华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程.doc

华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程2023-07-28发布 2023-10-01实行华中电网有限公司 发布目 次1 范围12 规范性引用文献13 术语和定义24 总则45 管理体系46 职责与权限57 调度管辖范围划分78 运营管理89 异常与事故解决1710 整定计算2011 定值告知单2212 配置及入网2313 软件版本2414 新、改扩建工程2515 检查管理2716 反措管理2817 记录分析2818 继电保护技术监督29附录A（规范性附录） 华中网调直调厂站变压器中性点接地方式规定 31附录B（规范性附录） 华中网调直调厂站保护版本升级书面申请格式 35附录C（规范性附录） 华中网调继电保护整定计算参数格式36附录D（规范性附录） 华中网调直调厂站并网继电保护资料37附录E（规范性附录） 华中网调直调厂站保护动作分析报告41附录F（规范性附录） 华中网调直调厂站保护动作记录记录月报42前 言为加强华中电力系统继电保护及安全自动装置的调度管理，保障电力系统安全运营，依照华中电力系统调度管理规程规定,制定本规程。本规程是华中电力系统调度管理规程有关继电保护及安全自动装置管理部分内容的具体规定，与华中电力系统调度管理规程具有同等效力。本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F为规范性附录。本规程的附录A为资料性附录。本规程由华中电网有限公司提出。本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。华中电力系统继电保护及安全自动 装置调度管理规程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。本规程合用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其它活动中与继电保护及安全自动装置调度管理有关的行为。2 规范性引用文献下列文献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献，其随后所有的修改单（不涉及勘误的内容）或修订版均不合用于本标准，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献的最新版本。凡是不注日期的引用文献，其最新版本合用于本标准。GB/T 14285-2023 继电保护及安全自动装置技术规程DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运营整定规程DL/T 57295 电力变压器运营规程DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运营评价规程DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则DL/T 961 电网调度规范用语DL/T 995-2023 继电保护和电网安全自动装置检查规程DL/T 1040-2023 电网运营准则国家电网总2023407号 安全生产工作规定国电调2023149号 全国互联电网调度管理规程（试行）国家电网调2023343号 关于印发国家电网公司继电保护全过程管理工作规定的告知国家电网调继202352号 关于加强2023年继电保护评价工作的告知Q/HZDW-1003-2023 华中网调直调设备操作状态令术语规范华中电网生2023186号 关于印发华中电网技术监督工作管理暂行规定的告知华中电网调2023441号 关于印发化中电力系统调度管理规程的告知华中电网生20233089号关于印发华中电网九项技术监督实行细则（试行）的告知3 术语和定义下列术语或定义合用于本规程。3.1 电力系统电力系统是由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运营所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。3.2 继电保护及安全自动装置调度管理调度机构为保证电力系统安全、优质、经济运营，依据有关规定对电力系统继电保护及安全自动装置的配置入网、设备投产、整定计算、运营维护、技术监督等工作及其人员相关职务活动所进行的管理。3.3 电力调度机构对电力系统运营进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运营中行使调度权。3.4 调度管理规程 用于规范与电力调度运营有关行为的技术和管理规定。3.5 继电保护装置当电力系统中的电力设备等发生故障或异常时，规定在尽也许短的时限和尽也许小的范围内，自动把故障或异常设备从电网中隔离开，以减轻设备的损坏限度和对系统运营的影响，能完毕这种任务的装置称为继电保护装置。3.6 安全自动装置是指在电力系统发生故障或出现异常运营时，为保证电网安全稳定运营，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、自动切负荷、自动解列、低频和低压自动减载、电厂事故减出力、切机等装置。3.7 微机保护装置软件版本指微机保护装置各种保护功能软件（含可编程逻辑）的软件版本号、校验码、程序生成时间等软件版本信息的统称。3.8 线路纵联保护当线路发生故障时，使线路两侧或多侧（分支线）断路器同时快速跳闸的一种保护。它以线路各侧某电量间的特定关系作为动作判据，即各侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后分别按照本侧与对侧判别量之间的关系拟定保护的动作行为。3.9 保护及故障信息管理系统由厂站内收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.10 主保护是满足系统稳定和设备安全规定，能以最快速度有选择地切除被保护设备故障的保护。3.11 后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。3.12 厂站发电厂、变电站、断路器站、换流站、梯级水电厂调度中心、多个变电站的集中控制中心等单位的统称。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营、保护电气设备的重要装置，是组成电流系统整体不可缺少的重要部分。华中电力系统内各级电网公司、发电厂、电力用户有责任共同保障保护装置的安全可靠运营。4.2 继电保护及安全自动装置调度管理坚持“安全第一、防止为主”的方针。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营的有机整体。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（一下简称网调）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。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、运营维护、技术监督及其他活动中与继电保护及安全自动装置调度管理相关的行为，均应遵守本规程。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。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。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。5.2 华中电力系统内各级电网公司、发电厂、电力用户均应明确其保护装置的运营维护单位，并报相应调度机构备案。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，运营维护单位服从相应调度机构继电保护部门的调度管理。5.5 各调度机构及运营维护单位，均应按规定配备足够的继电保护专业人员和履行职责所必需的设施。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。5.7 运营维护单位应将继电保护专业人员名单报相关调度机构继电保护部门备案。调度机构亦应将继电保护专业人员名单告知相关运营维护单位。5.8 各单位应加强继电保护队伍建设，强化继电保护人员专业技能和职业素质培训。6 职责与权限6.1 网调继电保护部门 6.1.1 接受国家电力调度通信中心继电保护部门的调度管理。6.1.2 贯彻执行国家、电力行业、国家电网公司的相关标准、规程、制度等。6.1.3 负责华中电力系统继电保护专业管理和调度管辖范围内保护装置的运营管理、技术监督。6.1.4 对省调调度管辖范围内保护装置的运营管理、技术监督进行监督、指导。6.1.5 组织制定华中电力系统继电保护专业管理的标准、规程、制度等。6.1.5 行使国家电力调度通信中心及华中电网有限公司授予的其他职权。6.2 省调继电保护部门6.2.1 接受网调继电保护部门的调度管理。6.2.2 贯彻执行国家、电力行业、国家电网公司、华中电网有限公司的相关标准、规程、制度等。6.2.3 负责本省（直辖市）电力系统继电保护专业管理和调度管辖范围内保护装置的运营管理、技术监督。6.2.4 对所辖地调调度管辖范围内保护装置的运营管理、技术监督进行监督、指导。6.2.5 组织制定本省（直辖市）电力系统继电保护专业管理的标准、规程、制度等。6.2.6 行使网调及本省（直辖市）电力公司授予的其他职权。6.3 地调、县调继电保护部门的职责和权限由相应省调予以明确。6.4 运营维护单位6.4.1 执行国家、电力行业、相应电网公司制定的相关标准、规程、制度等。6.4.2 依据调度机构编制的继电保护及安全自动装置调度管理规程及其他有关规定，结合现场实际，编制保护装置的现场运营规程及检查规程。现场运营规程继电保护部分应至少涉及以下内容：a） 保护装置配置、原理简介、通道构成及相关二次回路；b） 保护装置压板、把手、按钮功能及投退规定；c） 保护装置信号的含义；d） 保护装置及通道的平常巡视、检查规定；e） 保护装置的运营信息、动作报告及故障录波报告的调取、打印方法；f） 保护装置动作或异常时的报告、联系及解决制度；g） 保护装置定值告知单的执行、核对及保存制度；h） 保护及故障信息系统子站设备的巡视、检查、操作规定。6.4.3 负责保护装置的运营维护、检查等工作。6.4.4 负责有关设备的保护整定计算。6.4.5 按规定对保护装置动作情况进行定期的记录分析和总结，提出反事故措施。6.4.6 编制、上报保护装置技术改造、反事故措施贯彻计划并负责实行。6.4.7 执行相应调度机构安排的其它工作。6.5 值班调度人员6.5.1 负责指挥保护装置的运营操作。6.5.2 指挥保护装置的定值告知单执行、保护定值更改等工作。6.5.3 根据保护装置动作情况判断系统故障及异常情况，指挥事故解决及保护装置的相应操作。6.5.4 保护装置在运营中出现异常（或缺陷）时，指挥保护装置的相应操作，并告知有关人员及时解决。6.6 厂站运营值班人员6.6.1 熟悉保护装置的配置和基本原理，根据调度指令，负责保护装置的投退、保护定值执行等操作。6.6.2 定期对保护装置及保护通道进行巡视、检查。6.6.3 保护装置动作后，负责向值班调度人员报告，将保护动作报告和故障录波等信息传到相应调度机构。6.6.4 保护装置及二次回路出现异常或缺陷时，负责向值班调度人员报告，根据调度指令进行相应解决，并告知有关人员及时解决。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相应。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。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。8 运营管理8.1 一般规定8.1.1 电气设备不允许无保护运营。8.1.2 220kV及以上设备主保护所有停运，设备宜同时停运。8.1.3 保护装置的运营操作按调度管辖范围进行。网调委托调度设备的保护装置运营操作由受委托方负责。8.1.4 厂站运营值班人员应按值班调度人员下达的调度指令进行保护装置的投退、定值更改等操作。8.1.5 运营维护单位应明保证护装置与相关一、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）的运营维护管理界面划分。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厂站应逐步建立继电保护及故障信息管理系统。8.1.7 调度机构负责拟定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。8.2 交流电压回路运营一般规定8.2.1 电压互感器二次侧严禁短路。8.2.2 采用交流电压回路的保护装置，不允许失去电压运营。8.2.3 线路保护采用线路电压互感器时，如线路电压互感器退出运营，线路应同时停运。8.2.4 停用电压互感器前应注意下列事项：a） 防止保护装置发生误动；b） 将二次回路主熔断器或自动断路器断开，防止电压反送。8.2.5 双母线接线方式且线路保护采用母线电压互感器，当运营线路由一条母线倒至另一条母线运营时：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两组母线电压互感器的并联，应是一次侧先并联，然后才允许二次侧并联。8.2.6 双母线接线方式，当一条母线的电压互感器退出运营时，应采用措施严禁母联断路器分闸，或将所有运营元件倒至运营电压互感器所在母线。8.3 交流电流回路运营一般规定8.3.1 电流互感器二次侧严禁开路。8.3.2 电流互感器的二次回路应有且只能有一点接地，一般在端子箱经端子排接地。但对于有几组电流互感器连接在一起的保护装置，如母差保护、各种双断路器主接线的保护等，则应在保护屏上经端子排接地。备用的二次绕组也应短接接地。8.3.3 电流互感器二次回路不宜进行切换。如确需进行切换，应采用防止电流互感器二次回路开路的措施。8.4 二次回路运营一般规定 8.4.1 二次回路个元件、电缆及其标志、连接走向应符合设计规范规定。8.4.2 在保护装置和二次回路上工作时，应退出该保护装置并断开与其他保护相关的回路，且应有有效的防误动、误碰保安措施。8.4.3 在运营中的电压互感器或电流互感器二次回路上进行工作时，应防止电压互感器二次回路短路和电流互感器二次回路开路。8.4.4 新安装的保护装置投运前或已运营的保护装置电流、电压回路有变动时，应带负荷检查保护极性对的后，方可将保护投入跳闸。新设备投产调试过程中，未校验极性的保护可投入跳闸。8.4.5 新安装的母线保护投运前或已运营的母线保护电流二次回路有变动时，除带负荷检查母线保护极性对的外，还应检查母线保护相关回路的各个出口继电器、出口回路及切换回路。8.4.6 新安装的变压器保护投运前或已运营的变压器保护二次回路有改变时，应带负荷进行相位、极性、差流、差压检查，检核对的后方可投入运营。变压器充电时，变压器差动保护应投入跳闸。8.4.7 母线保护备用间隔的电流互感器二次回路严禁接线。母线保护备用间隔二次回路已安装接线的，应在保护屏内将电流互感器二次回路断开。8.4.8 新设备的电压互感器、电流互感器及相关二次回路接入运营中的保护装置时，应有保障运营设备安全运营的措施。8.4.9 进行与电流互感器二次回路相关的实验时，若该电流互感器二次回路接入到运营中的保护装置，应采用措施将电流互感器二次回路与运营中的保护装置进行隔离。8.5 保护通道运营一般规定8.5.1 保护通道分保护复用通道、保护专用通道两类。8.5.2 保护专用通道的运营和检修管理，由继电保护专业负责。专用载波高频保护运营中的每日定期互换信号，由厂站运营值班人员负责。保护采用专用光芯方式时，通信专业与继电保护专业以光配线架()为工作界面。8.5.3 保护复用通道的运营、维护和检修管理，由通信专业负责，继电保护专业负责组织保护信号的互换。复用载波机以音频接口端子排为通信专业和继电保护专业的工作分界点，复用光纤保护以数字配线架(DDF)为工作界面（接口方式）或音频配线架(VDF)为工作界面（接口方式）。8.5.4 保护装置定检时应进行保护信号 (保护、远跳、远切) 互换。8.5.5 装有高频保护的线路，当线路检修完毕，恢复送电前，应先互换两侧信号，正常后投入高频保护，再送电。8.6 线路纵联保护运营一般规定8.6.1 线路投入运营，应先投入两侧线路保护、远跳及过电压保护、重合闸，然后进行送电操作；线路退出运营且需退出保护的，应先停线路，然后退出两侧线路保护、远跳及过电压保护、重合闸。8.6.2 线路两侧纵联保护，保护通道应同时投入、退出。纵联保护的后备保护可单独投退。8.6.3 旁路保护运营一般规定8.6.3.1 旁路断路器带线路运营时，带送的线路应至少有一套纵联保护运营。8.6.3.2 旁路保护、重合闸定值应按所带送线路相应的定值告知单整定，频率（专用）或通道应与线路对侧相应保护相一致，且保护通道对调完好。8.6.3.3 带送线路应采用相同原理的保护装置构成纵联保护。带送线路对侧一套保护与旁路断路器保护构成纵联保护，另一套保护可投入后备保护。8.6.3.4 220kV旁路断路器带送联络变压器时，应一方面核算旁路断路器与联络变压器中压侧断路器的电流回路可以切换，并检查电流互感器变比是否一致，核查保护定值满足旁代规定，然后方可进行电流回路、跳闸回路的切换及旁路断路器带送联络变压器的操作。8.7 断路器保护与重合闸运营一般规定8.7.1 断路器退出运营时，应退出该断路器的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸。8.7.2 3/2断路器接线的线路重合闸运营规定8.7.2.1 重合闸装置应按断路器配置，线路两台断路器重合闸应按先后顺序重合。8.7.2.2 对于准时间先后进行合闸的重合闸，一台断路器的重合闸退出时，另一台断路器的重合闸时间不作改动；对于采用回路优先进行合闸的重合闸,当整定为“先合”的重合闸退出时，另一台断路器的重合闸应由“后合”改为“先合”。8.7.2.3 线路运营，其中一台断路器退出运营，其重合闸退出；运营断路器的重合闸正常投入。8.7.2.4 接线方式为线路、变压器串时，线路停运、断路器合环运营时，线路相应断路器的重合闸退出。8.7.2.5 接线方式为两条线路串，一条线路停运、断路器合环运营时，其母线侧断路器的重合闸退出，中间断路器的重合闸正常投入。8.7.3 双母线接线方式的线路重合闸，根据线路配置一套重合闸或两套重合闸的具体情况，线路运营时，调度机构应明确重合闸方式。8.8 母线保护运营规定8.8.1 失去母差保护但母线仍需运营时，应尽量缩短母差保护的退出时间，避免进行运营母线的操作。如稳定有特殊规定期，应采用相应措施（如临时更改相关保护定值等）。8.8.2 双母线接线方式，当一条母线退出运营时，母线保护应正常投入，且母线保护二次回路不允许有工作。8.8.3 母联断路器充电保护只在母线充电时投入，充电正常后应退出。8.8.4 新建220kV线路在投产调试或新保护换型需短时退出500kV变电站的200kV母差保护时，不必更改500kV变压器保护后备时间，但应尽量缩短母差保护的退出时间。8.9 变压器、高压电抗器保护运营一般规定8.9.1 严禁变压器、高压电抗器保护无主保护运营。8.9.2 变压器、高压电抗器的非电量保护运营规定：8.9.2.1 变压器、高压电抗器和有载分接断路器的重瓦斯保护作用于跳闸，轻瓦斯保护作用于信号。8.9.2.2 遇有下列工作或情况时，运营中的变压器、高压电抗器的重瓦斯保护应由“跳闸”位置切换为“信号”位置：a) 变压器、高压电抗器在运营中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂。b) 变压器、高压电抗器油路解决缺陷。c) 变压器、高压电抗器除采油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气外，在其它所有地方打开放气和放油阀门。d) 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。e) 用探针实验时。变压器、高压电抗器的压力释放保护、绕组温度保护作用于信号。8.9.2.3 变压器、高压电抗器加油、滤油、换潜油泵、更换油再生装置的硅胶等作业完毕后，运营48小时后检查无气体，才允许将重瓦斯保护投入跳闸。8.9.2.4 新投产、长期备用状态和检修后的变压器、高压电抗器充电时，须将重瓦斯保护投入跳闸位置，充电良好后，切换到信号位置，经48小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。8.9.2.5 变压器、高压电抗器的压力释放保护、温度保护、冷却系统全停等其它非电量保护的出口方式，现场运营规程应予以明确。8.10 线路远跳及过电压保护运营一般规定8.10.1 线路远跳及过电压保护应经就地故障判别闭锁，并闭锁重合闸。8.10.2 线路远跳及过电压保护宜经线路纵联保护通道传输信号。8.10.3 线路远跳及过电压保护的出口跳闸回路应独立于线路保护跳闸回路。8.10.4 线路保护停用时，应同时退出共通道的线路远跳及过电压保护。8.11 故障录波装置与保护及故障信息管理系统运营一般规定8.11.1 故障录波装置正常应投入运营。如需退出运营，应经值班调度人员批准。8.11.2 保护及故障信息管理系统的子站投退应经调度机构批准。8.11.3 不允许通过保护及故障信息管理系统子站投退保护装置软压板。8.11.4 不允许通过保护及故障信息管理系统主站远方更改保护装置定值。8.11.5 运营值班人员应能通过保护及故障信息管理系统子站进行保护动作报告、定值、故障录波的调取等工作。8.12 变压器中性点接地方式一般规定8.12.1 变压器中性点接地方式由调度机构拟定。变压器中性点接地方式原则：a） 保持电力系统内零序电流分别相对稳定，防止单相接地过电压；b） 宜使单相接地故障零序电流小于两相接地故障零序电流；c） 由于变压器绝缘构造上的规定，中性点必须直接接地运营时，则均应直接接地运营。8.12.2 220kV厂、站变压器中性点接地方式的运营规定：a) 单台变压器运营，中性点直接接地。b) 两台变压器运营，其中一台中性点直接接地，另一台中性点经间隙接地。c) 三台及以上变压器经双母线并列运营，每条母线上至少有一台中性点直接接地。8.12.3 500kV厂、站变压器中性点接地方式的运营规定：a) 单台变压器运营，中性点直接接地。b) 两台变压器运营，中性点均直接接地，或均经小电抗接地。c) 三台及以上变压器运营，中性点均直接接地，或直接接地和经小电抗器接地组合。8.12.4 倒闸操作过程中，允许变压器中性点直接接地数目多于正常运营时的规定数目。倒闸操作结束后，变压器中性点接地方式应恢复正常。8.12.5 220kV变压器中性点接地方式在切换操作时，变压器零序保护运营规定：8.12.5.1 变压器中性点由“直接接地”方式改变为“间隙接地”方式。操作前，投入变压器的零序电压保护；操作结束后，将变压器中性点零序电流保护按“间隙接地”方式下的定值投入或投入间隙接地保护。8.12.5.2 变压器中性点由“间隙接地”方式改为“直接接地”方式。在操作前，先将原“间隙接地”方式下的中性点零序电流保护退出，然后按规定投入中性点“直接接地”方式下的中性点零序电流保护。操作结束后，退出变压器的零序电压保护。8.13 网调直接调度设备保护装置的运营规定8.13.1 网调直调设备出现以下情况仍需继续运营的，应经网调分管生产领导批准。如不满足单永故障考核标准的，还应经华中电网有限公司主管生产领导批准：a) 220kV线路失去全线速动保护；b) 500kV断路器失去断路器保护；c) 220kV母线失去母差保护；8.13.2 网调直调设备出现以下情况仍需继续运营的，应经网调分管生产领导批准，且运营时间不得超过6小时。如不满足单永故障考核标准的或运营时间超过6小时仍需继续运营的，应经华中电网有限公司主管生产领导批准：a）500kV线路失去全线速动保护； b) 500kV主变压器及高压电抗器失去电气主保护；c) 500kV母线失去母差保护。8.13.3 因一次系统运营方式或操作需线路停电，时间不超过24小时，二次回路无任何操作，可不退出线路保护、远跳及过电压保护，但应退出停运断路器的断路器保护及重合闸。8.13.4 长期处在充电备用的线路，两侧线路保护、重合闸正常投入。8.13.5 网调调度线路重合闸方式一般情况下采用单相重合闸方式。8.13.6 线路在运营，而相应断路器的重合闸退出运营超过24小时，应经网调分管生产领导批准。8.13.7 变压器中性点接地方式不符合正常运营规定，应经网调分管生产领导批准。8.13.8 以下通信工作导致保护通道中断，且不超过8小时，对于具有通道中断闭锁功能的光纤差动保护，可不退出运营：a) 中断光缆；b) 调整光缆纤芯或尾纤；c) 中断光纤设备电源；d) 光纤设备调整或更换；8.13.9 葛洲坝大江电厂500kV主变压器，每一扩大单元的二台主变压器为一个接地组合单元，变压器可直接接地运营或“经小电抗接地”运营。隔河岩电厂#3、4变压器可直接接地运营或“经小电抗接地”运营。500kV变压器中性点接地方式在切换操作时，变压器零序保护运营规定：a) 两台变压器由“直接接地”方式改为“经小电抗器接地”方式，在操作后，现场运营人员应按规定将两台主变压器的中性点零序电流保护的方式切换压板分别切换至“两台主变零序和电流”运营位置。b) 两台主变压器由“经小电抗器接地”方式改为“直接接地”方式，在操作前，现场运营人员应按规定将两台主变压器的中性点零序电流保护的方式切换压板分别切换至“两台主变零序分电流”运营位置。9 异常与事故解决9.1 异常及事故解决制度9.1.1 运营中的保护装置及二次回路出现下列异常（或缺陷）时，运营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报告，根据值班调度人员下达的调度指令进行解决，并告知维护单位进行异常（或缺陷）解决工作：a) 电压互感器二次回路异常；b) 电流互感器二次回路异常；c) 保护装置本体异常；d） 保护通道异常；e) 保护装置直流电源接地；f) 保护装置直流电源消失；g） 其他影响保护装置运营的异常情况。9.1.2 保护装置动作后，运营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报告，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。同时应立即告知维护单位进行检查、分析。9.1.3 线路故障跳闸后，值班调度人员应告知有关单位进行巡线，并将故障测距情况告知巡线单位。9.2 电压互感器、电流互感器二次回路异常的解决9.2.1 电压互感器二次回路异常（断线或失压），应按现场运营规程退出也许误动的电压、距离、纵联等保护，并尽快将电压互感器二次回路恢复正常，投入相应保护。若电压回路无法恢复正常，对于线路纵联保护，还应将线路对侧的纵联保护部分同时退出，后备保护可以保存。9.2.2 电流互感器二次回路异常，应按现场运营规程退出也许误动的电流、差动等保护。对于线路纵联保护，还应将线路对侧的高频或差动保护同时退出，后备保护可以保存。9.3 保护装置异常的解决9.3.1 保护装置故障告警，信号能复归时，可暂时继续运营，但应加强监视；信号不能复归时，应将故障保护装置退出。9.3.2 保护装置直流电源消失告警，运营值班人员应检查直流快分断路器是否跳开或直流熔断器是否良好。如直流快分断路器或熔断器良好，直流电源消失告警仍不能复归，应将失去直流电源的保护装置退出。9.3.3 线路单侧纵联保护装置异常，应同时退出线路两侧相应的纵联保护及异常侧的后备保护；正常侧后备保护仍可投入。9.3.4 线路单侧远跳及过电压保护装置异常，应退出线路两侧相应的远跳及过电压保护。9.4 保护通道异常的解决9.4.1 线路保护的载波通道故障告警，信号能复归时，可暂时继续运营，但应加强监视；信号不能复归时，线路两侧的纵联保护与远跳及过电压保护应同时退出。9.4.2 远跳及过电压保护的通道故障告警，信号能复归时，可暂时继续运营，但应加强监视；信号不能复归时，应同时退出线路两侧通道异常的远跳及过电压保护。9.4.3 传送远跳信号的线路纵联保护通道异常时，应同时退出线路两侧通道异常的远跳及过电压保护。9.5 直流接地的解决9.5.1 查找保护装置直流接地，应先退出被查保护装置，再断开该保护装置的直流电源。恢复时，先合直流电源，再投入保护装置。9.5.2 直流电源系统发生接地故障，如需在保护二次回路中拆线寻找直流接地点，应先退出相应的保护装置，再断开该保护装置的直流电源。恢复时，先合上直流电源，再投入保护装置。9.6 变压器保护动作跳闸后的解决9.6.1 变压器重瓦斯或差动保护之一动作跳闸后，现场人员应立即检查变压器外部有无明显故障，并检查瓦斯气体、其他保护及故障录波装置的动作情况，拟定变压器内部无明显故障，并经值班调度人员批准后，可对变压器试送一次。如判断差动保护误动作，可退出误动的差动保护。试送前应投入变压器重瓦斯保护。有条件时应进行零起升压。9.6.2 变压器后备保护动作跳闸后，应检查变压器有无其他保护动作，在拟定本体及引线无端障后，可对变压器试送一次。9.6.3 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后，应进行检查并适当减少变压器输送功率。9.7 断路器保护与重合闸的异常解决9.7.1 断路器保护装置故障需退出运营时，相应断路器宜同时停运。9.7.2 3/2断路器接线的线路，其中一台断路器的重合闸装置异常，异常重合闸应退出运营，正常重合闸投入。9.8 系统稳定控制装置及其通道异常或故障，按相应的厂站稳定装置调度运营规定解决。10 整定计算10.1 保护装置的整定计算应以保证电网安全稳定运营和设备安全为目的，遵循局部服从整体、下一级电网服从上一级电网的原则。10.2 保护装置的整定计算应依据DL/T 559220-500kV电网保护装置运营整定规程、DL/T 684大型发电机变压器组继电保护整定计算导则、DL/T 5843-110kV电网保护装置运营整定规程，编制保护装置整定方案及运营说明并履行审批手续。电网结构、运营方式变化较大或重要设备变更时应及时校核。10.3 保护装置的整定计算应以常见的正常运营方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式为依据。电力系统运营方式应以调度运营部门提供的书面资料为依据。10.4 保护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 发电公司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、整定方案及定值报调度机构审批。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营维护单位负责整定计算，并将其定值、整定方案、运营规定报网调备案；变压器、并联电抗器的非电量保护由其运营维护单位负责归口管理，并下达定值告知单。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（涉及最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面及时明确，共同遵守。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规定。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，经双方协商拟定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前告知受影响方。10.4.6 安全自动装置的定值和策略表定值由调度机构拟定。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。10.5 整定计算部门应根据电力系统发展变化适时编制继电保护整定方案。在编制继电保护整定方案时，相关单位或部门应根据整定计算部门需要及时提供相应资料。10.5.1 工程管理部门应于工程投产前3个月提供：a) 被保护电力设备的基本性能、图纸、技术说明书及有关参数资料等；b) 线路的型号、设计参数等；c) 系统发展规划及接线，以及基建投产时间顺序等；d) 断路器的基本性能，涉及：跳、合闸线圈的起动电压、电流；跳、合闸时间及其三相不同期时间；辅助接点、气压或液压闭锁接点的工作情况等。e) 电流互感器、电压互感器的变比、特性及安装位置等。f) 保护装置原理说明书、技术协议、软件版本、设计院及保护厂家设计图纸、现场打印的保护定值清单等技术资料。g) 最佳重合闸时间；h) 线路工频过电压水平10.5.2 工程管理部门应于工程投产前1周提供线路参数的实测值。10.5.3 运营方式部门应提供：a) 线路、变压器事故最大过负荷电流；b) 设备最高、最低允许运营电压；c) 电网解列点；d) 线路最小功率因数；e) 厂站一次接线图；f) 系统稳定的特殊规定；g) 允许使用的重合闸方式。