1、附件国家电网公司国家电网公司十八项电网重大反事故措施十八项电网重大反事故措施（修订版）（修订版）二二一一年十二月一一年十二月目目录录1防止人身伤亡事故.12防止系统稳定破坏事故.43防止机网协调及风电大面积脱网事故.104防止电气误操作事故.155防止变电站全停及重要客户停电事故.176防止输电线路事故.237防止输变电设备污闪事故.298防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故.319防止大型变压器损坏事故.3710防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故.4411防止互感器损坏事故.5012防止GIS、
2、开关设备事故.5413防止电力电缆损坏事故.6114防止接地网和过电压事故.6615防止继电保护事故.7116防止电网调度自动化系统与电力通信网事故.7817防止垮坝、水淹厂房事故.8518防止火灾事故和交通事故.87111防止人身伤亡事故防止人身伤亡事故为防止人身伤亡事故，应认真贯彻国家电网公司电力安全工作规程（国家电网安监2009664号）、电力建设安全工作规程（DL5009）、关于印发安全风险管理工作基本规范(试行)的通知(国家电网安监2011139号)、关于印发生产作业风险管控工作规范（试行）的通知（国家电网安监
3、2011137号）、关于印发、的通知(国家电网营销2011237号)、国家电网公司基建安全管理规定（国家电网基建20101020号）、国家电网公司建设工程施工分包安全管理规定（国家电网基建2010174号）、国家电网公司电力建设起重机械安全管理重点措施（试行）（国家电网基建2008696号）、国家电网公司电力建设起重机械安全监督管理办法（国家电网安监2008891号）、输变电工程安全文明施工标准（Q/GDW2502009）及其它有关规定，并提出以下重点要求：1.1加强各类作业风险管控1.1.1根据工作内容认真做好各类作业各个环节的风险
4、分析，并提出预控和缓控措施。要定期督查风险分析工作，确保其针对性和有效性。1.1.1.1对于开关柜类设备的检修、预试或验收，针对其带电点与作业范围绝缘距离短的特点，不管有无物理隔离措施，均应加强风险分析与预控。1.1.1.2对于隔离开关的就地操作，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，监护人员应严格监视隔离开关动作情况，操作人员应视情况做好及时撤离的准备。1.1.1.3对于高空作业，应做好各个环节风险分析与预控，特别是防静电感应和高空坠落的安全措施。1.1.1.4对于业扩报装工作，认真做好施工、验收、接电等2各个环节的风险辨识与预控，严格履行正常验收程序，严
5、禁单人工作、不验电、不采取安全措施以及强制解锁、擅自操作客户设备等行为。1.1.2在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应采取可靠的防护措施，并宜设立安全警示牌，必要时设专人监护。对交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。1.2加强作业人员培训1.2.1定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术、风险辨识等培训、考试，使其熟练掌握有关规定、风险因素、安全措施和要求，明确各自安全职责，提高安全防护、风险辨识的能力和水平。1.2.2对于实习人员、临时和新参加工作的人员，应强化安全技术培训，并应在证明其具备必要的安全技能、在有工作经验的人员带领下方可作业。禁
6、止指派实习人员、临时和新参加工作的人员单独工作。1.2.3应结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想、安全文化教育，开展有针对性的应急演练，提高员工安全风险防范意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。1.3加强对外包工程人员管理1.3.1加强对各项承包工程的安全管理，明确业主、监理、承包商的安全责任，严格资质审查，签订安全协议书，严禁层层转包或违法分包，严禁“以包代管”、“以罚代管”,并根据有关规定严格考核。1.3.2监督检查分包商在施工现场的专（兼）职安全员配置和履职、作业人员安全教育培训、特种作业人员持证上岗、施工机具的定期检验、现场安
9、殊作业技术方案评审制度，施工安全方案的变更调整要履行重新审批程序。施工单位要落实好安全文明施工实施细则、作业指导书等安全技术措施。1.6.3严格执行特殊工种、特种作业人员持证上岗制度。项目监理部要严格执行特殊工种、特种作业人员进行入场资格审查制度，审查上岗证件的有效性。施工单位要加强特殊工种、特种作业人员管理，强调工作负责人不得使用非合格专业人员从事特种作业，要4建立严格的惩罚制度，严肃特种作业行为规范。1.6.4加强施工机械安全管理工作。要重点落实对老旧机械、分包单位机械、外租机械的管理要求，掌握大型施工机械工作状态信息，监理单位要严格现场准入审核。施工企业要落实起
10、重机械安装拆卸的安全管理要求，严格按规范流程开展作业。1.7加强运行安全管理1.7.1严格执行“两票三制”，落实好各级人员安全职责，并按要求规范填写两票内容，确保安全措施全面，风险分析到位。1.7.2强化缺陷设备监测、巡视制度，在恶劣天气、设备危急缺陷情况下开展巡检、巡视等高风险工作，应采取措施防止雷击、中毒、机械伤害等事故发生。22防止系统稳定破坏事故防止系统稳定破坏事故为防止系统稳定破坏事故，应认真贯彻电力系统安全稳定导则（DL755-2001）等行业标准和国家电网公司企业标准及其它有关规定，并提出以下重点要求：2.1电源2.1.1设计阶段应注
13、过电压、定子低电压、失磁、失步等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。2.1.3.2加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器（PSS）和调速系统的运行管理，其性能、参数设置、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。2.1.3.3加强风电集中地区的运行管理、运行监视与数据分析工作，优化电网运行方式，制订防止风电机组大量脱网的反事故措施，保障电网安全稳定运行。2.2网架结构2.2.1设计阶段应注意的问题2.2.1.1加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，重点加强特高压电网建设及配电网完善工作
14、，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。62.2.1.2电网规划设计应统筹考虑、合理布局，各电压等级电网协调发展。创造条件打开电磁环网，控制电网短路电流在合理范围。2.2.1.3电网发展速度应适当超前电源建设，规划电网应考虑留有一定的裕度，为电网安全稳定运行和电力市场的发展等提供物质基础，以提供更大范围的资源优化配置的能力，满足经济发展的需求。2.2.1.4系统可研设计阶段，应考虑所设计的电网和电源送出线路的输送能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。2.2.1.5受端电网330kV及以上变电站设计时应考虑一台变压器停运后对地区供电的影响，必要
16、分区之间要有备用联络线以满足一定程度的负荷互带能力。2.2.3.2避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。72.2.3.3电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济或文化中心）应采取自动措施，防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。2.2.3.4加强开关设备的运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切
23、灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。2.5.1.2无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大而使补偿设备投切困难，短路容量大的变电站可适当放宽。2.5.1.3当受端系统存在电压稳定问题时，应通过技术经济比10较配置动态无功补偿装置。2.5.1.4提高无功电压自动控制水平，推广应用AVC无功电压控制系统，提高电压稳定性，减少电压波动幅度。2.5.2基建阶段应注意的问题2.5.2.1变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿及自动投切装置等应同时投入运行。2.
24、5.2.2在基建阶段应完成AVC无功电压控制系统的联调和传动工作，并具备同步投产条件。2.5.3运行阶段应注意的问题2.5.3.1并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85（滞相）0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。2.5.3.2电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。2.5.3.3100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。2.5.3.
25、4电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线有载调压变压器分接头的调整。2.5.3.5发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。2.5.3.6电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功11事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。2.5.3
26、.7在电网运行时，当系统电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，必须及时采取拉路限电等果断措施，防止发生系统电压崩溃事故。33防止机网协调及风电大面积脱网事故防止机网协调及风电大面积脱网事故为防止机网协调及风电大面积脱网事故，并网电厂、风电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、升压站电气设备、调度自动化和通信等设备的技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并提出以下重点要求：3.1防止机网协调事故3.1.1设计阶段各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况
27、下，还必须满足电网安全运行的要求,应注意：3.1.1.1发电机励磁调节器包括电力系统稳定器（PSS）装置须经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。3.1.1.2根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的燃汽轮发电机组和50MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置PSS。3.1.1.3发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.950.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。3.1.1.4
30、置技术资料以及励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。发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。3.1.2.2发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工13作，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。3.1.3运行阶段应注意的问题增加一条:并网电厂应根据大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T684-1999的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据
33、大修、通流改造、DEH或DCS控制系统改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验报告,以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。3.1.3.4.3火力发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与一次调频功能和AGC调度方式相匹配。当不满足要求时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与调频的安全性。3.1.3.5发电机组进相运行管理3.1.3.5.1发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功
34、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，应监视发电机功角进相运行。3.1.3.5.2并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。3.1.3.6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：a）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。b）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520个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同
37、1.5电力系统频率在49.5Hz50.2Hz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48Hz49.5Hz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3.2.2.1风电场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。风电场应经静态及动态16试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。3.2.2.2风电场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
38、。3.2.3运行阶段应注意的问题3.2.3.1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，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，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。3.2.3.2风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压耐受能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。3.2.3.3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。3.2.3.4风电机组主控系统参数和变
40、误17操作装置管理规定（国家电网生2003243号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：4.1加强防误操作管理4.1.1切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。4.1.2加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。4.1.3严格执行调度指令。倒闸操作时，严禁改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告，并禁止单人滞留在操作现场,待发令人再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，
42、装置应与主设备同时投运。4.2.2断路器或隔离开关电气闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应确保待操作断路器或隔离开关正确，并以现场状态为准。4.2.3防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。184.2.4采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则应经本单位电气运行、安监、生技部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。4.2.5成套SF6组合电器（GISPASSHGIS）、成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好，出线侧应装设具有自检
43、功能的带电显示装置，并与线路侧接地刀闸实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。4.2.6同一变压器三侧的成套SF6组合电器（GISPASSHGIS）隔离开关和接地刀闸之间应有电气联锁。4.3加强对运行、检修人员防误操作培训每年应定期进行培训工作，使其熟练掌握防误装置，做到“四懂三会”(懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会熟练操作、会处缺和会维护)。55防止变电站全停及重要客户停电事故防止变电站全停及重要客户停电事故为防止变电站全停及重要客户停电事故，应认真贯彻电力安全事故应急处置和调查条例（中华人民共和国国务院令第599
44、号）、电力供应与使用条例、供电营业规则的要求，并提出以下重点要求：5.1防止变电站全停事故5.1.1完善变电站一、二次设备5.1.1.1省级主电网枢纽变电站在非过渡阶段应有三条及以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-1故障时不应出现变电站全停的情况；特别重要的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-2故障时不应出现变电站全停的情况。5.1.1.2枢纽变电站宜采用双母分段结线或3/2接线方式，19根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。5.1.1.3330k
46、的互感器二次绕组时，还应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。为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。5.1.1.7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，在保护装置内，直跳回路开入量应设置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置误动出口。增加一条:在新建、扩建和技改工程中，应按电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044）和蓄电池施工及验收规范（GB50172）的要求进行交接验收工作。所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机
47、监控器和直流系统绝缘监测装置都应按蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T（724）和电力用高频开关整流模块（DL/T781）的要求进行维护、管理。205.1.1.8变电站直流系统配置应充分考虑设备检修时的冗余，330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。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。5.1.1.9变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，严禁采用环状供电方式。5.1.1
48、.10直流系统对负载供电，应按电压等级设置分电屏供电方式，不应采用直流小母线供电方式。5.1.1.11直流母线采用单母线供电时，应采用不同位置的直流开关，分别带控制用负荷和保护用负荷。5.1.1.12新建或改造的变电站选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。5.1.1.13新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严禁使用普通交流断路器。加强直流断路器上、下级之间的级差配合的运行维护管理。5.1.1.14除
49、蓄电池组出口总熔断器以外,逐步将现有运行的熔断器更换为直流专用断路器.当直流断路器与蓄电池组出口总熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整。5.1.1.15直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。5.1.1.16及时消除直流系统接地缺陷，同一直流母线段，当出现同时两点接地时，应立即采取措施消除，避免由于直流同一母线两点接地，造成继电保护或开关误动故障。当出现直流系统一点21接地时，应及时消除。5.1.1.17严防交流窜入直流故障出现5.1.1
50、.17.1雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。5.1.1.17.2现场端子箱不应交、直流混装，现场机构箱内应避免交、直流接线出现在同一段或串端子排上。5.1.1.17.3新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记和报警功能。5.1.2强化变电站的运行、检修管理5.1.2.1运行人员必须严格执行电网运行有关规程、规定。操作前要认真核对结线方式，检查设备状况。严肃“两票三制”制度，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项
51、。5.1.2.2加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙必须按照有关规定严格管理。5.1.2.3对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时，具备空余线路且线路后备保护齐备时应首先考虑用外来电源送电。5.1.2.4定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。5.1.2.5变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，并严格按照电力设备带电水冲洗规程（GB13395-2008）规范操作
52、，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。5.1.2.6两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中二段母22线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行，禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。5.1.2.7充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。5.1.2.8新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔二年进行一次核对性放电试验。运行了四年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。5.1.2.9浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限
53、，每个月至少以此对蓄电池组所有的单体浮充端电压进行测量记录，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。5.2防止重要客户停电事故5.2.1.完善重要客户入网管理5.2.1.1供电企业应制定重要客户入网管理制度，制度应包括对重要客户在规划设计、接线方式、短路容量、电流开断能力、设备运行环境条件、安全性等各方面的要求；对重要客户设备验收标准及要求。5.2.1.2供电企业对属于非线性、不对称负荷性质的重要客户应进行电能质量测试评估，根据评估结果，重要客户应制定相应无功补偿方案并提交供电企业审核批准，保证其负荷产生的谐波成份及负序分量不对电网造成污染，不对供电企业及其自身供用电
54、设备造成影响。5.2.1.3供电企业在与重要用户签订供用电协议时，应明确重要用户应按照电力行业技术监督标准，开展技术监督工作。5.2.2合理配置供电电源点5.2.2.1特级重要电力客户具备三路电源供电条件，至少有两路电源应当来自不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电；235.2.2.2一级重要电力客户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；5.2.2.3二级重要电力客户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段；5.2.2.4临时性重要电力
57、户应按照国家和电力行业有关规程、规范和标准的要求，对自备应急电源定期进行安全检查、预防性试验、启机试验和切换装置的切换试验。5.2.4.7重要客户不应自行变更自备应急电源接线方式；5.2.4.8重要客户不应自行拆除自备应急电源的闭锁装置或者使其失效；5.2.4.9重要客户的自备应急电源发生故障后应尽快修复；5.2.4.10重要客户不应擅自将自备应急电源转供其他客户。5.2.5督促重要客户整改安全隐患。对属于客户责任的安全隐患，供电企业用电检查人员应以书面形式告知客户，积极督促客户整改，同时向政府主管部门沟通汇报，争取政府支持，做到“通知、报告、服务、督导”四到位
58、，实现客户责任隐患治理“服务、通知、报告、督导”到位率100%，建立政府主导、客户落实整改、供电企业提供技术服务的长效工作机制。66防止输电线路事故防止输电线路事故为防止输电线路事故的发生，应严格执行110kV750kV架空输电线路设计规范（GB50545-2010）、110500kV架空送电线路施工及验收规范（GB50233-2005)、架空输电线路运行规程（DL/T741-2010）、重覆冰架空输电线路设计技术规程（DL/T5440-2009）及其它有关规定，并提出以下重点要求：6.1防止倒塔事故6.1.1设计阶段应注意的问题6.1.1.
59、1在特殊地形、极端恶劣气象环境条件下重要输电通道宜采取差异化设计，适当提高重要线路防冰、防洪、防风等设防水平。6.1.1.2线路设计时应预防不良地质条件引起的倒塔事故，应25避让可能引起杆塔倾斜、沉陷的矿场采空区；不能避让的线路，应进行稳定性评估，并根据评估结果采取地基处理（如灌浆）、合理的杆塔和基础型式（如大板基础）、加长地脚螺栓等预防塌陷措施。6.1.1.3对于易发生水土流失、洪水冲刷、山体滑坡、泥石流等地段的杆塔，应采取加固基础、修筑挡土墙（桩）、截（排）水沟、改造上下边坡等措施，必要时改迁路径。分洪区和洪泛区的杆塔必要时应考虑冲刷作用及漂浮物的撞击影响
60、，并采取相应防护措施。6.1.1.4对于河网、沼泽、鱼塘等区域的杆塔，应慎重选择基础型式，基础顶面应高于5年一遇洪水位。6.1.1.5加强输电线路杆塔防盗设计，铁塔10m及以下宜采用防盗螺母等防盗措施，10m以上采取防松措施。6.1.1.6新建110kV（66kV）及以上架空输电线路在农田、人口密集地区不宜采用拉线塔。6.1.2基建阶段应注意的问题6.1.2.1隐蔽工程应留有影像资料，并经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋。6.1.2.2新建线路在选用砼杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的砼杆。6.1.3运行阶段应注意的问题