山西电网继电保护和安全自动装置.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除山西电网继电保护与安全自动装置运 行 管 理 规 程山西省电力公司 2005年5月 修 订： 杜 华 张 涛会 审： 王耀忠 徐红利审 核： 田俊杰审 定： 陈佩琳批 准： 燕福龙目 录第一章 总则第二章 运行管理职责省调调度员的职责省调保护处的职责现场运行人员的职责第三章 继电保护装置运行管理装置运行通则纵联保护的运行规定110220KV系统相间保护的运行规定110220KV系统重合闸的运行规定母线保护的运行规定变压器保护的运行规定发电机及发变组保护的运行规定失灵保护的运行规定远跳及其它保护的运行规定第四章 继电保护运行管理发电厂继电保护计算运行方式规定发电厂变压器中性点接地规定变电站变压器中性点接地规定系统运行方式原则第五章 继电保护技术管理继电保护定值管理装置检验及定级管理新设备投运管理故障录波装置及故障信息系统附录一： 附录二：附录三：变压器中性点接地方式附录四：发电厂最大最小运行方式附录五：主网运行方式变化时，发电厂保护的处理附录六：主网运行方式变化时，变电站保护的处理第一章 总则1.1 根据原部颁继电保护及安全自动装置运行管理规程和220500kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T559-94）、3-110kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T584-1995）及大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-1999），结合山西电网结构特点与继电保护及安全自动装置的具体配置情况，制定本规程。1.2 本规程是山西电网电气运行人员在系统正常运行、异常运行及事故状态下，继电保护和安全自动装置使用方式的主要依据之一。1.3 山西电网内发电、供电、超高压输变电公司、用电单位的有关继电保护及安全自动装置的现场运行规程及规定等与本规程抵触者，均应根据本规程予以修编。各级电网管理部门和并网统调的发电企业均应建立相应的继电保护专业管理机构，负责所辖继电保护设备的运行和专业管理。1.4 下列人员必须熟悉本规程：1.4.1 省电力公司本部：主管生产副总经理（总工程师）、有关副总工程师应全面了解本规程。各有关部门的相关人员、主管基建的有关领导和相关人员，应熟悉本规程的有关部分。调通中心：负责电网运行的中心领导，继电保护处人员，应全面熟悉本规程。分管其它专业的中心领导，调度处和运行方式处人员、通信专业人员，应熟悉本规程的相关部分。电通中心：负责电力通信运行的中心领导、通信科人员，应熟悉本规程的有关部分。1.4.2 发电厂：生产副厂长（总工程师）、负责电气运行的副总工程师、安监人员、生技人员、运调人员、检修人员、基建人员、负责继电保护工作的电气专责人员、值长、电气值班人员，应熟悉本规程的有关部分。继电保护班长及专责技术员应全面熟悉本规程，继电保护班的其它人员应熟悉本规程的有关部分。1.4.3 各供电分公司：生产副经理（总工程师）、负责运行的副总工程师、安监人员、生技部门继电保护专工、基建人员、调度所负责人、运行方式人员、调度值班人员、主网变电站值班人员，应熟悉本规程的有关部分。继电保护（自动化）所领导、调度所继电保护专责、继电保护班长及专责技术人员应全面熟悉本规程，继电保护班的其它人员应熟悉本规程的有关部分。1.4.4 设计、基建、试验等单位的主管领导和有关专业人员，应熟悉本规程的有关部分。1.5 对继电保护在特殊运行方式下的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。1.6 本规程未尽事宜，按上级及省电力公司的有关规程或规定执行。1.7 本规程执行期间，为适应电网运行方式变化，省调编制的有关电网继电保护及安全自动装置运行补充规定与本规程同效。1.8 省调编写的继电保护整定方案说明书为本规程的附件之一。1.9 本规程解释权属山西省电力公司调度通信中心。第二章 运行管理职责21 继电保护与安全自动装置（以下简称保护装置）是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是组成电网整体的不可缺少的重要部分。保护装置配置、使用不当或不正确动作，必将引起系统事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电网崩溃瓦解。各有关单位、部门必须十分重视继电保护工作。22 省电力公司、各供电分公司、各发电厂主管生产的领导和总工程师，要经常检查与了解继电保护工作情况，对其中存在的重要问题应及时组织督促解决，对由继电保护引起的重大系统瓦解事故和全厂停电事故负有责任。23 省调调度员对系统保护装置的运行管理职责：2.3.1 按规程正确指挥及监督直接调度范围内各保护装置的使用和运行，并将有关情况详细记录。2.3.2 在系统操作时正确地指挥继电保护装置的有关操作，即继电保护装置的投、停和定值调整等。在处理事故或改变系统运行方式时，必须按规程及通知单上的规定相应变更保护定值或使用方式。2.3.3 根据继电保护定值通知单切实掌握保护装置的整定值。由省调负责整定计算的保护装置在改变定值或新保护装置投运前，调度值班人员必须按定值通知单与现场运行人员进行核对，无误后在定值通知单上签字并注明定值变更时间（微机型线路保护装置新投运时，必须对通知单逐项进行核对；以后通知单变更时可仅核对通知单号和变更时间及CT、PT变比。省调值班员应将不一致处在通知单上记录并通知继电保护专责。定值的正确性由现场继电保护调试人员负责）。2.3.4 对系统运行中保护装置的动作情况进行了解、详细记录，并将保护动作情况及时通知有关人员。2.3.5 根据继电保护装置整定的最大允许负荷，监视电网中的负荷潮流，以防止距离等保护的误动。2.3.6 保护装置出现故障或不正常情况，特别是母线保护、线路纵联保护、远跳保护、失灵保护等装置，应及时通知有关部门处理。2.3.7 熟悉继电保护基本原理、典型接线、整定方案、整定原则及本规程。2.3.8 掌握所辖范围内继电保护装置的光字、信号、打印（显示）报告等各种信息的含义。2.3.9 参与继电保护运行规程的修编工作。2.4 省调继电保护处对继电保护运行管理的职责省调继电保护处是全省电网继电保护专业主管部门。2.4.1 负责省调调度范围内系统继电保护装置的配置、整定方案编制及定值整定计算。2.4.2负责编制并定期修编山西电网继电保护及安全自动装置运行规程，并处理有关继电保护的日常运行工作。2.4.3负责全网继电保护装置运行及管理工作，包括填写、下发继电保护定值通知单并掌握其执行情况，填写运行记录并了解继电保护装置运行情况；批复保护装置检修申请票。2.4.4负责定期编制、下发所属系统各母线处最大、最小等值阻抗。2.4.5负责全网继电保护装置的运行分析，对重大或典型的保护不正确动作组织有关单位进行分析，查明原因采取相应措施并及时通报。2.4.6参加新设备投运前的准备工作（包括设备参数、保护图纸和有关技术资料的搜集等），负责整定计算工作和新设备投运方案的审核。2.4.7负责对省调度运行人员进行有关继电保护运行方面的培训工作。2.4.8组织或参加供电分公司、发电企业所管辖系统的新、扩、建工程的设计审查，参加所辖系统远景及近期规划的制定。2.4.9 负责网、省、地调分界点在装置配置和定值选择配合方面的有关工作。2.4.10负责按规定对保护装置动作情况进行统计分析，编制动作统计分析报告。2.4.11按调度管辖范围负责统一管理微机继电保护装置的程序，对同一型号微机继电保护装置应使用相同的程序，更改程序应下发程序通知单。2.4.12 负责对全省供电分公司和接入220kV及以上系统电厂（大同二电厂除外）的继电保护专业工作进行考核，落实安全经济责任制。2.4.13 负责全省继电保护专业的技术监督工作，作为山西省电力行业继电保护技术监督常设机构，对全省继电保护工作实行全过程监督管理。2.4.14 负责全省继电保护装置入网选型原则的制定及入网资格的审查。2.4.15 负责全省电网继电保护的一般技措、大修工程项目的审核、方案审查及工程管理工作。2.4.16参与全省电网基建和技改工程中继电保护工程项目的可研、初步设计审查和设备招投标工作。2.5 现场运行人员对继电保护运行管理的职责2.5.1 熟知所辖保护装置原理及二次回路。2.5.2 负责与继电保护调试人员核对保护装置的实际运行定值，负责与调度值班人员核对定值通知单（微机和集成电路型线路保护装置可只核对通知单号和通知单的时间及CT、PT变比，但应将不一致处向调度值班员汇报。定值的正确性由现场继电保护调试人员负责。新投的微机保护应根据定值单内容逐项核对保护定值）。根据相应调度的命令负责执行对保护装置的投入、停用、改变使用方式等操作。2.5.3 负责准确记录并向所属调度汇报保护装置（包括试运行的保护装置）的就地信号、灯光信号、微机装置的打印报告及故障录波器的打印报告等情况。2.5.4 执行继电保护现场运行规程。2.5.5 负责纵联保护每日通道运行状况检查工作， 并做好记录，发现问题应立即汇报所属调度并通知继电保护人员尽快处理。2.5.6 掌握微机继电保护装置内的各套定值，对已输入微机保护内的各套定值，根据所属调度命令有权进行变更（改变微机保护装置上的拨轮开关号码）。2.5.7 负责对保护装置及二次回路（包括对户外纵联保护通道连接设备）进行巡视、检测，按保护装置定值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。2.5.8 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，当打印纸不足时，应及时通知有关人员更换。2.5.9 掌握微机继电保护装置打印（显示）出的各种信息含义。第三章 装置运行管理 31 装置运行通则3.1.1 处于运行状态（包括热备用）的一次电气设备必须有可靠的保护装置，不允许无保护运行。3.1.2 未经一次电流和工作电压检验的保护装置，不得投入运行；在给保护做向量检查时（此时保护可不退出），必须有能够保证切除故障的后备保护。3.1.3 其他运行规定 3.1.3.1凡接有交流电压的保护装置均有可能因失压而不正确动作。因此在操作过程中,不允许装置失去交流电压。3.1.3.2正常情况下应保证双母线所接元件的保护装置交流电压取自该元件所在母线的电压互感器。3.1.3.3在进行电压互感器倒闸操作时，必须防止二次向一次反充电。3.1.3.4如高压设备无电气量瞬动保护，则不允许充电。3.1.3.5线路及备用设备充电运行时，应将电源侧断路器的重合闸和备用电源自动投入装置临时退出运行。3.1.3.6由110kV或220kV向变压器充电时，该变压器中性点应先接地，充电完毕后根据本规程附录三规定，保留或断开该接地刀。314 110kV 、220kV线路及变压器保护装置的临时停检应符合下列规定：3.1.4.1气候条件较好的情况下，110kV线路零序电流和接地距离保护投运时，相间距离保护可临时停检；相间距离保护投运时，零序电流和接地距离保护可以临时停检。在配置纵联保护的线路上，当线路纵联保护投运时，距离或电流保护可临时轮流退出停检；当相间和接地保护同时投运时，纵联保护可临时停检。3.1.4.2具有双套纵联保护的220kV线路，在一套纵联及后备保护投运的条件下，另一套纵联保护可临时停检。双套纵联保护不得同时退出。特殊情况需同时退出双套纵联保护时，须经保护主管部门核算并报主管领导批准后方可执行。3.1.5在气侯条件良好且站内一次设备无工作时，110kV及以上系统的母线保护方允许停检。进行带电水冲洗母线的工作时，要投入可靠的母线保护。3.1.6母联或旁路断路器代路时，其保护定值（一次值）应与被代线路相同；如代主变断路器时，则应至少使主变的纵差、瓦斯和放电间隙过流保护维持运行并改跳代路断路器，同时，若所代变压器为中性点接地变压器，则须倒为另一台变压器中性点接地。3.1.7用于充电的母联、分段或旁路断路器保护以及其它专用充电保护，只有在给设备充电时投入，充电完毕退出运行。3.1.8处于双母线运行的母联断路器，正常除母差、失灵保护外，不准投入任何保护（有特殊规定者除外）。3.1.9 110220KV线路备用电源自投、互投装置应处于良好状态，并仅在开环方式下投入运行。3.1.10当保护装置出现异常、有误动作危险时,应将保护装置停用；3.1.11一般不允许同一厂、站的母线上有二回及以上线路同时停用纵联保护。线路纵联保护与其所在母线的母线保护不得同时停用。3.1.12 微机型保护的运行管理按照DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程执行。3.2 线路纵联保护的运行规定： 3.2.1 专用载波收发信机的纵联保护（正常无监频），应每天定时进行通道检测并填写记录表（即使保护装置投在信号位置，此例行测试亦不得中断），发现异常应立即报告相应的调度值班人员。3.2.2 复用通道的线路纵联保护其运行维护事项应遵守附录二山西电网继电保护、安全自动装置复用通信设备管理规定的有关规定。3.2.3 闭锁式线路纵联保护投入运行前或本线路故障切除后，必须交换一次纵联信号确保交换信号正确；允许式线路纵联保护可不作处理。3.2.4 联络线两侧保护的纵联功能必须同时投入或退出。有关厂、站运行人员应密切配合当值调度员，尽量缩短两侧投、停收发信机以及投、退保护压板的操作时差。3.2.5 线路短时（48小时）停运而两侧纵联保护无工作时，纵联保护不必退出。对载波通道的纵联保护，线路充电时应保证仅投电源侧纵联保护，对侧闭锁式纵联保护收发信机直流电源应暂时断开，合环前方可恢复（允许式保护不作处理），合环后应立即进行一次通道检测；对光纤通道的纵联保护，线路充电时两侧纵联保护均正常投入。线路长期充电运行时，对载波通道的纵联保护，应保证仅投电源侧纵联保护，对侧闭锁式纵联保护收发信机直流电源应断开（允许式保护不作处理）；对光纤通道的纵联保护，电源侧纵联保护正常投入，对侧纵联保护投入，出口跳闸压板打开。3.2.6 纵联保护装置出现故障信号时，厂、站运行人员应立即报告所属调度和继电保护部门，由调度下令停用两侧纵联保护功能并通知有关部门。3.2.7 线路断路器被旁带运行时，如纵联保护功能不能切换到旁路断路器，则停用两侧纵联保护功能。3.2.8 对于切换收发信机（复用载波机、光电转换装置）的纵联保护，在进行旁代操作时，纵联功能可不退出运行。但应注意，在旁代和恢复本断路器的操作中，都应首先检查后合断路器是否流经电流;有电流流过时，方可切换收发信机（复用载波机、光电转换装置），此时后合断路器的纵联功能在投入位置。切换后，对于闭锁式保护，应立即进行纵联通道试验，通道正常，再进行后面的操作；通道不正常，应退出两侧有问题的纵联保护，待查明原因后方可继续进行操作。33 110-220KV系统相间保护的运行规定3.3.1 当交流电压回路故障发出信号时，运行人员应立即停用有关的距离保护，并报告所辖调度；待二次电压恢复后方可将停运保护投入运行。3.3.2 切换距离保护的电压回路时，除经电压切换装置自动切换者外，一般应将距离保护停用，或按现场规程处理。3.3.3 省调管辖的220KV和110KV线路的距离保护允许电流，一般无特殊限制规定。3.4 110-220KV系统重合闸的运行规定。3.4.1 110-220KV线路，一般情况下均应适应运行方式投入相应的重合闸。220KV联络线一般均采用单相重合闸方式，双套纵联保护退出时则单重停运（重合闸把手置于“停用”位置）。3.4.2 220KV万方I、II回线、古电线和110KV保西I、II回线，因线路由架空线和电缆线路组合，故正常运行时不投重合闸；华泽总降站的220KV出线正常运行时不投重合闸。3.4.3 当220KV线路作直配线运行时（负荷侧无电源），电源侧重合闸改为三相普通重合闸方式（大同二厂、云岗电厂、马军营站、神头一厂、太原一厂、冶峪站、太原二厂、赵家山站、阳光发电厂、漳泽发电厂、漳山电厂、苏店站、河津发电厂的220KV出线在任何方式下均不得投入三相重合闸），负荷侧重合闸停用，且该侧所有线路保护仅打开其出口跳闸压板。对于载波通道的纵联保护，其收发信机仍维持正常运行，远方启动停用（72小时以内，短时做直配线运行的线路保护可不做处理）；对于光纤通道的纵联保护不做处理。当负荷侧有小电源时或有120MVA及以上非自耦变压器接地运行时，该220KV线路仍按联络线对待，两侧保护及重合闸方式不变。3.4.4 110KV双侧电源线路的重合闸方式，一般情况下电厂侧（或主电源侧）投检同期方式，对侧投检无压和检同期方式。为了减轻两侧断路器的负担，两侧重合闸方式可根据具体情况进行交换；改变重合闸方式的要求由有关单位提出，经所属调度下令执行。3.4.5 110KV直配线或双电源线路运行在单侧电源方式时，电源侧采用三相普通重合闸方式，受电侧重合闸及所有保护均停运（打开跳闸压板）。3.4.6 220KV线路具有两套重合闸且有相互闭锁功能时，正常时两套重合闸均可投入运行；如没有相互闭锁功能，只投入一套，另一套重合闸出口压板退出（WXB11和WXB15，双WXB11）。在任何情况下，两套装置重合闸方式把手位置必须一致。3.5 母线保护的运行规定3.5.1 当站内一次系统有工作或操作时，不允许母线保护退出运行。3.5.2 当出现下列情况时，应立即退出母线保护，并汇报相应调度及部门尽快处理：3.5.2.1 差动回路二次差电流大于现场规程规定的毫安值时；3.5.2.2 差回路出现CT断线信号时；3.5.2.3 其它影响保护装置安全运行的情况发生时或母线保护不正常运行时。3.5.3 固定连接式母线差动保护：3.5.3.1 破坏了固定连接方式时，必须合上非选择性P刀闸。3.5.3.2 在双母以固定连接方式运行且仅母联开关断开时，不需停用母线差动保护。3.5.3.3 在破坏了固定连接方式下，双母分列运行时，应停用母线差动保护。3.5.3.4 当母联开关串带其它开关运行时，除需合上非选择性P刀闸外，还必须按照现场具体规定，对母差电流回路作相应的切换。3.5.3.5 母线元件进行倒闸操作时，必须合上非选择性P刀闸。操作完毕后应立即将P刀闸断开。3.5.3.6 用母联开关给一条母线充电时，母线差动保护瞬时自动停用；被充电母线故障时仅跳母联开关。3.5.4 电流相位比较式母线差动保护：3.5.4.1 正常情况下，每条母线上至少有一个有源元件（母联（分段）开关除外），该有源元件在母线上发生短路故障时提供的故障电流能保证比相元件有足够灵敏度时，母线保护投“选择”方式。3.5.4.2 在下列之一方式下应投入“非选择”方式（合P刀）：1.单母线运行时；2.母线进行倒闸操作期间；3.比相元件退出工作时；4.当一条母线无电源或小电源时；5.母联兼旁路（旁路兼母联）开关带路时，母差保护投“非选择”方式，同时该开关CT回路切换至差动回路。3.5.4.3 用母联开关给一条母线充电时，母差保护投入，P刀闸合。此时，由手合继电器自动切换为被充电母线故障只跳母联开关，且投入母联开关电流保护。3.5.4.4 对于设有切除母线相继故障附加回路的母差保护，当运行中出现下列情况时，断开该附加回路控制压板：（1）母线保护动作使对侧线路开关瞬时跳闸的功能未能投入（或出线双套纵联保护退出运行）时；（2）出现非计算指定母线运行方式时。3.5.4.5 双母线分列运行时应退出母差保护。3.5.5 比率制动式母线差动保护：3.5.5.1 母线分列运行时，母差保护可不退出运行。3.5.5.2 阿继生产的PMH-40型母线保护在母线分列运行时要投入辅助起动压板，进行母线倒闸操作时，要连上“退母选择”和“退母选择”压板，倒闸完毕，立即断开该两压板。3.5.5.3上继RADSS型母线保护，在母联（或分段）开关合闸前，必须注意用于封锁母联CT的继电器状态，避免母联（或分段）开关CT的回路被封锁。3.5.5.4进行倒闸操作时，对于有互联压板的母线保护应将互联压板投入，并注意监视母线保护的双位置继电器或刀闸位置切换状态是否正确。3.6 变压器保护的运行规定361运行中的变压器差动保护与重瓦斯保护不允许同时退出。其中之一退出时，允许变压器短时运行。3.6.2变压器差动保护的运行：3.6.2.1未进行向量检查的差动保护，在对主变充电时应投入跳闸。3.6.2.2若变压器配有两套及以上差动保护，必要时只允许退出一套。3.6.2.3 遇下列情况之一时，差动保护应退出：1) 发现差回路差电压或差电流不合格时；2) 装置发异常信号或装置故障时；3) 差动保护任何一侧CT回路有工作时；4) CT断线时；5) 变压器开关进行旁代倒闸操作, 可能引起差动保护出现差流时。6) 其它影响保护装置安全运行的情况发生时。3.6.3变压器瓦斯保护的运行：3.6.3.1重瓦斯保护正常投跳闸，遇下列情况之一时改投信号：1) 变压器带电滤油或注油时；2) 在变压器油循环回路上进行操作或更换设备，有可能造成保护误动时；3) 其它影响保护装置安全运行的情况发生时;3.6.4变压器后备保护的运行：3.6.4.1 变压器中性点接地运行时，应投入其零序过流保护并可靠退出其间隙零序过流保护；中性点不接地运行时，应投入其间隙零序过流保护及零序过电压保护，退出其零序过流保护。当未装间隙零序过流保护的变压器不接地运行时，其零序过电压保护不得退出。当该保护因故必须停用时，可先将该变压中性点刀闸合上，再按附录五、附录六中有关规定断开已接地变压器中性点接地刀闸。3.6.4.2 系统变压器中性点接地方式不满足本规程附录三规定时，应按特殊方式通知所属继电保护管理部门处理。3.6.4.3 发电厂或变电站母线上有两台及以上变压器同时运行时，对中性点不接地的变压器必须投入防止工频过电压的保护（间隙零序过流保护及零序过电压保护）。3.6.4.4在检修变压器保护时，对设有联跳回路的变压器后备保护，应解除联跳回路的压板或联线。3.6.4.5 若后备过流保护的复合电压闭锁回路采用各侧并联的接线方式，当一侧PT停运时，应解除该侧复合电压闭锁元件的开放作用。3.7发电机及发变组保护的运行规定3.7.1 发变组配有发电机、变压器差动保护并配有发变组大差保护时，必要情况下只允许其中之一短时退出。3.72发电厂为3/2主接线方式的，发电机及主变停运、但开关仍运行时，应将短引线保护投入，并将该发变组及其厂用变压器跳主开关的保护全部退出。3.8 失灵保护的运行规定3.8.1 失灵保护的退出有两种情况：1) 失灵保护退出：需退出该套失灵保护出口跳各开关的压板；2) 起动失灵保护回路的退出：指将该开关所有保护或某保护的起动失灵回路退出。一般情况下，保护工作时都应将其起动失灵保护的回路断开。3.8.2 双母线接线方式下，电压闭锁回路不正常时，一般应将失灵保护退出运行。3.8.3 若失灵保护与母线保护共用出口，当母线保护或失灵保护退出时，母线及失灵保护同时退出运行。3.9 远跳及其它保护的运行规定3.9.1 当某一起动远方跳闸的保护停运时，需同时解除其起动远方跳闸的回路。而当恢复该停运保护时，也应同时恢复其起动远方跳闸的回路。3.9.2 通道异常时，远跳保护退出运行。3.9.3 短引线保护：3/2接线方式开关的短引线保护，正常运行时不投；线路、变压器或发变组停电但开关成串运行时，短引线保护投入运行。3.9.4 3/2结线的厂（站），只要线路运行，即投入该断路器的远跳保护，同时投入对方的辅助保护，以满足断路器失灵保护的要求。 3.9.5 3/2结线的 厂（站）的线路，一般边开关为先重合开关，中开关为后重合开关。当某线路边开关因故断开时，应将其中开关改为先重合方式，同时须将同串另一边开关的重合闸改为后重合方式。第四章 系统继电保护运行管理4.1 继电保护整定计算应以常见的运行方式为依据。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件停运的正常检修方式。4.2 变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持厂、站零序阻抗基本不变，并综合考虑变压器中性点绝缘、系统过电压、保护整定配合及各地调对其调度管辖范围内接地点安排的要求。4.3 变压器中性点接地方式应书面通知到各相关单位。第一节 发电厂保护计算运行方式规定4.4 发电厂最大运行方式是指：可调机组全部处于开机方式。4.5 从电网运行角度综合考虑发电厂的检修方式和保护整定配合的要求，制定各发电厂最小方式，见附录四。4.6 各发电厂的最小运行方式仅是从电网保护运行方面考虑作出的规定，当厂内保护要求对厂内运行方式进一步限制时，应将有关的限制规定书面报省调继电保护处。第二节 发电厂变压器中性点接地规定4.7 500kV变压器中性点均接地运行。4.8 自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。4.9 110kV及以上发电厂只有一台主变压器时，变压器中性点直接接地运行，当变压器停运时，按特殊方式处理；有两台及以上主变压器接于母线时，宜保持一台变压器中性点直接接地运行。4.10 110kV及以上升压变电站主接线为双母线接线方式时，若同一电压等级的母线上有两台变压器中性点接地运行，一般应保持一条母线上有一台接地变压器。第三节 变电站变压器中性点接地规定4.11 500kV变压器中性点均接地运行。4.12 大电流接地系统中，自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。4.13 220 kV环网内的变电站，当同一电压等级的母线上仅有一台普通变压器时，其高、中压侧中性点均接地运行。当有两台及以上普通变压器时，应保持一台变压器高、中压侧中性点接地运行。4.14 正常运行时，中性点接地变压器应优先考虑薄绝缘、过电压保护配置不完善的变压器。第四节 继电保护对系统运行方式的配合要求4.15 一般情况下，变电站不允许同时检修两个及以上元件(元件指有电源线路及主变压器)，否则须经所属调度的继电保护部门同意。当变电站有两台主变压器且中、低压侧无电源时，中性点不接地运行的变压器可不视为一元件。4.16 在安排检修方式时，应尽量满足后备保护配合的要求，具体运行方式的限制由所属调度的继电保护部门提出。4.17 当主网运行方式变化时，各发电厂保护的处理见附录五，变电站保护的处理见附录六。 第五章 系统继电保护技术管理第一节 继电保护定值管理5.1电网保护装置的整定计算，应符合部颁220-500KV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T559-94）、3-110KV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T584-1995）及大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-1999） 的规定。5.2 继电保护定值须由网调、省调、地区或发电企业保护管理部门的计算专责人负责整定计算，其它任何单位和部门不得进行定值整定计算工作。5.3 各级整定计算人员应定期编制或修订继电保护整定方案。新设备投运、电网接线或运行方式改变时，必须对涉及范围内的有关保护装置进行全网或局部范围的定值计算，并编制整定方案。5.3.1 整定方案的主要内容应包括：1)整定方案对电网近期发展的考虑；2)各种保护装置的整定原则以及为防止电网瓦解、全厂停电或保证重要用户用电所作特殊考虑的整定原则。5.3.2 继电保护定值计算应符合部颁有关规程、条例、文件的规定。整定方案编制后，首先继电保护部门内进行全面审核，然后，由单位主管领导组织相关部门审定，对一些不满足规程规定的问题，应会同有关部门共同讨论决定。整定方案由分管保护部门的主管领导批准后实施。各单位制定的适用于本单位的特殊整定原则，必须经本单位主管领导和上级技术主管部门批准。5.4 110KV及以上电网计算所需的的设备及线路参数，必须采用实测值并有测试报告备查。5.5 整定计算范围划分：1) 整定计算范围一般与调度管辖范围相一致；2) 变电站、发电企业内的变压器、调相机、发电机、电容器、电抗器的保护装置除另有明确规定外，一般由设备所在的发供电单位继电保护部门整定，母线保护、变压器的零序后备保护由负责该侧电网出线的保护部门整定。3) 低频低压减载及其他稳定控制装置的定值，由负责调度的方式部门整定，并书面下达到发供电单位执行。5.6. 电网各级继电保护定值要严格地进行配合整定。继电保护定值计算的基本原则必须统一，计算范围按照分级整定的原则划分。5.6.1 分级范围划分一般为：1) 省调管辖范围2) 地区管辖范围3) 县调管辖范围4) 发电企业管辖范围5) 用户管辖范围5.6.2 定值整定计算范围与调度范围不一致时，调度该设备的继电保护部门应向负责定值计算的继电保护部门提供必要的计算资料。负责定值计算的部门应将定值方案中的运行要求，书面通知负责运行的调度部门，使之纳入其运行规程中执行。5.7 旁路（母兼旁）开关旁代其他开关或母联开关串带其他开关时，该旁路（母兼旁）开关、母联开关的保护定值由所带开关调度管辖单位的继电保护部门计算并提供。5.8 省调负责电网继电保护分级管理分界点处的接口定值及综合阻抗的技术管理工作。分界点定值需要变动时，由引起变动的一方首先提出新定值，经相关方协商、省调认可后方可执行。5.9. 小电源及用户自备发电企业接入电网后的变压器接地方式，应由有关所属继电保护部门经计算后确定并向上一级调度提出定值配合及变压器中性点接地方式的申请。5.10. 电网网架结构或运行方式发生变化时，所属继电保护部门应及时编制所属范围内各接口的综合阻抗（包括最大和最小方式下正序和零序阻抗），上报并下达有关继电保护部门作为定值计算的依据，接口阻抗应在整定方案编制的初始阶段提交给有关单位。各单位根据收到的综合阻抗，对所属范围内的定值进行整定计算方案的编制。5.11.定值计算管理5.11.1.发电企业定值计算管理 5.11.1.1各发电企业必须明确保护整定专责人，并上报省调度通信中心继电保护处备案。整定专责人必须熟悉本单位保护的配置及性能，并从事保护调试工作三年以上，系统学习过保护整定计算，熟悉保护整定计算规程。5.11.1.2保护整定计算工作的三级审核制度必须健全。整定计算专责人负责保护定值配置与计算，部门主管领导负责审核，必要时由分管厂领导批准。5.11.1.3保护定值计算工作原则上每年至少进行一次，在收到有关调度部门新的电网综合阻抗后，计算专责人必须在一个月内进行保护定值校核，整定方案及整定计算书由本单位主管领导审核批准后执行。5.11.1.4发电企业的发电机、变压器保护装置，除必须与电网定值配合的零序后备保护外，均由发电企业内继电保护部门负责整定；当电网保护定值变动时，发电企业应按要求及时进行核算与调整。1) 发电企业的定值整定，应满足与电网配合的有关规定。5.11.2.地区定值计算管理 5.11.2.1 地区继电保护部门应于每年12月底前将所辖范围内的变压器中性点接地方式、接口定值、综合阻抗及小电源并网情况统一报省调继电保护处审批，省调于2月底前将审批结果通知地区继电保护部门。如有新设备投产，上述资料提前2个月上报。5.11.2.2 计算前应明确投产范围，整定计算人员根据省调继电保护部门提供的新的综合阻抗或基建投产情况进行保护定值计算。计算完毕后，应及时编制整定计算方案说明书。5.11.2.3 临时方式的定值均须经过整定计算，不论是否有变化，计算人员和部门主管领导都需在整定方案说明书上签字认可。5.11.2.4 定值计算底稿应按照线路保护、母线保护、变压器保护、录波器等类型进行整理，要求页面整齐、易懂，所有考虑的方式要注释清楚。特殊方式必须进入对应的整定方案备忘录。备忘录须有整定人员签字及部门主管领导审核，并经单位主管生产领导（总工或副经理）批准后方可执行。5.11.2.5 用户自备发电企业接入电网时，地区继电保护部门必须将用户的发电机、变压器参数及变压器中性点接地运行方式上报省调度通信中心继电保护处，并经批准后方可接入电网。同时对用户提出分界点保护定值整定限额（动作值和时限），以保证配合。5.11.2.6 本地区网架结构或运行方式发生变化时，负责计算其它与本地区网接口的综合阻抗（包括最大和最小方式下的正序和零序阻抗）及定值，并及时报送相关单位的继电保护部门。5.12. 保护通知单执行管理办法5.12.1 通知单定值必须由整定单位领导审查批准后方可下达执行。除继电保护整定计算部门外，其他任何单位和个人无权整定和下发保护装置定值通知单。5.12.2 整定方案完成后，由保护整定部门将所有需调整执行的通知单移交调度部门，由其专责人负责逐张查收并在移交记录上签字。5.12.3 通知单交给调度部门后，保护整定部门会同调度部门制定调整方案，并由调度部门根据投产项目的时间、电网的实际情况安排实施。定值调整前应及时通知定值调整执行单位。5.12.4 运行过程中，如有任何与整定方案不符的方式出现，都应及时验算。如定值有不配合等问题，必须及时向领导汇报，然后按照单位主管领导批示意见执行。5.12.5 对于由调度运行部门提出（书面）的临时性方式，有关的临时性定值应按规定由继电保护整定计算人员计算并经部门领导审定后，由继电保护部门将定值单内容电话通知现场定值执行人员；定值单由调度部门值班调度员核对无误后执行。5.12.6 通知单定值以一次值为准，现场继电保护人员应根据电流、电压互感器的实际变比进行二次值的校核，发现有错误应立即与通知单下发单位取得联系，更换正确的通知单后方可执行。5.12.7 整定通知单必须有整定计算人、审核人及批准人签字并加盖“继电保护计算专用章”方能生效。5.12.8 新安装保护装置投运后，调试单位必须在两天内将定值通知单执行情况报设备所属单位继电保护部门，该继电保护部门核对通知单执行正确无误后，五天内将“定值单回执”返回相应的保护整定部门。5.12.9 设备所属单位继电保护部门接到定值通知单后，必须根据保护整定部门的安排在限定日期内执行通知单，并按规定向运行人员写好书面交代，通知单执行后五日内必须将“定值单回执”返回相应的保护整定部门。5.12.10 继电保护装置定值变更后，由值班运行人员与当值调度员核对无误后方可投运。5.13 通知单回执管理办法任何保护整定通知单在下达到各地区、厂（站）后，必须及时按照调度命令调整。在调整过程中，严格执行通知单，不得擅自更改通知单的内容。当需要更改时，必须征得继电保护整定部门同意，但必须在回执单中详细注明更改原因、更改人员姓名、批准更改的人员姓名及更改时间，并且在五日内将回执返回整定部门。擅自更改通知单内容造成的一切后果，由调整执行人员负责。第二节 检验及定级管理 5.14 发、供电等单位继电保护部门，需根据季节特点、负荷情况、装置运行情况、设备定级、反措执行等情况，并结合一次设备的检修，合理地安排年度、月度的保护装置检验计划，由专人负责建立装置检验台帐。5.15 保护装置的调试、检修或其它作业，必须提前两个工作日由运行单位向调度提出申请，省调调度或管理的设备应由地区调度同时向省调调度部门提出申请。调度部门会同继电保护部门根据电网具体情况于前一工作日批复运行单位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。5.16保护装置与二次回路作业内容和涉及范围，应在上报月度检修计划和向调度提出的作业申请中一并说明。作业时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需要处理时，必须征得当值调度员的许可。5.17作业必须按批复的时间按时完成，如不能按时完成，必须事先提出延期申请并经调度同意。5.18检验工作必须按原部颁继电保护和安全自动装置检验条例及省公司下发的检验规程进行。暂无检验规程的，按设备所属调度部门的规定执行，并由相应的调度管理部门组织编制检验规程。5.19各种保护装置检验周期及时间原则规定如下：全部项目检验周期：三年部分项目检验周期：一年 基建验收项目检验周期：投产一年后，其中500KV引进国外设备可延至二年。5.20 检验工期标准： 类 型全部检验（天）部分检验（天）集成型纵联保护屏（包括后备保护）4623微机型纵联保护屏（包括后备保护）2412500KV主变保护2412500KV电抗器保护2412500KV母线保护2412200KV主变保护2412200KV母线保护2412各单位应于每年12月底前将下一年度的检验计划，检验工作内容及工期报调通中心继电保护处。在每月的月度检修计划中应列明检验的类型及检验设备的类型，以便安排下月度的检修计划。第三节 新设备投运管理5.21继电保护部门须参加新建、扩建、改建工程的设计审查，并对新设计项目和原有电网保护改进提出原则要求。5.22新建、扩建、改建工程投产需要的继电保护定值和保护程序，应按实际工程投产阶段进行计算和认证。具体工作由建设单位的工程主管部门向继电保护部门提供确切的投产时间，并按部颁“继电保护及安全自动装置运行管理规程”提前三个月提供有关图纸和资料，以便于安排定值计算和程序认证工作。不能按上述规定时间提出投运日期及有关资料时，保护定值的提供时间也将顺延。如工程不能按时投产，基于保护定值计算的电网情况发生变化，需重新按上述规定计算时间，即按重新提出要求的投产时间向后顺延上述规定的时间。5.22新建、扩建、改建工程投产前及运行的设备改造后（如：变压器更换线圈或铁芯、发电机换线棒、杆塔塔头改造升压），均需实测有关参数并向继电保护定值计算部门提供实测参数报告。110kV及以上电网一般需要实测的参数有：1） 线路的正序、零序电阻及电抗，线路对地电容；2） 线路间有互感的零序互感抗；3） 双回线的相间及零序电流的差流系数；4） 变压器、电抗器的零序电抗；5） 其它需要实测的项目。5.23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的移交工作。5.24保护装置更换工作必须提前一个月向调度机构报送有关图纸资料及施工方案，方案中应说明更换后的保护配置情况、主要工作内容、工作过程中对其它保护装置的影响及更换完毕后投运时的有关步骤及措施。第四节 故障录波装置及故障信息系统5.25故障录波图是判定线路故障点位置、故障性质和分析事故的重要依据，是保护装置的重要组成部分。正常情况下，故障录波装置及故障信息系统必须始终投入运行。若需停用，必须向相应的调度机构办理申请手续。调度部门要对录波装置的投停时间做好记录。与其它保护和自动装置相同，运行值班人员应认真巡视故障信息子站装置，发现异常情况（报警、死机等）时应及时通知保护专业人员进行处理。5.26基建工程投运前，必须保证故障录波装置定值正确，故障信息子站各项功能齐全、调试正常，并与分站、主站联调合格投入运行。5.27电网故障后，运行人员应尽快（1小时内）将保护的动作情况及录波结果（包括保护动作信号、跳闸相别、故障测距、保护出口等情况）报告所属值班调度员。录波装置启动的其它厂（站）也应按照调度的要求汇报录波情况。 5.28录波资料（包括保护和录波器电子版数据文件）的报送必须有录波分析报告（故障过程叙述、保护动作过程、装置信号说明及测距结果等），并附有录波装置及微机保护的动作报告。要求48小时内将录波资料寄送所属调度继电保护部门（以邮戳为准），录波分析报告须由主管领导签字并加盖公章。如保护动作有疑问时，应在3 小时内将故障情况、保护动作情况、保护动作报告及录波图传真至所属调度的继电保护管理部门（传真的录波图不做为正式的录波报表），同时将保护和录波器电子版数据文件以邮件形式发送至省调继电保护处邮箱。5.29 对于无GPS对时的微机故障录波器，运行中应注意查看时钟的准确性并进行校时。5.30 对于实现了录波器远传或有故障信息系统的单位，分站端必须设有一名专责人。故障信息系统（包括主站、分站、子站）须指派专人负责维护。5.31 录波装置的定值必须按照调度部门的定值通知单执行。通知单执行完毕，应及时将“回执单”寄回签发单位，并注明执行结果和存在问题。附录一： 一、整定计算基本原则：1. 严格按照部颁规程规定，只考虑正常运行方式和正常检修方式（仅考虑轮断一条线路，当有两台变压器时，不接地变压器必须与线路同时考虑检修，但不作为一个元件考虑；当一台变压器时，不考虑变压器检修方式，但需考虑线路不检修的情况下变压器检修的方式。）今后，当系统出现特殊方式时，计算专责可以根据运行专责的通知，校核一下相邻后备保护的配合情况，当出现不配合情况时，仅通知运行专责或相应的领导知道，保护定值不再进行处理。2. 对新投产的设备，要求考虑方式时将分步投产过程中可能出现的方式加以考虑，即在方式安排上，正常方式与新投产设备叠加考虑，使得新设备投产时期的过渡方式得以顺利进行。3. 计算过程中明确不再考虑纵联保护停运方式，纵联保护停用，要求线路停用。4. 对于同杆并架或同杆占较大比例的线路，按单（一个元件）回线考虑。5. 对于发电厂小方式的考虑，参见规程的发电厂大小方式表。6. 2000年