Q/GDW11-368—2012-10404
浙江220kV电网
继电保护调度检修运行规程
2012-07-06发布2012-08-06实施
浙江省电力公司发布
Q/GDW11-368—2012-10404
目次
前言 (II)
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 总则 (2)
5 一般规定与要求 (2)
6 单线送终端负荷保护运行规定 (3)
7 冲击及带负荷试验保护应用原则 (3)
8 线路保护调度检修运行规定 (5)
9 旁路保护调度检修运行规定 (5)
10 母差保护调度检修运行规定 (5)
11 智能变电站继电保护调度检修运行规定 (6)
12 母联（母分）充电解列保护调度检修运行规定 (7)
13 备自投调度检修运行规定 (8)
14 装置试验要求 (8)
15 PT二次回路异常处理要求 (8)
16 主变中性点接地方式 (8)
附录A（规范性附录） 智能变电站浙江省调二次设备调度倒闸操作任务书 (9)
索引 (15)
编制说明 (16)
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II 前言
为适应智能电网技术的发展和公司“三集五大”体系的建设实施，规范浙江电网220kV继电保护及安全自动装置（以下简称继电保护）的调度、检修和运行管理，特制定本标准。
本标准在制定过程中，认真总结了智能变电所继电保护调度运行经验，分析了新颁《国家电网公司安全事故调查规程》对继电保护提出的新要求，在原《浙江220kV电网继电保护调度检修运行规定（2008版）》（浙电调〔2008〕1468号）的基础上进行了补充、修订和完善。
本标准由浙江省电力公司电力调度控制中心提出并解释。
本标准由浙江省电力公司科技信通部归口。
本标准起草部门（单位）：浙江省电力公司电力调度控制中心。
本标准主要起草人：方愉冬、盛海华、张志峥、杜浩良、方天宇、周芳、王悦、王黎敏。
本标准2012年7月首次发布。
Q/GDW11-368—2012-10404 浙江220kV电网继电保护调度检修运行规程
1 范围
本标准规定了浙江电网日常调度操作、运行检修、基建技改、启动投产、事故处理等工作中220kV 继电保护方式确定所采用的原则、内容及要求。
本标准适用于浙江电网220kV继电保护设备的调度、运行和检修。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T 684-1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则
DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程
DL/T 584-2007 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T 587-2007 微机继电保护装置运行管理规程
DL/T 559-2007 220～750kV电网继电保护装置运行整定规程
Q/GDW 267-2009 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
线路纵联保护
两侧交换信号（或数据）从而实现全线速动的线路主保护。如高频距离零序方向保护、高频变化量方向保护、光纤电流差动保护、光纤距离零序方向保护等。
3.2
线路微机保护
线路保护中除纵联保护外的所有保护，一般由阶段式距离、零序保护构成。
3.3
断路器保护
按断路器配置的相对保护装置。一般包含失灵电流判别功能，部分包含线路重合闸功能。 3.4
线路保护灵敏段
线路保护中对全线故障有足够灵敏段的后备段，一般指相间、接地距离II段。
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3.5
线路保护“正常联络线方式”
线路两侧微机保护投跳，纵联投入，重合闸一般采用单相重合闸方式。
注：全电缆线路重合闸停用，部分电缆线路重合闸是否投入详见整定单说明。
3.6
线路保护“送终端方式”
线路两侧纵联保护信号状态；送电侧微机保护投跳，保护灵敏段时限为0.5秒，重合闸一般采用特重检无压方式；受电侧微机保护全部投信号，重合闸停用。
4 总则
4.1 继电保护是保障电力系统安全、稳定运行不可或缺的重要设备。确定电网运行方式时，必须统筹考虑继电保护的配置，合理安排。对导致继电保护不能保证电力系统安全稳定运行的运行方式，应严禁安排；对导致继电保护失去选择性的运行方式，应尽量避免安排。
4.2 本标准作为《浙江省电力系统调度规程》的补充，具有与调度规程同等效力。在日常调度操作、运行检修、新设备启动、异常与事故处理等工作中均应严格执行。
4.3 下列人员应熟悉本标准：
a)省、地调调度人员、监控人员、调度计划人员、继电保护人员及专业领导。
b)省、地市检修公司运维人员、继电保护检修人员及专业领导。
c)统调发电厂运行人员、继电保护检修人员和专责工程师。
d)从事220kV及以上继电保护安装调试的基建与试验研究人员。
5 一般规定与要求
5.1 任何电力设备都不允许无保护运行。
5.2 不允许有任两条相邻线路的纵联保护同时全部退出，尽量避免相邻变电所的母差保护同时退出。
5.3 对保护双重化配置的220kV线路、变压器、母线，当有一套完整的保护(主、后备)正常投跳时，允许另一套保护短时退出运行，其它保护方式不作调整。
5.4 有三台及以上主变运行的220kV变电所，一般要求变电所中、低压侧系统运行。
5.5 当线路断路器失灵保护全停时间超过24小时，要求线路旁路代或线路陪停。
5.6 220kV线路、旁路及主变开关（非机械联动）本体三相不一致保护应投入运行，时间统一按2.5秒整定。
5.7 正常运行时，220kV变压器断路器失灵保护具备投跳条件的应投跳；当旁路开关代主变开关运行时，220kV变压器断路器失灵保护应退出，旁路断路器失灵保护应同时退出。
5.8 正常运行220kV主变差动保护短时停用不超过4小时（瓦斯保护正常运行），系统保护一般可不作调整。若220kV主变差动保护全停超过4小时，应考虑停用主变或将主变总后备保护（220kV复合电压过流及零序过流保护，该保护电流回路应接CT）改0.3秒时限跳闸。
5.9 220kV线路或变压器保护按双重化配置后，保护可逐套退出进行定值更改工作；对微机保护无特殊要求时可不做交流通流定值校核试验，但必须打印出装置定值清单进行核对确认。
5.10 经专业部门确认切换定值区不会导致误动的的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，可不改信号直接进行定值区切换，但应立即打印（显示）核对新定值。
5.11 当光纤通道有工作处理影响光纤差动保护时，应将相关的光纤差动保护改信号。
2
Q/GDW11-368—2012-10404 6 单线送终端负荷保护运行规定
6.1 对于受电侧变电所为桥接线或线变组接线、仅送电侧配置保护的正常单线送终端线路，线路保护采用“送终端方式”。
6.2 对配置双套光纤电流差动保护的单线送终端线路，线路两侧保护及重合闸采用“正常联络线方式”。
6.3 对配置双套弱馈功能均投入的高频保护或一套光纤电流差动保护、一套弱馈功能投入的高频/光纤距离保护的单线送终端线路，线路两侧保护及重合闸采用“正常联络线方式”。
6.4 对配置双套弱馈功能退出的高频保护或一套光纤电流差动保护、一套弱馈功能退出的高频/光纤距离保护的单线送终端线路，线路两侧保护及重合闸采用“送终端方式”。
6.5 当220kV线路因检修开环成单回线送终端运行时，线路两侧保护及重合闸方式按上述规定执行。若成为多级终端方式，除最末一级终端线保护按上述规定执行外，其它终端线保护按“正常联络线方式”跳闸不作调整。此时受电侧保护可能在线路单相接地故障时由于选相失败而直接三相跳闸导致停电。
6.6 对受电侧变电所有三台主变的单线送终端线路，若线路保护采用“送终端方式”，则受电侧应陪停一台主变，否则送电侧重合闸停用。
6.7 在线路保护不是差动保护，且保护未具有弱馈功能也无“送终端方式”定值情况下，系统应尽量避免该线送终端负荷。当特殊运行方式下系统需该线送终端负荷时，线路两侧保护及重合闸按正常联络线方式不变，并将送电侧保护灵敏段时限改为0.5秒。此时受电侧保护有可能在线路单相接地时由于选相失败而三相跳闸不重合，或相间故障纵联保护无法停信导致纵联保护拒动需靠送电侧距离Ⅱ段0.5
秒切除故障。
6.8 在线路保护不是差动保护，且保护未具有弱馈功能也无“送终端方式”定值的情况下，系统应尽量避免单线送多级终端负荷。当特殊运行方式下系统需要单线送几级终端时，保护方式需经校核后再定，必要时需停相关线路的重合闸。
6.9 当220kV变压器中、低压侧地区电网接有小火（水）电厂时，要求在小火（水）电厂及相应联络变上装设有关解列装置；若变压器中压侧直接接有较大电源时，必要时应在变压器220kV侧装设相应的故障解列装置。地区小电源应能可靠解列，解列时间≤1.5秒。
7 冲击及带负荷试验保护应用原则
7.1 向线路冲击
7.1.1 线路正常复役时，两侧保护及重合闸均按正常方式投跳；向线路强送时，两侧保护及重合闸可按正常方式投跳不作调整。
7.1.2 老开关老保护向新线路冲击时，两侧保护均按正常方式投跳，重合闸停用。
7.1.3 对新投产线路保护，冲击时新线路保护的微机保护可投跳，纵联保护投信号，重合闸停用。冲击结束带负荷前应全部改信号。
7.1.4 线路单侧开关更换后，用对侧开关向新开关冲击时，两侧保护按正常方式投跳，冲击侧保护灵敏段时限改0.5秒，重合闸停用；若单侧CT更换，用对侧开关向新CT冲击时，冲击侧微机保护投跳，纵联信号，保护灵敏段时间改为0.5秒，重合闸停用。
7.1.5 当线路冲击到对侧母线，对侧为双母线且另一条母线运行时，若对侧母差保护为固定连接式母差，必须短时退出对侧母差保护。若对侧母差保护为微机母差或比例制动中阻抗母差时可不退出。
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7.1.6 用220kV母联（母分）开关向线路冲击时，用上220kV母联（母分）开关过流解列保护（一般应为0秒跳闸）。
7.1.7 为防止变压器励磁涌流而造成保护误动作，不应向带有大容量变压器群（≥120MVA主变3台及以上）的线路进行冲击或强送。
7.1.8 向新投产开关及线路冲击时，若用旁路开关代新线路开关方式冲击，在确认新线路开关母差CT 脱离母差回路并短接接地后，母差保护可投跳。否则应短时退出母差保护。
7.1.9 用220kV母联开关串接方式向线路冲击且线路的母差CT可正常运行时，若本侧母差保护为微机母差或比例制动中阻抗母差，本侧母差保护可以正常投跳；若本侧母差保护为固定连接式母差，应短时退出本侧母差保护。
7.2 线路保护带负荷试验
7.2.1 被试线路与220kV母联（母分）开关串联时，使用母联（母分）开关过流解列保护（过流解列保护与相邻元件的快速保护配合），此时过流解列保护应可靠躲过负荷电流（按保护允许负荷电流限额）及有足够的灵敏度，且一般应带0.3秒时限。若母差保护需做带负荷试验则应先退出母差保护。
7.2.2 线路保护带负荷试验前必须先改信号，保护带负荷试验正确结束后可投跳，投跳方式应与线路运行方式相适应。
7.3 变压器冲击
7.3.1 用220kV旁路开关代变压器开关向新变压器等设备冲击时，投入旁路开关保护（应采用距离Ⅰ段投入的定值），停用重合闸，变压器保护应全部投跳。若充电至变压器220kV开关，则变压器220kV 开关母差CT应脱离母差回路并短接接地或短时退出母差。
7.3.2 用220kV母联（母分）开关与变压器开关串联或代变压器开关（旁路兼母联）向变压器冲击时，投入母联（母分）开关过流解列保护，且应带0.3秒时限，变压器保护应全部投跳，此时若过流解列保护经确认躲不过变压器励磁涌流，可适当提高保护定值。
7.3.3 上述两种保护方式同时应把变压器的总后备保护时间改为0.3秒跳闸，此时变压器总后备保护中的零序过流保护定值应躲过变压器励磁涌流。
7.3.4 在变压器冲击结束后保护需带负荷试验时，应把需要带负荷试验的变压器保护及同一组CT回路的其他可能受影响的保护改信号。
7.4 变压器保护带负荷试验
7.4.1 220kV旁路开关代变压器开关供电时，投入旁路开关保护（应采用距离Ⅰ段投入的定值），停用重合闸，投入变压器的总后备保护并将时间改为0.3秒跳闸。对只有一套主变保护能切换至旁路的，不应采用该方式，应采用母联开关串接方式进行试验。
7.4.2 用220kV母联（母分）开关与变压器开关串联向变压器供电时，使用母联（母分）开关过流解列保护，定值应可靠躲过负荷电流（按保护允许负荷电流限额）且应带0.3秒时限。若母差保护需做带负荷试验则应先退出母差保护。
7.4.3 需用变压器开关直接供电时，必须投入变压器瓦斯保护及变压器的总后备保护并将时间改为0.3秒跳闸，此方式下应控制保护带负荷试验时间(4小时内)。对于配置双套微机主变保护的变压器，使用相应变压器总后备保护（即第一套变压器保护先做带负荷试验时，投入第二套总后备保护；第二套变压器保护先做带负荷试验时，投入第一套总后备保护）。对于配置单套主变保护的变压器，要求先做主变差动保护带负荷试验，正确后投入，然后再做变压器其他保护带负荷试验。若母差保护需做带负荷试验则应先退出母差保护。
Q/GDW11-368—2012-10404 8 线路保护调度检修运行规定
8.1 正常运行时，线路纵联保护一般应两侧状态对应，同时投跳或停用。
8.2 正常空充线路（不作备用电源时）两侧保护按“正常联络线方式”全部投跳，重合闸采用单相重合闸方式，并将充电侧保护灵敏段时间改0.5秒跳闸。正常空充线路在短时合环操作时，两侧保护方式和定值可不变。当长期合环时，应将充电侧保护灵敏段时间恢复正常。
8.3 正常备用线路（作为备用电源时）两侧保护根据配置情况按“正常联络线方式”或按“送终端方式”运行。备用线路若两侧保护为“正常联络线方式”运行，在短时合环操作时两侧保护方式和定值不变；备用线路若两侧保护为“送终端方式”运行，在短时合环操作时，送电侧保护方式和定值可不变，受电侧应投入距离、零序后备保护。
8.4 当220kV环网线路两套纵联保护全停时，线路应陪停。对线路停役直接引起负荷损失的220kV送终端线路，若双纵联保护全停时间不超过4小时，可按稳定及保护配合要求将本线两侧保护灵敏段时限改为0.5秒跳闸后运行，此时相邻线路保护定值与其失配，若该线路发生故障，可能导致相邻线路越级跳闸。
8.5 220kV线路重合闸方式改为“停用”方式或重合闸装置停用时，有关保护应沟通三跳。
8.6 220kV电缆线路重合闸正常停用；电缆架空混合线路重合闸在运行单位认可情况下可投入重合闸。
8.7 线路正常运行或空充时，当一侧开关某套光纤差动保护需退出进行缺陷处理或做试验时，对侧开关线路保护应整套改信号（含后备保护）；当两套光纤差动保护均需退出进行缺陷处理或做试验时，对侧开关应拉开。若仅改信号不做工作或仅改定值，对侧线路微机保护（后备保护）不需改信号，开关不需拉开；一侧CT或电流回路改造光差保护带负荷试验时，对侧线路微机保护（后备保护）也不需改信号。
8.8 母差与某线路间隔接口传动试验期间，若该间隔线路保护为光纤差动保护，则对侧开关相应的线路保护应整套改信号（含后备保护）；当线路保护均为光纤差动保护，则对侧开关应拉开。
9 旁路保护调度检修运行规定
9.1 旁路开关代线路开关运行时，要求将线路第一套纵联保护切换至旁路保护上（即高频距离或光纤距离保护应投跳），线路第二套纵联保护两侧改信号。
9.2 若线路第一套纵联保护为光纤差动保护，则不考虑旁路代线路开关运行。
9.3 旁路开关代主变开关正常运行时，根据变电所主变保护的配置情况，将主变的两套保护或第一套保护（包括差动及后备保护）切换至旁路开关上。一次操作前要求先退出主变的两套差动保护，待一次操作结束后再投入相应主变差动保护（不作切换的主变第二套差动保护应改信号）。
9.4 旁路开关正常对旁路母线充电时，投入旁路保护（定值区由现场定，应采用距离Ⅰ段投入的定值），重合闸停用。
10 母差保护调度检修运行规定
10.1 220kV母线一组母线PT检修，母联开关正常运行时，用母联二次回路将PT二次回路小母线相连接，母差保护仍按正常方式运行。
10.2 对微机母差和比例制动中阻抗母差，当220kV母联非自动或正、副母线用某一间隔正、副母闸刀连通或倒排操作时，应投入对应的手动内联压板或单母压板。
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10.3 220kV母联开关检修，两组母线PT正常运行时，可将出线倒至一条母线上运行(一条母线停役)，也可将某一间隔正副母闸刀打连通。此时对固定连接式母差，母差保护改破坏固定接线方式运行；对微机母差和比例制动中阻抗母差，母差保护按正常方式运行，若母线通过某一间隔正副母闸刀打连通时应投入单母压板或手动内联压板。
10.4 220kV母联开关和一组母线ＰＴ同时检修时，则要求将检修ＰＴ所在母线上的出线倒至另一条母线运行（检修PT所在母线陪停），对固定连接式母差，母差保护改破坏固定接线方式运行。对微机母差和比例制动中阻抗母差，母线倒排结束后应退出单母压板或手动内联压板，母差保护按正常方式运行。
10.5 当双母线的母差保护按固定连接方式运行时，若一条母线上无电源或只有小电源，母差保护仍按固定连接方式运行。
10.6 对固定连接式母差，当母线运行且不改破坏固定连接时母差按正常方式投跳，若需改破坏固定连接时母差应退出。
10.7 对比例制动中阻抗母差保护，装置检验或异常需退出母差保护时，应将整套装置改信号，正、副母分差保护不能单独投停。
10.8 对正常双母双分段或双母单分段接线运行的一台220kV母联开关检修时，220kV母差及出线保护可按正常方式运行（对微机母差保护应投入对应的母线压板），一般不考虑对应两母线打连通。
10.9 220kV母线配置两套母差的变电所，正常运行时，两套母差保护全部投入，需要时两套母差保护可分别单独投退。
10.10 对正常主接线为双母双分段的厂站，220kVⅠ、Ⅱ段母线上配置的同型号母差保护，当需缺陷处理或检修试验时，Ⅰ、Ⅱ段母差应作为整套母差保护考虑同时退出。若正常220kV正、副母分段开关均拉开运行，则Ⅰ、Ⅱ段母差保护可分段退出。
10.11 对配置有220kV母线失灵保护的厂站，正常运行时220kV失灵保护应投入。
10.12 220kV母差保护做带负荷试验时，不考虑用倒排来验证切换回路的正确性，应在传动试验时验证并确保母差切换回路的正确性。
10.13 镇海电厂、台州电厂220kVⅠ段或Ⅱ段母差保护停用时，不论时间多少，应投入镇厂220kV正副母分段开关过流解列保护0.3秒跳闸或把台厂联络Ⅰ、Ⅱ线对侧保护距离Ⅱ段时限改为0.3秒跳闸，以防止扩大事故的发生，同时还应控制镇厂220kV正副母分段开关上负荷电流（按保护限额），以防止过流解列保护误动作。
10.14 温州电厂220kVⅠ段或Ⅱ段母差保护停用时，不论时间多少，应投入温厂＃1、＃2母联开关过流解列保护0.3秒跳闸，以防止扩大事故的发生，同时还应控制温厂＃1、＃2母联开关上负荷电流（按保护限额），以防止过流解列保护误动作。
10.15 当220kV母差保护全停时间不超过4小时，系统保护可不改定值，对重要厂站应根据需要投入相应的220kV母联（母分）过流解列保护，一般应带0.3秒时限并要求控制负荷电流；超过4小时，根据系统稳定要求，还应将母线上线路对侧保护灵敏段时限改为0.5秒跳闸（台州电厂内部220kV联络线对侧保护灵敏段时限改为0.3秒跳闸），对发电厂应将主变220kV后备保护（相过流、零序过流）时限改为0.5秒跳主变220kV开关，此时只与相邻元件速动保护配合；超过24小时，还应将变电所中、低压系统分列运行。
11 智能变电站继电保护调度检修运行规定
11.1 正常运行要求Q/GDW11-368—2012-10404
11.1.1 对智能变电站二次设备，调度仅对保护装置发令，发令按照常规站发令模式。合并单元、智能终端、交换机等故障时，由现场分析二次设备受影响的范围，申请停役相关保护，并在现场运行规程中明确细化。
11.1.2 正常运行时220kV线路重合闸随微机保护同步投退，调度不再单独发令。如调度单独发令操作投退220kV线路重合闸时，运行应同时操作两套线路保护重合闸软压板。第一套智能终端操作电源失去时，两套线路保护均应退出重合闸。
11.1.3 监控后台可操作保护装置功能软压板、GOOSE软压板以及定值区切换。更改定值只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护须改信号状态。
11.1.4 正常运行时，保护装置严禁放上“检修状态”硬压板。一次设备运行，仅其中一套保护停役工作时，停役保护应放上“检修状态”硬压板。
11.1.5 正常运行时，严禁断开保护装置或GOOSE交换机等设备的光纤或尾纤连接。
11.1.6 220kV双重化配置的二次设备仅单套装置发生故障时，原则上不考虑陪停一次设备，但现场应加强运行监视。
11.1.7 以下装置不允许同时停役，否则要求对应的线路或主变陪停：
a)220kV第一（二）套母差保护与线路（主变）第二（一）套保护。
b)220kV第一（二）套母差保护与开关第二（一）套智能终端装置。
11.2 异常处理
11.2.1 220kV母差保护中正、副母闸刀位置出错时，应汇报调度并通知检修部门处理，同时通过软压板控制方式进行强制闸刀位置置位，但应注意一、二次运行方式保持对应，同时监视差流。
11.2.2 智能终端异常时，现场运维人员应按运行规程将装置改停用后重启装置一次，并将结果汇报调度。重启后如异常消失则按运行规程自行恢复到跳闸状态；如异常没有消失则保持停用状态，向调度申请将相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理。
11.2.3 合并单元异常时，现场运维人员应按运行规程将装置检修压板投入后重启装置一次，并将结果汇报调度。重启后如异常消失则按运行规程自行恢复到正常运行状态，如异常没有消失则保持该装置检修压板投入状态，向调度申请将相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理。
11.2.4 GOOSE交换机异常时，现场运维人员应按运行规程自行重启一次。重启后如异常消失则恢复正常运行，如异常没有消失则汇报调度，申请停用相关受影响保护装置。
11.2.5 遥控操作通过第一套智能终端装置实现。当开关第一套智能终端装置故障时，不允许对本间隔开关、闸刀、地刀进行遥控操作和远方信号复归，现场应加强运行监视。
11.2.6 合并单元故障时，线路、母联保护测控一体化装置的控制功能不应退出。
11.2.7 装置故障处理时，只允许在本侧插拔尾纤，严禁在交换机侧插拔尾纤。
12 母联（母分）充电解列保护调度检修运行规定
12.1 220kV母联（母分）开关上应配置专用的充电解列保护，在微机母差保护中配置的母联（母分）充电保护和过流保护应停用。
12.2 220kV母联（母分）充电解列保护具备充电保护功能和过流解列保护功能。正常运行时，充电保护和过流解列保护应改信号。
12.3 当用母联（母分）开关向母线充电合闸时，应采用充电按钮或充电保护压板短时投入母联（母分）充电保护，充电结束后必须退出母联（母分）充电保护。
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12.4 当母联（母分）开关与相邻元件串接作为相邻元件后备保护时，投入母联（母分）过流解列保护，一般带0.3秒时限跳闸，并控制对应母联（母分）开关上负荷电流。
12.5 当采用220kV母联（母分）开关向母线设备冲击时，应投入母联（母分）开关过流解列保护，时间0秒跳闸。若220kV母差保护为固定连接式母差保护时，应先退出220kV母差保护。
13 备自投调度检修运行规定
13.1 220kV备自投分为线路备自投、线路母联备自投、桥开关备自投。
13.2 220kV备自投装置最多只考虑备用两台主变，不考虑备用三台主变。
13.3 220kV线路备自投不考虑旁路代方式，即旁路代出线时应退出220kV线路备自投。
13.4 220kV主接线为双母线接线或桥接线的变电所，当一条220kV母线检修或一组母线PT检修时，应退出备自投装置。
13.5 220kV母差保护动作应闭锁备自投装置，当220kV母差保护退出时应将备自投装置改信号。 13.6 对桥接线的变电所，主变保护跳主变220kV开关时应闭锁桥开关备自投装置；当主变差动保护均退出运行时，桥开关备自投装置应改信号。
14 装置试验要求
14.1 配置220kV母差保护的变电所，当220kV开关改检修时，应将检修开关的母差CT脱离母差回路并短接接地，还应取下该开关启动失灵保护压板，操作时应短时退出220kV母差保护。
14.2 当220kV主变开关检修时，按13.1条要求执行，还应把检修开关的主变差动CT短接接地并脱离主变差动回路。
14.3 当线路保护、主变保护及重合闸装置做试验时，除停用保护及重合闸出口压板外，还应取下该保护启动失灵保护压板。
14.4 开关与保护校验时，该开关保护跳其它开关的压板取下，其它保护跳该开关的压板也取下。
15 PT二次回路异常处理要求
15.1 当某条母线PT总的二次回路故障时，要求故障PT所在母线的出线冷倒至另一条母线上运行，以防止出线故障时保护拒动而越级跳闸。
15.2 当某间隔PT二次保护回路故障时，若保护配置了差动保护或PT断线过流保护有灵敏度时，可短时运行，并尽快通知检修部门处理；若不能在短时处理完毕，应将该线路用旁路开关代或拉停。
15.3 线路保护在PT失压时自动投入PT断线过流保护（0.3秒），此时区外故障有可能越级跳闸。
16 主变中性点接地方式
16.1 变电所的所有自耦变中性点直接接地。
16.2 变电所只有一台普通变时，这台主变直接接地运行；有两台或三台普通变的，220kV母线仍保持一台主变中性点直接接地运行，其它不接地；当有四台普通变时，则要求220kV I、II段母线上各保持一台主变直接接地运行，其它不接地。
16.3 若220kV变电所的220kV母线分列运行，要求220kV每段母线上都有一台主变中性点直接接地运行。若110kV母线也分列运行，要求110kV每段母线上有一台主变直接接地运行。
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16.4 若220kV变电所220kV母线合环运行，110kV母线分列运行，则规定一台主变220kV和110kV侧同时直接接地，另一台主变220kV侧不接地，110kV侧直接接地运行（即要求220kV 母线接地方式不变，110kV每段母线上都有一台主变直接接地运行）。
9
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附 录 A （规范性附录）
智能变电站浙江省调二次设备调度倒闸操作任务书
序号 分类
省调操作指令
操作内容
备注
1 ××线第一套纵联保护由跳闸改为信号 退出纵联保护功能软压板。
2 ××线第一套纵联保护由跳闸改为停用 退出纵联保护功能软压板，关闭纵联保护通道接口装置电源。1) 必须确认对侧已改信号； 2) 光纤电流差动无此操作指令。
3 ××线第一套纵联保护由信号改为跳闸 检查纵联通道畅通，投入纵联保护功能软压板。
4 ××线第一套纵联保护由信号改为停用 关闭纵联保护通道接口装置电源。 光纤电流差动无此操作指令。
5 ××线第一套纵联保护由停用改为信号 开启纵联保护通道接口装置电源。 光纤电流差动无此操作指令。
6 ××线第二套纵联保护由跳闸改为信号 同第一套纵联保护
7 ××线第二套纵联保护由跳闸改为停用 同第一套纵联保护 1) 必须确认对侧已改信号； 2) 光纤电流差动无此操作指令。 8 ××线第二套纵联保护由信号改为跳闸 同第一套纵联保护
9 ××线第二套纵联保护由信号改为停用 同第一套纵联保护 光纤电流差动无此操作指令。 10 线 路 纵 联 保 护 ××线第二套纵联保护由停用改为信号 同第一套纵联保护
光纤电流差动无此操作指令。
11
××线第一套微机保护由跳闸改为信号 检查纵联保护功能软压板在退出位置，退出GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 1) 纵联保护由调度单独发令；
2) 保护信号状态下的测控功能软压
板投退由现场根据工作情况掌握。 12
线 路 微 机 保 护 ××线第一套微机保护由跳闸改为停用 检查纵联保护功能软压板在退出位置，检查测控功能软压板在退出位置，退出GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口压板，放上装置检修硬压板，关闭微机保护装置电源。
纵联保护由调度单独发令。
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11
序号
分类 省调操作指令
操作内容
备注
13
××线第一套微机保护由信号改为跳闸 检查装置检修硬压板在取下位置，检查GOOSE 接收、SV 接收及
测控功能软压板在投入位置，检查“停用重合闸”软压板在退出位置。投入GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 纵联保护由调度单独发令。
14 ××线第一套微机保护由信号改为停用 检查测控功能软压板在退出位置，放上装置检修硬压板，关闭
微机保护装置电源。
15
××线第一套微机保护由停用改为信号 开启微机保护装置电源，取下装置检修硬压板。
保护信号状态下的测控功能软压板投退由现场根据工作情况掌握。
16
××线第一套微机保护由停用改为跳闸 开启微机保护装置电源，取下装置检修硬压板。检查GOOSE 接收、SV 接收及测控功能软压板在投入位置，检查“停用重合闸”软压板在退出位置。投入GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 纵联保护由调度单独发令。
17
××线第二套微机保护由跳闸改为信号 检查纵联保护功能软压板在退出位置，退出GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 纵联保护由调度单独发令。
18
××线第二套微机保护由跳闸改为停用 检查纵联保护功能软压板在退出位置，退出GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板，放上装置检修硬压板，关闭微机保护装置电源。 纵联保护由调度单独发令。 19
××线第二套微机保护由信号改为跳闸 检查装置检修硬压板在取下位置，检查GOOSE 接收、SV 接收软
压板在投入位置，检查“停用重合闸”软压板在退出位置。投入GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 纵联保护由调度单独发令。
20 ××线第二套微机保护由信号改为停用 放上装置检修硬压板，关闭微机保护装置电源。 21
线 路 微 机 保 护
××线第二套微机保护由停用改为信号 开启微机保护装置电源，取下装置检修硬压板。
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序号 分类 省调操作指令 操作内容 备注
22
××线第二套微机保护由停用改为跳闸 开启微机保护装置电源，取下装置检修硬压板。检查GOOSE 接
收、SV 接收软压板在投入位置，检查“停用重合闸”软压板在退出位置。投入GOOSE 跳闸出口、GOOSE 启动失灵、GOOSE 重合闸出口软压板。 纵联保护由调度单独发令。
23
××线距离保护灵敏段时限由正常时限改为0.5秒
第一、二套线路微机保护由正常运行定值区切换至“0.5秒时限”定值区，核对定值正确
详见整定单 24
线 路 微 机 保 护 ××线距离保护灵敏段时限由0.5秒改为正常时限
第一、二套线路微机保护由“0.5秒时限”定值区切换至正常运行定值区，核对定值正确
详见整定单
25
××线重合闸由跳闸改为信号
退出两套线路微机保护GOOSE 重合闸出口软压板，投入“停用重合闸”软压板。
220千伏线路第一套智能终端改为停用状态或装置电源失去时，两套线路保护均应退出重合闸。 26
重 合 闸
××线重合闸由信号改为跳闸 退出两套线路微机保护“停用重合闸”软压板，投入GOOSE 重合闸出口软压板，重合方式由定值决定。
27
220kV 第一套母差保护由跳闸改为信号
退出母差保护中各运行间隔GOOSE 发送软压板（跳闸出口、闭锁重合、远跳、主变失灵联跳等），差动及失灵功能软压板仍投入。
28
220kV 第一套母差保护由跳闸改为停用 退出母差保护中各运行间隔GOOSE 发送软压板（跳闸出口、闭锁重合、远跳、主变失灵联跳等），退出差动及失灵功能软压板，放上装置检修硬压板，关闭装置电源。
29
母 差 保 护
220kV 第一套母差保护由信号改为跳闸 检查装置检修硬压板在取下位置，检查母差保护中各运行间隔GOOSE 接收、SV 接收软压板在投入位置，差流正常。投入各间隔GOOSE 发送软压板（跳闸出口、闭锁重合、远跳、主变失灵
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序号
分类 省调操作指令
操作内容
备注
联跳等）。
30 220kV 第一套母差保护由信号改为停用 退出差动及失灵功能软压板，放上装置检修硬压板，关闭装置电源。
31
220kV 第一套母差保护由停用改为信号 开启装置电源，取下装置检修硬压板，投入差动及失灵功能软压板。
32
220kV 第一套母差保护由停用改为跳闸
开启装置电源，取下装置检修硬压板，投入差动及失灵功能软压板。检查母差保护中各运行间隔GOOSE 接收、SV 接收软压板在投入位置，差流正常；投入各运行间隔GOOSE 发送软压板（跳闸出口、闭锁重合、远跳、主变失灵联跳等）。
33 220kV 第二套母差保护由跳闸改为信号 同第一套母差保护 34 220kV 第二套母差保护由跳闸改为停用 同第一套母差保护 35 220kV 第二套母差保护由信号改为跳闸 同第一套母差保护 36 220kV 第二套母差保护由信号改为停用 同第一套母差保护 37 220kV 第二套母差保护由停用改为信号 同第一套母差保护 38 母 差 保 护
220kV 第二套母差保护由停用改为跳闸
同第一套母差保护
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由跳闸改为信号
退出GOOSE 跳闸出口软压板，退出充电过流保护功能软压板。
母联保护信号状态下测控功能软压板正常运行应投入，工作时由现场自行掌握。
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由跳闸改为停用
检查测控功能软压板在退出位置，退出GOOSE 跳闸出口软压板，退出充电过流保护功能软压板。放上装置检修硬压板，关闭装置电源。
过 流 解 列
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由信号改为跳闸（采用定值×，时间×秒，检查装置检修硬压板在取下位置，检查SV 接收软压板及测控功能软压板在投入位置。根据整定单要求切换至对应定值区，
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序号 分类 省调操作指令
操作内容
备注
控制负荷电流小于××安培） 投入充电过流保护功能软压板，投入GOOSE 跳闸出口软压板。
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由信号改为停用
检查测控功能软压板在退出位置，放上装置检修硬压板，关闭装置电源。
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由停用改为信号
开启装置电源，取下装置检修硬压板。
母联保护信号状态下测控功能软压板正常运行应投入，工作时由现场自行掌握。
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由停用改为跳闸（采用定值×，时间×秒，控制负荷电流小于××安培） 开启装置电源，取下装置检修硬压板。检查SV 接收软压板及测控功能软压板在投入位置，根据整定单要求切换至对应定值区，投入充电过流保护功能软压板，投入GOOSE 跳闸出口软压
板。
39
220kV 母联（分）第一套过流解列保护由定值×改为定值×（时间×秒，控制负荷电流小于××安培）
切换定值区，核对定值正确
40 220kV 母联（分）第二套过流解列保护由跳闸改为信号
退出GOOSE 跳闸出口软压板，退出充电过流保护功能软压板。 41
220kV 母联（分）第二套过流解列保护由跳闸改为停用
退出GOOSE 跳闸出口软压板，退出充电过流保护功能软压板。放上装置检修硬压板，关闭装置电源。
42
220kV 母联（分）第二套过流解列保护由信号改为跳闸（采用定值×，时间×秒，控制负荷电流小于××安培） 检查装置检修硬压板在取下位置，检查SV 接收软压板在投入位置。根据整定单要求切换至对应定值区，投入充电过流保护功能软压板，投入GOOSE 跳闸出口软压板。
43 220kV 母联（分）第二套过流解列保护由信号改为停用
放上装置检修硬压板，关闭装置电源。 44
保 护 过 流 解 列 保 护
220kV 母联（分）第二套过流解列保护由停用改为信号
开启装置电源，取下装置检修硬压板。
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15 序号
分类 省调操作指令 操作内容 备注 45 220kV 母联（分）第二套过流解列保护由停用改为跳闸（采用定值×，时间×秒，控制负荷电流小于××安培） 开启装置电源，取下装置检修硬压板。检查SV 接收软压板在投入位置，根据整定单要求切换至对应定值区，投入充电过流保护功能软压板，投入GOOSE 跳闸出口软压板。 46
220kV 母联（分）第二套过流解列保护由定值×改为定值×（时间×秒，控制负荷电流小于××安培） 切换定值区，核对定值正确 注1：对测控功能投入的220千伏保护测控一体化装置，省调下发的操作指令仍按原保护发令方式，即不含“（保护测控一体）”后缀，但会在备注栏中注明。
注2：220千伏母差保护中各运行间隔的GOOSE发送、GOOSE接收软压板和SV接收软压板在母差“跳闸”状态下必须投入。当某间隔开关由运行（或热备用）改冷备用时，应退出母差保护中对
应间隔的GOOSE发送、GOOSE接收软压板；当间隔开关改检修时，还应退出母差保护中对应间隔的SV接收软压板。
注3：220千伏线路保护中的GOOSE接收软压板在保护“跳闸”状态下应投入，在保护由“跳闸”改“信号”（或“停用”）时一般不操作，缺陷处理或工作时由现场自行掌握。
注4：220千伏线路、母联（分）保护中的SV接收软压板在保护“跳闸”状态下应投入，在保护由“跳闸”改“信号”（或“停用”）时一般不操作，缺陷处理或工作时由现场自行掌握。 注5：220千伏线路微机保护状态改变时，可不操作“停用重合闸”功能投退软压板，而仅操作GOOSE重合闸出口软压板。“停用重合闸”功能软压板一般仅在线路重合闸状态改变时操作。 注6：220千伏线路、母联（分）第一套保护中的测控功能软压板在保护改“跳闸”时原则上应投入；在保护改“停用”时原则上应退出；在保护“信号”状态时正常运行也应投入，工作时
由现场自行掌握。
注7：220千伏线路、母联（分）第二套保护中的测控功能一般不投，对应的测控功能软压板全部退出。若第二套保护中的测控功能也投入，则操作内容与第一套保护（保护测控一体）相同。 注8：220千伏保护改“跳闸”前，现场应检查对应的智能终端和合并单元装置直流回路正常、检修硬压板已取下，智能终端跳合闸出口硬压板和测控出口硬压板已放上。
16 索引
×××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××。
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浙江220kV电网继电保护调度检修运行规程
编 制 说 明
17
目次
1 编制背景 (2)
2 编制主要原则 (2)
3 与其他标准文件的关系 (2)
4 主要工作过程 (2)
5 标准结构和内容 (3)
6 条文说明 (3)
1Q/GDW XXX—XXXX-XXXXX
1 编制背景
本规程前一版发布于2008年。从2008年以来，公司大力推进智能电网建设，一些智能变电站陆续在我省建成投产。智能变电站继电保护与常规保护在日常检修运行方法上有一定的差异，传统的保护调度检修运行规程无法全面覆盖与适应新技术的应用。2012年浙江省电力公司还将全面实施“三集五大”体系改革，业务模式的调整使得原规程逐渐不符合现有运行要求
为适应智能电网技术的发展和公司“三集五大”体系的建设实施，特此由浙江电力调度控制中心牵头，重新修订《浙江220kV电网继电保护调度检修运行规定》。
2 编制主要原则
本规程是依据《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T 587-2007）、《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）和《220～750kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 559-2007）的有关规定，在总结日常220kV电网继电保护装置调度、检修、运行技术与经验的基础上，遵循继电保护“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的基本原则制定的。
本规程主要规定了浙江电网日常调度操作、运行检修、基建技改、启动投产、事故处理等工作中220kV继电保护方式确定所采用的原则、内容及要求。
3 与其他标准文件的关系
本标准引用了《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T 587-2007）、《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）和《220～750kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 559-2007）的有关规定。本标准内容是在已颁发的标准、规范基础上对日常继电保护调度、检修、运行所作的补充规定，与已颁发的标准、规范不一致之处以本标准为准。
4 主要工作过程
2011年12月，浙江电力调度控制中心下发调查表，在全省范围内开展修订前的相关技术和需求调研。
2012年1月，规程编写工作组对前期调查返回意见进行了讨论，形成一致意见后开始着手修订规程。
2012年3月，初稿编制完成。浙江电力调度控制中心下发征求意见稿，征求各调度、运行、检修、通信、安装调试等单位和部门的意见。
2012年5月，浙江电力调度控制中心牵头，组织召开技术讨论会，调度、监控运行、系统运行、通信、检修等单位和部门参加会议。会议对返回意见逐条进行了讨论，对征求意见稿进行了修改完善，最终形成送审稿。
2012年6月，浙江电力调度控制中心组织召开审查会，编写组根据审查意见修改完成了报批稿。
2
5标准结构和内容
本标准针对浙江电网继电保护的配置与应用技术特点， 重点规范了日常220kV电网继电保护调度操作、运行检修、基建技改、启动投产、事故处理等工作中保护方式确定所采用的原则、内容及要求。
本标准的内容和结构如下：
1. 目次；
2. 前言；
3. 正文，共设十六章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、一般规定与要求、单线送终端负荷保护运行规定、冲击及带负荷试验保护应用原则、线路保护调度检修运行规定、旁路保护调度检修运行规定、母差保护调度检修运行规定、智能变电站继电保护调度检修运行规定、母联（母分）充电解列保护调度检修运行规定、备自投调度检修运行规定、装置试验要求、PT二次回路异常处理要求、主变中性点接地方式；
4.附录A。
6条文说明
1. 范围
本章规定了本标准的适用范围。
本标准规定了浙江电网日常调度操作、运行检修、基建技改、启动投产、事故处理等工作中220kV 继电保护方式确定所采用的原则、内容及要求。
本标准适用于浙江电网220kV继电保护设备的调度、运行和检修。
2. 规范性引用文件
本章列出了与本标准内容相关的标准。引用的原则为：对与本标准内容有关的主要GB、DL标准，均逐条列出；在使用本标准引用标准时，一般按GB、DL中的较高标准执行。
3. 术语和定义
为查阅方便和执行本标准条文时能正确理解相关的专业名称术语，此章列出了本标准所涉及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽量引自已有标准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。
4. 总则
重点强调确定电网继电保护运行方式时需遵循的原则；强调一、二次运行方式的协调一致；强调标准的执行效力以及需熟练掌握本规程内容的人员。
5. 一般规定与要求
重点明确了继电保护运行检修时通用的基本要求与方式，主要有：保护对一次系统的运行方式要求、双重化保护工作方式、断路器失灵保护投运方式、定值区切换方式等。
6. 单线送终端负荷保护运行规定
重点明确了单回线送终端负荷时，不同配置情况下的保护方式，主要有：正常送终端线路保护方式、检修送终端线路保护方式、送终端线路运行方式要求。
7. 冲击及带负荷试验保护应用原则
重点明确了新设备启动冲击及带负荷试验时，不同启动方案下保护所采用的方式，主要有：线路冲击时的保护应用方式、线路保护带负荷试验时的应用方式、变压器冲击时的保护应用方式、变压器保护带负荷试验时的应用方式。
8. 线路保护调度检修运行规定
3Q/GDW XXX—XXXX-XXXXX
4 重点明确了线路正常运行、检修、缺陷处理时的保护应用方式，主要有：空充线路和备用线路保护
应用方式、纵联保护方式、电缆线路特殊运行要求、光纤差动保护特殊运行要求等。
9. 旁路保护调度检修运行规定
重点明确了220kV旁路保护运行操作要求，主要有：旁路代线路保护操作要求、旁路代主变保护操作要求、旁路带母运行保护方式要求。
10. 母差保护调度检修运行规定
重点明确了母线正常运行及母线设备检修时的保护方式要求，主要有：母线PT检修保护方式要求、母联（分）开关检修保护方式要求、母线分列运行保护方式要求、母差保护停役时的保护调整原则等。
11. 智能变电站继电保护调度检修运行规定
重点明确了智能变电站二次设备正常运行、缺陷处理及计划检修时的运行要求，主要有：正常运行操作规定、智能终端异常处理要求、合并单元异常处理要求、交换机异常处理要求。
12. 母联（母分）充电解列保护调度检修运行规定
重点明确了母联（分）充电解列保护正常运行时的状态，及新设备启动冲击时的应用原则。
13. 备自投调度检修运行规定
重点明确了220kV备自投基本应用原则。
14. 装置试验要求
重点明确了设备检修试验时的保护安全措施要求，主要有：开关检修时的保护安措要求、保护检修试验时的安措基本要求。
15. PT二次回路异常处理要求
重点规定了PT二次回路异常时，相应的缺陷处理方法和保护调整原则。
16. 主变中性点接地方式
规定了正常运行时变电站主变中性点接地方式确定的原则。
17.附录A（规范性附录）智能变电站浙江省调二次设备调度倒闸操作任务书
为规范智能变电站二次设备调度运行操作，对典型操作任务、操作内容及压板操作要求进行了明确和统一。
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