继电保护及安全自动装置.doc

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检验管理267、 新设备投产管理288、 保护装置入网及质量监督319、 附则331、 总则1.1为了保证江西电网安全稳定运行及发输配电设备的安全，提高江西电网继电保护的运行管理水平，根据国家电力行业有关规程、规定，结合江西电网的实际，特制定本规程。1.2 江西电网继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）的运行管理应按调度管辖范围实行统一调度、分级管理。 1.3 保护装置必须按有关规定投入运行；一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应经单位主管领导批准。1.4 保护装置动作后，各运行单位应立即打印或拷贝动作装置的动作报告（包括总、分报告）、录波文件、相关装置的起动报告、故障录波器的录波文件，在打印或拷贝后经相应调度机构确认才能进行相应的事故检验和检查。1.5本规程适用于江西电网调度运行及继电保护专业管理。各级生产运行负责人、值班运行人员、继电保护人员均应熟悉本规程。2、调度人员及发电厂、变电站运行人员的继电保护运行工作2.1省、地调值班调度员在保护装置运行管理方面的职责：2.1.1正确指挥管辖设备内各种保护装置的使用与运行。2.1.2根据继电保护调度运行规程,在处理事故或改变系统运行方式时,应考虑保护装置的相应变更。指挥系统操作时，应包括保护装置的有关操作。2.1.3根据继电保护定值通知单切实掌握保护装置的整定值。管辖范围内保护装置更改定值后或新设备保护装置投入运行前，当值调度员应按照定值通知单和现场运行值班人员核对无误后，在通知单上签字，并注明更改定值的时间。2.1.4根据保护装置的最大允许负荷或负荷曲线，监视管辖范围内各部分的负荷潮流。2.1.5掌握与系统运行方式有关或直接影响系统安全稳定运行的保护问题，包括应投而未投的母线保护、高频保护、导引线保护、自动重合闸等重要保护装置存在的缺陷及不正常情况，并督促有关部门解决。2.1.6根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对保护装置的要求和改进意见。2.1.7在系统发生事故或不正常运行时，根据开关及保护装置情况，作出正确的分析判断，及时处理事故，作好记录并及时通知继电保护部门。2.1.8参加审核系统继电保护整定方案，有条件时可选派适当人员参加继电保护整定计算工作。2.1.9根据继电保护提供的运行说明参加修编系统继电保护调度运行规定。2.2 调度室应具有下列继电保护技术资料：2.2.1 系统继电保护运行管理规程或各装置的运行规定2.2.2 江西电网主变压器中性点接地运行方式表2.2.4 系统继电保护配置图和装置说明书2.2.5 系统安全自动装置调度运行规定2.2.6 系统安全自动装置调度术语2.2.7系统继电保护整定方案说明和整定通知单2.2.8电网运行中所需其它资料2.3发电厂、变电站值班运行人员在保护装置运行管理方面的职责：2.3.1有关保护装置及二次回路的操作均须经相应管辖该设备的人员（当值调度员或现场值、班长）命令或同意方可进行，保护装置的投入、退出等操作须由运行人员进行。2.3.2 在保护装置及二次回路上的工作，开工前运行人员必须审查工作票及安全措施，当更改定值和变更保护接线时，必须经厂（站）值（班）长许可，并持有经领导批准的定值通知单和图纸，方可允许工作。运行人员应按工作票和现场实际情况认真做好安全措施，凡可能引起保护装置误动作的一切可能因素，必须采取有效地防护措施。工作结束后，运行人员应进行验收，经验收检查无误后，在继电保护工作记录簿上签字。2.3.3 凡调度管辖的保护装置，在新投入或经过变更后投入时，运行人员必须和当值调度员进行整定值、保护装置投运方式及有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。2.3.4 运行人员必须按继电保护运行规程对保护装置和二次回路进行下列工作：2.3.4.1定期巡视检查保护装置和二次回路有无异常。2.3.4.2进行定期检测或对试。2.3.4.3监视交、直流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压。2.3.4.4 按保护整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线监视电气设备或线路的负荷潮流。当发现可能使保护误动的异常情况应及时向调度汇报，并与继电保护部门联系采取措施。紧急情况下，可先将保护停用（断开压板），事后作好记录并立即汇报。对检查中发现的缺陷及异常情况应填写缺陷记录，联系及督促有关部门进行处理。2.3.5根据运行方式的变化，按继电保护运行规程、规定由运行人员进行的定值变更，其变更操作须遵守以下规定：2.3.5.1依据当值调度员的指令。2.3.5.2履行监护制度。2.3.5.3 履行必要的安全措施，如断开压板或分路保险等（变更完毕后应立即恢复）。2.3.5.4做好记录。2.3.6 在系统发生事故或异常运行时，必须详细准确记录并及时汇报保护装置的动作情况。2.3.6.1复归信号前准确记录中央信号和保护装置信号。2.3.6.2及时打印保护装置完整的记录报告。2.3.6.3事故或异常过程中保护装置异常情况及异常情况的处理过程。2.4 发电厂、变电站控制室应具有下列保护装置技术资料：2.4.1保护装置现场运行规程及相关保护装置运行规程、规定。2.4.2 江西电网主变压器中性点接地运行方式表2.4.3 系统保护装置整定方案说明和运行中的整定通知单2.4.4保护装置配置图、装置说明书和装置竣工图纸2.4.5保护装置工作记录本2.4.6保护通道检查记录2.4.7保护装置巡视检查记录2.4.8系统安全自动装置调度运行规定（如厂、站无安全自动装置的不需此项）2.4.9 系统安全自动装置调度术语（如厂、站无安全自动装置的不需此项）3、继电保护专业机构及其管辖设备范围、职责3.1继电保护专业机构3.1.1 电力系统继电保护是有机整体,在继电保护专业管理上应实行统一领导,分级管理,在省调、供电公司和电厂设置相应的继电保护专业管理机构。3.1.2 省调继电保护管理机构作为省公司继电保护技术管理的职能部门，对全省继电保护专业工作进行管理。省调继电保护科负责省调所辖系统继电保护的整定计算、运行管理、技术监督、反措实施、事故检查、人员培训、统计考核等工作；同时对电网内各运行单位进行继电保护管理及技术指导。3.1.3 供电公司的继电保护整定计算、技术管理、日常维护、定期试验等工作宜集中由继电保护机构统一管理，此机构原则设在调度中心。3.1.4 发电厂的继电保护机构原则设在生技部门。3.1.5各单位应加强对继电保护工作的管理，建立健全继电保护机构和规章制度，推行标准化管理，并实行目标考核，防止由于继电保护不正确动作引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等恶性事故发生。3.1.6 各级领导应重视继电保护专业队伍建设，加强继电保护专业人员专业技能和职业素质培训，保持继电保护专业队伍相对稳定，并不断培养新生力量。3.2 继电保护机构负责维护、检验的设备3.2.1 保护装置：发电机、变压器、电动机、电抗器、电容器、母线、线路的保护装置等；3.2.2 电网安全自动装置：故障录波器、同期装置、备用电源自投装置、稳控装置、远切装置、联切装置、解列装置、低周低压减载装置等；3.2.3 控制屏、中央信号屏中与继电保护有关的元件；3.2.4 连接保护装置的二次回路：3.2.4.1从电流互感器、电压互感器二次侧端子开始到有关保护装置的二次回路（套管互感器自端子箱开始）；3.2.4.2 从继电保护直流分路熔断器开始到有关保护装置的二次回路；3.2.4.3 从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路；3.2.4.4 保护装置出口端子排到断路器操作箱端子排的跳合闸回路；3.2.5综合自动化变电站中:3.2.5.1继电保护（含稳定控制装置柜，以下同）柜内所有设备和二次回路；3.2.5.2 与保护装置相关的交流、直流、跳闸和信号回路及其它相关的二次回路、自动控制装置；3.2.5.3继电保护柜内如有与监控系统相关的通信接口装置或数据采集装置时，上述装置至保护柜端子排；3.2.5.4 如继电保护通道采用光纤或载波复用方式，从保护柜至通信盘上复用接口；3.2.5.5综合自动化变电站继电保护工程师站；3.2.5.6 电网故障信息处理系统及本柜内所有设备。3.2.6继电保护高频通道设备，详见江西电网继电保护高频通道结合加工设备运行管理规定（暂行）；3.2.7光纤保护使用的光纤通道（设备管理指责划分详见江西电网220KV线路继电保护用光纤通道管理规定）。3.2.8电网故障信息处理系统主站的保护工作站；电网故障信息处理系统子站及子站柜内所有设备3.2.9线路故障测距装置3.3继电保护机构应了解掌握的设备及内容:3.3.1被保护电力设备的基本性能及有关参数3.3.2系统稳定计算结果及其对所管辖部分的具体要求3.3.3系统运行方式及其负荷潮流3.3.4系统发展规划及接线3.3.5发电厂、变电所母线接线方式3.3.6发电机、变压器中性点的接地方式3.3.7断路器的基本性能；其跳、合闸线圈的起动电压、电流，跳、合闸时间，金属短接时间及其三相不同期时间；辅助触点、气压或液压闭锁触点的工作情况。3.3.8直流电源方式(蓄电池、硅整流、复式整流等)、滤波性能及直流监视装置。3.3.9电流、电压互感器变比，极性，安装位置；电流互感器的伏安特性。3.4 省调继电保护管理机构职责3.4.1 贯彻执行上级制定的有关方针、政策、法规、标准、规程、条例、制度等。负责落实上级单位制定的有关反事故技术措施，负责本公司继电保护工作的专业管理，及时向上级单位反映本公司继电保护运行管理中发现的重大问题。根据上级继电保护管理规定制定本省的继电保护管理规定。3.4.2 确定调度管辖范围内系统继电保护配置。3.4.3 负责调度管辖范围内继电保护的整定计算工作（省调整定计算范围详见江西电网调度运行规定），定期编制继电保护整定方案。3.4.4 负责处理调度管辖范围内有关继电保护的日常运行管理工作。3.4.5 参与有继电保护不正确动作的有关事故调查分析及试验工作，作出评价，制定对策。3.4.6 监督本公司各类继电保护产品质量和状况，并定期向上级继电保护管理部门和省公司有关部门报告各类保护装置质量状况、存在问题及改进建议。3.4.7 按规定对继电保护动作情况进行统计分析，提出半年度、年度总结，并按有关规程的要求及时上报继电保护的动作情况及继电保护不正确动作分析报告。3.4.8 定期修编继电保护反事故措施，并监督执行。3.4.9 参加或组织调度管辖范围内保护装置的技术改造工作。3.4.10 参加或组织调度管辖范围内新、扩建工程继电保护的招投标、设计审查、超高压系统远景及近期规划的讨论。3.4.11 组织开展继电保护的技术监督工作。3.4.12 组织继电保护专业培训工作。3.4.13 负责江西电网新型继保装置的入网审批工作。3.4.14指导各地调和电厂继电保护管理部门做好继电保护管理工作。3.4.15 执行上级继电保护管理机构交办的其它专业工作。3.5供电公司（超高压公司）继电保护管理职责3.5.1贯彻执行上级制定的有关继电保护专业技术管理的方针、政策、法规、标准、规程、制度、条例等，并制定本单位的实施细则和有关技术措施。根据上级继电保护管理规定制定本单位的继电保护管理规定。3.5.2 负责对所辖范围的保护装置实行从工程设计、选型、安装、调试到运行维护的全过程技术监督工作，建立健全符合现场实际的设备的图纸资料及运行技术档案。负责辖区内下一级（包括用户发电厂、变电所）的保护装置的技术管理工作，发现问题及时分析处理，重大问题如实上报上级相关继电保护管理机构。3.5.3 负责所辖范围内继电保护专业的日常管理工作，认真编制年度工作计划，并落实到有关部门，按期完成。3.5.4 参加本单位新建、扩建、更新改造工程的设计审查、施工质量的检查及验收工作，严把继电保护配置及装置的选型关。3.5.5负责收集本单位继电保护动作后的保护动作情况、保护打印报告、录波图等，并按调度管辖范围及时上报上一级相关继电保护管理机构。3.5.6 负责处理本单位日常继电保护的运行工作，及时掌握装置异常情况，并进行分析处理。3.5.7 负责组织编写继电保护的现场运行规程，并组织现场运行值班人员的继电保护培训工作，使值班员做到能正确地投、退保护,在继电保护出现异常情况或继电保护动作后能准确地记录动作信号，并立即向有关调度部门汇报。3.5.8 负责制定所管辖范围继电保护的年度定检计划，报上级继电保护管理部门备案，并认真落实，按要求完成。3.5.9 负责安排落实本单位每年继电保护的技改、反措工作，根据设备的运行情况，制订每年继电保护技改、反措计划并上报相关继电保护管理机构。3.5.10按继电保护专业管理及技术监督管理的要求，按时上报有关报表及资料。3.5.11对本单位负责整定计算的继电保护设备(按运行管理规程及有关文件规定)进行整定计算，做到计算稿有人审核，保护整定值执行三级把关。编制整定方案，编写保护运行说明及向有关单位提供综合阻抗。协调好下一级整定计算交界点的定值配合，督促、检查、指导下一级继电保护的整定计算工作。负责整理并保管相关继电保护整定计算部门下发的定值单，若有疑问或发现问题，及时与有关继电保护整定部门联系处理。3.5.12 负责本单位继电保护人员和运行人员的继电保护专业知识的培训，定期进行技术问答和技术考核。3.5.13 执行上级继电保护管理机构交办的其它继电保护专业工作。3.6 发电厂继电保护管理职责3.6.1贯彻执行上级制定的有关继电保护专业技术管理的方针、政策、法规、标准、规程、制度、条例等，并制定本单位的实施细则和有关技术措施。对所辖范围的保护装置实行从工程设计、选型、安装、调试到运行维护的技术监督工作，建立健全符合现场实际的设备的图纸资料及运行技术档案等 。3.6.2负责本厂继电保护专业的日常管理工作，认真编制年度工作计划，并按期完成。3.6.3 参加本单位新建、扩建、更新改造工程的设计审查、施工质量的检查及验收工作，严把继电保护配置及装置的选型关。3.6.4负责收集本单位继电保护动作后的保护动作情况、保护打印报告、录波图等，并及时上报相关继电保护管理机构。3.6.5负责组织编写继电保护的现场运行规程，并组织现场运行值班人员的继电保护培训工作，使值班员做到能正确地投、退保护,在继电保护出现异常情况或继电保护动作后能准确地记录动作信号，并立即向有关调度部门汇报。3.6.6 负责制定本厂继电保护每年的定检计划，报相关继电保护管理机构备案，并认真落实，按要求完成。3.6.7 根据设备的运行情况，制订每年继电保护技改、反措计划并上报相关继电保护管理机构。3.6.8按继电保护专业管理及技术监督管理的要求，按时上报有关报表及资料。3.6.9对本单位负责整定计算的继电保护设备(按运行管理规程及有关文件规定)进行整定计算，做到计算稿有人审核，保护整定值执行三级把关。编制整定方案，并向相关继电保护管理机构提供综合阻抗。3.6.10负责整理并保管由网调或相关继电保护部门下发的定值单，若 有疑问或发现问题，及时与有关继电保护整定部门联系处理。3.6.11负责本单位继电保护人员和运行人员的继电保护专业知识的培训，定期进行技术问答和技术考核。3.6.12 执行上级继电保护管理机构交办的其它继电保护专业工作。4、定值管理4.1 系统保护装置的整定计算，应符合3110KV电网保护装置运行整定规程及220500KV电网保护装置运行整定规程的规定。特殊情况不能满足整定规程要求时应经本单位生产运行负责人批准并报上级继电保护机构备案。4.2运行中的继电保护都必须具有完整的整定方案，结合电力系统的发展变化，应定期编制或修订，整定方案的编制应根据：4.2.1由运行方式部门提供并经领导审定的系统运行方式及运行参数。包括正常的和实际可能的检修运行方式；最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值，非全相运行线路电流的序分量或两侧电势的最大摆角，电动机自动启动电流等），最低运行电压；系统稳定的具体要求（包括故障切除时间，重合闸使用方式及最佳重合闸时间，切机、切负荷要求，解列点安排等）及有关参数。4.2.2供电公司、发电厂的保护原理结线图和设备型号及参数。110千伏及以上系统计算所需的设备及线路参数，必须凭实际试验值（试验报告或有据可查），已运行系统未经测试者应创造条件实测或用其它方法（如实际故障录波）验证。主系统设备（发电机、调相机、变压器、架空线路等）如有变化应提前三个月将变化情况报省调继电保护部门。4.2.3省调继电保护部门根据系统的发展变化，应及时编制符合实际的系统阻抗图及变压器中性点接地方式,并报网调继电保护部门。同时,于每年一季度末向供电公司、发电厂提供有关母线的综合阻抗及其220KV简化等值网络。并根据系统方式变化及时提供修改后的综合阻抗及其220KV简化等值网络。4.2.4由计划部门提供的系统近期发展规划与结线。4.3整定方案的主要内容应包括：4.3.1整定方案对系统近期发展的考虑。4.3.2对管辖范围内的保护装置进行整定计算，并绘制继电保护配置图及定值配合图。4.3.3 变压器中性点接地方式的安排。4.3.4 编制整定方案运行说明。4.3.4.1正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项； 4.3.4.2系统运行、保护配置及整定方面遗留的问题和改进意见；4.3.4.3管辖范围内的变压器中性点接地方式。4.4继电保护整定方案应履行严格的编制、复核、审核（批）手续。4.5关于整定通知单的若干规定： 4.5.1省调继电保护部门编发的定值通知单上除编制人签名外，还应经专人复核，并经部门领导审核。供电公司、发电厂继电保护部门编发的定值通知单也应经三级把关。4.5.2定值通知单一式六份，应分别发给有关调度和供电公司、发电厂继电保护部门。其中调度室1份，继电保护部门自存1份，运行单位4份：包括回执1份，控制室1份，继电保护班组1份，继电保护管理部门1份。对新安装保护装置应增发定值通知单给基建调试单位。定值通知单应编号并注明编发日期。4.5.3运行中的保护装置定值更改必须按所辖调度指令执行。4.5.4保护装置定值的更改，应按保护装置整定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。整定值更改完毕并由继电保护和现场运行人员分别核对正确后，及时报告相应调度机构。值班调度员应依据定值通知单与现场运行人员逐项核对无误，在定值通知单上签字后，令现场值班人员按整定值通知单的要求和现场继电保护运行规程将有关继电保护投入运行，同时要严格遵守定值单回执制度，在更改完定值十五日内将定值回执报送给保护装置整定部门。4.5.5在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由调度员依据临时定值单下令更改定值，保护装置整定部门应于两天内补发新定值通知单。4.5.6因新建、扩建工程使局部系统有较多保护装置需要更改定值时，供电公司、发电厂继电保护部门应在规定期限内，按所要求的顺序更改完毕，以保证各级保护装置互相配合。有特殊困难时，须向有关整定部门提出研究解决办法，由此而引起保护不配合而引起严重后果的，须经单位主管领导批准。4.6各级继电保护部门保护装置整定范围划分，原则上与一次设备管辖范围一致。4.6.1各级继电保护部门整定范围4.6.1.1省调继电保护部门：省调调度管辖的220千伏及以上电网的线路、110KV 及220KV母线、100MW及以上发电厂主变等保护装置（其中主变仅整定零序电流保护、间隙接地保护、失灵保护、非全相保护及后备保护时限）、220KV故障录波器；4.6.1.2地调继电保护部门：地调调度管辖的220千伏及以下电网的线路、母线、主变的全部保护装置（含故障录波器）。4.6.1.3发电厂继电保护部门：发电厂内所有的发电机、变压器（含高备变）、发电机电压母线及厂用电系统的全部保护装置（主变除省调负责整定的内容外）。4.6.2系统安全稳定装置的定值由省调运行方式部门整定，定值通知单须盖继电保护定值通知单印章方有效，并以书面形式下达到各供电公司、发电厂据以执行。4.6.3整定分界点上的定值限额和等值阻抗（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）要书面明确。需要更改时，必须事先向对方提出，经双方协商，原则上，应局部服从全局和可能条件下全局照顾局部，取得一致后，方可修改分界点的限额。修改后，须报送上级继电保护部门备案。5、保护装置运行管理5.1基本要求5.1.1 保护装置的投退和定值更改必须按相应调度指令执行，省、地调值班调度员按有关继电保护运行的规程、规定下达调度令，运行值班员按厂站保护现场运行规定和调度术语执行具体操作。5.1.2微机保护装置的内部逻辑功能，在运行中不得随意更改。厂家应对保护逻辑全面负责，并采取切实有效的措施防止在正常运行操作中误改配置。如在运行中确有修改必要，应由厂家提供书面改进方案，报运行主管部门许可。微机保护装置的内部逻辑功能必须经相关调度继电保护管理机构同意后方可更改，改动后，必须进行相应的试验，并做好记录，备案待查。5.1.3保护新安装或二次回路有改变时，应进行带负荷试验，带负荷试验正确后方可投入运行。5.1.4运行人员在交接班、设备巡视、操作中应监视保护装置信号和中央信号是否正常，压板及切换开关位置是否正确，录波器工作是否正常，对有疑问或装置异常应及时处理。5.1.5 各运行单位应每月进行一次保护装置的时钟校对工作。5.1.6 各运行单位的继电保护人员每月应到现场进行保护装置压板的核对工作。5.1.7 各运行单位应制订保护装置图纸管理办法，开展CAD制图工作，对运行中保护装置回路的改变要及时修改图纸，确保图实相符。5.1.8 各运行单位应严格执行国家、网、省公司和各级调度机构下达的反事故措施，确保保护装置健康运行。5.2线路(旁路)保护运行管理5.2.1省调所辖220KV线路保护均应配置双套微机线路保护。线路配置的高频闭锁、方向高频、距离、零序、启动失灵保护、重合闸正常时全部投运。5.2.2微机保护的软件版本应统一管理，线路两侧同型号纵联保护软件版本应相同。5.2.3下列情况应停用整屏线路微机保护装置5.2.3.1 微机保护装置使用的交流电流、交流电压、开关量输入、开关量输出回路作业；5.2.3.2 保护装置内部作业；5.2.4重合闸工作方式5.2.4.1重合闸方式包括单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸和停用重合闸四种方式。目前我省220KV线路综合重合闸运行均采用单相重合闸方式。5.2.4.2两套线路保护屏的综重切换开关所投位置必须保持一致，绝不允许一面屏投“单相” 、一面屏投“停用”；220KV线路的综重需退出时，同时将两面屏上综重切换开关切至“停用”；在任意一套高频投入运行时均应按“单相”方式投入运行。5.2.5线路两侧纵联保护投运方式应一致。5.2.6 220KV线路（含旁路）保护进行装置试验时，须退出相应开关的失灵保护。5.2.7微机线路（旁路）保护在运行中的详细操作见江西电网220KV线路、旁路保护调度运行规定的要求。5.2.8新投产的高频通道加工设备和运行中个别更换了的高频通道结合加工设备，投运前应对其进行全部检验。新设备投运后每6年进行一次全部检验，每3年进行一次部分检验。高频通道加工设备的检验内容和要求详见江西电网继电保护高频通道加工设备检验办法（暂行）。5.2.9 220KV线路光纤保护采用专用光纤（芯）或复用PCM通道方式，以分相电流差动保护和零序电流差动保护作为主保护，光纤保护在运行中的注意事项详见江西电网220KV光纤线路保护装置管理规定的要求。5.3母差保护运行管理5.3.1重要变电站或发电厂的220KV母线，应按双重化配置母线差动保护。5.3.2值班调度员根据现场操作情况下达母线保护投退的指令，现场运行人员必须严格按现场继电保护运行规程进行具体操作。5.3.3 母差保护状态解释5.3.3.1 投入运行：即投入直流电源及各元件出口跳闸、电压闭锁等压板，110KV母差还需投入闭锁重合闸。5.3.3.2 退出运行：退出各元件出口跳闸压板。5.3.4 在下列条件均具备的情况下，允许220KV母线短时无母差保护：5.3.4.1 工作期间及工作地点天气良好；5.3.4.2该母线上不进行倒闸操作；5.3.4.3母差保护退出时间在8：00-18：00期间。5.3.5 220KV及以上电压等级母线无母差保护超过24小时应校核系统稳定问题，继电保护部门应依据系统稳定校核结果进行母线对侧线路保护定值校核，并根据定值校核结果相应更改母线对侧线路保护定值。在母差保护恢复运行后，运行单位应及时将所有临时更改定值改回原定值。5.3.6双重化配置的母线差动保护在运行时双套失灵保护只投入一套。5.4变压器保护运行管理5.4.1变压器中性点接地方式5.4.1.1变压器中性点接地方式的确立应保持电力系统内零序电流分布相对稳定。5.4.1.2由于变压器绝缘构造上要求中性点必须直接接地运行的，则均应直接接地运行。5.4.1.3 220kV厂、站变压器接地方式的确定原则：5.4.1.3.1只有一台变压器，中性点直接接地运行。5.4.1.3.2有两台变压器，只将其中一台中性点直接接地运行，另一台变压器中性点经间隙接地运行。5.4.1.3.3有三台及以上的变压器，经双母线并列运行时，正常方式下，每条母线上至少应有一台变压器中性点直接接地运行。5.4.1.4变压器中性点接地方式应严格按调度机构下发的变压器中性点接地方式表执行。5.4.1.5省调调度厂、站的变压器中性点直接接地的数目，在变压器操作中允许短时间多于正常的规定数，在操作结束后应立即按要求恢复正常。5.4.1.6 在变压器中性点直接接地时，不允许变压器中性点间隙保护投入。5.4.2 220KV主变保护应实现双重化配置，非电量保护只配置一套。5.4.2.1非电量保护和电气量保护出口回路应分开。5.4.3主变保护更改定值5.4.3.1主变保护双重化配置的，仅退出需改定值的此面保护屏中所有保护；5.4.3.2主变保护按单套配置的同时差动保护与后备保护共一个机箱的，主变需停电更改定值；5.4.3.3主变保护按单套配置的，而差动保护与后备保护不共一个机箱的，仅需退出后备保护或主保护出口跳闸压板更改相应定值。5.4.3.4主变电气量主保护更改定值时，重瓦斯保护必须保证投入。5.4.4变压器非电量保护5.4.4.1变压器的重瓦斯保护（含调压开关重瓦斯保护）作用于跳闸，轻瓦斯保护（含调压开关轻瓦斯保护）作用于信号。5.4.4.2变压器的压力释放保护和温度保护作用于信号。5.4.4.3对于强油循环变压器，当冷却系统全停时，允许的负荷和时间若制造厂有明确规定，则按制造厂规定执行；若制造厂无明确规定，则按DL/T572-95电力变压器运行规程规定的要求，当冷却系统全停时，允许带额定负荷运行20分钟，如20分钟后顶层油温尚未达到75，则允许上升到75，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1小时。5.4.4.4 各运行单位应加强对变压器非电量保护的运行维护，重点加强瓦斯继电器、温度计的校验工作；要采取必要措施防止变压器本体保护进水，并经常检查变压器本体保护出口二次回路的绝缘是否满足要求。5.4.4.5运行中的变压器瓦斯保护，当进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置切换为“信号”位置：5.4.4.5.1 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂。5.4.4.5.2 变压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。5.4.4.5.3 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。5.4.4.5.4 在瓦斯保护二次回路上进行工作。5.4.4.5.5 用探针试验时。5.4.4.6变压器加油、滤油、更换油再生装置的硅胶等作业完成后，经48小时后检查无气体，才允许将重瓦斯保护投入跳闸。5.4.4.7检修后的变压器充电时，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。5.4.4.8重瓦斯动作跳闸后，根据系统情况，变压器内、外检查以及有、无气体等情况进行综合分析，如无气体逸出，经值班调度员批准对变压器进行试送，试送前投入重瓦斯保护。5.4.5旁路开关代主变开关运行5.4.5.1旁路开关代主变开关运行应具备以下条件：5.4.5.1.1二次回路具备切换条件。5.4.5.1.2 应做旁代主变开关的传动试验和保护的带负荷试验正常。5.4.5.2主变在旁代时差动保护采用主变套管CT的，为防止在旁路开关和主变套管CT之间故障时保护有死区，在旁路开关代主变开关运行前应先将旁路保护定值切换到代主变保护定值区，并按定值单要求投入相应旁路保护，并应同时考虑主变非全相保护的投退。（如主变在旁代时差动保护采用旁路开关CT的不必投入相应旁路保护）5.4.5.3对于旁代时需将开关CT切换为主变套管CT的主变保护，须退出主变差动保护，在确定主变差动保护退出后，再切换CT；部分站内双重化配置的主变保护，在倒旁路期间应退出采用开关CT的主变保护，保留采用套管CT的主变保护；旁代主变结束转为正常运行方式时，保护投退也需写出操作顺序。5.4.5.4在旁路开关CT允许的情况下，应尽量考虑在旁代主变开关运行时保护采用开关CT绕组。5.5发电机保护运行管理5.5.1发电机保护应实现双重化配置。5.5.2发电机保护的配置应符合有关规程、规定的要求。5.5.3发电机保护装置及其二次回路应符合各种反事故措施的要求。5.6故障录波器运行管理5.6.1 对录波器接入量的要求5.6.1.1每台220KV录波器必须记录以下模拟量：每条220KV线路、旁路、母联断路器及每台变压器220KV、110KV和低压侧的3个相电流和零序电流；两组220KV母线电压互感器的3个相对地电压和零序电压（零序电压应录取开口三角电压）；纵联保护的通信通道信号。同时必须记录开关量：A、线路保护：保护的分相出口命令、三跳命令、永跳命令、重合命令、收发信机的收信输出接点、失灵保护启动接点、操作箱的分相出口命令和重合命令；断路器的辅助接点等信号。B、主变保护：保护的跳闸出口命令、断路器的辅助接点等信号。C、母差保护：差动保护出口信号（分I母差动、II母差动）、充电保护出口信号、失灵启动接点信号。以上开关量要求空接点输入。5.6.1.2一台录波器的模拟量不宜超过48路。要求同一台主变的各侧交流量和中性点CT电流回路接入同一台220KV录波器。5.6.2对录波器远传的要求5.6.2.1录波器应装设专用远传的微波电话，无微波电话的应装设专用远传的程控电话，实现录波器的远传功能。远传电话应与录波器同时投入运行。5.6.2.2各供电公司、发电厂应建立完善的录波数据库（含参数文件），有相关录波器的离线分析软件，并能熟练使用，能通过远传调取录波数据。录波图和录波数据文件保存两年。5.6.3每月至少进行1次前置机的时钟校核，每两周至少打印一次正常运行时的采样波形。5.6.4装置自动启动录波过程中，不允许人为干预、以免丢失数据。5.6.5站内必须保证留有空白软盘10张。对于带有USB接口功能且可用优盘拷贝数据的新型录波器，站内宜配置一个优盘。5.6.6严禁带电插拔插件，严禁拷贝或运行其他软件到录波器。拷贝数据时，应先对外置存储设备进行杀毒。5.7安全自动装置运行管理5.7.1省调负责电网安全稳定装置的统一组织管理：负责电网稳定措施（含基建与改造工程）的组织实施及管理；负责电网稳定装置运行的归口管理、负责编制电网安全稳定装置年度定检计划、负责电网稳定装置定值（含策略表）管理；负责稳定事故分析计算及动作统计等工作；配合省公司进行电网安全稳定检查。5.7.2省电力试验研究院（以下简称：试研院）负责安全稳定装置的定期检验工作；负责对各厂局进行技术指导和技术培训；根据电网的要求及时解决运行中所存在的安全问题。5.7.3电网安全稳定装置所在的运行单位为