海南反事故措施(交印稿)0由刀豆文库小编整理，希望给你工作、学习、生活带来方便，猜你可能喜欢“反事故技术措施计划”。
海南电网公司2007年安全生产工作会议资料
前 言
为做好海南电网防止电力生产重大事故的措施，提高海南电网在运行设备抵御强台风的能力，近三年来，省公司结合电网曾经发生的事故及相关的规程规范，根据南方电网下达反事故措施，对海南电网的反措进行科学合理的研究，省公司逐年制定了反事故措施，有针对性的提出了适应海岛运行特点的设备反事故要求，各单位高度重视，各措施纳入了年度计划，逐项落实，保证资金到位，在防止电网、设备重特大事故的发生，防止系统大面积停电，保证电网安全稳定运行，保证重点城市的可靠供电，取得了很大的成果，使公司安全生产水平进一步提高。
为便于各单位系统全面学习反措、落实反措，现将三年的反事故措施经过整理汇编成册，现下发给你们。请各单位认真学习，逐条对照，制定具体落实反事故措施的计划，确保各项反措得到及时、准确、有效的落实。
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目 录
1、防止雷害事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12、防止污闪事故„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23、防止架空线路倒塔、断线和掉串事故„„„„„„„„„34、防止变压器设备事故„„„„„„„„„„„„„„„„75、防止开关和GIS设备事故„„„„„„„„„„„„„„96、防止继电保护事故„„„„„„„„„„„„„„„„„137、防止安全稳定控制系统事故„„„„„„„„„„„„178、防止直流系统事故„„„„„„„„„„„„„„„„189、防止电磁干扰事故„„„„„„„„„„„„„„„„2010、防止误操作事故„„„„„„„„„„„„„„„„2111、防止系统稳定破坏事故„„„„„„„„„„„„„„2212、防止大面积停电事故„„„„„„„„„„„„„„2413、其他„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„24
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2005～2007年海南电网公司 反事故技术措施要点（讨论稿）
一、防止雷害事故
2005年
（一）05年海南电网安装雷电定位探测系统，并与广东雷电定位系统联网。
（二）变电站内正常方式热备用的线路应在线路侧安装避雷器。在雷电活动频繁的地区，线路侧均应安装避雷器，防止因雷击跳闸期间再落雷打坏已跳开的断路器断口。
（三）05年要开展对运行10年以上110～220kV的变电站的接地网进行开挖检查，根据短路容量变化和接地腐蚀程度，对接地网进行改造；06年对35kV变电站进行检查和改造；07年对10kV配电变压器接地网进行检查和改造。
（四）05年220kV线路按30%、110kV线路按10%开展杆塔接地装置接地电阻的抽样测量，对接地电阻不合格的安排改造，提高线路的耐雷水平。
（五）对海南电网配电变压器低压侧补增氧化锌避雷器。
（六）变压器中性点应有两根与主接地网不同接地连接的接地引下线，且每根接引下线均应符合热稳定要求。
（七）变电站一次设备安装用构架应有两处与地网可靠接地。
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2006年
（一）2006年底完成配电变压器低压侧补增氧化锌避雷器。额定电压选280V。
（二）对运行10年以上220kV线路、110kV线路开展杆塔接地装置接地电阻的抽样测量，对接地电阻不合格的安排改造。
（三）开展雷电定位系统应用工作，统计分析全网雷电的活动情况，查找规律，针对雷电活动频繁、输电线路雷击跳闸率高的线路，采用综合防雷措施。
（四）开展110kV及以上变电站绝缘配合专题的研究。2007年
（一）海南电力系统绝缘配合评估研究结果是在所选择的参数条件下，分别对海南电网29个变电站的雷电过电压以及典型输电线路的雷击跳闸率进行了计算和绝缘配合评估。按照计算结果，对不满足绝缘配合裕度要求的变电站,增加相关避雷器，并在选型时采用残压较低的避雷器；对需要加强雷电过电压保护的变电站，采取降低进线段（特别是近区）杆塔的冲击接地电阻等防雷措施进行改善。
（二）4月前全面对变电站、线路接地电阻的测试，同时进行整改。
二、防止污闪事故 2005年
（一）应严格执行《南方电网有限责任公司外绝缘防污闪工作管理规定》。
（二）在定期盐密测量中按IEC60815:2002开展灰密测量，并按
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照IEC60815:2002标准重新划定污区。今年完成海南污区分布图。
（三）对污秽严重地区，当输变电设备不能满足爬距要求时，应采用防污涂料或加装增爬裙等措施，提高设备的防污闪能力。
（四）开展变电设备带电清扫工作。
（五）积极采用绝缘子污秽在线监测等新技术，提高防污闪技术水平。
2006年
（一）在四大公司积极开展全网电气设备的带电清扫工作，做好高压带电清扫作业的上岗培训工作。
（二）完善全省污区分布图，实施指导电网的建设和安全生产。2007年
（一）绘制2007年海南电网初步污区分布总图，指导对电力设备爬电比距的选择。
（二）开展对合成绝缘子寿命的研究，列入2007年科技项目。
（三）继续开展带电清扫工作。对变电站设备实行逢停必扫的原则。
（四）在台风到来之前，开展线路走廊的清理工作。
（五）在迎峰度夏前应完成绝缘子零值测试工作。
（六）110kV及以上线路PT、耦合电容器末屏进行RTU喷涂，防止污秽放电闪络事故的发生。
三、防止架空线路倒塔、断线和掉串事故 2005年
（一）对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采用可靠的防汛措施，第3页
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采用高低腿结构的杆塔基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施，对采空区线路杆塔基础要定期进行检查。特别在雨季到来前，进行全面检查整改。
（二）对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，要充分考虑修复困难和停电损失，适当增加杆塔强度。
（三）在城乡结合部等设备被盗多发区域应尽可能采用自立砼杆或钢管塔。
（四）新建线路铁塔导线以下应全部使用防盗螺栓，且防盗形式应能满足螺栓防松要求。接地引下线螺栓应使用防卸螺栓。已建成的重点线路或偷盗频繁地区的线路安排计划及时整改。
（五）重点线路或偷盗频繁地区的线路对杆塔拉线垂直距离地面3.5米以下部分应采取用玻璃钢及环氧树脂包裹保护的措施，以增加防盗性能。
（六）在夏季高峰负荷时期至少用红外线测温或成像装置对线路绝缘子、直线接续管、耐张接续管、线夹等连接部分检测一次，对存在缺陷部分及时消缺，防止掉串和断线事故的发生。
（七）对郊区线路砼杆多余的洞必须进行防小动物封堵。
（八）重要跨越处，如铁路、高等级公路（Ⅰ、Ⅱ级公路）和高速公路、通航河流以及人口密集地区应采用独立挂点的双悬垂串绝缘子结构。砼杆架设的线路，重要跨越线段应为独立耐张档，重要跨越线段不得有接头。2006年
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（一）对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔，在雨季到来前，进行全面检查。
（二）对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，增加杆塔强度，杆头加固，直线杆改耐张杆方式等。
（三）新建线路铁塔导线以下应全部使用防盗螺栓。接地引下线螺栓应使用防卸螺栓。已建成的重点线路或偷盗频繁地区的线路安排计划及时整改。
（四）重点线路或偷盗频繁地区的线路，按照《海南电网线路拉棒防盗加固技术要求》进行加固。
2007年
（一）对新建220KV线路按最大风速为40m/s设计,最大风速45m/s验算。
（二）路径设计选择应满足防洪的要求，线路尽量避开边坡或易造成山体滑坡的地点，避开低洼、流沙地段，若受条件限制达不到要求的，电杆必须安装底盘、卡盘，并采取相应的加固措施，要特别注意基础的加固处理。
（三）10～35kV导线采用稀土防腐导线，35kV架空避雷线采用稀土合金钢绞线；110kV及以上的导线应采用JL/LB1A铝包钢芯铝绞线, 地线应采用JLB铝包钢绞线。
（四）城区线路（线段）的设计应考虑多回路、多电压等级线路同杆（塔）架设的设计。
（五）110kV及以上的铁塔原则上不宜采用拉线塔。城区架空线路
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应全部使用钢管塔或窄基铁塔。
（六）导线、地线防振锤均采用FDZ型节能防振锤。
（七）新建线路铁塔导线以下应全部使用防盗螺栓，且防盗形式应能满足螺栓防松要求。接地引下线螺栓应使用防卸螺栓。
（八）导线的连接应采用标准金具，推广使用节能金具；机械强度安全系数不应小于2.5；新建和改造的架空线路，推荐采用帕尔普预绞丝金具，施工方便，提高导电能力，温度低，耐压高，抗老化能力强，减少登杆检查次数。
（九）导线断线、松股、断股，应采用预绞钢丝导线的连接方式。
（十）定期检查测量接地电阻值，不合格的必须及时整改。接地引下线应采用∮12热镀锌圆钢，接地体应采用∮10热镀锌圆钢。接地体与引下线连接焊接处采用导电沥青防腐处理。
（十一）城区线路杆塔有可能引起误碰线路区域，应悬挂限高警告牌。为杜绝或减少车辆碰撞杆塔事故，应在交通道路边的杆塔上涂上醒目的反光漆、标志牌，以引起车辆驾驶员的注意。加强对中小学生和线路周边群众的宣传教育，在线路旁设置醒目的禁止警示牌，禁止在架空输电线路两旁300m范围内放风筝、500m范围内进行采石等爆破作业。
（十二）登高作业前，应首先检查铁塔拉线、脚钉等，然后戴好安全帽，检查安全带扣环。在塔上作业时安全带应系在牢固的构件上，在作业转移时，不可失去安全带的保护。
（十三）线路抢修时，不得随意拆除铁塔的受力构件，如确需临时拆除时，应向工作负责人汇报，经同意并做好安全措施后方可进行。
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在塔上有人工作时，不得随意调整拉线。
四、防止变压器设备事故 2005年
（一）在110kV及以上变压器交接、大修和出口短路时应进行线圈变形试验。
（二）220kV、110kV主变压器10kV侧套管与10kV母线连接母线桥采用绝缘护套包封，防止小动物或其它原因造成变压器近区短路。要求新上110、220kV变电站10kV母线连接母线桥采用绝缘护套包封，设计应包含该内容。
（四）一般情况下，压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并写入运行规程。如果制造厂要求压力释放阀的动作接点接入跳闸回路时，应有完备的防误动措施。
（五）变压器气体继电器应加装防雨罩、避免接线端子受潮误动。对新上主变压器气体继电器设计时应考虑加装防雨罩，在运变压器气体继电器今年内完成加装防雨罩。变压器气体继电器应按规程要求进行校验。
（六）05年开展对变压器中性点放电间隙过电压问题的研究，制定中性点过电压的保护方案，防止中性点放电间隙误动导致的电网事故。
2006年
（一）开展东部设备油质处理和油化试验的管理工作。
（二）对有电缆连接的套管，可以从中性点加压测量各相套管的第7页
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介损，跟踪监视套管介损的变化情况。
（三）在110kV及以上变压器交接、大修和出口短路时应进行线圈变形试验，禁止变压器出口短路后未经绕组变形试验投入运行。对大修主变压器探索变形试验数据的变化，根据变形仪器测的数据，总结绕组变形规律和准确性。
（四）220kV、110kV主变压器10kV侧套管与10kV母线连接母线桥以及开关柜母线和引线采用绝缘护套包封。
（五）利用预试定检等主变停电的机会，检查压力释放阀动作接点工作情况。
（六）变压器气体继电器应加装防雨罩、避免接线端子受潮误动。对新上主变压器气体继电器设计时应加装防雨罩。
2007年
（一）为防止主变压器110kV及以上电压等级的套管防雨帽锈蚀进水，引起主变压器损坏，要求每年5月前进行一次检查，并做好防腐处理。
（二）新建、扩建、改建工程中，因电压波动频繁，引起主变压器的有载调压开关动作频繁，宜采用新型油浸式真空开关。
（三）94年前投入运行的衡阳变压器厂制造110kV主变压器油枕和瓦斯继电器进行改造。
（四）变压器防腐处理禁止采用冷镀锌。
（五）禁止变压器出口短路，后备段保护动作后，未经绕组变形试验投入运行。
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五、防止开关和GIS设备事故 2005年
（一）核算开关设备安装地点的短路容量，对不能满足短路容量要求的开关设备要及时更换或采取防止事故的措施。
（二）新建或改造的变电站，隔离开关的瓷瓶必须选用高强瓷及防污型产品。每只瓷瓶都应进行50%额定抗弯强度试验。一批瓷瓶开关制造厂应按规定抽样进行进厂验收试验，弯扭破坏试验为必试项目。
（三）在四大公司配备红外热成像仪，积极采用红外测温手段检查开关设备的接头部位和隔离开关触头及引线接头部位，发现不合格的应及时处理。
（四）由于GG1A型高压开关柜属于母线外露的老式产品，现规定如下：
1、对于运行时间超过10年或缺陷较多的GG1A柜应逐年安排更换。
2、新建、扩建和改造工程中，不应采用GG1A柜，应选用加强绝缘型金属封闭式高压开关柜。
3、开关柜体加凝露控制器，室内空气湿度≧90%时启动，防止凝露导致绝缘事故。
4、高压开关柜中的绝缘件(如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料,应采用阻燃性绝缘材料(环氧或SMC材料)。
5、应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
（五）新增的高压开关柜不宜采用铝排；铜、铝导体的过渡面应采用符合国家标准要求的专用铜铝过渡板。
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（六）应明确防止载流回路的发热而引起事故的措施，加强对开关和刀闸主导体截面的大小、连接螺栓的紧固要求、触头夹紧弹簧的材料以及抗塑性变形能力、弹簧的压力状态、接触面的材质和处理工艺、小车触头插入深度以及触头接触位置的检查等。现规定如下：
1、对开关设备的铜铝过渡接头要定期检查接触电阻。
2、在交接和预防性试验中,应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。
3、当发现刀闸触指有烧损或过热变形变色时，应加强对隔离触指拉簧的检查，隔离触指拉簧外观检查应无锈蚀、无过热变色、无弹性变形；拉伸时有弹性。
4、手车柜应加强检查隔离插头弹簧片是否疲劳变形，触指是否错位，是否插不正，特别是老旧落地手车动静插头中心是否不重合等问题。
5、开关柜内组件的通流容量（如电流互感器的接线端子等）应与开关柜的额定工作电流相符。母线固定连接处的接触面应连接可靠，必要时应采取压花、烫锡、涂导电膏等措施，减少接触电阻。
6、刀闸主触头要求镀银层厚度≥20μm、硬度≥120韦氏。触头弹簧应进行防腐防锈处理，采用可靠的绝缘措施防止弹簧分流，宜采用外压式触头弹簧。
（七）重视GIS施工期间的安装验收工作，特别是导电回路连接、GIS内部清洁、各气室密封面的处理等，确保密封良好，同时加强对GIS的交流耐压试验管理，并积极创造条件进行局部放电试验。
（八）GIS设备穿墙管筒严禁用水泥进行封堵，应采用不锈钢板、铝合金板或绝缘板进行封堵。
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（九）对西高厂生产的永庄变电站220kV GIS主母线进行开盖复检，开盖前和检查完毕必须进行直流电阻测量，开盖后按照厂家最新提供的主母线导电杆装配间隙测量方案进行测量，间隙超差的加垫片，防止母线在两侧触头间的可移动间距超差而造成在外力作用下发生纵向移动和接头插入深度不够。
（十）新建35kV变电站容量为3150MVA及以上的主变在35kV侧应装设断路器。已运行的35kV变电站主变35kV侧装有熔断器和负荷开关的应逐步更换为断路器。
（十一）鉴于已运行的华仪厂生产的35kV熔断器存在绝缘缺陷，应逐步更换。
（十二）新、扩建的变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运。建立完善的万能钥匙使用和保管制度。使用万能钥匙要登记使用时间、原因、批准人和使用人，各单位应明确允许启封使用的领导人名单。停用防误闭锁装置要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置应经值长或变电站站长批准，并应按程序尽快投入运行。
2006年
（一）采用红外测温手段检查开关设备的接头部位和隔离开关触头及引线接头部位，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升尤其是不易停电或年久失修的隔离开关的监测，发现不合格的应及时处理。
（二）开展SF6气体密度继电器及压力表定期校验及信号回路检查工作，对不满足要求的进行更换或处理。
（三）开展断路器压力接点及继电器检查工作，对不满足要求的进行更换或处理。
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（四）开展对断路器电压分、合闸动作电压和动作时间的测试工作。
（五）对平开生产的LW6型SF6断路器进行检查，防止拉杆脱落，并及时与厂家联系对缺陷进行处理。
（六）对长期运行不能停电的隔离开关，每隔三年进行一次停电检查维修。
2007年
（一）07年3月底前完成洛基站、鹅毛岭站和玉洲站以及建工程三都站平高厂生产的ZF11-252型GIS中使用了耐油橡胶板的CT，全部更换成电工绝缘纸板的整改工作。要求将CT返厂整改完毕后封闭运送到现场安装更换，返厂整改时必须严格保证质量，现场安装时平高电气股份有限公司必须提供具体的工艺装配说明，并将CT气室内原SF6气体全部更换。
（二）针对洛基站平高厂生产的GIS因母线导电杆接头和导电杆未拧紧而造成的第五次内部闪络事故，要求对洛基站GIS母线进行解体及回路电阻检查，查找母线在短路电流的冲击下是否出现松动现象。
（三）要求开展220KV主网GIS在线局放监测工作，开展SF6气体分解产物化验工作。
（四）为解决因磁力线产生涡流问题而引起开关柜柜体发热现象，在设备选型时明确开关柜在穿柜套管和穿柜CT以及带有刀闸隔板不采用导磁性材料。
（五）三亚220KV大茅站户外GIS二次线缆固定不牢靠，并且没有采取密封措施，极易进水受潮而造成短路。密度继电器固定不牢靠，要求必须于３月15日前整改完毕。
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（六）开关柜宜选用开关和机构一体化产品。真空开关应采用梅花触头。
（七）新建35kV变电站应采用箱式变电站。
六、防止继电保护事故 2005年
（一）为确保电网故障的可靠、快速切除，减少对高压直流运行和系统稳定水平的影响，要求在新建重要枢纽的220kV变电站配置双套完全独立的220kV母差保护（含双失灵保护），改造的重要枢纽的220kV变电站如CT绕组不够时可配置单套220kV母差保护。
（二）要求更换运行10年及以上的220kV及以上母线保护；220kV及以上母线保护要求在07年底前全部更换为微机型保护；WMZ-41母差保护（南自厂）进行防止区外故障误动的升级。
（三）完成中阻型母差保护的检验工作，重点检查装置内的整流二极管反向截止特性、正向导通特性、保护的制动特性和动作特性等，更换异常或损坏的二极管。母差停信回路应按要求接入220kV线路纵联保护。取消PT开口三角中性线回路上的空气开关和接触器。在新建或改造和扩建变电站中母差停信回路应按要求接入220kV线路纵联保护。运行中的母差停信回路按要求在05年12月前接入220kV线路纵联保护。
（四）更换运行10年及以上的220kV线路保护，部分运行未够10年，但运行工况较差，发生过多次拒动和误动的线路保护应进行更换。
（五）防止输电线路在区外连续故障或发生功率倒向的情况下，因保护接口设备的收信脉冲展宽（返回时间）过长或与保护配合不当
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造成的保护装置误动；取消载波机保护接口设备对允许式及闭锁式保护信号脉冲的收发信展宽。
传输延时T：允许式应≤14ms，闭锁式应≤10ms。当保护装置与复用载波机接口配合时，应在传输延时T≥15ms的情况下，确保保护装置可靠运行及正确动作。
（六）防止由于逆变电源问题造成保护拒动或退出运行，要求更换运行时间超过8年的微机保护逆变电源。
（七）各公司对变电站10kV电容电流进行检测，电容电流超过规程规定的变电站，应改为非有效接地系统，并加装零序保护。
（八）对于新建或改造和扩建的变电站所有保护一年内生产运行部门要进行全部检验，并检查二次接线是否与图纸相符。
（九）05年内各公司完善继电保护管理机构，并将继电保护专业人员配齐。
2006年
（一）为了防止不同线路光纤差动保护的通信路由错接导致保护不正确动作，开展光纤差动保护增设地址识别码的工作。
（二）按“光纤+光纤”双通道的通信设备应互相独立并采用不同路由的要求，线路光纤通道保护的“光纤+载波”或“光纤+光纤”的双通道接入工作。在保护选型及设计阶段应考虑线路保护装置具备双通道接入功能。
（三）更换运行10年及以上的220kV及以上母线保护；220kV及以上母线保护要求在06年底前全部更换为微机型保护；WMZ-41母差保护（南自厂）进行防止区外故障误动的升级。
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（四）更换运行10年及以上的220kV线路保护，部分运行未够10年，但运行工况较差，发生过多次拒动和误动的线路保护应进行更换。
（五）取消PT开口三角中性线回路上的空气开关和接触器。在新建或改造和扩建变电站中母差停信回路应按要求接入220kV线路纵联保护。
（六）更换运行时间超过8年的微机保护逆变电源。
（七）对于新建或改造和扩建的变电站所有保护一年内生产运行部门要进行全部检验，并检查二次接线是否与图纸相符。已投运的变电站未进行此项工作的06年内要全面进行检测。检验时应拧紧所有二次回路锣丝，包括厂家设备配线锣丝，更换锈蚀元件。
（八）关于高频反措及静态保护抗干扰措施实施的方法
1、可根据现场实际情况在主电缆沟内敷设一根截面为100mm²的铜导线（应放置在电缆沟的电缆架顶部），该铜导线在控制室电缆夹层处与地网相接，并延伸至与各保护屏铜排分别相连，与保护屏相连的接地连接导线截面应大于10mm²；若通信机房有与保护相关的通信设备，该铜导线应延伸至通信机房，便于与保护相关的通信设备接地，接地连接导线截面应大于10mm²。在开关一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm²的铜导线，分别延伸与保护用结合滤波器的二次接地端子相连接，与保护用结合滤波器连接的接地铜线在距耦合电容器接地点约3～5米处与地网相连，并应保证在接地点与结合滤波器的二次接地端间的这段接地铜线与地绝缘。
2、结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应分别引至安装在结合第15页
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滤波器外壳的接线端子上，其中二次线圈接地端子要保证与结合滤波器外壳绝缘，一次线圈接地端子、接地刀闸的接地端应在就地保证与地网可靠连接。更换一、二次线圈间接地连线未分开的结合滤波器（使用已超过8年）
3、收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连，高频电缆接地端（一般是40号端子）要与保护屏接地铜排相连。
4、变电站配置的双套母线差动保护，必须分别采用独立的CT绕组，严禁与其他回路共用。
2007年
（一）加强继电保护的全过程管理。在设计阶段，要合理分配各类继电保护装置所接CT二次绕组，避免出现保护死区；安装、调试、验收阶段，要认真检查各类继电保护装置所接CT二次绕组的分配是否合理；运行检修阶段，防止错误变更二次回路。
（二）各供电公司、发电厂应对管辖的220kV线路保护二次回路进行一次全面检查，确认母差保护动作时，能启动本侧线路保护的停信回路，若没有此回路，应尽快完善。
2007年重点工作：
1、琼海供电公司在2007年10月完成220kV官塘站220kV第二套母差保护的失灵回路改造完善工作。
2、儋州供电公司在2007年6月完成拆除220kV洛基站220kV母差保护的失灵跟跳回路。
3、儋州供电公司在2007年12月完成220kV洛基站老旧保护改造、西门子GIS就地控制柜改造及全站综自改造工作。
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4、海口供电公司在2007年12月完成110kV滨海站、港万站、美兰站、抱罗站的老旧保护改造及全站综自改造工作。
5、儋州供电公司在2007年10月完成110kV那大站的老旧保护改造及全站综自改造工作。
七、防止安全稳定控制系统事故 2005年
（一）有接收远方厂站帧数据命令出口动作（切机、切负荷等）的安全稳定控制装置，必须连续确认三次及以上帧数据命令正确后，方可动作出口。有关单位必须对安稳系统整组动作时间进行核算，以满足设计规范中提出的稳定性要求。
（二）安全稳定控制装置发送远方切机、切负荷命令必须至少连续发信100ms，确保远方安全稳定控制装置能可靠收到命令出口。
（三）加强安全稳定控制装置内部各接口环节校验，防止程序个别环节出错导致安全稳定控制装置误动。
（四）严格执行《中国南方电网安全稳定控制系统入网管理及试验规定（试行）》。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，认真进行出厂测试、现场联合调试和挂网试运行。
2006年
（一）根据电网结构变化，及时进行安稳装置策略的研究及定值校核工作，防止误整定事故发生。
（二）6月底前完成安全稳定控制系统的全面校验工作，防止装置误动、拒动。
2007年
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（一）根据电网结构的改变，及时修改稳控装置控制策略，防止误整定事故发生。
（二）2007年5月前完成海口#9机配套安稳装置的建设工作，并督促海口电厂做好防止330MW机组双机同时故障的预防措施。
八、防止直流系统事故 2005年
（一）发电厂及220kV变电站操作控制直流电源以及通信电源应改造为双重化方式，由于光纤通信发展，电源系统容量不足要进行更换。
（二）任何情况下蓄电池不得退出运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。
（三）直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。
（四）直流系统系统正极接地电压不得超过额定母线电压的50％，负极接地电压不得超过额定母线电压的65％。
（五）无人值班通信站，要实现远程电源监控功能，并遵循谁维护谁监控的原则。
2006年
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（一）06年底完成发电厂及220kV变电站操作控制直流电源以及通信电源应改造为双重化配置；对全电网220kV变电站通信电源进行检查和检测。
（二）任何情况下蓄电池不得退出运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。各公司要自备一套直流电源，做为直流系统改造、检修、校对试验时代替变电站原直流系统运行。定期开展核对性放电和内阻测试等试验工作。
（三）对直流回路使用交流空开的，全部更换为直流空开。
（四）直流系统正极接地电压不得超过额定母线电压的50％，负极接地电压不得超过额定母线电压的65％。
（五）实现无人值班通信站远程电源监控功能。2007年
（一）加强变电站蓄电池的维护工作，定期做好蓄电池的充放电试验。要认真开展蓄电池的日常单体电压检测工作，并将所测数据仔细分析对比，及时发现损坏的蓄电池。
（二）加强35kV变电站UPS电源的维护，定期做好UPS电池的充放电试验，在站用交流电失去的情况下应及时处理，防止UPS电池过度放电。
（三）直流回路的空开必须严格按照电源侧、负荷侧进行阶梯配置，且每个空开均应进行相应的整定值试验，保证直流回路故障时空开的选择性。
2007年重点工作：
1、重点对全部220kV变电站及110kV重要变电站的蓄电池巡检系
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统进行改造，要求做到能对每一节蓄电池进行自动检测、分析。
2、按照《海南电网公司变电站直流系统配置细则》，进一步对一般110kV变电站和35kV变电站的直流、交流（部分35kV变电站采用交流）系统进行整治和梳理。
3、完成220kV官塘、红石、鹅毛岭、大丰站通信机房电源监控系统的建设。
九、防止电磁干扰事故 2005年
（一）交流电压、电流回路、直流回路及电源四部分均应使用独立电缆，动力电缆和控制电缆应按种类分层敷设，严禁用同一电缆的不同导线同时传送动力电源和信号。
（二）对经长电缆跳闸的回路，要采取措施防止长电缆分布电容影响和干扰出口继电器（如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率、通过光纤跳闸通道传远跳信号）等措施。
（三）跳闸出口继电器的启动电压不宜低于直流额定电压的50％，防止当直流电源正极接地时，由于直流回路过大的电容放电引起继电器误动；但也不宜高于直流额定电压的65％，以保证直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器（如5瓦以上）如果要求快速动作，允许动作电压略低于额定电压的50％，但必须保证继电器线圈的接线端子有足够的绝缘强度。在定
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检工作中列为必检项目。
（四）重视交流电源对发电厂、变电站直流系统的干扰，避免交、直流用辅助转换接点用在同一层转换开关中。在设计中应注意各不同直流回路之间应采用空接点联系，防止出现寄生回路。
十、防止误操作事故 2006年
（一）成立防止电气误操作闭锁装置专项整治小组，统计收集全网隔离开关防误操作闭锁运行状况，按三年滚动整治计划，完善全网防止电气误操作闭锁装置。
（二）完成海口、三亚10kV配网主接线的电子版图集。制定海口、三亚配电网络每条线路按不同运行方式下的操作运行规程。
（三）防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。2007年
（一）要严格开好班前会，必须进行危险点分析，并制定可靠的预控措施。
（二）强化解锁管理，加强操作解锁率的统计和考核。推广使用有编码选择性的解锁钥匙。
（三）规范发电厂、变电站接地桩设计、施工的管理，凡采用微机五防或以综合自动化实现五防的发电厂、变电站在2007年内完成接地桩加机械编码锁的改造，并纳入五防逻辑管理。
（四）设备的标识必须按照南网安健环标准标注正确清楚，避免
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引起误导。
十一、防止系统稳定破坏事故 2005年
（一）重视电源点布置和电网发展规划，负荷中心地区应有坚强的一次网架和必要的电源支撑，尽可能减少电磁环网，从一次结构上保证电网的安全可靠。加大规划阶段系统分析深度，将无功配置、电压稳定、低频振荡及严重故障、交直流相互影响、电磁环网,直流输电系统不平衡电流对设备的影响等问题纳入电网规划的内容。要根据电网实际情况滚动修正规划计算数据，统一电网规划与调度运行的计算分析边界条件。开展电磁环网开环运行的分析工作。
（二）根据实现无功分层分区平衡原则，核算枢纽发电厂、变电站及负荷中心的电压支撑能力，重点加装容性无功补偿装置。上半年对电网无功补偿配置优化的研究。核算枢纽变、发电厂的无功、电压支撑能力，提出合理的全网无功补偿配置的方案。加强对现有无功补偿装置的管理，提高利用投运率。
（三）加强电网安全稳定控制措施的研究，提高电网安全稳定分析的深度和广度，重视电网特殊运行方式、复杂故障情况下安全稳定水平研究，开展动态稳定、电压稳定、机电谐振等电网安全稳定问题分析，建设与完善电网安全稳定“第三道防线”，结合电网结构设计配置振荡、低频、低压等解列及切机、切负荷自动装置，并与一次系统同步投运。
（四）做好负荷预测工作，合理安排运行方式，采取错峰、避峰、计划限电等措施，保证按照有关规定留有必要的旋转备用容量，要严格控制主网联络线潮流，防止超稳定极限引起系统稳定破坏、系
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统瓦解。
（五）加强电网调度协议规范化管理，明确各并网发电厂必须承担电网安全稳定运行的共同责任，服从电网统一调度，落实调度部门对电厂内与电网安全运行有关的技术要求，如机组的负序电流、零序电压、电流等保护、安全自动装置、调速系统（包括OPC保护）、AGC功能、励磁系统、电力系统稳定器（PSS）等，要求大中型发电机组应装设自动发电控制装置（AGC）, 要求水电100MW及以上、火电200MW及以上机组必须安装和投入电力系统稳定器（PSS）。加强发电侧的规范化调度，做好机网协调工作，今年应加强海口厂机组的调频、调压及OPC、低高周跳机的核定并对机组开展进相试验。
（六）开展电力系统参数（如电网负荷特性、频率特性、调节系统参数）的研究和实测工作，提高电网安全稳定分析的精度。
（七）加强继电保护运行维护，应避免枢纽发电厂、变电站的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要通过对故障切除时间进行实测，提出改善继电保护与开关设备的配置和协调要求，确保电网故障的可靠、快速切除，减少对高压直流运行和系统稳定水平的影响。
（八）要采取必要措施防止一侧发生稳定破坏事故向另一侧扩大，特别是防止相邻电网发生事故向重要电网（政治、经济、文化中心）扩大或恶化重要电网的安全运行状况。滚动编制电网“黑启动”方案及调度实施方案，并落实到电网、电厂各单位。研制海南电网黑启动及电网全停后的恢复方案，调度实施方案，并落实到厂、站，力争在汛期来临前完成。
2006年
海南电网公司在2005年12月完成110kV金盘、电力村，天涯、第23页
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那大、加积等变电站低频低压减载装置改造工作。
2007年
（一）加强对无功补偿装置的维护及调度运行工作，今年继续加大海口供电公司无功补偿装置的专项维护工作力度，4月30日前可用率达到98％以上；各调度机构应严格按照《电流系统电压质量和无功电力管理办法》对主变高压侧功率因数进行监控考核。
（二）三亚供电公司应在4月30日前完成220kV鸭仔塘变电站SVC的调试工作，并投入使用。
（三）加强电网频率稳定分析，开展电网三道防线的协调配合工作。
（四）2007年年底前，应完成海南电网PMU主站及220kV鹅毛岭、洛基、鸭仔塘子站的建设工作，并将相关子站接入系统。
十二、防止大面积停电事故 2007年
做好台风期间运行方式的滚动修编工作，防止大面积停电事故发生。
十三、其他 2006年
（一）各公司对变电站10kV电容电流进行检测，电容电流超过规程规定的变电站，应加消弧线圈，以降低弧光接地过电压，并加装零序保护。
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2007年
（一）设备线夹与设备端子连接至少有两个固定点。
（二）新建、扩建和改造工程中变电站或线路用紧固件，海边站或近海输电线路必须采用40Cr低合金钢耐候钢作基材，再进行达克罗（2涂2烘）涂层处理，离海较远的站或线路选用Q235作为基材，再进行达克罗（2涂2烘）涂层处理，以防盐雾或海洋性气候腐蚀。各公司对锈蚀紧固件再进行更换时，选材及表面涂层处理原则同上。
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