防止全厂停电事故措施

为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》（能源部安保安（1992）40号）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

1、加强蓄电池和直流系统的维修，确保主机交直流润滑油泵供电可靠。

1.1、改建项目要求蓄电池采用免维护、质量可靠、有良好声誉厂家的产品。

1.2、要加强和规范对直流系统（蓄电池和充电装置）的运行维护和检修工作，严格执行新疆电力公司颁布的直流电源运行维护技术导则。对免维护蓄电池要求每年进行一次充放电试验、放电容量根据设备技术资料要求进行。

1.3、保护、操作、动力、信号、事故照明靠直流供电的均应分开供电。

2、结合机组大、小修全面认真检查厂用备用电源自投装置，并做切换试验。

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，严防开关拒动，误动扩大事故。

4、母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

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。

6、根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，

在事故时能保证部分机组运行。

6.1、继电保护的正常可靠动作，是防止全厂停电事故的保证。要加强对继电保护的专业管理，严格按电力部《继电保护及电网安全自动装置检验条例》（1987年）规定的期限、项目及部颁标准批准执行的试验规程所规定的内容时行。

6.2、电气主设备、线路主保护装置应完好并正常投运。保护退出要有严格的审批程序，并认真执行，严禁主保护退出运行。后备保护整定要通过系统统一核算，要防止保护“三误”事故的发生。

7、应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结

束后，尽快恢复正常运行方式，由生技科负责管理厂用电运行方式。 要结合本厂情况制定非正常运行方式，并对非正常运行方式的低电压保护定值要进行系统整定计算。

8、厂房内重要辅机（如送风机，引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。

9、400V重要动力电缆采用阻燃型塑料电缆。

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

防止电气误操作事故措施

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实《电业安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定（试行）》（能源安保[1990]1110号）以及其他有关规定，并重点要求如下：

1、严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化、管理规范化。运行人员在操作前要明确操作过程和任务，熟悉系统运行方式，操作设备时要严格执行唱票和复诵制度，核对无误后，方能进行操作。

2、严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。

3、为确保已装设的防误闭锁装置正常运行，要结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程。

4、防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时应经过值长批准，并应按程序尽快投入运行。要根据实际建立完善的万能钥匙使用和保管制度，并严格执行。

5、断路器和隔离开关闭锁回路应直接用断路器和隔离开关的辅助触点。断路器和隔离开关的状态，应以现场实际检查为准列入操作票，并进行相应的操作。

6、开关柜防误装置必须具备“五防”功能。成套高压开关柜五防功能应齐、性能应良好。

7、扩建的发、变电工程，电气防误装置与一次电气设备同时设计、同时施工、同时投运，新投电气设备无防误装置不允许投运。

8、应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具，为防止误登室外带电设备，应采用全封闭

（包括网状）的检修临时围栏。

9、强化岗位培训，提高运行和检修、试验人员的技术素质、要求执行持证上岗。

防止发电机损坏事故措施

为防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》[（86）电生火字193号]，《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发[1990]14号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下：

1、防止定子绕组端部松动引起相间短路。 1.1、发电机大修时，应仔细检查；

1）定子绕组端部有无磨损情况。如发现绝缘磨损，应采取措施局部补强；磨损严重者应考虑更换线棒。

2）定了绕组端部的紧固情况。紧固件和绑扎件应完好、无松动，螺母应锁紧。发现问题应及时处理或采取针对性的改进措施。

1.2、已投运的发电机，绕组端部整体模态频率在94~115HZ之间，若振型为椭圆，应采取针对性的改进措施进行端部结构改造；若振型不为椭圆，应结合发电机历史情况综合分析处理；已发现绕组端部严重磨损或松动的，应及时处理；若无明显磨损，则应加强监视。

2、防止定子绕组相间短路：调整好发电机的入口风温，防止发电机端部表面凝露和受到污染而引起表面电晕和爬电。

3、防止转子匝间短路

3.1、调峰运行发电机，应在启停过程和大修中分别进行动态、

静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以更及早发现异常。

3.2、已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺 3.3、因转子绕组匝间短路引起振动超标或转子电流明显增大时，应调整负荷使振动和转子电流减少至合格范围，并尽快安排检修处理。

3.4为准确判断转子绕组是否存在匝间短路，建议采用微分探测线圈法，确认存在转子绕匝间短路时，可用其他测试方法进一步判断故障部位。

4、防止发电机非全相运行

4.1、发电机变压器组在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。

4.2、当发电机发生非全相，I3t大于允许值时应及时停机，抽出转子仔细检查并进行金属探伤（必要时拔下套箍检查），如发现有熔渣、裂纹或探伤结果不合格，必须得消缺后方能继续运行。

5、防止发电机非同期并网。新投运机组、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及把手等）进行过改动或设备更换的机组，在第一次并列前必须进行以下工作：

5.1、对同期回路进行全面细致的核查，尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应进行校验。

5.2、发变组带空载母线升压试验（检修机组）。

5.3、假同期试验。进行断路器的手动准同期及自动准同期限合闸试验，同（断电器闭锁试验，检查整步表与自动准同期装置的一致性。

5.4、断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。

6、防止发电机局部过热：加强发电机的温度监测，逐步实现发电机绝缘局部过热监测报警。

7、防止发电机内遗留金属异物

7.1、建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。

7.2、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。对铁芯绝缘有疑问时，应进行定子铁损试验。

8、当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表规定。发电机定子接地保护的动作整定值按下表的要求确定。当定子接地报警时，应立即停机。绝缘老化或已严重磨损的发电机，其定子接地保护，经主管部门批准，原作用于信号的也可作用于跳闸。

发电机定子绕组单相接地故障电流允许值

发电机额定容量发电机额定电压（kV） （MW） 10.5 100 3 接地电流允许值（A） 2(对于氢冷发电机为13.8~15.75 18~20 125~200 2.5) 300~600 3 9、当发电机的转了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。

10、防止励磁系统故障引起发电机损坏。

10.1、根据调度安排对各类发电机组进行进相运行试验，其低励限制定值应该以试验数据为准。实际运行时进相深度不应超出各有功负荷下的试验数据。

10.2、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容许值内，并定期校验。

10.3、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。

10.4、在电源电压偏差交流为+10%~-15%，频率偏差为+4%~-6%时，直流偏差为-20%~+10%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。

10.5、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。

防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故措施

为了防止分散控制系统（DCS）失灵，热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运[1998]483号）《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发[1996]214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL/T655-1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL/T656-1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL/T657-1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL/T658-1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL/T-1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求：

1、

防止DCS系统失灵

1.1、 加强DCS系统的选型、设计工作。

1.1.1、加强DCS系统从选型、招标、定货、设计、组态到验收的全过程管理工作，明确各级人员的权利和责任，保证层层有人把关，并使DCS系统的选型招标工作合理有序的进行。

1.1.2、加强对DCS系统选型、设计、组态以及安装调试的监督工作。监督机构应切实起到技术监督的职能，监督人员应对DCS系统的选型、招标、设计、组态以及安装、调试、验收等进行全过程的技术监督工作，应和选型电厂的有关人员一起，尽可能详尽地了解拟选用系统的性能。

1.1.3、拟选用的DCS系统应在系统内有良好的业绩。对于在系统内曾出现过较大事故的DCS系统应谨慎选用。

1.1.4、考虑到备品备件的通用性以及维护工作的方便性，对于数台机组分次进行选型招标的电厂，应在充分总结第一套系统的使用情况后，确定第一套系统无任何大的问题的前提下，后几套DCS系统应尽可能地选用同一厂家同一型号的产品或同一厂家升级后的产品。

1.1.5、选型电厂应广泛听取各方面的意见和建议，邀请已使用过DCS系统的其他厂的人员和电研院的有关人员参与研究和讨论拟采用系统的优缺点，避免在其他系统中存在的不足再次出现的拟用的系统中。

1.1.6、

DCS系统的选型招标人员应充分了解拟选用系统的技

术指标和在系统内的应用情况，应保证技术协议中所规定条款的逐一落实。

1.1.7、

拟选用的DCS系统在配置上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的负荷率在最忙时不应大于60%。

1.1.8、 上。

1.1.9、

电源负荷应留有30~40%的裕量。

I/O点的备用以及I/O插件的备用量均应在10%~15%以

1.1.10、 通信总线的负荷率不应大于30~40%。

1.1.11、 拟选用的DCS系统其主要控制器应为冗余配置。重要的I/O信号应采用非同一板件的冗余配置。

1.1.12、 操作员站及重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求，特别紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮应采用

与DCS系统分开的单独操作回路。

1.1.13、 分配控制回路和I/O信号时，应使一个控制器或一块I/O通道板损坏时对机组安全运行的影尽可能小，同时要保证各控制器间的负荷均衡。

1.1.14、 当I/O通道板及其电源故障时，应使I/O处于对系统安全的状态，不出现误动。

1.1.15、 主系统工程以及主系统连接的所有相关系统的通讯负荷率设计必须控制在合理的范围内，留有一定的备用余度，保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象。

1.1.16、 DCS系统的电源应设计为UPS电源，备用电源切换时间应小于5ms，保证控制器不初始化。系统电源故障应在控制室内设置独立的声光报警。

1.1.17、 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。

2 、加强DCS系统的运行维护工作

2.1、 应充分重视DCS系统的运行维护工作，加强对DCS系统的巡回检查，制定相应的巡检制度。

2.2、 大修期间如DCS系统需要停电检修，应在停电前做好系统软件以及应软件的备份工作。上电前应按DCS系统的要求制定好上电步骤。

2.3、 应在大修期间，对各操作员站逐台进行重启，清除存储器

中的积留内容，保证该操作员站稳定工作。

2.4、 应制定相应的软件管理制度，规范DCS系统软件和应用软件的管理。软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对原软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中。

2.5、 应定期对DCS系统文件进行备份，备份工作应指定专人负责。备份后的文件或磁盘应注明备份日期及内容，并妥善保存。

2.6、 应制定相应的防病毒措施，尤其应注重对以WINDOWS为平台的控制系统进行病毒防护。应保证在DCS系统上使用的软盘未在其他地方使用过，避免磁盘的交叉使用。

2.7、 应对运行人员加强培训，针对各厂的DCS系统制订出运行人员操作的注意事项。运行人员应避免在屏幕或各种画面上进行无谓的点击或操作。

2.8、 运行人员应熟悉所调用画面的信息量。对于动态点多，通讯量大的画面，在画面完全显示出来前，应避免其他操作。

2.9、 应制订工程师站的上机制度，未经授权不能进行任何组态修改。对于工程师站的上机人员和修改的内容要进行登记和记录。

2.10、值长站应进行流程监视，不应执行其他无关的程序。 2.11、 运行中的DCS系统，应有足够的备品备件，以备DCS系统部件出现无法修复的故障时进行更换。

2.12、 应加强巡回检查，保证后备硬手操或停机停炉按钮安全可靠，防止DCS系统失灵后，后备硬手操无法以可靠工作而导致事

故扩大。

2.13、 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、通讯、电源等故障时，应及时通知运行人员，并迅速作好相应对策。

2.14、 应定期对DCS系统外接设备（如打印机、拷贝机、鼠标等）的工作状态进行检查，发现缺陷及时处理。

2.15、 DCS系统运行后，若有其他的控制系统或控制装置需要和DCS系统连网或通讯，则应召集有关技术人员充分论证连网或通讯的可靠性，避免外接系统引起DCS系统故障。

2.16、 加强对DCS的日常维护，建立各类卡件故障档案，定期统计、分析故障原因；要从技术档案，运行数据中挖掘出有实用价值的信息来指导DCS的维护、检修工作。

2.17、 严格控制电子室的环境条件：温度、湿度、洁净度，禁止无关人员随意出入。

3、 DCS系统失灵后的紧急处理措施

3.1、应根据所用DCS系统的实际情况，制定操作员站、工程师站重新启动的详细步骤和注意事项。并培养数名对重启步骤和注意事项相当熟悉的人员，当操作员站或工程师站需要重启时，应安排这些人员进行操作。

3.2、 当单台操作员站出现死机时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时立即对该台操作员站时行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.3、 当炉侧或机侧的操作员站全部死机时，应停止重大操作，并立即对操作员站进行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.4、 当全部操作员站死机时，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维护机组正常运行，同时检查控制器，若控制运行正常，则对所有操作员站进行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.5、 当工程师站死机时，运行人员应加强对操作员站的监视，同时避免重大操作，并立即按照工程师站的重启步骤或注意事项进行重启，若重启后故障无法排除，则应立即进行处理。

3.6、加强对现场控制单元或控制器的巡回检查，若控制器故障，切换至手动操作。

3.7、调节回路控制器或电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障根据处理情况采取相应措施。

3.8、 当DCS系统出现通讯故障时，应首先检查通讯线路的接头是否松动，再检查通讯程序是否运行正常，若故障无法排除，则应视故障的程度决定是否停机停炉。

4、 防止热工保护拒动 4.1、 加强保护投切的管理工作

4.1.1、 保护的投入和切除必须严格执行《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》和《新疆电力公司热控技术监督条例》中的有关规定，保护的投入率必须达到100%。

4.1.2、对于保护系统存在的问题应高度重视，不完善或存在问题的保护系统应在资金和人员上予以保证，及时完善或解决保护系统中存在的问题。

4.1.3、 运行中的保护装置，如确因检修、消缺等需要退出时，应经总工程师批准，同时应尽快消除缺陷并尽快将切除的保护装置投入运行。

4.1.4、应制定保护切投的详细措施和注意事项，进行保护切投时要一人操作一人监护，同时要对保护切投的时间、内容等进行详细的登记和记录。

4.1.5、 运行中或检修时如果保护定值需要修改，必须由有关部门事先提出书面申请，经厂总工程师批准后，由热工人员进行，并通知有关人员验收，经验收确认后方可投入运行。

4.1.6、应严格执行煤粉锅炉应装设灭火保护装置的规定。 4.1.7、接插件是控制及保护信号连接的重要器件，选用不当或时间一长会带来或出现如接触不良、脱落、锈蚀等问题。因此要尽可能减少插头、插座式连接方式。

4.1.8、 应重视和加强保护系统的更新改造工作。对于老化和落后的保护装置，各厂应认真考虑采用新技术、新设备改造老旧保护系统，提高保护系统的可靠性。

4.2、加强保护系统的运行维护及定期试验，防止保护拒动。 4.2.1、应加强对保护系统的巡回检查，发现问题及时处理。保护系统的电源必须稳定可靠，电压波动不得大于±5%。

4.2.2、应保证保护系统一次元件的完好性，保证一次元件取样管路畅通，无堵塞、积灰等现象。

4.2.3、机组大小修时应对保护定值进行核实检查，对保护系统的测量元件进行校验。

4.2.4、与保护相关的测量元件取样管路检修后，风烟系统取样管路应进行彻底吹扫，汽水、油取样管路应进行冲洗，并保证管路的严密性。

4.2.5、机组检修后启动前必须对所有保护进行静态试验，以检查保护装置、保护逻辑、保护定值等是否正常。

4.2.6、 应定期进行灭火保护的动态试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验的时间间隔不得超过三年。

4.2.7、 对于独立配置的灭火保护装置，应保证装置本身完全符合相应技术规范的要求，电源必须可靠稳定，同时应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

4.2.8、应加强对锅炉灭火保护装置的维护与管理，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。

4.2.9、严禁随意退出火焰探头或连锁装置，确因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。

4.2.10、应加强对汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）的巡回检查，所配电源必须可靠，输出继电器必须可靠。

4.2.11、汽轮机超速、轴向位移、低油压、低真空等保护每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及

停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检定周期内。

4.2.12、锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴移、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出。其他保护装置被迫退出运行的，必须按有关程序审批且在24小时内恢复，否则应立即停机停炉处理。

4.2.13、锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度，水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完善严禁启动。

防止继电保护事故措施

为了防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3~110kV电网继电保护装置运行整定规程》、（DL/T584-1995）、《220~500kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 559-94）、《新疆电力公司继电保护技术监督管理条例》（电生[2003]4号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》（调[1994]143号）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL/T623-1997）、《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》（国电调2002、138）及相关规程。并提出以下重点要求：

1、

继电保护专业管理

1.1、各发电企业（特别是独立发电企业）都必须接受电力调度

中心（以下简称省调）的专业管理和电力科学研究院落的技术监督，应将继电保护技术监督和专业管理以及相应的考核、奖惩条款列入并网调度协议中，确保电网的安全稳定运行。

1.2、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，报上级高度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

1. 3、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。

1.4、不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。所有入网运行继电保护装置的选型和配置，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。

1.5、调度部门应根据电网实际情况和特点，编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。

1.6、进一步改进和完善继电保护用高频收发信机的性能，对其动作行为进行录波和分析。充分利用故障录波手段，加强继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。

1.6.1、逐步使用稳定的、具有成功运行经验的成熟收发信机产品。

1）收信回路应具有更大的线性工作范围。不需要人工频繁投退收信回路衰耗。

2）应具有通道定时检测功能。

3）技术指标及装置性能稳定，发信、接收电平等主要数据能够直观准确显示。

4）收信回路衰耗应方便运行人员投退。

1.6.2、与收发信机以及故障录波制造厂协商，努力改进设备，实现高频量录波。

1.6.3加强录波完好率的考核。220kV变电站的35kV母线电压应接入故障录波器。

1.7、继电保护的配置与整定者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，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况下，线路应遵特以下原则：

1） 线路纵联保护必须投入。

2） 没有振荡问题的线路，要求距离保护的一、二段不经振荡闭锁控制。

3） 提高保护用通道（含通道加工设备及接口设备等）的可靠性。

4） 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。 5） 在受端系统的关键枢纽变电所，当继电保护整定困难时，在尽量避免损失负荷的前提下，设置必要的解列点。当灵敏性与选择性难兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备安报上一级主管领导批准。

1.8、应重视发电厂的继电保护配置和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电公司（厂）应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算和校核。

1.9、用于220kV设备的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，同时又可大大减少由于保护装置异常、要检修等原因造成的一次设备停运现象，但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此，在考虑保护双重化配置时，应先用安全性高的继电保护装置，并遵循相互独立的原则，注意到：

1） 双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。 2） 保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交驻重迭，避免死区。

3） 保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。

4） 为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸结圈机构的断路器，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。

2、

线路保护

2.1、220kV及以上电压等级的发电厂的联络线，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。

2.2、电力调度中心加强快速保护的通道管理、同时对存在稳定问题的设备，制定当双快速保护均退出时的技术措施。

2.3、大力推广光纤保护，在有光纤通道的线路必须装设一套光纤通道保护（采用分相式光纤纵差保护、确保线路非全相再故障时、保护装置有选择性）、另一套纵联保护为高频通道，以彻底实现双套独立通道。逐步淘汰WXB-15型以及相同原理的突变量方向保护。

2.4、220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，除应符合以上条款中的技术要求外，并注意：

1） 两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。

2） 线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的株则按双重化配置。

2.5、高频保护通道管理的反事故措施

1）防止高频阻波器阻塞特性改变，除定期进行定检之外。如输电线路发生故障涉及高频加工相的，要求在3日内，对本线及相邻线路进行阻波器调谐元件测试，发现不合格的必须及时更换。 2）用全封闭式阻波器，减少雾雪天气对阻波器工作的影响。 3）将通道退出运行的收信电平门槛值调整至13dbm（原为16dbm），通道采用9db告警（正常运行收信电平22dbm，以上投衰耗储备，通道变化时储备衰耗需及时投退，低于13dbm高频保护需退出运行）。 4）维护单位的检修人员，接到运行值班人员高频退出的通知后，应

于2小时内到达现场，根据通道测度情况退出储备衰耗。如果装置具备面板投退衰耗功能，则经过培训后，可由运行人员进衰耗投退。以尽量缩短因等候检修人员得而造成高频保护退出的时间。

5）坚持高频加工设备定检制度，新投运设备必须有完整的通道及装置测试记录。每年进行一次高频加工设备（阻波器、结合滤波器、高频电缆）以及高频收发信机检验。

6）高频保护使用的频率应尽量选用较低工作频率，不满足要求的将逐步更改。

7）严格进行高频保护运行考核。每月初由各级调度部门对调管范围内上月高频保护投运情况进行统计，报安监部门考核。

3、

母线保护和断路器失灵保护

3.1、母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对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，不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

3.2、根据新疆电力公司实际，新建的220kV厂的220kV母线应做到双套母差、开关失灵保护。

3.3、对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线差动保护应退出运行。

3.4、母联断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

3.5、断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。

3.6、做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，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，并要求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。如不满足要求必须结合保护换型予以改造，或更换记精度数字继电器。

4、

变压器保护

4.1、要完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。

4. 2 、变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。要求变压器制造厂提供变压器励磁特性曲线，保护厂家必须依据该曲线设计符合特性要求的保护功能。

4.3、为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题，对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） 用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑，经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。

2） 同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作，配合“断路器合闸位置两个条件组成的与逻辑经第二时限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”中央信号。

3） 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。

4.4、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的引出电缆应直接接入保护柜。

4.7、110~220kV变压器中性点过电压保护采用棒间隙保护方式，对110 kV变压器中性点绝缘的冲击耐受电压小于185kV时，应在棒间隙旁并联复合外套氧化锌避雷器。

5、

发电机变压器组保护

5.1、大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以外理。因此，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与二次接线方案，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。

5.2、各发电公司（厂）在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999），并注意以下原则：

1） 在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护、励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。

2） 在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行，要求发电机变压器制造厂提供主设备励磁特性曲线，保护厂家必须依据该曲线设计符合特性要求的保护功能。

3） 在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带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侧三次谐波电压的有效值数据进行。

4） 在整定计算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电流的A值进行。

5） 在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。

5.3、发电机变压器组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

5.4、认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单

相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为。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。

5.5、发电机失步保护在发电机变压器组以外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，跳闸时应尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。

5.6、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。

5.7、重视与加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。电厂根据电网变化、及时对厂用电保护定值进行校核，厂用电整定计算工作设专岗，厂用电整定计算及定值单、回值单必须规范管理。

5.8、厂用启备变、厂高变的容量选择应保证可能最大容量的电动机同时自起动时，厂用母线电压不低于额定电压的70%。

5.9 、厂用备自投及厂用电保护应逐步实现微机化，同时必须注意在选型时足够重视现场运行的电磁干扰问题。

6、

二次回路与抗干扰

6.1、严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。

6.2、应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚执行的要制定出计划时间表。

6.3、应按《高压线路继电保护装置的“四统一”设计的技术原则》和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验。在扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。

6.4、应选用具有良好抗干扰性能的，并符合电力行业的电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

6.5、应重视继电保护装置与接地网的可靠连接。继续做好开关站至继电保护室敷设100平方毫米铜导线、以及在继电保护室内敷设接地铜排网的反事故措施，接地铜排网应一点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。发电厂的元件继电保护室亦应尽快完成铜排接地网反事故措施。

6.6、静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂接地电阻应符合GB/T2287-1989和GB9361-1988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。

6.7、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。

6.8、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

口继电器动作功率，或能过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。关于变电站交流长电缆，应通过计算和实际测量充分考虑CT二次负载裕度，如不合格则将截面积增加为4平方厘米。

6.9、应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

6. 10、应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。要求具有录波录波联网的单位坚决执行，并写入现场运行规程；在今后保护信息远传管理、综合自动化站管理方面，设计、基建及运行单位必须遵照执行《新疆电力公司综合自动化变电站继电保护运行导则》。

6.11、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。

6.12、新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。

6.13、为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，应注意做到： 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。

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。

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） 为防止因直流熔断器不正常熔断或小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。

6.14、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状态下）的1.5~2.0倍选用。

7、

运行与检修

7.1、进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”的事故。

7.2、企业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。

7.3、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，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，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中。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。

7.4、认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

7.5、应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验，各单位将根据电科院编制《微机型试验装置的检验规范》定期进行试验装置的校验工作。高频调试设备要求在具备高频测试仪器检验资质的部门进行定期检验，定检周期为一年。

7.6、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。

7.7、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。

7.8、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，落实责任制消除检修管理的死区。

7.9、结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

7.10、在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，应特别认真做好安全隔离措施。

7.11、线合变压器检修工作，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经校验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

7.12、所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回种接线的正确性。主变各侧（尤其是低压侧）必须带负荷测向量无误，微机保护必须核对装置显示的差流处于技术指标范围内。才能正式投入纵差保护。

7.13、母线差动保护停用时，应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时，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，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。有稳定问题的母线，各级调度部门必须编制母差保护退出后的技术措施。

7.14、双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。该原理母差保护应逐步更换为微机型母差保护。

7.15、新投产的线路、母线、变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确支作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保电网故障能可靠切除。

7.16、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。

7.17、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。

7.18、在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意。

7.19、对照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，加强继电保护规章制度建设。

7.19.1、继电保护新产品入网运行，需按公司有关规定执行。进入新疆110kV及以上电网度运行的继电保护新产品应及时制订典型试验规范。

7.19.2、母差、失灵等保护投运前应严格执行验收规定，并确保扩建和技改工程中母线差动、失灵保护不留隐患地投入运行。

7.19.3、各发电企业应编制各自的《厂用电保护定值管理办法》，主要内容包括：

1） 2） 3）

根据电网变化，及时对厂用电保护定值进行校核的规定。 厂用电整定计算工作的岗位责任制。 厂用电整定计算及定值单、回值单具体管理。

7.19.4、及时完善综自站继电保护运行导则，保证综自站与远方计算机系统通信的安全。

7.19.5、加强继电保护装备的备品管理，不得因装置备品缺乏造成保护停运。

7.19.6、进一步完善元件保护配置原则，加强管理并严格执行。

防止系统稳定破坏事故措施

为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，要继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求：

1、 加强和完善电网一次，二次设备建设

1.1、 重视和加强电网规划管理，制定完善电网结构的发展规划和实施计划，建设结构合理的电网；对电网中的薄弱环节，应创造条件加以解决，从电网一次结构上保证电网的安全可靠。

1.2、 电源点布置要合理，负荷中心地区应有必要的电源支撑。负荷中心受电要按多条通道，多个方向来进行规划和实施，每条通道输送容量占负荷中心地区最大负荷比例不宜过大。

1.3、

输送通道建设要与电源建设同步完成。

1.4、要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对220kV设备的主保护应实现双重化。

2、电网运行的安全管理和监督

2.1、要强化电网运行的安全管理和监督，制定无功和潮流的运行管理办法，根据电压与功率因数的情况，及时改变无功调节装置的运行状态、严格按照各联络线稳定极限控制断面潮流，绝对禁止超稳定极限运行。

2.2、电网运行必须按有关规定保留一定的旋转备用容量。 2.3、要尽可能减少电磁环网或采取可靠措施防止电网故障时引起电网稳定破坏。

2.4、要加强电网安全稳定最后一道防线的管理，低频减载装置和

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。

2.5、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。

2.6、各电厂励磁系统和调速系统的改造、参数调整要报调度和电力科学研究院等部门，这些参数的调整要充分考虑整个系统稳定和安全运行的要求。

3、为了防止次同步谐振，在串联补偿电容投切运行（包括串联补偿电容部分退了和各种系统运行方式）时，应注意避免与机组产生机电谐振。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施

为了防止大型变压器损坏，互感器爆炸事故的发生，应严格执行《关于印发“变压器设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589号）、《关于发送“全国变压器类设备专业工作会纪要”的通知》（调网[1996]89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]以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

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。

2、严格按有关规定对新购变压器类设备进行验收，确保改进措

施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

2.1、订购前，应向制造厂索取做过突发短路度验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。

2.3、出厂局放试验的合格标准

2.3.1、110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC。 2.3.2、中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。

2.3.4、对110kV及以上电压等级的电流互感器出厂试验时应进行高电压下的介损试验；在产品入网前应按订货总台数的20%进行高电压下的介损抽样试验。

2.4、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和投产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电压等及和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。

2.5、选用110kV及以上电压等级的变压器，必须是通过鉴定，并取得运行经验的定型产品。严格执行电气装置安装工程电力变压器施工及验收规范，全面认真地进行交接试验。变压器的外绝缘爬距和空所间隙应根据安装场所的海拔高度和污秽等级予以确定。

3、对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用

合适的油种。当油运抵现场后，应取样试验合格后方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎用。

4、为防止净油器中的硅胶进入变压器内部造成故障，一般情况下全密封变压器不需要加装净油器，特别是强油循环变压器。

5、对110kV及以上电压等级的变压器和变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查，发现接触不良或缺油等故障要及时处理。

6、按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大；另外由于新疆地区风沙较大，变压器储油坑上部宜辅设带孔的水泥盖板，并保证事故时能迅速将油排入储油坑内。

7、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符合热稳定的要求。

8、加强变压器的运行管理

8.1、变压器投入运行应配备完善的保护装置，并尽量缩短保护动作时间。轻瓦斯保护作用于信号，重瓦斯保护应投跳闸。各种保护调整正确、定期校验。

8.2、完善变电站的直流电源系统并定期检测，确保变压器发生故障时继电保护和断路器能及时正确动作 。

8.3、变压器中性点应采用棒间隙和复合外套氧化锌避雷器过电压保护。在投切空载变压器时，对没有过电压保护措施的，为防止出现位移过电压，中性点应接地。

8.4、对色谱分析发现可能存在潜伏性故障的变压器，在运行情况下可作如下检查：

1） 2） 3） 4）

检查铁心外引接地线中有无环流；

取本体油样进行微水分析，耐压试验或tgδ测量； 检查气体继电器中气体成分与含量；

大负荷时，用红外测温检查套管及变压器外壳有无局部过

热；

9、铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引至适当位置，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，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。

10、当轻瓦斯保护发出讯号时，要及时取气样进行检验，判明气体成分，并取气样和油样作色谱分析、查明原因。如果判明瓦斯气样为可燃性气体，而且瓦斯保护在短期内连续发讯号时，则应申请将变压器停运。

11、采取有效措施，减少变压器外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。

11.1、电缆出线故障多为永久性故障，因此不宜采用重合闸。 11.2、容性电流超过10A的10kV和35kV不接地系统，应装设自动跟踪补偿功能的水弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。

11.3、要及时按污区等级调整变电站外绝缘爬距，加强污秽清扫，

加强防雷措施和防止误操作，防止污闪，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。

11.4、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它意外短路。

11.5、降压变压器在运行中遭受出口或近区短路冲击后，应及时进行色谱分析和绕组变形测试，并与原始记录比较。当判明变压器线圈无故障后，方可正常投运。升压变压器在运行中遭受出口或近区短路冲击后，应及时进行色谱分析并应尽快安排绕组变形测试。

11.6、采用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。

12、防止套管存在的问题

12.1、套管安装就们后，带电前必须静放。110kV、220kV套管静放时间不得少于24小时。

12.2、对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前应时行局放试验，额定电压下的介质试验和油色谱分析。

12.3、事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。

12.4、作为备品的110kV及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。

12.5、套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。

13、加强互感器的运行管理

13.1、对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。

13.2、应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器；对介损上升或怀疑存在严重缺陷的互感器，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，以查明原因。全密封型互感器，当油中气体色谱分析仅H2 单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视，如监视数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理。当发现油中乙炔存在时，应立即退出运行。

13.3、运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖变化时，表明内部异常或发生故障，应立即退出运行。

13.4、为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线，当运行方式不能满足要求时，应采取其它措施，如更换为电容式电压互感器等。

13.5、为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。

13.6、为避免油纸电容型电流互感器底部事故扩在影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。

防止开关设备事故措施

为防止高压开关事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》（发输电[1999]72号）等有关规定，并提出一下重点要求：

1、加强对高压开关类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，明确各级高压开关专责人员及其职责。严格按有关规定对新购高压开关类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、调试阶段，投产时不遗留同类型问题。

2、选用的高压开关设备应是通过鉴定并取得运行经验的定型产品。对于高压开关新产品必须按有关规定进行申批方可挂网试运行。

3、严格执行电气装置安装工程放工及验收规范，认真执行交接试验规程和预防性试验规程，

4、必须采用五防装置齐全、运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用。

5、新建变电站6-35kV开关柜内采用的真空断路器必须是本体机构一体化的产品。柜内真空断路器出线侧应装有合成硅橡胶外套的氧化锌避雷器，安装位置应在CT、隔离刀闸外侧，其技术参数应满足《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）的要求。

对于真空断路器应积极开展真空度测量工作，对真空度降低到规定值以下或已到寿命期的真空泡应及时进行更换。

6、根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。

7、为防止单相弧光接地过电压引发开关室短路事故，对6~35kV中性点不接地系统应根据系统变化情况及时进行电容电流测试，若电容电流值达到或超过标准规定值，应改为经消弧线圈接地系统。对已是消弧线圈接地系统应保证消弧线圈正确投入，可靠运行。

8、开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍相对地外绝缘的要求，否则应采取涂防污涂料或加装伞裙等技术措施，未采取技术措施的应加强清扫工作。位于雷电活动频繁地区的变电站，110kV及以上电压等级线路开关出线侧可加装避雷器，以防止雷电侵入引起开关断口击穿。

9、加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩和空气过滤器，定期排放储气罐内积水，做好空气压缩机的启动次数记录，并注意启停时间。

10、手车柜检修时，应保证插入触头安装位置准确，压力适当。在手车柜每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝在合闸位置推入手车。

11、对新安装投运行的开关设备必须符合防污等级要求；对在运设备应根据现场的污秽程度，采取有效的防污闪措施，预防套管，支持绝缘子闪络、爆炸。

12、应保证各种直流操作电源可靠供电，尤其要保证电磁机构合闸电磁铁线圈通电时的端电压不得低于标准要求。定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好。

13、采取有效措施防止因老鼠、蝙蝠等小动物进入开关室而引起

的开关柜内的短路事故。对于高压配电室，可考虑加装加热保温设备和通风防潮设备，冬季启动加热保温设备，保证室内温度不能过低，防止开断事故的发生；夏季多雨季节启动通风防潮设备，防止因凝露而导致的绝缘事故。

14、开关设备应按规定的检修周期、实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，各运动部位应保持润滑，户外机构要注意在冬季或低温季节采取保温措施，防止断路器拒分、拒合、误动和慢分以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的渗漏油。在风沙大的地区，应对户外开关机构箱、端子箱采取防风沙措施。

15、长期处于备用状态的断路器应根据季节或负荷变化情况，安排进行分、合操作检查及低温下的操作试验。

16、隔离开关应按规定的检修周期进行检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止恶性事故的发生。

17、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，机械及电气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。

18、充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。对于密度继电器，应安装在合适的位置，保证其与断路器本体处于相同或相近的环境温度下运行，防止因两者温度差过大而引起的误发信号和开关闭锁现象的发生。

防止接地网事故措施

为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）、《电力设备预防性试验》（DL/T596-1996）和《电气装置安装工程接地装置施工验收规范》（GB50169-92）以及其它有关规定。

1、根据本地区系统发展及短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量。一般情况下，对运行10年及以上的变电站的接地装置应进行开挖，检查接地体腐蚀程度，特殊土壤情况可考虑缩短开挖周期，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。

2、设计时应吸取接地网事故的教训，改进和完善接地网设计。对不采用防腐措施处理的接地体应按年腐蚀率0.1~0.2mm/年，增加接地扁铁载面尺寸，接地网寿命按30年计算。对接地装置腐蚀严重的枢钮变电站宜采用铜质材料的接地网。电缆沟中的接地体不能起到地中散流作用，设备引下线应直接与土壤接地体相连。

3、接地网作为隐性工程应实行从设计审查，施工监督至试验验收的全过程管理。

4、接地装置的焊接应采用搭接焊，搭接长度不小于扁铁宽度的2倍或园钢直径的6倍，保证短路电流可靠流散，焊接部位应进行防腐处理。各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应多点连接。

5、110kV及以上变压器中性点确定为直接接地运行的或有可能

直接接地时，其中性点应有两根与主接地网在不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线截面应符合热稳定的要求。具有二次控制线的设备斥设备架构宜有两根与主接地网在不同地点连接的引下线，且每根接地引下线截面应符合热稳定的要求。

6、变电站控制室地网除通过电缆沟中接地带与主网连接外，还应至少有两根接地体通过土壤与主接地网相联。

7、同一接地网的接地体埋入土中深度应基本一致。水平接地体敷设时不得有硬弯，可能时扁铁应立放。为防止微电池腐蚀接地体，同一接地网回填土要均匀无杂质。

8、对于各类变电站，原则上不宜在高压电气设备区内进行绿化工作，已有的绿化树木应移至设备区外，防止因绿化工作造成设备接地体的快速腐蚀。对设备区内各类构架的入地及露出地面40cm 范围部分应采取有效的防腐措施。

9、对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。接地引下线的导通检测工作应每年进行一次。应积极开展接地网不同点电位测量，来判断接地体腐蚀程度的工作。

10、为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110~220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压小于等于185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核。

防止污闪事故措施

为降低输变电设备的污闪跳闸率，杜绝220kV主网架的污闪停电事故和电网大面积污闪停电事故；最大限度地降低输变电设备的污闪跳闸率，110kV线路污闪跳闸率应降低到0.1次/百公量·年以下。应严格执行国电发[2001]560号《关于做好今冬明春电网防污闪工作的通知》和调网[1997]91号文件《加强电力系统防污闪技术措施》等国家电力公司和新疆分公司下发的有关规定，以及新疆分公司的电力系统污区分布图的规定要求，并提出以下重点要求。各生产管理部门、以及输变电工程设计、基建、供应等部门的防污闪技术工作均应严格执行。农用、地方电厂、自备电厂、电力用户的输变电设备的防污闪技术工作应参照执行。

1、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。应按照新疆电力分公司颁发的《新疆电力防汽闪技术管理技术管理条例》中的第2条防污闪工作网的组织机构和职责分工的规定，建立防污闪管理体系和确定各级防污闪专责人的具体职责。

2、严格执行能源办[1993]45号《绝缘子质量全过程管理规定》要求，加强盘形悬式瓷绝缘子、玻璃绝缘子、合成绝缘子产品的订货、运输、安装、运行维护的全过程管理，保证系统安全运行。

3、坚持定期污秽调查和运行巡视，及时根据污源变化情况采取防污闪措施和完善污区分布图，做好防污闪的基础工作。对输变电设备外绝缘的表面盐密测试应由一年测试过度到测量绝缘子饱和盐密值。

5、运行输变电设备外绝缘的调爬应依据修订后的污区分布图进行。变电站应防止变压器出口处设备外绝缘的闪络。特别是主力发电厂。污秽地区变电站应将刀闸支柱瓷瓶、母线支柱瓷瓶和母线悬式吊串瓷瓶更换为防型绝缘子或合成绝缘子。配置防污型设备时，除考虑爬电比距外还应考虑爬电比距外还应考虑爬电比距的有效利用系统。

6、合成绝缘子的质量全过程管理应按调网[1997]93号《合成绝缘子使用指导性意见》进行。运行中应加强在恶劣气象条件（雨、雾、雪、雪淞、雾淞等）下合成绝缘子运行状况的巡视工作。

8、对没有使用涂料的变电设备和仍使用瓷或玻璃绝缘子的线路，应有计划的重点清扫。为了保证清扫质量，应按《新疆电力防污闪技术管理条例》中的7.4条进行。

9、严格执行110KV及发、变电站盘形悬式瓷绝缘子2年一次定期检零、低值绝缘子的监测工作。提高监测的准确性，发现零、低值绝缘子应及时更换；做好运行中瓷绝缘子年劣化率、钢化玻璃绝缘子年自爆率的统计分析。在投运后前三年的平均年劣化率大于0.3%，或在运行若干年后平均年劣化率大于1%、或机电强度明显下降时，应及时上报处理。

10、户内设备绝缘配置符合《户内设备技术条件》，在潮湿地区或易凝露地区的应提高设备外绝缘配置水平。运行中应适时进行清扫。

11、在大鸟活动频繁地段的线路应采用有效措施防止鸟害闪络事故。可采用在横担上加装防鸟刺、挡板，合成绝缘子上端第一个伞采

用加大伞裙等措施。但措施的效果与防鸟刺、挡板、大伞裙的直径有关，一般直径小于70cm。