河北衡水供电公司带地线送电事故

第一篇：河北衡水供电公司带地线送电事故

5、2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站进行35kVⅡ母线送电操作时，带地线送电

事故经过

2009年2月27日21时53分，河北衡水供电公司220kV衡水变电站进行35kVⅡ母线送电操作，合上312断路器时，警铃、喇叭响，35kV母差保护动作跳开312断路器。检查发现35kV 301-2隔离开关开关侧接地线未拆除。立即组织事故调查，原因为：衡水变电站35kV配电设备为室内双层布置，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。2月27日21时07分，衡水变电站值班员付××、马××执行“35kVⅡ母线由检修转运行”操作后，未将拆除的301-2隔离开关母线侧地线（编号20号）拿走，而是放在网门外西侧。21时20分，衡水变电站值班员吕×、李××执行“35kV母联301断路器由检修转热备用”操作。在拆除35kV母联断路器301-2隔离开关侧地线（编号15号）时，想当然地认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2隔离开关之间（实际挂在1楼的301断路器与穿墙套管之间），二人即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧（由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线），误认为应该由他们负责拆除的15号地线已拆除，也没有核对地线编号，操作人李××请示变电站领导（即此项操作的监护人吕×）后，输入密码完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2隔离开关开关侧地线漏拆。导致合312断路器送电时，造成带地线送电。

暴露问题

1．现场操作人员在操作中未核对地线编号，误将已拆除的301-2母线侧接地线认为是301-2断路器侧地线，随意使用解锁程序，致使挂在301-2隔离开关断路器侧的15号接地线漏拆，是造成事故的直接原因。暴露出现场操作人员责任心不强，安全意识淡薄，执行规章制度不严格，习惯性违章严重，态度极不认真，工作极不负责。

2．设备送电前，在拆除所有安全措施后未清点接地线组数，也没有到现场对该回路进行全面检查，把关不严，是事故发生的主要原因。暴露出相关人员对带地线合闸的风险认识不足，重视不够，把关不严。

3．该变电站未将跳步密码视同解锁钥匙进行管理，致使值班员能够随意使用解锁程序，使五防装置形同虚设，是事故发生的又一重要原因。暴露出该变电站对跳步密码的管理上很不严格，防误管理存在严重漏洞。

4．操作票上未注明地线挂接的确切位置，未能引导工作人员到达地线挂接的准确位置；由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线，加之拆除的301-2隔离开关母线侧地线没有拿走，而且就放在网门前，客观上造成了后续操作人员

判断失误，是事故发生的重要诱因。暴露出衡水供电公司在落实上级要求和规章制度上存在层层衰减、层层弱化的现象。

防止对策

1．立即开展为期一周的安全生产停产整顿，全员参与反违章斗争，自查自纠并写出书面反违章保证书；安监、生产等有关部门及各单位在3月7日前对所负责的有关规章制度进行梳理修订，特别要做好变电站现场运行管理制度的修订，明确各操作项的具体要求。强化现场安全管理，并将现场管理是否符合要求列入反违章条款，增加业绩考核的考核项目。

2．加强员工作风建设和安全思想教育，严格“两票三制”执行和检查力度，严格执行各级人员到岗到位把关规定。实行违章奖罚积分制度，发现违章当场出具罚单进行处罚；无违章积分值累计，业绩考核兑现加分。

3．制定加强跳步密码管理的制度，将跳步密码视同解锁钥匙严格管理，杜绝违章随意使用跳步密码的问题。

4．强化责任落实，加强安全绩效考核责任追究，对各类人员到岗到位管理规定进行重新修订和补充；加强安全教育和培训，特别是针对各类专业工作，由工区有专业工作经验的专责进行安全防范技能；建立长效“反违章”活动机制，公司及各单位均成立“反违章”小组，长期监督指导各单位全部现场的反违章工作；完善对各类违章的处罚规定，公开展示，警钟长鸣。认真落实“五同时”要求，对各类违章行为，严格按照“四不放过”原则严肃处理，彻底消除当前安全生产工作中存在的重布置轻检查，管理粗放，措施不细，要求不严的管理漏洞，彻底扭转当前安全生产被动局面。

第二篇：《国家电网公司安全事故快报第2期》关于220kV衡水变电站35kV带地线送电事故通报

内 部 电 传 事 故 通 报

第三期

华北电网有限公司安监部2009年03月02日

关于220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故通报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

现将事故通报转发,请各单位认真组织学习,充分吸取吴庄500kV变电站误操作事故和本次事故教训,以多种多样形式的活动确保每一位一线员工受到教育,杜绝公司系统发生类似事故。

附件：国网安全事故快报第2期

国网安全事故快报

第2期

国家电网公司安全监察部二○○九年二月二十八日

河北衡水供电公司220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故快报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

一、事故发生经过

衡水站35kV配电设备为室内双层布臵，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。当日进行＃2主变及三侧开关预试，35kV Ⅱ母预试，35kV母联开关的301-2刀闸检修等工作。工作结束后在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作过程中，21时07分，两名值班员拆除301-2刀闸母线侧地线（编号＃20），但并未拿走而是放在网门外西侧。21时20分，另两名值班员执行‚35kV母联301开关由检修转热备用‛操作，在执行35kV母联开关301-2刀闸开关侧地线（编号＃

15）拆除时，想当然认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2刀闸之间（实际挂在1楼的301开关与穿墙套管之间），即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧（由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线），误认为应该由他们负责拆除的＃15地线已拆除，也没有核对地线编号，即输入解锁密码，以完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2刀闸开关侧地线漏拆。

21时53分，在进行35kV Ⅱ母线送电操作，合上#2主变35kV侧312开关时，35kVⅡ母母差保护动作跳开312开关。

二、原因分析及暴露问题

操作票上未注明地线挂接的确切位臵，加之拆除的301-2刀闸母线侧地线没拿走，而且就放在网门前，后续操作人员出现误判断，暴露出现场管理存在漏洞。

值班员未核对地线编号，未深究为什么应由他们负责拆除的地线‚被别人拆除‛了，随意使用解锁程序，致使挂在301-2刀闸开关侧的#15接地线漏拆，造成在合312开关时发生三相短路。暴露出安全意识淡漠，防误操作管理不严格，工作态度极不认真。

送电前，在拆除所有安全措施后未清点接地线组数，未认真核对接地线编号，把关不严，暴露出工作缺乏严谨性。

三、有关措施和要求

目前，春检预试工作正从南向北逐渐大范围展开，作业点多、面广，现场人员多，系统操作频繁，安全风险大，各单位要深刻吸取事故教训，认真贯彻公司‚关于做好全国‘两会’及春检期间安全工作的通知‛、‚关于深入开展安全生产反违章活动的通知‛要求，举一反三，切实加强现场安全管理工作，防止同类事故重复发生。

一是加强作业现场工作组织，周密制定设备停电检修计划，严格按照计划安排工作，严禁盲目抢工期、赶进度，增强计划执行的刚性。加强作业现场的全过程管理，有关领导和管理人员要加强现场工作监督指导，做到责任到位、措施到位、执行到位。

二是严格执行防止电气误操作安全管理规定，加强倒闸操作的过程管理，严格执行‚两票三制‛，严肃倒闸操作流程，按照操作顺序准确核对开关、刀闸位臵及保护压板状态；认真执行装、拆接地线的相关规定，做好记录，重点交待；严格解锁钥匙和解锁程序的使用与管理，杜绝随意解锁、擅自解锁等行为。

三是认真开展作业现场安全风险辨识，制定落实风险预控措施，重点防止发生触电、高处坠落等人身伤亡事故。加强安全规程规定培训，做好作业前工作交底，确保每一位作业人员对作业现场、作业任务、作业程序、现场危险源以及风险预控措施清楚。

四是深入开展反违章活动，强化安全监督检查，对照《安全生产典型违章100条》，严肃查纠违章指挥、违反作业程

序、擅自扩大工作范围等典型违章现象，确保检修预试平安顺利。

呈送：栾总，张总工、李总监。

分送：办公厅、生产部、营销部、农电部、基建部、建运部、国调中心。

分发：公司系统各网省公司、国网运行公司、国网直流建设

公司、国网交流建设公司、国网新源公司、国网能源公司

第三篇：关于吸取5.21“陕西渭南供电局带地刀送电恶性误操作”事故教训防范措施

关于吸取“陕西渭南供电局带地刀送电恶性误操作”

事故教训防范措施

2005年5月21日，陕西渭南供电局高明变在进行110KV高韦II线停电检修工作恢复送电时发生带地刀送电恶性误操作事故。

此次误操作事故的直接原因是变电运行人员未认真执行倒闸操作的有关规定，操作时思想不集中，造成检查项目漏项，在接地刀闸拉杆与拐臂焊接处断裂、接地刀闸未与主设备触头完全断开的情况下，误认为接地刀闸已拉开，并汇报调度操作结束，导致本次恶性误操作事故的发生。

今年1-5月西北电网公司连续发生人身事故、设备事故、和三次恶性误操作事故，为吸取事故教训，认真贯彻落实国家电网公司迎逢度夏安全生产电视电话会议精神和刘振亚总经理的重要讲话，进一步加强“全面、全局、全过程、全方位”的安全生产管理和监督。结合本站实际情况制定以下措施，望各值在实际工作中认真执行，确保电网安全稳定运行，确保本站迎逢度夏及各项工作的顺利完成。

一、设备巡视方面

1、严格按巡视制度进行设备巡视工作，每两日8：00设备巡视时各专责人对全站压力进行检查，并填写开关压力检查记录表。

2、大风、雷雨、设备过负荷及每次操作和开关掉闸等故障后加强设备特巡工作。并做好记录，及时汇报工区有关领导。

3、巡视高压设备进入设备区必须戴安全帽。正常和特殊巡视原则上至少要有两人在一起，巡视完毕后尽量不要滞留在高压设备区。巡视中发现设备有异常声音时，严禁靠近设备，应立即汇报值班长。对发现的设备隐患、缺陷及异常情况要进行认真分析，正确判断，做好相应的处理，及时汇报工区领导，并做好记录。

4、因近日气温较高，加强电容器组、1＃、2#所用变及主变压器巡视工作，发现异常及时汇报采取相应措施，加强充油设备的油位及温度监视、检查工作，保证设备安全运行。

5、巡视中发现设备着火，立即断开上一级电源，防止火势蔓延，同时立即拨打“119”火警电话。火势较小时，可组织人员进行灭火，但火势无法控制时，人员立即撤离现场。

6、消防、防汛设施、绝缘工器具每个班次交接班时进行检查，备品备件充足。保证正常及紧急情况下的使用。

7、、每次大雨后进行全站设备基础、屋面渗水及站内外排洪沟检查。保证设备基础正常，屋面无渗漏现象。发现异常及时采取相应防护措施。并汇报工区防汛值班领导。

8、高温期间加强二次设备巡视检查工作，各保护小室气温较高时，应将保护屏后门打开，并开启室内通风装置进行通风。

二、倒闸操作方面

1、加强规范化演练，操作中严格执行规范化操作程序。我站为综合自动化变电所，在监控后台机操作时切实加强监护工作，认真执行监护复诵制，确认所操作信息与操作票相符，配合人员设备检查工作应仔细到位。严禁无票操作，或不验电接地。拉合刀闸、接刀闸严格按两票管理规定进行检查确认位置。

2、加强现场安全监督工作，站长、安全员在有操作时应对操作全过程进行跟踪。检修设备现场安全措施必须完备可靠，标志醒目清晰，认真执行工作许可手续，开工前认真交代安全措施和注意事项。现场工作不允许同时许可检修和高压试验工作票。工作完毕严把设备验收关，以保证设备可靠运行。

3、严格执行防误解锁钥匙使用规定，防误解锁钥匙的使用必须按规定填写使用记录，并经值班长同意，使用完毕后必须加封且锁好，严禁擅自使用解锁钥匙。

4、操作过程中操作人、监护人、配合人员应明确各自工作职责，严禁混岗操作，站长、安全员、值班长应加强现场跟踪工作，不得盲目指挥，操作人员不得盲目服从。

5、倒闸操作时严格按倒闸操作要求着装，带安全帽，穿防滑鞋，带绝缘手套。高处作业系安全带，上下设备扶梯应由专人扶持。刀闸清扫工作时严禁将安全带系在刀闸瓷瓶上，应系在可靠位置。防止瓷瓶断裂造成工作人员高处坠落事故的发生。

6、操作中使用的全部工器具应符合要求，试验合格。使用前应作仔细检查，保证处于良好状态。

7、雷雨天气禁止操作室外设备。

三、运行维护方面

1、加强值班纪律，当班期间当值人员必须熟悉现场运行方式及潮流分布，了解本站一、二次设备的运行方式及设备运行状况。以保证倒闸操作票填写正确及事故情况正确判断处理。

2、加强监盘制度，主控室监控主机运行状况、信息及一次设备运行数值是否正常。发现异常情况及时汇报当值值班长，进全面检查处理。不能处理的异常情况及时汇报调度及工区领导。按调令退出相应保护压板，等待专业人员处理。

3、每次交接班后当值值班长根据当班工作计划安排，日常维护、检修、操作前按现场实际情况做好危险源辨识及风险评价与预控措施，按要求填写两措交底单，向工作人员交待清楚。规范作业方法、作业流程、规范现场管理，保证人生和设备安全。

4、变电所内各项工作应认真执行操作票制度和工作票制度，严禁无票操作、无票工作、或先操作后补票及擅自扩大工作范围等各种违章行为。

5、根据不同运行方式及环境的变化，对设备进行针对性的巡视检查工作。每天夜晚结合设备负荷情况对高负荷设备进行测温，做好高峰负荷期间设备测温工作。每月上、中、下旬按工作计划分别在10日、20日、30日22：00进行设备定期测温工作。设备检修供电带负荷后及时做好测温工作。

6、加强监盘工作，监视电压在调度规定的曲线范围，超出范围及时调整，保证电压合格率达到100％。

7、进一步规范站上的缺陷管理、设备验收工作，当设备检修工作完毕后，及时汇报值班长，由两人一起进行验收，合格后填写验收记录，有缺陷的及时填写缺陷记录。

四、其他方面

1、一、二次设备的清扫工作均使用合格的工作票，严格按规章制度办事。

2、清扫设备时戴好安全帽，系好安全带，上下设备精神集中，工作中不闲谈，不得干与工作无关的事。

3、近日站内施工人员较多，站及各值安全监督岗加强现场监督工作，发现违章及时制止。施工人员接临时工作电源时，加强监护工作防止人身低压触电。

6、乘坐交接班车辆时，不得与司机闲谈，不得随意改变行车路线，发现司机有超速时，应提醒司机放慢速度。

7、做好事故情况下，现场抢修人员和作业人员的安全防护工作，按现场实际情况做好临时遮栏及有关技术措施。抢修工作前详细向抢修人员和作业人员交代带电部位及有关注意事项。以保证抢修人员和作业人员的人身安全及抢修工作的顺利进行。以上各条，望各值在实际工作中认真贯彻落实，以保证本站近期迎逢度夏期间及我站设备、人身及电网安全的运行。

甘河滩变电所

2005年6月10日

第四篇：黄河水电公司继电保护及安全自动装置“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”反事故技术措施

黄河上游水电开发有限责任公司

“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

（讨论稿）

前言

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（简称《要求》）仅仅是突出了重点要求，并不覆盖全部的反事故技术措施。根据《要求》，结合黄河水电公司的具体情况和国家、区域、省电网公司颁发的继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点、实施细则等文件的规定，黄河水电公司编写了《黄河上游水电开发有限责任公司 “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》（以下简称《继保反措》）。

为了便于贯彻执行，在本《继保反措》中，我们将《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》与继电保护有关的重点要求逐条从原文中引出并用黑体字注明，然后表述反措要求。

一、防止电气误操作事故

2．5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

2．6 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。

1、用于断路器失灵保护、发电机同期装置等保护应直接使用断路器（隔离开关）的辅助触点，而不能用重动继电器触点。

2、其它回路采用断路器（隔离开关）的辅助触点确有困难时，可采用辅助触点启动双位置继电器，以防止重动继电器损坏或直流电源消失造成闭锁或切换回路失效。

二、防止发电机损坏事故

11．6 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条母线上的所有电源。

3、在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，启动独立的跳闸回路跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障依然存在，可采用以下措施：以“相电流”或“零序（或负序）电流”动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，经由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；经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动”信号。

4、新建的发电机变压器组的高压侧断路器和母联、母线分段断 路器应选用三相机械联动的断路器。

5、在进行保护整定和校验时，应认真考虑发电机变压器组的负序电流和断路器失灵保护的动作逻辑与时间的整定配合关系。

6、对于断路器失灵保护的使用原则仍应满足断路器失灵保护中电流元件动作时间和返回时间均应小于20毫秒，且返回系数应在0.9~0.95之间。

11．7 防止发电机非同期并网。

7、为避免发电机非同期并列，对于新投产的机组、大修机组或同期回路（包括交流电压回路、直流控制回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）进行过更换或变动后第一次并网前均应进行以下工作：

(1)应认真检查发电机同期回路的绝缘电阻，防止因直流接地导致继电器误动而造成非同期并网。(2)在检查发电机同期回路时应使用输入阻抗不低于每伏2KΩ/V的仪器、仪表，防止仪器、仪表内阻过低引起非同期并列。(3)应对同期回路进行全面细致的校核（尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验）。通过在电压互感器二次侧加电（注意必须断开电压互感器）的方法进行模拟断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验。同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。

(4)结合倒送电试验，或发电机变压器组带空母线升压试验（检修机组），要对整步表及同期检定继电器进行实际校核。11．10 发电机定子接地保护（故障接地电流允许值表略）。8、125MW机组参照《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》中200MW及以上容量机组执行，发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须注意的是：应有独立的零序基波段保护和零序三次谐波段保护，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护宜投信号。

9、进行发电机定子接地保护整定计算时，应根据《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》中对定子接地保护的整定要求：基波零序过电压定子接地保护“应从保护定值及延时两方面与系统接地保护配合”。参照发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下宜适当放宽要求，同时还应根据发电机在带不同负荷工况下实测的零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据做为整定依据，保护不宜整定的过快、过于灵敏。

11．11 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，应立即处理。

10、应将发电机转子一点接地保护动作于信号，发电机转子两点接地保护动作于停机。当发电机转子一点接地保护动作时，应迅速采取降发电机出力措施，并查明故障性质，如能判明为一点接地且是稳定的金属性接地应尽快安排停机。

11．13．1 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。

11、有进相运行工况，或准备进相运行的发电机应仔细检查和校核发电机失磁、失步保护的测量原理、整定范围和动作特性，确保发 电机失步保护在发电机进相运行上限工况时，在其升压变压器以外发生故障时不会误动。励磁系统低励限制的定值在经整定计算后还必须通过实际进相试验考验并加装发电机功角仪后，机组才能进相运行。同时还要防止发电机失步、失磁等保护装置由于整定或特性方面的问题在进相运行时误动。

11．13．2 自动励磁调节器的过励限制和过励磁保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。

11．13．3 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，在调节发电机有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

11．13．4 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。

11．13．5 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。

12、励磁调节器的伏/赫兹（V/HZ）限制定值应小于发电机变压器组过励保护的定值，确保在发电机电压升高或转速下降时，首先由励磁调节器的V/HZ降发电机励磁电流限制在安全范围内。由于大部分的励磁系统在机组启动、停机、励磁手动方式、备励运行及其它试验过程中没有过励限制功能，所以应注意改善发电机变压器组的过励 保护，并且在计算定值时要考虑主变压器及高压厂用变压器的过激磁能力。

13、在计算和整定励磁系统过励限制定值时，必须保证调节器过励限制、过励保护和发电机转子过负荷保护的阶梯关系，即发电机变压器组发生过励工况时，首先是调节器过励限制动作，其次发电机变压器组过励保护动作，然后再是发电机转子过负荷保护动作。

14、发电机带负载后，如要检查各限制器和保护的动作情况时，应先把定值调整到发电机正常运行允许的范围内，确认其动作无误后，再调回原定值。

15、运行中的发电机发生失磁故障又未到失磁保护跳机条件时，机组将进入异步运行状态。这时，运行人员必须首先快速减负荷，然后实施其它处理措施。有条件的机组应考虑增加失磁保护至调速系统快速减负荷的连锁回路。

16、当发电机误强励或正常强励后不能正常返回，且转子过负荷保护又不能正常投入（如备励运行等工况）时，必须在短时间内强行灭磁（过励限制定值是1.8～2.0倍额定励磁电流时，强励10秒，发电机转子强励时间不允许超过制造厂规定时间）。

三、防止继电保护事故

13．1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，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。

17、继电保护工作专业性强，技术要求高，每位继电保护工作人员都必须经过系统的专业技能，特别是职业素质方面的培训，建立一 支敬业爱岗的专业队伍。同时，应将培训工作形成制度，每年制定培训计划，不断培养新生力量，保持继电保护队伍的稳定。

13．2 要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。

18、必须认真贯彻上级部门颁发的各项继电保护规章制度及反事故措施。

19、要进一步加强装置管理，要对各项反措的落实情况进行全面的检查总结，尚未执行的要制定出计划时间表，确保设备健康运行。

20、在电压切换及电压闭锁回路、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”接线方式等涉及运行的二次回路上工作时，应认真做好安全隔离措施。

21、配备专用的继电保护调试设备，合理使用继电保护仪器、仪表和正确的试验接线。对试验数据进行分析，得出符合实际的正确结论。一旦试验数据发生疑问，要详细分析、找出原因，及时更正。

22、经继电保护公用出口跳闸的非电量保护，如瓦斯保护、热工系统、汽轮机（水轮机）保护、调速系统及同期合闸装置、厂用电切换装置，重要电动机等有关的二次回路上工作时，更应做好安全隔离措施。

13．3 各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护运行规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术、新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网 运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，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。

23、各有关单位应及时编写相关继电保护整定方案。继电保护专业与调度、方式、运行专业要相互配合，跟踪电网结构和运行方式的变化，及时校核、调整保护定值。

24、各单位应强化继电保护技术监督的力度，加强继电保护运行管理工作，防止由于保护的不正确动作引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。

25、为充分发挥继电保护的效能，应合理安排运行方式，尽量避免和消除不同电压等级的电磁环网运行。否则必须采取可靠措施防止电网故障引起电网稳定破坏；防止中、低压电网的线路、母线、变压器和断路器等设备发生各类故障而影响高一级电压电网的稳定运行。尤其要合理安排发电厂启动、高压备用变压器的运行方式，提高发电厂供电可靠性。

26、当遇到电网结构变化复杂，整定计算不能满足系统要求时，保护装置又不能充分发挥其性能、特性的情况下，应优先考虑保证主网的安全、稳定运行，主要防止保护拒动，必要时牺牲部分选择性，并报本单位总工程师（或主管领导）批准。

27、根据电网及设备运行的变化及时修订继电保护调度运行（检修）规程，积极研究保护整定配合中存在的问题，提出合理的解决方案，优化整定配置，对存在的问题确无或暂无解决方案的问题必须经 本单位主管领导审核确认。

28、不允许未经鉴定、未取得成功运行经验的继电保护装置入网运行。未经鉴定的继电保护新技术、新装置要试运行，应积极稳妥，经所在单位总工程师（或主管领导）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。

29、各单位技术监督机构应加强对继电保护及安全自动装置和相关产品的监督工作，应及时公布运行中产生的不正确动作或有问题装置的信息，供有关单位参考。

13．4 网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。

30、调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理职能，加强技术监督力度，把技术监督工作渗透到电力建设、生产的全过程中去。组织、指导和帮助电力企业做好继电保护技术监督工作。各电力建设企业、发电企业的继电保护工作必须接受各级继电保护监督部门的专业检查和监督，各单位切实按照中电投集团公司关于发电企业业绩评估的要求，做好继电保护及自动装置的评估工作，确保电网和电厂的安全稳定运行。

31、要进一步完善开关量录波、高频录波，加强设备运行的跟踪与监督，充分利用故障录波等手段，认真做好系统运行分析，从中找出运行中的薄弱环节、事故隐患和原因，及时采取有效对策。单机容量100MW以上发电厂应增设专用的发电机变压器组故障录波器。330KV等级变压器装设专用故障录波器。

32、加强微机型继电保护及安全自动装置以及微机型继电保护试验装置、微机故障录波器等设备专用计算机的管理与防病毒工作，防止因各类计算机病毒危急上述设备而造成微机型继电保护及安全自动装置不正确动作和误整定、误试验。

33、各电力生产企业，从事继电保护装置的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守继电保护技术监督的相关规定、要求。

13．5 确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。

34、要十分重视发电厂的继电保护配置和整定计算，并保证与相关线路保护的整定配合，防止电网事故或发生异常情况下可能出现的最大潮流引起过负荷跳闸。

35、发电机、变压器的差动保护整定计算时，在保护能正确、可靠动作的前提下，整定值不宜过于灵敏，以避免不正确动作。

36、各单位应切实做好大型发电机、变压器的继电保护装置整定值的整定、计算、调试工作，按有关规定做好整定值的管理工作。

37、各发电公司应根据颁发的电力行业标准《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999，定期对所辖设备的整定值进行全面的复算和校核，同时也要重视与各级调度在整定交界处的配合，定期交换资料进行检查校核，防止出现交界处保护定值失去配合。

38、发电机、变压器的低阻抗保护要有完善的电压互感器失压、断线闭锁措施，包括电压切换过程直流失压和交流失压而不致误动的 有效措施，在满足灵敏度的前提下优先考虑突变量电流闭锁方案。

39、发电机变压器组的过励磁保护和负序电流保护应根据制造厂提供的过励磁和负序电流A值特性曲线，并兼顾到发电机变压器组实际运行工况进行整定，在校验变压器或发电机变压器组过励磁保护时应认真检测其返回系数在合理范围内，过励磁保护的返回系数应不小于0.96。

40、发电机失步保护装置应能正确区分短路故障与失步。当系统或机组发生短路故障时，发电机失步保护应不误动。一般情况下，发电机失步保护作用于信号，只有振荡中心位于发电机变压器组内部时，失步保护才作用于跳闸。

13．6 对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。

41、为确保330KV及以上主变压器的安全，避免其主保护因故停用时，使变压器无快速保护运行，330KV主变压器的微机保护应按以下原则进行配置：

（1）主变压器应采用两套完整、独立的主保护和两套相同配置的后备保护，同时还必须保证两套主、后备保护在交、直流回路上的独立性。正常运行方式下，两套独立的主保护宜同时投入。在实际使用中可根据电网实际运行情况，除去非电量（气体）必须投跳闸外，应选择合理、可靠的主变保护运行方式，以防止由于微机保护本身缺陷导致主变压器停用或损失负荷。

（2）专题研究330KV以上电压等级变压器后备保护整定配合原则和跳闸方式。13．7 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。

42、每套主保护、失灵保护与操作回路的直流熔断器应独立配置，并要注意与上一级熔断器的配合。在设计中应注意各不同的直流回路之间应采用空接点联系，防止出现寄生回路。两个被保护单元的保护装置尽可能配在各自独立的屏柜上，当因客观条件限制只能装在同一面屏柜上时，其安装必须明确分区，标示界线，以利于分别停用、检修。对一个保护单元的各套独立保护装置配在一面柜上，其布置也应明确分区。

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

44、各单位应进一步做好“图实相符”的工作。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），确保二次回路的正确性和可靠性。

13．8 加强110KV及以下电网和厂用电系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的几率。

45、努力杜绝110kV及以下电网保护拒动而引起上一级电压等级电网保护动作，扩大事故的发生。努力杜绝因厂用电系统保护不正确动作而引起机组跳闸或损坏事故。发电厂厂用电系统保护的控制电缆不能与一次电缆一起敷设。认真做好保护用电流互感器10％误差特性的校核工作，对不满足要求的必须采取调整电流互感器变比、减 少二次回路负载等措施。

13．9 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。

46、新建或改建的备用电源自动投入装置，必须进行传动试验。对已投入运行的备用电源自动投入装置也应定期进行传动试验。

四、防止系统稳定破坏事故

14．1．4 要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对500KV设备的主保护应实现双重化；220KV及以上环网运行线路应配置双套快速保护；新建500KV和重要220KV厂、所的220KV母线应做到双套母差、开关失灵保护；已建500KV和重要220KV母线可逐步做到双套母差、开关失灵保护。47、330KV主设备、母线保护应实现双重化配置。

48、加强110KV及以上高频、母差、断路器失灵等重要保护的运行维护工作，各单位必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作，应将备品备件的配备以及高频保护、母差保护因缺陷超时限停役纳入技术监督的考核当中。线路无快速保护的时间应不低于规定的考核时间。

49、通道条件具备时应优先采用光纤或光纤复用通道的保护通讯方式。

50、要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度。

51、采用相位比较原理的母差保护在用于双母线时，必须增设两母线先后连接发生故障时能可靠切除后一组母线故障的保护回路。

52、对于3/2接线的母差保护电流回路断线闭锁只动作于发信，不应闭锁母差保护。

14．1．5 设计安装的低频减负荷和保护系统稳定运行的安全自动装置与一次系统同步投运。大电网规划阶段应加强保电网安全稳定后防线设置的研究，从电网结构上设计配置振荡、低频、低压等解列装置。对于存在大功率、远距离输送，采用自并励的机组，应加装电力系统稳定器（PSS）。

14．2．4 电网内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的定值必须经过电网调度部门审定。

14．2．6 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理。低频减负荷装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应可靠、足额投入。要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。

14．2．7 应避免枢纽厂、所的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。

53、在受端系统当灵敏度与选择性难兼顾时，应首先考虑以灵敏度为主，侧重防止保护拒动。

54、在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组保护上进行保护定值修改之前，应认真考虑防止保护误动的有效措施，并做好事故预想。

55、检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是电压 二次回路不得短路，电流二次回路不得开路和不符合运行要求的接地点。

56、在一次设备进行检修或操作时，应采取防止距离保护失压误动的有效措施。

57、所有330KV线路，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。

58、所有母线、变压器、发电机的差动保护在投入运行前，除测定相回路和差回路的电流外，还必须测量各中性线的不平衡电流或电压，以确保保护装置和二次回路接线的正确性。

五、防止大型变压器损坏事故

15．5、变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。

59、严禁不合格的瓦斯保护投入运行。瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好，并在瓦斯继电器顶部安装放水罩，瓦斯继电器由中间端子盒引出电缆宜直接接到保护柜。结合变压器检修工作，应认真校验瓦斯保护的整定、动作情况，并做好相应的管理工作。

60、新投入或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器冲击试验投入系统时，必须投入跳闸，变压器充电良好后停用，变压器带上部分负荷，测六角图，同时测量差回路的不平衡电压或电流，证实二次结线及极性正确无误后，才可将保护投入跳闸，在上述情况下，变压器重瓦斯保护均投入跳闸。61、瓦斯保护的直流电源和出口跳闸回路应与电气量保护分开，按独立保护的原则配置。

六、防止接地网事故

17．3 基建施工时，必须在预留的设备、实施的接地引下线经确认合格（正式文字记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土，并应分别对两个最近的引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。

62、使用微机保护、集成电路保护、安全自动装置和收发信机的厂、站的接地电阻应符合GB/T2887-1989技术要求和GB9361-1988安全要求，接地电阻应小于0.5欧姆。结合日常的检修工作，检查本单位保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

63、检查静态型、微机型保护装置和安全自动装置以及收发信机的外壳应构成良好电磁屏蔽体，并可靠接地。

64、应重视接地网可靠性对继电保护安全运行的关系研究，继续做好开关站至保护室敷设100平方毫米接地铜排的反措；继续做好继电保护室接地铜排网的反措，该接地铜排网一点经铜排与主接地网可靠连接，保护装置不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂元件保护室宜应尽快完成铜排接地网反措。

20．1．3．3 直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品。防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。65、防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。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。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。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。对运行中地熔断器应定期检查，严禁质量不合格地熔断器投入运行。

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

20．1．4 为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立的主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。

67、继电保护的可靠性基于正确的设计、选型和良好的安装、调试、运行和维护，要使用性能质量优良的保护产品。因此各有关单位应认真建立继电保护技术管理档案，做好技术监督的管理工作。68、330KV线路保护采用不同原理的产品，以增强互补性。应配置两套完整的互相独立的主保护和后备保护。

20．1．5 应认真考虑保护用电流互感器的安装位置，尽可能避免由于电流互感器安装位置不当而产生保护的死区。

69、在设计安装中应充分考虑保护用所接电流互感器二次绕组的合理分配，共用一组电流互感器的不同设备保护，其保护范围应交叉 重迭，避免死区，对确无办法解决的保护动作死区，在保证系统稳定的前提下，采取起动失灵等后备措施加以解决。

20．1．6 对新建、扩建的生产改进工程新订购电气设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行经验的产品，否则不能在枢纽变电所中安装运行。

70、对新建、扩建的生产改进工程新订购的继电保护及相关产品，必须是符合国家及行业标准，并具有成功运行经验的产品，否则不得安装、运行。继电保护及相关产品必须满足电网运行要求，同一发电厂不宜选用过多厂家的产品，以利于运行管理。全厂保护型号不宜过多。

20．2．2 对于双母线接线方式的变电所，在一条母线检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电母线送电时，有条件的要利于外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。

71、母联、母线分段断路器操作柜上应安装独立的、具备瞬时跳闸和延时跳闸回路的母联、母线分段断路器充电保护，瞬时段用于对空母线充电，延时段可用于母联（母线分段）解列并作为出线开关保护带负荷试验时的临时保护。

20．2．6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。

72、入网运行的继电保护及安全自动装置，必须符合相关国家及 电力行业标准。

73、在发电机厂房内保护、控制的二次回路均应使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层的两侧应可靠接地。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在保护柜内可靠一点接地。

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

20．2．7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。

75、保护装置的配置及整定计算应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，应遵循以下原则：

（1）保护装置的配置及整定计算应尽量校核在复杂、多重故障的情况下继电保护的可靠性、选择性。否则，要根据由此可能引起的后果，制定补救措施。

（2）提高纵联保护信息传输设备的可靠性，线路纵联快速保护的投入率不低于规定要求。

（3）没有振荡问题的线路，要求距离保护一、二段不经振荡闭锁控制。

（4）提高后备保护的可靠性。必要时宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。

八、防止全厂停电事故

23．2 带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压等解列装置，确保在系统事故时，解列一台或部分机组能单独带厂用电或直配线负荷运行。

23．3 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入断路器失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。

76、提高设备主保护的投入率，使主保护投入率不低于规定要求，同时也要有提高后备保护可靠性的措施，力争做到有选择性的动作。

23．4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要的变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护的定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

77、母差保护定期检修时，继电保护检修人员应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序和时间，缩短母差保护的定检时间。

78、当母差保护停用时应避免母线倒闸操作。双母线中阻抗比率制动式母差在带负荷试验时，不宜采用一次系统倒闸操作来验证辅助变流器二次切换回路的正确性，辅助变流器二次切换回路的正确性的检验，宜在母差保护整组试验阶段完成。

23．5 开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。

79、新建发电厂（变电所）的变压器的高压侧断路器和母联、母 线分段断路器应选用三相机械联动的断路器。为解决变压器断路器失灵保护因复合电压闭锁元件灵敏度不够的问题，对新建、扩建和技改工程的变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：

（1）经“相电流”或“零序（负序）电流”动作、“断路器位置不对应”、“保护动作”三个条件组成‘与逻辑’经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路，经第二个时限去起动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”的中央信号。

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

（3）变压器瓦斯等其它非电量保护与电气量保护出口必须分开。非电量保护和不能快速返回的电气量保护不允许接入断路器失灵保护启动回路。

（4）断路器失灵保护的相电流元件（零序或负序）判别元件动作时间和返回时间均应小于20毫秒，且返回系数在0.9~0.95之间。

（5）对已投入运行的变压器断路器失灵保护应有计划地予以更新或改造。

23．6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）的规定，完善变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。

80、应根据《继电保护及安全自动装置技术规程》（GB14285-93）的2.3.8和2.3.9之规定完善主变零序电流、电压保护配置，以利于变 压器的安全运行。

81、应按国家电力工业标准DL/T559-94《220－500千伏电网继电保护装置运行整定规程》第4.2.10之规定加强与电网保护配合。

如有意见，请于7月10日前反馈到集控中心黄青刚处 联系电话：98760－2309（系统）

*** E-Mail：huang_hqg@hhsd.com.cn 传真：98760－2320（系统）