【2017年整理】继电保护和安全自动装置技术规程25S08

【2017年整理】继电保护和安全自动装置技术规程25S08 `C`h中华人民共和国行业 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 `C`H继电保护和安全自动装置技术规程 `R`hDL400-91 `L 1总则 `T 1.1本规程为电力系统继电保护和安全自动装置的科研、 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 、制造、施工和运行等有关部门共 同遵守的基本原则。 1.2本规程适用于3kV及以上电力系统中电力设备和线路的继电保护和安全自动装置。 1.3继电保护和安全自动装置应符合可靠性(信赖性和安全性)、选择性、灵敏性和速动性的要求 。当确定其配置和权成 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 时，应综合考虑以下几个方面: a.电力设备和电力网的结构特点和运行特点; b.故障出现的概率和可能造成的后果; c.电力系统的近期发展情况; d.经济上的合理性; e.国内和国外的经验。 1.4继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。确定电力网结构、厂站主接线和运行 方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。 继电保护和安全自动装置的配置方式要满足电力网结构和厂站主接线的要求，并考虑电力网和 厂站运行方式的灵活性。 对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、厂站主接线形 式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。 1.5应根据审定的电力系统设计或审定的系统接线图及要求，进行继电保护和安全自动置的系统 设计。在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求部 分的改造设计。 为便于运行管理和有利于性能配合，同一电力网或同一厂站内的继电保护和安全自动装置的型 式，不宜品种过多。 1.6电力系统中，各电力设备和线路的原有继电保护和安全自动装置，凡能满足可靠性、选择性 、灵敏性和速动性要求的，均应予以保留。凡是不能满足要求的，应逐步进行改造。 1.7继电保护和安全自动装置的新产品，应按国家规定的要求和程序进行鉴定，合格后，方可推 广使用，设计、运行单位应积极创造条件支持新产品的试用。 `h 2继电保护 `T 2.1一般规定 2.1.1电力系统中的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行保护装置。电力设备和线路短 路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。 2.1.1.1主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备的线路 故障的保护。 2.1.1.2后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保持记。后备保护可分为远后备和 近后备两种方式。 a.远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备。 b.近后备是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的 另一套保持记实现后备的保护;是当断路 器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。 2.1.1.3辅助保护是为补充主保持记和后备保护的性能或当主保持记和后备保护退祟驼行而增设 的简单保护。 2.1.1.4异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。 2.1.2继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 2.1.2.1可靠性是指保护该动作时应动作，不该动作时不动作。 为保证可靠性，宜选用可能的最简单的保护方式，应采用由可靠的元件和尽可能简单的回咱权 成的性能良好的装置，并应具有必要的检测、闭锁和双重化等措施。保持记装置应便于整定、调试 和运行维护。 2.1.2.2选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护 或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除障。 为保证选择性，相对邻设备和线路有配合要求的保持记和同一保护内有配合要求的两元件(如起 动与跳闸元件或闭锁与动作元件)，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。 当重合于本一路故障，或在非全相运行期间健全相又发生故障时，相邻元件的保护应保证选择 性。在重合闸后加速的时间以内及单相重合闸过程中，发生区外故障时，允许被加速的线路保护无 选择性。 在某些条件下必须加速切除短路时，可使保护无选择性动作，但必须采取补救措施。便如采用 自动重合闸或备用电源自动投入来补救。 2.1.2.3灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵 敏系数。灵敏九应根据不利正常(含正常检修)运行方式和不利的故障类型计算。 各类短路保护的灵敏系数不宜低于表1所列数值。 2.1.2.4速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设 备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果 等。 2.1.3制定保护配置方案时，对稀有故障，根据对电网影响程度和后果，应采取相应措施，使保 护能按要求切除故障。对两种故障同时出现的稀有情况，仅保证切除故障。 `P `C 表1短路保护的最小灵敏系数 `~5-67-1# `~5-68-1# `L`t 注:1)主保持记的灵敏系数除表中注出者外，均按保护区末端短路计算。 2)保护装置如反应入障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值与保持记整定值之比;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。 3)各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元什的灵敏系数不作规定。 4)本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。 `T 2.1.4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持记死区，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。 2.1.5当采用远后备方式，变压器或电抗器后面发生短路时，由于短路电流水平低，而且对电网 不致造成影响以及在电流助增作用很大的相邻线路上发生短路等情况下，如果为了满足相邻保护区 末端短路时的灵敏性要求，将使保护过分复杂或在技术上难以实现时，可以缩小后备保持记作用的 范围。 2.1.6如由于短路电流衰减、系统振荡和电弧电阻的影响，可能使带时限限的保护拒绝动作时， 应根据具体情况，设置按短路电流或阻抗初始值动作的 时测定回咱或采取其他措施，但无论有用哪 种措施，都不应引起保护误动作。 2.1.7电力高备或电力网的保护装置，除预先规定的以外，都不允许因系统振荡引起误动作。 2.1.8保护用电流互感器(包括中间电流互感器)的稳态比误差不应大于10%，必要时还应考虑暂 态误差。对35kV及以下电力网，当技术上难以满足要求，且不致使保护不正确动作时，才允许较大 的误差。 原则上，保护装置与测量仪表不共用电流互感器的二次绕组。当必须共用一组二次绕组时，仪 表回路应通过中间电流互感器或试验部件连接。当采用中间电流互感器时，其二次开路情况下，保 护用电流互感器的稳态比误差仍应不大于10%。 2.1.9在电力系统正常运行情况下，当电压互感器二次回路断线或其他故障能使保护误动作时， 应装设断线闭锁或采取其他措施，将保护装置解除工作并发出信号民。当保护不致误动作时，应设 有电压回路断线信号。 2.1.10为了分析和统计继电保护的工作情况，保护装置设置指示信号，并应符合下列要求: 2.1.10.1在直流电压消失时不自动复归，或在直流电源恢复时，仍能重现原来的动作状态。 2.1.10.2能分别显示各保护装置的动作情况。 2.1.10.3在由若干部分组成的保持记装置中，能分别显示各部分及各段的动作情况。 2.1.10.4对复杂的保护装置，宜设置反应装置内部异常的信号。 2.1.10.5用于起动顺序 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 或微机监控的信号触点应为瞬时重复作触点。 2.1.10.6宜在保护出口至断路器跳闸的回路内，装设信号指示装置。 2.1.11为了便于分别校验保护装置和提高其可靠性，主保护和后备保护宜做到回路彼此独立。 2.1.12采用静态保护装置时，对工作环境、电缆、直流电源和二次回路，应采取相应的措施， 以满足静态保护装置的特殊技术要求。 2.1.13当采用蓄电池组作直流电源时，由浮充电设备引起的波纹系数尖不大于5%，电压波动范 围应不大于额定电压的?5%。放电末期直流母线电压下限不低于额定电压的85%，充电后期直流母线 电压上限不高于额定电压的115%。 当采用交流整流电源作为保护用直流电源时，应符合下列要求: 2.1.13.1在最大负荷情况下保护动作时，直流母线电压不应低于额定电压的80%，最高不应超过 额定电压的115%。应采取限幅稳定(电压波动不大于?5%)和滤波(波纹系数不大于5%)措施。 2.1.13.2如采用复式整流，则应保证各种运行方式下，在不同故障点和不同相别短路时，保护 与断路器均能可靠动作于跳闸;电流互感器的最大输出功率应满足直流回路最大负荷的需要。 2.1.13.3对采用电容储能电源的变电所和水电厂，其电力设备和线路除应具有可靠的远后备保 护外，还应在失去交流电源的情况下，有几套保持记同时动作时，保证保护有与关断路器均能可靠 动作于跳闸。同一厂所的电源储能电容的组数应与保护的级数相适应。 2.1.13.4当自动重合闸装置动作时，如重合于永久性故障，应能可靠跳闸。 2.1.4采用交流操作的保护装置时，短路保护可由被保护电务设备或线路的电流互感器取得操作 电源，变压器的瓦斯保护、中性点非直接接地电力网的接地保护和自动低频减载等，可由电压互感 器或变电所(或水电厂)所用变压器取得操作电源。必要时，可增加电容储能电源作为跳闸的后备电 源。 2.2发电机保护 2.2.1电压在3kV及以上，容量在600MW及以下发电机，应按本节的规定，对下列故障及异常运行 方式，装设相应的保护装置。 a.定子绕组相间短路; b.定子绕组接地; c.定子绕组匝间短路; d.发电机外部相间短路; e.定子绕组过电压; g.转子表层(负序)过负荷; h.励磁绕组过负荷; i.励磁回路一点及二点接地; j.盛磁电流异常下降或消失; k.定子铁芯过励磁; l.发电机逆功率; m.低频; n.失步; o.其它故障和异常运行。 2.2.2各项保持记装置，根据故障和异常运行方式的性质，按本节各条的规定分别动作于: a.停机断开发电机断路器、灭磁;对汽轮发电机，还要关闭主汽六;对水轮发电机还要关闭导 水翼。 b.解列灭磁断开发电机断路器，灭磁，汽轮机甩负荷。 c.解列断开发电机断路，汽轮机甩负荷。 d.减出力将原动机出力减到给定值。 e.缩小故障影响范围例如双弱线系统断开母线联络断路器等。 f.程序跳闸对于汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳开发机断路器并灭 磁;对于水轮发电机，夔先将导水翼关到空载位置，再跳开发电机断路器并灭磁。 g.信号发出声光信号。 2.2.3对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定配置相应的保持记作为发电 机的主保持记。 2.2.3.11MW及以下单独运行的发电机，如中性点有引出线，则在中性点侧装设过电流保护;如 中性点无引出线，则在发电机端装设代压电压保护。 2.2.3.21MW及以下与其它发电机或与电力系统并列运行的发电机，应在发电机机端装设电流速 断保护。如电流速断保护灵敏系数不答合要求，可装设纵联差动保持记;对中性点没有引出线的发 电机，可装设低压过流保护。 2.2.3.3对1MW以上的发电机，应装设纵联差动保持记。 2.2.3.4对发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发电机装设单独的纵联差动保 护;当发电机与变压器之间没有断路器时，100MW及以下发电机，可只装设发电机变压器组共用纵联 差动保护，100MW以上发电机，除发电机变压器组共用纵联差动保持记外，发电机还应装设 单独的纵 联差动保护，对200,300MW的发电机变压器组亦可在变压器上增设或独的纵闻差动保护，即采用双 重快速保护。 2.2.3.5对300MW及以上汽轮发电机变压器组，应装设双重快速保护，即装设发电机纵联差动保 护、变压器纵联差动保护和发电机变压器组共用纵联差动保护;当发电机与变压器之间有断路器时 ，装设双重发电机纵联差动保护。 2.2.3.6应对纵联差动保护采取措施，例如用带速饱和电流互感器或具有制动特性的继电器，在 穿越性短路及自同步或非同步合闸过程中，减轻不平衡电流所产生的影响，以尽量降低动作电流的 整定值。 2.2.3.7如纵联差动保护的动作电流整定值大于发电机的额定电流，应装设电流回路断线监视装 置，断线后运输 和于信号。 2.2.3.8本条中规定装设的过电流保护、电流速断保护、低电压保护、低压过流和纵联差动保护 ，均应动作于停机。 2.2.4对发电机定子绕组的单相接地故障，接地保护应符合以下要求: 2.2.4.1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值取制造厂的规定值，无规定时，可参照表2中 所列数据。 `C 表2发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 `~5-71-1# `L`t 注:对于氢冷发电机为2.5A。 `T 2.2.4.2与母线直接连接的发电机:当单相接地故障电流(不考虑消弧线圈的补偿作用)大于允许 值(参照表2)时，应装设有选择性的接地保护装置。 冯护装置由装于机端的零序电流互感器和电流继电器构成。共动作电流按躲过不平衡电流和外 部单相接地时发电机稳态电容电流整定。接地保护带时限动作于信号。但当消弧线圈退出运行或由 于其它原因使残余电流大于接地电充允许值时，应切换为动作于停机。 当未装接地保护或装有接地保护，但由于运行方式改变及灵敏系数不符合要求等原因不能运输 和时，可由半日相接地监视装置动作于信号。 为了在发电机与系统并列前检查有无接地故障，应在发电机机端装设测量零序电压的电压表。 2.2.4.3发电机变压器组:对100MW以下发电机，应装设保护区不小于90%的定子接地保护;对1 00MW及以上的发电机，应装设保护区为100%的定子接地保护。保护装置带时限动作于信号民，必要 时也可动作于停机。 为检查发电机定子绕组和发电机电压回路的绝缘状况，应在发电机机端装设测量零序电压的电 压表。 2.2.5对发电机的定子匝间短路，应按下列规定装设定子匝间短路保护: 2.2.5.1对于定子绕组为星形接线，每相有并联分支且中性点有分支引出端子的发电机，应装设 单继电式横差保护。 横差保护应瞬时动作于停机，但汽轮发电机励磁回路一点接地后，为防止横差保护在盛磁回路 发生瞬时第二点接地时误动作，可将其切换为带短时限动作于停机。 2.2.5.250MW及以上发电机，当定子绕组为星形接线，中性点只有三个引出端子时，根据用户和 制造厂的要求，也可装设专用的匝间短路保护。 2.2.6对发电机外部相间短路故障和作为发电机主保护的后备，应按下列规定配置盯应的保护; 2.2.6.1对于1MW及以下与其它发电机或电力系统并列运行的发电机，应装设过电流保护，保护 装置宜配置在发电机的中性点侧，其动作电流按射过最大负荷电流整定。 2.2.6.21MW以上的发电机，宜装设得合电压(包括负序电压及线电压)起动的过电流保护。电流 元件的动作电流可取为1.3~1.4倍额定值;低电压元件接线电压，其动作电压对汽办发电机可取为0 .6倍额定值，对水轮发电机可取为0.7倍额定值。负序电压元件的动作电压可取0.06~0.12倍额定值 。 2.2.6.350MW及以上的发电机，可装设负序过电流保护和单元件低压志动过电流保护。负序电流 元件的动作电流可取为0.5~0.6倍额定值;电流元件的动作电流和低电压元件的动作电压按2.2.6.2 条确定取值。当上述保护不能满足要求时，可采用低阻抗保护。 2.2.6.4自并励(无串联变压器)发电机，宜采用低电压保持的过电流保护，或采用是带电流记忆 的低压过电流保护，也可采用精确工作电流足够小的低阻抗保护。 2.2.6.5并列运行的发电机和发电机变压器组的后备保护，对所连接母线的相间短路故障，应具 有必要的灵敏系数，并不宜低于表2.1.2.3所列数值。 2.2.6.6对于600MW发电机，装设了定子绕组反时限过负葆及反时限负序过秀荷保护，且保持记 综合特性对发电机变压器组所连接高压母线的相间短路故障具有必要的灵敏系数，并满足时间配合 的要求，可不再装设第2.2.6.3条规定的后备保护。 2.2.6.7本条中规定装设的各项保护装置，宜带有二段时限，以较短的时限动作于缩小故障影响 范围或动作于解列，以较长的时奶动作于停机。 2.2.7对发电机定子绕组的异常过电压，应按下列规定装设过电压保护。 2.2.7.1对于水轮发电机，应装设过电压保护，其整定值根据定子绕组绝缘状况决定。在一般情 况下，动作电压可取为1.5倍额定电压，动作时限可取为0.5s。对可控硅整流励磁的水轮发电机，动 作电压可取1.3倍额定电压，动作时限可取为0.3s。 2.2.7.2对于200MW及以上的沦轮发电机，宜装设过电压保护，其整定值根据定子绕组的绝缘状 况决定。在一般情况下，动作电压可取为1.3倍额定电压，动作时限可取为0.5s。 2.2.7.3过电压保护宜动作于解列灭磁。 2.2.8对过负荷引起的发电机定子绕组过电流，应按下列规定装设定子绕组过负荷保护。 2.2.8.1定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限过负荷保护，保护装置接一相电流，带时 限动作于信号。 2.2.8.2定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低(例如低于1.5倍、60s)的发电机，过负荷保护由 定时限和反时限两部分组成。 定时限部分:动作电流按在发电机长期允许的负葆电流下能可靠返回的条件整定，带时限动作 于信号，在有条件时，可动作于自动减负荷。 反时限部分:动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定，动作于解列或程序跳闸，保护应 能反应电流变化时发电机定子且的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路保护 相配合。 2.2.9发电机转子承受负序电流的能力，以I22??A为判据。其中I2以额定电流为基准的负序电 充标么值;t为时间(s);A为常数。 对不对称负荷、非全相运行以及外部不对称短路引起的负序电流，应按下列规定装设发电机转 子表层过负荷保护。 2.2.9.150MW及以上，A?10的发电机，应装设定时限负序过负荷保护，保护装置与2.2.6.3条所 述的负序过电流保护组合在一起。保护装置的动作电流按射过发电机长期允许的负序电流值和射过 最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号。 2.2.9.2100MW及以上A<10的发电机，应装设由定时限和反时限两部分组成的转子表层过负荷保 护。 定时限部分:动作电流按射过发电机长期允许的负序电流值，和按射过最大负荷下负序电流滤 过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号。 反时限部分:动作特性按发电机承受负序电流的能力确定，动作于解列或程序跳闸。保 护应能 反应电流变化时发电机转子的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路保护相配 合。 2.2.10对励磁系统故障或强盛时间过长引起的励磁绕组过负荷，在100MW及以上，采用半导体盛 磁系统的发电机上，应装设励磁绕组过负荷保护。 对于300MW以下，采用半导体盛磁系统的发电机，可装设定时限盛磁且过负荷保护，保护装置带 时限动作于信号和动作于降低盛磁电流。 对300MW及以上发电机，保护可由定时限和反时限两部分组成。 定时限部分:动作电流按正常运行最大盛磁电流下能可靠返回的条件整定，带时限动作于信号 ，并动作于降低盛磁电流。 反时限部分:动作特性按发电机盛磁绕组的过负荷能力确定，并动作于解列灭磁。保护应能反 应电流变化时盛磁绕组的热积累过程。 2.2.11对发电机盛磁回路的接地故障，应按下列规定装设盛磁回咱接地保护或接地检测装置。 2.2.11.11MW及以下水轮发电机，对一点接地故障，宜装设定期检测装置。1MW以止水轮发电机 ，应装设一点接地保护装置。 2.2611.2100MW以下汽轮发电机，对一点接地故障，可采用定期检测装置。对两点接地故障，应 装设两点接地保护装置。 2.2.11.3转子水内冷汽轮发电机和100MW及以上的汽轮发电机，应装设励磁回路一点接地保护装 置，并可装设两点接地保护装置。对旋转整流励磁的发电机，宜装设一点接地障定期检测装置。 2.2.11.4一个控制室内集中控制的全部发电机，公用一套一点接地定期检测装置。 每台发电机装设一套一噗接地保护装置。 能够正常投入运行的两点接地保护装置，每台发电机装设一套。 正常不投入运行，一点接地后再投入运行的两点接地保护装置，在一个控制室内集中控制的全 部发电机可共用一套。 2.2.11.5一点接地保护带时限动作于信号;两点接地保护应带时限动作于停机。 2.2.12对盛磁电流异常下降或完全消失的失磁故障，应按下列规定装设失磁保护装置。 2.2.12.1100MW以下，不允许失磁运行的发电机，当采用半导体盛磁系统时，宜装设专用的失磁 保护。100MW以下，但失磁对电力系统有重大影响的发电机及100MW及以上发电机，应装设专用的失 磁保持记。对600MW的发电机可装设双重化的失磁保护。 2.2.12.2失磁保护由阻抗元件、母线低电压元件和闭锁(起动)元件组成。 阻抗元件用于检出失磁故障;母线低电压元件用于监视母线电压保障系统安全;闭锁(起 动)元 件用于防止保护装置在其它异常运行方式下误动作。 阻抗元件可按静稳边界或异步边界整定。 母线低电压元件的动作电压，按由稳定运行条件决定的临界电压整定。 闭锁元件应保证在外部短路、系统振荡以及电压回路断线等情况下防止保护装置误动作。当采 用自同步并列时，还应采取防止保护装置误动作的措施。 发电机正常进相运行时，保护装置不应误动作。 2.2.12.3对汽轮发电机，失磁后母线电压低于允许值时，带时限动作于解列或程序跳闸，失磁 后当母线电压末低于允许值时，动作于信号、切换厂用电源，在有条件时也可动作于自动减出力。 对于水轮发电机，失磁保护宜带时限动作于解列。 262.13300MW及以上发电机，应装设过励磁保护。保护装置可由低定值和高定值二部分组成。 低定值部分:带时限动作于信号和降低盛磁电流。 高定值部分:动作于解列灭磁或程序跳闸。 汽轮发电机装设了过励磁保护可不再装设过电压保护。 2.2.14对发电机变电动机运行的异常运行方式，200MW及以上汽轮发电机，宜装设逆功率保护。 对燃汽轮发电机，应装设逆功率保护。保护装置由灵敏的功率继电器构成，带时限动作于信号，经 长时限动作于解列。 2.2.15对低于额定频率带负载运行的异常运行状态下300MW及以上的汽轮发电机，应装设低频保 护。保护装置由灵敏的频率继电器和计时器组成。保护动作于信号，并有累计时间显示。 2.2.16对失步运行，300MW及以上发电机宜装设失步保护。保护可由双阻抗元件或测量振荡中心 电压及变化率等原理构成，在短路故障、系统稳定振荡、电压回路断线等情况下，保护不应误动作 。 通常保护动作于信号。当振荡中心在发电机变压器组内部，失步运行时间超过整定值或电流振 荡次数超过规定值时，保护还应动作于解列。必要时并应装设电流闭锁装置，以保证断路器断开时 的电流法眼过断路器额定失步开断电流。 2.2.17对300MW及以上汽轮发电机，发电机定子绕组过负荷、负序电流过负荷、定子铁芯过励磁 ，励磁电流异常下降或消失等异常运行方式，保护动作于停机，宜采用程序跳闸方式。 采用程序跳闸方式，由逆功率继电器作为闭锁元件，其整定值为(1~3)%发电机额定功率。 2.2.18对调相运行的水轮发电机，在调相运行期间有可能失去电源时，应装设解列保护，保护 装置带时限动作于停机。 2.2.19对200MW及以上发电机，其机端和中性点侧的电充互感器，应装设断线保护，以 防止电流 回路开路时产生的高压危及人身安全或造成设备损坏。断线保护应将电流互感器二次侧民压限制在 安全电压以下，并动作于信号。 2.2.20对于发电机起动过程中发生的故障、突然加电压、断路器断口闪络及发电机轴电流过大 等故障和异常运行方式，可根据机组特点和电力系统运行的要求，采取措施或增设相应保护。 2.3电力变压器保护 2.3.1对电力变压器的下列故障及异常运行方式，应按本节的规定装设相应的保护装置。 a.绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接地短路; b.绕组的匝间短路; c.外部相间短路引起卢的过电流; d.中性眯直接接地电力网中，外部接地短路引起的过电流及中性点过电压; e.过负荷; f.过励磁; g.油面降低; h.变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障。 2.3.20.8MVA及以上油浸式变压器和0.4MVA及以上车间内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护:当 壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号;当产生大量瓦斯时应动作于断开变压器 各侧断路器。 带负荷调压的油浸式变压器的调压装置，亦应装设瓦斯保护。 2.3.3对变压器引出线、套管及内部的短路故障，应按下列规定，装设相应的保护作为主保护。 保护瞬时动作于断开变压器的各侧断路器。 2.3.3.1对6.3MVA以下厂用工作变压器和并列运行的变压器，以及10MVA以下厂用备用变压器和 单独运行的变压器，当后备保护时限大于0.5s时，应装设电流速断保护。 2.3.3.2对6.3MVA及以上厂用工作变压器和并列运行的变压器。10MVA及以上厂用备用变压器和 单独运行的变压器，以及2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵联差动 保护。 2.3.3.3对高压侧电压为330kV及以上变压器，可装设双重差动保护。 2.3.3.4对于发电机变压器组，当发电机与变压器之间没有断路器时，按第2.2.3.4条规定执行 。 2.3.4纵联差动保护应符合下列要求: a.应能躲过盛磁涌流和外部短路产生的不平衡电流。 b.应在变压器过励磁时不误动。 c.差动保护范围应包括变压器套管及其引出线。如不能包括引出线时，应采取快速切除故障的 辅助措施。但在某些情况下，例如60kV或110kV电压等级的终端变电所和分支变电所，以及 具有旁路 母线的电气主接线，在变压器断咱器退出工作由旁路断路器代替时，纵联差动保持记亦可以利用变 压器套管内的电流互感器，而对引出线可不再采取快速切除故障的辅助措施。 2.3.5对由外部相间短路引起的变压器过电流，应按下列规定装设相应的保护作为后备保护，保 护动作后，应带时限动作于跳闸。 2.3.5.1过电流保护宜用于降压变压器，保护的整定值应考虑事故时可能出现的过负荷。 2.3.5.2复合电压9包括负序电压及线电压)起动的过电流保护，宜用于升压变压器、统联络变压 器和过电流保护不符合灵敏性要求的降压变压器。 2.3.5.3负序电流和单相式低电压起动的过电流保护，可用于63MVA及以上升压变压器。 2.3.5.4当按第2.3.5.2和第263.5.3条装设保护不能满足灵敏性和选择性要求时，可采用阻抗保 护。 2.3.6外部相间短路保护应装于变压器下列各侧，各项保持记的接线，宜考虑能反应电流互感器 与断路器之间的故障。 2.3.6.1双绕组变压器，应装于主电源侧，根据主接线情况，保护可带一段或两段时限，较短的 时限用于缩小故障影响范围;较长的时限用于断开变压器各侧断路器。 2.3.6.2三绕组变压器和自耦变压器，宜装于主电源侧及主负荷侧。主电源侧的保护应带两段时 限，以较短的时限断开未装保护侧的断路器。当上述方式不符合灵敏性要求时，可在所有各侧均装 设保护，各侧保护应根据选择性的要求装设方向元件。 2.3.6.3低压侧有分支，并接至分开驼行母线段的降压变压器。除在电源侧装设保护外，还应在 每个支路装设保护。 2.3.6.4对发电机变压器组，在变压器低压侧，不应另设保护，而利用发电机反应外部短路的后 备保护。在厂用分支线上，应装设单独的保持记，并使发电机的后备保护带两段时限，以便在外部 短路时，仍能保证厂用负荷的供电。 2.3.6.5500kV系统联络变压器高、中压侧均应装设阻抗保护。保护可带两台限，以较短的时限 用于缩小故障影响范围;较长的时限用于断开变压器各侧断路器。 2.3.7多绕组变压器的外部相间短路保护，根据其型式及接线的不同，可按下述原则进行简化。 2.3.7.1220kV及以下三相多绕组变压器，除主电源侧外，其他各侧保护可仅作本侧相邻电力设 备和线路的后备保护。 2.3.7.2保护对母线的各类故障应符合灵敏性要求。保护作为相邻线路的 后备时，可适当降低 对保护灵敏系数的要求。 2.3.8110kV及以上中性点直接接地的电力网中，如变压器的中性点直接接地运行，对外部单相 接地引起的过电流，应装设零序电流保护。零序电流保护可由两段组成。 2.3.8.1110kV|220kV中性点直接接地的变压器，每段可各带两个时限，并均以较短的时限动作 于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器;以较长的时限动作于断开变压各侧断路器。 2.3.8.2330kV、500kV变压器，高压侧零序一段带时限动作于变压器本侧断路器，二阶段设一个 时限。动作于断开变压器各侧断路器。 2.3.8.3对自耦变压器和高、中压侧中性点都直接接地的三绕组变压器，当有选择性要时，应增 设方向元件。 2.3.8.4双绕组及三绕组变压的零序电流保护，应接到中性点引出线上的电流互感器上，零序电 流方向保护也可接入高、中压侧电流互感器的零序回路。自耦变压器的零序电流保护，应接入高、 中压侧电流互感器的零序回路。当自耦变压器断开一侧以后，内部又发生单相接地时，若零序电流 保护的灵敏性不符合要求，则可在中性点侧增设零序电流保持记。 2.3.9110kV、220kV中性点直接接地的电力网中，如低压侧有电源的变压器中性点可能接地运行 或不接地运行时，则对外部单相接地引起的过电流，以及对因失去接地中性点引起的电压升高，应 按下列规定装设保护。 2.3.9.1全绝缘变压器 应按第2.3.8条中的规定装设零序电流保护，并增设零序过电压保护。当电力网单相接地且失去 接地中性点时，零序过电压保护经0.3~0.5s时限动作于断开变压器各侧断路器。 2.3.9.2分级绝缘变压器 a.中性点装设放电间隙时，应按2.3.8条的规定装设零序电流保护，并增设反应零序电压和间隙 放电电流的零序电流电压保护。当电力网单相接地且失去接地中性点时，零序电流电压保我经0.3~ 0.5s时限动作于断开变压器各侧断路器。 b.中性点不装设放电间隙时，应装设两段零序电流保护和一套零序电流电压保护。零序电流保 护第一段设置一个时限，第二段设置两从此时限，当每组母线上至少有一台中性点接地变压器时， 第一段和第二段的较小时限动作于缩小故障影响范围。零序电流电压保护用于变压器中性点不接地 运行时保护变压器，其动作时限与零序电流保护第二段时限相配合，用以先切除中性点不接地变压 器，后切除中性点接地变压器。当某一组母线上的变压器中性点都不接地时，则不应动作于 断开母 线联络断路器，而应当首先断开中性点不接地的变压器;此时零序电流保护可采用一段，并带一个 时限。 2.3.10一次电压为10kV及以下，绕组为星形星形连接，低压侧中性点接地的变压器，对低压侧 单相接地短路应装设下列保护之一: 2.3.10.1接在低压侧中性线上的零序电流保护; 2.3.10.2利用高压侧的过电流保护，保护宜采用三相式，以提高灵敏性。 保护带时限动作于跳闸。当变压器低压侧有分支线时，宜利用分支过电流保护，有选择地切除 各分支回路的故障。 2.3.110.4MVA及以上变压器，当数台并列运行或单独运行，并作为其他负荷的备用电源时，应 根据可能过负荷的情况，装设过负荷保护。对自耦变压器和多绕组变压器，保护应能反应公共绕组 及各侧过负荷的情况。 过负荷保护采用单相式，带时限动作于信号。 在无经常值班人员的变电所，必要时，过负荷保护可动作于跳闸或断开部分负荷。 2.3.12高压侧电压为500kV的变压器，对频率降低和电压升高引起的变压器工作磁密过高，应装 设过励磁保护。保护由两段组成，低定值段动作于信号，高定值段动作于跳闸。 2.3.13对变压器温度及油箱内压力升高和冷却系统故障，应按现行电力变压器标准的要求，装 设可作用于信号或动作于跳闸的装置。 2.43~10kV中性点非直接接地电力网中的线路保护 3~10kV中性点非直接接地电力网的线路，对相间短路和单相接地，应按本节的规定装设应的保 护。 2.4.1相间短路保护应按下列原则配置。 2.4.1.1保护装置如由电流继电器构成，则其应接于两相电流互感器上，并在同一网路的所有线 路上，均接于相同两相的电流互感器上; 2.4.1.2保护应采用远后备方式; 2.4.1.3如线路短路使发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的(50~60%)以及线路导 线截面过小，不允许带时限切除短路时，应快速切除故障; 2.4.1.4过电流保护的时限不大于0.5~0.7s，且没有第2.4.1.3条所列情况，或没有配合上的要 求时，可不装设瞬动的电流速断保护。 2.4.2对相间短路，应按下列规定装设保护。 2.4.2.1单侧电源线路 可装设两段过电流保护，第一段为不带时阴的电流速断保护;第二段为带时限的过电流保护， 保护装置可采用定时限或反时限特性的继电器。 带电抗器的线路，如其断路器不能切断电抗器前的短路，则不应装设电流速断保护。此时，应 由母线保护或其他保护切除电抗器前的故障。 自发电厂母线引出的不带电抗器的线路，应装设无时限电流速断保护，其保护范围应保证切除 所有使该母线残余电压低于额定电压(50~60)%的短路。为了满足这一要求，必要时，保护可无选择 性协作，并以自动重合闸或备用电源自动投入来补救。 保持记装置仅装在线路的电源侧。 2.4.2.2双侧电源线路 a.可装设带方向或不带方向的电流速断保护和过电流保护。 b.对下列线路，当本条a项目规定的保护不符合选择性，灵敏性和速动性的要求时，可采用下列 保护方式: 短线路，以带辅助导线的纵联保护(导引线保护)作主保护，带方向或不带方向的电流保护作后 备保持记。导引线保护如需敷设专用辅助导线时，其长度不宜超过1~2km。 并联的电缆线路，以横联电流差动保持记作主保护，带方向或不带方向的电流保护作后备保护 。 2.4.2.3并列运行的平行线路 宜装设横联差动保护(横联方向差动保护或电流平衡保护)作为主保护。以接于两回线电流之和 的电流保护，作为两回路同时运行的后备保护，及一回线断开后的主保护及后备保护。 2.4.2.4环形网络中的线路 为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方法，对于不宜解 线路，可参照第 2.4.2.2条的规定。 2.4.2.5发电厂厂用电源线 发电厂厂用电源线(包括带电抗器的电源线0，宜装设纵联差动保持记和过电流保护。 2.4.3对单相接地故障，应按下列规定装设保护。 2.4.3.1在发电厂和变民所母线上，应装设半日相接地监视装置。监视装置反应零序电压，动作 于信号。 2.4.3.2有条件安装零序电流互感器的线路，如电缆线路或经电缆引出的架空线路，当单相接地 电流能满足保护的选择性和灵敏性要求时，应装设动作于信号的单相接地保护。 如不能安装零序电流互感器，崦单相接地保护能够躲过电流回路中不平电流的影响，例如单相 接地电流较大，或保护反应接地电流的暂态值等，也可将保护装置接于三相电流互感器构成的零序 回路中。 2.4.3.3在出线回路数不多，或难以装设选择性单相接地保护时，可作依次断开线路的 方法。寻 找故障线路。 2.4.3.4根据人身和设备安全的要求，必要时，应装设动作于跳闸的单相接地保护。 2.4.4对线路单相接地，可利用下列电流，构成有选择性的电流保护或功率方向保护 2.4.4.1网络的自然电容电流; 2.4.4.2消弧线圈补偿后的残余电流，例如残余电流的有功分量或高次谐波分量; 2.4.4.3人工接地电流，但此电流应尽可能小些，不宜大于10~20A; 2.4.4.4单相接地故障的暂态电流。 2.4.5可能时常出现过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护。保护宜带时限动作于信号，必要时 可动作于跳闸。 2.535kV及以上中性点非直接接地电力网中的线路保护 35kV及以上中性点非直接接地电力网的线路，对相间短路和单相接地，应按本节的规定装设相 应的保护。 2.5.1对相间短路，保护应按下列原则配置。 2.5.1.1保护装置采用远后备方式; 2.5.1.2如线路短路，使发电厂厂用母线电压低于额定电压的(50~60)%时，应快速切除故障。 2.5.1.3110kV中性点非直接接地电力网的线路，可参照第2.6条的有关规定装设保护。 2.5.2对相间短路，应按下列规定装设保护装置: 2.5.2.1单侧电源线路 可装设一段或两段式电流电压速断保护和过电流保护。 由几段线路串联的单侧电源线路及分支线路，如上述保护不能满足速动性或灵敏性要求时，速 断保护可无选择地动作，但应以自动重合闸来补救。此时，速断保护应躲开降压变压器低压母线的 短路。 2.5.2.2复杂网络的单回线路 a.可装设一段或两段式电流电压速断保护和过电流保护，必要时，保护应具有方向性。如不满 中选择性、灵敏性和速动性的要求或保护构成过于复杂时，宜采用距离保护。 b.电缆及架空短线路，如采用电流电压保护不满足选择性、灵敏性和速动性要求时，宜采用导 线线或光纤通道等纵联保护作为主保护，以带方向或不带方向的电流保护作为后备保护。 c.对于环形网络，为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方法。 2.5.2.3平行线路 平行线路宜分裂运行，如必须并列运行时，可装设横联保持记作为主保护，以阶段式电流保护 作为后备保护。 2.5.3对单相接地故障，保护的装设原则及构成方式应按本规程第2.4.3条和第2.4.4条的规定执 行。 2.5.4可能时常出现过负荷的电缆线路，或电缆与架空混合线路，应装设过负荷保护。 保护宜带 时限动作于信号，必要时可动作于跳闸。 2.6110~220kV中性点直接接地电力网中的线路保护 110~220kV直接接地电力网的线路，应按本节的规定装设反应相间短路和接地短路的保护。 2.6.1全线速动保持记应按下列原则配置: 2.6.1.1符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护。 a.根据系统稳定要求有必要时; b.线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值(一般约为70%额定电压)，且其他保 护不能无时限和有选择地切除短路时; c.如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整 个电网保护的性能。 2.6.1.2对220kV线路，符合下列条件之一时，可装设二套全线速动保护。 a.根据系统稳定要求; b.复杂网络中，后备保护整定配合有困难时。 2.6.2后备保护应按下列原则配置。 2.6.2.1110kV线路宜采用远后备方式。 2.6.2.2220kV线路宜采用近后备方式。但某些线路，如能实现远后备，则宜采用远后备，或同 时采用远、近结合的后备方式。 2.6.3对接地短路，应按下列规之一装设保护。 2.6.3.1对220kV线路，当接地电阻不大于100时，保护应能可靠地、有选择地切除故障。 2.6.3.2宜装设阶段式或反时限零序电流保护。 2.6.3.3可采用接地距离保护，并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。 2.6.3.4符合本规程第2.6.1条规定时，除装设全线速动保护外，还应按第2.6.3.2或第2.6.3.3 条规定，装设接地后备保护。 2.6.4对相间短路，应按下列规定装设保护装置。 2.6.4.1单侧电源单回线路，可装设三相电流电压保护，如不能满足要求，则装设距离保护; 2.6.4.2双侧电源线路宜装设距离保护; 2.6.4.3正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏系数在1.2以上时，可装设电 流速断保护作为辅助保护; 2.6.4.4符合本规程第2.6.1条规定时，除装设全线速动保护外，还应按第2.6.4.2条或第2.6.4 .3条规定，装设相间短路后备保护和辅助保护装置。 2.6.5符合本规程第2.6.1条的规定，需要装设全线整洁劝保持记的电缆短线路及架空短线路， 呆采用导引线保护或光纤通道的纵联保护作为主保护。接地和相间短路保护分别2.6.3条和第2.6.4 条中的相应规定装设。 2.6.6并列运行的平行线，宜装设横联保持记。 2.6.7对带分支的110~220kV线路，可装设与不带分支时相同的保护，但应考虑下述特点，并采 取必要的措施。 2.6.7.1当线路有分支时，线路侧保护对线路分支上的故障，应首先满足速动性，对分支变压器 故障，允许跳线路侧断路器。 2.6.7.2分支线路上，无论采用休种电力载波纵联保护，均应按下列规定执行: a.不论分支侧有无电源，当纵联保护能躲开分支变压器的低压侧故障，并对线路及其分支上故 障有足够灵敏性时，可不在分支侧另设纵联保护，但应装设高频阻波器。当不符合上述要求时，在 分支侧可装设低压侧故障的高频闭锁发信装置。当分支侧有电源且须在分支侧快速切除线路故障时 ，宜在分支侧装设纵联保护。 b.用于带分支线路的纵联保护，在外部故障时，不应由于分支侧负荷电流的影响，或各侧流过 的故障电流不相等而误动作。必要时，还应采取措施防止高频信号由于差拍而引起误动作; c.母线差动保护动作后，不应停发高频闭锁信号，以免线路对侧跳闸，使分支线与系统解列。 2.6.7.3对并列运行的平行线上的平行分支，如有两台变压器，宜将变压器分接于每一分支上。 且高、低压侧都不宜并列运行。当低压侧分开运行时，线路侧横联差动保护的起动元件，应按躲开 变压器低压侧故障整定。当低压侧并列运行时，不论分支侧是否有电源，宜装设包括变压器在内的 横联差动方向保护。 2.6.7.4如分支变压器低压侧有电源，还应对高压侧线路故障装设保护装置，并可采用下列保护 方式: a.方向电流保护或距离保护。 b.零序电流或零序电压保持记分别用于中性点接地或不接地的分支变压器。 c.电压保护当分支侧为小电源时采用。 d.电力线载波纵联保护按第2.6.7.2条规定执行。 e.有解列点的小电源侧按无电源处理，不装设保护。 当分支变压器低压侧无电源，但线路采用单相重合闸时，对高压侧线路故障，宜采用简单的零 序电流或零序电压保护。 2.6.8电力线载波纵联保护通道，应按以下原则设计:当线路上只装设一套载波纵联保护时，载 波保护宜采用完全独立的载波通道。线路上配置二套载波纵联保护时，另一套载波保护可与通信复 用一个通道。 2.6.9对各类双断路器接线方式的线路，其保护宜按线路为单元装设，重合闸装置及失灵保护等 宜按断咱器为单元装设。 2.6.10电缆线路或电缆架空混合线路，应装设过负荷保护。保护宜动作于信号民，必要时可动 作于跳闸。 2.7330~500kV中性点直接接地电力网中的线路保护 2.7.1330~500kV电力网中，对继电保护的配置和对装置技术性能的要求，应考虑下列问题: 2.7.1.1输送功率大，稳定问题严重，要求保护的可靠性及选择性高、动作快。 2.7.1.2采用大容量发电机、变压器，线路采用大截面分裂导线及不完全换位所带来的影响。 2.7.1.3线路分布电容电流明显增大所带来的影响。 2.7.1.4系统一次接线的特点及装设串联补偿电容器和并联电抗器等设备带来的影响。 2.7.1.5采用带气隙的电流互感器和电容式电压互感器后，二次回路的暂态过程及电流、电压传 变的暂态过程所带来的影响。 2.7.1.6高频信号在长线路上传输时，衰耗较大及通道干扰电平较高所带来的影响。 2.7.2对330~500kV线路，一般情况下，应按下列原则实现主保护双重化: 2.7.2.1设置两套完整、独立的全线速动主保护: 2.7.2.2两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源彼此独立; 2.7.2.3每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障(包括单相接地、相间短路、两相接地、 三相短路、非全相运行故障及转移故障等)，均能无时限动作切除故障; 2.7.2.4每套主保护应有独立选相功能，实现分相跳闸和三相跳闸; 2.7.2.5断路器有两组跳闸线圈，每套主保护分别起动一组跳闸线圈; 2.7.2.6两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。 若保护采用专用收发信机，其中至少有一个通道无全独立，另一个可与通信复用。如采用复用 载波机，两套主保护应分别采用两台不同的载波机。 2.7.3330~500kV线路的后备保护应按下列原则配置: 2.7.3.1线路保护采用近后备方式。 2.7.3.2每条线路都应配置能反应线路各种类型故障的后备保护。当双重化的每套主保护都有完 善的后备保护时，可不再另设后备保护。只要其中一套主保护无后备，则应再设一套完整的独立的 后备保护。 2.7.3.3对相间短路，后备保护宜采用阶段式距离保护。 2.7.3.4对接地短路，应装设接地距离保护并辅以阶段式或反时限零序电流保护;对中长线路， 若零序电流保护能满足要求时，也可只装设阶段式零序电流保护。接地后备保护应保证在接地电阻 不大于300时，能可靠地有选择性地切除故障。 2.7.3.5正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏系数在1.2以上时， 还可装设 电流速断保护作为辅助保护。 2.7.4根据一次系统过电压的要求装设过电压保护。 2.7.5对各类双断路器接线方式的线路，其保护应符合第2.6.9条的有关规定。 2.8母线保护和断路器失灵护 2.8.1对发电厂和变电所的35~110kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护; 2.8.1.1110kV双母线。 2.8.1.2110kV单母线，重要发电厂或110kV以上重要变电所的35~66kV母线，按第2.6.2.1、第2 .6.2.2条的要求，需要快速切除母线上的故障时。 2.8.1.335~66kV电力网中，主要变电所的35~66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一 段或一组母线上故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电时。 2.8.2对220~500kV母线，应装设能快速有选择地切除故障的母线保护。对1个半断路器接线，每 且母线宜装设两套母线保护。 2.8.3对于发电厂和主要变电所的3~10kV分段母母及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压 器的后备保护实现对母线的保护。在下列情况下，应装 专用母线保持记: 2.8.3.1须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重 要秀荷的可靠供电时。 2.8.3.2当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。 2.8.4专用母线保护应考虑以下问题: 2.8.4.1对于双母线并联运行的发电厂或变电所，当线路保护在某些情况下可能失去选择性时， 母线保护应保证先跳开母联断路器，但不能影响系统稳定运行。 2.8.4.2为防止误动作，应增设简单可靠的闭锁装置(1个半断路器接线的母线保护除外)。 2.8.4.3母线保护动作后，(1个半断路接线除外)对不带分支的线路，应采取措施，促使对侧全 线速动保持记跳闸。 2.8.4.4应采取措施，减少外部短路产生的不平衡电流的影响，并装设电流回路的断线闭锁装置 。 2.8.4.5在一组母线或某一段母线充电合闸时，应能快速而有选择地断开有故障的母线。在母线 倒闸操作时，必须快速切除母线上的故障;同时又能保证外部故障时不误动作。 2.8.4.6双母线情况下，母线保护动作时，应闭锁可能误动的横联保护。 2.8.4.7当实现母线自动重合闸时，必要时应装设灵敏元件。 2.8.4.8对构成环路的各类母线方式(如1个半断路器方式和以母线双分段方式等)，当母线短路 ，该母线上所接元件的电流可能自母线流出时，母线保护不应因此而拒动。 2.8.4.9在各种类型区外短路时，母线保护不应由于电流互感器饱和以及短路电流中的 暂态分量 而引起误动作。 2.8.4.10母线保护宜适应一次各种运行方式，并能满足双母线同时故障及先后故障的动作要求 。 2.8.5对3~10kV分段母线，宜采用不完全电流差动式母线保护，保护仅接入有电源支路的电流。 保护由两段组成;其第一段采用无时限或带时限的电流速断保护，当灵敏系数不符合要求时，可采 用电流闭锁电压速断保护;第二段采用过电流保护，当灵敏系数不符合要求时，可将一部分负荷较 大的配电线路接入差动回路，以降低保护的起动电流。 当有电源的支路经常接在不同的母线上运行时，宜在所有有电源的支路上(发电机除外)装设单 独的电汉闭锁电压速断保护。 2.8.6在220~500kV电力网中，以及110kV电力网的个别重要部分，可按下列规定装设断路器失灵 保护: 2.8.6.1线路保护采用近后备方式，对220~500kV分相操作的断路器，可只考虑断路器单相拒动 的情况。 2.8.6.2线路保护采用远后备方式，如果由其他线路或变压器的后备保护切除故障将扩大停电范 围(例如采用多角形接线，双母线或分段单母线等时)，并引起严重后果时。 2.8..63如断路器与电流互感器之间发生故障，不能由该回路主保护切除，而由其他线路和变压 器后备保护切除又将扩大停电范围，并引起严重后果时。 2.8.7断路器失灵保护应符合下列要求: 2.8.7.1为提高动作可靠性，必须同时具备下列条件，断路器失灵保护方可起动: a.故障线路或设备的保护能瞬时复归的出口继电器动作后不返回; b.断路器末断开的判别元件，可采用能够快速复归的相电流元件。相电流判别元件的定值，应 在保证线路末端故障有足够灵敏度的前提下，尽量按大于负荷电流整定。 2.8.7.2一般不考虑由变压器保护起动断路器失灵保持记。如变压器保护起动断路器失灵保护时 ，也必须设有相电流元件，并不允许由瓦斯保护动作起动失灵保护。 2.8.7.3发电机变压器组的保护，宜起动断路器失灵保持记。考虑到发电机故障时，发电机保护 可能延时返回，为了提高安全性，断路器末断开的判别元件，宜采用双重化色成和回路的方式。 2.8.7.4断路器失灵保护动作时间，应按下述原则整定: a.宜无时限再次动作于本断路器跳闸; b.对双母线(或分段单母线)接线，以较短时限(大于故障线路或电力设备跳闸时间及保护装置返 回时间之和)动作于断开母联或分段断路器; c.再经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有电源支路的断路器。 2.8.7.5断路器失灵保持记，当采用多元件公用出口时，其出口回路应经闭锁触点控制。以减少 较多一次少较多一次元件被误切除的可能性。 断路器失灵保护的出口回路可与母差保护共用，也可单独设置。当与母差保护共用时，闭锁元 件的灵敏系数应按失灵保护的要求整定。 2.8.7.6断咱器失灵保护动作时，应对有关断路器的自动重合闸装置进行闭锁。 2.8.7.71个半断路器接线方式的断路器失灵保护中，反映断路器动作状诚的相电流判别元件宜 分别检查每台断路器的电流，以判别那台断路器拒动。当一串中的中间断路器拒动时，则应采取使 对侧断路器跳闸的措施，并闭锁重合闸。 多角形接线方式的断路器，可按上述原则处理。 2.8.8旁路断路器和兼作旁路的母联断咱器或分段断路器上，应装设可代替线路保护的保护。 在旁路断路器代替线路断路器期间，如必须保持线路纵联保护运行，可将该线路的一套纵联保 持记切换到旁路断路器上，或者采用其他措施，使纵联保持记继续运行。 电流保护，作为母线充电合闸的保护。 母线或母线分段断路器上，可装设相电流或零邻 2.8.9对220~500kV的母线及变压器断路器，当非全相运行可能上起电力网中其他保护越级跳闸 ，因而造成严重事故时，应在该断路器上装设非全相运行保护。 2.9同步调相机保护 2.9.1同步调相机的保护可参照第2.2条对同容量、同类型的发电机保护的规定装设保护，但尚 应考虑下列特点: 2.9..1当启动时，如过负荷保护可能动作，应使它暂时退出运行。 2.9..2可不装设反应外部短路的过电流保护，但应装设反应内部短路的后备保护。反应内部短 路的后备保护，可采用方向过电流保护，带时限动作于断开调相机。 2.9.1.3调相机失磁保护，可由无功方向元件和低电压元件组成。当无功反向，且电压低于允许 值时，动作于断开调相机;当无功反向，而电压高于允许值时，动作于信号。调相机失磁保护，应 设置必要的闭锁元件，以防止振荡、短路或电压回路断线等异常情况下，保护误动作。 2.9.1.4根据调相机的具体情况，可参照第2.2.5条，装设匝间短路保护。 2.9.2当调相机供电电源因故断开后，在变电所装设的自动低频减载装置可能因调相机的反馈而 误动作，或电源侧的自动重合闸动作，将造成非同步合闸，而调相机又不允许非同步合闸时，则应 装设谳相机的解列保护。 解列保持记可选用下列方式: a.低频闭锁的功率方向保扩。 b.反应频率变化率的保护。 保护应在自动低频减载装置和自动重合闸装置动作前将调相机断开。如调相机须在电源恢复后 再起动，又仅动作于灭磁，在电源恢复后，再投入盛磁，实遭到再步同。 2.10电力电容器保护 2.1.1对3KV及以上的并联补偿电容器组的下列故障及异常运行方式，应按本节规定装设相应的 保护。 a.电容器组和断路器之间连接线短路; b.电容器内部故障及其引出线短路; c.电容器组中，某一故障电容器切除后所引起的过电压; d.电容器组的单相接地故障; e.电容器组过电压; f.所联接的母线失压。 2.10.2对电容器组和断路器之间连接线的短路，可装设带有短时限的电流速断和过流保护，动 作于跳闸。速断保护的动作电流，按最小运行方式下，电容器端部引线发生两相短路时有足够灵敏 系数整定。过流保护的动作电流，按电容器组长期允许的最大工作电流整定。 2.10.3对电容器内部故障及其引出线的短路，宜对每台电容器分别装设专用的熔断器。熔丝的 额定电流可为电容器额定电充的1.5~2.0倍。 2.10.4当电容器组中，故障电容器切除到一定数量，引起电容器端电压超过10%额定电压时，保 护应将整组电容器断开。为此，可采用下列保持记之一: 2.10.4.单星形接线电容器组的零序电压保护，电压差动保持记或利用电桥原理的电流平衡保护 等; 2.10.4.2双星形接线电容器组的中性点电压或电流不平衡保护。 2.10.5对电容器组的单相接地故障，可参照本规程2.4.4条的规定装设保护，但安装在绝缘支加 相的电容器组，呆不再装设半日相接地保护。 2.10.6对电容器组，应装设过电压保护，带时限动作于信号或跳闸。 2.10.7电容器装置应设置母线失压保护，当母线失压时，带时限动作于跳闸。 2.10.8串联补偿电容器组，应装设反应下列故障及异常情况的保护: 2.10.8.对电容器内部故障及其引出线的短路，应装设平衡保护，保护应在一个电容组内，部分 熔丝熔断时，带时限动作于信号。 2.10.8.2对有可能发生过负荷的串联电容器组可装设反应线路电流的过负荷保护，带时限动作 于信号。 2.11并联电器保护 2.11.1对并联电抗器的下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护: a.线圈的单相接地和匝间短路及其引出线的相间短路和单相接地短路; b.油面降低; c.温度升高和冷却系统故障; d.过负荷。 2.1.2并联电抗器(干式电抗器 外)应装设瓦斯保护。当并联电抗器内部产生大量瓦斯，保护动 作于跳闸;当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护动作于信号。 2.1.3对并联电抗器内部及其引出线的相间短路和单相接地短路，应按下列规定装设相应的保护 : 2.11.3.163kV及以下并联电抗器，应装设电流速断保持记。保护瞬时动作于跳闸。 2.11.3.2330~500kV并联电抗器，应装设纵联差动保护。保护瞬时动作于跳闸。 2.1.3.3作为速断保护和差动保持记的后备，尚应装设过电流保护。保护整定值按射过最大负荷 电流整定，保护带时限动作于跳闸。 2.11.3.4双星形接线的并联电抗器组，可装设中性点差流保护，作为电抗器内部匝间短路的主 保持记。保护按两段式配置，一段动作于信号，另一段带时限动作于跳闸。 2.11.3.5330~500kV并联电抗器，应装设匝间短路保护。保护带时限动作于跳闸。 2.11.4对330~500KV并联电抗器，当电源电压可能升高并引起并联电抗器过负荷时，应装设过负 荷只护。保护带时限动作于信号。 2.11.5对于并联电抗器温度升高和冷却系统故障，应装设动作于信号或带时限动作于跳闸的装 置。 2.11.6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，保护动作 于跳闸;当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护动作于信号。 对三相不对称等原因引起的接地电抗器过负荷，宜装设过负荷保护。保护带时限动作于信号。 2.11.7330~500kV线路并联电抗器无专用断路器时，其动作于跳闸的保护，应采取使对侧断路器 跳闸的措施。 2.12异步电动机和同步电动机保护 2.12.1电压为3kV以上的异步电动机和同步电动机，对下列故障及异常运行方式，应装设相应的 保护: 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。 2.12.2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; 2.12.2.12MW以下电动机，装设电流速断保护。保护宜采用两相式; 2.12.2.22MW以上电动机，或2MW以下，但电流速断保护灵敏系数不符合要求的电动机，装设纵 联差动保护。 2.12.2.3上述保护应动作于跳闸。对于有自动灰尘磁装置的同步电动机保护还应动作于灭磁。 2.12.3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，保护带时限动作于跳闸;单相接地电流为10A以下时，保护可动 作于跳闸，也可动作于信号号。 2.12.4下列电动机应装设过负荷保护; 2.12.4.1生产过程中易发生过负荷的电动机。保护应根据负荷特性，带时阴动作于信号或跳闸 ; 2.12.4.2起动或自动困难，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。 2.12.5下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸; 2.12.5.1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动起而需要断开的 次要电动机; 2.12.5.2当电源电压短时降低或短时中断后，不允许或不需要自起动的电动机; 2.12.5.3需要自起动，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; 2.12.5.4属1类负荷并装有自凤入装置的备用机械的电动机。 2.12.62MW及以上电动机，为反应电动机相电流的不平衡，并作为短路主保护的后备保护，可装 设负序过流保护。保护动作于信号或跳闸。 2.12.7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。 失步保护可按下列原理构成: 2.12.7.1反应转子回路出现的交流分量; 2.12.7.2反应定子电压与电流间相角的变化; 2.12.7.3反应定子过负荷。这种方法用于短路比在0.8及以上，且负荷平衡的电动机。 2.12.8对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 磁保护带时限动作于跳闸。 2.12.9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。 保护可反应功率方向、频率降低、频率下降速度或由有关保护和自动装置联锁动作。 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。 `h 3安全自动装置 `T 3.1一般规定 3.1.1在电力系统中，应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电 ，或对重要用户的供电长时是中断。 3.1.2电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置 。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切负荷、自动低频减载、火电厂事故减出力 、水电厂事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电自 动解列及自动调节励磁等。 3.1.3安全自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 3.1.3.1可靠性是指装置该动作时，应可靠动作;不该动作时，应可靠不动作的性能。为保证可 靠性，装置应简单可靠，具备必要的检测和监视措施，并应便于运行维护。 3.1.3.2选择性是指安全自动装置应根据入障和异常运行的特点，按预期的要求实现其控制作用 。 3.1.3.3灵敏性是指安全自动装置的起动元件和测量元件，在故障和异常运行时，能可靠起动和 进行正确判断的性能。 3.1.3.4速动性是指维护系统稳定的自动装置要尽快动作;限制事故影响的自动装置，应在保证 选择性前提下尽快动作的性能。 3.2自动重合闸 3.2.1自动重合闸装置应按下列规定装设: 3.2.1.13kV及以上的架空线路和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。 3.2.1.2旁路断路器和兼作旁路的母线联络断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置。 3.2.1.3低压侧不带电源的降压变压器，可装设自动重合闸装置。 3.2.1.4必要时，母线故障可采用母线自动重合闸装置。 3.2.2自动重合闸装置应符合下列基本要求: 3.2.2.1自动重合闸装置可按控制开关位置与断路器位置不对应的原理起动，对综合重合闸装置 ，尚宜实现由保持记同时起动的方式。 3.2.2.2用控制开关或通过摇控装置将断路器断开，或将断路器投入于故障线呼上，而随即由保 持记将其断开时，自动重合闸装置均不应动作。 3.2.2.3在任何情况下(包括装置本身的元件损坏，以及继电器触点住或拒动)，自动重合闸装置 的地动作次数应符合预先的规定(如一次重合闸只应动作一次)。 3.2.2.4自动重合闸装置动作后，应自动复归。 3.2.2.5自动重合闸装置应能在重合闸后，加速继电保护的动作。必要时，可在重合闸前加速其 动作。 3.2.2.6自动重合闸装置应个有接收外来闭锁信号的功能。 3.2.3自动重合闸装置的动作时限应符合下列要求: 3.2.3.1对单侧电源线路上的三相重合闸装置，其时限应大于下列时间: a.故障点灭弧时间(计及负荷侧电动机反馈对灭弧时间的影响)及周围介质去游离时间; b.断路器及操作机构复归原状，准备发再次动作的时间。 3.2.3.2对双侧电源的三相和单相重合闸装置或单侧电源的单相重合闸装置，其时限除应考虑第 3.2.3.1条要求外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性，及潜供电流对灭弧的 影响。 3.2.3.3电力系统稳定的要求。 3.2.4110KV及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设: 3.2.4.1采用三相一次重合闸方式。 3.2.4.2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。 3.2.4.3由几段串联线路构成的电力网，为了补救电流速断等速动保护的无选择性动作，可采用 带前加速的重合闸或顺序重合闸方式。 3.2.5110KV及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设: 3.2.5.1并列 地的发电厂或电力系统之间，具有4条及以上联系的线路或3条紧密联系的线路， 可采用不检查同步的在玎自动重合闸方式。 3.2.5.2并列运行的发电厂或电力系统之间，具有2条联系的线路或3条联系不紧密的线路，可采 用下列重合闸方式: a.同步检定和无电压检定的三相重合闸方式。 b.并列运行双回线路，也可采用检查另一回线路有电流的自动重合闸方式。 3.2.5.3双侧电源的单回线路，可采用下列重合闸方式; a.解列重合闸方式，即将一侧电源解列，另一侧装设线咱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。 3.2.5.4当符合下列条件，且认为有必要时，可采用非同步重合闸方式: a.流过发电机、同步调相机或电力变压器的冲击电流不超过规定值时; b.在非同步重合闸所产生的振荡过程中，对重要负荷的影响较小，或者可以采取措施减 小其影 响(例如尽量使电动机在电压恢复后，能自动起动，使同步电动机失步后，实现再同步等)时; c.重合后，电力系统可以迅速恢复同步运行时。 3.2.6当采用非同步重事闸方式时，应根据实际情况采取措施，以防止本线路或其他线路的保持 记不正确动作。 3.2.7220~500kV线路，应根据电力网结构和线路的特点确定重合闸方式。对220kV线路，满足本 规程第362.5.1、第3.2.5.2、第3.2.5.3条有关采用三相重合闸方式的规定时，可装设三相重合闸装 置，否则装设综合重合闸装置。330~500kV线路，一般情况下应装设综合重合闸装置。 3.2.8在带有分支的线路上使用单相重合闸装置时，分支侧的自动重合闸装置采用下列方式: 3.2.8.1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 性点不接地，但所带负荷较大时，装设零序电压起动的低压选相的单相重合闸 装置。重合后，不再跳闸。当负荷较小时，不装设重合闸装置，也不跳闸。 中性点处装设一个电压互感 如分支处无高压电压互感器，也可在变压器9中性点不接地) 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，然后重合闸。重合后，不再跳 闸。 3.2.8.2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，按第3.2.8.1条规定处理。 b.如分支处电源较大，则在分支处装设单相重合闸装置。 3.2.9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: 3.2.9.1重合闸过程中出现的非全相运行状态，如有可能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。 3.2.9.2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 经合闸而造成非全相运行，应采取措施断开三相，并应保证选择性。 3.2.10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。 3.2.115.6MVA以上低压侧不带电源的单组降压变压器，如其电源侧有断断路器和过电汉保护， 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。当变压器内部故障时，应用瓦 斯和差动(或电流速断)保护将重合闸闭锁。 3.2.12当变电所的母线上设有专用的母线保护。且必要时，可采用母线重合闸方式。 当重合于永久性故障时，母线保持记应能可靠动作，切除故障。 3.3自动投入 3.3.1在下列情况下，应装设备用电源和备用设备的自动投入装置(以下简称自动投入装置): a.装用备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源; b.由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的变电所; c.降压变电所内有备用变压器或有互为备用的母线段; d.有备用机组的某些重要辅机。 3.3.2自动投入装置应符合下列要求: a.应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备; b.工作电源或设备上的电压，不论因任何原因消失时，自动投入装置均应动作; c.自动投入装置应保证只动作一次。 3.3.3发电厂用备用电源自动投入装置，除第3.3.2条的规定外，还应符合下列要求: 3.3.3.1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， 另一工作电源又被断开，必要时，自动投入装置应仍能动作。 3.3.3.2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，应各装设独 立的自动投入装置，当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时，自动投入装置应使任一备 用电源都能对全厂各工作电源实行自动投入。 3.3.3.3自动投入装置，在条件可能时，可采用带有检定同期的恰恰速切换方式;也可采用带有 母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。 3.3.4应校验备用电源和备用设备自动投入时过负荷的情况，以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于自动减负荷。 3.3.5当自动投入装置动作时，如备用电源或设备投于故障，应使其保护加速动作。 3.4自动低频减载 3.4.1电力系统中，应装设足够数量和自动低频减载装置。当电力系统因事故发生功率缺频时， 由自动低频减载装置断开一部分次要秀荷，以防止频率过度降低，并使之很快恢复到一定数值，从 而保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。 3.4.2自动低频减载装置的配置及其断开负荷的容量，应根据最不利的运行方式下发生事故时， 整个电力系统或其各部分，实际可能发生的最大功率缺额业确定。例如考虑断开弧立发电厂中容量 最大的发电机、断开输送功率最大的线路或断开容量最大的发电厂，以及考虑由于联络线事故断开 ，而引起电力系统解列等。 3.4.3电力系统中，应装设具有下列特点的自动低频减载装置; 3.4.3.1基本段快速动作 基本段一般按频率分为若干级。装置的频率速整定值应根据电力系统的具体条件，保证 型火电 厂安全运行，以及继电器本身的特性等因素决定。起始运行频率，宜取为49hZ。 3.4.3.2 后备段带较长时限 后备段可分为若干级，最小动人香间我为10~15s。 3.4.4对局部地区事故，如功率缺额很大，为防止电压急剧下降时，自动低频减载装置失效，宜 装设其他自动减载装置。其他自动减载装置可由焉旬因素起动:发电机、线路或变压器断开或过负 荷;输送功率方向改变;频率下降的变化率以及低电压下降等。 3.4.5如在小容量电力系统的短路过程中，由于短咱功率突增使频率下降，可能引起自动低频减 载装置误动作时，以及在自动重合闸装置或备用电源自动投入装置动作过程中，由于同步调相机和 电动机反馈的影响可能误动作时，应采取相应措施。 3.5系统安全自动控制 3.5.1在电力系统中，除应采用本规程有关章节规定的继电保护和安全自动装置之外，还可根据 具体情况和一次设备的条件，采取下列自动控制措施，以防止扩大事故，保证系统稳定。 3.5.1.1对功率过剩现频率上升的一侧: a.对发电机快速减出力; b.切除部分发电机; c.短时投入电气制动。 3.5.1.2对功率缺额或频率下降的一侧: a.切除部分负荷(含抽水运行的蓄能机组); b.对发电机组快速加出力; c.将发电机快速由调相改发电运行，快速起动备用机组等。 3.5.1.3在预定地点将系统解列。 3.5.1.4断开线路串联补偿的部分电容器。 3.5.1.5快速控制静止电压补偿。 3.5.1.6直流输电系统输送容量的快速调制。 上述安全自动装置可在电力系统发生扰动时(反应保护联锁、功率突变、频率或电压变化及两侧 电动势相角差等)起动，并根据系统初始运行状态和故障严重程度，进行综合判断，发生操作命令。 当上述安全自动装置的起动中分和执行部分不在同一地点时，可采用远方的信事情传送装置。 3.5.2电力系统中，应考虑由于各种原因引起稳定破坏的可能性。为了防止由此引起电力系统长 期大面积停电和对重要地区的破坏性停电，应在电力系统中预先安排的，尽可能使功率平衡的解列 点上，装设解列装置。当系统发生振荡时，将系统分割成各自保持同步的供需尽可能平衡的区域。 解列点要根据系统发展情况进行配置。在运行中，可根据潮流变化情况进行调整。 3.5.2.1在下列情况下应设置解列点: a.当系统中非同步运行的各部分可能实现再同步，且对负荷影响不大时，应采取措施，以促使 其拉入同步。如果发生持续性的非同步过程，则经过规定的振荡周期数后，在预定地眯将系统解列 。 b.当故障后，难以实现再同步或者对负荷影响较大时，应立即在预定地点将系统解列。 c.并列运行的重负荷线路中一部分线路断开后，或并列运行的不同电压等级线路中主要高压送 电线路断开后，可能导致继续运行的线路或设备严重过负荷时，应在预定地点解列或自动减载。 d.与主系统相连的带有地区电源的地区系统，当主系统发生事故、与主系统相连的线路发生故 障，或地区系统与主系统发生振荡时，为保证地区系统重要负荷的供电，应在地区系统设置解列点 。 e.大型企业的自备电厂，为保证在系统电源中断或发生振荡时，不影响企业重要用户供电，应 在适当地点设置解列点。 3.5.2.2解旬装置可按下列原理构成: a.反应频率或电压的下降; b.反应功率或电流大小及方向的变化; c.反应发电厂和联络线的过负荷; d.反应两侧电动势相角差达到极限值; e.反应失步时电气参数的变化。 3.5.3电力系统故障或振荡解列后，为了使解列后的局部系统功率供需平衡，加速恢复系统稳定 运行，可根据具体情史采取以下措施: 3.5.3.1低频或低压减载及连锁减载。 3.5.3.2发电机快速改变出力。 3.5.3.3快速起动备用机组，或将调相运行的发电机自动改变发电运行。 3.5.3.4以水电厂为主的系统，当系统中负荷突然减少后，系统频率升高将引起系统中汽轮发电 机超速时，应装设反应频率升高的解列装置，将水电厂部分发电机解列或断开，或将水电厂解列， 单独带地区负荷。 3.5.3.5投切并联电抗器及并联电容器。 3.6同步并列 3.6.1发电厂内，下列断路器应能进行同步操作:发电机、发电机双绕组变压器组高压侧，发电 机三绕组变压器组各电源侧、双绕组变压器低压侧或高压侧、三绕组变压器各电源侧、线母分段、 线母联络、旁路、35KV及以上系统联络线，以及其春它可能发生非同步合闸的断路器。 3.6.2在正常情况下，同步发电机的并列应采用准同步方式;在故障情况下，水轮发电机可采用 自同步方式;100MW以下的汽轮发电机，也可采用自同步方式。 3.6.3采用自同步方式的发电机，应符合定子绕组的绝缘及端部固定情况良好、端部接头无不良 现象、自同步并列时，定子超瞬变电流的周期分量不超过允许值的要求。 3.6.4在发电厂中，应按下列规定装设同步并列装置: 3.6.4.1准同步装置 对单机容量为6MW及以下的发电厂，可装设带相位闭锁的手动准同步装置;对单相容量为6MW以 上的发电厂，应装设自动准同步装置和带相位闭锁的手动准同步装置。 3.6.4.2自同步装置 不电厂宜装设自同步装置;单机容量为100MW以下的火电厂，可装设手动或半自动自同步装置。 3.6.5在变电所中，当有调相机时，或有经常解列和并列的线路时，应装设带相位闭锁的手动准 同步装置。必要时，还可装设半自动准同步装置或捕捉同步装置。 3.7自动调节励磁 3.7.1发电机均应装设自动调节励磁装置，并且自动调节盛磁装置应具备下列功能: a.在电力系统发生故障时，按给定的要求强行盛磁; b.在正常运行情况下，按给定要求保持电压; c.在并列运行发电机之间，按给定要求分配无功负荷; d.提高静态稳定极限; e.对200MW及以上的发电机，还应具有过盛限制、低励限制和功角限制等功能。 3.7.2调相机均应装设自动调节励磁装置，并且自动调节励磁装置应具备3.7.1条所规定的相应 功能。 3.7.3水轮发电机的自动调节励磁装置，应能限制由于转速升高而引起的过电压。当须大量降低 励磁时，自动调节励磁装置应能快速减磁，否则应增设单独快速装磁装置。 3.7.4作为自动调节励磁装置强行励磁作用的后备措施，并作为某些不能满足强行励磁要求的自 动调节励磁装置的补充措施，汽轮发电机和调相机均应装设继电强行励磁装置。 继电强行励磁装置应符合下列规定。 3.7.4.1继电强行励磁装置由低电压继电器构成时: a.并列运行各机组的继电强行励磁装置，应分别接入不同相别的电压，以保证发生任何类型的 相间短路时，均有一定数量的同步电机进行强行励磁。 b.在某些类型相间短路情况下，若自动调节励磁装置不能保证强行励磁，则继电强行盛磁装置 接入电压的相别，应与自动调节励磁装置相配合，以便有自动调节励磁装置不能反应时，继电强行 励磁装置能够动作。 3.7.4.2为避免继电强行盛磁装置与自动调节励磁装置电压相别相互配合上的复杂性，以及为提 高继电强行励磁装置的灵敏性，也可采用正序电压或复合电压(全电压和负序电压)起动的继 电强行 励磁装置。 3.7.4.3电压互感器一次或二次侧发生断线故障时，继电强行励磁装置不应误动作。 3.7.4.4当备用励磁机代替工作励磁机时，继电强行励磁装置应切换到备用励磁机上。 3.7.5发电机和调相机的自动调节励磁装置，应接到机端民压互感器上。 当由电压互感器供给发电机励磁功率时，应装设自动调节励磁装置专用的电压互感器。 当自动调节励磁装置只由电压互感器取测量信号时，可不装设自动调节励磁装置专用的电压互 感器。 3.7.6复式励磁装置应接于发电机机端电流互感器上。 3.7.7同步电动机应装设继电强行励磁装置。 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 装设自动调节励磁装置。 3.8自动灭磁 3.8.1发电机应按下列规定装设自动灭磁装置; 3.8.1.11MW以下的发电机，可仅在盛磁机励磁回路内串联接入灭磁电阻。 3.8.1.21MW及以上、6MW以下的发电机，可采用对电阻放电的灭磁方式，也可采用只在发电机励 磁回咱和励磁机励磁回路串联电阻的方式。 3.8.1.36MW及以上的发电机，可采用对电阻放电的灭磁方式，也可以采用对消弧栅放电的灭磁 方式。在励磁机励磁回咱内可采用串联接入电阻的方式。对于大、中型汽轮发电机和水轮发电机、 励磁机励顺路，可采用对电阻放电逆变灭磁、非线性电阻灭磁等灭磁方式。 3.8.2灭磁电阻应符合以下要求: 发电机励磁回路的灭磁电阻，其电阻值可约为发电机励磁绕组热状态电阻的4~5倍，通流容量宜 为(0.1~0.2)倍发电机额定励磁电流。 励磁机励磁回路内串联接入的灭磁电阻，其电阻值可约为发电机励磁绕组热状态电阻值的10倍 ，通流容量宜为(0.05~0.1)倍励磁机额定励磁电流。 3.8.3当采用对消弧栅放电的灭磁方式时，灭磁过程基本结束后，应投入异步电阻。异步电阻值 可为发电机励磁绕组热状态电阻值4~5倍。异步电阻学作为过电压放电器的放电电阻使用，通流容量 宜为(0.05~0.2)倍发电机额定励磁电流。 3.8.4调相机和同步电动机的自动灭磁装置应符合的要求，与同类型发电机相同。 3.9自动故障记录 3.9.1为了分析电力系统事故及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速 判定线路故障点的位置，在主要发电厂，220kV及以上变民所和110KV重要变民所，应装设故障录波 器或其它类型的自动故障记录装置。 3.9.2电网中装设的故障录波器或其它类型的自动故障记录装置，在电力系统故障时，应快速起 动，在系统振荡时，亦应可靠起动，记录的参数应根据系统运行要求确定。 3.9.3300MW及以上发电机和330KV及以上变民所，应具有故障时的事件顺序记录，220KV重要变 电所，也宜具有上述功能。 `h 4二次回路 `T 4.1本章适宜 和于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路。 4.2二次回路的工作电压不应超过500V。 4.3互感器二次回路连接的秀荷，不应超过继电保护和安全自动装置工作准备等级所规定的负荷 范围。 4.4发电厂和变民所，应采用铜芯的控制电缆和绝缘导线。 4.5按机械强度要求，控制电缆或绝缘导线的芯线最小截面为:强电控制回路，不应小于1.5mm 2;弱电控制回路，不应小于0.5mm2。 电缆芯线截面的选择还应符合下列要求: a.电流回路:应使电流互感器的工作准确等级符合本规程第2.1.9条的规定。此时，如无可靠根 据，可按断路器的断流容量确定最大短路电流。 b.电压回路:当全部继电保护和安全自动装置动作时(考虑到发展，电压互感器的负荷最大时) ，电压互感器至继电保护和安全自动装置屏的电缆压降不应超过额定电压的3%。 c.操作回路:在最大负荷下，电源引出端至分、合闸线圈的电压降，不应超过额定电压的10%。 4.6屏(台)上的接线，以及断路器、隔离开关等传动装置的接线，除断路器电磁合闸线圈并，应 采用铜芯绝缘导线。 在经缘导线可能受到油浸蚀的地方，应采用耐油绝缘导线。 4.7安装在干燥房间里的配电屏、开关柜等的二次回路，或采用无护层的绝缘导线，在表面经防 腐处理的金属屏上直敷布线。 4.8当控制电缆的敷设长度超过制造长度，或由于配电屏的迁移而使原有电监狱工度不够，或更 换电缆的故障段时，可用焊接法连接电缆(在连接处应装设连接盒)，也可用其他屏上的接线端子来 连接。 4.9控制电缆应选用多芯电缆，并力求减少电缆根数。 对双重化保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双套跳闸线圈的控制回路等，两套系统 不宜合用同一根多芯电缆。 4.10屏(台)内与屏(台)外回路的连接、某些同名回路(如跳闸回路)的连接、同一屏(台)内各安 装单位的连接。 屏(台)内同一安装单位各设备之间接 连接，以及电缆与互感器、单独设备的连接，呆不经过端 子排。 对于电流回路、需要接入试验设备的回路、试验时需要断开的电压和操作电源回咱，以及在运 行中需要停用或投入的保护，应装设必要的试验端子、试验端钮(或试验盒)、连接片和切换片。其 安装位置应便于操作。 属于不同安装单位或不同装置的端子，应分别组成单独的端子排。 4.11在安装各种设备、断路器或隔离开关的连没触点、端子排和接地线时，应能在不断开3KV及 以上一次接线的情况下，保证在二次回路端子排上安全地工作。 4.12电流互感器的二次回路应有一个接地点，并在配电装置附近经端子排接地。但对于有几组 电流互感器连接在一起的保护，则应在保护屏上经端子排接地。 4.13电压互感器的一次侧隔离开关断开后，其二次回路应有防止电压反馈的措施。对电压及功 率自动调节装置的交流电压回路，应采取措施，以防止电压互感器一次或二次侧断线时，发生误强 盛或误调节。 4.14电压互感器的二次侧中性点或绕组引出端之一，应接地。接地方式分直接接地和通过击穿 保险器接地两种。向交流操作的保护和安全自动装置操作回咱供电的电压互感器，其中性点应通过 击穿保险器接地。采用B相直接接地的星形接线的电压互感器，其中性点也应通过击穿保险器接地。 电压互感器的二次回路只允许有一处接地，接地点宜设在控制室内，并应牢固焊接在接地小母 线上。 4.15在电压互感器二次回路中，除开口三角形绕组和另有专门规定者9例如自动调节励磁装置) 外，应装设熔断器或自动开关;接有距离保护时，如有必要，宜装设自动开关。 在接地线上不应安装有开断可能的设备。当采用B相接地时，熔断器或自动开关应装在互感器绕 组引出端与接地点之间。 电压互感器开口三角形绕组的试验用引出线上，应装设熔断器或自动开关。 4.16各独立安装单位二次回路的操作电源，应经过专用的熔断或自动开关，其配置原则应按下 列规定进行: 4.16.1在发电厂和变电所中，每一安装单位的保护回路和断路器控制回路，可合用一组单独的 熔断器或自动开关。 4.16.2对具有两个跳闸线圈和采用双重快速保护的安装单位，宜按双电源分别设置独立的熔断 器或自动开关。 4.17发电厂和变电所中重要设备和线路的继电保护和安全自动装置，应有经常监视操作电源的 装置。各断路器的跳闸回路、重要设备和线路的断路器合闸回咱，以及装有自动合闸装置的断路器 合闸回路，均应装设监视回路整性的监视装置。 监视装置可采用光信号或声光信号。 4.18在可能出现操作过电压的二次回路中，应采取降低操作过电压的措施，例如对电感大的线 圈并联消弧回路。 4.19在有振动的地方，应采取防止导线接头松脱和继电器误动作的措施。 4.20屏(台)和屏(台)上设备的前面和后面，应有必要的标志，标明其所属安装单位及用途。(屏 (台)上的设备，在布置上，应使各安装单位分开，不允许互相交叉。 4.21接到端子和设备上的电缆芯和绝缘导线，应有标志，并避免跳、合闸回咱靠近正电源。 4.22当采用静态保护时，根据保护的要求，在二次回路中宜采用下列抗干扰措施: 4.22.1在电缆敷设时，应充分利用自然屏蔽物的屏蔽作用。必要时，可与保护用电缆平行设置 专用屏蔽线。 4.22.2采用装铅包电缆或屏蔽电缆，且屏蔽层在两端接地。 4.22.3强电和弱电回路不宜合用同一根电缆。 4.22.4电缆芯线之间的电容充放电过程中，可能导致保护装置误动作时，应使用不同的电缆中 的芯线，将相应的回路分开;或采用其他措施。 4.22.5保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。 4.22.6保护用电缆敷设路径、尽可能离开高压母线及高频暂态电流的入地点，如避雷器和避雷 针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备。 `h`C附录 本规程用词说明 (补充件) `T`L 根据国家基本建设委员会1980年2月颁发的《工程建设规范管理办法》的规定,对本规程中的用 词说明如下: 1 表示条文执行严格程度的用词。 1.1 表示很严禁各,非这样做不可的用词: 正面词采用“必须” 反面词采用“严禁” 1.2 表示严格,在正常情况下都应当这样做的用词: 正面词采用“应” 反面词采用“不应”或不“不得” 1.3 表示允许稍有选择,在条件许可时首先应这样做的用词: 正面词采用“宜”或“可” 反面词采用“不宜” 2 表示应按其他有关标准规范的规定执行时,写为“应按„„执行”或“应符合„„要求或规定” 。表示非必须按照所指的标准规范执行的,写为“可参照„”。 3 连词的用法: “和”,“与”字,一般用于两个类型相同的词和词组的连接,表示并列的关系。 一般用于前后不能颠倒过来的两个词或词组的联接。 “及”字, 附加说明: 本标准由能源部科技司提出。 本标准由能源部科技司、能源部继电保护标准化技术委员会归口,由能源部东北电力设计院负责 起草。 主要起草人:李云龙、李向贤、王进洪。 电厂分散控制系统故障分析与处理 作者: 单位: 摘要:归纳、分析了电厂DCS系统出现的故障原因，对故障处理的过程及注意事项进行了说明。为提高分散控制系统可靠性，从管理角度提出了一些预防措施建议，供参考。 关键词:DCS 故障统计分析 预防措施 随着机组增多、容量增加和老机组自动化化改造的完成，分散控制系统以其系统和网络结构的先进性、控制软件功能的灵活性、人机接口系统的直观性、工程设计和维护的方便性以及通讯系统的开放性等特点，在电力生产过程中得到了广泛应用，其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH系统成功应用的基础上，正逐步向MEH、BPC、ETS和ECS方向扩展。但与此同时，分散控制系统对机组安全经济运行的影响也在逐渐增加;因此如何提高分散控制系统的可靠性和故障后迅速判断原因的能力，对机组的安全经济运行至关重要。本文通过对浙江电网机组分散控制系统运行中发生的几个比较典型故障案例的分析处理，归纳出提高分散系统的可靠性的几点建议，供同行参考。 1 考核故障统计 浙江省电力行业所属机组，目前在线运行的分散控制系统，有TELEPERM-ME、MOD300，INFI-90，NETWORK-6000， MACS?和MACS-?，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-GS/C800， DEH-IIIA等系统。笔者根据各电厂安全简报记载，将近几年因分散控制系统异常而引起的机组故障次数及定性统计于表1 表1 热工考核故障定性统计 2 热工考核故障原因分析与处理 根据表1统计，结合笔者参加现场事故原因分析查找过程了解到的情况，下面将分散控制系统异常(浙江省电力行业范围内)而引起上述机组设备二类及以上故障中的典型案例分类浅析如下: 2.1 测量模件故障典型案例分析 测量模件“异常”引起的机组跳炉、跳机故障占故障比例较高，但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易，根据故障现象、故障首出信号和SOE记录，通过分析判断和试验，通常能较快的查出“异常”模件。这种“异常”模件有硬性故障和软性故障二种，硬性故障只能通过更换有问题模件，才能恢复该系统正常运行;而软性故障通过对模件复位或初始化，系统一般能恢复正常。比较典型的案例有三种: (1)未冗余配置的输入/输出信号模件异常引起机组故障。如有台130MW机组正常运行中突然跳机，故障首出信号为“轴向位移大?”，经现场检查，跳机前后有关参数均无异常，轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值，本特利装置也未发讯，但LPC模件却有报警且发出了跳机指令。因此分析判断跳机原因为DEH主保护中的LPC模件故障引起，更换LPC模件后没有再发生类似故障。另一台600MW机组，运行中汽机备用盘上“汽机轴承振动高”、“汽机跳闸”报警，同时汽机高、中压主汽门和调门关闭，发电机逆功率保护动作跳闸;随即高低压旁路快开，磨煤机B跳闸，锅炉因“汽包水位低低”MFT。经查原因系,1高压调门因阀位变送器和控制模件异常，使调门出现大幅度晃动直至故障全关，过程中引起,1轴承振动高高保护动作跳机。更换,1高压调门阀位控制卡和阀位变送器后，机组启动并网，恢复正常运行。 (2)冗余输入信号未分模件配置，当模件故障时引起机组跳闸:如有一台600MW机组运行中汽机跳闸，随即高低压旁路快开，磨煤机B和D相继跳闸，锅炉因“炉膛压力低低”MFT。当时因系统负荷紧张，根据SOE及DEH内部故障记录，初步判断的跳闸原因而强制汽机应力保护后恢复机组运行。二日后机组再次跳闸，全面查找分析后，确认2次机组跳闸原因均系DEH系统三路“安全油压力低”信号共用一模件，当该模件异常时导致汽轮机跳闸，更换故障模件后机组并网恢复运行。另一台200MW机组运行中，汽包水位高?值，?值相继报警后MFT保护动作停炉。查看CRT上汽包水位，2点显示300MM，另1点与电接点水位计显示都正常。进一步检查显示300MM 的2点汽包水位信号共用的模件故障，更换模件后系统恢复正常。针对此类故障，事后热工所采取的主要反事故措施，是在检修中有针对性地对冗余的输入信号的布置进行检查，尽可能地进行分模件处理。 (3)一块I/O模件损坏，引起其它I/O模件及对应的主模件故障:如有台机组 “CCS控制模件故障"及“一次风压高低”报警的同时， CRT上所有磨煤机出口温度、电流、给煤机煤量反馈显示和总煤量百分比、氧量反馈，燃料主控BTU输出消失，F磨跳闸(首出信号为“一次风量低”)。4分钟后 CRT上磨煤机其它相关参数也失去且状态变白色，运行人员手动MFT(当时负荷410MW)。经检查电子室制粉系统过程控制站(PCU01柜MOD4)的电源电压及处理模件底板正常，二块MFP模件死机且相关的一块CSI模件((模位1-5-3，有关F磨CCS参数)故障报警，拔出检查发现其5VDC逻辑电源输入回路、第4输出通道、连接MFP的I/O扩展总线电路有元件烧坏(由于输出通道至BCS(24VDC)，因此不存在外电串入损坏元件的可能)。经复位二块死机的MFP模件，更换故障的CSI模件后系统恢复正常。根据软报警记录和检查分析，故障原因是CSI模件先故障，在该模件故障过程中引起电压波动或I/O扩展总线故障，导致其它I/O模件无法与主模件MFP03通讯而故障，信号保持原值，最终导致 主模件MFP03故障(所带A-F磨煤机CCS参数)，CRT上相关的监视参数全部失去且呈白色。 2.2 主控制器故障案例分析 由于重要系统的主控制器冗余配置，大大减少了主控制器“异常”引发机组跳闸的次数。主控制器“异常”多数为软故障，通过复位或初始化能恢复其正常工作，但也有少数引起机组跳闸，多发生在双机切换不成功时，如: (1)有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降，调整给泵转速无效，而CRT上汽包水位保持不变。当电接点水位计分别下降至甲-300mm，乙-250mm，并继续下降且汽包水位低信号未发，MFT未动作情况下，值长令手动停炉停机，此时CRT上调节给水调整门无效，就地关闭调整门;停运给泵无效，汽包水位急剧上升，开启事故放水门，甲、丙给泵开关室就地分闸，油泵不能投运。故障原因是给水操作站运行DPU死机，备用DPU不能自启动引起。事后热工对给泵、引风、送风进行了分站控制，并增设故障软手操。 (2)有台机组运行中空预器甲、乙挡板突然关闭，炉膛压力高MFT动作停炉;经查原因是风烟系统I/O站DPU发生异常，工作机向备份机自动切换不成功引起。事后电厂人员将空预器烟气挡板甲1、乙1和甲2、乙2两组控制指令分离，分别接至不同的控制站进行控制，防止类似故障再次发生。 2.3 DAS系统异常案例分析 DAS系统是构成自动和保护系统的基础，但由于受到自身及接地系统的可靠性、现场磁场干扰和安装调试质量的影响，DAS信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动，甚至机组误跳闸故障在我省也有多次发生，比较典型的这类故障有: (1)模拟量信号漂移:为了消除DCS系统抗无线电干扰能力差的缺陷，有的DCS厂家对所有的模拟量输入通道加装了隔离器，但由此带来部分热电偶和热电阻通道易电荷积累，引起信号无规律的漂移，当漂移越限时则导致保护系统误动作。我省曾有三台机组发生此类情况(二次引起送风机一侧马达线圈温度信号向上漂移跳闸送风机，联跳引风机对应侧)，但往往只要松一下端子板接线(或拆下接线与地碰一下)再重新接上，信号就恢复了正常。开始热工人员认为是端子柜接地不好或者I/O屏蔽接线不好引起，但处理后问题依旧。厂家多次派专家到现场处理也未能解决问题。后在机组检修期间对系统的接地进行了彻底改造，拆除原来连接到电缆桥架的AC、DC接地电缆;柜内的所有备用电缆全部通过导线接地;UPS至DCS电源间增加1台20kVA的隔离变压器，专门用于系统供电，且隔离变压器的输出端N线与接地线相连，接地线直接连接机柜作为系统的接地。同时紧固每个端子的接线;更换部份模件并将模件的软件版本升级等。使漂移现象基本消除。 (2)DCS故障诊断功能设置不全或未设置。信号线接触不良、断线、受干扰，使信号值瞬间变化超过设定值或超量程的情况，现场难以避免，通过DCS模拟量信号变化速率保护功能的正确设置，可以避免或减少这类故障引起的保护系统误动。但实际应用中往往由于此功能未设置或设置不全，使此类故障屡次发生。如一次风机B跳闸引起机组RB动作，首出信号为轴承温度高。经查原因是由于测温热电阻引线是细的多股线，而信号电缆是较粗的 单股线，两线采用绞接方式，在震动或外力影响下连接处松动引起轴承温度中有点信号从正常值突变至无穷大引起(事后对连接处进行锡焊处理)。类似的故障有:民工打扫现场时造成送风机轴承温度热电阻接线松动引起送风机跳闸;轴承温度热电阻本身损坏引起一次风机跳闸;因现场干扰造成推力瓦温瞬间从99?突升至117?，1秒钟左右回到99?，由于相邻第八点已达85?，满足推力瓦温度任一点105?同时相邻点达85?跳机条件而导致机组跳闸等等。预防此类故障的办法，除机组检修时紧固电缆和电缆接线，并采用手松拉接线方式确认无接线松动外，是完善DCS的故障诊断功能，对参与保护连锁的模拟量信号，增加信号变化速率保护功能尤显重要(一当信号变化速率超过设定值，自动将该信号退出相应保护并报警。当信号低于设定值时，自动或手动恢复该信号的保护连锁功能)。 (3)DCS故障诊断功能设置错误:我省有台机组因为电气直流接地，保安1A段工作进线开关因跳闸，引起挂在该段上的汽泵A的工作油泵A连跳，油泵B连锁启动过程中由于油压下降而跳汽泵A，汽泵B升速的同时电泵连锁启动成功。但由于运行操作速度过度，电泵出口流量超过量程，超量程保护连锁开再循环门，使得电泵实际出水小，B泵转速上升到5760转时突然下降1000转左右(事后查明是抽汽逆止阀问题)，最终导致汽包水位低低保护动作停炉。此次故障是信号超量程保护设置不合理引起。一般来说，DAS的模拟量信号超量程、变化速率大等保护动作后，应自动撤出相应保护，待信号正常后再自动或手动恢复保护投运。 2.4 软件故障案例分析 分散控制系统软件原因引起的故障，多数发生在投运不久的新软件上，运行的老系统发生的概率相对较少，但一当发生，此类故障原因的查找比较困难，需要对控制系统软件有较全面的了解和掌握，才能通过分析、试验，判断可能的故障原因，因此通常都需要厂家人员到现场一起进行。这类故障的典型案例有三种: (1)软件不成熟引起系统故障:此类故障多发生在新系统软件上，如有台机组80%额定负荷时，除DEH画面外所有DCS的CRT画面均死机(包括两台服务器)，参数显示为零，无法操作，但投入的自动系统运行正常。当时采取的措施是:运行人员就地监视水位，保持负荷稳定运行，热工人员赶到现场进行系统重启等紧急处理，经过30分钟的处理系统恢复正常运行。故障原因经与厂家人员一起分析后，确认为DCS上层网络崩溃导致死机，其过程是服务器向操作员站发送数据时网络阻塞，引起服务器与各操作员站的连接中断，造成操作员站读不到数据而不停地超时等待，导致操作员站图形切换的速度十分缓慢(网络任务未死)。针对管理网络数据阻塞情况，厂家修改程序考机测试后进行了更换。另一台机组曾同时出现4台主控单元“白灯”现象，现场检查其中2台是因为A机备份网停止发送，1台是A机备份网不能接收，1台是A机备份网收、发数据变慢(比正常的站慢几倍)。这类故障的原因是主控工作机的网络发送出现中断丢失，导致工作机发往备份机的数据全部丢失，而双机的诊断是由工作机向备份机发诊断申请，由备份机响应诊断请求，工作机获得备份机的工作状态，上报给服务器。由于工作机的发送数据丢失，所以工作机发不出申请，也就收不到备份机的响应数据，认为备份机故障。临时的解决方法是 当长时间没有正确发送数据后，重新初始化硬件和软件，使硬件和软件从一个初始的状态开始运行，最终通过更新现场控制站网络诊断程序予以解决。 (2)通信阻塞引发故障:使用TELEPERM-ME系统的有台机组，负荷300MW时,运行人员发现煤量突减，汽机调门速关且CRT上所有火检、油枪、燃油系统均无信号显示。热工人员检查发现机组EHF系统一柜内的I/O BUS接口模件ZT报警灯红闪，操作员站与EHF系统失去偶合，当试着从工作站耦合机进入OS250PC软件包调用EHF系统时，提示不能访问该系统。通过查阅DCS手册以及与SIEMENS专家间的电话分析讨论，判断故障原因最大的可能是在三层CPU切换时，系统处理信息过多造成中央CPU与近程总线之间的通信阻塞引起。根据商量的处理方案于当晚11点多在线处理，分别按三层中央柜的同步模件的SYNC键，对三层CPU进行软件复位:先按CPU1的SYNC键，相应的红灯亮后再按CPU2的SYNC键。第二层的同步红灯亮后再按CPU3的同步模件的SYNC键，按3秒后所有的SYNC的同步红灯都熄灭，系统恢复正常。 (3)软件安装或操作不当引起:有两台30万机组均使用Conductor NT 5.0作为其操作员站，每套机组配置3个SERVER和3个CLIENT，三个CLIENT分别配置为大屏、值长站和操作员站,机组投运后大屏和操作员站多次死机。经对全部操作员站的SERVER和CLIENT进行全面诊断和多次分析后，发现死机的原因是:1)一台SERVER因趋势数据文件错误引起它和挂在它上的CLIENT在当调用趋势画面时画面响应特别缓慢(俗称死机)。在删除该趋势数据文件后恢复正常。2)一台SERVER因文件类型打印设备出错引起该SERVER的内存全部耗尽，引起它和挂在它上的CLIENT的任何操作均特别缓慢，这可通过任务管理器看到DEV.EXE进程消耗掉大量内存。该问题通过删除文件类型打印设备和重新组态后恢复正常。3)两台大屏和工程师室的CLIENT因声音程序没有正确安装，当有报警时会引起进程CHANGE.EXE调用后不能自动退出，大量的CHANGE.EXE堆积消耗直至耗尽内存，当内存耗尽后，其操作极其缓慢(俗称死机)。重新安装声音程序后恢复正常。此外操作员站在运行中出现的死机现象还有二种:一种是鼠标能正常工作，但控制指令发不出，全部或部分控制画面不会刷新或无法切换到另外的控制画面。这种现象往往是由于CRT上控制画面打开过多，操作过于频繁引起，处理方法为用鼠标打开VMS系统下拉式菜单，RESET应用程序，10分钟后系统一般就能恢复正常。另一种是全部控制画面都不会刷新，键盘和鼠标均不能正常工作。这种现象往往是由操作员站的VMS操作系统故障引起。此时关掉OIS电源，检查各部分连接情况后再重新上电。如果不能正常启动，则需要重装VMS操作系统;如果故障诊断为硬件故障，则需更换相应的硬件。 (4)总线通讯故障:有台机组的DEH系统在准备做安全通道试验时，发现通道选择按钮无法进入，且系统自动从“高级”切到“基本级”运行，热控人员检查发现GSE柜内的所有输入/输出卡(CSEA/CSEL)的故障灯亮, 经复归GSE柜的REG卡后，CSEA/CSEL的故障灯灭，但系统在重启“高级” 时，维护屏不能进入到正常的操作画面呈死机状态。根据报警信息分析，故障原因是系统存在总线通讯故障及节点故障引起。由于阿尔斯通DEH系统无冗余 配置，当时无法处理，后在机组调停时，通过对基本级上的REG卡复位，系统恢复了正常。 (5)软件组态错误引起:有台机组进行#1中压调门试验时，强制关闭中间变量IV1RCO信号，引起#1-#4中压调门关闭，负荷从198MW降到34MW，再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa,再热器安全门动作。故障原因是厂家的DEH组态，未按运行方式进行，流量变量本应分别赋给IV1RCO-IV4RCO，实际组态是先赋给IV1RCO，再通过IV1RCO分别赋给IV2RCO-IV4RCO。因此当强制IV1RCO=0时，所有调门都关闭，修改组态文件后故障消除。 2.5 电源系统故障案例分析 DCS的电源系统，通常采用1:1冗余方式(一路由机组的大UPS供电，另一路由电厂的保安电源供电)，任何一路电源的故障不会影响相应过程控制单元内模件及现场I/O模件的正常工作。但在实际运行中，子系统及过程控制单元柜内电源系统出现的故障仍为数不少，其典型主要有: (1)电源模件故障:电源模件有电源监视模件、系统电源模件和现场电源模件3种。现场电源模件通常在端子板上配有熔丝作为保护，因此故障率较低。而前二种模件的故障情况相对较多:1)系统电源模件主要提供各不同等级的直流系统电压和I/O模件电压。该模件因现场信号瞬间接地导致电源过流而引起损坏的因素较大。因此故障主要检查和处理相应现场I/O信号的接地问题，更换损坏模件。如有台机组负荷520MW正常运行时MFT，首出原因“汽机跳闸"。CRT画面显示二台循泵跳闸，备用盘上循泵出口阀,86?信号报警。5分钟后运行巡检人员就地告知循泵A、B实际在运行，开关室循泵电流指示大幅晃动且A大于B。进一步检查机组PLC诊断画面，发现控制循泵A、B的二路冗余通讯均显示“出错”。43分钟后巡检人员发现出口阀开度小就地紧急停运循泵A、B。事后查明A、B两路冗余通讯中断失去的原因，是为通讯卡提供电源支持的电源模件故障而使该系统失电，中断了与PLC主机的通讯，导致运行循泵A、B状态失去，凝汽器保护动作，机组MFT。更换电源模件后通讯恢复正常。事故后热工制定的主要反事故措施，是将两台循泵的电流信号由PLC改至DCS的CRT显示，消除通信失去时循泵运行状态无法判断的缺陷;增加运行泵跳闸关其出口阀硬逻辑(一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度,30度，延时15秒跳运行泵硬逻辑;一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度,0度，逆转速动作延时30秒跳运行泵硬逻辑);修改凝汽器保护实现方式。2)电源监视模件故障引起:电源监视模件插在冗余电源的中间，用于监视整个控制站电源系统的各种状态，当系统供电电压低于规定值时，它具有切断电源的功能，以免损坏模件。另外它还提供报警输出触点，用于接入硬报警系统。在实际使用中，电源监视模件因监视机箱温度的2个热敏电阻可靠性差和模件与机架之间接触不良等原因而故障率较高。此外其低电压切断电源的功能也会导致机组误跳闸， 如有台机组满负荷运行，BTG盘出现“CCS控制模件故障”报警，运行人员发现部分CCS操作框显示白色，部分参数失去，且对应过程控制站的所有模件显示白色，6s后机组MFT，首出原因为“引风机跳闸”。约2分钟后CRT画面显示恢复正常。当时检查系统未发现任何异常(模件无任何故障痕迹，过程控制站的通讯卡切换试验正常)。机组重新启动并网运行也未发现任何问题。事后与厂家技术人员一起专题分析讨论，并利用其它机组小修机会对控制系统模拟试验验证后，认为事件原因是由于该过程控制站的系统供电电压瞬间低于规定值时，其电源监视模件设置的低电压保护功能作用切断了电源，引起控制站的系统电源和24VDC、5VDC或15VDC的瞬间失去，导致该控制站的所有模件停止工作(现象与曾发生过的24VDC接地造成机组停机事件相似)，使送、引风机调节机构的控制信号为0，送风机动叶关闭(气动执行机构)，引风机的电动执行机构开度保持不变(保位功能)，导致炉膛压力低，机组MFT。 (2)电源系统连接处接触不良:此类故障比较典型的有:1)电源系统底板上5VDC电压通常测量值在5.10,5.20VDC之间，但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5V以下，少数跌至4.76VDC左右，引起部分I/O卡不能正常工作。经查原因是电源底板至电源母线间连接电缆的多芯铜线与线鼻子之间，表面上接触比较紧，实际上因铜线表面氧化接触电阻增加，引起电缆温度升高，压降增加。在机组检修中通过对所有5VDC电缆铜线与线鼻子之间的焊锡处理，问题得到解决。2)MACS-?DCS运行中曾在两个月的运行中发生2M801工作状态显示故障而更换了13台主控单元，但其中的多数离线上电测试时却能正常启动到工作状态，经查原因是原主控5V电源，因线损和插头耗损而导致电压偏低;通过更换主控间的冗余电缆为预制电缆;现场主控单元更换为2M801E-D01，提升主控工作电源单元电压至5.25V后基本恢复正常。3)有台机组负荷135MW时，给水调门和给水旁路门关小，汽包水位急速下降引发MFT。事后查明原因是给水调门、给水旁路门的端子板件电源插件因接触不良，指令回路的24V电源时断时续，导致给水调门及给水旁路门在短时内关下，汽包水位急速下降导致MFT。4)有台机组停炉前，运行将汽机控制从滑压切至定压后，发现DCS上汽机调门仍全开，主汽压力4260kpa，SIP上显示汽机压力下降为1800kpa，汽机主保护未动作，手动拍机。故障原因系汽机系统与DCS、汽机显示屏通讯卡件BOX1电源接触点虚焊、接触不好，引起通讯故障，使DCS与汽机显示屏重要数据显示不正常，运行因汽机重要参数失准手动拍机。经对BOX1电源接触点重新焊接后通讯恢复。5)循泵正常运行中曾发出#2UPS失电报警，20分钟后对应的#3、#4循泵跳闸。由于运行人员处理及时，未造成严重后果。热工人员对就地进行检查发现#2UPS输入电源插头松动，导致#2UPS失电报警。进行专门试验结果表明，循泵跳闸原因是UPS输入电源失去后又恢复的过程中，引起PLC输入信号抖动误发跳闸信号。 (3)UPS功能失效:有台机组呼叫系统的喇叭有杂音，通信班人员关掉该系统的主机电源查原因并处理。重新开 启该主机电源时，呼叫系统杂音消失，但集控室右侧CRT画面显示全部失去，同时MFT信号发出。经查原因是由于呼叫系统主机电源接至该机组主UPS，通讯人员在带载合开关后，给该机组主UPS电源造成一定扰动，使其电压瞬间低于195V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS系统、历史数据库等子系统的后备UPS失去带负荷能力(事故后试验确定)，造成这些系统失电，所有制粉系统跳闸，机组由于“失燃料”而MFT 。 (4)电源开关质量引起:电源开关故障也曾引起机组多次MFT，如有台机组的发电机定冷水和给水系统离线，汽泵自行从“自动”跳到“手动”状态;在MEH上重新投入锅炉自动后，汽泵无法增加流量。1分钟后锅炉因汽包水位低MFT动作。故障原因经查是DCS 给水过程控制站二只电源开关均烧毁，造成该站失电，导致给水系统离线，无法正常向汽泵发控制信号，最终锅炉因汽包水位低MFT动作。 2.6 SOE信号准确性问题处理 一旦机组发生MFT或跳机时，运行人员首先凭着SOE信号发生的先后顺序来进行设备故障的判断。因此SOE记录信号的准确性，对快速分析查找出机组设备故障原因有着很重要的作用。这方面曾碰到过的问题有: (1)SOE信号失准:由于设计等原因，基建接受过来的机组，SOE信号往往存在着一些问题(如SOE系统的信号分辨力达不到指标要求却因无测试仪器测试而无法证实，信号源不是直接取自现场，描述与实际不符，有些信号未组态等等)，导致SOE信号不能精确反映设备的实际动作情况。有台机组MFT时，光字牌报警“全炉膛灭火”，检查DCS中每层的3/4火检无火条件瞬间成立，但SOE却未捉捕到“全炉膛灭火”信号。另一台机组MFT故障，根据运行反映，首次故障信号显示“全炉膛灭火”，同时有“DCS电源故障”报警，但SOE中却未记录到DCS电源故障信号。这使得SOE系统在事故分析中的作用下降，增加了查明事故原因的难度。为此我省各电厂组织对SOE系统进行全面核对、整理和完善，尽量做到SOE信号都取自现场，消除SOE系统存在的问题。同时我们专门开发了SOE信号分辨力测试仪，经浙江省计量测试院测试合格后，对全省所属机组SOE系统分辨力进行全部测试，掌握了我省DCS的SOE系统分辨力指标不大于1ms的有四家，接近1ms的有二家，4ms的有一家。 (2)SOE报告内容凌乱:某电厂两台30万机组的INFI-90分散控制系统，每次机组跳闸时生成的多份SOE报告内容凌乱，启动前总是生成不必要的SOE报告。经过1)调整SEM执行块参数， 把触发事件后最大事件数及触发事件后时间周期均适当增大。2)调整DSOE Point 清单，把每个通道的Simple Trigger由原来的BOTH改为0TO1，Recordable Event。3)重新下装SEM组态后，问题得到了解决。 (3)SOE报表上出现多个点具有相同的时间标志:对于INFI-90分散控制系统，可能的原因与处理方法是:1)某个SET或SED模件被拔出后在插入或更换，导致该子模件上的所有点被重新扫描并且把所有状态为1的点(此时这些点均有相同的跳闸时间)上报给SEM。2)某个MFP主模件的SOE缓冲区设置太小产生溢出，这种情况下，MFP将会执行内部处理而复位SOE，导致其下属的所有SET或SED子模件中，所有状态为1的点(这些点均有相同跳闸时间)上报给了SEM模件。处理方法是调整缓冲区的大小(其值由FC241的S2决定，一般情况下调整为100)。3)SEM收到某个MFP的事件的时间与事件发生的时间之差大于设定的最大等待时间(由FC243的S5决定)，则SEM将会发一个指令让对应的MFP执行SOE复位，MFP重新扫描其下属的所有SOE点，且将所有状态为1 的点(这些点均有相同的跳闸时间)上报给SEM，。在环路负荷比较重的情况下(比如两套机组通过中央环公用一套SEM模件)，可适当加大S5值，但最好不要超过60秒。 2.7 控制系统接线原因 控制系统接线松动、错误而引起机组故障的案例较多，有时此类故障原因很难查明。此类故障虽与控制系统本身质量无关，但直接影响机组的安全运行，如: (1)接线松动引起:有台机组负荷125MW，汽包水位自动调节正常，突然给水泵转速下降，执行机构开度从64%关至5%左右，同时由于给水泵模拟量手站输出与给水泵液偶执行机构偏差大(大于10%自动跳出)给水自动调节跳至手动，最低转速至1780rpm，汽包水位低低MFT动作。原因经查是因为给水泵液偶执行机构与DCS的输出通道信号不匹配，在其之间加装的信号隔离器，因24VDC供电电源接线松动失电引起。紧固接线后系统恢复正常。事故后对信号隔离器进行了冗余供电。 (2)接线错误引起:某#2 机组出力300MW时,#2B汽泵跳闸(无跳闸原因首出、无大屏音响报警)，机组RB动作，#2E磨联锁跳闸，电泵自启，机组被迫降负荷。由于仅有ETS出口继电器动作记录, 无#2B小机跳闸首出和事故报警，且故障后的检查试验系统都正常，当时原因未查明。后机组检修复役前再次发生误动时，全面检查小机现场紧急跳闸按钮前接的是电源地线，跳闸按钮后至PLC，而PLC后的电缆接的是220V电源火线，拆除跳闸按钮后至PLC的电缆,误动现象消除，由此查明故障原因是是跳闸按钮后至PLC的电缆发生接地，引起紧急跳闸系统误动跳小机。 (3)接头松动引起:一台机组备用盘硬报警窗处多次出现“主机EHC油泵2B跳闸”和“开式泵2A跳闸”等信号误报警，通过CRT画面检查发现PLC的 A路部分I/O柜通讯时好时坏，进一步检查发现机侧PLC的3A、4、5A和6的4个就地I/O柜二路通讯同时时好时坏，与此同时机组MFT动作，首出原因为汽机跳闸。原因是通讯母线B路在PLC4柜内接头和PLC5、PLC4柜本身的通讯分支接头有轻微松动，通过一系列的紧固后通讯恢复正常。 针对接线和接头松动原因引起的故障，我省在基建安装调试和机组检修过程中，通过将手松拉接线以以确认接线 是否可靠的方法，列入质量验收内容，提高了接线质量，减少了因接线质量引起的机组误动。同时有关电厂 制定了热工控设备通讯电缆随机组检修紧固制度，完善控制逻辑，提高了系统的可靠性。 2.8 控制系统可靠性与其它专业的关系 需要指出的是MFT和ETS保护误动作的次数，与有关部门的配合、运行人员对事故的处理能力密切相关，类似的故障有的转危为安，有的导致机组停机。一些异常工况出现或辅机保护动作，若运行操作得当，本可以避免MFT动作(如有台机组因为给煤机煤量反馈信号瞬时至零，30秒后逻辑联锁磨煤机热风隔离挡板关闭，引起一次风流量急降和出口风温持续下跌，热风调节挡板自动持续开至100%，冷风调节挡板由于前馈回路的作用而持续关小，使得一次风流量持续下降。但由于热风隔离挡板有卡涩，关到位信号未及时发出，使得一次风流量小至造成磨煤机中的煤粉积蓄，第5分钟时运行减少了约10%的煤量，约6分钟后热风隔离挡板突然关到位，引起一次风流量的再度急剧下降，之后按设计连锁逻辑，冷风隔离挡板至全开，使得一次风流量迅速增大，并将磨煤机C中的蓄煤喷向炉膛，造成锅炉燃烧产生局部小爆燃，引风机自动失控于这种异常情况，在三个波的扰动后(约1分钟)，炉膛压力低低MFT。当时MFT前7分钟的异常工况运行过程中，只要停运该台磨煤机就可避免MFT故障的发生)。此外有关部门与热工良好的配合，可减少或加速一些误动隐患的消除;因此要减少机组停组次数，除热工需在提高设备可靠性和自身因素方面努力外，还需要热工和机务的协调配合和有效工作，达到对热工自动化设备的全方位管理。需要运行人员做好事故预想，完善相关事故操作指导，提高监盘和事故处理能力。 3 提高热工自动化系统可靠性的建议 随着热工系统覆盖机、电、炉运行的所有参数，监控功能和范围的不断扩大以及机组运行特点的改变和DCS技术的广泛应用，热控自动化设备已由原先的配角地位转变为决定机组安全经济运行的主导因素，其任一环节出现问题，都有导致热控装置部分功能失效或引发系统故障，机组跳闸、甚至损坏主设备的可能。因此如何通过科学的基础管理，确保所监控的参数准确、系统运行可靠是热工安全生产工作中的首要任务。在收集、总结、吸收同仁们自动化设备运行检修、管理经验和保护误动误动原因分析的基础上，结合热工监督工作实践，对提高热工保护系统可靠性提出以下建议，供参考: 3.1 完善热工自动化系统 (1)解决操作员站电源冗余问题:过程控制单元柜的电源系统均冗余配置，但所有操作员站的电源通常都接自本机组的大UPS，不提供冗余配置。如果大UPS电压波动，将可能引起所有操作员站死机而不得不紧急停运机组，但由于死机后所有信号都失去监视，停机也并非易事。为避免此类问题发生，建议将每台机组的部份操作员站与另一台机组的大UPS交叉供电，以保证当本机大UPS电压波动时，仍有2台OIS在正常运行。 (2)对硬件的冗余配置情况进行全面核查，重要保护信号尽可能采取三取二方式，消除同参数的多信号处理和互为备用设备的控制回路未分模件、分电缆或分电源(对互为备用的设备)现象，减少一模件故障引起保护系统误 动的隐患。 (3)做好软报警信号的整理:一台600MW机组有近万个软报警点，这些软报警点往往未分级处理，存在许多描述错误，报警值设置不符设计，导致操作画面上不断出现大量误报警，使运行人员疲倦于报警信号，从而无法及时发现设备异常情况，也无法通过软报警去发现、分析问题。为此组织对软报警点的核对清理，整理并修改数据库里软报警量程和上、下限报警值;通过数据库和在装软件逻辑的比较，矫正和修改错误描述，删除操作员站里重复和没有必要的软报警点，对所有软报警重新进行分组、分级，采用不同的颜色并开通操作员站声音报警，进行报警信号的综合应用研究，使软报警在运行人员监盘中发挥作用。 (4)合理设置进入保护联锁系统的模拟量定值信号故障诊断功能的处理，如信号变化速率诊断处理功能的利用，可减少因接线松动、干扰信号或设备故障引起的信号突变导致系统故障的发生，未设置的应增加设置。 (5)继续做好热工设备电源回路的可靠性检查工作，对重要的保护装置及DCS、DEH系统，定期做好电源切换试验工作，减少或避免由于电源系统问题引起机组跳机等情况发生。 (6)加强对测量设备现场安装位置和测量管路敷设的检查，消除不满足规程要求隐患，避免管路积水和附加的测量误差，导致机组运行异常工况的再次发生。 (7)加强对电缆防损、和敷设途径的防火、防高温情况检查，不符要求处要及时整改，尤其是燃机机组，要避免因烟道漏气烧焦电缆，导致跳机故障的发生。 (8)电缆绝缘下降、接线不规范(松动、毛刺等)、通讯电缆接头松动、信号线拆除后未及时恢复等，引起热工系统异常情况的屡次发生，表明随着机组运行时间的延伸，电缆原先紧固的接头和接线，可能会因气候、氧化等因素而引起松动，电缆绝缘可能会因老化而下降。为避免此类故障的发生，各电厂应将热工重要系统电缆的绝缘测量、电缆接线和通讯电缆接头紧固、消除接线外露现象等，列入机组检修的热工常规检修项目中，并进行抽查验收，对所有接线用手松拉，确认接线紧固，消除接线松动而引发保护系统误动的隐患。 (9)开展热工保护、连锁信号取样点可靠性、保护逻辑条件及定值合理性的全面梳理评估工作，经过论证确认，进行必要的整改，(如给泵过量程信号设计为开再循环门的，可能会引起系统异常，应进行修改)。完善机组的硬软报警、报警分级处理及定值核对，确保其与经审核颁发的热工报警、保护定值表相符。保警信号综合利用 3.2 加强热控自动化系统的运行维护管理 (1)模件吹扫:有些DCS的模件对灰和静电比较敏感，如果模件上的积灰较多可能会造成该模件的部分通道不能正常工作甚至机组MFT，如我省曾有台机组，一个月内相继5次MFT，前四次MFT动作因GPS校时软件有问题，导致历史库、事故追忆、SOE记录时间不一致，事故原因未能查明。在GPS校时软件问题得到处理后发生第五次MFT时，根据记录查明MFT动作原因系DCS主控单元一内部模件未进行喷涂绝缘漆处理，表面积灰严重使内部模件板上元器件瞬间导通，导致控制单元误发网络信号引起。更换该控制单元模件和更改组态软件后，系统 恢复正常运行。因此要做好电子室的孔洞封堵，保持空气的清洁度，停机检修时及时进行模件的清扫。但要注意，有些机组的DCS模件吹扫、清灰后，往往发生故障率升高现象(有电厂曾发生过内部电容爆炸事件)，其原因可能与拨插模件及吹扫时的防静电措施、压缩空气的干燥度、吹扫后模件及插槽的清洁度等有关，因此进行模件工作时，要确保防静电措施可靠，吹扫的压缩空气应有过滤措施(最好采用氮气吹扫)，吹扫后模件及插槽内清洁。 (2)风扇故障、不满足要求的环境温湿度和灰尘等小问题，有可能对设备安全产生隐患，运行维护中加强重视。 (3)统计、分析发生的每一次保护系统误动作和控制系统故障原因(包括保护正确动作的次数统计)，举一反三，消除多发性和重复性故障。 (4)对重要设备元件，严格按规程要求进行周期性测试。完善设备故障、运行维护和损坏更换登记等台帐。 (5)完善热工控制系统故障下的应急处理措施(控制系统故障、死机、重要控制系统冗余主控制器均发生故障)。 (6)根据系统和设备的实际运行要求，每二年修订保护定值清册一次，并把核对、校准保护系统的定值作为一项标准项目列入机组大小修项目中。重要保护系统条件、定值的修改或取消，宜取得制造厂同意，并报上级主管部门批准、备案。 (7)通过与规定值、出厂测试数据值、历次测试数据值、同类设备的测试数据值比较，从中了解设备的变化趋势，做出正确的综合分析、判断，为设备的改造、调整、维护提供科学依据。 3.3 规范热工自动化系统试验 (1)完善保护、联锁系统专用试验操作卡(操作卡上对既有软逻辑又有硬逻辑的保护系统应有明确标志);检修、改造或改动后的控制系统，均应在机组起动前，严格按照修改审核后的试验操作卡逐步进行试验。 (2)各项试验信号应从源头端加入，并尽量通过物理量的实际变化产生。试验过程中如发现缺陷，应及时消除后重新试验(特殊试验项目除外)直至合格。 (3)规范保护信号的强制过程(包括强制过程可能出现的事故事前措施，信号、图纸的核对，审批人员的确认把关，强制过程的监护及监护人应对试验的具体操作进行核实和记录等)，强调信号的强置或解除强置，必须及时准确地作好记录和注销工作。 (4)所有试验应有试验方案(或试验操作单)、试验结束后应规范的填写试验报告(包括试验时间、试验内容、试验步骤、验收结果及存在的问题)，连同试验方案、试验曲线等一起归档保存。 3.4 继续做好基建机组、改造机组、检修机组的全过程热工监督工作 (1)对设备选型、采购、验收、安装、调试、竣工图移交等各个环节严把质量关，确保控制系统和设备指标满足要求。 (2)充分做好控制系统改造开工前的准备工作(包括设计、出厂验收、图纸消化等)。 (3)严格执行图纸 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ，加强检修、改造施工中的图纸修改流程管理，图纸修改应及时在计算机内进行，以 保证图纸随时符合实际;试验图纸应来自确认后的最新版本。 (4)计算机软件组态、保护的定值和逻辑需进行修改或改进时，应严格执行规定的修改程序;修改完毕应及时完成对保护定值清册和逻辑图纸的修改，组态文件进行拷贝，并与保护修改资料一起及时存档。 (5)机组检修时进行控制系统性能与功能的全面测试，确保检修后的控制系统可靠。 3.5 加强培训交流 (1)定期进行人员的安全教育和专业技术培训，不断提高人员的安全意识和专业水平，提高人员对突发事件的准确判断和迅速处理能力。减少检修维护和人为原因引起的热工自动化系统故障。 (2)加强电厂间交流，针对热工中存在的问题，组织专业讨论会，共同探讨解决问题办法。 (3)完善热工保护定值及逻辑修改制度;认真组织学习、严格执行热工保护连锁投撤制度;实行热工保护定值及逻辑修改、热工保护投撤、热工保护连锁信号强制与解除强制监护制。