电力事故报告包括哪些内容？电力事故二十五项反措细则
电力事故报告包括哪些内容？电力事故二十五项反措细则汽包压力（MPa）7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故……………………………………………………4防止压力容器爆破事故…………………………………………………………………5防止锅炉尾部再次燃烧事故……………………………………………………………6防止锅炉炉膛爆炸事故…………………………………………………………………
目 录
1防止火灾事故…………………………………………………………………………
2防止电气误操作事故…………………………………………………………………
3防止大容量锅炉承压部件爆漏事故………………………………………………
4防止压力容器爆破事故…………………………………………………………………
5防止锅炉尾部再次燃烧事故……………………………………………………………
6防止锅炉炉膛爆炸事故…………………………………………………………………
7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故……………………………………………………
汽包压力（MPa）
16.14—17.65
17.66-18.39
18.40-19.60
△h（mm）
—76
—102
—150
8.5按规程要求对汽包水位计进行零位校验。
当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。
8.6严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、测试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。
8.7当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。
8.8锅炉高、低水位保护。
8.8.1锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
8.8.2锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
8.8.3在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。
8.8.4锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
8.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位信号不准确、水位保护不完整严禁启动。（热工）
8.9对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。
8.10当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。
8.11高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。
8.12给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。
8.13 建立锅炉汽包水位测量、控制和保护系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。（热工）
8.14运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。
8.15 在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一套独立于DCS且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。200MW以上机组要求必须配置水位电视。（热工）
8．16 锅炉配置的水位测量装置宜选用先进可靠的、能消除汽包压力影响、全程准确测量水位的产品。（热工）
8．17应精心调整汽包水位控制系统，并定期进行必要的扰动试验，确保RB 工况等大负荷扰动时，不会引起水位越限（或流量低）保护动作。（热工）
8．18 由设备制造厂确定的汽包水位保护定值（含动作延时时间），使用单位不能随意更改。（热工）
9防止汽轮机超速和轴系断裂事故
为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求：
9.1防止超速。
9.1.1在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。
9.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。
9.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。
9.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在清洁度、酸值、电阻率等油质不合格的情况下，严禁投盘车与机组起动。机组运行中发现油质不合格，应及时处理。
9.1.5主汽门和调节汽门解体检修时，应重点检查门杆弯曲度和动静间隙，检查阀碟和阀座的接触情况，不符合标准的必须进行处理。在调节部套、高中压主汽门、调节汽门存在有卡涩、严重泄露、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。
9.1.6 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。以防主油泵轴与汽轮机主轴脱离，导致调节系统开环控制。
9.1.7机械液压型调节系统的汽轮机，应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的轴段位置上。
9.1.8电液型调节系统，在机组起动过程中，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能。已取消机械危急保安器的机组，必须设置有可靠的、冗余的电超速保护装置和供电电源，以及就地可操作的手动停机装置。
9.1.9正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。
9.1.10在任何情况下绝不可强行挂闸。
9.1.11在机组正常起动或停机的过程中，应确保旁路系统按设计要求正常投用；在机组甩负荷或事故工况下，有事故保护功能的旁路系统必须能自动投入 无事故保护功能的旁路系统应按运行规程规定的措施和条件操作；在机组甩负荷或事故工况下，低压旁路必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
9.1.12 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。
9.1.13对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组，必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。
9.1.14机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。
9.1.15坚持按规程要求进行危急保安器试验（包括充油试验）；高中压主汽门和调节汽门严密性试验、门杆活动试验、油动机关闭时间测试；抽汽逆止门关闭时间测试；超速保护装置（如AST电磁阀等）在线试验等保护试验。发现问题应及时消除，确保动作正常可靠，严禁设备带病运行。
9.1.16危急保安器动作转速一般为额定转速的100％±1％。试验应按DL/T 711—1999《汽轮机调节控制系统试验导则》的要求进行。
9.1.17高中压主汽门和调节汽门严密性试验合格后，方可进行危急保安器试验，在试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。任何一只进汽阀门严重漏汽时 禁止进行超速试验。
9.1.18 DEH(或MEH)电液控制系统，应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；当机组不能满足启动条件时 严禁修改起动逻辑和强行满足启动条件。对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。
9.1.19 汽机专业人员，必须熟知DEH(或MEH)的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。
9.1.20 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。
9.1.21 抗燃油系统的油管和控制模块，应尽量远离高温热体，以避免在高温环境下长期运行油质劣化，污染电液伺服阀。LVDT反馈装置要定期检查，防止失效造成停机事故。
9.1.22 在抗燃油系统中的压力表应采用不锈钢弹簧管，避免铜质弹簧管腐蚀破裂；压力表管应尽量减少交叉，防止运行中振动磨损；抗燃油或保安油系统压力表管的壁厚和接头，应满足油液压力等级的要求；油管道的焊接，应确保焊口质量，以防漏油发生停机事故。
9.1.23 机组长时间停运时，应按DL/T 956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》的要求，做好停机保护工作，防止汽门或调节部套发生锈蚀。
9.1.24要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。
9.1.25 严格执行运行、检修操作规程，严防部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，防止超速。
9.2防止轴系断裂
9.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行轴瓦振动、轴振动应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势；对大型非对称发电机转子的机组，在机组起动过程中和运行状态下，应监测转子二倍频振动幅值和相位的变化趋势，监视其转子的结构状态；要求制造厂提供轴系扭转振动的固有频率、节点位置和危险断面。
9.2.2新机组投产前必须对转子外表面、转子体内部或中心孔、焊接转子焊缝进行探伤检查。运行10万小时以上的机组，3年～5年对转子进行一次检查。运行时间超过15年、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。
9.2.3 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷的性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。
9.2.4严格按超速试验规程的要求，高温、高压及以上的机组，在冷态起动时，应带25％额定负荷（或按制造厂要求）运行3h～4h后立即进行超速试验。
9.2.5 新机组投产前和已投产机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁心支架螺丝、动叶片铆钉头、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况。保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。必须对主机联轴器螺栓进行探伤检查，不合格的螺栓应及时更换。
9.2.6 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的三分之一。
9.2.7 防止发电机非同期并网、非全相解列。
9.3建立和完善技术档案
9.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
9.3.2 建立机组事故档案，无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。
9.3.3 建立转子技术档案。
9.3.3.1 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。
9.3.3.2 历次转子检查资料。
9.3.3.3 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
9.4 严格执行运行、检修操作规程，加强技术监督，严防机组超速，防止轴系断裂。
10防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故
10.1防止汽轮机大轴弯曲
10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。
10.1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
10.1.1.2在大轴弯曲表测点安装位置的转子原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。
10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
10.1.1.4正常情况下盘车电源和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。
10.1.1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
10.1.1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。（汽机）
10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。
10.1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。（汽机）
10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。
10.1.1.10系统进行改造后，运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。
10.1.2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动
10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。（汽机）
10.1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。
10.1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
10.1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。
10.1.3机组起、停过程操作措施
10.1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2h～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
10.1.3.2机组起动过程中，因振动异常停机，必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。（汽机）
10.1.3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。（汽机）
10.1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。（汽机）
10.1.3.5机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。
10.1.3.6机组起动投轴封供汽前，应根据缸温选择、调整供汽汽源温度，并加强暖管和疏水，以使供汽温度与金属温度相匹配；当确认盘车装置运行正常后，热态起动应先向轴封供汽再抽真空，冷态启动应先抽真空再投轴封供汽；停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。
10.1.3.7疏水系统投入时，严格控制水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。（汽机）
10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。（汽机）
10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。
10.1.3.10汽轮机在热状态下，若主蒸汽、再热蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。
10.1.4发生下列情况之一，应立即打闸停机
10.1.4.1机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。
10.1.4.2机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
10.1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。（汽机）
10.1.4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。
10.1.4.5机组正常运行时，主蒸汽、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。
10.1.5应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。
10.1.6疏水系统应保证水畅通。疏水调节门动作正常，无卡涩。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于F76mm。（汽机）
10.1.7主蒸汽、再热蒸汽的减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。（汽机）
10.1.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
10.1.9高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。高压加热器保护不能满足运行要求或泄漏时，禁止加热器投入运行。（汽机）
10.1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。
10.1.11机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
10.1.12凝汽器应有高水位报警，并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置，防止满水。（汽机）
10.1.13 按照DL/T 834—2003《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》的要求，制定汽轮机防进水和冷蒸汽的技术措施。
10.1.14要慎重对待机组回热系统和疏水系统的重大改造，应在确保机组和系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。
10.1.15 在调节汽门顺序阀运行方式下，产生汽流激振的机组，应设法消除，避免1瓦振动增大、油温升高，否则不得在此方式下运行。
10.1.16 对超临界的机组，大修中应检查高压缸调节级喷嘴、中压缸第一压力级是否存在冲刷腐蚀，严重情况下应设法消除颗粒腐蚀。
10.1.17 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽，避免动静碰磨、防止大轴弯曲。
10.2防止汽轮机轴瓦损坏
10.2.1汽轮机的辅助油泵及其自动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。
10.2.2油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。
10.2.3机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。
10.2.4在机组起、停过程中应按制造厂规定的转速停、起顶轴油泵。
10.2.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。
10.2.6应避免机组在振动不合格的情况下运行。定期对转子轴电压进行监测。如轴电压超标，则要查找原因及时消除。
10.2.7润滑油压低时，应能正确可靠的报警、联动交直流润滑油泵和跳闸。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07MPa～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06MPa～0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，联动直流油泵无效后，应停机投盘车；当润滑油压降至0.03MPa时停止连续盘车。
10.2.8直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
10.2.9交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。
10.2.10油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。
10.2.11油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
10.2.12油系统严禁使用铸铁、铸铜阀门，各阀门不得垂直安装，以防阀杆故障门头脱落。其阀门应采用明杆阀。主要阀门上应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施；若装有临时滤网，在机组启动前应确认已经取出。”
10.2.13机组大修后应认真进行油系统冲洗。油系统冲洗结束后 必须拆除轴瓦进油冲洗堵板，检查进油缩孔有无堵塞，是否畅通。（汽机）
10.2.14安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。
10.2.15 直流润滑油泵出口管段易产生和存积氧化皮，大修时应予以检查，在有条件的情况下宜采用不锈钢管。
10.2.16 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，动作灵活、阀线接触严密，防止停机过程断油。
10.2.17 严格执行运行、检修操作规程，确保油质清洁，严防轴瓦断油，防止轴瓦损坏。
11防止发电机损坏事故
为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》（[86]电生火字193号）、《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》（[88]电生计字17号）、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《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》（能源部、机电部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）、《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DLT801-2002）、《发电企业设备检修导则》（DLT 838-2003）等各项规定，并重点要求如下：
11.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路
11.1.1火电机组投产前应做定子绕组端部振动模态试验，绕组端部整体模态频率不能落入94Hz～115Hz范围之内。
11.1.2定期检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，200MW及以上的发电机在大修时应按照《DL/T 735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定 》（DL/T735-2000）的要求进行定子绕组端部振动模态试验及评定。
11.2 防止定子绕组故障
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、引水管水接头等处的绝缘检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596－1996） 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发电机安装后交接试验时和发电机大修后，要检查定子绕组的防晕性能。分相施加额定电压应不起晕，1.1倍的额定电压应无连续的金黄色亮点和明显晕带。（技术中心）
11.2.3 在大、小修时应仔细检查定子绕组接头附近有无过热变色、焦枯、流胶等现象，并测量各相（或各分支）直流电阻 当相间差别及其历年的相对变化大于1％时，应查明原因，及时处理。
11.2.4 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
11.2.5 防止密封油向发电机内泄漏，避免线圈和半导体漆受到油的侵蚀、溶解而使绝缘强度和防晕性能降低。
11.2.6 严格控制密封油含水量在规程允许的范围内。
11.2.7 定期检查定子槽波纹板的峰谷差，发现问题及时处理。
11.2.8严格检查定子端部绕棒间是否残留铁磁异物；绝缘填塞物是否充满、固化良好；线棒有无损伤或过热迹象，有无放电痕迹。必要时，采用内窥镜、紫外成像仪等手段检测及诊断。
11.3防止定、转子水路堵塞、漏水
11.3.1防止水路堵塞过热
11.3.1.1 内冷水系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。
11.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止漏网破碎进入线圈。
11.3.1.3扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。
11.3.1.4发电机在新机交接时应对水内冷定子绕组、引出线以及转子绕组进行分路流量试验。采用超声波流量计法测量，并保存测量记录，用作趋势分析。对超声波流量试验偏差大（互差超过10%）的线棒拆开引水管检查，并进行单根线棒的水流量试验。（技术中心）
11.3.1.5发现水内冷定子线棒温度或内冷水进出口水压差异常后，大修时应对水内冷定子线棒分路做流量试验。
11.3.1.6 水内冷发电机水质应严格控制在规定范围内。200MW及以上水内冷绕组汽轮发电机组的内冷却水系统，应安装电导率、pH值的在线测量装置。发电机在运行过程中，应在线连续测定内冷却水的电导率和pH值，並定期测量内冷却水的含铜量、氧含量和硬度等项目。水中铜离子含量超标时，不宜采用加铜缓蚀剂的处理工艺。（化学 电气）
11.3.1.7严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。
11.3.1.8 应加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定时，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃，或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。
11.3.1.9 相同流量下，定子进、出水压力差的变化比原始数据大10％时，应作检查和综合分析，并作相应处理。
11.3.2为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查。引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
11.3.3防止转子漏水
11.3.3.1水内冷发电机发生漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。
11.3.3.2选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。
11.3.3.3转子绕组符合饮水管应更换卫钢丝编制护套的复合绝缘饮水管。
11.3.3.4为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS—100—2型和QFS—125—2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。
11.3.4 推广水内冷发电机用气密试验代替水压试验来检查内冷水系统的密封性。
11.4 防止转子匝间短路
11.4.1 调峰运行的发电机，应定期对转子进行动态、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，以便及早发现异常。
11.4.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于 10×10-4T 。
11.5 防止氢冷发电机漏氢
11.5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
11.5.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。
11.5.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的氢气含量达到2％时报警，加强对电机的监视，若超过10%应立即停机处理；或当内冷水系统中漏氢量大于0.3 Nm3/d时可在计划停机时安排消缺；若漏氢量大于5Nm3/d时应立即停机处理。
11.5.4 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。
11.6 防止发电机局部过热
11.6.1 为防止水内冷励端环形引线“气堵”造成过热烧损，引出线外部水路的安装应严格按照厂家的图纸和要求进行；充水时的排气要彻底；反冲洗后，将反冲洗阀门组关严，避免水的分流返回水箱。(技术中心)
11.6.2 在发电机大修时，要测量并联环各分支和主引线回水流量，并进行比较，互差超出10%时，应查明原因，检查处理。(技术中心)
11.6.3 发电机绝缘过热监测器报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。
11.6.4 对于氢内冷转子 转子线棒检修后或必要时应进行通风试验。
11.6.5 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。
11.7 防止定子铁芯烧损和定子单相接地事故
11.7.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
11.7.2 首次大修时，应检查铁心压紧情况及压指是否有压偏现象；检测铁心预紧力。
11.7.3 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况，以及定子铁心边缘硅钢片有无断裂等进行检查。
11.7.4 当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表11-l规定，发电机定子接地保护的动作整定值按表11-1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。
表11－1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值
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发电机额定电压（kV) |
发电机额定容量（MW) |
接地电流允许值（A) |
|
10.5 |
100 |
3 |
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13.8～15.75 |
125～200 |
2 (对于氢冷发电机为2.5) |
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18～20 |
300～600 |
1 |
11.8 防止发电机非全相运行
发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应动作跳开主断路器，同时起动断路器失灵保护，并联跳汽机和解列灭磁，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一电气连接点上的所有电源。
11.9 防止发电机非同期并网
11.9.1 为了防止发电机非同期并网，运行人员要严格按照《运行规程》的规定，采用自动准同期并网。
11.9.2 在自动准同期装置控制发电机并网过程中，不需要运行人员对并网操作进行干预。若出现不正常情况应停用自动准同期装置，检查故障原因。
11.10 防止转子绕组一点接地
11.10.1 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。
11.10.2 加强对转子集电环、刷架系统的运行维护和及时清理积留的炭粉，运行人员应按时进行巡视，检测集电环运行温度。发现集电环温度高、碳刷打火等现象应及时处理。
11.11 防止次同步谐振
发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。
11.12 防止励磁系统故障引起发电机损坏
11.12.1 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，结合机组的实际进相试验能力进行整定，并定期校验。
11.12.2 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，在投运前进行试验确定，并定期校验。
11.12.3 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。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流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。
11.12.4 在电源电压偏差为＋10％～－15％、频率偏差为＋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。
11.12.5 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。
11.12.6 加强对励磁功率柜的日常巡视，根据设备所处环境的状况制定清扫通风孔滤网的周期，防止由于滤网堵塞引起的功率柜过热而导致的机组跳闸事故。
11.12.7对于300MW及以上大型机组的转子接地保护应采用两段式转子一点接地保护方式，一段报信，二段跳闸，以防止一点接地故障产生的电弧造成事故的扩大。
12防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故
为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》（DL/T5175-2003）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》（DL／T655-2006）、《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》（DL／T656-2006）、《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》（DL／T657-2006）、《火力发电厂顺序控制系统验收测试规程》（DL／T658-2006）、《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL／T659-2006）等有关技术规定，并提出以下重点要求：
12．1 分散控制系统配置的基本要求
12．1．1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
12．1．2 主要控制器应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
12．1．3系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。严禁其它用电设备接到DCS系统的UPS电源装置上。系统电源故障(电压超限、两路电源偏差大、风扇故障以及隔离变压器超温等)应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。
12．1．4 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。
12．1．5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。
12．1．6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。
12．1．7 电子间内不允许有380V及以上动力电缆进入，不允许放置电磁干扰较大的设备，如电气开关柜、变频柜等设备。
12．1．8 空冷控制、脱硫控制和脱硝控制采用DCS控制的，对所用DCS系统的环境、接地、防电磁干扰等各项指标应与主机DCS同等要求。
12．1．9 新建和改造机组应设计和保留热工硬光字牌报警。
12．2 DCS故障的紧急处理措施
12．2．1 已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。
12．2．2 当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。
12．2．3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。
12．2．4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策
12．2．4．1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。
12．2．4．2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
12．2．4．3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。
12．2．5 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。
12．2．6 规范DCD系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批受权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。
12．3 防止热工保护拒动
12．3．1 DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换 同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。
12．3．2 对于独立配置的锅炉灭火保护应保证装置（系统)本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。
12．3．3 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。
12．3．4 对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。
12．3．5 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。
12．3．6 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。
12．3．7 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备)故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。
12．3．8热工保护系统输出的指令应优先于其它任何指令。用于动作MFT的重要辅机状态信号应直接取自断路器的辅助接点。机组跳闸命令不应通过数据总线传送，也不允许通过I/O模件到另一个控制器处理后间接去执行。
12. 3. 9对单点保护应进行可靠性分析，并采取相应的防误动、防拒动措施。
12. 3. 10在机炉重要保护回路中不应设置供运行人员切（投）保护的任何操作设备和手段。
12.3.11 锅炉MFT跳闸继电器设计为带电动作方式时，应在每次检修时对跳闸继电器输出触点进行接触电阻测试，防止因触点氧化、存有积灰、接触不良而引起触点信号误发。
12．4 加强DCS维护管理
12．4．1 进入热控保护系统的就地一次检测元件以及可能造成机组跳闸的设备，都应有明显的标志，防止人为原因造成热工保护误动。
12．4．2 应对控制系统消缺过程中热控联锁和保护信号强制点加强管理，确保消缺完成后及时恢复。
12．4．3 定期检查和消除DCS电源、信号、网络回路的端子排积灰、配线和电缆接插件松动和过热现象。
12．4．4 应按运行实际要求和重要程度对DCS热工报警信号进行合理分级，以免影响运行人员对重要报警的及时处理。
12．4．5 对于DCS运行年久，稳定性下降时，应及时对其进行测试和评估，必要时进行更换、升级改造或采取其它适当措施。（热工）
13防止继电保护事故
为了防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB 14285—2006）、《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T 587-2007）《继电保护及安全自动装置运行管理规程》（(82)水电生字第11号）、《继电保护及安全自动装置检验规程》（DL/T 995—2006）、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T584—2007）、《220～750kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T559—2007）、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684-1999）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》（电安生[1997]356号、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》（调[1994]143号）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》(电安生[1994]191号)、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL/T 623—1997）、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发[2000]589号文) 《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》（国电调[2002]138号》、国家电网生技[2005]400号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》及相关规程，并提出以下重点要求：
13.1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。
13.2 要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生；严格执行电力二次安全防护制度，防止病毒、黑客入侵电气操作系统和继电保护装置。
13.3 适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网的运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
13.4 确保大型发电机、变压器的安全运行，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。
13.5 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。
13.6加强110kV及以下电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。
13.7 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。电厂在安排继电保护装置进行定期检验时，要重视对快切装置及备自投装置的定期检验，要按照DL/T-995-2006继电保护及安全自动装置检验规程相关要求，按照动作条件，对快切装置及备自投装置作模拟试验，有条件的可进行带负荷试验，以确保这些装置随时能正确投切。
13.8继电保护装置性能应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
13.9数字式保护装置应满足以下要求：
13.9.1保护装置应具有在线自动检测功能，包括保护硬件损坏、功能失效和二次回路异常运行状态的自动检测。
13.9.2除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸，自动检测回路应能发出告警或装置异常信号，并给出有关信息指明损坏元件的所在部位，在最不利情况下应能将故障定位至模块(插件)。
13.9.3保护装置必须具有故障记录功能，以记录保护的动作过程，为分析保护动作行为提供详细、全面的数据信息，但不要求代替专用的故障录波器。
13.9.4保护装置不应要求其交、直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。
13.9.5保护装置的软件应设有安全防护措施，防止程序出现不符合要求的更改。
13.9.6 使用于220kV及以上电压的电力设备非电量保护应相对独立，并具有独立的跳闸出口回路。
13.9.7继电器和保护装置的直流工作电压，应保证在外部电源为80%～115%额定电压条件下可靠工作。
13.9.8 母线保护应允许使用不同变比的电流互感器。
13.10继电保护配置重点要求
13.10.1电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。
13.10.1.1继电保护双重化配置的基本要求
1)两套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区。
2)两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。
3) 两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。
4) 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。
5) 两套保护装置之间不应有电气联系。
6) 线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。
13.10.2 220kV及以上电压等级线路保护应按双重化配置。
13.10.3 100MW及以上容量发电机变压器组，除非电气量保护以外，应按双重化原则配置微机保护。对于600MW级及以上发电机组应装设双重化的电气量保护，对非电气量保护应根据主设备配套情况，有条件的也可进行双重化配置。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
13.10.4 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸；也可使用注入式定子接地保护，其高阻动作投信号，低阻动作投跳闸。
13.10.5 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。
13.10.6 300MW及以上容量发电机应装设起、停机保护。
13.10.7 对变压器油温、绕组温度及油箱内压力升高超过允许值和冷却系统故障，应装设动作于跳闸或信号的装置。
13.11 失灵保护
13.11.1 在220kV及以上电力网中，以及110kV电力网的个别重要部分，应按下列原则装设一套断路器失灵保护：
13.11.1.1线路或电力设备的后备保护采用近后备方式；
13.11.1.2如断路器与电流互感器之间发生故障不能由该回路主保护切除形成保护死区，而其他线路或变压器后备保护切除又扩大停电范围，并引起严重后果时(必要时，可为该保护死区增设保护，以快速切除该故障)。
13.11.1.3对220kV及以上分相操作的断路器，可仅考虑断路器单相拒动的情况。
13.11.1.4 220kV 及以上电压等级单元制接线的机组，在断路器出现单相或两相拒动，且三相不一致保护动作后仍不能解决问题时，应使用具有电气量判据的保护去起动机组的断路器失灵保护。
13.11.2 断路器失灵保护的起动应符合下列要求：
13.11.2.1为提高动作可靠性，必须同时具备下列条件，断路器失灵保护方可起动：故障线路或电力设备能瞬时复归的出口继电器动作后不返回（故障切除后，起动失灵的保护出口返回时间应不大于30ms）；断路器未断开的判别元件动作后不返回。若主设备保护出口继电器返回时间不符合要求时，判别元件应双重化。
13.11.2.2失灵保护的判别元件一般应为相电流元件；发电机变压器组或变压器断路器失灵保护的判别元件应采用零序电流元件或负序电流元件。判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms。
13.11.3失灵保护动作时间应按下述原则整定：
13.11.3.1一个半断路器接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器的两组跳闸线圈跳闸，再经一时限动作于断开其他相邻断路器。
13.11.3.2单、双母线的失灵保护，视系统保护配置的具体情况，可以较短时限动作于断开与拒动断路器相关的母联及分段断路器，再经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；也可仅经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；变压器断路器的失灵保护还应动作于断开变压器接有电源一侧的断路器。
13.11.4失灵保护装设闭锁元件的原则是：
1） 一个半断路器接线的失灵保护不装设闭锁元件。
2）有专用跳闸出口回路的单母线及双母线断路器失灵保护应装设闭锁元件。
3）与母差保护共用跳闸出口回路的失灵保护不装设独立的闭锁元件，应共用母差保护的闭锁元件，闭锁元件的灵敏度应按失灵保护的要求整定；对数字式保护，闭锁元件的灵敏度宜按母线及线路的不同要求分别整定。
4）发电机、变压器及高压电抗器断路器的失灵保护，为防止闭锁元件灵敏度不足应采取相应措施或不设闭锁回路。
13.11.5双母线的失灵保护应能自动适应连接元件运行位置的切换。
13.11.6失灵保护动作跳闸应满足：对具有双跳闸线圈的相邻断路器，应同时动作于两组跳闸回路；对远方跳对侧断路器的，宜利用两个传输通道传送跳闸命令。
13.11.7 发电机变压器组的断路器若是分相操作，则三相位置不一致保护应启动失灵保护。
13.11.8 220kV及以上电压分相操作的断路器应附有三相不一致(非全相)保护回路。三相不一致保护动作时间应为0.5s～4.0s可调，以躲开单相重合闸动作周期。
13.11.9变压器非电气量保护不应启动失灵保护。
13.12 互感器、二次回路及其安全接地
13.12.1电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确限值系数或励磁特性（含饱和拐点）应能满足所接保护装置动作可靠性的要求。
13.12.2电流互感器在短路电流含有非周期分量的暂态过程中和存在剩磁的条件下，可能使其严重饱和而导致很大的暂态误差。在选择保护用电流互感器时，应根据所用保护装置的特性和暂态饱和可能引起的后果等因素，慎重确定互感器暂态影响的对策。必要时应选择能适应暂态要求的TP类电流互感器，其特性应符合GB 16847标准的要求。如保护装置具有减轻互感器暂态饱和影响的功能，可按保护装置的要求选用适当的电流互感器。
13.12.2.1 330kV及以上系统保护、高压侧为330kV及以上的变压器和300MW及以上的发电机变压器组差动保护用电流互感器宜采用TPY电流互感器。互感器在短路暂态过程中误差应不超过规定值。
13.12.2.2 220kV系统保护、高压侧为220kV的变压器和100MW级～200MW级的发电机变压器组差动保护用电流互感器可采用P类、PR类或PX类电流互感器。互感器可按稳态短路条件进行计算选择，为减轻可能发生的暂态饱和影响宜具有适当暂态系数。220kV系统的暂态系数不宜低于2，100MW级～200MW级机组外部故障的暂态系数不宜低于10。
13.12.2.3 110kV及以下系统保护用电流互感器可采用P类电流互感器。
13.12.2.4 母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用。
13.12.3保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应尽量避免主保护出现死区。按近后备原则配置的两套主保护应分别接入互感器的不同二次绕组。
13.12.4双断路器接线按近后备原则配备的两套主保护，应分别接入电压互感器的不同二次绕组；对双母线接线按近后备原则配置的两套主保护，可以合用电压互感器的同一二次绕组。
13.12.5对电压及功率调节装置的交流电压回路，应采取措施，防止电压互感器一次或二次侧断线时，发生误强励或误调节。对于发电机出口电压互感器一次侧的熔断器应定期更换，以防发电机长期振动磨损造成熔丝自动熔断而引起的误动。
13.12.6在电压互感器二次回路中，除开口三角线圈和另有规定者(例如自动调整励磁装置)外，应装设自动开关或熔断器。接有距离保护时，宜装设自动开关。
13.12.7电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地，一般在端子箱经端子排接地。但对于有几组电流互感器连接在一起的保护装置，如母差保护、各种双断路器主接线的保护等，则应在保护屏上经端子排接地。
13.12.8电压互感器的二次回路只允许有一点接地，接地点宜设在控制室内。独立的、与其它互感器无电联系的电压互感器也可在开关场实现一点接地。为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。
13.12.9已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈 必要时，可在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，应经常维护检查防止出现两点接地的情况。
13.12.10来自电压互感器二次的四根开关场引出线中的零线和电压互感器三次的两根开关场引出线中的N线必须分开，不得共用。
13.12.11二次回路 在同一根电缆中不宜有不同安装单位的电缆芯。
13.12.12对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆。
13.12.13保护和控制设备的直流电源、交流电流、电压及信号引入回路应采用屏蔽电缆。
13.12.14发电厂中重要设备和线路的继电保护和自动装置，应有经常监视操作电源的装置。各断路器的跳闸回路，重要设备和线路的断路器合闸回路，以及装有自动重合装置的断路器合闸回路，应装设回路完整性的监视装置。
13.12.15对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。尤其注意避免各继电保护之间逻辑回路的电缆过长问题（机组失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等）。
13.12.16发电机、变压器组保护，母差保护，失灵保护的开入直跳回路，应采用强电大功率中间继电器（110V 或220V 直流起动、起动功率大于5W、动作速度不宜小于10ms）。
13.12.17 对继电保护及有关设备，为减缓高频电磁干扰的耦合，应在有关场所设置符合下列要求的等电位接地网：
1）装设静态保护和控制装置的屏柜地面下宜用截面不小于100mm2的接地铜排直接连接构成等电位接地母线。接地母线应首末可靠连接成环网，并用截面不小于50mm2、不少于4根铜排与厂、站的接地网直接连接。
2）静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜排与地面下的等电位接地母线相连。
3) 电力线载波用同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并紧靠同轴电缆敷设截面不小于100mm2两端接地的铜导线。
13.12.18电缆及导线的布线应符合下列要求：
1） 交流和直流回路不应合用同一根电缆。
2）强电和弱电回路不应合用一根电缆。
3)保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。
4）交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。双重化配置的保护设备不应合用同一根电缆。
5) 保护用电缆敷设路径，尽可能避开高压母线及高频暂态电流的入地点，如避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备。
13.13直流电源
13.13.1继电保护和安全自动装置的直流电源，电压纹波系数应不大于2%，最低电压不低于额定电压的85%，最高电压不高于额定电压的110%。
13.13.2对装置的直流熔断器或自动开关及相关回路配置的基本要求应不出现寄生回路，并增强保护功能的冗余度。
13.13.2.1装置电源的直流熔断器或自动开关的配置应满足如下要求：
1）采用近后备原则，装置双重化配置时，两套装置应有不同的电源供电，并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。
2）由一套装置控制多组断路器(例如母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等)时，保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。
3）有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。
4）单断路器接线的线路保护装置可与断路器操作回路合用直流熔断器或自动开关，也可分别使用独立的直流熔断器或自动开关。
5）采用远后备原则配置保护时，其所有保护装置，以及断路器操作回路等，可仅由一组直流熔断器或自动开关供电。
13.13.2.2信号回路应由专用的直流熔断器或自动开关供电，不得与其它回路混用。
13.13.3由不同熔断器或自动开关供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允许有任何电的联系。
13.13.4每一套独立的保护装置应设有直流电源消失的报警回路。
13.13.5上、下级直流熔断器或自动开关之间应有选择性。
13.13.6 为防止数字式保护装置的电源板（或模件）老化引起保护拒动或误启动，应对其每4-6年更换一次。
14 防止机网协调事故
14.1 加强发电机组与电网密切相关设备的管理
14.1.1 发电机组及升压站一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置和电力专用通信设备等应同步投入运行。其各种参数及整定值应满足所接入电网的要求。
14.1.2 发电机组的励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统在参数设置、设备投停、设备改造等方面应制定必要的管理制度和技术措施。
14.1.3 200MW 及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置等保护定值应上报调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。
14.1.4 200 MW 及以上并网机组的发电机励磁系统的低励限制、调差率、PSS等环节的整定值应上报调度部门审定。
14.2 加强发电机组的参数管理
14.2.1 新建或改造的发电机励磁系统（包括PSS）、调速系统的有关逻辑、定值及参数设定等在投产前必须经过充分的技术论证，并报调度部门备案。
14.2.2 发电机组的励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列为工程验收内容。
14.2.3 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在机组进入商业化运行前完成实际测量。改造机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数
应在投入运行后半年内完成实际测量。测量工作应由有资质的试验部门进行。
14.2.4 发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调度部门和技术监督执行部门审核。发电机组原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括：
a)原动机数学模型结构及相关参数；
b)励磁系统类型及工作原理简图、励磁系统各环节数学模型或传递函数方框图及相关参数的取值范围和换算关系等；
c)调速系统类型及工作原理图、调速系统各环节数学模型或传递函数方框图及相关参数的取值范围、一次调频包括调频死区的实现逻辑等。
12.3 加强发电机组一次调频的管理
14.3.1 发电机组应具有一次调频的功能，一次调频功能应投入运行。机组退出一次调频功能时，须上报调度部门同意。
单元制汽轮机发电组在滑压状态运行时，必须保证调节汽门有部分节流，使其具有额定容量3%以上的调频能力。
14.3.2 发电机组一次调频的负荷响应滞后时间一般不大于1 秒，负荷响应时间不大于15 秒。
14.3.3 汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度，正向调频负荷（即机组负荷增加）不应小于机组额定容量的5%，负向调频负荷则不予限制。
14.3.4 汽轮机调速系统的性能指标，如转速不等率、转速迟缓率、转速调节死区等应符合DL/T 824—2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》的要求。
14.4 加强发电机组AGC 运行管理
14.4.1 单机300MW 及以上的机组和具备条件的单机容量200MW 及以上机组，都应参加电网自动发电控制（AGC）运行。
14.4.2 发电机组AGC 的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。
14.4.3 对已投运AGC 的机组，在年度大修后投入AGC 运行前，应重新进行机组自动增加/减少负荷性能的测试以及机组调整负荷响应特性的测试。
14.5 发电厂母线电压控制及发电机组无功出力的要求
14.5.1 发电厂的高压母线电压允许范围应按所在电网调度部门下达的电压曲线执行，运行中应及时调整发电机的无功出力以使母线电压满足要求。
14.5.2 发电机组的无功管理
14.5.2.1 并入电网的发电机组应具备功率因数达到超前0.97～0.95 进相运行的能力。
14.5.2.2 发电机组应由有资质的试验部门进行进相试验，并以此确定发电机组进相运行范围，编制运行规程，报电网调度部门审批后按照电网调度部门的要求进相运行。
14.5.2.3 发电机组励磁系统应具有自动调差环节和合理的调差系数。接入同一母线的多台发电机组，应具有基本一致的调差系数。
14.5.2.4 监控系统和表计应能监视发电机双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，还应监视发电机功角。
14.5.2.5 发电厂监控系统（DCS 或NCS 系统）应保证有关电气测量数据的准确性。当母线电压超出电压合格范围时，应及时向运行人员告警。
14.5.2.6 发电机升压变分接头宜设置在1.05—1.1 倍额定电压，具体按电网部门下达的位置执行；厂用变分接头位置应与升压变分接头位置相互协调。以使发电机无功出力适应从迟相到进相的全部过程。
14.6 发电机非正常及特殊运行方式下的要求。
14.6.1 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。
发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
14.6.2 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定作好保护定值整定，包括：
14.6.2.1 当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时，应立即解列发电机。
14.6.2.2 当发电机电流低于三相出口短路电流的60%～70%时（通常振荡中心在发电机－变压器组外部），发电机组应允许失步运行5～20 个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。
14.6.3 发电机失磁异步运行
14.6.3.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。汽轮发电机本身应具有一定的失磁异步运行能力，要求能维持发电机失磁后短时运行，此时必须根据机组的相关技术要求快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。
14.6.3.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行时，发电机失磁保护应投跳闸；当发电机失去励磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。
14.6.4 频率异常
14.6.4.1 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定。
14.6.4.2 当所在电网有要求时，200MW 及以上发电机组的发电机频率异常保护在设备允许的基础上，宜投入信号不解列机组。
15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，应严格执行电安生[1996］589号《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》、调网［1996］89号《关于发送“全国变压器类设备专业工作会纪要”的通知》、能源部（87）电生火字 117号《关于加强变压器消防设施的通知》、国家电力公司 发输电运营部 发输电输［2002］158号 《预防110～500kV变压器（电抗器）事故措施》和《预防110～500kV互感器事故措施》，以及其他有关规定，并提出以下重点要求。
15.1 加强变压器类设备全过程管理
加强对变压器类设备从设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投运验收、运行、检修和技术改造的全过程管理，明确变压器专责人员及其职责。
15.2加强变压器类设备投运前的管理
15.2.1 严格按有关规定对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
15.2.2 订购前，应向制造厂索取做过与订购变压器相似的变压器的突发短路试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
15.2.3 强油循环的大型变压器应采用转速不大于1500/min的低速潜油泵。出厂时，进行转动油泵时的局部放电试验。
15.2.4 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收。按监造合同的要求进行监造，有关的关键质量控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
15.2.5 对于66kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应用频响法检测绕组变形，并将测量数据作为原始指纹型参数保存。220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。
15.2.6 出厂局放试验的合格标准
15.2.6.1 220kV及以上变压器，测量电压为1.5 Um/
时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC。
15.2.6.2 110kV变压器，测量电压为1.5 Um/
时，不大于300pC。
15.2.6.3 中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um时，液体浸渍型不大于10pC，固体型不大于50pC。测量电压为1.2 Um/
时，液体浸渍型不大于5pC，固体型不大于20pC。
15.2.6.4 对220kV及以上电压等级互感器应进行高压下的介损试验。
15.2.7 向制造厂索取主要材料和组件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
15.2.8 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
15.2.9 变压器在运输和现场保管时必须保持密封。对于充气运输的变压器，运输中油箱内的气压必须不小于正压0.01MPa，充入气体的露点应低于－40℃。按基建验收规范现场存放，负责保管单位应每天记录一次密封气体压力。安装前，应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.01MPa 露点- 40℃），以判断固体绝缘是否受潮。当发现受潮时，必须进行干燥处理，合格后方可投入运行。
15.3防止水及空气进入变压器
15.3.1对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管、冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。
15.3.2 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，其真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。
15.3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入；并结合大修或停电，检查胶囊或隔膜内是否积水或破裂，发现问题应及时消缺。
15.3.4 新建或扩建变压器一般不采用水冷却方式，对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在正常使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
15.4 防止异物进入变压器
15.4.1 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。
15.4.2 在进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏导致金属粉末或异物进入变压器内。
15.5 防止绕组温度过高、绝缘劣化或烧损
15.5.1 为保证冷却效果，风冷却器应根据当地的运行环境和变压器温度变化定期进行水冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。冷却器水冲洗时要认真做好安全、技术措施。
15.5.2 强油循环冷却系统必须配置两个相互独立的电源，每个电源容量应满足全部冷却器的需要；并采用自动切换装置，应定期进行切换试验。信号装置应齐全可靠。
15.5.3 温度监视应引入监控系统，并做好趋势分析。
15.5.4 对220kV及以上电压等级变电设备应每年至少进行一次红外成像测温检查。
15.6 防止变压器出口短路
15.6.1 应在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器运行条件。
15.6.1 变压器在遭受近区突发短路后，应用频响法检测绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。经绕组变形检测发现有问题的变压器，应通过其他试验综合判断，检查处理，防止变形的积累造成绝缘事故。避免变压器经历出口短路后，未经任何检查和试验而试投。
15.6.2加强变压器周围设施的管理，防止因异常因素造成异物落在变压器上，引起变压器事故。
15.6.3 变压器低压侧升高座排污口法兰处应接出排污管，并加装阀门，定期排污。
15.6.4 正常运行的变压器应每6年测一次绕组变形。
15.7 加强变压器检修维护
15.7.1 220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
15.7.2 检修期间要按规定进行变压器气体继电器和温度装置的校验，校验合格后方可投入运行。气体、温度、压力释放装置等必须可靠密封。用于跳闸的二次线接线盒必须密封，防止进水或受潮。二次线通过变压器本体上部时必须采用不导磁的穿线管，防止因涡流造成二次线过热，引起短路。
15.8 加强变压器油质管理
15.8.1 对新变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对于补充油和混油应按照GB/T 7595-2000的规定执行。
15.8.2 对运行中变压器油应定期进行油中溶解气体色谱分析，发现色谱异常，应缩短试验周期，跟踪监视变化趋势。发现重大色谱异常，应及时向主管报告。
15.8.3 对运行10年及以上的变压器必须测定油中糠醛含量，来判断绝缘老化程度，对于非正常老化的变压器应跟踪检测，必要时取纸样测定聚合度。
15.9 防止分接开关事故
15.9.1 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经主管生产的副厂长（或总工程师）批准，并限期恢复。
15.9.2 主变压器无励磁分接开关只测量运行位置直流电阻，除非改变分接头位置运行。
15.9.3 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。
15.9.4 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。
15.10 预防套管事故
15.10.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36小时，110～220kV套管不得少于24小时。
15.10.2 对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
15.10.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次油中溶解气体色谱分析。
15.10.4 作为备品的110kV及以上套管，应置于户内且竖直放置、如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。
15.10.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
15.10.6 安装在变压器和电抗器上的高压套管，应在投运后首次停运时监测套管油色谱，以便及早发现套管内部的缺陷。
15.10.7 运行中应加强对套管的监视。套管引线每年要进行远红外成像测试，检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热或缺油引起的套管故障。
15.10.8 对35kV及以上的电容型套管试验完毕后，必须设专人对套管的末屏接地装置进行检查，确保接地良好。对于装有在线监测装置的套管，应特别注意检查末屏有无烧损、末屏与监测装置的连接及监测装置与地的连接是否良好。
15.11 预防变压器火灾事故
按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
15.12 预防互感器损坏
15.12.1 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，电流互感器安装地点可能出现的最大短路电流，定期核算电流互感器动、热稳定电流，若不满足要求时，应及时安排更换。
15.12.2 油纸绝缘互感器介损上升或怀疑存在缺陷时，应缩短试验周期，跟踪监测和分析。当发现互感器绝缘油中乙炔超标时，应立即停运，进行全面电气绝缘性能试验和局部放电测量。
15.12.3 运行中互感器渗、漏油，应根据情况限期处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油，应立即停止运行。
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