第十四节 继电保护管理
继电保护专业管理
第127条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。地调是大理电网继电保护技术管理的职能部门，对电力系统继电保护实行专业管理。其职责是：
1.监督继电保护反事故措施、重大技术措施、技术改造与新技术推广应用方案的制定和实施，监督运行规程的修编与实施；制定继电保护整定方案。
2.负责继电保护装置动作情况的分析统计、考核评价和运行总结。组织或参加继电保护不正确动作原因的调查、分析。
3.对接入大理电网电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护全过程实施技术监督。
4.参加管辖范围内规划、新建及技改工程的继电保护审查工作。
5.负责管辖范围内继电保护配置、整定计算及运行管理工作。
6.负责定期修编管辖范围内的继电保护整定计算方案、运行说明。
7.组织或配合开展继电保护培训。
第12 继电保护装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。继电保护装置包括各保护装置、保护通道接口、数据交换接口、故障录波装置及保护信息管理系
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统等设备及二次回路。
第129条 各电厂、变电站主变中性点接地方式具体相关要求如下：
1.110kV 及以下电厂、变电站主变中性点接地方式由地调确定。
2.地调管辖的220kV 变电站，无电源接入的，原则上主变中性点不接地运行，如需主变110kV 侧中性点接地运行由地调安排；有电源接入的，地调根据实际情况向省调申请，由省调批准安排主变中性点接地运行数目。
3.发电厂110kV 部分主变中性点接地方式由地调确定。
4.地调管辖主变中性点接地数目发生变化并引起综合零序阻抗值变化时，必须在变化前15 天书面通知相关调度机构。
5.运行中应尽量确保主变中性点接地运行数目不变，在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。
第130条 继电保护整定计算范围划分：
1.电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围一致。当整定范围与调度管辖范围不一致时，以书面形式明确。
2.电厂须委托相关调度机构，进行并网线路的线路保护、母线保护、失灵保护及短引线保护的计算。
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3.发电厂的发电机、变压器、故障录波器及厂用电系统的保护由各发电厂负责整定计算。
4.变电站内变压器、电抗器等设备的非电量保护由生产技术部负责技术管理，制定整定方案，由地调继电保护专业下达通知单。
第131条 继电保护现场工作各相关人员职责：
1.继电保护工作人员：对现场进行工作的安全性负责，根据现场二次回路工作内容提出检修申请，申请中明确保护功能投退、调整要求及影响范围。
2.厂（站）运行人员：对现场继电保护操作处理的正确性负责，按现场二次回路工作内容填写操作票，对现场操作中的继电保护问题按现场运行规程进行处理,并按流程进行汇报。
3.调度机构继电保护人员：检修申请涉及继电保护及相关二次回路的，按调度管辖范围由调度机构继电保护专业批复，协调管辖范围内的其他继电保护问题；继电保护专业批复只对保护功能投退和调整提出要求，不涉及具体压板及回路。
4.值班调度员：按调度管辖范围，依据继电保护专业对检修申请的批复要求，向现场下达保护功能投退和调整要求指令，不涉及具体压板及回路。
第132条 继电保护现场工作操作管理规定
1.现场进行继电保护工作，必须按规定办理检修申请、填写现场工作票及二次措施单等。现场工作必须得到调度员许可方能进行保护投退、切换等具体操作。
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2.保护功能和保护通道的投退、切换操作，值班调度员只负责提出保护功能、保护通道投退或切换的功能要求，具体操作由现场人员按现场运行规程执行，并对其操作的正确性负责。
继电保护整定计算管理
第133条 继电保护整定及配置应符合国家以及南方电网、云南电网相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。
第134条 相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护装置整定方案和运行说明的依据：
1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。
2.系统母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。
3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。
4.系统主接线图和设备命名编号。
5.补充常规需要的整定计算资料。
5.其他必要的运行资料和计算所需参数。
第135条 在收到完整资料后，经整定计算，下发调试定值通知单，调试定值单无须签
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字和加盖公章，由计算人下发至建设或生产单位。
调试过程中，要求对装置信息、定值项目、电流互感器变比、电压互感器变比、模拟量接入情况等进行全面的核实，并通过试验，确定动作逻辑与调度要求一致。
现场按调试定值通知单调试结束后立即填写调试定值单回执，在收到调试定值单回执5个工作日后下发正式定值单。
第136条 由于运行方式变化，应对继电保护定值进行校核，校核后需要临时改变继电保护装置整定值时，按临时定值通知单下达。
第137条 按地调拟定的分界点系统综合阻抗及保护定值配合要求，各相关调度机构、发电厂、用户应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整体电网，下级电网服从上级电网。
第13 大理电网内任何调度机构电网运行方式、继电保护改变会对其它调度机构定值造成影响的，应提前15 个工作日以书面形式通知受影响方，并且提供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。
第139条 电厂、用户自行整定的保护定值应满足调度机构的定值配合要求。电厂机变保护中的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、发变组零序电流、低压过流保护等后备保护及涉网保护整定必须满足系统保护定值的配合关系和要求，报接入电网所属的调度机构核准后执行，其它发电机、变压器保护定值提交管辖的调度机构备案。
第140条 电厂管辖设备的保护定值应定期校核，以确保适应电网发展情况。电厂每年
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应向电网了解电网变化情况，根据调度机构提供的等值综合阻抗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。
继电保护运行管理
第141条 大理电网继电保护定值更改
所有运行设备的继电保护装置定值更改，必须上相应的定值更改申请或经值班调度员同意方可进行。
1.对双套配置的保护装置，在进行定值更改时不停一次设备，而将保护装置轮流退出更改。
2.单套配置的断路器保护，如断路器停电不影响主设备运行的，原则上将断路器操作至热备状态进行更改。
3.单母线、双母线接线的断路器保护、远方跳闸装置等，在保护退出后对电网、设备安全有影响的，原则上应停断路器或旁路代供进行更改。如断路器不具备停运条件，且保护退出进行定值更改时间在30 分钟以内的，可不停一次设备，仅退出保护装置进行。
4.单套配置的母差保护，允许母差保护退出进行定值更改或定检，母差保护全部退出时，不得对该母线进行倒闸操作。
5.对故障录波器等不涉及动作跳闸的装置，可退出更改。
6.微机继电保护装置在运行中，如需要改变已固化好的成套定值，由现场运行人员按
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规定的方法改变定值区，此时不必停用微机继电保护装置，但应立即打印（显示）出新定值清单与定值通知单核对。
第142条 大理电网内运行的110kV及以下电压等级的保护装置，凡满足在线修改定值条件的，允许在线修改。相关装置的定值更改工作不需要办理停电检修申请，但应按规定办理工作票。
第143条 任何带电设备不允许无保护运行。220kV以上设备原则上不允许无主保护运行。对无主保护的设备，因电网原因无法安排停运的，由相关专业提出满足稳定要求的保护动作时间，经审核批准后调整后备保护定值以满足运行条件。
第144条 属于下列情况之一者，必须经局主管生产的领导同意，还需按设备调度管辖范围报相关调度批准。（1）110kV及以上母线差动保护或220kV及以上失灵保护不能投运者。 （2）配置纵联保护的线路，当该线路纵联保护均退出运行，电网故障可能造成相邻线路无选择性动作；或由于快速保护停用，根据电网稳定计算结果会引起严重后果者。 （3）运行中的主变压器，其差动保护或作用于跳闸的气体继电器保护因特殊原因需停用者。
第143条 电气设备转入热备用前，其保护装置应满足带电要求。
第144条 新设备投产，设备配置的全部保护必须同步投运，现场运行规程必须齐全。一次设备带电前，保护装置功能完好、整定值正确、二次回路接线及传动试验正确、连接片在规定位置。
第 条 新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。6．变压器在运行
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中注油、滤油、更换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，开工前应将作用于跳闸的气体继电器保护改投信号，其他保护必须投入跳闸。工作完毕后并经过24小时试运行，检查无异常，方可将作用于跳闸的气体继电器保护投入跳闸。 新投运的主变及大修后，24小时试运行期间，差动保护必须投入，瓦斯保护投信号位。 管辖范围内主变压器的差动保护或瓦斯保护因检查、校验等要求分别停用2小时以下者（两套保护不得同时停用）需报地调当值调度员批准。
7．当变压器油位计的油面异常升高或呼吸器系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将作用于跳闸的气体继电器保护改投信号。
8.地调或县（市）调值班调度员，应根据电网运行方式的改变，及时变更线路两侧重合闸和备用电源自投的方式。
第145条 现场运行规程应明确一次设备状态及其对应的保护功能和保护通道的投退、切换要求。一次设备投入运行前，现场运行值班人员应将继电保护按定值通知单及现场运行规程规定正确投入。继电保护的特殊运行状态须经值班调度员同意或明确。
第146条 一次设备停电后，除调度员明确下令操作的继电保护外（如失灵保护、联跳保护、远跳保护），若继电保护装置或二次回路上没有工作，则继电保护装置可不退出运行。
第147条 调度机构管辖设备有关保护的投入、退出、检验、定值更改等操作，须经相应调度机构值班调度员同意，并严格按现场运行规程执行。
第14 正常运行方式下，线路重合闸运行方式按通知单要求执行。在对新建、改建线路充电，或线路上有其它新设备投产时退出重合闸装置。线路正常送电或事故处理时视
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情况可不退出充电端断路器重合闸。其它因运行方式变化需要对重合闸方式进行调整的根据值班调度员指令执行。
第149条 断路器充电保护按调度指令投退，仅用于对母线、线路充电时使用，正常运行时退出。
第150条 220kV主网在所有保护正常投入，相间距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段、零序Ⅰ段等出口时间小于0.2 秒的保护没有超越的情况下，若电网结构变化，原则上72 小时内，可仅保证线路纵联保护的灵敏度，其余的保护定值可不作更改。
第151条 双母线接线方式，母差保护全部退出时，一般不对该母线进行倒闸操作，除非必要并且经方式核算。
第153条 220kV 及以下线路保护、通道由调度机构下达统一命名，现场应根据命名做好相关标识。
第154条 继电保护装置应按有关规程进行定检，定检工作应尽量配合一次设备的检修同时进行。
第155条 继电保护专业管理机构应认真分析管辖范围内的系统故障及继电保护、安全自动装置动作情况，积累运行资料，研究和总结运行经验并提出改进措施。
第156条 按继电保护整定计算划分及调度管辖范围，各级调度机构继电保护专业对电厂行使继电保护运行管理，进行运行统计分析和考核。
第157条 县公司、110kV 及以上电压等级电厂应按《电力系统继电保护及安全自动
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装置运行评价规程》要求，进行运行分析和统计评价工作。
第15 继电保护装置出现的异常、缺陷，厂、站运行值班人员应汇报值班调度员，并通知专业人员及时进行处理。
第160条 发生事故时，现场运行值班人员应先记录好继电保护装置的全部动作信号后方可复归，并将继电保护装置动作情况、故障测距结果及时汇报值班调度员。有人值班变电站在装置动作（无人值班变电站，在运行值班人员到达现场后）2 小时内，将保护动作信号、各保护的打印报告、故障录波、事件记录等传真至调
度机构继电保护部门。
第161条 大理电网保护发生不正确动作，应在1小时内向地调进行专业对口汇报，并立即将保护装置动作情况、动作报告及故障录波报告报地调继电保护专责。对保护不正确动作情况在事故原因查明后2个工作日内上报保护装置动作原因分析报告。
第163条 调度管辖的电厂设备发生继电保护不正确动作，应立即查明原因，采取措施，消除隐患，并将有关资料报调度机构认可后，方可恢复运行。
第1条 非电气量保护由厂站运行值班人员根据现场运行规程规定操作，但重瓦斯保护投退须征得设备管辖值班调度员的许可。
第165条 微机继电保护及安全自动装置软件版本由调度机构统一管理。
第166条 110kV 及以上使用纵联保护的线路保护需要更换时，必须两侧协调同时进行。
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第167条 110kV 及以上线路、变压器应进行参数实测。变压器参数实测值应按新设备投产提交资料要求执行。线路参数实测工作必须在线路投运前完成，在线路投运后5个工作日提供线路实测参数。
第 条 每月第2个工作日或重大保供电前2个工作日，地调所辖厂站现场运行人员应根据定值通知单及相关要求，完成继电保护及安全自动装置投切、定值区核查工作，确保装置正常运行，并将核查结果报调度备案。
第十五节 继电保护及安全自动装置定值单管理
第16 继电保护及安全自动装置定值单是现场设置整定值的书面依据。
第169条 继电保护及安全自动装置定值通知单应包括设备名称、装置型号、断路器编号、电流、电压互感器变比、定值更改原因，还需注明定值项编号、名称、符号，并备注清楚执行要求和注意事项。明确装置功能要求，但不明确到装置连接片等具体屏柜上操作元件。
调度继电保护专业按照装置内部打印的定值清单下达定值通知单。
第170条 继电保护及安全自动装置正式定值单、临时定值单由计算人负责制定，并经计算人、审核人、批准人三级审核后签字。
第171条 调度室、装置所在厂站和维护部门都必须保存一份执行完成的继电保护及安全自动装置正式定值单。继电保护及安全自动装置临时定值单只需在调度室、装置所在厂站保存。
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第172条 执行更改定值工作人员应先认真查看定值通知单，并与现场装置及定值项核对无误后才能执行。执行中如发现疑点、差错或与现场不符时，应及时向定值单下达单位提出。
第173条 地调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经地调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单执行情况回执制度。
第174条 调度员只与现场核对定值单的编号并确认是否严格按定值通知单要求执行完毕。运行现场必须妥善保存定值通知单，并定期进行核对。
第 101 条 在母线倒闸操作时不得停用母差保护，且要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。
第 102 条 线路重合闸的方式为：
1．500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2．直馈线路的电源侧采用三相重合闸； 3．110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定。 4．35kV、10kV有电源的供电线路重合闸如可检同期、检无压，则重合闸投运，如不具备检同期、检无压条件的，则重合闸不投。无电源的供电线路重合闸投入。（更新一下）
第 103 条 线路重合闸的方式按以下原则由值班调度员决定：
1．直馈线对侧无电源的线路重合闸方式，投检无压； 2．双侧电源或环网供电线路重合闸方式，一侧投检同期，另一侧投检无压； 3．重合闸检定回路功能不完善的，重合可能造成非同期的，该重合闸应退出运行。
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第 108 条 地调值班调度员遇以下情况，可根据电网运行实际情况自行处理：
1．由于保护装置异常会引起保护误动时，应把该保护装置停用；
3．查找直流接地时，需要把有关保护暂时退出；
4．运行方式变化引起的重合闸或备自投方式改变；带电作业时重合闸的投切；
5．运行方式变化时，值班调度员可根据预先的规定进行保护定值区的切换。
第 110 条 对需要变更二次回路的继电保护设备，变更前，由设备检修单位将相关图纸及资料报项目管理部门审查并经地调同意后，方可实施。
第 111 条 接入交流电压的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，应将此类保护停用并采取相应措施。
第 112 条 各县（市）电网继电保护及安全自动装置应加强维护和管理，如不正确动作越级到地调所辖断路器时，应查明原因并报地调；如原因不明或多次越级跳闸的线路，应查明原因并限期整改。
第 119 条 地区电网安全自动装置包括：
1．电网低频率减载装置； 2．电网低电压减载装置； 3．电网振荡解列装置； 4．发电厂就地切机、远方切机装置； 5．水电厂低频自启动装置； 6．水电厂高频切机装置； 7．变电站就地切机装置、远方联切负荷装置、远方切机装置； 8．地区电网及县（市）（厂、站）低频、低压、逆功率、高频率解列（切机）装置； 9．发电机自动励磁调节器、强行
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励磁装置、强行减磁装置； 10．备用电源自动投入装置； 11．自动重合闸装置； 12．故障录波装置。
第 120 条 电网安全自动装置实行统一领导、分级管理：
1．地调负责省调所下达低频低压减载容量的执行。
2．县（市）调度配合地调参与安全自动装置的更改实施。
第 123 条 电网事故时，如频率或电压确已低于安全自动装置的动作值，而低频低压减载装置未动作时，有关厂、站值班人员应立即手动切除该动而未动的断路器，并按调度管辖范围及时报告地调或省调值班调度员。
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