四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(7)

13.4.9 继电保护和安全自动装置应按规定正常投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按相关规定处理。

13.4.10 220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。遇下列特殊情况设备需运行时，应做好相关安全措施，并经直调该设备调控机构分管领导批准。 13.4.10.1 220kV线路失去全线速动保护。 13.4.10.2 500kV断路器失去断路器保护。

13.4.10.3 220kV母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。 13.4.11 运行维护单位应有完整的继电保护和安全自动装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调控机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包括图纸资料、事故分析、反事故措施等）。

13.4.12 运行维护单位负责继电保护统计分析及运行管理应用（模块）中保护及安全自动装置参数、装置检验信息、装置动作信息、装置缺陷及其相关一次设备等数据的录入及更新，各级调控机构负责审核运行维护单位填报数据的正确性和及时性。

13.4.13 继电保护和安全自动装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则，依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》开展。 13.5 定值管理

13.5.1 继电保护定值的整定计算应符合国家、行业、和国家电网公司相关企业标准的要求。 13.5.2 继电保护和安全自动装置的整定计算按照直调范围开展，上级调控机构可将部分继电保护和安全自动装置的整定计算授权下级调控机构或运维单位。

13.5.3 调控机构负责直调范围内系统保护的整定，并编制年度继电保护整定运行方案。 13.5.4 发电厂负责发电机变压器组等元件保护定值计算，发电厂发变组中性点零序电流保护定值应按照调控机构下达的限值执行，满足电网运行要求并报调控机构备案。

13.5.5 设备运行维护单位负责整定变电站内的主变压器、高压电抗器及断路器的非电量保护、（66kV、35kV、10kV）站用变压器、低压电抗器、低压电容器、SVC及直流融冰装置保护、串联补偿装置本体保护定值，并将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调控机构备案。 13.5.6 发电厂、运维单位应根据调控机构提供的系统侧等值参数，对自行整定的保护装置定值进行计算、校核及批准。

13.5.7 调控机构之间、调控机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守，以满足分界点定值的整定计算要求。 13.5.8 涉及整定分界面的定值整定，应按下一级电网服从上一级电网、下级调度服从上级调度、尽量考虑下级电网需要的原则处理。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。

13.5.9 下级调控机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调控机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调控机构所提出的要求。

13.5.10 调控机构应定期组织运行维护单位对直调范围内设备的继电保护定值进行全面核对。

13.5.11 定值整定单位应编制并下达继电保护和安全自动装置定值单，定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。

13.5.12 继电保护和安全自动装置定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单整定，调控机构、运行维护单位所执行的继电保护和安全自动装置定值单应一致。 13.5.13 继电保护和安全自动装置的定值单应按调度指令启用、更换、作废，并由厂站运行

值班人员或输变电设备运维人员与值班调度员核对执行。定值单执行后及时返回归档。 13.5.14 运行维护单位如遇定值偏差或其它问题无法执行定值单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位确定处理方案。

13.5.15 临时或特殊运行方式需要更改继电保护和安全自动装置定值时，可由定值整定单位下达临时或特殊方式定值。紧急情况下，值班调度员可先改变运行方式，后联系定值整定部门进行定值更改。 13.6 专业技术管理

13.6.1 进入电网运行的继电保护和安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.2 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑继电保护和安全自动装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列装置的配置与选型应经相应调控机构继电保护部门审核。

13.6.2.1 线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿装置等设备的继电保护装置。 13.6.2.2 安全自动装置。

13.6.2.3 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。 13.6.3 在四川电力系统挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调控机构及运检部门共同审批。

13.6.4 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行工况、使用年限以及调控部门要求，提出年度大修技改计划，调控机构负责审查。

13.6.5 继电保护和安全自动装置的软件版本及反事故措施应统一管理，分级实施。运维单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施。

13.6.6 新投运保护装置或保护装置电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。 13.6.7 继电保护和安全自动装置的状态信息、告警信息、动作信息及故障录波数据应满足上送至调控机构的要求。

13.6.8 各发电厂继电保护的配置和设计严格遵守和执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《电网运行准则》、《继电保护设备标准化设计规范》等规程规范及继电保护反事故措施要求。

13.6.9 当系统的继电保护和安全自动装置因安全稳定要求进行更新或改造时，相关发电厂及用户应按调控机构的要求予以配合。

13.6.10 智能站继电保护和安全自动装置管理、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护和安全自动装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护和安全自动装置设备管理范畴。

13.6.11 各级调控机构按照直调范围对智能变电站全站系统配置文件（SCD）进行归口管理，运维单位具体负责实施。

13.6.12 智能变电站继电保护和安全自动装置使用的智能装置能力描述文件（ICD）应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.13 行波测距、故障录波装置（含故障录波系统子站）、二次设备在线监视与分析系统子站正常应投入运行。如需退出运行，应经值班调度员同意。

13.6.14 二次设备在线监视与分析系统及故障录波系统子站应在投运前完成与调度端主站联调测试，与一次系统及其保护装置同步投运。 13.7 检验管理

13.7.1 运行维护单位应根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》等要求制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期对运行中的继电保护和安全自动装置进行检验。

13.7.2 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定继电保护和安全自动装置年度检验计划，并将年度检验计划及完成情况及时报调控机构。

13.7.3 运行维护单位在进行继电保护和安全自动装置检验工作时应编制相应现场作业风险管控方案，落实风险管控措施。

13.7.4 接入电力系统运行的继电保护和安全自动装置所用的通道设备应按有关规程要求进行调试并定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。 13.7.5 行波测距、故障录波、继电保护故障信息管理系统子站等的检验应按照继电保护装置检验管理的要求进行。 13.8 运行操作 13.8.1 线路保护

13.8.1.1 线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投退。投运前，线路两侧厂站值班人员应检查纵联保护通道正常。线路两侧后备保护可单独投退。

13.8.1.2 当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。 13.8.1.3 500kV线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。

13.8.1.4 对于3/2 接线或角形接线方式，当线路或主变停运而开关合环运行时，厂站运行值班人员应自行负责投入短引线差动保护或按规定进行保护调整。如主变差动保护回路无工作则可启用主变差动保护作为该短引线的保护，但主变瓦斯保护应退出运行。 13.8.1.5 500kV线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.6 500kV线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.7 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。 13.8.1.8 配置有两套微机重合闸的线路，重合闸的启用方式按照定值单要求执行。当其中一套保护装置停运时，厂站运行值班人员应自行负责启用或核实启用另一套保护装置上的重合闸功能。

13.8.1.9 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

13.8.1.10 线路纵联保护弱馈功能的启用方式应根据电网运行方式及时调整。 13.8.1.11 在110kV、220kV厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内开关零序保护。

13.8.1.12 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。

13.8.2 母差保护和断路器失灵保护

13.8.2.1 母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，应按现场运行规程调整母差保护运行方式。

13.8.2.2 500kV母线不允许无母差保护运行。

13.8.2.3 特殊情况下220kV母线无母差保护运行时，应按规定调整相关保护定值。

13.8.2.4 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。

13.8.2.5 开关退出运行时，厂站运行值班人员应自行负责退出该开关的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸；开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。 13.8.2.6 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。

13.8.2.7 双套线路（主变）保护与双套母差保护一一对应构成失灵回路的，按定值单要求同时启用两套失灵保护。对于未按照上述设计原则接线的按定值单要求启用一套失灵保护。

13.8.2.8 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护也应停用；因测试CT极性需退出母差保护时，失灵保护可继续保持启用状态。 13.8.3 变压器和电抗器保护

13.8.3.1 500kV变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

13.8.3.2 220kV变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。

13.8.3.3 变压器充电时，其保护应按规定投入运行。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV变压器退出差动保护应经省调分管领导批准）。

13.8.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变时，应按现场规程调整中性点接地保护。

13.8.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高（中）压侧开关断开运行时，高（中）压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。

13.8.4 串补装置本体保护投入（退出）运行时，除应投入（退出）相应本体保护外，厂站运行值班人员还应自行负责投退相关压板，沟通（断开）串补装置本体保护跳线路本侧开关及远跳对侧开关的回路，以及线路保护至串补装置本体保护的回路。 13.8.5 智能变电站设备

13.8.5.1 智能变电站运行中的合并单元、智能终端和过程层交换机出现异常时，值班监控人员、厂站运行值班人员、输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理。

13.8.5.2 合并单元、过程层交换机异常时，应立即退出受影响的继电保护和安全自动装置。 13.8.5.3 智能终端异常时，应立即退出异常装置的出口硬压板，同时退出受影响的继电保护和安全自动装置。 13.9 安控装置管理

13.9.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。 13.9.1.1 根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能。 13.9.1.2 联切机组（并网线路）和负荷功能。 13.9.1.3 低频、低压就地切负荷功能。

13.9.1.4 高频、高压就地切机（并网线路）功能。 13.9.1.5 设备过载联切机组功能。 13.9.1.6 失步解列功能。

13.9.2 调控机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、供电公司、检修公司、电力用户负责根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场运行规程。

13.9.3 调控机构负责安控装置及有关通道的调度管理，设备及通信运维单位负责安控装置及有关通道的运行管理及维护工作。

13.9.4 未经调控机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。

13.9.5 各供电公司应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合切负荷方案的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。

13.9.6 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。 13.9.7 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。 13.9.8 安控装置的启停

13.9.8.1 安控装置启用应注意：

a.确认系统的运行方式，核对安控装置的定值。

b.根据启停调整通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能。 c.检查并确认有关厂站的安控装置工作正常。

d.按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能。

e.启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。 13.9.8.2 安控装置停用应注意：

a.确认系统的运行方式。

b.根据启停调整通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能。

c.按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能。

d.停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。

13.9.9 安控装置的运行

13.9.9.1 当系统运行方式变化时，值班调度员应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因故停运时，应相应调整系统运行方式。 13.9.9.2 厂站内运行方式变化时，运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机情况确定所切机组）。

13.9.9.3 安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。

13.9.9.4 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。 13.9.10 安控装置的联调

13.9.10.1 安控装置的联调应由调控机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。 13.9.10.2 调控机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应的调试细则。

13.9.10.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。 13.10 备用电源自动投入装置管理

13.10.1 调控机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护单位应制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。 13.10.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求： 13.10.2.1 备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。

13.10.2.2 对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。

13.10.2.3 备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行要求。

13.10.3 现场值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置，并根据现场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。 14 调度自动化管理 14.1 一般原则

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