二十五项反措继电保护

30ms）；断路器未断开的判别元件动 跳闸，再经一时限动作于断开其他相邻断路器。 起动失灵的保护出口返回时间应不大于 断路器与电流互感器之间发生故障不能由该回路主保 1） 一个半断路器接线的失灵保护不装设闭锁元件。 作后不返回。若主设备保护出口继电器返回时间不符合要求时，判别元件应 2、单、双母线的失灵保护，视系统保护配置的具体情况，可以较短时限动作 护切除形成保护死区 2）有专用跳闸出口回路的单母线及双母线断路器失灵保护应装设闭锁元件。 于断开与拒动断路器相关的母联及分段断路器，再经一时限动作于断开与拒 双重化。 220kV 及以上电压等级单元制接线的机组，在断路器 3）与母差保护共用跳闸出口回路的失灵保护不装设独立的闭锁元件，应共 2、失灵保护的判别元件一般应为相电流元件；发电机变压器组或变压器断路 动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；也可仅经一时限动作 出现单相或两相拒动，且三相不一致保护动作后仍不 用母差保护的闭锁元件，闭锁元件的灵敏度应按失灵保护的要求整定；对数 器失灵保护的判别元件应采用零序电流元件或负序电流元件。判别元件的动 于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路的断路器；变压器断 能解决问题时 字式保护，闭锁元件的灵敏度宜按母线及线路的不同要求分别整定。 作时间和返回时间均不应大于 20ms。 路器的失灵保护还应动作于断开变压器接有电源一侧的断路器。 4）发电机、变压器及高压电抗器断路器的失灵保护，为防止闭锁元件灵敏 度不足应采取相应措施或不设闭锁回路
继电保护专业管理（技术）
微机型继电保护及自动装置软件版本和结构配置文件
管理 修改、升级前应对其书面说明材料及检测报告进行确 认，并对原运行软件和结构配置文件进行备份 继电保护软件及现场二次回路变更须经相关保护管理 部门同意，并及时修订相关图纸资料
同型号的保护装置，因配置要求或地域习惯不同，软件版本也不尽 相同，保护的动作行为也可能存在一定的差异，因此，要求所有进 入电网运行的微机保护装置软件版本经继电保护管理部门进行检测 试验，符合软件版本管理规定的要求才可使用
断路器失灵保护的起动应符合下列要求： 1、为提高动作可靠性，必须同时具备下列条件，断路器失灵保护方可起动： 失灵保护 （在220kV及以上电力网中，以及110kV电力网的个别重要部分） 失灵保护动作时间应按下述原则整定：
故障线路或电力设备能瞬时复归的出口继电器动作后不返回（故障切除后， 线路或电力设备的后备保护采用近后备方式 1、一个半断路器接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器的两组跳闸线圈 失灵保护装设闭锁元件的原则是：
继电保护部分
目录
总则 继电保护专业管理 线路保护、母线保护和断路器失灵保护 防止发电机励磁系统事故 变压器保护 发电机变压器组保护 二次回路与抗干扰 运行与检修
总则
在原有规程、规定和相关技术标准的基础上，依据
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、 《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等 规程、规定和技术标准，汇总近年来继电保护装置安 全运行方面的经验制定的 强调了防止重大事故的重点要求，但并未涵盖全部继 电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术 措施应有的全部内容。 新建、扩建和技改等工程均应执行反措重点要求，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，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或 改造。
继电保护专业管理（职责）
充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限


和防止重大事故发生的关键环节 各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专 业技能和职业素质培训，建立培训制度 继电保护技术监督应贯穿电力工业生产的全过程 各发电企业（特别是独立发电企业）必须接受技术监督和 专业管理 不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未 取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行 将备品备件的配备，以及快速主保护因缺陷超时停役纳入 技术监督的工作考核之中


变压器保护
变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，未采用就地跳
闸方式的非电量保护应设置独立电源回路和出口跳闸 回路 500kV以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、 厂用变压器保护设置应与一次系统相适应（避免采用 熔断器） 防止高温大负荷运行下，变压器内部油流过快引起的 油中带电发生变压器绝缘事故
防止发电机励磁系统事故
技术措施： 有进相运行工况的发电机，其低励限制、过励限制、V/Hz
限制环节的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静 稳定的范围内，并定期校验。所有限制定值均应在保护定 值先之前动作，不允许发电机进入不稳定工作状态。 当励磁系统中过励限制、低励限制、定子过压或过流限制 的控制失效后，发电机保护应完成解列灭磁。 发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜， 转子正、负极引出线采用高绝缘电缆且不能与其他信号共 用电缆。 加强励磁系统设备日常巡视，保证设备运行环境清洁、温 度在允许范围之内，整流柜均流系数不低于0.9。
防止发电机励磁系统事故
系统性能要求： 励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1


倍时能够连续运行。 励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子短时过 负荷能力 励磁系统强励电压倍数一般为2倍，当强励电压倍数 大于2倍时，强励电流倍数为2倍 励磁系统允许持续强励时间不低于10s 励磁自动调节应保证发电机电压不低于1%
继电保护专业管理（定值）
继电保护定值管理 发电企业按相关规定进行继电保护整定计算，并认真
校核与系统保护的配合关系，优先考虑以保护灵敏度，防止
保护拒动
加强对主设备及厂用电系统继电保护整定计算与管理
工作，安排专人每年对所辖设备进行全面复算和校核 当电网结构或运行方式发生较大变化时，应及时对现 运行方式进行核查计算，不满足要求的应限期进行调 整 发电设备保护定值整定，应充分考虑设备制造厂提供 的设备性能参数
变压器保护
1）采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和 “断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑，经第一时限 完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断 线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误 去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。 动的有效措施 2）同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作， 配合“断路器合闸位置”两个条件组成的与逻辑经第二时 变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能 限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护” 分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据 中央信号。 变压器的过励磁特性曲线进行整定计算 3）采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件” （或逻辑）动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件， 为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不 能投运的问题，对变压器和发电机变压器组的断路器 当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭 失灵保护可采取以下措施 锁动作”信号输出的空接点 。
继电保护专业管理（技术）
重视互感器选型和检验，满足继电保护不同技术需 双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系 要 合理布置端子排，按照功能进行分区、分段布置， 为与保护装置双重化 正负电源、跳合闸、交直流回路之间等，采用一个空 每套保护装置的交流 保护装置双重化配置 配置相适应，应选用 端子隔开 电压、交流电流应分 还应充分考虑到运行 具备双跳闸线圈机构 检查和校核发电机失磁保护整定范围和低励限制特 别取自电压互感器和 和检修时的安全性， 的断路器，断路器与 性，防止发电机进相运行时发生误动作 电流互感器互相独立 当运行中的一套保护 保护配合的相关回路 辅机设备及其电源在外部发生故障时具备抵御事故 的绕组，其保护范围 因异常需要退出或需 （如断路器、隔离刀 的能力 应交叉重迭，避免死 要检修时，应不影响 闸的辅助接点等）， 所有互感器二次回路都必须且只能有一点接地 区 另一套保护正常运行 均应遵循相互独立的 原则按双重化配置 继电保护双重化配置应注意：
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断路器失灵保护
不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作
为断路器失灵保护的起动量，断路器失灵保护的相电 流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒 用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器 失灵保护的复合电压闭锁接点、应分别串接在各断路 器的跳闸回路中，不得共用
断路器失灵保护
线路保护
两套保护装置应完整、独立，安装在 220千伏及以上电压等级的联络线，不允许无快速 各自的柜内，每套保护装置均应配置 保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部 完整的主、后备保护 门汇报，并采取必要的应急措施 220千伏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
总则
说明 本次要求结合现场实际管理范围，参考了直流、励磁、
电能质量和部分被保护设备对继电保护的影响 电厂在设计、安装、调试、运行等各个环节应根据反 措重点要求，紧密结合本部门的实际情况，制定具体 的反事故技术措施。 不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满 足要求又不能更改的，结合设计、制造和运行等单位 共同研究、解决。
线路纵联保护的通道（含光纤、微波、 并注意 载波等通道及加工设备和供电电源等）、 远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互 独立的原则按双重化配置
母线保护
1）每条母线采用两套完整、－独立的母线差动保护，并安 装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作 母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应 用于断路器的两个跳闸线圈。 加强质量管理和技术监督，不论在新建工程，还是扩建和 技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行 2）对于 3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配置母 差保护，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。 采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须 增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的 进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套 保护回路 母差保护运行。 对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线 3）用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切 差动保护应退出运行 换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应 母联、母联分段断路器宜配置，独立的母联、母联分段断 遵循相互独立的原则按双重化配置。 路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回 路 4）应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理 分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定 必要时在500千伏母线以及重要变电站、发电厂的220千伏 母线采用双重化保护配置 要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加 以解决。
总则
重点要求 加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持
继电保护队伍的稳定 严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发 生 防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、 大面积停电事故的发生 重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与 相关线路保护的整定配合 防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力 重视对快切装置及备自投装置的定期检验 满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求
断路器失灵保护
双母线的失灵保护应能自动适应连接元件运行位置的
对具有双跳闸线圈的相邻断路器，应同时动 切换 作于两组跳闸回路； 对远方跳对侧断路器的，宜利用两个传输通 变压器非电气量保护不应启动失灵保护 道传送跳闸命令 发电机变压器组的断路器若是分相操作，则三相位置 不一致保护应启动失灵保护 三相不一致保护动作时间应为0.5s～4.0s可 调，以躲开单相重合闸动作周期 220kV及以上电压分相操作的断路器应附有三相不一 致(非全相)保护回路 失灵保护动作跳闸应满足
变压器、互感器保护
对于发电机出口电压互感器一次侧的熔断器应定期更
换 电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确 限值系数或励磁特性（含饱和拐点）应能满足所接保 护装置动作可靠性的要求 电流互感器特性应符合GB 16847标准的要求 330kV及以上系统保护、高压侧为330kV及以上的变 压器和300MW及以上的发电机变压器组差动保护用电 流互感器宜采用TPY电流互感器