电力系统保护与控制规范

电力系统保护与控制规范第1章电力系统保护概述1.1电力系统保护的基本概念电力系统保护是指在电力系统运行过程中，通过各种自动装置和控制措施，及时切除故障设备或区域，以防止故障扩大，保障系统安全、稳定和可靠运行。电力系统保护的核心目标是实现“快速、准确、选择性”的故障切除，以减少停电范围和恢复供电时间。电力系统保护通常分为“继电保护”和“自动装置”两大类，前者负责故障检测与隔离，后者负责系统运行的自动调节与控制。根据保护对象的不同，电力系统保护可分为线路保护、变压器保护、发电机保护、母线保护等，每种保护都有其特定的保护范围和动作逻辑。电力系统保护的实施依据《电力系统继电保护技术规范》（GB/T34577-2017）等国家标准，确保保护装置的性能和可靠性。1.2保护装置的分类与功能保护装置主要分为“瞬时动作”和“延时动作”两类，前者用于快速切除短路故障，后者用于保护非故障区域，防止误动作。保护装置的功能包括故障检测、故障隔离、系统稳定控制、设备状态监测等，其中故障检测是保护装置的基础功能。常见的保护装置有电流保护、电压保护、距离保护、差动保护等，每种保护装置都有其特定的接线方式和动作原理。电流保护根据保护对象的不同，可分为过电流保护、差动保护、零序电流保护等，其中差动保护用于变压器和发电机的内部故障检测。保护装置的性能指标包括动作时间、灵敏度、选择性、可靠性等，这些指标直接影响保护系统的整体效果。1.3保护装置的选型与配置保护装置的选型需考虑系统的电压等级、电流等级、保护对象的类型及故障特征等因素。保护装置的配置应遵循“分级保护”原则，即按照系统结构和故障类型，合理设置不同级别的保护装置。保护装置的配置需考虑保护动作的顺序和配合，确保故障时能按顺序切除，避免越级故障扩大。保护装置的选型需参考《电力系统继电保护装置设计规范》（GB/T34444-2018），并结合实际运行经验进行调整。保护装置的配置应与自动装置、控制系统等协同工作，确保保护动作的协调性和系统稳定性。1.4保护系统的协调配合电力系统保护系统需要实现“多级保护”和“多级动作”，以确保不同级别的保护装置能够按顺序动作，防止误动作和越级故障。保护系统的协调配合包括保护动作的顺序、保护范围的划分、保护装置的配合逻辑等，这些方面需通过系统设计和试验验证。保护系统的协调配合通常采用“保护整定值”来实现，整定值的设定需根据系统运行方式和故障特征进行优化。在实际运行中，保护系统的协调配合需考虑系统的运行方式、负荷变化、系统稳定性等因素，确保保护动作的可靠性和安全性。保护系统的协调配合可通过“保护整定值调整”、“保护配合试验”等方式进行优化，确保保护装置的性能和系统运行的稳定性。1.5保护装置的运行与维护保护装置的运行需遵循“定期检验”和“运行记录”制度，确保装置处于良好状态。保护装置的运行需注意其“动作性能”和“可靠性”，定期进行“动作测试”和“故障模拟试验”。保护装置的维护包括“清洁”、“校验”、“更换”等，其中“校验”是确保装置性能的关键步骤。保护装置的维护需结合“运行日志”和“故障记录”进行分析，及时发现和处理潜在问题。保护装置的运行与维护需遵循“预防性维护”原则，通过定期检查和维护，确保保护系统长期稳定运行。第2章电流保护装置1.1电流速断保护原理与配置电流速断保护是一种基于短路电流快速切除的保护方式，其主要作用是在系统发生短路故障时，迅速切断故障电路，防止故障扩大。电流速断保护通常采用过电流继电器或电子式保护装置，其动作电流和动作时间根据系统的短路容量和设备容量进行整定。电流速断保护的整定原则应满足“速动性”和“选择性”，即在发生短路故障时，保护装置应尽快动作，同时避免误动作。电流速断保护的配置需考虑系统运行方式、母线接线方式以及相邻保护装置的配合，通常采用“阶梯式”配置，以确保保护范围的合理划分。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1538-2016），电流速断保护的整定电流应不低于系统最大短路电流的1.2倍，以确保动作可靠性。1.2零序电流保护原理与配置零序电流保护主要用于检测系统中的接地故障，其原理是通过检测零序电流的变化来判断是否发生接地故障。零序电流保护通常采用零序电流互感器（零序CT）来采集系统中的零序电流，其变比应根据系统接地方式和设备容量进行选择。零序电流保护的配置通常分为接地保护和非接地保护两种类型，其中接地保护适用于中性点接地的系统，非接地保护适用于中性点不接地的系统。零序电流保护的整定值应根据系统的零序阻抗、故障类型和保护范围进行计算，以确保在发生接地故障时能够可靠动作。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1538-2016），零序电流保护的整定值应不低于系统最大零序电流的1.5倍，以确保动作的灵敏度和选择性。1.3电流保护的整定计算与校验电流保护的整定计算需考虑系统的短路容量、设备参数、保护装置的响应特性等因素，以确保保护装置在故障发生时能够可靠动作。电流保护的整定计算通常采用“逐级整定”方法，即从保护装置的最末端开始，逐步向上进行整定，以保证保护范围的合理划分和保护动作的协调性。在整定计算中，需考虑系统的运行方式、负荷变化、设备参数变化等因素，以确保保护装置在不同运行条件下都能正常工作。电流保护的整定计算应结合实际运行数据和仿真计算，通过对比实际运行情况，验证保护装置的灵敏度和选择性。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1538-2016），电流保护的整定计算应采用等效电路法或相量分析法，以确保计算结果的准确性。1.4电流保护的启动与闭锁机制电流保护的启动机制是指保护装置在检测到故障电流时，触发保护动作的逻辑过程。通常由电流互感器采集的故障电流信号触发启动。电流保护的闭锁机制是指在保护装置动作前，防止误动作的逻辑过程，通常包括电压闭锁、频率闭锁、时间闭锁等。电流保护的启动与闭锁机制需与相邻保护装置的启动与闭锁机制协调，以确保保护范围的正确划分和动作的可靠性和选择性。在实际运行中，电流保护的启动与闭锁机制应根据系统的运行方式和故障类型进行设置，以避免误动作和保护拒动。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1538-2016），电流保护的启动与闭锁机制应采用逻辑“与”或“或”等逻辑门，以确保保护动作的正确性。1.5电流保护的通信与数据采集电流保护装置的通信与数据采集是实现保护装置与监控系统之间信息交互的重要手段，通常采用光纤通信或无线通信方式。数据采集系统（DAS）负责实时采集电流保护装置的运行状态、故障信号、保护动作信息等数据，并将其传输至监控系统。电流保护装置的通信协议应符合国家或行业标准，如IEC60255-1或DL/T634.5-2013，以确保通信的可靠性和数据的准确性。在实际运行中，电流保护装置的通信与数据采集需考虑通信延迟、数据丢失、信号干扰等因素，以确保保护装置的可靠运行。根据《电力系统继电保护技术导则》（DL/T1538-2016），电流保护装置的通信与数据采集应采用多级通信机制，以提高系统的稳定性和可靠性。第3章电压保护装置1.1电压保护的基本原理与分类电压保护是电力系统中用于检测和响应电压异常的重要装置，其核心功能是防止系统因电压异常而引发设备损坏或系统失稳。电压保护通常分为过电压保护和欠电压保护两类，前者用于防止系统因短路或故障导致的电压升高，后者用于应对系统运行中电压下降的情况。根据保护对象的不同，电压保护装置可分为线路保护、主变保护、母线保护等，其中线路保护主要针对输电线路的电压异常，主变保护则用于变压器的电压波动检测。电压保护装置通常基于电压互感器（VT）或电势变换器进行信号采集，通过比较输入电压与设定阈值，判断是否触发保护动作。在实际应用中，电压保护装置需满足一定的动态响应特性，以确保在电压变化时能够及时动作，避免系统失稳。电压保护装置的分类还包括按保护逻辑分为定值控制型和逻辑判断型，前者依据预设的电压值进行判断，后者则结合系统运行状态进行综合判断。1.2电压保护的整定计算与校验电压保护的整定计算需依据系统运行参数、设备参数及保护装置的性能要求进行，通常采用经验公式或仿真软件进行计算。在整定过程中，需考虑系统短路容量、负荷特性、保护装置的灵敏度及选择性要求，确保保护动作的准确性和可靠性。电压保护的整定值一般根据系统最大运行电压、最小运行电压及保护装置的响应时间进行设定，需通过多次校验确保符合相关标准。常用的整定方法包括逐级整定法和综合整定法，前者适用于简单系统，后者适用于复杂系统，以提高保护装置的适应性。在实际工程中，电压保护的整定计算需结合历史运行数据和仿真结果进行优化，以确保保护装置在不同运行工况下都能正常工作。1.3电压保护的启动与闭锁机制电压保护装置的启动机制通常基于电压信号的检测，当检测到电压异常时，装置会自动启动保护动作。启动机制需考虑电压变化的动态特性，避免因电压波动导致误动作。例如，采用电压变化率（ΔV/Δt）作为启动条件，可提高保护的准确性。电压保护的闭锁机制用于防止保护装置在非正常状态下误动作，常见的闭锁方式包括时间闭锁、状态闭锁和逻辑闭锁。闭锁机制需与系统其他保护装置协调配合，确保在故障发生时，保护装置能正确识别并隔离故障区域。在实际应用中，电压保护的启动与闭锁机制需结合系统运行状态进行动态调整，以适应不同运行工况下的保护需求。1.4电压保护的通信与数据采集电压保护装置通常通过通信接口与主站系统或其它保护装置进行数据交互，实现信息共享与协调控制。数据采集系统（DAS）负责实时采集电压、电流、功率等参数，并将数据传输至保护装置进行分析判断。通信协议方面，通常采用IEC60044-8（IEC60044-8）或IEC60044-7（IEC60044-7）等标准，确保数据传输的可靠性和安全性。电压保护装置的数据采集需满足高精度、高采样率的要求，以确保保护动作的及时性和准确性。在实际应用中，电压保护装置的数据采集系统需与SCADA系统集成，实现对电压异常的实时监控与报警。1.5电压保护的协调配合与联动电压保护装置在电力系统中需与其他保护装置（如差动保护、距离保护等）协调配合，确保系统整体的稳定运行。在协调配合过程中，需考虑保护装置的启动顺序、动作时间及保护范围，避免因保护动作不协调导致系统失稳。电压保护与电流保护的联动主要体现在短路故障时，电压保护可作为电流保护的辅助判断依据，提高保护动作的准确性。在复杂系统中，电压保护装置需与自动调压装置、无功补偿装置等协同工作，以实现电压的稳定控制。电压保护的协调配合需通过系统仿真、保护逻辑设计及实际运行验证，确保在各类故障工况下保护装置能够正确动作。第4章电力系统自动装置4.1自动同期装置原理与配置自动同期装置用于实现发电机组与电网的同步运行，确保电压、频率和相位的匹配，防止因不匹配导致的系统振荡或破坏。通常采用同期检测装置，如相位检测器和频率检测器，用于判断发电机组是否与电网同步。在实际应用中，自动同期装置常配置于发电厂的主变压器侧，通过控制断路器实现并网。根据《电力系统继电保护及自动装置规程》（DL/T1533-2019），同期装置应具备三次谐波检测功能，以提高同步精度。一般采用“三相同期”策略，确保三相电压、电流和相位完全一致，避免系统不稳定。4.2自动调压装置原理与配置自动调压装置用于维持系统电压的稳定，防止电压波动对设备和系统造成影响。常见的自动调压装置包括电压调节器和无功功率补偿装置，通过调节变压器分接头或无功补偿设备实现电压调节。根据《电力系统自动装置设计规范》（GB/T32615-2016），自动调压装置应具备电压闭环控制功能，确保电压在规定的范围内波动。在大型电网中，自动调压装置通常配置于主变压器的高压侧，通过调节变压器变比实现电压调节。采用“电压-频率联动”控制策略，可在频率变化时自动调整电压，保持系统稳定运行。4.3自动重合闸装置原理与配置自动重合闸装置用于在故障切除后，自动重新合闸，恢复供电，减少停电时间。重合闸装置通常分为单相重合闸和三相重合闸两种类型，适用于不同类型的故障情况。根据《电力系统继电保护技术规程》（DL/T344-2018），重合闸装置应具备选择性、速动性和可靠性等特性。在实际运行中，重合闸装置常配置于输电线路的终端，通过检测线路故障并自动重新合闸。重合闸动作时间应根据线路长度和负荷情况设定，一般在0.5-1.5秒之间，以避免重合时产生过电压或过电流。4.4自动故障隔离装置原理与配置自动故障隔离装置用于在发生故障时，迅速隔离故障区域，防止故障扩大。常见的自动故障隔离装置包括故障录波器、故障隔离断路器和自动重合闸装置。根据《电力系统继电保护技术规程》（DL/T344-2018），故障隔离装置应具备快速响应和高选择性的特点。在配电网中，自动故障隔离装置通常配置于线路的中间点，通过快速切断故障线路实现隔离。采用“多级隔离”策略，可在不同故障类型下实现不同级别的隔离，提高系统的稳定性和安全性。4.5自动装置的通信与数据采集自动装置的通信与数据采集是实现自动控制的重要基础，确保各装置之间信息的实时传输与协调。通常采用通信协议如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等，实现远方监控与控制。数据采集系统（SCADA）用于实时采集各自动装置的运行状态和参数，为控制策略提供依据。在实际应用中，数据采集系统常与自动化监控系统（SCADA）集成，实现集中监控与管理。通信系统应具备高可靠性和安全性，防止误操作或数据丢失，确保自动装置的稳定运行。第5章电力系统控制装置5.1控制系统的基本原理与分类控制系统是电力系统中实现稳定、安全、高效运行的关键环节，其基本原理包括反馈控制、前馈控制和自适应控制等，用于调节系统参数以维持正常运行。根据控制对象和作用方式，控制系统可分为一次控制（如继电保护）、二次控制（如自动调节）和三次控制（如智能控制）。一次控制主要负责故障隔离与保护，二次控制则用于维持系统频率和电压稳定，三次控制则引入与优化算法，提升系统智能化水平。控制系统通常由传感器、执行器、控制器和通信网络组成，各部分协同工作以实现对电力系统的实时监控与调节。例如，基于模型预测控制（MPC）的电力系统控制策略，可以有效提升系统的动态响应能力与鲁棒性。5.2配电系统控制装置原理与配置配电系统控制装置主要包括断路器、隔离开关、继电保护装置和自动切换装置，用于实现配电网络的自动切换与故障隔离。三相配电系统中，通常采用智能断路器（SmartCircuitBreaker）实现过载、短路和接地故障的快速响应。配电控制装置需满足IEC61850标准，支持通信协议与数据采集，实现与调度系统、监控系统的信息交互。在配电系统中，控制装置的配置应考虑电压等级、负荷特性及通信带宽，确保系统运行的可靠性和灵活性。例如，10kV配电系统中，采用智能终端（SmartTerminal）实现远程控制与状态监测，提升配电效率与安全性。5.3电力系统稳定控制装置原理与配置电力系统稳定控制装置主要用于维持系统频率和电压的稳定，防止因扰动导致的系统失稳。电力系统稳定控制通常包括频率调节、电压调节和功角稳定控制，其中功角稳定控制是关键。常见的稳定控制装置包括自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC），两者通过调节发电机出力和无功补偿设备实现系统稳定。在大型电网中，稳定控制装置需与调度系统、SCADA系统集成，实现实时监控与自动调节。例如，基于快速响应的频率调节策略，可有效提升系统频率的动态调节能力，防止电压崩溃。5.4控制系统的协调配合与联动控制系统需实现各子系统之间的协调配合，确保电力系统在运行过程中各环节的同步与稳定。一次控制与二次控制之间需建立联动机制，如继电保护动作后自动触发二次控制，实现故障隔离与恢复。控制系统与通信网络需实现信息共享，例如通过IEC61850标准实现各控制装置之间的数据交互。在复杂电力系统中，控制装置需具备多级联动能力，确保系统在突发故障时快速响应与恢复。例如，变电站内继电保护装置与自动切换装置的联动，可实现故障快速切除，减少停电时间。5.5控制系统的通信与数据采集控制系统依赖通信网络实现信息传输与数据采集，通信网络通常采用光纤通信或无线通信，确保实时性与可靠性。数据采集系统（SCADA）通过传感器采集电压、电流、功率等参数，并通过通信网络至主控系统。通信协议如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104和IEC61850广泛应用于电力系统控制，支持多协议兼容与数据标准化。数据采集系统需具备高精度、高采样率和抗干扰能力，确保系统运行数据的准确性与实时性。例如，基于IEC61850的智能终端可实现多源数据融合，提升系统运行的智能化水平与控制精度。第6章电力系统安全自动装置6.1安全自动装置的基本原理与分类安全自动装置是电力系统中用于实现自动保护与控制的重要设备，其核心作用是当系统发生故障或异常时，自动采取措施以防止事故扩大、保障系统稳定运行。根据功能和作用，可分为继电保护装置、自动调节装置、自动重合闸装置等。继电保护装置是电力系统中最基本的安全自动装置，主要通过检测线路、变压器等设备的电流、电压变化，判断是否发生故障，并迅速切除故障部分，防止故障蔓延。自动调节装置则主要涉及功率调节、电压调节等，通过调整发电机出力、变压器分接头等手段，维持系统频率和电压的稳定。自动重合闸装置用于在故障切除后，自动尝试重新合闸，以恢复供电，提高供电的可靠性和连续性。安全自动装置通常分为近后备保护和远后备保护两种类型，近后备保护在故障时由相邻设备自动动作，远后备保护则依赖于其他设备的配合。6.2安全自动装置的整定计算与校验安全自动装置的整定计算需依据系统运行工况、设备参数及安全标准进行，确保装置在特定工况下能正确动作，避免误动或拒动。整定计算通常包括灵敏度校验、选择性校验、动作时间校验等，这些校验确保装置在故障发生时能准确识别并响应。根据《电力系统继电保护技术规范》（GB/T31924-2015），整定值应满足特定的灵敏度要求，通常以故障点处的最小短路电流作为基准。在整定过程中，需考虑系统运行方式、潮流变化、设备老化等因素，确保整定值的合理性与安全性。通过仿真软件（如PSS/E、MATLAB/Simulink）进行系统仿真，验证装置在不同工况下的动作性能，确保其符合设计要求。6.3安全自动装置的启动与闭锁机制安全自动装置的启动机制通常依赖于系统状态的检测，如电压、频率、电流等参数的变化，当满足启动条件时，装置自动投入运行。闭锁机制是防止装置误动的重要措施，通常通过逻辑判断实现，如在系统电压低于设定值时，装置将自动闭锁，防止误动作。闭锁机制应考虑多种可能的故障情况，如系统失压、设备故障、通信中断等，确保装置在异常情况下不会误动。闭锁逻辑应遵循“先开后闭”原则，即在装置启动后，先进行闭锁判断，再执行动作，避免误动作。在实际应用中，闭锁机制常与保护装置的启动逻辑相结合，形成完善的保护体系，提高系统的可靠性。6.4安全自动装置的通信与数据采集安全自动装置的通信功能是实现装置间协调配合的关键，通常采用IEC60044-8标准的通信协议，确保数据传输的实时性和准确性。数据采集系统通过传感器和智能终端采集系统运行参数，如电压、电流、频率、功率等，为装置提供实时运行数据。通信网络应具备高可靠性和高安全性，通常采用光纤通信或无线通信，确保在恶劣环境下仍能稳定运行。在通信过程中，需考虑数据传输的延迟、丢包率、同步性等问题，确保装置动作的及时性和准确性。数据采集系统应与调度控制系统、SCADA系统集成，实现对系统运行状态的全面监控与分析。6.5安全自动装置的协调配合与联动安全自动装置的协调配合是指多个装置之间在故障发生时相互配合，形成完整的保护体系，确保系统稳定运行。协调配合需考虑装置的启动顺序、动作逻辑、闭锁条件等，避免因动作顺序不当导致保护误动或拒动。在实际运行中，需通过系统仿真和实际测试验证装置的协调配合能力，确保其在复杂工况下能有效发挥作用。例如，自动重合闸装置在故障切除后，需与线路保护装置配合，确保故障点被正确隔离，避免非故障区域受到影响。协调配合的实现依赖于完善的保护配置和合理的动作逻辑，是保障电力系统安全稳定运行的重要环节。第7章电力系统保护与控制的通信系统7.1通信系统的基本原理与分类电力系统通信系统是实现电力设备状态监测、故障诊断、保护控制等功能的重要支撑体系，其核心作用在于实现信息的实时传输与处理。通信系统主要分为有线通信和无线通信两类，其中有线通信包括光纤通信、无线公网通信及专用通信网络，而无线通信则涵盖卫星通信、5G/6G移动通信等。通信系统按照功能可分为数据通信、语音通信、控制通信和安全通信，其中数据通信是电力系统自动化的核心，涉及SCADA、IEC60870-5-101等标准协议。通信系统按照传输方式可分为点对点通信、星型通信、环型通信和广播通信，其中点对点通信适用于远程控制，而星型通信则适用于复杂电网结构中的多节点协同。通信系统按照传输介质可分为光纤通信、无线通信、微波通信和卫星通信，其中光纤通信具有高带宽、低损耗、长距离传输等优势，广泛应用于电力调度中心与变电站之间的通信。7.2通信系统的配置与接口通信系统配置需满足电力系统实时性、可靠性和安全性要求，通常包括通信通道、通信设备、通信协议和通信接口等核心要素。通信接口需遵循IEC60870-5-101、IEC60870-5-102、IEC60870-5-200等国际标准，确保不同系统之间的兼容性与互操作性。通信系统配置需考虑通信距离、带宽、延迟和误码率等关键指标，通常采用光纤通信实现高速、低延迟的传输。通信系统接口应具备冗余设计，如主备通道、双链路备份等，以确保在通信中断时仍能维持系统运行。通信系统配置需结合电网拓扑结构和保护控制逻辑，合理规划通信节点与通信路径，避免通信阻塞或信号丢失。7.3通信系统的安全与保密措施电力系统通信安全是保障电网稳定运行的关键，需采用加密技术、身份认证和访问控制等手段，防止非法入侵与数据泄露。通信系统应采用国密算法（如SM4、SM3）和AES算法进行数据加密，同时结合数字证书和PKI体系实现身份认证。通信系统需设置访问控制机制，如基于角色的访问控制（RBAC）和基于属性的访问控制（ABAC），确保只有授权用户才能访问关键信息。通信系统应部署入侵检测系统（IDS）和防火墙，实时监测异常流量并阻断潜在攻击。通信系统需定期进行安全审计与漏洞扫描，结合网络安全等级保护制度，确保通信系统的持续安全运行。7.4通信系统的数据采集与传输电力系统通信系统主要负责数据的采集与传输，包括电压、电流、功率、开关状态等实时数据，这些数据通过通信通道传输至调度中心或保护装置。数据采集通常采用智能终端（如智能电表、继电保护装置）进行，其数据传输速率需满足毫秒级响应要求，以确保保护装置能及时动作。通信系统需采用高精度时钟同步技术（如NTP、PTP），确保数据采集的时序一致性，避免因时间差导致的保护误动作。通信系统应支持多种数据传输协议，如IEC60870-5-101（SCADA）、IEC60870-5-104（IEC60870-5-104）和IEC60870-5-200（GOOSE），以满足不同应用场景的需求。通信系统需具备数据存储与回放功能，以支持故障分析与系统调试，同时需满足数据完整性与可追溯性要求。7.5通信系统的协调配合与联动电力系统通信系统需实现各子系统间的协调配合，如调度系统、保护系统、控制系统和自动化系统之间的信息交互。通信系统需遵循统一的通信协议与数据格式，如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104和IEC60870-5-200，确保系统间信息传输的标准化与互操作性。通信系统需支持多级通信网络，如主站-子站-终端的三级通信架构，以实现远程控制、自动调节和故障隔离。通信系统需具备动态调整能力，根据电网运行状态自动切换通信通道，确保通信的稳定性与可靠性。通信系统需与电网调度自动化系统、继电保护系统和自动发电控制（AGC）系统实现联动，提升电网运行的智能化与自动化水平。第8章电力系统保护与控制的运行与管理8.1保护与控制系统的运行规范电力系统保护与控制系统的运行应遵循《电力系统继电保护技术规范》（GB/T31923-2015），确保系统在正常运行和异常工况下能够可靠动作。系统运行需定期进行参数校验与整定，确保保护装置的动作时间、灵敏度及选择性符合设计要求，避免误动或拒动。保护与控制系统的运行应与调度系统、SCADA系统、自动化系统实现数据互通，保证信息同步与协同控制。电力系统保护与控制系统的运行应建立