『壹』 电力继电保护是什么
在电力系统运行中，外界因素（如雷击、鸟害等）、内部因素（绝缘老化、损坏等）及操作等，都可能引起各种故障及不正常运行的状态出现。常见的故障有：单相接地、三相接地、两相接地、相间短路、短路等。
电力系统非正常运行状态有：过负荷、过电压、非全相运行、振荡、次同步谐振、同步发电机短时失磁异步运行等。
电力系统继电保护和安全自动装置是在电力系统发生故障和不正常运行情况时，用于快速切除故障，消除不正常状况的重要自动化技术和设备。电力系统发生故障或危及其安全运行的事故时，它们能及时发出报警信号，或直接发出跳闸命令以终止故障或事故。
（1）继电保护的基本任务
①自动迅速、有选择地跳开特定的断路器。
②反映电气元件的不正常运行状态。
（2）电力系统对继电保护的基本要求速动性、选择性、灵敏性、可靠性。
『贰』 怎样能把继电保护学好
第一章 继电保护工作基本知识
第一节 电流互感器
电流互感器（CT）是电力系统中很重要的电力元件，作用是将一次高压侧的大电流通过交变磁通转变为二次电流供给保护、测量、录波、计度等使用，本局所用电流互感器二次额定电流均为5A，也就是铭牌上标注为100/5，200/5等，表示一次侧如果有100A或者200A电流，转换到二次侧电流就是5A。
电流互感器在二次侧必须有一点接地，目的是防止两侧绕组的绝缘击穿后一次高电压引入二次回路造成设备与人身伤害。同时，电流互感器也只能有一点接地，如果有两点接地，电网之间可能存在的潜电流会引起保护等设备的不正确动作。如图1.1，由于潜电流IX的存在，所以流入保护装置的电流IY≠I，当取消多点接地后IX＝0，则IY＝I。
在一般的电流回路中都是选择在该电流回路所在的端子箱接地。但是，如果差动回路的各个比较电流都在各自的端子箱接地，有可能由于地网的分流从而影响保护的工作。所以对于差动保护，规定所有电流回路都在差动保护屏一点接地。
电流互感器实验
1、极性实验
功率方向保护及距离保护，高频方向保护等装置对电流方向有严格要求，所以CT必
2、变比实验
须做极性试验，以保证二次回路能以CT的减极性方式接线，从而一次电流与二次电流的方向能够一致，规定电流的方向以母线流向线路为正方向，在CT本体上标注有L1、L2，接线盒桩头标注有K1、K2，试验时通过反复开断的直流电流从L1到L2，用直流毫安表检查二次电流是否从K1流向K2。线路CT本体的L1端一般安装在母线侧，母联和分段间隔的CT本体的L1端一般都安装在I母或者分段的I段侧。接线时要检查L1安装的方向，如果不是按照上面一般情况下安装，二次回路就要按交换头尾的方式接线。
CT需要将一次侧电流按线性比例转变到二次侧，所以必须做变比试验，试验时的标准CT是一穿心CT，其变比为（600/N）/5，N为升流器穿心次数，如果穿一次，为600/5。对于二次是多绕组的CT，有时测得的二次电流误差较大，是因为其他二次回路开路，是CT磁通饱和，大部分一次电流转化为励磁涌流，此时应当把其他未测的二次绕组短接即可。同理在安装时候，未使用的绕组也应该全部短接，但是要注意，有些绕组属于同一绕组上有几个变比不同的抽头，只要使用了一个抽头，其他抽头就不应该短接，如果该绕组未使用，只短接最大线圈抽头就可以。变比试验测试点为标准CT二次电流分别为0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时CT的二次电流。
3、绕组的伏安特性
理想状态下的CT就是内阻无穷大的电流源，不因为外界负荷大小改变电流大小，实际中的CT只能在一定的负载范围内保持固定的电流值，伏安特性就是测量CT在不同的电流值时允许承受的最大负载，即10%误差曲线的绘制。伏安特性试验时特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组的CT，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。
10%误差曲线通常以曲线形式由厂家提供，如图1.2，横坐标表示二次负荷，纵坐
标为CT一次电流对其额定一次电流的倍数。
根据所测得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出与二次回路负载Rx最接近的值，在图上找到该负荷对应的m0，该条线路有可能承受的最大负载的标准倍数m，比较m 和m0的大小，如果m＞m0，则该CT不满足回路需求，如果m≤m0，该CT可以使用。伏安特性测试点为I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时的二次绕组电压值。
第二节 电压互感器
电压互感器（PT）的作用是将高电压成比例的变换为较低（一般为57V或者100V）的低电压，母线PT的电压采用星形接法，一般采用57V绕组，母线PT零序电压一般采用100V绕组三相串接成开口三角形。线路PT一般装设在线路A相，采用100V绕组。若有些线路PT只有57V绕组也可以，只是需要在DISA系统中将手动同期合闸参数中的100V改为57V。
PT变比测试由高压专业试验。
PT的一、二次也必须有一个接地点，以保护二次回路不受高电压的侵害，二次接地点选在主控室母线电压电缆引入点，由YMN小母线专门引一条半径至少2.5mm永久接地线至接地铜排。PT二次只能有这一个接地点（严禁在PT端子箱接地），如果有多个接地点，由于地网中电压压差的存在将使PT二次电压发生变化，这在《电力系统继电保护实用技术问答》（以下简称《技术问答》）上有详细分析。
电流互感器二次绕组不允许开路。
电压互感器二次绕组不允许短路。
CT与PT工作时产生的磁通机理是不同的。CT磁通是由与之串联的高压回路电流通过其一次绕组产生的。此时二次回路开路时，其一次电流均成为励磁电流，使铁芯的磁通密度急剧上升， 从尔在二次绕组感应出高达数千伏的感应电势。PT磁通是由与PT并联的交流电压产生的电流建立的，PT二次回路开路，只有一次电压极小的电流产生的磁通产生的二次电压，若PT二次回路短路则相当于一次电压全部转化为极大的电流而产生极大磁通，PT二次回路会因电流极大而烧毁。
第三节 瓦斯继电器
瓦斯继电器是变压器重要的主保护，安装在变压器油枕下的油管中。
轻瓦斯主要反映在运行或者轻微故障时由油分解的气体上升入瓦斯继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随油面落下，轻瓦斯干簧触点接通发出信号，当轻瓦斯内气体过多时，可以由瓦斯继电器的气嘴将气体放出。
重瓦斯主要反映在变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障）产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸。我局用瓦斯继电器分有载瓦斯继电器，油管半径一般为50mm或者80mm,本体瓦斯继电器，油管半径一般80mm。
瓦斯试验
1、 轻瓦斯试验
将瓦斯继电器放在实验台上固定，（继电器上标注箭头指向油枕），打开实验台上部阀门，从实验台下面气孔打气至继电器内部完全充满油后关闭阀门，放平实验台，打开阀门，观察油面降低到何处刻度线时轻瓦斯触点导通，我局轻瓦斯定值一般为250mm —350mm ，若轻瓦斯不满足要求，可以调节开口杯背后的重锤改变开口杯的平衡来满足需求。
2、 重瓦斯试验（流速实验）
从实验台气孔打入气体至继电器内部完全充满油后关上阀门，放平实验台，打开实验台表计电源，选择表计上的瓦斯孔径档位，测量方式选在“流速”，再继续打入气体，观察表计显示的流速值为整定值止，快速打开阀门，此时油流应能推动档板将重瓦斯触点导通。重瓦斯定值一般为1.0—1.2m/s，若重瓦斯不满足要求，可以通过调节指针弹簧改变档板的强度来满足需求。
3、 密闭试验
同上面的方法将起内部充满油后关上阀门，放平实验台，将表计测量方式选在“压力”，打入气体，观察表计显示的压力值数值为0.25MPa，保持该压力40分钟，检查继电器表面的桩头跟部是否有油渗漏。
第四节 二次回路的标号
为了便于二次回路的施工与日常维护，根据“四统一”的原则，必须对电缆和电缆所用芯进行编号，编号应该做到使用者能根据编号了解回路用途，能正确接线。
二次编号应根据等电位的原则进行，就是电气回路中遇于一点的导线都用同一个数码表示，当回路经过接点或者开关等隔离后，因为隔离点两端已不是等电位，所以应给予不同的编号，下面将具体的解释些常用编号
一、 电缆的编号
本间隔电缆的编号：通常从101开始编号，以先间隔各个电气设备至端子箱电缆，再端子箱至主控室电缆，先电流回路，后控制回路，再信号回路，最后其他回路（如电气联锁回路，电源回路）的顺序，逐条编号，同一间隔电缆编号不允许重复。
该电缆所在一次间隔的种类：采用英文大写字母表示，220KV出线间隔E，母联EM，旁路EP，110KV出线间隔Y，母联YM，旁路YP，分段YF，35KV出线间隔U，分段UF，10KV出线间隔S，分段SF，电容器C，主变及主变各侧开关B，220KVPT：EYH，110KVPT：YYH，35KVPT：UYH，10KVPT：SYH。
该电缆所在一次间隔的调度编号尾数：如白沙变电站的豆沙线调度编号261，这里就编1，1#主变编1，1母PT编1，依此类推，如果该变电站只有一路旁路，或者一个母联或者分段开关，不需要编号。
各个安控装置如备自投，故障解列，低周减载等的电缆不单独编号，统一将电缆归于装置所控制的间隔依照上面的原则编号。
电源电缆编号
电缆号数：电源电缆联系全站同一一次电压等级的所有间隔，所以应该单独统一编号，一般从01开始依顺序编号
电源种类：交流电源编JL，直流电源编ZL。
由上面可知，所有相同间隔的相同功能电缆除了首位数有区别，其他数字应该是一样的。
二、 号头的编号
电流回路
电流流入装置的顺序：流入第一个装置为1，流出后进入下一个装置为2，依次类推。
编号：一般的CT有四组绕组，保护用的编号41，遥测、录波用42，计度用44，留一组备用。
相别：A、B、C、N，N为接地端。
比较特殊的电流回路：
220KV母差：A320、B320、C320、N320；
110KV母差：A310、B310、C310、N310；
主变中性点零序电流：L401，N401；
主变中性点间歇零序电流：L402，N402。
电压回路
电压等级：本变电站一次电压等级，由罗马数值表示，高压侧Ⅰ，中压侧Ⅱ，低压侧Ⅲ，零序电压不标。
PT所在位置：PT在I母或者母线I段上，保护遥测等标630，计度用标630’，PT在II母或者母线II段上，则分别标640与640’。
相别：A、B、C为三相电压，L为零序电压。
线路电压编号A609。
电压回路接地端都统一编号N600，但是开口三角形接地端编N600’或者N600△以示区别。
传统的同期回路需要引入母线开口三角形电压回路的100V抽头用来与线路电压做同期比较，该抽头编号Sa630或者a630。
控制回路
普通开关 主变高压侧开关 主变中压侧开关 主变低压侧开关
控制正电源 1 101 201 301
控制负电源 2 102 202 302
合闸 3或7 103或107 203或207 303或307
跳闸 33或37 133或137 233或237 333或337
对于分相操作的220KV线路开关，在上面的编号前还要加A、B、C相名加以区分。
白沙等非综合自动化站手动跳闸： 或者
综合自动化手动遥控正电源L1，合闸L3，跳闸L33。
母差跳闸R33。
对于双跳圈的220KV以上开关，母差跳闸编R033与R133，跳闸回路编37与37’以示区别，这些方法也同样适用与其他双跳圈回路。
主变非电量保护：正电源01，本体重瓦斯03，有载重瓦斯05，压力释放07等（轻瓦斯属于信号回路）。
信号回路：701—999范围的奇数编号，一般信号正电源701，信号负电源702，801—899之间为遥测信号，901—999之间为光字牌信号。但在本局综合自动化站也有用801表示正电源，803—899为遥测信号的。
电压切换回路：731、733、735、737，白沙站也有用61、63代替731和733。
电压并列回路：890、892、894、896。
母差刀闸信号：01、71、73。
电源回路：直流储能电源+HM，－HM，交流电源~A，~B、~C、~N。
以上编号是工作中常用的编号，在下一章介绍二次回路时会做进一步的标注。
第二章 基本二次回路
第一节 电流与电压回路
一 电流回路
以一组保护用电流回路（图2.1）为例，结合上一章的编号，A相第一个绕组头端与尾端编号1A1，1A2，如果是第二个绕组则用2A1，2A2，其他同理。
二、电压回路
母线电压回路的星形接线采用单相二次额定电压57V的绕组，星形接线也叫做中性点接地电压接线。以变变电站高压侧母线电压接线为例，如图2.2
（1）为了保证PT二次回路在莫端发生短路时也能迅速将故障切除，采用了快速动作自动开关ZK替代保险。
（2）采用了PT刀闸辅助接点G来切换电压。当PT停用时G打开，自动断开电压回路，防止PT停用时由二次侧向一次侧反馈电压造成人身和设备事故，N600不经过ZK和G切换，是为了N600有永久接地点，防止PT运行时因为ZK或者G接触不良， PT二次侧失去接地点。
（3）1JB是击穿保险，击穿保险实际上是一个放电间隙，正常时不放电，当加在其上的电压超过一定数值后，放电间隙被击穿而接地，起到保护接地的作用，这样万一中性点接地不良，高电压侵入二次回路也有保护接地点。
（4）传统回路中，为了防止在三相断线时断线闭锁装置因为无电源拒绝动作，必须在其中一相上并联一个电容器C，在三相断线时候电容器放电，供给断线装置一个不对称的电源。
（5）因母线PT是接在同一母线上所有元件公用的，为了减少电缆联系，设计了电压小母线1YMa,1YMb,1YMc,YMN（前面数值“1”代表I母PT。）PT的中性点接地JD选在主控制室小母线引入处。
（6）在220KV变电站，PT二次电压回路并不是直接由刀闸辅助接点G来切换，而是由G去启动一个中间继电器，通过这个中间继电器的常开接点来同时切换三相电压，该中间继电器起重动作用，装设在主控制室的辅助继电器屏上。
对于双57V绕组的PT，另一组用于表计计度，接线方式与上面完全一致，公用一个击穿保险1JB，只是编号略有不同，可以参见上一章的讲解。
母线零序电压按照开口三角形方式接线，采用单相额定二次电压100V绕组。如图2.3。
（1）开口三角形是按照绕组相反的极性端由C相到A相依次头尾相连。
（2）零序电压L630不经过快速动作开关ZK，因为正常运行时U0无电压，此时若ZK断开不能及时发觉，一旦电网发生事故时保护就无法正确动作。
（3）零序电压尾端N600△按照《反措》要求应与星形的N600分开，各自引入主控制室的同一小母线YMn，同样，放电间隙也应该分开，用2JB。
（4）同期抽头Sa630的电压为－Ua，即－100V，经过ZK和G切换后引入小母线SaYm。
补充知识：开口三角形为什么要接成相反的极性？
在图2.4中，电网D点发生不对称故障，故障点D出现零序电动势E0，零序电流I0从线路流向母线，母线零序电压U0却是规定由母线指向系统，所以必须将零序电压按照相反方向接线才能使零序功率方向是由母线指向系统。这是传统接线方式，在保护实现微机化后，零序电压由保护计算三相电压矢量和来自产，不再采用母线零序绕组，这样接线是为了备用。
线路电压的接法
线路PT一般安装在线路的A相， 采用100V绕组。
（1）线路电压的ZK装在各自的端子箱。
（2）线路电压采用反极性接法，U x=－100V，与零序电压的抽头Usa比较进行同期合闸。
（3）线路电压的尾端N600在保护屏的端子上通过短接线与小母线的下引线YMn端子相连。
第二节 电压操作系统
一、 辅助继电器屏
前面介绍了在220KV变电站中，母线电压引入时，并不是直接由PT刀闸辅助接点来切换，而是通过辅助接点启动辅助继电器屏上的中间继电器，用中间继电器的常开接点进行切换，该回路如图2.6
（1）PT刀闸辅助接点IG和IIG去启动中间继电器1GWJ，2GWJ，3GWJ，4GWJ，利用1GWJ与3GWJ的常开接点去代替图2.2与图2.3的G，为了防止辅助接点接触不良，需要两对接点并接。
（2）1GQM和2GQM是电压切换小母线，电压切换用于双母线接线方式，1GQM和2GQM分别是间隔运行于I母和II母的切换电源，由图2.6可知，在该母线PT运行时（IG或IIG合上），电压切换小母线才能带电（2GWJ与4GWJ合上），要么是在电压并列时，1QJ合上勾通1GQM和2GQM。5ZK开关在端子箱，可以根据需要人工切断该小母线电源。
（3）BK是电压并列把手开关，电压并列是指双母线其中一条母线的PT退出运行，但是该母线仍然在运行中，将另外一条母线上的PT二次电压自动切换到停运PT的电压小母线上。二次电压要并列，必须要求两条母线的一次电压是同期电压，因此引入母联的刀闸和开关的辅助接点。同时，即便两条母线同期但分列运行，如果II母采用了I母的电压，当连接在II母上的线路有故障时，I母电压却无变化，这样II母线路的保护就可能拒动。所以只有母联开关在运行时候才允许二次电压并列。电压并列回路由图2.7表示。图中只画出A相电压的并列，需要并列的有YMa,YMb,YMc,YML,SaYM。单母线分段接线的电压并列同理。
（4）信号
随着继电保护技术的发展，现在有些220KV间隔回路没有采用1GQM和2GQM小母线的731和733电源，而是直接采用该间隔保护的第三组操作电源（下一节将讲述）来当该间隔的731和733。白沙变电站290开关既是。因此在白沙站工作要注意这两种不同的方式。
二、电压切换回路（以CZX-12型为代表）
（1）图2.9是线路或主变间隔的切换图，旁路开关间隔没有4G回路（结合一次系统图2.11）。线路运行在某一母线，该母线刀闸合上，导通电源，4D169或4D170和1ZZJ或2ZZJ动作。1ZZJ与2ZZJ是普通电磁型继电器，装设在计度屏上，一般用型号DZY-207，用于计度电压的切换（图2.13），计度只切换A、B、C三相电压，图中只画出A相。
（2）当旁路带路时，本线的4G合上，而旁路开关同样要选择是运行在I母还是II母，旁路的1YQJ1与2YQJ1同样需要动作，所以，本线的1ZZJ和2ZZJ也可以动作，该线路表计仍可以继续计度。
（3）图2.10是CZX-12型操作箱内部回路，1YQJ1与2YQJ1是自保持型继电器， 是动作线圈， 是返回线圈，运行于I母时，1YQJ1动作，2YQJ1返回，运行于II母时，2YQJ1动作，1YQJ1返回，这样母线电压如图2.12就切换进保护装置。自保持继电器动作后必须要返回线圈通电才能返回，可以防止运行中刀闸辅助接点断开导致电压消失，保护误动。1YQJ2与2YQJ2是普通继电器用于信号回路，如图2.14。
这里要注意，交流失压不但用了1YQJ2和2YQJ2的闭接点，还串联了开关的常开接点，也就是说只有开关在运行时候才有必要发交流失压信号。
（4）图2.12只画出A相电压的切换，现在保护一般需要A、B、C三相与Sa电压的切换。切记注意N600不经过该切换，是因为万一该切换接点接触不良，将使保护内部电压回路失去接地点，而保护内部相电压也会不正确。同时，所有PT的N600是同一母线YMn,也不需要切换。
但是图2.12也有缺陷，例如该装置原运行在I母后转为检修状态，因其II母刀闸此时未合上，1YQJ1不能返回，保护内仍有I母电压，所以该保护不能算是彻底转为检修状态。
因此，现在的操作箱又做出了一点改动，示意图2.15（未画出旁路4G回路）。
该回路不再由另一把母线刀闸动作来返回本母线刀闸动作的继电器，而是选用本刀闸的辅助常闭接点来返回继电器，这样就能解决上面的缺陷。
在上了母差保护之后，图2.9的电缆设计同样遇到缺陷，比如在旁路带路时候，旁路运行在I母，那么4G，1YQJ接通操作箱，本线的1YQJ1动作，那么在旁路倒母线刀闸时候，旁路两把刀闸都合上，即4G，1YQJ，2YQJ都接通，这样本线的1YQJ1，2YQJ1全部动作，这与本线实际情况不一致，母差保护报警“刀闸异常”。因此在龙头1#主变已经取消了旁路刀闸和4G回路，在旁路带路时候改由把手开关直接选择那段母线电压直接引进保护。（母差刀闸位置接线参见图2.21）
第三节 保护操作回路
继电保护操作回路是二次回路的基本回路，110KV操作回路构成该回路的基本结构，220KV操作回路也是在该回路上发展而来，同时保护的微机化也是将传统保护的电气量、开关量进行逻辑计算后交由操作回路，因此微机保护仅仅是将传统的操作回路小型化，板块化。下面就讲解110KV的操作回路。图2.16。
LD 绿灯，表示分闸状态 HD 红灯，表示合闸状态
TWJ 跳闸位置继电器 HWJ 合闸位置继电器
HBJI 合闸保持继电器，电流线圈启动
TBJI 跳闸保持继电器，电流线圈启动 TBJV 跳闸保持继电器，电压线圈保持
KK 手动跳合闸把手开关 DL1 断路器辅助常开接点
DL2 断路器辅助常闭接点
『叁』 电力系统继电保护装置电源与控制电源为什么需要分开
《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》 “第4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开”。 这里有个疑问，这里所说的“分开”如何理解？ 是指在保护柜上分开两个空开？ 还是必须从直流馈线柜两个馈线空开分别引两路直流电源？ 这个一时没找到释义，参考了《广东省电力系统继电保护反事故措施2007版》 “4.1.7 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。 【出处】《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 【对象】控制电源与保护电源供电回路 【涵义】 1、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》原文规定： “每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电”； “保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。 2、控制电源与保护电源直流供电回路分开后，若保护电源供电回路发生异常时， 控制电源仍可供电，此时若发生故障开关可由手跳或手合回路控制； 双重化配置后，若主Ⅰ保护检修时，只需断开主Ⅰ保护的供电电源， 两路控制电源仍可正常运行，可提高如母差保护等跳两组跳圈的保护的可靠性。 同样的，对于双重化保护，《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》有如下规定： “4.1.4 双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时， 其保护电源和控制电源应取自不同段的直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。”
『肆』 继电保护交直流试验电源的作用是什么
GYPS-31继电保护交直流试验电源是依据能源部《发电厂、变电所工程和继电保护试验仪表配置定额》、《继电保护试验条例》和电力工业部颁发《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的有关规定设计制造的产品。GYPS-31继电保护交直流试验电源为现场继电保护试验工作提供了可靠、稳定、方便的交直流试验电源，为提高继电保护试验工作的质量，保障人身、设备安全提供了可靠保证。
1.1
用途
GYPS-31继电保护交直流试验电源适用于发电厂、变电站及大中型工业企业，可作为标准的继电保护试验电源。
产品特性：
·
单LCD实时同时显示多测量值：交流电压、交流电流、直流电压值。
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GYPS-31继电保护交直流试验电源单旋钮调节各通道输出，连续任意调节，操作简单。
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GYPS-31继电保护交直流试验电源采用进口多圈电位器，小信号调节，经久耐用。
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GYPS-31继电保护交直流试验电源采用电力电子式调压器，克服了机械式碳刷调压器故障率高的问题。
·
GYPS-31继电保护交直流试验电源电流通道采用全隔离设计，安全性高。
·
装置具有完善可靠的保护措施，可靠性高。
·
体积小，重量轻，携带方便。是方便好用的袖珍调试工具，深受调试人员欢迎。
『伍』 什么是反事故措施
法律分析：反事故措施是指根据电网结构、运行方式、继电保护状况并考虑由于人员过失及恶劣气候造成的系统事故而事先制定的防范对策和紧急处理办法。
法律依据：《中华人民共和国安全生产法》
第九条 国务院和县级以上地方各级人民政府应当加强对安全生产工作的领导，建立健全安全生产工作协调机制，支持、督促各有关部门依法履行安全生产监督管理职责，及时协调、解决安全生产监督管理中存在的重大问题。
乡镇人民政府和街道办事处，以及开发区、工业园区、港区、风景区等应当明确负责安全生产监督管理的有关工作机构及其职责，加强安全生产监管力量建设，按照职责对本行政区域或者管理区域内生产经营单位安全生产状况进行监督检查，协助人民政府有关部门或者按照授权依法履行安全生产监督管理职责。
第十条 国务院应急管理部门依照本法，对全国安全生产工作实施综合监督管理；县级以上地方各级人民政府应急管理部门依照本法，对本行政区域内安全生产工作实施综合监督管理。
国务院交通运输、住房和城乡建设、水利、民航等有关部门依照本法和其他有关法律、行政法规的规定，在各自的职责范围内对有关行业、领域的安全生产工作实施监督管理；县级以上地方各级人民政府有关部门依照本法和其他有关法律、法规的规定，在各自的职责范围内对有关行业、领域的安全生产工作实施监督管理。对新兴行业、领域的安全生产监督管理职责不明确的，由县级以上地方各级人民政府按照业务相近的原则确定监督管理部门。应急管理部门和对有关行业、领域的安全生产工作实施监督管理的部门，统称负有安全生产监督管理职责的部门。负有安全生产监督管理职责的部门应当相互配合、齐抓共管、信息共享、资源共用，依法加强安全生产监督管理工作。
『陆』 电力系统继电保护原理是什么
在电力系统中，继电保护是保障电力设施可靠运行，当电力系统在危及安全运行的异常工况下，其对策的反事故自动化措施突发故障时，通过继电保护能及时作出反应，保护后备单元，减少损失，实现这种自动化措施的成套设备一般通称为继电保护装置，其原理是由测量比较部分、逻辑控制部分和执行输出部分组成，为了完成它的任务，继电保护原理的最大特点是选择性、速动性，灵敏性、可靠性，继电保护原理是否可靠，是由配置合理、质量和技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护和管理来保证。
选择性：选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒动时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除，也就是说，每一项保护都有多项保护措施，有效避免保护单元自身的稳定性引起的拒动。
速动性：速动性速动性是指继电保护装置针对不同的保护单元，接收到故障信号时，应能尽快地切除故障，以减少设备及用户在大电流、低电压运行的时间，降低设备的损坏程度，提高系统并列运行的稳定性，考量速度性的时间单位是mS（毫秒）。
灵敏性：灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力，灵敏度在测量继电保护时是一项重要的技术指标。
可靠性：可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求，在对继电保护预防性试验时，必须保障每次动作都有效，动作时间、延长时间等必须符合设计规范。
总的来说，继电保护是发电、输电和用电不可缺少的保护单元，除了充分利用继电保护原理还得保证优良的保护设施设备和定期检测的测量设备，鼎升电力提醒广大用户，继电保护装置有可能少发生继电保护行为，但是选择良好的继电保护测试仪定期检测，也是提高稳定性的一项重要指标。
回复者：华天电力
『柒』 如何提高保护装置动作正确率
3．1继电保护工作的目标和重点
继电保护装置面广量大，继电保护工作千头万绪，但其总目标应是不断提高保护装置的动作正确率，特别要减少220 kV及以上系统由于继电保护引起的事故，避免发生由于继电保护原因和110 kV及以下电网事故引起的电网稳定破坏和大面积停电事故、主设备损坏事故。
3．2继电保护工作的规程和反事故措施
继电保护工作必须按规程、规定办事。为加强继电保护管理，江苏省电网调度所编印了电力系统继电保护规程和反事故措施等文件，共汇编了14个技术文件。同时在继电保护现场工作中开展反“三误”和反“违章”活动，强调“安全第一，预防为主”，提倡一丝不苟的工作作风和敬业爱岗精神。
电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训的基础上形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须贯彻执行。江苏省在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时，按照部颁“要点”的原则和精神，结合江苏电网的实际情况制定了实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。规定1995年及以后投产的工程必须按反事故措施（简称反措）要求施工，不执行反措的工程不予施工，这样收到了良好的效果。
3．3继电保护装置的基建工程管理
在部颁“电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定”中，强调投入运行的继电保护装置和继电器必须是经过正式鉴定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图必须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时应严格把关，消除继电保护不正确动作的隐患。只有基建、设计、制造、运行部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，不遗留问题，为电网安全运行打下良好的基础。
3．4继电保护装置的配置和选型
合理配置电网保护，选用质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证继电保护正确动作的前提条件。江苏省继电保护装置选型原则是根据1996年3月深圳全国电网运行工作会议精神，依靠技术进步提高继电保护运行水平，选用质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置，并十分重视保护装置硬件、软件的规范化。通过对制造部门的调研，结合江苏的具体情况，新建工程项目原则上采用微机保护，并提出具体的配置方案。
3．5继电保护装置的更新改造
电网中不符合“四统一”技术要求的老、旧保护是继电保护不正确动作和电网事故的隐患，必须更新改造。更新改造费用可采用在基建工程配套中列项与固定资产改造专门列项相结合的方法来解决。更新对象主要是220 kV电子管高频保护、整流型保护、晶体管（“A”、“B”、“C”）型保护、220 kV母线及有稳定要求的110 kV母线的相位比较式母差保护、发电机变压器元件保护、重要厂站的光线式录波器。并应推广使用高精度时间继电器、集成电路电流、电压继电器、不接地系统小电流选线装置和直流电源选线装置等。
3．6消除继电保护装置的隐患缺陷
根据电网结构的变化，必须及时做好继电保护整定计算工作，及时调整系统保护定值，以适应不断变化的电网。江苏省电网调度所及省内各发电厂、供电局（电业局）都编写了继电保护整定规程和运行说明，多年来没有发生误整定事故。
对继电保护设备的缺陷和异常情况应及时处理，保证运行设备始终处于正常状态。江苏省近年来仅220 kV系统的主要消缺项目就有：1995年15起，1996年24起，1997年21起，1998年19起。
对于在运行中发现的带有普遍性的缺陷和隐患，江苏省及时制定反措并执行。近年来制定了“JGX－11D相差高频比相自保持回路正确使用”等5项“反措”及晶体管保护运行注意事项；并将WXB－11系列微机保护版本升级；提出了继电保护高频通道改进措施等。
3．7加强对继电保护工作的安全检查
继电保护是安全大检查的重点，针对电网运行的特点，迎峰度夏安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。冬季安全大检查的重点是查防雪灾、防雾闪、防火灾。特别要强调电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率。在重大政治活动期间做好事故预想，确保安全用电。
3．8提高继电保护专业人员的素质
造就一支具有高度责任感、敬业精神、较高技术水平的继电保护专业队伍，这是现代化大电网运行管理的需要。在技术培训方面应采用“缺什么补什么，学以致用，立足于现场培训”的原则，因地制宜开办多样化的培训班。
为满足电网调度运行及管理部门的需要，为电网继电保护安全运行提供技术支持，江苏省电网调度所编写了大量的继电保护装置简介及运行说明。
3．9建立继电保护技术监督体系和实行现代化管理
根据继电保护专业的特点，健全和完善保护装置运行管理的规章制度是十分必要的。继电保护设备台账、运行维护、事故分析、定期校验、缺陷处理、反措执行情况等档案应逐步采用计算机管理。江苏省电网调度所研制开发了“华东电网江苏部分系统继电保护运行整定规程及其说明”管理系统、“江苏电网短路容量（继电保护专用）”管理系统、“继电保护整定及设备台账”管理系统、“故障信息传递及其应用”管理系统等，并已上MIS网，实现信息资源共享。
为使继电保护工作纳入规范化、正常化、科学化轨道，建立、健全继电保护技术监督体系是十分必要的。1997年8月江苏省电网调度所编写了江苏电网继电保护技术监督规定，以强化继电保护专业管理，提高全省继电保护运行管理水平。
『捌』 变压器、互感器设备反事故技术措施
变压器、互感器反事故技术措施
目录
1. 总则
2. 防止水及空气进入变压器技术措施
3. 防止异物进入变压器技术措施
4. 防止变压器绝缘损伤技术措施
5. 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损技术措施
6. 防止过电压击穿事故
7. 防止工作电压下的击穿事故技术措施
8. 防止保护装置误动/拒动技术措施
9. 预防铁芯多点接地和短路故障技术措施
10. 预防套管事故技术措施
11. 预防引线事故技术措施
12. 防止分接开关事故技术措施
13. 预防绝缘油劣化技术措施
14. 预防变压器短路损坏事故技术措施
15. 防止变压器火灾事故技术措施
16. 防止互感损坏事故技术措施
17. 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故技术措施
1、总则
(1)为提高故县水力发电厂变压器、互感器设备（以下简称开关设备）的运行可靠性，根据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，故县水电厂各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。各运行单位亦应结合电厂具体情况和经验，制订适合变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。
(2) 为保证变压器、互感器安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款。
(3) 电厂各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
2、防止水及空气进入变压器
(1) 变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
(2) 对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。
(3) 从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分。空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
(4) 当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。
(6) 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
3、防止异物进入变压器。
(1) 变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。
(2) 要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。
(5) 加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
4、防止变压器绝缘损伤
(1) 检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
(2) 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架
(3) 变压器应定期检测其绝缘。
5、防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损
(1) 变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。
(2) 运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。
(3) 变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。
(4) 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。
(5) 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。
6、防止过电压击穿事故
(1) 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地
(2) 变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求
7、防止工作电压下的击穿事故
(1) 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。
(2) 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。
8、防止保护装置误动/拒动
(1) 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行。
(2) 气体继电器应安装调整正确，定期实验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。
(3) 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
(4) 变压器应装设故障录波器，变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。
9.预防铁芯多点接地和短路故障
(1) 在检修时应侧试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。
(2) 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。
(3) 线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。
10.预防套管事故
(1) 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络
(2) 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。
(3) 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
11.预防引线事故
(1) 在进行大修时，应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形，损坏或松脱。
(2) 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
(3) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。
12.防止分接开关事故
(1) 有载调压开关在运行中，应接出厂说明书进行维护和定期检查
(2) 应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节.
(3) 有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行.
13.预防绝缘油劣化
(1) 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持油质良好。
(2) 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。
14.预防变压器短路损坏事故
(1) 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。
(2) 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。
(3) 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪
(4) 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。
15.防止变压器火灾事故
(1) 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。
(2) 做好变压器火灾事故预想，加强对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
(3) 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
(4) 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。
16、防止互感损坏事故
(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV~500kV互感器事故措施》（国家电网生【2004】 641 号），《110（66）kV~500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技【2005】 174 号）等有关规定，并提出以下重点要求。
(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。
(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。
(4) 110k V～500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验 （注：Uln指一次相电压下同）。
(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/3(中性点有效接地系统)或1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行（110kv及以下大于半年；35kv及以下一年以上），在投运前应按照规程进行预防性试验。 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。
(9) 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000)，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。
(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。
(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套，应经常检查硅胶表面表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
(12) 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器，应根据情况限期处理。必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。
(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
(14) 对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断。如产气速率增长较快，应加强监视；如检测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1x106? L/L时，应立即停止运行。
(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应须速查明原因并及时处理。
(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
(19) 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
(21) 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595—2000的规定执行。
17.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施
(1) 启动变、主变增加局部放电试验项目。
(2) 第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。
(3) 避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。
(4) 防止水分及空气进入变压器：干燥剂应保持干燥，投运前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体，启动全部潜油泵将油循环，使残留气体逸出。
(5) 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器：变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，彻底清除箱底杂物，油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。
(6) 防止变压器绝缘受伤：变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。
(7) 防止绕组温度过高，绝缘劣化或烧坏：变压器的冷却器故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定运行，强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换，信号齐全可靠。
(8) 防止工作电压下的击穿事故：220kV及以上变压器投运时，不宜启动多台冷却器，而应逐台启动，以免发生油流带电，运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时，应进行局部放电试验以进一步判断。
(9) 防止保护装置误动、拒动：瓦斯保护应安装调整正确，保护电源可靠，某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸，以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时，应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查，有条件时可进行绕组变形测量，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。
(10) 预防铁心多点接地和短路故障：吊检时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查清并消除，注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。
(11) 预防套管闪络及爆炸事故：套管应保持清洁，防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。
(12) 预防引线事故：安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动，注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。
(13) 预防分接开关事故：变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格，要特别注意操动机构指示位置的正确性。
(14) 新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行，应从实际带电起就纳入色谱监视范围，按实际情况确定取样检测时间间隔，油样应及时进行分析。
(15) 防止变压器火灾事故：应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。
(16) 新安装的国产互感器，投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量，必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ，220kV及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量，同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量，并将测试结果与出厂值和标准值进行比较，差别较大时应分析原因，不合格的互感器不得投入运行。
(17) 互感器在安装试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地，电压互感器高压绕组的X（或N、B）端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，互感器构架应有一处与接地网可靠连接。
(18) 电流互感器的一次引线要保证接触良好，二次引出端子应有防转动措施，防止内部引线扭断。
(19) 为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线，如运行方式不能满足要求时，应采取其它预防措施。
(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护的正常投入运行。