南方電網(wǎng)公司反事故措施（2017 年版）

1.1  公司設備反事故措施管理辦法中明確，公司將定期歸納總結設備事故事件的經(jīng)驗教訓，提煉相關技術性防范措施，作為公司反事故措施發(fā)文執(zhí)行。每次反措發(fā)文過程中，公司各專業(yè)管理部門均需梳理上次反措條文的執(zhí)行情況，當反措要求已執(zhí)行完畢或相關要求已納入到技術標準中時，該條反措即可作廢，否則將繼續(xù)實施執(zhí)行。本次發(fā)文中時效性要求明確為“有效期至下次公司反措發(fā)布時”,是指該條文將長期實施執(zhí)行，待下次反措發(fā)文時，通過評估條文實施執(zhí)行情況，再次明確條文將繼續(xù)實施執(zhí)行或作廢；時效性要求明確改造時間的，應在限期內完成改造。所有反措條文均適用于存量及增量設備。

 1.2  公司反事故措施的實施執(zhí)行應以防止電力生產(chǎn)**事故事件的發(fā)生、保證電網(wǎng)及設備的**穩(wěn)定運行為原則，對可能導致電力**事故事件后果較嚴重的，無論是否已簽訂合同或完成設計，都應執(zhí)行反措進行整改，涉及合同或設計變更的，各單位應加強與供應商及設計單位的協(xié)調溝通，確保整改到位。

 1.3  各單位在抓好本反事故措施落實的同時，要嚴格按照國家能源局于 2014 年 4 月印發(fā)的《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》的要求，做好落實執(zhí)行工作。

 1.4  本反措自發(fā)文之日起實施，原則上“南方電網(wǎng)公司反事故措施（2015 年版）”終止執(zhí)行，但對于新接收的縣級子公司新增資產(chǎn)尚未完成改造的，舊版反措應依然持續(xù)有效，各單位應根據(jù)自身實際情況，明確整改完成時間，并盡快完成整改。

2.1 防止變壓器事故 

2.1.1  變壓器交接、大修和近區(qū)或出口短路造成變壓器跳閘時應進行繞組變形試驗，防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后，未經(jīng)繞組變形試驗及其它檢查試驗就盲目將其投入運行。對判明線圈有嚴重變形并逐漸加重的變壓器，應盡快吊罩檢查和檢修處理，防止因變壓器線圈變形累積造成的絕緣事故。

2.1.2  6.0 級以上地震危險區(qū)域內的主變壓器，要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

2.1.3  新建直流工程換流變壓器投運前應逐臺進行局放試驗。

2.1.4  對公司范圍內上海 MWB 公司生產(chǎn) COT550-800、COT325-800 型套管（包括 220kV、110kV 主變 110kV 側，及 220kV、110kV 主變中性點套管）進行檢查及改造，2017 年 12 月 31 日前完成改造。改造要求如下：檢查套管油位及表面滲漏情況，測試套管端部與導電桿 日前完成檢查改等電位連接，開展套管預防性試驗；檢查電纜接線柱上的橡膠墊圈、 造碟形彈介、注油塞、取油塞及套管定位銷狀態(tài)；室外運行主變應加裝套管防雨罩。

2.1.5  落實 HSP 公司 500kV 油紙電容式高壓交流套管反事故措施：

1、加強對 HSP 公司 500kV 油紙電容式變壓器套管的日常巡視，每月至少紅外成像一次，并對紅外圖像進行對比分析，及時發(fā)現(xiàn)缺陷。

2、每年度測量一次該類型套管的電容和介損值，并仔細與出廠值和歷史測量值進行比對分析，對電容量變化超過 2%的應取油樣進行色譜分析，電容值變化率超過 3%的必須予以更換。介損值如有突變或介損超過 0.5%時，應查明原因。

3、加裝了套管在線監(jiān)測裝置且監(jiān)測量穩(wěn)定的，可按照正常預試周期試驗。

2.1.6  針對運行超過 15 年的 110kV 及以上主變，應根據(jù)每年核算的主變可能出現(xiàn)的*大短路電流情況，綜合設備的狀態(tài)評價結果，對主變抗短路能力進行校核，對于*大短路電流超標的主變，應及時落實設備風險防控措施。

2.1.7  110kV 及以上變壓器配置直流偏磁抑制裝置要求如下：

1、若變壓器運行中實測中性點直流偏磁電流超過允許值（500kV 變壓器每相為 10A、110kV 和 220kV 變壓器每臺為 10A），則應配置直流偏磁抑制裝置；如未超過允許值，但變壓器存在噪聲、振動等異常情況，經(jīng)技術評估認為有必要的，可配置直流偏磁抑制裝置。

2、對于新建/擴建主變，宜進行直流偏磁電流計算評估。若計算評估的直流偏磁電流超過允許值，則應配置直流偏磁抑制裝置。

3、對于可能受城市軌道交通（如地鐵）影響的主變，經(jīng)專題研究后認為有必要時可配置直流偏磁抑制裝置。

4、新建室內變電站應預留裝置安裝場地。

2.1.8   落實針對瑞典 ABB 生產(chǎn)的 GOE 型 500kV 套管反事故措施：

1、縮短套管介損測試周期：0.8%>tgδ>0.3%，每年復測套管的電容及介損，分析介損變化趨勢，與出廠值對比增量超過 30%時，取套管油樣分析，存在異常時更換套管；

2、套管電容量測試：電容量變化未超過 3%，一個預防性試驗周期內不少于 2 次，間隔不大于 18 個月；電容量變化超過 3%  更換套管處理。

3、2017 年 6 月 30 日前完成相關套管油色譜分析普查，對油色譜普查存在異常的套管，應立即組織更換；油色譜檢測未發(fā)現(xiàn)異常的套管，應在預防性試驗中增加套管油色譜分析試驗測試項目。

2.1.9  對于運行年限超過 15 年且使用石蠟基油的 110kV 及以上電壓等級的變壓器，進行熱油循環(huán)前應先進行排油并清理變壓器底部油泥，防止油循環(huán)污染線圈。

2.1.10  新采購的 110kV 及以上電壓等級油浸式變壓器(電抗器)，在安裝完成后應對變壓器（電抗器）整體及分接開關開展密封檢查試驗，試驗方法按照 DL/T 264 《油浸式電力變壓器（電抗器）現(xiàn)場密封性試驗導則》開展。

2.1.11  套管均壓環(huán)應獨立可靠安裝，不應安裝在導電頭（將軍帽）上方接線板上或與套管頂部密封件共用密封螺栓。

2.1.12  新采購的 110kV 及以上變壓器套管，其頂部若采用螺紋載流的導電頭（將軍帽）結構，需采取有效的防松動措施，防止運行過程中導電頭（將軍帽）螺紋松動導致接觸**引起發(fā)熱。

2.2 防止互感器事故

2.2.1 電磁式電壓互感器諧振后(特別是長時間諧振后)，應進行勵磁特性試驗并與初始值比較，其結果應無明顯差異。嚴禁在發(fā)生長時間諧振后未經(jīng)檢查就合上斷路器將設備重新投入運行。

2.2.2 針對西安電力電容器廠生產(chǎn)的 TYD  500/√3-0.005H 型電容式電壓互感器（2000 年前出廠），需加強運行中二次電壓監(jiān)測及電容量測試，當電容量變化超過 3%時，應及時進行更換。

2.2.3  對于江蘇思源赫茲互感器有限公司生產(chǎn)的 LVQBT-500 型電流互感器（2013 年前出廠），其密度繼電器報警線進出孔未封堵的，應及時進行封堵處理。

2.2.4  對由上海 MWB 互感器有限公司生產(chǎn)的 TEMP-500IU 型 CVT，應分輕重緩急，分期分批開展 CVT  電容器單元滲漏油缺陷進行整改，2017 年年底前完成。對暫未安排整改的 CVT 應加強運行巡視，重點關注滲漏油情況。新建工程不允許采用未整改結構的同類產(chǎn)品。

2.2.5  對于由上海 MWB 互感器有限公司生產(chǎn)的 SAS245 型號電流互感器（2001 年前出廠，采用石墨防爆膜），應分輕重緩急，分期分批開展防爆膜更換及整改工作，2017 年年底前完成。

2.3 防止電容器事故

2.3.1 新建戶外電容器接至匯流排的接頭應采用銅質線鼻子和銅鋁過渡板結合連接的方式，不應采取哈夫線夾連接方式；電容器接頭防鳥帽應選用高溫硫化的復合硅橡膠材質并可反復多次拆裝，不可選用易老化和脆化的塑料材料。

2.4 防止蓄電池事故

2.4.1  新建的廠站，設計配置有兩套蓄電池組的，應使用不同廠家的產(chǎn)

品，同廠家的產(chǎn)品可根據(jù)情況站間調換。

2.4.2  各單位對運行 5 年以上的蓄電池組核對性充放電試驗和內阻測試的歷史數(shù)據(jù)進行分析，*近一次核對性充放電試驗中未保存放電曲線的需補做并保存曲線。

2.4.3 蓄電池組配置電池巡檢儀的告警信號應接入本站監(jiān)控系統(tǒng)。

2.4.4  明確針對運行中不合格蓄電池組處理原則：發(fā)現(xiàn)個別電池性能下降或異常時，應對單只電池采取電池活化措施，電池活化成功并投運三個月后，再次對電池進行容量試驗，如若不滿足要求，則視為該單只電池已故障；核對性充放電時，當蓄電池組達不到額定容量的 80%時，應更換整組蓄電池。

2.5 防止 GIS 及斷路器事故

2.5.1 對平高東芝公司 252kV GSP-245EH 型 GIS 斷路器機構換向閥及分合閘線圈進行更換。

2.5.2  在 110kV 及以上 GIS 設備外殼開展紅外測溫過程中，如發(fā)現(xiàn)三相共筒的罐體表面、三相分筒的相間罐體表面存在大于或等于 2K的溫差時，應引起重視，并采取其它手段進行核實排查。

2.5.3  六氟化硫開關設備現(xiàn)場安裝過程中，在進行抽真空處理時，應采用出口帶有電磁閥的真空處理設備，且在使用前應檢查電磁閥動作可靠，防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進入設備內部。并且在真空處理結束后應檢查抽真空管的濾芯有無油漬。為防止真空度計水銀倒灌進入設備中，禁止使用麥氏真空計。

2.5.4  嚴格控制安裝現(xiàn)場的環(huán)境條件，戶外 GIS（HGIS）的裝配作業(yè)必須搭建有效的防塵圍欄（帳篷）后方可進行，防塵圍欄（帳篷）應配備除塵除濕、降溫設施、粉塵監(jiān)視儀。作業(yè)區(qū)相對濕度大于80％、陰雨天氣時，不允許裝配施工；裝配施工時，作業(yè)區(qū)內不得進行產(chǎn)生粉塵及金屬微粒的工作，滅弧室安裝時空氣潔凈度等級應達到或優(yōu)于 8 級，其它部件安裝時空氣潔凈度等級應達到或優(yōu)于 9 級。主控樓及其樓體、天面、墻體等引起揚塵的土建未完工禁止 GIS 設備電氣安裝。

2.5.5  同一組合電器設備間隔匯控柜內隔離開關的電機電源空氣開關應獨立設置；同一組合電器設備間隔匯控柜的“遠方/就地”切換鑰匙與“解鎖/聯(lián)鎖”切換為同一把鑰匙的，宜采用更換鎖芯的方式進行整改。

2.5.6  *大設計風速超過 35m/s 的變電站，新建、改建變電站應優(yōu)先選用戶內 GIS 或 HGIS 布置，擴建站在條件允許的情況下應優(yōu)先選用戶內 GIS 或 HGIS 布置。

2.5.7  針對平芝公司型號為 DAM-252Q(R)C 和 DBM-252Q(R)C 的 GIS隔離開關，應每相加裝一個三工位位置標識裝置，2018 年 12 月30  日前完成加裝工作；針對平芝公司待投產(chǎn)的 DAM-252Q(R)C和 DBM-252Q(R)C 的 GIS 隔離開關應按上述要求加裝位置標識后方能投入運行。

2.5.8 1、對隔離開關分合閘位置進行劃線標識。

2． 在倒閘操作過程中應嚴格執(zhí)行隔離開關分合閘位置核對工作的要求，通過“機構箱分/合閘指示牌、匯控箱位置指示燈、后臺監(jiān)控機的位置指示、現(xiàn)場位置劃線標識確認、隔離開關觀察孔（ELK-14 型 GIS 隔離開關自配）可視化確認”，明確隔離開關分合閘狀態(tài)。

2.5.9由于平高 2013 年前投運的 ZF12-126（L）型 GIS 線型接地開關所配絕緣子內部存在應力集中的隱患，會在運行中逐漸導致裂紋的出現(xiàn)和生長。故應對平高 2013 年前投運的 ZF12-126（L）型 GIS線型接地開關進行更換。

2.5.10  對所有西開公司使用 CT20-Ⅳ型彈簧機構的220kVGIS 進行一次專項檢查，并將保持掣子的檢查內容加入巡視或者檢修的作業(yè)指導書中。檢查要求如下：確認斷路器操作機構處于合閘儲能狀態(tài)， 查看支持彈簧里的彈簧座，正常狀態(tài)下在第三節(jié)距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀察不到彈簧座，如在支持彈簧第三節(jié)距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀察到彈簧座，并且彈性銷距銷孔端面超過 2  ㎜，則為異常狀態(tài)如發(fā)現(xiàn)異常狀態(tài)請與生產(chǎn)廠家聯(lián)系。

2.5.11  GIS 的隔離開關和檢修接地開關出廠試驗時，應進行不少于 200次的機械操作試驗，以保證制造質量要求。200 次操作試驗后，應徹底檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進行其他出廠試驗。

2.5.12  罐式斷路器和 GIS 的斷路器和快速接地開關出廠試驗時，應進行不少于 200  次的機械操作試驗，以保證制造質量要求，應同時記錄操作時刻，分合閘電流波形、行程曲線、斷口變位信號，并進行統(tǒng)計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗后，應徹底檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進行其他出廠試驗。

2.5.13  瓷柱式斷路器出廠試驗時，應進行不少于 200  次的機械操作試驗，以保證制造質量要求，應同時記錄操作時刻，分合閘電流波形、行程曲線、斷口變位信號，并進行統(tǒng)計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗后，再進行其他出廠試驗。

2.5.14  ABB 廠生產(chǎn)的 HPL550B2 型斷路器手動分閘裝置的分閘線存在卷入合閘機構導致斷路器拒合的隱患，拆除 ABB 生產(chǎn)的 HPL550型斷路器的手動分閘裝置。

2.5.15  對于 LW6-220 型等早期生產(chǎn)的、采用“螺旋式”連接結構絕緣拉桿的斷路器應完成改造。在未進行防松改造前（包括已使用旋轉法蘭的），必須在分合閘觀察窗內拉桿的聯(lián)接法蘭（分合閘指示） 完成改造上做標記；分合閘操作后應觀察該標識是否發(fā)生左右轉動位移。

2.5.16  對于新采購的無功投切的斷路器，應具備相應開斷容量的 C2 級型式試驗報告，必要時可提高斷路器的電壓等級。

2.6 防止隔離開關事故

2.6.1  西門子早期生產(chǎn)的雙臂垂直伸縮式刀閘的傳動連接均采用空心2019 年 12 月 31 日前彈簧銷，機械強度不夠，在刀閘多次分合閘操作后出現(xiàn)扭曲變形， 完成改造*終導致斷裂，如兩個彈簧銷變形斷裂且傳動柺臂未過死點，刀閘合閘過程在重力作用下會導致刀閘合閘不到位或接觸壓力不夠接觸電阻過大導致刀閘發(fā)熱，嚴重時會導致自動分閘，造成帶負荷拉刀閘事故；將所有西門子 07 年前生產(chǎn)的 PR 系列隔離開關空心卡銷更換為實心卡銷。 

2.6.2  西安西電高壓開關有限責任公司  2014  年  12  月前生產(chǎn)的GW10A-126 型隔離開關，存在導電基作上的傳動拉桿無過死點自鎖裝置的設計制造缺陷，當隔離開關受到短路電動力、風壓、重力和地震時，隔離開關上部導電桿滾輪與齒輪盒坡頂?shù)奈恢脮a(chǎn)生偏離，隔離開關存在從合閘位置向分閘位置分開的可能，須對西開 2014 年 12 月前出廠的該型號隔離開關傳動拉桿增加自鎖裝置及限位功能完善化改造。

2.6.3  對 2013 年前由湖南長高生產(chǎn)的 GW35/36-550 型隔離開關鍛造件關節(jié)軸承應進行更換。

2.6.4  對 2008 年 6 月 1 日前出廠的西高公司 GW10-252 型隔離開關的整個導電部分進行更換。

2.6.5 1、對 35kV 及以上隔離開關垂直連桿與抱箍相對位置做好標記，以便對隔離開關垂直連桿抱箍打滑現(xiàn)象進行觀察；運行人員在隔離開關操作前，應關注標記位置是否發(fā)生改變，如果發(fā)生改變，嚴禁開展合閘操作；

2、在隔離開關操作過程中，應嚴格監(jiān)視隔離開關合閘到位情況，如發(fā)現(xiàn)隔離開關不能合閘到位應立即分閘并進行處理，嚴禁強行合閘；

3、垂直連桿上下抱箍處應加裝穿銷；對于湖南長高、山東泰開、西安西電、正泰電氣生產(chǎn)的隔離開關，開展垂直連桿與抱箍進行穿芯銷固定改造，穿芯銷固定的方式采用非完全貫穿型穿芯銷釘固定的方案，穿芯銷采用實心卡銷方式，以方便日后對隔離開關進行微調；對于其它廠家生產(chǎn)的隔離開關，聯(lián)系廠家進行檢修處理。

2.7 防止開關柜事故

2.7.1 因 GG1A 型高壓開關柜屬于母線外露的老式產(chǎn)品，對于運行時間超過 10 年或缺陷較多的 GG1A 柜應完成更換。新建、擴建變電站工程不應采用 GG1A 柜型。

2.7.2 新采購的 35kV 開關柜，內穿柜套管應采用包括內屏蔽和外屏蔽的雙層屏蔽結構，且內屏蔽與導電排使用等電位連接線的軟連接方式并通過螺絲可靠緊固連接。

2.8 防止接地設備事故

2.8.1 對于新建變電站的戶內地下部分的接地網(wǎng)和地下部分的接地線應采用紫銅材料。銅材料間或銅材料與其他金屬間的連接，須采用放熱焊接，不得采用電弧焊接或壓接。土壤具有強腐蝕性的變電站應采用銅或銅覆鋼材料。

2.9 防止其他變電設備事故

2.9.1  嚴禁采用銅鋁直接對接過渡線夾。對在運設備應進行梳理排查，若采用該類線夾應結合停電進行更換。

2.9.2  新建高壓室應配置空調用以控制溫度和抽濕，高壓室應做好密封措施，通風口應設置為不用時處于關閉狀態(tài)的形式，防止設備受潮及積污。運行中的高壓室應采取防潮防塵降溫措施，必要時可安裝空調。

2.9.3  35kV 變電站禁止采用箱式變電站。

2.9.4  主變變低 10kV（20kV）側母線連接母線橋應全部采用絕緣材料包封（可預留接地線掛點），防止小動物或其它原因造成變壓器近區(qū)短路。

2.9.5  新建或擴建變電站內的交流一次設備線夾不應使用螺接接線夾。

2.9.6  為防止重投造成對串補裝置 MOV 的二次沖擊導致故障的發(fā)生，運行中應退出串補重投功能。

2.9.7  已經(jīng)退出調度運行的載波通信通道，應及時拆除相應阻波器及結合濾波器，防止運行中因臺風等自然災害導致脫落，影響一次設備運行。

2.9.8  新采購的戶外 SF6 斷路器、互感器和 GIS 的充氣接口及其連接管道材質應采用黃銅制造。

2.9.9   新建、擴建及技改工程變電站 10kV 及 20kV 主變進線禁止使用全絕緣管狀母線。

2.9.10   新采購的開關類設備，繼電器接點材料不應采用鐵質，繼電器接線端子、緊固螺絲、壓片應采用銅材質。

2.10 防止變電運行專業(yè)事故

2.10.1  500kV 變電站站用交流低壓母線備自投方式應采用單向自投方式（即站外電源對站內電源備用，而站內電源不對外來電源進行備用）。

2.10.2  若變電站站用電保護或 380V 備自投具備跳進線 380V 斷路器功能，站用低壓側 380V 開關應取消低壓脫扣功能。

2.10.3  GIS（HGIS）設備間隔匯控柜中隔離開關、接地開關具備“解鎖/聯(lián)鎖”功能的轉換把手、操作把手，應在把手加裝防護罩或在回路加裝電編碼鎖。

3.1 防止輸電類設備事故 

3.1.1  110kV 及以上線路跨越鐵路、高速公路、**公路、一二級通航河流、特殊管道及其它 110kV 及以上線路時，導線懸垂絕緣子串應采用雙聯(lián)串，其中 220kV 及以上線路在條件允許情況下宜采用雙掛點，不滿足要求的于 2017 年 12 月底前完成改造。

3.1.2  中、重冰區(qū)的 220kV 及以上線路、110kV 重要線路應具備融冰功能，且線路兩側均應配置融冰刀閘，固定式直流融冰裝置所在變電站應配置覆蓋所有需融冰的 110kV 及以上線路融冰母線。具備改造條件的在運線路或變電站于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.3  110kV 及以上線路的導線引流線以及融冰絕緣普通地線引流線，采用螺栓型并溝線夾的應改造為液壓連接等可靠連接方式，2017年 12 月底前完成。

3.1.4  融冰絕緣 OPGW 應采取在接頭盒進出線合并位置包纏鋁包帶并安裝兩套鋁合金并溝線夾等長期有效的短接措施，以減小通過光纜接頭盒的融冰電流。不滿足要求的于 2017 年 12 月底前完成改造。

3.1.5  110kV 及以上輸電線路因舞動發(fā)生過相間放電的區(qū)段，應采取安裝線夾回轉式間隔棒、相間間隔棒等有效的防舞改造措施；對于舞動頻繁區(qū)段，宜安裝舞動在線監(jiān)測裝置加強監(jiān)控。不滿足要求的于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.6  10mm 及以上冰區(qū)且為 c 級及以上污區(qū)并發(fā)生過冰閃的線路，導線懸垂串宜采用 V 型、八字型、大小傘插花 I 型絕緣子串、防覆冰復合絕緣子等措施防止冰閃。不滿足要求的于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.7   隨輸電線路架設的已退運 ADSS 光纜應盡快拆除，2017 年 12 月底前完成。

3.1.8   110kV 及以上運行線路導地線的檔中接頭嚴禁采用預絞式金具作為長期獨立運行的接續(xù)方式，對不滿足要求的接頭應于2018 年 12 月前改造為接續(xù)管壓接方式連接。在接頭未改造，現(xiàn)場應加強紅外測溫，發(fā)現(xiàn)異常立即處理。

4.1 防止直流閥塔與閥控系統(tǒng)事故 

4.1.1 新建直流工程閥廳應配置換流閥紅外在線監(jiān)測系統(tǒng)，系統(tǒng)應能夠覆蓋全部閥組件，并具備過熱自動檢測、異常判斷和告警等功能，確保閥廳發(fā)熱類缺陷及時發(fā)現(xiàn)。

4.1.2 新建直流工程閥塔積水型漏水檢測裝置若需投跳閘功能，則跳閘回路應按“三取二”原則配置，防止單一回路故障造成誤動或拒動。

4.1.3 新建直流工程閥廳內每個閥塔均應預敷設各類型光纖的備用光纖。

4.1.4 新建直流工程每個閥塔應配置冗余的進出水壓差傳感器，具備實時監(jiān)測進出水壓差功能。壓差傳感器應安裝于閥塔設備外側，靠近閥廳巡視走廊處，并應經(jīng)獨立閥門與管路連接，方便檢修維護。

4.1.5 新建直流工程閥控系統(tǒng)應實現(xiàn)完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均應能夠在換流閥不停運的情況下進行更換等故障處理。

4.1.6 新建直流工程每個單閥中必須增加一定數(shù)量的冗余晶閘管。各單閥中的冗余晶閘管數(shù)，應不少于 12 個月運行周期內損壞的晶閘管數(shù)期望值的 2.5 倍，也不應少于 4 個晶閘管。

4.1.7 新建直流工程須明確閥控系統(tǒng)（VBE/VCE）的換流閥保護功能與動作邏輯，直流控制、保護功能設計應與換流閥保護功能設計進行配合，F(xiàn)PT/DPT 試驗中須做好閥控系統(tǒng)保護功能與直流控制、保護功能配合的聯(lián)調試驗，防止不同廠家設備的功能設置與設備接口存在配合不當。

4.1.8 新建直流工程閥廳設計應根據(jù)當?shù)貧v史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂、側墻的設計標準，防止大風掀翻以及暴雨雨水滲入。

4.1.9 新建直流工程閥廳屋頂應設計可靠的**措施，保障運維人員檢查屋頂時，無意外跌落風險。

4.1.10 新建直流工程換流閥陽極電抗器選型不宜采用鐵芯夾緊式裝配的型號，防止在長期振動環(huán)境下鐵芯下沉造成設備損壞。

4.1.11 新建柔性直流工程換流閥功率模塊選型優(yōu)先考慮故障后自然短路（而非開路）的類型，減少功率模塊故障對于系統(tǒng)的影響；單一功率模塊不宜設置可導致直流閉鎖的保護功能，如必須設置，則功率單元內相應測量、保護元件應按照“三取二”原則設置，防止單一元件異常直接閉鎖直流。

4.1.12 新建直流（常直或柔直）工程換流閥功率模塊單一故障不得影響其他設備和直流系統(tǒng)的運行，如故障功率模塊少于允許的冗余模塊數(shù)，不應造成保護動作，不應影響其他設備和直流系統(tǒng)運行。

4.1.13 新建直流工程閥廳內每個閥塔均應預敷設各類型光纖的備用光纖。

4.2 防止直流控制保護系統(tǒng)事故 

4.2.1 新建特高壓直流控制保護系統(tǒng)中應滿足在 OLT、解鎖工況下同一極高低端閥組換流變分接頭控制方式一致，且檔位差不超過一檔。

4.2.2 新建直流工程換流站*后斷路器保護功能應可通過出口壓板或控制字方式投退。整流站該功能為退出狀態(tài)，逆變側為投入狀態(tài)。當逆變站的交流出線多于三回時，不設置*后斷路器保護功能。

4.2.3 新建直流工程在設計階段須明確控制保護設備室的潔凈度要求；在設備室達到要求前，不應開展控制保護設備的安裝、接線和調試；在設備室內開展可能影響潔凈度的工作時，須采用完好塑料罩等做好設備的密封防護措施。當施工造成設備內部受到污穢、粉塵污染時，應返廠清洗并經(jīng)測試正常后方可使用；如污染導致設備運行異常，應整體更換設備。

4.2.4 新建直流工程直流控制、保護裝置應按照“N-1”原則進行裝置可靠性設計，除直接跳閘元件外，任何單一測量通道、裝置、電源、板卡、模塊故障或退出不應導致保護誤動跳閘或直流閉鎖。設備供貨商應按該原則進行廠內可靠性測試，并提交測試報告。工程現(xiàn)場調試階段應在系統(tǒng)運行工況下，按該原則開展裝置模擬試驗。工程驗收需核查試驗報告，并抽查復核試驗有效性。

4.2.5 新建直流工程光纖傳輸?shù)闹绷鞣至髌鳌⒎謮浩鞫位芈窇渲贸渥愕膫溆霉饫w，一般不低于在用光纖數(shù)量的 60%，且不得少于 3對（1 對包含能量、數(shù)據(jù)光纖各 1 根），防止光纖故障造成直流長時間停運。

4.2.6 新建直流工程控制保護屏柜頂部應設置防冷凝水和雨水的擋水隔板。繼保室、閥冷室、閥控室通風管道不應設計在屏柜上方，防止冷凝水跌落或沿頂部線纜流入屏柜。

4.2.7 新建直流工程直流場測量光纖應進行嚴格的質量控制：

1、光纖（含兩端接頭）出廠衰耗不應超過運行許可衰耗值的 60%；同時與廠家同種光纖衰耗固有統(tǒng)計分布的均值相比，增量不應超過 1.65 倍標準差（95%置信度）；

2、現(xiàn)場安裝后光纖衰耗較出廠值的增量不應超過 10%。

3、光纖戶外接線盒防護等級應達到 IP65 防塵防水等級；

4、設計階段需**計算光纖長度，偏差不應超過 15%，防止余纖盤繞增大衰耗；

5、光纖施工過程須做好防振、防塵、防水、防折、防壓、防拗等措施，避免光纖損傷或污染。

4.2.8 新建直流工程電壓、電流回路及模塊數(shù)量須充分滿足控制、保護、錄波等設備對于回路冗余配置的要求。對于直流保護系統(tǒng)，不論采用“三取二”、“完全雙重化”或可靠性更高的配置，裝置間或裝置內冗余的保護元件均不得共用測量回路。

4.2.9 新建直流工程設計須明確直流濾波器是否為直流運行的必要條件，對于必須直流濾波器投入的直流工程，直流濾波器應采用冗余配置，防止單一濾波器故障造成直流停運。

4.2.10 新建直流工程直流控制系統(tǒng)內的保護功能不應與直流保護系統(tǒng)內的保護功能相重復，原則上基于電壓、電流等電氣量的保護功能應且僅應設置在保護系統(tǒng)內。直流控制系統(tǒng)的保護功能**于與控制功能、控制參數(shù)密切關聯(lián)的特殊保護。

4.2.11 新建直流工程作用于跳閘的非電量保護元件應設置三副獨立的跳閘觸點，按照“三取二”原則出口，按照“三取一”原則發(fā)動作告警信號。

4.3 防止其他直流設備事故 

4.3.1 新建及改造直流工程換流閥陽極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：1、水管使用軟質護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發(fā)生非緊固性觸碰。

4.3.2 新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態(tài)下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.3 新建直流工程換流閥陽極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：1、水管使用軟質護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發(fā)生非緊固性觸碰。

4.3.4 新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態(tài)下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.5 新建特高壓直流工程旁路開關位置傳感器應采用冗余化配置，避免因單個傳感器異常造成冗余閥組控制系統(tǒng)故障和直流無法運行。

5.1 防止配網(wǎng)類設備事故 

5.1.1 嚴禁 PT 柜內避雷器直接連接母線。

5.1.2 對于跨越鐵路、公路、通航河道等的新建和改造的 10kV 架空線路，應采用獨立耐張段或跨越段改電纜，跨越檔內采用帶鋼芯的導線。

5.1.3 新建和改造的環(huán)網(wǎng)柜必須具備完善的防誤閉鎖功能，包括防止帶電誤合地刀功能。

5.1.4 同溝敷設兩回及以上且有中間接頭的中壓電纜，或與其它管線同溝敷設且有中間接頭的中壓電纜（穿管或直埋電纜除外），電纜中間接頭應采取防火防爆措施。

5.1.5 新建和改建的低壓臺區(qū)絕緣導線，必須預裝接地掛環(huán)。

5.1.6 禁止低壓導線使用裸導線。對不滿足要求的須在 2020 年 12 月前完成改造。

6.1 防止二次系統(tǒng)事故 

6.1.1 500kV 線路，超過 50km 或多單位維護的 220kV 線路應配置集中式行波測距裝置，不滿足要求的，應于 2018 年前完成改造。對于已配置分布式測距裝置的 220kV 線路，可不另行配置集中式行波測距裝置。各單位應按照 OS2 主站建設架構，結合實際逐步建設省級和地級 OS2 主站測距功能，集中管理相關行波數(shù)據(jù)。

6.1.2  為防止回路改變造成的保護誤動和拒動，南方電網(wǎng)標準設計以外的設備在接入保護回路及跳合閘回路前，應按設備調管范圍經(jīng)相應的保護主管部門批準。

6.1.3  廠站新投運設備的二次回路（含一次設備機構內部回路）中，交、直流回路不應合用同一根電纜，強電和弱電回路不應合用同一根電纜。

6.1.4  1.10kV（20kV、35kV）配網(wǎng)不接地系統(tǒng)或經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)，無中性點改造計劃，均應配備小電流接地選線設備。運行設備未配置的，要在 2018 年 12 月 30 日完成改造。

2.各分子公司應**梳理在運小電流接地選線設備，具備跳閘條件的裝置應在 2017 年底前投入跳閘功能。

3.不具備跳閘功能或跳閘回路、選線裝置運行年限超過12 年、選線裝置缺陷率高且廠家技術支持能力不足、選線跳閘準確率低于 90%等情況應統(tǒng)一納入改造范圍。

6.1.5  新建、擴建或改造的定值配合困難的 110kV 線路（如環(huán)網(wǎng)線路）應配置光纖差動保護。

6.1.6  完善智能站運維管理工具。新建智能站應同步部署運維管理工具（含配置文件管理、虛實回路監(jiān)視與告警、輔助安措等功能），已投運重要智能站（保護不正確動作可導致電力生產(chǎn)**事故或**事件的智能站）應盡快部署運維管理工具。

6.1.7  新投運設備電壓切換裝置的電壓切換回路及其切換繼電器同時動作信號采用保持（雙位置）繼電器接點，切換繼電器回路斷線或直流消失信號，應采用隔離刀閘常開接點啟動的不保持（單位置）繼電器接點。

電壓切換回路采用雙位置繼電器接點，而切換繼電器同時動作信號采用單位置繼電器接點的運行電壓切換裝置，存在雙位置繼電器備用接點的，要求結合定檢完成信號回路的改造；**位置繼電器備用接點的，結合技改更換電壓切換裝置。

6.1.8  裝設了 220kV 備自投 220kV 變電站的 220kV 線路應裝設雙套光纖差動保護，不滿足雙套光纖差動要求的應在 2020 年前完成改造。

6.1.9 1.采用油壓、氣壓作為操作機構的斷路器，壓力低閉鎖重合閘接點應接入操作箱。

2.對斷路器機構本體配置了操作、絕緣壓力低閉鎖跳、合閘回路的新投運保護設備，應取消相應的串接在操作箱跳合閘控制回路中的壓力接點。斷路器彈簧機構未儲能接點不得閉鎖跳閘回路。

3.已投運行操作箱接入斷路器壓力低閉鎖接點后，壓力正常情況下應能保證可靠切除長久故障（對于線路保護應滿足“分-合-分”動作要求）；當壓力閉鎖回路改動后，應試驗整組傳動分、合正常。

6.1.10  采用彈簧儲能斷路器機構多次重合隱患整（調繼〔2016〕10 號）：采用彈簧儲能的非三相機械聯(lián)動機構的斷路器，線路保護（含獨立重合閘裝置，以下同）需要投入三重（或綜重、特重）方式時，原則上只考慮單相偷跳啟動重合閘功能，應退出線路保護“三相跳位啟動重合閘”功能；無退出線路保護“三相跳位啟動重合閘”功能的，應將“彈簧未儲能接點”接入的線路保護“壓力低閉鎖重合閘”開入回路。

6.1.11  新投運電壓互感器的二次繞組二次電壓回路采用分相總空氣開關，并實現(xiàn)有效監(jiān)視。對于已投入運行的母線 PT 二次三相聯(lián)動空開，結合檢修、技改等逐步進行更換；配置備自投裝置且線路可能輕載的廠站應優(yōu)先更換。

6.2 防止通信裝置事故 

6.2.1 為防止 110kV 及以上廠站通信專用電源系統(tǒng)故障無法及時發(fā)現(xiàn)導致全站通信電源全停的風險，2017 年底要求在現(xiàn)有的通信電源遠程監(jiān)視系統(tǒng)中實現(xiàn)所有 110kV 及以上廠站通信電源的遠程監(jiān)控。

6.2.2 依據(jù)《關于通報兩起 500kV 站內計劃施工誤斷通信光纜事件的通知》（調通【2016】4 號），2017 年底前完成所有 110kV 及以上廠站站內光纜標識、站內資料交底等整改。

6.3 防止自動化專業(yè)事故 

6.3.1 中調自動化主站系統(tǒng)的 SCADA 服務器、FES 前置直采服務器及 SCADA、前置和 AGC/AVC 應用等重要設備和應用在檢修情況下實現(xiàn) N-1 冗余配置。

6.3.2 SCADA 服務器、FES 前置服務器、AGC/AVC 服務器的磁盤、電源、風扇，關系庫、時序庫存儲陣列的磁盤，主干交換機、前置交換機的電源要做好備品備件儲備，要求每種不同型號設備模塊數(shù)量在 10 以內的至少備份 1 個，10 以上 20 以內的至少備份 2 個，20 個以上的至少備份 3 個。包括自備或者協(xié)議存儲模式，均要求 24 小時到貨。

6.3.3 自動化系統(tǒng)服務器、工作站在應用平臺完成啟動之前應具備自動檢查操作系統(tǒng)的時間功能，出現(xiàn)偏差應先采取校正操作。自動化系統(tǒng)關鍵應用的主備切換前應具備自動檢查應用狀態(tài)是否正常、主備實時庫的重要數(shù)據(jù)是否一致、檢查操作系統(tǒng)時間功能，出現(xiàn)問題應中止切換操作。不具備條件的采用手工方法核對檢查操作系統(tǒng)時間。

6.3.4 Oracle10.2.0.1  的  linux  版本存在嚴重**隱患，應升級到10.2.0.2 及以上版本，或安裝補丁 patch4612267。

6.3.5 35kV 及以上變電站中無監(jiān)控、無遠動、單遠動配置的，應建設自動化系統(tǒng)，配置雙套遠動機；110kV 及以上變電站中單通道、單 UPS 配置的，應配置雙通道、雙 UPS。

6.3.6 根據(jù)公司調控一體化建設工作要求，開展設備集中監(jiān)視、集中控制業(yè)務的自動化主站技術支持系統(tǒng)應具備遙控遙調、綜合告警、綜合防誤等功能。2017 年底完成 AGC 關聯(lián)關鍵服務器時間偏差越限告警信號，OCS 系統(tǒng)出現(xiàn)時間偏差告警時，應暫停控制。

6.3.7 變電站視頻及環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)戶外攝像機及電纜護管、抱箍、接線盒等附屬設施存在銹蝕嚴重、松動、退役未及時拆除等情況的，易導致人身、設備**風險，應進行加固，退役需拆除的要及時拆除。

6.4 防止安自專業(yè)事故 

6.4.1 安穩(wěn)、備自投、低周減載及失步解列等安自裝置的跳閘出口，原則上應直接接斷路器操作箱跳閘回路（110kV 及以下集成操作箱功能的保護裝置，安自裝置的跳閘出口應直接接保護裝置的操作跳閘回路）。現(xiàn)場未配置操作箱且保護裝置未集成斷路器操作跳閘回路的，安自裝置的跳閘出口應直接接斷路器跳閘回路。發(fā)電廠安自裝置動作后需啟動停機流程的，可另增一副出口接點啟動停機流程。

6.4.2 1、對于新建、擴建和技改的穩(wěn)控切機執(zhí)行站裝置，除因穩(wěn)定控制要求需采取*優(yōu)匹配切機方案外，應采用雙套獨立模式。

2、對于采用主輔運模式的切機執(zhí)行站，主運裝置動作后閉鎖輔運裝置，輔運裝置動作后不再閉鎖主運裝置；輔運裝置被主運裝置閉鎖后，必須將其所有動作標志清空，防止主運裝置閉鎖信號消失后，輔運裝置因其它擾動誤動出口。

6.4.3 1、備自投裝置設置的檢備用電源電壓異常放電邏輯應設置延時，具體延時應躲過相關后備保護動作時間，以防止主供電源故障引起備用電源短時異常時裝置誤放電；在上述延時內，一旦備用電源恢復正常，異常放電邏輯應瞬時復歸。

2、備自投裝置應確保本站主供電源開關跳開后再合備用電源，同時應具備防止合于故障的保護措施，或具備合于故障的加速跳閘功能。

3、備自投裝置起動后跟跳主供電源開關時，禁止通過手跳回路起動跳閘，以防止因同時起動“手跳閉鎖備自投”邏輯而誤閉鎖備自投。

6.5 防止電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡**事故

6.5.1 尚未按《南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)**防護技術規(guī)范》完成**分區(qū)改造及公網(wǎng)采集**接入?yún)^(qū)建設的各級計量自動化主站系統(tǒng)，2017年底應完成主站**分區(qū)改造及**接入?yún)^(qū)建設。

6.5.2 尚未按《南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)**防護技術規(guī)范》完成**分區(qū)改造的各級電力設備在線監(jiān)測主站系統(tǒng)，2017 年底應完成主站**尚未按《南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)**防護技術規(guī)范》完成公網(wǎng)采集**接入?yún)^(qū)建設的配電自動化主站系統(tǒng)，2017 年底應完成主站**接入?yún)^(qū)建設。

6.5.3 尚未按《南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)**防護技術規(guī)范》完成**區(qū) II縱向加密改造的各級主站系統(tǒng)，2017 年底應完成各級主站**區(qū) II縱向加密改造。

6.5.4 尚未按《南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)**防護技術規(guī)范》完成**區(qū) II縱向加密改造的各級廠站系統(tǒng)，2018 年底應完成各級廠站**區(qū) II縱向加密改造。

6.5.5 尚未實現(xiàn)**防護監(jiān)視及審計功能的地級及以上主站，2017年底前應完成系統(tǒng)**監(jiān)視及審計功能建設。

6.5.6 尚未實現(xiàn)運維調試管控技術手段的各地級及以上主站，2017年底，應完成堡壘機部署，實現(xiàn)運維、調試的訪問控制及審計。生產(chǎn)控制大區(qū)應劃分獨立運維調試網(wǎng)段，并部署網(wǎng)絡準入系統(tǒng)或 MAC 地址綁定等手段，對運維及調試設備接入網(wǎng)絡進行管控。

6.5.7 排查電力監(jiān)控系統(tǒng)入侵檢測系統(tǒng)、病毒防護措施、防火墻、主要網(wǎng)絡設備的冗余配置等情況，2017 年底應完成主站缺失的**防護設備的部署。

6.5.8 2017 年 6 月 30 日前各級主站、廠站應按作業(yè)指導書的要求，配置生產(chǎn)控制大區(qū)專用 U 盤及專用殺毒電腦，變電站端應配備殺毒 U 盤，拆除或禁用不必要的光驅、USB 接口、串行口等，按流程嚴格管控移動介質接入生產(chǎn)控制大區(qū)、嚴禁出現(xiàn)跨區(qū)互聯(lián)等違規(guī)情況。

6.5.9 2019 年底地區(qū)供電局及以上主站自動化、通信機房，500kV 及以上廠站主控室等關鍵區(qū)域應按**防護相關規(guī)定，完善電子門禁、視頻監(jiān)控、紅外防盜報警、溫濕度監(jiān)控、防滲水監(jiān)控等功能，通過響鈴、短信等方式實現(xiàn)自動報警，確保關鍵場所物理**。

6.5.10 電力監(jiān)控系統(tǒng)主站及廠站主機操作系統(tǒng)完成主機加固，工作開展前需要進行**評估和驗證。