广东电网2007年反事故措施

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1、广东电网公司2007年反事故措施一、防止误操作事故1、变电站微机五防系统必须配置不间断工作电源。2、所有高压设备间隔必须装设对一次设备进行强制闭锁的防误装置，新建、扩建工程中，防误闭锁装置应作为工程投产前的验收项目之一。3、防误闭锁装置出现故障，应作为紧急缺陷进行处理。4、安装微机五防系统的变电站，临时接地线的接地端必须设置微机五防挂锁。二、防止雷害事故1、对于新建的全室内变电站，应采用铜材料的接地网和接地线。对于常规布置的变电站，可结合地质的腐蚀情况选用铜材料。2、3年内完成500kV变电站地网的状态评估工作。3、严格按规程定期

2、开展杆塔接地装置接地电阻的抽样测量，对接地电阻不合格的安排改造，提高线路的耐雷水平。在雷电活动频繁的地区积极采用线路型氧化锌避雷器。三、防止开关事故1、按公司内部明电《关于加强运行维护防止开关和保护拒动的通知》（广电发电〔2007〕2号）要求，对照《广东电网公司防止500kV开关及保护拒动工作方案》中“—6——防止500kV开关及保护拒动的技术措施”，做好并按时完成相关变电站断路器的特性试验和专项检查工作，加强断路器的运行维护工作，防止断路器发生拒动。2、严禁采用铜铝对接过渡线夹。新建工程、改造工程中严禁采用铜铝对接过渡线夹；结合

3、停电更换运行中的铜铝对接过渡线夹，更换前要加强巡视和红外测温工作。3、隔离开关应采用高强瓷瓶及防污型产品。4、规范执行GIS设备的现场安装调试及交接试验的有关管理规定，在新建GIS投运后及GIS解体大修后的一个月内应增加一次局放试验。5、年内完成运行中的220kV及以上GIS的SF6气体质量普查，预防GIS事故。四、防止变压器类设备事故1、2007年对存在缺陷、油色谱异常的500kV主变和高抗加装绝缘油在线监测装置，年内完成全部500kV主变、2008年完成高抗加装绝缘油在线监测装置的工作。2、变压器内部故障跳闸后，立即切除油泵，

4、避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。3、完成220kV及以上变压器（含500kV高抗器）本体绝缘油的腐蚀性硫普查工作，防止变压器发生绝缘事故。4、结合停电检修和预防性试验，3年内完成运行中的500kV互感器（SF6结构）SF6气体质量普查，预防500kV互感器事故。—6——5、加强500kV变电站35kV运行设备的运行维护工作，防止变压器低压侧短路造成变压器损坏：对运行时间超过5年的35kV干式并联电抗器，对其表面重新喷涂RTV。五、防止继电保护事故1、在继电保护装置设计过程中，要重点关注保护装置所使用电流

5、互感器的安装位置及其二次绕组分配的合理性，防止出现保护死区；在继电保护装置安装、调试、验收过程中，严格按照《关于开展500kV保护死区专项检查的紧急通知》（广电调继[2007]6号）的要求，进行保护死区检查，并将检查结果作为运行资料进行归档管理。2、按公司内部明电《关于加强运行维护防止开关和保护拒动的通知》（广电发电〔2007〕2号）要求，对照《广东电网公司防止500kV开关及保护拒动工作方案》中“防止500kV开关及保护拒动的技术措施”，做好并按时完成相关变电站的保护及二次回路部分的全面定检、核查和专项检查工作，防止保护拒动。3

6、、220kV主变110kV侧零序过流保护除应与该侧110kV出线整定配合外，还应与保护范围伸过该侧母线的上一级相邻220kV线路零序过流保护整定相配合，确保110kV出线发生保护或开关拒动时，主变110kV侧零序过流保护先于上一级相邻220kV线路零序过流保护动作。4、220kV及以上新建、技改的同杆并架双回线保护，应尽可能利用光纤通道，配置光纤纵差保护或传输分相命令的纵联保护。—6——5、新投运的220kV及以上保护设备经历第一次区外故障时，应及时打印保护装置和故障录波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动

7、保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。6、保护整组试验应尽可能模拟实际运行工况进行，严禁通过改变保护装置控制字方式简化整组试验。7、凡具有主变旁代运行方式的主变保护，在设计、施工和验收时，应重点确保在同一旁路电流回路上仅有唯一的接地点，不得经旁路接口屏和主变保护屏出现电流回路两点接地。8、继保小室或控制室与通信设备室之间所用保护信号传输电缆应采用屏蔽电缆，并可靠接地。安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间的电缆应使用屏蔽电缆，并可靠接地。9、500kV罗西甲、乙线、5

8、00kV江西甲、乙线、500kV鲲东甲、乙线、500kV岭鲲甲、乙线、500kV顺江乙线、500kV沙广乙线两侧纵联保护按同型号、同版本的原则改造，并尽可能利用光纤通道配置光纤纵差保护。六、防止系统稳定事故1、2007年底前完成500kV茅湖站、莞