国网18项反措继保重点要求

关于印发《国家电网公司十八项电网 重大反事故措施》（试行）继电保护

专业重点实施要求的通知

调继［2005］222号

国家电网公司各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司、国家电网建设公司、国网运行公司：

为贯彻落实《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）〔国家电网生技［2005］400号文〕，保障电网安全、稳定运行，国家电力调度通信中心组织制定了《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（以下简称《重点要求》）。

《重点要求》是在相关技术标准和规程、规定基础上，依据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》等文件，汇总近年来继电保护装置安全运行方面的经验制定的。

《重点要求》强调了继电保护反事故措施的原则和重点要求，但不是以往继电保护反事故措施的全部内容。各有关部门应在遵循《重点要求》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。

附件：《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

国家电力调度通信中心（印）

二○○五年十二月六日

目 录

1 总则

2 规划、设计与配置 3 线路保护

4 母线与断路器失灵保护 5 变压器与发变组保护 6 二次回路与抗干扰 7 运行与检修

8 与相关专业的配合和要求

附录 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护相关专业条款摘录

1 总则

1.1 为贯彻落实《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）〔国家电网生技［2005］400号文〕，保障电网安全、稳定运行，特制定《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（以下简称《重点要求》）。

1.2 《重点要求》是在GB 14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》、（82）水电生字第11号《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、（87）水电生字第108号《继电保护及安全自动装置检验条例》、《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）等有关技术标准和规程、规定基础上，依据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》等反事故措施文件，汇总近年来继电保护装置安全运行方面的经验制定的。

1.3 《重点要求》强调了电网重大反事故措施的原则和重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故措施，也不是继电保护反事故措施应有的全部内容。有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，但为了强调有关内容再次重复列出。因此，在贯彻落实《重点要求》的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。

1.4 《重点要求》将《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）中继电保护相关专业条款摘录附后。

1.5 220kV及以上电压等级的新建、扩建和技改等工程均应执行《重点要求》。对变电站、发电厂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，其余的可分轻重缓急，有计划地更新或改造，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，应组织设计、制造和运行等单位共同研究、解决。110kV及以下电压等级的新建、扩建和技改工程及已投入运行的变电站、发电厂可参照《重点要求》中相关的技术原则予以解决。

1.6 各有关部门都应在遵循《重点要求》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 规划、设计与配置

2.1 继电保护是电网的重要组成部分。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。

2.2 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和整定计算困难，为继电保护安全、可靠运行创造良好条件。 2.3 继电保护的配置和选型应符合GB 14285—1993《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。

2.4 继电保护的制造、配置和整定计算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运行要求的情况下，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。 2.5 继电保护配置的原则要求：

2.5.1 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。 2.5.2 保护双重化配置应满足以下要求：

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，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。

2）两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。

3）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段。 4）两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。

5）双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。

6）双重化配置保护与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。

7）双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组应使用主、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。

2.6 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。

2.7 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。

3 线路保护

3.1 220kV及以上电压等级的线路保护应按双重化配置。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。

3.2 对双母线接线按近后备原则配置的两套主保护，当合用电压互感器的同一二次绕组时，至少应配置一套分相电流差动保护。

3.3 220kV及以上电压等级联络线不允许无全线速动的纵联保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。

3.4 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。

3.5 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。

3.6 宜设置不经闭锁的、长延时的线路后备保护。 3.7 积极推广使用光纤通道作为纵联保护的通道方式，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。

4 母线与断路器失灵保护

4.1 当母差保护与失灵保护共用出口时，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

4.2 220kV及以上电压等级3/2、4/3接线的每组母线应装设两套母线保护，重要变电站、发电厂的双母线接线亦应采用双重化配置，并满足以下要求： 4.2.1 用于母差保护的断路器和隔离开关的辅助触点、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。

4.2.2 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，两套保护宜一一对应地作用于断路器的两个跳闸线圈。

4.2.3 合理分配母差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，可采取起动失灵及远方跳闸等措施加以解决。

4.3 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。

4.4 220kV及以上电压等级双母线接线的母差保护出口均应经复合电压元件闭锁。对电磁型、整流型母差保护其闭锁触点，应一一对应地串接在母差保护各跳闸单元的出口回路中。 4.5 采用相位比较原理等存在问题的母差保护应加速更新改造。

4.6 单套配置的断路器失灵保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。如断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。 4.7 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。

4.8 220～500kV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： 4.8.1 按母线配置的断路器失灵保护，宜与母差保护共用一个复合电压闭锁元件，闭锁元件的灵敏度应按断路器失灵保护的要求整定。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，在保护跳闸触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。

4.8.2 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。

4.8.3 220kV及以上电压等级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。

5 变压器与发变组保护

5.1 每台新建变压器设备在投产前，应提供正序和零序阻抗，各侧故障的动、热稳定时限曲线和变压器过励磁曲线作为继电保护整定计算的依据。

5.2 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2s。

5.3 变压器的高压侧宜设置不经任何闭锁的、长延时的后备保护。在保护不失配的前提下，尽量缩短变压器后备保护的整定时间级差。

5.4 220kV及以上电压等级变压器（含发电厂的起动/备用变压器）、高抗等主设备，以及容量在100MW及以上的发变组微机保护应按双重化配置（非电量保护除外），在满足2.5.2要求的基础上，同时还应满足以下要求： 5.4.1 两套完整、独立的电气量保护和一套非电量保护应使用各自独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），在保护柜上的安装位置应相对独立。 5.4.2 主设备的非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

5.4.3 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。断路器和隔离开关的辅助触点、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。

5.5 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，其返回系数不应低于0.96。

5.6 应改进和完善变压器、电抗器本体非电量保护的防水、防油渗漏、密封性工作。

5.7 变压器本体的气体、压力释放、压力突变、温度和冷却器全停等非电量保护，需跳闸时宜采用就地跳闸方式，即通过安装在开关场的、起动功率不小于5W的中间继电器的两副触点，分别直接接入变压器各侧断路器的跳闸回路，并将动作信号接至控制室。

5.8 当主设备本体非电量保护未采取就地跳闸方式时，非电量保护由变压器、电抗器就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接环节。

5.9 为防止机网协调事故，并网电厂的继电保护装置的技术性能和参数应满足所接入电网要求，并应达到安全性评价和技术监督的要求。200MW及以上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调度部门备案。

5.10 并网电厂应根据DL/T 684—1999《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》的规定以及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，做好每年度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。

5.11 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：

5.11.1 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。

5.11.2 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。

5.11.3 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电流。

5.11.4 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。

5.12 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，若与系统联系较紧密的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。

5.13 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机应具有必要的频率异常运行能力，应配置频率异常保护。正常运行工况下，发电机频率异常保护应与电网低频减载装置的整定相配合。 5.14 应根据发电机允许过励磁的耐受能力进行发电机过励磁保护的整定计算，其定值应与励磁系统V/Hz限制曲线配合，按发电机励磁调节器V/Hz限制元件的后备保护整定。

5.15 220kV及以上电压等级单元制接线的发变组，在三相不一致保护动作后仍不能解决问题时，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。 5.16 200MW及以上容量发电机必须装设起、停机保护和发变组专用故障录波器。 5.17 并网电厂应重视与加强厂用系统继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。

6 二次回路与抗干扰

6.1 根据开关场和一次设备安装的实际情况，宜敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求： 6.1.1 应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。 6.1.2 在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内，按柜屏布置的方向敷设100mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。 6.1.3 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地

2

端子应用截面不小于4mm的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。

6.1.4 沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。 6.1.5 分散布置的保护就地站、通信室与集控室之间，应使用截面不少于100mm2的、紧密与厂、站主接地网相连接的铜排（缆）将保护就地站与集控室的等电位接地网可靠连接。

6.1.6 开关场的就地端子箱内应设置截面不少于100mm2的裸铜排，并使用截面不少于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。

6.1.7 保护及相关二次回路和高频收发信机的电缆屏蔽层应使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。

6.1.8 在开关场的变压器、断路器、隔离开关、结合滤波器和电流、电压互感器等设备的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至就地端子箱，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。在就地端子箱处将这些二次电缆的屏蔽层使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上。 6.1.9 在干扰水平较高的场所，或是为取得必要的抗干扰效果，宜在敷设等电位接地网的基础上使用金属电缆托盘（架），并将各段电缆托盘（架）与等电位接地网紧密连接，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在金属电缆托盘（架）中。

9.6 加强变压器保护管理

9.6.1 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。

9.6.2 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。

9.6.3 气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。 9.6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。 9.6.5 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两副触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。

10 防止互感器损坏事故

为防止互感器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生［2004］641号）、《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技［2005］174号）等有关规定，并提出以下重点要求。 10.1 加强对互感器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。 10.2.3.4 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照预试规程进行预防性试验。

10.2.5.7 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。

10.2.5.8 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。

11 防止开关设备事故

11.5.1 根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关设备安装地点的短路电流。如开关设备额定开断电流不能满足要求，应采取以下措施：

1）合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。 2）采取加装电抗器等限流措施限制短路电流。

3）在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等。 4）更换为短路开断电流满足要求的断路器。

11.10 预防断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当引发故障的措施

11.10.1 解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。

11.10.2 根据DL/T 755—2001《电力系统安全稳定导则》及有关规定要求，断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。 11.10.3 应重视对以下两个参数的测试工作：

1）断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。 2）断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。 11.11 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施

11.11.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的80%；当关合电流等于或大于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85%，并均不高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。 11.11.2 220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。

11.11.3 定期检查直流系统各级熔丝或直流空气开关配置是否合理，熔丝是否完好。

12 防止接地网和过电压事故

为防止接地网和过电压事故，应认真贯彻DL/T 621—1997《交流电气装置的接地》、DL/T 475—1992《接地装置工频特性参数的测量导则》、DL/T 620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》及其他有关规定，并提出以下重点要求。 12.1 防止接地网事故

12.1.1 设计、施工的有关要求：

12.1.1.1 在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。

12.1.1.2 对于220kV及以上重要变电站，当站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀时，宜采用铜质材料的接地网。

12.1.1.3 在新建工程设计中，应结合所在区域电网长期规划考虑接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并提出有接地装置的热稳定容量计算报告。 12.1.1.4 在扩建工程设计中，除应满足12.1.1.3中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须在现期的基建工程中一并进行改造。

12.1.1.5 变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。

12.1.1.6 施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。

12.1.1.7 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。

12.1.1.8 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。

12.1.2 运行维护的有关要求：

12.1.2.1 对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。

12.1.2.2 接地引下线的导通检测工作应1～3年进行一次，应根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。

12.1.2.3 定期（时间间隔应不大于5年）通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。

12.1.2.4 认真执行DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》及DL/T 475—1992《接地装置工频特性参数的测量导则》有关接地装置的试验要求，同时应测试各设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。

12.3 防止变压器中性点过电压事故

12.3.1 切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。

12.3.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。

13 防止直流系统事故

为防止直流系统事故，应严格执行国家电网公司《预防直流电源系统事故措施》（国家电网生［2004］641号）、《直流电源系统技术监督规定》（国家电网生技［2005］174号）及有关规程、规定，并提出以下要求。

13.1 加强蓄电池组的运行管理和维护 13.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数。

13.1.1.1 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。

13.1.1.2 浮充电运行的蓄电池组，应严格控制所在蓄电池室环境温度不能长期超过30℃，防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，运行奉命缩短。

13.1.2 进行定期核对性放电试验，确切掌握蓄电池的容量。

13.1.2.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，在第一年内，每半年进行一次核对性放电试验。运行一年以后的防酸蓄电池组，每隔一、两年进行一次核对性放电试验。 13.1.2.2 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔三年进行一次核对性放电试验。运行了六年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。 13.2 保证直流系统设备安全稳定运行 13.2.1 保证充电、浮充电装置稳定运行。

13.2.1.1 新扩建或改造的变电站选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于1%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。

13.2.1.2 应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。

13.2.2 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断。

13.2.2.1 各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。

13.2.2.2 为防止事故情况下蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。

13.2.3 加强直流系统用直流断路器的管理。

13.2.3.1 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不应用普通交流断路器替代。在用直流系统用断路器如采用普通交流开关的，应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。

13.2.3.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。

13.3 防止直流系统误操作的措施

13.3.1 新、扩建或改造的变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。在用设备如采用环状供电方式的，应尽快改造成辐射状供电方式。 13.3.2 防止直流系统误操作。

13.3.2.1 改变直流系统运行方式的各项操作必须严格执行现场规程规定。 13.3.2.2 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。

13.3.2.3 充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。 13.4 直流系统配置原则

13.4.1 330kV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。 13.4.2 重要的220kV变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。 13.5 加强直流系统的防火工作 直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。

14 防止继电保护事故

为了防止继电保护事故，应认真贯彻GB 14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》、（82）水电生字第11号《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、（87）水电生字第108号《继

电保护及安全自动装置检验条例》、（87）电生供字第425号《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、DL/T 584—1995《35～110kV电网继电保护装置运行整定规程》、DL/T 559—1994《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》（电安生［1997］356号）、《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］91号）、DL/T 623—1997《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、DL/T 684—1999《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》等有关标准和规程、规定，并提出以下要求。 14.1 规则

14.1.1 继电保护是电网的重要组成部分。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。

14.1.2 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。

14.2 继电保护配置

电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。 14.2.1 继电保护双重化配置的基本要求：

14.2.1.1 两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。其保护范围应交叉重叠，避免死区。

14.2.1.2 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。 14.2.1.3 两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。 14.2.1.4 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。 14.2.1.5 两套保护装置之间不应有电气联系。

14.2.1.6 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）、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。

14.2.2 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。 14.2.3 220kV及以上电压等级线路保护应按双重化配置。

14.2.4 220kV及以上电压等级变压器、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。

14.2.4.1 充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，对确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。

14.2.4.2 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护应经复合电压闭锁。

14.2.5 变压器、电抗器宜配置单套本体保护，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本体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。非电量保护中开关场部分的中间继电器，必须由强电直流起动且应采用起动功率较大的中间继电器，其动作速度不宜小于10ms。

14.2.6 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（非电气量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的起动变压器保护宜采用双重化配置。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。 14.2.6.1 发电机变压器组非电量保护按照14.2.5执行。

14.2.6.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应起动失灵保护。

14.2.6.3 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。

14.2.6.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。 14.2.6.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护。 14.3 继电保护设计

14.3.1 采用双重化配置的两套保护装置应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。

14.3.2 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，必须具备双跳闸线圈机构。 14.3.3 断路器三相位置不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护。 14.3.4 纵联保护应优先采用光纤通道。

14.3.5 主设备非电量保护应防水、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。

14.3.6 新建和扩建工程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。 14.3.7 差动保护用电流互感器的相关特性应一致。

14.3.8 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。 14.4 基建调试、验收

14.4.1 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。

14.4.2 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）；瓦斯继电器试验报告；全部保护竣工图纸（含设计变更）。

14.4.3 基建验收：

14.4.3.1 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。 14.4.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。

14.4.3.3 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护连接片的惟一对应关系，避免有任何寄生回路存在。

14.4.3.4 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。

14.5 运行管理

14.5.1 严格执行和规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。 14.5.2 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。

14.5.3 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。

14.5.4 建立和完善继电保护故障信息管理系统，严格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件的功能。

14.5.5 加强阻波器、结合滤波器等高频通道加工、结合设备的定期检修，落实责任单位，消除检修管理的死区。

14.5.6 所有差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，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。 14.5.7 未配置双套母差保护的变电站，在母差保护停用期间应采取相应措施，严格限制母线侧隔离开关的倒闸操作，以保证系统安全。

14.5.8 定期对继电保护微机型试验装置进行全面检测，确保装置的精度及各项功能满足继电保护试验需要。

14.5.9 加强机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，应特别加强对基建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。

14.5.10 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，防止因通信问题引起保护不正确动作。

14.5.11 加强对纵联保护通道加工设备的检查，重点检查通信PCM、载波机等设备是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。

14.5.12 相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电保护的有关规定。 14.5.13 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。 14.5.14 保护软件及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意。 14.6 定值管理

14.6.1 依据电网结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。

14.6.2 当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报主管领导批准。

14.6.3 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。 14.6.4 发电厂继电保护整定。

14.6.4.1 发电厂应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与系统保护的配合关系。

14.6.4.2 加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理，防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。

14.6.5.3 定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。 14.7 二次回路

14.7.1 严格执行有关规程、规定及反措，防止二次寄生回路的形成。

14.7.2 严格执行《关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知》的有关要求，高频通道必须敷设100mm2铜导线。

14.7.3 保护室与通信室之间所用信号传输电缆，应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。 14.7.4 装设静态型、微机型继电保护装置和收发信机的厂、站接地电阻应按GB/T 2887—2000《电子计算机场地通用规范》和GB 9361—1988《计算站场地安全要求》规定不大于0.5Ω，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。

14.7.5 对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。 14.7.6 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。

14.8 新设备投产时应认真编写保护起动方案，做好事故预想，确保设备故障能可靠切除。

14.9 加强继电保护技术监督。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，均必须实施继电保护技术监督。应按照依法监督、分级管理、专业归口的原则实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。

15 防止电网调度自动化系统与电力通信网事故

15.2.3 直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。

15.2.4 继电保护复用接口设备传输允许命令信号时，原则上不应带有延时展宽，防止系统功率倒向时，引起继电保护误动作。

15.2.6 电力调度机构、通信枢纽、变电站和大（中）型发电厂的通信光缆或电缆应全线穿管敷设，并尽可能采用不同路由的电缆沟进入通信机房和主控室。通信电缆沟应与一次动力电缆沟相分离，如不具备条件，应采取电缆沟内部分隔等措施进行有效隔离。

15.2.7 通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统（蓄电池供电时间一般应不少于4h），在供电比较薄弱或重要通信站应配备柴油发电机，不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。 15.2.8 电网或发电厂的通信设备（含通信电源系统）应具备完善的通信监测系统和必须的声响告警装置。

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