1 防止人身傷亡事故
為防止人身傷亡事故，應全面貫徹落實《中共中央國務院關於推進安全生產領域改革發展的意見》（中發〔2016〕32號）、《特種作業人員安全技術培訓考核管理規定》（國家安全監管總局令第80號）、《電力建設工程施工安全監督管理辦法》（國家發展和改革委員會令第28號）、國家電網公司《電力安全工作規程 變電部分》（Q/GDW 1799.1-2013）、《電力安全工作規程線路部分》（Q/GDW 1799.2-2013）、《關於印發的通知》（國家電網安質〔2014〕265號）、《國家電網公司電力安全工作規程（電網建設部分）（試行）》（國家電網安質〔2016〕212號）、《國家電網公司關於強化本質安全的決定》（國家電網辦〔2016〕624號）、《國家電網公司關於印發的通知》（國家電網安質〔2016〕356號）、《國家電網公司關於印發貫徹落實實施方案的通知》（國家電網辦〔2017〕1101號）、《國家電網公司業務外包安全監督管理辦法》(國家電網安質〔2017〕311號）、《營銷業擴報裝工作全過程安全危險點辨識與預控手冊（試行）》(國家電網營銷〔2011〕237 號)、《國家電網公司生產作業安全管控標準化工作規範（試行）》（國家電網安質〔2016〕356號）及其他有關規定，並提出以下重點要求：
1.1 加強各類作業風險管控
1.1.1 實施生產作業標準化安全管控，科學安排作業任務，嚴格開展風險識別、評估、預控，有序組織生產工作。對於事故應急搶修和緊急缺陷處理，按照管轄範圍履行審批手續，保證現場安全措施完備，嚴禁無工作票或事故（故障）緊急搶修單、無工作許可作業。
1.1.2 根據工作內容做好各類作業各個環節風險分析，落實風險預控和現場管控措施。
1.1.2.1 對於開關櫃類設備的檢修、試驗或驗收，針對其帶電點與作業範圍絕緣距離短的特點，不管有無物理隔離措施，均應加強風險分析與預控。
1.1.2.2 對於敞開式隔離開關的就地操作，應做好支柱絕緣子斷裂的風險分析與預控，操作人與專責監護人應選擇正確的站位。監護人員應實時監視隔離開關動作情況，操作人員應做好及時撤離的準備。
1.1.2.3 對於高處作業，應搭設腳手架、使用高空作業車、升降平臺、絕緣梯、防護網，並按要求使用安全帶、安全繩等個體防護裝備，個體防護裝備應檢驗合格並在有效期內。嚴禁在無安全保護的情況下進行高處作業。高處作業人員應持證上崗，凡身體不適合從事高處作業的人員，不得從事高處作業。
1.1.2.4 對於近電作業，要注意保持安全距離，落實防感應電觸電措施。對低壓電氣帶電作業工具裸露的導電部位，應做好絕緣包纏，正確佩戴手套、護目鏡等個體防護裝備。
1.1.2.5 對於業擴報裝工作，應做好施工、驗收、接電等各個環節的風險辨識與預控，嚴格履行業擴報裝驗收手續，嚴禁單人工作、不驗電、不採取安全措施以及強制解鎖、擅自操作客戶設備等行為。對於營銷小型分散作業，現場開工前應認真勘查作業點的環境條件及風險點，並根據作業現場實際情況補充完善安全措施。
1.1.2.6 對於杆塔組立工作，應做好起重設備、杆塔穩定性方面的風險分析、評估與預控，作業人員應做好安全防護措施，嚴格執行作業流程，監護人員應現場監護，全面檢查現場安全防護措施狀態，嚴禁擅自組織施工，嚴禁無保護、無監護登塔作業等行為。
1.1.2.7 對於輸電線路放線緊線工作，應做好防杆塔傾覆風險辨識與預控，登杆塔前對塔架、根部、基礎、拉線、樁錨、地腳螺母（螺栓）等進行全面檢查，正確使用卡線器或其它專用工具、安全限位以及過載保護裝置，充分做好防跑線措施，並確保現場各崗位聯繫暢通，嚴禁違反施工作業技術和安全措施盲目作業。
1.1.2.8 對於有限空間作業，必須嚴格執行作業審批制度，有限空間作業的現場負責人、監護人員、作業人員和應急救援人員應經專項培訓。監護人員應持有限空間作業證上崗；作業人員應遵循先通風、再檢測、後作業的原則。作業現場應配備應急救援裝備，嚴禁盲目施救。
1.1.2.9 對於抗洪搶險作業，颱風暴雨持續期間，故障巡視應至少兩人一組進行，巡視期間保持通訊暢通，嚴禁冒險涉水通過嚴重積水路段及河流。故障巡視期間應始終認為線路、杆塔拉線或設備帶電，保持足夠安全距離。進入水淹站房，應確保電源已斷開、水已抽乾，注意防範地下站房氣體中毒。
1.1.3 在作業現場內可能發生人身傷害事故的地點，應採取可靠的防護措施，根據實際情況設立安全警示牌、警示燈、警戒線、圍欄等警示標誌，必要時增加物理隔離帶或設專人監護。對交叉作業現場應制定完備的交叉作業安全防護措施，必要時設工作協調人。
1.1.4 採取勞務外包的項目，對危險性大、專業性強的檢修和施工作業，勞務人員不得擔任現場工作負責人，必須在發包方有經驗人員的帶領和監護下進行。
1.1.5 加強作業現場反違章管理，健全各級安全稽查隊伍，嚴肅查糾各類違章行為，積極推廣應用遠程視頻監控等反違章技術手段。
1.2 加強作業人員培訓
1.2.1 定期開展作業人員安全規程、制度、技術、風險辨識等培訓、考試，使其熟練掌握有關規定、風險因素、安全措施，提高安全防護、風險辨識的能力。
1.2.2 對於實習人員、臨時人員和新參加工作的人員，應強化安全技術培訓，證明其具備必要的安全技能，方可在有工作經驗的人員帶領下作業。禁止指派實習人員、臨時人員和新參加工作的人員單獨工作。
1.2.3 應結合生產實際，經常性開展多種形式的安全思想、安全文化教育，開展有針對性的應急演練，提高員工安全風險防範意識，掌握安全防護知識和傷害事故發生時的自救、互救方法。
1.2.4 推行作業人員安全等級認證，建立作業人員安全資格的動態管理和獎懲機制。
1.2.5 創新安全培訓手段，可採用仿真、虛擬現實、互聯網+等新技術豐富培訓形式。
1.3 加強設計階段安全管理
1.3.1 在電力工程設計中，應認真吸取人身傷亡事故教訓，並按照相關規程、規定的要求，及時改進和完善安全設施及設備安全防護措施設計。
1.3.2 施工圖設計時，涉及施工安全的重點部位和環節應在設計文件上註明，並對防範安全生產事故提出指導意見。採用新結構、新材料、新工藝的建設工程和特殊結構的建設工程，設計單位應在設計中提出保障施工作業人員安全和預防安全生產事故的措施建議，並在設計交底中體現。
1.4 加強施工項目管理
1.4.1 工程建設要確保合理工期，工期進行調整時必須重新進行施工方案審查和風險評估，嚴格施工作業計劃管理。
1.4.2 加強對各項承包工程的安全管理，簽訂安全協議書，明確業主、監理、承包方的安全責任，嚴格外包隊伍及人員資質審查和准入，嚴禁轉包和違法分包，做好外包隊伍入場審核、安全教育培訓、動態考核工作，建立淘汰機制。
1.4.3 落實施工單位主體責任，將勞務分包人員統一納入施工單位管理，統一標準、統一要求、統一培訓、統一考核（“五統一”）。
1.4.4 發包方應監督檢查承包方在施工現場的專（兼）職安全員配置和履職、作業人員安全教育培訓、特種作業人員持證上崗、施工機具和安全工器具的定期檢驗及現場安全措施落實等情況。
1.4.5 在有危險性的電力生產區域（如有可能引發火災、爆炸、觸電、高空墜落、中毒、窒息、機械傷害、燒燙傷等人員、電網、設備事故的場所）作業，發包方應事先對承包方相關人員進行全面的安全技術交底，要求承包方制定安全措施，並配合做好相關安全措施。
1.4.6 施工單位應建立重大及特殊作業技術方案評審制度，施工安全方案的變更調整要履行重新審批程序,應嚴格落實施工“三措”（組織措施、技術措施、安全措施）和安全文明施工相關要求。
1.4.7 嚴格執行特殊工種、特種作業人員持證上崗制度。項目監理單位要嚴格執行特殊工種、特種作業人員入場資格審查制度，審查上崗證件的有效性。施工單位要加強特殊工種、特種作業人員管理，工作負責人不得使用非合格專業人員從事特種作業。
1.4.8 加強施工機械安全管理。施工企業應落實對分包單位機械、外租機械的管理要求，掌握大型施工機械工作狀態信息，監理單位應嚴格現場准入審核。
1.5 加強安全工器具和安全設施管理
1.5.1 認真落實安全生產各項組織措施和技術措施，配備充足的、經國家認證認可的、經質檢機構檢測合格的安全工器具和防護用品，並按照有關標準、規定和規程要求定期檢驗，禁止使用不合格的安全工器具和防護用品，提高作業安全保障水平。
1.5.2 對現場的安全設施，應加強管理、及時完善、定期維護和保養,確保其安全性能和功能滿足相關標準、規定和規程要求。
1.6 加強驗收階段安全管理
1.6.1運維、施工單位辦理交接前，建設管理單位應負責組織參與現場驗收人員對現場已帶電部位、高處作業等風險點進行安全交底，熟悉現場的驗收配合人員在驗收過程中需加強安全監護。
1.6.2 運維、施工單位完成各項作業檢查、辦理交接後，施工人員應與將要帶電的設備及系統保持安全距離，未經許可、登記，嚴禁擅自再進行任何檢查和檢修、安裝作業。
1.7 加強運行安全管理
1.7.1 嚴格執行“兩票三制”（兩票：工作票、操作票，三制：交接班制、巡迴檢查制、設備定期試驗輪換制），落實好各級人員安全職責，並按要求規範填寫“兩票”內容，確保安全措施全面到位。
1.7.2 強化缺陷設備監測、巡視制度，在惡劣天氣、設備危急缺陷情況下開展巡檢、巡視等高風險工作，應採取措施防止觸電、雷擊、淹溺、中毒、機械傷害等事故發生。
2 防止系統穩定破壞事故
為防止系統穩定破壞事故，應認真貫徹《電力系統安全穩定導則》（DL 755-2001）、《國家電網安全穩定計算技術規範》（Q/GDW 1404-2015）、《國調中心關於印發故障直流分量較大導致斷路器無法滅弧解決方案的通知》（調繼〔2016〕155號）等行業標準和國家電網有限公司企業標準及其他有關規定，並提出以下重點要求：
2.1 電源
2.1.1 設計階段
2.1.1.1 合理規劃電源接入點。受端系統應具有多個方向的多條受電通道，電源點應合理分散接入，每個獨立輸電通道的輸送電力不宜超過受端系統最大負荷的10%-15%，並保證失去任一通道時不影響電網安全運行和受端系統可靠供電。
2.1.1.2 發電廠宜根據佈局、裝機容量以及所起的作用，接入相應電壓等級，並綜合考慮地區受電需求、動態無功支撐需求、相關政策等的影響。
2.1.1.3 發電廠的升壓站不應作為系統樞紐站，也不應裝設構成電磁環網的聯絡變壓器。
2.1.1.4 新能源電場（站）接入系統方案應與電網總體規劃相協調，並滿足相關規程、規定的要求。在完成電網接納新能源能力研究的基礎上，開展新能源電場（站）接入系統設計；對於集中開發的大型能源基地新能源項目，在開展接入系統設計之前，還應完成輸電系統規劃設計。
2.1.1.5 綜合考慮電力市場空間、電力系統調峰、電網安全等因素，統籌協調、合理佈局抽蓄電站等調峰電源。
2.1.2 基建階段
2.1.2.1 對於點對網、大電源遠距離外送等有特殊穩定要求的情況，應開展勵磁系統對電網影響等專題研究，研究結果用於指導勵磁系統的選型。
2.1.2.2 併網電廠機組投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。
2.1.2.3 按照國家能源局及國家電網有限公司相關文件要求，嚴格做好風電場、光伏電站併網驗收環節的工作，避免不符合電網要求的設備進入電網運行。
2.1.3 運行階段
2.1.3.1 併網電廠發電機組配置的頻率異常、低勵限制、定子過電壓、定子低電壓、失磁、失步等涉網保護定值應滿足電力系統安全穩定運行的要求。
2.1.3.2 加強併網發電機組涉及電網安全穩定運行的勵磁系統及電力系統穩定器（PSS）和調速系統的運行管理，其性能、參數設置、設備投停等應滿足接入電網安全穩定運行要求。
2.1.3.3 加強風電、光伏集中地區的運行管理、運行監視與數據分析工作，優化電網運行方式，制訂防止機組大量脫網的反事故措施，保障電網安全穩定運行。
2.2 網架結構
2.2.1 設計階段
2.2.1.1 加強電網規劃設計工作，制定完備的電網發展規劃和實施計劃，儘快強化電網薄弱環節，重點加強特高壓電網建設及配電網完善工作，對供電可靠性要求高的電網應適度提高設計標準，確保電網結構合理、運行靈活、堅強可靠和協調發展。
2.2.1.2 電網規劃設計應統籌考慮、合理佈局，各電壓等級電網協調發展。對於造成電網穩定水平降低、短路容量超過斷路器遮斷容量、潮流分佈不合理、網損高的電磁環網，應考慮儘快打開運行。
2.2.1.3規劃電網應考慮留有一定的裕度，為電網安全穩定運行和電力市場的發展等提供物質基礎，以提供更大範圍的資源優化配置的能力，滿足經濟發展的需求。
2.2.1.4 系統可研設計階段，應考慮所設計的輸電通道的送電能力在滿足生產需求的基礎上留有一定的裕度。
2.2.1.5 受端電網330kV及以上變電站設計時應考慮一臺變壓器停運後對地區供電的影響，對變壓器投運臺數進行分析計算。
2.2.1.6 新建工程的規劃設計應統籌考慮對其他在運工程的影響。
2.2.2 基建階段
2.2.2.1 在工程設計、建設、調試和啟動階段，國家電網公司的計劃、工程、調度等相關管理機構和獨立的發電、設計、調試等相關企業應相互協調配合，分別制定有效的組織、管理和技術措施，以保證一次設備投入運行時，相關配套設施等能同時投入運行。
2.2.2.2 加強設計、設備定貨、監造、出廠驗收、施工、調試和投運全過程的質量管理。鼓勵科技創新，改進施工工藝和方法，提高質量工藝水平和基建管理水平。
2.2.3 運行階段
2.2.3.1 電網應進行合理分區，分區電網應儘可能簡化，有效限制短路電流；兼顧供電可靠性和經濟性，分區之間要有備用聯絡線以滿足一定程度的負荷互帶能力。
2.2.3.2 避免和消除嚴重影響系統安全穩定運行的電磁環網。在高一級電壓網絡建設初期，對於暫不能消除的影響系統安全穩定運行的電磁環網，應採取必要的穩定控制措施，同時應採取後備措施限制系統穩定破壞事故的影響範圍。
2.2.3.3 電網聯繫較為薄弱的省級電網之間及區域電網之間宜採取自動解列等措施，防止一側系統發生穩定破壞事故時擴展到另一側系統。特別重要的系統（政治、經濟或文化中心）應採取自動措施，防止相鄰系統發生事故時直接影響到本系統的安全穩定運行。
2.2.3.4 加強開關設備、保護裝置的運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。
2.2.3.5 根據電網發展適時編制或調整“黑啟動”方案及調度實施方案，並落實到電網、電廠各單位。
2.3 穩定分析及管理
2.3.1 設計階段
2.3.1.1 重視和加強系統穩定計算分析工作。規劃、設計部門必須嚴格按照《電力系統安全穩定導則》（DL755-2001）和《國家電網安全穩定計算技術規範》（Q/GDW 1404-2015）等相關規定要求進行系統安全穩定計算分析，全面把握系統特性，並根據計算分析情況優化電網規劃設計方案，合理設計電網結構，滾動調整建設時序，確保不缺項、不漏項，合理確定輸電能力，完善電網安全穩定控制措施，提高系統安全穩定水平。
2.3.1.2 加大規劃階段系統分析深度，在系統規劃設計有關穩定計算中，發電機組均應採用詳細模型，以正確反映系統動態特性。
2.3.1.3 在規劃設計階段，對尚未有具體參數的規劃機組，宜採用同類型、同容量機組的典型模型和參數。
2.3.2 基建階段
2.3.2.1 對基建階段的特殊運行方式，應進行認真細緻的電網安全穩定分析，制定相關的控制措施和事故預案。
2.3.2.2 嚴格執行相關規定，進行必要的計算分析，制定詳細的基建投產啟動方案。必要時應開展電網相關適應性專題分析。
2.3.3 運行階段
2.3.3.1 應認真做好電網運行控制極限管理，根據系統發展變化情況，及時計算和調整電網運行控制極限。電網調度部門確定的電網運行控制極限值，應按照相關規定在計算極限值的基礎上留有一定的穩定儲備。
2.3.3.2 加強有關計算模型、參數的研究和實測工作，並據此建立系統計算的各種元件、控制裝置及負荷的模型和參數。併網發電機組的保護定值必須滿足電力系統安全穩定運行的要求。
2.3.3.3 嚴格執行電網各項運行控制要求，嚴禁超運行控制極限值運行。電網一次設備故障後，應按照故障後方式電網運行控制的要求，儘快將相關設備的潮流（或發電機出力、電壓等）控制在規定值以內。
2.3.3.4 電網正常運行中，必須按照有關規定留有一定的旋轉備用和事故備用容量。
2.3.3.5 加強電網在線安全穩定分析與預警系統建設，提高電網運行決策時效性和預警預控能力。
2.4 二次系統
2.4.1 設計階段
2.4.1.1 認真做好二次系統規劃。結合電網發展規劃，做好繼電保護、安全自動裝置、自動化系統、通信系統規劃，提出合理配置方案，保證二次相關設施、網絡系統的安全水平與電網保持同步。
2.4.1.2 穩定控制措施設計應與系統設計同時完成。合理設計穩定控制措施和失步、低頻、低壓等解列措施，合理、足量地設計和實施高頻切機、低頻減負荷及低壓減負荷方案。
2.4.1.3 加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設備快速保護建設。
2.4.1.4 特高壓直流及柔性直流的控制保護邏輯應根據不同工程及工程不同階段接入電網的安全穩定特性進行差異化設計，以保證交直流系統安全穩定運行為前提。
2.4.2 基建階段
2.4.2.1 一次設備投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施、自動化系統、故障信息系統和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。
2.4.2.2 加強安全穩定控制裝置入網驗收。對新入網或軟、硬件更改後的安全穩定控制裝置，應進行出廠測試或驗收試驗、現場聯合調試和掛網試運行等工作。
2.4.2.3 嚴把工程投產驗收關，專業領導及技術人員必須全程參與基建和技改工程驗收工作。
2.4.3 運行階段
2.4.3.1 調度機構應根據電網的變化情況及時地分析、調整各種保護裝置、安全自動裝置的配置或整定值，並按照有關規程規定每年下達低頻低壓減載方案，及時跟蹤負荷變化，細緻分析低頻減載實測容量，定期核查、統計、分析各種安全自動裝置的運行情況。各運行維護單位應加強檢修管理和運行維護工作，防止裝置出現拒動、誤動，確保電網“三道防線”安全可靠。
2.4.3.2 加強繼電保護運行維護，正常運行時，嚴禁220kV及以上電壓等級線路、變壓器等設備無快速保護運行。
2.4.3.3 母差保護臨時退出時，應儘量減少無母差保護運行時間，並嚴格限制母線及相關元件的倒閘操作。
2.4.3.4 受端系統樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應側重防止保護拒動。
2.4.3.5 電網迎峰度夏期間和重點保電時段，加強對滿載重載線路的運行維護，加強對跨區輸電通道及相關線路的運維管控，開展高風險區段、密集線路走廊、線路跨越點特巡，確保重要設備安全穩定運行。
2.4.3.6 應對兩回及以上並聯線路兩側系統短路容量進行校核，如果因兩側系統短路容量相差較大，存在重合於永久故障時由於直流分量較大而導致斷路器無法滅弧，需靠失靈保護動作延時切除故障的問題時，線路重合閘應選用一側先重合，另一側待對側重合成功後再重合的方式。新建工程在設計階段應考慮為實現這種方式所需要的重合閘檢線路三相有壓的條件。對於已投運廠站未配置線路三相電壓互感器的，改造前可利用線路保護閉鎖後合側重合閘的方式作為臨時解決方案。
2.5 無功電壓
2.5.1 設計階段
2.5.1.1 在電網規劃設計中，必須同步進行無功電源及無功補償設施的規劃設計。無功電源及無功補償設施的配置應確保無功電力在負荷高峰和低谷時段均能分（電壓)層、分（供電)區基本平衡，並具有靈活的無功調整能力和足夠的檢修、事故備用容量。對輸（變）電工程系統無功容量進行校核並提出無功補償配置方案。受端系統應具有足夠的無功儲備和一定的動態無功補償能力。
2.5.1.2 無功電源及無功補償設施的配置應使系統具有靈活的無功電壓調整能力，避免分組容量過大造成電壓波動過大。
2.5.1.3 對於動態無功不足的特高壓直流受端系統、短路容量不足的直流弱送端系統以及高比例受電地區，應通過技術經濟比較配置調相機等動態無功補償裝置。
2.5.1.4 提高無功電壓自動控制水平，推廣應用無功電壓自動控制系統（AVC），提高電壓穩定性，減少電壓波動幅度。
2.5.1.5 併入電網的發電機組應具備滿負荷時功率因數在0.9（滯相）～0.97（進相）運行的能力，新建機組應滿足進相0.95運行的能力。在電網薄弱地區或對動態無功有特殊需求的地區，發電機組應具備滿負荷滯相0.85的運行能力。發電機自帶廠用電運行時，進相能力應不低於0.97。
2.5.2 基建階段
2.5.2.1 變電站一次設備投入運行時，配套的無功補償及自動投切裝置等應同時投入運行。
2.5.2.2 在基建階段應完成AVC無功電壓控制系統的聯調和傳動工作，並具備同步投產條件。AVC系統應先投入半閉環控制模式運行48h，自動控制策略驗證無誤後再改為閉環控制模式。
2.5.3 運行階段
2.5.3.1 電網主變壓器最大負荷時高壓側功率因數不應低於0.95，最小負荷時不應高於0.95。
2.5.3.2 對於額定負荷大於等於100kVA，且通過10kV及以上電壓等級供電的電力用戶，在用電高峰時段變壓器高壓側功率因數應不低於0.95；其他電力用戶,在高峰負荷時功率因數應不低於0.9。
2.5.3.3 電網局部電壓發生偏差時，應首先調整該局部廠站的無功出力，改變該點的無功平衡水平。當母線電壓低於調度部門下達的電壓曲線下限時，應閉鎖接於該母線有載調壓變壓器分接頭的調整。
2.5.3.4 發電廠、變電站電壓監測系統和能量管理系統（EMS）應保證有關測量數據的準確性。中樞點電壓超出電壓合格範圍時，必須及時向運行人員告警。
2.5.3.5 電網應保留一定的無功備用容量，以保證正常運行方式下，突然失去一回直流、一回線路、一臺最大容量無功補償設備或本地區一臺最大容量發電機(包括髮電機失磁)時，能夠保持電壓穩定。無功事故備用容量，應主要儲備於發電機組、調相機和靜止型動態無功補償設備。
2.5.3.6 在電網運行時，當系統電壓持續降低並有進一步惡化的趨勢時，必須及時採取拉路限電等果斷措施，防止發生系統電壓崩潰事故。
3 防止機網協調及新能源大面積脫網事故
為防止機網協調及新能源大面積脫網事故，應認真貫徹執行《電網運行準則》（GB/T31464-2015）、《同步電機勵磁系統大中型同步發電機勵磁系統技術要求》（GB/T7409.3）、《火力發電機組一次調頻試驗及性能驗收導則》（GB/T 30370-2013）、《大型汽輪發電機勵磁系統技術條件》（DL/T843-2010）、《大型發電機組涉網保護技術規範》（DL/T 1309-2013）、《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T 684-2012）、《同步發電機勵磁系統建模導則》（DL/T1167-2012）、《電力系統穩定器整定試驗導則》（DL/T 1231-2013）、《同步發電機原動機及其調節系統參數測試與建模導則》（DL/T1235-2013）、《同步發電機進相試驗導則》（DL/T 1523－2016）、《風力發電場無功配置及電壓控制技術規定》（NB/T 31099-2016）、《風電功率預測系統功能規範》（NB/T 31046-2013）、《光伏發電站功率預測系統技術要求》（NB/T32011-2013）、《國家電網公司網源協調管理規定》[國網（調/4）457-2014]、《發電機組勵磁調速參數管理工作規定》(調運[2016]106號)等有關制度標準的規定，併網電廠及新能源電站涉及電網安全穩定運行的勵磁系統和調速系統、變流器控制系統、繼電保護和安全自動裝置、升壓站電氣設備、調度自動化和通信等設備的技術性能和參數應達到國家及行業有關標準要求，其技術規範應滿足所接入電網要求，並提出以下重點要求：
3.1 防止機網協調事故
3.1.1 設計階段
3.1.1.1 各發電公司（廠）應重視和完善與電網運行關係密切的勵磁、調速、無功補償裝置和保護選型、配置，其涉網控制性能除了保證主設備安全的情況下，還必須滿足電網安全運行的要求。
3.1.1.2 發電廠二次設備涉網控制性能型式試驗管理
3.1.1.2.1 發電機勵磁調節器[含電力系統穩定器（PSS）]須經有資質的檢測中心入網檢測合格，掛網試運行半年以上，形成入網勵磁調節器軟件版本，才能進入電網運行。
3.1.1.2.2 40MW及以上水輪機調速器控制程序須經全面的靜態模型測試和動態涉網性能測試合格，形成入網調速器軟件版本，才能進入電網運行。
3.1.1.3 100MW及以上容量的核電機組、火力發電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組應配置PSS。
3.1.1.4 發電機應具備進相運行能力。100MW及以上容量的核電機組、火力發電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組，發電機有功額定工況下功率因數應能達到超前0.95-0.97。
3.1.1.5 新投產的大型汽輪發電機應具有一定的耐受帶勵磁失步振盪的能力。發電機失步保護應考慮既要防止發電機損壞又要減小失步對系統和用戶造成的危害。為防止失步故障擴大為電網事故，應當為發電機解列設置一定的時間延遲，使電網和發電機具有重新恢復同步的可能性。
3.1.1.6 火電、燃機、核電、水電機組應具備一次調頻功能。
3.1.1.7 發電機勵磁系統應具備一定過負荷能力。
3.1.1.7.1 勵磁系統應保證發電機勵磁電流不超過其額定值的1.1倍時能夠連續運行。
3.1.1.7.2 交流勵磁機勵磁系統頂值電壓倍數不低於2倍，自並勵靜止勵磁系統頂值電壓倍數在發電機額定電壓時不低於2.25倍，強勵電流倍數等於2時，允許持續強勵時間不低於10s。
3.1.2 基建階段
3.1.2.1 新建機組及增容改造機組，發電廠應根據有關調度部門要求，開展勵磁系統、調速系統建模及參數實測試驗、電力系統穩定器參數整定試驗、發電機進相試驗、一次調頻試驗、自動發電控制（AGC）試驗、自動電壓控制（AVC）試驗工作，實測建模報告需通過中國電科院及省電科院審核，並將審核通過的試驗報告報有關調度部門。
3.1.2.2 發電廠應準確掌握接入大規模新能源彙集地區電網、有串聯補償電容器送出線路以及接入直流換流站近區的汽輪發電機組可能存在的次同步振盪風險情況，並做好抑制和預防機組次同步諧振和振盪措施，必要時應裝設機組軸系扭振監視或保護裝置。
3.1.2.3 發電廠應依據相關技術標準開展涉網保護核查評估工作，包括高頻率與低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、汽輪機功率負荷不平衡保護（PLU）、發電機零功率保護等，並將評估結果報有關調度部門。
3.1.2.4 100MW及以上併網汽輪發電機組的高頻率保護、低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、阻抗保護及振盪解列裝置、功率負荷不平衡保護、零功率切機保護、發電機勵磁系統（包括PSS）等設備（保護）定值必須報有關調度部門備案。
3.1.2.5 發電機組附屬設備變頻器應具備在電網發生故障的瞬態過程中保持正常運行的能力，電網發生事故引起發電廠高壓母線電壓、頻率等異常時，電廠一類輔機保護不應先於主機保護動作，以免切除輔機造成發電機組停運；電廠應開展廠用一類輔機變頻器高/低電壓穿越能力等評估，並將評估結果報有關調度部門。
3.1.2.6 具有孤島/孤網風險的區域電網內水輪發電機調速器應具備孤網控制模式及切換開關，其控制參數應委託相關單位開展仿真驗證。
3.1.2.7 水輪機調速器的轉速、功率、開度等重要控制信號應冗餘配置，冗餘I/O測點應分配在不同模件上。上述信號參與設備或機組保護時應採用獨立測量的三取二的邏輯判斷方式，作用於模擬量控制時應採用三取中值的方式進行優選。
3.1.3 運行階段
3.1.3.1 併網電廠應根據《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T684-2012）的規定、電網運行情況和主設備技術條件，認真校核涉網保護與電網保護的整定配合關係，並根據調度部門的要求，做好每年度對所轄設備的整定值進行全面復算和校核工作。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關涉網保護的配置與整定，避免保護髮生不正確動作行為。
3.1.3.2 勵磁系統無功調差功能應投入運行，機組勵磁系統調差係數的設置應考慮主變短路電抗的差異，同一並列點的電壓調差率應基本一致。
3.1.3.3 電網低頻減載裝置的配置和整定，應保證系統頻率動態特性的低頻持續時間符合相關規定，並有一定裕度。發電機組低頻保護定值（跳機）應低於系統低頻減載的最低一級定值。
3.1.3.4 發電機組一次調頻運行管理
3.1.3.4.1 併網發電機組的一次調頻功能參數應滿足電網一次調頻性能要求的前提下保證調速系統在系統頻率擾動下的穩定性，一次調頻功能應按照電網有關規定投入運行。
3.1.3.4.2 新投產機組和在役機組大修、通流改造、數字電液控制系統（DEH）或分散控制系統（DCS）控制系統改造及運行方式改變後，發電廠應向相應調度部門交付由技術監督部門或有資質的試驗單位完成的一次調頻性能試驗報告,以確保機組一次調頻功能長期安全、穩定運行。
3.1.3.4.3 火力發電機組調速系統中的汽輪機流量特性等與調門特性相關的參數應進行測試與優化，並滿足一次調頻功能和AGC調度方式協調配合需要，確保機組參與調頻的安全性。
3.1.3.4.4 不得擅自修改包括一次調頻死區、轉速不等率等與一次調頻調節性能相關的參數。
3.1.3.4.5 併網核電發電機組與一次調頻相關的死區、限幅等參數應根據接入電網的要求進行整定。
3.1.3.5 發電機組進相運行管理
3.1.3.5.1 發電廠應根據發電機進相試驗繪製指導實際進相運行的P-Q圖，編制相應的進相運行規程，並根據電網調度部門的要求進相運行。發電機應能監視雙向無功功率和功率因數。
3.1.3.5.2 併網發電機組的低勵限制輔助環節功能參數應按照電網運行的要求進行整定和試驗，與電壓控制主環合理配合，確保在低勵限制動作後發電機組穩定運行。
3.1.3.6 嚴格控制發電機組失磁異步運行的時間和運行條件。根據國家有關標準規定，不考慮對電網的影響時，汽輪發電機應具有一定的失磁異步運行能力，但只能維持發電機失磁後短時運行，此時必須快速降負荷。若在規定的短時運行時間內不能恢復勵磁，則機組應立即與系統解列。
3.1.3.7 在役機組大修、增容改造、通流改造、脫硫脫硝改造、高背壓、DEH或DCS控制系統改造及運行方式改變後，發電廠應向相應調度部門交付由技術監督部門或有資質的試驗單位完成的AGC試驗報告,以確保機組AGC功能長期安全、穩定運行。
3.1.3.8 對於節流配汽滑壓運行機組，應保證其滑壓運行曲線可使機組具備符合規定的一次調頻和AGC響應性能。對於使用補汽閥參與一次調頻的機組，應保證補汽閥調節系統滿足相關標準的要求；在使用補汽閥進行調頻時，機組一次調頻響應性能應滿足相關規定要求。
3.1.3.9 100MW及以上容量發電機變壓器組應按雙重化原則配置微機保護（非電量保護除外）。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜採用雙重化配置。每套保護均應含有完整的主、後備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，並能作用於跳閘或給出信號。
3.1.3.9.1 發電機變壓器組非電量保護應符合本反措第十五章“防止繼電保護事故”的相關條款。
3.1.3.9.2 發電機變壓器組的斷路器三相位置不一致保護應啟動失靈保護。
3.1.3.9.3 200MW及以上容量發電機定子接地保護宜將基波零序保護與三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘。
3.1.3.9.4 200MW及以上容量發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。
3.1.3.9.5 200MW及以上容量發電機應裝設起、停機保護及斷路器斷口閃絡保護。
3.1.3.9.6 併網電廠都應制訂完備的發電機帶勵磁失步振盪故障的應急措施，200MW及以上容量的發電機應配置失步保護，在進行發電機失步保護整定計算和校驗工作時應滿足以下要求：
（1）失步保護應能正確區分失步振盪中心所處的位置，在機組進入失步工況時發出失步啟動信號。
（2）當失步振盪中心在發變組外部，併網電廠應制訂應急措施，發電機組應允許失步運行5～20個振盪週期，並增加發電機勵磁，同時減少有功負荷，經一定延時後解列發電機，並將廠用電源切換到安全、穩定的備用電源。
（3）當發電機振盪電流超過允許的耐受能力時，應解列發電機，並保證斷路器斷開時的電流不超過斷路器允許開斷電流。
（4）當失步振盪中心在發變組內部，失步運行時間超過整定值或電流振盪次數超過規定值時，保護動作於解列，多臺並列運行的發變組可採用不同延時的解列方式。
3.2防止新能源大面積脫網事故
3.2.1 設計階段
3.2.1.1 新建及改擴建風電場、光伏發電站設備選型時，性能指標必須滿足GB/T 19963、GB/T 19964標準要求，至少包括：高電壓穿越能力和低電壓穿越能力、有功和無功功率控制能力、頻率適應能力、電能質量要求。風電場、光伏發電站及其無功補償設備的高電壓穿越能力、頻率穿越能力應參照同步發電機組的能力，事故情況下不應先於同步發電機組脫網。
3.2.1.2 風電場、光伏發電站無功補償設備的低電壓、高電壓穿越能力應不低於風電機組、光伏逆變器的穿越能力，支撐風電機組、光伏逆變器滿足低電壓、高電壓穿越要求。
3.2.1.3 風電場、光伏發電站的有功功率控制系統應與場站一次調頻等頻率響應性能協同一致，無功功率控制應與場站高電壓穿越能力、低電壓穿越能力協同一致。
3.2.1.4 風電場、光伏發電站應配置場站監控系統，實現風電機組、光伏逆變器的有功/無功功率和無功補償裝置的在線動態平滑調節，並具備接受調控機構遠程自動控制的功能。風電場、光伏電站監控系統應按相關技術標準要求，採集並向調控機構上傳所需的運行信息。
3.2.1.5 風電場、光伏發電站應具備一次調頻功能，併網運行時一次調頻功能始終投入並確保正常運行，技術指標應滿足《電力系統網源協調技術規範》（DL/T 1870-2018）的要求。
3.2.1.6 風電場、光伏發電站應根據電網安全穩定需求配置相應的安全穩定控制裝置｡
3.2.2 基建階段
3.2.2.1 風電場、光伏發電站應向相應調控機構提供電網計算分析所需的風電機組､光伏逆變器及其升壓站內主要涉網設備參數、有功與無功控制系統技術資料、併網檢測報告等｡風電場､光伏發電站應完成風電機組、光伏逆變器及配套靜止無功發生器（SVG）、靜態無功補償裝置（SVC）的參數測試試驗、一次調頻試驗、AGC投入試驗、AVC投入試驗，並向調控機構提供相關試驗報告｡
3.2.2.2 風電場、光伏發電站應根據調控機構電網穩定計算分析要求，開展建模及參數實測工作，並將試驗報告報調控機構。
3.2.3 運行階段
3.2.3.1 電力系統發生故障，併網點電壓出現跌落或升高時，風電場、光伏發電站應動態調整風電機組、光伏逆變器無功功率和場內無功補償容量，應確保場內無功補償裝置的動態部分自動調節，確保電容器、電抗器支路在緊急情況下能被快速正確投切，配合系統將併網點電壓和機端電壓快速恢復到正常範圍內｡
3.2.3.2 風電場、光伏發電站彙集線系統的單相故障應快速切除｡彙集線系統應採用經電阻或消弧線圈接地方式，不應採用不接地或經消弧櫃接地方式。經電阻接地的彙集線系統發生單相接地故障時，應能通過相應保護快速切除，同時應兼顧機組運行電壓適應性要求。經消弧線圈接地的彙集線系統發生單相接地故障時，應能可靠選線，快速切除。彙集線保護快速段定值應對線路末端故障有靈敏度，彙集線系統中的母線應配置母差保護。
3.2.3.3 風電機組和光伏逆變器控制系統參數和變流器參數設置應與電壓、頻率等保護協調一致｡
3.2.3.4 風電場、光伏發電站內涉網保護定值應與電網保護定值相配合，報調控機構審核合格並備案｡
3.2.3.5 風電機組、光伏逆變器因故障或脫網後不得自動併網，故障脫網的風電機組、光伏逆變器須經調控機構許可後併網。
3.2.3.6 發生故障後，風電場、光伏發電站應及時向調控機構報告故障及相關保護動作情況，及時收集、整理､保存相關資料，積極配合調查｡
3.2.3.7 風電場、光伏發電站應配備全站統一的衛星時鐘（北斗和GPS），並具備雙網絡授時功能，對場站內各種系統和設備的時鐘進行統一校正｡
3.2.3.8 當風電機組、光伏逆變器各部件軟件版本信息、涉網保護定值及關鍵控制技術參數更改後，需向調控機構提供業主單位正式蓋章確認的故障穿越能力一致性技術分析及說明資料。
3.2.3.9 風電場、光伏發電站應向調控機構定時上傳可用發電功率的短期、超短期預測，實時上傳理論發電功率和場站可用發電功率，上傳率和準確率應滿足電網電力電量平衡要求｡
4 防止電氣誤操作事故
為防止電氣誤操作事故，應全面貫徹落實國家電網公司《電力安全工作規程 變電部分》（Q/GDW1799.1-2013）、《關於印發的通知》（國家電網安質〔2014〕265號）、《關於印發的通知》（國家電網安監〔2006〕904號）、《國家電網公司變電運維管理規定（試行）》[國網（運檢/3）828-2017]、《國家電網公司變電驗收管理規定（試行）》[國網（運檢/3）827-2017]第26分冊輔助設施驗收細則及其他有關規定，並提出以下重點要求：
4.1 加強防誤操作管理
4.1.1 切實落實防誤操作工作責任制，各單位應設專人負責防誤裝置的運行、維護、檢修、管理工作。定期開展防誤閉鎖裝置專項隱患排查，分析防誤操作工作存在的問題，及時消除缺陷和隱患，確保其正常運行。
4.1.2 防誤閉鎖裝置應與相應主設備統一管理，做到同時設計、同時安裝、同時驗收投運，並制訂和完善防誤裝置的運行、檢修規程。
4.1.3 加強調控、運維和檢修人員的防誤操作專業培訓，嚴格執行操作票、工作票（“兩票”）制度，並使“兩票”制度標準化，管理規範化。
4.1.4 嚴格執行操作指令。倒閘操作時，應按照操作票順序逐項執行，嚴禁跳項、漏項，嚴禁改變操作順序。當操作發生疑問時，應立即停止操作並向發令人報告，並禁止單人滯留在操作現場。待發令人確認無誤並再行許可後，方可進行操作。嚴禁擅自更改操作票，嚴禁隨意解除閉鎖裝置。
4.1.5 應制訂完備的解鎖工具（鑰匙）管理規定，嚴格執行防誤閉鎖裝置解鎖流程，任何人不得隨意解除閉鎖裝置，禁止擅自使用解鎖工具（鑰匙）。
4.1.6 防誤閉鎖裝置不得隨意退出運行。停用防誤閉鎖裝置應經設備運維管理單位批准；短時間退出防誤閉鎖裝置應經變電運維班（站）長或發電廠當班值長批准，並應按程序儘快投入運行。
4.1.7 禁止擅自開啟直接封閉帶電部分的高壓配電設備櫃門、箱蓋、封板等。
4.1.8 對繼電保護、安全自動裝置等二次設備操作，應制訂正確操作方法和防誤操作措施。智能變電站保護裝置投退應嚴格遵循規定的投退順序。
4.1.9 繼電保護、安全自動裝置（包括直流控制保護軟件）的定值或全站系統配置文件（SCD）等其他設定值的修改應按規定流程辦理，不得擅自修改。定值調整後檢修、運維人員雙方應核對確認簽字，並做好記錄。
4.1.10 應定期組織防誤裝置技術培訓，使相關人員按其職責熟練掌握防誤裝置，做到“四懂三會”（懂防誤裝置的原理、性能、結構和操作程序，會熟練操作、會處缺和會維護）。
4.1.11 防誤裝置應選用符合產品標準，並經國家電網公司授權機構或行業內權威機構檢測、鑑定的產品。新型防誤裝置須經試運行考核後方可推廣使用，試運行應經國家電網公司、省（自治區、直轄市）電力公司或國家電網公司直屬單位同意。
4.2 完善防誤操作技術措施
4.2.1 高壓電氣設備應安裝完善的防誤閉鎖裝置，裝置的性能、質量、檢修週期和維護等應符合防誤裝置技術標準規定。
4.2.2 調控中心、運維中心、變電站各層級操作都應具備完善的防誤閉鎖功能，並確保操作權的唯一性。
4.2.3 利用計算機監控系統實現防誤閉鎖功能時，應有符合現場實際並經運維管理單位審批的防誤規則，防誤規則判別依據可包含斷路器、隔離開關、接地開關、網門、壓板、接地線及就地鎖具等一、二次設備狀態信息，以及電壓、電流等模擬量信息。若防誤規則通過拓撲生成，則應加強校核。
4.2.4 新投運的防誤裝置主機應具有實時對位功能，通過對受控站電氣設備位置信號採集，實現與現場設備狀態一致。
4.2.5 防誤裝置（系統）應滿足國家或行業關於電力監控系統安全防護規定的要求，嚴禁與外部網絡互聯，並嚴格限制移動存儲介質等外部設備的使用。
4.2.6 防誤裝置使用的直流電源應與繼電保護、控制迴路的電源分開；防誤主機的交流電源應是不間斷供電電源。
4.2.7 斷路器、隔離開關和接地開關電氣閉鎖迴路應直接使用斷路器、隔離開關、接地開關的輔助觸點，嚴禁使用重動繼電器；操作斷路器、隔離開關等設備時，應確保待操作設備及其狀態正確，並以現場狀態為準。
4.2.8 防誤裝置因缺陷不能及時消除，防誤功能暫時不能恢復時，執行審批手續後，可以通過加掛機械鎖作為臨時措施，此時機械鎖的鑰匙也應納入解鎖工具（鑰匙）管理，禁止隨意取用。
4.2.9 高壓開關櫃內手車開關拉出後，隔離帶電部位的擋板應可靠封閉，禁止開啟。
4.2.10 成套SF6組合電器、成套高壓開關櫃防誤功能應齊全、性能良好；新投開關櫃應裝設具有自檢功能的帶電顯示裝置，並與接地開關及櫃門實現強制閉鎖；配電裝置有倒送電源時，間隔網門應裝有帶電顯示裝置的強制閉鎖。
4.2.11 固定接地樁應預設，接地線的掛、拆狀態宜實時採集監控，並實施強制性閉鎖。
4.2.12 順控操作（程序化操作）應具備完善的防誤閉鎖功能，模擬預演和指令執行過程中應採用監控主機內置防誤邏輯和獨立智能防誤主機雙校核機制，且兩套系統宜採用不同廠家配置。順控操作因故停止，轉常規倒閘操作時，仍應有完善的防誤閉鎖功能。
5 防止變電站全停及重要客戶停電事故
為防止變電站全停及重要客戶停電事故，應認真貫徹《電力安全事故應急處置和調查條例》（中華人民共和國國務院令第599號）、《電力設備帶電水沖洗導則》（GB13395-2008）、《電力系統用蓄電池直流電源裝置運行維護規程》（DLT724-2000）、《電力工程直流電源系統設計技術規程》（DLT5044-2014）、《直流電源系統絕緣監測裝置技術條件》（DLT1392-2014）、《220kV~1000kV變電站站用電設計技術規程》（DL/T 5155-2016）、《電力供應與使用條例》、《供電營業規則》、《關於加強重要電力客戶供電電源及自備應急電源配置監督管理的意見》（電監安全〔2008〕43號）、《重要電力客戶供電電源及自備應急電源配置技術規範》（GB/Z29328-2012）、《高壓電力用戶用電安全》（GB/T31989-2015）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求。原《國家電網公司防止變電站全停十六項措施（試行）》(國家電網運檢〔2015〕376號)同步廢止。
5.1 防止變電站全停事故
5.1.1 設計階段
5.1.1.1 變電站站址應具有適宜的地質、地形條件，應避開滑坡、泥石流、塌陷區和地震斷裂帶等不良地質構造。宜避開溶洞、採空區、明和暗的河塘、岸邊沖刷區、易發生滾石的地段，儘量避免或減少破壞林木和環境自然地貌。
5.1.1.2 場地排水方式應根據站區地形、降雨量、土質類別、豎向佈置及道路佈置，合理選擇排水方式。
5.1.1.3 新建220kV及以上電壓等級雙母分段接線方式的氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS），當本期進出線元件數達到4回及以上時，投產時應將母聯及分段間隔相關一、二次設備全部投運。根據電網結構的變化，應滿足變電站設備的短路容量約束。
5.1.1.4 220kV及以上電壓等級電纜電源進線原則上不應敷設在同一排管或電纜溝內，以防止故障導致變電站全停。
5.1.1.5 嚴格按照有關標準進行斷路器、隔離開關、母線等設備選型，加強對變電站斷路器開斷容量的校核、隔離開關與母線額定短時耐受電流及額定峰值耐受電流校核。
5.1.2基建階段
5.1.2.1 設備改擴建時，一次設備安裝調試全部結束並通過驗收後，方可與運行設備連接。
5.1.2.2 對軟土地基的場地進行大規模填土時，如場地淤泥層較厚，應根據現場的實際情況，採用排水固結等有效措施。冬季施工，嚴禁使用凍土進行回填。
5.1.2.3 變電站建設中，應建立可靠的排水系統；在受山洪影響的地段，應採取相應的排洪措施。
5.1.3 運行階段
5.1.3.1 對於雙母線接線方式的變電站，在一條母線停電檢修及恢復送電過程中，必須做好各項安全措施。對檢修或事故跳閘停電的母線進行試送電時，具備空餘線路且線路後備保護滿足充電需求時應首先考慮用外來電源送電。
5.1.3.2 對雙母線接線方式下間隔內一組母線側隔離開關檢修時，應將另一組母線側隔離開關的電機電源及控制電源斷開。
5.1.3.3 雙母線接線方式下，一組母線電壓互感器退出運行時，應加強運行電壓互感器的巡視和紅外測溫，避免故障導致母線全停。
5.1.3.4 定期對變電站內及周邊飄浮物、塑料大棚、彩鋼板建築、風箏及高大樹木等進行清理，大風前後應進行專項檢查，防止異物漂浮造成設備短路。
5.1.3.5 定期檢查避雷針、支柱絕緣子、懸垂絕緣子、耐張絕緣子、設備架構、隔離開關基礎、GIS母線筒位移與沉降情況以及母線絕緣子串鎖緊銷的連接，對管母線支柱絕緣子進行探傷檢測及有無彎曲變形檢查。
5.1.3.6 變電站帶電水沖洗工作必須保證水質要求，母線沖洗時要投入可靠的母差保護。
5.1.3.7 定期對主變壓器（電抗器）的消防裝置運行情況進行檢查，防止裝置誤動造成變電站全停事故。
5.1.3.8 汛期前應檢查變電站的周邊環境、排水設施（排水溝、排水井等）狀況，保證在惡劣天氣（特大暴雨、連續強降雨、颱風等）的情況下順利排水。
5.1.3.9 定期檢查護坡、擋水牆有無破損，清理坡下排水溝淤泥、雜物，保持排水溝暢通。
5.1.3.10 根據電網容量和網架結構變化定期校驗變電站短路容量，當設備額定短路電流不滿足要求時，應及時採取設備改造、限流或調整運行方式等措施。
5.2 防止站用交流系統失電
5.2.1 設計階段
5.2.1.1 變電站採用交流供電的通信設備、自動化設備、防誤主機交流電源應取自站用交流不間斷電源系統。
5.2.1.2 設計資料中應提供全站交流系統上下級差配置圖和各級斷路器（熔斷器）級差配合參數。
5.2.1.3 110（66）kV及以上電壓等級變電站應至少配置兩路站用電源。裝有兩臺及以上主變壓器的330kV 及以上變電站和地下 220kV 變電站，應配置三路站用電源。站外電源應獨立可靠，不應取自本站作為唯一供電電源的變電站。
5.2.1.4 當任意一臺站用變壓器退出時，備用站用變壓器應能自動切換至失電的工作母線段，繼續供電。
5.2.1.5 站用低壓工作母線間裝設備自投裝置時，應具備低壓母線故障閉鎖備自投功能。
5.2.1.6 新投運變電站不同站用變壓器低壓側至站用電屏的電纜應儘量避免同溝敷設，對無法避免的，則應採取防火隔離措施。
5.2.1.7 乾式變壓器作為站用變壓器使用時，不宜採用戶外佈置。
5.2.1.8 變電站內如沒有對電能質量有特殊要求的設備，應儘快拆除低壓脫扣裝置。若需裝設，低壓脫扣裝置應具備延時整定和麵板顯示功能，延時時間應與系統保護和重合閘時間配合，躲過系統瞬時故障。
5.2.1.9 站用交流母線分段的，每套站用交流不間斷電源裝置的交流主輸入、交流旁路輸入電源應取自不同段的站用交流母線。兩套配置的站用交流不間斷電源裝置交流主輸入應取自不同段的站用交流母線，直流輸入應取自不同段的直流電源母線。
5.2.1.10 站用交流不間斷電源裝置交流主輸入、交流旁路輸入及不間斷電源輸出均應有工頻隔離變壓器，直流輸入應裝設逆止二極管。
5.2.1.11 雙機單母線分段接線方式的站用交流不間斷電源裝置，分段斷路器應具有防止兩段母線帶電時閉合分段斷路器的防誤操作措施。手動維修旁路斷路器應具有防誤操作的閉鎖措施。
5.2.1.12 站用交流電系統進線端（或站用變低壓出線側）應設可操作的熔斷器或隔離開關。
5.2.2 基建階段
5.2.2.1 新建變電站交流系統在投運前，應完成斷路器上下級級差配合試驗，核對熔斷器級差參數，合格後方可投運。
5.2.2.2 交流配電屏進線缺相自投試驗應逐相開展。
5.2.2.3 站用交流電源系統的母線安裝在一個櫃架單元內，主母線與其他元件之間的導體佈置應採取避免相間或相對地短路的措施，配電屏間禁止使用裸導體進行連接，母線應有絕緣護套。
5.2.3 運行階段
5.2.3.1 兩套分列運行的站用交流電源系統，電源環路中應設置明顯斷開點，禁止合環運行。
5.2.3.2 站用交流電源系統的進線斷路器、分段斷路器、備自投裝置及脫扣裝置應納入定值管理。
5.2.3.3 正常運行中，禁止兩臺不具備並聯運行功能的站用交流不間斷電源裝置並列運行。
5.3 防止站用直流系統失電
5.3.1 設計階段
5.3.1.1 設計資料中應提供全站直流系統上下級差配置圖和各級斷路器（熔斷器）級差配合參數。
5.3.1.2 兩組蓄電池的直流電源系統，其接線方式應滿足切換操作時直流母線始終連接蓄電池運行的要求。
5.3.1.3 新建變電站300Ah及以上的閥控式蓄電池組應安裝在各自獨立的專用蓄電池室內或在蓄電池組間設置防爆隔火牆。
5.3.1.4 蓄電池組正極和負極引出電纜不應共用一根電纜，並採用單根多股銅芯阻燃電纜。
5.3.1.5 酸性蓄電池室（不含閥控式密封鉛酸蓄電池室）照明、採暖通風和空氣調節設施均應為防爆型，開關和插座等應裝在蓄電池室的門外。
5.3.1.6 一組蓄電池配一套充電裝置或兩組蓄電池配兩套充電裝置的直流電源系統，每套充電裝置應採用兩路交流電源輸入，且具備自動投切功能。
5.3.1.7 採用交直流雙電源供電的設備，應具備防止交流竄入直流回路的措施。
5.3.1.8 330kV及以上電壓等級變電站及重要的220kV變電站，應採用三套充電裝置、兩組蓄電池組的供電方式。
5.3.1.9 直流電源系統饋出網絡應採用集中輻射或分層輻射供電方式，分層輻射供電方式應按電壓等級設置分電屏，嚴禁採用環狀供電方式。斷路器儲能電源、隔離開關電機電源、35（10）kV開關櫃頂可採用每段母線輻射供電方式。
5.3.1.10 變電站內端子箱、機構箱、智能控制櫃、匯控櫃等屏櫃內的交直流接線，不應接在同一段端子排上。
5.3.1.11 試驗電源屏交流電源與直流電源應分層佈置。
5.3.1.12 220kV及以上電壓等級的新建變電站通信電源應雙重化配置，滿足“雙設備、雙路由、雙電源”的要求。
5.3.1.13 直流斷路器不能滿足上、下級保護配合要求時，應選用帶短路短延時保護特性的直流斷路器。
5.3.1.14 直流高頻模塊和通信電源模塊應加裝獨立進線斷路器。
5.3.2 基建階段
5.3.2.1 新建變電站投運前，應完成直流電源系統斷路器上下級級差配合試驗，核對熔斷器級差參數，合格後方可投運。
5.3.2.2 安裝完畢投運前，應對蓄電池組進行全容量核對性充放電試驗，經3次充放電仍達不到100%額定容量的應整組更換。
5.3.2.3 交直流回路不得共用一根電纜，控制電纜不應與動力電纜並排鋪設。對不滿足要求的運行變電站，應採取加裝防火隔離措施。
5.3.2.4 直流電源系統應採用阻燃電纜。兩組及以上蓄電池組電纜，應分別鋪設在各自獨立的通道內，並儘量沿最短路徑敷設。在穿越電纜豎井時，兩組蓄電池電纜應分別加穿金屬套管。對不滿足要求的運行變電站，應採取防火隔離措施。
5.3.2.5 直流電源系統除蓄電池組出口保護電器外,應使用直流專用斷路器。蓄電池組出口迴路宜採用熔斷器，也可採用具有選擇性保護的直流斷路器。
5.3.2.6 直流回路隔離電器應裝有輔助觸點，蓄電池組總出口熔斷器應裝有報警觸點，信號應可靠上傳至調控部門。直流電源系統重要故障信號應硬接點輸出至監控系統。
5.3.3 運行階段
5.3.3.1 應加強站用直流電源專業技術監督，完善蓄電池入網檢測、設備抽檢、運行評價。
5.3.3.2 兩套配置的直流電源系統正常運行時，應分列運行。當直流電源系統存在接地故障情況時，禁止兩套直流電源系統並列運行。
5.3.3.3 直流電源系統應具備交流竄直流故障的測量記錄和報警功能，不具備的應逐步進行改造。
5.3.3.4 新安裝閥控密封蓄電池組，投運後每2年應進行一次核對性充放電試驗，投運4年後應每年進行一次核對性充放電試驗。
5.3.3.5 站用直流電源系統運行時，禁止蓄電池組脫離直流母線。
5.4 防止重要客戶停電事故
5.4.1 完善重要客戶入網管理
5.4.1.1 供電企業應制定重要客戶入網管理制度，制度應包括對重要客戶在規劃設計、接線方式、短路容量、電流開斷能力、設備運行環境條件、安全性等各方面的要求；對重要客戶設備驗收標準及要求。
5.4.1.2 供電企業應做好重要客戶業擴工程的設計審核、中間檢查、竣工驗收等工作，應督促重要客戶自行選擇的業擴工程設計、施工、設備選型符合現行國家、行業標準的要求。
5.4.1.3 對屬於非線性、不對稱負荷性質的重要客戶，供電企業應要求客戶進行電能質量測試評估。根據評估結果，重要客戶應制訂相應無功補償方案並提交供電企業審核批准，保證其負荷產生的諧波成份及負序分量不對電網造成汙染，不對供電企業及其自身供用電設備造成影響。
5.4.1.4 供電企業在與重要客戶簽訂供用電合同時，應明確要求重要客戶按照電力行業技術監督標準開展技術監督工作。
5.4.1.5 供電企業在與重要客戶簽訂供用電合同時，當重要客戶對電能質量的要求高於國家相關標準的，應明確要求其自行採取必要的技術措施。
5.4.2 合理配置供電電源點
5.4.2.1 特級重要電力客戶應採用雙電源或多電源供電，其中任何一路電源能保證獨立正常供電。
5.4.2.2 一級重要電力客戶應採用雙電源供電，兩路電源應當來自兩個不同的變電站或來自不同電源進線的同一變電站內兩段母線，當一路電源發生故障時，另一路電源能保證獨立正常供電。
5.4.2.3 二級重要電力客戶應具備雙迴路供電條件，供電電源可以來自同一個變電站。
5.4.2.4 臨時性重要電力客戶，按照供電負荷重要性，在條件允許情況下，可以通過臨時架線等方式具備雙迴路或兩路以上電源供電條件。
5.4.2.5 重要電力客戶供電電源的切換時間和切換方式要滿足重要電力客戶保安負荷允許斷電時間的要求。對切換時間不能滿足保安負荷允許斷電時間要求的，重要電力用戶應自行採取技術措施解決。
5.4.3 加強為重要客戶供電的輸變電設備運行維護
5.4.3.1供電企業應根據國家相關標準、電力行業標準、國家電網公司制度，針對重要客戶供電的輸變電設備制訂專門的運行規範、檢修規範、反事故措施。
5.4.3.2根據對重要客戶供電的輸變電設備實際運行情況，縮短設備巡視週期、設備狀態檢修週期。
5.4.4 督促重要客戶合理配置自備應急電源
5.4.4.1 重要客戶均應配置自備應急電源，自備應急電源配置容量至少應滿足全部保安負荷正常啟動和帶負荷運行的要求。
5.4.4.2 重要客戶的自備應急電源應與供電電源同步建設，同步投運。
5.4.4.3 重要客戶自備應急電源啟動時間、切換方式、持續供電時間、電能質量、使用場所應滿足安全要求。
5.4.4.4 重要客戶自備應急電源與電網電源之間應裝設可靠的電氣或機械閉鎖裝置，防止倒送電。
5.4.4.5 重要客戶自備應急電源設備要符合國家有關安全、消防、節能、環保等技術規範和標準要求。
5.4.4.6 重要客戶新裝自備應急電源投入切換裝置技術方案要符合國家有關標準和所接入電力系統安全要求。
5.4.4.7 重要電力客戶應具備外部自備應急電源接入條件，有特殊供電需求及臨時重要電力客戶應配置外部應急電源接入裝置。
5.4.5 協助重要客戶開展受電設備和自備應急電源安全檢查
5.4.5.1 供電企業及客戶對各自擁有所有權的電力設施承擔維護管理和安全責任，對發現的屬於客戶責任的安全隱患，供電企業應以書面形式告知客戶，積極督促客戶整改，同時向政府主管部門溝通匯報，爭取政府支持，做到“通知、報告、服務、督導”四到位，建立政府主導、客戶落實整改、供電企業提供技術服務的長效工作機制。
5.4.5.2 供電企業對特級、一級重要客戶每3個月至少檢查1次，對二級重要客戶每6個月至少檢查1次，對臨時性重要客戶根據其現場實際用電需要開展用電檢查工作。
5.4.5.3 重要電力客戶應按照國家和電力行業有關標準、規程和規範的要求，對受電設備定期進行安全檢查、預防性試驗，對自備應急電源定期進行安全檢查、預防性試驗、啟機試驗和切換裝置的切換試驗。
5.4.5.4 重要客戶不應自行變更自備應急電源接線方式，不應自行拆除自備應急電源的閉鎖裝置或者使其失效，不應擅自將自備應急電源轉供其他客戶，自備應急電源發生故障後應儘快修復。
6 防止輸電線路事故
為防止110（66）kV及以上輸電線路事故的發生，應嚴格執行《66kV及以下架空電力線路設計規範》（GB 50061-2010）、《1000kV架空輸電線路設計規範》（GB 50665-2011）、《±800kV直流架空輸電線路設計規範》（GB 50790-2013）、《110～750kV架空輸電線路施工及驗收規範》（GB50233-2014）、《重覆冰架空輸電線路設計技術規程》（DL/T5440-2009）、《±800kV 及以下直流架空輸電線路工程施工及驗收規程》(DL/T 5235-2010)、《架空輸電線路運行規程》（DL/T 741-2010）、《±800千伏直流架空輸電線路檢修規程》(DL/T 251-2012)、《架空輸電線路防舞設計規範》（Q/GDW 1829-2012）、《1000kV架空送電線路施工及驗收規範》（Q/GDW 1153-2012）、《1000kV交流架空輸電線路運行規程》（Q/GDW 1210-2014）、《國家電網公司關於印發架空輸電線路“三跨”重大反事故措施（試行）的通知》（國家電網運檢〔2016〕413號）、《國家電網公司關於印發架空輸電線路“三跨”運維管理補充規定的通知》（國家電網運檢〔2016〕777號）、《國家電網公司關於印發輸電線路跨越重要輸電通道建設管理規範（試行）等文件的通知》（國家電網基建〔2015〕756號）、國家電網公司《電網差異化規劃設計指導意見》（國家電網發展〔2008〕195號）、《關於印發的通知》（國家電網基建〔2012〕1049號）、《國家電網公司關於印發電網設備技術標準差異條款統一意見的通知》（國家電網科〔2017〕549號）及其他有關規定，並提出以下重點要求：
6.1 防止倒塔事故
6.1.1 規劃設計階段
6.1.1.1 在特殊地形、極端惡劣氣象環境條件下重要輸電線路宜採取差異化設計，適當提高抗風、抗冰、抗洪等設防水平。
6.1.1.2 線路設計時應避讓可能引起杆塔傾斜和沉降的崩塌、滑坡、泥石流、岩溶塌陷、地裂縫等不良地質災害區。
6.1.1.3 線路設計時宜避讓採動影響區，無法避讓時，應進行穩定性評價，合理選擇架設方案及基礎型式，宜採用單迴路或單極架設，必要時加裝在線監測裝置。
6.1.1.4 對於易發生水土流失、山洪沖刷等地段的杆塔，應採取加固基礎、修築擋土牆（樁）、截（排）水溝、改造上下邊坡等措施，必要時改遷路徑。
6.1.1.5 分洪區等受洪水沖刷影響的基礎，應考慮洪水沖刷作用及漂浮物的撞擊影響，並採取相應防護措施。
6.1.1.6 高寒地區線路設計時應採用合理的基礎型式和必要的地基防護措施，避免基礎凍脹位移、永凍層融化下沉。
6.1.1.7 對於需要採取防風固沙措施的移動或半移動沙丘等區域的杆塔，應考慮主導風向等因素，並採取有效的防風固沙措施，如圍欄種草、草方格、碎石壓沙等措施。
6.1.1.8 規劃階段，應對特高壓密集通道開展多回同跳風險評估，必要時差異化設計。當特高壓線路在滑坡等地質不良地區同走廊架設時，宜滿足倒塔距離要求。
6.1.2 基建階段
6.1.2.1 隱蔽工程應留有影像資料，並經監理單位質量驗收合格後方可隱蔽；竣工驗收時運行單位應檢查隱蔽工程影像資料的完整性，並進行必要的抽檢。
6.1.2.2 鐵塔現場組立前應對緊固件螺栓、螺母及鐵附件進行抽樣檢測，經確認合格後方可使用。地腳螺栓直徑級差宜控制在6mm及以上，螺桿頂面、螺母頂面或側面加蓋規格鋼印標記，安裝前應對螺桿、螺母型號進行匹配。架線前、後應對地腳螺栓緊固情況進行檢查，嚴禁在地腳螺母緊固不到位時進行保護帽施工。
6.1.2.3 對山區線路，設計單位應提出餘土處理方案，施工單位應嚴格執行餘土處理方案。
6.1.3 運行階段
6.1.3.1 運維單位應結合本單位實際按照分級儲備、集中使用的原則，儲備一定數量的事故搶修塔。
6.1.3.2 遭遇惡劣天氣後，應開展線路特巡，當線路導地線發生覆冰或舞動時應做好觀測記錄和影像資料的收集，並進行杆塔螺栓鬆動、金具磨損等專項檢查及處理。
6.1.3.3 加強鐵塔基礎的檢查和維護，對取土、挖沙、採石等可能危及杆塔基礎安全的行為，應及時制止並採取相應防範措施。
6.1.3.4 應採用可靠、有效的在線監測設備加強特殊區段的運行監測。
6.1.3.5 加強拉線塔的保護和維修。拉線下部應採取可靠的防盜、防割措施；應及時更換鏽蝕嚴重的拉線和拉棒；對易受撞擊的杆塔和拉線，應採取防撞措施。對機械化耕種區的拉線塔，宜改造為自立式鐵塔。
6.2 防止斷線事故
6.2.1 設計和基建階段
6.2.1.1 應採取有效的保護措施，防止導地線放線、緊線、連接及安裝附件時受到損傷。
6.2.1.2 架空地線複合光纜（OPGW）外層線股 110kV 及以下線路應選取單絲直徑2.8mm 及以上的鋁包鋼線；220kV 及以上線路應選取單絲直徑3.0mm及以上的鋁包鋼線，並嚴格控制施工工藝。
6.2.2 運行階段
6.2.2.1加強對大跨越段線路的運行管理，按期進行導地線測振，發現動彎應變值超標時應及時分析、處理。
6.2.2.2 在腐蝕嚴重地區，應根據導地線運行情況進行鑑定性試驗；出現多處嚴重鏽蝕、散股、斷股、表面嚴重氧化時，宜換線。
6.2.2.3 運行線路的重要跨越【不包括“三跨”（跨高速鐵路、跨高速公路、跨重要輸電通道）】檔內接頭應採用預絞式金具加固。
6.3 防止絕緣子和金具斷裂事故
6.3.1 設計和基建階段
6.3.1.1 大風頻發區域的連接金具應選用耐磨型金具；重冰區應考慮脫冰跳躍對金具的影響；舞動區應考慮舞動對金具的影響。
6.3.1.2 作業時應避免損壞複合絕緣子傘裙、護套及端部密封，不應腳踏複合絕緣子；安裝時不應反裝均壓環或安裝於護套上。
6.3.1.3500（330）kV和750kV線路的懸垂複合絕緣子串應採用雙聯（含單V串）及以上設計，且單聯應滿足斷聯工況荷載的要求。
6.3.1.4 跨越110kV（66kV）及以上線路、鐵路和等級公路、通航河流及居民區等，直線塔懸垂串應採用雙聯結構，宜採用雙掛點，且單聯應滿足斷聯工況荷載的要求。
6.3.1.5500kV及以上線路用棒形複合絕緣子應按批次抽取1支進行芯棒耐應力腐蝕試驗。
6.3.1.6 耐張絕緣子串倒掛時，耐張線夾應採用填充電力脂等防凍脹措施，並在線夾尾部打滲水孔。
6.3.2 運行階段
6.3.2.1 高溫大負荷期間應開展紅外測溫，重點檢測接續管、耐張線夾、引流板、並溝線夾等金具的發熱情況，發現缺陷及時處理。
6.3.2.2 加強導地線懸垂線夾承重軸磨損情況檢查，導地線振動嚴重區段應按2年週期打開檢查，磨損嚴重的應予更換。
6.3.2.3 應認真檢查鎖緊銷的運行狀況，鏽蝕嚴重及失去彈性的應及時更換；特別應加強V串複合絕緣子鎖緊銷的檢查，防止因鎖緊銷受壓變形失效而導致掉線事故。
6.3.2.4 加強瓷絕緣子的檢測，及時更換零、低值瓷絕緣子及自爆玻璃絕緣子。加強複合絕緣子護套和端部金具連接部位的檢查，端部密封破損及護套嚴重損壞的複合絕緣子應及時更換。
6.3.2.5 複合絕緣子應按照《標稱電壓高於1000V架空線路用絕緣子使用導則 第3部分：交流系統用棒型懸式複合絕緣子》（DL/T 1000.3）及《標稱電壓高於1000V架空線路用絕緣子使用導則第4部分：直流系統用棒型懸式複合絕緣子》（DL/T 1000.4）規定的項目及週期開展抽檢試驗，且增加芯棒耐應力腐蝕試驗。
6.4 防止風偏閃絡事故
6.4.1 設計和基建階段
6.4.1.1 新建線路設計時應結合線路周邊氣象臺站資料及風區分佈圖，並參考已有的運行經驗確定設計風速，對山谷、埡口等微地形、微氣象區加強防風偏校核，必要時採取進一步的防風偏措施。
6.4.1.2330~750kV架空線路40°以上轉角塔的外角側跳線串應使用雙串絕緣子，並加裝重錘等防風偏措施；15°以內的轉角內外側均應加裝跳線絕緣子串（包括重錘）。
6.4.1.3 沿海臺風地區，跳線風偏應按設計風壓的1.2倍校核；110~220kV架空線路大於40°轉角塔的外側跳線應採用絕緣子串（包括重錘）；小於20°轉角塔，兩側均應加掛單串跳線串（包括重錘）。
6.4.2 運行階段
6.4.2.1 運行單位應加強通道周邊新增構築物、各類交叉跨越距離及山區線路大檔距側邊坡的排查，對影響線路安全運行的隱患及時治理。
6.4.2.2 線路風偏故障後，應檢查導線、金具、鐵塔等受損情況並及時處理。
6.4.2.3 更換不同型式的懸垂絕緣子串後，應對導線風偏角及導線弧垂重新校核。
6.5 防止覆冰、舞動事故
6.5.1 設計和基建階段
6.5.1.1 線路路徑選擇應以冰區分佈圖、舞動區域分佈圖為依據，宜避開重冰區及易發生導線舞動的區域；2級及以上舞動區不應採用緊湊型線路設計，並採取全塔雙帽防松措施。
6.5.1.2 新建架空輸電線路無法避開重冰區或易發生導線舞動的區段，宜避免大檔距、大高差和杆塔兩側檔距相差懸殊等情況。
6.5.1.3 重冰區和易舞動區內線路的瓷絕緣子串或玻璃絕緣子串的聯間距宜適當增加，必要時可採用聯間支撐間隔棒。
6.5.2 運行階段
6.5.2.1 加強導地線覆冰、舞動的觀測，對覆冰及易舞動區，安裝在線監測裝置及設立觀冰站（點），加強沿線氣象環境資料的調研收集，及時修訂冰區分佈圖和舞動區域分佈圖。
6.5.2.2 對設計冰厚取值偏低，且未採取必要防冰害措施的中、重冰區線路，應採取增加直線塔、縮短耐張段長度、合理補強杆塔等措施。
6.5.2.3 防舞治理應綜合考慮線路防微風振動性能，避免因採取防舞動措施而造成導地線微風振動時動彎應變超標，從而導致疲勞損傷；同時應加強防舞效果的觀測和防舞裝置的維護。
6.5.2.4 覆冰季節前應對線路做全面檢查，落實除冰、融冰和防舞動措施。
6.5.2.5 具備融冰條件的線路覆冰後，應根據覆冰厚度和天氣情況，對導地線及時採取融冰措施以減少導地線覆冰。冰雪消融後，對已發生傾斜的杆塔應加強監測，可根據需要在直線杆塔上設立臨時拉線以加強杆塔的抗縱向不平衡張力能力。
6.5.2.6 線路發生覆冰、舞動後，應根據實際情況安排停電檢修，對線路覆冰、舞動重點區段的杆塔螺栓鬆動、導地線線夾出口處、絕緣子鎖緊銷及相關金具進行檢查和消缺；及時校核和調整因覆冰、舞動造成的導地線滑移引起的弧垂變化缺陷。
6.6 防止鳥害閃絡事故
6.6.1 設計和基建階段
6.6.1.166~500kV新建線路設計時應結合涉鳥故障風險分佈圖，對於鳥害多發區應採取有效的防鳥措施，如安裝防鳥刺、防鳥擋板、防鳥針板，增加絕緣子串結構高度等。110（66）、220、330、500kV懸垂絕緣子的鳥糞閃絡基本防護範圍為以絕緣子懸掛點為圓心，半徑分別為0.25、0.55、0.85、1.2m的圓。
6.6.2 運行階段
6.6.2.1 鳥害多發區線路應及時安裝防鳥裝置，如防鳥刺、防鳥擋板、懸垂串第一片絕緣子採用大盤徑絕緣子、複合絕緣子橫擔側採用防鳥型均壓環等。對已安裝的防鳥裝置應加強檢查和維護，及時更換失效防鳥裝置。
6.6.2.2 及時拆除絕緣子、導線上方等可能危及到線路運行的鳥巢，並及時清掃鳥糞汙染的絕緣子。
6.7 防止外力破壞事故
6.7.1 設計和基建階段
6.7.1.1 新建線路設計時應採取必要的防盜、防撞等防外力破壞措施，驗收時應檢查防外力破壞措施是否落實到位。
6.7.1.2 架空線路跨越森林、防風林、固沙林、河流壩堤的防護林、高等級公路綠化帶、經濟園林等，當採用高跨設計時，應滿足對主要樹種的自然生長高度距離要求。
6.7.1.3 新建線路宜避開山火易發區，無法避讓時，宜採用高跨設計，並適當提高安全裕度；無法採用高跨設計時，重要輸電線路應按照相關標準開展通道清理。
6.7.2 運行階段
6.7.2.1 應建立完善的通道屬地化制度，積極配合當地公安機關及司法部門，嚴厲打擊破壞、盜竊、收購線路器材的違法犯罪活動。
6.7.2.2 加強巡視和宣傳，及時制止線路附近的燒荒、燒秸稈、放風箏、開山炸石、爆破作業、大型機械施工、非法採沙等可能危及線路安全運行的行為。
6.7.2.3 應在線路保護區或附近的公路、鐵路、水利、市政施工現場等可能引起誤碰線的區段設立限高警示牌或採取其他有效措施，防止吊車等施工機械碰線。
6.7.2.4 及時清理線路通道內的樹障、堆積物等，嚴防因樹木、堆積物與電力線路距離不夠引起放電事故；及時清理或加固線路通道內彩鋼瓦、大棚薄膜、遮陽網等易飄浮物。
6.7.2.5 對易遭外力碰撞的線路杆塔，應設置防撞墩（牆）、並塗刷醒目標誌漆。
6.8 防止“三跨”事故
6.8.1 設計和基建階段
6.8.1.1 線路路徑選擇時，宜減少“三跨”數量，且不宜連續跨越；跨越重要輸電通道時，不宜在一檔中跨越3條及以上輸電線路，且不宜在杆塔頂部跨越。
6.8.1.2 “三跨”線路與高鐵交叉角不宜小於45°，困難情況下不應小於30°，且不應在鐵路車站出站信號機以內跨越；與高速公路交叉角一般不應小於45°；與重要輸電通道交叉角不宜小於30°。線路改造路徑受限時，可按原路徑設計。
6.8.1.3 “三跨”應儘量避免出現大檔距和大高差的情況，跨越塔兩側檔距之比不宜超過2：1。
6.8.1.4 “三跨”線路跨越點宜避開2級及3 級舞動區，無法避開時以舞動區域分佈圖為依據，結合附近舞動發展情況，宜適當提高防舞設防水平。
6.8.1.5 “三跨”應採用獨立耐張段跨越，杆塔結構重要性係數應不低於 1.1，杆塔除防盜措施外，還應採用全塔防松措施；當跨越重要輸電通道時，跨越線路設計標準應不低於被跨越線路。
6.8.1.6 “三跨”線路跨越點宜避開重冰區。對15mm及以上冰區的特高壓“三跨”和5mm及以上冰區的其他電壓等級“三跨”，導線最大設計驗算覆冰厚度應比同區域常規線路增加10mm，地線設計驗算覆冰厚度增加15mm；對歷史上曾出現過超設計覆冰的地區，還應按稀有覆冰條件進行驗算。
6.8.1.7 易舞動區防舞裝置（不含線夾迴轉式間隔棒）安裝位置應避開被跨越物。
6.8.1.8 500kV及以下“三跨”線路的懸垂絕緣子串應採用獨立雙串設計，對於山區高差大、連續上下山的線路可採用單掛點雙聯，耐張絕緣子應採用雙聯及以上結構形式，單聯強度應滿足正常運行狀態下受力要求。“三跨”地線懸垂應採用獨立雙串設計，耐張串連接金具應提高一個強度等級。
6.8.1.9 “三跨”區段宜選用預絞式防振錘。風振嚴重區、易舞動區“三跨”的導地線應選用耐磨型連接金具。
6.8.1.10 跨越高鐵時應安裝分佈式故障診斷裝置和視頻監控裝置；跨越高速公路和重要輸電通道時應安裝圖像或視頻監控裝置。
6.8.1.11 “三跨”地線宜採用鋁包鋼絞線，光纜宜選用全鋁包鋼結構的 OPGW 光纜。
6.8.1.12 對特高壓線路“三跨”，跨越檔內導地線不應有接頭；對其他電壓等級“三跨”，耐張段內導地線不應有接頭。
6.8.1.13 750kV及以下電壓等級輸電線路“三跨”金具應按照施工驗收規定逐一檢查壓接質量，並按照“三跨”段內耐張線夾總數量10%的比例開展X射線無損檢測。
6.8.2 運行階段
6.8.2.1 在運“三跨”應滿足獨立耐張段跨越要求，不滿足時應進行改造。
6.8.2.2 在運線路跨越高鐵時，杆塔應滿足結構重要性係數不低於1.1的要求，不滿足時應進行改造。
6.8.2.3 對採用獨立耐張段跨越的在運跨高鐵輸電線路，按《110kV~750kV架空輸電線路設計規範》（GB 50545-2010）及6.8.1.6的要求開展校核，不滿足時應進行改造。
6.8.2.4 在運“三跨”應滿足6.8.1.7~6.8.1.12條相關要求，不滿足時應進行改造。
6.8.2.5 在運“三跨”，應結合停電檢修開展耐張線夾X光透視等無損探傷檢查，根據檢測結果及時處理。
6.8.2.6在運“三跨”紅外測溫週期應不超過3個月，當環境溫度達到35℃或輸送功率超過額定功率的80%時，應開展紅外測溫和弧垂測量。
6.8.2.7 報廢線路的“三跨”應予以拆除，退運線路的“三跨”應納入正常運維範圍。
7 防止輸變電設備汙閃事故
為防止發生輸變電設備汙閃事故，應嚴格執行《汙穢條件下使用的高壓絕緣子的選擇和尺寸確定》（GB/T 26218-2010）、《電力系統汙區分級與外絕緣選擇標準》（Q/GDW1152-2014）、《電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準》（GB50150-2016）、《劣化懸式絕緣子檢測規程》（DL/T 626-2015）、《國家電網公司關於印發電網設備技術標準差異條款統一意見的通知》（國家電網科〔2017〕549號），並提出以下重點要求：
7.1 設計和基建階段
7.1.1 新、改（擴）建輸變電設備的外絕緣配置應以最新版汙區分佈圖為基礎，綜合考慮附近的環境、氣象、汙穢發展和運行經驗等因素確定。線路設計時，交流c級以下汙區外絕緣按c級配置；c、d級汙區按照上限配置；e級汙區可按照實際情況配置，並適當留有裕度。變電站設計時，c級以下汙區外絕緣按c級配置；c、d級汙區可根據環境情況適當提高配置；e級汙區可按照實際情況配置。
7.1.2對於飽和等值鹽密大於0.35mg/cm2的，應單獨校核絕緣配置。特高壓交直流工程一般需要開展專項沿線汙穢調查以確定外絕緣配置。海拔高度超過1000m時，外絕緣配置應進行海拔修正。
7.1.3選用合理的絕緣子材質和傘形。中重汙區變電站懸垂串宜採用複合絕緣子，支柱絕緣子、組合電器宜採用硅橡膠外絕緣。變電站站址應儘量避讓交流e級區，如不能避讓，變電站宜採用GIS、HGIS設備或全戶內變電站。中重汙區輸電線路懸垂串、220kV及以下電壓等級耐張串宜採用複合絕緣子，330kV及以上電壓等級耐張串宜採用瓷或玻璃絕緣子。對於自潔能力差（年平均降雨量小於800mm）、冬春季易發生汙閃的地區，若採用足夠爬電距離的瓷或玻璃絕緣子仍無法滿足安全運行需要時，宜採用工廠化噴塗防汙閃塗料。
7.1.4 對易發生覆冰閃絡、溼雪閃絡或大雨閃絡地區的外絕緣設計，宜採取採用V型串、不同盤徑絕緣子組合或加裝輔助傘裙等的措施。
7.1.5 對粉塵汙染嚴重地區，宜選用自潔能力強的絕緣子，如外傘形絕緣子,變電設備可採取加裝輔助傘裙等措施。玻璃絕緣子用於沿海、鹽湖、水泥廠和冶煉廠等特殊區域時，應塗覆防汙閃塗料。複合外絕緣用於苯、酒精類等化工廠附近時，應提高絕緣配置水平。
7.1.6 安裝在非密封戶內的設備外絕緣設計應考慮戶內場溼度和實際汙穢度，與戶外設備外絕緣的汙穢等級差異不宜大於一級。
7.1.7 加強絕緣子全過程管理，全面規範絕緣子選型、招標、監造、驗收及安裝等環節，確保使用運行經驗成熟、質量穩定的絕緣子。
7.1.8 盤形懸式瓷絕緣子安裝前現場應逐個進行零值檢測。
7.1.9 瓷或玻璃絕緣子安裝前需塗覆防汙閃塗料時，宜採用工廠複合化工藝,運輸及安裝時應注意避免絕緣子塗層擦傷。
7.2 運行階段
7.2.1 根據“適當均勻、總體照顧”的原則，採用“網格化”方法開展飽和汙穢度測試布點，兼顧疏密程度、兼顧未來電網發展。局部重汙染區、特殊汙穢區、重要輸電通道、微氣象區、極端氣象區等特殊區域應增加布點。根據標準要求開展汙穢取樣與測試。
7.2.2 應以現場汙穢度為主要依據，結合運行經驗、汙溼特徵，考慮連續無降水日的大幅度延長等影響因素開展汙區分佈圖修訂。汙穢等級變化時，應及時進行外絕緣配置校核。
7.2.3 對外絕緣配置不滿足運行要求的輸變電設備應進行治理。防汙閃措施包括增加絕緣子片數、更換防汙絕緣子、塗覆防汙閃塗料、更換複合絕緣子、加裝輔助傘裙等。
7.2.4 清掃作為輔助性防汙閃措施，可用於暫不滿足防汙閃配置要求的輸變電設備及汙染特殊嚴重區域的輸變電設備。
7.2.5 出現快速積汙、長期乾旱或外絕緣配置暫不滿足運行要求，且可能發生汙閃的情況時，可緊急採取帶電水沖洗、帶電清掃、直流線路降壓運行等措施。
7.2.6 絕緣子上方金屬部件嚴重鏽蝕可能造成絕緣子表面汙染，或絕緣子表面覆蓋藻類、苔蘚等，可能造成閃絡的，應及時採取措施進行處理。
7.2.7 在大霧、毛毛雨、覆冰（雪）等惡劣天氣過程中，宜加強特殊巡視，可採用紅外熱成像、紫外成像等手段判定設備外絕緣運行狀態。
7.2.8 對於水泥廠、有機溶劑類化工廠附近的複合外絕緣設備，應加強憎水性檢測。
7.2.9 瓷或玻璃絕緣子需要塗覆防汙閃塗料如採用現場塗覆工藝，應加強施工、驗收、現場抽檢各個環節的管理。
7.2.10 避雷器不宜單獨加裝輔助傘裙，宜將輔助傘裙與防汙閃塗料結合使用。
8 防止直流換流站設備損壞和單雙極強迫停運事故
為防止直流換流站設備損壞和單雙極強迫停運事故 ，應嚴格執行《高壓直流換流閥技術規範》（Q/GDW 491-2010）、《高壓直流輸電換流閥冷卻系統技術規範》（Q/GDW1527-2015）、《高壓直流輸電控制保護系統技術規範》（Q/GDW10548-2016）、《高壓直流系統保護裝置標準化技術規範》（Q/GDW 11355-2014）、《智能變電站繼電保護技術規範》（Q/GDW441-2010）、《關於印發國家電網公司防止直流換流站單、雙極強迫停運二十一項反事故措施的通知》（國家電網生〔2011〕961號）、《國調中心、國網運檢部關於印發國家電網公司直流控制保護軟件運行管理實施細則的通知》（調繼〔2017〕106號）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
8.1 防止換流閥損壞事故
8.1.1 設計製造階段
8.1.1.1 加強換流閥及閥控系統設計、製造、安裝、投運的全過程管理，明確專責人員及其職責。
8.1.1.2 對於換流閥及閥控系統，應進行赴廠監造和驗收。監造驗收工作結束後，赴廠人員應提交監造報告，並作為設備原始資料分別交建設和運行單位存檔。
8.1.1.3 單閥冗餘晶閘管級數應不小於12個月運行週期內損壞晶閘管級數期望值的2.5倍，且不少於2~3個晶閘管級。
8.1.1.4 換流閥應採用阻燃材料，並消除火災在換流閥內蔓延的可能性。閥廳應安裝響應時間快、靈敏度高的火情早期檢測報警裝置。閥廳發生火災後火災報警系統應能及時停運直流系統，並自動停運閥廳空調通風系統。
8.1.1.5 換流閥冷卻控制保護系統至少應雙重化配置，並具備完善的自檢和防誤動措施。作用於跳閘的內冷水傳感器應按照三套獨立冗餘配置，每個系統的內冷水保護對傳感器採集量按照“三取二”原則出口。控制保護裝置及各傳感器應由兩套電源同時供電，任一電源失電不影響控制保護及傳感器的穩定運行。當保護檢測到嚴重洩漏、主水流量過低或者進閥水溫過高時，應自動停運直流系統以防止換流閥損壞。
8.1.1.6 內冷水系統主泵切換延時引起的流量變化應滿足換流閥對內冷水系統最小流量的要求。
8.1.1.7 對於外風冷系統，設計階段應充分考慮環境溫度、安裝位置等因素的影響，保證具備足夠的冷卻裕度。
8.1.1.8 閥控系統應雙重化配置，並具有完善的晶閘管觸發、保護和監視功能，能準確反映晶閘管、光纖、閥控系統板卡的故障位置和故障信息。除光發射板、光接收板和背板外，兩套閥控系統不應共用元件，當其中一套系統異常時不應影響直流系統正常運行。閥控系統應全程參與直流控制保護系統聯調試驗。當直流控制系統接收到閥控系統的跳閘命令後，應先進行系統切換。
8.1.1.9 同一極（或閥組）相互備用的兩臺內冷水主泵電源應取自不同母線。外水冷系統噴淋泵、冷卻風扇的兩路電源應取自不同母線，且相互獨立，不應有共用元件。禁止將外風冷系統的全部風扇電源設計在一條母線上。
8.1.1.10 外水冷系統緩衝水池應配置兩套水位監測裝置，並設置高低水位報警。
8.1.1.11 外風冷系統風扇電機、外水冷系統冷卻塔風扇電機及其接線盒應採取防潮、防鏽措施。
8.1.1.12 寒冷地區閥外冷系統應考慮採取保溫、加熱措施，避免在直流停運期間管道凍結。
8.1.1.13 閥廳設計應根據當地歷史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂的設計與施工標準，防止大風掀翻屋頂，保證閥廳的防雨、防塵性能。
8.1.1.14 閥廳屋頂及室內巡視通道設計應考慮可靠的安全措施，避免人員跌落。
8.1.1.15 閥廳應配置冗餘且容量足夠的空調系統，閥廳溫度、溼度、微正壓應滿足換流閥的環境要求。
8.1.2 基建階段
8.1.2.1 換流閥安裝期間，閥塔內部各水管接頭應用力矩扳手緊固，並做好標記。換流閥及閥冷系統安裝完畢後應進行冷卻水管道壓力試驗。
8.1.2.2 內冷水系統管道不允許在現場切割焊接。現場安裝前及水冷分系統試驗後，應充分清洗直至換流閥冷卻水滿足水質要求。
8.1.3 運行階段
8.1.3.1 運行期間應記錄和分析閥控系統的報警信息，掌握晶閘管、光纖、板卡的運行狀況。當單閥內再損壞一個晶閘管即跳閘時，或者短時內發生多個晶閘管連續損壞時，應及時申請停運直流系統，避免發生強迫停運。
8.1.3.2 運行期間應定期對換流閥設備進行紅外測溫，必要時進行紫外檢測，出現過熱、弧光等問題時應密切跟蹤，必要時申請停運直流系統處理。若發現火情，應立即停運直流系統，採取滅火措施，避免事故擴大。
8.1.3.3 檢修期間應對內冷水系統水管進行檢查，發現水管接頭鬆動、磨損、滲漏等異常要及時分析處理。
8.1.3.4 換流閥運行15年後，每3年應隨機抽取部分晶閘管進行全面檢測和狀態評估。
8.2 防止換流變壓器（油浸式平波電抗器）損壞事故
8.2.1 設計製造階段
8.2.1.1 換流變壓器及油浸式平波電抗器閥側套管不宜採用充油套管。換流變壓器及油浸式平波電抗器穿牆套管的封堵應使用阻燃、非導磁材料。換流變壓器及油浸式平波電抗器閥側套管類新產品應充分論證，並嚴格通過試驗考核後再在直流工程中使用。
8.2.1.2 換流變壓器及油浸式平波電抗器應配置帶膠囊的儲油櫃，儲油櫃容積應不小於本體油量的10%。
8.2.1.3 換流變壓器迴路電流互感器、電壓互感器二次繞組應滿足保護冗餘配置的要求。換流變壓器非電量保護跳閘觸點應滿足非電量保護三重化配置的要求，按照“三取二”原則出口。
8.2.1.4 換流變壓器及油浸式平波電抗器非電量保護繼電器及表計應安裝防雨罩。換流變壓器有載分接開關不應配置浮球式的油流繼電器。
8.2.1.5 換流變壓器有載分接開關僅配置了油流或速動壓力繼電器一種的，應投跳閘；同時配置了油流和速動壓力繼電器的，油流繼電器應投跳閘，速動壓力繼電器應投報警。
8.2.1.6 換流變壓器和油浸式平波電抗器非電量保護跳閘動作後，不應啟動斷路器失靈保護。
8.2.1.7 換流變壓器和油浸式平波電抗器非電量保護跳閘觸點和模擬量採樣不應經中間元件轉接，應直接接入直流控制保護系統或非電量保護屏。
8.2.1.8 換流變壓器保護應採用三重化或雙重化配置。採用三重化配置的換流變壓器保護按“三取二”邏輯出口，採用雙重化配置的換流變壓器保護，每套保護裝置中應採用“啟動+動作”邏輯。
8.2.1.9 採用SF6氣體絕緣的換流變壓器及油浸式平波電抗器套管、穿牆套管、直流分壓器等應配置SF6密度繼電器，密度繼電器的跳閘觸點應不少於三對，並按“三取二”邏輯出口。
8.2.1.10 換流變壓器及油浸式平波電抗器內部故障跳閘後，應自動停運冷卻器潛油泵。
8.2.1.11 應確保換流變壓器及油浸式平波電抗器就地控制櫃的溫度、溼度滿足電子元器件對工作環境的要求。
8.2.1.12 換流變壓器及油浸式平波電抗器應配置成熟可靠的在線監測裝置，並將在線監測信息送至後臺集中分析。
8.2.2 基建階段
8.2.2.1 換流變壓器鐵心及夾件引出線採用不同標識，並引出至運行中便於測量的位置。
8.2.3 運行階段
8.2.3.1 運行期間，換流變壓器及油浸式平波電抗器的重瓦斯保護以及換流變壓器有載分接開關油流保護應投跳閘。
8.2.3.2 當換流變壓器及油浸式平波電抗器在線監測裝置報警、輕瓦斯報警或出現異常工況時，應立即進行油色譜分析並縮短油色譜分析週期，跟蹤監測變化趨勢，查明原因及時處理。
8.2.3.3 應定期對換流變壓器及油浸式平波電抗器本體及套管油位進行監視。若油位有異常變動，應結合紅外測溫、滲油等情況及時判斷處理。
8.2.3.4 應定期對換流變壓器及油浸式平波電抗器套管進行紅外測溫，並進行橫向比較，確認有無異常。
8.2.3.5 當換流變壓器有載分接開關擋位不一致時應暫停直流功率調整，並檢查擋位不一致的原因，採取相應措施進行處理。
8.2.3.6 換流變壓器及油浸式平波電抗器投運前應檢查套管末屏接地是否良好。
8.2.3.7 檢修期間，應對換流變壓器（油浸式平波電抗器）氣體繼電器和油流繼電器接線盒按照每年1/3的比例進行輪流開蓋檢查，對氣體繼電器和油流繼電器輪流校驗。
8.3 防止站用電系統失電事故
8.3.1 設計階段
8.3.1.1 換流站的站用電源設計應至少配置三路獨立、可靠電源，其中一路電源應取自站內變壓器或直降變壓器，一路取自站外電源，另一路根據實際情況確定。
8.3.1.2 站用電系統10kV母線和400V母線均應配置備用電源自動投切功能。
8.3.1.3 10kV及400V備自投、閥外冷系統電源切換裝置的動作時間應逐級配合，保證不因站用電源切換導致單、雙極閉鎖。
8.3.1.4 低壓直流電源系統應至少採用三臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組、三條直流配電母線（直流A、B和C母線）的供電方式。A、B兩條直流母線為電源雙重化配置的設備提供工作電源，C母線為電源非雙重化的設備提供工作電源。雙重化配置的二次設備的信號電源應相互獨立，分別取自直流母線A段或者B段。
8.3.2 基建階段
8.3.2.1 站用電系統及閥冷卻系統應在系統調試前完成各級站用電源切換、定值檢定、內冷水主泵切換試驗。
8.3.3 運行階段
8.3.3.1 應加強站用電系統保護定值以及備自投定值管理。
8.4 防止外絕緣閃絡事故
8.4.1 設計階段
8.4.1.1 應充分考慮當地汙穢等級及環境汙染髮展情況，並結合直流設備易積汙的特點，參考當地長期運行經驗來設計直流場設備外絕緣強度，設備外絕緣應按汙區等級要求的上限配置。
8.4.1.2 對於新電壓等級的直流工程，應通過絕緣配合計算合理選擇避雷器參數。
8.4.1.3 直流設備外絕緣設計時應考慮足夠的裕度，避免運行中因天氣惡劣發生閃絡放電。
8.4.2 運行階段
8.4.2.1 應密切跟蹤換流站周圍汙染源及汙穢等級的變化情況，及時採取措施使設備爬電比距與汙穢等級相適應。
8.4.2.2 每年應對已噴塗防汙閃塗料的直流場設備絕緣子進行憎水性檢查，及時對破損或失效的塗層進行重新噴塗。若絕緣子的憎水性下降到3級，宜考慮重新噴塗。
8.4.2.3 應定期對直流場設備進行紅外測溫，建立紅外圖譜檔案，進行縱、橫向溫差比較，便於及時發現隱患並處理。
8.4.2.4 惡劣天氣下應加強設備的巡視，檢查跟蹤設備放電情況。發現設備出現異常放電後，及時彙報，必要時申請降壓運行或停電處理。
8.4.2.5 應使用中性清洗劑定期對直流分壓器複合絕緣子表面進行清洗。
8.4.2.6 惡劣天氣條件下若發現交流濾波器斷路器有放電現象，應向調度申請暫停功率調整，減少交流濾波器斷路器分/合操作。
8.5 防止直流控制保護設備事故
8.5.1 設計製造階段
8.5.1.1 直流控制保護系統應至少採用完全雙重化或三重化配置，每套控制保護裝置應配置獨立的軟、硬件，包括專用電源、主機、輸入輸出迴路和控制保護軟件等。直流控制保護系統的結構設計應避免因單一元件的故障而引起直流控制保護誤動或跳閘。
8.5.1.2 直流保護應採用分區設置，各區域交界面應相互重疊，防止出現保護死區。每一區域均應配置主、後備保護。
8.5.1.3 採用雙重化配置的直流保護（含換流變保護及交流濾波器保護），每套保護應採用“啟動+動作”邏輯，啟動和動作元件及迴路應完全獨立。採用三重化配置的直流保護（含換流變壓器保護），每套保護測量回路應獨立，應按“三取二”邏輯出口，任一“三取二”模塊故障也不應導致保護誤動和拒動。電子式電流互感器的遠端模塊至保護裝置的迴路應獨立，純光纖式電流互感器測量光纖及電磁式電流互感器二次繞組至保護裝置的迴路應獨立。
8.5.1.4 直流控制保護系統應具備完善、全面的自檢功能，自檢到主機、板卡、總線、測量等故障時應根據故障級別進行報警、系統切換、退出運行、停運直流系統等操作，且給出準確的故障信息。直流保護系統檢測到測量異常時應可靠退出相關保護功能，測量恢復正常後應確保保護出口復歸再投入相關保護功能，防止保護不正確動作。
8.5.1.5 每套控制保護系統應採用兩路電源同時供電，兩路電源應分別取自不同（獨立供電）的直流母線。
8.5.1.6 直流保護系統各保護的配置、算法、定值、測量回路、端子及壓板等應按照直流保護標準化的要求設計。直流控制系統與直流保護、安全穩定控制系統的接口應採用數字化接口，直流控制系統與閥控、閥冷系統的接口宜採用數字化接口。
8.5.1.7 直流控制保護系統的參數應由成套設計單位通過系統仿真計算給出建議值，經過二次設備聯調試驗驗證。成套設計單位應定期根據電網結構變化情況對控制保護系統參數的適應性進行校核。
8.5.1.8 光電流互感器二次迴路應簡潔、可靠，光電流互感器輸出的數字量信號宜直接輸入直流控制保護系統，避免經多級數模、模數轉化後接入。
8.5.1.9 電流互感器的選型配置及二次繞組的數量應能夠滿足直流控制、保護及相關繼電保護裝置的要求。相互冗餘的控制、保護系統的二次迴路應完全獨立，不應共用迴路。
8.5.1.10 所有跳閘迴路上的觸點均應採用動合觸點。跳閘迴路出口繼電器及用於保護判據的信號繼電器動作電壓應在額定直流電源電壓55%~70%範圍內，動作功率不宜低於5W。
8.5.1.11 處於備用狀態的直流控制保護系統中存在保護出口信號時不應切換到運行狀態，避免異常信號誤動作出口跳閘。
8.5.1.12 直流分壓器應具有二次迴路防雷功能，可採取在保護間隙迴路中串聯壓敏電阻、二次信號電纜屏蔽層接地等措施，防止雷擊時放電間隙動作導致直流停運。
8.5.1.13 直流極（閥組）退出運行時，不應影響在運極（閥組）的正常運行。
8.5.1.14 在設計保護程序時應避免使用斷路器和隔離開關輔助觸點位置狀態量作為選擇計算方法和定值的判據，應使用能反映運行方式特徵且不易受外界影響的模擬量作為判據。若必須採用斷路器和隔離開關輔助觸點作為判據時，斷路器和隔離開關應配置足夠數量的輔助觸點，確保每套控制保護系統採用獨立的輔助觸點。
8.5.1.15 直流線路保護應考慮另一極線路故障及再啟動的影響，避免另一極線路故障引起本極線路保護誤動作。
8.5.2 基建階段
8.5.2.1 直流控制保護軟件的入網管理、現場調試管理和運行管理應嚴格遵守相關規定，嚴禁未經批准隨意修改直流控制保護軟件程序和定值，防止因誤修改導致直流停運。
8.5.2.2 直流控制保護系統應具備防網絡風暴功能，並通過二次設備聯調試驗驗證，避免出現網絡風暴時直流控制保護系統多臺主機故障導致直流系統停運。
8.5.2.3 直流控制保護系統的安裝、調試應在控制室、繼電器小室土建工作完成、環境條件滿足要求後進行，嚴禁土建施工與設備安裝同時進行。
8.5.3 運行階段
8.5.3.1 現場應控制直流控制保護系統運行環境，監視主機板卡的運行溫度、清潔度，運行條件較差的控制保護設備可加裝小室、空調或空氣淨化器。
8.5.3.2 應加強換流站直流控制保護系統軟件管理，直流控制保護系統的軟件修改須進行廠內試驗，履行軟件修改審批手續，經主管部門同意後方可執行。
8.5.3.3 直流控制保護系統故障處理完畢後，應檢查並確認無報警、無跳閘出口後方可投入運行。
8.5.3.4 應定期開展直流控制保護系統主機板卡故障率統計分析，對突出的問題要及時聯繫生產廠家分析處理。
8.5.3.5 應定期開展直流控制保護系統可靠性評價分析，建立運行與設計的良性反饋機制。
8.6 防止直流雙極強迫停運事故
8.6.1 設計階段
8.6.1.1 應加強單極中性線、雙極中性線區域設備設計選型，適當提高設備絕緣設計裕度，選擇高可靠性產品，防止該區域設備故障導致直流雙極強迫停運。
8.6.1.2 除雙極中性線區域設備外，換流站兩個極不應有共用設備，避免共用設備故障導致直流雙極強迫停運。
8.6.1.3 不同直流輸電系統不應共用接地極線路及線路杆塔，不宜採用共用接地極方式，以防一點故障導致多個直流輸電系統同時雙極強迫停運。
8.6.1.4 應按照差異化設計原則，提高接地極線路和杆塔設計標準，採取特殊措施提高防風偏、防雷擊、防覆冰、防冰閃及防舞動能力。
8.6.1.5 加強接地極極址地上設備安全防護，周圍應設置圍牆，並安裝防盜竊、防破壞的技防物防措施。
8.6.1.6 直流控制保護系統應優先採用將雙極控制保護功能分散到單極控制保護設備中的模式，以降低直流雙極強迫停運風險。
8.6.1.7 站內SCADA系統LAN網設計應採取簡潔的網絡拓撲結構，避免物理環網過多，造成網絡癱瘓進而導致直流雙極強迫停運。
8.6.1.8 換流站站用電的保護系統應相互獨立，不應共用元件，防止共用元件故障導致站用電全停。
8.6.1.9 最後斷路器保護設計應可靠，應避免僅通過斷路器輔助接點位置作為最後斷路器跳閘的判斷依據，防止接點誤動導致直流雙極強迫停運。
8.6.1.10 交流濾波器設計應避免一組交流濾波器跳閘後引起其他交流濾波器過負荷保護動作，切除全部交流濾波器。
8.6.2 運行階段
8.6.2.1 應加強對中性線設備的狀態檢測和評估，每年進行必要試驗，及時對絕緣狀況劣化的設備進行更換。
8.6.2.2 應加強直流控制保護系統安全防護管理，防止感染病毒。
8.6.2.3 應及時優化調整交流濾波器運行方式，將不同類型的小組濾波器分散投入不同大組下運行，避免集中在一個大組下運行時保護動作切除全部濾波器。
8.6.2.4 應開展接地極設備運維和狀態檢測，至少每季度檢測1次溫升、電流分佈和水位，每6年測量1次接地電阻，每5年或必要時進行局部開挖以檢查接地體腐蝕情況，針對發現的問題要及時進行處理。
9 防止大型變壓器（電抗器）損壞事故
為防止發生大型變壓器（電抗器）損壞事故，根據《關於印發（修訂版）的通知》（國家電網生〔2012〕352號）、《國家能源局關於印發的通知》（國能安全〔2014〕161號）、《國網運檢部關於開展 220kV 及以上大型變壓器套管接線柱受力情況校核工作的通知》（運檢一〔2016〕126號）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》(Q／GDW1168－2013)、《國家電網公司關於印發電網設備技術標準差異條款統一意見的通知》（國家電網科〔2017〕549號）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
9.1防止變壓器出口短路事故
9.1.1240MVA及以下容量變壓器應選用通過短路承受能力試驗驗證的產品；500kV變壓器和240MVA以上容量變壓器應優先選用通過短路承受能力試驗驗證的相似產品。生產廠家應提供同類產品短路承受能力試驗報告或短路承受能力計算報告。
9.1.2 在變壓器設計階段，應取得所訂購變壓器的短路承受能力計算報告，並開展短路承受能力複核工作，220kV及以上電壓等級的變壓器還應取得抗震計算報告。
9.1.3 在變壓器製造階段，應進行電磁線、絕緣材料等抽檢，並抽樣開展變壓器短路承受能力試驗驗證。
9.1.4220kV及以下主變壓器的6kV～35kV中（低）壓側引線、戶外母線（不含架空軟導線型式）及接線端子應絕緣化；500（330）kV變壓器35kV套管至母線的引線應絕緣化；變電站出口2km內的10kV線路應採用絕緣導線。
9.1.5 變壓器中、低壓側至配電裝置採用電纜連接時，應採用單芯電纜；運行中的三相統包電纜，應結合全壽命週期及運行情況進行逐步改造。
9.1.6 全電纜線路禁止採用重合閘，對於含電纜的混合線路應根據電纜線路距離出口的位置、電纜線路的比例等實際情況採取停用重合閘等措施，防止變壓器連續遭受短路衝擊。
9.1.7 定期開展抗短路能力校核工作，根據設備的實際情況有選擇性地採取加裝中性點小電抗、限流電抗器等措施，對不滿足要求的變壓器進行改造或更換。
9.1.8220kV及以上電壓等級變壓器受到近區短路衝擊未跳閘時，應立即進行油中溶解氣體組分分析，並加強跟蹤，同時注意油中溶解氣體組分數據的變化趨勢，若發現異常，應進行局部放電帶電檢測，必要時安排停電檢查。變壓器受到近區短路衝擊跳閘後，應開展油中溶解氣體組分分析、直流電阻、繞組變形及其他診斷性試驗，綜合判斷無異常後方可投入運行。
9.2防止變壓器絕緣損壞事故
9.2.1 設計製造階段
9.2.1.1 出廠試驗時應將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；密封性試驗應將供貨的散熱器（冷卻器）安裝在變壓器上進行試驗；主要附件（套管、分接開關、冷卻裝置、導油管等）在出廠時均應按實際使用方式經過整體預裝。
9.2.1.2 出廠局部放電試驗測量電壓為1.5Um/時，110（66）kV電壓等級變壓器高壓側的局部放電量不大於100pC；220kV～750kV電壓等級變壓器高、中壓端的局部放電量不大於100pC；1000kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大於100pC，中壓端的局部放電量不大於200pC，低壓端的局部放電量不大於300pC。但若有明顯的局部放電量，即使小於要求值也應查明原因。330kV及以上電壓等級強迫油循環變壓器還應在潛油泵全部開啟時（除備用潛油泵）進行局部放電試驗，試驗電壓為1.3Um/，局部放電量應小於以上的規定值。
9.2.1.3 生產廠家首次設計、新型號或有運行特殊要求的變壓器，在首批次生產系列中應進行例行試驗、型式試驗和特殊試驗（短路承受能力試驗視實際情況而定）。
9.2.1.4500kV及以上電壓等級並聯電抗器的中性點電抗器出廠試驗應進行短時感應耐壓試驗（ACSD）。
9.2.1.5 有中性點接地要求的變壓器應在規劃階段提出直流偏磁抑制需求，在接地極50km內的中性點接地運行變壓器應重點關注直流偏磁情況。
9.2.2 基建階段
9.2.2.1 對於分體運輸、現場組裝的變壓器宜進行真空煤油氣相干燥。
9.2.2.2 充氣運輸的變壓器應密切監視氣體壓力，壓力低於0.01MPa時要補乾燥氣體，現場充氣保存時間不應超過3個月，否則應注油保存，並裝上儲油櫃。
9.2.2.3 變壓器新油應由生產廠家提供新油無腐蝕性硫、結構簇、糠醛及油中顆粒度報告。對500kV及以上電壓等級的變壓器還應提供T501等檢測報告。
9.2.2.4110（66）kV及以上電壓等級變壓器在運輸過程中，應按照相應規範安裝具有時標且有合適量程的三維衝擊記錄儀。變壓器就位後，製造廠、運輸部門、監理單位、用戶四方人員應共同驗收，記錄紙和押運記錄應提供給用戶留存。
9.2.2.5 強迫油循環變壓器安裝結束後應進行油循環，並經充分排氣、靜放後方可進行交接試驗。
9.2.2.6110（66）kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產前，應採用頻響法和低電壓短路阻抗法對繞組進行變形測試，並留存原始記錄。
9.2.2.7110（66）kV及以上電壓等級的變壓器在新安裝時，應進行現場局部放電試驗，110（66）kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大於100pC；220～750kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大於100pC，中壓端的局部放電量不大於200pC；1000kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大於100pC，中壓端的局部放電量不大於200pC，低壓端的局部放電量不大於300pC。有條件時，500kV並聯電抗器在新安裝時可進行現場局部放電試驗。
9.2.2.8 對66～220kV電壓等級變壓器，在新安裝時應抽樣進行空載損耗試驗和負載損耗試驗。
9.2.2.9 當變壓器油溫低於5℃時，不宜進行變壓器絕緣試驗，如需試驗應對變壓器進行加溫（如熱油循環等）。
9.2.3 運行階段
9.2.3.1 結合變壓器大修對儲油櫃的膠囊、隔膜及波紋管進行密封性能試驗，如存在缺陷應進行更換。
9.2.3.2 對運行超過20年的薄絕緣、鋁繞組變壓器，不再對本體進行改造性大修，也不應進行遷移安裝，應加強技術監督工作並安排更換。
9.2.3.3220kV及以上電壓等級變壓器拆裝套管、本體排油暴露繞組或進人內檢後，應進行現場局部放電試驗。
9.2.3.4 鐵心、夾件分別引出接地的變壓器，應將接地引線引至便於測量的適當位置，以便在運行時監測接地線中是否有環流，當運行中環流異常變化時，應儘快查明原因，嚴重時應採取措施及時處理。
9.2.3.5220kV及以上電壓等級油浸式變壓器和位置特別重要或存在絕緣缺陷的110（66）kV油浸式變壓器，應配置多組分油中溶解氣體在線監測裝置。
9.2.3.6 當變壓器一天內連續發生兩次輕瓦斯報警時，應立即申請停電檢查；非強迫油循環結構且未裝排油注氮裝置的變壓器（電抗器）本體輕瓦斯報警，應立即申請停電檢查。
9.3防止變壓器保護事故
9.3.1 設計製造階段
9.3.1.1 油滅弧有載分接開關應選用油流速動繼電器，不應採用具有氣體報警（輕瓦斯）功能的氣體繼電器；真空滅弧有載分接開關應選用具有油流速動、氣體報警（輕瓦斯）功能的氣體繼電器。新安裝的真空滅弧有載分接開關，宜選用具有集氣盒的氣體繼電器。
9.3.1.2 220kV及以上變壓器本體應採用雙浮球並帶擋板結構的氣體繼電器。
9.3.1.3 變壓器本體保護宜採用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過兩個較大啟動功率中間繼電器的兩副觸點分別直接接入斷路器的兩個跳閘迴路。
9.3.1.4 氣體繼電器和壓力釋放閥在交接和變壓器大修時應進行校驗。
9.3.2 基建階段
9.3.2.1 戶外佈置變壓器的氣體繼電器、油流速動繼電器、溫度計、油位表應加裝防雨罩，並加強與其相連的二次電纜結合部的防雨措施，二次電纜應採取防止雨水順電纜倒灌的措施（如反水彎）。
9.3.2.2 變壓器後備保護整定時間不應超過變壓器短路承受能力試驗承載短路電流的持續時間（2s）。
9.3.3 運行階段
9.3.3.1 運行中變壓器的冷卻器油迴路或通向儲油櫃各閥門由關閉位置旋轉至開啟位置時，以及當油位計的油麵異常升高、降低或呼吸系統有異常現象，需要打開放油、補油或放氣閥門時，均應先將變壓器重瓦斯保護停用。
9.3.3.2 不宜從運行中的變壓器氣體繼電器取氣閥直接取氣；未安裝氣體繼電器採氣盒的，宜結合變壓器停電檢修加裝採氣盒，採氣盒應安裝在便於取氣的位置。
9.3.3.3 吸溼器安裝後，應保證呼吸順暢且油杯內有可見氣泡。寒冷地區的冬季，變壓器本體及有載分接開關吸溼器硅膠受潮達到2/3時，應及時進行更換，避免因結冰融化導致變壓器重瓦斯誤動作。
9.4防止分接開關事故
9.4.1 新購有載分接開關的選擇開關應有機械限位功能，束縛電阻應採用常接方式。新投或檢修後的有載分接開關，應對切換程序與時間進行測試。當開關動作次數或運行時間達到生產廠家規定值時，應按照生產廠家的檢修規程進行檢修。
9.4.2 有載調壓變壓器抽真空注油時，應接通變壓器本體與開關油室旁通管，保持開關油室與變壓器本體壓力相同。真空注油後應及時拆除旁通管或關閉旁通管閥門，保證正常運行時變壓器本體與開關油室不導通。
9.4.3 無勵磁分接開關在改變分接位置後，應測量使用分接的直流電阻和變比；有載分接開關檢修後，應測量全分接的直流電阻和變比，合格後方可投運。
9.4.4 真空有載分接開關絕緣油檢測的週期和項目應與變壓器本體保持一致。
9.4.5 油浸式真空有載分接開關輕瓦斯報警後應暫停調壓操作，並對氣體和絕緣油進行色譜分析，根據分析結果確定恢復調壓操作或進行檢修。
9.5防止變壓器套管損壞事故
9.5.1 新型或有特殊運行要求的套管，在首批次生產系列中應至少有一支通過全部型式試驗，並提供第三方權威機構的型式試驗報告。
9.5.2 新安裝的220kV及以上電壓等級變壓器，應核算引流線（含金具）對套管接線柱的作用力，確保不大於套管及接線端子彎曲負荷耐受值。
9.5.3 110（66）kV及以上電壓等級變壓器套管接線端子（抱箍線夾）應採用T2純銅材質熱擠壓成型。禁止採用黃銅材質或鑄造成型的抱箍線夾。
9.5.4 套管均壓環應採用單獨的緊固螺栓，禁止緊固螺栓與密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下兩道密封共用。
9.5.5 油浸電容型套管事故搶修安裝前，如有水平運輸、存放情況，安裝就位後，帶電前必須進行一定時間的靜放，其中1000kV應大於72h，750kV套管應大於48h，500（330）kV套管應大於36h，110（66）～220kV套管應大於24h。
9.5.6 如套管的傘裙間距低於規定標準，可採取加硅橡膠傘裙套等措施，但應進行套管放電量測試。在嚴重汙穢地區運行的變壓器，可考慮在瓷套處塗防汙閃塗料等措施。
9.5.7 新採購油紙電容套管在最低環境溫度下不應出現負壓。生產廠家應明確套管最大取油量，避免因取油樣而造成負壓。運行巡視應檢查並記錄套管油位情況，當油位異常時，應進行紅外精確測溫，確認套管油位。當套管滲漏油時，應立即處理，防止內部受潮損壞。
9.5.8 結合停電檢修，對變壓器套管上部注油孔的密封狀況進行檢查，發現異常時應及時處理。
9.5.9 加強套管末屏接地檢測、檢修和運行維護，每次拆/接末屏後應檢查末屏接地狀況，在變壓器投運時和運行中開展套管末屏的紅外檢測。對結構不合理的套管末屏接地端子應進行改造。
9.6防止穿牆套管損壞事故
9.6.1 6kV～10kV電壓等級穿牆套管應選用不低於20kV電壓等級的產品。
9.6.2 在線監測和帶電檢測裝置通過電容型穿牆套管末屏接地線取信號時，接地引下線應固定牢靠並防止擺動。電容型穿牆套管檢修或試驗後，應及時恢復末屏接地並檢查是否可靠，尤其應注意圓柱彈簧壓接式末屏。
9.7防止冷卻系統損壞事故
9.7.1 設計製造階段
9.7.1.1 優先選用自然油循環風冷或自冷方式的變壓器。
9.7.1.2 新訂購強迫油循環變壓器的潛油泵應選用轉速不大於1500r/min的低速潛油泵，對運行中轉速大於1500r/min的潛油泵應進行更換。禁止使用無銘牌、無級別的軸承的潛油泵。
9.7.1.3 新建或擴建變壓器一般不宜採用水冷方式。對特殊場合必須採用水冷卻系統的，應採用雙層銅管冷卻系統。
9.7.1.4 變壓器冷卻系統應配置兩個相互獨立的電源，並具備自動切換功能；冷卻系統電源應有三相電壓監測，任一相故障失電時，應保證自動切換至備用電源供電。
9.7.1.5 強迫油循環變壓器內部故障跳閘後，潛油泵應同時退出運行。
9.7.2 基建階段
9.7.2.1 冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油櫃之間連接的波紋管，兩端口同心偏差不應大於10mm。
9.7.2.2 強迫油循環變壓器的潛油泵啟動應逐臺啟用，延時間隔應在30s以上，以防止氣體繼電器誤動。
9.7.3 運行階段
9.7.3.1 對強迫油循環冷卻系統的兩個獨立電源的自動切換裝置，應定期進行切換試驗，有關信號裝置應齊全可靠。
9.7.3.2 冷卻器每年應進行1～2次沖洗，並宜安排在大負荷來臨前進行。
9.7.3.3 單銅管水冷卻變壓器，應始終保持油壓大於水壓，並加強運行維護工作，同時應採取有效的運行監視方法，及時發現冷卻系統洩漏故障。
9.7.3.4 加強對冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油櫃相連的波紋管的檢查，老舊變壓器應結合技改大修工程對存在缺陷的波紋管進行更換。
9.8防止變壓器火災事故
9.8.1 採用排油注氮保護裝置的變壓器，應配置具有聯動功能的雙浮球結構的氣體繼電器。
9.8.2 排油注氮保護裝置應滿足以下要求：
（1）排油注氮啟動（觸發）功率應大於220V*5A(DC)；
（2）排油及注氮閥動作線圈功率應大於220V*6A(DC)；
（3）注氮閥與排油閥間應設有機械連鎖閥門；
（4）動作邏輯關係應為本體重瓦斯保護、主變壓器斷路器跳閘、油箱超壓開關(火災探測器)同時動作時才能啟動排油充氮保護。
9.8.3 水噴淋動作功率應大於8W，其動作邏輯關係應滿足變壓器超溫保護與變壓器斷路器跳閘同時動作
9.8.4 裝有排油注氮裝置的變壓器本體儲油櫃與氣體繼電器間應增設斷流閥，以防因儲油櫃中的油下洩而致使火災擴大。
9.8.5 現場進行變壓器乾燥時，應做好防火措施，防止加熱系統故障或繞組過熱燒損。
9.8.6 應由具有消防資質的單位定期對滅火裝置進行維護和檢查，以防止誤動和拒動。
9.8.7 變壓器降噪設施不得影響消防功能，隔聲頂蓋或屏障設計應能保證滅火時，外部消防水、泡沫等滅火劑可以直接噴向起火變壓器。
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