南方電網生技[2017]6號 附件

中國南方電網公司反事故措施（2017年版）

1 總則

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驗教訓，提煉相關技術性防範措施，作為公司反事故措施發文執行。每次反措發文過程中，公司各專業管理部門均需梳理上次反措條文的執行情況，當反措要求已執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，否則將繼續實施執行。本次發文中時效性要求明確為“有效期至下次公司反措發佈時”,是指該條文將長期實施執行，待下次反措發文時，通過評估條文實施執行情況，再次明確條文將繼續實施執行或作廢；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於存量及增量設備。

1.2 公司反事故措施的實施執行應以防止電力生產安全事故事件的發生、保證電網及設備的安全穩定運行為原則，對可能導致電力安全事故事件後果較嚴重的，無論是否已簽訂合同或完成設計，都應執行反措進行整改，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於 2014 年 4 月印發的《防止電力生產事故的二十五項重點要求》的要求，做好落實執行工作。

1.4 本反措自發文之日起實施，原則上“南方電網公司反事故措施（2015 年版）”終止執行，但對於新接收的縣級子公司新增資產尚未完成改造的，舊版反措應依然持續有效，各單位應根據自身實際情況，明確整改完成時間，並儘快完成整改。

2 防止變電類設備事故

2.1 防止變壓器事故

2.1.1 變壓器交接、大修和近區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後，未經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並逐漸加重的變壓器，應儘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 級以上地震危險區域內的主變壓器，要求各側套管及中性點套管接線應採用帶緩衝的軟連接或軟導線。

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 對公司範圍內上海 MWB 公司生產 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杆 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；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，並對紅外圖像進行對比分析，及時發現缺陷。

2、每年度測量一次該類型套管的電容和介損值，並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、加裝了套管在線監測裝置且監測量穩定的，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，應根據每年核算的主變可能出現的最大短路電流情況，綜合設備的狀態評價結果，對主變抗短路能力進行校核，對於最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，經技術評估認為有必要的，可配置直流偏磁抑制裝置。

2、對於新建/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、對於可能受城市軌道交通（如地鐵）影響的主變，經專題研究後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%，每年複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%，一個預防性試驗週期內不少於 2 次，間隔不大於 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；油色譜檢測未發現異常的套管，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 對於運行年限超過 15 年且使用石蠟基油的 110kV 及以上電壓等級的變壓器，進行熱油循環前應先進行排油並清理變壓器底部油泥，防止油循環汙染線圈。

2.1.10 新採購的 110kV 及以上電壓等級油浸式變壓器(電抗器)，在安裝完成後應對變壓器（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）現場密封性試驗導則》開展。

2.1.11 套管均壓環應獨立可靠安裝，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 新採購的 110kV 及以上變壓器套管，其頂部若採用螺紋載流的導電頭（將軍帽）結構，需採取有效的防鬆動措施，防止運行過程中導電頭（將軍帽）螺紋鬆動導致接觸不良引起發熱。

2.2 防止互感器事故

2.2.1 電磁式電壓互感器諧振後(特別是長時間諧振後)，應進行勵磁特性試驗並與初始值比較，其結果應無明顯差異。嚴禁在發生長時間諧振後未經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 對於江蘇思源赫茲互感器有限公司生產的 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。新建工程不允許採用未整改結構的同類產品。

2.2.5 對於由上海 MWB 互感器有限公司生產的 SAS245 型號電流互感器（2001 年前出廠，採用石墨防爆膜），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採用銅質線鼻子和銅鋁過渡板結合連接的方式，不應採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複合硅橡膠材質並可反覆多次拆裝，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品，同廠家的產品可根據情況站間調換。

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據進行分析，最近一次核對性充放電試驗中未保存放電曲線的需補做並保存曲線。

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控系統。

2.4.4 明確針對運行中不合格蓄電池組處理原則：發現個別電池性能下降或異常時，應對單隻電池採取電池活化措施，電池活化成功並投運三個月後，再次對電池進行容量試驗，如若不滿足要求，則視為該單隻電池已故障；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，如發現三相共筒的罐體表面、三相分筒的相間罐體表面存在大於或等於 2K的溫差時，應引起重視，並採取其它手段進行核實排查。

2.5.3 六氟化硫開關設備現場安裝過程中，在進行抽真空處理時，應採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。並且在真空處理結束後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 嚴格控制安裝現場的環境條件，戶外 GIS（HGIS）的裝配作業必須搭建有效的防塵圍欄（帳篷）後方可進行，防塵圍欄（帳篷）應配備除塵除溼、降溫設施、粉塵監視儀。作業區相對溼度大於80％、陰雨天氣時，不允許裝配施工；裝配施工時，作業區內不得進行產生粉塵及金屬微粒的工作，滅弧室安裝時空氣潔淨度等級應達到或優於 8 級，其它部件安裝時空氣潔淨度等級應達到或優於 9 級。主控樓及其樓體、天面、牆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櫃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櫃的“遠方/就地”切換鑰匙與“解鎖/聯鎖”切換為同一把鑰匙的，宜採用更換鎖芯的方式進行整改。

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

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後方能投入運行。

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、後臺監控機的位置指示、現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。

2.5.9 由於平高 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，並將保持掣子的檢查內容加入巡視或者檢修的作業指導書中。檢查要求如下：確認斷路器操作機構處於合閘儲能狀態， 查看支持彈簧裡的彈簧座，正常狀態下在第三節距處（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距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀察到彈簧座，並且彈性銷距銷孔端面超過 2 ㎜，則為異常狀態如發現異常狀態請與生產廠家聯繫。

2.5.11 GIS 的隔離開關和檢修接地開關出廠試驗時，應進行不少於 200次的機械操作試驗，以保證製造質量要求。200 次操作試驗後，應徹底檢查動靜觸頭、導電杆及內部緊固連接及對中，機構鬆動等異常情況，並徹底清潔本體內部，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，應進行不少於 200 次的機械操作試驗，以保證製造質量要求，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，並進行統計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗後，應徹底檢查動靜觸頭、導電杆及內部緊固連接及對中，機構鬆動等異常情況，並徹底清潔本體內部，再進行其他出廠試驗。

2.5.13 瓷柱式斷路器出廠試驗時，應進行不少於 200 次的機械操作試驗，以保證製造質量要求，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，並進行統計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗後，再進行其他出廠試驗。

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

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

2.5.16 對於新採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 西門子早期生產的雙臂垂直伸縮式刀閘的傳動連接均採用空心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後出現扭曲變形， 完成改造最終導致斷裂，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製造缺陷，當隔離開關受到短路電動力、風壓、重力和地震時，隔離開關上部導電杆滾輪與齒輪盒坡頂的位置會產生偏離，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的 GW35/36-550 型隔離開關鍛造件關節軸承應進行更換。

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生改變，如果發生改變，嚴禁開展合閘操作；

2、在隔離開關操作過程中，應嚴格監視隔離開關合閘到位情況，如發現隔離開關不能合閘到位應立即分閘並進行處理，嚴禁強行合閘；

3、垂直連桿上下抱箍處應加裝穿銷；對於湖南長高、山東泰開、西安西電、正泰電氣生產的隔離開關，開展垂直連桿與抱箍進行穿芯銷固定改造，穿芯銷固定的方式採用非完全貫穿型穿芯銷釘固定的方案，穿芯銷採用實心卡銷方式，以方便日後對隔離開關進行微調；對於其它廠家生產的隔離開關，聯繫廠家進行檢修處理。

2.7 防止開關櫃事故

2.7.1 因 GG1A 型高壓開關櫃屬於母線外露的老式產品，對於運行時間超過 10 年或缺陷較多的 GG1A 櫃應完成更換。新建、擴建變電站工程不應採用 GG1A 櫃型。

2.7.2 新採購的 35kV 開關櫃，內穿櫃套管應採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並通過螺絲可靠緊固連接。

2.8 防止接地設備事故

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

2.9 防止其他變電設備事故

2.9.1 嚴禁採用銅鋁直接對接過渡線夾。對在運設備應進行梳理排查，若採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溼，高壓室應做好密封措施，通風口應設置為不用時處於關閉狀態的形式，防止設備受潮及積汙。運行中的高壓室應採取防潮防塵降溫措施，必要時可安裝空調。

2.9.3 35kV 變電站禁止採用箱式變電站。

2.9.4 主變變低 10kV（20kV）側母線連接母線橋應全部採用絕緣材料包封（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 的二次衝擊導致故障的發生，運行中應退出串補重投功能。

2.9.7 已經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，防止運行中因颱風等自然災害導致脫落，影響一次設備運行。

2.9.8 新採購的戶外 SF6 斷路器、互感器和 GIS 的充氣接口及其連接管道材質應採用黃銅製造。

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 新採購的開關類設備，繼電器接點材料不應採用鐵質，繼電器接線端子、緊固螺絲、壓片應採用銅材質。

2.10 防止變電運行專業事故

2.10.1 500kV 變電站站用交流低壓母線備自投方式應採用單向自投方式（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）設備間隔匯控櫃中隔離開關、接地開關具備“解鎖/聯鎖”功能的轉換把手、操作把手，應在把手加裝防護罩或在迴路加裝電編碼鎖。

3 防止輸電類設備事故

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、一級公路、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採用雙聯串，其中 220kV 及以上線路在條件允許情況下宜採用雙掛點，不滿足要求的於 2017 年 12 月底前完成改造。

3.1.2 中、重冰區的 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於 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，採用螺栓型並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 應採取在接頭盒進出線合併位置包纏鋁包帶並安裝兩套鋁合金並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。不滿足要求的於 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生過相間放電的區段，應採取安裝線夾迴轉式間隔棒、相間間隔棒等有效的防舞改造措施；對於舞動頻繁區段，宜安裝舞動在線監測裝置加強監控。不滿足要求的於 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.6 10mm 及以上冰區且為 c 級及以上汙區併發生過冰閃的線路，導線懸垂串宜採用 V 型、八字型、大小傘插花 I 型絕緣子串、防覆冰複合絕緣子等措施防止冰閃。不滿足要求的於 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 光纜應儘快拆除，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採用預絞式金具作為長期獨立運行的接續方式，對不滿足要求的接頭應於2018 年 12 月前改造為接續管壓接方式連接。在接頭未改造，現場應加強紅外測溫，發現異常立即處理。

4 防止直流類設備事故

4.1 防止直流閥塔與閥控系統事故

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

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，則跳閘迴路應按“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餘的進出水壓差傳感器，具備實時監測進出水壓差功能。壓差傳感器應安裝於閥塔設備外側，靠近閥廳巡視走廊處，並應經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應實現完全冗餘配置，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量的冗餘晶閘管。各單閥中的冗餘晶閘管數，應不少於 12 個月運行週期內損壞的晶閘管數期望值的 2.5 倍，也不應少於 4 個晶閘管。

4.1.7 新建直流工程須明確閥控系統（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，FPT/DPT 試驗中須做好閥控系統保護功能與直流控制、保護功能配合的聯調試驗，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當地歷史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂、側牆的設計標準，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安全措施，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採用鐵芯夾緊式裝配的型號，防止在長期振動環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先考慮故障後自然短路（而非開路）的類型，減少功率模塊故障對於系統的影響；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的運行，如故障功率模塊少於允許的冗餘模塊數，不應造成保護動作，不應影響其他設備和直流系統運行。

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事故

4.2.1 新建特高壓直流控制保護系統中應滿足在 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最後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，逆變側為投入狀態。當逆變站的交流出線多於三回時，不設置最後斷路器保護功能。

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淨度要求；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淨度的工作時，須採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汙穢、粉塵汙染時，應返廠清洗並經測試正常後方可使用；如汙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，並提交測試報告。工程現場調試階段應在系統運行工況下，按該原則開展裝置模擬試驗。工程驗收需核查試驗報告，並抽查複核試驗有效性。

4.2.5 新建直流工程光纖傳輸的直流分流器、分壓器二次迴路應配置充足的備用光纖，一般不低於在用光纖數量的 60%，且不得少於 3對（1 對包含能量、數據光纖各 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櫃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櫃上方，防止冷凝水跌落或沿頂部線纜流入屏櫃。

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計分佈的均值相比，增量不應超過 1.65 倍標準差（95%置信度）；

2、現場安裝後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、設計階段需精確計算光纖長度，偏差不應超過 15%，防止餘纖盤繞增大衰耗；

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，避免光纖損傷或汙染。

4.2.8 新建直流工程電壓、電流回路及模塊數量須充分滿足控制、保護、錄波等設備對於迴路冗餘配置的要求。對於直流保護系統，不論採用“三取二”、“完全雙重化”或可靠性更高的配置，裝置間或裝置內冗餘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，對於必須直流濾波器投入的直流工程，直流濾波器應採用冗餘配置，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內的保護功能不應與直流保護系統內的保護功能相重複，原則上基於電壓、電流等電氣量的保護功能應且僅應設置在保護系統內。直流控制系統的保護功能僅限於與控制功能、控制參數密切關聯的特殊保護。

4.2.11 新建直流工程作用於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於：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餘緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管佈置、固定方式合理可靠，並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餘可靠性，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於：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餘緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管佈置、固定方式合理可靠，並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餘可靠性，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採用冗餘化配置，避免因單個傳感器異常造成冗餘閥組控制系統故障和直流無法運行。

5 防止配網設備事故

5.1 防止配網類設備事故

5.1.1 嚴禁 PT 櫃內避雷器直接連接母線。

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

5.1.3 新建和改造的環網櫃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），電纜中間接頭應採取防火防爆措施。

5.1.5 新建和改建的低壓臺區絕緣導線，必須預裝接地掛環。

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 防止二次系統事故

6.1 防止二次系統事故

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，應於 2018 年前完成改造。對於已配置分佈式測距裝置的 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據。

6.1.2 為防止迴路改變造成的保護誤動和拒動，南方電網標準設計以外的設備在接入保護迴路及跳合閘迴路前，應按設備調管範圍經相應的保護主管部門批准。

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

6.1.4

1、10kV（20kV、35kV）配網不接地系統或經消弧線圈接地系統，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、各分子公司應全面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迴路、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、選線跳閘準確率低於 90%等情況應統一納入改造範圍。

6.1.5 新建、擴建或改造的定值配合困難的 110kV 線路（如環網線路）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、虛實迴路監視與告警、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安全事故或一級事件的智能站）應儘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採用保持（雙位置）繼電器接點，切換繼電器迴路斷線或直流消失信號，應採用隔離刀閘常開接點啟動的不保持（單位置）繼電器接點。

電壓切換回路採用雙位置繼電器接點，而切換繼電器同時動作信號採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迴路的改造；無雙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.採用油壓、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、合閘迴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迴路中的壓力接點。斷路器彈簧機構未儲能接點不得閉鎖跳閘迴路。

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

6.1.10 採用彈簧儲能斷路器機構多次重合隱患整（調繼〔2016〕10 號）：採用彈簧儲能的非三相機械聯動機構的斷路器，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”開入迴路。

6.1.11 新投運電壓互感器的二次繞組二次電壓回路採用分相總空氣開關，並實現有效監視。對於已投入運行的母線 PT 二次三相聯動空開，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故障無法及時發現導致全站通信電源全停的風險，2017 年底要求在現有的通信電源遠程監視系統中實現所有 110kV 及以上廠站通信電源的遠程監控。

6.2.2 依據《關於通報兩起 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 防止自動化專業事故

6.3.1 中調自動化主站系統的 SCADA 服務器、FES 前置直採服務器及 SCADA、前置和 AGC/AVC 應用等重要設備和應用在檢修情況下實現 N-1 冗餘配置。

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，關係庫、時序庫存儲陣列的磁盤，主幹交換機、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。包括自備或者協議存儲模式，均要求 24 小時到貨。

6.3.3 自動化系統服務器、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的時間功能，出現偏差應先採取校正操作。自動化系統關鍵應用的主備切換前應具備自動檢查應用狀態是否正常、主備實時庫的重要數據是否一致、檢查操作系統時間功能，出現問題應中止切換操作。不具備條件的採用手工方法核對檢查操作系統時間。

6.3.4 Oracle10.2.0.1 的 linux 版本存在嚴重安全隱患，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控、無遠動、單遠動配置的，應建設自動化系統，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 根據公司調控一體化建設工作要求，開展設備集中監視、集中控制業務的自動化主站技術支持系統應具備遙控遙調、綜合告警、綜合防誤等功能。2017 年底完成 AGC 關聯關鍵服務器時間偏差越限告警信號，OCS 系統出現時間偏差告警時，應暫停控制。

6.3.7 變電站視頻及環境監控系統戶外攝像機及電纜護管、抱箍、接線盒等附屬設施存在鏽蝕嚴重、鬆動、退役未及時拆除等情況的，易導致人身、設備安全風險，應進行加固，退役需拆除的要及時拆除。

6.4 防止安自專業事故

6.4.1 安穩、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迴路（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迴路）。現場未配置操作箱且保護裝置未集成斷路器操作跳閘迴路的，安自裝置的跳閘出口應直接接斷路器跳閘迴路。發電廠安自裝置動作後需啟動停機流程的，可另增一副出口接點啟動停機流程。

6.4.2

1、對於新建、擴建和技改的穩控切機執行站裝置，除因穩定控制要求需採取最優匹配切機方案外，應採用雙套獨立模式。

2、對於採用主輔運模式的切機執行站，主運裝置動作後閉鎖輔運裝置，輔運裝置動作後不再閉鎖主運裝置；輔運裝置被主運裝置閉鎖後，必須將其所有動作標誌清空，防止主運裝置閉鎖信號消失後，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後備保護動作時間，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後再合備用電源，同時應具備防止合於故障的保護措施，或具備合於故障的加速跳閘功能。

3、備自投裝置起動後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 防止電力監控系統網絡安全事故

6.5.1 尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規範》完成安全分區改造及公網採集安全接入區建設的各級計量自動化主站系統，2017年底應完成主站安全分區改造及安全接入區建設。

6.5.2 尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規範》完成安全分區改造的各級電力設備在線監測主站系統，2017 年底應完成主站安全尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規範》完成公網採集安全接入區建設的配電自動化主站系統，2017 年底應完成主站安全接入區建設。

6.5.3 尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規範》完成安全區 II縱向加密改造的各級主站系統，2017 年底應完成各級主站安全區 II縱向加密改造。

6.5.4 尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規範》完成安全區 II縱向加密改造的各級廠站系統，2018 年底應完成各級廠站安全區 II縱向加密改造。

6.5.5 尚未實現安全防護監視及審計功能的地級及以上主站，2017年底前應完成系統安全監視及審計功能建設。

6.5.6 尚未實現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，實現運維、調試的訪問控制及審計。生產控制大區應劃分獨立運維調試網段，並部署網絡准入系統或 MAC 地址綁定等手段，對運維及調試設備接入網絡進行管控。

6.5.7 排查電力監控系統入侵檢測系統、病毒防護措施、防火牆、主要網絡設備的冗餘配置等情況，2017 年底應完成主站缺失的安全防護設備的部署。

6.5.8 2017 年 6 月 30 日前各級主站、廠站應按作業指導書的要求，配置生產控制大區專用 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控制大區、嚴禁出現跨區互聯等違規情況。

6.5.9 2019 年底地區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域應按安全防護相關規定，完善電子門禁、視頻監控、紅外防盜報警、溫溼度監控、防滲水監控等功能，通過響鈴、短信等方式實現自動報警，確保關鍵場所物理安全。

6.5.10 電力監控系統主站及廠站主機操作系統完成主機加固，工作開展前需要進行安全評估和驗證。

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