电气25项反措（原件）

1 防止电气误操作事故

1.1 人员方面

1.1.1 严格执行《电业安全工作规程》、原省电力局颁布的《双五禁令》及《关于执行电气操作票和工作票制度的补充规定》中有关电气操作的规定。电气值班人员对上述内容应熟知并自觉遵守。有关部门应不定期检查执行情况，发现问题及时纠正。

1.1.2 电气值班人员应做到熟悉设备，熟悉设备状态，熟悉设备的操作方法。能熟练的默画一次系统图。运行部门应经常组织现场考问讲解，促使每个值班员对全厂的电气设备心中有数。

1.1.3 充分利用每个值的轮训日加强培训工作。开展事故分析、事故预想、操作方法交流、操作练兵、默画系统图比赛等活动，提高每个值班员的操作技能，使每个值班员都熟知各种开关、刀闸正确的操作方法，熟知将开关摇至工作、试验和断开位置的操作方法。 1.1.4 运行人员对防误装置应做到懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序；会操作会判断装置的好坏。运行部门须对每个值班员进行考试，要求持证上岗。

1.1.5 积极开层千次操作无差错活动，使之成为一种激励机制，促使每个值班员自觉的提高操作水平。 1.2 制度方面

1.2.1 要严格执行调度命令，电气操作由班长按值长或上级值班调度员的命令进行，在特殊情况下，如严重威胁设备、人身安全，应先操作后报告。新设备投入的重要操作：如发电机、主变压器、联络线的同期并列操作，电气值班长应根据值长的命令由正值操作，在班长监护下进行。

1.2.2 在进行操作之前，班长应向操作人员讲解执行操作的目的和顺序（如何操作和按什么顺序来进行），以便使操作人员对所规定的操作有明确的认识。 1.2.3 电气设备倒闸操作，正常条件下，应严守下列各项： 1.2.3.1 值长将操作任务交与班长。每次任务只限于一个操作目的。

1.2.3.2 得到命令复诵以后，班长应将此命令记录在操作记录本上，并布置值班人员根据要求填写好操作票。

1.2.3.3 操作票由操作人填写。必要时可由监护人填写，但填写后必须逐项念给直接操作人听，使其了解操作目的和顺序。

1.2.3.4 监护人审查操作票无误后，经班长、值长审核认定，值长、操作人、监护人签名后方可执行，然后直接操作人和监护人在模拟图上按操作票顺序逐项地进行模拟操作，核对其正确性。

1.2.3.5 当对操作的正确性发生疑问时，监护人应立即停止发令和操作，并报告班长，要求加以解释。

1.2.3.6 在操作时，不允许改变操作顺序，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。 1.2.3.7 监护人对在操作时发生的事故或损坏设备应与操作人员负同等责任。 1.3 现场设备方面

1.3.1 电气设备应经常保持在良好的健康状态，对电气设备的缺陷应及时地进行消缺。消缺完毕维修人员应会同值班人员共同检查设备消缺情况，决定能否投入运行。

1.3.2 电气设备的名称和编号标牌应准确醒目、图实相符。新增和改变的设备和回路，维修人员应及时做好各种标志，并尽快修改相应的图纸。没有做好标志牌工作不得向运行移交。维修人员应全面向运行人员交待新增设备性能、操作方法和注意事项，并做好修试记录。

1.3.3 对能源安保[1990]1110号文颁发的《防止电气误操作装置管理规定（试行）》，要结合实际情况制订防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁的运行、维护管理，确保己装设的防误闭锁装置正常运行。

1.3.4 防误装置不能随意退出运行，停用防误装置时，要经本单位总工程师批准，短时间退出防误闭锁装置，应经值长或变电站站长批准；并应按程序尽快投入运行。应建立完善的万能钥匙使用和保管制度。

1.3.5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

1.3.6 开关或刀闸闭锁回路不能用中间继电器接点，应直接用开关或刀闸的辅助接点；操作开关或刀闸时，应以现场状态为准。

2 防止发电机、厂用电动机损坏事故

2.1 防止发电机绝缘事故

近几年，发电机由于端部固定不良、漏水等原因多次造成了发电机的损坏事故，有的影响很大，为了防止发电机的损坏事故的继续发生，应继续认真贯彻（86）电生火字193号《发电机反事故技术措施》以及能源部发[1990]14号《防止200MW、300MW汽轮发电机定子绕组发生短路的技术改进措施》等各项规定，并重点要求如下：

2.1.1 严格按照《火力发电机厂水汽化学监督导则》和有关运行规程的要求，加强对发电机冷却系统的内冷水品质和氢气品质的分析监督，确保内冷水的PH值、电导率、硬度、含铜量和氢气品质纯度、湿度符合有关要求。要求运行人员每日定期将上述情况监测一次，并设立专用记录本，发现问题及时采取措施，情况严重时，应立即报告生技部门。要求厂化学监督专责每月定期组织一次全面分析，并将情况汇总报总工程师和生技部门。

2.1.2 要高度重视氢气湿度超标对发电机定子绝缘和转子护环的严重危害，认真贯彻电力部安生技字[1996]60号文对《发电机运行规程》有关氢气湿度限制标准的修改，即： 2.1.2.1 制氢站出口氢气湿度：对300、600MW及新建200MW发电机，在常压下，露点≤-50℃。

2.1.2.2发电机内氢气湿度：对300、600MW及新建200MW发电机，在运行氢压下，露点≤-5℃，同时又不低于-25℃。

2.1.3 开机前要试验内冷水泵的联锁自动投入及发电机断水保护，以确保备用泵能可靠备用，发电机断水保护能正常投入。

2.1.4 运行中如发现漏水，当确认发电机定子漏水或氢冷器漏水时，应立即作停机处理。 2.1.5 开机或运行中，氢气干燥器必须投入使用，并定期进行排污（每班一次）。 2.1.6 防止发电机非同期并网。

2.1.7 安装及大修时要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。

2.1.8 每次大修应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺板、泄流管所用卡板和螺栓等）是否松动、脱落，以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行详细检查处理。

2.1.9 当发电机定子回路发生单相接地故障时，发电机定子接地保护的动作整定值按下表的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即转移负荷，安排停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作用于跳闸。

发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 发电定额定电压（KV） 10.5 13.8~15.75 18~20 发电机额定容量（MW） 100 125~200 300~600 接地电流允许值（A） 3 2(对于氢冷发电机为2.5A) 1 2.1.10 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。如系稳定性的金属接地，应尽快安排停机处理。

2.1.11 发电厂应准确掌握串联补偿电容器送出电路的汽轮发电机组轴系频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。

2.1.12 结合检修检定子端部线圈的紧固情况，对于200MW及以上的发电机应在大修中进行定子绕组端部模态试验，同时应检查线圈是否松动磨损，固定螺丝是否松动，发现问题应与制造厂联系，及时采取针对性的改进措施。对模态试验不合格（振型为椭圆、固有频率在94Hz-115Hz范围以内）的发电机，有条件的应进行端部结构改造，并加装在线监测装置（振动监测仪）进行跟踪监督。

2.1.13 为防止定子端部绝缘损坏，应按电力部安生技[1994]86号文的要求，进行发电机定子端部绝缘表面电位测量，测量部位除手包绝缘接头外，必须包括过渡引线并联块等部位。发现不合格者进行消缺处理。

2.1.14 转子氢内冷的发电机，第一次大修后必须进行温升试验，摸清转子温升裕度。以后每隔数年，还需进行温升试验一次，核查设备状况有无变化。 2.1.15 每月定期实测漏氢量一次。

2.1.16 为防止机内结露，提高内冷水温到40±2℃，氢气进风温度到35~40℃。

2.1.17 发电机大修时，特别是事故后，应检查大轴有无磁化情况。对己发现转子绕组匝间短路较严重的发电机必须尽快安排在检修中消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。如在检修中发现转子、轴承、轴瓦已磁化，必须进行退磁处理，退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2╳10-4特斯拉，其他部件小于10╳10-4特斯拉，如轴瓦、轴颈及其它部件不高于10╳10-4特斯拉也可投入运行。 2.1.18 防止发电机定子漏水

定子漏水的主要部位是绝缘引水管，为防止绝缘引水管漏水应在大修中进行以下检查：（1）引水管外表无伤痕；（2）严禁引水管交叉接触；（3）引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。 2.1.19 防止转子匝间短路

系统中承担调峰运行的机组，由于不少发电机转子绕组没有采用含银铜线和滑移层材料新工艺，又因起停频繁，转子绕组极度易产生塑性变形，以致逐渐发展直至匝间绝缘损坏短路。为此必须在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验检查，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置进行监测，以便发现异常及时停机进行消缺处理。 2.1.20 控制发电机内冷水品质，防止线棒腐蚀：

向发电机内冷箱补凝结水，提高PH值，PH=7-9，电导率<5us/cm,铜<200ug/l。 为减缓铜管腐蚀，有条件者应结合大修对定子线圈水回路进行镀膜处理。

2.1.21 运行中应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。温差控制值应控制厂规定执行。制造厂无明确规定则参照如下限额执行：定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应报警、查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。 对全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机查明原因。

2.1.22 发电机绝缘过热在线监测装置在运行中发生信号时，应立即取样送部门进行色谱分析，综合其它有关数据进行全面分析，以便必要时停机消缺处理。

2.1.23 为防止水回路中的法兰橡胶密封垫由于老化、冲刷进入线圈，应利用大修机会把水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈全部更换成聚四氯乙稀垫圈。

2.1.24 加装定子内冷水反冲洗阀门和反冲洗旁路阀门和滤网，定期对定子线棒进行反冲洗，并将所有钢丝更换为用不锈钢板激光打孔的新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。

定期进行发电机内冷水回路反冲洗，每次反冲洗要求厂化学监督专责、维修设备专责人在场指导、监护，并由厂化学监督专责人在反冲洗专用记录上签字确认，具体规定如下： 2.1.24.1 反冲洗必须在发电机与系统解列的情况下才能进行，严禁在运行中带负荷进行反冲洗。

2.1.24.2 反冲洗的周期在6个月内至少进行一次；原则上每次正常停机后进行反冲洗一次，发电机大小修时，进行正反冲洗2~3次。

2.1.24.3 反冲洗利用发电机内冷水系统倒换内冷水水流流向进行，反冲洗时，内冷水压力仍维持在正常运行压力范围内。

2.1.24.4 每次反冲洗的时间，由化学监督人员现场确定，原则上以内冷水品（电导率、含铜量、硬度、PH值等）不再有明显变化为限，当发电机膛内有氢气时，还要控制氢气温度低于定子线圈和铁芯温度，以防结露，每次化验结果必须报生技部门和维修部门技术专责。

2.1.24.5 反冲洗完成后，内冷水系统恢复至正常状况，并由运行部门将有关阀门上好锁。 2.1.25 在修中分路对定子、水内冷转子线棒进行流量试验。对氢内冷转子进行通风试验，并应采取转子受潮及进入杂物、灰尘的措施。

2.1.26 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并装上不锈钢法兰，以便检修时拆卸清除母管中的杂物。

2.2 防止发电机漏氢、漏油

2.2.1 为防止漏氢漏油，1988年2月22日水电部以（88）电生火字第17号文转发了《国产（QFSN）-200-2型发电机防止漏氢漏油技术措施细则》，各厂300MW机组要参照这一文件的要求落实有关措施。

2.2.2 氢冷发电机大修后应进行严格的气密试验，不符合规程要求的可用定子通人适量氟利昂的办法检漏，气密合格后才允许置换氢气投入运行。

2.2.3 运行中应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应停机找漏消缺。并检测内冷水箱内的含氢量，当达到3%时应报警，升至20%时应停机处理。

2.2.4 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔。还应加装漏氢监测装置。 2.2.5 保持密封瓦的运行状态良好

密封瓦与大轴的径向间隙大会导致漏氢量增加，因此在大修中应调整密封瓦的间隙，如发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。

2.2.6 加强油气差压阀、油压平衡阀的维护，确保其调节性能符合运行要求。大、小修期间应对油平衡阀进行彻底清洗、调校。

差压阀的作用应使空侧密封油压始终高于发电机内氢气压力0.05Mpa左右；运行中注意平衡阀的工作，即应使氢侧油压跟踪空侧油压保持二者应尽量相等，其最大允许相差不大于1.5KPa。

2.2.7 确保密封油箱油位高、低报警正确。密封油箱的油位在正常运行时需保持较低位置，约为2/3。防止油满罐时往机内进油，或空罐时向外跑氢。 对密封油滤网的检查清扫，每月进行一次。

2.2.8 落实相关人员测定、记录发电机氢气湿度、纯度，每班坚持巡视氢气检漏柜，发现报警立即查找原因，采取措施。

2.2.9 维护好氢气在线纯度仪、湿度仪等，使这正常工作。 2.2.10 机组运行期间保证氢气纯度、湿度和氢气泄漏率合格。

2.2.11 确保发电机油水液位信号计正常投入。

2.2.12 进行发电机气体置换时，应注意在发电机气体压力较低时，采取措施控制油箱油位。 2.2.13 尽量保持发电机内气体压力变化在规定范围内。当氢气降至0.27MPa时，应采取补氢措施。

2.3 防止励磁系统故障引起发电机损坏

2.3.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。

2.3.2 自动励磁调节器应有备用，单一元件故障应不影响发电机运行。主调节器故障时应能自动转换到备用调节器。双回路运行的调节器，任一回路故障时，应有监测电路。 2.3.3 自动励磁调节器应有转子过电流限制电路，并应与发电机转子过流掉闸保护配合。当调节器故障误强励时，首先过流限制动作，将发电机励磁电流限制到不超过发电机额定转子电流的1.05~1.1倍（过流限制的定值，制造厂有规定的按制造厂的给定值）。

2.3.4 自动励磁调节器应有最低励磁电流限制功能，以适应发电机进相运行的要求，同时可防止误操作失磁。最低励磁限制应与发电机失磁保护配合。低励限制动作时，应将发电机励磁电流限制在发电机P—Q曲线允许范围内，并能稳定运行，不发生无功摆动。

2.3.5 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。不允许发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期运行。在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，以防止发电机失去静态稳定性。

2.3.6 定期检查和确保当发电厂厂用直流和交流电源电压偏差不超过+10~-15%，频率偏差不超过+4~-6%时，励磁控制系统能正常工作，继电器、开关等操作系统都能正确工作。 2.3.7 在机组起动、停机和其它试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。 2.3.8 发电机转子滑环用的电刷牌号、电刷质量、刷握内壁光洁度、压指弹簧质量、压力等应有严格要求。各厂应指定专人负责电刷、滑环系统的维护并负责监督检查电刷订购的质量。 2.4 防止发电机非全相运行

2.4.1 发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，为避免烧损发电机，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。 2.4.2 维修人员应加强发电机出口刀闸和主变220KV侧主开关的维护工作，保证开关和刀闸的可靠性。做好电气预试工作，严格按规范标准执行，不合格时严禁投入运行。

2.4.3 大、小修中注意检查主变220KV侧及厂用分支变6KV侧各接触点的完好可用，测量主变分接开关的直流电阻，防止分接开关及引线接触不良烧坏事故。

2.4.4 运行人员应经常查看发电机定子和220KV线路三相电流。认真将电流记录在运行日志上，发现三相电流相差超过5%时，立即报告有关负责人并通知维修人员检查测量值的准确性。

2.4.5 继电保护人员加强保护装置的维护，认真做好每次开机前的整组试验，确保发电机非全相保护完好。确保线路零序保护完好。

2.4.6 运行人员按规定进行220KV配电装置的巡视，认真检查SF6开关的操作气压在合格的范围内，检查空压机启停是否正常，检查配电装置各接点及触头接触良好无过热、发红、烧熔等现象，各部分引线无松动、严重摆动或烧伤、断股等现象。 2.5 防止厂用电动机损坏事故

2.5.1 防止转子笼条断裂和开焊故障的措施如下：

2.5.1.1 严格执行《发电厂厂用电动机运行规程》中有关鼠笼电动机起动次数的规定，即在正常情况下允许冷状态起动两次，每次间隔时间不少于5分钟；允许热态启动1次，只有在处理事故时以及启动时间不超过2-3秒的电动机可以多启动一次。

2.5.1.2 运行人员在启动电动机时，如第一次启动开关掉闸，在未查明跳闸原因之前，不允许第二次启动。

2.5.1.3 鉴于目前某些高压电动机在制造质量上的问题，在安装新机和更换、改造电动机后，维修部门应对电动机的起动时间进行实测；应确保电动机的起动时间在制造厂规定的允许值以内。

2.5.1.4 运行人员启动设备时应有人到现场，严防因风机挡板不严，在风机反转的情况下起动风机电动机。

2.5.1.5 尽量避免在厂用6KV母线电压降低的情况下进行起动。

2.5.1.6 定期采用电动机转子故障检测仪检测转子笼条断条情况，根据检测情况合理安排高压电动机检修，发现问题及时停机处理，避免电动机的进一步损坏。

2.5.2 电动机大、小修均应对其内外进行吹灰清扫，以防止积灰过多堵塞风道造成电动机运行时超温。

2.5.3 对于定子线圈存在槽内松动、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（如采用涤玻绳和适形材料绑牢），保证槽楔、垫条和绑绳的紧度，以防止定子线圈及其引出线绝缘在电动机启动或运行中因振动发电机磨损造成短路。

2.5.4 对于定子线圈端部的连接线要特别注意端部固定检查。检修时，必须进行绕组直流电阻测量，如有明显差异，要仔细查找原因，消除隐患。 2.5.5 运行人员搞卫生冲水时，严禁在电动机附近冲水。

2.5.6 提高被拖动机械的检修质量，防止因机械卡涩损坏高压电动机。

2.5.7 定子引出线的连接螺丝，一定要上紧，保证压接可靠，结构不合理的应进行改造。引出线接线板上瓷瓶应保护清洁，防止污闪，对于已破损或有裂纹的瓷瓶应及时更换。 2.5.8 要选用符合质量标准，适合于电动机转速的润滑油。油挡盖要密封良好，以防漏油烧坏轴承。更换滚动轴承时一定要注意牌号和规程符合要求，要选用质量过关的产品。 2.5.9 对磨煤机的钢球加装量要适当，寻找最佳钢球加装量，以减轻磨煤机启动时的过负荷和启动时间过长的现象，延长电动机的使用寿命。

2.5.10 机组大、小修（包括预试），检修人员要对接线盒内进行清扫。若接线瓷瓶导电部分与电机接线盒、外壳绝缘距离较近时，应在导电部分上包扎足够的绝缘层防止对闪络。 2.5.11 大修时，必须检查线圈端部绑线]完整良好，绑线老化的必须及时更换，且须经过浸渍处理。

2.5.12 电动机的过电压保护器应定期试验，以限制真空开关投切高压电动机时产生的过电压，从而防止过电压倍数太高击穿电机主绝缘。

2.5.13 防止轴承甩油造成定子端部铁芯线圈及槽内积油、积灰导致风道堵塞，线圈绝缘老化，致使在启停、运行过程中发生短路爆燃事故。

2.5.14 检修时要认真检查定转子各部分机械部件的紧固情况，定子导风筒螺丝是否上紧，转子平稳块是否锁牢，定子铁芯及端部压指是否有松动的地方，转子风叶是否出现裂纹，发现问题及时处理，以防止运行中由于松动或掉出而打坏定子线圈和铁芯。对于采用磁性槽楔的节能电机，要求采用可行的粘结工艺和加固方法，防止磁性槽楔在运行中松动掉落。 2.5.15 停用和备用的高压电动机在启动前必须摇测绝缘电阻并达到每1KV光欧（用2500KV光欧表测量）以上才能启动。容量为500KW以上的电动机应测量吸收比，一般R60/15≧1.3，若达不到要求，应烘燥直至绝缘合格为止。

2.5.16 运行中要注意电动机的轴承温度，其最高允许温度，应遵守制造厂的规定，如无制造厂规定时，可遵照下列标准： 滑动轴承不得超过80℃ 滚动轴承不得超过100℃

2.5.17 要防止由于冷油器漏水或轴承冷却水进入电机润滑油中而造成油质劣化。

2.5.18 运行人员要对高压电机的启动和停机进行记录，并由运行专工统计各种电机的全年启停次数。以便专业人员对电机运行状况进行分析。

2.5.19 加强运行巡视，每个运行班要求对高压电动机巡检1~2次，发现振动、温度升高、环境恶化（如水、灰）等异常现象，要及时分析处理。

2.5.20 采用性能优良的高压电动机继电保护装置，保护装置应能够有效地保护过载、堵转、断相、三相电流不平衡及接地短路等常见的电动机故障。

2.5.21 加强对电动机二次保护回路检查，认真核对定值，防止保护拒动而造成电动机故障扩大。

2.5.22 经制造厂、修造厂修理后返厂的电动机必须经维修部门及生技部门专工检查和经高压试验合格才能投入运行。

2.5.23 加强厂用电动机的技术管理工作。主要应做好以下内容： 2.5.23.1 建立负责制，每台厂用电动机都有专人具体负责。

2.5.23.2 贯彻“预防为主”的方针，近部颁《电气设备预防性试验规程》按时进行试验，发现问题及时处理，不合格的电动机不能投入运行。

2.5.23.3 对所有高压厂用电动机要建立健全技术档案，掌握各种电动机存在的缺陷，以便在检修期间及时处理。

2.5.23.4 各厂应制订电动机检修质量标准，按照标准的规定，把好检修质量关。

3 防止继电保护事故

为了防止继电保护事故，要认真贯彻执行部颁《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3~110KV继电保护装置运行整定规程》，（DL/T584-95）、《220~500KV电网继电保护装置运行整定规程》、（DL/T559-94）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《大机组继电保护调研工作会议纪要》、《电力系统继电保护及安全自动装置评价规程》（DL/T623-97）及相关规程，并提出以下重点要求：

3.1 各单位领导要重视继电保护工作，充实配备技术力量，注重继电保护工作人员专业技能和职业素质的培养，调动继保人员的工作积极性，保持继保队伍的隐定。

3.2 要确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。

3.3 认真贯彻落实部颁反事故措施要点，保证继电保护操作电源的可靠性，防止二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。 3.4 加强备用电源自动投入装置的管理。

3.5 严格执行安全措施规定，防止继保“三误”事故的发生，具体要求如下：

3.5.1 检验调试时，需打开及恢复的联片、联线、整定插销、拨码开关和改变控制字的下列工作，必须填写安措票。

3.5.1.1 所有继电保护及二次回路上的工作；

3.5.1.2 励磁调节装置、故障录波装置、厂用快切装置、备用电源自投、柴油发电机控制装置、6KV小电流接地、启备变有载调压、同期装置等自动装置及二次回路上的工作。 3.5.1.3 电测仪表、变送器、全部交流电压、电流回路上的工作及变送器输出送往热控的4~20mA回路上的工作。

3.5.1.4远动装置中涉及负荷远方控制AGC的全部工作。 3.5.2 安措票的填写内容

3.5.2.1 在检验、调试工作前应打开及恢复的联片、联线、联锁开关、拨码开关、整定插销、改变控制字等。

3.5.2.2 在试验过程中，需要将装置内部连线，元件断开（恢复）时，执行前应补充填入“安措票”。

3.5.2.3 由运行人员操作的压板、开关等均不填入“安措票”内。

3.5.2.4 工作票上已填写的安全措施，安措票上不要填写。 3.5.3 “安措票”上签名的规定：

3.5.3.1 工作负责人即填票人，为工作票上的工作负责人或工作票指定的电试专业工作负责人。

3.5.3.2 监护人由工作负责人或工作负责人指派的专职监护人担任。 3.5.3.3 操作人可由工作票上的工作班成员担任。 3.5.3.4 审批人，可由电试班长或电试技术负责人担任。

3.5.4 临时缺陷处理或事故处理时（指未开工作票），不使用“安措票”，但必须按“安措票”的要求进行操作和监护，并在专用的工作记录本上作好详细记录。

3.5.5 运行人员对未按规定使用“安措票”的工作，必须拒绝开工，但不承担“安措票”的复核责任。

3.5.6 “安措票”必须作为工作票的附件存档，对未按上述规定填写或填写内容不全的，按工作票管理规定进行考核。

4 防止系统稳定破坏事故

为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，要继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求：

4.1 加强和完善电网一次、二次设备建设。

4.1.1 重视和加强电网规划管理，制定完善电网结构的发展规划和实施计划，建设结构合理的电网；对电网中薄弱环节，应创造条件加以解决，从电网一次结构上保证电网的安全可靠。 4.1.2 电源点布置要合理，负荷中心地区应有必要的电源支撑。负荷中心受电要按多条通道，多个方向来进行规划和实施，每条通道输送容量占负荷中心地区最大负荷比例不宜过大，故障失去一条通道不应导致电网崩溃。同时应加强枢纽发电厂、变电所及负荷中心的无功补偿建设，防止电网发生电压崩溃事故。 4.1.3 输送通道建设要与电源建设同步完成。

4.1.4 要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对500KV设备的主保护应实现双重化；220KV及以上环网运行线路应配置双套快速保护；新建500KV和重要的220KV厂、所220KV母线应做到双套母差、开关失灵保护；已建500KV和重要220KV母线可逐步做到双套母差、开关失灵保护。

4.1.5 设计安装的低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应与一次系统同步投运。大电网规划阶段应加强保电网安全稳定最后防线设置的研究，从电网结构上设计配置振荡、低频、低压等解列装置。对于存在大功率、远距离输送，采用自并励的机组，应加装电力系统稳定器（PSS）。

4.2 要强化电网运行的安全管理和监督。

4.2.1 严格控制主网联络线重要输电断面潮流，禁止超稳定极度限运行。 4.2.2 电网运行必须有关规定保留一定的旋转备用容量。

4.2.3 对联网运行的大区电网，要采取必要措施防止一侧发生稳定破坏事故向另一侧扩大。对重要电网（政治、经济、文化中心）要采取必要措施防止相邻电网发生事故向重要电网扩大或恶化重要电网的安全运行状况。

4.2.4 电网内大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置的定值必须经电网调度机构审定。

4.2.5 要尽可能减少电磁环网或采取可靠措施防止电网邦联时引起电网稳定破坏。 4.2.6 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理。低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应可靠、足额投入。要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。

4.2.7 应避免枢纽厂、所有线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。

4.3 为了防止次同步谐振，在串联补偿电容投切运行（包括串随着补偿电容部分退出和各种系统运行方式）时，应注意避免与机组产生机电谐振。

5 防止枢纽变电所全停事故

为了防止枢纽变电所全停事故的发生，严格执行有关的规程、规定，并提出以下重点要求： 5.1 完善枢纽变电所的一、二次设备建设。

5.1.1 枢纽变电所宜采用双母分段接线方式或3/2接线方式。根据电网结构的变化，应满足变电所设备的短路容量。

5.1.2 开关设备选型时应严格按照有关的标准进行，对运行中不符合标准的开关设备应进行进行改造，未改造前应加强对设备的运行监视和试验。 5.1.3 枢纽变电所直流系统。

5.1.3.1 枢纽变电所直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置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）可在两段直流母线之间切换，任一工作充电退出运行时，手动投入第三台充电装置。

5.1.3.2 直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。

5.1.3.3 直流熔断器应近有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。

5.1.4 为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。

5.1.5 应认真考虑保护用TA的安装位置，尽可能的避免由于TA安装位置不当产生保护的死区。

5.1.6 对新建、扩建和生产改进工程新进工程新订购的电气设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行经验的产品，否则不得在枢纽变电所中安装运行。 5.2 强化电网的运行管理和监督。

5.2.1 运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备的状况。严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。 5.2.2 对于双母线接线方式的变电所，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电的母线送电时，有条件的要利用外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。

5.2.3 要定期对枢纽变电所支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、母线侧隔离开关支柱绝缘子进行检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。

5.2.4 变电所的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗要投入可靠的母差保护。

5.2.5 加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。

5.2.6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。

5.2.7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。

5.2.8 对枢纽变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头的温度监测，每年应至少进行一次红外成像测温。

5.2.9 订购变压器时，应要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短能力动态计算报告；安装调试应增做频率响应特性试验；运行中发生变压器出口短路故障后应进行频率响应特性试验，绕组变形情况的测试结果，作为变压器能否继续运行的判据之一。

5.2.10 在运行方式上和倒闸操作过程中，就避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。

5.2.11 定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络事故。

5.3 应避免开关设备故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应第7.3和7.6~7.9条的规定。 5.4 应避免接地网造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第8.3和8.7~8.9条的规定

6 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

6.1 防止大型变压器损坏事故 6.1.1 认真贯彻：

6.1.1.1 电力部于1996年9月5日颁发的“预防110~500KV变压器事故措施”。 6.1.1.2 能源部（87）电生火字117号“关于加强变压器消防设施的通知”。 6.1.1.3 DL/T572-95《电力变压器运行规程》 6.1.1.4 DL/T573-95《电力变压器检修导则》 6.1.1.5 DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》

6.1.2 加强对变压器类设备的全过程管理，各单位应明确变压器专责人员；变压器专责人应参与变压器从选型、定货、验收到投运的整个过程；还应切实加强人员培训工作。 6.1.3 建立好主变、高厂变检修、试验台帐，加强对运行中的主变、高厂变设备巡视和检查。 6.1.4 防止水分及空气进入变压器。

6.1.4.1 定期对套管顶部、压力释放阀、储油柜顶部、呼吸管道等处的密封进行检漏试验。 6.1.4.2 大修后的主变、高厂变应厂家说明书规定进行真空处理注油。对于主变，要求真空度为1.01╳10-4Pa±5%，持续真空时间4h；注入油箱的油须加温到50~60℃为宜，注油速度4t/h，注油时绝缘电阻不应有明显下降，否则应放慢进油速度。

6.1.4.3 变压器在大修后投运前，应启动全部冷却设备将油循环使残留气体逸出，如套管升高座、油管道中的死区，冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。

6.1.4.4 从储油柜带电补油或带电滤油时，应先将储油柜中的积水放尽。不应自变压器下部补油，以防止空气或箱底杂质带入器身中。

6.1.4.5 当轻轻瓦斯保护发出信号时，运行人员要及时取气进行检验判明成分，并取油样作色谱分析，查明原因及时排除。

6.1.4.6 对套管将军帽应定期检查其密封性，以杜绝水分自套管顶进入器身中。

6.1.4.7 潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承；油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵；为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。 6.1.5 防止变压器漏油，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压出现的渗漏油。 6.1.6 防止杂物进入变压器

6.1.6.1 变压器真空滤油时要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属末或杂物进入变压器内部。

6.1.6.2 运行中潜油泵的轴承如出现过热、振动、杂音及严禁严重渗、漏油等异常时，应立

即停运并及时抢修。大修后的潜油泵应使用千分表检查叶轮上端密封外加的径向跳动公差，不得超过0.07mm。

6.1.6.3 变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。 6.1.7 防止绝缘受伤

6.1.7.1 变压器大修吊罩检查时，应防止外罩碰撞线圈；在装复变压器套管时应注意勿使引线扭结，严禁用力拉扯引线。检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。

6.1.7.2 进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉及各绝缘支架的螺栓，以防止在运行中受到电流冲击时发生变形或损坏。

6.1.7.3 检修过程中若需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格材料和部件，并经干燥处理。 6.1.8 防止绕组温度过高、绝缘劣化或烧坏。

6.1.8.1 当变压器冷却系统故障停电切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min，若油面温度未达到75℃，允许上升到75℃，但最长运行时间不得超过1h。若仅风扇停止运行，潜油泵继续工作，允许按油面温度控制时间。

6.1.8.2 变压器冷却系统的电源必须可靠，应为双电源或从UPS系统中取。 6.1.9 防止工作电压下的击穿事故

6.1.9.1 对于主变，油中一旦出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。

6.1.9.2 定期进行变压器绝缘油的色谱分析和化学监督，运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行在线中停运后的局放电试验以进一步判断。 6.1.9.3 主变投入运行时，应逐台启动冷却器，以免发生油流带电。

6.1.10 认真执行交接试验规程；对110KV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试验线圈变形以留原始记录。220KV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220KV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。 6.1.11 出厂局放试验的合格标准为：

220KV及以上变压器：测量电压1.5Um/ ，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC。 110KV变压器：测量电压1.5Um/ ，不大于300pC。

6.1.12 在吊检时应测试铁芯绝缘。如有多点接地，应查清原因，消除故障。

铁芯和夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当的位置，以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流而又无法及时消除时，作为临时措施可在接地回路中串入电

阻限流，电流一般控制在300mA以下。

6.1.13 油枕带密封胶囊的应注意检胶囊的完好情况及油枕与变压器油箱间的油道是否正常。 6.1.14 运行、检修中应注意检查变压器引出线端子的发热情况，并定期用红外检测，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。

6.1.15 变压器安装投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻，合格后方能投入运行。

对有载分接开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中对操动机构、切换开关、过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。

6.1.16 发生过出口近区短路的变压器（尤其是铝线圈结构）或运输冲撞时，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试线圈变形，并与原始记录比较，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

6.1.17 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和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。

6.1.18 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。

6.1.19 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备；加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。

6.1.20 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时事故扩大。 在处理变压器引线及在器身周围进行明火作业时，必须事先作好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。 6.1.21 防止套管存在的问题

6.1.21.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500KV套管静放时间不得少于36小时，110KV~220KV套管不得少于24小时。

6.1.21.2 对保存期超过1年的110KV及以上套管，安装前进行局放试验，额定电压下的介损试验和油色谱分析。

6.1.21.3 事故抢险修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。 6.1.21.4 作为备品的110KV及以上套管，应置于户内且竖直放置。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而受潮。 6.1.21.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。

6.1.21.6 定期对套管进行清扫，保护清洁，防止污闪和大雨时的闪络。要特别注意套管的介损、电容量和色谱分析的变化趋势，防止运行中爆炸喷油，引起变压器着火。

6.1.21.7 电容式套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部引线，如有损坏应及时处理，运行中应保护末屏有良好接地。 6.2 防止互感器事故

6.2.1 电力部于1995年9月5日颁发的“预防110~500KV互感器事故措施”，应对照检查，认真贯彻。

6.2.2 大修后的互感器，投运前应取油样试验，进行油色谱及微水测量；电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量，必要时进行局部放电测量；电压互感器要测量二次绕组电阻和直流电阻，必要时进行局部放电测量。 6.2.3 出厂局放试验的合格标准为：

中性点接地系统的互感器：测量电压为1.0Um，液体浸渍，不大于10pC，固体型式：不大于50pC。

测量电压为1.2Um/ ，液体浸渍，不大于5pC，固体型式：不大于20pC。

6.2.4 互感器检修后，投运前要仔细检查密封和油位状况，有渗漏油的互感器不得投运，对多次取油样后油量不足的互感器要补足油量。当补油较多时应按规定进行混油试验。 6.2.5 互感器在检修和试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地，电压互感器高压绕组的X（或N、B）端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，不应通过二次端子排过渡，防止出现悬空和假接地现象。

6.2.6 电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止过热性故障。电压互感出线盒内az与af端子之间出厂时己用接线板连接，在使用期间，不允许有松动现象；电容器盖中心处的两注油孔是密封的，不允许拧开，防止雨水及潮气进入电容器内部，影响电气性能。

6.2.7 互感器吊芯检查或由于其它原因使主绝缘露出油面，应注意暴露时间符合规定，装复时必须真空注油，绝缘油必须真空脱气处理，注油真空度、抽空时间、注油速度应按《互感器运行检修导则》规定进行，注油管孔径应大不于3mm，尽可能从互感器上端注油，以避免从底部抽入汽泡。

6.2.8 互感器在运行中渗漏油时要认真对待，根据情况限期处理，电压互感器（电容式）如渗漏油，或压力指标下降时，应停止使用。

6.2.9 对试验确认存在严重缺陷的互感器，应及时处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期，进行追踪检查和综合分析，以查明原因：当电压互感器tgδ增长时应尽快

9 防止污闪事故

为降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽站的污闪事故以及杜绝大面积污闪事故，要认真执行国家《高压架空线路和发电厂、变电所不幸污秽分级及外绝缘选择标准》（GB/T1634-96），能源办[1990]606号文《关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求》，调网[1997]91号文附件《加强电力系统防污闪技术措施》（试行）和《电力系统电瓷防污闪技术管理规定》，并提出以下重点要求：

9.1 完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人的具体职责。严格执行电力系统绝缘子质量的全过程管理规定，加强管理，保证质量。

9.2 坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量、污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污闪措施和完善污区分面图，做好防污闪的基础工作。

9.3 新建和扩建的输变电设备外绝缘配置应以污区分布图为基础并根据城市发展、设备的重要性等，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬距。

9.4 在运设备外绝缘的爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予以调整，受条件限制不能调整爬距的应有主管防污闪领导签署的明确的防污闪措施。

9.5 坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫现任制”和“质量检查制”，带电水冲洗要严格执行《带电水冲洗规程》，并配备训练有素的熟练操作员。

9.6 硅橡胶复合绝缘子具有很强的抗污闪能力，可以有效地防止输电线路的污闪事故，使用时按调网[1997]93号文《合成绝缘子使用指导性意见》执行，并密切注意其端头密封质量和控制鸟类闪络。

9.7 变电设备表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止设备发生污闪的重要措施，使用时按调网[1997]130号文及其附件《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》的要求执行，但避雷器不宜加装辅助伞裙。

9.8 室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》的要求，并适时安排清扫，严重潮湿的地区要提高爬距。

10 防止全厂停电事故

为了防止全厂停电事故，要认真执行能源部安保安（1992）40号《防止全厂停电措施》，并提出以下重点要求：

10.1 要加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）的维修工作，并采取切实有效的措施，确保 主机交直流油泵和辅机小油泵供电的可靠性，以防正常电源突然中断或波动造成设备损坏或 被迫停运。

10.2 做好蓄电池和充电装置的检查维护工作，运行人员每班至少检查一次，每季度测量一 次单体蓄电池电压，当低于2.18V时对蓄电池均充一次。检查蓄电池无漏液和外壳开裂变形， 接线螺栓和连接无腐蚀和松动现象，发现异常即通知检修处理。

10.3 定期进行直流系统各级保险容量的清查、核算、整定工作，以确保在系统事故的情况下保险不越级熔断而中断保护操作电源和直流润滑油泵、直流密封油泵电源。

10.4 带直配电负荷的电厂应设置低频率低电压解列的装置，以确保在系统事故的情况下，解列一台或部分机组单独带厂用电和直配负荷运行。

10.5 坚持认真做好定期（每周一次）的备用电源自投和厂用快切试验，并做好记录。试验中发现异常立即通知检修处理。 10.6 确保UPS系统完好。

10.7 定期做好（每周一次）柴油发电机启动试运行，条件允许时经值长同意可进行柴油发电机带保安电源自投试验。

10.8 做好外接保安电源的维护和运行管理，搞好设备检修，定期预防性试验和保护定期检验工作，严格执行厂有关缺陷管理制度，及时消除各种设备缺陷。

10.9 通信备用电源应完好，通信班每周应定期试验一次并做好记录，保证事故情况下自动切换，通信畅通。

10.10 运行人员要定期开展反事故演习活动，特别是做好厂用电全停事故预想，做到处变不惊、防患于未然。

10.11 加强继电保护工作：要求主保护装置完好，正常投运不误动，后备保护可靠并有选择 性的动作，要狠抓开关质量，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。 10.12 对母差保护在选型上满足接线方式和短路容量要求的前提下尽量采用简单的母差保护，对有稳定问题要求的大型发电厂要缩短母差保护定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒操作。

10.13 大型发电厂开关的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动

作。

10.14 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（SPJ683）要求规定，完善主变零序电流电压保护，以用于跳各侧开关，在事故时能保护部分机组运行。

10.15 应优先采用正常的母线，厂用系统，热力公用的运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式，电厂应责成有关部门制定和管理厂用电运行方式。 10.16 其他：

10.16.1 加装循环水泵油系统之间能隔离开断的设施和设置备用冷油器，定期化验油质，防冷油器漏水，导致油质老化，使轴瓦过热熔化被迫停机。

10.16.2 厂房内重要辅机（如送引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故控制按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。

10.16.3 对400伏重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型塑料电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。

10.16.4 刀闸和硬母线支柱瓷瓶，应选用满足实际需要的高强度支柱瓷瓶，以防止运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。

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