導讀：
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生較高工頻過電壓的異常運行工況，110～220kV不接地變壓器的中性點過電壓保護應采用棒間隙保護方式。對于110kV變壓器，當中性點絕緣的沖擊耐受電壓≤185kV時，還應在間隙旁并聯金屬氧化物避雷器，間隙距離及避雷器參數配合應進行校核。間隙動作后，應檢查間隙的燒損情況并校核間隙距離。
13 防止直流系統事故
為防止直流系統事故，應嚴格執行國家電網公司《預防直流電源系統事故措施》（國家電網生[2004]641號）、《直流電源系統技術監督規定》（國家電網生技[2005]174號）及有關規程、規定，并提出以下要求：
13.1 加強蓄電池組的運行管理和維護
13.1.1 嚴格控制浮充電方式和運行參數
13.1.1.1 浮充電運行的蓄電池組，除制造廠有特殊規定外，應采用恒壓方式進行浮充電。浮充電時，嚴格控制單體電池的浮充電壓上、下限，防止蓄電池因充電電壓過高或過低而損壞。
13.1.1.2 浮充電運行的蓄電池組，應嚴格控制所在蓄電池
室環境溫度不能長期超過30攝氏度，防止因環境溫度過高使蓄電池容量嚴重下降，運行壽命縮短。
13.1.2 進行定期核對性放電試驗，確切掌握蓄電池的容量 13.1.2.1 新安裝或大修中更換過電解液的防酸蓄電池組，在第一年內，每半年進行一次核對性放電試驗。運行一年以后的防酸蓄電池組，每隔一、兩年進行一次核對性放電試驗。 13.1.2.2 新安裝的閥控密封蓄電池組，應進行全核對性放電試驗。以后每隔三年進行一次核對性放電試驗。運行了六年以后的蓄電池組，每年做一次核對性放電試驗。
13.2 保證直流系統設備安全穩定運行
13.2.1 保證充電、浮充電裝置穩定運行
13.2.1.1 新擴建或改造的變電站選用充電、浮充電裝置，應滿足穩壓精度優于0.5%、穩流精度優于1%、輸出電壓紋波系數不大于1%的技術要求。在用的充電、浮充電裝置如不滿足上述要求，應逐步更換。
13.2.1.2 應定期對充電、浮充電裝置進行全面檢查，校驗其穩壓、穩流精度和紋波系數，不符合要求的，應及時對其進行調整，以滿足要求。
13.2.2 加強直流系統熔斷器的管理，防止越級熔斷。
13.2.2.1 各級熔斷器的定值整定，應保證級差的合理配合。上、下級熔體之間（同一系列產品）額定電流值，應保證2—4級級差，電源端選上限，網絡末端選下限。
13.2.2.2 為防止事故情況下蓄電池組總熔斷器無選擇性熔斷，該熔斷器與分熔斷器之間，應保證3—4級級差。 13.2.3 加強直流系統用直流斷路器的管理
13.2.3.1 新、擴建或改造的變電所直流系統用斷路器應采用具有自動脫扣功能的直流斷路器，不應用普通交流斷路器替代。在用直流系統用斷路器如采用普通交流開關的，應及時更換為具有自動脫扣功能的直流斷路器。
13.2.3.2 當直流斷路器與熔斷器配合時，應考慮動作特性的不同，對級差做適當調整，直流斷路器下一級不應再接熔斷器。
13.3 防止直流系統誤操作的措施
13.3.1 新、擴建或改造的變電站直流系統的饋出網絡應采用輻射狀供電方式，不應采用環狀供電方式。在用設備如采用環狀供電方式的，應盡快改造成輻射狀供電方式。
13.3.2 防止直流系統誤操作
13.3.2.1 改變直流系統運行方式的各項操作必須嚴格執行現場規程規定。
13.3.2.2 直流母線在正常運行和改變運行方式的操作中，嚴禁脫開蓄電池組。
13.3.2.3 充電、浮充電裝置在檢修結束恢復運行時，應先合交流側開關，再帶直流負荷。
13.4 直流系統配置原則
13.4.1 330kV及以上電壓等級變電站應采用三臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。
13.4.2 重要的220kV變電站應采用三臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。
13.5 加強直流系統的防火工作。直流系統的電纜應采用阻燃電纜，兩組蓄電池的電纜應分別鋪設在各自獨立的通道內，盡量避免與交流電纜并排鋪設，在穿越電纜豎井時，兩組蓄電池電纜應加穿金屬套管。
14 防止繼電保護事故
為了防止繼電保護事故，應認真貫徹 《繼電保護和安全
國家電網公司
STATE GRID
CORPORATION OF CHINA
“《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行） 繼電保護專業重點要求”西北電網實施細則（討論稿）
西北電力調度（交易）中心
2006年1月
前 言
依據國家電力調度通信中心文件調繼〔2005〕222號“關于印發《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求的通知”，為貫徹落實國家電網生技[2005]400號文《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行），保障電網安全、穩定運行，國家電力調度通信中心組織制定了《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求（以下簡稱《重點要求》）。《重點要求》是在相關技術標準和規程、規定基礎上，依據《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》等文件，匯總近年來繼電保護裝置安全運行方面的經驗制定的。《重點要求》強調了繼電保護反事故措施的原則和重點要求，但不是以往繼電保護反事故措施的全部內容。西北電網公司在遵循《重點要求》的基礎上，進一步緊密結合本地區電網的實際情況，制定了具體的反事故技術措施和實施細則。該細則在編制過程中征求了西北電網公司各（省）市供電局、電廠、設計、基建繼電保護部門的意見，邀請了各單位多年從事繼電保護工作的人員予以會
審、商討后制定的。該細則僅對原《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求進行了部分詮釋和補充，以便于指導現場具體實施。
本細則適用于西北電網公司各省（自治區）電力公司、電網建設公司、運行公司、發電公司（廠），各級保護專業部門均應遵照執行。本規定自公布之日執行。編制之中難免存在遺漏錯誤之處，望多加指正。
《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求西北電網實施細則 1 總則
1.1 為貫徹落實《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）〔 國家電網生技 [2005] 400號文〕，保障電網安全、穩定運行，特制定《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求（以下簡稱《重點要求》）。
1.2 《重點要求》是在《繼電保護和安全自動裝置技術規程》、《繼電保護及安全自動裝置運行管理規程》、《繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》、《國家電網公司電力安全工作規程》（變電站和發電廠電氣部分）等有關技術標準和規程、規定基礎上，依據《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》等反事故措施文件，匯總近年來繼電保護裝置安全運行方面的經驗制定的。
1.3 《重點要求》強調了電網重大反事故措施的原則和重點要求，但并未涵蓋全部繼電保護反事故措施，也不是繼電保護反事故措施應有的全部內容。有些內容在已頒發的技術標準和規程、規定中已有明確規定，但為了強調有關內容再次重復列出。因此，在貫徹落實《重點要求》的過程中仍應嚴
格執行相關的技術標準和規程、規定。
1.4 《重點要求》將《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）中繼電保護相關專業條款摘錄附后。
1.5 220kV及以上電壓等級的新建、擴建和技改等工程均應執行《重點要求》。對變電站、發電廠已投入運行的繼電保護裝置，凡嚴重威脅安全運行的必須立即改進，其余的可分輕重緩急，有計劃地更新或改造，不能滿足要求的應結合設備大修加速更換。而對不滿足上述要求又不能更改的，應組織設計、制造和運行等單位共同研究、解決。110kV及以下電壓等級的新建、擴建和技改工程及已投入運行的變電站、發電廠可參照《重點要求》中相關的技術原則予以解決。
1.6 各有關部門都應在遵循《重點要求》的基礎上，進一步緊密結合本單位的實際情況制定具體的反事故技術措施和實施細則。認真對本單位的各項反事故措施落實情況進行全面檢查、總結，制定適合本單位具體情況的執行計劃。 注：各省（自治區）電力公司、電網建設公司、運行公司、發電公司（廠）的各級保護專業部門結合本單位的實際情況
制定具體的反事故技術措施和實施細則并制定適合本單位具體情況的執行計劃。同時，在細則實施過程中對存在的困難和問題要及時匯總上報
2 規劃、設計與配置
2.1 繼電保護是電網的重要組成部分。涉及電網安全、穩定運行的發、輸、配及重要用電設備的繼電保護裝置應納入電網統一規劃、設計、運行、管理和技術監督。
2.2 在一次系統規劃建設中，應充分考慮繼電保護的適應性，避免出現特殊接線方式造成繼電保護配置和整定計算困難，為繼電保護安全、可靠運行創造良好條件。
注：一次系統接線方式應盡量避免電磁環網、短線路電磁環網及環網套環網。為繼電保護安全、可靠運行創造良好條件。
2.3 繼電保護的配置和選型應符合《繼電保護和安全自動裝置技術規程》及國家、行業技術標準。應優先采用取得成功運行經驗的保護裝置，未按規定的要求和程序進行檢測或鑒定的保護裝置不允許入網運行。
注：每年根據上一年的繼電保護設備運行情況，網調中心確
定下一年330kV及以上系統的繼電保護裝置入網的廠家及裝置型號；省調度中心確定下一年220 kV及以下系統的繼電保護裝置入網的廠家及裝置型號入網的廠家及裝置型號,年終對現場運行存在問題的裝置，網、省調度中心應及時通知給相關單位。建議工程招標側重裝置的性能及質量，不僅僅以低價格來選取產品。另外，并網電廠、大用戶的基建和技改因與網上配套。
2.4 繼電保護的制造、配置和整定計算都應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜、多重故障的情況下繼電保護不正確動作，同時還應考慮系統運行方式變化對繼電保護帶來的不利影響；當遇到電網結構變化復雜、整定計算不能滿足系統運行要求的情況下，應按整定規程進行取舍，側重防止保護拒動，備案注明并報主管領導批準。
注：當遇到電網結構變化復雜、整定計算不能滿足系統運行要求的情況下，突出保護靈敏性，適當犧牲部分選擇性，并在定值通知單及各單位年度繼電保護運行整定方案中予以說明。
2.5 繼電保護配置的原則要求
2.5.1 應根據電網結構、一次設備的接線方式，以及運行、
檢修和管理的實際效果，遵循“強化主保護，簡化后備保護和二次回路” 的原則進行保護配置、選型與整定。 注：雙重化配置的2套主保護應選用不同原理、不同廠家的保護進行配置。
2.5.2 保護雙重化配置應滿足以下要求：
1） 每套完整、獨立的保護裝置應能處理可能發生的所有類型的故障。兩套保護之間不應有任何電氣聯系，當一套保護退出時不應影響另一套保護的運行。
2） 兩套主保護的電壓回路宜分別接入電壓互感器的不同二次繞組。電流回路應分別取自電流互感器互相獨立的繞組，并合理分配電流互感器二次繞組，避免可能出現的保護死區。分配接入保護的互感器二次繞組時，還應特別注意避免運行中一套保護退出時可能出現的電流互感器內部故障死區問題。
注：①對新建3/2接線的330kV及以上系統的繼電保護裝置，兩套主保護電壓回路應分別取自電壓互感器不同的二次繞
組。對于老站不滿足要求的應加快改造。
②對于220kV雙母線接線方式的系統，一些老的廠站電流互感器二次繞組數量不夠，應加快改造，更換為至少4個保護繞組的電流互感器。對雙母差配置的母線保護，要求電流互感器二次繞組獨立。
3） 雙重化配置保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線段。
注：對于雙重化配置的保護裝置應按此項執行。對不滿足此項要求的廠站加快直流系統的改造。
4） 兩套保護的跳閘回路應與斷路器的兩個跳圈分別一一對應。
注：開關機構、操作箱無雙跳功能的應盡快更換。
5） 雙重化的線路保護應配置兩套獨立的通信設備（含復用光纖通道、獨立光芯、微波、載波等通道及加工設備等），兩套通信設備應分別使用獨立的電源。
注：保護至通信機房的電纜等設備，必須有明顯的標示，以便于運行維護。通信機房應設兩組蓄電池，兩套主保護用通
信設備的電源取自不同的直流母線段，每套保護用通信設備應使用獨立的直流空開。
6） 雙重化配置保護與其他保護、設備配合的回路應遵循相互獨立的原則。
7） 雙重化配置的線路、變壓器和單元制接線方式的發變組應使用主、后一體化的保護裝置；對非單元制接線或特殊接線方式的發變組則應根據主設備的一次接線方式，按雙重化的要求進行保護配置。
注：對于未采用主后一體化的保護應盡快改造。變壓器和單元制接線方式的發變組兩套保護的電流回路宜分別取用獨立電流互感器二次繞組。
2.6 各發電公司（廠）應重視和完善與電網運行關系密切的保護選型、配置，在保證主設備安全的情況下，還必須滿足電網安全運行的要求。
注：各發電公司（廠）與電網有密切關系的保護選型、配置必須按電網的要求進行配置，并報調管的調度機構審批。
2.7 220kV及以上電壓等級的斷路器均應配置斷路器本體的
三相位置不一致保護。
注：部分西北地區風沙大，戶外運行環境差，可優先考慮使用保護裝置配置的三相不一致保護，同時，亦應投入本體三相不一致保護，但應采取防止誤碰引起本體三相不一致保護誤動的措施。如使用開關本體三相位置不一致保護，各單位應明確維護界限。
3 線路保護
3.1 220kV及以上電壓等級的線路保護應按雙重化配置。聯絡線的每套保護應能對全線路內發生的各種類型故障均快速動作切除。對于要求實現單相重合閘的線路，在線路發生單相經高阻接地故障時，應能正確選相并動作跳閘。 注：要求生產廠家必須滿足此項條件。
3.2 對雙母線接線按近后備原則配置的兩套主保護，當合用電壓互感器的同一二次繞組時，至少應配置一套分相電流差動保護。
注：在改造、更換保護裝置并在通道條件具備時，宜使用2套光纖差動保護。
3.3 220kV及以上電壓等級聯絡線不允許無全線速動的縱聯保護運行，一旦出現上述情況，應立即向調度部門匯報，并采取必要的應急措施。
注：應盡快采取代路或停運線路措施。
3.4 對于遠距離、重負荷線路及事故過負荷等情況，宜采用設置負荷電阻線或其他方法避免相間、接地距離保護的后備段保護誤動作。
3.5 應采取措施，防止由于零序功率方向元件的電壓死區導致零序功率方向縱聯保護拒動，但不宜采用過分降低零序動作電壓的方法。
3.6 宜設置不經閉鎖的、長延時的線路后備保護。
注：要求線路保護在電壓回路斷線時考慮距離Ⅲ段取消振
蕩閉鎖，零序Ⅳ段退出方向或配置帶延時的相過流、零序過流保護。
3.7 積極推廣使用光纖通道作為縱聯保護的通道方式，傳輸保護信息的通道設備應滿足傳輸時間、安全性和可依賴性的要求。
注：①在條件具備時盡量使用專用光芯通道，同時宜采用2M口。
②雙套配置的遠跳保護通道宜采用一一對應的方式
（二取一方式）
4 母線及斷路器失靈保護
4.1 當母差保護與失靈保護共用出口時，應同時作用于斷路器的兩個跳圈。
4.2 220kV及以上電壓等級3/2、4/3接線的每組母線應裝設兩套母線保護，重要變電站、發電廠的雙母線接線亦應采用雙重化配置，并滿足以下要求：
注：西北電網220kV及以上電壓等級必須滿足雙重化要求對不滿足此項要求的廠站加快改造。
4.2.1 用于母差保護的斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路、輔助變流器以及與其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
注：對新建站雙套母差保護用斷路器和隔離刀閘輔助接點，應分別取自戶外就地輔助接點。當失靈保護獨立設置時，
其隔離刀閘輔助接點取自電壓切換箱（電壓切換繼電器要求使用雙位置繼電器）。
4.2.2 當共用出口的微機型母差保護與斷路器失靈保護雙重化配置時，兩套保護宜一一對應地作用于斷路器的兩個跳圈。
注：新建220kV及以上雙母線廠站應配置雙套母差保護和一套獨立的失靈保護出口屏。兩套母差保護一一對應地作用于斷路器的兩個跳圈；失靈保護同時作用于斷路器的兩個跳圈。對已運行的廠站在技改中優先采用上述配置原則. 不具備條件的按以下原則進行配置：
失靈保護與其中一套母差組屏，共用出口，應跳斷路
器兩組跳圈，另一套母差保護跳斷路器任一組跳圈（母差保護電源與斷路器操作電源要取自同一母線段）。雙母差配雙失靈保護，應一一對應地作用于斷路器的兩個跳圈。
4.2.3 合理分配母差保護所接電流互感器二次繞組，對確無辦法解決的保護動作死區，可采取起動失靈及遠方跳閘等措施加以解決。
注：對雙套光纖差動保護，應完善失靈保護動作啟動保護遠跳功能。
4.3 220kV及以上電壓等級的母聯、母線分段斷路器應按斷路器配置專用的、具備瞬時和延時跳閘功能的過電流保護裝置。
注：母聯、母線分段保護宜設置在母差保護內，僅在母聯
充電時投入該保護。
4.4 220kV及以上電壓等級雙母線接線的母差保護出口均應經復合電壓元件閉鎖。對電磁型、整流型母差保護其閉鎖接點，應一一對應的串接在母差保護各跳閘單元的出口回路中。
4.5 采用相位比較原理等存在問題的母差保護應加速更新改造。
4.6 單套配置的斷路器失靈保護動作后應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。如斷路器只有一組跳閘線圈，失靈保護裝置工作電源應與相對應的斷路器操作電源取自不同的直流電源系統。
注：具備兩套直流系統的應嚴格執行此條，不具備的盡快改造直流系統。
4.7 斷路器失靈保護的電流判別元件的動作和返回時間均不宜大于20ms，其返回系數也不宜低于0.9。
注：在斷路器失靈保護啟動元件長期有開入時，失靈保護
應有足夠的延時使保護可靠出口。同時應將此電流判別元件的動作和返回時間作為定期檢驗項目之一。
4.8 220kV～500kV變壓器、發變組的斷路器失靈時應起動斷路器失靈保護，并應滿足以下要求：
4.8.1 按母線配置的斷路器失靈保護，宜與母差保護共用一個復合電壓閉鎖元件，閉鎖元件的靈敏度應按斷路器失靈保護的要求整定。斷路器失靈保護的電流判別元件應采用相電流、零序電流和負序電流按“或邏輯”構成，在保護跳閘接點和電流判別元件同時動作時去解除復合電壓閉鎖，故障電流切斷、保護收回跳閘命令后應重新閉鎖斷路器失靈保護。
4.8.2 線路－變壓器和線路－發變組的線路和主設備電氣
量保護均應起動斷路器失靈保護。當本側斷路器無法切除故障時，應采取起動遠方跳閘等后備措施加以解決。
4.8.3 220kV及以上電壓等級變壓器的斷路器失靈時，除應跳開失靈斷路器相鄰的全部斷路器外，還應跳開本變壓器連接其他電源側的斷路器。
注：由設計、運行單位按電氣主接線方式提出要求，變壓器保護裝置生產廠家按要求生產。
5 變壓器與發變組保護
5.1 每臺新建變壓器設備在投產前，應提供正序和零序阻抗，各側故障的動、熱穩定時限曲線和變壓器過勵磁曲線作為繼電保護整定計算的依據。
注：新建變壓器在投產半月前，由建設單位統一提供上述參數。
5.2 在變壓器低壓側未配置母差和失靈保護的情況下，為提高切除變壓器低壓側母線故障的可靠性，宜在變壓器的低壓側設置取自不同電流回路的兩套電流保護。當短路電流大于變壓器熱穩定電流時，變壓器保護切除故障的時間
不宜大于2秒。
注：一般變壓器熱穩定電流為8-10倍額定電流，當大于6倍額定電流時，可以考慮切除變壓器。（依據………）
5.3 變壓器的高壓側宜設置不經任何閉鎖的、長延時的后備保護。在保護不失配的前提下，盡量縮短變壓器后備保護的整定時間級差。
注：在變壓器高壓側后備保護靈敏度不夠的情況下，應設置不經任何閉鎖的、長延時的后備保護。
5.4 220kV及以上電壓等級變壓器（含發電廠的起動/備用變壓器）、高抗等主設備，以及容量在100兆瓦及以上的發變組微機保護應按雙重化配置（非電量保護除外），在滿足2.5.2要求的基礎上，同時還應滿足以下要求：
5.4.1 兩套完整、獨立的電氣量保護和一套非電量保護應使用各自獨立的電源回路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視回路），在保護柜上的安裝位置應相對獨立。 注：對不滿足要求的盡快改造。
5.4.2 主設備的非電量保護應同時作用于斷路器的兩個跳
閘線圈。
注：電氣量保護宜同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。
5.4.3 為與保護雙重化配置相適應，500kV變壓器高、中壓側和220kV變壓器高壓側必須選用具備雙跳閘線圈機構的斷路器。斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
5.5 變壓器過勵磁保護的起動、反時限和定時限元件應根據變壓器的過勵磁特性曲線進行整定計算并能分別整定，其返回系數不應低于0.96。
注：變壓器廠家隨出廠資料應提供變壓器過勵磁曲線。
5.6 應改進和完善變壓器、電抗器本體非電量保護的防水、防油滲漏、密封性工作。
注：瓦斯繼電器應加裝防雨帽，變壓器本體所有電纜入口應密封，要求有回水彎。另外，非電量保護傳感器二次接線盒應便于施工、安裝或維護。
5.7 變壓器本體的氣體、壓力釋放、壓力突變、溫度和冷
卻器全停等非電量保護，需跳閘時宜采用就地跳閘方式，即通過安裝在開關場的、啟動功率不小于5W的中間繼電器的兩付接點，分別直接接入變壓器各側斷路器的跳閘回路，并將動作信號接至控制室。
注：由于西北地區運行環境較差，暫不宜采用就地跳閘方式。
5.8 當主設備本體非電量保護未采取就地跳閘方式時，非電量保護由變壓器、電抗器就地端子箱引至保護室的二次回路不宜存在過渡或轉接環節。
5.9 為防止機網協調事故，并網電廠的繼電保護裝置的技術性能和參數應滿足所接入電網要求，并應達到安全性評價和技術監督的要求。200MW及以上并網機組的發變組的失磁、失步、阻抗、零序電流和電壓、復合電壓閉鎖過流、以及發電機的過電壓和低電壓、低頻率和高頻率等保護的定值應在調度部門備案。
注：相關部門提供資料，調度部門建立檔案。
5.10 并網電廠應根據《大型發電機變壓器繼電保護整定計
算導則》 DL/ T 684-1999 的規定、電網運行情況和主設備技術條件，認真校核涉網保護與電網保護的整定配合關系，并根據調度部門的要求，做好每年度對所轄設備的整定值進行全面復算和校核工作。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關涉網保護的配置與整定，避免保護發生不正確動作行為。
5.11 并網電廠都應制定完備的發電機帶勵磁失步振蕩故障的應急措施，200MW及以上容量的發電機應配置失步保護，在進行發電機失步保護整定計算和校驗工作時應滿足以下要求：
5.11.1 失步保護應能正確區分失步振蕩中心所處的位置，在機組進入失步工況時發出失步起動信號。
5.11.2 當失步振蕩中心在發變組外部，并網電廠應制定應急措施，經一定延時解列發電機，并將廠用電源切換到安全、穩定的備用電源。
5.11.3 當發電機振蕩電流超過允許的耐受能力時，應解列發電機，并保證斷路器斷開時的電流不超過斷路器允許開斷電流。
5.11.4 當失步振蕩中心在發變組內部，失步運行時間超過整定值或電流振蕩次數超過規定值時，保護動作于解列，多臺并列運行的發變組可采用不同延時的解列方式。
注：因失步保護現場運行可靠性較差，投跳閘或投信號由調管的調度方式部門決定。
5.12 發電機的失磁保護應使用能正確區分短路故障和失磁故障的、具備復合判據的二段式方案。優先采用定子阻抗判據與機端低電壓的復合判據，若與系統聯系較緊密的機組宜將定子阻抗判據整定為異步阻抗圓，經第一時限動作出口；為確保各種失磁故障均能夠切除，宜使用不經低電壓閉鎖的、稍長延時的定子阻抗判據經第二時限出口。發電機在進相運行前，應仔細檢查和校核發電機失磁保護的測量原理、整定范圍和動作特性，防止發電機進相運行時發生誤動行為。
注：不滿足上述要求的盡快完善。
5.13 為防止頻率異常時發生電網崩潰事故，發電機應具有必要的頻率異常運行能力，應配置頻率異常保護。正常運
行工況下，發電機頻率異常保護應與電網低頻減載裝置的整定相配合。
5.14 應根據發電機允許過激磁的耐受能力進行發電機過激磁保護的整定計算，其定值應與勵磁系統V/Hz限制曲線配合，按發電機勵磁調節器V/Hz限制元件的后備保護整定。
5.15 220kV及以上電壓等級單元制接線的發變組，在三相不一致保護動作后仍不能解決問題時，應使用具有電氣量判據的斷路器三相不一致保護去起動發變組的斷路器失靈保護。
5.16 200MW及以上容量發電機必須裝設起、停機保護和發變組專用故障錄波器。
注：未滿足上述要求的進快加裝改造。
5.17 并網電廠應重視與加強廠用系統繼電保護整定計算與管理工作，杜絕因廠用系統保護不正確動作，擴大事故范圍。
6 二次回路抗干擾
6.1 根據開關場和一次設備安裝的實際情況,宜敷設與廠、
站主接地網緊密連接的等電位接地網。等電位接地網應滿足以下要求：
6.1.1 應在主控室、保護室、敷設二次電纜的溝道、開關場的就地端子箱及保護用結合濾波器等處，使用截面不小于100 mm的裸銅排（纜）敷設與主接地網緊密連接的等電位接地網。
注：如附圖
6.1.2 在主控室、保護室柜屏下層的電纜室內，按柜屏布置的方向敷設100 mm的專用銅排（纜），將該專用銅排（纜）首末端連接，形成保護室內的等電位接地網。保護室內的等電位接地網必須用至少4根以上、截面不小于50mm的銅排（纜）與廠、站的主接地網在電纜豎井處可靠連接。 注：如附圖
6.1.3 靜態保護和控制裝置的屏柜下部應設有截面不小于100mm的接地銅排。屏柜上裝置的接地端子應用截面不小于4mm的多股銅線和接地銅排相連。接地銅排應用截面不小于50mm的銅纜與保護室內的等電位接地網相連。
222222
注：接地銅排宜用截面不小于50mm的銅纜與保護室內的等電位接地網相連，因50mm的銅纜線頭不易于安裝，建議使用兩根25mm并聯。
6.1.4 沿二次電纜的溝道敷設截面不少于100 mm的裸銅排（纜），構建室外的等電位接地網。
注：如附圖
6.1.5 分散布置的保護就地站、通信室與集控室之間，應使用截面不少于100 mm2的、緊密與廠、站主接地網相連接的銅排（纜）將保護就地站與集控室的等電位接地網可靠連接。
注：如附圖
6.1.6 開關場的就地端子箱內應設置截面不少于100 mm的裸銅排，并使用截面不少于100 mm的銅纜與電纜溝道內的等電位接地網連接。
注：如附圖
6.1.7 保護及相關二次回路和高頻收發信機的電纜屏蔽層2 22222
應使用截面不小于4 mm多股銅質軟導線可靠連接到等電位接地網的銅排上。
注：4 mm多股銅質軟導線與銅排連接時，應使用專用線鼻壓接可靠或滲錫處理。
6.1.8 在開關場的變壓器、斷路器、隔離刀閘、結合濾波器和電流、電壓互感器等設備的二次電纜應經金屬管從一次設備的接線盒（箱）引至就地端子箱，并將金屬管的上端與上述設備的底座和金屬外殼良好焊接，下端就近與主接地網良好焊接。在就地端子箱處將這些二次電纜的屏蔽層使用截面不小于4 mm多股銅質軟導線可靠單端連接至等電位接地網的銅排上。
注：①對已運行的老站在改造中逐步反措，新站要求嚴格執行。
②二次電纜的屏蔽層在接線盒上不應接地。
詳見附圖。
6.1.9 在干擾水平較高的場所，或是為取得必要的抗干擾效果，宜在敷設等電位接地網的基礎上使用金屬電纜托盤222
（架），并將各段電纜托盤（架）與等電位接地網緊密連接，并將不同用途的電纜分類、分層敷設在金屬電纜托盤（架）中。
注：新站嚴格按此執行。
6.2 微機型繼電保護裝置所有二次回路的電纜均應使用屏蔽電纜，嚴禁使用電纜內的空線替代屏蔽層接地。二次回路電纜敷設應符合以下要求：
注：①不滿足的逐步予以更改。
②二次電纜的屏蔽層在刀閘機構箱處不接地，應在端子箱處單端接地。
③屏間聯絡電纜亦應使用屏蔽電纜。
6.2.1 合理規劃二次電纜的路徑，盡可能離開高壓母線、避雷器和避雷針的接地點、并聯電容器、電容式電壓互感器、結合電容及電容式套管等設備，避免和減少迂回，縮短二次電纜的長度，與運行設備無關的電纜應予拆除。 注：①設計部門嚴格執行此條；
②運行單位在改造中應拆除所有與運行設備無關的電
纜。
6.2.2 交流電流和交流電壓回路、交流和直流回路、強電和弱電回路，以及來自開關場電壓互感器二次的四根引入線和電壓互感器開口三角繞組的兩根引入線均應使用各自獨立的電纜。
注：不滿足的逐步改造。
6.2.3 雙重化配置的保護裝置、母差和斷路器失靈等重要保護的起動和跳閘回路均應使用各自獨立的電纜。
6.3 重視繼電保護二次回路的接地問題，并定期檢查這些接地點的可靠性和有效性。繼電保護二次回路接地，應滿足以下要求：
注：列入每年的春檢項目，并要求有記錄。
6.3.1 公用電壓互感器的二次回路只允許在控制室內有一點接地，為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的開關或熔斷器等。己在控制室一點接地的電壓互感器二次線圈，宜在開關場將二次線圈中性點經放電間隙或氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大于30·Imax
伏（Imax為電網接地故障時通過變電站的可能最大接地電流有效值，單位為kA）。應定期檢查放電間隙或氧化鋅閥片，防止造成電壓二次回路多點接地的現象。
注：由高壓試驗專業協助定期完成檢查放電間隙或氧化鋅閥片。
6.3.2 公用電流互感器二次繞組二次回路只允許、且必須在相關保護柜屏內一點接地。獨立的、與其他電壓互感器和電流互感器的二次回路沒有電氣聯系的二次回路應在開關場一點接地。
注：①對于合電流繞組在電流匯和處一點接地。
②對微機型差動保護宜在端子箱處分別接地。
6.3.3 微機型繼電保護裝置柜屏內的交流供電電源（照明、打印機和調制解調器）的中性線（零線）不應接入等電位接地網。
注：該電源不允許接任何試驗設備。
6.4 經長電纜跳閘回路，宜采取增加出口繼電器動作功率等措施，防止誤動。
注：新安裝的設備應測試動作功率并進行備案。
6.5 制造部門應提高微機保護抗電磁騷擾水平和防護等級，光耦開入的動作電壓應控制在額定直流電源電壓的55%～70%范圍以內。
注：列入定期檢驗項目，并在試驗報告中記錄。
6.6 針對來自系統操作、故障、直流接地等異常情況，應采取有效防誤動措施，防止保護裝置單一元件損壞可能引起的不正確動作。斷路器失靈起動母差、變壓器斷路器失靈啟動等重要回路宜采用雙開入接口，必要時，還可增加雙路重動繼電器分別對雙開入量進行重動。
注：對3/2接線系統宜采用上述原則，不滿足的保護裝置應加快改造。
6.7 所有涉及直接跳閘的重要回路應采用動作電壓在額定直流電源電壓的55%～70%范圍以內的中間繼電器，并要求其動作功率不低于5W。
注：列入定期檢驗項目，并在試驗報告中記錄。（目前大部分保護裝置動作功率不滿足此項要求，均為1-2瓦。）
6.8 遵守保護裝置24V開入電源不出保護室的原則，以免引進干擾。
注：不滿足要求的應加裝光耦，并與保護裝置采用同一電源。
7 運行與檢修
7.1 運行管理
7.1.1 繼電保護新產品（含軟件修改、升級的微機保護裝置）進入電網運行前，應經所在單位領導同意，報相關調度部門批準，并做好事故預想。在新保護和修改、升級的微機保護裝置投運前，必須經動、靜模試驗認證和運行現場的全面檢驗，方可投入運行。
注：現場工作嚴格遵循有關“軟硬件升級管理辦法”。
7.1.2 加強對保護信息遠傳的管理，未經許可，不得擅自遠程修改在線運行的微機保護整定值。
注：對110kV及以上系統的保護不得進行遠方修改定值。
7.1.3 微機保護裝置的開關電源模件宜在運行4～5年后予以更換。
注：各單位按本單位設備情況訂購開關電源模件備件。
7.1.4 加強對繼電保護的運行分析，應將變壓器、發變組保護各側的電流信息接入故障錄波器。
注：對330kV新建改造必須予以滿足；老站應逐步改造。
7.1.5 定期檢查和分析每套保護在運行中反映出來的各類不平衡分量。微機型差動保護應能在差流越限時發出告警信號，應建立定期檢查和記錄差流的制度，從中找出薄弱環節和事故隱患，及時采取有效對策。
注：新裝置在技術協議中要求滿足，對已運行的裝置不能滿足的可與生產廠家協商予以解決；各單位應加強狀態檢修工作。
7.2 檢修
7.2.1 按照相關技術標準、規程、規定和反事故措施，編制繼電保護標準化作業指導書。在作業中，不得為趕工期減少調試、檢驗項目。
注：定檢應以標準化作業指導書為準。
7.2.2 加強繼電保護裝置、特別是線路快速保護、母差保
護、斷路器失靈保護等重要保護的維護和檢修管理工作，要特別重視新投運保護裝置運行一年后的全部檢驗工作，嚴禁超期和漏項。
7.2.3 對重要變電所、發電廠配置單套母差保護的母線應盡量減少母線無母差保護運行時間，嚴禁無母差保護時進行母線及相關元件的倒閘操作。
7.2.4 加強繼電保護試驗儀器、儀表的管理工作，每1～2年應對微機型繼電保護試驗裝置進行一次全面檢測，確保試驗裝置的準確度及各項功能滿足繼電保護試驗的要求，防止因試驗儀器、儀表存在問題而造成繼電保護誤整定、誤試驗。
注：制定相關檢驗制度，在現有的條件下檢驗并將微機試驗儀器檢測數據記錄。
8 與相關專業的配合和要求
8.1 基建、技改
8.1.1 應從保證設計、調試和驗收質量的要求出發，合理制定工期，嚴格執行相關技術標準、規程、規定和反事故
措施，不得為趕工期減少調試項目，降低調試質量。驗收單位應制定詳細的驗收標準和合理的驗收時間。
8.1.2 在基建驗收時，應按相關規程要求，檢驗線路和主設備的所有保護之間的相互配合關系，對線路縱聯保護還應與線路對側保護進行一一對應的聯動試驗，并針對性的檢查各套保護與跳閘壓板的唯一對應關系。
8.1.3 基建投產前，負責安裝和調試的相關部門應向運行主管部門提供以下資料：
1) 線路、變壓器、發電機、斷路器等一次設備的技術參數和實測參數，并還應提供變壓器、發電機過勵磁特性曲線和這些設備的試驗報告。
2) 電壓、電流互感器的變比、極性、直流電阻、伏安特性等實測數據。
3) 保護裝置及相關二次交、直流和信號回路的絕緣電阻的實測數據。
4) 保護裝置及相關二次回路的直流電阻、交流阻抗和電流互感器10％誤差計算分析等數據。
5) 光纖通道及接口設備的試驗數據。
6) 高頻通道及加工設備的試驗數據。
7) 安裝、調試過程對設計和設備的變更以及缺陷處理的全過程記錄。
8) 保護的調試報告和竣工圖紙。
8.2 通信
8.2.1 安裝在通信室的保護專用光電轉換設備與通信設備間應使用屏蔽電纜，并按敷設等電位接地網的要求，沿這些電纜敷設截面不小于100mm銅排（纜）可靠與通信設備的接地網緊密連接。
注：通信接地網要求與保護室一致與變電站等電位接地網可靠連接。
8.2.2 結合濾波器引入通信室的高頻電纜，以及通信室至保護室的電纜宜按上述要求敷設等電位接地網，并將電纜的屏蔽層兩端分別接至等電位接地網的銅排。
8.2.3 分相電流差動保護應采用同一路由收發、往返延時一致的通道。
8.2.4 重點清查傳輸允許命令信號的繼電保護復用接口設2
備，要求不帶有延時展寬，防止系統功率倒向時引起繼電保護誤動作。
8.2.5 建立與完善阻波器、結合濾波器等高頻通道加工設備的定期檢修制度，落實責任制，消除檢修、管理的死區，應注意做到：
1) 定期檢查線路高頻阻波器、結合濾波器等設備是否工作在正常狀態。
注：目前對上述設備無測試條件的，可聘請有關檢測部門協助完成。
2) 對已退役的高頻阻波器、結合濾波器和分頻濾過器等設備，應及時采取安全隔離措施。
注：對已退役的高頻阻波器、結合濾波器和分頻濾過器等
設備，應及時拆除。
8.3 互感器
8.3.1 在新建、擴建和技改工程中，應根據《電流互感器和電壓互感器選擇和計算導則》DL/T 866-2004、《保護用電流互感器暫態特性技術要求》GB 16847－1997和電網發
展的情況進行互感器的選型工作，并充分考慮到保護雙重化配置的要求，優先選用貫穿式電流互感器。
8.3.2 對已運行的電流、電壓互感器，特別是用于各類差動保護的電流互感器應按照 （8.3.1）的要求進行復查，對不滿足要為求的應及時調整互感器的變比或安排更換。 注：要求在改造擴建時逐步予以改造。
8.3.3 用于220kV～500kV電網的母線差動、變壓器差動和發變組差動保護各支路的電流互感器應優先選用誤差限制系數和飽和電壓較高的電流互感器。
8.3.4 在各類差動保護中應使用相同類型的電流互感器。
8.3.5 應對已運行的母線、變壓器和發變組差動保護電流互感器二次回路負載進行10%誤差計算和分析，校核主設備各側二次負載的平衡情況，并留有足夠裕度。不符合要求的電流互感器應安排更換。
8.3.6 線路或主設備保護電流二次回路使用“和電流”的接線方式時，兩側電流互感器的相關特性應一致，避免在遇到較大短路電流時因“和電流”接線的“汲出效應”導
致保護不正確動作。
注：新建設計選型時予以考慮。
8.3.7 各類保護裝置接于電流互感器二次繞組時，應考慮到既要消除保護死區，同時又要盡可能減輕電流互感器本身故障時所產生的影響。
8.3.8 保護屏柜上交流電壓回路的空氣開關應與電壓回路總路開關在跳閘時限上有明確的配合關系。
8.4 直流系統
8.4.1 在新建、擴建和技改工程中，應按《電力工程直流系統設計技術規程》DL/T 5044-2004和 《蓄電池施工及驗收規范》GB 50172-92 的要求進行交接驗收工作。
8.4.2 所有已運行的直流電源裝置、蓄電池、充電裝置、微機監控器和直流系統絕緣監測裝置都應按《蓄電池直流電源裝置運行與維護技術規程》DL/T 724-2000和《電力用高頻開關整流模塊》DL/T781-2001的要求進行維護、管理。 注：對運行的蓄電池嚴格按照上述規程執行，容量不滿足的應更換。
8.4.3 220kV及以上電壓等級變電站的直流系統應采用兩組蓄電池、三臺充電裝置的方案，每組蓄電池和充電裝置應分別接于直流母線，作為備用的第三臺充電裝置可在兩段母線之間切換。
注：對老站最低要求實現雙電雙充。
8.4.4 直流母線應采用分段運行的方式，每段母線應分別采用獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設置聯絡斷路器，正常運行時斷路器處于斷開位置。當任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。
8.4.5 應對保護直流系統的熔斷器、自動開關加強維護、
管理。在配置直流熔斷器和自動開關時，應滿足以下要求：
1) 對于采用近后備原則進行雙重化配置的保護裝置，每套保護裝置應由不同的電源供電，并分別設有專用的直流熔斷器或自動開關。
2) 母線保護、變壓器差動保護、發電機差動保護、各種雙斷路器接線方式的線路保護等保護裝置與每一斷路器的操作回路應分別由專用的直流熔斷器或自動開關供電。
3) 有兩組跳閘線圈的斷路器，其每一跳閘回路應分別
由專用的直流熔斷器或自動開關供電。
4) 直流電源總輸出回路、直流分段母線的輸出回路宜按逐級配合的原則設置熔斷器，保護柜屏的直流電源進線應使用自動開關。
5) 直流總輸出回路、直流分路均裝設熔斷器時，直流熔斷器應分級配置，逐級配合。
6) 直流總輸出回路裝設熔斷器，直流分路裝設自動開關時，必須保證熔斷器與小空氣開關有選擇性地配合，
7) 直流總輸出回路、直流分路均裝設自動開關時，必須確保上、下級自動開關有選擇性地配合，自動開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機在滿功率發信的狀態下）的2.0倍選用。 注：直流系統熔斷器、自動開關及電源分配不滿足上述要求的，應在改造工作中逐步實現。
8.4.6 為防止因直流熔斷器不正常熔斷或自動開關失靈而擴大事故，應定期對運行中的熔斷器和自動開關進行檢驗，嚴禁質量不合格的熔斷器和自動開關投入運行。
8.4.7 繼電保護直流系統運行中的電壓紋波系數應不大于
2%，最低電壓不低于額定電壓的85%，最高電壓不高于額定電壓的110%。
8.4.8 應加強對直流系統的管理，防止直流系統故障，特別要重點防止交流電混入直流回路，造成電網事故。
注：對直流系統應進行定期檢查測試，按照規定進行周期性充放電試驗，直流母線電壓平衡測試，并予以記錄。 附錄：《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試
行）繼電保護
相關專業條款摘錄
2 防止系統穩定破壞事故
2.1.4 一次設備投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。
2.1.6 加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設備快速保護建設。220kV及以上電壓等級變壓器、高抗等主設備的微機保護應按雙重化配置，220kV及以上環網運行線路應配置雙重化全線速動保護，必要時500(330)kV及樞紐220kV廠站母線采用雙重化母差保護配置。
2.2.8 避免220kV及以上電壓等級線路、樞紐廠站的母線、
變壓器等設備無快速保護運行。母線無母差保護時，應盡量減少無母差保護運行時間并嚴禁安排母線及相關元件的倒閘操作。受端系統樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應側重防止保護拒動。
2.2.9 加強開關設備運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。對于500kV（330 kV）廠站、220kV樞紐廠站分閘時間分別大于50 ms、60 ms的開關設備，應盡快通過檢修或技術改造提高其分閘速度，對于經上述工作后分閘時間仍達不到以上要求的開關要盡快進行更換。
3 防止機網協調事故
3.1.1 并網電廠涉及電網安全穩定運行的勵磁系統和調速系統、繼電保護和安全自動裝置、高壓側或升壓站電氣設備、調度通信和自動化設備等應納入電力系統統一規劃、設計、運行管理，其技術性能和參數應達到國家及行業有關標準要求，其技術規范應滿足所接入電網要求，并應達到技術監督及安全性評價的要求。
3.1.3 200MW及以上并網機組的高頻率、低頻率保護，過電壓、低電壓保護，過激磁保護，失磁保護，失步保護，阻抗
保護及振蕩解列裝置、發電機勵磁系統（包括PSS）等設備（保護）定值必須經有關調度部門審定。其中機組低頻率保護的定值應低于系統低頻減載的最低一級定值，機組低電壓保護定值應低于系統(或所在地區)低壓減載的最低一級定值。
3.3 加強發電機組的參數管理
機組并網調試前三個月，發電廠應向相應調度部門提供電網計算分析所需的主設備（發電機、變壓器等）參數、二次設備（CT、PT）參數及保護裝置技術資料以及勵磁系統（包括PSS）、調速系統技術資料（包括原理及傳遞函數框圖）等。發電廠應經靜態及動態試驗驗證定值整定正確，并向調度部門提供整定調試報告。同時，發電廠應根據有關調度部門電網穩定計算分析要求，開展勵磁系統（包括PSS）、調速系統、原動機的建模及參數實測工作，并將試驗報告報有關調度部門。
3.4 發電機非正常及特殊運行方式下的要求
3.4.2 新投產的大型汽輪發電機應具有一定的耐受帶勵磁失步振蕩的能力。發電機失步保護應考慮既要防止發電機損
壞又要減小失步對系統和用戶造成的危害。為防止失步故障擴大為電網事故，應當為發電機解列設置一定的時間延遲，使電網和發電機具有重新恢復同步的可能性。
3.4.3 發電廠應制定完備的發電機帶勵磁失步振蕩故障的應急措施，并按有關規定作好保護定值整定，包括：
a）當失步振蕩中心在發電機－變壓器組內部時，應立即解列發電機。
b）當發電機電流低于三相出口短路電流的60%～70%時（通常振蕩中心在發電機－變壓器組外部），發電機組應允許失步運行5～20個振蕩周期。此時，應立即增加發電機勵磁，同時減少有功負荷，切換廠用電，延遲一定時間，爭取恢復同步。
3.4.4 發電機失磁異步運行
3.4.4.1 嚴格控制發電機組失磁異步運行的時間和運行條件。根據國家有關標準規定，不考慮對電網的影響時，汽輪發電機應具有一定的失磁異步運行能力，但只能維持發電機失磁后短時運行，此時必須快速降負荷。若在規定的短時運行時間內不能恢復勵磁，則機組應與系統解列。
3.4.4.2 發電機失去勵磁后是否允許機組快速減負荷并短時運行，應結合電網和機組的實際情況綜合考慮。如電網不允許發電機無勵磁運行，當發電機失去勵磁且失磁保護未動作時，應立即將發電機解列。
3.4.5 頻率異常
3.4.5.1 為防止頻率異常時發生電網崩潰事故，發電機組應具有必要的頻率異常運行能力。正常運行情況下，汽輪發電機組頻率異常允許運行時間應滿足以下要求：
表1 汽輪發電機組頻率異常允許運行時間
頻率范圍
（Hz）
累計（min）
51.0以上～
51.5
50.5以上～
51.0
48.5～50.5
48.5以下～>30 >180 連續運行 >>300 >180 每次（sec） >30 允許運行時間
48.0
48.0以下～
47.5
47.5以下～
47.0
47.0以下～
46.5
300 >60 >10 >2 >5 >20 >60
3.4.5.2 電網低頻減載裝置的配置和整定，應保證系統頻率動態特性的低頻持續時間符合相關規定，并有一定裕度。發電機組低頻保護定值可按汽輪機和發電機制造廠有關規定進行整定，但不得低于表1所列的每次允許時間。
4 防止電氣誤操作事故
4.2.2 斷路器或刀閘閉鎖回路不能用重動繼電器，應直接用斷路器或隔離開關的輔助觸點；操作斷路器或隔離開關時，應以現場狀態為準。
4.2.3 防誤裝置電源應與繼電保護及控制回路電源獨立。 5 防止樞紐變電站全停事故
5.2 防止直流系統故障造成樞紐變電站全停
5.2.1 樞紐變電站直流系統應充分考慮設備檢修時的冗余，應采用兩組蓄電池、三臺充電機的方案， 每組蓄電池和充電機應分別接于一段直流母線上，第三臺充電裝置（備用充電裝置）可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。
5.2.2 直流母線應采用分段運行方式，每段母線分別由獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設置聯絡開關，正常運行時該開關處于斷開位置。
5.2.3 加強直流保險管理，直流保險應按有關規定分級配置。直流保險/熔斷器必須采用質量合格的產品，防止因直流保險熔斷而擴大事故。
5.2.4 嚴格直流專用空氣開關的分級配置管理，防止因直流開關不正常脫扣造成事故擴大。保護裝置應采用直流專用空氣開關。
5.2.5 嚴格蓄電池組的運行維護管理，防止運行環境溫度過高或過低造成蓄電池組損壞。
5.3 防止繼電保護誤動造成樞紐變電站全停
5.3.1 為提高繼電保護的可靠性，重要線路和設備必須堅持按雙重化配置互相獨立保護的原則。傳輸兩套獨立的主保護通道相對應的電力通信設備也應為兩套完整獨立的、兩種不同路由的通信系統，其相應的通信監控監測信息應被采集匯總到上一級調度（通信）機構的通信監控主站系統。
5.3.2 在各類保護裝置接于電流互感器二次繞組時，應考慮到既要消除保護死區，同時又要盡可能減輕電流互感器本身故障時所產生的影響。
5.3.3 繼電保護及安全自動裝置應選用抗干擾能力符合有關規程規定的產品，并采取必要的抗干擾措施，防止繼電保護及安全自動裝置在外界電磁干擾下不正確動作造成樞紐變電站全停。
8 防止直流輸電和換流設備事故
8.2.8 加強設備重瓦斯保護的運行管理。在正常運行過程中，重瓦斯保護應投跳閘。若需退出重瓦斯保護時，應預先制定安全措施，并經有關主管領導批準。
8.6 防止直流控制保護設備事故
8.6.1 直流系統控制保護應至少采用完全雙重化配置，每套
控制保護應有獨立的硬件設備，包括專用電源、主機、輸入輸出電路和保護功能軟件。
8.6.2 直流保護應采用分區重疊布置，每一區域或設備至少設置雙重化的主、后備保護。
8.6.3 直流保護系統的結構設計應避免單一元件的故障引起直流保護誤動跳閘。如果雙/多重化直流保護系統相互獨立，之間不采用切換方式防誤動，則每套保護必須有完善的防誤動措施，實現防誤動邏輯的硬件應與實現保護邏輯的硬件相互獨立。
8.6.4 應充分發揮技術管理的職能作用，加大直流控制保護技術監督力度，有針對性地指導運行維護單位加強控制保護工作。
8.6.5 有關控制系統軟件及參數的修改須經主管部門的同意。保護策略、參數及現場二次回路變更須經相關保護管理部門同意。
9 防止大型變壓器損壞事故
9.6 加強變壓器保護管理
9.6.1 變壓器本體、有載分接開關的重瓦斯保護應投跳閘。
若需退出重瓦斯保護，應預先制定安全措施，并經總工程師批準，限期恢復。
9.6.2 新安裝的瓦斯繼電器必須經校驗合格后方可使用。瓦斯保護投運前必須對信號跳閘回路進行保護試驗。
9.6.3 瓦斯繼電器應定期校驗。當氣體繼電器發出輕瓦斯動作信號時，應立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以判明氣體成分，同時取油樣進行色譜分析，查明原因及時排除。
9.6.4 變壓器本體保護應加強防雨、防震措施。
9.6.5 變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過較大啟動功率中間繼電器的兩付接點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路，減少電纜迂回帶來的直流接地、對微機保護引入干擾和二次回路斷線等不可靠因素。 10 防止互感器損壞事故
為防止互感器損壞事故，應嚴格執行國家電網公司《預防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（國家電網生
[2004]641號）、《110（66）kV～500kV互感器技術監督規定》（國家電網生技[2005]174號）等有關規定，并提出以下重點要求：
10.1 加強對互感器類設備從選型、定貨、驗收到投運的全過程管理，重要互感器應選擇具有較長、良好運行經驗的互感器類型和有成熟制造經驗的制造廠。
10.2.3.4 已安裝完成的互感器若長期未帶電運行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投運前應按照預試規程進行預防性試驗。
10.2.5.7 為避免油紙電容型電流互感器底部事故時擴大影響范圍，應將接母差保護的二次繞組設在一次母線的L1側。 10.2.5.8 根據電網發展情況，應注意驗算電流互感器動熱穩定電流是否滿足要求。若互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規定的動熱穩定電流值時，應及時改變變比或安排更換。
11 防止開關設備事故
11.5.1 根據可能出現的系統最大運行方式，每年定期核算開關設備安裝地點的短路電流。如開關設備額定開斷電流不能滿足要求，應采取以下措施：
1）合理改變系統運行方式，限制和減少系統短路電流。
2）采取加裝電抗器等限流措施限制短路電流。
3）在繼電保護方面采取相應措施，如控制斷路器的跳閘順序等。
4) 更換為短路開斷電流滿足要求的斷路器。
11.10 預防斷路器合分時間與保護裝置動作時間配合不當引發故障的措施
11.10.1 解決斷路器合-分時間與繼電保護裝置動作時間配合不當的問題，必須以滿足電力系統安全穩定要求為前提，因此不宜通過延長繼電保護裝置動作時間來解決，而應通過斷路器自身采取可靠措施來實現。
11.10.2 根據《電力系統安全穩定導則》（DL/T 755-2001）及有關規定要求，斷路器合-分時間的設計取值應不大于60ms，推薦采用不大于50ms。
11.10.3 應重視對以下兩個參數的測試工作：
1）斷路器合-分時間。測試結果應符合產品技術條件中的要求。
2）斷路器輔助開關的轉換時間與主觸頭動作時間之間的配合。
11.11 預防控制回路電源和二次回路引發開關設備故障的
措施
11.11.1 各種直流操作電源均應保證斷路器合閘電磁鐵線圈通電時的端子電壓不低于標準要求。對于電磁操動機構合閘線圈的端子電壓，當關合電流小于50kA（峰值）時不低于額定操作電壓的80％；當關合電流等于或大于50kA（峰值）時不低于額定操作電壓的85％，并均不高于額定操作電壓值的110％，以確保合閘和重合閘的動作可靠性。不能滿足上述要求時，應結合具體情況予以改進。
11.11.2 220kV及以上電壓等級變電站站用電應有兩路可靠電源，新建變電站不得采用硅整流合閘電源和電容儲能跳閘電源。
11.11.3 定期檢查直流系統各級熔絲或直流空氣開關配置是否合理，熔絲是否完好。
12 防止接地網和過電壓事故
為防止接地網和過電壓事故，應認真貫徹《交流電氣裝置的接地》（DL/T 621-1997）、《接地裝置工頻特性參數的測量導則》（DL/T 475-1992）、《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》（DL/T 620-1997）及其它有關規定，
并提出以下重點要求：
12.1 防止接地網事故
12.1.1 設計、施工的有關要求
12.1.1.1 在輸變電工程設計中，應認真吸取接地網事故教訓，并按照相關規程規定的要求，改進和完善接地網設計。 12.1.1.2 對于220kV及以上重要變電站，當站址土壤和地下水條件會引起鋼質材料嚴重腐蝕時，宜采用銅質材料的接地網。
12.1.1.3 在新建工程設計中，應結合所在區域電網長期規劃考慮接地裝置（包括設備接地引下線）的熱穩定容量，并提出有接地裝置的熱穩定容量計算報告。
12.1.1.4 在擴建工程設計中，除應滿足12.1.1.3中新建工程接地裝置的熱穩定容量要求以外，還應對前期已投運的接地裝置進行熱穩定容量校核，不滿足要求的必須在現期的基建工程中一并進行改造。
12.1.1.5 變壓器中性點應有兩根與主地網不同干線連接的接地引下線，并且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。重要設備及設備架構等宜有兩根與主地網不同干線連接
的接地引下線，并且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。連接引線應便于定期進行檢查測試。
12.1.1.6 施工單位應嚴格按照設計要求進行施工，預留設備、設施的接地引下線必須經確認合格，隱蔽工程必須經監理單位和建設單位驗收合格，在此基礎上方可回填土。同時，應分別對兩個最近的接地引下線之間測量其回路電阻，測試結果是交接驗收資料的必備內容，竣工時應全部交甲方備存。
12.1.1.7 接地裝置的焊接質量必須符合有關規定要求，各設備與主地網的連接必須可靠，擴建地網與原地網間應為多點連接。
12.1.1.8 對于高土壤電阻率地區的接地網，在接地電阻難以滿足要求時，應采用完善的均壓及隔離措施，方可投入運行。對弱電設備應有完善的隔離或限壓措施，防止接地故障時地電位的升高造成設備損壞。
12.1.2 運行維護的有關要求
12.1.2.1 對于已投運的接地裝置，應根據地區短路容量的變化，校核接地裝置（包括設備接地引下線）的熱穩定容量，
并結合短路容量變化情況和接地裝置的腐蝕程度有針對性地對接地裝置進行改造。對于變電站中的不接地、經消弧線圈接地、經低阻或高阻接地系統，必須按異點兩相接地校核接地裝置的熱穩定容量。
12.1.2.2 接地引下線的導通檢測工作應1～3年進行一次，應根據歷次測量結果進行分析比較，以決定是否需要進行開挖、處理。
12.1.2.3 定期(時間間隔應不大于5年)通過開挖抽查等手段確定接地網的腐蝕情況。如發現接地網腐蝕較為嚴重，應及時進行處理。銅質材料接地體地網不必定期開挖檢查。 12.1.2.4 認真執行《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596-1996）及《接地裝置工頻特性參數的測量導則》（DL/T 475-1992）有關接地裝置的試驗要求，同時應測試各設備與接地網的連接情況，嚴禁設備失地運行。
12.3 防止變壓器中性點過電壓事故
12.3.1 切合110kV及以上有效接地系統中性點不接地的空載變壓器時，應先將該變壓器中性點臨時接地。
12.3.2 為防止在有效接地系統中出現孤立不接地系統并產
自動裝置技術規程》、《繼電保護及安全自動裝置運行管理規程》、《繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》、《繼電保護和安全自動裝置現場工作保安規定》、《35～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程》、《220～500kV電網繼電保護裝置運行整定規程》、《電力系統繼電保護技術監督規定（試行）》、《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》、《電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程》、《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》等有關標準和規程、規定，并提出以下要求：
14.1 規劃
14.1.1 繼電保護是電網的重要組成部分。在一次系統規劃建設中，應充分考慮繼電保護的適應性，避免出現特殊接線方式造成繼電保護配置及整定難度的增加，為繼電保護安全可靠運行創造良好條件。
14.1.2 繼電保護裝置的配置和選型，必須滿足有關規程規定的要求，并經相關繼電保護管理部門同意。
14.2 繼電保護配置
電力系統重要設備的繼電保護應采用雙重化配置。
14.2.1 繼電保護雙重化配置的基本要求
14.2.1.1 兩套保護裝置的交流電壓、交流電流應分別取自電壓互感器和電流互感器互相獨立的繞組。其保護范圍應交叉重疊，避免死區。
14.2.1.2 兩套保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線段。
14.2.1.3 兩套保護裝置的跳閘回路應分別作用于斷路器的兩個跳閘線圈。
14.2.1.4 兩套保護裝置與其他保護、設備配合的回路應遵循相互獨立的原則。
14.2.1.5 兩套保護裝置之間不應有電氣聯系。
14.2.1.6 線路縱聯保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）、遠方跳閘及就地判別裝置應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。
14.2.2 330kV及以上電壓等級輸變電設備的保護應按雙重化配置。
14.2.3 220kV及以上電壓等級線路保護應按雙重化配置。 14.2.4 220kV及以上電壓等級變壓器、高抗、串補、濾波器
等設備微機保護應按雙重化配置。每套保護均應含有完整的主、后備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，并能作用于跳閘或給出信號。
14.2.4.1 充分考慮電流互感器二次繞組合理分配，對確無法解決的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可采取起動失靈和遠方跳閘等后備措施加以解決。
14.2.4.2 雙母線接線變電站的母差保護、斷路器失靈保護應經復合電壓閉鎖。
14.2.5 變壓器、電抗器宜配置單套本體保護，應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。未采用就地跳閘方式的變壓器本體保護應設置獨立的電源回路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視回路）和出口跳閘回路，且必須與電氣量保護完全分開。非電量保護中開關場部分的中間繼電器，必須由強電直流起動且應采用起動功率較大的中間繼電器，其動作速度不宜小于10ms。
14.2.6 100MW及以上容量發電機變壓器組應按雙重化原則配置微機保護（非電氣量保護除外）。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜采用雙重化配置。每套保護均應含有
完整的主、后備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，并能作用于跳閘或給出信號。
14.2.6.1 發電機變壓器組非電量保護按照14.2.5執行。 14.2.6.2 發電機變壓器組的斷路器三相位置不一致保護應啟動失靈保護。
14.2.6.3 200MW及以上容量發電機定子接地保護宜將基波零序保護與三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘。
14.2.6.4 200MW及以上容量發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。
14.2.6.5 200MW及以上容量發電機應裝設起、停機保護。 14.3 繼電保護設計
14.3.1 采用雙重化配置的兩套保護裝置應安裝在各自保護柜內，并應充分考慮運行和檢修時的安全性。
14.3.2 有關斷路器的選型應與保護雙重化配置相適應，必須具備雙跳閘線圈機構。
14.3.3 斷路器三相位置不一致保護應采用斷路器本體三相位置不一致保護。
14.3.4 縱聯保護應優先采用光纖通道。
14.3.5 主設備非電量保護應防水、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器至保護柜的電纜應盡量減少中間轉接環節。 14.3.6 新建和擴建工程宜選用具有多次級的電流互感器，優先選用貫穿（倒置）式電流互感器。
14.3.7 差動保護用電流互感器的相關特性應一致。
14.3.8 對閉鎖式縱聯保護，“其它保護停信”回路應直接接入保護裝置，而不應接入收發信機。
14.4 基建調試、驗收
14.4.1 應從保證設計、調試和驗收質量的要求出發，合理確定新建、擴建、技改工程工期。基建調試應嚴格按照規程規定執行，不得為趕工期減少調試項目，降低調試質量。 14.4.2 基建單位應至少提供以下資料：一次設備實測參數；通道設備的參數和試驗數據、通道時延等（包括接口設備、高頻電纜、阻波器、結合濾波器、耦合電容器等）；電流互感器的試驗數據（如變比、伏安特性及10％誤差計算等）；瓦斯繼電器試驗報告；全部保護竣工圖紙（含設計變更）。 14.4.3 基建驗收
14.4.3.1 驗收方應根據有關規程、規定及反措要求制定詳細的驗收標準。
14.4.3.2 應保證合理的設備驗收時間，確保驗收質量。 14.4.3.3 必須進行所有保護整組檢查，模擬故障檢查保護壓板的唯一對應關系，避免有任何寄生回路存在。
14.4.3.4 對于新投設備，做整組試驗時，應按規程要求把被保護設備的各套保護裝置串接在一起進行。
14.5 運行管理
14.5.1 嚴格執行和規范現場安全措施，防止繼電保護“三誤”事故。
14.5.2 配置足夠的保護備品、備件，縮短繼電保護缺陷處理時間。
14.5.3 加強微機保護裝置軟件版本管理，未經主管部門認可的軟件版本不得投入運行。
14.5.4 建立和完善繼電保護故障信息管理系統，嚴格按照國家有關網絡安全規定，做好有關安全防護。一般不允許開放遠方修改定值、軟件和配置文件的功能。
14.5.5 加強阻波器、結合濾波器等高頻通道加工、結合設
備的定期檢修，落實責任單位，消除檢修管理的死區。 14.5.6 所有差動保護（母線、變壓器、發電機的縱、橫差等）在投入運行前，除測定相回路和差回路外，還必須測量各中性線的不平衡電流、電壓，以保證保護裝置和二次回路接線的正確性。
14.5.7 未配置雙套母差保護的變電站，在母差保護停用期間應采取相應措施，嚴格限制母線側刀閘的倒閘操作，以保證系統安全。
14.5.8 定期對繼電保護微機型試驗裝置進行全面檢測，確保裝置的精度及各項功能滿足繼電保護試驗需要。
14.5.9 加強機電保護裝置運行維護工作。裝置檢驗應保質保量，嚴禁超期和漏項，應特別加強對基建投產設備在一年內的全面校驗，提高繼電保護設備健康水平。
14.5.10 繼電保護專業和通信專業應密切配合。注意校核繼電保護通信設備（光纖、微波、載波）傳輸信號的可靠性和冗余度，防止因通信問題引起保護不正確動作。
14.5.11 加強對縱聯保護通道加工設備的檢查，重點檢查通信PCM、載波機等設備是否設定了不必要的收、發信環節的
延時或展寬時間。
14.5.12 相關專業人員在繼電保護回路工作時，必須遵守繼電保護的有關規定。
14.5.13 針對電網運行工況，加強備用電源自動投入裝置的管理。
14.5.14 保護軟件及現場二次回路變更須經相關保護管理部門同意。
14.6 定值管理
14.6.1 依據電網結構和繼電保護配置情況，按相關規定進行繼電保護的整定計算。
14.6.2當靈敏性與選擇性難以兼顧時，應首先考慮以保靈敏度為主，防止保護拒動，并備案報主管領導批準。
14.6.3 宜設置不經任何閉鎖的、長延時的線路后備保護。 14.6.4 發電廠繼電保護整定
14.6.4.1 發電廠應按相關規定進行繼電保護整定計算，并認真校核與系統保護的配合關系。
14.6.4.2 加強發電廠廠用系統的繼電保護整定計算與管理，防止因廠用系統保護不正確動作，擴大事故范圍。
14.6.5.3 定期對所轄設備的整定值進行全面復算和校核。 14.7 二次回路
14.7.1 嚴格執行有關規程、規定及反措，防止二次寄生回路的形成。
14.7.2 嚴格執行《關于印發繼電保護高頻通道工作改進措施的通知》的有關要求，高頻通道必須敷設100mm銅導線。 14.7.3 保護室與通信室之間所用信號傳輸電纜，應采用雙絞雙屏蔽電纜，屏蔽層在兩端分別接地。
14.7.4 裝設靜態型、微機型繼電保護裝置和收發信機的廠、站接地電阻應按規定（GB/T 2887-1989和GB 9361-1988）不大于0.5歐姆，上述設備的機箱應構成良好電磁屏蔽體并有可靠的接地措施。
14.7.5 對經長電纜跳閘的回路，應采取防止長電纜分布電容影響和防止出口繼電器誤動的措施。
14.7.6 如果斷路器只有一組跳閘線圈，失靈保護裝置工作電源應與相對應的斷路器操作電源取自不同的直流電源系統。
14.8 新設備投產時應認真編寫保護啟動方案，做好事故預2
想，確保設備故障能可靠切除。
14.9 加強繼電保護技術監督。在發、輸、配電工程初設審查、設備選型、設計、安裝、調試、運行維護等階段，均必須實施繼電保護技術監督。應按照依法監督、分級管理、專業歸口的原則實行技術監督、報告責任制和目標考核制度。 15 防止電網調度自動化系統與電力通信網事故
15.2.3 直接影響電網安全穩定運行的同一條線路的兩套繼電保護和同一系統的兩套安全自動裝置應配置兩套獨立的通信設備，并分別由兩套獨立的通信電源供電，兩套通信設備和通信電源在物理上應完全隔離。
15.2.4 繼電保護復用接口設備傳輸允許命令信號時，原則上不應帶有延時展寬，防止系統功率倒向時，引起繼電保護誤動作。
15.2.6 電力調度機構、通信樞紐、變電站和大（中）型發電廠的通信光纜或電纜應全線穿管敷設，并盡可能采用不同路由的電纜溝進入通信機房和主控室。通信電纜溝應與一次動力電纜溝相分離，如不具備條件，應采取電纜溝內部分隔等措施進行有效隔離。
15.2.7 通信設備應具有獨立的通信專用直流電源系統（蓄電池供電時間一般應不少于4小時），在供電比較薄弱或重要通信站應配備柴油發電機，不允許采用廠站直流系統經逆變給通信設備供電。
15.2.8 電網或發電廠的通信設備（含通信電源系統）應具備完善的通信監測系統和必須的聲響告警裝置。
《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求西北電網實施細則
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《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（試行）繼電保護專業重點實施要求西北電網實施細則
附圖：二次抗干擾等電位接地網圖
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