变电所继电保护运行操作规程.doc

变电所继电保护运行操作规程中电投集团公司 元宝山发电有限责任公司企业标准 CPI/YBS-YX5.003-2008变电所继电保护运行操作规程 2008-11-20发布 2008-11-20实施中电投集团元宝山发电有限责任公司 发布批准：张继强审核：王德仓复审：郑国辉初审：张洪力 武文杰修编：李春江原编：李春江目 录企业标准规程执行控制表8前 言9第一篇 通用继电保护运行规程11.现场运行人员在继电保护运行方面的职责12.继电保护运行管理13.二次电压回路运行管理24.继电保护运行规定24.1继电保护运行的一般规定24.2纵联保护运行规定34.3距离保护运行规定44.4重合闸的运行规定44.5变压器中性点与中性点保护运行规定54.6母线差动保护运行规定64.7故障录波器运行规定74.8500KV电网保护动作规定8第二篇辽西系统稳定控制装置运行规程85.辽西系统稳定控制装置运行规程85.1概述：85.2元宝山电厂稳控装置介绍95.3拨轮开关介绍及定义145.4装置使用规定145.5装置运行规定165.6装置操作规定175.7装置的正常维护185.8装置异常的处理19第三篇变电所监控及五防系统运行操作规程196.微机监控系统运行规程196.1微机监控系统配置196.2设备规范206.3监控系统功能236.4倒闸操作236.5设备巡检246.6故障及异常处理247.五防系统运行规程267.1五防系统配置267.2设备规范277.3系统功能277.4操作票的生成277.5操作的执行方式327.6电脑钥匙的功能及操作327.7五防系统现场操作流程357.8设备巡检35第四篇220KV变电所设备保护装置运行操作规程358元乌线保护运行操作规程358.1保护配置358.2保护柜设备说明358.3测控柜设备说明418.45602汇控柜端子箱说明418.5其它说明419元赤线保护运行操作规程429.1保护配置429.2保护柜设备说明429.35604元赤线测控柜说明459.45604汇控柜端子箱说明459.5其它说明4510元元#1线保护运行操作规程4610.1保护配置4610.2保护柜设备说明4610.35606元元#1线测控柜说明4910.45606汇控柜端子箱说明4910.5其它说明4911220KV旁路保护运行操作规程5011.1保护配置5011.2PRCS901B-31 220KV旁路5600距离零序保护柜5011.3PRCS02Q220KV旁路5600开关辅助操作柜5111.4220KV旁路5600电流切换柜5111.5其它说明5311.6220KV旁路5600开关代送其它元件操作说明5311.7220KV旁路5600开关代送元乌线5602开关操作5311.8220KV旁路5600开关代送元赤线5604开关操作5411.9220KV旁路5600开关代送元元#1线5606开关5611.10220KV旁路5600开关代送#1启动变5620开关操作5711.11220KV旁路5600开关代送#1联变220KV侧5624开关有关操作5811.125600汇控柜端子箱说明6012220KV母联保护运行操作规程6012.1保护配置6012.2RCS923断路器失灵及辅助保护装置说明6012.35612测控柜说明6113#1启动变保护运行操作规程6113.1保护配置6113.2保护装置元件的说明6113.3#1启动变5620汇控柜端子箱说明6414#2启动变保护运行操作规程6514.1保护配置6514.2保护装置元件的说明6514.3#2启动变5626汇控柜端子箱说明6814.4其它说明6815220KV母差保护运行操作规程6915.1保护配置6915.2保护面板界面说明6915.3220KV母差保护各屏的压板说明7115.4220KV母线差动保护I柜、II柜及失灵柜的开关说明7515.5220KV母线差动保护I柜、II柜及失灵柜刀闸位置箱说明7515.6其它说明7516元元#2线保护运行操作规程7516.1保护配置7516.2元元#2线保护装置说明7516.35628元元#2线测控柜说明7916.4变电所5628间隔就地设备说明7916.5其它说明80第五篇500KV变电所设备保护装置运行操作规程8017#1联变保护运行操作规程8017.1保护配置8017.2保护装置说明8017.3测控装置说明8717.4开关就地设备说明8917.5其它说明8918元燕#1线保护运行操作规程8918.1保护配置9018.2元燕1线保护装置说明9018.35052元燕#1线测控柜说明9518.4变电所5052间隔就地设备说明9519500KV I、II母母联兼旁路保护运行操作规程9619.1保护配置9619.2PRCS901B-31 500KV母兼旁5012距离零序保护柜9619.3PRCS02500KV母兼旁5012开关辅助操作柜9619.45012母兼旁测控柜说明9719.55012间隔就地设备说明9819.6500KV电压切换柜上的说明9819.7500KV母兼旁5012开关代送元燕#1线5052开关操作9819.8500KV母兼旁5012开关代送#1联变5051开关操作10020500KV I、III母分段保护运行操作规程10220.1保护配置10220.2RCS923断路器失灵及辅助保护装置10220.35013测控柜说明10321500KV II、IV母分段保护运行操作规程10321.1保护配置10321.2RCS923断路器失灵及辅助保护装置10321.35024测控柜说明10422元青#2线保护运行操作规程10422.1保护配置10422.2元青2线保护装置说明10422.35053元青#2线测控柜说明11022.4变电所5053间隔就地设备说明11023500KV III、IV母母联保护运行操作规程11023.1保护配置11023.2RCS923断路器失灵及辅助保护装置11123.35034测控柜说明11123.45034间隔就地端子箱电气元件说明11224500KV旁路保护运行操作规程11224.1保护配置11224.2PRCS901B-31 500KV旁路5054距离零序保护柜11224.3PRCS02500KV旁路5054开关辅助操作柜11324.45054旁路测控柜说明11424.55054间隔就地设备说明11424.6500KV旁路5054开关代送元青#2线5053开关操作11424.7500KV旁路5054开关代送#2联变5055开关操作11625#2联变保护运行操作规程11725.1保护配置11725.2保护装置说明11725.3测控装置说明12825.45055开关间隔就地设备说明13025.5#2联变63V侧及本体侧的交代说明13025.6其它说明13126500KV I、II母母差及失灵保护运行操作规程13126.1装置说明13126.2保护面板界面13226.3500KVI、II母差保护各屏的压板说明13326.4刀闸位置箱说明13826.5其它说明13827500KV III、IV母母差及失灵保护运行操作规程13927.1装置说明13927.2保护面板界面13927.3500KV III、IV母差保护各屏的压板说明14127.4刀闸位置箱说明14527.5其它说明146第六篇66KV设备保护装置运行操作规程14628#1、#2电抗器保护运行操作规程14628.1保护配置14628.2装置面板上的灯说明如下14628.3PRCK-401 #1、#2电抗器保护屏按钮及开关说明14628.4PRCK-401 #1、#2电抗器保护屏压板有关说明14628.5屏后开关说明14728.6#1、#2电抗器及PT端子箱内部动力电源和控制电源说明14728.7#1电抗器测控装置说明14728.8#2电抗器测控装置说明14829#3电抗器保护运行操作规程14829.1保护配置14829.2保护装置说明14829.3测控装置说明149303BA启动变保护运行操作规程14930.1保护配置14930.2保护装置说明14930.33BA启动变保护柜的压板说明15130.43BA启动变保护屏后开关说明15230.53BA启动变6613、6623测控柜说明15230.63BA启动变测控柜15230.7其它说明152313BB启动变保护运行操作规程15231.1保护配置15331.2保护装置说明15331.33BB启动变保护柜的压板说明15531.43BB启动变保护屏后开关说明15531.53BB启动变6614、6624测控柜说明15531.63BB启动变测控柜15631.7其它说明15632#2联变63KV侧母线保护运行操作规程15632.1保护配置15632.2PRC15AB-110 63KV母差保护柜保护装置说明15632.3PRC15AB-110 63KV母差保护柜上压板说明15632.4PRC15AB-110 63KV母差保护柜上按钮说明15732.5PRC15AB-110 63KV母差保护柜后开关说明15732.6其它说明15732.763KV母线PT与监控系统部分说明157159企业标准规程执行控制表规程名称元宝山发电有限责任公司变电所继电保护运行操作规程规程编号CPI/YBS-YX5.003-2008版本签发日期下次修编时 间起草人初审人复审人审核人批准人是否修订20082008.11.202009.11李春江张洪力武文杰郑国辉王德仓张继强是此次修订的主要内容解释部门元宝山发电有限责任公司生产技术部实施及完善执行人运行分厂电气专责工程师前 言本规程依据东北电网220500千伏系统继电保护装置运行规程、LFP-901A微机线路保护装置说明书、辽西系统CSS100BE稳定控制装置调度管理暂行规定、辽西电网安全稳定暂行规定、辽西系统CSS100BE稳定控制装置运行规程（暂行）（元宝山站）以及220KV、500KV变电所二次回路图纸、保护装置说明书等资料编制。自本规程发布之日起执行。二八年十一月二十日变电所继电保护运行操作规程第一篇 通用继电保护运行规程1. 现场运行人员在继电保护运行方面的职责熟知继电保护现场运行规程有关保护装置原理及二次回路。负责与调度人员核对保护装置的整定值，凡调度管辖的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。负责对保护装置的投入、停用等操作。负责记录并向主管调度汇报保护装置（包括试运行的保护装置）的掉牌、灯光信号表示情况、微机故障录波器动作后的液晶显示和打印报告。负责高频保护（包括试运行中的高频保护）每日交换信号工作，并做好记录，发现问题应立即向主管调度汇报并通知继电人员尽快处理。对已输入微机保护内的各套定值，根据主管调度命令负责进行各套定值间的切换（改变微机保护装置的拨轮开关号码）。在保护装置或二次回路工作前，运行人员必须审核工作人员的工作票与安全措施。在工作过程中，要监督工作人员严格按工作票中的内容进行工作。在变更保护定值和变更接线时，要有网调的定值通知单、回路变更通知单或有批准的图纸方允许工作。负责对保护装置及二次回路（包括对户外高频保护通道连接设备）进行巡视、检测；按保护装置规定允许负荷曲线，对电气设备或线路负荷潮流进行监视。当确认有可能使保护装置误动等现象时，应及时与设备负责人（单位）联系并向主管调度汇报，情况紧急时可先将保护装置停用（断开跳闸连片），事后立即汇报。记录故障录波器的动作时间及当时有无故障或操作等情况。当录波器打印纸不足、或“装置异常”来信号后，应及时通知专责人进行处理。保护投入操作前，应检查相应的表计、信号、音响、差流、差压及相应切换开关位置正确，然后再投入该保护压板。对保护装置使用的直流熔断器负责监视、更换，保证熔断器使用的正确性。2. 继电保护运行管理网调继电保护处管辖范围按照东北电网调度运行管理办法执行。保护装置有：220KV及500KV线路保护及重合闸；220KV及500KV母线保护和断路器失灵保护；220KV及500KV旁路、母联断路器保护和重合闸；220KV及500KV母联、主变断路器非全相保护；220KV及500KV变压器中性点保护；220KV及500KV电网故障录波器；500KV主变差动保护，一、二次侧低阻抗及零序电流保护；（三次侧保护由运行单位继电部门整定，整定值报网调继电保护处备案）通知单管理现场运行人员正常情况继电人员修改由网调管辖的保护定值必须有作业计划和网调下发的正式通知单，否则不允许工作。事故或紧急情况下接到网调当值调度员下令后，可允许继电人员进行保护定值的修改工作。定值修改工作结束后，运行人员应按规定，要求继电人员进行交代，检查继电保护记录簿并签字。应掌握执行的定值通知单号、内容及注意事项。新投运的保护装置或修改定值后的保护装置在投运前，必须与网调当值调度员（或省调、地调当值调度员）进行定值核对无误后，方可根据调度命令投运。修改定值后的保护装置未经与网调调度员（或省调、地调调度员）核对手续，不准投入运行。3. 二次电压回路运行管理运行中的二次电压切换把手或小刀闸，只能由运行人员操作，其它任何人员无权操作。二次电压回路不论何种切换方式，不允许切换过程中使保护装置失去电压。电压互感器在倒闸操作时应注意：两组电压互感器的并联操作，必须是高压侧先并列，然后才允许二次并列，防止运行中的电压互感器由二次向不带电的电压互感器反充电。双母线各有一组电压互感器，在电压互感器倒闸操作时，必须使引入保护装置的交流电压与元件所在母线相一致。当二次电压由隔离开关辅助接点控制联动实现自动切换方式时，其隔离开关辅助接点维护工作应有明确责任制，确保其辅助接点的可靠性，运行中的电压互感器辅助接点不准进行任何作业。涉及二次电压回路的作业，严格执行部颁继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定，必须有可靠的安全措施，必要时应将作业部分与运行部分脱离，防止发生短路或反充电。电压断线信号表示时，应立即将有可能误动的保护停用，这些保护是：a、距离保护；b、低电压保护；c、相间方向保护；d、检查无电压的重合闸；e、振荡解列装置；f、故障录波器（投入低电压起动时）；然后将这些保护切换到另一组电压互感器上运行，并向主管调度汇报，再通知有关专责人或主管部分立即进行处理。4. 继电保护运行规定继电保护运行的一般规定凡带有电压的电气设备或线路，不允许处于无保护或保护不健全（如只有接地故障保护而无相间保护）状态下运行，如不能保证线路保护二次回路相位正确。则在线路保护测相位时必须有能保证切除线路故障的后备保护。属下列情况之一者，必须经有关领导批准方准停用有关保护。220KV电网因母差保护停用后，能引起相邻线路保护越级跳闸扩大事故或危及电网安全稳定运行时；500KV母差保护停用；双套高频保护运行的线路出现高频保护全停需要投解列段保护时。由网调负责管辖的设备，在一次设备停电后不允许自行将保护装置停用作业，如需作业必须请示网调批准。220KV及以上变压器差动保护与重瓦斯保护的停用由运行单位主管领导批准，但必须向网调提出申请后方准执行。变压器差动保护与重瓦斯保护不允许同时停用。有关保护装置的投入、停用等操作均需经值班调度员的许可或下令后，由运行值班人员进行操作，其他任何人员无权操作运行中的保护装置。无整定值的保护不得投入运行。在电流、电压互感器及其连接的二次回路（电流、电压互感器端子板、分线箱及连接电缆）作业，必须按检修管理有关规定向网调申请，并经值班运行人员许可后方可工作，各专业（继电、高压、仪表、电度表和电气检修）必须各自保证二次回路结线的正确性。对设备交流回路有较大变动的装置，如不能保证其相位的正确性，在投入运行前，必须进行保护相位测定工作。旁路（母联）代送的规定代送线路a. 旁路（母联）保护各段定值与被代送线路保护各段定值必须相同，不允许使用近似的综合定值。b. 配置双套纵联保护的线路被代送时，必须有一套纵联保护（切换专用相）切换到旁路（母联）断路器运行，不能切换的纵联保护在代送操作前停用。c. 旁路（母联）断路器的零序电流保护全部经方向元件控制。d. 旁路（母联）断路器的微机保护型号与线路微机保护型号相同且两者电流互感器变比亦相同，旁路（母联）断路器代送该线路时，使用该线路本身型号相同的微机保护定值，否则，使用旁路（母联）断路器用于代送线路的微机保护定值。代送主变a. 代送时如主变差动保护必须退出运行或主变差动保护电流互感器切换到变压器套管电流互感器，旁路（母联）断路器零序电流保护灵敏一段（经方向）和相电流速断保护必须投入，无相电流速断时则以相间距离保护代之。b. 代送主变时的相电流速断、相间距离保护或微机保护定值，500KV主变500KV侧由网调负责计算，220KV侧由省调负责计算。c. 代送时主变保护全都改跳旁路（母联）断路器，旁路（母联）断路器重合闸停用。如主变差动保护电流互感器可以切换到旁路（母联）断路器的电流互感器运行，旁路（母联）断路器保护可全部停用。代送线路前，将被代送线路两侧纵联保护改信号，同时，还应将旁路（母联）断路器与被代断路器的下列零序电流保护停用：a 常规保护零序电流保护二段、三段；b 操作屏上的附加段零序电流保护；c 微机保护的零序电流保护。终端变压器充电时，电源侧的零序电流保护瞬时段原则不停，如确因躲不过主变充电涌流而频繁跳闸时，须经网调主管领导批准方可停用。纵联保护运行规定在我厂变电所中使用的线路纵联保护主要有两大类型：a 闭锁式纵联保护b 高频方向保护纵联保护在正常运行时的注意事项：纵联保护装置的运行，应根据网调的命令，将线路两侧的装置同时投入运行或停用。运行中的纵联保护不允许单独一侧断开直流电源，如要断开（如查找直流接地等），必须得到网调同意，待本侧和对侧纵联保护均停用后方能进行。纵联保护停运后，运行人员应记录停运时间并通知继电主管部门。充电线路的纵联保护，可以由充电侧单独投入使用，作为线路的快速保护。当发生电压回路断线时，电流分相差动和相差高频保护虽然不必停用，但严禁拉合其直流电源；应将高频允许保护、高频闭锁保护和高频方向保护停用。无自动交换信号的高频保护每天应手动交换信号一次。如情况特殊时，可由现场继电人员要求运行人员酌情增加一次。如遇大雾天气，应每小时交换信号一次。所测得数值在允许范围内时保护装置可以正常运行。在交换信号时，甲侧发信后未接乙侧回信，或乙侧按约定时间内尚未接到甲侧呼唤信号时，应报告网调进行处理。网调组织两侧重新交换信号，仍不正常立即停用。凡新投入运行的高频保护装置，现场继电保护专责人必须向值班运行人员交待通道交换信号的步骤及运行中的注意事项，达到每值都能熟练掌握。电力系统发生故障及振荡时，纵联保护可能有信号表示，发电厂、变电所的值班运行人员对所有的信号必须详细记录（包括试运行中的纵联保护），并判断是否正确，当纵联保护的“动作”信号表示时，不论断路器是否跳闸，应立即报告网调。系统发生故障，确认是纵联保护误动时，网调应立即下令将误动的线路两侧纵联保护停用（只停用纵联部分，后备部分仍投入运行），并立即通知继电保护部门处理。运行中发生下列情况之一时，网调应立即下令将线路两侧高频保护装置停用，通知有关继电保护部门处理。通道交换信号时，发现通道异常，即出现“3dB”告警；收发信机装置或高频装置异常告警表示时；直流电源消失时；正常励磁的继电器失励复归或正常不励磁的继电器处于动作状态。装有高频保护的线路、断路器或线路检查完毕恢复送电时注意事项：凡高频保护屏，二次回路，一次通道设备等元件无作业，原始运行条件不改变，当线路恢复送电的同时，线路两侧的高频保护装置投入跳闸。待送电完成后，两侧高频保护交换信号，一切良好后可继续投入运行。凡在上述设备上有过作业，原始运行条件已改动过，线路恢复送电时，充电侧保护投入跳闸，线路充电良好，将充电侧高频保护停用。两侧交换信号良好后，才能将两侧高频保护投入跳闸。凡装有高频保护装置的线路，发生故障断路器跳开后，不论重合闸成功与否，两侧的高频保护装置都必须进行交换信号，良好后继续投入跳闸。试运行的线路高频保护必须与运行的高频保护同样对待，根据继电专业部门的要求，可增加每日交换信号的次数，变电所运行值班人员要做好有关的全部记录。距离保护运行规定距离保护是电网保护相间故障的后备保护，也是最容易因电压回路发生问题而误动的保护，因此，电压回路的正常运行是距离保护正确动作的重要条件。各厂、变应根据本单位的具体情况，编制电压回路运行、维护和操作的有关规定。在距离保护失去电压或装置“总闭锁”动作来信号后，运行值班人员应立即停用距离保护，然后汇报网调并立即组织处理。严禁在保护停用前拉、合装置直流。因失压而停用的距离保护，只有在电压恢复无误后才允许将该保护重新投入运行。在下列情况下不必立即停用保护，应通知专业人员尽快处理并汇报网调。振荡闭锁频繁起动或起动不复归；相电流闭锁元件频繁起动或起动不复归；运行人员应加强对线路输送潮流的监视，当线路输送的有功、无功潮流接近最大潮流时，应立即向网调报告，并按规定停用相应的距离保护段。重合闸的运行规定重合闸类型一般的三相重合闸：多用于电网联系紧密、稳定性较好的中短线路上。线路故障时断路器跳三相并继之一次三相重合，重合不成功跳三相。区分故障类型的三相重合闸：用于电网联系较紧密且有稳定问题的中短线路上。该类重合闸装置能根据故障类型自动完成，在单相接地故障时断路器跳三相并继之一次三相重合，重合不成功跳三相。相间故障跳三相不重合。综合重合闸：用于中长线路上。单相接地故障时断路器单相跳闸并继之一次单相重合，重合不成功跳三相；相间故障时断路器三相跳闸并继之一次三相重合，重合不成功跳三相。综合重合闸装置有四种运行方式，由专用的切换把手控制。a 单相重合闸b 三相重合闸c 综合重合闸d 全停方式母线重合闸：与线路或主变重合闸装置共用。当母线故障时，故障母线联结的全部元件与母联断路器三相跳开，同时有条件地对部分跳闸断路器进行一次三相重合闸。为防止非同期重合或两端电势角过大重合，所有类型的三相重合闸，还要根据系统的具体要求，增加“检线路无电压”、“检母线有电压”、“检相邻线路有电流”或“检同期”等附加控制元件。重合闸装置的运行规定：当本线有两套重合闸时，两套重合闸的把手位置必须一致，只投入一套重合闸的合闸连片。重合闸装置在下列情况下应停用：a 由于运行方式的临时改变，无附加控制元件的三相重合闸可能出现非同期重合或电势角过大重合时；b 受附加元件控制的三相重合闸装置，在其控制元件失效时；c 用旁路断路器代送，旁路断路器重合闸装置不具备所代线路相同的控制元件时（如检故障类型、检同期、检无压等），应停用三相重合方式；d 断路器遮断容量不足时；e 断路器连续切断故障电流，超过规定次数时；f 终端变电所的主变差动保护或重瓦斯保护停用、主变断路器检修（无主一次断路器）时；g 空充线路或线路变压器组时；h 重合后能引起系统稳定破坏时；i 线路有人员带电作业要求停用时；j 装置异常时。母线重合闸与母联断路器重合闸的使用，应按规定的固定结线方式和控制条件严格执行。对于有“T”接变电所的线路两端的重合方式，应根据“T”接点负荷大小和实践经验具体规定。线路重合闸与母线重合闸的使用方式与起、停，由网调系统运营处作出具体规定，各厂、变运行人员要严格按网调的命令执行。变压器中性点与中性点保护运行规定变压器中性点“直接接地过流保护”与“间隙过流保护”必须执行一九九八年东北电业管理局颁发的东北电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施纲要中的有关规定，即中性点直接接地与间隙接地两套过流保护均用自身单独的电流互感器。中性点直接接地过流保护一段（跳母联）停用，只使用过流二段。中性点过流保护不论变压器中性点接地方式如何（包括中性点接地方式切换操作过程中）。两套中性点过流保护均同时投入跳闸。变压器进行投切操作时，中性点必须直接接地，两套中性点过流保护全部投跳闸，并将本母线其他中性点直接接地运行变压器的“直接接地过流保护”二段停用，变压器投入运行良好后恢复使用。中性点零序过电压保护在变压器各种接地方式下及各种运行操作中始终投入运行。变压器中性点直接接地数量的一般规定：变压器中性点直接接地数量与分布，由网调根据零序电流分布、保护配合、系统稳定与通信干扰等各种因素，对各发电厂、变电所变压器中性点接地方式作出具体规定，新设备投运行后或有临时改变，将随时作出补充规定。运行中为保持变压器中性点直接接地数量的相对稳定，中性点接地数量宜少不宜多；a 三台及以下变压器的变电所，原则上规定一台变压器中性点直接接地运行；b 四台及以上变压器的变电所，原则上规定两台变压器中性点直接接地运行，每条母线一个接地点。终端变电所且低压无电源时，原则上要求变压器中性点间隙接地运行。在变压器的投、切操作过程中，允许中性点直接接地的变压器数量短时间多于正常规定数一台，操作结束后恢复规定数量运行。中性点绝缘水平低于100KV的有载调压变压器中性点皆直接接地运行。此时间隙过流保护和零序过电压保护可不投入跳闸。发电厂高备变中性点皆直接接地运行，高备变停运，发电厂母线接地点数量不作变动，不允许以机变代替高备变接地。高备变间隙过流保护，零序过流保护可不投入跳闸。母线差动保护运行规定我厂变电所母线差动保护基本有如下两类：比率式母差；单母线母差比率式母差这种母线差动保护的构成原理与固定结线式母差相类似：也有一组起动元件和两组选择元件。但它不受双母线元件必须固定联结的限制。为了在母线元件倒闸操作后，即破坏固定结线方式后仍具有选择性，专门设置了由元件隔离开关辅助接点控制的自动切换回路，在元件由一条母线倒至另一条母线运行时，自动切换回路能对其二次交流回路、跳闸回路与断路器失灵起动回路自动进行切换，使其与元件所在母线相对应。这种母差保护与固定结线式母差保护有相似的性能，但动作速度快、运行灵活，用于220KV及以上电网母线保护装置。下列运行方式装置能自动实现“有选择”跳闸：a 双母线通过母联断路器并列运行，母线元件按固定联结或破坏固定联结方式时；b 母联断路器断开，两条母线元件仍按固定联结或破坏固定联结方式时。下列运行方式装置能自动实现“无选择”跳闸：a 母线倒闸操作，隔离开关双跨母线；b 单母线运行。单母线母差单母线母差一般用于只有两条线路和一台主变结线方式的变电所。母差保护运行规定：当母差保护的断线监视毫安表出现下列情况时，要请示网调将其停用，并立即进行检查处理：a 毫安表指示大于100毫安时；b 毫安表指示虽不大于100毫安，但突然增长值大于30毫安时。当母差保护“断线信号”表示时，要立即将母差保护停用；然后报告网调，并通知主管继电部门检查处理。为防止母差保护误动，母差保护跳闸回路均经“电压闭锁”元件控制；电压应引自元件所在母线电压互感器，当电压互感器停电时，要相应地切换电压闭锁元件压板。电压断线信号表示时，保护可继续运行，但此期间不准在母差保护回路上进行作业。断路器停电后，断路器的电流互感器二次有作业时，必须将该电流互感器接母差的二次线自母差回路中脱离后方可工作。在进行断开或接入母差电流互感器二次时，应做好标志与安全措施，防止恢复时误接线。若不能保证作业时的安全性，应将母差保护停用后，再进行母差电流互感器二次作业，母差保护投入前应测相位及差流差压无问题后方可投入运行。新投入的母差保护或运行中的母差保护回路有较大变动时，必须检查回路结线的正确性，特别是出口跳闸回路和交流回路接线的正确性；母差保护投入前，必须先检测“断线监视”毫安表的指示必须小于正常规定值。母差保护停用系指断开装置总连片，无总连片者断装置直流。在母差屏上作业时还应断开各元件跳闸连片和与母差有关的其它回路。用母联向不带电的空母线充电时，母差保护动作必须满足瞬时切开母联，切其他元件回路自动退出，否则在合母联前，必须断开母差保护跳其它元件压板与高频停信压板。母差保护出口回路的切换片与断路器失灵保护启动回路切换片的位置，必须与母线当时运行实际联结方式相对应。故障录波器运行规定故障录波器（以后简称录波器）是分析电力系统事故，发现设备隐患提高电力系统安全运行水平的重要装置，是保护装置的重要组成部分。所有220KV及以上的变电站均应配置数量足够的录波器。正常情况下，录波器必须始终投入运行，其起、停必须经网调批准。录波器通道数量与排列，一般按下列原则考虑：通道数量必须满足录线路A、B、C及零相电流；母线A、B、C及零相电压；主变A、B、C及零序电流；高频保护收发信机的收讯输出。电流、电压通道排列顺序以A、B、C、0的顺序排列，电流量与电压量不准交叉排列。开关量录波应接入录波线路的保护的“跳A”、“跳B”、“跳C”“三跳”及“重合闸动作”接点，对于配置收发讯机的高频保护，要求接入收发讯机的“收讯输出”接点。接入接点为空接点方式。通道的排列按网调下发的通知单严格执行。PLW2系列微机故障录波器必须到网调继电处考软件。新上的微机故障录波器必须具备联网功能，并能提供输出标准COMTRADE格式录波文件。厂站必须配置一路供录波器通讯使用的专用电话线。对于具备自动上传功能的录波器，在电网发生事故后，要求自动将故障录波文件或故障录波简要文件上传网调。装有微机故障录波器的现场，应备有软盘和打印纸，运行人员应根据现场装置运行规定，能进行更换软盘及装纸等操作。凡属直接录波的设备故障时，在录波结果打印出后，应立即向网调汇报；不属直接录波的变电所，但有保护动作、断路器跳闸或其他特殊需要时，在接到网调电话通知后亦应尽快向网调汇报录波结果，微机录波结果应尽快远传到网调继电保护处。故障时直接录波的单位或网调通知上报录波结果的单位，故障后应将各电气量测量的数据、分析结果、保护动作情况及故障部位等填写“录波报告表”，故障录波图及软盘应随同“录波报告表”一齐上报网调继电处。如录波失败，在录波报告表的“照片粘贴处”填写“录波失败”的空白表格上报。录波完好的统计，以收到“录波报告表”为准。运行值班人员必须按规定对运行的录波器进行巡视检查，当装置“录波”信号表示时，应记录动作时间及系统有无事故或操作。当装置发生异常无法复归时，应及时通知继电专业人员检查。500KV电网保护动作规定500KV线路保护按双重化原则配置了双套主保护及后备保护。两套保护的交流回路、直流回路、断路器跳闸线圈及主保护的通信通道均彼此独立。旁路（母联）代送线路时，线路必须有主保护运行。500KV主变压器两套差动保护不允许同时停用。500KV主变压器低压侧必须有瞬时保护运行。否则，低压侧设备原则不能运行。500KV主变压器保护（包括低压侧保护）定检工作应结合主变压器停电检修一同进行。主变压器运行时，原则上主变压器保护不得停用。为防止主变保护（微机型、集成电路型和晶体管型）误动，运行中不允许手动切换主变保护电源，手动切换电源前，应先将主变保护相应跳闸连片断开，电源切换良好后，再恢复断开的跳闸连片。运行中若发现主变晶体管型和集成电路型保护时间元件出现异常，运行值班人员应立即将该保护出口跳闸连片断开，然后报告网调并通知继电人员立即处理。当500KV线路无本身开关的并联电抗器起动远方跳闸回路或对侧收讯跳闸装置停用时，该电抗器不得运行。 第二篇 辽西系统稳定控制装置运行规程5. 辽西系统稳定控制装置运行规程概述：本期500kV白赤辽输变电稳控工程涉及白音华电厂、青山变、元宝山电厂及董家变四个厂站，其中元宝山电厂和董家变现有双套稳控设备在运行。根据方案本期需在白音华电厂、青山变各配置双套稳控装置，另外更换现运行的元宝山电厂、董家变稳控装置。白音华电厂稳控装置由就地判别装置和远方执行装置组成。就地判别装置具有检测500kV 线路及故障状态的功能，经判断向白音华电厂远方执行装置发送切机命令。白音华电厂远方执行装置检测机组出力，接收白音华电厂就地装置、青山变及董家变传来的控制命令，根据控制策略执行切机操作。青山变稳控装置具有检测500kV 线路潮流及故障的功能，并可根据控制策略向元宝山电厂、白音华电厂发送远方切机或解列联变命令。元宝山电厂稳控装置由就地判别装置和远方执行装置组成。就地判别装置具有检测500kV 线路及故障状态的功能，经判断向元宝山电厂远方执行装置发送切机或解列联变命令。元宝山电厂远方执行装置检测机组出力，接收元宝山电厂就地装置、青山变及董家变传来的控制命令，根据控制策略执行切机操作或解列联变220kV侧断路器。董家变装置具有检测500kV 线路潮流及故障类型，根据控制策略向元宝山电厂、白音华电厂及绥中电厂发送切机命令。本工程相关稳控装置配置及命令传输示意图如图所示。稳控装置配置及命令传输示意图元宝山电厂稳控装置介绍 本次元宝山发电厂安全稳定控制系统设备改造为北京四方的CSS-100BE型数字式安全稳定控制装置，该安全稳定控制系统由三面屏柜组成，其中两面稳控装置柜，每面柜含一套稳控装置，包括就地判别装置和远方执行装置，两套装置完全独立；一面光电转换接口柜，包含六台CSC186A通讯接口装置。安全稳定控制装置柜安装于#2网控室，光电转换接口柜安装于通信室。安全稳定控制装置柜装置说明元宝山电厂稳控装置柜由就地判别装置和远方执行装置组成。就地判别装置具有检测500kV 线路及故障状态的功能，经判断向元宝山电厂远方执行装置发送切机或解列联变命令。元宝山电厂远方执行装置检测机组出力，接收元宝山电厂就地装置、青山变及董家变传来的控制命令，根据控制策略执行切机操作或解列联变220kV侧断路器。远方稳控装置既可以判断机组出力大小，根据控制策略自动选择出力大的机组切除，又可以通过压板设定某台机组不被切除。元宝山电厂就地稳控装置系统联系图如图1-1所示，远方稳控装置系统联系图如图1-2所示，稳控装置屏柜布置图如图1-3所示。图1-1元宝山电厂就地稳控装置系统联系图 图1-2 元宝山电厂远方稳控装置系统联系图图1-3元宝山电厂稳控屏柜布置图CSS-100BE装置面板说明：上有6个灯分别为：灯 ，装置正常时此灯亮。：当装置有异常情况时此灯亮。：当装置动作时此灯亮。：当光纤通道有问题时此灯亮。：备用灯。：备用灯。说明：装置的告警分为告警I和告警II，告警I为严重告警，有告警I时，装置面板告警灯闪亮，有告警II时，装置面板告警灯常亮。有告警I时，装置闭锁保护出口电源。上有按键：信号复归上下左右键QUIT键SET键上述按键用于检修及调试人员使用。在安全稳定控制装置的A、B柜上，均有“1-1FA信号复归”和“2-1FA信号复归”按钮，运行人员可通过“1-1FA信号复归”按钮对远方执行装置上的信号进行复归，“2-1FA信号复归”按钮对就地判别装置上的信号进行复归。在安全稳定控制装置的A、B柜上，均有“1-1DQ运行方式切换拨轮”和“2-1DQ运行方式切换拨轮”，运行人员可通过“1-1DQ运行方式切换拨轮”对远方执行装置的运行方式进行切换，“2-1DQ运行方式切换拨轮”对就地判别装置的运行方式进行切换。说明：1） 修改完运行方式切换拨轮后，通过按信号复归按钮确认更改完成。否则，修改后5s内未按复归，装置报”运行方式未确认告警” ，此时装置仍按照切换前的运行方式运行。2） 当1-1DQ运行方式切换拨轮设置超过15时，装置报“运行方式无效告警”，此时装置仍按照切换前的运行方式运行。 3） 当2-1DQ运行方式切换拨轮设置超过31时，装置报“运行方式无效告警”，此时装置仍按照切换前的运行方式运行。4） 装置软件在运行方式切换过程中，自动在短时间内（约10ms）闭锁装置，待切换完成后解除闭锁。因此，在切换运行方式时可以不停用装置。安全稳定装置控制柜交、直流开关说明：稳控装置（远方）直流开关1-1DK稳控装置（就地）直流开关2-1DK#2机组PT二次开关1-1ZKK1#3机组PT二次开关1-1ZKK2#4机组PT二次开关1-1ZKK3元青#1线PT二次开关2-1ZKK1元青#2线PT二次开关2-1ZKK2稳控装置的压板使用说明就地判别装置压板使用说明压板编号压板名称投退原则压板类型2-1CLP1就地装置启动需向执行装置发送控制命令时，将该压板投入出口压板2-1CLP2就地切1台机需向执行装置发送切1台机命令时，将该压板投入2-1CLP3就地切2台机需向执行装置发送切2台机命令时，将该压板投入2-1CLP4就地切3台机需向执行装置发送切3台机命令时，将该压板投入2-1CLP5就地解列联变需向执行装置发送解列联变命令时，将该压板投入说明：“装置启动”压板作为向元宝山电厂远方执行装置发送控制命令的先决条件，与切1台机、切2台机、切3台机及解列联变压板配合使用。当该压板退出时，稳控执行装置不再执行就地判别装置发送的控制命令。远方执行装置压板使用说明压板编号压板名称投退原则1-1CLP11-1CLP3切#2机出口切#4机出口切机出口压板1-1CLP6跳#1联变220kV侧需解列#1联变时投入1-1CLP7跳电厂220kV侧旁路当#1联变被旁代时投入，正常运行时退出1-1CLP8跳#2联变220kV侧需解列#2联变时投入1-1KLP11-1KLP3闭锁切#2号机闭锁切#4号机当某机组不可切时，对应压板置投入位置1-1KLP9另柜通道当需要A、B套进行数据交换时，将该压板投入。当A、B两套稳控装置同时运行时投入，单套运行时退出。1-1KLP11允许青山启动允许接收青山方向控制命令时，将该压板投入1-1KLP12允许青山切1台机允许接收青山方向切1台机命令时将该压板投入。与“允许青山方向启动”压板配合使用1-1KLP13允许青山切2台机允许接收青山方向切2台机命令时将该压板投入。与“允许青山方向启动”压板配合使用1-1KLP14允许青山切3台机允许接收青山方向切3台机命令时将该压板投入。与“允许青山方向启动”压板配合使用1-1KLP15允许青山解列联变允许接收青山方向解列联变命令时将该压板投入。与“允许青山方向启动”压板配合使用1-1KLP16允许董家启动允许接收董家方向控制命令时，将该压板投入1-1KLP17允许董家切1台机允许接收董家方向切1台机命令时将该压板投入。与“允许董家方向启动”压板配合使用1-1KLP18允许董家切2台机允许接收董家方向切2台机命令时将该压板投入。与“允许董家方向启动”压板配合使用说明：1) 闭锁切#2机、闭锁切#3机、闭锁切#4机：对应压板投入后，该机组无论什么情况下均不可切除。2) 允许青山启动：该压板作为元宝山电厂执行装置接收青山变方向控制命令的先决条件，与允许青山切1台机、允许青山切2台机、允许青山切3台机及允许青山解列联变压板配合使用。当该压板退出时，稳控执行装置不再与青山变方向进行任何通信，也不再检测通道状态。3) 允许董家启动：该压板作为元宝山电厂执行装置接收董家变方向控制命令的先决条件