第一篇：如何處理繼電保護裝置動作斷路器跳閘？

如何處理繼電保護裝置動作斷路器跳閘？

運行中，變、配電所的繼電保護動作，值班人員應能迅速做 出分析、判斷并及時處理，以減少事故造成的損失，使停電時間 盡量縮短。通常可參照以下步驟進行：

1)當電力系統設備發生故障或異常時，運行人員應準確記 錄（先記錄后復歸信號指示），并立即報調度及有關人員。記錄 的內容應包括：

①開關跳合閘的時間、調度號、相別；

②保護裝置信號和光字牌動作情況；

③自動裝置信號和光字牌動作情況；

④電力系統的電流、電壓及功率波動情況；

⑤一次設備、直流系統及二次回路的異常情況。

2)繼電保護動作斷路器跳閘，應根據繼電保護的動作信號 立即判明故障發生的回路。如果是主進線斷路器繼電保護動作跳 閘，立即通知供電局的用電監察部門，以便進一步掌握系統運行 的情況。如果屬于各路出線的斷路器或變壓器的斷路器繼電保護 動作跳閘，則立即報告本單位主管領導以求得迅速處理。

3)繼電保護動作斷路器跳閘，必須立即査明繼電保護信 號、警報的性質，觀察有關儀表的變化以及出現的各種異常現 象，結合值班運行經驗，盡快判斷出故障跳閘的原因，故障范 圍，故障性質，進而確定處理故障的有效措施。

4)故障排除后，在恢復供電前將所有信號指示、音響等復 位。在確認設備完好的情況下方可恢復供電。

5)進行上述工作須由兩個人執行，隨時有監護人在場，并 將事故發生、分析、處理的過程詳細記錄。

第二篇：35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理

2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

35kV變電站斷路器跳閘異常分析與處理

[內容摘要]35kV寧清變電站2號主變35kV側3502斷路器跳閘，運行人員試送不成功，檢修人員對一次、二次設備進行檢查后送電，送電過程中初步判斷為1號升壓變故障，遂退出一號升壓變。3502斷路器再次跳閘后，經過仔細檢查研究發現為直流蓄電池故障，導致控母、合母電壓異常，在導閘操作過程中造成裝置異常，產生誤動。[關鍵詞]升壓變；蓄電池；控母 1 前言

35kV石清線帶35kV寧清變，35kV寧清變35kV2號主變運行，35kV2號主變10kV側1002斷路器連接在10kV寧清水電站10kV母線上，10kV清牧線、10kV清團線、10kV清塔線在10kV寧清水電站10kV母線上運行，10kV清團線連接團結水電站，10kV寧清水電站1號、2號發電機組通過400V變10kV升壓變壓器連接于10kV寧清水電站10kV母線上，廠用電和35kV寧清變站用電源連接在寧清水電站升壓變壓器400V側。2 設備基本概況

35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV2號主變3502斷路器保護裝置型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。2009年2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置，CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行。3 發現故障及原因分析

2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV寧清變35kV 2號主變3502斷路器跳閘。配電工區保護班于9月19日17：402012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

到達35kV寧清變電站進行停電檢查。

3.2 初步檢查情況 1、35kV寧清變電站于1982年投入運行。35kV 2號主變3502斷路器保護裝置，型號為華電生產的WKT-F2型線路微機保護裝置，投運日期為2003年12月。保護裝置動作信號燈點亮，且裝置報文如下：

裝置時間 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337

裝置報文 過流跳閘 開關分閘 過流跳閘 開關分閘

（保護裝置動作時間確認：根據9月19日保護班工作人員在35kV寧清變所做試驗時記錄的報文時間和實際時間（保護報文時間為05：15，實際時間為13：19）推測，報文時間滯后實際時間9小時）。

其他保護裝置并無任何報文，初步判斷為3502斷路器后備保護裝置動作跳閘。

2、根據運行值班人員所述，35kV 2號主變跳閘，匯報調度后重新試投依然不成功，將2號主變及10kV線路轉換為冷備狀態。

3、此次事故為35kV2號主變跳閘，辦理事故搶修單后保護班對2號主變低壓側、高壓側二次回路及高壓側保護裝置進行初步檢查，試驗班對一次設備進行了直阻、及絕緣測試，檢修班對二側斷路器機構進行了檢查。

4、檢查繼電保護調試記錄，2月9日配電工區曾與生技部協調，35kV 2號主變后備保護更改為3502斷路器保護裝置,CT變比為75/5，1002斷路器無保護運行,主變本體銘牌為高壓側最大短路電流為30A，低壓側為109.9A，35kV2號主變后備保護裝置定值為：速斷：32A，時間0S；過流：3.3A，時間0.3S，判斷2號主變高壓側斷路器跳閘，低壓側不跳為正確動2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

作。5、10kV清塔線CT變比50/5，定值為54A；10kV清團線CT變比200/5，定值為140A； 10kV清牧線CT變比200/5，定值為170A。

6、用鉗型電流表測量3502斷路器保護裝置電流，A相為0.02A，C相為0.03A，B相電流回路在斷路器機構箱處被短接；初步檢查電流回路二次接線正確。7、3502斷路器機構箱密封嚴實，跳合閘回路二次電位正確，外觀檢查良好。8、3502斷路器保護裝置過流脫扣保護于2008年9月進行過定檢，向運行人員協調要對斷路器進行傳動試驗，運行人員匯報調度不同意因此并未對斷路器進行傳動試驗。

9、對35kV2號主變3502斷路器保護裝置進行校驗，從端子排處A421通入1A電流，保護裝置顯示A相保護電流為1A，測量電流顯示為15A；從端子排處C421通入1A電流，保護裝置顯示C相二次電流為1A，測量電流顯示為15A；驗證了保護裝置采樣正確。

10、按35kV 2號主變保護定值單：（昌電繼字第2-2006471號）進行保護裝置定值核對并驗證裝置試驗：

速斷：Idz=32A/0S 由于試驗儀器通入電流較大，因此將速斷值更改為11A后裝置實際動作值為11.2 A/0S 過流：Idz=3.3A/0S

裝置實際動作值為3.5A 重合閘退出

CT變比75/5 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

11、因35kV 2號主變施工圖紙并未移交于配電工區，因此保護班人員在對保護裝置二次回路檢查時只能與保護裝置背板進行核對檢查，經檢查判斷二次回路正確無誤。

12、對保護裝置進行定值試驗、二次回路、及一次設備檢查無誤后由運行人員向調度匯報要求再次送電，在送電過程中，根據調度要求將2號主變低壓側10021隔離開關斷開對2號主變送電，9月19日12：35分2號主變送電正常，后調度要求將1002斷路器拉開，合上10021隔離開關，最后合上1002斷路器，12：57分送電正常。

13、運行人員匯報調度后要求將10kV1號升壓變并網，在運行人員對10kV1號升壓變送電至高壓側時，35kV 2號主變再次跳閘，保護班人員在檢查保護裝置報文時發現2號主變后備保護裝置不能顯示，復位裝置后現象依然存在，將保護裝置電源拉開后給上正常。

14、初步判斷為1號升壓變故障，在重新辦理事故搶修單并做好安全措施后由試驗班對1號升壓變本體及電纜進行絕緣測試，檢查均正常。

15、與生技部協調后并告知調度要求運行人員不投入10kV1號升壓變，運行人員根據調度命令再次投入35kV 2號主變后正常。16、2009年9月20日35kV寧清變電站35kV 2#主變再次跳閘，其原因為：1）13：45分寧清變電站站內切割機電源為低壓廠用電源（直接從所變低壓側接取，未經過空開），切割機電源有短路情況，值班員在查找故障時因拉開低壓廠用屏、斷開3502斷路器二次保護電源時造成3502跳閘；2）14：14分，第一次對35kV 2號主變試送：寧清變電站2#主變3502斷路器在合位，值班人員在合第二條10kV清牧線時（第一條出線10kV清塔線已2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

合好），使35kV 2號主變3502斷路器再次跳閘；3）15：15分，第二次試送：寧清變電站35kV 2號主變3502斷路器在合位時，合1002斷路器正常后，合10kV電壓互感器時，35kV 2號主變3502斷路器又一次跳閘。

17、配電工區于18：58分到達35kV寧清變電站，由于35kV2號主變已投入運行，協調調度與生技部不能將2號主變退出。詢問運行人員告知為：2號主變主保護中保護動作燈點亮，保護報文為重瓦斯動作，運行人員根據調度命令斷開主保護裝置電源，退出35kV2號主變保護分閘壓板。

18、保護班人員檢查報文時發現3502斷路器保護裝置測量電流A相為40.6A，C相沒有電流，確認裝置采樣不正確。

19、配電工區對1號升壓變及10kV電壓互感器進行絕緣、直阻、耐壓測試，試驗數據正常，于2009年9月21日凌晨12：47分結束工作。

20、接配電工區領導電話于2009年9月21日早晨11：08分再次到達35kV寧清變電站對變電站內二次回路進行檢查。

21、檢查35kV 2號主變3502斷路器機構箱、主變本體端子箱、1002斷路器端子箱、保護屏二次回路、壓板二次接線，回路正確。

22、對站內直流系統進行檢查時發現：蓄電池型號為NP65-12 12V

65Ah 蓄電池屏有17節電池，電池有鼓肚及漏液現象，測量控制電源：271V，合閘電源：302V，正對地：+166V，負對地：-134V，測量單節電池電壓：

（1）13.6V

2）13.7V

3）13.6V

4）13.7V

5）13.7V

6）13.6V

7）13.68V

8）80.0V

9）12.3V

10）13.6V

11）13.6V

12）13.7V

13）13.7V

14）13.6V 15）13.6V

16）13.5V

17）13.6V 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

第八節電池已壞，由此也可判斷蓄電池電壓過高，造成控制電源過高，在裝置上對斷路器進行操作時控制電源對裝置沖擊，長期運行使得保護裝置運行不穩定，造成保護裝置采樣不準確，保護裝置有誤動的可能性。

23、與生技部協調后，退出35kV2號主變保護壓板（軟壓板、硬壓板）運行，再將10kV1號升壓變并網運行。

24、在將1號升壓變投入運行前操作廠用變低壓側勵磁開關時，發現3502斷路器保護裝置報文顯示為“開關分閘”，保護裝置未發保護出口信號。

3.2 缺陷及處理

（1）根據保護裝置的報文判斷，9月19日3502斷路器跳閘是因為故障造成的；保護裝置正確動作。

（2）由于該變電站直流系統與保護裝置長時間無人維護，蓄電池投運至今從未進行過蓄電池電壓測試，造成直流系統的崩潰。電池電壓過高（控制274V）造成保護裝置采樣不準確，CPU板損壞，值班員在倒閘操作時系統有一點波動就造成保護裝置出口。

（3）35kV寧清變10kV三條線路保護均為過流脫扣保護，而主變3502斷路器有保護裝置，動作靈敏度遠遠大于過流脫扣保護的動作靈敏度。9月19日保護裝置過流動作值3.3A換算為一次值是49.5A（CT變比75/5），已經遠大于10kV線路保護的定值。判斷為10kV線路故障越級造成3502斷路器保護裝置動作跳開了3502斷路器，過流脫扣時間和動作值無法準確驗證。

（4）而運行人員在操作10kV1#升壓變時1001斷路器沒有跳開原因是2009年3月份將原1001斷路器被換下,而現在的1001斷路器保護是否為過2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

流脫扣,而實際變比是多少并不知道,而此次并沒有先動作,可判斷此斷路器定值、時間均大于線路及3502斷路器保護裝置定值。

（5）35kV 3502斷路器保護裝置為線路保護裝置且嚴重老化不滿足主變保護裝置要求，對3條10kV線路保護均為過流脫扣，無法與3502斷路器進行時限配合。

（6）系統電池損壞造成電壓長期運行過高，保護裝置運行不可靠,有誤動的可能性。

（7）站和升壓站一次系統接線不規范，容易造成低壓簡單故障越級，擴大事故范圍。4 防范措施

（1）對該站直流系統與3502斷路器保護裝置進行更換。

（2）對保護裝置二次線進行整理，并進行標記，嚴防產生寄生回路。（3）配合10月11號停電對3502斷路器進行傳動試驗并進行小修。（4）對1002斷路器加裝保護裝置，以實現和10kV三條線路的保護配合。

（5）盡快協調進一步完善對35kV寧清變電站和35kV寧清發電站的運維職責劃分。

（6）對值班員進行保護裝置的基礎培訓；加大水電管理和設備巡視、維護力度。

（7）通過技改、大修項目上報，全面整治35kV寧清變一次、二次設備，提高運行可靠性。5 結束語 2012年新疆電力行業專業技術監督工作會議論文

在電網安全運行中，保護裝置的性能與運行維護起著決定性的作用，因此工作人員務必要時刻關注保護裝置的運行性能并加強運行維護，使保護裝置的運行性能提到到最大限度，使電網運行在讓社會最放心的狀態下。

第三篇：變電站繼電保護裝置培訓總結

2012年變電站繼電保護裝置培訓總結 根據變管所的安排，由我負責110kV變電站繼電保護裝置培訓，在變管所的信任和大力支持下，培訓在3月12日-7月5日期間得以全部落實完成，對我個人來說有了很大的進步，對于培訓班組來講，也或多或少有所收獲，但重要的是反映出了培訓工作中的難點和存在問題，現就此次培訓總結如下。

好的方面

一是現場培訓方法在培訓中得到了絕大部分員工的支持，可以肯定的是現場培訓不至于讓大家反感。由于此次培訓絕大部分內容都是根據現場設備講解，都在普通員工可接受范圍內，基本上是無課件的形式就地傳授，改變了以往照本宣科的陳舊方法，員工互動效果明顯，實際工作中的問題討論增多，真心的付出，也換回了變電站運行員工的尊重。二是對本人而言，重新梳理了繼電保護知識，在互相討論實際問題中，加深了理論知識的實際運行，也暴露出了自身部分知識的欠缺，為我個人技能水平的提高指引了方向和動力。

三是滿足了部分積極向上員工的培訓需求，尤其是西山變、乾塘變、土庫房變以及兩個新站（膩腳變和稼依變）的值班人員的培訓要求。在稼依變曾有一位值班員這樣感嘆道

“這樣的課聽起來真的很享受”，可以看出部分員工對培訓還是很需要的。

存在的問題

一是培訓內容的過多，時間壓縮過大，造成值班人員對培訓內容的消化接收效果不明顯。我所培訓的繼電保護裝置包括了全站的保護，如果對于一個基礎偏差甚至還可以的員工來說仍然是有點難度的，按照以往的經驗，我在乾塘變一個早上就只能培訓主變的“高后備”保護裝置，而此次的培訓內容是這樣的好幾倍，可見內容上是偏多的。

二是本人的技能水平有待進一步提高，由于是現場培訓，員工互動良好，從其中的問題探討我發現了很多自身知識面的狹窄，還有運行工作經驗不足，對有些問題解答不是很能服眾，對此我將認真下來加強學習，同時也建議下期培訓改派運行經驗豐富，技能水平高的老師培訓。

三是部分變電站員工人員結構老化，基礎知識薄弱，出現了學習積極性的下降以及聽不懂的喊聲。最明顯的表現在江那變、羊街變和小高爐變電站。

劉朝東

2012-7-8 丘北

第四篇：微機繼電保護裝置的發展趨勢

微機繼電保護裝置的發展趨勢

摘要：介紹微機繼電保護發展歷史與發展趨勢，數字信號處理器DSP應用于微機繼電保護，促使變電站綜合自動化水平的進一步提高。

1.微機繼電保護發展歷史與現狀

電力系統的飛速發展對繼電保護不斷提出新的要求,電子技術、計算機技術與通信技術的飛速發展又為繼電保護技術的發展不斷注入了新的活力,因此繼電保護技術的發展得天獨厚。在我國,微機繼電保護的發展大體上經歷了三個階段。第一階段以單CPU的硬件結構為主,硬件及軟件的設計符合我國高壓線路保護裝置的“四統一”的設計標準;第二階段為以多個單片機并行工作的硬件結構為主, CPU之間以通訊交換信息，總線不引出插件,利用多CPU的特點做到了后備容錯，風險分散，強化了自檢和互檢功能,使硬件故障可定位到插件。對保護的跳閘出口回路具有完善的抗干擾措施及防止拒動和誤動的措施。第三階段以高性能的16位單片機構成的硬件結構為主,具有總線不出芯片,電路簡單及較先進的網絡通信結構,抗干擾能力進一步加強,完善了通信功能,為變電站綜合自動化系統的實現提供了強有力的環境,使得我**機保護的硬件結構進一步提高。第一代微機保護裝置:1984年華北電力學院研制的MDP-1，特點是:采用單CPU結構及多路轉換的ADC模數變換模式。第二代微機保護裝置，它是由華北電力學院北京研究生部首先研制的。第一套“11”型微機保護裝置于1990年5月投入了試運行。特點是:采用多單片機并行工作，總線不引出插件，數模變換采用VFC方式。第三代產品是CS系列，特點是:采用不擴展的單片機，總線不引出芯片及較先進的網絡通信結構技術。

2.微機繼電保護裝置發展趨勢

繼電保護技術的發展趨勢是向計算機化，網絡化，智能化,保護、控制、測量和數據通信一體化發展。2.1計算機化。

隨著計算機硬件的迅猛發展,微機保護硬件也在不斷進步?，F在以32位數字信號處理器(DSP)為基礎的保護、控制、測量一體化微機裝置已經研制成功并投入使用。采用32位微機芯片不僅僅在精度上有很大的提高,更重要的是32位微機芯片具有很高的集成度,很高的工作頻率和計算速度,很大的尋址空間,豐富的指令系統和較多的輸入輸出接口。信息和數據的長期存放空間,快速的數據處理能力,強大的通信功能,與其它保護、控制裝置和調度聯網以共享全系統數據、信息和網絡資源的能力, 這就要求微機保護裝置具有相當于一臺PC機的功能?，F在,同微機保護裝置大小相似的工控機在功能、速度、存儲容量和可靠性等方面已得到了巨大的發展, 成本大大降低,因此用成套工控機來做繼電保護硬件裝置的時機己經成熟,這將是微機保護未來的發展方向之一。

2.2網絡化。

計算機網絡作為信息和數據通信工具己成為信息時代的技術支柱,它深刻影響著各個工業領域,也為各個工業領域提供了強有力的通信手段。傳統的繼電保護專業性很強,并以“事先整定,實時動作,定期檢驗”為其特征,很少觸及到裝置或系統的經常自檢,遠方監控,信息共享,動態修改定值等問題。國外早就提出過系統保護的概念,這在當時主要是指安全自動裝置, 但是對于繼電保護同樣適用。繼電保護的作用應不只限于切除故障元件和限制事故影響范圍(這當然是其主要任務),還要保證全系統的安全穩定運行。這就要求每個保護單元都能共享全系統的正常運行和故障時的信息,并在此基礎上進行大量的計算和分析,作出正確的判斷使全系統協調動作。對于一般的非系統保護, 實現保護裝置的網絡化也有很大的好處,繼電保護裝置能夠得到與系統有關的信息越多,對故障性質,故障位置和故障距離的判斷就越準確,動作的靈敏性、選擇性和可靠性就越高。由此可知,微機保護裝置的網絡化可大大提高繼電保護的性能,這是微機保護發展的必然趨勢。2.3保護、控制、測量、數據通信一體化。

80年代末90年代初,數字信號處理(單片機)技術的應用,導致變送器RTU 的問世,現在隨著繼電保護的計算機化和網絡化,保護裝置實際上就是一臺高性能、多功能的計算機,它可以通過網絡獲取系統正常運行和故障時的所有信息和數據,也可以在它獲得的被保護元件的信息和數據的基礎上進行計算和判斷, 并將結果通過網絡上傳給控制中心或任一終端,因此,每個微機保護裝置不但可以完成傳統的繼電保護功能,而且在系統正常運行情況下還可完成測量、控制、數據通信等功能,亦即實現了裝置的保護、控制、測量、數據通信的一體化。2.4智能化。

近年來,人工智能如神經網絡、遺傳算法、進化規劃、模糊邏輯等在電力系統各個領域都得到了應用,在繼電保護領域應用的研究也已經開始。這些算法都有其獨特的求解復雜問題的能力,如果將這些人工智能的方法適當的結合起來可使求解的速度更快。可以預見,人工智能技術在繼電保護領域必將會得到越來越廣泛的應用,以解決用常規方法難以解決的問題。電力工業的發展和繼電保護相關科學技術的進步都給微機繼電保護裝置的研制提出了前所未有的機遇與挑戰。微機繼電保護裝置結構上不斷優化,功能上不斷增強,應用上更為靈活,繼電保護裝置的功能有了較大的延拓。世界上知名自動化系統供應商不斷推陳出新,研發了許多優秀的微機繼電保護裝置平臺。隨著單片機技術的發展，特別是數字信號處理器DSP技術的出現，使得繼電保護硬件平臺更加先進。數字信號處理器DSP與目前通用的CPU不同，是一種為了達到快速數學運算而具有特殊結構的微處理器。DSP的突出特點是:運算能力強、精度高、總線速度快、吞吐量大，尤其是采用專用硬件實現定點和浮點加乘（矩陣）運算，速度非常快。將數字信號處理器DSP應用于微機繼電保護，極大地縮短了數字濾波、濾序和傅里葉變換算法的計算時間，不但可以完成數據采集、信號處理的功能，還可以完成以往主要由CPU完成的運算功能，甚至完成獨立的繼電保護功能。鑒于此，國內外已研制出以數字信號處理器DSP為硬件平臺的新型微機繼電保護裝置，促使變電站綜合自動化水平的進一步提高。

參考文獻

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［5］崔廣文.微機繼電保護技術的現狀與發展.中國科技信息,2005;（9）：38-39

第五篇：繼電保護裝置定值管理規定

繼電保護裝置定值管理規定

范圍

本標準規定了供電公司繼電保護整定計算的職責，并針對變電站的設備制定了繼電保護定值的管理內容與方法，是繼電保護定值工作的基本依據和管理標準,各級與繼電保護及安全自動裝置相關的調度、生產、基建等部門應遵守執行。規范性引用文件

水電生字第11號 繼電保護及安全自動裝置運行管理規程

調繼[2008]46號 福建省網縣級公司繼電保護定值計算和定值管理規定 3 整定計算職責 3.1 調度所職責

3.1.1 調度所為市電網繼電保護整定計算技術管理歸口單位。負責監督執行上級有關整定計算規程、規定。

3.1.2 負責調度管轄范圍內的繼電保護整定計算及定值管理工作，保證所管轄范圍內繼電保護整定計算及定值執行的及時、完整和正確,并與電網運行要求相適應。不因自身原因造成新建、擴建、技改等工程工期滯后。

3.1.3 每年按時下達公司所屬各變電站各電壓等級母線最大、最小短路容量。3.l.4 根據地調下發的系統綜合阻抗及邊界定值限額，及時校核管轄范圍內的定值；向地調報備與福州電網整定分界點上的110kV變壓器保護定值及分界點的邊界阻抗。

3.1.5 負責審核整定范圍分界點的下級保護整定值配合。

3.l.6 按時上報繼電保護動作月報、年報及動作評價等繼電保護動作相關報表。3.l.7 收集、整理、健全定值整定有關的繼電保護圖紙、資料及電氣設備的參數。3.l.8 每年一季度編制所轄電網繼電保護整定方案及運行方式說明，經相關部門會審、分管領導批準后實施。

3.l.9 每年或結合基建工程、電網接線變化、負荷性質變化、小電源情況變化等，向調度所報備本側歸算至整定分界點的綜合阻抗、主設備、線路參數，向調度所報備分界點上的 保護定值。定值管理內容與方法 4.1 定值整定范圍劃分

4.1.1 調度所負責管轄范圍內的110kV主變及以下母線、線路、電容器、接地變、站用變、低頻低壓減載等保護裝置的整定計算，負責公司所屬變電站備用電源自投（含0.4kV站用變備用電源自投）裝置的整定計算。其中：

4.1.1.1 站用變0.4kV母線配有備自投保護裝置的，投切方式的整定方案由變電部負責提供，調度所負責審定后統一下發定值單。

4.1.1.2 變壓器非電量保護由生產計劃部負責按福建省電力有限公司生產運行部下達的《關于印發福建省變壓器非電量保護定值單的通知(閩電生便（2006）0162號)》 的要求整定簽字并蓋部門公章后轉調度所，由調度所負責編制定值單號后，將其與主變壓器的電量保護定值單一并發布至相關部門。另外，主變啟動風冷定值由生產技術部負責提供電流定值大小，具體對應保護裝置的定值單由調度所負責整定下達。

4.2 定值整定

4.2.1 繼電保護的定值整定應符合相關的整定計算規程、規定及反措要求。應以經領導審核的地區系統運行方式及運行參數為依據，按照電網繼電保護整定方案及運行方式說明所確定的各項原則、變壓器中性點接地方式以及整定范圍分界點上的邊界阻抗和邊界限額的要求進行整定。電網繼電保護方案及運行方式說明的編制內容包括如下：

4.2.1.1 系統運行方式的有關說明。4.2.1.2 各變電站變壓器中性點接地方式。

4.2.1.3 各種保護裝置的整定原則及為防止系統瓦解，或保證重點用戶用電作特殊考慮的整定原則。

4.2.1.4 繼電保護運行注意事項或規定事項，正常檢修方式或特殊方式下繼電保護的安排以及可能出現的問題說明。

4.2.1.5 正序及零序阻抗參數圖、繼電保護配置表。

4.2.1.6 整定方案對系統近期發展的考慮及保護配置缺陷說明、定值失配說明等其他遺留的問題和改進意見。

4.2.2 工程項目籌建單位應按調度規程的規定，將有關的電氣設備的參數、圖紙、資料等提交繼電保護整定部門，整定部門應于投產前二天提供正式的保護定值單。

4.2.3 定值整定管轄范圍變更時，應同時移交有關圖紙、資料，一個月內由接管單位復核定值。若運行方式有變化，接管單位應在變化前重新計算定值，保證裝置的定值與運行方式相適應。

4.2.4 采用計算機定值計算專家系統計算的整定值結果，應經過人工校核或經不同廠家的計算機定值計算專家系統校核。當系統發生變化時，應及時更新專家系統的電網參數數據庫。

4.3 定值單管理

4.3.1 定值單實行統一編號，更改定值的定值單應注明被替代的定值單編號。定值單內容應填寫完整，除裝置全部整定值內容外，還應標明保護或自動裝置型號、被保護設備雙重編號、主設備容量、限荷，CT、PT變比、定值單簽發的日期、要求執行定值的時間、實際執行時間等詳細內容，并加蓋整定部門公章；根據一次系統運行方式變化需更改運行中保護定值的，與相鄰線路有配合關系的也應在說明欄中說明清楚。

4.3.2 如遇臨時性運行方式或事故搶修運行，需要變更保護定值時，可由調度員直接下達調度指令進行更改，如上述特殊方式運行時間超過三個工作日，應在三個工作日內補發正式定值單。

4.3.3 保護裝置的定值單及整定計算底稿需整理成冊，妥善保存。4.3.4 定值單的管理

4.3.4.1 為維護定值單的嚴肅性，各單位需妥善保存紙質定值單定值本，嚴禁因折疊、破損、缺角、骯臟、復印不明等原因導致誤整定或保護誤投退。

4.3.4.2 要求每年8月進行保護定值單的核對。變電部門、檢修部門根據定值整定部門提供的定值清單進行詳細核對后將結果報定值整定部門；定值整定部門再根據核對結果進行最終確認后將現運行的定值清單通知變電部門、檢修部門，并配合各部門將不全的定值單補齊，同時將本次核對情況報備設備所屬生產技術部門。4.4 定值單審批

4.4.1 保護定值單應有“計算、審核、批準”三欄；其中“計算” 欄由整定部門保護整定人員簽字，“審核”欄由生產技術部門保護專責簽字，“批準”欄由或整定部門領導簽字。

4.4.2 站用變高壓側不帶有斷路器而采用其它方式保護(例熔絲、負荷開關等)的，參照廠家出廠定值選配，由變電運行部門運行專工負責確認，定值選配表應編入該站設備運行維護規程。

4.4.3 對有定值失配等不符合有關規程規定的問題，整定部門保護整定專責應編寫整定方案，經整定部門內部集體討論確定后，報設備所屬的生產技術部門審核，并經本單位總工程師或分管領導批準后執行。

4.5 定值單執行

4.5.1 繼電保護定值單是現場繼電保護設備調試、運行的依據，現場保護裝置定值整定應嚴格按定值單的內容完整執行，包括核對定值單中的全部文字說明項的內容；執行過程中如有疑問或因設備、運行等因素不能完全滿足定值單的要求時，應及時反饋整定專責并征得同意，不得隨意更改或者不執行其中某一部分內容，同時現場調試人員應做好記錄并在OMS系統調試意見欄中詳細注明；上述定值變動，整定專責通過當班調度員下達調度指令執行，整定專責應在三個工作日內補發正式定值單。

4.5.2 定值單執行完成后，調試人員應向運行人員做書面交代，在二次記錄簿上詳細寫明定值單執行情況，變電運行人員應與值班調度員核對定值單編號并匯報執行情況（包括定值單編號，執行時間，定值偏差或存在問題等），經核對無誤后方許可投運。對于書面定值單，調試人員、應在定值單相應欄上簽名（當由外單位人員調試時，本單位保護驗收人員應在“驗收人員”欄簽名；由本單位繼電保護人員調試時，“驗收人員”“調試人員”欄應由本項工作不同的調試人員簽名），變電運行人員及調度員在各自的定值單上簽名及對方的姓名并簽注執行時間；若定值單是通過OMS系統流轉，則應在OMS系統上完成相應確認流程。

4.5.3 現場定值單應按照定值單要求的期限執行，對于暫時無法執行的定值，有關執行部門應向整定專責說明原因，并需征得整定專責同意。

4.6調試定值單執行 4.6.1 新建、擴建、技改工程，負責定值計算的繼電保護部門應配合工程進度及時提供所有保護裝置的調試定值單。調試定值單以OA或書面形式或OMS系統調試定值單流程傳送給籌建單位，調試定值單僅有署名，無審核、無編號，也不加蓋公章。調試定值不得用于保護設備的正式投產。

4.6.2 工程籌建單位應督促調試單位認真核對調試定值單全部內容，并在設備啟動前的五個工作日內將核對結果簽注在調試定值單上并將調試定值回執整定專責，同時在調試定值單上簽署調試人員和籌建人員姓名，或在OMS系統上注明并完成確認流程。若調試定值單定值內容與現場保護裝置定值清單有出入時，要求調試單位打印一份定值清單，附在調試定值單后面，同時反饋于整定專責，以確保正式通知單與現場實際情況一致。

4.7 OMS系統定值單管理

4.7.1 定值單通過OMS系統的定值單工作流程下發后，對于原先下發的書面定值單，將結合基建、技改及定值調整逐步取消，在該定值未被替代前仍然有效。

4.7.2 定值單通過OMS系統的定值單工作流程傳送時，應嚴格按照整定、審核、運行驗收等有關的預設流程執行。定值單流程所涉及到的各角色應及時完成相應工作，并將姓名、時間及意見等內容填寫完整。

4.7.3 為保證OMS系統中定值單執行流程能順利及時的完成，要求定值單調試人員在定值單執行完畢后應立即在現場完成定值單流程的相應的工作（由外單位人員進行保護調試時，此內容由本單位參加驗收的繼電保護人員負責填寫，并在備注欄備注：此定值單由XX單位的XX人執行），保證變電運行人員能及時與調度員進行定值核對匯報工作。

4.7.4 若因特殊情況或其他原因確實無法現場及時完成OMS系統定值執行流程的確認工作，在征得調度部門領導或本單位相關領導同意后，可以先用書面或電話方式完成定值單核對工作，但必須在24小時內補充完成OMS系統流程的確認工作。

4.7.5 考慮現場計算機網絡的可靠性，在現場網絡不通，無法正常進行定值單執行流程的情況下，現場調試、運行人員應及時通知整定專責，取得相應定值單的清晰傳真件（該傳真件上應有公章），調試人員據此執行后，運行人員應與調度員進行核對并記錄，之后調試、運行雙方應在各自的傳真件上簽字并在二次本上詳細記錄。定值單流程所涉及到的各角色在網絡恢復正常后應及時完成相應工作。

4.7.6 考慮計算機網絡的可靠性，整定部門、變電站及調試班組應保留一份書面保護定值單。變電站及調試班組保留的書面定值單應有調試人員、運行人員雙方簽字。檢查與考核

本標準自頒布之日起執行，按《市供電有限公司職工獎懲管理辦法》（長供標[2009]24號）進行考核。