继电保护反措释义

中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编释义中国南方电网电力调度通信中心2008年10月目 录1总则12整定计算13保护装置23.1线路保护及远跳23.2母线保护及断路器失灵保护43.3发电机变压器保护53.4故障录波和继电保护故障信息系统74直流电源84.1保护控制直流电源84.2保护接口装置通信直流电源105二次回路及抗干扰115.1互感器及其二次回路115.2保护二次回路135.3抗干扰156运行与检修177专业管理21301 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。2 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/T6841999），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电流的A值进行整定。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25ms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。 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。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。【涵义】本条款针对母差保护的特殊性，一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。例如南方电网继电保护及安全自动装置检验条例中指出，“母线差动、断路器失灵保护及安全自动装置中投切发电机组、切负荷的跳合断路器的试验，允许用导通方法分别证实到每个断路器接线的正确性。”因此，母差保护在投运后很可能不再有全面停电的机会进行检验。针对这一情况，运行单位应着重做好新设备投运前的设计、安装、调试、验收各环节的管理和监督，特别是设备投产前的验收与交接试验工作，其中失灵启动回路准确性校验、带断路器传动的出口跳闸回路准确性校验尤为重要。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。【涵义】1）二十五项重点要求继保实施细则原文是 “每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。” 而每套母差保护出口各作用于一个跳圈，简化了二次回路，保证回路间的相互独立，有效避免寄生回路的产生，可靠性没有降低。2）近三年的广东电网保护动作数据表明，断路器失灵次数约占全部系统故障的0.9%，表明开关失灵已成为一种较为常见故障。因此，当仅采用单套失灵保护时，为及时隔离故障跳开相应开关，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈，确保断路器一组跳圈发生故障时，失灵保护可通过断路器的另一组跳圈出口跳闸，从而提高单套配置的失灵保护时的动作可靠性；配置双套BP-2B型母差保护,若其中一套BP-2B型保护同时配置有单套失灵保护功能且与该套母差保护共用出口，则该套母差保护出口应同时作用于断路器的两个跳圈。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。【涵义】本反措对母差保护双重化的具体实现作出了规定，以保证双重化配置的母线保护间没有任何电气联系，提高保护可靠性，防止产生寄生回路，同时也降低了保护双重化配置后只退一套母差保护保留一套母差保护运行时定检的安全风险。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。【涵义】上述这种情况在CT绕组资源比较紧张的变电站可能会发生。若经评估，系统稳定允许，可以采用后备措施，否则应尽快改造。【实例】广东电网某500kV乙线的5011开关I母侧与5012开关II母侧均仅设计一组保护用CT，导致线路主I保护接入该组CT后，主II保护(图中的902DK)只能使用串外CT。因此，在线路主I保护退出时，主II保护与母差（失灵）保护之间存在死区。最根本的解决方法是增加保护用CT绕组，但现有的CT资源已无法满足，且不具备更换更换一次CT设备的条件。最终的解决措施是线路间隔增加一套T区保护作为主I保护退出运行的后备保护，CT回路串接在线路相关保护CT二次回路末端，该方法可消除保护死区，但会使保护二次回路变得复杂，对今后保护的运行和维护造成一定的风险，但与采用远方跳闸等其他远后备保护措施相比，此方法的保护可靠性和快速性更加优胜。 广东省某500kV变电站某500kV乙线一次接线图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。【涵义】1、二十五项重点要求继保实施细则原文为“母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、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。”。本反措汇编把“宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护”改为 “应配置独立的母联、母联分段断路器充电保护”。2、母联（分段）充电保护一般用于母线充电故障时，快速而有选择的断开有故障的母线。充电保护一般在开关手合瞬间投入，展宽一定时间后（一般200300ms）后自动退出。为了更可靠地切除被充母线上的故障，在母联断路器或母线分段断路器上设置相过流或零序过流保护，作为母联（分段）过流保护。3、母联（分段）充电保护与过流保护在广东电网主要用于新设备、间隔、厂站的投产启动工作。在这种情况下，主要考虑可靠性、灵敏性与速动性，确保在各种故障条件下，被充电设备能快速、可靠的切除，此时不需考虑与上一级保护的配合问题。因此，母联、分段断路器的充电保护、过流应不经电压闭锁。防止某些故障情况下电压元件不能开放而导致充电保护与过流保护无法切除故障的情况。不设电压闭锁元件，即使发生充电保护误动也只是切开充电设备，对系统运行影响不大。4、充电保护设置瞬时跳闸和延时跳闸的回路，运行单位可根据现场情况，结合所充一次电气元件的特点，如充主变考虑躲励磁涌流，充母线躲开关不同期时间等，设置一定的延时。5、母联、分段断路器的充电保护是进行一次元件充电操作时系统唯一的主保护，主保护动作必须启动失灵。启动失灵是保证充电保护动作而母联、分段开关失灵时故障点被有效隔离，避免事故范围扩大的有效措施。3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。【出处】调继20042号文关于南方电网保护配置的几点规定；中国南方电网公司十项重点反事故措施【涵义】500kV主变变低侧一般经由35kV母线带站用变、电抗器及电容器。若35kV低压母线未配母差保护，则35kV母线故障变压器只能靠其后备保护动作使其脱离故障点。500kV主变一般配置过流保护作为低压侧的后备保护，过流保护应能保证对低压母线的故障有足够的灵敏度且动作时间在1.0 秒以内，可带两段时限动作，其中一时限跳开35KV侧开关，二时限跳开主变三侧开关。为避免35kV母线故障可能跳开500kV主变三侧开关的后果，保证500kV主变运行安全，增设35kV母线保护，瞬时切除35kV母线故障。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。【涵义】1、为了防止差动继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护误动作,故采用电压闭锁元件。实践表明，电压闭锁元件是一种有效的防误措施。2、出口跳闸回路是保护跳闸的最后一道门槛，在该回路中串接电压闭锁接点实现了母线保护跳闸的最后把关，防止差动继电器误动作或人为误触、误接线造成的母线保护误动作。3、随着计算机技术的发展，数字式微机母线保护在电网内已大量使用，数字式保护的保护元件和逻辑主要是由预先设计的软件(程序)来完成，电压闭锁功能在软件逻辑中实现相对容易，还可以大大简化母差失灵保护内部的回路。4、母联或分段断路器的跳闸回路可不经电压闭锁触点控制的原因在本反措汇编3.2.3中已有解释。3.2.6 500kV边断路器失灵宜通过母差出口跳相关边开关。【涵义】由于500kV边断路器失灵出口与母差出口跳闸回路完全一致，共用使得继电保护作为一个整体得以简化，从而减少了故障的几率，提高了保护的可靠性。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2030ms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。【涵义】该项反措包含以下内容：1、第1）条强调了220kV及以上断路器失灵保护的电流判据为相电流、零序电流和负序电流任一条件满足即可。2、第2）条解释了为解决220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题，可以有以下两种解除电压闭锁的方法： 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。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。优先采用第1种方法，因为逻辑简单，不存在串连逻辑关系，可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风险。两种方法的逻辑框图如下图所示。3、需要特别指出的是以上两种解除电压闭锁的方法现场只允许使用其中一种方法，不允许把两种方法串接（与逻辑）或者并接（或逻辑）混合使用。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。【涵义】1、继电保护和安全自动装置技术规程原文是“母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对不带分支且有纵联保护的线路，应采取措施，使对侧断路器能速动跳闸。”本反措对此做了细化说明并新增了内容。2、第一句的反措是为了发生母线故障，母线保护动作但有断路器失灵时，除本侧母线失灵保护动作使本侧系统脱离故障点外，可通过该失灵断路器所在线路的纵联保护采取措施（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），使对侧纵联保护跳闸，快速切除故障。另外，也保证以下情况保护正确切除故障：当母线故障发生在线路的电流互感器和断路器之间时（如下图故障点F1所示），对于故障侧线路纵联保护来说是反向故障，母线保护虽然正确动作（如图跳开2202开关），但故障点依然存在，此时，依靠母线保护动作接点通知线路纵联保护采取措施（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），使对侧保护动作切除故障。3、第二句为新增反措，只针对今后新建、扩建、技改工程中的保护设备，现有已投入运行的母线保护不作改动。对第二句的反措，有以下说明：增加该条反措的原因220kV母线故障，主变220kV侧开关失灵联跳主变各侧开关的做法，在南方电网的500kV变电站的保护设计中已广泛使用，但是220kV变电站的保护设计中没有明确要求实行。对于500kV变电站，若不采取此做法，当220kV母线故障而500kV主变220kV侧开关失灵时， 500kV系统将经过500kV主变向220kV母线故障点提供很大的短路电流，若依靠主变的后备保护经一定延时去切除500kV开关和35kV开关，在此延时的时间内，很可能会造成500kV主变烧毁的严重后果，还可能引起严重的系统稳定问题。因此必须设计220kV母线故障主变220kV侧开关失灵联跳主变各侧开关的回路。对于220kV变电站，当220kV变电站的220kV母线故障出现故障且220kV主变开关同时失灵时（如图中1M故障，2201开关失灵），可以依靠主变的后备保护带一定延时切除110kV侧和10kV侧的开关（如图中的1101和101开关）。在110kV系统与200kV系统联系不紧密的情况下（如站内运行的主变数量较少时），可提供的短路容量较小，流过220kV主变的短路电流不大，经一定延时切除各侧开关对220kV主变影响较小。但是，近年来，南方电网内发生220kV母线故障和220kV开关失灵的事故数量呈不断上升的态势，110kV系统与220kV系统联系紧密而电源点也不断增多，可提供的短路电流容量不断增加。如上图，当220kV的1M母线故障而2201开关失灵时，相邻的多台主变虽然与#1主变挂于不同的220kV母线，但仍可通过110kV母线向#1主变提供短路电流，此时，仍依靠后备保护以一定延时去切除#1主变各侧开关，可能会出现以下两个后果：在此延时内#1主变因受110kV系统倒送过来的较大短路电流冲击而损坏；或者相邻主变的后备保护达到定值动作切除所属主变的各侧开关，造成事故范围扩大。因此，有必要采取该措施，缩短开关切除时间，减小对220kV系统和主变的冲击，保证系统安全。母线故障时主变开关失灵示意图该逻辑功能回路上实现方法的说明。220kV母线故障主变开关失灵联切主变各侧开关的逻辑图 现在500kV变电站微机保护的一般做法是，220kV母差保护提供动作接点给主变非电量保护，失灵电流判据和延时出口联跳开关的功能由非电量保护实现。220kV变电站微机保护在本反措颁布实施前没要求设计这个回路。取自开关CT而不取自套管CT的原因：今后断路器失灵保护的电流判据都放在母差保护内。假如母差保护采用套管CT，当主变高压侧套管CT与开关CT之间发生故障时，母差保护动作跳开套管侧开关。若此时套管CT所在侧开关失灵，则套管CT内无法流过故障电流（因主变其余两侧开关可能已由主变保护跳开），母线失灵保护无法动作，形成保护动作死区，所以必须取开关CT。220kV母线故障主变开关失灵联切主变各侧开关的延时应躲开220kV母线上开关跳闸的时间，一般可整定为0.3秒。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。【出处】继电保护和安全自动装置技术规程GB 142852006【涵义】本条反措是在有关管理规定的基础上引申而来，对主变保护双重化配置在具体的配置设计上有着重要的意义。其中第1、3、4小点，遵循了继电保护和安全自动装置技术规程等有关规定的要求，而第2、5小点，则是对现场具体设计、施工作出了要求。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。【出处】“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则【涵义】由于变压器阻抗较大，因此变压器阻抗保护定值也较大，因而在PT断线等电压异常时，阻抗保护容易误动。经电流起动、加设电压回路断线闭锁可以有效提高可靠性，防止误动，但阻抗保护灵敏性亦随之下降。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5565%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。【出处】“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则【涵义】变压器瓦斯保护安装于变压器本体，多次发生因漏水。漏油等原因的保护误动，因此必须重视瓦斯保护的防水、防油渗漏、密封性问题。瓦斯继电器至保护装置本体的电缆较长，分布电容明显，因此，提高动作功率、动作电压与动作时间，减少中间环节，可有效降低电容效应，防止瓦斯保护误动。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。【涵义】本条反措实质上是要完善断路器失灵启动逻辑，要求慢速返回的非电气量保护不能启动失灵保护。因此，要求电气量保护与非电气量保护出口的继电器应分开，否则，当变压器的差动保护等电气量保护和瓦斯保护合用出口，会造成瓦斯保护动作后启动失灵保护的问题，由于瓦斯保护的延时返回或不能返回可能会造成失灵保护误动作。因此变压器非电气量保护和电气量保护的出口继电器要分开设置。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。【涵义】目前在我国电力系统中广泛应用开口杯挡板式瓦斯继电器。当油箱内部发生轻微故障，瓦斯继电器上开口杯旋转干簧触点闭合，发“轻瓦斯”信号；当变压器本体内部严重故障，瓦斯继电器内油流速度大1.01.4 m/s,即油流冲击挡板干簧触点闭合，发“重瓦斯”动作信号并发出跳闸脉冲。此外，对于有上下开口杯与挡板复合式瓦斯继电器,当变压器出现严重漏油使油面降低时，首先上开口杯露出油面，发“轻瓦斯”信号；继而下开口杯露出油面后，发“重瓦斯”动作信号并发出跳闸脉冲，以保护变压器。显然在某些非内部故障和其它原因产生较大的油流涌动，也可能使重瓦斯接点闭合，发出跳闸脉冲。实际运行经验表明，强油循环变压器冷却装置在工作时，有可能引起油压突然变化，导致重瓦斯保护误动作。这是由于片散式冷却器、管式冷却器、（故障）备用冷却器均可独立控制，而他们在正常运行状态、过载状态、过热状态下的工作模式有自动，也有手动。这为多台不同组合方式同时启动冷却器提供了可能。因此，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，则可以考虑以下措施：变压器投运前应确认储油柜、冷却装置、净油器等油系统阀门均在正确的开启位置，保证油路畅通。为防范不对称启/停潜油泵，造成较大的油流涌动，冷却器分成2组，每组潜油泵环变压器对称布置。强油循环变压器应对称投入相应台数的冷却器，冷却器工作、辅助、备用的设定应符合厂家规定；按负荷或油温启/停冷却器时，应保证所选冷却器对称运行；当冷却装置电源全部失去，恢复电源时应逐台对称间歇(间隔时间不小于2 min)投入相应台数的冷却器，变压器运行中严禁用分段开关启/停冷却器。片散式冷却器启/停用切换控制开关应在自动位置，并应对称间歇(间隔时间不小于20 s)分组启动。500 kV变压器在任何运行方式下，禁止同时投入2组及以上冷却器；工作电源切换前，应保证只有1组冷却器工作，其余冷却器切换至停运位置，电源切换后逐台恢复至原运行方式。检修人员在查找控制系统故障原因和修复工作中，严禁频繁启/停潜油泵。冷却装置电源的分段开关运行中在合位，当检修需要其断开时，潜油泵停、投的操作均应逐台对称间歇进行。冷却装置控制箱、端子箱等应有良好的防水、防尘设施,并加强对控制回路器件的维护、检验,确保控制系统可靠运行.【案例】220 kV羊范站#1主变跳闸2004年3月,检修人员处理羊范#1主变冷却器控制箱内CJ1接触器C相接头过热缺陷时,拉开控制箱内、段联络开关KJ,验电后,又合了一次KJ, 使2 3台冷却器同时投入,随后主变重瓦斯动作,#1主变跳闸,主变冷却器供电接线示意图见图1,主变冷却器俯视分布示意图见图2. 随后检查瓦斯继电器中无气体,色谱分析无异常,主变其它保护未动作,判断为非主变本体故障.检查油枕胶囊密封良好,二次回路及瓦斯继电器均无异常,瓦斯继电器流速整定值为1.2 m/s.为进一步查找原因,在现场模拟检修时冷却器运行方式和不同组合多台冷却器的同时启动方式,进行了求证试验.结果表明:同时启动不对称2组及以上冷却器时,产生油流涌动,有可能造成重瓦斯保护动作,试验结果见表1. 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“断路器非全相判别元件”，由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：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。【出处】新增反措【对象】所有220kV及以上录波器。【涵义】由于在事故发生时，录波器与录波器之间的启动时刻不一样，而采样时刻也有偏差，甚至采样率也可能并不一致，因此，为了更好的将事故时刻，保护的动作行为与系统情况综合起来，宜将相同一次设备（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。【实例】如纵联线路保护的收发信记录与开关变位情况和一次故障情况结合起来，才能准确的判断保护的动作行为，包括：保护用了多长时间判别方向，有没有受到对侧闭锁，等等。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。【出处】新增反措【对象】所有220kV及以上录波器。【涵义】为保证录波器全面，完整的记录故障期间保护实际感受到的交流模拟量，以便于开展事后的故障分析。故按照保护所需的模拟量均应录波记录的原则，考虑模拟量录波。其中，为便于分析变压器故障，应注意变压器低压侧、公共绕组电流、中性点零序电流、中性点零序电压、3/2接线或双开关接线时的开关电流的录波。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。【出处】新增反措【对象】所有220kV及以上录波器。【涵义】开关量既是保护逻辑判断的重要组成部分，还反映了保护动作和一次变位情况。为便于事故后分析，对影响保护逻辑判断、保护动作情况和一次变位信息，均应完整、准确反映。【实例】目前，监控设备大都经手跳出口跳闸，因此有必要考虑手跳继电器的接点变位情况，鉴别开关跳闸信号的来由。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。【出处】新增反措【涵义】为防止直流故障或交直流窜绕导致直流故障，要求在保证安全的前提下，宜录取直流母线电压。4 直流电源4.1 直流系统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。【出处】中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施【对象】变电站直流系统【涵义】1、直流系统在电厂、变电站中为监控、远动、继电保护及安全自动装置、控制回路、信号回路及事故照明等提供直流电源。直流系统的可靠与否，对发变电站的安全运行起着至关重要的作用。2、必须保证在任何情况下直流系统都有运行的蓄电池组，以防站（厂）内交流失压或波动时情况时失去直流电源，进而导致继电保护装置与控制回路被迫停运造成事故停电范围的扩大。3、蓄电池组必须退出运行时要注意：应先投入备用（临时）蓄电池组再退出另一组蓄电池。由于蓄电池核容工作退出蓄电池时间较长，即使是双电池、双充电机接线，也应创造条件投入备用蓄电池组进行核容工作，以保证重要厂站直流系统的双电池、双充电机的完整可靠性。【实例】某110kV变电站在蓄电池组保险熔断后未能及时发现，直流系统没有带蓄电池运行，10kV馈线故障时造成站用变380V电压异常，充电机不能正常工作，导致直流系统电压消失，全站的保护被迫停运。开关柜火烧连营，直至110kV线路对侧远后备保护动作切除故障。造成设备损坏，事故停电范围的扩大。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。【出处】依据事故例子，新增反措。【对象】蓄电池核容工作结束后投入过程【涵义】充电屏直流电流表有电流指示，表明充电机已带负载运行并对蓄电池正常充电，直流母线也正常带负载运行。此时再断开两段直流母线分段开关，可防止某些情况下出现的一段直流母线失压，从而避免保护运行异常、闭锁甚至停运的情况。【实例】某变电站在#1蓄电池组核容测试工作结束后，开始恢复#1充电机和#1蓄电池组运行的操作中，操作断开#1直流母线与#2直流母线之间的联络开关ZK3后，监控系统出现部分保护告警和直流电源消失等信息报文及光字牌，且#1直流母线的电压偏低。经检查发现#1充电机输出开关ZK1上的一根正极输出线耳接触不良，导致#1充电机与#1直流母线的连接不可靠，#1充电机无输出。而#1直流母线依靠#1蓄电池组供电，因此电压偏低。由于双投开关有中间停用位置，在断开直流母线母联开关ZK3的操作过程中，#1直流母线曾发生瞬间失压现象，引起运行在#1直流母线上的保护装置出现异常。直流电源系统接线简图ZK1、ZK2：充电机输出开关（双投：选择至母线、至电池）ZK3、ZK4：母联开关（双投：选择母线并列运行、母线分列运行）注：1.母线分裂运行时，母线由电池带； 2. ZK1、ZK2、ZK3、ZK4开关有中间停用位置。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。【出处】新增反措【对象】双配置保护及自动装置的直流供电电源【涵义】1、如果双配置的主保护、安稳装置、跳闸回路等直流供电电源都由同一段直流母线供电，一旦该段直流母线发生故障，就失去了双配置的意义。供电电源取自不同段直流母线可提高直流电源供电可靠性。一路直流电源故障时，若直流回路采用自动切换后由第二路直流供电，则第二路直流亦可能发生故障，造成两路直流均失去。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。【出处】新增反措【涵义】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，如主I保护对应第一组跳闸线圈，主II保护对应第二组跳闸线圈，主I保护和第一组跳闸线圈应取自同一组直流电源，主II保护和第二组跳闸线圈应取自另一组直流电源。若出现保护电源和控制电源交叉情况，第一组直流电源失压时造成主I保护和断路器第二组跳闸线圈均无电源，则保护无法动作切除故障。4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。【出处】电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点【对象】控制电源与保护电源供电回路【涵义】1、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点原文规定：“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电”，“保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。2、控制电源与保护电源直流供电回路分开后，若保护电源供电回路发生异常时，控制电源仍可