十八项电网重大反事故措施实施细则(修改版)2012-7-9

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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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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