6、电力系统继电保护运行评价规程（.docx

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1、Q/CSG电力系统继电保护运行评价规程（征求意见稿）中国南方电网有限责任公司 发布键入文字目次目次I前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义15继电保护评价36继电保护动作记录与评价67责任单位的评价108继电保护不正确动作原因分类139线路重合不成功原因分类1310保护分类1411电力系统一次设备故障分类1612继电保护运行评价管理18附录A19I前言为加强南方电网电力系统继电保护的技术监督管理，并为总结和提高南方电网继电保护的运行管理、设计、基建水平提供依据，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织编制了本规范。本规范明确了继电保护的运行评价方法、评价范围、评价体系、评价原则等内容。凡

2、南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、制造等单位均应遵守本规范。本规范的附录A为规范性附录。本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口。本规范主要起草单位：超高压公司、调峰调频公司、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司广州供电局、深圳供电局。本规范主要起草人：。执行过程中的意见和建议,请及时反馈至中国南方电网有限责任公司系统运行部。II南方电网电力系统继电保护运行评价规程1 范围本规范规定了南方电网继电保护（以下简称“继电保护”）的运行评价方法。本规范适用于接入南方电网运行的10kV及以上交流、直流(含柔直，下同)系统继电保护的运行评价。2 规

3、范性引用文件下列文件对于本标准的应用时必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T 1168 高压直流输电系统保护运行评价规程DL/T 989 直流输电系统可靠性评价规程3 术语和定义3.1 事件指电力设备的故障或继电保护的不正确动作，是继电保护动作评价的基本单元。3.2 故障次数指电力设备实际故障次数。线路发生故障，重合闸动作线路流过充电电容电流或负荷电流超过20ms后或开关重合成功后再次故障，应分别统计。3

4、.3 故障快速切除指220kV及以上交流系统一次设备发生的故障，在满足系统稳定要求的时间内被有效隔离或切除。3.4 直流强迫停运未经调度许可由不期望的设备问题或人为错误导致的直流停运。根据统计对象的类型以及停运的影响强迫停运分为双极强迫停运、单极强迫停运、阀组强迫停运和单元强迫停运。双极系统中，统计对象两个极在同一时间由同一原因引起的强迫停运称为双极强迫停运；双极系统其中一极的单独强迫停运称为单极强迫停运；单极运行有不同阀组组合方案的运行方式时，阀组是直流输电系统运行方式中最小的能量传输单位，阀组的单独强迫停运称为阀组强迫停运。背靠背换流站中，换流单元的强迫停运称为单元强迫停运。3.5 调度范

5、围指调度管辖范围。3.6 检修范围指一、二次设备的检修维护范围。3.7 正式运行的继电保护指继电保护设备及其二次回路已按相关规程验收合格，定值已按调度机构下达的定值单整定，电流、电压回路极性已经带负荷校核正确，并根据现场运行规程要求投入相应保护功能的继电保护设备。4 总则4.1 继电保护运行评价体系4.1.1 继电保护评价按照综合评价、责任部门评价和运行分析评价三个评价体系实施。4.1.2 综合评价体系按照继电保护动作的实际效果进行评价。继电保护最终的动作行为应满足可靠、快速、灵敏、有选择地切除故障的要求，保障电网安全。4.1.3 责任部门评价体系针对继电保护全过程管理涉及的各部门、各环节的责

6、任进行评价。4.1.4 运行分析评价体系按照继电保护运行效果进行评价。侧重分析继电保护缺陷、异常退出等运行情况。4.2 继电保护运行评价范围4.2.1 接入南方电网公司电网运行的以下继电保护的动作行为纳入运行评价范围：a) 交流线路（含电缆及电缆与架空线混合的线路）、母线、变压器、发电机、电抗器、断路器、电容器和电动机等的保护装置；b) 直流线路、直流母线、接地极线路、接地开关、直流滤波器、交流滤波器、交流滤波器母线、换流变、换流器的保护装置；c) 电力系统故障录波及测距装置；d) 小电流接地选线装置；e) 保护故障信息系统。4.2.2 继电保护评价范围包括以下设施和环节：a) 继电保护装置本

7、体：包括继电保护装置硬件（装置内部各继电器、元件、端子排及回路）和软件（原理、程序、版本）；b) 交流电流、电压回路：供继电保护装置使用的，从交流电流、电压互感器二次绕组的接线端子或接线柱接至继电保护装置间的全部连线，包括电缆、导线、接线端子、试验部件、电压切换回路等；c) 开关量输入、输出回路（不含断路器机构箱、汇控柜端子排往本体方向设备和电缆，不含变压器、电抗器等设备本体端子箱端子排往本体方向设备和电缆）；d) 继电保护通道：保护装置至保护与通信专业运行维护分界点；e) 直流回路：自直流电源分配屏至断路器汇控柜（机构箱）间供继电保护用的全部回路；f) 直流保护（含柔直）测量回路：包括光电转

8、换器、光传感器、合并单元等；g) 智能终端：包括断路器操作指令的接收、处理和执行及断路器信号的采集输出部分，硬件(包括装置内部各继电器、元件、数据接口等)和软件(原理、程序、版本)；h) 过程层网络设备：包括保护装置至目标设备的全部连接设备及连接线，包括网络交换机（含VLAN），光缆、尾纤、数据接口等；i) 合并单元（含电子式互感器）：电子互感器采集单元及合并单元、传统互感器二次绕组接线端子及合并单元，包括合并单元的数据采集和传输部分，硬件(装置内部各元件、数据接口、光供能模块包括及电子互感器远方模块等)和软件(原理、程序、版本)等；j) 配置文件:全站SCD文件、装置ICD文件、CID文件、

9、虚端子配置文件、交换机配置文件等；k) 其他相关设备。4.3 继电保护动作评价工作的分级管理4.3.1 继电保护动作评价分别按调度管辖范围和检修范围进行评价。4.3.2 省（自治区）级及以上调度机构评价所管辖范围内110kV及以上系统继电保护、直流输电系统保护装置运行情况。省（自治区）级以下调度机构评价所管辖范围内110kV以下系统继电保护。调度管辖范围包括调度范围和地区电网公司。4.4 继电保护分类4.4.1 继电保护（含交、直流系统）按保护装置、继电保护相关设备、故障录波及测距装置、小电流接地选线装置、保护故障信息系统分类评价。4.4.2 交流系统保护装置包括：a) 全部保护装置：指10k

10、V及以上系统保护装置总和；b) 110kV及以下系统保护装置：接入110kV及以下电压的线路（含电缆）、母线、变压器、发电机、电抗器、电容器、电动机、直接接在发电机变压器组的高压厂用变压器的保护装置以及自动重合闸装置；c) 220kV及以上系统保护装置：接入220kV及以上电压的线路（含电缆）、母线（含交流滤波器母线）、变压器（含换流变，不包括厂用、站用变压器）、发电机（含发电机变压器组）、电抗器、电容器、电动机和断路器的保护装置以及自动重合闸装置、远方跳闸装置。4.4.3 直流系统保护装置包括：a) 全部保护装置：指各电压等级的直流保护装置的总和；b) 直流保护装置：直流线路、直流母线、接地

11、极线路、接地开关、直流滤波器、交流滤波器、换流器的保护装置;c) 柔直保护装置：交流连接母线、启动回路、直流极区、换流器的保护装置。4.4.4 继电保护相关设备包括：a) 合并单元（含电子式互感器）：指继电保护设备所使用的合并单元，含与之相关的电子互感器采集单元、传统互感器接线端子/接线柱至合并单元；b) 过程层网络：指包括网络交换机，光缆、尾纤、数据接口等；c) 智能终端：指继电保护设备所使用的智能终端。4.4.5 故障录波（含智能录波器）及测距装置。4.4.6 小电流接地选线装置。4.4.7 保护故障信息系统。5 继电保护评价5.1 综合评价5.1.1 继电保护正确动作率5.1.1.1 继

12、电保护正确动作率是指继电保护装置正确动作次数与继电保护装置动作总次数的百分比。继电保护正确动作率的计算方法为：（1）继电保护动作总次数包括继电保护正确动作次数、误动次数和拒动次数。5.1.1.2 继电保护装置正确动作率按下列分类统计计算：a) 全部交流继电保护装置正确动作率；b) 35kV以下系统继电保护装置保护正确动作率c) 35kV及66kV系统继电保护装置正确动作率d) 110kV系统继电保护装置正确动作率；e) 220kV及以上系统继电保护装置正确动作率；f) 220kV系统继电保护装置正确动作率；g) 500kV系统继电保护装置正确动作率；h) 110kV及以上系统元件（发电机、变压

13、器、母线、高抗等）继电保护装置正确动作率;i) 35kV及66kV系统元件继电保护装置正确动作率；j) 直流系统保护正确动作率。5.1.2 故障快速切除率5.1.2.1 指故障快速切除次数与应评价故障快速切除次数的百分比。（2）应评价故障快速切除次数故障总次数不予评价故障快速切除次数。不予评价故障快速切除的情况见6.9。5.1.2.2 故障快速切除时间一般按220kV系统不大于0.12s、500kV系统不大于0.1s或不大于相关调度机构书面提供的满足系统稳定要求的故障有效隔离或切除时间考虑。5.1.2.3 故障快速切除率按相关一、二次设备的检修维护范围进行统计考核。5.1.3 线路重合成功率线

14、路重合成功率是指线路重合闸及断路器的联合运行符合预定功能和恢复线路输送负荷的能力。线路重合成功率的计算为：（3）线路应重合次数指线路跳闸后根据整定及运行要求应该重合的次数。线路应重合次数线路故障总次数不予评价的重合次数5.1.4 直流线路再启动成功率线路的再启动成功率是评价直流线路按预定功能设置恢复输送负荷能力的运行指标。线路再启动成功率的定义为：（4）线路应再启动次数包括：直流线路故障或直流线路保护误动后应再启动次数。5.1.5 直流保护直接责任导致的直流强迫停运率直流保护直接责任导致直流强迫停运率是评价直流保护可靠性的运行指标，直流保护直接责任导致直流强迫停运率的定义为：（5）5.1.6

15、继电保护直接责任导致的重、特大电网事故次数由于继电保护直接责任导致的重、特大电网事故次数。5.1.7 继电保护直接责任导致的110kV变电站失压率继电保护直接责任导致的110kV变电站失压率是评价变电站失压原因的运行指标，定义为： （6）110kV变电站失压次数：同一原因（110kV系统保护不正确动作）导致一个或多个110kV变电站失压，统计为失压1次。失压次数以检修范围为单位，由各中调按月度进行统计。5.1.8 小电流接地选线自动选线准确率自动选线：当自动选线条数设置大于1时，自动选线包含首次选线及在设定选线条数内的非首次选线。自动选线准确率是指选线装置自动选线正确次数与应评价选线次数的百分

16、比，定义为：（7）5.1.9 小电流接地选线综合选线准确率小电流接地选线综合选线准确率是指选线装置自动选线正确次数及选线装置轮切成功次数之和，与应评价选线次数的百分比，定义为：（8）评价原则及方法见6.10。5.2 责任部门评价责任部门评价体系评价继电保护全过程管理涉及的制造、设计、基建、维护检修、调度运行、值班运行及其他专业部门责任造成的继电保护不正确动作。不正确动作次数按责任部门分别评价。责任部门不正确动作率的计算为：（9）5.3 运行分析评价5.3.1 主保护投运率主保护投运率的评价范围包括：线路纵联保护、变压器差动保护、母线差动保护、高压电抗器差动保护、T区保护、短引线保护等。主保护投

17、运率是指主保护投入电网处于运行状态的时间与评价周期时间的百分比。主保护投运率的计算为：（10）主保护应投运时间和主保护停运时间单位为小时。主保护停运时间为计划性检修以外的主保护停运的时间，评价周期时间为年初至评价截止日的小时数。主保护投运率统计范围为220kV及以上系统。；5.3.2 继电保护故障率继电保护故障率是指继电保护由于装置硬件损坏和软件错误等原因造成继电保护故障次数与继电保护总台数之比。继电保护故障率的计算为：（11）继电保护故障率单位为次/百台评价周期（年）。继电保护故障次数的计算方法：凡由于继电保护元器件损坏、工艺质量和软件问题、绝缘损坏、抗干扰性能差等造成继电保护异常退出运行的

18、，均评价为继电保护故障1次。装置台数统计按保护配置原则进行。例如：线路保护根据调度命名有主一、主二保护、独立后备保护、辅A保护、辅B保护，则分别统计保护装置台数为“1”。某台主变按双重化配置，无论保护装置是否主后一体化还是分体式布置，均以配置有主保护功能的装置型号进行统计。发变组保护的统计统一归入“发电机保护”。5.4 录波完好率及故障测距动作良好率录波完好率是评价故障录波装置在系统异常工况及故障情况下应启动、录波完好程度的指标。录波完好率的计算为：（12）保护装置内置的故障录波功能不在评价范围之内。故障测距动作良好率是评价故障行波测距装置在线路发生故障情况下动作良好的指标，动作良好指双端测距

19、与故障点误差在1km内。故障测距动作良好率的计算按式为：（13）5.5 继电保护超期未检率继电保护超期未检率指继电保护未按期定检的套数与应定检总套数之比，继电保护超期未检率的计算为：（14）应定检总套数为统计范围内相应电压等级的装置总数。5.6 继电保护定检计划完成率继电保护定检计划完成率指继电保护计划定检完成的套数与计划定检套数之比，继电保护定检计划完成率的计算为：（15）5.7 保信子站信息上送完整率 保信子站信息上送完整率包含3项统计指标，分别是：保护动作信息上送完整率、保护录波上送完整率和集中录波上送完整率。5.7.1 保护动作信息上送完整率保护动作信息上送完整率指各次故障通过保信系统

20、完整上送保护装置动作事件的保护装置套数总和与各次故障中实际动作出口的保护装置套数总和之比，保护动作信息上送完整率的计算为：（16）统计期内，分别统计各次故障各侧厂站的完整上送动作事件保护装置套数和实际动作出口的保护装置套数，各次故障累积求和后计算。完整的保护装置动作事件，需根据故障及装置类型进行统计，以线路保护为例，原则上需包含启动，差动、纵联等主保护出口，重合闸、跟跳等关键信息。如发生线路故障，某侧厂站主一、主二、两台断路器保护均动作出口，上述四台保护装置中只有主二保护动作事件缺失纵联保护动作信息，其余动作事件上送正常，则统计为该侧厂站本次故障保护动作信息上送完整率为75%。5.7.2 保护

21、录波上送完整率保护录波上送完整率指故障后各次故障可通过保信系统完整调取故障录波的保护装置套数总和与各次故障中实际发生动作出口的保护装置套数总和之比，保护录波上送完整率的计算为：（17）统计期内，分别统计各次故障各侧厂站可完整调取故障录波的保护装置套数和实际发生动作出口的保护装置套数，各次故障累积求和后计算。完整调取故障录波的保护装置的统计范畴为实际发生动作出口的保护装置。如发生线路故障，某侧厂站主一、主二、两台断路器保护均动作出口，上述四台保护装置中只有主二保护主站端无法召唤录波，其余上送正常，则统计为该侧厂站本次故障保护录波上送完整率为75%。5.7.3 集中录波上送完整率集中录波上送完整率

22、指故障后可通过保信系统完整调取集中录波器故障录波次数与故障总次数之比，集中录波上送完整率的计算为：（18）统计期内，统计各次故障相关厂站完整调取集中录波器故障录波次数和应调取的集中录波器套数，各次故障累积求和后计算。5.8 保信主子站通信完好率保信主子站通信完好率是指主、子站通信处于正常运行状态的时间与评价周期时间的百分比。保信主子站通信完好率计算为：（19）主子站通信中断时间和主子站应正常通信时间单位为小时。正常通信时间不包括装置因检修等原因退出时间。5.9 保信子站与装置通信完好率保信子站与装置通信完好率是指子站与子站接入的装置通信处于正常运行状态的时间与评价周期时间的百分比。子站与装置通

23、信完好率计算为：（20）子站与装置通信中断时间和子站与装置应正常通信时间单位为小时。正常通信时间不包括装置因定检等原因正常退出时间。6 继电保护动作记录与评价6.1 动作评价原则6.1.1 凡接入南方电网正式运行的继电保护的动作行为都应进行记录与评价。6.1.2 继电保护的动作按5.15.3三个评价体系进行评价。6.1.3 以继电保护装置内含各保护功能为对象评价动作次数，保护功能正确动作，评价继电保护正确动作1次；保护功能拒动，评价继电保护拒动1次；保护功能误动(含系统无故障保护功能动作)，评价继电保护误动1次。6.1.4 继电保护装置同一功能不同时限统计为1次，为保证可靠性，在设计上要求保护

24、装置（例如母差保护等）出口先跳母联，后跳其它断路器的，按动作1次评价。6.1.5 线路纵联保护按两侧分别进行评价。6.1.6 双通道纵联保护的两个通道共同作用于同一个保护单元时，按同一保护功能评价。双通道纵联保护的两个通道分别作用于不同的保护单元时，按不同保护功能评价，若其中一个保护单元因通道原因未动作，则未动作的保护单元可不予评价。6.1.7 线路内部（保护范围内）故障，纵联保护如因其它保护（保护功能）快速动作切除故障而来不及动作，可以不予评价。6.1.8 远方跳闸保护按两侧分别进行评价。6.1.9 变压器纵差、重瓦斯保护及各侧后备保护一般按跳闸开关电压等级评价，如跳各侧则按最高电压等级评价

25、，特殊情况按照具体分析进行评价。6.1.10 发电机变压器组单元的继电保护按发电机保护评价。6.1.11 错误地投、停保护或通道造成不正确动作应进行评价。6.1.12 保护装置的动作虽不完全符合消除电力系统故障或改善异常运行情况的要求，但由于某些特殊原因，事先列有方案，经本单位总工程师批准，并报上级主管部门备案，视具体情况作具体分析。6.1.13 双重化配置的两套继电保护装置应分别评价。6.1.14 通过保护不停电传动功能触发的保护动作不予评价。6.1.15 直流系统保护出口采用“三取二”逻辑时，分别对三套保护和直流系统保护总出口进行评价。6.1.16 换流器保护受测量CT安装位置的影响，在整

26、流站和逆变站的保护范围存在区别，交流系统发生故障时，换流器保护的动作行为评价应具体分析。6.1.17 直流线路保护应分两侧分别进行评价。6.1.18 直流线路的再启动应独立评价。6.2 保护动作评价保护动作评价按照继电保护动作结果界定为“正确”和“不正确”两种。其中不正确动作包括“误动”和“拒动”。每次故障以后，保护动作是否正确，应参照保护动作信号（或信息记录）及故障录波图，对故障过程综合分析给予评价。6.3 保护装置“正确”动作的评价方法6.3.1 在电力系统故障(接地、短路或断线)或异常运行(过负荷、振荡、低频率、低电压、发电机失磁等)时，保护装置的动作符合设计、整定、特性试验的要求，并能

27、有效地消除故障或使异常运行情况得以改善均应评为动作正确。6.3.2 双母线接线母线故障，母差保护动作，利用线路纵联保护促使其对侧断路器跳闸，消除故障，母差保护和线路两侧纵联保护应分别评价为“正确动作”。6.3.3 双母线接线母线故障，母差保护动作，由于母联断路器拒跳，由母联失灵保护消除母线故障，母差保护和母联失灵保护应分别评价为“正确动作”。6.3.4 双母线接线母线故障，母差保护动作，断路器拒跳，利用变压器保护跳各侧，消除故障，母差保护和变压器保护应分别评价为“正确动作”。6.3.5 线路发生故障，多套保护正确动作，但由于断路器拒跳，最后靠启动断路器失灵保护消除故障，则各保护(包括断路器失灵

28、保护)动作分别按正确动作1次统计。6.3.6 继电保护正确动作，断路器拒跳，继电保护应评价为“正确动作”。6.3.7 保护区域内设备发生故障或异常，直流系统保护动作符合直流系统运行和高压直流系统保护设计要求，应评价为“正确动作”。6.3.8 交流系统故障（接地、短路或断线）或异常运行（电压异常、频率异常、系统谐振、直流偏磁、换流变饱和等），直流系统保护动作符合设计要求，应评价为“正确动作”。6.3.9 直流系统保护正确动作，但断路器拒跳或直流控制系统未正确执行控制策略，直流保护系统应评价为“正确动作”。6.3.10 直流线路发生接地故障时，根据动作逻辑两侧保护均进行故障判别，当一侧保护装置先于

29、另一侧保护装置满足动作条件时，则线路两侧保护装置的动作元件有可能不一致，或出现一侧仅为收信跳闸。例如：极1线路发生接地故障，一侧行波保护动作，另一侧无任何保护动作,而显示收到判线路故障的信号，线路两侧均为短时极1闭锁，经固定延时后再启动成功，恢复送电。此情况下两侧保护装置均应评为正确动作。再如：极1线路发生接地故障，一侧行波保护动作、另一侧为电压变化量保护动作，线路再启动成功。由于动作判据的差异造成两侧不同保护动作的，则两侧保护装置均应评价为正确动作。6.3.11 直流系统保护因采样差异等原因，单套保护动作，能够解释动作行为差异的情况，对动作保护评价为正确动作。6.3.12 交、直流滤波器电容

30、器不平衡保护，如果单套保护动作后现场查明有损坏电容器，则对动作保护装置电容器不平衡保护评价为正确动作1次。6.4 继电保护“不正确动作”的评价方法6.4.1 被保护设备发生故障或异常，保护应动作而未动作(拒动)，以及被保护设备无故障或异常情况下的保护动作(误动)，应评价为“不正确动作”。6.4.2 在电力系统发生故障或异常运行时，继电保护应动作而未动作，应评价为“不正确动作(拒动)”。6.4.3 在电力系统发生故障或异常运行时，继电保护不应动而误动作，应评价为“不正确动作(误动)”。6.4.4 在电力系统正常运行情况下，继电保护误动作跳闸，应评价为“不正确动作(误动)”。6.4.5 线路纵联保

31、护在原理上是由线路两侧的设备共同构成一整套保护装置，若保护装置的不正确动作是因一侧设备的不正确状态引起的，引起不正确动作的一侧应评价为“不正确动作”，另一侧不再评价；若两侧设备均有问题，则两侧应分别评价为“不正确动作”。6.4.6 对于纵联保护不正确动作（不论一侧或两侧）原因未查明的，若线路两侧同属一个单位管辖，则评价不正确动作1次；若线路两侧分属不同单位，则各侧评价不正确动作1次。6.4.7 一个事件中不同的保护装置因同一原因造成的不正确动作，应分别评价为“不正确动作”。6.4.8 同一保护装置因同一原因在24小时内发生多次不正确动作，按1次不正确动作评价，超过24小时的不正确动作，应分别评

32、价。6.4.9 同一站内同一型号不同保护装置在同一时刻因同一原因发生不正确动作，可按1次不正确动作评价。6.4.10 直流发生换相失败、直流双极运行当一极故障或交流系统故障时，若直流线路保护动作跳闸，应评价为线路保护不正确动作1次。6.5 特殊情况的评价6.5.1 直流回路故障，未经保护屏及操作屏的跳闸继电器、防跳继电器等(例如跳闸线圈有一点接地，而控制回路又有一点接地)直接引起跳闸时，不予评价。6.5.2 因系统启动、调试需要设置的临时保护，临时保护的动作行为可不予评价，但对其动作行为仍应进行分析。6.5.3 厂家新开发挂网试运行的继电保护，在投入跳闸试运行期间(不超过半年)，因设计原理、制

33、造质量等非运行部门责任原因而发生不正确动作，事前经过主管部门的同意, 可不予评价，但对其动作行为仍应进行分析。6.5.4 新设备启动投产过程中，在未完成带负荷极性校验工作前因极性错误造成的保护动作，不予评价。6.5.5 断路器跳闸，但没有任何保护动作（或记录）信号，经过检验证实保护装置良好，不予评价。6.5.6 对于保护异常行为的评价，在同时满足以下条件a、b、c时，不予评价：a) 未造成在运设备（包括母线、线路、变压器、高抗、发变组等设备，新启动、复电设备除外）停运、跳闸，且未对系统供电可靠性造成影响；b) 未造成220kV及以上电网设备双重化配置主保护任意一套拒动，或临时方式下未影响保护快

34、速性，未造成保护拒动；c) 未造成电网解列、振荡；6.6 线路重合闸动作的评价6.6.1 重合闸装置的动作情况单独进行评价，其动作次数计入保护装置动作总次数中。重合闸装置动作行为的评价与保护装置评价原则一致。6.6.2 下列情况重合闸的动作不予评价：a) 由于继电保护选相不正确致重合闸未动作，该继电保护的动作行为评价为不正确动作，重合闸不予评价；b) 连续性故障使重合闸等待时间不足未动作，则重合闸不予评价；c) 由断路器闭锁重合闸接点动作闭锁重合闸，则重合闸不予评价。6.6.3 线路重合成功次数按下述方法计算：a) 单侧投重合闸的线路，若单侧重合成功，则线路重合成功次数为1次；b) 两侧(或多

35、侧)投重合闸线路，若两侧(或多侧)均重合成功，则线路重合成功次数为1次；若一侧拒合(或重合不成功)，则线路重合成功次数为0次；c) 线路重合闸停用以及因为系统要求或继电保护设计要求不允许重合的线路均不列入线路应重合次数。6.7 故障录波及测距装置的评价6.7.1 与故障设备直接连接的故障录波装置和接入故障线路的测距装置必须进行评价。6.7.2 故障录波所记录时间与故障时间吻合、数据准确、波形清晰完整、标记正确、开关量清楚、与故障过程相符，应评价为“录波完好”。完好的录波可作为故障分析的依据。6.7.3 在线路故障时，测距装置能自动或手动得到有效的故障点位置应评价为“动作良好”。6.7.4 故障

36、录波装置录波不完好、故障测距装置无法提供测距结果必须说明原因及状况。6.7.5 故障录波及测距装置的动作次数单独计算，不计入保护装置动作的总次数中。6.8 直流线路再启动的评价6.8.1 线路再启动动作行为单独统计，动作行为的评价与保护装置评价原则一致。6.8.2 直流线路的再启动成功次数仅以线路恢复送电为依据。6.8.3再启动功能停用或因为系统要求、设计要求不允许再启动的均不列入再启动成功率统计。6.9 故障快速切除率的评价6.9.1 评价范围为220kV及以上交流系统（含换流变、交流滤波器大组母线，变压器220kV及以上电压等级侧）。6.9.2 一次设备发生短路故障时，保护可靠动作，但由于

37、断路器本体原因未能于系统稳定要求时间内切除故障的，应统计为1次未快速切除故障。6.9.3 一次设备发生短路故障时，由于保护存在死区而未能于系统稳定要求时间内切除故障的，应统计为1次未快速切除故障。6.9.4 线路故障，线路两侧分别统计故障快速切除次数。6.9.5 对于重合闸投入运行的线路，当其发生永久性故障时，若故障初及重合后两个状态下相关断路器及保护装置均在系统稳定要求的时间内切除故障，则应统计为2次故障快速切除。6.9.6 当线路发生高阻接地故障，由于保护装置原理及技术条件所限或故障电流缓慢变化，造成快速保护（含纵联保护及无延时跳闸的保护）无法快速动作切除故障，则不予评价。6.9.7 对于

38、发电机异常运行时，由定子接地保护、转子两点接地保护、失磁保护、失步保护等动作跳闸的，不予评价。6.10 小电流接地选线装置评价6.10.1 动作评价原则6.10.1.1 凡接入南方电网正式运行的选线装置的动作行为都应进行记录与评价。6.10.1.2 选线装置的选线动作评价按照选线动作结果界定“正确动作”与“不正确动作”；当自动选线条数设置大于1时，将自动选线跳闸全过程等效为一次特殊的选线动作来进行评价。6.10.1.3 选线装置的轮切全过程等效为一次特殊的动作进行综合评价，按照动作结果及行为界定“轮切成功”、“轮切不成功”及“轮切异常”。6.10.1.4 以选线装置的自动选线、轮切功能为评价对

39、象：a) 自动选线正确动作，评价选线装置自动选线正确动作1次；自动选线不正确动作，评价自动选线不正确1次；b) 轮切成功1次，评价选线装置轮切成功1次；轮切不成功1次，评价选线装置轮切不成功1次；轮切异常1次，评价选线装置轮切异常1次；6.10.1.5 错误地投、停选线装置造成不正确动作应进行评价。6.10.1.6 选线装置的动作虽不完全符合隔离配网线路故障的要求，但由于某些特殊原因，事先列有方案，经本单位总工程师批准，并报上级主管部门备案，视具体情况作具体分析。6.10.2 选线装置自动选线动作的评价方法6.10.2.1 1035kV 系统线路单相故障，选线装置在设定选线条数内的自动准确选线

40、，并成功隔离故障评价为自动选线正确动作。6.10.2.2 1035kV 系统线路单相故障，选线装置在设定选线条数内的自动准确选线，但因断路器本体原因未能成功隔离故障的情况评价为自动选线正确动作。6.10.2.3 1035kV 系统线路发生单相故障，选线装置应选线跳闸而未选线动作(拒动)，或自动选线全部错误均视为不正确动作，应评价为自动选线不正确动作。6.10.2.4 被保护1035kV 系统线路无故障情况下的选线装置动作(误动)，应评价为自动选线不正确动作。6.10.3 选线装置轮切动作的评价方法6.10.3.1 1035kV系统线路单相故障，选线装置按设定的轮切策略进行轮切跳闸，成功隔离故障

41、评价为轮切成功。6.10.3.2 1035kV系统线路单相故障，选线装置按设定的轮切策略进行轮切跳闸，仅因断路器本体原因未能成功隔离故障的情况视为轮切成功。6.10.3.3 1035kV线路单相故障，选线装置未按设定要求启动轮切、或装置自身原因导致故障未有效隔离判为轮切不成功。6.10.3.4 不符合轮切启动条件时轮切误启动，评价为选线装置轮切异常。6.10.3.5 选线装置轮切功能未按设定轮切策略执行评价为选线装置轮切异常；在该情况下，即使系统有故障且轮切成功隔离故障，仍评价为选线装置轮切异常。6.10.4 符合以下条件之一的线路故障不予以评价：6.10.4.1 已由保护装置隔离，选线或轮切

42、未动作。6.10.4.2 当线路发生高阻接地故障，由于选线装置原理及技术条件所限或故障特征量较小，造成选线或轮切均无法启动隔离故障。6.11 保信系统的评价6.11.1 对于线路故障，故障后通过保信系统成功调取保护动作事件及录波两侧厂站各统计为1次。两侧厂站分别统计保护事件、保护录波、集中录波上送完整情况。6.11.2 对于元件故障，故障后通过保信系统成功调取保护动作事件及录波统计为1次。6.11.3 保护事件完整上送次数应统计1次故障中所有动作的保护装置的动作事件完整上送情况，如：线路故障，两侧分别统计，一侧变电站的主一、主二保护装置的动作事件上送完整，但断路器保护的上送事件不全，则不能统计

43、为完整上送。6.11.4 保护录波完整上送次数应统计1次故障中所有动作的保护装置录波完整上送情况，如：线路故障，一侧变电站的主一、主二保护装置的录波上送完整，但断路器保护的录波不全，则不能统计为完整上送。6.11.5 故障设备接入的集中录波信息完整上送则统计为集中录波完整上送1次。录波组网情况下，通过录波主站能够获取集中录波信息则统计为集中录波完整上送1次。7 责任单位的评价7.1 制造单位制造部门责任的不正确动作包括以下原因：a) 制造质量不良：指运行部门在调试、维护过程中无法发现或处理的继电保护元件质量问题(如中间继电器线圈断线、元器件损坏、时间继电器机构不灵活、虚焊、插件质量不良以及装配

44、不良等)；b) 装置硬件设计不当；c) 图纸资料不全、不准确：指由于制造部门未能及时向运行部门交付继电保护的图纸和资料或所交付的图纸和资料不完整、不准确；d) 软件原理问题；e) 合并单元（含电子式互感器）准确度不满足设计要求；f) ICD文件有误，制造部门提供的ICD文件与实际装置不一致；g) 制造部门提供的下装工具软件原因导致工程配置文件下装有误；h) 装置不能适应现场运行环境，达不到设计标准或防护等级；i) 未执行反措规定；j) 其他。7.2 设计单位设计部门责任的不正确动作包括以下原因：a) 回路接线设计不合理：指设计回路不合理，如存在寄生回路，元件参数选择不当等；b) 设计图纸不标准

45、（包括虚拟端子连接图），不规范，图纸不全，不正确；c) 网络结构设计不合理，流量控制不合理，Vlan设计错误；d) 通信参数分配不合理：指站内设备的IP地址，GOOSE目的地址，SV目的地址，Appid等分配重复错误对通信造成严重影响；e) 包括变电站一次系统结构有误；二次连线关系错误等；f) 未执行反措规定；g) 其他。7.3 集成单位a) 继电保护相关内容变更后SCD文件未及时更新或更新错误：包括未说明修改原因，未说明版本信息，未说明修改时间，未说明修改内容等，及更新后的SCD文件与前一版本区别较大（尤其是虚端子连线部分区别较大）影响设备运行的；b) SCD文件变更后，未通知其他相关部门和

46、制造厂商的；c) SCD文件的描述不符合现场需求的或者不符合实际情况的；d) SCD文件中改变原有ICD文件的语法结构，导致保护装置识别出错。7.4 基建单位基建部门责任的不正确动作包括以下原因：a) 误碰：误碰、误接运行的继电保护设备、回路，误试验等直接造成的误动作；b) 误接线：指设备投产后运行维护部门在设备验收时无法发现的接线错误；c) 图纸、资料移交不全；d) 安装调试不良：设备投产一年内，安装调试质量不良；e) 参数不准：没有实测参数或实测参数不准；f) 虚端子联接漏检，未按照SCD文件内容进行全面验证；g) 光缆安装熔接质量不良，尾纤、网线接头制作工艺不良；h) 未执行反措规定；i) 其他。7.5 维护检修部门维护检修部门责任的不正确动作包括以下原因：7.5.1 误碰，其中包括：a) 误碰、误接运行的保护设备、回路；b) 误将交、直流试验电源通入运行的保护装置；c) 继电保护在没有做好二次安全措施的情况下（包括没有断开电流电压回路、跳闸线（连接片）、保护通道等二次回路）作业，在恢复部分或全部安全措施后临时增加作业。7.5.2 误接线，其中包括：a) 未按拟定的接线方式接线(例如未按图纸接线，拆线后未恢复或图纸有明显的错误等)；b) 电流或电压回路相别、极性接错；c) 未恢复断开的电流、电压互感器回路、直流回