国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施
[国网新疆电力有限公司]
-06-19
国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施
附件1：
国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）目录
1.防止人身伤亡事故
2.防止系统稳定破坏事故
3.防止机网协调及新能源大面积脱网事故
4.防止电气误操作事故
5.防止变电站全停及重要客户停电事故
6.防止输电线路事故
7.防止输变电设备污闪事故
8.防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故
9.防止大型变压器（电抗器）损坏事故
10.防止无功补偿装置损坏事故
11.防止互感器损坏事故
12.防止GIS、开关设备事故
13.防止电力电缆损坏事故
14.防止接地网和过电压事故
15.防止继电保护事故
16.防止电网调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故
17.防止垮坝、水淹厂房事故
18.防止火灾事故和交通事故
1防止人身伤亡事故
为防止人身伤亡事故，应全面贯彻落实《中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见》（中发〔〕32号）、《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》（国家安全监管总局令第80号）、《电力建设工程施工安全监督管理办法》（国家发展和改革委员会令第28号）、国家电网公司《电力安全工作规程变电部分》（Q/GDW.1-）、《电力安全工作规程线路部分》（Q/GDW.2-）、《关于印发国家电网公司电力安全工作规程(配电部分)（试行）的通知》（国家电网安质〔〕号）、《国家电网公司电力安全工作规程（电网建设部分）（试行）》（国家电网安质〔〕号）、《国家电网公司关于强化本质安全的决定》（国家电网办〔〕号）、《国家电网公司关于印发生产作业安全管控标准化工作规范（试行）的通知》（国家电网安质〔〕号）、《国家电网公司关于印发贯彻落实中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见实施方案的通知》（国家电网办〔〕号）、《国家电网公司业务外包安全监督管理办法》(国家电网安质〔〕号）、《营销业扩报装工作全过程安全危险点辨识与预控手册（试行）》(国家电网营销〔〕号)、《国家电网公司生产作业安全管控标准化工作规范（试行）》（国家电网安质〔〕号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：
1.1加强各类作业风险管控
1.1实施生产作业标准化安全管控，科学安排作业任务，严格开展风险识别、评估、预控，有序组织生产工作。对于事故应急抢修和紧急缺陷处理，按照管辖范围履行审批手续，保证现场安全措施完备，严禁无工作票或事故（故障）紧急抢修单、无工作许可作业。
1.2根据工作内容做好各类作业各个环节风险分析，落实风险预控和现场管控措施。
1.2.1对于开关柜类设备的检修、试验或验收，针对其带电点与作业范围绝缘距离短的特点，不管有无物理隔离措施，均应加强风险分析与预控。
1.2.2对于敞开式隔离开关的就地操作，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，操作人与专责监护人应选择正确的站位。监护人员应实时监视隔离开关动作情况，操作人员应做好及时撤离的准备。
1.2.3对于高处作业，应搭设脚手架、使用高空作业车、升降平台、绝缘梯、防护网，并按要求使用安全带、安全绳等个体防护装备，个体防护装备应检验合格并在有效期内。严禁在无安全保护的情况下进行高处作业。高处作业人员应持证上岗，凡身体不适合从事高处作业的人员，不得从事高处作业。
1.1.2.4对于近电作业，要注意保持安全距离，落实防
感应电触电措施。对低压电气带电作业工具裸露的导电部
位，应做好绝缘包缠，正确佩戴手套、护目镜等个体防护装
备。
1.2.5对于业扩报装工作，应做好施工、验收、接电等各个环节的风险辨识与预控，严格履行业扩报装验收手续，严禁单人工作、不验电、不采取安全措施以及强制解锁、擅自操作客户设备等行为。对于营销小型分散作业，现场开工前应认真勘查作业点的环境条件及风险点，并根据作业现场实际情况补充完善安全措施。
1.2.6对于杆塔组立工作，应做好起重设备、杆塔稳定性方面的风险分析、评估与预控，作业人员应做好安全防护措施，严格执行作业流程，监护人员应现场监护，全面检查现场安全防护措施状态，严禁擅自组织施工，严禁无保护、无监护登塔作业等行为。
1.2.7对于输电线路放线紧线工作，应做好防杆塔倾覆风险辨识与预控，登杆塔前对塔架、根部、基础、拉线、桩锚、地脚螺母（螺栓）等进行全面检查，正确使用卡线器或其它专用工具、安全限位以及过载保护装置，充分做好防跑线措施，并确保现场各岗位联系畅通，严禁违反施工作业技术和安全措施盲目作业。
1.2.8对于有限空间作业，必须严格执行作业审批制度，有限空间作业的现场负责人、监护人员、作业人员和应急救援人员应经专项培训。监护人员应持有限空间作业证上岗；作业人员应遵循先通风、再检测、后作业的原则。作业现场应配备应急救援装备，严禁盲目施救。
1.1.2.9对于抗洪抢险作业，台风暴雨持续期间，故障巡视应至少两人一组进行，巡视期间保持通讯畅通，严禁冒险涉水通过严重积水路段及河流。故障巡视期间应始终认为线路、杆塔拉线或设备带电，保持足够安全距离。进入水淹站房，应确保电源已断开、水已抽干，注意防范地下站房气体中毒。
1.1.3在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应采取可靠的防护措施，根据实际情况设立安全警示牌、警示灯、警戒线、围栏等警示标志，必要时增加物理隔离带或设专人监护。对交叉作业现场应制定完备的交叉作业安全防护措施，必要时设工作协调人。
1.1.4采取劳务外包的项目，对危险性大、专业性强的检修和施工作业，劳务人员不得担任现场工作负责人，必须在发包方有经验人员的带领和监护下进行。
1.1.5加强作业现场反违章管理，健全各级安全稽查队伍，严肃查纠各类违章行为，积极推广应用远程视频监控等反违章技术手段。
1.2加强作业人员培训
1.2.1定期开展作业人员安全规程、制度、技术、风险辨识等培训、考试，使其熟练掌握有关规定、风险因素、安全措施，提高安全防护、风险辨识的能力。
1.2.2对于实习人员、临时人员和新参加工作的人员，应强化安全技术培训，证明其具备必要的安全技能，方可在有工作经验的人员带领下作业。禁止指派实习人员、临时人员和新参加工作的人员单独工作。
1.2.3应结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想、安全文化教育，开展有针对性的应急演练，提高员工安全风险防范意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。
1.2.4推行作业人员安全等级认证，建立作业人员安全资格的动态管理和奖惩机制。
1.2.5创新安全培训手段，可采用仿真、虚拟现实、互联网+等新技术丰富培训形式。
1.3加强设计阶段安全管理
1.3.1在电力工程设计中，应认真吸取人身伤亡事故教训，并按照相关规程、规定的要求，及时改进和完善安全设施及设备安全防护措施设计。
1.3.2施工图设计时，涉及施工安全的重点部位和环节应在设计文件上注明，并对防范安全生产事故提出指导意见。采用新结构、新材料、新工艺的建设工程和特殊结构的建设工程，设计单位应在设计中提出保障施工作业人员安全和预防安全生产事故的措施建议，并在设计交底中体现。
1.4加强施工项目管理
1.4.1工程建设要确保合理工期，工期进行调整时必须重新进行施工方案审查和风险评估，严格施工作业计划管理。
1.4.2加强对各项承包工程的安全管理，签订安全协议书，明确业主、监理、承包方的安全责任，严格外包队伍及人员资质审查和准入，严禁转包和违法分包，做好外包队伍入场审核、安全教育培训、动态考核工作，建立淘汰机制。
4.3落实施工单位主体责任，将劳务分包人员统一纳入施工单位管理，统一标准、统一要求、统一培训、统一考核（“五统一”）。
4.4发包方应监督检查承包方在施工现场的专（兼）职安全员配置和履职、作业人员安全教育培训、特种作业人员持证上岗、施工机具和安全工器具的定期检验及现场安全措施落实等情况。
4.5在有危险性的电力生产区域（如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设备事故的场所）作业，发包方应事先对承包方相关人员进行全面的安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。
4.6施工单位应建立重大及特殊作业技术方案评审制度，施工安全方案的变更调整要履行重新审批程序,应严格落实施工“三措”（组织措施、技术措施、安全措施）和安全文明施工相关要求。
4.7严格执行特殊工种、特种作业人员持证上岗制度。项目监理单位要严格执行特殊工种、特种作业人员入场资格审查制度，审查上岗证件的有效性。施工单位要加强特殊工种、特种作业人员管理，工作负责人不得使用非合格专业人员从事特种作业。
1.4.8加强施工机械安全管理。施工企业应落实对分包单位机械、外租机械的管理要求，掌握大型施工机械工作状态信息，监理单位应严格现场准入审核。
1.5加强安全工器具和安全设施管理
1.5.1认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家认证认可的、经质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并按照有关标准、规定和规程要求定期检验，禁止使用不合格的安全工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。
1.5.2对现场的安全设施，应加强管理、及时完善、定期维护和保养,确保其安全性能和功能满足相关标准、规定和规程要求。
1.6加强验收阶段安全管理
1.6.1运维、施工单位办理交接前，建设管理单位应负责组织参与现场验收人员对现场已带电部位、高处作业等风险点进行安全交底，熟悉现场的验收配合人员在验收过程中需加强安全监护。
1.6.2运维、施工单位完成各项作业检查、办理交接后，施工人员应与将要带电的设备及系统保持安全距离，未经许可、登记，严禁擅自再进行任何检查和检修、安装作业。
1.7加强运行安全管理
1.7.1严格执行“两票三制”（两票：工作票、操作票，三制：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制），落实好各级人员安全职责，并按要求规范填写“两票”内容，确保安全措施全面到位。
1.7.2强化缺陷设备监测、巡视制度，在恶劣天气、设备危急缺陷情况下开展巡检、巡视等高风险工作，应采取措施防止触电、雷击、淹溺、中毒、机械伤害等事故发生。
2防止系统稳定破坏事故
为防止系统稳定破坏事故，应认真贯彻《电力系统安全稳定导则》（DL-）、《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW-）、《国调中心关于印发故障直流分量较大导致断路器无法灭弧解决方案的通知》（调继〔〕号）等行业标准和国家电网有限公司企业标准及其他有关规定，并提出以下重点要求：
1电源
1.1设计阶段
2.1.1.1合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理分散接入，每个独立输电通道的输送电力不宜超过受端系统最大负荷的10%-15%，并保证失去任一通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。
2.1.1.2发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、动态无功支撑需求、相关政策等的影响。
2.1.1.3发电厂的升压站不应作为系统枢纽站，也不应装设构成电磁环网的联络变压器。
2.1.1.4新能源电场（站）接入系统方案应与电网总体规划相协调，并满足相关规程、规定的要求。在完成电网接纳新能源能力研究的基础上，开展新能源电场（站）接入系统设计；对于集中开发的大型能源基地新能源项目，在开展接入系统设计之前，还应完成输电系统规划设计。
2.1.1.5综合考虑电力市场空间、电力系统调峰、电网安全等因素，统筹协调、合理布局抽蓄电站等调峰电源。
2.1.2基建阶段
2.1.2.1对于点对网、大电源远距离外送等有特殊稳定要求的情况，应开展励磁系统对电网影响等专题研究，研究结果用于指导励磁系统的选型。
2.1.2.2并网电厂机组投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
2.1.2.3按照国家能源局及国家电网有限公司相关文件要求，严格做好风电场、光伏电站并网验收环节的工作，避免不符合电网要求的设备进入电网运行。
2.1.3运行阶段
2.1.3.1并网电厂发电机组配置的频率异常、低励限制、定子过电压、定子低电压、失磁、失步等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。
2.1.3.2加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器（PSS）和调速系统的运行管理，其性能、参数设置、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。
2.1.3.3加强风电、光伏集中地区的运行管理、运行监视与数据分析工作，优化电网运行方式，制订防止机组大量脱网的反事故措施，保障电网安全稳定运行。
2网架结构
2.1设计阶段
2.2.1.1加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，重点加强特高压电网建设及配电网完善工作，对供电可靠性要求高的电网应适度提高设计标准，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。
2.2.1.2电网规划设计应统筹考虑、合理布局，各电压等级电网协调发展。对于造成电网稳定水平降低、短路容量超过断路器遮断容量、潮流分布不合理、网损高的电磁环网，应考虑尽快打开运行。
2.2.1.3规划电网应考虑留有一定的裕度，为电网安全稳定运行和电力市场的发展等提供物质基础，以提供更大范围的资源优化配置的能力，满足经济发展的需求。
2.2.1.4系统可研设计阶段，应考虑所设计的输电通道的送电能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。
2.2.1.5受端电网kV及以上变电站设计时应考虑一台变压器停运后对地区供电的影响，对变压器投运台数进行分析计算。
2.2.1.6新建工程的规划设计应统筹考虑对其他在运工程的影响。
2.2基建阶段
2.2.1在工程设计、建设、调试和启动阶段，国家电网公司的计划、工程、调度等相关管理机构和独立的发电、
设计、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效的组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关配套设施等能同时投入运行。
2.2.2.2加强设计、设备定货、监造、出厂验收、施工、调试和投运全过程的质量管理。鼓励科技创新，改进施工工艺和方法，提高质量工艺水平和基建管理水平。
2.2.3运行阶段
2.2.3.1电网应进行合理分区，分区电网应尽可能简化，有效限制短路电流；兼顾供电可靠性和经济性，分区之间要有备用联络线以满足一定程度的负荷互带能力。
2.2.3.2避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。
2.2.3.3电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济或文化中心）应采取自动措施，防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。
2.2.3.4加强开关设备、保护装置的运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。
2.2.3.5根据电网发展适时编制或调整“黑启动”方案及调度实施方案，并落实到电网、电厂各单位。
3稳定分析及管理
3.1设计阶段
2.3.1.1重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》（DL-）和《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW-）等相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，全面把握系统特性，并根据计算分析情况优化电网规划设计方案，合理设计电网结构，滚动调整建设时序，确保不缺项、不漏项，合理确定输电能力，完善电网安全稳定控制措施，提高系统安全稳定水平。
2.3.1.2加大规划阶段系统分析深度，在系统规划设计有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态特性。
2.3.1.3在规划设计阶段，对尚未有具体参数的规划机组，宜采用同类型、同容量机组的典型模型和参数。
2.3.2基建阶段
2.3.2.1对基建阶段的特殊运行方式，应进行认真细致的电网安全稳定分析，制定相关的控制措施和事故预案。
2.3.2.2严格执行相关规定，进行必要的计算分析，制定详细的基建投产启动方案。必要时应开展电网相关适应性专题分析。
2.3.3运行阶段
2.3.3.1应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。电网调度部门确定的电网运行控制极限值，应按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备。
2.3.3.2加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电力系统安全稳定运行的要求。
2.3.3.3严格执行电网各项运行控制要求，严禁超运行控制极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。
2.3.3.4电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。
2.3.3.5加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。
4二次系统
4.1设计阶段
2.4.1.1认真做好二次系统规划。结合电网发展规划，做好继电保护、安全自动装置、自动化系统、通信系统规划，提出合理配置方案，保证二次相关设施、网络系统的安全水平与电网保持同步。
2.4.1.2稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。
2.4.1.3加强kV及以上电压等级母线、kV及以上电压等级主设备快速保护建设。
2.4.1.4特高压直流及柔性直流的控制保护逻辑应根据不同工程及工程不同阶段接入电网的安全稳定特性进行差异化设计，以保证交直流系统安全稳定运行为前提。
2.4.2基建阶段
2.4.2.1一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施、自动化系统、故障信息系统和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
2.4.2.2加强安全稳定控制装置入网验收。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行等工作。
2.4.2.3严把工程投产验收关，专业领导及技术人员必须全程参与基建和技改工程验收工作。
2.4.3运行阶段
2.4.3.1调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种保护装置、安全自动装置的配置或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况。各运行维护单位应加强检修管理和运行维护工作，防止装置出现拒动、误动，确保电网“三道防线”安全可靠。
2.4.3.2加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁kV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。
2.4.3.3母差保护临时退出时，应尽量减少无母差保护运行时间，并严格限制母线及相关元件的倒闸操作。
2.4.3.4受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。
2.4.3.5电网迎峰度夏期间和重点保电时段，加强对满载重载线路的运行维护，加强对跨区输电通道及相关线路的运维管控，开展高风险区段、密集线路走廊、线路跨越点特巡，确保重要设备安全稳定运行。
2.4.3.6应对两回及以上并联线路两侧系统短路容量进行校核，如果因两侧系统短路容量相差较大，存在重合于永久故障时由于直流分量较大而导致断路器无法灭弧，需靠失灵保护动作延时切除故障的问题时，线路重合闸应选用一侧先重合，另一侧待对侧重合成功后再重合的方式。新建工程在设计阶段应考虑为实现这种方式所需要的重合闸检线路三相有压的条件。对于已投运厂站未配置线路三相电压互感器的，改造前可利用线路保护闭锁后合侧重合闸的方式作为临时解决方案。
5无功电压
5.1设计阶段
2.5.1.1在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分（电压)层、分（供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。对输（变）电工程系统无功容量进
行校核并提出无功补偿配置方案。受端系统应具有足够的无
功储备和一定的动态无功补偿能力。
2.5.1.2无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大造成电压波动过大。
2.5.1.3对于动态无功不足的特高压直流受端系统、短路容量不足的直流弱送端系统以及高比例受电地区，应通过技术经济比较配置调相机等动态无功补偿装置。
2.5.1.4提高无功电压自动控制水平，推广应用无功电压自动控制系统（AVC），提高电压稳定性，减少电压波动幅度。
2.5.1.5并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）～0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。
2.5.2基建阶段
2.5.2.1变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿及自动投切装置等应同时投入运行。
2.5.2.2在基建阶段应完成AVC无功电压控制系统的联调和传动工作，并具备同步投产条件。AVC系统应先投入半闭环控制模式运行48h，自动控制策略验证无误后再改为闭环控制模式。
5.3运行阶段
5.3.1电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不
应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。
5.3.2对于额定负荷大于等于kVA，且通过10kV及以上电压等级供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户,在高峰负荷时功率因数应不低于0.9。
5.3.3电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线有载调压变压器分接头的调整。
5.3.4发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统（EMS）应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。
5.3.5电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回直流、一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。
5.3.6在电网运行时，当系统电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，必须及时采取拉路限电等果断措施，防止发生系统电压崩溃事故。
3防止机网协调及新能源大面积脱网事故
为防止机网协调及新能源大面积脱网事故，应认真贯彻执行《电网运行准则》（GB/T-）、《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》（GB/T.3）、《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》（GB/T-）、《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》（DL/T-）、《大型发电机组涉网保护技术规范》（DL/T-）、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T-）、《同步发电机励磁系统建模导则》（DL/T-）、《电力系统稳定器整定试验导则》（DL/T-）、《同步发电机原动机及其调节系统参数测试与建模导则》（DL/T-）、《同步发电机进相试验导则》（DL/T－）、《风力发电场无功配置及电压控制技术规定》（NB/T-）、《风电功率预测系统功能规范》（NB/T-）、《光伏发电站功率预测系统技术要求》（NB/T3-）、《国家电网公司网源协调管理规定》[国网（调/4）-]、《发电机组励磁调速参数管理工作规定》(调运[]号)等有关制度标准的规定，并网电厂及新能源电站涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、变流器控制系统、继电保护和安全自动装置、升压站电气设备、调度自动化和通信等设备的技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要
求，并提出以下重点要求：
1防止机网协调事故
1.1设计阶段
3.1.1.1各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的励磁、调速、无功补偿装置和保护选型、配置，其涉网控制性能除了保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。
3.1.1.2发电厂二次设备涉网控制性能型式试验管理
3.1.1.2.1发电机励磁调节器[含电力系统稳定器（PSS）]须经有资质的检测中心入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。
3.1.1.2.MW及以上水轮机调速器控制程序须经全面的静态模型测试和动态涉网性能测试合格，形成入网调速器软件版本，才能进入电网运行。
3.1.1.3MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW及以上容量的水轮发电机组，或接入kV电压等级及以上的同步发电机组应配置PSS。
3.1.1.4发电机应具备进相运行能力。MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW及以上容量的水轮发电机组，或接入kV电压等级及以上的同步发电机组，发电机有功额定工况下功率因数应能达到超前0.95-0.97。
3.1.1.5新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受
带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
3.1.1.6火电、燃机、核电、水电机组应具备一次调频功能。
3.1.1.7发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。
3.1.1.7.1励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行。
3.1.1.7.2交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不低于2倍，自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机额定电压时不低于2.25倍，强励电流倍数等于2时，允许持续强励时间不低于10s。
3.1.2基建阶段
3.1.2.1新建机组及增容改造机组，发电厂应根据有关调度部门要求，开展励磁系统、调速系统建模及参数实测试验、电力系统稳定器参数整定试验、发电机进相试验、一次调频试验、自动发电控制（AGC）试验、自动电压控制（AVC）试验工作，实测建模报告需通过中国电科院及省电科院审核，并将审核通过的试验报告报有关调度部门。
3.1.2.2发电厂应准确掌握接入大规模新能源汇集地区电网、有串联补偿电容器送出线路以及接入直流换流站近区的汽轮发电机组可能存在的次同步振荡风险情况，并做好抑制和预防机组次同步谐振和振荡措施，必要时应装设机组轴系扭振监视或保护装置。
1.2.3发电厂应依据相关技术标准开展涉网保护核查评估工作，包括高频率与低频率保护、过电压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护、汽轮机功率负荷不平衡保护（PLU）、发电机零功率保护等，并将评估结果报有关调度部门。
MW及以上并网汽轮发电机组的高频率保护、低频率保护、过电压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护、阻抗保护及振荡解列装置、功率负荷不平衡保护、零功率切机保护、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。
1.2.5发电机组附属设备变频器应具备在电网发生故障的瞬态过程中保持正常运行的能力，电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂一类辅机保护不应先于主机保护动作，以免切除辅机造成发电机组停运；电厂应开展厂用一类辅机变频器高/低电压穿越能力等评估，并将评估结果报有关调度部门。
1.2.6具有孤岛/孤网风险的区域电网内水轮发电机调速器应具备孤网控制模式及切换开关，其控制参数应委托相关单位开展仿真验证。
1.2.7水轮机调速器的转速、功率、开度等重要控制信号应冗余配置，冗余I/O测点应分配在不同模件上。上述信号参与设备或机组保护时应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式，作用于模拟量控制时应采用三取中值的方式进行优选。
3.1.3运行阶段
3.1.3.1并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T-）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。
3.1.3.2励磁系统无功调差功能应投入运行，机组励磁系统调差系数的设置应考虑主变短路电抗的差异，同一并列点的电压调差率应基本一致。
3.1.3.3电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值（跳机）应低于系统低频减载的最低一级定值。
3.1.3.4发电机组一次调频运行管理
3.1.3.4.1并网发电机组的一次调频功能参数应满足电网一次调频性能要求的前提下保证调速系统在系统频率扰动下的稳定性，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
3.1.3.4.2新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统（DEH）或分散控制系统（DCS）控制系统改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验报告,以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。
3.1.3.4.3火力发电机组调速系统中的汽轮机流量特性等与调门特性相关的参数应进行测试与优化，并满足一次调频功能和AGC调度方式协调配合需要，确保机组参与调频的安全性。
3.1.3.4.4不得擅自修改包括一次调频死区、转速不等率等与一次调频调节性能相关的参数。
3.1.3.4.5并网核电发电机组与一次调频相关的死区、限幅等参数应根据接入电网的要求进行整定。
3.1.3.5发电机组进相运行管理
3.1.3.5.1发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。
3.1.3.5.2并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。
3.1.3.6严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应立即与系统解列。
3.1.3.7在役机组大修、增容改造、通流改造、脱硫脱硝改造、高背压、DEH或DCS控制系统改造及运行方式改变
后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的AGC试验报告,以确保机组AGC功能长期安全、稳定运行。
1.3.8对于节流配汽滑压运行机组，应保证其滑压运行曲线可使机组具备符合规定的一次调频和AGC响应性能。对于使用补汽阀参与一次调频的机组，应保证补汽阀调节系统满足相关标准的要求；在使用补汽阀进行调频时，机组一次调频响应性能应满足相关规定要求。
MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
1.3.9.1发电机变压器组非电量保护应符合本反措第十五章“防止继电保护事故”的相关条款。
1.3.9.2发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。
MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。
MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。
3.1.3.9.5MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及断路器断口闪络保护。
3.1.3.9.6并网电厂都应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求：
（1）失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步启动信号。
（2）当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制订应急措施，发电机组应允许失步运行5～20个振荡周期，并增加发电机励磁，同时减少有功负荷，经一定延时后解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。
（3）当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。
（4）当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列，多台并列运行的发变组可采用不同延时的解列方式。
2防止新能源大面积脱网事故
2.1设计阶段
3.2.1.1新建及改扩建风电场、光伏发电站设备选型时，性能指标必须满足GB/T、GB/T标准要求，至少包括：高电压穿越能力和低电压穿越能力、有功和无功功率控制能力、频率适应能力、电能质量要求。风电场、光伏发电站及其无功补偿设备的高电压穿越能力、频率穿越能力应参照同步发电机组的能力，事故情况下不应先于同步发电机组脱网。
3.2.1.2风电场、光伏发电站无功补偿设备的低电压、高电压穿越能力应不低于风电机组、光伏逆变器的穿越能力，支撑风电机组、光伏逆变器满足低电压、高电压穿越要求。
3.2.1.3风电场、光伏发电站的有功功率控制系统应与场站一次调频等频率响应性能协同一致，无功功率控制应与场站高电压穿越能力、低电压穿越能力协同一致。
3.2.1.4风电场、光伏发电站应配置场站监控系统，实现风电机组、光伏逆变器的有功/无功功率和无功补偿装置的在线动态平滑调节，并具备接受调控机构远程自动控制的功能。风电场、光伏电站监控系统应按相关技术标准要求，采集并向调控机构上传所需的运行信息。
3.2.1.5风电场、光伏发电站应具备一次调频功能，并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运行，技术指标应满足《电力系统网源协调技术规范》（DL/T-）的要求。
3.2.1.6风电场、光伏发电站应根据电网安全稳定需求配置相应的安全稳定控制装置?
3.2.2基建阶段
3.2.2.1风电场、光伏发电站应向相应调控机构提供电网计算分析所需的风电机组?光伏逆变器及其升压站内主要涉网设备参数、有功与无功控制系统技术资料、并网检测报告等?风电场?光伏发电站应完成风电机组、光伏逆变器及配
套静止无功发生器（SVG）、静态无功补偿装置（SVC）的参数测试试验、一次调频试验、AGC投入试验、AVC投入试验，并向调控机构提供相关试验报告?
3.2.2.2风电场、光伏发电站应根据调控机构电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报调控机构。
3.2.3运行阶段
3.2.3.1电力系统发生故障，并网点电压出现跌落或升高时，风电场、光伏发电站应动态调整风电机组、光伏逆变器无功功率和场内无功补偿容量，应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内?
3.2.3.2风电场、光伏发电站汇集线系统的单相故障应快速切除?汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。
3.2.3.3风电机组和光伏逆变器控制系统参数和变流
器参数设置应与电压、频率等保护协调一致?
2.3.4风电场、光伏发电站内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，报调控机构审核合格并备案?
2.3.5风电机组、光伏逆变器因故障或脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组、光伏逆变器须经调控机构许可后并网。
2.3.6发生故障后，风电场、光伏发电站应及时向调控机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理?保存相关资料，积极配合调查?
2.3.7风电场、光伏发电站应配备全站统一的卫星时钟（北斗和GPS），并具备双网络授时功能，对场站内各种系统和设备的时钟进行统一校正?
2.3.8当风电机组、光伏逆变器各部件软件版本信息、涉网保护定值及关键控制技术参数更改后，需向调控机构提供业主单位正式盖章确认的故障穿越能力一致性技术分析及说明资料。
2.3.9风电场、光伏发电站应向调控机构定时上传可用发电功率的短期、超短期预测，实时上传理论发电功率和场站可用发电功率，上传率和准确率应满足电网电力电量平衡要求?
5防止变电站全停及重要客户停电事故
为防止变电站全停及重要客户停电事故，应认真贯彻《电力安全事故应急处置和调查条例》（中华人民共和国国务院令第号）、《电力设备带电水冲洗导则》（GB-8）、《电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护规程》（DLT-0）、《电力工程直流电源系统设计技术规程》（DLT-）、《直流电源系统绝缘监测装置技术条件》（DLT-）、《kV~0kV变电站站用电设计技术规程》（DL/T5-）、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》、《关于加强重要电力客户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》（电监安全〔8〕43号）、《重要电力客户供电电源及自备应急电源配置技术规范》（GB/Z-）、《高压电力用户用电安全》（GB/T-）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求。原《国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）》(国家电网运检〔〕号)同步废止。
1防止变电站全停事故
1.1设计阶段
5.1.1.1变电站站址应具有适宜的地质、地形条件，应避开滑坡、泥石流、塌陷区和地震断裂带等不良地质构造。宜避开溶洞、采空区、明和暗的河塘、岸边冲刷区、易发生滚石的地段，尽量避免或减少破坏林木和环境自然地貌。
5.1.1.2场地排水方式应根据站区地形、降雨量、土质类别、竖向布置及道路布置，合理选择排水方式。
5.1.1.3新建kV及以上电压等级双母分段接线方式的气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），当本期进出线元件数达到4回及以上时，投产时应将母联及分段间隔相关一、二次设备全部投运。根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量约束。
5.1.1.4kV及以上电压等级电缆电源进线原则上不应敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。
5.1.1.5严格按照有关标准进行断路器、隔离开关、母线等设备选型，加强对变电站断路器开断容量的校核、隔离开关与母线额定短时耐受电流及额定峰值耐受电流校核。
5.1.2基建阶段
5.1.2.1设备改扩建时，一次设备安装调试全部结束并通过验收后，方可与运行设备连接。
5.1.2.2对软土地基的场地进行大规模填土时，如场地淤泥层较厚，应根据现场的实际情况，采用排水固结等有效措施。冬季施工，严禁使用冻土进行回填。
5.1.2.3变电站建设中，应建立可靠的排水系统；在受山洪影响的地段，应采取相应的排洪措施。
1.3运行阶段
1.3.1对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时，具备空余线路且线路后备保护满足充电需求时应首先考虑用外来电源送电。
1.3.2对双母线接线方式下间隔内一组母线侧隔离开关检修时，应将另一组母线侧隔离开关的电机电源及控制电源断开。
1.3.3双母线接线方式下，一组母线电压互感器退出运行时，应加强运行电压互感器的巡视和红外测温，避免故障导致母线全停。
1.3.4定期对变电站内及周边飘浮物、塑料大棚、彩钢板建筑、风筝及高大树木等进行清理，大风前后应进行专项检查，防止异物漂浮造成设备短路。
1.3.5定期检查避雷针、支柱绝缘子、悬垂绝缘子、耐张绝缘子、设备架构、隔离开关基础、GIS母线筒位移与沉降情况以及母线绝缘子串锁紧销的连接，对管母线支柱绝缘子进行探伤检测及有无弯曲变形检查。
1.3.6变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。
1.3.7定期对主变压器（电抗器）的消防装置运行情况进行检查，防止装置误动造成变电站全停事故。
1.3.8汛期前应检查变电站的周边环境、排水设施（排水沟、排水井等）状况，保证在恶劣天气（特大暴雨、连续强降雨、台风等）的情况下顺利排水。
5.1.3.9定期检查护坡、挡水墙有无破损，清理坡下排
水沟淤泥、杂物，保持排水沟畅通。
5.1.3.10根据电网容量和网架结构变化定期校验变电站短路容量，当设备额定短路电流不满足要求时，应及时采取设备改造、限流或调整运行方式等措施。
2防止站用交流系统失电
2.1设计阶段
5.2.1.1变电站采用交流供电的通信设备、自动化设备、防误主机交流电源应取自站用交流不间断电源系统。
5.2.1.2设计资料中应提供全站交流系统上下级差配置图和各级断路器（熔断器）级差配合参数。
5.2.1.0（66）kV及以上电压等级变电站应至少配置两路站用电源。装有两台及以上主变压器的kV及以上变电站和地下kV变电站，应配置三路站用电源。站外电源应独立可靠，不应取自本站作为唯一供电电源的变电站。
5.2.1.4当任意一台站用变压器退出时，备用站用变压器应能自动切换至失电的工作母线段，继续供电。
5.2.1.5站用低压工作母线间装设备自投装置时，应具备低压母线故障闭锁备自投功能。
5.2.1.6新投运变电站不同站用变压器低压侧至站用电屏的电缆应尽量避免同沟敷设，对无法避免的，则应采取防火隔离措施。
5.2.1.7干式变压器作为站用变压器使用时，不宜采用户外布置。
5.2.1.8变电站内如没有对电能质量有特殊要求的设备，应尽快拆除低压脱扣装置。若需装设，低压脱扣装置应具备延时整定和面板显示功能，延时时间应与系统保护和重合闸时间配合，躲过系统瞬时故障。
5.2.1.9站用交流母线分段的，每套站用交流不间断电源装置的交流主输入、交流旁路输入电源应取自不同段的站用交流母线。两套配置的站用交流不间断电源装置交流主输入应取自不同段的站用交流母线，直流输入应取自不同段的直流电源母线。
5.2.1.10站用交流不间断电源装置交流主输入、交流旁路输入及不间断电源输出均应有工频隔离变压器，直流输入应装设逆止二极管。
5.2.1.11双机单母线分段接线方式的站用交流不间断电源装置，分段断路器应具有防止两段母线带电时闭合分段断路器的防误操作措施。手动维修旁路断路器应具有防误操作的闭锁措施。
5.2.1.12站用交流电系统进线端（或站用变低压出线侧）应设可操作的熔断器或隔离开关。
5.2.2基建阶段
5.2.2.1新建变电站交流系统在投运前，应完成断路器上下级级差配合试验，核对熔断器级差参数，合格后方可投运。
2.2.2交流配电屏进线缺相自投试验应逐相开展。
2.2.3站用交流电源系统的母线安装在一个柜架单元内，主母线与其他元件之间的导体布置应采取避免相间或相对地短路的措施，配电屏间禁止使用裸导体进行连接，母线应有绝缘护套。
5.2.3运行阶段
5.2.3.1两套分列运行的站用交流电源系统，电源环路中应设置明显断开点，禁止合环运行。
5.2.3.2站用交流电源系统的进线断路器、分段断路器、备自投装置及脱扣装置应纳入定值管理。
5.2.3.3正常运行中，禁止两台不具备并联运行功能的站用交流不间断电源装置并列运行。
3防止站用直流系统失电
3.1设计阶段
5.3.1.1设计资料中应提供全站直流系统上下级差配置图和各级断路器（熔断器）级差配合参数。
5.3.1.2两组蓄电池的直流电源系统，其接线方式应满足切换操作时直流母线始终连接蓄电池运行的要求。
5.3.1.3新建变电站Ah及以上的阀控式蓄电池组应安装在各自独立的专用蓄电池室内或在蓄电池组间设置防爆隔火墙。
5.3.1.4蓄电池组正极和负极引出电缆不应共用一根电缆，并采用单根多股铜芯阻燃电缆。
5.3.1.5酸性蓄电池室（不含阀控式密封铅酸蓄电池室）照明、采暖通风和空气调节设施均应为防爆型，开关和插座等应装在蓄电池室的门外。
5.3.1.6一组蓄电池配一套充电装置或两组蓄电池配两套充电装置的直流电源系统，每套充电装置应采用两路交流电源输入，且具备自动投切功能。
5.3.1.7采用交直流双电源供电的设备，应具备防止交流窜入直流回路的措施。
5.3.1.8kV及以上电压等级变电站及重要的kV变电站，应采用三套充电装置、两组蓄电池组的供电方式。
5.3.1.9直流电源系统馈出网络应采用集中辐射或分层辐射供电方式，分层辐射供电方式应按电压等级设置分电屏，严禁采用环状供电方式。断路器储能电源、隔离开关电机电源、35（10）kV开关柜顶可采用每段母线辐射供电方式。
5.3.1.10变电站内端子箱、机构箱、智能控制柜、汇控柜等屏柜内的交直流接线，不应接在同一段端子排上。
5.3.1.11试验电源屏交流电源与直流电源应分层布置。
5.3.1.12kV及以上电压等级的新建变电站通信电源应双重化配置，满足“双设备、双路由、双电源”的要求。
5.3.1.13直流断路器不能满足上、下级保护配合要求时，应选用带短路短延时保护特性的直流断路器。
5.3.1.14直流高频模块和通信电源模块应加装独立进线断路器。
5.3.2基建阶段
5.3.2.1新建变电站投运前，应完成直流电源系统断路器上下级级差配合试验，核对熔断器级差参数，合格后方可投运。
5.3.2.2安装完毕投运前，应对蓄电池组进行全容量核对性充放电试验，经3次充放电仍达不到%额定容量的应整组更换。
5.3.2.3交直流回路不得共用一根电缆，控制电缆不应与动力电缆并排铺设。对不满足要求的运行变电站，应采取加装防火隔离措施。
5.3.2.4直流电源系统应采用阻燃电缆。两组及以上蓄电池组电缆，应分别铺设在各自独立的通道内，并尽量沿最短路径敷设。在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应分别加穿金属套管。对不满足要求的运行变电站，应采取防火隔离措施。
5.3.2.5直流电源系统除蓄电池组出口保护电器外,应使用直流专用断路器。蓄电池组出口回路宜采用熔断器，也可采用具有选择性保护的直流断路器。
5.3.2.6直流回路隔离电器应装有辅助触点，蓄电池组总出口熔断器应装有报警触点，信号应可靠上传至调控部门。直流电源系统重要故障信号应硬接点输出至监控系统。
5.3.3运行阶段
5.3.3.1应加强站用直流电源专业技术监督，完善蓄电池入网检测、设备抽检、运行评价。
5.3.3.2两套配置的直流电源系统正常运行时，应分列运行。当直流电源系统存在接地故障情况时，禁止两套直流电源系统并列运行。
5.3.3.3直流电源系统应具备交流窜直流故障的测量
记录和报警功能，不具备的应逐步进行改造。
5.3.3.4新安装阀控密封蓄电池组，投运后每2年应进行一次核对性充放电试验，投运4年后应每年进行一次核对性充放电试验。
5.3.3.5站用直流电源系统运行时，禁止蓄电池组脱离直流母线。
4防止重要客户停电事故
4.1完善重要客户入网管理
5.4.1.1供电企业应制定重要客户入网管理制度，制度应包括对重要客户在规划设计、接线方式、短路容量、电流开断能力、设备运行环境条件、安全性等各方面的要求；对重要客户设备验收标准及要求。
5.4.1.2供电企业应做好重要客户业扩工程的设计审核、中间检查、竣工验收等工作，应督促重要客户自行选择的业扩工程设计、施工、设备选型符合现行国家、行业标准的要求。
5.4.1.3对属于非线性、不对称负荷性质的重要客户，供电企业应要求客户进行电能质量测试评估。根据评估结果，重要客户应制订相应无功补偿方案并提交供电企业审核批准，保证其负荷产生的谐波成份及负序分量不对电网造成污染，不对供电企业及其自身供用电设备造成影响。
5.4.1.4供电企业在与重要客户签订供用电合同时，应明确要求重要客户按照电力行业技术监督标准开展技术监督工作。
5.4.1.5供电企业在与重要客户签订供用电合同时，当重要客户对电能质量的要求高于国家相关标准的，应明确要求其自行采取必要的技术措施。
5.4.2合理配置供电电源点
5.4.2.1特级重要电力客户应采用双电源或多电源供电，其中任何一路电源能保证独立正常供电。
5.4.2.2一级重要电力客户应采用双电源供电，两路电源应当来自两个不同的变电站或来自不同电源进线的同一变电站内两段母线，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电。
5.4.2.3二级重要电力客户应具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站。
5.4.2.4临时性重要电力客户，按照供电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式具备双回路或两路以上电源供电条件。
5.4.2.5重要电力客户供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力客户保安负荷允许断电时间的要求。对切换时间不能满足保安负荷允许断电时间要求的，重要电力用户应自行采取技术措施解决。
5.4.3加强为重要客户供电的输变电设备运行维护
5.4.3.1供电企业应根据国家相关标准、电力行业标准、国家电网公司制度，针对重要客户供电的输变电设备制订专门的运行规范、检修规范、反事故措施。
5.4.3.2根据对重要客户供电的输变电设备实际运行情
况，缩短设备巡视周期、设备状态检修周期。
5.4.4督促重要客户合理配置自备应急电源
5.4.4.1重要客户均应配置自备应急电源，自备应急电源配置容量至少应满足全部保安负荷正常启动和带负荷运行的要求。
5.4.4.2重要客户的自备应急电源应与供电电源同步建设，同步投运。
5.4.4.3重要客户自备应急电源启动时间、切换方式、持续供电时间、电能质量、使用场所应满足安全要求。
5.4.4.4重要客户自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。
5.4.4.5重要客户自备应急电源设备要符合国家有关安全、消防、节能、环保等技术规范和标准要求。
5.4.4.6重要客户新装自备应急电源投入切换装置技术方案要符合国家有关标准和所接入电力系统安全要求。
5.4.4.7重要电力客户应具备外部自备应急电源接入条件，有特殊供电需求及临时重要电力客户应配置外部应急电源接入装置。
5.4.5协助重要客户开展受电设备和自备应急电源安全检查
5.4.5.1供电企业及客户对各自拥有所有权的电力设施承担维护管理和安全责任，对发现的属于客户责任的安全隐患，供电企业应以书面形式告知客户，积极督促客户整改，
同时向政府主管部门沟通汇报，争取政府支持，做到“通知、报告、服务、督导”四到位，建立政府主导、客户落实整改、供电企业提供技术服务的长效工作机制。
5.4.5.2供电企业对特级、一级重要客户每3个月至少检查1次，对二级重要客户每6个月至少检查1次，对临时性重要客户根据其现场实际用电需要开展用电检查工作。
5.4.5.3重要电力客户应按照国家和电力行业有关标准、规程和规范的要求，对受电设备定期进行安全检查、预防性试验，对自备应急电源定期进行安全检查、预防性试验、启机试验和切换装置的切换试验。
5.4.5.4重要客户不应自行变更自备应急电源接线方式，不应自行拆除自备应急电源的闭锁装置或者使其失效，不应擅自将自备应急电源转供其他客户，自备应急电源发生故障后应尽快修复。
7防止输变电设备污闪事故
为防止发生输变电设备污闪事故，应严格执行《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定》（GB/T-）、《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》（Q/GDW-）、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB-）、《劣化悬式绝缘子检测规程》（DL/T-）、《国家电网公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知》（国家电网科〔〕号），并提出以下重点要求：
7.1设计和基建阶段
1.1新、改（扩）建输变电设备的外绝缘配置应以最新版污区分布图为基础，综合考虑附近的环境、气象、污秽发展和运行经验等因素确定。线路设计时，交流c级以下污区外绝缘按c级配置；c、d级污区按照上限配置；e级污区可按照实际情况配置，并适当留有裕度。变电站设计时，c级以下污区外绝缘按c级配置；c、d级污区可根据环境情况适当提高配置；e级污区可按照实际情况配置。
1.2对于饱和等值盐密大于0.35mg/cm2的，应单独校核绝缘配置。特高压交直流工程一般需要开展专项沿线污秽调查以确定外绝缘配置。海拔高度超过0m时，外绝缘配置应进行海拔修正。
7.1.3选用合理的绝缘子材质和伞形。中重污区变电站悬垂串宜采用复合绝缘子，支柱绝缘子、组合电器宜采用硅橡胶外绝缘。变电站站址应尽量避让交流e级区，如不能避让，变电站宜采用GIS、HGIS设备或全户内变电站。中重污区输电线路悬垂串、kV及以下电压等级耐张串宜采用复合绝缘子，kV及以上电压等级耐张串宜采用瓷或玻璃绝缘子。对于自洁能力差（年平均降雨量小于mm）、冬春季易发生污闪的地区，若采用足够爬电距离的瓷或玻璃绝缘子仍无法满足安全运行需要时，宜采用工厂化喷涂防污闪涂料。
1.4对易发生覆冰闪络、湿雪闪络或大雨闪络地区的外绝缘设计，宜采取采用V型串、不同盘径绝缘子组合或加装辅助伞裙等的措施。
1.5对粉尘污染严重地区，宜选用自洁能力强的绝缘子，如外伞形绝缘子,变电设备可采取加装辅助伞裙等措施。玻璃绝缘子用于沿海、盐湖、水泥厂和冶炼厂等特殊区域时，应涂覆防污闪涂料。复合外绝缘用于苯、酒精类等化工厂附近时，应提高绝缘配置水平。
1.6安装在非密封户内的设备外绝缘设计应考虑户内场湿度和实际污秽度，与户外设备外绝缘的污秽等级差异不宜大于一级。
1.7加强绝缘子全过程管理，全面规范绝缘子选型、招标、监造、验收及安装等环节，确保使用运行经验成熟、质量稳定的绝缘子。
7.1.8盘形悬式瓷绝缘子安装前现场应逐个进行零值检测。
7.1.9瓷或玻璃绝缘子安装前需涂覆防污闪涂料时，宜采用工厂复合化工艺,运输及安装时应注意避免绝缘子涂层擦伤。
7.2运行阶段
7.2.1根据“适当均匀、总体照顾”的原则，采用“网格化”方法开展饱和污秽度测试布点，兼顾疏密程度、兼顾未来电网发展。局部重污染区、特殊污秽区、重要输电通道、微气象区、极端气象区等特殊区域应增加布点。根据标准要求开展污秽取样与测试。
7.2.2应以现场污秽度为主要依据，结合运行经验、污湿特征，考虑连续无降水日的大幅度延长等影响因素开展污区分布图修订。污秽等级变化时，应及时进行外绝缘配置校核。
7.2.3对外绝缘配置不满足运行要求的输变电设备应进行治理。防污闪措施包括增加绝缘子片数、更换防污绝缘子、涂覆防污闪涂料、更换复合绝缘子、加装辅助伞裙等。
7.2.4清扫作为辅助性防污闪措施，可用于暂不满足防污闪配置要求的输变电设备及污染特殊严重区域的输变电设备。
7.2.5出现快速积污、长期干旱或外绝缘配置暂不满足运行要求，且可能发生污闪的情况时，可紧急采取带电水冲洗、带电清扫、直流线路降压运行等措施。
7.2.6绝缘子上方金属部件严重锈蚀可能造成绝缘子表面污染，或绝缘子表面覆盖藻类、苔藓等，可能造成闪络
的，应及时采取措施进行处理。
2.7在大雾、毛毛雨、覆冰（雪）等恶劣天气过程中，宜加强特殊巡视，可采用红外热成像、紫外成像等手段判定设备外绝缘运行状态。
2.8对于水泥厂、有机溶剂类化工厂附近的复合外绝缘设备，应加强憎水性检测。
2.9瓷或玻璃绝缘子需要涂覆防污闪涂料如采用现场涂覆工艺，应加强施工、验收、现场抽检各个环节的管理。
2.10避雷器不宜单独加装辅助伞裙，宜将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。
12防止GIS、开关设备事故
为防止GIS、开关设备事故，应认真贯彻《国家电网公司交流高压开关设备技术监督导则》（Q/GDW74-）、《国家电网公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知》（国家电网科〔〕号）、《国家电网公司关于全面落实反事故措施的通知》（国家电网运检〔〕号）、《关于印发国家电网公司变电运维检修管理办法等6项通用制度的通知》(国家电网企管〔〕号)、国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（国家电网公司生产输变〔4〕4号）、《国家电网公司关于印发户外GIS设备伸缩节反事故措施和故障分析报告的通知》（国家电网运检〔〕号）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：
1防止断路器事故
1.1设计制造阶段
12.1.1.1断路器本体内部的绝缘件必须经过局部放电试验方可装配，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。
12.1.1.2断路器出厂试验前应进行不少于次的机械操作试验（其中每次操作试验的最后20次应为重合闸操作试验）。投切并联电容器、交流滤波器用断路器型式试验项目必须包含投切电容器组试验，断路器必须选用C2级断路器。真空断路器灭弧室出厂前应逐台进行老炼试验，并提供老炼试验报告；用于投切并联电容器的真空断路器出厂前应整台进行老炼试验，并提供老炼试验报告。断路器动作次数计数器不得带有复归机构。
12.1.1.3开关设备用气体密度继电器应满足以下要求：
12.1.1.3.1密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。
12.1.1.3.2密度继电器应装设在与被监测气室处于同一运行环境温度的位置。对于严寒地区的设备，其密度继电器应满足环境温度在-40℃～-25℃时准确度不低于2.5级的要求。
12.1.1.3.3新安装kV及以上断路器每相应安装独立的密度继电器。
12.1.1.3.4户外断路器应采取防止密度继电器二次接头受潮的防雨措施。
12.1.1.4断路器分闸回路不应采用RC加速设计。已投运断路器分闸回路采用RC加速设计的，应随设备换型进行改造。
12.1.1.5户外汇控箱或机构箱的防护等级应不低于IP45W，箱体应设置可使箱内空气流通的迷宫式通风口，并具有防腐、防雨、防风、防潮、防尘和防小动物进入的性能。带有智能终端、合并单元的智能控制柜防护等级应不低于IP55。非一体化的汇控箱与机构箱应分别设置温度、湿度控制装置。
12.1.1.6开关设备二次回路及元器件应满足以下要求：
12.1.1.6.1温控器（加热器）、继电器等二次元件应取得“3C”认证或通过与“3C”认证同等的性能试验，外壳绝缘材料阻燃等级应满足V-0级，并提供第三方检测报告。时间继电器不应选用气囊式时间继电器。
12.1.1.6.2断路器出厂试验、交接试验及例行试验中，应进行中间继电器、时间继电器、电压继电器动作特性校验。
12.1.1.6.3断路器分、合闸控制回路的端子间应有端子隔开，或采取其他有效防误动措施。
12.1.1.6.4新投的分相弹簧机构断路器的防跳继电器、非全相继电器不应安装在机构箱内，应装在独立的汇控箱内。
12.1.1.7新投的kV母联（分段）、主变压器、高压电抗器断路器应选用三相机械联动设备。
12.1.1.8采用双跳闸线圈机构的断路器，两只跳闸线圈不应共用衔铁，且线圈不应叠装布置。
12.1.1.9断路器机构分合闸控制回路不应串接整流模块、熔断器或电阻器。
12.1.1.10断路器液压机构应具有防止失压后慢分慢合的机械装置。液压机构验收、检修时应对机构防慢分慢合装置的可靠性进行试验。
12.1.1.11断路器出厂试验及例行检修中，应检查绝缘子金属法兰与瓷件胶装部位防水密封胶的完好性，必要时复涂防水密封胶。
12.1.1.12隔离断路器的断路器与接地开关间应具备足够强度的机械联锁和可靠的电气联锁。
12.1.2基建阶段
12.1.2.1断路器交接试验及例行试验中，应对机构二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动。防跳继电器动作时间应小于辅助开关切换时间，并保证在模拟手合于故障时不发生跳跃现象。
12.1.2.2断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，并测量合闸电阻的阻值。
12.1.2.3断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应测试断路器合-分时间。对kV及以上断路器，合-分时间应满足电力系统安全稳定要求。
12.1.2.4充气设备现场安装应先进行抽真空处理，再注入绝缘气体。SF6气体注入设备后应对设备内气体进行SF6纯度检测。对于使用SF6混合气体的设备，应测量混合气体的比例。
12.1.2.5SF6断路器充气至额定压力前，禁止进行储能状态下的分/合闸操作。
12.1.2.6断路器交接试验及例行试验中，应进行行程曲线测试，并同时测量分/合闸线圈电流波形。
1.3运行阶段
1.3.1当断路器液压机构突然失压时应申请停电隔离处理。在设备停电前，禁止人为启动油泵，防止断路器慢分。
12.1.3.2气动机构应加装气水分离装置，并具备自动排污功能。
12.1.3.33年内未动作过的72.5kV及以上断路器，应进行分/合闸操作。
12.1.3.4对投切无功负荷的开关设备应实行差异化运维，缩短巡检和维护周期，每年统计投切次数并评估电气寿命。
GIS事故
2.1设计制造阶段
12.2.1.1用于低温（年最低温度为-30℃及以下）、日温差超过25K、重污秽e级或沿海d级地区、城市中心区、周边有重污染源（如钢厂、化工厂、水泥厂等）的kV及以下GIS，应采用户内安装方式，kV及以上GIS经充分论证后确定布置方式。
12.2.1.2GIS气室应划分合理，并满足以下要求：
12.2.1.2.1GIS最大气室的气体处理时间不超过8h。kV及以下设备单个气室长度不超过15m，且单个主母线气室对应间隔不超过3个。
12.2.1.2.2双母线结构的GIS，同一间隔的不同母线隔离开关应各自设置独立隔室。kV及以上GIS母线隔离开关禁止采用与母线共隔室的设计结构。
12.2.1.2.3三相分箱的GIS母线及断路器气室，禁止采用管路连接。独立气室应安装单独的密度继电器，密度继电器表计应朝向巡视通道。
2.1.3生产厂家应在设备投标、资料确认等阶段提供工程伸缩节配置方案，并经业主单位组织审核。方案内容包括伸缩节类型、数量、位置、及“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应明细表等调整参数。伸缩节配置应满足跨不均匀沉降部位（室外不同基础、室内伸缩缝等）的要求。用于轴向补偿的伸缩节应配备伸缩量计量尺。
2.1.4双母线、单母线或桥形接线中，GIS母线避雷器和电压互感器应设置独立的隔离开关。3/2断路器接线中，GIS母线避雷器和电压互感器不应装设隔离开关，宜设置可拆卸导体作为隔离装置。可拆卸导体应设置于独立的气室内。架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。
2.1.5新投运GIS采用带金属法兰的盆式绝缘子时，应预留窗口用于特高频局部放电检测。采用此结构的盆式绝缘子可取消罐体对接处的跨接片，但生产厂家应提供型式试验依据。如需采用跨接片，户外GIS罐体上应有专用跨接部位，禁止通过法兰螺栓直连。
2.1.6户外GIS法兰对接面宜采用双密封，并在法兰接缝、安装螺孔、跨接片接触面周边、法兰对接面注胶孔、盆式绝缘子浇注孔等部位涂防水胶。
12.2.1.7同一分段的同侧GIS母线原则上一次建成。如计划扩建母线，宜在扩建接口处预装可拆卸导体的独立隔室；如计划扩建出线间隔，应将母线隔离开关、接地开关与就地工作电源一次上全。预留间隔气室应加装密度继电器并接入监控系统。
12.2.1.8吸附剂罩的材质应选用不锈钢或其他高强度材料，结构应设计合理。吸附剂应选用不易粉化的材料并装于专用袋中，绑扎牢固。
12.2.1.9盆式绝缘子应尽量避免水平布置。
12.2.1.10对相间连杆采用转动、链条传动方式设计的三相机械联动隔离开关，应在从动相同时安装分/合闸指示器。
12.2.1.11GIS用断路器、隔离开关和接地开关以及罐式SF6断路器，出厂试验时应进行不少于次的机械操作试验（其中断路器每次操作试验的最后20次应为重合闸操作试验），以保证触头充分磨合。次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其他出厂试验。
12.2.1.12GIS内绝缘件应逐只进行X射线探伤试验、工频耐压试验和局部放电试验，局部放电量不大于3pC。
12.2.1.13生产厂家应对金属材料和部件材质进行质量检测，对罐体、传动杆、拐臂、轴承（销）等关键金属部件应按工程抽样开展金属材质成分检测，按批次开展金相试验抽检，并提供相应报告。
12.2.1.14GIS出厂绝缘试验宜在装配完整的间隔上进行，kV及以上设备还应进行正负极性各3次雷电冲击耐压试验。
12.2.1.15生产厂家应对GIS及罐式断路器罐体焊缝进行无损探伤检测，保证罐体焊缝%合格。
12.2.1.16装配前应检查并确认防爆膜是否受外力损伤，装配时应保证防爆膜泄压方向正确、定位准确，防爆膜泄压挡板的结构和方向应避免在运行中积水、结冰、误碰。防爆膜喷口不应朝向巡视通道。
12.2.1.17GIS充气口保护封盖的材质应与充气口材质相同，防止电化学腐蚀。
12.2.2基建阶段
12.2.2.1GIS出厂运输时，应在断路器、隔离开关、电压互感器、避雷器和kV及以上套管运输单元上加装三维冲击记录仪，其他运输单元加装震动指示器。运输中如出现冲击加速度大于3g或不满足产品技术文件要求的情况，产品运至现场后应打开相应隔室检查各部件是否完好，必要时可增加试验项目或返厂处理。
12.2.2.2SF6开关设备进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，在使用前应检查电磁阀，确保动作可靠，在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯是否存在油渍。禁止使用麦氏真空计。
12.2.2.3GIS、罐式断路器现场安装时应采取防尘棚等有效措施，确保安装环境的洁净度。kV及以上GIS现场安装时采用专用移动厂房，GIS间隔扩建可根据现场实际情况采取同等有效的防尘措施。
12.2.2.4GIS安装过程中应对导体插接情况进行检查，按插接深度标线插接到位，且回路电阻测试合格。
12.2.2.5垂直安装的二次电缆槽盒应从底部单独支撑固定，且通风良好，水平安装的二次电缆槽盒应有低位排水措施。
12.2.2.6GIS穿墙壳体与墙体间应采取防护措施，穿墙部位采用非腐蚀性、非导磁性材料进行封堵，墙外侧做好防水措施。
12.2.2.7伸缩节安装完成后，应根据生产厂家提供的“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应参数明细表等技术资料进行调整和验收。
12.2.3运行阶段
12.2.3.1倒闸操作前后，发现GIS三相电流不平衡时应及时查找原因并处理。
12.2.3.2巡视时，如发现断路器、快速接地开关缓冲器存在漏油现象，应立即安排处理。
12.2.3.3户外GIS应按照“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”曲线定期核查伸缩节伸缩量，每季度至少开展一次，且在温度最高和最低的季节每月核查一次。
3防止敞开式隔离开关、接地开关事故
3.1设计制造阶段
12.3.1.1风沙活动严重、严寒、重污秽、多风地区以及采用悬吊式管形母线的变电站，不宜选用配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关。
12.3.1.2隔离开关主触头镀银层厚度应不小于20μm，硬度不小于HV，并开展镀层结合力抽检。出厂试验应进行金属镀层检测。导电回路不同金属接触应采取镀银、搪锡等有效过渡措施。
12.3.1.3隔离开关宜采用外压式或自力式触头，触头弹簧应进行防腐、防锈处理。内拉式触头应采用可靠绝缘措施以防止弹簧分流。
12.3.1.4上下导电臂之间的中间接头、导电臂与导电底座之间应采用叠片式软导电带连接，叠片式铝制软导电带应有不锈钢片保护。
12.3.1.5隔离开关和接地开关的不锈钢部件禁止采用铸造件，铸铝合金传动部件禁止采用砂型铸造。隔离开关和接地开关用于传动的空心管材应有疏水通道。
12.3.1.6配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关导电臂应采用全密封结构。传动配合部件应具有可靠的自润滑措施，禁止不同金属材料直接接触。轴承座应采用全密封结构。
12.3.1.7隔离开关应具备防止自动分闸的结构设计。
12.3.1.8隔离开关和接地开关应在生产厂家内进行整台组装和出厂试验。需拆装发运的设备应按相、按柱作好标记，其连接部位应作好特殊标记。
12.3.1.9隔离开关、接地开关导电臂及底座等位置应采取能防止鸟类筑巢的结构。
12.3.1.10瓷绝缘子应采用高强瓷。瓷绝缘子金属附件应采用上砂水泥胶装。瓷绝缘子出厂前，应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。瓷绝缘子出厂前应进行逐只无损探伤。
12.3.1.11隔离开关与其所配装的接地开关之间应有可靠的机械联锁，机械联锁应有足够的强度。发生电动或手动误操作时，设备应可靠联锁。
12.3.1.12操动机构内应装设一套能可靠切断电动机电源的过载保护装置。电机电源消失时，控制回路应解除自保持。
12.3.2基建阶段
12.3.2.1新安装的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。交接试验值应不大于出厂试验值的1.2倍。除对隔离开关自身导电回路进行电阻测试外，还应对包含电气连接端子的导电回路电阻进行测试。
12.3.2.2kV及以上隔离开关安装后应对绝缘子逐只探伤。
12.3.3运行阶段
12.3.3.1对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（国家电网公司生产输变〔4〕4号）完善化技术要求的隔离开关、接地开关应进行完善化改造或更换。
12.3.3.2合闸操作时，应确保合闸到位，伸缩式隔离开关应检查驱动拐臂过“死点”。
12.3.3.3在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视动作情况，发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。
12.3.3.4例行试验中，应检查瓷绝缘子胶装部位防水密封胶完好性，必要时重新复涂防水密封胶。
4防止开关柜事故
4.1设计制造阶段
12.4.1.1开关柜应选用LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的产品。新投开关柜应装设具有自检功能的带电显示装置，并与接地开关（柜门）实现强制闭锁，带电显示装置应装设在仪表室。
4.1.2空气绝缘开关柜的外绝缘应满足以下条件：
4.1.2.1空气绝缘净距离应满足表1的要求：表1开关柜空气绝缘净距离要求
4.1.2.2最小标称统一爬电比距：≥3×18mm/kV(对瓷质绝缘)，≥3×20mm/kV(对有机绝缘)。
4.1.2.3新安装开关柜禁止使用绝缘隔板。即使母线加装绝缘护套和热缩绝缘材料，也应满足空气绝缘净距离要求。
4.1.3开关柜及装用的各种元件均应进行凝露试验，开关柜整机应进行污秽试验，生产厂家应提供型式试验报告。
12.4.1.4开关柜应选用IAC级（内部故障级别）产品，生产厂家应提供相应型式试验报告(附试验试品照片)。选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均通过相应内部燃弧试验；燃弧时间应不小于0.5s，试验电流为额定短时耐受电流。
12.4.1.5开关柜各高压隔室均应设有泄压通道或压力释放装置。当开关柜内产生内部故障电弧时，压力释放装置应能可靠打开，压力释放方向应避开巡视通道和其他设备。
12.4.1.6开关柜内避雷器、电压互感器等设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。开关柜门模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警示标识，并加以文字说明。柜内隔离活门、静触头盒固定板应采用金属材质并可靠接地，与带电部位满足空气绝缘净距离要求。
12.4.1.7开关柜中的绝缘件应采用阻燃性绝缘材料，阻燃等级需达到V-0级。
12.4.1.8开关柜间连通部位应采取有效的封堵隔离措施，防止开关柜火灾蔓延。
12.4.1.9开关柜内所有绝缘件装配前均应进行局部放电试验，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。
12.4.1.kV及以上开关柜内的穿柜套管、触头盒应采用双屏蔽结构，其等电位连线（均压环）应长度适中,并与母线及部件内壁可靠连接。
12.4.1.11电缆连接端子距离开关柜底部应不小于mm。
12.4.1.12开关柜内母线搭接面、隔离开关触头、手车触头表面应镀银，且镀银层厚度不小于8μm。
12.4.1.13额定电流A及以上的开关柜应在主导电回路周边采取有效隔磁措施。
12.4.1.14开关柜的观察窗应使用机械强度与外壳相当、内有接地屏蔽网的钢化玻璃遮板，并通过开关柜内部燃弧试验。玻璃遮板应安装牢固，且满足运行时观察分/合闸位置、储能指示等需要。
12.4.1.15未经型式试验考核前，不得进行柜体开孔等降低开关柜内部故障防护性能的改造。
12.4.1.16配电室内环境温度超过5℃～30℃范围，应配置空调等有效的调温设施；室内日最大相对湿度超过95%或月最大相对湿度超过75％时，应配置除湿机或空调。配电室排风机控制开关应在室外。
12.4.1.17新建变电站的站用变压器、接地变压器不应布置在开关柜内或紧靠开关柜布置，避免其故障时影响开关柜运行。
12.4.1.18空气绝缘开关柜应选用硅橡胶外套氧化锌避雷器。主变压器中、低压侧进线避雷器不宜布置在进线开关柜内。
12.4.2基建阶段
12.4.2.1开关柜柜门模拟显示图、设计图纸应与实际接线一致。
12.4.2.2开关柜应检查泄压通道或压力释放装置，确保与设计图纸保持一致。对泄压通道的安装方式进行检查，应满足安全运行要求。
12.4.2.3柜内母线、电缆端子等不应使用单螺栓连接。导体安装时螺栓可靠紧固，力矩符合要求。
12.4.3运行阶段
12.4.3.1加强带电显示闭锁装置的运行维护，保证其与接地开关（柜门）间强制闭锁的运行可靠性。防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵时应尽快处理。
12.4.3.2开关柜操作应平稳无卡涩，禁止强行操作。
14防止接地网和过电压事故
为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻《交流电气装置的接地设计规范》（GB-）、《0kV架空输电线路设计规范》（GB-）、《±kV直流架空输电线路设计规范》（GB-）、《kV～kV架空输电线路设计规范》（GB-）、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T-）、《接地装置特性参数测量导则》（DL/T-）、《电力设备预防性试验规程》（DL/T-）、《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T-）、《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW-）、《架空输电线路雷电防护导则》（Q/GDW-）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：
1防止接地网事故
1.1设计和基建阶段
14.1.1.1在新建变电站工程设计中，应掌握工程地点的地形地貌、土壤的种类和分层状况，并提高土壤电阻率的测试深度，当采用四极法时，测试电极极间距离一般不小于拟建接地装置的最大对角线，测试条件不满足时至少应达到最大对角线的2/3。
14.1.1.2对于（66）kV及以上电压等级新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.25mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。
14.1.1.3在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流校核；接地装置接地体的截面不小于连接至该接地装置接地引下线截面的75%，并提供接地装置的热稳定容量计算报告。
14.1.1.4变压器中性点应有两根与地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
14.1.1.5在接地网设计时，应考虑分流系数的影响，计算确定流过设备外壳接地导体（线）和经接地网入地的最大接地故障不对称电流有效值。
14.1.1.66~66kV不接地、谐振接地和高电阻接地的系统，改造为低电阻接地方式时，应重新核算杆塔和接地网接地阻抗值和热稳定性。
14.1.1.7变电站内接地装置宜采用同一种材料。当采用不同材料进行混连时，地下部分应采用同一种材料连接。
14.1.1.8接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。接地线与主接地网的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。
14.1.1.9对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以满足要求时，应采取有效的均压及隔离措施，防止人身及设备事故，方可投入运行。对弱电设备应采取有效的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。
14.1.1.10变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网单点连接的二次等电位接地网，二次等电位接地点应有明显标志。
14.1.1.11接地阻抗测试宜在架空地线（普通避雷线、OPGW光纤地线）与变电站出线构架连接之前、双端接地的电缆外护套与主地网连接之前完成，若在上述连接完成之后且无法全部断开时测量，应采用分流向量法进行接地阻抗的测试，对不满足设计要求的接地网应及时进行降阻改造。
14.1.2运行阶段
14.1.2.1对于已投运的接地装置，应每年根据变电站短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地故障校核接地装置的热稳定容量。
14.1.2.2投运10年及以上的非地下变电站接地网，应定期开挖（间隔不大于5年），抽检接地网的腐蚀情况，每站抽检5～8个点。铜质材料接地体地网整体情况评估合格的不必定期开挖检查。
2防止雷电过电压事故
2.1设计阶段
2.1.1架空输电线路的防雷措施应按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路结构的不同进行差异化配置，重点加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运行的重要线路，应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段可采用线路避雷器保护或预留加装避雷器的条件。
2.1.2对符合以下条件之一的敞开式变电站应在（66）~kV进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器。
（1）变电站所在地区年平均雷暴日大于等于50或者近3年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于3.5次/（km2?年）。（2）变电站（66）~kV进出线路走廊在距变电站15km范围内穿越雷电活动频繁平均雷暴日数大于等于40日或近3年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于
2.8次/（km2?年）的丘陵或山区。（3）变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备损坏。（4）经常处于热备用运行的线路。
14.2.1.kV及以上电压等级线路，设计阶段应计算线路雷击跳闸率，若大于控制参考值则应对雷害特别高的kV杆塔以及kV及以上电压等级特高压线路按段进行雷害风险评估，对高雷害风险等级（Ⅲ、Ⅳ级）的杆塔采取防雷优化措施。kV以下电压等级线路可参照执行。
14.2.1.4设计阶段kV交流线路处于C2及以上雷区的线路区段保护角设计值减小5°。其他电压等级线路地线保护角参考相应设计规范执行。
14.2.1.5设计阶段杆塔接地电阻设计值应参考相关标准执行，对kV及以下电压等级线路，若杆塔处土壤电阻率大于0Ω?m，且地闪密度处于C1及以上，则接地电阻较设计规范宜降低5Ω。
14.2.2运行阶段
14.2.2.1加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，以保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。对于具有绝缘架空地线的线路，要加强放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。
14.2.2.2严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通信线、广播线、电视天线的支柱。
14.2.2.3每年雷雨季节前开展接地电阻测试，对不满足要求的杆塔及时进行降阻改造。定期对接地装置开挖检查。
14.2.2.4定期检查线路避雷器，每年雷雨季节前记录避雷器计数器读数。
14.3防止变压器过电压事故
14.3.1切/合kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。
14.3.2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工频过电压的异常运行工况，～kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用水平布置的棒间隙保护方式。对于kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，避雷器为主保护，间隙为避雷器的后备保护，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。
14.3.3对低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压器，应在变压器低压侧装设避雷器进行保护。对中压侧有空载运行可能的变压器，中性点有引出的可将中性点临时接地，中性点无引出的应在中压侧装设避雷器。
14.4防止谐振过电压事故
14.4.1为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施：
14.4.1.1选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/3电压下，铁心磁通不饱和的电压互感器。
14.4.1.2在电压互感器（包括系统中的用户站）一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其他专门消除此类谐振的装置。
14.5防止弧光接地过电压事故
14.5.1对于中性点不接地或谐振接地的6～66kV系统，应根据电网发展每1～3年进行一次电容电流测试。当单相接地电容电流超过相关规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电容电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变而出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。对于已经安装消弧线圈，单相接地电容电流依然超标的,应当采取消弧线圈增容或者采取分散补偿方式.如果系统电容电流大于A及以上,也可以根据系统实际情况改变中性点接地方式或者采用分散补偿。
14.5.2对于装设手动消弧线圈的6～66kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定相电压的15%。
14.5.3对于自动调谐消弧线圈，在招标采购阶段应要求生产厂家提供系统电容电流测量及跟踪功能试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应定期（时间间隔不大于3年）根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。
14.5.4在不接地和谐振接地系统中，发生单相接地故障时，应按照就近、快速隔离故障的原则尽快切除故障线路或区段。尤其对于与66kV及以上电压等级电缆同隧道、同电缆沟、同桥梁敷设的纯电缆线路，应全面采取有效防火隔离措施并开展安全性与可靠性评估，当发生单相接地故障时，应尽量缩短切除故障线路时间，降低发生弧光接地过电压的风险。
6防止无间隙金属氧化物避雷器事故
6.1设计制造阶段
14.6.1.1（66）kV及以上电压等级避雷器应安装与电压等级相符的交流泄漏电流监测装置。
14.6.1.2对于强风地区变电站避雷器应采取差异化设计，避雷器均压环应采取增加固定点、支撑筋数量及支撑筋宽度等加固措施。
14.6.2基建阶段
14.6.2.1kV及以上电压等级瓷外套避雷器安装前应检查避雷器上下法兰是否胶装正确，下法兰应设置排水孔。
14.6.3运行阶段
14.6.3.1对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按照规程要求进行带电试验。35～kV电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验。
14.6.3.2对运行15年及以上的避雷器应重点跟踪泄漏电流的变化，停运后应重点检查压力释放板是否有锈蚀或破损。
7防止避雷针事故
7.1设计阶段
7.1.1构架避雷针设计时应统筹考虑站址环境条件、
配电装置构架结构形式等，采用格构式避雷针或圆管型避雷针等结构形式。
14.7.1.2构架避雷针结构形式应与构架主体结构形式协调统一，通过优化结构形式，有效减小风阻。构架主体结构为钢管人字柱时，宜采用变截面钢管避雷针；构架主体结构采用格构柱时，宜采用变截面格构式避雷针。构架避雷针如采用管型结构，法兰连接处应采用有劲肋板法兰刚性连接。
14.7.1.3在严寒大风地区的变电站，避雷针设计应考虑风振的影响，结构型式宜选用格构式，以降低结构对风荷载的敏感度；当采用圆管型避雷针时，应严格控制避雷针针身的长细比，法兰连接处应采用有劲肋板刚性连接，螺栓应采用8.8级高强度螺栓，双帽双垫，螺栓规格不小于M20，结合环境条件，避雷针钢材应具有冲击韧性的合格保证。
14.7.2基建阶段
14.7.2.1钢管避雷针底部应设置有效排水孔，防止内部积水锈蚀或冬季结冰。
14.7.2.2在非高土壤电阻率地区，独立避雷针的接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下电压等级设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。
14.7.3运行阶段
14.7.3.1以6年为基准周期或在接地网结构发生改变后，进行独立避雷针接地装置接地阻抗检测，当测试值大于10Ω时应采取降阻措施，必要时进行开挖检查。独立避雷针接地装置与主接地网之间导通电阻应大于mΩ。
17防止垮坝、水淹厂房事故
为防止垮坝、水淹厂房事故的发生，应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》、《中华人民共和国防汛条例》、《水库大坝安全管理条例》、《水电站大坝运行安全监督管理规定》（国家发展和改革委员会令第23号）等法律法规，以及《国家电网公司防汛及防灾减灾管理规定》（国家电网企管〔〕号）等规定，严格执行《国家电网公司水电厂重大反事故措施》（国家电网基建〔〕60号）及《国家电网公司关于印发防止水电厂水淹厂房反事故补充措施的通知》（国家电网基建〔〕61号）及其他相关规定中关于大坝漫坝、大坝破坏、水淹厂房及厂房垮塌等反事故措施的内容条款，并提出以下重点要求：
17.1设计阶段
1.1设计应充分考虑特殊工程地质、气象条件的影响，尽量避开不利地段，禁止在危险地段修建、扩建和改造工程。
1.2大坝、厂房的监测设计需与主体工程同步设计、监测项目内容和设施的布置在符合水工建筑物监测设计规范基础上，应满足维护、检修及运行要求。
1.3水库应严密论证设防标准及洪水影响，应有可靠的泄洪设施，启闭设备电源、水位监测设施等可靠性应满足要求。
17.1.4厂房排水系统设计应留有裕量，充分考虑电站实际运行情况，选用匹配的排水泵，并设置一定容量的备用泵。
17.1.5电站重要部位应安装防护等级不低于IP67的固定工业电视摄像头，应自带大容量存储卡，工业电视系统设备UPS供电时间不小于1小时。
17.2基建阶段
17.2.1施工期建设单位应成立防洪度汛组织机构，机构应包含业主、设计、施工和监理等相关单位人员，明确各单位人员权利和职责。
17.2.2施工期应编制满足工程度汛及施工要求的临时挡水方案，报相关部门审查，并严格执行。
17.2.3大坝、厂房在改（扩）建过程中应满足各施工阶段的防洪标准。
17.2.4项目建设单位、施工单位应制定工程防洪应急预案，并组织应急演练。
17.2.5施工单位应单独编制观测设施施工方案并经设计、监理、建设单位审查后实施。
17.3运行阶段
17.3.1建立、健全防汛组织机构，强化防汛工作责任制，明确防汛目标和防汛重点。
17.3.2加强防汛与大坝安全工作的规范化、制度化建设，及时编写并严格执行《防汛工作手册》。
17.3.3做好大坝安全检查（日常巡查、年度详查、定期检查和特种检查）、监测、维护工作，确保大坝处于良好状态。对观测异常数据要及时分析、上报和采取可靠的安全措施。
17.3.4按照《水电站大坝运行安全监督管理规定》的要求开展大坝安全注册和定期检查工作，对发现的缺陷、隐患要及时治理，必须整改的问题要在下一轮大坝定检前完成治理。
17.3.5应认真开展汛前检查工作，明确防汛重点部位、薄弱环节，制定科学、具体、切合实际的防汛预案，有针对性的开展防汛演练，对汛前检查及演练情况应及时上报主管单位。
17.3.6汛前应做好防止水淹厂房、廊道、泵房、变电站、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施，防汛备用电源汛前应进行带负荷试验，特别确保地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区排水畅通，防止河水倒灌和暴雨造成水淹。
17.3.7汛前应备足必要的防洪抢险物资，定期对其进行检查、检验和试验，确保物资的良好状态，并建立保管、更新、使用等专项制度。
17.3.8在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和应对上游水库垮坝、下游尾水顶托及局部暴雨造成的厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。
17.3.9加强对水情自动测报系统的维护，广泛收集气象信息，确保洪水预报精度。如遇特大暴雨洪水或其他严重威胁大坝安全的事件，又无法与上级联系，可按照批准的方案采取非常措施确保大坝安全，同时采取一切可能的途径通知下游政府。
17.3.10强化水电厂水库运行管理，汛期严格按水库汛限水位运行规定调节水库水位。在水库洪水调节过程中，严格按批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。当水库发生特大洪水后，应对水库防洪能力进行复核。
17.3.11对影响大坝安全和防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预警和应急处理计划。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。隐患未除期间，应根据实际病险情况，充分论证，必要时采取降低水库运行特征水位等措施确保安全。
17.3.12汛期加强防汛值班，确保水雨情系统完好可靠，及时了解和上报有关防汛信息。防汛抗洪中发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。
17.3.13汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，总结情况应及时上报主管单位。
17.3.14建立防止水淹厂房隐患排查的常态化工作机制，对排查出的隐患或缺陷及时治理验收。
18防止火灾事故和交通事故
为防止火灾事故和交通事故，应贯彻落实《中华人民共和国消防法》(中华人民共和国主席令（第六号）)、《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》（中华人民共和国公安部令第61号）、《建设工程消防监督管理规定》（公安部令第号）、《消防安全重点单位微型消防站建设标准（试行）》（公消（）号）、《电力设备典型消防规程》（DL-）、《火灾自动报警系统设计规范》（GB-）、《火灾自动报警系统施工及验收规范》（GB-7）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB-6）、《建筑设计防火规范》（GB16-）、《建筑灭火器配置设计规范》（GB-5）、《建筑灭火器配置验收及检查规范》（GB4-8）、《水电工程设计防火规范》（GB-）、《国家电网公司关于强化本质安全的决定》（国家电网办〔〕号）、《国网运检部关于印发输变配设备设施电气火灾综合治理工作方案的通知》（运检技术〔〕18号）《中华人民共和国道路交通安全法》和《中华人民共和国道路交通安全法实施条例》等有关规定。并提出以下重点要求：
1防止火灾事故
1.1加强防火组织管理
1.1.1各单位应建立健全防止火灾事故组织机构，单位的主要负责人是本单位的消防安全责任人，应建立有效的消防组织网络，应确定消防安全管理人，有效落实消防管理职责。
18.1.1.2健全消防工作制度，应根据消防法相关规定,建立训练有素的专职或群众性消防队伍，专职消防队应报公安机关消防机构验收。开展相应的基础消防知识的培训，建立火灾事故应急响应机制，制定灭火和应急疏散预案及现场处置方案，定期开展灭火和应急疏散桌面推演和现场演练。
18.1.1.3每年至少进行一次消防安全培训，消防安全责任人和消防安全管理人等消防从业人员应接受专门培训。对新上岗和进入新岗位的员工进行上岗前消防培训，经考试合格方能上岗。定期开展消防安全检查，应确保各单位、各车间、各班组、各作业人员了解各自管辖范围内的重点防火要求和灭火方案。
18.1.1.4建立火灾隐患排查、治理常态机制，定期开展火灾隐患排查工作。根据发现的隐患，提出整改方案、落实整改措施，保障消防安全。
18.1.1.5强化动火管理，施工、检修等工作现场严格执行动火工作票制度，落实现场防火和灭火责任。不具备动火条件的现场，严禁违法违规动火工作。
18.1.1.6加强易燃、易爆物品的管理。建立易燃、易爆物品台账，严格按照易燃、易爆物品的管理规定进行采购、运输、储存、使用。
1.2加强消防设施管理
1.2.1各单位应按照相关规范建设配置完善的消防设施。严禁占用消防逃生通道和消防车通道。
18.1.2.2火灾自动报警、固定灭火、防烟排烟等各类消防系统及灭火器等各类消防器材，应根据相关规范定期进行巡查、检测、检修、保养，并做好检查维保记录，确保消防设施正常运行。
18.1.2.3各单位及相关厂站应按相关标准配置灭火器材，并定期检测维护，相关人员应熟练掌握灭火器材的使用方法。属消防重点部位的机构，应设立微型消防站，按照要求配置相应的消防器材。
18.1.2.4各单位生产生活场所、各变电站（换流站）、电缆隧道等应根据规范及设计导则安装火灾自动报警系统。火灾自动报警信号应接入有人值守的消防控制室，并有声光警示功能，接入的信号类型和数量应符合国家相关规定。
18.1.2.5各单位生产生活场所、各变电站（换流站）应根据规范设置消防控制室。无人值班变电站消防控制室宜设置在运维班驻地的值班室，对所辖的变电站实行集中管理。消防控制室实行24小时值班制度，每班不少于2人，并持证上岗。
18.1.2.6供电生产、施工企业在在可能产生有毒害气体或缺氧的场所应配备必要的正压式空气呼吸器、防毒面具等抢救器材，并应进行使用培训，掌握正确的使用方法，以防止救护人员在灭火中中毒或窒息。
18.1.2.7在建设工程中，消防系统设计文件应报公安机关消防机构审核或备案，工程竣工后应报公安消防机关申请消防验收或备案。消防水系统应同工业、生活水系统分离，以确保消防水量、水压不受其他系统影响；消防设施的备用电源应由保安电源供给，未设置保安电源的应按Ⅱ类负荷供电，消防设施用电线路敷设应满足火灾时连续供电的需求。变电站、换流站消防水泵电机应配置独立的电源。
18.1.2.8酸性蓄电池室、油罐室、油处理室、大物流仓储等防火、防爆重点场所应采用防爆型的照明、通风设备,其控制开关应安装在室外。
18.1.2.9值班人员应经专门培训，并能熟练操作厂站内各种消防设施；应制定防止消防设施误动、拒动的措施。
18.1.2.10调度室、控制室、计算机室、通信室、档案室等重要部位严禁吸烟，禁止明火取暖。各室空调系统的防火，其中通风管道，应根据要求设置防火阀。
18.1.2.11大型充油设备的固定灭火系统和断路器信号应根据规范联锁控制。发生火灾时，应确保固定灭火系统的介质，直接作用于起火部位并覆盖保护对象，不受其他组件的影响。
18.1.2.12建筑贯穿孔口和空开口必须进行防火封堵，防火材料的耐火等级应进行测试，并不低于被贯穿物（楼板、墙体等）的耐火极限。电缆在穿越各类建筑结构进入重要空间时应做好防火封堵和防火延燃措施。
2防止交通事故
2.1建立健全交通安全管理机制
18.2.1.1建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），明确交通安全归口管理部门，设置专兼职交通安全管理人员，按照“谁主管、谁负责”的原则，对本单位所有车辆驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
18.2.1.2建立健全本企业有关车辆交通管理规章制度，严格执行、考核。完善安全管理措施（含场内车辆和驾驶员），做到不失控、不漏管、不留死角，监督、检查、考核到位，严禁客货混装，严禁超速行驶，保障车辆运输安全。
18.2.1.3建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，严格落实责任制。对纳入国家特种设备管理范围的车辆，作业人员做到持证上岗；对未纳入国家特种设备管理范围的车辆，应实行“准驾证”制度，无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆,强化副驾驶座位人员的监护职责。
18.2.1.4建立交通安全预警机制。按恶劣气候、气象、地质灾害等情况及时启动预警机制。加强车辆集中动态监控，所有车辆应安装卫星定位系统，实时预警超速超范围行驶。
18.2.1.5各级行政领导，应经常督促检查所属车辆交通安全情况，把车辆交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。
2.2加强对各种车辆维修管理
2.2.1各种车辆的技术状况应符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆应定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全、人身安全问题，应及时处理，严禁相关车辆带病行驶。
18.2.3加强对驾驶员的管理和教育
18.2.3.1加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考试、考核不合格、经常违章肇事或身体条件不满足驾驶员要求的应不准从事驾驶员工作。
18.2.3.2严禁酒后驾车、私自驾车、无证驾车、疲劳驾驶、超速行驶、超载行驶、不系安全带、行车中使用电子产品等各类危险驾驶。严禁领导干部迫使驾驶员违法违规驾车。
18.2.4加强对集体企业和外包施工企业的车辆交通安全管理18.2.4.1集体企业和外包施工企业主要负责人是本单位车辆交通安全的第一责任者，对主管单位主要负责人负责。集体企业的车辆交通安全管理应当纳入主管单位车辆交通安全管理的范畴，接受主管单位车辆交通安全管理部门的监督、指导和考核。外包施工企业的车辆的安全管理应按合同接受监督、指导和考核。集体企业和外包施工企业应该加强对驾驶员施工现场安全行驶的培训教育。
18.2.5加强大型活动、作业用车和通勤用车管理
18.2.5.1制定并落实防止重、特大交通事故的安全措施。
18.2.6加强大件运输、大件转场及搬运危化品、易燃易爆物运输管理
18.2.6.1大件运输、大件转场及搬运危化品、易燃易爆物应严格履行有关规程的规定，应制定搬运方案和专门的安全技术措施，指定有经验的专人负责，事前应对参加工作的全体人员进行全面的安全技术交底。
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