华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程宣贯讲义.ppt

1、2010-3,华中电力调度通信中心,1,华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程,宣贯讲义,2010-3,华中电力调度通信中心,2,一、规程修编背景,适应网厂分开、电网调度关系调整等新情况、新形势的需要。 适应保护光纤通道大面积应用等技术进步的要求,2010-3,华中电力调度通信中心,3,一、规程修编背景,贯彻落实国网公司继电保护全过程管理工作规定等文件要求 。 适应新颁华中电力系统调度管理规程的要求,2010-3,华中电力调度通信中心,4,二、规程修编思路,涵盖华中电网继电保护及安全自动装置调度管理工作的主要内容。 适应近年与保护专业相关的文件、标准、制度等的主要内容和工作要求,201

2、0-3,华中电力调度通信中心,5,二、规程修编思路,规范各相关单位或部门的管理界面和职责。 统一各类保护的调度运行管理，简化调度员、厂站值班人员、保护专业人员的工作,2010-3,华中电力调度通信中心,6,三、规程修编过程,网调成立规程修编工作小组 。 明确思路，确定结构，收资调研，形成初稿。 网调内部多次会审、修改，形成征求意见稿,2010-3,华中电力调度通信中心,7,三、规程修编过程,网调发文征求各省调和部分直调电厂、变电站、超高压公司、供电公司的意见。 对各单位反馈意见逐条认真研究，整理归纳，并形成了送审稿 。 向公司领导及相关部门汇报，规程正式颁布,2010-3,华中电力调度通信中心

3、,8,四、2002版老规程的特点,网调2002年颁布的继电保护及安全自动装置运行规程主要侧重于网调直调系统保护装置的运行管理,2010-3,华中电力调度通信中心,9,五、新规程的主要特点,是对老规程的继承和发展。 定位于华中电力系统继电保护调度管理，既包括适用于全网继电保护调度管理工作的内容，也对网调直调系统保护装置的调度运行管理有所侧重,2010-3,华中电力调度通信中心,10,五、新规程的主要特点,适应网厂分开，明确电网与电厂的运行管理、整定计算界面和职责划分。 按照国网公司将直调电厂继电保护纳入电网统一管理的要求，对电厂继电保护专业管理、运行管理作出了相应规定,2010-3,华中电力调度

4、通信中心,11,五、新规程的主要特点,适应电网调度关系调整需要，明确了网、省调及委托调度对象在调度运行管理、整定计算、技术监督等方面的工作界面和职责划分,2010-3,华中电力调度通信中心,12,五、新规程的主要特点,按照继电保护全过程管理规定的要求，在规划设计、基建投产、入网管理、调度运行、技术改造、技术监督等环节中，明确了各相关单位和部门的工作职责和要求,2010-3,华中电力调度通信中心,13,五、新规程的主要特点,运行管理规定章节继承了老规程的主要内容，并在此基础上对近年在技术、运行、管理等方面出现的新情况作出了明确规定。如光纤通道、光设备工作对光纤纵联差动保护产生影响时，如何处理保护

5、的投退等,2010-3,华中电力调度通信中心,14,六、新规程各章节 内容要点,2010-3,华中电力调度通信中心,15,1、范围,本规程规定了华中电力系统继电保护及安 全自动装置调度管理工作的基础性原则。 要点：华中电力系统 继电保护及安全自动装置调度管理 基础性原则 本规程适用于华中电力系统内发电、输 电、配电、售电、用电及其他活动中与继电保 护及安全自动装置调度管理有关的行为,2010-3,华中电力调度通信中心,16,4、总则,4.1 继电保护及安全自动装置（以下统称保护装 置）是保障电力系统安全运行、保护电气设备的主要 装置，是组成电力系统整体不可缺少的重要部分。华 中电力系统内各级电

6、网企业、发电厂、电力用户有责 任共同保障保护装置的安全可靠运行。 要点：作用 重要性 共同责任 4.2 继电保护及安全自动装置调度管理坚持“安全第 一、预防为主”的方针。 要点：基本方针,2010-3,华中电力调度通信中心,17,4、总则,4.3 华中电力系统内各保护装置构成保障电力系统安全稳定运行的有机整体。继电保护及安全自动装置实行统一调度、分级管理。华中电力调度通信中心（以下简称网调）是华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理的最高机构。 要点：有机整体 统一调度 分级管理 4.4 华中电力系统内保护装置的规划设计、配置入网、设备投产、整定计算、运行维护、技术监督及其他活动中与继电保护

7、及安全自动装置调度管理相关的行为，均应遵守本规程。 要点：继电保护全过程管理,2010-3,华中电力调度通信中心,18,4、总则,4.5 省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程。 要点：各省电力系统的调度管理规程 4.6 违反本规程的单位和个人，按中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例有关条款承担相应责任,2010-3,华中电力调度通信中心,19,5、管理体系,5.1 华中电力系统内各级调度机构均应设立继电保护部门。 要点：对继电保护部门的理解 5.2 华中电力系统内各级电网企业、发电厂、电力用户均应明确

8、其保护装置的运行维护单位，并报相应调度机构备案,2010-3,华中电力调度通信中心,20,5、管理体系,5.3 下级调度机构继电保护部门服从上级调度机构继电保护部门的调度管理。 5.4 按保护装置的调度管辖范围划分， 运行维护单位服从相应调度机构继电保护部门的调度管理。 5.6 继电保护专业人员，应经专业培训，并经考核合格后方可上岗。 要点：对继电保护专业人员的要求,2010-3,华中电力调度通信中心,21,6、职责和权限,6.1 网调继电保护部门 6.2 省调继电保护部门 6.3 地调、县调继电保护部门 6.4 运行维护单位 对现场运行规程继电保护部分的基本要求 6.5 值班调度人员 6.6

9、 厂站运行值班人员,2010-3,华中电力调度通信中心,22,7、调度管辖范围划分,7.1 保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。 7.2 调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。 7.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖,2010-3,华中电力调度通信中心,23,7、调度管辖范围划分,7.4 上级调度机构将调度管辖范围内的一次设备委托下级调度机构调度时，受委托调度机构负责相应继电保护及安全自动装置的调度管理。 要点：委托调度设备,2010-3,华中电力调度通信中心,2

10、4,8、运行管理,8.1 原则规定 8.1.1 电力设备不允许无保护运行。 如何理解？什么情况下认为无保护运行？针对220kV及以上电压等级的电网，可以引申为“不允许无主保护运行” 1、双重化配置的保护装置，两套主保护均退出运行。如：线路两套纵联保护均退出、主变、高抗差动保护均退出等（只有瓦斯保护投运不算）。 2、新建线路在保护极性检验正确前。 3、PT、CT改造后的线路在保护极性检验正确前。 理由：1、系统稳定校核是在主保护动作切除故障的前提下制定的，否则不满足稳定运行的要求。如线路按近区0.9s,远区1.0s考核。 2、系统日益复杂，后备保护很难严格配合,2010-3,华中电力调度通信中心

11、,25,措施：1、主保护失去时，运行人员立即向相关调度部门汇报，并按照要求进 行应急处理。 2、对第2、3中情况，加用临时保护，如开关充电保护。注意：充电保护在主保护投运前必须一直加用，不允许采用短时投入的充电保护。 3、对第1种情况，建议一次设备停运。不具备条件时，可以临时更改后备保护定值,2010-3,华中电力调度通信中心,26,8.1.4 厂站运行值班人员应按值班调度员下达的调度指令进行保护装置的投退、定值更改等操作。 注意：1、运行值班人员可以进行定值区切换工作，定值项的更改应由相关保护人员操作。 2、更改定值时，应退出相关保护装置,2010-3,华中电力调度通信中心,27,8.1.5

12、 运行维护单位应明确保护装置与相关 一、二次设备（如断路器、电流互感器、电压 互感器、通道、直流系统等）的运行维护管理 界面划分。 注意：1、运行值班人员应了解本单位对专业管理界面的划分，以便更好的进行缺陷处理、新设备投产、设备管理等工作。 2、重点关注断路器三相不一致保护定值由谁下发、由谁检验等。类似还有主变瓦斯保护、主变冷控全停定值、主变温度保护等等都是专业管理分界面，也是专业管理的薄弱环节，是需要现场运行值班人员重点关注和把关的,2010-3,华中电力调度通信中心,28,8、运行管理,8.1.6 为使调度机构能全面、准确、实时地了 解系统事故过程中保护装置的动作行为，调度 机构及调度管辖

13、厂站应逐步建立继电保护及故 障信息管理系统。 注意：1、厂站端的继电保护及故障信息管理子站是属于电力系统运行设备之一，其一端与保护装置直接相连，一端与电力调度数据网直接相连，其影响范围大、地位和作用也十分重要。一旦子站出现故障，值班人员应立即向调度汇报，并通知维护单位和部门处理。在子站上的工作必须履行工作票手续。 2、子站与电力调度数据网相连，如果子站感染病毒，将通过调度数据网传播到数据网上的其他电脑上，对信息安全造成严重影响。现场要加强子站的管理,2010-3,华中电力调度通信中心,29,8、运行管理,8.2 交流电压回路运行一般规定 8.2.1 电压互感器二次侧严禁短路。 注意：电压互感器

14、相当于电压源，二次短路会产生很大电流，造成总空开跳闸，严重时会烧毁互感器二次绕组。 8.2.2 采用交流电压回路的保护装置，不允许失去电压运行。 注意：采用交流电压回路的保护有：距离保护、方向保护（包括突变量方向、零序方向等)、高抗的匝间保护、主变的复压过流保护、过电压保护等等,2010-3,华中电力调度通信中心,30,8、运行管理,8.2.4 停用电压互感器前应注意事项： a)防止保护装置发生误动 b)将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止反送电。 注意：1、停运可能会误动的保护装置。 2、双母线接线方式，其中一条母线停电后，应将该母线PT空开断开，防止反送电，造成运行母线PT空开跳闸。 3

15、、PT反送电的形成及危害：（图示说明） 4、运行中出现“切换继电器同时动作”信号时，应引起运行值班人员高度重视，要查清原因后再操作（倒闸操作时有此信号正常）。此时不要轻易操作母联开关,2010-3,华中电力调度通信中心,31,8、运行管理,8.2.5对于双母线接线方式且线路保护采用母线电压互感器，当运行线路由一条母线倒至另一条母线运行时： a）双母线各有一组电压互感器，母线电压互感器的切换回路应能自动切换。 b) 两组互感器的并联，一次侧应先并联，二次侧才允许并联,2010-3,华中电力调度通信中心,32,8、运行管理,注意：1、母线电压的切换由母线隔离刀闸自动实现。 2、一次先并联，二次再并

16、联。这也是防止反送电的措施,2010-3,华中电力调度通信中心,33,8、运行管理,8.2.6双母线接线方式，当一条母线的电压互感器退出运行时，应采取措施禁止母联断路器分闸，或将所有元件倒至运行电压互感器所在母线运行 。 注意：1、禁止母联分闸原因：防止线路故障开关失灵时，母联断路器先跳闸，失灵保护电压闭锁元件复归，造成失灵拒动。（图示说明） 2、出现此情况时，建议将所有元件倒至运行电压互感器所在母线运行,2010-3,华中电力调度通信中心,34,8、运行管理,8.3 交流电流回路运行一般规定 8.3.1 电流互感器二次侧严禁开路。 注意：电流互感器相当于电流源，二次开路会产生过电压，烧毁二次

17、端子，严重时会烧毁互感器二次绕组。过电压还会对人身安全造成威胁。 8.3.2 电流互感器接地问题。 注意：1、电流互感器接地属于保护接地，即为了保证人身安全的接地。而不是工作接地。 2、只允许一点接地。两点接地会将地电位差引入电流回路或产生分流，造成保护不正确动作,2010-3,华中电力调度通信中心,35,8、运行管理,8.3.3电流互感器二次回路不宜进行切换。 注意：1、切换时容易造成开路。 2、增加了一个环节，也增加了不可靠因数。 3、对于旁路带主变中压侧运行时，电流切换在保护屏手动切换，并应严格按照运行规程执行，防止开路,2010-3,华中电力调度通信中心,36,8、运行管理,8.4二次

18、回路运行的一般规定。 注意：1、各种标识清晰、定义准确。各个压板的功能表述要简明、准确，做到不多表述也不少表述。如线路保护启动重合闸压板，在500kV设计中，很多情况下，该压板不仅仅控制保护启动重合闸，同时也是控制启动失灵回路的压板，这时应表述为“启动XX开关XX相重合闸及失灵压板”，如果仅仅表述为“启动重合闸压板”则会留下很大的安全隐患；PT小空开的表述也非常重要，如果遗漏，可能引起无操作和保护误动。 2、在PT、CT二次回路上的工作，一定要退出相关的保护装置。规程有明确规定。实际工作中也有很多事故教训。 3、新设备投产调试过程中，如果没有特殊要求，未校验极性的保护可投跳闸（双母线接线的母差

19、保护除外）。理由：1）双母线接线母差保护动作后果十分严重，一般做法是极性检验正确后投运。2）其他情况，调试过程中跳闸是允许的，后果不严重，以保护不拒动为优先考虑原则。3）目前检验极性手段较先进，可以在不退保护的情况下进行,2010-3,华中电力调度通信中心,37,8、运行管理,8.4二次回路运行的一般规定。 注意：4、变压器充电时，差动保护应投入运行。理由：1）考验差动保护躲励磁涌流的能力。2）防止拒动。3）误动的可能性不大。一是极性错误的概率远小于极性正确，二是保护本身有防误动的措施。 5、母差保护备用间隔，其电流回路应保持开路。特别是对RADSS母差，会造成拒动，电网有事故教训。 6、电流

20、、电压互感器回路接入运行保护装置，应有保证安全的措施。特别注意母差保护电流接入，一旦有新间隔电流回路接入母差保护则该电流回路及互感器将备视作运行设备，不应再有任何工作。电网有很多事故教训。（图示说明） 7、3/2接线方式，当一条线路检修时，电流回路应注意：中开关的电流回路应采取措施进行隔离，以免影响运行线路的运行。（图示说明,2010-3,华中电力调度通信中心,38,8、运行管理,8.5保护通道运行一般规定。 注意：1、保护通道的种类：目前主要采用光纤通道和载波通道。光纤通道又分64K复用通道、2M复用通道、专用光纤通道，载波分专用载波和复用载波通道，专用载波一般指保护专用收发讯机，主要用于2

21、20kV线路，一般距离较短，复用载波是指复用通信用载波机，主要用于500kV线路，一般距离较长，采用允许式。 2、列举典型复用光纤通道示意图。 3、了解过压远跳保护的通道方式。目前网调直调系统内，过压远跳保护均采用单通道，现在标准化设备规范中也是使用单通道的。注意保护屏上过压远跳保护的通道切换把手的使用。 4、专用收发讯机通道交换。掌握不同时间信号的区别。掌握三个5秒的概念。图示说明,2010-3,华中电力调度通信中心,39,8、运行管理,2010-3,华中电力调度通信中心,40,8、运行管理,8.6线路保护运行一般规定。 注意：1、线路纵联保护两侧应同时投退。否则，区外故障，闭锁式保护将会误

22、动。后备保护如：距离保护、零序保护等由于不受通道及对侧影响，可以单独投退。 2、线路保护应在线路投运前投入，在线路停运后退出，防止无保护运行。适用于其他设备的保护投退原则。 3、旁路带线路运行时，保护定值通知单应单独下发，不能共用线路保护定值,2010-3,华中电力调度通信中心,41,8、运行管理,8.7 断路器保护与重合闸运行一般规定 注意：1、2/3接线重合闸按断路器配置，每个断路器一套重合闸。双母线接线按线路配置，每条线路配置一套或两套重合闸。配置两套重合闸的，根据运行习惯的不同，有投入单套的，也有投入双套的，均可行。 2、2/3接线失灵保护按断路器配置，开关退出，则失灵保护退出。双母线

23、接线方式，失灵保护全站配置一套或两套，开关退出，只能退出该开关的失灵启动回路，失灵保护不能退出。 3、断路器保护更改定值，原则上应停运该断路器。理由：220kV以上系统继电保护采用近后备方式，开关拒动时，是依靠失灵保护来切除故障的。如果失灵保护退出，将会造成保护失配。 4、 2/3接线断路器重合闸时间，一般边开关为短延时(0.8s)，中开关为长延时(1.3s)。理由：1）一般边开关手动操作次数要少于中开关，这样安排，可以让开关工作状态偏于均衡。2）中开关合于故障时，如果失灵，将会造成另外一个线路或主变停电，而边开关只是失去一条母线，一般不会有严重影响,2010-3,华中电力调度通信中心,42,

24、8、运行管理,8.8 母线保护运行一般规定 注意：1、微机型母差保护，双母线接线方式时，一条母线检修，母差保护不能退出运行。这与保护的配置方式有关。 1）3/2接线方式，每条母线配置两套独立的母差保护。 2)双母线、双母单分段接线，所有母线配置两套独立的母差保护。 3）双母线双分段，每两条母线配置两套独立的母差保护。 4）双母线、双母单分段接线等方式，每条母线配置一套母线差动保护（如RADSS母差，目前已经很少）。 母线检修时，不同的保护配置方式，保护的投退方式不一样,2010-3,华中电力调度通信中心,43,8、运行管理,8.8 母线保护运行一般规定 关于母联充电保护： 注意： 1）从功能上

25、划分有两种，一种短时投入的，一种非短时投入的（过流）。新设备投产调试时，要加用非短时投入的。曾经发生过误投充电保护（投短时投入段）引起系统事故的案例。 2）配置上看，也有两种，一种单独配置一套母联充电保护，与其他保护独立。另一种集成在母线差动保护中。按照标准化设计的要求，目前新设计的均采用独立配置的母联充电保护。 2）作用：新设备投产调试的后备保护，母线充电时临时保护。母线充电正常及设备极性检验正确后，应及时退出充电保护,2010-3,华中电力调度通信中心,44,8、运行管理,8.8 母线保护运行一般规定 关于母差保护复合电压闭锁功能： 注意： 1）双母线接线方式下，母差保护误动将会产生十分严

26、重后果。为防止误动，根据反措要求，在母差保护出口回路中增加的复合电压闭锁接点（负序、零序、低电压或门），复合电压元件动作后开放母差保护出口。3/2接线没有复合电压闭锁元件，保证母差动作灵敏，其后果不严重。 2）双套母差保护配置时，复合电压元件故障，申请退出相关的母差保护。单套配置的，应立即向调度汇报，并禁止在母差保护二次回路有工作。 3/2接线母线母差保护全部失去后，该母线应停运： 注意： 1）3/2接线母线停电，一般不会少送电，但对系统结构有较大影响。 2）不光失去了母差保护，还失去所有边开关失灵保护。不停母线，保护配合困难。 3)特殊情况，不能停母差时，应经相关领导批准,2010-3,华中

27、电力调度通信中心,45,8、运行管理,8.9 变压器、高抗保护运行一般规定 注意：1、熟记重瓦斯保护退出的情况。原则是凡是会引起重瓦斯保护误动的均要退出。补充一个“在瓦斯继电器回路上的工作”也要退出瓦斯保护。 2、除重瓦斯保护外，其他非电量保护出口宜作用于信号。从系统实际运行情况来看，非电量保护误动的情况很多，原因是判据简单，抗干扰能力差。有一些非电量保护确实没有采样跳闸方式的必要，如：温度保护、主变冷却器全停等等。当然，主变冷却器全停在无人值班变电站也可以投跳闸方式。 3、新变压器、变压器进行大修（换油、滤油等），充电时投入重瓦斯保护，正常后，应切换为信号方式。防止误动，待静置后气体排干净。

28、高抗一样要求。 4、主变中压侧后备保护出口跳闸方式，要认真考虑，并制定规范,2010-3,华中电力调度通信中心,46,8、运行管理,8.10 过压远跳保护运行一般规定 注意：1、过电压保护动作逻辑：本侧过电压后，经延时跳闸，同时检测到本侧开关已跳开线路仍然过电压，则发远跳令给对侧，对侧收到远跳令，经就地判据后跳闸。也可在本侧跳闸同时，给对侧发远跳令，不经本侧开关位置判据。 2、远跳的几种情况： 1)上述过压远跳 2）本测线路高抗保护动作跳闸 3）本侧断路器失灵保护动作 3、采样光纤差动保护的线路，过压远跳通道一般采用线路保护的通道。图示说明。此时线路保护停运，相关远跳保护要陪停。单独的远跳通道

29、除外。 4、远跳保护的通道，目前一般采用一取一经就地判据的方式。见图示说明,2010-3,华中电力调度通信中心,47,8、运行管理,8.11 录波和保护子站 注意：1、录波器和保护子站是继电保护装置管理的一部分。同样要重视。 2、不允许远方修改保护定值。 3、子站应有防病毒措施。取消或封掉USB插口。 4、经常检查子站工作和通信状态，发现异常及时上报相关调度,2010-3,华中电力调度通信中心,48,8、运行管理,8.12 变压器中性点接地方式 注意：1、原则是保持系统零序电流分布稳定。 2、有绝缘要求的自藕变压器，中性点应直接接地。 3、变压器操作时，应将中性点接地，防止过电压对变压器绝缘产

30、生破坏。 4、对电网零序网路分布有重要影响的厂站，中性点接地方式在规程中有明确要求，见附件,2010-3,华中电力调度通信中心,49,8、运行管理,8.13 网调直接调度设备保护装置的运行规定,2010-3,华中电力调度通信中心,50,9、异常及事故处理,9.1.2 保护装置动作后，运行值班人员应按设 备调度管辖范围，立即向相应调度机构值班调 度人员汇报，记录保护动作情况，收集整理保 护动作信息（故障录波、保护装置动作报告 等），并应在故障后两小时内，将有关信息传 送至相应调度机构。同时应立即通知维护单位 进行检查、分析,2010-3,华中电力调度通信中心,51,10、整定计算,10.4 保护

31、装置整定计算范围划分原则： 10.4.1 各级调度机构应根据调度管辖范围划分明确所调设备保护的整定计算范围。 10.4.2 发电企业负责发电厂内发电机、变压 器保护的整定计算，报相应调度机构备案，并 将发电机的定子过电压、定子低电压、频率、 失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压、 阻抗保护的配置方案和整定方案及定值报调度 机构审批,2010-3,华中电力调度通信中心,52,10、整定计算,10.4.3 网调直接调度变电站内的站用变压器、调相 机、SVC、低压电抗器、低压电容器、低压侧母线保 护由运行维护单位负责整定计算，并将其定值、整定 方案、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案； 变压器

32、、并联电抗器的非电量保护由其运行维护单位 负责归口管理，并下达定值通知单。 10.4.4 调度机构之间、调度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,2010-3,华中电力调度通信中心,53,10、整定计算,10.4.5 涉及到网厂双方或不同电网之间的配合定 值，应兼顾考虑各自的具体情况。分界点的整定应遵 循局部服从全局、下一级电压系统服从上一级电压系 统的原则，并兼顾局部或下一级电压系统的要求。当 整定限额、配合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

33、定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响 方,2010-3,华中电力调度通信中心,54,10、整定计算,10.4.6 安全自动装置的定值和策略表定值由调度机构确定。 10.4.7 委托调度设备的整定计算由受委托方负责，并将其定值、整定方案报委托方备案,2010-3,华中电力调度通信中心,55,11、定值通知单,11.1 保护装置的定值应由整定计算部门以保护定值 通知单的形式给出。 11.2 各单位应建立保护定值通知单管理制度，加强 保护定值通知单的管理。 11.3 保护定值通知单应履行审批手续。定值通知单 应编号且保证其唯一性，并注明编发日期与要求更改 日期，定值通知单上除整定人签名外，还应经

34、专人审 核（或批准）签名，定值通知单还应加盖整定专用 章。由运行维护单位负责整定编发的定值通知单，应 报调度机构备案,2010-3,华中电力调度通信中心,56,11、定值通知单,11.4 保护定值通知单应分别发给相关调度机构、运 行值班单位、维护单位，新设备的保护装置定值通知 单还应发给基建调试单位。运行维护单位应按定值通 知单规定的日期执行，并在3日内将保护定值通知单 回执提交整定单位。 11.5 保护定值通知单执行前，应由运行值班人员向 值班调度人员提出申请，得到许可后方可执行。值班 调度人员应与运行值班人员核对保护定值通知单编 号，确认已按整定计算部门要求执行完毕后，方可将 保护装置投入

35、,2010-3,华中电力调度通信中心,57,11、定值通知单,11.6 运行维护单位如遇定值偏差或其他问题 无法执行该定值通知单时，应与定值整定单位 核实、协商，由整定单位复核后下发新的保护 装置定值通知单。 11.8 保护定值通知单不应涂改，如需改动， 应编发新的定值通知单,2010-3,华中电力调度通信中心,58,12、配置及入网,12.1 调度机构应制定调度管辖范围内保护装置配置技术原则及选型管理规定。 12.6 新、改、扩建工程及技改工程的保护配置方案 应满足相应调度机构颁布的保护装置配置技术原则与 选型管理规定。保护配置、设备规范应符合继电保护 技术规程和工程要求，并经相应调度机构认

36、可。任何 单位不得擅自更改已审定的保护装置配置选型方案和 技术要求,2010-3,华中电力调度通信中心,59,12、配置及入网,12.7 保护装置招标采购应坚持“技术优先、质 量优先”的原则，并综合考虑运行业绩、技术支 持及售后服务等因素。 12.8 凡在华中电力系统首次使用的保护装 置，按设备调度管辖范围，均应通过调度机构 组织的入网动模试验考核，方可入网,2010-3,华中电力调度通信中心,60,12、配置及入网,12.7 保护装置招标采购应坚持“技术优先、质 量优先”的原则，并综合考虑运行业绩、技术支 持及售后服务等因素。 12.8 凡在华中电力系统首次使用的保护装 置，按设备调度管辖范

37、围，均应通过调度机构 组织的入网动模试验考核，方可入网,2010-3,华中电力调度通信中心,61,12、配置及入网,12.10 调度机构应对保护装置的运行情况不定 期地进行分析；对保护装置在运行中普遍存在 的问题，应组织相关单位进行调研分析；对存 在问题较多的产品或厂家，调度机构有权限制 其在电网内的使用。 12.11 调度机构针对威胁系统安全的保护装置 所提出的更换意见，各有关单位应积极组织落 实,2010-3,华中电力调度通信中心,62,12、配置及入网,12.10 调度机构应对保护装置的运行情况不定 期地进行分析；对保护装置在运行中普遍存在 的问题，应组织相关单位进行调研分析；对存 在问

38、题较多的产品或厂家，调度机构有权限制 其在电网内的使用。 12.11 调度机构针对威胁系统安全的保护装置 所提出的更换意见，各有关单位应积极组织落 实,2010-3,华中电力调度通信中心,63,12、配置及入网,12.12 电力系统中，凡不能满足技术和运行要 求的原有保护装置，应逐步进行更新改造,2010-3,华中电力调度通信中心,64,13、软件版本,13.1 调度机构应制定保护装置软件版本管理办法， 统一管理调度管辖范围内保护装置的软件版本。 13.2 调度机构应建立保护装置软件版本档案（包括 制造厂家、保护型号、技术说明书、软件版本号、软 件校验码、软件版本升级情况等） 13.3 保护装

39、置生产厂家向调度机构提供的检测报 告，应给出保护装置完整软件版本信息,2010-3,华中电力调度通信中心,65,13、软件版本,13.4 调度机构应每年发布允许入网的保护装置型号及软件版本号。 13.5 下级调度机构应及时将所辖系统内保护装置运行中出现的软件版本问题汇报上级调度机构。上级调度机构应对电网安全运行有较大影响或有共性的软件版本问题组织调查、分析，并提出应对措施,2010-3,华中电力调度通信中心,66,13、软件版本,13.6 运行维护单位应建立本单位保护装置的软件版本档案，落实调度机构下达的软件版本管理相关工作，对运用中的软件版本正确性负责。 13.7 并网发电厂涉网保护的软件版

40、本管理，由相应调度机构统一管理,2010-3,华中电力调度通信中心,67,13、软件版本,13.9 工程投产前，工程管理部门应将保护装置的软件版本资料移交运行维护单位。保护装置投运前，运行维护单位应核对保护装置的软件版本，并报相应调度机构。 13.10 对于首次在华中电网应用的保护装置，调度机构应根据动模试验结论，明确其可用的软件版本,2010-3,华中电力调度通信中心,68,13、软件版本,13.11 新安装的微机保护装置投运前，运行维护单位应核对其软件版本，并报相应调度机构确认,2010-3,华中电力调度通信中心,69,13、软件版本,13.12 保护装置的软件版本升级工作应按以下程序进行

41、： 13.12.1 保护生产厂家向调度机构继电保护部门提出书面申请，申请应包括升级原因、涉及范围、升级前后的功能逻辑变化、版本号、试验报告等（版本升级书名申请格式见附录B,2010-3,华中电力调度通信中心,70,13、软件版本,13.12.2 调度机构组织对拟升级的软件版本进行测试，合格后下发软件版本升级通知。 13.12.3 运行维护单位接到调度机构下达的软件版本升级通知后，负责实施软件版本升级工作，保护生产厂家进行配合。升级后应进行相关试验，合格后方可投入运行。运行维护单位应将升级后的软件版本以书面形式报调度机构继电保护部门,2010-3,华中电力调度通信中心,71,14、新、改扩建工程

42、,14.2 保护装置的设计应符合规程和反事故措施的要求。微机保护装置应遵循统一功能配置、统一回路设计、统一端子排布置、统一接口规范、统一报告输出、统一定值格式的标准化设计规范。 14.3 调度机构应按照调度管辖范围，参加新、改扩建工程中保护装置的规划设计、可行性研究、初步设计、设备选型、招标采购、设计联络、装置出厂验收、工程验收等环节的技术审查,2010-3,华中电力调度通信中心,72,14、新、改扩建工程,14.4 工程管理部门应组织继电保护的工程设计、安装调试工作，严格控制工程质量，并加强现场工作管理，防止发生因现场施工、调试造成运行的继电保护设备异常动作。 14.5 运行维护单位应对保护

43、装置工程设计、安装、调试、验收、运行维护的全过程进行技术监督,2010-3,华中电力调度通信中心,73,14、新、改扩建工程,14.4 工程管理部门应组织继电保护的工程设计、安装调试工作，严格控制工程质量，并加强现场工作管理，防止发生因现场施工、调试造成运行的继电保护设备异常动作。 14.5 运行维护单位应对保护装置工程设计、安装、调试、验收、运行维护的全过程进行技术监督,2010-3,华中电力调度通信中心,74,14、新、改扩建工程,14.6 新、改扩建工程竣工后，如保护装置存在可能影响系统或设备安全运行的缺陷，调度机构应拒绝其投入运行。 14.10 工程投产前，工程管理部门应组织新设备投产

44、交底，向运行维护单位移交与现场投产设备一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理部门应向调度机构、运行维护单位提交纸质和电子版竣工图纸,2010-3,华中电力调度通信中心,75,14、新、改扩建工程,14.11 工程投产前，运行维护单位应开展相应的专业培训工作。 14.12 保护装置及保护及故障信息管理系统，应与一次系统同步投运。 14.13 保护装置投运一年内出现的异常或缺陷，由工程管理部门负责消除,2010-3,华中电力调度通信中心,76,15、检验管理,15.3 涉及跨专业部门的二次回路、通道等检验工作，相关专业应密切配合，确保检

45、验工作质量，回路参数、通道指标等应满足相关规程要求。 15.4 运行维护单位应根据一次设备的检修计划制定保护装置的年度检验计划，并于每年3月10日前将上年度检验完成情况一并报调度机构,2010-3,华中电力调度通信中心,77,15、检验管理,15.5 运行维护单位应制定保护装置现场检验规程，推行继电保护现场标准化作业。 15.6 电网企业应结合电网情况，合理安排一次设备检修及继电保护检验工作，保证保护装置按正常周期进行检验,2010-3,华中电力调度通信中心,78,15、检验管理,15.7 运行维护单位应配置足够数量的保护装置专用检验仪器，其技术特性与精度应符合相关规程要求。检验仪器应定期校验

46、，以确保检验质量。 15.8 运行维护单位应及时将检验中发现的问题报相应调度机构。调度机构应督促相关部门解决,2010-3,华中电力调度通信中心,79,16、反措管理,16.1 电网企业、发电企业、电力用户应针对各类保护装置不正确动作情况，及时制定继电保护反事故措施。反事故措施提出方应牵头组织各方专家审核，通过后，由提出方通报有关各方。由于对反事故措施落实不力，导致事故，并对他方造成损害，事故责任方应承担相应的责任,2010-3,华中电力调度通信中心,80,16、反措管理,16.2 调度机构牵头组织相关单位审核本电网具有共性的继电保护反事故措施。 16.3 保护装置及二次回路的设计、施工应严格执行反事故措施。未执行反措的，调度机构有权不允许保护装置投入运行。 16.4 运行维护单位负责