电力继电保护反事故措施Word格式文档下载.docx

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副组长：

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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

1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，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为防止机网协调失当引发或扩大事故，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、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/T684－1999），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，在保证正确、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。

2.7500kV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1.5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的纵联保护。

3.1.3220kV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。

【释义】即使是采用数字通道的远方跳闸命令，其接口等环节仍存在误发误收的可能，因此，220kV及以上系统的远方跳闸命令，应经相应的就地出口判据把关。

3.1.5不允许在线路两侧同时投入保护的“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电流差动保护或通过更换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。

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中国南方电网2007年继电保护专业暨反措工作会议，对500kV线路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，每套母差保护动作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。

3.2.4500kV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3.2.21）条款要求的220kV母线差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。

3.2.9220kV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，并应满足以下要求:

1）如配置两套独立的断路器失灵保护，在断路器失灵时应同时起动两套的断路器失灵保护；

2）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；

3）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；

4）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母线发生故障（除一个半断路器接线外），母差保护动作后，对于不带分支且有纵联保护的线路，应利用线路纵联保护促使对侧跳闸（闭锁式纵联保护采用母差保护动作停信；

允许式纵联保护采用母差保护动作发信；

光纤纵差保护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失灵保护，实现主变断路器失灵跳各侧。

【释义】当母差保护动作跳开变压器侧断路器时，若该断路器发生失灵，则此时应由失灵保护切开主变各侧，因此应将一副母差保护动作接点开入失灵保护，用以起动失灵，经电流判据实现断路器失灵跳主变各侧，电流判据由“相电流判据”、“零负序电流判据”按或逻辑构成。

3.3变压器、发变组保护

3.3.1220kV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）。

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，500kV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。

3.3.8100MW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。

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。

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。

3.3.12200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必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发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。

3.3.15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。

3.3.16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。

3.3.17200兆瓦及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

3.3.18220kV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况等变位信息。

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