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1、110kV F2变电站重大反事故措施国网安徽综合能源服务合肥分公司2022年1月3. 2.2加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装 置正常运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙必须按照有关规定严格管 理。3. 2.3对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及 恢复送电过程中，必须做好各项安全措施。对检修或事故跳闸停电的 母线进行试送电时，具备空余线路且线路后备保护齐备时应首先考虑 用外来电源送电。定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘 子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。3. 2.5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
2、程(GB13395-2008)规范操作，母线冲洗 时要投入可靠的母差保护。3. 2.6两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中二段母线切 换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行， 禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。3. 2.7充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流 侧开关，再带直流负荷。3. 2.8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。运行了四年以后的蓄电 池组，每年做一次核对性放电试验。3. 2.9浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采 用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上
3、、 下限，每个月至少以此对蓄电池组所有的单体浮充端电压进行测量记 录，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。4防止输变电设备污闪事故为防止发生输变电设备污闪事故，应严格执行污秽条件下使 用的高压绝缘子的选择和尺寸确定(GB/T 26218-2011)、电力系统 污区分级与外绝缘选择标准(Q/GDW152-2006),并提出以下重点要求:4.1 电力系统污区分布图的绘制、修订应以现场污秽度为主要依 据之一，并充分考虑污区图修订周期内的环境、气象变化因素，包括 在建或计划建设的潜在污源，极端气候条件下连续无降水日的大幅度 延长等。4.2 清扫作为辅助性防污闪措施，可用于暂不满足防污闪配置 要求的输
4、变电设备及污染特殊严重区域（如：硅橡胶类防污闪产品已 不能有效适应的粉尘特殊严重区域）的输变电设备。重点关注自洁性 能较差的绝缘子，出现快速积污、长期干旱导致绝缘子的现场污秽度 可能到达或超过设计标准时，应采取必要的清扫措施。4.3 户内绝缘子防污闪要求户内非密封设备外绝缘与户外设备外绝缘的防污闪配置级差不 宜大于一级。4.4 大型变压器损坏事故为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司预防 110 （66） kV500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施（国家电网 生2004641号）、110 （66）牛500kV油浸式变压器（电抗器）技 术监督规定（国家电网生技2005 174号）等有
5、关规定，并提出以 下重点要求：5.1 防止变压器绝缘事故5.1.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜 油泵负压区出现的渗漏油。5.1.2 2对运行年限超过15年储油柜的胶囊和隔膜应更换。5.1.3 对运行超过20年的薄绝缘、铝线圈变压器，应加强技 术监督工作。如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修， 对更换下来的变压器也不应再迁移安装。5.1.4 220kV及以上电压等级变压器吊罩或进人后，应进行现 场局部放电试验。5. 1.5按照输变电设备状态检修试验规程(DL/T393-2010) 开展红外检测。每年应至少进行一次红外成像精确测温检查，对变压 器箱体、储油柜、套管及
6、电缆等部位重点检查。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 环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理。5. 2防止变压器保护事故变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。假设 需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期 恢复。5. 2.2气体继电器应定期校验。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。压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。5. 2.4运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀
7、门 由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸 系统有异常现象，需要翻开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦 斯保护停用。5. 2.5变压器运行中，假设需将气体继电器集气室的气体排出 时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换 为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。5.3防止分接开关事故5. 3.1有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。 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。新安装的有载分接开关，应对切换程序与时 间进行测试。5. 3.2加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或
8、运行时间到达制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与 时间进行测试。5.4 防止变压器套管事故4.1新套管供应商应提供型式试验报告。5. 4.2检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行 静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110220kV套管静 放时间应大于24小时。6. 4.3如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙 套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在 瓷套涂防污闪涂料等措施。7. 4.4作为备品的110(66)kV及以上套管，应竖直放置。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受 潮。对水平放置保存期超过
9、一年的110(66)kV及以上套管，当不能确 保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额 定电压下的介损试验和油色谱分析。8. 4.5运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持 套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。9. 4.6加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，每次拆 接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末 屏接地状况带电测量。5.5 预防变压器火灾事故5.5.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管 理，重点防止变压器着火时的事故扩大。5. 5.2现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系 统故障或线圈
10、过热烧损。5. 5.3应加强对灭火装置的维护和检查，以防止误动和拒动。6防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故106.1 防止串联电容器补偿装置事故为防止串联电容器补偿装置(以下简称：串补装置)事故，应 严格执行国家电网公司电力安全工作规程、串联电容器补偿装置 通用技术要求、串联电容器补偿装置交接试验规程、串联电容器 补偿装置运行规范及其它有关规定，并提出以下重点要求：6.1.1 串补运行方式操作6. 1. 1. 1在串补装置从热备用运行方式向冷备用运行方式操作 过程中，应先拉开平台相对高压侧串补隔离开关，后拉开平台相对低 压侧串补隔离开关；6. 1. 1. 2在串补装置从冷备用运行方式向
11、热备用运行方式操作 过程中，应先合入平台相对低压侧串补隔离开关，后合入平台相对高 压侧串补隔离开关；6. 1. 1. 3串补装置停电检修时应将相关联跳线路保护的压板及 二次电源断开。6. 1. 1. 4按照输变电设备状态检修试验规程(DL/T 393-2010) 开展红外检测，定期进行红外成像精确测温检查，应重点检查电容器 组引线接头、电容器外壳、MOV端部以及串补平台上电流流过的其它 主要设备。6.2串联电抗器局部6. 2.1电抗器的电抗率应根据系统谐波测试情况计算配置，必 须防止同谐波发生谐振或谐波过度放大。运行中谐波电流应不超过标 准要求。已配置抑制谐波用串联电抗器的电容器组，禁止减容量
12、运行。6. 2. 2室内宜选用铁芯电抗器。6. 2.3新安装干式空芯电抗器时，不应采用叠装结构，防止电 抗器单相事故开展为相间事故。6. 2. 4.干式空芯电抗器应安装电容器组首端，在系统短路电流 大的安装点应校核其动稳定性。6. 2. 5.干式空芯电抗器出厂应进行匝间耐压试验，当设备交接11 时，具备条件时应进行匝间耐压试验6. 3.放电线圈局部6. 3. 1放电线圈首末端必须与电容器首末端相连接。6. 3. 2新安装放电线圈应采用全密封结构。对已运行的非全密封 放电线圈应加强绝缘监督，发现受潮现象应及时更换。1.4. 避雷器局部1. 4.1电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采
13、用星形接线，中性点直接接地方式。6. 4.2电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器应安装在紧靠 电容器组高压侧入口处位置。7. 4. 3.选用电容器组用金属氧化物避雷器时，应充分考虑其通 流容量的要求。1.5. 电容器组保护局部6. 5.1采用电容器成套装置及集合式电容器时，应要求厂家提 供保护计算方法和保护整定值。7. 5. 2电容器组安装时应尽可能降低初始不平衡度，保护定值应 根据电容器内部元件串并联情况进行计算确定。500kV变电站电容器 组各相差压保护定值不应超过0. 8V,保护整定时间不宜大于0. Iso7防止互感器损坏事故为防止互感器损坏事故，应严格执行国家电网公司预防H0（66）
14、kV500kV互感器事故措施（国家电网生2004641号）、110 （66） kV500kV互感器技术监督规定（国家电网生技2005 174号）、预 防倒立式SF6电流互感器事故措施（国家电网生技2009 80号）、预 防油浸式电流互感器、套管设备故障补充措施（国家电网生技 2009819号）等有关规定，并提出以下重点要求：防止UOkV （66kV）500kV SF6绝缘电流互感器事故8. 1运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于120. 5%o8.1. 假设压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按 制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情 况需带电补气时
15、，应在厂家指导下进行。8.2. 补气较多时（表压小于0.2Mpa）,应进行工频耐压试验。8.3. 交接时SF6气体含水量小于250 p1/Lo运行中不应超过 50011/1 （换算至20）,假设超标时应进行处理。8.4. 设备故障跳闸后，应进行SF6气体分解产物检测，以确定 内部有无放电。防止带故障强送再次放电。8.5. 对长期微渗的互感器应重点开展SF6气体微水量的检测， 必要时可缩短检测时间，以掌握SF6电流互感器气体微水量变化趋 势。8防止GIS、开关设备事故为防止开关设备事故，应严格执行国家电网公司高压开关设 备技术监督规定（国家电网生技2005 174号）、预防12kV-40. 5k
16、V 交流高压开关柜事故补充措施（国家电网生（2010） 811号）、预 防交流高压开关柜人身伤害事故措施（国家电网生2010） 1580号）、 关于加强气体绝缘金属封闭开关全过程管理重点措施（国家电网 生201111223号）等有关规定，并提出以下重点要求：9. 1防止GIS （包括HGIS）、SF6断路器事故8.1.1 应加强运行中GIS断路器的带电局放检测工作。在A 类或B类检修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击 后必要时应进行局放检测，对于局放量异常的设备，应同时结合SF6 气体分解物检测技术进行综合分析和判断。8.1.2 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查 分
17、合闸缓冲器，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13 位置有无变化，或定期进行合、分闸行程曲线测试。对于采用“螺旋 式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。8.1. 3弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，测试其行程 曲线是否符合厂家标准曲线要求；对运行10年以上的弹簧机构可抽 检其弹簧拉力，防止因弹簧疲劳，造成开关动作不正常。8.1. 4加强操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、 防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁。加强辅助开关的检查维护，防止由于接点腐蚀、松动变 位、接点转换不灵活、切换不可靠等原因
18、造成开关设备拒动。8.2防止开关柜事故的措施8. 2.1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。8. 2.2积极开展超声波局部放电检测、暂态地电压检测等带电 检测技术的研究和应用，及早发现开关柜内绝缘缺陷，防止由开关柜 内部局部放电演变成短路故障。加强开展开关柜温度检测，对温度异常的开关柜强化监 测、分析和处理，防止导电回路过热引发的柜内短路故障。9防止电力电缆损坏事故为防止电力电缆损坏事故，应认真贯彻执行电力工程电缆设 计规范(GB 50217)、电力装置安装工程电缆线路施工及验收规范 (GB 50168)、火力发电厂与变电所设计防火规范(GB 50229)、 10 (6
19、) kV500kV电缆技术标准(Q/GDW 371)、国家电网公司电 力电缆线路运行规程(Q/GDW512),国家电网公司输变电设备状态 检修试验规程(Q/GDW168)等标准及国家电网公司电缆通道管理 规范(国家电网生(2010)637号)等有关规定，并提出以下重点要 求：9.1 防止电缆绝缘击穿事故149.1.1 运行部门应加强电缆线路负荷和温度的检（监）测，防 止过负荷运行，多条并联的电缆应分别进行测量。巡视过程中应检测 电缆附件、接地系统等的关键接点的温度。9.1. 2严禁金属护层不接地运行。应严格按照运行规程巡检接地 端子、过电压限制元件，发现问题应及时处理。9.1 . 3运行部门应
20、开展电缆线路状态评价，对异常状态和严重状 态的电缆线路应及时检修。9.2 防止电缆火灾9. 2.1电缆密集区域的在役接头应加装防火槽盒或采取其他防 火隔离措施。变电站夹层内在役接头应逐步移出，电力电缆切改或故 障抢修时，应将接头布置在站外的电缆通道内。9. 2.2运行部门应保持电缆通道、夹层整洁、畅通，消除各类 火灾隐患，通道沿线及其内部不得积存易燃、易爆物。9. 2.3电缆通道临近易燃或腐蚀性介质的存储容器、输送管道 时，应加强监视，防止其渗漏进入电缆通道，进而损害电缆或导致火 灾。9. 2.4在电缆通道、夹层内使用的临时电源应满足绝缘、防火、 防潮要求。工作人员撤离时应立即断开电源。9.
21、2.5在电缆通道、夹层内动火作业应办理动火工作票，并采 取可靠的防火措施。9. 2.6 变电站夹层宜安装温度、烟气监视报警器，重要的电 缆隧道应安装温度在线监测装置，并应定期传动、检测，确保动作可 靠、信号准确。9. 2.7严格按照运行规程规定对电缆夹层、通道进行巡检，并 检测电缆和接头运行温度。9.3防止外力破坏和设施被盗9. 3.1电缆路径上应设立明显的警示标志，对可能发生外力破 坏的区段应加强监视，并采取可靠的防护措施。159. 3.2工井正下方的电缆，宜采取防止坠落物体打击的保护措施。9. 3.3应监视电缆通道结构、周围土层和临近建筑物等的稳定 性，发现异常应及时采取防护措施。敷设于公
22、用通道中的电缆应制定专项管理措施。9. 3.5应及时清理退运的报废缆线，对盗窃易发地区的电缆设 施应加强巡视。9.4防止单芯电缆金属护层绝缘故障9. 4.1应监视重载和重要电缆线路因运行温度变化产生的蠕 变，出现异常应及时处理。10. 4.2应严格按照试验规程对电缆金属护层的接地系统开展运 行状态检测、试验。11. 4.3应严格按试验规程规定检测金属护层接地电流、接地线 连接点温度，发现异常应及时处理。12. 4.4电缆线路发生运行故障后，应检查接地系统是否受损， 发现问题应及时修复。10防止接地网和过电压事故为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻交流电气装置的接 地(DL/T 621-1997
23、)、接地装置工频特性参数的测量导那么(DL/T 475-2006 )、交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T 620-1997)、输变电设备状态检修试验规程(DL/T393-2010)、电 力设备预防性试验规程(DL/T596-1996)及其它有关规定，并提出 以下重点要求：13. 1防止接地网事故13.1.1 对于已投运的接地装置，应每年根据变电站短路容量 的变化，校核接地装置(包括设备接地引下线)的热稳定容量，并结 合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置16批 准:审 定:安全审核:质量审核:技术审核:编 写:日期：日期：0期：日期：日期：0期：日期：0期：日期：
24、进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻 接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。13.1.2 应根据历次接地引下线的导通检测结果进行分析比 较，以决定是否需要进行开挖检查、处理。10. 1.3定期（时间间隔应不大于5年）通过开挖抽查等手段确定 接地网的腐蚀情况，铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。假设接地 网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符合设计要求，怀疑接地网 被严重腐蚀时，应进行开挖检查。如发现接地网腐蚀较为严重，应及 时进行处理。10.2 防止变压器过电压事故10. 2. 1切合UOkV及以上有效接地系统中性点不接地的空载 变压器时，应先将该变压器
25、中性点临时接地。11. 2.2为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生 较高工频过电压的异常运行工况，110220kV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llOkV变压器，当中性点 绝缘的冲击耐受电压K185kV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应进行校核。间隙动作后，应检查间 隙的烧损情况并校核间隙距离。12. 2. 3对于低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压 器，宜在变压器低压侧装设避雷器进行保护。10.3 防止谐振过电压事故10. 3.1为防止llOkV及以上电压等级断路器断口均压电容与 母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，
26、可通过改变运行和操作方式 防止形成谐振过电压条件。新建或改造敞开式变电站应选用电容式电 压互感器。10. 3. 2为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互 感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施：1）选用励磁特性饱和点较高的，在L91U百电压下，铁芯磁17 通不饱和的电压互感器。2)在电压互感器(包括系统中的用户站)一次绕组中性点对 地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕 组加阻尼或其它专门消除此类谐振的装置。3) 10kV及以下用户电压互感器一次中性点应不接地。10.4防止无间隙金属氧化物避雷器事故10. 4. 1对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要
27、求 进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。35kV及以上 电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验。11. 4.2严格遵守避雷器交流泄漏电流测试周期，雷雨季节前 后各测量一次，测试数据应包括全电流及阻性电流。12. 4. 3 HOkV及以上电压等级避雷器应安装交流泄漏电流在 线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，有人值班的变电站每 天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。无人值班变电 站可结合设备巡视周期进行巡视并记录，强雷雨天气后应进行特巡。11防止继电保护事故为了防止继电保护事故，应认真贯彻继电保护和安全自动装置 技术规程(GB/T 14285-2006)
28、.微机继电保护装置运行管理规程 (DL/T 587-2007)、继电保护和电网安全自动装置检验规程(DL/T 995-2006)、继电保护及安全自动装置运行管理规程(水电生字 -1982-11 )继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 (Q/GDW 267-2009)、3kVllOkV电网继电保护装置运行整定规程 (DL/T 584-2007)、220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程 (DL/T 559-2007)、电力系统继电保护技术监督规定(试行)(电 安生-1997-356)、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要 点(电安生(1994)191号)、电力系统继电保护及安
29、全自动装置运 行评价规程(DL/T 623-2010)、大型发电机变压器继电保护整定计18 算导那么(DL/T 684-1999)、智能变电站继电保护技术规范(Q/GDW 441-2010 ).线路保护及辅助装置标准化设计规范(Q/GDW 161-2007),变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化 设计规范(Q/GDW175-2008)、国家电网继电保护整定计算技术规范(Q/GDW 422-2010)等有关标准和规程、规定，并提出以下要求：11.1继电保护配置应注意的问题13. 1. 1电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。双重 化配置的继电保护应满足以下基本要求：14. 两套
30、保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互 相独立的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其 保护范围应交叉重叠，防止死区。15. 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电 的直流母线段。11.1.1. 3两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线 圈分别对应。11.1.1. 4两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相 互独立的原那么。11.1.1. 5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，当一套保护退出时 不应影响另一套保护的运行。11.1.1. 6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
31、)、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立 的原那么按双重化配置。11. 1. 1.8除终端负荷变电站外，220kV电压等级变电站的母线 保护应按双重化配置。11. 1. 1.9 220kV电压等级线路、变压器、高抗、串补、滤波器 等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备19 保护，能反响被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或 给出信号。11.1. 2应充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，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，可采取起动失 灵和远方跳闸等后备措施加以解决。11.1.3 220kV及以上电压等级的线路保护应满足以下要求：11.1.
32、 3.1联络线的每套保护应能对全线路内发生的各种类型 故障均快速动作切除。对于要求实现单相重合闸的线路，在线路发生 单相经高阻接地故障时，应能正确选相并动作跳闸。11.2. 3. 2对双母线接线按近后备原那么配置的两套主保护，当合 用电压互感器的同一二次绕组时，至少应配置一套分相电流差动保 护。11.3. 3. 3对于远距离、重负荷线路及事故过负荷等情况，宜采 用设置负荷电阻线或其他方法防止相间、接地距离保护的后备段保护 误动作。11.4. 1. 3. 4应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区 导致零序功率方向纵联保护拒动，但不宜采用过分降低零序动作电压 的方法。11.5. 3.5宜设
33、置不经闭锁的、长延时的线路后备保护。11.1.4 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护，除跳 母联、分段的支路外，应经复合电压闭锁。11.1.5 220kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断 路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置。11.1.6 断路器失灵保护的电流判别元件的动作和返回时间均不 宜大于20ms,其返回系数也不宜低于0.9。1.1.1 7变压器、电抗器非电量保护应同时作用于断路器的两个 跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的变压器非电量保护应设置独立的电20 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。当变压
34、器、电抗器采用就地跳闸 方式时，应向监控系统发送动作信号。1.1.2 8在变压器低压侧未配置母差和失灵保护的情况下，为提 高切除变压器低压侧母线故障的可靠性，宜在变压器的低压侧设置取 自不同电流回路的两套电流保护。当短路电流大于变压器热稳定电流 时，变压器保护切除故障的时间不宜大于2秒。11.1.9 变压器的高压侧宜设置不经任何闭锁的、长延时的后备 保护。在保护不失配的前提下，尽量缩短变压器后备保护的整定时间 级差。11.1.10 变压器过励磁保护的起动、反时限和定时限元件应根 据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算并能分别整定，其返回系数 不应低于0. 96o11.1.11 1. 11 220
35、kV-500kV变压器的断路器失灵时应起动断路器失 灵保护，并应满足以下要求：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“或逻辑”构成，在保护跳闸接点和 电流判别元件同时动作时去解除复合电压闭锁，故障电流切断、保护 收回跳闸命令后应重新闭锁断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除 故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解决。220kV及以上电 压等级变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路 器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。11.1.12 防止断路器跳跃继电器动作时间应与断路器动作时间 配合，断路器三相位置不一致保护的动作时间应与其它保护动作时间
36、相配合。11.2运行管理应注意的问题11.2.1 严格执行继电保护现场标准化作业指导书，规范现场安 全措施，防止继电保护“三误”事故。11.2.2 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时21 间。微机保护装置的开关电源模件宜在运行45年后予以更换。11.2.3 加强微机保护装置软件版本管理，未经主管部门认可的 软件版本不得投入运行。11.2.4 建立和完善继电保护故障信息和故障录波管理系统，严 格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。在保证安全的前 提下，可开放保护装置远方修改定值区、远方投退压板功能。11.2.5 所有差动保护（线路、母线、变压器、电抗器、发电机 等）在投入运
37、行前，除应在负荷电流大于电流互感器额定电流的10% 的条件下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。11.2.6 在无母差保护运行期间应采取相应措施，严格限制变电 站母线侧刀闸的倒闸操作，以保证系统安全。11.2.7 2. 7定期对继电保护微机型试验装置进行全面检测，确保装 置的精度及各项功能满足继电保护试验需要。11.2.8 加强继电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保 量,严禁超期和漏项，应特别加强对新投产设备在一年内的全面校验, 提高继电保护设备健康水平。11.2.9 2. 9继电保护专业和通信专业应密切配合。注意校核继电保
38、护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度及通道 传输时间，防止因通信问题引起保护不正确动作。1.2. . 10加强对纵联保护通道设备的检查，重点检查是否设定 了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。1.3. . 11相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电 保护的有关规定。1.4. . 12针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管 理。11. 2.13 实施调控一体操作时，应具备保护投退和定值变更等 验证机制，防止保护误投和误整定的发生。2212防止电网调度自动化系统与电力通信网事故防止电网调度自动化系统事故为防止电网调度自动化系统事故，应认真贯彻落实电力调度 自动化
39、系统运行管理规程(DL/T 516 - 2006)、电力二次系统安全 防护总体方案(电监安全200634号)、电网调度系统安全生产保 障能力评估(国家电网调2009 38号)等的有关要求，适应坚强 智能电网开展的需要，规范和提高电网调度自动化水平。12. 1. 1建立基础数据“源端维护、全局共享”的一体化维护 使用机制和考核机制，利用状态估计等功能，督导考核基础数据维护 工作，不断提高基础数据，尤其是220kV及以上电压等级电网模型参 数和运行数据的完整性、准确性、一致性和维护的及时性。12.1. 2调度自动化系统运行维护管理部门应结合本网实际， 建立健全各项管理方法和规章制度，必须制订和完善
40、有关调度自动化 系统运行管理规程、调度自动化系统运行管理考核方法、机房安全防 火制度、文明生产制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护 制度、运行与维护岗位职责和工作标准。12 . 1. 3相关部门应制定和落实调度自动化系统应急预案和故 障恢复措施，系统和数据应定期备份。13 .1.4按照有关规定的要求，结合一次设备检修，定期对调 度范围内厂站远动信息进行测试。有关遥信传动试验应具有传动试验 记录，遥测精度应满足相关规定要求。12.2防止电力通信网事故为防止电力通信网事故，应认真贯彻电力系统通信管理规程 (DL/T 544-94 )、电力系统光纤通信运行管理规程(DL/T 547-2010
41、)、光纤通道传输保护信息通用技术条件(DL/T 364-2010) 等标准及其它有关规程、规定，并提出以下重点要求：1. .2.1各通信机构负责监视及控制所辖范围内的通信网的运行23 情况，及时发现通信网故障信息，指挥、协调通信网故障处理。2. .2.2应加强通信调度管理，发挥通信调度在电力通信网运行 指挥方面的作用。通信调度员必须具有较强的判断、分析、沟通、协 调和管理能力，熟悉所辖通信网络状况和业务运行方式，上岗前应进 行培训和考核。12. 2.3通信站内主要设备的告警信号（声、光）及装置应真实 可靠。通信动力环境和无人值班机房内主要设备的告警信号应接到有 人值班的地方或接入通信综合监测系
42、统。13. 2. 4通信检修工作应严格遵守电力通信检修管理规定相关要 求，对通信检修票的业务影响范围、采取的措施等内容应严格进行审 查核对，对影响一次电网生产业务的检修工作应按一次电网检修管理 方法办理相关手续。严格按通信检修票工作内容开展工作，严禁超范 围、超时间检修。14. 2.5通信运行部门应与一次线路建设、运行维护部门建立工 作联系制度。因一次线路施工或检修对通信光缆造成影响时，一次线 路建设、运行维护部门应提前5个工作日通知通信运行部门，并按照 电力通信检修管理规定办理相关手续，如影响上级通信电路，必须报 上级通信调度审批后，方可批准办理开工手续。防止人为原因造成通 信光缆非计划中断
43、。15. 2.6线路运行维护部门应结合线路巡检每半年对OPGW光缆 进行专项检查，并将检查结果报通信运行部门。通信运行部门应每半 年对ADSS和普通光缆进行专项检查，重点检查站内及线路光缆的外 观、接续盒固定线夹、接续盒密封垫等，并对光缆备用纤芯的衰耗进 行测试比照。16. 2.7每年雷雨季节前应对接地系统进行检查和维护。检查连 接处是否紧固、接触是否良好、接地引下线有无锈蚀、接地体附近地 面有无异常，必要时应开挖地面抽查地下隐蔽局部锈蚀情况。独立通 信站、综合大楼接地网的接地电阻应每年进行一次测量，变电站通信24 接地网应列入变电站接地网测量内容和周期。微波塔上除架设本站必 须的通信装置外，
44、不得架设或搭挂可构成雷击威胁的其他装置，如电 缆、电线、电视天线等。17. 2.8严格落实电视 会议系统“一主两备”的技术措施， 制定切实可行的应急预案，并进行突发情况下的应急操作演练，提高 值机人员应对突发事件的保障能力，确保会议质量。18. 2.9制定通信网管系统运行管理规定，落实数据备份、病毒 防范和安全防护工作。19. 2. 10通信设备运行维护部门应每季度对通信设备的滤网、防 尘罩进行清洗，做好设备防尘、防虫工作。通信设备检修或故障处理 中，应严格按照通信设备和仪表使用手册进行操作，防止误操作或对 通信设备及人员造成损伤，特别是采用光时域反射仪测试光纤时，必 须断开对端通信设备。20
45、. 2.11调度交换机运行数据应每月进行备份，调度交换机数据 发生改动前后，应及时做好数据备份工作。调度录音系统应每月进行 检查，确保运行可靠、录音效果良好、录音数据准确无误，存储容量 充足。21. 2.12因通信设备故障以及施工改造和电路优化工作等原因 需要对原有通信业务运行方式进行调整时，应在48小时之内恢复原 运行方式。超过48小时，必须编制和下达新的通信业务运行方式单, 通信调度必须与现场人员对通信业务运行方式单进行核实。确保通信 运行资料与现场实际运行状况一致。22. 2.13应落实通信专业在电网大面积停电及突发事件时的组 织机构和技术保障措施。应制定和完善通信系统主干电路、电视 会
46、议系统、同步时钟系统和复用保护通道等应急预案。应制定和完善 光缆线路、光传输设备、PCM设备、微波设备、载波设备、调度及行 政交换机设备、网管设备以及通信专业管辖的通信专用电源系统的突 发事件现场处置方案。应通过定期开展反事故演习来检验应急预案的25 实际效果，并根据通信网开展和业务变化情况对应急预案及时进行补 充和修改，保证通信应急预案的常态化，提高通信网预防、控制和处 理突发事件的能力。13防止垮坝、水淹厂房事故为防止垮坝、水淹厂房事故的发生，应认真贯彻中华人民共 和国防洪法、中华人民共和国防汛条例、水库大坝安全管理条例 等法律法规，以及国家电网公司防汛管理方法及防汛检查大纲等 规定，并重
47、点要求如下：22.1.1 建立、健全防汛组织机构，强化防汛工作责任制，明确 防汛目标和防汛重点。22.1.2 加强防汛与大坝安全工作的规范化、制度化建设，及时 修订和完善能够指导实际工作的防汛手册。23. 3.3做好大坝安全检查（日常巡查、年度详查、定期检查和 特种检查）、监测、维护工作，确保大坝处于良好状态。大坝要设立 可靠的监测系统，对观测异常数据要及时分析、上报和采取措施。应认真开展汛前检查工作，明确防汛重点部位、薄弱环 节，制定科学、具体、切合实际的防汛预案，有针对性的开展防汛演 练，对汛前检查及演练情况应及时上报主管单位。13. 3. 5水电厂应按照有关规定，对大坝、水库情况、备用电源、 泄洪设备、水位计等进行认真检查。既要检查厂房外部的防汛措施， 也要检查厂房内部的防水淹厂房措施，厂房内部重点应对供排水系 统、廊道、尾水进人孔、水轮机顶盖等部位的检查和监视，防止水淹 厂房和损坏机组设备。13. 3.6汛前应做好防止水淹厂房、廊道、泵房、变电站、进厂 铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施，防汛备用电源 汛前应进行带负荷试验，特别确保地处河流附近低洼地区、水库下游 地区、河谷地区排水畅通，防止河水倒灌和暴雨造成水淹。261防止人身伤亡事故12防止电气误操作事故33 防止变电站全停44防止输变电设备污闪事故 75防止大型变压器损坏事故86防止串