南方電網(wǎng)公司反事故措施

南方電網(wǎng)公司反事故措施（2017 年版）

1.1  公司設備反事故措施管理辦法中明確，公司將定期歸納總結設備事故事件的經(jīng)驗教訓，提煉相關(guān)技術(shù)性防范措施，作為公司反事故措施發(fā)文執行。每次反措發(fā)文過(guò)程中，公司各專(zhuān)業(yè)管理部門(mén)均需梳理上次反措條文的執行情況，當反措要求已執行完畢或相關(guān)要求已納入到技術(shù)標準中時(shí)，該條反措即可作廢，否則將繼續實(shí)施執行。本次發(fā)文中時(shí)效性要求明確為“有效期至下次公司反措發(fā)布時(shí)”,是指該條文將長(cháng)期實(shí)施執行，待下次反措發(fā)文時(shí)，通過(guò)評估條文實(shí)施執行情況，再次明確條文將繼續實(shí)施執行或作廢；時(shí)效性要求明確改造時(shí)間的，應在限期內完成改造。所有反措條文均適用于存量及增量設備。

 1.2  公司反事故措施的實(shí)施執行應以防止電力生產(chǎn)**事故事件的發(fā)生、保證電網(wǎng)及設備的**穩定運行為原則，對可能導致電力**事故事件后果較嚴重的，無(wú)論是否已簽訂合同或完成設計，都應執行反措進(jìn)行整改，涉及合同或設計變更的，各單位應加強與供應商及設計單位的協(xié)調溝通，確保整改到位。

 1.3  各單位在抓好本反事故措施落實(shí)的同時(shí)，要嚴格按照國家能源局于 2014 年 4 月印發(fā)的《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點(diǎn)要求》的要求，做好落實(shí)執行工作。

 1.4  本反措自發(fā)文之日起實(shí)施，原則上“南方電網(wǎng)公司反事故措施（2015 年版）”終止執行，但對于新接收的縣級子公司新增資產(chǎn)尚未完成改造的，舊版反措應依然持續有效，各單位應根據自身實(shí)際情況，明確整改完成時(shí)間，并盡快完成整改。

2.1 防止變壓器事故 

2.1.1  變壓器交接、大修和近區或出口短路造成變壓器跳閘時(shí)應進(jìn)行繞組變形試驗，防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后，未經(jīng)繞組變形試驗及其它檢查試驗就盲目將其投入運行。對判明線(xiàn)圈有嚴重變形并逐漸加重的變壓器，應盡快吊罩檢查和檢修處理，防止因變壓器線(xiàn)圈變形累積造成的絕緣事故。

2.1.2  6.0 級以上地震危險區域內的主變壓器，要求各側套管及中性點(diǎn)套管接線(xiàn)應采用帶緩沖的軟連接或軟導線(xiàn)。

2.1.3  新建直流工程換流變壓器投運前應逐臺進(jìn)行局放試驗。

2.1.4  對公司范圍內上海 MWB 公司生產(chǎn) COT550-800、COT325-800 型套管（包括 220kV、110kV 主變 110kV 側，及 220kV、110kV 主變中性點(diǎn)套管）進(jìn)行檢查及改造，2017 年 12 月 31 日前完成改造。改造要求如下：檢查套管油位及表面滲漏情況，測試套管端部與導電桿 日前完成檢查改等電位連接，開(kāi)展套管預防性試驗；檢查電纜接線(xiàn)柱上的橡膠墊圈、 造碟形彈介、注油塞、取油塞及套管定位銷(xiāo)狀態(tài)；室外運行主變應加裝套管防雨罩。

2.1.5  落實(shí) HSP 公司 500kV 油紙電容式高壓交流套管反事故措施：

1、加強對 HSP 公司 500kV 油紙電容式變壓器套管的日常巡視，每月至少紅外成像一次，并對紅外圖像進(jìn)行對比分析，及時(shí)發(fā)現缺陷。

2、每年度測量一次該類(lèi)型套管的電容和介損值，并仔細與出廠(chǎng)值和歷史測量值進(jìn)行比對分析，對電容量變化超過(guò) 2%的應取油樣進(jìn)行色譜分析，電容值變化率超過(guò) 3%的必須予以更換。介損值如有突變或介損超過(guò) 0.5%時(shí)，應查明原因。

3、加裝了套管在線(xiàn)監測裝置且監測量穩定的，可按照正常預試周期試驗。

2.1.6  針對運行超過(guò) 15 年的 110kV 及以上主變，應根據每年核算的主變可能出現的*大短路電流情況，綜合設備的狀態(tài)評價(jià)結果，對主變抗短路能力進(jìn)行校核，對于*大短路電流超標的主變，應及時(shí)落實(shí)設備風(fēng)險防控措施。

2.1.7  110kV 及以上變壓器配置直流偏磁抑制裝置要求如下：

1、若變壓器運行中實(shí)測中性點(diǎn)直流偏磁電流超過(guò)允許值（500kV 變壓器每相為 10A、110kV 和 220kV 變壓器每臺為 10A），則應配置直流偏磁抑制裝置；如未超過(guò)允許值，但變壓器存在噪聲、振動(dòng)等異常情況，經(jīng)技術(shù)評估認為有必要的，可配置直流偏磁抑制裝置。

2、對于新建/擴建主變，宜進(jìn)行直流偏磁電流計算評估。若計算評估的直流偏磁電流超過(guò)允許值，則應配置直流偏磁抑制裝置。

3、對于可能受城市軌道交通（如地鐵）影響的主變，經(jīng)專(zhuān)題研究后認為有必要時(shí)可配置直流偏磁抑制裝置。

4、新建室內變電站應預留裝置安裝場(chǎng)地。

2.1.8   落實(shí)針對瑞典 ABB 生產(chǎn)的 GOE 型 500kV 套管反事故措施：

1、縮短套管介損測試周期：0.8%>tgδ>0.3%，每年復測套管的電容及介損，分析介損變化趨勢，與出廠(chǎng)值對比增量超過(guò) 30%時(shí)，取套管油樣分析，存在異常時(shí)更換套管；

2、套管電容量測試：電容量變化未超過(guò) 3%，一個(gè)預防性試驗周期內不少于 2 次，間隔不大于 18 個(gè)月；電容量變化超過(guò) 3%  更換套管處理。

3、2017 年 6 月 30 日前完成相關(guān)套管油色譜分析普查，對油色譜普查存在異常的套管，應立即組織更換；油色譜檢測未發(fā)現異常的套管，應在預防性試驗中增加套管油色譜分析試驗測試項目。

2.1.9  對于運行年限超過(guò) 15 年且使用石蠟基油的 110kV 及以上電壓等級的變壓器，進(jìn)行熱油循環(huán)前應先進(jìn)行排油并清理變壓器底部油泥，防止油循環(huán)污染線(xiàn)圈。

2.1.10  新采購的 110kV 及以上電壓等級油浸式變壓器(電抗器)，在安裝完成后應對變壓器（電抗器）整體及分接開(kāi)關(guān)開(kāi)展密封檢查試驗，試驗方法按照 DL/T 264 《油浸式電力變壓器（電抗器）現場(chǎng)密封性試驗導則》開(kāi)展。

2.1.11  套管均壓環(huán)應獨立可靠安裝，不應安裝在導電頭（將軍帽）上方接線(xiàn)板上或與套管頂部密封件共用密封螺栓。

2.1.12  新采購的 110kV 及以上變壓器套管，其頂部若采用螺紋載流的導電頭（將軍帽）結構，需采取有效的防松動(dòng)措施，防止運行過(guò)程中導電頭（將軍帽）螺紋松動(dòng)導致接觸**引起發(fā)熱。

2.2 防止互感器事故

2.2.1 電磁式電壓互感器諧振后(特別是長(cháng)時(shí)間諧振后)，應進(jìn)行勵磁特性試驗并與初始值比較，其結果應無(wú)明顯差異。嚴禁在發(fā)生長(cháng)時(shí)間諧振后未經(jīng)檢查就合上斷路器將設備重新投入運行。

2.2.2 針對西安電力電容器廠(chǎng)生產(chǎn)的 TYD  500/√3-0.005H 型電容式電壓互感器（2000 年前出廠(chǎng)），需加強運行中二次電壓監測及電容量測試，當電容量變化超過(guò) 3%時(shí)，應及時(shí)進(jìn)行更換。

2.2.3  對于江蘇思源赫茲互感器有限公司生產(chǎn)的 LVQBT-500 型電流互感器（2013 年前出廠(chǎng)），其密度繼電器報警線(xiàn)進(jìn)出孔未封堵的，應及時(shí)進(jìn)行封堵處理。

2.2.4  對由上海 MWB 互感器有限公司生產(chǎn)的 TEMP-500IU 型 CVT，應分輕重緩急，分期分批開(kāi)展 CVT  電容器單元滲漏油缺陷進(jìn)行整改，2017 年年底前完成。對暫未安排整改的 CVT 應加強運行巡視，重點(diǎn)關(guān)注滲漏油情況。新建工程不允許采用未整改結構的同類(lèi)產(chǎn)品。

2.2.5  對于由上海 MWB 互感器有限公司生產(chǎn)的 SAS245 型號電流互感器（2001 年前出廠(chǎng)，采用石墨防爆膜），應分輕重緩急，分期分批開(kāi)展防爆膜更換及整改工作，2017 年年底前完成。

2.3 防止電容器事故

2.3.1 新建戶(hù)外電容器接至匯流排的接頭應采用銅質(zhì)線(xiàn)鼻子和銅鋁過(guò)渡板結合連接的方式，不應采取哈夫線(xiàn)夾連接方式；電容器接頭防鳥(niǎo)帽應選用高溫硫化的復合硅橡膠材質(zhì)并可反復多次拆裝，不可選用易老化和脆化的塑料材料。

2.4 防止蓄電池事故

2.4.1  新建的廠(chǎng)站，設計配置有兩套蓄電池組的，應使用不同廠(chǎng)家的產(chǎn)

品，同廠(chǎng)家的產(chǎn)品可根據情況站間調換。

2.4.2  各單位對運行 5 年以上的蓄電池組核對性充放電試驗和內阻測試的歷史數據進(jìn)行分析，*近一次核對性充放電試驗中未保存放電曲線(xiàn)的需補做并保存曲線(xiàn)。

2.4.3 蓄電池組配置電池巡檢儀的告警信號應接入本站監控系統。

2.4.4  明確針對運行中不合格蓄電池組處理原則：發(fā)現個(gè)別電池性能下降或異常時(shí)，應對單只電池采取電池活化措施，電池活化成功并投運三個(gè)月后，再次對電池進(jìn)行容量試驗，如若不滿(mǎn)足要求，則視為該單只電池已故障；核對性充放電時(shí)，當蓄電池組達不到額定容量的 80%時(shí)，應更換整組蓄電池。

2.5 防止 GIS 及斷路器事故

2.5.1 對平高東芝公司 252kV GSP-245EH 型 GIS 斷路器機構換向閥及分合閘線(xiàn)圈進(jìn)行更換。

2.5.2  在 110kV 及以上 GIS 設備外殼開(kāi)展紅外測溫過(guò)程中，如發(fā)現三相共筒的罐體表面、三相分筒的相間罐體表面存在大于或等于 2K的溫差時(shí)，應引起重視，并采取其它手段進(jìn)行核實(shí)排查。

2.5.3  六氟化硫開(kāi)關(guān)設備現場(chǎng)安裝過(guò)程中，在進(jìn)行抽真空處理時(shí)，應采用出口帶有電磁閥的真空處理設備，且在使用前應檢查電磁閥動(dòng)作可靠，防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進(jìn)入設備內部。并且在真空處理結束后應檢查抽真空管的濾芯有無(wú)油漬。為防止真空度計水銀倒灌進(jìn)入設備中，禁止使用麥氏真空計。

2.5.4  嚴格控制安裝現場(chǎng)的環(huán)境條件，戶(hù)外 GIS（HGIS）的裝配作業(yè)必須搭建有效的防塵圍欄（帳篷）后方可進(jìn)行，防塵圍欄（帳篷）應配備除塵除濕、降溫設施、粉塵監視儀。作業(yè)區相對濕度大于80％、陰雨天氣時(shí)，不允許裝配施工；裝配施工時(shí)，作業(yè)區內不得進(jìn)行產(chǎn)生粉塵及金屬微粒的工作，滅弧室安裝時(shí)空氣潔凈度等級應達到或優(yōu)于 8 級，其它部件安裝時(shí)空氣潔凈度等級應達到或優(yōu)于 9 級。主控樓及其樓體、天面、墻體等引起揚塵的土建未完工禁止 GIS 設備電氣安裝。

2.5.5  同一組合電器設備間隔匯控柜內隔離開(kāi)關(guān)的電機電源空氣開(kāi)關(guān)應獨立設置；同一組合電器設備間隔匯控柜的“遠方/就地”切換鑰匙與“解鎖/聯(lián)鎖”切換為同一把鑰匙的，宜采用更換鎖芯的方式進(jìn)行整改。

2.5.6  *大設計風(fēng)速超過(guò) 35m/s 的變電站，新建、改建變電站應優(yōu)先選用戶(hù)內 GIS 或 HGIS 布置，擴建站在條件允許的情況下應優(yōu)先選用戶(hù)內 GIS 或 HGIS 布置。

2.5.7  針對平芝公司型號為 DAM-252Q(R)C 和 DBM-252Q(R)C 的 GIS隔離開(kāi)關(guān)，應每相加裝一個(gè)三工位位置標識裝置，2018 年 12 月30  日前完成加裝工作；針對平芝公司待投產(chǎn)的 DAM-252Q(R)C和 DBM-252Q(R)C 的 GIS 隔離開(kāi)關(guān)應按上述要求加裝位置標識后方能投入運行。

2.5.8 1、對隔離開(kāi)關(guān)分合閘位置進(jìn)行劃線(xiàn)標識。

2． 在倒閘操作過(guò)程中應嚴格執行隔離開(kāi)關(guān)分合閘位置核對工作的要求，通過(guò)“機構箱分/合閘指示牌、匯控箱位置指示燈、后臺監控機的位置指示、現場(chǎng)位置劃線(xiàn)標識確認、隔離開(kāi)關(guān)觀(guān)察孔（ELK-14 型 GIS 隔離開(kāi)關(guān)自配）可視化確認”，明確隔離開(kāi)關(guān)分合閘狀態(tài)。

2.5.9由于平高 2013 年前投運的 ZF12-126（L）型 GIS 線(xiàn)型接地開(kāi)關(guān)所配絕緣子內部存在應力集中的隱患，會(huì )在運行中逐漸導致裂紋的出現和生長(cháng)。故應對平高 2013 年前投運的 ZF12-126（L）型 GIS線(xiàn)型接地開(kāi)關(guān)進(jìn)行更換。

2.5.10  對所有西開(kāi)公司使用 CT20-Ⅳ型彈簧機構的220kVGIS 進(jìn)行一次專(zhuān)項檢查，并將保持掣子的檢查內容加入巡視或者檢修的作業(yè)指導書(shū)中。檢查要求如下：確認斷路器操作機構處于合閘儲能狀態(tài)， 查看支持彈簧里的彈簧座，正常狀態(tài)下在第三節距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀(guān)察不到彈簧座，如在支持彈簧第三節距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀(guān)察到彈簧座，并且彈性銷(xiāo)距銷(xiāo)孔端面超過(guò) 2  ㎜，則為異常狀態(tài)如發(fā)現異常狀態(tài)請與生產(chǎn)廠(chǎng)家聯(lián)系。

2.5.11  GIS 的隔離開(kāi)關(guān)和檢修接地開(kāi)關(guān)出廠(chǎng)試驗時(shí)，應進(jìn)行不少于 200次的機械操作試驗，以保證制造質(zhì)量要求。200 次操作試驗后，應徹底檢查動(dòng)靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動(dòng)等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進(jìn)行其他出廠(chǎng)試驗。

2.5.12  罐式斷路器和 GIS 的斷路器和快速接地開(kāi)關(guān)出廠(chǎng)試驗時(shí)，應進(jìn)行不少于 200  次的機械操作試驗，以保證制造質(zhì)量要求，應同時(shí)記錄操作時(shí)刻，分合閘電流波形、行程曲線(xiàn)、斷口變位信號，并進(jìn)行統計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗后，應徹底檢查動(dòng)靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動(dòng)等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進(jìn)行其他出廠(chǎng)試驗。

2.5.13  瓷柱式斷路器出廠(chǎng)試驗時(shí)，應進(jìn)行不少于 200  次的機械操作試驗，以保證制造質(zhì)量要求，應同時(shí)記錄操作時(shí)刻，分合閘電流波形、行程曲線(xiàn)、斷口變位信號，并進(jìn)行統計分析評估機構是否存在異常。200 次操作試驗后，再進(jìn)行其他出廠(chǎng)試驗。

2.5.14  ABB 廠(chǎng)生產(chǎn)的 HPL550B2 型斷路器手動(dòng)分閘裝置的分閘線(xiàn)存在卷入合閘機構導致斷路器拒合的隱患，拆除 ABB 生產(chǎn)的 HPL550型斷路器的手動(dòng)分閘裝置。

2.5.15  對于 LW6-220 型等早期生產(chǎn)的、采用“螺旋式”連接結構絕緣拉桿的斷路器應完成改造。在未進(jìn)行防松改造前（包括已使用旋轉法蘭的），必須在分合閘觀(guān)察窗內拉桿的聯(lián)接法蘭（分合閘指示） 完成改造上做標記；分合閘操作后應觀(guān)察該標識是否發(fā)生左右轉動(dòng)位移。

2.5.16  對于新采購的無(wú)功投切的斷路器，應具備相應開(kāi)斷容量的 C2 級型式試驗報告，必要時(shí)可提高斷路器的電壓等級。

2.6 防止隔離開(kāi)關(guān)事故

2.6.1  西門(mén)子早期生產(chǎn)的雙臂垂直伸縮式刀閘的傳動(dòng)連接均采用空心2019 年 12 月 31 日前彈簧銷(xiāo)，機械強度不夠，在刀閘多次分合閘操作后出現扭曲變形， 完成改造*終導致斷裂，如兩個(gè)彈簧銷(xiāo)變形斷裂且傳動(dòng)柺臂未過(guò)死點(diǎn)，刀閘合閘過(guò)程在重力作用下會(huì )導致刀閘合閘不到位或接觸壓力不夠接觸電阻過(guò)大導致刀閘發(fā)熱，嚴重時(shí)會(huì )導致自動(dòng)分閘，造成帶負荷拉刀閘事故；將所有西門(mén)子 07 年前生產(chǎn)的 PR 系列隔離開(kāi)關(guān)空心卡銷(xiāo)更換為實(shí)心卡銷(xiāo)。 

2.6.2  西安西電高壓開(kāi)關(guān)有限責任公司  2014  年  12  月前生產(chǎn)的GW10A-126 型隔離開(kāi)關(guān)，存在導電基作上的傳動(dòng)拉桿無(wú)過(guò)死點(diǎn)自鎖裝置的設計制造缺陷，當隔離開(kāi)關(guān)受到短路電動(dòng)力、風(fēng)壓、重力和地震時(shí)，隔離開(kāi)關(guān)上部導電桿滾輪與齒輪盒坡頂的位置會(huì )產(chǎn)生偏離，隔離開(kāi)關(guān)存在從合閘位置向分閘位置分開(kāi)的可能，須對西開(kāi) 2014 年 12 月前出廠(chǎng)的該型號隔離開(kāi)關(guān)傳動(dòng)拉桿增加自鎖裝置及限位功能完善化改造。

2.6.3  對 2013 年前由湖南長(cháng)高生產(chǎn)的 GW35/36-550 型隔離開(kāi)關(guān)鍛造件關(guān)節軸承應進(jìn)行更換。

2.6.4  對 2008 年 6 月 1 日前出廠(chǎng)的西高公司 GW10-252 型隔離開(kāi)關(guān)的整個(gè)導電部分進(jìn)行更換。

2.6.5 1、對 35kV 及以上隔離開(kāi)關(guān)垂直連桿與抱箍相對位置做好標記，以便對隔離開(kāi)關(guān)垂直連桿抱箍打滑現象進(jìn)行觀(guān)察；運行人員在隔離開(kāi)關(guān)操作前，應關(guān)注標記位置是否發(fā)生改變，如果發(fā)生改變，嚴禁開(kāi)展合閘操作；

2、在隔離開(kāi)關(guān)操作過(guò)程中，應嚴格監視隔離開(kāi)關(guān)合閘到位情況，如發(fā)現隔離開(kāi)關(guān)不能合閘到位應立即分閘并進(jìn)行處理，嚴禁強行合閘；

3、垂直連桿上下抱箍處應加裝穿銷(xiāo)；對于湖南長(cháng)高、山東泰開(kāi)、西安西電、正泰電氣生產(chǎn)的隔離開(kāi)關(guān)，開(kāi)展垂直連桿與抱箍進(jìn)行穿芯銷(xiāo)固定改造，穿芯銷(xiāo)固定的方式采用非完全貫穿型穿芯銷(xiāo)釘固定的方案，穿芯銷(xiāo)采用實(shí)心卡銷(xiāo)方式，以方便日后對隔離開(kāi)關(guān)進(jìn)行微調；對于其它廠(chǎng)家生產(chǎn)的隔離開(kāi)關(guān)，聯(lián)系廠(chǎng)家進(jìn)行檢修處理。

2.7 防止開(kāi)關(guān)柜事故

2.7.1 因 GG1A 型高壓開(kāi)關(guān)柜屬于母線(xiàn)外露的老式產(chǎn)品，對于運行時(shí)間超過(guò) 10 年或缺陷較多的 GG1A 柜應完成更換。新建、擴建變電站工程不應采用 GG1A 柜型。

2.7.2 新采購的 35kV 開(kāi)關(guān)柜，內穿柜套管應采用包括內屏蔽和外屏蔽的雙層屏蔽結構，且內屏蔽與導電排使用等電位連接線(xiàn)的軟連接方式并通過(guò)螺絲可靠緊固連接。

2.8 防止接地設備事故

2.8.1 對于新建變電站的戶(hù)內地下部分的接地網(wǎng)和地下部分的接地線(xiàn)應采用紫銅材料。銅材料間或銅材料與其他金屬間的連接，須采用放熱焊接，不得采用電弧焊接或壓接。土壤具有強腐蝕性的變電站應采用銅或銅覆鋼材料。

2.9 防止其他變電設備事故

2.9.1  嚴禁采用銅鋁直接對接過(guò)渡線(xiàn)夾。對在運設備應進(jìn)行梳理排查，若采用該類(lèi)線(xiàn)夾應結合停電進(jìn)行更換。

2.9.2  新建高壓室應配置空調用以控制溫度和抽濕，高壓室應做好密封措施，通風(fēng)口應設置為不用時(shí)處于關(guān)閉狀態(tài)的形式，防止設備受潮及積污。運行中的高壓室應采取防潮防塵降溫措施，必要時(shí)可安裝空調。

2.9.3  35kV 變電站禁止采用箱式變電站。

2.9.4  主變變低 10kV（20kV）側母線(xiàn)連接母線(xiàn)橋應全部采用絕緣材料包封（可預留接地線(xiàn)掛點(diǎn)），防止小動(dòng)物或其它原因造成變壓器近區短路。

2.9.5  新建或擴建變電站內的交流一次設備線(xiàn)夾不應使用螺接接線(xiàn)夾。

2.9.6  為防止重投造成對串補裝置 MOV 的二次沖擊導致故障的發(fā)生，運行中應退出串補重投功能。

2.9.7  已經(jīng)退出調度運行的載波通信通道，應及時(shí)拆除相應阻波器及結合濾波器，防止運行中因臺風(fēng)等自然災害導致脫落，影響一次設備運行。

2.9.8  新采購的戶(hù)外 SF6 斷路器、互感器和 GIS 的充氣接口及其連接管道材質(zhì)應采用黃銅制造。

2.9.9   新建、擴建及技改工程變電站 10kV 及 20kV 主變進(jìn)線(xiàn)禁止使用全絕緣管狀母線(xiàn)。

2.9.10   新采購的開(kāi)關(guān)類(lèi)設備，繼電器接點(diǎn)材料不應采用鐵質(zhì)，繼電器接線(xiàn)端子、緊固螺絲、壓片應采用銅材質(zhì)。

2.10 防止變電運行專(zhuān)業(yè)事故

2.10.1  500kV 變電站站用交流低壓母線(xiàn)備自投方式應采用單向自投方式（即站外電源對站內電源備用，而站內電源不對外來(lái)電源進(jìn)行備用）。

2.10.2  若變電站站用電保護或 380V 備自投具備跳進(jìn)線(xiàn) 380V 斷路器功能，站用低壓側 380V 開(kāi)關(guān)應取消低壓脫扣功能。

2.10.3  GIS（HGIS）設備間隔匯控柜中隔離開(kāi)關(guān)、接地開(kāi)關(guān)具備“解鎖/聯(lián)鎖”功能的轉換把手、操作把手，應在把手加裝防護罩或在回路加裝電編碼鎖。

3.1 防止輸電類(lèi)設備事故 

3.1.1  110kV 及以上線(xiàn)路跨越鐵路、高速公路、**公路、一二級通航河流、特殊管道及其它 110kV 及以上線(xiàn)路時(shí)，導線(xiàn)懸垂絕緣子串應采用雙聯(lián)串，其中 220kV 及以上線(xiàn)路在條件允許情況下宜采用雙掛點(diǎn)，不滿(mǎn)足要求的于 2017 年 12 月底前完成改造。

3.1.2  中、重冰區的 220kV 及以上線(xiàn)路、110kV 重要線(xiàn)路應具備融冰功能，且線(xiàn)路兩側均應配置融冰刀閘，固定式直流融冰裝置所在變電站應配置覆蓋所有需融冰的 110kV 及以上線(xiàn)路融冰母線(xiàn)。具備改造條件的在運線(xiàn)路或變電站于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.3  110kV 及以上線(xiàn)路的導線(xiàn)引流線(xiàn)以及融冰絕緣普通地線(xiàn)引流線(xiàn)，采用螺栓型并溝線(xiàn)夾的應改造為液壓連接等可靠連接方式，2017年 12 月底前完成。

3.1.4  融冰絕緣 OPGW 應采取在接頭盒進(jìn)出線(xiàn)合并位置包纏鋁包帶并安裝兩套鋁合金并溝線(xiàn)夾等長(cháng)期有效的短接措施，以減小通過(guò)光纜接頭盒的融冰電流。不滿(mǎn)足要求的于 2017 年 12 月底前完成改造。

3.1.5  110kV 及以上輸電線(xiàn)路因舞動(dòng)發(fā)生過(guò)相間放電的區段，應采取安裝線(xiàn)夾回轉式間隔棒、相間間隔棒等有效的防舞改造措施；對于舞動(dòng)頻繁區段，宜安裝舞動(dòng)在線(xiàn)監測裝置加強監控。不滿(mǎn)足要求的于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.6  10mm 及以上冰區且為 c 級及以上污區并發(fā)生過(guò)冰閃的線(xiàn)路，導線(xiàn)懸垂串宜采用 V 型、八字型、大小傘插花 I 型絕緣子串、防覆冰復合絕緣子等措施防止冰閃。不滿(mǎn)足要求的于 2018 年 12 月底前完成改造。

3.1.7   隨輸電線(xiàn)路架設的已退運 ADSS 光纜應盡快拆除，2017 年 12 月底前完成。

3.1.8   110kV 及以上運行線(xiàn)路導地線(xiàn)的檔中接頭嚴禁采用預絞式金具作為長(cháng)期獨立運行的接續方式，對不滿(mǎn)足要求的接頭應于2018 年 12 月前改造為接續管壓接方式連接。在接頭未改造，現場(chǎng)應加強紅外測溫，發(fā)現異常立即處理。

4.1 防止直流閥塔與閥控系統事故 

4.1.1 新建直流工程閥廳應配置換流閥紅外在線(xiàn)監測系統，系統應能夠覆蓋全部閥組件，并具備過(guò)熱自動(dòng)檢測、異常判斷和告警等功能，確保閥廳發(fā)熱類(lèi)缺陷及時(shí)發(fā)現。

4.1.2 新建直流工程閥塔積水型漏水檢測裝置若需投跳閘功能，則跳閘回路應按“三取二”原則配置，防止單一回路故障造成誤動(dòng)或拒動(dòng)。

4.1.3 新建直流工程閥廳內每個(gè)閥塔均應預敷設各類(lèi)型光纖的備用光纖。

4.1.4 新建直流工程每個(gè)閥塔應配置冗余的進(jìn)出水壓差傳感器，具備實(shí)時(shí)監測進(jìn)出水壓差功能。壓差傳感器應安裝于閥塔設備外側，靠近閥廳巡視走廊處，并應經(jīng)獨立閥門(mén)與管路連接，方便檢修維護。

4.1.5 新建直流工程閥控系統應實(shí)現完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均應能夠在換流閥不停運的情況下進(jìn)行更換等故障處理。

4.1.6 新建直流工程每個(gè)單閥中必須增加一定數量的冗余晶閘管。各單閥中的冗余晶閘管數，應不少于 12 個(gè)月運行周期內損壞的晶閘管數期望值的 2.5 倍，也不應少于 4 個(gè)晶閘管。

4.1.7 新建直流工程須明確閥控系統（VBE/VCE）的換流閥保護功能與動(dòng)作邏輯，直流控制、保護功能設計應與換流閥保護功能設計進(jìn)行配合，FPT/DPT 試驗中須做好閥控系統保護功能與直流控制、保護功能配合的聯(lián)調試驗，防止不同廠(chǎng)家設備的功能設置與設備接口存在配合不當。

4.1.8 新建直流工程閥廳設計應根據當地歷史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂、側墻的設計標準，防止大風(fēng)掀翻以及暴雨雨水滲入。

4.1.9 新建直流工程閥廳屋頂應設計可靠的**措施，保障運維人員檢查屋頂時(shí)，無(wú)意外跌落風(fēng)險。

4.1.10 新建直流工程換流閥陽(yáng)極電抗器選型不宜采用鐵芯夾緊式裝配的型號，防止在長(cháng)期振動(dòng)環(huán)境下鐵芯下沉造成設備損壞。

4.1.11 新建柔性直流工程換流閥功率模塊選型優(yōu)先考慮故障后自然短路（而非開(kāi)路）的類(lèi)型，減少功率模塊故障對于系統的影響；單一功率模塊不宜設置可導致直流閉鎖的保護功能，如必須設置，則功率單元內相應測量、保護元件應按照“三取二”原則設置，防止單一元件異常直接閉鎖直流。

4.1.12 新建直流（常直或柔直）工程換流閥功率模塊單一故障不得影響其他設備和直流系統的運行，如故障功率模塊少于允許的冗余模塊數，不應造成保護動(dòng)作，不應影響其他設備和直流系統運行。

4.1.13 新建直流工程閥廳內每個(gè)閥塔均應預敷設各類(lèi)型光纖的備用光纖。

4.2 防止直流控制保護系統事故 

4.2.1 新建特高壓直流控制保護系統中應滿(mǎn)足在 OLT、解鎖工況下同一極高低端閥組換流變分接頭控制方式一致，且檔位差不超過(guò)一檔。

4.2.2 新建直流工程換流站*后斷路器保護功能應可通過(guò)出口壓板或控制字方式投退。整流站該功能為退出狀態(tài)，逆變側為投入狀態(tài)。當逆變站的交流出線(xiàn)多于三回時(shí)，不設置*后斷路器保護功能。

4.2.3 新建直流工程在設計階段須明確控制保護設備室的潔凈度要求；在設備室達到要求前，不應開(kāi)展控制保護設備的安裝、接線(xiàn)和調試；在設備室內開(kāi)展可能影響潔凈度的工作時(shí)，須采用完好塑料罩等做好設備的密封防護措施。當施工造成設備內部受到污穢、粉塵污染時(shí)，應返廠(chǎng)清洗并經(jīng)測試正常后方可使用；如污染導致設備運行異常，應整體更換設備。

4.2.4 新建直流工程直流控制、保護裝置應按照“N-1”原則進(jìn)行裝置可靠性設計，除直接跳閘元件外，任何單一測量通道、裝置、電源、板卡、模塊故障或退出不應導致保護誤動(dòng)跳閘或直流閉鎖。設備供貨商應按該原則進(jìn)行廠(chǎng)內可靠性測試，并提交測試報告。工程現場(chǎng)調試階段應在系統運行工況下，按該原則開(kāi)展裝置模擬試驗。工程驗收需核查試驗報告，并抽查復核試驗有效性。

4.2.5 新建直流工程光纖傳輸的直流分流器、分壓器二次回路應配置充足的備用光纖，一般不低于在用光纖數量的 60%，且不得少于 3對（1 對包含能量、數據光纖各 1 根），防止光纖故障造成直流長(cháng)時(shí)間停運。

4.2.6 新建直流工程控制保護屏柜頂部應設置防冷凝水和雨水的擋水隔板。繼保室、閥冷室、閥控室通風(fēng)管道不應設計在屏柜上方，防止冷凝水跌落或沿頂部線(xiàn)纜流入屏柜。

4.2.7 新建直流工程直流場(chǎng)測量光纖應進(jìn)行嚴格的質(zhì)量控制：

1、光纖（含兩端接頭）出廠(chǎng)衰耗不應超過(guò)運行許可衰耗值的 60%；同時(shí)與廠(chǎng)家同種光纖衰耗固有統計分布的均值相比，增量不應超過(guò) 1.65 倍標準差（95%置信度）；

2、現場(chǎng)安裝后光纖衰耗較出廠(chǎng)值的增量不應超過(guò) 10%。

3、光纖戶(hù)外接線(xiàn)盒防護等級應達到 IP65 防塵防水等級；

4、設計階段需**計算光纖長(cháng)度，偏差不應超過(guò) 15%，防止余纖盤(pán)繞增大衰耗；

5、光纖施工過(guò)程須做好防振、防塵、防水、防折、防壓、防拗等措施，避免光纖損傷或污染。

4.2.8 新建直流工程電壓、電流回路及模塊數量須充分滿(mǎn)足控制、保護、錄波等設備對于回路冗余配置的要求。對于直流保護系統，不論采用“三取二”、“完全雙重化”或可靠性更高的配置，裝置間或裝置內冗余的保護元件均不得共用測量回路。

4.2.9 新建直流工程設計須明確直流濾波器是否為直流運行的必要條件，對于必須直流濾波器投入的直流工程，直流濾波器應采用冗余配置，防止單一濾波器故障造成直流停運。

4.2.10 新建直流工程直流控制系統內的保護功能不應與直流保護系統內的保護功能相重復，原則上基于電壓、電流等電氣量的保護功能應且僅應設置在保護系統內。直流控制系統的保護功能**于與控制功能、控制參數密切關(guān)聯(lián)的特殊保護。

4.2.11 新建直流工程作用于跳閘的非電量保護元件應設置三副獨立的跳閘觸點(diǎn)，按照“三取二”原則出口，按照“三取一”原則發(fā)動(dòng)作告警信號。

4.3 防止其他直流設備事故 

4.3.1 新建及改造直流工程換流閥陽(yáng)極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：1、水管使用軟質(zhì)護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動(dòng)空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發(fā)生非緊固性觸碰。

4.3.2 新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態(tài)下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.3 新建直流工程換流閥陽(yáng)極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：1、水管使用軟質(zhì)護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動(dòng)空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發(fā)生非緊固性觸碰。

4.3.4 新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態(tài)下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.5 新建特高壓直流工程旁路開(kāi)關(guān)位置傳感器應采用冗余化配置，避免因單個(gè)傳感器異常造成冗余閥組控制系統故障和直流無(wú)法運行。

5.1 防止配網(wǎng)類(lèi)設備事故 

5.1.1 嚴禁 PT 柜內避雷器直接連接母線(xiàn)。

5.1.2 對于跨越鐵路、公路、通航河道等的新建和改造的 10kV 架空線(xiàn)路，應采用獨立耐張段或跨越段改電纜，跨越檔內采用帶鋼芯的導線(xiàn)。

5.1.3 新建和改造的環(huán)網(wǎng)柜必須具備完善的防誤閉鎖功能，包括防止帶電誤合地刀功能。

5.1.4 同溝敷設兩回及以上且有中間接頭的中壓電纜，或與其它管線(xiàn)同溝敷設且有中間接頭的中壓電纜（穿管或直埋電纜除外），電纜中間接頭應采取防火防爆措施。

5.1.5 新建和改建的低壓臺區絕緣導線(xiàn)，必須預裝接地掛環(huán)。

5.1.6 禁止低壓導線(xiàn)使用裸導線(xiàn)。對不滿(mǎn)足要求的須在 2020 年 12 月前完成改造。

6.1 防止二次系統事故 

6.1.1 500kV 線(xiàn)路，超過(guò) 50km 或多單位維護的 220kV 線(xiàn)路應配置集中式行波測距裝置，不滿(mǎn)足要求的，應于 2018 年前完成改造。對于已配置分布式測距裝置的 220kV 線(xiàn)路，可不另行配置集中式行波測距裝置。各單位應按照 OS2 主站建設架構，結合實(shí)際逐步建設省級和地級 OS2 主站測距功能，集中管理相關(guān)行波數據。

6.1.2  為防止回路改變造成的保護誤動(dòng)和拒動(dòng)，南方電網(wǎng)標準設計以外的設備在接入保護回路及跳合閘回路前，應按設備調管范圍經(jīng)相應的保護主管部門(mén)批準。

6.1.3  廠(chǎng)站新投運設備的二次回路（含一次設備機構內部回路）中，交、直流回路不應合用同一根電纜，強電和弱電回路不應合用同一根電纜。

6.1.4  1.10kV（20kV、35kV）配網(wǎng)不接地系統或經(jīng)消弧線(xiàn)圈接地系統，無(wú)中性點(diǎn)改造計劃，均應配備小電流接地選線(xiàn)設備。運行設備未配置的，要在 2018 年 12 月 30 日完成改造。

2.各分子公司應**梳理在運小電流接地選線(xiàn)設備，具備跳閘條件的裝置應在 2017 年底前投入跳閘功能。

3.不具備跳閘功能或跳閘回路、選線(xiàn)裝置運行年限超過(guò)12 年、選線(xiàn)裝置缺陷率高且廠(chǎng)家技術(shù)支持能力不足、選線(xiàn)跳閘準確率低于 90%等情況應統一納入改造范圍。

6.1.5  新建、擴建或改造的定值配合困難的 110kV 線(xiàn)路（如環(huán)網(wǎng)線(xiàn)路）應配置光纖差動(dòng)保護。

6.1.6  完善智能站運維管理工具。新建智能站應同步部署運維管理工具（含配置文件管理、虛實(shí)回路監視與告警、輔助安措等功能），已投運重要智能站（保護不正確動(dòng)作可導致電力生產(chǎn)**事故或**事件的智能站）應盡快部署運維管理工具。

6.1.7  新投運設備電壓切換裝置的電壓切換回路及其切換繼電器同時(shí)動(dòng)作信號采用保持（雙位置）繼電器接點(diǎn)，切換繼電器回路斷線(xiàn)或直流消失信號，應采用隔離刀閘常開(kāi)接點(diǎn)啟動(dòng)的不保持（單位置）繼電器接點(diǎn)。

電壓切換回路采用雙位置繼電器接點(diǎn)，而切換繼電器同時(shí)動(dòng)作信號采用單位置繼電器接點(diǎn)的運行電壓切換裝置，存在雙位置繼電器備用接點(diǎn)的，要求結合定檢完成信號回路的改造；**位置繼電器備用接點(diǎn)的，結合技改更換電壓切換裝置。

6.1.8  裝設了 220kV 備自投 220kV 變電站的 220kV 線(xiàn)路應裝設雙套光纖差動(dòng)保護，不滿(mǎn)足雙套光纖差動(dòng)要求的應在 2020 年前完成改造。

6.1.9 1.采用油壓、氣壓作為操作機構的斷路器，壓力低閉鎖重合閘接點(diǎn)應接入操作箱。

2.對斷路器機構本體配置了操作、絕緣壓力低閉鎖跳、合閘回路的新投運保護設備，應取消相應的串接在操作箱跳合閘控制回路中的壓力接點(diǎn)。斷路器彈簧機構未儲能接點(diǎn)不得閉鎖跳閘回路。

3.已投運行操作箱接入斷路器壓力低閉鎖接點(diǎn)后，壓力正常情況下應能保證可靠切除長(cháng)久故障（對于線(xiàn)路保護應滿(mǎn)足“分-合-分”動(dòng)作要求）；當壓力閉鎖回路改動(dòng)后，應試驗整組傳動(dòng)分、合正常。

6.1.10  采用彈簧儲能斷路器機構多次重合隱患整（調繼〔2016〕10 號）：采用彈簧儲能的非三相機械聯(lián)動(dòng)機構的斷路器，線(xiàn)路保護（含獨立重合閘裝置，以下同）需要投入三重（或綜重、特重）方式時(shí)，原則上只考慮單相偷跳啟動(dòng)重合閘功能，應退出線(xiàn)路保護“三相跳位啟動(dòng)重合閘”功能；無(wú)退出線(xiàn)路保護“三相跳位啟動(dòng)重合閘”功能的，應將“彈簧未儲能接點(diǎn)”接入的線(xiàn)路保護“壓力低閉鎖重合閘”開(kāi)入回路。

6.1.11  新投運電壓互感器的二次繞組二次電壓回路采用分相總空氣開(kāi)關(guān)，并實(shí)現有效監視。對于已投入運行的母線(xiàn) PT 二次三相聯(lián)動(dòng)空開(kāi)，結合檢修、技改等逐步進(jìn)行更換；配置備自投裝置且線(xiàn)路可能輕載的廠(chǎng)站應優(yōu)先更換。

6.2 防止通信裝置事故 

6.2.1 為防止 110kV 及以上廠(chǎng)站通信專(zhuān)用電源系統故障無(wú)法及時(shí)發(fā)現導致全站通信電源全停的風(fēng)險，2017 年底要求在現有的通信電源遠程監視系統中實(shí)現所有 110kV 及以上廠(chǎng)站通信電源的遠程監控。

6.2.2 依據《關(guān)于通報兩起 500kV 站內計劃施工誤斷通信光纜事件的通知》（調通【2016】4 號），2017 年底前完成所有 110kV 及以上廠(chǎng)站站內光纜標識、站內資料交底等整改。

6.3 防止自動(dòng)化專(zhuān)業(yè)事故 

6.3.1 中調自動(dòng)化主站系統的 SCADA 服務(wù)器、FES 前置直采服務(wù)器及 SCADA、前置和 AGC/AVC 應用等重要設備和應用在檢修情況下實(shí)現 N-1 冗余配置。

6.3.2 SCADA 服務(wù)器、FES 前置服務(wù)器、AGC/AVC 服務(wù)器的磁盤(pán)、電源、風(fēng)扇，關(guān)系庫、時(shí)序庫存儲陣列的磁盤(pán)，主干交換機、前置交換機的電源要做好備品備件儲備，要求每種不同型號設備模塊數量在 10 以?xún)鹊闹辽賯浞?1 個(gè)，10 以上 20 以?xún)鹊闹辽賯浞?2 個(gè)，20 個(gè)以上的至少備份 3 個(gè)。包括自備或者協(xié)議存儲模式，均要求 24 小時(shí)到貨。

6.3.3 自動(dòng)化系統服務(wù)器、工作站在應用平臺完成啟動(dòng)之前應具備自動(dòng)檢查操作系統的時(shí)間功能，出現偏差應先采取校正操作。自動(dòng)化系統關(guān)鍵應用的主備切換前應具備自動(dòng)檢查應用狀態(tài)是否正常、主備實(shí)時(shí)庫的重要數據是否一致、檢查操作系統時(shí)間功能，出現問(wèn)題應中止切換操作。不具備條件的采用手工方法核對檢查操作系統時(shí)間。

6.3.4 Oracle10.2.0.1  的  linux  版本存在嚴重**隱患，應升級到10.2.0.2 及以上版本，或安裝補丁 patch4612267。

6.3.5 35kV 及以上變電站中無(wú)監控、無(wú)遠動(dòng)、單遠動(dòng)配置的，應建設自動(dòng)化系統，配置雙套遠動(dòng)機；110kV 及以上變電站中單通道、單 UPS 配置的，應配置雙通道、雙 UPS。

6.3.6 根據公司調控一體化建設工作要求，開(kāi)展設備集中監視、集中控制業(yè)務(wù)的自動(dòng)化主站技術(shù)支持系統應具備遙控遙調、綜合告警、綜合防誤等功能。2017 年底完成 AGC 關(guān)聯(lián)關(guān)鍵服務(wù)器時(shí)間偏差越限告警信號，OCS 系統出現時(shí)間偏差告警時(shí)，應暫?？刂?。

6.3.7 變電站視頻及環(huán)境監控系統戶(hù)外攝像機及電纜護管、抱箍、接線(xiàn)盒等附屬設施存在銹蝕嚴重、松動(dòng)、退役未及時(shí)拆除等情況的，易導致人身、設備**風(fēng)險，應進(jìn)行加固，退役需拆除的要及時(shí)拆除。

6.4 防止安自專(zhuān)業(yè)事故 

6.4.1 安穩、備自投、低周減載及失步解列等安自裝置的跳閘出口，原則上應直接接斷路器操作箱跳閘回路（110kV 及以下集成操作箱功能的保護裝置，安自裝置的跳閘出口應直接接保護裝置的操作跳閘回路）?，F場(chǎng)未配置操作箱且保護裝置未集成斷路器操作跳閘回路的，安自裝置的跳閘出口應直接接斷路器跳閘回路。發(fā)電廠(chǎng)安自裝置動(dòng)作后需啟動(dòng)停機流程的，可另增一副出口接點(diǎn)啟動(dòng)停機流程。

6.4.2 1、對于新建、擴建和技改的穩控切機執行站裝置，除因穩定控制要求需采取*優(yōu)匹配切機方案外，應采用雙套獨立模式。

2、對于采用主輔運模式的切機執行站，主運裝置動(dòng)作后閉鎖輔運裝置，輔運裝置動(dòng)作后不再閉鎖主運裝置；輔運裝置被主運裝置閉鎖后，必須將其所有動(dòng)作標志清空，防止主運裝置閉鎖信號消失后，輔運裝置因其它擾動(dòng)誤動(dòng)出口。

6.4.3 1、備自投裝置設置的檢備用電源電壓異常放電邏輯應設置延時(shí)，具體延時(shí)應躲過(guò)相關(guān)后備保護動(dòng)作時(shí)間，以防止主供電源故障引起備用電源短時(shí)異常時(shí)裝置誤放電；在上述延時(shí)內，一旦備用電源恢復正常，異常放電邏輯應瞬時(shí)復歸。

2、備自投裝置應確保本站主供電源開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后再合備用電源，同時(shí)應具備防止合于故障的保護措施，或具備合于故障的加速跳閘功能。

3、備自投裝置起動(dòng)后跟跳主供電源開(kāi)關(guān)時(shí)，禁止通過(guò)手跳回路起動(dòng)跳閘，以防止因同時(shí)起動(dòng)“手跳閉鎖備自投”邏輯而誤閉鎖備自投。

6.5 防止電力監控系統網(wǎng)絡(luò )**事故

6.5.1 尚未按《南方電網(wǎng)電力監控系統**防護技術(shù)規范》完成**分區改造及公網(wǎng)采集**接入區建設的各級計量自動(dòng)化主站系統，2017年底應完成主站**分區改造及**接入區建設。

6.5.2 尚未按《南方電網(wǎng)電力監控系統**防護技術(shù)規范》完成**分區改造的各級電力設備在線(xiàn)監測主站系統，2017 年底應完成主站**尚未按《南方電網(wǎng)電力監控系統**防護技術(shù)規范》完成公網(wǎng)采集**接入區建設的配電自動(dòng)化主站系統，2017 年底應完成主站**接入區建設。

6.5.3 尚未按《南方電網(wǎng)電力監控系統**防護技術(shù)規范》完成**區 II縱向加密改造的各級主站系統，2017 年底應完成各級主站**區 II縱向加密改造。

6.5.4 尚未按《南方電網(wǎng)電力監控系統**防護技術(shù)規范》完成**區 II縱向加密改造的各級廠(chǎng)站系統，2018 年底應完成各級廠(chǎng)站**區 II縱向加密改造。

6.5.5 尚未實(shí)現**防護監視及審計功能的地級及以上主站，2017年底前應完成系統**監視及審計功能建設。

6.5.6 尚未實(shí)現運維調試管控技術(shù)手段的各地級及以上主站，2017年底，應完成堡壘機部署，實(shí)現運維、調試的訪(fǎng)問(wèn)控制及審計。生產(chǎn)控制大區應劃分獨立運維調試網(wǎng)段，并部署網(wǎng)絡(luò )準入系統或 MAC 地址綁定等手段，對運維及調試設備接入網(wǎng)絡(luò )進(jìn)行管控。

6.5.7 排查電力監控系統入侵檢測系統、病毒防護措施、防火墻、主要網(wǎng)絡(luò )設備的冗余配置等情況，2017 年底應完成主站缺失的**防護設備的部署。

6.5.8 2017 年 6 月 30 日前各級主站、廠(chǎng)站應按作業(yè)指導書(shū)的要求，配置生產(chǎn)控制大區專(zhuān)用 U 盤(pán)及專(zhuān)用殺毒電腦，變電站端應配備殺毒 U 盤(pán)，拆除或禁用不必要的光驅、USB 接口、串行口等，按流程嚴格管控移動(dòng)介質(zhì)接入生產(chǎn)控制大區、嚴禁出現跨區互聯(lián)等違規情況。

6.5.9 2019 年底地區供電局及以上主站自動(dòng)化、通信機房，500kV 及以上廠(chǎng)站主控室等關(guān)鍵區域應按**防護相關(guān)規定，完善電子門(mén)禁、視頻監控、紅外防盜報警、溫濕度監控、防滲水監控等功能，通過(guò)響鈴、短信等方式實(shí)現自動(dòng)報警，確保關(guān)鍵場(chǎng)所物理**。

6.5.10 電力監控系統主站及廠(chǎng)站主機操作系統完成主機加固，工作開(kāi)展前需要進(jìn)行**評估和驗證。