南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定

第一篇：南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定

固安供电有限公司微机继电保护

装置软件版本管理规定

1.总则

1.1 为加强电网微机继电保护装置的运行管理，避免因软件版本管理不善而引起保护装置异常或造成保护装置不正确动作，确保电网的安全稳定运行，特制定本规定。

1.2 本规定适用于我公司电网范围内运行的微机保护装置。

1.3 微机保护软件版本按照调度管辖范围实行分级管理。1.4 调度、运行、基建、设计、物资等部门和制造厂家均应执行本规定。

2.软件版本的入网确定

2.1 新型微机保护装置投入运行前，必须做入网检测。通过检测试验的软件版本方能投入使用。根据检测报告对有关程序进行修改后形成的新版本，应重新检测，确保不存在衍生问题。

2.2 通过入网检测的微机保护装置软件版本必须有相应的标识，包括版本号、校验码及生成时间等。

2.3 入网检测工作按电网的有关规定执行。3.软件版本升级管理 3.1 升级流程：

3.1.1 已投运的微机保护装置软件版本需要升级前，由制造厂家向相应调度机构提出升级申请。升级申请包括升级装置名称、型号、升级原因、新老版本功能区别、新软件版本号、软件

校验码、形成时间、试验证明等。

若软件版本变动较大，涉及保护原理、功能、逻辑等，必须经入网检测试验确认。

3.1.2 调度部门收到升级申请后，经过审核、确认后统一安排升级工作。

3.2 升级原则：

3.2.1 装置原软件版本存在严重缺陷，相应调度部门应及时下发有关版本升级的反措文件，限期整改。运行维护单位收到文件后，立即整改。

3.2.2 装置原软件版本存在一般缺陷（如报文显示或后台通讯及规约等方面），但不涉及保护原理、功能以及定值等方面，调度部门发布新软件版本，明确允许新、老版本同时存在。新投运装置按新版本要求，原装置暂维持老版本，择机申请升级。

3.2.3 运行单位对软件版本有特殊要求时，向相应调度机构提出升级要求，上报相关资料，经审核同意后，方可执行。

4.软件版本发布形式

4.1 调度机构的继电保护部门每年初，以文件形式集中发布本年度微机保护软件版本。

4.2 本年度内，保护装置需要修改软件版本时，调度机构的继电保护部门以传真文件形式下发软件版本修改通知，规定相关装置新的软件版本并注明作废版本。

5.职责分工

5.1 调度机构继电保护部门

5.1.1 负责对调度管辖范围内的微机保护装置软件版本进行统一管理。

5.1.2 负责组织调度管辖范围内新型微机保护装置软件版本的入网确定和运行装置软件版本的升级工作。

5.1.3 负责收集调度范围内微机保护装置软件版本的运行状况，写出分析报告，并提出相应的改进建议。

5.3 运行单位

5.3.1 组织专业人员学习软件版本的管理规定，熟知微机保护软件版本，建立软件版本台帐。

5.3.2 确保运行的微机保护装置符合规定要求。软件版本文件中未涉及的装置和版本，应上报相应调度机构审批。

5.3.3 继电保护装置的招标、订货时，在技术协议中对保护装置软件版本提出具体要求。将微机保护软件版本检查列入出厂验收项目。

5.3.4 微机保护装置年度校验和基建工程验收时必须校核其软件版本号、校验码是否符合要求。

5.4 基建、生技、设计部门

5.4.1 熟知微机保护软件版本和相关规定。

5.4.2 在基建、改造工程的招标、订货、设计、施工等工作中，严格执行本规定。微机保护装置的标书和订货技术协议中，必须明确提出软件版本条款。

5.4.3 基建、改造工程投产前，按规定上报的资料应包括软件版本，相应调度机构根据软件版本情况进行相关装置的定值整定计算工作。

5.5 制造厂家

5.5.1 对调度范围内的订货装置，按照每年发布的微机保护软件版本的文件规定调试、发货。如遇特殊情况，可按技术协

议调试、发货。并报相应调度继电保护专业管理部门备案。

5.5.2 必须提供软件版本、校验码的检查方法。5.5.3 微机保护装置软件版本应保持相对稳定，不应频繁随意修改。

5.5.4 微机保护装置如进行软件升级，应向相关调度机构提出书面申请，并按3.1.1条规定上报材料，由调度机构统一安排升级。

固安供电有限公司

2011年1月8日

第二篇：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

［1］袁刚,范继霞.浅谈微机保护的使用现状［J］.中国科技信息,2005;12：23 ［2］张承军.配电系统监控保护装置的应用.大众科技,2005;83(9)：103 ［3］景胜.我**机保护的现状与发展［J］.继电器,2001;29（10）：1-4 ［4］孙悦迪,张冰,田有文.微机继电保护的研究现状及展望.农业机械化与电气化，2005；（4）：48－49

［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

第三篇：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。

第四篇：《微机继电保护装置运行管理规程》试题及答案

《微机继电保护装置运行管理规程》试题及答案

一、填空题

1、对于安装在开关柜中10kV--66kV微机继电保护装置，要求环境温度在（-5℃—45℃）范围内，最大相对湿度不应超过（95℅）。微机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。微机继电保护装置室内环境温度应在（5℃—30℃）范围内，若超过此范围应装设空调。

2、微机继电保护装置的使用年限一般不低于（12）年，对于运行不稳定、工作环境恶劣的微机继电保护装置可根据运行情况适当缩短使用年限。

3、供电企业继电保护部门应贯彻执行有关继电保护装置规程、标准和规定，负责为地区调度及现场运行人员编写（微机继电保护装置调度运行规程）和（现场运行规程）。

4、微机继电保护装置在运行中需要切换已固化好的成套定值时，由（现场运行人员）按规定的方法改变定值，此时（不必停用）微机继电保护装置，但应立即显示（打印）新定值，并与（主管调度）核对定值单。

5、微机继电保护装置和继电保护信息管理系统应经（GPS）对时，同一变电站的微机继电保护装置和继电保护信息管理系统应采用（同一时钟源）。

6、微机继电保护装置投入运行后发生第一次去内、外故障，继电保护人员应通过分析微机继电保护装置的实际测量值来确认（交流电压、交流电流回路）和相关（动作逻辑）是否正常。既要分析（相位）,也要分析（幅值）。

７、未经相应继电保护运行管理部门同意，不应进行微机继电保护装置（软件升级工作）。

8、两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别（一一）对应。

9、继电保护信息管理系统应工作在第（Ⅱ）安全区。

10、进行微机继电保护装置的检验时，应充分利用其（自检功能），主要检验自检功能无法检测的项目。

11、微机继电保护装置在断开直流电源时不应丢失（故障信息）和（自检信息）。

12、微机继电保护装置应设有（自恢复）电路，在因干扰而造成程序走死时，应能通过自恢复电路恢复（正常工作）。

13、开关量输入回路应直接使用微机继电保护的直流电源，光耦导通动作电压应在额定直流电源电压的（55%～70%）范围内。

14、微机继电保护柜（屏）下部应设有截面不小于（100㎜）的接地铜牌。柜（屏）上装置的接地端子应用截面积不小于（4㎜）的多股铜线和柜（屏）内的接地铜牌相连。接地铜牌应用截面积不小于（50㎜）的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。

15、用于微机继电保护装置的电流、电压和（信号触点）引入线，应采用屏蔽电缆，屏蔽层在开关场和控制室同时接地。

16、微机继电保护装置使用的直流系统电压纹波系数应不大于（2%），最低电压不应大于额定电压的（85%），最高电压不得高于额定电压的（110%）。

17、在基建验收时，应按相关规程要求，检验线路和主设备的所有保护之间的相互配合关系，对线路纵联保护还应与线路对侧保护进行一一对应的（联动试验），并有针对性的检查各套保护与（跳闸连接片）的唯一对应关系。18、3kV～110kV电网继电保护一般采用（远后备）原则，即在临近故障点的断路器处装设的继电保护或断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。

二、判断题

1、调度运行人员应参加微机继电保护装置调度运行规程的审核。（√）

2、微机继电保护装置动作（跳闸或重合闸）后，未打印出故障报告可以进行装置试验。（√）

3、带纵联保护的微机线路保护装置可以先停直流电源，再停两侧纵联保护。（×）

4、微机继电保护装置和收发信机均有远方启动回路，只能投一套远方启动回路，应优先采用收发信机的远方启动回路（×）。

5、继电保护装置更换备品备件后应对整套保护装置进行必要的检验（√）。

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6、结合继电保护人员对装置的定期检验，通讯部门可以对与微机继电保护装置正常运行密切相关的光电转换接口、插接部件、PCM(或2M)板、光端机、通讯电源的通讯设备的运行状况进行检查。(√)

7、运行中的装置作改进时，应由书面改进方案，按管辖范围经继电保护专职允许后进行。(×)８、一条线路两端的同一型号微机纵联保护的软件版本应相同。(√)９、选择微机继电保护装置时，在本电网的运行业绩应作为重要的技术指标予以考虑。（√）

10、每套完整、独立的保护装置可以不处理可能发生的所有类型的故障。（×）

11、分配GIS电气组合设备内电流互感器保护二次绕组时，可以不考虑互感器内部故障死区问题。（×）

12、双重化的线路保护应配置两套独立的通讯设备（含复用光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通讯设备应分别适用独立的电源。（√）

13、新安装、全部和部分检验的重点应放在微机继电保护装置的程序校验上。（×）

14、为了实现对出口回路的完全自检必须在此回路增加必要的闭锁功能元件。（×）

15、为了提高集成电路芯片接触的可靠性，宜将所有集成电路芯片直接焊接在印刷板上，包括存放程序的芯片。（×）

16、微机继电保护装置所有输出端子不应与其弱电系统（指C，PU的电源系统）有电的联系。（√）

17、引至微机继电保护装置的空触点，应经光电隔离后进入微机继电保护装置。（√）

18、对闭锁式微机线路纵联保护，“其他保护停信”回路应直接接入收发信机，而不是微机继电保护装置。（×）

19、微机变压器保护装置所用的电流互感器二次宜采用Y形接线，其相位补偿和电流补偿系数应由软件实现。(√)20、微机型继电保护装置柜（屏）内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）可以接入等电位接地网。（×）

21、微机线路分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。（√）22、220kV及以上电压等级变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。（√）

23、对继电保护特殊方式的处理，应经所在部门领导审核。（×）

三、选择题

1、下面不是现场运行人员做的选项：（E）

A 装置校对时钟 B 显示（打印）采样值、定值 C 按规定的方法切换定值 D 停投保护 E 更改保护装置内部影响运行的定值。

2、以下（A、B、C）情况应停用整套微机继电保护装置：

A 微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业 B 装置内部作业

C 继电保护人员输入定值影响装置运行时

3、微机继电保护投运时应具备的技术文件(A B C D)A 微机继电保护定值通知单 B 新安装置检验报告和验收报告

C 竣工原理图、安装图、设计说明、电缆清册等设计资料

D 制造厂商提供的装置说明书、保护柜(屏)电原理图、装置电原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件。

４、微机继电保护装置选型（A B C D）A 原理成熟 B 技术先进

C 制造质量可靠

D 在国内同等或更高的电压等级有成功运行经验。

5、关于微机继电保护装置、信息管理系统的时钟和时钟同步要求不正确的是（A）A 装置失去直流电源时，硬件时钟不能正常工作。B 装置配置有与外部授时源对时的接口。

C 装置与GPS时钟失去同步时，应给出告警信息。

6、继电保护整定不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应按照如下原则合理取舍不对的是（D）A 地区电网服从主系统电网 B 下一级电网服从上一级电网 C 保证电力设备的安全 D 保证用户供电

电力系统继电保护技术问答部分题目

一、1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、填空题

微机继电保护硬件系统包含以下四个部分：数据处理单元、数据采集单元、数字量输入/输出接口、通讯接口。

造成电流互感器测量误差的原因一是电流互感器本身造成，二是运行和使用条件造成的。系统振荡时没有零序电流，故零序电抗继电器不会动作。

在综合重合闸装置中常见的选相元件有:电流选相元件、低压选相元件、阻抗选相元件、相电流差突变选相元件和序分量选相元件。

励磁涌流中包含有很大成分的非周期分量,往往使涌流偏于时间轴的一侧;并且包含有大量的高次谐波分量，以二次谐波为主。

变压器内部故障严重时，将产生强烈的气体，内部压力突变，油流向油枕方向冲击。静态稳定是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性的失步，自动恢复到起始运行状态。暂态稳定是指电力系统受到大干扰后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力。

备用电源自动投切装置应在工作电源或设备断开后，才能投入备用电源。跳闸连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路。

清扫运行中的设备和二次回路时，应认真仔细，并使用绝缘工具（毛刷、吹风设备等），特别注意防止振动，防止误碰。

继电保护装置检验有新安装装置的验收检验，运行中装置的定期检验，运行中装置的补充检验。检验二次回路的绝缘电阻应该使用1000V摇表。

辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护推出运行而增设的简单保护。110kV线路保护宜采用远后备保护；220kV线路保护宜采用近后备保护。除大区系统间的弱联系联络线外，系统最长振荡周期可按1.5s考虑。

220kV变电所只有一台主变时，则中性点应直接接地；有两台变压器时，一台直接接地；三台及以上的，应按两台中性点直接接地。

试运行的保护在跳闸试运期间（不超过半年），因设计原理、制造质量等非人员责任原因发生误动作，并在事前经过网、省局的同意，可以不予考虑。

微机保护装置的每次动作（包括拒动），按其功能进行统计；分段的保护以每段为单位来进行统计。在带电的电压互感器二次回路上接临时负载，必须装有专用的刀闸和熔断器。

二、选择题

1、当电流互感器10%误差不满足要求是，下列措施不正确的是（B）

A 增大二次电缆截面

B 并接备用电流互感器使允许负载增大1倍 C 改用伏安特性较高的二次绕组 D 提高电流互感器的变比

2、阻抗失配的危害说法不正确的是（D）

A 信号源能量不能全被吸收，波形失真，影响通讯质量。

B 增加功率放大器的负担，容易造成功放管集电极温度上升，影响寿命。C 可能造成通道质量低劣，使设备长期运行不正常。D 阻抗失配时，负载从信号源中得到的功率最大。

3、影响阻抗继电器正确测量的因素不正确的是(D)A 故障点的过渡电阻

B 保护安装处与故障点之间的助增电流和汲出电流 C 测量互感器的误差 D 电压频率

4、对于零序保护的优点说法不正确的是(B)A 整套保护中间环节少。

B 在电网零序网络不稳定的条件下,保护范围比较稳定。C 保护反应零序电流的绝对值，受过渡电阻的影响较小。D 保护定值不受负荷电流的影响。

5、低频率运行的危害说法不正确的是(D)A 使火电厂厂用机械生产率降低

B 频率低于49.5HZ长期运行时，汽轮机个别叶片会发生共振，导致机械损坏 C 破坏电厂和系统的经济运行，增加燃料的额外消耗 D 系统内的电钟变慢，但不会影响测量仪表的准确性

三、判断题

1、FLASH常用于存放采样数据和计算的中间结果、标志字等信息。（×）

2、电压互感器的一次内阻抗较小以至可以忽略，而电流互感器的内阻很大。（√）

3、电流互感器二次负载阻抗过大，励磁电流就会增加，其准确度就会下降。（√）

4、当系统发生短路等故障而使电压突变时，电容式电压互感器的暂态过程要比电磁式电压互感器长得多。（√）

5、负序功率方向作为高频闭锁方向保护受系统振荡的影响。（×）

6、电流互感器和电压互感器的二次过渡过程不会造成距离保护暂态超越。(×)

7、为防止操作过电压，在操作时应临时将变压器中性点接地，操作完毕后再将其断来。(√)

8、在双侧电源的线路上实现重合闸时，应考虑合闸时两侧电源间的同期问题，即能实现无压检定和同期检定。(√)

9、当某一连接元件退出运行时，它的启动失灵保护回路应同时退出工作，以防止试验时引起失灵保护的误动作。(√)

10、失灵保护动作以后应闭锁各连接元件的重合闸回路，以防止对故障元件进行重合。(√)

11、变压器充电时，应将差动保护退出。(×)

12、变压器充电合闸一般5次，以检查差动保护躲励磁涌流的性能。(√)

13、开、闭瓦斯气体继电器连接管上的阀门时，可以不退重瓦斯跳闸压板。(×)

14、为了保持静态稳定，电源经线路向受电系统传输的有功功率不得超过某一定值。(√)

15、自动投入装置可以动作两次。(×)4

16、当功率缺额在40%以内时，频率下降小于3HZ/S；但负荷反馈电压变化引起频率下降大于3HZ/S。（√）

17、按机械强度要求：铜芯控制电缆或绝缘导线的芯线最小截面一律不小于1.5㎜。（×）

18、断路器“跳跃”现象一般是在跳闸、合闸回路同时接通时才发生。（√）

19、直流电压为220V直流继电器线圈的线径不宜小于0.09㎜，如果小于0.09㎜，其线圈应经密封处理。（√）

20、跳闸、合闸线圈的电压降均不小于电源电压的80%。（×）5

第五篇：南方电网防止电气误操作闭锁装置管理规定

中国南方电网有限责任公司

防止电气误操作闭锁装置管理规定

1.适用范围

1.1 本规定规范了公司系统内发、输、供电单位防止电气误操作装置管

理工作的职责及内容。

1.2 本规定适用于中国南方电网有限责任公司所属发、输、供电企业。

1.3 委托公司系统下属单位运行的用户变电站防止电气误操作装置管理

工作参照执行。

2.规范性引用标准

下列标准和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

明日期的引用文件，其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版

本均不适应于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可

使用这些标准的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用

于本标准。

DL408―1991 电业安全工作规程（发电厂及变电所电气部分）

DL/T687-1999 微机型防止电气误操作装置通用技术条件

Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则

Q/CSG 1 0010-2004 输变电设备状态评价标准

3.术语和定义

3.1 防误装置：防误装置是指为防止发生误入带电间隔、误操作电气设

备，在电气设备及其自动化控制系统上安装的对电气设备操作流程、操作

位置进行闭锁和提示的装置，包括微机防误闭锁、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。

3.2 解锁：指防误装置异常或电网、设备处于其他紧急状态时，原来处

于闭锁状态的设备被解除强制闭锁。

3.3 解锁用具：指防误装置异常或电网、设备处于其他紧急状态时，用

于强制解除闭锁的专用工具或程序指令。

3.4五防：

3.4.1 防止误分、误合断路器（开关）；

3.4.2 防止带负荷拉、合隔离开关；

3.4.3 防止带电合接地开关(接地线)；

3.4.4 防止带接地开关（接地线）合断路器（隔离开关）；

3.4.5 防止误入带电间隔。

3.5 三同时：指防误装置与主设备同时设计、同时安装、同时投运。

3.6 三懂二会：懂防误装置的原理、懂性能、懂结构；会操作、会维

护。

3.7 强制性：采用机械闭锁、电气闭锁、安装逻辑编码锁等手段，对操

作流程进行强制性控制，条件不满足，强制闭锁操作。

3.8 提示性：不参加操作流程进行强制性控制，只通过语音系统、文字

提示、锁码核对等手段对操作步骤进行核对。

4.总则

4.1 为了加强防止电气误操作装置（以下简称防误装置）的专业管理，做好防误装置的选型、安装、验收、运行维护和检修管理工作，使防误装

置更好地发挥作用，确保人身安全和设备安全，根据《电业安全工作规

程》（发电厂及变电所电气部分）和有关规程规定，结合南方电网公司实

际，特制定本规定。

4.2 公司系统内有关防误装置的计划、设计、施工、运行维护、检修等

工作均应遵守本规定。各级生产主管领导应负责本规定的贯彻落实。

4.3 新建、扩建的变电站或间隔以及更新改造的电气设备，防误装置必

须同时设计、同时施工、同时投运，无防误装置的高压电气设备间隔不得

4.4 防误装置是发电厂、变电站主要设备五防的有效技术措施，防误装

置等同于主设备，涉及其新增、更新、改造的相关计划应纳入各单位的反

事故技术措施计划管理。

4.5 公司系统所属发、输、供电单位应按本规定的要求和现场情况，制

定管理制度和实施细则，并贯彻落实。

5.管理职责

5.1 南方电网安全监察与生产技术部是公司系统防误装置的归口管理部

门。其主要职责有：

5.1.1 负责制定防误装置管理规定；

5.1.2 负责制定防误装置的技术导则；

5.1.3 监督各分、子公司的防误装置配置及运行维护管理；

5.1.4 积极推广技术成熟、性能可靠的防误装置新技术、新装置；

5.1.5 不定期召开公司系统专业会议。

5.2 各分公司、子公司生产技术部门是本公司防止电气误操作闭锁装置 的归口管理部门。其主要职责有：

5.2.1 根据行业和上级规定，制定防误装置的管理制度；

5.2.2 确定五防工作重点，负责技术措施的实施；

5.2.3 参与重大电气误操作事故的调查、分析、处理，提出并落实反事

故技术措施；

5.2.4 指导、督促所属发、输、供电企业做好防误装置管理工作；

5.2.5 负责组织或指导新建、扩建、改建变电工程防误装置的验收；

5.2.6 不定期召开本公司专业会议，组织经验交流，积极推广技术成

熟、性能可靠的防误装置新技术、新装置。

5.3 各分公司、子公司安全监察部门是本公司防误装置使用情况的监督

部门。其主要职责有：

5.3.1 监督所属发、输、供电企业防误装置的配置及运行维护管理；

5.3.2 监督所属发、输、供电企业防误装置技术措施项目的落实；

5.3.3 对不落实防止电气误操作组织措施和技术措施的单位和部门提出

考核意见；

5.3.4 组织重大电气误操作事故的调查、分析、处理，并提出考核意

见；

5.3.5 参与防误装置的验收。

5.4 发、输、供电企业生产技术部门是防误装置的归口管理部门。其主

要职责有：

5.4.1 负责贯彻、落实上级有关防误装置管理的有关规定和措施，负责

协调防误装置的维护界面，设置专职或兼职五防职责人；

5.4.2 负责专业技术管理，保证所有高压电气设备间隔均装设性能可靠 的防误操装置，并按照《输变电设备状态评价标准》的要求，对防误装置

进行状态评价，制定五防工作计划，确定大修、改造方案，及时更换

状态评价为三类以上的防误装置；

5.4.3 组织新建、改扩建变电站工程中有关防止电气误操作闭锁装置的

设计审查、装置选型、装置招标、和投产前的验收工作，督促生产单位编

写相应的现场运行规程（含检修方法）并审核；

5.4.4 参与误操作事故的调查、分析，按“四不放过”原则督促反事故

措施的制定和落实；

5.4.5 督促变电运行单位建立防误装置档案，负责收集防误装置运行资

料，做好防误装置的管理与统计，及时解决防误装置出现的问题；

5.4.6 负责组织五防工作会议，做好五防工作总结。

5.5 发、输、供电企业安全监察部门是防误装置的配置、运行维护的监

督部门。其主要职责有：

5.5.1 监督防误装置使用单位正确配置、使用防误装置，对没有装设或

装置损坏未及时修复、更换的单位提出限期整改意见，并监督相应安全措

施制定、落实；

5.5.2 负责组织电气误操作事故的调查、分析，按“四不放过”原则督

促反事故措施的制定和落实；

5.5.3 参加五防工作会议；

5.6 变电运行单位是防误装置的运行维护责任部门。其主要职责有：

5.6.1 在本部门设置防止电气误操作闭锁装置的专职或兼职管理工程

师；

5.6.2 负责正确使用防止电气误操作闭锁装置；

5.6.3 建立防误装置档案，负责收集、上报防误装置运行资料，做好防

误装置的管理与统计，及时解决防误装置出现的问题，保证防误装置正常

运行；

5.6.4 每年提出防误装置的大修与改造的方案，并报生技部门审核；

5.6.5 参与新建、改扩建变电站工程中有关防误装置的设计审查和投产

前的验收，参与编写相应的现场运行规程；

5.6.6 配合电气误操作事故的调查、分析，提供误操作事故的原始记

录，按“四不放过”原则落实反事故技术措施；

5.6.7 参加五防工作会议，每年一月底前向生技部门上报五防工作总

结。

6.电气防误操作闭锁装置的基本技术要求

6.1 防误装置应可靠实现防误功能。

6.2 所有高压电气设备间隔均应装设对电气一次设备进行强制闭锁的防

误装置。装置的性能和质量应符合国家、行业技术标准与本规定的要求。

6.3 防误装置的结构应简单、可靠，操作维护方便。

6.4 防误装置应不影响断路器（开关）、隔离开关等设备的技术性能

(如合闸时间、分闸时间、速度、操作传动方向角度等)。

6.5 防误装置工作电源电源必须采用独立的、不间断的供电方式。

6.6 防误装置应做到防尘、防腐蚀、不卡涩、防干扰、防异物开启。户

外的防误装置还应防水、耐低温、耐高温。

6.7 防误装置五防功能中除防止误分、误合开关可采用提示性方式外，其余“四防”必须采用强制性方式。

6.8 防误装置应有专用的解锁工具。

6.9 断路器（开关）和隔离开关电气闭锁回路严禁用重动继电器，应直

接用开关和隔离刀闸的辅助接点。

6.10 开关的机械紧急事故跳闸脱扣不允许闭锁。

6.11 防误装置应选用符合国家、行业技术标准、并经省级以上产品鉴

定的产品。已通过鉴定的防误装置，必须经运行考核，取得运行经验后方

可推广使用。

6.12 新型防误装置的试用应经南方电网公司或分、子公司一级同意后

才可试用。

6.13 对使用常规闭锁技术无法满足五防要求的设备或场合，宜加装带电显示装置达到提示要求。

6.14 采用计算机监控系统时，远方（包括调度和集控站）、就地操作

均应具备电气防误闭锁功能。若具有前置机构操作功能的，也应具备上述

闭锁功能。

7.防误装置配置原则

7.1 新建和扩建变电站，原则上应选用微机型防止电气误操作闭锁装置

加单元电气闭锁，不再选用机械程序锁。运行中变电站防误装置的改造宜采用单元电气闭锁回路加微机防误装置的方案，或至少采用单元电气

闭锁回路。

7.2 电气设备本身带有防止电气误操作闭锁装置的电气闭锁与机械闭

锁，在增加微机防误装置后，满足闭锁原则的应保留。

7.3 选用微机型防误装置的综合自动化变电站，应实现微机防误装置与

综合自动化系统的通讯。

7.4 成套高压开关设备（包括GIS设备、封闭式开关柜、小车柜）自身应具有完善的机械联锁或电气闭锁。

7.5 高压开关柜及间隔式配电装置（间隔）有网门（如电容器组、电抗器、消弧线圈等）时，应有防止误入带电间隔闭锁功能。

7.6 主刀闸与接地刀闸应具有互为闭锁功能，确保在微机防误装置发生异常时能防止带地刀合闸的功能依然有效。

7.7 在远动装置和开关辅助接点满足要求前提下，机防误装置可以采用

RTU信号，同时应考虑在RTU异常时，可以考虑通过现场采集开关位置信

号，保证微机防误装置仍能正常使用。

7.8 无人值班变电站采用在集控站配置中央监控防误闭锁系统时，应实现对受控站的远方防误操作。其防误操作功能配置至少应包括防误逻辑程序和强制核对被操作设备名称、编号、状态和操作人、监护人身份密码。

7.9 微机五防系统的主要技术要求应满足公司企业标准《220－500千伏变电站电气技术导则》的要求。

8.防误装置的施工、验收管理

8.1 凡是新建、改扩建变电站工程，防误装置必须做到“三同时”，对未安装防误装置或验收不合格的电气设备间隔不能投入运行。

8.2 防误装置的施工安装与验收程序，必须按照变电主设备的施工安装与验收程序进行，防误装置满足验收条件后，由生技部组织，会同安监部与生产单位参与进行现场验收。

9.防止电气误操作闭锁装置的运行管理

9.1 防误装置是发电厂、变电站的主要生产设备，其管理应纳入厂站的现场规程，明确技术要求、运行巡视内容等，并定期维护。定期检查的内容和方法应根据产品说明书确定。

9.2 防误装置的检修工作应与主设备的检修项目协调配合，定期检查防误装置的运行情况，并做好检查记录。

9.3 防误装置的缺陷定性应与主设备的缺陷管理相同，其状态评价按《输变电设备状态评价标准》（Q/CSG 1 0010-2004）的要求开展，对二类设备及时完善，对三类以上设备及时维护或更换。

9.4 变电运行单位应对防误装置的主机中的信息做好备份，当主机信息变更时，应及时更新备份。其备份信息的储存应与主机分离，以满足防误装置的主机故障时恢复信息的要求。

9.5 对微机型防误装置的主机维护，原则上由厂家调试人员进行，在条件许可时也可由经厂家培训合格的变电单位人员来进行维护。

9.6 微机型防误装置的主机应专机专用，严禁与英特网互连，严禁兼做他用。网络安全要求等同于电网实时监控系统。

9.7 微机型防误装置的运行状态必须与变电站实际运行状态实时对位，有人值班站现场值班人员必须每天检查防误装置上的设备位置是否与现场设备位置相一致。对用模拟屏的无人值班变电站，因开关位置的不确定性存在，每次巡检时，对防误装置的模拟屏与实际设备的运用状态应进行核对，及时更正不正确的信息，在每次现场操作前，必须核对无误后方可进行模拟操作。

9.8 新建、扩建及技改后使用微机监控系统的厂、站可经过监控系统或微机防误装置的闭锁逻辑实现远方操作的防误闭锁，并保证使用的开关遥信量正确，使用微机防误装置应解决好与监控系统接口问题。若隔离开关、接地刀闸使用电动操作，应通过现场设备的控制回路经开关、刀闸的辅助接点实现同一间隔设备的电气闭锁。

9.9 对微机型防误装置，每次操作完毕后，电脑钥匙均必须进行回传，以确保主机信息的正确。

9.10 在以下五种情况下，在事前征得变电运行单位负责人或发电厂电气运行单位负责人同意并在确认操作无误前提下，可使用万能钥匙进行解锁，并做好记录：

9.10.1 五防机或电脑钥匙发生故障不能进行正常操作：当防误装置故障时，应立即停止操作，经同意后，方可进行解锁操作；

9.10.2 事故情况下的操作；

9.10.3 在断路器、各类隔离开关检修过程中的试分、试合操作；

9.10.4 在二次回路上进行调试、试验时。

9.11 操作中使用跳步操作、电动操作刀闸失灵使用手摇操作时，视为解锁操作，按9.10的要求进行。

9.12 防误装置停用应经本单位总工程师批准，才能退出，并报有关主管部门备案。同时，要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。

9.13 解锁用具必须制定规定，严格管理。每使用一次解锁用具，必须做好相应记录并注明使用原因。严禁使用非常规解锁用具解锁。

9.14 电气设备或接线方式改变后，应及时更改防误装置的相关程序。

9.15 运行值班人员(或操作人员)及检修维护人员，应熟悉本管理规定，做到'三懂二会'。新上岗的运行人员应进行使用防止电气误操作闭锁装置的培训。

10.附则

10.1 本规定由中国南方电网有限责任公司安全监察与生产技术部负责解释。

10.2 自本规定实施之日起，公司系统原有关防止电气误操作闭锁装置的规定、文件与之有矛盾的，按本规定执行。