二十五项反措

防止全厂停电事故措施

为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》（能源部安保安（1992）40号）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

1、加强蓄电池和直流系统的维修，确保主机交直流润滑油泵供电可靠。

1.1、改建项目要求蓄电池采用免维护、质量可靠、有良好声誉厂家的产品。

1.2、要加强和规范对直流系统（蓄电池和充电装置）的运行维护和检修工作，严格执行新疆电力公司颁布的直流电源运行维护技术导则。对免维护蓄电池要求每年进行一次充放电试验、放电容量根据设备技术资料要求进行。

1.3、保护、操作、动力、信号、事故照明靠直流供电的均应分开供电。

2、结合机组大、小修全面认真检查厂用备用电源自投装置，并做切换试验。

3、加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，严防开关拒动，误动扩大事故。

4、母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

5、开关设备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。

6、根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，

在事故时能保证部分机组运行。

6.1、继电保护的正常可靠动作，是防止全厂停电事故的保证。要加强对继电保护的专业管理，严格按电力部《继电保护及电网安全自动装置检验条例》（1987年）规定的期限、项目及部颁标准批准执行的试验规程所规定的内容时行。

6.2、电气主设备、线路主保护装置应完好并正常投运。保护退出要有严格的审批程序，并认真执行，严禁主保护退出运行。后备保护整定要通过系统统一核算，要防止保护“三误”事故的发生。

7、应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，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，由生技科负责管理厂用电运行方式。 要结合本厂情况制定非正常运行方式，并对非正常运行方式的低电压保护定值要进行系统整定计算。

8、厂房内重要辅机（如送风机，引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。

9、400V重要动力电缆采用阻燃型塑料电缆。

10、母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。

防止电气误操作事故措施

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实《电业安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定（试行）》（能源安保[1990]1110号）以及其他有关规定，并重点要求如下：

1、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。运行人员在操作前要明确操作过程和任务，熟悉系统运行方式，操作设备时要严格执行唱票和复诵制度，核对无误后，方能进行操作。

2、严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。

3、为确保已装设的防误闭锁装置正常运行，要结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程。

4、防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时应经过值长批准，并应按程序尽快投入运行。要根据实际建立完善的万能钥匙使用和保管制度，并严格执行。

5、断路器和隔离开关闭锁回路应直接用断路器和隔离开关的辅助触点。断路器和隔离开关的状态，应以现场实际检查为准列入操作票，并进行相应的操作。

6、开关柜防误装置必须具备“五防”功能。成套高压开关柜五防功能应齐、性能应良好。

7、扩建的发、变电工程，电气防误装置与一次电气设备同时设计、同时施工、同时投运，新投电气设备无防误装置不允许投运。

8、应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具，为防止误登室外带电设备，应采用全封闭

（包括网状）的检修临时围栏。

9、强化岗位培训，提高运行和检修、试验人员的技术素质、要求执行持证上岗。

防止发电机损坏事故措施

为防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》[（86）电生火字193号]，《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发[1990]14号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下：

1、防止定子绕组端部松动引起相间短路。 1.1、发电机大修时，应仔细检查；

1）定子绕组端部有无磨损情况。如发现绝缘磨损，应采取措施局部补强；磨损严重者应考虑更换线棒。

2）定了绕组端部的紧固情况。紧固件和绑扎件应完好、无松动，螺母应锁紧。发现问题应及时处理或采取针对性的改进措施。

1.2、已投运的发电机，绕组端部整体模态频率在94~115HZ之间，若振型为椭圆，应采取针对性的改进措施进行端部结构改造；若振型不为椭圆，应结合发电机历史情况综合分析处理；已发现绕组端部严重磨损或松动的，应及时处理；若无明显磨损，则应加强监视。

2、防止定子绕组相间短路：调整好发电机的入口风温，防止发电机端部表面凝露和受到污染而引起表面电晕和爬电。

3、防止转子匝间短路

3.1、调峰运行发电机，应在启停过程和大修中分别进行动态、

静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以更及早发现异常。

3.2、已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺 3.3、因转子绕组匝间短路引起振动超标或转子电流明显增大时，应调整负荷使振动和转子电流减少至合格范围，并尽快安排检修处理。

3.4为准确判断转子绕组是否存在匝间短路，建议采用微分探测线圈法，确认存在转子绕匝间短路时，可用其他测试方法进一步判断故障部位。

4、防止发电机非全相运行

4.1、发电机变压器组在主断路器出现非全相运行时，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。

4.2、当发电机发生非全相，I3t大于允许值时应及时停机，抽出转子仔细检查并进行金属探伤（必要时拔下套箍检查），如发现有熔渣、裂纹或探伤结果不合格，必须得消缺后方能继续运行。

5、防止发电机非同期并网。新投运机组、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及把手等）进行过改动或设备更换的机组，在第一次并列前必须进行以下工作：

5.1、对同期回路进行全面细致的核查，尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应进行校验。

中的积留内容，保证该操作员站稳定工作。

2.4、 应制定相应的软件管理制度，规范DCS系统软件和应用软件的管理。软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对原软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中。

2.5、 应定期对DCS系统文件进行备份，备份工作应指定专人负责。备份后的文件或磁盘应注明备份日期及内容，并妥善保存。

2.6、 应制定相应的防病毒措施，尤其应注重对以WINDOWS为平台的控制系统进行病毒防护。应保证在DCS系统上使用的软盘未在其他地方使用过，避免磁盘的交叉使用。

2.7、 应对运行人员加强培训，针对各厂的DCS系统制订出运行人员操作的注意事项。运行人员应避免在屏幕或各种画面上进行无谓的点击或操作。

2.8、 运行人员应熟悉所调用画面的信息量。对于动态点多，通讯量大的画面，在画面完全显示出来前，应避免其他操作。

2.9、 应制订工程师站的上机制度，未经授权不能进行任何组态修改。对于工程师站的上机人员和修改的内容要进行登记和记录。

2.10、值长站应进行流程监视，不应执行其他无关的程序。 2.11、 运行中的DCS系统，应有足够的备品备件，以备DCS系统部件出现无法修复的故障时进行更换。

2.12、 应加强巡回检查，保证后备硬手操或停机停炉按钮安全可靠，防止DCS系统失灵后，后备硬手操无法以可靠工作而导致事

故扩大。

2.13、 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、通讯、电源等故障时，应及时通知运行人员，并迅速作好相应对策。

2.14、 应定期对DCS系统外接设备（如打印机、拷贝机、鼠标等）的工作状态进行检查，发现缺陷及时处理。

2.15、 DCS系统运行后，若有其他的控制系统或控制装置需要和DCS系统连网或通讯，则应召集有关技术人员充分论证连网或通讯的可靠性，避免外接系统引起DCS系统故障。

2.16、 加强对DCS的日常维护，建立各类卡件故障档案，定期统计、分析故障原因；要从技术档案，运行数据中挖掘出有实用价值的信息来指导DCS的维护、检修工作。

2.17、 严格控制电子室的环境条件：温度、湿度、洁净度，禁止无关人员随意出入。

3、 DCS系统失灵后的紧急处理措施

3.1、应根据所用DCS系统的实际情况，制定操作员站、工程师站重新启动的详细步骤和注意事项。并培养数名对重启步骤和注意事项相当熟悉的人员，当操作员站或工程师站需要重启时，应安排这些人员进行操作。

3.2、 当单台操作员站出现死机时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时立即对该台操作员站时行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.3、 当炉侧或机侧的操作员站全部死机时，应停止重大操作，并立即对操作员站进行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.4、 当全部操作员站死机时，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维护机组正常运行，同时检查控制器，若控制运行正常，则对所有操作员站进行重启，若重启后故障无法排除，则视当时情况决定是否停机停炉，并立即处理。

3.5、 当工程师站死机时，运行人员应加强对操作员站的监视，同时避免重大操作，并立即按照工程师站的重启步骤或注意事项进行重启，若重启后故障无法排除，则应立即进行处理。

3.6、加强对现场控制单元或控制器的巡回检查，若控制器故障，切换至手动操作。

3.7、调节回路控制器或电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障根据处理情况采取相应措施。

3.8、 当DCS系统出现通讯故障时，应首先检查通讯线路的接头是否松动，再检查通讯程序是否运行正常，若故障无法排除，则应视故障的程度决定是否停机停炉。

4、 防止热工保护拒动 4.1、 加强保护投切的管理工作

4.1.1、 保护的投入和切除必须严格执行《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》和《新疆电力公司热控技术监督条例》中的有关规定，保护的投入率必须达到100%。

4.1.2、对于保护系统存在的问题应高度重视，不完善或存在问题的保护系统应在资金和人员上予以保证，及时完善或解决保护系统中存在的问题。

4.1.3、 运行中的保护装置，如确因检修、消缺等需要退出时，应经总工程师批准，同时应尽快消除缺陷并尽快将切除的保护装置投入运行。

4.1.4、应制定保护切投的详细措施和注意事项，进行保护切投时要一人操作一人监护，同时要对保护切投的时间、内容等进行详细的登记和记录。

4.1.5、 运行中或检修时如果保护定值需要修改，必须由有关部门事先提出书面申请，经厂总工程师批准后，由热工人员进行，并通知有关人员验收，经验收确认后方可投入运行。

4.1.6、应严格执行煤粉锅炉应装设灭火保护装置的规定。 4.1.7、接插件是控制及保护信号连接的重要器件，选用不当或时间一长会带来或出现如接触不良、脱落、锈蚀等问题。因此要尽可能减少插头、插座式连接方式。

4.1.8、 应重视和加强保护系统的更新改造工作。对于老化和落后的保护装置，各厂应认真考虑采用新技术、新设备改造老旧保护系统，提高保护系统的可靠性。

4.2、加强保护系统的运行维护及定期试验，防止保护拒动。 4.2.1、应加强对保护系统的巡回检查，发现问题及时处理。保护系统的电源必须稳定可靠，电压波动不得大于±5%。

4.2.2、应保证保护系统一次元件的完好性，保证一次元件取样管路畅通，无堵塞、积灰等现象。

4.2.3、机组大小修时应对保护定值进行核实检查，对保护系统的测量元件进行校验。

4.2.4、与保护相关的测量元件取样管路检修后，风烟系统取样管路应进行彻底吹扫，汽水、油取样管路应进行冲洗，并保证管路的严密性。

4.2.5、机组检修后启动前必须对所有保护进行静态试验，以检查保护装置、保护逻辑、保护定值等是否正常。

4.2.6、 应定期进行灭火保护的动态试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验的时间间隔不得超过三年。

4.2.7、 对于独立配置的灭火保护装置，应保证装置本身完全符合相应技术规范的要求，电源必须可靠稳定，同时应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

4.2.8、应加强对锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。

4.2.9、严禁随意退出火焰探头或连锁装置，确因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。

4.2.10、应加强对汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）的巡回检查，所配电源必须可靠，输出继电器必须可靠。

4.2.11、汽轮机超速、轴向位移、低油压、低真空等保护每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及

8.4、对色谱分析发现可能存在潜伏性故障的变压器，在运行情况下可作如下检查：

1） 2） 3） 4）

检查铁心外引接地线中有无环流；

取本体油样进行微水分析，耐压试验或tgδ测量； 检查气体继电器中气体成分与含量；

大负荷时，用红外测温检查套管及变压器外壳有无局部过

热；

9、铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施，例如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。

10、当轻瓦斯保护发出讯号时，要及时取气样进行检验，判明气体成分，并取气样和油样作色谱分析、查明原因。如果判明瓦斯气样为可燃性气体，而且瓦斯保护在短期内连续发讯号时，则应申请将变压器停运。

11、采取有效措施，减少变压器外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。

11.1、电缆出线故障多为永久性故障，因此不宜采用重合闸。 11.2、容性电流超过10A的10kV和35kV不接地系统，应装设自动跟踪补偿功能的水弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。

11.3、要及时按污区等级调整变电站外绝缘爬距，加强污秽清扫，

加强防雷措施和防止误操作，防止污闪，雨闪和冰闪。特别是变压器的低压侧出线套管，应有足够的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。

11.4、加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等，防止小动物进入造成短路和其它意外短路。

11.5、降压变压器在运行中遭受出口或近区短路冲击后，应及时进行色谱分析和绕组变形测试，并与原始记录比较。当判明变压器线圈无故障后，方可正常投运。升压变压器在运行中遭受出口或近区短路冲击后，应及时进行色谱分析并应尽快安排绕组变形测试。

11.6、采用分裂运行及适当提高变压器短路阻抗，加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。

12、防止套管存在的问题

12.1、套管安装就们后，带电前必须静放。110kV、220kV套管静放时间不得少于24小时。

12.2、对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前应时行局放试验，额定电压下的介质试验和油色谱分析。

12.3、事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。

12.4、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。

12.5、套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。

13、加强互感器的运行管理

13.1、对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。

13.2、应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器；对介损上升或怀疑存在严重缺陷的互感器，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，以查明原因。全密封型互感器，当油中气体色谱分析仅H2 单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视，如监视数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理。当发现油中乙炔存在时，应立即退出运行。

13.3、运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖变化时，表明内部异常或发生故障，应立即退出运行。

13.4、为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线，当运行方式不能满足要求时，应采取其它措施，如更换为电容式电压互感器等。

13.5、为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。

13.6、为避免油纸电容型电流互感器底部事故扩在影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。

防止开关设备事故措施

为防止高压开关事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》（发输电[1999]72号）等有关规定，并提出一下重点要求：

1、加强对高压开关类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，明确各级高压开关专责人员及其职责。严格按有关规定对新购高压开关类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、调试阶段，投产时不遗留同类型问题。

2、选用的高压开关设备应是通过鉴定并取得运行经验的定型产品。对于高压开关新产品必须按有关规定进行申批方可挂网试运行。

3、严格执行电气装置安装工程放工及验收规范，认真执行交接试验规程和预防性试验规程，

4、必须采用五防装置齐全、运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用。

5、新建变电站6-35kV开关柜内采用的真空断路器必须是本体机构一体化的产品。柜内真空断路器出线侧应装有合成硅橡胶外套的氧化锌避雷器，安装位置应在CT、隔离刀闸外侧，其技术参数应满足《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）的要求。

对于真空断路器应积极开展真空度测量工作，对真空度降低到规定值以下或已到寿命期的真空泡应及时进行更换。

6、根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。

7、为防止单相弧光接地过电压引发开关室短路事故，对6~35kV中性点不接地系统应根据系统变化情况及时进行电容电流测试，若电容电流值达到或超过标准规定值，应改为经消弧线圈接地系统。对已是消弧线圈接地系统应保证消弧线圈正确投入，可靠运行。

8、开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍相对地外绝缘的要求，否则应采取涂防污涂料或加装伞裙等技术措施，未采取技术措施的应加强清扫工作。位于雷电活动频繁地区的变电站，110kV及以上电压等级线路开关出线侧可加装避雷器，以防止雷电侵入引起开关断口击穿。

9、加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩和空气过滤器，定期排放储气罐内积水，做好空气压缩机的启动次数记录，并注意启停时间。

10、手车柜检修时，应保证插入触头安装位置准确，压力适当。在手车柜每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝在合闸位置推入手车。

11、对新安装投运行的开关设备必须符合防污等级要求；对在运设备应根据现场的污秽程度，采取有效的防污闪措施，预防套管，支持绝缘子闪络、爆炸。

12、应保证各种直流操作电源可靠供电，尤其要保证电磁机构合闸电磁铁线圈通电时的端电压不得低于标准要求。定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好。

13、采取有效措施防止因老鼠、蝙蝠等小动物进入开关室而引起

的开关柜内的短路事故。对于高压配电室，可考虑加装加热保温设备和通风防潮设备，冬季启动加热保温设备，保证室内温度不能过低，防止开断事故的发生；夏季多雨季节启动通风防潮设备，防止因凝露而导致的绝缘事故。

14、开关设备应按规定的检修周期、实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，各运动部位应保持润滑，户外机构要注意在冬季或低温季节采取保温措施，防止断路器拒分、拒合、误动和慢分以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的渗漏油。在风沙大的地区，应对户外开关机构箱、端子箱采取防风沙措施。

15、长期处于备用状态的断路器应根据季节或负荷变化情况，安排进行分、合操作检查及低温下的操作试验。

16、隔离开关应按规定的检修周期进行检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止恶性事故的发生。

17、结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构，机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与运行的可靠性。

18、充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。对于密度继电器，应安装在合适的位置，保证其与断路器本体处于相同或相近的环境温度下运行，防止因两者温度差过大而引起的误发信号和开关闭锁现象的发生。

防止接地网事故措施

为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）、《电力设备预防性试验》（DL/T596-1996）和《电气装置安装工程接地装置施工验收规范》（GB50169-92）以及其它有关规定。

1、根据本地区系统发展及短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量。一般情况下，对运行10年及以上的变电站的接地装置应进行开挖，检查接地体腐蚀程度，特殊土壤情况可考虑缩短开挖周期，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。

2、设计时应吸取接地网事故的教训，改进和完善接地网设计。对不采用防腐措施处理的接地体应按年腐蚀率0.1~0.2mm/年，增加接地扁铁载面尺寸，接地网寿命按30年计算。对接地装置腐蚀严重的枢钮变电站宜采用铜质材料的接地网。电缆沟中的接地体不能起到地中散流作用，设备引下线应直接与土壤接地体相连。

3、接地网作为隐性工程应实行从设计审查，施工监督至试验验收的全过程管理。

4、接地装置的焊接应采用搭接焊，搭接长度不小于扁铁宽度的2倍或园钢直径的6倍，保证短路电流可靠流散，焊接部位应进行防腐处理。各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应多点连接。

5、110kV及以上变压器中性点确定为直接接地运行的或有可能

直接接地时，其中性点应有两根与主接地网在不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线截面应符合热稳定的要求。具有二次控制线的设备斥设备架构宜有两根与主接地网在不同地点连接的引下线，且每根接地引下线截面应符合热稳定的要求。

6、变电站控制室地网除通过电缆沟中接地带与主网连接外，还应至少有两根接地体通过土壤与主接地网相联。

7、同一接地网的接地体埋入土中深度应基本一致。水平接地体敷设时不得有硬弯，可能时扁铁应立放。为防止微电池腐蚀接地体，同一接地网回填土要均匀无杂质。

8、对于各类变电站，原则上不宜在高压电气设备区内进行绿化工作，已有的绿化树木应移至设备区外，防止因绿化工作造成设备接地体的快速腐蚀。对设备区内各类构架的入地及露出地面40cm 范围部分应采取有效的防腐措施。

9、对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。接地引下线的导通检测工作应每年进行一次。应积极开展接地网不同点电位测量，来判断接地体腐蚀程度的工作。

10、为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110~220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压小于等于185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核。

防止污闪事故措施

为降低输变电设备的污闪跳闸率，杜绝220kV主网架的污闪停电事故和电网大面积污闪停电事故；最大限度地降低输变电设备的污闪跳闸率，110kV线路污闪跳闸率应降低到0.1次/百公量·年以下。应严格执行国电发[2001]560号《关于做好今冬明春电网防污闪工作的通知》和调网[1997]91号文件《加强电力系统防污闪技术措施》等国家电力公司和新疆分公司下发的有关规定，以及新疆分公司的电力系统污区分布图的规定要求，并提出以下重点要求。各生产管理部门、以及输变电工程设计、基建、供应等部门的防污闪技术工作均应严格执行。农用、地方电厂、自备电厂、电力用户的输变电设备的防污闪技术工作应参照执行。

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。应按照新疆电力分公司颁发的《新疆电力防汽闪技术管理技术管理条例》中的第2条防污闪工作网的组织机构和职责分工的规定，建立防污闪管理体系和确定各级防污闪专责人的具体职责。

2、严格执行能源办[1993]45号《绝缘子质量全过程管理规定》要求，加强盘形悬式瓷绝缘子、玻璃绝缘子、合成绝缘子产品的订货、运输、安装、运行维护的全过程管理，保证系统安全运行。

3、坚持定期污秽调查和运行巡视，及时根据污源变化情况采取防污闪措施和完善污区分布图，做好防污闪的基础工作。对输变电设备外绝缘的表面盐密测试应由一年测试过度到测量绝缘子饱和盐密值。

5、运行输变电设备外绝缘的调爬应依据修订后的污区分布图进行。变电站应防止变压器出口处设备外绝缘的闪络。特别是主力发电厂。污秽地区变电站应将刀闸支柱瓷瓶、母线支柱瓷瓶和母线悬式吊串瓷瓶更换为防型绝缘子或合成绝缘子。配置防污型设备时，除考虑爬电比距外还应考虑爬电比距外还应考虑爬电比距的有效利用系统。

6、合成绝缘子的质量全过程管理应按调网[1997]93号《合成绝缘子使用指导性意见》进行。运行中应加强在恶劣气象条件（雨、雾、雪、雪淞、雾淞等）下合成绝缘子运行状况的巡视工作。

8、对没有使用涂料的变电设备和仍使用瓷或玻璃绝缘子的线路，应有计划的重点清扫。为了保证清扫质量，应按《新疆电力防污闪技术管理条例》中的7.4条进行。

9、严格执行110KV及发、变电站盘形悬式瓷绝缘子2年一次定期检零、低值绝缘子的监测工作。提高监测的准确性，发现零、低值绝缘子应及时更换；做好运行中瓷绝缘子年劣化率、钢化玻璃绝缘子年自爆率的统计分析。在投运后前三年的平均年劣化率大于0.3%，或在运行若干年后平均年劣化率大于1%、或机电强度明显下降时，应及时上报处理。

10、户内设备绝缘配置符合《户内设备技术条件》，在潮湿地区或易凝露地区的应提高设备外绝缘配置水平。运行中应适时进行清扫。

11、在大鸟活动频繁地段的线路应采用有效措施防止鸟害闪络事故。可采用在横担上加装防鸟刺、挡板，合成绝缘子上端第一个伞采

用加大伞裙等措施。但措施的效果与防鸟刺、挡板、大伞裙的直径有关，一般直径小于70cm。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/h0i8.html