设备电气部分

19条

电气一次设备及系统（共5条）

电气二次设备及系统（共4条）

信息网络设备及系统（共6条）4风力发电设备及系统（共4条）

1/4/202435.6.4设备设施风险控制

电气设备及系统风险控制（43条）.1全厂停电风险控制（共4条）

5.6.4.1.2发电机损坏风险控制（共11条）

5.6.4.1.3高压开关损坏风险控制（共6条）

1/4/202445.6.4.1.4接地事故网风险控制（共7条）

5.6.4.1.5污闪风险控制（共4条）

5.6.4.1.6继电保护故障风险控制（共5条）

5.6.4.1.7变压器、互感器损坏风险控制（共6条）

1/4/20245

风力发电设备及系统风险控制5.6.4.7.1风机着火风险控制（共26条）5.6.4.7.2倒塔风险控制5.6.4.7.3轮毂（桨叶）脱落风险控制5.6.4.7.4叶轮超速风险控制5.6.4.7.5叶轮超速风险控制5.6.4.7.6风电机组防雷接地风险控制1/4/20246

5.6.3生产设备设施安全电气部分共19条电气一次设备及系统5条1、发电机及其所属系统的设备状态良好，无缺陷；发电机转子碳刷与集电环接触良好；定子绕组、转子绕组和铁芯温度正常；冷却水进出水温度及流量符合规定；日补氢量在规定范围；检测仪表指示正确。1/4/20247发电机设备状态良好，无缺陷依据一：《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150)《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)有关发电机试验项目：定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数；定子绕组的直流电阻；定子绕组泄漏电流和直流耐压试验；定子绕组交流耐压试验；转子绕组的绝缘电阻；转子绕组的直流电阻等。。1/4/20248依据二：国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电［2000］589号：为了防止发电机的损坏事故发生，严格执行《发电机反事故技术措施》《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》《发电机反事故技术措施补充规定》《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》1/4/20249《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》DL/T607—1996《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》DL/T651—1998《汽轮发电机运行规程》等各项规定。重点要求如下：

1/4/20241011.1防止定子绕组端部松动引起相间短路。

检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上大修时应做定子绕组部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格(振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间)的发电机，应进行端部结构改造。1/4/20241111.2防止定子绕组相间短路。11.2.1加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T596—1996)，对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。11.2.2严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。。。。。。。。。。。。。。1/4/202412日补氢量在规定范围氢冷透平型同步电机的漏氢量：每24小时的绝对漏氢量不允许超过18m3，漏氢量是可测的。发电机漏氢量标准：1/4/202413发电机大修后空气泄漏试验：1/4/202414《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及检修导则》(DL/T970)

发电机吸收无功功率的能力。发电机须具备按照电网要求随时进相运行的能力。发电机的功率因数应能在数分钟内在设计的功率因数范围内进行调整，且调整的频度

不应受到限制，100MW及以上机组在额定出力时超前功率因数应能达到cosφ=0.95～0.97。1/4/202415额定功率100MW及以上的发电机应通过进相试验确认从50％～100％额定有功功率情况下(一般取3个～4个负荷点)吸收无功功率的能力及对电力系统电压的影响。电厂应根据发电机进相试验绘制指导进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并报送电网调度机构备案。抽水蓄能机组在发电调相和抽水调相工况运行时应满足上述无功调整要求。1/4/2024162、变压器和高压并联电抗器的分接开关接触良好，有载开关及操动机构状况良好，有载开关的油与本体油之间无渗漏问题；冷却系统（如潜油泵风扇等）运行正常无缺陷；套管及本体，散热器、储油柜等部位无渗漏油问题。依据一：《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150)《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)1/4/202417

依据二：《有载分接开关运行维护导则》(DL/T574-1995)1、检查分接开关的触头及其连线应完整无损、接触良好、连接正确牢固，必要时测量接触电阻及触头的接触压力、行程。检查铜编织线应无断股现象。必要时：测量触头的接触电阻。每对触头不大于500μΩ2、分接开关巡视检查项目(1)电压指示应在规定电压偏差范围内；(2)控制器电源指示灯显示正常；(3)分接位置指示器应指示正确；1/4/202418(4)分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常；(5)分接开关及其附件各部位应无渗漏油；(6)计数器动作正常，及时记录分接变换次数；(7)电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物，密封良好；(8)分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。1/4/202419变压器、电抗器油中溶解气体色谱分析：油中溶解气体主要成分：(单位溶液浓度ppm=溶质/溶液×1/百万)1/4/202420不同故障时产生的主要气体：1、故障涉及固体时将产生CO和CO2；2、油过热主要气体是甲烷（CH4）乙烯（C2H4）3、油电弧主要气体是氢（H2）乙炔（C2H2）4、油中局部放电是氢（H2）甲烷（CH4）CO5、油火花放电乙炔（C2H2）、氢（H2F．6、油中进水、受潮氢（H2）。1/4/202421判断故障的特征气体：一般过热：总烃较高、甲烷（CH4）乙烯（C2H4）高；乙炔（C2H2）小于5

；

严重过热：总烃高、甲烷（CH4）、乙烯（C2H4）

高是主要成分；乙炔（C2H2）大于5

局部放电：总烃不高、甲烷（CH4）是主要成分、氢大于100；火花放电：总烃不高、乙炔（C2H2）大于10、氢较高；

电弧放电：总烃高、乙炔（C2H2）是主要成分、氢较高。1/4/202422

充油设备油中溶解气体色谱分析周期

1/4/2024233、高低压配电装置的系统接线和运行方式正常，开关状态标识清晰，母线及架构完好，绝缘符合要求，隔离开关、断路器、电力电缆等设备运行正常无缺陷；防误闭锁设施可靠；互感器、耦合电容器、避雷器和穿墙套管无缺陷；过电压保护装置和接地装置运行正常。依据：《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)

1/4/2024244、高压电动机运行电流、振动值、轴瓦（轴承）温度在允许范围；防护等级符合现场使用环境。5、所有一次设备绝缘监督指标合格【依据】《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150)第1、3条1.0.4电气设备应按照本标准进行交流耐压试验，但对110kV及以上电压等级的电气设备，当本标准条款没有规定时，可不进行交流耐压试验。1/4/202425

交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间，无特殊说明时，应为1min。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。非标准电压等级的电气设备，其交流耐压试验电压值，当没有规定时，可根据本标准规定的相邻电压等级按比例采用插入法计算。1/4/202426

进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。

同一试验标准的设备可以连在一起试验。为便于现场试验工作，已有出厂试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。1/4/2024271.0.7在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物周围的温度及湿度。绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5℃，空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投入运行。

试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。1/4/202428本标准中规定的常温范围为10℃～40℃。1.0.8本标准中所列的绝缘电阻测量，应使用60s的绝缘电阻值；吸收比的测量应使用60s与15s绝缘电阻值的比值；极化指数应为10min与1min的绝缘电阻值的比值。1.0.9多绕组设备进行绝缘试验时，非被试绕组应予短路接地。1/4/2024291.0.10测量绝缘电阻时，采用兆欧表的电压等级，在本标准未作特殊规定时，应按下列规定执行：

1

100V以下的电气设备或回路，采用250V50MΩ及以上兆欧表；

2

500V以下至100V的电气设备或回路，采用500V100MΩ及以上兆欧表；

3

3000V以下至500V的电气设备或回路，采用1000V2000MΩ及以上兆欧表；1/4/2024304

10000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V10000MΩ及以上兆欧表；

5

10000V及以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V10000MΩ及以上兆欧表。

6用于极化指数测量时，兆欧表短路电流不应低于2mA。1/4/202431评分标准①存在影响电气一次设备安全稳定运行的重大缺陷或隐患，扣3分/项，未进行分析并制定措施，不得分；措施无针对性扣3分；②一次设备绝缘监督指标不合格，扣2分/项③发电机转子碳刷与集电环接触不好，造成发热和火花，扣5分；1/4/202432④发电机各部运行温度超标，未采取措施，扣5分；⑤变压器和高压并联电抗器本体、套管，散热器、储油柜等部位有渗漏油，扣2分/项；⑥高低压配电装置设备缺陷，扣2分/项。1/4/202433

电气二次设备及系统1、励磁系统设备运行可靠，调节器在正常方式运行时稳定、可靠，调节器特性和定值满足要求；励磁系统的保护正确，强励能力符合要求，励磁变压器满足运行要求；新投入或大修后的励磁系统按要求进行各项试验，且试验合格。1/4/202434依据《防止重大事故的二十五项重点要求》11.13防止励磁系统故障引起发电机损坏。

11.13.1有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。11.13.2自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。11.13.3励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。1/4/202435严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交励磁机的磁场电流的闭环调节)下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

11.13.4在电源电压偏差为+10%～-15%、频率编差为+4%～-6%时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。11.13.5在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。1/4/2024362、继电保护及安全自动装置的配置符合要求，运行工况正常，定值应符合整定规程要求，并定期进行检验；故障录波器运行正常，需定期测试技术参数的保护，按规定进行测试，测试数据和信号指示齐全正确；二次回路和投入试验正常，仪器、仪表符合技术监督要求。1/4/2024373、直流系统设备可靠符合运行要求，蓄电池设备安全可靠；升压站与机组直流系统相互独立；直流系统各级熔断器和空气小开关的定值有专人管理，备件齐全。4、通信设备、电路及光缆线路的运行状况良好，电源系统正常；通信站防雷措施完善、合理。1/4/202438【依据】《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285—2006）评分标准①存在影响机组安全稳定运行的缺陷和隐患，扣3分/项；②二次回路、二次设备存在未及时消除的缺陷，扣1分/项；③励磁系统设备存在缺陷，扣1分/项；1/4/202439④继电保护装置及安全自动装置未按规定检验，项目缺失，标识指示、信号指示缺失，扣2分；⑤故障录波器运行不正常或未投入运行，扣2分；⑥定期测试技术参数的保护，未进行测试，扣2分；⑦通信设备、电路、光缆线路及交直流电源的运行状况及环境存在问题，扣2分；⑧直流系统各级熔断器和空气小开关的定值没有专人管理，备件不齐全，扣5分；⑨蓄电池未做核对性试验，扣2分。1/4/202440

信息网络设备及系统1、信息网络设备及其系统设备可靠，符合相关要求；总体安全策略、网络安全策略、应用系统安全策略、部门安全策略、设备安全策略等应正确，符合规定。1/4/2024412、构建网络基础设备和软件系统安全可信，没有预留后门或逻辑炸弹。接入网络用户及网络上传输、处理、存储的数据可信，非授权访问或恶意篡改。3、电力二次系统安全防护满足《电力二次系统安全防护总体方案》和《发电厂二次系统安全防护方案》，具有数据网络安全防护实施方案和网络安全隔离措施，分区合理、隔离措施完备、可靠。1/4/2024424、交换机、服务器、邮件系统、目录系统、数据库、域名系统、安全设备、密码设备、密钥参数、交换机端口、IP地址、用户账号、服务端口等网络资源统一管理。5、安全区间实现逻辑隔离，有连接的生产控制大区和管理信息大区间应安装单向横向隔离装置，并且该装置应经过国家权威机构的测试和安全认证。6、网络节点具有备份恢复能力，并能够有效防范病毒和黑客的攻击所引起的网络拥塞、系统崩溃和数据丢失。1/4/202443【依据】《电力二次系统安全防护规定》(国家电监会令第5号)《电力二次系统安全防护总体方案》

附件5第2、5条1/4/2024445.发电厂二次系统安全防护的总体要求5.1发电厂的生产控制大区与管理信息大区间相连必须采取接近于物理隔离强度的隔离措施；如以网络方式相连，必须部署电力专用横向单向安全隔离装置《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全[2006]34号)附1第2.3条1/4/2024452.3横向隔离2.3.1横向隔离是电力二次安全防护体系的横向防线。采用不同强度的安全设备隔离各安全区，在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置，隔离强度应接近或达到物理隔离。电力专用横向单向安全隔离装置作为生产控制大区与管理信息大区之间的必备边界防护措施，是横向防护的关键设备。生产控制大区内部的安全区之间应当采用具有访问控制功能的网络设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。1/4/2024462.3.2按照数据通信方向电力专用横向单向安全隔离装置分为正向型和反向型。正向安全隔离装置用于生产控制大区到管理信息大区的非网络方式的单向数据传输。反向安全隔离装置用于从管理信息大区到生产控制大区单向数据传输，是管理信息大区到生产控制大区的唯一数据传输途径。1/4/202447反向安全隔离装置集中接收管理信息大区发向生产控制大区的数据，进行签名验证、内容过滤、有效性检查等处理后，转发给生产控制大区内部的接收程序。专用横向单向隔离装置应该满足实时性、可靠性和传输流量等方面的要求。1/4/2024482.3.3严格禁止E-Mail、WEB、Telnet、Rlogin、FTP等安全风险高的通用网络服务和以B/S或C/S方式的数据库访问穿越专用横向单向安全隔离装置，仅允许纯数据的单向安全传输。控制区与非控制区之间应采用国产硬件防火墙、具有访问控制功能的设备或相当功能的设施进行逻辑隔离。1/4/202449评分标准①信息网络设备及其系统硬件存在缺陷，扣2分；②各类技术管理存在问题，扣2分；③电力二次系统安全防护存在安全隐患，扣3分；④安全区间安装的单向横向隔离装置未经过国家权威机构的测试和安全认证，扣3分；⑤备份恢复能力不健全，扣3分。1/4/2024504风力发电设备及系统1、风力发电机组具备低电压穿越能力。风力发电机、变频变流系统和齿轮箱及其所属设备良好，无缺陷。2、风电场无功补偿装置运行可靠，容量配置和有关参数整定满足系统电压调节需要。3、风力发电机组各连接部位（塔筒之间、塔筒与机舱、机舱与轮毂、轮毂与叶片）符合要求。液压系统、润滑系统和冷却系统各构件的连接面连接可靠，无渗漏。1/4/2024514、风力发电机组控制系统及保护系统的配置和运行工况正常，保护动作情况正确，定期进行检验。风力发电机组远程监控系统运行良好。每条缺陷扣2分1/4/202452今年三起风电机组大规模脱事故：1、2011年2月24日，甘肃中电酒泉风力发电公司桥西第一风电场35kV电缆头绝缘击穿三相短路，导致10座风电场274台风电机组因不具备低电压穿越能力在系统电压跌落时候脱网，又因为风电场无功补偿电容器不能投切，无功过剩电压高，6座风电场300台风电机组电压保护动作脱网，还有24台因为频率越限保护动作脱网，共脱网598台，损失出力840.43MW，占酒泉地区出力的54.4%。西北电网频率50.03下降至49.85Hz。1/4/2024532、2011年4月17日，1、2011年2月24日，甘肃瓜州协合风力发电公司河口西第二风电场35kV电缆头绝缘击穿三相短路，同样的原因，脱网机组702台，损失出力1006.223MW。占酒泉地区出力的54.17%，西北电网频率50.03下降至49.815Hz。1/4/2024543、2011年4月17日，河北张家口国华佳鑫风电场35kV线路引线松脱短路，同样原因，脱网机组644台，出力854MW，占张家口地区出力的48.5%，华北电网频率50.05下降至49.95Hz。暴露制造问题：不具备低电压穿越能力；施工质量问题：无功补偿电容器不能投切；管理问题：无功管理不符合要求，并网未进行安全性评价。1/4/2024555.6.4设备设施风险控制

电气设备及系统风险控制（4条）.1全厂停电风险控制1、制定并落实防止全厂停电事故预防措施，特别是单机、单母线、单线路情况下的保障措施。2、全厂机组运行方式安排合理，机组运行稳定。1/4/2024563、严格升压站检修和倒闸操作管理，防止误碰、误动和误操作运行设备。4、加强继电保护和直流管理，合理整定保护定值，杜绝继电保护误动、拒动及直流故障引发或扩大系统事故。1/4/202457【依据】《火力发电厂厂用电设计技术规定》（DL/T5153-2002）容量为200MW及以上的机组，应设置交流保安电源。交流保安电源宜采用快速起动的柴油发电机组，按允许加负荷的程序，分批投入保安负荷。柴油发电机组的选择参照附录D（略）。交流保安电源的电压和中性点的接地方式宜与低压厂用电系统一致。每两台200MW机组宜设置1台柴油发电机组，每台300MW或600MW机组宜设置1台柴油发电机组。1/4/2024584.6.2交流保安母线段应采用单母线接线，按机组分段分别供给本机组的交流保安负荷。正常运行时，保安母线段应由本机组的低压明或暗备用动力中心供电，当确认本机组动力中心真正失电后应能切换到交流保安电源供电。4.6.3当机组采用计算机监控时，应设置交流不停电电源。交流不停电电源宜采用静态逆变装置，不宜再设备用。1/4/2024594.6.4不停电母线段采用单母线接线，按机组分段，分别供给本机组的不停电负荷。为了保证不停电负荷供电的连续性和测量的正确性，正常情况下，不停电母线段应由不停电电源供电。当不停电电源发生故障时，应自动切换到本机组的交流保安母线段供电，在切换时交流侧的断电时间应不大于5ms。1/4/202460《水力发电厂厂用电设计规程》（DL/T5164-2002）第5.1.1条厂用电电源必须符合以下基本要求:1、满足各种运行方式下的厂用电负荷需要，并保证供电。2、电源相对独立。3、当一个电源故障时，另一电源应能自动或远方操作切换投入。1/4/202461评分标准①未制定防止全厂停电事故预防措施，不得分；措施制定不完善或落实不到位，扣5分。②保护装置误动、拒动，扣5分/次，影响到系统安全不得分，发生误操作不得分。③直流系统出现接地等异常未及时处理，扣2分/项。1/4/202462.2发电机损坏风险控制（11条）1、制定并落实发电机反事故技术措施。2、加强对施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。3、机组检修时，检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，200MW及以上发电机组在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，防止定子绕组端部松动引起相间短路。1/4/2024634、调峰运行机组在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，发现转子绕组匝间短路较严重的应尽快处理。5、发电机端部紧固件正常，发电机内未遗留金属异物。当定子接地保护报警时，应立即停机；当转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质并处理。1/4/2024646、自动励磁调节器的低励限制定值、过励限制和过励保护定值符合要求，励磁调节器正常、可靠运行。7、氢内冷转子通风良好，当绝缘过热监测器过热报警时应立即取样进行色谱分析，必要时停机处理。8、水内冷管道、阀门密封圈符合要求，设备正常可靠，水质控制在规定范围，并定期对定子线棒反冲洗。1/4/2024659、严格控制氢冷发电机氢气湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。10、严禁发电机非同期并网，采取有效措施防止发电机非全相运行。11、风力发电机组的自动控制及继电保护应具备对功率、风速、重要部件的温度、叶轮和发电机转速等信号进行检测判断，出现异常情况（故障）相应保护动作停机，并在紧急事故情况下，风电场解网时不应对风力发电机组造成损坏。

1/4/202466①未制定发电机反事故技术措施，不得分；制定不完善或落实不到位，扣5分；②未对大型发电机环形接地、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘和对定子绕组端部手包绝缘进行检查和测试，停机过程中和大修中未进行相关试验，接地保护报警后未采取相应措施，自动励磁调节器保护定值存在问题，绝缘过热监测器出现过热报警没有采取相应措施，出现发电机非同期并网或发电机非全相运行，发生上述任一项问题，不得分。1/4/202467③200MW及以上发电机组在大修时未做定子绕组端部振型模态试验，扣2分；④发生定子、转子绝缘损坏，引水管或接头发生漏水，不得分。⑤励磁调节器存在短期缺陷，扣2分；存在长期缺陷，扣5分；1/4/202468⑥自动励磁调节器的低励限制定值、过励限制和过励保护定值不符合要求，扣2分；⑦水内冷管道、阀门密封圈不符合要求，水质未控制在规定范围，或未定期对定子线棒进行反冲洗，扣2分；⑧氢气湿度超限，或氢气湿度的控制措施执行不到位，扣2分；1/4/202469⑩风力发电机组自动控制及保护功能不全不得分；风速、发电机转速、温度、齿轮箱温度等测量设备存在缺陷未及时处理，每项扣2分。刹车系统存在缺陷扣3分。⑨漏氢量超过允许值，未及时处理，扣2分。1/4/202470.3高压开关损坏风险控制（6条）1、制定并落实高压开关设备反事故技术措施。2、完善高压开关设备防误闭锁功能。3、开关设备断口外绝缘符合规定，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。4、做好气体管理、运行及设备的气体监测和异常情况分析，包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。1/4/2024715、加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验；定期用红外线测温仪测量隔离开关接触部分的温度。6、定期清扫气动机构防尘罩、空气过滤器，排放储气罐内积水，定期检查液压机构回路有无渗漏油现象，发现缺陷应及时处理。1/4/202472评分标准①发生高压开关损坏事故，不得分；②未制定高压开关设备反事故技术措施，不得分；制定不完善或落实不到位，扣5分；③高压开关设备防误闭锁功能不完善，扣3分/项；防误闭锁功能不完善造成事故，不得分④未对隔离开关进行操作试验、检查和润滑，扣2分/项；1/4/202473⑤气体管理、运行及设备的气体监测和异常情况分析不到位，扣3分；⑥未定期测量温度扣5分。1/4/202474.4接地网事故风险控制（7条）1、设备设施的接地引下线设计、施工符合要求，有关生产设备与接地网连接牢固。2、接地装置的焊接质量、接地试验应符合规定，各种设备与主接地网的连接可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。1/4/2024753、根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。4、每年进行一次接地装置引下线的导通检测工作，根据历次测量结果进行分析比较。5、对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施。1/4/2024766、变压器中性点有两根与接地网不同地点连接引下线，每根引下线符合热稳定要求。7、重要设备及设备架构宜有两根与接地网不同地点连接引下线，每根引下线符合热稳定要求，引下线应便于定期进行检查测试。1/4/202477

接地装置1、电气设备和防雷设施的接地装置的试验项目应包括下列内容：（1）接地网电气完整性测试；（2）接地阻抗。2、测试连接与同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况，以直流电阻值表示。直流电阻值不应大于0.2Ω。1/4/2024783、接地阻抗值应符合设计要求，当设计没有规定时应符合表26.0.3的要求。试验方法可参照国家现行标准《接地装置工频特性参数测试导则》DL475的规定，试验时必须排除与接地网连接的架空地线、电缆的影响。

1/4/202479表26.0.3接地阻抗规定值接地网类型要求有效接地系统Z≤2000∕I或Z≤0.5Ω（当I＞4000A时）式中I——经接地装置流入地中的短路电流（A）；Z——考虑季节变化的最大接地阻抗（Ω）。

注：当接地阻抗不符合以上要求时，可通过技术经济比较增大接地阻抗，但不得大于5Ω。同时应结合地面电位测量对接地装置综合分析。为防止转移电位引起的危害，应采取隔离措施非有效接地系统1．当接地网与1kV及以下电压等级设备共用接地时，接地阻抗Z≤120∕I；

2．当接地网仅用于1kV以上设备时，接地阻抗Z≤250∕I；3．上述两种情况下，接地阻抗一般不得大于10Ω1kV以下电力设备使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量≥100kVA时，接地阻抗不宜大于4Ω；如总容量<100kVA时，则接地阻抗允许大于4Ω，但不大于10Ω独立微波站接地阻抗不宜大于5Ω1/4/202480表26.0.3接地阻抗规定值独立避雷针接地阻抗不宜大于10Ω。注：当与接地阿连在一起时可不单独测量发电厂烟囱附近的吸风机及该处装设的集中接地装置接地阻抗不宜大于10Ω。注：当与接地网连在一起时可不单独测量独立的燃油、易爆气体储罐及其管道接地阻抗不宜大于30Ω（无独立避雷针保护的露天储罐不应超过10Ω）露天配电装置的

集中接地装置及独立避雷针（线）接地阻抗不宜大于10Ω1/4/202481表26.0.3接地阻抗规定值有架空地线的线路杆塔当杆塔高度在40m以下时，按下列要求；当杆塔高度≥40m时，则取下列值的50％；

但当土壤电阻率大于2000Ωm时，接地阻抗难以达到15Ω时，可放宽至20Ω。

土壤电阻率≤500Ωm时，接地阻抗10Ω；

土壤电阻率500～1000Ωm时，接地阻抗20Ω；

土壤电阻率1000～2000Ωm时，接地阻抗25Ω；

土壤电阻率>2000Ωm时，接地阻抗30Ω与架空线直接连接的旋转电机进线段上避雷器接地阻抗不宜大于3Ω无架空地线的线路杆塔1．非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆：接地阻抗不宜大于30Ω

2．中性点不接地的低压电力网线路的钢筋混凝土杆、金属杆：接地阻抗不宜大于50Ω；

3．低压进户线绝缘子铁脚的接地阻抗：接地阻抗不宜大于30Ω

注：扩建接地网应在与原接地网连接后进行测试。1/4/202482《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)第6.2条、附录C6.2发电厂、变电所电气装置的接地装置6.2.7在有效接地系统及低电阻接地系统中，发电厂、变电所电气装置中电气设备接地线的截面，应按接地短路电流进行热稳定校验。钢接地线的短时温度不应超过400℃，铜接地线不应超过450℃，铝接地线不应超过300℃。接地线截面的热稳定校验可按照附录C进行。1/4/2024836.2.8校验不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统中电气设备接地线的热稳定时，敷设在地上的接地线长时间温度不应大于150℃，敷设在地下的接地线长时间温度不应大于100℃。当按70℃的允许载流量曲线选定接地线的截面时，对于敷设在地上的接地线，应采用流过接地线的计算用单相接地故障电流的60%；对于敷设在地下的接地线，应采用流过接地线的计算用单相接地故障电流的75%。1/4/2024846.2.9与架空送、配电线路相连的6～66kV高压电气装置中的电气设备接地线，还应按两相异地短路校验热稳定，接地线的短时温度与标准6.2.7相同。1/4/2024856.2.14发电厂、变电所GIS的接地线及其连接应符合以下要求：a）三相共箱式或分箱式的GIS，其基座上的每一接地母线，应采用分设其两端的接地线与发电厂或变电所的接地网连接。接地线并应和GIS室内环形接地母线连接。接地母线较长时，其中部宜另加接地线，并连接至接地网。接地线与GIS接地母线应采用螺栓连接方式，并应采取防锈蚀措施。1/4/202486b）接地线截面的热稳定校验，应分别按标准6.2.7或6.2.8的要求进行。对于只有2条或4条接地线，其截面热稳定的稳定的校验电流分别取全部接地（短路或故障）电流的70%和35%。c）当GIS露天布置或装设在室内与土壤直接接触的地面上时，其接地开关、金属氧化物避雷器的专用接地端子与GIS接地母线的连接处，宜装设集中接地装置。1/4/202487d）GIS室内应敷设环形接地母线，室内各种设备需接地的部位应以最短路径与环形接地母线连接。GIS布置室内楼板上时，其基座下的钢筋混凝土地板中的钢筋应焊接成网，并和环形接地母线相连接。附录C(标准的附录)1/4/202488接地装置的热稳定校验

C1根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地线的最小截面应符合下式要求：Sg≥Ig/c√te

（C1）

式中：Sg—接地线的最小截面mm2；

Ig—流过接地线的短路电流稳定值A(根据系统5、10年发展规划按系统最大运行方式确定)；

te—短路的等效持续时间；

c—接地线材料的热稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前接地线的初始温度确定。1/4/202489在校验接地线的热稳定时，Ig

、te

及C应采用表C1所列数值。接地线的初始温度，一般取40℃。在爆炸危险场所应按专用规定执行。1/4/202490系统接地方式Ig

te

c钢铝铜有效接地单(两)相接地短路电流见a)和b)70120

210低电阻接地单(两)相接地短路电流2s

70

120

210不接地、消弧线圈接地和高电阻接地异点两相接地短路电流

2s

70

120

210表C1校验接地线热稳定用的Ig、te

和c值

1/4/202491a)发电厂、变电所的继电保护装置配置有2套速动主保护、近接地后备保护、断路器失灵保护和自动重合闸时，te

可按式(C2)取值：te≥tm+tf+to(C2)式中：tm—主保护动作时间s；

tf—断路器失灵保护动作时间s；

to——断路器开断时间s。1/4/202492b)配有1套速动主保护、近或远(或远近结合的)后备保护和自动重合闸，有或无断路器失灵保护时te

可按式(C3)取值te≥to+tr(C3)

式中：tr—第一级后备保护的动作时间s。C2根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地装置接地极的截面不宜小于连接至该接地装置的接地线截面的75%。1/4/202493评分标准①设备设施的接地引下线设计、施工不符合要求，生产设备与接地网连接不牢固，扣2分。②接地装置的焊接质量、接地试验不符合规定，连接存在问题，扣2分。③未对接地装置进行校核或改造，扣2分。④接地装置引下线的导通检测工作和分析不到位，扣2分。1/4/202494⑤高土壤电阻率地区的接地网电阻不符合要求，而又未采取均压及隔离措施，扣1分。⑥变压器中性点未采取两根引下线接地或不符合热稳定的要求，扣2分。⑦重要设备及设备架构等未采取两根引下线接地，或不符合热稳定的要求，扣2分。1/4/202495.5污闪风险控制（4条）1、落实防污闪技术措施、管理规定和实施要求。2、定期对输变电设备外绝缘表面进行盐密测量、污秽调查和运行巡视，及时根据情况变化采取防污闪措施。3、运行设备外绝缘爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予以调整。1/4/2024964、坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”。评分标准：①发生污闪事件，引起电网或机组安全运行，不得分；②未严格落实防污闪技术措施、管理规定和实施要求，扣3分；③运行设备外绝缘爬距，未与污秽分级相适应，而又未采取措施，扣2分；④未进行定期清扫，扣3分。1/4/202497.6继电保护故障风险控制（5条）1、贯彻落实继电保护技术规程、整定规程、技术管理规定等。2、重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合；对于220kV及以上主变压器的微机保护必须双重化。3、220kV及以上母线和重要电厂变电站应做到双套母差、开关失灵保护。1/4/2024984、保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。5、机组大修后，发变组保护必须经一次短路试验来检验保护定值和动作情况；所有保护装置和二次回路检验工作结束后，必须经传动试验后，方可投入运行。1/4/202499评分标准①未落实继电保护技术规程、整定规程、管理规定，扣2分/条②继电保护装置和安全自动装置整定值误差超规定，扣2分/项；③继电保护操作电源不可靠，扣2分/项④出现误碰、误接线、误整定，不得分；⑤继电保护装置和安全自动装置误动、拒动，不得分；1/4/2024100.7变压器、互感器损坏风险控制（7条）1、制定并落实变压器、互感器设备反事故技术措施。2、加强变压器设备选型、定货、验收、投运全过程管理，220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收。3、加强油质管理，对变压器油要加强质量控制。4、大型变压器安装在线监测装置，在线监测完好。1/4/20241015、在近端发生短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较。6、冷却装置电源定期切换，事故排油设施符合规定。7、加强变压器绕组温度、铁芯温度和油温温升的检测检查。1/4/2024102评分标准①未制定变压器、互感器设备反事故技术措施，不得分；制定不完善或落实不到位，扣5分；②变压器设备选型、定货、监造、验收、投运等过程管理不到位，扣1分/项；③变压器油存在质量问题，扣2分；1/4/2024103④大型变压器未安装在线监测装置，扣2分；⑤在近端发生短路后，未做相应试验，不得分；⑥冷却装置电源未定期切换，扣2分；⑦事故排油设施不符合规定，扣3分。1/4/2024104

风力发电设备及系统风险控制（共26条）.1风机着火风险控制（8条）1、建立健全预防风机火灾的管理制度，严格风机内动火作业管理，定期巡视检查风机防火控制措施。2、严格按设计图册施工，布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免交叉。1/4/20241053、机舱、塔筒选用阻燃电缆，靠近加热器等热源的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆槽盒密封，电缆通道采取分段阻燃措施。4、风机内禁止存放易燃物品，机舱保温材料必须阻燃。机舱通往塔筒穿越平台、柜、盘等处电缆孔洞和盘面缝隙采用有效的封堵措施。5、定期监控设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度变化，发现异常及时处理。

1/4/20241066、定期对母排、并网接触器、励磁接触器、变频器、变压器等一次设备动力电缆连接点及设备本体等部位进行温度探测。7、定期对风机防雷系统和接地系统检查、测试。8、严格控制油系统加热温度在允许温度范围内，并有可靠的超温保护措施。1/4/2024107评分标准①预防风机火灾的管理制度和措施不健全，不得分。②电缆布置不符合要求，每处扣3分。③电缆材质、隔热措施、阻燃措施不符合要求，每处扣3分。④风机内存放易燃物品，不得分；机舱保温材料不合格，不得分；电缆孔洞和盘面缝隙未采用封堵措施，每处扣5分。1/4/2024108⑤未对设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度进行定期监控，扣5分。⑥未对母排、并网接触器、励磁接触器、变频器、变压器等一次设备动力电缆连接点及设备本体等部位进行温度探测，扣5分。⑦未对风机防雷系统和接地系统检查、测试，扣5分。⑧控制油系统加热温度超限，或无可靠的超温保护措施，每项扣5分。1/4/2024109.2倒塔风险控制（7条）1、风机塔筒及主机设备选型时应符合设计要求，安装时严格遵循安装作业指导要求，维护时认真做好力矩校准、油脂添加、定值核对及机械和电气试验等工作。2、严格风机基础浇筑施工工艺，按规程规范要求做好基础养护和回填，在基础混凝土强度、接地电阻测试结果及基础环上法兰水平度合格后方可机组吊装作业。1/4/20241103、每3个月对风机基础进行水平测试，基础水平测试有问题的机组应进行评估检查。4、安装作业必须由具备设备安装企业二级及以上资质的单位进行，特种作业人员必须持证上岗。5、所有螺栓紧固可靠，紧固顺序与紧固力矩符合要求。塔筒连接的高强度螺栓须经检验合格，塔筒螺栓力矩和焊缝须经验收。1/4/20241116、加强塔筒连接部件和防腐情况的检查，定期开展风机基础沉降、塔筒垂直度、塔筒螺栓力矩的检测。7、制定落实暴雨、台风、地震等自然灾害应对措施评分标准①风机塔筒及主机设备选型、安装不符合要求，不得分；设备维护不到位，每次扣5分。②风机基础浇筑施工工艺不符合要求，每项扣5分。1/4/2024112③未定期进行基础水平测试的，扣3分。④安装作业单位资质不合格，不得分；特种作业人员无证作业，每人次扣3分。⑤螺栓安装和焊接不符合要求，每处扣5分。⑥塔筒连接部件和防腐情况检查不到位，扣5分；风机基础沉降、塔筒垂直度、塔筒螺栓力矩检测不到位，每项扣3分。⑦暴雨、台风、地震等恶劣自然灾害应对措施制定或落实不到位，扣5分。1/4/2024113.3轮毂（桨叶）脱落风险控制1、完善风机巡检制度，加强对轮毂（叶片）的检查，发现螺栓松动、损伤、断裂等现象及时处理。2、实时监控机舱振动、风机功率、主轴承温度等参数，发现异常，登塔检查。对振动异常的机组应进行空气动力方面的检查。1/4/20241143、严格异常情况处理，由于震动触发安全链导致停机，未经现场叶片和螺栓检查不可启动风机；若风机达到极限风速并未停止，必须采取强制停机措施。4、出厂前按要求做好风轮质量不平衡试验，桨叶与轮毂连接力矩试验、开桨收浆测试、开桨收浆偏移校准、正负流量测试、急停阀测试等工作。1/4/2024115评分标准①未制定风机巡检制度，不得分；制度不完善或落实不到位，扣5分。②机舱振动、风机功率、主轴承温度等参数监控不到位，扣5分。③异常情况处理不正确，每次扣5分。④各项测试和试验未按规定执行，每项扣5分。1/4/2024116.4叶轮超速风险控制（5条）1、完善风机巡检制度，认真检查刹车系统、转速检测装置，确保各个元件性能完好无损。2、加强大风季节远控监督，若风速变化经常触发急停停机，超过4~5次后，应停止风机运行，进行现场检查，避免因机组频繁启停冲击导致超速保护系统元件损坏。3、定期做好超速试验，风机超速保护试验合格。1/4/20241174、弹性联轴节、复合联轴器联接牢固，控制系统可靠、保护定值符合要求，急停装置定期测试合格。5、液压系统无缺陷或故障，各电磁阀动作可靠1/4/2024118评分标准①未制定风机巡检制度，不得分；制度不完善或落实不到位扣3分。②因机组频繁启停冲击导致超速保护系统元件损坏，不得分。③未定期开展超速试验，每次扣3分。④弹性联轴节、复合联轴器存在缺陷，控制系统及保护定值不符合要求，急停装置未进行定期测试，每项扣3分。⑤液压系统存在缺陷，每处扣2分。1/4/2024119.5齿轮箱损坏风险控制（1条）1、定期进行油样化验检测，振动检测，根据检验报告进行状态检修，加强滤网前后压力、温度检测，必须按要求定期进行油滤芯更换工作。1/4/2024120评分标准①检验报告已要求进行检修，过期不检修，不得分；②未定期进行油样化验检测，扣3分；③未定期进行振动检测，扣3分④未按要求定期对油滤芯更换，扣3分⑤齿轮箱压力、温度测点有缺陷扣2分1/4/2024121.6风电机组防雷接地风险控制雷电高频发地区应加强桨叶防雷、控制系统防雷工作；对于长度大于20m的桨叶，应在长桨叶上设置多个接闪器，各接闪器均与内置的引下导体做电气连接，这样可以大幅度的改善防雷装置对雷电下行先导的拦截功能。定期对塔筒接地引下线的检查，检查项目包括接地引下线连接部分，导体本身受过电压冲击后的影响。1/4/2024122评分标准①桨叶接闪器存在缺陷，不得分；②未定期对塔筒接地引下线检查，不得分；③防雷接地设施存在缺陷，未及时处理，扣5分1/4/2024123依据：防止风电大面积脱网事故

（国家电网十八项反事故措施）3.2.1设计阶段应注意的问题1、新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构的并网检测，不符合要求的不予并网。2、风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡等背景电能质量指标满足国家标准要求时，风电机组应能正常运行。1/4/20241243、风电场应配置足够的动态无功补偿容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整。且动态调节的响应时间不大于30ms。风电场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。1/4/20241254、风电场并网点电压在0.9～1.1倍额定电压范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。风电场并网点电压跌至0.2倍额定电压时，风电机组应能不脱网运行625ms；并网点电压跌落后2s内恢复到0.9倍额定电压过程中，风电机组应能不脱网连续运行。风电机组应具有必要的高电压穿越能力。1/4/20241265、电力系统频率在49.5Hz～50.2Hz范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。电力系统频率在48Hz～49.5Hz范围（含48Hz）内时，风电机组应能不脱网运行30min。3.2.2基建阶段应注意的问题风电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（CT、PT）参数及保护装置技术资料及无功补偿装置技术资料等。1/4/2024127风电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。同时，风电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。1/4/20241283.2.3运行阶段应注意的问题1、电力系统发生故障、并网点电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，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。风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿越能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。1/4/20241292、风电场汇集线系统单相故障应快速切除。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。1/4/20241303、风电机组主控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。4、风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门审查备案。5、风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经电网调度部门许可后并网。发生故障后，风电场应及时向调度员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。1/4/2024131二、什么是安全性评价风险评估起源于20世纪30年代的美国保险行业，经过几十年的发展，形成了各种风险评估的理论、方法和应用技术。60年代，美国道化学公司开发了以火灾爆炸指数为依据的评价办法，推动了评价工作的发展。1/4/2024132安全性评价属于风险管理范畴,是预防和控制电力企业事故行之有效的方法，安全性评价，能够摸清和夯实