1、区域电网调度继电保护管理制度汇编编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: 目 录1总则82继电保护技术监督机构与职责82.4 各发供电企业、电力生产企业继电保护技术监督机构的职责82.5技术监督人员的职责92.5.1总工程师总体负责本单位的技术监督工作。93 入网93.3新产品试运行94设计、基建105配置与选型106 定值106.2.1由规划部门提供的系统近期发展规划与结线。116.6 定值通知单基本内容、要求和监督要点117 检验117.6 检验技术资料监督的内容如下：128运行128.2 对运行人员的基本要求和监督122、8.2.7 运行部门不得擅自改变保护装置的运行状态。128.3 运行维护监督129 反措1310 规程、技术标准和资料1310.8实现档案管理的规范化、微机化。13XX电网继电保护及安全自动装置141、总则151.1目的和依据151.2适用范围151.3基本原则152 组织保障152.1XX电网建立自上而下的继电保护事故应急处理组织机构。152.2各级应急处理指挥工作组的主要职责152.2.1中调继电保护突发事件应急处理领导小组职责：152.2.2各发电、供电公司应急处理工作组职责：153 技术保障163.6 定期组织继电保护装置异常应急演习。164、应急响应步骤165、事故处置165.1事故3、调查165.2改进措施16XX电网继电保护新设备投产验收181 总则192 职责与分工192.1 XXXX电力有限公司（以下简称区公司）继电保护领导小组领导全区继电保护设备验收工作192.2 XX电力调度通信中心（以下简称中调）继电保护部门是负责全区继电保护验收工作的归口管理部门：192.3 XXXX电力试验研究所（以下简称区电研所）负责全区继电保护设备装置验收调试技术工作192.4 运行单位负责继电保护设备具体验收工作202.5 基建单位应积极配合运行单位参加验收工作203 验收办法和验收内容203.1设备到货验收203.2 安装调试过程验收203.3交接验收20继电保护设备交接试验验收主要4、内容22一、继电保护等二次工程资料验收：22三、反措项目的验收检查232、差动保护等电流回路CT二次回路一点接地检查；23四、保护定值验收（注意检查CT的变比与定值单是否相符）23五、继电保护整组逻辑及功能试验检查244、与高频、重合闸、开关失灵等其它保护的配合试验：245、保护带开关传动试验24六、保护带负荷相量测试24XXXX继电保护设备开箱验收单25前 言301 范围312 引用标准313 总则314 继电保护选型规定314.1 选型管理314.2 选型要求315 继电保护配置原则325.1 110kV线路保护325.1.1 基本要求325.1.2 主保护配置原则325.1.3 后备保护5、配置原则335.1.4 线路重合闸配置原则335.2 旁路保护（包括兼母联）335.3 母联保护335.5 断路器失灵保护335.6 电力变压器保护335.6.1 基本要求335.6.1.8 变压器的一二次接线方式可通过软件灵活整定345.6.2 保护配置原则345.6.2.1 主保护345.6.2.2 后备保护345.7.1 基本要求355.7.1.5 保护动作出口行为有以下几种：355.7.2 保护配置原则355.7.2.1 发电机保护355.7.2.2 发电机变压器组保护365.8.3 励磁变保护365.8 35kV线路保护365.8.1 基本要求365.8.1.3 各套保护应设置可单独6、投退的软、硬压板。365.8.2 保护配置原则365.8.2.1 双侧电源线路365.9.6 可接受监控系统的命令或通过本保护判据自动投切电容器组375.10 并联电抗器保护375.11 故障录波器375.12 继电保护及故障信息管理系统375.12.1 基本原则375.12.2 继电保护信息子系统配置原则385.12.2.1 主站系统结构385.12.3 故障录波器故障信息子系统386. 附 则38XX电网继电保护运行管理规定39前 言39总则40继电保护专业机构40继电保护机构管辖设备范围及职责403.1 继电保护机构负责维护、检验的设备及内容：403.2 继电保护机构应了解掌握的设备及内7、容：413.3 中调继电保护处的职责：413.4 基层运行单位继电保护机构的职责：413.5 XXXX电力试验研究所职责：423.5.2 参加主网保护不正确动作调查、分析及试验工作。423.5.4 协助运行单位解决当前存在的有关技术问题。423.6 调度运行人员在系统继电保护运行方面的职责：423.7 发电厂、变电所运行人员在继电保护运行工作中的职责：42定值管理434.3.3 由计划部门提供的系统近期发展规划与接线。434.4 整定方案的主要内容应包括：434.4.1 整定方案对系统近期发展的考虑。434.4.4 变压器中性点接地点的安排。434.5 关于整定值通知单的若干规定：44XX电网8、落实国家电网公司44“十八项反措”继电保护专业实施细则451 总则412 规划、设计与配置412.5 继电保护配置的原则要求412.5.2 保护双重化配置应满足以下要求：413 线路保护423.6 宜设置不经闭锁的、长延时的线路后备保护。423.8 新站或改造的高频保护应采用继电保护专用的结合滤波器。424 母线与断路器失灵保护425 变压器与发变组保护436 二次回路与抗干扰447 运行与检修457.1 运行管理457.1.2 加强对保护信息远传和监控系统的管理，未经许可，不得擅自远程修改在线运行的微机保护整定值。467.1.3 线路纵联保护两侧的软件版本应一致。467.2 检修468 与相9、关专业的配合和要求468.1 基建、改建468.2 通信468.3 互感器478.3.4 在各类差动保护中应使用相同类型的电流互感器。478.4 直流系统47XX电网微机故障录波器配置和记录量接入标准21 范围52 引用标准53 总则54 配置原则54.11 录波器的选用应根据电网规划适当考虑备用接入录波量。55 系统故障录波器录波量接入原则55.2 母线模拟电压量以4路为1组，即PT二次电压Ua、Ub、Uc及开口三角电压3Uo。55.4 直流电压量应将取自各套直流电源电压分别介入。55.5 模拟量排列顺序为：母线电压、线路电流、旁路电流、母联电流、主变压器电流、高频量、直流量。66 系统故障10、录波器开关量接入方案66.1 线路保护开关量接入名称及顺序66.1.1 第一套保护跳闸出口66.1.2 第二套保护跳闸出口6第一套保护重合闸出口66.1.4 第二套保护重合闸出口66.1.5 高频保护收信输出6断路器位置6* 第一套保护直流监视6* 第二套保护直流监视66.2 主变压器保护开关量接入名称及顺序66.2.3 断路器位置66.3 母线保护开关量接入名称及顺序66.3.1 母母差保护出口66.3.7 母联断路器位置(使用母线保护中的充电保护时)66.4 独立配置的充电保护开关量介入名称及顺序77 发电机(发电机变压器组)诸电气量接入方案77.1 模拟量接入方案77.1.1 电压量7711、.1.2 电流量77.2 开关量接入方案8XX电网微机保护软件管理规定81 总则92 入网管理93 工程管理93.3 同一线路两侧微机线路保护软件版本应保持一致。94 运行管理95 升级管理95.1 微机保护在下列情况下应进行升级：96 档案管理106.1 微机保护的软件版本由各级调度部门统一管理。10XX电网110kV系统微机继电保护软件版本111、总则141.4继电保护专业考核分月度考核，年度综合考核评比两项进行。142、考核办法142.1 综合考核内容142.1.1 继电保护生产指标考核142.1.2 继电保护专业人员考试考核（本项只进行年度综合考核评比）152.1.3 继电保护专业管理12、考核152.2 特殊贡献考核163 奖励173.1 奖项的设置173.2 年度综合考核奖173.2.2 综合考核奖设置173.3 单项考核奖173.4 调考个人奖设置173.5特殊贡献奖174 附则17继电保护反事故措施执行卡18继电保护反事故措施执行卡18继电保护反事故措施执行卡18继电保护装置缺陷处理卡19继电保护装置缺陷处理卡19继电保护装置缺陷处理卡19藏中电网继电保护工作考核通知单20XXXX电力调度通信中心20XXXX电力有限公司 发布1总则1.1为加强XXXX电力有限公司（以下简称区公司）继电保护及安全自动装置技术监督工作，提高继电保护（包括安全自动装置，下同）运行可靠性，保证电13、网安全稳定运行，特制定本规定。1.2继电保护技术监督贯彻“安全第一，预防为主”的方针。继电保护技术监督应贯穿电力工业全过程。1.3本规定依据电力法等有关法律、法规及电力部电力工业技术监督规定制定。1.4本规定规定了XX电网继电保护在设计、施工、运行方面，即整个电力建设和生产全过程实施技术监督的内容和要求。1.5XX电力公司所属生产、科研、基建、设计、物资、制造单位和并入XX电网的所有电厂、电力系统管理部门（不论管理形式和产权归属）及涉及XX电力系统电力工业设计、施工、供货等单位均须遵守本规定。1.6所有接入XX电网的发电、供电及重要用电设备保护装置都必须接受XX电力系统的技术监督与归口管理。214、继电保护技术监督机构与职责2.1继电保护技术监督按照依法监督、分级管理、专业归口的原则，XX电力系统各级单位应成立继电保护技术监督机构。2.2XX电力系统继电保护技术监督由区公司总工统一领导，技术监督工作归口到XX电力调度通信中心（中调），继电保护检验监督由XX电力试验研究所负责。2.3各发、供电企业、电力生产企业应成立以总工程师为首的继电保护技术监督机构，并设专职继电保护技术监督工程师，继电保护技术监督工程师应具有相应的专业知识和实践经验，继电保护技术监督队伍应保持相对稳定，在总工程师的领导下实行全过程技术监督、报告责任制和目标考核制。2.4 各发供电企业、电力生产企业继电保护技术监督机构的15、职责各发级供电企业、电力生产企业继电保护技术监督机构按管辖范围分别组织本地区、本单位的继电保护技术监督工作。根据上级有关规定和本规定制定相应管理细则、建立和完善检验管理制度、定值管理制度和考核制度，每年召开本单位继电保护技术监督会议，对年度技术监督工作开展情况进行总结、检查、考核和提出整改意见。2.4.3对本单位管辖继电保护装置的设计、选型、安装、调试、运行维护实行全过程技术监督。负责本地区的继电保护装置技术监督工作。2.4.4制订本单位年度技术监督工作计划，并报上级继电保护技术监督机构审查。2.4.5掌握本单位继电保护装置的运行情况、事故和缺陷情况，按规定对继电保护动作情况进行统计分析和评价16、。根据有关技术监督制度，定期向上一级继电保护技术监督机构报告各类监督报表、总结。2.4.6组织本单位进行继电保护动作事件的调查分析和反事故措施的制定和实施工作。2.4.7做好技术监督的各项管理工作，建立、健全继电保护运行管理规程制度，建立本单位设备台账、图纸、试验记录、检验报告等监督档案。2.4.8检查并督促有关部门严格执行上级颁发的技术监督规程、制度、标准和技术规范等的要求，监督本单位的继电保护装置进行定期检验工作和装置验收工作。2.5技术监督人员的职责2.5.1总工程师总体负责本单位的技术监督工作。2.5.2在总工程师的领导下，参与编织本单位技术监督细则、年度工作计划、考核指标及技术监督工17、作总结。2.5.3技术监督机构成员按本单位技术监督细则规定承担相应职责。由于继电保护监督机构和人员造成事故的，应承担相应责任。2.5.4发供电企业、电力生产企业的技术监督工程师有责任监督本单位按监督制度、规程规定的试验周期、程序、标准和方法进行有关的技术监督工作，发现问题及时向本单位总工程师及上级技术监督工程师汇报。对不符合有关标准、规程、规定要求或威胁电网及设备安全的继电保护设备应及时向上级技术监督组反映，提出限期改进与完善直至退出运行的建议。2.5.5技术监督机构成员对本单位技术监督做出显著成绩的或由于监督不当造成事故的项目和个人，有权向本单位领导提出奖惩建议。3 入网 3.1入网运行的保18、护装置必须符合电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理的规定，必须经部级及以上质检中心确认其技术性能、指标符合相关规定，必须通过省级及以上有关部门组织的正式鉴定，并通过本网技术监督部门认可，经电网运行考核其性能及质量满足有关规定要求。3.2已入网运行的微机保护装置改动了软件应视为新装置，必须重新通过区调继电保护技术监督机构组织的动态模拟试验，才能使用。3.3新产品试运行新产品试运行应按电网调度管辖范围由该级继电保护技术监督机构认可，经主管领导批准，并报上一级主管部门备案。3.3.2制造单位和接受试运行单位应签订书面协议，明确试运行方案和各方在产品试运行期间的权利和义务。3.3.3接受试运行单19、位在决定试运行的具体地点和方案时，应充分考虑保证电力系统安全运行，并取得相应继电保护技术监督部门的认可。3.3.4试运行期满后，试运行单位应负责提供正式的试运行报告，报本部门主管领导，并作为鉴定的依据之一。3.3.5符合审批手续的试运行产品在试运行期间如发生事故，按电业事故调查规程有关规定统计，视有关具体情况处理。3.3.6未经有关部门批准，不得擅自接受继电保护新产品试运行。因此而发生事故的，要追究事故责任并严肃处理。3.3.7为电网安全稳定运行需要专项开发的安全自动装置试运行须按3.3.1条覆行专项审批手续。3.4中调应制定调度管辖范围电力系统电力设备的继电保护装置配置及选型原则，使本电网继20、电保护装置规范化和标准化，以利于加强管理，提高继电保护装置的运行水平。3.5 110KV及以上电压等级电网中应用的新产品必须有国内其它电网的可靠运行经验，并经上级调度部门许可，方可在电力系统中应用。35KV及以下电压等级电网中应用的新产品必须有电力生产企业应用经验总结，并经中调许可，方可在电力系统中应用。3.6电力企业应择优订货，无论国内生产或进口继电保护装置，凡上级部门明令停止订货的，行业整顿中不合格的，根据运行统计及质量评议提出事故率高且无解决措施的，不满足反事故措施要求的，未经鉴定的，经质检不合格或拒绝质量监督抽查的产品，应禁止入网运行。3.7第一次采用的国外保护装置，必须经部质检中心进21、行动态模拟试验，确认其性能、指标能够满足我国电网对继电保护装置的要求方可选用，否则不得入网运行。4设计、基建4.1新建、扩建、改建工程的保护装置设计应满足设计技术规程、反措规定等有关文件的要求。符合电力系统中的继电保护技术装备发展规划，为继电保护发展留有余地。 4.2新建、扩建、改建工程必须从整个系统统筹考虑继电保护相适应的变化，作出安排，继电保护装置设计应符合有关继电保护反事故技术措施要求，设计部门应充分听取继电保护技术监督部门意见。运行单位继电保护技术监督部门专业人员应参加设计审查及招标、议标。4.3对首次进入系统的重要继电保护装置，区、地两级技术监督部门要会同制造单位一同参加出厂试验和验22、收工作，了解其结构特点，掌握其技术性能和各种技术特性数据。4. 4新建、扩建、改建工程的安装、调试部门应按有关规程、技术规范、反措等规定进行安装、调试，按调度所辖部门下发的继电保护定值通知单进行整定。4.5新建、扩建、改建工程的继电保护装置应完好，并与一次设备同时投运。4.6新安装的保护装置竣工后，运行单位继电保护专业人员会同技术监督专责工程师按设计图纸、设备合同和技术说明书、XX电网继电保护新设备投产验收管理办法及其他有关规定验收。4.7新建、扩建、改建工程的安装、调试部门应对其质量全面负责。运行单位人员应介入调试过程，了解装置的性能、结构和参数，发现问题应及时提出。4.8新安装的保护投运，23、施工单位应按有关规定向运行单位移交符合实际的竣工图纸、调试报告、厂家说明书及装置技术资料、制造厂随同装置供应的备品备件、试验仪器和专用工具等，并办理验收相关手续。4.9新安装投运的工程质量, 在移交生产一年内出现的问题由施工单位负责处理，运行单位负责验收。5配置与选型5.1 保护装置选型订货应遵守区公司制定的XX电网继电保护装置配置选型管理规定进行。成套保护装置的辅助设备应随该装置一起订货。 各级继电保护监督部门应按照分工范围参与继电保护配置及装置选型。5.2 局部电网保护和元件保护选型原则参照5.1条。但是直接并入主系统的元件继电保护选型应征得上级电网继电保护技术监督机构的同意。5.3 使用24、于同一类设备的保护装置型号不宜过多，以利于安全运行和管理。5.4 继电保护配置、选型一经确定，设计单位必须严格按设计审查意见进行施工图设计和提供订货清册，设备订货单位必须按设计单位提供的订货清册和参数订货，不得擅自更改。5.5保护装置使用单位拥有产品质量追溯权，有了解装置技术原理细节的权力。保护装置到货后按照有关文件验货。订货部门须向运行单位提供订货合同的有关信息。在订货合同中应充分体现上述内容。6 定值6.1 系统保护装置定值的整定计算应符合有关整定规定、规程和本电网制定的实施要求。6.2 结合电力系统发展变化应定期编制或修订系统继电保护整定方案。应根据如下要求编制继电保护整定方案：6.2.25、1由规划部门提供的系统近期发展规划与结线。6.2.2有运行方式部门提供，经相关领导审定的系统运行方式及系统参数。6.2.3 110kV及以上系统计算所需的设备参数应采用实际试验值，如果使用计算值须有据可查。6.3 整定方案编制后，须经专人进行校核，然后经有关调度运行、生技、安监等部门讨论，由单位总工程师或主管生产的领导批准后方可实施。 整定方案的主要监督内容包括：6.3.1有关设备的保护定值及自动装置的定值。6.3.2整定计算方案对系统近期发展的考虑。6.3.3变压器中性点接地点的安排。6.3.4正常和特殊方式下，有关运行的注意事项或规定事项。6.3.5定值方案中有关人员的签字。6.4 各级继26、电保护部门保护装置整定计算范围的划分，除了特殊规定外与调度范围相同。6.5 局部电网或电厂保护计算的电网参数应以上级继电保护部门提供的为准。6.6 定值通知单基本内容、要求和监督要点6.7电网继电保护定值应每年校核一次，当电网运行方式出现较大变化时应进行专门的校核。6.8现场保护装置整定值的调整和更改应严格按保护装置定值通知单的要求执行，并在规定时间完成。保护装置定值调整完毕，将定值回执单返回该定值整定计算部门。6.9保护定值通知单必须要有计算人、校核人、批准人签名，并加盖单位有效公章。6.10上级继电保护主管部门应指导下级继电保护定值计算。下级电网的整定方案要报上级调度部门备案，与主系统安全27、运行直接相关的局部保护定值须经管理该级电网的继电保护主管部门审查。7 检验7.1 各发供电单位应建立继电保护装置检验管理制度，监督继电保护装置检验规程的实施。7.2 保护装置应严格按继电保护及安全自动装置检验规程和有关检验规程（无检验规程时，按制造厂的调试大纲）进行检验。7.3 保护检验必须依照与现场实际相符的图纸，复杂的检验工作事先应制定实施方案，基层技术负责人把关。7.4 保护装置发生不正确动作，应及时并实事求是地向上级继电保护部门报告，然后进行事故后的现场检验。35kV及以上系统发生重大、特大事故或上级主管部门认定的事故应保留现场原有状态，由区公司继电保护主管部门组织有关单位进行调查并做28、专题技术分析报告。 技术监督专责工程师应参与上述工作。7.5 各生产单位应按区公司继电保护技术监督机构制定的继电保护试验仪器仪表配置标准配置专用试验设备、试验电源及仪器仪表，定期校验仪器仪表和有关检验设备。建立健全试验仪器仪表管理规章制度。保护装置检验中使用的仪器(如微机保护试验仪)，必须进行定期校验，必要时应再接入校验过的高精度仪表监测。7.6 检验技术资料监督的内容如下： 生产单位的继电保护检验技术资料完备齐全。主要包括保护装置检验规程、装置技术说明书和调试大纲、出厂调试报告、电气二次保护图纸（包括厂站电气主接线图、保护装置原理图、保护装置安装图、保护装置分板原理图与装焊图、端子排图、电缆29、连接图），试验报告等。 继电保护检验时记录认真，检验结束后向运行人员有交待，在有关记录簿上作好记录。一般一周内整理出检验报告。7.7继电保护试验报告应由工作人员编写、工作负责人校核，保护班技术员（或班长）初审、工区（分场）保护专责人审定，各基层公司、厂所辖的主系统保护试验报告应由工区（分场）或总工程师指定专人审定。应监督检验报告的完整性和检验在规定的周期内完成。 110kV及以上系统保护试验报告应报上级继电保护检验管理部门。检验报告要求及监督内容：7.7.1试验项目齐全，数据准确。7.7.2报告内容完整，结论明确。7.7.3注明试验用仪器仪表名称及编号、试验日期、人员。7.7.4报告必须正规，30、字迹工整，力求做到图表化，对通用的保护装置，报告应按统一规定的试验报告格式填写。8运行8.1 各级继电保护主管部门都应按照继电保护装置运行管理规程管理继电保护装置。8.2 对运行人员的基本要求和监督8.2.1经过继电保护专业培训，掌握继电保护现场运行规程，熟练使用管辖内的继电保护装置。8.2.2了解有关保护装置的基本原理和装置发出的信号之含义。按要求巡视保护装置并写好记录。8.2.3运行人员接到上级调度命令后，应根据现场继电保护运行规定或规程正确使用保护，记录详细准确。8.2.4运行人员必须掌握高频保护交换信号的方法，按规定交换信号并填写记录。根据保护装置发出的信号判断装置是否异常，对异常作必31、要的处理，并报告调度和继电保护部门。8.2.5运行人员应根据旁路所代线路，按继电保护部门的规定，正确选用所代线路微机保护定值，完成旁路代路的操作。8.2.6发生故障时，运行人员应准确记录光字牌信号及保护盘中保护动作信号，向调度员和上级领导汇报，按要求打印微机保护和故障录波报告。8.2.7 运行部门不得擅自改变保护装置的运行状态。8.3 运行维护监督8.3.1继电保护专业人员每月一日校对管辖范围的微机保护和安全自动装置的时钟(有GPS自动对时的除外)，定期更换内部电池。运行人员负责现场运行装置外部(如门窗严密性、防雨、卫生等)的维护。8.3.2当保护装置发生异常时，运行人员应立即汇报调度值班人员32、，装置运行维护部门接到调度通知后也应立即组织处理，并将处理结果报上级继电保护主管部门。8.3.3运行单位应在保护动作后24小时之内将故障录波、保护报告及动作信号记录报至上级继电保护主管部门。8.4 XX电力调通局继电保护处负责协调各单位之间的继电保护工作及日常保护的运行管理。定期或不定期检查现场继电保护装置的维护、使用情况，履行监督职责。9 反措9.1 继电保护技术监督部门应根据上级颁发的反措要求，结合本网的实际情况，分轻重缓急制定具体的实施细则及实施计划。反措项目一经确定，各级继电保护技术监督部门要严格监督按期完成，各单位都应维护执行反措计划的严肃性。9.2 发、供电单位主管生产的领导，对本33、单位反措计划的实施予以监督并负有领导责任，各级继电保护主管部门负责组织本单位反措计划的具体实施。9.3 各级继电保护技术监督部门应对设计单位（包括非电力系统所属的设计单位）设计电力工程的保护装置时是否贯彻执行反措进行监督。运行部门审查设计时对不执行反措的方案，有权不予通过设计审查。9.4 施工单位在进行电力工程保护装置安装调试时，应执行设计的反措内容。凡因执行反措引起的设计变更、费用增加等问题由业主与工程主管部门和施工单位共同协商解决。凡未执行反措，相关继电保护技术监督部门有权拒绝施工验收，电网调度部门应不允许设备投入运行，基建项目不应报竣工。9.5 各级继电保护技术监督及运行部门应根据电力系34、统保护装置的实际运行情况，将反措执行中出现的问题及时上报上级继电保护主管部门，以便及时修改完善反措内容。 10 规程、技术标准和资料10.1 各生产单位继电保护部门应配备有关继电保护专业的全部规程、规定和技术标准。应保存上级和有关部门下达的涉及继电保护的文件和技术资料。10.2 生产单位继电保护部门与运行有关的技术资料须有专人负责。10.3 设计、基建继电保护专业部门应配备与本单位工作相关的继电保护专业规程、规定和技术标准。10.4 结合电力工业的发展和技术的不断进步，应及补充和更新各项技术监督的制度、标准、规程，并使技术监督工作制度化、规范化、标准化、科学化。10.5 设备的制造、安装、调试35、运行、检修、技术改造等全过程质量管理的技术资料应完整和连续，并与现状相符。监督所有竣工图纸是否齐全。10.6 监督故障信息、保护装置动作报告、保护装置缺陷等资料的及时归档，凡有数据文件的资料应监督该数据文件的归档贮存。10.7 设备主管单位应妥善保管电力建设、生产全过程技术监督的全部原始档案资料。10.8实现档案管理的规范化、微机化。XX电网继电保护及安全自动装置异常应急处理规定XX901发布 XX101实施XXXX电力调度通信中心 发布1、总则1.1目的和依据1.1.1为不断提高XX电网预防和控制继电保护和安全自动装置(以下简称继电保护)突发事件的能力,在可以预见的范围内,通过制度化、规范36、化地迅速响应、快速组织，正确处理XX电网在继电保护运行中出现的突发事件，最大限度地减少继电保护突发事件对XX电网安全稳定运行的影响，制定本规定。1.1.2本规定依据国务院颁发电网调度管理条例、XXXX电力有限公司颁布XX电网继电保护及安全自动装置运行管理规程，以及电力行业的有关规程、标准，结合XX电网的实际制定。1.2适用范围本规定适用于XX电网应对和处理因无主保护运行、继电保护装置或通道设备损坏、继电保护装置误动、拒动等对电网运行可能构成重大影响和严重威胁的各类突发事件。1.3基本原则1.3.1 “安全第一，预防为主”的原则。加强电网继电保护的运行、检验和消缺管理，突出对突发事件的预防和控制37、，采取运行人员长期监视、运行人员和继保专业人员定期巡视检查保护装置和二次回路、对装置定期检测等方式，及时发现事故隐患，处理设备缺陷，有效防止重特大事故的发生。1.3.2统一指挥，各负其责，快速响应的原则。对电网继电保护突发事件，各运行单位应针对本单位具体情况，制定防止和处置的应急预案，并将责任落实到部门和个人，在XX电网继电保护突发事件应急处理领导小组的统一指挥和协调下，能快速处理突发事件和恢复电网运行。2 组织保障2.1XX电网建立自上而下的继电保护事故应急处理组织机构。2.1.1XX电力调度通信中心（以下简称中调）成立继电保护突发事件应急处理领导小组。应急处理领导小组组长由中调副主任担任，38、副组长由中调继电保护处处长和安全专责担任，成员由中调继电保护、调度部门负责人等组成。2.1.2XX电网各发电、供电公司应成立本单位继电保护突发事件应急处理工作组，由分管生产领导担任组长，成员包括有关部门领导和相关专业人员。2.1.3XX电网突发事件所有涉及继电保护的应急处理工作均应服从领导小组的统一指挥和协调。2.2各级应急处理指挥工作组的主要职责2.2.1中调继电保护突发事件应急处理领导小组职责：（1）统一领导XX电网的继电保护及安全自动装置异常应急处理工作预防和应急处理；（2）研究、部署重大应急决策；（3）督促各发电、供电公司制定继电保护及安全自动装置异常应急处理应急预案；（4）协调解决应39、急过程中的重大问题；（5）负责向区电力公司通报情况。2.2.2各发电、供电公司应急处理工作组职责：（1）贯彻落实XX电网继电保护及安全自动装置异常应急处理 的有关规定；（2）按照领导小组部署处理XX电网继电保护突发事件；（3）组织制定本单位继电保护装置异常应急处理预案和相应责任制度，并将突发事件应急处理指挥机构成员名单及常用通信联系方式上报领导小组备案；（4）负责向领导小组通报继电保护突发事件处理情况；（5）负责应急处理预案中有关预防措施（包括技术措施、事故抢险所需物质、备品备件、设备和工器具的准备）的落实和人员培训，并接受领导小组的监督和检查。3 技术保障3.1各发电、供电公司继电保护实验室40、备品备件应基本配置齐全，建立帐目，存放整齐，采取相应的防尘、防潮、防静电等措施并每月通电检验一次，确保备品备件的有效性、可用性和完整性，保证可随时提供系统消缺需要；同时确保保护实验室内继电保护测试仪、各种试验仪表等设备完好、及时校验，可随时带到现场使用。在系统应急处理中，各运行单位备品备件均应服从中调调配。3.2 保证故障信息处理系统和故障录波器远传系统主站完好可用、通道畅通。3.3 应备有各运行维护单位继电保护负责人与专责人员以及各主要保护装置生产厂家有关人员的联系方式。3.4 继电保护处主要负责人和负责运行管理、整定计算人员，各运行单位主管保护的部门领导和专责人员保证通信畅通。3.5 应具41、备调度规程、继电保护及安全自动装置运行规程、稳定装置调度运行规程、现场运行规程、装置试验报告、图纸、保护装置说明书等资料可随时备查，保护定值通知单管理系统运行正常。3.6 定期组织继电保护装置异常应急演习。4、应急响应步骤4.1 继电保护突发事件发生后,中调值班调度员应立即通知继电保护突发事件应急处理领导小组组长和副组长, 领导小组立即启动继电保护应急机制，统一组织领导继电保护突法发事件的处理。同时按突法事件的等级向XX电力公司、国家调度相关部门汇报。4.2，领导小组应及时了解掌握有关情况，通知运行维护单位继电保护负责人，敦促运行维护单位继电保护负责人按其突发事件应急处理预案，组织本单位继电保42、护专业人员赴现场处置，并随时跟踪处理情况，协调有关事宜。必要时通知保护装置生产厂家赴现场协助处理。如遇到与通信部门相关的保护通道异常情况时，应立即通知通信部门协调处理。4.3 各发电、供电公司应急处理工作组在启动继电保护应急机制后应按本单位继电保护装置异常应急处理预案规定立即组织并与继电保护人员一道前往现场处理事故，对事故进行分析并向领导小组汇报。5、事故处置5.1事故调查5.1.1事故现场调查和处理的具体办法按照国家和国家电网公司有关规定执行。5.1.2对事故各运行单位应有书面分析报告，重大事故的检查应在区公司指挥下组织有关专家进行，并形成调查报告报上级部门，各运行单位应充分配合。5.2改进43、措施5.2.1故障发生的相关单位应及时总结经验教训，分析事故原因，制定相应反事故措施，举一反三，组织落实实施，防止类似事故发生，并完善相应的应急处理预案。完善应急处理机制。5.2.2继电保护处应定期将本网运行中出现的突发事件和采取的应对措施向各运行单位发布，以提高全网的整体应急处理能力。附表1： 主要设备制造厂联系人及电话序号厂家名称联系人电话1南京南瑞继保电气有限公司2国电南京自动化股份有限公司3许继集团有限公司4深圳南瑞科技有限公司5附表2调通中心有关领导和继电保护人员联系电话序号姓名职务联系电话123456789101112131415XX电网继电保护新设备投产验收管理办法XX901发布44、 XX101实施XXXX电力调度通信中心 发布 1 总则 1.1为加强XX电网继电保护及安全自动装置和二次回路验收的管理，提高继电保护系统的运行可靠性，为XX电网的安全运行提供可靠的保证，特制定本办法。 1.2 所有接入XX电网（包括区内各独立运行的电网，不论其产权归属和管理形式）的新建、扩建、技改工程，在投产启动前继电保护装置验收必须严格按照本办法执行。 1.3 基建技改工程中的继电保护设备验收管理必须贯穿电力建设全过程,在设备到货、安装调试、启动投运等阶段，应严格按GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程、XX电网继电保护和安全自动装置运行管理规程、DL/T 9952045、06继电保护和电网安全自动装置检验规程、继电保护和安全自动装置现场工作保安规定、国调继2005222号“国家电网公司十八项电网重大反事故措施”（试行）继电保护专业重点实施要求、电力系统继电保护及安全自动装置质量管理规定和电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点、GB5017192电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范执行。 1.4 继电保护设备验收按照统一领导，分级管理原则，实行验收签证和分级汇报制度。 1.5 运行单位应结合具体情况，根据本办法制定实施细则。 1.6 XX电力公司负责本办法解释和修订。 1.7 本办法自颁布之日起执行。 2 职责与分工 2.1 XXXX电力有限46、公司（以下简称区公司）继电保护领导小组领导全区继电保护设备验收工作 组织贯彻执行本办法的实施，推动全区继电保护设备验收管理工作； 掌握全区继电保护设备验收工作开展情况，提高专业管理水平； 协调解决验收工作中出现的重大问题。 2.2 XX电力调度通信中心（以下简称中调）继电保护部门是负责全区继电保护验收工作的归口管理部门： 参加重要基建、扩建工程交接验收工作； 掌握全区继电保护设备验收工作情况； 督促、检查和推动继电保护设备验收管理工作。 2.3 XXXX电力试验研究所（以下简称区电研所）负责全区继电保护设备装置验收调试技术工作 参加重要基建、扩建工程交接验收工作； 掌握全区继电保护设备验收工作47、情况； 对验收工作中出现的技术问题提供技术指导。 建立全区继电保护设备验收技术档案。 2.4 运行单位负责继电保护设备具体验收工作 负责组织基建、扩建、技改工程验收； 建立、健全继电保护设备验收规章制度； 制定继电保护设备验收方案； 督促解决继电保护设备验收工作中出现的问题； 建立继电保护设备验收档案； 编写验收报告。 2.5 基建单位应积极配合运行单位参加验收工作 组织本单位有关人员做好验收准备工作； 提供全面验收资料； 负责验收工作中各项具体操作及材料； 处理验收工作中发现的异常问题。 3 验收办法和验收内容 3.1设备到货验收 继电保护设备到货开箱时，业主单位组织开箱验收工作，并应通知施48、工单位和运行单位的有关人员参加开箱验收工作。施工单位和运行单位协助业主按照定货合同共同进行设备、备品备件、专用试验仪器工具、技术资料、出厂报告、合格证等检查验收，根据设备到货清单逐一登记。对于因调试工作需要借出的设备、工具或资料，使用单位必须向业主单位办理借出登记手续。 验收后，业主单位和运行单位双方共同在XXXX继电保护设备开箱验收单上签字（见附表一），此验收单作为验收必备资料。 基建竣工后，由业主单位按照登记表向运行单位移交，并经双方签字（见附表一）。 如开箱后发现问题而无法安装的设备，应由业主单位进行协调处理。 3.2 安装调试过程验收 运行单位应对继电保护安装调试全过程进行技术监督； 49、施工单位严格实行三级验收管理制度，即班组、部门、 单位三级分级验收把关； 施工单位在三级验收合格后，出具内部验收签证单和有关试验记录，向业主单位提出申请交接验收报告。 3.3交接验收 3.3.1运行单位必须根据继电保护有关技术规程和检验条例，结合我区反措内容和工程设计图纸，负责制定出继电保护设备验收方案。对于重要工程，继电保护验收方案必须报送区电研所审查，并报中调备案。3.3.2基建单位完成安装调试后，应认真做好投产前验收准备工作，并与运行单位共同协商制定具体验收范围和有关工作安排。满足验收条件后向业主单位提出申请，由运行单位负责组织验收。继电保护设备验收应具备的基本条件： 直流系统、中央信号50、系统已经验收合格； 验收的保护设备屏前屏后整齐、完好、回路绝缘良好，各种标志齐全正确； 二次电缆敷设符合规定、标号齐全、正确； 装置定值符合整定通知单要求，保护装置单体安装调试结束，各项技术指标符合技术要求； 高频通道设备验收合格，满足保护运行要求； 有关保护更改部分工作已全部实施完成； 有关主设备、开关、PT、CT、二次控制部分及联锁回路等已通过验收，开关能够正常分合闸操作，具备保护带开关传动整组试验条件。 3.3.3继电保护设备验收过程中，运行单位继电保护人员应认真按XXXX继电保护整组试验项目单（附录二）项目作好验收过程中各项记录。验收结束后，运行单位和安装调试单位工作负责人双方共同在X51、XXX继电保护设备验收签证单上签字（附表三,四）。 3.3.4运行单位负责编写验收报告，并上报区电研所备案。 3.3.5对于验收中发现的异常问题，运行单位应督促业主部门及时解决，安装调试单位负责对发现问题的消缺工作。 3.3.6经验收签证后，运行单位应及时将经本单位技术监督专责人签字同意投运的继电保护设备验收签证单(一)上报启委会作为许可启动的依据。 3.3.7验收完成后,安装调试单位负责向运行人员作详细交代，并以书面形式进行技术交底。 3.3.8 继电保护设备启动时，运行单位继电保护人员应参加高频通道测试、保护带负荷相量测试、旁代试验等需一次设备带电的相关继电保护工作。 3.3.9对于继电保52、护设备安装调试已结束而暂时无需投运，继电保护验收工作仍参照上述要求执行。附件：继电保护设备交接试验验收主要内容一、继电保护等二次工程资料验收：1、竣工图：施工单位负责提交全部设计更改通知单、工程联系单和完整的竣工图。竣工图必须与现场实际接线和装置完全相符，在施工中有改动之处必须有设计院签发的设计更改通知单，改动之处应如实地反映到竣工图。设计更改通知单应作为竣工资料的一部分提交。竣工图至少应提供六套以上并同时提供CAD电子版竣工图。2、设计资料：含所有二次设备的装箱清单，保护、监控装置的厂家使用说明书、技术说明书、调试大纲、合格证件、柜内组屏图、设备保修卡；阻波器、TYD、耦合电容器、结合滤波器53、的厂家资料；高压柜内二次布线图等资料。3、现场参数：现场参数应如实反映现场实际设备参数，包括PT、CT参数、所有断路器的分合闸额定电流值、遮断电流、阻波器频率阻塞范围结合滤波器工作频率、线路、变压器、发电机、断路器等一次设备的技术参数和实测参数，变压器、发电机过励磁特性曲线和这些设备的试验报告等参数。施工单位提供的现场参数必须有施工负责人的签字。4、调试试验报告：调试试验报告应完整（原始记录）、详尽，并包括调试过程中的设备缺陷处理记录。5、根据合同提供的备品、备件以及配套调试装置及仪器。6、监控系统备份。7、在验收过程中消缺、整改的报告和记录。8、带负荷测试报告（验收后必须提供）。二、继电保护54、安装质量及外观检查：序号项目要 求1屏盘组装就位找正：相邻盘顶部水平误差2mm, 相邻盘边误差1mm，盘间接缝2mm；盘体固定：采用螺杆连接并牢固；紧固件完好、齐全、紧固2电缆敷设横平竖直尽量减少交叉，直通道用带有胶线的扎丝，弯道用黑色扎带3电缆头采用花瓶头（与其他单位配合需协商解决，尽量统一）4屏蔽线电缆两头屏蔽接地，截面积4mm，接地线从电缆背后引出5电缆标示牌采用计算机打印并过塑，应标明电缆编号、规格、走向，并挂在电缆头上6电缆芯线端子每个螺钉并接芯线数2根，插入式端子两芯必须规格相同7芯线号头标有回路编号和电缆编号应正确、清晰、不易脱色；不允许手写，长短必须一致8备用芯线保留到最远端子55、处，穿上印有电缆编号的号头且扎在一起9转接线跨越30个端子以上需进行线槽，两端为双重编号10行线槽按电缆多少确定其规格，槽内电缆应排列整齐有序11通讯电缆敷设通过电缆沟必须穿PVC管，若厂家无特殊要求，则同一网络一点接地12通讯电缆头用黑色热缩管且埋在行线槽内13小母线铜棒或铜管直径不小于6mm，穿热缩管，接触面搪锡，标明其用途14多股软导线端部加终端附件或搪锡15压板标示清晰正确， XLPX：XXXXXXX16后台连线电源线、通讯线尽量规范、美观17端子排标示每单元按其作用标明18空气开关标示按其作用标明，PT端子箱保护用电压空气开关采用分相开关或保险19屏盘屏蔽应尽量保留原屏盘的屏蔽性2056、GPS安装连线应穿PVC管，接收器固定应稳固可靠,无遮挡21接地线铜鼻子压接处及接触面均应搪锡22信号灯标识装置前后、切换开关、断路器位置指示灯及信号指示灯的标示应清楚正确23二次线为避免厂家配线错误，必须根据设计图纸对重要回路尤其是出口回路进行一一核线，确保厂家接线正确。三、反措项目的验收检查继电保护工程在设计、安装、调试过程中，必须认真贯彻执行部颁和我区继电保护反措规定，验收单位应严格检查继电保护反措落实情况。下面将重申这些反事故措施并作为验收工作的重点检查确认项目，在验收中必须逐项检查，一一签字确认。对于不符合反事故措施和运行要求的，即使本节未提及，也必须相关规定进行完善。结合我区电网实57、际情况，现场验收主要检查项目如下： 1、新建工程全站各电压等级PT（包括线路PT）二次电压回路N600在控制室一点接地检查,对于扩建、技改工程保证新接入系统二次电压回路不应存在另一个接地点； 2、差动保护等电流回路CT二次回路一点接地检查； 3、保护直流电源熔断器的配置应满足反措条例（N1）的配置原则； 4、保护屏接地网及保护屏接地检查； 5、电缆屏蔽情况检查； 6、检查来自开关场的PT二次回路4根引入线和互感器三次回路的2根引入线是否分开； 7、检查PT三次绕组N、L线是否接有空气开关或熔断器； 8、检查高频保护中高频同轴电缆两端分别接地情况，并且检查是否靠近高频同轴电缆敷设截面不小于10058、平方毫米的两端接地铜条； 9、高频通道的电缆芯回路中串接一个电容器检查（其参数为：0.05F，交流耐压2000 V）； 10、结合滤波器的一、二次线圈之间接地连线应断开； 11、通讯抗干扰试验； 12、寄生回路试验；13、其它反措。 四、保护定值验收（注意检查CT的变比与定值单是否相符）1、现场定值查对：运行单位和安装调试单位专业人员按照定值通知单共同核对保护各项定值，对于能够打印的微机保护应打印出定值单进行核对。2、按照继电保护有关检验规程和检验条例，从端子排进行二次通电试验检查保护整定值。用模拟突然短路的方法，分别通入1.05和0.95倍整定值试验，观察保护相应段（元件）的动作情况，检验结59、果必须满足有关技术要求。 五、继电保护整组逻辑及功能试验检查1、对于同一被保护设备的各套保护装置分别接于不同的电流、电压回路时，应临时将各套保护的电流、电压回路串/并联后进行整组试验。2、对于高频保护包括远跳部分试验检查必须带高频通道和线路对侧的高频保护模拟区内、区外故障时保护动作行为的正确性。3、按照保护功能和设计图纸中实际使用情况，整组试验时应模拟各种故障类型/性质以检查保护装置或与其它保护间配合关系，认真分析出现的各种动作信号，试验结果应满足设计要求。整组试验主要检查项目如下： 直流电源对保护影响： 拉合直流电源试验； 缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示。 各种压60、板、按钮、把手开关位置试验确认，检查实际接线是否与图纸符合，能否满足运行管理要求。 保护装置、中央报警系统、RTU等有关信号确认。 4、与高频、重合闸、开关失灵等其它保护的配合试验： 高频保护启动收、发信条件检查； 启动/闭锁重合闸回路检查（包括开关机构闭锁回路）； 保护启动/不启动失灵回路检查（非电量保护不启动失灵回路）； 与其它保护等回路配合。5、保护带开关传动试验 测量开关跳合闸电压是否符合要求，检查开关跳合闸电流与保护操作箱插件是否相适应。 直流电源分别在100%和80%额定电压条件下，模拟各种故障类型、性质，检验保护间配合关系和单组跳闸电源带开关跳闸能力。 整组试验具体项目参考附表二61、。 六、保护带负荷相量测试 继电保护设备投产时，运行单位继电保护专业人员必须到场监督安装调试单位作好保护带负荷测相量工作。1、电压互感器二次电压回路：测量每一个二次绕组的各相电压；测量相间电压；测量零序电压；核对相序；PT开口三角电压3U0极性试验。2、电流互感器二次电流回路：测量每一个二次绕组的各相电流；测量零序电流；核对相序。3、根据一次负荷潮流方向，作出电流、电压相量图。并根据测试结果核对保护CT/PT变比和保护方向正确性。4、对差动保护及电流相序滤过器的回路，还需测量有关不平衡值。5、同期电压回路检查。6、零序功率方向保护带负荷相量试验。附表一：XXXX继电保护设备开箱验收单 编号 局62、（厂） 站 主设备名称 验收项目验 收 情 况 1、工程项目名称 2、合同号 3、保护设备名称 4、设备型号规格 5、生产厂家 6、出厂编号 7、出厂日期 8、设备合格证号 9、随箱技术资料 10、出厂技术报告 11、备品备件 12、专用工具 13、其它验收结果业主单位/验收人员/日期运行单位/验收人员/日期移交结果业主单位/验收人员/日期运行单位/验收人员/日期附表二：XXXX继电保护整组试验项目单编号 局（厂） 站 主设备名称 保护名称设备型号制造厂家出厂编号试验项目 故障类型、性质、相别保护动作信号高频逻辑检查收发讯机状态启动开关失灵启动重合闸闭锁重合闸操作箱信号所有压板把手检查确认沟三63、回路检查中央信号开关动作情况其它回路1、单相瞬时故障2、相间瞬时故障3、单相永久故障4、相间永久故障5、拉合电源试验6、其它验收情况调试单位/验收人员/日期运行单位/验收人员/日期技术监督/验收人员/日期 注：各单位应根据具体保护配置制定相应的保护整组试验验收单。母线保护、变压器保护、发电机保护参照执行。 附表三：XXXX继电保护设备验收签证单（一） 编号 局（厂） 站 主设备名称 保护名称设备型号制造厂家出厂编号投产日期验收项目 验收结果1、反措项目验收2、试验记录检查3、保护外部检查4、保护定值验收5、高频保护对调试验6、整组试验7、其它 验收情况调试单位意见运行单位意见调试单位/验收人员64、/日期运行单位/验收人员/日期技术监督/验收人员/日期附表四：XXXX继电保护验收签证单（二） 编号 局（厂） 站 主设备名称 保护名称设备型号制造厂家出厂编号投产日期验收项目验收情况1、高频通道测量2、带负荷测向量3、旁代试验4、技术资料移交5、备品备件移交6、专用工具移交7、其它验收情况调试单位意见验收单位意见调试单位/验收人员/日期运行单位/验收人员/日期技术监督/验收人员/日期XX电网继电保护装置配置选型管理规定XX901发布 XX101实施XXXX电力调度通信中心 发布前 言继电保护装置是电力系统的重要组成部分，作为保证电网安全稳定、保护电气设备的第一道安全防线，对电网安全稳定运行起65、着决定性的作用。结合电网的结构特点、运行特点和电力设备的实际情况，合理地配置满足电网稳定运行的继电保护装置是促使继电保护充分发挥作用的具体保证。为此，我们结合当前XX电网实际情况，依据GB/T142852006继电保护和安全自动装置技术规程等相关规程规定，特编制XX电网继电保护装置配置选型管理规定。1 范围XX电网继电保护装置配置选型管理规定（以下简称规定）规定了XX电网继电保护配置选型原则，今后凡接入XX电网的发电厂、变电所，不论其产权归属和管理形式，在新建、扩建、改建及技术改造中，其继电保护配置及选型都应以本规定为依据。2 引用标准GB/T142852006继电保护和安全自动装置技术规程 66、DL/T559-94220KV-500KV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程 DL/T553-94220KV-500KV电力系统故障动态记录技术准则 DL/T667-1999继电保护设备信息接口配套标准 国调继2005222号“国家电网公司十八项电网重大反事故措施”（试行）继电保护专业重点实施要求XX电网“十八项反措”继电保护部分实施细则国电调2002138号文“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则3 总则3.1 为适应XX电力系统发展的需要，保证电力系统的安全，规范XX电力系统继电保护装置的配置及选型，使之完善、合理、统一、67、可靠，便于运行维护和管理，特制定本规定。3.2 本规定结合XX电网继电保护运行情况及现状，按照有关法律、法规、标准、规程、规定、反措等文件有关内容进行综合编制，XX电网网内有关单位必须共同遵守。4 继电保护选型规定4.1 选型管理 各类进入XX电网继电保护装置、安全自动装置、故障录波器及有关专用试验设备（以下简称“保护装置设备”），必须经XX电力调度中心（以下简称中调）继电保护部门审查同意。4.1.2 对于微机型保护装置及故障录波器，应满足智能性高、抗干扰强、硬件配置先进、分析软件完善、具有故障录波和信息输出功能、通信规约统一或兼容，保护装置要求具有两个或多个通讯接口（接口类型可以是以太网口、68、Lonworks网口或RS-485通讯接口），支持TCP/IP协议或电力行业标准继电保护设备信息接口配套标准 DL/T667-1999（IEC60870-5-103），并提供必要的功能软件，如通信及维护软件、定值整定辅助软件、故障记录分析软件、调试辅助软件等，能够接入XX电网故障信息处理系统，方可审查同意进入XX电网。 凡中调继保部门管辖的各类保护装置的配置和选型应经中调继电保护部门审核同意。 凡中调继保部门管辖的各类保护装置的设备招标推荐单位，必须经调通中心继电保护部门审查同意，XXXX电力有限公司（以下简称区公司）批准。 各厂、局所辖保护装置设备招标推荐单位，须经本单位继电保护部门同意，并69、报中调继电保护部门备案。4.1.4 已进入XX电网保护装置设备如发现原理落后、缺陷较大难以处理或处理不及时、出厂接线错误或原理质量原因而发生不正确动作的产品型号或厂家，要重新进行资质审查，并施行暂停或停止入网。4.2 选型要求 积极、慎重地推广、应用先进技术，优先选用微机保护。 基于XX电网结构薄弱的特点，原则上不允许新型原理保护装置在系统中试运行。宜选用在其他网、省取得运行经验，改进装置软、硬件缺陷后的先进微机保护装置。 为满足运行维护方便、售后服务及时、备品备件有保障，选型和组屏种类不宜过多。无特殊要求，各单位管辖的设备尽可能做到设备型号、组屏相对统一。 微机型保护装置及故障录波器，应结合70、市场变化，选用高档次的微处理器、模/数转换、内存、硬盘配置及采样频率高、误差小、原理先进、抗干扰性能强、动作速度快的产品型号。4.2.5 继电保护装置要求同时具有跳、合闸硬压板和保护投退软、硬压板，通过自动化系统应能实现继电保护装置的远方投、退和定值切换功能，高频保护应具有自动和远方交换信号功能，具备故障记录功能、时钟对时功能。5 继电保护配置原则5.1 110kV线路保护5.1.1 基本要求 线路保护应满足系统运行和近期技术发展的要求，线路两侧保护设备选型、保护软件版本号、软件版本形成时间必须一致，同一厂、站的保护类型应尽量一致，同时考虑与旁路等设备的配合。 线路保护应配置两套完全独立的、功71、能完整的全线速动保护以及两套独立的后备保护。 两套保护的交流电流、电压回路和直流电源回路、跳闸及相应的二次回路均应分别独立。 保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当其中一套退出运行或检修时，应不影响另一套保护正常运行。 为与保护装置双重化相适应，有关与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等）均应遵守相互独立的原则按双重化配置。5.1.2 主保护配置原则 对于双电源线路，应配置两套独立的、动作原理不同的、且根据通道情况应优先采用光纤通道的纵联保护。对线路长度小于20公里的超短线路，应配置一套专用光纤通道或一套复用光纤通道的分相电流差动保护。 单电源的线路变压器组或负72、荷线路应结合电网发展规划，考虑近期环网情况配置双套纵联保护。 同杆架设的线路，宜采用光纤通道的分相原理的纵联保护。 纵联保护通道的要求a）光纤或载波通道应满足有关规程规定。b） 双重化主保护通道宜采用互相独立的、不同通信方式或不同路由、不同相别的通道方式。且通道及加工设备的电源也应互相独立。c） 采用复用光纤通道的纵联保护，复用光纤应采用数字接口（2兆比特/秒或64千比特/秒）复用的方式，优先采用直接复用2兆接口的方式。d）对于配置两套分相电流纵差保护的线路，若条件允许，正常运行方式时，两套保护均采用两端直通光纤通道作为主通道，处于热备用状态的迂回光纤通道作为备用通道，一旦主通道出现异常，至少73、可保证有一套保护可立即切换至备用的迂回光纤通道。如不具备此条件，应一套采用专用光纤，一套采用复用光纤通道的方式，若通讯光端机采用1+1备用方式时，双套光纤纵联保护也可均采用复用方式，两套保护复用的2兆接口应接在不同的PCM终端或直接接于SDH 2兆接口。e） 对于同杆并架（或两侧共端的）双回输电线路，应为继电保护创造条件，架设光纤通道，分别使用不同的光纤芯或PCM终端，以便保护能有选择性切除跨线故障。f）双套纵联保护均使用载波通道时，应采用不同相别的方式，一般应选A、B相，如果只有一套纵联保护使用载波通道的，宜选A相。高频保护专用收发信机应选用技术先进、性能可靠、工艺优良、抗干扰性能满足要求、74、智能型的收发信机，专用收发信机与保护在满足要求的前提下宜选用同一厂家产品，结合滤波器应选用符合继电保护反措要求的型号。g）当采用电力载波通道传送允许式命令信号时应采用相相耦合方式；传送闭锁信号时，采用相地耦合方式。 对通信接口设备的要求a）纵联保护的通信接口设备包括专用载波收发信机、数字接口装置。b）专用载波收发信机应满足DL/T 524-93 继电保护专用电力载波收发信机技术条件，同时满足由保护装置控制收发信机交换信号的要求。c）光纤通道的复用接口装置，应采用数字接口（2兆比特/秒或64千比特/秒）装置，优先采用直接复用2兆的接口装置。5.1.3 后备保护配置原则110kV线路的后备保护要求75、具备完整的阶段式相间距离、接地距离和零序电流保护、低周保护、断路器失灵保护、TV断线投入的过电流保护。5.1.4 线路重合闸配置原则线路重合闸采用三相一次重合闸。5.2 旁路保护（包括兼母联）旁路保护应配置一套不低于本厂（站）所有出线保护最高配置的保护，保护软件版本号符合XX电网微机保护软件版本管理规定，线路的一套主保护可切换至旁路运行。如为旁路兼母联接线方式还需具备母联过流保护、充电保护功能。5.3 母联保护具备母联过流保护、充电保护功能。5.4 110kV母线保护 110kV母线宜配置两套母线保护，按远景主接线配置。5.4.2 积极采用抗电流互感器饱和能力强的微机型母线保护装置。每套独立装76、置具有失灵保护、充电保护功能。对电流互感器无特殊要求，允许母线联接元件电流互感器变比不一致。5.4.3 对双母线接线，其母线差动保护、断路器失灵保护应设有复合电压闭锁元件。对于非数字式保护，复合电压闭锁元件接点应分别串接在各自的跳闸回路中，不得共用（母联或分段断路器的跳闸回路可不经复合电压闭锁元件接点控制）。对于数字式保护，可在启动出口继电器的逻辑中设置复合电压闭锁回路，而不在跳闸出口回路接点回路上串接复合电压闭锁接点。失灵保护的复合电压闭锁在灵敏度不够时要能够解锁。 母差保护、失灵保护动作时，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈，且有备用出口接点接入闭锁式（允许式）高频保护的起动停信（起动发信）77、回路、光纤保护的远跳回路。5.5 断路器失灵保护 110kV断路器应配置失灵保护。 单母线、双母线主接线型式的失灵保护，失灵跳闸可设在母线保护中，失灵启动回路的电流判别元件宜优先采用外部保护中的失灵启动相电流判别元件，母联失灵启动回路的电流判别元件采用母差保护中的失灵启动电流判别元件。5.5.3 采用外部保护中断路器失灵保护的启动回路的电流判别元件，宜使用无源的电流判别元件。5.6 电力变压器保护5.6.1 基本要求 本节适用于35kV及以上电压等级的主变保护配置及选型。 变压器的保护装置应优先选用微机型，按单套配置，微机差动保护对其所接的电流互感器变比应无特殊要求，各侧电流互感器都按Y形接线78、，应采用5P级或10P级电流互感器，电流互感器的容量及短路电流倍数应满足要求。 保护的直流电源开关与断路器控制电源开关应分开设置，操作回路应各侧独立，各保护应设独立的操作压板。 微机变压器保护各侧后备保护之间开关量回路到出口继电器、信号回路应相互独立。 交流输入，跳闸回路具备旁代功能。5.6.1.6 110kV侧断路器应装设断路器失灵保护。失灵保护应由瞬时复归的保护出口继电器接点和断路器失灵的电流判别元件来起动，断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或逻辑”构成，非电气量保护动作不起动失灵保护。同时保护应具有启动失灵解复压闭锁输出接点。5.6.1.7 各侧的复压闭锁过79、流保护中复压元件可灵活整定。5.6.1.8 变压器的一二次接线方式可通过软件灵活整定5.6.2 保护配置原则每套电气量保护均按继电保护和安全自动装置技术规程 要求，配置完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态5.6.2.1 主保护配置纵联差动保护和差流速断保护，保护动作瞬时跳各侧断路器。5.6.2.2 后备保护a）复合电压闭锁（方向）过电流保护为防止变压器外部故障引起的过电流以及作为变压器的后备保护，各侧应装设复合电压闭锁（方向）过电流保护，复合电压及方向元件可以独立投退。保护方向和跳闸逻辑应能根据实际运行灵活整定。1）双绕组变压器应各侧配置一套复合电压闭锁方向过电流保护，其80、中升压变压器保护应设置方向元件，降压变压器保护可不设置方向元件。各侧保护分别设两段时限：1时限跳高（低）压侧母联（分段）断路器缩小故障影响范围2时限跳主变各侧断路器2）三绕组升压变压器的高压侧应配置一套复合电压闭锁方向过电流保护和一套复合电压闭锁过电流保护，中、低压侧各配置一套复合电压闭锁方向过电流保护，每套至少设置两段时限，各侧复合电压闭锁方向过电流保护第一时限跳相应电压等级的母联（分段）断路器缩小故障影响范围，第二时限跳主变本侧断路器；高压侧复合电压闭锁过流保护跳主变三侧断路器。b）中性点直接接地零序（方向）过电流保护110kV及以上中性点直接接地的变压器应配置两段零序（方向）过电流保护，81、每段可各带两个时限：一段1时限跳本侧母联（分段）断路器，2时限跳本侧断路器；二段1时限跳本侧断路器，2时限跳各侧断路器。零序电流取自中性点电流互感器或自产3I0可通过软件整定。c）中性点间隙接地零序电流电压保护110kV及以上中性点经放电间隙接地的分级绝缘变压器应配置零序电流电压保护，设置一个时限跳各侧断路器。零序电流回路应取至间隙接地回路的电流互感器上，零序电压回路取高压侧母线电压互感器的开口三角（或自产3U0）。d）过负荷保护： 对于三绕组变压器各侧均应配置过负荷保护，双绕组变压器只在主电源侧配置过负荷保护，并经延时发告警信号。 非电量保护根据变压器要求设置重瓦斯：跳各侧断路器调压开关瓦斯82、：跳各侧断路器轻瓦斯：发告警信号压力释放：发告警信号油温高：发告警信号绕组温度高：发告警信号油位异常：发告警信号冷却器故障：发告警信号冷却器全停：发告警信号或长延时跳各侧断路器 5.7 发电厂元件保护5.7.1 基本要求5.7.1.1 本节适用于直接接于电网单机容量不低于1.0兆瓦的发电机及发电机变压器组保护。5.7.1.2 所有的差动保护应装设电流互感器断线闭锁装置。当电流互感器回路断线时，能发出信号，装置退出和运行可以选择。5.7.1.3 凡保护出口回路均应经压板投入、退出，不允许不经压板而直接去起动跳闸。5.7.1.4 保护的直流电源和断路器的控制直流电源应分别设置。电气量保护和非电气量83、保护的直流电源应分别设置。5.7.1.5 保护动作出口行为有以下几种：a） 停机：断开发电机断路器、灭磁，对汽轮发电机关闭主汽门，对水轮发电机关闭导水翼；b） 解列灭磁：断开发电机断路器、灭磁，汽轮机甩负荷；c） 解列：断开发电机断路器，汽轮机甩负荷；d） 减出力：将原动机出力减到给定值；e） 缩小故障影响范围：例如双母线系统断开母线联络断路器等；f） 信号：发出声光信号。5.7.2 保护配置原则5.7.2.1 发电机保护a）纵差保护反应发电机定子绕组及其引出线的相间短路的主保护，瞬时动作于停机（启动失灵）。b）复合电压闭锁的过电流保护反应发电机外部相间短路故障，作为发电机主保护的后备保护，对84、于1.0兆瓦以上的发电机应配置复合电压闭锁的过电流保护，对于1.0兆瓦及以下与其他发电机或电力系统并列运行的发电机可只配置过电流保护，保护宜配置在发电机中性点侧。c）定子绕组匝间保护定子绕组为单星形接线的发电机，可根据用户和制造厂的要求装设专用的匝间保护，保护应接在专用的电压互感器上，瞬时动作于停机（启动失灵）。当专用的电压互感器断线时，保护不应误动，并能发出电压互感器断线信号。d）定子绕组过负荷保护定子绕组非直接冷却的发电机，应配置定时限过负荷保护。定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低的发电机，应配置定时限和反时限过负荷保护。定时限部分带时限动作于信号；反时限动作于解列或程序跳闸。e）定子绕组85、接地保护保护区应能反应不低于90%的定子接地保护，带时限动作于信号，根据系统情况和发电机绝缘状况，必要时可动作于停机，其保护受电压互感器断线闭锁。f）失磁保护反应发电机励磁电流异常下降或消失。失磁保护由阻抗元件（静稳边界、异步边界）、母线低电压元件和闭锁（起动）元件共同组成。保护动作于信号、解列。g）定子绕组过电压保护反应发电机定子绕组的异常过电压，对于水轮发电机应配置过电压保护，带时限动作于解列灭磁。h）转子回路一点、两点接地保护反应发电机励磁回路一点及两点接地，一点接地保护带时限动作于信号，两点接地保护带时限动作于停机。5.7.2.2 发电机变压器组保护a）纵联差动保护发电机与变压器之间有86、断路器时，发电机应配置单独的纵联差动保护。发电机与变压器之间没有断路器时，发电机可只配置发电机变压器组共用纵联差动保护；对大容量的发电机，除发电机变压器组共用纵联差动保护外，发电机还应配置单独的纵联差动保护。发电机三圈变压器组不装设发变组纵联差动保护。b）后备保护发电机和变压器的后备保护配置原则参见变压器后备保护配置原则5.8.3 励磁变保护励磁变配置一套电流速断保护和一套过电流保护5.8 35kV线路保护5.8.1 基本要求5.8.1.1 35kV系统属中性点非直接接地系统，主要故障类型是各种形式的相间短路，不同地点的两点接地短路及单相接地。对于相间短路，要求保护动作于跳闸。对于单相接地，一87、般作用于信号。5.8.1.2 保护应力求简单、可靠，在满足选择性和灵敏性的前提下，优先采用最简单的微机型保护装置。5.8.1.3 各套保护应设置可单独投退的软、硬压板。5.8.2 保护配置原则5.8.2.1 双侧电源线路a）三段相间距离保护b）两段或三段方向过电流保护（方向可灵活投退） c）对可能时常出现过负荷的电缆线路，应配置过负荷保护，保护宜带时限动作于信号或跳闸 d）低周保护 e）三相一次自动重合闸单侧电源线路a） 三段过电流保护 b） 对可能时常出现过负荷的电缆线路，应配置过负荷保护，保护宜带时限动作于信号或跳闸 c）低周保护d） 三相一次自动重合闸5.9 电力电容器保护5.9.1 对88、电容器组和断路器之间连接线的短路，可装设带有短时限的电流速断和过流保护，动作于跳闸。 单星形接线电容器组的零序电压保护，电压差动保护或利用电桥原理的电流平衡保护等； 双星形接线电容器组的中性点电压或电流不平衡保护。 5.9.4 对电容器组，应装设过电压保护，带时限动作于信号或跳闸。 5.9.5 电容器装置应设置失压保护，当母线失压时，带时限动作于跳闸。 5.9.6 可接受监控系统的命令或通过本保护判据自动投切电容器组5.10 并联电抗器保护5.10.1 并联电抗器(干式电抗器除外)应装设瓦斯保护。当并联电抗器内部产生大量瓦斯时，保护动作于跳闸，当产生轻微瓦斯或油面下降时，保护动作于信号。 对并89、联电抗器内部及其引出线的相间和单相接地短路，应按下列规定装设相应的保护： 5.10.2.1 并联电抗器，应装设电流速断保护，保护瞬时动作于跳闸。 5.10.2.2 应装设过电流保护，作为速断保护后备，保护带时限动作于跳闸。 5.10.3 可接受监控系统的命令或通过本保护判据自动投切电抗器组5.11 故障录波器 系统应根据厂、站模拟量、开关量的情况配置故障录波器。 配置的故障录波器应满足联网的要求，厂、站端故障录波器应和中调主站、地区分站联网。录波器要求具有网络接口，支持TCP/IP协议，录波数据满足Comtrade数据格式，配置文件支持电力行业标准继电保护设备信息接口配套标准 DL/T667-90、1999（IEC60870-5-103）。 应具备接入监控系统的通讯接口、独立的起动元件以及具备外部起动接点的接入回路。5.11.4 故障录波起动后应能提供简要的故障信息报告，包括故障元件、故障类型、故障时刻、起动量和故障测距结果等。 故障录波器柜上系统存储器不低于64MB，硬盘不低于40GB，并包括Modem和打印机各一台，组柜安装。5.11.6 发电机、变压器宜装设专用的故障录波器，具体要求如下：5.11.6.1 同步采样频率为1KHz，开关量事件分辨率应不大于1毫秒，模数转换精度优于12位。5.11.6.2 故障启动后，应记录故障前0.5秒及故障后3秒的录波数据。若系统发生振荡，应记录191、0分钟的包络线值。其中前5分钟每间隔0.1秒记录一次，后5分钟每间隔1秒记录一次。5.11.6.3 前置机内存容量可完整记录三次连续故障的录波数据，后台机大容量硬盘保存100次以上故障录波数据文件。5.11.6.4 谐波分辨率：到九次谐波。5.11.6.5 波形采样精度：优于0.5%。 故障录波器的供货方应提供有关软件，分析电流电压波形，以得到故障测距、有功、无功、频率、谐波等数据。5.12 继电保护及故障信息管理系统5.12.1 基本原则5.12.11 继电保护及故障信息系统分继电保护故障信息和故障录波器故障信息2个子系统。 继电保护故障信息子系统，中调设置主站，各地调继电保护机构设置分站，92、各110千伏变电所（或发电厂）设置子站。 故障录波器故障信息子系统，中调设置主站，各地调继电保护机构设置分站，各110千伏变电所（或发电厂）可设置子站。 继电保护故障信息子系统主站和各子站之间的通讯规约采用IEC60870-5-103。5.12.2 继电保护信息子系统配置原则5.12.2.1 主站系统结构数据库服务器2台，实现双机热备用方式，配磁盘阵列。应用服务器2台，Web服务器1台，继电保护工作站1台，调度室工作站1台。主站通过交换机与中调电力数据网连接。完成藏中电网110千伏继电保护信息的数据通讯、数据处理功能。 分站系统结构分站配置1台服务器，完成本地区数据通讯及数据处理功能，分站通过93、网关与中调电力数据网连接。 子站功能及技术要求子站（变电站或发电厂）内应配置继电保护信息管理屏1面，内有信息管理机和工程师站各1台。信息管理机通过通讯串口或网络接口完成全站的继电保护装置信息收集及处理，并将信息通过数据网络送到主站及分站。信息管理机应采用嵌入式多任务实时操作系统。工程师站应实现当地设置、显示、分析和打印功能。5.12.3 故障录波器故障信息子系统5. 故障录波器故障信息子系统包括主站、分站和子站。主站和继电保护信息子系统公用硬件平台。5.12.3.2 新建和扩建工程投运的故障录波器，应采取直接通过故障录波器或其后台机的以太网络接口，用各自厂家的中心站软件通过数据网络送到中调主站94、及分站。故障录波器应能对录波信息进行处理，主动上送故障录波数据。如果变电所（或发电厂）有多台录波器，且无后台管理机，可设置专门的子站。在配置故障录波器时，应优先选用采用嵌入式多任务实时操作系统，可直接通过以太网直接联网的故障录波器。 6. 附 则6.1 本规定自发布之日起执行。6.2 本规定由XXXX电力有限公司负责解释和修订。XX电网继电保护运行管理规定XX901发布 XX101实施XXXX电力调度通信中心 发布前 言 继电保护及安全自动装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全稳定运行和电气设备安全的重要措施，是构成电力系统整体的不可缺少的组成部分。为加强XX电网继电保护及安全自动装置运行95、管理，制定本规定。本规定由XXXX电力有限公司负责解释。总则1.1 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，是组成电力系统整体的不可缺少的重要组成部分。保护装置不正确动作，必将引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电力系统崩溃瓦解。因此，继电保护人员与电网调度及基层单位运行人员一样，是电网生产第一线人员。1.2 XX电网各级电力公司、发电厂（公司）领导应重视继电保护的运行管理工作，从电网安全稳定运行角度出发，结合本单位实际工作情况，发挥继电保护技术监督的职能作用，落实继电保护安全工作责任制，掌握继电保护工作情况，及时敦促解决继电保护运行中96、存在的问题，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应有的责任。1.3 继电保护正确动作率及故障录波完好率，应作为主管部门考核各基层运行单位的指标之一。1.4本规定适用于XX电网内所有发、供电单位、电力施工单位、试验科研单位以及从事继电保护工作的机构。继电保护专业机构2.1 电力系统继电保护是一个有机整体，在继电保护专业上应实行统一领导，分级管理，各发、供电单位应设置相应的继电保护专业机构。2.2 XX电力调度通信中心（以下简称中调）继电保护处，作为继电保护技术管理的职能机构，实现对全网继电保护专业的领导。同时，继电保护处也是生产第一线的业务部门，负责中调所管辖系统继电保护的整定计算97、及运行管理等工作。各地区调度机构的继电保护整定计算、技术管理及维护试验工作不宜分散，宜集中于继电保护机构统一管理，此机构可设在调度所和生技科内。发电厂应设继电保护班（组）或工区。2.3 继电保护工作专业技术性强，一根线一个接点的问题可能造成重大事故，继电保护机构必须配备事业心强、工作认真细致、肯钻研技术的专业技术人员，同时，应保持相对稳定。继电保护机构管辖设备范围及职责3.1 继电保护机构负责维护、检验的设备及内容： 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、线路的保护装置等。 系统安全自动装置：自动重合闸、备用电源自动投入装置、强行励磁、强行减磁、发电机低频起动98、发电机自动同期、按频率自动减负荷、故障录波器、振荡起动或预测（切负荷、切机、解列等）装置及其他保证系统稳定的自动装置等。 控制屏、中央信号屏与继电保护有关的继电器和元件。 连接保护装置的二次回路： 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。 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。 从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路。 继电保护装置出口端子排到断路器操作箱端子排的跳、合闸回路。 继电保护专用的高频通道设备回路。3.2 继电保护机构应了解掌握的设备及内容： 被保护电力设备的基本性能及有关参数。 系统稳定计算结果及对所管辖部分的具体要求。 系统的运行99、方式及负荷潮流。 系统发展规划及接线。 发电厂、变电所母线接线方式。3.2.6 断路器的基本性能；其跳、合闸线圈的起动电压、电流；跳、合闸时间，金属短接时间及其三相不同期时间；辅助接点、气压或液压闭锁接点的工作情况。3.2.7 直流电源方式（蓄电池、硅整流、复式整流、电容储能跳闸等)、滤波性能及直流监视装置。3.2.8 电流、电压互感器变比，极性，安装位置；电流互感器的伏安特性。3.3 中调继电保护处的职责： 负责直接管辖系统保护装置的配置、整定及运行管理工作。 按调度管辖范围确定系统保护配置及保护方式，并审定保护原则接线图。 按调度管辖范围，定期编制继电保护整定方案。 按整定范围编制主网继电100、保护运行说明及处理有关保护的日常运行工作。 按整定范围编制主网的短路计算参数。 分析所管辖系统的故障及保护动作情况，积累运行资料，总结每年或多年运行经验，研究提出改进措施。 参加或组织基层运行单位人员参加所管辖系统的新、扩建工程、设计审核、系统远景及近期规划的讨论。 负责全网继电保护工作的技术管理工作，参与继电保护技术监督工作，制定全网的技术政策，提高继电保护运行水平和工作质量。 按规定对继电保护动作进行统计分析，提出月、年度总结。 对复杂保护装置的不正确动作或重大事故，组织有关单位进行调查分析、检查，作出评价，制定对策，发事故通报，定期修编反事故措施，并监督执行。 组织继电保护专业培训。 组101、织更新改造旧设备，积极慎重的推广新技术。3.4 基层运行单位继电保护机构的职责： 对运行保护装置的正常维护及定期检验，按时完成保护装置定值的更改工作。 参加有关的新、扩建工程保护装置的选型设计审核，并进行竣工验收。 事故后或继电保护不正确动作后的临时性检验。对故障情况需做专题分析报告，报告要求包括一次接线图、系统当时的运行状况、二次回路图、整定值等。 按地区调度及电厂管辖范围，定期编制继电保护整定方案及处理日常的继电保护运行工作。 为地区调度、变电所、发电厂编写继电保护运行说明，供有关部门作为编制运行规程的依据，并审核规程的有关部分。 按规定对继电保护动作情况进行定期的统计分析与总结，提出反事102、故措施。 贯彻执行反事故措施（包括上级机构确定的），编制保护装置更新改造工作计划。根据整定单位确定的原则接线方案，绘制原理接线等有关图纸，本单位技术主管审定后施工。3.4.8 协助对调度、变电所及发电厂值班人员进行有关保护装置运行方面的技术培训工作。3.5 XXXX电力试验研究所职责：除对电力公司所规定的管辖厂站继电保护装置进行维护、调试外（此部分职责同3.4条规定），还具有全网继电保护的技术监督职能，须履行以下职责：3.5.1 针对运行中出现的问题，调查研究总结经验，提出改进措施。3.5.2 参加主网保护不正确动作调查、分析及试验工作。3.5.3 负责对系统初次使用的新型保护装置的入网检验，103、并制定、修编其检验规程。3.5.4 协助运行单位解决当前存在的有关技术问题。3.5.5 协助中调组织技术培训工作，特别是新型保护装置的培训工作。3.5.6 完成上级继电保护及生产技术部门指定的继电保护和安全自动装置的其他调试工作。3.6 调度运行人员在系统继电保护运行方面的职责：3.6.1 批准和监督管辖范围内各种保护装置的正确使用与运行。3.6.2 根据继电保护调度运行规程，在处理事故或改变系统运行方式时，应考虑保护装置的相应的变更；指挥系统操作时，应包括继电保护及安全自动装置的有关操作。3.6.3 根据定值通知单，切实掌握保护装置的整定值。管辖范围内保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，104、调度值班人员必须按整定值通知单与厂、所运行值班人员核对后，在通知单上签字并注明更改定值时间。 3.6.4 根据保护装置的最大允许负荷或负荷曲线，监视管辖范围内各部分的负荷潮流。3.6.5 掌握系统运行方式有关或直接影响系统安全稳定运行的继电保护问题，包括应投而未投的母线保护、高频保护、重合闸等及主要保护装置存在的缺陷与不正常情况，并督促有关部门解决。3.6.6 根据系统稳定、运行方式及负荷情况提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和意见。3.6.7 按规定提供系统稳定、运行方式、负荷等有关资料数据，配合继电保护部门修编继电保护调度运行规程。3.6.8 参加审核继电保护整定方案。有条件时可选派适105、当人员参加系统保护整定计算工作。3.6.9 在系统发生事故不正常情况时，调度人员根据开关及继电保护和自动装置的动作情况，分析并处理事故，做好记录，及时通知有关人员。3.7 发电厂、变电所运行人员在继电保护运行工作中的职责：3.7.1 有关保护装置及二次回路的操作及工作均须经相应的管辖该装置的人员（调度值班员）的同意方可进行。保护装置的投入、退出等操作须由运行人员负责进行。3.7.2 在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须审查继电保护人员的工作票及其安全措施。变更接线须有主管领导批准的图纸，方可工作。运行人员应认真按工作票与实际情况做好安全措施。凡可能引起保护装置误动作的一切工作，运行人员必106、须采取防止保护装置可能误动的有效措施。在继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常，连接片位置、继电保护记录簿所写内容是否清楚，图纸与实际是否相符等。3.7.3 凡调度管辖的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。3.7.4 运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试或按调度命令更改定值；监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况107、时，应及时与继电保护部门联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断开连接片），事后立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应做好记录，通知并督促有关部门消缺处理。3.7.5 对继电保护动作时的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向调度汇报。3.7.6 负责建立并填写继电保护动作记录簿和继电保护投退记录簿。定值管理4.1继电保护定值是保护正确动作的基础条件之一，各级继电保护机构在定值计算和调整中应认真负责，必须保证继电保护定值全过程的正确性。整定计算应符合220500KV电网继电保护与安全自动装置运行整定规程、3-110KV电网继电保护装置运行整定规108、程。4.2电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性、可靠性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性、可靠性和速动性，则应在整定时，按照如下原则执行：A、地区电网服从主系统电网；B、下一级电网服从上一级电网；C、局部问题自行消化；4.3 结合电力系统发展变化，应定期编制或修订系统继电保护整定方案。整定方案的编制应根据：4.3.1 由运行方式部门提供并经领导审定的系统运行方式及运行参数，包括正常的和实际可能的检修运行方式；最大有功及无功潮流(必要时应包括冲击负荷电流值，电动机自起动电流值等)；最低运行电压，最佳重合闸时间，解列点及系统稳定的具体要求等。4.3.2继109、电保护整定计算部门对以下计算定值所用的设备参数必须组织定期的核对，保证继电保护定值的正确性。A、保护用CT变比；B、线路的参数包括导线型号、长度，实测阻抗值、架线方式。C、设备的名称、编号；D、开关的遮断容量。4.3.3 由计划部门提供的系统近期发展规划与接线。4.4 整定方案的主要内容应包括：4.4.1 整定方案对系统近期发展的考虑。4.4.2 各种保护装置的整定原则以及为防止系统瓦解、全厂停电或保证重点用户用电作特殊考虑的整定原则。4.4.3 整定计算表及定值表和整定允许的最大电流或有功、无功负荷曲线。4.4.4 变压器中性点接地点的安排。4.4.5 正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项110、或规定事项。4.4.6 系统主接线图、正序及零序阻抗参数图、继电保护配置及定值图。4.4.7 系统运行、保护配置及整定方面遗留的问题和改进的意见。整定方案编制后，在本保护部门内应经专人分部进行全面校核，集体讨论，然后经有关调度、运方、生技、安监等部门讨论，由总工程师批准后实施。整定计算原始底稿需整理成册，妥善保管，以便日常运行或事故处理时查对。4.5 关于整定值通知单的若干规定：4.5.1 现场保护装置整定值的调整和更改，应按保护装置整定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。如依据一次系统运行方式的变化，需要更改运行中保护装置的整定值时，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111、时，由调度(值长)下令更改定值后，保护装置整定部门应于两天内补发新定值通知单。4.5.2 继电保护部门编发的定值通知单上必须有计算人、校对人、审核人和批准人的签字，并有单位有效的印章；否则该定值单无效。4.5.3 定值通知单一式若干份，应分别发给有关调度(值长)和有关基层运行继电保护部门。对新装保护装置应增发定值通知单给基建调试单位。定值通知单应编号并注明编发日期。4.5.4 因新建、扩建工程使局部系统有较多保护装置需要更改定值时，基层运行单位继电保护部门应在规定期限内，按所要求的顺序更改完毕，以保证各级保护装置互相配合。有特殊困难时，须向有关整定部门提出研究解决办法，由此而引起保护不配合而会112、引起严重后果者，须经有关部门总工程师批准。4.5.5 现场定值调整，必须按调度通知的时间进行。定值调整时，首先与调度部门核对定值单编号和日期；然后按定值单的项目与实际设备进行认真详细的核对，发现问题及时向定值颁发部门反映。4.5.6 在定值调整过程中，遇到疑问，应立即与定值颁发部门进行联系，严禁擅自更改定值。定值单的执行情况应简明扼要地填到定值回执单中，内容应包括定值调整过程中修改大的内容、微机保护定值所在区域、设备实际检验定值（微机保护以装置打印的定值）、工作负责人签名、调整时间等。定值全部调整完毕后，36小时内须返回定值回执单。XX电网落实国家电网公司 “十八项反措”继电保护专业实施细则 113、XX901发布 XX101实施XXXX电力有限公司 发布目 录1 总则-12 规划、设计与配置-23 线路保护-44 母线与断路器失灵保护-55 变压器与发变组保护-86 二次回路与抗干扰-127 运行与检修-168 与相关专业的配合和要求-171 总则 1.1 为贯彻落实国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）国家电网生技 2005 400 号文和国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求（国电调继2005112 号），保障电网安全、稳定运行，特制定XX电网落实国家电网公司“十八项反措”继电保护专业实施细则（试行）（以下简称实施细则）。 1.2 实施细则是在国家114、电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）和国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求等反事故措施文件基础上，结合XX电网实际情况制定的。 1.3 实施细则强调了电网重大反事故措施的原则和重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故措施，也不是继电保护反事故措施应有的全部内容。有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，但为了强调有关内容再次重复列出。因此，在贯彻落实实施细则的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。实施细则中与以前下发“反措”中有要求不一致的部分按本实施细则执行。1.4 110kV 及以上电压等级的新建、扩建和改建等工程均应执行实施细则。对变115、电站、发电厂已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其余的可分轻重缓急，有计划地更新或改造，不能满足要求的应结合设备大修加速更换。而对不满足上述要求又不能及时更改的，应组织设计、制造和运行等单位共同研究、解决。35kV及以下电压等级的新建、扩建和改建工程及已投入运行的变电站、发电厂可参照实施细则中相关的技术原则予以解决。1.5 各有关单位都应遵循实施细则，对本单位的各项反事故措施落实情况进行检查、总结，制定适合本单位具体情况的执行计划。 2 规划、设计与配置 2.1 继电保护是电网的重要组成部分。涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规116、划、设计、运行、管理和技术监督。 2.2 在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定计算困难，为继电保护安全、可靠运行创造良好条件。 2.3 继电保护的配置和选型应符合继电保护和安全自动装置技术规程、XX电网继电保护装置配置选型管理规定及国家、行业技术标准。应优先采用取得成功运行经验的保护装置，未按规定的要求和程序进行检测或鉴定的保护装置不允许入网运行。2.4 继电保护的制造、配置和整定计算都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响；当遇到电网结构117、变化复杂、整定计算不能满足系统运行要求的情况下，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，备案注明并报主管领导批准。 2.5 继电保护配置的原则要求 2.5.1 应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置、选型与整定。 2.5.2 保护双重化配置应满足以下要求： 1）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。2）新建、扩建和改建等工程配置电压互感器时应具备三个二次绕组，两套主保护的电压回路应分别接入电压互感器的不同二次绕组118、。电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。现场安装时，TA的L1（小瓷套侧）应在母线侧。3）双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。 4） 两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应，即一套保护的跳闸回路仅与断路器的一个跳圈相对应。5）双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立光芯、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。 6） 双重化配置保护与其他保护、设119、备配合的回路应遵循相互独立的原则。 7）双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组应使用主、后一体化的保护装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化的要求进行保护配置。 2.6 各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。 3 线路保护 3.1 220Kv线路保护及重要110kV线路保护应按双重化配置（不包括终端站线路）。联络线的每套保护应能对全线路内发生的各种类型故障均快速动作切除。对于要求实现单相重合闸的线路，在线路发生单相经高阻接地故障时，应能正确选相并动作跳闸。3.2120、 对按近后备原则配置的两套主保护，当合用电压互感器的同一二次绕组时，至少应配置一套分相电流差动保护。3.3 110kV及以上电压等级联络线不允许无全线速动的纵联保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。3.4 对于远距离、重负荷线路及事故过负荷等情况，宜采用设置负荷电阻线或其他方法避免相间、接地距离保护的后备段保护误动作。 3.5 应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区导致零序功率方向纵联保护拒动，但不宜采用过分降低零序动作电压的方法。 3.6 宜设置不经闭锁的、长延时的线路后备保护。 3.7 积极推广使用光纤通道作为纵联保护的通道方式，传输保护信息的通道121、设备应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。 3.8 新站或改造的高频保护应采用继电保护专用的结合滤波器。3.9 对于双重合闸配置（两套线路保护自带的重合闸）的线路，采用一对一启动方式和开关位置不对应启动方式，不采用交叉启动方式。正常运行时，两套重合闸可同时投运。若仅投运一套重合闸合闸时，另一套重合闸应投入其重合闸功能，只退出重合闸出口压板，但必须设计有位置不对应启动重合闸回路，防止投运重合闸拒动。4 母线与断路器失灵保护 4.1当母差保护与失灵保护共用出口时，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 4.2 110kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能122、的过电流保护装置。4.3 110kV 及以上电压等级双母线接线的母差保护出口均应经复合电压元件闭锁。对电磁型、整流型母差保护其闭锁接点，应一一对应的串接在母差保护各跳闸单元的出口回路中。 4.4 采用相位比较原理等存在问题的母差保护应加速更新改造。 4.5 单套配置的断路器失灵保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。如变电站有两套直流系统断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。 4.6 断路器失灵保护的电流判别元件的动作和返回时间均不宜大于 20ms，其返回系数也不宜低于 0.9。 4.7 110kV 变压器、发变组的断路器失灵时应起动123、断路器失灵保护，并应满足以下要求： 4.7.1 线路变压器和线路发变组的线路和主设备电气量保护均应起动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解决。 4.7.2 110kV 及以上电压等级的断路器失灵时，失灵保护启动后除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。5 变压器与发变组保护 5.1 每台新建变压器设备在投产前，应提供正序和零序阻抗，各侧故障的动、热稳定时限曲线和变压器过励磁曲线作为继电保护整定计算的依据。 5.2 110kV变压器在低压侧未配置母差和失灵保护的情况下，为提高切除变压器低压侧母线故障的可靠性，宜在变压124、器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护。当短路电流大于变压器热稳定电流时，变压器保护切除故障的时间不宜大 于 2 s。5.3 变压器的高压侧宜设置不经任何闭锁的、长延时的后备保护。在保护不失配的前提下，尽量缩短变压器后备保护的整定时间级差。 5.4 110kV及以上电压等级重要变压器（含发电厂的起动/备用变压器）、高抗等主设备，以及容量在100MW及以上的发变组微机保护应按双重化配置（非电量保护除外），在满足要求的基础上，同时还应满足以下要求：5.4.1 两套完整、独立的电气量保护和一套非电量保护应使用各自独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），在保护柜上的安装位置应相125、对独立。单套配置的电量保护的工作电源和非电量保护的工作电源，应取自不同的直流母线段。5.4.2 主设备的非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。5.4.3 为与保护双重化配置相适应，110kV变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。5.5 应改进和完善变压器、电抗器本体非电量保护的防水、防油渗漏、密封性工作。 5.6 变压器本体的气体、压力释放、压力突变、温度和冷却器全停等非电量保护，不推荐采用就地跳闸方式。非电量保护的启动回路由变压器、电抗器就地端子箱引至保护室的二次回126、路，应直接接入变压器保护，不转接、无中间接头。非电量保护的开入宜采用继电器（继电器的启动功率不小于5W、动作电压应为5570%Ue、动作时间不小于10ms）。 5.7 为防止机网协调事故，并网电厂的继电保护装置的技术性能和参数应满足所接入电网要求，并应达到安全性评价和技术监督的要求。5.8 并网电厂都应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，30MW 及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求：5.8.1 失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步起动信号。 5.8.2 当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制定127、应急措施，经一定延时解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。 5.8.3 当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。 5.8.4 当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列，多台并列运行的发变组可采用不同延时的解列方式。 5.9 发电机的失磁保护应使用能正确区分短路故障和失磁故障的、具备复合判据的二段式方案。优先采用定子阻抗判据与机端低电压的复合判据，若与系统联系较紧密的机组宜将定子阻抗判据整定为异步阻抗圆，经第一时限动作出口；为确保各种失磁故障均能够切除，宜使用不经低电压128、闭锁的、稍长延时的定子阻抗判据经第二时限出口。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性，防止发电机进相运行时发生误动行为。5.10 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机应具有必要的频率异常运行能力，应配置频率异常保护。正常运行工况下，发电机频率异常保护应与电网低频减载装置的整定相配合。 5.11 应根据发电机允许过激磁的耐受能力进行发电机过激磁保护的整定计算，其定值应与励磁系统 V/Hz 限制曲线配合，按发电机励磁调节器 V/Hz 限制元件的后备保护整定。 5.12 10MW 及以上容量发电机必须装设起、停机保护和发变组专用故障录波器。 5.13 并129、网电厂应重视与加强厂用系统继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。 6 二次回路与抗干扰 6.1 根据开关场和一次设备安装的实际情况,应敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求： 6.1.1 新建的110kV以上电压等级变电站应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于 100mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。 6.1.2 在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内，按柜屏布置的方向敷设 100mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电130、位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少 4 根以上、截面不小于 50mm2的铜排（缆）与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。 6.1.3 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于 100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于 4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于 50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。 6.1.4 新建的110kV以上电压等级变电站应沿二次电缆的沟道敷设截面不少于 100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。该等电位接地网在室外的接地点如6.1图所示。如果室外没有保护小室，该等电位接地网应在距控制室最远的端子箱处，用不131、小于100 mm2的导体与地网可靠连接。6.1.5 分散布置的保护就地站、通信室与集控室之间，应使用截面不少于 100mm2的、紧密与厂、站主接地网相连接的铜排（缆）将保护就地站与集控室的（等电位）接地网可靠连接。 6.1.6 开关场的就地端子箱内应设置截面不少于 100mm2的裸铜排，并使用截面不少于 100 mm2 的铜缆与电缆沟道内的（等电位）接地网连接。6.1.7 保护及相关二次回路和高频收发信机的电缆屏蔽层应使用截面不小于 4mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。 6.1.8 在开关场的变压器、断路器、隔离刀闸、结合滤波器和电流、电压互感器等设备的二次电缆应经金属管从一132、次设备的接线盒（箱）引至就地端子箱，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。在就地端子箱处将这些二次电缆的屏蔽层使用截面不小于 4mm2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上。 6.1.9 在干扰水平较高的场所，或是为取得必要的抗干扰效果，宜在敷设等电位接地网的基础上使用金属电缆托盘（架），并将各段电缆托盘（架）与等电位接地网紧密连接，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在金属电缆托盘（架）中。 6.1.10 认真核查等电位接地网的安装情况，如与厂、站的主接地网连接方法、导线截面积等，不满足要求的尽快改造。6.2 微机型继电保护装置所有二次回路的电133、缆均应使用屏蔽电缆，严禁使用电缆内的备用芯及电缆金属外皮替代屏蔽层接地。二次回路电缆敷设应符合以下要求： 6.2.1 合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，与运行设备无关的电缆应予拆除。 6.2.2 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。对于已运行的变电站，来自开关场电压互感器二次的四根引入线中N600和电压互感器开口三角绕组的两根引入线中的N600，应使134、用不同的电缆芯，即两个绕组的N600不能公用一根电缆芯，并结合电压互感器更换或电压互感器二次回路改造时将电缆分开。6.2.3 双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。 6.3 重视继电保护二次回路的接地问题，并定期检查这些接地点的可靠性和有效性。继电保护二次回路接地，应满足以下要求： 6.3.1 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30Imax伏（I135、max为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为千安）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。6.3.2 公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。6.3.3 独立的、与其他互感器二次回路没有电气联系的电压和电流互感器的二次回路应在开关场一点接地。 6.3.4 微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。 6.4 经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。6.5 制造部门应提高微机保护抗电磁干扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定136、直流电源电压的 55%70%范围以内。 6.6 针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。 6.7 所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的 55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于 5W。 6.8 遵守保护装置 24V 开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。 7 运行与检修 7.1 运行管理 7.1.1 继电保护新产品（含软件修改、升级的微机保护装置）进入电网运行前，应经所在单位领导同意，报相关调度部门批准，并做好事故预想。在新保护和修改、升级的微机保护装置投运前，必须经动、静模试验认137、证和运行现场的全面检验，方可投入运行。 7.1.2 加强对保护信息远传和监控系统的管理，未经许可，不得擅自远程修改在线运行的微机保护整定值。 7.1.3 线路纵联保护两侧的软件版本应一致。7.1.4 微机保护装置的开关电源模件宜在运行 45 年后予以更换。7.1.5 加强对继电保护的运行分析，宜将变压器、发变组保护各侧的电流信息及母联（分段）的电流信息接入故障录波器。7.1.6 定期检查和分析每套保护在运行中反映出来的各类不平衡分量。微机型差动保护应能在差流越限时发出告警信号，应建立定期检查和记录差流的制度，从中找出薄弱环节和事故隐患，及时采取有效对策。7.2 检修 7.2.1 按照相关技术标138、准、规程、规定和反事故措施，编制继电保护标准化作业指导书。在作业中，不得为赶工期减少调试、检验项目。 7.2.2 加强继电保护装置、特别是线路快速保护、母差保护、断路器失灵保护等重要保护的维护和检修管理工作，要特别重视新投运保护装置运行一年后的全部检验工作，严禁超期和漏项。 7.2.3 对重要变电所、发电厂配置单套母差保护的母线应尽量减少母线无母差保护运行时间，严禁无母差保护时进行母线及相关元件的倒闸操作。 7.2.4 加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作，每 12 年应对微机型继电保护试验装置进行一次全面检测，确保试验装置的准确度及各项功能满足继电保护试验的要求，防止因试验仪器、仪表存在问题139、而造成继电保护误整定、误试验。 8 与相关专业的配合和要求 8.1 基建、改建 8.1.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理制定工期，严格执行相关技术标准、规程、规定和反事故措施，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。验收单位应制定详细的验收标准和合理的验收时间。 8.1.2 在基建验收时，应按相关规程要求，检验线路和主设备的所有保护之间的相互配合关系，对线路纵联保护还应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验，并针对性的检查各套保护与跳闸压板的唯一对应关系。 8.1.3 基建投产前，负责安装和调试的相关部门应向运行主管部门提供以下资料： 1) 线路、变压器、发电机、断路器等一次设备140、的技术参数和实测参数，并还应提供变压器、发电机过励磁特性曲线和这些设备的试验报告。 2) 电压、电流互感器的变比、极性、直流电阻、伏安特性等实测数据。 3) 保护装置及相关二次交、直流和信号回路的绝缘电阻的实测数据。 4) 保护装置及相关二次回路的直流电阻、交流阻抗和电流互感器 10误差计算分析等数据。 5) 光纤通道及接口设备的试验数据。 6) 高频通道及加工设备的试验数据。 7) 安装、调试过程对设计和设备的变更以及缺陷处理的全过程记录。 8) 保护的调试报告和竣工图纸(包括电子版的竣工图纸)。9）国外保护装置内部跳闸逻辑图（应能够看出某种保护是投信号或投跳闸或不投入运行）。8.2 通信 141、8.2.1 安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆，屏蔽层两端接地，新建110kV以上电压等级变电站还应按敷设等电位接地网的要求，沿这些电缆敷设截面不小于 100mm2铜排（缆）可靠与通信设备的接地网紧密连接。 8.2.2 结合滤波器引入通信室的高频电缆，以及通信室至保护室的电缆宜按上述要求敷设等电位接地网，并将电缆的屏蔽层两端分别接至等电位接地网的铜排。 8.2.3 分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。通道不宜采用自愈环网方式。 8.2.4 重点清查传输允许命令信号的继电保护复用接口设备，要求不带有延时展宽，防止系统功率倒向时引起继电保护误动作。 8142、.2.5 建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修、管理的死区，应注意做到： 1) 定期检查线路高频阻波器、结合滤波器等设备是否工作在正常状态。 2) 对已退役的高频阻波器、结合滤波器和分频滤过器等设备，应及时拆除。 8.3 互感器 8.3.1 在新建、扩建和改建工程中，应根据电流互感器和电压互感器选择和计算导则DL/T 866-2004、保护用电流互感器暂态特性技术要求GB 168471997 和电网发展的情况进行互感器的选型工作，并充分考虑到保护双重化配置的要求，优先选用贯穿式电流互感器。 8.3.2 对已运行的电流、电压互感器，特别是用于各类差动143、保护的电流互感器应按8.3.1的要求进行复查，对不满足要求的应及时调整互感器的变比或安排更换。 8.3.3 用于 电网的母线差动、变压器差动和发变组差动保护各支路的电流互感器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。 8.3.4 在各类差动保护中应使用相同类型的电流互感器。 8.3.5 应对已运行的母线、变压器和发变组差动保护电流互感器二次回路负载进行 10%误差计算和分析，校核主设备各侧二次负载的平衡情况，并留有足够裕度。不符合要求的电流互感器应安排更换。 8.3.6 线路或主设备保护电流二次回路使用“和电流”的接线方式时，两侧电流互感器的相关特性应一致，避免在遇到较大短路电流时因“144、和电流”接线的“汲出效应”导致保护不正确动作。 8.3.7 各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。 8.3.8 保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确的配合关系。 8.4 直流系统 8.4.1 在新建、扩建和改建工程中，应按电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004 和 蓄电池施工及验收规范GB 50172-92 的要求进行交接验收工作。 8.4.2 所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL145、/T 724-2000 和电力用高频开关整流模块DL/T781-2001 的要求进行维护、管理。 8.4.3 110kV以上电压等级重要变电站的直流系统应采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线，作为备用的第三台充电装置可在两段母线之间切换。直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。当任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。8.4.4 新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不应用普通交流断路器替代。直流系统所用断路器如采用146、普通交流开关的，应及时更换为具有自动脱扣功能的直流断路器。8.4.5 同一变电站的直流系统中的直流断路器（不包括终端设备上的直流断路器）原则上应选用同一制造厂系列产品，使用前宜进行动作电流抽查和级差配合校核（可由厂家随产品提供试验校核资料）。8.4.6 应对保护直流系统的熔断器、自动开关加强维护、管理。在配置直流熔断器和自动开关时，应满足以下要求： 1) 对于采用近后备原则进行双重化配置的保护装置，每套保护装置应由不同的电源供电，并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。 2) 母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护等保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。 3) 147、有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。 4) 直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器，保护柜屏的直流电源进线应使用自动开关。 5) 直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证级差，电源端选上限，网络末端选下限。6) 直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小空气开关有选择性地配合。 7) 直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时，必须确保上、下级自动开关有选择性地配合，自动开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护148、三相同时动作跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的 2.0 倍选用。为保证选择性，必要时可选用带延时脱扣器的直流自动开关或带有三段式保护特性的直流自动开关。直流自动开关的额定工作电流应按电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004要求选用。若不能保证上、下级自动开关的有选择性配合时，除直流回路最末一级可以使用自动开关外，其他各级均应使用熔断器，不允许使用上、下级间使用自动开关和自动开关配合或上级使用自动开关与下级使用熔断器配合。 8.4.8 为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关失灵而扩大事故，应建立直流熔断器和自动开关管理制度。直流操作总保险（包括中央信号总保险）应每两年更换一次149、。各分路直流保险每四年更换一次。每次发生直流系统短路故障后，有关回路直流保险和直流操作总保险应及时进行更换。结合保护装置定期检验对自动空气开关检验或更换。严禁质量不合格的熔断器和自动开关投入运行。8.4.9 继电保护直流系统运行中的电压纹波系数应不大于 2%，最低电压不低于额定电压的 85%，最高电压不高于额定电压的 110%。8.4.10 应加强对直流系统的管理，防止直流系统故障，特别要重点防止交流电混入直流回路，造成电网事故。XX电网微机故障录波器配置和记录量接入标准 XX901发布 XX101实施XXXX电力有限公司 发布 目 次 前言 1.范围 - 1 2.引用标准 - 1 3.总则-150、 - 1 4.配置原则- - 1 5.系统故障录波器录波量接入原则 - 2 6.系统故障录波器开关量接入方案- 3 7.发电机(发电机变压器组)诸电气量接入方案 - 4 前 言 本标准以XX电网110kV电压等级的变电站已经全部使用微机型故障录波器与近几年内110kV线路将全部使用微机型保护装置为基础。本标准也考虑到35kV及以下系统的微机保护装置的运用。本标准对系统中故障录波器的配置及记录量作出规定，保证运行和管理的标准化，提高高压网络的安全运行水平和事故分析能力，是一个规范性文件。 本标准由XX电力公司提出。 本标准由XX电力公司归口。 本标准起草单位：XX电力调度通信局 本标准主要起草人151、： 程 旭 本标准由XX电网继电保护技术监督主管部门负责解释。 本标准在XX年09月01日首次发布。1 范围 本标准适用于XX电网110kV及以上系统。110kV以下系统的微机故障录波器运行使用可参照本标准。 所有涉及XX电网电力设计、施工单位及运行单位等均应遵守本标准。2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T 553-94 220500kV电力系统故障动态记录技术准则 在XX电网运行的继电保护及安全自动装置的生产厂家技术说明书。3 总则 根据目前微152、机故障录波器的现状，为使微机故障录波器运行管理标准化，制定XX电网微机故障录波器配置和记录量接入标准。本标准考虑到微机保护的广泛使用，其开关量作为录波量与过去常规保护有很大的不同，在本标准予以规定。4 配置原则4.1 最高电压等级为110kV及以上的变电站、发电厂及重要的35kV变电站均应配置故障录波器。4.2 变电站故障录波器接入量的选择要充分考虑设备改造和扩建的要求。接入原则中有*标志的为建议录入量。4.3 对于两段母线且元件数多于8个的厂(站)，宜配置2台系统故障录波器。对于多分段母线接线方式，宜根据母线上连接的元件数量按段配置系统故障录波器。4.4 系统故障录波器在选择型号时，其开关量153、的数量应满足开关量接入数量的要求。如果开关量的数量不够，则不宜选用该型号的故障录波器。4.5 应根据变电站保护配置实际情况，选用具有高频模拟量录波功能的系统故障录波器。4.6 宜选用具有直流电压录波功能的系统故障录波器。4.7 应选用具有GPS对时功能的系统故障录波器。4.8 按在电网中重要性，合理配置发电机(发电机变压器组)专用故障录波器。专用的录波器模拟量不少于56路，开关量不少于48路。4.9 录波器的启动量应具有相电压、各序电压、相电流、各序电流、开关量和直流电压，启动量的启动方式应具有模拟量过限和突变量、开关量变位。所有录波量均可作为启动量，启动量启动功能的投入或退出可人工设置。4.154、10 选用的录波器应具有数据远传功能，能实现厂(站)与调度主站间的数据通信。4.11 录波器的选用应根据电网规划适当考虑备用接入录波量。5 系统故障录波器录波量接入原则5.1 模拟电流量以4路为1组，即CT二次电流Ia、Ib、Ic、In，接入量的极性应以母线流向线路为正极性，应选择与保护用相同级别的CT二次绕组。5.2 母线模拟电压量以4路为1组，即PT二次电压Ua、Ub、Uc及开口三角电压3Uo。5.3 模拟高频量在分组排列顺序上与其对应的线路模拟电流量一致。5.4 直流电压量应将取自各套直流电源电压分别介入。5.5 模拟量排列顺序为：母线电压、线路电流、旁路电流、母联电流、主变压器电流、高155、频量、直流量。5.6 110kV线路双套保护开关量以8路为1组，单套保护的参照执行。5.7 双套微机线路保护跳闸出口及重合闸出口开关量均分别接入。5.8 对于旁路断路器(或旁路兼母联或母联兼旁路)，应按线路的要求接入录波量。5.9 对于专用母联断路器，应将其4路模拟电流量接入录波器，开关量应接入断路器位置。5.10 线路、变压器及母联等的断路器位置开关量，宜以断路器辅助接点接入。5.11 主变压器保护的开关量，以6路为1组。5.12 母线保护开关量以8路为1组。5.13独立配置的充电保护以4路为一组。5.14线路保护、主变压器保护、独立配置充电保护及母线保护的开关量，其每组开关量在分组排列顺序156、上与其对应的线路、主变压器及母联模拟电流量一致。5.15 如果保护装置具有的开关量在开关量接入方案中没有列出，可以将其接入备用开关量位置；如果保护装置没有开关量接入方案中的对应量，应将该开关量位置以备用方式预留，不得被其他开关量占用。6 系统故障录波器开关量接入方案6.1 线路保护开关量接入名称及顺序6.1.1 第一套保护跳闸出口6.1.2 第二套保护跳闸出口 第一套保护重合闸出口6.1.4 第二套保护重合闸出口6.1.5 高频保护收信输出 断路器位置 * 第一套保护直流监视 * 第二套保护直流监视 6.2 主变压器保护开关量接入名称及顺序电气量保护总出口*6.2.2 非电气量保护总出口6.2157、.3 断路器位置*6.2.4 保护直流监视*6.2.5 备用*6.2.6 备用6.3 母线保护开关量接入名称及顺序6.3.1 母母差保护出口6.3.2 母失灵保护出口6.3.3 母电压闭锁6.3.4 母母差保护出口6.3.5 母失灵保护出口6.3.6 母电压闭锁6.3.7 母联断路器位置(使用母线保护中的充电保护时)*6.3.8 保护直流监视6.4 独立配置的充电保护开关量介入名称及顺序6.4.1 保护跳闸出口6.4.2 母联断路器位置6.4.3 备用6.4.4 备用7 发电机(发电机变压器组)诸电气量接入方案 发电机(发电机变压器组)的故障录波器以记录本设备的交、直流量为主，其中包括厂用部分158、电气量。结合实际设备情况，参照以下方案接入。7.1 模拟量接入方案7.1.1 电压量7.1.1.1 发电机三相电压UA，UB，UC7.1.1.2 发电机机端零序电压3Uo7.1.1.3 发电机中性点零序电压3Uo7.1.1.4 发电机转子电压7.1.1.5 发电机转子绝缘电压7.1.1.6 发电机转子电流(抽取的直流电压)7.1.1.7 主励磁机交流电压UA，UB，UC7.1.1.8 副励磁机交流电压U7.1.1.9 主励磁机转子电压7.1.1.10 主励磁机转子电流(抽取的直流电压)7.1.1.11 主变压器高压侧电压UA，UB，UC7.1.1.12 主变压器零序电压3Uo7.1.1.13 159、厂用电I段电压UA，UB，UC7.1.1.14 厂用电段电压UA，UB，UC(如果厂用电为4段，13、14则取两个分支电压)7.1.1.15 厂用电备用段三相电压UA，UB，UC7.1.1.16 备用7.1.2 电流量7.1.2.1 发电机机端三相电流IA，IB，IC7.1.2.2 发电机中性点三相电流IA，IB，IC7.1.2.3 主励磁机三相交流电流IA，IB，IC7.1.2.4 主变压器高压侧三相电流IA，IB，IC7.1.2.5 主变压器高压侧中性点电流3Io7.1.2.6 主变压器高压侧中性点间隙电流3Io7.1.2.7 厂用变压器高压侧三相电流IA，IB，IC7.1.2.8 厂用变160、压器高压侧零序电流3Io7.1.2.9 厂用变压器段三相电流IA，IB，IC7.1.2.10 厂用变压器段零序电流3Io 7.1.2.11 厂用变压器段三相电流IA，IB，IC7.1.2.12 厂用变压器段零序电流3Io7.1.2.13 备用7.2 开关量接入方案7.2.1 发电机差动7.2.2 主变压器差动7.2.3 发电机变压器差动7.2.4 发电机匝间保护7.2.5 发电机过电流7.2.6 发电机负序过电流7.2.7 发电机过电压7.2.8 发电机静子接地(基波)7.2.9 发电机静子接地(三次谐波) 发电机失磁7.2.11 发电机励磁回路切换7.2.12 保护停机出口保护切机出口发电机161、总出口7.2.15 发电机总出口7.2.16 热工信号*热工信号7.2.18 发电机保护备用7.2.19 主变压器过激磁7.2.20 主变压器低阻抗7.2.21 主变压器方向过流7.2.22 主变压器三相过流7.2.23 主变压器零序方向过流(或方向过流段)7.2.24 主变压器零序过流(或方向过流段)7.2.25 主变压器零序过压(间隙保护) 主变压器保护备用 主变压器保护备用7.2.28 厂用变压器过流7.2.29 高压厂用变压器保护备用7.2.30 发电机保护直流监视7.2.31 变压器保护直流监视7.2.32 厂用变压器保护直流监视XX电网微机保护软件管理规定1 总则1.1 为加强XX162、电网微机继电保护及安全自动装置（以下简称微机保护装置）软件（版本）的运行管理，保证继电保护装置的正确动作，确保电力系统的安全稳定运行，根据DL/T 587-1996微机继电保护装置运行管理规程的规定要求，结合XX电网的具体情况，特制定本规定。1.2 本规定就微机保护软件的入网管理、版本管理、升级管理、档案管理等作出具体规定。1.3 本规定适用于XX电力调度通信中心（以下简称中调）继电保护部门管辖的微机保护的软件管理，各级地区调度（以下简称地调）管辖的微机保护应参照执行。1.4 XX电网微机保护软件管理工作由中调归口负责，各级地调按照调度管辖范围履行微机保护软件管理职责。2 入网管理2.1 对于163、第一次在XX电网内使用的微机保护装置，设备制造厂必须向区公司继电保护部门提供部级及以上质检中心检测合格报告，检测报告应注明被检测微机保护的完整软件版本信息。2.2 中调应定期发布允许入网的微机保护型号及软件版本。同一调度管辖范围内同一型号微机保护的软件版本应保持一致。2.3 微机保护装置的各种保护功能软件（含可编程逻辑）均须有软件版本号、校验码和程序生成时间的完整软件版本信息（统称软件版本）。3 工程管理3.1 继电保护设备技术合同中应明确微机保护软件版本。保护厂家提供的微机保护软件版本及保护说明书，应与技术合同要求一致。3.2 新的保护设备投入运行前，应按中调下发的微机保护软件通知，对微机保164、护软件版本进行核对，核对结果应报中调。工程投产前，微机保护软件版本技术资料应移交运行维护单位。3.3 同一线路两侧微机线路保护软件版本应保持一致。4 运行管理4.1 微机保护装置的软件版本应作为一项定值对待，定期检验时必须核对软件版本；软件（程序）的变更应按继电保护技术管理部门签发的软件（程序）更改通知单严格执行。4.2 继电保护检修维护部门接到软件（程序）更改通知单后，应在限定日期内执行，按规定进行现场试验工作，向运行人员写好书面交代，并将“回执”寄回下达软件（程序）更改通知单的单位。4.3 微机保护软件变动较大时，必须组织进行检测，检测合格后方可投入运行。4.4 各运行维护单位应将35kV165、及以上系统微机保护的软件缺陷及时报告中调。4.5 中调应及时将对电网安全运行有较大影响的微机保护软件缺陷、软件升级情况通报有关下级调度，以便各单位采取防范措施。5 升级管理5.1 微机保护在下列情况下应进行升级：5.1.1 微机保护在运行中由于软件缺陷导致不正确动作（含其他电网相同版本运行中的不正确动作）；5.1.2 试验证明微机保护存在影响保护功能的软件缺陷；5.1.3 制造厂家为提高微机保护的性能，对软件进行改进。5.2 软件版本升级时，必须有厂家提供的书面说明升级原因、所修改的内容、解决的问题以及可能存在的问题。凡涉及到保护功能修改的升级，必须通过动模试验的考核。继电保护检修维护部门在软166、件版本升级后，必须对微机保护装置按照全检要求进行保护装置检验。5.3 软件版本升级时，必须经中调继电保护管理部门核准，继电保护检修维护部门、制造厂不得擅自更改软件版本。5.4 软件升级的书面申请应包括以下内容：软件升级原因、涉及的范围、升级前后的逻辑图及可能存在的问题，相应的试验报告等。5.5 中调应组织对升级软件进行全面试验，下发软件升级通知，并协调软件升级工作。5.6 事故处理、紧急消缺等现场临时软件更改，事先应提出书面申请，中调确认后方可进行。事后应履行软件升级审批程序。5.7 现场书面申请应包括以下内容：软件更改涉及的保护、软件更改原因、现场试验结果。5.8 同一线路两侧微机线路保护软167、件版本不一致的，相关单位应尽快组织更换。6 档案管理6.1 微机保护的软件版本由各级调度部门统一管理。6.2 各级调度部门和运行维护单位须各自按照调度管辖范围和设备维护范围建立微机保护的软件档案。6.3 微机保护软件档案应包括保护型号、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。附件：XX电网110kV系统微机继电保护软件版本1、国电南自主要微机保护软件版本产品型号CPU类型版本号校验码软件形成时间PSL-620C高频CPUV2.005608距离CPUV4.50D988零序、重合闸CPUV4.513465人机模块V3.12EBAFPSL-621D高频CPUV2.071CBC距离C168、PUV4.53FCF9零序、重合闸CPUV4.5207D1人机模块其他线路V5.04A143冲泽线、沃冲线V3.650771WMZ-41A（彩色液晶）母差保护日喀则变：V2.22墨竹工卡变：V2.01WMZ-41B母差保护其他：V1.01东嘎变：V1.00SG B750母差保护装置及主控模件：V1.01A27B2006年监控模件：V1.60江孜变：BE4F日喀则变：B922WBZ500H主变保护墨竹工卡变：DB11地热升压站：主保护D21后备保护B24DPT530失灵保护Ver1042、南京南瑞继保工程技术有限公司主要微机型保护装置软件版本号产品型号版本号校验码软件形成时间备注RCS-941B169、V2.00578B2004年C6012006年V1.2210A92003年RCS-943AV2.01B97A2006年RCS-941AV1.234FFB2003年RCS-915ABV3.10CPU：34436265；MONI：F303EBF4；FACE：AB892004年新机箱的键盘为圆型LFP-941BV3.00CPU1：BD3D；CPU2：596B；MONI：BF8F；其他线路V4.00CPU1：DF7D；CPU2：4AB8；MONI：9360；江孜变羊江线3、许继电气股份有限公司主要微机型保护装置软件版本号产品型号CPU类型版本号校验码软件形成时间备注WXH-802高频保护V2.1137170、A4距离保护V2.12EA54零序保护V2.1149DD重合闸V2.1568ED人机模块V2.3083E0WMH800母差保护V2.092BFA相差动V2.0C5BEB相差动V2.0F8BEC相差动V2.0DD89电压闭锁WBH-100主变保护V6.604、深圳南瑞科技有限公司主要微机型保护装置软件版本号产品型号CPU类型版本号软件形成时间BP-2B母差保护V2.0222004年5、南瑞集团城乡电网自动化公司主要微机型保护装置软件版本号产品型号CPU类型版本号软件形成时间DSA3主变保护V3.002003年6、南京电研电力自动化有限公司主要微机型保护装置软件版本号产品型号CPU类型版本号校验码171、软件形成时间NSA3000主变保护差动保护V5.007C242003年后备保护V5.20高后备F207中低后备72CEXX电力公司继电保护专业安全生产考核办法XX901发布 XX101实施XXXX电力有限公司 发布1、总则1.1 为加强继电保护专业全过程管理和考核，保证电网安全稳定运行，特制定本办法。1.2 本办法适用于XXXX电力有限公司（以下简称区公司）所属各发、供电企业、电力施工企业、试验科研单位、满拉电厂以及从事继电保护工作的机构和人员。1.3 本办法考核对象：考核单位是指区公司各发供电单位、电力试验研究、送变电建设公司、满拉电厂，考核人员是指考核单位中具体从事继电保护专业工作的人员。172、1.4继电保护专业考核分月度考核，年度综合考核评比两项进行。2、考核办法继电保护专业月度考核按考核分（800元/分）进行处罚。由XX电力公司调度通信中心（以下简称中调）次月根据本考核办法报XX电力公司，并以考核通知单形式通知各被考核单位。如果对考核结果有异议，在考核通知单收到之日起7天内提出，由电力公司安全监察部进行裁决。年度综合考核评比按本考核办法汇总各单项评比分进行排序。各单项综合评比分根据各单位单项排名对应分值计算，由中调在第二年第一季度组织检查、评比，报XX电力公司实施。继电保护专业安全生产考核内容分为综合考核和特殊贡献考核两部分，综合考核由继电保护生产指标考核、继电保护专业人员考试考173、核、继电保护专业管理考核三部分组成，继电保护专业人员考试每年由省公司组织调考。2.1 综合考核内容综合考核由继电保护生产指标考核、继电保护专业人员考试考核、继电保护专业管理考核三部分的考核分数之和组成。综合考核满分是100分，其中继电保护生产指标考核满分是40分、继电保护专业人员考试考核满分是20分、继电保护专业管理考核满分是40分。2.1.1 继电保护生产指标考核2.1.1.1 参加考核的继电保护生产指标（1）全年无继电保护人员责任事故。（2）110kV及以上系统保护正确动作率、发电机保护正确动作率。（3）35kV系统保护正确动作率。（4）110kV母线保护投运率。（5）110kV线路全线速174、动保护投运率。（6）35kV以上其他保护投运率。（7）录波完好率。2.1.1.2继电保护生产指标考核方法（1）指标“全年无继电保护人员责任事故”是门槛性指标。月度考核中35kV及以上保护不正确动作每次扣2分，造成事故扩大或重要用户停电的扣35分，还应根据XX电力公司的有关责任事故考核规定进行考核。线路全线速动保护、发电机和变压器差动保护、母线差动保护异常退出运行时间超过48小时，每次扣1分，超过96小时，每次扣3分。录波图每缺一次扣0.5分。 （2）年度综合评比分统计方法，按照月度考核指标汇总排序，没有发生继电保护人员责任事故的单位按生产指标排序，排序方法如下：第一指标为110kV及以上系统保175、护、发电机保护正确动作率、第二指标为35kV系统保护正确动作率、第三指标为110kV线路全线速动保护投运率、第四指标为110kV母线保护投运率、第五指标35kV系统保护正确动作率、第六指标为录波完好率。如果按以上指标排名相同，参照单位所管辖的35kV及以上变电站的数量、考核年的售（发）电量等其它因素进行细分。在生产指标排名中不得并列。按照排序结果赋予每个单位综合考核评比分数，具体方法见表1。表1 综合考核评比中排名与得分对应关系单位排名继电保护生产指标考核得分1402363334名及以后自31分递减1分有人为责任事故的单位0年度考核综合评比中发生有继电保护人员责任事故的单位生产指标评比分值直接176、为0。2.1.2 继电保护专业人员考试考核（本项只进行年度综合考核评比）2.1.2.1 参加继电保护专业人员考试考核的项目 按各年度中调下发的考试考核办法进行。2.1.2.2继电保护专业人员考试考核方法（1）继电保护专业人员考试每年由区公司主办、中调组织进行。（2）年度综合评比中按各单位参加区公司举办的调考的人员考核平均分排序，按照排序结果赋予每个单位考核分数，具体方法见表2。表2 排名与得分对应关系单位排名继电保护专业考试考核得分1202183164名及以后自13分递减1分2.1.3 继电保护专业管理考核2.1.3.1继电保护专业管理月度考核原则按表3所列项目及评分标准，各单项管理考核扣分以177、标准分为限。表3 专业管理考核项目及评分标准序号考核内容考核标准标准分1认真贯彻各项反措及系统整改措施，执行各种技术规程等，按期完成上级部置的工作。工作未开展的每项扣2分，完成不好的每项扣1分，造成严重后果者加倍扣分。102快速处理线路全线速动保护及主设备差动保护的缺陷在48小时内处缺。每项缺陷每晚24小时处理扣1分。因特殊情况不能如期处理的应在24小时内向中调保护处说明原因。10是否重复进行3不发生非系统原因造成的保护装置超期检验，保证系统安全运行。每套保护装置超期10天扣0.11分。10435kV以上设备故障后的第一个工作日内将微机保护打印报告、录波图及简要分析报告报至中调。详细分析报告应178、在故障后15日内上报中调。故障信息上报每晚1个工作日扣1分。在15天内未查明动作原因，并上报详细分析报告的扣3分。105每月按要求将各项报表报至中调，有特殊情况不能如期上报的应事先说明原因。每晚2个工作日扣0.5分。106定值通知单在规定时间内更改完毕，并将回执返回中调。未按规定执行并返回回执的，每晚5日扣1分。107非系统原因，未按期完成主网保护更新改造工程。每晚5日扣1分。108仪器、仪表配置齐全，定期校验完好；试验装置的配置、标准化试验室的建立应符合要求。仪器仪表未定期校验、各项配置不合要求的扣12分。109班组资料、规章制度齐全，岗位责任制、培训计划能贯彻落实，分工明确，管理严谨。资料179、不完整每处扣1分；制度不健全不落实扣12分；管理不严扣12分。1010图纸与现场相符并用计算机绘图及管理，110kV及以上的图实相符率应达100%，图纸管理微机化率应达80%。图实相符率每降低1%扣0.5分，图纸管理微机化率每降低1%扣0.1分。1011每年重点安排的专项检查内容未按要求开展的酌情扣分，完成要进行总结汇报。2012按继电保护运行管理规定及继电保护技术监督要求开展其它工作未按要求开展的酌情扣分102.1.3.2继电保护专业管理年度综合考核评比分计算方法按照表3的要求，对各单位月度管理考核指标进行逐项打分，其中年度考核内容，所有项目得分之和就是该单位年度专业管理的总分，按照总分进行180、排序，根据排序结果赋予每个单位年度专业管理综合评比分数，具体方法见表4。表4综合考核评分对应关系单位排名继电保护专业指标考核得分1402363334名及以后自14分递减1分2.2 特殊贡献考核2.2.1 每年度由中调保护处提名，经区公司批准，符合下列情况的个人可以获得继电保护特殊贡献奖（1）对XX电力系统继电保护专业有突出贡献的。（2）在国网公司组织的继电保护专业竞赛中获奖的。3 奖励3.1 奖项的设置继电保护专业考核对单位设置年度综合考核奖、单项考核奖，对个人设置调考成绩个人奖、特殊贡献奖。3.2 年度综合考核奖3.2.1 综合考核奖适用于区公司各发供电单位。各单位综合排名不得重复，得分一样181、的，按照所辖35kV及以上电压等级变电站的数量、考核年售（发）电量等因素进行细分。3.2.2 综合考核奖设置（1）综合考核第一名：奖励 万元。（2）综合考核第二名：奖励 万元。（3）综合考核第三名：奖励 万元。3.2.3 综合考核奖的分配只针对考核单位中具体从事继电保护专业工作的人员。不得以任何理由挪做它用。3.3 单项考核奖3.3.1 单项考核奖适用于区公司各发供电单位。3.3.2 单项考核奖设置（1）生产指标考核第一名：奖励 元。（2）继电保护专业考试考核第一名：奖励 元。（3）继电保护专业管理考核第一名：奖励 元。3.3.3 单项考核奖的分配只针对考核单位中具体从事继电保护专业工作的生产182、人员，保护工作的部门领导及专责人员。不得以任何理由挪做它用。3.4 调考个人奖设置（1）每次调考的第一名：奖励八百元。（2）每次调考的第二名：奖励六百元。（3）每次调考的第三名：奖励五百元。3.5特殊贡献奖由区公司根据考核年继电保护专业的实际情况进行设置。4 附则4.1 每年的考核结果由区公司发文公布。4.2 本办法由中调负责解释。4.3 本办法自颁布之日起实行。附表一继电保护反事故措施执行卡第一联：存根 编号： 年 号厂站设备名称项目内容执行单位执行期限通知执行时间继电保护反事故措施执行卡第二联：存根 编号： 年 号厂站设备名称项目内容执行单位执行期限通知执行时间继电保护反事故措施执行卡第三183、联：存根 编号： 年 号主管厂局厂站及设备名称执行情况执行时间工作负责人区电力试验研究所意见备注：执行完毕时间以回执单返回时间为准。附表二继电保护装置缺陷处理卡第一联：存根 编号： 年 号厂站名称管辖厂局设备名称保护名称缺陷情况发现人发现时间处理期限通知处理时间继电保护装置缺陷处理卡第二联：执行单 编号： 年 号厂站名称管辖厂局设备名称保护名称缺陷情况发现人发现时间处理期限通知处理时间继电保护装置缺陷处理卡第三联：回执单 编号： 年 号主管厂局厂站及设备名称缺陷情况处理情况处理时间处缺负责人备注：缺陷处理完毕时间以回执单返回时间为准。附表三藏中电网继电保护工作考核通知单编号： 年考核字 号考核认定单位被考核单位考核时间考核内容及原因考核结果备注XXXX电力调度通信中心年 月 日抄报：抄送：