继电保护及与安全自动装置运行阶段技术监督.doc

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1、继电保护及与安全自动装置运行阶段技术监督1.1 定值整定计算与管理1.3.1.1继电保护整定计算原则1.1.1.1.1 继电保护短路电流应按照GB/T15541.1标准进行计算。发电机变压器保护按照GB1091.5、DL/T684和DL/T1309等标准要求进行整定，220750kV电压等级线路保护分别按照DL/T559等标准要求进行整定，3110kV电压等级线路及厂用电按照GB1091.5、DL/T1502等标准要求进行整定，互感器一次侧按照DL/T866等标准要求进行整定，直流系统按照DL/T5044等标准要求进行整定。定值整定完成后应组织专家审核后使用，并根据所在电网定期提供的系统阻抗值

2、及时校核。1.1.1.1.2 发电厂继电保护定值整定中，在考虑兼顾“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”时，应按照“保人身、保设备及保电网”的原则进行整定。1.1.1.1.3 发电厂继电保护定值整定中，当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动。1.1.1.1.4 发电厂应根据相关继电保护整定计算规定、电网运行情况及主设备技术条件，校核涉网的保护定值，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。为防止发生网源协调事故，并网发电厂大型发电机组涉网保

3、护装置的技术性能和参数应满足所接入电网要求。1.1.1.1.5 并网发电厂发电机组配置的频率异常、低励限制、定子过电压、定子低电压、失磁、失步、过励磁、过励限制及保护、重要辅机保护、汽轮机超速保护控制（OPC）等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。其配置及定值配合应按照DL/T1309及当地电网相关要求进行。1.1.1.1.6 大型发电机组涉网保护的定值应在当地调度部门备案，备案应至少包括下列内容：a）失磁保护、低励限制定值；b）失步保护定值；c）低频保护、过频保护定值；d）汽轮机超速保护控制（OPC）定值；e）过励磁保护定值；f）定子低电压、过电压保护定值；g）过励限制及保护、转子

4、绕组过负荷保护定值。1.1.1.1.7 发电机变压器组保护定值设置。在对发电机变压器组保护进行整定计算时应注意以下原则:a) 在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同a）运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行；b) 在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行；c) 励磁调节器中的低励限制应与失磁保护协调配合，遵循低励限制灵敏度高于失磁保护的原则，低励限制线应与静稳极限边界配合，且留有一定裕度；d)

5、整定计算发电机定子接地保护时应根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和三次谐波电压的实测值数据进行；e) 整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行；f) 整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定过于灵敏，以避免不正确动作；g) 发电机组失磁保护中静稳极限阻抗应基于系统最小运行方式的电抗值进行校核。1.1.1.1.8 变压器非电量保护设置。在对变压器非电量保护进行整定计算时应注意以下原则:a) 变压器非电量保护的整定，宜依据生产厂家提供的定值单进行；b) 变压器无特殊要求时，油温、绕组温度过高和压力释放保护出

6、口方式宜设置动作于信号；c) 重瓦斯保护出口方式应设置动作于跳闸，轻瓦斯保护出口方式应设置动作于信号；d) 进口变压器的非电量保护动作出口方式可根据制造厂产品说明书要求进行设置。1.1.1.1.9 对于300MW及以上大型发电机的转子接地保护应采用两段式转子一点接地保护方式，一段报信，二段跳闸。二段保护宜动作于程序跳闸。定值按照DL/T684相关要求进行整定。1.1.1.1.10 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。定子接地保护也可采用注入式保护方式。1.1.1.1.11 为了保证高厂变和启备变的动稳定能力

7、，所有高厂变和启备变分支侧应结合GB1091.5要求设置定时速断保护，对于容量在2500kVA及以下变压器，延时设置不大于0.5秒；对于容量在2500kVA以上变压器，延时设置不大于0.25秒。对于各支路馈线速断保护则应设置即时动作。使分支与各馈线支路的速断保护有一定的时差，保证馈线支路短路时分支保护不会误动。1.1.1.1.12 中压F-C真空接触器的保护配置，除过流保护延时与熔断器的安-秒特性曲线配合外，还应配置大电流闭锁功能。1.1.1.1.13 PC进线断路器保护整定值应与高压保护配合，避免低压侧故障时造成越级跳闸。1.3.1.2定值通知单管理1.1.1.21.1.1.2.1 对涉网保

8、护定值通知单应按如下规定执行：a) 涉网设备的保护定值按网调、省调等继电保护主管部门下发的继电保护定值单执行。运行单位接到定值通知单后，应在限定日期内执行完毕，并在继电保护记事簿上写出书面交待，将“定值单回执”寄回发定值通知单单位。对网、省调下发的继电保护定值单，原件由继电保护专业部门（班组）留存，给其它部门的定值单可用复印件。b) 定值变更后，由现场运行人员与上级调度人员按调度运行规程的相关规定核对无误后方可投入运行。调度人员和现场运行人员应在各自的定值通知单上签字和注明执行时间。1.1.1.2.2 发电厂继电保护专业人员负责本厂调度的继电保护设备的整定计算和现场实施。继电保护专业编制的定值

9、通知单上由计算人、复算人、审核人、批准人签字方能有效。1.1.1.2.3 定值通知单一式四份，应分别发给责任部门（班组）、运行部门、厂技术主管部门和档案室。运行部门现场应配置保护定值本，并根据定值的更改情况及时进行定值单的变更。报批时定值单可以只有一份，原件责任部门（班组）留存，其它部门可用复印件。1.1.1.2.4 定值通知单应按年度统一编号，注明所保护设备的简明参数、相应的执行元件或定值设定名称、保护是否投入跳闸、信号等。此外还应注明签发日期、限定执行日期、定值更改原因和作废的定值通知单号等。1.1.1.2.5 新的定值通知单下发到相应部门执行完毕后应由执行人员和运行人员签字确认，注明执行

10、日期，同时撤下原作废定值单。如原作废定值单无法撤下，则应在无效的定值通知单上加盖“作废”章。执行完毕的定值通知单应反馈至责任部门（班组）统一管理。1.1.1.2.6 继电保护责任部门（班组）应有继电保护定值变更记录本，详细记录继电保护定值变更情况。1.1.1.2.7 做好继电保护定检期间定值管理工作，现场定检后要进行三核对，核对检验报告与定值单一致、核对定值单与设备设定值一致、核对设备参数设定值符合现场实际。1.1.1.2.8 66kV及以上系统微机型继电保护装置整定计算所需的电力主设备及线路的参数，应使用实测参数值。新投运的电力主设备及线路的实测参数应于投运前1个月，由运行单位统一归口提交负

11、责整定计算的继电保护部门。1.2 软件版本管理1.3.2.1微机型保护软件必须经部级及以上质检中心检测合格方可入网运行。发电厂应定期与继电保护管理部门沟通及时获取经发布允许入网的微机型保护型号及软件版本。微机型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等完整软件版本信息（统称软件版本）。1.3.2.2继电保护设备技术合同中应明确微机型保护软件版本。在设备出厂验收时需核对保护厂家提供的微机型保护软件版本及保护说明书，确认其与技术合同要求一致；在保护设备投入运行前，对微机型保护软件版本进行核对，核对结果备案，需报当地电网的还需将核对结果报调度部门。同一线路两侧

12、的微机型线路保护软件版本应保持一致。1.3.2.3微机型保护软件变动较大时，应要求制造厂进行检测，检测合格而且经进行现场试验验证后方可投入运行。1.3.2.4对于涉网的微机型保护软件升级，发电厂应在下列情况下及时提出，由装置制造厂家向相应调度提出书面申请，经调度审批后方可进行保护软件升级：a）保护装置在运行中由于软件缺陷导致不正确动作；b）试验证明保护装置存在影响保护功能的软件缺陷；c）制造厂家为提高保护装置的性能，需要对软件进行改进。1.3.2.5运行或即将投入运行的微机型继电保护装置的内部逻辑不得随意更改。未经相应继电保护运行管理部门同意，不得进行继电保护装置软件升级工作。1.3.2.6微

13、机型继电保护装置投产1周内，运行维护单位应将继电保护软件版本与定值回执单同时报定值单下发单位。1.3.2.7认真做好微机型保护装置等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成保护装置不正确动作和误整定、误试验等事件的发生。1.3.2.8发电厂应设置专人负责微机型保护的软件档案管理工作；其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需登记在册，定期监督检查。1.3.2.9并网发电厂的高压母线保护、线路保护、断路器失灵保护等涉及到电网安全的微机型保护软件，向相应调度报批和备案。1.3 巡视检查1.3.3.1应按照DL/T5

14、87及制造厂提供的资料等及时编制、修订继电保护运行规程，在工作中应严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。1.3.3.2发电厂应统一规定本厂的微机型继电保护装置名称，装置中各保护段的名称和作用。1.3.3.3新投产的发电机变压器组、变压器、母线、线路等保护应认真编写启动方案，呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保故障能可靠切除。1.3.3.4检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施恢复情况，防止电压二次回路（特别是

15、开口三角形回路）短路、电流二次回路（特别是备用的二次回路）开路和不符合运行要求的接地点的现象。1.3.3.5在一次设备进行操作或电压互感器并列时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。1.3.3.6每天巡视时应核对微机型继电保护装置及自动装置的时钟，并定期核对微机型继电保护装置和故障录波装置的各相交流电流、各相交流电压、零序电流（电压）、差电流、外部开关量变位和时钟，并做好记录，核对周期不应超过一个周。1.3.3.7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

16、和事故隐患，及时采取有效对策。1.3.3.8结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。直接接入微机型继电保护装置的所有二次电缆均应使用带屏蔽层的电缆，电缆屏蔽层应在电缆两端可靠接地；严禁使用电缆内的空线代替屏蔽层接地，应定期测试屏蔽层电流，检验屏蔽层是否接地良好。1.3.3.9若微机型线路保护装置和收发信机都有远方启动回路，只能投入一套远方启动回路，应优先采用微机型线路保护装置的远方启动回路。1.3.3.10继电保护复用通信通道管理应符合以下要求：a) 继电保护部门和通信部门应明确继电保护复用通信通道的管辖范围和维护界面，防止因通信专业与保护

17、专业职责不清造成继电保护装置不能正常运行或不正确动作；b) 继电保护部门和通信部门应统一规定管辖范围内的继电保护与通信专业复用通道的名称；c) 若通信人员在通道设备上工作影响继电保护装置的正常运行，作业前通信人员应填写工作票，经主管部门批准后，通信人员方可进行工作；d) 通信部门应定期对与微机型继电保护装置正常运行密切相关的光电转换接口、接插部件、PCM（或2M）板、光端机、通信电源的通信设备的运行状况进行检查，可结合微机型继电保护装置的定期检验同时进行，确保微机型继电保护装置通信通道正常；光纤通道要有监视运行通道的手段，并能判定出现的异常是由保护还是由通信设备引起；1.3.3.11对直流系统

18、进行的运行与定期维护工作，应符合DL/T724标准相关要求。1.3.1.11.3.1.21.3.1.31.3.1.41.3.1.51.3.1.61.3.1.71.3.1.81.3.1.91.3.1.101.3.3.11.1 应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压和稳流精度，不符合要求的，应及时对其进行调整；对于相控式充电装置要进行纹波系数校验；1.3.1.111.3.1.11.11.3.1.11.2 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。若充电电流接近或为零时，应重点检

19、查是否存在开路的蓄电池。浮充电运行的蓄电池组，应严格控制所在蓄电池室环境温度不能长期超过30，防止因环境温度过高使蓄电池容量严重下降，缩短运行寿命。1.3.3.12运行、巡检资料应由专人管理，并保持齐全、准确。1.4 保护装置操作1.3.1.1对运行中的保护装置的外部接线进行改动，应履行如下程序：a) 先在原图上作好修改，经主管技术领导批准；b) 按图施工，不允许凭记忆工作；拆动二次回路时应逐一作好记录，恢复时严格核对；改完后，应作相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员确认后再申请投入运行；c) 完成工作后，应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负

20、责人在现场修改图上签字，没有修改的原图应作废。1.3.1.2在下列情况下应停用整套微机型继电保护装置：a) 微机型继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路上作业；b) 装置内部作业；c) 继电保护人员输入定值影响装置运行时。1.3.1.3微机型继电保护装置在运行中需要切换已固化好的成套定值时，由现场运行人员按规定的方法改变定值，此时不必停用微机型继电保护装置，但应立即显示（打印）新定值，并与主管调度核对定值单。1.3.1.4带纵联保护的微机型线路保护装置如需停用直流电源，应在两侧纵联保护停用后，才允许停直流电源。1.3.1.5对重要发电厂配置单套母线差动保护的母线应尽量

21、减少母线无差动保护的运行时间。严禁无母线差动保护时进行母线及相关元件的倒闸操作。1.3.1.6运行中的微机型继电保护装置和继电保护信息管理系统电源恢复后，若不能保证时钟准确，运行人员应校对时钟。1.3.1.7运行中的装置作改进时，应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管部门批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，及时修改图样资料并做好记录。1.5 保护动作的分析评价1.3.5.1继电保护部门应按照DL/T623对所管辖的各类（型）继电保护装置的动作情况进行统计分析，并对装置本身进行评价。对于1个事件，继电保护正确动作率评价以继电保护装置内含的保护功能为单位进行评价。对不正确的动作应分析原因，

22、提出改进对策，并及时报主管部门。1.3.5.2对于微机型继电保护装置投入运行后发生的第一次区内、外故障，继电保护人员应通过分析微机型继电保护装置的实际测量值来确认交流电压、交流电流回路和相关动作逻辑是否正常，既要分析相位，也要分析幅值。1.3.5.3 6kV及以上设备继电保护动作后，应在规定时间向上级部门报送管辖设备运行情况和统计分析报表。1.5.1.11.5.1.21.5.3.1.1 事故发生后应在规定时间内上报继电保护和故障录波器报告，并在事故后三天内及时填报相应动作评价信息。1.5.1.31.5.1.3.11.5.1.3.2 继电保护动作统计报表内容包括：保护动作时间，保护安装地点，故障

23、及保护装置动作情况简述，被保护设备名称，保护型号及生产厂家，装置动作评价，不正确动作责任分析，故障录波器录波次数等。1.5.1.3.3 继电保护动作评价：除了继电保护动作统计报表内容外，还应包括保护装置动作评价及其次数，保护装置不正确动作原因等。1.5.1.3.4 保护动作波形应包括：继电保护装置上打印的波形，故障录波器打印波形并下载数据文件。1.6 保护装置的事故处理与备品配件1.3.6.1继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据该装置的现场运行规程进行处理，并立即向主管领导汇报，及时通知继电保护专业人员。1.3.6.2微机型继电保护装置插件出现异常时，继电保护人员应用备用插件更换异常插件

24、，更换备用插件后应对整套保护装置进行必要的检验。1.3.6.3继电保护装置动作（跳闸或重合闸）后，现场运行人员应按要求作好记录和复归信号，将动作情况和测距结果立即向主管领导汇报，并打印故障报告。未打印出故障报告之前，现场人员不得自行进行装置试验。1.3.6.4应加强发电机及变压器主保护、母线差动保护、断路器失灵保护、线路快速保护等重要保护的运行维护，重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品配件的配备，以及母线差动等快速主保护因缺陷超时停役纳入本厂的技术监督的工作考核之中。1.3.6.5应储备必要的备用插件，备用插件宜与微机型继电保护装置同时采购。备用插件应视同运行设备，保证其可用性。储存有集成电路芯片的备用插件，应有防止静电措施。1.3.6.6新投运或电流、电压回路发生变更的220kV电压等级及以上电气设备，在第一次经历区外故障后，宜通过打印保护装置和故障录波器报告的方式校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值的正确性。