标准规范下载简介
12.《继电保护和安全自动装置技术规范》14285-20064.12.3.166kV及以下并联电抗器，应装设电流速断保护，瞬时动作于跳闸。 4.12.3.2220kV~500kV并联电抗器，除非电量保护，保护应双重化配置。 4.12.3.3纵联差动保护应瞬时动作于跳闸。 4.12.3.4作为速断保护和差动保护的后备，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。 4.12.3.5220kV～500kV并联电抗器，应装设匝间短路保护，保护宜不带时限动作于跳闸。 4.12.4对220kV500kV并联电抗器，当电源电压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 4.12.5对于并联电抗器油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保护 装置。 4.12.6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，保护应动作于跳 闸，当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护应动作于信号。 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 4.12.7330kV～500kV线路并联电抗器的保护在无专用断路器时，其动作除断开线路的本侧断路器 外还应起动远方跳闸装置，断开线路对侧断路器。 4.12.866kV及以下式并联电抗器应装设电流速断保护作电抗器绕组及引线相间短路的主保护： 过电流保护作为相间短路的后备保护：零序过电压保护作为单相接地保护，动作于信号，
4.13异步电动机和同步电动机保护
电压为3kV及以上的异步电动机和同步电动机DB12／T 895-2019 天津地区山皮土填筑路基施工及验收规范，对下列故障及异常运行方式.应装设相应的
a）定子绕组相间短路； b 定子绕组单相接地： c） 定子绕组过负荷： d) 定子绕组低电压： e） 同步电动机失步： f) 同步电动机失磁： g） 同步电动机出现非同步冲击电流； h) 相电流不平衡及断相。 4.13.2 对电动机的定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定装设相应的保护： 4.13.2.1 2MW以下的电动机，装设电流速断保护，保护宜采用两相式。 4.13.2.22MW及以上的电动机，或2MW以下，但电流速断保护灵敏系数不符合要求时.可装设纵 联差动保护。纵联差动保护应防止在电动机自起动过程中误动作。 4.13.2.3上述保护应动作于跳闸，对于有自动灭磁装置的同步电动机保护还应动作于灭磁。 4.13.3对单相接地，当接地电流大于5A时，应装设单相接地保护。 单相接地电流为10A及以上时，保护动作于跳闸；单相接地电流为10A以下时，保护可动作于跳 闸，也可动作于信号。 4.13.4 下列电动机应装设过负荷保护： 运行过程中易发生过负荷的电动机，保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸。 b) 起动或自起动困难，需要防止起动或自起动时间过长的电动机，保护动作于跳闸。 4.13.5 下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸： a 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电 动机；
a) 运行过程中易发生过负荷的电动机，保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸。 b) 起动或自起动困难，需要防止起动或自起动时间过长的电动机，保护动作于跳闸。 4.13.5 下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸： a) 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电 动机； 当电源电压短时降低或中断后，不允许或不需要自起动的电动机；
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C）需要目起动，但为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后，须从电力网中自动断开的 电动机； d）属I类负荷并装有自动投人装置的备用机械的电动机。 4.13.62MW及以上电动机，为反应电动机相电流的不平衡，也作为短路故障的主保护的后备保护， 可装设负序过流保护，保护动作于信号或跳闸。 4.13.7对同步电动机失步，应装设失步保护，保护带时限动作，对于重要电动机，动作于再同步控制回 路，不能再同步或不需要再同步的电动机，则应动作于跳闸。 4.13.8对于负荷变动大的同步电动机，当用反应定子过负荷的失步保护时.应增设失磁保护。失磁保 沪带时限动作于跳闸。 4.13.9对不允许非同步冲击的同步电动机，应装设防止电源中断再恢复时造成非同步冲击的保护。 保护应确保在电源恢复前动作。重要电动机的保护，宜动作于再同步控制回路。不能再同步或不 需要再同步的电动机，保护应动作于跳闸，
4.14直流输电系统保护
直流输电系统的控制与保护可以是统一构成的，其中保护部分的功能应满足本条的要求。 4.14.1 直流输电系统保护应覆盖的区域或设备包括 交流滤波器、并联电容器和并联电抗器及交流滤波器组的母线： b) 换流变压器及其交流引线； ） 换流阀及其交流连线； d 直流极母线； e 中性母线； f) 平波电抗器； g） 直流滤波器： h) 切换各种运行方式的转换开关、隔离开关及连接线； i） 双极的中性母线与接地极引线的连接区域； 接地极引线； 直流线路。 4.14.2 直流输电系统保护应能反应如下故障： a） 交流滤波器组/并联电容器组母线上的各种短路故障、过电压； b） 交流滤波器组/并联电容器组的电容器故障，电阻、电感的故障或过载，内部的各种短路，以及 元器件参数的改变等； 换流变压器及其引线的各种故障（参考变压器保护的有关章节），直流系统对变压器的影响，如 直流偏磁： d） 换流器（含整流和逆变的故障，包括交流连线的接地或相间短路故障、换流器桥短路、过应力 （如过压、触发角过大、过热）、丢失触发脉冲或误触发、换相失败等； e） 换流阀故障，包括可控硅元件、阀均压阻尼回路、触发元件、阀基电子回路等； f 极母线及其相关设备的接地故障及直流过电压； g） 中性母线开路、接地故障、中性母线上的开关故障； h） 直流输电线的金属性接地、高阻接地故障、开路、与其他直流线路或交流线路碰接的故障； i） 金属返回线开路、接地故障； j） 直流滤波器的电容器故障、其他内部元件的故障或过载、滤波器内部接地以及元器件参数的改 变等； 平波电抗器故障； 1 接地极引线开路、接地故障以及过载：
m 双极的接地极母线与接地极引线的连接区域的接地故障； n 切换各种运行方式的转换开关和隔离开关的故障； o） 交流系统发生功率振荡或次同步振荡，且直流控制不足以抑制其发展时； P 由换流母线或交流系统短路等交流系统故障及直流甩负荷，如，逆变站甩掉全部负荷等扰动 引起的直流系统过压； 直流控制系统故障时以及交流系统故障对直流系统产生的扰动，如产生谐波、功率反转等； 并联电抗器的各种故障。
4.14.3直流输电系统保护设计原则
4.14.3.1每一保护区应与相邻保护电路的保护区重选，不能存在保护死区。 4.14.3.2每一个设备或保护区应具有两套独立的保护，分别使用不同的测量器件、通道、电源和出口， 并宜采用不同的构成原理，互为备用。保护的配置应能检测到所有会对设备和运行产生危害的情况。 4.14.3.3保护应在最短的时间内将故障设备或故障区切除，使故障设备迅速退出运行，并尽可能对相 关系统的影响减至最小。
使故障持续时间最小和系统恢复时间最短。 当换流站间通信系统中断时，如直流系统发生故障，保护应能将系统的扰动减至最小，使设备免受 过应力，保证系统安全。 4.14.3.6直流两个极的保护应完全独立。直流保护的设计应使双极停运率减至最小。 4.14.3.7应保证在所有条件和运行方式下，直流控制、直流保护及交流保护之间的正确配合，并使故 障清除及故障清除后协调恢复得到最优的处理。 4.14.3.8直流保护与直流控制的功能和参数应正确地协调配合。保护应首先借助直流控制系统的能 力去抑制故障的发展，改善直流系统的暂态性能，减少直流系统的停运。 4.14.3.9所有的保护应具有完备的自检功能。站内工程师应能在系统运行过程中对未投运的备用系 统的任何保护功能进行检测，并能对保护的定值进行修改。 4.14.3.10 保护应在硬件、软件上便于系统运行和进行维护。 4.14.3.11保护应具有数字通信接口，便于系统联网监视、信息共享及远方调度中心控制、查看及 监视。 4.14.3.12 2直流保护与直流控制的相互配合较多，其间的联系宜采用可靠的数字通信方式。 4.14.3.13直流保护系统内部应具有完善的故障录波功能，至少要记录保护所使用测点的原始值（未 经运算处理）、保护的输出量。 4.14.3.14直流保护系统宜配置相对独立的数字通道至对站，两极之间的保护通信通道应独立。
5.1.1在电力系统中，应按照DL755和DL/T723标准的要求，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。 5.1.2电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定 运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投人、自动切负荷、低频和低压 自动减载、电厂事故减出力、切机、电气制动、水轮发电机自起动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改 发电、自动解列、失步解列及自动调节励磁等。
5.1.3.1可靠性是指装置该动作时应动作，不该动作时不动作。为保证可靠性，装置应
必要的检测和监视措施，便于运行维护
5.1.3.2选择性是指安全自动装置应根据事故的特点，按预期的要求实现其控制作用。 5.1.3.3灵敏性是指安全自动装置的起动和判别元件，在故障和异常运行时能可靠起动和进行正确判 断的功能。 5.1.3.4速动性是指维持系统稳定的自动装置要尽快动作，限制事故影响，应在保证选择性前提下尽 快动作的性能。
5.2.1自动重合闸装置应按下列规定装设：
a）3kV及以上的架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且 无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置； b） 旁路断路器与兼作旁路的母线联络断路器，应装设自动重合闸装置； 必要时母线故障可采用母线自动重合闸装置。 5.2.2 自动重合闸装置应符合下列基本要求： 自动重合闸装置可由保护起动和/或断路器控制状态与位置不对应起动； b） 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并随即由保护将其断 开时，自动重合闸装置均不应动作； c 在任何情况下（包括装置本身的元件损坏，以及重合闸输出触点的粘住），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）； d） 自动重合闸装置动作后，应能经整定的时间后自动复归； 自动重合闸装置，应能在重合闻后加速继电保护的动作。必要时，可在重合闸前加速继电保护 动作； f）自动重合闻装置应具有接收外来闭锁信号的功能
5.2.3自动重合闸装置的动作时限应符合下互
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）断路器及操作机构准备好再次动作的时间。 5.2.3.2对双侧电源线路上的三相重合闸装置及单相重合闸装置，其动作时限除应考虑5.2.3.1要求 外，还应考虑： a） 线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性； b）故障点潜供电流对灭弧时间的影响。 5.2.3.3电力系统稳定的要求。 5.2.4110kV及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设： 5.2.4.1采用三相一次重合闸方式。 5.2.4.2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，
用不检查同步的三相自动重合闻方式。
同步检定和无电压检定的三相重合闸方式：
同步检定和无申压检定的三相重合闻方式：
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a） 解列重合闻方式，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。 5.2.62 220kV～500kV线路应根据电力网结构和线路的特点采用下列重合闸方式： 对220kV单侧电源线路，采用不检查同步的三相重合闸方式； 对220kV线路，当满足本标准5.2.5.1有关采用三相重合闸方式的规定时，可采用不检查同 步的三相自动重合闸方式： c） 对220kV线路，当满足本标准5.2.5.2有关采用三相重合闸方式的规定.且电力系统稳定要 求能满足时，可采用检查同步的三相自动重合闸方式： d 对不符合上述条件的220kV线路，应采用单相重合闸方式： 对330kV～500kV线路，一般情况下应采用单相重合阐方式； f) 对可能发生跨线故障的330kV～500kV同杆并架双回线路，如输送容量较大.且为了提高电 力系统安全稳定运行水平，可考虑采用按相自动重合闸方式。 注：上述三相重合闸方式也包括仅在单相故障时的三相重合闻
5.2.7.1分支处无电源方式
a）分支处变压器中性点接地时，装设零序电流起动的低电压选相的单相重合闸装置。重合后，不 再跳闸。 b 分支处变压器中性点不接地.但所带负荷较大时，装设零序电压起动的低电压选相的单相重 合闸装置。重合后，不再跳闻。当负荷较小时，不装设重合闸装置，也不跳闸。 如分支处无高压电压互感器，可在变压器（中性点不接地)中性点处装设一个电压互感器，当线路接 地时，由零序电压保护起动，跳开变压器低压侧三相断路器，重合后，不再跳闸，
5.2.7.2分支处有电源方式
a）如分支处电源不大，可用简单的保护将电源解列后，按5.2.7.1规定处理： b）如分支处电源较大，则在分支处装设单相重合闸装置。 5.2.8当采用单相重合闸装置时，应考虑下列问题，并采取相应措施： 重合闸过程中出现的非全相运行状态，如引起本线路或其他线路的保护装置误动作时，应采取 措施予以防止； b 如电力系统不允许长期非全相运行，为防止断路器一相断开后，由于单相重合闸装置拒绝合 闸而造成非全相运行，应具有断开三相的措施，并应保证选择性。 5.2.9当装有同步调相机和大型同步电动机时，线路重合闸方式及动作时限的选择，宜按双侧电源线 路的规定执行 5.2.105.6MVA及以上低压侧不带电源的单组降压变压器，如其电源侧装有断路器和过电流保护， 且变压器断开后将使重要用电设备断电，可装设变压器重合闸装置。当变压器内部故障，瓦斯或差动 （或电流速断）保护动作应将重合闸闭锁。 5.2.11当变电所的母线上设有专用的母线保护，必要时，可采用母线重合闸，当重合于永久性故障时 母线保护应能可靠动作切除故障。
5. 2. 12重合闻应按断路器配置
5.3备用电源自动投入
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5.3.1在下列情况下，应装设备用电源的自动投人装置（以下简称自动投人装置）： 具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电源； 降压变电所内有备用变压器或有互为备用的电源； d）有备用机组的某些重要辅机
5.3.2自动投人装置的功能设计应符合下列
a）除发电厂备用电源快速切换外，应保证在工作电源或设备断开后.才投人备用电源或设备； b）工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失.除有闭锁信号外，自动投人装置均应动作； c）自动投人装置应保证只动作一次。 5.3.3发电厂用备用电源自动投人装置，除5.3.2的规定外，还应符合下列要求： 5.3.3.1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 工作电源又被断开，必要时，自动投入装置仍能动作。 5.3.3.2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，应装设各自独立 的自动投人装置：当任一备用电源能作为全厂各工作电源的备用时，自动投人装置应使任一备用电源能 对全厂各工作电源实行自动投人。 5.3.3.3自动投人装置在条件可能时，宜采用带有检定同步的快速切换方式，并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作为后备；条件不允许时，可仅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。 5.3.3.4当厂用母线速动保护动作、工作电源分支保护动作或工作电源由手动或分散控制系统（DCS） 跳闸时，应闭锁备用电源自动投入。 5.3.4应校核备用电源或备用设备自动投入时过负荷及电动机自起动的情况，如过负荷超过允许限度 或不能保证自起动时，应有自动投入装置动作时自动减负荷的措施。 5.3.5当自动投入装置动作时，如备用电源或设备投于故障，应有保护加速跳闸
5.4暂态稳定控制及失步解列
5.4.1为保证电力系统在发生故障情况下的稳定运行，应依据DL755及DL/T723标准的规定，在系 统中根据电网结构、运行特点及实际条件配置防止暂态稳定破坏的控制装置 5.4.1.1设计和配置系统稳定控制装置时，应对电力系统进行必要的安全稳定计算以确定适当的稳定 控制方案、控制装置的控制策略或逻辑。控制策略可以由离线计算确定，有条件时，可以由装置在线计 算定时更新控制策略。
5.4.2对稳定控制装置的主要技术性能要求：
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压水平的分析结果在系统中妥善配置。低电压减负荷控制装置反应于电压降低及其持续时间，装置可 按动作电压及时间分为若干级，装置应在短路、自动重合闸及备用电源自动投入期间可靠不动作。 5.5.3.3电力系统故障导致主网电压降低，在故障清除后主网电压不能及时恢复时，应闭锁供电变压 器的带负荷自动切换抽头装置（OLTC）。 5.5.4为防止电力系统出现扰动后，某些节点无功功率过剩而引起工频电压升高的数值及持续时间超 过允许值，应设置自动防止电压升高的紧急控制。 5.5.4.1限制电压升高控制装置应根据输电线路工频过电压保护的要求，装设于330kV及以上线 路，也可装设于长距离220kV线路上。 5.5.4.2对于具有大量电缆线路的配电变电站，如突然失去负荷导致不允许的母线电压升高时，宜设 置限制电压升高的装置。 5.5.4.3限制电压升高控制装置的动作时间可分为几段，例如：第1段投入并联电抗器，第2段切除其 充电功率引起电压升高的线路。
5.6.1发电机均应装设自动调节
励磁系统的电流和电压不大于1.1倍额定值的工况下，其设备和导体应能连续运行、励磁系统 的短时过励磁时间应按照发电机励磁绕组允许的过负荷能力和发电机允许的过励磁特性 限定。 b） 在电力系统发生故障时，根据系统要求提供必要的强行励磁倍数，强励时间应不小于10S。 不 在正常运行情况下，按恒机端电压方式运行。 d） 在并列运行发电机之间，按给定要求分配无功负荷。 e 根据电力系统稳定要求加装电力系统稳定器（PSS)或其他有利于稳定的辅助控制。PSS应配 备必要的保护和限制器，并有必要的信号输人和输出接口。 f）具有过励限制、低励磁限制、励磁过电流反时限制和V/F限制等功能。 .6.2对发电机自动电压调节器及其控制的励磁系统性能应符合GB/T7409.1～7409.3的规定，还 拉满足下列要求： a）大型发电机的自动电压调节器应具有下列性能： 1 应有两个独立的自动通道； 2） 宜能实现与自动准同步装置（ASS)、数字式电液调节器（DEH)和分布式汽机控制系统 (DCS)之间的通信； 3 应附有过励、低励、励磁过电流反时限制和V/F限制及保护装置，最低励磁限制的动作应 能先于励磁自动切换和失磁保护的动作； 4 应设有测量电压回路断相、触发脉冲丢失和强励时的就地和远方信号； 5）电压回路断相时应闭锁强励。 b）励磁系统的自动电压调节器应配备励磁系统接地的自动检测器。 6.3水轮发电机的自动调节励磁装置，应能限制由于转速升高引起的过电压。当需大量降低励磁 寸，自动调节励磁装置应能快速减磁，否则应增设单独快速减磁装置。 6.4发电机的自动调节励磁装置，应接到两组不同的机端电压互感器上。即励磁专用电压互感器和 义用测量电压互感器。 .6.5带冲击负荷的同步电动机，宜装设自动调节励磁装置，不带冲击负荷的大型同步电动机，也可装 自动调节励磁装置。
自动火磁装直应具有火磁切能： 电压保护功能。 7.2在最严重的状态下灭磁时，发电机转子过电压不应超过发电机转子额定励磁电压的3~5
5.7.3当灭磁电阻采用线性电阻时，灭磁电阻值可为磁场电阻热态值的23倍。 5.7.4转子过电压保护应简单可靠，动作电压应高于灭磁时的过电压值、低于发电机转子励磁额定电 压的5~7倍。
5.8故障记录及故障信息管理
5.8.4.2故障信息传送原则要求！
6对相关回路及设备的要求
.1.1本条适用于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路。
.1.1本条适用于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路 6.1.2二次回路的工作电压不宜超过250V.最高不应超过500V
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6.1.3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。 6.1.4发电厂和变电所，应采用铜芯的控制电缆和绝缘导线。在绝缘可能受到油浸蚀的地方，应采用 耐油绝缘导线。
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继电保护和安全自动装置的要求。无可靠依 据时，可按断路器的断流容量确定最大短路电流； 电压回路：当全部继电保护和安全自动装置动作时（考虑到电网发展，电压互感器的负荷最大 时），电压互感器到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，电源引出端到断路器分、合闸线圈的电压降，不应超过额定电压 的10%。 .1.6安装在干燥房间里的保护屏、柜、开关柜的二次回路，可采用无护层的绝缘导线，在表面经防腐 上理的金属屏上直敷布线。 .1.7当控制电缆的敷设长度超过制造长度，或由于屏、柜的搬迁而使原有电缆长度不够时，或更换电
.1.8控制电缆宜采用多芯电缆，应尽可能减少
对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用 一根多芯电缆， 6.1.9保护和控制设备的直流电源、交流电流、电压及信号引人回路应采用屏蔽电缆。 6.1.10在安装各种设备、断路器和隔离开关的连锁接点、端子排和接地线时，应能在不断开3kV及 以上一次线的情况下，保证在二次回路端子排上安全地工作。 6.1.11发电厂和变电所中重要设备和线路的继电保护和自动装置，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，以及装有自动重合装置的断路器合闸回路， 应装设回路完整性的监视装置。 监视装置可发出光信号或声光信号，或通过自动化系统向远方传送信号。 6.1.12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。 6.1.13在有振动的地方，应采取防止导线接头松脱和继电器、装置误动作的措施。 6.1.14屏、柜和屏、柜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、柜上 的设备，在布置上应使各安装单位分开，不应互相交叉。 6.1.15试验部件、连接片、切换片，安装中心线离地面不宜低于300mm。 6.1.16电流互感器的二次回路不宜进行切换。当需要切换时，应采取防止开路的措施。 6.1.17保护和自动装置均宜采用柜式结构
6.2电流互感器及电压互感器
6.2电流互感器及电压互感器
6.2.1保护用电流互感器的要求
2.1.1保护用电流互感器的准确性能应符合DL/T866的有关规定。 2.1.2电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确限值系数或励磁特性（含饱和拐点 满足所接保护装置动作可靠性的要求。
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和而导致很天的暂态误差。在选择保护用电流互感器时，应根据所用保护装置的特性和暂态饱和可能 引起的后果等因素，慎重确定互感器暂态影响的对策。必要时应选择能适应暂态要求的TP类电流互 感器，其特性应符合GB16847的要求。如保护装置具有减轻互感器暂态饱和影响的功能，可按保护装 置的要求选用适当的电流互感器。 a）330kV及以上系统保护、高压侧为330kV及以上的变压器和300MW及以上的发电机变压 器组差动保护用电流互感器宜采用TPY电流互感器。互感器在短路暂态过程中误差应不超 过规定值。 b 220kV系统保护、高压侧为220kV的变压器和100MW级200MW级的发电机变压器组 差动保护用电流互感器可采用P类、PR类或PX类电流互感器。互感器可按稳态短路条件进 行计算选择，为减轻可能发生的暂态饱和影响宜具有适当暂态系数。220kV系统的暂态系数 不宜低于2，100MW级～200MW级机组外部故障的暂态系数不宜低于10。 c）110kV及以下系统保护用电流互感器可采用P类电流互感器。 d）母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用。 6.2.1.4保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应尽量避免主保护出现死区。按近后备原则配 置的两套主保护应分别接人互感器的不同二次绕组。
5.2.2.1保护用电压互感器应能在电力系统故障时将一次电压准确传变至二次侧，传变误差及暂态响 应应符合DL/T866的有关规定。电磁式电压互感器应避免出现铁磁谐振。 6.2.2.2电压互感器的二次输出额定容量及实际负荷应在保证互感器准确等级的范围内。 6.2.2.3双断路器接线按近后备原则配备的两套主保护，应分别接人电压互感器的不同二次绕组；对 双母线接线按近后备原则配置的两套主保护，可以合用电压互感器的同一二次绕组。 6.2.2.4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 调节装置的交流电压回路，应采取措施，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。 6.2.2.5在电压互感器二次回路中，除开口三角线圈和另有规定者（例如自动调整励磁装置）外，应装 设自动开关或熔断器。接有距离保护时，宜装设自动开关，
6.2.3互感器的安全接地
6.2.3.1电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地，一般在端子箱经端子排接地。但对于有几 组电流互感器连接在一起的保护装置，如母差保护、各种双断路器主接线的保护等，则应在保护屏上经 端子排接地。
6.2.3.1电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地，一般在端子箱经端子排接地。但对于有儿 组电流互感器连接在一起的保护装置，如母差保护、各种双断路器主接线的保护等，则应在保护屏上经 编子排接地。 6.2.3.2电压互感器的二次回路只允许有一点接地，接地点宜设在控制室内。独立的、与其他互感器 无电联系的电压互感器也可在开关场实现一点接地。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。 6.2.3.3已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，必要时，可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，应经常维护检查防止出现两点接地的情况。 6.2.3.4来自电压互感器二次的四根开关场引出线中的零线和电压互感器三次的两根开关场引出线 中的N线必须分开，不得共用
6.2.3.3已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，必要时，可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，应经常维护检查防止出现两点接地的情况。 6.2.3.4来自电压互感器二次的四根开关场引出线中的零线和电压互感器三次的两根开关场引出线 中的N线必须分开，不得共用，
6.2.4电子式互感器
6.2.4.1数字式保护
6.3.1继电保护和安全自动装置的直流电源，电压纹波系数应不大于2%，最低电压
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的85%，最高电压不高于额定电压的110%。 6.3.2对装置的直流熔断器或自动开关及相关回路配置的基本要求应不出现寄生回路，并增强保护功
a）采用近后备原则，装置双重化配置时，两套装置应有不同的电源供电，并分别设有专用的直流 熔断器或自动开关。 D 由一套装置控制多组断路器（例如母线保护、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)时，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。 C 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。 单断路器接线的线路保护装置可与断路器操作回路合用直流熔断器或自动开关，也可分别使 用独立的直流熔断器或自动开关。 e） 采用远后备原则配置保护时，其所有保护装置，以及断路器操作回路等，可仅由一组直流熔断 器或自动开关供电。 5.3.2.2信号回路应由专用的直流熔断器或自动开关供电，不得与其他回路混用。 6.3.3由不同熔断器或自动开关供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允许有任何电的联系。 6.3.4每一套独立的保护装置应设有直流电源消失的报警回路。 635上下级直流熔断器或自动开关之间应有选择性
6.4保护与厂站自动化系统的配合及接口
4.3数字式保护装置与厂、站自动化系统的通信协议应符合DL/T667的规定。 厂站内的继电保护信息应能传送至调度端。可在厂、站自动化系统站控层设置继电保护工作站 对保护装置信息管理的功能
6.5.1发电厂和变电所的电磁环境
继电保护和安全自动装置应满足有关电磁兼容标准，使其能承受所在发电厂和变电所内下列电磁 干扰引起的后果： a）高压电路开、合操作或绝缘击穿、闪络引起的高频暂态电流和电压； b）故障电流引起的地电位升高和高频暂态； c）雷击脉冲引起的地电位升高和高频暂态； d）工频磁场对电子设备的干扰；
e）低压电路开、合操作引起的电快速瞬变； 静电放电； g）无线电发射装置产生的电磁场。 上述各项干扰电平与变电所电压等级、发射源与感受设备的相对位置、接地网特性、外壳和电缆屏 蔽特性及接地方式等因素有关，应根据干扰的具体特点和数值适当确定设备的抗扰度要求和采取必要 的减缓措施。
6.5.2装置的抗扰度要求
保护和安全自动装置与外部电磁环境的特定界面接口称为端口，见图1，含电源端口、输人端口、输 1、通信端口、外壳端口和功能接地端口
6.5.3电磁扰的减缓措施
.5.3.1应根据电磁环境的具体情况，采用接地、屏蔽、限幅、隔离及适当布线等措施，以减缓电磁干 优，满足保护设备的抗扰度要求。 5.3.2为人身和设备安全及电磁兼容要求.在发电厂和变电所的开关场内及建筑物外，应设置符合 有关标准要求的直接接地网。对继电保护及有关设备，为减缓高频电磁干扰的耦合，应在有关场所设置 合下列要求的等电位接地网。 a）装设静态保护和控制装置的屏柜地面下宜用截面不小于100mm的接地铜排直接连接构成 等电位接地母线。接地母线应首末可靠连接成环网，并用截面不小于50mm²、不少于4根铜 排与厂、站的接地网直接连接。 b） 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm的接地排。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 50mm的铜排与地面下的等电位接地母线相连。 5.3.3控制电缆应具有必要的屏蔽措施并妥善接地。 a）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。 b） 屏蔽电缆的屏蔽层应在开关场和控制室内两端接地。在控制室内屏蔽层宜在保护屏上接于 屏柜内的接地铜排；在开关场屏蔽层应在与高压设备有一定距离的端子箱接地。互感器每相 二次回路经两芯屏蔽电缆从高压箱体引至端子箱，该电缆屏蔽层在高压箱体和端子箱两端 接地。 C 电力线载波用同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并紧靠同轴电缆敷设截面不小于100mm 两端接地的铜导线。 d 传送音频信号应采用屏蔽双绞线，其屏蔽层应在两端接地。 e）1 传送数字信号的保护与通信设备间的距离大于50m时，应采用光缆。 ）对于低频、低电平模拟信号的电缆，如热电偶用电缆，屏蔽层必须在最不平衡端或电路本身接
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地微按地。 ） 对于双层屏蔽电缆，内屏蔽应一端接地，外屏蔽应两端接地。 6.5.3.4电缆及导线的布线应符合下列要求： a) 交流和直流回路不应合用同一根电缆。 b) 强电和弱电回路不应合用一根电缆。 c) 保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。 d) 交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。双重化配置的保护设备不应合用同一根电缆。 e) 保护用电缆敷设路径，尽可能避开高压母线及高频暂态电流的人地点，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。 与保护连接的同一回路应在同一根电缆中走线。 5.5.3.5保护输入回路和电源回路应根据具体情况采用必要的减缓电磁干扰措施。 a) 保护的输人、输出回路应使用空触点、光耦或隔离变压器隔离。 b) 直流电压在110V及以上的中间继电器应在线圈端子上并联电容或反向二极管作为消弧回 路，在电容及二极管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继电 器线圈短接。二极管反向击穿电压不宜低于1000V。
6.6.1220kV及以上电压的断路器应具有双跳闸线圈。 6.6.2220kV及以上电压分相操作的断路器应附有三相不一致（非全相)保护回路。三相不一致保护 动作时间应为0.5s～4.0s可调，以躲开单相重合闸动作周期。 6.6.3各级电压的断路器应尽量附有防止跳跃的回路。采用串联自保持时，接入跳合闸回路的自保持 线圈，其动作电流不应大干额定跳合闻电流的50%线圈压降小干额定值的5%
a 合闸压力常开、常闭触点（最好还有重合闸压力常开、常闭触点）： b 跳闸压力常开、常闭触点； ） 压力异常常开、常闭触点。 6.6.5断路器应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用。辅助触点与主 触头的动作时间差不大于10ms。 6.6.6隔离开关应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用
6.7.1继电保护和安全自动装置的通道应根据电力系统通信网条件，与通信专业协商，合理安排。
a）光纤（不宜采用自承式光缆及缠绕式光缆）； b）微波； c） 电力线载波； d）导引线电缆。 具有光纤通道的线路，应优先采用光纤作为传送信息的通道。 6.7.3按双重化原则配置的保护和安全自动装置，传送信息的通道按以下原则考虑： 5.7.3.1两套装置的通道应互相独立，且通道及加工设备的电源也应互相独立。 6.7.3.2具有光纤通道的线路，两套装置宜均采用光纤通道传送信息，对短线路宜分别使用专用光纤 芯；对中长线路，宜分别独立使用2Mb/s口，还宜分别使用独立的光端机。具有光纤迁回通道时，两套 装置宜使用不同的光纤通道。 对双回线路，但仅其中回线路有光纤通道且按上述原则采用光纤通道传送信息外，另一回线路传 送信息的通道宜采用下列方式：
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a 如同杆并架双回线，两套装置均采用光纤通道传送信息，并分别使用不同的光纤芯或PCM 终端； b）如非同杆并架双回线，其一套装置采用另一回线路的光纤通道，另一套装置来用其他通道，如 电力线载波、微波或光纤的其他迁回通道等。 6.7.3.3当两套装置均采用微波通道时，宜使用两条不同路由的微波通道，在不具备两条路由条件而 仅有一条微波通道时，应使用不同的PCM终端，或其中一套装置采用电力线载波传送信息。 6.7.3.4当两套装置均采用电力线载波通道传送信息时，应由不同的载波机、远方信号传输装置或远 方跳闸装置传送信息。 6.7.4当采用电力线载波通道传送允许式命令信号时应采用相一相耦合方式；传送闭锁信号时，可采 用相一地耦合方式。 6.7.5有条件时，传输系统安全稳定控制信息的通道可与传输保护信息的通道合用。 6.7.6传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求。其传输时间应符合下列要求： a） 传输线路纵联保护信息的数字式通道传输时间应不大于12mS；点对点的数字式通道传输时 间应不大于5ms； b） 传输线路纵联保护信息的模拟式通道传输时间，对允许式应不大于15ms；对采用专用信号传 输设备的闭锁式应不大于5mS； c） 系统安全稳定控制信息的通道传输时间应根据实际控制要求确定。原则上应尽可能的快。点 对点传输时，传输时间要求应与线路纵联保护相同。 6.7.71 信息传输接收装置在对侧发信信号消失后收信输出的返回时间应不大于通道传输时间。
a） 传输线路纵联保护信息的数字式通道传输时间应不大于12ms；点对点的数字式通道传输时 间应不大于5ms； b） 传输线路纵联保护信息的模拟式通道传输时间，对允许式应不大于15ms；对采用专用信号传 输设备的闭锁式应不大于5ms； C 系统安全稳定控制信息的通道传输时间应根据实际控制要求确定。原则上应尽可能的快。点 对点传输时，传输时间要求应与线路纵联保护相同。 6.7.7信息传输接收装置在对侧发信信号消失后收信输出的返回时间应不大于通道传输时间
GB/T14285—2006附录A（规范性附录）短路保护的最小灵敏系数表A.1短路保护的最小灵敏系数保护分类保护类型组成元件灵敏系数备注200km以上线路，不小于1.3；带方向和不带方向电流元件和电压元件1.3~1.5（50~200）km线路，不小于1.4；的电流保护或电压50km以下线路，不小于1.5保护零序或负序方向元件1. 5起负序和零序增量或负序距离保护第三段动作区末端故障，动分量元件、相电流突变量大于1.5元元件件电流和阻抗元件1, 5距离保护线路末端短路电流应为阻抗元件精确工作电流1.5倍以上。200km以上线路，不小于1.3；（50～200）km距离元件1.3~1.5线路，不小于1.4；50km以下线路，不小于1.5线路两侧均未断开前，其中一侧保2. 0护按线路中点短路计算电流和电压起动元件线路一侧断开后，另一侧保护按对主保护平行线路的横联差1. 5侧短路计算动方向保护和电流平衡保护线路两侧均未断开前，其中一侧保2. 0护按线路中点短路计算零序方向元件线路一侧断开后，另一侧保护按对1. 5侧短路计算跳闸元件2. 0线路纵联保护对高阻接地故障的测量元件1. 5个别情况下，为1.3发电机、变压器、电差电流元件的启动电流1. 5动机纵差保护母线的完全电流差差电流元件的启动电流动保护1, 5母线的不完全电流差电流元件1. 5差动保护发电机、变压器、线路和电动机的电流电流元件1. 5按保护安装处短路计算速断保护37
JC／T 2462-2018 防眩玻璃GB/T142852006
注1：主保护的灵敏系数除表中注出者外，均按被保护线路（设备)末端短路计算。 注2：保护装置如反应故障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值与保护整定值之比；如反应故障时减 少的量，则为保护整定值与金属性短路计算值之比。 注3：各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元件的灵敏系数不作规定。 注4：本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。
附录B （规范性附录） 保护装置抗扰度试验要求 保护装置应能承受表B.1～B.5的抗扰度试验，试验后仍应能满足相关设备的性能规范要求。
表B.1外壳端口抗扰度试验
B.2电源端口抗扰度试验（如表B.2)
表B.2电源端口抗扰度试验
B.5功能接地端口抗扰度试验（如表B.5）
甘肃省市政工程预算定额2018 第十册 措施项目B.5功能接地端口抗扰度试验（如表B.5)
表B.5功能接地端口抗扰度试验