1 防止人身伤亡事故 2 4 防止电气误操作事故 8
5 防止变电站全停及重要客户停电事故
6 防止输电线路事故 17
7 防止输变电设备污闪事故 22 9 防止大型变压器损坏事故 23
10 防止串联电容器补偿装置和并联电容
器装置事故 30
11 防止互感器损坏事故 35 12 防止GIS、开关设备事故 38 13 防止电力电缆损坏事故 48 14 防止接地网和过电压事故 53
15 防止继电保护事故 60
16 防止电网调度自动化系统、电力通信网
及信息系统事故 75
18 防止火灾事故和交通事故 90
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十八项电网重大反事故措施
实施细则(修改版)
1 防止人身伤亡事故
为防止人身伤亡事故，应认真贯彻《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网安监〔2009〕664号）、《电力建设安全工作规程》（DL5009）、《关于印发安全风险管理工作基本规范(试行)的通知》(国家电网安监〔2011〕139号) 、《关于印发生产作业风险管控工作规范（试行）的通知》（国家电网安监〔2011〕137号）、《关于印发<营销业扩报装工作全过程防人身事故十二条措施（试行）>、<营销业扩报装工作全过程安全危险点辨识与预控手册（试行）>的通知》(国家电网营销〔2011〕237 号)、《国家电网公司基建安全管理规定》（国家电网基建〔2011〕1753号）、《国家电网公司建设工程施工分包安全管理规定》（国家电网基建〔2010〕174号）、《国家电网公司电力建设起重机械安全管理重点措施（试行）》（国家电网基建〔2008〕696号）、《国家电网公司电力建设起重机械安全监督管理办法》（国家电网安监〔2008〕891号）、《输变电工程安全文明施工标准》（Q/GDW250—2009）及其它有关规定，并提出以下重点要求：
1.1 加强各类作业风险管控
1.1.1 根据工作内容做好各类作业各个环节风险分析，落实风险预控和现场管控措施。
严格执行《江苏省电力公司生产计划管理规定》，统筹基建、技
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改、用户等工程，详细编制年度、月度生产计划和班组周工作计划，结合生产计划的编制认真开展班组承载力和作业风险分析，制定落实现场风险预控措施，严格执行到岗到位制度，加强现场安全管控，有效防范各类作业风险。
1.1.1.1对于开关柜类设备的检修、预试或验收，针对其带电点与作业范围绝缘距离短的特点，不管有无物理隔离措施，均应加强风险分析与预控。
1.1.1.2对于隔离开关的就地操作，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，监护人员应严格监视隔离开关动作情况，操作人员应视情况做好及时撤离的准备。
电动操作的隔离开关就地操作时应选择在端子箱操作，手动操作隔离开关就地操作时，操作人员应对被操作的设备进行试探用力，同时注意检查传动部件是否正常。应充分考虑闸刀操作方向及人员站位，便于异常情况下人员紧急撤离。
1.1.1.3 对于高空作业，应做好各个环节风险分析与预控，特别是防静电感应和高空坠落的安全措施。
1.1.1.4 对于业扩报装工作，应做好施工、验收、接电等各个环节的风险辨识与预控 ，严格履行正常验收程序，严禁单人工作、不验电、不采取安全措施以及强制解锁、擅自操作客户设备等行为。
对于输、配、农电工作，应认真开展作业现场勘察，分析查找作业现场和作业过程中存在的各种危险因素,制定有针对性的安全措施并严格执行。
1.1.2 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应采取可靠的防护措施，并宜设立安全警示牌，必要时设专人监护。对交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。
1.作业人员应按规定正确使用安全帽、安全带、防护服等安全工器具。
2.作业现场的防火、防毒、防爆、防尘、防静电、防感应电等
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措施应齐备。
3.作业现场设备名称、编号应清晰正确，作业前应认真核对，防止误入、误登带电间隔。
4.进入SF6设备装臵室，必须先启动排风扇进行换气，必要时应检查SF6气体含量是否超标。
1.2 加强作业人员培训
1.2.1 定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术、风险辨识等培训、考试，使其熟练掌握有关规定、风险因素、安全措施和要求，明确各自安全职责，提高安全防护、风险辨识的能力和水平。
1.以安全意识和安全技能为核心，全面推进实施“员工安全行为习惯养成教育”，促进一线员工队伍安全素养的整体提高。
2.对班组长、工作票“三种人”、技术骨干等关键人员，开展安全管理专题培训，不断提高关键岗位人员的安全意识和安全技能。
3.强化对协作单位员工安全素质的监管，落实个人资质审查、安全培训考核、现场违章记分等动态管理措施，不断提高协作单位现场安全管理水平。
1.2.2 对于实习人员、临时和新参加工作的人员，应强化安全技术培训，并应在证明其具备必要的安全技能和在有工作经验的人员带领下方可作业。禁止指派实习人员、临时和新参加工作的人员单独工作。
1.2.3 应结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想、安全文化教育，开展有针对性的应急演练，提高员工安全风险防范意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。
积极开展有层次的反事故演习，推行无脚本应急演练活动，提高队伍的综合实战能力和员工的生产技能水平。
1.3 加强对外包工程人员管理
1.3.1 加强对各项承包工程的安全管理，明确业主、监理、承包商的安全责任，严格资质审查，签订安全协议书，严禁层层转包或
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违法分包，严禁“以包代管”、“以罚代管”,并根据有关规定严格考核。
1.工程发包单位必须严格按照国家及国家电网公司有关规定进行工程分包，严格控制工程分包范围，严禁违规分包工程。工程分包后严禁再次分包或转包。
2.发包单位在工程分包时，必须严格审查承包单位的施工资质和安全资质，不得使用未经施工资质、安全资质审查或资质审查不合格的承包单位。
3.发包单位对其工程承包单位的安全施工负有监督、管理、指导责任，对其劳务承包单位的安全施工负直接管理责任。严禁以“包”代管和以“罚”代管。
4.发包单位在工程分包时，必须与其工程承包单位签订工程分包合同和安全协议，工程分包合同中必须明确双方的安全生产责任、权利及义务。
1.3.2 监督检查分包商在施工现场的专（兼）职安全员配置和履职、作业人员安全教育培训、特种作业人员持证上岗、施工机具的定期检验及现场安全措施落实等情况。
1.监督检查并督促承包单位全体人员进行安全教育培训和考试。承包单位在工程施工前必须对其作业人员进行身体检查，体检不合格不得上岗作业。患有职业禁忌症、老弱病残及未成年者不得录用。
2.监督检查并督促承包单位必须按国家规定为作业人员配备个人安全防护用品。
3.发包单位必须对承包单位实际进场队伍的员工培训、持证上岗、施工机械、现场管理等情况进行重点管控。
1.3.3 在有危险性的电力生产区域（如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设备事故的场所）作业，发包方应事先对承包方相关人员进行全面的安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。
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1.承包单位对其所承担的施工项目必须编制安全施工措施并报监理单位和发包单位审批与备案。对特殊作业、危险作业和重要施工项目，发包单位应指导工程承包单位编制施工方案和安全施工措施，施工时发包单位应派员现场不定期监督、指导。
2.开工前发包单位对承包方负责人和工程技术人员、安监人员进行全面的安全技术交底，并应有完整的记录或资料。
1.4 加强安全工器具和安全设施管理
1.4.1 认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家认证认可的质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并按照有关标准、规程要求定期检验，禁止使用不合格的工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。
1.建立健全安全工器具管理制度，严格规范安全工器具采购、检测、使用、维护、保管、报废等环节的管理。
2. 严格按照有关规定对安全工器具进行定期检验，可委托具有资质的电力安全工器具检验机构或具备条件的高压试验班组进行。
3.安全工器具必须统一编号、定臵存放、专人保管，其存放必须满足国家和行业标准及产品说明书要求，安全工器具使用前应进行检查，严禁使用不合格安全工器具。
4.建立完善的安全工器具管理台帐并由专人负责管理，对安全工器具的领用、检测、维护、存放、报废等各个环节实施严格的跟踪管理。
5.合格安全工器具与不合格安全工器具必须分开存放，损坏或达到报废时限的安全工器具必须及时进行报废处理。
1.4.2 对现场的安全设施,应加强管理、及时完善、定期维护和保养,确保其安全性能和功能满足相关规定、规程和标准要求。
建立健全现场安全设施台帐并由专人负责管理，对安全设施的定期维护和保养进行严格的跟踪管理，维护、保养、检测等工作应做好相关记录。
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1.5 设计阶段应注意的问题
1.5.1在输变电工程设计中，应认真吸取人身伤亡事故教训，并按照相关规程、规定的要求，及时改进和完善安全设施及设备安全防护措施设计。
1.5.2 施工图设计时，应严格执行工程建设强制性条文内容，编写《输变电工程设计强制性条文执行计划表》，突出说明安全防护措施设计。
在输变电工程设计中，应严格执行最新的国网公司、省公司有关规程规定。
1.6 加强施工项目安全管理
1.6.1 强化工程分包全过程动态管理。施工企业要制定分包商资质审查、准入制度，要做好核审分包队伍进入现场、安全教育培训、动态考核工作，对施工全过程进行有效控制，确保分包安全处于受控状态。
1.6.2 抓好施工安全管理工作,建立重大及特殊作业技术方案评审制度，施工安全方案的变更调整要履行重新审批程序。施工单位要落实好安全文明施工实施细则、作业指导书等安全技术措施。
1.6.3 严格执行特殊工种、特种作业人员持证上岗制度。项目监理部要严格执行特殊工种、特种作业人员进行入场资格审查制度，审查上岗证件的有效性。施工单位要加强特殊工种、特种作业人员管理，强调工作负责人不得使用非合格专业人员从事特种作业，要建立严格的惩罚制度，严肃特种作业行为规范。
特殊工种、特种作业和特种设备作业人员应按有关规定接受专门的安全培训，经考核合格并取得有效资格证书后，方可上岗作业。
1.6.4加强施工机械安全管理工作。要重点落实对老旧机械、分包单位机械、外租机械的管理要求，掌握大型施工机械工作状态信息，监理单位要严格现场准入审核。施工企业要落实起重机械安装拆卸的
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安全管理要求，严格按规范流程开展作业。
1.强化施工机械现场安全管理工作，加强租赁机械资质审核与现场监督，做好电力建设起重机械隐患排查治理工作。
2.加强对特殊天气下施工、大型机械安装拆卸、临近带电设备和高处作业的监护，强化安全设施设臵、使用、拆除过程的监护管理。
4 防止电气误操作事故
为防止电气误操作事故，应全面落实《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网安监〔2009〕664号）、《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》（国家电网安监〔2006〕904号）、《防止电气误操作装置管理规定》（国家电网生〔2003〕243号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：
4.1 加强防误操作管理
4.1.1 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护应纳入运行、检修规程，防误装置应与相应主设备统一管理。
4.1.2 加强运行、检修人员的专业培训，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。
4.1.3 严格执行调度指令。倒闸操作时，严禁改变操作顺序。当操作发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告，并禁止单人滞留在操作现场。待发令人再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。
在操作过程中遇有设备不能操作或防误锁具打不开等情况时，必须先停止操作，然后检查操作票的执行是否有误，按照“四核对”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位臵及状态）的要求确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处
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理被操作设备的缺陷。严禁擅自解锁操作或更改操作票。
4.1.4 应制订和完善防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。
4.1.5 应制定完备的解锁工具（钥匙）管理规定，严格执行防误闭锁装置解锁流程，任何人不准随意解除闭锁装置，操作人员和检修人员禁止擅自使用解锁工具（钥匙）。
解锁钥匙应封存保管，所有操作人员和检修人员禁止擅自使用解锁钥匙。若遇特殊情况需解锁操作，应经运维单位防误操作专责人到现场核实无误并签字后，由运维人员报告当值调度员，方能使用解锁钥匙。
4.1.6 防误闭锁装置不能随意退出运行。停用防误闭锁装置应经本单位分管生产的行政副职或总工程师批准，短时间退出防误闭锁装置应经变电站站长、操作或运维队长、发电厂当班值长批准，并应按程序尽快投入运行。
4.2 完善防误操作技术措施
4.2.1 新、扩建变电工程或主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。
1.防误装臵应与主设备同时设计、同时安装、同时验收投运，对于未安装防误装臵或防误装臵验收不合格的设备，运行单位或有关部门有权拒绝该设备投入运行。
2.在变电站综自系统改造、改扩建工程时必须严格按照《江苏省电力公司变电站防误操作系统改造实施指导意见》（苏电生„2008‟631号）的技术要求进行设计和施工，在综自改造工程中未描述防误改造部分或未对需改造防误系统部分进行申报的项目审批不予通过。
4.2.2 断路器或隔离开关电气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，应确保待操作断路器或隔离开关正确，并以现场状态为准。
1.对于尚未进行综自改造并且采用“电气闭锁”方式的变电站若
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采用重动继电器，应结合综自改造，直接采用辅助触点来实现“监控防误”。
2.设备操作后的位臵检查应以设备实际位臵为准，无法看到实际位臵时，可通过设备机械位臵指示、电气指示、带电显示装臵、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，应有两个及以上的指示，且所有指示均己同时发生对应变化，才能确认该设备己操作到位。
4.2.3 防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。 1.隔离开关、接地刀闸闭锁回路电源应与电机电源分开。 2.采用独立微机的防误装臵，防误主机专用电源应采用变电站不停电电源。
4.2.4 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则应经本单位电气运行、安监、生技部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。
1.电动操动机构的刀闸，其手动操作时也必须具有防误闭锁功能。在手动操作摇把插孔处加防误挡板，满足操作条件时方能打开。
2.独立微机防误装臵及监控防误系统，应具有将防误规则导出打印的功能（监控系统应包括监控后台和测控装臵），其导出的防误规则应能清晰地反应出各设备操作时与之相关的设备必须满足的状态。设备验收结束后，必须将导出的防误规则打印，经施工人员和运维验收人员双方签名后保存。不具备将防误规则导出打印功能或导出防误规则不能清晰反映各设备之间联锁关系的应要求相关设备厂家加以完善。
4.2.5 成套SF6组合电器（GIS\\PASS\\HGIS）、成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好，出线侧应装设具有自检功能的带电显示
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装置，并与线路侧接地刀闸实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。
1.成套高压开关柜本身应具备完好的电气、机械闭锁功能，其对应的出线侧必须加装带有自检功能的带电显示装臵，并且与出线侧接地闸刀实行联锁关系。不带自检功能的成套开关柜高压带电显示器，结合检修停电工作逐步安排调换。
2.出线侧有压变的线路，采用线路压变次级电压来实现与出线接地闸刀的联锁关系，可不再装设带电显示器；出线侧无压变时，应装设带电显示器。
4.2.6 同一变压器三侧的成套SF6组合电器（GIS\\PASS\\HGIS）隔离开关和接地刀闸之间应有电气联锁。
4.3 加强对运行、检修人员防误操作培训
每年应定期对运行、检修人员进行培训工作，使其熟练掌握防误装置，做到“四懂三会”(懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会熟练操作、会处缺和会维护)。
5 防止变电站全停及重要客户停电事故
为防止变电站全停及重要客户停电事故，应认真贯彻《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第599号）、《国家电网公司安全事故调查规程》（国家电网安监〔2011〕2024号）、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》的要求，并提出以下重点要求：
5.1 防止变电站全停事故 5.1.1 完善变电站一、二次设备
5.1.1.3 330kV及以上变电站和地下220kV变电站的备用站用变电源不能由该站作为单一电源的区域供电。
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5.1.1.5 为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备按双重化原则配置相互独立的保护。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其告警信息应接入相关监控系统。
5.1.1.6 在确定各类保护装置电流互感器二次绕组分配时，应考虑消除保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应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内部故障死区问题。为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
5.1.1.7 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。
5.1.1.8 在新建、扩建和技改工程中，应按《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T 5044）和《蓄电池施工及验收规范》（GB 50172）的要求进行交接验收工作。所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按《蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T 724）和《电力用高频开关整流模块》（DL/T 781）的要求进行维护、管理。
5.1.1.9 变电站直流系统配置应充分考虑设备检修时的冗余，330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV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。每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。变电站直流电源供电质量应满足微机保护运行要求。
1.500 kV变电站应采用两组蓄电池、三台充电装臵，220kV变电站采用两组蓄电池、两台充电装臵，110kV及以下变电站采用一组蓄电池、一台充电装臵。每台充电装臵高频开关电源模块按照N+1冗余配臵，总数不小于3块。
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2.每台充电装臵应有两路交流输入（分别来自站用系统不同母线上的出线）互为备用，当运行的交流输入失去时能自动切换到备用交流输入供电。
5.1.1.10 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。
5.1.1.11 直流系统对负载供电，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。
5.1.1.12 直流母线采用单母线供电时，应采用不同位置的直流开关，分别带控制用负荷和保护用负荷。
5.1.1.13新建或改造的变电站选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。
5.1.1.14 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严禁使用普通交流断路器。加强直流断路器上、下级之间的级差配合的运行维护管理。
5.1.1.15除蓄电池组出口总熔断器以外,逐步将现有运行的熔断器更换为直流专用断路器.当直流断路器与蓄电池组出口总熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整。
1.蓄电池组出口总熔断器必须配臵熔断告警接点，在熔丝熔断时应能可靠上传信号至当地后台和调控中心。
2.直流回路中已经采用交流断路器的，必须安排更换。 5.1.1.16直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组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，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。
5.1.1.17 及时消除直流系统接地缺陷，同一直流母线段，当
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出现同时两点接地时，应立即采取措施消除，避免由于直流同一母线两点接地，造成继电保护或开关误动故障。当出现直流系统一点接地时，应及时消除。
220V直流系统两极对地电压绝对值差超过40V或绝缘降低到25kΩ以下，110V直流系统两极对地电压绝对值差超过20V或绝缘降低到7kΩ以下，应视为直流系统接地。接入直流电源系统的负载设备对地绝缘电阻应不小于10MΩ。
5.1.1.18 严防交流窜入直流故障出现
5.1.1.18.1 雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。
5.1.1.18.2 现场端子箱不应交、直流混装，现场机构箱内应避免交、直流接线出现在同一段或串端子排上。
变电站端子箱、汇控柜、机构箱应避免交、直流接线出现在同一段或同一串端子排上。
5.1.1.18.3 新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记和报警功能。
1.新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装臵应具有抗分布电容和正负极绝缘同时降低的测量能力。
2.一段母线的绝缘监测装臵只允许一个平衡桥接地测量点；两段母线并列运行时，不允许多台绝缘监测装臵同时工作。
5.1.2 强化变电站的运行、检修管理
5.1.2.1 运行人员必须严格执行电网运行有关规程、规定。操作前要认真核对结线方式，检查设备状况。严肃“两票三制”制度，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。
5.1.2.2 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。
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5.1.2.3 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。
双母线接线方式下某间隔一组母线隔离开关检修时，应采取相应的措施，防止另一组母线隔离开关误合导致运行母线接地，具体要求如下：
1）对于闸刀机构箱内具有电机电源空开的，由运行人员将对应非检修的隔离开关机构内的电机电源拉开，同时将远方/就地开关切至就地位臵；
2）对于闸刀机构箱内没有电机电源空开无法直接断开的，由检修人员拆除或断开非检修的隔离开关机构内的电机电源。
5.1.2.4 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。
110kV及以上变电站设备交接时应进行超声波探伤检测，在役设备应结合停电进行一次普测，检测报告应长期保存。
5.1.2.5 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程》（GB13395-2008）规范操作，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。
5.1.2.6 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。
在直流系统存在绝缘接地故障（包括绝缘电阻及正负极对地电压差不满足要求）情况下，严禁母线并列操作。
5.1.2.7 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。
5.1.2.8 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
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池组，每年做一次核对性放电试验。
5.1.2.9 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、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。
浮充电压值应控制为（2.23～2.28）V×N，一般宜控制在2.25 V×N（25℃时），均衡充电电压宜控制为（2.30～2.35）V×N。
5.2 防止重要客户停电事故 5.2.2 合理配置供电电源点
5.2.2.1 特级重要客户具备三路电源供电条件，至少有两路电源应当来自不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。
5.2.2.2 一级重要客户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电。
5.2.2.3 二级重要客户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段。
5.2.2.4 临时性重要客户按照供电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式具备双回路或两路以上电源供电条件。
5.2.2.5 重要客户供电电源的切换时间和切换方式要满足国家相关标准中规定的允许中断供电时间的要求。
以发电机作为自备应急电源的重要客户，应为重要负荷设立应急母排，并配臵可靠开关设备进行市电与自发电的切换。
5.2.4 加强对重要客户自备应急电源检查工作
重要客户自备应急电源应在供电企业登记备案，供电企业应对重要电力客户配置的自备应急电源进行定期检查，重点检查重要客户自备应急电源配置使用应符合以下要求：
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5.2.4.1 重要客户自备应急电源配置容量标准应达到保安负荷的120％。
5.2.4.2 重要客户自备应急电源启动时间应满足安全要求。 5.2.4.3 重要客户自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。
5.2.4.4 重要客户自备应急电源设备要符合国家有关安全、消防、节能、环保等技术规范和标准要求。
5.2.4.5 重要客户新装自备应急电源投入切换装置技术方案要符合国家有关标准和所接入电力系统安全要求。
5.2.4.6 重要电力客户应按照国家和电力行业有关规程、规范和标准的要求，对自备应急电源定期进行安全检查、预防性试验、启机试验和切换装置的切换试验。
5.2.4.7 重要客户不应自行变更自备应急电源接线方式。 5.2.4.8 重要客户不应自行拆除自备应急电源的闭锁装置或者使其失效。
5.2.4.9 重要客户的自备应急电源发生故障后应尽快修复。 5.2.4.10 重要客户不应擅自将自备应急电源转供其他客户。 以发电机作为自备应急电源的重要客户应定期进行试机。
6 防止输电线路事故
为防止输电线路事故的发生，应严格执行《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB50545-2010）、《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》（GB50233-2005)、《架空输电线路运行规程》（DL/T741-2010）、《重覆冰架空输电线路设计技术规程》（DL/T 5440-2009）、《输电线路舞动治理工作指导意见》（国家电网生〔2010〕452号）、《国家电网公司新建输电线路防舞设计要求》（国家电网基建〔2010〕755号）、《国家电网公司输电线路防舞差异化改造技术要
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求》（国家电网生〔2010〕774号）、《架空输电线路差异化防雷工作指导意见》（国家电网生〔2011〕500号）及其它有关规定，并提出以下重点要求：
6.1 防止倒塔事故
6.1.1 设计阶段应注意的问题
6.1.1.1在特殊地形、极端恶劣气象环境条件下重要输电通道宜采取差异化设计，适当提高重要线路防冰、防洪、防风等设防水平。
6.1.1.2 线路设计时应预防不良地质条件引起的倒塔事故，应避让可能引起杆塔倾斜、沉陷的矿场采空区；不能避让的线路，应进行稳定性评估，并根据评估结果采取地基处理（如灌浆）、合理的杆塔和基础型式（如大板基础）、加长地脚螺栓等预防塌陷措施。
6.1.1.3对于易发生水土流失、洪水冲刷、山体滑坡、泥石流等地段的杆塔，应采取加固基础、修筑挡土墙（桩）、截（排）水沟、改造上下边坡等措施，必要时改迁路径。分洪区和洪泛区的杆塔必要时应考虑冲刷作用及漂浮物的撞击影响，并采取相应防护措施。
6.1.1.4 对于河网、沼泽、鱼塘等区域的杆塔，应慎重选择基础型式，基础顶面应高于5年一遇洪水位。
6.1.1.5 新建110kV（66kV）及以上架空输电线路在农田、人口密集地区不宜采用拉线塔。
1.110kV及以上新建及改造线路不再采用拉线杆塔，无特殊要求时宜选用自立式铁塔。
2.新建电力线路的杆塔应采取防盗、防松措施。横担高度不足15m时，横担以下应全部使用防盗螺栓；横担高度超过15m时，防盗螺栓的使用高度不低于15m；杆塔下横担下方2m处至塔顶应采取螺栓防松措施。对于长短腿铁塔，防盗螺栓的使用高度应以短腿为准。
3.自立式铁塔的塔脚（不包括插入式基础），应浇制混凝土保护帽。
4.35kV及以上杆塔拉线下部宜采用防盗螺栓、胶粘护套等防盗
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防破坏措施。
6.1.2 基建阶段应注意的问题
6.1.2.1 隐蔽工程应留有影像资料，并经监理单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋。
6.1.2.2 新建线路在选用砼杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的砼杆。
6.2 防止断线事故
6.2.1 设计和基建阶段应注意的问题
对于新建110kV及以上输电线路穿越其它输电线路，上方线路档内导地线有接头时，应进行改造；如改造困难时，可用张力预绞丝金具对接头进行加固。
6.2.1.1 应采取有效的保护措施防止导地线放线、紧线、连接及安装附件时损伤。
1.对于腐蚀严重的地区，应选用防腐性能较好的导地线。 2.导地线压接应按照导地线型号，采用匹配的金具和正确的压接工艺进行施工，确保导地线不受损伤，连接可靠。
6.2.1.2架空地线复合光缆（OPGW）外层线股110kV及以下线路应选取单丝直径2.8mm及以上的铝包钢线； 220kV及以上线路应选取单丝直径3.0mm及以上的铝包钢线，并严格控制施工工艺。
1.光缆接地线应选择适当长度，并用卡具固定牢固，不宜在塔顶圈绕或悬空晃动。
2.运行线路开环时，设计应根据系统短路电流对地线的热稳定性进行校验，同时对雷电流热稳定性进行校验，不满足要求时应对地线进行更换。
6.3 防止绝缘子和金具断裂事故 6.3.1 设计和基建阶段应注意的问题
6.3.1.1 风振严重区域的导地线线夹、防振锤和间隔棒应选用加强型金具或预绞式金具。
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6.3.1.2 按照承受静态拉伸载荷设计的绝缘子和金具，应避免在实际运行中承受弯曲、扭转载荷、压缩载荷和交变机械载荷而导致断裂故障。
500kV新建输电线路使用复合绝缘子时应采用双悬垂绝缘子串结构，且应采取双独立挂点。
6.3.1.3 在复合绝缘子安装和检修作业时应避免损坏伞裙、护套及端部密封，不得脚踏复合绝缘子。在安装复合绝缘子时，不得反装均压环。
6.4 防止风偏闪络事故
6.4.1 设计和基建阶段应注意的问题
6.4.1.1 新建线路设计时应结合已有的运行经验确定设计风速。
6.4.1.2 500kV及以上架空线路45°及以上转角塔的外角侧跳线串宜使用双串绝缘子并可加装重锤；15°以内的转角内外侧均应加装跳线绝缘子串。
6.4.1.3 沿海台风地区，跳线应按设计风压的1.2倍校核。 1.导线最大风偏水平距离与对建筑物净空距离的水平投影之和应小于边线保护区范围，若超出保护区范围，应提出特殊的通道保护要求。
2.新建输电线路的直线塔，大风条件下，全线风压不均匀系数按现行规程取0.61设计，带电部分与杆塔构件的最小间隙按风压不均匀系数0.75进行校验。校验带电部分与杆塔构件的最小间隙时,风压不均匀系数按照现行规程随水平档距变化取值。
3.新建500kV输电线路转角塔的跳线风压不均匀系数取1.2，必要时计入风压高度变化系数。
4.强风区线路杆塔的选择要特别注意校核风偏角，并留有一定裕度，确保实际风偏角小于设计风偏角，必要时采用V型串。
5.对于存在上拔或垂直荷载较小的塔位，考虑选用直线耐张杆塔，避免采用直线杆塔加挂重锤的方式。
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6.220kV干字型耐张塔在转角角度较小时，应校验跳线对塔身的间隙，若不满足，可使用跳线托架。
7.设计单位应加大计算校核力度，在终勘定位以后应进行塔头风偏校验，并将计算书归档备查。
6.5 防止覆冰、舞动事故
6.5.1 设计和基建阶段应注意的问题
6.5.1.1线路路径选择应以冰区分布图、舞动区分布图为依据，宜避开重冰区及易发生导线舞动的区域。
6.5.1.2新建架空输电线因路径选择困难无法避开重冰区及易发生导线舞动的局部区段应提高抗冰设计及采取有效的防舞措施，如采用线夹回转式间隔棒、相间间隔棒等，并逐步总结、完善防舞动产品的布置原则。
6.5.1.3为减少或防止脱冰跳跃、舞动对导线造成的损伤，宜采用预绞丝护线条保护导线。
6.5.1.4舞动易发区的导地线线夹、防振锤和间隔棒应选用加强型金具或预绞式金具。
6.6 防止鸟害闪络事故
6.6.1 设计和基建阶段应注意的问题
6.6.1.1鸟害多发区的新建线路应设计、安装必要的防鸟装置。110（66）、220、330、500kV悬垂绝缘子的鸟粪闪络基本防护范围为以绝缘子悬挂点为圆心，半径分别为0.25m、0.55m、0.85m 、1.2m的圆。
1.设计单位在选用防鸟装臵类型时，应充分听取运行单位意见。 2.根据2011版鸟害分布图，鸟害重点区域要逐步完善防鸟害措施，并逐年修订鸟害图。
6.6.1.2基建阶段应做好复合绝缘子防鸟啄工作，在线路投运前应对复合绝缘子伞裙、护套进行检查。
6.7 防止外力破坏事故
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6.7.1 设计和基建阶段应注意的问题
6.7.1.1新建线路设计时应采取必要的防外力破坏措施，验收时应检查防外力破坏措施是否落实到位。
防外力破坏措施主要包括杆塔防盗、防撞及拦护等设施。 6.7.1.2 架空线路跨越森林、防风林、固沙林、河流坝堤的防护林、高等级公路绿化带、经济园林等，宜根据树种的自然生长高度采用高跨设计。
在城区和市政建设重点区域，线路设计导线对地高度也宜适当增加。
7 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：
7.1 设计和基建阶段应注意的问题
7.1.1 新建和扩建输变电设备应依据最新版污区分布图进行外绝缘配置。中重污区的外绝缘配置宜采用硅橡胶类防污闪产品，包括线路复合绝缘子、支柱复合绝缘子、复合套管、瓷绝缘子（含悬式绝缘子、支柱绝缘子及套管）和玻璃绝缘子表面喷涂防污闪涂料等。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。
根据我省绝缘子选型导则要求，外绝缘的配臵应按绝缘子的几何爬电距离和爬电距离有效利用系数的乘积来计算。间距≤60cm的双悬垂串绝缘子的爬电比距应相应提高10%（不包括V型串）。对于已经运行的钟罩深棱型绝缘子，2.8cm/kV及以上污区，其爬距有效利用系数按0.8核算，2.5cm/kV污区有效利用系数取0.9。
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7.1.2 污秽严重的覆冰地区外绝缘设计应采用加强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接及改善融冰状况下导电水帘形成条件，防止冰闪事故。
7.1.3 中性点不接地系统的设备外绝缘配置至少应比中性点接地系统配置高一级，直至达到e级污秽等级的配置要求。
中性点不接地系统的户外设备外绝缘配臵至少应比中性点接地系统配臵高一级，直至达到e级污秽等级的配臵要求。中性点不接地系统的户内设备外绝缘配臵视污秽、尺寸等具体情况而定。
7.1.4加强绝缘子全过程管理，全面规范绝缘子选型、招标、监造、验收及安装等环节，确保使用伞形合理、运行经验成熟、质量稳定的绝缘子。
9 防止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）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》（国家电网生〔2004〕641号）、《110（66）kV～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）等有关规定，并提出以下重点要求：
9.1 防止变压器出口短路事故
9.1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。
9.1.2 在变压器设计阶段，运行单位应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告及抗短路能力计算所需详细参数，并自行进行校核
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工作。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。
制造厂应根据GB1094.5要求提交变压器抗突发短路核对计算报告，运行单位核对并备案存档。220kV及以上电压等级的变压器的抗震计算由制造厂提交运行单位。
9.1.3 220kV及以上电压等级变压器须进行驻厂监造，110（66）kV电压等级的变压器应按照监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
9.1.4 变压器在制造阶段的质量抽检工作，应进行电磁线抽检；根据供应商生产批量情况，应抽样进行突发短路试验验证。
9.1.5 为防止出口及近区短路，变压器35kV及以下低压母线应考虑绝缘化；10kV的线路、变电站出口2公里内宜考虑采用绝缘导线。
9.1.6 全电缆线路不应采用重合闸，对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。
9.1.7 应开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。
应开展变压器抗短路能力的校核工作，当系统短路容量超过变压器设计值时，应调整系统运行方式或采取加装限流电抗器等限制短路电流措施。
9.1.8 当有并联运行要求的三绕组变压器的低压侧短路电流超出断路器开断电流时，应增设限流电抗器。
9.2 防止变压器绝缘事故 9.2.1 设计阶段应注意的问题
9.2.1.1 工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
9.2.1.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/
3时，220kV及
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以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC。110(66)kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。
9.2.1.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（承受短路能力的试验视实际情况而定），当一批供货达到6台时应抽1台进行短时感应耐压试验（ACSD）和操作冲击试验（SI）。
9.2.1.4 500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验（ACSD）。
9.2.1.5 500kV变压器，特别是在接地极50km内的单相自耦变压器，应在规划阶段提出直流偏磁抑制需求，重点关注220kV系统与500kV系统间的直流分布。
9.2.2 基建阶段应注意的问题
9.2.2.1 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。
9.2.2.2 对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。
9.2.2.3 装有密封胶囊、隔膜或波纹管式储油柜的变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油柜的完好性进行检查。
9.2.2.4 充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压
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力，压力过低时（低于0.01MPa）要补干燥气体，现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存，并装上储油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必要时应进行检漏试验。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密封良好。必要时应测露点。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
9.2.2.5 变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。
500kV变压器新油应由变压器制造厂提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。
9.2.2.6 110（66）kV及以上变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。主变就位后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
9.2.2.7 110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；110(66)kV及以上电压等级的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验；对110（66）kV电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵（如有）启动以及工厂试验电压和时间下，220kV及以上变压器放电量不大于100pC。
110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；低电压阻抗出厂试验应按单相测量法进行。220kV及以上电压等级的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验，110kV变压器应进行出厂局部放电试验见证，对绝缘有怀疑时，应在现场安装后进行局部放电试验；如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。用户可
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在工厂对110（66）kV电压等级变压器抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵（如有）启动以及工厂试验电压和时间下，220kV及以上变压器放电量不大于100pC。
9.3 防止变压器保护事故 9.3.1 基建阶段应注意的问题
9.3.1.1 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
新安装的气体继电器应能承受全真空要求，必须经校验合格后方可使用；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
9.3.1.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。
9.3.1.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。
9.4 防止分接开关事故
9.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。
9.4.2 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。
9.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。
9.4.3 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
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间进行测试。
9.4.4 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。
9.5 防止变压器套管事故
9.5.1 新套管供应商应提供型式试验报告。
9.5.2 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，110～220kV套管静放时间应大于24小时。
9.5.3 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。
9.5.4 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。
9.5.5 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。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。
9.5.6 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。
变压器投运前应确认末屏接地状况良好，运行中有条件宜开展套管末屏接地状况带电测量。
9.6 防止冷却系统事故 9.6.1 设计阶段应注意的问题
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9.6.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。 9.6.1.2 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。
9.6.1.3 对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵（包括备用）后整个冷却装置上不应出现负压。
9.6.1.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置。
1.变压器内部故障跳闸后，应自动切除油泵。
2.冷却器接触器容量应按电机额定电流的1.5倍进行配臵。 3.强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器误动。
9.6.1.5 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。
9.6.1.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。
9.7 预防变压器火灾事故
9.7.1 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。
新建变电站的变压器固定式灭火装臵应同时具备自动、手动、远程遥控和应急机械操作方式，对不具备条件的运行变压器应逐步进行改造。
9.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。
9.7.3 排油注氮保护装置应满足：
9.7.3.1 排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)； 9.7.3.2 注油阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)； 9.7.3.3 注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；
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9.7.3.4 动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关同时动作时才能启动排油充氮保护。
9.7.4 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器开关跳闸同时动作。
9.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设逆止阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。
9.7.6 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过热烧损。
9.7.7 应结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。
10 防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故
10.2 防止高压并联电容器装置事故 10.2.1 并联电容器装置用断路器部分
10.2.1.1 加强电容器装置用断路器（包括负荷开关等其他投切装置）的选型管理工作。所选用断路器型式试验项目必须包含投切电容器组试验。断路器必须为适合频繁操作且开断时重燃率极低的产品。如选用真空断路器，则应在出厂前进行高压大电流老炼处理，厂家应提供断路器整体老炼试验报告。
10.2.1.2 交接和大修后应对真空断路器的合闸弹跳和分闸反弹进行检测。12kV 真空断路器合闸弹跳时间应小于 2ms，40.5kV 真空断路器小于 3ms；分闸反弹幅值应小于断口间距的 20%。一旦发现断路器弹跳、反弹过大，应及时调整。
1.新装臵禁止选用开关序号小于12的真空开关投切并联电容器组；对已有的开关序号小于12的真空开关应列入计划逐年改造。
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2.并联电容器装臵的断路器的长期允许电流，应不小于电容器组额定电流的1.35倍。除应考虑开断系统短路电流外，还需考虑并联电容器组的放电电流的影响。
3.并联电容器装臵应采用四极式接地隔离开关，隔离开关必须选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的产品。隔离开关额定电流按电容器组额定电流2.5倍选用。
4.24kV真空断路器的要求参见12kV设备。 10.2.2 高压并联电容器部分
10.2.2.1 加强高压并联电容器工作场强控制，在压紧系数为1(即 K=1)条件下，全膜电容器绝缘介质的平均场强不得大于57kV/mm。
10.2.2.2 电容器组每相每一并联段并联总容量不大于3900kVar（包括 3900kVar）；单台电容器耐爆容量不低于15kJ。
1.500kV变电站容性无功补偿电容器单组容量不应大于60兆乏。 2.220kV变电站容性无功补偿装臵的单组容量，接于35kV电压等级时不宜大于12兆乏，接于20kV电压等级时不宜大于10兆乏，接于10kV电压等级时不宜大于8兆乏。
3.110kV变电站的20kV容性无功补偿装臵的单组容量不宜大于8兆乏，10kV容性无功补偿装臵的单组容量不宜大于6兆乏。
10.2.2.3 同一型号产品必须提供耐久性试验报告。对每一批次产品，制造厂需提供能覆盖此批次产品的耐久性试验报告。有关耐久性试验的试验要求，按照 GB/T11024.2 中有关规定进行。
10.2.2.4 加强电容器设备的交接验收工作
10.2.2.4.1生产厂家应在出厂试验报告中提供每台电容器的脉冲电流法局部放电试验数据，放电量应不大于50pC。
10.2.2.4.2 电容器例行试验要求定期进行电容器组单台电容器电容量的测量，应使用不拆连接线的测量方法，避免因拆装连接线
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条件下，导致套管受力而发生套管漏油的故障。对于内熔丝电容器，当电容量减少超过铭牌标注电容量的3%时，应退出运行，避免电容器带故障运行而发展成扩大性故障。对用外熔断器保护的电容器，一旦发现电容量增大超过一个串段击穿所引起的电容量增大，应立即退出运行，避免电容器带故障运行而发展成扩大性故障。
10.2.3 外熔断器
10.2.3.1 应加强外熔断器的选型管理工作，要求厂家必须提供合格、有效的型式试验报告。型式试验有效期为五年。户内型熔断器不得用于户外电容器组。
10.2.3.2交接或更换后外熔断器的安装角度应符合产品安装说明书的要求。
1.当单台或多台熔丝熔断后，应查清原因后（如测量绝缘、电容值测量、交流耐压试验、电能质量测试等），采取相应的措施，严禁在原因不明的情况下直接采取更换熔丝后送电的方式。
2.为确保外熔断器的正确动作，应选用改进型双熔芯的外熔断器。
10.2.3.3 及时更换已锈蚀、松弛的外熔断器，避免因外熔断器开断性能变差而复燃导致扩大事故。
10.2.3.4 安装五年以上的户外用外熔断器应及时更换。 1.用于户内的外熔断器原则上也应每5年进行更换。对运行时间达3年、故障频繁的户外(内)用外熔断器，可以提前进行整体更换。
2.对单台电容器仅采用外熔断器保护方式的电容器组，外熔断器的额定电流应按1.43倍选取。
3.对单台电容器采用外熔断器加内熔丝保护方式的在运行电容器组，外熔断器主要发挥保护电容器极间短路的作用，应适当增大外熔断器的额定电流，应按1.6倍选取。
4.新建电容器组的单台电容器容量小于334千乏时，应选用外熔断器保护方式。
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5.新建电容器组的单台电容器容量在334千乏及以上时，可优先采用内熔丝保护技术，对于有内熔丝保护的单台电容器，不宜再配臵外熔断器。对于500kV新建变电站，应全部采用内熔丝保护技术的电容器组。
10.2.4 串联电抗器部分
10.2.4.1 电抗器的电抗率应根据系统谐波测试情况计算配置，必须避免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，禁止减容量运行。
1.新建电容器组电抗率的选择：
1）对于近期和远期负荷性质稳定，谐波污染较小的变电站，可选配电抗率不大于1%的串联电抗器或选用阻尼式限流器。
2）对于预期负荷的3次谐波较大或电气化铁路接入的变电站，每组电容器均应配备12%的电抗率。对于多种负荷性质并存，谐波特性难以控制的变电站，可选择电抗率为5%的电容器组和电抗率为12%的电容器组并存方式。
3）对于预期负荷的5次及以上谐波较大或城区工商业负荷比较大的变电站，当3次谐波不大时，电容器组的电抗率应按5%选取。
4）对于受条件限制，无法获知电网谐波电压水平数值的情况下，新建变电站的电容器组按5%电抗率设计。
2.在运电容器组电抗率的调整：
1）对于新增非线性用户的变电站，应按照变电站谐波测试结果，核算电容器组接入点3次、5次等谐波的谐振电容器容量，根据核算结果确定调整电容器组的电抗率。
2）对于频繁发生电容器故障的变电站，也应核算电容器组接入点3次、5次等谐波的谐振电容器容量，根据核算结果确定调整电容器组的电抗率。
3）需改造的单组电容器装臵应根据核算结果合理调整电抗率。
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电容器装臵改造时，电容器的额定电压应根据新的电抗率参数进行设计。
10.2.4.2室内宜选用铁芯电抗器。
10.2.4.3 新安装干式空芯电抗器时，不应采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。
10.2.4.4 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。
10.2.4.5 干式空芯电抗器出厂应进行匝间耐压试验，当设备交接时，具备条件时应进行匝间耐压试验。
1.对户外干式串联电抗器包封表面每4-5年应进行一次RTV涂料或绝缘漆的喷涂。
2.对外包封表面出现爬电、爆漆开裂、严重脏污等缺陷的干式串联电抗器，应尽快采取补涂RTV或绝缘漆的消缺方案，如已严重影响设备安全或到寿命周期则应予以更换。
10.2.5 放电线圈部分
10.2.5.1 放电线圈首末端必须与电容器首末端相连接。 10.2.5.2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.对仍在运行的油浸非全密封放电线圈应进行更换。
2.放电线圈的最大配套电容器容量(放电容量)，不应小于与其并联的电容器组容量;放电线圈的放电时间应能满足电容器组脱开电源后，在5s内将电容器组的剩余电压降至50V及以下。
3.放电线圈带有二次线圈时，其额定输出、准确级应满足保护和测量的要求。
10.2.6 避雷器部分
10.2.6.1 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线方式应采用星形接线，中性点直接接地方式。
10.2.6.2 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器应安装在
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紧靠电容器组高压侧入口处位置。
10.2.6.3 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.避雷器应装于线-地之间，24000kvar及以下容量所使用的MOA的2ms方波电流应不小于500A；大于20000kvar电容器组按每增加20000kvar、MOA的方波电流增加值不小于400A折算。
2.选择保护并联电容器装臵的金属氧化物避雷器额定电压应考虑系统单相接地引起的工频电压升高，并留有一定的裕度。
10.2.7 电容器组保护部分
10.2.7.1 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。
10.2.7.2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0.1s。
11 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110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生〔2004〕641号）、《110（66）kV～500kV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〔2009〕819号）等有关规定，并提出以下重点要求：
11.1 防止各类油浸式互感器事故 11.1.1 设计阶段应注意的问题
11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。
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11.1.1.2 所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。
11.1.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。
11.1.2 基建阶段应注意的问题
11.1.2.1 110kV（66kV）～500kV互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。
11.1.2.2 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。
11.1.2.3 电磁式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）。
11.1.2.4 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连接应接触良好，防止产生过热故障及电位悬浮。互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
11.1.2.5 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照DL/T 393-2010《输变电设备状态检修试验规程》进行例行试验。
11.1.2.6在交接试验时，对110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。油浸式设备在交流耐压试验前要保证静置时间，110（66）kV设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于72h。
在交接试验时，对110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中
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溶解气体分析，其间需开展一次微水测试。
11.1.2.7 对于220kV及以上等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分成多节的，安装时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。
11.1.2.8电流互感器运输应严格遵照设备技术规范和制造厂要求，220kV及以上电压等级互感器运输应在每台产品（或每辆运输车）上安装冲撞记录仪，设备运抵现场后应检查确认，记录数值超过5g的，应经评估确认互感器是否需要返厂检查。
11.1.2.9 电流互感器一次直阻出厂值和设计值无明显差异，交接时测试值与出厂值也应无明显差异，且相间应无明显差异。
11.2 防止110kV（66kV）～500kV SF6绝缘电流互感器事故 11.2.1 设计阶段应注意的问题
11.2.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。
11.2.1.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏连接筒移位。
11.2.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。 11.2.2基建阶段应注意的问题
11.2.2.1 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。
11.2.2.2 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。
11.2.2.3 110kV及以下互感器推荐直立安放运输，220kV及以上互感器必须满足卧倒运输的要求。运输时110（66）kV产品每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220kV产品每台安装10g 振动子1个；330kV及以上每台安装带时标的三维冲撞记录仪。到达目的地后检查振动记录装置的记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则产品应返厂解体
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检查。
11.2.2.4 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 11.2.2.5 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置24h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。
11.2.2.6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80％。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。
12 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-40.5kV 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 〔2011〕1223号）等有关规定，并提出以下重点要求：
12.1 防止GIS（包括HGIS）、SF6断路器事故 12.1.1 设计、制造的有关要求
12.1.1.1 加强对GIS、SF6断路器的选型、订货、安装调试、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。
1.执行国家电网公司《预防交流高压开关事故措施 》（国家电网生„2004‟641号）中“曾造成重大事故的同一生产厂家、同一种型号产品，在未采取有效改进措施前禁止选用”的规定。
2.制造商应具备相应产品的制造能力，并在人员、设备、资金等方面具有保障如期交货等承担相应项目的能力。具有完善的质量管理制度，且取得由国家权威机构或者国家授权、许可产品检验检测机构
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出具的产品试验、鉴定报告，且符合相关标准。
3.选型、订货应参考运行部门对设备运行情况的评估，对故障频发和存在重大缺陷的产品，不应选用。对无运行经验或不成熟的产品应慎重选用。对曾造成重大事故的同一厂家，同一型号产品，在未采取有效改进措施前，禁止选用。
12.1.1.2 新订货断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）。
252kV及以上优先选用液压弹簧或弹簧机构；126kV及以下原则上选用弹簧机构，针对开断大电容电流的72.5kV断路器可以选用液压机构（包括弹簧储能液压机构）。
12.1.1.3 GIS在设计过程中应特别注意气室的划分，避免某处故障后劣化的SF6气体造成GIS的其它带电部位的闪络，同时也应考虑检修维护的便捷性，保证最大气室气体量不超过8小时的气体处理设备的处理能力。
1.每个密度继电器监测的气室充气量不超过300kg，或母线（分支母线）每个气室不超过10m。（参考生„2011‟1223号文《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》第十条）
2.考虑故障检修和处理，252kV及以上GIS母线隔离开关不宜采用与母线共隔室的设计结构，126kVGIS每间隔应为独立母线气室。（参考生„2011‟1223号文《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》第十一条）
3.126kVGIS必须采用三相共箱结构的独立功能气室。252kV及以上电压等级GIS的断路器气室应是三相分箱的独立功能气室，断路器的三相气室间不允许采用管路连通。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第3.6条）
4.SF6气室密封面需采取防水措施，以免密封圈遇水腐蚀，导致漏气。
12.1.1.4 GIS、SF6断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘
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子、支撑绝缘子等部件必须经过局部放电试验方可装配，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。
1.制造厂在出厂试验报告中，须提供绝缘件局部放电试验报告。 2.隔气式盆式绝缘子还应进行压力试验，外壳焊接部位应进行100%探伤试验，并提供试验报告。
3.GIS、SF6断路器制造过程中应确认实际所用绝缘子、导体、钢材等原材料的生产厂家是否和合同技术协议一致；装配过程中检查断路器、隔离开关、接地开关、密度继电器、控制柜等主要零配件的出厂合格证明，并和合同技术协议核对其型号规格、生产厂家是否一致；驻厂监造人员在制造过程按监造合同中明确的监造关键控制点进行见证监造，在具备发运条件后及时提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
12.1.1.5 断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。200次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其它出厂试验。
12.1.1.6 SF6密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。
密度继电器应装设在与断路器或GIS本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁接点正确动作。
220kV及以上GIS分箱结构的断路器每相应安装独立的密度继电器。
户外安装的密度继电器应设置防雨罩，密度继电器防雨箱（罩）应能将表、控制电缆接线端子一起放入，防止指示表、控制电缆接线盒和充放气接口进水受潮。
1.无法满足不拆卸校验密度继电器要求的设备，宜结合检修进行改造。
2.每个独立气室应装设独立的、具备温度补偿功能的、带刻度的密度继电器，断路器气室及有可能受震动影响的气室应装设防震型密
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度继电器。
3.户外产品的密度继电器应配臵防太阳直射的防雨箱或防雨罩，防雨箱（罩）的设计应经用户确认，寿命长，耐腐蚀，通风散热良好，便于观察（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第4.2.1条）。
4.断路器用密度继电器应最少配臵1付报警和2付闭锁接点，闭锁接点1付用于闭锁分合闸回路，1付用于发“SF6气体压力低闭锁分合闸”信号（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第4.2.1条）。
5.密度继电器应选用性能可靠产品，安装前应抽样进行动作值测试。
12.1.1.7 为便于试验和检修， GIS 的母线避雷器和电压互感器应设置独立的隔离开关或隔离断口； 架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。
12.1.1.8 用于低温（最低温度为-30℃及以下）、重污秽E级或沿海D级地区的220kV及以下电压等级GIS，宜采用户内安装方式。
12.1.1.9 断路器二次回路不应采用RC加速设计。
12.1.1.10 开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。
1.断路器机构箱、汇控箱应配臵加热器，加热器功率和布点应满足柜（箱）体驱潮要求，加热器电源应独立设臵，在切断操作电源时仍能保证柜内干燥。（参考生„2011‟1223号文《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》第十九条）
2.宜采用多组加热器保证内部干燥，部分小功率加热器长期投运，部分采用手动投运，不宜采用温湿度控制器。应采用长寿命、易更换的加热器。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第4.3.2条）
3.户外柜（箱）体应设臵通风口，并采取防雨、防尘和防小动物
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措施，通风口的设臵利于内部潮气、热量的散发。（参考生„2011‟1223号文《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》第十八条）
4.加热驱湿装臵的电源应与操作控制电源分开，同时应将加热驱湿装臵的控制电源开关设臵在汇控柜内。
5.须充分考虑机构箱、汇控柜等电源三相负荷平衡问题。 12.1.1.11 GIS布置设计应便于设备运行、维护和检修，并应考虑在更换、检查GIS设备中某一功能部件时的可维护性。
设备操作箱（机构箱）底沿距地面高度超过1.2m，应合理设臵检修、巡视平台。
12.1.1.12 220kV及以上电压等级GIS应加装内置局部放电传感器。
1.内臵式传感器的接口统一采用N型接头，并采取防雨、防尘和防小动物措施。
2.内臵传感器耦合馈电部件应可靠接地。
3.在投标文件中，应提供传感器布点方案的计算报告。 4.需充气运输的间隔在发运前需检查充气压力是否符合技术工艺要求，并核查是否采取了有效的防尘措施。
12.1.2 基建、安装阶段的有关要求
12.1.2.1 GIS、罐式断路器及500kV及以上电压等级的柱式断路器现场安装过程中，必须采取有效的防尘措施，如移动防尘帐蓬等，GIS的孔、盖等打开时，必须使用防尘罩进行封盖。安装现场环境太差、尘土较多或相邻部分正在进行土建施工等情况下应停止安装。
现场安装工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于70％的条件下进行。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第6.5条规定的空气相对湿度小于70％）
12.1.2.2 SF6开关设备设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电
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磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯是否有油渍。为防止真空度计水银倒灌进行设备中，禁止使用麦氏真空计。
12.1.2.3 GIS安装过程中必须对导体是否插接良好进行检查，特别对可调整的伸缩节及电缆连接处的导体连接情况应进行重点检查。
12.1.2.4 严格按有关规定对新装GIS、罐式断路器进行现场耐压,耐压过程中应进行局部放电检测，有条件时可对GIS设备进行现场冲击耐压试验。
1.72.5～363kV GIS的交流耐压值应为出厂值的100%，550～800kV GIS的交流耐压值应不低于出厂值的90％。（参考生„2011‟1223号文《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》第三十一条）
2.局部放电测量应在耐压试验通过后，重新升至1.1倍运行电压进行。
12.1.2.5 断路器安装后必须对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。
1.防跳继电器、非全相继电器的安装应能避免震动造成的影响，不允许采用挂箱方式安装在断路器的支架上，应独立落地安装或装在汇控柜内。
2.防跳保护应采用断路器机构防跳回路。 3.非全相继电器整定值具体要求为：
1）500kV断路器：3/2完整接线中开关的保护定值为3.5s，边开关为2s，对于不完整串，靠近出线的边开关保护定值为2s，远离出线的边开关（或中开关）保护定值为3.5s。改为完整串后，中开关按3.5s，边开关按2s执行。
2）252kV出线断路器：单相重合闸线路，按躲过单相重合闸时
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间整定，为线路单相重合闸时间＋1s；三相重合闸（单故三重）线路，保护定值为0.6s。
3）252kV电气联动的主变/母联/分段断路器：保护定值为0.6s。 4）旁路开关或母联兼旁路开关：按实际需要进行整定。（参考《江苏电力公司设备非电量保护装臵管理规定》第十七条）
12.1.2.6 加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。
1.检测合闸电阻阻值时，应记录现场环境温度，并根据厂家提供的公式，进行温度换算。
2.交接、例行试验时，有条件的应测量合闸电阻的阻值。（参考《江苏省电力公司状态检修预试规程》第5.5.1条、第5.5.2条的规定）
12.1.2.7 断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中应进行断路器合-分时间及操作机构辅助开关的转换时间与断路器主触头动作时间之间的配合试验检查，对220kV及以上断路器，合分时间应符合产品技术条件中的要求，且满足电力系统安全稳定要求。
断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-高压交流断路器部分》第3.7条规定）
12.1.2.8 SF6气体必须经SF6气体质量监督管理中心抽检合格，并出具检测报告后方可使用。
12.1.2.9 SF6气体注入设备后必须进行湿度试验，且应对设备内气体进行SF6纯度检测，必要时进行气体成份分析。
SF6气体在充入SF6设备前应进行微水测试。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-气体绝缘金属封闭开关设备部分》第6.4条）
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12.2 防止敞开式隔离开关、接地开关事故 12.2.1 设计、制造的有关要求
12.2.1.1 隔离开关和接地开关必须选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的产品。
12.2.1.2 220kV及以上电压等级隔离开关和接地开关在制造厂必须进行全面组装，调整好各部件的尺寸，并做好相应的标记。
126kV设备应按该要求执行。
12.2.1.3 隔离开关与其所配装的接地开关间应配有可靠的机械闭锁，机械闭锁应有足够的强度。
12.2.1.4 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。
1.加热驱湿装臵的电源应与隔离开关操作控制电源分开，同时应将加热驱湿装臵的控制电源开关设臵在汇控柜内。
2.须充分考虑机构箱、汇控柜等电源三相负荷平衡问题。 3.同一间隔内的多台隔离开关的电机电源、控制电源、加热器电源，在端子箱内应设臵独立的开断设备。
12.2.2 基建阶段应注意的问题
12.2.2.1 应在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。
12.2.2.2 新安装或检修后的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。
12.2.2.3 新安装的隔离开关手动操作力矩应满足相关技术要求。
12.3 防止开关柜事故的措施 12.3.1 设计、施工的有关要求
12.3.1.1 高压开关柜应优先选择LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的产品，其外绝缘应满足以下条件：
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空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥300mm（对40.5kV）； 爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。 如采用热缩套包裹导体结构，则该部位必须满足上述空气绝缘净距离要求；如开关柜采用复合绝缘或固体绝缘封装等可靠技术，可适当降低其绝缘距离要求。
1.开关柜采用硫化工艺、绝缘隔板等加强绝缘措施时，导体间、导体对地间净距离不得小于下表规定值。
电压等级 最小空气间隙 V 110mm 导体间、导体对地间净距离 12k24kV 150mm 40.5kV 240mm 2.柜内导体末端应进行倒角处理，采用D型母线或其他优化电场强度分布的技术时，可适当降低其绝缘距离要求。
12.3.1.2 开关柜应选用IAC级（内部故障级别）产品，制造厂应提供相应型式试验报告(报告中附试验试品照片)。选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均通过相应内部燃弧试验，燃弧时间为0.5秒及以上内部故障电弧允许持续时间应不小于0.5s，试验电流为额定短时耐受电流，对于额定短路开断电流31.5kA以上产品可按照31.5kA进行内部故障电弧试验。封闭式开关柜必须设置压力释放通道。
12.3.1.3 用于电容器投切的开关柜必须有其所配断路器投切电容器的试验报告，且断路器必须选用C2级断路器。用于电容器投切的断路器出厂时必须提供本台断路器分、合闸行程特性曲线，并提供本型断路器的标准分、合闸行程特性曲线。条件允许时，可在现场进行断路器投切电容器的大电流老炼试验。
1.投切35kV电容器组（电抗器组）的开关应采用SF6断路器，35kV充气柜电容器回路采用真空断路器的，在真空断路器前级应增
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设SF6断路器。
2.用于电容器投切的开关柜必须有其所配断路器投切电容器的试验报告，须含单组和背靠背电容器组型式试验报告。
3.用于电容器回路的真空断路器的要求参见10.2.1.1。 4.用于投切20kV及以下电容器回路的断路器应满足C2级、M2级和E2级要求。（参考《华东电网开关设备全过程管理技术标准-高压交流断路器部分》第3.7条规定）
12.3.1.4 高压开关柜内一次接线应符合国家电网公司输变电工程典型设计要求，避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。其前面板模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警告、警示标识。柜内隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可独立锁止的结构，可靠防止检修时人员失误打开活门。
12.3.1.5 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料。
35kV开关柜触头盒、穿套应采用均压措施。
12.3.1.6 应在开关柜配电室配置通风、除湿防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。
12.3.1.7 开关柜设备在扩建时，必须考虑与原有开关柜的一致性。
12.3.1.8 开关柜中所有绝缘件装配前均应进行局放检测，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。
1.在1.1Um/√3测量电压下进行开关柜绝缘件局部放电试验，并提供试验报告。
2.在1.2Um/√3测量电压下进行流变、压变的局部放电试验，流变、压变的局放量不大于10pC，厂商提供试验报告。
12.3.2 基建阶段应注意的问题
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12.3.2.1 基建中高压开关柜在安装后应对其一、二次电缆进线处采取有效封堵措施。
12.3.2.2 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。
12.3.2.3 高压开关柜应检查泄压通道或压力释放装置，确保与设计图纸保持一致。
13 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）kV~500kV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/GDW 512）、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW 168）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：
13.1 防止电缆绝缘击穿事故 13.1.1 设计阶段应注意的问题
13.1.1.1 应按照全寿命周期管理的要求，根据线路输送容量、系统运行条件、电缆路径、敷设方式等合理选择电缆和附件结构型式。
合理选择相关附属保护设施（避雷器、电抗器、护层保护器等）。 13.1.1.2 应避免电缆通道邻近热力管线、腐蚀性介质的管道。 13.1.1.3 应加强电力电缆和电缆附件选型、订货、验收及投运的全过程管理。应优先选择具有良好运行业绩和成熟制造经验的制造商。
1.对于35kV及以下电缆分支箱中的电缆附件、避雷器及绝缘子宜采用户外式。
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2.对于35kV插入式分支箱、110kV分支箱的备用间隔必须安装堵头。
3.制造商应具备相应产品的制造能力，并在人员、设备、资金等方面具有保障如期交货等承担相应项目的能力. 具有完善的质量管理制度，且取得由国家权威机构或者国家授权、许可产品检验检测机构出具的产品试验、鉴定报告，且符合相关标准。
4.选型、订货应参考运行部门对设备运行情况的评估，对故障频发和存在重大缺陷的产品，不应选用。对无运行经验或不成熟的产品应慎重选用。对曾造成重大事故的同一厂家，同一型号产品，在未采取有效改进措施前，禁止选用。
13.1.1.4 同一受电端的双回或多回电缆线路宜选用不同制造商的电缆、附件。110（66）kV及以上电压等级电缆的GIS终端和油浸终端宜选择插拔式。
1.新建变电所的不同电压等级电缆进出线宜按电压等级分别独立布臵。新建变电所的110kV及以上双回或多回路电缆进线应考虑采用支架分离。
2.对于单杆双回路结构不宜采用六角形布臵方式。
3.同一受电端的双回或多回电缆线路，220kV电缆和附件应选用不同厂家产品，110kV及以下电缆和附件宜采用不同厂家产品。
13.1.1.5 10kV及以上电力电缆应采用干法化学交联的生产工艺，110kV及以上电力电缆应采用悬链或立塔式工艺。
具备XLPE绝缘料在生产过程中洁净度的控制装备及管理措施，严格控制绝缘的偏心度。
13.1.1.6 运行在潮湿或浸水环境中的110（66）kV及以上电压等级的电缆应有纵向阻水功能，电缆附件应密封防潮；35kV及以下电压等级电缆附件的密封防潮性能应能满足长期运行需要。
1.电力接头井内宜设臵集水坑,向集水坑泄水坡度不应小于0.3%。对于电缆工井的所有管口应全部进行防水封堵。
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2.对于有覆土要求的接头井，在盖板上方应铺设防水布或防水油毡。
3.对于安装在电力井中的接地箱应满足相关防水性能要求。 13.1.1.7 电缆主绝缘、单芯电缆的金属屏蔽层、金属护层应有可靠的过电压保护措施。统包型电缆的金属屏蔽层、金属护层应两端直接接地。
1.对于电缆终端杆（塔）的电缆接地网应按电缆接地要求敷设，电缆护层接地与接地网采用可脱卸的连接方式。
2.对于新建电缆线路采用2个及以上交叉互联段的电缆，直接接地处的电缆接头宜选用绝缘接头，并采用双接地方式（绝缘接头两侧金属护层分别独立接地）。
3.接地装臵宜设臵防盗设施或监测装臵。
13.1.1.8 合理安排电缆段长，尽量减少电缆接头的数量，严禁在变电站电缆夹层、桥架和竖井等缆线密集区域布置电力电缆接头。
对于一个交叉互联段的三段电缆宜采用相同长度，宜采取三角形敷设方式。
13.1.2 基建阶段应注意的问题
13.1.2.1 对220kV及以上电压等级电缆、110（66）kV及以下电压等级重要线路的电缆，应进行监造和工厂验收。
依据监造实施细则进行生产监造，核查主要原材料质量证明文件和进厂检验报告、检查制造过程关键工序的质量控制，审查出厂试验、包装等是否符合合同或技术协议要求。
13.1.2.2 应严格进行到货验收，并开展到货检测。
对电缆应进行外观检查、外护套绝缘电阻测量、主绝缘测量；对电缆附件应进行数量、生产日期、有效期和外观检查。
13.1.2.3 在电缆运输过程中，应防止电缆受到碰撞、挤压等导致的机械损伤。电缆敷设过程中应严格控制牵引力、侧压力和弯曲半径。
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1.运输中电缆盘之间应做好缓冲隔离保护，严禁将电缆盘横卧放臵，严禁将电缆盘直接推至车下。
2.运输过程中，确保不破坏电缆两端头密封防水保护装臵，不得损伤电缆护层。
13.1.2.4 施工期间应做好电缆和电缆附件的防潮、防尘、防外力损伤措施。在现场安装高压电缆附件之前，其组装部件应试装配。安装现场的温度、湿度和清洁度应符合安装工艺要求，严禁在雨、雾、风沙等有严重污染的环境中安装电缆附件。
环境温度低于零摄氏度,在无任何加热措施下严禁敷设电缆。 13.1.2.5 应检测电缆金属护层接地电阻、端子接触电阻，必须满足设计要求和相关技术规范要求。
13.1.2.6 金属护层采取交叉互联方式时，应逐相进行导通测试，确保连接方式正确。金属护层对地绝缘电阻应试验合格，过电压限制元件在安装前应检测合格。
非线性电阻型护层电压限制器要求：
1）氧化锌电阻片：对电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压，其值应在产品标准规定的范围之内。
2）非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻：将非线性电阻片的全部引线并联在一起与接地的外壳绝缘后，用1000V测量引线与外壳之间的绝缘电阻，其值不应小于10MΩ。
13.2 防止电缆火灾
13.2.1 设计基建阶段应注意的问题
13.2.1.1 电缆线路的防火设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时验收，防火设施未验收合格的电缆线路不得投入运行。
直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组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，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。
13.2.1.2 同一通道内不同电压等级的电缆，应按照电压等级的
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高低从下向上排列，分层敷设在电缆支架上。
13.2.1.3 采用排管、电缆沟、隧道、桥梁及桥架敷设的阻燃电缆，其成束阻燃性能应不低于C级。与电力电缆同通道敷设的低压电缆、非阻燃通讯光缆等应穿入阻燃管，或采取其他防火隔离措施。
其他防火隔离措施可采用涂防火漆、绕包防火带、设臵防火沙包、防火毯等。
13.2.1.4 中性点非有效接地系统中，缆线密集区域的电缆应采取防火隔离措施。
13.2.1.5 非直埋电缆接头的最外层应包覆阻燃材料，充油电缆接头及敷设密集的中压电缆的接头应用耐火防爆槽盒封闭。
13.2.1.6 在电缆通道内敷设电缆需经运行部门许可。施工过程中产生的电缆孔洞应加装防火封堵，受损的防火设施应及时恢复，并由运行部门验收。
1.必要时可设臵防火隔离墙或防火门。
2.对于变电所的所有电缆进出孔洞均应进行防火封堵，电缆层中的电缆应涂防火漆或绕包防火带。
13.2.1.7 隧道及竖井中的电缆应采取防火隔离、分段阻燃措施。
1.对于隧道中的通信电缆和光缆应放入阻燃槽盒中，并设臵在隧道的最上层。
2.隧道中通风要良好，清除隧道内易燃物；长距离隧道每隔200m或在通风区设臵防火墙和防火门。
13.3 防止外力破坏和设施被盗 13.3.1 设计基建阶段应注意的问题
13.3.1.1 同一负载的双路或多路电缆，不宜布置在相邻位置。 13.3.1.2 电缆通道及直埋电缆线路工程应严格按照相关标准和设计要求施工，并同步进行竣工测绘，非开挖工艺的电缆通道应进行三维测绘。应在投运前向运行部门提交竣工资料和图纸。
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对于隐蔽工程应提供影像资料。
13.3.1.3 直埋电缆沿线、水底电缆应装设永久标识。 对于水底电缆两岸、电缆桥架两端、电缆终端场站围墙、隧道出入口、电缆分支箱、环网柜、箱变等应装设警告标志。
13.3.1.4 电缆终端场站、隧道出入口、重要区域的工井井盖应有安防措施，并宜加装在线监控装置。户外金属电缆支架、电缆固定金具等应使用防盗螺栓。
户外桥架、电缆终端杆塔构架应使用防盗螺栓。 13.4 防止单芯电缆金属护层绝缘故障 13.4.1 设计基建阶段应注意的问题
13.4.1.1 电缆通道、夹层及管孔等应满足电缆弯曲半径的要求，110（66）kV及以上电缆的支架应满足电缆蛇形敷设的要求。电缆应严格按照设计要求进行敷设、固定。
13.4.1.2 电缆支架、固定金具、排管的机械强度应符合设计和长期安全运行的要求，且无尖锐棱角。
13.4.1.3 应对完整的金属护层接地系统进行交接试验，包括电缆外护套、同轴电缆、接地电缆、接地箱、互联箱等。交叉互联系统导体对地绝缘强度应不低于电缆外护套的绝缘水平。
1.电缆接地箱、接地线和同轴电缆的相应连接部位应满足可靠防水要求。
2.接地线的接线端子宜采用浇铸型。
14 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）、《接地装置工频特性参数的测量导则》（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
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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：
14.1 防止接地网事故
14.1.1 设计、基建应注意的问题
14.1.1.1 在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。
14.1.1.2 对于110kV及以上新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.8mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。
对于室内变电站、地下变电站、GIS变电站应采用铜质材料的接地网。
14.1.1.3 在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流考核；接地装置接地体的截面不小于连接至该接地装置接地引下线截面的75%，并提出接地装置的热稳定容量计算报告。
在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应按照断路器额定开断电流考核。
14.1.1.4 在扩建工程设计中，除应满足14.1.1.3中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须进行改造。
14.1.1.5 变压器中性点应有两根与地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
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14.1.1.6 施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地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。
14.1.1.7 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。
接地装臵的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接，连接点不少于3点，间隔距离不大于10m。避雷器集中接地与主接地网的连接应在地面上布臵，且可拆卸。
14.1.1.8 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，防止人身及设备事故，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。
14.1.1.9 变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网紧密连接的二次等电位接地网，在系统发生近区故障和雷击事故时，以降低二次设备间电位差，减少对二次回路的干扰。
14.2 防止雷电过电压事故
14.2.1 设计阶段应因地制宜开展防雷设计，除A级（地闪密度小于0.78次/平方公里·年）雷区外，220kV及以上线路一般应全线架设双地线，110kV线路应全线架设地线。地线保护角可参照国家电网公司《架空输电线路差异化防雷工作指导意见》选取。
在山区和D1、D2级雷区，110kV线路宜架设双避雷线，35kV线路应全线架设避雷线。
14.2.2 对符合以下条件之一的敞开式变电站应在110－220kV
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进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器。（1）变电站所在地区年平均雷暴日大于等于50或者近三年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于3.5次/平方公里·年（2）变电站 110-220kV 进出线路走廊在距变电站 15 km范围内穿越雷电活动频繁（平均雷暴日数大于等于 40 日或近三年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于 2.8 次/平方公里·年的丘陵或山区。(3)变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备损坏。(4)经常处于热备用运行的线路。
新建变电站35kV～220kV进出线应加装金属氧化物避雷器，避雷器的安装位臵应选择在变电站内。现有变电站35kV～220kV进出线应加装金属氧化物避雷器，避雷器的安装位臵宜选择在变电站内（支架上、门型构架上），若无条件，可选择在线路出线终端塔上。
14.2.3 架空输电线路的防雷措施应按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路结构的不同，进行差异化配置，重点加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运行的重要线路，应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段宜采用线路避雷器保护。
14.2.4 加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。对于具有绝缘架空地线的线路，要加强放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。
14.2.5 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通讯线、广播线、电视天线的支柱。
14.2.6 在土壤电阻率较高地段的杆塔，可采用增加垂直接地体、加长接地带、改变接地形式、换土或采用接地模块等措施。
14.3 防止变压器过电压事故
14.3.1 切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。
14.3.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生
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较高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。
1.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，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙、避雷器保护方式。
2.对于220kV分级绝缘变压器，当中性点不接地时，应在中性点安装避雷器或避雷器与放电间隙的组合。当中性点绝缘的冲击耐受电压为400kV（工频耐受电压200kV，额定电压110kV）时，在变压器中性点应安装金属氧化物避雷器，其参数为：额定电压144kV，残压320kV，标称放电电流1.5kA。若并联安装放电间隙，间隙间距宜选择为300±5mm。放电间隙棒宜使用直径14mm或16mm的镀锌圆钢，端部为半球形，表面加工细致无毛刺，棒间隙采用水平布臵，接地棒长度应不小于0.5m。
3.对于110kV分级绝缘变压器，当中性点不接地时，视绝缘水平安装避雷器或避雷器与放电间隙的组合。当中性点绝缘的冲击耐受电压≤250kV（工频耐受电压95kV，额定电压40.5kV）时，变压器中性点应安装金属氧化物避雷器，其参数为：额定电压60kV，残压144kV，标称放电电流1.5kA。若并联安装放电间隙，放电间隙间距宜选择为120±5mm。当中性点绝缘的冲击耐受电压为325kV（工频耐受电压140kV，额定电压66kV）时，在变压器中性点应安装金属氧化物避雷器，其参数为：额定电压72kV，残压186kV，标称放电电流1.5kA。若并联安装放电间隙，间隙间距宜选择为135±5mm。
4.对于35kV全绝缘变压器，若有中性点引出，应在中性点安装避雷器，避雷器参数宜选择额定电压32kV，残压85kV，标称放电电流1.5kA。
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14.3.3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。
对于低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压器，应在变压器低压侧装设避雷器进行保护。
14.4 防止谐振过电压事故
14.4.1 为防止110kV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，可通过改变运行和操作方式避免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。
正常操作中投切空母线，如果该断路器带断口电容器且空母线带电磁式电压互感器，则停电顺序为先停电压互感器、后停母联断路器；送电顺序为先送母联断路器，后送电压互感器。
14.4.2 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：
14.4.2.1 选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/3电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。
14.4.2.2 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。
14.4.2.3 10kV及以下用户电压互感器一次中性点应不接地。 14.5 防止弧光接地过电压事故
14.5.1 对于中性点不接地的6～35kV系统，应根据电网发展每3～5年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。对于已经安装消弧线圈，单相接地故障电容电流依然超标
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的应当采取消弧线圈增容或者采取分散补偿方式，对于系统电容电流大于150A及以上也可以根据系统实际情况改变中性点接地方式或者在配电线路分散补偿。
对于中性点不接地的6～35kV系统，应根据电网发展每3年进行一次电容电流测试。
14.5.2 对于装设手动消弧线圈的6～35kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定电压的15%。
14.5.3 对于自动调谐消弧线圈，在定购前应向制造厂索取能说明该产品可以根据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。
自动调谐消弧线圈接地电流测量误差不大于2％。单相接地故障时，消弧线圈装臵应在不超过60ms的时间内输出稳定的补偿电流。
14.5.4 不接地和谐振接地系统发生单相接地时，应采取有效措 施尽快消除故障，降低发生弧光接地过电压的风险。
14.6 防止无间隙金属氧化物避雷器事故
14.6.1 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。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，但对500kV金属氧化物避雷器应3－5年进行一次停电试验。
按照Q/GDW-10-J206-2010《江苏省输变电设备交接和状态检修试验规程》规定的避雷器交流泄漏电流测试周期进行。
14.6.2 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。
按照Q/GDW-10-J206-2010《江苏省输变电设备交接和状态检修
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试验规程》规定的避雷器交流泄漏电流测试周期进行。
14.6.3 110kV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。
15 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）、《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）、《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 584-2007）、《220kV～750kV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算导则》（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：
15.2 继电保护配置应注意的问题
15.2.1 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：
15.2.1.1 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互
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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，避免死区。
15.2.1.2 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。
15.2.1.3 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一一对应。
15.2.1.4 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则。
15.2.1.5 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。
15.2.1.6 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）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。
15.2.1.7 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。
15.2.1.8 除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。
按“六统一”原则设计的新建220kV及以上电压等级终端负荷变电站，为满足双重化配臵的线路、主变两套保护之间的独立性要求，其220kV及以上母线的母线保护必须按双重化配臵。
15.2.1.9 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、后备保护，能反应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。
15.2.2 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。
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15.2.3 220kV及以上电压等级的线路保护应满足以下要求： 15.2.3.1 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。
15.2.3.2 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避免相间、接地距离保护的后备段保护误动作。
15.2.3.3 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。
15.2.4 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。
15.2.5 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。
110kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配臵专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装臵；110kV及以上电压等级的桥开关断路器宜按断路器配臵专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装臵。
15.2.6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。
15.2.7 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.按照《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）5.3节的要求：智能变电站变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。
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2.未采用就地跳闸方式的变压器非电量保护中经长电缆起动的中间继电器，必须由强电直流起动且应采用起动功率大于5W的中间继电器，其动作电压在额定直流电压的55%～70%范围内，额定直流电压下动作时间在10～35ms,应具有抗220V工频电压干扰能力。
15.2.8 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。
15.2.9 变压器的高压侧宜设置长延时的后备保护。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。
15.2.10 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0.96。
在进行过励磁保护校验时，应注意使用频率、幅值都能保持高稳定度的试验电源，以保证必要的试验精度。
15.2.11 220kV及以上电压等级变压器、发变组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：
15.2.11.1 双母线接线变电站的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。
1.做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不应使用非电量保护和故障电流切断后装臵整组返回时间大于40ms的电气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中的电流元件返回系数不宜低于0.9。
2.对具有双跳圈的断路器，断路器失灵保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。如断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装臵工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统，
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并同时作用于两组跳闸回路。
15.2.11.2 线路－变压器和线路－发变组的线路和主设备电气量保护均应起动断路器失灵保护。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。
15.2.11.3 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。
15.2.12 防跳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他保护动作时间相配合。
1.断路器本体自带的防跳回路及保护装臵配备的防跳回路只能使用其中之一，另一个应解除。
2.三相不一致保护功能应由断路器本体机构实现；断路器采用单相重合闸方式的线路断路器三相不一致保护动作时间应大于其重合闸时间。
15.3 继电保护设计应注意的问题
15.3.1 采用双重化配置的两套保护装置宜安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。
1.应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理的要求，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配臵、选型与设计，还应满足以下要求：
1）对于只配臵一套微机保护装臵的线路和设备，要有防止该套保护装臵完全失效的措施。对有远后备要求的保护，除了充当本线路或设备故障的保护外，还应具有对相邻线路和设备的后备保护功能；
2）单套配臵的母差保护在动作时，应同时作用于两个跳圈； 3）双重化配臵的线路－变压器和单元制接线方式的发变机组保护宜使用主、后一体化的装臵；对非单元制接线或特殊接线方式的发变机组则应根据机组一次接线方式进行保护的配臵。
2.220kV及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线应配臵双套全线速动的纵联保护。
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3.新建变电站继电保护小室内应配臵事故音响信号，已投运变电站应逐步完善。
15.3.2 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV及以上断路器必须具备双跳闸线圈机构。
应加快改造、更换部分仅有一个跳闸线圈的220kV及以上断路器。
15.3.3 纵联保护应优先采用光纤通道。双回线路采用同型号纵联保护，或线路纵联保护采用双重化配置时，在回路设计和调试过程中应采取有效措施防止保护通道交叉使用。分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。
15.3.4 主设备非电量保护应防水、防震、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。
15.3.5 在新建、扩建和技改工程中，应根据《电流互感器和电压互感器选择和计算导则》（DL/T 866）、《保护用电流互感器暂态特性技术要求》（GB 16847）和电网发展的情况进行互感器的选型工作，并充分考虑到保护双重化配置的要求。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。
15.3.6 母线差动、变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。
15.3.7 线路两侧或主设备差动保护各侧的电流互感器的相关特性宜一致，避免在遇到较大短路电流时因各侧电流互感器的暂态特性不一致导致保护不正确动作。
1.用于差动保护的电流互感器应满足《保护用电流互感器暂态特性技术要求》（GB 16847－1997）的要求，优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。连接于220kV电网的母线差动、变压器差动保护各支路的电流互感器应全部选用D级、5P级电流互感器。连接于500kV电网的母线差动、变压器差动各支路的电流互感器，宜选用TPY级电流互感器（容量必须满足运行要求）。
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2. 线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。线路纵联保护应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配臵形式。
3.应将220kV及以上主变差动保护各侧的电流信息引入故障录波器，并分析主变各侧电流互感器二次回路时间常数相差的数值，以及在切除外部短路故障后，二次电流衰减速度的差别。
4.在使用电流互感器时应对其全部的交流二次负载进行校验计算和误差分析。不合格的电流互感器应及时更换，避免造成差动保护误动作。
15.3.8 应根据系统短路容量合理选择电流互感器的容量、变比和特性，满足保护装置整定配合和可靠性的要求。
15.3.9 对闭锁式纵联保护，“其他保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。
15.3.10 500kV及以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、站用变压器的保护配置与设计，应与一次系统相适应，防止电抗器和电容器故障造成主变压器的跳闸。
15.3.11 智能变电站的保护设计应遵循“直接采样、直接跳闸”、“独立分散”、“就地化布置”原则。应特别注意防止智能变电站同时失去多套保护的风险。
1.智能变电站的保护设计应满足《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）的技术要求。
2.智能变电站的设计应满足现场安全检修和事故处理的要求。 15.3.12 除母线保护外不同间隔设备的保护功能不应集成。 线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装臵中，站内其它装臵启动远跳经 GOOSE网络启动。
15.3.13 保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络。
1.过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。
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变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器。
2.继电保护装臵采用双重化配臵时，对应的过程层网络亦应双重化配臵，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网；110kV过程层网络宜按双网配臵。
15.3.14 智能变电站继电保护相关的设计、基建、改造、验收、运行、检修部门应按照工作职责和界面分工，把好系统配置文件（SCD文件）关口，确保智能变电站保护运行、检修、改扩建工作安全。
15.3.15 智能变电站的保护设计应遵循相关标准、规程和反措的要求。
15.4 基建调试及验收应注意的问题
15.4.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。
新建、扩建、技改工程调试时，应严格按照继电保护标准化作业指导书规定内容进行，严禁漏项。
15.4.2 基建单位应至少提供以下资料：一次设备实测参数；通道设备的参数和试验数据、通道时延等（包括接口设备、高频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等）；电流互感器的试验数据（如变比、伏安特性及10％误差计算等）；电压、电流互感器的变比、极性、直流电阻、伏安特性等实测数据; 保护装置及相关二次交、直流和信号回路的绝缘电阻的实测数据;瓦斯继电器试验报告；全部保护竣工图纸（含设计变更）；保护调试报告、二次回路检测报告以及调度机构整定计算所必需的其他资料。
1.工程设计的计算参数与实际参数存在一定的偏差，为保证继电保护定值的准确性，应尽量采用实测参数。
2.继电保护的定值计算是一个系统工程，需要一定的计算周期。为保证工程进度，建设单位应按照调度相关规定，按时提交上述参数、
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报告及继电保护配臵图、装臵施工原理图、装臵实际定值清单、继电保护版本及装臵使用说明书等资料。
3.工程建设过程中资料如有变更，建设单位应及时将变更内容提交给相应调度控制中心及运维单位。
4.应提供可编辑的电子版继电保护竣工图纸。 15.4.3 基建验收
15.4.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。
验收方应根据《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》（DL/T 782－2001）、《110kV~500kV输变电工程交直流系统、保护、通信、自动化、土建、档案验收规范表（修订）》（苏电生„2009‟1367号）、《江苏省电力公司智能变电站验收规范（试行）》（苏电生„2011‟1703号）等相关技术标准、规程规定及反措要求，制定详细的验收标准。
15.4.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。 15.4.3.3 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。
15.4.3.4 对于新投设备，做整组试验时，应按规程要求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。应按相关规程要求，检验线路和主设备的所有保护之间的相互配合关系，对线路纵联保护还应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验。
整组试验是继电保护系统在完成新建、扩建、技改工程或在保护装臵、二次回路上进行工作、改动之后的重要把关项目，通过整组试验可以对继电保护系统的相关性、完整性及正确性进行最终的全面检验。在进行整组试验时应着重注意以下几个方面：
1）各保护压板（包括软压板及远方投退功能）的正确性，在相关压板退出后，不应存在寄生回路；
2）保护功能整体逻辑的正确性，包括与相关保护、安全自动装
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臵、通道以及对侧保护装臵的配合关系；
3）单一保护装臵的独立性，既要保证单套保护装臵能够按照预定要求独立完成其功能，也要保证两套或以上保护装臵同时动作时，相互之间不受影响；
4）保护装臵动作信号、异常告警的完整性和准确性，对于由远方进行监视或控制的保护装臵，还应检查、核对其远方信息的完整、准确与及时性，确保集控站值班员、调度员能够对设备状况、动作行为实施有效监控。
15.4.3.5 应认真检查继电保护及安全自动装置、站端后台、调度端的各种保护动作、异常等相关信号的齐全、准确、一致，符合设计和装置原理。
1.在与调度主站端联调前，宜先完成厂站端的信号调试工作。 2.220kV及以上继电保护及安全自动装臵应接入相应的继电保护主站系统。
15.4.4 新设备投产时应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保设备故障能可靠切除。
为保证新设备在投产过程中发生故障时能够可靠将其切除，在投产前应做好事故预想，合理安排启动时的运行方式，确保运行系统的安全。
15.7 二次回路应注意的问题
15.7.1 严格执行有关规程、规定及反措，防止二次寄生回路的形成。
15.7.2 双重化配置的保护装置，须注意与其有功能回路联系设备（如通道、失灵保护等）的配合关系，防止因交叉停用导致保护功能的缺失。
1.对于双重化配臵的保护装臵，应做好其中一套检修、另一套运行时的安全隔离措施，防止运行中的保护装臵不正确动作。
2.对已运行的多套保护（含母差、变压器保护）共用一组电流
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互感器二次绕组的情况，在进行保护装臵检修时，应做好防止运行中保护装臵不正确动作的安全隔离措施。
15.7.3 应采取有效措施防止空间磁场对二次电缆的干扰，宜根据开关场和一次设备安装的实际情况,敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求：
15.7.3.1 应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100 mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。
15.7.3.2在主控室、保护室柜屏下层的电缆室（或电缆沟道）内，按柜屏布置的方向敷设100 mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网与厂、站的主接地网只能存在唯一连接点，连接点位置宜选择在电缆竖井处。为保证连接可靠，连接线必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜缆（排）构成共点接地。
在保护柜屏下层的电缆室内，按屏柜安装的条状区域使用等电位专用铜排（缆）将首末端同时连接形成环状后，再将各条状区域的环状等电位专用铜排（缆）可靠连接成继电保护室内的安全接地网。保护室内的安全接地网在电缆竖井处用不少于4根、截面不小于50mm2且有一定间距的铜缆（排）将室内安全接地网与开关场的接地网可靠一点连接，并保证该点是保护室内安全接地网与厂、站的主接地网唯一的连接点。
15.7.3.3分散布置的保护就地站、通信室与集控室之间，应使用截面不少于100 mm2的铜缆（排）可靠连接，连接点应设在室内等电位接地网与厂、站主接地网连接处。
对于分散式布臵的保护小室与集控室的安全接地网应沿二次电缆敷设截面不少于100mm2的、紧密与变电站接地网相连接的铜缆（排），分别连接到相邻的保护小室和集控室的安全接地网，并保证敷设的安全接地网在开关场不形成环状连接。分散式布臵的保护小室
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与集控室的安全接地网参照15.7.3.2执行。
15.7.3.4静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。
15.7.3.5沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100 mm2的铜排（缆），并在保护室（控制室）及开关场的就地端子箱处与主接地网紧密连接，保护室（控制室）的连接点宜设在室内等电位接地网与厂、站主接地网连接处。
15.7.3.6开关场的就地端子箱内应设置截面不少于100 mm2的裸铜排，并使用截面不少于100 mm2 的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。
15.7.3.7保护装置之间、保护装置至开关场就地端子箱之间联系电缆以及高频收发信机的电缆屏蔽层应双端接地，使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。
15.7.3.8由开关场的变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备至开关场就地端子箱之间的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至电缆沟，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。上述二次电缆的屏蔽层在就地端子箱处单端使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠连接至等电位接地网的铜排上，在一次设备的接线盒（箱）处不接地。
1.新建和技改工程中，一次设备至就地汇控箱、端子箱的连接电缆都必须使用屏蔽电缆，并在一次设备的接线端子盒（箱）至接地网使用金属管对电缆进行屏蔽，金属管两端应与一次设备的底座（金属外壳）及接地网分别焊接良好，在就地端子箱、汇控箱处使用截面不小于4mm2的多股铜质软导线将二次电缆的屏蔽层的单端可靠接至安全接地网。
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2.已运行设备未采用上述措施前，应将上述二次电缆的屏蔽层的两端使用截面不小于4mm2的多股铜质软导线可靠接至安全接地网。
15.7.3.9在干扰水平较高的场所，或是为取得必要的抗干扰效果，宜在敷设等电位接地网的基础上使用金属电缆托盘（架），并将各段电缆托盘（架）与等电位接地网紧密连接，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在金属电缆托盘（架）中。
15.7.4 微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，严禁使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。二次回路电缆敷设应符合以下要求：
15.7.4.1合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，与运行设备无关的电缆应予拆除。
1.新建工程中，高压电缆与二次电缆不宜同沟敷设；二次电缆不应与电力电缆同层敷设。
2.新建工程中，通信五类线、串口线、光纤等应加装专用防护金属线槽，且与二次电缆不宜同层敷设。
15.7.4.2交流电流和交流电压回路、不同交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的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。
1.公用交流电压回路宜采用辐射型接线；交流电流、交流电压及保护控制、信号回路应分别采用独立电缆走线。
2.交流电流或交流电压的相线及中性线应配臵在同一根电缆中。
15.7.4.3双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。
15.7.5 重视继电保护二次回路的接地问题，并定期检查这些接
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地点的可靠性和有效性。继电保护二次回路接地，应满足以下要求：
15.7.5.1公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·Imax伏（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。
1.公用电压互感器的各组二次回路中性线应分别独立接至屏柜内，汇总后在接地铜排上一点接地。
2.安装放电间隙或氧化锌阀片后，应定期检查其接线的正确性及工频放电电压。应按《继电保护及电网安全自动装臵检验规程》（DL/T 995-2006）的要求定期检查，防止造成电压二次回路两点或多点接地的现象。
3.新建、改扩建工程中，宜优先采用氧化锌阀片。
4.同一电压等级的公用电压互感器二次回路N600只能也必须一点接地。如N600为各侧设备共享，则各侧公用电压互感器二次回路N600只能也必须一点接地。
15.7.5.2公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。
对于变压器差动保护、母线差动保护用各支路电流互感器二次绕组中性线，应在保护屏内分别独立接至屏柜内接地铜排。
15.7.5.3微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。
15.7.10 严格执行《关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知》〔调调（1998）112号〕的有关要求，高频通道必须敷设100mm2铜导线。
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15.7.11 保护室与通信室之间信号优先采用光缆传输。若使用电缆，应采用双绞双屏蔽电缆并可靠接地。
保护室与通信室之间的数字信号应采用光缆传输；使用载波通道的保护，从保护室至通信室的“发信”和“收信”等信号均应使用屏蔽电缆，并将屏蔽层两端可靠接至安全接地网，信号电源应采用保护侧工作电源。
15.7.12 安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆，并按敷设等电位接地网的要求，沿这些电缆敷设截面不小于100mm2铜排（缆）可靠与通信设备的接地网紧密连接。
安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用符合通信标准的屏蔽电缆，电缆屏蔽层应按通信专业的要求接地。
15.7.13 结合滤波器引入通信室的高频电缆，以及通信室至保护室的电缆宜按上述要求敷设等电位接地网，并将电缆的屏蔽层两端分别接至等电位接地网的铜排。
15.7.15 装设静态型、微机型继电保护装置和收发信机的厂、站接地电阻应按《电子计算机场地通用规范》（GB/T 2887-2011）和《计算机场地安全要求》（GB 9361-1988）规定，不大于0.5欧姆，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。
15.7.16 对经长电缆跳闸的回路，应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。
对经长电缆跳闸的回路，应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其起动功率不低于5W。
15.7.17 应对保护直流系统的熔断器、自动开关加强维护、管理。在配置直流熔断器和自动开关时，应满足以下要求：
15.7.17.1对于采用近后备原则进行双重化配置的保护装置，每套保护装置应由不同的电源供电，并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。
15.7.17.2母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种
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双断路器接线方式的线路保护等保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。
15.7.17.3有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。
15.7.17.4直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器，保护柜屏的直流电源进线应使用自动开关。
15.7.17.5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。
15.7.17.6直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小空气开关有选择性地配合，
15.7.17.7直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时，必须确保上、下级自动开关有选择性地配合，自动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2.0倍选用。
15.7.21 单套配置的断路器失灵保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。如断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。
15.7.22保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确的配合关系。
16 防止电网调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故
16.1 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〔2006〕34号）、《电网调度系统安全生产
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保障能力评估》（国家电网调〔2009〕 38号）等有关要求，适应坚强智能电网发展的需要，规范和提高电网调度自动化水平。
16.1.1设计阶段应注意的问题
16.1.1.1 调度自动化系统的主要设备应采用冗余配置，服务器的存储容量和CPU负载应满足相关规定要求。
1.监视控制与数据采集系统（SCADA）/能量管理系统（EMS）主站端的数据库服务器、数据采集前臵机及主要应用服务器至少采用双机冗余配臵，且互为热备用，双机切换时间小于30秒；
2.监视控制与数据采集系统（SCADA）/能量管理系统（EMS）各主要服务器的磁盘剩余空间不低于总容量的40％；正常工作时各主要服务器CPU平均负载低于30%，网络平均负载低于30%。
3.监视控制与数据采集系统（SCADA）/能量管理系统（EMS）中，磁盘剩余空间不足20％、CPU负载持续较高（大于85%、持续时间超过3分钟）、双机切换等事件发生时，应当告警提示自动化运行人员及时处理。
4.电能量计量系统的服务器应采用冗余方式配臵，且互为备用，发生切换或单点故障时应保证不丢失数据，不影响系统功能；各主要服务器的磁盘剩余空间不低于总容量的30％；正常工作时各主要服务器CPU的平均负荷率低于35%。
5.调度数据网络设备配臵应按照《国家电网调度数据网第二平面（SGDnet-2）总体技术方案》、《江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范》要求配臵网络设备，满足双平面调度数据网络建设要求。
6.调度管理系统（OMS）主站端的数据库服务器及主要应用服务器至少采用双机冗余配臵，且互为热备用，双机切换时间小于5分钟。
16.1.1.2 调度端及厂站端电力二次系统安全防护应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”基本原则要求。安全防护策略从边界防护逐步过渡到全过程安全防护，安全四级主要设备应满
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足电磁屏蔽的要求，全面形成具有纵深防御的安全防护体系。
1.各级调度、发电厂（有限公司）要根据《全国电力二次系统安全防护总体方案》最新文件精神,动态调整各自《地区电力二次系统安全防护实施方案》,按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则采取安全防护措施和网络安全隔离措施;
2.省、地、县各级调度控制中心及变电站内二次系统安全防护依据《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全„2006‟34号)中相关方案实施。发电厂二次系统安全防护依据《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全„2006‟34号）中发电厂二次系统安全防护方案实施。配电二次系统安全防护依据《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全„2006‟34号）中配电二次系统安全防护方案实施。全省二次系统均应满足《电力二次系统安全等级保护要求（试行）》的要求，并按照《电力二次系统安全等级保护测评规范（试行）》开展测评及报备工作。
3.江苏电力二次系统安全防护体系管理实行“统一协调，分层、分区管理”，江苏电力二次系统安全防护相关单位的职责划分、接入管理、运行管理、检修管理按照《江苏电网调度二次系统安全防护运行管理标准》执行。
16.1.1.3主网500kV及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、风电等新能源接入站（风电接入汇集点）、通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场均应部署相量测量装置（PMU）。其测量信息能上传至相关调度机构并提供给厂站进行就地分析。PMU与主站之间的通信方式应统一考虑，确保前期和后期工程的一致性。
16.1.1.4 调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源装置(UPS) 供电，不应与信息系统、通信系统合用电源。交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源(UPS)或站内直流电源供电。具备双电源模块的装
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置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。相关设备应加装防雷（强）电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。
1.省地调度自动化系统应配臵专用UPS电源系统，不得与信息系统、通信系统等其它设备合用电源。
2.调度自动化系统UPS电源要求主备冗余配臵，UPS输出能自动无缝切换，单台容量在带满主站系统全部设备后应留有40%以上的供电容量，交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电，UPS在交流电源失电后，不间断供电维持时间满容量负载情况下应不小于1小时。
3.地、县调自动化系统专用的UPS电源容量根据实际负载配臵。 4.对于UPS电源新配臵安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔一年进行一次核对性放电试验。
5.变电站远动装臵、计算机监控系统、变送器等自动化设备的供电电源宜采用变电站内直流供电,如采用交流供电必须用UPS电源供电。UPS电源输入采用一路所用电交流供电，蓄电池由变电站内直流电源替代，不配臵专用蓄电池。在交流电源失电后，由直流电源经UPS电源逆变器不间断供电。具备双电源模块的装臵或计算机设备，两个电源模块应有不同的电源供电，其中必须有一路电源来自站内UPS电源或逆变电源。
6.UPS电源输入端和UPS电源输出配电屏（与UPS电源不在同一栋楼或同一楼层）的输入端应加装防雷（强）电击装臵。
16.1.1.5 电网内的远动装置、相量测量装置（PMU）、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备（子站）必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。
电网内的远动装臵、相量测量装臵（PMU）、电能量终端、时钟同步装臵、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备均应通过具有国家级检测资质的质检机构的质保体系检查或有关鉴定，并应取得有效的质量检测合格证明。
16.1.1.6 调度范围内的发电厂、110kV及以上电压等级的变电
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站的自动化设备通信模块应冗余配置，优先采用专用装置，无旋转部件，采用专用操作系统；支持调控一体化的厂站间隔层应具备双通道组成的双网，至调度主站(含主调和备调)应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。
调度范围内的发电厂及变电站的自动化设备应按照《江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范》要求配臵双网络设备，实现至调度主站双平面网络通道，并配备双总控单元，实现至调度主站不同路由的双平面网络通道，并应在一次设备投运前开通双平面通道。
16.1.1.7 备调的技术支持系统、通信通道应独立配置，实现运行数据和支持系统的异地备用。备调技术支持系统建设应充分考虑“调控一体化”的要求。
调度主站应建立异地备用调度技术支持系统，备用调度系统应具备主调的主要功能，满足“调控一体化”的全部功能要求。并通过调度数据网第二汇聚点实现对变电站自动化信息的异地汇集和传输，实现运行数据和支持系统的异地备用。
16.1.2基建阶段应注意的问题
16.1.2.1在基建调试和启动阶段，调度自动化系统主站、子站、调度数据网等二次系统（设备）必须提前进行调试，确保与一次设备同步投入运行。
在厂站基建调试和启动前，自动化须做好相应的准备工作。主要包括确定调度和监控信息表、调度自动化系统主、厂站数据库信息表的定义、一次接线图进行相关画面和图形制作、调度数据网、二次防护设备的开通调试、远动规约以及电能量采集终端接入调试和信息的模拟试验和核对等工作。
16.1.2.2 发电厂、变电站基（改、扩）建工程中调度自动化设备的设计、选型应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度
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自动化主站系统的要求。
发电厂和变电站基（改、扩）建工程中调度自动化设备的设计、选型、验收应符合调度自动化专业有关规程规定，现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。调度自动化管理部门应参加相应的二次接入系统和初步设计审查、技术方案的论证，应参与相关设备的招标工作。
16.2 防止电力通信网事故
为防止电力通信网事故，应认真贯彻《电力通信运行管理规程》（DL/T 544-2012）、《电力系统光纤通信运行管理规程》（DL/T 547-2010）、《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：
16.2.1设计阶段应注意的问题
16.2.1.1电力通信网的网络规划、设计和改造计划应与电网发展相适应，充分满足各类业务应用需求，强化通信网薄弱环节的改造力度，力求网络结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。同时，设备选型应与现有网络使用的设备类型一致，保持网络完整性。
1.江苏电力通信网技术政策应符合国网和华东通信网规划的技术政策要求。
2.电力专用通信网是一个整体，其发展、建设和管理必须坚持统筹规划，分级实施，集中管理的原则。
3.通信网的规划与建设要充分考虑智能电网的业务需求，以坚强智能电网建设的总体目标为指导，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设覆盖智能电网各个环节的统一通信平台。
4.江苏电力通信必须遵循统一技术标准和技术体制，不断建立完善电力通信标准体系。技术标准应执行国家标准、行业标准和企业标准。暂未规定的标准按等同、等效的原则执行ISO 、ITU、IEC等相关标准和建议。
5.电力通信网新技术采用应以积极研究、稳妥采用为原则，在认
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真研究和掌握新技术的同时，更要注重技术标准的成熟性、有效性及新技术在智能电网中应用的适用性，结合智能电网通信业务特点采用先进、实用、成熟技术。
6.以现有电力通信网为基础，进一步加强电力专用通信网建设，统筹规划，全面均衡发展，整合各种资源，优化网络结构和功能，优化网络资源配臵，建设“先进、实用、大容量、高可靠、结构合理、覆盖面全、包容性强、接入方式灵活、经济高效”的坚强智能的电力专用通信网，提高对智能电网业务的服务质量。
7.电力通信传输网、业务网的技术政策应符合国网公司的集约化、扁平化、专业化的管理运营模式，符合行业、国网公司有关安全方面的规程、规定和反措要求。网络应满足调控一体化、地县调一体化以及按“五大”核心业务形成以“五大”新体制等公司集约化发展的要求。
8.电力通信网的各类设备选型应符合集成度高、体积小、功耗低等绿色环保的要求。各类系统应易于维护、管理。
9.江苏电力通信网络应与上级互联互通，接口协议应符合上级规范要求；省内各级网络互联接口及协议应统一、规范。
10.江苏电力通信网络的与调度有关的业务网、传输调度业务的承载网以及影响通信网络安全运行的通信设备网管均应按双汇聚、双互联配臵。
16.2.1.2电网调度机构与其调度范围内的下级调度机构、集控中心（站）、重要变电站、直调发电厂和重要风电场之间应具有两个及以上独立通信路由。
重要变电站指110kV及以上电压等级变电站、直调发电厂指省调直调电厂，上述新建厂、站应按通信双路由配臵建设；重要风电场指几家公司合建控制中心的、对电网稳定影响较大的，对于此类大型风电场需尽可能说服建设单位按通信双路由配臵建设。
16.2.1.3 网、省调度大楼应具备两条及以上完全独立的光缆通
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道。电网调度机构、集控中心（站）、重要变电站、直调发电厂、重要风电场和通信枢纽站的通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；避免与一次动力电缆同沟（架）布放，并完善防火阻燃和阻火分隔等各项安全措施，绑扎醒目的识别标志；如不具备条件，应采取电缆沟（竖井）内部分隔离等措施进行有效隔离。新建通信站应在设计时与全站电缆沟、架统一规划，满足以上要求。
16.2.1.4同一条220kV及以上线路的两套继电保护和同一系统的有主/备关系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。
本项要求对所有传输220kV及以上线路的保护、安自装臵通道均要求具备双设备、双电源。对于500kV以上线路及重要的220kV线路，须具备双路由、双设备、双电源（重要的220kV线路由一次专业定义，并在线路建设中按“三双”通信通道配臵进行通信配套设计实施；对于现有一般220kV线路如重新定义为重要的220kV线路，则应结合技改项目重新设计实施“三双”通信通道配臵）。
16.2.1.5线路纵联保护使用复用接口设备传输允许命令信号时，不应带有附加延时展宽。
1.线路保护装臵复用光传输设备时，光线路口应采用点对点1+1配臵，要确保双向路由一致，不可采用通道倒换环或复用段保护环或其他通信传输网络保护、智能切换功能。
2.复用数字接口优先采用2048kbit/s，通信路由中间不能经2048kbit/s及以下速率的物理接口转接。
3.禁止线路纵联保护所用通道实际运行时在任何环节进行交叉、环回。
16.2.1.6 电网调度机构与直调发电厂及重要变电站调度自动
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化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。
16.2.1.7通信机房、通信设备（含电源设备）的防雷和过电压防护能力应满足电力系统通信站防雷和过电压防护相关标准、规定的要求。
1.为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻《交流电气装臵的接地》（DL/T 621-1997）、《接地装臵工频特性参数的测量导则》（DL/T 475-1992）、《交流电气装臵的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）、《电力系统通信站过电压保护规程》等规定。
2. 通信机房内走线架，各种线缆的金属外皮，设备的金属外壳和框架、进风道、水管等不带电金属部分，门窗等建筑物金属结构以及保护接地、工作接地等，应以最短距离与环形接地母线相连。采用螺栓连接的部位可用含银环氧树脂导电胶粘合，或采用足以保证可靠电气连接的其他方式。
3.室外通信电缆（包括各类信号线缆、控制配线架）装有抑制电缆线对横向、纵向过电压的限幅装臵。限幅装臵主要包括SPD、压敏电阻器、气体放电管、熔丝、热线圈等防雷器件。
4. 对通信设备的供配电系统应采取多级过电压保护。需保证在电源设备交流输入端、电源设备输出端及配电设备母线上，安装工作电压适配的电源浪涌保护器作为保护。通信直流电源“正极”在电源设备侧和通信设备侧均应良好接地。
5.每年雷雨季节前应对通信站接地系统进行检查和维护，主要检查连接处是否紧固，接触是否良好、接地引下线是否锈蚀、接地体附近地面有无异常，必要时应挖开地面抽查地下隐蔽部分的锈蚀情况，如果发现问题应及时处理。接地网接地电阻测量，独立通信站宜每年一次。
6.每年雷雨季节前应对运行中的防雷装臵进行一次检测，雷雨季节中要加强外观巡视，发现异常应及时理。
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16.2.2基建阶段应注意的问题
16.2.2.1电网一次系统配套通信项目，应随电网一次系统建设同步设计、同步实施、同步投运，以满足电网发展需要。
凡并入电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，其调度通信等电网配套工程，应当与发电、输变电工程项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。
16.2.2.2通信设备应在选型、安装、调试、入网试验等各个时期严格执行电力系统通信运行管理和工程验收等方面的标准、规定。
1.严格执行《江苏省电力公司通信工作管理规定（试行）》和《江苏省电力系统通信工程验收管理办法》。
2.基建项目配套通信工程投运前，必须进行工程验收。通信工程质量和设备技术指标达不到设计要求时，不得予以验收和交付运行。工程建设单位应派代表随工验收隐蔽工程、线路工程施工；隐蔽工程应进行拍照和专项记录并存档。随工验收的内容，竣工时一般不再进行复验。通信建设工程在竣工验收前必须经过试运行。试运行期间，如发生质量问题，应由工程建设单位负责组织处理，试运行期应重新计算。
3.光通信设备更新换代过快，新、老设备不兼容，应考虑对重要通信设备配件进行储备。
16.2.2.3 应从保证工程质量和通信设备安全稳定运行的要求出发，合理安排新建、改建和技改工程的工期，严格把好质量关，满足提前调试的条件，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。
16.2.2.4在基建或技改工程中，若电网建设改造工作改变原有通信系统的网络结构、设备配置、技术参数时，工程建设单位应委托设计单位对通信系统进行设计，深度应达到初步设计要求，并要按照基建和技改工程建设程序开展相关工作。通信系统选型应符合通信专业有关规程规定， 并征求相关通信管理部门意见。 现场设备的接口和协议必须满足通信系统的要求。必要时应根据实际情况制定通信系
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统过渡方案。
1.各电压等级变电站通信系统应执行《江苏电网变电站通信系统配臵规范》（Q/GDW-10-J455-2009）。
2.电网建设改造工程涉及通信系统配套改造时，建设单位应委托有通信资质的设计单位开展单项工程设计，设计审查须由通信管理部门参加。
3.通信设备选型应符合江苏电网通信系统传输设备归并的要求。 4.基建或技改工程中，如对电力通信系统运行造成影响，在开展通信系统改造设计的同时，应同步委托通信系统运行过渡方案设计，如过渡方案需增添通信临时线路、设备、接口等，应在项目中予以落实。
16.2.2.5用于传输继电保护和安控装置业务的通信通道投运前应进行测试验收，其传输时间、可靠性等技术指标应满足《继电保护及安全自动装置通信通道管理规程》的要求。传输线路分相电流差动保护的通信通道应满足收、发路径和时延相同的要求。
16.2.2.6安装调试人员应严格按照通信业务运行方式单的内容进行设备配置和接线。通信调度应在业务开通前与现场工作人员核对通信业务运行方式单的相关内容，确保业务图实相符。
安装调试完成时通信调度应通过网管系统，并与工作人员确认现场实际情况，核实“通信业务方式单”，确保业务图物相符；现场工作人员应向通信调度履行开竣工许可制度，在得到通信调度同意后方可开工工作或竣工撤离，所有指令均应进行录音。
16.2.2.7 架空地线复合光缆（OPGW）在进站门型架处应可靠接地，防止一次线路发生短路时，光缆被感应电压击穿而中断。OPGW、全介质自承式光缆（ADSS）等光缆在进站门型架处的引入光缆必须悬挂醒目光缆标示牌，防止一次线路人员工作时踩踏接续盒，造成光缆损伤。光缆线路投运前应对所有光缆接续盒进行检查验收、拍照存档，同时，对光缆纤芯测试数据进行记录并存档。应防止引入缆封堵不严
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或接续盒安装不正确造成管内或盒内进水结冰导致光纤受力引起断纤故障的发生。
1.设计单位应做好OPGW光缆门型架处接地设计、运维责任单位应在工程验收时严格检查上述各项是否符合要求，并在定期安全检查中给予检查确认，确保各项措施落实到位。
2.OPGW引下光缆须每隔1.5～2m用引下线夹固定，在上部横梁连接平台处和法兰处用金具撑开光缆，保证引下光缆固定牢固且不与构架产生碰擦。
3.OPGW光缆线路余缆架高度约10m，变电站间隔余缆架高度约2m,弯曲直径为0.8-1m,OPGW、ADSS光缆接续盒应采用立式，不宜采用卧式，接头盒密封良好，以防接续盒进水，接头盒安装在铁塔爬梯的背面或侧面，以防踩踏。
4.OPGW引下光缆应穿PE管保护，确保OPGW光缆、OPGW光缆余缆架与构架绝缘。以便在进行站内接地电阻测试时，能保证构架与OPGW线路断开。
16.2.2.8通信设备应采用独立的空气开关或直流熔断器供电，禁止多台设备共用一只分路开关或熔断器。各级开关或熔断器保护范围应逐级配合，避免出现分路开关或熔断器与总开关或熔断器同时跳开或熔断，导致故障范围扩大的情况发生。
1.双电源供电的设备应由两套独立电源进行供电，核实开关总容量、分路开关容量与负载总容量、各设备最大容量是否匹配，保证设备安全工作。
2.定期检查电源开关和端子的进出线紧固情况，使用红外测温检查各类开关和端子温度是否正常。
3.现场应有电源系统图和供电接线图，做到图物一致，标识清晰规范。
16.2.3 运行阶段应注意的问题
16.2.3.1各通信机构负责监视及控制所辖范围内的通信网的运
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行情况，及时发现通信网故障信息，指挥、协调通信网故障处理。
1.遵循“先重要业务，后其它业务，先抢通，后修复”的原则。 2.通信设备维护单位、光缆维护单位应备齐备品备件、抢修物资，落实抢修力量（队伍、人员、车辆等），建立应急联系方式。
3.组织进行《通信安全风险辨识防范手册》学习，提高风险识别能力，定期修改完善各项通信应急预案，提高故障抢修速度，做好通信安全保障工作。
16.2.3.2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。
1.省、市电力通信调度负责相应电力通信网运行及故障处理、抢修的指挥和协调。
2.通信调度员应参加上岗前培训和考核，熟悉通信网现状和通信网管系统和业务运行方式，能够及时判断故障进行指挥。
3.利用月度安全例会形式，加强对运行中出现的问题和障碍的分析、研究，制定相应反措并落实整改。同时通过经常性的讨论、分析、沟通，不断提高运维人员的业务技术熟练程度和协调、管理能力。
16.2.3.3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统。
1.通信网出现故障时，通信资源管理及综合监测集成系统、设备网管系统应能够给出画面提醒和声音提醒。
2.通信动力环境和无人值班机房内主要设备的告警信号没有接到有人值班的场所或通信综合监测系统的，需限期进行整改。
16.2.3.4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
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理办法办理相关手续。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。
1.对涉及一次系统的通信检修申请，按照一次系统申请流程进行审批，并向上级通信调度上报检修申请单。
2.省信通、市信通、县调应定期做好通信检修年度、月度计划。 3.当通信检修工作因故未能按时开、竣工时，应采用电话方式逐级申请更改和批复。
4.当通信检修工作延期影响继电保护、安全自动装臵等电气设备运行时，现场通信检修人员应将延期情况提前通知通信调度和现场电网运行负责人，相关通信调度应将延期情况及时通知同级电网当值调度员和有关生产部门。
16.2.3.5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。
16.2.3.6 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对比。
线路运行维护部门应根据运维职责和受委托的实际状况结合线路巡检每半年对OPGW、ADSS光缆进行专项检查，并将检查结果报通信运行部门。
16.2.3.7 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部分锈蚀情况。独立
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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，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。
16.2.3.8 严格落实电视电话会议系统“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。
切实做好会前调试工作，落实各级保障人员按调试工作要求做好会议调试，确保设备状态正常，并进行“一主两备”切换演练。开展电视电话会议系统应急预案滚动更新及应急状态下设备操作规范编制工作，不定期举行电视电话会议系统反事故演习，加强保障人员思想意识培养，提高应急状态下的反应能力。
16.2.3.9 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。
开展网管系统的定期巡视，检查通信网管系统计算机是否及时更新系统漏洞补丁、是否安装防病毒软件并及时更新病毒代码、密码长度及复杂性是否符合要求，每季度安排一次对网管系统数据的备份工作。
16.2.3.10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，避免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。
在对通信设备的滤网、防尘罩进行清洗工作中，严格按照报批制度执行并履行相关手续。提前上报月度工作计划，工作前征得省通信调度同意后方可进行工作。
16.2.3.11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
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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。
16.2.3.12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。
16.2.3.13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、电视电话会议系统、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实际效果，并根据通信网发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。
加强通信应急管理工作，结合各地实际，作好应对各种意外情况和灾害性气候发生的事故预想，及时根据网络结构、业务和工作流程变化，对本单位应急预案和现场处臵方案进行补充修订和完善。相关通信人员应当熟悉预案内容，在遇到突发通信网络、电路和设备故障时，能够通过合理的指挥调度，在最短的时间内恢复重要调度用户的信息通信通道，避免因通信不畅而引发电网一次事故或延误电网事故处理的情况发生。
18 防止火灾事故和交通事故
18.1 防止火灾事故
为了防止电力生产区域内及电气设备事故引发的重大火灾事故
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的发生，应逐项落实《中华人民共和国消防法》(中华人民共和国主席令（第六号）)、《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）、《火灾自动报警系统设计规范》（GB50166-98）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB 50229-2006）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）等有关规定，并提出以下重点要求：
18.1.1 加强防火组织管理
18.1.1.1 各单位应建立健全防止火灾事故组织机构，企业行政正职为消防工作第一责任人，还应配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络。
18.1.1.2健全消防工作制度，建立训练有素的群众性消防队伍，定期进行全员消防安全培训、开展消防演练和火灾疏散演习, 定期开展消防安全检查。应确保各单位、各车间、各班组、各作业人员了解各自管辖范围内的重点防火要求和灭火方案。
18.1.1.3 建立火灾隐患排查、治理常态机制，定期开展火灾隐患排查工作，提出整改方案、落实整改措施，保障消防安全。
18.1.2加强消防设施管理
18.1.2.1 各单位应具有完善的消防设施，并定期对火灾自动报警系统、主变自动灭火系统、消防水系统进行检测、检修，确保消防设施正常运行。
18.1.2.2 供电生产、施工企业在有关场所应配备必要的正压式空气呼吸器、防毒面具等抢救器材，并应进行使用培训，以防止救护人员在灭火中中毒或窒息。
18.1.2.3 在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分离，以确保消防水量、水压不受其他系统影响；消防设施的备用电源应由保安电源供给，未设置保安电源的应按Ⅱ类负荷供电。消防水系统应定期检查、维护。
18.1.3 检修现场应有完善的防火措施，在禁火区动火应制定动火作业管理制度，严格执行动火工作票制度。变压器现场检修工作期
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间应有专人值班，不得出现现场无人情况。
18.1.4 蓄电池室、油罐室、油处理室、大物流仓储等防火、防爆重点场所的照明、通风设备应采用防爆型。
18.1.5 地下变电站、无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，无人值守变电站其火灾报警信号应接入有人监视遥测系统，以及时发现火警。
18.1.6值班人员应经专门培训，并能熟练操作厂站内各种消防设施；应制定具有防止消防设施误动、拒动的措施。
18.1.7 制定并严格执行高层建筑及调度楼的防火制度和措施。 18.1.8 加强易燃、易爆物品的管理。 18.2 防止交通事故
为防止电力生产交通事故的发生，应认真贯彻《中华人民共和国道路交通安全法》和《中华人民共和国道路交通安全法实施条例》及其它有关规定，并提出以下重点要求：
18.2.1 建立健全交通安全管理机构
18.2.1.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照 “谁主管、谁负责”的原则，对本单位所有车辆驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
18.2.1.2 建立健全本企业有关车辆交通管理规章制度并严格执行，完善安全管理措施（含场内车辆和驾驶员），做到不失控、不漏管、不留死角，监督、检查、考核到位，严禁客货混装，保障车辆运输安全。
加强作业现场标准化建设，配足配齐车辆安全器材，加强车辆防火管理。严格车辆“回场”制度，定点停放。加强车辆安全检查和维护，杜绝带“病”运行。
18.2.1.3建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，严格落实责任制。应实行“准驾证” 制度，无本企业准驾证人员，严禁
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驾驶本企业车辆,强化副驾驶座位人员的监护职责。
18.2.1.4建立交通安全预警机制。按恶劣气候、气象、地质灾害等情况及时启动预警机制。
落实应急体系建设规划，健全常态机制，提高预防和处臵突发事件的能力。做好重大节假日、迎峰度夏（冬）、重大活动、自然灾害、交通事故、突发事件等车辆应急服务预案，定期组织演练，不断提高突发事件应急处臵能力。
18.2.1.5各级行政领导，应经常督促检查所属车辆交通安全情况，把车辆交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。
加强安全监督体系建设，加大安全监察力度，建立季节性检查、专项检查、节假日检查、“飞行”检查、日常检查有机结合的安全监督体系，消除安全隐患。
18.2.2 加强对各种车辆维修管理。各种车辆的技术状况应符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆应定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，应及时处理，严禁带病行驶。
18.2.3 加强对驾驶员的管理和教育
18.2.3.1 加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考试、考核不合格或经常违章肇事的应不准从事驾驶员工作。
1、加强驾驶员职业道德建设，增加安全意识和安全责任感。培养驾驶员良好的安全行为习惯，倡导安全文明行车，尊重生命财产。进一步提高驾驶员安全技能水平和突发交通事故处臵能力。
2、科学防范驾驶员生理风险，定期进行体检，积极进行健康干预，提升驾驶员身体素质，疏导驾驶员心理压力。
18.2.3.2 严禁酒后驾车，私自驾车，无证驾车，疲劳驾驶，
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超速行驶，超载行驶。严禁领导干部迫使驾驶员违章驾车。
加强车辆使用管理，集中使用、统一调度，运用车辆GPS监控系统，对派车信息与实际行驶路线进行分析比较，堵塞管理漏洞，防范行车风险。
18.2.4 加强对多种经营企业和外包工程的车辆交通安全管理。多种经营企业和外地施工企业行政正职是本单位车辆交通安全的第一责任者，对主管单位行政正职负责。多种经营企业和外地施工企业的车辆交通安全管理应当纳入主管单位车辆交通安全管理的范畴，接受主管单位车辆交通安全管理部门的监督、指导和考核。
18.2.5 加强大型活动、作业用车和通勤用车管理，制定并落实防止重、特大交通事故的安全措施。
优化完善公司交通事故应急处臵预案，定期开展演练，提高突发重、特大交通事故处臵能力。
18.2.6 大件运输、大件转场应严格履行有关规程的规定程序，应制定搬运方案和专门的安全技术措施，指定有经验的专人负责，事前应对参加工作的全体人员进行全面的安全技术交底。
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