十八项发错继电保护部分(辅导教材)

1、15.防止继电保护事故 一、总体情况说明 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）自2005年发布以来，一直是电力系统安全生产工作中的重要指导性文件。本次修编是在以往规程、规定、反措和相关技术标准的基础上，根据近年来电网中所发生事故的教训，进行了补充和完善，删除了与现有设备不相适应的部分，并增加了与智能变电站、大运行等相关的内容。各单位应组织相关专业人员认真学习、深刻领会本次“十八项反事故措施” 继电保护部分的内涵，在设计、基建、运行、维护等电力生产全过程中予以认真贯彻落实。 二、条文说明 条文：为了防止继电保护事故，应认真贯彻继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006

2、）、微机继电保护装置运行管理规程（DL/T 587-2007）、继电保护和电网安全自动装置检验规程（DL/T 995-2006）、继电保护及安全自动装置运行管理规程（水电生字-1982-11）、继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定（Q/GDW 267-2009）、3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T 584-2007）、220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T 559-2007）、电力系统继电保护技术监督规定（试行）（电安生-1997-356）、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点（电安生(1994)191号）、电力系统继电保护及安全自动装置运

3、行评价规程（DL/T 623-2010）、大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T 684-1999）、智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）、线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 161-2007）、变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW175-2008）、国家电网继电保护整定计算技术规范（Q/GDW 422-2010）等有关标准和规程、规定，并提出以下要求： 严格执行规程规定，是防止发生继电保护事故的关键所在，经过几代人的努力，在不断总结经验和事故教训的基础上，国家、行业及国家电网公司出台了一系列标准、规程、规定和反事故措施，

4、本条所提及的文件不是继电保护专业的全部技术规程，只是列集部分较重要的规程、规定，未列集的相关规程、规定同样需要贯彻执行。 条文：15.1 规划阶段应注意的问题 15.1.1 涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。 15.1.2 继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良的产品。 继电保护是电网的重要组成

5、部分，本条款强调了电力系统一、二次设备的相关性，要求将涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的继电保护装置纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督；要求在规划阶段就做好一、二次设备选型的协调，充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定计算困难，保证继电保护设备能够正确地发挥作用；明确了专业主管部门在设备选型工作中的责任和义务，强调继电保护装置的选型必须按照相关规定进行，选用技术成熟、性能可靠、质量优良的产品。 条文：15.2 继电保护配置应注意的问题 15.2.1 电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。双重化配置的继电保护应满足以下基本要求： 15

6、.2.1.1 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区。 15.2.1.2 两套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段。 15.2.1.3 两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。 15.2.1.4 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。 15.2.1.5 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，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。 15.2.1.6 线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通

7、道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。 15.2.1.7 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。 15.2.1.8 除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。 15.2.1.9 220kV电压等级线路、变压器、高抗、串补、滤波器等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。 本节明确规定了继电保护双重化配置的基本原则。 重要设备按双重化原则配置保护是现阶段提高继电保护可靠性的关键措施之一，所谓双重化配置不仅仅是应用

8、两套独立的保护装置，而且要求两套保护装置的电源回路、交流信号输入回路、输出回路、直至驱动断路器跳闸，两套继电保护系统完全独立，互不影响，其中任意一套保护系统出现异常，也能保证快速切除故障，并能完成系统所需要的后备保护功能。 实施继电保护双重化配置的目的一是在一次设备出现故障时，防止因继电保护拒动给设备带来进一步的损坏；二是在保护装置出现故障、异常或检修时避免因一次设备缺少保护而导致不必要的停运。前者是提高保护的完备性，有效防止设备损害；后者主要是保证设备运行的连续性，提高经济效益。 以单一主设备作为双重化保护的基本配置单元，既能保证保护设备的可依赖性，同时一旦其中一套保护装置发生误动作，其所带

9、来后果影响范围最小。 一般220kV以上的设备都应按双重化的原则配置保护，200kV的终端负荷变电站，由于处于系统末端，相对于220kV级以上电压等级的其它设备而言，其母线快速切除故障的要求可适当弱化，因此从节约投资的角度出发，可不强制要求必须按双重化要求配置保护。在单套配置的母差保护因故退出运行期间，可利用加大上一级线路后备保护的动作范围、缩短对无保护母线有灵敏度的后备保护动作时间等办法对母线实施保护。 条文：15.2.2 应充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，对确实无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。 电流互感器的安装位置决定了继

10、电保护装置的保护范围，当采用外附电流互感器时，不可避免会存在快速保护的“死区”。如当电流互感器装设于断路器的线路侧时，断路器与互感器之间的故障，虽然母差保护能将断路器断开，但对于线路保护而言属区外故障，故障点会依然存在，此时应通过远方跳闸保护将线路对侧断路器跳开切除故障。 电流互感器二次绕组的装配位置同样也决定了继电保护装置的保护范围，选择电流互感器的二次绕组，应考虑保护范围的交叉，避免在互感器内部发生故障时出现“死区”。 条文：15.2.3 220kV及以上电压等级的线路保护应满足以下要求： 15.2.3.1 联络线的每套保护应能对全线路内发生的各种类型故障均快速动作切除。对于要求实现单相重

11、合闸的线路，在线路发生单相经高阻接地故障时，应能正确选相并动作跳闸。 15.2.3.2 对于远距离、重负荷线路及事故过负荷等情况，宜采用设置负荷电阻线或其他方法避免相间、接地距离保护的后备段保护误动作。 15.2.3.3 应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区导致零序功率方向纵联保护拒动，但不宜采用过分降低零序动作电压的方法。 按照双重化要求配置的保护，其每一套保护都应能够独立完成切除故障的任务，有系统稳定要求时，线路保护须保证其每一套保护对于各种类型故障均能实现全线速动，且须保证采用单相重合闸方式的线路在发生单相高阻接地故障时能够正确选相跳闸及重合。 远距离、重负荷的线路，以及同一断

12、面其它线路跳闸后会承受较大转移负荷的线路，其距离保护的后备段如不采取措施，可能会发生误动作，国外数次电网大停电事故多次证明：严重时还可能会造成系统稳定破坏事故，为防止此类事故的发生，应要求距离保护后备段能够对故障和过负荷加以区分，设置负荷电阻线是行之有效的措施之一。零序功率方向元件一般都有一定的零序电压门槛，对于一侧零序阻抗较小的长线路，在发生经高阻接地故障时，可能会由于该侧零序电压较低而形成一定范围的死区，从而造成纵联零序方向保护拒动。为实现全线速动，当采用纵联零序方向保护时，应采取有效措施消除该死区，但由于正常运行时存在不平衡电压，不能采取过分降低零序电压门槛的方法，否则可能会造成保护误动

13、。 条文：15.2.4 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护，除跳母联、分段的支路外，应经复合电压闭锁。 双母线接线的变电站，一旦母差保护或断路器失灵保护动作，势必会损失负荷，加装复合电压闭锁回路是防止母差或失灵保护误动的重要措施。对于微机型的母差、失灵保护，复合电压闭锁可有效地防止电流互感器二次回路断线等外部原因造成保护误动。 条文：15.2.5 220kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置。 母联、母线分段断路器在系统运行中往往要承担给母线充电或作为新投设备后备断路器等任务，专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置在

14、此情况下用于作为充电保护或后备保护。 条文：15.2.6断路器失灵保护的电流判别元件的动作和返回时间均不宜大于20ms，其返回系数也不宜低于0.9。断路器失灵保护的电流判别元件如不能快速动作或返回，将有可能造成失灵保护的误动或拒动。 条文：15.2.7 变压器、电抗器非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的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。当变压器、电抗器采用就地跳闸方式时，应向监控系统发送动作信号。 落实本项反措应注意以下要点： （1）主变压器的非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好

15、。为防止由于转接端子绝缘破坏造成保护误动。 （2）非电量保护的跳闸回路应同时作用于两个跳闸线圈，且驱动两个跳闸线圈的跳闸继电器不宜为同一个继电器。 （3）非电量保护不起动失灵保护，主变压器非电量保护的工作电源（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）及其出口跳闸回路不得与电气量保护共用。 条文：15.2.8 在变压器低压侧未配置母差和失灵保护的情况下，为提高切除变压器低压侧母线故障的可靠性，宜在变压器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护。当短路电流大于变压器热稳定电流时，变压器保护切除故障的时间不宜大于2秒。15.2.9 变压器的高压侧宜设置长延时的后备保护。在保护不失配的前提下，尽量缩

16、短变压器后备保护的整定时间级差。 大型变压器是电力系统中最重要的设备之一，一旦损坏，修复非常困难，并将严重影响供电可靠性。长期运行经验表明，变压器低压侧发生故障的概率要大于高压侧发生故障的概率，而变压器低压侧近端故障切除时间长，致使变压器铁芯、线圈经受多次过热是造成变压器损坏的主要原因之一。 在变压器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护，并尽量缩短变压器后备保护的时间整定级差，有利于提高变压器后备保护动作的可靠性，缩短低压侧故障的切除时间，从而延长变压器的使用寿命。 条文：15.2.10 变压器过励磁保护的起动、反时限和定时限元件应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算并能分别整定，其返

17、回系数不应低于0.96。 系统电压升高或频率下降，会使变压器出现过励磁现象，而过励磁的程度和时间的积累，将促使变压器绝缘加速老化，影响变压器寿命。变压器的过励磁能力是指变压器耐受系统过电压、或系统低周的能力，不同变压器的过励磁能力有所不同，每台变压器出厂文件都包含有描述该变压器过励磁能力的特性曲线。 变压器的过励磁保护主要由起动元件、V/Hz判别元件和时间元件构成，其中时间元件包含反时限和定时限两部分。过励磁保护的整定应根据被保护变压器的过励磁曲线进行，使保护的动作特性曲线与变压器自身的过励磁能力相适应。 条文：15.2.11 220kV 及以上电压等级变压器、发变组的断路器失灵时应起动断路器

18、失灵保护，并应满足以下要求： 15.2.11.1 双母线接线变电站的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，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应重新闭锁断路器失灵保护。 15.2.11.2 线路变压器和线路发变组的线路和主设备电气量保护均应起动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解决。 15.2.11.3 变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。 如无特殊要求，断路器失灵保护仅只考虑单相失灵。双母线接线

19、形式的变电站，为防止由于失灵保护误动而造成系统结构的较大变化或较大范围的停电，须利用复合电压元件作为失灵保护的闭锁元件。 变压器、发变组发生故障，保护均动作于断路器三相同时跳开，如果断路器发生非全相运行状况，不仅本侧系统、而且会在变压器的其它侧系统中产生较大的负序（有时还会有零序）分量，特别是对于发变组，发电机侧若长期存在较大的负序电流，将会烧毁发电机转子，甚至造成更严重的后果。 必须要考虑在发生断路器非故障相拒动或非全相合入的情况。对于双母线接线形式的变电站，如果系统电压正常，在不解除复合电压闭锁功能的前提下，即或是失灵保护起动，也不能将发生非全相的断路器进行隔离。利用相电流、零序电流和负序

20、电流按“或逻辑”构成电流判别元件，在保护跳闸接点和电流判别元件同时动作时解除复合电压闭锁，可保证失灵保护在上述情况下能够正确动作。 案例：2003年6月3日，某发电厂一台机组检修完毕准备并网，其发变组A相断路器在断开时内部拉杆断裂，断路器位置指示为三相断开，运行人员在不知情的情况下合入发电机侧刀闸，造成发电机在非全相状态下非同步并网。由于失灵保护未动作，故障无法在短时间隔离，最终导致汽轮发电机轴系扭断，发动机组因失火烧毁。 对于线路变压器和线路发变组，当本侧断路器由于失灵等原因无法切除故障时，利用远方跳闸保护跳开线路对侧断路器，可有效消除故障对系统的影响。 系统中的联络变压器，一般在变压器两侧

21、（或更多侧）接有电源，当变压器发生外部故障（内部故障变压器保护将跳开各侧断路器）后备保护动作时，如果故障侧的断路器失灵，仅靠该侧失灵保护无法消除故障，只有将变压器连接其他电源侧的断路器均跳开才能保证运行中的电力系统与故障的有效隔离。 条文：15.2.12 防跳继电器动作时间应与断路器动作时间配合，断路器三相位置不一致保护的动作时间应与其他保护动作时间相配合。 断路器防跳继电器的作用是在断路器同时接收到跳闸与合闸命令时，有效防止断路器反复“合”、“跳”，断开合闸回路，将断路器可靠地置于跳闸位置，防跳继电器的接点一般都串接在断路器的控制回路中。若防跳继电器的动作时间与断路器的动作时间不配合，轻则影

22、响断路器的动作时间，重则将会导致断路器拒分或拒合。 断路器处于非全相状态时，系统会出现零序、负序分量，并根据系统的结构分配至运行中的相关设备，如果断路器三相不一致保护动作时间过长，零序、负序分量数值及持续时间超过零序保护的定值，零序或负序保护将会动作；配置单相重合闸的线路，在保护动作跳闸至重合闸发出命令合闸期间，故障线路的断路器处于非全相状态，如果断路器三相不一致保护动作时间过短，将可能导致无法完成重合闸功能，扩大事故的影响。 条文：15.2.13 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应

23、含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。 发电机组是电力生产过程中最重要的设备之一，发电机组的安全、稳定运行是电力系统安全、稳定的重要保障。随着单机容量的增大，如果在发电机组发生故障时不能及时切除，无论对发电企业还是电网，都将可能造成巨大损失。发变组保护双重化配置的基本原则与15.2.1.115.2.1.5所规定的输变电设备保护双重化配置基本原则相同。 大型发电机组和重要发电厂的启动变往往不仅作为机组启动时的启动电源，同时作为机组事故时的备用电源，是保障电厂安全停机和快速恢复机组投入运行的重要条件。因此，启动变保护也宜按双重化配置。 条文：15.

24、2.13.1 发电机变压器组非电量保护按照15.2.7执行。 15.2.13.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。 当发变组出口断路器出现非全相运行工况时，将有负序电流流过发电机的定子绕组，在发电机中产生对转子以两倍同步转速的旋转磁场，该磁场导致转子表层、护环流过较大数值的倍频电流，严重时，将造成转子的烧伤。 发电机具有一定的耐受负序电流能力，但有一定的限度。为防止发电机损坏，应将发电机定子绕组流过负序电流的数值与时间限定在一定范围之内。当发变组出口断路器出现非全相运行工况时，如果断路器三相位置不一致保护动作仍不能将出口断路器三相断开，则应通过失灵保护断开与之相邻的断路

25、器，一方面可以保护发电机，另一方面可防止系统零序保护的无序动作。 条文：15.2.13.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。 因绝缘损坏而造成定子绕组发生单相接地是发电机较为常见的故障之一。发电机通常采用基波零序保护做为发电机定子接地故障的主保护，但该保护的范围为由机端至中性点的95%左右。虽然，由于发电机中性点附近电压较低，发生绝缘损坏的故障概率可能较低，但在定子水内冷机组中由于漏水等原因造成中性点附近定子接地的可能依然存在，如果未被及时发现，再发生第二点接地时，将造成发电机的严重损坏。为此，发电机通常采用由基波零序保护

26、和三次谐波电压保护共同构成100%定子接地保护。 发电机的三次谐波与机组及外部设备等多因素有关，特别是在投产初期，很难将其整定值设置正确。考虑到中性点附近发生接地故障时，接地电流较小，零序电压较低，为防止三次谐波电压保护误动切机，建议将发电机定子接地保护的基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，三次谐波电压保护投信号。 案例：2012年1月7日，某电厂2号发电机两套保护均发出“100%定子接地保护启动”，信号不保持，时有时无。退出保护后检查，发电机中性点TV根部二次线垫圈松动，导致测量的三次谐波电压在2.63.8V之间变化。更换垫圈后故障消除。若此时此保护投跳闸很可能会引

27、起误动。 条文：15.2.13.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。 故障录波报告是进行事故分析的重要依据，特别是在进行复杂事故分析或保护不正确动作分析时更是如此。为全面反映发电机组在事故或异常情况下运行工况，机组录波除接入相关电气量、接点信号外，还需接入励磁系统相关电流、电压，接入热工保护跳闸触点等与机组运行相关的信息。除此之外，机组录波还应适当接入电网侧的相关信息，以便对应分析机组在电网发生故障或出现异常时的运行状况及保护动作行为。 条文：15.2.13.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及断路器断口闪络保护。 在未与系统并列运行期间，某些情况下，处于

28、非额定转速的发电机被施加了励磁电流，机组的电气频率与额定值存在较大偏差。部分继电保护因受频率影响较大，在机组起、停机过程转速较低时发生定子接地短路或相间短路故障，不能正确动作或灵敏度降低，导致故障扩大，因此需装设对频率变化敏感性较差的继电器构成的起停机保护。专用的起、停机保护应作用于停机，在机组并网运行期间宜退出； 机组出口断路器未合，机组已施加励磁等待同期并网期间，施加在断路器断口两端的电压，会随着待并发电机与系统之间电压角差变化而不断变化，最大值为两电压之和。可能会造成断路器断口闪络事故，不仅造成断路器损坏，处理不及时还可能引起电网事故，因此需装设断路器断口闪络保护。断路器断口闪络保护应作

29、用于停机，并按照15.2.11的要求启动失灵保护。 条文：15.2.13.6 并网电厂都应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，200MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求： 15.2.13.6.1失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步起动信号。 15.2.13.6.2当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制定应急措施，经一定延时解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。 15.2.13.6.3当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断

30、电流。 15.2.13.6.4当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列，多台并列运行的发变组可采用不同延时的解列方式。 电力系统运行中，不可避免会发生一些扰动，较大的扰动还有可能引发系统振荡；有些振荡能够自行恢复至稳态，有些振荡则须靠继电保护、安全自动装置，甚至人工进行干预方可消除； 系统发生振荡，如果处理不当，或处理不及时，则有可能导致事故扩大，严重时，可能造成系统瓦解； 系统振荡后的处理方法与引发振荡的起因、振荡中心的位置等因素有关，不同情况的系统振荡，处理方法不尽相同；当系统发生振荡时，必须统筹考虑才能确保整个电力系统的安全稳定运行；

31、系统发生振荡，尤其是振荡中心位于发电机端或升压变范围内时，会造成机端电压周期性摆动，若不及时处理，则可能使机组或辅机系统严重受损；振荡若造成机组与系统之间的功角大于90，将会导致机组失步； 装设失步保护是机组和电力系统安全的重要保障，机组失步保护的动作行为应满足本反措机网协调部分3.1.3.7的相关要求； 机组一般具有一定的耐受振荡能力，当振荡中心在发变组外部时，电厂要做好预案，积极配合调度统一指挥，消除振荡； 机组失步保护动作时，应考虑出口断路器的断弧能力；当同一母线多台机组对系统振荡时，机组宜顺序切除。 15.2.13.7 发电机的失磁保护应使用能正确区分短路故障和失磁故障的、具备复合判据

32、的二段式方案。优先采用定子阻抗判据与机端低电压的复合判据，与系统联系较紧密的机组（除水电机组）宜将定子阻抗判据整定为异步阻抗圆，经第一时限动作出口；为确保各种失磁故障均能够切除，宜使用不经低电压闭锁的、稍长延时的定子阻抗判据经第二时限出口。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性，防止发电机进相运行时发生误动行为。 发电机失磁后无论对系统还是对机组自身都有可能造成一定的危害，还可能导致机组失步。因此，发电机组应装设失磁保护，失磁保护保护的动作行为应符合本反措机网协调部分3.13.8条的相关规定。 值得注意的是：当机组与系统联系较紧密时，单台发电机组失磁很

33、少可能造成高压母线电压严重下降，为保证失磁保护能够正确动作，失磁保护中的三相电压低判据应取机端电压。 案例：2001年某电厂2号机组发生失磁事故，电场500kV母线电压约降为480kV（0.9Un），由于发电机失磁保护采用母线电压闭锁，其定值为0.9Un，延时2秒，导致失磁保护拒动，失磁情况下发电机异步运行，从系统吸收大量无功、发出有功，引起当地负荷中心500kV枢纽站电压降低至473kV。 条文：15.2.13.8应根据发电机允许过激磁的耐受能力进行发电机过激磁保护的整定计算，其定值应与励磁调节器V/Hz限制相配合，并作为其后备保护整定。 发电机在出厂时提供了过激磁耐受能力曲线，在过激磁保护

34、整定时，应注意：对于300MW及以上发电机，当发电机与主变压器之间无断路器而共用一套过激磁保护时，其整定值按发电机或变压器过激磁能力较低的要求整定。 同时，励磁调节器中也设置了V/Hz限制元件，整定时应按照励磁调节器V/Hz限制元件先动作，发电机（发变组）过激磁保护后动作进行校核，防止影响励磁调节器的正常调整。 条文：15.3 继电保护设计应注意的问题 15.3.1 采用双重化配置的两套保护装置宜安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。 保护按双重化的原则进行配置后，任一套保护装置的退出对另一套保护装置正常运行无影响，分屏布置可最大限度减少检修时由于人员失误而造成保护的不正确动作

35、。 条文：15.3.2 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV及以上断路器必须具备双跳闸线圈机构。 保护采用双重化的配置，且分别作用于应用与其对应直流电源系统的断路器线圈，可降低由于站内一组直流电源异常造成拒动的风险。 条文：15.3.3 纵联保护应优先采用光纤通道。双回线路采用同型号纵联保护，或线路纵联保护采用双重化配置时，在回路设计和调试过程中应采取有效措施防止保护通道交叉使用。分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。 与其它通道相比，光纤通道具有不受空间电磁干扰影响，不受气象条件变化影响等特点，随着科学技术的发展，无中继光纤传输距离已达到数百公里；光缆（包括

36、OPGW）的价格与其面世之初相比大大下降；加之信息传送量巨大，使之在包括电力系统在内的各行各业得到了极为广泛的应用。 线路的纵联保护是由线路两侧的保护装置和通道构成一个整体，如不同纵联保护交叉使用通道，将会造成保护装置不正确动作。 案例：2008年4月22日，由B站至K站的220kV双回线中的BK线因故停电检修，当运行人员拉开BK线K站侧断路器时，BK双回线的线路纵差保护均动作，K站侧BK线断路器、B站侧BK线断路器、BK线断路器均跳开，造成BK双回线停电。经检查发现：BK双回线纵差保护的通道在K站侧被误交叉使用，当BK线K站侧断路器拉开时，双回线的纵差保护均只感受到线路一侧有电流，故动作跳闸

37、。 目前的线路纵差保护大都利用信号在通道上的往返时间计算单程通道传输时间，线路两侧的保护装置分别根据单程通道传输时间确定各自侧采样值的存储时间，以保证进行差电流计算的两侧采样值取自同一时刻，如果线路纵差保护的往返路由不一致，通道往返延时不同，则有可能产生计算错误，在重负荷或区外故障时，造成保护误动。 条文：15.3.4 主设备非电量保护应防水、防震、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。 本条款所述的主设备非电量保护主要是指瓦斯保护和温度等直接作用于跳闸的保护，通常安装在被保护设备上，环境条件较差，如不注意加强密封防漏及防水、防震、防油渗漏措施，可能会导致保护误动

38、跳闸。减少电缆转接的中间环节可减少由于端子箱进水，端子排污秽、接地或误碰等原因造成的保护误动作。 条文：15.3.5 在新建、扩建和技改工程中，应根据电流互感器和电压互感器选择和计算导则（DL/T 866）、保护用电流互感器暂态特性技术要求（GB 16847）和电网发展的情况进行互感器的选型工作，并充分考虑到保护双重化配置的要求。宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。 15.3.6 母线差动、变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。 15.3.7 线路两侧或主设备差动保护各侧的电流互感器的相关特性宜一致，避免在遇到

39、较大短路电流时因各侧电流互感器的暂态特性不一致导致保护不正确动作。 15.3.8 应根据系统短路容量合理选择电流互感器的容量、变比和特性，满足保护装置整定配合和可靠性的要求。 互感器的选型与安装位置会直接影响到继电保护的功能及保护范围，因此应予以全面、充分的考虑。 （1）应保证母线保护范围与母线上各电气设备的保护范围互有交叉，防止出现保护死区；例如：当选用两侧均装有电流互感器的罐式断路器时，为防止断路器内部故障时失去保护，母线保护应选用线路（或变压器）的电流互感器，线路（或变压器）保护应选用母线侧的电流互感器；又如：当线路选用装设于断路器线路侧的外附电流互感器时，为保证互感器发生内部故障时不失

40、去保护，应按母线保护与线路保护范围有交叉原则选用二次绕组，母线、线路按双重化原则配置保护时，应注意在任意一套保护装置退出时，仍能不出现保护范围的“死区”。贯穿（倒置）式电流互感器，其二次绕组位于互感器顶部，二次绕组之间的一次导线发生故障可能性较小，因此建议优先选用。 （2）差动保护原理的基础是：无故障时被保护设备各侧的差电流为零。虽然目前生产的差动保护可利用软件对互感器的误差进行适度的修正，但修正范围有限。为保证差动保护动作的正确性，应尽量保证差动保护各侧电流互感器暂态特性、相应饱和电压的一致性，以提高保护动作的灵敏性，避免保护的不正确动作。 （3）所有保护装置对外部输入信号适应范围都有一定的

41、要求，合理地选择电流互感器容量、变比和特性，有助于充分发挥保护功能，利于整定配合，提高继电保护选择性、灵敏性、可靠性和速动性。 条文：15.3.9 对闭锁式纵联保护，“其他保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。 对于闭锁式的线路纵联保护，当故障发生在电流互感器与断路器之间时，本侧由母差保护动作，对侧需要通过“停信”来促使线路对端的保护跳闸，以切除故障。为此，在线路保护与收发信机均设有“其它保护停信”的开入端。 一般在保护装置上的“其它保护停信”开入信号会经过抗干扰处理后，通过保护内部的停信回路向收发信机发出停信命令；而收发信机则直接利用“其它保护停信”开入信号停信。在运行中曾多

42、次发生由于未对干扰信号进行有效处理，收发信机误停信造成线路保护误动的事故。 条文：15.3.10 500kV及以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、站用变压器的保护配置与设计，应与一次系统相适应，防止电抗器和电容器故障造成主变压器的跳闸。 变电站内用于无功补偿的电容器、电抗器以及站用变压器等设备应通过各自的断路器接至主变低压侧母线，并配备相应的保护，保护定值与主变的低压侧保护相配合，应注意防止低压侧设备故障时由于主变保护越级而扩大事故停电范围。 在某些变电站的设计中，站用变压器通过一次熔断器直接接至主变低压侧母线，站用变压器低压直接通过电缆接至站用电小室母线。此种设计存在以下问题：其一，

43、主变低保护无法与站用变压器高压侧的熔断器配合较为困难，站用变压器发生故障时，主变保护可能会越级而造成事故停电范围的扩大；其二，站用变压器低压侧电缆单相故障时，没有任何保护装置可以反应，只有发展至相间故障时，才有可能由熔断器切除站用变压器。 条文：15.3.11 智能变电站的保护设计应遵循“直接采样、直接跳闸”、“独立分散”、“就地化布置”原则。应特别注意防止智能变电站同时失去多套保护的风险。 15.3.12 除母线保护外不同间隔设备的保护功能不应集成。 15.3.13 保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络。 智能变电站是近几年随着科学技术发展而出现的新型式的变电站，虽然

44、变电站二次系统的构成与传统变电站相比发生了一些变化，但赋予继电保护的基本任务没有改变，智能变电站的保护装置仍然必须遵守继电保护的“四性”原则。 在智能变电站技术研究的初期，由于缺乏统一的技术标准，各单位的智能变电站在构成上形式各异。 按照国网公司关于统一智能变电站标准的要求，国调中心组织专家进行了多次专题研讨，出台了智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），15.3.11、15.3.12、15.3.13的内容是该规范的部分主要原则。 条文：15.3.14 智能变电站继电保护相关的设计、基建、改造、验收、运行、检修部门应按照工作职责和界面分工，把好系统配置文件（SCD文件）关口

45、，确保智能变电站保护运行、检修、改扩建工作安全。 系统配置文件（SCD文件）是智能变电站的最重要的组成部分之一，相当于传统变电站的二次回路，智能变电站内各组成设备之间的信息分配及交换方式均由SCD文件确定，SCD文件的正确性直接影响到智能变电站的安全运行。 在新建工程中，SCD文件的正确性由设计单位、集成商以及基建调试单位保证；移交运行后，SCD文件的维护以及改、扩建工程中对SCD文件的修正，则应有运行单位把关。因此，设计、基建、运行、检修等部门均有责任和义务确保SCD文件及其备份的正确性。 保证SCD文件正确性的工作应做到制度化和规范化，明晰分工界面，明确工作职责，以确保智能变电站的安全运行

46、。 条文：15.3.15 智能变电站的保护设计应遵循相关标准、规程和反措的要求。 近年来国家电网公司出台了一系列规程、标准，用于指导智能变电站的建设工作，按照国家电网公司智能变电站建设“三统一原则”和工作方针，现阶段的智能变电站建设必须执行统一标准的要求，在此基础上总结经验，提高完善。 条文：15.4 基建调试及验收应注意的问题 15.4.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。 高标准的基建、调试质量是安全运行的重要保障。无论是新建、扩建工程还是技改工程，均应严格执行相关规程规定，合

47、理安排工期和流程，严禁以赶工期为目的而降低基建施工和调试质量标准。 条文：15.4.2 基建单位应至少提供以下资料：一次设备实测参数；通道设备的参数和试验数据、通道时延等（包括接口设备、高频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等）；电流互感器的试验数据（如变比、伏安特性及10误差计算等）；电压、电流互感器的变比、极性、直流电阻、伏安特性等实测数据; 保护装置及相关二次交、直流和信号回路的绝缘电阻的实测数据;瓦斯继电器试验报告；全部保护竣工图纸（含设计变更）；保护调试报告、二次回路检测报告以及调度机构整定计算所必需的其他资料。 一般情况下，工程设计的计算参数与实际参数均存在一定的偏差，为保证保护

48、定值的准确性，应尽量采用实测参数。 继电保护的定值计算，是一个系统工程，不仅涉及本工程的相关设备，还要涉及系统中其它设备的保护定值，需要一定的计算周期，因此，为保证工程进度，建设单位应按照相关规定，按时提交相关参数、报告。 条文：15.4.3 基建验收 15.4.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。 15.4.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。 验收工作是基建、改扩建工程的最后一道关口，必须予以高度重视，工程建设单位应严肃对待、认真组织验收工作，确保不让任何一个隐患流入运行之中，验收工作应以保证验收质量为前提，合理安排验收工期。 条文：15.4.3.3

49、 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。 15.4.3.4 对于新投设备，做整组试验时，应按规程要求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。应按相关规程要求，检验线路和主设备的所有保护之间的相互配合关系，对线路纵联保护还应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验。 15.4.3.5 应认真检查继电保护及安全自动装置、站端后台、调度端的各种保护动作、异常等相关信号的齐全、准确、一致，符合设计和装置原理。 整组试验是继电保护系统在完成基、改建工程或在保护装置、二次回路上进行工作、改动之后的重要把关项目，通过整组试验可对保护系统的相关性、完整性及正确性进

50、行最终的全面检验。在进行整组试验时应着重注意以下方面： （1）各保护压板（包括软压板及远方投退功能）的正确性，在相关压板退出后，不应存在不经控制的迂回回路； （2）保护功能整体逻辑的正确性，包括与相关保护、安全自动装置、通道以及对侧保护装置的配合关系； （3）单一保护装置的独立性，既要保证单套保护装置能够按照预定要求独立完成其功能，也要保证两套或以上保护装置同时动作时，相互之间不受影响； （4）保护装置动作信号、异常告警的完整性和准确性，对于由远方进行监视或控制的保护装置，还应检查、核对其远方信息的完整、准确与及时性，确保集控站值班员、调度人员能够对其健康状况、动作行为实施有效监控。 条文：1

51、5.4.4 新设备投产时应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保设备故障能可靠切除。 新设备投产前虽然做过包括耐压试验在内的一系列检测，但仍有可能在投产过程中发生故障；新安装的保护装置在一次设备带电前通常未做过相量检查，不能100%的保证其交流输入回路的完好正确。因此，为保证一旦新设备在投产过程中发生故障能够可靠将其切除，在投产前应做好事故预想，合理安排启动时的运行方式，一旦新投产设备的保护拒动，则应通过与新投产设备串联或相邻设备的保护将故障与运行系统隔离，以保证运行系统的安全。 条文：15.5 运行管理应注意的问题 15.5.1 严格执行继电保护现场标准化作业指导书，规范现场安全措施，防止

52、继电保护“三误”事故。 在电力系统的继电保护事故中，由于人员“三误（误碰、误接线、误整定）”所造成的事故以致咱有一定的比例。 实践证明：严格执行继电保护现场标准化作业指导书，按照规范化的作业流程及规范化的质量标准，执行规范化的安全措施，完成规范化的工作内容，是防止继电保护人员“三误”事故的有效措施。 条文：15.5.2 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。微机保护装置的开关电源模件宜在运行6年后予以更换。 为保证电网的安全稳定运行，相关技术规程规定：“任何电力设备(线路、母线、变压器等)都不允许在无继电保护的状态下运行”。但是，运行中的继电保护装置难免发生元器件损坏的情况，运行

53、单位应根据所维护保护装置的类型、数量以及损坏的频度，配置一定数量的备品、备件，以使保护装置得以尽快修复。 条文：15.5.3 加强微机保护装置软件版本管理，未经主管部门认可的软件版本不得投入运行。 对于微机型保护装置而言，软件是保证其正确动作的核心之一，同型号的保护装置，因配置要求或地域习惯的不同，软件版本不尽相同，保护的动作行为也可能存在一定的差异。通常，继电保护管理部门均对进入所辖电网的微机型保护装置及其软件版本进行检测试验，证实其满足本网要求后方予以选用。因此要求所有进入电网内运行的微机保护装置软件版本，必须符合软件版本管理规定的要求，并与继电保护管理部门每年下发文件所规定的软件版本相一

54、致。 条文：15.5.4 建立和完善继电保护故障信息和故障录波管理系统，严格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。在保证安全的前提下，可开放保护装置远方修改定值区、远方投退压板功能。 故障录波报告与继电保护动作信息是进行事故分析，特别是复杂事故分析的重要基础材料，继电保护故障信息和故障录波远传系统的建立，有助于调度端加快对事故情况的了解，提高事故处理的准确性，缩短事故处理时间。为保证电力系统的信息安全，在继电保护故障信息和故障录波远传系统的建设与维护中应严格遵守国家电监会、国家电网公司的有关规定，做好网络安全的防护工作。 当需要实施保护装置的远方投退或远方变更定值时，必须有保证操作正确性

55、的措施和验证机制，严防发生保护误投和误整定事故。 条文：15.5.5 所有差动保护（线路、母线、变压器、电抗器、发电机等）在投入运行前，除应在负荷电流大于电流互感器额定电流的10%的条件下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。 利用实际负荷电流校核差动保护的相电流回路和差回路电流可以发现接入差动保护的电流回路是否存在相别错误、变比错误、极性错误或接线错误等，因此，在第一次投入前对其进行检查是十分必要的。但是，如果实际通入装置的电流过小，则可能由于偏差不明显而难以发现所存在的问题，因此，要求在进行检查时，实际通入装置的负荷电流应大于额定

56、电流的10%。上述检查的结果正确，仅只能保证装置外部回路接线的正确性，装置内部的电流回路如存在接线错误，则需在三相电流平衡接入的情况下，通过测量中性线不平衡电流的方法予以检查，必要时，可在退出保护的前提下，采用封短保护屏端子排一相电流的方法检查中性线回路完好性。 条文：15.5.6 在无母差保护运行期间应采取相应措施，严格限制变电站母线侧刀闸的倒闸操作，以保证系统安全。 相对于其它主设备故障，母线故障的后果更为严重，如不能快速予以切除，则可能导致严重的系统稳定破坏事故。 当配置了双套母差保护时，变电站无母差保护运行的可能较少；如仅配置了一套母差保护，则可能在保护装置异常、二次回路异常或其它原因

57、影响下将母差保护退出，导致站内母线无快速保护运行。 因此，无快速保护切除故障，在无母差保护运行期间，应尽量避免母线的倒闸操作，以减少母线发生故障的几率。如在无母差保护期间必须进行母线侧刀闸的倒闸操作，则应请示本单位主管领导并征得值班调度的同意，在加强监护的情况下稳妥进行操作，在操作过程中如发现异常，应立即停止操作，并向值班调度汇报。 条文：15.5.7 加强继电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对新投产设备在一年内的全面校验，提高继电保护设备健康水平。 虽然目前现场运行的微机型保护装置大都具有自诊断功能，能够通过自检程序发现装置内部的大部分异常缺陷，但是，不可

58、避免的地存在一些自检盲区，如装置的跳、合闸回路等，此外，传统形式变电站的保护装置二次回路也存在一些无法监视的部位，因此，即或是施行状态检修，从保证继电保护设备健康水平的角度出发，也不能放松运行维护工作。 新设备投产后的一段时间内，是故障的高发期，特别是由基建单位移交的设备，在运行一年后，进行全面的检验，有助于发现验收试验未发现的遗留问题，有助于运行维护人员掌握保护设备的缺陷处理和检验方法，对保证保护设备在全寿命周期内的健康水平十分有益。 条文：15.5.8 继电保护专业和通信专业应密切配合。注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度及通道传输时间，防止因通信问题引起保护不正确动作。 15.5.9 加强对纵联保护通道设备的检查，重点检查是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。 对于线路纵联保护而言，通道是其重要的组成部分之一，通信设备的异常同样会导致保护装置的不正确动作，因此必须对通信设备的健康水平予以高度重视。 对于采用复用通道的允许式保护装置，通道传