继电保护运行技术规范（2018年试行版）

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

继电保护运行技术规范

（2018年试行版）

Technicalspecificationforpowersystemprotectionoperating

management

中国南方电网有限责任公司发布

目次

前言............................................................................Ill

1范围................................................................................1

2规范性引用文件.....................................................................1

3术语和定义..........................................................................2

4总贝IJ...........................................................................................................................3

5规划、基建及技改....................................................................4

6保护并网............................................................................7

7软件版本............................................................................8

8整定计算...........................................................................13

9保护运行...........................................................................17

10网络安全防护.....................................................................28

11保护作业..........................................................................29

12保护检验..........................................................................32

13远方操作..........................................................................34

14保护缺陷..........................................................................35

15保护反措..........................................................................38

附录A（规范性附录）继电保护动作信息报送清单......................................39

附录B（规范性附录）保护命名原则..................................................41

附录C（资料性附录）继电保护死区风险分析及控制措施................................53

附录D（资料性附录）线路重合闸运行风险分析及控制措施..............................72

-II-

**—1—

刖s

为规范南方电网继电保护专业管理，提升继电保护设备运行管理水平，保障设备安全、可

季、经济运行，指导南方电网继电保护系统及设备规划、设计、建设、施工、运行、科研等工

作，保证南方电网电力系统安全稳定运行及发输配电设备的安全，中国南方电网公司系统运行

部组织编制了本规范。

本规范按全过程覆盖保护运行的原则，规定了南方电网继电保护的运行管理体制与职责分

工、管理内容与方法等内容。

凡南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、制造等单位均应遵守本规范。

本规范的附录A、B为规范性附录，附录C、D为资料性附录。

本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口。

本规范主要起草单位：超高压公司、调峰调频公司、广东电网公司、广西电网公司、云南

电网公司、贵州电网公司、海南电网公司、广州供电局、深圳供电局。

本规范主要起草人：陈朝晖、张弛、丁晓兵、彭业、李正红、黄佳胤、高宏慧、史泽兵、

郑茂然、张静伟、高永强、王增超、杨咏梅。其中1-5章由陈朝晖主要编写，第6章由郑茂然、

张静伟主要编写，第7-8章由李正红主要编写，第9章由郑茂然、张静伟、高永强、高宏慧、

史泽兵主要编写，第10章由高宏慧主要编写，第U-12章由彭业主要编写，第13章由黄佳胤

主要编写，第14-15章由彭业主要编写。附录由高永强主要编写，编写说明由陈朝晖主要编写。

本标准自2018年6月起试行。

执行过程中的意见和建议，请及时反馈至中国南方电网公司系统运行部。

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南方电网继电保护运行技术规范

1范围

本规范规定了南方电网继电保护的运行管理体制与职责分工、管理内容与方法，适用于

南方电网继电保护运行、设备维护和专业管理。

南方电网各级调度机构和发、输、变、供、用电单位以及在南方电网从事继电保护的科

研、设计、施工、制造和质检等单位，均应遵守本规范。

南方电网继电保护按照统一规划、统一标准和分级管理的原则，确保全网协调发展。

本规范是南方电网继电保护运行管理的最高准则。南方电网内各生产运行单位制定继电

保护运行管理规定、现场运行规程均不得与本规范相抵触。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其

随后所有的修改单或修订版均不适用于本规范。凡是不注日期的引用文件，其截止本规范发

布之日前最新版本适用于本规范。

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

DL408智能变电站继电保护通用技术条件

DL755电力系统安全稳定导则

DL/T587微机继电保护装置运行管理规程

DL/T995继电保护及电网安全自动装置检验规程

DL/T623电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程

DL/T559220kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T5843〜UOkV电网继电保护装置运行整定规程

Q/CSG212001中国南方电网有限责任公司二次系统管理规定

Q/CSG510001中国南方电网有限责任公司电力安全工作规程

Q/CSG11003中国南方电网电力调度管理规程

Q/CSG120100235kV及以上电网二次系统规划技术原则

Q/CSG1203005电力二次装备技术导则

Q/CSG1203004.320kV及以下电网装备技术导则

Q/CSG110005南方电网电力二次系统安全防护技术规范

《电力监控系统安全

防护规定》（国家发展和改革委员会令2014年14号）

-1-

《电力监控系统安全

防护总体方案》（国能安全[2015]36号）

《信息安全等级保护

（公通字[2007]43号）

管理办法》

DL/T5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程

3术语和定义

3.1继电保护专业管理部门

各级电网或超高压公司、调峰调频公司及电厂行使继电保护专业管理职能的部门。

3.2单位

3.2.1运行维护单位

指承担变电站（含换流站）或电厂继电保护装置日常巡视、检修、改造，以及缺陷和事故

的处理、统计和汇报等运行维护工作的供电局、超高压局及电厂、大用户。

3.2.2建设单位

承担继电保护装置新建、扩建、大修、技改等建设工作项目管理的责任单位。

3.2.3设计单位

承担继电保护设计任务，负责工程可研、初设、施工图设计的单位。

3.2.4施工单位

承担工程施工安装的单位。

3.2.5调试单位

承担继电保护装置调试的单位。

3.3大型用电企业

大型用电企业是指建有自备发电厂或承担用户变电站运行维护职责的用电企业，简称大用

户。

3.4继电保护设备

继电保护设备指反应于电力系统故障或异常运行情况，在可能实现的最短时间和最小范围

内，自动将故障设备从系统中切除，或发出异常运行信号，记录、传输、分析电力系统故障及

异常运行信息，减轻或避免设备的损坏和减少电力供电影响的设备、二次回路及相关辅助设备

的总称。包括交流系统主配网各类线路及元件继电保护设备、直流控制保护系统、串补保护系

统、融冰控制保护系统、STATCOM控制保护、故障录波设备、行波测距设备、保信系统、消

弧选线控制系统、报文分析设备、过程层交换机、合并单元、智能终端等设备、二次回路及相

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关辅助设备、试验设备等。

3.5智能变电站配置文件

智能变电站配置文件指使用变电站配置描述语言SCL用于描述装置能力或其网络通信拓扑

结构的文件，包括ICD、SCD、SSD、CID、CCD等，文件采用UTF-8编码的XML文件格式。

3.6继电保护远方操作

继电保护远方操作指调控中心、监控中心、巡维中心在异地远方对被控继电保护装置实施

软压板投退、定值区切换、信号复归、定值修改等改变被控继电保护装置工作特性或运行状态

的行为。

4总则

4.1继电保护专业管理部门

4.1.1负责组织、指导、协调、监督、评价、考核下级单位和调管范围内发电厂、大用户的继电

保护工作。

4.1.2负责组织或参与编制、审查继电保护设备制度标准，包括管理制度、技术标准、指标体系、

评价考核标准等。

4.1.3负责整定范围内继电保护设备整定计算工作。

4.1.4负责继电保护设备技术管理。

4.1.5负责继电保护设备软件版本管理。

4.1.6负责继电保护设备并网管理。

4.1.7负责继电保护设备的运行、风险、技术监督管理，组织继电保护设备运行、维护、检验和

消缺工作。

4.1.8负责组织继电保护信息系统、智能站文件管控系统的建设、运维及实用化工作。

4.1.9负责组织继电保护设备相关的事故、事件分析。

4.1.10负责对继电保护设备开展运行统计、分析、评价及信息发布。

4.1.11负责继电保护设备新技术推广应用。

4.1.12负责继电保护设备技术交流和专业培训。

4.1.13参与继电保护相关信息系统的规划建设、运行管理、应用推广和实用化等工作。

4.1.14参与编制、审查继电保护专业技术规划。参与基建、技改工程继电保护设备的可研、初

设和设计审查。

4.2继电保护运行维护部门

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4.2.1参与本单位新建、扩建、改造工程的设计审查、施工监督及验收工作。

4.2.2负责运行维护范围内继电保护装置运行监视、异常处理和定值的执行及管理，并按要求准

确、及时向相应调度机构及本单位继电保护专业管理部门汇报。

4.2.3负责收集整理运行维护范围内继电保护设备的动作情况、保护打印报告、录波图等，并及

时开展保护动作分析，编写分析报告。

4.2.4负责组织编写继电保护设备的现场运行规程，并组织运行值班人员的继电保护培训工作，

使运行值班人员做到能正确地投、退保护，在继电保护出现异常情况或继电保护动作后能准确

地记录动作信号，并立即向有关调度部门汇报。

4.2.5负责运行维护范围内现场定值的执行和管理工作。

4.2.6负责运行维护范围内继电保护的年度定检计划的制定及执行。

4.2.7负责建立、健全继电保护图纸资料及运行技术档案（包括定检、缺陷等）。

4.2.8负责执行继电保护的各项技改修理、反措工作。

4.2.9参与运行维护范围内继电保护引起的事故的调查分析工作。

4.2.10负责本单位继电保护信息子站的运行维护和管理工作。负责落实保信子站接入装置改造

或升级时同步更新子站配置工作，并与相关调度机构联系进行保信子站一分站以及子站一主站

联调。

4.2.11负责向上级调度机构提出继电保护反事故措施建议。贯彻执行上级调度机构反措要求，

制定反措执行计划。

4.2.12接受本单位及上级继电保护管理机构的专业指导，按要求及时完成继电保护专业管理部

门下达的各项专业工作。

5规划、基建及技改

5.1基建、技改工程可研、设计、安装、验收、投产等各个阶段都应经继电保护专业管理部门

审核和技术把关。

5.2继电保护专业管理部门、运行维护部门应积极参与新建、改扩建工程的可研、初设审查。

着重审查一次接线方式是否超出南方电网典型设计的范围；结合被保护设备的接线方式、结构

配置和技术参数等，审查被保护设备是否满足保护设备选型清单所列的适用范围，是否存在可

选用的软件版本。若继电保护系统的初设报告、施工图等与典型设计存在差异，应将差异说明

报上一级专业管理部门审核。

5.3规划、设计单位在编制电力系统继电保护规划、基建、技改技术原则应遵循继电保护相关

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技术规范的要求，对不满足相关技术规范要求的情况，应进行专题说明。

5.4规划、设计单位在编制系统发展规划，进行系统设计和确定厂、站一次接线时，应坚持一、

二次系统相协调的原则，充分考虑继电保护装置的技术性能和条件，以保证系统安全、经济运

行。

5.5规划、设计单位在电力系统设计及输变电工程的可行性研究报告中，应结合远期规划，对

短路容量进行校核，确定电流互感器参数选型，防止近期及远期短路电流超过电流互感器准确

限制值。

5.6基建、技改工程中，规划、设计单位应从整个系统角度统筹考虑继电保护配置，做出合理

安排，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护装置不符合要求部分进行改造。对于现运

行线路"接形成的220kV及以上电压等级线路，若原线路保护不能与新装置配合或至新线路

投产时现有保护装置运行时间达到8年的，现运行保护装置应进行改造；

5.7设计单位在对串补及周边厂站进行保护选型时，串联补偿电容器所在线路应采用具有串补

功能的保护型号。对于串联补偿电容器周边线路(至少两级)，应开展综合评估，确定是否必

要配置具有串补功能的保护型号。

5.8新能源接入电网，设计单位应综合考虑新能源容量、接入电压等级、渗透率等因素，分析

相关厂站继电保护对一次系统的适应性，必要时，应对继电保护配置、功能要求进行专题研究。

5.9直流输电工程设计时，设计单位应考虑一、二次系统的相互配合，对影响继电保护配置、

有特殊功能要求的直流系统关键设计应进行专题研究论证。

5.1()直流系统设计时，设计单位应综合考虑阀单元保护、阀控、极保护、极控等模块的功能及

配合关系，综合提高直流二次系统可靠性。

5.11基建及技改工程验收要求

5.11.1运行维护单位负责对继电保护设备的安装、调试过程进行监督，并直接参与具体验收工

作。

5.11.2基建及技改工程安装、调试人员应严格按照南方电网继电保护检验规程、技术规范及反

措要求，进行设备的出厂检验、安装、施工及调试等，确保工作质量并形成完整的技术资料。

5.11.3运行维护单位应介入基建、技改工程继电保护装置及回路调试，了解装置的性能、结构

和参数，并对装置及回路按有关规程、制度和标准进行验收。

5.11.4新安装继电保护装置在竣工验收时，建设单位应组织施工调试单位按照有关规定向运行

维护单位移交施工图纸、调试纪录、厂家说明书、设计变更通知单等设备技术资料，以及制造

厂随同设备供应的备品备件、生产试验仪器和专用工具等。

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5.11.5设计单位、施工单位与调试单位应充分配合验收工作，对于不予配合的，运行维护单位

有权拒绝验收，电网调度部门有权不允许继电保护装置投入运行。

5.11.6未验收或验收不合格的继电保护装置及二次回路不允许投入运行。

5.11.7继电保护装置投入运行后3个月内，设计单位应将继电保护竣工图纸（包括可修改、能

打印的CAD电子文档）送交装置运行维护部门。

5.11.8直流工程保护定值及控制参数合理性应经过具有与实际工程相同控制保护系统的仿真试

验验证。直流、串补工程应在系统调试前向相应调度机构提供FPT、DPT试验报告。

5.11.9智能变电站验收要求

5.11.9.1运行维护单位应按照有关规程、制度和标准要求开展验收，重点对智能变电站组态配

置、二次虚回路、光纤实回路、网络系统功能和性能等项目进行验收。

5.11.9.2运行维护单位自新安装装置竣工验收完成后，将智能变电站配置文件纳入运行管控范

围，并通过文件管控系统实现规范化管控。对于配置文件的任何修改、变更均应严格把关，并

通过必要的试验验证修改的正确性，确保配置文件准确。

5.11.9.3各分、子公司应对辖区内智能站配置文件实施统一、规范管理。新建智能站应同步部

署运维管理工具（含配置文件管理、虚实回路监视与告警、辅助安措等功能），己投运重要智

能站（保护不正确动作可导致电力生产安全事故或一级事件的智能站）应部署运维管理工具。

5.11.9.4改扩建时，运行维护单位应运用技术手段（优先使用配置文件运行管理模块的差异比

较和展示功能）保证SCD文件在改扩建过程中的唯一性与正确性。设计单位、施工单位、调试

验收单位、运行维护单位均不应修改SCD文件中与改、扩建间隔无关的部分。改、扩建变更

SCD文件后，应将变更后的SCD文件与变更前的SCD文件进行比对，确认变更部分不会影响

其他无关运行设备。

5.11.9.5改、扩建变更SCD文件后，跨间隔设备应验证与每个间隔二次虚回路的正确性和完备

性，重点检查GOOSE出口软压板对跳闸出口的控制功能及其跳闸的对应关系，改扩建间隔要

实际传动断路器。

5.11.9.6改、扩建变更SCD文件后，SCD文件中与改、扩建无关的IED设备应计算设备本身

虚端子或CCD文件CRC校验码，与实际运行的该IED设备的虚端子或CCD文件CRC校验码

进行核对比较，确认没有变化。对于无法计算虚端子CRC校验码的IED设备，宜结合改、扩建

工程进行装置升级。

5.11.9.7对于与改、扩建无关的1ED设备，当不具备条件利用CRC校验码进行核对比较时，

应要求集成商、设备供应商进行底层核对并书面确认SCD文件导出的配置文件与装置实际运行

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的配置文件一致。无法保证时应利用改、扩建变更后的SCD文件导出配置文件并下装到IED设

备，并将该IED设备视为新设备，重新进行全面校验。过程层交换机配置变更后，应验证其正

确性。

6保护并网

6.1新设备挂网试运行

6.1.1新设备是指已通过有资质的检测机构进行的型式试验，并取得省级以上部门或行业协会出

具的鉴定证书，且具备在国内电网企业应用经验的，但未在公司范围内挂网运行的电力设备。

6.1.2申请挂网试运行的新设备应通过型式试验，并取得省级以上部门或行业协会出具的鉴定证

书。

6.1.3继电保护专业管理部门应按照申请、审批、准入的工作流程开展挂网试运行工作。

6.2新设备启动

6.2.1新建、改建、扩建一、二次设备并网运行，以及经技改、更换等引起参数、特性变化的设

备再次并网运行，均纳入新设备启动投运管理。

6.2.2新设备启动前必备条件

6.2,2.1继电保护装置及相关二次回路验收合格，质量符合安全运行要求，待启动设备保护经

通流试验、传动试验等验证回路接线完整、动作可靠。启委会确认具备投运条件。

6.2.2.2电力调度机构所需资料己齐全。参数测量工作己结束，并由建设单位以书面形式提交。

建设单位完成验收评价表报送。

6.2.23继电保护装置定值已按定值单要求整定调试完毕，有关通道的对调已完成。厂站端保

护出站信息与相应主站联调测试正常。

6.2.2.4电流互感器二次绕组的选型和配置满足要求，继电保护装置交流电流回路接线正确，

不存在保护动作死区，继电保护死区风险分析及相关控制措施要求参见附录C。

6.2.2.5对于220kV及以上电压新机组，应按照电网要求审查确认定值，确保机组定值满足厂

网配合要求，并将结果报相应调度机构备案。

6.2.2.6机组保护应符合厂网配合及相关国家、行业技术标准要求。

6.2.2.7启动方案编制过程中应进行保护运行风险辨识并在方案中提示风险，包括保护误动、

拒动、故障不能快速切除等导致的电网风险，提醒相关专业做好控制措施。

6.2.2.8新设备启动申请已获得相关调度机构批准。

6.2.3新设备启动过程中，待启动保护必须通过带负荷进行极性测试正确。

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6.2.4所有保护功能按照正式定值单要求正常投入（包括线路纵联保护、主变差动保护、发变组

差动保护等），退出待启动线路的重合闸。

6.2.5单套线路、母线等保护改造，在确保另外一套线路、母线等保护极性正确时.，可直接复电

并在极性校验正确后投入该套保护。

6.2.6满足相关保护极性测试精度要求时，线路充电电流可视为负荷电流。

6.2.7若母差保护极性未经校验，启动时宜腾空一条母线；需要腾空母线的，在启动前母线仍保

持正常运行状态，仅在启动操作正式开始后再断开母线开关。5（X）kV系统没有条件腾空母线的，

应将母线相连的所有开关均投充电保护，此时应尽量缩短母线腾空或母线上多个开关投充电保

护的时间。

6.2.8为保证启动过程中，保护临时措施定值的灵敏度，短路电流计算方式应依据工程实际的电

网接线方式、启动步骤、顺序，并考虑相邻设备N-1情况。短路电流计算用系统运行方式宜考

虑小方式，当小方式下短路电流无法躲过负荷电流时，可考虑当前电网实际运行方式。保护临

时措施定值取值困难，需要限定电网运行方式方能满足四性要求时，应在启动方案中明确对电

网运行方式要求（如电厂开机情况、线路运行情况、潮流控制要求等）。

6.2.9启动过程中，为满足系统稳定要求，需要采取修改后备保护时间作为保护临时措施时，后

备保护（如220kV及以上系统开关充电、过流保护）动作时间一般可按不超过0.1秒整定，或

按方式提供的保系统稳定的极限切除时间要求整定。

6.2.10新设备启动过程中作为保护临时措施投入的充电、过流保护，正常运行时，要求相应保

护功能可靠退出。充电保护、过流保护动作值宜按最大值整定，相关控制字宜按退出整定。

6.2.11高抗保护采用中性点单相互感器（或外接零序电流）构成零序差动时，应在启动过程中

开展断路器单相分合试验，确保零序差动保护极性正确。

6.2.12变压器保护、发变组保护采用中性点单相互感器（或外接零序电流）构成零序差动时，

需确保极性校验正确后方可投入零序差动保护功能。

6.2.13变压器中性点零序CT极性正常无法通过负荷电流校验时，可采用变压器励磁涌流作为

辅助验证手段。

7软件版本

7.1总体要求

7.1.1中国南方电网电力调度控制中心（以下简称南网总调）负责南方电网各电压等级交流继电

保护、直流控制保护软件版本的归口管理，依托各级调度机构实行分级管理。

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7.1.2交流继电保护、直流控制保护软件版本遵循一体化、规范化要求，建立版本需求、版本测

试、版本发布、升级及台账维护的规范流程，实现版本风险的统一管控。

7.2交流保护软件版本

7.2.1并入南方电网运行的发电厂、用户变电站的线路、母线、联络变微机继电保护装置、故障

录波装置的软件版本（含装置能力描述文件ICD版本）应执行所属地区相应调度机构发布的软

件版本。

7.2.2软件版本需求

7.2.2.1基建、技改工程中，由于一次设备、主接线方式等原因对保护装置有特殊功能需求，

现有发布保护装置型号、版本不能满足要求时，基建、设计、运行单位及保护设备供应商应在

基建前期编制可研、初设报告阶段向相应调度机构提出版本功能需求。

7.2.2.2运行设备在运行或定检过程中发现装置软件版本存在缺陷，需要更换保护版本的，运

行单位应向相应调度机构提出版本变更需求。

7.2.23调度机构在继电保护运行管理过程中也可根据需要提出版本变更需求。

7.2.2.4软件版本需求申请的受理依托各级调度机构实行分级管理。

7.2.2.5并入南方电网运行的发电厂、用户变电站的线路、母线、联络变微机继电保护装置、

故障录波装置、保信子站装置的软件版本需求由相应调度机构负责受理。

7.2.2.6对于由保护设备供应商发现存在运行风险的软件版本，供应商应及时提出保护版本变

更申请，相应申请由总调负责受理。

7.2.2.7现有保护装置型号、版本不能满足工程要求时，版本变更申请应包括设备技术要求与

南网技术规范之间差别、装置软硬件与现有发布版本之间区别等内容。

7.2.2.8对于在网运行设备保护软件版本变更申请应包括升级装置名称、型号、升级原因、新

老版本功能区别、新软件版本号、软件校验码、形成时间、定值清单、测试结果、升级过程注

意事项等。

7.2.3版本测试

7.2.3.1保护设备供应商根据版本需求开发完成相应的保护装置，具备测试条件后，由总调直

接或委托相关中调组织开展新入网装置、网内共性存量保护装置升级软件版本的测试；中调负

责组织开展本省区存量地区性保护升级版本的测试工作。

7.2.3.2软件版本的测试设测试专家组，负责版本测试方案审查、测试异常现象分析等技术把

关。

7.2.3.3软件版本测试原则上由经公司认可的测试机构承担，对于由其他测试机构或单位承担

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时，由测试组织单位提出，并征得总调及各中调同意。

7.2.3.4测试方案由测试机构负责编制，经专家组审核把关通过后实施。

7.2.3.5测试组织单位负责给出对设备供应商解释的初步意见（通过、不通过），并提出是否需

要测试专家组评议的建议，评议方式采取会议评议或书面函审的方式开展。经测试合格的版本

方可入网运行。

7.2.4版本发布

7.2.4.1总调每年汇总发布经统一测试（含入网测试和版本测试）合格的l（）kV及以上电压等

级保护软件版本。中调、地调承接总调版本发布内容，补充本省区存量地区性测试合格版本，

并对本省区现有运行无需版本变更的10kV及以上保护装置的软件版本进行汇总后一并发布。

版本发布后，中调汇总本省区版本发布情况，报总调备案。年度版本发布，对严禁使用的软件

版本一并予以明确。

7.2.4.2总调发布的年度软件版本用于指导和规范本年度新建、技改工程中的新投入运行保护

装置及网内共性存量保护装置升级软件版本的使用。中调、地调补充发布的年度版本用于指导

和规范各自调管范围内现有运行装置的版本升级及使用。

7.2.4.3软件版本发布内容应包括：设备供应商、型号•、软件版本、校验码、程序形成时间、

适用范围及版本升级历史信息等。

7.2.5版本升级

7.2.5.1装置原软件版本存在一般缺陷（如报文显示或后台通讯及规约等方面），不存在保护不

正确动作风险或不影响后台数据分析时，允许新、老版本同时存在，老版本可结合定检升级。

7.2.5.2装置原软件版本存在严重缺陷，新版本经测试发布后，相应调度机构应根据总调要求

制定升级方案，限期组织整改。

7.2.5.3保护版本升级完成后，运行单位应及时更新保信系统配置和保护台帐信息。

7.2.6版本台帐维护

7.2.6.1基建、改扩建工程，运行维护单位应于设备投产前1个月完成信息系统保护版本信息

台账的建立、审核工作。

7.2.6.2技改工程，运行维护单位应于设备启动前5个工作日完成信息系统保护版本信息台账

的修改、审核工作。

7.2.6.3程序升级工作，运行维护单位应于升级工作完成后5个工作日完成信息系统保护版本

信息台账的修改、审核工作。

7.2.6.4各电厂、直供用户应按照以上时间要求，按规定格式要求完成台账信息的报送工作，

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并协调相应调度机构完成版本信息台账的建立（维护）、审核工作。

7.3直流控制保护软件版本

7.3.1对于±500kV及以上电压等级常规直流工程、±350kV及以上电压等级柔性直流输电工程，

控制保护软件版本按如下要求进行管理，中、低压直流控制保护、串补保护系统、融冰控制保

护系统、STATCOM控制保护等软件版本管理可参照执行。

7.3.2直流控制保护软件应按工程和站点分别进行管理；根据国产化情况的差别，分为两种管理

模式，即按源程序进行管理，以及根据校验码和版本号进行管理。

7.3.3运行单位在软件版本变更完成后，应根据调度机构下发的直流控制保护定值单重新核对定

值，对于无独立定值整定界面的直流控制保护软件，应核实、更新定值执行说明文档后，完成

定值核对工作。

7.3.4直流工程测试、工程调试及日常运行过程中均严禁任何单位、任何个人未经许可修改程序

或者超范围修改程序。

7.3.5对于新建和技改工程的控制保护软件的版本

7.3.5.1设备首次带电前工程调试期间：现场信息配置类的软件版本变更，应经运行单位、工

程调试单位和工程建设单位审批后实施；直流控制保护功能逻辑的软件版本变更，原则上应报

总调，按已投运直流工程的管理要求，测试通过并经总调审批后实施。在设备申请首次带电前，

应提交软件版本升级记录作为带电审查条件。

7.3.5.2设备带电后工程调试期间：现场信息配置类的软件版本变更，应经运行单位、工程调

试单位和工程建设单位审批，并报总调备案后实施；直流控制保护功能逻辑的软件版本变更，

原则上应报总调，按已投运直流工程的管理要求，测试通过并经总调审批后实施。

7.353运行单位协助工程建设单位做好控制保护软件版本变更申请的技术审查、上报、版本

备份等工作。

7.3.5.4大负荷试验完成后，直流工程具备大负荷送电能力所形成的控制保护程序版本，作为

运行软件版本的第一版程序。

7.3.6运行软件版本需求

7.3.6.1运行设备在运行或定检过程中发现缺陷，需要对软件进行升级的，运行单位应协同该

直流对端换流站运行单位，及时向总调提出软件版本变更申请。

7.3.6.2南网总调负责受理软件变更需求申请。软件变更需求申请表由需求提出单位负责填写,

并同时提交软件修改方案：工程调试期间，工程建设部门可临时负责受理软件变更需求申请，

但需严格执行修改后备案流程。

-11-

7.3.63南网总调收到各单位提出的变更需求后，在10个工作日内组织专家组对变更需求进行

分析，评估软件变更需求是否合理、可行，明确同一直流工程各端换流站同一主机的软件版本

升级原则，明确其余直流工程共性问题排查要求。

7.3.6.4经评估确认软件变更需求合理、可行后，控制保护厂家应按期完成程序研发和厂内测

试，提交测试单位。

7.3.7软件测试

7.3.7.1软件测试方式包括仿真测试、厂内测试和现场试验，测试方式的选择，由专家组根据

实际情况确定，原则上通过测试后方可在现场实施。

7.3.7.2仿真测试方案由测试单位负责编制，并负责组织完成仿真软件的升级；

7.3.7.3厂内测试方案由控制保护厂家组织编制，南网总调负责组织试验见证；

73.7.4现场试验方案由运行单位组织编制，并负责编制试验总结报告；

7.3.7.5对测试过程中出现的异常，测试单位应责成控制保护厂家给出合理的解释，如程序仍

存在缺陷，控制保护厂家需重新提交修改方案。

7.3.7.6厂内测试完成后，控制保护厂家应在5个工作日内提交测试报告至南网总调、南网科

研院和运行单位等相关单位；仿真测试完成后，测试单位应在5个工作日内提交测试报告至南

网总调、南网科研院和运行单位等相关单位。

7.3.7.7现场试验中如果出现异常，运行单位应立即告知南网总调，由南网总调组织确定后续

措施；现场试验正常完成后，应在5个工作日内提交试验报告至南网总调和南网科研院。

7.3.8软件版本发布和备份

7.3.8.1南网总调以会议纪要、OMS软件版本变更申请批复等形式，通知运行单位开展直流控

制保护软件升级工作；运行单位填写检修票向南网总调申请开展现场工作。

7.3.8.2按源程序管理的直流工程，现场实施后，运行单位应做好源程序和软件修改说明的存

档和备份管理。

7.3.8.3按校验码和版本号进行管理的直流工程，现场实施后，运行单位应将在软件升级流程

现场执行环节中填写软件升级执行情况，反馈校验码、版本号等信息，同时应及时更新控制保

护台帐信息，台账信息中应包含与升级版本对应的校验码。

7.3.8.4运行单位应设置专门工作站或计算机存储控制保护软件，安排专人进行软件版本管理,

在备份软件传递过程中使用专用U盘或者刻录光盘的形式，做好软件版本变更申请、审批记录

和软件升级版本存档并形成台账。

7.3.8.5现场软件升级后，南网科研院负责组织控制保护厂家在15个工作日内完成仿真软件的

-12-

升级，并将软件升级情况通告至其他测试单位；各测试单位应尽快组织完成仿真软件的升级。

7.3.8.6各工程每年年度大修后10个工作日，运行单位将各直流控制保护的源程序，以及在此

期间的直流控制保护软件修改记录和说明提交至南网科研院。

7.3.8.7每年10月30日前，南网科研院负责完成“直流控制保护软件版本管理年度总结报告”,

对年内各直流系统开展的直流控制保护软件版本升级工作进行统计和总结；并根据现场提供的

源程序和软件修改说明，核实仿真软件是否与现场软件对应，必要时组织控制保护厂家完成仿

真软件的升级，将核实情况反馈至南网总调，并统一发布至各测试单位。

8整定计算

8.1总体要求

8.1.1继电保护的整定计算应以保证电网的安全稳定运行为目标，执行局部服从整体、下一级电

网服从上一级电网的原则。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级切除，不得造成高电

压等级保护越级跳闸。

8.1.2各级继电保护专业管理部门要加强整定计算全过程管理，以技术规范、典型设计、软件版

本管理要求为依托，积极介入基建（改扩建）工程的前期审查，提高规范化管理水平。

8.1.3各级调度机构及各运行维护单位应规范定值整定和执行，明确定值整定及定值执行各环节

的岗位职责，规范定值单（含软件版本单）、定值执行回执的管理。

8.1.4继电保护定值整定应严格遵守计算、审核、批准三级及以上责任制度，合理优化工作环节,

实现每个环节特别是关键环节的三级审核。定值整定关键环节如下：

a）参数管理环节，包括线路、高抗、变压器、CT、PT变比参数的归算、录入、拓扑图

的编制，线路热稳电流的设置以及厂站的基本方式。参数拼接时应出具参数拼接报告，

进行参数拼接前后参数比对、方式比对、计算比对。

b）原理级整定环节。包括对线路、变压器等电气设备配置的后备保护，如相电流保护、

零序电流保护、相间距离保护和接地距离保护的各段定值依据整定原则进行逐段整定、

逐级配合的计算过程。

c）装置级整定环节。对电力系统中电气设备配置的特定型号、版本的保护装置定值进行

计算，完成该保护装置每一项定值计算的过程。包括装置级通用模板、装置级共性量、

具体工程的装置级定值计算、生成定值单。

8.1.5经计算人、审核人、批准人签名并正式盖章（含电子章）的定值单为有效定值单。

8.1.6继电保护整定计算范围原则上与调度管辖（含代管）范围一致，整定范围的划分以书面形

-13-

式明确。

8.1.7电厂内的llOkV及以上线路保护、母线保护及线路、母联断路器保护一般由相应调度机

构负责整定，其它设备由电厂自行整定。

8.1.8厂站自行整定的保护定值应满足调度机构的定值配合要求。

8.1.922OkV及以上电压等级的联络线、联络变（或一经操作即可能构成联络的设备）一般情况

下不应下放至运维单位或地调及以下调度机构整定。对于已经下放的设备，应结合实际情况逐

步调整整定范围，整定范围调整前，设备定值应由相关中调负责审核。

8.1.10地区供电局系统运行部负责配电自动化终端保护定值的归口管理，负责明确地、县级调

度机构及配电自动化运行维护部门（配电管理部门）的整定范围，负责制定配电自动化终端的

保护整定原则并给出相应的定值限额。各级调度机构及运行维护部门按照划分的整定范围开展

配电自动化终端的整定计算工作，配电自动化运行维护部门负责完成配电自动化终端定值的执

行工作。

8.2定值整定

8.2.1新建、扩建工程及一次主设备的改造工程，须于投产前3个月将继电保护整定计算资料上

报有关调度机构继电保护管理部门；其它一、二次设备技改工程应在投产前1个月将继电保护

整定计算资料上报有关调度机构继电保护管理部门。

8.2.2直流、串补、STATCOM等大型技改工程，应于技改工程计划投产3个月前向相应调度机

构提交设备参数表和整定计算相关图纸资料，并于技改工程计划投产前2个月完成系统仿真，

并提供基于仿真的直流、串补、STATCOM保护定值研究报告（需包含定值清单中所有定值项

的整定计算依据）。

8.2.3运行维护单位应提交技改工程相关完整的二次设计图纸资料，并对图纸资料正确性审核把

关。图纸资料应同时报送纸质文档和电子文档，不具备电子文档报送条件的，可仅报送纸质施

工图。报送电子文档应确保图纸电子版与纸质施工图一致性。

8.2.4在编写继电保护整定计算方案时，相关部门应提供：

a）被保护电力设备基本性能、图纸、说明书及有关参数资料等；

b）一次线路及元件参数理论值或有据可查值，llOkV及以上线路还应提供实测值，其中，

线路参数还应包括热稳电流、同塔双（多）回的情况描述，尤其是强磁弱电方面的信

息；由运行方式部门提供的检修运行方式；最佳重合闸时间、解列点；发电厂、变电

所母线接线方式等；

c）系统发展规划及接线，以及基建投产时间顺序等；

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d）电流、电压互感器变比，安装位置等；

e）串补、直流输电系统分析软件等；

f）其他认为有必要提供的参数资料。

8.2.5调度机构之间应以书面形式提供所需的整定分界点的设备参数、系统阻抗、保护定值以及

整定配合要求等。对于线路两侧由不同调度机构整定的应互换定值单备案。因新设备投产、CT

变比调整等工作影响对方的，应提前1个月通知受影响方。

8.2.6在以下情况下，电厂应根据调度机构提供的资料按要求对电厂整定的保护进行校核，并将

校核情况及时反馈给相关调度机构，同时将相关保护定值报调度机构备案：

a）电厂送出的系统网络结构发生重大变化；

b）电厂出线、联络变等后备保护定值发生变化；

c）电厂收到调度机构提供的系统等值参数；

d）电厂收到调度机构的其他定值配合方面的要求。

8.2.7根据电力系统发展变化，应定期编制继电保护整定方案，保护年度整定方案应包括下列内

容：

a）整定计算依据。

b）保护的一般整定原则及为服从上级电网及电网安全考虑的特殊整定原则。

c）整定计算采用的电网运行方式及定值对运行方式的要求。

d）电网运行、保护配置及整定方面存在的问题及改进的意见。

e）继电保护运行注意事项。

f）定值限额及分界点配合要求。

g）变压器中性点接地方式的安排。

h）短路电流计算数据。

8.2.8各级整定分界点上的定值限额、等值阻抗（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）和相关

变压器中性点接地方式应以书面明确，各级单位（部门）应严格按分界点配合要求进行整定。

需要更改整定分界点上的定值限额时，必须事先向对方提出，经双方协商确定，原则上，应局

部服从整体。

8.2.9每年11月20日前，各相关中调以数据库或书面形式向总调提供整定分界点的继电保护定

值、系统阻抗、设备参数和相关变压器中性点接地方式等，总调于12月底前将汇总及整理后的

有关分界点参数通过全网数据库形式提供给相关中调。全网数据库由各中调的整定计算用数据

库导入到总调整定计算数据库中生成。整定计算数据库维护范围与调管范围相一致，采取“谁

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管辖、谁建立、谁维护、谁负责”的原则。各中调应保证整定计算用数据库中的设备参数（含

CT变比）和定值信息正确，特别是总调与中调交界处线路参数、定值信息正确。

8.2.10总调与中调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由总调确定。

8.2.11整定配合有困难导致继电保护失配，需在整定计算书中说明，保护定值失配可能引起较

大安全风险的，整定值必须经运行维护单位总工或主管生产的领导批准并备案。

8.2.12各级调度机构负责确定调管范围内变压器中性点的接地方式安排。

8.2.13各级调度机构应加强线路参数实测管理。HOkV及以上交流线路的正序和零序阻抗、零

序互感阻抗应实测。新建线路应在并网前进行参数实测，严禁未经实测的线路并网。改扩建线

路，在满足以下条件时可不进行实测，否则应在并网前进行全线路参数实测，严禁采用仅对改

变部分进行实测代替全线实测的方式：

a）线路改变部分小于线路全长的2%,且绝对公里数小于5公里。

b）线路走廊无其他对参数有明显相互影响的线路。

8.2.14应防止无延时段保护区外故障超越。对于距离I段、零序I段保护的整定应注意防止区

外故障超越，距离I段、零序I段应考虑互感影响，满足整定原则中退出条件时，应考虑退出。

8.2.15各级调度机构要重视整定程序的管理，新的版本启用前应对功能进行详细测试，并做好

整定计算程序及其配置的版本管理工作。

8.2.16调度机构应加强与牵引站等大用户的沟通，在收齐整定计算资料后，工程投产前以书面

形式向铁路部门（或用户）提供定值限额，铁路部门（用户）应严格执行定值限额要求。

8.2.17对牵引站供电线路，调度机构应将重合闸时间以及可能需要配合的上级备自投时间以书

面形式提供给铁路部门，由铁路部门自行核算站内备自投时间。牵引供电线路重合闸方式应综

合考虑铁路部门及运行方式专业的要求。

8.2.18调度机构应加强对新能源并网线路的整定计算管理，做好新能源并网线路保护、重合闸、

故障解列等装置的定值配合。

8.2.19电厂或大用户出线需要投入“投发电厂侧”、“单重检线路有压”、“停用重合闸”等

特殊重合闸方式时，应以电厂或大用户书面申请为依据。

8.2.20换流站站内选相合闸装置的参数设置应参照保护定值整定，执行三级审核要求。

8.3定值执行

8.3.1运行维护部门应规范厂站定值执行流程，严格执行调度机构下发的定值单，并确保定值执

行的正确性。

8.3.2运行中继电保护装置定值的调整应征得相应调度机构的当值调度员许可。未经当值调度员

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许可，任何人不得擅自更改定值。

8.3.3继电保护装置定值的调整，应根据定值单的要求，按照调度命令在规定时间内完成。厂站

运行值班人员及继电保护人员应按照厂站继电保护现场运行规定执行具体操作，保证执行的正

确性。保护装置整定最新定值前，继电保护人员应先核对定值单与实际设备是否相符（包括互

感器的接线、保护型号及版本号、CT、PT变比），然后逐项核对定值项并进行整定，修改定

值后应从装置打印最新定值进行存档。

8.3.4现场定值执行人员在继电保护定值的整定过程中发现定值存在问题时，应暂停执行，立即

与相应调度机构的整定计算人员进行联系。

8.3.5继电保护装置定值单执行完毕，运行值班人员和继电保护人员按定值单核对装置定值，确

认无误后在定值单及装置打印定值上签名，并填写定值单回执。

8.3.6保护定值执行完毕后，运行值班人员应立即向相应值班调度员汇报，申请投入保护。

8.3.7值班调度员接到定值单回执和现场值班负责人的汇报后，与运行值班员核对定值单编号，

核对无误后许可该继电保护装置投入，各自记录执行时间并签名。如回执中反映定值整定存在

问题，值班调度员应及时与调度机构继电保护运行专责联系。

8.3.8微机继电保护装置在运行中需要切换已固化好的成套定值时，由运行值班人员按现场运行

规程中定值切换的具体操作细则进行，不必退出微机继电保护装置，但应立即显示（打印）新

定值进行核对，并向相应值班调度员汇报切换结果。

8.3.9厂站运行值班室应保存一份正式、与实际相符的继电保护装置定值单。

8.3.10为适应新设备投运或系统特殊运行方式需要的定值调整，可下达临时定值单或按设备启

动运行方案、特殊运行方案中保护临时措施执行。临时定值单的执行、作废由调度下令或按运

行方案的要求执行。

9保护运行

9』总体要求

9.1.1任何带电设备不允许无保护运行。一般情况下，220kV及以上电压等级设备不允许无主保

护运行。

9.1.2运行设备继电保护的投退应经相应调度许可。

9.1.3一次设备处于热备用和运行状态时，设备相应保护装置应处于正常投入状态；一次设备处

于冷备用和检修状态时，现场应评估保护装置投退影响，存在保护装置动作跳开运行设备风险

时，应退出相关保护；不存在跳开运行设备风险时，由现场根据检修工作需要自行投退，并对

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所需安全措施负责。工作结束后现场自行将保护装置恢复至工作前状态。

9.1.4设备运行维护单位应及时编制、修编继电保护现场运行规程，并报相应专业管理部门。

9.1.5运行值班人员按照现场运行规程及有关规定执行具体操作，关注操作顺序，并对操作的正

确性负责。特别注意根据运行方式的改变，正确投退充电保护压板、母差保护母线互联压板、

主变保护跳母联（分段）压板、保护检修压板和切换定值区。如在双母线（含双母双分、双母

单分）倒闸操作前，先投入母线保护的相关母线互联压板、主变保护跳相关母联（分段）压板,

再断开母联断路器控制电源空开；倒闸操作完成后，先合上母联断路器控制电源空开，再退出

母线保护的相关母线互联压板、主变保护跳相关母联（分段）压板：在母线停电操作时，先断

开母线PT二次电压空开，再断开母联断路器及刀闸，最后拉开母线PT刀闸，断开母联断路器

后应检查母线PT二次电压；在母线送电操作时，先合上母线PT刀闸，再合上母联断路器，最

后测量母线PT二次电压空开两侧电压正确后，合上母线PT二次电压空开。设备的正常停复电

要检查一次设备位置、相关保护及操作箱的有关灯位、监控后台的相关信号，如双母线单间隔

停送电或母线倒闸操作过程中，应查看一次隔离开关位置与母差保护、间隔保护、监控后台的

隔离开关位置及监控后台光字牌、报文信号一致。

9.1.6调度机构应对调管范围内的线路保护、辅助保护、保护通道统一命名。两端厂站分属不同

调度机构调度管辖的线路，两端线路保护、辅助保护及保护通道由双方协商命名。

9.1.7运行维护单位应根据保护的调度命名原则做好标识工作；基建工程，施工单位按照运行单

位要求在验收前完成标识工作。保护命名原则见附录B。

9.1.8各级继电保护专业管理部门应建立、健全继电保护运行管理制度或细则，建立图纸资料、

运行维护、检验、事故、调试、发生缺陷及消除等档案。运行维护单位应建立保护配置图、保

护通道配置图（表）、CT配置图管理流程，根据实际情况对运维厂站的保护配置图、保护通道

配置图（表）、CT配置图进行动态维护更新。

9.1.9运行值班人员应定期检查保护压板投退是否正确、无明显锈蚀；并定期对装置及其二次回

路进行监视、巡检。厂站内测量保护装置及回路交直流二次电压时，所用万用表内阻应大于10M

Q。

9.1.10新保护投入运行或保护装置所接的电流互感器、电压互感器、交流二次回路等有变动时，

均应用负荷电流和工作电压校验其电流、电压回路接线的极性、相量，正确后方可正式投入。

9.1.11现场进行保护定检、试验等工作时，须采取足够的安全措施，避免远跳对侧断路器或者

本站其它运行断路器。

9.1.12运行维护单位应明确一、二次专业的运维界面及通信、保护、自动化、计量等二次专业

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之间的运维界面，同时加强一、二次专业工作协调，确保不出现设备运维空白。应及时将跨专

业现场作业风险辨识及防控措施总结提炼，纳入到相关专业的作业指导书中。特别注意CT、PT、

断路器、隔离开关等涉及二次回路工作风险辨识及防控措施，必要时，应填写“二次设备及回

路工作安全技术措施单”。在主变风机或油路开展检修工作时，应防控风机全停或瓦斯继电器

导致跳闸风险。

9.1.13需改变或限制调度机构调管设备运行方式或状态的，或可能导致调度机构调管开关或者

发电机机端开关跳闸的电厂管辖设备及其二次回路上的检修工作均应向调度机构报送申请，未

经批准不得擅自工作。电厂在涉网的开关、CT等相关设备上的工作，必须在检修申请中写明该

工作内容或另外填报检修申请。严禁超出机组检修申请范围及内容作业。

9.1.14外单位担任工作负责人的涉网设备检修工作，应执行工作票双签发制度。由工作班组所

在单位具有工作票签发资质的人员及电厂方工作票签发人共同对该工作票进行签发，确保检修

工作的安全。在CT及电流二次回路上的工作，存在导致保护误动风险的，应由电厂继保人员

确认二次安全措施部分的完备性。

9.1.15如电厂发生涉网保护不正确动作事件，应通知电厂所属发电集团组织调查、制定整改措

施并报相应调度机构。

9.1.16调度机构每年应组织对调管电厂开展涉网保护安全检查工作。

9.2线路保护及辅助（远跳）保护运行

9.2.1线路纵联保护、远跳保护两侧功能原则上同时投入或退出。

9.2.1.1线路纵联保护一侧异常，应将线路两侧该套纵联保护退出，未发生异常侧的后备保护

应尽量正常投入，若纵联保护无法单独退出，可按现场申请将该套保护全部退出。具有双通道

的线路保护及辅助保护装置，仅其中一个通道因故中断需要退出时，仅退出中断的保护通道，

未中断的保护通道及其对应的纵联保护应尽量正常投入。

9.2.1.2线路单侧更改线路保护定值，且20分钟内（不包含保护装置压板投退时间）可以完

成的，经值班调度员许可后，现场自行退出待更改定值保护装置的跳闸出口压板和纵联保护功

能压板进行定值更改，定值更改完成后自行投入上述压板并汇报值班调度员，线路对侧对应的

纵联保护无需退出。更改定值过程中，应确保线路另一套保护正常运行。

9.2.1.3通信PCM、SDH（不含与线路保护、安稳装置接口的板卡、线缆）设备、光缆检修

等工作小于6小时，且不会造成纵联差动（或允许式纵联保护）不正确动作的，保证一套纵联

保护正常运行情况下，可不退出保护及通道。受影响的保护为闭锁式纵联保护，需退出纵联保

护及通道。

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9.2.1.4除9.2.1.3条的规定外，纵联保护某一通道及相关设备故障或有检修时，应退出该纵

联保护通道。

9.2.1.5单独配置的过电压及远跳保护，远跳保护单通道故障，应通过切换把手或压板退出故

障通道。

9.2.2运行维护单位应在现场运行规程中明确保护装置每个保护通道的投退操作方法。

9.2.2.1对于有通道投退压板或通道切换开关的，应使用通道投退压板或通道切换开关进行通

道投退。

9.2.2.2对于没有通道投退压板而有对应的纵联保护功能压板的，采用投退纵联保护对应通道

的功能压板。

9.2.2.3对于没有通道投退压板、通道切换开关和纵联保护功能压板，而有保护通道接口装置

的允许式纵联保护和光纤电流差动保护，可采用投切保护通道接口装置电源的方式进行保护通

道的投退；保护屏上和保护通信接口屏上均有通道接口装置时，采用投切保护屏上的通道接口

装置电源进行通道投退。

9.2.2.4对于既无通道投退压板、通道切换开关和对应纵联保护功能压板，又无保护通道接口

装置的允许式纵联保护和光纤电流差动保护，可通过接通或断开保护屏侧通道连接电缆(连接

方式具备插拔功能的)或尾纤的方式进行通道投退。

9.2.35()()kV线路纵联保护全部退出运行，应停运线路。

9.2.4220kV线路纵联保护全部退出运行时，原则上停运线路。特殊情况下，因系统原因线路无

法停运时，由方式专业提出满足稳定要求且对全线有灵敏度的保护(一般为相间距离H段和接

地距离II段)动作时间，并经相应调度机构主管领导批准后执行，该线路方可继续运行。

9.2.5在线路保护装置的远跳、高频通道等相关回路工作，或微机保护软件版本更换，影响本调

度调管范围外系统保护运行的，相应调度机构应与对方调度机构协商，双方调度机构同意后方

可进行工作。

9.2.6正常运行时，严禁做远跳试验。

9.2.7输电线路有工作停运，纵联保护经评估无跳运行设备风险可不退出；线路恢复运行时，现

场应检查通道是否有告警，对专用收发信机闭锁式纵联保护应进行纵联通道信号交换。

9.2.8因电网运行结构变化，220kV及以上系统在所有保护均正常投入并可靠保证相间、接地距

离一段、零序一段等出口时间小于0.2秒的保护没有超越的情况下，原则上72小时内，保护可

仅保证线路纵联保护的灵敏度，相应的保护定值可不作更改。

9.2.9220kV线路退出重合闸时除退出重合闸出口压板外，还应通过重合闸方式切换开关、沟通

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三跳回路或其它逻辑功能等的设置实现直接三跳，以防止线路单相故障时造成非全相运行。

9.2.10继电保护专业与通信专业维护管理责任界面划分

9.2.10.1由通信专业选购的继电保护专用的传输通信设备（如复用载波机、专用光纤芯、阻波

器、结合滤波器等）由通信部门负责运行、维护和管理。

9.2.10.2合相运行的户外公共设备的维护、调试，由通信人员负责。

9.2.10.3通过音频配线架（VDF）连接的业务电路，分界点为音频配线架。音频配线架至传输

设备以上（含音频配线架）由通信部门维护，音频配线架至继电保护专业的电缆、转换设备等

由继电保护专业维护。

9.2.10.4通过数字配线架（DDF）连接的业务电路，分界点为数字配线架。数字配线架至传输

设备以上（含数字配线架）由通信部门维护，数字配线架至继电保护装置专业的电缆、转换设

备等由继电保护专业维护。

9.2.10.5通过光纤配线架（ODF）连接的业务电路，分界点为通信机房的光纤配线架。通信机

房的光纤配线架至传输光缆（含光纤配线架）由通信部门维护，至继电保护