电力系统继电保护运行评价规程

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

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

目次

目次..............................................................................I

前言.............................................................................II

1范围..........................................................................1

2规范性引用文件................................................................1

3术语和定义....................................................................1

5继电保护评价..................................................................3

6继电保护动作记录与评价.......................................................6

7责任单位的评价...............................................................10

8继电保护不正确动作原因分类..................................................13

9线路重合不成功原因分类......................................................13

10保护分类.....................................................................14

11电力系统一次设备故障分类....................................................16

12继电保护运行评价管理........................................................18

附录A......................................................................................................................................................19

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，中国南方电网有限资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贡任公司系统运行部归II。

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。

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于设备.

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、电压网路：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，包括电跪、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、电抗器等设备本休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FI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、QD文件、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llOkV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UOkV以下系统继电俣护。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：

2

a）全部保护装置：指10kV及以上系统保护装置总和；

b）llOkV及以下系统保护装置：接入llOkV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）22OkV及以上系统保护装置：接入22OkV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II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：

继电保护正确动作次数x］。俄

维电保护正确动作率=(1)

继电保护总动作次数

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）llOkV系统继电保护装置正确动作率；

e）22OkV及以上系统继电保护装置正确动作率；

022OkV系统继电保护装置正确动作率；

g）5OOkV系统继电保护装置正确动作率；

h）llOkV及以上系统元件（发电机、变压器、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。

故障快速切除次数.

故障快速切除率=(2)

应评价故障快速切除次数

应评价故障快速切除次数=故障总次数一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。

3

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：

线路重合成功率(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=线路故障总次数一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：

直流线路再启动成功嬷四

直流线路再启动成功率=x(4)

直流线路应再启动次数

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：

直流保护直接责任导致的直流强迫停运次数X1。0冬

直流保护直接资任导致的直流强迫停运率(5)

直流强迫停运次数

5.1.6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UOkV变电站失压率

继电保护直接责任导致的UOkV变电站失压率是评价变电站失压原因的运行指标，定义为：

继电保护直接责任导致的UOkV变电站失压率=组电保Q直接站失压次数x100%

UJkV变电站失压次数

(6)

llOkV变电站失压次数：同一原因(llOkV系统保护不正确动作)导致一个或多个llOkV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比，定义为：

选线装置自动选线正确次数

自动选线准确率=x(7)

应评价选线次数

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：

小电流接地选.合选线准确率=选线—戈瞟箴瑟式置轮切成功次以10.(3)

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：

各责任部门不正确动作次数

责任部门不正确动作率=(9)

总不正确动作次数

5.3运行分析评价

5.3.1主保护投运率

4

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：

主保护停运时间、,

主保护投运率=（1-主保护应投去时间nn"o/°(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：

评价周期中保护故障次数(11)

继电保护故障率=

评价周期中保护总台数

继电保护故隙率单位为次/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战坏、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，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：

故障录波装置录波完好次数

录波完好率=(12)

故障录波装置应评价次数

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

指双端测距与故障点误差在1km内。故障测距动作良好率的计算按式为：

测距装置动作良好次数

故障测距动作良好率一好而标----X，00%(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：

绝电保护超期未检率=未.甥曾警x100%（14）

应定检总套数

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：

继电保护定检计划完成格=计孝数x100%（15）

57保信子站信息上送完整率

保信岸站信O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_L送完整率的“算为：

5

完整上送动作事件的保护装置套数

保护动作信息上送完整率=(16)

实际动作出口的保护装置套数

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，各次故障累枳求和后计算。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，则统计为该倒厂站本次故障保护动作信息上送完整率为

75%°

5.7.2保护录波上送完整率

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：

可完整调取故障录波的保护装置套数

保护录波上送完整率=(17)

实际发生动作出口的保护装置套数

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%o

5.7.3集中录波匕送完整率

集中录波上送完整率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：

完整调取集中录波器故障录波次数

集中录波上送完整率=(18)

应调取的集中录波器套数

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：

主子站通信中断时间

保信主子站通信完好率=1-x100%(19)

主子站应正常通信时间

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。子站与装置通信完好率计算为：

子站与装置通信中断时间

子站与装置通信完好率=1x100%(20)

装置套数*子站与装置应正常通信时间

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5.1~5.3三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

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、重瓦斯架护及各侧后备保护•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，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工

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。其中不正确助作包括“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冲、整定、特性试验的要求，并能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

7

评为正确动作。再如：极1线珞发生接地故障，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恻应评价为“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I可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，若直流线路保井动作跳闸，

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，

而控制网路又有一点接地）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、跳间，R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•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：

8

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口故隙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理独统计，动作行为的评价与俣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当线路发生而阻接地故障，由丁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“不止确动作”；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，评价选线装置转切不成功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

6102110〜35kV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,并成功隔离故障

9

评价为自动选线正确动作。

6.10.2.210〜35kV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。

6.10.2.310〜35kV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10〜35kV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

6.10.3.110〜35kV系统线路聿相故障，选线装置按设定的轮切策略进行轮切跳闸，成功隔离故障评价

为轮切成功。

6.10.3.210〜35kV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。

6.10.3.310〜35kV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隙不予以评价：

6.10.4.1已由保护装置隔高，选线或轮切未动作。

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，一则变电站的主一、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，则不能统计为完整上送。

6.11.4保护录波完整上送次数应统”•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；

10

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（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，Vian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卜.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卜.（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、直流回路的连线和连接片：

d）直流回路接线错误。

7.5.3误整定，其中包括：

a）未按电力系统运行方式的要求执行整定值；

b）整定值设置错误。

7.5.4调试质量不良，其中包括：

a）调试质量没有达到装置应有的技术性能要求；

b）继电器机械部分调试质量不良；

0电流互感器饱和特性不良，变比错误；

d）未对合并单元（含电子式互感器）准确度进行校核：

II

e）网络交换机、智能终端、合并单元、保护装置等数据接口接触不良；

f）虚端子联接漏检，未按照SCD文件内容进行全面验证；

g）现场交待错误；

h）继电保护屏上电压、电流互感器回路、直流回路接线、端子、插头接触不良；

i）检验项目不全。

7.5.5检修维护不良：检修维护不良指没有及时发现和处理继电保护存在的缺陷、应发现并应及时解

决却没有及时去做（例如：绝缘老化、接地等）所引起的继电保护不正确动作，其中包括：

a）继电保护运行规定错误；

b）软件版本使用错误；

c）超过检验周期；

d）端子箱端子接线不良；

e）电缆芯断线和绝缘不良；

f）继电保护用通道衰耗不符合要求：

g）气体继电器进水、渗油。

h）未核对全站虚端子配置CRC校验码、装置虚端子配置CRC校验码；

i）SCD文件、CID文件管理有误；

j）过程层通信异常未及时处理。

7.5.6未执行反措规定；

7.5.7其他。

7.6调度运行部门

调度运行部门责任的不正确动作包括以下原因：

7.6.1整定计算错误，其中包括：

a）使用参数错误；

b）继电保护定值计算错误；

c）电力系统运行方式改变后，未对继电保护定值进行调整。

7.6.2调度人员未按继电保护运行规程规定，误发投、停保护的命令；

7.6.3未执行反措规定。

7.7值班运行部门

值班运行部门责任的不正确动作包括以下原因：

7.7.1误碰（如清扫不慎、用力过猛等）：

7.7.2误操作，其中包括：

a）未按规定投、停继电保护；

b）继电保护投错位置；

c）误变更整定值：

d）误切换、误投连接片。

7.7.3运行维护不良，其中包括：

a）直流电源及其回路维护不良（电压过高、过低，波纹系数超标，熔断器使用不当）；

b）熔断器或连接片接触不良；

c）未按运行规程处理继电保护异常。

7.8其他专业、部门

7.8.1其他专业、部门（包括试验部门、通信部门、生技部门以及其他非保护专业部门）的不正确动

作包括以下原因：

a）电子互感器维护不良；

b）过程层交换机维护不良；

c）等电位接地网维护不良；

d）直流电源、电压互感器、电流互感器、耦合电容器等检修不良；

e）交直流混接；

f）直流接地；

8）隔寓开关、断路器辅助触点等接触不良：

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h）变压器油管堵塞，未经运行值班人员同意在变压器I包括备用变压器）上工作引起勺体继电器误

动跳闸；

i）电缆、端子箱、气体继电器等维护不良，防水、防油措施不当；

j）通信通道（光纤、微波、载波）不良，通信频率分配不当等引起继电保护不正确动作；

k）非保护专业人员（高压、仪表、计量、远动、计算机等专业人员）在电压、电流互感器回路中作

业安全措施不当引起继电保护不正确动作。

7.9自然灾害

由于地震、火灾、水灾、冰灾等天灾及外力破坏引起的继电保护不正确动作。

7.10原因不明

当继电保护发生不正确动作后，必须对不正确动作的继电保护进行调查、试验、分析，以确定发生

不正确动作的原因和责任部门，若经过调查、试验、分析仍不能确定不正确动作原因，则需写出调查报

告，经本单位总工程师同意，并报上级主管部门认可，才能定为“原因不明二

8继电保护不正确动作原因分类

8.1继电保护不正确动作原因及故障环节包括：

a）误碰；

b）误操作；

c）误整定；

d）误接线；

e）调试不良；

f）装置制造质量不良；

g）原理缺陷；

h）软件问题；

i）未执行反措规定；

j）干扰影响；

k）绝缘老化、设备陈旧；

I）外力破坏；

m）供继电保护使用的交流电流、电压互感器的二次绕组：

n）交流电流、电压回路故障：自互感器二次绕组的端子排接至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：

o）直流回路故障；

P）纵联保护通道：保护装置用光纤、载波、微波、导引线等通道；

q）纵联保护通道加工设备；

r）纵联保护通信接口；

s）QD、SCD文件配置错误；

t）原因不明：

u）其他。

8.2继电保护不正确动作环节包括：

a）制造;

b）设计;

c）施工及调试：

d）运行。

9线路重合不成功原因分类

线路重合不成功包括：

9.1永久故障：重合于永久性故障跳三相；

9.2断路器合闸不成功，其中包括：

a）合闸回路断线；

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b）断路器拒合；

c）防跳继电器失灵多次重合；

d）回路设计或接线错误；

e）QD、SCD文件配置错误；

f）智能终端故障；

g）过程层网络故障。

9.3重合闸未动作，其中包括：

a）重合闸装置故隙；

b）单重方式，单相故障误跳三相不重合；

h）智能终端误发信号；

i）过程层网络故障；

9.4检同期失败（三相重合闸）；

9.5其他。

10保护分类

10.1交流系统保护的分类

10.1.1按被保护设备分为：线路保护、母线保护、变压器保护、发电机（发电机变压器组）保护、并联

电抗器保护、电容器保护、断路器保护、短引线保护、其他保护。

10.1.2按保护功能分为：主保护、后备保护、辅助保护、异常运行保护、其他保护。

10.2线路保护

线路保护包括：

a）线路主保护，包括全线速动保护以及不带时限的线路I段保护；

b）线路后备保护，包括接地距离保护、相间距离保护、相电流保护、零序电流保护；

c）其他保护。

10.3母线保护

母线保护包括：

a）母线主保护包括差动保护；

b）集中配置的失灵保护：

c）其他保护。

10.4变压器保护

变压器保护（含换流变保护）包括：

a）变压器主保护，包括重瓦斯保护、差动保护、分侧差动保护、零序差动保护、连线差动保护、

连线零序差动保护等；

b）变压器后备保护，包括阻抗保护、相电流保护、零序电流保护、间隙接地保护（零序电流电压、

零序电流保护）：

c）变压器异常保护，包括过负荷保护、过励磁保护、过电压保护、中性点直流饱和保护；

d）其他保护。

10.5发电机保护

发电机保护包括：

a）发电机主保护，包括纵差保护、不完全纵差保护、裂相横差保护、横差保护、定子接地保护、

匝间保护以及发变组纵差保护；

b）发电机后备保护，包括相电流保护、负序电流保护；

c）发电机辅助保护，包括断口闪络保护、误上电保护、启停机保护；

d）发电机异常保护，包括过负荷保护、过电压保护、过励磁保护、频率保护、失磁保护、失步保

护、逆功率保护、转子接地保护；

c）其他保护。

10.6并联电抗器保护

并联电抗器保护包括：

a）并联电抗器主保护，包括差动保护、重瓦斯保护、匝间保护；

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b）并联电抗器后备保护，包括相电流保护、零序电流保护。

10.7断路器保护

断路器保护包括：

a）失灵保护；

b）充电保护、死区保护、非全相保护；

c）其他保护。

10.8电容器保护

电容器保护包括：

d）电容器主保护，包括电流速断保护、限时甩流速断保护、过甩流保护；

c）电容器后备保护，包括过电压保护、低电压保护。

10.9重合闸

重合闸包括：

a）单相重合闸；

b）三相重合闸；

c）综合重合闸。

10.10短引线保护

短引线保护装置。

10.11过电压及远方跳闸保护

过电压及远方跳闸保护装置。

10.12电动机保护

电动机保护装置。

10.13故障录波及测距装置

故障录及测距装置包括：

a）故障录波器；

b）故障测距装置（包括行波测距）。

10.14其他设备保护

其他未列入上述各种保护的继电保护。

10.15直流系统保护分类

按被保护设备分类：直.流线路、接地极线路、直流母线、宜流场开关、直流滤波器、交流滤波器、

换流器的保护。按保护功能分类：主保护、后备保护、和其他保护。

10.16直流线路保护

a）主保护：行波保护、电压突变量保护等；

b）后备保护：纵差保护、金属同线横差保护、金属回线纵差保护、金属【可线接地保护、低电