继电运行规程2006.doc

东北电网220500kV系统继电保护装置运行规程 东北电网有限公司 二OO五年十二月 批准：王钢 审定：陶家琪林伟 审核：孙刚鲍斌 编制：孙正伟肖勇阴宏民王开白 目 录 1 总则1 2 网调调度员、地调调度员和现场运行人员在继电 保护运行方面的职责 2 2.1 网调调度人员和地调调度人员在继电保护方面的职责 2 2.2 现场运行人员在继电保护运行方面的职责 3 3 继电保护运行管理4 3.1 管辖范围 4 3.2 定值管理 5 3.3 检修管理 10 3.4 新设备投运管理 11 3.5 参数管理 12 4 二次电压回路运行管理 13 5 继电保护运行规定 14 5.1 继电保护运行的一般规定 14 5.2 纵联保护及远方跳闸保护运行规定 16 5.3 距离保护运行规定 18 5.4 重合闸的运行规定 19 5.5 变压器保护运行规定 20 5.6 变压器中性点与中性点保护运行规定 21 5.7母线差动保护运行规定 22 5.8 故障录波器运行规定 24 5.9 继电保护通信通道运行规定 25 5.10 SEL-321-5型微机保护运行规定 27 5.11 REL-561型光纤分相电流差动保护运行规定 29 5.12 D2L7E数字式分相电流差动保护运行规定 30 5.13 TLS1B型集成电路保护 31 5.14 WXB-11型线路微机保护运行规定32 5.15 LFP-900系列微机保护运行规定 34 5.16 CSL-101型微机保护运行规定 35 5.17 RCS-900系列微机保护运行规定 38 5.18 CSC-101S型微机保护运行规定39 5.19 BUS-1000母线差动和断路器失灵保护装置运行规定40 5.20 BP-2B微机母差保护装置运行规定 42 5.21 RCS-915微机型母差保护装置运行规定 43 5.22 WBZ-500型变压器微机保护46 5.23 RET-521变压器保护装置运行规定 46 5.24 CSC-326C变压器保护装置运行规定 47 5.25 RCS-978系列数字式变压器保护运行规定 48 5.26 CST-100B系列数字式变压器保护装置运行规定 50 附录1 线路保护命名原则 52 附录2 常用继电保护装置信号、信息释义54 附录3 各厂、变主变压器中性点接地方式及二次侧运行方式69 1 总 则 1.1 为保证电网安全稳定运行，进一步提高继电保护装置运行管理水平，特制定本规程，各超高压局、供电公司、发电厂（以下简称局、厂）应根据设备管辖范围，编制适合本单位实际情况的现场运行规程或规定。 1.2 本规程依据DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程、（82）水电生字第11号继电保护及安全自动装置运行管理规程、DL/T 55994220500kV电网继电保护装置运行整定规程及GB 1428593继电保护和安全自动装置技术规程等规程，并结合近几年东北电网继电保护装置的发展和电网运行的需要，对原规程进行修编。1.3 本规程是调度人员、现场运行人员和继电人员处理220kV及500kV电网继电保护运行工作和保护装置使用的主要依据，凡涉及继电保护安全运行的基本建设、电气试验和电气检修等工作，亦必须按本规程中的有关规定执行。 1.4 东北电网有限公司调度通信部（以下简称网调）、地区供电公司调度机构（以下简称地调）和超高压局按本规程规定处理其直接操作的220kV及500kV电网继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）的运行工作。 1.5 本规程适用于东北网调直调500kV及220kV系统(包括委托赤峰、通辽地调调度部分)。 1.6 下列人员应熟悉本规程或与之有关部分 1.6.1 网调有关人员及主管领导； 1.6.2 本规程适用范围的地调、超高压局有关调度运行人员，220kV及500kV设备的发电厂、变电所运行值班人员、专责工程师（技术员）； 1.6.3 各局、厂主管继电保护工作的领导，继电班班长、专责工程师（技术员）和220kV及以上保护专责人； 1.6.4 各局、厂主管基建、电气试验和电气检修的有关领导及专责工程师。 1.7 本规程解释权属东北电网有限公司调度通信部。 2 网调调度员、地调调度员和现场运行人员在继电保护运行方面的职责 2.1 网调调度人员和地调调度人员在继电保护方面的职责 2.1.1 批准和监督负责调度指挥范围内各种保护装置的正确使用。 2.1.2 在处理事故或改变系统运行方式时，必须按有关规程规定相应变更保护定值或使用方式。 2.1.3 在负责调度指挥的保护装置改变定值或新保护装置投运前，调度值班人员必须与现场运行人员核对继电保护定值通知单号、定值单页数、定值项数及有关注意事项，正确无误后在定值通知单上签字并注明定值更改时间。对于网调下发的临时定值通知单，调度值班人员必须按定值通知单内容与现场运行人员逐项核对，正确无误后在定值通知单上签字并注明定值更改时间。 2.1.4 根据保护装置的最大允许负荷或负荷曲线，监视直接调度指挥范围内有关部分的潮流，防止保护误动。 2.1.5 掌握影响系统安全稳定运行有关的继电保护问题，特别是母线保护、线路纵联保护和变压器差动保护等主要保护装置存在的问题，发生不正常情况及时督促有关部门解决。 2.1.6 在系统发生事故等不正常情况时，调度人员应根据断路器及继电保护装置的动作情况，分析处理事故，并作好记录，及时通知有关人员。 2.1.7 参加继电保护整定方案、不正常方式继电保护处理规定和继电保护运行规程的审核。 2.1.8 根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。 2.1.9 在系统发生故障后，及时收集线路微机保护及故障录波器动作信息，根据测距装置测距结果、微机保护测距结果或零序电流曲线确定故障点范围，并通知有关单位巡线。 2.2 现场运行人员在继电保护运行方面的职责 2.2.1 熟知继电保护现场运行规程和有关保护装置原理及二次回路。 2.2.2 在继电人员定值调试完成且核对继电保护装置定值与实际定值通知单一致后，向运行人员交代执行的定值通知单号、内容、CT变比及注意事项等内容；现场运行人员负责核对继电保护定值通知单与继电保护人员交待定值的一致性；保护装置在新投入或定值变更时，运行人员必须和当值调度员进行定值通知单号、定值单页数、定值项数及有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。2.2.3 负责对保护装置的投入、停用等操作。 2.2.4 负责记录并向上级调度汇报保护装置（包括试运行的保护装置）的掉牌、灯光信号表示情况、微机保护及微机故障录波器动作后的液晶显示和打印报告，信号在全部记录正确后，方可复归。 2.2.5 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，发现问题应立即向上级调度汇报并通知继电人员尽快处理。 2.2.6 对已输入微机保护内的各套定值，根据上级调度命令负责进行各套定值间的切换（按照现场继电专业有关规定执行）。 2.2.7 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，要有定值通知单、回路变更通知单或有批准的图纸方允许工作。在工作结束后，运行人员应按规定进行验收。 2.2.8 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；按保护装置规定的最大允许负荷，对电气设备或线路负荷潮流进行监视。 2.2.9 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）联系并向上级调度汇报，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。 2.2.10 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。 2.2.11 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。 3 继电保护运行管理 3.1 管辖范围 3.1.1 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： 3.1.1.1 220kV及500kV线路保护及重合闸； 3.1.1.2 220kV及500kV母线保护和断路器失灵保护； 3.1.1.3 220kV及500kV旁路、母联断路器保护和重合闸； 3.1.1.4 220kV及500kV断路器经电气量判别的非全相保护； 3.1.1.5 220kV及500kV变压器中性点保护； 3.1.1.6 220kV及500kV电网故障录波器； 3.1.1.7 500kV联变差动保护，一、二次侧低阻抗及零序电流保护。 3.1.2 各发电厂管辖的发电机、变压器组保护由发电厂负责，但涉及系统安全稳定运行的保护，如发电机失磁保护、失步保护、低励限制、PSS参数、高周保护、低周保护等须报网调核备。 3.1.3 各变电所、发电厂220kV及500kV变压器本体保护由所属局、厂负责。 3.1.4 220kV变压器保护定值由所属局、厂负责 (包括220kV旁路代送变压器旁路微机保护定值及母联或分段给220kV变压器充电定值)。 3.1.5 线路高压电抗器及500kV变压器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。 3.1.6 220kV及500kV母联、分段断路器专向空母线充电定值整定及保护使用由运行单位自行负责。 3.2 定值管理 3.2.1 新设备投运、系统结线或运行方式改变时，必须对涉及范围的有关保护装置定值进行局部计算，定期对其管辖范围内的保护装置进行一次全面整定计算并编制整定方案。 3.2.2 定值计算必须符合行业标准部颁220500kV电网继电保护装置运行整定规程的规定，整定计算人员必须保证定值的正确性。3.2.3 整定计算的基础资料 3.2.3.1 整定计算用的参数（包括基建投产的新设备）必须是实测值。 3.2.3.2 继电保护原理接线图是由运行单位提供且符合装置实际情况的图纸。 3.2.3.3 由系统运行部门提供并经主管领导审定的系统运行方式及有关数据，包括正常和可能出现的检修方式、最大潮流、电势摆角、振荡时的最大滑差、重合闸使用方式和重合闸时间及系统稳定的具体要求等。 3.2.4 整定计算方案编制后，在继电保护部门内应经专人全面审核，由本单位主管领导组织有关部门审核，对一些不满足部颁220500kV电网继电保护装置运行整定规程规定的问题，应会同有关部门共同讨论决定。整定方案由东北电网有限公司主管领导批准后实施，并报安监等有关部门。 3.2.5 定值通知单的签发 3.2.5.1 网调负责整定的220kV及500kV电网继电保护定值由网调继电保护处签发，其它任何单位、部门和个人无权下发通知单。条件具备时，网调委托省调、地调继电保护机构进行整定计算时需另行发文明确。 3.2.5.2 通知单一式五份：继电保护处一份，网调调度室一份，运行单位继电部门二份，运行单位现场运行人员一份，当设备是网调管辖由省调或地调直调时，增加一份通知单给省调或地调调度，通知单按年度编号并注有作废通知单号（新设备装置无作废通知单号）。 3.2.5.3 通知单除各项定值内容外，还应注明定值变更原因及其它有关交待事项；定值限定执行日期；计算者、审核者及签发日期（出现特殊问题，如不符合有关规程或规定，可能造成严重后果等，应经总工程师批准）；“实际执行日期”栏由调度人员与现场负责修改定值的继电人员根据实际执行情况填写。 3.2.5.4 通知单加盖“继电保护专用章”后正式生效，无“继电保护专用章”的通知单无效。 3.2.5.5 通知单盖章生效后，立即通过函寄（或现场来人取）下发给运行单位的继电部门，委托省调（或地调）管理的设备，由省调（或地调）继电部门分发给省调（或地调）调度部门，网调调度室的一份应根据作业申请计划，由继电保护处负责将其附在保护改定值的检修票后一起进入调度室。 3.2.6 通知单的核对 3.2.6.1 现场运行人员必须按继电人员交待执行的定值通知单号、内容(包括CT 变比等内容)及注意事项与继电保护定值通知单逐项核对正确，并与上级调度人员核对继电保护定值通知单号、定值单页数、定值项数及注意事项。 3.2.6.2 微机保护装置打印出的各项定值与网调下发的定值通知单各项定值误差必须满足以下要求： a. 控制字定值必须相同。 b. 起动值IQD误差不大于13% 。 c. 其它各项定值误差不大于2% 。 d. 高频保护频率及相别必须相同。 如不满足以上要求，现场继电人员应与网调继电保护处有关人员确认，并向运行人员交待后方可执行。 3.2.7 通知单管理 3.2.7.1 网调继电保护处 a. 对已生效的通知单应按年度编号进行登记造册，对网调调度指挥由省调计算定值的设备的通知单进行妥善管理，不得丢失。 b. 签发附有通知单的检修票后，在调度室运行日志上记录通知单核对正确并执行，即认为该通知单已执行。随检修票进调度室的通知单应登记备查。 c. 对已执行的通知单和未执行的通知单进行分类管理，要指定专人对其进行定期检查。 d. 根据调度日志，记录、检查通知单的执行情况。 e. 对因故未执行而返回的通知单，应记录返回日期及未执行原因，督促继续执行。 f. 新通知单执行后，作废的通知单应及时撤下，作废通知单保存10年。 g. 事故或其它紧急情况需改变保护定值而又来不及签发正式通知单时，可写出书面定值给网调调度室并由继电保护处电话通知现场继电人员，经网调当值调度人员与现场运行人员核对无误后，下令执行。 h. 可根据基建工程、系统运行及试验等需要，签发短期使用的临时通知单。临时通知单除按上述正式通知单管理外，还必须注明该通知单的有效日期及执行条件和作废条件，并认真监督其执行及作废情况。作废的临时通知单不允许再次执行。 i. 临时性保护的定值下发临时通知单，临时通知单单独编号，其定值随检修票进网调调度室。由网调当值调度员与现场运行人员核对无误后投入使用。 3.2.7.2 网调调度处 a. 对随检修票进调度室的通知单，当值调度员必须进行妥善管理，不得丢失。 b. 新投运的保护装置或修改定值后的保护装置在投运前，当值调度员必须与现场运行人员认真进行定值核对工作，定值核对无误后，在通知单上“实际执行日期”栏签字并注明执行日期和双方姓名，方可根据运行要求将保护装置投入运行，并在调度运行日志上做好记录。网调管辖由省调或地调直调的设备，由省调或地调负责与运行人员核对定值，无误后汇报网调当值调度员执行的通知单号。网调应在网调一份通知单上同样注明执行日期、双方核对人姓名并在调度运行日志上做好记录。 c对已核对执行的通知单，除要做好调度记录外，还要立即做好分类装订，同时撤下作废的通知单盖作废章或销毁，以确保卷内通知单的正确性和即时性。 d. 当已进调度室的通知单因故未能执行时，在计划安排的第三天，调度室当班调度长将继电保护定值通知单及检修票一起交系统处带回，系统处将通知单返回继电处。对因故未进调度室保护改定值的检修票，由系统处负责将其所附通知单返回继电处。 e. 事故或紧急情况需要改变保护定值而又来不及签发正式通知单时，当值调度员可根据继电保护处写出的书面保护定值与现场运行人员核对无误后，根据运行要求投入保护。 f对随检修票进调度室的临时性保护定值，由网调当值调度员与现场运行人员核对无误后，并注意按检修票或通知单上注明的使用条件投入使用及作废。 g. 调度室的继电保护通知单由专人负责管理和检查，每月整理一次。新设备投入通知单较多时应随时整理。 3.2.7.3 省调、地调调度a. 对网调委托调度指挥设备的定值通知单必须进行妥善管理，不得丢失。 b. 新投运的保护装置或修改定值后的保护装置在投运前，当值调度员必须与现场运行人员认真进行定值核对工作，定值核对无误后，向网调当值调度员汇报执行的通知单号，无问题后在通知单上“实际执行日期”栏签字并注明执行日期和三方姓名，方可根据运行要求将保护装置投入运行，并在调度运行日志上做好记录。 c. 对已核对执行的通知单，除要做好调度记录外，还要立即做好分类装订，同时撤下作废的通知单盖作废章或销毁，以确保卷内通知单的正确性和即时性。 d. 对随检修票进调度室的临时性保护定值，由当值调度员与现场运行人员核对无误后，并注意按检修票或通知单上注明的使用条件投入使用及作废。 3.2.7.4 运行单位继电部门a. 对网调继电保护处下发的通知单应登记造册，通知单必须在限定的日期内（包括计划申请）执行完毕。对已申请计划而因故未获批准时，应做好记录，并继续进行申请。无正当理由又不按期执行时，将视情节予以通报批评。如因此造成保护失配误动，将追究有关人员责任并进行事故考核。 b. 定值调试完后，继电人员必须认真填写继电保护记录簿，核对继电保护装置定值与实际定值通知单一致，并向运行人员进行交代执行的定值通知单号、内容、CT变比及注意事项，在通知单“实际执行日期”栏注明定值修改日期并签字，通知单保存至作废为止。同时要填好回执单，在一周内寄出。 c. 当事故或情况紧急来不及签发正式通知单时，可由网调继电保护处有关人员电话通知现场继电专业人员有关保护定值，经网调当值调度员与现场运行人员核对无误后，根据网调命令执行有关保护装置的使用。 d. 向基建施工单位转交网调继电保护处签发的正式通知单，并通过验收确认由基建施工单位调试的保护装置定值的正确性，并负责向基建单位收回转交的正式通知单，与基建单位共同向运行人员交代、填写继电保护记录簿和回执单的回寄。 3.2.7.5 基建单位继电保护部门a.基建施工单位继电人员向运行单位继电部门索取网调继电保护处下发的通知单，新保护装置投运前，按规定与运行单位继电人员一起进行验收和定值确认工作。对不满足要求的定值，要重新调试直至合格，按规程规定保证验收合格。 b.通知单原件应妥善保管，在竣工移交时将通知单原件移交给运行单位继电部门。 3.2.7.6 现场运行人员a. 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，否则不允许作业。 b. 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。 c. 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。 d. 新投运的保护装置或修改定值后的保护装置在投运前，必须与上级调度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过与上级调度核对手续,不准投入运行。 3.3 检修管理 3.3.1对运行的保护装置，必须按部颁继电保护及电网安全自动装置检验条例和有关检验规程进行定期检验或其它各种检验。3.3.2保护装置的调试、检验或其它作业必须提前一天由运行单位向网调提出申请，网调将根据系统具体情况于作业前一天批复运行单位具体作业时间和有关交代事项。原则上不受理当日提出的作业项目。3.3.3各种保护装置定检周期及定检时间原则规定如下：单套保护定检期限 保护类型 全部检验 部分检验 定检周期 定检时间 定检周期 定检时间 微机型保护装置 新安装一年内全检，六年进行一次全检 24天 2年 12天 非微机型保护装置 新安装一年内全检，四年进行一次全检 34天 一年 12天 3.3.4 保护装置与二次回路作业内容和涉及的范围应在申请中一并说明，如作业内容项目多且作业复杂，则必须向网调报送作业方案。作业时应严格按批准的内容和范围进行，严禁进行批准内容以外的工作，如在作业中发现批准内容以外的问题必须处理时，必须征得当班调度员的许可。3.3.5 作业必须按批复的日期准时完成。如不能按期完成，应在原计划工期未过半前，向网调提出延期申请。3.3.6 七、八两个月为雷雨季节，原则上不再安排保护装置的定检工作，特殊情况除外。3.3.7 正常情况下，同一母线或相邻母线不允许有两条以上线路同时停电，防止保护失去配合。3.3.8 配置双套纵联保护的线路不准无纵联保护运行。3.3.9 保护进行更换作业必须向网调报送施工方案，方案中应说明保护装置更换后的配置情况、主要作业内容、作业过程中对电网的影响及恢复送电时保护测相位的后备措施等。3.4 新设备投运管理3.4.1 新设备投入电网运行必须执行本条规定。3.4.2 新设备投运前三个月，由运行单位统一归口向网调报送有关资料：3.4.2.1 有关部分一次主结线图；3.4.2.2 按3.5条提供有关电气设备设计参数；3.4.2.3 需要网调提供整定值的保护装置说明书及装置打印定值清单；3.4.2.4 有关电流互感器变比。3.4.3 网调收到上述图纸资料后开始进行计算准备工作。3.4.4 新设备投运前一个月报设备实测参数，网调收到实测参数后开始进行定值计算工作，并于工程投运前 5天向运行单位提供正式定值通知单。3.4.5 新建工程一、二次设备全部具备投运条件(验收合格)后，由运行单位归口提前15天向网调报送新设备“投运（启动)方案”，投运方案应包括涉及设计范围的全部保护装置验收合格，做到同步投产。如不能做到同步投产，基建施工单位必须同运行单位协商并提出书面协议，协议应包括以下内容：a. 负责保护收尾工程施工、调试单位；b. 施工费用；c. 未完工程的具体投产日期。该协议随“投运方案”一起报网调，否则网调不予受理。3.4.6 新设备投运前，基建单位必须与运行单位进行图纸资料、仪器仪表、调试专用工具、备品备件和试验报告等的移交工作。3.4.7 新设备投运带负荷后，必须立即进行新投运保护装置相位测试和纵联保护对试工作。3.4.8 运行的设备改造后，按新设备投运原则处理，必须重新组织参数测试。3.4.8.1 变压器更换线圈或铁芯后；3.4.8.2 发电机换线棒后；3.4.8.3 运行的线路改径或破口接新变电所后；3.4.8.4 杆塔塔头改造升压运行。3.5 参数管理3.5.1 运行或新建的电气设备，必须按东北电力系统电气设备参数管理规程规定，向网调报送正式、完整的电气设备实测参数值(包括电流互感器变比)，作为继电保护整定计算的正式依据。3.5.2 线路参数(包括零序互感)实测前，由运行单位统一归口向网调报送“线路参数测试方案”。方案包括测试内容、测试方法和对运行系统的要求等。3.5.3 设备参数和实测报告，由运行单位统一归口盖单位公章后报网调继电保护处。3.5.4 辽宁、吉林和黑龙江省公司继电保护处，应于每年元月底前上报本省网的220kV最大最小等效阻抗。网调管辖的供电公司继电部门应于每年十二月末前，向网调继电保护处报送本单位220kV变电所主变中、低压侧等值阻抗和220kV侧后备过流保护定值。3.5.5 电气设备参数和实测报告永久保存备查。4 二次电压回路运行管理 4.1 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，其他任何人员无权操作。4.2 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。4.3 电压互感器在捣闸操作时应注意：4.3.1 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。4.3.2 双母线各有一组电压互感器，在电压互感器捣闸操作时，必须使引入保护装置的交流电压与元件所在母线相一致。4.4 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。4.5 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。4.6 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方向保护； d. 检查无电压的重合闸； 如条件具备，将这些保护切换到另一组电压互感器上运行，并向上级调度汇报，再通知有关专责人或主管部门立即进行处理。 5 继电保护运行规定 5.1 继电保护运行的一般规定5.1.1 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可停用有关保护：5.1.1.1 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；5.1.1.2 500kV母差保护停用；5.1.1.3 双套纵联保护运行的线路出现纵联保护全停需要投解列段保护时。5.1.2 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。5.1.3 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。5.1.4 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3.3条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。5.1.5 在继电保护装置上进行工作时，对于起动失灵回路和连切回路，必须事先做好安全措施，断开一切起动运行中设备跳闸的回路。5.1.6 当500kV线路无本身断路器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。5.1.7 微机保护装置的时钟应经GPS对时，并按有关GPS管理规定定期校核微机保护时钟的准确性。5.1.8 微机保护软压板的使用：网调下发定值通知单中明确的部分，按照定值通知单执行；定值通知单未包含的部分，现场根据实际情况自行负责。 5.1.9 旁路(母联)代送的规定5.1.9.1 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。5.1.9.2 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。 代送500kV主变时的相电流速断、相间距离保护或微机保护定值，主变500kV侧由网调负责计算，220kV侧由省调负责计算。 b. 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。5.1.9.3 代送线路前，将被代线路两侧纵联保护停用；同时，还应将旁路(母联)断路器与被代断路器的微机保护的零序电流保护停用。5.1.10 有关 3/2断路器接线运行规定5.1.10.1 远方跳闸保护正常通过两路通道传送远跳信号，在收信侧每路远跳通道均应加装压板或连片，实现当一路远跳通道异常或作业时不影响另一路远跳通道正常运行。5.1.10.2 母线必须有母差保护运行。当母线差动保护停用时，将无母差保护母线停电。5.1.10.3 短引线保护受刀闸辅助接点控制投停。当线路或变压器停运，由于某种原因短引线保护不能投入运行时，必须将相应的断路器停电。 5.1.10.4 当中间断路器失灵起动远方跳闸回路停运时，该中间断路器不得运行；当收讯跳闸装置停运时，对侧中间断路器不得运行。5.2 纵联保护及远方跳闸保护运行规定5.2.1 纵联保护分类在东北电网中使用的线路纵联保护按保护原理分，主要有三大类型：a. 允许式纵联保护；b. 闭锁式纵联保护；c. 分相电流差动保护。纵联保护使用的通道有：载波通道、微波通道和光纤通道。5.2.2 线路保护装置运行名称东北网调直调220kV及500kV线路原则上应配置两套不同原理或不同型号的微机型保护装置。使用光纤、微波或载波通道构成的快速切除线路故障的保护统称为线路纵联保护。高频保护特指使用载波通道构成的纵联保护。线路保护命名原则见附录1。5.2.3 纵联保护和远方跳闸保护在正常运行时的注意事项：5.2.3.1 纵联保护装置的运行，应根据调度的命令，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)，必须得到调度同意，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。5.2.3.2 线路远方跳闸保护的运行，应根据调度的命令，在收信侧将线路的远方跳闸保护投入运行或停用；发信侧远方跳闸保护投入和退出运行应按相应保护装置运行规定执行。远方跳闸保护停运后，运行人员应记录停运时间并通知继电主管部门。5.2.3.3 充电线路的闭锁式高频保护，可以由充电侧单独投入使用，作为线路的快速保护。充电线路的允许式纵联保护和分相电流差动保护，线路两侧纵联保护同时投入，作为线路的快速保护。5.2.3.4 当发生电压回路断线时，分相电流差动虽然不必停用，但严禁拉合其直流电源；应将允许式和闭锁式纵联保护停用。5.2.3.5 闭锁式高频保护每天应交换信号一次，所测得数值在允许范围内时保护装置可以正常运行。情况特殊时，可按现场继电人员要求，运行人员酌情增加。如遇大雾天气，应每小时交换信号一次。5.2.3.6 闭锁式高频保护在交换信号时，甲侧发信后未接到乙侧回信，或乙侧按约定时间内尚未接到甲侧呼唤信号时，应报告上级调度进行处理。调度组织两侧重新交换信号，仍不正常立即停用。5.2.3.7 凡新投入运行的闭锁式高频保护装置，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。5.2.3.8 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，应立即报告上级调度。5.2.3.9 系统发生故障，确认是纵联保护误动时，调度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。5.2.4 当继电保护所用的光纤、微波及载波通道异常或有作业时，将利用该通道的线路纵联保护及收信跳闸装置停用；当线路纵联保护停用时，将利用该保护的远方收信跳闸回路停用。5.2.5 运行中发生下列情况之一时，调度应立即下令将线路两侧闭锁式高频保护装置停用，通知有关继电保护部门处理。a.通道交换信号时，发现通道异常，即出现“3dB”告警；b.收发信机装置或高频装置异常告警表示时；c.直流电源消失时；d.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。5.2.6 装有闭锁式高频保护的线路、断路器或线路检修完毕恢复送电时注意事项：5.2.6.1 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，两侧高频保护进行交换信号，一切良好后可继续投入运行。5.2.6.2 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；线路充电良好后，将充电侧高频保护停用。待对侧断路器合环后两侧交换信号良好后，才能将两侧高频保护投入跳闸。5.2.7 凡装有闭锁式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。5.2.8 试运行的线路纵联保护必须与运行的纵联保护同样对待，根据继电专业部门的要求，变电所运行值班人员要做好有关的全部记录。5.3 距离保护运行规定5.3.1 距离保护是电网相间、接地故障的后备保护，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。5.3.2 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，然后汇报上级调度并立即组织处理。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。5.3.3 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、无功潮流接近线路最大潮流时，应立即向上级调度报告，并按规定停用相应的距离保护段。5.4 重合闸的运行规定5.4.1 重合闸类型5.4.1.1 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。5.4.1.2 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。5.4.1.3 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。5.4.1.4 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.停用方式5.4.1.5 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。5.4.1.6 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。5.4.2 重合闸装置的运行规定：5.4.2.1 当断路器有两套重合闸时，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。5.4.2.2 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与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。5.4.2.3 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。5.4.2.4 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。5.4.2.5 线路重合闸与母线重合闸的使用方式与起、停，由网调系统处作出具体规定，各厂、变运行人员要严格按上级调度的命令执行。5.5 变压器保护运行规定5.5.1220kV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。500kV主变压器两套差动保护不允许同时停用。 5.5.2 500kV变压器低压侧必须有瞬时保护运行。否则，低压侧设备原则上不能运行。5.5.3 220kV及以上变压器保护(包括低压侧保护)定检工作应结合变压器停电检修一同进行。变压器运行时，原则上变压器保护不得停用。5.5.4 为防止主变保护（微机型和集成电路型）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。5.5.5 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，然后报告上级调度并通知继电人员立即处理。5.5.6 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。5.6 变压器中性点与中性点保护运行规定5.6.1 变压器中性点“直接接地过流保护”与“间隙过流保护”均用自身单独的电流互感器。 5.6.2 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。5.6.3 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。5.6.4 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。5.6.5 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。5.6.6 变压器中性点直接接地数量的一般规定：5.6.6.1 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，见附录3，新设备投运行后或有临时改变，将随时作出补充规定。5.6.6.2 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。5.6.7 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。5.6.8 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。5.6.9 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。5.6.10 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、零序过电压保护可不投入跳闸。5.7母线差动保护运行规定5.7.1 东北电网母线差动保护基本有如下三类：5.7.1.1 固定结线式母差；5.7.1.2 比率式母差；5.7.1.3 单母线母差。5.7.2 固定结线式母差：5.7.2.1 固定结线式母差保护要求两条母线通过母联断路器并列运行，两条母线联结的元件按规定方式固定联结。5.7.2.2 下列运行方式下，固定结线式母差投入“有选择”方式运行： a.双母线通过母联断路器并列，母线元件按固定方式联结； b.母联断路器断开，两条母线元件仍按固定方式联结。5.7.2.3 下列方式中固定结线式母差投无选择位置运行(即投母差屏的“”刀闸)。 a. 母线捣闸操作，元件隔离开关双跨两条母线； b. 母线固定联结方式被破坏； c. 母联断路器代送元件时； d. 单母线运行时。5.7.2.4 下列方式下固定联结式母差必须停用： a. 母联断路器断开，两条母线固定联结方式被破坏； b