精讲｜继电保护作用及分类

产品简介

精讲｜继电保护作用及分类

总则

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。

继电保护和安全自动装置的分类

a、电力变压器保护；

b、中性点直接接地电力网中的线路保护 ；

c、中性点直接接地电力网中的线路保护 ；

d、母线保护；

e、断路器失灵保护；

f、电力电容器保护；

g、并联电抗器保护等。

安全自动装置

a、重合闸；

b、自动投入；

c、自动低频减载；

d、系统安全自动控制;

e、同步并列 l其次还有用于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路。

1.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。

2、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。

3、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。

4、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。

一、继电保护在电力系统的作用及其分类

继电保护与安全自动装置(以下简称保护装置)是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是组成电力系统整体的不可缺少的重要部分。保护装置配置使用不当或不正确动作，必将引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电力系统崩溃瓦解。因此，继电保护人员与电网调度及基层单位运行人员一样，是电网生产第一线人员。 l系统故障的发生，除了由于自然条件的因素（如遭受雷击、鸟粪污染等）一般都是由于设备本身的制造问题、人员安装检修质量不高而引起的，山东电网2004年上半年统计：继电保护动作5101次，正确率为99%。

继电保护的分类：

1、继电保护 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。

1.1 主保护——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。

1.2 后备保护——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——当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备。

b.近后备——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。

1.3 辅助保护——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。

1.4 异常运行保护——反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。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。

a可靠性——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。

b选择性——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，在一般情况下应相互配合。 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。

c灵敏性——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。

d速动性——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。

4、主保护、近后备、远后备顺口溜：

故障来了保护动，主要事故主切除

如果开关有毛病，失灵保护来帮助

还有远跳做后盾，“二取二”的立大功

平时扎实做传动，万事如意保安平

出乎意外靠后备，齐心协力缩范围

远近保护不能少，万无一失警惕到。

在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。

5、当采用远后备方式，变压器或电抗器后面发生短路时，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。

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。

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。

电力变压器保护

在电力网的继电保护中，变压器保护根据保护不同作用而分为三种：主保护、后备保护、辅助保护。继电保护快速切除故障对电力系统的好处有：

（1）提高电力系统的稳定性；

（2）电压恢复快，电动机容易自启动并迅速恢复正常，从而减少对用户的影响；

（3）减轻电力设备的损坏程度，防止故障进一步扩大；

（4）短路点易于去游离，提高重合闸的成功率。 l 除去变压器保护，非电量保护可以补充变压器保护的不足之处，例如变压器的轻瓦斯、重瓦斯、压力释放、冷却器全停、油位、油温、线圈温度等称为非电量保护，其中的重瓦斯为主保护动作跳闸，其它用于发信号。

以RCS-978系列数字式变压器保护为例，介绍保护范围：适用于500kV及以下电压等级、需要提供双套主保护、双套后备保护的各种接线方式的变压器，RCS-978用于500kV系统时的技术说明如下。

1 对电力变压器的下列故障及异常运行方式，应按本节的规定装设相应的保护装置。

a.绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接地短路；

b.绕组的匝间短路；

c.外部相间短路引起的过电流；

d.中性点直接接地电力网中，外部接地短路引起的过电流及中性点过电压；

e.过负荷；

f.过励磁；

g.油面降低；

h.变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障。

2、0.8MVA及以上油浸式变压器和0.4MVA及以上车间内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护：当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号；当产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。带负荷调压的油浸式变压器的调压装置，亦应装设瓦斯保护。

3、对变压器引出线、套管及内部的短路故障，应按下列规定，装设相应的保护作为主保护。保护瞬时动作于断开变压器的各侧断路器。

非电量的原理如下

⑴瓦斯继电器

原理：在油箱与油枕的连接中部安装。当变压器内部故障时，绝缘物产生一定数量气体，气体顺连通管进人油枕时冲动气体继电器，气体数量不多时，继电器油位下降，接通信号装置，发出信号。短路严重时大量油及气体冲动内挡扳，迅速接通保护装置，自动切断各侧电源。

接线： 接线前注意其安装，应解开固定开口杯绳子，用探针检查接点动作灵活，重瓦斯两个干簧接点按照国家反措要求必须串联接线使用。水平安装箭头方向指向储油柜，并且沿继电器方向变压器有3 % 的高度。跳闸及信号联动接线正确，瓦斯继电器装防雨罩（塑料或不锈钢），并且装设牢固。

试验：内部检查良好，引线绝缘合格，国家《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999中规定：动作容积10MVA以上的变压器，整定为250 - 300 ml，500kV变压器QJ-80型冷却方式强迫油循环流速试验整定1.3 - 1.4m/s，可用专用试验仪在室内进行。

⑵ 压力释放阀

原理与接线：喷油口径为130 mm⊃2;时，开启压力70 - 85 kpa，关闭压力37.5 -45.5 kpa。事故时将油箱内压力释放出来，动作时间2 mS左右, 防止油箱变形及破裂，同时启动微动接点用于发信号，通知检修人员迅速处理。 接线 ：通常压力释放阀本体箱盖左右各一个，使用电缆与瓦斯继电器等电缆一起在本体上敷设整齐至端子箱。

注意

1 . 接线盒引出三头，一是公共头，常闭和常开。

2.接线接常开接点（手动复归后的状态），不能接微动接点弹出保持状态时的开接点，以防继电保护误动。 没有插头连接的采用焊接并包扎后使用热缩塑料管工艺固定。试验 ：外观、微动开关灵活、可靠。压力释放器由厂家经过一系列的严格试验和检查，各项技术指标应达到设计要求，安装时可以手动释放器按扭动作、返回，使用电池灯、万用表检查，确定信号接点接触良好。

在某500kV输变电工程开关站对安装在5组电抗器上的20只释放阀，都用以上方法进行了认真的检查，效果良好。要经常清扫护罩里的可能积存的灰尘、积雪等杂物，使释放器正常工作。

⑶温度计

原理：

1、利用电流互感器二次电流变送测量绕组温度、整定跳闸例如BWR-04Y温度控制器，同时利用PT100热电阻进行远方变压器在线监视的XMZ-Y数字温度显示器。

2、利用PT100热电阻进行就地监视油温例如WTYK - 802A（TH）温度控制器和远方变压器在线监视的XMT数字温度显示器。

接线 ：采用三线引线连接热电阻，虽然克服线长度对仪表的影响，也应线径及长度相同，远传KVV4×1.5电缆应取最短长度，且应采用电缆沟方式敷设。因导线过渡多，为接线正确，使用数字式万用表检查R1、R2之间阻值为线阻，R1、R2与R3之间为100欧姆左右。这样控制室与就地显示温度数值一致，误差<±5% 。

试验 ：验收设备试验恒温槽必须使用油浴，在50 - 100ºC内，恒定10分钟后读数误差 <±2°C。数显温度计的检验可根据Pt100分度值采用标准电阻箱作为信号输入，信号接点可靠。温控器在出厂时已设定为第一上限55ºC、第二上限80ºC。温度设定值及试验动作可以通过温控器的两只控温开关调整，其它部分如温度指针不可拨动，以免造成误差及损坏。在无人值班时通过TT系列变压器温度变送器对变压器的上层油温遥测，实现对电力变压器的冷却器的自动控制。

⑷油位表

原理：当油枕中的油位由于温度和其它原因而升高、降低时，油位计的浮球与机械部分传动，当油上升MAX或下降MIN时，报警，实现对油位的远方监视。接线电缆线绝缘>10MΩ，接点情况要求在油枕在未安装之前测量正确，检查当提杆静止时，指针是否指到MIN，提杆转动120º后，指针应指到MAX，并无卡涩现象，接点动作返回接触良好，为远方测量作好准备。

⑸强油通风冷却系统

变压器冷却系统起着控制、自动投入、过载短路保护及发出冷却系统故障信号。在工地安装时，首先检查厂家汇控箱是否符合设计要求，自动装置联动风冷 、备自投、辅助系统投入、电源相序正确等。分控箱中的热继电器应在冷却器正常运行时用钳型电流表测量出油泵和风扇的工作电流，按测得的工作电流进行整定。中间、时间继电器按试验大纲、设计要求试验和整定，控制箱的各继电器、控制开关、设备应用标签纸注明编号及用途。

RCS－978装置中可提供一台变压器所需要的全部电量保护，主保护和后备保护可共用同一TA。这些保护包括：稳态比率差动 、差动速断 、工频变化量比率差动 、零序比率差动/分侧比率差动 、复合电压闭锁方向过流 、零序方向过流、过激磁、相间阻抗、零序过压、间隙零序过流

后备保护可以根据需要灵活配置于各侧。

当变压器区外故障时，有较大的穿越性短路电流流过变压器，这时变压器的差动保护不应动作 。谐波制动的变压器纵联差动保护中，设置差动速断元件的主要原因是为了防止在区内故障，较高的短路水平时，由于电流互感器的饱和产生高次谐波量增加，导致差动元件拒动。 另外还包括以下异常告警功能：

过负荷报警 、起动冷却器、过载闭锁有载调压 、零序电压报警 、差流异常报警 、零序差流异常报警 、差动回路TA断线

在电力网的继电保护中，变压器保护根据保护不同作用而分为三种：主保护、后备保护、辅助保护。继电保护快速切除故障对电力系统的好处有：

（1）提高电力系统的稳定性；

（2）电压恢复快，电动机容易自启动并迅速恢复正常，从而减少对用户的影响；

（3）减轻电力设备的损坏程度，防止故障进一步扩大；

（4）短路点易于去游离，提高重合闸的成功率。 l 除去变压器保护，非电量保护可以补充变压器保护的不足之处，例如变压器的轻瓦斯、重瓦斯、压力释放、冷却器全停、油位、油温、线圈温度等称为非电量保护，其中的重瓦斯为主保护动作跳闸，其它用于发信号。

纵联差动保护应符合下列要求：

a.应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流。

b.应在变压器过励磁时不误动。

c.差动保护范围应包括变压器套管及其引出线。如不能包括引出线时，应采取快速切除故障的辅助措施。

但在某些情况下，例如60kV或110kV电压等级的终端变电所和分支变电所，以及具有旁路母线的电气主接线，在变压器断路器退出工作由旁路断路器代替时，纵联差动保护亦可以利用变压器套管内的电流互感器，而对引出线可不再采取快速切除故障的辅助措施。

线路保护

330～500kV中性点直接接地电力网中的线路保护 一般情况下，应按下列原则实现主保护双重化：

1 设置两套完整、独立的全线速动主保护；

2 两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源彼此独立；

3 每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障(包括单相接地、相间短路、两相接地、三相短路、非全相运行故障及转移故障等)，均能无时限动作切除故障；

4 每套主保护应有独立选相功能，实现分相跳闸和三相跳闸；

5 断路器有两组跳闸线圈，每套主保护分别起动一组跳闸线圈；

6 两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。

若保护采用专用收发信机，其中至少有一个通道完全独立，另一个可与通信复用。如采用复用载波机，两套主保护应分别采用两台不同的载波机。

330～500kV线路的后备保护应按下列原则配置：

1 线路保护采用近后备方式。

2 每条线路都应配置能反应线路各种类型故障的后备保护。当双重化的每套主保护都有完善的后备保护时，可不再另设后备保护。只要其中一套主保护无后备，则应再设一套完整的独立的后备保护。

3 对相间短路，后备保护宜采用阶段式距离保护。

4 对接地短路，应装设接地距离保护并辅以阶段式或反时限零序电流保护；对中长线路，若零序电流保护能满足要求时，也可只装设阶段式零序电流保护。接地后备保护应保证在接地电阻不大于300Ω时，能可靠地有选择性地切除故障。

5 正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏系数在1.2以上时，还可装设电流速断保护作为辅助保护。

6 根据一次系统过电压的要求装设过电压保护。

7 对各类双断路器接线方式的线路，其保护应符合有关规定。

母线保护

母线上发生短路故障的机率虽然比输电线路少，但母线是多元件的汇合点，母线故障如不快速切除，会使事故扩大，甚至破坏系统稳定，危及整个系统的安全运行，后果十分严重。在双母线系统中，若能有选择性的快速切除故障母线，保证健全母线继续运行，具有重要意义。因此，在高压电网中要求普遍装设母线保护装置。

对发电厂和变电所的35～110kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护：

1、110kV双母线。

2、110kV单母线，重要发电厂或110kV以上重要变电所的35～66kV母线，按需要快速切除母线上的故障时。

3、35～66kV电力网中，主要变电所的35～66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电时。

4、对220～500kV母线，应装设能快速有选择地切除故障的母线保护。对1个半断路器接线，每组母线宜装设两套母线保护。

5、对于发电厂和主要变电所的3～10kV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。

在下列情况下，应装设专用母线保护：

1、须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时。

2、当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。

以RCS-915AB保护为例：母线保护装置的断路器失灵保护有两种方式可供选择。

方式一：与线路的失灵起动装置配合，将其失灵接点与电压切换接点串联提供给本装置，本保护检测到此接点动作时，断路器失灵保护专用起动元件动作并展宽500ms。经过失灵保护电压闭锁，经跳母联时限跳开母联，经失灵时限切除该元件所在母线的各个连接元件。线路保护采用近后备方式，对220～500kV分相操作的断路器，可只考虑断路器单相拒动的情况。

方式二：由保护跳闸接点起动，当失灵保护检测到此接点动作时，若该元件的任一相电流大于失灵相电流定值（可整定是否再经零序电流或负序电流闭锁），则经过失灵保护电压闭锁起动失灵保护。失灵保护起动后经跟跳延时再次动作于该线路断路器，经跳母联延时动作于母联，经失灵延时切除该元件所在母线的各个连接元件。

断路器失灵保护

电力系统的断路器是发电厂和变电所中重要的电气设备之一，是投切负荷高压电流，保护瞬时切除各种短路电流的重要设备。随着我国电力系统向大电网、大机组、超高压、大容量迅猛发展，220~500kV断路器投运量以25%~35%的速率增长，并且SF6断路器以技术先进为电力系统安全稳定运行作出了贡献。但是通过2001年的设备定检中，断路器拒跳、压力异常现象时有发生。

例如：

1、某500kV变电站定检中的220kV某线断路器B相拒跳，检查为跳闸线圈由于机械原因严重烧坏；

2、某500kV变电站定检中的#2变压器高压侧的B相断路器合闸后突然失灵，液压泄露严重，表计指示为零，拒分闸。高压线路保护为永久性故障，故障线路、变压器的断路器不正常跳开，线路保护采用远后备方式。

如果由其它线路或变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围，则断路器失灵保护短延时动作，断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有电源支路的断路器。因此，断路器失灵故障率尽管少，却是电气设备中最严重的故障，后果十分严重，母线失灵保护动作，将造成电力系统瓦解，使大面积用户遭受停电，并使电气设备遭到破坏，因而首先重视断路器本身质量的可信赖性，同时对断路器失灵保护装置的 动作可靠、灵敏、迅速性要求更为严格。必须根据原理要求，试验正确，实现失灵保护100%的投入正确性。

RCS-923断路器失灵保护，为断路器失灵起动及辅助保护，也可作为母联或分段开关的电流保护 。

(1)失灵起动；

(2) 过流保护；

(3)充电保护；

(4) 不一致保护。

RCS-921断路器失灵保护，失灵保护及自动重合闸 ，接线与角形结线的断路器 保护。

(1) 跟跳本开关；

(2) 失灵保护；

(3) 死区保护；

(4) 充电保护；

(5) 不一致保护；

(6) 沟通三跳；

(7) 后合跳闸。

在什么情况下使用断路器保护？

A、线路保护采用远后备方式，如果由其他线路或变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围(例如采用多角形接线，双母线或分段单母线等时)，并引起严重后果时。

B、如断路器与电流互感器之间发生故障，不能由该回路主保护切除，而由其他线路和变压器后备保护切除又将扩大停电范围，并引起严重后果时。

断路器失灵保护应符合下列要求：

A、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：

B、故障线路或设备的保护能瞬时复归的出口继电器动作后不返回；

C、断路器末断开的判别元件，可采用能够快速复归的相电流元件。相电流判别元件的定值，应在保证线路末端故障有足够灵敏度的前提下，尽量按大于负荷电流整定。

D、一般不考虑由变压器保护起动断路器失灵保护。如变压器保护起动断路器失灵保护时，也必须设有相电流元件，并不允许由瓦斯保护动作起动失灵保护。

E、发电机变压器组的保护，宜起动断路器失灵保护。考虑到发电机故障时，发电机保护可能延时返回，为了提高安全性，断路器末断开的判别元件，宜采用双重化构成和回路的方式。

断路器失灵保护动作时间，应按下述原则整定：

a.宜无时限再次动作于本断路器跳闸；

b.对双母线(或分段单母线)接线，以较短时限(大于故障线路或电力设备跳闸时间及保护装置返回时间之和)动作于断开母联或分段断路器；

c.再经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有电源支路的断路器。

断路器失灵保护，当采用多元件公用出口时，其出口回路应经闭锁触点控制，以减少较多一次元件被误切除的可能性。断路器失灵保护的出口回路可与母差保护共用，也可单独设置。

当与母差保护共用时，闭锁元件的灵敏系数应按失灵保护的要求整定。断路器失灵保护动作时，应对有关断路器的自动重合闸装置进行闭锁。

1个半断路器接线方式的断路器失灵保护中，反映断路器动作状态的相电流判别元件宜分别检查每台断路器的电流，以判别那台断路器拒动。当一串中的中间断路器拒动时，则应采取使对侧断路器跳闸的措施，并闭锁重合闸。

电力电容器保护

1电容器组内部故障的通用保护工作方式

电容器组内部故障的通用保护工作方式是：对电容器内部故障及其引出线的短路，宜对每台电容器分别装设专用的保护熔断器，熔丝的额定电流可为电容器额定电流的1.5倍。这是最简单、有效的保护方式，能迅速将故障电容器隔离，但是由于熔断器抗电容充电涌流的能力不佳，不适应自动化的要求等原因，对于多台并联电容器组保护必须采用更加完善的继电保护方式。

2电容器组内部故障的专用保护工作方式

电容器的外部故障：电容器所接母线失去电压后，由于母线电压恢复时，变压器和电容器将同时投入，或者因操作、谐振引起过压及雷电波的入侵等，可能造成电容器过电压损坏；或者母线失压后，电容器的积累电荷尚未释放前电压恢复，将使电容器再次充电也能造成电容器过电压损坏，故需装设母线失压保护。

电容器不允许装设自动重合闸装置，相反应装设无压释放自动跳闸装置。主要是因为电容器放电需要一定时间，电容器组的开关跳闸后，如果马上重合闸，电容器来不及放电，在电容器中就可能残存着与重合闸电压极性相反的电荷，这将使合闸瞬间产生很大的冲击电流，从而造成电容器外壳膨胀、喷油甚至爆炸。

电容器的内部故障：电力电容器组是由电容器元件并联和串联组成，电容器内部极板的绝缘介质，如有薄弱环节，在高电压的作用下很容易发生过热、游离直至局部击穿与短路，如是串联电容器中的一只电容器击穿，则其它电容器因电压升高而发生新的击穿与短路，将引起恶性联锁反应；如是并联电容器，个别电容的击穿短路将导致其它电容均被短路，致使与其串联的电容器过压，进一步扩大事故。对电容器回路的相间短路，可采用电流速断保护。对电容器组和断路器之间连接线的短路，可装设带有短时限的（电流速断和过流保护 ）保护，动作于跳闸。

当电容器组中的故障电容器被切除到一定数量后，引起剩余电容器端电压超过110%额定电压时，保护应将整组电容器断开。为此，对于中性点不接地双星形接线电容器组，可装设中性点间电流或电压不平衡保护。 l当电容器组中的故障电容器被切除到一定数量后，引起剩余电容器端电压超过110%额定电压时，保护应将整组电容器断开。当切除部份故障电容器后，引起剩余电容器的过电压小于或等于额定电压的105%时，应发出信号；过电压超过额定电压的110% 时，应动作于跳闸。

电容器组不平衡保护动作应带有短延时，防止电容器组合闸、断路器三相合闸不同步、外部故障等情况下误动作，延时可取0.5 s。 l安装在绝缘支架上 的电容器组，可不再装设单相接地保护。 电容器应设置失压保护，当母线失压时，带时限切除所有接在母线上的电容器

串联电容补偿装置中电容器组应装设反应不平衡电流保护，过负荷保护 等故障及异常情况的保护，保护应延时告警、经或不经延时动作于三相永久旁路电容器组。

电力电容器控制回路图(见图3)对3kV及以上的并联补偿电容器组的下列故障及异常运行方式，

应按本节规定装设相应的保护。

a.电容器组和断路器之间连接线短路；

b.电容器内部故障及其引出线短路；

c.电容器组中，某一故障电容器切除后所引起的过电压；

d.电容器组的单相接地故障；

e.电容器组过电压；

f.所联接的母线失压。

图3

并联电抗器保护

1 对并联电抗器的下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护：

a.线圈的单相接地和匝间短路及其引出线的相间短路和单相接地短路；

b.油面降低；

c.温度升高和冷却系统故障；

d.过负荷。

2 并联电抗器(干式电抗器除外)应装设瓦斯保护。当并联电抗器内部产生大量瓦斯时，保护动作于跳闸；当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护动作于信号。

3 对并联电抗器内部及其引出线的相间短路和单相接地短路，应按下列规定装设相应的保护：

1）63kV及以下并联电抗器，应装设电流速断保护。保护瞬时动作于跳闸。

2）330～500kV并联电抗器，应装设纵联差动保护。保护瞬时动作于跳闸。

3）作为速断保护和差动保护的后备，尚应装设过电流保护。保护整定值按躲过最大负荷电流整定，保护带时限动作于跳闸。

4）双星形接线的并联电抗器组，可装设中性点差流保护，作为电抗器内部匝间短路的主保护。保护按两段式配置，一段动作于信号，另一段带时限动作于跳闸。

5）330～500kV并联电抗器，应装设匝间短路保护。保护带时限动作于跳闸。

6 ）对330～500kV并联电抗器，当电源电压可能升高并引起并联电抗器过负荷时，应装设过负荷保护。保护带时限动作于信号。

7 ）对于并联电抗器温度升高和冷

却系统故障，应装设动作于信号或带时限动作于跳闸的装置。

8）接于并联电抗器中性点的接地电抗器，应装设瓦斯保护。当产生大量瓦斯时，保护动作于跳闸；当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护动作于信号。

对三相不对称等原因引起的接地电抗器过负荷，宜装设过负荷保护。保护带时限动作于信号。

9）330～500kV线路并联电抗器无专用断路器时，其动作于跳闸的保护，应采取使对侧断路器跳闸的措施。

安全自动装置

一般规定

1 在电力系统中，应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间中断。

2 电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切负荷、自动低频减载、火电厂事故减出力、水电厂事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电自动解列及自动调节励磁等。

3 安全自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

1）可靠性——装置该动作时，应可靠动作；不该动作时，应可靠不动作的性能。为保证可靠性，装置应简单可靠，具备必要的检测和监视措施，并应便于运行维护。

2）选择性——安全自动装置应根据故障和异常运行的特点，按预期的要求实现其控制作用。

3）灵敏性——安全自动装置的起动元件和测量元件，在故障和异常运行时，能可靠起动和进行正确判断的性能。

4）速动性——维持系统稳定的自动装置要尽快动作；限制事故影响的自动装置，应在保证选择性前提下尽快动作的性能。

电力系统安全性原则

安全性原则：坚持安全第一，在坚持电网，特别是输电网“N-1”原则基础上，应考虑电力系统的安全稳定性，研究建设结构合理的电网，研究预防电网可能发生的稳定破坏、电网瓦解、大面积停电等恶性事故的应对措施。

协调性原则。电网发展应注重协调发展，电网总容量与用电总负荷、输电网与配电网、有功规划与无功规划、二次系统与一次系统规划、短期规划与中长期规划等协调发展，防止重复建设、重复投资和有效利用时间短的情况发生。

自动重合闸装置应符合下列基本要求：

1 自动重合闸装置可按控制开关位置与断路器位置不对应的原理起动，对综合重合闸装置，尚宜实现由保护同时起动的方式。

2 用控制开关或通过遥控装置将断路器断开，或将断路器投于故障线路上，而随即由保护将其断开时，自动重合闸装置均不应动作。

3 在任何情况下(包括装置本身的元件损坏，以及继电器触点粘住或拒动)，自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定(如一次重合闸只应动作一次)。

4 自动重合闸装置动作后，应自动复归。

5 自动重合闸装置应能在重合闸后，加速继电保护的动作。必要时，可在重合闸前加速其动作。

6 自动重合闸装置应具有接收外来闭锁信号的功能。

自动重合闸装置的动作时限应符合下列要求：

1 对单侧电源线路上的三相重合闸装置，其时限应大于下列时间：

a.故障点灭弧时间(计及负荷侧电动机反馈对灭弧时间的影响)及周围介质去游离时间；

b.断路器及操作机构复归原状，准备好再次动作的时间。

2 对双侧电源的三相和单相重合闸装置或单侧电源的单相重合闸装置，其时限除应考虑第3.2.3.1条要求外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性，及潜供电流对灭弧的影响。

3 电力系统稳定的要求。

110kV及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设：

1）采用三相一次重合闸方式。

2）当断路器断流容量允许时，下列线路可采用两次重合闸方式：

a.无经常值班人员变电所引出的无遥控的单回线；

b.给重要负荷供电，且无备用电源的单回线。

3）由几段串联线路构成的电力网，为了补救电流速断等速动保护的无选择性动作，可采用带前加速的重合闸或顺序重合闸方式。

对双侧电源的三相和单相重合闸装置或单侧电源的单相重合闸装置，其时限除应考虑第3.2.3.1条要求外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性，及潜供电流对灭弧的影响。

110kV及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设：

1）并列运行的发电厂或电力系统之间，具有4条及以上联系的线路或3条紧密联系的线路，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式。

2）并列运行的发电厂或电力系统之间，具有2条联系的线路或3条联系不紧密的线路，可采用下列重合闸方式：

a.同步检定和无电压检定的三相重合闸方式。

b.并列运行双回线路，也可采用检查另一回线路有电流的自动重合闸方式。

3）双侧电源的单回线路，可采用下列重合闸方式：

a.解列重合闸方式，即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸方式。

b.当水电厂条件许可时，可采用自同步重合闸方式。

c.为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障线路上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸方式。

当符合下列条件，且认为有必要时，可采用非同步重合闸方式：

a.流过发电机、同步调相机或电力变压器的冲击电流不超过规定值时；

b.在非同步重合闸所产生的振荡过程中，对重要负荷的影响较小，或者可以采取措施减小其影响(例如尽量使电动机在电压恢复后，能自动起动，使同步电动机失步后，实现再同步等)时；

c.重合后，电力系统可以迅速恢复同步运行时。

当采用非同步重合闸方式时，应根据实际情况采取措施，以防止本线路或其他线路的保护不正确动作。

220～500kV线路重合闸方式

对220kV线路，满足：

1 并列运行的发电厂或电力系统之间，具有4条及以上联系的线路或3条紧密联系的线路，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式。

2 并列运行的发电厂或电力系统之间，具有2条联系的线路或3条联系不紧密的线路，可采用下列重合闸方式：

a.同步检定和无电压检定的三相重合闸方式。

b.并列运行双回线路，也可采用检查另一回线路有电流的自动重合闸方式。

3 双侧电源的单回线路，可采用下列重合闸方式：

a.解列重合闸方式，即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸方式。

b.当水电厂条件许可时，可采用自同步重合闸方式。

c.为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障线路上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸方式。

采用三相重合闸方式的规定时，可装设三相重合闸装置，否则装设综合重合闸装置。330～50kV线路，一般情况下应装设综合重合闸装置。

自动投入

1 在下列情况下，应装设备用电源和备用设备的自动投入装置(以下简称自动投入装置)：

a.装有备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源；

b.由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的变电所；

c.降压变电所内有备用变压器或有互为备用的母线段；

d.有备用机组的某些重要辅机。

自动投入装置应符合下列要求：

a.应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备；

b.工作电源或设备上的电压，不论因任何原因消失时，自动投入装置均应动作；

c.自动投入装置应保证只动作一次。

发电厂用备用电源自动投入装置，应符合下列要求：

1 当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时，如备用电源已代替一个工作电源后，另一工作电源又被断开，必要时，自动投入装置应仍能动作。

2 有两个备用电源的情况下，当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时，应各装设独立的自动投入装置，当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时，自动投入装置应使任一备用电源都能对全厂各工作电源实行自动投入。

3 自动投入装置，在条件可能时，可采用带有检定同期的快速切换方式；也可采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。

自动低频减载

1 电力系统中，应装设足够数量和自动低频减载装置。当电力系统因事故发生功率缺额时，由自动低频减载装置断开一部分次要负荷，以防止频率过度降低，并使之很快恢复到一定数值，从而保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。

2 自动低频减载装置的配置及其断开负荷的容量，应根据最不利的运行方式下发生事故时，整个电力系统或其各部分，实际可能发生的最大功率缺额来确定。例如考虑断开孤立发电厂中容量最大的发电机、断开输送功率最大的线路或断开容量最大的发电厂，以及考虑由于联络线事故断开，而引起电力系统解列等。

电力系统中，应装设具有下列特点的自动低频减载装置：

1 基本段快速动作

基本段一般按频率分为若干级。装置的频率整定值应根据电力系统的具体条件，保证大型火电厂安全运行，以及继电器本身的特性等因素决定。起始运行频率，宜取为49Hz。

2 后备段带较长时限

后备段可分为若干级，最小动作时间约为10～15s。

3 对局部地区事故，如功率缺额很大，为了防止电压急剧下降时，自动低频减载装置失效，宜装设其他自动减载装置。其他自动减载装置可由下列因素起动：发电机、线路或变压器断开或过负荷；输送功率方向改变；频率下降的变化率以及低电压下降等。

4 如在小容量电力系统的短路过程中，由于短路功率突增使频率下降，可能引起自动低频减载装置误动作时，以及在自动重合闸装置或备用电源自动投入装置动作过程中，由于同步调相机和电动机反馈的影响可能误动作时，应采取相应措施。

系统安全自动控制

在电力系统中，除应采用本规程有关章节规定的继电保护和安全自动装置之外，还可根据具体情况和一次设备的条件，采取下列自动控制措施，以防止扩大事故，保证系统稳定。

1 对功率过剩与频率上升的一侧：

a.对发电机快速减出力；

b.切除部分发电机；

c.短时投入电气制动。

2 对功率缺额或频率下降的一侧：

a.切除部分负荷(含抽水运行的蓄能机组)；

b.对发电机组快速加出力；

c.将发电机快速由调相改发电运行，快速起动备用机组等。

3 在预定地点将系统解列。

4 断开线路串联补偿的部分电容器。

5 快速控制静止电压补偿。

6 直流输电系统输送容量的快速调制。

上述安全自动装置可在电力系统发生扰动时(反应保护联锁、功率突变、频率或电压变化及侧电动势相角差等)起动，并根据系统初始运行状态和故障严重程度，进行综合判断，发生操作命令。

当上述安全自动装置的起动部分和执行部分不在同一地点时，可采用远方的信号传送装置。

电力系统中，应考虑由于各种原因引起稳定破坏的可能性。为了防止由此引起电力系统长期大面积停电和对重要地区的破坏性停电，应在电力系统中预先安排的，尽可能使功率平衡的解列点上，装设解列装置。当系统发生振荡时，将系统分割成各自保持同步的供需尽可能平衡的区域。解列点要根据系统发展情况进行配置。在运行中，可根据潮流变化情况进行调整。

1 在下列情况下应设置解列点：

a.当系统中非同步运行的各部分可能实现再同步，且对负荷影响不大时，应采取措施，以促使其拉入同步。如果发生持续性的非同步过程，则经过规定的振荡周期数后，在预定地点将系统解列。

b.当故障后，难以实现再同步或者对负荷影响较大时，应立即在预定地点将系统解列。

c.并列运行的重负荷线路中一部分线路断开后，或并列运行的不同电压等级线路中主要高压送电线路断开后，可能导致继续运行的线路或设备严重过负荷时，应在预定地点解列或自动减载。

d.与主系统相连的带有地区电源的地区系统，当主系统发生事故、与主系统相连的线路发生故障，或地区系统与主系统发生振荡时，为保证地区系统重要负荷的供电，应在地区系统设置解列点。

e.大型企业的自备电厂，为保证在主系统电源中断或发生振荡时，不影响企业重要用户供电，应在适当地点设置解列点。

2 解列装置可按下列原理构成：

a.反应频率或电压的下降；

b.反应功率或电流大小及方向的变化；

c.反应发电厂和联络线的过负荷；

d.反应两侧电动势相角差达到极限值；

e.反应失步时电气参数的变化。

同步并列

1 发电厂内，下列断路器应能进行同步操作：发电机、发电机双绕组变压器组高压侧、发电机三绕组变压器组各电源侧、双绕组变压器低压侧或高压侧、三绕组变压器各电源侧、母线分段、母线联络、旁路、35kV及以上系统联络线，以及其它可能发生非同步合闸的断路器。

2 在正常情况下，同步发电机的并列应采用准同步方式；在故障情况下，水轮发电机可采用自同步方式；100MW以下的汽轮发电机，也可采用自同步方式。

3 采用自同步方式的发电机，应符合定子绕组的绝缘及端部固定情况良好、端部接头无不良现象、自同步并列时，定子超瞬变电流的周期分量不超过允许值的要求。

4 在发电厂中，应按下列规定装设同步并列装置：

A、准同步装置 B、自同步装置

自动故障记录

1 为了分析电力系统事故及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置，在主要发电厂，220kV及以上变电所和110kV重要变电所，应装设故障录波器或其它类型的自动故障记录装置。

2 电网中装设的故障录波器或其它类型的自动故障记录装置，在电力系统故障时，应快速起动，在系统振荡时，亦应可靠起动，记录的参数应根据系统运行要求确定。

3 300MW及以上发电机和330kV及以上变电所，应具有故障时的事件顺序记录。220kV重要变电所，也宜具有上述功能。

二次回路

1 本章适用于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路。

2 二次回路的工作电压不应超过500V。

3 互感器二次回路连接的负荷，不应超过继电保护和安全自动装置工作准确等级所规定的负荷范围。

4 发电厂和变电所，应采用铜芯的控制电缆和绝缘导线。

5 按机械强度要求，控制电缆或绝缘导线的芯线最小截面为：强电控制回路，不应小于1.5mm2弱电控制回路，不应小于0.5mm2电缆芯线截面的选择还应符合下列要求：

a.电流回路：应使电流互感器的工作准确等级符合本规程第2.1.9条的规定。此时，如无可靠根据，可按断路器的断流容量确定最大短路电流。

b.电压回路：当全部继电保护和安全自动装置动作时(考虑到发展，电压互感器的负荷最大时)，电压互感器至继电保护和安全自动装置屏的电缆压降不应超过额定电压的3%。

c.操作回路：在最大负荷下，电源引出端至分、合闸线圈的电压降，不应超过额定电压的10%。

6 屏(台)上的接线，以及断路器、隔离开关等传动装置的接线，除断路器电磁合闸线圈外，应采用铜芯绝缘导线。在绝缘导线可能受到油浸蚀的地方，应采用耐油绝缘导线。

7 安装在干燥房间里的配电屏、开关柜等的二次回路，或采用无护层的绝缘导线，在表面经防腐处理的金属屏上直敷布线。

8 当控制电缆的敷设长度超过制造长度，或由于配电屏的迁移而使原有电缆长度不够，或更换电缆的故障段时，可用焊接法连接电缆(在连接处应装设连接盒)，也可用其他屏上的接线端子来连接。

9 控制电缆应选用多芯电缆，并力求减少电缆根数。对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双套跳闸线圈的控制回路等，两套系统不宜合用同一根多芯电缆。

10 屏(台)内与屏(台)外回路的连接、某些同名回路(如跳闸回路)的连接、同一屏(台)内各安装单位的连接。屏(台)内同一安装单位各设备之间的连接，以及电缆与互感器、单独设备的连接，可不经过端子排。对于电流回路、需要接入试验设备的回路、试验时需要断开的电压和操作电源回路，以及在运行中需要停用或投入的保护，应装设必要的试验端子、试验端钮(或试验盒)、连接片和切换片。其安装位置应便于操作。

属于不同安装单位或不同装置的端子，应分别组成单独的端子排。

11 在安装各种设备、断路器或隔离开关的连锁触点、端子排和接地线时，应能在不断开3kV及以上一次接线的情况下，保证在二次回路端子排上安全地工作。

12 电流互感器的二次回路应有一个接地点，并在配电装置附近经端子排接地。但对于有几组电流互感器连接在一起的保护，则应在保护屏上经端子排接地。

13 电压互感器的一次侧隔离开关断开后，其二次回路应有防止电压反馈的措施。对电压及功率自动调节装置的交流电压回路，应采取措施，以防止电压互感器一次或二次侧断线时，发生误强励或误调节。

14 电压互感器的二次侧中性点或绕组引出端之一，应接地。接地方式分直接接地和通过击穿保险器接地两种。向交流操作的保护和安全自动装置操作回路供电的电压互感器，其中性点应通过击穿保险器接地。采用B相直接接地的星形接线的电压互感器，其中性点也应通过击穿保险器接地。

电压互感器的二次回路只允许有一处接地，接地点宜设在控制室内，并应牢固焊接在接地小母线上。

15 在电压互感器二次回路中，除开口三角形绕组和另有专门规定者(例如自动调节励磁装置)外，应装设熔断器或自动开关；接有距离保护时，如有必要，宜装设自动开关。在接地线上不应安装有开断可能的设备。当采用B相接地时，熔断器或自动开应装在互感器绕组引出端与接地点之间。

电压互感器开口三角形绕组的试验用引出线上，应装设熔断器或自动开关

16 各独立安装单位二次回路的操作电源，应经过专用的熔断器或自动开关，其配置原则应按下列规定进行：

16.1 在发电厂和变电所中，每一安装单位的保护回路和断路器控制回路，可合用一组单独的熔断器或自动开关。

16.2 对具有两个跳闸线圈和采用双重快速保护的安装单位，宜按双电源分别设置独立的熔断器或自动开关。

17 发电厂和变电所中重要设备和线路的继电保护和安全自动装置，应有经常监视操作电源的装置。各断路器的跳闸回路、重要设备和线路的断路器合闸回路，以及装有自动合闸装置的断路器合闸回路，均应装设监视回路完整性的监视装置。

监视装置可采用光信号或声光信号。

18 在可能出现操作过电压的二次回路中，应采取降低操作过电压的措施，例如对电感大的线圈并联消弧回路。

19 在有振动的地方，应采取防止导线接头松脱和继电器误动作的措施。

20 屏(台)和屏(台)上设备的前面和后面，应有必要的标志，标明其所属安装单位及用途。屏(台)上的设备，在布置上，应使各安装单位分开，不允许互相交叉。

21 接到端子和设备上的电缆芯和绝缘导线，应有标志，并避免跳、合闸回路靠近正电源。

22 当采用静态保护时，根据保护的要求，在二次回路中宜采用下列抗干扰措施：

22.1 在电缆敷设时，应充分利用自然屏蔽物的屏蔽作用。必要时，可与保护用电缆平行设置专用屏蔽线。

22.2 采用铠装铅包电缆或屏蔽电缆，且屏蔽层在两端接地。

22.3 强电和弱电回路不宜合用同一根电缆。

22.4 电缆芯线之间的电容充放电过程中，可能导致保护装置误动作时，应使用不同的电缆中的芯线，将相应的回路分开；或采用其他措施。

22.5 保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。

22.6 保护用电缆敷设路径，尽可能离开高压母线及高频暂态电流的入地点，如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。

产品别称

产品特征