继电保护反事故措施（精选7篇）
（试行）
编制单位：蕴阳海风场
印发日期：2021年 月 日
一、总则
为提高我场继电保护的专业管理水平，我场根据[广电调控继〔2013〕22号附件《防止直调电厂继电保护不正确动作的若干反事故措施（2013版）》]文件要求：制订防止继电保护不正确动作，可靠保证电力系统的安全稳定运行，针对电厂在工作票执行及安全措施落实、承包商及外来工作人员管理、现场运行规程、整定计算、设备投产、保护定检、设备运维及事故处理等问题突出的方面的反事故措施实施细则。
二、职责划分
1、省电力调度控制中心
为中国南方电网调度架构体系下的省级调度机构，对广东电网继电保护进行专业管理，为我场涉网设备继电保护定值整定、投退、检修许可主管单位；
2、蕴阳海风场第一生产负责人
为我场内部涉网设备继电保护定值整定、投退、检修审核、批准、检修许可、安全管理第一责任人。
3、值班员
负责我场涉网设备继电保护设备巡回检查、异常登记、联系检修、向调度提交检修申请、获取许可开工调令、检修安全措施执行等工作
4、维护人员
负责我场继电保护装置异常分析、故障检修、定检及定检计划编制、定期维护保养、外单位调试、检修人员的监督、监护等工作。
三、工作票执行及安全措施落实
1.工作票制度是保证现场作业安全的根本措施，我场各级人员必须按照《电业安全工作规程》相关规定严格执行。
2.杜绝无票工作，杜绝违反工作票制度开展工作。
3.二次工作安全措施单和二次回路变动登记单作为工作票必要的附件，不能代替工作票和操作票。二次工作安全措施单和二次回路变动登记单应随工作票由工作负责人一同保存。
4.工作票和二次工作安全措施单上所有针对保护及二次回路的安全措施统称为二次安全措施。必须严格执行工作票和二次工作安全措施单，严禁擅自变更安全措施。若需变更工作票或二次工作安全措施单上的安全措施时，应重新办理工作票或重新制定二次工作安全措施单，并经审核确认无误后，方可现场执行。
5.在保护及其二次回路上执行计划性工作时，应提前开展作业危险点分析。应考虑自身实际情况，结合调度机构下发的风险控制措施要求全面分析，并形成危险点分析记录表。应根据危险点分析，制定相应的二次安全措施。危险点分析记录表应随工作票由工作负责人一同保存。
6.工作票的填写及执行要求如下：
（1）投退压板、投切直流电源空气开关、操作切换把手等由运行人员执行的措施应填写在工作票上。
（2）涉及多个工作地点的现场工作，所有工作地点均应在工作票上明确，工作地点应描述到具体的保护屏柜或端子箱。
（3）工作票上所有工作成员名字应完整填写，不得省略。
（4）工作票上应体现设备安全隔离措施，如用遮栏、红布帘、“在此工作”的标志牌等将检修设备与运行设备明显隔开。
7.现场作业中遇有下列情况应填用二次工作安全措施单（其格式见附表1）：
（1）在运行设备的二次回路上进行拆、接线工作；
（2）在对检修设备执行隔离措施时，需拆断、短接和恢复与运行设备有联系的二次回路工作。
8.二次工作安全措施单的填写及执行要求如下：
（1）二次工作安全措施单由工作班组成员中熟悉设备情况的人员填写，经工作负责人审核签名后方可执行。工作过程中措施的执行与恢复须经监护人进行监督和校对，监护人应由工作班组成员中技术水平较高及有经验的人员担任。执行人、恢复人、监护人确认措施的执行与恢复无误后应在二次工作安全措施单上签名。
（2）应按照二次工作安全措施单上序号的正向顺序逐项执行措施，按照序号的反向顺序逐项恢复措施。
（3）二次工作安全措施单上的安全措施全部执行完毕后，方可开展现场作业。
9.保护装置及其二次回路停运后，或检修作业过程中，凡拆线、接线、短接线、投退压板等改动二次回路时，应填写二次回路变动登记单并留下影像资料（其格式参见附表2）。
（注：保护校验时常规的功能压板、出口压板的投退可不用登记）
10.操作票、工作票、二次工作安全措施单、二次回路变动登记单上的操作步骤及安全措施填写应清晰直观。除同一组电流或电压回路的A、B、C、N各相措施可合并填写外，每项措施内容只能针对一根线、一个连接片、一个空开、一个压板等。每项措施应描述具体的端子排号、压板编号或其他编号等。
（示例：）
11.制定二次安全措施时应对照竣工图纸，现场核对实际接线，确保所做措施正确、安全、可靠。
12.在保护及其二次回路工作时，必须采取足够的安全措施，防止本厂站其它运行设备的误跳闸，防止线路对侧保护（如电流差动保护）误动作跳闸，该措施必须体现在相关的工作票或二次作业安全措施单上。防止因现场作业引起运行开关误跳闸事故。
13.制定二次安全措施时应考虑充分，做好检修设备与运行设备的隔离，应特别做好涉及运行设备的模拟量端子、跳闸端子、出口压板等区域的隔离措施，如采用绝缘胶布隔离端子、包扎电缆头金属裸露部分等，防止误碰导致运行设备跳闸。
14.运行人员和工作班组成员应在作业前根据工作票、二次工作安全措施单和现场工作条件做好相应的安全措施，落实现场的安全监护工作。工作负责人变更签名前须做好技术、安全措施等方面的交底。
四、承包商及外来工作人员管理
1.建立建全承包商管理制度和外来工作人员管理制度并严格执行，防止因其引起的保护不正确动作。
2.要求外来施工、调试、检修等人员提供相关的工作资格及身份证明，确保其能正确理解并执行相关的安全措施及技术方案。
3.所有涉及运行设备的工作均应安排本单位具备相应资质的人员进行专人监护，杜绝因监护不到位造成的保护不正确动作。
4.所有涉及运行设备的工作均应制定施工方案（或作业指导书），施工方案应包括对现场工作的危险点分析及所采取的安全控制措施，杜绝“误碰、误整定、误接线”事故。
5.施工方案须经各单位继电保护主管部门审核后方可开展工作。各单位继电保护主管部门对继电保护相关的安全措施及技术方案负总责。
6.外单位人员入场施工时，我场指排专人全程监督、监护必要时设置硬质围栏、警示带限定工作区域范围，杜绝擅自扩大工作范围；如经论证有必要变更或扩大工作范围，必须重新审定工作方案、采取相应的安全措施后方可开工。
7.根据外来承包单位编写的施工方案及安全措施，本场须填写安全技术交底单（其格式参见附表4）向外来承包单位进行安全技术交底，确保双方参加工作的人员熟悉现场设备情况与施工情况，防止因双方对调试、启动等工作方案的理解存在偏差而造成保护不正确动作。
五、运行规程及现场运行
1.运行规程是运行人员执行各项工作的依据及标准，是保证设备安全可靠运行的核心规程。必须根据国家、行业、电网相关规程规定结合我场实际情况编制完整、正确、满足现场继电保护工作要求的运行规程。运行规程应满足如下要求：
（1）运行规程应包括但不限于以下内容：继电保护装置的名称、型号、生产厂家、软件版本、功能简述；装置在正常状态、告警状态、事故状态下的状态说明；运行维护的注意事项、日常巡视的内容；旁路代路等典型操作步骤；异常及事故处理的步骤等。
（2）电厂内每一套保护装置的操作说明均应分别体现在运行规程上。
（3）运行规程应包含正常运行、旁代运行情况下压板、把手、空气开关的状态表，并要求一次设备投运前依照状态表进行核对。应确保正常运行情况下现场压板的状态与状态表一致。防止漏投压板、空气开关。
（4）运行规程应至少每年修编一次。运行要求变化时应在一个月内完成修编，新设备投产前必须完成修编。
（5）运行规程的设备名称应统一使用调度命名。
2.保护投退应严格按运行规程的规定执行，严禁随意投退保护。
3.出口压板投入前，应使用经检验合格的万用表，并选用直流电压档分别测量压板两端的对地电压，确保压板两端无异电位后，方可投入压板；禁止利用万用表直接测量压板两端的电压差。
六、保护整定计算
1.场内内保护定值与电网保护定值之间的配合应满足现行国家规程及行业标准的要求，不得发生保护的越级跳闸。
2.场内应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统故障时，因辅机保护等厂用电系统的不正确动作而使事故范围扩大。
3.场内在对主变压器、220kV母线保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684－1999），电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。
4.由中调负责整定的运行设备实施保护改造、通道改造、电流互感器变比变更、保护升级等工作时，应提前一个月向保护整定部门提交信息准确的定值申请书，具体格式参照《广东省电力系统继电保护管理规定》执行。
5.现场在执行定值单时，应核对现场实际与保护定值单电流互感器变比、保护型号、通道形式等的一致性。
七、设备投产
1.涉网电厂必须采用符合国家、行业和南方电网相关技术标准的，且对应型号和版本通过上述技术标准的动模测试的继电保护装置。负责动模测试的单位须通过国家认证认可监督委的合格评定并具备相应的检测资质。
2.对于新投运的继电保护设备，必须要求供货厂商提供相应的动模实验报告，并作为重要设备资料存档。
3.在选择保护用电流互感器时，其特性应符合国标GB/ 16847的要求。
4.差动保护应具有抗饱和措施，各种区外故障时保护装置不应因电流互感器饱和及短路电流中的暂态分量而引起误动作。
5.基建、技改工程的继电保护用二次电缆应选用铜屏蔽铠装电缆。
6.做好二次图纸的管理工作，具体要求如下：
（1）基建、技改工程须由具有设计资质的设计单位进行二次图纸的绘制。
（2）应做好基建、技改工程图纸的审查工作，防止因误设计造成的保护不正确动作。
（3）应完整保存保护装置及其二次回路竣工图纸，新设备投产三个月内必须取得正确、完整的竣工图纸。竣工图纸必须有设计单位的正式竣工盖章，盖章之处应有竣工时间和负责人签名。
（4）现场实际接线应与竣工图纸相符，凡在图纸上改动之处，须经分级审核并签名，确保图纸的正确性。
7.做好设备的验收工作，防止新设备带缺陷入网运行。要求如下：
（1）设备投产前必须集齐该设备的出厂试验报告、施工单位的调试报告、验收单位的验收报告。上述资料必须带有责任单位的正式公章，归档保存。
（2）验收应严格把关，实行三级验收，保障验收项目完备全面。杜绝寄生回路、逻辑错误或功能不全等缺陷。
8.设备启动时，须严格按照启动方案要求执行。启动结束后，应确保按相应调度命令进行保护投退及按定值单的要求执行定值。
八、保护定检
1.应严格按《DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《Q/CSG110038-2012 南方电网继电保护检验规程》和南方电网继电保护检验规范（2012年版）（如有修订，应作相应更新）的周期要求和定检项目要求进行保护定检，不得出现超期定检。
（注：（1）除了线路保护、母差保护、发变组保护外，断路器保护、T区保护、过压远跳保护等电厂其他保护设备均应按要求开展定检工作。
（2）除逻辑功能的全面校验外，还应包括装置外部检查、接地检查、防跳回路检查、操作箱检验、异常信号检查、保护通道联调、整组试验、传动试验、寄生回路检查等项目内容。）
2.定检报告内容必须体现检验过程，可以记录数据的项目应记录具体数据，如出口时间、动作值等，不应只记录“完成”“合格”等简单的结论。
3.应按《广东省电力系统继电保护管理规定》的要求每月按期报送保护设备定检计划。无法按计划进行保护定检可能造成保护超期未检的，应向中调继保部报备，且采取临时措施，加强设备运行维护，防止发生保护不正确动作事件。
九、设备运维
1.做好继电保护二次回路的运行维护工作，要求如下：
（1）防止电流互感器开路，特别是电流互感器回路N线开路。
（2）结合定检对继电保护二次回路进行全面检查（含变压器、断路器等设备的本体保护），核对电流、电压、跳闸、失灵启动等二次回路接线的正确性，杜绝二次电缆的交叉误接。
（3）结合定检紧固保护屏、汇控柜、端子箱和机构箱等二次回路端子，检查其绝缘情况，防止端子间的绝缘击穿或回路端子松动。
（4）做好现场汇控柜、端子箱、机构箱的运行维护工作，每月至少巡视一次。如发现受潮、积水等情况可能造成二次回路绝缘水平下降时，应立即采取防范措施整改治理。
（5）做好电缆沟的防护工作，采用封堵孔洞、填补电缆沟裂纹等方法防止小动物进入电缆沟破坏电缆。
（6）在进行电缆更换、电缆敷设或在电缆附近进行挖掘、开凿等工作时，应提前做好风险控制措施，防止因电缆损坏导致的保护不正确动作。
（7）各电厂应做好保护装置及其二次回路的抗干扰措施，防止因干扰（如交直流回路串扰）导致的保护不正确动作。
2.应严格按照二次设备特殊维护工作方案要求，对可能导致重大、较大电力安全事故的重要设备积极开展二次设备特维工作。
3.非微机保护以及使用年限超过12年的微机保护应及时进行更换，防止由于保护插件老化、电缆破损及绝缘下降而造成保护不正确动作。
4.为避免电流互感器特性不一致造成的发电机差动保护不正确动作。
5.确认规范配置录波器的模拟量、开关量，所有220kV及以上电气模拟量必须接入故障录波器，发电机变压器不仅需录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和中性点零序电压。所有保护出口信息、通道收发信情况及开关分合位情况等变位信息必须接入故障录波器。
6.每月定期核对压板标识、功能与相关要求是否相符，确保压板标识清晰规范，防止检修、调试和运行过程中因误投或漏投相关压板而造成保护的不正确动作。压板标识不得手写，同一面屏柜里功能相同的两块压板应以明显的标识区分。所有标识必须按照其功能对应规范要求的颜色。
7.每个季度定期核对保护及其通道的调度命名是否已按有关规定的要求在现场清晰标示，防止在信息汇报、保护和保护通道投退时发生错误。
8.防止发生保护拒动的恶劣事故，应采取如下措施：
（1）保护巡检
严格按照设备巡视要求和项目开展设备巡视。在重负荷、恶劣气候、发生区外故障时增加对保护装置特殊巡视，将巡视结果记录并保存。
表1保护设备日常巡视检查重点项目及要求
序号 | 检查内容 | 检查标准 |
保护装置面板检查 | 保护装置面板显示正常 | |
保护装置运行指示灯 | 正常状态时常亮 | |
保护装置TV断线灯 | 正常状态时灭 | |
保护装置充电灯 | 与保护装置的重合闸设置一致 | |
保护装置通道告警灯 | 正常状态时灭 | |
保护装置跳闸指示灯 | 正常状态时灭 | |
保护装置重合指示灯 | 正常状态时灭 | |
保护装置告警灯 | 正常状态时灭 | |
操作箱电源指示灯 | 正常状态时常亮 | |
操作箱合位指示灯/OP灯 | 断路器在合位时常亮 | |
操作箱跳闸指示灯 | 无保护动作时灭 | |
操作箱分位指示灯 | 断路器在分位时常亮 | |
操作箱重合闸指示灯 | 保护装置未发出重合命令时灭 | |
保护光纤通信接口装置运行指示灯 | 正常状态时常亮 | |
保护光纤通信接口装置通道告警灯 | 正常状态时灭 |
（2）保护和二次回路检验及专项检查
1.定检工作
投运时间一年内以及当年达到定检周期的保护设备均须按检验条例实施全检，特别是表2.1中所列的重点项目必须检验。经确认未到定检期的设备应对照表2.1中列明的项目，认真检查定检记录是否完整，并将核对结果填写在表2.2 “定检记录检查结果”项中，不足部分则予以补充检验。
表2.1重点检验项目及要求
序号 | 检验内容 | 检验标准 |
一 | 保护设备及其二次回路 | |
保护屏、操作机构箱、端子 | 箱内配接线端子的清扫、紧固端子清洁、无锈蚀污垢、无残缺损伤、无松动 | |
电流、电压回路绝缘检查 | 对地绝缘电阻大于1MΩ | |
控制回路绝缘检查 | 对地绝缘电阻大于1MΩ | |
直流电源回路绝缘检查 | 对地绝缘电阻大于1MΩ | |
电流、电压回路接地点检查 | 电流、电压回路有且仅有一个接地点 | |
防跳回路检查 | 防止断路器多次跳跃 | |
跳闸继电器检查 | 手跳继电器、三相跳闸继电器（启动重合闸相跳闸继电器（不启动重合闸）动作电压应不低于50%的额定电压 | |
跳闸保持继电器检查 | 1、动作电流应小于断路器额定跳闸电流的50% 2、电压起动线圈与电流自保持的相互极性关系正确 | |
80%额定电压下跳合闸试验 | 在80%额定电压下保护装置能正确出口，断路器能正常动作（断路器本体最低可靠动作电压试验由断路器本体检查试验完成） | |
跳闸回路正确性检查 | 保护分相传动与断路器动作相别一致 | |
保护收发信回路及通信通道检查 | 保护收发信正确，通道及传输设备正确 | |
断路器操作回路辅助断路器检查 | 断路器辅助断路器转换灵活、行程准确、接触良好、性能稳定；辅助断路器的切换与主断口动作时间配合。（由断路器本体检查试验完成） | |
保护装置异常、闭锁告警回路以及保护装置通道告警回路正确性检查 | 保护装置异常、闭锁告警信号以及保护装置通道告警信号正确接入监控后台 | |
控制回路断线、直流电源消失告警回路正确性检查 | 控制回路断线、直流电源消失告警信号正确接入监控后台 | |
保护直流供电电源检查 | 1、供电支路熔断器、小断路器应逐级配合，无越级跳闸隐患 2、互为冗余配置的两套主保护的直流供电电源取自不同直流母线段 3、断路器跳闸回路直流供电回路压降满足标准 4、两组跳闸回路直流供电电源取自不同段直流母线 | |
变电站内直流系统及蓄电池检查 | 1、直流系统无异常、无接地隐患 2、定期蓄电池核容满足标准，处理更换不合格蓄电池组 3、直流系统、蓄电池、馈线屏相关告警信号正确接入监控后台 | |
二 | 保护通信、通道检查 | |
保护通道检查 | 要求线路保护、失灵保护、远跳装置的双通道应分别采用相互独立的设备、电源、路由、光缆，设备完好，通道无缺陷 | |
保护通道标识检查 | 保护通道标识准确、清晰，通道标识与保护屏通道压板标识一致 | |
通道故障告警检查 | 通道故障告警信号正确接入监控后台及通信网关系统 |
（3）保护定值及压板的专项检查
表3.1 保护定值及压板检查要求
序号 | 检查内容 | 检查标准 |
保护装置定值检查 | 1、变电站内须保存有效、完整的保护定值单 2、确保保护装置实际定值与站内保护定值单对应一致 | |
保护屏硬压板检查 | 1、压板标识准确、清晰 2、变电站内须保存有效、完整的保护正常运行方式投退表以及压板投退记录本 3、保护装置压板投退状态应与上述压板投退表、压板投退记录本的记录一致 |
（4）监控部分
按表4完成断路器重要监视报警信号的核对及完善
序号 | 监控后台 断路器监视报警项目 | 监控后台报警分类 | 是否已接入 监控后台 | 模拟试验检查监控后台报警是否正确 |
一 | 断路器操作机构压力监视重要报警信号 | |||
GIS气压低告警 | 重要 | |||
闭锁重合闸 | 关键 | |||
操作机构弹簧未储能 | 重要 | |||
二 | 断路器操作机构储能电机监视重要报警信号 | |||
电机电源消失 | 关键 | |||
电机过负荷 | 重要 | |||
三 | 断路器SF6气体监视重要报警信号 | |||
SF6压力低告警 | 重要 | |||
SF6压力低闭锁操作 | 关键 | |||
四 | 断路器操作控制回路监视重要报警信号 | |||
控制回路断线 | 关键 | |||
断路器汇控柜交、直流电流消失 | 关键 | |||
五 | 断路器分、合状态监视 | |||
断路器三相不一致 | 重要 | |||
断路器A相分闸 | 一般 | |||
断路器B相分闸 | 一般 | |||
断路器C相分闸 | 一般 | |||
断路器A相合闸 | 一般 | |||
断路器B相合闸 | 一般 | |||
断路器C相合闸 | 一般 | |||
断路器就地操作 | 一般 | |||
断路器远方操作 | 一般 |
十、事故处理
1.继电保护装置不正确动作后，应立即开展事故调查并组织分析，杜绝发生原因不明的继电保护动作事件。
2.继电保护装置动作后，由于我场属于220kV直调电厂应分别在24小时内和两个工作日内向中调继保部提供故障电子录波文件、保护动作打印报告等相关的事故资料。
3.对于保护不正确动作事故，应在24小时内提供初步分析报告，3天内提供事故详细分析报告，内容至少应包括事故明确原因、整改措施及整改计划等。应严格按照整改计划落实整改措施，整改完成后以书面形式反馈中调继保部。杜绝再次发生原因类似的继电保护不正确动作事故。
4.保护不正确动作事故发生后应立即开展事故调查，电厂应保留事故现场，拍照留证，并第一时间通知中调继保部。事故原因未查明前或未经调度机构同意不允许跳闸设备并网运行。
附表1：二次工作安全措施单格式工作票编号： | 措施单编号： | ||||
开始时间： | 结束时间： | ||||
序号 | 执行 | 安全技术措施内容 | 恢复 | ||
工作负责人 （审核人） | 执行人 | 监护人 | |||
注： |
说明：
1、安全技术措施内容：包括直流线、电流线、电压线、联锁跳线、接地线、信号线的拆除、接入、短接以及改线等。
2、二次安全措施应按照工作顺序填写。已执行的，在执行栏打“√”；已恢复的，在恢复栏打“√”；不需恢复的，在恢复栏打“○”。
3、此单不能代替工作票或操作票。
附表2：二次回路变动登记单格式工作票编号： | 变动登记单编号： | ||||
序号 | 执行 | 时间 | 二次回路变动内容 | 恢复 | 时间 |
工作负责人 （审核人） | 执行人 | 监护人 | |||
注： |
说明：
1、二次回路变动内容：包括临时的拆线、接线、短接线、投退压板等。
2、已执行的，在执行栏打“√”；已恢复的，在恢复栏打“√”；不需恢复的，在恢复栏打“○”。
3、二次回路变动登记单所登记的内容为二次工作安全措施单执行后的二次回路变动内容，是现场作业过程中临时增加的措施，因此二次工作安全措施单中所记录的措施无需在二次回路变动登记单中登记。
附表3：____电厂安全技术交底单
交底单编号：____________
工程项目名称： | ||
安全技术交底单位（运行部门）： | ||
接受安全技术交底单位（工程施工单位）： | ||
交底日期： ______年 ___月 ___日 | 交底地点： | |
施 工 应 采 取的安 全 措 施 | 工作 地点 需要 设备 停电 | 应拉断路器（开关）和隔离开关（刀闸）（注明编号）： 应投切相关直流电源（空气开关、熔断器、连接片）、低压及二次回路： 应合接地开关（注明编号）、装接地线（注明确实地点）、应设绝缘挡板： 应设遮栏、应挂标示牌（注明位置）： |
工作 地点 不需要 设备 停电 | 相关直流、低压及二次回路状态： 应投切相关直流电源（空气开关、熔断器、连接片）、低压及二次回路： 应设遮栏、应挂标示牌（注明位置）： | |
注 意 事 项 | 工作地点存在带电设备位置或运行设备： | |
对施工人员的要求： | ||
对施工机具的要求： | ||
对现场施工环境保护的要求： | ||
施工过程中与运行人员联系的有关事项： | ||
运行部门代表签名： 工程施工单位代表签名： |
填写说明：
1.交底单编号应与工作票编号一致；
2.应拉断路器（开关）和隔离开关（刀闸）（注明编号）：填写应断开断路器和隔离开关，包括填票时已断开的断路器和隔离开关。断路器与隔离开关分别填写，只填写设备编号，不填设备名称；新建、扩建工程设备变更未定编号时，可以使用设备名称；
3.应投切相关直流电源（空气开关、熔断器、连接片）、低压及二次回路：填写投切直流（空气开关、熔断器、连接片）、连锁开关、“远方/就地”选择开关、低压及二次回路的名称和状态；
4.应合接地开关（注明编号）、装接地线（注明确实地点）、应设绝缘挡板：接地开关只填编号；接地线注明装设处的位置、装设组数；绝缘挡板注明装设处的位置；
5.应设遮栏、应挂标示牌（注明位置）：需写明在什么地方（设备）设置遮栏、围栏和悬挂标示牌；
6.相关直流、低压及二次回路状态：一般是指停电或停运、不停电或不停运状态；
7.工作地点带电的设备部位及运行设备：填写工作地点带电的设备部位及运行设备名称；
8.对施工人员的要求：填写对施工人员在工作期间的衣着和行为的要求；
9.对施工机具的要求：填写对进入变电站内施工机具要求，特别是大型施工机具的限制要求；
10.对现场施工环境保护的要求：填写对现场环境保护的要求；
11.施工过程中与运行人员联系的有关事项：填写有关工作联系及联系人；
1 对继电保护的理解
1.1 继电保护的作用
继电保护在人们的生活中是非常重要的,如果继电保护出现了问题,那么电力系统就会出现故障。继电装置在电力系统中的主要作用就是保护电力系统,在电力系统发生了故障的情况下,可以将故障元件及时的找出,继电保护装置会自动的将坏损的元件进行切除,防止坏损的元件影响整个电力系统的正常运行,发生电力事故。
元件不只会损坏,还会出现不正常工作的现象,如果出现不正常的情况,继电保护装置也会自动的对不正常的元件进行检查,根据元件受损的程度来降低元件的承载,元件在正常承载的范围内就可以安全的工作,这就是继电保护装置的主要作用,这种现象在我们生活中是经常发行可以看到的,俗称跳闸。跳闸就是相关的电力系统中发生了元件的损坏,这时继电装置会自动的作出反应,让我们生活在安全的环境中。
电力系统的另一个作用就是对电力系统进行监督,主要的监督对象就是电流电压,电流和电压也是电力系统中的重点监控对象,电压和电流也能将电力系统的运行状态反映出来,如果电压出现了问题,电力系统也会出现故障,这样就可以对电力系统进行双重的保护。
1.2 继电保护的组成部分
继电保护装置主要是由四个部分组成的:a.输入,继电保护装置的输入就是对信号进行处理,将处理的信号及时的反映出来,继电装置可以及时的进行隔离;b.测量,测量就是利用输出的电流,对电力系统的运行状态及时的反映出来,将测量的结果按照大小排序;c.输出执行;d.逻辑判断。以上这四个组成就是继电保护装置的主要组成部分,对整个电力系统的分析过程,利用输出数据自身的逻辑关系进行安全性的判断,让电力系统更加的安全。
2 继电保护的特点
2.1 可靠性
继电保护具有可靠性,这一特性主要是体现在继电装置在配置和技术上的优良性能,能够让电力系统稳定的运行,日常的管理也是极其便捷的,这三点就决定了继电装置有着稳定的性能,具有可靠性。同时,继电保护使用数据仓库的信息管理技术,这种方式有助于电力系统的及时升级,不会耽误电力系统的改进。继电保护装置的可靠性还主要体现在传输上,传输方式也在不断地变化,由原来的分散式传输变为集中式传输,集中式传输可以提高传输的速度,如果在某一个信息面上出现了问题,是不会波及到其他的信息面的,这样就方便了整个系统的运行。
2.2 灵敏性
灵敏性主要是体现在电路短路的情况下,在电路发生了短路的时候,电力系统可以及时的作出反应,可以自行的将出现短路的位置保护起来,进行切断处理,这样就不会导致系统瘫痪,但是继电保护装置的可靠性与灵敏性是一对相互矛盾的个体,如果想要满足灵敏性,保护动作定值就不能定的太高。但是保护定值如果太低,保护就不可靠。
2.3 实用性强
继电保护是电网安全的卫士,不论是高压、超高压电网、配网、用户照明都需要有保护。有了保护可以有效的解决电力系统在实际运行过程中出现的一些问题,并且分析、处理电力系统中相关数据,总而言之,继电保护装置具有实用性,失去保护的一次设备是不允许运行的。
3 继电保护常见的事故分析
在一次系统规划建设中,没充分考虑继电保护的适应性,出现特殊接线方式,造成继电保护配置及整定难度的增加,使得继电保护得不到安全运行。反继电保护装置的配置和选型,必须满足有关规程规定的要求,并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、可靠、质量优良的产品。如重要的变电保护应采用双重化装置。其保护范围应交叉重叠,避免死区。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。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。
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。每套完整、独立的保护装置应能处理可能的所有类型的故障。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。线路纵联保护的通道光纤、微波、载波等通道及加工设备、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装置。变电站的母线保护应按双重化装置进行。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,能反映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。
在通常情况下,电流互感饱和也会引起事故。系统终端位置是各类现象发生的常见位置,这时产生的电流会接近或者超过电流互感器单次额定电流的倍数,电流互感器的误差与各电流倍数处于正比关系,阻止动作通常会在此时发生。定时限流保护装置也会受到电充互感器和断口状态的影响,使其所感受到的二次电流接近,从而不进行动作的发出。
继电保护三误事故为误碰、误接线、误整。除了不遵守安全规定外,继电保护人员水平素质不高及继电保护装置缺陷也是一个主要因素。反事故措施就是要加强新人培训、提升继电保护队伍力量,提升继电保护上岗持证培训水平,加强继电保护装置共性缺陷及反措管理规范化、常态化。总之,为使电力系统正常工作运转,继电保护工作管理体制应进行进一步的完善,针对存在的漏洞与不足进行行之有效的改良,从而保障继电保护工作有条不紊的进行。
4 结论
由此可见,继电保护装置在电力系统中起着的巨大作用,并且随着电力相关技术的发展,社会对继电保护的要求也会越来越高,关于继电保护装置的问题也会越来越多,反事故措施也要及时提出,这是一种机遇也是一种挑战,故而,要更好的认识继电保护,用先进科学的反事故措施确保电力系统安全稳定运行。
摘要：电力在我们的生活中扮演着重要的角色,如果电力系统出现了问题,就会影响着人们的生产和生活,尤其是工业的生产,工业生产是离不开电力设备的,如果电力系统出现了问题,就会影响着工业生产,导致整个城市都处于瘫痪的状态。因此我们要重视继电保护,继电是关系着电力系统正常运行的保障,本文对继电保护和反事故措施进行研究,让电力系统可以顺利的运行,这就是本文研究的重点。
关键词：电力系统,继电保护,反事故措施
参考文献
[1]陈波.电力系统继电保护的故障分析及处理措施[J].科技创新与应用,2014(4).
关键词：微机；继电保护；事故处理
继电器是电子应用方面的一种电子控制器件，它具有控制系统和被控制系统，在自动控制电路中的应用很多，它的工作原理实际上是用很小的电流来控制较大电流的一种自动调制开关，在电路中的作用是自动调节、安全保护以及转换电路等。熔断器是最早的继电保护装置，随着科学技术的不断进步，相继出现了电磁型继电保护装置、电子型静态继电器和广泛应用在计算机中的数字式继电保护。在电子技术、计算机技术、通信技术的快速发展下，人工智能技术已经在继电保护领域得到了大力的研究应用。由于微机型继电保护装置在电力系统以及工业系统中的应用越来越广泛，所以需要我们对其出现的各类事故问题进行处理及研究工作，为以后的工作打下基础。
一、微机继电保护事故处理的原则
无论做什么事都要遵循一定的规律、原则，因此，在对微机继电保护的事故进行处理之前，就要对处理时候所要遵循的原则有一个十分深的了解和掌握，只有在对这些原则很好地遵循基础上，才能将出现的微机继电保护事故很好地处理。
1.1实事求是的处理态度。微机继电保护事故的处理不但和使用个人有关同时也会关联到运行单位，一旦发生拒动或者是误动的情况，一定要查清楚原因，并且要找出问题的根源所在，尽最大可能的解决问题。在进行一系列的解决处理中，一定会涉及到事故的责任者，情况严重的话将会受到非常严厉的惩罚，在事故发生之后，很多单位以及个人会修改资料信息，导致工作组的调查处理工作很难进行，这样就会对存在的问题无法解决，导致单位产生更严重的经济损失。所以针对这些情况，进行事故调查的专业人员应该本着实事求是的做事态度，严格检查事故发生的原因，对造成事故发生的单位几个人进行严厉的惩罚。
1.2理论结合实际的处理方式。继电保护的事故处理不仅仅与继电保护的原理和元器件有关，并且根据大量的现场处理继电保护事故的经验表明，多数的微机继电保护事故的发生都与基建、设备安装以及调试设备的过程息息相关。所以从事事故处理研究的工作人员掌握必要的微机继电保护基本理论分析是首要条件，其次，还应当结合事故处理现场的经验进行更全更详细的事故处理，只有两者结合才能使事故处理更加迅速准确。
二、微机继电保护事故的种类及原因
要想很好地解决微机继电保护事故，那么就要对微机继电保护出现的事故种类以及出现的原因进行一个总结：
2.1定值问题
2.1.1人为整定错误。人为整定错误顾名思义就是工作人员在进行数值整定时出现了很大的失误，比如说：看错数值、TA，TV变化计算错误、定值区使用错误等等人为失误，这些小小的错误曾经都造成过很大的事故，给相关单位造成了很大的经济损失。上述事故发生的主要原因是，工作人员工作不仔细、相关检查措施较为落后，还有的微机继电保护装置的设计不是很合理，过程太过繁琐复杂，这些都很容易造成现场操作人员的视觉错误，导致最后的事故发生。根据微机继电现场运行的情况来看，要想避免上述情况的不断发生，较好的措施是在设备送电之前至少由两名工作人员再次进行装置定值的校核，确保万无一失方可进行工作。
2.1.2整定数值计算的误差。因为设备的一些特性还没有被人们掌握透彻，很多数据依存于经验值以及估算值，微机继电保护的定值很难定准，并且电力系统的参数或者原器件参数的标准值与实际值之间有很大的出入，某些情况下两者的差别很大，以标准值算出的定值不是很准确，这就使设定的定值在某些特定的事故故障情况下失去了灵敏性和可靠性。因此，设计部门、基建部门及技改部门应该及时、准确地向保护计算机的专业人员提供有关的计算参数和设计图纸，施工部门在调试完保护设备之后也应该及时将有关资料送交给运行部门，这样就能确保整定数值计算误差降到最低。
2.2电源问题
2.2.1逆变稳压电源的问题。微机继电保护逆变电源的工作原理是将输入的220V直流电源经过开关电路变成方波交流，再经过逆变器变成需要的+5V、+24V等电压。这在现场会发生以下几个故障：纹波系数过高的故障，它是指输出中的交流电压与直流电压的比值，交流万分就属于高频范围，一旦高频幅值过高的话就会影响设备的正常寿命；输出功率不足的故障，它是因为电源的输出功率不足的话就会造成输出电压的下降，一旦电压下降过大就会导致电路基准值发生变化，充电电路时间变短等一些问题，继而影响到微机继电保护的逻辑配置。
2.2.2直流熔丝的相关配置问题。工作现场的熔丝配置原则按照从负荷到电源一级比一级熔断电流大的原则配置的，这样是为了保证在直流上发生短路或者过载时熔丝的选择性，由于不同熔丝的底座区别不是很大，并且型号混乱，这就导致运行人员很难掌握，造成的后果是回路上过流时熔丝会发生越级熔断情况，所以设计人员应该针对不同容量的熔丝选择不同的形式，方便工作人员进行区别。
三、继电保护事故处理的检查方法
3.1逆序检查法。在事故发生之后，工作人员如果利用微机的事件记录和故障记录表，在短时间内不能找到事故发生的根本原因时，就应该采取逆顺序的检查方法，从事故发生的结果出发，层层往前查找，直到找到事故发生的根源为止，一定要充分利用工作站内的设备各种信息综合判断分析，将最终的事故原因找出来，此种方法经常应用在继电保护出现误动的时候。
3.2顺序检查法。顺序检查法顾名思义就是按照微机继电保护的工作顺序，从开始层层的检查寻找事故的根源。从外部检查，绝缘检测，定值检查以及对电源性测试、继电保护性能检查的顺序进行。该方法主要被应用在微机继电保护出现拒动或者保护逻辑出现偏差的事故处理中，一定要注意微机继电装置的逻辑判断关系。
3.3采取整组的试验法。这个方法在一定程度上主要是为了检查设备的二次回路以及保护装置的动作逻辑和动作时间是否正常，往往在很短的时间内可以检查出故障，并找出问题的根源，一旦发生异常应及时结合其他方法进行检查维修。
3.4掌握继电保护技术原理。继电保护工作人员要准确掌握必要的理论知识，对电子技术、微机保护原理和组成要很熟悉，同时应该具备技术资料的阅读能力，因为进行微机继电保护事故的处理离不开很多的检修规程、装置使用及技术说明书等专业书籍，这就要求在进行日常工作中，一定要对继电保护的专业书籍进行阅读分析，从中掌握微机保护故障的处理技巧，为以后复杂的工作打下坚实的基础。
结语
计算机技术、通信电子技术在未来会有更大的发展空间，这就给微机继电保护的进一步发展带来了很大的挑战，它的发展和应用将会有很大的变革，我国在此方面的技术会平相对落后，这就要求从事继电保护的工作人员不断努力创新、迎难而上，将我国的微机继电保护水平提上一个新的高度。
参考文献：
[1]王艳芬.继电保护故障信息处理系统构成及应用[J].湖南农机.2011（03）
[2]徐平.变电站微机继电保护事故处理[J].中国新技术新产品.2011（03）
华 北 电 网 有 限 公 司
部 门 文 件
网调继[2007]1号
关于继电保护直跳回路反措的通知
北京、天津市电力调度通信中心，河北省、山西省调度通信中心，山东电力集团公司调度中心，内蒙电力调度通信中心，华北电网有限公司直属各发供电单位，大唐国际发电股份有限公司及所属陡河、张家口、盘山、高井、下花园、托克托、王滩、唐山、神头二电厂，中电国华电力有限责任公司及所属北京热电、三河、盘山、准格尔电厂，华能国际电力股份有限公司及所属华能北京热电有限责任公司、杨柳青电厂，中国华电集团公司及所属华电（北京）热电有限公司，中国国电集团公司及所属国电滦河发电厂，国电电力发展股份有限公司及所属大同二电厂、国电电力大同发电有限责任公司，北京京能热电股份有限公司，北京京西发电有限责任公司，北京京丰热电有限责任公司，潘家口水电厂,北方联合电力有限责任公司及所属达旗、上都电
– 1 – 厂，北京国际电力开发投资公司及所属岱海电厂，山东鲁能发展集团有限公司及所属河曲电厂、王曲电厂，唐山华润热电有限公司，华北电力科学研究院有限责任公司，北京国电华北电力工程有限公司：
近两年，在华北电网发生了多起因直流接地造成继电保护失灵、变压器直跳三侧回路误出口的事故。调度中心2005年曾发文对直接跳闸回路（简称“直跳回路”）的光耦进行了整改，收到了较好的效果。但是，当发生220V交流混入直流系统时，由于各保护回路之间距离较长，电缆芯线对地电容较大，还会造成连接长电缆的直跳回路误动出口。
针对此种情况，继电保护处多次召开研讨会与生产厂家进行研讨，并在变电站现场及试验室进行了模拟试验。最终确定继电保护直跳回路整改措施如下：
一、直跳回路整改措施：
1、继电保护直跳回路继续执行华北调局继[2005]7号文件要求。
2、对直跳回路采用的重动继电器要求如下：
A、继电器线圈两端在加入有效值为220V的工频交流电压下，继电器输出接点应可靠不动作。
B、动作电压范围：55％～70％直流电源电压。动作时间一般大于10 ms，小于25ms。启动功率（继电器开始动作时的临界功率值）应不小于5W。
3、在保护装置内，直跳回路开入量应设置必要的延时防抖
– 2 – 回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装置误动出口。
4、此次华北电网整改工作及以后新生产的各厂家保护装置，直跳回路采用的重动继电器应选用北京四方公司生产的CSN-11型继电器或南京南瑞继保公司生产的NR0521A型继电器。此两种型号继电器均经华北电网继电保护入网检测，试验合格。其他保护生产厂家应加快继电器的研发设计，待条件成熟后，在新投产项目中使用本厂产品。
二、直跳回路整改范围： 1、3/2接线失灵保护通过母差保护（无闭锁措施）直接出口的跳闸回路；
2、失灵保护或母差保护动作后直跳主变三侧的跳闸回路；
3、主变非电气量保护直跳主变三侧的跳闸回路；
4、对断路器保护中发变三跳回路，各电厂视本厂具体情况决定是否执行。
三、有关要求：
各单各单位接到文件后，立即组织有关人员进行学习，并尽快组织实施。
2、各省公司自行安排具体整改时间。
3、网公司各直属单位接到文件后，立即统计本单位须整改保护数量，并上报保护处。由保护处统一安排进行实施。
4、各独立发电公司，自行安排具体整改时间。如需要工作协调，请与保护处联系。
– 3 –
5、在此项反措执行过程中，请各生产厂家大力支持，积极配合。
6、针对操作箱内部的跳、合闸继电器，希望各保护厂家尽快开展研究，采取必要的措施，防止220V交流混入直流系统时，造成跳、合闸继电器误动出口。
联系人：李昊星、杨心平电话：(010)83582671，83582668 传真：(010)83582653 Email：jdbh@ncgc.com.cn
附件：
二○○七年一月二十四日
主题词：继电保护 保护 通知
抄送: 南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、深圳南瑞科技有限公司。
华北电网有限公司电力调度通信2007年1月24日印发
– 4 – 中心
二〇一五年三月
目录
《反事故技术措施》颁布令..................................................................1 第一章
防止人身伤亡事故..................................................................2 第二章 防止电气误操作......................................................................4 第三章 防止火灾事故..........................................................................6 第四章 防止发电机设备损坏事故......................................................8 第五章 防止水力机械设备损坏事故................................................12 第六章 防止压力容器爆破事故........................................................17 第七章 防止变压器、互感器损坏事故............................................19 第八章 防止厂用电动机损坏事故....................................................24 第九章 防止系统稳定破坏事故........................................................28 第十章 防止继电保护事故................................................................29 第十一章 防止开关和隔离开关事故................................................30 第十二章 防止开关及电气设备污闪事故.........................................38 第十三章 防止接地网和过电压事故................................................39 第十四章 防止倒杆、塔和断线事故................................................41 第十五章 防止直流设备事故..............................................................42 第十六章 防止监控系统及调度自动化系统事故.............................44 第十七章 防止全厂停电事故............................................................45 第十八章 防止垮坝、水淹厂房事故................................................47 第十九章 防止交通事故....................................................................49 第二十章 防止起重设施事故............................................................49
《反事故技术措施》颁布令
公司各电厂：
为了坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，完善各项反事故措施，有目标、有重点地防止电力生产过程中事故的发生，结合当前水电厂事故特点，参照国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，以及公司组织机构的变化等，特组织对2013年颁布的《反事故技术措施》进行了修订，经审核、批准，现予颁布。自2015年3月1日起执行。
希望各电厂认真学习贯彻，切实执行落实。若发现有不妥和需要补充之处，请以书面形式报公司安生部，以便及时研究修改。
总经理（签字）：
二○一五年二月二十日
反事故技术措施
第一章 防止人身伤亡事故
1.1 工作或作业现场的各项安全措施必须符合公司《电力安全工作规程》（发电厂电气部分）和《电力安全工作规程》（水电厂机械部分）的有关要求。生产运行部应认真执行国家劳动安全主管部门、国家技术监督部门和上级单位发布的涉及劳动安全的强制性标准或规章制度。
1.2 各级领导应十分重视人身安全，认真履行自己的安全职责，努力提高自己的安全意识，认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度，对习惯性违章和一切违反安全规程制度的行为要敢抓敢管。严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时纠正。
1.3 加强安全工器具管理。认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家或省、部级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、规程要求进行定期检验，坚决淘汰不合格的工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。
1.4 根据工作内容认真做好作业现场危险点分析，并据此做好各项安全措施。安生部要定期检查危险点分析工作开展情况，确保其针对性和有效性，防止流于形式。
1.5 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应设立安全警示牌，并采取可靠的防护措施。对交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。1.6 定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术等培训，使其熟练掌握有关安全措施和要求，明确各自的安全职责，提高安全防护的能力和水平。对于临时和新参加工作人员，必须强化安全技术培训，在证明其具备必要的安全技能、并在有工作经验的人员带领下方可作业。禁止在没有监护人员的情况下指派临时或新参加工作人员单独从事危险性工作。
1.7 结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想教育，提高员工安全防护意识，促使其掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法，特别要学会触电紧急救护法和心肺复苏法。
1.8 加强对各项发包工程的安全管理，明确业主、承包商各自的安全责任，并根据有关协议规定严格考核，做到管理严格，安全措施完善。
1.9 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，应事先进行安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。
1.10 结合季节性的安全大检查，在防触电、防高处坠落、防机器卷轧、防灼烫伤害、防物体打击、防误操作、防火等方面，认真查出问题及时整改。
1.11 认真编制反事故技术措施计划和安全技术劳动保护措施计划（以下简称“两措”计划），安生部要对“两措”计划的执行情况进行督促，并针对实施情况进行反馈，确保“两措”计划的落实。1.12 健全反习惯性违章体系和制度，坚决杜绝违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的行为。安生部在每次的例行检查中应加强相关检查考核。
1.13 严格执行公司《个人劳动防护用品管理标准》，配备齐全有效的个体防护用品，并根据生产的实际情况，购置和发放特殊防护用品。
1.14 采取针对性措施，提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故发生。既要考虑到人的技术素质、安全素质，还要注意人的情绪、精神状态，防止因情绪不佳、精神不振发生人身事故。
第二章 防止电气误操作
2.1 严格执行公司“两票”管理制度，确保执行到位。2.2 严格执行调度命令。调度命令必须由有权接受调度命令人员接听并逐条记录，通话过程必须全程录音。
2.3 各运维部应制定防误装置的运行管理办法，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。
2.3.1 防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，必须经生产副总经理批准；短时间退出防误闭锁装置时，必须经生产运行部运行专责或主管领导批准，并应按程序尽快投入运行。
2.3.2 每值交接班时应说明防误装置的运行情况；每月对防误装置应进行一次检查和维护，发现问题应按设备缺陷处理程序进行处理。
2.3.3 在防误装置退出运行期间或经许可使用万能钥匙进行倒 闸操作时，必须加强监护。
2.3.4 对于没有安装防误装置的设备，倒闸操作时必须认真核对应检查的项目，防止漏项、跳项而导致误操作。
2.3.5 防误装置的检修应列入相应设备的检修项目中，并与检修设备同步验收，同步投运。
2.3.6 防误装置的万能钥匙应封存管理，运维部应有启封、使用的登记和批准办法，并记录解锁原因。使用万能钥匙解锁操作时，应经生产运行部运行专责或主管领导批准。
2.3.7 防误装置失灵或退出运行时，应采取临时措施并挂警示牌。
2.3.8 采用计算机监控系统时，远方、现地操作均应具备电气闭锁功能。
2.4 运维部应配备充足的安全工作器具和安全防护用具。定期进行检查试验，做到管好、用好、配备充足。
2.5 强化岗位培训，提高员工的反事故技术技能。
2.5.1 所有运行人员应熟悉掌握防误装置的运行规程,检修人员应熟练掌握防误闭锁装置的检修方法，做到“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会操作、处缺、维护）。
2.5.2 按规定加强对运行操作人员运行规程、安全规程的考试考核，全面提高技术业务水平。
2.6 成套高压开关柜五防功能（误拉（合）开关、带负荷拉（合）刀闸、带电挂（合）接地线（接地刀闸）、带接地线（接地刀闸）合 闸、误入带电间隔）应齐全，性能应良好。
第三章 防止火灾事故
3.1 加强防火组织和消防设施管理
3.1.1 建立健全公司防止火灾事故组织机构，配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络。健全消防工作制度，定期对消防工作进行检查。
3.1.2 完善生产现场的消防设施，建立训练有素的群众性义务消防队伍，力求及时发现、扑灭初期火灾。消防器材和设备设施应定期检查，禁止使用过期消防器材。
3.1.3 生产现场应配备必要的防毒面具（空气呼吸器），并对员工进行使用培训，以防止救护人员在灭火中中毒或窒息。
3.1.4 严格执行动火工作规定，执行动火工作票，做到“一全、三到场”，即动火工作票审批手续齐全，消防器材、专业消防员、监护人员到现场。
3.1.5 消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响。现有系统的消防水若与工业水合用时，必须保证各消防栓处的用水压力和用水量；消防泵的备用电源应保证可靠。
3.1.6 要保持消防通道的畅通。在检修或其他施工中，不得在消防通道上堆放器材、杂物和垃圾堵塞消防通道。
3.2 电缆防火
3.2.1 电缆穿越生产厂房、控制室、配电室墙壁、楼板、盘柜的孔洞，应用防火材料严密封堵。3.2.2 对已封堵的电缆孔洞和盘面缝隙，公司安全员、电气主管等应每月组织一次定期检查，对不合格的地方及时补齐封堵。
3.2.3 电缆沟和电缆层应定期检查、清扫，严禁堆放其它杂物；高温管道等热体附近的电缆层应加装隔热、防火材料。
3.2.4 在密集敷设电缆的控制室下电缆层和电缆沟内，不得布置热力管道、油管及其它可有引起着火的管道和设备。
3.3 润滑油系统防火
3.3.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。3.3.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。
3.3.3 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油、不渗油，法兰、阀门和接头的结合面，检修中必须认真刮研，使结合面接触良好。如有漏油应及时消除。
3.3.4 事故排油阀不得采用法兰盘封堵，应使用钢化玻璃封堵，操作手轮不准加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。事故排油阀处禁止堆放杂物，以免事故时影响开启。
3.3.5 禁止在运行和停备状态的油管道上进行焊接工作。若需进行焊接时，则必须将焊接的管道与运行（停备）油管道隔绝加堵板，并将该段油管冲洗干净，防止焊接时油气爆炸。在拆下的油管上焊接前，必须事先将管子冲洗干净，确保管内无油和油气。
3.3.6 机组油系统设备或管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔 绝处理的，运行中无法彻底处理而且可能引起火灾时，应立即停机处理。
3.3.7 检修清洗后的废油不得乱倒，严禁倒入地沟。
3.3.8 重点防火部位应挂牌，由运维部明确防火责任人，并严格烟火管理。
3.3.9 油系统的动火工作，应严格执行动火工作票制度。3.4 易燃易爆物品存放使用中的防火防爆
3.4.1 易燃易爆化学物品的储存应遵守《危险品安全管理标准》。3.4.2 应根据GB 13690-2009《化学品分类和危险性公示 通则》对易燃易爆化学物品进行分类、分项储存；化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一仓库内储存。
3.4.3 易燃易爆化学物品的储存，必须建立入库验收、发货检查、出库登记制度。存放地点要配备足够的消防器材，悬挂相应的警示标志。
第四章 防止发电机设备损坏事故
4.1 防止定子绕组短路
4.1.1 检修时应检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况，对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有流胶现象时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。
4.1.2 加强对发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-2005），对 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时处理。
4.1.3 运行中检查发现发电机风洞内各冷却水管、上、下导轴承冷却器等有凝结水或渗漏情况，应及时汇报处理。
4.1.4 每月安全检查应仔细测量机组定子绝缘电阻，不合格时应仔细分析；原因未查清，不得随意将机组恢复备用。
4.1.5 每月安全检查应仔细检查上、下机架各部螺栓有无松动现象，必要时应用扳手进行紧固处理。
4.1.6 机组甩负荷导致过电压保护动作后，应测量定子绝缘电阻合格，经零起升压操作正常后方能恢复运行。
4.1.7 机组定子单相接地保护动作发出信号后，应尽快联系停机进行检查，查清原因，及时处理。
4.2 防止发电机转子故障
4.2.1 运行中，由维护人员定期擦拭发电机滑环，定期使用白布条等清除滑环及引线的积灰、碳粉。值班员应按时进行巡视，及时发现和处理集电环运行温度高、碳刷打火等故障隐患，防止形成环火造成事故。
4.2.2 巡检时，值班人员应特别检查转子磁极连接铜片是否断裂、接头是否过热，线圈端部有无电晕及发热等情况。定期检查测量绝缘电阻，在停机备用时间较长、机组启动运行前亦进行测量，绝缘电阻合后才能投入运行。若绝缘电阻有异常变化，应认真分析、查明原因。
4.2.3 运行中，应防止因上机架油槽油面过高，造成向发电机线圈甩油，致使线圈绝缘和半导体漆由于受到油的侵蚀溶解而降低绝缘 强度。
4.2.4 当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点与性质。如系转子绕组稳定性的金属接地，应立即停机处理。
4.3 防止发电机非同期并网
4.3.1 自动准同期装置、手动准同期装置、整步表和同期检查继电器每年应校核一次。重要的二次回路电缆（如开关合闸二次回路电缆）应安排定期进行绝缘检查。
4.3.2 进行假同期试验时，并列点开关的两侧隔离刀闸应断开，带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性，检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。
4.3.3 自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作值与整定值的误差不得大于整定值的5%。
4.3.4 在自动准同期装置控制发电机并网过程中，不需要运行人员对并网操作进行干预。若出现不正常情况应汇报运行主管领导同意后，停用自动准同期装置，检查故障原因。
4.4 防止发电机非全相运行
4.4.1 发电机出口开关不允许非全相运行。发电机、变压器断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。
4.4.2 按照规程规定定期检修。对主要环节重点检查，如主轴、连接板、销钉、合闸铁芯是否发涩卡死，脱扣线圈活动，芯子是否卡 死，机构是否卡死，连接部分是否脱销、松动；二次回路要检查转换接点压力是否足够，接线端子是否松动，电磁阀撞针是否生锈、变位、钝秃，行程是否足够，合闸接触器或辅助开关接触器是否良好。
4.4.3 考虑季节变化气温的影响。初春、初冬时温差变化大，梅雨季节，空气潮湿，机构不灵活，易产生机构失灵。为此，要加强箱保温，使其电热处于良好状态。根据运行经验，在梅雨凝露季节，当相对湿度大于80%及以上时或雨后24h内，在室外温度低于10℃及以下时，应投入加热驱潮装置。上述季节室外温度在－10℃～＋10℃之间变化过程中，如果温差变化达到10℃，或断路器较长时间未分、合闸过，应在断路器投入系统前做投切试验，认为良好时再投入系统。
4.5 防止励磁系统故障引起发电机损坏
4.5.1 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂家给定的容许值内，并定期校验。
4.5.2 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时，必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去稳定性。
4.5.3 励磁控制装置的工作电源应可靠，运行中交、直流控制电源应同时投入，防止励磁控制装置因失去工作电源而引起发电机失磁。
4.5.4 大修时应检修发电机灭磁开关及其配套灭磁元件，防止因灭磁开关误跳或灭磁元件故障引起发电机失磁对电力系统产生冲击或引起机组失步运行。4.5.5 保护年检时应检查保护动作出口跳发电机开关、灭磁开关的可靠性，防止在事故情况下，发电机出口开关、灭磁开关拒动。
4.6 防止发电机内遗留金属异物
4.6.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
4.6.2 大修时应对端部紧固件(如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。
第五章 防止水力机械设备损坏事故
5.1 防止机组飞逸
5.1.1 设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。保护装置应每年定期检验，并正常投入。
5.1.2 机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验，每年测试一次导叶开关机时间（不超过设计值±5%），各项指标合格方可投入运行。
5.1.3 机组A修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值每年校验一次。
5.1.4 水轮机主阀具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。主阀在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。主阀关闭时间每年校核一次。
5.1.5 每年进行一次模拟机组事故试验，检验水轮机关闭主阀 的联动性能.5.1.6 每年对调速器油压装置滤网进行一次清洗，每两年对液压油进行一次过滤，定期更换调速器双芯过滤器的滤芯，确保调速器油质和供油量。
5.1.7 定期对调速器自复中装置润滑情况进行检查，每年对调速器自复中装置进行一次润滑油注射，防止机构卡涩。
5.1.8 调速装置各类表计精度合格，定期校检。5.1.9 调速器油压装置安全阀定期校检并合格。
5.1.10 机组过速保护的转速信号装置采用冗余配置，其输入信号取自不同的信号源，转速信号器的选用符合规程要求。
5.1.11 调速器设置两套电源装置，交直流互为备用，故障时自动转换并发出信号。
5.1.12 油压装置压力控制器每年校检一次，动作值不能超过整定值的±2%。
5.2 防止水轮机通流部件损坏
5.2.1 水轮机导水机构装设剪断销、摩擦装置、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。
5.2.2 水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动不大于0.06mm，水平振动不大于0.05mm，和主轴摆动不大于75%的轴承总间隙。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警或事故停机回路。
5.2.3 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。5.2.4 水轮机通流部件应定期检修，重点检查通流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。
5.3 防止水轮机导轴承烧损
5.3.1 定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。5.3.2 水导轴承冷却器保证水质清洁、水流畅通和水压正常，压力变送器和示流器等装置应正常工作。
5.3.3 技术供水滤水器自动排污正常，并定期人工排污。5.3.4 保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正确并能可靠报警。
5.4 防止液压装置破裂和失压
5.4.1 压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的自动补气阀定期清洗和检验。
5.4.2 压力油罐油位计选择不易老化的钢质磁翻板液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。
5.4.3 机组大修后应做事故低油压停机试验。
5.4.4 油压装置正常工作油压的变化范围应在工作油压的±5%以内。当油压高于工作油压上限2%以上时，安全阀应开始排油；当油压高于工作油压上限的16%以前，安全阀应全部打开，并使压力罐中的油压不再升高；当油压低于工作油压下限以前，安全阀应安全关闭；当油压低于工作油压下限的6%～8%时，备用油泵应启动；当油 压继续降低至事故低油压时，作用于紧急停机的压力信号器应立即动作。5.4.5 油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。
5.5 防止水淹水车室
5.5.1 主轴工作密封、检修密封检查，运行中各工况下无大量漏水，结合设备修试检查密封件磨损、老化应正常，转动部件固定可靠。
5.5.2 顶盖各结合面、导叶轴套，顶盖排水管等各部无漏水，固定螺栓齐全、紧固良好。
5.5.3 定期检查拐臂、拐臂连扳、剪断销、摩擦装置、锥销等导水机构各部无松脱、剪断、错位等异常情况，各固定螺栓齐全、完整。
5.5.4 顶盖排水正常，定期清扫顶盖淤泥。5.6 防止重要紧固件损坏
5.6.1 机组C级以上检修时定期对水轮机的各承水压部件（特别对顶盖、蜗壳进人孔、尾水管进人孔等）的紧固件和连接件进行检查，发现异常及时处理。
5.6.2 对蜗壳进入门应按GB150钢制压力容器的要求进行补强，螺栓采用8.8级高强度螺栓，螺母采用8.0级螺母；
5.6.3 做好水轮机各部件的检查、分析、处理记录。5.7 防止抬机
5.7.1 在保证机组甩负荷后其转速上升值不超过规定的条件下，可适当延长导叶的关闭时间，导叶的关闭时间应每年进行校核，确保 在设计范围之内。
5.7.2 向转轮室内补入压缩空气的自动补气装置应完好，补气管道无堵塞，补气量充足。
5.7.3 装设限制抬机高度的限位装置，当机组出现抬机时，由限位装置使抬机高度限制在允许的范围内，以免设备损坏。
5.8 防止机组引水管路系统事故
5.8.1 调保计算满足机组各种运行工况要求，否则应采取相关措施。
5.8.2 压力钢管首次安全检测应在钢管运行后5～10年内进行。以后每隔10～15年进行一次中期检测；钢管运行满40年，必须进行折旧期满安全检测，并确定钢管是否可以继续运行和必须采取的加固措施。
5.8.3 结合引水系统管路定检、设备检修检查、分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况如有异常及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐工作。
5.8.4 防止压力钢管伸缩节大量漏水，每月定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。
5.8.5 防止进水口栏污栅被堵，定期检查拦污栅前的堵塞情况，出现异常及时采取措施处理。结合机组停机或水库放空定期检查栏污栅的完好性情况，定期维修处理。
5.8.6 当引水管破裂时，事故检修门应能快速下闸，在检修时进行关闭试验。5.9 防止水轮机损坏
5.9.1 避开机组在振动区长期运行，结合设备检修定期检查转轮空蚀、磨损、裂纹情况。
5.9.2 检查泄水锥紧固螺栓、焊缝情况。检查补气装置完好。5.9.3 检查尾水管是否有淘空、汽蚀及裂纹现象；若有异常，及时采取措分析处理。
5.9.4 加强对机组不同工况下水机（包括大轴、顶盖等处）振动、摆度的监测，运行规程明确规定应定期监测、记录和分析的时间。
5.9.5 机组应安装振动、摆度在线监测装置，设定报警值，并结合每年机组C 级以上检修对装置的准确性进行检查校对；运行中发现机组监测数据超过厂家规定值或技术规范要求时，应当立即采取相应措施。
第六章 防止压力容器爆破事故
6.1 压力容器投入使用前必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。由于电站原因导致未按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。
6.2 运维部应根据设备特点和系统的实际情况，制定压力容器的操作规程；操作规程中应明确异常工况下的紧急处理方法，以确保在任何工况下的压力容器不超压运行。
6.3 压力表、压力开关每年由检修试验单位校验1次，严禁使用未校验或校验不合格的压力表、压力开关。
6.4 结合压力容器定期检验或检修，每10年应至少进行1次耐 压试验。
6.5 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出由生产副总经理批准，保护装置退出后，应加强监视，且限期恢复。
6.6 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或坚固工作。6.7 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。
6.8 停用超过2年以上的压力容器重新启用时，应进行检验，经耐压试验确认合格后才能启用。
6.9 以下情况需要进行耐压试验确认合格后才能启用： 6.9.1 用焊接方法进行过大面积修理； 6.9.2 移装的；
6.9.3 无法进行内部检查的。
6.10 压力容器的定期检验必须委托具有资质的单位进行。6.11 有下列情况之一的容器，应缩短检验时间间隔： 6.11.1 运行后首次检验或材料焊接性能较差，且在制造时曾多次返修的；
6.11.2 运行中发现严重缺陷或筒壁受冲刷，壁厚严重减薄的； 6.11.3 进行技术改造后变更原设计参数的；
6.11.4 使用期达15年以上，经技术鉴定确认不能按正常检验周期使用的；
6.11.5 材料有应力腐蚀的； 6.11.6 检验人员认为检修时间应该缩短的。
6.12 压力容器因故不能按时检验，运维部应书面报告安生部，经报请地方安全监察机构批准后方可适当延长检验时间。
第七章 防止变压器、互感器损坏事故
7.1 防止水及空气进入变压器
7.1.1 变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
7.1.2 对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。
7.1.3 从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
7.1.4 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，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
7.1.5 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，过滤油油位、油质是否正常，切实保证畅通。
7.1.6 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
7.2 防止异物进入变压器
7.2.1 变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管 道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。
7.2.2 要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。
7.2.3 加强定期检查气体继电器指示是否正常。检查气体继电器挡板是否损坏脱落。
7.3 防止变压器绝缘损伤
7.3.1 检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
7.3.2 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架.7.3.3 变压器应定期检测其绝缘。
7.4 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损
7.4.1 变压器过负荷运行应按照木星土电厂《变压器运行规程》执行。
7.4.2 运行中变压器的热点温度不得超过《变压器运行规程》限值和特定限值。
7.4.3 变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。
7.4.4 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。
7.4.5 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。7.5 防止过电压击穿事故
7.5.1 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地。7.5.2 变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。
7.6 防止工作电压下的击穿事故
7.6.1 大修更换绝缘部件或部分线圈经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。
7.6.2 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。
7.7 防止保护装置误动/拒动
7.7.1 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/低压側设备无保护投入运行。
7.7.2 气体继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。
7.7.1 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
7.7.1 变压器保护信号应引入故障录波器，变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。
7.8 预防铁芯多点接地和短路故障
7.8.1 在检修时应测试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。7.8.2 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。
7.8.3 线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。
7.9 预防套管事故
7.9.1 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络。7.9.2 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。
7.9.3 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
7.10 预防引线事故
7.10.1 在进行大修时，应检查引线是或有变形，损坏或松脱。7.10.2 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
7.10.3 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。
7.11 预防绝缘油劣化
7.11.1 加强化学监督管理工作，定期进行绝缘油化验，保持油质良好。
7.11.2 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。7.12 预防变压器短路损坏事故
7.12.1 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。
7.12.2 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。
7.12.3 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。7.12.4 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。
7.13 防止变压器火灾事故
7.13.1 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。
7.13.2 做好变压器火灾事故预想，加强对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
7.13.3 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
7.13.4 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。
7.14 防止互感器损坏事故
7.14.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，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，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。7.14.2 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，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
7.14.3 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。
7.14.4 已安装完成的互感器长期未带电运行（110kv及以上大于半年；110kv以下一年以上），在投运前应按照规程进行预防性试验。事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。
7.14.5 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时，应严格执行相关检修规程，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。
7.14.6 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器，应根据情况限期处理。必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。
7.14.7 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
7.14.8 对绝缘状况有怀疑的互感器应进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应须速查明原因并及时处理。7.14.9 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
7.14.10 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
7.14.11 为避免油浸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。
7.14.12 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
7.14.13 加强油质管理，重视油色谱分析，发现异常及时排除。
第八章 防止厂用电动机损坏事故
8.1 防止定子线圈烧损
8.1.1 对于存在定子线圈槽内松动，端部绑扎不紧以及引出线固定不牢的电动机，均要及时进行加固处理，保证槽楔、垫条、垫块和绑绳的紧度，防止定子线圈及其引出线绝缘在电动机启动或运行中发生磨损造成短路。对于采用磁性槽楔的节能电动机，要求采取可靠的粘结工艺加固办法，防止磁性槽楔在运行中松动掉落。
8.1.2 对于定子线圈端部的连结线要特别注意固定和检查，防止线圈连线在运行中发生绝缘破损或断股事故。检修时，必须进行绕组直流电阻的测量，并对测量结果进行比较，如出现与前几次的有明显 差异，应查找原因，消除隐患。
8.1.3 对于绝缘已老化的电机应及时更换，若一时无法更换，应避免过载运行，并尽量减少启停次数，防止启动或运行中烧损。
8.1.4 定子线圈引出线的连接螺丝应紧固，保证压线可靠，防止运行中发热损坏。引出线瓷瓶应保持清洁，防止运行中发生污闪。对于已破损和有裂纹的瓷瓶及时更换。
8.1.5 电动机周围要保持清洁和通风良好，防止飞灰和水汽等进入电机。对于环境条件恶劣的地方除加强清扫之外，可根据实际情况将开启式电机改成封闭式电动机。对于易受潮的场所，应安装电动机烘燥装置。
8.1.6严防电动机进水。对于低位安装的电动机，要做好积水疏导工作；对有可能遭受雨水或其它水汽侵袭的地方，要有可靠的防护措施。在电动机周围有水、汽管路时，应认真检查水管接头、阀门是否良好，防止接头或阀门漏水。
8.1.7 认真做好断路器、隔离开关和电动机本身的检修工作，防止造成电动机发生缺相运行而烧毁。
8.1.8 在大修中，凡对定子线圈进行改动过的电动机，必须对接线作认真检查，在确认接线无误后，方可投运。
8.1.9 大修中，应加强对端部绑环处、过线及槽内的磨损情况的检查，发现异常及时处理。
8.2 防止转子笼条断裂和开焊
8.2.1 对鼠笼转子电动机要认真执行对启停次数的规定。即在正 常情况下允许冷状态启动2次，每次间隙不得小于5分钟；允许热状态启动1次。只有在事故处理时以及启动时间不超过2～3秒的电动机可以多启动1次。
8.2.2 在检修鼠笼转子时，要检查笼条在槽内的紧固情况，松动的应及时采取措施加以紧固。
8.2.3 认真检查笼条与短路环的焊接质量，若发现有断裂和开焊时，应及时进行补焊处理。焊接时不要从一个方向依次焊接，而应对称交叉焊接，以防短路环发生瓢偏，保证焊接质量。
8.3 防止轴承及其它机械部件损坏
8.3.1 要选择符合标准、质量较好的轴承。更换轴承时，加热温度不应超过100～120℃为宜。
8.3.2 检修时，应彻底清洗轴承，消除油档盖中的脏油，仔细检查滚珠（柱）及滑道上有无天麻点和龟裂现象，滚珠（柱）和滑道之间的间隙大小是否符合标准，如发现问题予以处理。
8.3.3 加强电动机轴承的维护工作，轴承加润滑油的时间间隔、油脂标号、添加量应符合制造厂规定。选用适合相应转速的润滑油脂，润滑油脂应清洁、无杂物、不变质。油挡盖要密封良好，以防漏油烧坏轴承。
8.3.4 轴承运行中的温度不应超过规定值，如无制造厂规定时，滑动轴承不应超过80℃，滚动轴承不应超过100℃。
8.3.5 检修时要认真检查定转子各部分机械部件的紧固情况，如定子铁芯及端部压指是否有松动的地方，转子平衡块是否锁紧，转子 风叶是否有裂纹等。若发现问题必须及时处理，以防运行中松动或脱出损坏电动机。
8.3.6 对于电动机所带机械要加强维护，防止由于所带机械的卡堵而造成电机过流而烧毁或机械损伤。
8.3.7 对全厂所有电动机要建立健全技术档案，做好设备台帐，掌握每台电动机存在的缺陷，以便在检修期间及时处理。按时对电动机进行预防性试验，对试验结果进行对比分析，发现问题及时处理。
第九章 防止系统稳定破坏事故
9.1 认真贯彻“关于加强电力系统管理的若干规定”，着重加强设备检修、运行管理，增强发、供电“一体化”意识，严格执行上级下达有关电力系统安全稳定的具体措施。
9.2 服从调度命令，采用合理、可靠的运行方式，加强运行监视。9.3 按有关技术规程和管理制度，定期检查线路及线路保护、重合闸，发电机自动励磁调节装置，强励装置，保证稳定投入运行。
9.4 雷季前定期做好防雷工作，发现问题及时整改。
9.5 做好一次调频、AGC、AVC、PSS等参数的管理工作，保证各参数的正确性。确保设备可靠运行。
第十章 防止继电保护事故
10.1 继电保护整定计算严格实行计算、审核、批准三级审批制度。
10.2 继电保护定值需在规定时间内执行，运行中属调度管辖范围内的保护定值的改变，必须得到调度值班员的同意指令方可更改。10.3 对运行中或设备投入运行的保护装置，应按规定进行定期检验。
10.4 对较复杂、先进装置的校验，应根据上级机关制订的专用规程进行。装置检验前，制定出具体的安全组织措施，检验时严格遵守《电力安全工作规程》和《继电保护和安全自动装置现场试验保安规程》。检验完毕，应组织有关人员检查、验收，并向运行人员进行交接手续。
10.5 现场设备接线经审批变更后，必须及时对二次图作相应更改。
10.6 要认真贯彻各项规程制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”（误触碰、误整定、误接线）事故。
10.7 加强继电保护技术监督，对于新设备或基建投产后遗留的继电保护装置缺陷、问题，及早发现，及时解决。
10.8 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。
10.9 加强厂用电系统继电保护工作，合理配置备用电源自动投入装置，并加强备用电源自动投入装置的运行管理。
10.10 建立现场定期维护检修制度，加强对装置的维护检查，现场应备有设备的整套正确图纸及相关运行规程。
10.11 建立现场继电保护运行记录簿，记载有关装置停用与投入、保护动作情况以及定值和接线的变更等。
10.12 每年应根据有关反事故措施，结合本单位设备具体情况，制订出公司继电保护装置反事故措施计划，并予以落实，防止继电保护误动、拒动和事故扩大。
10.13 事故发生后，实行“三不放过”原则，认真及时分析事故原因，拿出对策，做好事故报告，把反事故措施落实到工作计划中去。
第十一章 防止开关和隔离开关事故
11.1 选用高压开关设备技术措施
11.1.1 凡不符合国家电力公司《高压开关设备质量监督管理办法》，已明令停止生产、使用的各种型号开关设备，一律不得选用。
11.1.2 凡新更换的高压断路器，不得再选用手力操动机构。11.1.3 中性点不接地、小电流接地及二线一地制系统应选用异
11.1.4 切合电容器组应选用开断电容电流无重击穿及适合于
11.1.5 对电缆线路和35kV及以上电压等级架空线路，应选用切合时无重击穿的断路器。
11.1.6 对于频繁启停的高压感应电机回路应选用SF6断路器或真空断路器、接触器等开关设备，其过电压倍数应满足感应电机绝
11.2 新安装和检修高压开关设备技术措施
11.2.1 新安装高压开关设备的交接验收必须严格按照国家、电力行业和国家电力公司标准、产品技术条件及合同书的技术要求进行。不符合交接验
11.2.2 新安装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及原部颁有关检修工艺准则的要求进行试验与检查。交接时
11.2.3 分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要质量指标，也是直接影响开断和关合性能的关键技术数据。各种断路器在新安装和大修后必须测量分、合闸速度特性，并应符合技术要求。SF6产品的机构检修参照少油断路器机构检修工艺进行，运行5年左右应进行一
11.2.4 国产SF6开关、液压机构和气动机构原则上应解体。若制造厂承诺可不解体安装，则可不解体安装。由于不解体安装发生设
11.3 预防断路器灭弧室烧损、爆炸
11.3.1 各所属电站运行、维修班组应根据可能出现的系统最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路开断电流不能满足要求，则应采取“限制、调整、改造、更换”的办法，以确保设备安全运行。具体措施如下：
11.3.1.1 合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。11.3.1.2 11.3.1.3 在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
11.3.1.4 将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的使用点。
11.3.1.5 根据具体情况，更换成短路开断电流大的断路器。11.3.2 开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及
11.3.3 当断路器储能机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施(如加装机械卡具)前，严禁人为启动储能电机，防止由于慢分而使灭弧室爆炸。
11.4 预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸 11.4.1 根据开关设备运行现场的污秽程度，采取下列防污闪措施：
11.4.1.1
11.4.1.2 在室外35kV及以上电压等级开关设备的瓷套或支持绝缘子上涂PTV11.4.1.3 11.4.1.4 采取措施防止开关设11.4.1.5
11.4.2 加强对套管和支持绝缘子内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防性试验外，在雨季应加强对绝
11.4.3 充胶(油)电容套管应采取有效措施防止进水和受潮，发
现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。
11.4.4 绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免因用力不均或压缩量
11.5 预防断路器拒分、拒合和误动等操作故障
11.5.1 加强对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构
11.5.2 11.5.2.1
11.5.2.2 应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、11.5.2.3 辅助开关和机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。
11.5.3 断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30％和65％额定操作电压的要求。在80％(或85％)
11.5.4 分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒
合。
11.5.5 断路器大修时应检查液压机构分、合闸阀的顶针是否松动或变形。
11.5.6 长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。11.6 预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损
11.6.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不是低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA(峰值)时不低于额定操作电压的85％，并均不得高于额定操作电压值的110％，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减少压降。
11.6.2 应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。
11.7 预防断路器进水受潮
11.7.1 为防止液压机构储压缸SF6气室生锈，应使用符合标准的SF6(微水含量小于20μL/L)
11.7.2 对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数
11.8 预防高压开关设备机械损伤
11.8.1 各种瓷件的连接和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
11.8.2 检修时应对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。11.8.3 调整开关设备时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
11.8.4 真空灭弧室安装时，先使静触头端面与静触头支架连接牢固，再连接动触头端，使动触头运动轨迹在灭弧室中轴线上，防止灭弧室受扭力而形成裂纹或漏气。
11.8.5 开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。11.8.6 为防止机械固定连接部分操作松动，建议采用厌氧胶防松。11.8.7 为防止运行中的SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，对于不能观测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。
11.9 预防SF6高压开关设备漏气、污染
11.9.1 新装或检修SF6开关设备必须严格按照SF6气体和气体
11.9.2 室内安装运行的气体绝缘金属封闭开关设备(简称GIS)，宜设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。人员进入设备区前必须先行通风15min
11.9.3 当SF6开关设备发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按
11.9.4 运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以免污染环境及
11.9.5 11.9.6 SF6开关设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。
11.10 预防高压开关设备载流导体过热
11.10.1 用红线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。
11.10.2
11.10.3 在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。
11.11 预防高压开关柜事故
11.11.1 新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封
11.11.2 高压开关柜中的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料(如环氧或SMC材料)
11.11.3 在开关柜配电室配置通风防潮设备，在多雨季节或需
11.11.4 进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或
11.11.5 对于老式的五防功能不完善的固定柜或手车柜，应完
11.12 预防隔离开关事故
11.12.1 坚持隔离开关定期大小修制度。隔离开关一般3～5年至少进行一次大修，不能按期大修者应增加临修次数。
11.12.2 对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电
11.12.3 结合电力设备预防性试验应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保
11.12.4 应对老式问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和
11.12.5 新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。
第十二章 防止开关及电气设备污闪事故
12.1 电气专责负责防污闪工作，加强防污闪技术管理工作，落实防污闪措施
12.2 变配电设备要真正做到“逢停必扫”、“扫必扫净”。与检修计划同时布置并专人检查验收。
12.3 室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》，并利用停电机会适时进行户内设备的清扫，加强室内通风，防止漏水、结露、积灰造成闪络事故。
12.4 运行人员在大雾和毛雨天气（特别是久旱不雨时）熄灯检查外绝缘放电情况，并做详细记录，及时通报检查情况。
12.5 改善厂房周围绿化情况，采取措施减少尘埃飞扬。12.6 定期对瓷瓶进行清扫，清扫周期暂定为1年1次，清扫时间与设备检修时间一致。升压站和出线清扫工作，正常情况下配合预防性试验设备停电进行清扫；悬式瓷瓶还应作盐密度试验。10kV及以下的（包括室内外）电气设备由运维部安排、组织清扫，对室内设备还需注意防止因飘雨漏水造成绝缘下降。
12.7 运行中的10kV及以上电压等级设备的瓷瓶，应按《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）进行预防性试验，其中出线场的悬式瓷瓶应1—3年测量一次电压分布（或零值），测量工作由外单位进行，运维部参加并负责监督。
12.8 升压站和出线场等电气设备的接地线应完好，截流截面要符合设计要求。接地电阻及保护电气设备建筑物的避雷针接地电阻每3年至少应测量一次，接地电阻值应符合规程要求。用于避雷针的铁管法兰及地脚螺丝，每3年委托检修单位负责检查一次锈蚀情况，以防大风吹倒。各电气设备的接地线每年检查一次是否完好。
第十三章 防止接地网和过电压事故
13.1 根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据系统短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。
13.2 根据热稳定条件，接地线不考虑腐蚀时，接地线最小截面应符合规程要求。
13.3 接地装置的焊接质量，接地试验应符合规定，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。
13.4 接地装置引下线的导通检查工作应每年进行一次，根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。
13.5 对于运行10年以上的接地网，应每3～5年开挖检查一次，发现地网腐蚀较为严重时，应及时进行处理。
13.6 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-2005）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。
13.7 接地电阻的测量按照《接地装置工频特性参数测量导则》（DL/T475-2006）进行；每4年进行1次接地装置接地电阻的测量。
13.8 接地装置应与线路的避雷线相连，且有便于分开的连接点。当不允许避雷线直接与配电装置构架相连时，接地装置应在地下与避雷线相连，连接线埋在地中的长度不应小于15m。
13.9 配电装置构架上的避雷针（悬挂避雷针的构架）的集中接地装置应与主接地网相连由连接点至变压器接地点沿接地极的长度
不应小于15m。
13.10 独立避雷针（线）宜设独立的接地装置。独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷针及其接地装置与道路或入口等的距离不宜小于3m，否则应采取均压措施。在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。
13.11 防止变压器中性点过电压事故
13.12 切合220kV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。
13.13 并列运行的220kV主变中性点应保证一台变压器可靠接地。
13.14 防止谐振过电压事故
13.14.1 为防止220kV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。
13.14.2 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，应采取以下措施：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。
第十四章 防止倒杆、塔和断线事故
14.1 定期对线路杆塔、构架进行外表检查、巡视。在高温天气及历经大风、雾天、暴雨、覆冰等恶劣气象条件后，应进行特巡。发现问题及时联系安排消除。
14.2 新建设的构架、杆塔不能有明显的缺陷，否则禁止投用。14.3 不许在变电站内、架空线路旁边从事下列有害电力设施的行为。
14.3.1 放风筝。
14.3.2 向停留在电力设施上的鸟射击。14.3.3 擅自在导线上接用电器设备。14.3.4 擅自攀登杆塔或杆塔上架设其他设施。14.3.5 利用杆塔、拉线作起重牵引地锚。
14.3.6 在杆塔拉线上拴牲畜，悬挂物体，攀附农作物。14.3.7 在杆塔拉线基础的规定范围内取土、打桩、钻探、开挖或倾倒酸碱直及其他化学物品。
14.3.8 在架空线下种植树木。
14.3.9 拆卸杆塔构架上器材，移动、损坏永久性标志及标示牌。14.3.10 非电气人员或无人监护在变电站内作业。
14.3.11 未予先采取措施，起重机械的任何部件进入架空线区域进行施工。
第十五章 防止直流设备事故
15.1 加强蓄电池组的运行管理和维护 15.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数
15.1.1.1 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，宜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，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。
15.1.1.2 浮充电运行的蓄电池组，应严格监视所在蓄电池室环境温度不能长期超过30℃，防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，缩短运行寿命。
15.1.2 定期进行核对性放电试验，确切掌握蓄电池的容量 15.1.2.1 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行1次全核对性放电试验。以后每隔3年进行一次核对性放电试验。运行在6年以上的蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。
15.1.2.2 对经过核对性放电试验不能满足要求的蓄电池组，应安排技改资金进行更换。
15.2 保证直流系统设备的安全稳定运行 15.2.1 保证充电、浮充电装置稳定运行
15.2.1.1 新扩建或改造充电、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1%的技术要求。运行中的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。
15.2.1.2 应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。
15.2.2 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断。15.2.2.1 各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合，防
止越级熔断。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。
15.2.2.2 为防止事故情况下蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。
15.2.3 加强直流系统用直流断路器的管理
15.2.3.1 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，不应用普通交流断路器替代。在用直流系统用断路器如采用普通交流开关的，应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。
15.2.3.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。
15.3 防止直流系统误操作的措施
15.3.1 直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。
15.3.2 改变直流系统运行方式的各项操作必须严格执行现场规程的规定。
15.3.3 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。
15.3.4 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，再合直流负荷开关。
15.4 加强直流系统的防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃型电缆，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，各电缆孔洞应封闭严密。
第十六章 防止监控系统及调度自动化系统事故 16.1 禁止运行人员在监控系统上安装任何软件和玩游戏。16.2 只有经过授权的运行、维护人员才能在监控系统上进行操作。
16.3 在监控系统上只能使用专用移动存储设备，防止将病毒带入监控系统。
16.4 加强对各系统UPS的管理，定期进行带负荷充放电试验（交直流电源切换试验），检查装置动作可靠性。
16.5 监控系统开停机不成功时，应进行详细的检查，在正确判断是由于系统故障时，才能进行手动开停机操作。
16.6 每年应利用全停电机会对主机进行一次全面的除尘工作，并对各冷却风扇补充润滑油。
16.7 加强运行人员的技术业务培训，提高监控系统故障情况下的事故处理能力，防止因处理操作不当扩大事故。
16.8 加强对调度自动化系统、计算机监控系统及电力调度数据网络系统的安全防护，并满足《全国电力二次系统安全防护总体方案》的有关要求，完善安全防护措施和网络安全隔离措施，分区应合理，隔离要可靠。
16.9 电厂的远动装置、电能量终端、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备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。
16.10 电厂及改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自动化主站系统的要求。
16.11 应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。
16.12 通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统（蓄电池供电时间一般应不少于4小时），不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。
16.13 通信设备（含通信电源系统）应具备完善的通信监测系统和必须的声响告警装置。
16.14 通信设备（含电源设备）的防雷和过电压能力应满足《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。
16.15 为保证在发生自然灾害情况下的通信电路畅通，通信设备应具备有效的防震措施。
第十七章 防止全厂停电事故
17.1 加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的维护。
17.2 定期对直流系统内充电装置、蓄电池进行测试，如：蓄电池放电容量、充放电时间、充电装置稳压稳流精度及纹波系数等。
17.3 按照规程规定，定期对柴油发电机进行启动，发现问题及时处理。定期检查柴油数量满足事故备用要求。
17.4 绝缘监测装置应保持在正常运行状态，当直流系统发生一
点接地后，应立即查明故障性质及故障点，并及时排除，防止因直流系统发生两点接地而引起误动或其它故障。
17.5 直流系统运行时，应对直流系统运行电压进行监视，当出现低电压或过电压时，应及时进行检查处理。
17.6 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护应可靠并能有选择性的动作；配有开关失灵保护的必须投入，严防开关拒动、误动扩大事故。
17.6.1 每次机组检修后，都应按照要求进行保护装置的整组模拟试验。
17.6.2 根据《继电保护及安全自动装置技术规程》（GB14285-2006）的规定，应完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。
17.7 应优先采用正常的母线、厂用系统运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制订安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。
17.8 厂房内重要事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。
17.9 对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，以防电缆过热着火时引发电站停电事故。
17.10 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。
17.11 运维部应制定保厂用电的具体措施和方案，每年运维应
进行1次全站停电事故应急预案的演练，做好机组“黑起动”试验，并报公司安生部备案。
第十八章 防止垮坝、水淹厂房事故
18.1 严格执行公司《水库防汛管理标准》。
18.2 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《防汛应急预案》。
18.3 做好大坝安全检查（含日常巡查、详查、定期检查和特种检查）、监测和维护工作，确保大坝处于安全运行状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制订险情预计和应急处理计划。
18.4 每年5月（汛前）应按照《水电厂防汛工作检查大纲（试行）》组织防汛检查，落实防汛措施，及时整改问题；做好防汛应急预案的演练和防汛物资储备工作，并健全防洪物资的保管、更新、专项使用制度。
18.5 汛前应做好防止水淹厂房、升压站、进厂公路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施。
18.6 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上游水库垮坝、下游尾水顶托及局部暴雨造成厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。
18.7 运维部照《水电厂防汛检查大纲（试行）》的规定，于4月下旬前完成本部门的自查工作，重点检查防汛措施、防水淹厂房措施；运维部重点应对厂房防洪系统、供排水系统、蜗壳进人孔、尾水
管进人孔、水轮机顶盖等部位进行检查和监视，以防止水淹厂房和损坏机组设备。
18.8 电厂在每年5月底之前完成一次防洪演练，并针对存在的问题限期进行整改。
18.9 强化水库运行管理，必须根据上级批准的水库防洪调度计划和防汛指挥部门的指令进行防洪方案调度，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。
18.10 对影响大坝安全和防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。
18.11 汛期加强防汛值班，及时了解和上报有关防汛信息。防汛抗洪中发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。
18.12 每年12月上旬之前完成防汛工作总结，对存在的隐患进行整改，总结情况应及时上报主管单位。
18.13 按公司《大坝安全管理标准》加强大坝安全管理。
第十九章 防止交通事故
19.1 加强对本公司所有车辆和驾驶人员的安全管理和安全教育。定期开展安全活动。
19.2 机动车驾驶员必须持证上岗，必须认真执行国家交通法规和本企业有关管理制度。无证人员严禁驾驶本企业车辆。
为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合分公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。4
防止人身伤亡事故
4.1 进入工作现场必须穿劳保服，戴安全帽（女工应将发辫盘入帽内），工作时应使用绝缘工具，雷雨天气，还应穿绝缘靴。
4.2 电气设备倒闸操作必须两人进行。操作时应认清设备位置、名称、编号，并核对与实际设备正确一致。
4.3 操作时监护人员认真履行监护职责，能及时发现并制止操作人员的违章行为。
继电保护事故的原因是多方面的, 有设计不合理、原理不成熟、制造上的缺陷、定值问题、调试问题和维护不良等原因。虽然继电保护发展的趋势是使保护的管理工作更加规范、保护功能的配置更加完善、保护动作的行为更加可靠, 但继电保护事故依然时有发生。
1 把好设计审查关
一个工程项目的设计是否优秀有它的衡量标准, 把好设计审查关十分重要, 工程设计中出现的错误如果不及时查处, 则很难保证在以后的环节中将缺陷处理完善, 为了避免保护误动拒动问题的出现, 必须重视设计审查工作。
保护在设计上存在问题如果不能及时发现, 在投入运行以后, 迟早会出现故障。因此工程改造项目、基建项目的设计审查工作必须从严把关, 对每一个环节、每一个功能都要认真检查、仔细核对。在以往继电保护出现的故障中, 有关二次回路故障的比例较大, 因此二次回路的检查工作更为重要, 应该引起足够重视。
2 把好调试关
继电保护的调试与其他设备的调试环节一样, 是设备送电前的一道最重要工序。搞好保护的新安装调试以及大、小修期间的定检调试, 是减少事故, 使设备以良好的状态投入系统的关键环节。要把好调试关, 应做好以下三方面工作。
2.1 编制统一的现场检验规程
为了加强现场继电保护的调试检验管理, 统一检验标准、提高检验质量, 必须编写有关继电保护的现场检验规程。
目前, 已运行的新型继电保护为数不少, 但现场的调试有的仍然沿用保护的出厂调试大纲。出厂调试大纲根据出厂的验收条例详细的规定了必做的所有项目, 规定了需要调节的参数的误差范围, 明确了需要调节的具体元件。这些对出厂调试来说是必不可少的, 但是现场检验不同于出厂调试, 一方面出厂调试中的元件参数的选配以及某些元件的特性测试等在现场无须重复, 另一方面由于现场环境状况的差别等应该考虑的问题, 在出厂调试中却没有列全, 因此编写一种适合现场的继电保护检验规程是必要的。
2.2 明确调试的注意事项
在进行调试前, 工作人员必须学习检验规程, 掌握检验内容和要求。
2.2.1 明确试验设备及接线的基本要求。
为了保证检验质量, 试验仪器仪表应经检验合格, 试验仪表的精度不低于0.5级;试验接线的原则, 应使加入继电保护装置的电气量与实际情况相符合。模拟故障的试验回路, 应具备对保护装置进行整组试验的条件。
2.2.2 明确试验条件。
交、直流试验电源及接线方式要按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》有关规定执行;加入装置的试验电压和电流, 应从保护屏端子排处加入;为了保证检验质量, 对所有特性中每一点, 应重复试验三次, 其中每次试验的数值与整定值的误差满足规定要求。
2.2.3 明确试验注意事项。
现场检验必须严格执行继电保护安全措施票有关规定, 执行和恢复安全措施时, 需要一人负责操作, 工作负责人负责监护, 并逐项记录执行和恢复内容;试验人员接触、更换芯片时, 应采取防人体静电接地措施, 以确保不会因人体静电作用损坏芯片。
2.3 解决存在的遗留问题
检验中经常遇到的问题是配线错误或工作漏项, 在检验阶段或运行阶段都会很容易的得到解决。通过保护装置的正确调试, 使其特性参数、定值数据等达到最理想水平, 使其各种功能处于最良好状态, 因此必须重视调试环节, 加强调试工作的管理, 发挥调试环节的应有功效。
3 把好检验验收关
验收是保证继电保护正常运行的有利组织措施, 是保证继电保护少出事故的有力把关措施。验收的目的在于从管理的角度解决由于个人的疏忽而造成的遗留问题。对于新设备来讲, 有出厂验收、到货验收、交接验收;对已运行设备的定检调试来说, 也有检验验收。
3.1 新安装保护的交接验收
在新设备的调试任务完成以后, 应由生产技术部、本部门、班组三级人员参加交接验收工作。
3.1.1 检查有关技术资料。
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;电流互感器的试验数据;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;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。
3.1.2 检查专用的仪器及备品备件。
必须点清专用仪器及备品备件, 还要检验专用仪器的完好性, 以便于运行以后的管理工作。备品备件, 也要进行检查、调试, 以便在运行器件出现问题以后进行更换。
3.1.3 核对继电保护的定值。
目前, 微机保护广泛应用, 其定值检查工作比较容易, 从屏幕查看或打印定值都能方便地检查定值整定情况。
3.1.4 检查“反措”条款的执行情况。
根据“反措”的要求, 在新建项目的设计过程中应加入有关条款, 但是一些设计部门并没有足够重视, 因此“反措”的问题在设计审查时要注意, 交接验收时也要注意, 一定要记住以往的教训, 并且使以后不再出现类似的问题, 以免重蹈覆辙。
3.1.5 检查带负荷后的相量。
对新安装或回路经较大变动的装置, 在投入运行以前, 必须用一次电流和工作电压加以检验, 以保证接入保护电压、电流的正确性。
3.2 继电保护定检的验收
由于运行环境、元件老化等原因, 继电保护经过一段时间的运行, 其元器件的特性也将发生变化。定检验收项目与交接验收相比可以缩减, 但其也有侧重的一面。如果定检测试数据与新安装相差在允许范围内, 说明运行状况良好;反之, 须查明原因, 并采取有效防范措施, 防止同类情况的再次发生。
4 把好运行管理关
加强继电保护的运行管理, 是保证继电保护设备、继电保护工作不出或少出问题及故障的又一重要环节, 多年的运行经验已经证明了这一点。
继电保护运行管理中存在不少弊端, 从事继电保护管理的人员应充分认识到这些问题, 以便理顺继电保护的工作关系, 充分发挥监督体系的作用, 提高继电保护的管理水平, 达到减少事故的目的。
4.1 目前继电保护管理中存在的问题
4.1.1 继电保护队伍的水平急待提高。
继电保护工作的责任重大, 工作人员长期处于高度紧张状态, 学习的条件受到很大的限制, 管理部门必须作出努力, 保证其队伍的相对稳定, 为其学习创造一个良好的外部环境。
4.1.2 运行人员的水平不容乐观。
运行人员是设备的直接操作者, 由于他们对继电保护装置及回路不够熟悉, 而造成的继电保护事故时有发生。运行人员的业务水平直接影响到保护的安全运行, 所以一定要做好他们的继电保护知识培训工作。
4.1.3 清查已暴露故障的力度不够。
由于人为、技术等原因, 在继电保护设备出现故障以后, 常常在其故障原因没有查清的情况下就又投入运行, 为再次发生故障留下了隐患。保护人员在继电保护设备出现故障以后, 必须严格管理、科学分析, 彻底查清其根本原因, 并采取有效的防范措施, 杜绝同类故障的再次发生。
4.2 充分发挥继电保护技术监督的作用
按照继电保护的监督规定, 各个单位都成立以生产总经理为核心的继电保护技术监督小组。小组中设3名监督专工, 1名在生产技术部, 1名在本部门, 1名在继电保护班。各监督小组是一个坚强的实体, 应充分发挥监督小组的作用, 充分发挥监督专工的作用, 使其在生产管理、交接验收、异常分析、事故处理的环节中做好基础工作。
4.3 提高运行管理水平
为了提高继电保护的正确动作率, 必须重视运行管理工作。管理者应具备必要的理论知识与实践知识;既要熟悉一次系统, 又要熟悉二次系统;既要掌握保护的基本原理, 又要掌握实际运行情况。
只要继电保护的各级管理人员以及继电保护专业人员尽职尽责, 在具体工作中努力把好设计审查关、把好验收关、把好运行管理关, 那么继电保护的运行水平是会令人满意的。
摘要：从电力系统继电保护的设计审查关、调试关、验收关、运行管理关分析造成继电保护事故的原因, 并结合实际给出减少事故的对策与建议, 避免继电保护事故的发生, 保障电力系统安全可靠运行。
关键词：继电保护,事故分析,对策
参考文献
[1]苏文博.李鹏博.张高峰等.继电保护事故处理技术与实例.[M].中国电力出版社.2005
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