#《华中电网继电保护与自动装置运行规程》

1、华中电网继电保护和自动装置运行规程总则1.1 根据部颁继电保护及安全自动装置运行管理规程等规程、规定、导则及电网运 行实际情况，特制定本规程。1.2 国家电力公司 华中电力调度 通信中心 （以下简称网调）调度管辖设备（以下简称网 调直调设备）的继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）的运行管理和操作，均 按本规程执行。1.3 本规程适用于网调调度运行人员、直调厂站运行值班人员及有关运行、维护、管理 人员。1.4 本规程适用于电网正常运行方式和检修方式。凡未包括在内的特殊运行方式，由 国 电华中公司 继电保护部门另行处理。1.5 网调直调设备应尽量保持两套主保护装置同时投入运行。严禁无保护运行

2、。1.5.1 属于下列情况之一者，须经国电华中公司总工程师或主管生产副总经理批准。1.5.1.1 500kV 或220kV线路两套全线快速保护均不能投入。1.5.1.2 500kV 或220kV主变、联变、发电机及线路并联电抗器无主保护运行。1.5.1.3 母线保护退出且不满足单永 （单相永久接地故障 ）考核标准。1.5.2 属于下列情况之一者 , 须经网调总工程师（电网运行副总工）或主管生产副主任 批准。1.521 500kV 或220kV母线无母线保护运行。1.5.2.2 网调直调设备保护装置不健全超过 24 小时以上者（如缺相间故障保护、线路 两套主保护有一套退出，主变、联变、发电机一套

3、差动或重瓦斯保护退出等）。1.5.2.3 变压器中性点接地方式不符合规定者。1.5.2.4 线路重合闸装置退出超过 24 小时。1.5.2.5 失灵保护退出。1.6 网调继电保护人员的职责：1.6.1 负责除 1.5.1 、 1.5.2 之外的继电保护异常处理。1.6.2 负责网调直调设备保护装置的日常运行管理。1.6.3 电网发生事故后，及时联系有关单位和人员，并向网调主管生产领导汇报，抓紧 事故处理。1.6.4 负责调度运行人员继电保护方面的培训工作。1.7 网调值班调度员的职责：1.7.1 掌握保护装置的配置和基本原理，正确指挥保护装置的投入、退出和定值更改。1.7.2 根据保护装置的最

4、大允许负荷或负荷曲线，监视管辖范围内各部分 潮流。 （ 在发电机母线上功率被注入网络； 而在变（配）电站上接入负荷； 其间，功率在网络中流动。 对于这种流动的功率，电力生产部门成为潮流（ POWEFRLOW。）潮流：电力系统中电压（各节点）、功率（有功、无功）（各支路）的稳态分布潮流计算 - 电力系统分析中的一种最基本的计算，根据给定的运行参数确定系统的运行状态，如计算网络 中个节点的电压（幅值和相角）和各支路中的功率分布及损耗。电力系统潮流计算是电力系统最基本的计算，也是最重要的计算。所谓 潮流计算， 就是已知电网的接线 方式和参数及运行条件， 计算电力系统稳态运行各母线电压、 各支路电流、

5、 功率及网损。 对于正在运行的电力系统， 通过潮流计算可以判断电网母线电压、支路电流和功率是否 越限，如果有越限，就应采取措施，调整运行方式。对于正在规划的电力系统，通过潮 流计算，可以为选择电网供电方案和电气设备提供依据。潮流计算还可以为继电保护和 自动装置整定计算、电力系统故障计算和稳定计算等提供原始数据。 ）1.7.3 根据保护装置动作情况判断系统故障及异常情况。1.7.4 在指挥系统操作及事故处理时，根据有关规程，保护装置应作相应的变更。1.7.5 保护装置更改定值后或新设备保护装置投入运行前， 调度员应按照 定值通知单 和 现场运行人员核对无误后，在通知单上签字，并注明更改定值的时间

6、。1.7.6 保护装置在运行中出现异常时，及时通知有关人员，督促有关部门加以解决。1.7.7 在系统发生事故或不正常情况时，判断保护装置动作是否正确，对保护装置的动 作情况进行详细记录，及时调用故障录波图。1.8 直调厂、站值班运行人员的职责：1.8.1 根据调度指令，负责保护装置的投入、退出和定值更改，负责微机保护装置及故 障录波器的报告打印。1.8.2 在保护装置、 复用通道 及二次回路上工作前，必须审核保护工作人员的工作票及 其安全措施，才能允许工作。工作完毕，经值班运行人员检查后，方能办理终结手续。1.8.3 保护装置在更改定值后或新设备保护装置投入运行前， 必须和网调值班调度员进 行

7、定值通知单的核对，并对现场定值进行核对，无误后方可投入运行。1.8.4 定期对保护装置进行巡视、 检查，对专用 收发信机 的高频通道每天进行信号交换； 对电压回路进行监视，任何情况下保护不得失去电压； 并对负荷潮流进行监视，使其不 超过最大允许负荷值。1.8.5 保护装置动作，应立即向网调值班调度员汇报，及时远传保护动作报告和故障录 波信息。当保护装置及回路出现异常，现场值班员应立即通知继电保护人员前来处理， 有可能造成不正确动作时，可先退出保护装置，事后立即汇报，并作详细记录 。1.9 下列人员应熟知本规程：1.9.1 国电华中公司分管生产副总经理、总工程师、生产副总工程师、生产运营部、安

8、全监察部等有关人员。1.9.2 网调主任、分管生产副主任、总工程师、副总工程师。1.9.3 网调调度科全体人员。1.9.4 网调继电保护科全体人员。1.9.5 网调运方科正副科长、主任工程师、稳定、计划专责及有关人员。1.9.6 网调总工办正副主任、安教员。1.9.7 网调通信科正副科长、主任工程师及有关人员。1.9.8 直调厂、站分管电气运行的领导、技术专责、继电保护专业人员和电气值班运行 人员。1.10 本规程解释权属国电华中公司。继电保护及安全自动装置调度运行规定2.1 继电保护对电网运行方式的要求2.1.1 运行方式的更改应满足厂、站变压器中性点接地方式规定。简化电网运行接线，500k

9、V电网和220kV电网尽量不构成 电磁环网运行。（亦称高 低压电磁环网，是指两组不同电压等级的线路通过两端变压器磁回路的联接而并联运 行。高低压电磁环网中高压线路断开引起的负荷转移很有可能造成事故扩大、系统稳定 破坏）2.1.3 继电保护整定配合遇到困难时，运行方式应创造条件设置合适的解列点。2.1.4 对一个半断路器接线方式，当任一母线上的母线保护全部退出运行时，原则上应 同时安排被保护母线也退出运行。2.2 变压器中性点接地方式的确定原则2.2.1 变压器中性点接地方式的一般原则2.2.1.1 保持电力系统内 零序电流分布相对稳定 ，防止单相接地过电压。2.2.1.2 由于变压器绝缘构造上

10、的要求，中性点必须直接接地运行时，则均应直接接地 运行。2.2.1.3 尽量使单相接地故障零序电流小于两相接地故障零序电流 。2.2.2 220kV 厂、站变压器接地方式的确定原则：2.2.2.1 只有一台变压器，中性点直接接地运行。2.2.2.2 有两台变压器，只将其中一台中性点直接接地运行，另一台变压器中性点经间 隙接地运行。2.2.2.3 有三台及以上的变压器，经双母线并列运行时，正常方式下， 每条母线上至少 应有一台变压器中性点直接接地运行 。2.2.3 500kV 厂、站变压器接地方式的确定原则：2.2.3.1 只有一台变压器，中性点应直接接地运行。2.2.3.2 有两台变压器，则两

11、台变压器均直接接地，或两台均经小电抗接地运行。2.2.3.3 有三台及以上的变压器，变压器直接接地，或直接接地和经小电抗器接地组合 运行。网调直调厂、站的变压器中性点接地方式，见附录 A2。2.3 变压器倒闸操作中性点接地规定 网调直调厂、站的变压器中性点直接接地的数目，在变压器倒闸操作时，允许 多于正常的规定数，在倒闸操作结束后，应恢复正常。2.4 电压互感器在母线倒闸操作时的运行规定2.4.1 双母线各有一组电压互感器，母线电压互感器的 切换回路 应能 自动切换 。取自母 线电压互感器的保护装置在母线倒闸操作后， 所用的交流电压应取自被保护线路所在的 母线电压互感器。2.4.2 两组电压互

12、感器的并联，应是一次侧先并联，然后才允许二次侧并联。2.4.3 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。当电压回路断线 或失压时，应按现场运行操作规程退出可能误动的保护装置，并迅速恢复电压互感器电 压，投入相应保护。 可能误动的保护如下：2.4.3.1 各种形式的 距离保护装置 （包括高频距离保护装置及方向高频保护装置）。2.4.3.2 低电压保护 及低电压闭锁电流保护装置 和低电压控制元件 。2.4.3.3 振荡解列装置，低频、低压解列装置。2.4.3.4 其它和电压有关的保护装置。2.5 二次回路运行规定2.5.1 新投产保护装置或保护电流、电压回路有变动时，应带负荷检查保

13、护极性，正确 无误后，才能将保护投入跳闸。2.5.2 母线保护新投产或二次回路有变动时， 除带负荷检查母线保护电流回路极性正确 外，还应检查保护装置各个 出口继电器、出口回路及切换回路正确无误。2.5.3 在距离保护失去交流电压或总闭锁继电器动作的情况下， 不允许 拉合距离保护的 直流电源，而应先退出距离保护后再进行处理。 只有在交流电压恢复后，才允许距离保 护重新投入运行。2.5.4 在保护二次回路中，查找直流电源系统接地故障， 需要拆线寻找直流接地点时， 应先退出相应的保护，再断开该保护直流电源 。恢复时，先合上直流电源，再投入保护 装置。2.6 通道运行管理规定2.6.1 保护通道分两大

14、类：保护复用通道、保护专用通道。2.6.2 保护复用通道 的运行和检修管理，由通信专业部门负责。继电保护专业部门负责 组织保护信号的交换。每年保护设备定检期间，应进行保护信号交换（保护、远跳、远 切）。2.6.3 装有高频保护的线路，当线路检修完毕，恢复送电前，应先交换两侧信号，正常 后投入高频保护，再送电。2.6.4 保护专用通道 的运行和检修管理，由继电保护专业部门负责；高频保护运行中的 每日定时交换信号，由现场运行值班员负责。2.6.5 试运行线路的高频保护，根据继电保护专业机构的要求，可增加每日交换信号的 次数，厂、站运行值班员应做好记录。2.7 保护定值通知单管理规定2.7.1 网调

15、继电保护部门编发的定值通知单上， 除整定人签名外， 应经专人审核、 批准。 定值通知单应编号并注明编发日期。如根据一次系统运行方式变化，需要更改运行中保 护装置的定值时，须在定值通知单上说明。在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由 网调值班调度员下令更改定值后，继电保护部门应在两天内补发新定值通知单。2.7.2 定值通知单一式若干份，分别发给有关调度运行和有关局、厂继电保护部门和运 行部门。对基建工程应增发定值通知单给基建调试单位。2.7.3 现场保护定值的整定、调整和更改，严格按保护定值通知单执行，按规定日期完 成，并将回执寄回网调继电保护部门。2.7.4 因新、扩建工程使局部系统有较多保护

16、装置需要更改定值时，基层局、厂继电保 护部门应在规定期限内，按所要求的顺序更改完毕，以保证各级保护相互配合。2.7.5 每年 3-4 月份, 直调厂、站值班员应和网调值班调度员按网调继电保护部门提供 的保护通知单编号清单，进行一次保护定值通知单核对工作。2.8 保护装置及回路异常的处理2.8.1 保护用电压互感器二次回路异常的处理： 立即退出电压互感器二次回路异常的 距离、方向保护及相应高频保护 。对于闭 锁式保护，对侧的闭锁式保护退出，后备保护仍然保留；，对于允许式保护，对侧保护 仍然投入。2.8.2 保护用电流互感器异常的处理2.8.2.1 运行中的电流互感器异常，保护装置的处理方法参照

17、2.8.1 。2.8.2.2 对于负荷电流较大情况下发生电流互感器异常，应设法降低负荷电流。一次设 备需停电时，网调值班调度员应请示网调总工程师。2.8.3 保护装置异常的处理 保护装置故障 告警 ，其信号能复归时，可暂时继续运行，但应加强监视；其信 号不能复归时，应将本保护装置退出，对侧保护退出方法参照 2.8.1 。2.8.4 保护通道异常的处理首先退出 闭锁式 （ 1、闭锁式：也就是说收不到高频信号是保护动作和跳闸的必 要条件 ） 保护，然后退出相应保护通道；对 允许式 ，只需退出相应保护通道，后备保护 仍可投入。恢复时顺序相反。允许式：也就是说收到高频信号是保护动作和跳闸的 必要条件

18、直跳式：也就是说收到高频信号是保护跳闸的 充分必要条件 差动式：也就是说将对侧电气量转化为数字信号传送到本侧进行直接计算2.8.5 直流接地的处理 当查找保护直流接地时，首先将被查保护装置退出。对于线路保护应保证线路 两侧有一套纵联保护投入。对侧保护退出方法参照 2.8.1 。2.8.6 保护装置直流电源消失的处理 若直流电源消失告警，应由值班员立即检查直流熔断器是否良好。如果熔断器 良好，直流电源消失告警仍不能复归，应将该直流电源消失的全部保护装置退出，对侧 保护装置退出方法参照 2.8.1 。线路保护运行规定3.1 线路保护装置运行的一般规定3.1.1 线路投入运行，先投入两侧线路保护、重

19、合闸，然后进行送电操作。3.1.2 线路退出运行，先停线路，然后退出两侧线路保护、重合闸。下列情况可酌情处 理：因一次系统运行方式或操作需线路停电，时间不超过 24 小时，二次回路无任何操 作，可不退出线路保护， 但应退出停运断路器的断路器保护及重合闸 。3.2 （弱馈: 针对线路两侧一端为大电源端，一侧为弱电源端（或者无电源端，终端）情 况下，在线路上发生故障时弱点一侧可能由于无法启动， 造成保护拒动。 为解决这问题， 一般在弱点端设置一个弱馈保护， 在弱电侧接收对侧允许跳闸信号后无条件转发信号给 对侧，完成高频保护功能。 ）（馈电: 供给电能、供电 ; 尤指对一个电路供电指被控制装置，向控

20、制点的电反馈 ）保护运行规定线路两侧保护、重合闸正常投入。3.3 线路充电备用保护运行规定线路两侧保护、重合闸正常投入3.4 一个半断路器接线方式有关运行规定3.4.1 线路运行，其中一台断路器停运，退出该断路器保护及其重合闸。3.4.2 线路停运，双断路器运行，退出线路保护、 重合闸，投入断路器保护和短线保护3.5 旁路保护有关运行规定旁路带线路运行时，带送的500kV线路应保证有两套纵联保护运行；带送的220kV 线路应保证有两一套纵联保护运行。3.5.2 旁路保护、重合闸定值按所带线路对应的定值通知单整定。频率（专用）或通道 应和对侧对应保护相对应，通道对调完好。3.5.3 对侧尽量采用

21、和旁路保护相同原理的保护装置构成纵联保护，且全套加用。不能 和旁路保护构成纵联保护的保护装置，退出其高频部分，投入其后备保护。3.5.4 220kV 旁路带送联络变压器，应先确认旁路电流互感器和联变中压侧断路器电流 互感器变比是否一致（或经中间变流器变换后一致）、电流回路能否切换；然后按现场 规程进行电流回路、跳闸回路的切换和旁路带送联络变压器的操作。防止切换、操作过 程中差动保护误动作。3.6 高频保护运行管理规定3.6.1 闭锁式保护 线路两侧闭锁式保护和保护通道应同时投入、退出，严禁一侧投入，另一侧退 出，后备保护可分别加用。当保护通道异常或任一侧保护装置异常时，线路两侧的高频保护应同时

22、退出， 正常侧后备保护仍可投入。3.6.2 允许式保护 线路两侧允许式保护收发信回路应同时接通、断开，后备保护可分别加用。 保护通道异常时，在保护屏上断开线路两侧相应保护收发信回路，保护仍可投入。 保护装置异常时，退出异常侧保护，并断开两侧相应保护收发信回路；正常侧 保护正常投入。3.6.3 纵差保护 线路两侧纵差保护及通道应同时投入、退出，严禁一侧投入，另一侧退出。后 备保护可分别投入。线路保护动作信号的符号及意义见附录 A3 华中电网 500kV 线路远跳保护配置见附录 A4 华中网调直调线路保护装置配置见附录 A5母线保护运行规定4.1 一个半断路器接线方式和配置有两套母线保护的双母线接

23、线方式的母线原则上不 允许无母线保护运行。4.2 对配置一套母线保护的双母线接线方式，母线保护检修时，应采取以下措施：4.2.1 尽量缩短母线保护的退出时间，最长不超过五天。4.2.2 避免在母线上进行倒闸操作。4.3 一条母线退出运行，退出对应母线保护，运行母线的母线保护正常投入。4.4 母联充电保护只在母线充电时投入，充电正常后退出。发电机、变压器、高压并联电抗器保护运行规定5 发电机、变压器、高压并联电抗器保护运行规定5.1 发电机保护在发电机运行和备用状态时应全部投入，严禁发电机无主保护运行。5.2 发电机保护出现异常告警时，应按现场运行规程处理。5.3 变压器、并联电抗器的电气保护由

24、网调继电保护部门归口管理、整定，本体保护统 一由主管该变压器、并联电抗器的单位生技部门负责归口管理，并由该部门下达定值通 知单。5.4 停机过程中，逆功率保护及相关热工保护动作后，应统计上报。5.5 运中的变压器瓦斯保护，当进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置切换为 “信号”位置。5.5.1 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂。5.5.2 变压器除 采油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气 外，在其它所有地方打开放气和 放油阀门。5.5.3 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。5.5.4 用探针试验时。5.6 变压器加油、滤油、更换油再生装置的硅胶等作业完成后，运行 48 小时后

25、检查无 气体，才允许将重瓦斯保护投入跳闸。5.7 变压器重瓦斯或差动保护之一动作跳闸后，检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯 气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，经值班调度员批准，可对 变压器试送一次，试送前投入重瓦斯保护，有条件时应进行零起升压。5.8 变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。5.9 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后，应进行检查并适当降低变压器输送功率。5.10 新投产、长期备用状态和检修后的变压器充电时，须将重瓦斯保护投入跳闸位置， 充电良好后，切换到信号位置，经 48 小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。5.11 变压器、并联电抗器

26、的重瓦斯保护作用于跳闸，轻瓦斯保护作用于信号。定值按DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则5.4条规定执行。5.12 如无特殊要求，变压器、并联电抗器的压力释放、绕组温度、油温等非电量保护 一般宜投信号。5.13 变压器冷却器全停保护管理规定：5.13.1 对于强油循环变压器，当冷却器全停时，允许的负荷和时间，若制造厂有明确规定，则按制造厂规定执行；若制造厂无明确规定，则按DL/T 57295 电力变压器运行规程的规定执行：当冷却器全停时，允许带额定负荷运行 20min,如20min后顶层 油温尚未达到75C，则允许上升到75C，但这种状态下运行的最长时间不得超过1h。5

27、.13.2 当变压器冷却器全停动作报警后,值班运行人员必须采取积极措施,恢复变压 器冷却器工作电源，缩短变压器冷却器工作电源全停时间。5.14 求运行维护单位加强对变压器、并联电抗器本体保护的运行维护。重点加强瓦斯 继电器、温度计的校验工作，采取必要措施防止变压器、并联电抗器本体保护进水，并 经常检查变压器、并联电抗器本体保护出口二次回路的绝缘是否满足要求。5.15 变压器差动保护动作跳闸后，应检查变压器其他保护的动作情况，如另一套差动 保护、变压器瓦斯保护。同时还应检查变压器有无异常。根据录波图进一步判断，是变 压器故障还是差动保护误动。如属差动保护误动作，可先退出误动作的差动保护进行检 查

28、，再将变压器恢复运行。5.16 新安装的变压器保护或变压器保护二次回路有改变时，应进行带负荷检查，相位、 极性正确和差流、差压合格后方可投入运行。变压器充电时，为保证瞬时切除故障，差 动保护应投入跳闸。5.17 220 kV 变压器中性点接地方式在切换操作时，变压器零序保护运行规定：5.17.1 变压器中性点由“直接接地”方式改变为“间隙接地”方式。5.17.1.1 操作前，投入变压器的零序电压保护；5.17.1.2 操作结束后，将变压器中性点零序电流保护按“间隙接地”方式下的定值投 入或投入间隙接地保护。5.17.2 变压器中性点由“间隙接地”方式改为“直接接地”方式。5.17.2.1 在操

29、作前，先将原“间隙接地”方式下的中性点零序电流保护退出，然后按 规定投入中性点“直接接地”方式下的中性点零序电流保护。5.17.2.2 操作结束后，退出变压器的零序电压保护。5.18 对一个半断路器接线方式，变压器停运、双断路器运行，退出变压器保护，投入 断路器保护和短线保护5.19 压并联电抗器保护参照变压器保护运行规定执行。线路自动重合闸运行规定6.1 重合闸装置无选相元件，选相功能由线路保护完成，重合闸装置均为一次重合闸。 目前线路综合重合闸运行均采用 单相重合闸方式 （1P）。6.2 线路速动保护起动重合闸 ，线路延时段保护、 过电压保护、 电抗器保护、 母线保护、 失灵保护、短线保护

30、及远跳收信跳闸 闭锁 重合闸。6.3 双母线接线方式线路重合闸运行规定：6.3.1 配置一套重合闸的运行规定：6.3.2 重合闸采用开关位置不对应起动和保护起动相结合的方式。 线路运行，两侧重合闸均按“单相重合闸”方式运行。线路停运，两侧重合闸 均退出；一侧重合闸装置异常， 将异常侧重合闸停用， 正常侧重合闸仍按 “单相重合闸” 方式投入。6.3.3 配置两套重合闸的运行规定：6.3.3.1 两套重合闸只用其中一套， 一般用第一套保护中的重合闸， 两套重合闸均置“单 相重合闸”方式，第二套保护中的重合闸合闸出口压板断开。重合闸停用时，两套重合 闸应同时停用。6.3.3.2 两套重合闸和之对应的

31、保护采用“一对一”起动方式。其中一套重合闸装置异 常时，将异常重合闸及对应的保护退出，正常重合闸及对应的保护装置投入。6.4 一个半断路器接线方式线路重合闸的运行规定：6.4.1 重合闸装置 均按断路器配置 ，两断路器重合闸按先后顺序重合。6.4.2 线路重合闸投入是指 两台断路器重合闸同时投入或其中一台断路器重合闸投入。 对按程序先后进行合闸的重合闸，先合重合闸因故退出时，应将后合重合闸改为先合， 以保证投入重合闸正常运行。 对按时间先后进行合闸的重合闸， 先合重合闸因故退出时， 后合重合闸可正常运行，不作改动。6.4.3 线路重合闸退出是指两台断路器重合闸同时退出6.4.4 线路运行，其中

32、一台断路器因故停运，停运断路器的重合闸退出，运行断路器重 合闸正常投入。6.4.5 线路运行，其中一台断路器的重合闸装置异常，异常重合闸退出，正常重合闸投 入。6.4.6 线路、变压器串主接线6.4.6.1 线路停运，重合闸退出。6.4.6.2 线路运行，变压器停运，且变压器双断路器运行，变压器保护全部退出，中间 断路器重合闸装置仍正常投入。6.4.7 两条线路串主接线 当一条线路停运，该线路双断路器运行时， 其母线侧断路器的重合闸装置退出， 中间断路器重合闸仍投入。系统稳定装置运行规定7.1 系统稳定装置的运行管理归口 网调运行方式部门 。7.2 功能要求由网调运行方式部门提出，并负责回路、

33、装置的实施，继电保护部门协助 完成。现场专业人员负责维护、运行。7.3 网调值班调度员根据稳定规定下令现场值班人员投退稳定措施。7.4 系统稳定装置的定值由运行方式部门整定下发。7.5 水电大发前，网调有关部门应组织协调完成系统稳定装置年检、 远切通道联动试验。故障录波装置运行规定8.1 故障录波装置正常必须投入运行。 退出时，应经调度批准。8.2 故障录波装置应具有并开通远传功能，并保持畅通。8.3 系统发生故障时，和故障元件连接最近的录波装置（例如线路故障时指线路两侧的 录波器；母线故障时，指母线上的和线路对侧的录波器）起动录波后， 应立即向调度汇 报，并将录波图传送到调度 。要求录波图完

34、整，并标注清楚。事故发生在白天， 要求故 障后两小时内将录波图传送到调度；事故发生在夜间，要求在第二天上午十时前将录波 图传送到调度。重大事故，应立即传送到调度。8.4 故障录波图由维护单位负责分析。分析内容包括故障时间、故障元件、相别、故障 电流和电压有效值、保护动作行为。8.5 凡不属直接录波的录波装置 （指远离故障元件的录波装置） ，故障录波装置起动时， 应向调度汇报，由值班调度员决定是否上报。8.6 凡不属故障，而是系统振荡或其他异常（如低周、高周，过压、低压等）时，故障 录波装置起动录波后，现场值班人员应立即上报调度。8.7 网调根据故障录波图结果分析线路故障点并通知有关单位进行巡线

35、。特殊方式运行规定9.1葛洲坝大江电厂500kV主变压器，每一扩大单元的二台主变压器为一个接地组合单 元，变压器可直接接地运行或“经小电抗接地”运行。隔河岩电厂#3、4变压器可直接接地运行或“经小电抗接地”运行。500kV变压器中性点接地方式在切换操作时，变压 器零序保护运行规定：两台变压器由“直接接地”方式改为“经小电抗器接地”方式，在操作后，现场 运行人员应按规定将两台主变压器的中性点零序电流保护的方式切换压板分别切换至“两台主变零序和电流”运行位置。两台主变压器由“经小电抗器接地”方式改为“直接接地”方式，在操作前，现 场运行人员应按规定将两台主变压器的中性点零序电流保护的方式切换压板分

36、别切换 至“两台主变零序分电流”运行位置。9.2五强溪电厂母联兼旁路带送线路时，应保证有两套高频保护运行。操作前，被带送线路接在U母上，其它元件（母联除外）接在I母上，操作后 U母为旁母，U母电压互感器即为作被带送线路保护的电压互感器。大差、I母母线保 护加用，U母母差退出，并断开变压器后备保护接跳母联回路。被带送线路的母差电流 互感器二次回路不许进行作业，否则应按现场运行规程做好安全措施 9.3葛洲坝二江电厂、姚孟电厂可用旁路带送发变组。附录A1:技术用语A1.1保护装置一当电力系统中的电力元件（如发电机、线路等）或电力系统本身发 生了故障或危及其安全运行的事件时，发出告警信号或跳闸命令，以

37、终止这些事件发展的成 套硬件设备。保护电力元件的称继电保护装置；保护电力系统的称安全自动装置。本规程统 称保护装置。A1.2线路保护-二套（或二套以上）纵联保护（包括保护通道）、后备距离和零序保 护，500kV线路还设有过电压保护、远方跳闸装置。A1.3短线保护一一个半断路器接线方式、线路出口配有隔离刀闸时，用于保护出线刀 闸至两个断路器之间部分设备的保护。线路停电、两个断路器运行时，保护加用；线路运行 或两个断路器断开时，保护退出。A1.4断路器保护-断路器失灵保护、断路器三相不一致保护。A1.5投入保护-1、接通出口跳闸回路；2、接通起动（闭锁）重合闸回路；3、接通 起动断路器失灵回路；4

38、、接通保护通道收发信回路或投入专用收发信机； 5、接通起动远方 跳闸收发信回路。A1.6退出保护-1、断开出口跳闸回路；2、断开起动（闭锁）重合闸回路；3、断开 起动断路器失灵回路；4、断开保护通道收发信回路或退出专用收发信机； 5、断开起动远方 跳闸收发信回路；6、断开动切机切负荷回路。A1.7投入重合闸-接通重合闸出口回路，重合闸方式置“单相重合闸”方式。A1.8停用重合闸-断开重合闸出口回路，重合闸方式置“重合闸停用”方式。 A1.9投入断路器保护-接通断路器失灵保护、三相不一致保护跳闸回路。A1.10退出断路器保护-断开断路器失灵保护、三相不一致保护跳闸回路。A1.11投入线路保护-将

39、线路保护全部投入。A1.12退出线路保护-将线路保护全部退出。A1.13综合重合闸方式（1/3P）-单相故障，单相跳闸进行单相重合；单永故障跳三 相不重合。相间故障，三相跳闸进行三相重合；永久性相间故障跳三相不重合。A1.14三相重合闸方式（3P）-任何类型的故障，三相跳闸进行三相重合，永久性故 障跳三相不重合。A1.15单相重合闸方式（1P）-单相故障，单相跳闸进行单相重合；相间故障三相跳 闸不重合。A1.16退出方式（OFF或NOREQL-任何类型故障三相跳闸不重合。A1.17纵联保护一当线路发生故障时，使两侧或多侧（分支线）开关同时快速跳闸的 一种保护。它以线路各侧某电量间的特定关系作为

40、动作判据，即各侧均将判别量借助通道传 送到对侧，然后每侧分别按照对侧和本侧判别量之间的关系来判别区内或区外故障。A1.18允许式-利用对侧送来表示正方向整定范围内故障的信息。当收到对侧信息而 且本侧的判别元件动作时，就判断为区内故障，发出跳闸命令。A1.19闭锁式-利用收到的信号作为闭锁保护用。当收到信息时，就判断为无故障或区 外故障，而断开本侧保护的出口跳闸回路。当收不到对侧信息且本侧的判别元件动作时， 就判断为区内故障，发出跳闸命令。A1.20欠范围允许式-由正向保护范围小于线路全长的第一段元件起动发信，并以 本侧故障判别元件动作和收到对侧信息作为动作判据。A1.21超范围允许式-由正向保

41、护范围大于线路全长的元件起动发信，并以本侧同 一元件动作和收到对侧信息作为动作判据。A1.22纵差保护一以线路两侧电流的向量（相位和幅值）关系作为动作的判据。附录A2:华中网调直调厂变压器中性点接地方式规定1、葛洲坝电厂变压器中性点接地方式1.1尽量维持葛洲坝电厂500kV及220kV母线等值零序电抗相对稳定。1.2葛洲坝电厂按下列方式运行：（1） 按220kV母联分厂：一条母线接220kV系统；另一条母线经联变接500kV系统, 接该母线220kV主变一台接地。（2） 按联变停用分厂，葛洲坝二江电厂合母，220kV两条母线各两台变接地。1.3葛洲坝二江电厂220kV系统变压器接地方式规定如下

42、：（1）一大变三小变接地 X200 =0.02（2） 四小变接地 X200沪0.021671. 4葛洲坝大江电厂500kV系统联络变压器及主变接地方式规定见附表A2-1。附表A2-1葛洲坝大江电厂500kV系统联变及主变接地方式表序联主变台数变直接接小电抗接500kV X 2相对误差备注号台地地数10160.01243.952240.01221.983320.01200.084400.0118-1.7451070.01200中心电抗6150.0117-1.827230.0115-3.588310.0113-5.2892070.0108-9.8510060.01210.8711140.0118-

43、0.9812220.0116-2.77注1、相对误差一一500kV等值电抗和中心电抗的百分比误差。注2、一台联变指#1联变。#2联变计算结果相差甚微未列入表中 注3、葛洲坝二江接入500kV的主变按小变计算。2、丹江电厂变压器中性点接地方式2. 1尽量维持丹江电厂220kV及110kV母线等值零序电抗相对稳定。2. 2丹江电厂安排220kV分母及合母运行方式。220kV 分母运行时，220kV母联断开，一条母线接河南系统，该母线一台变压 器运行时，该台变压器接地运行，两台变压器运行时，两台变压器接地运行；另一条母 线接湖北系统，湖北系统接地方式按合母运行方式接地。220kV合母运行时，变压器接

44、地方式规定见附表 A2-2。附表A2-2丹江电厂220kV合母运行变压器接地方式表序变压器接地方式220kV110kV号#1#2(3#3#4(5、6)XeXe)(2)101100.0140.02324211010.017090.0244631122000.01280.0233240111010.016760.02187注1、#2、#3变：0-停运，1作联变运行，110接110kV侧220-接220kV 侧。注2、其它变0不接地,1 接地。注3、联变运行直接接地。注4、#2、3变同等对待，#4、5、6只一台接地3、姚孟电厂变压器中性点接地方式3. 1尽量维持姚孟电厂220kV母线等值零序电抗相对

45、稳定，同时兼顾500kV母线等值零 序电抗相对稳定。3. 2联络变压器及接500kV母线的#3、#4变压器必须接地运行。3. 3 #1、#2变压器同时检修及#3、#4主变同时检修方式，作为特殊方式，临时处理。3. 4姚孟电厂变压器接地方式规定见附表 A2-3。附表A2-3姚孟电厂变压器接地方式表联变#3( #4)#1(#2)#0X50X220e11110.021150.016572110.014170.0145201210.04290.018482210.021450.0184810210.033440.014342010.016550.02307注：#0变（启备变）停用对零序电抗影响甚微。4

46、、隔河岩电厂变压器接地方式规定4. 1 #1、#2变一台运行一台接地，二台运行二台接地。4. 2接入500kV母线的#3、#4变，一台运行直接地；二台运行均经小电抗接地5、东江电厂变压器接地方式规定5. 1 一台变压器为直接接地运行，其他变压器经间隙接地运行。6、阳逻电厂变压器接地方式规定见附表 A2-4。附表A2-4阳逻电厂变压器接地方式表序号变压器接地方式ATKBTX.备注#1 (2)#高 1(2)#3( 4)11210.02930.0389分厂21110.03340.038930210.02930.0293合厂40110.03340.033451200.02930.029361100.0

47、3340.0334注1、序号1、序号3作为正常方式。注2、不满足上述6种接地方式作为特殊方式处理。注3、接地变压器原则上接入不同母线，#高1 (2)是指高压启备变7、高坝洲电厂变压器接地方式规定7. 1合环方式一台变压器中性点直接接地运行，其它变压器中性点经间隙接地运行。正常选择02B 变直接接地。若02B变停运，可选01B或03B直接接地。7. 2开环方式厂分为两部分，每部分一台变压器中性点直接接地运行，其它变压器中性点经间隙 接地运行。&益阳电厂变压器接地方式规定8. 1正常为一台变压器(#1或#2)直接接地运行。8. 2启备变运行，启备变接地。8. 3接地变压器和启备变接入不同母线。附录

48、A3:线路保护动作信号的符号及意义附表A3 线路保护动作信号的符号及意义一览表型号符号意义符号意义RAZFRNA相动作2两相起动ESNB相动作3三相起动TNC相动作TK3皿段时间动作TK2H段时间动作P振荡闭锁动作U总跳闸=直流电源消失Z1I段测量起动Z2H段测量起动注：Z1、Z2双玉I、H回线、清换线，RAZFE屏有Z1、Z2。LZ-96D出口动作D|闭锁保护跳闸H收到允许信号t2第H段时间动作R选相A动作t3第皿段时间动作S选相B动作t4第V段时间动作T选相C动作TLS-1BAA相跳闸I第I段跳闸BB相跳闸第H段跳闸CC相跳闸皿第皿段跳闸CT咼频保护跳闸IV第V段跳闸LP后加速三相跳闸TR

49、BUS跳闸母线监视WI弱电源跳闸3P三相跳闸准备TT直接传送跳闸MOB振荡闭锁动作注：3P、MO助黄灯，其他均为自保持红灯。PLS-1BAA相跳闸ZONE1欠范围跳闸BB相跳闸ZONE2H段延时跳闸CC相跳闸ZONE3皿段延时跳闸3POLE三相跳闸CH.TR超范围允许式跳闸50N方向过流动作TRBUS跳闸母线监视51N零序过流动作FD故障启动或装置故障告警LPU后加速动作RCVR收信动作WI弱电源跳闸BLKZN闭锁兀件动作DTT接受远跳禁止重合INSERV装置运行状态CKJ-1TAA相跳闸II段阻抗TBB相跳闸III段阻抗TCC相跳闸皿皿段阻抗TS三相跳闸 Z工频突变量阻抗TF方向跳闸接地接地

50、阻抗TRK弱电源跳闸相间相间阻抗TJS后加速跳闸零序零序电流运行装置正常运行CKFTAA相跳闸TF方向跳闸TBB相跳闸THB延时零序电流跳闸TCC相跳闸TZ直跳TS三相跳闸运行绿灯亮：装置运行TJS后加速跳闸绿灯火：装置退出LFP-901TAA相跳闸CH重合闸动作TBB相跳闸CD重合闸充电监视(2)-CC相跳闸DC直流电源（运行时灯亮）OP (CPU1)方向保护监视灯DXP.T断线监视OP (CPU2)距离保护监视灯OP(SIG)装置异常监视D+901A纵联保护动作（突变量）Z1距离I段Z+902A纵联保护动作（复合方向）Z2距离H段0+纵联保护动作（零序方向）Z3距离皿段DZ突变量距离兀件动

51、作L02零序H段动作P0非全相运行再故障加速H段距离L03零序皿段动作CF2合闸于故障加速CF1合闸于故障加速HB2后备元件动作LPTPT断线后，电流元件动 作HB1后备元件动作WXB-11WXH-11WXB-15WXH-CPU1告警CPU1插件异常CPU1 有报告高频保护动作要打印CPU2告警CPU2插件异常CPU2 有报告距离保护动作要打印CPU3 告警CPU3插件异常CPU3 有报告零序保护动作要打印15CPU4 告警CPU4插件异常CPU4 有报告重合闸动作要打印CPU1 运行咼频保护CPU2运行距离保护CPU3 运行零序保护CPU4运行重合闸跳AA相跳闸起动保护装置起动跳BB相跳闸呼唤保护装置有信号打印跳CC相跳闸总告警CPU异常告警永跳三相跳闸寻检中断人机对话插件有异常重合重合闸动作CSL1 01CSL102跳AA相跳闸重合重合闸动作跳BB相跳闸告警装置告警跳CC相跳闸WXH8 01WXH802跳AA相跳闸重合重合闸动作跳BB相跳闸告警