实现事故控制要求的安全自动装置选择性

5.1　一般规定

5.1.1　在电力系统中，应按照DL 755和DL/T 723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入、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　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。

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，装置应简单可靠，具备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　自动重合闸

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；

c）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：

a）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；

e）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，可在重合闸前加速继电保护动作；

f）自动重合闸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列要求：

5.2.3.1　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。

5.2.4　110kV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。

5.2.4.3　由几段串联线路构成的电力网，为了补救速动保护无选择性动作，可采用带前加速的重合闸或顺序重合闸方式。

5.2.5　110kV及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设：

5.2.5.1　并列运行的发电厂或电力系统之间，具有四条以上联系的线路或三条紧密联系的线路，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式。

5.2.5.2　并列运行的发电厂或电力系统之间，具有两条联系的线路或三条联系不紧密的线路，可采用同步检定和无电压检定的三相重合闸方式：

5.2.5.3　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。

5.2.6　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：

a）对220kV单侧电源线路，采用不检查同步的三相重合闸方式；

b）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；

e）对330kV～500kV线路，一般情况下应采用单相重合闸方式；

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闸。

5.2.7　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：

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，不再跳闸。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：

a）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。

5.2.10　5.6 MVA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　重合闸应按断路器配置。

5.2.13　当一组断路器设置有两套重合闸装置（例如线路的两套保护装置均有重合闸功能）且同时投运时，应有措施保证线路故障后仍仅实现一次重合闸。

5.2.14　使用于电厂出口线路的重合闸装置，应有措施防止重合于永久性故障，以减少对发电机可能造成的冲击。

5.3　备用电源自动投入

5.3.1　在下列情况下，应装设备用电源的自动投入装置（以下简称自动投入装置）：

a）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；

c）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　自动投入装置的功能设计应符合下列要求：

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，才投入备用电源或设备；

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，自动投入装置均应动作；

c）自动投入装置应保证只动作一次。

5.3.3　发电厂用备用电源自动投入装置，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，另一工作电源又被断开，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入装置；当任一备用电源能作为全厂各工作电源的备用时，自动投入装置应使任一备用电源能对全厂各工作电源实行自动投入。

5.3.3.3　自动投入装置在条件可能时，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DL 755及DL/T 723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。

5.4.1.2　稳定控制装置应根据实际需要进行配置，优先采用就地判据的分散式装置，根据电网需要，也可采用多个厂站稳定控制装置及站间通道组成的分布式区域稳定控制系统，尽量避免采用过分庞大复杂的控制系统。

5.4.1.3　稳定控制系统应采用模块化结构，以便于适应不同的功能需要，并能适应电网发展的扩充要求。(www.xing528.com)

5.4.2　对稳定控制装置的主要技术性能要求：

a）装置在系统中出现扰动时，如出现不对称分量，线路电流、电压或功率突变等，应能可靠起动；

b）装置宜由接人的电气量正确判别本厂站线路、主变或机组的运行状态；

c）装置的动作速度和控制内容应能满足稳定控制的有效性；

d）装置应有能与厂站自动化系统和/或调度中心相关管理系统通信，能实现就地和远方查询故障和装置信息、修改定值等；

e）装置应具有自检、整组检查试验、显示、事件记录、数据记录、打印等功能。

5.4.3　为防止暂态稳定破坏，可根据系统具体情况采用以下控制措施：

a）对功率过剩地区采用发电机快速减出力、切除部分发电机或投入动态电阻制动等；

b）对功率短缺地区采用切除部分负荷（含抽水运行的蓄能机组）等；

c）励磁紧急控制，串联及并联电容装置的强行补偿，切除并联电抗器和高压直流输电紧急调制等；

d）在预定地点将某些局部电网解列以保持主网稳定。

5.4.4　当电力系统稳定破坏出现失步状态时，应根据系统的具体情况采取消除失步振荡的控制措施。

5.4.4.1　为消除失步振荡，应装设失步解列控制装置，在预先安排的输电断面，将系统解列为各自保持同步的区域。

5.4.4.2　对于局部系统，如经验算或试验可能拉入同步、短时失步运行及再同步不会导致严重损失负荷、损坏设备和系统稳定进一步破坏，则可采用再同步控制，使失步的系统恢复同步运行。送端孤立的大型发电厂，在失步时应优先切除部分机组，以利其他机组再同步。

5.5　频率和电压异常紧急控制

5.5.1　电力系统中应设置限制频率降低的控制装置，以便在各种可能的扰动下失去部分电源（如切除发电机、系统解列等）而引起频率降低时，将频率降低限制在短时允许范围内，并使频率在允许时间内恢复至长时间允许值。

5.5.1.1　低频减负荷是限制频率降低的基本措施，电力系统低频减负荷装置的配置及其所断开负荷的容量，应根据系统最不利运行方式下发生事故时，整个系统或其各部分实际可能发生的最大功率缺额来确定。自动低频减负荷装置的类型和性能如下：

a）快速动作的基本段，应按频率分为若干级，动作延时不宜超过0.2s。装置的频率整定值应根据系统的具体条件、大型火电机组的安全运行要求、以及由装置本身的特性等因素决定。提高最高一级的动作频率值，有利于抑制频率下降幅度，但一般不宜超过49.2Hz；

b）延时较长的后备段，可按时间分为若干级，起动频率不宜低于基本的最高动作频率。装置最小动作时间可为10s～15s，级差不宜小于10s。

5.5.1.2　为限制频率降低，有条件时应首先将处于抽水状态的蓄能机组切除或改为发电工况，并启动系统中的备用电源，如旋转备用机组增发功率、调相运行机组改为发电运行方式、自动启动水电机组和燃气轮机组等。切除抽水蓄能机组和启动备用电源的动作频率可为49.5Hz左右。

5.5.1.3　当事故扰动引起地区大量失去电源（如20%以上），低频减负荷不能有效防止频率严重下降时，应采用集中切除某些负荷的措施，以防止频率过度降低。集中切负荷的判据应反应受电联络线跳闸、大机组跳闸等，并按功率分档联切负荷。

5.5.1.4　为了在系统频率降低时，减轻弱互联系统的相互影响，以及为了保证发电厂厂用电和其他重要用户的供电安全，在系统的适当地点应设置低频解列控制。

5.5.2　由于某种原因（联络线事故跳闸、失步解列等）有可能与主网解列的有功功率过剩的独立系统，特别是以水电为主并带有火电机组的系统，应设置自动限制频率升高的控制装置，保证电力系统：

a）频率升高不致达到汽轮机危急保安器的动作频率；

b）频率升高数值及持续时间不应超过汽轮机组（汽轮机叶片）特性允许的范围。

限制频率升高控制装置可采用切除发电机或系统解列，例如将火电厂及与其大致平衡的负荷一起与系统其他部分解列。

5.5.3　为防止电力系统出现扰动后，无功功率欠缺或不平衡，某些节点的电压降到不允许的数值，甚至可能出现电压崩溃，应设置自动限制电压降低的紧急控制装置。

5.5.3.1　限制电压降低控制装置作用于增发无功功率（如发电机、调相机的强励，电容补偿装置强行补偿等）或减少无功功率需求（如切除并联电抗器，切除负荷等）。

5.5.3.2　低电压减负荷控制作为自动限制电压降低和防止电压崩溃的重要措施，应根据无功功率和电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　自动调节励磁

5.6.1　发电机均应装设自动调节励磁装置。自动调节励磁装置应具备下列功能：

a）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。

c）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，并有必要的信号输入和输出接口。

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。

5.6.2　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/T 7409.1～7409.3的规定，还应满足下列要求：

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。

5.6.3　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。当需大量降低励磁时，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。

5.6.4　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仪用测量电压互感器。

5.6.5　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，也可装设自动调节励磁装置。

5.7　自动灭磁

5.7.1　自动灭磁装置应具有灭磁功能，并根据需要具备过电压保护功能。

5.7.2　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倍。

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2～3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；

5.7.5　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。

5.8　故障记录及故障信息管理

5.8.1　为了分析电力系统事故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及以上变电所和110kV重要变电所应装设专用故障记录装置。单机容量为200MW及以上的发电机或发电机变压器组应装设专用故障记录装置。

5.8.2　故障记录装置的构成，可以是集中式的，也可以是分散式的。

5.8.3　故障记录装置除应满足DL/T 553标准的规定外，还应满足下列技术要求：

5.8.3.1　分散式故障记录装置应由故障录波主站和数字数据采集单元（DAU）组成。DAU应将故障记录传送给故障录波主站。

5.8.3.2　故障记录装置应具备外部起动的接入回路，每一DAU应能将起动信息传送给其他DAU。

5.8.3.3　分散式故障记录装置的录波主站容量应能适应该厂站远期扩建的DAU的接入及故障分析处理。

5.8.3.4　故障记录装置应有必要的信号指示灯及告警信号输出接点。

5.8.3.5　故障记录装置应具有软件分析、输出电流、电压、有功、无功、频率、波形和故障测距的数据。

5.8.3.6　故障记录装置与调度端主站的通信宜采用专用数据网传送。

5.8.3.7　故障记录装置的远传功能除应满足数据传送要求外，还应满足：

a）能以主动及被动方式、自动及人工方式传送数据；

b）能实现远方起动录波；

c）能实现远方修改定值及有关参数。

5.8.3.8　故障记录装置应能接收外部同步时钟信号（如GPS的IRIG—B时钟同步信号）进行同步的功能，全网故障录波系统的时钟误差应不大于1ms，装置内部时钟24h误差应不大于±5s。

5.8.3.9　故障记录装置记录的数据输出格式应符合IEC 60255—24标准。

5.8.4　为使调度端能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，应逐步建立继电保护及故障信息管理系统。

5.8.4.1　继电保护及故障信息管理系统功能要求：

a）系统能自动直接接收直调厂、站的故障录波信息和继电保护运行信息；

b）能对直调厂、站的保护装置、故障录波装置进行分类查询、管理和报告提取等操作；

c）能够进行波形分析、相序相量分析、谐波分析、测距、参数修改等；

d）利用双端测距软件准确判断故障点，给出巡线范围；

e）利用录波信息分析电网运行状态及继电保护装置动作行为，提出分析报告；

f）子站端系统主要是完成数据收集和分类检出等工作，以提供调度端对数据分析的原始数据和事件记录量。

5.8.4.2　故障信息传送原则要求：

a）全网的故障信息，必须在时间上同步。在每一事件报告中应标定事件发生的时间；

b）传送的所有信息，均应采用标准规约。