陕西电网智能变电站继电保护运行管理规定.doc

陕西电网智能变电站继电保护运行管理规定（试行）
前言
为了适应智能变电站继电保护装置运行管理的需要，保证陕西电力系统的安全稳定运行，本标准规定了智能变电站继电保护装置的技术管理、检验管理、运行管理和职责分工等方面的要求，从而为智能变电站继电保护装置运行管理提供技术依据。

本标准主要起草人：
陕西电网智能变电站继电保护运行管理规定（试行）
1 范围
本标准规定了陕西电网智能变电站继电保护及安全自动装置运行管理，明确了相关单位和部门职责和专业分工。

本标准适用于陕西电网110kv及以上智能变电站电子式互感器、合并单元、智能终端、间隔层和过程层数字化设备、继电保护及安全自动装置的运行维护工作。

2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统
Q/GDW 396-2009《IEC_61850工程继电保护应用模型》
Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则
Q/GDW 393-2010 110（66）kV～220kV智能变电站设计规范
Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计范
Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则
Q/GDW 424-2010 电子式电流互感器技术规范
Q/GDW 425-2010 电子式电压互感器技术规范
Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范
Q/GDW 427-2010 智能变电站测控单元技术规范
Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范
Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范
Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范
Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则
Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范
3 总则
3.1 为了规范智能变电站继电保护装置在运行中正常维护、检修、消缺、投运工作，进一步细化各单位、专业之间责任分工，落实责任、强化监督，提高智能变电站继电保护装置运行管理水平，实现系统的安全稳定运行，特制定本标准。

3.2 本标准结合智能变电站微机继电保护装置现场运行经验，收集有关运行管理、专业分界规定，参考国网公司下发的规程、规定，规范智能变继电保护装置在技术管理、检验管理、运行规定和职责分工等方面的要求。

3.3 调度人员、现场运行人员和继电保护人员在继电保护的运行管理工作中均应以本标准为依据，规划、设计、施工、科研、制造等工作也应满足本标准有关章节的要求。

3.4 从事继电保护专业工作的人员，应具有大专及以上文化水平。

现场运行人员应具备相关电气专业知识。

3.5 对继电保护专业人员、运行人员和专业领导应定期进行培训。

3.6 智能变电站继电保护装置室内月最大相对湿度不应超过75％，应防止灰尘和不良气体侵入。

智能继电保护装置室内环境温度应在5～30℃，若超过此范围应装设空调。

户外汇控柜环境温度应在5～40℃。

3.7 智能变电站内常规保护按照原规定执行。

4 职责分工
4.1 省调度中心
4.1.1 负责直接调管范围内智能变电站继电保护装置配置、整定计算和运行管理。

4.1.2 负责全省各种类型智能变电站继电保护装置的技术管理。

4.1.3 贯彻执行上级办法的有关智能变电站继电保护规程和标准，结合具体情况，为调度人员制定、修订继电保护装置调度运行规程，组织制定、修订本省内使用的数字继电保护装置检验规程。

4.1.4 负责智能变电站继电保护装置的动作分析。

负责对继电保护装置不正确动作造成的重大事故或典型事故进行调查，并及时下发改进措施和事故通报。

4.1.5 统一管理调管范围内智能继电保护装置的程序，对统一型号的继电保护装置应使用相同的程序，更改程序应下发程序通知单。

4.1.6 负责对调度人员进行有关智能继电保护装置运行方面的培训工作；负责对现场继电保护人员进行智能变电站及继电保护装置的技术培训。

4.2 地区继电保护机构及专业人员
4.2.1 负责继电保护及安全自动装置的日常维护、检验、消缺、巡检、定值输入等工作。

4.2.2 按时完成网、省调继电保护机构下达的定值更改、反措、改造等任务，及其职责内的装置维护工作。

4.2.3 负责对现场运行人员和地区调度人员进行有关微机继电保护装置的培训；
4.2.4 定期编制本地区微机保护装置整定方案
4.2.5 处理日常运行工作，完成有关继电保护装置反措、技改项目的检查、整改。

4.2.6 贯彻执行上级颁发的微机继电保护装置规程和标准，负责为地区地区调度和现场运行人员编写微机继电保护装置调度运行规程和现场运行规程。

4.2.7 统一管理本地区微机继电保护装置的程序，同型号微机继电保护装置应使用相同的程序。

更换或升级软件程序前，应有上级下达的升级通知单，并进行详细的试验，制定计划和投运前检验项目。

4.2.8 对智能变电站继电保护装置发生不正确动作时，应调查不正确动作原因，并提出改进意见。

4.2.9 熟悉智能变电站继电保护装置原理及二次回路，负责微机继电保护装置的异常处理。

4.2.10 了解变电站综合自动化系统中继电保护装置的有关内容。

4.2.11 负责对新投、改造的智能变电站继电保护装置的验收。

4.3 调度人员
4.3.1 了解微机继电保护装置的原理
4.3.2 批准和监督直接管辖范围内的各种微机继电保护装置的正确使用和运行。

4.3.3 处理事故和系统运行方式改变时，微机继电保护装置使用方式的变更，应按有关规程规定执行
4.3.4 在系统发生事故等不正常情况时，应根据断路器及微机继电保护装置的动作情况处理事故，并做好记录，及时通知有关人员。

根据微机继电保护装置及故障录波设备的测距结果，给出巡线范围，及时通知有关单位。

4.3.5 参加微机继电保护装置调度运行规程的审核
4.3.6 负责新投或进行定值修改后微机继电保护定值的核对工作
4.4 现场运行人员
4.4.1 了解智能变电站继电保护配置、原理和二次回路。

4.4.2 负责与调度人员核对微机继电保护装置的整定值。

所核对的整定值必须使用该微机保护装置打印的定值。

4.4.3 负责进行微机继电保护装置的投入、退出及停用等操作。

4.4.4 记录并向主管调度汇报微机继电保护装置的信号指示及打印报告等情况。

4.4.5 掌握微机继电保护装置打印和显示出的各种信息含义
4.4.6 根据主管调度命令，对以输入微机继电保护装置内的各套定值，用规定的方法改变定值
4.4.7 掌握微机继电保护装置的时钟校对、采样值打印/显示、定值清单打印/显示、动作报告复制、规定的方法改变定值、保护投退、停用和使用打印机等操作。

4.4.8 在改变微机继电保护装置的定值或接线时，要有主管调度的定值及回路变更通知单（或有批准的样图）方允许工作
4.4.9 对微机继电保护装置和二次回路进行巡视
4.4.10 运行人员应监视微机继电保护装置所用交流、直流电源的电压幅值和频率运行在合格范围内。

5 运行管理
5.1 一般规定
5.1.1 继电保护设备包括全站继电保护装置（包括继电保护用数字化复用通道接口装置）、安全自动装置、故障录波器、故障测距装置、继电保护故障及信息系统子站、过程层GOOSE 交换机、电子式互感器合并单元、智能终端等。

5.1.2 继电保护二次回路包括继电保护装置直采直跳二次光纤链路、GOOSE光纤链路、直流供电电源电缆，保护装置硬接点告警回路等。

5.1.3 每月对运行的保护装置显示时钟、电流电压采样值、GOOSE链路显示、保护投入压板、以及电流电压品质等进行检查。

5.1.4 数字化保护，在投入前都要检查SMV通道和GOOSE通道是否正常、相关的合并单元同步灯是否点亮，装置有无异常告警。

要确保所有相关装置（包括间隔交换机、主交换机和主时钟）都在正常运行状态。

5.1.5 继电保护装置运行状态分为投入、退出和信号三种，保护投入时，保护功能软压板、跳闸出口软压板、启动失灵软压板在投入状态，保护装置检修压板、相应MU检修压板、断路器智能操作箱检修压板在退出位置，智能终端相应的跳合闸出口硬压板在投入位置。

5.1.6 下列情况下应退出整套数字化保护装置
A．在装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出等回路工作时。

B．在装置内部工作时。

C．继电保护人员输入定值时。

D．数字化纵联保护如需停用直流电源，应在线路两侧纵联保护退出后，再停直流电源。

5.1.7 压板操作
5.1.7.1 监控后台应具备监视和操作保护装置软压板状态的功能
5.1.7.2 运行人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；
5.1.7.3 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。

运行人员不得改变压板状态；
5.1.7.4 正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运行人员不得操作该压板；
5.1.7.5 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板；
5.1.7.6 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。

5.2 定值管理规定
5.2.1 保护定值通知单对于保护装置SV、GOOSE和功能软压板不作为定值单中的内容。

5.2.2 保护装置软压板使用原则由现场保护人员根据运行方式、调度规程、现场实际及装置技术说明书等相关要求来制定，并在现场运行规程中予以明确。

5.2.3 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。

5.2.4 运行人员定值区切换操作在监控后台进行。

操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确。

5.3 保护投退规定
5.3.1 继电保护装置的状态分为投入、退出和信号三种。

5.3.1.1 投入状态指装置交流采样输入回路及直流回路正常，主保护及后备保护功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板投入，检修状态硬压板退出。

5.3.1.2 退出状态指装置交流采样输入回路及直流回路正常，主保护及后备保护功能软压板退出，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，检修状态硬压板投入。

5.3.1.3 信号状态指装置交流采样输入回路及直流回路正常，主保护及后备保护功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，检修状态硬压板退出。

5.3.2 智能终端装置的状态分为投入和退出两种。

5.3.2.1 投入状态指装置直流回路正常，跳合闸出口硬压板投入，检修状态硬压板退出。

5.3.2.2 退出状态指装置直流回路正常，跳合闸出口硬压板退出，检修状态硬压板投入。

5.3.3 一次设备运行，仅保护装置整屏退出运行时，应退出全部保护功能软压板、出口软压板，投入装置检修压板。

5.3.4 一次设备运行，仅保护装置部分功能退出运行时，应退出相应保护功能软压板。

5.3.5 当一次设备停电检修时，应同时退出保护功能软压板、跳闸出口软压板、启动失灵软压板，投入保护装置检修压板、相应MU检修压板、断路器智能操作箱检修压板，退出智能终端相应的跳合闸出口硬压板。

5.3.6 当保护装置准备投运上电之前，应确保与其相关的合并单元先上电正常工作。

5.3.7 当断路器停电检修时，开关分和操作及相关二次设备软、硬压板投推及投入顺序应正确保证接收断路器TWJ信号保护的既定保护逻辑功能。

5.3.8 对接入两个及以上的电流互感器的保护，当其中一台断路器或电流互感器检修时，投入检修断路器电流互感器合并单元检修压板，同时退出电流合并单元相关的保护MU投入软压板。

5.4 过程层管理规定
5.4.1 光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。

5.4.2 按照间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机保留适量的备用端口。

5.4.3 光纤接头应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），光纤应无打折、破损现象
5.5 智能终端运行规定
5.5.1 室外断路器智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在5-40℃，湿度保持在75下，并可通过智能终端GOOSE接口上送温度、湿度信息。

5.5.2 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

5.5.3 接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。

5.6 电子式互感器运行规定
5.6.1 电子式互感器极性规定
5.6.1.1 电流互感器P1端子为正极性端，电流由P1端子流向P2端子时电流互感器数字量输出为正极性。

5.6.1.2 电子式互感器安装时，应将P1侧指向母线，P2在线路或变压器侧，对3/2断路器接线的，中间断路器P1在I母母线侧，P2在II母母线侧。

5.6.1.3 变压器高、中、低压侧电流互感器P1在母线侧，P2在变压器侧，公共绕组电流互感器P1端子接于接地侧。

5.6.1.4 高压电抗器首端电流互感器P1端子接于线路侧，末端电流互感器P1端子接于接地侧。

5.6.1.5 电压互感器应按照电压降落方向，由高压侧端子执行接地端子时电压互感器数字量输出为正极性。

5.6.2 不允许在电子式互感器采集器、MU的程序中修改输出极性，对中断路器极性修改应在相应保护装置中进行调整。

5.6.3 电子式互感器极性正确性必须经过现场试验验证。

5.6.4 对采用激光供能的MU，应保证在轻负荷情况下装置发热正常，不得出现装置过热，应监视激光器及取能回路。

5.6.5 采样值的品质字validity变为invalid时，应退出相应保护，必要时应停电检查电子式互感器采集器和合并单元。

5.6.6 用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源，当一路直流电源故障时，应退出相应保护装置，并及时处理。

5.6.7 电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

5.6.8 电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置，并满足双重化保护相互完全独立的要求。

6 技术管理
6.1 文件资料管理规定
6.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件
6.1.1.1 各装置技术使用说明书、调试大纲、实验报告、图纸资料等；
6.1.1.2 全站SCD配置文件；
6.1.1.3 各智能电子设备的CID、ICD文件；
6.1.1.4 全站的GOOSE网络图、网络参数表，包括交换机配置文件、VLAN设置情况等；6.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。

6.1.2 配置文件管理规定
6.1.2.1 配置文件的修改，应经运行维护单位、设计单位、设备制造商、系统集成商共同确认，并经现场试验验证正确无误。

6.1.2.2 配置文件修改应经过专业专责审核，主管领导批准方可实施。

6.1.2.3 运行维护单位对全站配置文件、装置的CID文件应及时备份，建立配置文件档案，记录配置文件修改情况和经验证过的最终版本，并同时存放与不同介质中。

6.2 设备命名规定
6.2.1 继电保护设备命名规则
6.2.1.1 “厂站名称”＋“一次设备名称”＋“保护设备型号”。

例如：洛川变洛信Ⅰ线PCS931GM保护。

6.2.1.2 双重化配置相同型号的断路器保护命名：接于间隔层GOOSE 1网的××断路器保护命名为：“厂站名称”＋“××断路器一次设备名称”＋“保护设备型号Ⅰ”；接于间隔层GOOSE 2网的××断路器保护命名为“厂站名称”＋“××断路器一次设备名称”＋“保护设备型号Ⅱ”。

6.2.2 合并单元（MU）
设备单元名称编号+合并单元类型（OCT、EVT）+合并单元+组别号（Ⅰ或Ⅱ），举例：“ 3311断路器OCT合并单元Ⅰ”，“1号主变330kV侧EVT合并单元Ⅰ”，“330kV母线EVT合并单元Ⅰ”。

6.2.3 智能终端
设备单元名称编号+智能终端+组别号（Ⅰ或Ⅱ），举例：“3311断路器智能终端Ⅰ”，“1号主变本体智能终端Ⅰ”。

6.2.4 交换机
交换机对应回路设备+交换机+网络组别号（Ⅰ或Ⅱ），举例：“XX线路过程层交换机Ⅰ”，“1号主变过程层交换机Ⅰ”，“330kV过程层中心交换机Ⅰ”。

7 缺陷管理
7.1 智能设备的危急缺陷
7.1.1 全站时钟同步丢失
7.1.2 电子互感器故障
7.1.3 合并单元故障
7.1.4 GOOSE断链，可能造成保护不正确动作的
7.1.5 保护开入异常变位，可能造成保护不正确动作的
7.1.6 保护装置故障或异常退出
7.1.7 GOOSE交换机故障
7.1.8 光功率发生变化导致装置闭锁
7.1.9 保护装置接收合并单元数据异常
7.1.10 智能终端故障
7.1.11 其它直接威胁安全运行的情况
7.2 智能设备的严重缺陷
7.2.1 GOOSE断链，对保护功能没有影响的
7.2.2 接线端子锈蚀严重；
7.2.3 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障
7.2.4 测控装置接收合并单元数据异常
7.2.5 装置液晶显示屏异常
7.2.6 其它有可能威胁安全运行的情况
7.3 异常及事故处理原则
7.3.1 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。

7.3.2 对于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。

7.3.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运行人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。

7.3.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。

7.3.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。

7.3.6 交换机故障
7.3.6.1 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；
7.3.6.2 间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，等同于智能终端故障处理；
7.3.6.3 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。

8 检验管理
8.1.1 定期全部检验的项目应包括：
8.1.1.1 电子式互感器应与合并单元配套进行一次升流、升压试验；
8.1.1.2 电子式互感器工作切换试验；
8.1.1.3 光纤回路的光率试验；
8.1.1.4 光纤支路GOOSE使能功能试验；
8.1.1.5 GOOSE合闸、跳闸、启动、闭锁功能试验；
8.1.1.6 SV交换机、GOOSE交换机镜像口功能试验；
8.1.1.7 故障录波（测距）的GOOSE报文录制量、启动量检查。

8.1.2 备品备件及测试仪器管理
8.1.2.1 运行维护部门应根据设备运行情况，制定相关备品备件清单，明确备品备件储备的下限值，对于低于下限数量的备品备件储备要及时补充。

8.1.2.2 运行维护部门应建立备品备件台帐，做好出库、入库记录。

8.1.2.3 设备维护班组应配置智能变电站设备专用材料，如尾纤、光纤熔接机、光功率计、误码仪、光时域反射仪、红光笔、数字继电保护测试仪等。

8.1.3 检验继电保护装置每个SV、GOOSE压板定义名称正确性，检验压板设置完整，每个回路相互独立。

8.1.4 检验二次回路虚端子连线正确无误，相应保护或智能终端反映正确。

8.1.5 检验各继电保护装置、智能终端、电子式互感器、MU等智能设备与同步时钟通信正常，人为修改装置时钟后能快速修正，合并单元10分钟的守时误差应不大于4μs。

8.1.6 继电保护装置软件逻辑功能调试参照《继电保护检验规程》相关内容执行。

8.1.7 对装置CID、ICD文件和全站配置文件中涉及检验设备部分正确性核对、验证。

8.1.8 保护屏柜、交换机、户外汇控柜二次光缆、尾纤布置合理，绑扎可靠无伤痕，光纤头熔接完好，接触可靠。

8.1.9 保护装置、MU、智能终端、网络SV交换机、GOOSE交换机、相关保护自动化设备之间通信正常，收信、发信电平符合装置接受规定。