电力生产防止继电保护及安全自动装置事故的重点要求.docx

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1、18防止继电保护及安全自动装置事故的重点要求18.1 规划设计阶段的重点要求18.1.1 涉及电网安全、稳定运行的发、输、变、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。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及整定难度的增加。18.1.2 继电保护及安全自动装置的设计、配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。继电保护及安全自动装置选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良、经有资质的专业检测机构检测合格的产品。18.1.3 稳控系统应在合理的电网结构和电源结构基础上规划、设计和运行，控制

2、策略和措施应安全可靠、简单实用。对无法采取稳定控制措施保持系统稳定的情况，应通过完善网架方案、优化运行方式、完善第三道防线方案等综合措施,共同降低并控制系统运行风险。18.1.4 继电保护及安全自动装置应符合网络安全防护规定，满足电力监控系统安全防护规定（国家发展改革委2014年第十四号令）及电力监控系统网络安全防护导则（GBT36572）要求。18.1.5 22OkV及以上电压等级线路、变压器、母线、高压电抗器、串联电容器补偿装置等交流输变电设备的保护及电网安全稳定控制装置应按双重化配置。18.1.6 依照双重化原则配置的两套保护装置，每套保护均应含有完整的主、后备保护功能，能反应被保护设备

3、的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。18.1.7 22OkV及以上电压等级输电线路（含电铁牵引站及引入线路）两端均应配置双重化线路纵联保护，两套保护的通道应相互独立，优先采用纵联电流差动保护，双侧均应具备远方跳闸功能；具备条件的110（66）kV输电线路（含电铁牵引站及引入线路）宜配置纵联电流差动保护。18.1.8 继电保护及安全自动装置的通讯通道应采用安全可靠的传输方式，线路纵联保护应优先采用光纤通道。22OkV及以上电压等级线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置（或功能）应遵循相互独立的原则按双重化配置。穿越覆冰区的22Ok

4、V及以上电压等级输电线路，应至少配置一条不受冰灾影响的应急通道。18.1.9 IOOMW及以上容量及接入22OkV及以上电压等级的发电机、启备变应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）；重要发电厂的启备变保护宜采用双重化配置。18.1.10 对22OkV及以上电压等级电网、110（66）kV变压器的保护和测控功能应相互独立，在单一功能损坏或异常情况下，保护和测控功能应互相不受影响。18.1.11 继电保护及安全稳定控制装置组屏设计应充分考虑运行和检修时的安全性，应采取合理布置端子排、预留足够检修空间、规范现场安全措施等防止继电保护“三误”（误碰、误整定、误接线）事故的措施。当双重化配置的两

5、套保护装置不能实施确保运行和检修安全的技术措施时，应安装在各自屏柜内。18.1.12 为保证继电保护相关辅助设备（如交换机、光电转换器、通讯接口装置等）的供电可靠性，宜采用直流电源供电。因硬件条件限制只能交流供电的,电源应取自站用不间断电源。18.1.13 在新建、扩建和技改工程中，应根据相关规定和电网发展带来的系统短路容量增加等情况进行电流互感器的选型工作，并充分考虑到保护配置及整定的要求。18.1.14 差动保护用电流互感器的相关特性宜一致；母线差动保护各支路电流互感器变比差不宜大于4倍。18.1.15 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准确限值系数（KaIF

6、）和额定拐点电压较高的电流互感器。18.1.16 应充分考虑合理的电流互感器配置和二次绕组分配，消除主保护死区。18.1.16.1 当22OkV及以上电压等级变电站、升压站新建、改建或扩建采用3/2、4/3、角形、桥形接线等多断路器接线形式时，应在断路器两侧均配置电流互感器。18.1.16.2 对经计算影响电网安全稳定运行重要变电站的22OkV及以上电压等级双母线双分断接线方式的母联、分段断路器，应在断路器两侧配置电流互感器。18.1.16.3 独立式CT应按照CT故障时跳闸范围最小的原则合理选择等电位点。18.1.16.4 针对短期不能按18.1.16.1及18.1.16.2要求进行改造的老

7、旧厂站或其他确实无法快速切除故障的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，应采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决；经系统方式计算可能对系统稳定造成较严重的威胁时，应进行改造。18.1.17 IlO（66）kV及以上电压等级发电厂升压站、变电站应配置故障录波器；IoOMW及以上容量发电机-变压器组应配置专用故障录波器。发电厂、变电站内的故障录波器应对站用直流系统的各母线段（控制、保护）对地电压进行录波。18.1.18 除母线保护、变压器保护、发变组保护外，不同间隔设备的主保护功能不应集成。18.1.19 应充分考虑安装环境对保护装置性能及寿命的影响，对于布置在室外的保护装置，其附属设备（如

8、智能控制柜及温控设备）的性能指标应满足保护运行要求且便于维护。18.1.20 继电保护及相关设备的端子排，应按照功能进行分区、分段布置，正、负电源之间、跳（合）闸引出线之间以及跳（合）闸引出线与正电源之间、交流电流与交流电压回路之间等应至少采用一个空端子隔开或增加绝缘隔片。交流回路与直流回路的接线端子不宜布置在同一段端子排。新建、扩建、改建工程中，端子箱、汇控柜等户外设备应采用额定电压IOoOV的端子。18.1.21 50OkV及以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、站用变压器的保护配置与设计，应与一次系统相适应，防止电抗器、电容器或站用变压器故障造成主变压器的跳闸。18.1.22 双回

9、线路采用同型号纵联保护，或线路纵联保护采用双重化配置时,在回路设计和调试过程中应采取有效措施防止保护通道交叉使用。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。18.1.23 对闭锁式纵联保护，“其它保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。18.1.24 发电厂升压站断路器控制回路及保护装置电源，应取自升压站配置的独立的直流系统。18.1.25 发电厂的辅机设备及其电源在外部系统发生故障时，应具有一定的抵御事故能力，以保证发电机在外部系统故障情况下的持续运行。18.1.26 稳控装置动作切除负荷或机组后，应采取有效措施防止重合闸、备自投或被切除机组所带负荷转由同一厂站的

10、其他机组承担等导致的控制措施失效。18.2继电保护配置的重点要求18.2.1 继电保护的设计、配置和选型应以继电保护可靠性、选择性、灵敏性、速动性为基本原则，任何技术创新不得以牺牲继电保护的快速性和可靠性为代价。18.2.2 按双重化配置的两套保护中，当一套保护退出时不应影响另一套保护运行。双重化配置的继电保护应满足以下基本要求：1.1.1.1 1两套保护装置的交流电流、电压应分别取自互感器互相独立的绕组。对原设计中电压互感器仅有一组二次绕组，且已经投运的变电站，应积极安排电压互感器的更新改造工作，改造完成前，应在开关场的电压互感器端子箱处,利用具有短路跳闸功能的两组分相空气开关将按双重化配置

11、的两套保护装置交流电压回路分开。1.1.1.2 2两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组连接的直流母线段。每套保护装置及与其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、采集执行单元、通讯及网络设备、操作箱、跳闸线圈等）的直流电源均应取自于同一蓄电池组连接的直流母线段，避免因一组站用直流电源异常对两套保护功能同时产生影响而导致的保护拒动。1.1.1.3 3按双重化配置的两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈、压力闭锁继电器分别一一对应。1.1.1.4 4双重化配置的两套保护装置之间不应有电气联系。两套保护装置与其他保护、设备配合的回路及通道应遵循相互独立的原则，应保证每一套保护装置与其

12、他相关装置（如通道、失灵保护）联络关系的正确性，防止因交叉停用导致保护功能缺失。1.1.1.5 5为防止装置家族性缺陷可能导致的双重化配置的两套继电保护装置同时拒动的问题，新建、改建、扩建工程双重化配置的线路、变压器、发电机变压器组、调相机变压器组、母线、高压电抗器保护装置宜采用不同生产厂家的产品。18.2.3 22OkV及以上电压等级的线路保护应满足以下要求：18.2.3.1 每套保护均应能对全线路内发生的各种类型故障快速动作切除。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，应能正确选相跳闸。18.2.3.2 对于远距离、重负荷线路及负荷转移等情况，继电保护装置应采取有效措

13、施，防止相间、接地距离保护在系统发生较大的潮流转移时误动作。18.2.3.3 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，零序动作电压不应低于最大可能的零序不平衡电压。18.2.4 22OkV及以上电压等级变压器、电抗器单套配置的非电量保护以及单套配置的断路器失灵保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且应与电气量保护完全分开。当变压器、电抗器的非电量保护采用就地跳闸方式时，应向监控系统发送动作信号。18.2.5 非电量保护及动作后不能随故障消失而立即返回的

14、保护（只能靠手动复位或延时返回）不应启动失灵保护。发电机电气量保护应启动失灵保护。18.2.6 发电机-变压器组的阻抗保护须经电流元件（如电流突变量、负序电流等）启动，正常运行期间在发生电压二次回路失压、断线以及切换过程中交流或直流失压等异常情况时，阻抗保护应具有防止误动措施。18.2.7 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序过电压保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序过电压保护投跳闸。18.2.8 采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序方向闭锁元件。18.2.9 并网电厂均应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，300MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行

15、发电机失步保护整定计算和校验工作时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根据不同工况选择不同延时的解列方式，并保证断路器断开时的电流不超过断路器失步允许开断电流。18.2.10 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、具备复合判据的方案。应仔细检查和校核发电机失磁保护的整定范围与励磁系统低励限制的配合关系，防止发电机进相运行时发生误动作。18.2.11 300MW及以上容量发电机应配置起、停机保护，应考虑防止并网断路器承受过电压造成的断口闪络问题；对并入22OkV及以上电压等级系统的发变组，高压侧断路器应配置断路器断口闪络保护。18.2.12 全电缆线路禁止采用

16、重合闸，对于含电缆的混合线路应根据电缆线路距离出口的位置、电缆线路的比例等实际情况采取停用重合闸等措施，防止变压器及电网连续遭受短路冲击。18.2,1322OkV及以上电压等级变压器、发变组的断路器失灵保护应满足以下要求：1.1.1.1 .1当接线形式为线路一变压器或线路一发变组时，线路和主设备的电气量保护均应启动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取启动远方跳闸等后备措施加以解决。1.1.1.2 .2变压器的电气量保护应启动断路器失灵保护，断路器失灵保护动作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。1.1.1.3 .3发电机机端断路器失灵保护判

17、据中不应使用机端断路器辅助触点作为判据。1.1.14 4防跳继电器动作时间应与断路器动作时间配合，断路器三相位置不一致保护的动作时间应与相关保护、重合闸时间相配合。1.1.15 5断路器失灵保护中用于判断断路器主触头状态的电流判别元件应保证其动作和返回的快速性，动作和返回时间均不宜大于20ms,其返回系数也不应低于0.9。1.1.16 6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功能。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2s。1.1.17 7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分别

18、进行整定，其返回系数不应低于0.96。1.1.18 8110(66)kV及以上电压等级的母联、分段断路器宜按断路器配置具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置或功能。1.1.19 9有保护远方修改定值等远方控制业务需求的场站，应有措施保证保护定值修改的安全性。18.3 调试及检验的重点要求18.3.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、改建、扩建工程工期。工程调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。18.3.2 新建、改建、扩建工程的相关设备投入运行后，施工（或调试）单位应及时提供完整的一、二次设备安装资料及调试报告，并应保证图纸与实际投入运行设备

19、相符。18.3.3 保护验收应进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护与硬（软）压板的唯一对应关系，避免有寄生回路存在。18.3.4 保护装置整组传动验收时，应检验同一间隔内所有保护之间的相互配合关系；线路纵联保护还应与对侧线路保护进行一一对应的联动试验；新投保护装置应考虑被保护设备的各套保护装置同时、不同时动作，采取有效方法对两套保护装置、控制电源及相关回路进行验证。18.3.5 所有继电保护及安全自动装置投入运行前，除应在能够保证互感器与测量仪表精度的负荷电流条件下，测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接线的正确性。18.3.6 验收方应根据有

20、关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。新设备投产前应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保新投设备发生故障能可靠被切除。18.3.7 应保证继电保护装置、安全自动装置、故障录波器、保护故障信息管理系统等二次设备与一次设备同期投入。18.3.8 继电保护及安全自动装置应按照继电保护和电网安全自动装置检验规程（DL/T995）等标准要求开展检修及出口传动检验，确保传动开关的正确性与断路器跳合闸回路的可靠性，确保功能完整可用。18.3.9 稳控系统应按照“入网必检、逢修必验”原则加强稳控系统厂内测试、工程验证和现场调试，严格落实软件改动后全面测试原则。18.4 运行管理阶段的重点要求18.4.

21、1 加强继电保护及安全自动装置软件版本的管控，新投、修改、升级前,应对其书面说明材料及检测报告进行确认，并对原运行软件进行备份。发电厂、电铁牵引站等与电网相联的并网线路两侧纵联保护装置型号、软件版本应相适应。未经调度部门认可的软件版本和智能站配置文件不得投入运行。现场二次回路变更应经相关保护管理部门同意并及时修订相关的图纸资料。18.4.2 加强继电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对基建投产设备及新安装装置投产验收检验和首年全检工作，消除设备运行隐患。18.4.3 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。18.4.4 加强继电保护试验仪器、仪表的

22、管理工作，每12年应对继电保护试验装置进行一次全面检测，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。18.4.5 继电保护专业和通信专业应密切配合，加强对纵联保护通道设备的检查，重点检查是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度及通道传输时间，防止因通信问题引起保护不正确动作。18.4.6 利用载波作为纵联保护通道时，应建立阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度。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。18.4.7 配置母差保护的变电站，在母差保护停用期间应采

23、取相应措施，严格限制母线侧刀闸的倒闸操作，以保证系统安全。18.4.8 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理，定期进行传动试验，保证事故状态下投入成功率。18.4.9 在电压切换和电压闭锁回路，断路器失灵保护，母线差动保护，远跳、远切、联切回路、“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及3/2断路器接线单断路器检修而相邻断路器仍需运行时，应做好安全隔离措施。18.4.10 新投运或电流、电压回路发生变更的22OkV及以上保护设备，在第一次经历区外故障后，应通过保护装置和故障录波器相关录波数据校核保护交流采样值、功率方向以及差动保护差流值的正确性。18.4.11 建立和完善二次

24、设备在线监视与分析系统，确保继电保护信息、故障录波等可靠上送。在线监视与分析系统应严格按照国家有关网络安全规定，做好安全防护。18.4.12 对于运行工况不良以及运行超过12年的IlOkV及以上保护装置，经评估存在保护拒动、误动或无法及时消缺等运行风险，应立项改造。18.4.13 电网调整运行方式时，应充分考虑其对稳控系统的影响，保证稳控系统控制功能正常运行。18.4.14 电厂应开展初步设计、施工图设计、施工调试、验收并网、生产运行、退役报废、技术改造等阶段的继电保护及安全自动装置全过程技术监督。电厂技术监督工作应落实调度机构的涉网安全要求，涉网安全检查发现的问题同时做为电厂技术监督问题纳入

25、闭环整改流程。18.4.15 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。相关专业工作涉及继电保护及安全自动装置相关二次回路时，应遵守继电保护专业技术要求及管理规定，避免导致保护不正确动作。18.5 定值管理的重点要求18.5.1 依据电网结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，可提前设置失配点，并备案报主管领导批准，做好失配风险的管控。18.5.2 发电企业应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与电网侧保护的配合关系。加强对主设备及厂用系统的继电保护整定计算

26、与管理工作，安排专人每年对所辖设备的整定值进行全面复算和校核，当厂用系统结构或参数发生变化时应对所辖设备的整定值进行全面复算和校核，当系统阻抗变化较大时应对系统阻抗相关的保护进行校核，注意防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。18.5.3 大型发电机高频、低频保护整定计算时，应分别根据发电机在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机性能、特性曲线，并结合电网要求进行整定计算。18.5.4 发变组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，其返回系数不宜低于0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并与励磁调节器V/Hz限制特性相配合，按励磁调节器V/Hz

27、限制首先动作、再由过励磁保护动作的原则进行整定和校核。18.5.5 发电机负序电流保护应根据制造厂提供的负序电流暂态限值（A值）进行整定，并留有一定裕度。应校核发电机保护启动失灵保护的零序或负序电流判别元件满足灵敏度要求。18.5.6 发电机励磁绕组过负荷保护应投入运行，且与励磁调节器过励磁限制（OEL）相配合。18.5.7 变压器中、低压侧为Ile）kV及以下电压等级且并列运行的，其中、低压侧后备保护宜第一时限跳开母联或分段断路器，缩小故障范围。18.6 二次回路的重点要求18.6.1 装设静态型、微机型继电保护装置机箱应构成良好电磁屏蔽体，并有可靠的接地措施。18.6.2 重视继电保护二次

28、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：18.6.2.1 电流互感器或电压互感器的二次回路只能有一个接地点。当两个及以上电流（电压）互感器二次回路间有直接电气联系时，其二次回路接地点设置应符合以下要求：（1）便于运行中的检修维护。（2）互感器或保护设备的故障、异常、停运、检修、更换等均不得造成运行中的互感器二次回路失去接地。1.1.1.2 2未在开关场接地的电压互感器二次回路，宜在电压互感器端子箱处将每组二次回路中性点分别经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30lmaV（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

29、位为kA）。应定期检查、更换放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路出现多点接地。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。1.1.1.3 3独立的、与其他互感器二次回路没有电气联系的电流互感器二次回路在开关场一点接地时，应考虑将开关场不同点地电位引至同一保护柜时对二次回路绝缘的影响。1.1.1.4 4严禁在保护装置电流回路中并联接入过电压保护器，防止过电压保护器不可靠动作引起差动保护误动作。18.6.3 二次回路电缆敷设应符合以下要求：18.6.3.1 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

30、容式套管等设备；避免和减少迂回以缩短二次电缆的长度；拆除与运行设备无关的电缆。18.6.3.2 交流电流和交流电压回路、不同交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路、来自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。18.6.3.3 保护装置的跳闸回路和启动失灵回路均应使用各自独立的电缆。18.6.4 严格执行有关规程、规定及反措，防止二次寄生回路的形成。18.6.5 在运行和检修中应加强对直流系统的管理，防止直流系统故障，特别要防止交流串入直流回路，造成电网事故。18.6.6 主设备非电量保护应防水、防震、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电

31、缆应尽量减少中间转接环节。18.6.7 新建、改建、扩建工程引入两组及以上电流互感器构成和电流的继电保护及安全自动装置，各组电流互感器应分别引入保护装置，禁止通过装置外部回路形成和电流。18.6.8 对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。18.6.9 继电保护及安全自动装置装置和保护屏柜应具有抗电磁干扰能力，保护装置由屏外引入的开入回路应采用220V/110V直流电源。光耦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。18.6.10 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，针对来自系统操作、故障、直流接地等的异常情况

32、，应采取有效防误动措施。断路器失灵启动母线保护等重要回路应采用装设大功率重动继电器或者采取软件防误等措施。外部开入直接跳闸、不经闭锁直接跳闸（如变压器和电抗器的非电量保护、不经就地判别的远方跳闸等）的重要回路，应在启动开入端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。18.6.11 采用油压、气压作为操作机构的断路器，当压力闭锁回路改动后，应试验整组传动分、合、分一合一分正常；断路器弹簧机构未储能接点不得闭锁跳闸回路。18.6.12 备自投装置启动后跟跳主供电源开关时，禁止通过手跳回路启动跳闸，以防止因同时启动“手跳闭锁备自投”逻辑而误闭锁备自

33、投。18.6.13 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。18.6.14 应采取有效措施减少短路电流、电磁场等对继电保护装置、二次电缆的干扰，具体要求如下：1.1.1.1 .1在保护室屏柜下层的电缆室（或电缆沟道）内，沿屏柜布置的方向逐排敷设截面积不小于IOOmm2的铜排（缆），将铜排（缆）的首端、末端分别连接，形成保护室内的等电位地网。该等电位地网应与变电站主地网一点相连，连接点设置在保护室的电缆沟道入口处。为保证连接可靠，等电位地网与主地网的连接应使用4根及以上，每根截面积不小于50mr的铜排（缆）。1.1.1.2 .2分散布置保护小室（含集装箱

34、式保护小室）的变电站，每个小室均应设置与主地网一点相连的等电位地网，小室之间若存在相互连接的二次电缆，则小室的等电位地网之间应使用截面积不小于IOOmm2的铜排（缆）可靠连接，连接点应设在小室等电位地网与变电站主接地网连接处。保护小室等电位地网与控制室、通信室等的地网之间亦应按上述要求进行连接。1.1.1.3 .3微机保护和控制装置的屏柜下部应设有截面积不小于IOOmm2的铜排（不要求与保护屏绝缘），屏柜内所有装置、电缆屏蔽层、屏柜门体的接地端应用截面积不小于4mn的多股铜线与其相连，铜排应用截面不小于50m的铜缆接至保护室内的等电位接地网。1.1.1.4 .4直流电源系统绝缘监测装置的平衡桥

35、和检测桥的接地端以及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）不应接入保护专用的等电位接地网。1.1.1.5 .5微机型继电保护装置之间、保护装置至开关场就地端子箱之间以及保护屏至监控设备之间所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，电缆的屏蔽层两端接地，严禁使用电缆内的备用芯线替代屏蔽层接地。控制和保护设备的直流电源电缆宜采用屏蔽电缆。1.1.1.6 .6为防止地网中的大电流流经电缆屏蔽层，应在开关场二次电缆沟道内沿二次电缆敷设截面积不小于IOOmm2的专用铜排（缆）；专用铜排（缆）的一端在开关场的每个就地端子箱处与主地网相连，另一端在保护室的电缆沟道入口处

36、与主地网相连。1.1.1.7 .7接有二次电缆的开关场就地端子箱内（包括汇控柜、智能控制柜）应设有铜排（不要求与端子箱外壳绝缘），二次电缆屏蔽层、保护装置及辅助装置接地端子、屏柜本体通过铜排接地。铜排截面积应不小于Ie）Omm2,一般设置在端子箱下部，通过截面积不小于Ioomm2的铜缆与电缆沟内不小于的K）Ornm2的专用铜排（缆）及变电站主地网相连。1.1.1.8 .8由一次设备（如变压器、断路器、隔离开关和电流、电压互感器等）直接引出的二次电缆的屏蔽层应使用截面不小于4mr多股铜质软导线仅在就地端子箱处一点接地，在一次设备的接线盒（箱）处不接地，二次电缆经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至

37、电缆沟，并将金属管的上端与一次设备的底座或金属外壳良好焊接，金属管另一端应在距一次设备35m之外与主接地网焊接。1.1.1.9 .9由纵联保护用高频结合滤波器至电缆主沟施放一根截面不小于50m的分支铜导线，该铜导线在电缆沟的一侧焊至沿电缆沟敷设的截面积不小于IOomm2专用铜排（缆）上；另一侧在距耦合电容器按地点约35m处与变电站主地网连通，接地后将延伸至保护用结合滤波器处。1.1.1.10 10结合滤波器中与高频电缆相连的变送器的一、二次线圈间应无直接连线，一次线圈接地端与结合滤波器外壳及主地网直接相连；二次线圈与高频电缆屏蔽层在变送器端子处相连后用不小于Iomm2的绝缘导线引出结合滤波器，

38、再与上述与主沟截面积不小于Ioomm2的专用铜排（缆）焊接的50m分支铜导线相连；变送器二次线圈、高频电缆屏蔽层以及50mm2分支铜导线在结合滤波器处不接地。1.1.1.11 11当使用复用载波作为纵联保护通道时，结合滤波器至通信室的高频电缆敷设应按18.6.14.9和18614.10的要求执行。1.1.1.12 12保护室与通信室之间信号优先采用光缆传输。若传输模拟量电信号，应采用双绞双屏蔽电缆，其中内屏蔽在信号接收侧单端接地，外屏蔽在电缆两端接地。1.1.1.13 13应沿线路纵联保护光电转换设备至光通信设备光电转换接口装置之间的2M同轴电缆敷设截面积不小于100mm?铜电缆。该铜电缆两端

39、分别接至光电转换接口柜和光通信设备（数字配线架）的接地铜排。该接地铜排应与2M同轴电缆的屏蔽层可靠相连。为保证光电转换设备和光通信设备（数字配线架）的接地电位的一致性，光电转换接口柜和光通信设备的接地铜排应同点与主地网相连。重点检查2M同轴电缆接地是否良好，防止电网故障时由于屏蔽层接触不良影响保护通信信号。18.6.15 控制系统与继电保护的直流电源配置应满足以下要求：18.6.15.1 对于按近后备原则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空气开关。18.6.15.2 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

40、断路器的控制回路应分别由专用的直流空气开关供电。18.6.15.3 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空气开关供电，且跳闸回路控制电源应与对应保护装置电源取自同一直流母线段。18.6.15.4 禁止继电保护及安全自动装置的蓄电池的两段直流电源以自动切换的方式对同一设备进行供电。18.6.15.5 直流空气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。18.6.16 对发变组分相操作机构的断路器，除就地配置非全相保护外，宜在发变组保护内配置具有反映发变组运行状态的电气量闭锁的非全相保护启动失灵的逻辑及回路。1

41、8.7智能变电站继电保护的重点要求18.7.1 有扩建需要的智能变电站，在初期设计、建设中，交换机、网络报文分析仪、故障录波器、母线保护、公用测控装置、电压合并单元等公用设备需要为扩建设备预留相关接口及通道，避免扩建时公用设备改造增加运行设备风险。18.7.2 保护装置不应依赖外部对时系统实现其保护功能，避免对时系统或网络故障导致同时失去多套保护。18.7.3 22OkV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，任一套装置故障不应影响双重化配置的两个网络。应采取有效措施防止因网络风暴原因同时影响双重化配置的两个网络。18.7.4 交换机VLAN划分应遵循“简单适

42、用，统一兼顾”的原则，既要满足新建站设备运行要求，防止由于交换机配置失误引起保护装置拒动，又要兼顾远景扩建需求，防止新设备接入时多台交换机修改配置所导致的大规模设备陪停。18.7.5 为保证智能变电站二次设备可靠运行、运维高效，合并单元、智能终端、采集执行单元、交换机应采用经有资质的专业检测机构检测合格的产品，装置应满足相关技术标准的互操作要求。18.7.6 加强合并单元、采集执行单元额定延时参数的测试和验收，防止参数错误导致的保护不正确动作。18.7.7 运维单位应完善智能变电站现场运行规程，细化智能设备各类报文、信号、硬压板、软压板的使用说明和异常处置方法，应规范压板操作顺序，现场操作时应严格按照顺序进行操作，并在操作前后检查保护的告警信号，防止误操作事故。18.7.8 应加强SCD等配置文件在设计、基建、改造、验收、运行、检修等阶段的全过程管控，验收时要确保SCD等文件的正确性及其与设备配置文件的一致性，防止因SCD等文件错误导致保护失效或误动。