电气专业防非停措施文档格式.doc

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6、继电保护在运行中出现异常，应及时上报。

（四）专业技能和职业素质方面措施

1、高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定，不断提高继电保护人员的专业理论知识。

2、认真贯彻各项规章制度及反事故措施，注重继电保护队伍建设。

培养继电保护工作人员严谨细致的工作作风。

3、让具有良好实践能力的专业技术人才来承担继电保护工作。

4、开展标准化作业，工作前编制标准作业指导书。

5、继电保护装置投运前必须经过正式鉴定，方可投入运行。

6、施工必须按二次施工图和技术规范要求施工。

施工单位必须按二次施工图向运行部门进行技术交底。

7、运行部门在工程验收时能行使安全否决权。

8、基建、设计、制造、运行部门共同协作，保证二次设备质量，不留问题。

9、合理配合电网保护，保证二次保护定值正确，动作可靠。

10、根据电网结构变化，及时做好继电保护定值计算工作，及时调整保护定值。

11、加强对继电保护工作的安全检查。

特别强调与电网联接线路的保护要重点检查，保证保护的投入率和正确率。

12、建立完善的继电保护技术监督体系。

13、设立继电保护设备台帐、运行维护、事故分析、定期校验、缺陷处理、反事故执行情况档案

14、设立继电保护设备台帐、缺陷处理台帐、反措执行台帐、图纸、定值整定及定值管理。

（五）防止误整定措施

1、要做好保护定值、组态逻辑、参数的管理工作，确保传递的可靠性。

相关参数修改后，必须进行传动试验，合格方可投入运行。

2、继电保护计算应根据《220－500KV继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》等计算文件。

3、继电保护定值应经过三级校核，整定单应有计算人、审核人、批准人签字并加盖“继电保护专用章”，重要保护定值应总工批准方能生效。

定值单应有编号，注明签发日期、要求执行日期和作废的定值单编号等，对作废的定值单上应加盖“作废”章。

4、继电保护定值通知单内容应根据现场打印的定值为准。

5、后备保护的定值应逐级配合。

6、线路保护定值计算根据《继电保护整定计算原则》进行核实。

7、临时定值计算、校核、下发、执行、调度核对都应遵循既定的程序。

8、及时提供与调度管辖分接点的继电保护边界综合阻抗等参数、定值限额。

9、省调管辖的现场继电保护装置整定值的调整和更改，由调度员以调度命令形式下达执行。

现场运行人员接到调度下达的继电保护定值单更改命令后，应立即进行更改或通知继电保护人员进行更改，并在规定的时间内完成，以保证各级继电保护装置定值的互相配合。

10、过期不执行新定值而造成保护装置误动或拒动的，应追究执行部门的责任。

若有特殊困难时，须向有关继电保护整定计算部门提出解决办法，若此办法会导致继电保护不配合而引起严重后果的，须经本单位主管生产领导批准，并由本单位承担相关的安全责任。

11、保护装置更改定值后或新保护装置投入运行前，运行人员必须持保护装置打印的定值单与管辖该保护的值班调度员核对整定值和有关事项，无误后方可投入运行。

12、新保护定值计算完毕，及时编写和修订继电保护运行规定。

13、涉网保护定值下发后，按照要求的时间及时更改装置定值，并在改完定值后及时将定值单回执返回省调。

14、涉网保护定值单执行完毕后，现场运行人员应立即向调度人员汇报，核对无误后由调度人员下令投入保护。

15、定值单执行完毕后，现场执行人员负责与保护装置打印定值进行较对，若有疑问，应立即与继电保护整定计算部门联系。

同时，执行人员应在继电保护记事簿上写出书面交待，并填写定值单回执，在回执上注明执行日期及执行情况，由执行人员签名后，5天内将回执送回下发定值单单位。

16、定值单应由专人管理，登记在册，定期监督检查。

17、定值单应分别存放在以下地点：

保护自存1份，调度运行部1份，以备查阅。

定值单必须以原件为准，凡复印、传真件必须经继保专工审核、签字后才能作参考。

（六）防止误接线措施

1、在现场工作前，工作人员必须明确分工并熟悉图纸与检验规程等有关资料。

2、对于重要、复杂的保护装置或有联跳回路的保护装置，在现场工作前应编制经继保专工审批的试验方案和由工作负责人填写，并经继保专工审批的继电保护安全措施票。

3、在一次设备运行而停部分保护进行工作时，应特别注意断开不经连接片的跳、合闸线圈及与运行设备安全有关的连线。

4、在检验继电保护及二次回路时，凡与其他运行设备二次回路相连的连接片和接线应有明显标记，并按安全措施票仔细地将有关回路断开或短路，并做好记录。

5、在运行中的二次回路上工作时，必须由一人操作，另一人作监护。

监护人由技术经验水平较高者担任。

6、在进行试验接线前，应了解试验电源的容量和接线方式。

7、对交流二次电压回路通电时，必须可靠断开至电压互感器二次侧的回路，防止反充电。

8、对电流互感器二次回路进行短路接线时，应用短路片或导线压接短路。

9、现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据。

如发现图纸与实际接线不符时，应查线核对，如有问题，应汇报主管部门，经主管继电保护的负责人查明原因，编写出更改方案和制定具体的防止三误的技术措施，并经相关专业负责人审核，技术总监批准。

按正确接线修改更正，进行技术备案。

10、保护装置进行整组试验时，不宜用将继电器触点短接的办法进行。

11、传动或整组试验后不得再在二次回路上进行任何工作，否则应再作相应的试验。

（七）防止误碰措施

1、在现场工作前，必须了解工作地点一、二次设备的运行情况，本工作与运行设备有无直接联系（如自投等），与其他专业（工作）有无需要相互配合的工作。

2、工作负责人应查对运行人员所做的安全措施是否符合要求，在工作屏的正、背面由运行人员设置“在此工作”的标志。

相邻的运行屏前后应有“运行中”的明显标志（如红布幔、遮栏等）。

工作人员在工作前应看清设备名称与位置，严防走错位置。

3、不允许在运行的保护屏上钻孔。

尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有震动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作。

4、在继电保护屏间的过道上搬运或安放试验设备时，要注意与运行设备保持一定的距离，防止误碰造成误动。

5、在清扫运行中的设备和二次回路时，应认真仔细，并使用绝缘工具（毛刷、吹风设备等），特别注意防止振动，防止误碰。

6、严格禁止运行人员在运行中的微机保护上学习、翻看保护内容。

以防止引起保护误动。

7、在现场保护屏前后禁止使用对讲机防止保护装置抗干扰能力差，引起保护误动。

8、进入现场保护间及NCS设备室之前，应关闭手机和其它无线通信设备。

防止装置抗干扰能力差，引起误动。

（八）防止瓦斯继电器等重要非电量保护误动措施

1、安装及投运：

变压器投运前应确认储油器、冷却装置、净油器等油系统阀门均在正确开启位置，保证油路畅通。

2、冷却器运行

（1）运行强迫油循环变压器对称投入相应台数的冷却器，冷却器工作、辅助、备用的设定符合厂家的规定。

（2）按负荷、油温启停冷却器时，应保证所选冷却器对称运行。

（3）当冷却器电源全部失去，恢复电源时，应逐台、对称、间歇（间歇时间不小于2min）投入相应台数的冷却器，变压器运行中严禁用分段开关启/停冷却器。

3、冷却装置控制系统维护

（1）检修人员在查找控制系统故障原因和修复工作中，严禁频繁启停潜油泵，

（2）冷却装置控制箱、端子箱应有良好的防水、防潮设施，并加强对控制系统器件的维护、检验，确保控制系统可靠运行。

4、变压器本体检修

（1）变压器运行中进行滤油、补油、更换潜油泵、冷却器、净油器和呼吸器或其它的吸湿机工作时，本体重瓦斯切换为信号方式。

（2）运行中的变压器冷却器油回路、通向储油罐各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀时，应先将变压器本体重瓦斯保护切换为信号方式。

5、瓦斯继电器维护

（1）应定期全面检查瓦斯继电器各部位器件状态完好，严格按规程检验，做到方法正确、整定准确、动作可靠。

（2）应有可靠的防雨、防潮、防振动措施，防止由于环境原因造成瓦斯保护误动。

（3）变压器运行中防止误碰探针。

6、主设备非电量保护做到防水、防油渗漏、密封性好。

气体继电器至保护柜的电缆尽量减少中间转接环节。

第二条防止检修质量不合格的措施

（一）修前各项准备工作

1、认真开展修前性能试验，在不同工况下记录修前设备运行参数，掌握设备修前第一手资料，以便对修前修后的评价提供科学依据。

2、认真开展修前设备劣化倾向分析，摸清设备的运行工况和使用周期，提出合理准确的检修计划。

从可靠性和经济性两个方面综合考虑，合理安排检修项目，仔细斟酌每一个检修项目，再三推敲所列检修项目是否必要、齐全，既不落项、又不做无用的检修，既要避免过修，又要防止失修。

3、充分掌握设备修前存在的问题和隐患，提前做好备品备件的计划与采购，尽量避免设备解体后再进行急购，防止因缺乏备品备件而影响进度。

4、结合设备特点和现场实际情况，认真编写检修作业指导书和检修文件包，努力做到规范检修，实现标准化作业。

5、认真编制检修任务书，客观、科学地安排检修进度，合理控制检修工期和节点，做到检修质量和检修进度的完美统一。

6、根据所列检修项目，合理划分检修标段、范围，在对检修队伍的外委招标过程中，要严格对检修队伍资质、业绩、经验等进行审查，确保外委队伍合格、合适。

7、修前要对外委施工队伍进行认真的技术交底和安全交待，确保安全施工、科学检修、文明作业。

8、修前认真制定组织措施，明确各级人员的责、权、利，落实责任制。

9、签定《检修目标责任书》，约定好检修的目标与责任，奖励与考核，明确各级人员的分工和责任，提高各级岗位的积极性和能动性，充分发挥各级人员的监督作用，确保“质量第一、修必修好”。

（二）检修过程质量管理

1、认真贯彻“质量第一、修必修好”的原则，各级人员严格履行各自的职责，严把检修质量关，不放过任何细节，认真实施过程控制、跟踪管理。

2、要严格把好材料质量关，各检修队伍自带的辅材要合格，如：

石棉、焊条。

所有材料必须由点检员、点检长、部门负责人验收合格，实施三级控制。

3、机组大（小）修质量管理实行监理制，聘请和引进监理，充分发挥监理的监督、把关作用。

4、严格执行“检修文件包”制度，做好检修记录，测量数据必须齐全、真实。

5、设备全面解体后，要组织召开设备解体后的专题会，研究解决解体过程中发现的重大问题。

6、检修工作过程中，工作负责人完成有关工序后，填写好技术数据并通过自检合格后，按照检修文件包要求向质检员申请对现场质检点进行检验。

7、检修过程中工作负责人对有关技术数据做好记录，对于检修文件包中要求的一般质检员（C点），由工作负责人自检，签证过程按其内部质量保证体系执行。

8、检验时工作负责人应带上有关技术记录表格、工作记录。

在检验过程中，工作负责人要随时回答质检员提问，出示有关图纸资料和记录。

所有检验不合格项都必须返工，合格后再另行安排检验。

9、停工待检点（H点）、质量见证点（W点）均应在工作负责人自检合格和检修单位质检员验收合格的基础上进行。

停工待检点（H点）、质量见证点（W点）由质检员检验并签证。

合格后进入下一道工序，不合格的返工。

10、聘请监理工程师时，质量见证点（W点）由监理工程师检验并签证；

停工待检点（H点）依次由监理工程师和质检员检验并签证。

11、检修中不得未经检验人员签证越项检修。

否则，必须返工，并按有关制度考核。

12、在机组大（小）修过程中各级领导要深入现场，加强过程指导、督促和质量控制，如遇重大问题，及时组织研究解决。

（三）检修结束后“三级验收”

1、检修后要按照三级验收项目计划要求严格检查验收。

机组大（小）修后的验收实行冷态验收和热态验收。

2、作业人员对检修工艺质量及测量的数据准确性负责。

3、技术人员对设备检修的工艺过程、验收点质量标准、验收技术指标及执行情况负责。

4、质检管理人员对检修项目质量验收方式及奖惩办法的制定与执行情况等负责；

对直接影响检修质量的H点、W点进行检查和签证。

5、检修过程中发现的不符合项，应填写不符合项通知单，并按相应程序处理。

6、所有项目的检修施工和质量验收均应实行签字制和质量追溯制。

第三条防止引、送、一次风机、磨煤机和给水泵等重要辅机跳闸的措施

点检维护措施

1、做好日常的点检工作，做到设备问题早发现、早处理。

2、与运行协调，做好设备的定期轮换使用工作。

第四条防止重要电机损坏措施

（一）防止发电机损坏措施

1、防止定子绕组端部松动引起相间短路

（1）200MW及以上发电机安装或大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并进行模态试验，试验不合格（振型为椭圆、固有频率在95Hz一112Hz之间）或存在松动、磨损情况应及时处理。

多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机端部结构进行改造。

2、防止定子绕组绝缘损坏

（1）加强大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。

（2）新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压不低于1.0倍线电压。

空冷发电机及绕组端部表面有明显电晕特征的氢冷发电机，大修时应进行起晕试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。

3、防止转子绕组匝间短路

（1）频繁调峰运行或运行时间达到20年的发电机，在机组检修时应通过交流阻抗试验、测量分包压降、匝间短路波形法测试等进行动态及静态匝间短路检查试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

（2）经确认发电机转子存在绕组匝间短路应尽快消缺，防止转子、轴瓦磁化。

发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化（参考值：

轴瓦、轴颈）10x1o一4T，其他部件＞5Ox1O一4T）应进行退磁处理。

退磁后要求剩磁参考值为：

轴瓦、轴颈不大于Zxl04T，其他部件小于10X10一4T。

4、防止发电机内遗留金属异物

（1）严格现场作业标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。

（2）发电机大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁心边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

5、防止护环开裂

（1）发电机转子在大修期间应避免受潮和腐蚀。

（2）发电机大修时应对转子护环进行金属探伤和金相检查，检出有裂纹或蚀坑应进行消缺处理，必要时更换为18Mn18Cr材料的护环。

6、防止发电机非同期并网

（1）微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。

（2）大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作：

对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动；

利用发电机一变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实际校核；

进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。

7、防止发电机定子铁芯损坏

结合发电机检修对定子铁芯进行检查，发现异常现象，应结合实际情况进行发电机定子铁芯诊断试验（ELC工D），或温升及铁损试验，检查铁芯片间绝缘有无短路以及铁芯发热情况，查找缺陷原因，并及时进行处理，禁止带缺陷长时间运行。

8、防止发电机转子绕组发生一点接地

发电机转子绕组发生一点接地时应立即查明故障点（在机内还是机外）及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。

如发电机仅设转子一点接地保护，宜设置为两段式保护，第一段保护动作于发信号，第二段保护动作于停机。

（二）防止变压器损坏措施

1、运行中的变压器应无渗漏点。

2、新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用，本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。

3、无载分接开关在改变分接位置后，必须测量使用位置的直流电阻。

4、220kV及以上电压等级变压器大修后，必须进行现场局部放电试验。

5、套管安装就位后，带电前必须静放，保存期超过1年的套管，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。

5、对变压器类设备每年至少进行一次红外热成像测温检查。

6、110kv及以上的变压器必须采用真空注油，带电前必须静放，500KV变压器不少于72小时。

7、有变压器呼吸器定期检查制度和记录。

8、油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。

油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵。

9、变压器中性点应有两根与主地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地线应符合热稳定要求。

10、高压套管末屏每次检修试验后应可靠接地，防止由于不接地或接地不良造成套管损坏事故。

11、变压器铁芯接地点必须引至变压器底部。

12、对变压器要定期进行试验和油色谱分析，油色谱分析间隔为3个月。

13、变压器应在交接时、出口短路后、近区多次短路后、不超过10年进行绕组变形试验.

14、气体继电器应1～3年校验一次。

当气体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。

第五条防止污闪措施

（一）组织措施

1、公司成立由主管生产副总经理任组长，由设备维护部、安健环部、和祥检修公司等部门经理为成员的防污闪工作领导小组，下设工作小组。

领导小组主要职责是：

（1）协调各部门各负其责共同做好防污闪工作；

（2）指导、安排、督促、检查各部门防污闪工作；

（3）定期听取防污闪工作小组工作汇报；

（4）审定防污闪工作计划；

（5）落实重大防污闪科研课题，组织解决防污闪工作中普遍存在的突出问题，及时交流、总结经验。

（6）落实重大防污闪工作项目的经费。

2、设备维护部是防污闪工作的组织与管理部门,设置防污专责人。

防污专责人职责如下：

（1）组织贯彻执行上级的有关规定和各项技术措施；

（2）制定和修订公司防污闪技术措施，指导各部门解决防污闪技术问题；

（3）组织制定防污闪工作计划，开展经验交流；

（4）参与新、扩建及改建工程电气设备外绝缘爬距的设计审查及设备选型；

（5）研究解决盐密测量工作中的问题，收集和分析盐密数据，提出本地区污秽等级划分、污区分布图及调整爬距的意见，并列入大修技改工程计划；

（6）进行重大污闪事故的调查、分析，提出技术分析报告和反事故措施、建议；

按年编制防污闪措施计划，监督实施，做好分析总结；

（7）建立、收集、整理、分析各种资料和数据，发现问题及时提出处理意见；

（8）组织推动防污闪科研工作的开展，推广行之有效的防污闪新技术、新材料；

（9）建立、健全各项防污闪技术档案资料及管理制度；

（二）防污闪技术措施

1、盐密测量

（1）盐密测量是划分污秽等级三因素（污湿特征、运行经验、等值盐密）中的基础数据之一。

盐密数据必须具有可信性、可比性。

（2）盐密测量点的选择以及盐密测量的方法、使用仪器按照《GB/T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》附录A中的规定执行（分带电和不带电盐密测量）。

（3）盐密测量预防性试验规程规定1次/年的周期执行，应在二月底三月初（雨季开始之前）进行测量。

2、合理选择绝缘子类型和爬电比距配置

（1）合理选择绝缘子类型及外形和正确配置外绝缘水平是防污闪工作的关键，各部门必须高度重视。

（2）爬电比距配置原则：

绝缘子的爬电比距的配置必须根据GB／T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准》，并根据设备的重要性等，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞形和爬距。

绝缘子的爬电比距要配置到位，与当地环境及大气变化相适应；

且适当留有裕度，以抵抗可能出现的灾害性浓雾及其引起的湿沉降影响。

重要线路可适当提高外绝缘爬距。

3、清扫及巡维工作

（1）设备清扫是挖掘设备绝缘裕度，防止外绝缘污闪的辅助手段。

设备清扫要逐步做到以盐密监测作为指导，并结合运行经验，安排清扫周期，提高有效性。

（2）清扫原则：

①为取得最好清扫效果，对升压站母线、设备及出线清扫时间应安排在污闪频发季节前1～2个月内进行。

②对运行多年或重污秽地段内的线路绝缘子，杆上清扫不干净时应采用落地清扫或更换绝缘子的方法。

（3）220KV升压站设备巡检应每天进行一次，线路巡维应坚持1次/月的正常巡视，水源地主输配电线路每月巡维一次，污闪季节特殊天气（潮湿、小雨或浓雾）应针对绝缘子爬电现象采取特巡、夜巡，掌握绝缘子运行状况。

对于线路下的树木应及时进行砍伐。

避免污闪事故发生。

（4）绝缘子每次污闪，应测量污闪绝缘子串的盐密值，以分析原因和采取针对性反措。

4、采用新技术提高防污闪能力

（1）母线及架空送电线路推广使用合成绝缘子是采用先进产品提高电网防污闪能力的重要举措，我公司应积极使用。

（2）防污涂料是在变电设备爬距不能满足要求时所采用的一种补救措