继电保护和安全自动装置.docx
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继电保护和安全自动装置
继电保护和安全自动装置
GB14285－93
技术规程
Technicalcodeforrelayingprotectionandsecurityautomaticequipment
1总则
1.1主题内容与适用范围
本标准规定了电力系统继电保护和安全自动装置的科研、设计、制造、施工和运行等
有关部门共同遵守的基本原则。
本标准适用于3kV及以上电力系统中电力设备和线路的继电保护和安全自动装置,作
为科研、设计、制造、施工和运行等部门共同遵守的技术规程。
1.2继电保护和安全自动装置应符合可靠性（信赖性和安全性）、选择性、灵敏性和速动性
的要求。
当确定其配置和构成方案时,应综合考虑以下几个方面:
a.电力设备和电力网的结构特点和运行特点;
b.故障出现的概率和可能造成的后果;
c.电力系统的近期发展情况;
d.经济上的合理性;
e.国内和国外的经验。
1.3继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。
确定电力网结构、厂站主接
线和运行方式时,必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑,合理安排。
继电保护和安全自动装置的配置方式,要满足电力网结构和厂站主接线的要求,并考虑
电力网和厂站运行方式的灵活性。
对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、厂站
主接线形式、变压器接线方式和运行方式,应限制使用。
1.4应根据审定的电力系统设计或审定的系统接线图及要求,进行继电保护和安全自动装
置的系统设计。
在系统设计中,除新建部分外,还应包括对原有系统继电保护和安全自动装
置不符合要求部分的改造设计。
为便于运行管理和有利于性能配合,同一电力网或同一厂站内的继电保护和安全自动
装置的型式,不宜品种过多。
1.5电力系统中,各电力设备和线路的原有继电保护和安全自动装置,凡能满足可靠性、选
择性、灵敏性和速动性要求的,均应予以保留。
凡是不能满足要求的,应逐步进行改造。
1.6继电保护和安全自动装置的新产品,应按国家规定的要求和程序进行鉴定,合格后,方
可推广使用。
设计、运行单位应积极创造条件支持新产品的试用。
2继电保护
2.1一般规定
2.1.1电力系统中的电力设备和线路,应装设短路故障和异常运行保护装置。
电力设备和
线路短路故障的保护应有主保护和后备保护,必要时可再增设辅助保护。
2.1.1.1主保护是满足系统稳定和设备安全要求,能以最快速度有选择地切除被保护设备
和线路故障的保护。
2.1.1.2后备保护是主保护或断路器拒动时,用以切除故障的保护。
后备保护可分为远后备
和近后备两种方式。
a.远后备是当主保护或断路器拒动时,由相邻电力设备或线路的保护实现后备;
b.近后备是当主保护拒动时,由本电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护;是
当断路器拒动时,由断路器失灵保护来实现的后备保护。
2.1.1.3辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而
增设的简单保护。
2.1.1.4异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。
2.1.2继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
2.1.2.1可靠性是指保护该动作时应动作,不该动作时不动作。
为保证可靠性,宜选用可能的最简单的保护方式,应采用由可靠的元件和尽可能简单的
回路构成的性能良好的装置,并应具有必要的检测、闭锁和双重化等措施。
保护装置应便
于整定，调试和运行维护。
2.1.2.2选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障,当故障设备或线路本身
的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。
为保证选择性,对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元
件（如起动与跳闸元件或闭锁与动作元件）,其灵敏系数及动作时间应相互配合。
当重合于本线路故障,或在非全相运行期间健全相又发生故障时,相邻元件的保护应保
证选择性。
在重合闸后加速的时间内以及单相重合闸过程中,发生区外故障时,允许被加速
的线路保护无选择性。
在某些条件下必须加速切除短路时,可使保护无选择性动作。
但必须采取补救措施。
例如采用自动重合闸或备用电源自动投入来补救。
2.1.2.3灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时,保护装置应具有必
要的灵敏系数。
灵敏系数应根据不利正常（含正常检修）运行方式和不利的故障类型计算。
各类短路保护的灵敏系数,不宜低于表1所列数值。
表1短路保护的最小灵敏系数
保护分类保护类型组成元件灵敏系数备注
电流元件和电压元件1.3～1.5200km以上线路,不小于1.3;50～200km线
路,不小于1.4;50km以下线路,不小于1.5带方向和不带方向
的电流保护或电压
保护零序或负序方向元件2.0
负序和零序增量或
负序分量元件4距离保护第三段动作区末端故障,大于2起
动
元
件电流和阻抗元件1.5距离保护
距离元件1.3～1.5线路末端短路电流应为阻抗元件精确工作
电流2倍以上。
200km以上线路,不小于
1.3;50~200km线路,不小于1.4;50km以下线路,不小于1.5
2.0线路两侧均未断开前,其中一侧保护按线路
中点短路计算电流和电压起动元件
1.5线路一侧断开后、另—侧保护按对侧短路计
算
4.0线路两侧均未断开前,其中一侧保护按线路
中点短路计算平行线路的横联
差动方向保护和电
流平衡保护
零序方向元件
2.5线路一侧断开后、另—侧保护按对侧短路计
算
跳闸回路中的方向元件3.0
跳闸回路中的电流和电
压元件2.0方向比较式纵联
压元件
跳闸回路中的阻抗元件1.5个别情况下,为1.3
跳闸回路中的电流和电
压元件2.0相位比较式纵联
保护跳闸回路中的阻抗元件1.5
发电机、变压器、
线路和电动机纵差
保护差电流元件
2.0
母线的完全电流
差动保护差电流元件2.0
母线的不完全电
流差动保护差电流元件1.5主保护
发电机、变压器、
线路和电动机的电
流速断保护电流元件
2.0按保护安装处短路计算
电流、电压和阻抗元件1.2远后备保护零序或负序方向元件1.5按相邻电力设备和线路末端短路计算（短路
电流应为阻抗元件精确工作电流2倍以上），
可考虑相继动作
1.3后备保护
近后备保护电流、电压和阻抗元件，
负序或零序方向元件2.0按线路末端短路计算
辅助保护电流速断保护1.2按正常运行方式保护安装外短路计算
注：
①主保护的灵敏系数除表中注出者外，均按被保护线路（设备）末端短路计算。
②保护装置如反应故障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值与保护整定值
之比；如反应故障时减少的量，则为保护整定值与金属性短路计算值之比。
③各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元件的灵敏系数不作规定。
④本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。
2.1.2.4速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障,其目的是提高系统稳定性,减轻故
障设备和线路的损坏程度,缩小故障波及范围,提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动
投入的效果等。
2.1.3制定保护配置方案时,对稀有故障,根据对电网影响程度和后果应采取相应措施,使
保护能按要求切除故障。
对两种故障同时出现的稀有情况仅保证切除故障。
2.1.4在各类保护装置接于电流互感器二次线组时,应考虑到既要消除保护死区,同时又要
尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。
2.1.5当采用远后备方式时,变压器或电抗器后面发生短路,由于短路电流水平低,而且对
电网不致造成影响以及在电流助增作用很大的相邻线路上发生短路等情况下,如果为了满
足相邻保护区末端短路时的灵敏性要求,将使保护过分复杂或在技术上难以实现时,可以缩
小后备保护作用的范围。
2.1.6如由于短路电流衰减、系统振荡和电弧电阻的影响,可能使带时限的保护拒绝动作
时,应根据具体情况,设置按短路电流或阻抗初始值动作的瞬时测定回路或采取其他措施。
但无论采用哪种措施,都不应引起保护误动作。
2.1.7电力设备或电力网的保护装置,除预先规定的以外，都不允许因系统振荡引起误动
作。
2.1.8保护用电流互感器（包括中间电流互感器）的稳态比误差不应大于10%。
必要时还应
考虑暂态误差。
对35kV及以下电力网,当技术上难以满足要求,且不致使保护不正确动作
时,才允许较大的误差。
原则上,保护装置与测量仪表不共用电流互感器的二次线组。
当必须共用一组二次线
组时，则仪表回路应通过中间电流互感器或试验部件连接,当采用中间电流互感器时,其二
次开路情况下,保护用电流互感器的比误差仍应不大于10%。
2.1.9在电力系统正常运行情况下,当电压互感器二次回路断线或其他故障能使保护误动
作时,应装设断线闭锁或采取其他措施,将保护装置解除工作并发出信号,当保护不致误动
作时,应设有电压回路断线信号。
2.1.10为了分析和统计继电保护工作情况,保护装置设置指示信号,并应符合下列要求:
a.在直流电压消失时不自动复归,或在直流电源恢复时,仍能重现原来的动作状态;
b.能分别显示各保护装置的动作情况;
c.在由若干部分组成的保护装置中,能分别显示各部分及各段的动作情况;
d.对复杂的保护装置,宜设置反应装置内部异常的信号;
e.用于起动顺序记录或微机监控的信号触点应为瞬时重复动作触点;
f.宜在保护出口至断路器跳闸的回路内,装设信号指示装置。
2.1.11为了便于分别校验保护装置和提高其可靠性,主保护和后备保护宜做到回路彼此
独立。
2.1.12采用静态保护装置时,对工作环境、电缆、直流电源和二次回路,应采取相应的措施,
以满足静态保护装置的特殊技术要求。
2.1.13当采用蓄电池组作直流电源时,由浮充电设备引起的波纹系数应不大于5%,放电末
期直流母线电压下限不低于额定电压的85%,充电后期直流母线电压上限不高于额定电压
的115%。
当采用交流整流电源作为保护用直流电源时,应符合下列要求:
在最大负荷情况下保护动作时,直流母线电压不应低于额定电压的80%,最高不应超过
额定电压的115%。
应采取限幅稳定（电压波动不大于±5%）和滤波（纹波系数不大于5%）措施。
如采用复式整流,则应保证各种运行方式下,在不同故障点和不同相别短路时,保护与
断路器均能可靠动作跳闸;电流互感器的最大输出功率应满足直流回路最大负荷需要。
对采用电容储能电源的变电所和水电厂,其电力设备和线路除应具有可靠的远后备保
护外,还应在失去交流电源情况下,有几套保护同时动作时,保证保护与有关断路器均能可
靠动作跳闸。
同一厂（所）的电源储能电容的组数应与保护的级数相适应。
当自动重合闸装置动作时,如重合于永久性故障,应能可靠跳闸。
2.1.14继电器和继电保护装置的直流工作电压,上限不高于额定电压的110%,下限不低于
额定电压的80%。
2.1.15采用交流操作的保护装置时,短路保护可由被保护电力设备或线路的电流互感器
取得操作电源,变压器的瓦斯保护、中性点非直接接地电力网的接地保护和自动低频减载
等,可由电压互感器或变电所（或水电厂）所用变压器取得操作电源。
必要时,可增加电容储能
电源作为跳闸的后备电源。
2.2发电机保护
2.2.1电压在3kV及以上,容量在600MW及以下发电机,应按本条的规定,对下列故障及异
常运行方式,装设相应的保护装置:
a.定子绕组相间短路;
b.定子绕组接地;
c.定子绕组匝间短路;
d.发电机外部相间短路;
e.定子绕组过电压;
f.定子绕组过负荷;
g.转子表层（负序）过负荷;
h.励磁绕组过负荷;
i.励磁回路一点及二点接地;
j.励磁电流异常下降或消失;
k.定子铁芯过励磁;
m.发电机逆功率;
n.低频;
p.失步;
q.其它故障和异常运行。
2.2.2各项保护装置,根据故障和异常运行方式的性质,按各条的规定分别动作于:
a.停机断开发电机断路器、灭磁,对汽轮发电机,还要关闭主汽门;对水轮发电机还
要半闭导水翼;
b.解列灭磁断开发电机断路器,灭磁、汽轮机甩负荷;
c.解列断开发电机断路器,汽轮机甩负荷;
d.减出力将原动机出力减到给定值;
e.缩小故障影响范围例如双母线系统断开母线联络断路器等;
f.程序跳闸对于汽轮发电机首先关闭主汽门,待逆功率继电器动作后,再跳开发电
机断路器并灭磁。
对于水轮发电机,首先将导水翼关到空载位置,再跳开发电机断路器并灭
磁;
g.信号发出声光信号。
2.2.3对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障,应按下列规定配置相应的保护作为
发电机的主保护:
2.2.3.11MW及以下单独运行的发电机,如中性点有引出线,则在中性点侧装设过电流保
护;如中性点无引出线,则在发电机端装设低电压保护。
2.2.3.21MW及以下与其它发电机或与电力系统并列运行的发电机,应在发电机机端装设
电流速断保护。
如电流速断保护灵敏系数不符合要求,可装设纵联差动保护;对中性点没有
引出线的发电机,可装设低压过流保护。
2.2.3.3对1MW以上的发电机,应装设纵联差动保护。
2.2.3.4对发电机变压器组,当发电机与变压器之间有断路器时,发电机装设单独的纵联差
动保护;当发电机与变压器之间没有断路器时,100MW及以下发电机,可只装设发电机变压
器组共用纵联差动保护,100MW以上发电机,除发电机变压器组共用纵联差动保护外,发电
机还应装设单独的纵联差动保护,对200~300MW的发电机变压器组亦可在变压器上增设
单独的纵联差动保护,即采用双重快速保护。
2.2.3.5对300MW及以上汽轮发电机变压器组,应装设双重快速保护,即装设发电机纵联
差动保护、变压器纵联差动保护和发电机变压器组并用纵联差动保护,当发电机与变压器
之间有断路器时,装设双重发电机纵联差动保护。
2.2.3.6应对纵联差动保护采取措施,例如用带速饱和电流互感器或具有制动特性的继电
器,在穿越性短路及自同步或非同步合闸过程中,减轻不平衡电流所产生的影响,以尽量降
低动作电流的整定值。
2.2.3.7如纵联差动保护的动作电流整定值大于发电机的额定电流,应装设电流回路断线
监视装置,断线后动作于信号。
2.2.3.8本条中规定装设的过电流保护、电流速断保护、低电压保护、低压过流和纵联差
动保护,均应动作于停机。
2.2.4对发电机定子绕组的单相接地故障,接地保护应符合以下要求:
2.2.4.1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值按制造厂的规定值,无规定时,可参照表
2中所列数据。
表2发电机定子绕组单相接地故障电流允许值
发电机额定电压发电机额定容量接地电流允许值
kVMWA6.3≤504
汽轮发电机50～100310.5水轮发电机10～100
汽轮发电机125～20021）
13.8～15.75水轮发电机40～22518～20300～6001
注:
1）对于氢冷发电机为2.5A。
2.2.4.2与母线直接连接的发电机:
当单相接地故障电流（不考虑消弧线圈的补偿作用）大于
允许值（参照表2）时,应装设有选择性的接地保护装置。
保护装置由装于机端的零序电流互感器和电流继电器构成。
其动作电流按躲过不平衡
电流和外部单相接地时发电机稳态电容电流整定。
接地保护带时限动作于信号,但当消弧
线圈退出运行或由于其它原因使残余电流大于接地电流允许值时,应切换为动作于停机。
当未装接地保护,或装有接地保护但由于运行方式改变及灵敏系数不符合要求等原因
不能动作时,可由单相接地监视装置动作于信号。
为了在发电机与系统并列前检查有无接地故障,应在发电机机端装设测量零序电压的
电压表。
2.2.4.3发电机变压器组:
对100MW以下发电机,应装设保护区不小于90%的定子接地保
护,对100MW及以上的发电机,应装设保护区为100%的定子接地保护。
保护装置带时限动
作于信号,必要时也可动作于停机。
为检查发电机定子绕组和发电机电压回路的绝缘状况,应在发电机机端装设测量零序
电压的电压表。
2.2.5对发电机的定子匝间短路,应按下列规定装设定子匝间短路保护:
2.2.5.1对于定子绕组为星形接线、每相有并联分支且中性点有分支引出端子的发电机、
应装设单继电器式横差保护。
横差保护应瞬时动作于停机,但汽轮发电机励磁回路将其一点接地后,为防止横差保护
在励磁回路发生瞬时第二点接地时误动作,可将其切换为带短时限动作于停机。
2.2.5.250MW及以上发电机,当定子绕组为星形接线,中性点只有三个引出端子时,根据用
户和制造厂的要求,也可装设专用的匝间短路保护。
2.2.6对发电机外部相间短路故障和作为发电机主保护的后备,应按下列规定配置相应的
保护:
2.2.6.1对于1MW及以下与其它发电机或电力系统并列运行的发电机,应装设过电流保
护。
保护装置宜配置在发电机的中性点侧,其动作电流按躲过最大负荷电流整定。
2.2.6.21MW以上的发电机,宜装设复合电压（包括负序电压及线电压）起动的过电流保护。
电流元件的动作电流,可取为1.3～1.4倍额定值;低电压元件接线电压,其动作电压,对汽轮
发电机可取为0.6倍额定值,对水轮发电机可取为0.7倍额定值。
负序电压元件的动作电压
可取0.06～0.12倍额定值。
2.2.6.350MW及以上的发电机,可装设负序过电流保护和单元件低压起动过电流保护。
负
序电流元件的动作电流可取为0.5～0.6倍额定值;电流元件的动作电流和低电压元件的动
作电压按2.2.6.2条确定取值。
当上述保护不能满足要求时,可采用低阻抗保护。
2.2.6.4自并励（无串联变压器）发电机,宜采用低电压保持的过电流保护,或采用带电流记
忆的低压过电流保护,也可采用精确工作电流足够小的低阻抗保护。
2.2.6.5并列运行的发电机和发电机变压器组的后备保护,对所连接母线的相间短路故障,
应具有必要的灵敏系数,并不宜低于表1所列数值。
2.2.6.6对于600MW发电机,装设了定子绕组反时限过负荷及反时限负序过负荷保护,且
保护综合特性对发电机变压器组所连接高压母线的相间短路故障具有必要的灵敏系数,并
满足时间配合的要求,可不再装设2.2.6.3条规定的后备保护。
2.2.6.7本条中规定装设的各项保护装置,宜带有二段时限,以较短的时限动作于缩小故障
影响的范围或动作于解列,以较长的时限动作于停机。
2.2.7对发电机定子绕组的异常过电压,应按下列规定装设过电压保护:
2.2.7.1对于水轮发电机,应装设过电压保护,其整定值根据定子绕组绝缘状况决定。
在一
般情况下,动作电压可取为1.5倍额定电压，动作时限可取为0.5s。
对可控硅整流励磁的水
轮发电机，动作电压可取1.3倍额定电压,动作时限可取为0.3s。
2.2.7.2对于200MW及以上的汽轮发电机,宜装设过电压保护,其整定值根据定子绕组的
绝缘状况决定。
在一般情况下,动作电压可取为1.3倍额定电压,动作时限可取为0.5s。
2.2.7.3过电压保护宜动作于解列灭磁。
2.2.8对过负荷引起的发电机定子绕组过电流,应按下列规定装设定子绕组过负荷保护:
2.2.8.1定子绕组非直接冷却的发电机,应装设定时限过负荷保护,保护装置接一相电流,带
时限动作于信号。
2.2.8.2定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低（例如低于1.5倍、60s）的发电机,过负荷
保护由定时限和反时限两部分组成。
定时限部分:
动作电流按在发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定,带时
限动作于信号,在有条件时,可动作于自动减负荷。
反时限部分:
动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定,动作于解列或程序跳闸。
保护应能反应电流变化时发电机定子绕组的热积累过程。
不考虑在灵敏系数和时限方面与
其它相间短路保护相配合。
2.2.9发电机转子承受负序电流的能力,以I22·t≤A为判据。
其中I2为以额定电流为基
准的负序电流标么值;t为时间（s）,A为常数。
对不对称负荷、非全相运行以及外部不对称短路引起的负序电流,应按下列规定装设
发电机转子表层过负荷保护:
2.2.9.150MW及以上,A值大于等于10的发电机,应装设定时限负序过负荷保护。
保护装
置与2.2.6.3条所述的负序过电流保护组合在一起。
保护装置的动作电流按躲过发电机长
期允许的负序电流值和躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平行电流值整定,带时限动作
于信号。
2.2.9.2100MW及以上A值小于10的发电机,应装设由定时限和反时限两部分组成的转
子表层过负荷保护。
定时限部分:
动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值,和按躲过最大负荷下负序
电流滤过器的不平衡电流值整定,带时限动作于信号。
反时限部分:
动作特性按发电机承受负序电流的能力确定,动作于解列或程序跳闸。
保
护应能反应电流变化时发电机转子的热积累过程。
不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相
间短路保护相配合。
2.2.10对励磁系统故障或强励时间过长引起的励磁绕组过负荷,在100MW及以上,采用半
导体励磁系统的发电机上,应装设励磁绕组过负荷保护。
对于300MW以下,采用半导体励磁系统的发电机,可装设定时限励磁绕组过负荷保护,
保护装置带时限动作于信号和动作于降低励磁电流。
对300MW及以上发电机,保护可由定时限和反时限两部分组成。
定时限部分:
动作电流按正常运行最大励磁电流下能可靠返回的条件整定,带时限动作
于信号,并动作于降低励磁电流。
反时限部分:
动作特性按发电机励磁绕组的过负荷能力确定,并动作于解列灭磁。
保护
应能反应电流变化时励磁绕组的热积累过程。
2.2.11对发电机励磁回路的接地故障,应按下列规定装设励磁回路接地保护或接地检测
装置:
2.2.11.11MW及以下水轮发电机,对一点接地故障,宜装设定期检测装置。
1MW以上水
轮发电机,应装设一点接地保护装置。
2.2.11.2100MW以下汽轮发电机,对一点接地故障,可采用定期检测装置。
对两点接地故
障,应装设两点接地保护装置。
2.2.11.3转子水内冷汽轮发电机和100MW及以上的汽轮发电机,应装设励磁回路一点接
地保护装置,并可装设两点接地保护装置。
对旋转整流励磁的发电机,宜装设一点接地故障
定期检测装置。
2.2.11.4一个控制室内集中控制的全部发电机,公用一套一点接地定期检测装置。
每台发电机装设一套一点接地保护装置。
能够正常投入运行的两点接地保护装置,每台发电机装设一套。
正常不投入运行,一点接地后再投人运行的两点接地保护装置,在一个控制室内集中控
制的全部发电机可共用一套。
2.2.11.5一点接地保护带时限动作于
升级会员 