1、反措對照檢查整改計劃表電廠名稱： 填表聯系人（部門+姓名+手機號碼+郵箱）：1 防止變電類設備事故1.1防止變壓器事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.1.1變壓器壓力釋放閥的動作接點應接入信號回路，不得接入跳閘回路。1.1.2變壓器氣體繼電器應配置耐腐蝕材質防雨罩，避免接點受潮誤動。1.1.3變壓器交接、大修和近區(qū)或出口短路造成變壓器跳閘時應進行繞組變形試驗，防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故

2、。禁止變壓器出口短路后，未經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，防止因變壓器線圈變形累積造成的絕緣事故。1.1.46.0級以上地震危險區(qū)域內的主變壓器，要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。1.1.5對上海MWB公司生產COT550-800、COT325-800型套管（包括220kV主變110kV側）進行檢查及改造。（一）檢查套管油位及表面滲漏情況，測試套管端部與導電桿等電位連接，開展套管預防性試驗。（二）檢查電纜接線柱上的橡膠墊圈、碟形彈介、注油塞、取油塞及套管定位銷狀態(tài)。（三）室外運行主變應加裝

3、套管防雨罩。1.1.6運行巡視中（特別是在雨季及氣溫變化較大的天氣時）要加強對110kV及以上主變油面溫度計、繞組溫度計等內部是否存在凝露情況的檢查。防止由于凝露導致接點短路而引起變壓器跳閘。1.1.7針對運行超過15年的110kV及以上老舊變壓器，應根據每年核算的主變可能出現的最大短路電流情況，對主變抗短路能力進行校核，對于最大短路電流超標的主變，應及時落實設備風險防控措施。1.2防止電抗器事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存

4、在問題或其他需要說明的事項）1.2.1為防止電抗器匝間短路故障，對新投運及運行八年以上的35kV干式空心電抗器，需開展匝間絕緣耐壓試驗。無相關設備1.2.2對運行時間超過5年的35kV及66kV干式電抗器，其外表面有龜裂或爬電痕跡的應噴涂PRTV涂料。無相關設備1.2.3對新建變電站的干式空芯電抗器，禁止相間采用疊裝結構，避免電抗器單相事故發(fā)展為相間事故。無相關設備1.3防止互感器事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他

5、需要說明的事項）1.3.1對在運的TEMP-500IU型CVT，重點檢查其是否存在滲漏油缺陷，如果存在及時聯系廠家檢修處理。對暫未安排檢修的CVT應加強運行巡視，重點關注滲漏油情況。新建工程不采用未整改結構的同類產品。無1.3.2對于由上海MWB互感器有限公司生產的SAS245型號電流互感器（2001年前出廠，采用石墨防爆膜），完成防爆膜更換及整改工作。無1.3.3電磁式電壓互感器諧振后(特別是長時間諧振后)，應進行勵磁特性試驗并與初始值比較，其結果應無明顯差異。嚴禁在發(fā)生長時間諧振后未經檢查就合上斷路器將設備重新投入運行。無1.4防止電容器事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及

6、數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.4.1戶外電容器接至匯流排的接頭應采用銅質線鼻子和銅鋁過渡板結合連接的方式，不應采取哈夫線夾連接方式；電容器接頭防鳥帽應選用高溫硫化的復合硅橡膠材質并可反復多次拆裝，不可選用易老化和脆化的塑料材。無相關設備1.4.2電容器連接線應為軟連接，或采用有伸縮節(jié)的銅排（或鋁排），避免電容器因連接線的熱脹冷縮使套管受力而發(fā)生滲漏油故障。無相關設備1.5防止蓄電池事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改

7、內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.5.1設計配置有兩套蓄電池組的，應使用不同廠家的產品。1.5.2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行分析，最近一次核對性充放電試驗中未保存放電曲線的需補做并保存曲線。1.5.3蓄電池組配置電池巡檢儀的告警信號應接入監(jiān)控系統(tǒng)。1.5.4明確針對運行中不合格蓄電池組處理原則：發(fā)現個別電池性能下降或異常時，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月后，再次對電池進行容量試驗，如若不滿足要求

8、，則視為該單只電池已故障；核對性充放電時，當蓄電池組達不到額定容量的80%時，應更換整組蓄電池。1.6防止GIS及斷路器事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.6.1對于LW6-220型等早期生產的、采用“螺旋式”連接結構絕緣拉桿的斷路器應進行防松改造。在未進行防松改造前（包括已使用旋轉法蘭的），必須在分合閘觀察窗內拉桿的聯接法蘭（分合閘指示）上做標記；分合閘操作后應觀察該標識是否發(fā)生左右轉動位移。正

9、確標識見上圖1.6.2GIS設備穿墻管筒嚴禁用水泥進行封堵，應采用非腐蝕性、非導磁性材料進行封堵。1.6.3GIS隔離開關和接地開關的位置指示器應有指示分合是否完全到位的位置標識。隔離開關和接地開關采用相間連桿傳動時，應每相獨立設置分合閘指示，以反映各相刀閘實際分合位置。除非隔離開關和接地開關的動觸頭分別到達其合閘或分閘位置，否則不應該發(fā)出合閘和分閘位置指示和位置信號。隔離開關型號GWG5-25219臺,接地開關隔離開關型號JWG2-252I21臺,快速接地開關隔離開關型號JWG2-252II3臺，采用相間連桿傳動采用相間連桿傳動，每相無獨立設置分合閘指示，在每臺隔離開關三相連桿柺臂處用紅，綠

10、表出合閘或分閘位置，2016年12月1.6.4敞開式、罐式斷路器和GIS的斷路器、隔離開關和接地開關出廠試驗時應進行不少于200 次的機械操作試驗，以保證觸頭充分磨合。200次操作試驗后，應徹底檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接，并徹底清潔內部，再進行其他出廠試驗。1.6.5六氟化硫開關設備現場安裝過程中，在進行抽真空處理時，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作可靠，防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進入設備內部。并且在真空處理結束后應檢查抽真空管的濾芯有無油漬。為防止真空度計水銀倒灌進入設備中，禁止使用麥氏真空計。1.6.6加強斷路器合閘電阻的檢測和試驗，防止斷

11、路器合閘電阻缺陷引發(fā)故障。在斷路器產品出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應對斷路器主觸頭與合閘電阻觸頭的時間配合關系進行測試，有條件時應測量合閘電阻的阻值。1.6.7為防止運行斷路器絕緣拉桿斷裂造成拒動，應定期檢查分合閘緩沖器，防止由于緩沖器性能不良使絕緣拉桿在傳動過程中受沖擊，同時應加強監(jiān)視分合閘指示器與絕緣拉桿相連的運動部件相對位置有無變化，或定期進行合、分閘行程曲線測試。1.6.8對氣動機構應加裝汽水分離裝置和排污裝置，對液壓機構應注意液壓油油質的變化，必要時應及時濾油或換油。1.6.9當斷路器大修時，應檢查液壓（氣動）機構分、合閘閥的閥針脫機裝置是否松動或變形，防止由于閥針松動或變形造成

12、斷路器拒動。1.6.10彈簧機構斷路器應定期進行機械特性試驗，測試其行程曲線是否符合廠家標準曲線要求。1.6.11開關設備（包括隔離開關）機構箱、匯控箱內應有完善的驅潮防潮裝置，并確保驅潮防潮裝置可靠工作，防止凝露造成箱內零部件銹蝕和二次設備損壞。1.7防止開關柜事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.7.1因GG1A型高壓開關柜屬于母線外露的老式產品，對于運行時間超過10年或缺陷較多的GG1A柜建議

13、進行更換。新建、擴建工程不應采用GG1A柜型。1.7.2金屬鎧裝移開式開關柜小車導電臂應加裝絕緣護套。金屬鎧裝移開式開關柜應保證在操作時在關門狀態(tài)下由試驗位置移動到工作位置。1.8防止接地設備事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.8.11、OPGW接入變電站構架時，要求將OPGW與變電站構架頂端的接地網連接點之間用接地線可靠連接。接地線截面積與OPGW截面積相同，接地線和變電站構架接地網的金屬連接面

14、要求表面平整，牢固連接后具有良好的導電性能，保證OPGW與變電站接地網有可靠的第一連接處。2、在引下OPGW接續(xù)盒與頂端的OPGW第一接地點之間適當位置間，要求將OPGW與變電站構架橫向金屬平臺構件接地網連接點或與變電站內地面接地網連接點之間用接地線可靠連接。接地線截面與OPGW截面相同，接地線與變電站構架橫向金屬平臺構件接地網連接處或地面接地網連接點的金屬連接面要求表面平整，牢固連接后具有良好的導電性能，保證OPGW與升壓站接地網有可靠的第二連接處。3、引下OPGW外體與構架所有金屬體之間不應存在非安裝性固定接觸點，防止OPGW外體與構架所有金屬體之間存在的間隙放電。1.8.2對于新建變電站

15、的戶內地下部分的接地網和地下部分的接地線應采用紫銅材料。土壤具有強腐蝕性的變電站應采用銅或銅覆鋼材料。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。1.9防止其他變電設備事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）1.9.1110kV及以上電壓等級架空線路出線線路側均應安裝避雷器，防止因雷擊跳閘期間重復落雷造成已跳開的斷路器斷口擊穿。1.9.2嚴禁采用銅鋁對接過渡線夾，對已運行設

16、備所使用的該類線夾，須結合停電進行更換。1.9.3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，通風口應設置為不用時處于關閉狀態(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，必要時可安裝空調。1.9.4已經退出調度運行的載波阻波器應及時拆除，防止運行中因臺風等自然災害導致脫落，影響一次設備運行。1.9.5升壓站內10kV及35kV設備中為限制雷電過電壓、操作過電壓，應采用金屬氧化物避雷器，不宜使用過電壓保護器。1.9.6220kV、110kV主變壓器低壓側套管與低壓側母線連接母線橋應全部采用絕緣材料包封，防止小動物或其它原因造成變壓器近區(qū)短路。1.9.7新建

17、或擴建升壓站內的一次設備線夾禁止使用螺接接線夾。2 防止輸電類設備事故（擁有送出線路產權以及自行維護線路的電廠填寫）2.1防止輸電線路設備事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）2.1.1出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，對運行的110kV及以上線路跨越鐵路、高速公路、一級等級公路、一級和二級通航河流、特殊管道及其他110kV及以上線路時，導線懸垂絕緣子串應采用雙聯串，其中220kV及以上線路導線懸垂

18、絕緣子串條件允許情況下宜采用雙掛點。不滿足要求的，應進行改造，不具備雙聯串改造條件的，可將瓷或復合絕緣子串更換為玻璃絕緣子串（海南地區(qū)可選用其它類型絕緣子）。2.1.2出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，110kV及以上在運線路，導線引流線采用螺栓型并溝線夾連接應進行改造，推薦采用液壓或C型線夾等方式連接。2.1.3出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，線路耐張塔安裝有地線分支線的，應在2015年12月前拆除地線分支線。2.2防止線路絕緣子事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進

19、人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）2.2.1出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，運行超過20年的110kV及以上線路瓷質絕緣子，年均劣化率大于0.02%的應進行改造。2.2.2出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，110kV及以上線路同一批次復合絕緣子投運10年后，應依據DL/T864標稱電壓高于1000V交流架空線路用復合絕緣子使用導則進行抽檢，不合格的應立即查明原因并采取措施。2.3防止其他輸電設備事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調

20、度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）2.3.1出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，中、重冰區(qū)220kV及以上線路，以及110kV重要線路、重要用戶供電線路，應具備融冰功能，且線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110kV及以上線路的融冰母線。2.3.2出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，中、重冰區(qū)具備地線融冰功能的500kV及以上輸電線路，應在接線桿塔安裝地線融冰自動接線裝置。110kV和220kV線路條件允許應逐步安裝。2.3.3出線屬于電廠資產或自行維護線路的電廠，隨輸電線路架設的已退運ADSS光纜應盡快拆

21、除，防止影響線路運行。3防止二次系統(tǒng)事故3.1防止繼電保護事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）3.1.1220kV及以上系統(tǒng)變電站主變變高斷路器失靈聯跳變壓器各側斷路器核查（調繼201119號）：新建工程中，220kV系統(tǒng)雙母接線應配置雙重化母線保護裝置（含母差、失靈保護功能），采用母線保護裝置內部的失靈電流判別功能，由母線失靈保護實現斷路器失靈跳閘的電壓閉鎖功能及聯跳主變各側功能。3.1.2為降低國

22、電南自PST1200主變保護誤動作風險（調繼20143號），開展程序升級工作。3.1.3500kV廠站保護“N-1”專項整改(調繼20131號)：線路保護、遠跳裝置的雙通道的設備、路由、光纜應滿足“N-1”要求；雙重化配置的保護跳閘回路應相互獨立，原則上動作于斷路器的不同跳閘線圈，一般主一保護動作于第一組跳閘線圈，主二保護動作于第二組跳閘線圈；已運行設備雙重化配置的每套保護同時跳兩個線圈時，需要檢查回路接線確保無寄生回路。；雙重化保護的直流電源應獨立并滿足“N-1”；雙重化配置的兩套保護應采用不同的電壓繞組，電壓回路應相互獨立。TWJ監(jiān)視應能監(jiān)視“遠方/就地”切換把手、斷路器輔助接點、合閘線圈

23、等完整的合閘回路; HWJ監(jiān)視應能監(jiān)視“遠方/就地”切換把手、斷路器輔助接點、跳閘線圈等完整的跳閘回路。3.1.4為了防止RCS-931DSMM裝置在單通道中斷時，發(fā)生保護雙通道同時異常的風險（調繼20147號），要求各單位完成RCS-931DSMM裝置程序升級工作。3.1.5為防范電流互感器飽和風險（調繼201118號），電流互感器額定準確限值一次電流應大于最大短路電流，最大短路電流的計算應綜合考慮電網發(fā)展的情況，并保留一定裕度；110kV及以上新建變電站應選用額定二次電流為1A的電流互感器；電流互感器暫態(tài)系數應大于2.0。3.1.6邊斷路器經母線保護啟動失靈回路應采用雙開入設計，防止故障不

24、能快速隔離的風險。各實際工程的500kV母線保護屏圖，要求在“輸入接點聯系圖”增加“各支路的啟動失靈回路應采用雙開入設計”的備注。各運維單位、各電廠做好圖紙審查、回路驗收，設計缺陷的保護設備不得投運。3.1.7220kV及以上系統(tǒng)保護裝置（含機組保護）的瞬時直跳開入量防抖動延時參數應按照10ms-30ms設置。(調繼201412號)3.2防止通信裝置事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）3.2.1為防止

25、 110kV 及以上廠站通信專用電源系統(tǒng)故障無法及時發(fā)現導致全站通信電源全停的風險，要求在現有的通信電源遠程監(jiān)控系統(tǒng)中實現所有 110kV 及以上廠站通信電源的遠程監(jiān)控（電廠可接入專門的通信電源遠程監(jiān)控系統(tǒng)或電廠、集控的主控臺）正常3.2.2電廠升壓站電纜溝中通信光纜需穿子管敷設，在直線段光纜子管每間隔 1.52 米需綁扎在電纜支架上固定，在轉彎段子管 2 端綁扎在電纜支架上固定。通信光纜子管對接接頭需用套管緊固，套管緊固件要求使用不銹鋼抱箍，使套管在拉力作用下不產生位移。光纜子管外需掛光纜標志牌，在直線段每間隔 30 米需掛牌一個；在轉彎段 2 端需掛牌；在進出溝道口處需掛牌。正常 3.2.

26、3電廠升壓站OPGW光纜入站構架引下線部分接地情況，確保與門型構架所有金屬體不存在非安裝性固定接觸點，OPGW光纜外體與構架的構件之間至少保持20mm以上的距離，杜絕間隙放電導致OPGW光纜熔斷。正常3.2.4繼電保護、安穩(wěn)裝置通道的直流電源配置應滿足如下要求：通信直流電源發(fā)生的任何單一故障不應導致任一條線路保護的全部通道或站內安穩(wěn)裝置的全部通道中斷。具體要求如下：1、 保護及安穩(wěn)裝置的數字接口裝置應與提供該通道的通信設備使用同一路（同一套）直流電源。2、 線路配置兩套主保護時，保護數字接口裝置使用的直流電源應滿足以下要求：a) 兩套主保護均采用單通道時，每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電

27、源應相互獨立；b) 兩套主保護均采用雙通道時，每套主保護的每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立；c) 一套主保護采用單通道，另一套主保護采用雙通道時，采用雙通道的主保護的每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立，同時應合理分配采用單通道的主保護的數字接口裝置使用的直流電源。3、 線路配置三套主保護時，保護數字接口裝置使用的直流電源應滿足以下要求：a) 三套主保護均采用單通道時，允許其中一套主保護的數字接口裝置與另一套主保護數字接口裝置共用一路（一套）直流電源，但應至少保證一套主保護的數字接口裝置使用的直流電源與其它主保護使用的數字接口裝置的直流電源相互獨立；b) 一套主

28、保護采用雙通道，另外兩套主保護采用單通道時，采用雙通道的主保護的每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立，兩套采用單通道的主保護的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立；c) 兩套及以上主保護采用雙通道時，每套采用雙通道的主保護的每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立，采用單通道的主保護的數字接口裝置可與其它主保護的數字接口裝置共用一路（一套）直流電源。4、 兩個遠跳通道的保護數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立。5、 光纖通道和載波通道的保護數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立。6、 兩套安穩(wěn)裝置的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立；正常3.2.5通信電源應具備2路完全

29、獨立的交流輸入，應分別從不同的380V低壓母線上取電，杜絕N-1導致通信電源交流輸入中斷的風險點;直流系統(tǒng)應采用直流空氣開關，不得采用交流空氣開關替代直流空氣開關;雙重化配置設備的直流電源應分別從不同直流母線供電;蓄電池室應控制室溫在2025;正常3.2.61、廠內升壓站OPGW光纜從龍門架引下進入地埋部分應做能明顯識別的提示牌，如“地下有光纜，施工需謹慎”等，對于電力溝內的光纜段沒有掛牌的，也一并整改。2016年6月30日前完成。2. 完善光纜資料的交底工作。各電廠通信人員對廠內每一條通信光纜的物理路由（含地埋部分的埋深、路徑等）等施工驗收資料進行整理，并對電廠變電運行人員逐一進行現場資料交

30、底，確保其清楚廠內所有光纜實際布放的路由情況和標識情況。2016年6月30日前完成光纜資料交底工作。3.完善站內可能涉及光纜的施工作業(yè)審批流程。各電廠要加強施工前施工區(qū)域有無運行光纜的風險辨識，納入基本的檢修審批流程。可能影響光纜的施工風險（如地面開挖、電纜溝附近和溝內施工（特別是拖拽電纜或其他線纜工作）、變電站內其他施工、線路檢修等），即日起施工前均應有通信人員審核把關施工或檢修等方案、確認施工區(qū)域是否有在運行光纜，如對業(yè)務有重大影響的光纜，各電廠通信專業(yè)要做好相關的應急預案。3.2.7華為 NE40E-X8 路由器等采用分區(qū)供電的設備，為防止單一故障導致設備停電，要求設備第一分區(qū)的兩路電源A1、A2和第二分區(qū)的兩路電源B1、B2接線方式為：A1、B1不能同時接入同一套外部電源，需要分別接入兩套不同的外部電源，A2、B2同理。即要求A1、A2連接到一套外接電源，B1、B2接到另一套外接電源。無此設備3.3 防止自動化事故序號反事故措施對照檢查情況（存在缺陷、設備名稱及數量）整改內容（如何整改）整改計劃（年/月）電廠跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）調度跟進人員聯系方式（部門+姓名+手機號碼+郵箱）備注（存在問題或其他需要說明的事項）3.3.1按電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定要求及能監(jiān)局監(jiān)管意見：1、自動化主站生產控制大區(qū)、管理信息大區(qū)安全II