广东电力系统继电保护反事故措施管理规定

1、广东电力系统继电保护反事故措施管理规定（试行）1、总则1.1为贯彻落实广东电力系统继电保护管理规定，加强电力系统继电保护运行管理及反事故措施管理，提高电力系统安全稳定运行水平，特制定本规定。1.2本规定所称反事故措施（以下简称反措），是指中国南方电网公司及省公司为保证电力系统继电保护装置（以下简称保护装置）运行正确、可靠，针对二次系统设备在电力系统运行中存在的问题而制定的行之有效的专业管理及技术改进措施；是保护装置保证电力系统安全运行的基本经验以及事故教训的总结，其主要内容包括：保护装置本体、原理，交、直流电源，纵联通道，信号控制，故障录波器等设备及其二次回路，现场运行及试验等。1.3广东省电

2、力系统发、供电（含农电，代管）企业、大用户，从事电力系统科研、设计、施工、制造和质检等单位，地方小电网等，均应执行本规定。1.4本规定由广东省电力调度中心（以下简称中调）负责解释。1.5本规定自发布之日起实行。2、反措的制定与管理2.1反措实行归口管理、分级实施的原则。2.2中调和各发、供电企业继电保护主管部门为反措归口管理部门。2.3反措的实施范围，原则上与设备管辖范围相一致。2.4中调负责提出反措的总体原则、要点、要求等，并颁布执行；监督管理反措执行情况。2.5中调根据南方电网颁布反措的原则、要点，结合本网的实际情况，制定具体的反措实施细则及实施计划；中调负责根据实际运行情况制订本网的反措

3、。上述反措、反措实施细则及实施计划，需经中调主管领导批准并备案。2.6各发、供电企业反措归口管理部门根据中调颁布反措的原则、要点，结合本企业的实际情况，制定具体的反措实施细则及实施计划；并负责根据实际运行情况制订本企业的反措。上述反措、反措实施细则及实施计划，需经相应主管领导批准并报上级继电保护管理机构备案。2.7各级继电保护主管部门，应根据电网运行需要，及时地、有针对性地、有依据地组织反措（或实施细则）的修订、补充或废止，并需履行正式审批手续，报上级管理部门备案。3、反措的贯彻执行3.1各单位根据上级颁发的反措要求，分轻重缓急制定具体的实施计划，反措项目一经确定，应严格按期完成，各单位都应维

4、护执行反措计划的严肃性。3.2为确保反措的及时、全面完成，对反措的实施实行“回执”管理。各单位一经收到中调颁发的反措通知后，应由专人负责根据反措要求按附表格式上报实施计划。在规定日期前按附表格式上报完成情况；无法按时完成的，应详细书面汇报。3.3各发、供电企业、地方小电网及大用户对反措计划项目要从资金、人力、时间安排等方面予以保证。3.4各级调度部门主管生产的领导，发、供电企业主管生产的领导，对本单位反措计划的实施负有领导责任。各级继电保护主管部门负责组织、监督本单位反措计划的具体实施。3.5设计部门（包括非电力系统所属的设计单位）在进行电力工程的保护装置设计时，应贯彻执行反措规定。凡不执行反

5、措，运行部门有权要求不予通过设计审查或拒绝投入运行。3.6施工单位在进行电力工程保护装置设备安装调试时，应遵守已有设计的反措规定。凡因执行反措引起的设计变更、费用增加等问题应由业主与工程主管部门和施工单位共同协商解决。凡不执行反措，业主有权拒绝验收，电网调度部门有权不允许保护投入运行，基建项目不能报竣工。3.7制造或科研单位在制造或研制、改进产品时，应及时贯彻反措规定，并尽快将已反措产品的说明、图纸向用户通报。凡未执行反措的产品不允许投入运行。4、反措的监督管理各单位的反措计划、年度执行情况应于每年的一季度内上报上级继电保护主管部门，同时抄报本单位安监部门。220KV及以上系统的反措计划及执行

6、情况，中调继电保护部负责汇总，并于每年一季度内上报省公司，同时抄送生技、安监部门。5、反措的考核5.1中调继电保护部将不定期下发通报，对积极贯彻反措保证电力系统安全运行做出贡献的单位和个人给予表彰。反措项目可申报合理化建议、技术改进奖。5.2对于反措贯彻执行不力，反措实施计划、项目不落实的单位，将给予通报批评，并责令限期完成。 6、反措的汇编6.1 中调负责组织广东省内继电保护专家成立反措汇编小组进行反事故措施专项汇编工作。6.2 今后将组织汇编小组在继电保护专业年会前完成前一年度的反措汇编工作。并每三年对所有继电保护的有关反措重新进行汇编工作，以保证反措的时效性和严肃性。6.4 系统内仅按最

7、新版本的保护反措汇编执行，旧版本的反措汇编同时废止执行。附表：继电保护反事故措施计划/完成表填报单位： 填报人： 填报日期：执行厂站（设备）执行文件文号计划执行日期完成日期备注反措执行中需说明的问题：继电保护反事故措施是对生产、运行等实践中运行经验的积累和各种事故教训的总结，对于防止保护不正确动作而引起系统事故有着极其重要的作用。电力系统发、供电（含农电，代管）企业、大用户，从事电力系统科研、设计、施工、制造和质检等单位，地方小电网等均必须贯彻、落实各项继电保护反事故措施。广东省电力系统继电保护反事故措施2007版由广东省电力调度中心组织编写和审定。本反措主要起草和审定工作由广东省电力系统继电

8、保护反事故措施修编评审组完成。广东省电力系统继电保护反事故措施修编评审组成员如下：组长：唐卓尧副组长：黄明辉、段新辉成员：刘之尧、陈志光、刘玮、陈莉莉、陈忠、杜洪涛、邓小玉、贺继红、焦邵麟、鲁德峰、梁东明、刘建波、刘锦兰、罗劲松、刘顺桂、李煜东、罗跃胜、吴国沛、王莉、许登健、萧汉武、曾耿晖、曾伟忠、张弛、张帆、张胜宝、张言权、周健广东电力系统继电保护反事故措施管理规定（试行）目录1 总则 12 整定计算 13 保护装置类 33.1 线路保护 33.2 母线保护及断路器失灵保护 43.3 变压器、发变组保护 73.4 电容器电抗器保护、辅助保护 93.5 故障录波和继电保护及故障信息系统 104

9、 直流系统、二次回路及抗干扰 114.1 直流系统 114.2 二次回路 134.3 抗干扰 165 运行与检修 196 专业管理 231 总则1.1 广东省电力系统继电保护反事故措施2007版（以下简称反措2007版）是在原广东省电力系统继电保护反事故措施汇编（2004试行版）的基础上，依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点等规程、规定和相关技术标准，汇总近年来南方电网和广东电力系统继电保护装置安全运行方面的有关反事故措施，结合广东电网的实际情况和实施经验而制定的。制造、设计、安装、调度、运行等各个部门应根据反措2007版，结合本部门的实际情况，

10、制定具体的反事故技术措施实施计划。1.2 反措2007版与相关技术标准的修编相结合，重点针对相关的设计、运行等技术标准中没有提及或没有明确而对继电保护安全运行产生影响的问题。对于部分已在相关技术标准中明确要求的早期反事故措施，本次原则上不再重复。因此，在贯彻落实反措2007版的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。1.3 新建、扩建和大修技改等工程均应执行反措2007版，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满足上述要求又不能更改的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解

11、决。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与本反措2007版有抵触的，应按反措2007版执行。1.4 各有关部门都应在遵循反措2007版的基础上，进一步紧密结合本单位的实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。认真对本单位的各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，制定适合本单位具体情况的执行计划。2 整定计算2.1 继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况下，应按整定规程进行取舍，侧重防止保

12、护拒动，备案注明并报主管领导批准。【释义】对于在整定方案中出现的失配、灵敏度不足等情况均应备案注明并报主管领导批准。2.2 调度部门应根据电网实际情况和特点，每年编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。2.3 在整定方案的制定上应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网要严格按照中调下达的限额进行定值整定。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级切除，不得造成高电压等级保护越级跳闸。2.4 为防止机网协调事故，并网电厂涉网继电保护装置的技术指标和性能应满足所接入电网的要求，并满足安全性评价和技术监督的要求。并网机组的发变组的失磁、失步

13、、阻抗、零序电流和电压、复合电压闭锁过流、以及发电机的过电压和低电压、低频率和高频率等保护的定值应在相应调度机构备案。2.5 并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统故障时，因辅机保护等厂用电系统的不正确动作而使事故范围扩大。2.6 各发电公司（厂）在对发电机变压器组保护进行整定计算时，应遵循大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T6841999），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，并根据调度部门的要求，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保

14、护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。并注意以下原则：1)在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护，和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。2)在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时，应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。3)在整定计算发电机定子接地保护时，必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下，实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压

15、的有效值数据进行。4)在整定计算发电机变压器组负序电流保护，应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行。5)在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。2.7 500kV线路保护应加装零序反时限过流保护，反时限零序过流一般情况下不带方向，宜采用IEC正常反时限特性曲线。2.8 加强变压器差动保护整定计算管理。对于厂家资料或说明书容易产生混淆的地方尤其是“变压器各侧额定电流与CT二次额定电流以及平衡系数计算”等问题必须十分注意。在现场试验时应结合平衡系数用试验仪模拟正常运行，以校验平衡系数是否正确。2.9 为了防止220kV线路

16、单跳重合闸期间，220kV变压器220kV侧中性点间隙零序电流、电压保护动作，在征得设备主管部门同意后，间隙保护动作时间可按躲过重合闸时间整定，如设置为1.2秒。2.10 部分220kV线路保护的单跳失败跟跳三相时间为0.25s，与220kV保护失灵动作时间上配合存在困难，为提高失灵保护动作的选择性，将失灵保护动作跳开母联断路器时间由0.25s提高到0.35s。2.11 由于电网负荷电流及非全相零序电流较大，要求投入220KV线路保护装置中的三相不一致保护，三相不一致保护零序电流统一按240A(一次值)整定。当线路CT变比超过2400时，按0.1倍二次额定电流整定（二次值），保护动作时间整定1

17、.5秒。3 保护装置类3.1 线路保护3.1.1 一般情况下，500kV线路的纵联保护因故全部退出时，该线路应停运。220kV线路的纵联保护因故全部退出时，原则上该线路应停运。如果系统在该线路停运后无法满足要求，保护必须采用临时应对措施，如缩短该线路两侧对全线有灵敏度的后备保护时间（一般将相间距离和接地距离二段动作时间改为0.2秒），由此造成系统事故扩大的责任，由该纵联保护的运行维护单位承担。3.1.2 纵联保护应优先采用光纤通道。传输保护信息的通道设备应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。220kV及以上新建、技改的同杆并架线路保护，应尽可能采用光纤通道，配置光纤电流差动保护或传输分相命令

18、的纵联保护。3.1.3 220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，双重化配置除应符合6.7条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：1) 两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。2）远方跳闸和就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。3) 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）应遵循相互独立的原则按双重化配置。3.1.4 为提高远方跳闸的安全性，防止误动作，对采用非数字通道的，执行端应设置故障判别元件。对采用数字通道的，执行端可不设置故障判别元件。3.1.5 不允许在线路两侧同时投入保护

19、的“弱电源回答”。3.1.6 保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，除母线保护外，允许跳闸。3.1.7 采用三相电压自产零序电压的保护，应注意当电压回路故障期间同时失去相间及接地保护的问题。【释义】为防止出现以上问题，可以采取利用变电站扩建或改造的机会，配置一套光纤线路保护或通过更换PT，使两套保护采用不同绕组的方案解决。3.1.8 线路断路器三相不一致保护不启动失灵保护，发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。3.1.9 高频保护收发信机其它保护停信回路（或称母差保护停信、停

20、信2）应加入2-5ms延时。3.1.10 为有效解决光纤差动保护在主通道和备用通道切换过程中导致装置不正确动作的问题，要求应用在500kV系统的光纤差动保护装置具有双通道冗余功能，当某一通道故障时，要求保护装置内部进行自动处理，不影响保护运行。同时故障通道能够告警。3.1.11 光纤电流差动保护不得采用光纤通道自愈环，非光纤电流差动主保护和辅助保护可采用光纤通道自愈环。光纤电流差动保护中每对通道的收、发通道应保持路由一致，以保证保护装置测得的收、发时延一致。3.1.12 为防止使用光纤通道的线路保护因传输通道接错而造成保护不正确动作，要求在光纤差动保护或光纤接口装置中设置地址码。3.1.13

21、中国南方电网2007年继电保护专业暨反措工作会议，对保护通道的改造原则及新投产保护通道的配置作出如下规定：1）按2套主保护配置的线路，每套主保护应有完全独立的“光纤+光纤”或“光纤+载波”保护通道，确保任一通道故障，两套主保护可继续运行。完全独立的“光纤+光纤”通道应包括两个不同路由的SDH设备及光缆，通信直流电源应双重化。2）按3套主保护配置的线路，应至少有1套主保护采用“光纤+光纤”、“光纤+载波”或 “光纤通道自愈环”三种方式之一，以确保任一通道故障，仍有两套主保护继续运行。3）单通道光纤电流差动保护采用短路径通道，双通道光纤电流差动保护采用一路短路径通道和一路长路径通道。4）光纤电流差

22、动保护不采用光纤通道自愈环，非光纤电流差动保护和辅助保护可采用光纤通道自愈环。5）在具备光纤通道的条件下，保护更换时可逐步取消载波通道。当载波机有问题或运行较长时间后，不再更换新载波机，将原接载波通道保护改接光纤通道。3.2 母线保护及断路器失灵保护3.2.1 母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，无论在新建工程，还是扩建和技改工程中都应保证母线差动保护不留隐患地投入运行。3.2.2 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危

23、及系统稳定和事故扩大，在220kV及以上母线应采用双重化保护配置。双重化配置除应符合6.7条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：1）每条母线应采用两套含失灵保护功能的母线差动保护，并安装在各自的屏柜内。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。2）对于3/2接线形式的变电站，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。3）当母差保护与单套配置的失灵保护共用出口时，应同时作用于断路器的两个跳圈。当共用出口的微机型母差保护与断路器失灵保护双重化配置时，每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。4）用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅

24、助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路，亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。5）应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。【释义1】在CT绕组数量允许的情况下，对现有的单套母差保护应有计划的逐步进行双重化改造；CT绕组数量不足的情况下，应结合CT改造进行双母差保护改造。【释义2】考虑到500kV母差保护的重要性，仍按照设计习惯，每套母差保护动均应同时作用于断路器的两组跳闸线圈。3.2.3 母联、分段断路器应配置独立的不经电压闭锁的母联、分段断路器充电保护，该保护应

25、具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路，并应启动母联（分段）失灵保护。3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。3.2.5 断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方式进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。3.2.6 微机型母线保护、失灵保护的判别母线运行方式的开关量输入接点，采用开关场地母线刀闸和开关的辅助接点，不采用经过重动的电压切换接点和跳闸位置TWJ接点，开关量电源采用直流220V或110V。3.2.7 对满足3.2.2 1)条款要求的220kV母线差

26、动保护，应采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能；线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开入回路，元件支路应设置三相跳闸启动失灵开入回路。为解决变压器低压侧故障时，失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的问题，元件支路应设置独立于失灵启动的解除电压闭锁的开入回路。3.2.8 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。3.2.8.1 对数字式母线保护装置，可在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在跳闸出口接点回路上串接电压闭锁触点；3.2.8.2 对非数字式母线保护装置，电压闭锁接点应分别与跳闸出口触点串接。母联或分段断路器的跳闸回路可不经电压闭锁触点控制。3.2.9 220kV及以上变压器、发变

27、组的断路器失灵时应起动断路器失灵保护，并应满足以下要求:1）断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或逻辑”构成；2）为解决断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题，建议采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件动作”（或逻辑）解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，微机型变压器保护应具备主变“各侧复合电压闭锁动作” 信号输出的空接点；3）或采用在保护跳闸接点和电流判别元件同时动作时去解除复合电压闭锁，故障电流切断、保护收回跳闸命令后重新闭锁断路器失灵保护的方式，解决失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题。对失灵电流判别功能由母线保护装置内部判别的，可采用保护跳闸

28、接点动作时解除复合电压闭锁。【释义】利用主变“各侧复合电压闭锁动作”信号解除电压闭锁的方案比单纯靠保护跳闸接点解除复合电压闭锁可靠性高，降低了由于各种原因保护跳闸接点误导通又误解锁复合电压闭锁的可能性。3.2.10 双母线接线方式的母线发生故障，母差保护动作后，该母线上的线路应利用线路纵联保护促使对侧跳闸（闭锁式采用母差保护动作停信；允许式采用母差保护动作发信；纵差采用母差保护动作直跳对侧或强制本侧电流置零）。对于该母线上的联络变压器，除利用母差保护动作接点跳本侧断路器外，还应将另一副母差保护动作接点开入变压器保护，实现母线故障联络变压器中压侧断路器失灵跳变压器各侧断路器。3.3 变压器、发变

29、组保护3.3.1 220kV及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置除应符合6.7条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：1)主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的主、后备保护一体化的微机型继电保护装置。每套保护均应配置完整的主、后备保护。2)主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回 路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也应相对独立。3)每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。4)为与保护双重化配置相适应， 5

30、00kV变压器高、中压侧和220kV变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。3.3.2 要完善防止变压器阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。所有发电机、变压器的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。3.3.3 变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于0.96。3.3.4 变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。非电量保

31、护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55-65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。3.3.5 做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量。3.3.6 为防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。应进行单台及多台油泵启停试验，检查重瓦斯保护动作情况，若出现误动，应采取针对性措施。3.3.7 大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机、炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以处理。因此，有关设

32、计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，消除隐患。3.3.8 100MW及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用保护双重化配置。双重化配置除应符合6.7条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：1)每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能动作于跳闸或给出信号。2)发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）,出口

33、跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位置也应相对独立。3) 每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。4) 为与保护双重化配置相适应， 500kV变压器高、中压侧和220kV变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。3.3.9 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为。设计、制造单位应将有关这些问题的

34、计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。3.3.10 发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸，并尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。3.3.11 发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。3.3.12 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必

35、须将基波零序保护与发电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐波电压保护宜投信号。3.3.13 在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：1)以“零序或负序电流”任何一个元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出

36、告警信号。2)同时经“零序或负序电流”元件任何一个元件动作以及三个相电流元件任何一个元件动作的“或逻辑”，与“断路器三相位置不一致”，“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”动作后，经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动的信号”。3.3.14 发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技术要求。3.3.15 在新建、扩建和改建工程中，应要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。3.3.16 200兆瓦及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。3.3.17 220k

37、V及以上电压等级单元制接线的发变组，在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断路器三相不一致保护去起动发变组的断路器失灵保护。3.4 电容器电抗器保护、辅助保护3.5 故障录波和继电保护及故障信息系统3.5.1 为充分利用故障录波手段，更好地开展运行分析，发现隐患，查明事故原因，应按照以下原则选择接入录波器的模拟量和开关量等故障信息，其中相同一次设备（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量与开关量宜接入同一录波器中。3.5.2 录波器定检工作可结合保护装置定检工作同期完成，即在进行保护装置定检工作的同时，对同一间隔接入录波器的相关模拟量、开关量通道进行检验，避免由于录波器

38、单独定检对运行保护造成的安全风险。3.5.3 模拟量是故障录波的基本信息，所有220kV及以上电气模拟量必须录波，并宜按照TV、TA装设位置不同分别接入。其中应特别注意：1) 安装在不同位置的每一组三相电压互感器，均应单独录波，同时还应接入外接零序电压。2) 变压器不仅需录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和中性点零序电压。电抗器应参照变压器选取模拟量录波。3) 母联、分段以及旁路开关，应录取其电流。4) 3/2接线、角形接线或双开关接线，应单独录取开关电流。3.5.4 开关量变位情况是故障录波的重要信息，接入录波器的开关量应包括保护出口信息，通道收发信情况以及开关变位情

39、况等变位信息。其中应特别注意：1) 任意保护的逻辑功能出口跳闸，均应在录波图的开关量中反映。对于独立出口继电器的单一逻辑功能，宜单独接入录波。对于多项逻辑功能共用多组出口继电器的，可选用一组开关量接入录波器。2) 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信信号，均应接入录波器。传送允许式命令和远跳命令设备的录波宜参照接入。3) 220kV及以上的开关，每相开关的跳、合位均应分别录波，宜选用开关辅助接点接入。4) 应考虑接入操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点变位情况，便于事故分析。5) 保护跳闸、开关位置等重要开关量的变位应启动录波。3.5.5 在保证安全的前提下，宜录取直流母

40、线电压。3.5.6 220kV及以上变电站，应按照广东电网500kV变电站自动化系统技术规范、广东电网110220kV变电站自动化系统技术规范的要求，配置继电保护工作站（即继电保护及故障信息系统子站），相关技术要求，参照广东电网继电保护及故障信息系统子站技术规范执行。4 直流系统、二次回路及抗干扰4.1 直流系统4.1.1 任何情况下不得无蓄电池运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。4.1.2 变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现

41、一段直流母线失压。4.1.3 互为冗余配置的两套主保护、两套安稳装置、两组跳闸回路、两套通道设备等的直流供电电源必须取自不同段直流母线，两组直流之间不允许直流回路采用自动切换。【释义】本反措不包括通讯专业提供的带ATS自动切换的直流电源。4.1.4 压力低闭锁重合闸回路应选用第一路直流供电，而不应经操作箱直流电源切换提供。4.1.5 今后新建、改造工程，压力低禁止跳、合闸功能应由断路器本体实现，为提高可靠性，应选用具备双套压力闭锁元件的断路器，并分别采用第一、二路直流供电。4.1.6 双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电源必须取自同一组直流电源。4.1.7

42、控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。4.1.8 为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正确动作（熔断）而扩大事故，应注意做到：1）直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，熔断器应分级配置，逐级配合。2）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。3）直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。4）为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对已投运的熔断器和小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。5）直流回路的空气开关只应选择直流特性的空气开关。4.

43、1.9 使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5-2.0倍选用。4.1.10 直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：1）信号回路由专门熔断器供电，不得与其他回路混用。2）由一组保护装置控制多组断路器（例如母线差动保护、变压器差动保护、发电机差动保护、线路横联差动保护、断路器失灵保护等）和各种双断路器的变电站接线方式中，每一断路器的操作回路应分别由专门的直流空气开关（直流熔断器）供电，保护装置的直流回路由另一组直流空气开关（直流熔断器）供电。3）有两组

44、跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专门的直流空气开关（直流熔断器）供电。4）只有一套主保护和一套后备保护的，主保护与后备保护的直流回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔断器）供电。4.1.11 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的接线原则：1) 每一套独立的保护装置，均应有专用于直接到直流空气开关（直流熔断器）正负极电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。2) 不允许一套独立保护的任一回路（包括跳闸继电器）接到另一套独立保护的专用端子对引入的直流正、负电源。3) 如果一套独立保护的继电器及回路分装在不同的

45、保护屏上，同样也必须只能由同一专用端子对取得直流正、负电源。4.1.12 由不同熔断器供电或不同专用端子对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，如有需要，必须经空接点输出。4.1.13 查找直流接地点，应断开直流空气开关（直流熔断器）或断开由专用端子对到直流空气开关（直流熔断器）的连接，并在操作前，先停用由该直流空气开关（直流熔断器）或由该专用端子对控制的所有保护装置，在直流回路恢复良好后再恢复保护装置的运行。4.1.14 所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动报警回路。4.1.15 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：1) 直流电压波动范围应小于 5%额定

46、值 。2) 波纹系数小于5%。3) 失去浮充电源后在最大负载下的直流电压不应低于80%的额定值。4.1.16 保护装置的直流电源插件不得运行超过8年。4.2 二次回路4.2.1 在继电保护装置交流电流回路设计过程中，应严格按照文件的要求，进行继电保护用电流互感器二次绕组的选型和配置，防止出现保护死区。在继电保护装置和电流互感器的安装、调试、验收过程中，应做好电流互感器安装位置正确性、电流互感器二次绕组配置合理性、继电保护装置交流电流回路接线正确性检查。检查记录应有签名并作为工程竣工报告存档。继电保护用电流互感器二次绕组的配置及反措要求:4.2.1.1 继电保护用电流互感器二次绕组配置原则：1）

47、电流互感器二次绕组的配置应满足DLT 8662004电流互感器和电压互感器选择及计算导则的要求。2）500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则：线路保护宜选用TPY级；母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当的电流互感器；断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器，不宜使用TPY级。3）为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。当线路保护或主变保护使用串外电流互感器时，配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。4）为防止电流互感器二次绕组

48、内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器失灵保护因无法感受到故障电流而拒动，断路器保护使用的二次绕组应位于两个相邻设备保护装置使用的二次绕组之间。4.2.1.2 电流互感器的安装、调试要求1）在电流互感器安装调试时应进行电流互感器出线端子标志检验，核实每个电流互感器二次绕组的实际排列位置与电流互感器铭牌上的标志、施工设计图纸是否一致，防止电流互感器绕组图实不符引起的接线错误。新投产的工程应认真检查各类继电保护装置用电流互感器二次绕组的配置是否合理，防止存在保护动作死区。以上检验记录须经工作负责人签字，作为工程竣工资料存档。2）保护人员应结合电流互感器一次升流试验，检查每套保护装置使用的

49、二次绕组和整个回路接线的正确性。4.2.2 经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场地接地点应断开；为保证接地可靠，各电压互感器地中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。4.2.3 已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，如认为必要，可以在开关场将二次绕组中性点经氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30ImaxV(220kV及以上系统中击穿电压峰值应大于800V)。其中Imax为电网接地故障时通过变电所地可能最大接地电流有效值，单位为kA。4.2.4 电流互感器的二次回路必须分别并且只能有一点接地。独立的、与其

50、他互感器二次回路没有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。【释义】电流互感器的二次回路也可在控制室一点接地,但考虑到运行安全,建议在开关场实现一点接地。4.2.5 来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和互感器开口三角绕组的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得公用。4.2.6 当保护屏的电压切换回路采用双位置继电器接点时，切换继电器同时动作信号应采用双位置继电器接点，以便监视双位置切换继电器工作状态。【释义】当保护屏的电压切换回路采用双位置继电器接点时，如遇刀闸位置异常或双位置继电器本身故障引起了接点粘死，导致两组电压非正常并列的情况，以上信号会保持直至故障排除。4.2.

51、7 为避免形成寄生回路,在任何情况下均不得并接第一、第二组跳闸回路。4.2.8 直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线圈线径小于0.09mm的继电器时，其线圈须经密封处理，以防止线圈断线；如果用低额定电压规格（如220V电源用于110V的继电器）的直流继电器串连电阻的方式时，串联电阻的一端应接于负电源。4.2.9 直流电压在110V及以上的中间继电器一般应有符合下列要求的消弧回路：1） 不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。2) 用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二极管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继

52、电器线圈回路短接。消弧回路应直接并在继电器线圈的端子上。3) 选用的消弧回路所用反向二极管，其反向击穿电压不宜低于1000V，绝不允许低于600V。4) 注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。4.2.10 跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%，以防止继电器线圈正电源侧接地时因直流回路过大的电容放电引起的误动作；但也不应过高，以保证直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器（例如5W以上），如为快速动作的需要，则允许动作电压略低于额定电压的50%，此时必须保证继电器线圈的接线端子有足够的绝缘强度。如果适当提高了起动电压还

53、不能满足方式误动作的要求，可以考虑在线圈回路上并联适当电阻以作补充。变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器，由于连线长，电缆电容大，为避免电源正极接地误动作，应采用较大起动功率的中间继电器（不小于5W），但不要求快速动作。4.2.11 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串连自保持的继电器回路，并保证：1)跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。2)断路器可靠跳、合闸。4.2.12 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件：1)自保持电流不应大于额定跳（合）闸电流的50%左右，线圈压降小于额定值的5%。2) 出口继电器的电压起动线圈与电流自

54、保持线圈的相互极性关系正确。3) 电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应为交流2000V、1min）。4) 电流自保持线圈界在出口触点与断路器控制回路之间。4.2.13 有多个出口继电器可能同时跳闸时，宜由防止跳跃继电器TBJ实现上述任务，防跳继电器应为快速动作的继电器，其动作电流小于跳闸电流的50%，线圈压降小于额定值的10%，并满足上面1)4)条的相应要求。4.2.14 不得采用可控硅跳闸出口的方式。4.2.15 两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共连线引出。检查测试带串连信号继电器回路的整组起动电压，必须保证在80%直流额

55、定电压和最不利条件下分别保证中间继电器和信号继电器都能可靠动作。4.2.16 跳闸连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路，应满足以下要求：连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的连接片；检查并确证连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏地连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；检查连接片在拧紧后不会接地。不符合上述要求的需立即处理或更换。4.2.17 多绕组电流互感器及其二次绕组接入保护回路的接线原则如下：1) 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。2) 保护接入的二次绕组分配，应特别注意避免当一套线路保护停用（为了试验）而线路急需运行

56、时，出现电流互感器内部故障时的保护死区。3) 新安装及解体检修后的电流互感器应作变比及伏安特性试验，并作三相比较以判别二次绕组有无匝间短路和一次导体有无分流；注意检查电流互感器末屏是否已可靠接地。变压器中性点电流互感器的二次回路伏安特性需与接入的电流继电器起动值校对，保证后者在通过最大短路电流时能可靠动作。4.2.18 用隔离开关辅助接点控制的电压切换继电器，应有一对电压切换继电器接点作监视用；不得在运行中维护隔离开关辅助接点。4.2.19 在电压回路切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。4.2.20 保护屏上的电缆必须固定良好，防止脱落、拉坏接线端子排造成事故。4.3 抗干扰4.3.1 静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。4.3.2 为了防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤波器和收发信机与高频电缆芯线相连接端均应分别串有电容器。4.3.3 对于现已运行的采用高频变量器直接耦合的高频通道（结合滤波器及收发信机高频电缆侧均无电容器），要求在其通道的电缆芯回路中串接一个电容器，