继电保护装置及压板管理细则

第一篇：继电保护装置及压板管理细则

设备内控管理体系 继电保护装置及压板管理细则

继电保护装置及压板管理细则 目的

为了进一步完善继电保护装置及其压板的管理，明确电气专业各级人员责任，规范电气值班人员或检修人员投退继电保护装置及其压板的操作行为，确保继电保护装置安全、可靠、稳定运行，特制定本细则。2 适用范围

本细则适用于中海石油舟山石化有限公司机动部、运行五部和维保单位。3 编制依据

3.1 《电气运行规程》，TM28-16。

3.2 《继电保护及安全自动装置技术规程》，GB/T14285-2006。3.3 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》，DL/T 995-2006。

3.4 《中海石油舟山石化有限公司电气管理办法》，MP-01-04，2015，公司。4 释义

4.1 继电保护装置

当电力系统本身或电气设备（如发电机、线路等）发生故障危及电力系统安全运行时，能够及时向运行值班人员发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件扩大发展，实现这种自动化措施的成套设备,一般通称为继电保护装置。它由测量比较元件、逻辑判断元件、执行输出元件等多个电子元器件模块或单元组成。主要包括：

a)完成数据采集和处理、遥控和通信等功能的监控装置；

b)电力线路、母线、发电机、变压器、电动机、电力电容器及补偿装置等设备的保护装置；

c)自动重合闸、备用设备及备用电源自投装置及电源快切装置； d)发电机自动调整励磁装置、自同期与准同期装置； e)低周低压减载装置、故障录波装置； f)连接控制与保护装置的二次回路与元件。4.2 压板

连接或断开电气二次控制回路中某个节点的连接片简称压板。主要包括： a)安装在开关柜和保护屏上的联锁或保护压板；

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b)安装在进线柜和母分柜上的闭锁压板； c)继电保护装置内置的软压板。5 职责 5.1 机动部职责

a)负责继电保护定值的计算、校核、发布； b)负责审核继电保护装置的调试方案； c)负责继电保护装置检维修计划的审核；

d)负责继电保护装置备件的采办计划或更新计划的审核；

e)负责低周减载、快切装置、母线、线路继电保护装置投退的审批； f)参与公司新建、改扩建电气工程一次主接线方案、继电保护的配置方案、保护方式、二次接线图的审查；

g)参与继电保护装置选型和工程验收等工作；

h)负责公司电力系统与外部电网继电保护的配置、定值以及定期检验的协

调工作；

i)负责低周减载、快切装置、母线、线路继电保护装置检维修质量验收工

作。

5.2 运行五部职责

a)负责继电保护装置的日常运行维护管理； b)负责继电保护装置检维修计划的编制；

c)负责继电保护装置备件的采办计划或更新计划的申报；

d)负责继电保护装置的日常巡检，并定期开展专项检查，主要检查其运行

是否正常、是否与运行方式相符；

e)负责继电保护装置投入、停用和保护方式切换等操作；

f)负责继电保护装置调试、检维修工作时安全措施的落实和安全监护管

理；

g)负责除低周减载、快切装置、母线、线路之外其他继电保护装置检维修

质量验收工作，并参与上述保护装置的检维修质量验收；

h)发现继电保护装置缺陷及时联系维保单位处理或更换，并做好记录。5.3 维保单位的职责

a)负责继电保护装置维护或更换工作；

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b)负责继电保护装置保护定值的输入和核对；

c)负责配合调试单位开展继电保护装置的调试或预防性试验工作。6 继电保护装置的管理 6.1 继电保护装置的基本要求

6.1.1 继电保护装置应满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性“四性”的基本性能要求；

a)选择性：是指首先由故障设备或线路本身的保护装置将故障从电力系统

中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安 全运行，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻 设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。为保证选择性，对相邻 设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件(如起 动与跳闸元件、闭锁与动作元件)，其灵敏系数及动作时间应相互配合； b)速动性：是指在发生故障时，保护装置能迅速动作切除故障，从而缩小故障范围，减轻短路引起的破坏程度，减小对用户影响，提高系统的稳定性及提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等； c)灵敏性：是指继电保护装置在其保护范围内发生故障或不正常运行状态时的反应能力，即保护装置应具备的灵敏系数。灵敏系数应根据不利正常(含正常检修)运行方式和不利的故障类型计算；

d)可靠性：是指继电保护装置在保护范围内发生了故障时，保护装置该动作时应动作，不该动作时不动作。为保证可靠性，宜选用性能满足要求、原理尽可能简单保护方案，并应具有必要的检测、闭锁和告警等措施，以便于整定、调试和运行维护。

6.1.2 所有保护装置均应在检验和整定完毕，按有关规程验收合格后，方能正式投入运行。

6.1.3 凡经整定好的继电保护装置，任何人不得擅自更改保护定值，更不准随意乱动、乱调。

6.1.4 一次设备投入运行时，继电保护和自动装置必须同时投入。

6.1.5 线路两端的光纤差动保护装置型号应相同，CT型号和参数也应相同。6.2 运行管理

6.2.1 电气运行人员要按《电气运行规程》要求，做好继电保护装置日常运行中海石油宁波大榭/舟山石化有限公司

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管理工作，认真进行定期巡回检查，并重点作好下列检查工作：

a)微机继电保护装置外壳是否完好，接点是否有变形或烧伤现象； b)各压板的位置与运行方式是否相符； c)各微机继电保护装置是否有发热现象； d)微机继电保护装置各指示灯指示是否正确； e)微机继电保护装置显示屏显示是否正常。

6.2.2 运行中的微机继电保护装置及自动装置，出现下列情况之一者，应立即退出运行：

a)继电器有焦臭味或着火、冒烟； b)继电保护或自动装置误动作； c)出现可能使装置误动作的信号；

d)CT开路应停用该CT所带的微机保护装置；

e)查找直流接地时，在断开直流熔断器（断路器）前应停用由该直流熔断

器（断路器）控制的保护装置。

6.2.3 下列情况应停用整套微机继电保护装置：

a)在微机继电保护装置使用的直流回路、交流回路、开关量输入、输出回路上工作；

b)微机保护装置内部作业； c)继电保护工作人员输入定值。

6.2.4 在继电保护装置及二次回路上开展工作前，电气运行人员必须审查维护检修人员的工作票及其安全措施是否正确，并采取有效措施防止继电保护装置误动作发生。

6.2.5 继电保护装置检修维护或调试工作完毕后，电气运行人员应进行验收，检查拆动的接线、元件、压板位置、标志是否恢复正常，保护装置是否有报警信号，试验交接记录所写内容是否清楚等，验收合格后方可投入运行。

6.2.6 属于地方电力调度许可的继电保护装置，机动部应与地方电力部门继保室核准保护定值，其投运、停用和保护方式切换等操作，需得到电力值班调度的命令或同意后方可操作。

6.2.7 新安装的或有较大更改的继电保护装置,必须经有资质单位进行调试，并出具合格报告后才能投用。

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6.2.8 继电保护装置出现异常或动作后，电气运行人员应进行认真检查和故障判断，详细记录异常情况或动作情况，并立即汇报相关主管领导，通知有关继保人员到现场处理。

6.2.9 继电保护装置信号的复归，应根据故障性质和管辖权限进行，一般故障经值班长与运行人员共同确认即可复归，重大故障必须经电气班长或电气专业人员确认才能复归，所有动作信号必须执行“先记录，后复归”的原则，然后登记在《继电保护动作记录》簿中，并向机动部相关领导汇报。

6.2.10 正常情况下，变电所的电压互感器和线路侧电压互感器不允许退出运行，必须退出运行时应充分考虑到其对继电保护装置的影响，采取相应防范措施，并办理相关手续。

6.2.11 Ⅰ、Ⅱ段母线PT在一次侧未并列前，二次侧不得并列，以防反充电造成PT熔断器熔断，使保护失压而误动作。

6.2.12 电气运行人员应每月进行一次微机保护装置采样值检查并校对时钟。6.2.13 为避免继电保护装置等电子设备受电磁信号的干扰而发生误动作，在该类设备运行时，其周围2m内严禁使用对讲机、手机等电子器具。

6.2.14 继电保护装置，原则上要求全部投用，特殊情况下或检维修需要停用保护装置、退出压板，则必须办理停运手续。6.3 定值管理

6.3.1 保护定值整定计算应符合继电保护有关规定及保护定值间的相互配合原则，继电保护定值单由机械动力部负责计算、审定，公司主管领导批准方为有效，定值单应有编号并注明编写日期。

6.3.2 机动部应根据电力系统实际情况、运行方式的变化及时组织继电保护定值修改计算。

6.3.3 继电保护定值要严格执行《继电保护整定值通知单》，由机动部留存并下发电气班组、运行五部和维保单位。

6.3.4 发布的保护定值单任何人不得随意修改，如设备变化或其他原因需要更改保护定值，需要办理保护定值变更手续。6.4 保护装置检验规定

6.4.1 保护装置应进行定期检验，检验由机动部安排落实；定期检验周期及检验标准原则上应按照国家现行试验标准《继电保护和电网安全自动装置检验规中海石油宁波大榭/舟山石化有限公司

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程》要求执行，具体结合公司大修周期和保护装置状态情况，由机械动力部编制继电保护检验计划，经公司主管领导批准后安排检验,因生产装置连续运行限制，确实不能按照规程规定周期进行检验的保护装置，必须报公司主管领导批准。6.4.2 新安装的或有较大更改的继电保护装置投入运行前，必须要经过有资质的单位按照国家相关规范进行检验，并仔细检查、确认设备选型、接线等符合设计图，确认保护整定值符合定值通知单、保护动作正确无误。

6.4.3 在生产装置许可的情况下，应定期进行一次断路器保护装置的分合闸试验及进线、母分开关的分合闸自动投切试验，以检验保护装置动作的正确性。6.4.4 长期冷备用的继电保护装置应每季度进行一次通电（1～2天），并做好记录。

6.4.5 检验工作中需要拆除二次线时，必须做好记录和标记，工作结束后按原样恢复，并用动作试验检查接线的正确性。所有接线端子或连接片上的电缆标号应完整齐全，连接螺丝牢固可靠，标记清晰并与图纸符合。

6.4.6 对数据已送入电气后台监控系统的保护继电器，维护人员应定期对微机继电保护装置进行采样值检查。

6.4.7 改造、检修或更换一次设备后，运行中发现其配置的保护装置出现异常情况，应及时对保护装置进行补充检验。

6.4.8 检验工作结束后，检验单位应认真做好继电保护检验记录，并出具保护装置检验报告。

6.4.9 新、改、扩建工程保护装置的检验和整定试验均由施工单位负责,施工单位应提出调试方案，报机械动力部审核后方可进行调试。7 附则

本细则由机械动力部负责解释。

【正文结束】

附件：保护装置（压板）投退申请表

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第二篇：继电保护装置定值管理规定

继电保护装置定值管理规定

范围

本标准规定了供电公司继电保护整定计算的职责，并针对变电站的设备制定了继电保护定值的管理内容与方法，是继电保护定值工作的基本依据和管理标准,各级与继电保护及安全自动装置相关的调度、生产、基建等部门应遵守执行。规范性引用文件

水电生字第11号 继电保护及安全自动装置运行管理规程

调继[2008]46号 福建省网县级公司继电保护定值计算和定值管理规定 3 整定计算职责 3.1 调度所职责

3.1.1 调度所为市电网继电保护整定计算技术管理归口单位。负责监督执行上级有关整定计算规程、规定。

3.1.2 负责调度管辖范围内的继电保护整定计算及定值管理工作，保证所管辖范围内继电保护整定计算及定值执行的及时、完整和正确,并与电网运行要求相适应。不因自身原因造成新建、扩建、技改等工程工期滞后。

3.1.3 每年按时下达公司所属各变电站各电压等级母线最大、最小短路容量。3.l.4 根据地调下发的系统综合阻抗及边界定值限额，及时校核管辖范围内的定值；向地调报备与福州电网整定分界点上的110kV变压器保护定值及分界点的边界阻抗。

3.1.5 负责审核整定范围分界点的下级保护整定值配合。

3.l.6 按时上报继电保护动作月报、年报及动作评价等继电保护动作相关报表。3.l.7 收集、整理、健全定值整定有关的继电保护图纸、资料及电气设备的参数。3.l.8 每年一季度编制所辖电网继电保护整定方案及运行方式说明，经相关部门会审、分管领导批准后实施。

3.l.9 每年或结合基建工程、电网接线变化、负荷性质变化、小电源情况变化等，向调度所报备本侧归算至整定分界点的综合阻抗、主设备、线路参数，向调度所报备分界点上的 保护定值。定值管理内容与方法 4.1 定值整定范围划分

4.1.1 调度所负责管辖范围内的110kV主变及以下母线、线路、电容器、接地变、站用变、低频低压减载等保护装置的整定计算，负责公司所属变电站备用电源自投（含0.4kV站用变备用电源自投）装置的整定计算。其中：

4.1.1.1 站用变0.4kV母线配有备自投保护装置的，投切方式的整定方案由变电部负责提供，调度所负责审定后统一下发定值单。

4.1.1.2 变压器非电量保护由生产计划部负责按福建省电力有限公司生产运行部下达的《关于印发福建省变压器非电量保护定值单的通知(闽电生便（2006）0162号)》 的要求整定签字并盖部门公章后转调度所，由调度所负责编制定值单号后，将其与主变压器的电量保护定值单一并发布至相关部门。另外，主变启动风冷定值由生产技术部负责提供电流定值大小，具体对应保护装置的定值单由调度所负责整定下达。

4.2 定值整定

4.2.1 继电保护的定值整定应符合相关的整定计算规程、规定及反措要求。应以经领导审核的地区系统运行方式及运行参数为依据，按照电网继电保护整定方案及运行方式说明所确定的各项原则、变压器中性点接地方式以及整定范围分界点上的边界阻抗和边界限额的要求进行整定。电网继电保护方案及运行方式说明的编制内容包括如下：

4.2.1.1 系统运行方式的有关说明。4.2.1.2 各变电站变压器中性点接地方式。

4.2.1.3 各种保护装置的整定原则及为防止系统瓦解，或保证重点用户用电作特殊考虑的整定原则。

4.2.1.4 继电保护运行注意事项或规定事项，正常检修方式或特殊方式下继电保护的安排以及可能出现的问题说明。

4.2.1.5 正序及零序阻抗参数图、继电保护配置表。

4.2.1.6 整定方案对系统近期发展的考虑及保护配置缺陷说明、定值失配说明等其他遗留的问题和改进意见。

4.2.2 工程项目筹建单位应按调度规程的规定，将有关的电气设备的参数、图纸、资料等提交继电保护整定部门，整定部门应于投产前二天提供正式的保护定值单。

4.2.3 定值整定管辖范围变更时，应同时移交有关图纸、资料，一个月内由接管单位复核定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

4.2.4 采用计算机定值计算专家系统计算的整定值结果，应经过人工校核或经不同厂家的计算机定值计算专家系统校核。当系统发生变化时，应及时更新专家系统的电网参数数据库。

4.3 定值单管理

4.3.1 定值单实行统一编号，更改定值的定值单应注明被替代的定值单编号。定值单内容应填写完整，除装置全部整定值内容外，还应标明保护或自动装置型号、被保护设备双重编号、主设备容量、限荷，CT、PT变比、定值单签发的日期、要求执行定值的时间、实际执行时间等详细内容，并加盖整定部门公章；根据一次系统运行方式变化需更改运行中保护定值的，与相邻线路有配合关系的也应在说明栏中说明清楚。

4.3.2 如遇临时性运行方式或事故抢修运行，需要变更保护定值时，可由调度员直接下达调度指令进行更改，如上述特殊方式运行时间超过三个工作日，应在三个工作日内补发正式定值单。

4.3.3 保护装置的定值单及整定计算底稿需整理成册，妥善保存。4.3.4 定值单的管理

4.3.4.1 为维护定值单的严肃性，各单位需妥善保存纸质定值单定值本，严禁因折叠、破损、缺角、肮脏、复印不明等原因导致误整定或保护误投退。

4.3.4.2 要求每年8月进行保护定值单的核对。变电部门、检修部门根据定值整定部门提供的定值清单进行详细核对后将结果报定值整定部门；定值整定部门再根据核对结果进行最终确认后将现运行的定值清单通知变电部门、检修部门，并配合各部门将不全的定值单补齐，同时将本次核对情况报备设备所属生产技术部门。4.4 定值单审批

4.4.1 保护定值单应有“计算、审核、批准”三栏；其中“计算” 栏由整定部门保护整定人员签字，“审核”栏由生产技术部门保护专责签字，“批准”栏由或整定部门领导签字。

4.4.2 站用变高压侧不带有断路器而采用其它方式保护(例熔丝、负荷开关等)的，参照厂家出厂定值选配，由变电运行部门运行专工负责确认，定值选配表应编入该站设备运行维护规程。

4.4.3 对有定值失配等不符合有关规程规定的问题，整定部门保护整定专责应编写整定方案，经整定部门内部集体讨论确定后，报设备所属的生产技术部门审核，并经本单位总工程师或分管领导批准后执行。

4.5 定值单执行

4.5.1 继电保护定值单是现场继电保护设备调试、运行的依据，现场保护装置定值整定应严格按定值单的内容完整执行，包括核对定值单中的全部文字说明项的内容；执行过程中如有疑问或因设备、运行等因素不能完全满足定值单的要求时，应及时反馈整定专责并征得同意，不得随意更改或者不执行其中某一部分内容，同时现场调试人员应做好记录并在OMS系统调试意见栏中详细注明；上述定值变动，整定专责通过当班调度员下达调度指令执行，整定专责应在三个工作日内补发正式定值单。

4.5.2 定值单执行完成后，调试人员应向运行人员做书面交代，在二次记录簿上详细写明定值单执行情况，变电运行人员应与值班调度员核对定值单编号并汇报执行情况（包括定值单编号，执行时间，定值偏差或存在问题等），经核对无误后方许可投运。对于书面定值单，调试人员、应在定值单相应栏上签名（当由外单位人员调试时，本单位保护验收人员应在“验收人员”栏签名；由本单位继电保护人员调试时，“验收人员”“调试人员”栏应由本项工作不同的调试人员签名），变电运行人员及调度员在各自的定值单上签名及对方的姓名并签注执行时间；若定值单是通过OMS系统流转，则应在OMS系统上完成相应确认流程。

4.5.3 现场定值单应按照定值单要求的期限执行，对于暂时无法执行的定值，有关执行部门应向整定专责说明原因，并需征得整定专责同意。

4.6调试定值单执行 4.6.1 新建、扩建、技改工程，负责定值计算的继电保护部门应配合工程进度及时提供所有保护装置的调试定值单。调试定值单以OA或书面形式或OMS系统调试定值单流程传送给筹建单位，调试定值单仅有署名，无审核、无编号，也不加盖公章。调试定值不得用于保护设备的正式投产。

4.6.2 工程筹建单位应督促调试单位认真核对调试定值单全部内容，并在设备启动前的五个工作日内将核对结果签注在调试定值单上并将调试定值回执整定专责，同时在调试定值单上签署调试人员和筹建人员姓名，或在OMS系统上注明并完成确认流程。若调试定值单定值内容与现场保护装置定值清单有出入时，要求调试单位打印一份定值清单，附在调试定值单后面，同时反馈于整定专责，以确保正式通知单与现场实际情况一致。

4.7 OMS系统定值单管理

4.7.1 定值单通过OMS系统的定值单工作流程下发后，对于原先下发的书面定值单，将结合基建、技改及定值调整逐步取消，在该定值未被替代前仍然有效。

4.7.2 定值单通过OMS系统的定值单工作流程传送时，应严格按照整定、审核、运行验收等有关的预设流程执行。定值单流程所涉及到的各角色应及时完成相应工作，并将姓名、时间及意见等内容填写完整。

4.7.3 为保证OMS系统中定值单执行流程能顺利及时的完成，要求定值单调试人员在定值单执行完毕后应立即在现场完成定值单流程的相应的工作（由外单位人员进行保护调试时，此内容由本单位参加验收的继电保护人员负责填写，并在备注栏备注：此定值单由XX单位的XX人执行），保证变电运行人员能及时与调度员进行定值核对汇报工作。

4.7.4 若因特殊情况或其他原因确实无法现场及时完成OMS系统定值执行流程的确认工作，在征得调度部门领导或本单位相关领导同意后，可以先用书面或电话方式完成定值单核对工作，但必须在24小时内补充完成OMS系统流程的确认工作。

4.7.5 考虑现场计算机网络的可靠性，在现场网络不通，无法正常进行定值单执行流程的情况下，现场调试、运行人员应及时通知整定专责，取得相应定值单的清晰传真件（该传真件上应有公章），调试人员据此执行后，运行人员应与调度员进行核对并记录，之后调试、运行双方应在各自的传真件上签字并在二次本上详细记录。定值单流程所涉及到的各角色在网络恢复正常后应及时完成相应工作。

4.7.6 考虑计算机网络的可靠性，整定部门、变电站及调试班组应保留一份书面保护定值单。变电站及调试班组保留的书面定值单应有调试人员、运行人员双方签字。检查与考核

本标准自颁布之日起执行，按《市供电有限公司职工奖惩管理办法》（长供标[2009]24号）进行考核。

第三篇：福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

福建电网继电保护软压板和信号远方操作管理规定

一、总则

1.1为适应电网快速发展及调控一体管理模式的要求，充分发挥电网二次设备的性能，减轻运维检修人员的劳动强度，提高电网运行效率，决定审慎开放对福建电网各变电站35千伏及以下等级的继电保护（含110千伏备自投等安全自动装臵，以下同）远方投退软压板，开放各电压等级的保护信号远方复归，为规范本项工作，确保电网运行安全，特制定本规定。

1.2本规定规范了继保设备软压板和信号远方操作要求、实现办法、应用原则以及保护设备应满足的技术条件等。

1.3本规定适用于福建省电力有限公司所属已实现调控一体并完成二次远控操作功能调试验收的直管单位新建变电站，已运行变电站应依据调度主站和变电站二次设备的技术条件逐步完善，其他采用调控一体模式的配调中心可参照执行。

二、术语

2.1远方操作：指在调控中心EMS系统及该系统运维监控工作站遥控投退保护软压板、复归保护信号的操作。

2.2就地操作：指在保护屏上进行硬压板的操作或通过保护装臵面板进行软压板的操作；在保护屏上对保护信号进行复归的操作。

三、软压板远方投退及信号远方复归实现办法

3.1 新建站在调控一体技术支持平台以站内遥控方式实现远方投退软压板功能,即由调控系统延伸工作站下发远方投退软压板的命令给综合自动化系统，再由综合自动化系统将投退命令转发给保护装臵执行。目前采用远方改定值的规约命令方式实现远方投退软压板功能的厂站可继续运行。

3.1.1保护装臵及站内综自系统应具备软压板及其远方投切功能，保护装臵的软压板功能，即重合闸、低周功能、备自投方式等功能性压板的投退应以软压板的形式而不能以控制字的方式进行，同时保护装臵应支持将软压板做为遥信形式上送并在远方投退成功后将投退情况以变位遥信的形式上送，如投退不成功，应返回遥控失败信息。注：保护装臵软压板与硬压板的关系均采用与门逻辑。3.1.2实行远方投退继电保护和自动装臵软压板的变电站，各继电保护和自动装臵相应的硬压板正常应保持固定状态。如：重合闸压板投入、闭锁重合闸压板解除、低周减载压板投入、备自投外部方式压板均解除等。

注：备自投装臵外部方式压板投入时均为闭锁相应方式压板，应针对不同装臵软压板投入定义不同而采取不同的遥控方式。

3.2变电站继电保护信号的远方复归功能在EMS系统中实现，采用软复归及硬复归两种方式。

3.2.1软复归：由EMS系统远方发送规约命令，通过保护装臵通信接口实现保护动作信号复归，它直接作用于保护装臵。

3.2.2硬复归：由EMS系统远方发操作命令给测控装臵，通过测控装臵的硬接点去启动保护装臵的复归继电器，从而复归保护信号，类似触动保护屏上的信号复归按钮。一个复归命令对应复归一个屏内装臵所报出的信号。远方复归必须保证一对一的正确性，严禁复归信号变成了开关及刀闸的遥控操作，保护信号远方复归后必须能返回执行情况，以保证现场信号确已被复归。

3.3 保护装臵信号远方复归新建变电站应统一采用软复归方式，操作箱等无通信接口设备采用硬复归方式，已投运变电站内部分保护装臵功能上无法实现信号软复归的，测控装臵控点够的可采用硬复归方式，控点不足的待保护改造或技改时实现本功能。

3.4为保证运行监控人员可以快速、准确、完整的获取现场一、二次设备运行信息，保护设备及功能设计应满足以下要求：

一类硬接点信号，保护设备应提供带自保持功能的信号接点，厂站自动化系统采集的是带自保持功能的信号接点。

二类和三类硬接点信号，保护设备应提供不保持的信号接点，异常情况消除或方式改变，相应信号节点应返回；在异常情况未消除时，保护设备应保证异常信号不被任何形式的复归命令所复归。

反措要求的软报文信号（如差动保护CT断线信号）、保护测控一体化装臵的重要软报文信号（含保护测控装臵动作总、告警总两个信号）等一类软报文信号，调控系统应将该类软报文信号设臵带保持功能。

四、远方复归信号和远方投退软压板应用原则

4.1调控中心负责对信号内容及性质进行初步分析和判断，对设备异常信号通知运维站及时记录、核查和处理。运维站接到调控中心指令后，应及时核查设备异常信号，结合现场设备情况进行分析和判断，确认是否可远方复归，对于符合远方复归条件的给予复归，不符合的派人现场检查，闭环跟踪处理，及时掌握所辖变电站运行工况和设备健康水平。

4.2信号远方复归必须确保电网及设备安全运行，确认不会遗漏设备安全隐患和缺陷的情况下进行。信号远方复归前必须确认该装臵已发出的所有信号均可以远方复归，不会误复归影响设备安全运行的重要信号。

4.3对于已有运维人员在现场或有人将去现场检查的，应采用现场复归信号。

4.4信号远方复归必须具备较高技术资格人员担任。信号远方复归必须如实记录在运维站运行日志中，且应方便查询及统计。

4.5远方复归信号结束后，运维站人员应通过EMS系统确认信号已复归，并电话汇报至调控中心。调控中心再次确认信号已复归后，一般不必再安排人员到现场检查确认，但对于一类事故信号，在事故应急处理后，仍需安排人员至现场检查确认。

4.6可采用远方复归的信号归类如下（仅对于具备且已进行调试验收的可远方复归的装臵信号，不具备该功能则必须进行现场检查确认及手动复归）。

4.6.1 正常运行出现Ⅲ类状态信号，收发信机动作信号，失灵启动装臵电流达启动值的信号，保护过负荷信号、母差保护“开入变位”信号，如确认上述设备除启动或变位信号外无其他信号时，可对该设备此类信号进行远方复归。母差保护“开入变位”信号复归后再次出现，应现场检查设备。

4.6.1由于系统方式改变导致保护失压的保护装臵Ⅱ类异常信号（如方式改变导致备自投装臵失压、母差保护失压、低频低压装臵失压、线路保护装臵失压、母差保护闭锁开放等）。

110kV主变保护中各侧PT断线为自保持信号的，如南自PST1200（简化版）、PST671U，在确认无其他异常告警信号时，例如母线遥测值已恢复正常、复压开放已返回，可由运维站人员自行进行远方复归，如无法复归，则应反馈调控中心并立即通知检修人员，按消缺流程处理。

4.6.2正常系统操作出现的Ⅲ类状态信号，如采用远方遥控母联开关或者远方遥控刀闸引起的母差保护“开入变位”、“互联”信号，远方确认遥控对象已成功变位且该信号为遥控操作引起，可远方复归该信号。倒闸出现的“切换继电器同时动作”，“切换继电器同时不动作”，系统扰动出现的“收发信机装臵动作”，正常运行中母差保护出现“互联”信号，可远方先复归一次。

4.6.3本线无故障时允许式接口装臵收、发令信号复归需对整个电网方式进行分析后，才允许进行远方复归。

4.6.4闽电调„2009‟870号文异常信号中的非紧急缺陷类信号，原则上可尝试进行远方信号复归，如信号远方复归成功后，不必再立即安排人员至现场进行信号复归，但应结合巡视至现场再次确认状态。

告警异常类信号出现后，部分保护装臵（带自检功能）硬接点出现后但无相应软报文信息提示其当前状态，则运维站人员可对其先行远方复归（不是复位），确认当前状态后（是异常一直存在，或异常已消失），将设备运行状态告知检修人员分析、处理，同时运行人员立即到现场安排设备检查，核对及确认相关信息（自检信息等），提高检修人员对异常信息的分析、判断和处理效率。若异常信号伴随有软报文信号出现，不论报文提示该信号是否已复归，均不进行远方复归，要求运维站人员现场检查确认后手动复归，并将现场检查情况汇报检修人员。

4.6.5 220千伏及以上开关的操作箱出口跳闸信号、110kV及以上线路开关跳闸时的保护动作、重合闸动作信号均为自保持信号，两侧GIS开关（调控一体支持系统中应能够将两侧GIS开关的设备用特殊标记标识）的线路保护跳闸重合不成功后加速跳闸调度要求强送时，由调控中心通知运维站人员，运维站人员在指定时间内确认报文上送完整，至少一套保护动作正确，无其余一二次设备异常信号下，在强送前对这些相关的跳闸信号进行远方复归，对于高频闭锁保护应进行高频通道检查试验无异常。在台风和恶劣天气电网故障频发时线路保护跳闸又重合成功后的跳闸信号（要求双重化配臵的保护均动作）可由运维站人员自行进行远方复归。上述事件处理结束后应安排人员到现场检查核对一二次设备状态。

4.6.6 35kV及以下线路保护或备自投装臵中事故总和报警总信号为自保持信号的，例如北京四方的CSC-

211、CSC-221A、CSC-246，在确认故障已切除或无其他异常告警信号时，可由运维站人员自行进行远方复归，如无法复归，则应反馈调控中心并立即通知检修人员，按消缺流程处理。信号远方复归成功后，仍应结合巡视至现场再次确认状态。

4.6.7其他各单位经专业认证和领导审核批准可进行远方复归的一二次信号。

4.7下列情况必须现场进行手动复归：

4.7.1正常运行出现Ⅱ类状态信号，不论信号是否可以远方复归，均需安排运维站人员现场检查确认。信号分类及复归类型如下：（1）出现“装臵闭锁”、“直流消失”“火灾报警”信号，不采用远方复归，需安排现场检查、确认。

（2）EMS监控系统有异常信号且对应软报文未复归的，运维站人员应立即通知检修人员分析、处理，以提高缺陷处理效率。

（3）出现“CT断线”、“母差开入异常”等信号，为防止设备二次回路有接触不良而信号可被复归的情况发生，该类型信号必须人员至现场检查，确认无异常后采用现场复归。

4.7.2 正常运行同一变电站同时出现两套及以上保护同一类型的装臵异常信号，不采用远方复归，要求现场检查确认后手动复归。4.7.3 高频保护装臵或光纤差动保护装臵的高频（光纤）通道异常或通道中断报出时，不可采用远方信号复归功能。该类型信号必须人员至现场检查，确认无异常后采用现场复归。

4.7.4设备故障或异常信号远方复归成功后，短时内（1小时内）再次报出时，不得再进行远方复归，需至现场检查确认后手动复归。4.7.5部分动作信号返回时无复归报文上送，该类型信号不得采用信号远方复归，需至现场检查判断后手动复归。

4.7.6开关变位伴随的保护动作信号(非4.7.5两侧SF6开关的线路保护跳闸重合不成功后强送条件外)，运行人员必须到现场检查确认,装臵异常可能影响保护正常运行的保护信号，运行人员也必须到现场检查确认。

4.7.7对于直流系统等设备采用智能接口，技术上无法实现信号远方复归，必须现场复归该类型设备的信号。

4.7.8正常运行EMS监控系统出现保护跳闸信号，但无相应开关变位及潮流变化时，不得采用远方复归，需现场检查设备。

4.7.9闽电调„2009‟870号文各类信号中需要通过现场检查、确认一二次设备状况的，不得进行远方复归的信号。

各单位应在保证电网及设备安全的前提下，根据实际情况制定相应的各类信号远方复归策略。对于保护、自动装臵因通讯异常或其他原因导致经常误报，但短时无法处理又不影响设备运行的，以及间歇性、季节性出现的异常信号，应明确其复归条件，供运维站人员对照执行。

4.8远方投退软压板，由调控中心依据专业部门的方式单意见下达给运维站执行，运维站接到调控中心指令后，应及时核查设备和通道异常信号，在主站端设臵保护装臵通讯状态一览表，要求运行人员在操作前先确认保护装臵通讯状态。状态正常方允许远方投退软压板，保护通讯中断时严禁进行远方投退软压板操作。

4.9采用远方进行“重合闸投入”、“低周减载”等软压板的投入或退出操作时，严禁同时通过操作就地保护屏上的重合闸出口、合闸出口或闭锁重合闸硬压板来进行重合闸投入或退出操作，严禁同时通过操作就地保护屏上的低周减载硬压板来进行低周功能投入或退出操作，要求在其每条线路保护装臵上做好看板管理。

4.10远方进行软压板的投入或退出操作也应严格执行操作票的有关规定，严禁无票操作或单人操作。

4.11软压板采用远方操作后，变电运行值班员应结合巡视检查保护装臵面板上软压板状态是否正确。

4.12在就地通过保护装臵的面板进行软压板的投入或退出操作后，应与远方对应软压板进行核对状态正确。4.13异常处理

4.13.1“保护通讯中断”光字牌亮，则无法在远方进行投退软压板的操作，应立即汇报维护人员进行处理，此时相应软压板只能在相应就地保护装臵面板上进行投退。

4.13.2当出现远方软压板状态与就地保护装臵面板上状态不一致时，在确认保护装臵未死机的情况下，则以就地保护装臵面板上软压板的状态为准，若保护装臵死机或远方软压板状态不正确应汇报维护人员进行处理。

4.13.3在远方操作投退继电保护和自动装臵软压板和信号复归过程中，发生系统异常无法继续操作时，专业人员应到现场进行检查，确认当前设备软压板运行状态和发生异常的原因并处理。

4.14能实现保护远方软压板投退操作的变电站，应及时更改相应典型操作票，现场运行规程、巡视作业指导书及巡视卡。4.15远方投退软压板成功确认方法

4.15.1远方修改定值系统具备在远方召唤定值的功能，而保护软压板作为定值的一部分能被召唤，可在远方修改定值系统中获取软压板的状态进行确认。

4.15.2软压板在变位后主动上送变位信息，远方投退软压板主站端根据变位信息修改主站端显示的压板状态；主站端定时下发总召唤命令，将下属保护装臵压板状态召唤上来，避免由于变位信息发生、传输、接收过程中可能产生的错误而引起主站端压板状态与保护装臵压板状态不一致。

4.16保护信号和软压板远方操作功能集成在调控一体的应用支持系统中，该系统应具备以下功能要求。

4.16.1运行所延伸工作站可查阅、核对继电保护和自动装臵软压板状态，具备软压板投退操作，可远方执行信号复归。

4.16.2远方投退继电保护和自动装臵软压板、远方复归信号时需经用户名及密码确认，并实行监护操作。

4.16.3远方操作投退继电保护和自动装臵软压板和复归信号必须逐个执行，不得批量操作。

4.16.4系统具备继电保护和自动装臵远方投退软压板和信号远方复归的事项记录功能，并提供查询功能。

4.16.5监控系统应具备统计并显示一周期内同一个信号出现的次数，防止调控运行人员遗漏重要信号。

五、对新建、改扩建工程要求 5.1新建、改扩建工程在设计、设备选型、接入调试时应能满足实现信号远方复归功能，新投运保护装臵的重合闸、低周功能、备自投方式的投退和改变应以软压板的形式进行，不能以控制字的形式进行，同时保护装臵应支持远方投退软压板功能，能对收到综自系统及监控系统的投退软压板及招唤软压板命令作出正确的响应。

5.2新建、改扩建工程需远方信号复归功能须在启动送电前经调试成功，保护装臵、综自系统、调控系统经验收合格且应经运行所延伸工作站和当地后台监控机分别进行实际遥控投退“重合闸投入”和“低周减载”等功能软压板，远方与就地状态核实无误，确保信号复归一对一的正确性，方可进行远方重合闸和低周减载等功能投退操作。

在运行变电站状态下进行验收时需要做远方投退压板的试验，应有防止控错间隔，控错压板的措施。

5.3启动送电前基建部门应统计允许进行信号和软压板远方操作功能的装臵清册并移交调度运维班组、调度自动化和继自班组学习和存档。

六、附则

6.1本规定由福建电力调度通信中心负责解释。6.2本规定自颁布之日起执行。

第四篇：微机继电保护装置的发展趋势

微机继电保护装置的发展趋势

摘要：介绍微机继电保护发展历史与发展趋势，数字信号处理器DSP应用于微机继电保护，促使变电站综合自动化水平的进一步提高。

1.微机继电保护发展历史与现状

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入了新的活力,因此继电保护技术的发展得天独厚。在我国,微机继电保护的发展大体上经历了三个阶段。第一阶段以单CPU的硬件结构为主,硬件及软件的设计符合我国高压线路保护装置的“四统一”的设计标准;第二阶段为以多个单片机并行工作的硬件结构为主, CPU之间以通讯交换信息，总线不引出插件,利用多CPU的特点做到了后备容错，风险分散，强化了自检和互检功能,使硬件故障可定位到插件。对保护的跳闸出口回路具有完善的抗干扰措施及防止拒动和误动的措施。第三阶段以高性能的16位单片机构成的硬件结构为主,具有总线不出芯片,电路简单及较先进的网络通信结构,抗干扰能力进一步加强,完善了通信功能,为变电站综合自动化系统的实现提供了强有力的环境,使得我**机保护的硬件结构进一步提高。第一代微机保护装置:1984年华北电力学院研制的MDP-1，特点是:采用单CPU结构及多路转换的ADC模数变换模式。第二代微机保护装置，它是由华北电力学院北京研究生部首先研制的。第一套“11”型微机保护装置于1990年5月投入了试运行。特点是:采用多单片机并行工作，总线不引出插件，数模变换采用VFC方式。第三代产品是CS系列，特点是:采用不扩展的单片机，总线不引出芯片及较先进的网络通信结构技术。

2.微机继电保护装置发展趋势

继电保护技术的发展趋势是向计算机化，网络化，智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化发展。2.1计算机化。

随着计算机硬件的迅猛发展,微机保护硬件也在不断进步。现在以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置已经研制成功并投入使用。采用32位微机芯片不仅仅在精度上有很大的提高,更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度,很高的工作频率和计算速度,很大的寻址空间,丰富的指令系统和较多的输入输出接口。信息和数据的长期存放空间,快速的数据处理能力,强大的通信功能,与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力, 这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。现在,同微机保护装置大小相似的工控机在功能、速度、存储容量和可靠性等方面已得到了巨大的发展, 成本大大降低,因此用成套工控机来做继电保护硬件装置的时机己经成熟,这将是微机保护未来的发展方向之一。

2.2网络化。

计算机网络作为信息和数据通信工具己成为信息时代的技术支柱,它深刻影响着各个工业领域,也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。传统的继电保护专业性很强,并以“事先整定,实时动作,定期检验”为其特征,很少触及到装置或系统的经常自检,远方监控,信息共享,动态修改定值等问题。国外早就提出过系统保护的概念,这在当时主要是指安全自动装置, 但是对于继电保护同样适用。继电保护的作用应不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这当然是其主要任务),还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的正常运行和故障时的信息,并在此基础上进行大量的计算和分析,作出正确的判断使全系统协调动作。对于一般的非系统保护, 实现保护装置的网络化也有很大的好处,继电保护装置能够得到与系统有关的信息越多,对故障性质,故障位置和故障距离的判断就越准确,动作的灵敏性、选择性和可靠性就越高。由此可知,微机保护装置的网络化可大大提高继电保护的性能,这是微机保护发展的必然趋势。2.3保护、控制、测量、数据通信一体化。

80年代末90年代初,数字信号处理(单片机)技术的应用,导致变送器RTU 的问世,现在随着继电保护的计算机化和网络化,保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机,它可以通过网络获取系统正常运行和故障时的所有信息和数据,也可以在它获得的被保护元件的信息和数据的基础上进行计算和判断, 并将结果通过网络上传给控制中心或任一终端,因此,每个微机保护装置不但可以完成传统的继电保护功能,而且在系统正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信等功能,亦即实现了装置的保护、控制、测量、数据通信的一体化。2.4智能化。

近年来,人工智能如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用,在继电保护领域应用的研究也已经开始。这些算法都有其独特的求解复杂问题的能力,如果将这些人工智能的方法适当的结合起来可使求解的速度更快。可以预见,人工智能技术在继电保护领域必将会得到越来越广泛的应用,以解决用常规方法难以解决的问题。电力工业的发展和继电保护相关科学技术的进步都给微机继电保护装置的研制提出了前所未有的机遇与挑战。微机继电保护装置结构上不断优化,功能上不断增强,应用上更为灵活,继电保护装置的功能有了较大的延拓。世界上知名自动化系统供应商不断推陈出新,研发了许多优秀的微机继电保护装置平台。随着单片机技术的发展，特别是数字信号处理器DSP技术的出现，使得继电保护硬件平台更加先进。数字信号处理器DSP与目前通用的CPU不同，是一种为了达到快速数学运算而具有特殊结构的微处理器。DSP的突出特点是:运算能力强、精度高、总线速度快、吞吐量大，尤其是采用专用硬件实现定点和浮点加乘（矩阵）运算，速度非常快。将数字信号处理器DSP应用于微机继电保护，极大地缩短了数字滤波、滤序和傅里叶变换算法的计算时间，不但可以完成数据采集、信号处理的功能，还可以完成以往主要由CPU完成的运算功能，甚至完成独立的继电保护功能。鉴于此，国内外已研制出以数字信号处理器DSP为硬件平台的新型微机继电保护装置，促使变电站综合自动化水平的进一步提高。

参考文献

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［5］崔广文.微机继电保护技术的现状与发展.中国科技信息,2005;（9）：38-39

第五篇：变电站继电保护装置培训总结

2012年变电站继电保护装置培训总结 根据变管所的安排，由我负责110kV变电站继电保护装置培训，在变管所的信任和大力支持下，培训在3月12日-7月5日期间得以全部落实完成，对我个人来说有了很大的进步，对于培训班组来讲，也或多或少有所收获，但重要的是反映出了培训工作中的难点和存在问题，现就此次培训总结如下。

好的方面

一是现场培训方法在培训中得到了绝大部分员工的支持，可以肯定的是现场培训不至于让大家反感。由于此次培训绝大部分内容都是根据现场设备讲解，都在普通员工可接受范围内，基本上是无课件的形式就地传授，改变了以往照本宣科的陈旧方法，员工互动效果明显，实际工作中的问题讨论增多，真心的付出，也换回了变电站运行员工的尊重。二是对本人而言，重新梳理了继电保护知识，在互相讨论实际问题中，加深了理论知识的实际运行，也暴露出了自身部分知识的欠缺，为我个人技能水平的提高指引了方向和动力。

三是满足了部分积极向上员工的培训需求，尤其是西山变、乾塘变、土库房变以及两个新站（腻脚变和稼依变）的值班人员的培训要求。在稼依变曾有一位值班员这样感叹道

“这样的课听起来真的很享受”，可以看出部分员工对培训还是很需要的。

存在的问题

一是培训内容的过多，时间压缩过大，造成值班人员对培训内容的消化接收效果不明显。我所培训的继电保护装置包括了全站的保护，如果对于一个基础偏差甚至还可以的员工来说仍然是有点难度的，按照以往的经验，我在乾塘变一个早上就只能培训主变的“高后备”保护装置，而此次的培训内容是这样的好几倍，可见内容上是偏多的。

二是本人的技能水平有待进一步提高，由于是现场培训，员工互动良好，从其中的问题探讨我发现了很多自身知识面的狭窄，还有运行工作经验不足，对有些问题解答不是很能服众，对此我将认真下来加强学习，同时也建议下期培训改派运行经验丰富，技能水平高的老师培训。

三是部分变电站员工人员结构老化，基础知识薄弱，出现了学习积极性的下降以及听不懂的喊声。最明显的表现在江那变、羊街变和小高炉变电站。

刘朝东

2012-7-8 丘北