GBT50062-2008電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范

中華人民共和國國家標準GB／T50062—2008

電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范

Code for design of relaying protection andautomatic device of electric power installations

2008—12—15發布2009—06—01實施

中華人民共和國住房和城鄉建設部中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局聯合發布

中華人民共和國住房和城鄉建設部公告第196號

關于發布國家標準《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》的公告

    現批準《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》為國家標準，編號為GB／T50062--2008，自2009年6月1日起實施。原《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》GB 5006292同時廢止。

本規范由我部標準定額研究所組織中國計劃出版社出版發行。

中華人民共和國住房和城鄉建設部

二oo八年十二月十五日

前言

本規范是根據建設部“關于印發《二oo四年工程建設國家標準制訂、修訂計劃》的通知”(建標(2004367號)的要求，由中國電力工程顧問集團東北電力設計院對原國家標準《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》GB50062--92進行修訂的基礎上編制而成的。

本規范共分15章和2個附錄，主要內容包括：總則、一般規定、發電機保護、電力變壓器保護、3~66kV電力線路保護、110kV電力線路保護、母線保護、電力電容器和電抗器保護、3kV及以上電動機保護、自動重合閘、備用電源和備用設備的自動投入裝置、自動低頻低壓減負荷裝置、同步并列、自動調節勵磁及自動滅磁、二次回路及相關設備。

本次修訂的主要內容有：

1.擴大了規范的適用范圍：由單機容量25MW及以下改為50MW及以下。

2.增加了經電阻接地的變壓器和接地變壓器保護。

3.增加了并聯電抗器保護。

4.自動低頻減載裝置改為自動低頻低壓減負荷裝置。

5.同步并列及解列改為同步并列，取消解列內容。

6.增加了自動調節勵磁及自動滅磁內容。

7.增加了二次回路相關設備內容。

本規范由住房和城鄉建設部負責管理，由中國電力工程顧問集團東北電力設計院負責具體技術內容的解釋。本規范在執行過程中，請各單位結合工程實踐，認真總結經驗，如發現需要修改或補充之處，請將意見和建議寄交中國電力工程顧問集團東北電力設計院(地址：吉林省長春市人民大街4368號，郵政編碼：130021)，以供今后修訂時參考。

本規范主編單位和主要起草人：

主編單位：中國電力工程顧問集團東北電力設計院

主要起草人：李巖山、王穎、張福生、劉鋼、安力群

1總則

1.0.1為在電力裝置的繼電保護和自動裝置設計中，貫徹執行國家的技術經濟政策，做到安全可靠、技術先進、經濟合理，制定本規范。

1.0.2本規范適用于3～110kV電力線路和設備、單機容量為50Mw及以下發電機、63MVA及以下電力變壓器等電力裝置的繼電保護和自動裝置的設計。

1.0.3電力裝置的繼電保護和自動裝置的設計，除應符合本規范外。尚應符合國家現行有關標準、規范的規定。

2一般規定

2.0.1電力設備和線路應裝設反應短路故障和異常運行的繼電保護和自動裝置。繼電保護和自動裝置應能及時反應設備和線路的故障和異常運行狀態，并應盡快切除故障和恢復供電。

2.0.2電力設備和線路應有主保護、后備保護和異常運行保護，必要時可增設輔助保護。

2.0.3繼電保護和自動裝置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，并應符合下列規定：

1繼電保護和自動裝置應具有自動在線檢測、閉鎖和裝置異常或故障報警功能。

2對相鄰設備和線路有配合要求時，上下兩級之間的靈敏系數和動作時間應相互配合。

3當被保護設備和線路在保護范圍內發生故障時，應具有必要的靈敏系數。

4保護裝置應能盡快地切除短路故障。當需要加速切除短路故障時，可允許保護裝置無選擇性地動作，但應利用自動重合閘或備用電源和備用設備的自動投入裝置縮小停電范圍。

2.0.4保護裝置的靈敏系數，應根據不利正常運行方式和不利故障類型進行計算。必要時，應計及短路電流衰減的影響。各類繼電保護的最小靈敏系數，應滿足本規范附錄B的要求。

3發電機保護

3.0.1電壓在3kV及以上，容量在50MW及以下的發電機，對下列故障及異常運行方式應裝設相應的保護裝置：

1定子繞組相間短路。

2定子繞組接地。

3定子繞組匝間短路。

4發電機外部短路。

5定子繞組過負荷。

6定子繞組過電壓。

7轉子表層(負序)過負荷。

8勵磁回路接地。

9勵磁電流異常下降或消失。

10逆功率。

3.0.2保護裝置出口動作可分為下列方式：

1停機：斷開發電機(或發電機變壓器)斷路器、滅磁。對汽輪發電機，關閉主汽門；對水輪發電機，關閉導水葉。

2解列滅磁：斷開發電機(或發電機變壓器)斷路器、滅磁，汽(水)輪機甩負荷。

3解列：斷開發電機(或發電機變壓器)斷路器。

4縮小故障影響范圍。

5信號：發出聲光信號。

3.0.3對發電機定子繞組及引出線的相間短路故障，應裝設相應的保護裝置作為發電機的主保護。保護裝置應動作于停機，并應符合下列規定：

11MW及以下單獨運行的發電機，如中性點側有引出線，應在中性點側裝設過電流保護；如中性點側無引出線，應在發電機端裝設低電壓保護。

21MW及以下與其他發電機或與電力系統并列運行的發電機，應在發電機端裝設電流速斷保護。當電流速斷保護靈敏性不符合要求時，可裝設縱聯差動保護；對中性點側沒有引出線的發電機，可裝設低電壓閉鎖過流保護。

3對1Mw以上的發電機，應裝設縱聯差動保護。對發電機變壓器組，當發電機與變壓器之間有斷路器時，發電機與變壓器應單獨裝設縱聯差動保護；當發電機與變壓器之間沒有斷路器時，可裝設發電機變壓器組共用的縱聯差動保護。

3.0.4發電機定子接地保護應符合下列規定：

1發電機定子繞組單相接地故障電流允許值應采用制造廠的規定值。如無制造廠規定值，可按表3.0.4執行。

注：對額定電壓為13.8kV的氫冷發電機，發電機定子繞組單相接地故障電流允許值應為2.5A。

2對直接接于母線的發電機，當定子繞組單相接地故障電流(不計消弧線圈的補償作用)大于允許值時，應裝設有選擇性的接地保護裝置，其出口應動作于信號。但當消弧線圈退出運行或其他原因導致上述故障電流大于允許值時，應動作于停機。

保護裝置應接于機端的零序電流互感器。其整定值應躲過不平衡電流和外部單相接地時發電機穩態電容電流，并宜設置外部未裝設接地保護時，應在發電機電壓母線卜葬詩耪啪監擁狴置，其出口應動作于信號。

保護裝置或接地監視裝置應能監視發電機零序電壓值。

3發電機變壓器組應裝設保護區不小于90％的定子接地保護。保護裝置應帶時限動作于信號，也可根據系統情況和發電機絕緣狀態作用于停機。

保護裝置應能監視發電機零序電壓值。

3.0.5發電機的定子匝間短路保護應符合下列規定：

1對定子繞組星形接線，每相有并聯分支，且中性點有分支引出端子的發電機，應裝設零序電流型橫差保護或裂相橫差保護。

橫差保護或裂相橫差保護應瞬時動作于停機。在汽輪發電機勵磁回路一點接地后，可切換為帶短時限動作于停機。

2對50MW的發電機，當定子繞組為星形接線，中性點只有三個引出端子時，也可裝設匝間短路保護。匝間短路保護應瞬時動作于停機。

3.0.6對發電機外部相間短路故障和作為發電機主保護的后備，其裝設的保護應符合下列規定：

1對1MW及以下且與其他發電機或與電力系統并列運行的發電機，應裝設過電流保護。保護裝置宜配置在發電機的中性點側，動作電流應按躲過最大負荷電流整定；對中性點沒有引出線的發電機，保護裝置應配置在發電機端。

2對1MW以上的發電機，宜裝設低壓啟動或復合電壓啟動的過電流保護。電流元件的動作電流，可取發電機額定值的1.3～1.4倍；低電壓元件接線電壓的動作電壓，汽輪發電機可取額定電壓值的0.6倍，水輪發電機可取額定電壓值的0.7倍。負序電壓元件的動作電壓，可取額定電壓值的0.06～0.12倍。

3對50MW的發電機，可裝設負序過電流保護和低壓啟動過電流保護。負序電流元件的動作電流可取發電機額定電流值的0.5～0.6倍；電流元件的動作電流和低電壓元件的動作電壓可按本條第2款規定取值。

4對發電機變壓器組，當發電機與變壓器之間沒有斷路器時，應利用發電機反應外部短路的保護作為后備保護，在變壓器低壓側不應另設保護裝置；當發電機與變壓器之間有斷路器時，變壓器的后備保護可按本規范第4.0.5條執行。在廠用分支線上應裝設單獨的保護裝置。

5對自并勵發電機，宜采用帶電流保持的低電壓過流保護。

6發電機后備保護宜帶有二段時限。

3.0.7對發電機定子繞組過負荷，應裝設過負荷保護。保護宜帶時限動作于信號。

3.0.8對水輪發電機定子繞組的過電壓，應裝設過電壓保護。動作電壓可取額定電壓的1.3～1.5倍，動作時限可取0.5s。過電壓保護宜動作于解列滅磁。

3.0.9對不對稱負荷、非全相運行以及不對稱短路引起的轉子表層過負荷，且容量為50MW、A值大于10的發電機，應裝設定時限負序過負荷保護。保護裝置的動作電流應按發電機長期允許的負序電流和躲過最大負N：-F~序電流濾過器的不平衡電流值整定，并應延時動作于信號。

3.0.10對發電機勵磁回路接地故障，應裝設接地保護或接地檢測裝置，并應符合下列規定：

11MW及以下的水輪發電機，對一點接地故障，宜裝設定期檢測裝置；1MW以上的水輪發電機，應裝設一點接地保護裝置，并應延時動作于信號，有條件時也可動作于停機。

2對汽輪發電機一點接地故障，應裝設接地檢測裝置。裝置可設二段定值。裝置宜采用連續檢測。

3.0.11對勵磁電流異常下降或完全消失的失磁故障，應裝設失磁保護，并應符合下列規定：

1不允許失磁運行的發電機或失磁對系統有重大影響的發電機，應裝設專用的失磁保護。

2汽輪發電機的失磁保護宜瞬時動作于信號。失磁后發電機電壓低于允許值時，宜帶時限動作于解列。

3水輪發電機的失磁保護宜帶時限動作于解列。

3.0.12燃汽輪發電機應裝設逆功率保護。保護宜帶時限動作于信號，并應延時動作于解列。

3.0.13自并勵發電機的勵磁變壓器宜采用電流速斷保護作為主保護，過電流保護作為后備保護。

4電力變壓器保護

4.0.1電壓為3～110kV，容量為63MV·A及以下的電力變壓器，對下列故障及異常運行方式，應裝設相應的保護裝置：

1繞組及其引出線的相間短路和在中性點直接接地或經小電阻接地側的單相接地短路。

2繞組的匝間短路。

3外部相間短路引起的過電流。

4中性點直接接地或經小電阻接地的電力網中外部接地短路引起的過電流及中性點過電壓。

5過負荷。

6油面降低。

7變壓器油溫過高、繞組溫度過高、油箱壓力過高、產生瓦斯或冷卻系統故障。

4.0.2容量為0.4MV·A及以上的車間內油浸式變壓器、容量為0.8MV·A及以上的油浸式變壓器，以及帶負荷調壓變壓器的充油調壓開關均應裝設瓦斯保護，當殼內故障產生輕微瓦斯或油面下降時，應瞬時動作于信號；當產生大量瓦斯時，應動作于斷開變壓器各側斷路器。

瓦斯保護應采取防止因震動、瓦斯繼電器的引線故障等引起瓦斯保護誤動作的措施。

當變壓器安裝處電源側無斷路器或短路開關時，保護動作后應作用于信號并發出遠跳命令，同時應斷開線路對側斷路器。

4.0.3對變壓器引出線、套管及內部的短路故障，應裝設下列保護作為主保護，且應瞬時動作于斷開變壓器的各側斷路器，并應符合下列規定：

1電壓為10kV及以下、容量為10MV·A以下單獨運行的變壓器，應采用電流速斷保護。

2電壓為10kV以上、容量為10MV·A及以上單獨運行的變壓器，以及容量為6.3MV·A及以上并列運行的變壓器，應采用縱聯差動保護。

3容量為10MV·A以下單獨運行的重要變壓器，可裝設縱聯差動保護。

4電壓為10kV的重要變壓器或容量為2MV·A及以上的變壓器，當電流速斷保護靈敏度不符合要求時，宜采用縱聯差動保護。

5容量為0.4MV·A及以上、一次電壓為10kV及以下，且繞組為三角一星形連接的變壓器，可采用兩相三繼電器式的電流速斷保護。

4.0.4變壓器的縱聯差動保護應符合下列要求：

1應能躲過勵磁涌流和外部短路產生的不平衡電流。

2應具有電流回路斷線的判別功能，并應能選擇報警或允許差動保護動作跳閘。

3差動保護范圍應包括變壓器套管及其引出線，如不能包括引出線時，應采取快速切除故障的輔助措施。但在63kV或110kV電壓等級的終端變電站和分支變電站，以及具有旁路母線的變電站在變壓器斷路器退出工作由旁路斷路器代替時，縱聯差動保護可短時利用變壓器套管內的電流互感器，此時套管和引線故障可由后備保護動作切除；如電網安全穩定運行有要求時，應將縱聯差動保護切至旁路斷路器的電流互感器。

4.0.5對由外部相間短路引起的變壓器過電流，應裝設下列保護作為后備保護，并應帶時限動作于斷開相應的斷路器，同時應符合下列規定：

1過電流保護宜用于降壓變壓器。

2復合電壓啟動的過電流保護或低電壓閉鎖的過電流保護，宜用于升壓變壓器、系統聯絡變壓器和過電流保護不符合靈敏性要求的降壓變壓器。

4.0.6外部相間短路保護應符合下列規定：

1單側電源雙繞組變壓器和三繞組變壓器，相間短路后備保護宜裝于各側；非電源側保護可帶兩段或三段時限；電源側保護可帶一段時限。

2兩側或三側有電源的雙繞組變壓器和三繞組變壓器，相間短路應根據選擇性的要求裝設方向元件，方向宜指向本側母線，但斷開變壓器各側斷路器的后備保護不應帶方向。

3低壓側有分支，且接至分開運行母線段的降壓變壓器，應在每個分支裝設相間短路后備保護。

4當變壓器低壓側無專用母線保護，高壓側相間短路后備保護對低壓側母線相間短路靈敏度不夠時，應在低壓側配置相間短路后備保護。

4.0.7三繞組變壓器的外部相間短路保護，可按下列原則進行簡化：

1除主電源側外，其他各側保護可僅作本側相鄰電力設備和線路的后備保護。

2保護裝置作為本側相鄰電力設備和線路保護的后備時，靈敏系數可適當降低，但對本側母線上的各類短路應符合靈敏性要求。

4.0.8中性點直接接地的nokV電力網中，當低壓側有電源的變壓器中性點直接接地運行時，對外部單相接地引起的過電流，應裝設零序電流保護，并應符合下列規定：

1零序電流保護可由兩段組成，其動作電流與相關線路零序過電流保護相配合，每段應各帶兩個時限，并均應以較短的時限動作于縮小故障影響范圍，或動作于斷開本側斷路器，同時應以較長的時限動作于斷開變壓器各側斷路器。

2雙繞組及三繞組變壓器的零序電流保護應接到中性點引出線上的電流互感器上。

4.0.9 110kV中性點直接接地的電力網中，當低壓側有電源的變壓器中性點可能接地運行或不接地運行時，對外部單相接地引起的過電流，以及對因失去中性點接地引起的電壓升高，應裝設后備保護，并應符合下列規定：

1全絕緣變壓器的零序保護應按本規范第4.0.8條裝設零序電流保護，并應增設零序過電壓保護。當變壓器所連接的電力網選擇斷開變壓器中性點接地時，零序過電壓保護應經0.3～0.5s時限動作于斷開變壓器各側斷路器。

2分級絕緣變壓器的零序保護，應在變壓器中性點裝設放電間隙。應裝設用于中性點直接接地和經放電間隙接地的兩套零序過電流保護，并應增設零序過電壓保護。用于中性點直接接地運行的變壓器應按本規范第4.0.8條裝設零序電流保護；用于經間隙接地的變壓器，應裝設反應間隙放電的零序電流保護和零序過電壓保護。當變壓器所接的電力網失去接地中性點，且發生單相接地故障時，此零序電流電壓保護應經0.3～0.5s時限動作于斷開變壓器各側斷路器。

4.0.10當變壓器低壓側中性點經小電阻接地時，低壓側應配置三相式過電流保護，同時應在變壓器低壓側裝設零序過電流保護，保護應設置兩個時限。零序過電流保護宜接在變壓器低壓側中性點回路的零序電流互感器上。

4.0.11專用接地變壓器應按本規范第4.0.3條配置主保護，并應配置過電流保護和零序過電流保護作為后備保護。

4.0.12當變壓器中性點經消弧線圈接地時，應在中性點設置零序過電流或過電壓保護，并應動作于信號。

4.0.13容量在0.4MV·A及以上、繞組為星形一星形接線，且低壓側中性點直接接地的變壓器，對低壓側單相接地短路應選擇下列保護方式，保護裝置應帶時限動作于跳閘：

1利用高壓側的過申.流保護時，保護裝置宜采用三相式。

2在低壓側中性線上裝設零序電流保護。

3在低壓側裝設三相過電流保護。

4.0.14容量在0.4MV·A及以上、一次電壓為10kV及以下、繞組為三角一星形接線，且低壓側中性點直接接地的變壓器，對低壓側單相接地短路，可利用高壓側的過電流保護，當靈敏度符合要求時，保護裝置應帶時限動作于跳閘；當靈敏度不符合要求時，可按本規范第4.0.13條第2款和第3款裝設保護裝置，并應帶時限動作于跳閘。

4.0.15容量在0.4MV·A及以上并列運行的變壓器或作為其他負荷備用電源的單獨運行的變壓器，應裝設過負荷保護。對多繞組變壓器，保護裝置應能反應變壓器各側的過負荷。過負荷保護應帶時限動作于信號。

在無經常值班人員的變電站，過負荷保護可動作于跳閘或斷開部分負荷。

4.0.16對變壓器油溫度過高、繞組溫度過高、油面過低、油箱內壓力過高、產生瓦斯和冷卻系統故障，應裝設可作用于信號或動作于跳閘的裝置。

5 3～66kV電力線路保護

5.0.1 3～66kV線路的下列故障或異常運行，應裝設相應的保護裝置：

1相間短路。

2單相接地。

3過負荷。

5.0.2 3～10kV線路裝設相間短路保護裝置，宜符合下列要求：

1電流保護裝置應接于兩相電流互感器上，同一網絡的保護裝置應裝在相同的兩相上。

2后備保護應采用遠后備方式。

3下列情況應快速切除故障：

1)當線路短路使發電廠廠用母線或重要用戶母線電壓低于額定電壓的60%時；

2)線路導線截面過小，線路的熱穩定不允許帶時限切除短路時。

4當過電流保護的時限不大于0.5～0.7s時，且無本條第3款所列的情況，或無配合上的要求時，可不裝設瞬動的電流速斷保護。

5.0.3 3-~10kV線路裝設相間短路保護裝置，應符合下列規定：

1對單側電源線路可裝設兩段電流保護，第一段應為不帶時限的電流速斷保護，第二段應為帶時限的電流速斷保護。兩段保護均可采用定時限或反時限特性的繼電器。對單側電源帶電抗器的線路，當其斷路器不能切斷電抗器前的短路時，不應裝設電流速斷保護，此時，應由母線保護或其他保護切除電抗器前的故障。

保護裝置應僅在線路的電源側裝設。

2對雙側電源線路，可裝設帶方向或不帶方向的電流速斷和過電流保護。當采用帶方向或不帶方向的電流速斷和過電流保護不能滿足選擇性、靈敏性或速動性的要求時，應采用光纖縱聯差動保護作主保護，并應裝設帶方向或不帶方向的電流保護作后備保護。

對并列運行的平行線路可裝設橫聯差動作主保護，并應以接于兩回線路電流之和的電流保護作為兩回線路同時運行的后備保護及一回線路斷開后的主保護及后備保護。

5.0.4 3～10kV經低電阻接地單側電源線路，除應配置相問故障保護外，還應配置零序電流保護。零序電流保護應設二段，第一段應為零序電流速斷保護，時限應與相間速斷保護相同；第二段應為零序過電流保護，時限應與相間過電流保護相同。當零序電流速斷保護不能滿足選擇性要求時，也可配置兩套零序過電流保護。零序電流可取白三相電流互感器組成的零序電流濾過器，也可取自加裝的獨立零序電流互感器，應根據接地電阻阻值、接地電流和整定值大小確定。

5.0.5 35～66kV線路裝設相間短路保護裝置，應符合下列要求：

1電流保護裝置應接于兩相電流互感器上，同一網絡的保護裝置應裝在相同的兩相上。

2后備保護應采用遠后備方式。

3下列情況應快速切除故障：

1)當線路短路使發電廠廠用母線或重要用戶母線電壓低于額定電壓的60%時；

2)線路導線截面過小，線路的熱穩定不允許帶時限切除短路時；

3)切除故障時間長，可能導致高壓電網產生電力系統穩定問題時。

4)為保證供電質量需要時。

5.0.6 35～66kV線路裝設相間短路保護裝置，應符合下列要求：

1對單側電源線路可采用一段或兩段電流速斷或電壓閉鎖過電流保護作主保護，并應以帶時限的過電流保護作后備保護。

當線路發生短路時，使發電廠廠用母線或重要用戶母線電壓低于額定電壓的60％時，應快速切除故障。

2對雙側電源線路，可裝設帶方向或不帶方向的電流電壓保護。

當采用電流電壓保護不能滿足選擇性、靈敏性或速動性的要求時，可采用距離保護或光纖縱聯差動保護裝置作主保護，應裝設帶方向或不帶方向的電流電壓保護作后備保護。

3對并列運行的平行線路可裝設橫聯差動作主保護，并應以接于兩回線路電流之和的電流保護作為兩回線路同時運行的后備保護及一回線路斷開后的主保護及后備保護。

4經低電阻接地單側電源線路，可裝設一段或兩段三相式電流保護；裝設一段或兩段零序電流保護，作為接地故障的主保護和后備保護。

5.0.73~66kV中性點非直接接地電網中線路的單相接地故障，應裝設接地保護裝置，并應符合下列規定：

1在發電廠和變電所母線上，應裝設接地監視裝置，并應動作于信號。

2線路上宜裝設有選擇性的接地保護，并應動作于信號。

當危及人身和設備安全時，保護裝置應動作于跳閘。

3在出線回路數不多，或難以裝設選擇性單相接地保護時，可采用依次斷開線路的方法尋找故障線路。

4經低電阻接地單側電源線路，應裝設一段或兩段零序電流保護。

5.0.8電纜線路或電纜架空混合線路，應裝設過負荷保護。保護裝置宜帶時限動作于信號；當危及設備安全時，可動作于跳閘。

6 110kV電力線路保護

6.0.1 110kV線路的下列故障，應裝設相應的保護裝置：

1單相接地短路。

2相間短路。

3過負荷。

6.0.2 110kV線路后備保護配置宜采用遠后備方式。

6.0.3接地短路，應裝設相應的保護裝置，并應符合下列規定：

1宜裝設帶方向或不帶方向的階段式零序電流保護。

2對零序電流保護不能滿足要求的線路，可裝設接地距離保護，并應裝設一段或二段零序電流保護作后備保護。

6.0.4相間短路，應裝設相應的保護裝置，并應符合下列規定：

1單側電源線路，應裝設三相多段式電流或電流電壓保護，當不能滿足要求時，可裝設相間距離保護。

2雙側電源線路，應裝設階段式相間距離保護。

6.0.5下列情況，應裝設全線速動保護：

1系統安全穩定有要求時。

2線路發生三相短路，使發電廠廠用母線或重要用戶母線電壓低于額定電壓的60%，且其他保護不能無時限和有選擇性地切除短路時。

3當線路采用全線速動保護，不僅改善本線路保護性能，且能改善電網保護性能時。

6.0.6并列運行的平行線路，可裝設相間橫聯差動及零序橫聯差動保護作主保護。后備保護可按和電流方式連接。

6.0.7對用于電氣化鐵路的二相式供電線路，應裝設相間距離保護作主保護，接于和電流的過電流保護或相電流保護應作后備保護。

6.0.8電纜線路或電纜架空混合線路應裝設過負荷保護。保護裝置宜動作于信號。當危及設備安全時，可動作于跳閘。

7母線保護

7.0.1發電廠和主要變電所的3~10kV母線及并列運行的雙母線，宜由發電機和變壓器的后備保護實現對母線的保護，下列情況應裝置專用母線保護：

1需要快速且選擇性切除一段或一組母線上的故障，保證發電.廠及電力系統安全運行和重要負荷的可靠供電時。.

2當線路斷路器不允許切除線路電抗器前的短路時。.

7.0.2發電廠和變電所的35~10kV母線，下列情況應裝置專用母線保護：

1 110kV雙母線。

2 110kv單母線、重要的發電廠和變電所35～66kV母線，根據系統穩定或為保證重要用戶最低允許電壓要求，需快速切除母線上的故障時。

7.0.3專用母線保護，應符合下列要求：

1雙母線的母線保護宜先跳開母聯及分段斷路器。

2應具有簡單可靠的閉鎖裝置或采用兩個以上元件同時動3對于母線差動保護應采取減少外部短路產生的不平衡電流影響的措施，并應裝設電流回路斷線閉鎖裝置。當交流電流回路斷線時，應閉鎖母線保護，并應發出告警信號。

4在一組母線或某一段母線充電合閘時，應能快速且有選擇性地斷開有故障的母線。

5雙母線情況下母線保護動作時，應閉鎖平行雙回線路的橫

7.0.4 3～10kV分段母線宜采用不完全電流差動保護，保護裝置應接人有電源支路的電流。保護裝置應由兩段組成，第一段可采用無時限或帶時限的電流速斷，當靈敏系數不符合要求時，可采用電壓閉鎖電流速斷；第二段可采用過電流保護。當靈敏系數不符合要求時，可將一部分負荷較大的配電線路接入差動回路。

7.0.5旁路斷路器和兼作旁路的母聯或分段斷路器上，應裝設可代替線路保護的保護裝置。在專用母聯或分段斷路器上，可裝設相電流或零序電流保護。

8電力電容器和電抗器保護

8.1電力電容器保護

8.1.1 3kV及以上的并聯補償電容器組的下列故障及異常運行狀態，應裝設相應的保護：

1電容器內部故障及其引出線短路。

2電容器組和斷路器之間連接線短路。

3電容器組中某一故障電容器切除后所引起的剩余電容器的過電壓。

4電容器組的單相接地故障。

5電容器組過電壓。

6電容器組所連接的母線失壓。

7中性點不接地的電容器組，各相對中性點的單相短路。

8.1.2并聯補償電容器組應裝設相應的保護，并應符合下列規定：

1電容器組和斷路器之間連接線的短路，可裝設帶有短時限的電流速斷和過電流保護，并應動作于跳閘。速斷保護的動作電流，應按最小運行方式下，電容器端部引線發生兩相短路時有足夠的靈敏度，保護的動作時限應確保電容器充電產生涌流時不誤動。

過電流保護裝置的動作電流，應按躲過電容器組長期允許的最大工作電流整定。

2電容器內部故障及其引出線的短路，宜對每臺電容器分別裝設專用的熔斷器。熔絲的額定電流可為電容器額定電流的1.5～2.0倍。

3當電容器組中的故障電容器切除到一定數量后，引起剩余電容器組端電壓超過105％額定電壓時，保護應帶時限動作于信號；過電壓超過110％額定電壓時，保護應將整組電容器斷開，對不同接線的電容器組，可采用下列保護之一：

1)中性點不接地單星形接線的電容器組，可裝設中性點電壓不平衡保護；

2)中性點接地單星形接線的電容器組，可裝設中性點電流不平衡保護；

3)中性點不接地雙星形接線的電容器組，可裝設中性點間電流或電壓不平衡保護；

4)中性點接地雙星形接線的電容器組，可裝設中性點回路電流差的不平衡保護；

5)多段串聯單星形接線的電容器組，可裝設段間電壓差動或橋式差電流保護；

6)三角形接線的電容器組，可裝設零序電流保護；

4不平衡保護應帶有短延時的防誤動的措施。

8.1.3電容器組單相接地故障，可利用電容器組所連接母線上的絕緣監察裝置檢出；當電容器組所連接母線有引出線路時，可裝設有選擇性的接地保護，并應動作于信號；必要時，保護應動作于跳閘。安裝在絕緣支架上的電容器組，可不再裝設單相接地保護。

8.1.4電容器組應裝設過電壓保護，并應帶時限動作于信號或跳閘。

8.1.5電容器組應裝設失壓保護，當母線失壓時，應帶時限跳開所有接于母線上的電容器。

8.1.6電網中出現的高次諧波可能導致電容器過負荷時，電容器組宜裝設過負荷保護，并應帶時限動作于信號或跳閘。

8.2并聯電抗器保護

8.2.1 3～10kV的并聯電抗器的下列故障及異常運行狀態，應裝設相應的保護：

1繞組的單相接地和匝問短路。

2繞組及其引出線的相間短路和單相接地短路。

3過負荷。

4油面過低(油浸式)。

5油溫過高(油浸式)或冷卻系統故障。

8.2.2油浸式電抗器應裝設瓦斯保護，當殼內故障產生輕微瓦斯或油面下降時，應瞬時動作于信號；當產生大量瓦斯時，應動作于跳閘。

8.2.3油浸式或干式并聯電抗器應裝設電流速斷保護，并應動作于跳閘。

8.2.4油浸式或干式并聯電抗器應裝設過電流保護，保護整定值應按躲過最大負荷電流整定，并應帶延時動作于跳閘。

8.2.5并聯電抗器可裝設過負荷保護，并應帶延時動作于信號。

8.2.6并聯電抗器可裝設零序過電壓保護，并應帶延時動作于信號或跳閘。

8.2.7雙星形接線的低壓干式空心并聯電抗器可裝設中性點不平衡電流保護。保護應設兩段，第一段應動作于信號，第二段應帶時限跳開并聯電抗器的斷路器。

9 3kV及以上電動機保護

9.0.1對3kV及以上的異步電動機和同步電動機的下列故障及異常運行方式，應裝設相應的保護裝置：

1定子繞組相間短路。

2定子繞組單相接地。

3定子繞組過負荷。

4定子繞組低電壓。

5同步電動機失步。

6同步電動機失磁。

7同步電動機出現非同步沖擊電流。

8相電流不平衡及斷相。

9.0.2對電動機繞組及引出線的相間短路，應裝設相應的保護裝置，并應符合下列規定：

12MW以下的電動機，宜采用電流速斷保護；2MW及以上的電動機，或電流速斷保護靈敏系數不符合要求的2MW以下的電動機，應裝設縱聯差動保護。

保護裝置可采用兩相或三相式接線，并應瞬時動作于跳閘。

具有自動滅磁裝置的同步電動機，保護裝置尚應瞬時動作于滅磁。

2作為縱聯差動保護的后備，宜裝設過電流保護。

保護裝置可采用兩相或三相式接線，并應延時動作于跳閘。

具有自動滅磁裝置的同步電動機，保護裝置尚應延時動作于滅磁。

9.0.3對電動機單相接地故障，當接地電流大于5A時，應裝設有選擇性的單相接地保護；當接地電流小于5A時，可裝設接地檢測裝置。

單相接地電流為10A及以上時，保護裝置應動作于跳閘；單相接地電流為10A以下時，保護裝置宜動作于信號。

9.0.4對電動機的過負荷應裝設過負荷保護，并應符合下列規定：

1生產過程中易發生過負荷的電動機應裝設過負荷保護。

保護裝置應根據負荷特性，帶時限動作于信號或跳閘。

2啟動或自啟動困難、需防止啟動或自啟動時間過長的電動機，應裝設過負荷保護，并應動作于跳閘。

9.0.5對母線電壓短時降低或中斷，應裝設電動機低電壓保護，并應符合下列規定：

1下列電動機應裝設0.5s時限的低電壓保護，保護動作電壓應為額定電壓的65％～70％。

1)當電源電壓短時降低或短時中斷又恢復時，需斷開的次要電動機；

2)根據生產過程不允許或不需自啟動的電動機。

2下列電動機應裝設9s時限的低電壓保護，保護動作電壓應為額定電壓的45％～50％：

1)有備用自動投入機械的工類負荷電動機；

2)在電源電壓長時間消失后需自動斷開的電動機。

3保護裝置應動作于跳閘。

9.0.6對同步電動機的失步應裝設失步保護。

失步保護宜帶時限動作，對重要電動機應動作于再同步控制回路；不能再同步或根據生產過程不需再同步的電動機，應動作于跳閘。

9.0.7對同步電動機的失磁，宜裝設失磁保護。同步電動機的失磁保護應帶時限動作于跳閘。

9.0.8 2MW及以上以及不允許ji同步的同步電動機，應裝設防止電源短時中斷再恢復時造成非同步沖擊的保護。

保護裝置應確保在電源恢復前動作。重要電動機的保護裝置，應動作于再同步控制回路；不能再同步或根據生產過程不需再同步的電動機，保護裝置應動作于跳閘。

9.0.9 2MW及以上重要電動機，可裝設負序電流保護。保護裝置應動作于跳閘或信號。

9.0.10當一臺或一組設備由2臺及以上電動機共同拖動時，電動機的保護裝置應實現對每臺電動機的保護。由雙電源供電的雙速電動機，其保護應按供電回路分別裝設。

10自動重合閘

10.0.1在3~110kV電網中，下列情況應裝設自動重合閘裝置：

1 3kV及以上的架空線路和電纜與架空的混合線路，當用電設備允許且無備用電源自動投入時。

2旁路斷路器和兼作旁路的母聯或分段斷路器。

10.0.2 35MV·A及以下容量且低壓側無電源接于供電線路的變壓器，可裝設自動重合閘裝置。

10.0.3單側電源線路的自動重合閘方式的選擇應符合下列規定：

1應采用一次重合閘。

2當幾段線路串聯時，宜采用重合閘前加速保護動作或順序自動重合閘。

10.0.4雙側電源線路的自動重合閘方式的選擇應符合下列規定：

1并列運行的發電廠或電力網之間，具有四條及以上聯系的線路或三條緊密聯系的線路，可采用不檢同期的三相自動重合閘。

2并列運行的發電廠或電力網之間，具有兩條聯系的線路或三條不緊密聯系的線路，可采用下列重合閘方式：

1)當非同步合閘的最大沖擊電流超過本規范附表A.0.1中規定的允許值時，可采用同期檢定和無壓檢定的三相自動重合閘；

2)當非同步合閘的最大沖擊電流不超過本規范附表A.0.1中規定的允許值時，可采用不檢同期的三相自動重合閘；

3)無其他聯系的并列運行雙回線，當不能采用非同期重合閘時，可采用檢查另一回線路有電流的三相自動重合閘。

3雙側電源的單回線路，可采用下列重合閘方式：

1)可采用解列重合閘；

2)當水電廠條件許可時，可采用自同步重合閘；

3)可采用一側無壓檢定，另一側同期檢定的三相自動重合閘。

10.0.5自動重合閘裝置應符合下列規定：

1自動重合閘裝置可由保護裝置或斷路器控制狀態與位置不對應啟動。

2手動或通過遙控裝置將斷路器斷開或將斷路器投入故障線路上而隨即由保護裝置將其斷開時，自動重合閘均不應動作。

3在任何情況下，自動重合閘的動作次數應符合預先的規定。

4當斷路器處于不正常狀態不允許實現自動重合閘時，應將重合閘裝置閉鎖。

11備用電源和備用設備的自動投入裝置

11.0.1下列情況，應裝設備用電源或備用設備的自動投入裝置：

1由雙電源供電的變電站和配電站，其中一個電源經常斷開作為備用。

2發電廠、變電站內有備用變壓器。

3接有工類負荷的由雙電源供電的母線段。

4含有工類負荷的由雙電源供電的成套裝置。

5某些重要機械的備用設備。

11.0.2備用電源或備用設備的自動投入裝置，應符合下列要求：

1應保證在工作電源斷開后投入備用電源。

2工作電源故障或斷路器被錯誤斷開時，自動投入裝置應延時動作。

3手動斷開工作電源、電壓互感器回路斷線和備用電源無電壓情況下，不應啟動自動投入裝置。

4應保證自動投入裝置只動作一次。

5自動投入裝置動作后，如備用電源或設備投到故障上，應使保護加速動作并跳閘。

6自動投入裝置中，可設置工作電源的電流閉鎖回路。

7一個備用電源或設備同時作為幾個電源或設備的備用時，自動投入裝置應保證在同一時間備用電源或設備只能作為一個電源或設備的備用。

11.0.3自動投入裝置可采用帶母線殘壓閉鎖或延時切換方式，也可采用帶同步檢定的快速切換方式。

12自動低頻低壓減負荷裝置

12.0.1在變電站和配電站，應根據電力網安全穩定運行的要求裝設自動低頻低壓減負荷裝置。當電力網發生故障導致功率缺額，使頻率和電壓降低時，應由自動低頻低壓減負荷裝置斷開一部分次要負荷，并應將頻率和電壓降低限制在短時允許范圍內，同時應使其在允許時間內恢復至長時間允許值。

12.0.2自動低頻低壓減負荷裝置的配置及所斷開負荷的容量，

應根據電力系統最不利運行方式下發生故障時，可能發生的最大功率缺額確定。

12.0.3自動低頻低壓減負荷裝置應按頻率、電壓分為若干級，并應根據電力系統運行方式和故障時功率缺額分輪次動作。

12.0.4在電力系統發生短路、進行自動重合閘或備用自動投入裝置動作時電源中斷的過程中，當自動低頻低壓減負荷裝置可能誤動作時，應采取相應的防止誤動作的措施。

13同步并列

13.0.1在發電廠和變電站內，對有可能發生非同步合閘的斷路器，應能進行同步并列，并應符合下列規定：

1單機容量為6MW及以下的汽輪發電機，可裝設自動同步裝置；單機容量為6MW以上的汽輪發電機，應裝設自動同步裝置。

2水輪發電機可裝設自動自同步裝置或自動同步裝置。

3發電廠開關站及變電站的斷路器宜裝設自動同步裝置。

4發電廠和變電站同步裝置宜采用單相式接線。

13.0.2采用自同步方式的發電機，應符合下列要求：

1定子繞組的絕緣及端部固定情況應良好，端部接頭不應有不良現象。

2自同步并列時，定子超瞬變電流的周期分量不應超過允許值。當無專門規定時，可按本規范附錄A執行。

14自動調節勵磁及自動滅磁

14.1自動調節勵磁

14.1.1發電機自動調節勵磁裝置應具有下列功能：

1正常運行情況下，維持發電機端或系統電壓在給定水平上。

2合理、穩定地分配并列運行的發電機之間的無功功率。

3在正常運行和事故情況下，提高系統運行的穩定性。

14.1.2發電機自動電壓調節器應具有下列功能：

1發電機自動電壓調節器應保證勵磁系統頂值倍數不低于1.6倍、強勵時間不小于10s。50MW水輪發電機自動電壓調節器應保證勵磁系統頂值倍數不低于2倍。

2 50MW水輪發電機勵磁系統標稱響應不應低于2單位/秒；50MW以下水輪發電機及汽輪發電機勵磁系統標稱響應不應低于1單位／秒。

3發電機自動電壓調節器應保證發電機在空載電壓的70％～110％穩定、平滑調節。

4發電機在空載運行狀態下，發電機自動電壓調節器和手動控制單元給定電壓變化速度每秒不應大于發電機額定電壓的1％，且不應小于0.3％。

5發電機自動EgK,調節器應保證發電機端電壓調差率不超過±10％。

6發電機自動電壓調節器應保證發電機端電壓靜差率不超過±1％。

7發電機自動電壓調節器應保證發電機在空載運行情況下，頻率變化1％時，端電壓變化率不超過±0.25％。

8在空載額定電壓情況下，當發電機給定階躍為±10％時，發電機自動電壓調節器應保證發電機電壓超調量不大于階躍量的509/6，搖擺次數不超過3次，調節時間不超過10s。

9當發電機突然零起升壓時，發電機自動電壓調節器應保證其端電壓超調量不大于額定值的15％，搖擺次數不超過3次，調節時間不超過10s。

14.1.3發電機自動電壓調節器尚應具有下列附加功能：

1遠方或就地給定裝置。

2負載電流補償。

3過勵限制。

4欠勵限制。

5電壓互感器斷線保護及閉鎖。

6電壓頻率比限制。

14.2自動滅磁

14.2.1發電機勵磁系統應具有自動滅磁功能，并應保證發電機在空載、負載運行、短路情況下可靠滅磁。

14.2.2發電機自動滅磁裝置，應符合下列規定：

1滅磁可采用發電機勵磁繞組對電阻放電的滅磁方式，也可采用對消弧柵放電的滅磁方式；在勵磁機勵磁回路可采用串聯接入滅磁電阻的方式。

2當為可控硅整流橋，事故繼電保護動作滅磁時，應采用繼電保護跳滅磁開關滅磁；正常停機時可采用逆變滅磁。

14.2.3發電機勵磁回路的滅磁電阻，其阻值可為勵磁繞組熱狀態電阻值的4～5倍。電阻長期熱穩定電流宜為發電機額定勵磁電流的0.1～0.2倍。

采用消弧柵放電的滅磁方式時，在滅磁過程基本結束時，應將消弧柵并聯電阻投入。該電阻的參數可與發電機勵磁回路的滅磁電阻相同。

14.2.4勵磁機勵磁回路串聯接入的滅磁電阻可為勵磁機勵磁繞

組熱狀態電阻值的10倍。電阻長期熱穩定電流宜為勵磁機額定勵磁電流的0.05～0.1倍。

15二次回路及相關設備

15.1二次回路

15.1.1二次回路的工作電壓不宜超過250V，最高不應超過500V。

15.1.2互感器二次回路連接的負荷，不應超過繼電保護和自動裝置工作準確等級所規定的負荷范圍。

15.1.3二次回路應采用銅芯控制電纜和絕緣導線。在絕緣可能受到油侵蝕的地方，應采用耐油的絕緣導線或電纜。

15.1.4控制電纜的絕緣水平宜選用450V/750V。

15.1.5強電控制回路銅芯控制電纜和絕緣導線的線芯最小截面不應小于1.5平方毫米；弱電控制回路銅芯控制電纜和絕緣導線的線芯最小截面不應小于0.5平方毫米。電纜芯線截面的選擇應符合下列要求：

1電流互感器的工作準確等級應符合穩態比誤差的要求。

短路電流倍數無可靠數據時，可按斷路器的額定開斷電流確定最大短路電流。

2當全部保護和自動裝置動作時，電壓互感器至保護和自動裝置屏的電纜壓降不應超過額定電壓的3％。

3在最大負荷下，操作母線至設備的電壓降，不應超過額定電壓的10％。

15.1.6控制電纜宜選用多芯電纜，并應留有適當的備用芯。不同截面的電纜，電纜芯數應符合下列規定：

1  6平方毫米電纜，不應超過6芯。

2  4平方毫米電纜，不應超過10芯。

3  2.5平方毫米電纜，不應超過24芯。

4  1.5平方毫米電纜，不應超過37芯。

5弱電回路，不應超過50芯。

15.1.7不同安裝單位的回路不應共用同一根電纜。

15.1.8同一根電纜的芯線不宜接至屏兩側的端子排；端子排的一個端子宜只接一根導線，導線最大截面不應超過6平方毫米。

15.1.9屏內設備與屏外設備以及屏內不同安裝單位設備之間連接均應經端子排。

15.1.10在可能出現操作過電壓的二次回路內，應采取降低操作過電壓的措施。

15.1.11繼電保護和自動裝置供電電源，應有監視其完好性的措施；供電電源側的保護設備應與裝置內保護設備相互配合。

15.2電流互感器和電壓互感器

15.2.1電流互感器應符合下列規定：

1繼電保護和自動裝置用電流互感器應滿足誤差和保護動作特性要求，宜選用P類產品。

2電流互感器二次繞組額定電流，可根據工程實際選5A或1A。

3用于差動保護各側的電流互感器宜具有相同或相似的特性。

4繼電保護用電流互感器的安裝位置、二次繞組分配應考慮消除保護死區。

5有效接地系統和重要設備回路用電流互感器，宜按三相配置；非有效接地系統用電流互感器，可根據具體情況按兩相或三相配置。

6當受條件限制、測量儀表和保護或自動裝置共用電流互感器的同一個二次繞組時，應將保護或自動裝置接在測量儀表之前。

7電流互感器的二次回路應只有一點接地，宜在就地端子箱接地。幾組電流互感器有電路直接聯系的保護回路，應在保護屏上經端子排接地。，

15.2.2電壓互感器應符合下列規定：

1繼電保護和自動裝置用電壓互感器主二次繞組的準確級廊為3P，剩余繞組準確級應為6P。

2電壓互感器剩余繞組額定電壓，有效接地系統應為100V；

非有效接地系統應為100/3v。

3當受條件限制、測量儀表和保護或自動裝置共用電壓互感器的同一個二次繞組時，應選用保護用電壓互感器。此時，保護或自動裝置和測量儀表應分別經各自的熔斷器或自動開關接入。

4電壓互感器的一次側隔離開關斷開后，其二次回路應有防止電壓反饋的措施。

5電壓互感器二次側中性點或線圈引出端之一應接地。對有效接地系統，應采用二次側中性點接地方式；對非有效接地系統宜采用B相接地方式，也可采用中性點接地方式；對V—V接線的電壓互感器，宜采用B相接地方式。電壓互感器剩余繞組的引出端之一應接地。電壓互感器接地點宜設在保護室。向交流操作的保護裝置和自動裝置供電的電壓互感器，應通過擊穿保險器接地。采用B相接地的電壓互感器，其二次中性點也應通過擊穿保險器接地。

6在電壓互感器二次回路中，除剩余繞組和另有規定者外，應裝設熔斷器或自動開關。在接地線上不應安裝有開斷可能的設備。當采用B相接地時，熔斷器或自動開關應安裝在線圈引出端與接地點之間。電壓互感器剩余繞組的試驗用引出線上應裝設熔斷器或自動開關。

15.3直流電源

15.3.1繼電保護和自動裝置應由可靠的直流電源裝置(系統)供電。直流母線電壓允許波動范圍應為額定電壓的85％～110％，波紋系數不應大于1％。

15.3.2繼電保護和自動裝置電源回路保護設備的配置，應符合下列規定：

1當一個安裝單位只有一臺斷路器時，繼電保護和自動裝置可與控制回路共用一組熔斷器或自動開關。

2當一個安裝單位有幾臺斷路器時，該安裝單位的保護和自動裝置回路應設置單獨的熔斷器或自動開關。各斷路器控制回路熔斷器或自動開關可單獨設置，也可接于公用保護回路熔斷器或自動開關之下。

3兩個及以上安裝單位的公用保護和自動裝置回路，應設置單獨的熔斷器或自動開關。

4發電機出口斷路器及滅磁開關控制回路，可合用一組熔斷器或自動開關。

5電源回路的熔斷器或自動開關均應加以監視。

15.3.3繼電保護和自動裝置信號回路保護設備的配置，應符合下列規定：

1繼電保護和自動裝置信號回路均應設置熔斷器或自動開關。

2公用信號回路應設置單獨的熔斷器或自動開關。

3信號回路的熔斷器或自動開關應加以監視。

15.4抗干擾措施

15.4.1繼電保護和自動裝置應具有抗干擾性能，并應符合國家現行有關電磁兼容及抗干擾標準的要求。

15.4.2繼電保護和自動裝置屏柜下應敷設截面積不小于100mm2的接地銅排，接地銅排應首尾相連形成接地網，接地網應與主接地網可靠連接。

15.4.3長電纜跳閘回路，應采取防止長電纜分布電容影響和防止出口繼電器誤動的措施。

15.4.4繼電保護和自動裝置的控制電纜應選擇屏蔽電纜，并應符合下列規定：

1電纜屏蔽層宜在兩端接地。

2電纜應遠離干擾源敷設，必要時應采取隔離抗干擾措施。

3弱電回路和強電回路不應共用同一根電纜；低電平回路和

高電平回路不應共用同一根電纜，交流回路和直流回路不應共用同一根電纜。

附錄A同步電機和變壓器在自同步和非同步合閘時允許的沖擊電流倍數

A.0.1表面冷卻的同步電機和變壓器，在自同步和非同步合閘時，沖擊電流允許值應符合下列規定：

13MW及以上與母線直接連接的汽輪發電機，當自同步合閘時，其超瞬變電流周期分量不應超過額定電流的0.74／縱軸超瞬變電抗倍。

2當非同步合閘時(不包括非同步重合閘)，最大沖擊電流周期分量與額定電流之比不應超過表A.0.1所列數值。

表A.0.1自同步和非同步合閘時允許的沖擊電流倍數

注：1表中Xa”為同步電機的縱軸超瞬變電抗，標么值；xd’為同步電機的縱軸瞬變電抗，標么值；xB為電力變壓器的短路電抗，標么值。

2計算最大沖擊電流時，應計及實際上可能出現的對同步電機或電力變壓器為最嚴重的運行方式，同步電機的電動勢取1.05倍額定電壓，兩側電源電動勢的相角差取180度，并可不計及負荷的影響，但當計算結果接近或超過允許倍數時，可計及負荷影響進行較精確計算。

3表中所列同步發電機的沖擊電流允許倍數，系根據允許沖擊力矩求得。汽輪發電機在兩側電動勢相角差約為120度時合閘，沖擊力矩最嚴重；水輪發電機約在135度時合閘最嚴重。因此，當兩側電動勢的相差取大于120度～135度時，均應按本表注2所述條件計算。其超瞬變電流周期分量不超過額定電流的0.74／Xd”倍。

條文說明

1總則

1.0.1制定本規范的目的，即在電力裝置的繼電保護和自動裝置設計中，必須貫徹執行國家的技術經濟政策，做到安全可靠、技術先進、經濟合理。

1.0.2本規范的適用范圍在原規范基礎上有所擴大。原規范適用于3～110kV電力線路和設備，單機容量為25MW及以下發電機和63MV·A及以下電力變壓器。隨著國民經濟和電力建設的發展，有些工礦企業的自備發電機容量已達50MW，個別企業達100Mw(125Mw、135MW)，與此相適應，本次修訂將發電機容量的上限提高到50MW。沒有把上限定為100MW(125MW、135MW)是考慮本規范側重適用于小機組，且這樣容量的發電機在電力系統外屬少數。100MW(125MW、135MW)發電機繼電保護和自動裝置設計可參照現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規程GB/T14285執行。

2一般規定

2.0.1本條規定了電力設備和線路裝設繼電保護和自動裝置的必要性和主要作用。作用是應能及時報告設備和線路異常運行情況、盡快切除故障和恢復供電。原規范條文沒有報告設備和線路異常運行情況內容，本次修訂補充進去；原規范條文切除短路故障本次修訂改成切除故障，因為短路故障外的其他故障如低電壓等，繼電保護也應切除。
2.0.4本條規定校驗保護裝置的靈敏系數，應根據不利正常運行方式和不利故障類型進行計算。不利正常運行方式，系指正常情況下的不利運行方式和正常檢修方式。
正常情況下的不利運行方式，通常指在非故障和檢修方式下，電廠中因機組停運等，引起繼電保護靈敏系數降低的不利運行方式。
例如：夏季豐水期，水電廠應盡量多開機，而火電廠相應的減少開機。這種方式下，安裝在火電廠側的繼電保護裝置的靈敏系數可能降低。校驗火電廠側的繼電保護裝置的靈敏系數應取這種不利運行方式。反之，在冬季枯水期，水電廠減少開機，火電廠相應的多開機。在這種情況下，安裝在水電廠側的繼電保護裝置的靈敏系數可能降低。校驗水電廠側的繼電保護裝置的靈敏系數應取這種不利運行方式。
正常檢修方式，系指一條線路或一臺電力設備檢修的運行方式。繼電保護的整定計算中，可不考慮兩個及以上電力設備或線路同時檢修情況。
本條又規定，校驗保護裝置的靈敏系數，必要時，應計及短路審.流衰減的影響。對低壓電網，尤其是安裝在發電廠附近的低壓線路或電力設備的繼電保護裝置，如果保護動作時間長，在保護動作時，短路電流已經衰減，將會影響保護裝置的靈敏系數。對此，需考慮短路電流衰減的影響。

3發電機保護

3.0.1本條說明對發電機的哪些故障或異常運行方式應裝設相廈的保護。
本次修訂增加了轉子表層過負荷和逆功率兩項，前者主要是600Mw發電機，與現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T14285--2006相一致；后者適用于燃汽輪發電機組。原規范條文失磁故障一項本次修訂改為勵磁電流異常下降或消失，與現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T14285--2006的表述統一。
3.0.2與原規范條文相比，增加解列滅磁一項，因為對有些保護如定于繞組過電壓保護動作于解列滅磁。故障影響范圍的例子，如雙母線系統斷開母聯斷路器等。
3.0.3本條說明對發電機定子繞組及其引出線的相問短路故障保護設的保護裝置。作為發電機的主保護，對不同容量和運行方式的發電機應配置相應的保護裝置。對于1MW以上的發電機，規定應裝設縱聯差動保護；對于1MW及以下的發電機，根據不同情況選擇下列保手戶中的一種：過電流、低電壓、電流速斷、低壓過流、縱聯差動保護寺。
3.0.4本條第1款為新增加內容：發電機定子繞組單相接地故障皇流允許值首先應按制造廠規定執行。如制造廠不能給出規定值，可參照表3.0.4執行。原規范條文規定定子繞組單相接地故障電流(不計消弧線圈的補償作用)大于4A時，裝設接地保護裝置，本次修訂改為大于允許值裝設接地保護裝置。因為不同機型、不同容量、不同電壓的發電機單相接地故障電流允許值是不同的，從2A到4A不等。
3.0.5本條第2款為新增加內容。50MW發電機通常不具備裝設橫聯差動保護或裂相橫聯差動保護條件，對不具備裝設橫聯差動保護或裂相橫聯差動保護條件的發電機，是否裝設匝間短路，觀點不一。如用戶和制造廠有要求，可裝設專門的匝問短路保護。
3.0.6本條1～4款所提出的四個后備保護方案，一般說來可滿足小型發電機各種接線方式或系統參數情況下對后備保護的要求，不需要裝設距離保護作為后備保護。具體工程設計選擇方案時，應首先考慮相對最簡單的過電流保護，其次是低電壓啟動或復合電壓啟動的過電流保護。后備保護宜帶二段時限，首先跳母聯或分段斷路器，之后以第二時限動作于停機。
對于自并勵發電機，考慮到發電機及其引出線上的短路故障在持續一段時間(如ls左右)后，發電機的短路電流會有不同程度的下降，不宜用一般的過電流保護作為后備，故本條規定宜采用帶電流保持的低電壓過流保護。
3.0.7定子繞組過負荷指對稱過負荷。對非對稱過負荷情況，裝設負序過負荷保護。
3.0.8本條規定水輪發電機應裝設定子繞組過電壓保護，小型汽輪發電機不必要裝設。
3.0.9本條為新增加內容，規定額定容量為50MW且A值大于10的發電機裝設負序過負荷保護，對于小于50MW的發電機，不考慮裝設該保護。
3.0.11發電機失磁不僅會對發電機本身造成危害，對電力系統蘭亨影響。故規定不允許失磁運行的發電機或失磁對電力系統有重大影響的發電機，應裝設專用的失磁保護。
實際運行中曾發生發電機電壓低而母線電壓不低情況，故第2款改為失磁后發電機電壓低于允許值時，宜帶時限動作于解列。對發電機變壓器組設發電機出口斷路器情況，解列應理解為斷開發電機出口斷路器。
3.0.12本條系根據燃汽輪機特點新增內容。

4電力變壓器保護

4.0.1本條列舉了應裝設保護裝置的電力變壓器的故障類型及異常運行方式。本次修訂，將原規范第4.0.1條中的“中性點直接接地電力網中”改為“中性點直接接地或經小電阻接地電力網中”，“溫度升高”、“壓力升高”等改為“溫度過高”、“壓力過高”。
4.0.2與原規范第4.0.2條的條文比較，增加了“帶負荷調壓變壓器的充油調壓開關”應裝設瓦斯保護，“瓦斯保護應采取防止因振動、瓦斯繼電器的引線故障等引起瓦斯保護誤動作的措施”等內容。
4.0.3原規范第4.0.3條的修改條文，以與《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB／T14285--2006相協調。
4.0.4本條對變壓器的縱聯差動保護提出了具體要求。
1關于差動保護的整定值問題。以往變壓器的差動保護整定值要躲開電流互感器二次回路斷線和外部故障不平衡電流值，一般靈敏系數較低。特別是變壓器匝間短路(這是常見的故障)時靈敏系數更低。目前微機型差動保護對變壓器各側均有制動，如不考慮電流互感器二次回路斷線情況，整定值可以降低，以提高靈敏性。但應盡量不在差動回路內連接其他元件，以減少或防止電流互感器二次回路故障的可能性。
2關于差動保護使用變壓器套管電流互感器的問題。變壓器高壓側使用套管電流互感器而不另裝互感器，可節省投資。遍常在63kV和110kV級容量分別為20000kV·A和31500kV。A及以上的變壓器可供給套管型電流互感器。但當差動保護使用變壓器套管電流互感器時，則變壓器該側套管或引線故障相當于母線故障，將切除較多的系統元件或使切斷的時間過長。
而目前國內變壓器高壓側套管引線的故障，在變壓器總故障總數中所占比例還是不少的；另外，套管電流互感器的二次繞組綞數是三組，使用時有一定困難：差動保護用一組，母線保護用一組，后備保護與儀表共用一組。一組互感器上連接元件過多，環僅負擔可能過大而且降低了可靠性，后備保護和儀表共用一組互感器保護準確級和測量精度都難以保證。此外變壓器套管電流互感器試驗時也存在一些困難，例如無法通人大電流做變此試驗。
根據上述情況，條文規定差動保護范圍一般包括套管及其引出線，即一般不使用變壓器套管電流互感器構成差動保護。僅在某些情況下，例如63kV和110kV電壓等級的終端變電站和分支變電站；63kV和110kV變壓器高壓側未裝斷路器的線路變壓器組，其變壓器容量分別為20000kV·A和31500kV.A及以下時，才利用變壓器套管電流互感器構成差動保護。
此外，當變壓器回路的一次設備由于檢修或其他原因退出運行而用旁路回路代替時，作為臨時性措施，差動保護亦可利用變壓器套管電流互感器。與原規范4.0.4條比較，增加了CT斷線允許保護動作的內容，但在實際工程中應區別對待，對給重要負荷供電的變壓器，當變壓器退出可能造成重大損失的，可按只發出信號考慮。
4.0.5本條保留原規范第4.0.5條的條文。本條對由外部相間短路引起的變壓器過電流應裝設的保護裝置作了規定。過電流保護裝置的整定值應考慮變壓器區外故障時可能出現的過負荷，而不能按避越變壓器的額定電流來整定。
4.0.6本條在原規范第4.0.6條基礎上作了若干修訂。據微機保護的特點將后備保護由原規范條文的裝于主變的主電源側和主負荷側，修改為裝于主變各側。非電源側保護可帶兩段或三段時限，第一時限用于縮小故障范圍，即斷開本側母聯或分段斷路器，第二時限斷開本側斷路器，第三時限斷開變壓器各側斷路器；電源側保護可帶一段時限，斷開變壓器各側斷路器；增加了變壓器低壓側有分支的后備保護的配置，以及變壓器低壓側無專用母線保護時，相應后備保護配置的方式。
4.0.7本條保留原規范第4.0.7條的條文。
目前運行的雙線圈變壓器和三線圈變壓器的外部短路過電流保護一般比較復雜，設計和運行單位建議加以簡化。但在具體工程設計時，由于對一些出現機會很少的故障情況考慮過多，往往還是得不到簡化。因此，條文中集中各地的意見和經驗提出了簡化原則和保護的具體配置原則。
4.0.8 本條保留原規范第4.0.8條的條文。
本條是直接接地電力網中關于中性點直接接地變壓器零序電流保護的規定。指出雙線圈及三線圈變壓器的零序電流保護應接于中性點引出線的電流互感器上，這種方式在變壓器外部內部發生單相接地短路時均能起保護作用。
4.0.9本條為原規范第4.0.9條的修改條文。本條對經常不接地運行的變壓器采取的特殊保護措施作了明確規定。110kV直接接地電力網中低壓側有電源的變壓器，中性點可能直接接地運行，也可能不接地運行。對這類變壓器，應當裝設反應單相接地的零序電流保護，用以在中性點接地運行時切除故障；
還應當裝設專門的零序電流電壓保護，用以在中性點不接地運行時切除故障。保護方式對不同類型的變壓器又有所不同，說明如下：
當變壓器低壓側有電源且中性點可能不接地運行時，應增設零序過電壓保護。
1對全絕緣變壓器：裝設零序過電壓保護，對于直接接地系統的全絕緣變壓器，內過電壓計算一般為3.0U。。(U；。為最高運行相電壓)。當電力網中失去接地中性點并且發生弧光接地時，過電壓值可達到3.0U。因此一般不會使變壓器中性點絕緣受到損害；但在個別情況下，弧光接地過電壓值可達到3.5U引如持續時間過長，仍有損壞變壓器的危險。由于一分鐘工頻耐壓大于等于3.0U引所以在3.5U。電壓下仍允許一定時間，裝設零序過電壓保護經0.5s延時切除變壓器，可以防止變壓器遭受弧光接地過電壓的損害。其次，在非直接接地電力網中，切除單相接地空載線路產生的操作過電壓，可能達到4.0U。及以上。電力網中失去接地中性點且單相接地時，以0.5s延時迅速切除低壓側有電源的變壓器，還可以在某些情況下避免電力設備遭受上述操作過電壓的襲擊。此外，當電力網中電容電流較大時，如不及時切除單相接地故障，有發展成相間短路的可能，因此，裝設零序過電壓保護也是必要的。
在電力網存在接地中性點且發生單相接地時，零序過電壓保護不應動作。動作值應按這一條件整定。當接地系數X。／Xt≤3時，故障點零序電壓小于等于0.6U。，因此，一般可取動作電壓為180V。當實際系統中X。／X，<3時，也可取與實際X。/X。值相對應的低于180V的整定值。

2分級絕緣的變壓器：對于中性點可能接地或不接地運行的變壓器，一般裝設放電間隙，但也有極個別的低壓終端變電站的變壓器不裝設放電間隙。對這兩種接地方式的變壓器，其零序保護可按下述方式處理：
1)中性點裝設放電間隙。放電間隙的選擇條件是：在一定的X。／X，值下，躲過單相接地暫態電壓；一般在X。／x，≤3時，按躲過單相接地暫態電壓整定的間隙值，能夠保護變壓器中性點絕緣免遭內過電壓的損害；當電力網中失去接地中性點且單相接地時，間隙放電。
對于中性點裝設放電間隙的變壓器，要按本規范4.0.8條的規定裝設零序電流保護。用于在中性點接地運行時切除故障。
此外，還應當裝設零序電流電壓保護，用于在問隙放電時及時切除變壓器，并作為間隙的后備，當間隙拒動時用以切除變壓器。

零序電流電壓保護由電壓和電流元件組成，當問隙放電時，電流元件動作；放電拒動時，電壓元件動作。電流或電壓元件動作后，均經0.5s延時切除變壓器。
零序電壓元件動作值的整定與本條第1款零序過電壓保護相同。
零序電流元件按問隙放電最小電流整定，一般取一次動作電流為100A。
采用上述零序電流保護和零序電流電壓保護時，首先切除中性點接地變壓器，當電力網中失去接地中性點時，靠間隙放電保護變壓器中性點絕緣，經0.5s延時再由零序電流電壓保護切除中性點不接地的變壓器。采用這種保護方式，好處是比較簡單，但當間隙拒動時，則靠零序電流電壓保護變壓器，在0.5s內，變壓器要承受內過電壓，如系間歇電弧接地，一般過電壓值可達3.0U。個別情況下可達3.5U。，變壓器有遭受損害的可能性。
2)中性點不裝設放電間隙。對于中性點不裝設放電間隙的變壓器，零序保護應首先切除中性點不接地變壓器。此時，可能有兩種不同的運行方式：一是任一組母線上至少有一臺中性點接地變壓器，二是～組母線上只有中性點不接地變壓器。對這兩種運行方式，保護方式也有所不同：
當任一組母線上至少有一臺中性點接地變壓器時，零序電流保護也是由兩段組成，與本規范第4.0.8條的不同之處，是I段只臂一個時限，僅動作于斷開母線聯絡斷路器；Ⅱ段設置兩個時限，弟～時限動作于斷開母線聯絡斷路器，第二時限動作于切除中性點接地的變壓器。此外，還要裝設零序電流電壓保護，它在中性點琰地變壓器有零序電流、中性點不接地變壓器沒有零序電流和母我上有零序電壓的條件下動作，經延時動作于切除中性點不接地日q變壓器。零序電流電壓保護的時限與零序電流保護Ⅱ段的兩個時限相配合，以保證先切除中性點不接地變壓器，后切除中性點接地變壓器。零序電流I段只設置一個時限，而不設置兩個時限，是為了避免與零序電流電壓保護的時限配合使接線復雜化。
當一組母線上只有中性點不接地變壓器時，為保證首先切除中性點不接地運行的變壓器，則不能用上述首先斷開母線聯絡斷路器的方法。在條文中規定，采用比較簡單的辦法：反應中性點接地變壓器有零序電流；反應中性點不接地變壓器沒有零序電流和母線上有零序電壓的零序電流電壓保護，其動作時限與相鄰元件單相接地保護配合；零序電流保護只設置一段，帶一個時限，時限與零序電流電壓保護配合，以保證首先切除中性點不接地變壓器。
當一組母線上只有中性點不接地變壓器時，為了盡快縮小故障影響范圍，減少全停的機會，若也采用首先斷開母線聯絡斷路器的保護方式，則將在約0.5s的時間內，使中性點不接地變壓器遭受內過電壓襲擊，這與中性點裝設放電間隙而間隙拒動的情況類似(只是后者幾率小一些)。為設備安全計，在條文中沒有推薦采用這種保護方式。
測量母線零序電壓的電壓元件，一般應比零序電流元件靈敏，但應躲過可能出現的最大不平衡電壓，一般可取5V。
4.0.10本條比原規范第4.0.10條增加了變壓器中性點經小電阻接地的保護配置的內容。
目前，國內變電站主變壓器低壓側中性點有部分是經小電阻接地，應配置低壓側三相和中性點零序過電流保護。在變壓器低壓側裝設零序過電流保護，應設置兩個時限，該保護與低壓側出線的接地保護在靈敏度和動作時間上配合，以較短的時限動作于縮小故障影響范圍，斷開母聯或分段斷路器；以較長的時限動作于斷開變壓器各側斷路器。
取消了原規范第4.0.10條“高壓側為單電源，低壓側無電源的降壓變壓器，不宜裝設專門的零序保護”的規定。理由是，對雙繞組變壓器，高壓側為三角形接線，低壓側為星形接線且中性點直接接地的變壓器，均在變壓器中性線上裝設零序過流保護。
4.0.11新增條文，對專用接地變壓器的保護作了規定。
參照常規變壓器保護配置電流及零序過電流保護。
4.0.12新增條文，對變壓器中性點經消弧線圈接地時的保護作了規定。
4.0.13本條保留原規范第4.0.11條的條文。
4.0.14本條對原規范第4.0.12的條文進行了修改。
4.0.15本條根據目前微機保護的全面采用，對原規范第4.0.13條的條文作了修改。
4.0.16本條保留原規范第4.0.14條的條文。
國家現行標準《電力變壓器運行規程》DL／T572—1995，第4.4.3條規定：“強油循環風冷和強油循環水冷變壓器，當冷卻系統故障切除全部冷卻器時，允許帶額定負載運行20min。如20rain后頂層油溫尚未達到75攝氏度，則允許上升到75攝氏度，但在這種狀態下運行的最長時問不得超過1h。”其第3.1.6條規定：
“變壓器應按下列規定裝設溫度測量裝置：
1應有測量頂層油溫的溫度計(柱上變壓器可不裝)，無人值班變電站內的變壓器應裝設指示頂層油溫最高值的溫度計。
21000kV·A及以上的油浸式變壓器、800kV·A及以上的油浸式和630kV·A及以上的干式廠用變壓器，應將信號溫度計接遠方信號。38000kV·A及以上的變壓器應裝有遠方測溫裝置。”其第3.1.7條規定：“無人值班變電站內20000kV·A及以上的變壓器，應裝設遠方監視負載電流和頂層油溫的裝置。無人值班的變電站內安裝的強油循環冷卻的變壓器，應有保證在冷卻系統失去電源時，變壓器溫度不超過規定值的可靠措施”。
按上述規定，油面溫度尚未到達75℃時，允許上升到75℃，在允許的時間內保護裝置動作應作用于信號；當超過允許的時間時。
保護裝置動作應作用于跳閘，將變壓器斷開。
壓力釋放裝置、繞組溫度過高、油溫過高等，應按運行要求作用于信號或動作于跳閘。

5 3～66kV電力線路保護

5.0.2本條第1款規定的電流保護裝置，宜接于兩相電流互感器上，同一網絡的保護裝置應裝在相同的兩相上，是為了保證在不同線路發生兩點接地故障時，有z／3的機會只切除一條線路，另一條線路可照常供電，以提高供電可靠性。
5.0.3本條第2款：采用光纖縱聯差動保護作主保護時，要考慮光纜的敷設或利用通信光纜的纖芯。
5.0.7本條是對3~66kV中性點非直接接地電網中線路的單相接地故障，繼電保護配置原則的具體規定。
1在發電廠和變電所母線上，應裝設接地監視裝置，當電網中發生單相接地故障時，信號裝置動作告警，以便通告運行人員及時處理及尋找故障點。
2對有零序電流互感器的線路，宜裝設有選擇性的接地保護。不能安裝零序電流互感器，而單相接地保護能夠躲過電流回路中不平衡電流的影響，也可將保護裝置接于三相電流互感器構成的零序回路中。
3在出線回路數不多，線路又不是特別重要，或裝設接地保護也難以保證有選擇性時，可采用依次斷開線路的方法尋找故障線路。

6 110kV電力線路保護

6.0.2本條規定110kV線路后備保護配置宜采用遠后備方式。
主要基于以下理由：
1簡化保護。
2一般110kV線路斷路器不專門設置斷路器失靈保護，也需要線路保護實現遠后備方式。
3一般電網中的110kV線路，其遠后備保護裝置具有足夠的靈敏度，實現遠后備方式亦能滿足要求。
6.0.5本條規定了110kV線路需要配置全線速動保護的條件。
110kV線路一般不配置全線速動保護，但在下列情況下，應裝置全線速動保護：
1系統安全穩定要求必須裝設。對復雜電網中的110kV線路，尤其是短線路，當線路上發生故障時，如果線路保護帶時限動作切除故障，將會引起電網穩定破壞事故。
2線路發生三相短路，使發電廠廠用母線或重要用戶母線電壓低于額定電壓的60％，若線路保護不能快速動作切除故障，會造成大面積停電，或甩掉大量重要用戶。
3當復雜電網中，由于線路成環，尤其是短線成環，會使相鄰線路保護整定配合困難，難以滿足要求，如線路裝設全線速動保護，不僅能快速切除本線故障，而且能改善相鄰線路保護整定配合關系，改善電網保護性能時。

7母線保護

7.0.1本條是對發電廠和變電站需要裝設專用母線保護的規定。對于不裝置專用母線保護情況，可由發電機和變壓器的后備保護來實現對母線的保護。

7.0.5本條是對旁路斷路器、兼作旁路的母聯或分段斷路器及專用母聯或分段斷路器裝設保護的具體規定。本條內容不屬于母線保護，但由于條文簡單，不必要專設一章節。另外，在這些專用母聯或分段斷路器上，可裝設相電流或零序電流保護，作母線充電合閘時的保護。

8電力電容器和電抗器保護

8.1電力電容器保護

8.1.1本條對原規范第8.0.1條進行了修改，列出了并聯電容器組的故障類型。

8.1.2本條對原規范第8.0.2條進行了修改。

9.按上一條提出的故障類型，配置相應的保護。修改內容包括速斷保護動作時間應躲過電容器充電涌流時的時間；分述中性點接地和不接地的單星形、中性點接地和不接地的雙星形以及三角形接線的電容器組的保護配置。
第2款明確提出熔絲的額定電流的選擇原則，條文強調每臺電容器裝設專用的熔斷器進行保護。如果電容器組由若干電容器并聯構成并共用一個熔斷器，則當電容器組中任一電容器發生內部短路時，組內健全的電容器要向故障的電容器放電，從而易使健全的電容器損壞；在熔斷器熔斷后使整個并聯在一起的電容器均斷開，甚至有可能使全組電容器均斷開，這是很不恰當的。熔絲額定電流，按電容器的電容允許偏差±10％，電容器按允許在1.3倍額定電流下長期工作的條件選擇，即熔絲額定電流計算值為1.1x1.3—1.43，故可按1.5～2.0倍電容器額定電流選用。
電容器發生故障以后，將引起電容器組三相電容不平衡，第三款所列的各種保護方式都是從這個基本點出發來確定的。電容器耐受過電壓的能力較低，這是由電容器本身的特點決定的。當一組電容器中個別電容器損壞切除或內部擊穿，使串聯的電容器之間的電壓分布發生化，剩余的電容器將承受過電壓。國際電工委員會(IEC)標準和我國的國家標準規定，電容器連續運行的工頻過電壓不超過1.1倍額定電壓，因此，本款規定，故障引起電容器端電壓超過110％額定電壓時，保護應將整組電容器斷開。
第3款第1項修改為中性點不接地單星形接線的電容器組可采用中性線對地電壓不平衡保護。其原理如下：電容器組各相上并接有作為放電線圈的電壓互感器，其一次側不接地，將其二次線圈接成開口三角形，接一電壓繼電器，當任一相中有電容器故障時，電容不對稱，在開三角中出現電壓，使繼電器動作。由于一次側中性點不接地，故不論系統中出現三次諧波電壓或系統發生單相接地故障對保護都沒有影響。
第3款第2項修改為中性點接地單星形接線的電容器組可采用中性線電流不平衡保護。其原理如下：電容器組中性線上接一電流繼電器，當任中有電容器故障時，三相電容不對稱，在中性點出現不平衡電壓，產生不平衡電流，使繼電器動作。
第3款第3項修改為對中性點不接地雙星形接線的電容器組，采用中性線不平衡電壓或不平衡電流保護，這種保護在國內各地區都有成功的運行經驗。但這種方式也有一定缺點，例如由于制造的誤差每臺電容器的電容值不能完全相等，要保持兩組電容器的正常電容值完全平衡比較困難。
第3款第4項修改為對中性點接地雙星形接線的電容器組，采用中性點回路電流差的不平衡保護，這種保護在國內各地區都有成功的運行經驗。這種保護方式的缺點同第3款第3項。
第3款第5項規定對多段串聯單星形接線的電容器組，可采用段間電壓差動或橋式差電流保護，也是利用作為放電線圈的電壓互感器，每段一臺，互感器的二次側按差接接線。
第4款為新增內容。
8.1.3本條保留了原規范第8.0.2條第4款的條文。
8.1.4本條保留了原規范第8.0.2條第5款的條文。電力電容器可能承受的過電壓除本規范

8.1.2條第3款中所述原因外，還可能由于系統出現工頻過電壓(一是輕負荷狀態出現的工頻過電壓，二是操作過電壓和雷電過電壓)，電容器所在的母線電壓升高，當此電壓超過電容器的最高過電壓時，內部游離增大，可能發生局部放電，因此應保持電容器組在不超過1.1倍額定電壓下運行。
8.1.5本條保留了原規范第8.0.2條第6款的條文。從電容器本身的特點來看，運行中的電容器如果失去電壓，電容器本身并不會損壞。但運行中的電容器突然失壓可能產生以下兩個后果：其一，如變電站因電源側瞬時跳開或主變壓器斷開，而電容器仍接在母線上，當電源重合閘或備用電源自動投入時，母線電壓很快恢復，而電容器上的殘余電壓還未來得及放電降到0.1倍額定電壓以下，這就有可能使電容器承受高于1.1倍的額定電壓，而造成損壞。其二，當變電站失電后，電壓恢復，電容器不切除，就可能造成變壓器帶電容器合閘，而產生諧振過電壓損壞變壓器的電容器。
此外，當變電站停電后，電壓恢復的初期，變壓器還未帶上負荷，母線電壓較高，這也可能引起電容器過電壓。所以，條文中規定了電容器應裝設失壓保護，該保護的整定值既要保證在失壓后電容器尚有殘壓時能可靠動作，又要防止在系統瞬間電壓下降時誤動作。一般電壓繼電器的動作值可整定為0.5～0.6倍的額定電壓，動作時間需根據系統接線和電容器結構而定。一般可取0.5～1s。
8.1.6本條對原規范第8.0.3條進行了修改。
 

8.2并聯電抗器保護

本節為新增條文，對3～110kV的油浸式和干式并聯電抗器的保護做出了相應的規定。
8.2.1列出了并聯電抗器組的故障類型。
8.2.2針對前一節提出的故障類型，配置相應的保護。對瓦斯保護、油面下降等做出了規定。
8.2.3針對繞組短路、相間短路的故障類型，配置相應的保護。對配置電氣主保護做出了規定。
8.2.4針對繞組短路、相間短路的故障類型，配置相應的后備保護。對配置電氣后備保護做出了規定。
8.2.5針對可能出現的過負荷，配置電氣過負荷保護。
8.2.6針對接地短路的故障類型，配置相應的后備保護。
8.2.7針對雙星形接線的低壓干式空心并聯電抗器，對裝設中性點不平衡電流保護做出了規定。

9 3kV及以上電動機保護

9.0.1本條給出八種電動機的故障及異常運行方式，與原規范條文相比，增加相電流不平衡及斷相一項，詳見本規范第9.0.9條。
9.0.2本條第1款，2MW以下的電動機，宜采用電流速斷保護。電流速斷保護是最簡單而有效的保護形式，2MW以下的電動機一般都可滿足靈敏度要求(靈敏系數大于2)。對個別電纜線路長不能滿足靈敏度要求的，可裝設縱聯差動保護。
第2款系新增條文。在有些情況下，電動機回路電流超過額定電流(如1.2倍額定電流)，差動保護不能反應，需要裝設過電流保護作為其后備保護。
9.0.4電動機在運行過程中和啟動或自啟動時都有可能導致過負荷，對這兩種過負荷，都應裝設過負荷保護。

9.0.7同步電動機失磁的危害主要是：同步電動機失磁即失去同步轉矩，電機將進入失步狀態，一般電機的異步轉矩不能與負載轉矩相平衡；電機定子繞組將產生很大的脈振電流，電流幅值有可能超過允許值；失磁后的同步電動機將從電源吸取大量無功，在某些情況下有可能使機端母線電壓嚴重降低。為此，有必要裝設失磁保護。
9.0.8電源短時中斷再恢復時，同步電動機有可能造成非同步沖擊。而較大同步電動機和某些中小型同步電動機不允許非同步沖擊，因此需采取措施即裝設防止非同步沖擊的保護。同步電動機在非同步合閘時允許的沖擊電流倍數為0.84／Xa”，Xa”為同步電機的縱軸超瞬變電抗，標么值。
9.0.9負序電流保護用以反應相電流不平衡及斷相，同時作為縱聯蒡動保護的后備。
9.0.10設備由2臺及以上電機拖動，這些電機可能由一個回路供電，也可能分別供電，對后者電動機的保護裝置也應分別裝設。

10自動重合閘

10.0.2本條規定為提高供電可靠性，35MV·A及以下容量的變壓器可裝設自動重合閘裝置。主要考慮當下一級線路發生瞬時故障越級跳閘時，通過變壓器的自動重合閘還能恢復供電。當變壓器差動保護和瓦斯保護動作時，應閉鎖重合閘。

11備用電源和備用設備的自動投入裝置

11.0.1本條與原規范條文相比，取消了“發電廠、變電站和配電站內有互為備用母線段’’和“變電站內有兩臺所用變壓器”兩項內容。事實上，這兩種情況通常都是手動投入的。增加了“接有I類負荷的由雙電源供電的母線段”和“含有I類負荷的由雙電源供電的成套裝置”兩項內容。按照I類負荷的定義，為其供電的雙電源當工作電源故障時，備用電源應自動投入運行。
原規范條文最后一項“生產過程中某些重要機組有備用機組”，本次修訂改為“某些重要機械有備用設備”。
11.0.2原規范條文中第2款“工作回路上的電壓，不論因何原因消失時，自動投入裝置均應延時工作”，本次修訂改為“工作電源故障或斷路器被錯誤斷開時，自動投入裝置應延時動作”。因為正常手動跳開斷路器，工作回路上的電壓也會消失。
條文中的第7款為本次修訂新增加內容，強調備用電源或設備一次只能作為一個工作電源或設備的備用。
條文中給出的只是對備用電源或備用設備的基本要求，其他還有一些要求，如裝置應有投入與停用功能、裝置的動作時間應保證負荷斷電時間最短、應有裝置的監視和動作、故障信號等，條文中沒有一一列出。
11.0.3本條系新增條文。給出自動投入裝置采用的幾種切換方式，供工程選用。

12自動低頻低壓減負荷裝置

12.0.1本條規定在變電站和配電站，應根據電力系統安全穩定運行的要求裝設自動低頻低壓減負荷裝置。當電力系統發生擾動導致系統穩定要被破壞時，低頻低壓減負荷是有效控制手段之一。因此，應根據電力系統調度部門的同一安排，確定在哪些變電站和配電站裝設自動低頻低壓減負荷裝置。
12.0.3本條規定是指自動低頻低壓減負荷裝置應按頻率、電壓分為若干級，根據電力系統運行方式和故障時功率缺額多少以及負荷重要程度的不同，分輪次按時限切除負荷。

13同步并列

13.0.1對本條各款說明如下：
1原規范條文“對單機容量6MW及以下的火力發電廠，可裝設帶相位閉鎖的手動準同步裝置’’代之以“對單機容量為6MW及以下的汽輪發電機，可裝設自動同步裝置”。手動準同步裝置操作復雜，成功與否受人為因素影響較大，可靠性差，隨著自動同步裝置的成熟應用，代替手動同步裝置已成必然。
原規范條文“對單機容量6MW以上的火力發電廠，應裝設自動準同步裝置和帶相位閉鎖的手動準同步裝置”代之以“單機容量為6MW以上的汽輪發電機，應裝設自動同步裝置”。
2原條文“水力發電廠’’改為“水輪發電機”，“自動自同步裝置，，改為“自動自同步裝置或自動同步裝置”。后者主要是考慮目前在水輪發電機上自動同步裝置也有很多應用。
3本款系新增加內容。
本條前3款內容是按先機組后網絡順序編寫的。

14自動調節勵磁及自動滅磁

14.1自動調節勵磁

14.1.1本條對發電機自動調節勵磁裝置的基本功能作了規定。
14.1.2本條列出了發電機自動電壓調節器的九項功能，這些都是基本功能，也是下限要求。
14.1.3本條中列出的附加功能均屬基本附加功能，此外AVR還有其他附加功能，如具有在線參數整定功能等，具體工程可根據實際情況全部或部分裝設。

14.2自動滅磁

14.2.1規定發電機勵磁系統應有自動滅磁功能，該功能主要通過滅磁開關實現。
14.2.2本條給出了發電機勵磁系統的滅磁方式，其中第2款規定：當為可控硅整流橋時，機組故障采用滅磁開關滅磁；正常停機時可采用逆變滅磁。這主要是考慮逆變滅磁時間較長，對迅速消

15二次回路及相關設備

15.1二次回路

15.1.1鑒于機組勵磁回路電壓有的已超過400V，因此，規定二次回路的工作電壓最高不應超過500V。
15.1.2由于互感器二次回路連接的負荷實際是由連接電纜和繼電保護及自動裝置組成，因此條文是指電纜和繼電保護及自動裝置的總負荷不應超過互感器工作準確等級所規定的負荷范圍。
15.1.3鑒于二次回路的重要性且鋁芯控制電纜和絕緣導線存在易折斷、易腐蝕等問題，故條文規定二次回路應采用銅芯控制電纜和絕緣導線。
15.1.5本條是關于控制電纜和絕緣導線最小截面的規定以及選擇電流回路、電壓回路和操作回路電纜的條件。
15.1.8條文規定端子排的一個端子一般只接一根導線，最多不超過兩根導線。如需接更多導線，可通過連接端子實現。

15.2電流互感器和電壓互感器

15.2.1本條是對電流互感器的規定：
1由于110kV及以下系統和小機組回路時間常數較小，短路電流很快進入穩定狀態，而保護動作直至斷路器跳閘時間較長，因此滿足穩態要求的電流互感器(P類)即可滿足要求。
3不同特性的電流互感器勵磁電流不同，將導致正常運行時大的不平衡電流。鑒于工程中要求電流互感器具有相同或相似的特性很困難(如變壓器各側電流互感器)，故條文用詞為“宜”。
6將保護或自動裝置接在測量儀表之前，主要是避免校驗測量儀表時失去保護。
7從安全角度考慮，電流互感器的二次回路應有接地點，應是一點接地。如果采用兩點或多點接地，由于接地點可能存在電位差，會產生地電流。對有幾組電路直接聯系的電流互感器連接在一起的保護裝置在保護屏上接地，可避免地電流與互感器二次電流耦合對保護裝置形成干擾。
15.2.2本條是對電壓互感器的規定。
3由于測量儀表和保護或自動裝置對電壓互感器要求不[a--J，也為避免相互影響，一般不共用同一個二次繞組。當受條件限制共用一個二次繞組時，應選用保護用電壓互感器。在這種情況下，互感器的二次繞組需同時滿足測量和保護準確級要求。
4防止電壓反饋的措施通常是將一次側隔離開關的常開輔助觸點串接在二次回路中。
5從安全角度考慮，電壓互感器二次回路應有一處接地。本條對電壓互感器二次側接地點接地方式作出規定。

15.3直流電源

15.3.1直流母線電壓允許波動范圍取值參考了國家現行標準《電力工程直流系統設計技術規程》DL／T5044--2004中4.2節系統電壓的相關規定；規定波紋系數小于1％，主要是因為無論是晶閘管充電裝置還是高頻開關電源充電裝置都能滿足波紋系數小于1％的要求。

15.3.2對本條作如下說明：
2適用于本款的例子有三繞組變壓器、自耦變壓器等。
3適用于本款的例子有母線保護等。
5熔斷器或自動開關的監視可通過自動開關的輔助觸點、加裝監視繼電器等方式實現。

15.4抗干擾措施

15.4.1本條對繼電保護和自動裝置的抗干擾性能，提出原則15.4本條第2款措施包括不同用途的電纜分開布置、增加出.4.4本條第2款措施包括不同用途的電纜分開布置，增加出口繼電器的動作功率等。