第一篇：浙电调〔2008〕972号关于浙江电网继电保护反事故措施
浙江省电力公司文件 浙电调〔2008〕972号
________________________________________________ 关于浙江电网继电保护反事故措施
近期重点工作的通知
各市电力（业）局（公司）、浙江省电力设计院、浙江省火电建设公司、浙江省送变电工程公司、各统调发电厂：
为进一步贯彻落实《<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（试行）继电保护专业重点实施要求》，根据我省电网实际情况，省公司确定了近期浙江电网继电保护反事故措施的重点工作及要求如下：
一.等电位接地网反措
按《<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>(试行)继电保护专业浙江实施细则》实施，施工示意图见附件。要求年内完成等电位接地网反措统计普查，形成正式报告，上报省调通中心。对不满足要求的，应结合检修工作实施整改。
二.500kV主变中性点电流接入故障录波器
按照华东电网调[2006]1003号文《关于将500kV主变中性点电流接入故障录波器的通知》的要求，将500kV主变中性点电流接入故障录波器。要求：
1)新投产工程要求在投产前完成。
2)已投产设备若具备条件，结合一次设备停电接入。3)已投产设备不具备条件，如录波器通道不够等，待录波器技改后接入。
4)杭州局、嘉兴局、湖州局、宁波局、台州局、金华局、温州局、秦山三厂应编制计划，结合检修完成。
三.500kV变压器高阻抗差动保护RADHA反措
按照华东调继[2007]256号文《关于下发500kV变压器高阻抗差动保护RADHA反措的通知》的要求，调整高阻抗差动保护RADHA定值。要求：
1)浙江北部地区短路容量较大的500kV变电站按要求在2008年夏季高峰前完成反措。
2)其他变电站应列入计划完成反措。
四.直跳回路加装抗干扰继电器和500kV线路保护装设远方跳闸就地判别装置
按照华东电网调[2008]101号文《关于装设远方跳闸就地判别和光耦抗干扰的通知》的要求，直跳回路加装抗干扰继电器，500kV线路保护加装远方跳闸就地判别装置。要求：
1)对于已运行线路暂不反措，在保护改造时实施。2)500kV启动失灵等直跳回路的光耦需在输入处加装不小于5W的抗干扰继电器转接，该反措工作应结合母差保护检修或停 2 役时完成。
3)500kV主变开关失灵直跳主变三侧开关出口应经不小于5W的中间继电器出口跳闸，新设备投产或保护检验时应严格把关。
五.发电机断口闪络及误上电保护
按照浙电调字[2007]32号文《关于下发<浙江电网发电机断口闪络及误上电保护技术原则>的通知》的要求，完善发电机断口闪络及误上电保护。要求：
1)并入220kV电网的水电机组和燃机机组可根据运行特点决定是否配置误上电保护，若不配置，应报省调通中心备案。
2)各单位应按技术原则要求，制定发电机保护反措计划，并结合检修尽快完成。
六.主变220kV开关失灵保护反措
该项反措全省已基本完成，尚未完成的杭州局乔林变#
1、#2主变，绍兴局双桥变#
1、#2主变，德能厂#1主变，镇海厂#04启备变，温州厂#02、#03启备变务必在2008年全部完成。220kV瓜沥变等变电站电磁型主变保护失灵反措结合改造完成。
七.CSC-101A线路保护增加装置失电启动常发讯功能 更换CSC-101A装置电源模块，软件版本升级为V1.20及以上，该项反措全省已基本完成，尚未完成的绍兴局4套保护要求在2008年完成。
各单位应充分重视继电保护反事故措施工作，根据下达的反措重点工作内容，结合本单位情况，制定反措实施计划，及时上报省调，并要求每个月在月报中准确填写反措完成情况。为合理配置资源和提高效率，反措应尽可能与检修工作相结合。反措应 3 实现闭环管理，按期完成，对于不能按期完成的反措项目应在反措总结中说明原因。省调通中心将不定期抽查继电保护反措的完成情况，检查结果将纳入继电保护工作考核体系。
附件：二次等电位接地网反措图
二○○八年七月十四日
主题词： 电网 继电保护 工作
抄送：浙江省电力公司超高压建设分公司、浙江省电力试验研究院、浙江省能源集团有限公司。
浙江省电力公司总经理工作部
2008年7月14日印发
第二篇：电力系统继电保护及反事故措施
电力系统继电保护及反事故措施
关键词: 继电保护
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 直流溶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)每一断路器的操纵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 有两组跳闸线卷的断路器，其每一跳闸回路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。
1.1.5 采用“近后备”原则只有一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溶断器供电。1.2 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的结线原则：
(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断电的线卷回路，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)不答应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进的直流正和负电源。(3)假如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保护装置的直流逻辑回路间不答应有任何电的联系，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在直流熔断器的联结，并在操纵前，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；在直流回路恢复良好后再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的直流继电器线卷的线径不宜小于0.09mm，如用线径小于0.09mm的继电器时，其线卷须经密封处理，以防止线卷断线，假如用低额定电压规格(如220V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面要求的消弧回路：(1)不得在它的控制接点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卷上作消弧回路，在电容及二级管上串进数百欧的低值电阻，以防止电容或二级管短路时将中间继电器线卷回路短接。消弧回路应直接并在继电器线卷的端子上。
(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，尽不答应低于600V。
(4)注重因关联消弧回路而引起中间继电器返回沿时对相关控制回路的影响。2.3 跳闸出口继电器的起动电太不宜低于直流额定电压的50，以防止继电器线卷正电源侧接地时因直流回途经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，则答应动作电压略低于额定电压的50，此时必须保证继电器线卷的接线端子有足够的尽缘强度。假如适当进步了起动电压还不能满足防止误动作的要求，可以考虑在线卷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)闸线卷的出口接点控制回路，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。
只有单出口继电器时，可以在出口继电器跳(合)闸接点回路中串进电流自保持线卷，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，线卷压降小于5额定值。(2)出口继电器的电压起动线卷与电流自保持线卷的相互极性关系正确(3)电流与电压线卷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)电流自保持线卷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一半，线卷压降小于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卷或回路并联使用时，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尽缘监视装置，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，其他直接控制跳闸线卷的出口继电器，其跳闸压板应装在跳闸线卷和出口继电器的接点间。
4.2 经过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进隔离二级管。
4.4 跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线卷回路；压板在落下过程中必须和相邻压板有足够的间隔，保证在操纵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尽缘套，并距屏孔有明显间隔；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。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，然后该接地网的一点经铜排与控制室按地网联通。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(整定用压板用)接通回路的端子，必须加铜垫片，以保护接通良好，非凡注重不因螺杆过长，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(最好接在保护装置箱体的接线端子上)，然后才进进保护屏内，此时：(1)引进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)经抗干扰后引进装置在屏上的走线，应阔别直流操纵回路的导线及高频输进(出)回路的导线，更不得与这通些导线捆绑在一起。(3)引进保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。
5.7 弱信号线不得和有强干扰(如中间继电器线卷回路)的导线相邻近。5.8 高频收发信机的输出(进)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，其布置也应明确分区。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)的一二次线卷间必
须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。
6.3 外部引进至集成电路型或微机型保护装置的空接点，进进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、电压和信号接点引进线，应采用屏蔽电缆，屏蔽层在开关场与控制室同时接地；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 不答应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卷，如以为必要，可以在开关场将二次线卷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，或改为经隔离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进线和互感器三次的两(三)根开关场引进线必须分开，不得公用。
8.8 多绕组电流互感器及其二次线卷接进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)保护接进的二次线卷分配，应非凡注重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 新安装及解体检验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线卷有无匝间短路和一次导体有无分流；注重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进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)失往浮充电源后的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纵电源。对现有系统，其操纵电源应分为如下的各独立组，并定期作操纵试验。
(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的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)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，由运行职员执行。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及以上电压线路保护、包括各套保护装置间的相互配合，应按“四同一”
技术原则有组织地进行分类检查，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 处理原有相间间隔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)没有振荡题目的线路，非凡是110kV线路，要求间隔一、二段不经振荡闭锁控制。
(3)新设计的间隔保护，凡有可能的，宜增设不经振荡闭锁而用延时躲振荡的一、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)间隔保护用电流起动；振荡闭锁第一次起动后，只能在判别系统振荡平息后才答应再开放；间隔保护瞬时段在故障后短时开放。
(3)采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，必须在相应的就地判据控制。11.6 不答应在强电源侧投进“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讯通道的特点和收发信机的特性相协调；对收发信机的输进/输出的工作信号时延特性、在通道各种强干扰信号下(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，假如只用一组电压互感器供电时，必须注重解决因此而带来的电压断线闭锁失效的题目。
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重当电压回路故障时同时失往相间及接地保护的题目。
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 电力载波答应式纵联保护只能用相一相耦合通道；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 重和闸应按断路器配置。
11.18 发电机变压器组的高压断路器、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纵的断路器。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；假如压板只控制本保护的出口跳闸继电器的线卷回路，则必须断开跳闸接点回路才能以为该保护确已停用。
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，停用时除断开压板外，尚需断开各分相跳闸回路的输出端子，才能以为该保护已停用。12.2 不答应在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不答应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进与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处于与投进运行完全相同的状态下，检查保护回路及整定值的正确性。不答应用卡继电器接点、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结线进行改动，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，经主管继电保护部分批准。
(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，然后交由值班运行职员验收后再申请投进运行。
(4)施工单位应立即通知现场与主管继电保护部分修改图纸，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，测试收发信回路整组输进/输出特性。
12.10 在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 新投进或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器由第一侧投进系统时必须投进跳闸，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，才再将保护投进跳闸，在上述各种情况下，变压器的重瓦斯保护均应投进跳闸。12.12 所有差动保护(母线、变压器、纵差、横差等)在投进运行前，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重：(1)不得在现场试验过程中进行检验。
(2)在现场试验过程中不答应拔出插板测试，只答应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，用无线电对讲机发出的无线电信号对保护作干扰试验。假如保护屏是带有铁门封闭的，试验应分别在铁门封闭与打开的情况下进行，试验过程中保护不答应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(在被测保护屏的接地点)后，才能接通电源；注重与引进被测电流电压的接地关系，避免将输进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；非凡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3Uo构成的保护的测试：
(1)不能以检查3Uo回路是否有不平衡电压的方法来确认3Uo回路良好。(2)不能单独依靠“六角图”测试方法确证3U0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，作出综合的正确判定。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，必须非凡注重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 用相关运行保护的条件下，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)，必须先报调度，请求两侧都停用，然后才答应作业，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，假如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)。操纵顺序应在一次系统操纵完后，才往断开压板；恢复时先投压板然后进行一次系统操纵。
13.3 线路纵联保护每年的投进运行时间不得小于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运行中，非凡情况须经领导审批。13.4 线路基建投产，相应的保护包括纵联保护，必须同步投进运行。
13.5 电力线高频保护，必须天天交换通道信号，保护投进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分，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，然后才通知有关部分安排相应的检查工作。
13.6 答应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。
13.7 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，最高的四周环境温度不超过 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 用水银接点的瓦期继电器必须更换。
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 故障录波器盘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，其接进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末端。微机型故障录波器应按继电保护回路的尽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)引进高压变电所开关场的导引线电缆部分，应采用双层尽缘护套的专用电缆，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，可以上述专用电缆直接联通两侧的导引线保护，但注重：(2)—1 供导引线保护用的芯线，必须确证是一对对绞线。不答应随便接进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进控制室地网，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。所有可能触及隔离变压器高压侧的操纵，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进其它控制室设备时，也必须先经耐压水平15kV的隔离变压器隔离。不答应在变电所地网接地；更不答应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尽缘，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尚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，可以只在引进变电站开关场部分采用双层尽缘护套的专用导引线电缆，并在距开关场地网边沿50—100米处接进一般通讯电缆。除遵守上一条原则外，并注重：
(3)—1 导引线保护用的一对通讯电缆芯线，也必须是对绞线。
(3)—2 通讯电缆屏蔽层与专用导线屏蔽层联通，将通讯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 通讯电缆的其它缆芯不答应出现两端接地情况。
第三篇：中国南方电网公司继电保护反事故措施
中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编
中国南方电网电力调度通信中心
2008年6月总则
1.1 《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》（以下简称《反措汇编》）是在《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、规定和技术标准的基础上，汇总近年来南方电网继电保护的主要反事故措施而编制的。
1.2 《反措汇编》重点针对设计、运行等技术标准中没有明确，而实际运行中已出现对继电
保护装置可靠运行产生较大影响的问题，对于已在相关技术标准中明确的部分早期反事故措
施，本汇编不再重复。因此，在贯彻落实《反措汇编》的过程中仍应严格执行相关规程、规
定和技术标准。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与《反措汇编》有抵触的，应按《反
措汇编》执行。
1.3 新建、扩建和技改等工程均应执行《反措汇编》，现有发电厂、变电站已投入运行的继
电保护装置，凡严重威胁系统安全运行的应立即整改，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。
1.4 各单位应在遵循《反措汇编》的基础上，对各项反事故措施落实情况进行全面检查，并 结合实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。整定计算
2.1 继电保护的配置与整定应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂故障情况
下继电保护的不正确动作，当遇到电网结构发生变化、整定计算不能满足系统要求时，若保
护装置不能充分发挥其效能，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，同时备案注明并
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 制定整定方案应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网应严格按
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内，不得造
成高电压等级保护越级跳闸。
2.3 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。
2.4 并网机组的低频率、高频率保护，过电压、低电压保护，失磁保护，过励磁保护，失步
保护，定子接地保护，阻抗保护，零序过流保护，复合电压闭锁过流保护等涉网保护定值，应与系统继电保护及安稳装置定值配合，且涉网保护的定值应报相应调度机构备案。
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
故障时辅机保护等厂用电系统的不正确动作造成机组跳闸，使事故范围扩大。
2.6 发电机变压器组保护的整定计算应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》
（DL/T684－1999），并网电厂应根据电网运行情况和主设备技术条件，定期对所辖设备的继
电保护定值进行校核，尤其是校核电厂涉网保护定值与电网保护定值是否满足配合要求。当
电网结构、线路参数、短路电流水平或出线定值发生变化时，应及时校核相关涉网保护定值，避免保护发生不正确动作，并注意以下原则：
2.6.1 发电机变压器组的过励磁保护应考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并
按先发电机电压调节器过励磁动作，其次发电机变压器组过励磁保护动作，后发电机转子过
负荷保护动作的先后顺序进行整定。
2.6.2 发电机定子接地保护应根据发电机在不同负荷的运行工况下，实测基波零序电压和
发电机中性点三次谐波电压的有效值进行校核。
2.6.3 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
下菲鳌⒏衾氲墩⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏2.7 加强变压器差动保护整定计算管理。对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”等问题应确认清楚，并在现
场试验时校验平衡系数是否正确。
2.8 为了防止220kV线路单相跳闸重合闸期间，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。3 保护装置
3.1 线路保护及远跳
3.1.1 传输保护信息的通道应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。纵联保护应优先
采用光纤通道，220kV及以上新建、技改的同杆并架线路保护，在具备光纤通道的条件下，应配置光纤电流差动保护或传输分相命令的纵联保护。
3.1.2 为提高220kV及以上系统远方跳闸的安全性，防止误动作，远方跳闸命令宜经相应 的就地判据出口。
3.1.3 远跳通道宜独立于线路差动保护通道。
3.1.4 线路两侧不允许同时投入保护的弱馈功能。
3.1.5 电压二次回路一相、两相或三相同时失压，保护装置应发告警信号，并闭锁可能误
动作的保护。
3.1.6 采用三相电压及自产零序电压的保护，应避免电压回路故障时同时失去相间及接地
保护。
3.1.7 500kV线路保护配置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。
3.1.8 高频保护收发信机的其它保护停信回路（或称母差保护停信、停信2）应具有2～ 5ms延时。
3.1.9 500kV线路光纤电流差动保护应具备双通道接入功能。光纤电流差动保护装置、保
护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）应具备地址识别功能，地址编码可采用数字 或中文。
【释义】保护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）指将保护允许（闭锁）命令、断
路器失灵远跳、过压远跳或500kV电抗器保护远跳等信号转换为光信号传送至通信机房或对
侧的装置，如FOX-41A、GXC-01及CSY-102A等。
3.1.10 线路保护通道的配置应符合双重化原则，500kV线路保护通道的改造及新投产保
护通道的配置应满足以下要求：
3.1.10.1 配置两套主保护的线路，每套主保护的通道应有完全独立的“光纤”+“光纤”、“光
纤”+“载波”保护通道，确保任一通道故障时，每套主保护仍可继续运行。“光纤”+“光 纤”双通道应包括两个不同的光纤路由和不同的光传输设备，且通信直流电源应双重化。
【释义】“光纤”指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用2M等各种形式 的光纤通道。
3.1.10.2 配置三套主保护的线路，应至少有一套主保护采用 “光纤”+“光纤”、“光纤”+ “载波”或“光纤通道自愈环”三种通道方式之一。以确保任一通道故障时，仍有两套主保
护继续运行。
3.1.10.3 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，且短路径通道和长路径通道分别采用不同的光通信设备。
3.1.10.4 光纤电流差动保护禁止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。
3.1.11 线路保护光纤通道应优先采用本线或同一电压等级线路的光缆，在不具备条件时
可复用下一级电压等级线路的光缆。磁保护动作，后发电机转子过 负荷保护动作的先后顺序浇3.2 母线保护及断路器失灵保护
3.2.1 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、扩建还是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及系统
稳定或将事故扩大，500kV母线保护及500kV变电站的220kV母线保护应采用双重化配置，重要的或有稳定问题的220kV厂站的220kV母线保护应采用双重化配置。双重化配置除应
符合7.2条的技术要求外，同时还应满足以下要求：
3.2.2.1 每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的屏柜内。每套保护
分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
3.2.2.2 采用单套失灵保护时，失灵应同时作用于断路器的两个跳闸线圈；当共用出口的双
重化配置的微机型母差保护与断路器失灵保护均投入时，每套保护可分别动作于断路器的一
组跳闸线圈。
3.2.2.3 用于母线差动保护的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。
3.2.2.4应合理分配母线差动保护所接电流互感器二次绕组，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来解决。
3.2.3 母联、分段断路器应配置充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路，并宜启动失灵保护。
3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。
3.2.5 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。
3.2.5.1 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
跳闸出口回路上串接电压闭锁触点；
3.2.5.2 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。
3.2.5.3 母联或分段断路器的跳闸回路不应经电压闭锁触点控制。
3.2.6 500kV边断路器失灵宜通过母差出口跳相关边开关。
3.2.7 500kV边断路器失灵经母差保护出口跳闸的，母差保护应充分考虑交直流窜扰，可
在母差失灵出口回路中增加20～30ms的动作延时来提高失灵回路抗干扰的能力，防止母差
失灵误动作。
3.2.8 220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵时，应起动断路器失灵保护，并满足以
下要求:
3.2.8.1 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“或门”构
成的逻辑。
3.2.8.2 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，可采用以下解决方案：
a）采用由主变各侧“复合电压闭锁元件动作”（或逻辑）作为解除断路器失灵保护的复合电
压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的
空接点。
b）采用保护跳闸接点和电流判别元件同时动作去解除复合电压闭锁，在故障电流切断或保
护跳闸命令收回后重新闭锁断路器失灵保护。
【释义】该解除电压闭锁方案比单纯靠保护跳闸接点解除复合电压闭锁可靠性高，降低了保
护跳闸接点误导通而误解锁的可能性。
3.2.9 母线发生故障，母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对于不带分支且有纵联
保护的线路，应利用线路纵联保护使对侧快速跳闸，如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等。对于该母线上的变压器，除
利用母差保护动作接点跳变压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失灵。?${熜貴3.3 发电机变压器保护
3.3.1 220kV及以上电压等级的主变压器或100MW及以上容量发电机变压器组保护应按 双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置除应符合7.2条的技术要求外，同时还应满
足以下要求：
3.3.1.1主变压器应采用两套完整、独立并且安装在各自屏柜内的保护装置。每套保护均应配 置完整的主、后备保护。
3.3.1.2发电机变压器组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，并能动作于跳闸或发信。
3.3.1.3主变压器或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）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。
3.3.1.4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。
3.3.1.5为与保护双重化配置相适应，500kV变压器的高、中压侧和220kV变压器的高压侧必
须选用具有双跳闸线圈的断路器。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 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引出的
电缆应直接接入保护柜。非电量保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。
3.3.4 电气量保护与非电气量保护的出口继电器应分开，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，且断路器失灵保护的相电流判别元件动作
时间和返回时间均不应大于20毫秒。
3.3.5 为防止冷却器油泵启动时引起的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。
3.3.6 有关设计、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
保护的配置及二次接线方案，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。
3.3.7 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，做好发电机失步、失磁保护的
选型工作。应采取相应措施防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器不正确动作。
设计、制造单位应将有关这些问题的计算、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。
3.3.8 发电机失步保护在发电机变压器组外部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。
3.3.9 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。
3.3.10 200MW及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但应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。
3.3.11 发电机变压器组断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后经
快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相动动⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：
3.3.11.1以“零序或负序电流”元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”构成的
“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
出告警信号。
3.3.11.2同时经“零序或负序电流”元件以及任一相电流元件动作的“或”逻辑，与“断路
器三相位置不一致”，“保护动作”构成的“与”逻辑，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“断路器失灵保护启动”的信号。
3.3.12 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。
3.3.13 在新建、扩建和改建工程中，应创造条件优先考虑配置横差保护，并且横差保护的
三次谐波滤过比应大于30。3.3.14 200MW及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。
3.3.15 发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。220kV及以上电压等级单元制接线的发
变组，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去启动发变组断路器失灵保护。
3.4 故障录波和继电保护故障信息系统
3.4.1 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，相同
一次设备（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量和开关量宜接入同一录波器中。
3.4.2 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：
3.4.2.1 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。
3.4.2.2 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。
3.4.2.3 母联、分段以及旁路开关，应录取其电流。
3.4.2.4 3/2接线、角形接线或双开关接线，宜单独录取开关电流。
3.4.3 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况等变位信息。其中应特别注意：
3.4.3.1 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。
3.4.3.2 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信的接点信号，均应
接入录波器。
3.4.3.3 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。
3.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点变位宜接入故障录波，便于事故分析。
3.4.3.5 保护跳闸、开关位置等重要开关量的变位应启动录波。
3.4.4 为了便于分析交直流串扰引起的保护跳闸，在保证安全的前提下，宜录取保护使用 的直流母线电压。直流电源
4.1 保护控制直流电源
4.1.1 正常情况下蓄电池不得退出运行（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、两组跳闸回路的直流电源应取自不同
段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。
4.1.4 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。4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。
4.1.6 为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断而扩大事故，应注意做到：
4.1.6.1 直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。
4.1.6.2 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。
4.1.6.3 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。
4.1.6.4 为防止因直流熔断器不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和
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。
4.1.7 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。
4.1.8 直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：
4.1.8.1 信号回路由专用直流空气开关（直流熔断器）供电，不得与其他回路混用。
4.1.8.2 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。4.1.8.3 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空气开关（直流熔
断器）供电。
4.1.8.4 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。
4.1.9 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的接线原则：
4.1.9.1 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。
4.1.9.2 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。
4.1.9.3 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、负电源。
4.1.10 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。
4.1.11 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。4.1.12 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。
4.1.13 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：
4.1.13.1 直流电压波动范围应小于 5%额定值。
4.1.13.2 波纹系数小于5%。压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失4.1.13.3 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。
4.1.14 保护装置直流电源的插件运行不宜超过8年。
4.2 保护接口装置通信直流电源
4.2.1 线路保护通道的配置应符合双重化原则，保护接口装置、通信设备、光缆或直流电
源等任何单一故障不应导致同一条线路的所有保护通道同时中断。
4.2.2 不同保护通道使用的通信设备的直流电源应满足以下要求：
4.2.2.1 保护通道采用两路复用光纤通道时，采用单电源供电的不同的光端机使用的直流电
源应相互独立；
4.2.2.2 保护通道采用一路复用光纤通道和一路复用载波通道时，采用单电源供电的光端机
与载波机使用的直流电源应相互独立；
4.2.2.3 保护通道采用两路复用载波通道时，不同载波机使用的直流电源应相互独立。
【释义】对于有两路电源供电的光端机，由于任一路直流电源故障不影响其正常工作，从通
信角度来看，具有双电源接入功能的光设备，应优先采用相互独立的两路电源供电。为了避
免降低两路直流电源的可靠性，采用双电源供电的光端机，应防止工作过程中出现两路直流
电源短接的状态。
4.2.3 在具备两套通信电源的条件下，保护及安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应
满足以下要求：
4.2.3.1 通信设备使用单直流电源时，保护及安稳装置的数字接口装置应与提供该通道的通
信设备使用同一路（同一套）直流电源；通信设备使用双直流电源时，两路电源应引自不同 的直流电源。
4.2.3.2 线路配置两套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：
a）两套主保护均采用单通道时，每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；
b）两套主保护均采用双通道时，每套主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电
源应相互独立；
c）一套主保护采用单通道，另一套主保护采用双通道时，采用双通道的主保护的每个保护
通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，同时应合理分配采用单通道的主保护的数
字接口装置使用的直流电源。
【释义】具有独立蓄电池组和充电装置的一路（一套）电源视为独立电源。
4.2.3.3 线路配置三套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：
a）三套主保护均采用单通道时，允许其中一套主保护的数字接口装置与另一套主保护数字
接口装置共用一路（一套）直流电源，但应至少保证一套主保护的数字接口装置使用的直流
电源与其它主保护使用的数字接口装置的直流电源相互独立；
b）一套主保护采用双通道，另外两套主保护采用单通道时，采用双通道的主保护的每个保
护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，两套采用单通道的主保护的数字接口装
置使用的直流电源应相互独立；
c）两套及以上主保护采用双通道时，每套采用双通道的主保护的每个保护通道的数字接口
装置使用的直流电源应相互独立，采用单通道的主保护的数字接口装置可与其它主保护的数
字接口装置共用一路（一套）直流电源。
4.2.3.4 两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。
4.2.3.5 光纤通道和载波通道的保护接口装置使用的直流电源应相互独立。二次回路及抗干扰
5.1 互感器及其二次回路
5.1.1 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。
5.1.2 继电保护用电流互感器二次绕组配置原则：
5.1.2.1 电流互感器二次绕组的配置应满足DL／T 866-2004《电流互感器和电压互感器选择
及计算导则》的要求。
5.1.2.2 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：
①线路保护宜选用TPY级；②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；
③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。
5.1.2.3 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。
5.1.2.4 为防止电流互感器二次绕组内部故障时，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。
5.1.3 电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。独立的、与其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。由几组电流互感器组合的电
流回路，如各种多断路器主接线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。
5.1.4 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；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断路器或接
触器等。
5.1.5 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的可能最大接地电流有效值，单位为kA。
5.1.6 来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和开口三角绕组的2根引入线均应
使用各自独立的电缆，不得公用。
5.1.7 电流互感器的安装、调试要求
5.1.7.1 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。
5.1.7.2 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二次绕组和整
个回路接线的正确性。
5.1.7.3 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。
5.1.7.4 新安装及解体检修后的电流互感器应做变比及伏安特性试验，并进行三相比较以判
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。
5.2 保护二次回路
5.2.1 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。
5.2.2 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的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全稀电源。
5.2.3 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：
5.2.3.1 不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。
5.2.3.2 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。
5.2.3.3 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，禁止低于600V。
5.2.3.4 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。
5.2.4 跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%，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。由变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器，因连线长，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，但不要求快速动作。
5.2.5 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继电器，并保证：
5.2.5.1 跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。
5.2.5.2 断路器可靠跳、合闸。
5.2.6 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：
5.2.6.1 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%。
5.2.6.2 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。
5.2.6.3 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）。
5.2.6.4 电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。
5.2.7 有多个出口继电器可能同时跳闸时，宜由防止跳跃继电器KBJ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5.2.6.1～5.2.6.4条的相应要求。
5.2.8 不得采用可控硅跳闸出口的方式。
5.2.9 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。5.2.10 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；穿过保护屏的连接片导电杆必
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。
5.2.11 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触点作监视
用；不得在运行中维护隔离开关辅助触点。
5.2.12 电压回路在切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。
5.2.13 用隔离开关辅助触点控制的切换继电器，应同时控制可能误操作的保护的正电源。
5.2.14 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。
5.3 抗干扰
5.3.1 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。
5.3.2 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。
5.3.3 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，其参数为：0.05μf左 右，交流耐压2000V、1min。串接电容器后应检查通道裕度。
5.3.4 高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠
高频同轴电缆敷设截面积不小于100mm2的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与地网
相连。在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的分支铜导线，分别延伸至
保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3～5m处与地网连通。
5.3.5 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座焊接在一起。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，亦可采用
其它连通方式。在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.5～2.5mm2的多股铜线直接接于保
护屏接地铜排。
5.3.6 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。
5.3.7 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1.5mm2。
5.3.8 保护屏抗干扰要求：
5.3.8.1 保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面
不小于4mm2的多股铜线连接到接地铜排上, 接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保
护室内的二次接地网相连。装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜
排直接连通。
5.3.8.2 保护屏本身必须可靠接地。
5.3.8.3 所有用旋钮（整定连接片用）接通回路的端子，应加装接触性能良好的垫片，并注
意螺杆不宜过长，以确保可靠压接。
5.3.8.4 跳（合）闸引出端子应与正电源适当地隔开。
5.3.8.5 集成电路型保护或微机型保护的交流及直流电源来线，应先经过抗干扰电容（最好
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：
a）引入的回路导线应直接焊在抗干扰电容的一端；抗干扰电容的另一端并接后接到屏的接
地端子（母线）上。
b）经抗干扰电容后，引入装置在屏上的走线，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。
c）引入保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。
5.3.9 弱信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相临近。
5.3.10 保护装置本体抗干扰要求：
5.3.10.1 保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。
5.3.10.2 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。
5.3.10.3 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。
5.3.10.4 集成电路型、微机型保护装置只能以空接点或光耦输出。5.3.11 开关场到控制室的电缆线抗干扰要求：
5.3.11.1 对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽
层两端接地，内屏蔽层宜在户内一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应联接在二次接地网上。
5.3.11.2 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，⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏屏蔽层在开关场与控制室同时接地；各相电流线、各相电压线及其中性线应分别置于同一电 缆内。
5.3.11.3 不允许用电缆芯两端同时接地的方法作为抗干扰措施。
5.3.11.4 动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。
5.3.12 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发
电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。
5.3.13 交流电压、电流回路、直流回路及电源四部分均应使用独立电缆，动力电缆和控制
电缆应按种类分层敷设，严禁用同一电缆的不同导线同时传送动力电源和信号。运行与检修
6.1 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试
与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质
量符合相关规程和技术标准的要求。
6.2 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。线路快速保护、母线差动保护、断
路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。
6.3 应加强微机保护的运行管理，避免因软件版本管理问题而引发的保护装置异常和造成保
护不正确动作。
6.3.1 微机继电保护软件版本按照调度管辖范围实行分级管理。
6.3.2 装置原软件版本存在严重缺陷，运行维护单位收到相应调度机构下发的反措文件后，应限期整改。
6.3.3 运行单位对软件版本有特殊要求时，向相应调度机构提出升级要求，上报相关资料，经审核确认后，方可执行。
6.4 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线
均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。
6.5 继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。
6.6 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路
以及“和电流”接线方式等有关的二次回路上工作时，应特别认真做好安全隔离措施。
6.7 新投运的220kV及以上保护设备经历第一次区外故障时，应及时打印保护装置和故障录
波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。
6.8 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备校
验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。
6.9 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在正式投入运行前，除测定相
回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接
线的正确性。
6.10 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二
次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。
6.11 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻
抗保护误动的有效措施。
6.12 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 分区。
6.13 现场试验应遵守的原则：
6.13.1 停用整个间隔保护进行传动试验需要投入保护出口压板时，应将与运行设备及保护V装置关联的连接片断开，如断开失灵启动和失灵出口压板等；停用其中一套保护进行试验时，停用保护要有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），如果连接片只控制
本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。6.13.2 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（闭锁式纵联保护的起动发信按钮除外）作试验。
6.13.3 试验用直流电源应由专用熔断器或空气开关供电。
6.13.4 整组试验指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进行试验。不允许用卡继电器触点、短路触点或类似人为手
段进行保护装置的整组试验。
6.13.5 对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动必须履行如下程序：
6.13.5.1 在原图上做好修改，经相关继电保护主管部门批准。
6.13.5.2 应按图施工，拆动二次回路时应逐一做好记录，恢复时严格核对。
6.13.5.3 改完后，应做相应的整组试验，确认回路、极性及整定值等完全正确，然后再申请
投入运行。
6.13.5.4 工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图作废。
6.13.6 应对保护装置做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误信号的情况。
6.13.7 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，测试收发信回路整组输入/输出特性。
6.13.8 在载波通道上工作后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。
6.13.9 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：
6.13.9.1 不允许在现场进行修理插件的工作。6.13.9.2 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。
6.13.9.3 插拔插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供相
应的物件。
6.13.9.4 应做好插件的标识记录工作，防止误插插件。
6.13.10 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。
6.13.11 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
保护屏的接地点）后，才能接通电源；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。
6.13.12 对于由3U0构成的保护的测试：
6.13.12.1 不能以检查3U0回路是否有不平衡电压的方法来确认3U0回路是否良好。
6.13.12.2 可以包括电流、电压互感器及其二次回路连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。
6.13.12.3 最根本的办法是查清电压及电流互感器极性，所有由互感器端子到继电保护盘的连
线和盘上零序方向继电器的极性，做出综合的正确判断。
6.13.13 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，必须特别注意做好保护的安全措施，例如将电流回路旁路或 将相关电流回路短接、将接到外部的触点全部断开等措施。
6.13.14 在可靠停用相关运行保护的前提下，对新安装设备应分别进行分、合直流电源正、负极电源的试验，以保证没有寄生回路存在。
6.14 现场运行应遵守的原则：
6.14.1 纵联保护（如高频闭锁方向保护等）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），应先报调度，申请退出两侧纵联保护，然后才允许工作。工作完后，两侧保护按规定进行检查，并按规定程序恢复运行。
6.14.2 线路基建投产，相应的保护、故障信息系统必须同步投入运行。
6.14.3 专用收发信机，应每天交换通道信号，保护投入运行时收信电平裕量不得低于 8.68dB（以能开始保证保护可靠工作的收电平值为基值），运行中当发现通道传输衰耗较投
运时增加超过规定值3dB时，应立即报告主管调度机构和通知有关部门，以判定高频通道
是否发生故障、保护是否可以继续运行；运行中如发现通道电平裕量不足5.68dB时，应立
即通知主管调度机构，并申请退出两侧纵联保护，然后才通知有关部门安排相应的检查工作。
6.15 专用收发信机的维护要求：
6.15.1 依照定检条例和装置说明书正确调整3dB告警的动作电平，并记录在案。记录内 容应包括正常收信电平和3dB告警的实际动作（收信）电平。对于没有记录的视为该项目
漏查。
6.15.2 继电保护人员应将每台收发信机的发信电平、收信电平等以书面表格形式通知变电 站运行值班人员，或在收发信机有关指示上作出标记，以便于运行人员在进行每天的通道检
查工作时能及时发现收信、发信电平的异常情况。
6.15.3 当发生3dB告警时，应立即报至当值调度申请退出高频保护并组织人员查找告警 原因。严禁在原因不明的情况下调整3dB告警电平及收发信机衰耗。
6.15.4 每次3dB告警，均应详细记录备案并反映在当月的缺陷报表中。发生3dB告警的
保护通道在投运前应有详细试验记录，并由各供电局、电厂的继电保护专责签字认可试验结
果，在消除故障后方允许投入运行。
6.15.5 为了确认阻波器调谐元件是否运行正常，要求各单位在有线路停电检修时，必须分
合线路侧地刀检查收信电平的变化并记录在案。对于收信电平变化大于2dB的通道（阻波
器分流衰耗值），应立即组织人员检查该通道。确认检查情况应详细记录备案并反映在当月 的缺陷报表中。
6.15.6 每条配备专用收发信机高频保护的线路均要通过两侧配合试验校验收发信机的工
作状况，试验时必须采用选频电平表，并作好试验记录。收发信机正常工作的收信裕度应控
制在12 dB以上，有最高收信电平限制的专用收发信机如：YBX-1和GSF-6A型最高收信电平
不得高于15dB。两侧收发信机所测的传输衰耗之差不得大于3dB，达不到要求的，要查明
原因并报主管调度机构的继保部门。每一侧的试验记录必须包括：本侧与对侧的收发信机高
频电缆端的启动电压电平、启动功率电平、收信电压电平、收信功率电平、发信电压电平、发信功率电平、收信裕度、3dB告警的实测值、收发信机外部加入的衰耗值，收发信机内部
加入的衰耗值等。
6.15.7 穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。专业管理
7.1 继电保护的配置和选型应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》及国家、行业技术
标准。应优先采用取得成功运行经验的保护装置，未按规定的要求和程序进行检测或鉴定的
保护装置不允许入网运行。应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理 的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路” 的原则进行保护配置、选型
与整定。从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。继电保护新产
品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。
7.2 继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大，并遵循相互独立的原则，注意做到：
7.2.1 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不
应有任何电气联系，充分考虑到运行和检修时的安全性，当一套保护退出时不应影响另一套
保护的运行。
7.2.2 每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立 的绕组，相邻设备保护的保护范围应交叉重迭，避免死区。
【释义】一次设备具备条件的，交流相电压也应分别取自电压互感器互相独立的绕组。在保
护设计、安装、验收等环节要特别注意避免产生保护死区。线路保护、变压器保护、发变组
保护、母线保护、断路器失灵保护等的保护范围必须相互交叉，运行中应不存在保护死区。
7.2.3 为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路
器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则
按双重化配置。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
【释义】考虑到回路可靠性，同时兼顾相关回路的独立性双重化配置的保护一般仅要求动作
于断路器的一组跳闸线圈。
7.2.4 双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线。
7.2.5 双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组宜使用主、后一体化的保护
装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化 的要求进行保护配置。
7.3 220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护并投入运 行。
【释义】考虑到断路器三相位置不一致保护主要功能是提供保护断路器本体的功能，有电气
量闭锁的保护在某些条件下无法提供保护，本着断路器的问题断路器自己解决的原则应配置
断路器本体的三相不一致保护。
7.4 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
安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。
7.5 配备足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。
【释义】与相关保护厂家签署备品、备件供应合同或服务协议，能在指定时间内提供备品、备件的视为“配备足够的保护备品、备件”。
7.6 保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套。
【释义】防跳回路可以切换时，通常远方操作采用操作箱的防跳回路，就地操作时自动切换
为断路器本体的防跳回路；防跳回路不可以切换时，可选用保护装置或断路器本体防跳回路
其中一个。
的整定动作情况。对大型变压器应配备校 验
第四篇：2010安徽省电力公司保电网重大反事故措施
附件：
安徽省电力公司保电网重大反事故措施
根据《国家电网公司电力生产事故调查规程》和《反事故斗争二十五条重点措施》的要求，并结合安徽电网结构变化，编制修订《安徽省电力公司保电网重大反事故措施》。
一、关于全方位、全过程保电网反事故的要求
保证电网安全运行贯穿在规划设计、基建调试、生产运行、调度管理的全过程，要求规划、设计、基建、调试、生产、调度等部门齐抓共管，实行有效的技术监督。各单位、各部门务必高度重视电网安全，认真落实反事故措施，并承担相应的安全责任。
1、进行电网建设（改造）的规划和设计时，应充分考虑国家有关电网安全运行的规定和电网实际情况，避免给电网安全运行带来隐患。
2、要加强基建施工质量管理，对招标、安装、调试各环节进行全面管控，认真做好工程监理和验收工作，确保工程按时保质保量完成。
3、生产系统应全过程介入可研、初设审查、设计联络会、施工图交底，积极配合，提供运行资料；安排专业人员，根据运行经验、安措、反措和相关标准，提出合理化建议，严格把关。
4、新（扩）建工程电气设备安装前，相关生产运行单位应介入隐蔽工程关键节点检查；电气设备安装过程中，应分专业参与安装调试过程跟踪验收；输电线路立塔结束、必须介入地面验收，放线结束、即全面验收，不具备验收条件者、应分步验收、边查边改；已运行线路改造应全程跟踪，同步验收。
5、各单位要切实加强风险管控。
二、防止发生单一设备故障可能造成三座220kV变电站（发电厂）停电事故的措施
变电站全停指变电站各级电压母线转供负荷均降到零。一次事故中三座220kV变电站全停含电厂升压站，不包括实时运行方式下由单一线路串接供电者。
1、为避免单一设备故障造成3座及以上220kV变电站（发电厂）停电的事故。以下设备原则上不同时安排停电检修：
(1)淮北厂220kV单母线运行与涡颍2751线路停；(2)焦楼变220kV单母线运行与涡颍2751线路停；(3)显通变220kV单母线运行与纵陇2730线路停；(4)显通变220kV单母线运行与相纵2717线路停；(5)显通变220kV单母线运行与国纵2729线路停；
(6)双庆变220kV单母线运行与南沱2C11或沱姬2C12线路停；(7)姬村变220kV单母线运行与南沱2C11或沱姬2C12线路停；(8)淮北二厂220kV单母线运行与南沱2C11或沱姬2C12线路停；
(9)颍州变220kV IA或IIA母线检修与程集至白果线路或邢白2765线路停；
(10)芦集变220kV单母线运行与张花2746或洛平2771或洛古2768线路停；
(11)八公山变220kV单母线运行与金辛2C42或金蔡2735线路停；
(12)金家岭变220kV单母线运行与蔡八2741或八芦2742或辛八2C44线路停；
(13)禹会变220kV单母线运行与洛燕2778线路停；(14)清流变220kV IA或IIA母线检修与禹嘉4725或嘉天2830
再进行一次设备操作。
三、防止使省会城市一次事故减供40%负荷、地级城市一次事故减供90%负荷重大事故的措施。
1、为了防止省会城市发生一次事故造成减供40%负荷的重大事故，合肥公司在安排正常运行方式及检修方式时应注意各变电站及各主变所供负荷尽量均衡，同时要求合肥公司制定本地区电网在正常及检修方式下的重大反事故措施。
2、我省大部分地级市有两座以上的220kV变电站及多回220kV线路供电，只有黄山市因电网结构薄弱，在检修方式下可能发生一次事故造成减供90%负荷的重大事故。一旦万安变、潜口变失电，失压自切约40MW 负荷，其它重要负荷自投到陈村电站供电，加强对陈村电站备用电源自投装置的管理，确保其正常运行。
3、要求供电公司根据本措施及电网发展实际情况制定本地区电网在正常及检修方式下的重大反事故措施，并及时修订。
四、防止220kV主网事故造成电网瓦解或对安全稳定运行造成重大影响的措施
淮北电厂、淮北二厂、洛河电厂、濉溪变、颍州变、禹会变、清流变、肥西变、众兴变、昭关变、皋城变、文都变、繁昌变、楚城变、当涂变、官山变、敬亭变220kV母线单母线方式时，若发生母线故障可能造成对主网的重大影响。为此采取以下措施：
(1)严格执行《安徽电网稳定运行规定》中的稳定限额及电网电压控制要求；
(2)保护及安全自动装置按要求投入；
(3)低频（或低频低压）减载装置按要求投入；
(4)省调及有关单位做好地区负荷平衡，制定事故处理预案并做好安全措施。
3、对运行母线非单一电压等级的发电厂（汇源电厂、淮北厂），当220kV单母线运行时，地区供电公司和电厂要尽可能做好地区负荷平衡工作，保证220kV母线故障后解列的机组能维持小系统运行。
4、对一次停电可能造成机组与高/启备变同时停电的方式，要求电厂应有可靠的保安电源。
5、各发电厂要切实做好事故预案，在机组全部与系统解列后，保证厂用电系统运行，尽快将机组与系统并列。
6、各发电厂要加强厂用电系统运行方式管理，根据电厂运行实际情况，制订合理的全厂公用系统运行方式，防止全厂停电事故。
第五篇：云南电网公司2006补充反事故措施
附件：
云南电网公司2006补充反事故措施
一、变电一次反事故措施
（一）提高系统综合防雷能力
1.按照南方电网公司反事故措施要求，公司已连续两年安排反措项目，对正常方式热备用的线路在线路终端侧安装避雷器，各供电单位应于8月底对照要求检查落实，未达到要求的必须在12月底前完成避雷器加装工作。
2.在雷电活动频繁的地区，线路侧均应安装避雷器，防止因雷击跳闸期间再次落雷击穿已断开的断路器断口，对断路器及隔离开关造成损坏。
（1）雷电活动频繁地区的定义：
①以变电站落雷密度定义：通过数据分析确定落雷密度（以变电站地点坐标为圆心，半径2公里面积的落雷统计数量/面积）的基准值，在基建、改扩建和技术改造工程设计时，如变电站落雷密度大于基准值，则为雷电活动频繁地区，必须安装线路终端避雷器。
②以雷暴日定义：在尚无统计数据定义变电站落雷密度基准值之前，可以暂时雷暴日进行定义，结合我省实际以及 省外数据，当多年气象资料统计，变电站所处地区雷暴日大于90个雷电日/年时，为雷电活动频繁地区，必须安装线路终端避雷器。
（2）变电站落雷密度制订与咨询工作，由电力研究院完成。结合我公司雷电定位系统近两年多运行数据，在2006年底前，提出云南电网公司各变电站落雷密度基准值制订工作，并完成对公司220kV及以上变电站落雷密度计算工作；在2007年雷雨季前完成110kV变电站及公司直属35kV变电站落雷密度计算工作；新建变电站落雷密度咨询工作由各设计单位咨询电力研究院提供。
（3）各供电单位应对照要求进行检查，未达到要求的，必须在2007年雷雨季前，完成220kV及以上变电站的整改工作；2007年底前完成110kV变电站及公司直属35kV变电站整改工作。
（4）鉴于220kV变电站对云南电网安全稳定运行的重要性，220kV变电站低压侧有出线的，必须在低压侧出线安装避雷器。
（二）加强绕组变形检测，避免造成变压器绕组严重变形
1.变压器交接、大修和出口短路时必须进行线圈变形试验工作；各供电单位必须在2006年底前 100%完成110kV及以上主变的绕组变形测试，并建立完整的档案（包括厂家测 试数据、投产验收时数据以及运行中测试数据）。
2.禁止变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行；馈线侧近区短路（原则上通过变压器的短路电流达到变压器设计最大短路电流的80%以上），若馈线跳闸而变压器低压侧未跳闸时，应尽快安排转移负荷，补测变压器绕组的变形程度，避免变压器再受冲击时造成损坏。要求各供电单位按照短路电流计算结果将所辖变电站主变压器分为三类，分类结果于2006年11月底报公司生技部和调度中心备案：
⑴ 任何运行方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流均达到变压器设计最大短路电流的80%以上者，故障后必须做绕组变形试验的；
⑵ 大方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流达到变压器设计最大短路电流的80%以上，而小方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流小于变压器设计最大短路电流的80%，故障后根据具体情况确定是否做绕组变形试验的；
⑶ 任何运行方式下出口短路，通过变压器中、低压侧的短路电流都不会达到变压器设计最大短路电流的80%，故障后不必做绕组变形试验的。
（三）强化断路器运行管理
1.加强对断路器操作机构检查及维护工作。（1）辅助开关必须安装牢固、转动灵活、切换可靠、接触良好，不符合要求的，必须及时调整或更换。辅助开关和操作机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采取防松措施，如加涂厌氧胶等。
（2）分、合闸铁芯应在任意位臵动作灵活，无卡塞现象，以防拒分和拒合。
（3）检修时应对断路器设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应查明原因，并及时进行处理。
（4）应定期检查断路器各种弹簧和缓冲装臵，若发现变形或损坏，应查明原因，并及时进行处理。
（5）对液压、气动操作机构存在跑、漏、滴、冒等情况的，必须及时进行处理，确保机构的正常工作状态。
2．有人值班变电站在断路器分、合闸操作前及操作后，必须到现场核查机械位臵；无人值班变电站宜参照执行。
3．按照公司云电生„2006‟
43、54号文有关规定，加强对开关设备（断路器、隔离开关）上铜铝过渡线夹的入网质量控制、巡视和定期检查工作。
4． 根据网、省公司设备装备技术要求的有关规定，断路器SF6气体压力必须采用压力表和密度继电器，或者采用带压力指示的密度继电器进行监视。对未采用密度继电器的 断路器不得在我公司内使用；各供电单位应对在运断路器进行检查，未满足要求的必须进行整改：220kV及以上电压等级断路器整改工作应于2006年底前完成；在2007年6月前完成110kV及以下断路器的整改工作。
5．加强对断路器的运行巡视工作，对于经常发压力低报警信号的断路器，必须及时查明原因进行处理，若存在防爆阀漏气的，必须及时采购备品进行更换。各供电单位应于10月底对照要求检查落实情况，未达到要求的必须在12月底前完成整改工作。
6． 对于厦门ABB公司OHB-40.5型断路器的专项整治工作。
（1）立即开展在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器内部压力检测工作，于8月底前完成，并将检测结果报公司备案。
（2）对经压力检测发现有漏气或压力低闭锁经常发信报警的断路器必须及时更换防爆阀。
（3）将在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器压力继电器更换为带压力指示的密度继电器，以确保对SF6气体密度的正常监视，此项工作应于2007年雷雨季前完成。在此项工作未完成之前，宜将在运的OHB-40.5/2500-31.5型断路器闭锁压力提高0.1MPa运行，以适当提高该型断路器绝缘水平。（4）对使用OHB-40.5/2500-31.5型断路器作为出线断路器的线路，应于2007年雷雨季前完成加装出线侧避雷器的工作。
（四）云南电网公司目前使用的过电压保护器是不成熟产品，在间隙配合整定上较为困难，使保护相间过电压的目的难于达到，而生产厂家良莠不齐，使得过电压保护器质量难于保证，应对已安装的过电压保护器进行拆除，更换为常规型站用金属氧化物避雷器。各供电单位应于10月底前对照要求检查核实，未达到要求的必须在12月底前完成整改工作。
二、输电线路反事故措施
（一）防止倒杆（塔）和断线事故
1.新建或技术改造工程线路设计时要重视已取得的运行经验，并充分考虑微地形和特殊气象条件对线路的影响，尽量避开可能引起导、地线严重覆冰或导线舞动的特殊区域。
2.新建或技术改造工程线路设计应合理选取杆（塔）型，并要求严格按照DL/T 5092-1999《110~500kV架空送电线路设计技术规程》进行强度校核，并在设计说明书中补充说明校核结果，尤其针对设计套用塔型的情况，强度校核要作为重点工作。
3.在重要跨越处，如跨越110kV及以上线路、铁路、高 速公路、通航河流等地区，新建线路绝缘子串应采用独立挂点的双联绝缘子串结构。改造线路因杆塔结构限制，不能满足独立挂点双串要求的可采用单挂点双串结构。
4.对处于可能遭受洪水、暴雨冲刷、滑坡带等地区的杆塔，应组织地质专家和设计人员进行现场分析并视情况开展钻探等工作，及时掌握现场地质变化情况，提出并落实可靠的防护措施。同时，在汛期6～10月份应增加对以上地区的巡查次数，汛期结束后及时对冲刷区进行维护。
5.对设备腐蚀严重或失效的铁质开口销、闭口销等销针，要及时更换为不锈钢销，防止绝缘子或金具脱落发生掉线、掉串事故；防振锤和间隔棒应定期检查，发现松动及时紧固，移位后应及时进行复位处理；新建、技术改造工程应普遍采用不锈钢销针。
6.对部分冬、夏季气温变化较大的地区，应在气温降低和升高时，对档距较大和有交叉跨越的导、地线弛度进行重点核查并及时处理。
7.定期对绝缘子进行零值检测，每年宜选择枯季开展此项工作，要求尽量安排在雨季前完成零值、低值绝缘子检查、更换工作；各运行单位必须购臵足够的绝缘子绝缘电阻检测仪，提高绝缘子零值检测手段，并建立健全绝缘子零值检测、分析及档案管理制度。
8.重视垂直双分裂布臵线路的建设和运行监视，在施工 期间要按照设计标准和验收规范要求严格控制导线弧垂和子导线间间距，确保投产时满足运行要求；对投产一年以后的设备，运行单位要对线路弧垂和子导线间间距进行核查，尤其在线路带超过经济运行电流负荷情况下进行核查，防止子导线间发生粘接。
（二）防止雷害事故
1.运行单位和电力试验研究院应根据雷击跳闸记录和雷电定位系统数据认真总结、分析，合理划分易击区，要认真分析各种防雷措施的效果，制定适合具体线路、具体地段、具体杆塔位臵的最佳防雷措施。
2.线路设计应充分参考雷电定位系统检测的雷电分布数据，尽量避开易击区，如必须通过易击区时应考虑采用较小或负保护角设计，并在降阻困难地区选择长效稳定的降阻措施。
3.雷电活动频繁地区不宜选择瓷绝缘子，使用复合绝缘子应加长10%～15%。
4.定期进行杆塔接地电阻测量和地网开挖检查，对运行超过10年和采用降阻剂的杆塔，应进行接地体腐蚀情况检查，并对有问题的杆塔进行及时处理。
5.定期进行绝缘子零值检测，发现雷击零值绝缘子应在10个工作日内进行更换。
6.重视易击区接地电阻检查和改造工作，做到发现一 基、改造一基，改造一基、合格一基；接地改造必须在雨季来临前完成。
7.线路型避雷器安装、选点、使用原则：
（1）连续两年重复发生过线路雷击跳闸的区段（1km内），应结合雷电定位系统监测数据，综合考虑安装线路型避雷器。
（2）安装线路避雷器的杆塔，接地电阻必须达到设计要求。
（3）单回路架设线路，原则上只考虑安装两个边相。（4）对原来装设的避雷器，连续经历两个雷雨季节未动作的，运行单位要在次年雷雨季节来临前调整到适宜位臵。
（5）安装了避雷器还发生雷击跳闸的杆塔，要在5个工作日内对故障原因进行认真分析，并提出处理意见。
8.充分应用雷电定位系统，以雷电定位系统监测数据为核心指导线路防雷工作，拓展雷电定位系统的应用研究。
9.运行单位应每月组织对雷击跳闸故障进行分析，结合雷电定位系统监测数据、地形地貌、接地电阻等综合因素加强对直击、反击、绕击跳闸的分析，摸索出适合具体区段、具体杆塔、具体形式的防雷措施。
10.雷电活动频繁地区的35－110kV架空输电线路，若未全线架设避雷线，则应在变电站1－2km的进线段架设避 雷线；进线保护段上的避雷线保护角不得大于20度；应尽量降低进线段杆塔接地电阻，一般不宜大于15Ω，当土壤电阻率较高时，可采取填充中性降阻剂等降阻措施。
11.运行单位应对在运OPGW复合地线进行清理，加强对单丝直径小于3mmOPGW地线的巡视检查，发现断股或损伤情况要及时进行处理。新建或改造线路涉及OPGW复合地线时，必须采用单丝直径大于或等于3mm的设备。
12.对易发生绕击的山区易击段线路，运行单位应积极研究减小地线保护角的改造措施。
（三）防止风偏事故
1．在线路杆（塔）的设计过程中要结合气象部门提供的资料和当地百姓反映的情况充分考虑各种天气情况下风力的大小，并充分考虑到影响风偏角的因素，在风力较大或易出现恶劣气象的地区，选择空气间隙和摇摆角较大的杆塔型，并适当增大杆塔的设计强度。
2．对存在风偏隐患的耐张塔风偏治理，如“干字型”耐张塔中相跳线宜采用独立双挂点的双串绝缘子悬挂，并使跳线保持一定张力；其它类型跳线可采取加装跳线串、增加跳线张力等措施，控制耐张塔跳线风偏。
3．新建或改造线路在局部有可能发生大风的区段要慎用“猫头”塔，塔型选择时可适当提高杆（塔）设计强度。
4．线路巡视时要注意线路走廊两侧和交叉跨越的悬崖、山坡、树木、建筑物、线路等设施，对可能存在隐患的部位要及时验算最大风偏时的安全距离，发现问题及时处理。
5．加强特殊天气巡视、检查，通告运行经验积累，掌握大风发生区域，准确划分微地形、微气象区，以便于及时采取措施预防风偏事故发生。
三、变电二次反事故措施
（一）杜绝因电流互感器二次绕组使用不当造成保护死区
1．新建、改扩建和技术改造工程施工设计时应注意电流互感器二次绕组的合理使用，杜绝因保护范围不交叉造成保护死区。要求加强一次、二次、土建等专业间的协调沟通，厂家资料的确认应由电气一次、二次专业共同进行，确保施工设计与设备实际安装位臵一致且二次接线正确无误。
2．对双母线接线/单母线等接线方式，双重化配臵的220kV变压器保护至少应有一套保护使用独立电流互感器二次绕组，且电流互感器应装设在断路器与母线之间，确保断路器故障不存在保护死区。
3． 对3/2接线、桥型接线方式，线路保护和主变保护的保护范围应交叉，确保断路器故障不存在保护死区。
4． 110kV变电站的主变保护、各侧线路保护等电流互感器安装位臵及二次绕组接线应注意避免出现保护死区。
5． 要求各供电单位对运行设备进行清查，并在2006 年10月底前完成断路器保护死区的清查和整改工作。
（二）防止低压母线故障引起事故扩大
1.为了防止低压母线故障不能快速切除引起事故扩大，对35kV/10kV母线实现快速保护提出如下要求：
（1）新建工程220kV及以上电压等级变电站35kV/10kV母线原则上应配臵母线保护，允许采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。
（2）500kV变电站35kV母线应加装35kV母线保护，要求2007年6月底前实施。确实无法加装母差保护的500kV变电站可按照调度中心制定的低压侧母线快速技术方案采取改进措施。
（3）对35kV开关设备户内安装且有35kV出线的220kV变电站，有条件时应加装35kV母线保护，可采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。若电流互感器无备用保护级二次绕组，则按照调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案采取改进措施，以实现母线故障快速保护。
（4）其他在运的低压侧为无功补偿设备和站用电的220kV变电站，有条件时宜加装35kV母线保护，可采用只接入A、C两相电流的简化母差保护。若电流互感器无备用保护级二次绕组，则按照调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案采取改进措施，以实现母线故障快速保护。
（5）加装母差保护的要求在2007年6月底前完成； 采用调度中心制定的低压侧母线快速保护技术方案的要求在2006年12月底前实施。
（6）为提高电流互感器抗饱和能力，要求主变保护、母线保护用交流电流回路控制电缆截面≥4mm，并在整定计算时尽可能采用较大TA变比。
（三）为避免微机型二次设备的不正确动作，认真落实各项抗干扰措施
1.要求杜绝因TA、TV二次回路多点接地等原因导致继电保护装臵不正确动作。
2.电流互感器备用二次绕组不允许在TA接线盒中直接短接，应引接至断路器端子箱内，在端子排处短接并可靠接地。
3.TA、TV二次回路接地点设臵、控制电缆屏蔽层接地方式、保护专用接地铜排敷设方式、高频通道抗干扰措施等应严格按照《云南电网公司输变电设备竣工投产验收管理规定（试行）》的二次设备抽查验收项目表（继电保护类）相关要求执行。
（四）加强对继电保护设备的运行管理和整定计算工作
1.要求各供电单位加强对继电保护装臵的日常巡视和运行维护工作，及时发现并处理缺陷，避免因保护装臵插件或元器件损坏而导致越级动作，扩大事故范围。
22.无人值班变电站的二次设备动作、异常信息必须通过装臵通信接口或硬接点接到变电站计算机监控系统，由变电站计算机监控系统上送集控站。要求各供电单位对在运变电站进行检查，不符合上述要求的应于2006年12月底前整改完毕。
3.各供电单位应对220kV变压器保护、110kV及以下电压等级保护定值进行检查核实，尤其应注意相关后备保护是否真正满足逐级配合的原则，避免因保护失去配合导致越级动作进而扩大事故。此工作要求在2006年9月底前完成。
4.变压器保护中的差动速断保护做为纵差保护的辅助保护，其作用是防止由于电流互感器饱和引起纵差保护延迟动作或拒动的补救措施，整定值不宜过于灵敏。要求各单位检查核实并采取必要措施。
5.断路器多次合于近区区外故障后，由于残磁的存在，即使一次电流小于正常饱和水平，也可能使电流互感器饱和而导致变压器差动保护等误动。若通过对相关保护录波图分析发现电流互感器饱和趋势严重，宜对电流互感器采取去磁措施。
6.现场运行规程应与设备实际相符，对保护柜上面各种连接片、切换开关等的使用方式做出明确规定，避免因误投、漏投连接片、切换开关等导致保护装臵拒动或误动。
（五）加强并规范基建、改扩建和技改工程施工设计 工作
1.为在电网或设备故障时提供更全面的分析依据，要求将主变各侧三相电流、电压及主变中性点零序电流接入故障录波器。必要时，可配臵220kV主变压器专用故障录波器。
2.改扩建和技改工程仅更换继电保护装臵或断路器时应注意确保断路器跳合闸回路元器件技术参数匹配，避免因技术参数不匹配导致断路器发生跳跃现象。
3．新建、改扩建工程设计要求220kV及以上电压等级主变压器低压侧电流互感器在断路器两侧分别设臵且均有满足主变压器保护和母线保护使用要求的保护级二次绕组。低压侧其他间隔电流互感器保护用二次绕组组数应≥2组，以满足母线保护和保护测控一体化装臵使用要求。
点击咨询 