四川公司18项反措继电保护部分

发布于:2021-09-28 19:17:25

防止继电保护和直流系统事故(2006 (2006第八部分 防止继电保护和直流系统事故(2006-6-14)

四川省电力公司 18 项反措文中继电保护部分 第八部分 防止继电保护和直流系统事故 (2006-6-14) 2006- 14)
8.1 防止继电保护事故 8.1.1 规划、设计与配置 8.1.1.1 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等设备应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。 8.1.1.2 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。 8.1.1.3 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。未按国家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, 凡进入四川电网 220kV 及以上系统运行的重要保护设备必须通过四川省电力公司组织的动 模试验,合格后方能入网。应优先采用取得成功运行经验的保护装置。 8.1.1.4 继电保护的选型、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。 8.1.1.5 继电保护配置的原则要求 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)保护双重化配置应满足以下要求: a) 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。 220kV 两套线路保护之间不采用重合闸互相启动和闭锁的方式。 b) 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,双母线结线的老旧变 电站双重化的线路保护可合用一个电压绕组,新建 220kV 线路,应同时提供分相电流 差动保护使用的 OPGW、ADSS 直通或迂回通道,至少应配置一套分相电流差动保护,两 套线路保护可以合用电压互感器的同一二次绕组;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 流互感器内部故障时保护死区。 c) 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。

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d) 两套保护的跳闸回路应分别对应断路器的不同跳圈。 e) 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。 对 220kV 非同塔双回线路,在一套光通信设备检修时不中断全部通道的条件下,独立 光芯、不同光通信设备的 2M 口、PCM 接口应视为独立的通道。 对 500kV 线路和 220kV 全线同塔双回线路,不同的光缆及附属光通信设备应视为独立 的通道。对采用载波通道的 500kV 线路保护装置,宜同时采用载波通道和光纤通道,由保 护装置自动切换。 光通信同一机柜不得安装超过 8 条线路的继电保护及安全自动装置信号专用通道设 备。 f) 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。 g) 双重化配置的线路、变压器和单元*酉叻绞降姆⒈渥橛κ褂弥鳌⒑笠惶寤谋;ぷ 置;对非单元*酉呋蛱厥饨酉叻绞降姆⒈渥樵蛴Ω葜魃璞傅囊淮谓酉叻绞剑此 重化的要求进行保护配置。 h) 一般情况下,双重化配置的保护装置宜采用不同原理、不同厂家的保护装置。 8.1.1.6 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。 8.1.1.7 为保证运行单位提高保护专业管理水*, 各设计单位应向调度及运行单位提 供有关保护设计图的电子版。 8.1.1.8 220kV 及以上电压等级的断路器本体和线路保护均应配置三相位置不一致 保护并同时启用,当线路保护装置具有三相不一致保护功能时,可以不再配置独立的三相 不一致保护装置,断路器本体的三相位置不一致保护时间整定应整定为 2-4 秒。 8.1.1.9 继电保护信息管理系统子站与监控系统在数据采集上宜相互独立。 具体要求:3 个 485 接口或以太网口 8.1.2 线路保护 8.1.2.1 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。 8.1.2.2 对双母线结线按*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。 8.1.2.3 220kV 及以上电压等级的变电站和发电厂的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。 8.1.2.4 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。
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8.1.2.5

110kV 线路保护宜同时启用接地距离保护和零序保护。

8.1.2.6 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。 8.1.2.7 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。 8.1.2.8 宜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。对于新建线路应同时提供光纤通道作为线路光纤 差动保护的通道。 8.1.3 母线与断路器失灵保护 8.1.3.1 失灵保护与母差保护的出口跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳圈。 对于 220kV 双母接线方式,如母线保护采用双重化配置,失灵保护也应采用分别置 于不同母线保护屏上的双重化配置,并应采用两套线路保护装置分相跳闸接点分别至两套 失灵保护的不经电流判别的起动方式。 8.1.3.2 220kV 及以上电压等级 3/2、4/3 结线的每组母线应装设两套母线保护,重 要变电站(最终规模 4 回进出线及以上) 、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: 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。 2) 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。 8.1.3.3 220kV 及以上电压等级的母联、母线分段断路器应具有瞬时和延时跳闸功能 的过电流保护功能,当母线保护有此功能时,可不再配置专用的过电流保护装置。 。 8.1.3.4 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 (对于微机母差保护,母联断路器跳闸也应经电压闭锁) 。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。 8.1.3.5 采用相位比较等存在问题的母差保护应加速更新改造。 8.1.3.6 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。 8.1.3.7 下要求: 1) 按母线配置的断路器失灵保护,若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动作 的同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。
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220kV~500kV 变压器、发变组的断路器失灵保护应投入运行,并应满足以

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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。 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。 对 220kV 断路器: 220kV 母差保护与失灵保护的跳闸回路除应同时作用于变压器断路器的两个跳圈外, 还应提供一副失灵启动接点到变压器保护屏的专用失灵起动装置,与变压器保护跳 220kV 侧的接点并联,经电流和延时确认断路器失灵后,直跳变压器其他侧断路器。 对双断路器单元的 500kV 断路器: 断路器失灵保护完成失灵判别后,除跳开失灵断路器相邻和对侧的全部断路器外,还 应直跳变压器其他侧断路器。 8.1.4 变压器与发变组保护 8.1.4.1 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。 8.1.4.2 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(或绕组)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应大于 2 秒。 8.1.4.3 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 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) , 应满足以下要求: 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。 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。 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。 8.1.4.4 变压器过励磁保护的启动、 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。 8.1.4.5 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。 8.1.4.6 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, 非电量保护开入量不能经光耦采集, 应由启动功率不低于 5W 的中间继电器 采集。 8.1.4.7 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
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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。 8.1.4.8 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/ T 684-1999 的规定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*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。 8.1.4.9 并网电厂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: 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。 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。 3) 当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时,应立即解列发电机,并保证断路器断 开时的电流不超过断路器允许开断电流。 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跳闸方式。 8.1.4.10 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。 8.1.4.11 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。 8.1.4.12 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。 8.1.4.13 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。 8.1.4.14 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。
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8.1.5 二次回路与抗干扰 8.1.5.1 新建变电站 220kV 及以上部分根据开关场和一次设备安装的实际情况, 应敷 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: 1) 应在 220kV 及以上主控室、保护室、结合滤波器及 500kV 开关场的就地端子箱等处, 使用截面不小于 100 mm 的裸铜排(缆)敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。 2) 在 220kV 及以上主控室、保护室柜屏下层的电缆室内,按柜屏布置的方向敷设 100 mm2 的专用铜排(缆) ,并用 100 mm 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、站的主接地网可靠连接。
2 3) 220kV 及以上静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于 100 mm 的接地铜排。 2 2

此接地铜排可以不与屏柜绝缘。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于 4 mm2 的多股铜 线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于 50 mm2 的铜缆与保护室内的等电位接地 网相连。 4) 220kV 及以上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 100 mm 网可靠连接。 5) 500kV 开关场的就地端子箱内宜设置截面不少于 100 mm2 的裸铜排,并使用截面不少于 100 mm2 的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。
2 6) 220kV 及以上保护装置及二次回路、 高频收发信机的电缆屏蔽层应使用截面不小于 4 mm 2

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

多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上(就*无等电位接地网的可连接至 主接地网上) 。 7) 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)引至就地端子箱,并将金属管的上端与 上述设备的支架槽钢和金属外壳良好焊接,下端就*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 4 mm 多股铜质软导线可靠单端连接至 等电位接地网的铜排上(就*无等电位接地网的可连接至主接地网上) 。 8.1.5.2 微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆,除另有规定 外,电缆屏蔽层应两端可靠接地,严禁使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。二次回路电缆 敷设应符合以下要求: 1) 合理规划二次电缆的路径,尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电 容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备,避免和减少迂回,缩短二 次电缆的长度,与运行设备无关的电缆应予拆除。 2) 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路,以及来自开关场电压 互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立
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的电缆。 8.1.5.3 重视继电保护二次回路的接地问题, 并定期检查这些接地点的可靠性和有效 性。继电保护二次回路接地,应满足以下要求: 1) 保护柜屏和继电保护装置本体应设有专用的接地端子,微机型保护装置和收发信机机 箱应构成良好的电磁屏蔽体,并使用截面不小于 4 mm 多股铜质软导线可靠连接至等电 位接地网的铜排上。 2) 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地,为保证接地可靠,各电压 互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互 感器二次线圈,宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地,其击穿 电压峰值应大于 30· Imax 伏 (Imax 为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流 有效值,单位为 kA) 。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片,防止造成电压二次回路多点 接地的现象。 与其他电压互感器二次回路没有电气联系的电压互感器二次回路应独立接地。 采用不同电压等级电压互感器零线(N 线)小母线连接方式的变电站,只能在控制室 一处使用两根 4mm 及以上铜芯线可靠接地。 采用在不同小室设置电压互感器零线(N 线)独立接地方式的变电站,其独立接地系 统之间 N 线不能连接,并在一处使用两根 4mm 及以上铜芯线可靠接地。 引入多个等级电压的变压器保护屏、同期装置、监*聊 N 线不能在屏上再连接。 3) 公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立 的、与其他电流互感器的二次回路没有电气联系的电流互感器二次回路应在开关场一 点接地。 微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源(照明、打印机和调*獾髌鳎┑闹行韵 (零线)不应接入等电位接地网。 8.1.5.4 制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水*和防护等级, 光偶开入的动作电压 应控制在额定直流电源电压的 55%~70%范围以内。 8.1.5.5 针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况,应采取有效防误动措施, 防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。断路器失灵启动母差(对 3/2 结线的 变电站) 、变压器断路器失灵启动(对双母线结线的变电站)等重要回路宜采用“与门”确 认的双开入接口,必要时,还可增加双路重动继电器分别对双开入量进行重动。 8.1.5.6 所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的 55%~ 70%范围以内的中间继电器,并要求其动作功率不低于 5W。 8.1.5.7 遵守保护装置 24V 开入电源不出保护室的原则,以免引进干扰。 8.1.5.8 电流回路端子禁止使用旋钮式试验端子。 8.1.6 运行与检修
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8.1.6.1 运行管理 1) 继电保护新产品(含软件修改、升级)进入电网运行前,应经所在单位领导同意,报 相关调度部门批准,并做好事故预想。在新保护和修改、升级的微机保护装置投运前, 必须经厂家试验认证和运行现场的全面检验,方可投入运行。 2) 加强对保护信息远传的管理,未经许可,不得擅自远程修改在线运行的微机保护整定 值。 3) 微机保护装置的开关电源宜在运行 6 年后予以更换。 4) 加强对继电保护的运行分析,应将线路、变压器、发变组保护各侧的电流信息接入故 障录波器,电流信息应使用保护用绕组。 5) 定期检查和分析每套保护在运行中反映出来的各类不*衡分量。微机型差动保护应能 在差流越限时发出告警信号,应建立定期检查和记录差流的制度,从中找出薄弱环节 和事故隐患,及时采取有效对策。 8.1.6.2 检修 1) 按照相关技术标准、规程、规定和反事故措施,编制继电保护标准化作业指导书。在 作业中,不得为赶工期减少调试、检验项目。 2) 加强继电保护装置、特别是线路快速保护、母差保护、断路器失灵保护等重要保护的 维护和检修管理工作,要特别重视新投运保护装置运行一年后的全部检验工作,严禁 超期和漏项。 3) 对重要变电所、 发电厂配置单套母差保护的母线应尽量减少母线无母差保护运行时间, 严禁无母差保护时进行母线及相关元件的倒闸操作。 4) 加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作,每年应对微机型继电保护试验装置进行精 度检测,确保试验装置的准确度及各项功能满足继电保护试验的要求,凡不满足要求 的仪器、仪表应采用外接 0.5 级测量表计,防止因试验仪器、仪表存在问题而造成继 电保护误整定、误试验。 8.1.7 与相关专业的配合和要求 8.1.7.1 基建、技改 1) 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发,合理制定工期,严格执行相关技术标准、 规程、规定和反事故措施,不得为赶工期减少调试项目,降低调试质量。验收单位应 制定详细的验收标准和合理的验收时间。 2) 在基建验收时,应按相关规程要求,检验线路和主设备的所有保护之间的相互配合关 系,对线路纵联保护还应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验,并针对性的检查 各套保护与跳闸压板的唯一对应关系。 3) 基建投产前,负责安装和调试的相关部门应向运行主管部门提供以下资料: a) 线路、变压器、发电机、断路器等一次设备的技术参数和实测参数,并还应提供变压
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器、发电机过励磁特性曲线和这些设备的试验报告。 b) 电压、电流互感器的变比、极性、准确级别、直流电阻、伏安特性等实测数据。 c) 保护装置及相关二次交、直流和信号回路的绝缘电阻的实测数据。 d) 保护装置及相关二次回路的直流电阻、交流阻抗和电流互感器 10%误差计算分析等数 据。 e) 光纤通道及接口设备的试验数据。 f) 高频通道及加工设备的试验数据。 g) 安装、调试过程对设计和设备的变更以及缺陷处理的全过程记录。 h) 保护的调试报告和竣工图纸。 8.1.7.2 通信 1) 安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆,并按敷设等电 位接地网的要求,沿这些电缆敷设截面不小于 100mm2 铜排(缆)可靠与通信设备的接 地网紧密连接。 2) 结合滤波器引入通信室的高频电缆,以及通信室至保护室的电缆宜按上述要求敷设等 电位接地网,并将电缆的屏蔽层两端分别接至等电位接地网的铜排。 3) 分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道,目前宜采用点对点方 式。 传输允许命令信号的继电保护复用接口设备, 要求不带有延时展宽。 取消复用载波机中 设置的 A、B、C、D 命令的延时。 4) 新建厂站的复用载波机发信接点、收信接点均应采用保护装置的 220V 电源。 5) 新建厂站的传输远跳及安控命令的通道的收、发均采用一一对应方式,不采用一发双 收方式。 6) 建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度,落实责任制, 消除检修、管理的死区,应注意做到: a) 高频阻波器、结合滤波器等设备应定期检验。 b) 对已退役的高频阻波器、结合滤波器和分频滤过器等设备,应及时采取安全隔离措施。 8.1.7.3 互感器 1) 在新建、扩建和技改工程中,应根据《电流互感器和电压互感器选择和计算导则》DL/T 866-2004、 《保护用电流互感器暂态特性技术要求》GB 16847-1997 和电网发展的情况 进行互感器的选型工作,并充分考虑到保护双重化配置的要求,优先选用贯穿式电流 互感器。 2) 对已运行的电流、电压互感器,特别是用于各类差动保护的电流互感器应进行复查, 对不满足要求的应及时调整互感器的变比或安排更换。 变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感 3) 用于 220kV~500kV 电网的母线差动、
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器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。 4) 在各类差动保护中暂态电流互感器与常规电流互感器不能混用。 5) 应对已运行的母线、 变压器和发变组差动保护电流互感器二次回路负载进行 10%误差计 算和分析,校核主设备各侧二次负载的*衡情况,并留有足够裕度。不符合要求的电 流互感器应安排更换。 6) 线路或主设备保护电流二次回路使用“和电流”的接线方式时,两侧电流互感器的相 关特性应一致,避免在遇到较大短路电流时因“和电流”接线的“汲出效应”导致保 护不正确动作。 7) 各类保护装置接于电流互感器二次绕组时,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。 8) 保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确配合 关系。 9) 对设计中电流互感器的要求: a) 220kV 及以上系统的电流互感器,其一次电流宜取 2×750A、2×1500、2 ×3000A,二次电流应设计为 5A 或 1A。 变压器同侧的开关电流互感器及套管电流互感器设计中应尽量取为一致,若不一致,也应 设计为整数倍关系,以便于整定和运行。 附件:对设计单位和制造厂的具体要求: 一.对重要保护装置的一般要求: 满足《继电保护及安全自动装置技术规程》GB14285-2005 对数字式保护装置的技 术要求。其中重要条款如下: 1.除出口继电器外,装置内的任一元件损坏时,装置不应误动作跳闸。 2.220KV 及以上线路、变压器、母线等重要保护装置应配置双 A/D 采样回路。 3.微机保护装置内部、屏内的各电流、电压回路的 N 线不固定连接。 4.所有从保护室外引入的开入量,均不能直接接入保护装置的 24V 光耦。 5.保护装置必须具有故障记录功能,以记录保护的动作过程,为分析保护动作行 为提供详细、全面的数据信息: ●应具有存储不必通过其他工具调取的 10 次以上事故报告的功能,在故障以后, 能由值班人员方便的打印报告,事故报告应具有动作保护的时序记录、 必要的模拟量(如 UA、UB、UC、3U0、IA、IB、IC、3I0 等)、开关量(如发信、收信、跳闸、重合闸等) 的录波记录、开关量变位情况、与动作保护有关的定值清单。 ●在保护装置安装处*区发生故障时, 保护装置不仅应有起动记录, 也应有必要的 不小于 200MS 的模拟量、开关量录波记录。 ●宜具有保护动作行为的详细记录, 在保护装置正确或不正确动作时, 对保护的主
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要动作逻辑行为有记录,并有详细的数据和波形记录。 二.对各类保护装置的具体要求: 1.线路保护: A.220KV 及以上线路保护宜具有不经整定的自动弱馈功能,在相继故障时间大于 200MS 时能自动投入,在强电背侧发生相间故障时,弱馈功能不误动。 B.不设置零序方向元件的零序电压动作最低电压门槛, 只要是本线路区内故障, 零 序电流满足停信条件,零序方向元件就应动作。 C.在弱电强磁的条件下, 在不同或相同电压等级的其他线路发生接地故障时, 本线 路不能因互感电势导致纵联方向保护误动。 D.圆特性的阻抗继电器应加负荷电阻线。 E.220kV 两套线路保护之间不采用重合闸互相启动和闭锁的方式。 220KV 均带有重合闸功能的两套线路保护,两套重合闸装置的配合如下: ●要求两套重合闸的切换把手均应置于相同位置。 如需投入重合闸, 则其中一套重 合闸出口压板投入,另一套出口压板退出。如线路故障不允许重合闸时,则两套重合闸 装置均应投入外部“闭重沟三压板” 。 ●当某种原因导致重合闸切换把手和“闭重沟三压板”不一致时,在主要采用单相 重合闸的方式下,则重防止重合闸误闭锁。 为此,要求重合闸切换把手在停用位置时,不沟通三相跳闸,同时,外部设置“闭 重沟三压板” 。 ●对双断路器接线方式, 不要求保护装置提供专用的跳闸加速接点, 实现重合闸装 置(或操作箱)的后加速功能。 F.220KV 每一套线路保护装置增设一套“三相不一致”保护: ●三相不一致保护采用三个跳位 TWJA、TWJB、TWJC 的不一致状态起动,即有一相 或两相跳位开入和无流判别同时成立时起动; ●设置投退软、硬功能压板; ●经一个控制字选择零序电流和负序电流闭锁, 当有零序电流或负序电流时, 开放 三相不一致保护,零序电流和负序电流设置一个整定值; ●可整定的延时; ●三个跳位 TWJA、TWJB、TWJC 的状态不一致,但三相均有电流时,延时 0.5 秒闭 锁三相不一致保护并报警; ●“三相不一致”保护不单独设置跳闸出口。 G. 500KV 线路保护: ●一般 500KV 线路 对同时采用光纤和载波通道的纵联距离保护, 采用两付收信接点在外部并联开入的
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方式,屏上设置两个收信开入接点的压板,分别对应两个通道,在其中一个通道停运检 修时,通过压板退出检修通道,纵联保护和另一通道仍可继续运行。 同时,任一通道报警均应有中央信号。 ●采用保护屏上 220V 的直流电源,作为保护装置发信开出和收信开入的电源。 ●500KV 同塔双回线路: 有两路 OPGW 光通道时,每条线路各采用两套光纤差动保护和按相重合闸方式。 ●有一路 OPGW 光通道时,每条线路各采用两套光纤差动保护和按相重合闸方式, 其中一套光纤差动保护装置同时引入载波通道, 在光纤通道故障时自动切换为载波通道 和一般重合闸方式。 ●有光纤自愈环通道, 且另外提供一套点对点的光设备, 满足一套光设备故障或检 修不会导致两套线路保护同时停运时, 每条线路宜采用一套光纤差动保护 (点对点的通 道) 、一套具有跨线故障选相能力的光纤距离保护和按相重合闸方式。当一套光设备故 障或检修会导致两套线路保护同时停运时,距离保护装置应同时引入光通道和载波通 道,在光纤通道故障时自动切换为载波通道和一般重合闸方式。 ●500KV 远跳传输通道的收、发均采用两组通道与两组远跳设备各自对应的方式, 不采用同时起动两组发信和接受两组收信的方式,为保持两套远跳装置的基本一致性, 便于运行管理, 其中一组通道使用线路光纤差动保护通道: 发信端起动光纤差动保护的 一路远传,收信端收到一路远传的两付接点,分别接入两个收信通道,报警信号也同时 接入两个通道的报警开入,实现二取二加就地判据,二取一就地判据的方式,通道报警 时,同时停用两路通道。 另一组通道同时使用线路距离保护的远传光通道和载波通道, 两路远传信号和两路 通道报警信号分别接入另一套远跳装置, 实现二取二加就地判据, 二取一就地判据的方 式,通道报警时,停用报警的通道,保留正常运行通道。 光通道或载波通道检修时, 通过屏上切换把手, 停用检修通道, 保留正常运行通道。 H.220KV 同塔双回线路: ●有两路 OPGW 光通道时,每条线路各采用两套光纤差动保护,对于较长的同塔双 回线路,如电网稳定有要求,宜采用按相重合闸方式(允许不使用线路 PT)。 ●有一路 OPGW 光通道时,每条线路各采用两套光纤差动保护,其中一套光纤差动 保护装置同时引入保护专用收发信机(载波通道) ,在光纤通道故障时自动切换为闭锁 式距离保护和载波通道。对于较长的同塔双回线路,如电网稳定有要求,宜采用按相重 合闸方式(允许不使用线路 PT)。 2. 失灵起动及失灵保护 A.失灵启动: 对配置两套含有失灵保护功能的母差保护装置的 220KV 厂站:
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●线路单元的每一套线路保护提供足够的分相跳闸接点,同时起动两套失灵保护。 当线路保护三相跳闸时,应同时起动三个分相跳闸出口。 ●母线保护装置中线路单元的失灵起动设置 3 个分相开入端子,分别接入 A、B、C 三个分相跳闸接点,220KV 母线保护动作不起动失灵保护。特殊情况,线路接有并联电 抗器时,由电抗器保护装置提供三付跳闸接点,分别并联于三个分相起动端子,作为电 抗器保护的失灵启动开入。 ●线路单元电流判别在失灵保护装置,失灵保护设置一个线路单元电流判别元件, 各线路单元共用,采用相电流判别,按满足各线路灵敏系数要求的最小电流整定。 有条件时,为进一步提高失灵启动的安全性,可以增设零序电流、负序电流判别, 相电流、零序电流、负序电流判别为“与”逻辑。 在失灵启动回路持续有开入, 而其他条件不满足, 失灵保护在整定时间未动作时, 延时闭锁该路开入、记录并报警。 ●不设置失灵启动方式 1、方式 2 的选择功能。 ●变压器单元的电流判别主要由变压器失灵起动单元完成, 采用相电流、 零序电流、 负序电流“或” 逻辑判别。 为防止变压器单元停运时,检修人员的误起动,在失灵保护一侧,变压器单元也应 设置 “有无电流判别” (采用 0.06IN,用户不整定) 。 B.220KV 变压器断路器失灵跳其他电源侧: ●220kV 母差保护与失灵保护的跳闸回路,除应同时作用于变压器断路器的两个跳 圈外, 还应提供一付失灵启动接点到变压器保护屏的专用失灵起动装置, 与变压器保护 跳 220kV 侧的接点并联,作为专用的失灵启动装置输入,该装置需提供两个光耦开入, 这两个开入为“与”逻辑。 ●专用的失灵起动装置接收失灵启动输入后,分以下 2 个逻辑: 1)经电流判据(相电流、负序电流、零序电流“或”逻辑判别)后无延时、经投 退压板输出 2 付接点(另备用 2 付接点) ,作为该主变间隔的失灵起动开出,分别起动 220KV 两套失灵保护装置。 2)经相同电流判据后带延时(时间可整定) ,经投退压板输出 1 付接点(另备用 1 付接点) ,作为非电量保护装置的继电器开入,作用于联跳主变各侧断路器。 非电量保护应有相应信号或记录。 当非电量保护与失灵起动功能集成在同一装置时, 可以通过逻辑回路直接起动变压 器各侧跳闸,但应有相应纪录,并设置可投退的软、硬压板。 ●采用 2 套主变保护跳 220KV 侧的动作接点并联后作为解除失灵保护复压闭锁的开 出。 C.500KV 变压器断路器失灵跳其他电源侧:
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断路器失灵保护完成失灵判别后,除跳开失灵断路器相邻和对侧的全部断路器外, 还应直跳变压器其他电源侧断路器,对无电源的低压侧,可以不跳闸。 D.对 3/2 结线的变电站, 确认 500KV 断路器失灵后, 如需通过母线保护跳母线连接 元件,母线保护需要采用“与门”确认的双开入接口,宜采用双路重动继电器分别对双 开入量进行重动。 宜采用各边断路器的两付失灵跳闸接点分别并联的起动方式。 E.对双母线结线的变电站,220KV 失灵保护的变压器失灵起动回路(含解除电压闭 锁) ,应采用“与门”确认的双开入接口。 3.变压器保护 A.为防止变压器出口故障造成变压器损坏, 变压器各侧均应设置电流定值独立整定 的不经电压闭锁、不带方向的限时速断保护。 B.对于低压侧母线未装设母线保护的变压器, 为确保可靠切除低压母线故障, 应采 取如下措施: ●接有电抗器的变压器低压侧,应将低压电抗器置于差动保护范围内。 ●低压侧配置两套取至不同绕组电流的过电流保护(双重化配置视为两套独立保 护) 。 ●过电流保护应有跳变压器三侧时间段。 C.间隙接地零序电流和零序电压的动作时限应能分别整定。 D.变压器本体保护: ●压力释放、 压力突变、 有载调压开关压力释放、 绕组温度、 本体油温度保护一段、 轻瓦斯应接入信号回路,不接入跳闸回路。 ●变压器的本体油温度保护一段动作接点与二段动作接点串联输出,接入跳闸回 路。 ●冷却器电源故障时应以不同方式可靠报警, 以确保值班人员及时处理。 宜同时具 有反应电源开关状态的工作电源断开、 备用电源断开、 工作备用电源均断开的报警信号 回路。 ●接入跳闸回路的变压器冷却器全停保护,宜具备判别变压器负载(可整定) 、冷 却器全停、上层油温和延时(可整定)同时满足才跳闸的功能。 4.其他要求: ●母线保护、变压器差动保护均应设置差电流越限报警而不闭锁的预警段。 ●除母线保护外,不采取专门的措施闭锁 TA 断线引起的保护装置可能的误动作。 所以,变压器、线路差动保护均应设置有“条件闭锁段” ,即:发生 TA 断线时,闭锁电 流差动保护,当差电流> 1.2IN 时,解除断线闭锁。 ●失灵保护电流判别元件,返回时间不应大于 30MS,应在算法上采取专门措施,
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缩短电流元件返回的判别时间,对 TA 绕组的选型也应适当放宽。

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