第一篇：中國南方電網公司繼電保護反事故措施

中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編

中國南方電網電力調度通信中心

2008年6月總則

1.1 《中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編》（以下簡稱《反措匯編》）是在《防止電

力生產重大事故的二十五項重點要求》、《繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點》等

規程、規定和技術標準的基礎上，匯總近年來南方電網繼電保護的主要反事故措施而編制的。

1.2 《反措匯編》重點針對設計、運行等技術標準中沒有明確，而實際運行中已出現對繼電

保護裝置可靠運行產生較大影響的問題，對于已在相關技術標準中明確的部分早期反事故措

施，本匯編不再重復。因此，在貫徹落實《反措匯編》的過程中仍應嚴格執行相關規程、規

定和技術標準。過去頒發的反措及相關標準、規定，凡與《反措匯編》有抵觸的，應按《反

措匯編》執行。

1.3 新建、擴建和技改等工程均應執行《反措匯編》，現有發電廠、變電站已投入運行的繼

電保護裝置，凡嚴重威脅系統安全運行的應立即整改，其它可分輕重緩急有計劃地予以更新

或改造，不能滿足要求的應結合設備大修加速更換。

1.4 各單位應在遵循《反措匯編》的基礎上，對各項反事故措施落實情況進行全面檢查，并 結合實際情況制定具體的反事故技術措施和實施細則。整定計算

2.1 繼電保護的配置與整定應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜故障情況

下繼電保護的不正確動作，當遇到電網結構發生變化、整定計算不能滿足系統要求時，若保

護裝置不能充分發揮其效能，應按整定規程進行取舍，側重防止保護拒動，同時備案注明并

報主管領導批準。

【釋義】對于在整定方案中出現的失配、靈敏度不足等情況均應備案注明并報主管領導批準。

2.2 制定整定方案應嚴格遵循局部服從整體，下一級服從上一級的原則，地區電網應嚴格按

照中調下達的限額進行定值整定。低電壓等級的故障必須嚴格限制在本電壓等級內，不得造

成高電壓等級保護越級跳閘。

2.3 并網電廠涉網繼電保護裝置的技術指標和性能應滿足所接入電網的要求。

2.4 并網機組的低頻率、高頻率保護，過電壓、低電壓保護，失磁保護，過勵磁保護，失步

保護，定子接地保護，阻抗保護，零序過流保護，復合電壓閉鎖過流保護等涉網保護定值，應與系統繼電保護及安穩裝置定值配合，且涉網保護的定值應報相應調度機構備案。

2.5 并網電廠應重視和加強廠用電系統繼電保護裝置定值的整定計算與管理工作，防止系統

故障時輔機保護等廠用電系統的不正確動作造成機組跳閘，使事故范圍擴大。

2.6 發電機變壓器組保護的整定計算應遵循《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》

（DL/T684－1999），并網電廠應根據電網運行情況和主設備技術條件，定期對所轄設備的繼

電保護定值進行校核，尤其是校核電廠涉網保護定值與電網保護定值是否滿足配合要求。當

電網結構、線路參數、短路電流水平或出線定值發生變化時，應及時校核相關涉網保護定值，避免保護發生不正確動作，并注意以下原則：

2.6.1 發電機變壓器組的過勵磁保護應考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力，并

按先發電機電壓調節器過勵磁動作，其次發電機變壓器組過勵磁保護動作，后發電機轉子過

負荷保護動作的先后順序進行整定。

2.6.2 發電機定子接地保護應根據發電機在不同負荷的運行工況下，實測基波零序電壓和

發電機中性點三次諧波電壓的有效值進行校核。

2.6.3 發電機變壓器組負序電流保護應根據制造廠提供的對稱過負荷和負序

下菲鰲⒏衾氳墩⒌母ㄖ擁愕齲ψ裱嗷ザ罏2.7 加強變壓器差動保護整定計算管理。對廠家資料或說明書容易產生混淆的地方，尤其是

“變壓器各側額定電流與CT二次額定電流以及平衡系數計算”等問題應確認清楚，并在現

場試驗時校驗平衡系數是否正確。

2.8 為了防止220kV線路單相跳閘重合閘期間，220kV變壓器220kV側中性點間隙零序電流、電壓保護動作，在征得設備主管部門同意后，間隙保護動作時間可按躲過重合閘時間整定。3 保護裝置

3.1 線路保護及遠跳

3.1.1 傳輸保護信息的通道應滿足傳輸時間、安全性和可依賴性的要求。縱聯保護應優先

采用光纖通道，220kV及以上新建、技改的同桿并架線路保護，在具備光纖通道的條件下，應配置光纖電流差動保護或傳輸分相命令的縱聯保護。

3.1.2 為提高220kV及以上系統遠方跳閘的安全性，防止誤動作，遠方跳閘命令宜經相應 的就地判據出口。

3.1.3 遠跳通道宜獨立于線路差動保護通道。

3.1.4 線路兩側不允許同時投入保護的弱饋功能。

3.1.5 電壓二次回路一相、兩相或三相同時失壓，保護裝置應發告警信號，并閉鎖可能誤

動作的保護。

3.1.6 采用三相電壓及自產零序電壓的保護，應避免電壓回路故障時同時失去相間及接地

保護。

3.1.7 500kV線路保護配置零序反時限過流保護，反時限零序過流一般情況下不帶方向，宜采用IEC正常反時限特性曲線。

3.1.8 高頻保護收發信機的其它保護停信回路（或稱母差保護停信、停信2）應具有2～ 5ms延時。

3.1.9 500kV線路光纖電流差動保護應具備雙通道接入功能。光纖電流差動保護裝置、保

護光纖信號傳輸裝置（保護光纖通信接口裝置）應具備地址識別功能，地址編碼可采用數字 或中文。

【釋義】保護光纖信號傳輸裝置（保護光纖通信接口裝置）指將保護允許（閉鎖）命令、斷

路器失靈遠跳、過壓遠跳或500kV電抗器保護遠跳等信號轉換為光信號傳送至通信機房或對

側的裝置，如FOX-41A、GXC-01及CSY-102A等。

3.1.10 線路保護通道的配置應符合雙重化原則，500kV線路保護通道的改造及新投產保

護通道的配置應滿足以下要求：

3.1.10.1 配置兩套主保護的線路，每套主保護的通道應有完全獨立的“光纖”+“光纖”、“光

纖”+“載波”保護通道，確保任一通道故障時，每套主保護仍可繼續運行。“光纖”+“光 纖”雙通道應包括兩個不同的光纖路由和不同的光傳輸設備，且通信直流電源應雙重化。

【釋義】“光纖”指以光纖為傳輸介質的保護通道，包括專用光纖芯、復用2M等各種形式 的光纖通道。

3.1.10.2 配置三套主保護的線路，應至少有一套主保護采用 “光纖”+“光纖”、“光纖”+ “載波”或“光纖通道自愈環”三種通道方式之一。以確保任一通道故障時，仍有兩套主保

護繼續運行。

3.1.10.3 單通道光纖電流差動保護采用短路徑通道，雙通道光纖電流差動保護采用一路短路

徑通道和一路長路徑通道，且短路徑通道和長路徑通道分別采用不同的光通信設備。

3.1.10.4 光纖電流差動保護禁止采用光纖通道自愈環，非光纖電流差動保護和輔助保護可采

用光纖通道自愈環。

3.1.11 線路保護光纖通道應優先采用本線或同一電壓等級線路的光纜，在不具備條件時

可復用下一級電壓等級線路的光纜。磁保護動作，后發電機轉子過 負荷保護動作的先后順序澆3.2 母線保護及斷路器失靈保護

3.2.1 母線差動保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，無論在新建、擴建還是技改工程中都應保證母線差動保護不留隱患地投入運行。

3.2.2 為確保母線差動保護檢修時母線不至失去保護，防止母線差動保護拒動而危及系統

穩定或將事故擴大，500kV母線保護及500kV變電站的220kV母線保護應采用雙重化配置，重要的或有穩定問題的220kV廠站的220kV母線保護應采用雙重化配置。雙重化配置除應

符合7.2條的技術要求外，同時還應滿足以下要求：

3.2.2.1 每條母線采用兩套完整、獨立的母線差動保護，并安裝在各自的屏柜內。每套保護

分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。

3.2.2.2 采用單套失靈保護時，失靈應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈；當共用出口的雙

重化配置的微機型母差保護與斷路器失靈保護均投入時，每套保護可分別動作于斷路器的一

組跳閘線圈。

3.2.2.3 用于母線差動保護的斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路、輔助變流器以及與 其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

3.2.2.4應合理分配母線差動保護所接電流互感器二次繞組，對確無辦法解決的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可采取起動失靈和遠方跳閘等后備措施來解決。

3.2.3 母聯、分段斷路器應配置充電保護。該保護應具備可瞬時跳閘和延時跳閘的回路，并宜啟動失靈保護。

3.2.4 500kV變電站的35kV母線應配置母差保護。

3.2.5 雙母線接線的母線保護，應設有電壓閉鎖元件。

3.2.5.1 對數字式母線保護裝置，可在起動出口繼電器的邏輯中設置電壓閉鎖回路，而不在

跳閘出口回路上串接電壓閉鎖觸點；

3.2.5.2 對非數字式母線保護裝置電壓閉鎖接點應分別與跳閘出口觸點串接。

3.2.5.3 母聯或分段斷路器的跳閘回路不應經電壓閉鎖觸點控制。

3.2.6 500kV邊斷路器失靈宜通過母差出口跳相關邊開關。

3.2.7 500kV邊斷路器失靈經母差保護出口跳閘的，母差保護應充分考慮交直流竄擾，可

在母差失靈出口回路中增加20～30ms的動作延時來提高失靈回路抗干擾的能力，防止母差

失靈誤動作。

3.2.8 220kV及以上變壓器、發變組的斷路器失靈時，應起動斷路器失靈保護，并滿足以

下要求:

3.2.8.1 斷路器失靈保護的電流判別元件應采用相電流、零序電流和負序電流按“或門”構

成的邏輯。

3.2.8.2 為解決斷路器失靈保護復合電壓閉鎖元件靈敏度不足的問題，可采用以下解決方案：

a）采用由主變各側“復合電壓閉鎖元件動作”（或邏輯）作為解除斷路器失靈保護的復合電

壓閉鎖元件，當采用微機變壓器保護時，應具備主變“各側復合電壓閉鎖動作”信號輸出的

空接點。

b）采用保護跳閘接點和電流判別元件同時動作去解除復合電壓閉鎖，在故障電流切斷或保

護跳閘命令收回后重新閉鎖斷路器失靈保護。

【釋義】該解除電壓閉鎖方案比單純靠保護跳閘接點解除復合電壓閉鎖可靠性高，降低了保

護跳閘接點誤導通而誤解鎖的可能性。

3.2.9 母線發生故障，母線保護動作后，除一個半斷路器接線外，對于不帶分支且有縱聯

保護的線路，應利用線路縱聯保護使對側快速跳閘，如閉鎖式采用母差保護動作停信、允許

式采用母差保護動作發信、縱差采用母差保護動作直跳對側等。對于該母線上的變壓器，除

利用母差保護動作接點跳變壓器本側斷路器外，還應啟動變壓器本側斷路器失靈。?${熜貴3.3 發電機變壓器保護

3.3.1 220kV及以上電壓等級的主變壓器或100MW及以上容量發電機變壓器組保護應按 雙重化配置（非電氣量保護除外）。雙重化配置除應符合7.2條的技術要求外，同時還應滿

足以下要求：

3.3.1.1主變壓器應采用兩套完整、獨立并且安裝在各自屏柜內的保護裝置。每套保護均應配 置完整的主、后備保護。

3.3.1.2發電機變壓器組每套保護均應含完整的差動及后備保護，能反應被保護設備的各種故

障及異常狀態，并能動作于跳閘或發信。

3.3.1.3主變壓器或發電機變壓器組非電量保護應設置獨立的電源回路（包括直流空氣小開關

及其直流電源監視回路）和出口跳閘回路，且必須與電氣量保護完全分開，在保護柜上的安

裝位置也應相對獨立。

3.3.1.4每套完整的電氣量保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。非電量保護的跳閘回路

應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。

3.3.1.5為與保護雙重化配置相適應，500kV變壓器的高、中壓側和220kV變壓器的高壓側必

須選用具有雙跳閘線圈的斷路器。斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換回路、輔助變流器以

及與其他保護配合的相關回路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

3.3.2 發電機、變壓器的阻抗保護，都必須經電流起動，并應有電壓回路斷線閉鎖。

3.3.3 變壓器的瓦斯保護應防水、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器由中間端子箱引出的

電纜應直接接入保護柜。非電量保護的重動繼電器宜采用啟動功率不小于5W、動作電壓介

于55～65%Ue、動作時間不小于10ms的中間繼電器。

3.3.4 電氣量保護與非電氣量保護的出口繼電器應分開，不得使用不能快速返回的電氣量

保護和非電量保護作為斷路器失靈保護的起動量，且斷路器失靈保護的相電流判別元件動作

時間和返回時間均不應大于20毫秒。

3.3.5 為防止冷卻器油泵啟動時引起的油壓突然變化導致重瓦斯保護誤動作，應進行單臺

及多臺油泵啟停試驗，檢查重瓦斯保護動作情況。若出現誤動，應采取針對性措施。

3.3.6 有關設計、制造單位和發電廠及其調度部門應針對發電機變壓器組一次結構和繼電

保護的配置及二次接線方案，對發電機變壓器保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都

應加強質量管理和技術監督，消除隱患。

3.3.7 認真分析和研究發電機失步、失磁保護的動作行為，做好發電機失步、失磁保護的

選型工作。應采取相應措施防止系統單相故障發展為兩相故障時，失步繼電器不正確動作。

設計、制造單位應將有關這些問題的計算、研究資料提供給發電廠有關部門和調度單位備案。

發電機在進相運行前，應仔細檢查和校核發電機失步、失磁保護的測量原理、整定范圍和動

作特性。在發電機進相運行的上限工況時，防止發電機的失步、失磁保護裝置不正確跳閘。

3.3.8 發電機失步保護在發電機變壓器組外部發生故障時不應誤動作，只有測量到失步振

蕩中心位于發電機變壓器組內部，并對其安全構成威脅時，才作用于跳閘，并盡量避免斷路

器兩側電勢角在180度時開斷。

3.3.9 發電機失磁保護應能正確區分短路故障和失磁故障，同時還應配置振蕩閉鎖元件，防止系統振蕩時發電機失磁保護不正確動作。

3.3.10 200MW及以上容量的發電機定子接地保護應投入跳閘，但應將基波零序保護與發

電機中性點側三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘，發電機中性點側三次諧

波電壓保護宜投信號。

3.3.11 發電機變壓器組斷路器出現非全相運行時，首先應采取發電機降出力措施，然后經

快速返回的“負序或零序電流元件”閉鎖的“斷路器非全相動動⒌母ㄖ擁愕齲ψ裱嗷ザ罏作信號。若此時斷路器故障仍然存在，可采用以下措施：

3.3.11.1以“零序或負序電流”元件動作、“斷路器三相位置不一致”和“保護動作”構成的

“與”邏輯，通過獨立的時間元件以第二時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖，并發

出告警信號。

3.3.11.2同時經“零序或負序電流”元件以及任一相電流元件動作的“或”邏輯，與“斷路

器三相位置不一致”，“保護動作”構成的“與”邏輯，經由獨立的時間元件以第三時限去啟

動斷路器失靈保護，并發“斷路器失靈保護啟動”的信號。

3.3.12 發電機變壓器組的氣體保護、低阻抗保護應參照變壓器氣體保護和低阻抗保護的技

術要求。

3.3.13 在新建、擴建和改建工程中，應創造條件優先考慮配置橫差保護，并且橫差保護的

三次諧波濾過比應大于30。3.3.14 200MW及以上容量的發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。

3.3.15 發變組出口三相不一致保護啟動失靈保護。220kV及以上電壓等級單元制接線的發

變組，應使用具有電氣量判據的斷路器三相不一致保護去啟動發變組斷路器失靈保護。

3.4 故障錄波和繼電保護故障信息系統

3.4.1 為充分利用故障錄波手段，更好地開展運行分析，發現隱患，查明事故原因，相同

一次設備（如線路、變壓器、母線、電抗器）的模擬量和開關量宜接入同一錄波器中。

3.4.2 模擬量是故障錄波的基本信息，所有220kV及以上電氣模擬量必須錄波，并宜按照

TV、TA裝設位置不同分別接入。其中應特別注意：

3.4.2.1 安裝在不同位置的每一組三相電壓互感器，均應單獨錄波，同時還應接入外接零序 電壓。

3.4.2.2 變壓器不僅需錄取各側的電壓、電流，還應錄取公共繞組電流、中性點零序電流和

中性點零序電壓。電抗器應參照變壓器選取模擬量錄波。

3.4.2.3 母聯、分段以及旁路開關，應錄取其電流。

3.4.2.4 3/2接線、角形接線或雙開關接線，宜單獨錄取開關電流。

3.4.3 開關量變位情況是故障錄波的重要信息，接入錄波器的開關量應包括保護出口信息、通道收發信情況以及開關變位情況等變位信息。其中應特別注意：

3.4.3.1 任意保護的邏輯功能出口跳閘，均應在錄波圖的開關量中反映。對于獨立出口繼電

器的單一邏輯功能，宜單獨接入錄波。對于多項邏輯功能共用多組出口繼電器的，可選用一 組開關量接入錄波器。

3.4.3.2 傳送閉鎖式命令的專用收發信機的收信輸出、保護的發（停）信的接點信號，均應

接入錄波器。

3.4.3.3 220kV及以上的開關，每相開關的跳、合位均應分別錄波，宜選用開關輔助接點接 入。

3.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳繼電器的接點變位宜接入故障錄波，便于事故分析。

3.4.3.5 保護跳閘、開關位置等重要開關量的變位應啟動錄波。

3.4.4 為了便于分析交直流串擾引起的保護跳閘，在保證安全的前提下，宜錄取保護使用 的直流母線電壓。直流電源

4.1 保護控制直流電源

4.1.1 正常情況下蓄電池不得退出運行（包括采用硅整流充電設備的蓄電池），當蓄電池 組必須退出運行時，應投入備用（臨時）蓄電池組。

4.1.2 變電站內蓄電池核容工作結束后投入充電屏的過程中，必須監視并確保新投入直流

母線的充電屏直流電流表有電流指示后，方可斷開兩段直流母線分段開關，防止出現一段直流母線失壓。

4.1.3 互為冗余配置的兩套主保護、兩套安穩裝置、兩組跳閘回路的直流電源應取自不同

段直流母線，且兩組直流之間不允許采用自動切換。

4.1.4 雙重化配置的兩套保護與斷路器的兩組跳閘線圈一一對應時，其保護電源和控制電

源必須取自同一組直流電源。4.1.5 控制電源與保護電源直流供電回路必須分開。

4.1.6 為防止因直流空氣開關（直流熔斷器）不正常熔斷而擴大事故，應注意做到：

4.1.6.1 直流總輸出回路、直流分路均裝設熔斷器時，直流熔斷器應分級配置，逐級配合。

4.1.6.2 直流總輸出回路裝設熔斷器，直流分路裝設小空氣開關時，必須確保熔斷器與小空

氣開關有選擇性地配合。

4.1.6.3 直流總輸出回路、直流分路均裝設小空氣開關時，必須確保上、下級小空氣開關有

選擇性地配合。

4.1.6.4 為防止因直流熔斷器不正常熔斷或空氣開關失靈而擴大事故，對運行中的熔斷器和

小空氣開關應定期檢查，嚴禁質量不合格的熔斷器和小空氣開關投入運行。

4.1.7 使用具有切斷直流負載能力的、不帶熱保護的小空氣開關取代原有的直流熔斷器，小空氣開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機

在滿功率發信的狀態下）的1.5-2.0倍選用。

4.1.8 直流空氣開關（直流熔斷器）的配置原則如下：

4.1.8.1 信號回路由專用直流空氣開關（直流熔斷器）供電，不得與其他回路混用。

4.1.8.2 由一組保護裝置控制多組斷路器（例如母線差動保護、變壓器差動保護、發電機差 動保護、線路橫聯差動保護、斷路器失靈保護等）和各種雙斷路器的變電站接線方式中，每

一斷路器的操作回路應分別由專門的直流空氣開關（直流熔斷器）供電，保護裝置的直流回

路由另一組直流空氣開關（直流熔斷器）供電。4.1.8.3 有兩組跳閘線圈的斷路器，其每一跳閘回路應分別由專用的直流空氣開關（直流熔

斷器）供電。

4.1.8.4 只有一套主保護和一套后備保護的，主保護與后備保護的直流回路應分別由專用的

直流空氣開關（直流熔斷器）供電。

4.1.9 接到同一熔斷器的幾組繼電保護直流回路的接線原則：

4.1.9.1 每一套獨立的保護裝置，均應有專用于直接到直流空氣開關（直流熔斷器）正負極

電源的專用端子對，這一套保護的全部直流回路包括跳閘出口繼電器的線圈回路，都必須且

只能從這一對專用端子取得直流的正、負電源。

4.1.9.2 不允許一套獨立保護的任一回路（包括跳閘繼電器）接到另一套獨立保護的專用端

子對引入的直流正、負電源。

4.1.9.3 如果一套獨立保護的繼電器及回路分裝在不同的保護屏上，同樣也必須只能由同一

專用端子對取得直流正、負電源。

4.1.10 由不同熔斷器供電或不同專用端子對供電的兩套保護裝置的直流邏輯回路間不允

許有任何電的聯系，如有需要，必須經空接點輸出。

4.1.11 查找直流接地點，應斷開直流空氣開關（直流熔斷器）或斷開由專用端子對到直流

空氣開關（直流熔斷器）的連接，并在操作前，先停用由該直流空氣開關（直流熔斷器）或

由該專用端子對控制的所有保護裝置，在直流回路恢復良好后再恢復保護裝置的運行。4.1.12 所有的獨立保護裝置都必須設有直流電源斷電的自動報警回路。

4.1.13 用整流電源作浮充電源的直流電源應滿足下列要求：

4.1.13.1 直流電壓波動范圍應小于 5%額定值。

4.1.13.2 波紋系數小于5%。壓器本側斷路器外，還應啟動變壓器本側斷路器失4.1.13.3 失去浮充電源后在最大負載下的直流電壓不應低于80%的額定值。

4.1.14 保護裝置直流電源的插件運行不宜超過8年。

4.2 保護接口裝置通信直流電源

4.2.1 線路保護通道的配置應符合雙重化原則，保護接口裝置、通信設備、光纜或直流電

源等任何單一故障不應導致同一條線路的所有保護通道同時中斷。

4.2.2 不同保護通道使用的通信設備的直流電源應滿足以下要求：

4.2.2.1 保護通道采用兩路復用光纖通道時，采用單電源供電的不同的光端機使用的直流電

源應相互獨立；

4.2.2.2 保護通道采用一路復用光纖通道和一路復用載波通道時，采用單電源供電的光端機

與載波機使用的直流電源應相互獨立；

4.2.2.3 保護通道采用兩路復用載波通道時，不同載波機使用的直流電源應相互獨立。

【釋義】對于有兩路電源供電的光端機，由于任一路直流電源故障不影響其正常工作，從通

信角度來看，具有雙電源接入功能的光設備，應優先采用相互獨立的兩路電源供電。為了避

免降低兩路直流電源的可靠性，采用雙電源供電的光端機，應防止工作過程中出現兩路直流

電源短接的狀態。

4.2.3 在具備兩套通信電源的條件下，保護及安穩裝置的數字接口裝置使用的直流電源應

滿足以下要求：

4.2.3.1 通信設備使用單直流電源時，保護及安穩裝置的數字接口裝置應與提供該通道的通

信設備使用同一路（同一套）直流電源；通信設備使用雙直流電源時，兩路電源應引自不同 的直流電源。

4.2.3.2 線路配置兩套主保護時，保護數字接口裝置使用的直流電源應滿足以下要求：

a）兩套主保護均采用單通道時，每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立；

b）兩套主保護均采用雙通道時，每套主保護的每個保護通道的數字接口裝置使用的直流電

源應相互獨立；

c）一套主保護采用單通道，另一套主保護采用雙通道時，采用雙通道的主保護的每個保護

通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立，同時應合理分配采用單通道的主保護的數

字接口裝置使用的直流電源。

【釋義】具有獨立蓄電池組和充電裝置的一路（一套）電源視為獨立電源。

4.2.3.3 線路配置三套主保護時，保護數字接口裝置使用的直流電源應滿足以下要求：

a）三套主保護均采用單通道時，允許其中一套主保護的數字接口裝置與另一套主保護數字

接口裝置共用一路（一套）直流電源，但應至少保證一套主保護的數字接口裝置使用的直流

電源與其它主保護使用的數字接口裝置的直流電源相互獨立；

b）一套主保護采用雙通道，另外兩套主保護采用單通道時，采用雙通道的主保護的每個保

護通道的數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立，兩套采用單通道的主保護的數字接口裝

置使用的直流電源應相互獨立；

c）兩套及以上主保護采用雙通道時，每套采用雙通道的主保護的每個保護通道的數字接口

裝置使用的直流電源應相互獨立，采用單通道的主保護的數字接口裝置可與其它主保護的數

字接口裝置共用一路（一套）直流電源。

4.2.3.4 兩個遠跳通道的保護數字接口裝置使用的直流電源應相互獨立。

4.2.3.5 光纖通道和載波通道的保護接口裝置使用的直流電源應相互獨立。二次回路及抗干擾

5.1 互感器及其二次回路

5.1.1 在繼電保護裝置交流電流回路設計過程中，應嚴格按照文件的要求，進行繼電保護

用電流互感器二次繞組的選型和配置，防止出現保護死區。在繼電保護裝置和電流互感器的安裝、調試、驗收過程中，應做好電流互感器安裝位置正確性、電流互感器二次繞組配置合

理性、繼電保護裝置交流電流回路接線正確性檢查。檢查記錄應有簽名并作為工程竣工報告 存檔。

5.1.2 繼電保護用電流互感器二次繞組配置原則：

5.1.2.1 電流互感器二次繞組的配置應滿足DL／T 866-2004《電流互感器和電壓互感器選擇

及計算導則》的要求。

5.1.2.2 500kV線路保護、母差保護、斷路器失靈保護用電流互感器二次繞組推薦配置原則：

①線路保護宜選用TPY級；②母差保護可根據保護裝置的特定要求選用適當的電流互感器；

③斷路器失靈保護可選用TPS級或5P等二次電流可較快衰減的電流互感器，不宜使用TPY 級。

5.1.2.3 為防止主保護存在動作死區，兩個相鄰設備保護之間的保護范圍應完全交叉；同時

應注意避免當一套保護停用時，出現被保護區內故障時的保護動作死區。當線路保護或主變

保護使用串外電流互感器時，配置的T區保護亦應與相關保護的保護范圍完全交叉。

5.1.2.4 為防止電流互感器二次繞組內部故障時，本斷路器跳閘后故障仍無法切除或斷路器

失靈保護因無法感受到故障電流而拒動，斷路器保護使用的二次繞組應位于兩個相鄰設備保

護裝置使用的二次繞組之間。

5.1.3 電流互感器的二次回路有且只能有一個接地點。獨立的、與其他互感器二次回路沒

有電的聯系的電流互感器二次回路，宜在開關場實現一點接地。由幾組電流互感器組合的電

流回路，如各種多斷路器主接線的保護電流回路，其接地點宜選在控制室。

5.1.4 經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室將 N600一點接地；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的斷路器或接

觸器等。

5.1.5 已在控制室一點接地的電壓互感器二次繞組，如認為必要，可以在開關場將二次繞

組中性點經氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大于30ImaxV(220kV及以上系統中擊穿電壓

峰值應大于800V)。其中Imax為電網接地故障時通過變電所的可能最大接地電流有效值，單位為kA。

5.1.6 來自開關場的電壓互感器二次回路的4根引入線和開口三角繞組的2根引入線均應

使用各自獨立的電纜，不得公用。

5.1.7 電流互感器的安裝、調試要求

5.1.7.1 在電流互感器安裝調試時應進行電流互感器出線端子標志檢驗，核實每個電流互感

器二次繞組的實際排列位置與電流互感器銘牌上的標志、施工設計圖紙是否一致，防止電流

互感器繞組圖實不符引起的接線錯誤。新投產的工程應認真檢查各類繼電保護裝置用電流互

感器二次繞組的配置是否合理，防止存在保護動作死區。以上檢驗記錄須經工作負責人簽字，作為工程竣工資料存檔。

5.1.7.2 保護人員應結合電流互感器一次升流試驗，檢查每套保護裝置使用的二次繞組和整

個回路接線的正確性。

5.1.7.3 裝小瓷套的一次端子應放在母線側。

5.1.7.4 新安裝及解體檢修后的電流互感器應做變比及伏安特性試驗，并進行三相比較以判

別二次繞組有無匝間短路和一次導體有無分流；注意檢查電流互感器末屏是否已可靠接地。

5.2 保護二次回路

5.2.1 為避免形成寄生回路，在任何情況下均不得并接第一、第二組跳閘回路。

5.2.2 直流電壓為220V的直流繼電器線圈的線徑不宜小于0.09mm，如用線圈線徑小于 0.09mm的繼電器時，其線圈須經密封處理，以防止線圈斷線；如果用低額定電壓規格（如

220V電源用于110V的繼電器）的直流繼電器串連電阻的方式時，串聯電阻的一端應接于負的“負序或零序電流元件”閉鎖的“斷路器非全稀電源。

5.2.3 直流電壓在110V及以上的中間繼電器一般應有符合下列要求的消弧回路：

5.2.3.1 不得在它的控制觸點上并接電容、電阻回路實現消弧。

5.2.3.2 用電容或反向二極管并在中間繼電器線圈上作消弧回路，在電容及二極管上都必須

串入數百歐的低值電阻，以防止電容或二極管短路時將中間繼電器線圈回路短接。消弧回路

應直接并在繼電器線圈的端子上。

5.2.3.3 選用的消弧回路所用反向二極管，其反向擊穿電壓不宜低于1000V，禁止低于600V。

5.2.3.4 注意因并聯消弧回路而引起中間繼電器返回延時對相關控制回路的影響。

5.2.4 跳閘出口繼電器的起動電壓不宜低于直流額定電壓的50%，但也不應過高，以保證

直流電壓降低時的可靠動作和正常情況下的快速動作。對于動作功率較大的中間繼電器（例

如5W以上），如為快速動作的需要，則允許動作電壓略低于額定電壓的50%，此時必須保

證繼電器線圈的接線端子有足夠的絕緣強度。由變壓器、電抗器瓦斯保護動作的中間繼電器，因連線長，電纜電容大，為避免電源正極接地誤動作，應采用較大起動功率的中間繼電器，但不要求快速動作。

5.2.5 斷路器跳（合）閘線圈的出口觸點控制回路，必須設有串連自保持繼電器，并保證：

5.2.5.1 跳（合）閘出口繼電器的觸點不斷弧。

5.2.5.2 斷路器可靠跳、合閘。

5.2.6 對于單出口繼電器，可以在出口繼電器跳（合）閘觸點回路中串入電流自保持線圈，并滿足如下條件：

5.2.6.1 自保持電流不應大于額定跳(合)閘電流的50%左右，線圈壓降小于額定值的5%。

5.2.6.2 出口繼電器的電壓起動線圈與電流自保持線圈的相互極性關系正確。

5.2.6.3 電流與電壓線圈間的耐壓水平不低于交流1000V、1min的試驗標準（出廠試驗應

為交流2000V、1min）。

5.2.6.4 電流自保持線圈接在出口觸點與斷路器控制回路之間。

5.2.7 有多個出口繼電器可能同時跳閘時，宜由防止跳躍繼電器KBJ實現上述任務，防跳

繼電器應為快速動作的繼電器，其動作電流小于跳閘電流的50%，線圈壓降小于額定值的

10%，并滿足5.2.6.1～5.2.6.4條的相應要求。

5.2.8 不得采用可控硅跳閘出口的方式。

5.2.9 兩個及以上中間繼電器線圈或回路并聯使用時，應先并聯，然后經公共連線引出。檢查測試帶串連信號繼電器回路的整組起動電壓，必須保證在80%直流額定電壓和最不利條

件下分別保證中間繼電器和信號繼電器都能可靠動作。5.2.10 跳閘連接片的開口端應裝在上方，接到斷路器的跳閘線圈回路，應滿足以下要求： 連接片在落下過程中必須和相鄰連接片有足夠的距離，保證在操作連接片時不會碰到相鄰的

連接片；檢查并確證連接片在扭緊螺栓后能可靠地接通回路；穿過保護屏的連接片導電桿必

須有絕緣套，并距屏孔有明顯距離；檢查連接片在擰緊后不會接地。不符合上述要求的需立

即處理或更換。

5.2.11 用隔離開關輔助接點控制的電壓切換繼電器，應有一對電壓切換繼電器觸點作監視

用；不得在運行中維護隔離開關輔助觸點。

5.2.12 電壓回路在切換過程中，不應產生電壓互感器二次回路反充電。

5.2.13 用隔離開關輔助觸點控制的切換繼電器，應同時控制可能誤操作的保護的正電源。

5.2.14 保護屏上的電纜必須固定良好，防止脫落、拉壞接線端子排造成事故。

5.3 抗干擾

5.3.1 靜態型、微機型繼電保護裝置，以及收發信機的廠、站接地電阻應符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988計算站場地安全技術條件所規定不大于0.5歐姆的要求，上述設備的機箱應構成良好電磁屏蔽體并有可靠的接地措施。

5.3.2 為了防止工頻量進入變量器，引起變量器飽和，造成通道阻塞，新安裝的結合濾波

器和收發信機與高頻電纜芯線相連接端均應分別串有電容器。

5.3.3 對于現已運行的采用高頻變量器直接耦合的高頻通道（結合濾波器及收發信機高頻

電纜側均無電容器），要求在其通道的電纜芯回路中串接一個電容器，其參數為：0.05μf左 右，交流耐壓2000V、1min。串接電容器后應檢查通道裕度。

5.3.4 高頻同軸電纜的屏蔽層應在兩端分別接地，并根據現場實際情況在主電纜溝內緊靠

高頻同軸電纜敷設截面積不小于100mm2的銅導線，該銅導線在控制室電纜夾層處與地網

相連。在開關場一側，由該銅導線焊接多根截面不小于50mm2的分支銅導線，分別延伸至

保護用結合濾波器的高頻電纜引出端口，距耦合電容器接地點約3～5m處與地網連通。

5.3.5 結合濾波器的一、二次線圈間接地連線應斷開。結合濾波器的外殼和高頻同軸電纜

外罩鐵管應與耦合電容器的底座焊接在一起。高頻同軸電纜屏蔽層，在結合濾波器二次端子

上，用大于10mm2的絕緣導線連通引下，焊接在上述分支銅導線上，實現接地，亦可采用

其它連通方式。在控制室內，高頻同軸電纜屏蔽層用1.5～2.5mm2的多股銅線直接接于保

護屏接地銅排。

5.3.6 收發信機應有可靠、完善的接地措施，并與保護屏接地銅排相連。

5.3.7 高頻收發信機的輸出（入）線應用屏蔽電纜，屏蔽層接地，接地線截面不小于1.5mm2。

5.3.8 保護屏抗干擾要求：

5.3.8.1 保護屏柜下部應設有截面不小于100mm2接地銅排，屏上設接地端子，并用截面

不小于4mm2的多股銅線連接到接地銅排上, 接地銅排應用截面不小于50mm2的銅纜與保

護室內的二次接地網相連。裝設靜態保護的保護屏間應用截面不小于100mm2專用接地銅

排直接連通。

5.3.8.2 保護屏本身必須可靠接地。

5.3.8.3 所有用旋鈕（整定連接片用）接通回路的端子，應加裝接觸性能良好的墊片，并注

意螺桿不宜過長，以確保可靠壓接。

5.3.8.4 跳（合）閘引出端子應與正電源適當地隔開。

5.3.8.5 集成電路型保護或微機型保護的交流及直流電源來線，應先經過抗干擾電容（最好

接在保護裝置箱體的接線端子上），然后才進入保護屏內，此時：

a）引入的回路導線應直接焊在抗干擾電容的一端；抗干擾電容的另一端并接后接到屏的接

地端子（母線）上。

b）經抗干擾電容后，引入裝置在屏上的走線，應遠離直流操作回路的導線及高頻輸入（出）

回路的導線，更不得與這些導線捆綁在一起。

c）引入保護裝置逆變電源的直流電源應經抗干擾處理。

5.3.9 弱信號線不得和有強干擾（如中間繼電器線圈回路）的導線相臨近。

5.3.10 保護裝置本體抗干擾要求：

5.3.10.1 保護裝置的箱體，必須經試驗確證可靠接地。

5.3.10.2 所有隔離變壓器（電壓、電流、直流逆變電源、導引線保護等）的一、二次線圈間

必須有良好的屏蔽層，屏蔽層應在保護屏可靠接地。

5.3.10.3 外部引入至集成電路型或微機型保護裝置的空接點，進入保護后應經光電隔離。

5.3.10.4 集成電路型、微機型保護裝置只能以空接點或光耦輸出。5.3.11 開關場到控制室的電纜線抗干擾要求：

5.3.11.1 對于單屏蔽層的二次電纜，屏蔽層應兩端接地，對于雙屏蔽層的二次電纜，外屏蔽

層兩端接地，內屏蔽層宜在戶內一點接地。以上電纜屏蔽層的接地都應聯接在二次接地網上。

5.3.11.2 用于集成電路型、微機型保護的電流、電壓和信號接點引入線，應采用屏蔽電纜，⒌母ㄖ擁愕齲ψ裱嗷ザ罏屏蔽層在開關場與控制室同時接地；各相電流線、各相電壓線及其中性線應分別置于同一電 纜內。

5.3.11.3 不允許用電纜芯兩端同時接地的方法作為抗干擾措施。

5.3.11.4 動力線、電熱線等強電線路不得與二次弱電回路共用電纜。

5.3.12 在發電機廠房內的保護、控制二次回路均應使用屏蔽電纜。用于定子接地保護的發

電機中性點電壓互感器二次側接地點應在定子接地保護柜內一點接地。

5.3.13 交流電壓、電流回路、直流回路及電源四部分均應使用獨立電纜，動力電纜和控制

電纜應按種類分層敷設，嚴禁用同一電纜的不同導線同時傳送動力電源和信號。運行與檢修

6.1 各發、供電企業、電力建設企業都應根據本單位的實際情況，編制繼電保護安裝、調試

與定期檢驗的工藝流程和二次回路驗收條例（大綱），保證繼電保護安裝、調試與檢驗的質

量符合相關規程和技術標準的要求。

6.2 應加強線路快速保護、母線差動保護、斷路器失靈保護等重要保護的運行維護，各廠、局必須十分重視快速主保護的備品備件管理和消缺工作。線路快速保護、母線差動保護、斷

路器失靈保護等重要保護的運行時間應不低于規定時間。

6.3 應加強微機保護的運行管理，避免因軟件版本管理問題而引發的保護裝置異常和造成保

護不正確動作。

6.3.1 微機繼電保護軟件版本按照調度管轄范圍實行分級管理。

6.3.2 裝置原軟件版本存在嚴重缺陷，運行維護單位收到相應調度機構下發的反措文件后，應限期整改。

6.3.3 運行單位對軟件版本有特殊要求時，向相應調度機構提出升級要求，上報相關資料，經審核確認后，方可執行。

6.4 為防止線路架空地線間隙放電干擾高頻通道運行，要求有高頻保護線路的原有絕緣地線

均應改為直接接地運行，同時也要重視接地點的維護檢查，防止產生放電干擾。

6.5 繼電保護專業要與通信專業密切配合，防止因通信設備的問題而引起保護不正確動作。

6.6 在電壓切換和電壓閉鎖回路、斷路器失靈保護、母線差動保護、遠跳、遠切、聯切回路

以及“和電流”接線方式等有關的二次回路上工作時，應特別認真做好安全隔離措施。

6.7 新投運的220kV及以上保護設備經歷第一次區外故障時，應及時打印保護裝置和故障錄

波器報告，以校核保護交流采樣值、收發信開關量、功率方向以及差動保護差流值是否正常，該檢查結果視同檢驗報告簽名、歸檔。凡電流、電壓回路變更時，應補充上述工作。

6.8 結合變壓器檢修工作，應認真校驗氣體繼電器的整定動作情況。對大型變壓器應配備校

驗性能良好、整定正確的氣體繼電器作為備品，并做好相應的管理工作。

6.9 所有的差動保護（母線、變壓器、發電機的縱、橫差等）在正式投入運行前，除測定相

回路和差回路外，還必須測量各中性線的不平衡電流、電壓，以保證保護裝置和二次回路接

線的正確性。

6.10 檢修設備在投運前，應認真檢查各項安全措施，特別是有無電壓二次回路短路、電流二

次回路開路和不符合運行要求的接地點的現象。

6.11 在一次設備進行操作或檢修時，應采取防止距離保護失壓，以及變壓器差動保護和低阻

抗保護誤動的有效措施。

6.12 兩個被保護單元的保護裝置配在一塊屏上時，其安裝必須明確分區，并劃出明顯界線，以利于分別停用試驗。一個被保護單元的各套獨立保護裝置配在一塊屏上，其布置也應明確 分區。

6.13 現場試驗應遵守的原則：

6.13.1 停用整個間隔保護進行傳動試驗需要投入保護出口壓板時，應將與運行設備及保護V裝置關聯的連接片斷開，如斷開失靈啟動和失靈出口壓板等；停用其中一套保護進行試驗時，停用保護要有明顯的斷開點（打開了連接片或接線端子片等才能確認），如果連接片只控制

本保護的出口跳閘繼電器的線圈回路，則必須斷開跳閘觸點回路才能認為該保護確已停用。6.13.2 不允許在未停用的保護裝置上進行試驗和其他測試工作；也不允許在保護未停用的

情況下，用裝置的試驗按鈕（閉鎖式縱聯保護的起動發信按鈕除外）作試驗。

6.13.3 試驗用直流電源應由專用熔斷器或空氣開關供電。

6.13.4 整組試驗指除由電流及電壓端子通入與故障情況相符的模擬故障量外，保護裝置處

于與投入運行完全相同的狀態下進行試驗。不允許用卡繼電器觸點、短路觸點或類似人為手

段進行保護裝置的整組試驗。

6.13.5 對運行中的保護裝置及自動裝置的外部接線進行改動必須履行如下程序：

6.13.5.1 在原圖上做好修改，經相關繼電保護主管部門批準。

6.13.5.2 應按圖施工，拆動二次回路時應逐一做好記錄，恢復時嚴格核對。

6.13.5.3 改完后，應做相應的整組試驗，確認回路、極性及整定值等完全正確，然后再申請

投入運行。

6.13.5.4 工作負責人應在現場修改圖上簽字，沒有修改的原圖作廢。

6.13.6 應對保護裝置做拉合直流電源的試驗（包括失壓后短時接通及斷續接通）以及直流

電壓緩慢地、大幅度地變化（升或降），保護在此過程中不得出現有誤動作或誤信號的情況。

6.13.7 對于載波收發信機，無論是專用或復用，都必須有專用規程按照保護邏輯回路要求，測試收發信回路整組輸入/輸出特性。

6.13.8 在載波通道上工作后必須檢測通道裕量，并與新安裝檢驗時的數值比較。

6.13.9 對于集成電路型及微機型保護的測試應注意：

6.13.9.1 不允許在現場進行修理插件的工作。6.13.9.2 在現場試驗過程中不允許拔出插板測試，只允許用廠家提供的測試孔或測試板進行

測試工作。

6.13.9.3 插拔插件必須有專門措施，防止因人身靜電損壞集成電路片；廠家應隨裝置提供相

應的物件。

6.13.9.4 應做好插件的標識記錄工作，防止誤插插件。

6.13.10 在直流電源恢復（包括緩慢地恢復）時不能自動起動的直流逆變電源，必須更換。

6.13.11 所有試驗儀表、測試儀器等，均必須按使用說明書的要求做好相應的接地（在被測

保護屏的接地點）后，才能接通電源；注意與引入被測電流、電壓的接地關系，避免將輸入 的被測電流或電壓短路；只有當所有電源斷開后，才能將接地點斷開。

6.13.12 對于由3U0構成的保護的測試：

6.13.12.1 不能以檢查3U0回路是否有不平衡電壓的方法來確認3U0回路是否良好。

6.13.12.2 可以包括電流、電壓互感器及其二次回路連接與方向元件等綜合組成的整體進行試

驗，以確證整組方向保護的極性正確。

6.13.12.3 最根本的辦法是查清電壓及電流互感器極性，所有由互感器端子到繼電保護盤的連

線和盤上零序方向繼電器的極性，做出綜合的正確判斷。

6.13.13 多套保護回路共用一組電流互感器，停用其中一套保護進行試驗時，或者與其他保

護有關聯的某一套進行試驗時，必須特別注意做好保護的安全措施，例如將電流回路旁路或 將相關電流回路短接、將接到外部的觸點全部斷開等措施。

6.13.14 在可靠停用相關運行保護的前提下，對新安裝設備應分別進行分、合直流電源正、負極電源的試驗，以保證沒有寄生回路存在。

6.14 現場運行應遵守的原則：

6.14.1 縱聯保護（如高頻閉鎖方向保護等）的任一側需要停用或停直流電源時（例如為了尋找直流電源接地等），應先報調度，申請退出兩側縱聯保護，然后才允許工作。工作完后，兩側保護按規定進行檢查，并按規定程序恢復運行。

6.14.2 線路基建投產，相應的保護、故障信息系統必須同步投入運行。

6.14.3 專用收發信機，應每天交換通道信號，保護投入運行時收信電平裕量不得低于 8.68dB（以能開始保證保護可靠工作的收電平值為基值），運行中當發現通道傳輸衰耗較投

運時增加超過規定值3dB時，應立即報告主管調度機構和通知有關部門，以判定高頻通道

是否發生故障、保護是否可以繼續運行；運行中如發現通道電平裕量不足5.68dB時，應立

即通知主管調度機構，并申請退出兩側縱聯保護，然后才通知有關部門安排相應的檢查工作。

6.15 專用收發信機的維護要求：

6.15.1 依照定檢條例和裝置說明書正確調整3dB告警的動作電平，并記錄在案。記錄內 容應包括正常收信電平和3dB告警的實際動作（收信）電平。對于沒有記錄的視為該項目

漏查。

6.15.2 繼電保護人員應將每臺收發信機的發信電平、收信電平等以書面表格形式通知變電 站運行值班人員，或在收發信機有關指示上作出標記，以便于運行人員在進行每天的通道檢

查工作時能及時發現收信、發信電平的異常情況。

6.15.3 當發生3dB告警時，應立即報至當值調度申請退出高頻保護并組織人員查找告警 原因。嚴禁在原因不明的情況下調整3dB告警電平及收發信機衰耗。

6.15.4 每次3dB告警，均應詳細記錄備案并反映在當月的缺陷報表中。發生3dB告警的

保護通道在投運前應有詳細試驗記錄，并由各供電局、電廠的繼電保護專責簽字認可試驗結

果，在消除故障后方允許投入運行。

6.15.5 為了確認阻波器調諧元件是否運行正常，要求各單位在有線路停電檢修時，必須分

合線路側地刀檢查收信電平的變化并記錄在案。對于收信電平變化大于2dB的通道（阻波

器分流衰耗值），應立即組織人員檢查該通道。確認檢查情況應詳細記錄備案并反映在當月 的缺陷報表中。

6.15.6 每條配備專用收發信機高頻保護的線路均要通過兩側配合試驗校驗收發信機的工

作狀況，試驗時必須采用選頻電平表，并作好試驗記錄。收發信機正常工作的收信裕度應控

制在12 dB以上，有最高收信電平限制的專用收發信機如：YBX-1和GSF-6A型最高收信電平

不得高于15dB。兩側收發信機所測的傳輸衰耗之差不得大于3dB，達不到要求的，要查明

原因并報主管調度機構的繼保部門。每一側的試驗記錄必須包括：本側與對側的收發信機高

頻電纜端的啟動電壓電平、啟動功率電平、收信電壓電平、收信功率電平、發信電壓電平、發信功率電平、收信裕度、3dB告警的實測值、收發信機外部加入的衰耗值，收發信機內部

加入的衰耗值等。

6.15.7 穿電纜的鐵管和電纜溝應有效地防止積水。專業管理

7.1 繼電保護的配置和選型應符合《繼電保護和安全自動裝置技術規程》及國家、行業技術

標準。應優先采用取得成功運行經驗的保護裝置，未按規定的要求和程序進行檢測或鑒定的

保護裝置不允許入網運行。應根據電網結構、一次設備的接線方式，以及運行、檢修和管理 的實際效果，遵循“強化主保護，簡化后備保護和二次回路” 的原則進行保護配置、選型

與整定。從初步設計階段至投產運行前都必須經過相應各級調度部門的審核。繼電保護新產

品進入電網試運行，應經所在單位有關領導同意后，報上級調度部門批準、安監部門備案，并做好事故預想。

7.2 繼電保護雙重化配置是防止因保護裝置拒動而導致系統事故的有效措施，同時又可大，并遵循相互獨立的原則，注意做到：

7.2.1 每套完整、獨立的保護裝置應能處理可能發生的所有類型的故障。兩套保護之間不

應有任何電氣聯系，充分考慮到運行和檢修時的安全性，當一套保護退出時不應影響另一套

保護的運行。

7.2.2 每套保護裝置的交流電壓、交流電流應分別取自電壓互感器和電流互感器互相獨立 的繞組，相鄰設備保護的保護范圍應交叉重迭，避免死區。

【釋義】一次設備具備條件的，交流相電壓也應分別取自電壓互感器互相獨立的繞組。在保

護設計、安裝、驗收等環節要特別注意避免產生保護死區。線路保護、變壓器保護、發變組

保護、母線保護、斷路器失靈保護等的保護范圍必須相互交叉，運行中應不存在保護死區。

7.2.3 為與保護裝置雙重化配置相適應，應優先選用具備雙跳閘線圈機構的斷路器，斷路

器與保護配合的相關回路（如斷路器、隔離刀閘的輔助接點等），均應遵循相互獨立的原則

按雙重化配置。每套保護應分別動作于斷路器的一組跳閘線圈。

【釋義】考慮到回路可靠性，同時兼顧相關回路的獨立性雙重化配置的保護一般僅要求動作

于斷路器的一組跳閘線圈。

7.2.4 雙重化配置保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線。

7.2.5 雙重化配置的線路、變壓器和單元制接線方式的發變組宜使用主、后一體化的保護

裝置；對非單元制接線或特殊接線方式的發變組則應根據主設備的一次接線方式，按雙重化 的要求進行保護配置。

7.3 220kV及以上電壓等級的斷路器均應配置斷路器本體的三相位置不一致保護并投入運 行。

【釋義】考慮到斷路器三相位置不一致保護主要功能是提供保護斷路器本體的功能，有電氣

量閉鎖的保護在某些條件下無法提供保護，本著斷路器的問題斷路器自己解決的原則應配置

斷路器本體的三相不一致保護。

7.4 各發電公司（廠）應重視和完善與電網運行關系密切的保護選型、配置，在保證主設備

安全的情況下，還必須滿足電網安全運行的要求。

7.5 配備足夠的保護備品、備件，縮短繼電保護缺陷處理時間。

【釋義】與相關保護廠家簽署備品、備件供應合同或服務協議，能在指定時間內提供備品、備件的視為“配備足夠的保護備品、備件”。

7.6 保護裝置和斷路器上的防跳回路應且只應使用其中一套。

【釋義】防跳回路可以切換時，通常遠方操作采用操作箱的防跳回路，就地操作時自動切換

為斷路器本體的防跳回路；防跳回路不可以切換時，可選用保護裝置或斷路器本體防跳回路

其中一個。

的整定動作情況。對大型變壓器應配備校 驗

第二篇：中國南方電網公司反事故措施(2017年版)

南方電網公司反事故措施（2017年版）

1總則

1.1公司設備反事故措施管理辦法中明確，公司將定期歸納總結設備事故事件的經驗教訓，提煉相關技術性防范措施，作為公司反事故措施發文執行。每次反措發文過程中，公司各專業管理部門均需梳理上次反措條文的執行情況，當反措要求已執行完畢或相關要求已納入到技術標準中時，該條反措即可作廢，否則將繼續實施執行。本次發文中時效性要求明確為“有效期至下次公司反措發布時”,是指該條文將長期實施執行，待下次反措發文時，通過評估條文實施執行情況，再次明確條文將繼續實施執行或作廢；時效性要求明確改造時間的，應在限期內完成改造。所有反措條文均適用于存量及增量設備。

1.2公司反事故措施的實施執行應以防止電力生產安全事故事件的發生、保證電網及設備的安全穩定運行為原則，對可能導致電力安全事故事件后果較嚴重的，無論是否已簽訂合同或完成設計，都應執行反措進行整改，涉及合同或設計變更的，各單位應加強與供應商及設計單位的協調溝通，確保整改到位。

1.3各單位在抓好本反事故措施落實的同時，要嚴格按照國家能源局于2014年4月印發的《防止電力生產事故的二十五項重點要求》的要求，做好落實執行工作。

1.4本反措自發文之日起實施，原則上“南方電網公司反事故措施（2015年版）”終止執行，但對于新接收的縣級子公司新增資產尚未完成改造的，舊版反措應依然持續有效，各單位應根據自身實際情況，明確整改完成時間，并盡快完成整改。

2防止變電類設備事故 2.1防止變壓器事故

2.1.1變壓器交接、大修和近區或出口短路造成變壓器跳閘時應進行繞組變形試驗，防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后，未經繞組變形試驗及其它檢查試驗就盲目將其投入運行。對判明線圈有嚴重變形并逐漸加重的變壓器，應盡快吊罩檢查和檢修處理，防止因變壓器線圈變形累積造成的絕緣事故。

2.1.26.0級以上地震危險區域內的主變壓器，要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

2.1.3新建直流工程換流變壓器投運前應逐臺進行局放試驗。2.1.4對公司范圍內上海MWB公司生產COT550-800、COT325-800型套管（包括220kV、110kV主變110kV側，及220kV、110kV主變中性點套管）進行檢查及改造，2017年12月31日前完成改造。改造要求如下：檢查套管油位及表面滲漏情況，測試套管端部與導電桿日前完成檢查改等電位連接，開展套管預防性試驗；檢查電纜接線柱上的橡膠墊圈、造碟形彈介、注油塞、取油塞及套管定位銷狀態；室外運行主變應加裝套管防雨罩。

2.1.5落實HSP公司500kV油紙電容式高壓交流套管反事故措施：

1、加強對HSP公司500kV油紙電容式變壓器套管的日常巡視，每月至少紅外成像一次，并對紅外圖像進行對比分析，及時發現缺陷。

2、每測量一次該類型套管的電容和介損值，并仔細與出廠值和歷史測量值進行比對分析，對電容量變化超過2%的應取油樣進行色譜分析，電容值變化率超過3%的必須予以更換。介損值如有突變或介損超過0.5%時，應查明原因。

3、加裝了套管在線監測裝置且監測量穩定的，可按照正常預試周期試驗。

2.1.6針對運行超過15年的110kV及以上主變，應根據每年核算的主變可能出現的最大短路電流情況，綜合設備的狀態評價結果，對主變抗短路能力進行校核，對于最大短路電流超標的主變，應及時落實設備風險防控措施。

2.1.7110kV及以上變壓器配置直流偏磁抑制裝置要求如下：

1、若變壓器運行中實測中性點直流偏磁電流超過允許值（500kV變壓器每相為10A、110kV和220kV變壓器每臺為10A），則應配置直流偏磁抑制裝置；如未超過允許值，但變壓器存在噪聲、振動等異常情況，經技術評估認為有必要的，可配置直流偏磁抑制裝置。

2、對于新建/擴建主變，宜進行直流偏磁電流計算評估。若計算評估的直流偏磁電流超過允許值，則應配置直流偏磁抑制裝置。

3、對于可能受城市軌道交通（如地鐵）影響的主變，經專題研究后認為有必要時可配置直流偏磁抑制裝置。

4、新建室內變電站應預留裝置安裝場地。

2.1.8落實針對瑞典ABB生產的GOE型500kV套管反事故措施：

1、縮短套管介損測試周期：0.8%>tgδ>0.3%，每年復測套管的電容及介損，分析介損變化趨勢，與出廠值對比增量超過30%時，取套管油樣分析，存在異常時更換套管；

2、套管電容量測試：電容量變化未超過3%，一個預防性試驗周期內不少于2次，間隔不大于18個月；電容量變化超過3%更換套管處理。3、2017年6月30日前完成相關套管油色譜分析普查，對油色譜普查存在異常的套管，應立即組織更換；油色譜檢測未發現異常的套管，應在預防性試驗中增加套管油色譜分析試驗測試項目。

2.1.9對于運行年限超過15年且使用石蠟基油的110kV及以上電壓等級的變壓器，進行熱油循環前應先進行排油并清理變壓器底部油泥，防止油循環污染線圈。

2.1.10新采購的110kV及以上電壓等級油浸式變壓器(電抗器)，在安裝完成后應對變壓器（電抗器）整體及分接開關開展密封檢查試驗，試驗方法按照DL/T264《油浸式電力變壓器（電抗器）現場密封性試驗導則》開展。

2.1.11套管均壓環應獨立可靠安裝，不應安裝在導電頭（將軍帽）上方接線板上或與套管頂部密封件共用密封螺栓。

2.1.12新采購的110kV及以上變壓器套管，其頂部若采用螺紋載流的導電頭（將軍帽）結構，需采取有效的防松動措施，防止運行過程中導電頭（將軍帽）螺紋松動導致接觸不良引起發熱。

2.2防止互感器事故

2.2.1電磁式電壓互感器諧振后(特別是長時間諧振后)，應進行勵磁特性試驗并與初始值比較，其結果應無明顯差異。嚴禁在發生長時間諧振后未經檢查就合上斷路器將設備重新投入運行。

2.2.2針對西安電力電容器廠生產的TYD500/√3-0.005H型電容式電壓互感器（2000年前出廠），需加強運行中二次電壓監測及電容量測試，當電容量變化超過3%時，應及時進行更換。

2.2.3對于江蘇思源赫茲互感器有限公司生產的LVQBT-500型電流互感器（2013年前出廠），其密度繼電器報警線進出孔未封堵的，應及時進行封堵處理。2.2.4對由上海MWB互感器有限公司生產的TEMP-500IU型CVT，應分輕重緩急，分期分批開展CVT電容器單元滲漏油缺陷進行整改，2017年年底前完成。對暫未安排整改的CVT應加強運行巡視，重點關注滲漏油情況。新建工程不允許采用未整改結構的同類產品。

2.2.5對于由上海MWB互感器有限公司生產的SAS245型號電流互感器（2001年前出廠，采用石墨防爆膜），應分輕重緩急，分期分批開展防爆膜更換及整改工作，2017年年底前完成。

2.3防止電容器事故

2.3.1新建戶外電容器接至匯流排的接頭應采用銅質線鼻子和銅鋁過渡板結合連接的方式，不應采取哈夫線夾連接方式；電容器接頭防鳥帽應選用高溫硫化的復合硅橡膠材質并可反復多次拆裝，不可選用易老化和脆化的塑料材料。

2.4防止蓄電池事故

2.4.1新建的廠站，設計配置有兩套蓄電池組的，應使用不同廠家的產 品，同廠家的產品可根據情況站間調換。

2.4.2各單位對運行5年以上的蓄電池組核對性充放電試驗和內阻測試的歷史數據進行分析，最近一次核對性充放電試驗中未保存放電曲線的需補做并保存曲線。

2.4.3蓄電池組配置電池巡檢儀的告警信號應接入本站監控系統。

2.4.4明確針對運行中不合格蓄電池組處理原則：發現個別電池性能下降或異常時，應對單只電池采取電池活化措施，電池活化成功并投運三個月后，再次對電池進行容量試驗，如若不滿足要求，則視為該單只電池已故障；核對性充放電時，當蓄電池組達不到額定容量的80%時，應更換整組蓄電池。

2.5防止GIS及斷路器事故

2.5.1對平高東芝公司252kVGSP-245EH型GIS斷路器機構換向閥及分合閘線圈進行更換。

2.5.2在110kV及以上GIS設備外殼開展紅外測溫過程中，如發現三相共筒的罐體表面、三相分筒的相間罐體表面存在大于或等于2K的溫差時，應引起重視，并采取其它手段進行核實排查。2.5.3六氟化硫開關設備現場安裝過程中，在進行抽真空處理時，應采用出口帶有電磁閥的真空處理設備，且在使用前應檢查電磁閥動作可靠，防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進入設備內部。并且在真空處理結束后應檢查抽真空管的濾芯有無油漬。為防止真空度計水銀倒灌進入設備中，禁止使用麥氏真空計。

2.5.4嚴格控制安裝現場的環境條件，戶外GIS（HGIS）的裝配作業必須搭建有效的防塵圍欄（帳篷）后方可進行，防塵圍欄（帳篷）應配備除塵除濕、降溫設施、粉塵監視儀。作業區相對濕度大于80％、陰雨天氣時，不允許裝配施工；裝配施工時，作業區內不得進行產生粉塵及金屬微粒的工作，滅弧室安裝時空氣潔凈度等級應達到或優于8級，其它部件安裝時空氣潔凈度等級應達到或優于9級。主控樓及其樓體、天面、墻體等引起揚塵的土建未完工禁止GIS設備電氣安裝。

2.5.5同一組合電器設備間隔匯控柜內隔離開關的電機電源空氣開關應獨立設置；同一組合電器設備間隔匯控柜的“遠方/就地”切換鑰匙與“解鎖/聯鎖”切換為同一把鑰匙的，宜采用更換鎖芯的方式進行整改。

2.5.6最大設計風速超過35m/s的變電站，新建、改建變電站應優先選用戶內GIS或HGIS布置，擴建站在條件允許的情況下應優先選用戶內GIS或HGIS布置。

2.5.7針對平芝公司型號為DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔離開關，應每相加裝一個三工位位置標識裝置，2018年12月30日前完成加裝工作；針對平芝公司待投產的DAM-252Q(R)C和DBM-252Q(R)C的GIS隔離開關應按上述要求加裝位置標識后方能投入運行。

2.5.81、對隔離開關分合閘位置進行劃線標識。

2．在倒閘操作過程中應嚴格執行隔離開關分合閘位置核對工作的要求，通過“機構箱分/合閘指示牌、匯控箱位置指示燈、后臺監控機的位置指示、現場位置劃線標識確認、隔離開關觀察孔（ELK-14型GIS隔離開關自配）可視化確認”，明確隔離開關分合閘狀態。

2.5.9由于平高2013年前投運的ZF12-126（L）型GIS線型接地開關所配絕緣子內部存在應力集中的隱患，會在運行中逐漸導致裂紋的出現和生長。故應對平高2013年前投運的ZF12-126（L）型GIS線型接地開關進行更換。

2.5.10對所有西開公司使用CT20-Ⅳ型彈簧機構的220kVGIS進行一次專項檢查，并將保持掣子的檢查內容加入巡視或者檢修的作業指導書中。檢查要求如下：確認斷路器操作機構處于合閘儲能狀態，查看支持彈簧里的彈簧座，正常狀態下在第三節距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀察不到彈簧座，如在支持彈簧第三節距處（彈簧第三圈和第四圈之間）觀察到彈簧座，并且彈性銷距銷孔端面超過2㎜，則為異常狀態如發現異常狀態請與生產廠家聯系。

2.5.11GIS的隔離開關和檢修接地開關出廠試驗時，應進行不少于200次的機械操作試驗，以保證制造質量要求。200次操作試驗后，應徹底檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進行其他出廠試驗。

2.5.12罐式斷路器和GIS的斷路器和快速接地開關出廠試驗時，應進行不少于200次的機械操作試驗，以保證制造質量要求，應同時記錄操作時刻，分合閘電流波形、行程曲線、斷口變位信號，并進行統計分析評估機構是否存在異常。200次操作試驗后，應徹底檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接及對中，機構松動等異常情況，并徹底清潔本體內部，再進行其他出廠試驗。

2.5.13瓷柱式斷路器出廠試驗時，應進行不少于200次的機械操作試驗，以保證制造質量要求，應同時記錄操作時刻，分合閘電流波形、行程曲線、斷口變位信號，并進行統計分析評估機構是否存在異常。200次操作試驗后，再進行其他出廠試驗。

2.5.14ABB廠生產的HPL550B2型斷路器手動分閘裝置的分閘線存在卷入合閘機構導致斷路器拒合的隱患，拆除ABB生產的HPL550型斷路器的手動分閘裝置。

2.5.15對于LW6-220型等早期生產的、采用“螺旋式”連接結構絕緣拉桿的斷路器應完成改造。在未進行防松改造前（包括已使用旋轉法蘭的），必須在分合閘觀察窗內拉桿的聯接法蘭（分合閘指示）完成改造上做標記；分合閘操作后應觀察該標識是否發生左右轉動位移。

2.5.16對于新采購的無功投切的斷路器，應具備相應開斷容量的C2級型式試驗報告，必要時可提高斷路器的電壓等級。

2.6防止隔離開關事故

2.6.1西門子早期生產的雙臂垂直伸縮式刀閘的傳動連接均采用空心2019年12月31日前彈簧銷，機械強度不夠，在刀閘多次分合閘操作后出現扭曲變形，完成改造最終導致斷裂，如兩個彈簧銷變形斷裂且傳動柺臂未過死點，刀閘合閘過程在重力作用下會導致刀閘合閘不到位或接觸壓力不夠接觸電阻過大導致刀閘發熱，嚴重時會導致自動分閘，造成帶負荷拉刀閘事故；將所有西門子07年前生產的PR系列隔離開關空心卡銷更換為實心卡銷。

2.6.2西安西電高壓開關有限責任公司2014年12月前生產的GW10A-126型隔離開關，存在導電基作上的傳動拉桿無過死點自鎖裝置的設計制造缺陷，當隔離開關受到短路電動力、風壓、重力和地震時，隔離開關上部導電桿滾輪與齒輪盒坡頂的位置會產生偏離，隔離開關存在從合閘位置向分閘位置分開的可能，須對西開2014年12月前出廠的該型號隔離開關傳動拉桿增加自鎖裝置及限位功能完善化改造。

2.6.3對2013年前由湖南長高生產的GW35/36-550型隔離開關鍛造件關節軸承應進行更換。

2.6.4對2008年6月1日前出廠的西高公司GW10-252型隔離開關的整個導電部分進行更換。

2.6.51、對35kV及以上隔離開關垂直連桿與抱箍相對位置做好標記，以便對隔離開關垂直連桿抱箍打滑現象進行觀察；運行人員在隔離開關操作前，應關注標記位置是否發生改變，如果發生改變，嚴禁開展合閘操作；

2、在隔離開關操作過程中，應嚴格監視隔離開關合閘到位情況，如發現隔離開關不能合閘到位應立即分閘并進行處理，嚴禁強行合閘；

3、垂直連桿上下抱箍處應加裝穿銷；對于湖南長高、山東泰開、西安西電、正泰電氣生產的隔離開關，開展垂直連桿與抱箍進行穿芯銷固定改造，穿芯銷固定的方式采用非完全貫穿型穿芯銷釘固定的方案，穿芯銷采用實心卡銷方式，以方便日后對隔離開關進行微調；對于其它廠家生產的隔離開關，聯系廠家進行檢修處理。

2.7防止開關柜事故

2.7.1因GG1A型高壓開關柜屬于母線外露的老式產品，對于運行時間超過10年或缺陷較多的GG1A柜應完成更換。新建、擴建變電站工程不應采用GG1A柜型。

2.7.2新采購的35kV開關柜，內穿柜套管應采用包括內屏蔽和外屏蔽的雙層屏蔽結構，且內屏蔽與導電排使用等電位連接線的軟連接方式并通過螺絲可靠緊固連接。

2.8防止接地設備事故

2.8.1對于新建變電站的戶內地下部分的接地網和地下部分的接地線應采用紫銅材料。銅材料間或銅材料與其他金屬間的連接，須采用放熱焊接，不得采用電弧焊接或壓接。土壤具有強腐蝕性的變電站應采用銅或銅覆鋼材料。

2.9防止其他變電設備事故 2.9.1嚴禁采用銅鋁直接對接過渡線夾。對在運設備應進行梳理排查，若采用該類線夾應結合停電進行更換。

2.9.2新建高壓室應配置空調用以控制溫度和抽濕，高壓室應做好密封措施，通風口應設置為不用時處于關閉狀態的形式，防止設備受潮及積污。運行中的高壓室應采取防潮防塵降溫措施，必要時可安裝空調。

2.9.335kV變電站禁止采用箱式變電站。

2.9.4主變變低10kV（20kV）側母線連接母線橋應全部采用絕緣材料包封（可預留接地線掛點），防止小動物或其它原因造成變壓器近區短路。

2.9.5新建或擴建變電站內的交流一次設備線夾不應使用螺接接線夾。

2.9.6為防止重投造成對串補裝置MOV的二次沖擊導致故障的發生，運行中應退出串補重投功能。

2.9.7已經退出調度運行的載波通信通道，應及時拆除相應阻波器及結合濾波器，防止運行中因臺風等自然災害導致脫落，影響一次設備運行。

2.9.8新采購的戶外SF6斷路器、互感器和GIS的充氣接口及其連接管道材質應采用黃銅制造。

2.9.9新建、擴建及技改工程變電站10kV及20kV主變進線禁止使用全絕緣管狀母線。2.9.10新采購的開關類設備，繼電器接點材料不應采用鐵質，繼電器接線端子、緊固螺絲、壓片應采用銅材質。

2.10防止變電運行專業事故

2.10.1500kV變電站站用交流低壓母線備自投方式應采用單向自投方式（即站外電源對站內電源備用，而站內電源不對外來電源進行備用）。

2.10.2若變電站站用電保護或380V備自投具備跳進線380V斷路器功能，站用低壓側380V開關應取消低壓脫扣功能。

2.10.3GIS（HGIS）設備間隔匯控柜中隔離開關、接地開關具備“解鎖/聯鎖”功能的轉換把手、操作把手，應在把手加裝防護罩或在回路加裝電編碼鎖。3防止輸電類設備事故 3.1防止輸電類設備事故

3.1.1110kV及以上線路跨越鐵路、高速公路、一級公路、一二級通航河流、特殊管道及其它110kV及以上線路時，導線懸垂絕緣子串應采用雙聯串，其中220kV及以上線路在條件允許情況下宜采用雙掛點，不滿足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.2中、重冰區的220kV及以上線路、110kV重要線路應具備融冰功能，且線路兩側均應配置融冰刀閘，固定式直流融冰裝置所在變電站應配置覆蓋所有需融冰的110kV及以上線路融冰母線。具備改造條件的在運線路或變電站于2018年12月底前完成改造。

3.1.3110kV及以上線路的導線引流線以及融冰絕緣普通地線引流線，采用螺栓型并溝線夾的應改造為液壓連接等可靠連接方式，2017年12月底前完成。

3.1.4融冰絕緣OPGW應采取在接頭盒進出線合并位置包纏鋁包帶并安裝兩套鋁合金并溝線夾等長期有效的短接措施，以減小通過光纜接頭盒的融冰電流。不滿足要求的于2017年12月底前完成改造。

3.1.5110kV及以上輸電線路因舞動發生過相間放電的區段，應采取安裝線夾回轉式間隔棒、相間間隔棒等有效的防舞改造措施；對于舞動頻繁區段，宜安裝舞動在線監測裝置加強監控。不滿足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.610mm及以上冰區且為c級及以上污區并發生過冰閃的線路，導線懸垂串宜采用V型、八字型、大小傘插花I型絕緣子串、防覆冰復合絕緣子等措施防止冰閃。不滿足要求的于2018年12月底前完成改造。

3.1.7隨輸電線路架設的已退運ADSS光纜應盡快拆除，2017年12月底前完成。3.1.8110kV及以上運行線路導地線的檔中接頭嚴禁采用預絞式金具作為長期獨立運行的接續方式，對不滿足要求的接頭應于2018年12月前改造為接續管壓接方式連接。在接頭未改造，現場應加強紅外測溫，發現異常立即處理。

4防止直流類設備事故

4.1防止直流閥塔與閥控系統事故 4.1.1新建直流工程閥廳應配置換流閥紅外在線監測系統，系統應能夠覆蓋全部閥組件，并具備過熱自動檢測、異常判斷和告警等功能，確保閥廳發熱類缺陷及時發現。

4.1.2新建直流工程閥塔積水型漏水檢測裝置若需投跳閘功能，則跳閘回路應按“三取二”原則配置，防止單一回路故障造成誤動或拒動。

4.1.3新建直流工程閥廳內每個閥塔均應預敷設各類型光纖的備用光纖。

4.1.4新建直流工程每個閥塔應配置冗余的進出水壓差傳感器，具備實時監測進出水壓差功能。壓差傳感器應安裝于閥塔設備外側，靠近閥廳巡視走廊處，并應經獨立閥門與管路連接，方便檢修維護。

4.1.5新建直流工程閥控系統應實現完全冗余配置，除光接收板卡外，其他板卡均應能夠在換流閥不停運的情況下進行更換等故障處理。

4.1.6新建直流工程每個單閥中必須增加一定數量的冗余晶閘管。各單閥中的冗余晶閘管數，應不少于12個月運行周期內損壞的晶閘管數期望值的2.5倍，也不應少于4個晶閘管。

4.1.7新建直流工程須明確閥控系統（VBE/VCE）的換流閥保護功能與動作邏輯，直流控制、保護功能設計應與換流閥保護功能設計進行配合，FPT/DPT試驗中須做好閥控系統保護功能與直流控制、保護功能配合的聯調試驗，防止不同廠家設備的功能設置與設備接口存在配合不當。

4.1.8新建直流工程閥廳設計應根據當地歷史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂、側墻的設計標準，防止大風掀翻以及暴雨雨水滲入。

4.1.9新建直流工程閥廳屋頂應設計可靠的安全措施，保障運維人員檢查屋頂時，無意外跌落風險。

4.1.10新建直流工程換流閥陽極電抗器選型不宜采用鐵芯夾緊式裝配的型號，防止在長期振動環境下鐵芯下沉造成設備損壞。

4.1.11新建柔性直流工程換流閥功率模塊選型優先考慮故障后自然短路（而非開路）的類型，減少功率模塊故障對于系統的影響；單一功率模塊不宜設置可導致直流閉鎖的保護功能，如必須設置，則功率單元內相應測量、保護元件應按照“三取二”原則設置，防止單一元件異常直接閉鎖直流。4.1.12新建直流（常直或柔直）工程換流閥功率模塊單一故障不得影響其他設備和直流系統的運行，如故障功率模塊少于允許的冗余模塊數，不應造成保護動作，不應影響其他設備和直流系統運行。

4.1.13新建直流工程閥廳內每個閥塔均應預敷設各類型光纖的備用光纖。4.2防止直流控制保護系統事故

4.2.1新建特高壓直流控制保護系統中應滿足在OLT、解鎖工況下同一極高低端閥組換流變分接頭控制方式一致，且檔位差不超過一檔。

4.2.2新建直流工程換流站最后斷路器保護功能應可通過出口壓板或控制字方式投退。整流站該功能為退出狀態，逆變側為投入狀態。當逆變站的交流出線多于三回時，不設置最后斷路器保護功能。

4.2.3新建直流工程在設計階段須明確控制保護設備室的潔凈度要求；在設備室達到要求前，不應開展控制保護設備的安裝、接線和調試；在設備室內開展可能影響潔凈度的工作時，須采用完好塑料罩等做好設備的密封防護措施。當施工造成設備內部受到污穢、粉塵污染時，應返廠清洗并經測試正常后方可使用；如污染導致設備運行異常，應整體更換設備。

4.2.4新建直流工程直流控制、保護裝置應按照“N-1”原則進行裝置可靠性設計，除直接跳閘元件外，任何單一測量通道、裝置、電源、板卡、模塊故障或退出不應導致保護誤動跳閘或直流閉鎖。設備供貨商應按該原則進行廠內可靠性測試，并提交測試報告。工程現場調試階段應在系統運行工況下，按該原則開展裝置模擬試驗。工程驗收需核查試驗報告，并抽查復核試驗有效性。

4.2.5新建直流工程光纖傳輸的直流分流器、分壓器二次回路應配置充足的備用光纖，一般不低于在用光纖數量的60%，且不得少于3對（1對包含能量、數據光纖各1根），防止光纖故障造成直流長時間停運。

4.2.6新建直流工程控制保護屏柜頂部應設置防冷凝水和雨水的擋水隔板。繼保室、閥冷室、閥控室通風管道不應設計在屏柜上方，防止冷凝水跌落或沿頂部線纜流入屏柜。

4.2.7新建直流工程直流場測量光纖應進行嚴格的質量控制：

1、光纖（含兩端接頭）出廠衰耗不應超過運行許可衰耗值的60%；同時與廠家同種光纖衰耗固有統計分布的均值相比，增量不應超過1.65倍標準差（95%置信度）；

2、現場安裝后光纖衰耗較出廠值的增量不應超過10%。

3、光纖戶外接線盒防護等級應達到IP65防塵防水等級；

4、設計階段需精確計算光纖長度，偏差不應超過15%，防止余纖盤繞增大衰耗；

5、光纖施工過程須做好防振、防塵、防水、防折、防壓、防拗等措施，避免光纖損傷或污染。

4.2.8新建直流工程電壓、電流回路及模塊數量須充分滿足控制、保護、錄波等設備對于回路冗余配置的要求。對于直流保護系統，不論采用“三取二”、“完全雙重化”或可靠性更高的配置，裝置間或裝置內冗余的保護元件均不得共用測量回路。

4.2.9新建直流工程設計須明確直流濾波器是否為直流運行的必要條件，對于必須直流濾波器投入的直流工程，直流濾波器應采用冗余配置，防止單一濾波器故障造成直流停運。

4.2.10新建直流工程直流控制系統內的保護功能不應與直流保護系統內的保護功能相重復，原則上基于電壓、電流等電氣量的保護功能應且僅應設置在保護系統內。直流控制系統的保護功能僅限于與控制功能、控制參數密切關聯的特殊保護。

4.2.11新建直流工程作用于跳閘的非電量保護元件應設置三副獨立的跳閘觸點，按照“三取二”原則出口，按照“三取一”原則發動作告警信號。

4.3防止其他直流設備事故

4.3.1新建及改造直流工程換流閥陽極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：

1、水管使用軟質護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；

2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發生非緊固性觸碰。

4.3.2新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.3新建直流工程換流閥陽極電抗器冷卻水管須具備有效防護設計，防止相互間或與其它元件異常接觸造成磨損漏水。防護設計應包括但不限于：

1、水管使用軟質護套全包裹，避免裸露造成異常直接觸碰；

2、水管固定部位宜使用雙重冗余緊固件，避免單一緊固件失效造成水管磨損漏水；

3、水管布置、固定方式合理可靠，并需考慮運行振動空間裕度，防止水管之間、水管與其它元件發生非緊固性觸碰。

4.3.4新建直流工程換流站交流濾波器配置須充分考慮設備的冗余可靠性，任一小組濾波器退出運行不得導致直流降功率或閉鎖；在一小組濾波器停運維護狀態下，任一小組濾波器故障退出不得導致直流閉鎖。

4.3.5新建特高壓直流工程旁路開關位置傳感器應采用冗余化配置，避免因單個傳感器異常造成冗余閥組控制系統故障和直流無法運行。

5防止配網設備事故 5.1防止配網類設備事故

5.1.1嚴禁PT柜內避雷器直接連接母線。

5.1.2對于跨越鐵路、公路、通航河道等的新建和改造的10kV架空線路，應采用獨立耐張段或跨越段改電纜，跨越檔內采用帶鋼芯的導線。

5.1.3新建和改造的環網柜必須具備完善的防誤閉鎖功能，包括防止帶電誤合地刀功能。

5.1.4同溝敷設兩回及以上且有中間接頭的中壓電纜，或與其它管線同溝敷設且有中間接頭的中壓電纜（穿管或直埋電纜除外），電纜中間接頭應采取防火防爆措施。

5.1.5新建和改建的低壓臺區絕緣導線，必須預裝接地掛環。

5.1.6禁止低壓導線使用裸導線。對不滿足要求的須在2020年12月前完成改造。6防止二次系統事故 6.1防止二次系統事故

6.1.1500kV線路，超過50km或多單位維護的220kV線路應配置集中式行波測距裝置，不滿足要求的，應于2018年前完成改造。對于已配置分布式測距裝置的220kV線路，可不另行配置集中式行波測距裝置。各單位應按照OS2主站建設架構，結合實際逐步建設省級和地級OS2主站測距功能，集中管理相關行波數據。6.1.2為防止回路改變造成的保護誤動和拒動，南方電網標準設計以外的設備在接入保護回路及跳合閘回路前，應按設備調管范圍經相應的保護主管部門批準。

6.1.3廠站新投運設備的二次回路（含一次設備機構內部回路）中，交、直流回路不應合用同一根電纜，強電和弱電回路不應合用同一根電纜。

6.1.41.10kV（20kV、35kV）配網不接地系統或經消弧線圈接地系統，無中性點改造計劃，均應配備小電流接地選線設備。運行設備未配置的，要在2018年12月30日完成改造。

2.各分子公司應全面梳理在運小電流接地選線設備，具備跳閘條件的裝置應在2017年底前投入跳閘功能。

3.不具備跳閘功能或跳閘回路、選線裝置運行年限超過12年、選線裝置缺陷率高且廠家技術支持能力不足、選線跳閘準確率低于90%等情況應統一納入改造范圍。

6.1.5新建、擴建或改造的定值配合困難的110kV線路（如環網線路）應配置光纖差動保護。

6.1.6完善智能站運維管理工具。新建智能站應同步部署運維管理工具（含配置文件管理、虛實回路監視與告警、輔助安措等功能），已投運重要智能站（保護不正確動作可導致電力生產安全事故或一級事件的智能站）應盡快部署運維管理工具。

6.1.7新投運設備電壓切換裝置的電壓切換回路及其切換繼電器同時動作信號采用保持（雙位置）繼電器接點，切換繼電器回路斷線或直流消失信號，應采用隔離刀閘常開接點啟動的不保持（單位置）繼電器接點。

電壓切換回路采用雙位置繼電器接點，而切換繼電器同時動作信號采用單位置繼電器接點的運行電壓切換裝置，存在雙位置繼電器備用接點的，要求結合定檢完成信號回路的改造；無雙位置繼電器備用接點的，結合技改更換電壓切換裝置。

6.1.8裝設了220kV備自投220kV變電站的220kV線路應裝設雙套光纖差動保護，不滿足雙套光纖差動要求的應在2020年前完成改造。

6.1.91.采用油壓、氣壓作為操作機構的斷路器，壓力低閉鎖重合閘接點應接入操作箱。2.對斷路器機構本體配置了操作、絕緣壓力低閉鎖跳、合閘回路的新投運保護設備，應取消相應的串接在操作箱跳合閘控制回路中的壓力接點。斷路器彈簧機構未儲能接點不得閉鎖跳閘回路。3.已投運行操作箱接入斷路器壓力低閉鎖接點后，壓力正常情況下應能保證可靠切除永久故障（對于線路保護應滿足“分-合-分”動作要求）；當壓力閉鎖回路改動后，應試驗整組傳動分、合正常。

6.1.10采用彈簧儲能斷路器機構多次重合隱患整（調繼〔2016〕10號）：采用彈簧儲能的非三相機械聯動機構的斷路器，線路保護（含獨立重合閘裝置，以下同）需要投入三重（或綜重、特重）方式時，原則上只考慮單相偷跳啟動重合閘功能，應退出線路保護“三相跳位啟動重合閘”功能；無退出線路保護“三相跳位啟動重合閘”功能的，應將“彈簧未儲能接點”接入的線路保護“壓力低閉鎖重合閘”開入回路。

6.1.11新投運電壓互感器的二次繞組二次電壓回路采用分相總空氣開關，并實現有效監視。對于已投入運行的母線PT二次三相聯動空開，結合檢修、技改等逐步進行更換；配置備自投裝置且線路可能輕載的廠站應優先更換。

6.2防止通信裝置事故

6.2.1為防止110kV及以上廠站通信專用電源系統故障無法及時發現導致全站通信電源全停的風險，2017年底要求在現有的通信電源遠程監視系統中實現所有110kV及以上廠站通信電源的遠程監控。

6.2.2依據《關于通報兩起500kV站內計劃施工誤斷通信光纜事件的通知》（調通【2016】4號），2017年底前完成所有110kV及以上廠站站內光纜標識、站內資料交底等整改。

6.3防止自動化專業事故

6.3.1中調自動化主站系統的SCADA服務器、FES前置直采服務器及SCADA、前置和AGC/AVC應用等重要設備和應用在檢修情況下實現N-1冗余配置。

6.3.2SCADA服務器、FES前置服務器、AGC/AVC服務器的磁盤、電源、風扇，關系庫、時序庫存儲陣列的磁盤，主干交換機、前置交換機的電源要做好備品備件儲備，要求每種不同型號設備模塊數量在10以內的至少備份1個，10以上20以內的至少備份2個，20個以上的至少備份3個。包括自備或者協議存儲模式，均要求24小時到貨。

6.3.3自動化系統服務器、工作站在應用平臺完成啟動之前應具備自動檢查操作系統的時間功能，出現偏差應先采取校正操作。自動化系統關鍵應用的主備切換前應具備自動檢查應用狀態是否正常、主備實時庫的重要數據是否一致、檢查操作系統時間功能，出現問題應中止切換操作。不具備條件的采用手工方法核對檢查操作系統時間。6.3.4Oracle10.2.0.1的linux版本存在嚴重安全隱患，應升級到10.2.0.2及以上版本，或安裝補丁patch4612267。

6.3.535kV及以上變電站中無監控、無遠動、單遠動配置的，應建設自動化系統，配置雙套遠動機；110kV及以上變電站中單通道、單UPS配置的，應配置雙通道、雙UPS。

6.3.6根據公司調控一體化建設工作要求，開展設備集中監視、集中控制業務的自動化主站技術支持系統應具備遙控遙調、綜合告警、綜合防誤等功能。2017年底完成AGC關聯關鍵服務器時間偏差越限告警信號，OCS系統出現時間偏差告警時，應暫停控制。

6.3.7變電站視頻及環境監控系統戶外攝像機及電纜護管、抱箍、接線盒等附屬設施存在銹蝕嚴重、松動、退役未及時拆除等情況的，易導致人身、設備安全風險，應進行加固，退役需拆除的要及時拆除。

6.4防止安自專業事故

6.4.1安穩、備自投、低周減載及失步解列等安自裝置的跳閘出口，原則上應直接接斷路器操作箱跳閘回路（110kV及以下集成操作箱功能的保護裝置，安自裝置的跳閘出口應直接接保護裝置的操作跳閘回路）。現場未配置操作箱且保護裝置未集成斷路器操作跳閘回路的，安自裝置的跳閘出口應直接接斷路器跳閘回路。發電廠安自裝置動作后需啟動停機流程的，可另增一副出口接點啟動停機流程。

6.4.21、對于新建、擴建和技改的穩控切機執行站裝置，除因穩定控制要求需采取最優匹配切機方案外，應采用雙套獨立模式。

2、對于采用主輔運模式的切機執行站，主運裝置動作后閉鎖輔運裝置，輔運裝置動作后不再閉鎖主運裝置；輔運裝置被主運裝置閉鎖后，必須將其所有動作標志清空，防止主運裝置閉鎖信號消失后，輔運裝置因其它擾動誤動出口。

6.4.31、備自投裝置設置的檢備用電源電壓異常放電邏輯應設置延時，具體延時應躲過相關后備保護動作時間，以防止主供電源故障引起備用電源短時異常時裝置誤放電；在上述延時內，一旦備用電源恢復正常，異常放電邏輯應瞬時復歸。

2、備自投裝置應確保本站主供電源開關跳開后再合備用電源，同時應具備防止合于故障的保護措施，或具備合于故障的加速跳閘功能。

3、備自投裝置起動后跟跳主供電源開關時，禁止通過手跳回路起動跳閘，以防止因同時起動“手跳閉鎖備自投”邏輯而誤閉鎖備自投。6.5防止電力監控系統網絡安全事故

6.5.1尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規范》完成安全分區改造及公網采集安全接入區建設的各級計量自動化主站系統，2017年底應完成主站安全分區改造及安全接入區建設。

6.5.2尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規范》完成安全分區改造的各級電力設備在線監測主站系統，2017年底應完成主站安全尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規范》完成公網采集安全接入區建設的配電自動化主站系統，2017年底應完成主站安全接入區建設。

6.5.3尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規范》完成安全區II縱向加密改造的各級主站系統，2017年底應完成各級主站安全區II縱向加密改造。

6.5.4尚未按《南方電網電力監控系統安全防護技術規范》完成安全區II縱向加密改造的各級廠站系統，2018年底應完成各級廠站安全區II縱向加密改造。

6.5.5尚未實現安全防護監視及審計功能的地級及以上主站，2017年底前應完成系統安全監視及審計功能建設。

6.5.6尚未實現運維調試管控技術手段的各地級及以上主站，2017年底，應完成堡壘機部署，實現運維、調試的訪問控制及審計。生產控制大區應劃分獨立運維調試網段，并部署網絡準入系統或MAC地址綁定等手段，對運維及調試設備接入網絡進行管控。

6.5.7排查電力監控系統入侵檢測系統、病毒防護措施、防火墻、主要網絡設備的冗余配置等情況，2017年底應完成主站缺失的安全防護設備的部署。

6.5.82017年6月30日前各級主站、廠站應按作業指導書的要求，配置生產控制大區專用U盤及專用殺毒電腦，變電站端應配備殺毒U盤，拆除或禁用不必要的光驅、USB接口、串行口等，按流程嚴格管控移動介質接入生產控制大區、嚴禁出現跨區互聯等違規情況。

6.5.92019年底地區供電局及以上主站自動化、通信機房，500kV及以上廠站主控室等關鍵區域應按安全防護相關規定，完善電子門禁、視頻監控、紅外防盜報警、溫濕度監控、防滲水監控等功能，通過響鈴、短信等方式實現自動報警，確保關鍵場所物理安全。

6.5.10電力監控系統主站及廠站主機操作系統完成主機加固，工作開展前需要進行安全評估和驗證。原標題:中國南方電網公司反事故措施（2017年版）

第三篇：電力系統繼電保護及反事故措施

電力系統繼電保護及反事故措施

關鍵詞: 繼電保護

1.直流熔斷器與相關回路配置

基本要求：(1)消除寄生回路；(2)增強保護功能的冗余度。1.1 直流溶斷器的配置原則如下：

1.1.1 信號回路由專用熔斷器供電，不得與其它回路混用。

1.1.2 由一組保護裝置控制多組斷路器(例如母線差動保護、變壓器差動保護、發電機差動保護、線路橫聯差動保護、斷路器失靈保護等)和各種雙斷路器的變電所結線方式(一又二分之一斷路器、雙斷路器、角結線等)：(1)每一斷路器的操縱回路應分別由專用的直流熔斷器供電。(2)保護裝置的直流回路由另一組直流熔斷器供電。

1.1.3 有兩組跳閘線卷的斷路器，其每一跳閘回路分別由專用的直流熔斷器供電。

1.1.4 有兩套縱聯保護的線路，每一套縱聯保護的直流回路應分別由專用的直流熔斷器供電；后備保護的直流回路，可由另一組專用直流熔斷器供電，也可適當地分配到前兩組直流供電回路中。

1.1.5 采用“近后備”原則只有一套縱聯保護和一套后備保護的線路，縱聯保護與后備保護的直流回路應分別由專用的直流溶斷器供電。1.2 接到同一熔斷器的幾組繼電保護直流回路的結線原則：

(1)每一套獨立的保護裝置，均應有專用于直接到直流熔斷器正負極電源的專用端子對，這一套保護的全部直流回路包括跳閘出口斷電的線卷回路，都必須且只能從這一對專用端子取得直流的正和負電源。

(2)不答應一套獨立保護的任一回路包括跳閘繼電器，接到由另一套獨立保護的專用端子對引進的直流正和負電源。(3)假如一套獨立保護的繼電器及回路分裝在不同的保護屏上，同樣也必須只能由同一專用端子對取得直流正和負電源。

1.3 由不同熔斷器供電或不同專用端子對供電的兩套保護裝置的直流邏輯回路間不答應有任何電的聯系，如有需要，必須經空接點輸出。

1.4 找直流接地，應斷開直流熔斷器或斷開由專用端子對在直流熔斷器的聯結，并在操縱前，先停用由該直流熔斷器或由該專用端子對控制的所有保護裝置；在直流回路恢復良好后再恢復保護裝置的運行。

1.5 所有的獨立保護裝置都必須設有直流電源斷電的自動告警回路。1.6 上、下級熔斷器之間必須有選擇性。

2.保護裝置用直流中間繼電器、跳(合)閘出口繼電器及相關回路

2.1 直流電壓為220V的直流繼電器線卷的線徑不宜小于0.09mm，如用線徑小于0.09mm的繼電器時，其線卷須經密封處理，以防止線卷斷線，假如用低額定電壓規格(如220V電源用110V的繼電器)的直流繼電器串聯電阻的方式時，串聯電阻的一端應接于負電源。

2.2 直流電壓在110V及以上的中間繼電器一般應有符合下面要求的消弧回路：(1)不得在它的控制接點以電容電阻回路實現消弧。

(2)不論是用電容或反向二級管并在中間繼電器線卷上作消弧回路，在電容及二級管上串進數百歐的低值電阻，以防止電容或二級管短路時將中間繼電器線卷回路短接。消弧回路應直接并在繼電器線卷的端子上。

(3)選用的消弧回路用反向二級管，其反向擊穿電壓不宜低于1000V，盡不答應低于600V。

(4)注重因關聯消弧回路而引起中間繼電器返回沿時對相關控制回路的影響。2.3 跳閘出口繼電器的起動電太不宜低于直流額定電壓的50，以防止繼電器線卷正電源側接地時因直流回途經大的電容放電引起的誤動作；但也不應過高，以保證直流電源降低時的可靠動作和正常情況下的快速動作。對于動作功率較大的中間繼電器(例如5瓦以上)如為快速動作的需要，則答應動作電壓略低于額定電壓的50，此時必須保證繼電器線卷的接線端子有足夠的盡緣強度。假如適當進步了起動電壓還不能滿足防止誤動作的要求，可以考慮在線卷回路上并聯適當電阻以作補充。

由變壓器、電抗器瓦斯保護起動的中間繼電器，由于聯線長，電纜電容大，為避免電源正極接地誤動作，應采用較大起動功率的中間繼電器，但不要求快速動作。2.4 斷路器跳(合)閘線卷的出口接點控制回路，必須設有串聯自保持的繼電器回路，保證：

(1)跳(合)閘出口繼電器的接點不斷弧。(2)斷路器可靠跳、合。

只有單出口繼電器時，可以在出口繼電器跳(合)閘接點回路中串進電流自保持線卷，并滿足如下條件：

(1)自保持電流不大于額定跳(合)閘電流的一半左右，線卷壓降小于5額定值。(2)出口繼電器的電壓起動線卷與電流自保持線卷的相互極性關系正確(3)電流與電壓線卷間的耐壓水平不低于交流1000V一分鐘的試驗標準(出廠試驗應為交流2000V一分鐘)。

(4)電流自保持線卷接在出口接點與斷路器控制回路之間。

有多個出口繼電器可能同時跳閘時，宜由防止跳躍繼電器TBJ實現上述任務，防跳繼電器應為快速動作的繼電器，其動作電流小于跳閘電流的一半，線卷壓降小于10額定值，并滿足上述(2)～(4)項的相應要求。2.5 不推薦采用可控硅跳閘出口的方式。

2.6 兩個及以上中間繼電器線卷或回路并聯使用時，應先并聯，然后經公共聯線引出。3.信號回路 3.1 應當裝設直流電源回路盡緣監視裝置，但必須用高內阻儀表實現，220V的不小于20千歐；110V不小于10千歐。

3.2 檢查測試帶串聯信號繼電器回路的整組起動電壓，必須保證在80直流額定電壓和最不利條件下分別保證中間繼電器和信號繼電器都能可靠動作。4.跳閘壓板

4.1 除公用綜合重合閘的出口跳閘回路外，其他直接控制跳閘線卷的出口繼電器，其跳閘壓板應裝在跳閘線卷和出口繼電器的接點間。

4.2 經過共用重合閘選相元件的220kV線路的各套保護回路的跳閘壓板，應分別經切換壓板接到各自起動重合閘的選相跳閘回路或跳閘不重合的端子上。4.3 綜合重合閘中三相電流速斷共用跳閘壓板，但應在各分相回路中串進隔離二級管。

4.4 跳閘壓板的開口端應裝在上方，接到斷路器的跳閘線卷回路；壓板在落下過程中必須和相鄰壓板有足夠的間隔，保證在操縱壓板時不會碰到相鄰的壓板；檢查并確證壓板在扭緊螺栓后能可靠地接通回路；穿過保護屏的壓板導電桿必須有盡緣套，并距屏孔有明顯間隔；檢查壓板在擰緊后不會接地。不符合上述要求的需立即處理或更換。5.保護屏

5.1 保護屏必須有接地端子，并用截面不小于4平方毫米的多股銅線和接地網直接聯通。裝設靜態保護的保護屏間應用專用接地銅排直接聯通，各行專用接地銅排首末端同時聯接，然后該接地網的一點經銅排與控制室按地網聯通。專用接地銅排的截面不得小于100平方毫米。5.2 保護屏本身必須可靠接地。

5.3 屏上的電纜必須固定良好，防止脫落拉壞接線端子排造成事故。

5.4 所有用旋鈕(整定用壓板用)接通回路的端子，必須加銅墊片，以保護接通良好，非凡注重不因螺桿過長，以致不能可靠壓接。5.5 跳(合)閘引出端子應與正電源適當地隔開。

5.6 到集成電路型保護或微機型保護的交流及直流電源來線，應先經抗干擾電容(最好接在保護裝置箱體的接線端子上)，然后才進進保護屏內，此時：(1)引進的回路導線應直接焊在抗干擾電容的一端上；抗干擾電容的另一端并接后接到屏的接地端子(母線)上。

(2)經抗干擾后引進裝置在屏上的走線，應闊別直流操縱回路的導線及高頻輸進(出)回路的導線，更不得與這通些導線捆綁在一起。(3)引進保護裝置逆變電源的直流電源應經抗干擾處理。

5.7 弱信號線不得和有強干擾(如中間繼電器線卷回路)的導線相鄰近。5.8 高頻收發信機的輸出(進)線應用屏蔽電纜，屏蔽層接地，接地線截面不小于1.5平方毫米。

5.9 兩個被保護單元的保護裝置配在一塊屏上時，其安裝必須明確分區，并劃出明顯界線，以利于分別停用試驗。

一個被保護單元的各套獨立保護裝置配在一塊屏上，其布置也應明確分區。5.10 集成電路及微機保護屏宜采用柜式結構。6.保護裝置本體

6.1 保護裝置的箱體，必須經試驗確證可靠接地。

6.2 所有隔離變壓器(電壓、電流、直流逆變電源、導引線保護等)的一二次線卷間必

須有良好的屏蔽層，屏蔽層應在保護屏可靠接地。

6.3 外部引進至集成電路型或微機型保護裝置的空接點，進進保護后應經光電隔離。

6.4 半導體型、集成電路型、微機型保護裝置只能以空接點或光耦輸出。7.開關場到控制室的電纜線 7.1 用于集成電路型，微機型保護的電流、電壓和信號接點引進線，應采用屏蔽電纜，屏蔽層在開關場與控制室同時接地；各相電流和各相電壓線及其中性線應分別置于同一電纜內。

7.2 不答應用電纜芯兩端同時接地方法作為抗干擾措施。

7.3 高頻同軸電纜應在兩端分別接地，并緊靠高頻同軸電纜敷設截面不小于100平方毫米兩端接地的銅導線。

7.4 動力線、電熱線等強電線路不得與二次弱電回路共用電纜。7.5 穿電纜的鐵管和電纜溝應有效地防止積水。8.儀用互感器及其二次回路

8.1 電流互感器及電壓互感器的二次回路必須分別有且只能有一點接地。8.2 由幾組電流互感器二次組合的電流回路，如差動保護、各種雙斷路器主結線的保護電流回路，其接地點宜選在控制室。

8.3 經控制室 零相小母線(N600)聯通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室 將N600一點接地，各電壓互感器二次中性點在開關場的接地點應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的開關或接觸器等。8.4 已在控制室一點接地的電壓互感器二次線卷，如以為必要，可以在開關場將二次線卷中性點經放電間隙或氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大于30Imax伏，Imax為電網接地故障時通過變電所的可能最大接地電流有效值，單位為千安。

8.5 宜取消電壓互感器二次B相接地方式，或改為經隔離變壓器實現同步并列。8.6 獨立的、與其他互感器二次回路沒有電的聯系的電流或電壓互感器二次回路，可以在控制室內也可以在開關場實現一點接地。

8.7 來自電壓互感器二次的四根開關場引進線和互感器三次的兩(三)根開關場引進線必須分開，不得公用。

8.8 多繞組電流互感器及其二次線卷接進保護回路的接線原則如下：(1)裝小瓷套的一次端子應放在母線側。

(2)保護接進的二次線卷分配，應非凡注重避免當一套線路保護停用(為了試驗)而線路繼續運行時，出現電流互感器內部故障時的保護死區。

8.9 新安裝及解體檢驗后的電流互感器應作變比及伏安特性試驗，并作三相比較以判別二次線卷有無匝間短路和一次導體有無分流；注重檢查電流互感器末屏是否已可靠接地。

變壓器中性點電流互感器的二次伏安特性需與接進的電流繼電器起動值校對，保證后者在通過最大短路電流時能可靠動作。9.整流電源及儲能電源

9.1 用整流電源作浮充電源的直流電源應滿足下列要求：(1)直流電壓波動范圍應＜±5額定值。(2)波紋系數＜5(3)失往浮充電源后的最大負載下的直流電壓不應低于80的額定值。9.2 新設計變電所，不應采用儲能電源作操縱電源。對現有系統，其操縱電源應分為如下的各獨立組，并定期作操縱試驗。

(1)配出線瞬時動作保護一組，保證可同時供三臺斷路器跳閘和重合于永久性故障再可靠跳閘；此外，當線路故障使母線電壓低于額定電壓的60時，保護必須瞬時動作切除故障。

(2)配出線帶時限動作的保護一組(瞬時與延時保護用同一出口繼電器的例外)。(3)每臺變壓器保護一組，能同時跳開各側斷路器。(4)信號電源。

(5)試驗用電源。不得以運行中的保護電源為試驗電源。10.保護二次回路電壓切換

10.1 用隔離刀閘輔助接點控制的電壓切換繼電器，應有一付電壓切換繼電器接點 作監視用；不得在運行中維護刀閘輔助接點。

10.2 檢查并保證在切換過程中，不會產生電壓互感器二次反充電。10.3 手動進行電壓切換的，應有專用的運行規程，由運行職員執行。10.4 用隔離刀閘輔助接點控制的切換繼電器，應同時控制可能誤動作的保護的正電源；有處理切換繼電器同時動作與同時不動作等異常情況的專用運行規程。11.保護原理

11.1 110kV及以上電壓線路保護、包括各套保護裝置間的相互配合，應按“四同一”

技術原則有組織地進行分類檢查，凡屬嚴重影響保護性能部分，應安排計劃分期分批地進行更新或改進。

11.2 處理原有相間間隔保護不滿足先單相后延時發展成兩相不接地或對稱三相短路情況下的無選擇性跳閘的原則：(1)220kV線路一般由縱聯保護保證。

(2)沒有振蕩題目的線路，非凡是110kV線路，要求間隔一、二段不經振蕩閉鎖控制。

(3)新設計的間隔保護，凡有可能的，宜增設不經振蕩閉鎖而用延時躲振蕩的一、二段(或相應的功能)。11.3 重申如下原則：

(1)高頻相差保護用兩次比相。

(2)間隔保護用電流起動；振蕩閉鎖第一次起動后，只能在判別系統振蕩平息后才答應再開放；間隔保護瞬時段在故障后短時開放。

(3)采用單相重合閘的線路，為確保多相故障時可靠不重合，宜增設由斷路器位置繼電器接點兩兩串聯解除重合閘的附加回路。

11.4 采用相位比較原理的母差保護在用于雙母線時，必須增設兩母線先后接連發生故障時能可靠切除后一組母線故障的保護回路。11.5 遠方直接跳閘，必須在相應的就地判據控制。11.6 不答應在強電源側投進“弱電源回答”回路。

11.7 有獨立選相跳閘功能的保護和經公用重合閘選相回路的保護裝置共用時，前者仍應直接執行分相出口跳閘的任務；如有必要，可同時各用一組接點相互起動非全相運行的閉鎖回路。

11.8 縱聯保護的邏輯回路必須與通訊通道的特點和收發信機的特性相協調；對收發信機的輸進/輸出的工作信號時延特性、在通道各種強干擾信號下(包括故障點電弧產生的5MS左右的強干擾)可能丟失信號及誤收信號的特性等直接影響繼電保護安全性及可靠性的性能，提出明確的要求。

11.9 電壓二次回路一相、兩相或三相同時失壓，都應發出警報，閉鎖可能誤動作的保護。

11.10 原設計要求用兩組電壓互感器二次電壓構成的電壓回路斷線閉鎖保護，假如只用一組電壓互感器供電時，必須注重解決因此而帶來的電壓斷線閉鎖失效的題目。

11.11 雙母線斷路器失靈保護

除發電機變壓器組的斷路器非全相開斷的保護外，均應設有足夠靈敏度的電壓閉鎖控制多接點回路，閉鎖接點應分別串接在各跳閘繼電器接點中，不共用。為了適應降低電壓閉鎖元件的起動值的需要，應在零序電壓繼電器的回路中設三次諧波阻波回路。

11.12 采用三相電壓自產零序電壓的保護應注重當電壓回路故障時同時失往相間及接地保護的題目。

11.13 所有發電機、變壓器等的阻抗保護，都必須經電流起動，并應有電壓回路斷線閉鎖。

11.14 電力載波答應式縱聯保護只能用相一相耦合通道；但當發生多相故障時，原理上也可能拒動，應以此考慮配合要求。

11.15 采用解除閉鎖式縱聯保護，當反方向故障時，也必須提升導頻功率至全功率，兩側時間配合關系要求與一般閉鎖式一樣。

11.16 實現單相重合閘的線路采用零序方向縱聯保護時，應有健全相再故障時的快速動作保護。

11.17 重和閘應按斷路器配置。

11.18 發電機變壓器組的高壓斷路器、變壓器的高壓側斷路器、母線斷路器和采用三相重合閘的線路斷路器等均宜選用三相操縱的斷路器。12.現場試驗

12.1 必須要有明顯的斷開點(打開了壓板或接線端子片等)才能確認，也只能確認在斷開點以前的保護停用了；假如壓板只控制本保護的出口跳閘繼電器的線卷回路，則必須斷開跳閘接點回路才能以為該保護確已停用。

對于采用單相重合閘，由壓板控制正電源的三相分相跳閘回路，停用時除斷開壓板外，尚需斷開各分相跳閘回路的輸出端子，才能以為該保護已停用。12.2 不答應在未停用的保護裝置上進行試驗和其他測試工作；也不答應在保護未停用的情況下，用裝置的試驗按鈕(除閉鎖式縱聯保護的起動發信按鈕外)作試驗。

12.3 所有的繼電保護定值試驗，都必須以符合正式運行條件(如加上蓋子，關好門等等)為準。

12.4 分部試驗應采用和保護同一直流電源，試驗用直流電源應由專用熔斷器供電。

12.5 只能用整組試驗的方法，即除由電流及電壓端子通進與故障情況相符的模擬故障量外，保護裝置處于與投進運行完全相同的狀態下，檢查保護回路及整定值的正確性。不答應用卡繼電器接點、短路接點或類似人為手段作保護裝置的整組試驗。12.6 對運行中的保護裝置及自動裝置的外部結線進行改動，即便是改動一根聯線的最簡單情況，也必須履行如下程序：

(1)先在原圖上作好修改，經主管繼電保護部分批準。

(2)按圖施工，不準憑記憶工作；拆動二次回路時必須逐一作好記錄，恢復時嚴格核對。

(3)改完后，作相應的邏輯回路整組試驗，確認回路、極性及整定值完全正確，然后交由值班運行職員驗收后再申請投進運行。

(4)施工單位應立即通知現場與主管繼電保護部分修改圖紙，工作負責人在現場修改圖上簽字，沒有修改的原圖應要求作廢。

12.7 不宜用調整極化繼電器的接點來改變其起動值與返回值；廠家應保證質量并應對繼電器加封。

12.8 應對保護裝置作拉合直流電源的試驗(包括失壓后短時接通及斷續接通)以及直流電壓緩慢地、大幅度地變化(升或降)，保護在此過程中不得出現有誤動作或信號誤表示的情況。

12.9 對于載波收發信機，無論是專用或復用，都必須有專用規程按照保護邏輯回路要求，測試收發信回路整組輸進/輸出特性。

12.10 在載波通道上作業后必須檢測通道裕量，并與新安裝檢驗時的數值比較。12.11 新投進或改動了二次回路的變壓器差動保護，在變壓器由第一側投進系統時必須投進跳閘，變壓器充電良好后停用，然后變壓器帶上部分負荷，測六角圖，同時測差回路的不平衡電流或電壓，證實二次結線及極性正確無誤后，才再將保護投進跳閘，在上述各種情況下，變壓器的重瓦斯保護均應投進跳閘。12.12 所有差動保護(母線、變壓器、縱差、橫差等)在投進運行前，除測定相回路及差回路電流外，必須測各中性線的不平衡電流，以確證回路完整正確。12.13 對于集成電路型及微機型保護的測試應注重：(1)不得在現場試驗過程中進行檢驗。

(2)在現場試驗過程中不答應拔出插板測試，只答應用廠家提供的測試孔或測試板進行測試工作。

(3)插拔插件必須有專門措施，防止因人身靜電損壞集成電路片；廠家應隨裝置提供相應的物件。

(4)必須在室內有可能使用對講機的場所，用無線電對講機發出的無線電信號對保護作干擾試驗。假如保護屏是帶有鐵門封閉的，試驗應分別在鐵門封閉與打開的情況下進行，試驗過程中保護不答應出現有任何異常現象。

12.14 在直流電源恢復(包括緩慢地恢復)時不能自動起動的直流逆變電源，必須更換。

12.15 所有試驗儀表、測試儀器等，均必須按使用說明書的要求做好相應的接地(在被測保護屏的接地點)后，才能接通電源；注重與引進被測電流電壓的接地關系，避免將輸進的被測電流或電壓短路；只有當所有電源斷開后，才能將接地點斷開。)12.16 所有正常運行時動作的電磁型電壓及電流繼電器的接點，必須嚴防抖動；非凡是綜合重合閘中的相電流輔助選 相用的電流繼電器，有抖動的必須消除或更換。

12.17 對于由3Uo構成的保護的測試：

(1)不能以檢查3Uo回路是否有不平衡電壓的方法來確認3Uo回路良好。(2)不能單獨依靠“六角圖”測試方法確證3U0構成的方向保護的極性關系正確。

(3)可以包括電流及電壓互感器及其二次回路聯接與方向元件等綜合組成的整體進行試驗，以確證整組方向保護的極性正確。

(4)最根本的辦法，是查清電壓及電流互感器極性，所有由互感器端子到繼電保護盤的聯線和盤上零序方向繼電器的極性，作出綜合的正確判定。12.18 變壓器零序差動保護，應以包括兩組電流互感器及其二次回路和繼電器元件等綜合組成的整體進行整組試驗，以確證回路結線及極性正確。

12.19 多套保護回路共用一組電流互感器，停用其中一套保護進行試驗時，或者與其他保護有關聯的某一套進行試驗時，必須非凡注重做好其他保護的安全措施，例如將相關的電流回路短接，將接到外部的接點全部斷開等等。12.20 在可靠停 用相關運行保護的條件下，對新安裝設備進行各種插拔直流熔斷器的試驗，以確證沒有寄生回路存在。13.現場運行

13.1 縱聯保護(如高頻相差保護、高頻閉鎖方向保護等)的任一側需要停用或停直流電源時(例如為了尋找直流電源接地等)，必須先報調度，請求兩側都停用，然后才答應作業，作業完后，兩側保護按規定進行檢查，并按規定程序恢復運行。13.2平行線的橫差保護，當一側的斷路器斷開，形成一回線送電、一回線充電的運行方式時，假如橫差沒有經檢查鄰線過電流控制，則兩側都應斷開運行中一回線的橫差保護的跳閘壓板(即停用保護)，但處于充電狀態的一回線的壓板不應斷開(保護繼續運行)。操縱順序應在一次系統操縱完后，才往斷開壓板；恢復時先投壓板然后進行一次系統操縱。

13.3 線路縱聯保護每年的投進運行時間不得小于330天；配置雙套縱聯保護的線路，任何時候都應有一套縱聯保護在運行中，非凡情況須經領導審批。13.4 線路基建投產，相應的保護包括縱聯保護，必須同步投進運行。

13.5 電力線高頻保護，必須天天交換通道信號，保護投進運行時收信裕量不得低于8.68db(以能開始保證保護可靠工作的收電平值為基值)，運行中當發現通道傳輸衰耗較投運時增加超過規定值(3.0db)時，應立即報告主管調度通知有關部分，以判定高頻通道是否發生故障、保護是否可以繼續運行；運行中如發現通道裕量不足5.68db時，應立即通知上述調度機構請求將兩側縱聯保護一起停用，然后才通知有關部分安排相應的檢查工作。

13.6 答應式縱聯保護的發信及收信信號和閉鎖式縱聯保護的收信信號應進行故障錄波。

13.7 觸動外殼時有可能動作的出口繼電器，必須盡快更換。14.廠用電保護 各網、省局應結合運行經驗分別制訂相應的反事故措施，避免廠用電事故引起全廠停電。15.其他

15.1 為了保證靜態保護裝置本體的正常運行，最高的四周環境溫度不超過 40℃，安裝裝置的室內溫度不得超過 30℃，如不滿足要求應裝設空調設施。15.2 用水銀接點的瓦期繼電器必須更換。

15.3 三相三柱式變壓器的零序阻抗必須以實測值為準。

15.4 故障錄波器盤的電流電壓回路及其接線端子等，必須滿足繼電保護二次回路質量要求，其接進電流應取自不飽和的儀表用的電流互感器的回路，否則取自后備保護的電流回路，并接到電流互感器二次回路末端。微機型故障錄波器應按繼電保護回路的盡緣和抗干擾要求進行試驗。15.5 導引線電纜及有關接線應滿足如下要求：(1)引進高壓變電所開關場的導引線電纜部分，應采用雙層盡緣護套的專用電纜，中間為金屬屏蔽層，屏蔽層對外皮的耐壓水平可選用15kV，50HZ，1分鐘。(2)對于短線路，可以上述專用電纜直接聯通兩側的導引線保護，但注重：(2)—1 供導引線保護用的芯線，必須確證是一對對絞線。不答應隨便接進情況不明的其他兩根線。

(2)—2 導引線電纜的芯線，接到隔離變壓器高壓側線圈。隔離變壓器的屏蔽層必須可靠地接進控制室地網，隔離變壓器屏蔽層對隔離變壓器高壓側線圈的耐壓水平也應是15kV，50HZ，1分鐘。所有可能觸及隔離變壓器高壓側的操縱，均應視為接觸高壓帶電設備處理。

(2)—3 同一電纜內的其它芯線接進其它控制室設備時，也必須先經耐壓水平15kV的隔離變壓器隔離。不答應在變電所地網接地；更不答應出現兩端接地的情況。

(2)—4 引到控制室的導引線電纜屏蔽層應盡緣，保持對控制室地網15kV的耐壓水平；同時導引線電纜的屏蔽層必須在離開變電所地網邊尚50—100米處實現可靠接地，以形成用大地為另一聯接通路的屏蔽層兩點接地方式。(3)對較長線路，可以只在引進變電站開關場部分采用雙層盡緣護套的專用導引線電纜，并在距開關場地網邊沿50—100米處接進一般通訊電纜。除遵守上一條原則外，并注重：

(3)—1 導引線保護用的一對通訊電纜芯線，也必須是對絞線。

(3)—2 通訊電纜屏蔽層與專用導線屏蔽層聯通，將通訊電纜的屏蔽層在聯接處可靠接地，形成以大地為另一通路的屏蔽層兩點接地方式。(3)—3 通訊電纜的其它纜芯不答應出現兩端接地情況。

第四篇：2011年南方電網二次反事故措施(新)

超高壓公司2011年二次設備反事故措施

一、防止繼電保護事故

1、落實《繼電保護用電流互感器二次繞組的配置及反措要求》（南方電網調【2007】3號），防止出現繼電保護動作死區。

1.1在繼電保護裝置安裝、調試、驗收過程中，嚴格按要求進行保護死區檢查，并將檢查結果作為運行資料進行歸檔管理。

1.2 做好CT等電位點清查整改工作，已查明存在問題的上海MWB廠生產的CT在2011年迎峰度夏前完成整改，其它型號的CT在2012年6月30日前查清明是否需要調整，并根據檢查結果制定措施逐步完成整改。

2、逐步推進保護雙通道升級改造工作。2011年內完成百永雙線、永南雙線的雙通道升級改造和羅馬線、南玉雙線、平來雙線、梧羅雙線保護更換改造，改造后每套保護均為雙通道。羅百、天馬、天平雙線

3、對投運6年以上的微機保護逆變電源模塊進行更換。4、2012年內完成LFP系列保護裝置更換改造

5、保護整組試驗應盡可能模擬實際運行工況進行，嚴禁通過改變保護裝置控制字方式簡化整組試驗。

6、加強保護及二次回路的運行維護，對照《防止斷路器及保護拒動特殊維護技術規范》的要求，做好并按時完成相關變電站的保護及二次回路部分的定檢、核查和專項檢查工作，確保故障快速切除率100%。

7、新投運的220kV及以上保護設備在站內同一電壓等級其他設備（線路）第一次故障發生（第一次區外故障）時，應及時打印保護裝置和故障錄波器報告，以校核保護交流采樣值、收發信開關量、功率方向以及差動保護差流值是否正常，該檢查結果視同檢驗報告簽名、歸檔。凡電流、電壓回路變更時，應補充上述工作。

8、采取有效措施，防止冷卻器油泵啟動時（引起油壓突然變化）導致重瓦斯保護誤動作。8.1 對于基建投產的強迫油循環變壓器，應在單臺油泵啟動、2臺及以上油泵同時啟動時（多次試驗），觀察記錄重瓦斯接點的抖動情況。

8.2 對于已運行的強迫油循環變壓器，應結合變壓器停電預試等機會，補做上述試驗。

二、防止電網自動化事故

1、對投運6年以上的變電站監控系統的測控裝置電源模塊進行更換。

三、防止變電站直流系統事故

1、變電站內蓄電池核容工作結束后投入充電屏的過程中，必須監視并確保新投入直流母線的充電屏直流電流表有電流指示后，方可斷開兩段直流母線分段開關，防止出現一段直流母線失壓。2、6月30日前完成獨山站調度自動化UPS不間斷電源整改。3、2012年底前，完成站用蓄電池組搬遷至專用蓄電池室的改造工作。

4、做好直流熔斷器（空氣開關）上下級配合的校核，防止越級跳閘。

4.1 一個站的直流熔斷器或空氣開關應選用同一制造廠系列產品。同一條支路上的開關和熔斷器不宜混合使用。2012年底完成不同廠家產品的更換改造工作。4.2 變電（換流）站應有直流系統全站負荷分配表，各級直流熔斷器（開關）應滿足上下級配合關系，每年要進行一次檢查。上、下熔斷器（開關）之間額定電流值應保證2-4級級差，電源端選上限，網絡末端選下限。

第五篇：南方電網生〔2007〕2號(南方電網公司2007年反事故措施)（寫寫幫整理）

中國南方電網有限責任公司文件 南方電網生?2007?2號

關于下達公司2007年反事故措施的通知

南網總調，超高壓公司、調峰調頻發電公司、各子公司：

為強化安全生產風險管理，在認真分析公司系統06年設備、電網存在問題的基礎上，結合07年電網運行實際，公司制定了《中國南方電網公司2007年反事故措施》，各單位要高度重視，保證資金，管理到位，逐項落實，杜絕電網、設備重特大事故的發生。

特此通知。

-1-附件：中國南方電網公司2007年反事故措施

二○○七年二月十五日

主題詞：2007年 反事故 措施 通知 抄送：趙建國總經理，王久玲副總經理。

中國南方電網有限責任公司行政部 2007年2月15日印發

-2-附件：

中國南方電網公司2007年反事故措施

一、防止開關事故

（一）嚴禁采用銅鋁對接過渡線夾。

（二）隔離開關的瓷瓶應采用高強瓷瓶及防污型產品。

（三）規范執行GIS設備的現場安裝調試及交接試驗的有關管理規定，在新建及解體大修后的GIS投運一個月內應增加一次局放試驗。

二、防止變壓器事故

（一）07年對存在缺陷、油色譜異常的500kV主變和高抗加裝絕緣油在線監測裝置，三年內完成全部500kV主變和高抗加裝絕緣油在線監測裝置的工作。

（二）變壓器內部故障跳閘后，立即切除油泵，避免故障產生的游離碳、金屬微粒等異物進入變壓器的非故障部位。

三、防止繼電保護事故

繼電保護裝置動作命令或數據需要經通信設備進行傳輸時，要求繼保小室或控制室與通信設備室間所用的信號傳輸電纜采用屏蔽電纜，并可靠接地。

防止繼電保護事故重點工作：

-3-1、220kV魯馬I、II回線高頻方向保護改造為光纖電流差動保護；馬窩換流站高頻距離保護按與魯布格電廠高頻距離保護同型號同版本原則及“光纖+載波”雙通道方式改造。2、500kV羅西甲、乙線及500kV江西甲、乙線縱聯保護按同型號、同版本原則改造。

四、防止系統穩定事故 防止系統穩定事故重點工作： 1、2007年6月前，超高壓公司要完成天廣直流、高肇直流、貴廣II直流基頻保護的整改。

2、廣東電網公司在2007年迎峰度夏前完成在北郊站增加240Mvar電容器的工作；貴州電網公司應在2007年10月底前修復并投入貴陽站高抗。3、2007年底前，各有關單位應完成下列廠站PMU的建設工作：直調電網興仁換流站、白花洞換流站、柳東變電站、龍灘水電站、滇東電廠；廣東電網嘉應站、榕江站、茅湖站、莞城站；廣西電網逢宜、邕州、桂林、巖灘電廠、樂灘電廠；貴州電網息烽站、鴨溪站、黔西電廠、大方電廠、安順電廠、烏江新廠、烏江老廠、東風電廠、洪家渡電廠、野馬寨電廠、大龍電廠；云南電網寶峰站、草鋪站、紅河站，宣威電廠、小龍潭電廠、巡檢司電廠、墨江電廠、紅河電廠；海南電網鵝毛嶺站、洛基站。

-4-4、2007年底前，廣西、海南電網公司完成本省電網功角監測主站的建設工作，并將相關子站接入主站；廣東、貴州、云南電網公司完成本省電網功角監測主站與總調功角監測主站的互聯工作。5、2007年迎峰度夏前，廣西電網公司監督合山新廠完成安穩系統建設工作；廣東電網公司完成茂名地區安穩系統建設工作，并督促珠海A廠解決2臺機低頻解列頻率定值過高的問題。