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/GDW 1799.1-2013）、《电力安全工作规程线路部分》（Q/GDW 1799.2-2013）、《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。
1.1.2.3 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。
1.1.2.5 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、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。
1.1.2.7 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。
1.1.2.8 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。
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
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 755-2001）、《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW 1404-2015）、《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 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。
2.2 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/GDW 1404-2015）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/T 30370-2013）、《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/T 1309-2013）、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684-2012）、《同步发电机励磁系统建模导则》（DL/T1167-2012）、《电力系统稳定器整定试验导则》（DL/T 1231-2013）、《同步发电机原动机及其调节系统参数测试与建模导则》（DL/T1235-2013）、《同步发电机进相试验导则》（DL/T 1523－2016）、《风力发电场无功配置及电压控制技术规定》（NB/T 31099-2016）、《风电功率预测系统功能规范》（NB/T 31046-2013）、《光伏发电站功率预测系统技术要求》（NB/T32011-2013）、《国家电网公司网源协调管理规定》[国网（调/4）457-2014]、《发电机组励磁调速参数管理工作规定》(调运[2016]106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：
3.1 防止机网协调事故
3.1.1 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。
3.1.1.2.2 40MW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。
3.1.1.3 100MW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220kV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。100MW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220kV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。
3.1.2.3 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。
3.1.2.4 100MW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。
3.1.2.5 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。
3.1.2.6 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。
3.1.2.7 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/T684-2012）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。
3.1.3.8 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。
3.1.3.9 100MW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。
3.1.3.9.1 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。
3.1.3.9.2 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。
3.1.3.9.3 200MW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。
3.1.3.9.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。
3.1.3.9.5 200MW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，200MW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。
3.2防止新能源大面积脱网事故
3.2.1 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 19963、GB/T 19964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 1870-2018）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｡
3.2.3.4 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｡
3.2.3.5 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。
3.2.3.6 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｡
3.2.3.7 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｡
3.2.3.8 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。
3.2.3.9 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｡
4 防止电气误操作事故
为防止电气误操作事故，应全面贯彻落实国家电网公司《电力安全工作规程 变电部分》（Q/GDW1799.1-2013）、《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）、《关于印发<国家电网公司防止电气误操作安全管理规定>的通知》（国家电网安监〔2006〕904号）、《国家电网公司变电运维管理规定（试行）》[国网（运检/3）828-2017]、《国家电网公司变电验收管理规定（试行）》[国网（运检/3）827-2017]第26分册辅助设施验收细则及其他有关规定，并提出以下重点要求：
4.1 加强防误操作管理
4.1.1 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、维护、检修、管理工作。定期开展防误闭锁装置专项隐患排查，分析防误操作工作存在的问题，及时消除缺陷和隐患，确保其正常运行。
4.1.2 防误闭锁装置应与相应主设备统一管理，做到同时设计、同时安装、同时验收投运，并制订和完善防误装置的运行、检修规程。
4.1.3 加强调控、运维和检修人员的防误操作专业培训，严格执行操作票、工作票（“两票”）制度，并使“两票”制度标准化，管理规范化。
4.1.4 严格执行操作指令。倒闸操作时，应按照操作票顺序逐项执行，严禁跳项、漏项，严禁改变操作顺序。当操作发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告，并禁止单人滞留在操作现场。待发令人确认无误并再行许可后，方可进行操作。严禁擅自更改操作票，严禁随意解除闭锁装置。
4.1.5 应制订完备的解锁工具（钥匙）管理规定，严格执行防误闭锁装置解锁流程，任何人不得随意解除闭锁装置，禁止擅自使用解锁工具（钥匙）。
4.1.6 防误闭锁装置不得随意退出运行。停用防误闭锁装置应经设备运维管理单位批准；短时间退出防误闭锁装置应经变电运维班（站）长或发电厂当班值长批准，并应按程序尽快投入运行。
4.1.7 禁止擅自开启直接封闭带电部分的高压配电设备柜门、箱盖、封板等。
4.1.8 对继电保护、安全自动装置等二次设备操作，应制订正确操作方法和防误操作措施。智能变电站保护装置投退应严格遵循规定的投退顺序。
4.1.9 继电保护、安全自动装置（包括直流控制保护软件）的定值或全站系统配置文件（SCD）等其他设定值的修改应按规定流程办理，不得擅自修改。定值调整后检修、运维人员双方应核对确认签字，并做好记录。
4.1.10 应定期组织防误装置技术培训，使相关人员按其职责熟练掌握防误装置，做到“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会熟练操作、会处缺和会维护）。
4.1.11 防误装置应选用符合产品标准，并经国家电网公司授权机构或行业内权威机构检测、鉴定的产品。新型防误装置须经试运行考核后方可推广使用，试运行应经国家电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司或国家电网公司直属单位同意。
4.2 完善防误操作技术措施
4.2.1 高压电气设备应安装完善的防误闭锁装置，装置的性能、质量、检修周期和维护等应符合防误装置技术标准规定。
4.2.2 调控中心、运维中心、变电站各层级操作都应具备完善的防误闭锁功能，并确保操作权的唯一性。
4.2.3 利用计算机监控系统实现防误闭锁功能时，应有符合现场实际并经运维管理单位审批的防误规则，防误规则判别依据可包含断路器、隔离开关、接地开关、网门、压板、接地线及就地锁具等一、二次设备状态信息，以及电压、电流等模拟量信息。若防误规则通过拓扑生成，则应加强校核。
4.2.4 新投运的防误装置主机应具有实时对位功能，通过对受控站电气设备位置信号采集，实现与现场设备状态一致。
4.2.5 防误装置（系统）应满足国家或行业关于电力监控系统安全防护规定的要求，严禁与外部网络互联，并严格限制移动存储介质等外部设备的使用。
4.2.6 防误装置使用的直流电源应与继电保护、控制回路的电源分开；防误主机的交流电源应是不间断供电电源。
4.2.7 断路器、隔离开关和接地开关电气闭锁回路应直接使用断路器、隔离开关、接地开关的辅助触点，严禁使用重动继电器；操作断路器、隔离开关等设备时，应确保待操作设备及其状态正确，并以现场状态为准。
4.2.8 防误装置因缺陷不能及时消除，防误功能暂时不能恢复时，执行审批手续后，可以通过加挂机械锁作为临时措施，此时机械锁的钥匙也应纳入解锁工具（钥匙）管理，禁止随意取用。
4.2.9 高压开关柜内手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板应可靠封闭，禁止开启。
4.2.10 成套SF6组合电器、成套高压开关柜防误功能应齐全、性能良好；新投开关柜应装设具有自检功能的带电显示装置，并与接地开关及柜门实现强制闭锁；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。
4.2.11 固定接地桩应预设，接地线的挂、拆状态宜实时采集监控，并实施强制性闭锁。
4.2.12 顺控操作（程序化操作）应具备完善的防误闭锁功能，模拟预演和指令执行过程中应采用监控主机内置防误逻辑和独立智能防误主机双校核机制，且两套系统宜采用不同厂家配置。顺控操作因故停止，转常规倒闸操作时，仍应有完善的防误闭锁功能。
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599号）、《电力设备带电水冲洗导则》（GB13395-2008）、《电力系统用蓄电池直流电源装置运行维护规程》（DLT724-2000）、《电力工程直流电源系统设计技术规程》（DLT5044-2014）、《直流电源系统绝缘监测装置技术条件》（DLT1392-2014）、《220kV~1000kV变电站站用电设计技术规程》（DL/T 5155-2016）、《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〔2008〕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/Z29328-2012）、《高压电力用户用电安全》（GB/T31989-2015）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〔2015〕376号)同步废止。
5.1 防止变电站全停事故
5.1.1 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220kV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。
5.1.1.4 220kV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。
5.1.3 运行阶段
5.1.3.1 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。
5.1.3.2 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。
5.1.3.3 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。
5.1.3.4 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。
5.1.3.5 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。
5.1.3.6 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。
5.1.3.7 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。
5.1.3.8 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。
5.2 防止站用交流系统失电
5.2.1 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。
5.2.1.3 110（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330kV 及以上变电站和地下 220kV 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。
5.2.2.2 交流配电屏进线缺相自投试验应逐相开展。
5.2.2.3 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。
5.3 防止站用直流系统失电
5.3.1 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300Ah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。
5.3.1.8 330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV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。
5.3.1.12 220kV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100%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。
5.4 防止重要客户停电事故
5.4.1 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。
6 防止输电线路事故
为防止110（66）kV及以上输电线路事故的发生，应严格执行《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB 50061-2010）、《1000kV架空输电线路设计规范》（GB 50665-2011）、《±800kV直流架空输电线路设计规范》（GB 50790-2013）、《110～750kV架空输电线路施工及验收规范》（GB50233-2014）、《重覆冰架空输电线路设计技术规程》（DL/T5440-2009）、《±800kV 及以下直流架空输电线路工程施工及验收规程》(DL/T 5235-2010)、《架空输电线路运行规程》（DL/T 741-2010）、《±800千伏直流架空输电线路检修规程》(DL/T 251-2012)、《架空输电线路防舞设计规范》（Q/GDW 1829-2012）、《1000kV架空送电线路施工及验收规范》（Q/GDW 1153-2012）、《1000kV交流架空输电线路运行规程》（Q/GDW 1210-2014）、《国家电网公司关于印发架空输电线路“三跨”重大反事故措施（试行）的通知》（国家电网运检〔2016〕413号）、《国家电网公司关于印发架空输电线路“三跨”运维管理补充规定的通知》（国家电网运检〔2016〕777号）、《国家电网公司关于印发输电线路跨越重要输电通道建设管理规范（试行）等文件的通知》（国家电网基建〔2015〕756号）、国家电网公司《电网差异化规划设计指导意见》（国家电网发展〔2008〕195号）、《关于印发<国家电网公司输电线路跨（钻）越高铁设计技术要求>的通知》（国家电网基建〔2012〕1049号）、《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〔2017〕549号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：
6.1 防止倒塔事故
6.1.1 规划设计阶段
6.1.1.1 在特殊地形、极端恶劣气象环境条件下重要输电线路宜采取差异化设计，适当提高抗风、抗冰、抗洪等设防水平。
6.1.1.2 线路设计时应避让可能引起杆塔倾斜和沉降的崩塌、滑坡、泥石流、岩溶塌陷、地裂缝等不良地质灾害区。
6.1.1.3 线路设计时宜避让采动影响区，无法避让时，应进行稳定性评价，合理选择架设方案及基础型式，宜采用单回路或单极架设，必要时加装在线监测装置。
6.1.1.4 对于易发生水土流失、山洪冲刷等地段的杆塔，应采取加固基础、修筑挡土墙（桩）、截（排）水沟、改造上下边坡等措施，必要时改迁路径。
6.1.1.5 分洪区等受洪水冲刷影响的基础，应考虑洪水冲刷作用及漂浮物的撞击影响，并采取相应防护措施。
6.1.1.6 高寒地区线路设计时应采用合理的基础型式和必要的地基防护措施，避免基础冻胀位移、永冻层融化下沉。
6.1.1.7 对于需要采取防风固沙措施的移动或半移动沙丘等区域的杆塔，应考虑主导风向等因素，并采取有效的防风固沙措施，如围栏种草、草方格、碎石压沙等措施。
6.1.1.8 规划阶段，应对特高压密集通道开展多回同跳风险评估，必要时差异化设计。当特高压线路在滑坡等地质不良地区同走廊架设时，宜满足倒塔距离要求。
6.1.2 基建阶段
6.1.2.1 隐蔽工程应留有影像资料，并经监理单位质量验收合格后方可隐蔽；竣工验收时运行单位应检查隐蔽工程影像资料的完整性，并进行必要的抽检。
6.1.2.2 铁塔现场组立前应对紧固件螺栓、螺母及铁附件进行抽样检测，经确认合格后方可使用。地脚螺栓直径级差宜控制在6mm及以上，螺杆顶面、螺母顶面或侧面加盖规格钢印标记，安装前应对螺杆、螺母型号进行匹配。架线前、后应对地脚螺栓紧固情况进行检查，严禁在地脚螺母紧固不到位时进行保护帽施工。
6.1.2.3 对山区线路，设计单位应提出余土处理方案，施工单位应严格执行余土处理方案。
6.1.3 运行阶段
6.1.3.1 运维单位应结合本单位实际按照分级储备、集中使用的原则，储备一定数量的事故抢修塔。
6.1.3.2 遭遇恶劣天气后，应开展线路特巡，当线路导地线发生覆冰或舞动时应做好观测记录和影像资料的收集，并进行杆塔螺栓松动、金具磨损等专项检查及处理。
6.1.3.3 加强铁塔基础的检查和维护，对取土、挖沙、采石等可能危及杆塔基础安全的行为，应及时制止并采取相应防范措施。
6.1.3.4 应采用可靠、有效的在线监测设备加强特殊区段的运行监测。
6.1.3.5 加强拉线塔的保护和维修。拉线下部应采取可靠的防盗、防割措施；应及时更换锈蚀严重的拉线和拉棒；对易受撞击的杆塔和拉线，应采取防撞措施。对机械化耕种区的拉线塔，宜改造为自立式铁塔。
6.2 防止断线事故
6.2.1 设计和基建阶段
6.2.1.1 应采取有效的保护措施，防止导地线放线、紧线、连接及安装附件时受到损伤。
6.2.1.2 架空地线复合光缆（OPGW）外层线股 110kV 及以下线路应选取单丝直径2.8mm 及以上的铝包钢线；220kV 及以上线路应选取单丝直径3.0mm及以上的铝包钢线，并严格控制施工工艺。
6.2.2 运行阶段
6.2.2.1加强对大跨越段线路的运行管理，按期进行导地线测振，发现动弯应变值超标时应及时分析、处理。
6.2.2.2 在腐蚀严重地区，应根据导地线运行情况进行鉴定性试验；出现多处严重锈蚀、散股、断股、表面严重氧化时，宜换线。
6.2.2.3 运行线路的重要跨越【不包括“三跨”（跨高速铁路、跨高速公路、跨重要输电通道）】档内接头应采用预绞式金具加固。
6.3 防止绝缘子和金具断裂事故
6.3.1 设计和基建阶段
6.3.1.1 大风频发区域的连接金具应选用耐磨型金具；重冰区应考虑脱冰跳跃对金具的影响；舞动区应考虑舞动对金具的影响。
6.3.1.2 作业时应避免损坏复合绝缘子伞裙、护套及端部密封，不应脚踏复合绝缘子；安装时不应反装均压环或安装于护套上。
6.3.1.3500（330）kV和750kV线路的悬垂复合绝缘子串应采用双联（含单V串）及以上设计，且单联应满足断联工况荷载的要求。
6.3.1.4 跨越110kV（66kV）及以上线路、铁路和等级公路、通航河流及居民区等，直线塔悬垂串应采用双联结构，宜采用双挂点，且单联应满足断联工况荷载的要求。
6.3.1.5500kV及以上线路用棒形复合绝缘子应按批次抽取1支进行芯棒耐应力腐蚀试验。
6.3.1.6 耐张绝缘子串倒挂时，耐张线夹应采用填充电力脂等防冻胀措施，并在线夹尾部打渗水孔。
6.3.2 运行阶段
6.3.2.1 高温大负荷期间应开展红外测温，重点检测接续管、耐张线夹、引流板、并沟线夹等金具的发热情况，发现缺陷及时处理。
6.3.2.2 加强导地线悬垂线夹承重轴磨损情况检查，导地线振动严重区段应按2年周期打开检查，磨损严重的应予更换。
6.3.2.3 应认真检查锁紧销的运行状况，锈蚀严重及失去弹性的应及时更换；特别应加强V串复合绝缘子锁紧销的检查，防止因锁紧销受压变形失效而导致掉线事故。
6.3.2.4 加强瓷绝缘子的检测，及时更换零、低值瓷绝缘子及自爆玻璃绝缘子。加强复合绝缘子护套和端部金具连接部位的检查，端部密封破损及护套严重损坏的复合绝缘子应及时更换。
6.3.2.5 复合绝缘子应按照《标称电压高于1000V架空线路用绝缘子使用导则 第3部分：交流系统用棒型悬式复合绝缘子》（DL/T 1000.3）及《标称电压高于1000V架空线路用绝缘子使用导则第4部分：直流系统用棒型悬式复合绝缘子》（DL/T 1000.4）规定的项目及周期开展抽检试验，且增加芯棒耐应力腐蚀试验。
6.4 防止风偏闪络事故
6.4.1 设计和基建阶段
6.4.1.1 新建线路设计时应结合线路周边气象台站资料及风区分布图，并参考已有的运行经验确定设计风速，对山谷、垭口等微地形、微气象区加强防风偏校核，必要时采取进一步的防风偏措施。
6.4.1.2330~750kV架空线路40°以上转角塔的外角侧跳线串应使用双串绝缘子，并加装重锤等防风偏措施；15°以内的转角内外侧均应加装跳线绝缘子串（包括重锤）。
6.4.1.3 沿海台风地区，跳线风偏应按设计风压的1.2倍校核；110~220kV架空线路大于40°转角塔的外侧跳线应采用绝缘子串（包括重锤）；小于20°转角塔，两侧均应加挂单串跳线串（包括重锤）。
6.4.2 运行阶段
6.4.2.1 运行单位应加强通道周边新增构筑物、各类交叉跨越距离及山区线路大档距侧边坡的排查，对影响线路安全运行的隐患及时治理。
6.4.2.2 线路风偏故障后，应检查导线、金具、铁塔等受损情况并及时处理。
6.4.2.3 更换不同型式的悬垂绝缘子串后，应对导线风偏角及导线弧垂重新校核。
6.5 防止覆冰、舞动事故
6.5.1 设计和基建阶段
6.5.1.1 线路路径选择应以冰区分布图、舞动区域分布图为依据，宜避开重冰区及易发生导线舞动的区域；2级及以上舞动区不应采用紧凑型线路设计，并采取全塔双帽防松措施。
6.5.1.2 新建架空输电线路无法避开重冰区或易发生导线舞动的区段，宜避免大档距、大高差和杆塔两侧档距相差悬殊等情况。
6.5.1.3 重冰区和易舞动区内线路的瓷绝缘子串或玻璃绝缘子串的联间距宜适当增加，必要时可采用联间支撑间隔棒。
6.5.2 运行阶段
6.5.2.1 加强导地线覆冰、舞动的观测，对覆冰及易舞动区，安装在线监测装置及设立观冰站（点），加强沿线气象环境资料的调研收集，及时修订冰区分布图和舞动区域分布图。
6.5.2.2 对设计冰厚取值偏低，且未采取必要防冰害措施的中、重冰区线路，应采取增加直线塔、缩短耐张段长度、合理补强杆塔等措施。
6.5.2.3 防舞治理应综合考虑线路防微风振动性能，避免因采取防舞动措施而造成导地线微风振动时动弯应变超标，从而导致疲劳损伤；同时应加强防舞效果的观测和防舞装置的维护。
6.5.2.4 覆冰季节前应对线路做全面检查，落实除冰、融冰和防舞动措施。
6.5.2.5 具备融冰条件的线路覆冰后，应根据覆冰厚度和天气情况，对导地线及时采取融冰措施以减少导地线覆冰。冰雪消融后，对已发生倾斜的杆塔应加强监测，可根据需要在直线杆塔上设立临时拉线以加强杆塔的抗纵向不平衡张力能力。
6.5.2.6 线路发生覆冰、舞动后，应根据实际情况安排停电检修，对线路覆冰、舞动重点区段的杆塔螺栓松动、导地线线夹出口处、绝缘子锁紧销及相关金具进行检查和消缺；及时校核和调整因覆冰、舞动造成的导地线滑移引起的弧垂变化缺陷。
6.6 防止鸟害闪络事故
6.6.1 设计和基建阶段
6.6.1.166~500kV新建线路设计时应结合涉鸟故障风险分布图，对于鸟害多发区应采取有效的防鸟措施，如安装防鸟刺、防鸟挡板、防鸟针板，增加绝缘子串结构高度等。110（66）、220、330、500kV悬垂绝缘子的鸟粪闪络基本防护范围为以绝缘子悬挂点为圆心，半径分别为0.25、0.55、0.85、1.2m的圆。
6.6.2 运行阶段
6.6.2.1 鸟害多发区线路应及时安装防鸟装置，如防鸟刺、防鸟挡板、悬垂串第一片绝缘子采用大盘径绝缘子、复合绝缘子横担侧采用防鸟型均压环等。对已安装的防鸟装置应加强检查和维护，及时更换失效防鸟装置。
6.6.2.2 及时拆除绝缘子、导线上方等可能危及到线路运行的鸟巢，并及时清扫鸟粪污染的绝缘子。
6.7 防止外力破坏事故
6.7.1 设计和基建阶段
6.7.1.1 新建线路设计时应采取必要的防盗、防撞等防外力破坏措施，验收时应检查防外力破坏措施是否落实到位。
6.7.1.2 架空线路跨越森林、防风林、固沙林、河流坝堤的防护林、高等级公路绿化带、经济园林等，当采用高跨设计时，应满足对主要树种的自然生长高度距离要求。
6.7.1.3 新建线路宜避开山火易发区，无法避让时，宜采用高跨设计，并适当提高安全裕度；无法采用高跨设计时，重要输电线路应按照相关标准开展通道清理。
6.7.2 运行阶段
6.7.2.1 应建立完善的通道属地化制度，积极配合当地公安机关及司法部门，严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的违法犯罪活动。
6.7.2.2 加强巡视和宣传，及时制止线路附近的烧荒、烧秸秆、放风筝、开山炸石、爆破作业、大型机械施工、非法采沙等可能危及线路安全运行的行为。
6.7.2.3 应在线路保护区或附近的公路、铁路、水利、市政施工现场等可能引起误碰线的区段设立限高警示牌或采取其他有效措施，防止吊车等施工机械碰线。
6.7.2.4 及时清理线路通道内的树障、堆积物等，严防因树木、堆积物与电力线路距离不够引起放电事故；及时清理或加固线路通道内彩钢瓦、大棚薄膜、遮阳网等易飘浮物。
6.7.2.5 对易遭外力碰撞的线路杆塔，应设置防撞墩（墙）、并涂刷醒目标志漆。
6.8 防止“三跨”事故
6.8.1 设计和基建阶段
6.8.1.1 线路路径选择时，宜减少“三跨”数量，且不宜连续跨越；跨越重要输电通道时，不宜在一档中跨越3条及以上输电线路，且不宜在杆塔顶部跨越。
6.8.1.2 “三跨”线路与高铁交叉角不宜小于45°，困难情况下不应小于30°，且不应在铁路车站出站信号机以内跨越；与高速公路交叉角一般不应小于45°；与重要输电通道交叉角不宜小于30°。线路改造路径受限时，可按原路径设计。
6.8.1.3 “三跨”应尽量避免出现大档距和大高差的情况，跨越塔两侧档距之比不宜超过2：1。
6.8.1.4 “三跨”线路跨越点宜避开2级及3 级舞动区，无法避开时以舞动区域分布图为依据，结合附近舞动发展情况，宜适当提高防舞设防水平。
6.8.1.5 “三跨”应采用独立耐张段跨越，杆塔结构重要性系数应不低于 1.1，杆塔除防盗措施外，还应采用全塔防松措施；当跨越重要输电通道时，跨越线路设计标准应不低于被跨越线路。
6.8.1.6 “三跨”线路跨越点宜避开重冰区。对15mm及以上冰区的特高压“三跨”和5mm及以上冰区的其他电压等级“三跨”，导线最大设计验算覆冰厚度应比同区域常规线路增加10mm，地线设计验算覆冰厚度增加15mm；对历史上曾出现过超设计覆冰的地区，还应按稀有覆冰条件进行验算。
6.8.1.7 易舞动区防舞装置（不含线夹回转式间隔棒）安装位置应避开被跨越物。
6.8.1.8 500kV及以下“三跨”线路的悬垂绝缘子串应采用独立双串设计，对于山区高差大、连续上下山的线路可采用单挂点双联，耐张绝缘子应采用双联及以上结构形式，单联强度应满足正常运行状态下受力要求。“三跨”地线悬垂应采用独立双串设计，耐张串连接金具应提高一个强度等级。
6.8.1.9 “三跨”区段宜选用预绞式防振锤。风振严重区、易舞动区“三跨”的导地线应选用耐磨型连接金具。
6.8.1.10 跨越高铁时应安装分布式故障诊断装置和视频监控装置；跨越高速公路和重要输电通道时应安装图像或视频监控装置。
6.8.1.11 “三跨”地线宜采用铝包钢绞线，光缆宜选用全铝包钢结构的 OPGW 光缆。
6.8.1.12 对特高压线路“三跨”，跨越档内导地线不应有接头；对其他电压等级“三跨”，耐张段内导地线不应有接头。
6.8.1.13 750kV及以下电压等级输电线路“三跨”金具应按照施工验收规定逐一检查压接质量，并按照“三跨”段内耐张线夹总数量10%的比例开展X射线无损检测。
6.8.2 运行阶段
6.8.2.1 在运“三跨”应满足独立耐张段跨越要求，不满足时应进行改造。
6.8.2.2 在运线路跨越高铁时，杆塔应满足结构重要性系数不低于1.1的要求，不满足时应进行改造。
6.8.2.3 对采用独立耐张段跨越的在运跨高铁输电线路，按《110kV~750kV架空输电线路设计规范》（GB 50545-2010）及6.8.1.6的要求开展校核，不满足时应进行改造。
6.8.2.4 在运“三跨”应满足6.8.1.7~6.8.1.12条相关要求，不满足时应进行改造。
6.8.2.5 在运“三跨”，应结合停电检修开展耐张线夹X光透视等无损探伤检查，根据检测结果及时处理。
6.8.2.6在运“三跨”红外测温周期应不超过3个月，当环境温度达到35℃或输送功率超过额定功率的80%时，应开展红外测温和弧垂测量。
6.8.2.7 报废线路的“三跨”应予以拆除，退运线路的“三跨”应纳入正常运维范围。
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 26218-2010）、《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》（Q/GDW1152-2014）、《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB50150-2016）、《劣化悬式绝缘子检测规程》（DL/T 626-2015）、《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〔2017〕549号），并提出以下重点要求：
7.1 设计和基建阶段
7.1.1 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。
7.1.2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1000m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、220kV及以下电压等级耐张串宜采用复合绝缘子，330kV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800mm）、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。
7.1.4 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。
7.1.5 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。
7.1.6 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。
7.1.7 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。
7.2.7 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。
7.2.8 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。
7.2.9 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。
7.2.10 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。
8 防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故
为防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故 ，应严格执行《高压直流换流阀技术规范》（Q/GDW 491-2010）、《高压直流输电换流阀冷却系统技术规范》（Q/GDW1527-2015）、《高压直流输电控制保护系统技术规范》（Q/GDW10548-2016）、《高压直流系统保护装置标准化技术规范》（Q/GDW 11355-2014）、《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）、《关于印发国家电网公司防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施的通知》（国家电网生〔2011〕961号）、《国调中心、国网运检部关于印发国家电网公司直流控制保护软件运行管理实施细则的通知》（调继〔2017〕106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：
8.1 防止换流阀损坏事故
8.1.1 设计制造阶段
8.1.1.1 加强换流阀及阀控系统设计、制造、安装、投运的全过程管理，明确专责人员及其职责。
8.1.1.2 对于换流阀及阀控系统，应进行赴厂监造和验收。监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料分别交建设和运行单位存档。
8.1.1.3 单阀冗余晶闸管级数应不小于12个月运行周期内损坏晶闸管级数期望值的2.5倍，且不少于2~3个晶闸管级。
8.1.1.4 换流阀应采用阻燃材料，并消除火灾在换流阀内蔓延的可能性。阀厅应安装响应时间快、灵敏度高的火情早期检测报警装置。阀厅发生火灾后火灾报警系统应能及时停运直流系统，并自动停运阀厅空调通风系统。
8.1.1.5 换流阀冷却控制保护系统至少应双重化配置，并具备完善的自检和防误动措施。作用于跳闸的内冷水传感器应按照三套独立冗余配置，每个系统的内冷水保护对传感器采集量按照“三取二”原则出口。控制保护装置及各传感器应由两套电源同时供电，任一电源失电不影响控制保护及传感器的稳定运行。当保护检测到严重泄漏、主水流量过低或者进阀水温过高时，应自动停运直流系统以防止换流阀损坏。
8.1.1.6 内冷水系统主泵切换延时引起的流量变化应满足换流阀对内冷水系统最小流量的要求。
8.1.1.7 对于外风冷系统，设计阶段应充分考虑环境温度、安装位置等因素的影响，保证具备足够的冷却裕度。
8.1.1.8 阀控系统应双重化配置，并具有完善的晶闸管触发、保护和监视功能，能准确反映晶闸管、光纤、阀控系统板卡的故障位置和故障信息。除光发射板、光接收板和背板外，两套阀控系统不应共用元件，当其中一套系统异常时不应影响直流系统正常运行。阀控系统应全程参与直流控制保护系统联调试验。当直流控制系统接收到阀控系统的跳闸命令后，应先进行系统切换。
8.1.1.9 同一极（或阀组）相互备用的两台内冷水主泵电源应取自不同母线。外水冷系统喷淋泵、冷却风扇的两路电源应取自不同母线，且相互独立，不应有共用元件。禁止将外风冷系统的全部风扇电源设计在一条母线上。
8.1.1.10 外水冷系统缓冲水池应配置两套水位监测装置，并设置高低水位报警。
8.1.1.11 外风冷系统风扇电机、外水冷系统冷却塔风扇电机及其接线盒应采取防潮、防锈措施。
8.1.1.12 寒冷地区阀外冷系统应考虑采取保温、加热措施，避免在直流停运期间管道冻结。
8.1.1.13 阀厅设计应根据当地历史气候记录，适当提高阀厅屋顶的设计与施工标准，防止大风掀翻屋顶，保证阀厅的防雨、防尘性能。
8.1.1.14 阀厅屋顶及室内巡视通道设计应考虑可靠的安全措施，避免人员跌落。
8.1.1.15 阀厅应配置冗余且容量足够的空调系统，阀厅温度、湿度、微正压应满足换流阀的环境要求。
8.1.2 基建阶段
8.1.2.1 换流阀安装期间，阀塔内部各水管接头应用力矩扳手紧固，并做好标记。换流阀及阀冷系统安装完毕后应进行冷却水管道压力试验。
8.1.2.2 内冷水系统管道不允许在现场切割焊接。现场安装前及水冷分系统试验后，应充分清洗直至换流阀冷却水满足水质要求。
8.1.3 运行阶段
8.1.3.1 运行期间应记录和分析阀控系统的报警信息，掌握晶闸管、光纤、板卡的运行状况。当单阀内再损坏一个晶闸管即跳闸时，或者短时内发生多个晶闸管连续损坏时，应及时申请停运直流系统，避免发生强迫停运。
8.1.3.2 运行期间应定期对换流阀设备进行红外测温，必要时进行紫外检测，出现过热、弧光等问题时应密切跟踪，必要时申请停运直流系统处理。若发现火情，应立即停运直流系统，采取灭火措施，避免事故扩大。
8.1.3.3 检修期间应对内冷水系统水管进行检查，发现水管接头松动、磨损、渗漏等异常要及时分析处理。
8.1.3.4 换流阀运行15年后，每3年应随机抽取部分晶闸管进行全面检测和状态评估。
8.2 防止换流变压器（油浸式平波电抗器）损坏事故
8.2.1 设计制造阶段
8.2.1.1 换流变压器及油浸式平波电抗器阀侧套管不宜采用充油套管。换流变压器及油浸式平波电抗器穿墙套管的封堵应使用阻燃、非导磁材料。换流变压器及油浸式平波电抗器阀侧套管类新产品应充分论证，并严格通过试验考核后再在直流工程中使用。
8.2.1.2 换流变压器及油浸式平波电抗器应配置带胶囊的储油柜，储油柜容积应不小于本体油量的10%。
8.2.1.3 换流变压器回路电流互感器、电压互感器二次绕组应满足保护冗余配置的要求。换流变压器非电量保护跳闸触点应满足非电量保护三重化配置的要求，按照“三取二”原则出口。
8.2.1.4 换流变压器及油浸式平波电抗器非电量保护继电器及表计应安装防雨罩。换流变压器有载分接开关不应配置浮球式的油流继电器。
8.2.1.5 换流变压器有载分接开关仅配置了油流或速动压力继电器一种的，应投跳闸；同时配置了油流和速动压力继电器的，油流继电器应投跳闸，速动压力继电器应投报警。
8.2.1.6 换流变压器和油浸式平波电抗器非电量保护跳闸动作后，不应启动断路器失灵保护。
8.2.1.7 换流变压器和油浸式平波电抗器非电量保护跳闸触点和模拟量采样不应经中间元件转接，应直接接入直流控制保护系统或非电量保护屏。
8.2.1.8 换流变压器保护应采用三重化或双重化配置。采用三重化配置的换流变压器保护按“三取二”逻辑出口，采用双重化配置的换流变压器保护，每套保护装置中应采用“启动 动作”逻辑。
8.2.1.9 采用SF6气体绝缘的换流变压器及油浸式平波电抗器套管、穿墙套管、直流分压器等应配置SF6密度继电器，密度继电器的跳闸触点应不少于三对，并按“三取二”逻辑出口。
8.2.1.10 换流变压器及油浸式平波电抗器内部故障跳闸后，应自动停运冷却器潜油泵。
8.2.1.11 应确保换流变压器及油浸式平波电抗器就地控制柜的温度、湿度满足电子元器件对工作环境的要求。
8.2.1.12 换流变压器及油浸式平波电抗器应配置成熟可靠的在线监测装置，并将在线监测信息送至后台集中分析。
8.2.2 基建阶段
8.2.2.1 换流变压器铁心及夹件引出线采用不同标识，并引出至运行中便于测量的位置。
8.2.3 运行阶段
8.2.3.1 运行期间，换流变压器及油浸式平波电抗器的重瓦斯保护以及换流变压器有载分接开关油流保护应投跳闸。
8.2.3.2 当换流变压器及油浸式平波电抗器在线监测装置报警、轻瓦斯报警或出现异常工况时，应立即进行油色谱分析并缩短油色谱分析周期，跟踪监测变化趋势，查明原因及时处理。
8.2.3.3 应定期对换流变压器及油浸式平波电抗器本体及套管油位进行监视。若油位有异常变动，应结合红外测温、渗油等情况及时判断处理。
8.2.3.4 应定期对换流变压器及油浸式平波电抗器套管进行红外测温，并进行横向比较，确认有无异常。
8.2.3.5 当换流变压器有载分接开关挡位不一致时应暂停直流功率调整，并检查挡位不一致的原因，采取相应措施进行处理。
8.2.3.6 换流变压器及油浸式平波电抗器投运前应检查套管末屏接地是否良好。
8.2.3.7 检修期间，应对换流变压器（油浸式平波电抗器）气体继电器和油流继电器接线盒按照每年1/3的比例进行轮流开盖检查，对气体继电器和油流继电器轮流校验。
8.3 防止站用电系统失电事故
8.3.1 设计阶段
8.3.1.1 换流站的站用电源设计应至少配置三路独立、可靠电源，其中一路电源应取自站内变压器或直降变压器，一路取自站外电源，另一路根据实际情况确定。
8.3.1.2 站用电系统10kV母线和400V母线均应配置备用电源自动投切功能。
8.3.1.3 10kV及400V备自投、阀外冷系统电源切换装置的动作时间应逐级配合，保证不因站用电源切换导致单、双极闭锁。
8.3.1.4 低压直流电源系统应至少采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组、三条直流配电母线（直流A、B和C母线）的供电方式。A、B两条直流母线为电源双重化配置的设备提供工作电源，C母线为电源非双重化的设备提供工作电源。双重化配置的二次设备的信号电源应相互独立，分别取自直流母线A段或者B段。
8.3.2 基建阶段
8.3.2.1 站用电系统及阀冷却系统应在系统调试前完成各级站用电源切换、定值检定、内冷水主泵切换试验。
8.3.3 运行阶段
8.3.3.1 应加强站用电系统保护定值以及备自投定值管理。
8.4 防止外绝缘闪络事故
8.4.1 设计阶段
8.4.1.1 应充分考虑当地污秽等级及环境污染发展情况，并结合直流设备易积污的特点，参考当地长期运行经验来设计直流场设备外绝缘强度，设备外绝缘应按污区等级要求的上限配置。
8.4.1.2 对于新电压等级的直流工程，应通过绝缘配合计算合理选择避雷器参数。
8.4.1.3 直流设备外绝缘设计时应考虑足够的裕度，避免运行中因天气恶劣发生闪络放电。
8.4.2 运行阶段
8.4.2.1 应密切跟踪换流站周围污染源及污秽等级的变化情况，及时采取措施使设备爬电比距与污秽等级相适应。
8.4.2.2 每年应对已喷涂防污闪涂料的直流场设备绝缘子进行憎水性检查，及时对破损或失效的涂层进行重新喷涂。若绝缘子的憎水性下降到3级，宜考虑重新喷涂。
8.4.2.3 应定期对直流场设备进行红外测温，建立红外图谱档案，进行纵、横向温差比较，便于及时发现隐患并处理。
8.4.2.4 恶劣天气下应加强设备的巡视，检查跟踪设备放电情况。发现设备出现异常放电后，及时汇报，必要时申请降压运行或停电处理。
8.4.2.5 应使用中性清洗剂定期对直流分压器复合绝缘子表面进行清洗。
8.4.2.6 恶劣天气条件下若发现交流滤波器断路器有放电现象，应向调度申请暂停功率调整，减少交流滤波器断路器分/合操作。
8.5 防止直流控制保护设备事故
8.5.1 设计制造阶段
8.5.1.1 直流控制保护系统应至少采用完全双重化或三重化配置，每套控制保护装置应配置独立的软、硬件，包括专用电源、主机、输入输出回路和控制保护软件等。直流控制保护系统的结构设计应避免因单一元件的故障而引起直流控制保护误动或跳闸。
8.5.1.2 直流保护应采用分区设置，各区域交界面应相互重叠，防止出现保护死区。每一区域均应配置主、后备保护。
8.5.1.3 采用双重化配置的直流保护（含换流变保护及交流滤波器保护），每套保护应采用“启动 动作”逻辑，启动和动作元件及回路应完全独立。采用三重化配置的直流保护（含换流变压器保护），每套保护测量回路应独立，应按“三取二”逻辑出口，任一“三取二”模块故障也不应导致保护误动和拒动。电子式电流互感器的远端模块至保护装置的回路应独立，纯光纤式电流互感器测量光纤及电磁式电流互感器二次绕组至保护装置的回路应独立。
8.5.1.4 直流控制保护系统应具备完善、全面的自检功能，自检到主机、板卡、总线、测量等故障时应根据故障级别进行报警、系统切换、退出运行、停运直流系统等操作，且给出准确的故障信息。直流保护系统检测到测量异常时应可靠退出相关保护功能，测量恢复正常后应确保保护出口复归再投入相关保护功能，防止保护不正确动作。
8.5.1.5 每套控制保护系统应采用两路电源同时供电，两路电源应分别取自不同（独立供电）的直流母线。
8.5.1.6 直流保护系统各保护的配置、算法、定值、测量回路、端子及压板等应按照直流保护标准化的要求设计。直流控制系统与直流保护、安全稳定控制系统的接口应采用数字化接口，直流控制系统与阀控、阀冷系统的接口宜采用数字化接口。
8.5.1.7 直流控制保护系统的参数应由成套设计单位通过系统仿真计算给出建议值，经过二次设备联调试验验证。成套设计单位应定期根据电网结构变化情况对控制保护系统参数的适应性进行校核。
8.5.1.8 光电流互感器二次回路应简洁、可靠，光电流互感器输出的数字量信号宜直接输入直流控制保护系统，避免经多级数模、模数转化后接入。
8.5.1.9 电流互感器的选型配置及二次绕组的数量应能够满足直流控制、保护及相关继电保护装置的要求。相互冗余的控制、保护系统的二次回路应完全独立，不应共用回路。
8.5.1.10 所有跳闸回路上的触点均应采用动合触点。跳闸回路出口继电器及用于保护判据的信号继电器动作电压应在额定直流电源电压55%~70%范围内，动作功率不宜低于5W。
8.5.1.11 处于备用状态的直流控制保护系统中存在保护出口信号时不应切换到运行状态，避免异常信号误动作出口跳闸。
8.5.1.12 直流分压器应具有二次回路防雷功能，可采取在保护间隙回路中串联压敏电阻、二次信号电缆屏蔽层接地等措施，防止雷击时放电间隙动作导致直流停运。
8.5.1.13 直流极（阀组）退出运行时，不应影响在运极（阀组）的正常运行。
8.5.1.14 在设计保护程序时应避免使用断路器和隔离开关辅助触点位置状态量作为选择计算方法和定值的判据，应使用能反映运行方式特征且不易受外界影响的模拟量作为判据。若必须采用断路器和隔离开关辅助触点作为判据时，断路器和隔离开关应配置足够数量的辅助触点，确保每套控制保护系统采用独立的辅助触点。
8.5.1.15 直流线路保护应考虑另一极线路故障及再启动的影响，避免另一极线路故障引起本极线路保护误动作。
8.5.2 基建阶段
8.5.2.1 直流控制保护软件的入网管理、现场调试管理和运行管理应严格遵守相关规定，严禁未经批准随意修改直流控制保护软件程序和定值，防止因误修改导致直流停运。
8.5.2.2 直流控制保护系统应具备防网络风暴功能，并通过二次设备联调试验验证，避免出现网络风暴时直流控制保护系统多台主机故障导致直流系统停运。
8.5.2.3 直流控制保护系统的安装、调试应在控制室、继电器小室土建工作完成、环境条件满足要求后进行，严禁土建施工与设备安装同时进行。
8.5.3 运行阶段
8.5.3.1 现场应控制直流控制保护系统运行环境，监视主机板卡的运行温度、清洁度，运行条件较差的控制保护设备可加装小室、空调或空气净化器。
8.5.3.2 应加强换流站直流控制保护系统软件管理，直流控制保护系统的软件修改须进行厂内试验，履行软件修改审批手续，经主管部门同意后方可执行。
8.5.3.3 直流控制保护系统故障处理完毕后，应检查并确认无报警、无跳闸出口后方可投入运行。
8.5.3.4 应定期开展直流控制保护系统主机板卡故障率统计分析，对突出的问题要及时联系生产厂家分析处理。
8.5.3.5 应定期开展直流控制保护系统可靠性评价分析，建立运行与设计的良性反馈机制。
8.6 防止直流双极强迫停运事故
8.6.1 设计阶段
8.6.1.1 应加强单极中性线、双极中性线区域设备设计选型，适当提高设备绝缘设计裕度，选择高可靠性产品，防止该区域设备故障导致直流双极强迫停运。
8.6.1.2 除双极中性线区域设备外，换流站两个极不应有共用设备，避免共用设备故障导致直流双极强迫停运。
8.6.1.3 不同直流输电系统不应共用接地极线路及线路杆塔，不宜采用共用接地极方式，以防一点故障导致多个直流输电系统同时双极强迫停运。
8.6.1.4 应按照差异化设计原则，提高接地极线路和杆塔设计标准，采取特殊措施提高防风偏、防雷击、防覆冰、防冰闪及防舞动能力。
8.6.1.5 加强接地极极址地上设备安全防护，周围应设置围墙，并安装防盗窃、防破坏的技防物防措施。
8.6.1.6 直流控制保护系统应优先采用将双极控制保护功能分散到单极控制保护设备中的模式，以降低直流双极强迫停运风险。
8.6.1.7 站内SCADA系统LAN网设计应采取简洁的网络拓扑结构，避免物理环网过多，造成网络瘫痪进而导致直流双极强迫停运。
8.6.1.8 换流站站用电的保护系统应相互独立，不应共用元件，防止共用元件故障导致站用电全停。
8.6.1.9 最后断路器保护设计应可靠，应避免仅通过断路器辅助接点位置作为最后断路器跳闸的判断依据，防止接点误动导致直流双极强迫停运。
8.6.1.10 交流滤波器设计应避免一组交流滤波器跳闸后引起其他交流滤波器过负荷保护动作，切除全部交流滤波器。
8.6.2 运行阶段
8.6.2.1 应加强对中性线设备的状态检测和评估，每年进行必要试验，及时对绝缘状况劣化的设备进行更换。
8.6.2.2 应加强直流控制保护系统安全防护管理，防止感染病毒。
8.6.2.3 应及时优化调整交流滤波器运行方式，将不同类型的小组滤波器分散投入不同大组下运行，避免集中在一个大组下运行时保护动作切除全部滤波器。
8.6.2.4 应开展接地极设备运维和状态检测，至少每季度检测1次温升、电流分布和水位，每6年测量1次接地电阻，每5年或必要时进行局部开挖以检查接地体腐蚀情况，针对发现的问题要及时进行处理。
9 防止大型变压器（电抗器）损坏事故
为防止发生大型变压器（电抗器）损坏事故，根据《关于印发<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（修订版）的通知》（国家电网生〔2012〕352号）、《国家能源局关于印发<防止电力生产事故的二十五项重点要求>的通知》（国能安全〔2014〕161号）、《国网运检部关于开展 220kV 及以上大型变压器套管接线柱受力情况校核工作的通知》（运检一〔2016〕126号）、《输变电设备状态检修试验规程》(Q／GDW1168－2013)、《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〔2017〕549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：
9.1防止变压器出口短路事故
9.1.1240MVA及以下容量变压器应选用通过短路承受能力试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器应优先选用通过短路承受能力试验验证的相似产品。生产厂家应提供同类产品短路承受能力试验报告或短路承受能力计算报告。
9.1.2 在变压器设计阶段，应取得所订购变压器的短路承受能力计算报告，并开展短路承受能力复核工作，220kV及以上电压等级的变压器还应取得抗震计算报告。
9.1.3 在变压器制造阶段，应进行电磁线、绝缘材料等抽检，并抽样开展变压器短路承受能力试验验证。
9.1.4220kV及以下主变压器的6kV～35kV中（低）压侧引线、户外母线（不含架空软导线型式）及接线端子应绝缘化；500（330）kV变压器35kV套管至母线的引线应绝缘化；变电站出口2km内的10kV线路应采用绝缘导线。
9.1.5 变压器中、低压侧至配电装置采用电缆连接时，应采用单芯电缆；运行中的三相统包电缆，应结合全寿命周期及运行情况进行逐步改造。
9.1.6 全电缆线路禁止采用重合闸，对于含电缆的混合线路应根据电缆线路距离出口的位置、电缆线路的比例等实际情况采取停用重合闸等措施，防止变压器连续遭受短路冲击。
9.1.7 定期开展抗短路能力校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。
9.1.8220kV及以上电压等级变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪，同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应进行局部放电带电检测，必要时安排停电检查。变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、直流电阻、绕组变形及其他诊断性试验，综合判断无异常后方可投入运行。
9.2防止变压器绝缘损坏事故
9.2.1 设计制造阶段
9.2.1.1 出厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；密封性试验应将供货的散热器（冷却器）安装在变压器上进行试验；主要附件（套管、分接开关、冷却装置、导油管等）在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
9.2.1.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/时，110（66）kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC；220kV～750kV电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC；1000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于300pC。但若有明显的局部放电量，即使小于要求值也应查明原因。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器还应在潜油泵全部开启时（除备用潜油泵）进行局部放电试验，试验电压为1.3Um/，局部放电量应小于以上的规定值。
9.2.1.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的变压器，在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（短路承受能力试验视实际情况而定）。
9.2.1.4500kV及以上电压等级并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验（ACSD）。
9.2.1.5 有中性点接地要求的变压器应在规划阶段提出直流偏磁抑制需求，在接地极50km内的中性点接地运行变压器应重点关注直流偏磁情况。
9.2.2 基建阶段
9.2.2.1 对于分体运输、现场组装的变压器宜进行真空煤油气相干燥。
9.2.2.2 充气运输的变压器应密切监视气体压力，压力低于0.01MPa时要补干燥气体，现场充气保存时间不应超过3个月，否则应注油保存，并装上储油柜。
9.2.2.3 变压器新油应由生产厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。对500kV及以上电压等级的变压器还应提供T501等检测报告。
9.2.2.4110（66）kV及以上电压等级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。变压器就位后，制造厂、运输部门、监理单位、用户四方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供给用户留存。
9.2.2.5 强迫油循环变压器安装结束后应进行油循环，并经充分排气、静放后方可进行交接试验。
9.2.2.6110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应采用频响法和低电压短路阻抗法对绕组进行变形测试，并留存原始记录。
9.2.2.7110（66）kV及以上电压等级的变压器在新安装时，应进行现场局部放电试验，110（66）kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC；220～750kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC；1000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于300pC。有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。
9.2.2.8 对66～220kV电压等级变压器，在新安装时应抽样进行空载损耗试验和负载损耗试验。
9.2.2.9 当变压器油温低于5℃时，不宜进行变压器绝缘试验，如需试验应对变压器进行加温（如热油循环等）。
9.2.3 运行阶段
9.2.3.1 结合变压器大修对储油柜的胶囊、隔膜及波纹管进行密封性能试验，如存在缺陷应进行更换。
9.2.3.2 对运行超过20年的薄绝缘、铝绕组变压器，不再对本体进行改造性大修，也不应进行迁移安装，应加强技术监督工作并安排更换。
9.2.3.3220kV及以上电压等级变压器拆装套管、本体排油暴露绕组或进人内检后，应进行现场局部放电试验。
9.2.3.4 铁心、夹件分别引出接地的变压器，应将接地引线引至便于测量的适当位置，以便在运行时监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化时，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理。
9.2.3.5220kV及以上电压等级油浸式变压器和位置特别重要或存在绝缘缺陷的110（66）kV油浸式变压器，应配置多组分油中溶解气体在线监测装置。
9.2.3.6 当变压器一天内连续发生两次轻瓦斯报警时，应立即申请停电检查；非强迫油循环结构且未装排油注氮装置的变压器（电抗器）本体轻瓦斯报警，应立即申请停电检查。
9.3防止变压器保护事故
9.3.1 设计制造阶段
9.3.1.1 油灭弧有载分接开关应选用油流速动继电器，不应采用具有气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器；真空灭弧有载分接开关应选用具有油流速动、气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器。新安装的真空灭弧有载分接开关，宜选用具有集气盒的气体继电器。
9.3.1.2 220kV及以上变压器本体应采用双浮球并带挡板结构的气体继电器。
9.3.1.3 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两个较大启动功率中间继电器的两副触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。
9.3.1.4 气体继电器和压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。
9.3.2 基建阶段
9.3.2.1 户外布置变压器的气体继电器、油流速动继电器、温度计、油位表应加装防雨罩，并加强与其相连的二次电缆结合部的防雨措施，二次电缆应采取防止雨水顺电缆倒灌的措施（如反水弯）。
9.3.2.2 变压器后备保护整定时间不应超过变压器短路承受能力试验承载短路电流的持续时间（2s）。
9.3.3 运行阶段
9.3.3.1 运行中变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高、降低或呼吸系统有异常现象，需要打开放油、补油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护停用。
9.3.3.2 不宜从运行中的变压器气体继电器取气阀直接取气；未安装气体继电器采气盒的，宜结合变压器停电检修加装采气盒，采气盒应安装在便于取气的位置。
9.3.3.3 吸湿器安装后，应保证呼吸顺畅且油杯内有可见气泡。寒冷地区的冬季，变压器本体及有载分接开关吸湿器硅胶受潮达到2/3时，应及时进行更换，避免因结冰融化导致变压器重瓦斯误动作。
9.4防止分接开关事故
9.4.1 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。新投或检修后的有载分接开关，应对切换程序与时间进行测试。当开关动作次数或运行时间达到生产厂家规定值时，应按照生产厂家的检修规程进行检修。
9.4.2 有载调压变压器抽真空注油时，应接通变压器本体与开关油室旁通管，保持开关油室与变压器本体压力相同。真空注油后应及时拆除旁通管或关闭旁通管阀门，保证正常运行时变压器本体与开关油室不导通。
9.4.3 无励磁分接开关在改变分接位置后，应测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后，应测量全分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。
9.4.4 真空有载分接开关绝缘油检测的周期和项目应与变压器本体保持一致。
9.4.5 油浸式真空有载分接开关轻瓦斯报警后应暂停调压操作，并对气体和绝缘油进行色谱分析，根据分析结果确定恢复调压操作或进行检修。
9.5防止变压器套管损坏事故
9.5.1 新型或有特殊运行要求的套管，在首批次生产系列中应至少有一支通过全部型式试验，并提供第三方权威机构的型式试验报告。
9.5.2 新安装的220kV及以上电压等级变压器，应核算引流线（含金具）对套管接线柱的作用力，确保不大于套管及接线端子弯曲负荷耐受值。
9.5.3 110（66）kV及以上电压等级变压器套管接线端子（抱箍线夹）应采用T2纯铜材质热挤压成型。禁止采用黄铜材质或铸造成型的抱箍线夹。
9.5.4 套管均压环应采用单独的紧固螺栓，禁止紧固螺栓与密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下两道密封共用。
9.5.5 油浸电容型套管事故抢修安装前，如有水平运输、存放情况，安装就位后，带电前必须进行一定时间的静放，其中1000kV应大于72h，750kV套管应大于48h，500（330）kV套管应大于36h，110（66）～220kV套管应大于24h。
9.5.6 如套管的伞裙间距低于规定标准，可采取加硅橡胶伞裙套等措施，但应进行套管放电量测试。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套处涂防污闪涂料等措施。
9.5.7 新采购油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压。生产厂家应明确套管最大取油量，避免因取油样而造成负压。运行巡视应检查并记录套管油位情况，当油位异常时，应进行红外精确测温，确认套管油位。当套管渗漏油时，应立即处理，防止内部受潮损坏。
9.5.8 结合停电检修，对变压器套管上部注油孔的密封状况进行检查，发现异常时应及时处理。
9.5.9 加强套管末屏接地检测、检修和运行维护，每次拆/接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末屏的红外检测。对结构不合理的套管末屏接地端子应进行改造。
9.6防止穿墙套管损坏事故
9.6.1 6kV～10kV电压等级穿墙套管应选用不低于20kV电压等级的产品。
9.6.2 在线监测和带电检测装置通过电容型穿墙套管末屏接地线取信号时，接地引下线应固定牢靠并防止摆动。电容型穿墙套管检修或试验后，应及时恢复末屏接地并检查是否可靠，尤其应注意圆柱弹簧压接式末屏。
9.7防止冷却系统损坏事故
9.7.1 设计制造阶段
9.7.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。
9.7.1.2 新订购强迫油循环变压器的潜油泵应选用转速不大于1500r/min的低速潜油泵，对运行中转速大于1500r/min的潜油泵应进行更换。禁止使用无铭牌、无级别的轴承的潜油泵。
9.7.1.3 新建或扩建变压器一般不宜采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。
9.7.1.4 变压器冷却系统应配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能；冷却系统电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。
9.7.1.5 强迫油循环变压器内部故障跳闸后，潜油泵应同时退出运行。
9.7.2 基建阶段
9.7.2.1 冷却器与本体、气体继电器与储油柜之间连接的波纹管，两端口同心偏差不应大于10mm。
9.7.2.2 强迫油循环变压器的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30s以上，以防止气体继电器误动。
9.7.3 运行阶段
9.7.3.1 对强迫油循环冷却系统的两个独立电源的自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。
9.7.3.2 冷却器每年应进行1～2次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。
9.7.3.3 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，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
9.7.3.4 加强对冷却器与本体、气体继电器与储油柜相连的波纹管的检查，老旧变压器应结合技改大修工程对存在缺陷的波纹管进行更换。
9.8防止变压器火灾事故
9.8.1 采用排油注氮保护装置的变压器，应配置具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。
9.8.2 排油注氮保护装置应满足以下要求：
（1）排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)；
（2）排油及注氮阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)；
（3）注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；
（4）动作逻辑关系应为本体重瓦斯保护、主变压器断路器跳闸、油箱超压开关(火灾探测器)同时动作时才能启动排油充氮保护。
9.8.3 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器跳闸同时动作
9.8.4 装有排油注氮装置的变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀，以防因储油柜中的油下泄而致使火灾扩大。
9.8.5 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绕组过热烧损。
9.8.6 应由具有消防资质的单位定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。
9.8.7 变压器降噪设施不得影响消防功能，隔声顶盖或屏障设计应能保证灭火时，外部消防水、泡沫等灭火剂可以直接喷向起火变压器。
