南方电网反事故措施Word格式文档下载.docx

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6.4防止安自专业事故

6.5防止电力监控系统网络安全事故

7防止计量类设备事故

7.1防止计量类终端事故

附录：

《南方电网公司反事故措施（2017年版）》中已终止的25项反措清单

1.1 

公司反事故措施（简称反措）主要涉及电网运营中设备选型、材质选择、设计、施工、安装及更新改造等技术性预防事故措施，可通过改进管理手段而不涉及技术特性的预防事故措施不纳入反措畴。

1.2 

公司反措适用于存量设备和增量设备。

公司反措一经发布实施，即对全公司具有约束性，无强制性和推荐性之分，公司系统各单位应严格执行。

1.3 

公司反措发布后，各分子公司应组织地市级单位在1个月排查每项反措所涉及的存量设备、系统和项目，编制地市级单位的总体反措工作计划，并结合实际情况细分编制地市级单位年度反措工作计划，年度反措工作计划应纳入生产综合计划管理。

各级单位应高度重视，精心组织，有序实施，按期完成。

对需要发生资金的反措工作计划，列入年度技改、修理项目计划。

技改、修理预算必须首先保证反措资金。

对于重大反措且完成时间要求比较紧急的项目，可按照公司生产项目管理办法中应急项目管理要求组织实施。

1.4 

反措发布后，各级单位应按Q/CSG211006-2018《中国南方电网XX公司反事故措施管理办法》及时开展新建、在建未投产工程的设备采购标准更新、工程设计变更、施工工艺调整，以及完善相关的运维工作要求。

各级安全监管部门应将反措工作计划实施情况纳入安全检查容。

各级物资部门应在物资采购合同中明确反措实施工作中有关供应商的责任机制。

1.5 

反措发布后，三年应将反措纳入相关标准进行固化，例如装备技术导则、设计标准、技术规书等。

每项反措在纳入相关标准固化之后，方可终止。

1.6 

反措终止后，总体反措工作计划尚未完成的，应持续组织该项反措的总体反措工作计划的实施。

1.7 

本文中时效性要求明确为“有效期至下次公司反措发布时”，是指该条文将长期实施执行，待下次反措发文时，通过评估条文实施执行情况，再次明确条文将继续实施执行或终止；

时效性要求明确改造时间的，应在限期完成改造。

1.8 

公司系统在抓好本反事故措施落实的同时，要严格按照国家能源局于2014年4月印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的要求，做好落实执行工作。

1.9 

自本反措发文实施之日起，原“南方电网公司反事故措施（2017年版）”终止执行。

1.10各分子公司应组织新近接收的单位（如县级子公司），依照公司所有版本（含终止）反措进行梳理、整改。

2 

防止变电类设备事故

序号

反事故措施

时效性要求

首发年份

2.1.1

变压器交接、大修和近区或出口短路造成变压器跳闸时应进行绕组变形试验，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。

禁止变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。

对判明线圈有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。

有效期至下次公司反措发布时

2017

2.1.2

6.0级以上地震危险区域的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

2.1.3

新建直流工程换流变压器投运前应逐台进行局放试验。

2.1.4*

对公司围MWB公司生产COT550-800、COT325-800型套管（包括220kV、110kV主变110kV侧，及220kV、110kV主变中性点套管）进行检查及改造，2017年12月31日前完成（存量设备）改造。

改造要求如下：

检查套管油位及表面渗漏情况，测试套管端部与导电杆等电位连接，开展套管预防性试验；

检查电缆接线柱上的橡胶垫圈、碟形弹介、注油塞、取油塞及套管定位销状态；

室外运行主变应加装套管防雨罩。

2.1.5

落实HSP公司500kV油纸电容式高压交流套管反事故措施：

1、加强对HSP公司500kV油纸电容式变压器套管的日常巡视，每月至少红外成像一次，并对红外图像进行对比分析，及时发现缺陷。

2、每年度测量一次该类型套管的电容和介损值，并仔细与出厂值和历史测量值进行比对分析，对电容量变化超过2%的应取油样进行色谱分析，电容值变化率超过3%的必须予以更换。

介损值如有突变或介损超过0.5%时，应查明原因。

3、加装了套管在线监测装置且监测量稳定的，可按照正常预试周期试验。

2.1.6

针对运行超过15年的110kV及以上主变，应根据每年核算的主变可能出现的最大短路电流情况，综合设备的状态评价结果，对主变抗短路能力进行校核，对于最大短路电流超标的主变，应及时落实设备风险防控措施。

2.1.7

110kV及以上变压器配置直流偏磁抑制装置要求如下：

1、若变压器运行中实测中性点直流偏磁电流超过允许值（500kV变压器每相为10A、110kV和220kV变压器每台为10A），则应配置直流偏磁抑制装置；

如未超过允许值，但变压器存在噪声、振动等异常情况，经技术评估认为有必要的，可配置直流偏磁抑制装置。

2、对于新建/扩建主变，宜进行直流偏磁电流计算评估。

若计算评估的直流偏磁电流超过允许值，则应配置直流偏磁抑制装置。

3、对于可能受城市轨道交通（如地铁）影响的主变，经专题研究后认为有必要时可配置直流偏磁抑制装置。

4、新建室变电站应预留装置安装场地。

2.1.8

落实针对ABB生产的GOE型500kV套管反事故措施：

1、缩短套管介损测试周期：

0.8%>

tgδ>

0.3%，每年复测套管的电容及介损，分析介损变化趋势，与出厂值对比增量超过30%时，取套管油样分析，存在异常时更换套管；

2、套管电容量测试：

电容量变化未超过3%，一个预防性试验周期不少于2次，间隔不大于18个月；

电容量变化超过3%更换套管处理。

3、对油色谱普查存在异常的套管，应立即组织更换；

油色谱检测未发现异常的套管，应在预防性试验中增加套管油色谱分析试验测试项目。

套管取油样过程中要严格控制套管受潮风险。

4、套管顶部取油后应严格按照厂家取油作业指导书进行恢复密封，注意密封螺栓的锥形弹簧垫片方向应为凹口向下。

2.1.9

对于运行年限超过15年且使用石蜡基油的110kV及以上电压等级的变压器，进行热油循环前应先进行排油并清理变压器底部油泥，防止油循环污染线圈。

2.1.10

新采购的110kV及以上电压等级油浸式变压器（电抗器），在安装完成后应对变压器（电抗器）整体及分接开关开展密封检查试验，试验方法按照DL/T264《油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则》开展。

2.2.1

对运行中的干式空心电抗器，其表面有龟裂、脱皮或爬电痕迹严重现象的，应进行全包封防护工艺技术处理。

2018

2.3.1

电磁式电压互感器谐振后（特别是长时间谐振后），应进行励磁特性试验并与初始值比较，其结果应无明显差异。

严禁在发生长时间谐振后未经检查就合上断路器将设备重新投入运行。

2.3.2

针对电力电容器厂生产的TYD500/√3-0.005H型电容式电压互感器（2000年前出厂），需加强运行中二次电压监测及电容量测试，当电容量变化超过3%时，应及时进行更换。

2.3.3*

对于思源赫兹互感器生产的LVQBT-500型电流互感器（2013年前出厂），其密度继电器报警线进出孔未封堵的，应及时进行封堵处理。

2.3.4*

对由MWB互感器生产的TEMP-500IU型CVT，应分轻重缓急，分期分批开展CVT电容器单元渗漏油缺陷进行整改，2017年年底前完成（存量设备整改）。

对暂未安排整改的CVT应加强运行巡视，重点关注渗漏油情况。

新建工程不允许采用未整改结构的同类产品。

2.3.5*

对于由MWB互感器生产的SAS245型号电流互感器（2001年前出厂，采用石墨防爆膜），应分轻重缓急，分期分批开展防爆膜更换及整改工作，2017年年底前完成（存量设备整改）。

2.4.1

新建的厂站，设计配置有两套蓄电池组的，应使用不同厂家的产品，同厂家的产品可根据情况站间调换。

2.4.2*

各单位对运行5年以上的“蓄电池组核对性充放电试验和阻测试”的历史数据进行分析，最近一次核对性充放电试验中未保存放电曲线的需补做并保存曲线。

2.4.3

蓄电池组配置电池巡检仪的告警信号应接入监控系统。

2.5.1

对平高东芝公司252kVGSP-245EH型GIS断路器机构换向阀及分合闸线圈进行更换。

2019年12月31日前完成改造

2.5.2

六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备部。

并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。

为防止真空度计水银倒灌进入设备中，禁止使用麦氏真空计。

2.5.3

严格控制安装现场的环境条件，户外GIS（HGIS）的装配作业必须搭建有效的防尘围栏（帐篷）后方可进行，防尘围栏（帐篷）应配备除尘除湿、降温设施、粉尘监视仪。

作业区相对湿度大于80％、阴雨天气时，不允许装配施工；

装配施工时，作业区不得进行产生粉尘及金属微粒的工作，灭弧室安装时空气洁净度等级应达到或优于8级，其它部件安装时空气洁净度等级应达到或优于9级。

主控楼及其楼体、天面、墙体等引起扬尘的土建未完工禁止GIS设备电气安装。

2.5.4

同一组合电器设备间隔汇控柜隔离开关的电机电源空气开关应独立设置；

同一组合电器设备间隔汇控柜的“远方/就地”切换钥匙与“解锁/联锁”切换为同一把钥匙的，宜采用更换锁芯的方式进行整改。

2018年12月31日前完成关键变电站改造，其他结合停电整改。

2.5.5

针对平芝公司型号为DAM-252Q（R）C和DBM-252Q（R）C的GIS隔离开关，应每相加装一个三工位位置标识装置，2018年12月30日前完成加装工作；

针对平芝公司待投产的DAM-252Q（R）C和DBM-252Q（R）C的GIS隔离开关应按上述要求加装位置标识后方能投入运行。

2018年12月31日前完成改造

2.5.6*

1、对隔离开关分合闸位置进行划线标识。

2．在倒闸操作过程中应严格执行隔离开关分合闸位置核对工作的要求，通过“机构箱分/合闸指示牌、汇控箱位置指示灯、后台监控机的位置指示、现场位置划线标识确认、隔离开关观察孔（ELK-14型GIS隔离开关自配）可视化确认”，明确隔离开关分合闸状态。

2.5.7

由于平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关所配绝缘子部存在应力集中的隐患，会在运行中逐渐导致裂纹的出现和生长。

故应对平高2013年前投运的ZF12-126（L）型GIS线型接地开关进行更换。

2.5.8*

对所有西开公司使用CT20-Ⅳ型弹簧机构的220kVGIS进行一次专项检查，并将保持掣子的检查容加入巡视或者检修的作业指导书中。

检查要求如下：

确认断路器操作机构处于合闸储能状态，查看支持弹簧里的弹簧座，正常状态下在第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察不到弹簧座，如在支持弹簧第三节距处（弹簧第三圈和第四圈之间）观察到弹簧座，并且弹性销距销孔端面超过2㎜，则为异常状态如发现异常状态请与生产厂家联系。

2.5.9

ABB厂生产的HPL550B2型断路器手动分闸装置的分闸线存在卷入合闸机构导致断路器拒合的隐患，拆除ABB生产的HPL550型断路器的手动分闸装置。

2.5.10*

对于LW6-220型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应完成改造。

在未进行防松改造前（包括已使用旋转法兰的），必须在分合闸观察窗拉杆的联接法兰（分合闸指示）上做标记；

分合闸操作后应观察该标识是否发生左右转动位移。

2.5.11

将北开GIS断路器气室的Marsh公司SF6密度继电器逐步更换为其它可靠的密度继电器。

2.5.12

1、对运行中的新东北ZF6（A）-252型GIS设备的横式隔离开关应至少每半年开展一次特高频局部放电检测；

2、对检测发现存在局放异常的刀闸应尽快进行开盖检查及处理。

2.5.13

现代重工300SR-K1型220kVGIS隔离开关拉杆轴套和轴销存在加工精度不足的问题，容易发生悬浮放电，应进行开盖更换。

2020年12月31日前完成改造

2.6.1

西门子早期生产的双臂垂直伸缩式刀闸的传动连接均采用空心弹簧销，机械强度不够，在刀闸多次分合闸操作后出现扭曲变形，最终导致断裂，如两个弹簧销变形断裂且传动柺臂未过死点，刀闸合闸过程在重力作用下会导致刀闸合闸不到位或接触压力不够接触电阻过大导致刀闸发热，严重时会导致自动分闸，造成带负荷拉刀闸事故；

将所有西门子07年前生产的PR系列隔离开关空心卡销更换为实心卡销。

2.6.2

西电高压开关XX公司2014年12月前生产的GW10A-126型隔离开关，存在导电基作上的传动拉杆无过死点自锁装置的设计制造缺陷，当隔离开关受到短路电动力、风压、重力和地震时，隔离开关上部导电杆滚轮与齿轮盒坡顶的位置会产生偏离，隔离开关存在从合闸位置向分闸位置分开的可能，须对西开2014年12月前出厂的该型号隔离开关传动拉杆增加自锁装置及限位功能完善化改造。

2.6.3

对2013年前由长高生产的GW35/36-550型隔离开关锻造件关节轴承应进行更换。

2.6.4

对2008年6月1日前出厂的西高公司GW10-252型隔离开关的整个导电部分进行更换。

2.6.5

对35kV及以上隔离开关垂直连杆上下抱箍处应加装穿销；

对于长高、泰开、西电、正泰电气生产的隔离开关，开展垂直连杆与抱箍进行穿芯销固定改造，穿芯销固定的方式采用非完全贯穿型穿芯销钉固定的方案，穿芯销采用实心卡销方式，以方便日后对隔离开关进行微调；

对于其它厂家生产的隔离开关，联系厂家进行检修处理。

结合停电检修完成改造。

2.7.1*

因GG1A型高压开关柜属于母线外露的老式产品，对于运行时间超过10年或缺陷较多的GG1A柜应完成更换。

新建、扩建变电站工程不应采用GG1A柜型。

2.8.1

对于新建变电站的户地下部分的接地网和地下部分的接地线应采用紫铜材料。

铜材料间或铜材料与其他金属间的连接，须采用放热焊接，不得采用电弧焊接或压接。

土壤具有强腐蚀性的变电站应采用铜或铜覆钢材料。

2.9.1

严禁采用铜铝直接对接过渡线夹。

对在运设备应进行梳理排查，若采用该类线夹应结合停电进行更换。

2.9.2

新建高压室应配置空调用以控制温度和抽湿，高压室应做好密封措施，通风口应设置为不用时处于关闭状态的形式，防止设备受潮及积污。

运行中的高压室应采取防潮防尘降温措施，必要时可安装空调。

2.9.3

35kV变电站禁止采用箱式变电站。

2.9.4

主变变低10kV（20kV）侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封（可预留接地线挂点），防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。

2.9.5

新建或扩建变电站的交流一次设备线夹不应使用螺接接线夹。

2.9.6

为防止重投造成对串补装置MOV的二次冲击导致故障的发生，运行中应退出串补重投功能。

2.9.7

已经退出调度运行的载波通信通道，应及时拆除相应阻波器及结合滤波器，防止运行中因台风等自然灾害导致脱落，影响一次设备运行。

2.9.8

新建、扩建及技改工程变电站10kV及20kV主变进线禁止使用全绝缘管状母线。

2.9.9

为防止重投造成对串补装置MOV的二次冲击导致故障发生，运行中应退出串补重投功能或串补重投时间定值晚于线路重投时间定值。

2.10.1

500kV变电站站用交流低压母线备自投方式应采用单向自投方式（即站外电源对站电源备用，而站电源不对外来电源进行备用）。

2.10.2

若变电站站用电保护或380V备自投具备跳进线380V断路器功能，站用低压侧380V开关应取消低压脱扣功能。

2.10.3

GIS（HGIS）设备间隔汇控柜中隔离开关、接地开关具备“解锁/联锁”功能的转换把手、操作把手，应在把手加装防护罩或在回路加装电编码锁。

3 

防止输电类设备事故

3.1.1

中、重冰区的220kV及以上线路、110kV重要线路应具备融冰功能，且线路两侧均应配置融冰刀闸，固定式直流融冰装置所在变电站应配置覆盖所有需融冰的110kV及以上线路融冰母线。

具备改造条件的在运线路或变电站于2018年12月底前完成改造。

2018年12月底前完成改造

3.1.2

110kV及以上输电线路因舞动发生过相间放电的区段，应采取安装线夹回转式间隔棒、相间间隔棒等有效的防舞改造措施；

对于舞动频繁区段，宜安装舞动在线监测装置加强监控。

不满足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.3

10mm及以上冰区且为c级及以上污区并发生过冰闪的线路，导线悬垂串宜采用V型、八字型、大小伞插花I型绝缘子串、防覆冰复合绝缘子等措施防止冰闪。

3.1.4*

随输电线路架设的已退运ADSS光缆应尽快拆除，2017年12月底前完成（存量设备整改）。

3.1.5

110kV及以上运行线路导地线的档中接头严禁采用预绞式金具作为长期独立运行的接续方式，对不满足要求的接头应于2018年12月前改造为接续管压接方式连接。

在接头未改造前，现场应加强红外测温，发现异常立即处理。

3.1.6

新建110kV及以上输电线路采用复合绝缘子时，绝缘子串型应选用双（多）串形式。

运行线路更换单串复合绝缘子时参照执行。

3.1.7

110kV及以上输电线路跨越铁路、高速公路，跨越档的水泥杆、拉线塔应更换为自立式铁塔。

3.1.8

输配电线路跨越铁路、一级及以上公路、临近加油站跨越点以及存在事故风险的500kV及以上输电线路间交叉跨越点，执行《南方电网输配电线路交叉跨越专项反事故措施》（南方电网生技[2017]22号）。

长期有效

4 

防止直流类设备事故

4.1.1

新建直流工程阀厅应配置换流阀红外在线监测系统，系统应能够覆盖全部阀组件，并具备过热自动检测、异常判断和告警等功能，确保阀厅发热类缺陷及时发现。

4.1.2

新建直流工程阀塔积水型漏水检测装置若需投跳闸功能，则跳闸回路应按“三取二”原则配置，防止单一回路故障造成误动或拒动。

4.1.3

新建直流工程阀厅每个阀塔均应预敷设各类型光纤的备用光纤。

4.1.4

新建直流工程每个阀塔应配置冗余的进出水压差传感器，具备实时监测进出水压差功能。

压差传感器应安装于阀塔设备外侧，靠近阀厅巡视走廊处，并应经独立阀门与管路连接，方便检修维护。

4.1.5

新建直流工程阀控系统应实现完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均应能够在换流阀不停运的情况下进行更换等故障处理。

4.1.6

新建直流工程每个单阀中必须增加一定数量的冗余晶闸管。

各单阀中的冗余晶闸