电力公司反措汇编

1、渝电调发200514号关于印颁发重庆电网继电保护及安全自动装置反事故措施汇编的通知公司所属各单位，并网发电厂： 继电保护及安全自动装置是保证电网安全、稳定、经济运行的重要手段之一，随着电网的迅速发展和新技术的应用，重庆电网继电保护及安全自动装置的设备水平和运行管理水平得到了很大的提高，对保证重庆电网安全稳定运行起到了重要的哨兵作用。同时针对运行中暴露的各种问题制定了许多继电保护及安全自动装置反事故措施。由于原有反事故措施比较分散凌乱，时效性较差，已不能满足现场工作的需要。为了规范继电保护反事故措施的管理，经重新收集、整理、汇编了近年来颁布并适用的继电保护反事故措施的具体内容，以满足重庆电网的需

2、要。要求各单位根据重庆电网继电保护及安全自动装置反事故技术措施汇编(2005年版本)的内容，认真组织学习，及时安排查对、整改，务必在2005年3月底前安排学习考试、2005年6月底前整改完毕，杜绝因反措执行不到位引发继电保护事故的情况发生。本汇编未列入的其他原有反措条文原则上不再适用。同时，各单位在运行的过程中，要认真分析、及时汇报出现的技术问题，为不断提高、完善重庆电网的继电保护反事故措施手段提供坚实的基础。附件：重庆电网继电保护及安全自动装置反事故技术措施汇编主题词：电网 继电保护 措施 通知抄送：孙渝江副总经理，莫文强总工程师，刘昌盛副总工程师,生产技术部,安全监察部,工程建设部。,调通

3、中心重庆电力调度通信中心 2005年2月3日印发(共印份)附件：重庆电网继电保护及安全自动装置反事故技术措施汇编（2005年版）重庆市电力公司二00五年一月目 录一、关于纠正梅花山、金家岩10kV母线电压互感器接线的通知【渝电调字（92）第47号】1二、关于颁发电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点通知【电安生1994191号】3三、转发关于坚决执行“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”的紧急通知【渝电调（1996）022号】13四、备用电源自动装置整组试验的规定【渝电调（1997）010号】15五、转发国调中心关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知【渝电调发（1998）5

4、1号】16六、关于变电站主变压器零序方向电流回路改接线和旁路代主变开关加装电压切换开关的通知【渝电调（1998）03号】19七、关于方向横差保护改接线的通知【渝电调发（1998）48号】21八、关于旁路代主变运行时主变保护跳闸回路的接线原则【渝电调发（1999）21号】22九、关于转发国调中心继电保护情况通报的通知【渝电调（1999）24号】23十、关于110kV电磁型比相式母差保护改进的通知【渝电调（1999）27号】24十一、关于规范继电保护装置和开关重合闸跳合闸闭锁接线的通知【渝电生（2000）40号】25十二、关于规范继电保护三相起动失灵回路的通知【】27十三、关于印发“防止电力生产重

5、大事故二十五重点要求”继电保护实施细则的通知【渝电调（2002）5号】29十四、关于规范继电保护及安全自动装置压板使用的通知【渝电调发2002148号】38十五、关于下发防止强迫油循环变压器冷却器全停保护误动作的反事故措施的通知【渝电生200219号】39十六、关于印发对SF6断路器和GIS组合电器就地/远方分、合闸回路进行改造的原则要求和完善变电站电气闭锁回路的有关规定的通知【渝电生200240号】42十七、关于印发重庆电力公司继电保护现场工作的补充规定的通知【渝电调20032号】45十八、关于调整继电保护LCD-4型差动继电器接线的通知【渝电调发200376号】48十九、关于开展南瑞保护公

6、司LFP-941系列保护装置版本升级的紧急通知【渝电调便20048号】49二十、关于明确变压器瓦斯保护等接线原则的通知【渝电调发2004149号】51二十一、关于调整变压器中性点保护投退原则和要求对电压互感器工作后进行相关测试的通知【渝电调20051号】52一、 关于纠正梅花山、金家岩10kV母线电压互感器接线的通知【渝电调字（92）第47号】北碚分局、南岸分局：你分局管辖的梅花山、金家岩变电站10KV母线电压互感器，为消除铁磁谐振，原设计中在柜内装设四台同型、同参数的电压互感器。要求三相电压互感器开口三角形短接。但该两站10KV电压互感器接线仍采用典设三相式电压互感器接线图。见原设计图册（重

7、庆南岸金家岩和北碚梅花山站220KV变电所10KV母线电压互感器接线图）。达不到消除铁磁谐振的目的。更严重的是单相接地时发不出信号。为此经局生技、调度、基建等有关部门研究确定采用如附图-1、2的接线方式。要求北碚分局、南岸分局将梅花山、金家岩站10KV母线电压互感器接线按附图-1、2立即更改，接地信号定值按1015KV整定。特此通知。附图-1附图-2说明：附图2按10kV（）段母线所接电压互感器绘制，当用于10kV （）段母线电压互感器时回路编号需作如下修改：A630-（）、B630-（）、C630-（）、L630-（）及切换回路A640-（）、B640-（）、C640-（）、L640-（）改

8、为A640-（）、B640-（）、C640-（）、L640-（），切换回路亦改为A630-（）、B630-（）、C630-（）、L630-（）。二、 关于颁发电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点通知【电安生1994191号】各电管局，各省、自治区、直辖市电力局，各电力设计院，电科院，南京自动化所，各有关基建、制造单位： 为了提高电力系统继电保护和自动装置的安全运行水平，在总结多年来继电保护运行经验和事故教训的基础上，部组织编写了电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点。经组织专家讨论，审查通过，现颁发执行。 新建、扩建、技改等工程均必须执行本“要点”：现有发电厂、变电所，凡涉及严重

9、威胁安全运行的，必须立即采取相应措施，其它可分轻重缓急、有计划地予以更新、改造。 过去颁发的反措及相关文件，凡与本“要点”有抵触的，均应按本“要点”的规定执行。 处研、制造、基建、设计和运行等单位必须执行本“要点”的有关规定。 请各单位将执行“要点”中遇到的问题及时报告电力部安生司和国调中心。 附件：电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点 总的说明： （1）“继电保护及安全自动装置反事故措施要点”（以下简称“要点”）汇总了多年来设计与运行部门在保证继电保护装置安全运行方面的基本经验，也是事故教训的总结。 （2）新建、扩建和技改等工程，均应执行本“要点”。现在发电厂、变电所设施，凡严重威胁

10、安全运行的必须立即更改，其他可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。制造和处研部门也必须遵守“要点”的规定。 （3）本“要点”只是要点，不是应有的全部内容。有的问题在其他部颁规程如“现场试验工作保安规程”中已有明确规定，但为了强调，某些部分也在本“要点”中重复列出。 （4）过去颁发的反措及相关文件凡与本“要点”有抵触的，应按本“要点”执行。 （5）本“要点”由电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心负责解释。 1、直流熔断器与相关回路配置 基本要求： （1）消除寄生回路； （2）增强保护功能的冗余度。 1.1 直流熔断器的配置原则如下： 1.1.1 信号回路由专用熔断器供电，不得与其它

11、回路混用。 1.1.2 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所结线方式（一又二分之一断路器、双断路器、角结线等）。 （1）每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电； （2）保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电。 1.1.3有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器供电。 1.1.4有两套纵联保护的线路，每一套纵联保护的直流回路应分别由专用的直流熔断器供电。后备保护的直流回路，可由另一组专用直流熔断器供电，也可适当地分配到前两组直流供电回路中。 “近后备”原则只有一

12、套纵联保护和一套后备保护的线路，纵联保护与后备保护的直流回路应分别由专用的直流熔断器供电。 1.2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，均应有专用于直接接到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和负电源。 （2）不允许一套独立保护的任一回路包括跳闸继电器，接到由另一套独立保护的专用端子对引入的直流正和负电源。 （3）如果一套独立保护的继电器及回路分装在不同的保护屏上，同样也必须只能由同一专用端子对取得直流正和负电源。 1.3由不同熔断器供电或不同专用端子对供电的两套

13、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。 1.4找直流接地，应断开直流熔断器或断开由专用端子对到直流熔断器的联结，并在操作前，先停用由该直流熔断器或由该专用端子对控制的所有保护装置，当直流回路恢复良好后才恢复保护装置的运行。 1.5所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动告警回路。 1.6上、下级熔断器之间必须有选择性。 2、保护装置用直流中间继电器、跳（合）闸出口继电器及相关回路 2.1直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线径小于0.09 mm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

14、电源用110V的继电器）的直流继电器串联电阻的方式时，串联电阻的一端应接于负电源。 2.2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）不得在它的控制接点上并以电容电阻回路实现消弧。 （2）不论是用电容或反向二级管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二级管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二级管短路时将中间继电器线圈回路短接。消弧回路应直接并在继电器线圈的端子上。 （3）选用的消弧回路用反向二级管，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。 2.3 跳闸出口继电器的起

15、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，以保证直流电源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5瓦以上）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不能满足防止误动作的要求，可以考虑在线圈回路上并联适当电阻以作补充。 由变压器、电抗器瓦斯保护起动的中间继电器，由于联线长、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，但不要求快速动作。 2.4断路器跳（合）闸线圈的出口接点控

16、制回路，必须设有串联自保持的继电器回路，保证： （1）跳（合）闸出口继电器的接点不断弧。 （2）断路器可靠跳、合闸。 只有单出口继电器的，可以在出口继电器跳（合）闸接点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件： ( 1 ) 自保持电流不大于额定跳（合）闸电流的一半左右，线圈压降小于5%额定值。 ( 2 ) 出口继电器的电压起动线圈与电流自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 一分钟的试验标准（出厂试验应为交流2000V 一分钟）。 ( 4 ) 电流自保持线圈接在出口接点与断路器控制回路之间。 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

17、实现上述任务。防跃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一半，线圈压降小于10%额定值，并满足上述（2） ( 4 )项的相应要求。 2.5 不推荐采用可控硅跳闸出口的方式。 2.6两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共联线引出。 3、信号回路 3.1 应当装设直流电源回路绝缘监视装置，但必须用高内阻仪表实现，220V的不小于20千欧，110V的不小于10千欧。 3.2检查测试带串联信号继电器回路的整组起动电压，必须保证在80%直流额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、跳闸压板 4.1除公用综合重合闸的出口跳闸回路外，其他直

18、接控制跳闸线圈的出口继电器，其跳闸压板应装在跳闸线圈和出口继电器的接点间。 4.2经由共用重合闸选相元件的220KV线路的各套保护回路的跳闸压板，应分别经切换压板接到各自起动重合闸的选相跳闸回路或跳闸不重合的端子上。 4.3综合重合闸中三相电流速断共用跳闸压板，但应在各分相回路中串入隔离二级管。 4.4跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路：压板在落下过程中必须和相邻压板有足够的距离，保证在操作压板时不会碰到相邻的压板；检查并确证压板在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的压板导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；检查压板在拧紧后不会接地。不符合上述要求的需立即处理或更换。

19、5、保护屏 5.1保护屏必须有接地端子，并用截面不小于4平方毫米的多股铜线和接地网直接联通。装设静态保护的保护屏间应用专用接地铜排直接联通，各行专用接地铜排首末端同时联接，然后在该接地网的一点经铜排与控制室接地网联通。专用接地铜排的截面不得小于100平方毫米。 5.2保护屏本身必须可靠接地。 5.3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。 5.4所有用旋钮(整定用压板)接通回路的端子，必须加铜垫片，以保证接通良好，特别注意不因螺杆过长，以致不能可靠压接。 5.5跳(合)闸引出端子应与正电源适当地隔开。 5.6到集成电路型保护或微机型保护的交流及直流电源来线，应先经抗干扰电容(最

20、好接在保护装置箱体的接线端子上)，然后才进入保护屏内，此时： ( 1 ) 引入的回路导线应直接焊在抗干扰电容的一端上，抗干扰电容的另一端并接后接到屏的接地端子（母线）上。 （2）经抗干扰后引入装置在屏上的导线，应远离直流操作回路的导线及高频输入（出）回路的导线，更不得与这些导线捆绑在一起。 （3）引入保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。 5.7 弱电信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相邻近。 5.8高频收发信机的输出(入)线应用屏蔽电缆，屏蔽层接地，接地线截面不小于1.5平方毫米。 5.9两个被保护单元的保护装置配在一块屏上时，其安装必须明确分区，并划出明显界线，以利于分

21、别停用试验。 一个被保护单元的各套独立保护装置配在一块屏上，其布置也应明确。 5.10集成电路及微机保护屏宜采用柜式结构。 6、保护装置本体 6.1保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。 6.2所有隔离变压器(电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等)的一、二次线圈间必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。 6.3外部引入至集成电路型或微机型保护装置的空接点，进入保护后应经光电隔离。 6.4半导体型、集成电路型、微机型保护装置只能以空接点或光耦输出。 7、开关场到控制室的电缆线 7.1用于集成电路型、微机型保护的电流、电压和信号接点引入线，应采用屏蔽电缆，屏蔽层在开关场与控制室同时接地，

22、各相电流和各相电压线及其中性线应分别置于同一电缆内。 7.2不允许用电缆芯两端同时接地方法作为抗干扰措施。 7.3高频同轴电缆应在两端分别接地，并紧靠高频同轴电缆敷设截面不小于100平方毫米两端接地的铜导线。 7.4动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。 7.5穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。 8、仪用互感器及其二次回路 8.1电流互感器及电压互感器的二次回路必须分别有且只能有一点接地。 8.2由几组电流互感器二次组合的电流回路，如差动保护、各种双断路器主结线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。 8.3经控制室零相小母线（N600）联通的几组电压互感器二次回路，只应在控制

23、室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开。为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或接触器等。 8.4已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，如认为必要，可以在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30Imax伏，Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为千安。 8.5宜取消电压互感器二次B相接地方式，或改为经隔变压器实现同步并列。 8.6独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流或电压互感器二次回路，可以在控制室内、也可以在开关场实现一点接地。 8.7来自电压互感器二次的四根开关场引入线和

24、互感器三次的两（三）根开关场引入线必须分开 ，不得公用。 8.8多绕组电流互感器及其二次线圈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）保护接入的二次线圈分配，应特别注意避免当一套线路保护停用（为了试验）而线路继续运行时，出现电流互感器内部故障时的保护死区。 8.9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，并作三相比较以判断二次线圈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。 9、整流电源及储能电源 9.1用整流电源

25、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<±5%额定值。 （2）波纹系数<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。 9.2新设计变电所，不应采用储能电源作操作电源。对现有系统，其操作电源应分为如下的各独立组，并定期作操作试验。 （1）配出线瞬时动作保护一组，保证可同时供三台断路器跳闸和重合于永久性故障再可靠跳闸。此外，当线路故障使母线电压低于额定电压60%时，保护必须瞬时动作切除故障。 （2）配出线带时限动作的保护一组（瞬时与延时保护用同一出口继电器的例外）。 （3）每台变压器保护一组，能同时跳开各侧断路器。 （4）

26、信号电源。 （5）试验用电源。不得以运行中的保护电源为试验电源。 10、保护二次回路电压切换 10.1用隔离刀闸辅助接点控制的电压切换继电器，应有一付电压切换继电器接点作监视用，不得在运行中维护刀闸辅助接点。 10.2检查并保证在切换过程中，不会产生电压互感器二次反充电。 10.3手动进行电压切换的，应有专用的运行规程，由运行人员执行。 10.4用隔离刀闸辅助接点控制的切换继电器，应同时控制可能误动作的保护的正电源，有处理切换继电器同时动作与同时不动作等异常情况的专用运行规程。 11、保护原理 11.1 110KV及以上电压的线路保护，包括各套保护装置间的相互配合，应按“四统一”技术原则有组织

27、地进行分类检查，凡属严重影响保护性能部分，应安排计划分期分批地进行更新或改进。 11.2 处理原有相间距离保护不满足先单相后延时发展成两相不接地或对称三相短路情况下的无选择性跳闸的原则： （1）220KV线路一般由纵联保护保证。 （2）没有振荡问题的线路，特别是110KV线路，要求距离一、二段不经振荡闭锁控制。 （3）新设计的距离保护，凡有可能的，宜增设不经振荡闭锁而用延时躲振荡闭锁的一、二段（或相应的功能）。 11.3重申如下原则： （1）高频相差保护用两次比相。 （2）距离保护用电流起动，振荡闭锁第一次起动后，只能在判别系统振荡平息后才允许再开放，距离保护瞬时段在故障后短时开放。 （3）采

28、用单相重合闸的线路，为确保多相故障时可靠不重合，宜增设由断路器位置继电器接点两两串联解除重合闸的附加回路。 11.4采用相位比较原理的母差保护在用于双母线时，必须增设两母线先后接连发生故障时能可靠切除后一组母线故障的保护回路。 11.5远方直接跳闸，必须有相应的就地判据控制。 “弱电源回答”回路。 11.7有独立选相跳闸功能的保护和经公用重合闸选相回路的保护装置共用时，前者仍应直接执行分相出口跳闸的任务。如有必要，可同时各用一组接点相互起动非全相运行的闭锁回路。 11.8纵联保护的逻辑回路必须与通信通道的特点和收发信机的特性相协调，对收发信机的输入 / 输出的工作信号时延特性，在通道各种强干扰

29、信号下（包括故障点电弧产生的5ms左右的强干扰）可能丢失信号及误收信号的特性等直接影响继电保护安全性及可靠性的性能，提出明确的要求。 11.9电压二次回路一相、两相或三相同时失压，都应发出警报，闭锁可能误动作的保护。 11.10原设计要求用两组电压互感器二次电压构成的电压回路断线闭锁保护，如果只用一组电压互感器供电时，必须注意解决因此而带来的电压断线闭锁失效的问题。 11.11双母线断路器失灵保护 除发电机变压器组的断路器非全相开断的保护外，均应设有足够灵敏度的电压闭锁控制多接点回路，闭锁接点应分别串接在各跳闸继电器接点中，不共用。为了适应降低电压闭锁元件的起动值的需要，应在零序电压继电器的回

30、路中设三次谐波阻波回路。 11.12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时同时失去相间及接地保护的问题。 11.13所有发电机、变压器等的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。 11.14电力载波允许式纵联保护只能用相-相耦合通道，但当发生多相故障时，原理上也可能拒动，应以此考虑配合要求。 11.15采用解除闭锁式纵联保护，当反方向故障时，也必须提升导频功率至全功率，两侧时间配合关系要求与一般闭锁式一样。 11.16实现单相重合闸的线路采用零序方向纵联保护时，应有健全相再故障时的快速动作保护。 11.17重合闸应按断路器配置。 11.18发电机变压器组的高压断路器、

31、变压器的高压侧断路器、母线断路器和采用三相重合闸的线路断路器等均宜选用三相操作的断路器。 12、现场试验 12.1必须要有明显的断开点(打开了压板或接线端子片等)才能确认，也只能确认在断开点以前的保护停用了。如果压板只控制本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸接点回路才能认为该保护确已停用。 对于采用单相重合闸，由压板控制正电源的三相分相跳闸回路，停用时除断开压板处，尚需断开各分相跳闸回路的输出端子，才能认为该保护已停用。 12.2不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作，也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按钮（除闭锁式纵联保护的起动发信按钮外）作试验。 12.3所有

32、的继电保护定值试验，都必须以符合正式运行条件(如加上盖子，关好门等等)为准。 12.4分部试验应采用和保护同一直流电源，试验用直流电源应由专用熔断器供电。 12.5只能用整组试验的方法，即除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处于与投入运行完全相同的状态下，检查保护回路及整定值的正确性。 不允许用卡继电器接点、短路接点或类似人为手段作保护装置的整组试验。 12.6对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动，即便是改动一根联线的最简单情况，也必须履行如下程序： （1）先在原图上作好修改，经主管继电保护部门批准。 （2）按图施工，不准凭记忆工作。拆动二次回路时必须逐一作好

33、记录，恢复时严格核对。 （3）改完后，作相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然且交由值班运行人员验收后再申请投入运行。 （4）施工单位应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人在现场修改图上签字，没有修改的原图应要求作废。 12.7不宜用调整极化继电器的接点来改变其起动值与返回值，厂家应保证质量并应对继电器加封。 12.8应对保护装置作拉合直流电源的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或信号误表示的情况。 12.9对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程，按照保护逻辑回路要求测试

34、收发信回路整组输入 / 输出特性。 12.10以载波通道上作业后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。 12.11新投入或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器第一次投入系统时必须投入跳闸，变压器充电良好后停用，然后变压器带上部分负荷，测六角图，同时测差回路的不平衡电流或电压，证实二次结线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸。在上述各种情况下，变压器的重瓦斯保护均应投入跳闸。 12.12所有差动保护(母线、变压器、纵差、横差等)在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必须测各中性线的不平衡电流，以确证回路完整正确。 12.13 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意： （1）不得在

35、现场试验过程中进行检修。 （2）在现场试验过程中不允许拔出插板测试，只允许用厂家提供的测试孔或测试板进行测试工作。 （3）插拔插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路芯片，厂家应随装置提供相应的物件。 （4）必须在室内有可能使用对讲机的场所，用无线电对讲机发射的无线电信号对保护作干扰试验。如果保护屏是带有铁门封闭的，试验应分别在铁门关闭与打开的情况下进行，试验过程中保护不允许出现有任何异常现象。 12.14在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）时不能自动起动的直流逆变电源，必须更换。 12.15所有试验仪表、测试仪器等，均必须按使用说明书的要求做好相应的接地（在被测试保护屏的接地点）后，才能接

36、通电源。注意与引入被测电流电压的接地关系，避免将输入的被测电流或电压短路。只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。 12.16所有正常运行时动作的电磁型电压及电流继电器的接点，必须严防抖动。特别是综合重合闸中的相电流辅助选相用的电流继电器，有抖动的必须消除或更换。 12.17对于由 构成的保护的测试： （1）不能用检查 回路是否有不平衡电压的方法来确认 回路良好。 （2）不能单独依靠“六角图”测试方法确证 构成的方向保护的极性关系正确。 （3）可以包括电流及电压互感器及其二次回路联接与方向元件等综合组成的整体进行试验，以确证整组方向保护的极性正确。 （4）最根本的办法，是查清电压及电流互感器极

37、性、所有由互感器端子到继电保护盘的联线和盘上零序方向继电器的极性，作出综合的正确判断。 12.18变压器零序差动保护，应以包括两组电流互感器及其二次回路和继电器元件等综合组成的整体进行整组试验，以确证回路结线及极性正确。 12.19多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其他保护有关联的某一套进行试验时，必须特别注意做好其他保护的安全措施，例如将相关的电流回路短接，将接到外部的接点全部断开等等。 12.20在可靠停用相关运行保护的前提下，对新安装设备进行各种插拔直流熔断器的试验，以确证没有寄生回路存在。 13、现场运行 13.1纵联保护(如高频相差保护、高频闭锁方向保

38、护等)的任一侧需要停用或停直流电源时(例如为了寻找直流电源接地等)，必须先汇报调度，请求两侧都停用，然后才允许作业，作业完后，两侧保护按规定进行检查，并按规定程序恢复运行。 13.2平行线的横差保护，当一侧的断路器断开，形成一回线送电、一回线充电的运行方式时，如果横差没有经检查邻线过电流控制，则两侧都应断开运行中一回线的横差保护的跳闸压板（即停用保护），但处于充电状态的一回线的压板不应断开（保护继续运行）。操作顺序应在一次系统操作完后，才去断开压板，恢复时先投压板然后进行一次系统操作。 13.3线路纵联保护每年的投入运行时间不得小于330天。配置双套纵联保护的线路，任何时候都应有一套纵联保护在

39、运行中，特殊情况须经领导审批。 13.4线路基建投产，相应的保护包括纵联保护，必须同步投入运行。 13.5电力线高频保护，必须每天交换通道信号，保护投入运行时收信裕量不得低于8.68db(以能开始保证保护可靠工作的收信电平值为基值)，运行中当发现通道传输衰耗较投运时增加超过规定值(3.0db)时，应立即报告主管调度通知有关部门，以判定高频通道是否发生故障、保护是否可以继续运行。运行中如发现通道收信裕量不足5.68db时，应立即通知上述调度机构请求将两侧纵联保护一起停用，然后才通知有关部门安排相应的检查工作。 13.6允许式纵联保护的发信及收信信号和闭锁式纵联保护的收信信号应进行故障录波。 13

40、.7触动外壳时有可能动作的出口继电器，必须尽快更换。 14厂用电保护 各网、省局应结合运行经验分别制订相应的反事故措施，避免厂用电事故引起全厂停电。 15、其他 15.1为了保证静态保护装置本体的正常运行，最高的周围环境温度不得超过+40，安装装置的室内温度不得超过+30，如不满足要求应装设空调设施。 15.2用水银接点的瓦斯继电器必须更换。 15.3三相三柱式变压器的零序阻抗必须以实测值为准。 15.4故障录波器的电流电压回路及其接线端子等，必须满足继电保护二次回路质量要求，其接入电流应取自不饱和的仪表用的电流互感器的回路，否则取自后备保护的电流回路，并接到电流互感器二次回路的末端。微机型故

41、障录波器应按继电保护回路的绝缘和抗干扰要求进行试验。 15.5导引线电缆及有关接线应满足如下要求: （1）引入高压变电所开关场的导引线电缆部分，应采用双层绝缘护套的专用电缆，中间为金属屏蔽层，屏蔽层对外皮的耐压水平可选用15KV、50HZ、1分钟。 （2）对于短线路，可用上述专用电缆直接联通两侧的导引线保护，但注意： （2）-1供导引线保护用的芯线，必须确证是一对对绞线。不允许随便接入情况不明的其他两根线。 （2）-2导引线电缆的芯线，接到隔离变压器高压侧线圈。隔离变压器的屏蔽层必须可靠地接入控制室地网，隔离变压器屏蔽层对隔离变压器高压侧线圈的耐压水平也应是15KV、50HZ、1分钟。所有可能

42、触及隔离变压器高压侧的操作，均应视为接触高压带电设备处理。 （2）-3同一电缆内的其它芯线接入其它控制室设备时，也必须先经耐压水平15KV的隔离变压器隔离。不允许在变电所地网接地，更不允许出现两端接地的情况。 （2）-4引到控制室的导引线电缆屏蔽层应绝缘，保持对控制室地网15KV的耐压水平。同时导引线电缆的屏蔽层必须在离开变电所地网边沿50-100米处实现可靠接地，以形成用大地为另一联接通路的屏蔽层两点接地方式。 （3）对较长线路，可以只在引入变电站开关场部分采用双层绝缘护套的专用导引线电缆，并在距开关场地网边沿50-100米处接入一般通信电缆。除遵守上一条原则外，并注意： （3）-1导引线保

43、护用的一对通信电缆芯线，也必须是对绞线。 （3）-2通信电缆屏蔽层与专用导线屏蔽层联通，将通信电缆的屏蔽层在联接处可靠接地，形成以大地为另一通路的屏蔽层两点接地方式。 （3）-3通信电缆的其它缆芯不允许出现两端接地情况。 三、 转发关于坚决执行“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”的紧急通知【渝电调（1996）022号】各供电局、设计院、检安公司、工程处、电力建设公司：现将四川电力调度局川电调（1996）87号关于坚决执行“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”的紧急通知转发给你们，请组织有关人员认真学习并坚决贯彻执行，有缺陷保护的消缺工作，要求在9月底以前完成。不能完成的，

44、必须事先向电业局书面报告，以考虑进一步的措施。附件：关于坚决执行“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”的紧急通知【川电调（1996）87号文件】各地区调度局、电业局、发电厂、局设计院、集团建设公司、局基建处、生技处、安监处，四川华能集团公司所属各电厂：雷雨季节已来临，电力系统事故频发，为了保证四川电网安全可靠运行，我局于6月4日召开了部分电业局和发电厂的继电保护紧急工作会，会上再次强调了要坚决执行“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”。会后立即派员抽检了部分厂站贯彻落实反措情况，通过调查发现系统中绝大多数厂站没有执行反措要点，没有执行四川系统反措实施细则以及防止数字式保护误

45、动作的各项具体要求。导致了数字式保护多次误动作，目前看来这种误动作的趋势还在增加，严重地威胁着系统安全运行。针对目前的特殊情况以及数字式保护装置抗干扰性能差的特点，特提出以下几点紧急措施。1、对采用数字式保护的新建工程，保护屏必须采用柜式结构，引入保护屏的二次电缆必须使用屏蔽电缆。对于更改工程也要求采用屏蔽电缆，若采用该电缆有困难，也可暂时使用铠装电缆。铠装电缆的铠甲必须用焊接的方式，电缆两端可靠接地。装置投入运行时必须通过试验，例如拉合隔离刀闸产生的干扰信号不影响数字式保护装置的正常工作行为。2、PT二次回路，无论220KV、110KV或35KV的PT，不分母线段别、电压等级，PT的接地点只

46、能有一个，规定在控制室采取一点接地。此规定不仅适合于PT的0相接地，也同样适合B相接地系统。3、PT二次回路，无论采用0相接地或B相接地方式，从开关场地引至控制室的二次电缆，星形侧的0相或B相必须同开口三角形的0相或B相接地点分开，即接地线的0相或B相必须用两根电缆芯线分别引至控制屏再一点接地，不能在PT端子箱处接地后，0线或B相使用一根电缆芯在控制室再接地。4、高频保护使用的高频电缆的特性阻抗必须和高频收发讯机输出阻抗一致，高频电缆的屏蔽层两端必须同时分别接地。5、二次回路要求接地的任何接地点，必须十分可靠，牢固地接在保护屏或控制屏所安装的槽钢上（即地网上）。6、各厂局应立即对所属的保护装置

47、进行一次全面的巡回安全大检查，对带病运行、有缺陷的保护装置，应抓紧消缺处理。若经过认真工作，仍达不到要求的装置，请写出书面报告，经主管生产的领导批准，征得我局保护处同意，在省局技安处备案，在不影响电网安全运行的前题下，坚决退出运行，装置另作处理。7、目前系统中各厂站使用的晶体管保护，集成电路保护以及数字式保护占很大的比例，半导体元件和集成电路对温度反应十分敏感，因保护室温度升高已使多条220KV线路的快速高频保护装置异常被迫停运，对此必须加强各厂站继电保护室的降温工作，把继电保护室的温度控制在规定的28C及以下。以上七点，是针对四川主网目前的实际情况提出来的。是防止数字式保护误动作行之有效的紧

48、急措施，望能引起各厂局主管生产领导的高度重视，应尽快贯彻落实。若有不理解的地方请和我局继保处联系。我局对各厂局的贯彻落实情况也将进行检查。若因未贯彻执行上述措施，引起保护装置误动作，其后果自负。一九九六年六月十七日四、 备用电源自动装置整组试验的规定【渝电调（1997）010号】各供电局：备用电源自动装置的广泛应用，对保证可靠供电和减少系考核事故发挥了积极作用，使事故率降低。但近段时间，发现备用电源自动装置在运行中存在一些问题，为了提高备用电源自动装置的正确动作率。确保供电的可靠性，特作如下规定：一、备用电源自动装置，结合三年一次定期检验工作，作一次代开关动作的整组试验（尽量转移负荷后作，负荷

49、无法转移时，带负荷进行试验）。试验的方法按备用电源自动装置新投入时的方案和安全措施执行。试验时有关技术人员应到现场，带负荷试验时，应特别注意认真执行试验方案所规定的各项组织措施和安全措施。一年内有正确动作记录的，可以不作此项试验。二、备用电源自动装置，年度作补充检验时，必须用取电压互感器二次熔断器，测跳闸和合闸脉冲的方法作整组试验。三、断路器的维修人员，应保证断路器辅助接点接触可靠，保证断路器机构经常处于正常状态。四、合闸接触器的线圈上不允许并联电阻。线圈的额定电流应保证备用电源自动装置（和线路保护的重合闸）的合闸继电器自保持电流有2倍的灵敏度。 重庆电业局1997年3月24日五、转发国调中心

50、关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知【渝电调发（1998）51号】国家电力调度通信中心文件国调（1998）112号关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知各网、省电力（集团）公司，南电联： 为解决目前普遍存在的高频通道工作不正常造成继电保护不正确动作的情况，国调中心组织专家工作组和部分网、省调专业技术人员进行了大量调研、试验、计算分析等工作。经研究，初步确定对继电保护高频通道工作进行部分改进，复用载波通道可参照执行。 现将继电保护高频通道工作改进措施印发给各有关单位，请各网、省（集团）公司根据本网具体情况认真执行，并请设计、科研、制造等单位协助生产运行现场解决有问题。 执行中的问题和建

51、议请及时报国调中心。 附件：继电保护高频通道工作改进措施一九九八年七月三十一日附件：继电保护高频通道工作改进措施一、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。 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容器），要求在其通道的电缆芯回路中串接一个电容器，其参数为：0.05f左右，交流耐压2000V，一分钟。串接电容器后应检查通道裕量。 二、关于原部颁“反措要点”中高频同轴电缆敷设铜导线的补充说明：可根据现场实际情况在主电缆沟内敷设一根截面为100mm2的铜导线，该铜导线在控

52、制室电缆夹层处与地网相接，并延伸至与保护屏铜排连接；有必要时，还应延伸到通信机房，便于保护相关的通信设备部分的接地。在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的铜导线，分别延伸至保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容接地点约35m处与地网连通。上述铜导线应放置在电缆沟的电缆架顶部（参见附图）。 三、结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆外罩铁管应与耦合电容器的底焊接在一起。高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子上，用大于10mm2的绝缘导线连通引下，焊接在上述分支铜导线上，实现接地（参见附图），亦可采用其它连通方式。在控制室内，高频同轴电缆

53、屏蔽层用1.52的多股铜线直接接于保护屏接地铜排。 四、收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连。 五、当母线运行方式改变引起收发信机3dB告警，如果收发信机无异常，应重点检查阻波器调谐回路是否损坏；当由于通道干扰引起收发信机频繁启动时，可能是线路架空地线的放电间隙频繁击穿，应要求一次人员检查架空地线并解决此问题。 六、不允许用电缆并接在收发信机通道入口引出高频信号进行录波。要求收发信机提供能直接反映该机入口处工作频率信号幅度大小并经检波输出的直流电位信号端口，且当该输出端因故被短接时，不致影响收发信机的正常工作。该直流电位信号输出端不应与高频电缆共地，应通过双绞屏蔽线引入录波

54、屏，双绞线屏蔽层于录波屏处接地。同时，要求故障录波器有能反映该直流信号大小的录波输入接口。 七、在收发信机的功率放大、电源、高频通道输入等回路不应设置过载、过压等保护性措施，以防系统异常、故障时收发信机不能正常工作。 八、不允许在继电保护高频通道中接入带电监测设备。 九、日常运行中的高频通道检查应通过保护装置进行，若有问题再进行收发信机通道试验，以判断是通道异常或保护收发信逻辑回路异常。五、 关于变电站主变压器零序方向电流回路改接线和旁路代主变开关加装电压切换开关的通知【渝电调（1998）03号】各发电厂、供电局： 一、重庆电网发电厂变电站的220KV主变压器，220KV侧和110KV侧另序方

55、向电流保护，使用变压器中性点的另序套管CT。长期以来另序方向元件无法用代负试验的方法判断另序方向正确性，因此，多数另序方向继电器接点短接未用。这样变压器另序方向保护与线路另序保护不配合，存在不安全的因素。因此要求： 1、将主变压器220KV及110KV另序方向电流保护由原来的变压器中性点套管改接在主变压器三相套管CT零线上和电流方向保护共用一组CT，变压器中性点不代方向的电流保护仍接在变压器中性点套管CT上不变。若另序保护、段均代方向，则只要求段代方向，改接在主变器三相套管CT零线上。段不代方向，仍接变压器中性点CT。2、另序方向元件的动作方向及另序方向电流保护所跳的开关与重庆电力调度局继保处发的通知要求不变。施工中应首先核对中性点CT的变比和主变压器套管CT的变比要一致，如不一致，应立即通知电力调度局继保处，以便重发定值通知书。更改完成接线后，要求立即作代负荷试验，将另序方向元件投入运行。二、近几年投入运行的220KV和110KV变电站，保护用的电压都采用了一次刀闸辅助接点自动切换电压方式，当旁路代主变压器220KV