Ⅰ 《國家電網公司反事故斗爭二十五條重點措施》全文
反事故斗爭二十五條重點措施（修訂版）
（一）認真貫徹《國家電網公司關於加強安全生產工作的決定》，建立健全自上而下的安全生產保證體系和監督體系，嚴格落實各級人員的安全生產責任制。不斷完善保障安全生產的各項規程、制度，並結合電網發展和科技進步及時復查、修訂、補充。認真做好三個層面的「對照檢查」。
領導層：是否熟悉安全生產規程規定和制度要求；是否結合實際進行安全生產工作的布置和落實；是否親自研究並解決安全生產中遇到的重大、全局性問題，並從人力、物力、財力上予以保證；是否組織制定本單位的重特大事故預防與應急處理預案；是否有針對性地深入基層進行安全檢查和指導；是否掌握職工隊伍的思想動態。
管理層：是否掌握安全生產規程規定；是否貫徹落實了上級有關安全監督與管理的各項要求和規定；是否制訂、完善了有關規程制度，並組織落實；是否組織開展了安全性評價、危險點分析與預控、設備運行分析等工作，對事故隱患清楚，並採取了應對措施；是否組織落實安全生產檢查及整改工作；是否落實了各項反事故措施。
執行層：是否熟知自己的安全職責；是否清楚工作任務和分工；是否清楚本職工作的安全技術措施和工作標准；是否具備工作所要求的安全生產技能；是否熟知工作中的危險點並採取防範措施；是否保證了作業安全和工作質量。
（二）強化生產現場和作業人員的安全管理，切實做到五個「百分之百」，即安規考試百分之百合格，安規要求百分之百執行，操作正確率百分之百實現，「三不傷害」（不傷害自己、不傷害他人、不被他人所傷害）措施百分之百落實，標准化作業百分之百到位。
（三）建立安全監督與管理體系，創新激勵約束機制。制定和完善規程規定，強化規章制度的執行力。以「三鐵」（鐵的制度、鐵的面孔、鐵的處理）反「三違」（違章指揮、違章作業、違反勞動紀律），落實有措施。遏制違章，杜絕人員責任事故。對待事故堅持「四不放過」原則，嚴肅責任追究，嚴格人員處理。
（四）加強電網規劃管理，科學規劃電網結構和布局，整體考慮電網的安全性，從源頭上保證電網安全運行。要採用先進技術標准和規范，選擇技術先進、可靠性高的設備規劃建設電網，從根本上改善電網的安全狀況。重點解決電力設備陳舊，輸送通道「瓶頸」、電磁環網、短路容量過大等電網存在的問題。根據電網運行狀況，及時調整規劃相關導則和設計標准，不斷提高電網抵禦事故的能力。做好一、二次系統協調規劃，提高電網穩定運行水平。
（五）嚴格執行《電力系統安全穩定導則》，強化電網調度運行的安全管理和技術管理，切實提高大電網運行穩定分析計算水平和計算結果的准確度。加強負荷預測分析，合理安排電網運行方式，嚴禁超穩定極限和設備超能力運行。電網運行必須留足旋轉備用和事故備用容量，做好有功負荷和各級無功平衡，保證系統頻率和電壓質量。制定電煤供應預警及事故應急處理預案，防止因缺煤和故障停機引發電網大面積停電事故。
（六）認真分析電網主網和中心城市等重點地區電網安全運行和可靠供電存在的問題，全面評估樞紐變電站全停、重要輸電線路跳閘可能造成的安全影響，採取措施減小或避免風險。在電網大負荷到來之前，要組織開展電網聯合反事故演習和有針對性的單項演習，提高電網應對突發事件的應急處理能力。制定和完善電網大面積停電的電源救援方案，設立科學的「黑啟動」方案並定期演練，確保電網應急狀態下「黑啟動」有效。
（七）加強繼電保護和安全穩定自動裝置的運行管理。認真核查驗算保護整定方案和安全穩定自動裝置的控制策略，嚴格軟體版本和定值管理，高峰負荷前要對定值和安控策略執行情況進行全面檢查。按期進行保護裝置和安全穩定自動裝置的校驗傳動，嚴禁超檢驗周期運行。落實繼電保護和安全自動裝置各項反事故措施，防止誤動、拒動事故。加強現場安全管理，杜絕人員「三誤」（誤動、誤碰、誤/漏接線）事故。
（八）強化低頻率（低電壓）減載管理。根據電網發展變化，定期對低頻、低壓減載方案進行系統實測和校驗，保證事故情況下裝置正確動作，實際切除容量滿足整定方案要求，減小事故影響范圍。
（九）加強調度自動化系統和變電站計算機監控系統運行管理，確保調度自動化信息真實反映電網運行情況，並完整准確、可靠及時地傳送至調度中心，發現數據異常及時處理。調度自動化系統應建立可靠的安全防護措施和網路安全隔離措施。加強通信設備運行維護和檢查，確保繼電保護、安全自動裝置和自動化信息所需主、備用通道的暢通、可靠，滿足規程要求。
（十）加強對並網發電廠的安全監督。要明確網廠的安全責任和義務，對發電廠涉網部分的技術要求積極開展監督，在發電廠側有效落實保證電網安全穩定運行的各項措施，監督並網發電機組電力系統穩定器（PSS）、各類保護裝置按要求可靠投入運行，確保調速系統和勵磁系統運行參數滿足電網穩定運行要求。
（十一）發生重、特大事故及對社會造成較大影響的不安全事件，公司系統各單位應確保應急處理指揮系統響應迅速、應急處理預案啟動及時有效、資源調動靈活快捷、政府有關部門提供的應急援助有力、事故信息報告快速准確、對外信息發布及時得當，全力減少事故造成的社會損失和對用戶的影響。
（十二）加強對變電站直流電源系統的運行維護和檢查，嚴格按規程規定管理蓄電池充電、浮充電裝置，定期進行放電試驗，杜絕因直流電源系統故障導致事故擴大、變電站全站停電事故。加強接地網維護，必須按規定對接地網定期校驗、測試、開挖檢查，對熱穩定容量不夠、焊接質量不合格或銹蝕嚴重等不符合標准要求的接地網及時改造，杜絕發生因接地網不合格導致的事故。
（十三）加大對無功補償設備的管理力度。必須按照分層、分區配置的原則，保證無功補償容量滿足要求。加強無功補償設備的維護，保證無功補償設備處於良好狀態。依據電網需求，確保無功補償設備可靠投切，保證電壓水平和電能質量，防止發生電壓穩定破壞事故。
（十四）建立健全電力設施保護工作制度，形成群防群治機制。積極徵得當地政府的支持，與公安部門配合建立保護電力設施長效機制，嚴厲打擊盜竊破壞電力設施的違法犯罪行為。嚴格執行電力設施保護區內的施工許可制度，對可能影響電力設施安全的作業和施工，要加強全過程的監督管理。認真落實技防措施，加強線路巡視管理，切實發揮企業保護電力設施的重要作用。
（十五）加強對用電安全的監督檢查，督促客戶用電安全措施的落實和隱患的整改，防止發生因客戶設備原因波及電網的事故。加強需求側管理，計劃停運或變更供電方式時，及時與客戶溝通做好應急准備。積極爭取政府支持，督促和引導重點客戶、重點單位和公共場所盡快建立和完善備用保安電源，對特別重要客戶，要督促其完善多路電源供電方案和落實非電保安措施。
（十六）加強變電站設備管理，重點防止大型變壓器及互感器損壞事故，加強油質監督，定期進行紅外成像測溫、繞組變形檢測等試驗，防止絕緣損壞事故發生。加強斷路器運行檢修維護，確保操作機構靈活可靠，要定期測試開關分合閘時間符合技術要求，保證滅弧元件工作良好。加強防誤裝置的維護管理，確保各類鎖具百分之百靈活可靠。加強設備本體保護的維護管理，定期開展預試和傳動。加強直流輸電系統換流站的安全管理，對換流站主設備嚴格運行維護和技術監督，強化對換流站直流控制保護系統、冷卻系統、站用電系統、空調通風、調度通信、消防等系統的維護，加強設備隱患排查和整改，防止直流停運事故發生；
（十七）針對電網供電高溫大負荷等季節性特點，對重要設備、長期重負載設備以及老舊設備，加強運行監視，制定過載、過溫運行的相關技術規定，確保出現過載、過溫運行情況下輸變電設備的安全。
(十八)切實做好防雷、防汛、防火、防颱風、防冰害、防地質災害等工作，提高電網抗禦自然災害能力。有針對性地開展重載、大檔距、交*跨越導線弧垂和交*跨越距離的檢測和線路走廊下危險物的清理。惡劣天氣、大負荷、重要保電期要安排特巡。完善防污閃管理體系，定期修改地區污穢標准，嚴格落實設計和設備采購責任制，落實防鳥害和防環境污染等技術措施。
（十九）加強公司系統發電企業的安全監督和管理。嚴格執行發電廠運行和檢修規程規定，採取措施有效預防鍋爐超壓、超溫，汽包滿水或燒干，爐膛爆炸，汽輪機超速飛車，大軸彎曲和軸瓦燒損，發電機定子線圈損壞，灰場垮壩等事故發生，切實保證鍋爐水位保護、汽輪機和發電機主保護等可靠投入。加強水電廠的安全管理，消除防汛隱患和病壩、險壩，杜絕水電廠漫壩、垮壩和水淹廠房事故。
（二十）建立完善的基建安全保證體系。按照國家和公司有關規定，嚴格履行電力建設工程項目法人安全管理職責，強化施工現場的安全管理。增強法律意識，加強承發包工程和招錄臨時用工的合同管理，重點做好對承包隊伍資質、業績和安全紀錄的審查，明確按規定建立安全管理機構，配置專兼職安監人員，落實各項安全措施，切實保證施工人身安全，維護企業的合法權益。
（二十一）施工企業要按資質承攬工程，杜絕超能力施工。切實加強現場安全監督與管理，做好對各類人員的安全監護，嚴格執行安全和技術交底制度，落實各項施工組織方案。加強大型施工機械安裝、拆卸、轉移、使用過程中的安全監督與管理，制定專門的操作規程和安全技術措施，避免因操作和組織不當發生事故。
（二十二）加強對農電企業的安全管理，加快推進安全管理標准統一、安全技術標准統一、安全工作標准統一，實現安全管理體系一體化。防止農電作業人員和外部人員觸電死亡事故，明確農電安全職責，嚴格遵章守紀，加強作業現場檢查力度，杜絕無票作業、違章作業。
（二十三）加強對員工安全教育和培訓，提高全員安全素質。強化安全監察隊伍建設，提高安全監督與管理能力。建立員工安全教育培訓長效機制，強化對農電員工及臨時工的培訓力度，提高安全和生產技能。嚴格崗位資質管理，嚴禁無證上崗。
（二十四）加強計算機網路與信息安全防範工作。計算機網路信息安全與生產安全同等重要、同等管理。建立生產信息系統和外部網站的物理隔離。加強對防火牆、入侵檢測、漏洞掃描等方面的重點防範，確保計算機網路與信息系統的安全可靠。制定計算機網路與信息安全事故應急預案並進行演練，提高計算機網路與信息系統的應急處理能力。
（二十五）加強消防和交通安全管理。建立健全防火組織機構和規章制度，明確人員責任，落實防火規程規定。嚴格對電纜和電纜溝道（夾層）、充油設備、蓄電池室、制氫站等部位進行監視和防控。遵守《道路安全交通法》等法律法規，加強對各類車輛駕駛人員的安全管理和安全教育，加強車輛維修保養，嚴防車輛帶病上路。
Ⅱ 電網調度反事故措施的主要內容有哪些
系統發生事故時,事故及有關單位應立即准確地向有關上級值班調度員報告回概況。匯答報內容包括事故發生的時間及現象、開關變位情況、繼電保護和安全自動裝置動作情況以及頻率、電壓、潮流的變化和設備狀況等。待弄清情況後,再迅速詳細匯報
Ⅲ 防止電力生產重大事故的二十五項重點要求繼電保護實施細則
「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則
（原國家電力公司 國電調[2002]138號）
【標題】 「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則
【時效性】有效
【頒布單位】國家電力公司
【頒布日期】2002/03/07
【實施日期】2002/03/07
【失效日期】
【內容分類】安全保護管理
【文號】國電調[2002]138號
【題注】
【正文】
1. 總則
1.1. 為貫徹落實國電公司《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》（國電發 [2000] 589號文），做好防止電力生產重大事故的措施，保障電網運行安全，特製定《「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則》繼電保護實施細則（以下簡稱《實施細則》）。
1.2. 《實施細則》是在原有規程、規定和相關技術標準的基礎上，依據《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》、《繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點》等規程、規定和技術標准，匯總近年來繼電保護裝置安全運行方面的經驗制定的。製造、設計、安裝、調試、運行等各個部門應根據《實施細則》，緊密結合本部門的實際情況，制定具體的反事故技術措施。
1.3. 《實施細則》強調了防止重大事故的重點要求，但並未涵蓋全部繼電保護反事故技術措施，也不是繼電保護反事故技術措施應有的全部內容。有些措施在已頒發的規程、規定和技術標准中已有明確規定，但為了強調有關措施，本次重復列出。因此，在貫徹落實《實施細則》的過程中仍應嚴格執行相關規程、規定和標准。
1.4. 新建、擴建和技改等工程均應執行《實施細則》，現有發電廠、變電站已投入運行的繼電保護裝置，凡嚴重威脅安全運行的必須立即改進，其它可分輕重緩急有計劃地予以更新或改造。不能滿足要求的應結合設備大修加速更換，而對不滿足上述要求又不能更改的，由設計、製造和運行等單位共同研究、解決。過去頒發的反措及相關標准、規定，凡與本《實施細則》有抵觸的，應按《實施細則》執行。
2. 繼電保護專業管理
2.1. 充分發揮繼電保護專業管理的職能作用，明確責任、許可權和防止重大事故發生的關鍵環節，提高電網安全穩定運行水平，防止由於保護不正確動作而引起系統穩定破壞和電網瓦解、大面積停電等事故的發生。
2.2. 各級領導應重視繼電保護隊伍建設，加強繼電保護人員專業技能和職業素質培訓，建立培訓制度，保持繼電保護隊伍相對穩定，並不斷培養新生力量。
2.3. 繼電保護技術監督應貫穿電力工業的全過程。在發、輸、配電工程初設審查、設備選型、設計、安裝、調試、運行維護等階段，都必須實施繼電保護技術監督。貫徹「安全第一、預防為主」的方針，按照依法監督、分級管理、專業歸口的原則實行技術監督、報告責任制和目標考核制度。
2.4. 各網、省調度部門應進一步加強技術監督工作，組織、指導發、供電企業和用戶做好繼電保護技術監督工作和運行管理工作。各發供電企業（特別是獨立發電企業）、電力建設企業都必須接受調度部門的技術監督和專業管理，應將繼電保護技術監督和專業管理以及相應的考核、獎懲條款列入並網調度協議中，確保電網的安全穩定運行。
2.5. 繼電保護新產品進入電網試運行，應經所在單位有關領導同意後，報上級調度部門批准、安監部門備案，並做好事故預想。
2.6. 不符合國家和電力行業相關標準的以及未經技術鑒定和未取得成功運行經驗的繼電保護產品不允許入網運行。所有入網運行繼電保護裝置的選型和配置，從初步設計階段至投產運行前都必須經過相應各級調度部門的審核。
2.7. 繼電保護新產品進入電網試運行，應經所在單位有關領導同意後，報上級調度部門批准、安監部門備案，並做好事故預想。
2.8. 調度部門應根據電網實際情況和特點，編寫滿足電網安全、穩定要求的繼電保護運行整定方案和調度運行說明，經主管領導批准後執行。
2.9. 進一步改進和完善繼電保護用高頻收發信機的性能，對其動作行為進行錄波和分析。充分利用故障錄波手段，加強繼電保護裝置的運行分析，從中找出薄弱環節、事故隱患，及時採取有效對策。
2.10. 繼電保護的配置與整定都應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜、多重故障的情況下繼電保護不正確動作，同時還應考慮系統運行方式變化對繼電保護帶來的不利影響，當遇到電網結構變化復雜、整定計算不能滿足系統要求而保護裝置又不能充分發揮其效能的情況下，線路應遵循以下原則：
1）線路縱聯保護必須投入。
2）沒有振盪問題的線路，要求距離保護的一、二段不經振盪閉鎖控制。
3）提高保護用通道（含通道加工設備及介面設備等）的可靠性。
4）宜設置不經任何閉鎖的、長延時的線路後備保護。
5）在受端系統的關鍵樞紐變電所，當繼電保護整定困難時，在盡量避免損失負荷的前提下，設置必要的解列點。當靈敏性與選擇性難兼顧時，應首先考慮以保靈敏度為主，側重防止保護拒動，並備案報上一級主管領導批准。
2.11. 應重視發電廠的繼電保護配置和整定計算，特別是與系統運行關系密切的保護，應認真校核這些保護與系統保護的配合關系。各發電公司（廠）應根據《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T684-1999）的規定，定期對所轄設備的整定值進行全面復算和校核。
2.12. 繼電保護雙重化配置是防止因保護裝置拒動而導致系統事故的有效措施，同時又可大大減少由於保護裝置異常、檢修等原因造成的一次設備停運現象，但繼電保護的雙重化配置也增加了保護誤動的機率。因此，在考慮保護雙重化配置時，應選用安全性高的繼電保護裝置，並遵循相互獨立的原則，注意做到：
1）雙重化配置的保護裝置之間不應有任何電氣聯系。
2）每套保護裝置的交流電壓、交流電流應分別取自電壓互感器和電流互感器互相獨立的繞組，其保護范圍應交叉重迭，避免死區。
3）保護裝置雙重化配置還應充分考慮到運行和檢修時的安全性，當運行中的一套保護因異常需要退出或需要檢修時，應不影響另一套保護正常運行。
4）為與保護裝置雙重化配置相適應，應優先選用具備雙跳閘線圈機構的斷路器，斷路器與保護配合的相關迴路（如斷路器、隔離刀閘的輔助接點等），均應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
3. 線路保護
3.1. 220千伏及以上電壓等級的變電所、發電廠的聯絡線，不允許無快速保護運行，一旦出現上述情況，應立即向調度部門匯報，並採取必要的應急措施。
3.2. 應積極推廣使用光纖通道做為縱聯保護的通道方式。
3.3. 220千伏及以上電壓等級的微機型線路保護應遵循相互獨立的原則按雙重化配置，除應符合2.11條款中的技術要求外，並注意：
1）兩套保護裝置應完整、獨立，安裝在各自的櫃內，每套保護裝置均應配置完整的主、後備保護。
2）線路縱聯保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）、遠方跳閘和就地判別裝置亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
4. 母線保護和斷路器失靈保護
4.1. 母線差動保護對系統安全、穩定運行至關重要。母線差動保護一旦投入運行後，就很難有全面停電的機會進行檢驗。因此，對母線差動保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，不論在新建工程，還是擴建和技改工程中都必須保證母線差動保護不留隱患地投入運行。
4.2. 為確保母線差動保護檢修時母線不至失去保護、防止母線差動保護拒動而危及系統穩定和事故擴大，必要時在500千伏母線以及重要變電站、發電廠的220千伏母線採用雙重化保護配置。雙重化配置應符合2.11條款中的技術要求，同時還應注意做到：
1）每條母線採用兩套完整、獨立的母線差動保護，並安裝在各自的櫃內。兩套母線差動保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。
2）對於3/2接線形式的變電站，如有必要按雙重化配置母差保護，每條母線均應配置兩套完整、獨立的母差保護。進行母差保護校驗工作時，應保證每條母線至少保留一套母差保護運行。
3）用於母線差動保護的斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路、輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
4）應充分考慮母線差動保護所接電流互感器二次繞組合理分配，對確無辦法解決的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可採取起動失靈和遠方跳閘等後備措施加以解決。
4.3. 採用相位比較原理的母線差動保護在用於雙母線時，必須增設兩母線相繼發生故障時能可靠切除後一組故障母線的保護迴路。
4.4. 對空母線充電時，固定連接式和母聯電流相位比較式母線差動保護應退出運行。
4.5. 母聯、母聯分段斷路器宜配置獨立的母聯、母聯分段斷路器充電保護。該保護應具備可瞬時跳閘和延時跳閘的迴路。
4.6. 斷路器失靈保護按一套配置。斷路器失靈保護二次迴路牽涉面廣、依賴性高，投運後很難有機會利用整組試驗的方法進行全面檢驗。因此，對斷路器失靈保護在設計、安裝、調試和運行各個階段都應加強質量管理和技術監督，保證斷路器失靈保護不留隱患地投入運行。
4.7. 做好電氣量保護與非電氣量保護出口繼電器分開的反措，不得使用不能快速返回的電氣量保護和非電量保護作為斷路器失靈保護的起動量，並要求斷路器失靈保護的相電流判別元件動作時間和返回時間均不應大於20毫秒。
4.8. 用於雙母線接線形式的變電站，其母差保護、斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖接點應分別串接在各斷路器的跳閘迴路中，不得共用。
5. 變壓器保護
5.1. 220千伏及以上電壓等級的主變壓器微機保護應按雙重化配置（非電氣量保護除外）。雙重化配置應符合2.11條款中的技術要求，同時還應注意做到：
1）主變壓器應採用兩套完整、獨立並且是安裝在各自櫃內的保護裝置。每套保護均應配置完整的主、後備保護。
2）主變壓器非電量保護應設置獨立的電源迴路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視迴路）和出口跳閘迴路，且必須與電氣量保護完全分開，在保護櫃上的安裝位置也應相對獨立。
3）兩套完整的電氣量保護和非電量保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。
4）為與保護雙重化配置相適應， 500千伏變壓器高、中壓側和220千伏變壓器高壓側必須選用具備雙跳閘線圈機構的的斷路器。斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
5.2. 要完善防止變壓器低阻抗保護在電壓二次迴路失壓、斷線閉鎖以及切換過程交流和直流失壓等異常情況下誤動的有效措施。
5.3. 變壓器過勵磁保護的啟動元件、反時限和定時限應能分別整定並要求其返回系數不低於0.96，同時應根據變壓器的過勵磁特性曲線進行整定計算，。
5.4. 為解決變壓器斷路器失靈保護因保護靈敏度不足而不能投運的問題，對變壓器和發電機變壓器組的斷路器失靈保護可採取以下措施：
1）採用「零序或負序電流」動作，配合「保護動作」和「斷路器合閘位置」三個條件組成的與邏輯，經第一時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖迴路，。
2）同時再採用「相電流」、「零序或負序電流」動作，配合 「斷路器合閘位置」兩個條件組成的與邏輯經第二時限去啟動斷路器失靈保護並發出「啟動斷路器失靈保護」中央信號。
3）採用主變保護中由主變各側「復合電壓閉鎖元件」（或邏輯）動作解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖元件，當採用微機變壓器保護時，應具備主變「各側復合電壓閉鎖動作」 信號輸出的空接點。
5.5. 變壓器的瓦斯保護應防水、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器由中間端子箱的引出電纜應直接不允許經過渡端子接入保護櫃。
6. 發電機變壓器組保護
6.1. 大型機組、重要電廠的發電機變壓器保護對系統和機組的安全、穩定運行至關重要。發電機變壓器保護的原理構成復雜，牽涉面廣，且與機、爐和熱控等專業聯系密切，在運行中發生問題也難以處理。因此，有關設計、製造單位和發電廠及其調度部門應針對發電機變壓器組一次結構和繼電保護的配置與二次接線方案，對發電機變壓器保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，消除隱患。
6.2. 各發電公司（廠）在對發電機變壓器組保護進行整定計算時應遵循《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T684－1999），並注意以下原則：
1）在整定計算大型機組高頻、低頻、過壓和欠壓保護時應分別根據發電機組在並網前、後的不同運行工況和製造廠提供的發電機組的性能、特性曲線進行。同時還需注意與汽輪機超速保護，和勵磁系統過壓、欠壓以及過勵、低勵保護的整定配合關系。
2）在整定計算發電機變壓器組的過勵磁保護時應全面考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力，並按電壓調節器過勵限制首先動作，其次是發電機變壓器組過勵磁保護動作，然後再是發電機轉子過負荷動作的階梯關系進行。
3）在整定計算發電機定子接地保護時必須根據發電機在帶不同負荷的運行工況下實測基波零序基波電壓和發電機中性點側零序三次諧波電壓的有效值數據進行。
4）在整定計算發電機變壓器組負序電流保護應根據製造廠提供的對稱過負荷和負序電流的A值進行。
5）在整定計算發電機、變壓器的差動保護時，在保護正確、可靠動作的前提下，不宜整定得過於靈敏，以避免不正確動作。
6.3. 100兆瓦及以上容量的發電機變壓器組微機保護應按雙重化配置（非電氣量保護除外）保護。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜採用保護雙重化配置。在雙重化配置中除了遵循2.11的要求外，還應注意做到：
1）每套保護均應含完整的差動及後備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，並能動作於跳閘或給出信號。
2）發電機變壓器組非電量保護應設置獨立的電源迴路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視迴路），出口跳閘迴路應完全獨立，在保護櫃上的安裝位置也應相對獨立。
3）兩套完整的電氣量保護和非電量保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。
4）為與保護雙重化配置相適應， 500千伏發電機變壓器高、中壓側和220千伏變壓器高壓側必須選用雙跳圈機構的斷路器，斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
6.4. 發電機變壓器組過勵磁保護的啟動元件、反時限和定時限應能分別整定，並要求其返回系數不低於0.96。整定計算時應全面考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力。
6.5. 認真分析和研究發電機失步、失磁保護的動作行為，共同做好發電機失步、失磁保護的選型工作。要採取相應措施來防止系統單相故障發展為兩相故障時，失步繼電器的不正確動作行為。設計、製造單位應將有關這些問題的計算、研究資料提供給發電廠有關部門和調度單位備案。發電機在進相運行前，應仔細檢查和校核發電機失步、失磁保護的測量原理、整定范圍和動作特性。在發電機進相運行的上限工況時，防止發電機的失步、失磁保護裝置不正確跳閘。
6.6. 發電機失步保護在發電機變壓器組以外發生故障時不應誤動作，只有測量到失步振盪中心位於發電機變壓器組內部並對其安全構成威脅時，才作用於跳閘。跳閘時應盡量避免斷路器在兩側電勢角在180度時開斷。
6.7. 發電機失磁保護應能正確區分短路故障和失磁故障，同時還應配置振盪閉鎖元件，防止系統振盪時發電機失磁保護不正確動作。
6.8. 200兆瓦及以上容量的發電機定子接地保護應投入跳閘，但必須將基波零序基波段保護與發電機中性點側三次諧波電壓零序三次諧波段保護的出口分開，基波零序基波段保護投跳閘，發電機中性點側三次諧波電壓零序三次諧波段保護宜投信號。
6.9. 在發電機變壓器組的斷路器出現非全相運行時，首先應採取發電機降出力措施，然後由經快速返回的「負序或零序電流元件」閉鎖的「斷路器非全相判別元件」，以獨立的時間元件以第一時限，啟動獨立的跳閘迴路重跳本斷路器一次，並發出「斷路器三相位置不一致」的動作信號。若此時斷路器故障仍然存在，可採用以下措施：
1）以「零序或負序電流」任何一個元件動作、「斷路器三相位置不一致」和「保護動作」三個條件組成的「與邏輯」，通過獨立的時間元件以第二時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖，並發出告警信號，
2）同時經「零序或負序電流」元件任何一個元件動作以及三個相電流元件任何一個元件動作的「或邏輯」，與「斷路器三相位置不一致」，「保護動作」三個條件組成的「與邏輯」動作後，經由獨立的時間元件以第三時限去啟動斷路器失靈保護並發出「斷路器失靈保護啟動的信號」。
6.10. 發電機變壓器組的氣體保護、低阻抗保護應參照變壓器氣體保護和低阻抗保護的技術要求。
6.11. 在新建、擴建和改建工程中，應要求發電機製造廠提供裝設發電機橫差保護的條件，優先考慮配置橫差保護並要求該保護中的三次諧波濾過比應大於30。
6.12. 200兆瓦及以上容量的發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。
6.13.重視與加強發電廠廠用系統的繼電保護整定計算與管理工作，杜絕因廠用系統保護不正確動作，擴大事故范圍。
7. 二次迴路與抗干擾
7.1. 嚴格執行《繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點》中有關保護及二次迴路抗干擾的規定，提高保護抗干擾能力。
7.2. 應認真對各項反事故措施落實情況進行全面檢查、總結，尚未執行的要制定出計劃時間表。
7.3. 應按《高壓線路繼電保護裝置的「四統一」設計的技術原則》和《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》中關於二次迴路、保護電壓二次迴路切換的有關要求，在設計、安裝、調試和運行的各個階段加強質量管理和技術監督，認真檢查二次迴路，做好整組試驗。不論在新建工程，還是擴建和技改工程中都必須防止二次寄生迴路的形成。
7.4. 應選用具有良好抗干擾性能的、並符合電力行業電磁兼容及相關的抗干擾技術標準的繼電保護裝置。
7.5. 應重視接地網可靠性對繼電保護裝置與接地網的可靠連接安全運行關系的研究。繼續做好開關站至繼電保護室敷設100平方毫米銅導線、以及在繼電保護室內敷設接地銅排網的反事故措施，接地銅排網應一點與主接地網可靠連接。保護裝置不能採用通過槽鋼接地的接地方式。發電廠的元件繼電保護室亦應盡快完成銅排接地網反事故措施。
7.6. 靜態型、微機型繼電保護裝置，以及收發信機的廠、站接地電阻應符合GB/T 2887-1989和GB 9361-1988計算站場地安全技術條件所規定不大於 0.5歐姆的要求，上述設備的機箱應構成良好電磁屏蔽體並有可靠的接地措施。
7.7. 在實施抗干擾措施時應符合相關技術標准和規程的規定。既要保證抗干擾措施的效果，同時也要防止損壞設備。
7.8. 對經長電纜跳閘的迴路，要採取防止長電纜分布電容影響和防止出口繼電器誤動的措施，如不同用途的電纜分開布置、增加出口繼電器動作功率，或通過光纖跳閘通道傳送跳閘信號等措施。
7.9. 應注意校核繼電保護通信設備（光纖、微波、載波）傳輸信號的可靠性和冗餘度，防止因通信設備的問題而引起保護不正確動作。
7.10. 應加強對保護信息遠傳的管理，未經許可，不得擅自遠程修改微機保護的軟體、整定值和配置文件。同時還應注意防止干擾經由微機保護的通訊介面侵入，導致繼電保護裝置的不正確動作。
7.11. 在發電機廠房內的保護、控制二次迴路均應使用屏蔽電纜，電纜屏蔽層的兩側應可靠接地。用於定子接地保護的發電機中性點電壓互感器二次側接地點應在定子接地保護櫃內一點接地。
7.12. 新建和擴建工程宜選用具有多次級的電流互感器，優先選用貫穿（倒置）式電流互感器。
7.13. 為防止因直流熔斷器不正常熔斷而擴大事故，應注意做到：
1）直流總輸出迴路、直流分路均裝設熔斷器時，直流熔斷器應分級配置，逐級配合。
2）直流總輸出迴路裝設熔斷器，直流分路裝設小空氣開關時，必須確保熔斷器與小空氣開關有選擇性地配合。
3）直流總輸出迴路、直流分路均裝設小空氣開關時，必須確保上、下級小空氣開關有選擇性地配合。
4）為防止因直流熔斷器不正常熔斷或小空氣開關失靈而擴大事故，對運行中的熔斷器和小空氣開關應定期檢查，嚴禁質量不合格的熔斷器和小空氣開關投入運行。
7.14. 宜使用具有切斷直流負載能力的、不帶熱保護的小空氣開關取代原有的直流熔斷器，小空氣開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機在滿功率發信的狀態下）的1.5～2.0倍選用。
8. 運行與檢修
8.1. 進一步規范繼電保護專業人員在各個工作環節上的行為，及時編制、修訂繼電保護運行規程和典型操作票，在檢修工作中必須嚴格執行各項規章制度及反事故措施和安全技術措施。通過有秩序的工作和嚴格的技術監督，杜絕繼電保護人員因人為責任造成的「誤碰、誤整定、誤接線」事故。
8.2. 各發、供電企業、電力建設企業都應根據本單位的實際情況，編制繼電保護安裝、調試與定期檢驗的工藝流程和二次迴路驗收條例（大綱），保證繼電保護安裝、調試與檢驗的質量符合相關規程和技術標準的要求。
8.3. 應加強線路快速保護、母線差動保護、斷路器失靈保護等重要保護的運行維護，各廠、局必須十分重視快速主保護的備品備件管理和消缺工作。應將備品備件的配備，以及母差等快速主保護因缺陷超時停役納入技術監督的工作考核之中。線路快速保護、母線差動保護、斷路器失靈保護等重要保護的運行時間應不低於規定時間。
8.4. 認真做好微機保護及保護信息管理機等設備軟體版本的管理工作，特別注重計算機安全問題，防止因各類計算機病毒危及設備而造成微機保護不正確動作和誤整定、誤試驗等。
8.5. 應加強繼電保護微機型試驗裝置的檢驗、管理與防病毒工作，防止因試驗設備性能、特性不良而引起對保護裝置的誤整定、誤試驗。
8.6. 為防止線路架空地線間隙放電干擾高頻通道運行，要求有高頻保護線路的原有絕緣地線均應改為直接接地運行，同時也要重視接地點的維護檢查，防止產生放電干擾。
8.7. 繼電保護專業要與通信專業密切配合，防止因通信設備的問題而引起保護不正確動作。
8.8. 要建立與完善阻波器、結合濾波器等高頻通道加工設備的定期檢修制度，落實責任制，消除檢修管理的死區。
8.9. 結合技術監督檢查、檢修和運行維護工作，檢查本單位繼電保護接地系統和抗干擾措施是否處於良好狀態。
8.10. 在電壓切換和電壓閉鎖迴路、斷路器失靈保護、母線差動保護、遠跳、遠切、聯切迴路以及「和電流」等接線方式有關的二次迴路上工作時，以及一個半斷路器接線等主設備檢修而相鄰斷路器仍需運行時，應特別認真做好安全隔離措施。
8.11. 結合變壓器檢修工作，應認真校驗氣體繼電器的整定動作情況。對大型變壓器應配備經校驗性能良好、整定正確的氣體繼電器作為備品，並做好相應的管理工作。
8.12. 所有的差動保護（母線、變壓器、發電機的縱、橫差等）在投入運行前，除測定相迴路和差迴路外，還必須測量各中性線的不平衡電流、電壓，以保證保護裝置和二次迴路接線的正確性。
8.13. 母線差動保護停用時，應避免母線倒閘操作。母線差動保護檢修時，應充分考慮異常氣象條件的影響，在保證質量的前提下，合理安排檢修作業程序，盡可能縮短母線差動保護的檢修時間。
8.14. 雙母線中阻抗比率制動式母線差動保護在帶負荷試驗時，不宜採用一次系統來驗證輔助變流器二次切換迴路正確性。輔助變流器二次迴路正確性檢驗宜在母線差動保護整組試驗階段完成。
8.15. 新投產的線路、母線和變壓器和發電機變壓器組等保護應認真編寫啟動方案呈報有關主管部門審批，做好事故預想，並採取防止保護不正確動作的有效措施。設備啟動正常後應及時恢復為正常運行方式，確保電網故障能可靠切除。
8.16. 檢修設備在投運前，應認真檢查各項安全措施，特別是有無電壓二次迴路短路、電流二次迴路開路和不符合運行要求的接地點的現象。
8.17. 在一次設備進行操作或檢修時，應採取防止距離保護失壓，以及變壓器差動保護和低阻抗保護誤動的有效措施。
8.18. 在運行線路、母線、變壓器和發電機變壓器組的保護上進行定值修改前，應認真考慮防止保護不正確動作的有效措施，並做好事故預想和防範措施。在實施過程中要特別注意現場設備的安全性。
Ⅳ 繼電保護反措要求
防止電力生產重大事故的二十五項重點要求（國電發【2000】589號）國電公司印發《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》 為進一步落實《中共中央關於國有企業改革和發展若乾重大問題的決定》中「關於堅持預防為主，落實安全措施，確保安全生產」的要求，完善各項反事故措施，進一步提高電力安全生產水平，國家電力公司通過總結分析近年來發供電企業發生重大事故的特徵，在原能源部《防止電力生產重大事故的二十項重點要求》的基礎上，制訂了《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》，並於9月28日以國電發〔2000〕589號印發系統各單位。
國電發〔2000〕589號文說，做好防止電力生產重大事故的措施，是保證電力系統安全穩定經濟運行的重要條件，是製造、設計、安裝、調試、生產等各個單位的共同任務。因此，各有關方面都應認真貫徹落實二十五項重點要求。本重點要求並不覆蓋全部反事故技術措施，各單位應根據本要求和已下發的反事故技術措施，緊密結合各自實際情況，制定具體的反事故技術措施，認真貫徹執行。
防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》中的二十五項重點要求分別是：
1．防止火災事故；
2．防止電氣誤操作事故；
3．防止大容量鍋爐承壓部件爆漏事故；
4．防止壓力容器爆破事故；
5．防止鍋爐尾部再次燃燒事故；
6．防止鍋爐爐膛爆炸事故；
7．防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故；
8．防止鍋爐汽包滿水和缺水事故；
9．防止汽輪機超速和軸系斷裂事故；
10．防止汽輪機大軸彎曲、軸瓦燒損事故；
11．防止發電機損壞事故；
12．防止分散控制系統失靈、熱工保護拒動事故；
13．防止斷電保護事故；
14．防止系統穩定破壞事故；
15．防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故；
16．防止開關設備事故；
17．防止接地網事故；
18．防止污閃事故；
19．防止倒桿塔和斷線事故；
20．防止樞紐變電所全停事故；
21．防止垮壩、水淹廠房及廠房坍塌事故；
22．防止人身傷亡事故；
23．防止全廠停電事故；
24．防止交通事故；
Ⅳ 變壓器、互感器設備反事故技術措施
變壓器、互感器反事故技術措施
目錄
1. 總則
2. 防止水及空氣進入變壓器技術措施
3. 防止異物進入變壓器技術措施
4. 防止變壓器絕緣損傷技術措施
5. 防止變壓器線圈溫度過高，絕緣劣化或燒損技術措施
6. 防止過電壓擊穿事故
7. 防止工作電壓下的擊穿事故技術措施
8. 防止保護裝置誤動/拒動技術措施
9. 預防鐵芯多點接地和短路故障技術措施
10. 預防套管事故技術措施
11. 預防引線事故技術措施
12. 防止分接開關事故技術措施
13. 預防絕緣油劣化技術措施
14. 預防變壓器短路損壞事故技術措施
15. 防止變壓器火災事故技術措施
16. 防止互感損壞事故技術措施
17. 防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故技術措施
1、總則
(1)為提高故縣水力發電廠變壓器、互感器設備（以下簡稱開關設備）的運行可靠性，根據事故分析和各地區、各部門的經驗，提出以下反事故技術措施，故縣水電廠各有關設計、基建、安裝、運行、檢修和試驗人員均應認真執行。各運行單位亦應結合電廠具體情況和經驗，制訂適合變壓器、互感器設備的補充反事故技術措施。
(2) 為保證變壓器、互感器安全運行，必須建立和健全專業管理體系，加強開關設備專業的技術管理工作，各單位均應認真貫徹和執行國家電力公司頒布的《變壓器、互感器設備管理規定》和《變壓器、互感器設備質量監督管理辦法》的各項條款。
(3) 電廠各級部門要加強對開關設備安裝、運行、檢修或試驗人員的技術培訓工作，使之熟悉和掌握所轄范圍內開關設備結構性能及安裝、運行、檢修和試驗的技術要求。
2、防止水及空氣進入變壓器
(1) 變壓器在運行中應防止進水受潮，套管頂部將軍帽，儲油櫃頂部，套管升高坐及其連管等處必須良好密封。必要時應進行檢漏實驗，如已發現絕緣受潮，應及時採取相應措施。
(2) 對大修後的變壓器應按制定說明書進行真空處理和注油，其真空度抽真空時間，進油速度等均應達到要求。
(3) 從儲油櫃補油或帶電濾油時，應先將儲油櫃的積水放盡，不得從變壓器下部進油，防止水分。空氣或油箱底部雜質進入變壓器器身。
(4) 當氣體繼電器發出輕瓦斯動作信號時，應立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以判明氣體成份，同時取油樣進行色譜分析及時查明原因並排除。
(5) 應定期檢查呼吸器的硅膠是否正常，切實保證暢通。
(6) 變壓器停運時間超過6個月，在重新投入運行前，應按預試規程要求進行有關試驗。
3、防止異物進入變壓器。
(1) 變壓器更換冷卻器時，必須用合格絕緣油反復沖洗油管道，冷卻器，直至沖洗後的油試驗合格並無異物為止。如發現異物較多，應進一步檢查處理。
(2) 要防止凈油器裝置內的硅膠進入變壓器。應定期檢查濾網和更換吸附劑。
(5) 加強定期檢查油流繼電器指示是否正常。檢查油流繼電器擋板是否損壞脫落。
4、防止變壓器絕緣損傷
(1) 檢修需要更換絕緣件時，應採用符合製造廠要求，檢驗合格的材料和部件，並經乾燥處理。
(2) 變壓器運行檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架
(3) 變壓器應定期檢測其絕緣。
5、防止變壓器線圈溫度過高，絕緣劣化或燒損
(1) 變壓器過負荷運行應按照GB/T15164-94《油浸式電力變壓器負載導則》和DL/T572-95《電力變壓器運行規程》執行。
(2) 運行中變壓器的熱點溫度不得超過GB/T15164-94《油浸式電力變壓器負載導則》限值和特定限值。
(3) 變壓器的風冷卻器每1～2年用壓縮空氣或水進行一次外部沖洗，以保證冷卻效果。
(4) 當變壓器有缺陷或絕緣出現異常時，不得超過規定電流運行，並加強運行監視。
(5) 定期檢查冷卻器的風扇葉片應平衡，定期維護保證正常運行，對震動大，磨損嚴重的風扇電機應進行更換。
6、防止過電壓擊穿事故
(1) 在投切空載變壓器時，中性點必須可靠接地
(2) 變壓器中性點應裝設兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應符合熱穩定要求
7、防止工作電壓下的擊穿事故
(1) 大修更換絕緣部件或部分線圈並經乾燥處理後的變壓器應進行局部放電試驗。
(2) 運行中的變壓器油色譜異常，懷疑設備存在放電性故障時，進行局部放電試驗。
8、防止保護裝置誤動/拒動
(1) 變壓器的保護裝置必須完善可靠，嚴禁變壓器及變壓器高/中/低壓側設備無保護投入運行。
(2) 氣體繼電器應安裝調整正確，定期實驗，消除因接點短路等造成的誤動因素，如加裝防雨罩避免接點受潮誤動。
(3) 壓力釋放閥動作信號應接入信號迴路，繞組溫度計和頂層油溫度計的動作接點應接於信號迴路。
(4) 變壓器應裝設故障錄波器，變壓器各側後備保護應由不同的直流電源供電，防止因故失去直流時，造成後備保護全部癱瘓，長時間切不斷故障並擴大事故的後果。
9.預防鐵芯多點接地和短路故障
(1) 在檢修時應側試鐵芯絕緣，如有多點接地應查明原因，消除故障。
(2) 穿心螺栓的絕緣應良好，並注意檢查鐵芯螺桿絕緣外套兩端的金屬座套，防止座套過長觸及鐵芯造成短路。
(3) 線圈壓釘螺栓應緊固，防止螺帽和座套松動掉下造成鐵芯短路，鐵芯及鐵扼靜電屏蔽引線等應固定良好，防止出現電位懸浮產生放電。
10.預防套管事故
(1) 定期對套管進行清掃，防止污移閃絡和大雨時閃絡
(2) 定期檢查套管油位是或正常，滲漏油應及時處理，防止內部受潮而損壞。
(3) 變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊，應結合檢修檢查更換。
11.預防引線事故
(1) 在進行大修時，應檢查引線、均勻環(球)、木支架、膠木螺釘等是或有變形，損壞或松脫。
(2) 在線圈下面水平排列的裸露的引線，須加包絕緣，以防止金屬異物碰觸引起短路。
(3) 變壓器套管的穿纜引線應包紮絕緣白布帶，以防止裸露引線與套管的導管相碰，分流燒壞引線。
12.防止分接開關事故
(1) 有載調壓開關在運行中，應接出廠說明書進行維護和定期檢查
(2) 應掌握有載調壓開關帶電切換次數,應逐級調壓,同時監視分接開關及時電壓電流的變化,每調一檔後間隔1分鍾以上,才能進行下一檔調節.
(3) 有載調壓變壓器並聯運行時,其調壓操作輪流逐級進行.
13.預防絕緣油劣化
(1) 加強油務監督管理工作，定期進行絕緣油的色譜分析和簡化分析，保持油質良好。
(2) 變壓器在運行中出現絕緣油介質值超過規程要求，且影響本體絕緣性能時應及時查明絕緣下降原因，並對絕緣油進行處理。
14.預防變壓器短路損壞事故
(1) 繼電保護裝置動作時間應與變壓器短路承受能力試驗的持續時間相匹配。
(2) 採取有效措施，減少變壓器的外部短路沖擊次數，改善變壓器運行條件。
(3) 加強防污工作，防止相關變電設備外絕緣污閃
(4) 提高直流電源的可靠性，防止因失去直流電源而出現保護拒動。
15.防止變壓器火災事故
(1) 加強變壓器的防火工作，重點防止變壓器著火引起的事故擴大，變壓器應配備完善消防設施，並加強管理。
(2) 做好變壓器火災事故預想，加強對套管的質量檢查和運行監視，防止其運行中發生爆炸噴油引起變壓器著火。
(3) 現場進行變壓器乾燥時，應事先做好放火措施，防止因加熱系統故障或線圈過熱燒損。
(4) 在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業時，必須事先做好防火措施。
16、防止互感損壞事故
(1) 防止互感損壞事故應嚴格執行國家電網公司《預防110（66）kV~500kV互感器事故措施》（國家電網生【2004】 641 號），《110（66）kV~500kV互感器技術監督規定》（國家電網生技【2005】 174 號）等有關規定，並提出以下重點要求。
(2) 加強對互感器類設備從選型、訂貨、驗收到投運的全過程管理，重要互感器應選擇具有較長、良好運行經驗的互感器類型和有成熟製造經驗的製造廠。
(3) 油浸式互感器應選用帶金屬膨脹器微正壓結構形式，所選用電流互感器的動熱穩定性能應滿足安裝地點系統短路容量的要求，特別要注意一次繞組串聯或並聯時的不同性能，電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側不應裝設。
(4) 110k V～500kV互感器在出廠試驗時，應按照各有關標准、規程的要求逐台進行全部出廠試驗，包括高電壓下的介損試驗、局部放電試驗、耐壓試驗。對電容式電壓互感器應要求製造廠在出廠時進行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的鐵磁諧振試驗 （註：Uln指一次相電壓下同）。
(5) 互感器安裝用構架應有兩處與接地網可靠連接。 電磁式電壓互感器在交接試驗和投運前，應進行1.5Um/3(中性點有效接地系統)或1.9Um/3(中性點非有效接地系統)電壓下的空載電流測量，其增量不應大於出廠試驗值的10%。
(6) 電流互感器的一次端子所受的機械力不應超過製造廠規定的允許值，其電氣連結應接觸良好，防止產生過熱性故障、防止出現電位懸浮。
(7) 互感器的二次引線端子應有防轉動措施，防止外部操作造成內部引線扭斷。
(8) 已安裝完成的互感器長期未帶電運行（110kv及以下大於半年；35kv及以下一年以上），在投運前應按照規程進行預防性試驗。 事故搶修安裝的油浸式互感器，應保證靜放時間。
(9) 互感器的檢修與改造。油浸式互感器檢修時，應嚴格執行《互感器運行檢修導則》(DL/T727—2000)，要注意器身暴露時間不得超過規定，回裝時必須真空注油，其中絕緣油應經真空脫氣處理。
(10) 老型帶隔膜式及氣墊式儲油櫃的互感器，應加裝金屬膨脹器進行密封改造。現場密封改造應在晴好天氣進行。對尚未改造的互感器應在每年預試或停電檢修時，檢查頂部密封狀況，對老化膠墊與隔膜應予更換。對隔膜上有積水的互感器，應對其本體和絕緣油進行有關試驗，試驗不合格的互感器應退出運行。絕緣性能有問題的老舊互感器，退出運行不再進行改造。
(11) 對硅膠套管和加裝硅膠傘裙的瓷套，應經常檢查硅膠表面表面有無放電現象，如果有放電現象應及時處理。
(12) 運行人員正常巡視應檢查記錄互感器油位情況。對運行中滲油的互感器，應根據情況限期處理。必要時進行油樣分析，對於含水量異常的互感器要加強監視或進行油處理。
(13) 油浸式互感器嚴重漏油及電容式電壓互感器電容單元滲油的應立即停止運行。應及時處理或更換已確認存在嚴重缺陷的互感器。對懷疑存在缺陷的互感器，應縮短試驗周期進行跟蹤檢查和分析查明原因。
(14) 對於全密封型互感器，油中氣體色譜分析僅H2單項超過注意值時，應跟蹤分析，注意其產氣速率，並綜合診斷。如產氣速率增長較快，應加強監視；如檢測數據穩定，則屬非故障性氫超標，可安排脫氣處理；當發現油中有乙炔大於1x106? L/L時，應立即停止運行。
(15) 對絕緣狀況有懷疑的互感器應運回實驗室從嚴進行全面的電氣絕緣性能試驗，包括局部放電試驗。如運行中互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋，應立即退出運行。當互感器出現異常響聲時應退出運行。當電壓互感器二次電壓異常時，應須速查明原因並及時處理。
(16) 在運行方式安排和倒閘操作中應盡量避免用帶斷口電容的斷路器投切帶有電磁式電壓互感器的空母線；當運行方式不能滿足要求時，應進行事故預想，及早制定預防措施，必要時可裝設專門消除此類諧振的裝置。
(17) 當採用電磁單元為電源測量電容式電壓互感器的電容分壓器C1和C2的電容量和介損時，必須嚴格按照製造廠說明書規定進行。
(18) 為避免油紙電容型電流互感器底部事故時擴大影響范圍，應將接母差保護的二次繞組設在一次母線的L1側。
(19) 根據電網發展情況，應注意驗算電流互感器動熱穩定電流是否滿足要求。
(20) 若互感器所在變電站短路電流超過互感器名牌規定的動熱穩定電流值時，應及時改變變比或安排更換。
每年至少進行一次紅外成像測溫等帶電監測工作，以及時發現運行中互感器的缺陷。
(21) 加強油質管理。用戶可根據運行經驗選用合適的油種。新油運抵現場後，在取樣試驗合格後，方能注入設備。對運行中油應嚴格執行有關標准。對不同油種的混油應按照GB/T7595—2000的規定執行。
17.防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故措施
(1) 啟動變、主變增加局部放電試驗項目。
(2) 第一次受電時調節有載調壓分接開關的各抽頭位置驗證其正確性。
(3) 避免變壓器在經歷出口短路後未經任何試驗和檢查就試投。
(4) 防止水分及空氣進入變壓器：乾燥劑應保持乾燥，投運前要特別注意排除內部空氣，如套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處都應多次排除殘存氣體，啟動全部潛油泵將油循環，使殘留氣體逸出。
(5) 防止焊渣及銅絲等雜物進入變壓器：變壓器在安裝時應進行吊罩或進入檢查，徹底清除箱底雜物，油管道、冷卻器、潛油泵、凈油器安裝前應徹底清除並正確安裝。
(6) 防止變壓器絕緣受傷：變壓器在吊檢時應防止絕緣受傷，在安裝變壓器套管時應注意勿使引線扭結，勿過分用力吊拉引線而使引線根部和繞組絕緣損傷，應擰緊夾件的螺栓、壓釘以及各絕緣支架的螺栓，防止在運行中受到電流沖擊時發生變形和損壞。
(7) 防止繞組溫度過高，絕緣劣化或燒壞：變壓器的冷卻器故障時，容許的負荷和時間按廠家的規定運行，強油循環的冷卻系統必須有兩個可靠的電源並能自動切換，信號齊全可靠。
(8) 防止工作電壓下的擊穿事故：220kV及以上變壓器投運時，不宜啟動多台冷卻器，而應逐台啟動，以免發生油流帶電，運行中的變壓器油色譜出現異常懷疑有放電故障時，應進行局部放電試驗以進一步判斷。
(9) 防止保護裝置誤動、拒動：瓦斯保護應安裝調整正確，保護電源可靠，某種保護停用時應有相應的措施。變壓器發生出口或近區短路時應確保開關正確跳閘，以防短路時間過長損壞變壓器。發生過出口、近區短路的變壓器或運輸沖撞時，應根據具體情況進行繞組狀態的測試和檢查，有條件時可進行繞組變形測量，以判明變壓器中各部件有無變形和損壞。
(10) 預防鐵心多點接地和短路故障：吊檢時應測試鐵心絕緣，如有多點接地應查清並消除，注意檢查中罩頂部與鐵心上夾件的間隙及穿芯螺栓的絕緣應良好。
(11) 預防套管閃絡及爆炸事故：套管應保持清潔，防止污閃和大雨時的閃絡。注意油紙電容式套管的介損、電容量和色譜分析結果的變化趨勢。運行中應注意檢查引出線端子的發熱情況並定期用紅外檢測。
(12) 預防引線事故：安裝時應注意檢查引線、均壓環、木支架、膠木螺釘等部件是否變形、操作是否松動，注意去掉裸露引線上的毛刺及尖角，防止在運行中發生放電擊穿。
(13) 預防分接開關事故：變壓器投運前應確認各分接開關的接觸電阻合格，要特別注意操動機構指示位置的正確性。
(14) 新投變壓器的油中溶解氣體色譜試驗取樣周期應按部頒規程執行，應從實際帶電起就納入色譜監視范圍，按實際情況確定取樣檢測時間間隔，油樣應及時進行分析。
(15) 防止變壓器火災事故：應特別注意對套管的質量檢查和運行監視，防止運行中發生爆炸噴油。變壓器的防火設施應完善。
(16) 新安裝的國產互感器，投運前應進行油中溶解氣體分析和油中微量水測量。電流互感器要測量主絕緣和末屏對地tgδ和電容量，必要時進行局部放電測量。電磁式電壓互感器要測量本體和絕緣支架的tgδ，220kV及以上電容式電壓互感器必要時進行局部放電測量，同時還應進行二次繞組絕緣電阻、直流電組測量，並將測試結果與出廠值和標准值進行比較，差別較大時應分析原因，不合格的互感器不得投入運行。
(17) 互感器在安裝試驗後，投運前應注意檢查電流互感器的電容末屏、底座接地，電壓互感器高壓繞組的X（或N、B）端及底座等接地是否牢固可靠，應直接明顯接地，互感器構架應有一處與接地網可靠連接。
(18) 電流互感器的一次引線要保證接觸良好，二次引出端子應有防轉動措施，防止內部引線扭斷。
(19) 為防止串聯諧振過電壓燒毀電壓互感器，在系統運行方式和倒閘操作中應避免用帶斷口電容的斷路器投切帶電磁式電壓互感器的空母線，如運行方式不能滿足要求時，應採取其它預防措施。
(20)為避免電流互感器電容芯底部擊穿事故時擴大事故影響范圍，應注意一次端子L1與L2的安裝方向及二次繞組的極性連接方式要正確，以確保母差保護的正常投入運行。
Ⅵ 水電站繼電保護及安全自動裝置的反事故措施
電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點
1 總則