浙江220kV电网继电保护调度检修运行规程

Q/GDW11浙江省电力公司企业标准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—2012-10404I目次前言................................................................................II1范围..............................................................................12规范性引用文件....................................................................13术语和定义........................................................................14总则..............................................................................25一般规定与要求....................................................................26单线送终端负荷保护运行规定........................................................37冲击及带负荷试验保护应用原则......................................................38线路保护调度检修运行规定..........................................................59旁路保护调度检修运行规定..........................................................510母差保护调度检修运行规定.........................................................511智能变电站继电保护调度检修运行规定...............................................612母联（母分）充电解列保护调度检修运行规定.........................................713备自投调度检修运行规定...........................................................814装置试验要求.....................................................................815PT二次回路异常处理要求...........................................................816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............................................................................16Q/GDW11-368—2012-10404II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—2012-104041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/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T584-20073～110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T587-2007微机继电保护装置运行管理规程DL/T559-2007220～750kV电网继电保护装置运行整定规程Q/GDW267-2009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独立保护装置。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。Q/GDW11-368—2012-1040423.5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、低压侧系统分裂运行。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。5.6220kV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独立CT）改0.3秒时限跳闸。5.9220kV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。Q/GDW11-368—2012-1040436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