1．7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。
1．1．8应检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通。干燥剂应保持干燥、有效。1．1．9停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。对于油中含水量超标或本体绝缘性能不良的变压器，如在寒冬季节停运一段时间，则投运前 要用真空加热滤油机进行热油循环，按规程试验合格后再带电运行。
1．1．10加强潜油泵、储油柜的密封监测，如发现密封不良应及时处理。1．2防止异物进入变压器
1．2．1除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时应进入油箱检查清扫，必要时应吊心检查、清除箱底异物。导向冷却的变压器要注意清除进油管道和联箱中的异物。
1．2．2变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵 内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。1．2．3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。对于全密封变压器不宜 采用净油器。运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。
1．2．4潜油泵应采用耐磨性能好的E级轴承，禁止使用无级别轴承。有条件时，上轴承应 改用向心推力球轴承。推荐选用转速不大于1000r／min的低速油泵。对转速为3000r／min的高速油泵应安排更换。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、杂音及严重渗漏油等异常时，应安排停运检修。各地应结合设备实际运行情况，合理安排潜油泵的定期检查修理。
1．2．5变压器内部故障跳闸后，应切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进 入变压器的非故障部位。
1．2．6在安装、大修吊罩或进入检查时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防 止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤 网损坏造成金属粉末或异物进人变压器。为防止真空泵停用或发生故障时，真空泵润滑油被 吸入变压器本体，真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。
1．2．7运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器挡板是否损坏脱落。1．3防止绝缘损伤
1．3．1 变压器在吊检和内部检查时应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。
1．3．2安装或检修中需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
1．4防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧损
1．4．1变压器过负荷运行应按照GB／T 15164--1994《油浸式电力变压器负载导则》和DL／T572—1995《电力变压器运行规程》执行。如果过负荷运行时间较短，例如少于5min，可作为应急处理。
1．4．2应要求制造厂提供变压器的负荷能力表。负荷能力表经用户核校后执行。
1．4．3运行中变压器的热点温度不得超过GB／T 15164--1994规定的限值和特定限制。在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。
1．4．4因散热器(冷却器)外部脏污、油泵效率下降等原因，使散热器(冷却器)的散热 效果降低时，要适当缩短允许过负荷时间。变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进 行一次外部冲洗，以保证冷却效果。
1．4．5 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过额定电流运行，并加强运行监视。1．4．6对于负荷能力受到怀疑或经过改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定其负荷 能力。当怀疑线圈局部过热时(如由绝缘膨胀或油道堵塞等引起)，可酌情降低极限出力。1．4．7强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温 等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。
1．4．8强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动切换装置。要定期进 行切换试验。信号装置应齐全可靠。
1．4．9冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。
1．4．10对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。1．5防止过电压击穿事故
1．5．1运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运以及事故跳闸 过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。在投切空载变压器 时，中性点必须可靠接地。
1．5．2变压器应采用氧化锌避雷器保护。
1．5．3通过长电缆(或气体绝缘电缆)与GIS相连的变压器，为避免因特高频操作过电压(VFTO)造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外(如加大变 压器人VI等值电容等)，运行中应采用“带电冷备用”的运行方式(即断路器分闸后，其母 线侧刀闸保持合闸状态运行)，以减少投切空载母线产生VETO的概率。
1．5．4变压器中性点应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 均应附合热稳定要求。
1．6防止工作电压下的击穿事故
1．6．1新安装220kV及以上电压等级的变压器，交接试验中应按照国标或行业标准进行局 部放电试验，并要求加于匝问和主绝缘的试验电压为1．5倍设备最高电压。110kV电压等级的新安装变压器，可比照执行。
1．6．2大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，也应进行局部放电试验。试验中要以局部放电量的限制水平作为试验的另一项控制指标，而不应仅以试验电压是否达 到DIMT 596一1996《电力设备预防性试验规程》规定的电压值来要求，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大。
1．6．3运行中的变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时，可进行局部放电试验。进行试验的原则同1．6．2。1．6．4 500kV(含330kV)变压器、并联电抗器绝缘油中出现乙炔时，应立即缩短监测周期，跟踪监测变化趋势。对于500kV(含330kV)并联电抗器，当油中可燃气体增加，并伴有少 量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限值。但应查明原因，并 注意油中含气量的变化。
1．6．5对220kV及以上电压等级的三相变压器，根据运行经验和监测结果，如果怀疑存在 围屏树枝状放电故障，则在吊罩检修时应解开围屏直观检查。
1．6．6对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督。如发现严重缺陷，变压器本 体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。1．7防止保护装置误动、拒动
1．7．1 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器中低压侧设备无保护投入运行。确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。
1．7．2气体继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。如加 装防雨罩，避免接点受潮误动。
1．7．3防止因储油柜系统安装不当，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。
1．7．4压力释放阀的动作接点应接人信号回路。当根据需要将压力释放阀的动作接点接入 跳闸回路时，应有完备的防误动措施：如同一设备上两台压力释放装置的动作接点互相串 联，接点盒增加防潮措施等。
1．7．5线圈温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。1．7．6 220kV及以上主变压器宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变电流、电压、相 别、持续时间等参数，以提高事故分析质量，为制定防范措施提供可靠依据。1．7．7 220kV及以上变压器的高、低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故 失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。2预防铁心多点接地和短路故障 2．1在检修时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。
2．2安装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。2．3用于运输中临时固定变压器器身的定位装置，应在安装时将其脱开。
2．4穿芯螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁心穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座 套过长触及铁心造成短路。
2．5线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路。铁心及铁轭静电屏蔽 引线等应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。
2．6铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行 中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查 处理并采取措施，例如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串人限流电阻作为 临时性措施。3预防套管事故
3．1订货时，对变压器套管外绝缘不仅要提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求，也应对伞裙形状提出要求。重污区可选用大小伞结构瓷套，并满足IEC60815的要求。应要 求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的型式试验报告。不得订购有机粘结接缝过多的 瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。
3．2鉴于套管出厂试验的周边条件与安装在变压器上运行条件的差异，应要求套管的工频 耐受电压和雷电冲击耐受电压的水平比变压器线圈的绝缘水平高一级。高原地区可只按海拔 进行校正。
3．3 500kV套管今后宜选用导杆式结构套管，防止穿缆结构密封不良所带来的进水受潮问 题和其他弊病。套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面。并检查端子受力和引线 支承情况，检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。防止套管因过度受力引起的渗漏油。与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采用引线分水措施。
3．4安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套 管安装就位后，110～220kV套管应静放24h，330。500kV套管应静放36h后方可带电。3．5定期对套管进行清扫，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，可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套(也称增爬裙)或采用涂防污闪涂料等措施。加装增 爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电机会检查其劣化情况，出现问题及时处理。
3．6对110kV及以上变压器套管进行解体检修时，组装后应采用真空注油，真空度及抽真空时间应符合制造厂的要求，检修后的套管应进行局部放电测量和额定电压下的介损试验。3．7经常注意保持套管油位正常，运行人员正常巡视时应检查记录套管油面情况O套管渗漏油时应及时处理，防止内部受潮而损坏。
3．8应采用红外热成像技术检查运行中的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绝缘事故。
3．9变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
3．10注意油纸电容型套管的介损、电容量、油色谱分析结果的变化趋势，发现问题及时处理。新安装的变压器套管及事故抢修所装上的套管，投运后的半年内，应测量一次套管介 损，必要时可取油样做一次色谱分析。
3．11作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其油枕抬高角度应满足制造厂要求。安装前应进行局放测量和额定电压下的介损试验。4预防引线事故 4．1在安装或大修时，应注意检查引线、均压环(球)、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。
4．2应要求制造厂提供测试用套管末屏接地线的引出线连接端子。对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。如有损坏应及时处理，保证带电时未屏可靠接地。对于新订设备，要求制造厂采取防止螺杆转动的措 施。
4．3在线圈下面水平排列的裸露引线，宜加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。4．4在大电流套管导杆引线两端，都应配有锁母和蝶形弹簧垫圈以防止螺母松动。
4．5变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸引线与套管的导管相碰、分流烧坏引线。
5预防分接开关事故
5．1变压器安装完毕准备投入运行前及无励磁分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻，合格后方能投入运行。
5．2安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。5．3有载调压开关在安装时及运行中，应按出厂说明书进行调试和定期检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。
5．4应掌握变压器有载调压开关(OLTC)带电切换次数。对调压频繁的OLTC，为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态，可考虑装设带电滤油装置。有带电滤油装置的OLTC，在 带电切换操作后，应自动或手动投入滤油装置。对于长期不切换的OLTC也应定期(周期不 应长于半年)启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变小修安排滤油。必 要时亦可换油。6预防绝缘油劣化
6．1加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持油质良好。对 新油要加强质量控制，油运抵现场经处理并取样分析合格后，方能注入设备。用户可根据运 行经验选用合适的油种。变压器的绝缘油应严格按规程控制含水量、油击穿强度和介损等指 标，500kV(含330kV)变压器、电抗器还应控制绝缘油的含气量。
6．2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，要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。并结合大修或有必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
6．3对于装有金属波纹管贮油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换处 理。要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。
6．4变压器在运行中出现绝缘油介损值超过规程要求、且影响本体绝缘性能时，应及时查 明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。
6．5应及时分析运行中变压器的油样，并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。
6．6对于运行时间超过15年的500kV变压器，应严格控制变压器油的质量，管理好变压器 的附属设备，以防止变压器绝缘性能下降或附属设备发生故障。7预防变压器短路损坏事故
7．1订货时变压器制造厂应提供参数相同或相近的同类型变压器短路试验报告及其变压器 动热稳定性能的计算报告，并提供合同变压器的具体结构参数，以便计算校验合同变压器的 抗短路能力。同等条件下，应优先选用通过突发短路试验的同类产品。
7．2宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能 力。对于制造厂在变压器内采用高机械强度的环氧等材料，应以不增大绕组绝缘的介损值和 局部放电量为前提，防止因提高抗短路强度而降低绝缘性能。加密线圈的内外撑条也应以不 影响变压器散热性能为前提条件。
7．3应要求制造厂提交确保变压器动热稳定性能的技术和工艺措施。采取措施保证大型变 压器线圈轴向压紧，包括线圈垫块采用预密化、内外多个线圈均能压紧撑实的工艺和检测措 施等。应在线圈整体套装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各线圈圆周和轴向的压紧状况。330～500kV变压器和大容量220kV变压器宜设置单独的调压线圈，做到结构对称、安匝平衡，尽量降低轴向力。
7．4继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。为此，要求 制造厂提供承受短路能力试验的有关数据。
7．5采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器的运行条件
7．5．1电缆出线故障多为永久性的，因此不宜采用重合闸。例如：对6。10kV电缆或短架 空出线多，且发生短路事故次数多的(2次以上)变电站，可考虑临时停用线路自动重合 闸，防止变压器连续遭受短路冲击。
7．5．2容性电流超过10A的10kV或超过30A的35kV不接地系统，应装设有自动跟踪补偿 功能的消弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。
7．5．3加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。对1lOkV及以上电压等级变电站电 瓷设备的外绝缘，可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套，涂防污闪涂料，提高外绝缘 清扫质量等措施，避免发生污闪、雨闪和冰闪。特别是变压器的低压侧出线套管，应有足够 的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。
7．5．4加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等，防止小 动物进入造成短路和其他意外短路。加强防雷措施，防止误操作。坚持变压器低压侧母线的 定期清扫和耐压试验工作。
7．5．5提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。
7．5．6加强开关柜管理，防止配电室“火烧连营”。定期对保护装置的整定值进行检查校 验，确保变压器发生近区故障时能够可靠动作。当变压器发生出口或近区短路时，应确保开 关正确动作切除故障，防止越级跳闸。
7．6对于新投变压器，宜根据系统情况及变压器安装位置，选择合理的调压方式，减少调 压分接数量，使变压器结构更为简单合理，提高变压器的电气和机械性能。
7．7采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路 电流。
7．8变压器出厂时宜进行线圈变形试验：包括频响试验(相间频响特性应具有良好的一致 性)及低电压阻抗试验，作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路时应开展此 项工作，并与原始数据比较，并结合油色谱分析和其他常规检查试验项目进行综合分析，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。禁止变压器出口短路后，未经线圈变形试验及其他检查试验就盲 目将其投入运行。8预防壳式变压器事故
8．1壳式变压器订货时，应选取已提高绝缘裕度、改进结构设计的最新结构产品。
8．2对于在运的壳式变压器，应加强油品管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和 变压器泄漏电流，以防绝缘油老化(或油流带电)危害变压器绝缘。油中一旦出现乙炔，即 应跟踪分析，必要时可考虑换油处理。具体措施如下：
8．2．1 定期监测绝缘油的体积电阻率(应大于110cm/80C)、带电度(应小于 500pC／ml／20℃)和停电启动油泵状态下的变压器线圈泄漏电流(应小于|-3.5|μA)。一旦出现或接近出现绝缘油老化(或油流带电)现象(如体积电阻率低于110cm/80C、带电度高于500pC／ml／20℃等情况)，应及时更换为含硫量低的绝缘油；
8．2．2由于在油温40℃左右时，油流的带电倾向最大，故壳式变压器可通过控制油泵运行数量来尽量避免变压器绝缘油运行在35—45℃温度区域。
8．3在对壳式变压器绝缘油的定期色谱监测中，一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重 视：提高色谱监测频次，同时还要测试油的含气量。
8．4壳式变压器的局部放电试验，要按照1．6．2的原则进行，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大化。9预防变压器火灾事故
9．1加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大。变压器应按规定要求 完善消防设施，并加强管理。运行中应有火灾事故预想。应特别注意对套管的质量检查和运 行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
9．2现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。9．3变压器放油后进行电气试验(如测量绝缘电阻或施加低电压试验)时，应严防因感应 高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。
9．4在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设 置一定数量的消防器材。
9．5事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时 能迅速排油。防止绝缘油进入电缆沟内。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓 延。
9．6对于油浸变压器应按“消防法”要求装设灭火装置。特别是地下洞室、城市人口密集 区域等特殊安装场所的油浸变压器，应安装自动遥控水喷雾或其他灭火装置。
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第二篇：预防110(66)千伏—500千伏架空输电线路事故措施
预防110（66）千伏—500千伏架空输电线路事故措施(国家电网公司)目 录
第一章 总则............................................................................1 第二章 引用标准........................................................................1 第三章 预防倒杆塔事故..................................................................2 第四章 预防断线和掉线事故..............................................................2 第五章 预防污闪事故....................................................................3 第六章 预防雷害事故....................................................................4 第七章 预防外力破坏....................................................................5 第八章 预防林区架空输电线路火灾事故....................................................5 第九章 预防导地线覆冰舞动..............................................................6
第一章 总则
第一条 为预防架空输电线路事故的发生，确保电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。第二条 本措施是依据国家有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析及设备运行经验而制定的。
第三条 本措施针对架空输电线路所发生的故障情况，提出了具体的预防措施。主要包括防止倒杆塔，断线、掉线，导地线覆冰舞动，线路污闪、雷害以及外力破坏等事故的措施。第四条 本措施适用于国家电网公司系统110（66）kV～500kV交流架空输电线路。35kV交流架空输电线路和±500kV直流架空输电线路可参照执行。
第五条 各区域电网、省电力公司可根据本措施，结合本地区实际情况制定相应的实施细则 第二章 引用标准
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此： GBJ 233-1990 110～500kV架空电力线路施工及验收规范
GB/T 16434-1996 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 50061-1997 66kV及以下架空电力线路设计规范 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621-1997 交流电气装置的接地
DL/T 627-2004 电力系统常温固化硅橡胶防污闪涂料技术条件 DL/T 741-2001 架空送电线路运行规程
DL/T 864-2004 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 5092-1999 110～500kV架空送电线路设计规程 森林防火条例（国务院令〔1988〕第6号）中华人民共和国电力法（国家主席令〔1995〕第60号）电力设施保护条例（国务院令〔1998〕第239号）
电力设施保护条例实施细则（国家经贸委、公安部〔1999〕第8号令）
重冰区架空送电线路设计技术规定（试行）（电力工业部电力规划设计总院 1998）国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电〔2003〕95号）
国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电〔2003〕29号）
国家电网公司110（66）kV～500kV架空输电线路技术规范（国家电网生〔2004〕634号）
第三章 预防倒杆塔事故
第六条 防止架空输电线路（以下简称线路）倒杆塔事故，是线路运行管理中的一项重要工作，必须严格执行GBJ 233-1990、GB 50061-1997、DL/T 5092-1999和《110（66）kV～500kV架空输电线路运行管理规范》等标准和相关文件的规定。
第七条 线路设计应充分考虑地形和气象条件的影响，路径选择应尽量避开重冰区、导地线易舞动区、采矿塌陷区等特殊区域，合理选取杆塔型式，确保杆塔强度满足使用条件的要求。对处于地形复杂、自然条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当提高设计标准。新建220kV及以上电压等级的线路不宜采用拉线塔，在人口密集区和重要交叉跨越处不采用拉线塔。靠近道路的杆塔，在其周围应采取可靠的保护措施。
第八条 220kV及以上电压等级线路拉V塔或拉猫塔连续基数不宜超过3基、拉门塔连续基数不宜超过5基，运行中不满足要求的应进行改造。
加强对拉线塔的保护和维护，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗、防外力破坏措施。在有拉线塔的线路附近还应设立警示标志。第九条 对可能遭受洪水、冰凌、暴雨冲刷（冲撞）的杆塔应采取可靠的防冲刷（冲撞）措施，杆塔基础的防护设施应牢固，基础周围排水沟应能够可靠排水。
第十条 严格按设计及有关施工验收规范进行线路施工和验收，隐蔽工程应经监理人员或质检人员验收合格后方可隐蔽，否则不得转序进行杆塔组立和放线。
第十一条 加强对线路杆塔的检查巡视，发现问题及时消除。线路遭受恶劣天气危害时应组织人员进行特巡，当线路导地线发生覆冰、舞动时应做好观测记录（如录像、拍照等），并对杆塔进行检查。
第十二条 线路铁塔主材连接螺栓、地面以上6米段（至少）所有螺栓以及盗窃多发区铁塔横担以下各部螺栓均应采取防盗措施。
第十三条 在风口地带或季风较强地区，新建线路杆塔除按第十二条要求采用防盗螺栓外，其余螺栓应采取防松措施。对运行中的杆塔也应按此要求进行改造和完善，并做好日常巡视及检查，必要时可增加防风拉线。
第十四条 在严寒地区，线路设计时应充分考虑基础冻胀问题，并不宜采用金属基础。灌注桩基础施工应严格按设计和工艺标准进行，避免出现断桩和法向冻胀等质量事故。对运行中的杆塔，若基础已发生冻胀，应采取换土等有效措施进行处理。
第十五条 对锈蚀严重的铁塔、拉线以及水泥杆钢圈等应及时进行防腐处理或更换。第十六条 按《110（66）kV～500kV架空输电线路运行管理规范》的要求制定倒杆塔事故抢修预案，并在材料储备和人员组织各方面加以落实，运行单位应储备一定数量的事故抢修杆塔。
第四章 预防断线和掉线事故 第十七条 线路设计应充分考虑预防导地线断线和掉线的措施，导地线、金具以及绝缘子选用时均应提出明确要求（结构型式、安全系数等方面）。在风振严重地区，导地线线夹宜选用耐磨型线夹。
第十八条 架空地线的选择，除应满足设计规程的一般规定外，尚应通过短路热稳定校验，确保架空地线具有足够的通流能力，且温升不超过允许值。
第十九条 导地线接续金具及绝缘子金具组合中各种部件的选用，应符合相关标准和设计的要求，应加强连接金具、接续金具及耐张线夹的检查和维护工作，发现问题及时更换。第二十条 新建线路遇有重要交叉跨越，如跨越铁路、高速公路或高等级公路、66kV及以上电压等级线路、通航河道以及人口密集地区等，应采用具有独立挂点的双串绝缘子和双线夹悬挂导线，档内导地线不允许有接头。运行中的线路，凡不符合上述要求的应进行改造。第二十一条 积极应用红外测温技术，监测接续金具、引流连接金具、耐张线夹等的发热情况，发现问题及时处理。加强运行巡视，发现导地线断股应及时处理或更换；另外应特别关注架空地线复合光缆（OPGW）的外层线股断股问题。
第二十二条 加强对大跨越段线路的运行管理，按期进行导地线测振工作，发现动弯应变值超标应及时进行分析，查找原因并妥善处理。
第二十三条 加强对导地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，磨损断面超过1/4以上的应予以更换。
第二十四条 在春检、秋检及日常巡视工作中，应认真检查锁紧销的运行状况，对锈蚀严重及失去弹性的应及时进行更换。
第二十五条 加强零值、低值或破损瓷绝缘子的检出工作，防止在线路故障情况下因钢帽炸裂导致掉线事故。第二十六条 加强复合绝缘子的送检工作，特别是机械强度和端部密封情况的检查。复合绝缘子作耐张应根据实际情况酌情使用。严禁在安装和检修作业时沿复合绝缘子上下导线。第二十七条 对重冰区和导地线易舞动区的线路应加强巡视和监测，具体防范措施参见第九章。
第二十八条 在腐蚀严重地区，应采用耐腐蚀导地线。第五章 预防污闪事故
第二十九条 为降低线路的污闪跳闸率和事故率，避免重要线路发生污闪事故，杜绝电网大面积污闪事故，应严格执行GB/T 16434-1996以及其他相关规定。第三十条 完善防污闪管理体系，明确各级防污闪管理人员的职责。
第三十一条 对绝缘子实行全过程管理，加强零值、低值绝缘子的检出工作，保证绝缘子运行状态良好。
第三十二条 坚持定期进行线路绝缘子的盐密测量，及时了解污源变化和气候变化，并根据变化情况采取有针对性的防污闪措施。及时修订污区分布图，做好防污闪的基础工作。第三十三条 新建和扩建线路的外绝缘配置应以污区分布图为基础，结合运行经验并根据城市发展、线路的重要性等，合理选取绝缘子的种类、伞型和爬距并适当留有裕度，提高线路防污闪能力。
第三十四条 运行线路的外绝缘配置应不低于所处地区污秽等级所对应的爬电比距上限值，不满足要求的应予以调整。受条件限制短期内不能调整的，应采取有效的防污闪辅助措施。第三十五条 坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”。有条件的单位可开展以盐密指导清扫的工作。
第三十六条 复合绝缘子具有较强的抗污闪能力，可按DL/T 864-2004的要求选用，但在使用中须考虑防雷要求，同时应加强对其端部密封情况的检查。第三十七条 绝缘子表面涂“RTV”涂料是预防污闪的辅助措施，在污秽严重地段可个别采用，具体按DL/T 627-2004的要求执行。
第三十八条 在鸟害多发地段，新建线路设计时应考虑采取防鸟措施。对运行线路的直线杆塔悬垂串和耐张杆塔跳线串第一片绝缘子，宜采用大盘径空气动力型绝缘子或在绝缘子表面粘贴大直径增爬裙，也可在横担上方增设防鸟装置或采取其他有效的防范措施。第六章 预防雷害事故
第三十九条 为预防和减少雷害事故，应认真执行DL/T 620-1997、DL/T 621-1997和DL/ T741-2001以及其他相关规定。
第四十条 各电压等级线路应具备相应的耐雷水平，尤其要保证发电厂、变电所（站）进线段具有足够的耐雷水平，不满足要求的应采取措施加以解决。
第四十一条 新建110kV～500kV线路应沿全线架设双根架空地线，66kV线路应沿全线架设单根架空地线。架空地线的保护角应符合规程要求，山区线路尽量采用小保护角，在坡度较大地区宜采用负保护角。现有110kV单根架空地线或66kV无架空地线的线路，在雷害多发区，宜改为双根或单根架空地线。
第四十二条 加强对绝缘架空地线放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。
第四十三条 根据不同地区雷电活动的剧烈程度，在满足风偏和导线对地距离要求的前提下，可适当增加绝缘子片数或加长复合绝缘子结构长度，对复合绝缘子可在其顶部（接地端）增加一片大盘径空气动力型绝缘子，以提高线路的耐雷水平。对瓷绝缘子，还应加强零值、低值绝缘子的检出工作。
第四十四条 积极开展雷电观测，掌握雷电活动规律，确定雷害多发区。对雷击跳闸较频繁的线路,找出易击点，采取综合防雷措施（包括降低杆塔接地电阻、改善接地网的敷设方式、适当加强绝缘、增设耦合地线、使用线路型带串联间隙的金属氧化物避雷器等手段），降低线路的雷击跳闸率和事故率。
第四十五条 采取降阻措施须经过技术经济比较，在土壤电阻率较高的地段，可采用增加垂直接地体、加长接地带、改变接地形式、换土或采用接地新技术（如接地模块）等措施，慎用化学降阻剂。在盐碱腐蚀较严重的地段，接地装置应选用耐腐蚀性材料或采用导电防腐漆防腐。
第四十六条 重视接地引下线的运行维护工作，腐蚀严重地区适当增大接地引下线的截面，在雷雨季节加强接地引下线与（杆）塔连接情况的检查。
第四十七条 发电厂及变电所（站）进线段线路1～2km每2年进行一次接地电阻的检测工作，雷击多发区每3年一次，一般地段每4年一次。对接地装置除定期进行抽样开挖检查外，还应对历次测量结果进行分析比较，对变化较大者应及时开挖检查。
第四十八条 一般应使用接地摇表测量接地电阻值，测量结果应采用季节系数进行修正，季节系数的选取可参照《110（66）kV～500kV架空输电线路运行管理规范》。第七章 预防外力破坏
第四十九条 认真贯彻执行和宣传《中华人民共和国电力法》、《电力设施保护条例》和《电力设施保护条例实施细则》，做好线路保护工作。发现有危害线路安全运行的单位和个人，及时递交《影响线路安全运行整改通知书》并敦促其整改。积极配合当地公安机关及司法部门严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的犯罪活动。
第五十条 积极取得当地政府部门的支持，加强对线路保护区的整治工作，严禁在保护区内植树、采矿、建造构筑物等，保证线路通道满足安全运行要求。
第五十一条 依靠群众搞好护线工作，建立并完善群众护线制度，落实群众护线员的保线、护线责任。第五十二条 在线路保护区或附近的公路、铁路、水利、市政等施工现场应设置警示标志，并做好保线、护线的宣传工作，防止吊车等施工机具刮碰导线引起的跳闸或断线事故。第五十三条 严禁在线路附近烧荒、烧秸秆等，在烧荒季节加强巡视和宣传，一旦发现立即制止。
第五十四条 严禁在距线路周围500米范围内(指水平距离)进行爆破作业。因工作需要必须进行爆破作业时，应按国家有关法律法规，采取可靠的安全防范措施，确保线路安全，并征得线路产权单位或管理部门的书面同意，报经政府有关管理部门批准。另外在规定范围外进行的爆破作业也必须确保线路的安全。第八章 预防林区架空输电线路火灾事故
第五十五条 为了预防林区架空输电线路火灾事故，应严格执行DL/T 741-2001和《森林防火条例》及其他相关规定。
第五十六条 对通过林区的架空输电线路，应加强巡视和维护，电力线与树木间距离应符合《电力设施保护条例》的有关规定。距离不足者，应敦促有关林业部门按规定及时砍伐。在森林防火期内应适当增加特巡次数，严防由于树木与电力线路距离不够放电引起森林火灾。
第五十七条 新建（改建）线路通过林区应充分考虑森林火灾对线路造成的威胁，对运行中的线路通道内砍伐完的树木，应及时清理，以防发生火灾。
第五十八条 通过林区的架空输电线路的通道宽度应符合现行设计标准的要求，不符合要求的不得验收送电。
第五十九条 进入林区工作的电业工作人员应熟悉《森林防火条例》及相关防火知识，加强教育和培训，提高作业人员遵纪守法的自觉性和防火、灭火操作能力。第六十条 进入林区进行线路作业时，其车辆、作业用具的使用以及作业方法等均应符合《森林防火条例》的有关规定。
第六十一条 与林业部门建立互警机制，及时互通信息，确保在发生紧急情况时双方能够协同动作，采取有效的应对措施。第九章 预防导地线覆冰舞动
第六十二条 处于重冰区的线路，应按照《重冰区架空送电线路设计技术规定》（试行）进行设计，可适当增加耐张塔的使用比例、减小杆塔档距或适当增加导地线、金具等的承载能力。
第六十三条 对设计冰厚取值偏低、抗冰能力弱而又未采取防覆冰措施的位于重冰区的线路应进行改造，尤其是跨越峡谷、风道、垭口等的高海拔地区线路，使其具备相应的抗冰能力。第六十四条 对覆冰厚度超过设计冰厚的线路，可采取如下的措施预防冰害事故。
（一）消除导线上覆冰 1.大电流融冰法 2.机械除冰法 3.被动除冰法
（二）防止绝缘子覆冰闪络 1.增大绝缘子的伞间距离。2.改变绝缘子串的安装形式。
3.在绝缘子串之间插入大伞径绝缘子，以阻断冰桥的形成。
4.加强对绝缘子串的清扫，保持绝缘子清洁，减少绝缘子表面的积污量，以降低绝缘子串发生冰闪的几率。
第六十五条 舞动多发地区的线路，可采取如下预防措施：
（一）已加装防舞装置的线路，应加强对防舞装置的观测和维护，对超过设计冰风阈值发生的舞动应及时采取应对措施。
（二）对已发生过舞动的线路，应及时进行检查和维修，并积极开展防舞研究，采取防舞措施（如加装防舞装置），以降低舞动发生的几率，减小舞动造成的损失。
（三）未加装防舞装置的线路，舞动易发季节到来时，运行部门应加强观测，并制定应急预案。
（四）加装防舞装置的同时应考虑防微风振动的要求，并进行必要的防振试验或现场测试，确保线路的安全运行。
预防110（66）kV～500kV架空输电线路事故措施编制说明 第一章 总则
本章主要说明制订本措施的目的和依据以及本措施的主要内容和适用范围。
本措施并不涵盖预防线路事故措施的全部内容，各区域（省）电网（电力）公司可根据本措施结合本地区实际情况制定相应的实施细则。第二章 引用标准
本章列出本措施所引用的部分国家标准、电力行业标准和国家电网公司相关规定，但并不仅限于此。
第三章 预防倒杆塔事故
线路倒杆塔属电力生产恶性事故，不仅影响面大而且恢复送电时间很长，因此应尽可能避免这类事故的发生。
第七条 架空输电线路设计应充分考虑地形和气象因素的影响，路径选择应尽量避开特殊区域，并合理选取杆塔型式，确保杆塔强度满足使用条件要求。强调对处于地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当提高设计标准。强调新建220kV及以上电压等级架空输电线路不宜采用拉线塔；在人口密集区和交叉跨越处不采用拉线塔。
第八条 强调220kV及以上电压等级架空输电线路拉V塔、拉猫塔和拉门塔连续基数不宜过多，不满足要求的应进行改造。原因在于如果拉线塔连续基数过多，只要有1基拉线塔发生倾倒，将会殃及临近拉线塔，事故范围扩大。
强调加强对拉线塔的保护和维护工作，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗措施，必要时在拉线周围采取防护措施。目的在于防止因拉线受损而导致拉线塔倾倒。第十二条 强调线路铁塔要采取相应的防盗措施。
第十六条 强调应制定倒杆塔事故应急预案，并在材料储备和人员组织各方面加以落实。目的在于一旦发生倒杆塔事故，能够尽快恢复送电，减轻损失。第四章 预防断线和掉线事故
第十七条 强调架空输电线路在设计阶段就应考虑采用预防导地线断线和掉线的措施。第二十条 强调新建线路重要交叉跨越处，应采用具有独立挂点的双串绝缘子和双线夹悬挂导线，档内导地线不允许有接头。运行中的线路，凡不符合上述要求的应进行改造。因为在线路重要交叉跨越处发生导地线断线或掉线事故，后果将会很严重。第二十二条 强调加强对线路大跨越段的运行管理，做好测振工作。第五章 预防污闪事故
预防污闪事故的根本出路在于全面提高线路外绝缘配置的总体水平，实施“配置到位、留有裕度”的原则，提高电网抵御能力。第六章 预防雷害事故
第四十三条 实践证明在复合绝缘子接地端增加一片大盘径空气动力型绝缘子或加长复合绝缘子结构长度，是减少复合绝缘子雷击闪络的有效措施。第七章 预防外力破坏
第五十一条 强调建立并完善群众护线制度。
第五十四条 该条内容摘自《电力设施保护条例实施细则》第十条。第八章 预防林区架空输电线路火灾事故
为了预防林区架空输电线路火灾事故，重点强调应严格执行《森林防火条例》。第九章 预防导地线覆冰舞动
线路严重覆冰以及导地线因覆冰等原因发生舞动会造成线路金具损坏、导地线断线或掉线甚至倒杆塔等恶性事故的发生，对线路的安全运行危害较大。本章从线路设计到对运行线路导地线覆冰舞动观测及预防整改几方面对导地线覆冰舞动提出了较具体的防范措施。
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