国家电网公司防止变电站全停

十六项措施 （试行）

目 录

1 防止电网结构不完善导致变电站全停 ................................... 1 2 防止检修方式下导致变电站全停 .......................................... 2 3 防止误操作导致变电站全停 ................................................. 2 4 防止检修、改扩建施工导致变电站全停 ................................ 4 5 防止母线侧设备故障导致变电站全停 ................................... 5 6 防止继电保护装置故障导致变电站全停 ................................ 6 7 防止监控系统故障导致变电站全停 ....................................... 8 8 防止直流电源系统故障导致变电站全停 ................................ 9 9 防止站用电系统故障导致变电站全停 ................................. 10 10 防止短路电流超标导致变电站全停 ................................... 11 11 防止污闪导致变电站全停 ................................................. 11 12 防止外力破坏导致变电站全停 .......................................... 13 13 防止恶劣天气导致变电站全停 .......................................... 13 14 防止火灾导致变电站全停 ................................................. 14 15 防止智能变电站全停 ........................................................ 15 16 防止其他原因导致变电站全停 .......................................... 17

1 防止电网结构不完善导致变电站全停

1.1 在规划设计阶段，应注意如下事项：

1.1.1 按照变电站重要程度设计输电通道：特高压变电站、跨大区联网变电站等特别重要变电站应设计四条及以上输电通道；220kV-750kV主电网枢纽变电站应设计三条及以上输电通道；给重要用户供电的变电站应设计两条及以上输电通道，多路电源不能取至同一变电站。

1.1.2 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站应采用双母分段接线或3/2接线方式，3/2接线方式下同一电源点的两回进线不能在同一串内，母线或任一出线检修时均不应出现变电站全停的情况。

1.1.3 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站的架空电源进线不得全部架设在同一杆塔上，220kV及以上电缆电源进线不得敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。

1.1.4 一般不应规划建设单进线或单主变或单母线的变电站。对于供电可靠性要求不高的变电站，采用单进线或单主变或单母线形式时，应提高设备选型标准，采用高可靠性的设备，尽量减少变电站全停。 1.1.5 终期为双母线双分段接线方式设计的变电站，投产时应按终期规模将两个母联、两个分段间隔相关一、二次设备全部投运，防止母联、分段扩建时变电站长期单母线方式运行增大全停风险。 1.1.6 对3/2接线方式的变电站，应避免主变直接接在母线上，防止主变开关或电流互感器更换送电时，另一条运行母线跳闸，造成变电站全停。 1.2

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对已运行的不能满足上述要求的变电站，应按照轻重缓急原则

纳入规划改造。

2 防止检修方式下导致变电站全停

2.1 应加强电网运行风险管控，对检修方式进行风险评估，调控部

门提前发布电网运行风险预警，各单位负责落实预控措施。 2.2 要高度重视单进线或单主变或单母线方式下的安全管控，提前采取预防措施，严防变电站全停发生。 2.3

要强化检修方式下的运维检修管理，要求如下：

2.3.1 变电站全停可能造成五级及以上电网事件的，由地市公司（省检修公司）制定风险管控措施并报省公司审批发布。

2.3.2 检修、施工现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视工作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位；领导和管理人员未到现场不准开工。 2.3.3 停电前，运维单位制定输变电设备特巡特护方案，组织开展一次单进线、单主变、单母线设备的特巡、红外测温、消缺、隐患排查治理工作。

2.3.4 停电期间，无人值班变电站应视工作需要临时恢复驻站运维，对保电设备每天进行三次特巡，重点对运行主变、母线、站用电、直流系统等巡视和红外测温；保电线路应每天特巡一次，外破高发地点应设专人看守，山火易发区应重点监视。

3 防止误操作导致变电站全停

3.1 变电站现场应具备齐全和完善的运行规程、典型操作票，使用

统一规范的调度操作术语，应确保一、二次设备调度命名、编号、标识正确唯一。

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3.2 运维人员进行倒闸操作必须严格执行有关规程、规定，操作前

认真核对接线方式、检查设备状况，严格执行“两票三制”，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。 3.3 行。 3.4

倒闸操作现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视操作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位。 3.5

要强化现场操作管理，具体要求如下：

3.5.1 110kV及以上变电站倒母线操作、单进线或单主变或单母线等特殊运行方式下的停送电操作，应由地市公司（省检修公司）运检部制定现场操作方案并组织各专业会审。

3.5.2 原则上220千伏以上母线不允许无母差保护运行。110kV母差保护停用期间，原则上应避免母线侧隔离开关和断路器的倒闸操作，防止因误操作或隔离开关支持瓷瓶断裂、断路器本体爆炸引起的母线故障无法快速切除，进而导致扩大事故范围。 3.6

要强化防误装置管理，具体要求如下：

3.6.1 防误装置解锁工具应封存管理并固定存放，任何人不准随意解除闭锁装置。

3.6.2 若遇危及人身、电网、设备安全等紧急情况需要解锁操作，可由变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具。

3.6.3 防误装置及电气设备出现异常要求解锁操作，应由防误装置检修专业人员核实防误装置确已故障并出具解锁意见，经防误装置专责人到现场核实无误并签字后，由变电站运维人员报告当值调度员，方可解锁操作。

3.6.4 电气设备检修需要解锁操作时，应经防误装置专责人现场批

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运维人员进行保护装置压板投退、定值区切换、把手切换等二

次设备操作，应严格按照现场运行规程、调度指令、定值单等要求执

准，并在变电运维班班长监护下由运维人员进行操作，不得使用万能钥匙解锁。

3.6.5 停用防误闭锁装置应经地市公司（省检修公司）分管生产的行政副职或总工程师批准。

3.6.6 应设专人负责防误装置的运维检修管理，防误装置管理应纳入现场运行规程。

3.6.7 应及时消除防误装置缺陷，确保其正常运行。

4 防止检修、改扩建施工导致变电站全停

4.1 施工前应开展如下准备工作：

4.1.1 各类检修、改扩建施工作业方案、组织措施、技术措施、安全措施应经地市公司（省检修公司）审查通过后方可实施。

4.1.2 可能造成五级电网事件的施工作业，应由地市公司（省检修公司）安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。

4.1.3 可能造成四级及以上电网事件的施工作业，应由省公司安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。 4.2

应强化施工现场管理，要求如下：

4.2.1 项目管理单位应在开工前组织施工安全交底会，运维单位应对施工单位进行现场安全措施详细交底，对于易导致变电站全停的关键措施要逐项签字确认。

4.2.2 改扩建设备与运行设备应有明显物理断开点，施工区域与运行区域应采取硬隔离措施，断开与运行设备有关的二次回路。 4.2.3 改扩建一次设备与运行母线搭接工作，原则上应安排在本间隔内所有一次设备安装调试全部结束并通过验收后实施，一旦搭接完毕即纳入运行设备管理，并列入调度管辖，在此设备上工作应严格履行工作票制度。

4.2.4 改扩建二次设备与运行屏柜的搭接工作，原则上安排在本间隔

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内一、二次设备传动试验完成后实施，一旦搭接完毕，禁止在相关设备不停电状况下进行任何传动试验。

4.2.5 改扩建二次设备安全措施的设置和恢复应由运维单位实施，施工单位不得擅自更改安全措施。 4.3

改扩建工程送电前、后当日内二次专业人员应配合运维人员开展改扩建设备二次装置及相关回路压板状态核查，防止漏投或误投。

5 防止母线侧设备故障导致变电站全停

5.1 GIS设备选型采购应注意220kV及以上GIS母线隔离开关不

应采用与母线共隔室结构；双母线结构的GIS，同一间隔的双母线隔离开关不应处于同一气室，防止故障后劣化的SF6气体扩大停电范围。 5.2

隔离开关应注意如下事项：

5.2.1 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内必须分别设置独立的开断设备。

5.2.2 运检部门应合理安排母线侧隔离开关检修，确保检修周期内进行一次全面检修，防止母线侧隔离开关故障导致母线停电。 5.2.3 对于双母线接线方式下间隔内一组母线侧隔离开关检修时，应将另一组母线侧隔离开关电机电源及控制电源断开，防止误合导致运行母线接地造成变电站全停。

5.2.4 应在隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶，并定期检查胶装部位完好性，必要时重新复涂防水密封胶。

5.2.5 在隔离开关倒闸操作过程中，应密切监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作进行处理，严禁强行操作。 5.3

电流互感器运行中末屏应可靠接地，避免悬浮电位引起互感器爆炸。

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5.4 5.5

双母线接线方式下，一组母线电压互感器退出运行时，应加强管母线应选用高强度支柱绝缘子和专用金具，积极开展超声波

运行电压互感器的巡视和红外测温，避免故障导致母线全停。 探伤，并适当增加绝缘子金具及连接部位的红外精确测温频次，加快更换老式铜铝过渡线夹，防止金具断裂。 5.6

设计选型时，应避免电磁式电压互感器与带断口电容的断路器共同使用，检修单位应将现有风险及时汇报相关调控中心，防止一次设备操作时，因谐振过电压造成变电站全停。

6 防止继电保护装置故障导致变电站全停

6.1

规划设计时，应注意如下事项：

6.1.1 应做好一、二次设备选型的协调，充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定困难。

6.1.2 220kV及以上电压等级线路、变压器、母线、高抗、串补、滤波器等设备应按照双重化要求配置相互独立的保护装置。1000kV、500（330）kV变电站内的110kV母线保护宜按双重化配置。 6.1.3 双重化配置的保护装置应注意与其它装置（如通道、失灵保护等）的联络关系，防止因交叉停用导致保护功能缺失。

6.1.4 新投运的220kV及以上开关的压力闭锁继电器应双重化配置，防止第一组操作电源失去时，第二套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。对已投运单套压力闭锁继电器的开关，宜结合设备运行评估情况，逐步列入技术改造。

6.1.5 应提高双母线接线方式母线电压互感器二次回路的可靠性，防止因母线电压互感器二次回路原因造成相关线路的距离保护在区外故障时先启动后失压，距离保护误动导致全站停电事故。

6.1.6 在对各类保护装置分配电流互感器二次绕组时应考虑消除保护死区，特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器

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内部故障死区问题。

6.1.7对于3/2、4/3、角形接线等多断路器接线型式，应在开关两侧均配置CT，且CT二次绕组应合理配置，以消除开关与CT间死区，防止死区故障延时切除造成的系统稳定问题。对于已经投运变电站有开关与CT间死区问题的，经系统稳定核算存在稳定破坏问题的，应逐步进行改造。

6.1.8 对确实无法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

6.1.9 强电和弱电回路、交流和直流回路、电流和电压回路、不同交流电压回路，以及来自电压互感器二次绕组四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。

6.1.10 中、低压侧为110kV及以下电压等级且中、低压侧并列运行的变压器，中、低压侧后备保护应第一时限跳开母联或分段断路器，缩小故障范围。

6.1.11 输电线路距离保护的整定值应能躲过可能的最小负荷阻抗，并核算事故过负荷时距离保护的可靠性。

6.1.12 长距离、重负荷线路距离保护应采用基于电压平面判据防止后备距离保护误动作。 6.2

选型采购时，应注意如下事项：

6.2.1 继电保护及安全自动装置选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良并通过国家电网公司组织的专业检测的产品。双重化配置的保护装置应采用不同厂家的产品。

6.2.2 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，在保护装置内，直跳回路开入量应设置必要的延时防抖回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装置误动出口。

6.2.3 对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，应采取在开入回路中装设大功率抗干扰继电器（启动功率大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，额定直流电源电压下动作时

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间为10～35ms）或者采取软件防误等措施防止直跳开入的保护误动作。 6.3

运行中要加强继电保护装置管理，具体要求如下： 6.3.1 输电线路过负荷保护禁止投跳闸。

6.3.2 元件类设备的过负荷、过励磁、过电压、非电量保护的定值及出口方式（告警或跳闸），应根据设备管理部门提供并经签章确认的资料整定。

6.3.3 运维单位应定期开展保护装置专业巡视，制定专业巡视明细表，必须逐间隔、逐项对保护装置软硬压板、切换开关投退、定值等进行检查核对。

6.3.4 应严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，防止继电保护“三误”事故发生。

6.3.5 特别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、联切回路及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及3/2断路器接线等主设备检修而相邻断路器仍运行时，应可靠断开与运行设备有联系的二次回路。

7 防止监控系统故障导致变电站全停

7.1

规划设计时，应注意如下事项：

7.1.1 变电站的遥控操作应在监控系统间隔图上进行，间隔图应布局合理，能清晰显示开关遥测和遥信信息；变电站监控系统应具备完善的集中监控和五防功能，支持调度主站的远方遥控操作；调度主站端应具备远方操作模拟预演、拓扑防误校核等手段。

7.1.2 变电站应建立时间同步机制，设置双机冗余的全站统一时钟装置，实现对站内各系统和设备的统一授时管理，站内时钟装置应支持北斗和GPS对时，并优先采用北斗对时。 7.2

选型采购时变电站内的测控单元、监控主机、工作站、远动装

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置、相量测量装置（PMU）、电能量终端、时间同步装置、网关机及网络交换机等必须选用电力行业有资质的检测机构检验合格的产品。 7.3

运行中要强化监控系统管理，具体要求如下：

7.3.1 调度主站及变电站监控系统的遥控操作必须通过实际传动试验验证无误才能投入使用，防止误控断路器、隔离开关。

7.3.2 应严格管控监控信息点表变更，规范监控信息点表管理，确保调度主站端和变电站端监控信息点表准确无误，防止信息错误。 7.3.3 调控主站端对变电站的操作必须采用调度数字证书，规范权限管理及安全审计，加强用户名和密码管理，确保远方操作监护到位。 7.3.4 变电站应加强自动化设备电源安全管理，防止自动化设备停电造成一次设备失去监控。

7.3.5 加强变电站监控系统现场运维安全管理，避免因监控系统重启、软件升级等造成误控。

8 防止直流电源系统故障导致变电站全停

8.1

规划设计时，应注意如下事项：

8.1.1 220kV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式；每组蓄电池组的容量，应能满足同时带两段直流母线负荷的运行要求；每台充电装置应有两路交流输入（分别来自站用系统不同母线上的出线）且互为备用。

8.1.2 变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，严禁采用环状供电方式。

8.1.3 新建变电站直流系统负载供电，66kV及以上应按电压等级设置分电屏供电方式，不应采用直流小母线供电方式。

8.1.4 除蓄电池组总出口使用熔断器以外,变电站直流系统应采用具有自动脱扣功能的直流专用断路器，严禁使用交流断路器。新建工程禁止使用交直流两用断路器。

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8.1.5 蓄电池组总出口熔断器应配置熔断告警接点，信号应可靠上传至调控部门。 8.2 8.3

安装时不得将变电站现场端子箱、机构箱、智能控制柜内的交、运行中应加强直流电源系统管理，具体要求如下： 直流接线接在同一段端子排上。

8.3.1 对新建或改造的变电站直流系统应在投运前由施工单位做直流断路器（熔断器）上下级级差配合试验，合格后方可投运。 8.3.2 同一直流母线段，当出现两点同时接地时，应立即采取措施消除。

8.3.3 两组蓄电池组的直流系统，禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。

8.3.4 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验，以后每隔二年进行一次核对性放电试验。

8.3.5 运行满四年的蓄电池组每年做一次核对性放电试验。 8.3.6 变电站直流系统采用交直流两用断路器的应进行专项直流性能验证，不满足要求的应尽快更换。

8.3.7 老旧变电站直流系统负载供电方式应逐步安排改造，改造前应确保双回电源线路直流不应引至同一母线段。

9 防止站用电系统故障导致变电站全停

9.1

规划设计时，应注意如下事项：

9.1.1 变电站应至少配置两路不同的站用电源，不同外接站用电源不能取至同一个上级变电站。

9.1.2 每个站用变应按带全站负荷选择容量，当失去一路站用电源时应尽快恢复其供电。

9.1.3 站用电系统重要负荷（如主变压器冷却器、直流系统等）应采用双回路供电，且接于不同的站用电母线段上，并能实现自动切换。

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9.2 运行中站用电系统采用具有低电压自动脱扣功能的断路器时，

应对该类断路器脱扣设置一定延时，防止因站用电系统一次侧电压瞬时跌落造成脱扣。

10 防止短路电流超标导致变电站全停

10.1 在电网规划设计阶段，规划部门应统筹考虑、合理布局，结合现状及发展需要，设备选型留有一定裕度，防止工程投运后短期内出现短路电流超标。

10.2 运行中应加强短路电流超标治理工作，具体要求如下： 10.2.1调控部门应根据电网容量与电网结构的变化每年定期校验变电站断路器安装地点的短路容量。

10.2.2断路器的额定短路电流开断能力不满足要求时，应及时采取线路加装串抗、主变中性点加装电抗器、开关增容等措施；未采取措施前调控部门应合理调整运行方式，限制短路电流。

10.2.3短路电流超标设备应及时纳入改造计划，改造前应制定特殊运维措施，增加巡视和检测次数，缩短检修周期。

11 防止污闪导致变电站全停

11.1 规划设计时，应注意如下事项：

11.1.1坚持“配置到位，留有裕度”的原则，依据最新版污区分布图,按污区等级要求的中、上限进行外绝缘配置。

11.1.2选站时应避让d、e级污区；如不能避让，变电站宜采用GIS、HGIS设备或全户内变电站。

11.1.3设计时应同时考虑防冰（雪）闪和防雨闪，合理选择伞形。 11.1.4对于易发生黏雪、覆冰的区域，支柱绝缘子及套管在采用大小相间的防污伞形结构基础上，每隔一段距离应采用一个超大直径伞裙

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（可采用硅橡胶增爬裙），以防止绝缘子上出现连续粘雪、覆冰。支柱绝缘子所用伞裙伸出长度8～l0cm；套管等其他直径较粗的绝缘子所用伞裙伸出长度12～15cm。110kV、220kV及500kV绝缘子串宜分别安装3、6片及9～12片超大直径伞裙。

11.2 运行中应强化防污闪治理工作，具体要求如下：

11.2.1每年开展一至两次的饱和盐密、灰密测试工作，建立各变电站盐密值和灰密值数据库。

11.2.2根据污染源分布和变化情况，结合本地区的气象特点，每年对变电站防污闪措施有效性进行评估，及时制定有针对性措施。 11.2.3污区等级处于c级及以上交流特高压站、直流换流站、核电、大型能源基地电力外送站及跨大区联络330kV及以上变电站，污区等级处于d级及以上污秽区220kV及以上变电站，应涂覆防污闪涂料。新建变电站若采用足够爬电距离的瓷或玻璃绝缘子仍无法满足安全运行需要，应在基建阶段统一喷涂。

11.2.4对处于发生过冰闪和雨闪的地区、处于冻雨和粘雪地区的设备应采取加装增爬裙等措施。

11.2.5未涂覆防污闪涂料的绝缘子应坚持“逢停必扫”。超过1年未清扫的，每季度对污秽程度进行评估，对不合格的应立即安排清扫。 11.2.6对运行超过3年的涂料，每次检修时要检查有无起皮、龟裂、憎水性丧失等现象，如发现上述现象应及时安排复涂。

11.2.7悬式瓷质绝缘子每3年开展一次零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换零、低值瓷绝缘子。

11.2.8 要高度重视变压器套管、穿墙套管等套管类设备防污（雨、雪）闪工作，D级及以上污区在冬季时应增加清扫频次；要根据套管情况采取喷涂防污闪涂料、安装增爬裙及增设遮挡棚等措施。 11.2.9运维人员在雾（霾）、阴天、毛毛雨时检查设备的放电情况，雪天时检查设备覆冰、融雪情况，并利用红外测温、紫外成像等技术手段，密切关注设备外绝缘状态，发现设备爬电严重时停电处理。

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11.2.10变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，并严格按照《电力设备带电水冲洗规程》（GB13395-2008）规范操作。母线冲洗时不得退出母差保护。

12 防止外力破坏导致变电站全停

12.1 规划设计时，应在变电站装设脉冲电子围栏、入侵报警装置、视频监控系统等设施，视频信号和安防总信号应接入调控部门；运行中发现问题应及时消缺，确保上述设施完好。 12.2 应强化施工车辆管理，具体要求如下：

12.2.1 施工车辆应按规定路线和限高、限速、限宽等要求行驶，并设专人监护。

12.2.2 施工车辆跨越电缆沟时应采取覆盖钢板等保护加强措施。 12.2.3 在易导致变电站全停的母线、主变等带电设备附近使用吊车、斗臂车时，应由运维单位和施工单位分别派专人监护。 12.3 应强化变电站内及周边环境管理，具体要求如下：

12.3.1 应定期对变电站内及周边易燃易爆物品进行清理，防止发生突发事故。

12.3.2 应定期对变电站内及周边漂浮物、塑料大棚、彩钢板建筑、风筝等进行清理，大风前应进行专项检查，防止异物漂浮造成设备短路。 12.3.3 应及时制止变电站附近烧荒、烧秸秆、爆破作业、粉尘排放等行为，防止粉尘污染导致短路。

13 防止恶劣天气导致变电站全停

13.1 规划设计时应充分考虑台风、暴雨、覆冰等恶劣天气的影响，采取有针对性的防范措施。

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13.2 运行中应高度重视恶劣天气的预防工作，具体要求如下： 13.2.1应总结恶劣天气变化规律，建立预警机制，编制有针对性的应急预案，完善应急装备。

13.2.2当收到台风预警时，应清除变电站内及周边易飘浮物，拆除临时安全围栏，加固临时建筑，检查建筑物门窗、端子箱、机构箱门紧闭，阻波器、设备引流线、线夹、加装的防雨罩等固定完好。 13.2.3当收到暴雨预警时，应畅通排水系统，检查防汛设施齐备完好，建筑物门窗、端子箱、机构箱门紧闭，设备防雨罩固定完好。及时向上游水库、河流等管理部门了解泄洪信息。

13.2.4当收到寒潮预警时，应检查融冰装置、覆冰在线监测装置完好，开展融冰演练。当发生雨雪冰冻时，应在保证安全的前提下，采取有针对性的融冰除冰措施。特别对于单电源供电的变电站，应严防进线覆冰严重导致变电站全停。

13.2.5当收到高温预警时，应检查重载变压器散热设施、室内通风降温设施等完好，加大红外测温频次，密切监视温度变化情况，提前采取预防措施。

13.2.6应注意恶劣天气情况下开展巡视检测工作时的人身安全，具备条件的可采用机器人代替人工巡视。

14 防止火灾导致变电站全停

14.1 变电站应具有完善的消防设施设备，定期检查维护；消防设施周围不得堆放杂物和其他设备，不得移作他用；消防通道应保证畅通。 14.2 变电站动火作业必须执行动火工作票制度；工作间断或结束时应清理和检查现场，消除火险隐患。

14.3 变电站内应制定防止高温发热引起火灾的运维措施，应加大红外测温工作力度。在高温大负荷情况下，应增加过负荷运行的变压器、大电流回路、电缆接头等重点部位的红外测温频次。

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14.4 应严防电缆着火，具体要求如下：

14.4.1电缆夹层、电缆竖井、电缆沟中敷设的直流电缆和动力电缆均应选用阻燃电缆；非阻燃电缆应包绕防火包带或涂防火涂料（涂刷应覆盖阻火墙两侧不小于1米范围）。

14.4.2电缆竖井、电缆沟、电缆通道与变电站的接合处应设置防火隔断等隔离措施。

14.4.3在多个电缆头并排安装的场合中，应在电缆头之间加隔板或填充阻燃材料。

14.4.4电缆孔、洞、竖井入口处必须用防火堵料严密封堵。 14.4.5不同站用变低压电缆不宜同沟敷设，如同沟敷设应采取有效防火隔离措施。

14.4.6直流系统两组及以上蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，对不满足上述要求的变电站采取加装防火墙等隔离措施。

14.4.7在穿越电缆竖井时，蓄电池电缆应加穿金属套管。 14.5 加强蓄电池室防火治理，具体要求如下：

14.5.1多组蓄电池应独立安装在不同的蓄电池室内或者在不同蓄电池组间设置防火隔墙。

14.5.2蓄电池室应装有通风装置，通风道应单独设置。

14.5.3蓄电池室应使用防爆型照明、排风机及空调，开关、熔断器和插座等应装在蓄电池室的外面。

14.5.4蓄电池室火灾时，应立即停止充电并进行灭火。

15 防止智能变电站全停

15.1 规划设计时，应注意如下事项：

15.1.1智能变电站的保护设计应坚持继电保护“四性”原则，应避免合并单元、智能终端、交换机等设备故障时，同时失去多套保护。

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15.1.2保护装置不应依赖外部对时系统实现其保护功能，避免对时系统或网络故障导致同时失去多套保护。

15.1.3 220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置。任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个过程层网络。

15.1.4 双重化配置的保护装置宜分别组在各自的保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或试验时，宜整屏（柜）退出；当双重化配置的保护装置组在一面保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或试验时，应做好防护措施。

15.1.5 交换机VLAN划分应满足运行要求，防止由于交换机配置失误引起保护装置拒动。

15.1.6 新、扩建或改造的智能变电站采用电子式互感器时，应通过数字采样接入保护装置；采用常规互感器时，应通过二次电缆直接接入保护装置。

15.2 选型采购时，应注意如下事项：

15.2.1合并单元、智能终端、过程层交换机应采用通过国家电网公司组织的专业检测的产品。

15.2.2智能控制柜应具备温度湿度调节功能，柜内最低温度应保持在+5℃以上，柜内最高温度不超过柜外环境最高温度或40℃（当柜外环境最高温度超过50℃时），湿度应保持在90％以下。

15.2.3就地布置的智能电子设备应具备完善的高温、高湿及电磁兼容等防护措施，防止因运行环境恶劣导致电子设备故障。

15.2.4应加强合并单元采样延时测试，避免因合并单元延时错误引起的继电保护误动。

15.3 应强化智能变电站运行管理，具体要求如下：

15.3.1运维单位应完善智能变电站现场运行规程，细化智能设备各类报文、信号、硬压板、软压板的使用说明和异常处置方法，防止误操作事故。

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15.3.2应加强SCD文件在设计、基建、改造、验收、运行、检修等阶段的全过程管控，确保SCD文件的正确，防止因SCD文件错误导致变电站保护失效或误动。

15.3.3 220kV及以上电压等级智能变电站改造的施工方案以及组织措施、技术措施和安全措施应由省公司安监、运检、建设、调控部门进行专业会审。

15.3.4 110kV及以下电压等级智能变电站改造的施工方案以及组织措施、技术措施和安全措施应由地市公司安监、运检、建设、调控等部门进行专业会审。

16 防止其他原因导致变电站全停

16.1 防止通信系统故障导致变电站全停：

16.1.1调控机构、重要变电站、直调发电厂、重要风电场和通信枢纽站的不同路由上的通信光缆或电缆应通过不同的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室。

16.1.2同一条220kV及以上线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置通道应由两套独立的通信传输设备分别提供，并分别由两套独立的通信电源供电，重要线路保护及安全自动装置通道应具备两条独立的路由，满足“双设备、双路由、双电源”的要求。 16.1.3重要变电站信息通信电源和蓄电池采取双重化配置，避免通信设备全停。

16.2 防止寒冻导致设备停运：

16.2.1变电站应具备完善的防寒、防冻设施，冬季来临前应对加热器进行检查，确保其运行良好。

16.2.2高寒地区应采取加装伴热带、防寒被等措施，并确保加热装置电源可靠，防止SF6气体大面积液化。 16.3 防止受潮导致设备停运：

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16.3.1变电站应具备完善的防潮、防凝露设施。

16.3.2雨季来临前应对加热器驱潮装置完好性、箱柜密封性进行检查。

16.3.3大雨后、温差突变时应开展特巡，防止受潮凝露。 16.4 防止小动物造成设备短路：

16.4.1对高压配电室、继电保护室、电缆竖井等应做好防鼠、蛇等小动物措施。

16.4.2及时清除构架上方鸟巢，在鸟害严重地区应采取防鸟措施。 16.5 防止高空坠物导致设备停运：

16.5.1对高层或半高层布置的变电站，在上层设备检修时，应制定特殊的安全防护措施，防止设备、工器具、杂物等跌落。

16.5.2在门型构架等高空位置作业时，应制定特殊的安全防护措施，防止设备、工器具、杂物等跌落。

16.6 防止构支架倾斜、倒塌导致设备停运：

16.6.1规划设计时应避开地下采空区、地质沉降易发区等区域。 16.6.2基建时应严格控制土方施工工艺，防止回填土密实度不够或基坑泡水等导致构支架沉陷、位移、倾斜。

16.6.3运维单位应结合实际制定防止构支架倾斜倒塌事故措施，定期开展设备构支架、基础巡视，密切监视地基沉降程度，发现问题及时处理。

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