電力系統(tǒng)繼電保護運行評價規(guī)程

Q/CSG

中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準

電力系統(tǒng)繼電保護運行評價規(guī)程

（征求意見稿）

中國南方電網(wǎng)有限責任公司發(fā)布

目次

目次..............................................................................I

前言.............................................................................II

1范圍..........................................................................1

2規(guī)范性引用文件................................................................1

3術語和定義....................................................................1

5繼電保護評價..................................................................3

6繼電保護動作記錄與評價.......................................................6

7責任單位的評價...............................................................10

8繼電保護不正確動作原因分類..................................................13

9線路重合不成功原因分類......................................................13

10保護分類.....................................................................14

11電力系統(tǒng)一次設備故障分類....................................................16

12繼電保護運行評價管理........................................................18

附錄A......................................................................................................................................................19

前言

為加強南方電網(wǎng)電力系統(tǒng)繼電保護的技術監(jiān)督管理，并為總結和提高南方電網(wǎng)繼電保護的運行管理、

設計、基建水平提供依據(jù)，中國南方電網(wǎng)有限資任公司系統(tǒng)運行部組織編制了本規(guī)范。

本規(guī)范明確了繼電保護的運行評價方法、評價范圍、評價體系、評價原則等內容。

凡南方電網(wǎng)內從事繼電保護的運行維護、科研、設計、施工、制造等單位均應遵守本規(guī)范。

本規(guī)范的附錄A為規(guī)范性附錄。

本規(guī)范由中國南方電網(wǎng)有限貢任公司系統(tǒng)運行部歸II。

本規(guī)范主要起草單位：超高壓公司、調峰調頻公司、廣東電網(wǎng)公司、廣西電網(wǎng)公司、云南電網(wǎng)公司、

貴州電網(wǎng)公司、海南電網(wǎng)公司廣州供電局、深圳供電局。

本規(guī)范主要起草人：。

執(zhí)行過程中的意見和建議,請及時反饋至中國南方電網(wǎng)有限責任公司系統(tǒng)運行部。

指繼電保護設備及其二次回路已按相關規(guī)程驗收合格，定值已按調度機構下達的定值單整定，電流、

電壓回路極性已經(jīng)帶負荷校核正確，并根據(jù)現(xiàn)場運行規(guī)程要求投入相應保護功能的繼電保于設備.

4總則

4.1繼電保護運行評價體系

4.1.1繼電保護評價按照綜合評價、責任部門評價和運行分析評價三個評價體系實施。

4.1.2綜合評價體系按照繼電保護動作的實際效果進行評價。繼電保護最終的動作行為應滿足可靠、

快速、靈敏、有選擇地切除故障的要求，保障電網(wǎng)安全。

4.1.3責任部門評價體系針對繼電保護全過程管理涉及的各部門、各環(huán)節(jié)的責任進行評價。

4.1.4運行分析評價體系按照繼電保護運行效果進行評價。側重分析繼電保護缺陷、異常退出等運行

情況。

4.2繼電保護運行評價范圍

4.2.1接入南方電網(wǎng)公司電網(wǎng)運行的以下繼電保護的動作行為納入運行評價范圍：

a）交流線路（含電纜及電纜與架空線混合的線路）、母線、變壓器、發(fā)電機、電抗器、斷路器、

電容器和電動機等的保護裝置；

b）直流線路、直流母線、接地極線路、接地開關、直流濾波器、交流濾波器、交流濾波器母線、

換流變、換流器的保護裝置.；

c）電力系統(tǒng)故障錄波及測距裝置.；

d）小電流接地選線裝置；

e）保護故障信息系統(tǒng)。

4.2.2繼電保護評價范圍包括以下設施和環(huán)節(jié)：

a）繼電保護裝置本體：包括繼電保護裝置硬件（裝置內部各繼電器、元件、端子排及回路）和軟

件（原理、程序、版本）；

b）交流電流、電壓網(wǎng)路：供繼電保護裝置使用的，從交流電流、電壓互感器二次繞組的接線端子

或接線柱接至繼電保護裝置間的全部連線，包括電跪、導線、接線端子、試驗部件、電壓切換

回路等；

c）開關量輸入、輸出回路（不含斷路器機構箱、匯控柜端子排往本體方向設備和電纜，不含變壓

器、電抗器等設備本休端子箱端子排往本體方向設備和電纜）：

d）繼電保護通道：保護裝置至保護與通信專業(yè)運行維護分界點；

e）直流回路：自直流電源分配屏至斷路器匯控柜（機構箱）間供繼電保護用的全部回路；

f）直流保護（含柔直）測量回路：包括光電轉換器、光傳感器、合并單元等；

g）智能終端：包括斷路器操作指令的接收、處理和執(zhí)行及斷路器信號的采集輸出部分，硬件（包

括裝置內部各繼電器、元件、數(shù)據(jù)接口等）和軟件（原理、程序、版本）；

h）過程層網(wǎng)絡設備：包括保護裝置至FI標設備的全部連接設備及連接線，包括網(wǎng)絡交換機（含

VLAN）,光纜、尾纖、數(shù)據(jù)接口等；

i）合并單元（含電子式互感器）：電子互感器采集單元及合并單元、傳統(tǒng)互感器二次繞組接線端

子及合并單元，包括合并單元的數(shù)據(jù)采集和傳輸部分，硬件（裝置內部各元件、數(shù)據(jù)接口、光

供能模塊包括及電子互感器遠方模塊等）和軟件（原理、程序、版本）等：

j）配置文件:全站SCD文件、裝置ICD文件、QD文件、虛端子配置文件、交換機配置文件等；

k）其他相關設備。

4.3繼電保護動作評價工作的分級管理

4.3.1繼電保護動作評價分別按調度管轄范圍和檢修范圍進行評價。

4.3.2?。ㄗ灾螀^(qū)）級及以上調度機構評價所管轄范圍內llOkV及以上系統(tǒng)繼電保護、直流輸電系統(tǒng)

保護裝置運行情況。?。ㄗ灾螀^(qū)）級以下調度機構評價所管轄范圍內UOkV以下系統(tǒng)繼電俁護。調度管

轄范圍包括調度范圍和地區(qū)電網(wǎng)公司。

4.4繼電保護分類

4.4.1繼電保護（含交、直流系統(tǒng)）按保護裝置、繼電保護相關設備、故障錄波及測距裝置、小電流

接地選線裝置、保護故障信息系統(tǒng)分類評價。

4.4.2交流系統(tǒng)保護裝置包括：

2

a）全部保護裝置：指10kV及以上系統(tǒng)保護裝置總和；

b）llOkV及以下系統(tǒng)保護裝置：接入llOkV及以下電壓的線路（含電纜）、母線、變壓器、發(fā)電

機、電抗器、電容器、電動機、直接接在發(fā)電機變壓器組的高壓廠用變壓器的保護裝置以及自

動重合閘裝置；

c）22OkV及以上系統(tǒng)保護裝置：接入22OkV及以上電壓的線路（含電纜）、母線（含交流濾波器

母線）、變壓器（含換流變，不包括廠用、站用變壓器）、發(fā)電機（含發(fā)電機變壓器組）、電抗

器、電容器、電動機和斷路器的保護裝置以及自動重合閘裝置、遠方跳閘裝置。

4.4.3直流系統(tǒng)保護裝置包括：

a）全部保護裝置：指各電壓等級的直流保護裝置的總和；

b）直流保護裝置：直流線路、直流母線、接地極線路、接地開關、直流濾波器、交流濾波器、換

流器的保護裝置；

c）柔直保護裝置：交流連接母線、啟動回路、直流極區(qū)、換流器的保護裝置

4.4.4繼電保護相關設備包括：

a）合并單元（含電子式互感器）：指繼電保護設備所使用的合并單元，含與之相關的電子互感器

采集單元、傳統(tǒng)互感器接線端子/接線柱至合并單元；

b）過程層網(wǎng)絡：指包括網(wǎng)絡交換機，光纜、尾纖、數(shù)據(jù)接II等；

c）智能終端：指繼電保護設備所使用的智能終端。

4.4.5故障錄波（含智能錄波器）及測距裝置。

4.4.6小電流接地選線裝置。

4.4.7保護故障信息系統(tǒng)。

5繼電保護評價

5.1綜合評價

5.1.1繼電保護正確動作率

5.1.1.1繼電保護正確動作率是指繼電保護裝置正確動作次數(shù)與繼電保護裝置動作總次數(shù)的百分比。繼

電保護正確動作率的計算方法為：

繼電保護正確動作次數(shù)x］。俄

維電保護正確動作率=(1)

繼電保護總動作次數(shù)

繼電保護動作總次數(shù)包括繼電保護正確動作次數(shù)、誤動次數(shù)和拒動次數(shù)。

5.1.1.2繼電保護裝置正確動作率按下列分類統(tǒng)計計算：

a）全部交流繼電保護裝置正確動作率；

b）35kV以下系統(tǒng)繼電保護裝置保護正確動作率

c）35kV及66kV系統(tǒng)繼電保護裝置正確動作率

d）llOkV系統(tǒng)繼電保護裝置正確動作率；

e）22OkV及以上系統(tǒng)繼電保護裝置正確動作率；

022OkV系統(tǒng)繼電保護裝置正確動作率；

g）5OOkV系統(tǒng)繼電保護裝置正確動作率；

h）llOkV及以上系統(tǒng)元件（發(fā)電機、變壓器、母線、高抗等）繼電保護裝置正確動作率;

i）35kV及66kV系統(tǒng)元件繼電保護裝置正確動作率；

j）直流系統(tǒng)保護正確動作率。

5.1.2故障快速切除率

5.1.2.1指故障快速切除次數(shù)與應評價故障快速切除次數(shù)的百分比。

故障快速切除次數(shù).

故障快速切除率=(2)

應評價故障快速切除次數(shù)

應評價故障快速切除次數(shù)=故障總次數(shù)一不予評價故障快速切除次數(shù)。不予評價故障快速切除的情

況見6.9。

5.1.2.2故障快速切除時間一般按220kV系統(tǒng)不大于0.12s、500kV系統(tǒng)不大于0.1s或不大于相關調度

機構書面提供的滿足系統(tǒng)穩(wěn)定要求的故障有效隔離或切除時間考慮。

3

5.1,2,3故障快速切除率按相關一、二次設備的檢修維護范圍進行統(tǒng)計考核。

5.1.3線路重合成功率

線路重合成功率是指線路重合閘及斷路器的聯(lián)合運行符合預定功能和恢復線路輸送負荷的能力。線

路重合成功率的計算為：

線路重合成功率(3)

線路應重合次數(shù)指線路跳閘后根據(jù)整定及運行要求應該重合的次數(shù)。

線路應重合次數(shù)=線路故障總次數(shù)一不予評價的重合次數(shù)

5.1.4直流線路再啟動成功率

線路的再啟動成功率是評價直流線路按預定功能設置恢復輸送負荷能力的運行指標。線路再啟動成

功率的定義為：

直流線路再啟動成功嬤四

直流線路再啟動成功率=x(4)

直流線路應再啟動次數(shù)

線路應再啟動次數(shù)包括：直流線路故障或直流線路保護誤動后應再啟動次數(shù)。

5.1.5直流保護直接責任導致的直流強迫停運率

直流保護直接責任導致直流強迫停運率是評價直流保護可靠性的運行指標，直流保護直接責任導致

直流強迫停運率的定義為：

直流保護直接責任導致的直流強迫停運次數(shù)X1。0冬

直流保護直接資任導致的直流強迫停運率(5)

直流強迫停運次數(shù)

5.1.6繼電保護直接責任導致的重、特大電網(wǎng)事故次數(shù)

由于繼電保護直接責任導致的重、特大電網(wǎng)事故次數(shù)。

5.1.7繼電保護直接責任導致的UOkV變電站失壓率

繼電保護直接責任導致的UOkV變電站失壓率是評價變電站失壓原因的運行指標，定義為：

繼電保護直接責任導致的UOkV變電站失壓率=組電保Q直接站失壓次數(shù)x100%

UJkV變電站失壓次數(shù)

(6)

llOkV變電站失壓次數(shù)：同一原因(llOkV系統(tǒng)保護不正確動作)導致一個或多個llOkV變電站失

壓，統(tǒng)計為失壓1次。失壓次數(shù)以檢修范圍為單位，由各中調按月度進行統(tǒng)計.

5.1.8小電流接地選線自動選線準確率

自動選線：當自動選線條數(shù)設置大于1時，自動選線包含首次選線及在設定選線條數(shù)內的非首次選

線。

自動選線準確率是指選線裝置自動選線正確次數(shù)與應評價選線次數(shù)的百分比，定義為：

選線裝置自動選線正確次數(shù)

自動選線準確率=x(7)

應評價選線次數(shù)

5.1.9小電流接地選線綜合選線準確率

小電流接地選線綜合選線準確率是指選線裝置自動選線正確次數(shù)及選線裝置輪切成功次數(shù)之和，與

應評價選線次數(shù)的百分比，定義為：

小電流接地選.合選線準確率=選線—戈瞟箴瑟式置輪切成功次以10.(3)

評價原則及方法見6.10。

5.2責任部門評價

責任部門評價體系評價繼電保護全過程管理涉及的制造、設計、基建、維護檢修、調度運行、值班

運行及其他專'業(yè)部門責任造成的繼電保護不正確動作。

不正確動作次數(shù)按責任部門分別評價。責任部門不正確動作率的計算為：

各責任部門不正確動作次數(shù)

責任部門不正確動作率=(9)

總不正確動作次數(shù)

5.3運行分析評價

5.3.1主保護投運率

4

主保護投運率的評價范圍包括：線路縱聯(lián)保護、變壓器差動保護、母線差動保護、高壓電抗器差動

保護、T區(qū)保護、短引線保護等。主保護投運率是指主保護投入電網(wǎng)處于運行狀態(tài)的時間與評價周期時

間的百分比。主保護投運率的計算為：

主保護停運時間、,

主保護投運率=（1-主保護應投去時間nn"o/°(10)

主保護應投運時間和主保護停運時間單位為小時。

主保護停運時間為計劃性檢修以外的主保護停運的時間，評價周期時間為年初至評價截止日的小時

數(shù)。

主保護投運率統(tǒng)計范圍為220kV及以上系統(tǒng)。；

5.3.2繼電保護故障率

繼電保護故障率是指繼電保護由于裝置硬件損壞和軟件錯誤等原因造成繼電保護故障次數(shù)與繼電

保護總臺數(shù)之比。繼電保護故障率的計算為：

評價周期中保護故障次數(shù)(11)

繼電保護故障率=

評價周期中保護總臺數(shù)

繼電保護故隙率單位為次/百臺?評價周期（年）。

繼電保護故障次數(shù)的計算方法：凡由于繼電保護元器件戰(zhàn)壞、工藝質量和軟件問題、絕緣損壞、抗

干擾性能差等造成繼電保護異常退出運行的，均評價為繼電保護故障1次。

裝置臺數(shù)統(tǒng)計按保護配置原則進行。例如：線路保護根據(jù)調度命名有主一、主二保護、獨立后備保

護、輔A保護、輔B保護，則分別統(tǒng)計保護裝置臺數(shù)為某臺主變按雙重化配置，無論保護裝置

是否主后一體化還是分體式布置，均以配置有主保護功能的裝置型號進行統(tǒng)計。發(fā)變組保護的統(tǒng)計統(tǒng)一

歸入“發(fā)電機保護

5.4錄波完好率及故障測距動作良好率

錄波完好率是評價故障錄波裝置在系統(tǒng)異常工況及故障情況下應啟動、錄波完好程度的指標。錄波

完好率的計算為：

故障錄波裝置錄波完好次數(shù)

錄波完好率=(12)

故障錄波裝置應評價次數(shù)

保護裝置內置的故障錄波功能不在評價范圍之內。

故障測距動作良好率是評價故障行波測距裝置在線路發(fā)生故障情況下動作良好的指標，動作良好

指雙端測距與故障點誤差在1km內。故障測距動作良好率的計算按式為：

測距裝置動作良好次數(shù)

故障測距動作良好率一好而標----X，00%(13)

5.5繼電保護超期未檢率

繼電保護超期未檢率指繼電保護未按期定檢的套數(shù)與應定檢總套數(shù)之比，繼電保護超期未檢率的計

算為：

絕電保護超期未檢率=未.甥曾警x100%（14）

應定檢總套數(shù)

應定檢總套數(shù)為統(tǒng)計范圍內相應電壓等級的裝置總數(shù)。

5.6繼電保護定檢計劃完成率

繼電保護定檢計劃完成率指繼電保護計劃定檢完成的套數(shù)與計劃定檢套數(shù)之比，繼電保護定檢計劃

完成率的計算為：

繼電保護定檢計劃完成格=計孝數(shù)x100%（15）

57保信子站信息上送完整率

保信岸站信O送完整率包含3項統(tǒng)計指標，分別是：保護動作信息上送完整率、保護錄波上送完

整率和集中錄波上送完整率。

5.7.1保護動作信息上送完整率

保護動作信息上送完整率指各次故障通過保信系統(tǒng)完整上送保護裝置動作事件的保護裝置套數(shù)總

和與各次故障中實際動作出口的保護裝置套數(shù)總和之比，保護動作信息_L送完整率的“算為：

5

完整上送動作事件的保護裝置套數(shù)

保護動作信息上送完整率=(16)

實際動作出口的保護裝置套數(shù)

統(tǒng)計期內，分別統(tǒng)計各次故障各側廠站的完整上送動作事件保護裝置套數(shù)和實際動作出口的保護裝

置套數(shù)，各次故障累枳求和后計算。完整的保護裝置動作事件，需根據(jù)故障及裝置類型進行統(tǒng)計，以線

路保護為例，原則上需包含啟動，差動、縱聯(lián)等主保護出口，重合閘、跟跳等關鍵信息。如發(fā)生線路故

障，某側廠站主一、主二、兩臺斷路器保護均動作出口，上述四臺保護裝置中只有主二保護動作事件缺

失縱聯(lián)保護動作信息，其余動作事件上送正常，則統(tǒng)計為該倒廠站本次故障保護動作信息上送完整率為

75%°

5.7.2保護錄波上送完整率

保護錄波上送完整率指故障后各次故障可通過保信系統(tǒng)完整調取故障錄波的保護裝置套數(shù)總和與

各次故障中實際發(fā)生動作出口的保護裝置套數(shù)總和之比，保護錄波上送完整率的計算為：

可完整調取故障錄波的保護裝置套數(shù)

保護錄波上送完整率=(17)

實際發(fā)生動作出口的保護裝置套數(shù)

統(tǒng)計期內，分別統(tǒng)計各次故障各側廠站可完整調取故障錄波的保護裝置套數(shù)和實際發(fā)生動作出口的

保護裝置套數(shù)，各次故障累積求和后計算。完整調取故障錄波的保護裝置的統(tǒng)計范疇為實際發(fā)生動作出

口的保護裝置.（＞如發(fā)生線路故障，某側廠站主一、主二、兩臺斷路器保護均動作出口，上述四臺保護裝

置中只有主二保護主站端無法召喚錄波，其余上送正常，則統(tǒng)計為該側廠站本次故障保護錄波上送完整

率為75%o

5.7.3集中錄波匕送完整率

集中錄波上送完整率指故障后可通過保信系統(tǒng)完整調取集中錄波器故障錄波次數(shù)與故障總次數(shù)之

比，集中錄波上送完整率的計算為：

完整調取集中錄波器故障錄波次數(shù)

集中錄波上送完整率=(18)

應調取的集中錄波器套數(shù)

統(tǒng)計期內，統(tǒng)計各次故障相關廠站完整調取集中錄波器故障錄波次數(shù)和應調取的集中錄波器套數(shù),

各次故障累積求和后計算。

5.8保信主子站通信完好率

保信主子站通信完好率是指主、子站通信處于正常運行狀態(tài)的時間與評價周期時間的百分比。保信

主子站通信完好率計算為：

主子站通信中斷時間

保信主子站通信完好率=1-x100%(19)

主子站應正常通信時間

主子站通信中斷時間和主子站應正常通信時間單位為小時。正常通信時間不包括裝置因檢修等原因

退出時間。

5.9保信子站與裝置通信完好率

保信子站與裝置通信完好率是指子站與子站接入的裝置通信處于正常運行狀態(tài)的時間與評價周期

時間的百分比。子站與裝置通信完好率計算為：

子站與裝置通信中斷時間

子站與裝置通信完好率=1x100%(20)

裝置套數(shù)*子站與裝置應正常通信時間

子站與裝置通信中斷時間和子站與裝置應正常通信時間單位為小時.。正常通信時間不包括裝置因定

檢等原因正常退出時間。

6繼電保護動作記錄與評價

6.1動作評價原則

6.1.1凡接入南方電網(wǎng)正式運行的繼電保護的動作行為都應進行記錄與評價。

6.1.2繼電保護的動作按5.1~5.3三個評價體系進行評價。

6.1.3以繼電保護裝置內含各保護功能為對象評價動作次數(shù)，保護功能正確動作，評價繼電保護正確

動作1次；保護功能拒動，評價繼電保護拒動1次；保護功能誤動（含系統(tǒng)無故障保護功能動作），評價

繼電保護誤動1次。

6

6.1.4繼電保護裝置同一功能不同時限統(tǒng)計為1次，為保證可靠性，在設計上要求保護裝置.（例如母

差保護等）出口先跳母聯(lián)，后跳其它斷路器的，按動作1次評價。

6.1.5線路縱聯(lián)保護按兩側分別進行評價。

6.1.6雙通道縱聯(lián)保護的兩個通道共同作用于同一個保護單元時，按同一保護功能評價。雙通道縱聯(lián)

保護的兩個通道分別作用于不同的保護單元時，按不同保護功能評價，若其中一個保護單元因通道原因

未動作，則未動作的保護單元可不予評價。

6.1.7線路內部（保護范圍內）故障，縱聯(lián)保護如因其它保護（保護功能）快速動作切除故障而來不

及動作，可以不予評價。

6.1.8遠方跳閘保護按兩側分別進行評價。

6.1.9變壓器縱差、重瓦斯架護及各側后備保護?般按跳閘開關電壓等級評價，如跳各側則按最高電

壓等級評價，特殊情況按照具體分析進行評價。

6.1.10發(fā)電機變壓器組單元的繼電保護按發(fā)電機保護評價。

6.1.11錯誤地投、停保護或通道造成不正確動作應進行評價。

6.1.12保護裝置的動作雖不完全符合消除電力系統(tǒng)故障或改善異常運行情況的要求，但由于某些特殊

原因，事先列有方案，經(jīng)本單位總工程師批準，并報上級主管部門備案，視具體情況作具體分析工

6.1.13雙重化配置的兩套繼電保護裝置應分別評價。

6.1.14通過保護不停電傳動功能觸發(fā)的保護動作不予評價。

6.1.15直流系統(tǒng)保護出口采用“三取二”邏輯時，分別對三套保護和直流系統(tǒng)保護總出口進行評價。

6.1.16換流器保護受測量CT安裝位置的影響，在整流站和逆變站的保護范圍存在區(qū)別，交流系統(tǒng)發(fā)

生故障時，換流器保護的動作行為評價應具體分析。

6.1.17直流線路保護應分兩側分別進行評價。

6.1.18直流線路的再啟動應獨立評價。

6.2保護動作評價

保護動作評價按照繼電保護動作結果界定為“正確”和“不正確”兩種。其中不正確助作包括“誤

動”和“拒動”。每次故障以后，保護動作是否正確，應參照保護動作信號（或信息記錄）及故障錄波

圖，對故障過程綜合分析給予評價。

6.3保護裝置“正確”動作的評價方法

6.3.1在電力系統(tǒng)故障（接地、短路或斷線）或異常運行（過負荷、振蕩、低頻率、低電壓、發(fā)電機失

磁等）時，保護裝置的動作符合設沖、整定、特性試驗的要求，并能有效地消除故障或使異常運行情況

得以改善均應評為動作正確。

6.3.2雙母線接線母線故障，母差保護動作，利用線路縱聯(lián)保護促使其對側斷路器跳閘，消除故障，

母差保護和線路兩側縱聯(lián)保護應分別評價為“正確動作”。

6.3.3雙母線接線母線故障，母差保護動作，由于母聯(lián)斷路器拒跳，由母聯(lián)失靈保護消除母線故障，

母差保護和母聯(lián)失靈保護應分別評價為“正確動作”。

6.3.4雙母線接線母線故障，母差保護動作，斷路器拒跳，利用變壓器保護跳各側，消除故障，母差

保護和變壓器保護應分別評價為“正確動作”。

6.3,5線路發(fā)生故障，多套保護正確動作，但由于斷路器拒跳，最后靠啟動斷路器失靈保護消除故障,

則各保護（包括斷路器失靈保護）動作分別按正確動作1次統(tǒng)計。

6.3.6繼電保護正確動作，斷路器拒跳，繼電保護應評價為“正確動作”。

6.3.7保護區(qū)域內設備發(fā)生故障或異常，直流系統(tǒng)保護動作符合直流系統(tǒng)運行和高壓直流系統(tǒng)保護設

計要求，應評價為“正確動作”。

6.3.8交流系統(tǒng)故障（接地、短路或斷線）或異常運行（電壓異常、頻率異常、系統(tǒng)諧振、直流偏磁、

換流變飽和等），直流系統(tǒng)保護動作符合設計要求，應評價為“正確動作”。

6.3.9直流系統(tǒng)保護正確動作，但斷路器拒跳或直流控制系統(tǒng)未正確執(zhí)行控制策略，直流保護系統(tǒng)應

評價為“正確動作”。

6.3.10直流線路發(fā)生接地故障時，根據(jù)動作邏輯兩側保護均進行故障判別，當一側保護裝置先于另一

側保護裝置滿足動作條件時，則線路兩側保護裝置的動作元件有可能不一致，或出現(xiàn)一側僅為收信跳閘。

例如：極1線路發(fā)生接地故障，一側行波保護動作，另一側無任何保護動作，而顯示收到判線路故障的

信號,線路兩側均為短時極1閉鎖,經(jīng)固定延時后再啟動成功,恢復送電。此情況下兩側保護裝置均應

7

評為正確動作。再如：極1線珞發(fā)生接地故障，一側行波保護動作、另一側為電壓變化量保護動作，線

路再啟動成功。由于動作判據(jù)的差異造成兩側不同保護動作的，則兩側保護裝置均應評價為正確動作。

6.3.11直流系統(tǒng)保護因采樣差異等原因，單套保護動作，能夠解釋動作行為差異的情況，對動作保護

評價為正確動作。

6.3.12交、直流濾波器電容器不平衡保護，如果單套保護動作后現(xiàn)場查明有損壞電容器，則對動作保

護裝置電容器不平衡保護評價為正確動作1次。

6.4繼電保護“不正確動作”的評價方法

6.4.1被保護設備發(fā)生故障或異常，保護應動作而未動作（拒動），以及被保護設備無故障或異常情況

下的保護動作（誤動），應評價為“不正確動作”。

6.4.2在電力系統(tǒng)發(fā)生故障或異常運行時，繼電保護應動作而未動作，應評價為“不正確動作（拒動）”。

6.4.3在電力系統(tǒng)發(fā)生故障或異常運行時，繼電保護不應動而誤動作，應評價為“不正確動作（誤

動）”。

6.4.4在電力系統(tǒng)正常運行情況下，繼電保護誤動作跳閘，應評價為“不正確動作（誤動）”。

6.4.5線路縱聯(lián)保護在原理上是由線路兩側的設備共同構成一整套保護裝置，若保護裝置的不正確動

作是因一側設備的不正確狀態(tài)引起的，引起不正確動作的一惻應評價為“不正確動作”，另一側不再評

價；若兩側設備均有問題，則兩側應分別評價為“不正確動作”。

6.4.6對于縱聯(lián)保護不正確動作（不論一側或兩側）原因未查明的，若線路兩側同屬一個單位管轄，

則評價不正確動作1次；若線路兩側分屬不同單位，則各側評價不正確動作1次。

6.4.7一個事件中不同的保護裝置因I可一原因造成的不正確動作，應分別評價為“不正確動作”。

6.4.8同一保護裝置因同一原因在24小時內發(fā)生多次不正確動作，按1次不正確動作評價，超過24

小時的不正確動作，應分別評價。

6.4.9同一站內同一型號不同保護裝置在同一時刻因同一原因發(fā)生不正確動作，可按1次不正確動作

評價。

6.4.10直流發(fā)生換相失敗、直流雙極運行當一極故障或交流系統(tǒng)故障時，若直流線路保井動作跳閘，

應評價為線路保護不正確動作1次。

6.5特殊情況的評價

6.5.1直流回路故障，未經(jīng)保護屏及操作屏的跳閘繼電器、防跳繼電器等（例如跳閘線圈有一點接地，

而控制網(wǎng)路又有一點接地）直接引起跳閘時，，不予評價。

6.5.2因系統(tǒng)啟動、調試需要設置的臨時保護，臨時保護的動作行為可不予評價，但對其動作行為仍

應進行分析。

6.5.3廠家新開發(fā)掛網(wǎng)試運行的繼電保護，在投入跳閘試運行期間（不超過半年），因設計原理、制造

質量等非運行部門責任原因而發(fā)生不正確動作，事前經(jīng)過主管部門的同意，可不予評價，但對其動作行

為仍應進行分析。

6.5.4新設備啟動投產(chǎn)過程中，在未完成帶負荷極性校驗工作前因極性錯誤造成的保護動作，不予評

價。

6.5.5斷路器跳閘，但沒有任何保護動作（或記錄）信號，經(jīng)過檢驗證實保護裝置良好，不予評價。

6.5.6對于保護異常行為的評價，在同時滿足以下條件a、b、c時，不予評價：

a）未造成在運設備（包括母線、線路、變壓器、高抗、發(fā)變組等設備，新啟動、復電設備除外）

停運、跳間，R未對系統(tǒng)供電可靠性造成影響；

b）未造成220kV及以上電網(wǎng)設備雙重化配置主保護任意一套拒動，或臨時方式下未影響保護快速

性，未造成保護拒動；

c）未造成電網(wǎng)解列、振蕩；

6.6線路重合閘動作的評價

6.6.1重合閘裝置的動作情況單獨進行評價，其動作次數(shù)計入保護裝置動作總次數(shù)中。重合閘裝置動

作行為的評價與保護裝置評價原則?致。

6.6,2下列情況重合閘的動作不予評價：

a）由于繼電保護選相不正確致重合閘未動作，該繼電保護的動作行為評價為不正確動作，重合閘

不予評價；

b）連續(xù)性故障使重合閘等待時間不足未動作，則重合閘不予評價：

8

c）由斷路器閉鎖重合閘接點動作閉鎖重合閘，則重合閘不予評價。

6.6.3線路重合成功次數(shù)按下述方法計算：

a）單側投重合閘的線路，若單側重合成功，則線路重合成功次數(shù)為1次；

b）兩側（或多側）投重合閘線路，若兩側（或多側）均重合成功，則線路重合成功次數(shù)為1次；若一

側拒合（或重合不成功），則線路重合成功次數(shù)為0次；

c）線路重合閘停用以及因為系統(tǒng)要求或繼電保護設計要求不允許重合的線路均不列入線路應重

合次數(shù)。

6.7口故隙錄波及測距裝置的評價

6.7.1與故障設備直接連接的故障錄波裝置和接入故障線路的測距裝置必須進行評價。

6.7.2故障錄波所記錄時間與故障時間吻合、數(shù)據(jù)準確、波形清晰完整、標記正確、開關量清楚、與

故障過程相符，應評價為“錄波完好”。完好的錄波可作為故障分析的依據(jù)。

6.7.3在線路故障時，測距裝置能自動或手動得到有效的故障點位置應評價為“動作良好”。

6.7.4故障錄波裝置錄波不完好、故障測距裝置無法提供測距結果必須說明原因及狀況。

6.7.5故障錄波及測距裝置的動作次數(shù)單獨計算，不計入保護裝置動作的總次數(shù)中。

6.8直流線路再啟動的評價

6.8.1線路再啟動動作行為理獨統(tǒng)計，動作行為的評價與俁護裝置評價原則一致。

6.8.2直流線路的再啟動成功次數(shù)僅以線路恢復送電為依據(jù)。

6.8.3再啟動功能停用或因為系統(tǒng)要求、設計要求不允許再啟動的均不列入再啟動成功率統(tǒng)計。

6.9故障快速切除率的評價

6.9.1評價范圍為220kV及以上交流系統(tǒng)（含換流變、交流濾波器大組母線，變壓器220kV及以上電

壓等級側）。

6.9.2一次設備發(fā)生短路故障時，保護可靠動作，但由于斷路器本體原因未能于系統(tǒng)穩(wěn)定要求時間內

切除故障的，應統(tǒng)計為1次未快速切除故障。

6.9.3一次設備發(fā)生短路故障時，由于保護存在死區(qū)而未能于系統(tǒng)穩(wěn)定要求時間內切除故障的，應統(tǒng)

計為1次未快速切除故障。

6.9.4線路故障，線路兩側分別統(tǒng)計故障快速切除次數(shù)。

6.9.5對于重合閘投入運行的線路，當其發(fā)生永久性故障時，若故障初及重合后兩個狀態(tài)下相關斷路

器及保護裝置均在系統(tǒng)穩(wěn)定要求的時間內切除故障，則應統(tǒng)計為2次故障快速切除。

6.9.6當線路發(fā)生而阻接地故障，由丁保護裝置原理及技術條件所限或故障電流緩慢變化，造成快速

保護（含縱聯(lián)保護及無延時跳閘的保護）無法快速動作切除故障，則不予評價。

6.9.7對于發(fā)電機異常運行時，由定子接地保護、轉子兩點接地保護、失磁保護、失步保護等動作跳

閘的，不予評價。

6.10小電流接地選線裝置評價

6.10.1動作評價原則

6.10.1.1凡接入南方電網(wǎng)正式運行的選線裝置的動作行為都應進行記錄與評價。

6.10.1.2選線裝置的選線動作評價按照選線動作結果界定,正確動作”與“不止確動作”；當自動選線

條數(shù)設置大于1時，將自動選線跳閘全過程等效為一次特殊的選線動作來進行評價。

6.10.1.3選線裝置的輪切全過程等效為一次特殊的動作進行綜合評價，按照動作結果及行為界定“輪

切成功”、“輪切不成功”及“輪切異?！薄?/p>

6.10.1.4以選線裝置的自動選線、輪切功能為評價對象：

a）自動選線正確動作，評價選線裝置自動選線正確動作1次；自動選線不正確動作，評價自動選

線不正確1次；

b）輪切成功1次，評價選線裝置輪切成功1次；輪切不成功1次，評價選線裝置轉切不成功1

次；輪切異常1次，評價選線裝置輪切異常1次；

6.10.1.5錯誤地投、停選線裝置造成不正確動作應進行評價。

6.10.1.6選線裝置的動作雖不完全符合隔離配網(wǎng)線路故障的要求，但由于某些特殊原因，事先列有方

案，經(jīng)本單位總工程師批準，并報上級主管部門備案，視具體情況作具體分析。

6.10.2選線裝置自動選線動作的評價方法

6102110?35kV系統(tǒng)線路單相故障,選線裝置在設定選線條數(shù)內的自動準確選線,并成功隔離故障

9

評價為自動選線正確動作。

6.10.2.210?35kV系統(tǒng)線路單相故障，選線裝置在設定選線條數(shù)內的自動準確選線，但因斷路器本體

原因未能成功隔離故障的情況評價為自動選線正確動作。

6.10.2.310?35kV系統(tǒng)線路發(fā)生單相故障，選線裝置應選線跳閘而未選線動作（拒動），或自動選線全

部錯誤均視為不正確動作，應評價為自動選線不正確動作。

6.10.2.4被保護10?35kV系統(tǒng)線路無故障情況下的選線裝置動作（誤動），應評價為自動選線不正確

動作。

6.10.3選線裝置輪切動作的評價方法

6.10.3.110?35kV系統(tǒng)線路聿相故障，選線裝置按設定的輪切策略進行輪切跳閘，成功隔離故障評價

為輪切成功。

6.10.3.210?35kV系統(tǒng)線路單相故障，選線裝置按設定的輪切策略進行輪切跳閘，僅因斷路器本體原

因未能成功隔離故障的情況視為輪切成功。

6.10.3.310?35kV線路單相故障，選線裝置未按設定要求啟動輪切、或裝置自身原因導致故障未有效

隔離判為輪切不成功。

6.10.3.4不符合輪切啟動條件時輪切誤啟動，評價為選線裝置輪切異常。

6.10.3.5選線裝置輪切功能未按設定輪切策略執(zhí)行評價為選線裝置輪切異常；在該情況下，即使系統(tǒng)

有故障且輪切成功隔離故障，仍評價為選線裝置輪切異常。

6.10.4符合以下條件之一的線路故隙不予以評價：

6.10.4.1已由保護裝置隔高，選線或輪切未動作。

6.10.4.2當線路發(fā)生高阻接地故障，由于選線裝置原理及技術條件所限或故障特征量較小，造成選線

或輪切均無法啟動隔離故障。

6.11保信系統(tǒng)的評價

6.11.1對于線路故障，故障后通過保信系統(tǒng)成功調取保護動作事件及錄波兩側廠站各統(tǒng)計為1次。兩

側廠站分別統(tǒng)計保護事件、保護錄波、集中錄波上送完整情況。

6.11.2對于元件故障，故障后通過保信系統(tǒng)成功調取保護動作事件及錄波統(tǒng)計為1次。

6.11.3保護事件完整上送次數(shù)應統(tǒng)計1次故障中所有動作的保護裝置的動作事件完整上送情況，如：

線路故障，兩側分別統(tǒng)計，一則變電站的主一、主二保護裝置的動作事件上送完整，但斷路器保護的上

送事件不全，則不能統(tǒng)計為完整上送。

6.11.4保護錄波完整上送次數(shù)應統(tǒng)”?1次故障中所有動作的保護裝置錄波完整上送情況，如：線路故

障，一側變電站的主一、主二保護裝置的錄波上送完整，但斷路器保護的錄波不全，則不能統(tǒng)計為完整

上送。

6.11.5故障設備接入的集中錄波信息完整上送則統(tǒng)計為集中錄波完整上送1次。錄波組網(wǎng)情況下，通

過錄波主站能夠獲取集中錄波信息則統(tǒng)計為集中錄波完整上送1次。

7責任單位的評價

7.1制造單位

制造部門責任的不正確動作包括以下原因：

a）制造質量不良：指運行部門在調試、維護過程中無法發(fā)現(xiàn)或處理的繼電保護元件質量問題（如

中間繼電器線圈斷線、元器件損壞、時間繼電器機構不靈活、虛焊、插件質量不良以及裝配不

良等）;

b）裝置硬件設計不當；

c）圖紙資料不全、不準確：指由于制造部門未能及時向運行部門交付繼電保護的圖紙和資料或所

交付的圖紙和資料不完整、不準確；

d）軟件原理問題；

e）合并單元（含電子式互感器）準確度不滿足設計要求：

f）ICD文件有誤，制造部門提供的ICD文件與實際裝置不一致；

g）制造部門提供的下裝工具軟件原因導致工程配置文件下裝有誤；

h）裝置不能適應現(xiàn)場運行環(huán)境，達不到設計標準或防護等級；

i）未執(zhí)行反措規(guī)定；

10

j）其他。

7.2設計單位

設計部門責任的不正確動作包括以下原因：

a）回路接線設計不合理.：指設計回路不合理，如存在寄生回路，元件參數(shù)選擇不當?shù)龋?/p>

b）設計圖紙不標準（包括虛擬端子連接圖），不規(guī)范，圖紙不全，不正確；

c）網(wǎng)絡結構設計不合理，流量控制不合理，Vian設計錯誤；

d）通信參數(shù)分配不合理：指站內設備的IP地址，GOOSE目的地址，SV目的地址，Appid等分配

重復錯誤對通信造成嚴重影響；

e）包括變電站一次系統(tǒng)結構有誤；二次連線關系錯誤等；

f）未執(zhí)行反措規(guī)定；

g）其他。

7.3集成單位

a）繼電保護相關內容變更后SCD文件未及時更新或更新錯誤：包括未說明修改原因，未說明版

本信息，未說明修改時間，未說明修改內容等，及更新后的SCD文件與前一版本區(qū)別較大（尤

其是虛端子連線部分區(qū)別較大）影響設備運行的；

b）SCD文件變更后，未通知其他相關部門和制造廠商的；

c）SCD文件的描述不符合現(xiàn)場需求的或者不符合實際情況的；

d）SCD文件中改變原有ICD文件的語法結構，導致保護裝置識別出錯。

7.4基建單位

基建部門責任的不正確動作包括以卜.原因：

a）誤碰：誤碰、誤接運行的繼電保護設備、回路，誤試驗等直接造成的誤動作；

b）誤接線：指設備投產(chǎn)后運行維護部門在設備驗收時無法發(fā)現(xiàn)的接線錯誤；

c）圖紙、資料移交不全；

d）安裝調試不良：設備投產(chǎn)一年內，安裝調試質量不良；

e）參數(shù)不準：沒有實測參數(shù)或實測參數(shù)不準；

f）虛端子聯(lián)接漏檢，未按照SCD文件內容進行全面驗證；

g）光纜安裝熔接質量不良，尾纖、網(wǎng)線接頭制作工藝不良；

h）未執(zhí)行反措規(guī)定；

i）其他。

7.5維護檢修部門

維護檢修部門責任的不正確動作包括以下原因：

7.5.1誤碰，其中包括：

a）誤碰、誤接運行的保護設備、回路；

b）誤將交、直流試驗電源通入運行的保護裝置；

c）繼電保護在沒有做好二次安全措施的情況卜.（包括沒有斷開電流電壓回路、跳閘線（連接片）、

保護通道等二次回路）作業(yè)，在恢復部分或全部安全措施后臨時增加作業(yè)。

7.5.2誤接線，其中包括：

a）未按擬定的接線方式接線（例如未按圖紙接線，拆線后未恢復或圖紙有明顯的錯誤等）；

b）電流或電壓回路相別、極性接錯；

c）未恢復斷開的電流、電壓互感器回路、直流回路的連線和連接片：

d）直流回路接線錯誤。

7.5.3誤整定，其中包括：

a）未按電力系統(tǒng)運行方式的要求執(zhí)行整定值；

b）整定值設置錯誤。

7.5.4調試質量不良，其中包括：

a）調試質量沒有達到裝置應有的技術性能要求；

b）繼電器機械部分調試質量不良；

0電流互感器飽和特性不良，變比錯誤；

d）未對合并單元（含電子式互感器）準確度進行校核：

II

e）網(wǎng)絡交換機、智能終端、合并單元、保護裝置等數(shù)據(jù)接口接觸不良；

f）虛端子聯(lián)接漏檢，未按照SCD文件內容進行全面驗證；

g）現(xiàn)場交待錯誤；

h）繼電保護屏上電壓、電流互感器回路、直流回路接線、端子、插頭接觸不良；

i）檢驗項目不全。

7.5.5檢修維護不良：檢修維護不良指沒有及時發(fā)現(xiàn)和處理繼電保護存在的缺陷、應發(fā)現(xiàn)并應及時解

決卻沒有及時去做（例如：絕緣老化、接地等）所引起的繼電保護不正確動作，其中包括：

a）繼電保護運行規(guī)定錯誤；

b）軟件版本使用錯誤；

c）超過檢驗周期；

d）端子箱端子接線不良；

e）電纜芯斷線和絕緣不良；

f）繼電保護用通道衰耗不符合要求：

g）氣體繼電器進水、滲油。

h）未核對全站虛端子配置CRC校驗碼、裝置虛端子配置CRC校驗碼；

i）SCD文件、CID文件管理有誤；

j）過程層通信異常未及時處理。

7.5.6未執(zhí)行反措規(guī)定；

7.5.7其他。

7.6調度運行部門

調度運行部門責任的不正確動作包括以下原因：

7.6.1整定計算錯誤，其中包括：

a）使用參數(shù)錯誤；

b）繼電保護定值計算錯誤；

c）電力系統(tǒng)運行方式改變后，未對繼電保護定值進行調整。

7.6.2調度人員未按繼電保護運行規(guī)程規(guī)定，誤發(fā)投、停保護的命令；

7.6.3未執(zhí)行反措規(guī)定。

7.7值班運行部門

值班運行部門責任的不正確動作包括以下原因：

7.7.1誤碰（如清掃不慎、用力過猛等）：

7.7.2誤操作，其中包括：

a）未按規(guī)定投、停繼電保護；

b）繼電保護投錯位置；

c）誤變更整定值：

d）誤切換、誤投連接片。

7.7.3運行維護不良，其中包括：

a）直流電源及其回路維護不良（電壓過高、過低，波紋系數(shù)超標，熔斷器使用不當）；

b）熔斷器或連接片接觸不良；

c）未按運行規(guī)程處理繼電保護異常。

7.8其他專業(yè)、部門

7.8.1其他專業(yè)、部門（包括試驗部門、通信部門、生技部門以及其他非保護專業(yè)部門）的不正確動

作包括以下原因：

a）電子互感器維護不良；

b）過程層交換機維護不良；

c）等電位接地網(wǎng)維護不良；

d）直流電源、電壓互感器、電流互感器、耦合電容器等檢修不良；

e）交直流混接；

f）直流接地；

8）隔寓開關、斷路器輔助觸點等接觸不良：

12

h）變壓器油管堵塞，未經(jīng)運行值班人員同意在變壓器I包括備用變壓器）上工作引起勺體繼電器誤

動跳閘；

i）電纜、端子箱、氣體繼電器等維護不良，防水、防油措施不當；

j）通信通道（光纖、微波、載波）不良，通信頻率分配不當?shù)纫鹄^電保護不正確動作；

k）非保護專業(yè)人員（高壓、儀表、計量、遠動、計算機等專業(yè)人員）在電壓、電流互感器回路中作

業(yè)安全措施不當引起繼電保護不正確動作。

7.9自然災害

由于地震、火災、水災、冰災等天災及外力破壞引起的繼電保護不正確動作。

7.10原因不明

當繼電保護發(fā)生不正確動作后，必須對不正確動作的繼電保護進行調查、試驗、分析，以確定發(fā)生

不正確動作的原因和責任部門，若經(jīng)過調查、試驗、分析仍不能確定不正確動作原因，則需寫出調查報

告，經(jīng)本單位總工程師同意，并報上級主管部門認可，才能定為“原因不明二

8繼電保護不正確動作原因分類

8.1繼電保護不正確動作原因及故障環(huán)節(jié)包括：

a）誤碰；

b）誤操作；

c）誤整定；

d）誤接線；

e）調試不良；

f）裝置制造質量不良；

g）原理缺陷；

h）軟件問題；

i）未執(zhí)行反措規(guī)定；

j）干擾影響；

k）絕緣老化、設備陳舊；

I）外力破壞；

m）供繼電保護使用的交流電流、電壓互感器的二次繞組：

n）交流電流、電壓回路故障：自互感器二次繞組的端子排接至保護裝置間的全部連線，包括電纜、

導線、接線端子、試驗部件、電壓切換回路等：

o）直流回路故障；

P）縱聯(lián)保護通道：保護裝置用光纖、載波、微波、導引線等通道；

q）縱聯(lián)保護通道加工設備；

r）縱聯(lián)保護通信接口；

s）QD、SCD文件配置錯誤；

t）原因不明：

u）其他。

8.2繼電保護不正確動作環(huán)節(jié)包括：

a）制造;

b）設計;

c）施工及調試：

d）運行。

9線路重合不成功原因分類

線路重合不成功包括：

9.1永久故障：重合于永久性故障跳三相；

9.2斷路器合閘不成功，其中包括：

a）合閘回路斷線；

13

b）斷路器拒合；

c）防跳繼電器失靈多次重合；

d）回路設計或接線錯誤；

e）QD、SCD文件配置錯誤；

f）智能終端故障；

g）過程層網(wǎng)絡故障。

9.3重合閘未動作，其中包括：

a）重合閘裝置故隙；

b）單重方式，單相故障誤跳三相不重合；

h）智能終端誤發(fā)信號；

i）過程層網(wǎng)絡故障；

9.4檢同期失敗（三相重合閘）；

9.5其他。

10保護分類

10.1交流系統(tǒng)保護的分類

10.1.1按被保護設備分為：線路保護、母線保護、變壓器保護、發(fā)電機（發(fā)電機變壓器組）保護、并聯(lián)

電抗器保護、電容器保護、斷路器保護、短引線保護、其他保護。

10.1.2按保護功能分為：主保護、后備保護、輔助保護、異常運行保護、其他保護。

10.2線路保護

線路保護包括：

a）線路主保護，包括全線速動保護以及不帶時限的線路I段保護；

b）線路后備保護，包括接地距離保護、相間距離保護、相電流保護、零序電流保護；

c）其他保護。

10.3母線保護

母線保護包括：

a）母線主保護包括差動保護；

b）集中配置的失靈保護：

c）其他保護。

10.4變壓器保護

變壓器保護（含換流變保護）包括：

a）變壓器主保護，包括重瓦斯保護、差動保護、分側差動保護、零序差動保護、連線差動保護、

連線零序差動保護等；

b）變壓器后備保護，包括阻抗保護、相電流保護、零序電流保護、間隙接地保護（零序電流電壓、

零序電流保護）：

c）變壓器異常保護，包括過負荷保護、過勵磁保護、過電壓保護、中性點直流飽和保護；

d）其他保護。

10.5發(fā)電機保護

發(fā)電機保護包括：

a）發(fā)電機主保護，包括縱差保護、不完全縱差保護、裂相橫差保護、橫差保護、定子接地保護、

匝間保護以及發(fā)變組縱差保護；

b）發(fā)電機后備保護，包括相電流保護、負序電流保護；

c）發(fā)電機輔助保護，包括斷口閃絡保護、誤上電保護、啟停機保護；

d）發(fā)電機異常保護，包括過負荷保護、過電壓保護、過勵磁保護、頻率保護、失磁保護、失步保

護、逆功率保護、轉子接地保護；

c）其他保護。

10.6并聯(lián)電抗器保護

并聯(lián)電抗器保護包括：

a）并聯(lián)電抗器主保護，包括差動保護、重瓦斯保護、匝間保護；

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b）并聯(lián)電抗器后備保護，包括相電流保護、零序電流保護。

10.7斷路器保護

斷路器保護包括：

a）失靈保護；

b）充電保護、死區(qū)保護、非全相保護；

c）其他保護。

10.8電容器保護

電容器保護包括：

d）電容器主保護，包括電流速斷保護、限時甩流速斷保護、過甩流保護；

c）電容器后備保護，包括過電壓保護、低電壓保護。

10.9重合閘

重合閘包括：

a）單相重合閘；

b）三相重合閘；

c）綜合重合閘。

10.10短引線保護

短引線保護裝置。

10.11過電壓及遠方跳閘保護

過電壓及遠方跳閘保護裝置。

10.12電動機保護

電動機保護裝置。

10.13故障錄波及測距裝置

故障錄及測距裝置包括：

a）故障錄波器；

b）故障測距裝置（包括行波測距）。

10.14其他設備保護

其他未列入上述各種保護的繼電保護。

10.15直流系統(tǒng)保護分類

按被保護設備分類：直.流線路、接地極線路、直流母線、宜流場開關、直流濾波器、交流濾波器、

換流器的保護。按保護功能分類：主保護、后備保護、和其他保護。

10.16直流線路保護

a）主保護：行波保護、電壓突變量保護等；

b）后備保護：縱差保護、金屬同線橫差保護、金屬回線縱差保護、金屬【可線接地保護、低電