福建省电力系统继电保护反事故措施度1.doc

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福建省电力系统继电保护反事故措施（2009年度）

福建省电力系统继电保护反事故措施

（2009年度）

继电保护反事故措施是对生产、运行等实践中运行经验的积累和各种事故教训的总结，对于防止保护不正确动作而引起系统事故有着极其重要的作用。

福建电力系统发、供电单位，从事电力系统科研、设计、施工、制造和检验等单位等均必须贯彻、落实各项继电保护反事故措施。

《福建电力系统继电保护反事故措施2009年度》由福建电力调度通信中心组织编写和审定。

本反措主要起草和审定工作由福建省电力系统继电保护反事故措施修编评审组完成。

福建省电力系统继电保护反事故措施修编评审组成员如下：

组长：

任晓辉

副组长：

黄巍、陆榛

成员：

黄见虹、吴晨阳、宋福海、华建卫、唐志军、周健、林传伟、王金友、张毅、陈琼、曾剑毅、袁树林、腾逸鹏、郭茂林、王惠蓉、吴小妹、吕庭钦、杨杰、卢彤、余恺、郑建国、钟步隆、林志强、叶桂中、林峰、陈月卿、郑宁敏

目录

1总则 3

2整定计算 3

3保护装置类 4

4直流系统、二次回路及抗干扰 9

5运行检修管理 12

6防止交流串直流反措 14

7高阻接地故障反措 16

8低频低压减载、备自投等安全自动装置 17

9GPS时钟同步系统…………………………………………………..17

1总则

1.1《福建省电力系统继电保护反事故措施2009版》（以下简称《反措2009版》）是依据《防止电力生产重大事故及二十五项重点要求福建省电力系统继电保护实施细则》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等规程、规定和相关技术标准，汇总近年来国家电网和福建电力系统继电保护装置安全运行方面的有关反事故措施，结合福建电网的实际情况和实施经验而制定的。

制造、设计、安装、调度、运行等各个部门应根据《反措2009版》，结合本单位运行设备的实际情况，制定具体的反事故技术措施实施计划，并认真对本部门的各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结。

1.2《反措2009版》与相关技术标准的修编相结合，重点针对相关的设计、运行等技术标准中没有提及或没有明确但对继电保护安全运行影响较大的问题，对于部分已在相关技术标准中明确要求的早期反事故措施，本次原则上不再重复。

1.3新建、扩建和技改工程均应执行《反措2009版》，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，原省公司颁发的继电保护反措，凡与本文有抵触的，应按本文件的规定执行。

2整定计算

2.1加强继电保护整定计算原始参数审核的流程化管理，市县调应实现微机化整定计算程序的应用；继电保护的配置与整定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，若整定计算不能满足系统要求，应侧重于防止保护拒动。

【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调度部门应根据电网实际情况和特点，每年编写满足电网安全稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。

2.3在整定方案的制定上应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网要严格按照省调下达的限额进行定值整定。

原则上低一级电网的故障不得造成高一级电网保护越级跳闸。

2.4并网电厂和直供用户涉网继电保护装置的配置原则、技术指标和定值设置应满足所接入电网的要求，并满足《电网运行准则》的要求。

并网机组的失磁、失步、阻抗、零序电流、复合电压闭锁过流、过压、欠压、低频和高频等保护的原理和配置方案在初设阶段应得到所辖调度部门审核同意，有关涉网保护定值应在启动前报相应调度机构备案。

根据调度部门提供的边界定值和限额的要求，每年对所辖设备的整定值进行复算、校核和调整。

2.5并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置配置和定值整定计算与管理工作，防止系统故障时，厂用电系统保护特别是辅机保护、低电压保护、厂用电接地零序保护失配误动造成事故范围扩大。

2.6各电厂在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684－1999）、电网运行情况和主设备技术条件。

并注意以下原则：

2.6.1在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行，同时还需注意与汽轮机超速保护、励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。

2.6.2在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑发电机、主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作、其次是发电机变压器组过励磁保护动作、然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。

2.7各单位应严格执行继电保护整定计算校核、审核、批准制度。

地调应确保有两人真正参与继电保护整定计算及校核工作。

3保护装置类

3.1线路保护

3.1.1纵联保护应优先采用OPGW光纤通道，相关通道设备和路由组织应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。

3.1.2220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，双重化配置除应满足4.5的要求外，还应满足以下要求：

1）两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。

2）两套纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.1.3为提高远方跳闸的安全性，防止误动作，对采用非数字通道的，执行端应设置故障判别元件。

对采用数字通道的，执行端可不设置故障判别元件。

3.1.4不允许在线路两侧同时投入保护的“弱电源回答”功能。

3.1.5电流差动保护通道不得采用光纤通道自愈环，应采用点对点方式，以确保保护装置收、发时延一致。

非电流差动保护和辅助保护通道可采用光纤通道自愈环。

电流差动保护所用的光纤通道要求时延≤12毫秒。

3.1.6为防止使用光纤通道的线路保护因传输通道错接而造成保护不正确动作，要求电流差动保护应在装置中设置地址码，非电流差动保护和辅助保护应在通信接口装置中设置地址码。

3.1.7线路电流差动保护不能采用差动电流作为装置的启动量。

3.1.8为防止光传输设备异常导致大量的保护退出运行，单套光传输设备承载的220千伏及以上线路保护和安控装置不宜超过6套。

3.2母线保护及断路器失灵保护

3.2.1对220kV双母线、双母线分段等接线的变电站，若无母差及失灵保护将导致系统暂态稳定问题且无法采取临时措施解决，应双重化配置母差保护。

3.2.2双重化配置除应满足4.5的要求外，还应满足以下要求：

1）用于两套母线差动保护的断路器和隔离刀闸辅助接点、切换回路以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按双重化配置。

2）新建、技改的双母差双失灵保护，其失灵启动应采用间隔保护单对单启动对应失灵保护方式，并严格核查线路（元件）保护、母差失灵保护直流对应关系；正常运行时，双母差双失灵保护均投入跳闸。

3.2.3微机型母差保护、失灵保护中判别母线和母联开关运行方式的开关量输入接点应采用开关场的母线刀闸和开关的辅助接点，不允许采用经继电器重动的接点，开关量引入采用220V（或110V）直流控制电源。

3.2.4220kV母线差动保护（3/2接线母线除外）应采用装置内部的失灵电流判别功能；变压器、发变组间隔的失灵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。

为解决变压器低压侧故障时失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的问题，元件支路应设置独立的解除电压闭锁开入回路，并采用主变保护跳220KV侧接点动作解除失灵电压闭锁。

3.2.5220KV及以上电压等级变压器（发变组）的断路器失灵时，除应跳开相关联母线的全部断路器外，还应跳开本变压器连接的各侧电源的断路器（对发变组应跳主汽门和灭磁开关）。

释义：

每套母差保护出口接点采用“一对一”方式接入变压器本侧断路器的两路跳闸回路及变压器失灵判别保护，经电流判别（主变保护内部）带延时跳各侧断路器（暂不考虑220千伏主变旁代运行中的失灵联跳主变中低压开关问题）；500KV变压器220KV侧开关失灵采取通过220KV母差保护直接跳500KV侧开关的方式。

3.2.6母差失灵保护装置的软硬件故障、重要闭锁信号（如TA断线、TV断线、差动异常、闭锁异常、直流消失、自检错误、识别错误、电压闭锁开放等）必须与正常运行监视信号（如刀闸变位、母线互连、母线分列、开入变位等）严格分开，严禁将以上两类信号并接发信。

在母线倒闸操作、母线互联、旁路操作后运行人员要对母差失灵保护屏上的各刀闸位置、互联信号等进行监视确认，并建立定时巡视核对制度。

3.2.7中阻抗母差保护（特指RADSS、REB103型母差保护），其母联开关所有合闸回路（含自动、手动合闸）必须通过母差保护装置出口，就地不得手合母联开关。

母联兼旁路开关充当母联功能时也应满足上述要求。

3.2.8接入RCS916失灵保护装置的刀闸接点必须采用双位置或磁保持接点。

3.2.9加强母差保护装置的定期校验管理，非微机型装置内长期励磁的继电器要加强校验工作；中阻抗型装置内电流回路切换继电器接点由于正常运行时频繁切换大负荷电流，要求定检时加强切换继电器及其节点的检查。

3.2.10微机母差保护确保有大差元件，其母差失灵单元与电压闭锁单元的A/D（VFC）、CPU等硬件必须完全独立；母差保护电源和刀闸开入电源要分开，在刀闸电源丢失后母差保护能够记忆原运行状态确保可靠跳闸。

3.2.11220千伏（3/2接线除外）母差保护动作时，要求该母线上的线路纵联保护联跳对侧开关。

3.2.12中阻抗母线差动保护，各间隔电流经小变流器接入母差保护，小变流器一次侧不用的电流抽头不得短接，应悬空放置。

（释义：

若一次侧不用的电流抽头短接，故障时的短路电流将造成小变流器饱和，从而引起母差保护误动或拒动。

）

3.2.13母差保护（3/2接线除外）在出现CT断线时应闭锁保护装置。

3.3变压器及发变组保护

3.3.1220KV及以上主变压器保护应按双重化配置（非电气量保护可配置一套），正常运行时双主双后保护均应投入跳闸。

变压器不配置高阻差动保护。

双重化配置应满足以下要求：

1）主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的主、后备保护一体化的微机型继电保护装置。

2）主变压器非电量保护装置应与电气量保护完全独立（包括出口跳闸回路、直流空气小开关及其监视回路等），在保护柜上的安装位置和端子排布置也应相对独立。

3）每套完整的电气量保护只动作于断路器的一组跳闸线圈；非电量保护应同时作用于断路器的两组跳闸线圈。

3.3.2要求变压器阻抗保护必须经电流启动，并应有完善的电压回路断线闭锁功能。

3.3.3变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96。

3.3.4变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。

气体继电器至变压器端子箱的电缆中间不宜采用中间接头方式。

3.3.5新建变压器设备在投产时均需要提供正序和零序阻抗；500KV和300MVA以上容量的变压器应提供过励磁曲线；

3.3.6变压器零差保护不应投跳闸，要求定值功能控制字直接屏蔽零差功能。

3.3.7为确保变压器低压侧抗冲击的动热稳定特性的要求，主变及相关联低压保护应满足以下要求：

1）低压出线保护应采用有条件闭锁重合闸功能。

2）220KV和110KV变压器低压侧必须设置一段不大于2秒的电流保护，跳变压器低压侧开关；对于主变低压侧的CT在开关内侧的主变保护，复合电压过流保护要求有跳主变三侧开关的时间段，其动作时间不大于2s。

3）本段保护与主变110KV和220KV侧复合电压过流保护、主变低压10（35）KV侧的出线保护若整定值失配，应备案说明，并报主管领导批准。

3.3.8主变保护TV和CT断线整定原则及要求。

220kV主变中低压侧TV断线时，该侧复压过流不采用其他侧复压闭锁，改用纯过流保护；110kV及以下主变复压过流保护在本侧TV断线时不得退出本侧所有保护，应保证TV断线时纯过流保护投入。

在CT断线时，主变保护宜采用电流低值闭锁，电流高值开放允许跳闸的方式。

3.3.9220KV站双主单后配置，且后备保护主后分开配置的变压器高压侧后备保护电源与中低压侧保护直流电源应取至不同的蓄电池组供电的直流母线段；单后备配置且主后一体变压器保护直流电源应与本变中低压侧开关控制电源应取至同一直流母线段。

配置单套保护及单跳闸线圈断路器，保护装置和控制回路电源应取自同一直流母线段。

3.3.10为避免110KV线路故障造成220KV系统越级跳闸，要求220KV主变110KV侧零序保护最末段跳主变110千伏开关动作时间与220KV对侧线路保护最末段零序电流保护配合。

3.3.11一段折线式的变压器比率制动式差动保护（如LFP971/972系列变压器保护、MFBZ-01、MBZ500、PST1200系列变压器保护、WFB-100型发变组保护等）保护的最小动作电流Iopmin取0.5In；对RCS978型变压器保护无该要求，对于变压器比率制动的拐点建议取较小值。

3.3.12新建110kV主变配置主保护、各侧后备保护及非电量保护，各套保护要求装置硬件独立（或采用一套主后一体保护装置外加一套高压或低压后备复压过流保护装置）。

主变保护电源配置：

主变保护电源配置遵照“N+2”原则：

N为主变后备保护配置套数，主保护、各侧后备保护及非电量保护电源独立，配置独立直流空开。

110KV终端变或经系统保护计算对侧相间距离保护后备段可伸入主变低压母线,并有1.2倍灵敏度、跳闸时间小于2.3秒的变电站，后备复压过流保护可仅配置在高压侧，其复合电压要求将主变各侧复压接点并联。

高压侧复压过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。

各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。

3.3.13已运行的110KV变压器，若配置一套主后一体的主变保护装置或仅配置一套独立主变高压侧后备保护，无单独低压后备保护装置，若系统对侧距离保护后备段已伸入主变低压侧并有1.2倍灵敏度、时间满足小于2.3秒，可继续维持原保护配置模式运行。

若对侧系统距离后备段保护无法满足上述要求，要求主变高压侧增配一套复压过流保护，在确保差动保护特性情况下CT可与原高压侧后备保护或差动保护共用，直流电源与高压侧后备保护使用不同的直流空开。

3.3.14若变压器高压侧过电流保护对低压母线的灵敏系数不满足规程规定时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护，作为该母线的主保护和后备保护，要求这两套过流保护接于电流互感器的不同绕组，经不同直流熔断器供电并以不同时限动作于变压器两侧断路器。

3.3.15110KV主变高压侧复压过流保护和零序过流保护最末段要求取消方向；主变零序电流保护应不经零序电压闭锁。

3.3.16变压器110千伏侧中性点放电间隙零序电流/电压保护原则上宜整定0.3-0.5秒跳变压器各侧断路器，为防止中性点放电间隙在瞬时暂态过电压误击穿，导致保护误动作，根据实际情况，间隙零序电流动作时间可适当延长，按与110千伏线路保护保全线有灵敏段动作时间配合整定，但不允许间隙零序电压保护时间延长。

3.3.17为防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作，应在新设备启动时进行单台及多台油泵启停试验，确保重瓦斯保护动作正常。

3.3.18100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。

接在220千伏及以上系统的变压器保护应采用双重化配置。

3.3.19为防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为，失步阻抗测量元件应采用线电压、相电流接线方式计算阻抗，并利用三取二失步保护才出口的逻辑或利用主变高压侧接地故障时的零序电流量来闭锁失步保护。

大型机组均应采用三元件的失步保护原理。

省网内失步保护穿越跳闸（滑极）次数的整定依据如下原则：

（1）振荡中心在发变组区内时，滑极次数一般整定为2次。

（2）振荡中心位于发变组区外时，失步保护动作于信号时，滑极次数可整定为2～15次；动作于跳闸时，滑极次数整定值不小于6次。

（3）多台并列运行发变组可采用不同延时的解列方式。

3.3.20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。

水轮机组定子判据采用静稳判据，汽轮机组定子判据采用异步判据，省网采用如下两段式失磁保护方案：

失磁保护I段：

低电压判据＋定子阻抗判据+短时延；其中低电压判据一般选择发电机机端电压，保护经短延时动作于跳闸。

失磁保护II段：

定子阻抗判据＋转子低电压判据+长时延

若转子电压不能引入保护，可采用将无功反向判据取代转子低电压判据的保护方案。

3.3.21防止发电机非全相运行。

发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

1）发变组、变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器应首选三相机械联动操作的断路器（此类断路器可不装设非全相保护）。

2）在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应由开关本体非全相保护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，即若主断路器单相拒动（仅考虑单相拒动），则应通过主变零序电流保护和发电机负序电流保护启动失灵保护，同时将失灵保护的电压闭锁解除。

主断路器单相拒动判据可使用负序电流或零序电流。

在进行保护整定和校验时，应注意发电机变压器组的负序电流保护和断路器失灵判别电流的整定配合关系。

3.3.22水电机组的记忆过流低电压保护应在机组开关跳开后，停止保护计时，避免联跳升压变压器。

3.4故障录波、故障信息系统和监控后台信号

3.4.1为充分利用故障录波手段和故障信息系统，及时更好地开展运行分析，查明事故原因，故障录波装置和信息系统均纳入继电保护安全自动装置全过程管理。

各单位应加强维护，并通过辅站对所辖保护设备的运行状况和传输通道监视，确保故障后实时故障信息能够快速到达省调主站系统，其信息完好率纳入专业绩效考核。

3.4.2220kV及以上变电站，应配置继电保护及故障信息系统子站，相关技术要求参照《福建电网继电保护及故障信息系统子站技术规范》执行。

3.4.3故障录波器应按照以下原则接入信息：

所有220kV及以上间隔的电气模拟量必须录波，同一间隔（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量与开关量应接入同一录波器中；新建500kV变电站，500kV采用3/2接线时应录取单独的边开关电流；在保证安全的前提下，宜录取直流母线电压。

3.4.4做好省网故障信息和故障录波系统防病毒软件自动升级工作，建立各地防病毒中心。

3.4.5对于各型电流差动保护（主变、母线、线路、电抗器等），当出现电流互感器断线信号时，不论信号是否自动复归，均要求停役保护，进行检查。

3.4.6监控后台信号

监控系统应对保护信息进行分类显示，便于运行人员掌握重要信息，编制的保护现场运行规程，应涵盖保护信息含义及运行或检修人员处理要点。

1）一类事故信号，主要反映由于非正常操作和设备故障导致电网发生重大变化而引起断路器跳闸、重合闸和保护装置动作的信号以及影响全站安全运行的其他信号，需要电网调度员、变电运行人员、变电检修人员立即前往现场进行处理；

二类异常信号，主要反映电网一二次电气设备状态异常及设备健康水平变化的信号，如断路器控制回路断线、保护装置异常、保护装置闭锁等信号，需要变电运行人员、变电检修人员立即前往现场进行处理；

三类状态信号，主要反映电气设备运行状态，如主变过负荷、保护压板投退情况、同期压板投退情况、开关、刀闸变位信号等，同时包含保护装置、故障录波器、收发信机等由于电网扰动而启动的接点报文信号，变电运行人员通过对设备的状态查询在现场检查、掌握信号的变化过程，提供运行判断确认。

2）线路差动保护应有监控后台的“CT断线”信号独立光字牌报警（PSL603保护由独立继电器启动，其他型号电流差动保护采取软报文转光字牌的方式），加强对差动保护的巡视，在出现装置异常、装置闭锁、保护呼唤等光字牌信号时，运行人员应仔细检查保护装置面板信息和综自后台SOE记录等，查无设备异常后才能复归信号；含有PSL603装置内部缺陷信息的呼唤信号应确保发到综自后台。

3）信号合并的基本原则如下：

信号合并应本着精简信息量而不掩盖严重的设备及电网缺陷为基本原则，对于同一套保护装置，其相同类型的接点信号可合并。

不同电压等级及设备重要性不同应采取不同的合并原则，无人值班及集控站信号合并原则必须经继保自动化专业会议讨论通过后实施。

电网正常运行时由于一二次设备方式变换产生的保护信号、区外故障保护启动信号与保护装置动作、故障、闭锁接点严禁合并。

4直流系统、二次回路及抗干扰

4.1直流系统

4.1.1互为冗余配置的两套主保护、两套安稳装置、两组跳闸回路、两套通道设备等的直流供电电源必须取自不同段直流母线，新建工程保护操作箱的两组直流之间不允许采用自动切换。

【释义】本反措不包括通讯专业提供的带ATS自动切换的直流电源。

4.1.2新建、改造工程，压力低禁止跳、合闸功能应由断路器本体实现，为提高可靠性，应选用具备双套压力闭锁元件的断路器，并分别采用第一、二路直流供电。

4.1.3目前已运行220KV及以上开关单套配置的压力低禁止跳合闸功能（采用常开节点），其启动直流电源应采用切换后的直流电源。

4.1.4场站应具备直流系统配置图，做好直流系统的运行维护，确保失去交流电源后控制电源、保护电源、通信用直流电源能够独立运行设计要求的时间。

直流系统管理制度与管理规定健全，执行《福建省电力有限公司直流电源装置及蓄电池检修维护规程（试行）》、国网公司《直流电源系统运行规范》、生综〔2007〕107号《关于印发变电站站用电系统和直流系统反事故措施的通知》。

4.1.5220千伏的带自（磁）保持电压切换继电器，应取自第一路控制电源，对于没有保持功能的电压切换电器，应取自切换后的控制电源。

4.1.6新建变电站双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈采用一一对应跳闸方式时，其保护电源和对应的跳闸回路控制电源必须取自同一组直流电源。

对于采取一对一启动失灵的线路保护、主变保护电源和其启动的失灵保护电源应取自同一组直流电源。

4.1.7控制电源与保护电源直流供电回路必须分别由独立的直流空开供电。

4.1.8为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正确动作（熔断）而扩大事故，应注意做到：

1）直流总输出回路、直流分路均装设熔断器或空开时，熔断器或空开应分级配置，逐级配合。

2）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。

3）为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对已投运的熔断器和小空气开关应进行上下级配合检查。

4）直流回路的空气开关只应选择直流特性的空气开关。

5）对于新建、扩建及技改工程应选用自动空气开关保护，采用熔断器的直流回路应结合技改逐步更换为自动空气开关。

6）同一厂、站宜优先选用同一厂家、同一型号的自动空气开关产品。

取消《福建省电力系统继电保护自动空气开关检验规程》要求进行自动空开检验的要求。

4.1.9使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5-2.0倍选用。

4.1.10接到同一熔断