抽水蓄能电站重大反事故措施(试行)

附件 抽水蓄能电站重大反事故措施 （试行） 国网新源控股有限公司 二○一一年六月 目 录 1 防止人身伤亡事故 ....................................... 1 1.1 加强人身安全管理 .................................... 1 1.2 加强劳动保护和安全工器具管理 ........................ 2 1.3 防止人身触电 ....................................... 2 1.4 防止高处坠落、高空落物伤害 .......................... 3 1.5 防止机械伤害 ....................................... 4 1.6 防止起重伤害 ....................................... 5 1.7 防止中毒、窒息及其它伤害 ............................ 5 2 防止火灾事故 ........................................... 8 2.1 加强防火组织和消防设施管理 .......................... 8 2.2 生产场所和设备的防火 ................................ 8 3 防止水淹厂房事故 ...................................... 11 3.1 防止水淹厂房事故的技术措施 ......................... 11 3.2 加强水工设施和防水淹厂房设施的运行维护管理 ......... 11 4 防止垮坝漫坝和坍塌事故 ................................ 13 5 防止全厂停电事故 ...................................... 15 5.1 防止厂用电消失的技术措施 ........................... 15 5.2 加强厂用电系统的运行维护管理 ....................... 15 5.3 防止电源二次回路及设备故障造成全厂停电 ............. 16 5.4 防止多台机组退备或电站出力受阻事故 ................. 17 6 防止电气误操作事故 .................................... 18 6.1 加强防误操作管理 ................................... 18 6.2 完善防误操作技术措施 ............................... 18 6.3 加强对运行、检修人员防误操作培训。 ................. 19 7 防止水泵水轮机损坏事故 ................................ 20 7.1 防止机组飞逸 ...................................... 20 7.2 防止立式水轮发电机组旋转部分抬机 ................... 20 7.3 防止水泵水轮机损坏 ................................. 20 7.4 防止抽水蓄能机组相关事故 ........................... 22 8 防止发电电动机损坏事故 ................................ 23 8.1 加强发电电动机全寿命周期管理 ....................... 23 8.2 防止定子绕组端部松动引起相间短路 ................... 23 8.3 防止定子绕组绝缘损坏 ............................... 23 8.4 防止转子绕组匝间短路。 ............................. 24 8.5 防止发电电动机局部过热损坏 ......................... 24 8.6 防止发电电动机机械损伤 ............................. 24 8.7 防止发电电动机轴承烧瓦 ............................. 24 8.8 防止发电电动机部件松动 ............................. 25 9 防止变压器损坏或爆炸事故 .............................. 26 9.1 加强变压器的全过程管理 ............................. 26 9.2 加强试验和运输管理 ................................. 26 9.3 防止变压器绝缘事故 ................................. 27 9.4 防止分接开关事故 ................................... 27 9.5 采取措施保证冷却系统可靠运行 ....................... 27 9.6 加强变压器保护管理 ................................. 28 9.7 防止变压器出口短路 ................................. 28 9.8 防止套管事故 ...................................... 29 9.9 防止变压器火灾事故 ................................. 29 9.10 防止变压器中性点过电压事故 ........................ 29 10 防止高压电气设备事故 ................................. 31 10.1 防止互感器事故.................................... 31 10.2 防止 SF6绝缘电流互感器事故 ....................... 33 10.3 防止高压开关设备事故 .............................. 34 10.4 防止开关设备绝缘闪络、爆炸 ........................ 36 10.5 防止开关设备载流回路过热 .......................... 37 10.6 防止开关设备机械损伤 .............................. 37 10.7 防止断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当 ...... 37 10.8 防止控制回路电源和二次回路引发开关设备故障 ........ 37 10.9 防止隔离开关故障 .................................. 38 10.10 防止高压开关柜故障 ............................... 38 10.11 防止SF6断路器及GIS故障 ......................... 41 10.12 防止避雷器事故 ................................... 42 10.13 防止高压电缆事故 ................................. 42 11 防止压力容器等承压设备爆破事故 ....................... 44 11.1 加强设备监造和出厂质量验收工作 .................... 44 11.2 严格执行压力容器使用登记管理规则 .................. 44 11.3 防止超压 ......................................... 44 11.4 防止在用压力容器爆破 .............................. 44 11.5 防止机外管、公用管道、临时管道爆破 ................ 45 11.6 防止承压装置破裂和失压 ............................ 45 12 防止监控系统及机械保护拒动、误动事故 ................. 47 12.1 防止监控系统事故的技术措施 ........................ 47 12.2 加强监控系统的运行维护管理 ........................ 47 12.3 完善监控系统故障的紧急处理措施 .................... 48 12.4 防止机械保护的误动、拒动事故 ...................... 49 13 防止机网协调事故 ..................................... 51 13.1 加强发电机与电网密切相关设备管理 .................. 51 13.2 完善发电机组参数管理 .............................. 51 13.3 加强发电机组一次调频管理 .......................... 52 13.4 加强AGC的运行管理 ................................ 52 13.5 加强电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理 ...... 52 13.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求 ............ 53 14 防止励磁系统事故 ..................................... 54 14.1 加强发电电动机励磁系统基建安装、调试试验管理 ...... 54 14.2 加强励磁系统运行检修管理 .......................... 54 14.3 强化发电电动机励磁系统相关技术要求 ................ 54 15 防止静止变频器（SFC）系统事故 ........................ 57 16 防止继电保护事故 ..................................... 58 16.1 加强继电保护基建、改造和运行管理 .................. 58 16.2 继电保护双重化配置的基本要求 ...................... 58 16.3 继电保护双重化配置的基本原则 ...................... 58 16.4 加强继电保护二次回路管理 .......................... 60 16.5 加强继电保护整定和软件版本管理 .................... 61 16.6 发电机、变压器保护整定计算应注意的问题 ............ 61 16.7 加强继电保护检验 .................................. 62 17 防止调度自动化系统子站设备与通信系统事故 ............. 63 17.1 防止调度自动化系统子站设备事故 .................... 63 17.2 防止通信系统事故 .................................. 64 18 防止直流系统事故 ..................................... 65 18.1 发电机组、发电厂升压站直流系统配置原则 ............ 65 18.2 加强蓄电池组运行维护管理 .......................... 65 18.3 确保直流系统设备安全稳定运行 ...................... 66 18.4 防止直流系统误操作 ................................ 67 18.5 防止直流系统着火 .................................. 67 19 防止外力破坏 ......................................... 68 抽水蓄能电站重大反事故措施 1 防止人身伤亡事故 1.1 加强人身安全管理 1.1.1 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身伤亡事故的重要方面，通过对以往事故的具体分析、找出规律、积累经验，采取针对性措施提高人在生产活动中的可靠性。坚持以人为本的安全生产管理理念，通过安全培训、安全作业标准化、措施控制和监督来保证人的可靠性，防止发生伤亡事故。 1.1.2 定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术等培训，使其熟练掌握有关安全措施和要求，明确各自安全职责，提高安全防护的能力和水平。对外包工程人员（含短期临时工作人员）和新参加工作人员，必须强化安全技术培训，必须在证明其具备必要的安全技能、并在有工作经验的人员带领下方可作业。临时或新参加工作人员禁止单独工作。 1.1.3 加强生产作业现场管理，认真开展作业现场危险点分析。在危险性较大的生产区域作业，应制定专门的安全组织措施，逐项进行安全技术交底，落实各项预控措施。 1.1.4 根据生产现场实际，定期组织生产人员及外来施工人员学习和演练厂房逃生应急预案，确保作业人员熟悉逃生路线，掌握基本的自救互救方法。明确何种情况下，厂房内人员必须立即撤出，并规定通知厂房内所有人员的形式。 1.1.5 作业现场可能发生人身伤害事故的地点应设立安全警示牌，交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。 1.1.6 电站行政办公室、生活用房以及检修车间不得设计并建在洪水可能冲击到的地方。 1.1.7 加强通信、广播系统的日常维护，确保在主厂房各个区域、大坝、闸门室的视频信号、广播系统运行和通讯正常。 1.1.8 压力容器带压运行时，进人孔等可拆卸部位应设置明显的警告标识，压力容器检修需要拆卸进人孔门时，须单独开工作票，检查安全措施，确认压力容器已完全泄压，工作负责人必须始终在现场监护，直到人孔门打开。 1.1.9 在进行机组甩负荷试验前，应制订专项试验方案，做好危险点分析及其预控措施、事故预想，试验过程中，禁止无关人员进入试验区域，参与试验的人员第 1 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 不得站在风洞门正前方、不得站在发电机盖板上、不得进入水车室等危险位置，必须进入水车室做记录时应做好逃生准备。 1.2 加强劳动保护和安全工器具管理 1.2.1 认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，按照《劳动保护用品配备标准》、国家电网公司《电力安全工器具管理规定》等其他行业有关规定，配备充足的经有资质的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、规程要求定期检验。 1.2.2 坚决淘汰不合格的安全工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。 1.3 防止人身触电 1.3.1 各类电气设备、电动工器具必须具有可靠的保护接地。220V及以上电气设备应设单独的保护接地线，不得利用设备自身的工作零线兼做接地保护。 1.3.2 现场使用临时电源必须安装漏电保护装置，并满足《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46-2005）的有关要求。 1.3.3 生产现场使用的电焊机，其高低压接线柱必须装防护罩，电焊机外壳必须可靠接地。不停电更换焊条必须戴焊工手套，焊线不应有裸露接头。 1.3.4 在潮湿或积水地面等恶劣环境下进行电焊作业，焊工必须穿绝缘鞋或站在绝缘垫上，采取防止触电措施后方可工作。 1.3.5 在密闭金属容器（蜗壳、尾水管、压力容器、压力钢管）内进行电焊作业，焊工应穿绝缘鞋或站在绝缘垫上，并穿干燥的工作服，避免与铁件接触。容器外应设监护人，并设置就地电源开关，以根据焊工信号切断电源。 1.3.6 在金属容器内作业使用的行灯，电压不得超过12伏，禁止使用自耦变压器作为行灯变压器。 1.3.7 在安装、更换高压熔断器时，应带安全帽、穿绝缘鞋、戴绝缘手套、戴护目镜。必要时可使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上进行工作。 1.3.8 在高压强电场设备区工作时，工作人员应充分认识感应电触电问题，工作前应认真做好防范措施。用绝缘绳索传递金属工器具或其它金属大件时，工作人员应将金属物品先接地再接触，以防感应触电。 1.3.9 高压试验变更接线或试验结束时，首先应断开试验电源，然后放电，并将升压设备的高压部分短路接地。未装地线的大电容被试设备，应先放电后再做第 2 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 试验。做高压直流试验时，每告一段落或试验结束时，都要将设备对地放电数次并短路接地。 1.3.10 电气作业人员必须经过行业培训，考试合格后领取进网电工作业证书，持证上岗作业。 1.3.11 临时电源线要求：工作现场、施工现场需要拉接400V三相或220V单相临时电源时，要选择用带有绝缘护套且截面满足用电负荷要求的导线作为临时电源线。 1.3.12 检修电源箱（柜）要求：临时电源线要接入检修专用低压电源箱（柜），低压电源箱（柜）应具有防触电、防雨、防火、防小动物等功能。生产单位的低压电源箱（柜）应是永久固定，合理分布在生产现场的各个部位。 1.3.13 电动工器具要求：工作使用的手持式、移动式电动工器具，应是在检查、试验周期以内的完好的工器具。电动工器具的外壳要直接接地(接接地网或接保护接地线)。特殊场合下，现场如果没有保护地网或保护接地线的，可以用临时接地棒做接地保护，但接地棒砸入地下深度应大于0.6m，接地电阻应小于4Ω。电动工器具要求装设漏电保护器，漏电保护器要按规定标准选择动作漏电电流和动作时间，不得超标准选用。要求一个电动工器具单独配一个漏电保护器。 1.3.14 加强五防闭锁及万能钥匙管理，坚决执行逐级审批制度，杜绝违章解锁。 1.4 防止高处坠落、防止高处坠落、高空落物伤害 1.4.1 根据国家有关规定不宜从事高处作业和登高作业的人员，不允许从事高处和登高作业。 1.4.2 坠落高度在1.0米及以上的工作平台和人行通道，在临空侧应设置固定式防护栏杆。 1.4.3 生产场所的井、沟、坑、孔、洞，必须覆以与地面齐平的坚固盖板。施工中的预留孔和检修中需打开的孔洞，应加装可靠的临时盖板，未加盖板前必须设置临时围栏，悬挂标示牌等。临时打的孔洞，施工结束后必须恢复原状。 1.4.4 工作人员在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应设立安全警示牌，并采取可靠的防护措施。凡检修时可能形成的坠落高度在2.0 米以上的孔、坑应预留装设临时防护栏杆的槽孔等措施。 1.4.5 高处作业应使用安全带（绳），安全带（绳）使用前应进行检查，并定期第 3 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 进行试验。高处作业人员应衣着灵便，宜穿软底鞋。安全带挂钩必须挂在结实牢固的构件或专用钢丝绳上，禁止低挂高用。 1.4.6 楼梯、钢梯、平台均应采取防滑措施。高度超过3米或斜面倾角大于75度的直钢梯应装设护笼，防止上、下楼梯时发生坠落。户外楼梯、钢梯、金属平台应定期进行防腐和检查，及时消除安全隐患。 1.4.7 生产厂房装设的电梯，必须由具有资质的单位检验合格，并定期进行检验，同时应制订和落实相关安全使用规定。电梯安全闭锁装置、自动装置、机械部分、信号照明、应急求救电话等存在缺陷时，必须停止使用。 1.4.8 检修现场及其它需作业人员在高处（不能搭设脚手架的场所）进行大范围移动的场所，必须使用防坠落速差保护器或双钩安全带等。 1.4.9 使用绝缘斗臂车作业前，必须检查绝缘臂处于合格状态。禁止使用汽车吊（斗臂车）悬挂吊篮上人作业。不得用斗臂起吊重物,在斗臂上工作必须使用安全带。 1.4.10 高空作业禁止上下抛掷物件，作业平台上的材料、备件应固定牢固，杂物及时清理。 1.4.11 定期对厂房、洞室墙壁、顶棚进行巡检，及时处理危石、装饰材料等，防止坠落伤人。 1.4.12 调压井应有防止巡视人员坠落及外来人员进入的措施，水工巡视应选择安全、合理路线，如有陡崖、坡等不安全因素，应采取安装安全围栏或安全绳措施。 1.5 防止机械伤害 1.5.1 建立健全各种机械设备的安全操作规程和工作制度，工作人员必须经过专业培训并能熟练操作。 1.5.2 在操作转动机械设备时，严禁扶持加工件或戴手套操作。 1.5.3 机械设备检修应进行系统隔离，转动机械应采取防止转动的措施。检修完成后，必须将安全设施恢复到正常运行状态，方可进行试运行。 1.5.4 转动机械的转动部分必须安装防护罩等防护设施，设备转动时严禁取下防护设施。禁止在靠背轮、螺栓或运行设备的轴承上行走或坐立。 1.5.5 设备转动时严禁清扫、擦拭设备转动部分。清扫擦拭运行设备的固定部第 4 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 分，严禁将抹布、棉纱缠在手上使用。 1.5.6 机械上的各种安全防护装置及监测、指示、报警、保险、信号装置应完好齐全，有缺损时应及时修复。安全防护装置不完整或已失效的机械不得使用。 1.5.7 使用砂轮机、角磨机、切割机时禁止正对着附近设备及操作人员。作业人员必须戴防护眼镜。 1.5.8 必须进行定期检查砂轮机、切割机的匹配、防护、接地等，必须装有用钢板制成的防护罩，其强度应保证能挡住旋转叶片碎裂时的碎块。 1.6 防止起重伤害 1.6.1 各类起重设施必须按照相关规定办理检验合格证，按规定期限检测合格。起重设施必须由专人定期检查维护，作业人员应持证上岗。 1.6.2 起重作业必须由专人统一指挥，严禁超规范使用起吊设备。 1.6.3 实施重大、特殊的起重搬运工作，必须制定严密的组织、安全和技术措施。进行试吊、起吊时，各级安全技术管理人员执行到岗到位管理标准。 1.6.4 作业使用的桥吊、升降式检修平台、卷扬机，必须经具有资质的技术监督部门检验合格后方可使用。采用临时吊篮的工作，工作前应仔细检查吊篮、钢丝绳、卷扬机有无异常，确保起落过程中的人员安全。 1.6.5 承重预埋件（如吊环、拉环、钓钩等）应有最大受力标识，使用前应检查是否牢固完好。 1.6.6 使用行车、卷扬机、手拉葫芦等起重机械前，必须检查传动、刹车装置及安全防护设施是否正常。禁止作业人员在手拉葫芦正下方操作。吊物需长时间停空时，下面应设垫物支撑。 1.6.7 两台及两台以上链条葫芦起吊同一重物时，重物的重量应不大于每条链条葫芦的允许起重量。 1.7 防止中毒、防止中毒、窒息及其它伤害 1.7.1 在进入安装有SF6设备低位区或密闭的室内作业前，应先检测空气含氧量不低于18%和SF6气体含量是否超标。尽量避免一人进入SF6配电装置室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。 1.7.2 在 SF6 配电装置室低位区应安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪，在工作人员入口处也要装设显示器。这些仪器应定期试验，保证完好。 第 5 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 1.7.3 设备解体检修前，应对SF6气体进行检验。根据有毒有害气体的含量，采取安全防护措施。检修人员需穿着防护服并根据需要配戴防毒面具。打开设备封盖后，现场所有人员应暂离现场30分钟。取出吸附剂和清除粉尘时，检修人员应戴防毒面具和防护手套。 1.7.4 SF6配电装置发生大量泄漏等紧急事故时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风机进行排风。未配戴隔离式防毒面具人员禁止入内。只有经过充分的自然排风或恢复排风后，人员才准进入。 1.7.5 检修SF6设备结束后，检修人员应洗澡，并把用过的工器具、防护用具清洗干净。 1.7.6 电缆隧道应有充足的照明，并有防火、防水、通风的措施。电缆井内工作时，禁止只打开一只井盖（单眼井除外）。进入电缆井、电缆隧道前，应先用风机排除浊气，再用气体检测仪检查井内或隧道内的易燃易爆及有毒气体的含量是否超标，并作好记录。电缆沟的盖板开启后，应自然通风一段时间后方可下井工作。电缆井、隧道内工作时，通风设备应保持常开，以保证空气流通。 1.7.7 对在工作中接触有毒、有害、危险物品或从事危险性作业的工作人员，其人身安全专用防护用品，要根据实际情况及时配备。 1.7.8 进入室内、沟道内扑救电气设备着火时，必须穿戴绝缘鞋和绝缘手套，并戴好呼吸保护器。 1.7.9 使用浓酸、强碱等强腐蚀物品及有毒有害物品（清洗剂、环氧胶等）的工作人员，必须经过专业培训，熟悉所接触药品的性质和操作方法，并配备必要的防护用品。 1.7.10 加强有毒、易燃、易爆药品管理，严格执行使用和报废有毒、易燃、易爆药品管理制度。过期的药品、试剂应集中处理，剧毒试剂在试验完成后，不得随意倾倒，应作销毁处理并作好记录。 1.7.11 在易积聚易燃、易爆气体及容易发生电弧烧伤、绝缘油喷燃场所的作业人员，必须穿全棉质工作服。 1.7.12 进入金属容器内进行检修工作前，应将容器内压力降至外部大气压力，打开人孔、检查孔充分通风，并将容器内打扫干净，对于有毒、有易燃易爆危险品的容器应将内部冲洗干净。禁止向容器充氧，禁止用各类气体的气瓶对容器充第 6 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 压找漏。参加容器内部工作人员不得少于三人，其中两人在外监护。 1.7.13 密闭空间、地下厂房火灾后，在进入以前，应充分通风，确认无烟，含氧量足够以后方可进入。 1.7.14 经常空置的施工支洞、盲洞、盲管，在进入前应先测试有毒有害气体及含氧量，作业时，至少2人以上。 1.7.15 在地下厂房各个区域应配备一定数量的防毒面具，以备在紧急情况下逃生用。在洞口或其它相对比较安全且方便取用的位置配备一定数量的正压式空气呼吸器、强光应急灯，以备紧急情况下救援使用。 1.7.16 外来专业人员使用带有放射源的仪器进行金属探伤工作时，应设置安全围栏，防止无关人员进入，并有放射源脱落的应急措施。当仪器发生故障时，除专业人员进行消缺外，其它人员一律保持安全距离。 第 7 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 2 防止火灾事故 2.1 加强防火组织和消防设施管理 2.1.1 各单位应建立防止火灾事故的组织机构，健全各项消防工作制度，落实各级防火责任制。配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络和群众性消防队伍。健全消防工作制度，定期对消防工作进行检查。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。 2.1.2 配备完善的消防设施，组织开展相关培训。定期对消防设施进行检查与保养，禁止使用过期消防器材。 2.1.3 消防水系统应与生活水、工业水系统分离，禁止使用铸铁阀门和有缝钢管。消防泵应采用双电源或双回路供电，有条件的应由保安段电源供电。 2.1.4 定期检查地下厂房排烟设备，定期进行试验检查和保养。地下厂房排烟系统运行方式要保证烟雾只沿排烟通道排出，不得串入其它设备间或生产区域。 2.2 生产场所和设备的防火 2.2.1 各类生产场所应符合《发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）和《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278－1990）的有关防火规定要求。临时建筑的耐火等级、防火间距和安全出口等应符合《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）的规定要求。 2.2.2 发电厂各类控制室、继电保护室、计算机房、通讯室、高低压配电室等重点防火部位应设置火灾检测和灭火装置，相应安全出口应不少于两个。变压器室、电容器室、蓄电池室、油处理室、配电室等应采用向外开启的钢质门或丙级防火门。 2.2.3 油罐区四周应设置 1.8 米高的围栅。利用厂区围墙作为油罐区的围墙时，该段厂区围墙应为2.5米高的实体围墙。 2.2.4 蓄电池室、加油站、油处理室、柴油机房等防火防爆重点场所必须采用防爆型照明、通风设备、工业摄像头。 2.2.5 生产场所严禁长期存放易燃易爆物品。临时存放易燃易爆物品，必须做好相关防火措施，并落实安全责任人。 2.2.6 发电机组、变压器等设备检修工作期间，工作现场应设专人值班，检修第 8 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 工作间断或结束时应及时清理和检查现场。设备检修用各类清洗剂、汽油、废油应倒入指定的分类容器，严禁随意倾倒。 2.2.7 加强电站安全生产活动中的火种和易燃易爆品管理，特别是加强明火作业和易引起火花的作业过程的管理和监督，保证火种区域与易燃品存放或使用地有足够的安全距离。在生产区域动火应严格执行动火作业管理制度和动火票工作制度，严禁无票作业。 2.2.8 发电电动机、变压器等主要设备的防火和消防设施的配置应符合国家或行业有关要求。认真做好相关设备设施的检查和维护，定期进行消防设施的检查和试验。 2.2.9 新建电站的电缆选择与敷设必须符合相关设计要求，易燃易爆场所须选用阻燃电缆。各项电缆防火工程应与主体工程同时投产。 2.2.10 电缆夹层和电缆沟内不得布置油气及其他可能引起火灾的管道和设备。各类电缆应分层布置，避免任意交叉，电缆弯曲半径应符合相关要求。结合工程实际尽可能对动力电缆、控制电缆采取防火措施。 2.2.11 通往电缆夹层、隧道和穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的电缆孔洞（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）均应严密封堵，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。扩建工程和检修中损伤的阻火墙应及时恢复封堵。 2.2.12 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离。敷设于隧道和厂房内构架上的电缆应采取分段阻燃措施。并排安装的多个电缆头之间应加装隔板或填充阻燃材料。 2.2.13 在电缆交叉、密集及中间接头等部位应设置自动灭火装置。重要的电缆隧道、夹层应安装温度、火焰、烟气监视报警器，并保证可靠运行。 2.2.14 定期对电缆夹层、沟道及其消防设施进行巡视检查。特别是对电气设备连接点、触头、电缆中间接头应定期进行红外测温，并按照规定要求进行预防性试验。 2.2.15 加强直流电缆防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆；两组电池的电缆应尽可能单独铺设。 2.2.16 加强400V动力电缆的运行、检修管理。在厂用系统增加负荷或改变厂用系统接线时，应同时校核电缆载流量是否符合要求。在带电动力盘柜、电气设备第 9 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 上工作时，要做好防止短路引起火灾的相关措施。 2.2.17 新建电站在动力盘柜上方禁止设置电缆桥架或电缆槽。 2.2.18 防火系统动力柜应与生产盘柜相互独立，并有双路供电。 2.2.19 事故照明应采用穿透烟雾能力强的灯具，导向标志在失去照明的情况下，应能够发光持续一段时间。 2.2.20 油系统管路应尽量减少法兰联结，避免使用活结或丝扣联结，禁止使用铸铁阀门。法兰垫应选用隔电纸、青壳纸、钢纸垫等耐油产品。油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近应禁止明火，需明火作业时必须采取严格的防范措施。 2.2.21 在油管道上焊接作业时，必须办理动火工作票，采取可靠的隔绝措施并检验确认管道内无可燃物。禁止在运行的油管路上实施焊接作业。 2.2.22 事故排油阀应装设两个钢质截止阀，其操作手轮距油箱应不少于 5米，并具有两个以上的到达通道。操作手轮须加铅封，禁止加锁，并加挂“禁止操作”标志牌。事故一次放油门应置于常开位置，排至室外的事故油箱（油池）应装设排气管。 2.2.23 定期对机组油管路和法兰连接部位进行碰磨检查，以便及时发现和处理管道振动及碰磨。 2.2.24 油库内禁止搭建临时建筑，严禁存放易燃物品。油库、输油管道应装设可靠的防雷接地装置，并定期测试接地电阻值，保证接地电阻符合有关规程要求。 第 10 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 3 防止水淹厂房事故 3.1 防止水淹厂房事故的技术措施 3.1.1 按照资产全寿命周期管理要求，做好输水系统设计、施工技术管理工作，对地质条件不佳、水头超过500米的输水道，初设时慎重选择衬砌型式，施工过程根据开挖揭示的地质情况完善输水道的设计，确保运行阶段输水道系统安全可靠运行。 3.1.2 地下厂房水位测量系统、输水系统闸门、启闭机及其备用电源必须保证可靠运行。 3.1.3 对于易发生洪水倒灌厂房的地下厂房交通洞等洞室，在洞室入口处应配置挡水设施。 3.1.4 机组进水阀上游侧压力钢管排水管应配置针阀和闸阀两种形式的隔离阀门。 3.1.5 电站公用技术供水总管管路应采用优质不锈钢管。 3.1.6 应冗余配置地下厂房水位监测装置，并通过两种以上途径将水淹厂房报警信号上送到电站计算机监控系统，相关工作电源应冗余配置并能自动切换。 3.1.7 每台机组发电机层和水轮机层应配备紧急停机按钮、每台机组应配置进水阀检修旁通阀的手动关闭按钮、电站中控室应配置机组的紧急停机按钮以及能实现紧急关闭上下库闸门功能的按钮，以备在启动水淹厂房事故预案后进行相应的操作，隔断输水系统。 3.1.8 地下厂房渗漏排水系统应配置正常和事故两种情况下的供电电源。 3.1.9 地下厂房应配置合适的应急通讯装置和照明装置及其应急供电电源，确保水淹厂房事故时的通讯和照明畅通 3.2 3.2.1 加强水工设施和防水淹厂房设施的运行维护管理 应认真贯彻执行《国家电网公司防汛管理办法》、《水力发电企业防汛检查大纲》等规定的相关要求。 3.2.2 应编制不同级别的《水淹厂房应急预案》，规定相应事故的启动条件、组织机构、通讯手段和方法、处理流程、物资储备、注意事项等，在每年汛前进行水淹厂房保护传动试验、事故处理及逃生演练，并检查核实物资储备是否满足第 11 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 预案要求。 3.2.3 加强地下厂房洞室群、廊道、施工支洞、输水系统、调压井、厂房排水洞等水工设施及其监测装置的日常巡查、定期检查、年度详查、特殊检查等各种检查、监测和维护工作，并进行观测资料的整编和分析总结工作，发现缺陷和隐患则应实施永久性的工程措施，优先安排资金进行检修和处理，处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。 3.2.4 加强上下库进出水口闸门及启闭机、检修排水系统、渗漏排水系统、水淹厂房报警和保护装置、保安电源系统、事故照明及其切换系统、通信系统的定期检查、定期试验和维护工作，确保能稳定可靠运行。 3.2.5 加强机组尾水管进人孔、蜗壳进人孔、进水阀上游侧压力钢管排水管、进水阀旁通管、水泵水轮机顶盖、机组技术供水系统、公用供水系统的管道及阀门、机组顶盖排水系统等设备的日常巡查和定期维护。 3.2.6 汛前应按照《水力发电企业防汛检查大纲》要求，认真开展汛前检查，对交通洞等地下洞室、各层廊道、施工支洞、输水系统闸门及启闭机、调压井等重点部位和设备设施进行认真检查，发现缺陷及时消缺。 3.2.7 汛前应备足必要的防止水淹厂房的器材、物资，并建立保管、更新、专项使用制度，汛前应对防止水淹厂房的物资、器材等进行专项检查，登记入库，不能挪为它用。 3.2.8 应加强生产值班，发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，一旦发生水淹厂房事故时，应立即启动应急预案。 第 12 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 4 防止垮坝漫坝和坍塌事故 4.1 要认真贯彻国家《防洪法》、《防汛条例》、《水库大坝安全管理条例》等法律法规，以及国家电网公司《防汛管理办法》、《水力发电企业防汛检查大纲》等规定。 4.2 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。 4.3 加强防汛与大坝安全工作的规范化、制度化建设，及时修订和完善能够指导实际工作的《防汛手册》。 4.4 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，并制定险情预计和应急处理计划。 4.5 应按照《水力发电企业防汛检查大纲》的规定，汛期前应认真开展汛前检查，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， 汛前检查情况应及时上报上级主管单位。 4.6 应按照《水力发电企业防汛检查大纲》规定，对大坝、水库情况和备用电源等进行认真检查。确保大坝安全监测系统、水情测报系统、上下库水位保护系统、泄洪闸门、启闭设备及其备用电源可靠运行。 4.7 应加强水库运行调度管理，加强水库水位测量监视。应设置固定水位标尺和水位工业电视探头，并全天候将水位图像传输至中央控制室。 4.8 应装设有上、下库水位测量系统，并输出水库水位过高或过低的报警信号，并在运行规程中写明出现相应报警信号时应采取的相关措施，以控制上、下库水位在安全范围内。 4.9 应建立公路边坡挡墙、桥梁、渣场及生产、生活设施等建筑物的日常和汛期的巡视检查制度，发现异常及时处理。 4.10 应对厂区公路以及其他生产、生活设施采取可靠的防汛措施，特别是渣场、厂区公路、地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区的生产、生活建筑及排水设施要进行详查，保证排水畅通，防止河水倒灌和暴雨水淹造成水工设施坍塌事故。 4.11 汛前备应足必要的防洪抢险器材、物资，并建立保管、更新、专项使用制第 13 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 度。 4.12 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上游水库垮坝、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。 4.13 加强对渣场、不稳定边坡等地质灾害隐患处的监测、巡查和预警预报，认真做好地质灾害排险防治工作，强化应急抢险处置，落实好各项应对措施。 4.14 强化水库运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。 4.15 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。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。 4.16 汛期加强防汛值班，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，并及时上报。 4.17 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。 第 14 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 5 防止全厂停电事故 5.1 防止厂用电消失的技术措施 5.1.1 厂用电系统的电源选择、接线方式、负荷的连接和供电方式、厂用变压器选择等应满足《水力发电站厂用电规程》（DLT 5164－2002）的相关要求。 5.1.2 全厂机组运行时应不少于3个厂用电电源，部分机组运行时至少应有2个厂用电电源，全厂停机时应有2个厂用电电源但允许其中一个处于备用状态。 5.1.3 当采用两级电压供电时，应将机组自用电与全厂公用电分开供电，以提高机组自用电的供电可靠性。 5.1.4 400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型塑料电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。 5.1.5 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防止运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。 5.1.6 厂用柴油发电机的容量应考虑发生全厂停电后，能满足机组黑启动所需要的机组技术供水泵、调速器和进水阀油泵、厂房排水泵等的工作电源。 5.1.7 厂用电系统各级母线均应装设备用电源自动切换装置，装置故障和功能退出时应有相应的报警信号。 5.1.8 厂用电系统各级电源的进线开关、馈线开关及母联开关均应采用机械联锁机构以保证操作无误和人员安全，仅当相应的联锁条件满足后才可进行操作。 5.1.9 厂用电母线倒闸操作相关的开关之间应配置防电气误操作装置或回路，以防止发生人身伤亡、系统非同期、损坏运行设备、事故扩大等。 5.1.10 电站直流系统的蓄电池容量应考虑发生全厂停电后，能满足机组黑启动需要的机组直流高压注油泵、直流起励电源、控制保护装置、事故照明等的工作电源。 5.2 加强厂用电系统的加强厂用电系统的运行维护运行维护管理维护管理 5.2.1 应根据电厂实际情况编制不同级别的《厂用电运行方式处理预案》，确定厂用电系统的正常和非正常运行方式，并优先采用正常运行方式，因故改为非正常运行方式时，应根据相应运行方式的启动条件、处理流程、注意事项等，启第 15 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 动相应的预案，确保厂用电系统的供电安全，并应尽快恢复到正常方式运行。 5.2.2 加强厂用电系统设备、自动切换装置、备用电源、保安电源的日常巡查、定期切换试验和日常维护工作，确保厂用电源的安全稳定运行。 5.2.3 严格执行操作票制度，防止发生人为误操作引起的厂用电系统事故。对工作票所列的安全措施、接地线、绝缘隔板，应做好记录，并有明显的标记，防止恢复系统后安全措施未拆除引起系统故障。 5.2.4 各级母线的备用电源自动切换装置应正常投入，因故退出时应启动相应的应急处理预案。定期进行备用电源自动切换装置的动作试验，确保功能正常。试验结束后应对受电源消失影响的设备进行全面检查，如机组自用配电盘的供电方式等。 5.2.5 厂用电系统发生故障，应尽快检查重要负荷的供电情况，并进行故障设备的排查和处理。如备自投动作不成功，应检查有关设备无故障后方可向停电的设备试送电，未经检查，禁止送电。 5.2.6 加强直流系统（含逆变电源）、蓄电池及柴油发电机组的运行维护，确保黑启动需要时对机组直流高压注油泵、直流起励电源、地下厂房排水系统的可靠供电。应定期进行直流系统蓄电池的核对性充放电工作，正常应工作在浮充电状态。柴油发电机必须经常处于良好的备用状态，并定期进行起动及相应供电切换试验。 5.2.7 各单位应制定不同级别的防止全厂停电事故预案，并定期组织演练。 5.3 防止电源二次回路及设备故障造成全厂停电 5.3.1 制定并落实防止交流电混入直流系统的技术措施，防止由此造成全厂停电。直流电源端子与交流电源端子应具有明显的区分标志，两种电源端子间应为接线等工作留有足够的距离。 5.3.2 加强继电保护的运行维护管理工作，保护定值必须定期及时校核，保护连接片的投退必须有严格的管理程序并定期检查。主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。 5.3.3 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护，并冗余配置，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。 第 16 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 5.3.4 自动准同期装置和厂用电切换装置宜单独配置。如使用监控系统的集成功能，应按照定值单进行调试和试验。 5.4 防止多台机组退备或电站出力受阻事故防止多台机组退备或电站出力受阻事故 5.4.1 应加强升压站开关、闸刀、母线、出线场等一次设备及其控制保护装置的定期预防性试验、定期校验和检修维护工作，确保此类设备的安全稳定运行，防止此类设备故障造成电站出力受阻。 5.4.2 加强对升压站设备的运行管理，对非正常运行方式下进行的倒闸操作必须采取严密的措施，提高监护级别。 5.4.3 应全面梳理电站上下库水位保护、发电电动机保护、主变压器保护、母线保护、桥引线保护等是否可能造成多台机组跳机或出力受阻，分析并进行合理配置，以尽量避免发生此类事故，不能避免的应编制相应保护动作后的应急处理预案，定期进行演练。 5.4.4 所有机组紧急停机按钮、机组或主变消防启动按钮、上下库闸门紧急关闭按钮都必须加装保护罩，防止误碰造成停机、启动消防、关闸门等事故。 第 17 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 6 防止电气误操作事故 6.1 加强防误操作管理 6.1.1 要全面落实国家电网公司《电力安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定》及有关管理规定。 6.1.2 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。 6.1.3 加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。 6.1.4 严格执行调度命令。倒闸操作时，不允许改变操作顺序，当操作中发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票。 6.1.5 应制订和完善防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。 6.1.6 建立完善的防误闭锁钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，必须履行批准手续；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长或运行值班负责人批准，并按要求尽快投入运行。 6.2 完善防误操作技术措施 6.2.1 新、扩建变电设备及主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。 6.2.2 断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点。操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。 6.2.3 防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。 6.2.4 电磁锁应优先使用交流电源。当使用直流电源时，应有专用直流保险，并在端子箱内安装刀闸，操作时合上电源。 6.2.5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位运行、安监、生技部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。 6.2.6 成套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第 18 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实行联锁。配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。 6.3 加强对运行、加强对运行、检修人员防误操作培训。检修人员防误操作培训。 6.3.1 新上岗的运行人员应进行使用防误装置的培训，使其掌握防误装置的原理、性能、结构和操作程序，能熟练操作和维护。 6.3.2 所有运行人员应熟悉掌握防误闭锁装置的运行规程，检修人员应熟练掌握防误闭锁装置的检修规程，做到“四懂三会”(懂防误闭锁装置的原理、性能、结构和操作程序；会操作、消缺、维护)。 第 19 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 7 防止水泵水轮机损坏防止水泵水轮机损坏事故水泵水轮机损坏事故 7.1 防止机组飞逸 7.1.1 应设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。 7.1.2 机组调速系统必须进行水泵水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等，各项指标合格后方可投入运行。 7.1.3 新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。 7.1.4 工作闸门（主阀）应具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门（主阀）在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。 7.2 防止立式水轮发电机组旋转部分抬机 7.2.1 立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时实现快速停机。 7.3 防止水泵水轮机损坏 7.3.1 防止水泵水轮机通流部件损坏 7.3.1.1水泵水轮机导水机构必须设有防止导叶破坏的安全装置，包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。 7.3.1.2水泵水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。 7.3.1.3水泵水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。 7.3.1.4水泵水轮机通流部件应定期检修，重点检查通流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水泵水轮机通流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。 7.3.1.5机组设备紧固件、预埋件、连接件应进行定期检查，结合机组检修，重第 20 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 点加强金属监督工作，对机组受力部件进行金属探伤，防止重要部件带缺陷运行。 7.3.1.6电站应加强与相关电力调度机构的沟通联系，机组随水头、出力变化的运行特性应报相关调度机构，应当考虑其运行限制条件，避免机组在振动工况区运行，防止发生设备损坏事故。 7.3.1.7电站一条引水水道布置多台机组的，在机组投产时应进行单台、多台机组同时甩负荷试验，以检验极限情况时蜗壳、压力钢管、尾水管水压上升率（下降值）、调压井水位波动和机组转速上升率、调速器动态响应特性、机组振动值等符合设计要求，保证机组整体安全。试验前要进行相关数据复核，落实应急预案。 7.3.1.8应定期检查导水机构和进水阀操作机构等活动部件连接螺栓或传动销钉，防止松脱。应定期检查水轮机高震动区域管路连接部位，水轮机高振动区域避免使用卡套接头。 7.3.1.9定期检查和调整导叶的立面间隙和端面间隙。 7.3.2 防止水泵水轮机导轴承烧损 7.3.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。 7.3.2.2依靠油泵进行强迫油循环的水导轴承系统，油泵电源应独立双套配置，互为备用，避免出现断电烧瓦的情况。 7.3.2.3 应保证水泵水轮机导轴承测温元件和表计显示正常，信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。 7.3.2.4水导冷却水应确保水质清洁、水流通畅和水压正常，且流量计、压力变送器、示流器等装置正常可靠工作。 7.3.2.5 润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。应定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。 7.3.2.6严格根据机组启动条件控制机组启动，要重视并加强机组振动、摆度等运行参数的监测、记录和分析。对于机组振动、摆度突然增大超过标准的异常情况，应当立即停机检查，查明原因和处理合格后，方可按规定程序恢复机组运行。 7.3.2.7机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须在确认轴瓦完好后，方可重新启动。 7.3.2.8 定期对轴承瓦进行检查，确认无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、第 21 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 轴领应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。 7.3.3 防止液压装置破裂和失压 7.3.3.1压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁；机组油压装置和压力油气罐的安全阀要定期校验。 7.3.3.2 压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或由其它不易老化破裂的原料生产的液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。 7.3.3.3 机组大修后应做低油压事故停机试验。 7.3.4 在抽水工况运行时，应保证下池水位在最低设计水位以上，避免因空气涡带进入水泵水轮机造成机组运行不稳定。下池应安装最低水位报警装置，低于最低水位停止机组水泵工况运行。 7.3.5 主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机。 7.3.6 加强机组运行调整，尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。 7.3.7 冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。 7.4 防止机组相关事故 7.4.1 对于同一引水隧道布置多台机组的厂站，应根据电厂具体情况，实现同一水道机组抽水、发电工况之间的相互闭锁。 7.4.2 机组投运时，振动、温度、摆度监测和跳机保护等装置应投入运行。 7.4.3 调速系统存在卡涩、调节失灵或不正常情况时，严禁启动机组。调速器液压阀组弹簧应定期检查更换，阀组渗漏应及时处理。调速器过滤器滤网应及时清理更换。 7.4.4 电站设计有快速事故闸门的，应当在中控室能够进行人工紧急关闭，并确保快速事故闸门控制回路能够正常运行。 7.4.5 加强机组各种运行工况的稳定性测试，全面掌握机组的稳定特性，并将测试结果作为机组运行控制和自动发电控制(AGC)等系统运行参数的设定依据。 7.4.6 设备制造厂家应保证新投产机组出厂试验的全面性和准确性，对设备性能做完整描述，明确设备运行工况范围和运行限制条件。 第 22 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 8 防止发电电动机损坏事故 8.1 加强发电电动机全寿命周期管理 8.1.1 要严格按照《发电电动机基本技术条件》、《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》等发电电动机设备技术规范进行发电电动机设备的设计、制造、安装、试验和运行等过程管理。 8.1.2 发电电动机主要结构部件的材料，包括硅钢片、绝缘材料、定子导线及转子磁轭钢片、主轴、镜板等，均应进行试验和检查验收，并有可信的试验、验收报告。 8.1.3 发电电动机制造厂家应提供转子磁极的有限元分析报告，对机组在发生过速、飞逸等情况下的磁极线圈最大等效应力进行分析，并核算设计结构下的线圈变形量。 8.1.4 在发电机定子线圈和铁心设计布置埋设电阻测温元件时，要采用质量可靠的元件，并在每个测点进行冗余布置。 8.1.5 要落实运行机组的日常定检要求，加强对异常情况的日常监视要求，严格控制异常的发展。 8.1.6 发电机投运后应检查发电电动机转子磁极、定子铁心和线棒端部绝缘有无机械损伤，如有损伤应进行处理。 8.2 防止定子绕组端部松动引起相间短路 8.2.1 定子绕组在槽内应紧固，定子槽部线圈防晕层对地电位或对地电阻测试应符合要求。 8.2.2 应定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。 8.2.3 应定期检查定子槽楔、定子压条等松动、滑落情况。 8.2.4 应定期对发电电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进行检查,发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。 8.2.5 发电机在大修时宜做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在95~115Hz之间）的发电机，应进行端部固定结构改造。 8.3 防止定子绕组绝缘损坏 第 23 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 8.3.1 加强大型发电电动机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定期按照《电力设备预防性试验规程》的要求进行试验。 8.3.2 定期检查定子铁心螺杆紧力，发现铁心螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查定子硅钢片，确保叠压整齐、无过热痕迹，燕尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及时处理。 8.3.3 定期测量定子铁心螺杆与铁心间的绝缘，发现绝缘不符合规范要求值应及时吹扫处理。 8.4 防止转子绕组匝间短路。防止转子绕组匝间短路。 8.4.1 在检修中应分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。 8.4.2 定期检查转子绕组开匝情况，发现开匝情况应及时处理。 8.4.3 机组进行甩负荷试验或发生甩负荷后，应对转动部件进行全面检查，重点检查磁极挡块、磁极连接线、磁极线圈等异常变化情况。 8.5 防止发电电动机局部过热损坏 8.5.1 发电电动机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环的电缆、滑环进行红外成像测温检查。 8.5.2 定期检查电气制动刀闸动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其它触指不平行等问题应及时处理。 8.5.3 在制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁心通风槽内。 8.6 防止发电电动机机械损伤 8.6.1 在发电电动机风洞内作业，必须设专人把守发电电动机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电电动机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录，工作完毕撤出时应清点物品，确保无遗留物品。 8.6.2 定期检查磁极挡块及各种紧固件情况，在事故甩负荷或试验甩负荷后应对转动部件落实全面检查。 8.7 防止发电电动机轴承烧瓦 第 24 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 8.7.1 带有高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。 8.7.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。 8.7.3 冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。 8.7.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须确认轴瓦完好后，方可重新启动。 8.7.5 定期对轴承瓦进行检查，确认无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷或缺陷在允许运行范围内，轴瓦接触面、轴领、镜板表面应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。 8.7.6 轴承轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。 8.8 防止发电电动机部件松动 8.8.1 旋转部件联接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。旋转风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，导风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。 8.8.2 定子(含机座)、转子各部件及连接螺栓、定子线棒槽楔等应定期检查。机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子铁心螺栓、调节螺栓、挡风板螺栓、抽油雾管道螺栓应紧固良好，无开焊、松脱现象。转子螺栓锁定良好，各部件固定螺母锁定销安装齐全无缺失。机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠。 8.8.3 风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属联接材料，挡风板支架等应采用不锈钢等去磁材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求。 8.8.4 定期检查机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。 第 25 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 9 防止变压器损坏或爆炸事故 9.1 加强变压器的全过程管理 9.1.1 为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》、《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》和其它有关规定。 9.1.2 应加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理，选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗短路能力动态计算报告。在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力动态计算报告，并进行核算工作。 9.1.3 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。 9.1.4 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。 9.2 加强试验和运输管理 9.2.1 出厂试验测量电压为1.5Um/3时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量应满足：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC。测量电压为1.5Um/3时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。 9.2.2 500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。 9.2.3 应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告。工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验。所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。 9.2.4 认真执行交接试验规程。110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试并保留原始记录。220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试第 26 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 验；110kV电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。 9.2.5 大型变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。 9.3 防止变压器绝缘事故 9.3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。 9.3.2 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。要加强真空滤油机的管理，初次使用前应进行试循环，并取滤油机出口油样进行色谱、介电强度、油中微水含量、油中颗粒度、含气量等化验。确保滤油机的滤油效果，避免滤油过程中的杂物带入。 9.3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。 9.3.4 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应按照GB/T7595-2008的规定执行。 9.3.5 每季应至少进行一次红外成像测温检查。 9.4 防止分接开关事故 9.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。 9.4.2 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或运行年限达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。 9.5 采取措施保证冷却系统可靠运行 第 27 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 9.5.1 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。 9.5.2 为保证冷却效果，变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。 9.5.3 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。 9.5.4 采用水冷却系统的冷却器，应采用双层铜管冷却系统。在使用中的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效手段监视冷却器的渗漏情况并发出相关信号，及时发现冷却系统泄漏故障。 9.6 加强变压器保护管理 9.6.1 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经主管技术的领导批准，限期恢复。 9.6.2 新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。 9.6.3 瓦斯继电器应定期校验。当瓦斯继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。 9.6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。 9.6.5 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰或二次回路断线等不可靠因素。 9.7 防止变压器出口短路 9.7.1 应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料或采用离相封闭母线。 9.7.2 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做第 28 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。 9.8 防止套管事故 9.8.1 套管安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110～220kV套管静放时间应大于24小时。 9.8.2 定期对套管进行清扫。 9.8.3 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。 9.8.4 定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。 9.8.5 110kV及以上套管备品，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。 9.8.6 运行人员正常巡视时应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。 9.8.7 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理。对结构不合理、截面偏小、强度不够的套管末屏应进行改造。对末屏采用螺栓式引出的套管，检修时要防止螺杆转动，检修结束后应检查确认末屏接地是否良好。 9.9 防止变压器火灾事故 9.9.1 按规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器起火时的事故扩大。 9.9.2 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。 9.10 防止变压器中性点过电压事故 9.10.1 切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将第 29 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 该变压器中性点临时接地。 9.10.2 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，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，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。 9.10.3 变压器中性点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。重要设备及设备架构等宜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。 第 30 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 10 防止高压电气设备事故 10.1 防止互感器事故 10.1.1 应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》、《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》等有关规定。 10.1.2 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。 10.1.3 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。 10.1.4 所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串或并联时的不同性能。 10.1.5 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。 10.1.6 110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。 10.1.7 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。 10.1.8 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。 10.1.9 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。 10.1.10 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。 10.1.11 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照预试规程进行预防性试验。 10.1.12 10.1.13 10.1.14 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。 220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。 油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》（DL/T727-2000），要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，第 31 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 其中绝缘油应经真空脱气处理。 10.1.15 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。 10.1.16 运行人员正常巡视时应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。 10.1.17 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1×10μL/L时，应立即停止运行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。 10.1.18 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。 10.1.19 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线。当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制订预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。 10.1.20 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。 10.1.21 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。 10.1.22 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在开关站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。 10.1.23 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。 第 32 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 10.1.24 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2008的规定执行。 10.2 防止 SF6绝缘电流互感器事故 10.2.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。 10.2.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏接筒移位。 10.2.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。 10.2.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。 10.2.5 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。 10.2.6 运输时应注意防震，可垫放缓冲物体，并按制造厂规定匀速限速行驶。运输时在每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的地后应在各方人员到齐情况下检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查。 10.2.7 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 10.2.8 新设备进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。 10.2.9 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验（老炼试验程序按照国家电力公司发输电输[2002]158号附件2的要求进行）。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的90％。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。 10.2.10 10.2.11 10.2.12 每1～4年应对气体密度继电器进行校验。 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。 若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。 10.2.13 补气较多时（表压小于0.2Mpa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80－90%）。 10.2.14 运行中SF6气体含水量不应超过300ppmV，若超标时应尽快退出运第 33 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 行。 10.2.15 设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送再次放电。 10.3 防止高压开关设备事故 10.3.1 所选用的高压开关设备除应满足相关国家标准外，还应符合国家电网公司《交流高压断路器技术标准》、《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》、《气体绝缘技术封闭开关设备技术标准》(国家电网生[2004]634号)及《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（生产输电[2004]4号），不得选用已明令停止生产、使用的各种型号开关设备。 10.3.2 断路器应选用无油化产品，其中真空断路器应选用本体和机构一体化设计制造的产品。 10.3.3 投切电容器组的开关应选用开断时无重燃及适合频繁操作的开关设备。 10.3.4 隔离开关和接地开关应选用符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》完善化技术要求的产品。 10.3.5 高压开关柜应选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下：空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）； 爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。 10.3.6 设备的交接验收必须严格执行国家和电力行业有关标准，不符合交接验收标准的设备不得投运。 10.3.7 新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《电力设备预防性试验规程》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行试验与检查，不合格者不得投运。 10.3.8 断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，并符合有关技术要求。 10.3.9 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，当发现喷油时，应查明原因并及时处理。 10.3.10 在对故障掉闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对实施强送的断路器进行仔细检查。 第 34 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 10.3.11 10.3.12 断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。 断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。 10.3.13 加强高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其是发电机变压器组断路器以及起联络作用的断路器，在并网前和解列后应到运行现场核实其机械位置，并根据电压、电流互感器或带电显示装置确认断路器触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。 10.3.14 室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧接近设备。如室内安装运行SF6开关设备，在进入室内前必须先行强迫通风15min以上，待含氧量和SF6气体浓度符合标准后方可进入。 10.3.15 在运行巡视时，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件有无异常电晕现象。 10.3.16 在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。 10.3.17 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，并定期做断路器机械特性试验，以及时发现问题。对于LW6型等早期生产的、采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造。 10.3.18 对气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油，防止压缩空气中的凝结水或液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置的气动机构应定期放水，如放水发现油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应及时投入加热设备 ，防止压缩空气回路结冰造成拒动。 10.3.19 断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。设第 35 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 计部门在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。 10.3.20 当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。 10.3.21 加强操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮及防小动物进入等性能良好，并保持内部干燥清洁。 10.3.22 加强辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。 10.3.23 根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取：合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流；加装电抗器等限流措施限制短路电流；在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等；更换为短路开断电流满足要求的断路器等措施。 10.3.24 开关设备应按规定的检修周期和实际短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。 10.3.25 当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。 10.3.26 10.3.27 积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。 对于频繁操作的断路器宜定期开展动态电阻测试工作，预防因弧触头长度不够导致主触头拉弧。 10.4 防止开关设备绝缘闪络、防止开关设备绝缘闪络、爆炸 10.4.1 根据设备现场的污秽程度，采取有针对性的防污闪措施，防止套管、支持瓷瓶和绝缘提升杆闪络、爆炸。 10.4.2 断路器断口外绝缘应满足不小于 1.15倍相对地外绝缘爬电距离的要求，否则应加强清扫工作或采取其他防污闪措施。 10.4.3 新装、大修的72.5kV及以上电压等级断路器，绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限度的变形。如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应予更换。 10.4.4 充胶（油）电容套管应具有有效的防止进水和受潮措施，发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时应及时进行处理或更换。应保证末屏接地良好，第 36 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 防止由于接地不良造成套管放电、爆炸。 10.5 防止开关设备载流回路过热 10.5.1 在交接和预防性试验中，应严格按照有关标准和测量方法检查接触电阻。 10.5.2 定期用红外线测温设备检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分（重点部位：触头、出线座等），特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。 10.5.3 定期检查开关设备的铜铝过渡接头。 10.6 防止开关设备机械损伤 10.6.1 认真对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。 10.6.2 断路器的缓冲器应调整适当，性能良好，防止由于缓冲器失效造成开关设备损坏。 10.6.3 开关设备基础不应出现塌陷或变位，支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。 10.6.4 加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。 10.7 防止断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当 10.7.1 解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。 10.7.2 根据《电力系统安全稳定导则》（DL/T 755-2001）及有关规定要求，断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。 10.7.3 应重视对以下两个参数的测试工作：断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求；断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。 10.8 防止控制回路电源和二次回路引发开关设备故障 10.8.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不第 37 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 低于标准要求。对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85％，并均不高于额定操作电压值的110％，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。 10.8.2 220kV及以上电压等级开关站站用电应有两路可靠电源，新建开关站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。 10.8.3 定期检查直流系统各级熔丝或直流空气开关配置是否合理，熔丝是否完好。 10.9 防止隔离开关故障 10.9.1 应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）》完善化技术要求的72.5kV及以上电压等级隔离开关应进行完善化改造。 10.9.2 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，并应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。 10.9.3 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。 10.9.4 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。 10.9.5 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。 10.9.6 为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象。检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点，检查平衡弹簧的张力是否合适。 10.10 防止高压开关柜故障 10.10.1 关柜。 10.10.2 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采新建、扩建和改造工程必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开用阻燃绝缘材料（如环氧或SMC材料），严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。 10.10.3 应在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。 第 38 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 10.10.4 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。 10.10.5 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。 10.10.6 高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。 10.10.7 10.10.8 应尽快淘汰柜体为网门结构的开关柜。 高压开关柜应优先选择LSC2类（具备运行连续性功能）高压开关柜，即当打开功能单元的任意一个可触及隔室时（除母线隔室外），所有其他功能单元仍旧可以继续带电正常运行的开关柜。 10.10.9 高压开关柜内一次接线必须符合《国家电网公司输变电工程典型设计》的要求，避雷器、电压互感器等柜内设备必须经过隔离断口与母线相连，严禁与母线直接连接。当隔离手车抽出后，隔离断口带电部位必须由可靠接地的金属活门进行遮挡。 10.10.10 高压开关柜招标技术规范中应将内部故障电流大小和短路持续时间（IAC等级水平）作为关键指标，要求制造厂提供相应的型式试验报告（报告中附试验试品照片），并明确压力释放装置的位置、尺寸及相关技术要求。高压开关柜内部故障电弧允许持续时间应不小于0.5s。 10.10.11 对相间或相对地空气绝缘净距不满足125mm（12kV）和300mm（40.5kV）的高压开关柜，应以空气/绝缘材料作为绝缘介质，并按标准要求进行开关柜凝露试验和绝缘材料老化试验，招标采购时，制造厂应提供相应型式试验报告。 10.10.12 环网柜选用时应充分考虑其安装地点和使用环境，合理设置压力释放角度和通道口位置。 10.10.13 强化高压开关柜工厂监造、出厂试验、安装调试、交接验收全过程监督管理，严格按相关制造标准、设备采购技术协议、施工验收规范及本措施要求进行产品装配和施工，保证设备一次接线与电气接线图一致，对于不符合要求的设备严禁投运。 10.10.14 工厂监造时应见证和核实产品结构、技术参数，以及关键元器件性能等符合技术协议要求，按照技术图纸要求设置压力释放通道，可触及隔室、不第 39 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 可触及隔室、活门和机构等关键部位应设置明显的警告、警示标识。 10.10.15 交接试验必须严格按照《DL/T404-2007 3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》和《GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准》等标准要求进行，严禁缺漏项以及试验不合格的产品投入运行。 10.10.16 各单位对批量采购的高压开关柜应组织开展关键性能抽检，保证供货产品的内部耐受电弧、温升、机械特性等主要性能指标与型式试验一致。 10.10.17 对避雷器与母线直接连接等存在一次接线安全隐患的开关柜，如具备改造条件，应首先改变接线方式，保证手车抽出或隔离开关分闸后，避雷器、电压互感器和熔断器等均不带电。 10.10.18 对由于结构原因无法进行一次接线改造的开关柜，应制订计划，逐步安排整体更换。在隐患消除前，应在存在安全隐患的隔室柜门上装设醒目的警示标识；母线带电情况下，严禁从事避雷器隔室内的检修工作。 10.10.19 对未设置和安装压力释放通道、或虽安装但不能达到泄压要求的开关柜，应与制造厂配合按照技术条件要求，采取设置压力释放装置、将泄压通道顶盖板金属螺栓更换为防爆螺栓（尼龙螺栓等）、加固前后门等手段进行改造；对不具备改造条件的设备，应安排整体更换。 10.10.20 对相间或相对地空气绝缘净距不满足125mm（12kV）和300mm（40.5kV）的高压开关柜，应采取导体加装绝缘护套的包封措施。所用绝缘护套材料必须通过老化试验，且应与所配开关柜使用寿命保持一致。绝缘包封改造应满足防潮、抗老化要求，包封后的设备通流能力和散热效果应满足运行要求。 10.10.21 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技术改造。 10.10.22 应全面核实开关柜面板上的一次电气接线图，使其与柜内实际一次接线保持一致，对不一致的应立即纠正。 10.10.23 现场人员必须在完成开关柜内所有可触及部位的验电、接地后，方可进入柜内实施检修维护作业。对进出线电缆头和避雷器引线接头等易疏忽部位，应作为验电重点全部验电，确保检修人员可触及部分全部停电。 10.10.24 重视高压开关柜所配防误操作装置的可靠性检查，应充分利用停电时间检查手车与接地开关、隔离开关与接地开关的机械闭锁装置。加强带电显示第 40 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 闭锁装置的运行维护，保证其与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应作为严重缺陷尽快予以消除。 10.10.25 对长期存在中性点不平衡电压或线路容性电流较大的系统，应装设具备自动跟踪调谐功能的消弧线圈，例行试验中应开展消弧线圈控制装置的检查和试验，巡视中应加强对回路接线、设备外观的检查，保证其可靠运行。 10.10.26 如高压开关柜采用微机保护，可考虑适当压缩主变压器各段保护级差时间，以减少故障电弧的持续破坏时间。 10.10.27 积极开展超声波局部放电检测、暂态地电压检测等带电检测技术的研究和应用，及早发现开关柜内绝缘缺陷，防止由开关柜内部局部放电演变成短路故障。 10.10.28 加强开展开关柜温度检测，对温度异常的开关柜强化监测、分析和处理，防止导电回路过热引发的柜内短路故障。 10.10.29 对35kV和运行环境较差的10kV开关室应加强房间密封，采取安装空调或工业除湿机，并在柜内加装加热驱潮装置等措施；对高寒地区，应选用满足低温运行的断路器和二次装置，否则应在开关室内配置有效的采暖或加热设施，防止温度过低影响开关机构性能。 10.10.30 加强高压开关柜巡视检查和状态评估，对用于投切电容器组等操作频繁的开关柜要适当缩短巡检和维护周期。 10.10.31 针对产品技术特点，加强一线员工在运行维护和安全操作等方面的技术培训，提高人员的技能水平。检修人员应严格按照标准化作业要求进行作业，确保安全和检修质量。 10.11 防止SF6断路器及GIS故障 10.11.1 SF6开关设备应定期进行微水含量和泄漏检测，如发现不合格情况应及时进行处理在处理过程中，设备内的SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及造成人员中毒事故。 10.11.2 室内安装运行的SF6开关设备，应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。 10.11.3 应充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析。基建、生产用SF6气体必须经SF6气体质量第 41 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 监督管理中心检测合格，并出据检测报告后方可使用。 10.11.4 SF6压力表和密度继电器应定期进行校验。现场无条件校验密度继电器的须结合SF6露点试验定期测量SF6压力。 10.12 防止避雷器事故 10.12.1 新上或更换的110kV及以上电压等级避雷器，宜采用金属氧化物避雷器。对110～200kV普阀避雷器，应积极进行更换。 10.12.2 对金属氧化物避雷器，应积极开展带电检测技术，在检测中发现异常情况时应及时查明原因。35kV及以上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，但对500kV金属氧化物避雷器应每年雷雨季前进行一次预防性试验。 10.12.3 严格遵守避雷器电导电流测试周期，每年进行一次运行中持续电流测量，具备带电检测条件时，雷雨季节前后各进行一次带电测量。 10.12.4 110kV及以上电压等级避雷器宜安装电导电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。 10.12.5 10.12.6 严格金属氧化物避雷器的选型管理，严禁错用金属氧化物避雷器。 为使避雷器动作负载平衡，开关站110kV及以上电压等级避雷器应采用同类型避雷器，如有混装（即同一开关站同时使用金属氧化物避雷器、磁吹避雷器和普阀避雷器）情况，应进行改造更换。 10.13 防止高压电缆事故 10.13.1 严格按照《10（6）kV～500kV电缆技术标准》（Q / GDW371—2009 ）进行高压电缆的设计、建设和改造等工作。 10.13.2 加强电缆质量检验工作。对于110(66)kV及以上电缆应派人进行厂家监造，执行现场接头前的电缆质量检验。同时电缆生产厂家也应加强质量管理，提高质量意识，严格出厂前的试验和检验工作，杜绝不合格产品流入市场。 10.13.3 提高电缆安装质量。由专业的施工队伍进行安装，加强接头安装人员的技术水平和质量意识，严格按照安装工艺施工。在电缆敷设采用牵引方式时应防止转弯处的侧压力过高，接头安装时应注意采用好的工艺措施保证安装水平。 第 42 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 10.13.4 额定电压U0/U为18/30kV以上的橡塑电缆应避免采用直流耐压对交联电缆做竣工试验，可以采用串联谐振或VLF的方法，如果没有相应设备也可以采用24h空载运行的方式。 10.13.5 加大运行监测力度。加强巡视，采用红外线测温、在接头部位安装温度监测系统、局部放电技术等检测手段，提前预防。 10.13.6 加强高压电缆或终端油封、油压的日常巡视检查，按照厂家要求定期进行油样化验。 第43 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 11 防止压力容器等承压设备爆破事故 11.1 加强设备监造和出厂质量验收 11.1.1 压力容器在安装前必须进行安全性能检验，并将该项工作前移至制造厂进行，不得安装未经检验或经检验不合格的设备。 11.2 严格执行严格执行压力容器使用登记管理执行压力容器使用登记管理规则压力容器使用登记管理规则 11.2.1 必须严格按照《压力容器使用登记管理规则》（国质检锅[2003][213 号]）办理注册登记，领取使用证。 11.3 防止超压 11.3.1 根据设备特点和运行条件,制定和完善压力容器运行操作规程，明确启停过程中压力变化速度及异常工况的紧急处理措施，防止压力容器超压运行。 11.3.2 定期对压力容器安全阀进行校验和排放试验，并结合压力容器定期检验或检修工作，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。各项试验均应建立完整的试验台账。 11.3.3 在运压力容器及其安全附件（安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）不得带缺陷运行。对于设有自动调整和保护装置的压力容器，保护装置退出须经本单位生产（技术）负责人批准，在保护装置退出后应加强监视，限期恢复。 11.3.4 压力容器上使用的压力表表盘直径应大于 100 毫米，其精度等级必须满足相关技术要求，并严格按照规定周期进行计量检定。 11.3.5 压力容器内部存有压力及有残余气体存在时，禁止进行任何维修或紧固工作。 11.3.6 入厂气瓶外表颜色、字样、色环必须符合《气瓶颜色标志》（GB7144-1999）的规定要求。在用气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用。气瓶立放时应采取防止倾倒的措施，公称容积大于等于 5 升的气瓶应配有固定瓶帽或保护罩，液氯钢瓶必须水平放置，使用溶解乙炔气瓶必须配置防止回火装置。 11.4 防止在用压力容器爆破 11.4.1 在用压力容器及其附件，应按照《压力容器安全技术监察规程》(质技监第 44 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 局锅发〔1999〕154 号)、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL612-1996）、《压力容器定期检验规则》（TSG R7001-2004）等有关规程要求，由具有相应资质的单位及检验人员按照规定的检定周期进行检验。对定期检验中发现的缺陷应及时进行处理。 11.4.2 严禁随意在压力容器上开孔和焊接其它构件。确需开孔或焊接构件应按特种设备管理要求办理相关手续，进行强度校核，并制定技术工艺措施，经本单位生产（技术）负责人批准后，方可实施。 11.4.3 停用超过两年以上的压力容器重新启用时应进行全面检验，检验合格后必须进行耐压试验。所有项目合格后方可投入运行。 11.5 防止机外管、防止机外管、公用管道、公用管道、临时管道爆破 11.5.1 压力管道、取样管、仪表管座等承压部件应结合机组检修，按照《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）及《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）的有关要求进行检验。 11.5.2 压力容器定期检验时，应按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-2006）的有关规定，对与压力容器相连的管系进行检查，并重点检查支吊架状态，防止管系的应力施加于压力容器，必要时应对支吊架进行调整。 11.5.3 机组冷却器及其管道在 A 级检修时，应进行耐压试验。 11.5.4 在基建或机组 A 级检修时，所有临时增加的管道等承压部件，应按照有关规程、标准进行检查与检验。 11.6 防止承压装置破裂和失压 11.6.1 压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁。 11.6.2 压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。 11.6.3 机组油压装置大修后应做低油压事故停机试验。 11.6.4 在压油罐、储气罐、蜗壳进人孔、尾水进人孔、法兰等高压管道和设备附近如需检修作业，应进行必要的危险点分析，并采取相应的防护或防范措施。 11.6.5 打开承压装置进人孔或设备及管道检修前，应先排空压力，仔细进行检查，确认无压力后方可工作。拧松管道法兰盘螺丝，应先把法兰盘上距身体较远第 45 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 的一半螺丝先松开，再拧松靠近身体一半的螺丝。 11.6.6 运行中，压力油罐的油压和油位均保持正常工作范围内，压力容器、油泵及安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、传感器、联锁、自动装置等）其压力传感器、压力开关和备用泵压力传感器、压力开关的调整应符合GB8564-2003要求，油压装置油压降低到事故低油压时，紧急停机的压力开关应立即动作，其整定值应符合设计要求。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经批准，保护退出后，加强监视，且应限期恢复。 11.6.7 压油罐的自动补气装置及集油槽的油位发讯装置，应动作准确可靠。 11.6.8 调速器、球阀的操作压力油罐应配置双套独立的油泵和电源系统，互为备用，在机组停机状态下也能根据压力自动启动，保证机组随时安全启动和黑启动。 第 46 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 12 防止监控防止监控系统及监控系统及机械系统及机械保护拒动机械保护拒动、保护拒动、误动事故 12.1 防止监控系统事故的技术措施 12.1.1 计算机监控系统的设计应严格执行《水力发电厂计算机监控系统设计规定》（DL/T 5065—1996）的一般设计原则、功能要求、硬件选择要求、软件技术要求、二次接线等相关要求。 12.1.2 计算机监控系统设备的制造过程、现场安装投运等各阶段试验和验收的基本项目及测试方法必须严格执行《水电厂计算机监控系统试验验收规程》（DL/T 822—2002）的相关要求。 12.1.3 监控系统的网络交换机、服务器、工程师站、操作员站等设备间的环境条件、接地、供电、技术安全要求等应符合《电子计算机场地通用规范》（GB/T 2887-2000）的要求，确保监控系统的计算机设备在良好的环境条件下运行。 12.1.4 监控系统配置应能满足机组任何工况下的监控（包括紧急故障处理）的要求，CPU 负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。 12.1.5 现地控制单元的CPU应采用冗余配置，冗余的 I/O 信号应通过不同的 I/O 模件引入。冗余配置的CPU、通信接口、网络设备应处于良好的热备用状态。 12.1.6 监控系统应由两路电源（其中一路来自 UPS 电源）供电，电源切换时间小于 5 毫秒。严禁将非监控系统设备接入监控系统 UPS 电源。现地控制单元CPU、网络通讯设备所用的电源应采取冗余配置，并且分别取自电站厂用交流和直流电源。 12.1.7 接入监控系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。 12.1.8 操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。手动或故障紧急停机等功能应采用独立于监控系统的回路来实现。 12.1.9 监控系统应与全厂时钟系统(或 GPS 时钟)同步。 12.2 加强监控系统的加强监控系统的运行维护管理 12.2.1 规范监控系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行编程或修改操作。 第 47 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 12.2.2 监控系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。电站控制逻辑和参数每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少2份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于5年。 12.2.3 每年进行一次监控系统的接地系统检测和复核，确保接地系统测试参数符合规程规定要求。 12.2.4 每年进行一次监控系统网络和服务器的负荷率测试，并定期进行电源、网络、控制器的切换试验，确保满足《水电厂计算机监控系统试验验收规程》（DL/T 822—2002）的相关要求。 12.2.5 建立严格的监控系统安全防护措施。监控系统中严禁拷贝、存放、运行非监控系统软件。监控系统通讯网络不得与社会网络联网。除调度端 AGC 系统外，监控系统与厂内 MIS、SIS等系统联网必须采取可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委 30 号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第 5 号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34 号）等规定的要求。 12.3 完善监控系统故障的完善监控系统故障的紧急处理措施 12.3.1 根据电站具体情况，制订在各种情况下监控系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。 12.3.2 部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及电站设备运行状况酌情处理。 12.3.3 全部操作员站发生故障时，如主要后备手动操作回路及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复到操作员站运行方式，否则应立即停机。 12.3.4 机组或辅助设备控制单元或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将所控设备退出运行或根据处理情况采取相应措施。 12.3.5 机组有功或无功调节回路发生故障时，应从自动切至手动调节维持运行，第 48 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。 12.4 防止机械保护防止机械保护的误动保护的误动、的误动、拒动事故 12.4.1 应严格执行《水电厂自动化元件及其系统运行维护与检修试验规程》（DL/T 619—1997）、《水电厂非电量变送器、传感器运行管理与检验规程》（DL/T 862—2004）的相关要求，加强机组自动化元件和装置的运行、维护、检修、试验、技术改造和技术监督管理工作。 12.4.2 不得擅自改动机械保护定值和退出机械保护，永久修改或临时修改机械保护配置或整定值都必须严格履行申请、审批、执行、存档手续，如果是临时性修改，还应说明计划恢复时间，恢复时必须严格履行申请、审批、执行、存档手续。 12.4.3 加强机组机械保护涉及的元件、装置和回路的日常巡查和定期检查工作，防止潮湿、积水、发热、松动等引起的误动和拒动。 12.4.4 必须确保备用机组机械保护的可靠供电，所涉及的压力、油位、温度、水位、振动、摆度等参数测量的元件和回路必须处于完好状态。 12.4.5 必须将所有硬布线回路、控制逻辑纳入机组机械保护联动试验范围。 12.4.6 检修机组启动前，应对相关机械保护的元件、装置和回路进行静态模拟试验，检查核对跳闸逻辑、报警及保护的整定值。 12.4.7 处理机械保护元件和回路故障必须严格履行审批程序并采取相应安全技术措施，如机组被迫退出运行，必须在8小时内恢复备用。 12.4.8 机械保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。必要时只可在机械保护回路软件编程中，设置由二次专业人员操作的置位开关。每次置位和解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位时限，并记入运行日志留档备查。 12.4.9 机组运行中进行机械保护元件、装置和回路的检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。 12.4.10 12.4.11 机械保护的电源端子排及回路端子排应做明显标志，防止误触误碰。 定期检查监控系统现地控制单元CPU的内置电池，发现损坏或超期应及时更换。 12.4.12 应在机组停机时查找和处理机组控制系统的直流电源接地故障。 第 49 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 12.4.13 机械保护的检测元件、位置开关、接线端子箱等应有良好的防水、防尘措施。 第 50 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 13 防止机网协调事故 13.1 加强发电机与电网密切相关设备管理加强发电机与电网密切相关设备管理 13.1.1 发电机及电站升压站的一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、电力调度自动化系统子站设备和电力专用通信设备等应同步投入运行，其各项参数及整定值应满足所接入电网的要求。 13.1.2 应制定必要的管理制度，规定机组励磁系统（包括PSS）、AGC、AVC和调速器系统的参数设置、设备投停、设备改造等方面工作的审批手续和技术措施。 13.1.3 单机容量200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置等保护定值应上报调度部门审定，其中发电电动机低频率保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，发电电动机低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。 13.1.4 单机容量50MW及以上的机组，发电电动机励磁系统的低励限制、调差率、PSS等环节的整定值应上报调度部门审定。 13.1.5 机组有功出力机组振动区域等参数应上报调度部门备案。 13.1.6 应按照电网运行要求配备 PMU 及安全自动装置等设备，并实现与调度主站联网。 13.1.7 应具备黑启动能力，满足电网对黑启动功能的相关技术要求，并制订完善的黑启动预案。 13.2 完善发电机组参数管理 13.2.1 新建或改造的发电电动机励磁系统（包括PSS）、AGC、AV、调速系统的有关功能、模型、逻辑、定值及参数设定等在供货协议签订前必须经过充分的技术论证，并在投产试验后报调度部门备案。 13.2.2 发电机组励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列入工程验收内容。 13.2.3 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在发电电动机进入商业化运行前完成实际测量。改造发电电动机的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在投入运行后半年内完成实际测量。测量工作应由具有资质的试验第 51 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 单位进行。 13.2.4 发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调度部门和技术监督执行部门审核。发电机的原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括：原动机数学模型结构及相关参数；励磁系统类型及工作原理图、励磁系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围和换算关系等；调速系统类型及工作原理图、调速系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围、一次调频（包括调频死区）的实现逻辑等。 13.3 加强发电机组一次调频管理加强发电机组一次调频管理 13.3.1 并网发电机组应具有一次调频功能，并投入运行。机组退出一次调频功能须报相应调度部门同意。 13.3.2 机组在各种水头条件下运行，机组进水导叶开度均应保留3%以上的调节能力。机组处于额定出力运行时，为保证安全，一次调频不得超过机组允许的最大出力。 13.3.3 水头50米以上的机组，一次调频的负荷响应滞后时间应不大于4秒。 13.4 加强AGC的运行管理 13.4.1 40MW及以上机组应具备AGC功能，并参加电网AGC运行。 13.4.2 新投产机组的AGC功能应在机组移交商业运行的同时投入使用，发电机组AGC的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。 13.4.3 对已投运AGC的发电机组，在设备重大改造及大修后投入AGC运行前，必须经相应调度机构组织系统联合测试。测试前，电厂应向调度机构提出系统联合测试申请，并提供机组有关现场试验报告。 13.4.4 凡参加AGC运行的单位必须保证其设备的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得将投入AGC运行的发电机组擅自退出运行或修改参数。 13.5 加强电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理 13.5.1 电厂高压母线电压允许范围应按照相应调度部门下达的电压曲线执行，运行中应及时调整发电机无功出力，确保高压母线电压符合要求。 13.5.2 并网机组应具备进相运行能力。机组进相运行范围应由具有资质的试验单位试验确定，试验过程中发电机应带高压厂用变压器运行。试验结果应报电网第 52 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 调度部门批准。 13.5.3 发电机监控系统和表计应能够监视发电机双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相运行的主要因素时，应具备监视发电机功角的能力。 13.5.4 电厂升压变压器的分接头宜设置于1.0－1.1倍额定电压；厂用变压器的分接头位置应与升压变压器分接头位置相协调，保证发电机无功出力适应从迟相到进相的全部过程。 13.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求 13.6.1 电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按照有关规定作好保护定值整定。 13.6.2 当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时，应立即解列发电机。 13.6.3 当发电机定子绕组相电流低于三相出口短路电流的60%～70%时（通常振荡中心在发电机－变压器组外部），发电机应允许失步运行5～20个振荡周期。此时应立即增加发电机励磁，同时减少有功出力，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。 13.6.4 发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组实际情况综合考虑。所在电网不允许发电机失磁运行时，发电机失磁保护应投跳闸，失磁保护拒动应立即将发电机解列。 13.6.5 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率异常运行能力。发电机组低频保护定值除应满足发电机制造厂有关规定及相关规程外，还应与电网低频减载定值相协调。 第 53 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 14 防止励磁系统事故 14.1 加强发电电动机加强发电电动机励磁系统基建安装发电电动机励磁系统基建安装、励磁系统基建安装、调试试验管理调试试验管理 14.1.1 单机容量50MW及以上发电电动机组应配置PSS（电力系统稳定器），并根据机组调度管辖范围由相应调度部门管理。 14.1.2 励磁系统的PSS环节应按照《电力系统稳定器整定试验导则》（Q/GDW-143）完成相应试验。 14.1.3 机组基建投产或大修后，应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应具备励磁系统启动方案和安全措施。 14.1.4 发电电动机励磁系统PSS装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或技术监督单位进行（或认可），PSS的传递函数及最终整定参数应书面报告相关调度部门审批。 14.1.5 机组在并网状态下进行PSS试验时，应制定完善的技术方案和安全措施，报相应调度管理部门批准后实施。 14.2 加强励磁系统运行检修管理 14.2.1 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续，在书面报告有关部门审批并进行相关试验后，方可执行，严禁随意更改励磁系统参数设置。 14.2.2 并网机组励磁系统应在自动方式下运行。如励磁系统故障或进行试验需退出自动方式，必须及时报告调度部门。 14.2.3 自并励系统中，励磁变压器的铁心温度和表面温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内。 14.2.4 保证励磁系统具有良好的工作环境。环境温度不得超过规定要求，滤网应及时进行清理，必要时应采取防尘降温措施。 14.3 强化发电电动机强化发电电动机励磁系统相关技术要求发电电动机励磁系统相关技术要求 14.3.1 发电电动机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。如因发电电动机失磁保护需要,转子正、负极回路已引入发电电动机保护柜内，转子一点接地保护可安装于发电电动机保护柜，但应采取必要的安全措施。 第 54 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 14.3.2 励磁系统各限制环节应满足发电电动机许可的最大工作范围，并与发电电动机、变压器保护相配合，在发电电动机、变压器保护动作之前发挥作用。 14.3.3 励磁系统过励磁限制环节应与发电电动机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性，宜与发电电动机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下，当发电电动机端电压与运行频率之比（V/f）大于＞1.053～1.11 时，过励磁限制应启动；当发电电动机频率低于 45Hz时，励磁系统应自动灭磁。 14.3.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电电动机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。 14.3.5 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电电动机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。 14.3.6 励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特性应与发电电动机转子的过负荷能力相一致，并与发电电动机保护中转子过负荷保护定值相配合。 14.3.7 自并励系统中，励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。 14.3.8 励磁系统的低励限制应考虑发电电动机电压影响。低励限制环节应按照发电电动机和电网许可的进相能力进行整定，并与发电电动机失磁保护相配合，低励限制应在发电电动机失磁保护之前动作。 14.3.9 当励磁系统的过励限制、定子过流限制和低励限制控制失效后，相应的发电电动机保护应完成解列灭磁。 14.3.10 励磁系统基本参数要求 14.4.10.1励磁系统中整流柜的均流系数应不低于0.85。 14.4.10.2 励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求，且灭磁装置应具备独立于调节器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。 14.4.10.3 励磁系统中整流元件冗余应达到国家标准要求，确保单元件损坏不影响系统额定参数运行。 14.3.11 利用自动控制系统对发电电动机励磁进行控制时，受控机组励磁系统应置于电压控制模式。 第 55 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 14.3.12 励磁系统二次回路要求 14.4.12.1励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。 14.4.12.2 两套励磁调节器的电压回路应相互独立,即分别取自机端电压互感器不同的二次绕组。 14.3.13 14.3.14 机组解列运行时，发电电动机出口断路器要先于磁场断路器断开。 励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。 第 56 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 15 防止静止变频器（防止静止变频器（SFC）系统事故 15.1 SFC系统设备（主要包括输入变压器、整流器、逆变器、交直流电抗器、控制柜、断路器等设备）应按专业从选型、订货、监造、验收、投运、运行维护和检修等方面进行全过程管理，确保符合相关规程规定要求。 15.2 SFC系统变压器试验项目和验收标准应符合《半导体变流器 变压器和电抗器》（GB/T3859.3）和《交流变压器 工业用变流变压器》（GB/T18494.1）的相关条款的规定。 15.3 SFC系统变流器和控制装置的试验项目和验收标准符合《调速电气传动系统 第4部分》（GB/T12668.4）的相关规定。 15.4 SFC系统的电磁兼容性应符合《调速电气传动系统第3部分》（GB/T12668.3）的相关要求。 15.5 15.6 SFC运行管理应执行公司《抽水蓄能电站静止变频器运行规程》。 SFC应依据谐波滤波器放电时间间隔要求和可控硅特性要求，制定SFC连续运行时间和间隔时间的限制规定。 15.7 SFC系统的控制电缆应采用屏蔽电缆，其信号传输电缆应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。同时避免与其他动力电缆长距离平行走线，以减小电磁干扰。 15.8 SFC系统软件版本应设专人管理。其软件版本和结构配置文件修改、升级前，应对其书面说明材料及检测报告进行确认，并对原运行软件和结构配置文件进行备份。应严格执行国家有关网络安全规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件功能。 15.9 第 57 页 共 69 页 SFC应有影响心脏起搏器正常工作的警示标牌。 抽水蓄能电站重大反事故措施 16 防止继电保护事故 16.1 加强继电保护基建、加强继电保护基建、改造和运行管理 16.1.1 继电保护的选型和配置，必须满足相关规程规定要求，并经相关专业技术管理部门同意。 16.1.2 相关基建和改造工程验收时,验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。新设备投产时应认真制订保护启动方案，做好事故预想。 16.1.3 建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并设置专人负责继电保护技术监督工作。 16.1.4 工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，必须实施继电保护技术监督。 16.1.5 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，防止发生继电保护“三误”事故。 16.1.6 加强继电保护专业人员岗位培训，制定和落实继电保护专业人员年度培训计划，并认真加以考核。 16.2 继电保护双重化继电保护双重化配置的基本要求双重化配置的基本要求 16.2.1 新建电厂两套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区。 16.2.2 新建电厂两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。 16.2.3 两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。 16.2.4 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。 16.2.5 两套保护装置之间不应有电气联系。 16.2.6 线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。 16.3 继电保护双重化配置的基本原则 16.3.1 单机容量100MW及以上发电电动机和220KV及以上主变压器应按双重化原则配置微机保护 （非电量保护除外）。每套保护均应设有完整的主、后备保护，第 58 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 能够反映被保护设备的各种故障及异常状态。 16.3.2 主变压器、油浸式厂用高压变压器等宜配置单套非电量保护，并同时作用于断路器两个跳闸线圈。变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸回路，并与电气量保护完全分开。非电量保护中间继电器应由110V或220V直流启动，启动功率大于5W，动作速度不宜小于10ms。 16.3.3 两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器不同二次绕组。电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免出现保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，应注意避免单套保护退出运行时出现电流互感器内部故障死区问题。新、扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。 16.3.4 双重化配置保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈应分别对应。 16.3.5 应遵循双重化配置保护的直流电源回路接线原则：直接接入220kV及以上电压等级的发电电动机，两套相互独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段；断路器的两组跳闸电源应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段。新建、改扩建升压站内断路器控制电源及保护、监控系统的电源，应取自升压站配置的独立蓄电池组。 16.3.6 单机容量200MW及以上发电电动机应配置专用故障录波器。 16.3.7 失磁保护宜按异步边界阻抗圆整定，动作时限Ⅰ段一般不小于0.5秒。此外，失磁保护宜采用机端电压作为辅助判据，其低电压定值不应小于85%额定电压。 16.3.8 差动保护使用的各侧电流互感器线圈应有相同的准确级且暂态特性应基本一致。 16.3.9 应设置机组启动失灵保护回路：220kV及以上电压等级单元制接线的发电电动机，在断路器出现单相或两相拒动，或三相不一致保护动作后仍存在问题时，应使用具有电气量判据的保护启动发电机的断路器失灵保护。高压侧为双母线接线形式时，还应解除失灵保护的低电压闭锁功能。启动失灵保护的电流判别元件应取自靠近断路器侧的电流互感器。电流互感器等级宜选用P级。非电气量第 59 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 保护不应启动失灵保护。 16.3.10 阻抗保护须经电流元件(如电流突变量、负序电流等)启动，在发生电压二次回路失压、断线以及切换过程中交流或直流失压等异常情况时，阻抗保护应具有防止误动措施。 16.3.11 件。 16.3.12 发电电动机组的保护应有切换和闭锁，以满足发电电动机工况转换采用零序电压原理的发电电动机匝间保护应设有负序方向闭锁元主回路换相和同步起动和异步起动的要求。对测量原理与电流、电压相序有关或与电流和电压之间夹角有关的应考虑换相对保护的影响。对测量原理与频率有关的保护装置，应考虑起动过程频率变化对保护的影响。 16.3.13 发电电动机保护闭锁回路设计要可靠、完善。闭锁信号的选取要直接取自监控输出或辅助设备接点，通过二次接线引入保护的闭锁信号应经过光电隔离。机组闭锁与动作出口设计要满足机组带压后任何工况均应有快速保护投运的要求。 16.4 加强继电保护二次回路管理 16.4.1 装设静态保护(含微机保护)的保护屏间应敷设专用接地铜排网，接地铜排网应经一点与主接地网可靠连接。保护装置不得采用通过槽钢接地方式。 16.4.2 保护室与通信室间的信号传输电缆应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。 16.4.3 对于经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响及防止出口继电器误动的措施，尤其应注意避免各继电保护之间逻辑回路的电缆过长问题（失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等）。 16.4.4 发电电动机、变压器保护及母差保护、失灵保护的开入直跳回路，应采用双开入方式，并采用强电大功率中间继电器（110V或220V直流启动、启动功率大于5W、动作速度不宜小于10ms）。 16.4.5 电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。 16.4.6 经控制室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路，应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关站的接地点应断开。为保第 60 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。独立的、与其它互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路，可以在电压互感器安装处实现一点接地。 16.4.7 电压互感器二次线圈中性点在开关站采用经放电间隙或氧化锌阀片接地时，应定期维护检查防止出现两点接地。 16.4.8 来自电压互感器二次回路的四根开关站引入线中的中性线与互感器三次回路的两根开关站引入线中的N线必须分开，不得共用。 16.4.9 主设备非电量保护应做到防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。 16.4.10 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。 16.5 加强继电保护整定和软件版本管理 16.5.1 健全继电保护定值单管理制度，继电保护定值单必须履行相关审批程序后方可执行。 16.5.2 继电保护定值和软件版本应设专人管理。每年应根据相关规定、电网调度部门下达的综合电抗及主设备技术条件对所管理的继电保护定值及其配合关系进行校核、计算。 16.5.3 微机型继电保护及安全自动装置的软件版本和结构配置文件修改、升级前，应对其书面说明材料及检测报告进行确认，并对原运行软件和结构配置文件进行备份。修改内容涉及测量原理、判据、动作逻辑或变动较大的，必须提交经动模试验的全面检测认证报告。应建立和完善继电保护故障信息管理系统，并严格执行国家有关网络安全规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件功能。 16.6 发电机、发电机、变压器保护整定计算应注意的问题 16.6.1 大型发电机高频、低频保护整定计算时，应分别根据发电机在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机性能、特性曲线，并结合电网要求进行整定计算。 16.6.2 发电机转子过负荷保护应投入运行，且与励磁系统过励磁电流限制相配合。 第 61 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 16.6.3 过激磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，其返回系数不宜低于0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并与励磁系统的负荷限制特性相配合，按励磁调节器过励限制首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。 16.6.4 单机容量200MW及以上发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波保护的出口分离，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。发电机定子接地保护动作整定值应按制造厂的要求确定，在投入跳闸前，必须根据发电机在不同负荷工况下实测的零序基波电压和中心点侧三次谐波电压的有效值数据进行校核。 16.6.5 发电机负序电流保护应根据制造厂提供的负序电流暂态限值（A值）进行整定，并留有一定的裕度。 16.6.6 发电机保护启动失灵保护的零序或负序电流判别元件灵敏度应与发电机负序电流保护相配合。 16.6.7 按照励磁调节器低励限制先动作、发电机失磁保护后动作的顺序整定失磁保护。失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，且应配置振荡闭锁元件。 16.7 加强继电保护检验 16.7.1 发电机主保护、变压器主保护、母线保护、断路器失灵保护、安全自动装置等重要保护运行一年后应进行全部检验，严禁超期和漏项。 16.7.2 根据相关技术标准、规程、规定和反事故措施，编制继电保护标准化作业指导书。在作业中，不得为赶工期减少调试、检验项目。 16.7.3 定期对继电保护试验仪器、仪表进行检定，微机型继电保护试验装置的监测周期为1-2年。 16.7.4 新投设备进行整组试验时，应把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，防止存在任何寄生回路。 第 62 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 17 防止调度自动化系统子站设备与通信系统事故 17.1 防止调度自动化系统子站设备事故 17.1.1 电厂的远动终端设备、计算机监控系统、相量测量装置（PMU）、电能量远方终端、电能表、发电侧报价终端、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备、水情测报设备及 GPS 装置等电力调度自动化系统子站设备（简称自动化子站设备）新、改（扩）建工程的设计、选型，应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化系统主站的技术要求。 17.1.2 严格按照《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T 5003-2005)的要求和调度生产的实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。 17.1.3 电厂的远动终端设备（RTU）、计算机监控系统、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等电力调度自动化控制系统子站设备与电力调度自动化系统主站系统间应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道），采用网络方式时应采取网络安全防护措施。 17.1.4 自动化子站设备必须通过具备国家级检测资质的电力设备检测部门检测，并取得其颁发的质量检测合格证。 17.1.5 加强对电厂监控系统、电力调度自动化系统子站设备的安全防护，并满足《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会令第5号）及《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34号）等规定、规范的有关要求。 17.1.6 电厂二次系统安全防护实施方案须报相应电力调度部门审核，方案实施完成后应由电力调度部门验收。接入电力调度数据网络的设备和应用系统，其接入技术方案和安全防护措施须经电力调度部门核准。 17.1.7 电厂自动化子站设备的供电电源应配置专用的不间断电源(UPS)或采用电厂直流系统供电，并保证电源的可靠性，相关设备应加装防雷（强）电击装置。 17.1.8 严格按照《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T 516—2006）的规定和生产实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。 17.1.9 发电厂监控系统应具有完善、可靠的技术措施，对电力调度自动化系统主站下发的AGC、AVC指令应进行安全校核。 第 63 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 17.1.10 制定和落实发电厂监控系统和自动化子站设备故障应急预案和故障恢复措施，相关系统和数据应定期进行备份。 17.1.11 行测试。 根据有关规定要求，结合一次设备检修，定期对自动化子站设备进17.2 防止通信系统事故 17.2.1 接入系统的发电厂应与电力通信网具有两个独立的通信传输通道。 17.2.2 电厂所用通信设备，应符合相关国家标准、行业标准及其他有关规定要求，通信设备选型和配置应与电网通信网相协调，满足所接入系统的组网要求。 17.2.3 通信站应配置专用不停电通信电源系统，及两路可靠的交流电源输入，并且能够自动切换。通信高频开关电源整流模块应按N+1原则配置，且能可靠地自动投入和自动切换。当交流电源发生中断时，通信专用蓄电池组独立供电时间应不小于8小时。 17.2.4 承载同一220kV及以上线路的两套继电保护、安全自动装置业务的电厂通信站，应实现通信电源双重化配置。传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装置信号的两组通信设备，应分别接入两套不同的通信电源系统。 17.2.5 厂内通信缆线应采用不同路径的电缆沟道、电缆竖井进入通信机房和主控室，尽量避免与一次动力电缆同沟布放。同时，应完善防火阻燃和阻火分隔等项安全措施，并绑扎醒目的识别标志。 17.2.6 通信机房动力环境及通信设备运行状态应做到24小时有人监视。通信机房内主要设备的报警信号（声、光）及装置应正常、可靠。无24小时值班的通信站，各通信设备主报警信息应接入电厂通信综合监测系统或纳入电厂电气运行统一监视与管理。 第 64 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 18 防止直流系统事故 18.1 发电机组、发电机组、发电厂升压站直流系统配置原则发电厂升压站直流系统配置原则 18.1.1 发电机组用直流系统应与升压站直流系统相互独立，在直流电源输出部分不应有任何电气连接。 18.1.2 发电机组用直流系统应设立两组蓄电池，每组蓄电池容量按能够单独为机组直流供电考虑。应设置两台工作充电装置和一台备用充电装置，备用充电装置可在任一台工作整流装置故障或检修退出工作时切换投入。 18.1.3 直流系统母线应采用具有分段联络开关的两段母线。正常情况下，两段母线分别独立运行，每段母线接一组蓄电池和一套工作整流装置。 18.1.4 直流系统应采用辐射供电方式。目前仍为非辐射供电方式的，应尽快进行改造。 18.1.5 发电机组用直流系统宜设置直流分电屏，分电屏上设立两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从机组用直流系统两段母线上接取。 18.1.6 220kV及以上电压等级升压站应采用三台充电、浮充电装置、两组蓄电池组的供电方式。 18.1.7 升压站直流系统宜按串或按高压母线段设置分电屏，分电屏上设立两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从升压变电站用直流系统两段母线上接取。 18.1.8 电站直流系统的蓄电池容量应考虑发生全厂停电后，能满足机组黑启动的需要。 18.1.9 直流系统各级保险容量、开关保护定值应有统一的整定方案，合理配置，确保不会发生越级跳开关或保险。 18.2 加强蓄电池组运行维护管理 18.2.1 加强蓄电池运行环境温度控制。对于浮充电运行的蓄电池组，所在蓄电池室环境温度不能长期超过30摄氏度。 18.2.2 除制造厂有特殊规定外，浮充电运行的蓄电池组应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，应严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电第 65 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 电压过高或过低损坏。 18.2.3 新安装或更换过电解液的防酸蓄电池组，在第一年内每半年进行一次核对性放电试验。运行一年后的防酸蓄电池组，每隔1～2年进行一次核对性放电试验。 18.2.4 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔三年进行一次核对性放电试验。运行六年以后的阀控蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。 18.2.5 蓄电池组禁止长期并列运行。 18.3 确保直流系统设备安全稳定运行 18.3.1 直流系统充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于 1%、输出电压纹波系数不大于1%的技术要求，不满足要求的在用充电、浮充电装置应逐步更换。 18.3.2 定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的应及时进行调整。 18.3.3 加强直流系统熔断器管理，各级熔断器的定值整定应保证级差合理配合，防止越级熔断。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2—4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。总熔断器与分熔断器之间应保证3—4级级差，防止事故情况下总熔断器无选择性熔断。制订符合现场实际的熔断器整定配置图，并定期进行校核。 18.3.4 加强直流系统用直流断路器管理，机组和升压变电站直流系统应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不得用普通交流断路器替代。直流高压注油泵、直流润滑油泵、直流密封油泵等机组动力用断路器必须使用直流断路器。当直流断路器与熔断器配合时，应考虑各自动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下级不容许再接熔断器。 18.3.5 直流系统中加装隔离二极管时，必须充分考虑二极管承受直流系统过电压和故障电流的能力，防止直流系统发生故障时二极管击穿或熔断导致故障扩大。 18.3.6 加强直流系统绝缘电阻监测，运行中的直流系统绝缘电阻应不低于0.1兆欧。 第 66 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 18.4 防止直流系统误操作 18.4.1 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。 18.4.2 充电、浮充电装置恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。 18.5 防止直流系统着火 18.5.1 直流系统应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设于独立的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，在穿越电缆竖井时两组蓄电池电缆应加穿金属套管。 第 67 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 19 防止外力破坏 19.1 电站防止外力破坏必须立足于建设“本质安全”抽水蓄能电站的思路，将电站的安防、技防设施配置纳入统一规划，电站的安防技防设施要与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。 19.2 电站防外力破坏必须贯彻预防为主、群防群治、政企结合、突出重点的方针，采用先进的科技信息手段，坚持人防、技防与安防并举并重的举措，保护人身、财产和电站设施安全。 19.3 依据《电力设施保护条例》的相关规定，结合电站水工设施和机电设备分布情况，电站防外力破坏实施分级分类管理。 19.4 地下厂房、中控楼、开关站、危险品仓库、油库、电站管理的水库、大坝及调压井区域、引水系统各施工支洞等为电站重点安全保卫区域。其出入口应配置专用于安全防范的视频监视系统、周界入侵报警系统以及实体防护装置。以上区域与外界直接相通的一、二楼窗户、通风口，也应安装必要的实体防护装置。 19.4.1 视频监控系统包括前端摄像机、传输网络、控制、记录等装置。摄像机的安装位置应减少和避免图像出现逆光。现场设置应能清楚地显示出入监控区域人员面部特征、机动车牌号等，必要时应安装多台摄像机。 19.4.2 周界入侵报警系统包括各类入侵探测器、紧急报警装置、传输网络、防盗报警控制器（报警控制主机）、告警器等。现场设置应做到避免盲区和死角，有利于报警时准确定位，不应被障碍物遮挡，同时能接收入侵探测器和紧急报警装置发出的报警及故障信号，具有报警信号远传等功能。 19.4.3 实体防护装置包括带防攀爬围墙或围栏、防盗安全门、防盗栅栏、防弹复合玻璃、防撞装置（如障碍桩），电站主厂房入口处宜设置安检门等。其安装技术要求应符合国家和行业有关规定，与外界相通的防盗门锁须采用具有防撬功能的机械防盗锁。 19.5 电站重点安全保卫区域实行封闭管理，其出入口应设立值班室，配备值班人员，实行24小时值班制度，进出人员、车辆和物资需凭有效证件出入。现场值班人员应配置专用安保器材，如警棍、手电、对讲机等。 19.6 以上区域若需对外开放（如旅游），电站应制订相应的安全措施，并报第 68 页 共 69 页 抽水蓄能电站重大反事故措施 上级主管单位审查、备案。必要时还应报当地公安机关审查、备案。 19.7 除以上提及的重点安全保卫区域外，电站还应结合周边治安实际状况以及电站安防、技防设施配置情况，对电站的生产办公区域、非电站管理的水库区域、厂内公路等区域实施分级分类管理，明确安防、技防设施配置要求及相应的安全管理要求等。 19.8 电站征地边界要设置明显界桩，悬挂必要的安全标志，明确区域隶属关系，危险及薄弱区域或部位还应联合当地公安机关设立相关的警告标志。有条件的应设置必要的实体防护装置。 19.9 电站应设置安防中心控制室，24小时值班，有条件的应与公安110服务系统联网，并备有专用报警通讯线路。 19.10 电站安防、技防设施、设备要有专人负责，定期维护和检测，确保正常工作。 19.11 电站应建立健全安全保卫组织机构，完善安全保卫管理制度，履行电站设施保护职责，加强值班管理和巡视检查，安排必要的流动巡逻，及时制止危及电站安全的违法和违规行为，保障电站安全生产。 第 69 页 共 69 页