国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施修订版Word下载.doc

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16防止电网调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故 163

17防止垮坝、水淹厂房事故 194

18防止火灾事故和交通事故 198

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〔2016〕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/GDW1799.1-2013）、《电力安全工作规程线路部分》（Q/GDW1799.2-2013）、《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〔2014〕265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〔2016〕212号）、《国家电网公司关于强化本质安全的决定》（国家电网办〔2016〕624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〔2016〕356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〔2017〕1101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〔2017〕311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〔2011〕237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〔2016〕356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

1.1.1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。

1.1.2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。

1.1.2.1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。

1.1.2.2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。

1.1.2.3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。

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。

1.1.2.5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。

1.1.2.6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。

1.1.2.7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，正确使用安全限位以及过载保护装置，充分做好防跑线措施，严禁违反施工作业技术和安全措施盲目作业。

1.1.2.8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，抢修人员进入情况不明的积水区时应采取穿救生衣等安全措施。

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在发输变和供配电工程设计中，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，应严格执行工程建设强制性条文内容，突出说明安全防护措施设计，并对施工单位进行专项设计交底。

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，严格分包施工作业计划管理。

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，实行“黑名单”和“负面清单”管理，建立淘汰机制。

1.4.3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”）。

1.4.4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。

1.4.5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。

1.4.6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。

1.4.7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

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》（DL755-2001）、《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW1404-2015）、《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〔2016〕155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：

2.1电源

2.1.1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开展风电场接入系统设计之前，应完成“电网接纳风电能力研究”和“大型风电场输电系统规划设计”等相关研究。

风电场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。

进行光伏发电站接入系统设计时，应考虑光伏发电站设计规模，根据需要开展接入系统稳定性、无功电压和电能质量等专题研究，保障光伏发电站和电力系统的安全稳定运行。

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。

2.2网架结构

2.2.1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电网发展速度应适当超前电源建设，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330kV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。

2.2.2基建阶段

2.2.2.1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。

2.3稳定分析及管理

2.3.1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》（DL755-2001）和《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW1404-2015）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。

2.4二次系统

2.4.1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110kV及以上电压等级母线、220kV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220kV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。

2.5无功电压

2.5.1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。

2.5.3运行阶段

2.5.3.1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。

2.5.3.2对于额定负荷大于等于100kVA，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。

2.5.3.3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。

2.5.3.4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。

2.5.3.5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。

2.5.3.6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/T31464-2015）、《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/T7409.3）、《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》（GB/T30370-2013）、《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》（DL/T843-2010）、《大型发电机组涉网保护技术规范》（DL/T1309-2013）、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-2012）、《同步发电机励磁系统建模导则》（DL/T1167-2012）、《电力系统稳