18项反措西北电网实施细则.docx

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18项反措西北电网实施细则

国家电网公司

STATEGRID

CORPORATIONOFCHINA

“《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）

继电保护专业重点要求”西北电网实施细则（讨论稿）

西北电力调度（交易）中心

2006年1月

前言

依据国家电力调度通信中心文件调继〔2005〕222号“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”，为贯彻落实国家电网生技[2005]400号文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行），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。

西北电网公司在遵循《重点要求》的基础上，进一步紧密结合本地区电网的实际情况，制定了具体的反事故技术措施和实施细则。

该细则在编制过程中征求了西北电网公司各（省）市供电局、电厂、设计、基建继电保护部门的意见，邀请了各单位多年从事继电保护工作的人员予以会审、商讨后制定的。

该细则仅对原《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进行了部分诠释和补充，以便于指导现场具体实施。

本细则适用于西北电网公司各省（自治区）电力公司、电网建设公司、运行公司、发电公司（厂），各级保护专业部门均应遵照执行。

本规定自公布之日执行。

编制之中难免存在遗漏错误之处，望多加指正。

目录

1总则.......................................................1

2.规划、设计与配置.........................................1

3线路保护................................................2

4母线与断路器失灵保护........................................5

5变压器与发变组保护..........................................9

6二次回路与抗干扰...........................................13

7运行与检修.................................................18

8与相关专业的配合和要求.....................................20

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……………………………………………………………25

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《继电保护和安全自动装置技术规程》、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《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。

1.5220kV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。

注：

各省（自治区）电力公司、电网建设公司、运行公司、发电公司（厂）的各级保护专业部门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并制定适合本单位具体情况的执行计划。

同时，在细则实施过程中对存在的困难和问题要及时汇总上报

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。

注：

一次系统接线方式应尽量避免电磁环网、短线路电磁环网及环网套环网。

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《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。

注：

每年根据上一年的继电保护设备运行情况，网调中心确定下一年330kV及以上系统的继电保护装置入网的厂家及装置型号；省调度中心确定下一年220kV及以下系统的继电保护装置入网的厂家及装置型号入网的厂家及装置型号,年终对现场运行存在问题的装置，网、省调度中心应及时通知给相关单位。

建议工程招标侧重装置的性能及质量，不仅仅以低价格来选取产品。

另外，并网电厂、大用户的基建和技改因与网上配套。

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。

注：

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，突出保护灵敏性，适当牺牲部分选择性，并在定值通知单及各单位年度继电保护运行整定方案中予以说明。

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。

注：

双重化配置的2套主保护应选用不同原理、不同厂家的保护进行配置。

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。

注：

①对新建3/2接线的330kV及以上系统的继电保护装置，两套主保护电压回路应分别取自电压互感器不同的二次绕组。

对于老站不满足要求的应加快改造。

②对于220kV双母线接线方式的系统，一些老的厂站电流互感器二次绕组数量不够，应加快改造，更换为至少4个保护绕组的电流互感器。

对双母差配置的母线保护，要求电流互感器二次绕组独立。

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。

注：

对于双重化配置的保护装置应按此项执行。

对不满足此项要求的厂站加快直流系统的改造。

4）两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应。

注：

开关机构、操作箱无双跳功能的应尽快更换。

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。

注：

保护至通信机房的电缆等设备，必须有明显的标示，以便于运行维护。

通信机房应设两组蓄电池，两套主保护用通信设备的电源取自不同的直流母线段，每套保护用通信设备应使用独立的直流空开。

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。

注：

对于未采用主后一体化的保护应尽快改造。

变压器和单元制接线方式的发变组两套保护的电流回路宜分别取用独立电流互感器二次绕组。

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。

注：

各发电公司（厂）与电网有密切关系的保护选型、配置必须按电网的要求进行配置，并报调管的调度机构审批。

2.7220kV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。

注：

部分西北地区风沙大，户外运行环境差，可优先考虑使用保护装置配置的三相不一致保护，同时，亦应投入本体三相不一致保护，但应采取防止误碰引起本体三相不一致保护误动的措施。

本体三相不一致保护动作时间如何整定？

如使用开关本体三相位置不一致保护，各单位应明确维护界限。

3线路保护

3.1220kV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。

注：

要求生产厂家必须满足此项条件。

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。

注：

在改造、更换保护装置并在通道条件具备时，宜使用2套光纤差动保护。

3.3220kV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。

注：

应尽快采取代路或停运线路措施。

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。

注：

要求线路保护在电压回路断线时考虑距离Ⅲ段取消振荡闭锁，零序Ⅳ段退出方向或配置带延时的相过流、零序过流保护。

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。

注：

①在条件具备时尽量使用专用光芯通道，同时宜采用2M口。

②双套配置的远跳保护通道宜采用一一对应的方式（二取一方式）

4母线及断路器失灵保护

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圈。

4.2220kV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：

注：

西北电网220kV及以上电压等级必须满足双重化要求对不满足此项要求的厂站加快改造。

4.2.1用于母差保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、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。

注：

对新建站双套母差保护用断路器和隔离刀闸辅助接点，应分别取自户外就地辅助接点。

当失灵保护独立设置时，其隔离刀闸辅助接点取自电压切换箱（电压切换继电器要求使用双位置继电器）。

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圈。

注：

新建220kV及以上双母线厂站应配置双套母差保护和一套独立的失灵保护出口屏。

两套母差保护一一对应地作用于断路器的两个跳圈；失灵保护同时作用于断路器的两个跳圈。

对已运行的厂站在技改中优先采用上述配置原则.

不具备条件的按以下原则进行配置：

失灵保护与其中一套母差组屏，共用出口，应跳断路器两组跳圈，另一套母差保护跳断路器任一组跳圈（母差保护电源与断路器操作电源要取自同一母线段）。

双母差配双失灵保护，应一一对应地作用于断路器的两个跳圈。

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。

注：

对双套光纤差动保护，应完善失灵保护动作启动保护远跳功能。

4.3220kV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。

注：

母联、母线分段保护宜设置在母差保护内，仅在母联充电时投入该保护。

4.4220kV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接点，应一一对应的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。

注：

具备两套直流系统的应严格执行此条，不具备的尽快改造直流系统。

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。

注：

在断路器失灵保护启动元件长期有开入时，失灵保护应有足够的延时使

保护可靠出口。

同时应将此电流判别元件的动作和返回时间作为定期检验项目之一。

4.8220kV～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。

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。

4.8.3220kV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。

注：

由设计、运行单位按电气主接线方式提出要求，变压器保护装置生产厂家按要求生产。

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。

注：

新建变压器在投产半月前，由建设单位统一提供上述参数。

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2秒。

注：

一般变压器热稳定电流为8-10倍额定电流，当大于6倍额定电流时，可以考虑切除变压器。

（依据………）

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。

注：

在变压器高压侧后备保护灵敏度不够的情况下，应设置不经任何闭锁的、长延时的后备保护。

5.4220kV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100兆瓦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。

注：

对不满足要求的尽快改造。

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。

注：

电气量保护宜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。

断路器和隔离刀闸的辅助接点、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。

注：

变压器厂家随出厂资料应提供变压器过励磁曲线。

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。

注：

瓦斯继电器应加装防雨帽，变压器本体所有电缆入口应密封，要求有回水弯。

另外，非电量保护传感器二次接线盒应便于施工、安装或维护。

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、启动功率不小于5W的中间继电器的两付接点，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。

注：

由于西北地区运行环境较差，暂不宜采用就地跳闸方式。

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。

注：

相关部门提供资料，调度部门建立档案。

5.10并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999的规定、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。

注：

因失步保护现场运行可靠性较差，投跳闸或投信号由调管的调度方式部门决定。

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。

注：

不满足上述要求的尽快完善。

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。

5.15220kV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。

5.16200MW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。

注：

未满足上述要求的进快加装改造。

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。

注：

如附图

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。

注：

如附图

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。

屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2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。

注：

接地铜排宜用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连，因50mm2的铜缆线头不易于安装，建议使用两根25mm2并联。

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。

注：

如附图

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。

注：

如附图

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。

注：

如附图

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。

注：

4mm2多股铜质软导线与铜排连接时，应使用专用线鼻压接可靠或渗锡处理。

6.1.8在开关场的变压器、断路器、隔离刀闸、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