黑龙江省220kV电力网继电保护装置运行规程(终稿)

Q/001-113-2007Q/001-113-2007 黑龙江省黑龙江省 220kV220kV 电力网继电保护装置电力网继电保护装置 运运 行行 管管 理理 规规 程程 1 1 范围范围 本规程规定了黑龙江省电力有限公司调度中心对 220kV 继电保护及安全自动装置的运行规定；220kV 设备的继电保护及安全自动装置配置、运行方式；变压器 220kV 侧中性点接地情况。 本规程适用于黑龙江省 220kV 电力网继电保护及安全自动装置的运行管理工作。 2 2 规范性引用文件规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修 改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否 可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 559-1994 220kV500kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584-1995 3110kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 220kV 线路快速保护简况及变为负荷线路后的要求和措施 省调 2007 年编制 3 3 定义、符号和缩略语定义、符号和缩略语 下列定义、缩略语和符号适用于本规程。 3.1 定义和符号 3.1.1 定义 3.1.1.1 全线速动保护 全线速动保护是指高频保护、光纤纵差保护和光纤允许式保护。 3.1.1.2 故障鉴别重合闸 故障鉴别重合闸是指单相故障跳三相允许重合，多相故障跳三相不允许重合。 3.1.1.3 保护装置全部停用 保护装置全部停用是指断开所有保护的跳、合闸压板、启动失灵压板和启动其它保护与安全自动装置 的压板,不允许用停直流的方式来代替。 3.1.1.4 保护装置部分保护停用 保护装置部分保护停用是指断开本保护的投入压板和出口压板。 3.1.2 符号 TA电流互感器 TV电压互感器 3.2 缩略语 黑龙江省电力有限公司省公司 黑龙江省电力有限公司调度中心省调 省公司所属各电业局和并网发电厂各局、厂 黑龙江省电力网省网 继电保护及安全自动装置继自装置 反事故措施反措 继电保护专业人员继电人员 继电保护装置保护装置 远方跳闸装置远跳装置 继电保护及故障信息管理主站系统信息管理主站 继电保护及故障信息管理分站系统信息管理分站 继电保护及故障信息管理子站系统信息管理子站 4 4 总则总则 4.1 为了加强黑龙江省电力网 220kV 继自装置的运行和技术管理，保障电网的安全稳定运行，特制定本 规程。各局、厂应根据本规程制定相应的现场运行规程。 4.2 省网在运行管理上实行统一领导、分级管理的原则，在各局、厂应设置相应的继电保护专业机构。 4.3 下列人员应掌握本规程的全部或部分内容： a) 省公司调度、继电、运行方式、调度计划、通讯、自动化人员及主管电网运行的领导； b) 各局、厂调度、继电、通讯、自动化人员及电气分厂主任； c) 各发电厂、变电所的值（所）长、专责工程师（技术员） 、相关的运行值班人员； d) 各单位主管基建、电气试验和电气检修的主管领导和负责人； e) 省电力科学院、各单位设计院、各基建单位从事继电保护专业的主管领导和人员。 4.4 继电保护专业的管辖设备范围： a) 继电保护装置：发电机、调相机、变压器、电动机、电抗器、电力电容器、母线、线路的保护 装置、继电保护及故障信息管理系统； b) 系统安全自动装置：自动重合闸、故障录波器； c) 控制屏、中央信号屏与继电保护有关的继电器和元件； d) 连接保护装置的二次回路 1) 从电流互感器、电压互感器二次侧端子开始到有关继电保护装置的二次回路(对多油开 关或变压器等套管互感器，自端子箱开始)； 2) 从继电保护直流分路熔丝开始到有关保护装置的二次回路； 3) 从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路； 4) 继电保护装置出口端子排到开关端子箱端子排的跳、合闸回路。 e) 为继电保护专用的高频通道设备回路； f) 综合自动化设备； g) 使用专用光纤的继自装置，光配线架至继自装置的通道；使用复用光纤的继自装置，光电变换 数字复接装置（包括光电变换数字复接装置）至继自装置的通道； h) 调度数据网非实时交换机（不含非实时交换机）至信息管理主站、信息管理子站的回路和设备。 4.5 省调调度员（包括受省调委托指挥 220kV 设备操作的地调调度员）在继电保护运行方面的职责 a) 掌握保护装置的配置状况、基本原理，熟悉继电保护运行规程和整定原则； b) 按本规程指挥和监督管辖范围内各种保护装置的正确使用和运行； c) 指挥系统操作时，应包含继自装置的有关操作，在处理事故或改变运行方式时，只能由当值调 度员根据本规程及继电保护的运行交待，负责指挥保护装置的变更； d) 根据继电保护定值书掌握保护装置的运行定值。对管辖范围内的保护装置更改定值或新保护投 入运行前，按继电保护定值书与现场运行人员核对，无误后在继电保护定值书上签字，并注明 时间； e) 掌握影响系统安全稳定运行的保护问题（如：应投而未投的母差保护、线路纵联保护、重合闸、 远跳装置等继自装置存在的不正常情况） ，并应及时督促有关部门解决； f) 在系统发生事故或不正常情况时，调度员应督促现场汇报故障信息。根据开关和保护装置的动 作情况、继电保护及故障信息管理系统报文分析和处理事故，对事故时保护装置的动作情况进 行详细准确记录。 4.6 省调继电保护处在继电保护运行方面的职责 a) 负责管辖范围内继电保护装置的配置、整定计算和运行管理工作； b) 编制和修改黑龙江省 220kV 电力网继电保护装置运行管理规程 ，提供非正常方式下继电保 护处理方法； c) 负责 220kV 系统继电保护运行工作和管理工作，包括填写、下发继电保护定值书并掌握其执行 情况；填写运行记录并了解保护装置运行情况；组织保护装置的定检并掌握其进度；会签设备 检修票和安全自动装置定值书等； d) 定期编制、下发 220kV 系统各母线最大、最小等值阻抗和各线路的零序电流曲线； e) 负责保护装置的动作统计分析，参加调查重大或典型的继电保护事故，及时编写事故调查报告； f) 负责新设备投运前的准备工作（包括设备参数、保护图纸和有关问题的收集等） 、整定计算工 作和会签新设备投运方案； g) 负责调度人员有关继电保护方面的培训工作； h) 参加系统运行分析工作； i) 负责与吉林省调在分界点处保护装置配置和定值选择配合方面的协调、审核工作； j) 负责编制电网过渡方式及特殊运行方式下的继电保护整定计算方案； k) 负责编制 220kV 继自装置的检修计划并督促落实； l) 组织各局、厂落实上级部门及省公司制定的继电保护反措； m) 负责 220kV 电网内微机继电保护装置的程序及软件版本管 理； n) 负责继电保护及故障信息管理系统的运行管理。 4.7 各局、厂继电保护机构在继电保护运行方面的职责 a) 负责管辖范围内继自装置的维护及检验，按要求完成继自装置的定值修改； b) 参加有关的新建、扩建及改造工程保护装置的选型设计审核，并进行竣工验收； c) 负责事故后或继自装置不正确动作后的临时性检验； d) 定期编制继电保护整定方案； e) 编制和修改管辖范围内继自装置运行规程，提供非正常方式下继电保护处理方法； f) 按规定每月统计继电保护动作情况及缺陷处理情况，并上报省调继电保护处； g) 执行上级机构制定的反措； h) 编制并上报继自装置更新改造工程计划，并按期完成。 i) 负责管辖范围内继自装置的设备档案、图纸、资料的管理工作； j) 负责对调度、变电所及发电厂值班人员进行有关继自装置运行方面的技术培训工作； k) 负责继电保护及故障信息管理系统分站、子站的运行管理及定期维护。 4.8 运行人员在继电保护工作上的职责 a) 有关继自装置及二次回路的工作，应经调度、现场值长或值班长同意后方可进行。保护的投入 和退出由现场运行人员按有关规定操作； b) 在继自装置及二次回路上工作前，运行人员应审核工作人员的工作票并按照工作票要求布置安 全措施，变更定值和变更接线应有经领导批准的定值书和图纸方可允许工作。工作结束，运行 人员应检查全部设备及回路恢复到工作开始前状态。现场应清理完毕。检查继电保护工作记录 簿，主要内容有整定值变更情况、二次接线更改情况，已经解决及未解决的问题及缺陷，运行 注意事项和设备能否投入运行等。检查无误后，与工作负责人在继电保护工作记录簿上签字； c) 凡省调管辖的继自装置，在新投入或经过更改，运行人员应和当值省调调度员进行定值和有关 注意事项的核对； d) 运行人员应按规程对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试；监视交直流回路；如 发现可能使保护误动的异常情况时，应及时与有关部门联系，并向调度汇报。紧急情况下，可 先停用保护装置，事后立即汇报。发现保护装置及二次回路存在缺陷及不正常情况，应作好记 录，联系并督促有关部门处理； e) 保护装置动作时，应准确地记录保护装置的掉牌信号、灯光信号及其它情况，打印并保存好保 护装置及故障录波器的打印记录等，及时向有关领导及调度汇报； f) 认真监视继自装置的运行，保证时钟准确，保证打印纸储量充足； g) 按现场继电规程、规定更改微机保护定值区； h) 了解有关保护的配置原理、二次回路，熟知微机保护和故障录波器的打印信息； i) 负责高频保护每日定时交换信号并做好记录，发现问题及时汇报调度并通知继电人员处理； j) 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。 5 5 整定计算和定值管理整定计算和定值管理 5.1 各级继电保护部门保护装置整定范围 5.1.1 省调整定范围 220kV 继自装置（包括 220kV 并网电厂的继自装置）：线路开关保护、母联开关及分段开关保护、 旁路开关保护、母差保护、开关失灵保护、开关断相（非全相）保护、变压器 220kV 侧的中性点保护、自 耦变压器 220kV 侧的零序方向电流保护、3/2 开关的短引线保护、线路的自动重合闸、远跳装置、故障录 波器、继电保护及故障信息管理系统。 5.1.2 电业局整定范围 继自装置包括：220kV 变压器保护（220kV 侧中性点保护、自耦变压器 220kV 侧的零序方向电流保护 除外） 、110kV 及以下设备继自装置（包括供电范围内的电厂的母差保护、母联或分段开关保护、变压器 中性点保护、故障录波器、线路保护及自动重合闸、备用电源自动投入等继自装置） 、信息管理分站。 5.1.3 发电厂整定范围 发电机、变压器及发电机变压器组保护（变压器 220kV 侧中性点保护除外） 、发变组故障录波器、厂 用电保护及备用电源自动投入等继自装置、信息管理子站。 5.2 每两年对管辖范围的保护装置进行一次全面整定计算校核并编制整定计算方案。整定计算方案编制 后，经全面审核，主管领导批准后实施。 5.3 本规程以正常运行方式（包括变压器中性点接地方式）为依据，对未考虑的特殊运行方式，应经省 调继电保护处补充计算并采取临时措施。 5.4 新设备投运、系统接线或运行方式改变时，应先行对所涉及范围的有关保护装置进行局部计算并编 制补充方案。 5.5 整定计算应符合 DL/T 559-1994 和 DL/T 584-1995 的规定，对不能完全满足上述规定的保护定值应 经有关领导批准。 5.6 整定计算的基础资料 a) 整定计算用的下列参数（包括基建投产的新设备）应是实测值： 1) 三相三柱式变压器的零序阻抗； 2) 66kV 及以上架空线路和电缆线路的各种阻抗； 3) 平行线之间的零序互感阻抗； 4) 其它对继电保护影响较大的有关参数。 b) 继电保护原理接线图由运行单位提供并符合装置的实际； c) 由运行方式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；最大有功、无功潮流；母线最低运行电压、电势摆角、自动重合闸的投入方式、最佳 重合闸时间和稳定方面的要求等。 5.7 整定计算所用的电气设备参数和实测报告永久保存备查。 5.8 继电保护定值书的规定 5.8.1 定值书签发 a) 定值书应一式五份。其中省调继电保护处一份，省调调度处一份，其余三份下发给各局、厂继 电部门(其中一份附有回执单)。各局、厂继电部门转交运行单位一份，基建单位执行的定值书 由各局、厂继电部门转交，并负责收回（当设备是省调管辖由地调直调时，省调继电保护处增 加一份定值书，由各局、厂继电部门转交地调调度部门） ； b) 定值书要求工整、清晰准确，不得有涂改。定值书应有计算人、审核人、批准人和省调继电保 护处印章方能生效。定值书应编号，注明签发日期，能确定要求执行时间还应注明限定执行时 间； c) 新设备投产的定值书应附在新设备投产方案中；继电保护改值的定值书应附在送变电设备检修 申请书中，并在继电会签栏内注明定值书编号； d) 局、厂继电部门接到定值书后，应认真核对定值书中的项目，有疑义应立即与省调继电保护处 定值计算人联系并澄清疑问事项，然后分发给各相关单位； e) 根据基建工程、系统运行及试验等需要，可签发短期使用的临时定值书。临时定值书应注明该定 值书的有效日期、执行条件及作废条件，并认真监督其执行及作废情况。 5.8.2 定值书执行 a) 定值书中的“要求改值日期”有规定时，即要求在此日期前适当时间内改值（提申请） 。在规 定日期前无法安排改定值时，应及时与省调继电保护处联系； b) 继电保护装置的定值以一次值为准，现场继电人员应根据电流、电压互感器的实际变比进行二 次值的校核，发现有错误应立即通知省调继电保护处的定值计算人； c) 现场继电人员（含基建单位）应按省调继电保护处下发的正式定值书完成 220kV 电网继电保护 装置定值的变更，特殊情况急需改值而来不及签发正式定值书时，可由省调继电保护处电话通 知现场继电人员需变更的定值，现场继电人员在改动处写上改动后的定值，注明日期并加盖名 章；经省调当值调度人员与现场运行人员核对无误后，下令执行。省调继电保护处两天内补发 正式定值书； d) 定值变更结束后，应在现场继电保护记录簿中交待清楚定值书编号、定值运行区号、相关事项 及结论。 5.8.3 定值书核对 a) 由现场运行人员打印装置定值清单，与定值书核对，由继电人员确认正确；保存定值书原件和 打印定值清单，双方在现场继电保护记录簿、定值书原件、打印定值清单签字； b) 新投运的保护装置或修改定值后的保护装置在投运前，现场运行人员必须与省调当值调度员 (包括受省调委托指挥 220kV 设备操作的地调当值调度员)核对定值书，核对无误并签名后，方 可根据要求投入保护。核对内容如下： 1) 线路保护：定值书新编号、作废定值书编号、设备名称、保护型号、中心频率、通道 相别、电流互感器变比、电压互感器变比、定值书计算人和运行注意事项； 2) 变压器、母线及其它保护：定值书新编号、作废定值书编号、设备名称、保护型号、 电流互感器变比、电压互感器变比、定值书计算人和运行注意事项； 3) 临时保护：临时定值书应按定值书内容逐项核对。 c) 受省调委托指挥 220kV 设备操作的地调当值调度员与现场运行人员认真进行核对定值。定值核 对无误后，向省调当值调度员汇报执行的定值书编号，核对无误后在定值书上“实际执行日期” 栏注明双方姓名，方可根据要求投入保护装置，并在调度运行日志上做好记录。 5.8.4 定值书回执 a) 基建部门定值变更结束后，配合各局、厂继电保护部门完成回执单的回寄； b) 各局、厂继电保护部门定值变更结束后，应填写回执单，并在 5 日内上报省调继电保护处。 5.8.5 定值书保存 a) 省调继电保护处负责运行的人员，应及时取回经省调调度员核对后的定值书；对已执行的定值 书和未执行的定值书（含由省调指挥由网调调度计算定值的设备的定值书）进行分类管理；对 已生效的定值书应按年度编号进行登记造册； b) 新定值书执行后，作废的定值书应及时撤下，作废定值书应妥善保存； c) 各级调度部门，各局、厂继电保护部门，运行单位应妥善保存定值书，不得丢失，并定期进行 检查。 6 6 检修管理检修管理 6.1 对运行的继自装置，应按 DL/T 995-2006 的规定进行验收检验、定期检验和补充检验。检验工作应 尽量与被保护的一次设备配合进行。 6.2 制定保护定检计划时，各局、厂继电保护部门应根据装置的制造质量、运行工况、运行环境与条件、 上年度设备定级情况，适当增加检验项目，缩短检验周期。各种保护装置定检时间规定见表 1： 表 1 全部检验部分检验 设备类型 定检周期 定检 时间（天） 定检 周期（年） 定检 时间（天） 微机型装置 新安装 1 年内全检，6 年进行 1 次全检 242312 非微机型装置 新安装 1 年内全检，4 年进行 1 次全检 24 1 12 保护专用光纤通道，复用 光纤或微波连接通道 新安装 1 年内全检，6 年进行 1 次全检 242312 保护用载波通道的设备 新安装 1 年内全检，6 年进行 1 次全检 242312 6.3 对继电保护装置进行计划性检验前，应编制继电保护标准化作业指导书，检验期间认真执行。不应 因赶工期减少检验项目和简化安全措施。 6.4 各局、厂应在每月 5 日前向省调报送下个月一次设备检修计划；同时报送 220kV 继自装置的检修计 划，继自装置检修计划一式二份，分别报省调运行方式处和继电保护处。 6.5 保护装置的调试、检修和其它作业应提前一天（周一提前三天）主动向省调负责检修计划部门提出 申请，不受理当日提出的作业项目。 6.6 保护装置与二次回路作业内容和涉及的范围应在申请中说明，作业时严格按批准的内容和范围进行， 严禁擅自进行批准内容以外的工作。在作业中发现批准内容以外的问题须处理时，应征得当值调度员的许 可。 6.7 作业应按批复的日期准时完成。如不能按期完成，应事前提出充分理由并经省调同意后，重新批复 延期时间。 6.8 线路保护的定检工作，应按省调编制的定检日期进行。线路保护两侧定检方式应一致，其中一侧因 特殊情况不能按期执行，应主动与对侧商定临时变更定检时间，并报省调。 6.9 凡装置发生异常或装置不正确动作且原因不明时，均应由各局、厂继电保护部门根据事故情况，有 目的地拟定具体检验项目及检验顺序，尽快进行事故后检验，并向上级有关部门报告。 6.10 根据 DL/T 995-2006，220kV 及以上变电站（发电厂）调试载波通道应配置高频振荡器和选频表。 220kV 及以上变电站（发电厂）或集控站应配置一套至少可同时输出三相电流、四相电压的微机成套试验 仪及试验线等工具。 6.11 根据 DL/T 995-2006，继电保护班组应至少配置以下仪器、仪表： a) 指针式电压、电流表，数字式电压、电流表，钳形电流表，相位表，毫秒计，电桥等； 500V、1000V 及 2500V 兆欧表；可记忆示波器；载波通道测试所需的高频振荡器和选频表、无 感电阻、可变衰耗器等；微机成套试验仪； b) 便携式录波器(波形记录仪)、模拟断路器； c) 如需调试纵联电流差动保护宜配置 GPS 对时天线，选用可对时触发的微机成套试验仪； d) 需要调试光纤纵联通道时应配置光源、光功率计、误码仪、可变光衰耗器等仪器。 7 7 新设备投运管理新设备投运管理 7.1 新建、改建、扩建的设备投运前三个月由设备所属单位归口向省调报送以下资料： a) 一次主结线图； b) 保护原理图、保护装置说明书、保护软件版本、保护定值清单； c) 有关电气设备设计参数，如 TA、TV 变比。 7.2 设备所属单位或建设单位应提前送交包括零序互感在内的实测参数和设备参数测试方案（包括测试 内容和测试方法） ，以便整定计算部门对设计值进行核算，给出正式整定值，提交时间由双方按实际核算 工作量商定。 7.3 新设备投运带负荷后，应进行新投运保护装置相位测试和纵联保护对调工作。 7.4 运行设备进行下列改造后，应按新设备投运原则处理，重新组织参数测试。 a) 变压器更换线圈或铁芯； b) 发电机换线棒； c) 运行的线路改径或破口接新变电所； d) 杆塔塔头改造升压运行。 7.5 新安装的保护装置竣工后，其验收主要项目如下： a) 电气设备及线路有关实测参数完整正确； b) 全部保护装置竣工图纸符合实际； c) 装置定值符合定值书要求； d) 检验项目及结果符合检验条例和有关规程的规定； e) 核对 TA 变比及伏安特性，其二次负荷满足误差要求； f) 检查屏前、后的设备整齐、完好，回路绝缘良好，标志齐全、正确； g) 检查二次电缆绝缘良好，标号齐全、正确； h) 用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路的正确性，判断方 向、差动、距离、高频等保护装置有关元件及接线的正确性。 8 8 微机保护软件的版本管理微机保护软件的版本管理 8.1 微机保护的软件版本由各级继电保护部门统一管理。各级继电保护部门应建立微机保护软件版本档 案（包括保护型号、制造厂家、保护说明书、软件版本、保护厂家的软件升级申请等） 。 8.2 省调定期发布允许入网的微机保护型号及软件版本。 8.3 同一线路两侧微机线路保护软件版本应保持一致，如无特殊情况，同一范围内同一型号微机保护的 软件版本应保持一致。 8.4 各局、厂继电保护部门 应执行省调下发的微机保护软件版本通知。 8.5 新的保护设备投入运行前，基建单位应按照省调下发的微机保护软件版本通知，对微机保护软件的 版本进行核对，工程投产前，微机保护软件版本及技术资料应移交各局、厂继电保护部门 。 9 9 220kV220kV 继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定 9.1 带有电压的电气设备或线路不允许处于无保护状态下运行。有特殊原因应停用部分保护装置时，应 按下述原则履行审批手续。 9.1.1 下列情况之一者，应由省公司总工程师或副总工程师批准 a) 容量在 400MW 以上的电厂或有五回及以上 220kV 出线的一次变电所母差保护停用； b) 220kV 电网中，出现超越本规程规定的特殊运行方式造成保护严重失配而又无法立即采取相应 措施。 9.1.2 属于下列情况之一者，应由省调主管主任或总工程师批准 a) 省调管辖的保护装置不健全（如线路失去快速或后备保护等） ； b) 超越规程规定的 220kV、110kV 系统运行方式及中性点接地方式； c) 220kV 主变的差动保护（零序差动保护或相间差动保护）和瓦斯保护需同时停用（仅停用其中 之一者由本单位总工程师批准） 。 9.2 正常情况下，220kV 电网继电保护装置对电网运行方式的要求。 a) 合理安排电网中各变电所（发电厂）的变压器接地方式，尽量保持变电所（发电厂）零序阻抗 值稳定； b) 220kV 变电所同一组母线上不允许同时停用两个元件（不包括中性点不直接接地的变压器） ； 对于电气距离很近（15km 以下）的两个变电所的 220kV 母线应按一组母线处理； c) 110kV 及以下电压电网与 220kV 电网之间不宜构成电磁环网。 9.3 一般情况下 220kV 变压器、电抗器、母线、母联、电缆线路不应使用重合闸。 9.4 新投入的继电保护装置，应进行电流相位测定。在一次设备投入运行（充电）前，应加装临时保护 （母差保护除外） ，待测保护应先投入跳闸。设备带负荷前待测保护退出运行，带负荷后用负荷电流测量 保护回路的电流相位，判别电流互感器极性和保护接线正确性。继电保护用的电流回路有变动时，同样要 进行电流相位测定。只有在确定相位和极性正确后，方可将保护装置投入跳闸。 9.5 对于新投入差动回路的轻负荷分支，应在投运前采取相应的措施，确保相位正确。 9.6 所有差动保护在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必须测各中性线的不平衡电流，以保 证回路完整、正确。 9.7 变电所一次系统倒闸操作或带电作业如能导致差动保护、零序电流保护、线路的纵联保护等使用的 电流互感器被旁路时，或者在保护的二次回路上工作时，作业前应将受影响的保护停用。 9.8 旁路或母旁开关代送的规定 9.8.1 旁路或母旁开关代送线路 9.8.1.1 旁路或母旁开关上应与被代线路具有相同的检无压、检同期等控制元件时方可使用综合重合闸。 9.8.1.2 要求有全线速动保护运行的线路，只有在该线路的全线速动保护中的一套能够切换到旁路或母 旁开关上运行时，才允许旁路或母旁开关代送线路。 9.8.1.3 旁路或母旁开关代送线路操作前，旁路或母旁保护投代送该线路定值，母差、失灵保护跳旁路 或母旁开关压板投入；在旁路或母旁开关并列前，停用线路两侧重合闸（含旁路）及全部全线速动保护， 然后进行保护切换；本线开关拉开后，对被代线路切换到旁路的全线速动保护进行测试（高频保护交换信 号，光纤纵差保护查看差流） ，合格后投入全线速动保护及两侧重合闸，被代线路本线开关其它保护停用， 停用母差、失灵保护跳线路开关压板。线路恢复本身开关运行前，将母差、失灵保护跳线路开关压板投入， 在线路开关并列前，停用线路两侧重合闸（含旁路）及全线速动保护，然后进行切换；在旁路开关拉开后， 对全部全线速动保护进行测试，合格后投入全部全线速动保护及线路两侧重合闸。 9.8.2 旁路或母旁代送主变 9.8.2.1 主变瓦斯、差动保护至少一套能够切换到旁路或母旁开关运行时，才允许旁路或母旁开关代送 主变。 9.8.2.2 旁路或母旁开关代送主变操作前，旁路或母旁保护投代主变定值，停用旁路或母旁开关重合闸， 投入母差、失灵保护跳旁路或母旁开关压板；在旁路或母旁开关并列前，停用主变差动保护，然后进行差 动保护 TA 切换，投入主变保护（含非电量保护）跳旁路或母旁开关压板；主变开关断开后，测量差动保 护差流或差压，合格后投入差动保护；停用主变使用被代开关 TA 的保护；断开主变保护跳主变开关压板； 停用母差、失灵保护跳主变开关压板。 9.9 凡带有交流电压回路的保护装置，在任何情况下不得失去电压。电压回路断线或在交流电压回路作 业，应将下列保护装置停用： a) 距离保护（900 系列保护、CSC100 除外） 、失磁保护； b) 电压保护及电压闭锁电流保护（包括低压闭锁的方向过流、解列及减负荷装置） ； c) 带方向元件的保护：如方向过流保护、零序方向过流等； d) 振荡解列装置； e) 低频解列、低压解列装置，低频减负荷装置。 9.10 电压互感器操作时应注意下列事项： a) 双母线各有一组电压互感器，在母线倒闸操作时，应使所有保护装置引入的交流电压与被保护 元件所在的母线一致； b) 两组电压互感器的并联操作，应是一次侧先并联，然后才允许二次侧并联； c) 双母线仅有一组电压互感器运行，母线倒闸操作时，电压互感器的高压侧隔离开关应在双母线 并联的情况下进行切换； d) 二次电压使用中间继电器，由刀闸辅助接点联动实现自动切换方式时，刀闸辅助接点的维护工 作应明确责任，运行中的刀闸辅助接点应保证接触良好，运行中不准进行任何作业。 9.11 220kV 设备的开关液压操作机构因泄压等原因不能切合闸时，运行人员应立即汇报本单位领导和省 调值班调度员，处理缺陷的时间不超过二小时，可用母联开关与该开关串联代出，该开关本身保护继续运 行，被保护设备发生故障时，利用开关失灵保护跳母联开关。 9.12 220kV 双电源供电的变电所在改为单电源供电时，保护投、停按省调规定的220kV 线路快速保护 简况及变为负荷线路后的要求和措施执行。 9.13 正常方式下，220kV 母联开关仅投入开关断相保护，断相保护起动的重合闸停用。 9.14 微机保护可由继电人员预先输入多套定值，在运行中根据调度令由运行人员改变定值区。输入多套 定值的微机保护，继电人员应在继电保护记录簿上将线路名称、保护定值、投入的条件与定值区的位置对 应关系交待清楚。定值区更改完毕后，运行人员打印出所选定值区的定值清单，应与现场继电保护部门交 待的定值核对无误后执行更改后定值书，清单应留存备查。 9.15 运行人员应掌握微机保护的打印正常采样值、打印定值清单、打印事故报告、改变定值区、时钟校 对等操作，具体操作方法各局、厂继电人员应在现场运行规定中交待详细步骤。 9.16 运行人员校对时钟的原则 a) 运行人员每天巡视时，应核对微机保护装置和信息管理子站的时钟； b) 运行中的微机保护装置和信息管理子站电源恢复后，若时钟不能保证准确时，运行人员应校对 时钟。 9.17 运行人员每月应核对微机保护装置的各相交流电流、各相交流电压、零序电流（电压） 、差电流、 外部开关量变位。 9.18 运行人员应保证打印报告的连续性，严禁乱撕、乱放打印纸，妥善保管打印报告，并及时移交继电 人员。无打印操作时，应将打印机防尘盖盖好，并推入屏内。运行人员应定期检查打印纸是否充足、打印 字迹是否清晰，负责加装打印纸及更换打印机色带。 9.19 继电人员在装置交流电流、交流电压、开关量输入输出回路上的工作，保护装置内部作业，输入定 值前，应向调度申请将该保护装置全部停用。恢复时，继电人员应配合运行人员在检查各部分正确无误后， 由运行人员恢复相应的压板。 1010 220kV220kV 线路保护线路保护 10.1 线路保护一般运行规定 10.1.1 省网运行的线路保护有 WXB-11 型、LFP-901（2）型、RCS-901（2）型、CSL-101（2）型、CSL- 101（2）BE 型、CSC-101（2）型、PSL-602 型、WXH-802 型微机保护，有 LFP-931 型、RCS-931 型、CSL- 103 型、CSC-103 型、PSL-603 型光纤分相电流差动保护，有 PSL-607 型、CSL-109 型数字式电铁保护等微 机保护。 10.1.2 线路纵联保护装置运行命名 10.1.2.1 线路双套纵联保护装置分别命名为“第一套纵联保护”和“第二套纵联保护” 。 10.1.2.2 线路两侧相对应的保护命名应一致，两侧保护装置型号一致，使用信号传输通道一致。 10.1.2.3 线路两套纵联保护能够整屏切换到旁路（母旁）开关运行的纵联保护命名为“第一套纵联保护” ，另一套为“第二套纵联保护” 。线路两侧能够整屏切换到旁路（母旁）开关运行的纵联保护应使用同一 信号传输通道（载波、光纤） 。 10.1.2.4 线路两侧有一侧两套纵联保护均不具备切换到旁路（母旁）开关运行，按线路对侧具备整屏切 换功能的纵联保护相应命名。 10.1.2.5 线路两侧两套纵联保护均不具备切换到旁路（母旁）开关运行，由线路一端先命名，对端相应 命名。 10.1.2.6 线路两侧设备不属于同一维护单位时（含省调直调的跨省联络线）由省调协调命名。 10.1.3 正常运行时，配置双套纵联保护的线路不准无纵联或后备保护保护运行。 10.1.4 可整屏切换的线路微机保护在进行切换操作时，线路开关和旁路开关均不得失去保护，否则不能 直接进行切换操作。 10.1.5 线路纵联保护的运行应根据省调命令将线路两侧的装置同时投运或停用。运行中的纵联保护不应 单独一侧断开纵联保护直流电源。应在两侧的纵联保护停用后，才允许停用保护直流。直流恢复后，方可 将两侧纵联保护投入。 10.1.6 空充线路时的纵联保护，可由充电侧单独投入使用，作为线路的快速保护。 10.1.7 线路或开关检修后，恢复线路纵联保护时应注意下列事项： a) 线路纵联保护及通道设备等元件并未作业，在线路恢复送电时两侧纵联保护应投入跳闸，送电 后应检查纵联保护所用通道处于正常状态； b) 线路纵联保护或通道设备上有过作业，线路恢复送电时，充电侧纵联保护投入跳闸，待线路单 侧充电良好后，将充电侧纵联保护停用，两侧送电后，检查保护装置及通道正确后，再将两侧 纵联保护投入跳闸。 10.1.8 可切换到旁路（母旁）运行的微机保护在正常运行时，各切换压板、切换把手及电流切换端子不 应在“断开”位置或状态。切换后，各切换压板及切换把手置于相应位置，电流切换端子也应置于相应位 置，如在本线开关运行应置于“线路”位置，如在旁路（母旁）开关运行应置于“旁路”位置。在电流切 换端子由本线切换到旁路或由旁路切换到本线时，应严格按现场运行交待执行，不应将电流回路开路。 10.1.9 线路配有两套微机保护时，两套微机保护的重合闸方式把手投用方式应保持一致。无论是两套运 行还是单套运行，仅投一套微机保护的重合闸压板。 10.1.10 新投入或电流回路有变动的线路继电保护装置加装临时保护的规定。 a) 该线路配置双套纵联保护，若能够确定该设备的另一套全线速动保护的电流回路没有变动，则 在设备充电前，将该保护投入跳闸，待测保护在充电过程中不投跳闸，测试电流相位正确后再 投入跳闸。 b) 该线路配置两套纵联保护且两侧均为待测保护，两侧应加装临时保护，设备充电前，待测保护 投入跳闸，带负荷前待测保护退出运行，测试电流相位正确后再投入跳闸； c) 该线路配置两套纵联保护一侧保护为待测保护，则待测侧应加装临时保护，同时缩短对侧相间 和接地故障后备保护灵敏段的动作时间，设备充电前，待测保护投入跳闸，带负荷前待测保护 退出运行，测试电流相位正确后再投入跳闸。 10.1.11 线路微机保护屏上定值区号或液晶屏幕所显示的定值区号应与继电人员交待的相同。 10.1.12 运行人员更改保护定值区时，应先将保护装置全部停用，更改完毕，检查无误后，再重新投入 保护跳闸压板。正常运行时，运行人员不得随意更改保护的定值区。 10.1.13 220kV 自耦变压器，其两侧线路保护按穿越自耦变压器配合，自耦变压器高中压任一侧线路故 障，在故障线路主保护或断路器拒动情况下，由相关线路保护切除故障属于正确动作。 10.1.14 现运行的光纤保护通道有专用和复用两种。通讯人员在线路纵联保护所用通讯通道（专用、复 用）作业时，应提前向省调提出申请，经继电专业会签，领导批准后方可工作。 10.1.15 通讯部门应定期对与微机保护装置正常运行密切相关的接插部件、PCM（或 2M）板、光端机、 通信电源等通信设备的运行状况进行检查，可结合微机保护装置的定期检验同时进行，确保微机保护装置 通信通道正常。 10.1.16 220kV 线路正常情况下采用的重合闸方式根据系统一次接线的情况及运行方式而定，具体见规 程附录 A。 10.1.17 正常情况下重合闸有下列运行方式： a) 单相重合闸方式：单相故障切单相，单相重合，重合于永久性故障跳三相；相间故障三相跳闸 后不重合。切换开关位置为“单重” ； b) 三相重合闸方式：任何类型的故障都切三相，三相重合（有时带有控制元件） ，永久性故障再 切三相，不重合。切换开关位置为“三重” ； c) 综合重合闸方式：单相故障，切单相，单相重合，重合于永久性故障再切三相，不重合；相间 故障切三相，三相重合，永久性故障再切三相，不重合。切换开关位置为“综重” ； d) 重合闸停用方式：任何类型故障，跳三相不重合。切换开关位置为“停用” 。 10.1.18 因电网稳定要求，对某些负荷线路需实现故障鉴别重合闸。对于微机保护装置，在投故障鉴别 重合闸时，重合闸方式把手应置于“三重（故障鉴别） ”位置。 10.1.19 下列情况之一时，重合闸装置应停用（重合闸方式把手应置于“停用”位置，断开重合闸压板） a) 空充电线路； b) 试运行线路； c) 线路有带电作业； d) 有严重缺陷的线路； e) 变压器本身保护因故全脱离而由上一级线路保护做变压器后备保护时； f) 由于电网稳定水平的限制需要停用重合闸者或电源联络线路有可能造成非同期合闸时； g) 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时； h) 运行中发现装置异常； i) 经省调主管生产领导批准不宜使用重合闸的线路。 10.1.20 线路变压器组远跳装置使用规定： a) 电源侧故障就地判别装置出现异常不能运行时，该线路停运； b) 两套信号传输装置或两套传输通道任一出现异常时，不停用远跳装置，汇报省调，并通知有关 人员处理。两套信号传输装置或两套传输通道全部出现异常时，该线路停运； c) 负荷侧变压器保护出现异常时，停用相应保护的起动远跳压板。 10.1.21 当线路传输电流大于 TA 一次额定值时，线路微机保护显示“静稳破坏” ，此时停用距离保护。 10.2 WXB-11 型微机保护运行规定 10.2.1 微机保护屏上配置的开入量压板及把手有： a) 高频保护投入压板、距离保护投入压板、零序 I段投入压板、零序保护投入压板、零序反时限 投入压板、重合闸时间控制压板； b) 重合闸方式把手位置:“综重” 、 “单重” 、 “三重” 、 “停用” 。 10.2.2 装置面板上信号灯含义： a) 装置动作信号灯 “跳 A”灯A 相跳闸； “跳 B”灯B 相跳闸； “跳 C”灯C 相跳闸； “永跳”灯手合故障线路，重合至永久性故障或开关拒动再跳闸等； “重合”灯重合闸动作； b) 装置异常信号灯 “CPU1 告警”灯高频保护异常； “CPU2 告警”灯距离保护异常； “CPU3 告警”灯零序保护异常； “CPU4 告警”灯重合闸异常； “总告警”灯装置异常； “巡检中断”灯人机对话插件异常。 10.2.3 运行中一般规定 10.2.3.1 运行人员巡视时应检查装置下列各指示灯及开关位置： a) 各保护 CPU 插件中“运行”灯亮、 “有报告”灯不亮；方式开关在“运行”位置，固化开关在 “禁止”位置。定值拨轮开关在所代元件相对应运行方式的保护定值区号位置上； b) 人机对话插件“运行”灯亮， “待打印”灯不亮；方式开关在“运行”位置。 CPU1、CPU2、CPU3、CPU4 的巡检开关均在“投入”位置； c) 信号插件“跳 A” 、 “跳 B” 、 “跳 C” 、 “永跳” 、 “重合” 、 “起动” 、 “呼唤”灯均不亮； d) 告警插件“CPU1” 、 “CPU2” 、 “CPU3” 、 “CPU4” 、 “总告警” 、 “巡检中断”灯均不亮； e) 稳压电源插件“+5V” 、 “+15V” 、 “-15V” 、 “+24V”灯应亮。 10.2.3.2 中央信号： a) 保护动作表示保护出口动作； b) 重合闸动作表示重合闸出口动作； c) 呼唤表示起动元件起动、输入开关量变化或电流电压回路断线； d) 装置异常表示装置自检发现问题、直流消失或电流电压回路异常。 当控制屏光字牌灯光信号任意一个表示时，应记下时间，并到微机保护屏前记下装置面板信号灯表示 情况，作好记录，然后按照下述方法处理： a) 保护动作、呼唤同时表示或保护动作、重合闸动作、呼唤同时表示时，检查“跳 A” 、 “跳 B” 、 “跳 C” 、 “永跳” 、 “重合”五个信号灯至少有一个灯亮，以及“呼唤”灯亮，表示本保护动作， 应详细记下信号表示情况，包括跳闸相别、重合、永跳。检查线路开关位置及打印机是否打印 出一份完整的故障报告（此时应打出一份事故报告，包括故障时间、保护动作情况、测距结果 及 60ms 的采样数据） 。记录复查无问题后按屏上“信号复归”按钮复归信号，向省调汇报记录 结果及故障电流数值。 b) 呼唤表示或装置异常表示时，装置面板的“呼唤”灯亮，且打印 DLBPH，汇报省调并通知继电 人员处理， 装置打印 CTDX，按屏上“信号复归”按钮不能复归，则为电流回路断线，应将本装置保护 全部停用，汇报省调并通知继电人员处理； 告警插件仅巡检中断灯亮（或巡检中断灯、总告警灯及信号插件中呼唤灯亮） ，不应停用保 护，通知继电人员处理； 告警插件中总告警灯亮，同时高频、距离、零序、重合闸告警灯之一亮时（不论信号插件 中呼唤灯是否亮） ，应将高频、距离、零序、重合闸所对应的保护停用，同时汇报省调并通 知继电人员处理； 告警插件所有信号灯均亮时，应将本装置保护全部停用，汇报省调并通知继电人员处理； 告警插件中总告警灯亮，信号插件的呼唤灯亮时，检查打印的报告，若打印出“CPUX ERR” （X 为 1、2、3、4 中的某一个数） ，停用该 CPU 所对应的保护，汇报省调并通知继电人员处 理； 告警插件中 CPU2 告警、总告警灯亮，且打印 PTDX，表示电压回路断线。此时停用距离保护， 汇报省调通知有关人员处理。 10.2.3.3 11C 型微机保护的人机对话插件为液晶显示，在正常状态下，装置有两种显示状态： a) 显示时间格式为：年-月-日 时：分：秒； b) 显示装置名称、程序版本号及巡检投入状态，如下图： WXB-11C RELAY VER：X.X SCAN 1 2 3 4 其意义为：WXB11C RELAY 指本保护为 WXB11C 型微机高压线路保护装置； VER：X.X 指所运行程序为 X.X 版本； SCAN 1 2 3 4 表示 CPU1、CPU2、CPU3、CPU4 巡检均投入，如某位为零，则表示对该 CPU 巡检退出。 在正常运行状态下，按 Q 键可实现两种显示状态的切换，CPU1、CPU2、CPU3、CPU4 巡检均投入。 “11C”型微机保护其余插件均与“11”型微机保护一致。 10.2.3.4 装置中高频、距离、零序三种保护中任何两种保护因异常停用时，应将该保护全部停用，汇报 省调通知继电人员处理。 10.2.4 打印的主要信息： a) 跳闸类 GBI0CK 高频零序出口 GBJLCK 高频距离出口 GBJSCK 重合后高频保护出口 GB-DEVCK 高频保护转换性故障三跳出口 GB-HB3TCK 高频保护后备三跳出口 GB-HBRTCK 高频保护后备永跳出口 JL-SHCK 距离手合出口 1ZKJCK 阻抗一段出口 2ZKJCK 阻抗二段出口 3ZKJCK 阻抗三段出口 DZICK 振荡中 0.2S 延时一段出口 2ZKJSCK 距离二段瞬时后加速出口 3ZKJSCK 距离三段瞬时后加速或经 1.5S 延时加速出口 ZKXJCK 阻抗相近后加速出口 JL-DEVCK 距离保护转换性故障三跳出口 JL-HB3TCK 距离保护后备三跳出口 JL-HBRTCK 距离保护后备永跳出口 I01CK 零序一段出口 I02CK 零序二段出口 I03CK 零序三段出口 I04CK 零序四段出口 I0N1CK 零序不灵敏一段出口 I0N2CK 零序不灵敏二段出口 I01JSCK 零序一段后加速出口 I02JSCK 零序二段后加速出口 I03JSCK