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防止枢纽变电站全停事故措施1.1 完善枢纽变电站一次设备1.1.1 枢纽变电站在非过渡阶段应有三条以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-1、N-2故障时不应出现变电站全停的情况。
1.1.2 枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2结线方式。
根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。
1.1.3 严格按照有关标准进行开关设备选型，对运行中不符合有关标准的开关应及时进行改造，在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。
1.2 防止直流系统故障造成枢纽变电站全停1.2.1 枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案，每组蓄电-池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。
1.2.2 直流母线应采用分段运行方式，每段母线分别由独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络开关，正常运行时该开关处于断开位置。
1.2.3 加强直流保险管理，直流保险应按有关规定分级配置。
直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。
1.2.4 严格直流专用空气开关的分级配置管理，防止因直流开关不正常脱扣造成事故扩大。
保护装置应采用直流专用空气开关。
1.2.5 严格蓄电池组的运行维护管理，防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。
1.3 防止继电保护误动造成枢纽变电站全停1.3.1 为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。
传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构的通信监控主站系统。
1.3.2 在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。
电网安全生产16条措施电网安全生产是建设安全、可靠、高效的电力供应体系的基础，关系到国家电力系统运行的稳定性和电力供应的连续性。
为了确保电网安全生产，需要采取一系列措施，下面将介绍16条措施。
第一条，加强电网设备的检修与维护。
定期对电网设备进行检修与维护，修复设备中的故障，防止设备运行时引发安全事故。
第二条，严格执行电网运行规程。
制定电网运行规程，并严格执行，确保电网运行的安全和稳定。
第三条，健全电网安全管理体系。
建立健全电网安全管理体系，明确责任、权限和流程，确保安全管理的科学化、规范化和制度化。
第四条，加强电网巡视和监测。
定期对电网进行巡视和监测，及时发现并修复潜在的安全隐患。
第五条，加强电网事故应急救援能力建设。
组建专业的电网事故应急救援队伍，配备应急救援设备和工具，提高应急救援的能力和水平。
第六条，加强电网安全技术攻关。
加强电网安全技术研究和攻关，推动电网安全技术的创新和应用。
第七条，严禁违规施工和改动电网设备。
严禁在未经许可的情况下进行违规施工和改动电网设备，防止因此引发电网安全事故。
第八条，加强电网人员培训和素质提升。
加强电网人员的培训和素质提升，提高电网人员的安全意识和技能水平。
第九条，加强对电网设备的监管和调控。
加强对电网设备的监管和调控，确保电网设备的安全运行。
第十条，完善电网安全监测系统。
建立完善的电网安全监测系统，实时监测电网的运行状况和安全风险。
第十一条，推广应用先进的电网安全设备。
推广应用先进的电网安全设备，提高电网的安全性和可靠性。
第十二条，加强电网信息化建设。
加强电网信息化建设，提高电网运行的信息化水平，做到信息共享、协同工作。
第十三条，加强对电网安全生产的监督和检查。
加强对电网安全生产的监督和检查，发现问题及时整改，确保电网安全运行。
第十四条，加强与相关部门的互动与合作。
加强与相关部门的互动与合作，形成合力，共同推动电网安全生产。
第十五条，加强电网安全宣传教育。
加强对电网安全的宣传教育，提高公众的安全意识，共同保障电网安全。
直流电源全过程技术监督精益化管理实施细则直流电源全过程技术监督精益化管理实施细则（规划可研阶段）技术监督阶段监督内容技术监督专业序号监督项目关键项权重监督要点监督依据监督要求监督结果规划可研阶段电气设备性能1设备运行环境要求I1.直流电源类设备环境适用性（海拔、温度、抗震等）应满足运行现场的环境条件；2.设备安装及使用地点无影响设备安全的不良因素。
（1）《直流电源系统技术监督导则》（Q/GDW 11078-2013）5.1.2.3 直流电源类设备环境适用性（海拔、温度、抗震等）是否满足运行现场的环境条件；（2）国家电网公司《变电站直流电源系统技术标准》（ Q/GDW11310—2014）4.1.4 安装使用地点无强烈振动和冲击，无强电磁干扰，外磁场感应强度不得超过0.5mT。
4.1.5 安装垂直倾斜度不超过5%。
4.1.6 使用地点不得有爆炸危险介质，周围介质不含有腐蚀金属和破坏绝缘的有害气体及导电介质。
参加可研报告审查会，查阅资料，包括工程可研报告、可研报告评审意见和可研批复文件等。
监督结果：记录工程可研报告、可研报告评审意见和批复文件直流电源类设备环境适用性是否满足要求。
规划可研阶段电气设备性能2蓄电池选型（含一体化电源）II1.采用阀控式密封铅酸蓄电池；2.铅酸蓄电池宜采用单体为2V的蓄电池，直流电源成套装置组柜安装的铅酸蓄电池也可采用6V或12V蓄电池。
（1）《直流电源系统通用技术规范》（国家电网公司物资采购标准）2014年版2.2.2主要技术性能蓄电池型式：阀控式密封铅酸蓄电池。
（2）《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2014）3.3.1 蓄电池型式选择应符合下列要求：1直流电源宜采用阀控式密封铅酸蓄电池，也可采用固定型排气式铅酸蓄电池；3.3.2 铅酸蓄电池应采用单体为2V的蓄电池，直流电源成套装置组柜安装的铅酸蓄电池宜采用单体为2V的蓄电池，也可采用6V或12V组合电池。
站用电系统低压脱扣装置适用性分析摘要：低压断路器的低压脱扣装置曾广泛的应用于厂（站）用电系统，随着变电站电压敏感型负荷自身控制回路的完善，配置低压脱扣装置的经济性有待考虑，本文通过对低压脱扣装置动作行为及其对电压敏感型负荷的适用性分析，提出站用电系统无需安装低压脱扣装置的建议。
关键词：站用电系统；低压脱扣装置；电压敏感型负荷；适用性低压脱扣装置是低压断路器中的一个功能部件，实现低压脱扣功能的动作单元，由与其同体安装的低压脱扣装置实现。
当受电网出现欠压时，低压脱扣装置将瞬动或经一定的延时后使断路器跳闸，从而防止电压下降损坏电压敏感型负荷，本文列举了站用电系统400V母线电压下降的主要因数，对电压敏感型负荷控制回路进行了介绍，综合分析了站用电系统低压脱扣装置的适用性，提出站用电系统无需安装低压脱扣装置的建议，对今后交流系统的技改及基建工作有一定的指导意义。
一、低压脱扣装置动作行为分析低压脱扣装置在站用电系统400V母线出线欠压时动作，根据GBl4048.1-2012《低压开关设备和控制设备总则》：“低压脱扣器的动作范围为额定电压的35％～70％”，受电网出现欠压的主要原因有电机直接启动、供电系统短路故障等，现对上述两种情况分别分析如下：1.1 供电系统短路故障引起的电压下降电力系统不可避免地存在系统短路故障，当变电站系统近处发生严重电网故障时后，比如变电站线路出线发生三相短路、金属性接地等，不可避免引起低压母线电压降低，这类故障造成的电压通常能够达到低压脱扣动作值，当站用电系统400V进线装有瞬时低压脱扣断路器时，进线开关将跳闸，造成母线失电。
2016年公司系统内某变电站曾发生过一起因35kV出线电缆起火（短路故障），站用电系统低压进线断路器低压脱扣装置动作，因该站直流蓄电池与直流系统脱离，导致主设备烧损的恶性事故。
1.2 电机启动引起的电压下降变电站站用电负荷中存在大量电机类负荷，如消防水泵电机、风冷电机等，电机在启动过程中产生较大的启动电流，从而拉低母线电压。
防止变电站全停十六项措施（试行）目录1 防止电网结构不完善导致变电站全停 (1)2 防止检修方式下导致变电站全停 (2)3 防止误操作导致变电站全停 (3)4 防止检修、改扩建施工导致变电站全停 (5)5 防止母线侧设备故障导致变电站全停 (6)6 防止继电保护装置故障导致变电站全停 (8)7 防止监控系统故障导致变电站全停 (11)8 防止直流电源系统故障导致变电站全停 (12)9 防止站用电系统故障导致变电站全停 (14)10 防止短路电流超标导致变电站全停 (14)11 防止污闪导致变电站全停 (15)12 防止外力破坏导致变电站全停 (17)13 防止恶劣天气导致变电站全停 (18)14 防止火灾导致变电站全停 (19)15 防止智能变电站全停 (20)16 防止其他原因导致变电站全停 (22)1防止电网结构不完善导致变电站全停1.1 在规划设计阶段，应注意如下事项：1.1.1 按照变电站重要程度设计输电通道：特高压变电站、跨大区联网变电站等特别重要变电站应设计四条及以上输电通道；220kV-750kV主电网枢纽变电站应设计三条及以上输电通道；给重要用户供电的变电站应设计两条及以上输电通道，多路电源不能取至同一变电站。
1.1.2 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站应采用双母分段接线或3/2接线方式，3/2接线方式下同一电源点的两回进线不能在同一串内，母线或任一出线检修时均不应出现变电站全停的情况。
1.1.3 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站的架空电源进线不得全部架设在同一杆塔上，220kV及以上电缆电源进线不得敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。
1.1.4 一般不应规划建设单进线或单主变或单母线的变电站。
对于供电可靠性要求不高的变电站，采用单进线或单主变或单母线形式时，应提高设备选型标准，采用高可靠性的设备，尽量减少变电站全停。
变电站设备防火、防汛、防风、防寒、防高温、防潮、防毒、防雷、防小动物措施依据国家电网公司变电标准化管理规定的要求，特制定变电站设备防火、防汛、防风、防寒、防高温、防潮、防毒、防雷、防小动物措施。
一、设备防火措施1、变电站应按照消防法规要求配备足够的消防器材和消防设施，配备的数量、种类由公司行政保卫部决定。
2、消防器材应存放在重点防火设备的附近，且不易损坏的地点或消防柜内。
3、有关消防的自动报警和灭火系统要定期检查、测试，灭火系统每年定期试验一次。
4、所有消防专用设备不得任意改装或挪作它用。
每半年应对干粉，1211，二氧化碳等充气灭火器进行一次重点检查。
过期或失效的灭火器要及时更换、补充。
对消防器材要实行定置管理。
5、运维人员及保值守员应定期接受消防知识培训，建立义务消防小组，并组织消防演习活动和消防知识学习，熟悉消防设施和器材的性能和适用范围，掌握其使用方法，熟知火警电话及报警方法，掌握自救逃生知识和技能。
6、变电站发生火灾时，当值值班长必须按我站消防事故预案立即组织扑救，并向上级有关部门汇报，重大火灾事故应即时通知消防队进行扑救，同时拔打电话119进行火灾报警。
当电气设备发生火灾时应先报告当值班长和相应调度机构，并立即将有关设备的电源切断，采取紧急隔停措施。
二、设备防汛措施1、变电站内应根据需要配备适量的防汛设备和防汛物资，防汛设备在每年汛前要进行全面的检查、试验，处于完好状态；防汛物资要专门保管，并有专门的台帐。
2、雨季来临前，对可能积水的地下室、电缆沟、电缆隧道及场区的排水设施进行全面检查和疏通，做好防进水和排水措施。
3、定期检查开关、瓦斯继电器等设备的防雨罩应扣好。
4、下雨时对房屋渗漏、下水管排水情况进行检查。
5、雨后检查地下室、电缆沟、电缆隧道等积水情况，并及时排水，设备室潮气过大时做好通风。
6、端子箱、机构箱等室外设备箱门应关闭，密封良好。
三、设备防风措施1、变电站根据地区气候特点每年只有在春、冬季时才会有教其它季节风大些，但不会超过6级以上，所以户外设备不会受太风力的侵害。
防止发电厂变电站全停及重要客户停电事故重点要求及实施细则1.1 防止发电厂全停事故1.1.1 加强两票三制管理1.1.1.1 运行人员应做好机组日常定期试验、轮换等各项基础性工作，确保设备可靠运行和备用。
1.1.1.2 运行人员应严格执行电网有关规程、规定。
操作前认真核对接线方式，检查设备状况。
执行操作票中，不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。
运行倒闸操作属于重要或复杂的操作，相关技术人员、领导应现场给予指导和监护。
1.1.1.3 加强热控、继保维护人员在设备检修中的监护操作，防止“三误”发生。
1.1.2 加强DCS、ECS、AVC的维护管理1.1.2.1 热控保护柜、继电保护柜、DCS控制柜和接口柜应有可靠通风和防止灰尘侵入的措施，风扇及滤网要定期清理维护，确保柜内清洁。
1.1.2.2 电子设备间空调设备要有冗余配置，保证可靠工作，防止空调设备故障造成保护及控制装置过热失灵。
1.1.2.3 在运行设备二次回路上的工作必须有安全措施票。
1.1.2.4 新建机组卫星对时必须采用北斗时钟系统。
运行机组要逐步将时钟由GPS时钟改为北斗时钟系统。
1.1.2.5 规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。
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。
1.1.2.6 严禁运行中修改监控系统工程师站、操作员站时钟。
1.1.2.7 利用机组停机机会，联系DCS厂家维护人员对操作系统进行维护。
1.1.2.8 应按保证机组安全稳定运行的原则设置AGC、AVC调节上下限，并报调度部门备案，超出上下限时应能自动闭锁或切换手动控制。
AGC下限应大于锅炉最低稳燃负荷；AVC下限应大于低励限制并满足厂用电电压要求，AVC上限限制应不大于过励限制并保证发电机电压在正常范围。
1.1.3 加强厂用电管理1.1.3.1 厂用各380V母线负荷应均匀分配，各母线电流在正常范围。
国网公司十八项反事故措施5防止枢纽变电站全停事故5.1完善枢纽变电站一次设备5.1.1枢纽变电站在非过渡阶段应有三条以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-1、N-2故障时不应出现变电站全停的情况。
5.1.2枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2结线方式。
根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。
5.1.3严格按照有关标准进行开关设备选型，对运行中不符合有关标准的开关应及时进行改造，在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。
5.2防止直流系统故障造成枢纽变电站全停5.2.1枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案，每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。
5.2.2直流母线应采用分段运行方式，每段母线分别由独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络开关，正常运行时该开关处于断开位置。
5.2.3加强直流保险管理，直流保险应按有关规定分级配置。
直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。
5.2.4严格直流专用空气开关的分级配置管理，防止因直流开关不正常脱扣造成事故扩大。
保护装置应采用直流专用空气开关。
5.2.5严格蓄电池组的运行维护管理，防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。
5.3防止继电保护误动造成枢纽变电站全停5.3.1为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。
传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构的通信监控主站系统。
5.3.2在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。
5.3.3继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下不正确动作造成枢纽变电站全停。
国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）目录1 防止电网结构不完善导致变电站全停 (1)2 防止检修方式下导致变电站全停 (2)3 防止误操作导致变电站全停 (2)4 防止检修、改扩建施工导致变电站全停 (4)5 防止母线侧设备故障导致变电站全停 (5)6 防止继电保护装置故障导致变电站全停 (6)7 防止监控系统故障导致变电站全停 (9)8 防止直流电源系统故障导致变电站全停 (10)9 防止站用电系统故障导致变电站全停 (11)10 防止短路电流超标导致变电站全停 (11)11 防止污闪导致变电站全停 (12)12 防止外力破坏导致变电站全停 (13)13 防止恶劣天气导致变电站全停 (14)14 防止火灾导致变电站全停 (15)15 防止智能变电站全停 (16)16 防止其他原因导致变电站全停 (17)1防止电网结构不完善导致变电站全停1.1 在规划设计阶段，应注意如下事项：1.1.1 按照变电站重要程度设计输电通道：特高压变电站、跨大区联网变电站等特别重要变电站应设计四条及以上输电通道；220kV-750kV主电网枢纽变电站应设计三条及以上输电通道；给重要用户供电的变电站应设计两条及以上输电通道，多路电源不能取至同一变电站。
1.1.2 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站应采用双母分段接线或3/2接线方式，3/2接线方式下同一电源点的两回进线不能在同一串内，母线或任一出线检修时均不应出现变电站全停的情况。
1.1.3 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站的架空电源进线不得全部架设在同一杆塔上，220kV及以上电缆电源进线不得敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。
1.1.4 一般不应规划建设单进线或单主变或单母线的变电站。
对于供电可靠性要求不高的变电站，采用单进线或单主变或单母线形式时，应提高设备选型标准，采用高可靠性的设备，尽量减少变电站全停。
防止继电保护装置故障导致变电站全停措施（试行）防止继电保护装置故障导致变电站全停措施（试行）国网浙江省电力公司说明为适应电网发展需要，进一步提高电网安全稳定运行水平，充分发挥继电保护装臵在电网运行中的作用，杜绝由于继电保护装臵本身故障导致变电站全停事故发生，特编写防止继电保护装臵故障导致变电站全停措施。
本措施准针对常规变电站与智能变电站各自继电保护装臵特点分别规定。
本规定适用于国网浙江省电力公司各110千伏至500千伏变电站。
110千伏以下电压等级变电站参照执行。
本规定的主要编写单位（部门）：浙江电力调度控制中心、国网金华供电公司。
本规定的主要编写人员：杜浩良、奚洪磊、周芳、张志峥、方天宇、李跃辉、潘武略、郭宇隽、吴宏斌、林军、郑建梓。
第一篇常规变电站防止继电保护装臵故障导致全停措施第一章设备选型与配臵第一条继电保护及安全自动装臵选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良并通过国家电网公司专业检测的产品。
第二条继电保护及安全自动装臵应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品。
（一）在保护装臵内，直跳回路开入量应设臵必要的延时防抖回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装臵误动出口。
（二）对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，应采取在开入回路中装设大功率抗干扰继电器或者采取软件防误等措施防止直跳开入的保护误动作。
第三条新、扩建或改造的变电站，应配臵独立的保护装臵和测控装臵，防止保护及测控相互影响功能同时失去时，出现一次设备失去保护功能同时又无法远方遥控停运的情况。
已投入运行的保护测控一体化装臵应逐步进行改造。
第四条在变电站规划阶段应做好一、二次设备选型的协调，充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配臵和整定困难。
第二章消除二次回路隐患第五条交流电流和交流电压回路、不同交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。
国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）目录1防止电网结构不完善导致变电站全停12防止检修方式下导致变电站全停23防止误操作导致变电站全停24防止检修、改扩建施工导致变电站全停45防止母线侧设备故障导致变电站全停56防止继电保护装置故障导致变电站全停67防止监控系统故障导致变电站全停88防止直流电源系统故障导致变电站全停99防止站用电系统故障导致变电站全停1010防止短路电流超标导致变电站全停 (11)11防止污闪导致变电站全停 (11)12防止外力破坏导致变电站全停 (13)13防止恶劣天气导致变电站全停 (13)14防止火灾导致变电站全停 (14)15防止智能变电站全停 (15)16防止其他原因导致变电站全停 (17)1防止电网结构不完善导致变电站全停1.1 在规划设计阶段，应注意如下事项：1.1.1 按照变电站重要程度设计输电通道：特高压变电站、跨大区联网变电站等特别重要变电站应设计四条及以上输电通道；220kV-750kV主电网枢纽变电站应设计三条及以上输电通道；给重要用户供电的变电站应设计两条及以上输电通道，多路电源不能取至同一变电站。
1.1.2 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站应采用双母分段接线或3/2接线方式，3/2接线方式下同一电源点的两回进线不能在同一串内，母线或任一出线检修时均不应出现变电站全停的情况。
1.1.3 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站的架空电源进线不得全部架设在同一杆塔上，220kV及以上电缆电源进线不得敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。
1.1.4 一般不应规划建设单进线或单主变或单母线的变电站。
对于供电可靠性要求不高的变电站，采用单进线或单主变或单母线形式时，应提高设备选型标准，采用高可靠性的设备，尽量减少变电站全停。
1.1.5 终期为双母线双分段接线方式设计的变电站，投产时应按终期规模将两个母联、两个分段间隔相关一、二次设备全部投运，防止母联、分段扩建时变电站长期单母线方式运行增大全停风险。
1.1.6 对3/2接线方式的变电站，应避免主变直接接在母线上，防止主变开关或电流互感器更换送电时，另一条运行母线跳闸，造成变电站全停。
1.2 对已运行的不能满足上述要求的变电站，应按照轻重缓急原则纳入规划改造。
2防止检修方式下导致变电站全停2.1 应加强电网运行风险管控，对检修方式进行风险评估，调控部门提前发布电网运行风险预警，各单位负责落实预控措施。
2.2 要高度重视单进线或单主变或单母线方式下的安全管控，提前采取预防措施，严防变电站全停发生。
2.3 要强化检修方式下的运维检修管理，要求如下：2.3.1 变电站全停可能造成五级及以上电网事件的，由地市公司（省检修公司）制定风险管控措施并报省公司审批发布。
2.3.2 检修、施工现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视工作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位；领导和管理人员未到现场不准开工。
2.3.3 停电前，运维单位制定输变电设备特巡特护方案，组织开展一次单进线、单主变、单母线设备的特巡、红外测温、消缺、隐患排查治理工作。
2.3.4 停电期间，无人值班变电站应视工作需要临时恢复驻站运维，对保电设备每天进行三次特巡，重点对运行主变、母线、站用电、直流系统等巡视和红外测温；保电线路应每天特巡一次，外破高发地点应设专人看守，山火易发区应重点监视。
3防止误操作导致变电站全停3.1 变电站现场应具备齐全和完善的运行规程、典型操作票，使用统一规范的调度操作术语，应确保一、二次设备调度命名、编号、标识正确唯一。
3.2 运维人员进行倒闸操作必须严格执行有关规程、规定，操作前认真核对接线方式、检查设备状况，严格执行“两票三制”，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。
3.3 运维人员进行保护装置压板投退、定值区切换、把手切换等二次设备操作，应严格按照现场运行规程、调度指令、定值单等要求执行。
3.4 倒闸操作现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视操作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位。
3.5 要强化现场操作管理，具体要求如下：3.5.1 110kV及以上变电站倒母线操作、单进线或单主变或单母线等特殊运行方式下的停送电操作，应由地市公司（省检修公司）运检部制定现场操作方案并组织各专业会审。
3.5.2 原则上220千伏以上母线不允许无母差保护运行。
110kV母差保护停用期间，原则上应避免母线侧隔离开关和断路器的倒闸操作，防止因误操作或隔离开关支持瓷瓶断裂、断路器本体爆炸引起的母线故障无法快速切除，进而导致扩大事故范围。
3.6 要强化防误装置管理，具体要求如下：3.6.1 防误装置解锁工具应封存管理并固定存放，任何人不准随意解除闭锁装置。
3.6.2 若遇危及人身、电网、设备安全等紧急情况需要解锁操作，可由变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具。
3.6.3 防误装置及电气设备出现异常要求解锁操作，应由防误装置检修专业人员核实防误装置确已故障并出具解锁意见，经防误装置专责人到现场核实无误并签字后，由变电站运维人员报告当值调度员，方可解锁操作。
3.6.4 电气设备检修需要解锁操作时，应经防误装置专责人现场批准，并在变电运维班班长监护下由运维人员进行操作，不得使用万能钥匙解锁。
3.6.5 停用防误闭锁装置应经地市公司（省检修公司）分管生产的行政副职或总工程师批准。
3.6.6 应设专人负责防误装置的运维检修管理，防误装置管理应纳入现场运行规程。
3.6.7 应及时消除防误装置缺陷，确保其正常运行。
4防止检修、改扩建施工导致变电站全停4.1 施工前应开展如下准备工作：4.1.1 各类检修、改扩建施工作业方案、组织措施、技术措施、安全措施应经地市公司（省检修公司）审查通过后方可实施。
4.1.2 可能造成五级电网事件的施工作业，应由地市公司（省检修公司）安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。
4.1.3 可能造成四级及以上电网事件的施工作业，应由省公司安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。
4.2 应强化施工现场管理，要求如下：4.2.1 项目管理单位应在开工前组织施工安全交底会，运维单位应对施工单位进行现场安全措施详细交底，对于易导致变电站全停的关键措施要逐项签字确认。
4.2.2 改扩建设备与运行设备应有明显物理断开点，施工区域与运行区域应采取硬隔离措施，断开与运行设备有关的二次回路。
4.2.3 改扩建一次设备与运行母线搭接工作，原则上应安排在本间隔内所有一次设备安装调试全部结束并通过验收后实施，一旦搭接完毕即纳入运行设备管理，并列入调度管辖，在此设备上工作应严格履行工作票制度。
4.2.4 改扩建二次设备与运行屏柜的搭接工作，原则上安排在本间隔内一、二次设备传动试验完成后实施，一旦搭接完毕，禁止在相关设备不停电状况下进行任何传动试验。
4.2.5 改扩建二次设备安全措施的设置和恢复应由运维单位实施，施工单位不得擅自更改安全措施。
4.3 改扩建工程送电前、后当日内二次专业人员应配合运维人员开展改扩建设备二次装置及相关回路压板状态核查，防止漏投或误投。
5防止母线侧设备故障导致变电站全停5.1 GIS设备选型采购应注意220kV及以上GIS母线隔离开关不应采用与母线共隔室结构；双母线结构的GIS，同一间隔的双母线隔离开关不应处于同一气室，防止故障后劣化的SF6气体扩大停电范围。
5.2 隔离开关应注意如下事项：5.2.1 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内必须分别设置独立的开断设备。
5.2.2 运检部门应合理安排母线侧隔离开关检修，确保检修周期内进行一次全面检修，防止母线侧隔离开关故障导致母线停电。
5.2.3 对于双母线接线方式下间隔内一组母线侧隔离开关检修时，应将另一组母线侧隔离开关电机电源及控制电源断开，防止误合导致运行母线接地造成变电站全停。
5.2.4 应在隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶，并定期检查胶装部位完好性，必要时重新复涂防水密封胶。
5.2.5 在隔离开关倒闸操作过程中，应密切监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作进行处理，严禁强行操作。
5.3 电流互感器运行中末屏应可靠接地，避免悬浮电位引起互感器爆炸。
5.4 双母线接线方式下，一组母线电压互感器退出运行时，应加强运行电压互感器的巡视和红外测温，避免故障导致母线全停。
5.5 管母线应选用高强度支柱绝缘子和专用金具，积极开展超声波探伤，并适当增加绝缘子金具及连接部位的红外精确测温频次，加快更换老式铜铝过渡线夹，防止金具断裂。
5.6 设计选型时，应避免电磁式电压互感器与带断口电容的断路器共同使用，检修单位应将现有风险及时汇报相关调控中心，防止一次设备操作时，因谐振过电压造成变电站全停。
6防止继电保护装置故障导致变电站全停6.1 规划设计时，应注意如下事项：6.1.1 应做好一、二次设备选型的协调，充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定困难。
6.1.2 220kV及以上电压等级线路、变压器、母线、高抗、串补、滤波器等设备应按照双重化要求配置相互独立的保护装置。
1000kV、500（330）kV变电站内的110kV母线保护宜按双重化配置。
6.1.3 双重化配置的保护装置应注意与其它装置（如通道、失灵保护等）的联络关系，防止因交叉停用导致保护功能缺失。
6.1.4 新投运的220kV及以上开关的压力闭锁继电器应双重化配置，防止第一组操作电源失去时，第二套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。
对已投运单套压力闭锁继电器的开关，宜结合设备运行评估情况，逐步列入技术改造。
6.1.5 应提高双母线接线方式母线电压互感器二次回路的可靠性，防止因母线电压互感器二次回路原因造成相关线路的距离保护在区外故障时先启动后失压，距离保护误动导致全站停电事故。
6.1.6 在对各类保护装置分配电流互感器二次绕组时应考虑消除保护死区，特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。
6.1.7对于3/2、4/3、角形接线等多断路器接线型式，应在开关两侧均配置CT，且CT二次绕组应合理配置，以消除开关与CT间死区，防止死区故障延时切除造成的系统稳定问题。
对于已经投运变电站有开关与CT间死区问题的，经系统稳定核算存在稳定破坏问题的，应逐步进行改造。
6.1.8 对确实无法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。
