佛山供电局反事故措施.docx

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佛山供电局反事故措施

佛山供电局2007年反事故措施

一、防止误操作事故

1、严格执行南方电网公司颁布的《电气工作票技术规范》和《电气操作导则》，严禁违规操作。

2、严格执行公司颁布的《防止电气误操作闭锁装置管理规定》，切实加强防止电气误操作装置的运行维护管理，确保防误装置的正常运行。

强化解锁管理，加强操作解锁率的统计和考核。

推广使用有编码选择性的解锁钥匙。

1、～2、点实施要求：

实施要求：

（1）各单位组织认真学习南方电网公司颁布的《电气工作票技术规范》、《电气操作导则》和广东电网公司颁布的《防止电气误操作闭锁装置管理规定》，在工作中严格执行，并对照工作中存在的不足，加以整改。

（2）变电一部、变电二部积极做好五防装置的日常维护和检修工作，努力实现“零解锁”的目标。

必须进行解锁操作的，须报经部门主管运行的副主任同意后才能解锁。

（3）变电一部、变电二部在2007年5月前对变电站控制屏KK把手没有接入五防接点进行完善改造，作为防止误分合断路器的一种措施。

3、规范网内变电站接地桩设计、施工的管理，凡采用微机五防或以综合自动化实现五防的变电站在2007年内完成接地桩加机械编码锁的改造，并纳入五防逻辑管理。

实施要求：

1、加快变电站微机五防和综合自动化的改造步伐，2007年底前完成110kV海北等16个变电站的微机五防改造工作（见附表1），并按要求完善相应的五防逻辑。

2、将接地桩的管理纳入五防管理，变电一部、变电二部认真核实，在2007年6月前完成接地桩完善和安装机械编码锁的改造。

新建、扩建变电站的接地桩也按照此要求进行设计、安装、施工、验收。

4、加大技改力度，完善10kV开关柜的闭锁功能。

高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。

开关柜出线侧宜装设带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能。

实施要求：

（1）执行新编的《佛山供电局10kV开关柜订货技术规范书》，按广东电网公司要求明确有关五防技术要求，严格按“技术规范书”验收把关。

（2）对1990年前投运的GG1A柜和落地小车柜应予更换，对于运行十年左右缺陷较多的GG1A柜应逐步安排更换。

（3）新建的变电站不再采用GG1A柜。

（4）2007年底前完成220kV红星站、高明、大良、南海站和110kV海北、沙涌、大榄、官窑、沥北、白坭、丹灶、富湾及均安共13个变电站10kV开关柜全工况改造技改项目。

5、对于110kV和220kV线路的线路侧地刀，宜采取特殊标示，以示区别。

实施要求：

变电一、二部按《变电站安健环设施标准》（Q/CSG10001-2004）检查所辖变电站，不符合要求的于2007年底前完成整改。

二、防止雷害事故

1、加强雷击跳闸的分析统计工作，规范雷击跳闸的事故过程汇报方式，以分清雷击的类型，雷击杆塔的形式和周围环境，为防雷工作积累基础数据。

实施要求：

（1）输电部应及时更新雷电定位系统杆塔坐标的数据，并在新架空线路投运或杆塔位置变动一周内,完成杆塔坐标录入工作。

（2）每次线路雷击跳闸后，输电部应进行故障杆塔反击耐雷水平（根据杆塔接地电阻、塔型等）计算，分辨雷电绕击和反击形式，做细雷击分析工作，采取有针对性的防范措施，并将情况分析后报生技部。

（3）生技部做好年度雷电活动情况分析及防雷工作总结。

2、按DL/T741《架空送电线路运行规程》的要求，做好线路杆塔接地电阻的测量和维修工作。

实施要求：

2007年底前完成线路杆塔接地电阻不满足要求的地网整改工作。

3、根据南方电网“十项反措”中要求：

变电站内正常方式热备用的线路应在线路侧安装避雷器，在雷电活动频繁的地区，线路侧均应安装避雷器，防止因雷击跳闸期间再落雷打坏已跳开的断路器断口。

实施要求：

（1）输电部应根据佛山供电局2007年度夏运行方式要求，对于尚未安装避雷器的热备用线路的开环点，应于10月底前加装线路终端避雷器（根据调度中心2007年迎峰度夏运行方式确定清单）。

（2）新建110kV、220kV变电站设计时，应在雷电活动频繁的地区出线间隔的线路侧配置避雷器。

（3）2007年底前完成三水地区的变电站线路侧安装避雷器改造工作（见附表2）,具体资金在大修、技改项目安排。

（4）由生技部、试验研究所组织对运行中变电站、杆塔计算落雷密度，有针对性加装电站型或线路型避雷器。

三、防止污闪事故

1、做好500kV输变电设备的防污闪工作，结合线路的停电进行绝缘子测零、清扫工作。

实施要求：

输电部坚持对500kV输电线路污秽严重段的绝缘子逢停必扫。

并有计划的安排重点线路的停电清扫工作。

2、加大220kV、110kV线路的调爬力度，提高输电线路的爬距合格率。

实施要求：

（1）输电部应根据广东电网公司最新发布的污区分布图，认真核对线路爬距，对爬距不满足要求的线路应该立即立项调爬。

（2）严格执行广东电网公司《广东电网公司防污闪调爬工作的指导性意见》，全面完成2007年的调爬工作。

3、做好污源调查，及时更新污区分布图，结合气象条件做好污秽预警工作。

实施要求：

（1）由试验研究所负责组织开展盐密与灰密的测量工作，并按照《广东省电力系统污区分布图修订管理办法》的要求上报测试结果。

（2）输电部、变电一部、变电二部应掌握管辖线路或变电站周边环境、污源变化情况，发现有导致局部区域污秽等级发生改变的重大变化，应立即提出对污区分布图进行局部修改的建议。

4、推进变电站带电水冲洗工作，开展输电线路带电水冲洗工作。

实施要求：

（1）坚持开展变电站带电水冲洗工作。

在雨雾季节来临前，完成78座积污较严重的变电站带电水冲洗工作。

（2）带电水冲洗时应严格执行《广东电网公司带电水冲洗作业实施细则（试行）》。

（3）继续开展“高压输电线路带电水冲洗”和“架空输电线路绝缘子自然积污特性”的研究工作。

条件成熟后选取几条积污严重的线路开展带电水冲洗工作。

5、开展泄漏电流和盐密在线监测工作。

实施要求：

（1）生技部组织做好“输电线路绝缘子自然积污特性研究”科技项目的数据采集工作，为项目积累数据、开展分析作好准备。

（2）输电部根据06年度实施情况，做好220kV紫红乙线绝缘子污秽在线监测的系统运行及数据收集，生技组织做好数据分析工作。

四、防止系统稳定破坏和大面积停电事故

1、加强无功设备的运行维护管理，及时发现、消除设备缺陷，提高设备可用率，无功设备可用率应达到92％以上。

实施要求：

（1）重视电容器的运行管理，特别是迎峰度夏期间，当变电站一组电容器因缺陷退出运行时，应上报生技部专责。

（2）每个变电站应按同型号电容器、熔断器10%的余量配置备品备件。

（3）工程管理部门要督促施工单位严格按照电容器组安装工艺进行安装，保证安装质量，运行部门验收时严格把关。

（4）加强电容器室通风设施的维护工作，保证电容器运行温度不超过40℃，特别当日均气温达到30℃时，通风设施应全部全天开启。

（5）对无功补偿设备出现的新问题进行分析和研究，做好电容器组故障的分析、谐波监测和电容器损坏机理分析研究工作。

（6）全面核查电容器组的电力电缆，对电力电缆载流量不符合要求的全面整改。

2、加强无功调度管理，及时投退无功补偿设备。

实施要求：

调度中心应按照无功分层分区平衡原则，根据负荷变化和电压运行状况，及时调整调压装置和无功补偿装置。

并着力解决好VQC装置定值整定和闭锁失灵问题，防止开关频繁的动作对电容器组的冲击。

3、加大技术改造力度，逐步更换由于变比不合理导致无功设备不能投入的变压器。

加快已安排更换电容器组项目的实施，完善无功补偿配置。

实施要求：

2007年底前完成220kV红星等14个变电站增加电容器组工作（见附表3），具体资金在大修、技改项目安排,使佛山电网总体的无功补偿平衡。

4、加强影响系统稳定设备的检查

1）、加强500kV变电站全部500kV串中开关的维护工作，确保迎峰度夏前完成开关机构缺陷的消缺。

实施要求：

（1）变电一、二部、试验所要按照《防止500kV开关拒动反事故措施》（佛电生〔2005〕61号）的要求，加强500kV串中开关的巡视维护和试验工作，对500kV西江站500kV开关机构因分、合闸一、二级阀的质量问题，造成打压频繁的问题，举一反三，进行不定期检查，做好备品备件的购置和储备工作。

（2）对在建中的500kV顺德变电站，工程管理部门要通知厂家及时改进，防止此类问题再次发生。

（3）变电一、二部对500kV罗洞站、西江站各完整串的线路主保护、中开关失灵保护、中开关跳闸、信号、监视等回路进行全面检查防止线路主保护误动，防止中开关拒动，防止中开关失灵保护拒动。

2）、加强500kV主变的运行维护。

实施要求：

严格按照《关于做好广东电网500kV变压器运行重点工作的通知》（广电生【2006】62号）和《转发广东电网公司关于做好广东电网500kV变压器运行重点工作的通知》（佛电生【2006】83号）文件要求，做好500kV变压器的运行维护工作。

3）加强重要线路走廊（如：

罗北甲乙线）和500kV重要设备的运行维护。

防止由于输变电设备原因造成的大面积停电事故。

实施要求：

输电部针对500kV罗北甲乙线，制定详细的运维计划，适当调整巡视周期，并制定相关抢修预案。

度夏前在安监部指导下，重点做好线行底下与导线安全距离不足的树木修剪或砍伐工作。

5、为提高系统大面积停电后恢复供电的速度，减少电网停电损失，应完成电网“黑启动”调度实施方案的编制或修编，并在条件合适的时候进行“黑启动试验”，以使在电网事故情况下，可以按照预定方案快速启动。

实施要求：

（1）生技部应于5月31日以前对各部门上报的应急预案进行整理并发布，形成我局完整的应急预案体系。

（2）生技部应在2007年组织一次跨部门的应急事件联合演习工作。

（3）各部门应根据工作实际，系统地、有针对性地开展预案演练。

6、尽快完成500kV变电站35kV侧电容器谐波保护安装投运工作。

实施要求：

抓紧完成罗洞站#2、#3主变35kV侧电容器及谐波保护安装工作。

7、加强电网安稳控制系统建设、运行、维护管理，增加完善第二个稳控主站--鹏城站，同时继续在软件防误、硬件质量、控制策略等方面采取措施，提高装置的可靠性、安全性，切实防范误动。

实施要求：

（1）尽快加装重载220kV主变过载联切负荷装置，防止出现N-1故障时，剩余主变由于过流保护动作而导致全站失压。

（2）加强500kV线路保护定检的安全措施管理，杜绝人为因素导致的安稳系统误动作。

（3）按照《南方电网安全稳定控制系统调度运行规定（2006年版）》修编罗洞站、西江站的安稳系统现场运行规程。

五、防止继电保护及自动化事故

1、根据广东电网公司制定的广东电网光纤差动保护地址码实施方案及相关标准，在此基础上于2007年底前完成220kV及以上光纤差动保护地址码增设工作。

实施要求：

按照省电力调度中心制定的广东电网光纤差动保护地址码实施方案及相关标准，于2007年底前完成佛山电网220kV及以上光纤差动保护地址码增设工作。

2、500kV线路保护双光纤通道必须确保物理路由的相互独立性。

实施要求：

目前佛山电网的220kV及以上线路保护双光纤通道已按物理路由双互独立配置，今后基建、技改工程中应严格执行该项原则。

3、根据广东电网公司制定500kV线路保护复用载波、光纤通道接口设备有关参数的应用整定标准及相关管理规定、管理流程，参照继电保护定值管理的标准对接口设备严格管理。

做好组织协调工作，确保2006年底前完成500kV线路保护通道的“光纤+载波”或“光纤+光纤”改造工作；2007年6月30日前完成500kV线路保护64K接口改造为2M接口的改造工作。

实施要求：

佛山电网500kV线路保护通道均为“光纤+载波”或“光纤+光纤”配置，但较多线路保护使用64K通信接口。

通信中心负责，继保专业配合，在2007年6月30日前完成对500kV罗西甲、乙线两侧，以及西江站500kV江西甲、乙线的保护复用接口设备的改造。

4、今后新建、技改工程在500kV线路保护设备选型及设计方案时应考虑具备双通道接入功能。

实施要求：

严格按照广东电网公司规定执行。

5、结合广东电网继电保护故障信息系统建设工作的开展，2007年底前完成500kV变电站保护故障信息子站的建设工作。

实施要求：

调度中心负责，变电一部、变电二部配合，按照上级制定的工作方案实施。

6、各单位应制定完善自动化系统故障处理流程、抢修预案和应急措施，明确各有关人员职责,落实相应的整改和防范措施，及时进行事故处理。

实施要求：

（1）严格执行《佛山供电局输变电运行设备缺陷管理实施细则》，自动化专业应定期做好运行分析，制定消缺方案。

（2）根据应急预案，定期进行事故反演培训，使专业人员熟悉掌握上述预案和应急措施,确保应对突发事件的能力。

（3）改善变电站自动化系统电源配置

A、变电站端的用于自动化系统的通讯设备（包括网络设备）必须配置UPS电源，确保在站用交流失压的情况下自动化设备保持正常通信。

B、RTU遥信电源和工作电源应该独立分开，自动化专业在今年内完成全部RTU遥信电源和工作电源的检查。

7、各单位应加强保护、自动化系统软件升级、变更管理，重点控制软件变更的方案审定、模拟环境测试验证、现场升级方案预审、升级后的相关试验验证环节。

实施要求：

（1）加强自动化系统软件版本管理，未经生技部、调度中心审定的软件版本不得投入运行，运行中的系统软件和数据应定期备份。

变电站自动化软件的软件版本号应有纪录。

如有设备的软件版本更新或升级，应做好记录。

（2）力争5月30日前完成500kV主变保护及220kV线路保护软件版本升级工作。

（3）必须保证变电站自动化系统、地调EMS系统实时数据库、监控接线图中设备名称、双重编号与变电站实际接线方式、设备名称准确对应;变电站自动化新旧系统过渡期间，由于两套系统并列运行，应保证遥控操作的唯一性和数据的一致性；试运行期间，对软件系统出现的各种故障进行详细记录，并及时通报生产厂家处理解决。

（4）2007年3月30日前完成佛山站、桃源站、红星站、紫洞站、都宁站、文华站等珠江开关厂智能型低压开关柜的整改。

4月底前完成站用交流系统为单母分段结线形式的变电站，以及220kV及以上变电站进行检查和整改。

（5）按照佛电调[2006]28号文要求，将从开关操作箱引入110kV备自投装置的开关跳闸位置接点（TWJ接点）改为由断路器辅助接点引入。

（6）加强对CT二次回路的检查工作，防止各保护CT绕组采用不正确而出现保护死区。

①对运行中设备进行普查，重点核对竣工图与电缆铭牌，结合保护定检在端子箱进行CT二次加电流校核，防止因铭牌标识错误导致接错绕组而出现保护死区。

②对基建、技改项目要求在施工图审核环节认真审核CT绕组接线方式，在项目验收环节增加端子箱CT二次加电流的校核项目。

（7）加强对PT二次中性点击穿保险的检查与运行维护工作，防止击穿保险导通造成PT二点接地引起保护误动。

①对运行中PT二次中性点击穿保护进行普查，重点检查击穿保险的额定电压是否符合反措要求，检查运行中的击穿保险的运行状态。

按照省中调发文要求建立击穿保险定期检查维护与更换机制，每半年对该保险的有效性进行检查，每年对该击穿保险进行更换。

②对基建项目要求严格按照反措要求选择击穿保险的额定电压。

③对该击穿保险有效性检测方法开展研究，对具备失效显示功能的新产品进行试用并逐步推广，减轻现场该类设备的运行维护工作量。

六、防止变压器类设备事故

（一）、加强套管监测

1、严格按照公司颁布的《电力设备预防性试验规程》要求，按周期开展变压器套管预防性试验。

对变压器和GIS或者电缆连接的套管，可以采用将变压器低压侧短路、从变压器中性点加压的方式,测量各相套管的介质损失角，跟踪监视套管介质损失角的变化情况。

实施要求：

（1）按周期开展变压器套管预防性试验。

（2）220kV南海站#1、#2主变的套管是与GIS连接，但由于套管末屏未能引出，无法按照将变压器低压侧短路、从变压器中性点加压的方式,测量各相套管的介质损失角的方法进行试验。

（3）逐步安装和推广使用变压器带电局部放电测试诊断系统。

2、打开套管末屏的连接后，在恢复时应确保末屏可靠接地，有条件时应进行测量。

实施要求：

要求试验研究所在恢复套管末屏试验接线时，确保套管末屏可靠接地。

3、加强变压器和GIS的全过程管理工作，严格把关，在变压器套管采用GIS连接方案时，应有套管末屏引出线的相关条款，保证套管末屏在试验时能引出,运行时能可靠接地。

对于无法执行此规定的设备，各单位要及时将有关信息上报广东电网公司生技部。

实施要求：

（1）根据广东电网公司要求，完善我局《变压器技术条件书》。

（2）严格执行广东电网公司《关于印发<广东电网公司GIS设备监造导则>的通知》（广电生【2006】29号）的要求，加强变压器设备和GIS设备的监造工作。

（3）220kV南海站#1、#2主变的套管与GIS连接时，由于套管末屏未能引出，无法进行试验，生技部按要求及时将信息反馈广东电网公司，变电二部要加强巡视检查工作。

（二）、加强变压器油的质量控制

1、在运行中应严格执行GB/T7595-2000《运行中变压器油质量标准》中规定的测试项目和质量标准，定期进行油的理化特性试验，逐步完善在线色谱监测功能。

实施要求：

试验研究所严格按照广东电网公司要求，对运行中的变压器油定期进行油的理化特性试验，并逐步开展油色谱在线监测工作，不断总结改进。

2、分期分批完成全省500kV主变和高抗绝缘油溶解气体在线监测装置的安装工作。

实施要求：

计划分二批实施，第一批完成罗洞站#2主变、西江站#2、#4主变，第二批完成罗洞站梧罗一回、梧罗二回、贺罗一回及贺罗二回高抗。

3、将500kV主变绝缘油色谱分析试验周期由3个月缩短为1个月，个别有重大缺陷的主变缩短为1周（视情况而定），以密切监视500kV主变压器的运行状况。

安装了绝缘油溶解气体在线监测装置的500kV主变压器可恢复到3个月的检测周期。

实施要求：

严格执行广东电网公司要求，500kV罗洞站#2主变、西江站#2、#4及顺德站#2、#3变压器油油色谱分析试验周期缩短为1个月1次。

罗洞站#1及#3主变可恢复到3个月的检测周期。

4、新投产和大修滤油后的500kV变压器须送油样到省电力科学研究院做颗粒度试验。

实施要求：

严格按照广东电网公司要求执行。

5、在各单位有关标准进行油质监督的同时，由省电力科学研究院每年夏峰前对全省500kV变压器绝缘油进行一次含气量、色谱、微水、颗粒度等普查。

各单位须及时按规范要求取油样送省电力科学研究院。

实施要求：

2007年6月30日前完成500kV罗洞、西江及顺德站变压器绝缘油进行一次含气量、色谱、微水、颗粒度的试验工作。

（三）、加强变压器运输过程控制

1、大型变压器在运输过程中，必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪；大型变压器在更换就位过程中也应宜使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。

经相关单位共同验收后，用户方保留记录纸。

2、加强变压器制造和维修的质量控制工作，并将有关安装合适量程的三维冲击记录仪的有关条款写进合同的条款中，并做好验收工作。

1、～2、点实施要求：

（1）加强变压器制造和维修的质量控制工作，完善我局《变压器技术条件书》，在内容中明确在变压器运输过程中必须安装合适量程的三维冲击记录仪。

（2）工程管理部门要督促施工单位在大型变压器运输和更换就位过程中，必须使用具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。

经相关单位共同验收后，将三维冲击记录仪的记录纸作为竣工资料移交运行单位。

（四）、加强变压器设备非电气量保护的管理，提高保护装置的可靠性，防止保护装置误动或拒动

1、防止压力释放阀误动导致变压器跳闸停电。

压力释放阀的动作接点只接入信号回路，不得接入跳闸回路。

2、防止变压器冷却系统故障导致变压器跳闸停电。

强迫油循环变压器的冷却系统必须有两个相互独立的冷却系统电源，并装有自动切换装置。

要定期进行切换试验，信号装置应齐全可靠。

1、～2、点实施要求：

（1）严格执行广东电网公司制定的包括压力释放阀在内所有变压器非电量保护的运行规定和我局《变压器非电量保护管理规定》规定。

（2）全面检查变压器非电量保护定值单的执行情况，所有变压器压力释放阀动作接点应接入信号回路,不得接入跳闸回路。

不符合要求的在2007年3月前完成整改工作。

（3）2007年6月30日前完成所有220kV变电站主变冷却系统电源、自动切换装置的切换试验及信号的检查工作。

3、采取有效措施，防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。

1）对于基建投产的强迫油循环变压器，应在单台油泵启动、2台及以上油泵同时启动时（多次试验），观察记录重瓦斯接点的抖动情况。

实施要求：

对于基建投产的强迫油循环变压器，应在单台油泵启动、2台及以上油泵同时启动时（多次试验），观察记录重瓦斯接点的抖动情况，工程管理部门督促施工单位完成相关试验并将记录资料移交运行单位。

2）对于已运行的强迫油循环变压器，应结合变压器停电预试等机会，补做上述试验。

实施要求：

结合变压器的停电机会，对220kV及以上的强迫油循环变压器进行单台油泵启动、2台及以上油泵同时启动时试验，观察记录重瓦斯接点的抖动情况

4、防止温度计误出口跳闸导致变压器停电。

线圈温度计和顶层油温度计的动作接点不得直接、或不加闭锁条件直接串接中间继电器出口跳闸，变压器温度高可接报警发信。

实施要求：

执行《变压器非电量保护管理规定》规定，变压器的线圈温度计和顶层油温度计的接点接报警发信。

全面检查变压器非电量保护定值单的执行情况，不符合要求的在2007年3月前完成整改工作。

（五）、预防变压器短路损坏事故

1、防止近区短路

1）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。

实施要求：

（1）对于变低母排还未包封绝缘护套或绝缘护套已损坏的主变，要求在大修技改中加快实施，2007年底前完成整改工作。

（2）新建或扩建工程的初步设计严格按广东电网公司要求执行。

（2）加强防雷措施，防止因雷击引起短路而造成对变压器的冲击。

实施要求：

根据2006年底对110kV及以上的变压器的防雷措施普查情况，不符合要求的变电站落实项目整改，并于2007年底前完成整改工作。

（3）防止因误操作引起低压侧短路而造成对变压器的冲击。

实施要求：

加强防误装置管理和维护，尤其是变压器低压侧地刀和母线接地点的五防装置。

严格执行南方电网公司《电气操作导则》规定，严格执行操作录音制度，加强现场监督，杜绝电气误操作事故。

2、加强线圈变形试验

（1）变压器出厂时应进行线圈变形试验：

包括频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性）及低电压阻抗试验，作为变压器的基本数据建档。

（2）在交接、大修和出口短路后应进行线圈变形试验，并与原始数据比较，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析，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。

（3）禁止变压器出口短路跳闸后，未经线圈变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。

实施要求：

（1）完善我局《变压器技术条件书》，要求生产厂家在变压器出厂时应进行线圈变形试验：

包括频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性）及低电压阻抗试验，作为变压器的基本数据建档。

（2）试验研究所应建立健全每台主变完整的频谱档案。

（3）禁止变压器出口短路后，未经线圈变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行；馈线侧近区短路（