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南方电网公司安全生产隐患排查治理实施细则(试行)-new(1)


南方电网安监〔2012〕17 号附件

南方电网公司安全生产隐患排查治理

实施细则(试行)

中国南方电网公司 二〇一二年十月





第一章 总则...................................................

............................................................. 1 第二章 隐患排查治理的职责.................................................................................... 2 第三章 隐患排查治理的管理及要求........................................................................ 2 第四章 隐患排查治理的监督及问责........................................................................ 4 第五章 附则................................................................................................................ 5 附录 A 隐患排查治理的重点内容 .............................................................................. 6 附录 B 重大隐患报告单 .............................................................................................. 8 附录 C 重大隐患治理方案提纲 .................................................................................. 9 附录 D 设备隐患排查标准 ........................................................................................ 10 一、断路器........................................................................................................... 10 二、35kV~500kV 敞开式隔离开关和接地开关隐患排查标准........................ 15 三、35kV~500kV 变压器(高抗)隐患排查标准............................................ 17 四、35kV~500kV 避雷器隐患排查标准............................................................ 22 五、电流电压互感器........................................................................................... 23 六、线路隐患排查标准....................................................................................... 30 附录 E 电网运行隐患排查标准 ................................................................................ 38 一、方式专业隐患排查标准............................................................................... 38 二、调度专业隐患排查标准............................................................................... 42 三、水调专业隐患排查标准............................................................................... 44 四、发电调度专业隐患排查标准....................................................................... 45 附录 F 二次系统隐患排查标准 ................................................................................ 49 一、继电保护专业隐患排查标准....................................................................... 49 二、安全自动装置隐患排查标准....................................................................... 58 三、通信系统隐患排查标准............................................................................... 61 四 调度自动化系统隐患排查............................................................................. 69 附录 G 常见作业隐患 ................................................................................................ 85 附录 H 隐患整改通知书 ............................................................................................ 88 附录 I 隐患排查治理总结报告提纲 ......................................................................... 89 附录 J 隐患排查治理登记表 ..................................................................................... 90 附录 K 隐患排查治理月报表 .................................................................................... 91

南方电网公司安全生产隐患排查治理实施细则
(试行) 第一章 第一条 总则

为了建立安全生产隐患排查治理长效机制,强化安全生产主体责

任,加强隐患监督管理,防止和减少事故事件,保证电网、设备和人身安全,依 据国家安监总局《安全生产隐患排查治理暂行规定》、电监会《关于加强电力设 备(设施)安全隐患管理工作的指导意见》和公司《安全生产令》等安全生产有 关规章制度,制定本细则。 第二条 公司系统发电、输变配电、供用电、调度及检修试验等各生产经营

单位均应执行本细则。 有关法律、行政法规和公司的标准制度对安全生产隐患排查治理另有规定 的,依照其规定。 第三条 本细则所称安全生产隐患(以下简称隐患),是指生产经营单位因

违反国家、行业及公司安全生产法律、法规、规章、标准、规程、制度,或者因 设备质量、 生产运行场所等因素在生产经营活动中存在可能导致事故事件发生的 设备等物的不安全状态、人的不安全行为和管理上的缺陷等。 本细则所指的事故事件是指《生产安全事故报告和调查处理条例》 (国务院 493 号令)、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》(国务院 599 号令)及 《电力安全事件监督管理暂行规定》(电监安全[2012]11 号)规定的各类事故 事件,以及《中国南方电网有限责任公司电力事故(事件)调查规程(试行)》 (南方电网安监〔2011〕22 号,简称事故事件调规)规定的事故事件。 隐患分为一般隐患和重大隐患。一般隐患,是指危害性较小,发现后能够立 即整改排除的隐患, 以及可能引发公司事故事件调规规定的三级及以下事件的隐 患。重大隐患,是指危害性较大,停电设备多、影响范围较大,需经过一定时间 整改治理方能排除的隐患, 或者因外部因素影响致使生产经营单位自身难以排除 的隐患,以及可能引发公司事故事件调规规定的事故及一、二级事件的隐患。 第四条 牢固树立“隐患险于明火,事故源于隐患”的理念,充分发挥标准
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制度和机制效能,强化风险预控,全面推行安全风险管理,注重运用技术手段和 信息化手段,增强危险源监控和隐患排查治理实效。 第五条 应当依照法律、法规、规章、标准、规程的要求组织安全生产,按

照公司安全生产的相关标准、 制度认真做好设备的运行维护、电网的调度控制和 基建工程的文明施工。 严禁在安全生产条件不具备、安全措施不到位的情况下组 织生产,严禁超能力、超强度、超定员组织生产,严禁违章指挥、违章作业、违 反劳动纪律,把安全生产作为公司的生命线。 第二章 第六条 隐患排查治理的职责

公司安监部是隐患排查治理的监督检查及归口管理部门; 公司各职

能部门是隐患排查的指导监督主体,负责制定本部门管辖范围内设备、电网、作 业等隐患排查的标准,组织、指导和督促各级单位开展隐患的排查治理。 第七条 分子公司(二级单位)是隐患排查、治理和防控的管理主体,是电

网隐患排查、 治理和防控的责任主体,应加强对下级单位隐患排查治理工作的管 理、 督促和指导; 地市供电局、 超高压局、电厂(三级单位)和县级供电企业(四 级单位)是地区电网、设备、二次系统及作业等隐患排查、治理和防控的责任主 体。 第八条 三、 四级单位主要负责人对本单位隐患排查治理工作全面负责, 分

管负责人对隐患排查治理工作负直接责任;三、四级单位相关职能部门为隐患排 查治理工作的直接管理部门,按照“谁主管,谁负责”的原则负责组织开展本专 业隐患排查技术及方法的培训和典型事故事件暴露隐患的学习,指导、检查和督 促一线班组有效开展隐患的排查治理,确保隐患排查工作落实到位。各级安全监 察部门对本单位隐患排查治理工作依法依规实施综合监督管理。 第三章 第九条 隐患排查治理的管理及要求

各单位要按照设备、电网及二次系统隐患排查标准(详见附录 D、

E、F),利用在线监测、局放试验、红外、紫外、超声波、超高频、地电波等技 术手段, 认真开展各类隐患的排查工作,并对排查出的隐患有针对性地制定整改 措施,有效防止因设备、电网及二次系统隐患引发的各类事故和电力安全事件。
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第十条

各单位要高度重视隐患排查治理工作,保证隐患整改措施、责任、

资金、时限和预案“五到位”,实现各类隐患的检查发现、风险评估、分类评级、 重点监控、治理改进各环节的闭环管理。 第十一条 度。 第十二条 一般隐患,由三、四级单位及相关人员组织整改;重大隐患,由 各单位要保证隐患排查治理所需的资金,建立资金使用专项制

二级单位或由其委托三级单位组织制定并实施隐患治理方案, 重大隐患报告及治 理方案的相关要求见附录 B、C。 第十三条 三、四级单位应结合日常运行维护、设备预试定检、事故事件暴

露的隐患和公司组织的专项检查,组织安全生产管理人员、工程技术人员和其他 相关人员排查本单位的隐患。对排查出的隐患,按照隐患的等级进行登记,建立 隐患信息档案,并按照职责分工落实治理。 第十四条 三、四级单位应当建立隐患报告奖励制度,鼓励、发动职工发现

和排除隐患。对发现、排除隐患有功人员,应当给予物质奖励和表彰。 第十五条 各级单位应当按月度和年度对本单位隐患排查及治理情况进行

统计分析,分子公司应分别于每月 6 日和每年 1 月 31 日前按附录 H~J 的要求向 公司有关职能部门报送月度统计表和年度分析报告,并抄送公司安监部。 重大隐患, 除按上述要求报送外, 还应按附录 B 的要求及时向上级单位报告, 并逐级报告至公司职能部门及安监部。 第十六条 各级单位在隐患治理过程中, 应做好风险分析和安全措施, 防止

发生次生的事故事件。 隐患排除前或者排除过程中无法保证安全的,应当从危险 区域内撤出作业人员,并疏散可能危及的其他人员,设置警戒标志,暂时停止作 业或施工;对暂时难以停止作业或施工的相关作业现场、施工现场和运行设备, 应当加强现场监视和设备特维,防止事故事件发生。 第十七条 各级单位应当加强对自然灾害的预防。 对于因自然灾害可能导致

事故事件灾难的隐患, 应当按照有关法律、 法规、 标准和本细则的要求排查治理, 采取可靠的预防措施,制定应急预案。在接到有关自然灾害预报时,应当及时向 下属单位发出预警通知; 发生自然灾害可能危及生产经营单位和人员安全的情况 时,应当采取撤离人员、停止作业、加强监测等安全措施,并及时向上级部门和

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当地人民政府有关部门报告。 第十八条 公司或地方人民政府有关部门挂牌督办的重大隐患, 治理工作结

束后, 分子公司应当组织技术人员和专家对重大隐患的治理情况进行评估,并将 治理情况报公司或地方人民政府有关部门, 必要时公司将组织技术人员或专家进 行评估。 第四章 第十九条 隐患排查治理的监督及问责

分子公司安全监察部门应定期组织对各单位隐患排查治理情况

开展监督检查; 加强对重要设备、 厂站和重点工程隐患排查治理情况的监督检查; 对检查过程中发现的重大隐患,应立即下达整改通知书,并建立信息管理台账。 第二十条 公司安监部会同有关职能部门对公司系统内重大隐患挂牌督办;

分子公司安全监察部门应会同职能部门对挂牌督办的重大隐患每月至少进行一 次现场督查, 直至重大隐患整改完毕,并对可能引发三级及以上事件的隐患进行 监督。 第二十一条 三、 四级单位安全监察部门应加强对本单位隐患排查治理工作

的监督检查, 并会同有关部门督促责任部门和车间、班组等按计划和整改方案及 时对隐患进行治理。 第二十二条 对隐患整改不力的单位, 上级主管部门应及时约谈该单位相关

负责人。 各级单位及其负责人未履行隐患排查治理职责,导致发生生产安全事故 事件的,依照《中国南方电网有限责任公司安全生产问责管理规定》(南方电网 安监〔2012〕3 号)等相关规定和各单位的问责办法进行严肃问责。 第二十三条 分子公司违反本细则,有下列行为之一的,由公司安全监察部

门给予警告,必要时会同相关部门组织责任单位负责人“说清楚”: (一)未按公司相关要求开展安全生产隐患排查治理的; (二)未按规定上报隐患排查治理统计分析表的; (三)未制定隐患治理方案的; (四)重大隐患不报或者未及时报告的; (五)对隐患治理不力或未按计划开展治理的;

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(六) 分子公司范围内因隐患排查治理不及时或防范措施不落实导致分子公 司范围内发生重复性事故事件的。 第二十四条 三、四级单位违反本细则,有下列行为之一的,由分子公司安

监部给予警告,必要至会同有关部门组织责任单位负责人“说清楚”: (一)未按分子公司相关要求开展安全生产隐患排查治理的; (二)未按规定上报隐患排查治理统计分析表的; (三)未制定隐患治理方案的; (四)重大隐患不报或者未及时报告的; (五)对隐患治理不力或未按计划开展治理的。 第二十五条 三、 四级单位因隐患排查治理不及时或防范措施不落实导致本

单位发生重复性事故事件的,应提级问责,必要时到网公司“说清楚”。 第五章 第二十六条 附则

分子公司可以根据本细则, 制定隐患排查治理和监督管理的办

法。三、四级单位可根据细则及分子公司的要求,制定相应的工作流程。 第二十七条 制定的标准。 第二十八条 第二十九条 本实施细则由公司安全监察部会同有关职能部门负责解释。 本实施细则自颁布之日起施行。 各领域内隐患排查的技术要求和方法执行公司相关职能部门

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附录 A 隐患排查治理的重点内容 (资料性附录)

一、电网运行隐患排查治理 1、跨省区输电通道的安全隐患排查治理。开展西电东送重要电力通道隐患 排查,通过加强特巡特维工作,做好远距离、跨省区输电通道的安全隐患排查工 作,重点对同塔多回线路以及同一输电走廊多回输电线路的安全情况进行检查。 2、省区电网重要输电通道的安全隐患排查。针对南方电网或省区电网年度 运行方式和迎峰度夏方案重点工作所列出的关键或重点设备,开展隐患排查,检 查相关设备的特维方案和事故处理预案是否合理,特巡特维工作是否到位,是否 定期组织开展预案的演练。 3、500kV 交直流混联运行的安全隐患排查治理。开展对重点环节、部位交直 流输变电设备的监督检查, 通过加强交直流输电线路的运行管理,强化防护措施 落实,重点做好直流闭锁、换相失败和电网低频振荡情况的排查治理工作。 4、典型受电端电网安全隐患排查治理。开展负荷密集、外受电比例较高的 地区电网安全隐患排查治理, 针对重要电力设施设备的日常管理维护、运行及检 测检验等情况进行检查, 对可能引发电网风险的短路电流超标和局部配电网薄弱 的问题进行排查。 5、系统网架结构隐患排查治理。结合国务院599号令和《中国南方电网电力 事故(事件)调查规定》,按照《电力系统安全稳定导则》要求,评估主网和地 区电网网架薄弱环节和运行中存在的安全隐患, 检查调度部门是否开展风险评估 和事故处理预案, 检查计划部门是否制定了网架完善计划以及实施情况,有关设 备运行维护单位是否按要求制定特殊运行维护方案。 6、地、县供电局电网运行隐患排查。根据防范电力安全事故(事件)及用 户保供电要求, 评估地、 县级电网在正常运行及计划检修方式中存在的安全隐患、 排查用户保供电工作中存在安全隐患, 检查设备运行维护部门是否针对性开展设 备运行维护并加强缺陷处理工作, 检查系统运行部门是否细化风险评估和反措落 实工作, 检查市场营销部门是否加强用户管理并落实用户侧保供电方案及反措工 作。 二、电力二次系统和设备设施的隐患排查治理 1、重要电力二次设备和系统安全隐患排查治理。开展主网继电保护装置、 安全自动装置、通信设备、二次系统安全防护设备及二次回路的隐患排查治理, 通过落实电力二次系统安全管理各项规章制度,重点做好主网保护、自动装置拒 动、误动和保护、自动装置版本过期、自动化设备未按要求冗余、配置二次系统

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安全分区不规范等问题监督治理工作。 2、关键电力设施设备运行维护情况的安全隐患排查治理。采用有效的技 术手段和管理措施开展已发现存在家族性缺陷的设备进行全面隐患排查; 排查未 经检测合格或技术不成熟的电力设施设备挂网运行带来的隐患; 排查未按规程规 定进行预防性试验、定检或预试、定检不合格设备;排查未按要求开展特巡特维 或特巡特维不到位遗留的隐患。 三、电力建设安全隐患排查治理 1、重要电力建设项目的安全隐患排查治理。开展新建、改建、扩建工程 项目安全设施 “三同时” 执行情况的监督检查, 加强安全生产费用提取使用情况、 临时用工情况、安全施工方案和施工机械的监督排查,针对坍塌、高坠、机械伤 害等隐患进行及时有效治理;发现违反公司基建“五个严禁”要求的行为要坚决 查处。 2、电力建设项目施工单位的安全隐患排查治理。开展对承包商资质、施 工人员持证专项督查检查,重点对工程违法转包、违规分包、无证施工、超越许 可范围施工以及涂改、倒卖、出租、出借或以其他形式非法转让承装(修、试) 电力设施许可证的施工单位进行排查治理。 四、发电安全隐患排查治理 1、发电设备设施的安全隐患排查治理。开展主要发电设备、辅助设备等 存在影响机组安全稳定运行较大缺陷的监督检查,重点对输水、输油等压力容器 开展隐患排查治理。 2、小水电大坝的安全隐患排查治理。开展对县级企业产权归属的小水电 站大坝未按要求注册和定检等情况的监督检查, 重点对水电站大坝除险加固不符 合要求的情况进行排查治理。 五、作业隐患排查治理 1、违章作业的隐患排查治理。开展设备预试定检、消缺、清扫和线路巡 视、抢修等作业中习惯性违章的检查和纠偏,重点加强对违反国家《电业安全工 作规程(热力和线路部分)》、《电力安全工作规程(电力线路部分、发电厂和 变电站电气部分)》、公司《电气操作导则》、《电气工作票技术规范》及有关 安全管理规程制度等作业行为的监督检查,杜绝无票操作及随意进行“五防”解 锁操作,及时制止各类违章行为,加强教育与处罚,培养作业人员遵章守纪、按 规矩办事的习惯。 2、重复性人身事故的隐患排查治理。对近年来发生的人身事故进行梳理, 分析暴露问题,查找制度缺失和管理漏洞,重点对引发触电事故、高空坠落、物 体打击等人身事故隐患进行排查, 及时修订和完善有关安全生产的管理制度和实 施细则, 补充和完善有关反事故措施和安全技术劳动保护措施,从源头上落实事 故防范工作,做到凡事有章可循。
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附录 B 重大隐患报告单 (规范性附录)

重大隐患上报单位: 重大隐患上报人 姓名、部门 重大隐患 发现时间 联系方式 重大隐患 发现地点

重大隐患情况及 其产生原因

隐患的危害

隐患整改 难易程度

隐患初步 治理方案

分省公司意见

备注:本报告单作为重大隐患报告的及时报告单,应在重大隐患发现后 3 个工作 日内上报至网公司相关职能部门和安监部。
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附录 C 重大隐患治理方案提纲

(一)治理的目标和任务; (二)采取的方法和措施; (三)经费和物资的落实; (四)负责治理的机构和人员; (五)治理的时限和要求; (六)安全措施和应急预案。

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附录 D 设备隐患排查标准 (资料性附录)
一、断路器 (一)35kV~500kV SF6 瓷柱式断路器隐患排查标准
1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修 检修试验资料 试验 带电 专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 检修记录是否完整。 停电 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备 核查情况 检查人 检查时间

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2 技术隐患排查
检查对象 概况 检查要素 绝缘配置 专项检查 基础及支架 瓷套 存在隐患的标准或依据 瓷套爬电比距不满足最新定级污区的要求 额定短路开断电流值小于安装地点现行最大运行方式下短路电流 基础出现下沉或倾斜,可能影响设备安全运行 瓷套有较大破损或裂纹。查找原因,尽快安排更换。 瓷套表面电晕严重或表面爬电接近或超过 1/3。查找原因,尽快安排处理或更换。 三相机械联动断路器相间连杆明显变形或轴销缺失,可能影响操作。查找原因, 尽快安排处理或更换。 分合闸指示牌出现歪斜、无法指示或与后台指示不对应。查找原因,尽快安排处 理。 运行中存在异响或分合闸时有异常声音。查找原因,并进行局放及气体检查,根 据实际检查结果处理。 两次补气间隔小于 1 年。查找原因,尽快安排处理。 SF6 气体湿度大于 300? L/ L 未处理。查找原因,尽快安排处理。 主回路电阻值超过出厂值的 120%或厂家规定管理范围,未完成处理。查找原因, 尽快安排处理。 接线板发热,热点温度>80℃或相对温差 δ≥80%。查找原因,尽快安排处理。 红外检测 灭弧室瓷套表面温度分布不均匀、温差大于 3K 或三相间差异明显。查找原因, 尽快安排处理。 气体分解物 测试 SF6气体现场分解产物测试异常或有明显上升趋势: SO2:>3μL/L;H2S:>2μL/L;CO:>100μL/L 出现以上问题,查找原因,尽快安排处理。 机构箱密封不良进水。查找原因,尽快安排处理。 温湿度控制器损坏或不能正常工作,加热器工作不正常或不能按厂家要求投退 一年内分合闸线圈、辅助开关等烧毁或故障 2 次及以上。 机构异常 机构箱、汇控柜的加热器是否正常 机构频繁打压,液(气)压机构油泵启动次数超过制造厂规定值。查找原因,尽快安 排处理。 核查情况 检查人 检查时间

巡视及维 护

传动连杆

分合闸指示

异响 本体 SF6 气体密度 SF6 气体湿度 主回路电阻 试验及检 修

机构箱 巡视及维 护

操作机构

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检查对象

检查要素

存在隐患的标准或依据 机构频繁打压,液(气)压机构油(气)泵频繁启动,打压间隔时间小于 10 分钟,连 续 5 次及以上。查找原因,尽快安排处理。 机构补压时间超过厂家规定值

核查情况

检查人

检查时间

巡视及维 护 操作机构

机构异常

储能电机存在异响或发热严重。查找原因,尽快安排处理 液压机构油箱、油泵、油管等渗漏油严重。查找原因,尽快安排处理 液压机构氮气储能筒漏氮,发报警信号。查找原因,尽快安排处理

操作异常

开关发生拒动、误动且原因未查明,未处理。查找原因,尽快安排处理。 开关分合不到位 分合闸脱扣器不满足下列要求:合闸脱扣器应能在其额定电压的 85%~110%范围 内可靠动作;分闸脱扣器应能在其额定电源电压 65%~110%范围内可靠动作。当 电源电压低至额定值的 30%时不应脱扣。查找原因,尽快安排处理。 电容器渗漏油未处理。查找原因,尽快安排处理。

试验及检 修

动作电压试 验

巡视及维 护 均压电容 试验及检 修

电容本体

均压电容瓷套表面电晕严重或表面爬电接近或超过 1/3。查找原因,尽快安排处理 或更换。 均压电容瓷套有较大破损或裂纹未处理。查找原因,尽快安排处理。

电容值 介损值 红外检测 巡视及维

电容量超过出厂值或产品规定值的± 5%未处理。查找原因,尽快安排处理。 10kV 试验电压下,膜纸复合绝缘及全膜绝缘>0.004,油纸绝缘>0.005。查找原因, 尽快安排处理。 均压电容瓷套表面温度分布不均匀,温差大于 3K。查找原因,尽快安排处理。 电阻瓷套表面有明显积污,电晕严重或表面爬电接近或超过 1/3。查找原因,尽快 安排处理或更换。 电阻瓷套有较大破损或裂纹。查找原因,尽快安排更换。

500kV 断 路器合闸 电阻



电阻本体

试验及检 修

电阻值 投入时间 红外检测

电阻值超过出厂值或产品规定值的± 5%未处理。查找原因,尽快安排处理。 有效接入时间按照制造厂家规定校核未处理。查找原因,尽快安排处理。 合闸电阻瓷套表面温度分布不均匀,温差大于 3K。查找原因,尽快安排处理。

(二)110kV~500kVGIS(HGIS)隐患排查标准
1 管理隐患排查 - 12 -

检查对象

检查要素 铭牌 出厂试验报告

检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范

核查情况

检查人

检查时间

原始资料

施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书

缺陷处理

重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改

检修 检修试验资料 试验 带电 专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况

是否按照安装使用说明书要求开展检修 检修记录是否完整 停电 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温、局放测试、SF6 气体组分分析工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

2 技术隐患排查
检查对象 检查要素 绝缘配置 概况 其他情况 巡视 及维 护 漏气 外壳放电 存在隐患的标准或依据 出线套管爬电比距不满足最新定级污区的要求 断路器额定短路开断电流值小于安装地点最大运行方式下短路电流; 母线短时耐受电流小于安装地点最大运行方式下短路电流 同一气室两次补气间隔小于 1 年。查找原因,尽快安排处理。 开关装置操作时外壳有火花放电现象。查找造成原因,并进行局放及气体检查,根据 实际检查结果处理。 核查情况 检查人 检查时间

气室 (注:母 线、断路

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检查对象 器、隔离开 关、接地开 关 、 PT 、 CT、 避雷器 等各部件 的共用部 分)

检查要素

存在隐患的标准或依据 开关装置操作时 GIS 内部有疑似放电或其它异响。 查找原因, 并进行局放及气体检查,

核查情况

检查人

检查时间

异响

根据实际检查结果处理。 运行中的 GIS 内部发现有异常响声。查找原因,并进行局放及气体检查,根据实际检 查结果处理。 主回路电阻值超过出厂值的 120%或厂家规定管理值范围 红外检测出线套管接线板或 GIS 外壳温度异常, 热点温度>80℃或相对温差 δ≥80%。 查找原因,尽快安排处理。 SF6气体现场分解产物测试异常或有明显上升趋势: SO2:>3μL/L;H2S:>2μL/L;CO:>100μL/L 出现以上问题,查找原因,尽快安排处理。 灭弧室微水超过 250μ L/L。查找原因,尽快安排处理。 其它气室运行中微水值超过 500μ L/L。及时跟踪,定期普查。 局部放电测试发现有明显放电信号且幅值有增长趋势。查找造成局放的原因,尽快安 排处理。 局部放电测试发现有放电信号且幅值保持稳定。及时跟踪,定期普查。 机构箱 分合闸位置指示 机构箱密封不严,有进水或凝露现象。尽快安排处理。 分合闸指示牌出现歪斜、无法指示或与后台指示不对应 一年内分合闸线圈、辅助开关等烧毁或故障 2 次及以上。

回路电阻 红外检测

试验 及检 修

现场分解 产物测试

气体湿度

局放测试

断路器

操动 机构

巡视及维 护 机构异常

机构频繁打压,液(气)压机构油泵启动次数超过制造厂规定值。 查找原因,尽快安排处理。 机构频繁打压,液(气)压机构油(气)泵频繁启动,打压间隔时间小 于 10 分钟,连续 5 次及以上。查找原因,尽快安排处理。 液压机构油箱、油泵、油管等渗油严重。查找原因,尽快安排处 理。 分合闸脱扣器不满足下列要求:合闸脱扣器应能在其额定电压的

断路器

操动 机构

试验及检 修

动作电压试验

85%~110%范围内可靠动作;分闸脱扣器应能在其额定电源电压 65%~110%范围内可靠动作。 当电源电压低至额定值的 30%时不 应脱扣

隔离开关

本体

巡视及维

传动机构

隔离开关相间连杆明显变形或轴销缺失,可能影响操作。尽快安

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检查对象 和接地开 关

检查要素 护

存在隐患的标准或依据 排处理或更换。 传动连杆严重锈蚀。尽快安排处理或更换。 分合闸卡涩。查找原因,尽快安排处理。

核查情况

检查人

检查时间

操动 机构 电流互感 器 电压互感 器

巡视及维 护

机构箱 分合闸位置指示 密封

机构箱密封不严进水。查找原因,尽快安排处理。 分合闸指示牌出现歪斜、无法指示或与后台指示相反 二次接线盒封堵不严,防潮、防止小动物进入的措施失效。尽快 安排处理。 二次接线盒封堵不严,防潮、防止小动物进入的措施失效 泄漏电流监测仪指示异常,或指针摆动剧烈 测量值与初始值比较,阻性电流增加 50%及以上应分析原因,加 强监控。当阻性电流增加 1 倍时应停电检查。 三相全电流不平衡,其中一相严重偏高(相对偏差>30%)

巡视及维护

巡视及维护 巡视及维护

密封 泄漏电流监测仪 运行电压下的泄 漏电流

避雷器

试验及检修

套管表面电晕严重或表面爬电接近或超过 1/3。查找原因,尽快安排处理。 出线套管 巡视及维护 套管表面有裂纹或伞裙破损较大。查找原因,尽快安排处理。 套管存在龟裂现象。查找原因,尽快安排处理。

二、35kV~500kV 敞开式隔离开关和接地开关隐患排查标准
1 管理隐患排查
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检修试验资料 缺陷处理 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改

核查情况

检查人

检查时间

检修

是否按照安装使用说明书要求开展检修。 检修记录是否完整。 停电 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

试验 带电 专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况

2 技术隐患排查
检查对象 检查要素 绝缘配置 存在隐患的标准或依据 瓷瓶爬电比距是否满足最新定级污区的要求 短时耐受电流是否满足安装点短路电流要求 概况 其他情况 瓷瓶强度是否满足要求: 110kV:抗弯≥6kN,抗扭≥4kN·m; 220kV:抗弯≥8kN,抗扭≥6kN·m; 500kV:抗弯≥12kN,抗扭≥8kN·m; 不满足上述要求的查找原因,尽快安排处理或更换。 瓷瓶表面电晕严重或表面爬电接近或超过 1/3。查找原因,尽快安排处理。 瓷瓶表面有裂纹或伞裙破损较大。查找原因,尽快安排处理。 触头脱落或触指严重变形损坏。查找原因,尽快安排处理或更换。 隔离开关本体 巡视及维 护 主导电臂锈蚀严重或损坏变形。查找原因,尽快安排处理或更换。 主导电臂 接线端子严重变形,或分合闸时接线板随瓷瓶的旋转被带动。查找原因,尽快安 排处理。 机构合闸后应到位,导电臂仍弯曲。查找原因,尽快安排处理。 均压环 传动/操作机 均压环有严重变形或破损,可能产生严重电晕或影响绝缘距离。查找原因,尽快 安排处理或更换。 三相机械联动隔离开关相间连杆明显变形或轴销缺失。查找原因,尽快安排处理 核查情况 检查人 检查时间

支柱绝缘子 及操作绝缘 子

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检查对象

检查要素 构 或更换。

存在隐患的标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

传动连杆严重锈蚀。查找原因,尽快安排处理或更换。 分合闸卡涩。查找原因,尽快安排处理。 机械闭锁装 置 试验及检 修 隔离开关 操动机构 接地开关本体 与接地开关的机械闭锁装置开裂损坏、弯曲变形导致机械闭锁功能失效 接线端子发热,热点温度>80℃或相对温差 δ≥80%。查找原因,尽快安排处理。 红外测试 触头发热,热点温度>90℃或相对温差 δ≥80%。查找原因,尽快安排处理。 瓷柱温度分布不均匀,温差超过 1.5K。查找原因,尽快安排处理。 巡视及维 护 巡视及维 护 巡视及维 护 机构箱 地刀导体 接地软铜带 机构箱 操作异常 机构箱密封不良进水。查找原因,尽快安排处理。 触头脱落或触指严重变形损坏。查找原因,尽快安排处理或更换。 断股或松脱造成接地不良。查找原因,尽快安排处理。 机构箱密封不良进水。查找原因,尽快安排处理。 接地开关分合卡涩较严重。查找原因,尽快安排处理或更换。 接地开关分合不到位。查找原因,尽快安排处理。

接地开关 操动机构

三、35kV~500kV 变压器(高抗)隐患排查标准
1 管理隐患排查
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 检修试验资料 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 检修记录是否完整。

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

是否按照南网预试规程制定预试工作计划 停电 试验 带电 在线 专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况 预试记录是否完整,预试结果是否明确 近区短路后进行绕组变形试验,试验结果正常 是否按照南网预试规程制定红外测温、绝缘油测试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 在线监测系统运行正常,监测数据完备 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

2 技术隐患排查
检查对象 绝缘配置 概况 检查要素 检查标准或依据 套管瓷瓶爬电比距是否满足最新定级污区的要求 核查情况 检查人 检查时间

异常工况情况 (过负荷情况) 主变运行负荷是否长期超过额定值的 80%但低于 100% 异常工况情况(短路情况) 本体油位 渗漏油检查 近区短路后,有无出现过主变跳闸 油位正常,无过高或过低 各阀门、表计、法兰连接处、焊缝处、散热器、油泵、取油样阀等处无明 显渗漏油痕迹 在正常负载和冷却条件下,自然循环冷却变压器最高上层油温不超过 巡视及维护 运行油温 95℃; 强迫油循环风冷变压器最高上层油温不超过 85℃; 强迫油循环水冷 变压器最高上层油温不超过 70℃,没有出现油温过高报警情况 噪音及振动 外观检查 噪声、振动有无长时间(如超过2 小时以上)异常 无明显的锈蚀现象, 瓷套或复合绝缘有明显破损、 放电或较严重电晕情况, 无异常振动,异常音响及异味 1)1600kVA 以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均 值的 2%,无中性点引出的绕组,线间差别不应大于三相平均值的 1% 2)1600kVA 及以下的变压器,相间差别一般不大于三相平均值的 4%,线

本体

试验及检修

绕组直流电 阻

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 间差别一般不大于三相平均值的 2% 3)预试测得值与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于 2%,若变 化大于 1%,应引起关注。 4)检测周期: 110kV 及以下 6 年;220kV、500kV:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。

核查情况

检查人

检查时间

铁心及夹件 绝缘

1)预试结果与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不应大于 0.1A 1)采用频率响应分析法与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差 别,无初始记录时可与同型号同厂家对比

绕组变形测 试

2)采用电抗法分析判断同一参数的三个单相值的互差(横比)和同一参 数值与原始数据及上一次测试值相比之差(纵比),其差值不应超过注意 值(注意值参见 DL/T1093-2008) 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 1)绝缘电阻值与前一次测试结果相比应无显著变化,一般不低于上次值 的 70%。2)35kV 及以上变压器应测试吸收比,其值不低于 1.3;吸收比偏

绝缘电阻测 试

低时可测试极化指数,应不低于 1.5。 3)绝缘电阻大于 10000MΩ 时,吸收比不低于 1.1 或极化指数不低于 1.3。 4)检测周期:110kV 及以下 6 年;220kV、500kV:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。

绕组连同套 管的介损

1)500kV:0.6%;110kV-220kV:0.8%;35kV:1.5%。 2)介损值与出厂试验值或理念的数值不叫不应有显著变化,不大于 30%。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 1)油中 H2 与烃类气体含量( μ L/L)超过下列任何一项值未处理:

油中溶解气 体色谱分析

总烃:150; H2:150;C2H2:5 (35kV~220kV),1 (500kV) 2)烃类气体总和的产气速率大于 6mL/d(开放式)和 12mL/d(密封式),或 相对产气速率大于 10%/月 3)C2H2 若有变化,总烃数值变化若有明显增长,应引起注意。

油中水分

运行中 110kV ≤35 mg/L;220kV ≤25 mg/L;500kV ≤15 mg/L 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。

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检查对象

检查要素 油中含气量

检查标准或依据 运行中(仅 500kV 设备):≤3% 1)含量超过下列值时,一般为非正常老化,需跟踪检测(mg/L):

核查情况

检查人

检查时间

油中糠醛含 量

1~5 年≥0.1;5~10 年≥0.2;10~15 年≥0.4;15~20 年≥0.75 2)测试值大于 4mg/L 时,认为绝缘老化已比较严重 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。

油中颗粒度 测试

100mL 油中大于 5μ m 的颗粒数≤3000 个(500kV)

油击穿电压, 500kV:≥50;110~220kV:≥35;35kV 及以下 :≥30 kV 油 tan δ 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 500kV:≤2.0;220kV 及以下:≤4.0 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 闪点≥135℃;酸值≤0.1 mgKOH/g;水溶性酸≥4.2;界面张力≥19 mN/m 体积电阻率 500kV:≥1×1010;220kV: ≥5×109 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 非腐蚀性 温度分布是否正常,接头位置温差不超过 15K。 红外检测 检测周期:500kV-1 年 6 次或以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 分接位置 油箱 电动机构 计数器 控制器 有载分接开 试验及检修 关动态特性 分接开关检 分接开关的分接位置无异常,现场指示与后台一致 分接开关油箱无外漏或内漏的情况 电动机构箱内部清洁,润滑良好,机构箱门关闭严密,防潮、防尘、防小 动物密封良好 计数器动作正常,及时记录分接变换次数 控制器电源指示灯显示正确;分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其 干燥剂正常 按照制造厂的规定,动作特性是否存在异常 是否存在超过厂家规定周期或动作次数未检修的情况

(90℃), % 变压器油其 他简化试验 腐蚀性硫

巡视及维护 分接开关

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检查对象

检查要素 修情况 外观检查 巡视及维护 油位 渗漏油检查 套管电容量 无破损或裂纹情况; 油位正常,无过高或过低 无渗漏油情况

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

1)有无超出预防性试验规程要求,介损有明显增长,应引起注意; 2)检测周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 套管接头等位置温度分布正常,套管柱头温差不超过 10K。对于套管整体 或局部发热温差不超过 3K(电压致热型)。

套管 试验及检修

及介损

红外检测

检测周期:500kV-1 年 6 次或以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。

温度计 非电量保 护单元 瓦斯继电器 保护 压力释放阀

巡视及维护 试验及检修 巡视及维护 试验及检修 巡视及维护 试验及检修 巡视及维护

温度计指示有无异常 有定期校验 轻瓦斯有无发信情况并明确发信原因 有定期校验 没有发生过渗漏或误动情况 有定期校验 冷却装置表面无积污,控制系统正常,电源切换正常 是否存在超过检修周期未检修的情况 吸湿器完好,吸附剂干燥,硅胶无受潮板结现象 二次端子箱密封良好,无积水受潮 监测装置运行是否存在异常 监测结果是否存在异常 电容隔直装置运行是否正常 监测结果是否存在异常 监测装置运行是否存在异常

冷却系统 其它部件 呼吸器检查 二次端子

冷却系统检 修情况 巡视及维护 巡视及维护

变压器油色谱在线监测装置 在线监测 装置 电容隔直装置运行情况检查 (如果有) 其它监测装置

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四、35kV~500kV 避雷器隐患排查标准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修 检修记录是否完整。 停电 试验 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 在线监测系统运行正常,监测数据完备 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备 检查标准或依据 核查情况 检查人

检修试验资料

带电 在线

专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况

2、技术隐患排查标准
检查对象 检查要素 检查标准或依据 外套最小爬电比距是否满足安装点污级要求,I 级轻污秽区为 17mm/kV, 本体情况 外绝缘配置 II 级中污秽区为 20mm/kV,III 级重污秽区为 25mm/kV,IV 级特重污 秽区为 31mm/kV 核查情况 检查人

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检查对象 瓷套 接地引下线 放电计数器

检查要素

检查标准或依据 瓷套表面积污程度及是否出现放电现象,瓷套、法兰是否出现裂纹、破 损 与避雷器、计数器连接的导线及接地引下线有无烧伤痕迹或断股现象 避雷器放电计数器指示数是否正常,计数器内部是否有积水 泄漏电流数值是否正常, 当泄漏电流值大于厂家规定正常值的 1.2 倍时,

核查情况

检查人

泄漏电流在线监测装置

应加强监视;大于 1.4 倍时将该组避雷器停运进行试验检查 泄漏电流指示与钳表测量值不同,未检查,未处理 三相避雷器泄漏电流值相差超过 30%未检查,未处理

停电试验 试验情况 不停电试验

底座绝缘电阻 红外检测 运行电压下的交流泄 漏电流带电测试

小于 5MΩ 未处理 瓷套表面温度分布不均匀、温差大于 3K 或三相间差异明显 测量值与初始值比较,阻性电流增加 50%未处理

五、电流电压互感器 (一)SF6 气体绝缘式电流/电压互感器隐患排查标准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 检修试验资料 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 核查情况 检查人 检查检查

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检查对象

检查要素 检修记录是否完整。 停电 试验

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查检查

是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温、绝缘油测试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 在线监测系统运行正常,监测数据完备 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

带电 在线

专项检查执行情况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情况

2 技术隐患排查标准
检查对象 绝缘配置 检查要素 检查标准或依据 外绝缘爬电比距是否满足最新定级污区的要求 电流互感器短时耐受电流是否满足安装点短路电流要求 是否有明显的锈蚀现象 瓷套或复合绝缘是否有明显破损、放电、龟裂老化或较严重电晕情 外观检查 本体情况 况 附件无异常振动,异常音响及异味 基础是否有倾斜情况 底座是否为双接地线,与地网连接是否牢固 二次端子检查 气压情况 气体压力表及密度继电器 绕组及末屏的绝 缘电阻测试 试验情况 停电试验 SF6 气体湿度 SF6 气体成分分 二次端子箱密封良好,无积水受潮 油位指示正常,无渗漏油的现象 表计指示正常,气体压力正常 表计有定期校验 符合预防性试验规程要求,与出厂值及历次数据比较,不应有显著 变化。不低于出厂值或初始值的 70%。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 运行中:不大于 500μ L/L;大修后:不大于 250μ L/L 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 注意值: SO2 :不大于 3μ L/L;H2S:不大于 2μ L/L ;CO :不大于 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 析

检查标准或依据 100μ L/L。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 红外检测温度分布正常,电流互感器内连接接头位置温差不超过 10K,互感器外部接头不超过 15K,外护套整体温差不超过 3K(电压 致热型) 。 检测周期:500kV-1 年 6 次或以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 监测结果正常 监测装置运行正常 监测装置运行正常

核查情况

检查人

检查时间

不停电试验

红外检测

在线监测装 置

介损及电容量在线监测装置 带电测试端子箱

(二)35kV~500kV 电容式电压互感器隐患排查标准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修试验资 料 停电 试验 带电 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 检修记录是否完整。 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 专项检查执行情况 反措执行情况

检查标准或依据 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

核查情况

检查人

检查时间

其他资料

备品备件库存情况

2、技术隐患排查标准
检查对象 概况 检查要素 绝缘配置 检查标准或依据 外绝缘爬电比距是否满足最新定级污区的要求 是否有明显的锈蚀现象; 基础没有发生倾斜情况; 无异常振动, 外观检查 巡视及维护 油位情况 渗漏油情况 极间绝缘电阻 电容值 异常音响及异味 瓷套是否有明显破损、放电、或较严重电晕情况 油位指示正常 是否有渗油现象 不低于 5000MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 电容值偏差不超过额定值的-5%--+10%范围,检测周期 3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 不低于 100 MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 红外检测温度分布是否正常,整体温差不超过 3K(电压致热 型) ,接头位置温差不超过 15K。检测周期:500kV-1 年 6 次或 以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:1 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 二次端子箱密封良好,无积水受潮 监测结果正常,监测装置运行正常 监测装置运行正常 核查情况 检查人 检查时间

本体情况

tan ?
试验及检修 低压端对地绝缘电阻

红外检测

带电测试电容量 其他部件 在线监测 装置 二次端子 介 损 及电容 量 在 线监测 装置 带 电 测试端 子箱 巡视及维护 巡视及维护 巡视及维护

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(三)35kV~500kV 电容式电压互感器隐患排查标准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 安装使用说明书 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修试验资 料 停电 试验 带电 专项检查执行情 况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情 况 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 检修记录是否完整。 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备 核查情况 检查人 检查时间

2、技术隐患排查标准
检查对象 概况 本体情况 巡视及维护 检查要素 绝缘配置 外观检查 检查标准或依据 外绝缘爬电比距是否满足最新定级污区的要求 是否有明显的锈蚀现象; 基础没有发生倾斜情况; 无异常振动, 异常音响及异味 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 瓷套是否有明显破损、放电、或较严重电晕情况

核查情况

检查人

检查时间

油位情况 渗漏油情况 极间绝缘电阻 电容值

油位指示正常 是否有渗油现象 不低于 5000MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 电容值偏差不超过额定值的-5%--+10%范围,检测周期 3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 不低于 100 MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 红外检测温度分布是否正常,整体温差不超过 3K(电压致热 型) ,接头位置温差不超过 15K。检测周期:500kV-1 年 6 次或 以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:1 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 二次端子箱密封良好,无积水受潮 监测结果正常,监测装置运行正常 监测装置运行正常

tan ?
试验及检修 低压端对地绝缘电阻

红外检测

带电测试电容量 其他部件 在线监测 装置 二次端子 介 损 及电容 量 在 线监测 装置 带 电 测试端 子箱 巡视及维护 巡视及维护 巡视及维护

(四)35kV~500kV 电容式电压互感器隐患排查标准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 铭牌 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 检查标准或依据 是否缺少或损坏,参数是否清晰 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 安装使用说明书 是否完备

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检修试验资 料 停电 试验 带电 专项检查执行情 况 反措执行情况 其他资料 备品备件库存情 况 检修 是否按照安装使用说明书要求开展检修。 检修记录是否完整。 是否按照南网预试规程制定预试工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照南网预试规程制定红外测温工作计划 预试记录是否完整,预试结果是否明确 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 备品备件是否齐备

2、技术隐患排查标准
检查对象 概况 检查要素 绝缘配置 检查标准或依据 外绝缘爬电比距是否满足最新定级污区的要求 是否有明显的锈蚀现象; 基础没有发生倾斜情况; 无异常振动, 外观检查 巡视及维护 油位情况 本体情况 渗漏油情况 极间绝缘电阻 试验及检修 电容值 异常音响及异味 瓷套是否有明显破损、放电、或较严重电晕情况 油位指示正常 是否有渗油现象 不低于 5000MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 电容值偏差不超过额定值的-5%--+10%范围,检测周期 3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 核查情况 检查人 检查时间

tan ?

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检查对象

检查要素 低压端对地绝缘电阻

检查标准或依据 不低于 100 MΩ ,测试周期:3 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 红外检测温度分布是否正常,整体温差不超过 3K(电压致热 型) ,接头位置温差不超过 15K。检测周期:500kV-1 年 6 次或 以上,220kV-1 年 4 次或以上,110kV-1 年 2 次或以上。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 符合预防性试验规程要求,测试周期:1 年。 检测结果异常,必须查明原因并进行处理。 二次端子箱密封良好,无积水受潮 监测结果正常,监测装置运行正常 监测装置运行正常

核查情况

检查人

检查时间

红外检测

带电测试电容量 其他部件 在线监测 装置 二次端子 介 损 及电容 量 在 线监测 装置 带 电 测试端 子箱 巡视及维护 巡视及维护 巡视及维护

六、线路隐患排查标准 (一)35kV~500kV 架空输电线路隐患排查标准 1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 检查标准或依据 路径批准文件和沿线征用土地协议是否完备 与沿线有关单位订立的协议、合同是否完备 竣工图是否完备 工程移交资 料 原材料和器材出厂质量的合格证明、检测试验报告是否完备 工程质量文件及各种施工原始记录、数据是否完备 隐蔽工程检查验收记录及签证书是否完备 运行资料 施工缺陷处理明细表及附图是否完备 生产 MIS 中台账信息是否准确、完整 线路 GPS 坐标记录是否完备 参数资料 导线、避雷线的连接器和接头位置及数量记录是否完备 线路交叉跨越明细及测试记录是否完备 杆塔接地电阻测量记录是否完备 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 导线换位记录是否符合实际情况 线路参数测试记录是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范

核查情况

检查人

检查时间

缺陷处理

重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 是否制定杆塔地网开挖工作计划,地网开挖记录是否完整、规范 是否制定杆塔接地电阻测试计划,接地电阻检测记录是否完整、规范

试验、检测

是否制定钢绞线及地埋金属部件锈蚀检查工作计划,检查记录是否完整、规范。 是否制定合成绝缘子抽检记录,试验记录是否完整、规范。 是否制定绝缘子附盐密度取样、测量工作计划,是否按计划开展 是否制定巡视工作计划,巡视记录是否完整、规范 检修记录是否完整、规范

巡视、检修

线路跳闸、事件及异常运行记录是否完整、规范 对外联系记录及有关协议是否规范 导线、地线覆冰、舞动观测记录,是否完整

防污闪

是否根据新版污区分布图进行爬距校核,爬距合格率是否达到 100%。 是否针对爬距不合格设备制定调爬及清扫工作计划,并按计划实施。 是否建立线路避雷器档案和运行记录。

防雷

是否对雷击绝缘子进行更换 是否按计划完成年度防雷工作计划 是否建立清册并滚动修编。

防山火

对紧急的山火隐患点是否制定清理计划、明确负责人、是否按照计划执行。以往 3 年内曾发生过山火跳闸或非计划停运的点必须列入。

专项工作

防鸟害

是否建立清册并滚动修编 是否对鸟害重点区域杆塔加装鸟笼等防范措施 是否对线行下施工作业点是否建立清册并滚动修编 是否落实对违章施工作业点的隐患通知、值守等防范措施,隐患通知书的发放是 否有记录(发现隐患点后应在 2 个星期内发放隐患通知书并根据施工情况安排现 场值守)

防违章施工

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检查对象

检查要素 是否建立清册并滚动修编

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

是否向构成隐患高杆植物的业主派发隐患通知书,隐患通知书的发放是否有记录 防高杆植物 是否针对不够距离隐患制定针对性清理计划 标准:500kV<7m;220kV 水平<4.5m,220kV 垂直<4.5m; 110kV 水平<4m,110kV 垂直<3.5m;35kV 水平<4m,35kV 垂直<3.5m; 是否制定高杆植物隐患清理工作计划并严格执行 防漂浮物 其他资料 备品备件 是否结合当地习俗制定特巡工作计划并开展特巡,工作记录是否完整 备品备件储备是否满足需求

2、技术隐患排查标准
检查对象 检查要素 检查标准或依据 基础基面是否存在:回填土下沉或缺土、水淹、冻胀、堆积杂物等 标准:按照缺陷处理要求进行消除。(根据巡视发现的问题进行) 杆塔基础 混凝土基础是否存在破损、酥松、裂纹、漏筋、基础下沉、保护帽破损、边坡保护不 够等 标准:对于运行 10 年以上的杆塔基础,每 5 年进行一次基础开挖检查 是否开展中重冰区线路钢筋混凝土电杆杆内积水及冻土上拔检查 标准:冰区线路每年 11 月底前完成杆内积水检查,每年 3 月份完成冻土上拔检查。 是否存在:杆塔倾斜、主材弯曲、地线支架变形、塔材、螺栓丢失、严重锈蚀、脚钉 线路本体 缺失、爬梯变形、土埋塔脚等;混凝土杆未封顶、破损、裂纹等 标准:按照缺陷处理要求进行消除。 杆塔、铁件锈蚀情况检查 杆塔 标准:每3-5年对杆塔进行防腐处理 杆塔倾斜度检查 标准:钢筋混凝土杆,不大于1.5%;横担歪斜度均不大于1.0%; 50米及以上铁塔不大于0.5%;50米以下铁塔不大于1.0%。 杆塔挠曲度检查 标准:自立直线塔,3h/1000;拉线直线杆塔顶,4h/1000; 拉线直线杆塔身,2H/1000;耐张塔及终端自立式铁塔,7h/1000。 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 杆塔螺栓紧固

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

标准:投运1年后紧固1次。以后进行抽检,根据实际需要进行。 是否存在:断裂、严重锈蚀、螺栓松脱、接地带丢失、接地带外露、接地带连接部位 接地装置 有雷电烧痕等未处理缺陷。 标准:按照缺陷处理要求进行消除。 是否按要求进行杆塔地下金属部分(金属基础、拉线装置、接地棒、接地网)锈蚀情 况检查 标准:每5年进行一次开挖检查。对于锈蚀后截面小于原值80%的要安排进行更换。 是否按要求进行了接地电阻测量。 接地装置 标准:(1)一般线段每5年测1次;(2)发电厂变电站进出线段1km-2km范围,每2年 测1次。 是否及时安排对接地电阻不合格地网进行改造 标准: 接地电阻值不满足≤设计值(一般取30欧姆),安排进行改造。(根据接地电 阻测量结果进行) 是否存在拉线金具等被拆卸、拉线棒严重锈蚀或蚀损、拉线松弛、断股、严重锈蚀、 拉线及基础 基础回填土下沉或缺土等缺陷 标准:按照典型缺陷处理要求进行消除。(根据巡视发现的问题进行)。 是否存在伞裙破损、严重污秽、有放电痕迹、弹簧销缺损、钢帽裂纹、断裂、钢脚严 重锈蚀或蚀损及绝缘子串倾斜缺陷 标准:绝缘子串顺线路方向倾角大于7.5° 或偏移距离>300mm,绝缘端部偏移> 100mm。 瓷质绝缘子是否按要求进行零值检测,发现的零值、低值绝缘子是否进行更换处理。 绝缘子 标准:每2年进行1次零值检测。对于发现的零值、低值绝缘子按照缺陷管理要求进行 消缺。 合成绝缘子抽检是否按要求进行。抽检不合格绝缘子是否进行更换。 标准::每2-3年进行1次抽检。对于发现的不合格合成绝缘子按照缺陷管理要求进行 消缺。 运行绝缘子是否按要求进行了红外检测,检测不合格的是否进行更换。

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 标准:500kV、220kV线路及110kV重要线路每年6月30日前检测1次, 是否及时进行绝缘子污秽清扫。 标准:根据实际情况逢停必扫。 是否存在:散股、断股、损伤、断线、放电烧伤、悬挂漂浮物、弧垂过大或过小、严 重锈蚀、有电晕现象、导线缠绕(混线)、覆冰、舞动、风偏过大等缺陷未及时进行消除。 标准:按照缺陷处理要求进行消除。 是否对导线接续金具、并沟线夹、跳线连接板、压接式耐张线夹进行红外检测。 标准:500kV、220kV线路及110kV重要线路每年6月30日前检测1次,

核查情况

检查人

检查时间

导线、 地线、 引

是否对导线弧垂、对地距离、交叉跨越距离进行测量校核。 流线、屏蔽线、 标准:原则上线路投入运行1年后测量1次,以后根据巡视结果决定。弧垂允许偏差: OPGW 110kV及以下+6%、-2.5%,220kV及以下+3%、-2.5%。对地距离、交叉跨越距离满足 运行规程要求。 是否按要求进行导地线烧伤、振动断股和腐蚀检查。 标准:原则上每2年检查1次。抽查导地线线夹必须打开检查。 是否存在导地线舞动现象 是否存在:线夹断裂、裂纹、磨损、销钉脱落或严重锈蚀;均压环、屏蔽环烧伤、螺 栓松动;防振锤跑位、脱落、严重锈蚀、阻尼线变形、烧伤;间隔棒松脱、变形或离 位;各种连板、连接环、调整板损伤、裂纹等缺陷,缺陷消除不及时情况。 标准:外观难以看到的部位要打开或用仪器检查,发现的缺陷要按照典型缺陷处理要 线路金具 求进行消除。 是否按要求进行间隔棒检查,发现的缺陷是否及时消除。 标准:每3年进行1次,以后进行抽查。 绝缘地线间隙、防雷间隙检查 标准:原则上1年进行1次,也可以根据巡视发现的问题进行 是否存在避雷器动作异常、计数器失效、破损、变形、引线松脱;放电间隙变化、烧 防雷装置 伤等未消除缺陷。 是否按时进行线路无间隙避雷器检测 标准:每年进行1次,也可以根据运行情况或设备的要求调整时间。 防鸟装置 是否存在固定式:破损、变形、螺栓松脱;活动式:动作失灵、褪色、破损;电子、

附属设施

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 光波、声响式:供电装置失效或功能失效、损坏等未处理缺陷。

核查情况

检查人

检查时间

杆号、 警告、 防 护、 指示、 相位 等标识 航空警示器材 防污防冰装置 ADSS 光缆 在线监测系统 是否存在高塔警示灯、跨江线彩球缺失、损坏、失灵等未处理缺陷 是否存在信号传输缺失、电源或数据线损坏等未处理缺陷。 是否存在损坏、断裂、驰度变化等未处理缺陷。 是否存在系统数据、通信是否正常。 是否存在标识缺失、损坏、字迹或颜色不清、严重锈蚀等未处理缺陷

(二)35kV~500kV 电缆线路隐患排查批准
1、管理隐患排查标准
检查对象 检查要素 检查标准或依据 路径批准文件和沿线征用土地协议是否完备 与沿线有关单位订立的协议、合同是否完备 竣工图是否完备 工程移交资 料 原材料和器材出厂质量的合格证明、检测试验报告是否完备 工程质量文件及各种施工原始记录、数据是否完备 隐蔽工程检查验收记录及签证书是否完备 施工缺陷处理明细表及附图是否完备 生产 MIS 中台账信息是否准确、完整 运行资料 参数资料 电缆终端 GPS 坐标记录是否完备 终端塔接地电阻测量记录是否完备 线路参数测试记录是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 是否制定电缆、终端、中间接头、避雷器试验计划,试验结果是否正常,记录是 试验、检测 否完善 是否制定环流测试计划,测试结果是否正常,记录是否完善 核查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 是否制定巡视工作计划,巡视记录是否完整、规范

核查情况

检查人

检查时间

巡视、检修

检修记录是否完整、规范 线路跳闸、事件及异常运行记录是否完整、规范 对外联系记录及有关协议是否规范

防污闪

电缆终端、避雷器外绝缘配置是否满足电力污区等级要求 是否针对爬距不合格设备制定调爬及清扫工作计划,并按计划实施。 是否对电缆通道周围施工作业点是否建立清册并滚动修编

专项工作

防违章施工

是否落实对违章施工作业点的隐患通知、值守等防范措施,隐患通知书的发放是 否有记录(发现隐患点后应在 2 个星期内发放隐患通知书并根据施工情况安排现 场值守)

其他资料

备品备件库 存情况

备品备件的储备是否满足需求

2、技术隐患排查标准
检查对象 检查要素 电缆试验 电缆中间接头 检查标准或依据 按照《电气设备预防性试验规程》开展电缆预防性试验工作,试验计划、试验报告完 整。 是否有严重损伤、异常发热、老化、腐蚀、变形;是否有试验不合格项目。 1、电缆终端是否存在渗漏。 2、瓷质套管是否破损,合成外套是否存在明显劣化现象。 电缆本体 电缆终端头 3 、导体相间及对地距离是否满足要求。 110kV 电缆:户内 850mm/900mm ,户外 900mm/1000mm;220kV 电缆:户内 1800mm/2000mm,户外 1800mm/2000mm。 (分子 为相对地的距离要求值,分母为相间距离要求值) 4 、引线和连接点是否存在锈蚀或发热,按照中国南方电网公司企业标准 Q/CSG 114002-2011《电气设备预防性试验规程》 、DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规 范》执行。 附属设施 设备基础 设备支架 避雷器 检查基础是否存在下沉、倾斜问题,引下线是否过紧。 倾斜、主材弯曲、塔材、螺栓是否存在丢失、严重锈蚀、破损、裂纹等。 检查外观有无破损,表面有无放电痕迹;检查放电计数器动作情况,有无进水痕迹。 核查情况 检查人

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 按照中国南方电网公司企业标准 Q/CSG 114002-2011 《电气设备预防性试验规程》 开展 预防性试验工作,试验计划、试验报告完整。 电缆终端场地应检查门窗是否完好,墙壁有无裂纹,房顶有无渗水,照明、排水设施 和消防设施是否正常。电缆终端场附近是否有存放易燃易爆物品或易飘挂物品。 终端构架应检查构架是否倾斜,是否缺材、缺螺栓、螺母,金属件有无锈蚀;紧固件 是否松动。 是否存在严重锈蚀、破损、裂纹等现象。 按照中国南方电网公司企业标准 Q/CSG 114002-2011 《电气设备预防性试验规程》 开展 预防性试验工作,试验计划、试验报告完整。 检查系统数据、通信是否正常,系统是否存在缺失、损坏等。 终端装置连接线是否存在装置连线固定不牢,出现摆动或者断线等未处理缺陷。 标准:按照缺陷处理要求进行消除。(根据巡视发现的问题进行)

核查情况

检查人

终端场

终端构架

交叉互联设备或接 地箱 在线监测系统(环 流、局放、光纤测 温、防盗、视频、 红外监测系统)

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附录 E 电网运行隐患排查标准 (资料性附录)
一、方式专业隐患排查标准
1、管理隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 核查情况 检查人 检查时间

1

调度机构隐患排查标准
基建前期评审 电网规划、基建前期评审是否对系统运行风险开展评估并提出建议措施。 设备并网资料报送是否正确。 设备命名是否规范、设备管辖范围是否清晰、唯一。 启动方案内容是否正确、完整、规范,方式安排是否合理,风险防控措施是否到位。 是否编制管辖电网的系统运行计划,并定期跟踪系统运行计划执行情况。 是否编制年度设备综合停电计划。 停电申请工作是否严格执行停电申请流程,是否报各相关专业审核。 是否按照《电网运行安全风险管理规定》开展危害辨识,开展年度方式、度夏方案 基准风险评估,开展基于设备检修或异常、系统试验等原因的风险评估。 风险预警的签发、发布形式和时间、发布范围是否满足要求。 是否针对年度基准风险制定防范风险的重点工作,并定期跟踪重点工作落实情况。 针对基于问题的系统风险,是否制定有效的风险控制措施,并督促责任单位落实。 是否及时制定相关反事故措施,并督促发电厂有效落实。 是否按并网要求完成调管机组的励磁、PSS、调速器模型参数实测,实测报告是否 通过了南网科研院审核。 大用户并网前是否签署并网调度协议。 是否梳理调管范围内重要用户,并制定重要用户保用电措施。 是否对用户侧低压脱扣装置开展清查工作并引导用户优化装置定值整定。 是否按定员标准配置相关专业技术人员,人员配置标准是否满足工作业务正常开展 需要,工作岗位设置是否合理。 新入职员工是否制定并实施培训计划;是否有针对性开展专业技能培训。 并网资料 调度命名和调管范围 新设备启动

并网管理

计划管理 综合停电管 理

系统运行计划 综合停电计划 停电申请 危害辨识和风险评估

风险管理

风险预警发布 年度基准风险控制 日常风险控制

机网协调管 理

涉网反措 涉网模型参数 大用户并网

负荷侧管理

重要用户管理 低压脱扣

人力资源管 理

人员配置 人员培训

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检查项目

检查要素

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

2

设备运维单位隐患排查标准
并网资料 调度命名 现场试验验收 新设备启动 是否按《新建输变电工程启动投运调度服务指南(第二版) 》和《新建发电机组并 网调度服务指南(第二版) 》要求及时、正确、完备报送并网资料。 是否按调度机构下发的调管范围及调度命名进行划分和命名。 并网试验项目是否完备,试验结果是否满足技术规范要求,是否按相关规定开展并 网验收工作。 新设备启动方案内容是否正确、完整、规范。 停电申请工作是否严格执行停电申请流程。 停电工作是否在批复的工作时间内完成。 是否按照电网防范风险重点工作要求,编制重点或关键设备特殊运行维护方案,开 展特维工作。 是否有效落实调度机构下发的发电厂相关的反事故措施。 是否按要求完成机组的励磁、PSS、调速器模型参数实测,并及时将模型参数报送 调度。 是否开展机组励磁、调速、进相、AGC 等涉网相关试验。 是否按定员标准配置相关专业技术人员,人员配置标准是否满足工作业务正常开展 需要,工作岗位设置是否合理。 新入职员工是否制定并实施培训计划;是否有针对性开展专业技能培训。

并网管理

综合停电管 理 风险管理

停电申请 停电工作执行 设备特维工作 涉网反措

机网协调管 理

涉网模型参数 涉网试验

人力资源管 理

人员配置 人员培训

2、技术隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 核查情况 检查人 检查时间

1

调度机构隐患排查标准
输电计划安排 发电计划安排 系统备用安排 检修计划安排 网间送受电计划等是否满足安全约束(包括输电断面极限、调峰、调压等要求) 。 机组发电计划是否满足系统安全约束及机组性能要求(振动区、调节范围、调节速率 等要求,蓄能机组发电及抽水计划是否满足库容要求) 。 全网及各省区备用是否满足规程规定及年度及月度方式要求。 是否按照《电网风险量化评估办法》开展了检修风险评估并明确控制要求,确保检修 工作满足安全稳定约束。 是否按 《电力系统安全稳定导则》 、 《南方电网安全稳定计算分析导则》 要求进行计算。

运行方式 安排

稳定分析

计算标准

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检查项目

检查要素

检查标准或依据 年度或迎峰度夏电网安全稳定分析是否包含《电力系统安全稳定导则》规定的第 I、 II 类大扰动故障以及必要的第三类大扰动故障(如开关拒动、稳控拒动等) 。 是否每周对 500kV 线路、变压器检修计划以及其它重大检修方式进行计算分析并提 出极限要求(计算分析应包括 N-1 静态安全分析及必要的暂态、动态、电压稳定计 算) 。 是否计算分析调管范围内设备故障对系统安全稳定的影响,并编制事故预案。 填写的线路、主变参数(阻抗、分接头位置)是否与实测报告或铭牌参数相符合。 已投运线路或主变是否采用了实测参数。

核查情况

检查人

检查时间

稳定分析内容

基础数据

填写的机组励磁、PSS、调速器模型与参数是否与通过审核的测试报告一致。 填写的机组无功出力上下限是否符合机组实际情况。 网络拓扑(含机组、线路、主变、串补等一次设备投运情况)是否与实际电网一致。 是否根据电网实际运行情况滚动开展安全校核。 动态稳定 Prony 分析时,是否截取多个时间窗口比对分析。

计算方法

对于热稳约束的 500kV 环网,分析时是否同时考虑丰、腰等多种方式,并对所有线 路均进行 N-1 开断分析。 计算分析时对新投产机组调试期间是否按 PSS 退出后进行分析。 极限单中系统运行方式是否和电网实际运行情况一致。

极限单编制

极限单是否考虑稳控系统对送电极限的影响,是否根据需要对安稳定值进行调整。 极限单编制是否考虑相关线路跳闸后运行极限的调整预案。 是否考虑《电力系统安全稳定导则》规定防范的第一级、第二级电网故障,以及防范 可能性较大的多重严重故障,并制定有效的风险防范控制措施。

电力安全事故(事件) 风险评估 及风险控 制 一次设备隐患导致的系 统运行风险评估 风险评估

是否结合国务院 599 号令和《中国南方电网事故(事件)调查规程》 ,开展主网及局 部地区电网安全风险分析,制定并落实风险防范控制措施。 是否按照《电网运行安全风险量化评估技术规范》对电力安全事故(事件)风险开展 量化评估,并发布风险预警。 针对存在安全隐患的一次设备,是否开展了系统安全风险评估。 针对可能导致一级事件及以上安全风险的一次设备隐患,是否制定专项风险防范措 施。 风险控制控制是否实现闭环管控、并进行有效落实。

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检查项目

检查要素

检查标准或依据 是否开展保护、安自以及通信、自动化等二次系统风险评估,并制定风险防范措施。

核查情况

检查人

检查时间

二次系统风险评估

运行方式安排是否针对二次设备试验、检修、异常等非正常方式,开展基于二次系统 问题的风险评估。

作业导致的系统运行风 险评估 第一道防线

是否开展施工作业导致的系统运行风险评估,并制定有针对性的风险防范措施。 是否结合国务院 599 号令和南网事故事件调规,开展 N-1 故障事故(事件)风险评 估,确保运行方式安排满足 N-1 原则。 稳控系统策略研究内容和深度是否满足“关于开展 2012 年度稳控策略研究工作的通 知(系统〔2011〕46 号)”文要求。 稳控策略主判据和“防误、防拒”判据是否存在误动或拒动风险。

安全稳定 防线

第二道防线

稳控系统是否针对各种正常和检修方式开展定值计算,并保留充分裕度。 双重化配置的稳控系统两套系统的二次回路、通信通道和相关直流电源是否完全独 立。 是否结合国务院 599 号令和南网事故事件调规,开展稳控装置风险评估。 是否滚动开展第三道防线的适应性校核,并根据结论优化调整第三道防线的配置。

第三道防线

低频低压减载措施是否同时兼顾主网和地区电网稳定需要。 高周切机方案是否能保证各种断面解列故障发生后, 不导致火电机组 OPC 无序动作。

2
运行方式 执行

设备运维单位隐患排查标准
发电计划执行 检修计划执行 是否严格执行调度发电计划。 检修工作中安全措施是否到位,是否开展作业风险评估。 机组过励限制与转子过负荷保护的整定值是否匹配,后者小于前者可能越级跳机。 机组定子过负荷限制与定子过负荷保护是否匹配,后者小于前者可能越级跳机。 机组低励限制与失磁保护是否匹配,进相运行时存在失磁保护越过低励限制切机可 控制保护配合 能。 机组低励限制与进相能力、过励限制与滞相能力是否匹配,限制机组无功支撑能力。 发变组高频保护与安稳高周切机定值是否匹配,存在机组高周无序动作风险。 发电机低频解列与低频减载是否匹配,存在低频减载动作过程中发电机误跳闸风险。 低电压穿越能力 机组重要辅机电源独立 火电机组给煤机变频器是否具备低电压穿越能力(防止故障期间机组跳闸) 。 机组重要辅机主供电源是否由本机所带厂用电母线供给, 防止出现一台机组跳闸导致

机网协调

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检查项目

检查要素 性 一次设备隐患导致系统

检查标准或依据 其他机组辅机停运,进而其他机组跳闸的情况出现。 对于存在隐患的一次设备,是否有效落实隐患导致的系统运行风险控制措施。

核查情况

检查人

检查时间

风险控制 措施落实

运行风险控制措施落实 二次系统风险控制措施 落实 作业风险评估及控制

对于存在隐患的二次设备,是否有效落实隐患导致的系统运行风险控制措施。 是否开展施工作业导致设备跳闸风险评估,并制定有针对性的风险防范措施。

二、调度专业隐患排查标准
1、管理隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 是否针对电网运行风险开展反事故演习或事故预想。 调度运行安全管理 调度运行管理 运行人员资格管理 调度运行评价考核 是否按要求编制事故处理预案。 是否定期开展对事故的总结与分析。 是否按规定开展运行人员受令资格管理。 是否按规定开展调度员资格管理 是否按照规定对调度对象进行评价考核。 调度运行值班人员配置是否满足定编要求,定编标准是否满足值班需求。 调度值班管理 值班人员管理 调度运行值班人员资质是否满足要求。 调度运行值班人员值班模式是否满足要求。 实时风险管控 实时电力交易 是否及时根据电网运行方式变化,动态评估系统运行风险,调整防控策略。 电网运行方式变化后,是否及时制定事故处理预案。 计划调整前,是否进行断面潮流、设备负载、机组振动区等安全校核。 设备复电前,是否核实设备状态,是否按规定核实具备复电条件后才操作。 系统运行指挥 管理 一次设备调度操作 设备操作前,是否按要求调整系统运行方式,是否进行安全校核。 设备操作是否执行两票三制。 安自、保护、通道等二次设备是否已按规定进行调度命名 二次设备调度操作 电网运行方式调整前后,是否按要求调整保护、安自等二次设备状态、定值。 是否按规定流程执行保护、安自等二次设备定值。 启动调试指挥 是否按照启动方案相关要求、步骤执行。 核查情况 检查人 检查时间

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检查项目

检查要素

检查标准或依据 启动过程是否采用标准调度术语。 是否对启动过程中的特殊运行方式,开展事故预想。 是否参照事故处理预案进行事故处理。

核查情况

检查人

检查时间

事故处理

是否及时对事故后系统运行方式进行动态风险评估、防控。 是否及时正确收集、报送及发布事故或异常信息。

系统频率监控 系统电压监控 系统运行监控 管理 系统潮流监控 系统备用监控 发电出力监控 系统负荷监控

是否按照规范的业务流程监控系统频率。 是否按照规范的业务流程监控系统电压。 是否按照规范的业务流程监控系统潮流。 是否按照规范的业务流程监控系统备用。 是否按照规范的业务流程监控发电出力。 是否按照规范的业务流程监控系统负荷。

2、技术隐患排查
检查项目 检查要素 实时风险管控 实时电力交易 系统运行指挥 管理 事故处理 一次设备调度操作 检查标准或依据 电网运行方式变化后,系统相关断面极限是否及时、准确更新。 计划调整后,相关单位能否及时、正确收到计划信息。 调度员潮流分析、灵敏度分析软件是否准确可信。 厂站设备状态是否正确显示。 设备跳闸或出现异常后,SOE 信息是否及时、正确。 设备跳闸或出现异常后,相关厂站设备状态是否正确。 是否及时、正确发出低频振荡告警信息。 是否及时、准确发出系统频率越限或接近越限告警信息。 系统频率监控 系统运行监控 管理 系统电压监控 电厂机组一次调频功能是否满足要求 电厂机组 AGC 功能是否满足要求。 各省区一次调频备用,AGC 控制功能是否满足要求。 是否及时、准确发出系统电压越限或接近越限告警信息。 是否按厂站电压控制曲线控制系统电压。 变电站无功配置是否满足调压要求。 核查情况 检查人 检查时间

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检查项目

检查要素

检查标准或依据 电厂机组迟相、进相能力是否满足调压要求。

核查情况

检查人

检查时间

系统潮流监控 系统备用监控 发电出力监控

是否及时、准确发出系统断面或设备负载越限或接近越限告警信息。 是否及时、准确发出系统备用越限或接近越限告警信息。 备用数据是否准确,备用安排是否满足系统安全稳定要求。 是否及时、准确发出发电出力偏差告警信息。

三、水调专业隐患排查标准
1、管理隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 核查情况 隐患可能后果 检查人

1
并网管理

调度机构隐患排查标准
并网工程技术资料 收到资料是否完备, 是否满足 《新建输变电工程启动投运调度服务指南 (第二版) 》 和《新建发电机组并网调度服务指南(第二版) 》的报送要求。 风险预警的签发、发布形式和时间、发布范围是否满足《电网运行安全风险管理 规定》的要求。 针对年度基准风险,是否制定了年度防范风险的重点工作,重点工作的具体落实 情况是否进行了定期跟踪,是否满足闭环管控的相关要求。 针对突发强降水造成的系统弃水风险,是否制定了有效的风险控制措施,风险控 制是否实现了闭环管控,计划安排前相关责任单位是否反馈了风险控制措施落实 情况,是否将风险通报给相关部门。 收到的相关数据、报表是否及时、准确,对迟报、误报的信息是否通知相关单位 整改并记录在案。 人员配置是否满足公司要求。

风险预警发布

风险管理

年度基准风险控制

日常基于问题的风险 控制 水调自动化数据上报、 评价管理 日/周/旬/月/年等相关 报表报送准确及时 人力资源管理 人员配置

2
并网管理

设备运维单位隐患排查标准
是否按要求报送相关资料,报送流程是否合理,是否满足《新建输变电工程启动 并网工程技术资料 投运调度服务指南(第二版) 》和《新建发电机组并网调度服务指南(第二版) 》 的报送要求。

风险控制措施

风险预警签收

是否及时将上级调度机构下发的风险预警送达相关领导与相关部门。

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落实

年度基准风险控制措 施落实 日常基于问题的风险 控制措施落实 水调自动化数据上报、

是否按照年度基准风险制定年度风险防范重点工作以及相关要求, 是否定期跟踪, 实现闭环防控。 针对突发强降水造成的弃水风险,是否实时跟踪水情与水位变化,是否将风险通 报给发电公司、下游电厂、政府防汛办等相关部门。 相关数据、报表是否按照水调处相关管理要求及时准确上报,对异常数据是否及 时处理。

数据上报

日/周/旬/月/年等相关 报表报送准确及时

2、技术隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 核查情况 隐患可能后果 检查人

1
计划管理

调度机构隐患排查标准
发电计划 检查机组发电计划是否满足振动区和调节范围要求,电量安排是否满足梯级调度 优化要求,水电站日末水位是否低于死水位或超出汛限水位。

2
水电机组安全 水电厂大坝安 全

设备运维单位隐患排查标准
机组振动区实测 大坝汛期检查记录 是否根据水头变化及时测算机组新的振动区,在编制计划时跟踪调整。 是否根据防汛部门要求对大坝安全进行检查,各项参数是否满足设计要求,对防 汛部门查出的问题是否按要求及时整改。

四、发电调度专业隐患排查标准 【一次设备安全隐患排查适用于非公司所属并网发电厂】
1、管理隐患排查
检查项目 检查要素 并网调度协议 并网管理 并网运行 检查标准或依据 发电厂并网调度协议是否符合《并网调度协议(示范文本) 》及有关法规要求。 发电机组等相关设备、设施性能及有关参数满足协议约定;二次系统及相关设备 满足调度管理相关标准;有无违反调度协议事件发生。 现场是否有满足安全运行要求的运行规程和检修规程(规范) ,规程(规范)的编 制和审批符合相关要求。 是否制定设备缺陷处理流程;设备缺陷及缺陷管理记录是否完整、规范;重复发 生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施。 调度机构下发的反事故措施是否落实。 调度机构下发的年度运行方式风险防范措施是否按要求落实。 针对可能发生的事故、重要设备缺陷及重大安全隐患,制定了全厂停电事故、发 核查情况 检查人 检查时间

运行与检修规程 运行维护 缺陷管理 电网反事故措施 风险防范措施 应急预案

反措管理 应急管理

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检查项目

检查要素

检查标准或依据 电机着火事故、大型变压器着火事故、调度自动化失灵等应急预案。

核查情况

检查人

检查时间

应急培训及演练

制定应急培训及演练计划并按照规定组织培训及演练。

2、技术隐患排查
检查项目 检查要素 检查标准或依据 1、定、转子绕组的固定良好,定子端部固定结构件、定子铁芯、转子磁极等紧固 良好,无局部过热等问题; 2、护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部件无裂纹、位移、腐蚀或过热等异常问 题; 主要部件 3、发电机转子不存在接地或匝间短路,如存在问题,已作出明确处理规定。 4、汽轮机、锅炉以及主要辅机无缺陷,设备健康状态良好。 发电机组 5、 重要辅机电源独立性: 重要辅机主供电源由本机所带厂用电母线供给或独立供 电。 6、重要辅机变频器低电压穿越能力不满足要求。 1、绕组、铁芯、集电环、冷却气体、内冷却水和冷却器冷却水等运行温度正常; 2、机组能适应系统调峰要求,水电机能适应系统调频和开停机频繁运行的要求; 运行状况 3、轴承等各部位的振动合格,各轴承的运行温度在允许范围内; 4、发电机组主要电气监视仪表齐全,指示值及对应关系正常;发电机定、转子绝 缘监视信号装置正常。 1、有载调压开关的触头接触良好,有载开关及操作机构无重要缺陷,有载开关与 变压器本体间无渗漏油现象,能按规定滤油、检查、检修; 主要部件 2、冷却系统有能自动切换的两个及以上独立电源;冷却器自控装置正常,能按负 荷或油温自动投切冷却器; 3、铁芯及夹件无多点接地故障。 变压器及高压 电抗器 运行状况 1、变压器上层油温不超出规定值,高压套管及油枕的油位正常,外绝缘良好; 2、变压器高、低压套管接头无发热现象; 3、变压器本体、散热器及套管无渗漏油现象; 4、呼吸器工作情况良好; 5、变压器的冷却系统不存在(如潜油泵、风扇等)缺陷; 6、干式电抗器运行正常,无开裂、放电痕迹,有良好的防雨等措施; 7、防止火灾蔓延的措施(如排油系统、防火隔离墙、灭火设施等)完好。 断路器及隔离 主要部件 1、断路器、组合电器(GIS)和隔离开关操作机构动作灵活、无卡涩; 核查情况 检查人 检查时间

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检查项目 开关

检查要素

检查标准或依据 2、隔离开关闭锁装置可靠、齐全; 3、隔离开关的接地刀闸与主刀闸间的机械闭锁经常保持完好。 1、隔离开关触头无严重过热现象; 2、隔离开关满足开断母线电容电流能力;

核查情况

检查人

检查时间

运行状况

3、 组合电器(GIS)不存在威胁安全运行(如触头严重发热,微水超标, 断路器拒分、 拒合、偷跳,SF6 系统泄漏严重,分、合闸电磁铁的动作电压偏高等)的重要缺 陷。 1、耦合电容器不存在渗漏油现象,无严重缺陷; 2、 阻波器内元件完好, 安装于支架上的支承式阻波器绝缘子爬电比距符合环境污 秽等级要求,悬挂式阻波器有防止摆动的有效措施;

主要部件 其它高压电气 设备

3、电缆头(接头)完好、清洁、无漏油,无溢胶、放电和发热等现象; 4、互感器外绝缘符合环境污秽等级要求或采取有效防污闪措施(如加伞裙或涂 RTV 等) ; 5、升压站无功补偿设备配置符合规定,按规定正常投运。 1、耦合电容器电容量变化不超过允许值; 2、阻波器载流容量符合要求,阻波器本体及引线接头无发热超温现象,引线无散 股和断股现象; 3、互感器绝缘状况符合规定,无渗漏油现象。 机组应按要求配备容量适当的柴油发电机。UPS 系统电源及重要的控制系统(如 DCS、NCS 等)使用直流电源或交流不停电电源,电源装置良好并满足使用要求。 1、UPS 运行方式、运行操作、运行监视及维护检查符合运行规程要求; 2、柴油发电机应定期试运行,并处于良好状态。 1、避雷针(线)的直击雷保护范围满足所有被保护的设备、设施的要求; 2、雷电侵入波的保护能满足厂内所有被保护电气设备的要求;

运行状况

主要部件 厂用电系统 运行状况

主要部件 防雷及接地

3、接地(包括设备接地引线)引下线的导体截面热稳定容量满足行业标准要求; 4、 接地扁钢及搭接应符合规定的要求, 设备与接地连接处应焊接牢固, 所有框架、 构件和支柱接地体应两点接地。 1、避雷器应正常投入运行;

运行状况

2、应定期检查避雷器的在线监测装置运行情况; 3、外绝缘良好,主接线无过热现象。 1、设备(含棒型绝缘子及悬式绝缘子串) 外绝缘符合环境污秽等级要求或采取了

防污闪

主要部件

有效防污闪措施(如加伞裙或涂 RTV 等); 2、220kV 开关断口外绝缘应不小于 1.15 倍相对地外绝缘,500kV 应不小于 1.2 倍

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检查项目

检查要素 相对地外绝缘;

检查标准或依据

核查情况

检查人

检查时间

3、升压站所有电气设备、母线外绝缘的泄漏比距满足要求。 运行状况 按规定对绝缘子进行外观检查,不应有裂纹和绝缘降低情况发生。

备注:电网运行隐患排查标准主要适用于网、省、地三级电网,地区供电局可根据地区电网实际情况,补充、完善地区电网运行隐患 排查标准,县级供电局参照本标准研究制定县级电网运行隐患排查标准。

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附录 F 二次系统隐患排查标准 (资料性附录)
一、继电保护专业隐患排查标准 (一)继电保护装置及二次回路隐患排查标准
1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 说明书 出厂报告 验收报告 原始资料 运行规程 图纸资料 缺陷处理 检查标准或依据 所有保护及相关设备技术说明书和使用说明书应完备。 所有新投产保护及相关设备出厂试验报告、合格证应完备。 保护及相关设备的验收报告项目齐全、记录完整,结论正确。 继电保护现场运行规程的编制是否与实际设备相符并已进行动态更新。 现场运行规程、二次操作细则审核机制完备。 检查保护厂家图纸和工程竣工图纸及设计变更单应完备。 1、 核查发现的缺陷是否及时上报、消缺记录是否完整、规范。 2、 对设备重复多发及典型缺陷是否开展专项分析,制定相应措施。 1、 对异常或不正确动作进行原因分析并上报。 2、 针对异常或不正确动作情况的共性隐患制定应对措施。 1、 按年制定继电保护设备定检计划,按月跟踪定检执行情况。 运维资料 定检资料 2、 保护及相关设备的定检报告项目齐全、结论正确。定检记录签名、 审核流程完整并归档。 3、 及时消除定检发现的缺陷并按月上报相应调度机构。 4、 对超期未检的装置,制定特殊的运行维护措施,提出整改方案,跟 踪落实情况。 专项工作 整定方案 参数管理 按照上级单位要求开展专项检查,落实风险控制、设备特维要求,检查 结果和整改措施记录完整。 编制年度整定方案并发布。 定值计算参数保存完整、规范。 检查情况 检查人 检查时间

保护分析

整定计算

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检查对象

检查要素 计算书管理 流程管理

检查标准或依据 定值计算书保存完整、规范。 严格执行计算、审核、批准的三级管理流程,具有完备定值单执行管理 机制。 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。

检查情况

检查人

检查时间

备品备件

更新计划 库存情况

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 检查标准和依据 1、 同杆并架的 220kV 及以上线路保护,优先选用双套光纤差动保护, 或选用一套纵联电流差动保护和一套传输分相命令的纵联距离保 线路主保护配置 护。对不满足要求的保护,尽快制定改造计划。 2、 冰灾地区,线路主保护须适用于应急通道,保护采用专用收发信机 时需满足线路覆冰时通道衰耗要求。 检查关键站点 220kV 母线、失灵保护双重化改造进展情况,避免单套母 保护配置 母差失灵保护 双重化 线保护或失灵保护退出期间,母线故障或开关失灵失去快速保护,影响 系统稳定;核实单套母线保护或失灵保护异常退出时,母线所连接的线 路或变压器后备保护动作时限能否满足方式稳定要求,若不满足应制定 专项预案。 1、 非微机保护应制定改造计划并尽快实施整改。 保护改造 2、 运行年限超过 12 年的保护应制定改造计划并实施整改。 3、 运行情况不良的保护应制定改造计划并实施整改。 版本台账 软件版本 版本升级 版本风险 各级调度机构建立调管范围内 110kV 及以上系统保护软件版本信息台 账。 按上级调度机构要求开展保护版本升级工作。 按上级调度机构要求落实版本风险控制要求。 1、 正常运行时,装置运行指示灯常亮。 巡视维护 保护装置 2、 正常运行时,装置告警灯、跳闸指示灯灭。 3、 正常运行时,线路保护装置重合闸指示灯灭,重合闸充电灯与装置 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 重合闸设置一致。

检查标准和依据

检查情况

检查人

检查时间

4、 正常运行时,装置面板液晶屏显示正常。 5、 正常运行时,装置面板无告警和动作报文。 6、 正常运行时,装置采样正确,各种差动保护面板显示无差流。 7、 装置的显示时间正确。 1、 正常运行时,装置电源指示灯常亮。 操作箱 2、 正常运行时,装置合位、分位指示灯与断路器位置一致。 3、 正常运行时,装置跳闸指示灯灭。 4、 正常运行时,线路保护操作箱重合闸指示灯灭。 1、 压板标识正确、清晰。 2、 变电站内保存有效、完整的保护正常运行方式投退表以及压板投退 保护压板 记录本。 3、 保护装置压板投退状态符合调度机构要求,并与上述压板投退表、 压板投退记录本的记录一致。 4、 定期进行压板专项检查。 保护定值 1、 变电站内保存有效、完整的保护定值单。 2、 定期进行定值专项检查。 1、 正常运行时,光纤接口装置(收发信机)运行指示灯常亮。 接口装置 2、 正常运行时,光纤接口装置(收发信机)装置通道告警灯灭。收发 信机 3dB 告警指示灯灭。 保护屏体 后台信息 户外箱体 1、 各种标识正确、清晰。 2、 各装置无异常响动、无发热冒烟、无烧焦等异常气味。 无保护及二次回路告警信号。 1、无漏水、无凝珠,加热器运行正常。 2、无严重灰尘、无放电、无锈蚀痕迹。 检查 PT 回路是否一点接地,接地点是否满足要求。每半年开展 PT 接地 PT 接地电流检查 电流检查并做好记录。 运行中电压互感器二次回路 N600 公共接地线上流 过的电流不大于 50mA ;新测量的电流值较上一次测量值变化不大于 20mA。

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检查对象

检查要素 光测量 系统 直流保 护系统、 串补保 护系统 其它检 查项目 换流阀 冷却系 统 总线系 统

检查标准和依据 1、测量系统(合并单元)无告警信号,测量数据通道和能量通道指示灯 正常; 2、合并单元运行指示灯正常,装置面板无告警报文。 通道指示灯正常,无告警信号。 1、 主循环泵、喷淋泵运转正常,无异常声响,主循环泵压力在正常范 围内。 2、 内冷水进、出水温度正常,电导率在正常范围内,无渗水、漏水。 3、 外冷水池水位正常,冷却塔运转正常。 4、 膨胀水箱水位在正常范围内。 5、 阀塔设备无发热现象。

检查情况

检查人

检查时间

定期检验

检验要求

定期检验按南方电网继电保护检验规范(调继【2012】19 号文)的相关 要求进行检验。

注:以下为新建、扩建、技改设备或二次回路变动后重点检查项目,如设备投入运行时未检查,应尽快组织开展检查。 断路器控制电源与保护装置电源应分开且独立,第一路控制电源与第二 路控制电源应分别取自不同段直流母线。对于双重化配置的两套保护装 直流电源 配置检查 直流 新投运后 设备检查 寄生回路 检查 电源 配合检查 置,每一套保护的直流电源应相互独立,两套保护直流供电电源必须取 自不同段直流母线。两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时,每 套保护的直流电源和其对应的断路器跳闸回路的控制电源必须取自同一 段直流母线。 直流空气开关及熔断器上、下级有选择性地配合。 逐个拉合每个直流电源空气开关,分别测量该开关负荷侧两极对地、两 极之间的交、直流电压,确认没有寄生回路;对于采用弱电开入的装置, 应分别检查开入电源正负两极对地电压,防止强电回路与弱电回路之间 有寄生。 电流 二次 回路 用途检查 1、检查每套保护使用的 CT 绕组是否独立,是否与竣工图一致; 2、检查保护使用的 CT 绕组是否满足选型及配置要求:1)保护装置不得 采用测量或计量用的二次绕组。2)500kV 线路保护、主变保护、母差保 护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则:线路保护、

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检查对象

检查要素

检查标准和依据 主变保护宜选用 TPY 级;母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当 的电流互感器; 断路器失灵保护可选用 TPS 级或 5P 等二次电流可较快衰 减的电流互感器,不宜使用 TPY 级。3)数字化变电站保护不得采用铁心 线圈低功率电流互感器。 3、 检查 CT 变比是否与调度机构要求的变比一致, 并定期校核 CT 变比是 否在正常的工作范围内。 1、 为防止主保护存在动作死区, 两个相邻设备保护之间的保护范围应完 全交叉;同时应注意避免当一套保护停用时,出现被保护区内故障时的 保护动作死区。当线路保护或主变保护使用串外电流互感器时,配置的

检查情况

检查人

检查时间

死区检查

T 区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。 2、 为防止电流互感器二次绕组内部故障时, 本断路器跳闸后故障仍无法 切除或断路器失灵保护因无法感受到故障电流而拒动,断路器保护使用 的二次绕组应位于两个相邻设备保护装置使用的二次绕组之间。 电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点,且接地可靠。独立的、

接地检查

与其他互感器二次回路没有电的联系的电流互感器二次回路,宜在开关 场实现一点接地;电流互感器的二次绕组不能采用压敏电阻及二次过压 保护器作为二次电流回路开路的保护措施。 1、 经控制室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路,只 应在控制室将 N600 一点接地;对于站內按各电压等级 N600 分别接 地的情况,必须确保各电压等级的电压互感器二次回路间无任何电

电压二次回路

联系。 2、 检查 PT 接地电流:运行中电压互感器二次回路 N600 公共接地线上 流过的电流不大于 50mA;新测量的电流值较上一次测量值变化不大 于 20mA。 保护及二次回路整组试验。验证各跳闸出口压板、断路器、操作电源的

整组试验

对应性;对于分相操作断路器,应逐相传动断路器,并检查三相不一致 保护;检查防跳回路动作正确。

重要关联回路 保护通道

失灵启动、失灵联跳及其他联跳回路正确。 1、 线路保护、失灵保护、远跳装置的双通道应分别采用相互独立的设

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检查对象

检查要素

检查标准和依据 备、电源、路由、光缆; 2、 保护通道标识准确、清晰,符合调度机构有关规定;通道压板接线 正确。 3、 光纤接口装置(收发信机)收发功率正常。 4、 通道联调试验正常。 新设备在第一次区内或区外故障时,应及时打印保护装置和故障录波器

检查情况

检查人

检查时间

保护分析

报告,以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护 差流值是否正常,该检查结果视同检验报告签名、归档。 1、 保护定值是否符合整定计算方案,定值是否满足完全配合。

定值配合 整定计算 定值校核

2、 110kV 系统的保护失配点是否远离 220kV 变电站 110kV 母线等等。 3、 检查厂网间定值配合、电网与大用户定值配合。 重载设备的线路或主变保护定值是否按照运行方式专业提供载流量进行 相应调整。 按照南网总调、 各中调以及本局继电保护装置及二次回路相关反措要求,

反措执行

反措执行

按期完成各项反措任务。在设计、施工调试、验收、定检和运行维护等 工作中严格执行反事故措施要求。

(二)站用交直流系统(直流电源、交流电源、UPS)隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 说明书 出厂报告 原始资料 验收报告 运行规程 图纸资料 检查标准或依据 所有站用交直流电源(直流电源、蓄电池、交流电源、UPS)相关设备技 术说明书和使用说明书应完备。 所有新投产交直流电源相关设备出厂试验报告、合格证应完备。 交直流电源相关设备的验收报告项目齐全、记录完整,结论正确。 交直流电源设备现场运行规程的编制与实际设备相符并已进行动态更新。 检查交直流电源设备厂家图纸和工程竣工图纸、 设计变更单和直流馈线网 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 络及级差配置图应完备。 缺陷处理

检查标准或依据

检查情况

检查人

检查时间

1、核查发现的缺陷是否及时上报、消缺记录是否完整、规范。 2、对设备重复多发及典型缺陷是否开展专项分析,制定相应防范措施。 1、对异常发生的原因进行分析并上报。 2、针对异常的共性隐患制定应对措施。 1、按年制定交直流电源设备定检计划,按月跟踪定检执行情况。

异常分析

运维资料 定检资料

2、交直流电源设备的定检报告项目齐全、结论正确。定检记录签名、审 核流程完整并归档。 3、及时消除定检发现的缺陷并按月上报相应机构。 4、对超期未检的装置,制定特殊的运行维护措施,提出整改方案,跟踪落 实情况。 专项工作 按照上级要求开展专项检查、风险控制、设备特维,检查结果和整改措施 记录完整。 交直流电源设备的参数表保存完整、规范。

运行参数管 理

参数表管理

流程管理

交直流电源设备的参数表管理流程机制完备。

负荷接入管 理

参数表管理 流程管理 更新计划 库存情况

交直流电源设备的负荷接入记录保存完整、规范。 交直流电源设备的负荷接入管理流程机制完备。 制定备品备件更新计划, 根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。

备品备件

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 检查标准和依据 220~500kV 变电站直流电源系统均应配置两组高频充电装置和两组蓄电 电源设备 配置 蓄电池 安装 直流电源配置 池;为满足无人值班直流供电冗余需要,110kV 变电站直流电源系统可 配置两组高频充电装置和两组蓄电池。 容量在 200Ah 以上的阀控式密封铅酸蓄电池组应设专用的蓄电池室。对 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准和依据 新建变电站两组蓄电池宜分别设置专用的蓄电池室。技改及扩建变电站 应对同一蓄电池室内的两组蓄电池组间装设可靠防火间隔。 1、110kV 及 220kV 变电站宜从主变压器低压侧分别引接两台容量相同、 可互为备用、分列运行的站用工作变压器。每台工作变压器按全站计算 负荷选择。 2、500kV 变电站的主变压器为两台(组)及以上时,由主变压器低压侧引 接的站用工作变压器应为两台,并应装设一台从站外可靠电源引接的专 用备用变压器,该电源宜采用专线引接。 1、运行年限超过 12 年的电源设备应制定改造计划并实施整改。

检查情况

检查人

检查时间

交流电源配置

电源设备改造

2、运行情况不良的电源设备,核容不合格的蓄电池组应制定改造计划 并实施整改。

软件版本

版本检查

检查交直流电源设备软件版本登记,版本升级要作好记录 1、正常运行时,装置运行指示灯、告警灯正常。 2、正常运行时,装置面板液晶屏显示正常。 3、正常运行时,装置面板无告警。 4、装置的显示时间正确。 5、直流母线电压正常;

直流电源

6、蓄电池组浮充电压、电流正常; 7、馈线屏空开投退状态正确; 8、 硅降压回路外壳温度正常 (在额定负荷下长期连续运行极限温升不超

巡视维护

过 85℃。 ) ; 9、屏内的各种开关、继电器、仪表、信号灯、光字牌等元器件正常; 10、端子排接线整齐,无乱接线。 1、蓄电池室通风、照明完好,温度符合 5℃~30℃; 2、蓄电池端子无生盐,并涂有中性凡士林; 蓄电池 3、蓄电池组的端电压、浮充电压、电流正常; 4、单体蓄电池电压与整组蓄电池电压平均值之差不超过规定; 5、无温度异常的蓄电池; 6、蓄电池管理单元指示正常

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检查对象

检查要素 直流系统绝缘情况

检查标准和依据 1、绝缘监察装置指示正常; 2、直流系统绝缘情况正常。 1、 采用直流熔断器或熔断器和直流断路器混用时, 应注意上下级之间的 配合。 2、直流断路器下一级不宜再接熔断器。

检查情况

检查人

检查时间

直流系统级差配合 的检查

3、上、下级均为直流断路器的,额定电流宜按照 4 级及以上电流级差
选择配合。 4、蓄电池出口为熔断器,下级为直流断路器的,宜按照 2 倍及以上额定 电流选择级差配合。 5、变电站内设置直流保护电器的级数不宜超过 4 级。 1、正常运行时,装置运行指示灯、告警灯正常。 2、正常运行时,装置面板液晶屏显示正常。 3、正常运行时,装置面板无告警。

交流系统

4、装置的显示时间正确。 5、馈线屏空开投退状态正确; 6、屏内的各种开关、继电器、仪表、信号灯、光字牌等元器件正常; 7、端子排接线整齐,无乱接线。 1、正常运行时,装置运行指示灯、告警灯正常。 2、正常运行时,装置面板液晶屏显示正常。 3、正常运行时,装置面板无告警。

不间断电源

4、装置的显示时间正确。 5、馈线屏空开投退状态正确。 6、屏内的各种开关、继电器、仪表、信号灯、光字牌等元器件正常。 7、端子排接线整齐,无乱接线

电源屏体

1、各种设备标识清晰、正确,无脱落 2、各装置无异常响动、无发热冒烟、无烧焦等异常气味。 1、无漏水、无凝露,加热器运行正常。 2、无严重灰尘、无放电、无锈蚀痕迹。

检修

电源箱

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检查对象

检查要素 电源箱

检查标准和依据 1、无漏水、无凝露,加热器运行正常。 2、无严重灰尘、无放电、无锈蚀痕迹。 按年度检查的相关要求进行每年一次的检查。 事故照明的切换;交流电源和不间断电源的 3 个月一次的切换。 按定期检验的相关要求进行检验。 蓄电池的个数改变要及时更改参数。 设备配置改变后,及时进行参数校核 按照上级交直流电源设备相关反措要求,按期完成各项反措任务。在设

检查情况

检查人

检查时间

年度检查 定期切换 定期检验 运行参数 校核

直流电源 交直流 电源设备 检验要求 校核配合 参数校核

反措执行

反措执行

计、施工、调试、验收、定检和运行维护等工作中严格执行反事故措施 要求。

二、安全自动装置隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 技术和使用说明书 出厂试验报告 现场调试报告 挂网试运行资料 图纸资料 运行维护规程 检查标准或依据 所有安全自动装置相关设备技术说明书和使用说明书应完备,内容满 足《南方电网安全稳定控制系统技术规范》要求。 是否完备,试验项目齐全、记录完整,结论正确。 是否完备,试验项目齐全、记录完整,结论正确。 是否完备,是否满足《中国南方电网安稳入网管理规定(修订)》要求 厂家图纸、工程竣工图纸及设计变更单等图纸资料是否完备 现场是否编制安自装置运行维护规程,是否按照及时对规程进行修编 是否按照《南方电网安全自动装置检验规范》开展定检工作; 定检项目是否完备;定检报告项目齐全、结论正确。 运维管理 定检工作 定检记录是否完整、规范,签名、审核流程完整并归档。 是否及时消除定检发现的缺陷。 对超期运行、超期未检的装置,制定特殊的运行维护措施,提出整改方 案,跟踪落实情况。 缺陷处理 异常处理或不正确动作记录是否完整、规范; 检查情况 检查人 检查时间

原始资料

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 核查发现的缺陷是否及时上报; 对设备重复多发及典型缺陷是否开展专项分析,制定相应措施。

检查情况

检查人

检查时间

专项工作

是否按照上级单位开展专项工作,检查结果记录是否完整 是否开展安自装置不正确动作(误动或拒动)风险梳理,是否制定风险

风险梳理

控制; 是否做好风险控制措施的闭环落实工作。

设备特维

对于需要开展特维的重要安全自动装置,是否制定特维方案; 安自装置及二次回路的特殊运行维护记录是否完整。 是否按照调度运行规定定值执行流程要求进行装置定值整定;

定值整定

现场定值整定后,是否核实装置打印定值单和调度部门下发的定值单一 致; 发现定值执行异常是否及时汇报调度并做好记录

反措执行情况

是否按照调度或生技部门要求落实安自相关反事故措施 软件版本记录是否完整、规范; 软件升级改造后,是否及时更新软件版本记录 是否制定了备品备件更换计划,是否根据装置消耗程度和运行情况及时 进行补充调整 备品备件是否齐备;若在厂家进行备品备件,是否有相关协议; 是否按定员标准配置安自专业技术人员; 是否有针对性开展安自专业业务技能培训;

版本管理

软件版本

备品备件

更换计划 库存情况

人力资源

人员配置 人员培训

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 装置布点 检查标准或依据 安自装置配置是否合理,是否满足安全自动装置相关管理规定和标准规 范要求 新入网的安全自动装置的硬件配置是否满足模拟量、开关量接入要求, 并留有一定裕度; 检查情况 检查人 检查时间

安自装置 配置

硬件配置

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检查对象

检查要素 功能配置

检查标准或依据 是否按照系统稳定需要配置相关安自装置控制功能; 是否根据系统网架结构和运行方式变化每年滚动开展安稳控制策略研

检查情况

检查人

检查时间

控制策略 设计

策略设计

究; 检查策略设计是否满足有关规程规定及反措要求;

装置判据 装置显示

启动判据、主判据和防误判据等设计合理,满足技术规范要求 装置运行灯无异常,主截面及各子界面显示无异常,采样值及开入量正 确 各种标识正确、清晰。 各装置无异常响动、无发热冒烟、无烧焦等异常气味 压板接触可靠,排列整齐、编号及名称标识清楚 变电站内保存有效、完整的安自正常运行方式投退表以及压板投退记录

装置屏体

装置压板 装置巡视 维护 装置报文 装置录波

本。 安自装置压板投退状态符合调度机构要求,并与上述压板投退表、压板 投退记录本的记录一致。 报文清晰,内容完备 装置能够进行正常录波; 报文录波次数和时间长度能够满足技术规范要求 正常运行时,光纤接口装置(收发信机)运行指示灯常亮。

通道接口装置

正常运行时,光纤接口装置(收发信机)装置通道告警灯灭。收发信机 3dB 告警指示灯灭。

通道录波装置 模拟量回路 二次回路 (新投产 或改造装 置) 回路名称与编号 开入量回路 出口回路 端子排

运行灯异常,误码率满足要求,录波装置能够正常启动录波 绕组使用正确,二次负载满足要求 接点使用正确,开入量电压等级正确 接点接入回路正确 端子排接线整齐,正、负电源以及跳闸出口端子间隔至少一个端子 是否规范; 是否图实相符;

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检查对象

检查要素 定值整定

检查标准或依据 定值整定正确、定值整定流程合理、定值单保存完好 装置压板定值单整定正确、现场压板按照最新安自装置状态变更单进行 投退 双套配置的稳控装置及其对应的通信接口设备均宜采用完全独立的两 组直流电源;

检查情况

检查人

检查时间

定值整定

定值压板投退

其他(新投 产或改造 装置)

直流电源

稳控装置及其对应的通信接口设备不宜采用两组电源在屏上进行切换 的模式; 稳控装置通信接口设备应与其连接的通信设备采用同一路通信电源,避 免同一通道上不同直流电源混用。

通信通道

通信通道配置满足双套不同路由的要求,同时每个通道应具备自愈环功 能

三、通信系统隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 技术和使用说明书 出厂试验报告 原始资料 现场试验报告 挂网试运行资料 竣工设计图纸 是否完备。 是否完备。 是否完备。 是否完备。 是否完备,是否图实相符 与输配电线路同路由的电力光缆巡视周期与输/配电线路同步。 独立路由 的光缆 3 个月巡视一次。 变电站内通信机房(包括蓄电池室)的机房环境及防火、防盗、防水、 通信运行 管理 防小动物、空调等设施的巡视周期与变电站同步。 巡视与定检 通信设备运行维护单位每年定期检测备用纤芯一次。光缆线路的运行环 境及运行状态发生改变后,应重新组织测试,测试结果应报送相应通信 调管单位。光纤线路衰耗的测试值应在设计允许范围内,每次测试结果 应与竣工及上次测试结果进行比较,发现异常应进行分析、查找原因。 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 通信蓄电池进行周期性核对性放电试验,新安装或大修后的阀控蓄电池 组, 应进行全核对性放电试验, 以后每隔 2~3 年进行一次核对性放电试 验,运行 6 年以上的阀控蓄电池,应每年做一次核对性放电试验。 承载继电保护、安全稳定自动装置的通信电路、复用载波机及其户外设 备随继电保护、安全稳定自动装置检修同步进行定检。 通信网网管系统应分别设立管理专责,负责网管的安全管理、用户管理 等。 各维护单位应对网管系统、通信设备实行帐号的分权、分域管理,并遵 循最小授权和权限分割原则设置不同的用户权限,每个操作人员均应设

检查情况

检查人

检查时间

网管管理

立独立帐号,并授予与其岗位职责相对应的操作权限。 各级调度机构应加强对通信网管和设备的密码管理,有专人负责,对厂 家使用的超级密码要加强管理,严格使用范围。 对网管系统和通信设备暂不具备日志记录功能的应通过人工记录或逐步 通过外部日志审计系统实现日志记录 各级通信调度应建立功能完善的通信运行管控系统,对所辖通信网的通 信设备运行状况能实时监视。

通信调度管理

南方电网公司网、省、地各级电力调度控制中心均应设通信调度机构, 实行 7*24 小时值班制度。各级通信设备运行维护单位应实行 24 小时候 班制度。 各级调度机构组织编制通信网年度运行方式,下级通信网年度运行方式 须报上级核准。 各级系统运行部需采用通信网运行管控系统对通信资源的产生、使用、 变更、退出实行全过程动态管理。各级通信网运行管控系统应实现互联 互通,数据共享,上级系统运行部应及时掌握下级通信网规模、资源使 用情况。 系统运行部每年对电力通信网资源规模及使用情况进行统计分析,形成 分析报告,逐级上报。 各级系统运行部应开展年度通信资源需求预测和通信网资源充裕度分 析,纳入通信网年度运行方式。

通信资源管理

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 系统运行部对资源进行需求分析,使用电力通信专网的,编制通信资源 方式安排计划,需使用公网通信资源的,编制年度租用计划。

检查情况

检查人

检查时间

运行分析

各级系统运行部均须编制出版通信月报、年度通信运行统计分析报告, 并根据实际运行情况, 可开展专项统计或普查工作, 编制专项分析报告。

2、技术隐患排查 (1)调度数据网
检查对象 检查要素 检查标准和依据 110kV 及以上各级调度数据网应实施调度数据网双平面建设,分别承载 于 2 张不同传输平面。 应采用分层结构组网,地区调度数据网根据规模大小可采用两层或三层 结构组网 地区调度数据网应选择不少于 2 个异地节点进行网络互连,以实现网间 业务互通、资源共享。 主干调度数据网内各节点至总调的直达路由跳数不大于 5 跳。省级调度 数据网内各节点至中调的直达路由跳数不大于 6 跳。地区调度数据网内 调度数据 网 网络组网 各节点至地调、县(区)调直达路由跳数不大于 6 跳。 每个节点的上联链路和路由应满足 《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》中 5.2.10 的要求。 各级调度数据网设备的冗余应满足 《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》中 5.2.12 的要求。 采用 IP 技术组网,可采用的承载层组网技术有:IP over SDH、IP over MSTP、IP over DWDM、光纤直连等。在距离大于 40 公里的情况下,原则 上不采用光纤直连方式 网络互联 上下级调度数据网之间应直接互联,同级调度数据网之间不直接互联。 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准和依据 两级调度数据网的互联节点、互联链路应满足《南方电网数据网技术规 范 第一部分 调度数据网》中 5.3.3 的要求。 根据业务需求,在调度数据网上下级网络互联节点两端都应进行有效的 路由双向控制。 调度数据网采用 MP-BGP 的 RFC2547bis Option A 或 Option B 方式实现 跨域 MPLS-VPN 的互联互通。 对业务需求的流量分析和带宽规划应满足 《南方电网数据网技术规范 第 一部分 调度数据网》中 5.4.1 的要求。 当调度数据网互联链路带宽日平均利用率超过物理带宽的 50%时应考虑 进行网络优化或链路扩容

检查情况

检查人

检查时间

网络性能 在各级调度数据网内任意接入站点至所属调度机构单向网络时延应控制 在 100ms 以内。 调度数据网各节点设备主处理器连续 1 小时内的平均处理负载,不应超 过设备总处理能力的 50%,当超过时应考虑设备升级或更换。 应划分不少于两个 VPN,分别为实时 VPN(RT-VPN)和非实时 VPN (NRT-VPN) ,实时 VPN 承载控制区业务, 非实时 VPN 承载非控制区业务。 RD 设置应满足《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》中 5.6.2 的要求。 RT 设置应满足《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》中 5.6.3 的要求。 南方电网数据网络分为调度数据网、综合数据网,并按照网络专用、物 理隔离的原则进行建设。 网络安全 安全防护系统应满足 《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》 中 5.7.2 的要求。

VPN 设置

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检查对象

检查要素

检查标准和依据 主要承载电力生产控制大区业务,划分为逻辑隔离的实时子网和非实时 子网,分别承载控制区和非控制区业务。 应具备安全审计功能, 可实现对设备的远程操作的身份认证、 权限控制、 操作审计。 应部署网络流量监控系统,具体要求应满足《南方电网数据网技术规范 第一部分 调度数据网》中 5.7.8 的要求。 应根据业务需求,采用端口限速、流量整形、队列调度等 QOS 措施确保 网络可用性。 调度数据网应配备网络管理系统,同一调度数据网内的网络设备应接受

检查情况

检查人

检查时间

网络管理系统

同一网管系统管理,网管系统应具备管理全网设备的能力。 网络管理系统应采用 SNMP 协议,支持的 SNMP 协议版本 V2 以上。

(2)通信电源
检查对象 检查要素 技术规范要求 调度机构、220kV 及以上厂站以及通信中继站必须安装通信直流供电系 统;传送 220kV 及以上线路继电保护、安全稳定自动装置业务的通信设 备,宜采用通信直流供电系统供电。 总调、中调、地调三级调度机构,220kV 及以上电压等级的变电站,总 调、中调调度管辖范围内的发电厂,通信直流供电系统应双重化配置, 通信电源 系统结构 配置两套独立的高频开关电源, 每套高频开关电源配置独立的蓄电池组。 通信设备、通信网管等系统需要交流电源时应满足《南方电网通信电源 技术规范》中 5.1.3 的要求。 当具备条件时,通信直流电源系统两路交流输入应从不同变压器出线的 交流母线取电。 当调度机构、厂站、通信中继站的通信设备需要使用较多交流电源时, 应配置独立的交流配电柜。 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

技术规范要求 调度机构、厂站、通信中继站的每套高频开关电源应配置独立的直流配 电柜。当需要供电的设备较少时,两套高频开关电源可共用一套直流配 电柜,但需要进行分区,并采取必要的隔离措施。 双重化配置的通信直流供电系统,任一套高频开关电源故障时,另一套 高频开关电源应具备承载全部负载并同时对本组电池充电的能力。 选取直流放电回路的导线时, 直流放电回路全程压降应小于下列值: 48V 电源为 3.2V,24V 电源为 2.6V;采用太阳能电池的供电系统时,太阳能 电池至直流配电屏的直流导线电压降可按 1.7V 计算。 总调、中调、地调三级调度机构,220kV 及以上电压等级的变电站,总 调、中调调度管辖范围内的发电厂,为通信直流供电系统供电的交流电 源应分别取自两路不同变压器出线的交流母线。 高频开关电源通过熔断器等过载保护装置与蓄电池组相连。 两套通信直流供电系统彼此独立运行,两套直流供电系统的输出分配单 元应完全隔离,并且在操作中不能互相影响。

检查情况

检查人

检查时间

系统配置与接线

每套高频开关电源通过熔断器等过载保护装置与配电单元互联,两套通 信直流供电系统的直流输出母线禁止并联运行。 高频开关电源应具有智能化、人工可控的均衡充电、浮充电、均浮充转 换和温度补偿等功能,适应蓄电池充电性能的要求。 高频开关电源整流模块应满足 N+M 冗余配置,其中 N 只主用,N≤10 时, 1 只备用;N>10 时,每 10 只备用 1 只。整流模块数量应不少于 3 只。 主用整流模块总容量应大于负载电流和电池的 10 小时率充电电流之和。 直流供电系统的运行方式应符合 《南方电网通信电源技术规范》 中 7.3.1 的要求。

运行方式

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。 承载线路保护、安全稳定自动装置业务的通信电源运行方式应满足《南 方电网通信电源技术规范》中 7.3.3 的要求。

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检查对象

检查要素 蓄电池供电时间

技术规范要求 蓄电池供电时间应符合《南方电网通信电源技术规范》中 8.1 部分的要 求。

检查情况

检查人

检查时间

(3)光传输网
检查对象 检查要素 检查标准和依据 主干传输网与省级传输网、省级传输网与地区传输网应实现两点或两点 以上互连 各级光通信网络应按照传输网 A、传输网 B 相互独立的双传输平面进行 建设 各级光通信网络结构应形成网状网和多环形相交的结构,环与环之间宜 采用两点相交方式;不成环支路节点应采用 1+1 链路接入 网络组网 各级光通信网络节点设备关键部件(如交叉矩阵、控制卡、管理卡、电 源卡等)应冗余配置,设备容量应具备平滑升级的能力。 各级光通信网络在同一个传输平面上的设备原则应采用同一厂商设备, 光传输网 保证通信网络技术的一致性、系统的完整性。 在同一套 MSTP(SDH)设备上承载线路保护通道不得超过 40 条。 网同步组织应满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.6.1 要求 时钟同步 设备定时和同步要求应满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.6.2 要求 网络保护 网络保护应满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.7 要求 网管基本功能满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.8.2 要求 网管系统 网管功能要求应满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.8.3 要求 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 超长距离传输 设备要求 电源、环境

检查标准和依据 超长距离传输要求满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.9 要求。 设备要求满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.10 要求。 电源、环境应满足《南方电网光通信网络技术规范》中 4.11 要求。

检查情况

检查人

检查时间

(4)通信业务承载
检查对象 检查要素 检查标准和依据 220kV 及以上线路每套电流差动保护装置配置两条独立的通信通道, 两条独立 通道分别由不同传输平面与光缆路由承载,每套保护装置的两个通道不开通 自愈保护,通道切换由继电保护装置完成。 220kV 及以上线路方向保护和距离保护优先采用光通信传输, 线路主保护装置 采用 E1 通道时,应开通自愈环。 220kV 及以上长度小于 60km 的线路保护通道可采用专用光纤芯,并同时配有 继电保护通道 2M 迂回通道。 复用光纤保护通道时延端到端复用通道延时满足不大于 10ms,通道全程节点 小于 15 个。 通信业务 承载 在同一套 MSTP(SDH)设备上承载线路保护通道不得超过 40 条,同一条光缆 上承载线路保护通道不得超过 80 条。 直流线路两端换流站间应具备 E1 专线直流控制保护通道。 直流控制保护专线通道传输时延≤30ms,每条通道应开通自愈环,主用路由 通道与备用路由通道时延差≤5ms。 安稳通道 主站、子站和执行站之间两套安全稳定装置应采用的 E1 通道,每条通道应开 通自愈环。 调度自动化通道优先采用 E1 通道或 MSTP 数据专线和调度数据网络两条完全 调度自动化通道 独立的通道。 调度自动化专线通道和数据网络通道应分别承载在不同的传输网络平面上。 调度电话通道 南方电网各级调度机构(含备调、集控中心)至直接调度的厂站应建立调度 电话独立双通道通信方式。 检查情况 检查人 检查时间

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四 调度自动化系统隐患排查 (一)调度自动化主站系统隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 竣工验收材料 系统使用及维护手 原始资料 册 系统网络拓扑图 系统 IP 地址 系统设备配屏图 人员配置 与管理 人员上岗管理 是否完备 是否完备 是否完备 是否完备 是否完备 新员工技能培训手册是否齐备;查阅技能培训记录、上岗考试记录、技 能培训材料 自动化主站系统设备是否已建立台帐; 基础数据是否规范, 设备的厂家、 型号、软件版本等信息是否齐全。 查阅系统网络拓扑结构图、UPS 供电接线图与实际系统是否一致;网络 自动化运行资料规 基础管理 范性 拓扑图、UPS 供电图、应急预案、主站系统手册等运行资料管理是否规 范。 (是否放置在运行所需要的地点,资料的更新是否及时,资料审核是 否规范) 调度自动化主站设 备标识规范性 备品备件管理规范 性 自动化的“两票” 执行情况 运行管理 与作业规 范性 值班制度及交接班 记录 设备定期轮换执行 情况 系统日常巡检执行 调度自动化主站设备(含 UPS、服务器、网络等)是否都打上标签,标 识与实际是否一致。 是否配置了备品备件, 数量是否满足系统运行要求。 查阅备品备件清册、 查看备品备件实物 抽查最近半年自动化工作票、操作票执行情况。 对照《南网电网调度自动化运行管理规定》 ,交接班要求是否明确;检查 最近 6 个月的交接班记录,核查交接班是否按要求执行。 设备/应用定期轮换运行作业表单是否齐全; 定期轮换运行设备/应用是否 覆盖所有主要设备/应用;抽查最近 1 年设备轮换运行工作记录 设备及系统日巡检制度及表单是否齐全; 是否制定巡检表单及说明文档; 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

基础数据和台账

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检查对象

检查要素 情况 系统定检执行情况 系统检修工作执行 情况 专题运行分析与定 期运行分析执行情

检查标准或依据 巡检内容是否覆盖关键设备及应用;查阅近 6 个月巡检记录 系统管理员定检表单及说明文档是否齐备;查阅近 1 年定检记录。 检修票填报是否规范;抽查最近 3 个月自动化检修流程及操作记录

检查情况

检查人

检查时间

是否定期开展运行分析会;检查近 1 年专题及定期运行分析报告 缺陷消缺记录是否完整;对照《南网自动化系统运行缺陷管理规定》 ,缺 陷消除是否及时;抽查近 6 个月(主站、厂站)自动化设备缺陷记录。 是否存在设备长时间带缺陷运行情况;查看近 1 年自动化缺陷整改及反 措工作开展情况 是否编制了 EMS 系统黑启动预案,EMS 系统单节点故障预案,辅助系 统异常(UPS 系统、空调)等异常预案;预案内容是否满足《中国南方

运行分析、 缺陷与反 措管理

况 缺陷管理规范性 缺陷整改及反措工 作落实情况

应急预案编制情况 预案管理

电网调度自动化系统运行管理规定》 中的相关要求; 预案内容是否完整, 是否可操作性;检查预案清册,抽查黑启动等应急预案内容是否符合要 求。

应急预案演练情况

最近 1 年是否开展预案培训及演练; 检查最近 1 年预案培训及演练记录、 照片等 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 按定员标准配置自动化专业技术人员。 有针对性开展自动化专业业务技能培训。

备品备件 管理 人力资源 管理

更新计划 库存情况 人员配置 人员培训

2、技术隐患排查
检查对象 系统功能 检查要素 网络、服务器、通 道等设备的冗余配 应具备 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 置 SCADA 应用满足 1 +N 前置检修情况下满 足 N-1 AGC AVC 遥控功能 关键进程运行情况 应具备 应具备

检查标准或依据

检查情况

检查人

检查时间

应具备主站配置定值单, AGC 安全控制策略应满足公司相关技术规范要 求 应具备主站配置定值单,AVC 安全控制策略应满足公司相关技术规范要 求 应具备控制功能调试表单,应具备遥控权限、遥控节点管理清单,应建 立涉及遥控功能调试、遥控配置修改的监护机制 告警日志是否存在大量程序重启信息,系统是否存在 CORE 文件。 CPU 使用率<50%; 虚拟内存使用率<10%; 磁盘分区使用率<80% 关键设备投运是否超过 8 年,是否存在超期服役(超过 12 年)设备。 设备是否配置冗余电源 机房温度应在 22~24℃之间,湿度 40~55%之间 UPS 供电系统是否满足双机冗余配置;电池容量是否满足 2 小时要求; 市电是否来自不同变电站。 自动化机房设备是否接地;接地电阻是否满足小于 1 欧要求。

系统资源使用情况 系统硬件 使用年限 设备供电可靠性 机房温湿度 运行环境 UPS 电源 机房防雷与接地

(二)变电站自动化系统隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 出厂试验报告 原始资料 施工安装记录 交接试验报告 是否完备 是否完备 是否完备 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素 竣工验收材料 使用说明书 应急预案

检查标准或依据 发现问题整改记录等是否完备。 是否完备 按《中国南方电网调度自动化系统运行管理规定》编制预案最小集合。 定期开展应急预案培训及演练,有演练记录和演练总结 变电站自动化系统备份管理及备份,尤其注意远动装置、监控后台、监 控交换机、二次安全防护设备、规约转换器等设备的备份完整性 基础数据和台账、自动化运行资料的完整性、规范性,以及与实际系统

检查情况

检查人

检查时间

备份管理

基础数据和台账

一致性,如系统网络拓扑结构图、UPS 供电接线图、测控屏、远动屏等 配屏图、端子排图与实际系统是否一致等

注:98 年前的老旧设备可能出现资料不全的现象,视具体情况而定 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 检验 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 人力资源 管理 更新计划 库存情况 人员配置 人员培训 是否按照检验规范要求开展检验,检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 按定员标准配置自动化专业技术人员。 有针对性开展自动化专业业务技能培训。

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 检查标准或依据 应满足南方电网变电站计算机监控系统技术规范要求,远动装置、监控 冗余性 总体要求 电源接入 网络交换机等自动化设备应冗余配置;对各级调度通道应满足冗余性配 置要求,涉及单点故障时应具备事故应急预案。 厂站自动化设备(远动、后台、测控、交换机及二次安防设备)电源配 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 置及供电是否满足《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》 (Q/CSG115001-2012)要求

检查情况

检查人

检查时间

延期、超期服役 二次装置及系统时 钟同步 “遥信”雪崩 全站失压测试

厂站自动化系统设备健康状况及延期服役、超期未检情况 自动化设备应接入时间同步系统 具备雪崩试验报告 具备失压试验报告 设备铭牌与标示内容正确、字迹清晰,且符合国家相关标准 二次电缆、尾纤、光缆、网线的标识应准确,端子接触良好、编号正确

设备外观检查

电缆屏蔽线接地良好,逻辑地(通讯信号地)应接于绝缘铜排,常规地 (设备外壳、屏蔽层、电源接地等)应接于非绝缘铜排 工作电源及通道的防雷抗干扰措施完整 1)画面索引、电气主接线图、各电压等级分图、综自系统网络工况图等 图形调用方便、快捷,响应时间短。 2)事件记录、操作记录、告警记录等记录准确,方便调阅。

监控后台

3)五防逻辑、控制权限闭锁等涉及控制的功能完整、正确。 4) 监控系统相关技术指标满足公司计算机监控系统技术规范功能和指标 要求。 5)具备遥控操作监护功能。 1)远动装置应冗余配置,电源、通道设备等配置满足技术规范要求 2)远动装置冗余功能正确,复位、切换、中断恢复等情况下上送各级远 端主站信息正确。 3)远动装置应具备缓存能力,能记录与各级远端主站通信记录,尤其是 遥控、遥信、SOE 记录。 4)远动装置切换、重启不应误发控制指令,核查切换逻辑。

检修试验

远动装置

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 1)测控装置遥控、遥测、遥信功能正确,精度满足要求,相关技术指标 满足技术规范要求。 2)测控装置相关记录功能完整,能查阅近期发生的遥控、遥信、SOE 记 录,能记录遥控命令来源。 3)测控装置本体异常告警输出、面板告警指示正确。 4)测控装置同期定值、防抖延时、死区阀值等定值参数设置正确。 1)交换机装置正常工作,内部电压输出正常,面板指示灯指示正确。

检查情况

检查人

检查时间

测控装置

交换机及监控网络

2)交换机网络风暴抑制功能测试,检查试验报告。 3)监控系统交换机冗余配置。

(三)电力二次系统安全防护隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 说明书 原始资料 出厂报告 验收报告 安全防护拓扑图 安全防护策略表 检查标准或依据 所有安全防护设备技术说明书和使用说明书应完备。 所有新投产安全防护设备出厂检验报告、合格证应完备 二次安防验收报告应项目齐全、记录完整,结论正确。 二次系统安全防护拓扑图应与实际设备相符并动态更新。 安全防护策略部署应满足《南方电网电力二次系统安全防护技术规范》 要求,并动态更新。 系统是否存在无用账户,口令的长度、复杂度、生存期是否符合《南方 电网电力二次系统安全防护技术规范》要求。 是否对关键运行数据和系统配置进行备份。 系统备份情况 省级以上调度机构是否建设备用调度自动化系统。 是否将系统备份和备用系统维护纳入日常运维工作。 核查发现的缺陷是否及时上报,消缺记录是否完整、规范。 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施。 检查情况 检查人 检查时间

账户口令管理 运行维护 资料

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是否存在家族性缺陷且未整改。 总体应急预案是否完备,是否制定各类现场应急预案。 预案制定及演练 应急预案是否具备可操作性,是否开展定期演练。 是否制定外单位人员进出生产调度区、计算机机房的管控制度。 人员管控 是否对出入机房的外来人员进行登记,并检查携带物品。 是否按照检验规范开展定期检验。 检验 检验记录是否完整。 专项工作 是否按照上级单位的要求开展专项检查,检查结果和整改措施记录是否 完整。 电力二次系统安全防护工作是否纳入调度安全生产日常管理,内容是否 全面,安全管理制度应通过正式、有效的方式发布。 是否成立了电力二次系统安全工作小组,并落实相应职责。 是否制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补 充调整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 是否配备一定数量的专、兼职系统管理员、网络管理员、安全管理员。 是否有针对性的开展二次系统安全防护业务技能培训。

管理制度建设 制度保障 安全责任落实 备品备件 管理 人力资源 管理 更新计划 库存情况 人员配置 人员培训

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 安全分区情况 生产控制大区和管 横向边界 防护情况 理信息大区网络边 界横向隔离情况 生产控制大区内部 业务系统横向通信 检查标准或依据 是否按要求合理划分安全分区。 生产控制大区和管理信息大区网络边界是否部署电力专用横向隔离装 置。不存在网络直接互联节点。 横向正向专用横向隔离装置是否满足 1bit 返回的要求。 隔离装置的策略配置是否严格有效。 控制区与非控制区之间应采用硬件防火墙或具有 ACL 访问控制功能的交 换机或路由器等设施进行逻辑隔离。 检查情况 检查人 检查时间

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防护情况 管理信息大区与外 网边界防护情况

防火墙及网络设备的访问控制策略配置是否严格有效。 管理信息大区是否同意互联网接口。 管理信息大区横向边界是否部署硬件防火墙等安全防护设备,并对外部 实施严格的访问控制策略。 控制区与调度数据网边界是否部署电力专用纵向加密认证装置。

纵向边界 防护情况

生产控制大区纵向 边界安全防护情况

非控制区与调度数据网边界是否部署电力专用纵向加密认证装置或硬件 防护墙。 纵向加密装置是否启用密文传输,纵向安全策略是否严格有效。 生产控制大区部署统一的防病毒系统或有其它防病毒措施。

防病毒系统 采用离线方式更新病毒特征库。 省级以上调度机构和大型供电局生产控制大区是否部署入侵检测系统 通用安全 防护措施 入侵检测系统 (IDS)。 采用离线方式更新 IDS 特征码。 生产控制大区业务系统的远程维护是否部署具有加密认证、操作过程审 远程拨号系统 计等功能的安全拨号网关。。 远程拨号设备应处于常闭状态,开启拨号设备提供远程维护前应通过流 程审批。 重要区域是否具备门禁系统、视频监视功能并提供自动告警。 重要场所 物理安全 生产调度区、计算 机机房环境管控 机房供电系统、恒温恒湿设施是否安全可靠。 重要区域是否部署防水、防雷、防火和恒温恒湿设施。 是否完成电力二次系统等级保护定级报备工作。 安全评估 电力二次系统安全 防护评估 是否按要求开展电力二次系统安全防护评估工作。 是否针对评估中发现的问题落实整改措施。 是否与评估机构签订保密协议,对评估检查记录、结果实施保密。

(四)相量测量装置(PMU)隐患排查标准 1、管理隐患排查 - 76 -

检查对象

检查要素 出厂试验报告 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 使用说明书 是否完备 是否完备 是否完备

检查标准或依据

检查情况

检查人

检查时间

发现问题整改记录等是否完备。 是否完备 按《中国南方电网调度自动化系统运行管理规定》编制预案最小集合。 定期开展应急预案培训及演练,有演练记录和演练总结 注意备份完整性 基础数据和台账、运行资料的完整性、规范性,以及与实际系统一致性,

原始资料

应急预案 备份管理

基础数据和台账

如系统网络拓扑结构图、UPS 供电接线图、端子排图与实际系统是否一 致等

注:98 年前的老旧设备可能出现资料不全的现象,视具体情况而定 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 检验 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 更新计划 库存情况 是否按照检验规范要求开展检验,检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 电源接入 总体要求 检查标准或依据 PMU 设备电源配置及供电是否满足《南方电网调度自动化系统不间断电 源配置规范》(Q/CSG115001-2012)要求 PMU 设备电气量接入应满足《南方电网相量测量装置(PMU)技术规范》 (Q/CSG110011-2011)要求 设备健康状况及延期服役、超期未检情况 检查情况 检查人 检查时间

电气量接入 延期、超期服役

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检查对象

检查要素 设备外观检查

检查标准或依据 设备铭牌与标示内容正确、字迹清晰,且符合国家相关标准 二次电缆、尾纤、光缆、网线的标识应准确,端子接触良好、编号正确

检查情况

检查人

检查时间

现场与机柜检查

电缆屏蔽线接地良好,逻辑地(通讯信号地)应接于绝缘铜排,常规地 (设备外壳、屏蔽层、电源接地等)应接于非绝缘铜排 工作电源及通道的防雷抗干扰措施完整

工况指示灯检查

装置运行、同步指示灯正确显示装置运行状态 采用自动循环覆盖的方式,具备足够的安全性,检查试验报告。

数据记录功能检查 功能检查

不因直流电源中断、快速或缓慢波动及跌落而丢失已记录的数据,不因 外部访问而删除记录数据,不提供人工删除和修改记录数据的功能,检 查试验报告。 TV/TA 断线、直流电源消失、装置故障、通信异常、时钟同步信号异常

装置告警功能检查

时,相量测量装置应发出告警信号,并可以以硬接点或软报文方式上送 变电站自动化监控系统

(五)变电站时间同步系统隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 出厂试验报告 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 原始资料 使用说明书 应急预案 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。 是否完备 按《中国南方电网调度自动化系统运行管理规定》编制预案最小集合。 定期开展应急预案培训及演练,有演练记录和演练总结 基础数据和台账、自动化运行资料的完整性、规范性,以及与实际系统 基础数据和台账 一致性,如系统网络拓扑结构图、UPS 供电接线图、端子排图与实际系 统是否一致等 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

检查标准或依据

检查情况

检查人

检查时间

注:98 年前的老旧设备可能出现资料不全的现象,视具体情况而定 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 检验 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 更新计划 库存情况 是否按照检验规范要求开展检验,检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。

2、技术隐患排查
检查对象 装置配置 检查 装置外观 检查 装置接地 检查 工况指示 灯检查 主时钟外 部时间同 步信号检 查 扩展装置 信号切换 检查 检查要素 主时钟冗余配置 装置外观、按键、 显示 装置接地检查 装置运行、同步指 示灯检查 卫星时间同步信号 消失告警检查 外部 B 码信号消失 告警检查 扩展装置接收两路 B 码信号切换检查 检查标准或依据 变电站时间同步主钟及其扩展装置配置、技术参数应满足《南方电网数 字及时间同步系统技术规范》(Q/CSG110018-2011)要求 外观清洁无破损,按键操作灵活、正确,液晶显示清晰,标示清晰、正 确 逻辑地(逻辑地、通讯信号地)应接于绝缘铜排 常规地(设备外壳、屏蔽层、电源接地等)应接于非绝缘铜排 正确显示装置运行状态 检查情况 检查人 检查时间

装置、监控后台和调度自动化系统告警正常

装置、监控后台和调度自动化系统告警正常

扩展装置接收两路 B 码信号切换正常

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检查对象 卫星天线 检查

检查要素 卫星天线安装及连 接正确性检查

检查标准或依据 安装地点开阔,无明显遮挡物;天线需通过防雷器接入主钟

检查情况

检查人

检查时间

(六)调度自动化系统不间断电源隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 出厂试验报告 施工安装记录 交接试验报告 竣工验收材料 使用说明书 原始资料 应急预案 设备标识 是否完备 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。 是否完备 按《中国南方电网调度自动化系统运行管理规定》编制预案最小集合。 定期开展应急预案培训及演练,有演练记录和演练总结 设备标识规范清晰,且标识与实物一致 基础数据和台账、自动化运行资料的完整性、规范性,以及与实际系统 基础数据和台账 一致性,如系统网络拓扑结构图、UPS 供电接线图、端子排图与实际系 统是否一致等 注:98 年前的老旧设备可能出现资料不全的现象,视具体情况而定 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 检验 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 更新计划 库存情况 是否按照检验规范要求开展检验,检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

2、技术隐患排查 - 80 -

检查对象

检查要素 UPS 电源运行方式

检查标准或依据 UPS 电源运行方式符合《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规 范》 ,推荐采用双机双母线带母联运行接线方式。 如果上级交流配电设备中未采用自动切换装置, 检查 UPS 电源的交流电

检查情况

检查人

检查时间

设备检查

自动切换装置配置

源输入和旁路电源输入是否采用两路电源经自动切换装置切换的供电方 式。

直流电源

变电站自动化系统用 UPS 电源的直流输入电源取自变电站直流系统不 同段直流母线(有硅降压回路的直流系统应取自硅降压回路前端) 。 监控单元能显示相关定值、模拟量测量值、事件记录和告警记录等。 硬接点合并输出信号应包括:交流输入故障告警、交流输出故障告警、 直流输入故障告警、UPS 装置故障告警、监控单元故障等。 两路交流输入分别取自不同段交流母线。 交流电源自动切换功能正常。 检查是否有不应当接入 UPS 电源系统的负荷。 检查双电源供电设备的两路交流输入电源是否分别取自两段输出母线。 检查冗余配置的两台单电源供电设备,其交流输入电源是否分别取自两

监控单元 功能 交流输入 回路

记录查看 告警信号 交流输入回路的检 查

交流馈线 网络

交流馈线网络的检 查

段输出母线。 检查服务器、主网交换机、磁盘阵列的工作电源是否分别采用专用馈线 开关供电。 检查变电站用 UPS 电源供电的所有设备是否采用一路馈线开关对应一 台设备。 检查交流馈线开关是否有设备名称和编号的标识牌。

蓄电池外观的检查 蓄电池架的检查 蓄电池 蓄电池室的检查

蓄电池铭牌,合格证清晰,符合标准。 蓄电池架牢固可靠,不得凹陷变形。 同一蓄电池室内的两组蓄电池组间装设可靠防火间隔。 消防设施齐备。

(七)火电厂 AGC 功能隐患排查标准 - 81 -

1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 出厂试验报告 原始资料 交接试验报告 竣工验收材料 使用说明书 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验资料 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 更新计划 库存情况 是否安装相关检验规范、测试规范、定检规范要求开展验收和测试。 检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 AGC 软件功能安全 测试 存在隐患的标准或依据 频率未越故障频率上限闭锁、频率未越故障频率下限闭锁、调度通信闭 锁、设定与实发值偏差闭锁、机组有功量测闭锁等闭锁功能正确。 检查情况 检查人 检查时间

AGC 安全测 试

AGC 硬件安全测试

远动机重、厂内通信中断等异常时,AGC 闭锁功能正确。

AGC 指令安全测试

调度有功给定值在调节上限之外、调度有功给定值在调节下限之外等情 况下,AGC 闭锁功能正确。 AGC 运行指标满足技术规范要求。 AGC 定值单执行正确。

AGC 指标 AGC 定值

AGC 运行指标 AGC 定值单执行

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(八)水电厂 AGC 功能隐患排查标准 1、管理隐患排查
检查对象 检查要素 出厂试验报告 原始资料 交接试验报告 竣工验收材料 使用说明书 是否完备 是否完备 发现问题整改记录等是否完备。参照《验收管理规定》 是否完备 缺陷及缺陷处理记录是否完整、规范 缺陷处理 重复发生的缺陷是否有原因分析并制定应对措施 是否存在家族性缺陷且未整改 检验资料 检验 专项检查执行情况 反措执行情况 备品备件 管理 更新计划 库存情况 是否安装相关检验规范、测试规范、定检规范要求开展验收和测试。 检验记录是否完整。 是否按照上级单位的要求开展专项检查 是否按照上级单位的要求落实反事故措施 制定备品备件更新计划,根据装置消耗程度和运行情况及时进行补充调 整。 备品备件齐备;若在厂家进行备品备件,应有相关协议。 检查标准或依据 检查情况 检查人 检查时间

2、技术隐患排查
检查对象 检查要素 AGC 软件功能安全 测试 单机 AGC 投入测 AGC 安全测 试 单机 AGC 退出功 能测试 试 存在隐患的标准或依据 频率未越故障频率上限闭锁、频率未越故障频率下限闭锁、调度通信闭 锁、设定与实发值偏差闭锁、机组有功量测闭锁等闭锁功能正确。 单机能够投入 AGC 功能需要的条件为:机组有功远控可调、有功 PID 调节投入、LCU 无故障(与上位机通讯正常、功率测量正常) 、水头信 号正常(水头在正常范围之内) 。 机组退出 AGC 的条件有:机组有功不可远控调节(如调速器不在远方 自动方式、机组 LCU 现地控制方式等) 、机组有功 PID 调节退出、机组 LCU 故障(发电态机组) 、机组状态突变(在负荷大于 10%条件下由发 电态->其他状态) 。任一条件满足机组将退出 AGC。 检查情况 检查人 检查时间

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检查对象

检查要素

存在隐患的标准或依据 厂内 AGC 能正常投入的条件为:有机组投入 AGC、电网频率正常、水

检查情况

检查人

检查时间

全厂 AGC 功能投 入测试

头信号正常、有功量测正常、设定与实发值偏差正常。 调度 AGC 方式能正常投入的条件为: 有机组投入 AGC、 电网频率正常、 水头信号正常、有功量测正常、设定与实发值偏差正常、与调度通信正 常。 厂内 AGC 方式退出的条件为:无机组参加 AGC、电网频率故障、电厂

全厂 AGC 自动退 出功能

事故、发电态机组 LCU 故障、机组有功量测异常。 调度 AGC 方式退出的条件为:无机组参加 AGC、电网频率故障、电厂 事故、发电态机组 LCU 故障、机组有功量测异常、与调度通信故障。 远动机重、厂内通信中断等异常时,AGC 闭锁功能正确。 调度有功给定值在调节上限之外、调度有功给定值在调节下限之外等情 况下,AGC 闭锁功能正确。 AGC 运行指标满足技术规范要求。 AGC 定值单执行正确。

AGC 硬件安全测试 AGC 指令安全测试 AGC 指标 AGC 定值 AGC 运行指标 AGC 定值单执行

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附录 G 常见作业隐患
检查对象 检查要素 1、 2、 3、 4、 检查标准或依据 不符合带电作业条件的仍进行带电作业; 带电作业未按照作业指导书由有资质的作业队伍进行; 带电作业未使用有绝缘柄的工具、戴绝缘手套; 断开和搭接低压导线时,操作顺序不正确或措施不完善,人体同时接触断开导线的两根线 头; 5、 未采取安全措施的情况,带电卷收 400V 线路。 1、常规配网作业未严格按照公司颁布的作业表单执行。 2、复杂、大型作业项目未编制施工方案,或未经审批。 1、 开工前工作负责人未向工作人员做好安全技术交底,明确带电设备和带电部位; 2、 未认真核对工作现场、明确作业范围,作业过程中未设专人监护; 3、 设备停电检修时,未设警示牌和围栏;或者围栏设置不满足要求,导致检修人员易误入带 电区域。 1、 在没有落实保证安全的停电、验电、装设接地线等技术措施,也没有有效使用个人安全防 护用品的情况下和征得调度的许可的情况下,冒险盲目登杆作业; 2、 邻近 10kV 带电设备工作时,作业人员活动范围及其所携带的工具、材料、抱杆等,与带 电体安全距离不足 0.7m 的情况下仍然冒险作业; 3、 故障巡线时,未始终将线路视为带电线路; 4、 在 10kV 线路故障处理中,用刀闸进行线路分段试送; 5、 使用带金属丝的测量绳进行带电线路的测量; 6、 10kV 线路故障点未查明或未检查跌落保险状态, 未进行验电就登杆或对变压器高压侧进行 检查; 7、 停电检修线路或安装新线路与另一回带电线路交叉或接近,且工作时可能与其接近至危险 距离,未采取安全措施或另一回线路未停电并接地; 8、 设备接地不良或接地装置失效,作业前未认证检查设备是否漏电或处理失效的接地装置; 9、 未经运行值班人员许可,擅自进入高压室,在不清楚带电范围的情况下,擅自进行作业; 10、 高压线路跨越低压线路施工时,未对低压线路进行停电或采取防止触碰低压线路措施。 1、 使用不合格或超期未试验的工器具或个人防护用品; 2、 使用前未对工器具进行外观检查; 1、工作前未检查设备的接地装置是否完好,未及时对失效的接地装置进行处理; 2、工作前未认真检查设备绝缘是否良好,是否有放电声或爬电现象,未及时对绝缘损坏设备进 行处理。 1、 作业前,未将大电容类设备(包括电缆、电容器、配变等)充分放电; 2、 电缆、电容器、配变等设备在进行试验后,未对设备进行放电就拆线。 在停电线路上未加装接地线,或拆除接地线时未采取防止感应电触电的措施。 核查情况 检查人 检查结果

违章带电作 业

采用非常规 方法作业 误入带电区 域或误碰带 电部位

常见导致触 电的违章作 业 冒险作业

工器具不合 格 设备接地失 效或绝缘损 坏 剩余电荷 感应电

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检查对象 常见导致触 电的违章作 业

检查要素 突然来电或 倒送电

检查标准或依据 1、 未在工作地点所有电气连接侧均装设接地线,工作地点接地未形成封闭; 2、 在配变台(架)上停电作业时,未断开低压侧的开关、刀闸; 3、 检修试验时,试验和检修未分开,试验时进行检修作业等。

核查情况

检查人

检查结果

常见导致坠 落的违章作 业

(一) 登杆前未检查杆根、杆身、拉线和登杆工具 1、混凝土电杆根部,在地面以上至 1 米范围,出现宽度大于 1.5 毫米的裂缝严禁上杆; 2、新立电杆在杆基未完全牢固前严禁上杆; 3、下列情况应做好防倒杆措施:电杆埋深小于 1/6 杆长;电杆杆根不牢固,有松动;电杆 杆根出现裂缝;导地线弧垂过大,或拉线出现松弛现象;电杆出现倾斜; 4、登杆前要对登杆工具进行外观检查,登杆工具应试验合格并在有效期内; 5、登铁塔前,应检查铁塔基础的螺母是否松动或被拆除。 (二) 未按规定登爬杆塔 1、攀登杆塔脚钉时,应检查脚钉是否牢固; 2、高处作业人员上下铁塔应沿脚钉或爬梯攀登,不得沿单根构件上爬或下滑; 杆(塔)/台 3、严禁利用拉线或绳索上下杆塔或顺杆下滑。 架 (三) 采取有效的防倒杆措施 1、电杆杆根不牢固的,应进行培土加固,夯实电杆基础,必要时进行围桩加固; 2、严禁未打好临时拉线(拉绳)就进行导、地线的紧线、撤线; 3、严禁采用突然剪断导、地线方法松线; 4、杆塔有人作业时,严禁调整或拆除拉线。 (四) 高空作业未系安全带 1、必须戴安全帽和使用安全带,安全带应系在杆塔及牢固的构件上,系安全带后必须检查 扣环是否扣牢; 2、杆(塔)作业转位时不得失去安全保护。 (五) 恶劣天气登杆(塔)作 不应在雷雨或 5 级以上大风天气登杆(塔)作业。 1、 使用前未检查。使用前应检查梯子是否坚固完整,梯脚是否装防滑套,绑牢; 2、 梯子未可靠固定。梯子无人扶持或未绑牢; 梯子 3、 梯子与地面的夹角不应超过 60 度,梯子的长度应足够长,梯子的顶部应超过作业点 40cm 以上,必要时应在作业点上方采取防坠落安全措施(如拉安全绳等) 。 1、 停车位置不稳固。未选择合适的停车位置,调整支腿,保证车辆底盘水平稳固。 2、 车斗负载过重。车斗放置的设备和材料超过安全负荷。 高空作业车 3、 作业平台未设置防护栏。作业平台未设置防护栏杆,工作台面未防滑。 (作业平台) 4、 高空作业未系安全带。未系好安全带,未戴好安全帽。 5、 恶劣天气作业。在雷雨或 5 级以上大风天气作业。 电缆沟 (井) 、 电缆沟(井) 、杆(塔)坑未设围栏。电缆沟(井) 、杆(塔)坑未设置坑盖或可靠围栏,夜间 杆(塔)坑 未挂红灯。 雷击 雷电天气不应户外作业。

常见外力外 物致伤

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检查对象

检查要素

检查标准或依据 (一)立杆和撤杆 1、开工前,要讲明施工方法及信号; 2、设专人指挥,在居民区和交通道路上立、撤杆时,应设专人看守; 3、除指挥人及指定人员外,其他人员必须在远离杆下 1.2 倍杆高的距离以外,受力钢丝绳 内角侧严禁站人; 4、立杆过程,杆坑内严禁有人工作; 5、拆除立杆工具时,应防止与带电线路安全距离不足。 (二)高空坠物 1、作业人员必须戴好安全帽; 2、杆上作业人员要防止工器具和材料掉落,传递物件应用绳索绑牢; 3、杆上作业杆下应防止行人逗留; 4、高空吊物,下方禁站人。 (三)倾轧 1、在用导轨人工移动设备或重物时,要检查导轨是否牢固,检查导轨的拼接处是否可靠固 定或连接,防止设备或重物移动过程中导轨变形或位移,造成设备或重物倾倒; 2、在设备或重物移动过程中,应避免人直接扶设备或重物,使用绳索或其它方式对搬运中 的设备或重物进行辅助固定。 1、操作票要“三审”,操作票填写人自审,监护人初审,值班负责人复审。2、对照接线图(模 拟图)审查操作票并预演。 1、必须挄照规定凭操作票操作。 2、对照设备名称和编号无误后再操作。 3、严格挄操作票顺序操作,禁止漏项、跳项、倒项、添项操作。 4、禁止监护人直接操作设备、禁止有疑问时盲目操作、禁止边操作边进行其他无 关事项。 5、操作后检查操作质量、设备状况、运行方式。 合环操作前应进行核相并检查两侧线路的负荷情况。 1、使用刀闸开关组合时,应用开关分(合)负荷电流。 2、刀闸做线路分段设备时,操作前应确认刀闸后段无负荷。 3、禁止用刀闸断开带负荷的配变。 1、施工(检修)工作完成后,工作负责人要清点拆除的接地线不工作前带出的接 地线数量相同。 2、送电前,必须将送电范围内地刀拉开,确认接地线已拆除。 验电后才可挂接地线、合地刀。 禁止操作五防功能失效的开关柜。 停止操作,重新核实,修改错误的图纸或标志。

核查情况

检查人

检查结果

常见外力外 物致伤

击伤

操作票不正 确

操作行为不 规范

合环转电未 核相 常见误操作 带负荷分(合) 隔离开关 带接地线合 断路器或隔 离开关 带电合地刀 或挂接地线 开关柜防误 装置失效 现场设备标志 和图纸不对应

- 87 -

附录 H 隐患整改通知书

隐患整改通知书
20 年 第 签发人: 送 达: 号 时间: 年 月 日

经检查,你单位 存在以下安全隐患:

。 请你单位根据《中国南方电网公司隐患排查治理实施细则》的要 求开展该类隐患的排查治理,并将治理情况定期报通知书发送单位或 部门。 如对本通知书有异议,请于 位陈述理由。 年 抄送: 月 日 天内,以书面形式向发送单

(盖章)

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附录 I 隐患排查治理总结报告提纲

一、 隐患排查治理情况 1、 隐患排查的组织情况; 2、 隐患排查的数量; 3、 隐患治理的数量及比例。 二、 隐患的原因分析 1、隐患的专业分布、电压等级分布等; 2、隐患排查的方法、途径和手段分布; 3、各类隐患产生的原因分析。 三、 隐患治理情况分析 1、 隐患治理的时序分析; 2、 隐患治理的难点分析; 3、 隐患治理存在的问题。 四、 隐患排查治理的经验教训 1、 隐患排查治理的成效; 2、 隐患排查治理的经验或亮点; 3、 对今后隐患排查治理工作的建议。

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附录 J 隐患排查治理登记表
(资料性附录) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 超高压 调峰调频 广东电网 广西电网 云南电网 贵州电网 海南电网 广州供电局 深圳供电局 一次系统隐患 二次系统隐患 作业隐患 主网隐患 配网隐患 基建工程隐患 其它 一般事故 重大事故 一级事件 二级事件 三级事件 四级事件 五级事件 分子公司 供电局、超高压 局、电厂 隐患描述 隐患地点位置或 设备名称 隐患排查 时间 隐患类别 隐患类型 隐患等级 隐患后果 隐患整治初步方 案 隐患整治完成时 间

选项

填写三级单位名 称

简要描述隐患的情况

1、设备隐患填写 发生隐患的设备 名称 2、其它类型的隐 患填写发生隐患 的地点或位置

排查发现 隐患的日 期

电网安全 发电厂安全 风电场安全 电力建设安全 电力二次系统安全 其它

一般隐患 重大隐患

准备采取的措施

隐患整治完毕的 日期

- 90 -

附录 K 隐患排查治理月报表
(规范性附录)

电力安全生产隐患排查治理情况月报表
填报单位:
开展隐患排查治理单位 应排查治 实际排查治 覆 理隐患的 理隐患的单 盖 单位 位 率 (家) (1) 合 计 1、电网安全 1.1、一次设备隐患 1.1.1、主网设备隐患 1.1.2、配网设备隐患 1.2、电网运行隐患 1.2.1、主网运行隐患 1.2.2、配网运行隐患 2、发电厂安全 1.1、一次系统隐患 1.2、二次系统隐患 3、风电场安全 4、电力建设安全 5、电力二次系统安全 5.1、主网二次隐患 - 91 一般隐患 排查治理重大隐患 排查一 其中: 整改 般隐患 已整改 率 (项) (%) (5) (6) 排查重 大隐患 (项) (7) 其中:已 整改 (项) (8) 整 改 率 (%) (9) 重大隐患 列入治理计划 列入治理计 划的重大隐 患 (项) (10) 达到“五 到位”要 求的 (项) (11) 其中: 挂牌 督办 (项) (12) 累计落实 治理资金

20

年 1 月至



类 别

(家) (%) (项) (2) (3) (4)

(万元) (13)

5.2、配网二次隐患 6、其它 6.1、作业安全隐患 6.2、其它 注:1、统计数据为每年 1 月份以来的累计数据。列入治理计划的重大隐患附简要文字说明;往年未完成治理的重大隐患附简要文字说明。 2、隐患类别中“1、电网安全”不包括“5、电力二次系统安全” 。 3、隐患治理“五到位”是指:整改责任、措施、资金、时限、预案五到位。 4、 “一次设备隐患”和“作业隐患”由生技部负责审核把关; “二次系统隐患”和“电网运行隐患”由系统运行部负责审核把关; “基建工程隐患” 由基建部负责审核把关; “其他”由安监部负责审核把关。 5、主网是指 220kV 及以上电网,配网指 110kV 及以下电网。 审核人: 填表人: 联系电话: 填报日期:

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