继电保护及安全自动装置调度运行规程Word文档下载推荐.doc
《继电保护及安全自动装置调度运行规程Word文档下载推荐.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《继电保护及安全自动装置调度运行规程Word文档下载推荐.doc（5页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
当收信输出电平低于13dbm时，应首先退出外部衰耗，如恢复正常，高频保护可继续运行。
否则应立即向值班调度员申请退出高频保护，同时通知本单位保护人员立即赶赴现场处理缺陷。
1.6
系统发生故障或振荡时，高频保护如有信号，现场运行值班人员应详细记录并立即报告值班调度员。
1.7
凡装有高频保护的线路发生故障，恢复送电后，该线路的高频保护装置必须立即交换信号。
1.8
旁路断路器高频切换装置的切换须经值班调度员同意，并应先停高频保护然后切换，再进行交换信号，合格后方能投入跳闸。
旁路带路，两侧纵联保护原理及通道形式必须相同，否则不得带路运行。
1.9
目前不具备切换旁路功能的光纤纵差保护，任意一侧旁路带路前两侧光纤纵差保护须退出。
1.10
光纤纵差保护正常运行时，自动在线交换信号检测通道，不需要运行值班人员定时检测，但应定时记录误码、滑码，并汇总上报。
如现场汇报光纤通道异常，则需将两侧光纤纵差保护退出。
1.11
如通信维护部门在光纤电路上检修，影响光纤纵差保护正常运行时，必须按规定办理申请手续，工作期间退出两侧光纤纵差保护。
2
距离零序保护的运行
2.1
距离保护、零序方向过流保护是微机保护的基本配置，它包括三段式相间、接地距离保护，四段式零序方向过流保护。
正常运行时均须投入。
2.2
单回线相继速动保护：
110kV线路距离保护的附加功能，可以快速切除线末各种不对称故障，正常运行时均须投入。
2.3
双回线相继速动保护：
110kV线路距离保护的附加功能，可以快速切除并列运行时双回线末各种故障。
此功能仅在双回线两侧本断路器并列运行时投入。
双回线中一回线一侧由旁路断路器带路时，带路侧双回线相继速动保护停用。
3
母线保护的运行
3.1
220kV母线保护，主要功能包括母线差动保护、断路器失灵保护、母线充电保护；
110kV母线保护，主要功能包括母线差动保护、母线充电保护。
母差保护原理均为比率制动，方式变化自适应。
3.2
母差保护定值基准变比为最大变比，各运行支路通道平衡调整由运维（施工）单位负责，母差保护各支路应通道平衡、向量正确，差流符合要求。
3.3
母差保护（含备用支路）运行注意事项、各运行支路通道平衡系数等均应在现场运行记录中明确交待。
3.4
当一条母线运行，由母联断路器向另一条母线充电时，应优先使用本母联独立的充电保护。
如无独立的充电保护，也可使用母差保护中的充电保护。
充电结束后，必须立即退出充电保护。
3.5
母线保护装置出现电流回路断线时，应退出运行，并通知继电保护人员处理。
4
旁路（母联）保护的运行
4.1
省调调管各厂、站母联断路器（专用母联或母联兼旁路断路器在母联方式运行）正常运行时不投入母联（旁路）保护和母联断路器充电保护。
4.2
用母联断路器向停电母线充电前，母联充电保护应投入运行，充电结束后退出。
4.3
母联兼旁路断路器带路时，母联断路器保护定值按所带线路（主变）定值整定，保护定值由所带线路（主变）的调管单位下发，并应注意其潮流方向要符合规定，恢复母联断路器运行时保护应退出。
4.4
专用旁路断路器带线路运行时，旁路断路器保护定值按所带线路整定。
保护定值由线路调管单位下发。
4.5
专用旁路断路器带主变运行时，旁路断路器的保护按带主变定值整定，保护定值由主变调管单位下发。
主变保护跳闸回路应切换至旁路。
4.6
要求有全线速动保护的线路，只有在该线路的快速保护中至少有一套能够切换到旁路断路器上运行时，才允许带路。
4.7
旁路（母联兼旁路）代主变断路器运行时，220kV主变为微机保护且满足双重化配置要求的，高压侧取独立CT的一套保护，高压侧带路前本套保护退出，中压侧取独立CT的另一套保护，中压侧带路前本套保护退出。
4.8
旁路（母联兼旁路）代主变断路器运行时，110kV及以下电压等级主变或其他保护单配置主变，高（中）压侧差动保护正常运行时接独立CT，一次带路操作前必须退出差动保护（如微机保护需要确认，则必需加以确认），将带路侧主变独立CT切至本侧套管CT，一次带路操作完成后，测试差流及向量无误后，方可投入差动保护。
如主变保护单配置，且高（中）压侧断路器CT与套管CT变比不同，在带路前必须退出差动保护，微机保护需另切一套定值，常规保护则必须改定值。
5
变压器保护的运行
5.1
变压器保护主要功能：
5.1.1
差动保护：
二次谐波（波形对称）型比率制动原理，是变压器内部故障的主保护，动作后跳各侧（发变组全停）。
5.1.2
各侧复闭过流保护：
采用各侧复合电压或门闭锁各侧过流，出口方式为最长时限侧（降压变高压侧，升压变发电机侧）跳各侧（发变组全停），其他各跳本侧（有较短时限者跳本侧母联）。
5.1.3
双圈变仅设单侧后备保护。
5.1.4
各侧零序过流保护：
采用中性点零序过流保护独立跳闸方式。
出口方式为最长时限侧跳各侧（发变组全停），其他各侧跳本侧（有较短时限者跳本侧母联）。
5.1.5
各侧间隙保护：
采用中性点间隙支路独立CT
3Io及母线PT开口三角3Uo并联，经短延时出口跳各侧（发变组全停）。
5.1.6
各侧过负荷保护：
单相过负荷长延时发信号，用于运行监视。
5.1.7
瓦斯保护等非电量保护，由主变运维单位负责整定及运行管理。
5.2
中、低压侧无稳定正序电源的中间变电站（含中、低压侧虽然接有小电源，但在故障后可以很快解列的变电站）、发电厂的高备变，即使中性点正常直接接地运行（包括操作过程中短时接地），均无需设置（投入）零序过流保护。
5.3
主变接地保护一律采用中性点零序过电流独立跳闸方式。
具有多侧正序电源在正常运行时有可能直接接地运行的变电站，无论主变中性点是否直接接地，中性点零序过电流保护一律投入。
5.4
110kV和220kV变压器中性点，均需设置棒间隙及独立的间隙过流、过压保护：
5.4.1
间隙过流独立CT应取自与中性点接地支路并联的独立支路，该CT必需选用户外型干式穿芯CT，具有足够的带负载能力，允许足够的短路电流倍数。
5.4.2
间隙过压保护零序电压一律取自本侧母线PT开口三角。
5.4.3
无论主变中性点是否直接接地，间隙过流、过压保护一律投入。
5.5
变压器复闭过流保护方向元件一律不投，变压器复闭过流保护在PT断线（PT停运，母线检修等）电压无法正常接入时，仅退出复合电压元件，保留纯过流保护，过负荷能力下降，此时运行单位必须立即报告值班调度员采取有效措施，转移或限制主变负荷不超过主变额定容量。
5.6
主变中、低压侧后备保护联跳本侧母联：
5.6.1
常规主变保护跳母联时间由母联调管单位整定，并决定该压板投退。
5.6.2
微机主变保护跳母联时间由主变调管单位整定，由母联调管单位决定该压板投退。
5.7
微机变压器差动保护各侧电流应平衡、向量正确，差流符合要求。
6
故障录波及测距装置管理
6.1
接入录波远传系统的录波器和远传设备（厂、站端）应完好投运，确保远端可随时调阅录波器所录内容。
6.2
未接入录波远传系统录波器所录的故障录波图和事故分析报表应尽快传真至省调：
6.2.1
工作时间发生事故时，应在1小时内传到。
6.2.2
非工作时间发生事故时，应在第2天12:
00前传到。
6.2.3
节假日发生事故时，根据事故性质，应在省调规定的时间内传到。
6.3
故障录波图和事故分析报表原件必须在规定时间内报送省调：
6.3.1
距乌市200公里以内的地区2个工作日内送达。
6.3.2
距乌市200～400公里之间的地区4个工作日内送达。
6.3.3
距乌市400公里以外的地区6个工作日内送达。
7
自动重合闸
7.1
220kV线路设有综合重合闸，通过切换把手可实现单重、三重、综重和停用四种方式。
7.2
110kV单侧电源线路一般设有三相一次自动重合闸，双侧电源（或环网）线路设有检查线路无压及检查同期的重合闸。
7.3
重合闸是否投入及投入方式按年度运行方式的要求确定。
7.4
设有两套重合闸的220kV线路投入重合闸时应注意，两套重合闸的切换把手位置均置单重，合闸联片有两种投入方式：
7.4.1
较早的微机保护（如WXB-11/15系列或CSL-101/102系列）合闸联片仅投一套。
7.4.2
较新的微机保护（如WXH-800系列，RCS-900系列等）合闸联片两套均投。
7.5
遇有下列情况之一时重合闸必须退出：
7.5.1
重合闸装置不良。
7.5.2
备用线路充电运行。
7.5.3
新建线路或检修线路送电。
7.5.4
断路器遮断容量不够。
7.5.5
线路有重大缺陷。
7.5.6
工作负责人认为需要停用重合闸的作业（包括带电作业）。
7.5.7
当线路电压互感器停运时，检定线路无压或检定同期的重合闸；
当母线电压互感器停用时，检定同期的重合闸。
7.5.8
根据现场要求，断路器切断故障次数已达到规定次数时。
8
低频率、低电压自动减负荷装置
8.1
低频率、低电压自动减负荷装置的整定原则、轮次及切荷量由省调确定并分配给各地区电网，各地调负责装置的具体定值并确定装设地点及装设线路、实际切荷量的统计，并应留有一定的备用可切除负荷，同时将整定结果报省调备案。
8.2
新疆电力公司所辖供电单位、其他有源地区电网和用户应保证低频率、低电压自动减负荷装置切除负荷总量和各轮次切荷量符合规定，未经省调值班调度员同意任何人不得将装置停用或改变定值。
当线路检修、设备停电检修或装置故障等需退出时，应向省调申请并改切同等负荷量的其他线路，事后应及时主动恢复，并向省调汇报。
8.3
凡新建发电厂、变电站，当有35kV或10kV配电负荷时，应同时按母线段分别安装低频率、低电压自动减负荷装置。
9
备用电源自投装置
9.1
备用电源自投装置在正常运行方式时（工作线路运行，备用线路充电或母联断路器热备用）投入，反之退出。
对可实现双向切换及远方备投的自投装置，主供方式改变后经过切换仍可投入。
9.2
接有备用电源自投装置的工作线路和备用线路的对侧重合闸是否投入，根据年度方式的要求确定。
9.3
地调调管备用电源自投装置的装设地点、方式及与重合闸配合情况应报省调核备。
10
电网解列装置
10.1
电网解列装置一般装设在网间联络线上，包括低频率、低电压解列，低频逆功率解列，振荡解列等功能。
10.2
解列装置是否投入及投入方式，按年度运行方式的要求确定。
10.3
电网区域性稳定控制装置是保证各地区电网稳定运行的主要技术手段，由省调调管，并负责定值的统一下达。
10.4
电网区域性稳定控制装置使用电力通信网络传送信号，当通信装置停用或通道异常时应停用该装置。
10.5
有关地调和生产运行单位，因网架结构变化或电源接入影响省调调管系统的安全运行，需采取或改变区域性稳定控制装置的控制策略时，应提前6个月向省调报送有关资料。
升级会员 