继电保护及安全自动装置运行管理规程

继电保护及安全自动装置运行管理规程内容摘要：

调度指令执行。 保护 装置定值的更改，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。 整定值更改完毕 并由继电保护和现场运行人员分别核对正确 后，及时报告相应调度机构。 值班调度员应依据定值通知单与现场 运行人员 逐项核对无误，在定值通知单上签字后，令现场值班人员按 整定值通知单的要求和现场 继电保护运行规 程 将有关继电保护投入运行，同时要严格遵守定值单回执制度 ， 在更改完定值十五日内将 定值回执 报送给 保护装置整定部门。 在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由调度员依据临时定值单下令更改定值，保 护装置整定部门应于两天内补发新定值通知单。 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，供电公司、发电厂继电保护部门应在规定期限内，按所要求的顺序更改完毕，以保证各级保护装置互相配合。 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引起严重后果的，须经单位主管领导批准。 各级继电保护部门保护装置整定范围划分， 原则上与一次设备管辖范围一致。 江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 15 各级继电保护部门整定范围 省调继电保护部门 ： 省调调度管辖的 220 千伏及以上电网的线路 、 110KV 及 220KV 母 线、 100MW 及以上 发 电厂主变 等保护装置（其中主变 仅整定 零序电流保护、间隙接地保护、失灵保护、非全相保护及后备保护时限 ）、 220KV 故障录波器； 地调继电保护部门：地调调度管辖的 220 千伏及以下电网的线路、母线、主变的全部保护装置（含故障录波器）。 发电厂继电保护部门 ： 发电厂 内所有 的发电机 、 变压器 （含高备变）、发电机电压母线 及厂用电系统 的全部保护装置 （主变除省调负责整定的内容外）。 系统安全稳定装置的定值由省调运行方式部门整定，定值通知单须盖继电保护定值 通知单印章方有效，并以书面形式下达到各供电公司、发电厂据以执行。 整定分界点上的定值限额和等值阻抗（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）要书面明确。 需要更改时，必须事先向对方提出，经双方协商，原则上，应局部服从全局和可能条件下全局照顾局部，取得一致后，方可修改分界点的限额。 修改后，须报送上级继电保护部门备案。 保护装置运行管理 基本要求 保护装置的投退和定值更改必须按相应调度指令执行，省、地调值班调度员按有关继电保护运行的规程、规定下达调度令，运行值班员按厂站保护现场运行规定和 调度术语执行具体操作。 微机保护装置的内部逻辑功能，在运行中不得随意更改。 厂家应对保江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 16 护逻辑全面负责，并采取切实有效的措施防止在正常运行操作中误改配置。 如在运行中确有修改必要，应由厂家提供书面改进方案，报运行主管部门许可。 微机保护 装置的内部逻辑功能 必须经相关调度继电保护管理机构同意后方可更改，改动后，必须进行相应的试验，并做好记录，备案待查。 保护 新安装或二次回路有改变时，应进行带负荷试验，带负荷试验正确后方可投入运行。 运行人员在交接班、设备巡视、操作中应监视保护装置 信号和中央 信号是否正常， 压板及切换开关位置是否正确，录波器工作是否正常，对有疑问或装置异常应及时处理。 各运行单位应每月进行一次保护装置的时钟校对工作。 各运行单位的继电保护人员每月应到现场进行保护装置压板的核对工作。 各运行单位应制订保护装置图纸管理办法，开展 CAD 制图工作，对运行中保护装置回路的改变要及时修改图纸，确保图实相符。 各运行单位应严格执行国家、网、省公司和各级调度机构下达的反事故措施，确保保护装置健康运行。 线路 (旁路 )保护运行管理 省调 所辖 220KV 线路保护均应配置双套微机线路保护。 线路配置的高频闭锁、方向高频、 距离、零序、启动失灵保护、重合闸正常时全部投运。 微机保护的软件版本应统一管理，线路两侧同型号纵联保护软件版本应相同。 下列情况应停用整屏线路微机保护装置 江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 17 微机保护装置使用的交流电流、交流电压、开关量输入、开关量输出回路作业； 保护 装置内部作业； 重合闸工作方式 重合闸方式包括单相 重合闸 、三相 重合闸 、 综合重合闸 和停用 重合闸四种方式。 目前我省 220KV 线路综 合重合闸运行均采用单相重合闸方式。 两套线路保护屏的综重切换开关所投位置必须保持一致，绝不允许一面屏投“单相” 、一面屏投“停用”； 220KV 线路的综重需退出时，同时将两面屏上综重切换开关切至“停用”；在任意一套高频投入运行时均应按“单相”方式投入运行。 线路两侧纵联保护投运方式应一致。 220KV 线路（含旁路）保护进行装置试验时，须退出相应开关的失灵保护。 微机线路（旁路）保护在运行中的详细操作见《江西电网 220KV 线路、旁路保护调度运行规定》的要求。 新投产的高频通道加工设备和运行中个别更换了的高频通道结合加工设备，投运前应对其进行全部检验。 新设备投运后每 6 年进行一次全部检验，每 3 年进行一次部分检验。 高频通道加工设备的检验内容和要求详见《江西电网继电保护高频通道加工设备检验办法（暂行）》。 220KV 线路光纤保护采用专用光纤（芯）或复用 PCM 通道方式，以分相电流差动保护和零序电流差动保护作为主保护，光纤保护在运行中的注意事项详见《 江西电网 220KV 光纤线路保护装置管理规定 江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 18 》的要求。 重要变电站或发电厂的 220KV 母线，应按双重化配置母线差动保护。 值班调度员根据现场操作情况下达母线保护投退的指令，现场运行人员必须严格按现场继电保护运行规程进行具体操作。 母差保护状态解释 投入运行：即投入直流电源及各元件出口跳闸、电压闭锁等压板， 110KV 母差还需投入闭锁重合闸。 退出运行：退出各元件出口跳闸压板。 在下列条件均具备的情况下，允许 220KV 母线短时无母差保护： 工作期间及工作地点天气良好 ； 该母线上不进行倒闸操作； 母差保护退出时间在 8： 0018： 00 期间。 220KV 及以上电压等级母线无母差保护超过 24 小时 应校核系统稳定问题，继电保护部门应依据系统稳定校核结果进行母线对侧线路保护定值校核，并根据定值校核结果相应更改母线对侧线路保护定值。 在母差保护恢复运行后，运行单位应及时将所有临时更改定值改回原定值。 双重化配置的母线差动保护在运行时双套失灵保护只投入一套。 变压器中性点接地方式 变压器中性点 接地方式的确立应保持电力系统内零序电流分布相对稳定。 江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 19 由于变压器绝缘构造上要求中性点必须直接接地运行的，则均应直接接地运行。 220kV 厂、站变压器接地方式的确定原则： 只有一台变压器，中性点直接接地运行。 有两台变压器，只将其中一台中性点直接接地运行，另一台变压器中性点经间隙接地运行。 有三台及以上的变压器，经双母线并列运行时，正常方式下，每条母线上至少应有一台变压器中性点直接接地运行。 变压器中性点接地方 式应严格按调度机构下发的变压器中性点接地方式表执行。 省调调度厂、站的变压器中性点直接接地的数目，在变压器操作中允许短时间多于正常的规定数，在操作结束后应立即按要求恢复正常。 在 变压器中性点直接接地时 ， 不允许变压器中性点间隙保护投入。 220KV 主变保护应实现双重化配置，非电量保护只配置一套。 非电量保护和电气量保护出口回路应分开。 主变保护 更 改定值 主变保护双重化配置的，仅退出需改定值的此面保护屏中所有保护； 主变保护按单套配置的同时差动保护与后备保护共一个机箱的，主变需停电更改 定值 ； 主变保护按单套配置的，而差动保护与后备保护不共一个机箱的， 仅 需 退出后备保护 或主保护 出口跳闸压板 更改相应 定值。 主变电气量主保护更改定值时，重瓦斯保护必须保证投入。 变压器非电量保护 江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程 20 变压器的重瓦斯保护（含调压开关重瓦斯保护）作用于跳闸，轻瓦斯保护（含调压开关轻瓦斯保护）作用于信号。 变压器的压力释放保护和温度保护作用于信号。 对于强油循环变压器，当冷却 系统全停时，允许的负荷和时间若制造厂有明确规定，则按制造厂规定执行；若制造厂无明确规定，则按 DL/T57295《电力变压器运行规程》规定的要求，当冷却系统全停时，允许带额定负荷运行 20 分钟，如 20 分钟后顶层油温尚未达到 75℃，则允许上升到 75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过 1 小时。 各运行单位应加强对变压器非电量保护的运行维护，重点加强瓦斯继电器、温度计的校验工作；要采取必要措施防止变压器本体保护进水，并经常检查变压器本体保护出口二次回路的绝缘是否满足要求。 运行中的 变压器瓦斯保护，当进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置切换为“信号”位置： 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂。 变压器除采油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气外，在其它所有地方打开放气和放油阀门。 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。 在瓦斯保护二次回路上进行工作。 用探针试验时。 变压器加油、滤油、更换油再生装置的硅胶等作业完成后，经 48小时后检查无气体，才允许将重瓦斯保护投 入跳闸。 检修后的变压器充电时，须将重瓦斯保护投入跳闸位置，充电良好后，切换到信号位置，经 48 小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。 重瓦斯动作跳闸后，根据系统情况，变压器内。