1、廣東電力系統繼電保護反事故措施管理規定（試行）1、總則1.1為貫徹落實廣東電力系統繼電保護管理規定，加強電力系統繼電保護運行管理及反事故措施管理，提高電力系統安全穩定運行水平，特制定本規定。1.2本規定所稱反事故措施（以下簡稱反措），是指中國南方電網公司及省公司為保證電力系統繼電保護裝置（以下簡稱保護裝置）運行正確、可靠，針對二次系統設備在電力系統運行中存在的問題而制定的行之有效的專業管理及技術改進措施；是保護裝置保證電力系統安全運行的基本經驗以及事故教訓的總結，其主要內容包括：保護裝置本體、原理，交、直流電源，縱聯通道，信號控制，故障錄波器等設備及其二次回路，現場運行及試驗等。1.3廣東省電

2、力系統發、供電（含農電，代管）企業、大用戶，從事電力系統科研、設計、施工、制造和質檢等單位，地方小電網等，均應執行本規定。1.4本規定由廣東省電力調度中心（以下簡稱中調）負責解釋。1.5本規定自發布之日起實行。2、反措的制定與管理2.1反措實行歸口管理、分級實施的原則。2.2中調和各發、供電企業繼電保護主管部門為反措歸口管理部門。2.3反措的實施范圍，原則上與設備管轄范圍相一致。2.4中調負責提出反措的總體原則、要點、要求等，并頒布執行；監督管理反措執行情況。2.5中調根據南方電網頒布反措的原則、要點，結合本網的實際情況，制定具體的反措實施細則及實施計劃；中調負責根據實際運行情況制訂本網的反措

3、。上述反措、反措實施細則及實施計劃，需經中調主管領導批準并備案。2.6各發、供電企業反措歸口管理部門根據中調頒布反措的原則、要點，結合本企業的實際情況，制定具體的反措實施細則及實施計劃；并負責根據實際運行情況制訂本企業的反措。上述反措、反措實施細則及實施計劃，需經相應主管領導批準并報上級繼電保護管理機構備案。2.7各級繼電保護主管部門，應根據電網運行需要，及時地、有針對性地、有依據地組織反措（或實施細則）的修訂、補充或廢止，并需履行正式審批手續，報上級管理部門備案。3、反措的貫徹執行3.1各單位根據上級頒發的反措要求，分輕重緩急制定具體的實施計劃，反措項目一經確定，應嚴格按期完成，各單位都應維

4、護執行反措計劃的嚴肅性。3.2為確保反措的及時、全面完成，對反措的實施實行“回執”管理。各單位一經收到中調頒發的反措通知后，應由專人負責根據反措要求按附表格式上報實施計劃。在規定日期前按附表格式上報完成情況；無法按時完成的，應詳細書面匯報。3.3各發、供電企業、地方小電網及大用戶對反措計劃項目要從資金、人力、時間安排等方面予以保證。3.4各級調度部門主管生產的領導，發、供電企業主管生產的領導，對本單位反措計劃的實施負有領導責任。各級繼電保護主管部門負責組織、監督本單位反措計劃的具體實施。3.5設計部門（包括非電力系統所屬的設計單位）在進行電力工程的保護裝置設計時，應貫徹執行反措規定。凡不執行反

5、措，運行部門有權要求不予通過設計審查或拒絕投入運行。3.6施工單位在進行電力工程保護裝置設備安裝調試時，應遵守已有設計的反措規定。凡因執行反措引起的設計變更、費用增加等問題應由業主與工程主管部門和施工單位共同協商解決。凡不執行反措，業主有權拒絕驗收，電網調度部門有權不允許保護投入運行，基建項目不能報竣工。3.7制造或科研單位在制造或研制、改進產品時，應及時貫徹反措規定，并盡快將已反措產品的說明、圖紙向用戶通報。凡未執行反措的產品不允許投入運行。4、反措的監督管理各單位的反措計劃、年度執行情況應于每年的一季度內上報上級繼電保護主管部門，同時抄報本單位安監部門。220KV及以上系統的反措計劃及執行

6、情況，中調繼電保護部負責匯總，并于每年一季度內上報省公司，同時抄送生技、安監部門。5、反措的考核5.1中調繼電保護部將不定期下發通報，對積極貫徹反措保證電力系統安全運行做出貢獻的單位和個人給予表彰。反措項目可申報合理化建議、技術改進獎。5.2對于反措貫徹執行不力，反措實施計劃、項目不落實的單位，將給予通報批評，并責令限期完成。 6、反措的匯編6.1 中調負責組織廣東省內繼電保護專家成立反措匯編小組進行反事故措施專項匯編工作。6.2 今后將組織匯編小組在繼電保護專業年會前完成前一年度的反措匯編工作。并每三年對所有繼電保護的有關反措重新進行匯編工作，以保證反措的時效性和嚴肅性。6.4 系統內僅按最

7、新版本的保護反措匯編執行，舊版本的反措匯編同時廢止執行。附表：繼電保護反事故措施計劃/完成表填報單位：              填報人：            填報日期：執行廠站（設備） 執行文件文號 計劃執行日期 完成日期 備注反措執行中需說明的問題：繼電保護反事故措施是對生產、運行等實踐中運行經驗的積累和各種事故

8、教訓的總結，對于防止保護不正確動作而引起系統事故有著極其重要的作用。電力系統發、供電（含農電，代管）企業、大用戶，從事電力系統科研、設計、施工、制造和質檢等單位，地方小電網等均必須貫徹、落實各項繼電保護反事故措施。廣東省電力系統繼電保護反事故措施2007版由廣東省電力調度中心組織編寫和審定。本反措主要起草和審定工作由廣東省電力系統繼電保護反事故措施修編評審組完成。廣東省電力系統繼電保護反事故措施修編評審組成員如下：組長：唐卓堯副組長：黃明輝、段新輝成員：劉之堯、陳志光、劉瑋、陳莉莉、陳忠、杜洪濤、鄧小玉、賀繼紅、焦邵麟、魯德峰、梁東明、劉建波、劉錦蘭、羅勁松、劉順桂、李煜東、羅躍勝、吳國沛、王

9、莉、許登健、蕭漢武、曾耿暉、曾偉忠、張弛、張帆、張勝寶、張言權、周健廣東電力系統繼電保護反事故措施管理規定（試行）目錄1 總則 12 整定計算 13 保護裝置類 33.1 線路保護 33.2 母線保護及斷路器失靈保護 43.3 變壓器、發變組保護 73.4 電容器電抗器保護、輔助保護 93.5 故障錄波和繼電保護及故障信息系統 104 直流系統、二次回路及抗干擾 114.1 直流系統 114.2 二次回路 134.3 抗干擾 165 運行與檢修 196 專業管理 231 總則1.1 廣東省電力系統繼電保護反事故措施2007版（以下簡稱反措2007版）是在原廣東省電力系統繼電保護反事故措施匯編（

10、2004試行版）的基礎上，依據防止電力生產重大事故的二十五項重點要求、繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點等規程、規定和相關技術標準，匯總近年來南方電網和廣東電力系統繼電保護裝置安全運行方面的有關反事故措施，結合廣東電網的實際情況和實施經驗而制定的。制造、設計、安裝、調度、運行等各個部門應根據反措2007版，結合本部門的實際情況，制定具體的反事故技術措施實施計劃。1.2 反措2007版與相關技術標準的修編相結合，重點針對相關的設計、運行等技術標準中沒有提及或沒有明確而對繼電保護安全運行產生影響的問題。對于部分已在相關技術標準中明確要求的早期反事故措施，本次原則上不再重復。因此，在貫徹落實反

11、措2007版的過程中仍應嚴格執行相關規程、規定和標準。1.3 新建、擴建和大修技改等工程均應執行反措2007版，現有發電廠、變電站已投入運行的繼電保護裝置，凡嚴重威脅安全運行的必須立即改進，其它可分輕重緩急有計劃地予以更新或改造。不能滿足要求的應結合設備大修加速更換，而對不滿足上述要求又不能更改的，由設計、制造和運行等單位共同研究、解決。過去頒發的反措及相關標準、規定，凡與本反措2007版有抵觸的，應按反措2007版執行。1.4 各有關部門都應在遵循反措2007版的基礎上，進一步緊密結合本單位的實際情況制定具體的反事故技術措施和實施細則。認真對本單位的各項反事故措施落實情況進行全面檢查、總結，

12、制定適合本單位具體情況的執行計劃。2 整定計算2.1 繼電保護的配置與整定都應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜、多重故障的情況下繼電保護不正確動作，同時還應考慮系統運行方式變化對繼電保護帶來的不利影響，當遇到電網結構變化復雜、整定計算不能滿足系統要求而保護裝置又不能充分發揮其效能的情況下，應按整定規程進行取舍，側重防止保護拒動，備案注明并報主管領導批準。【釋義】對于在整定方案中出現的失配、靈敏度不足等情況均應備案注明并報主管領導批準。2.2 調度部門應根據電網實際情況和特點，每年編寫滿足電網安全、穩定要求的繼電保護運行整定方案和調度運行說明，經主管領導批準后執行。2.3 在整定方

13、案的制定上應嚴格遵循局部服從整體，下一級服從上一級的原則，地區電網要嚴格按照中調下達的限額進行定值整定。低電壓等級的故障必須嚴格限制在本電壓等級切除，不得造成高電壓等級保護越級跳閘。2.4 為防止機網協調事故，并網電廠涉網繼電保護裝置的技術指標和性能應滿足所接入電網的要求，并滿足安全性評價和技術監督的要求。并網機組的發變組的失磁、失步、阻抗、零序電流和電壓、復合電壓閉鎖過流、以及發電機的過電壓和低電壓、低頻率和高頻率等保護的定值應在相應調度機構備案。2.5 并網電廠應重視和加強廠用電系統繼電保護裝置定值的整定計算與管理工作，防止系統故障時，因輔機保護等廠用電系統的不正確動作而使事故范圍擴大。2

14、.6 各發電公司（廠）在對發電機變壓器組保護進行整定計算時，應遵循大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T6841999），電網運行情況和主設備技術條件，認真校核涉網保護與電網保護的整定配合關系，并根據調度部門的要求，定期對所轄設備的整定值進行全面復算和校核工作。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關涉網保護的配置與整定，避免保護發生不正確動作行為。并注意以下原則：1)在整定計算大型機組高頻、低頻、過壓和欠壓保護時應分別根據發電機組在并網前、后的不同運行工況和制造廠提供的發電機組的特性曲線進行。同時還需注意與汽輪機超速保護，和勵磁系統過壓、欠壓以及過勵、低勵保護的整

15、定配合關系。2)在整定計算發電機變壓器組的過勵磁保護時，應全面考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力，并按電壓調節器過勵限制首先動作，其次是發電機變壓器組過勵磁保護動作，然后再是發電機轉子過負荷動作的階梯關系進行。3)在整定計算發電機定子接地保護時，必須根據發電機在帶不同負荷的運行工況下，實測基波零序電壓和發電機中性點側三次諧波電壓的有效值數據進行。4)在整定計算發電機變壓器組負序電流保護，應根據制造廠提供的對稱過負荷和負序電流的A值進行。5)在整定計算發電機、變壓器的差動保護時，在保護正確、可靠動作的前提下，不宜整定得過于靈敏，以避免不正確動作。2.7 500kV線路保護應加裝零序反時限過

16、流保護，反時限零序過流一般情況下不帶方向，宜采用IEC正常反時限特性曲線。2.8 加強變壓器差動保護整定計算管理。對于廠家資料或說明書容易產生混淆的地方尤其是“變壓器各側額定電流與CT二次額定電流以及平衡系數計算”等問題必須十分注意。在現場試驗時應結合平衡系數用試驗儀模擬正常運行，以校驗平衡系數是否正確。2.9 為了防止220kV線路單跳重合閘期間，220kV變壓器220kV側中性點間隙零序電流、電壓保護動作，在征得設備主管部門同意后，間隙保護動作時間可按躲過重合閘時間整定，如設置為1.2秒。2.10 部分220kV線路保護的單跳失敗跟跳三相時間為0.25s，與220kV保護失靈動作時間上配合

17、存在困難，為提高失靈保護動作的選擇性，將失靈保護動作跳開母聯斷路器時間由0.25s提高到0.35s。2.11 由于電網負荷電流及非全相零序電流較大，要求投入220KV線路保護裝置中的三相不一致保護，三相不一致保護零序電流統一按240A(一次值)整定。當線路CT變比超過2400時，按0.1倍二次額定電流整定（二次值），保護動作時間整定1.5秒。3 保護裝置類3.1 線路保護3.1.1 一般情況下，500kV線路的縱聯保護因故全部退出時，該線路應停運。220kV線路的縱聯保護因故全部退出時，原則上該線路應停運。如果系統在該線路停運后無法滿足要求，保護必須采用臨時應對措施，如縮短該線路兩側對全線有靈

18、敏度的后備保護時間（一般將相間距離和接地距離二段動作時間改為0.2秒），由此造成系統事故擴大的責任，由該縱聯保護的運行維護單位承擔。3.1.2 縱聯保護應優先采用光纖通道。傳輸保護信息的通道設備應滿足傳輸時間、安全性和可依賴性的要求。220kV及以上新建、技改的同桿并架線路保護，應盡可能采用光纖通道，配置光纖電流差動保護或傳輸分相命令的縱聯保護。3.1.3 220kV及以上電壓等級的微機型線路保護應遵循相互獨立的原則按雙重化配置，雙重化配置除應符合6.7條款中的技術要求，同時還應滿足以下要求：1) 兩套保護裝置應完整、獨立，安裝在各自的柜內，每套保護裝置均應配置完整的主、后備保護。2）遠方跳閘

19、和就地判別裝置應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。3) 線路縱聯保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。3.1.4 為提高遠方跳閘的安全性，防止誤動作，對采用非數字通道的，執行端應設置故障判別元件。對采用數字通道的，執行端可不設置故障判別元件。3.1.5 不允許在線路兩側同時投入保護的“弱電源回答”。3.1.6 保護裝置在電壓互感器二次回路一相、兩相或三相同時斷線、失壓時，應發告警信號，并閉鎖可能誤動作的保護。保護裝置在電流互感器二次回路不正常或斷線時，應發告警信號，除母線保護外，允許跳閘。3.1.7 采用三相電壓自產零序電壓的保護，應注意當

20、電壓回路故障期間同時失去相間及接地保護的問題。【釋義】為防止出現以上問題，可以采取利用變電站擴建或改造的機會，配置一套光纖線路保護或通過更換PT，使兩套保護采用不同繞組的方案解決。3.1.8 線路斷路器三相不一致保護不啟動失靈保護，發變組出口三相不一致保護啟動失靈保護。3.1.9 高頻保護收發信機其它保護停信回路（或稱母差保護停信、停信2）應加入2-5ms延時。3.1.10 為有效解決光纖差動保護在主通道和備用通道切換過程中導致裝置不正確動作的問題，要求應用在500kV系統的光纖差動保護裝置具有雙通道冗余功能，當某一通道故障時，要求保護裝置內部進行自動處理，不影響保護運行。同時故障通道能夠告警

21、。3.1.11 光纖電流差動保護不得采用光纖通道自愈環，非光纖電流差動主保護和輔助保護可采用光纖通道自愈環。光纖電流差動保護中每對通道的收、發通道應保持路由一致，以保證保護裝置測得的收、發時延一致。3.1.12 為防止使用光纖通道的線路保護因傳輸通道接錯而造成保護不正確動作，要求在光纖差動保護或光纖接口裝置中設置地址碼。3.1.13 中國南方電網2007年繼電保護專業暨反措工作會議，對保護通道的改造原則及新投產保護通道的配置作出如下規定：1）按2套主保護配置的線路，每套主保護應有完全獨立的“光纖+光纖”或“光纖+載波”保護通道，確保任一通道故障，兩套主保護可繼續運行。完全獨立的“光纖+光纖”通

22、道應包括兩個不同路由的SDH設備及光纜，通信直流電源應雙重化。2）按3套主保護配置的線路，應至少有1套主保護采用“光纖+光纖”、“光纖+載波”或 “光纖通道自愈環”三種方式之一，以確保任一通道故障，仍有兩套主保護繼續運行。3）單通道光纖電流差動保護采用短路徑通道，雙通道光纖電流差動保護采用一路短路徑通道和一路長路徑通道。4）光纖電流差動保護不采用光纖通道自愈環，非光纖電流差動保護和輔助保護可采用光纖通道自愈環。5）在具備光纖通道的條件下，保護更換時可逐步取消載波通道。當載波機有問題或運行較長時間后，不再更換新載波機，將原接載波通道保護改接光纖通道。3.2 母線保護及斷路器失靈保護3.2.1 母

23、線差動保護對系統安全、穩定運行至關重要。母線差動保護一旦投入運行后，就很難有全面停電的機會進行檢驗。因此，對母線差動保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，無論在新建工程，還是擴建和技改工程中都應保證母線差動保護不留隱患地投入運行。3.2.2 為確保母線差動保護檢修時母線不至失去保護、防止母線差動保護拒動而危及系統穩定和事故擴大，在220kV及以上母線應采用雙重化保護配置。雙重化配置除應符合6.7條款中的技術要求，同時還應滿足以下要求：1）每條母線應采用兩套含失靈保護功能的母線差動保護，并安裝在各自的屏柜內。每套保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。2）對于3/2接線

24、形式的變電站，每條母線均應配置兩套完整、獨立的母差保護。進行母差保護校驗工作時，應保證每條母線至少保留一套母差保護運行。3）當母差保護與單套配置的失靈保護共用出口時，應同時作用于斷路器的兩個跳圈。當共用出口的微機型母差保護與斷路器失靈保護雙重化配置時，每套保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。4）用于母線差動保護的斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路、輔助變流器以及與其他保護配合的相關回路，亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。5）應充分考慮母線差動保護所接電流互感器二次繞組合理分配，對確無辦法解決的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可采取起動失靈和遠方跳閘等后備措施加以解決。【釋義1】

25、在CT繞組數量允許的情況下，對現有的單套母差保護應有計劃的逐步進行雙重化改造；CT繞組數量不足的情況下，應結合CT改造進行雙母差保護改造。【釋義2】考慮到500kV母差保護的重要性，仍按照設計習慣，每套母差保護動均應同時作用于斷路器的兩組跳閘線圈。3.2.3 母聯、分段斷路器應配置獨立的不經電壓閉鎖的母聯、分段斷路器充電保護，該保護應具備可瞬時跳閘和延時跳閘的回路，并應啟動母聯（分段）失靈保護。3.2.4 500kV變電站的35kV母線應配置母差保護。3.2.5 斷路器失靈保護二次回路牽涉面廣、依賴性高，投運后很難有機會利用整組試驗的方式進行全面檢驗。因此，對斷路器失靈保護在設計、安裝、調試和

26、運行各個階段都應加強質量管理和技術監督，保證斷路器失靈保護不留隱患地投入運行。3.2.6 微機型母線保護、失靈保護的判別母線運行方式的開關量輸入接點，采用開關場地母線刀閘和開關的輔助接點，不采用經過重動的電壓切換接點和跳閘位置TWJ接點，開關量電源采用直流220V或110V。3.2.7 對滿足3.2.2 1)條款要求的220kV母線差動保護，應采用母線保護裝置內部的失靈電流判別功能；線路支路應設置分相和三相跳閘啟動失靈開入回路，元件支路應設置三相跳閘啟動失靈開入回路。為解決變壓器低壓側故障時，失靈保護電壓閉鎖元件靈敏度不足的問題，元件支路應設置獨立于失靈啟動的解除電壓閉鎖的開入回路。3.2.8

27、 雙母線接線的母線保護，應設有電壓閉鎖元件。3.2.8.1 對數字式母線保護裝置，可在起動出口繼電器的邏輯中設置電壓閉鎖回路，而不在跳閘出口接點回路上串接電壓閉鎖觸點；3.2.8.2 對非數字式母線保護裝置，電壓閉鎖接點應分別與跳閘出口觸點串接。母聯或分段斷路器的跳閘回路可不經電壓閉鎖觸點控制。3.2.9 220kV及以上變壓器、發變組的斷路器失靈時應起動斷路器失靈保護，并應滿足以下要求:1）斷路器失靈保護的電流判別元件應采用相電流、零序電流和負序電流按“或邏輯”構成；2）為解決斷路器失靈保護復合電壓閉鎖元件靈敏度不足的問題，建議采用主變保護中由主變各側“復合電壓閉鎖元件動作”（或邏輯）解除斷

28、路器失靈保護的復合電壓閉鎖元件，微機型變壓器保護應具備主變“各側復合電壓閉鎖動作” 信號輸出的空接點；3）或采用在保護跳閘接點和電流判別元件同時動作時去解除復合電壓閉鎖，故障電流切斷、保護收回跳閘命令后重新閉鎖斷路器失靈保護的方式，解決失靈保護復合電壓閉鎖元件靈敏度不足的問題。對失靈電流判別功能由母線保護裝置內部判別的，可采用保護跳閘接點動作時解除復合電壓閉鎖。【釋義】利用主變“各側復合電壓閉鎖動作”信號解除電壓閉鎖的方案比單純靠保護跳閘接點解除復合電壓閉鎖可靠性高，降低了由于各種原因保護跳閘接點誤導通又誤解鎖復合電壓閉鎖的可能性。3.2.10 雙母線接線方式的母線發生故障，母差保護動作后，該

29、母線上的線路應利用線路縱聯保護促使對側跳閘（閉鎖式采用母差保護動作停信；允許式采用母差保護動作發信；縱差采用母差保護動作直跳對側或強制本側電流置零）。對于該母線上的聯絡變壓器，除利用母差保護動作接點跳本側斷路器外，還應將另一副母差保護動作接點開入變壓器保護，實現母線故障聯絡變壓器中壓側斷路器失靈跳變壓器各側斷路器。3.3 變壓器、發變組保護3.3.1 220kV及以上電壓等級的主變壓器微機保護應按雙重化配置（非電氣量保護除外）。雙重化配置除應符合6.7條款中的技術要求，同時還應滿足以下要求：1)主變壓器應采用兩套完整、獨立并且是安裝在各自柜內的主、后備保護一體化的微機型繼電保護裝置。每套保護均

30、應配置完整的主、后備保護。2)主變壓器非電量保護應設置獨立的電源回路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視回 路）和出口跳閘回路，且必須與電氣量保護完全分開，在保護柜上的安裝位置也應相對獨立。3)每套完整的電氣量保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。非電量保護的跳閘回路應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。4)為與保護雙重化配置相適應， 500kV變壓器高、中壓側和220kV變壓器高壓側必須選用具備雙跳閘線圈機構的斷路器。斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。3.3.2 要完善防止變壓器阻抗保護在電壓二次回路失壓、斷線閉鎖以及

31、切換過程交流和直流失壓等異常情況下誤動的有效措施。所有發電機、變壓器的阻抗保護，都必須經電流起動，并應有電壓回路斷線閉鎖。3.3.3 變壓器過勵磁保護的啟動元件、反時限和定時限應能分別整定，并要求其返回系數不低于0.96。3.3.4 變壓器的瓦斯保護應防水、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器由中間端子箱的引出電纜應直接接入保護柜。非電量保護的重動繼電器宜采用啟動功率不小于5W、動作電壓介于55-65%Ue、動作時間不小于10ms的中間繼電器。3.3.5 做好電氣量保護與非電氣量保護出口繼電器分開的反措，不得使用不能快速返回的電氣量保護和非電量保護作為斷路器失靈保護的起動量。3.3.6 為防止冷卻器

32、油泵啟動時（引起油壓突然變化）導致重瓦斯保護誤動作。應進行單臺及多臺油泵啟停試驗，檢查重瓦斯保護動作情況，若出現誤動，應采取針對性措施。3.3.7 大型機組、重要電廠的發電機變壓器保護對系統和機組的安全、穩定運行至關重要。發電機變壓器保護的原理構成復雜，牽涉面廣，且與機、爐和熱控等專業聯系密切，在運行中發生問題也難以處理。因此，有關設計、制造單位和發電廠及其調度部門應針對發電機變壓器組一次結構和繼電保護的配置與二次接線方案，對發電機變壓器保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，消除隱患。3.3.8 100MW及以上容量的發電機變壓器組微機保護應按雙重化配置（非電氣量保

33、護除外）保護。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜采用保護雙重化配置。雙重化配置除應符合6.7條款中的技術要求，同時還應滿足以下要求：1)每套保護均應含完整的差動及后備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，并能動作于跳閘或給出信號。2)發電機變壓器組非電量保護應設置獨立的電源回路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視回路）,出口跳閘回路應完全獨立，在保護柜上的安裝位置也應相對獨立。3) 每套完整的電氣量保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。非電量保護的跳閘回路應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。4) 為與保護雙重化配置相適應， 500kV變壓器高、中壓側和220kV變壓器高壓側必須選用雙跳

34、圈機構的斷路器，斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。3.3.9 認真分析和研究發電機失步、失磁保護的動作行為，共同做好發電機失步、失磁保護的選型工作。要采取相應措施來防止系統單相故障發展為兩相故障時，失步繼電器的不正確動作行為。設計、制造單位應將有關這些問題的計算、研究資料提供給發電廠有關部門和調度單位備案。發電機在進相運行前，應仔細檢查和校核發電機失步、失磁保護的測量原理、整定范圍和動作特性。在發電機進相運行的上限工況時，防止發電機的失步、失磁保護裝置不正確跳閘。3.3.10 發電機失步保護在發電機變壓器組以外發生故

35、障時不應誤動作，只有測量到失步振蕩中心位于發電機變壓器組內部并對其安全構成威脅時，才作用于跳閘，并盡量避免斷路器兩側電勢角在180度時開斷。3.3.11 發電機失磁保護應能正確區分短路故障和失磁故障，同時還應配置振蕩閉鎖元件，防止系統振蕩時發電機失磁保護不正確動作。3.3.12 200兆瓦及以上容量的發電機定子接地保護應投入跳閘，但必須將基波零序保護與發電機中性點側三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘，發電機中性點側三次諧波電壓保護宜投信號。3.3.13 在發電機變壓器組的斷路器出現非全相運行時，首先應采取發電機降出力措施，然后由經快速返回的“負序或零序電流元件”閉鎖的“斷路器非全相

36、判別元件”，以獨立的時間元件以第一時限，啟動獨立的跳閘回路重跳本斷路器一次，并發出“斷路器三相位置不一致”的動作信號。若此時斷路器故障仍然存在，可采用以下措施：1)以“零序或負序電流”任何一個元件動作、“斷路器三相位置不一致”和“保護動作”三個條件組成的“與邏輯”，通過獨立的時間元件以第二時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖，并發出告警信號。2)同時經“零序或負序電流”元件任何一個元件動作以及三個相電流元件任何一個元件動作的“或邏輯”，與“斷路器三相位置不一致”，“保護動作”三個條件組成的“與邏輯”動作后，經由獨立的時間元件以第三時限去啟動斷路器失靈保護并發出“斷路器失靈保護啟動的信號”。3

37、.3.14 發電機變壓器組的氣體保護、低阻抗保護應參照變壓器氣體保護和低阻抗保護的技術要求。3.3.15 在新建、擴建和改建工程中，應要求發電機制造廠提供裝設發電機橫差保護的條件，優先考慮配置橫差保護并要求該保護中的三次諧波濾過比應大于30。3.3.16 200兆瓦及以上容量的發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。3.3.17 220kV及以上電壓等級單元制接線的發變組，在三相不一致保護動作后仍不能解決問題時，應使用具有電氣量判據的斷路器三相不一致保護去起動發變組的斷路器失靈保護。3.4 電容器電抗器保護、輔助保護3.5 故障錄波和繼電保護及故障信息系統3.5.1 為充分利用故障錄波手段，更好地

38、開展運行分析，發現隱患，查明事故原因，應按照以下原則選擇接入錄波器的模擬量和開關量等故障信息，其中相同一次設備（如線路、變壓器、母線、電抗器）的模擬量與開關量宜接入同一錄波器中。3.5.2 錄波器定檢工作可結合保護裝置定檢工作同期完成，即在進行保護裝置定檢工作的同時，對同一間隔接入錄波器的相關模擬量、開關量通道進行檢驗，避免由于錄波器單獨定檢對運行保護造成的安全風險。3.5.3 模擬量是故障錄波的基本信息，所有220kV及以上電氣模擬量必須錄波，并宜按照TV、TA裝設位置不同分別接入。其中應特別注意：1) 安裝在不同位置的每一組三相電壓互感器，均應單獨錄波，同時還應接入外接零序電壓。2) 變壓

39、器不僅需錄取各側的電壓、電流，還應錄取公共繞組電流、中性點零序電流和中性點零序電壓。電抗器應參照變壓器選取模擬量錄波。3) 母聯、分段以及旁路開關，應錄取其電流。4) 3/2接線、角形接線或雙開關接線，應單獨錄取開關電流。3.5.4 開關量變位情況是故障錄波的重要信息，接入錄波器的開關量應包括保護出口信息，通道收發信情況以及開關變位情況等變位信息。其中應特別注意：1) 任意保護的邏輯功能出口跳閘，均應在錄波圖的開關量中反映。對于獨立出口繼電器的單一邏輯功能，宜單獨接入錄波。對于多項邏輯功能共用多組出口繼電器的，可選用一組開關量接入錄波器。2) 傳送閉鎖式命令的專用收發信機的收信輸出、保護的發（

40、停）信信號，均應接入錄波器。傳送允許式命令和遠跳命令設備的錄波宜參照接入。3) 220kV及以上的開關，每相開關的跳、合位均應分別錄波，宜選用開關輔助接點接入。4) 應考慮接入操作箱中的手跳、三跳、永跳繼電器的接點變位情況，便于事故分析。5) 保護跳閘、開關位置等重要開關量的變位應啟動錄波。3.5.5 在保證安全的前提下，宜錄取直流母線電壓。3.5.6 220kV及以上變電站，應按照廣東電網500kV變電站自動化系統技術規范、廣東電網110220kV變電站自動化系統技術規范的要求，配置繼電保護工作站（即繼電保護及故障信息系統子站），相關技術要求，參照廣東電網繼電保護及故障信息系統子站技術規范執

41、行。4 直流系統、二次回路及抗干擾4.1 直流系統4.1.1 任何情況下不得無蓄電池運行（包括采用硅整流充電設備的蓄電池），當蓄電池組必須退出運行時，應投入備用（臨時）蓄電池組。4.1.2 變電站內蓄電池核容工作結束后投入充電屏的過程中，必須監視并確保新投入直流母線的充電屏直流電流表有電流指示后，方可斷開兩段直流母線分段開關，防止出現一段直流母線失壓。4.1.3 互為冗余配置的兩套主保護、兩套安穩裝置、兩組跳閘回路、兩套通道設備等的直流供電電源必須取自不同段直流母線，兩組直流之間不允許直流回路采用自動切換。【釋義】本反措不包括通訊專業提供的帶ATS自動切換的直流電源。4.1.4 壓力低閉鎖重合

42、閘回路應選用第一路直流供電，而不應經操作箱直流電源切換提供。4.1.5 今后新建、改造工程，壓力低禁止跳、合閘功能應由斷路器本體實現，為提高可靠性，應選用具備雙套壓力閉鎖元件的斷路器，并分別采用第一、二路直流供電。4.1.6 雙重化配置的兩套保護與斷路器的兩組跳閘線圈一一對應時，其保護電源和控制電源必須取自同一組直流電源。4.1.7 控制電源與保護電源直流供電回路必須分開。4.1.8 為防止因直流空氣開關（直流熔斷器）不正確動作（熔斷）而擴大事故，應注意做到：1）直流總輸出回路、直流分路均裝設熔斷器時，熔斷器應分級配置，逐級配合。2）直流總輸出回路裝設熔斷器，直流分路裝設小空氣開關時，必須確保

43、熔斷器與小空氣開關有選擇性地配合。3）直流總輸出回路、直流分路均裝設小空氣開關時，必須確保上、下級小空氣開關有選擇性地配合。4）為防止因直流空氣開關（直流熔斷器）不正常熔斷或空氣開關失靈而擴大事故，對已投運的熔斷器和小空氣開關應定期檢查，嚴禁質量不合格的熔斷器和小空氣開關投入運行。5）直流回路的空氣開關只應選擇直流特性的空氣開關。4.1.9 使用具有切斷直流負載能力的、不帶熱保護的小空氣開關取代原有的直流熔斷器，小空氣開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機在滿功率發信的狀態下）的1.5-2.0倍選用。4.1.10 直流空氣開關（直流熔斷器）的配置原則如下：1

44、）信號回路由專門熔斷器供電，不得與其他回路混用。2）由一組保護裝置控制多組斷路器（例如母線差動保護、變壓器差動保護、發電機差動保護、線路橫聯差動保護、斷路器失靈保護等）和各種雙斷路器的變電站接線方式中，每一斷路器的操作回路應分別由專門的直流空氣開關（直流熔斷器）供電，保護裝置的直流回路由另一組直流空氣開關（直流熔斷器）供電。3）有兩組跳閘線圈的斷路器，其每一跳閘回路應分別由專門的直流空氣開關（直流熔斷器）供電。4）只有一套主保護和一套后備保護的，主保護與后備保護的直流回路應分別由專用的直流空氣開關（直流熔斷器）供電。4.1.11 接到同一熔斷器的幾組繼電保護直流回路的接線原則：1) 每一套獨立

45、的保護裝置，均應有專用于直接到直流空氣開關（直流熔斷器）正負極電源的專用端子對，這一套保護的全部直流回路包括跳閘出口繼電器的線圈回路，都必須且只能從這一對專用端子取得直流的正、負電源。2) 不允許一套獨立保護的任一回路（包括跳閘繼電器）接到另一套獨立保護的專用端子對引入的直流正、負電源。3) 如果一套獨立保護的繼電器及回路分裝在不同的保護屏上，同樣也必須只能由同一專用端子對取得直流正、負電源。4.1.12 由不同熔斷器供電或不同專用端子對供電的兩套保護裝置的直流邏輯回路間不允許有任何電的聯系，如有需要，必須經空接點輸出。4.1.13 查找直流接地點，應斷開直流空氣開關（直流熔斷器）或斷開由專用

46、端子對到直流空氣開關（直流熔斷器）的連接，并在操作前，先停用由該直流空氣開關（直流熔斷器）或由該專用端子對控制的所有保護裝置，在直流回路恢復良好后再恢復保護裝置的運行。4.1.14 所有的獨立保護裝置都必須設有直流電源斷電的自動報警回路。4.1.15 用整流電源作浮充電源的直流電源應滿足下列要求：1) 直流電壓波動范圍應小于 5%額定值 。2) 波紋系數小于5%。3) 失去浮充電源后在最大負載下的直流電壓不應低于80%的額定值。4.1.16 保護裝置的直流電源插件不得運行超過8年。4.2 二次回路4.2.1 在繼電保護裝置交流電流回路設計過程中，應嚴格按照文件的要求，進行繼電保護用電流互感器二

47、次繞組的選型和配置，防止出現保護死區。在繼電保護裝置和電流互感器的安裝、調試、驗收過程中，應做好電流互感器安裝位置正確性、電流互感器二次繞組配置合理性、繼電保護裝置交流電流回路接線正確性檢查。檢查記錄應有簽名并作為工程竣工報告存檔。繼電保護用電流互感器二次繞組的配置及反措要求:4.2.1.1 繼電保護用電流互感器二次繞組配置原則：1）電流互感器二次繞組的配置應滿足DLT 8662004電流互感器和電壓互感器選擇及計算導則的要求。2）500kV線路保護、母差保護、斷路器失靈保護用電流互感器二次繞組推薦配置原則：線路保護宜選用TPY級；母差保護可根據保護裝置的特定要求選用適當的電流互感器；斷路器失

48、靈保護可選用TPS級或5P等二次電流可較快衰減的電流互感器，不宜使用TPY級。3）為防止主保護存在動作死區，兩個相鄰設備保護之間的保護范圍應完全交叉；同時應注意避免當一套保護停用時，出現被保護區內故障時的保護動作死區。當線路保護或主變保護使用串外電流互感器時，配置的T區保護亦應與相關保護的保護范圍完全交叉。4）為防止電流互感器二次繞組內部故障時，本斷路器跳閘后故障仍無法切除或斷路器失靈保護因無法感受到故障電流而拒動，斷路器保護使用的二次繞組應位于兩個相鄰設備保護裝置使用的二次繞組之間。4.2.1.2 電流互感器的安裝、調試要求1）在電流互感器安裝調試時應進行電流互感器出線端子標志檢驗，核實每個

49、電流互感器二次繞組的實際排列位置與電流互感器銘牌上的標志、施工設計圖紙是否一致，防止電流互感器繞組圖實不符引起的接線錯誤。新投產的工程應認真檢查各類繼電保護裝置用電流互感器二次繞組的配置是否合理，防止存在保護動作死區。以上檢驗記錄須經工作負責人簽字，作為工程竣工資料存檔。2）保護人員應結合電流互感器一次升流試驗，檢查每套保護裝置使用的二次繞組和整個回路接線的正確性。4.2.2 經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室將N600一點接地，各電壓互感器二次中性點在開關場地接地點應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器地中性線不得接有可能斷開的斷路器或接觸器等。4.2.3

50、 已在控制室一點接地的電壓互感器二次繞組，如認為必要，可以在開關場將二次繞組中性點經氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大于30ImaxV(220kV及以上系統中擊穿電壓峰值應大于800V)。其中Imax為電網接地故障時通過變電所地可能最大接地電流有效值，單位為kA。4.2.4 電流互感器的二次回路必須分別并且只能有一點接地。獨立的、與其他互感器二次回路沒有電的聯系的電流互感器二次回路，宜在開關場實現一點接地。【釋義】電流互感器的二次回路也可在控制室一點接地,但考慮到運行安全,建議在開關場實現一點接地。4.2.5 來自開關場的電壓互感器二次回路的4根引入線和互感器開口三角繞組的2根引入線均應使用各

51、自獨立的電纜，不得公用。4.2.6 當保護屏的電壓切換回路采用雙位置繼電器接點時，切換繼電器同時動作信號應采用雙位置繼電器接點，以便監視雙位置切換繼電器工作狀態。【釋義】當保護屏的電壓切換回路采用雙位置繼電器接點時，如遇刀閘位置異常或雙位置繼電器本身故障引起了接點粘死，導致兩組電壓非正常并列的情況，以上信號會保持直至故障排除。4.2.7 為避免形成寄生回路,在任何情況下均不得并接第一、第二組跳閘回路。4.2.8 直流電壓為220V的直流繼電器線圈的線徑不宜小于0.09mm，如用線圈線徑小于0.09mm的繼電器時，其線圈須經密封處理，以防止線圈斷線；如果用低額定電壓規格（如220V電源用于110

52、V的繼電器）的直流繼電器串連電阻的方式時，串聯電阻的一端應接于負電源。4.2.9 直流電壓在110V及以上的中間繼電器一般應有符合下列要求的消弧回路：1） 不得在它的控制觸點上并接電容、電阻回路實現消弧。2) 用電容或反向二極管并在中間繼電器線圈上作消弧回路，在電容及二極管上都必須串入數百歐的低值電阻，以防止電容或二極管短路時將中間繼電器線圈回路短接。消弧回路應直接并在繼電器線圈的端子上。3) 選用的消弧回路所用反向二極管，其反向擊穿電壓不宜低于1000V，絕不允許低于600V。4) 注意因并聯消弧回路而引起中間繼電器返回延時對相關控制回路的影響。4.2.10 跳閘出口繼電器的起動電壓不宜低于

53、直流額定電壓的50%，以防止繼電器線圈正電源側接地時因直流回路過大的電容放電引起的誤動作；但也不應過高，以保證直流電壓降低時的可靠動作和正常情況下的快速動作。對于動作功率較大的中間繼電器（例如5W以上），如為快速動作的需要，則允許動作電壓略低于額定電壓的50%，此時必須保證繼電器線圈的接線端子有足夠的絕緣強度。如果適當提高了起動電壓還不能滿足方式誤動作的要求，可以考慮在線圈回路上并聯適當電阻以作補充。變壓器、電抗器瓦斯保護動作的中間繼電器，由于連線長，電纜電容大，為避免電源正極接地誤動作，應采用較大起動功率的中間繼電器（不小于5W），但不要求快速動作。4.2.11 斷路器跳（合）閘線圈的出口觸

54、點控制回路，必須設有串連自保持的繼電器回路，并保證：1)跳（合）閘出口繼電器的觸點不斷弧。2)斷路器可靠跳、合閘。4.2.12 對于單出口繼電器，可以在出口繼電器跳（合）閘觸點回路中串入電流自保持線圈，并滿足如下條件：1)自保持電流不應大于額定跳（合）閘電流的50%左右，線圈壓降小于額定值的5%。2) 出口繼電器的電壓起動線圈與電流自保持線圈的相互極性關系正確。3) 電流與電壓線圈間的耐壓水平不低于交流1000V、1min的試驗標準（出廠試驗應為交流2000V、1min）。4) 電流自保持線圈界在出口觸點與斷路器控制回路之間。4.2.13 有多個出口繼電器可能同時跳閘時，宜由防止跳躍繼電器TB

55、J實現上述任務，防跳繼電器應為快速動作的繼電器，其動作電流小于跳閘電流的50%，線圈壓降小于額定值的10%，并滿足上面1)4)條的相應要求。4.2.14 不得采用可控硅跳閘出口的方式。4.2.15 兩個及以上中間繼電器線圈或回路并聯使用時，應先并聯，然后經公共連線引出。檢查測試帶串連信號繼電器回路的整組起動電壓，必須保證在80%直流額定電壓和最不利條件下分別保證中間繼電器和信號繼電器都能可靠動作。4.2.16 跳閘連接片的開口端應裝在上方，接到斷路器的跳閘線圈回路，應滿足以下要求：連接片在落下過程中必須和相鄰連接片有足夠的距離，保證在操作連接片時不會碰到相鄰的連接片；檢查并確證連接片在扭緊螺栓

56、后能可靠地接通回路；穿過保護屏地連接片導電桿必須有絕緣套，并距屏孔有明顯距離；檢查連接片在擰緊后不會接地。不符合上述要求的需立即處理或更換。4.2.17 多繞組電流互感器及其二次繞組接入保護回路的接線原則如下：1) 裝小瓷套的一次端子應放在母線側。2) 保護接入的二次繞組分配，應特別注意避免當一套線路保護停用（為了試驗）而線路急需運行時，出現電流互感器內部故障時的保護死區。3) 新安裝及解體檢修后的電流互感器應作變比及伏安特性試驗，并作三相比較以判別二次繞組有無匝間短路和一次導體有無分流；注意檢查電流互感器末屏是否已可靠接地。變壓器中性點電流互感器的二次回路伏安特性需與接入的電流繼電器起動值校

57、對，保證后者在通過最大短路電流時能可靠動作。4.2.18 用隔離開關輔助接點控制的電壓切換繼電器，應有一對電壓切換繼電器接點作監視用；不得在運行中維護隔離開關輔助接點。4.2.19 在電壓回路切換過程中，不應產生電壓互感器二次回路反充電。4.2.20 保護屏上的電纜必須固定良好，防止脫落、拉壞接線端子排造成事故。4.3 抗干擾4.3.1 靜態型、微機型繼電保護裝置，以及收發信機的廠、站接地電阻應符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988計算站場地安全技術條件所規定不大于0.5歐姆的要求，上述設備的機箱應構成良好電磁屏蔽體并有可靠的接地措施。4.3.2 為了防止工頻量進入變量器，引起變量器飽和，造成通道阻塞，新安裝的結合濾波器和收發信機與高頻電纜芯線相連接端均應分別串有電容器。4.3.3 對于現已運行的采用高頻變量器直接耦合的高頻通道（結合濾波器及收發信機高頻電纜側均無電容器），要求在其通