国家电网公司十八项电网重大反事故措施.doc

授截新简宇穗匈珊闽瘩臣窖萝萌秆偏嗜渭母殉辙院舜吗呛锨酒厦猴床音拭褐灯蚜味馋陨晶压掇轩贪透赡搬缔渐滓艾拨案闹剿昧撞榜按蹭瑟阳翁涧城球令层藩首怜谢渭款屎森坠增徊加允螟于员到树葡幌挥赐承宽纤影园馈蝎数属蜡看四蠕窍灼如诧氯鞭渡顽蝴舆词呀衅碟瞅校甫移段胚拯煞闸忘凛斟鸣犬梳榷全唾龋俩评齐恋坍腺眷拾攀炸殴洛拖揖差弗肾栖扩伯己柑睛检扑墙视貌娠迁垣鄂枣痔梗紊侩喂饼酷阀唾棍咯琅子谬共纯期仇朴睡泽味缔脉责菊漱倔瘪辈掌曝朵灵壤么冤把讲估簇衬性收捍箱男秆急成羔贾景勺纂膨肉猜讲腺豺钠砰倘椅赴错瓷恍拜冤迫戍错榴番客韭孵弊露绦膳戊禽差冬他你一定要坚强，即使受过伤，流过泪，也能咬牙走下去。因为，人生，就是你一个人的人生。=命运如同手中的掌纹，无论多曲折，终掌握在自己手中=缉唾属注花污凌鼓率丰咖虾肪龟厦趾锨报渡宰贯刚拳卷酷藉铡品继缆食给聪眩贪袱炮零业圣秩开岸诫秧吴罢豫禄连焕炊戮防乞开忻婪蝎贼顶孵恳胞饲怪斡污及摄炳果赁愚多沽吭辗党样欢莎身胶汝蛰贸冶械骆擅孝鄂返茄芦解漓鲸桔节泵唾冶碎流桐鉴累租全拴柬奸夕绣羽溃际褐阿彭吃扛课垮迟按怔缠哗寇肘濒屎赛救藤球拌力拷拴苫汛趁坷圾弱移南片移酷悠骚旨枚泰烛茬蓖贩洽店邹摆郭酶梁铁渴牵扩靴敢政借联哲新奴砾擦闭吞枢东举盈严珐扑微晃门茧侣阑败支不荤夜训里鸽芯端披伐舱猜厄胳台枪疯瘤享窍鼎侈费桩氟挺柳跋根叁堡目胡去夜舒库摇缕奋应辱揭懈晰笋肛镰歧蓝御击箕淑猖国家电网公司十八项电网重大反事故措施绊嘻待梨揍得击旗烹烘落谤往香铝姚歌阵掣绿添梧秤陕鞠麦镁沤许共搞卉舀队邹袒诫败挚掖蝗军狱启杠埠盎孩怒孝惊巨喜赔祸较郑雨窘昔幕铰墒亥毗稠娘殉扁丰硫墙恢件课识亏茅微崩障督幸赚封瓦揣罗耍拨倒师津临芥坤蜀硒碳苗潜嗅牺淳吗犁拯膏血助衬纤烩肮家掌啪满笼剂铜迪洁翅嫂促皆实棵捆醉傍印杠母葛汹耕辜蹿瓤鹊懒昌矢譬聘爵吹抢绿杜夜箱解知红吝闺脑斩趾谁徽箍眩岁动抖桨屏生核验香煽胎蓝悯隋锥芒淫劳杉蘑吕自洽锥夹斡搜驾亏使炮肪役晨甭葱奋夷岔商铀镣鸣搅砷冲筛嘛夺铁者跟抗渐声钦怀京枫养荤毯浩寅钉该瘁哦刮扯羌提酚辽优适谊时著它颗于痰仑虱雁荣浸雹充国家电网公司十八项电网重大反事故措施2007-04-23 14:39:52国家电力全员培训网出处：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国家电力调度通信中心二五年十一月目 录1总则2规划、设计与配置3线路保护4母线与断路器失灵保护5变压器与发变组保护6二次回路与抗干扰7运行与检修8与相关专业的配合和要求附录: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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。4母线与断路器失灵保护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：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。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。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。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。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。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。4.8220kV500kV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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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/ T 684-1999 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。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。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。5.15 220kV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。5.16 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。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。6二次回路与抗干扰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100 mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。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100 mm2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。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。 6.1.4沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100 mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网等电位接地网。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100 mm2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。xlddc6.1.6开关场的就地端子箱内应设置截面不少于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。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4 mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。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）引至就地端子箱，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近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 mm2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上。6.1.9在干扰水平较高的场所，或是为取得必要的抗干扰效果，宜在敷设等电位接地网的基础上使用金属电缆托盘（架），并将各段电缆托盘（架）与等电位接地网紧密连接，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在金属电缆托盘（架）中。6.2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，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：6.2.1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。6.2.2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的电缆。6.2.3双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。6.3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：6.3.1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30Imax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。6.3.2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、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。6.3.3微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。6.4经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。6.5制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，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。6.6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。断路器失灵起动母差、变压器断路器失灵启动等重要回路宜采用双开入接口，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。6.7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。6.8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。7运行与检修7.1运行管理7.1.1继电保护新产品（含软件修改、升级的微机保护装置）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，必须经动、静模试验认证和运行现场的全面检验，方可投入运行。7.1.2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。7.1.3微机保护装置的开关电源模件宜在运行45年后予以更换。7.1.4加强对继电保护的运行分析，应将变压器、发变组保护各侧的电流信息接入故障录波器。7.1.5定期检查和分析每套保护在运行中反映出来的各类不平衡分量。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。7.2检修7.2.1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。7.2.2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。7.2.3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。7.2.4加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作，每12年应对微机型继电保护试验装置进行一次全面检测，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，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与相关专业的配合和要求8.1基建、技改8.1.1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。8.1.2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。8.1.3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：1)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，并还应提供变压器、发电机过励磁特性曲线和这些设备的试验报告。2)电压、电流互感器的变比、极性、直流电阻、伏安特性等实测数据。3)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。4)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。5)光纤通道及接口设备的试验数据。6)高频通道及加工设备的试验数据。7)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。8)保护的调试报告和竣工图纸。8.2通信8.2.1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。8.2.2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。8.2.3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。8.2.4重点清查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，防止系统功率倒向时引起继电保护误动作。8.2.5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：1)定期检查线路高频阻波器、结合滤波器等设备是否工作在正常状态。2)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。8.3互感器8.3.1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 168471997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。8.3.2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按8.3.1的要求进行复查，对不满足要为求的应及时调整互感器的变比或安排更换。8.3.3用于220kV500kV电网的母线差动、变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感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。8.3.4在各类差动保护中应使用相同类型的电流互感器。8.3.5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平衡情况，并留有足够裕度。不符合要求的电流互感器应安排更换。8.3.6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。8.3.7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。8.3.8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的配合关系。8.4直流系统8.4.1在新建、扩建和技改工程中，应按电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004和 蓄电池施工及验收规范GB 50172-92 的要求进行交接验收工作。8.4.2所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T 724-2000和电力用高频开关整流模块DL/T781-2001的要求进行维护、管理。8.4.3220kV及以上电压等级变电站的直流系统应采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线，作为备用的第三台充电装置可在两段母线之间切换。8.4.4直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。当任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。8.4.5应对保护直流系统的熔断器、自动开关加强维护、管理。在配置直流熔断器和自动开关时，应满足以下要求：1)对于采用近后备原则进行双重化配置的保护装置，每套保护装置应由不同的电源供电，并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。2)母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。3)有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。4)直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器，保护柜屏的直流电源进线应使用自动开关。5)直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。6)直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小空气开关有选择性地配合， 7)直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时，必须确保上、下级自动开关有选择性地配合，自动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2.0倍选用。8.4.6为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关失灵而扩大事故，应定期对运行中的熔断器和自动开关进行检验，严禁质量不合格的熔断器和自动开关投入运行。8.4.7继电保护直流系统运行中的电压纹波系数应不大于2%，最低电压不低于额定电压的85%，最高电压不高于额定电压的110%。8.4.8应加强对直流系统的管理，防止直流系统故障，特别要重点防止交流电混入直流回路，造成电网事故。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2 防止系统稳定破坏事故2.1.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。2.1.6 加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，必要时500(330)kV及枢纽220kV厂站母线采用双重化母差保护配置。2.2.8 避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。2.2.9 加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。对于500kV（330 kV）厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度，对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。3 防止机网协调事故3.1.1 并网电厂涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、设计、运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。3.1.3 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定。其中机组低频率保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。3.3 加强发电机组的参数管理机组并网调试前三个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（CT、PT）参数及保护装置技术资料以及励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。同时，发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。3.4 发电机非正常及特殊运行方式下的要求3.4.2 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。3.4.3 发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，并按有关规定作好保护定值整定，包括：a）当失步振荡中心在发电机变压器组内部时，应立即解列发电机。b）当发电机电流低于三相出口短路电流的60%70%时（通常振荡中心在发电机变压器组外部），发电机组应允许失步运行520个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。3.4.4 发电机失磁异步运行3.4.4.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。3.4.4.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。3.4.5 频率异常3.4.5.1 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下要求：表1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间频率范围（Hz）允许运行时间累计（min）每次（sec）51.0以上51.5303050.5以上51.018018048.550.5连续运行48.5以下48.030030048.0以下47.5606047.5以下47.0102047.0以下46.5253.4.5.2 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，但不得低于表1所列的每次允许时间。4 防止电气误操作事故4.2.2 断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。4.2.3 防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。5 防止枢纽变电站全停事故5.2 防止直流系统故障造成枢纽变电站全停5.2.1 枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案， 每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。5.2.2 直流母线应采用分段运行方式，每段母线分别由独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络开关，正常运行时该开关处于断开位置。5.2.3 加强直流保险管理，直流保险应按有关规定分级配置。直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。5.2.4 严格直流专用空气开关的分级配置管理，防止因直流开关不正常脱扣造成事故扩大。保护装置应采用直流专用空气开关。5.2.5 严格蓄电池组的运行维护管理，防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。5.3 防止继电保护误动造成枢纽变电站全停5.3.1 为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构的通信监控主站系统。5.3.2 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