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广东电网有限责任公司 继电保护管理细则 |
广东电网有限责任公司统一编码：
Q/CSG-GPG 2 12 008-2014
2014/09/24印发 | 封面 | 2014/09/24实施 |
本制度信息
制度名称 | 广东电网有限责任公司继电保护管理细则 | ||
制度编号 | Q/CSG-GPG 2 12 008-2014 | ||
对应文号 | |||
版 次 | 变更概要 | 修编时间 | 状态 |
角色 | 人员 | ||
编写 | 黄明辉、陈志光、曾耿晖、张弛、李一泉、张智锐、曹建东、陈桥平、焦邵麟、王峰、邓旭阳、刘琨、朱晓华、袁亮荣、梁博、刘世丹、谭乾、王增超、邱建、罗跃胜、张葆红、杨韵、朱峥、屠卿瑞、张加 | ||
初审 | 陈志光 | ||
会签 |
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审核 | 孙发 董俊宏 王一波 | ||
批准 |
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2014/09/24印发 | 制度信息 | 2014/09/24实施 |
广东电网有限责任公司继电保护管理细则
1 总则
2 规范性引用文件
3 术语与定义
3.1 继电保护专业管理部门
3.2 省电力调度控制中心
3.3 省公司系统运行部
3.4 地区供电局电力调度控制中心
3.5 地区供电局系统运行部
3.6 运行维护部门
3.7 单位
3.7.1 运行维护单位
3.7.2 建设单位
3.7.3 设计单位
3.7.4 施工单位
3.7.5 调试单位
3.8 大型用电企业
3.9 继电保护状态
3.10 继电保护装置通信通道
3.11 继电保护信息系统
3.11.1 继电保护信息系统主站
3.11.2 继电保护信息系统分站
3.11.3 继电保护信息系统子站
3.12 班前会和工前会
3.12.1 “班前会”：每天上班后，由主管继保专责或班长在班组内组织召开，旨在以强化安全风险意识为主导，重点突出安全教育功能，会议主要内容包括：总结分析前一个工作日（当值）工作实际发现的技术问题、缺陷，人员作业行为分析，跟踪工作遗留问题并提出解决方案；对当天（当值）工作的说明、分工及风险防范措施落实要求，明确工作安全注意事项，做到四个清楚：工作任务、分工清楚；工作范围、带电设备清楚；工作方法和操作步骤清楚；风险和防范措施清楚；安全学习、误动事故学习、专业讨论及答疑解惑等。
3.12.2 “工前会”：每次现场工作开始前（包括中断工作休息结束后），由工作负责人在工作班成员中组织召开，会议主要内容包括明确当日工作、现场工作中的危险点与安全预控措施、现场工作范围与安全的工作界面，试验的方法与步骤的工作要点，并在工作过程中与工作中断后，及时检讨工作的得失，明确突发事件如何处理，安全措施是否足够，试验方法是否得当等。
3.13 入网测试
4 职责
4.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
4.1.1 负责广东电网继电保护的专业管理工作，指导、协调、监督本省继电保护工作，及时向总调反映广东电网继电保护运行中发现的重大问题。
4.1.2 贯彻执行国家有关法律法规、电力行业标准和上级制定的有关标准、制度等，制定广东电网继电保护管理制度或实施细则，并报总调备案。
4.1.3 参与制定广东电网继电保护专业规划，负责专业技术审核，并对规划执行情况进行技术监督。参与广东电网继电保护的可研、初设、配置及选型、设计、招标审查。负责广东电网继电保护技改修理项目、科技项目的专业技术审核。
4.1.4 负责指导广东电网基建、技改工程的继电保护验收，参与制定有关验收管理的制度、流程，并监督验收过程。
4.1.5 负责广东电网继电保护专业年度总结工作，制定并下达本省年度重点专业工作计划。
4.1.6 负责广东电网继电保护装置及其二次回路运行情况统计、评价及结果发布。
4.1.7 负责广东电网继电保护缺陷管理，对各类继电保护装置的质量进行评定，并向总调提供各类保护质量状况的报告。
4.1.8 负责各地调及并网电厂继电保护安全性评价标准的考评工作。
4.1.9 负责组织制定广东电网继电保护的反事故措施，并上报总调。负责向总调提出广东电网继电保护反事故措施建议。落实上级下达的继电保护反事故措施，并监督执行。负责组织制定广东电网年度继电保护反事故措施和实施计划，并监督执行。
4.1.10 负责组织或参与广东电网继电保护不正确动作的有关事故调查分析，提出评价意见及整改措施。
4.1.11 根据总调工作安排，配合研究继电保护新技术，组织开展广东电网继电保护技术交流和专业培训。
4.1.12 根据总调工作安排，配合开展继电保护入网测试工作。
4.1.13 负责广东电网继电保护软件版本管理。
4.1.14 负责广东电网调管范围内继电保护检修管理，收集汇总运行维护单位上报的年度及月度继电保护检修计划，协调调管范围内继电保护定检工作，并监督完成。
4.1.15 负责按调度管理规程及有关文件规定的范围进行继电保护整定计算工作，定期编制继电保护整定方案。
4.1.16 负责广东电网继电保护信息系统的专业管理。贯彻执行网公司保信系统技术标准和配置原则，组织制定运行管理的各种规程、规定、原则等。负责组织本省继电保护信息系统主、分、子站的建设、技术改造及运行维护。
4.1.17 负责处理调管范围内继电保护的日常管理工作，按年度编制继电保护运行方案。
4.1.18 220kV及以上涉及电厂线路非计划停电时，负责线路两侧发电厂和供电局的定检、反措等业务的工作内容协调。
4.1.19 按照南网总调继电保护设备特殊维护工作要求，根据本单位实际需要，组织制定广东电网内继电保护设备特殊维护工作要求及配套的作业表单模板，协调保护设备特殊维护工作中遇到的问题。
4.1.20 按时完成上级专业管理机构下达的其它专业工作。
4.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
4.2.1 负责地区电网继电保护的专业管理工作。指导、协调、监督下级继电保护专业管理部门和调管范围内发电厂及大用户的继电保护工作，及时向上级调度机构反映地区电网继电保护运行中发现的重大问题。
4.2.2 贯彻执行国家、行业标准和上级制定的有关标准、制度等。负责制定地区电网继电保护管理实施细则，组织编制维护范围内继电保护运行规程。
4.2.3 参与制定地区电网继电保护专业规划，负责提出继电保护专业规划建议，并对规划落实情况进行技术监督。参与地区电网基建、技改工程的可研、初设、配置及选型、设计、招标审查，以及施工、验收的技术审查。根据设备运行情况，组织编制继电保护年度技改修理计划，负责地区电网继电保护技改修理项目的专业技术审核，监督落实下达的继电保护技改修理工作。
4.2.4 负责地区电网继电保护装置从工程设计、选型、安装、调试、验收到运行维护的技术监督工作。
4.2.5 负责本地区继电保护专业年度总结工作，编制年度工作计划。
4.2.6 负责地区电网继电保护统计、评价及结果发布和缺陷管理，按要求向相应调度机构报送继电保护月度运行信息、继电保护工作和安全性评价信息。
4.2.7 负责组织编制继电保护的年度及月度定检计划、月度定检完成情况，并报相应调度机构。
4.2.8 负责组织制定地区电网继电保护的反事故措施，并上报中调。负责向中调提出地区电网继电保护反事故措施建议。贯彻执行上级调度机构反措要求，负责组织制定地区电网反措执行计划，并监督执行。
4.2.9 负责组织或参与地区电网电保护不正确动作的有关事故调查分析，提出评价意见及整改措施。
4.2.10 负责地区电网继电保护软件版本管理。
4.2.11 负责调管范围内继电保护检修管理，收集汇总运行维护单位上报的年度及月度继电保护检修计划，协调调管范围内继电保护定检工作，并监督完成。
4.2.12 负责按调度管理规程及有关文件规定的范围进行继电保护整定计算及相关工作，定期编制整定方案。
4.2.13 设置专人负责全局保信系统管理工作。负责对所辖范围的保信系统装置实行从工程设计、选型、安装、调试到运行维护的全过程管理。负责保信系统的质量评价与缺陷分析工作，监督运维部门做好消缺工作。负责按规定时间将所辖范围内保信系统设备的分子站运行、缺陷情况上报上级主管部门。负责组织本单位继电保护信息分站的建设、管理和运行维护工作。
4.2.14 负责处理调管范围内继电保护的日常管理工作，按年度编制继电保护运行方案。
4.2.15 负责本单位继电保护人员和运行人员的继电保护专业培训，定期进行技术问答和考核。
4.2.16 配合中调开展继电保护入网测试工作。
4.2.17 220kV及以上涉及电厂线路计划停电时，负责与对侧电厂进行定检、反措等业务的工作内容沟通。
4.2.18 参与制定本单位继电保护设备特殊维护工作方案，并根据工作方案要求，组织审核针对具体设备的特殊维护作业表单，协调落实继电保护设备特殊维护工作中遇到的问题。
4.2.19 按时完成上级继电保护专业管理机构下达的其它专业工作。
4.3 并网电厂和大用户专业管理部门
4.3.1 贯彻执行国家、行业标准和上级制定的有关标准、制度等，并制定本单位的管理办法、实施细则和有关技术措施。
4.3.2 负责或参与本单位继电保护设计、选型、安装、调试、验收、运行维护及技改修理等工作。
4.3.3 负责本单位继电保护专业年度总结工作，编制年度工作计划。
4.3.4 负责组织编制继电保护的年度及月度定检计划、月度定检完成情况，并报相应调度机构。
4.3.5 负责本单位继电保护装置的运行维护及日常专业管理，负责本单位运行维护厂站继电保护装置缺陷的管理，并按要求及时将继电保护运行信息和专业管理信息报相应调度机构。
4.3.6 负责落实下达的继电保护技改修理、反措工作。根据设备的运行情况，编制继电保护年度技改修理、反措计划，并报相应调度机构。
4.3.7 负责本单位继电保护的备品备件管理，并将备品备件情况报相关调度机构。
4.3.8 负责本单位继电保护信息子站的运行维护和管理工作。
4.3.9 负责运行维护范围内现场定值的执行和管理工作。负责按调度管理规程及有关文件规定的范围进行继电保护整定计算工作。
4.3.10 负责本单位继电保护人员和运行人员的继电保护专业培训，定期进行技术问答和考核。
4.3.11 220kV及以上线路计划停电时，负责与对侧供电局进行定检、反措等业务的工作内容沟通。
4.3.12 根据继电保护设备特殊维护方案要求应开展特殊维护工作的厂站，负责组织编制针对具体继电保护设备的特殊维护作业表单，落实特殊维护作业班组及其任务，解决特殊维护工作中遇到的问题。
4.3.13 按时完成上级继电保护专业管理机构下达的其它专业工作。
4.4 供电局、并网电厂及大用户运行维护部门
4.4.1 参与本单位新建、扩建、改造工程的设计审查、施工监督及验收工作。
4.4.2 负责编写现场运行规程，并对现场运行值班人员的培训和考核。
4.4.3 负责运行维护范围内继电保护装置运行监视、异常处理和定值的执行及管理，并按要求准确、及时向相应调度机构及本单位继电保护专业管理部门汇报。
4.4.4 负责收集整理运行维护范围内继电保护的动作情况、保护打印报告、录波图等，并及时开展保护动作分析，编写分析报告。
4.4.5 负责运行维护范围内现场定值的执行和管理工作。
4.4.6 负责运行维护范围内继电保护的年度定检计划的制定及执行，并报本单位继电保护专业管理部门。
4.4.7 负责建立、健全继电保护图纸资料及运行技术档案（包括定检、缺陷和设备定级记录等）。
4.4.8 负责执行继电保护的各项技改修理、反措工作。
4.4.9 参与运行维护范围内继电保护引起的事故的调查分析工作。
4.4.10 参与继电保护仪器仪表及备品备件管理，并将备品备件情况报相应继电保护专业管理部门。
4.4.11 负责本单位继电保护信息子站的运行维护和管理工作。负责落实保信子站接入装置改造或升级时同步更新子站配置工作，并与相关调度机构联系进行保信子站－分站以及子站－主站联调。
4.4.12 接受本单位及上级继电保护管理机构的专业指导，按要求及时完成继电保护专业管理机构下达的各项专业工作。
4.4.13 负责向上级调度机构提出地区电网继电保护反事故措施建议。贯彻执行上级调度机构反措要求，制定反措执行计划。
4.4.14 组织编制针对具体继电保护设备的特殊维护作业表单，落实特殊维护作业班组及其任务，解决特殊维护工作中遇到的问题。
5 技术标准管理
5.1 职责分工
5.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
5.1.1.1 负责贯彻执行网公司技术标准。
5.1.1.2 配合完成网公司下达的技术标准编制任务。
5.1.1.3 负责提出网公司技术标准制订、修订的年度工作计划建议。
5.2 实施管理
5.2.1 省公司系统运行部负责技术标准的推广工作。
5.2.2 各地区供电局负责技术标准的应用工作。
6 新技术管理
6.1 省公司系统运行部负责按照网省公司新技术、新设备应用的有关管理办法审查二
次系统及设备专业技术发展规划，配合网公司系统运行部开展二次系统及设备新技术试点及推广应用。
6.2 地区供电局系统运行部配合开展二次系统及设备新技术试点及推广应用。
7 规划与基建管理
7.1 职责分工
7.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
7.1.1.1 参与省公司继电保护专业规划。
7.1.1.2 参与基建工程二次系统及设备的可研、初设和设计审查。
7.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
7.1.2.1 参与本地区继电保护专业规划。
7.1.2.2 参与基建工程二次系统及设备的可研、初设、设计审查和验收。
7.2 规划原则
7.2.1 规划部门在编制系统发展规划时，应考虑继电保护设备的技术性能和条件，听取继电保护专业管理部门的意见，使系统规划综合地考虑一次和二次的问题，以保证系统安全、经济、合理。
7.2.2 在进行电力系统安全稳定措施的规划设计中，应认真执行《电力系统安全稳定导则》，建立和完善南方电网安全稳定的“三道防线”，组成一个完备的安全稳定防御系统。
7.3 可研、初设、设计审核要求
7.3.1 基建、技改工程从可研、设计、招投标至投产各个阶段都必须经过地区供电局系统运行部、并网电厂和大用户专业管理部门的审核和技术把关。
7.3.2 设计单位在进行系统设计和确定厂、站一次接线时，应考虑继电保护设备的技术性能和条件，听取继电保护专业管理部门的意见，使设计及接线能全面综合地考虑一次和二次的问题，以保证系统安全、经济、合理。
7.3.3 基建、技改工程中，设计单位必须从整个系统统筹考虑继电保护的配置，作出合理安排，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护不符合要求部分的改造。
7.3.4 继电保护的配置方案应符合南方电网有关继电保护配置技术规范和二次系统规划（技术原则）指导意见的要求，按照网公司系统运行部发布的经测试合格设备的选型清单开展设备的选型。
7.3.5 各级系统运行部、并网电厂和大用户专业管理部门应积极参与新建、改扩建工程的可研、初设审查。着重审查一次接线方式是否超出南方电网标准设计的范围；结合被保护设备的接线方式、结构配置和技术参数等，审查被保护设备是否满足保护设备选型清单所列的适用范围，是否存在可选用的软件版本。若继电保护系统的初设报告、施工图等与标准设计存在差异，应将差异说明报省公司系统运行部审核。
7.3.6 各级系统运行部、并网电厂和大用户专业管理部门应积极协调规划、基建部门，解决一次设备的选型配置以及一次系统接线方式存在的问题。若工程较南方电网相关技术规范有特殊要求，新（改、扩）建工程应在初设或可研阶段，将具体技术要求和工程特殊性报省公司系统运行部审核。
7.3.7 保护CT选型时，其特性应符合国标GB16847-1997《保护用电流互感器暂态特性技术要求》的要求。新投运的机组，发电机组两侧必须配置特性一致的电流互感器（其中容量300MW及以上的发电机组两侧必须配置特性一致的TPY型电流互感器），防止其差动保护误动作。差动保护应具有抗饱和措施，各种区外故障时保护装置不应因电流互感器饱和及短路电流中的暂态分量而引起误动作。
7.3.8 继电保护设备配置、选型一经确定，设计单位应严格按审查意见进行施工图设计和提供订货清册，设备订货单位应按设计单位提供订货清册和参数订货，不得擅自更改。
7.4 保护设备品控
7.4.1 根据实际生产需求，本省范围内初次使用或技术尚未成熟的继电保护设备应由物资部门实施品控。
7.4.2 省公司系统运行部在每年年末制定下一年度本省继电保护设备品控物资清单，并上报给网公司系统运行部进行汇总，最终提交给网公司物资部。
7.4.3 网公司物资部制定的继电保护设备年度品控计划应在网公司系统运行部确认后方可执行。
7.4.4 品控不合格的继电保护设备不能通过出厂验收，不能运到现场安装、调试。
7.5 保护并网审核要求
7.5.1 各级系统运行部负责指导基建、技改工程的继电保护验收，制定验收有关技术标准，参与制定有关验收管理的制度、流程，并监督验收过程。
7.5.2 各运行维护单位负责对设备的出厂检验、安装、调试过程进行监督，并直接参与具体验收工作。
7.5.3 继电保护运行维护部门应会同有关部门监督安装调试人员，严格按照南方电网继电保护检验规程、技术规范及反措要求，进行设备的出厂检验、安装、施工及调试等，确保工作质量并形成完整的技术资料。
7.5.4 运行维护单位应介入基建、技改工程继电保护设备及回路调试，了解装置的性能、结构和参数，并对装置及回路按有关规程、制度和标准进行验收。
7.5.5 验收工作的组织部门应根据工程需要，成立专门的验收小组，负责具体的验收工作。验收小组应严格遵循验收标准，编制验收方案及相关作业指导书，具体、细致地完成验收工作。继电保护系统验收报告应由基建部汇总后提交给系统运行部。
7.5.6 未验收或验收不合格的继电保护设备及二次回路不允许投入运行。
7.5.7 设计单位、施工单位与调试单位应充分配合验收工作，对于不予配合的，运行维护单位有权拒绝验收，电网调度部门有权不允许保护投入运行，基建项目不能报竣工。
7.5.8 为保证验收质量，验收方和配合验收方应保证验收的时间和人员充足（验收时间可按实际工程项目进行量化），以满足继电保护的需要。
7.5.9 验收的主要内容及要求：
（1）电气设备（包括线路、变压器等）实测参数完整正确；
（2）全部继电保护设备竣工图纸符合实际，保护及其通道标识满足调度命名规范要求；
（3）继电保护设备定值符合继电保护整定值通知单要求；
（4）检验项目及试验数据结果符合继电保护检验规程的规定；
（5）互感器变比已核对，其伏安特性满足要求；互感器回路接地正确，绝缘良好，标志齐全正确；电流互感器二次绕组排列不存在保护死区；
（6）互感器极性、变比及其回路的正确性应通过一次负荷电流和工作电压检验；对于平时正常运行无电流通过的互感器（如中性点零序互感器），应采取必要的技术手段，确保其回路、极性的正确性；
（7）继电保护设备存在的问题、处理意见及能否投入有明确的结论；
（8）保护图纸、调试纪录、厂家说明书及设备技术资料，制造厂随同设备提供的备品、备件、生产用的试验仪器和专用工具等已移交；项目投产前5个工作日，建设单位组织设计、监理、施工、供货厂商等单位完成项目新增二次设备的生产管理系统设备台帐信息电子文档录入，生产运维部门及财务部门对设备台帐信息验收确认合格后设备方能投运。
7.5.10 基建工程投运时，全部设计的继电保护设备应同时投入，特殊情况时，须经相关继电保护管理部门批准。
7.5.11 继电保护设备投入运行后3个月内，工程管理部门应督促设计单位将继电保护竣工图纸（包括可修改、能打印的CAD电子文档）送交运行维护部门及继电保护专业管理部门。
7.5.12 电厂并网前，省公司系统运行部按国家、行业、南网技术标准及管理制度，对电厂是否具备并网条件进行审核，审核资料包括保护配置、二次图纸、保护人员岗位配置及从业人员资质、保护验收资料、保护管理制度、现场运行规程等基础资料。资料应完整并符合国家、行业及网省公司发布的相关管理标准的要求。
8 新设备入网管理
8.1 职责分工
8.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
8.1.1.1 受理并审查调管范围系统继电保护设备的测试需求申请，申报本省年度测试需求。
8.1.1.2 根据网公司系统运行部的授权，组织开展测试，根据工作需要成立测试工作组参与测试。
8.1.1.3 负责相应测试任务的测试计划编制。
8.1.1.4 负责有关测试文档包括测试需求申报表、测试评价分析表和软件版本等的正确性。
8.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
8.1.3 运行维护单位
8.1.4 设计单位
8.2 测试类别
8.2.1 新入网设备的测试
8.2.2 合格设备的测试
8.2.3 在网运行设备的测试
8.3 测试需求管理
8.3.1 测试需求的申报
8.3.1.1 测试需求实行分级申报、统一管理的原则，由各级系统运行部按相应的调管范围汇总后逐级上报。
8.3.1.2 在下列情况下，作为新入网设备申报测试需求：
8.3.1.3 在运行或定检过程中，运行单位（含并网电厂）发现在网运行设备存在缺陷，需要反措或软件版本升级时，由运行单位按调管范围报相应的系统运行部，由各级系统运行部逐级上报。
8.3.1.4 设备供应商应及时通报设备的缺陷或软硬件升级情况，申报测试需求，并将有关材料抄送网公司系统运行部：
8.3.1.5 测试需求的申报单位应核实被测试设备是否有已经测试合格的可用版本。对于虽有可用版本，但需要采取更换部分插件、更改屏端子接线等措施的设备，申报单位应编制设备的版本升级方案，连同申报表一并提交受理测试需求的系统运行部。
8.3.1.6 测试需求根据根据网公司系统运行部的规定和通知按年度和月度申报。
8.3.2 测试需求的初审
8.3.3 测试需求的审查
8.4 测试计划管理
8.4.1 根据网公司系统运行部的规定和通知，省公司系统运行部在收到网公司发布测试需求后,制定相应的测试计划并报网公司系统运行部。
8.4.2 因运行出现重大缺陷，亟待反措设备的测试不受测试计划的限制，视具体情况随时调整测试计划。
8.5 测试实施
8.5.1 测试实施分为三个阶段：测试前准备、现场测试、测试结果的分析评议。
8.5.2 测试前准备工作
测试前的准备工作包括测试申请的提交与受理、制定或修编测试方案和量化评价细则、确定参加测试设备的数量、发布测试通知、汇总参加测试的设备型号和软件版本等。
8.5.3 现场测试
根据网公司系统运行部的规定和要求,负责现场测试的组织、协调和人员管理，确保测试过程的公开透明。
8.5.4 测试结果的分析评议
8.5.4.1 测试结果的分析评议原则上由网公司系统运行部统一组织，单一设备测试后的分析评议可由省公司系统运行部独立组织。
8.5.4.2 测试结果的分析评议可采取会议评议或书面函审的方式，在测试结束后进行。
8.5.4.3 省公司系统运行部根据网公司系统运行部的规定，在分析评议前负责备齐分析评议用的材料，并报网公司系统运行部。
8.5.4.4 测试结果的分析评议采用量化评分制，由专家组负责分析评议。
8.5.4.5 分析评议结束后，省公司系统运行部负责整理专家组的测试结论评议表。
8.6 试运行管理
8.6.1 500kV及以上电压等级系统中试运行的继电保护新装置，接入方案应经总调批准，且试运行报告报总调备案。
8.6.2 220kV电压等级系统中试运行的继电保护新装置，接入方案应经中调批准，试运行报告报总调备案。
8.6.3 10kV-110kV电压等级系统中试运行的继电保护新装置，接入方案应经地调批准，试运行报告报中调备案。
8.6.4 试运行的继电保护设备，其试运行时间不少于一年（单套试运行不少于两年，两套及以上不少于一年）。
9 版本管理
9.1 职责分工
9.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
9.1.1.1 负责广东电网保护软件版本管理的统筹协调，监督、指导广东电网保护软件版本的执行。直接管理调度管辖范围内的保护软件版本。
9.1.1.2 负责汇总地调、并网电厂上报的保护装置软件版本需求，进行评估、审核，并将版本需求评估结果及时上报总调。
9.1.1.3 根据总调工作安排，配合开展保护装置软件版本需求合理性评估及装置版本测试。
9.1.1.4 组织制定广东电网保护版本升级的实施方案，协调与监督各供电局、并网电厂的升级工作。
9.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
9.1.2.1 负责地区电网保护软件版本管理的统筹协调，监督、指导地区电网软件版本的执行。直接管理调度管辖范围内的保护软件版本，协助开展本供电局运行维护范围内220kV-500kV系统的软件版本管理。
9.1.2.2 负责汇总变电管理部门上报的保护装置软件版本需求，进行评估、审核，并将版本需求评估结果及时上报中调。
9.1.2.3 组织制定地区电网版本升级的实施方案，协调与监督变电管理部门的升级工作。
9.1.3 供电局、并网电厂运行维护部门
9.1.3.1 负责建立软件版本台帐，并及时维护更新，确保软件版本符合调度机构要求。
9.1.3.2 负责落实调度机构软件版本要求，制定软件版本升级计划和方案，在规定的时间内完成软件版本升级；在基建、技改工程验收时应校核微机继电保护装置软件版本号、校验码，确保与最新发布版本一致。
9.1.3.3 及时向相应调度机构反映保护运行过程中暴露出的版本功能缺陷，向相应调度机构提出版本需求。
9.1.4 设计单位
因主接线方式、一次设备等原因，对保护功能有特殊要求的，现有发布的软件版本不能满足时，设计单位在基建前期编制可研、初设报告阶段应向相应调度机构提出软件版本需求。
9.1.5 制造厂家
9.1.5.1 执行南方电网调度机构软件版本管理要求，确保微机保护装置软件版本相对稳定，确保保护功能、版本号、校验码的一一对应关系。
9.1.5.2 及时向各级调度机构通报运行的微机保护软件存在的缺陷情况、版本更新信息以及升级建议等。
9.1.5.3 协助运行维护单位进行微机保护的软件版本升级工作。
9.2 版本需求管理
9.2.1 基建、技改工程中，由于一次设备、主接线方式等原因对保护装置有特殊功能需求，现有发布保护装置型号、版本不能满足要求时，基建、设计、运行维护单位应在基建前期编制可研、初设报告阶段向相应调度机构提出版本功能需求。
9.2.2 对于发现存在运行风险的软件版本，保护制造厂家应及时向相应调度机构提出保护软件版本变更申请。
9.2.3 在网运行设备，在运行或定检过程中发现装置软件版本存在缺陷，需要更换保护版本的，运行维护单位应向相应调度机构提出版本变更需求，地调、中调对软件版本需求进行评估、审核后，将评估结果上报总调。
9.2.4 版本变更需求的申请
9.2.4.1 软件版本需求申请的受理依托各级调度机构实行分级管理。
9.2.4.2 需求申请表（附录D）由软件版本变更需求提出单位负责填写。
9.2.4.3 各级调度机构收到有关单位的软件版本需求后，对需求的合理性进行分析，5个工作日内完成评估，经评估合理后，报上级调度机构，并最终上报总调。
9.2.4.4 并入广东电网运行的发电厂、用户变电站的线路、母线、联络变微机继电保护装置、故障录波装置的软件版本需求由相应调度机构负责受理。
9.2.4.5 对于由保护制造厂家发现存在运行风险的软件版本，版本为地区版本或广东版本，分别由地调和中调受理保护制造厂家提出的变更需求申请；版本为南网通用版本，由总调受理保护制造厂家提出的变更需求申请。
9.2.4.6 现有保护装置型号、版本不能满足工程要求时，版本变更申请应包括设备技术要求与南网技术规范之间差别、装置软硬件与现有发布版本之间区别。
9.2.4.7 对于在网运行设备保护软件版本变更申请应包括升级装置名称、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、定值清单、测试结果、升级过程注意事项等。
9.3 版本测试管理
9.3.1 保护制造厂家根据版本需求开发完成相应的保护装置，具备测试条件后，由总调直接或委托中调组织开展版本测试。
9.3.2 软件版本的测试设测试专家组，负责版本测试方案审查、测试异常现象分析等技术把关。
9.3.3 中调根据总调的授权负责版本测试的组织工作。
9.3.4 软件版本测试原则上由经网公司认可的测试机构承担，对于由其他测试机构或单位承担时，由测试组织单位提出，并征得总调及中调同意。
9.3.5 测试方案由测试机构负责编制，经专家组审核把关通过后实施。
9.3.6 对于测试过程中出现的存在疑问的保护动作行为，测试组织单位应责成制造厂家给出合理的解释。
9.3.7 测试组织单位负责给出对厂家解释的初步意见（通过、不通过），并提出是否需要测试专家组评议的建议，评议方式采取会议评议或书面函审的方式开展。经测试合格的版本方可入网运行。
9.3.8 专家组对各厂家测试异常现象进行总结，建立评议信息库，指导版本测试的分析评议工作。
9.4 版本发布管理
9.4.1 软件版本的发布包括定期发布和不定期发布。
9.4.2 总调每年不定期发布经统一测试（含入网测试和版本测试）合格的10kV及以上电压等级保护软件版本。中调承接总调版本发布内容，并补充现有运行无需版本变更的220kV及以上保护装置的软件版本后一并发布。地调承接中调版本发布内容，并补充现有运行无需版本变更的110kV及以下保护装置的软件版本后一并发布。版本发布后，中调将本省发布版本报总调备案。
9.4.3 总调发布的年度软件版本用于指导和规范本年度新建、技改工程中的新投入运行保护装置软件版本使用。中调、地调发布的年度版本用于指导和规范各自调管范围内现有运行装置的版本升级及使用。年度软件版本中应明确严禁使用版本。
9.4.4 软件版本发布内容应包括：型号、软件版本、校验码、程序形成时间、说明书、信息点表、定值清单以及适用条件、推荐使用原则等。
9.5 版本升级管理
9.5.1 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），不存在保护不正确动作风险或不影响后台数据分析时，原软件版本可结合定检升级至最新发布版本。
9.5.2 装置原软件版本存在涉及继电保护原理及定值等严重缺陷，新版本经测试发布后，相应调度机构应根据总调要求制定升级方案，限期组织整改。
9.5.3 保护版本升级完成后，运行单位应及时更新保护台帐信息。
10 整定计算管理
10.1 职责分工
10.1.1 调度机构继电保护专业管理部门负责调管范围继电保护设备的定值整定计算和定值单发布，并明确执行要求。
10.1.2 继电保护设备运行维护单位负责执行调度机构继电保护专业管理部门下发的定值单，并反馈执行情况。
10.2 整定计算范围及界面划分
10.2.1 继电保护整定计算范围原则上与调度管辖(含代管)范围一致，特殊情况按调管范围由中调或地调书面明确。电厂内的110kV及以上线路保护、母线保护及线路、母联断路器保护一般由相应调度机构负责整定，其它设备由电厂自行整定。厂站自行整定的保护定值应满足调度机构的定值配合要求。
10.2.2 各级保护必须互相配合，下一电压等级的保护应满足上一电压等级的要求，满足与上级或相邻整定部门商定的定值界面要求，不得随意变动。需要改变整定界面时，必须与相应调度机构协商。
10.2.3 各级整定分界点上的定值限额、等值阻抗(包括最大、最小正序、零序等值阻抗)和相关变压器中性点接地方式应以书面明确。需要更改整定分界点上的定值限额时，必须事先向对方提出，经双方协商确定，原则上局部应服从整体。
10.2.4 每年2月底前，中调向下级地调、地方电厂发布整定分界点上的定值限额、等值阻抗(包括最大、最小正序、零序等值阻抗)和相关变压器中性点接地方式。
10.2.5 当220kV及以上电网发生较大结构性变化或电网运行方式进行较大调整，以及出现其它影响短路电流水平和分布的情况时，中调负责以书面形式向地调提供相关变电站的系统等值归算阻抗，或是网络等值数据。若该地区没有以上变化时，中调在每年年度方案中下发该地区的系统等值归算阻抗。遇到电网特殊运行情况，地调需要个别变电站的系统等值归算数据时，应向中调提出书面申请。
10.2.6 各地调应按要求以书面形式向中调提供110kV及以下相关变电站的系统归算阻抗。当地方电源发生较大变化时，地调应在方式确定一个月内上报相关归算阻抗。
10.3 整定计算三级或以上责任制
10.3.1 继电保护定值整定（含定值单及整定计算书）应严格执行三级或以上审批流程，各级人员分工、责任明确。其中中调继保部整定计算需通过整定者计算、校对、部门主管审核以及中心领导批准四个环节。地调整定计算包括计算、（校对、）审核、批准环节，其中计算、审核工作由专职继电保护人员承担。
10.3.2 整定计算各级人员应熟悉“引用文件”的内容，按照文件的规定进行整定计算，保证电网内各级保护装置定值的配合，并符合有关反措要求及上级部门的有关规定。
10.3.3 计算人：由继电保护整定计算助理工程师及以上资格人员担任。计算人作为整定计算的主体负责人，确保整个整定过程的安全与正确，其具体职责如下：
10.3.4 校对人：由继电保护整定计算工程师及以上资格人员担任。校对作为对整定计算的重要把关，对于整定计算的安全性和正确性具有重要作用。其具体职责如下：
10.3.5 审核人：由继电保护整定计算工程师及以上资格人员担任。其具体职责如下：
10.3.6 批准人：由各级电网电力调度控制中心分管继电保护的主任或副主任、总工或分管继电保护副总工担任，其具体职责如下：
10.4 整定方案管理
10.4.1 继电保护整定方案是保护整定计算的指导性文本，各级调度应结合调度管辖范围电网的变化，负责年初编制本年度继电保护整定方案。
10.4.2 保护整定方案应包括下列内容：
10.4.3 中调年度整定方案编制后，应由中调继保部主管领导审核，并经中调分管继电保护的中心领导批准后实施。地调整定方案编制后，向有关调度、运行、维护、设备管理等部门征求意见，并由各级电网电力调度控制中心分管继电保护的总工、副总工或分管继电保护的主任、副主任审核后，由本公司（单位）主管生产领导批准后实施。整定方案应印刷成册，并发至所辖各级调度、并网电厂及大用户。中调整定年度方案在每年2月底发布，地调整定年度方案在每年3月底发布。
10.4.4 因电网运行方式改变，而继电保护整定方案未作考虑的，方式部门应提前一个月将方式变更要求书面通知继电保护专业管理部门，继电保护专业管理部门应根据方式变更调整有关继电保护定值。
10.5 整定计算过程管理
10.5.1 新建、扩建或改建工程若需进行保护装置定值计算或调整，工程管理部门应根据工程项目建设进度按规定时间（新建、扩建工程投产前3个月，改建工程投产前一个月）向继电保护专业管理部门提交定值申请，内容包括相关的工程项目、竣工投产的计划时间等，并报送整定部门计算所需的技术资料。整定部门在接收技术资料后的3各工作日内对资料的完整性进行检查并提出整改意见。技术资料主要包括：
10.5.2 若系统网络结构改变，原由地调调度的终端站变为中调调度的联络站时，原整定计算单位应按扩建工程报送资料的要求向中调报送相关的间隔设备参数。
10.5.3 当运行设备实施保护改造、通道改造、TA变比变更、保护升级等工作时，运行维护单位应提前一个月向保护整定部门提交信息准确的定值申请书。
10.5.4 保护整定计算对一次设备参数有实测要求的，如工程管理部门未能及时提供实测参数，可先用设计参数计算（设计参数也由工程管理部门提供），在获得有关部门提供的实测参数后，应当进行评估，如确定采用后，当实测参数与设计参数相差10％以上时，应及时重新计算校核，以保证定值的准确性。110kV及以上系统计算所需的设备及线路参数的实测值或有据可查值，负责参数报送部门应在工程投运后10个工作日内向调度部门提交220kV及以上线路实测参数报告；110kV线路实测参数报告宜在投产之前提供。
10.5.5 资料的准确性直接关系到计算的正确性，进而影响到系统运行的安全。如出现上报资料错报、漏报、延报而导致工程延误或影响系统的安全，报送单位应承担相应责任。
10.5.6 整定计算人员接到有关部门提供的整定计算原始资料后，经校对后，以此为依据形成电网的计算参数，并做好重要资料的保存、备份；与运行方式人员确定正常或检修运行方式。
10.5.7 整定配合有困难导致继电保护失配，需在整定计算书中说明并经主管继电保护的副总工、总工或分管继电保护的主任或副主任批准。保护定值失配可能引起较大安全风险的，整定值必须经单位总工或主管生产的领导批准并备案。
10.5.8 整定计算人员在计算过程中应维护整定计算程序数据库的正确性，并定期做好备份。
10.5.9 整定计算工作完成后，应保留整定计算书及计算资料，分类存档，以备查询。
10.6 整定计算书管理
10.6.1 针对一次设备投产、保护整定配合或保护装置升级改造而编制的整定计算书应包括以下内容：
10.6.2 为提供等值阻抗而编制的整定计算书应包含以下内容：
10.6.3 为一次设备参数更新而编制的整定计算书应包含以下内容：
10.6.4 若整定计算书中出现不完全配合、灵敏度不足等情况，应在“定值取值存在的问题及说明”中注明。
10.6.5 “运行中的注意事项”主要是针对电网运行出现异常后保护定值的适用性做出必要的解释，如果没有在运行方案或相关规定中对保护运行中的注意事项进行统一明确，则下列情况必须在整定计算书中进行说明：
10.6.6 继电保护专业管理部门对计算书应进行有效的管理，设置专用资料柜存放整定计算书及相关整定参数。
10.7 定值单管理
10.7.1 定值单内容
10.7.1.1 定值单应包括编号、题头、定值内容、备注以及签名等五项内容。文字说明力求简洁、用词准确，文字和数据必须清晰无误。
10.7.1.2 定值单编号是区分定值单的唯一标志，编号具有不重复性，定值单的执行和存档以此为依据。定值单编号应能反应年份等信息。
10.7.1.3 题头内容包括变电站名称、被保护对象、保护型号、保护版本、编制日期、要求执行日期、TA变比、TV变比等内容，线路定值单还包括线路参数等内容。
10.7.1.4 定值清单应包括对应于装置完整的功能定值项，包括系统参数、装置参数、软压板内容等定值。
10.7.1.5 备注内容一般包括更改原因、保护通道类型、重合闸方式以及其他需要强调的重要内容。
10.7.1.6 签名部分须有计算人、校核人（四级审核机制）、审核人和批准人的签名及继电保护定值专用章。
10.7.1.7 如根据一次系统运行方式的变化，需要更改运行中保护装置的整定值时，须在定值单上说明。
10.7.2 定值单存档
10.7.2.1 定值计算部门对正式定值单应进行有效的存档管理，方便查阅核对。
10.7.2.2 中调正式定值单逐步以无纸化形式下发给运行单位，中调正式定值单以电子档和纸质档进行存档管理，执行单位继电保护专业管理部门应存档备案一份正式定值单。
10.7.2.3 运行维护单位对正式定值单应进行有效管理，继电保护维护班组应连同定值单回执统一存档一份备案。变电站端应保存完整的设备运行定值单及装置打印定值单。应在打印装置定值清单，或是在定值通知单上加盖已执行章的基础上，记录包括变电站名、定值单编号、执行时间、受令人、执行人、执行情况和核对人等内容。
10.8 定值执行管理
10.8.1 继电保护装置定值单形成后，由整定计算人负责定值单的交接与下发工作，跟踪整个定值单的执行。中调继保部的保护装置定值单下发给地调，接收方收到并确认无误后，由地调负责下达现场。定值单按调管范围由值班调度员下令执行。
10.8.2 运行维护单位应严格执行调度机构下发的定值单，并确保定值执行的正确性。
10.8.3 运行维护单位应将经本单位确认的具备定值核对资格的继电保护人员名单书面报相应调度机构。
10.8.4 正常情况下，所有一次设备投运前都必须按相应定值单要求投入保护，继电保护设备定值的调整，应根据继电保护定值单的要求，按照调度命令在规定时间内完成，以保证各级继电保护设备定值的互相配合。新投产设备和配合工程投产设备的定值要求在启动前执行；与投产工程相配合的定值执行须在调度员下令后24小时内完成（有特殊要求的除外）；临时定值应在所属调管范围的当值调度员下令后立即执行。值班调度员下达定值单执行令后，现场若有特殊原因，无法在规定时间内执行完毕，应经所在直属供电局或县区局主管生产领导批准，相关的安全责任由执行单位承担。
10.8.5 运行中继电保护设备定值的调整应征得相应调度机构的当值调度员许可。未经当值调度员许可，任何人不得擅自更改继电保护定值。
10.8.6 现场调试人员在继电保护设备定值的整定、调试过程中发现定值存在疑点、差错或与现场不符的情况，应暂停执行，立即与所在直属供电局或县区局调度机构的整定部门沟通，若定值单为上级调度机构的整定部门所整定，则再由直属供电局或县区局调度机构向上级调度机构的整定部门沟通，经核定后方可执行。
10.8.7 在特殊情况下现场急需改变保护装置定值，运维部门应请示所在直属供电局或县区局的调度机构的整定部门，若保护定值为上级调度机构的整定部门所整定，则再由直属供电局或县区局调度机构向上级调度机构有关部门沟通，得到许可后，再向所属调管范围的值班调度员提出申请，经值班调度员批准后方可进行定值更改工作。如有需要，所属整定范围的定值整定部门应于两个工作日内补发新定值通知单。
10.8.8 现场在执行定值单时，应核对现场实际与保护定值单TA变比、TV变比、保护型号及版本号、通道形式等一致性。
10.8.9 在线路两套纵联保护正常运行条件下，一侧的其中一套更改保护定值若在10分钟内能够完成的，对侧相应的纵联保护可不退出。待更改定值的保护装置除退出跳闸出口压板外，还应退出该纵联保护功能压板。
10.8.10 保护装置定值区的切换可由现场运行人员完成。微机保护在切换定值区的过程中可不退相应保护，但应立即打印核对新定值。
10.8.11 更改双重化保护的定值时，须轮流退出保护再进行定值更改。
10.8.12 现场在退出线路保护更改定值前，必须先确认另外一套线路纵联保护正常运行无告警，否则须暂停更改定值，并向当值调度员汇报。
10.8.13 旁路代路中的线路（主变），若只有一套主保护运行，在采取必要的保护临时措施前，禁止退出该套保护进行定值更改工作。
10.8.14 若线路保护两侧的定值都要更改，调度员下令执行定值时，先更改一侧的定值，完成后再下令更改另外一侧的定值。对于某些定值（如差动保护变比系数）更改时必须两侧保护同步投退的，则由调度员统筹两侧同步轮流退出主一、主二纵联保护进行定值更改。
10.8.15 线路保护定值变化后（包括临时定值），运行单位应及时更改对应的旁路保护定值。在旁路开关未执行代路工作时，旁路保护定值更改工作可由当值地调批准，旁路保护定值视为已执行的相应线路保护定值在旁路保护上的体现，定值执行的准确性由运行单位负责，中调不再进行核对。
10.8.16 地调整定的220kV主变间隔失灵定值的执行，由现场运行人员向中调当值调度申请。
10.8.17 继电保护定值单执行完毕，运行维护单位定值核对人员按定值单核对继电保护装置打印定值，根据整定情况填写定值单回执并签字交现场值班负责人。
10.8.18 现场值班负责人核对无误后签名，并立即向相应调度值班员汇报，申请投入该保护。
10.8.19 值班调度员接到定值单回执和现场值班负责人的汇报后，与运行值班员核对定值单编号，核对无误后许可该保护投入，记录执行时间并签名。如回执中反映定值整定存在问题，值班调度员应及时与继电保护运行专责联系。
10.8.20 各厂、站应保存一份正式的、与实际相符的继电保护设备定值单。
10.8.21 定值单要求执行闭环管理，各运行单位在定值单下令执行后3周内将定值回执反馈给相应的调度机构定值计算人。
10.8.22 各地调须加强临时定值的管理。对执行和恢复的临时定值要记录更改内容和时间，对在执行的临时定值要列表汇总，每月进行清理，对于中调调管范围内执行时间两周及以上的未恢复的临时定值，应向中调运行组汇报。
10.8.23 运维部门应加强临时定值的记录和管理工作。
11 运行管理
11.1 运行基本规定
11.1.1 任何带电设备不允许无保护运行。一般情况下，220kV及以上电压等级设备不允许无主保护运行。
11.1.2 运行中设备继电保护的投退应经相应调度许可。运行人员按照现场运行规程及有关规定执行具体操作，并对操作的正确性负责；投、退某保护装置（功能）时，除按要求投、退该保护装置（功能）外，还应投入、退出其启动其他保护、联跳其他设备的功能，如启动失灵等。
11.1.3 一次设备由运行转检修状态，保护设备及其二次回路上无工作时，保护设备可不退出运行；保护设备及其二次回路上有工作且不影响其它厂站保护设备的动作行为时，可根据现场工作票或运行规程对保护设备进行投退，无需向调度申请；对于会影响其它厂站设备的线路纵联保护、远跳保护及其二次回路和保护通道上的工作，必须征得相关调度同意。在相应一次设备转热备用前，应将相关保护恢复到该设备停电操作结束时的原有状态。
11.1.4 设备运行维护单位应及时编制、修编继电保护装置现场运行规程，并报相应专业管理部门。运行人员应严格按现场运行规程进行具体操作。
11.1.5 调度机构应对调管范围内的线路保护、辅助保护、保护通道统一命名。两端厂站分属不同调度机构调度管辖的线路，两端线路保护、辅助保护及保护通道由双方协商命名。
11.1.6 运行维护单位应根据保护的调度命名原则做好标识工作；基建工程，施工单位按照运行单位要求在验收前完成标识工作。保护命名原则见附录B，通道命名原则见附录C。
11.1.7 各级继电保护专业管理部门应建立、健全继电保护装置运行管理细则，建立图纸资料、运行维护、检验、事故、调试、发生缺陷及消除等档案。
11.1.8 微机保护设备的内部逻辑，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，经相关调度继电保护专业管理部门同意后方可更改，改动后必须进行相应的试验，并做好记录，备案待查。
11.1.9 按照规定装设的主保护，应保证其投入率、正确动作率。主保护异常停运时，应立即处理。
11.1.10 运行人员应定期检查保护或安自压板投退是否正确、接触是否良好；并定期对装置及其二次回路进行监视、巡检。
11.1.11 新保护投入运行或保护装置所接的电流互感器、电压互感器、交流二次回路等有改动时，均应用负荷电流和工作电压校验其电流、电压回路接线的极性、向量，正确后方可正式投入。
11.1.12 现场进行保护定检、试验等工作时，须采取足够的安全措施，避免远跳对侧开关或者本站其它运行中的开关。
11.1.13 不得出现因线路、主变或母线主保护退出造成一次设备停运；不得出现220kV及以上线路主保护非计划停运造成仅单套主保护运行时间超过36小时情况。
11.2 线路保护及辅助(远跳)保护运行规定
11.2.1 线路纵联保护、远跳保护两侧装置必须同时投入或退出。线路两侧纵联保护在投入运行前，必须确认相应保护和通道处于正常工作状态，线路纵联保护在投入后，应再次确认通道正常。
（1）线路纵联保护在投运状态下，除检测专用收发信机的通道外，禁止在线路纵联保护运行通道上或保护回路上进行任何工作；使用专用收发信机的纵联保护通道应定时检测；
（2）线路同一套纵联保护的所有通道均退出或一侧异常后，应将线路两侧该套纵联保护退出，未发生异常侧的后备保护应尽量正常投入，若纵联保护无法单独退出，可按现场申请将该套保护全部退出；具有双通道的线路保护及辅助保护装置，仅其中一个通道因故中断需要退出时，仅退出中断的保护通道，未中断的保护通道及其对应的纵联保护应尽量正常投入；
（3）调度机构网管管理的PCM、SDH（不含与线路保护接口的板卡、线缆）、光缆检修，保护通道中断时间小于2小时，受影响的纵联差动保护装置在具备两个运行正常的不同传输路由（如双通道线路保护装置的两个通道具备不同传输路由、220kV线路的两套保护装置具备不同传输路由），或受影响的其它线路纵联保护在具备运行正常的自愈环方式通道时，可以不退出受影响的保护通道；
（4）除第（3）的规定外，纵联保护某一通道及相关设备故障或有检修时，应退出该纵联保护通道；
（5）远跳保护单通道故障，应通过切换把手或压板退出故障通道。
11.2.2 运行维护单位应在现场运行规程中明确每套保护装置的每个保护通道的投退操作方法。
（1）对于有通道投退压板或通道切换开关的，应使用通道投退压板或通道切换开关进行通道投退；
（2）对于没有通道投退压板而有使用该通道所对应的纵联保护功能压板的，采用投退纵联保护对应通道的功能压板；
（3）对于没有通道投退压板、通道切换开关和纵联保护功能压板，而有保护通道接口装置的允许式纵联保护和光纤电流差动保护，可采用投切保护通道接口装置电源的方式进行保护通道的投退；保护屏上和保护通信接口屏上均有通道接口装置时，采用投切保护屏上的通道接口装置电源进行通道投退；
（4）对于既无通道投退压板、通道切换开关和对应纵联保护功能压板，又无保护通道接口装置的允许式纵联保护和光纤电流差动保护，可通过接通或断开保护屏侧通道连接电缆（连接方式具备插拔功能的）或尾纤的方式进行通道投退。
11.2.3 500kV线路纵联保护全部退出运行，应停运该线路。
11.2.4 220kV线路纵联保护全部退出运行时，原则上停运该线路。特殊情况下，因系统原因该线路无法停运时，由方式专业提出满足稳定要求且对全线有灵敏度的保护（一般为相间距离Ⅱ段和接地距离Ⅱ段）动作时间，并经相应调度机构主管领导批准后执行，该线路方可继续运行。
11.2.5 在线路保护装置的远跳、高频通道等相关回路工作，或微机保护软件版本更换，影响本调度调管范围外系统保护运行的，相应调度机构应向对方调度机构协商，双方调度机构同意后方可进行工作。
11.2.6 正常运行时，严禁做远跳试验。
11.2.7 关于继电保护专用收发信机通道运行维护的规定：
（1）对于使用专用收发信机的纵联保护，通道应定时进行检测；
（2）继电保护人员应将每条线路每台收发信机的发信电平、收信电平等以书面表格形式通知变电站运行人员，或在收发信机有关指示上作出标记，以便于运行人员在进行每天的通道检查工作时能及时发现收信、发信电平的异常情况；
（3）运行中当发生3dB告警时，应组织人员查找告警原因；严禁在原因不明的情况下调整3dB告警电平及收发信机衰耗。
11.2.8 送电线路有工作停运，纵联保护可不退出；线路恢复运行时，对允许式保护，现场应检查纵联通道有无告警，对专用收发信机闭锁式纵联保护应进行纵联通道信号交换。
11.2.9 因电网运行结构变化，220kV及以上系统在所有保护均正常投入并可靠保证相间、接地距离一段、零序一段等出口时间小于0.2秒的保护没有超越的情况下，原则上72小时内，保护可仅保证线路纵联保护的灵敏度，相应的保护定值可不作更改。
11.2.10 3/2形式结线的500kV线路停运而其对应开关在合环运行时，现场运行值班人员应在开关处于热备用状态时先退出该线路辅助保护中的收信直跳。线路复电前，现场值班员应在线路转热备用状态前先投入该线路辅助保护中的收信直跳。其短引线保护亦应按相关要求投退。
11.2.11 采用光纤通道的保护或接口装置有自动检测（通道）功能，运行值班人员平时可不必做通道测试。只要保护装置或通道接口装置不出现通道报警信号，即可视为通道正常。这类保护投入运行前或线路转热备用前，只须确认通道无报警信号即可。投入后需再次确认无异常情况出现。
11.2.12 遇以下情况，应依照调管范围向当值调度员申请退出相应的纵联保护：
（1）相应保护及回路有工作或出现异常；
（2）单通道纵联保护的通道上有工作或出现异常；纵联保护是多通道的，则其全部通道上有工作或出现异常；
（3）高频保护的收发信机不能正常工作；
（4）线路的一侧开关用旁路开关代路，代路侧不切换到旁路运行的纵联保护，并同时退出对侧相应纵联保护；
（5）对侧查找直流接地需拉合纵联保护的直流电源；
（6）其它影响纵联保护正常运行的情况。
11.2.13 当TV断线或线路保护无TV电压时，采用电流型原理的保护（如光纤差动、导引线差动等）可以不退出运行。
11.2.14 主网—终端变电站的运行方式，终端变电站侧线路纵联保护如有弱馈功能的应投入。
11.2.15 220kV单侧充电线路的运行要求：
（1）除充电侧距离保护二段的时间定值之外，线路两侧其它保护定值按该线路带开关断开侧全站负荷的运行方式进行整定；充电线路充电侧线路距离保护二段时间定值，按该线路无纵联保护情况下、满足运行方式部相关要求为原则整定；
（2）充电线路两侧所有保护按正常方式投入；
（3）除全电缆线路外，其它线路两侧重合闸装置以单重方式投入；
（4）220kV单侧充电线路开关断开侧的线路保护操作电源必须按正常方式投入；
（5）220kV单侧充电线路转入带负荷运行的时间较长时（超过24小时），充电侧线路保护的相间距离和接地距离保护二段的时间定值应根据实际情况作相应改动；
（6）当单侧充电线路临时转合环运行时，应保证此线路的纵联保护有足够的灵敏度，但不考虑其零序、距离保护的严格配合关系，其部分零序、距离保护定值亦可能无足够的灵敏度。
11.2.16 500kV线路单侧充电的运行要求：
（1）线路出线刀断开侧：视实际情况决定是否投入本侧远跳装置中过电压保护启动远跳功能；退出过电压保护跳本侧开关、本侧开关失灵保护启动远跳功能、收信直跳功能；充电线路末端有高抗的，保留高抗保护启动远跳功能，但高抗保护不跳本侧开关；若线路保护没有配置纵联差动保护，须投入线路保护的弱馈功能；退出线路保护出口压板和失灵启动压板，线路保护功能压板仍保持投入；充电侧：视实际情况决定是否投入过电压保护跳本侧、收信直跳功能；退出所有启动远跳功能；充电侧线路保护中相间距离和接地距离二段的时间定值改为0.1秒；
（2）500kV线路单侧充电运行时，充电侧远方跳闸保护切换至不经就地判别装置出口跳闸；
（3）短引线保护应按相关要求投退；
（4）单侧充电的500kV线路转合环运行时，应恢复上述相应措施。
11.2.17 投入线路重合闸时，除投入重合出口压板外，重合方式控制回路还必须按相应定值单要求投在规定的位置上。
11.2.18 当线路重合闸装置有两套，按设计和配置要求可以同时投入的，则应投入两套重合闸。特殊情况下只能投其中一套的重合出口压板时，两套重合闸装置的重合方式控制回路都必须按相应定值单要求投在规定的位置上。
11.2.19 退出重合闸时，无论其重合方式如何，除退出重合出口压板外，还必须通过重合闸方式控制开关、沟通三跳回路或其它逻辑功能的设置等方法，实现线路在发生任何故障时两侧开关都能够直接三跳。
11.2.20 有关线路保护定值区的设置要求：
（1）在所有中调调管的220kV线路保护中设置“单套纵联保护运行临时定值区”；该区定值所有能够投入的接地距离II段时延整定为0.4s，相间距离II段时延整定为0.2s，其余定值与正式定值单的定值一致；在只有单套纵联保护运行时，向中调申请将线路两套保护都切换到该区定值运行，使本线与相邻线路的后备保护在时间上保证选择性；计划性工作（如定值更改）造成单套纵联保护运行时间在2小时内的，可以不用切区；
（2）在所有中调调管的220kV及以上线路保护中设置“无纵联保护运行临时定值区”；对于220kV线路保护，该区定值所有能够投入的接地和相间距离II段时延均整定为0.2s，其余定值与正式定值单的定值一致；对于500kV线路保护，该区定值所有能够投入的接地和相间距离II段时延均整定为0.1s，其余定值与正式定值单的定值一致；线路纵联保护全部退出运行时，原则上停运线路；特殊情况下，因系统原因线路无法停运，经相应调度机构主管领导批准，线路两套保护切换到该区定值后，该线路可以继续运行；
（3）在所有中调调管的具备弱馈功能的220kV线路保护中设置“弱馈临时定值区”（若该线路保护正式定值单中已投入弱馈功能，则不用设置该临时定值区）；该区定值相应定值项按照弱馈原则整定（相关弱馈控制字投入），其余定值与正式定值单的定值一致；当中调下令投入该线路弱馈功能时，将保护切换到该区定值运行，以确保线路纵联保护在弱馈情况下的正确动作；
（4）以上几个备用定值区的设置情况必须在现场保护屏上标识清楚（例如：1区定值整定的是“单套纵联保护运行临时定值区”，2区定值整定的是“无纵联保护运行临时定值区”，3区定值整定的是“弱电源侧临时定值区”），并且在现场运行规程中明确，同一厂局的备用定值区设置应统一；现场运行规程同时须明确上述备用定值区的适用情况；
（5）当线路正式定值单有更新时，要注意同步更新各备用定值区的定值。
11.3 旁路开关代路的运行规定
11.3.1 500kV主变变中代路时，若是计划性工作，采取主变停电，变中开关“冷代”的操作方式（含代路复电过程）；若是紧急缺陷，经中调评估，主变由于系统需要确实无法停电，对当时运行情况充分评估及预想后，可采用“热代”操作方式。
11.3.2 对于具备停电条件的220kV变压器，应直接停电，不考虑旁路代路运行；若确无停电条件，须采取变高、变中两侧同时代路的方式,采取该代路方式后，对侧死区故障本侧开关仍需要至少1.2秒切除，需要方式部门评估是否满足系统稳定要求，并做好相关事故预想。
11.3.3 线路开关由旁路开关代路、相关保护通道切至旁路保护后，必须确认该纵联保护在正常工作中。
11.3.4 对于计划性的线路开关代路工作，若代路时间超过2小时，代路前将线路相间距离二段时间定值缩短至0.2s，接地距离二段时间定值缩短至0.4s；在需处理紧急缺陷情况下，可不改定值，先代路处理。
11.3.5 对于光纤差动保护集成接点方式纵联距离保护（单电口），代路时，先把线路两侧该保护的光纤差动功能退出，使保护运行在纵联距离保护模式，然后按常规纵联距离保护代路操作。代路期间，线路保护运行在纵联距离保护模式。代路结束，线路恢复本开关运行，线路两侧主一、主二保护均投入运行后，恢复投入线路两侧该保护的光纤差动功能，使保护恢复运行在光纤差动模式。
11.3.6 代220KV线路开关的操作要求：
（1）除需切换通道对应的纵联保护，线路两侧同时退出其余纵联保护；
（2）代路侧将需要切换的纵联保护通道切至旁路保护，对侧该通道对应的纵联保护保持在投入状态；宜采用先切通道后合旁路开关的操作顺序；
（3）现场的操作要求还包括：该线路非代路侧线路保护中的所有零序保护、距离保护、重合闸仍按其定值单要求保持在投入状态；代路侧旁路保护及其重合闸按被代线路的定值（折算）整定后投入。
11.3.7 线路纵联保护均为电流差动保护，旁路保护也是纵联电流差动保护的代路操作要求：
（1）在旁路开关代路工作前，应先将代路侧开关转为备用；两侧与代路相关的纵联差动保护按要求设置并投入后，操作复电于旁路开关，代路过程中保护的其他操作要求见11.3.6；代路任务完成后、恢复本开关运行前，同样应在切开代路侧旁路开关的状态下进行；按系统要求，被代线路侧开关确实无法转为备用时，旁路开关代路前应先将线路两侧相间距离和接地距离保护二段时间定值（包括旁路保护的对应定值）改为0.2秒，退出线路两侧的两套差动纵联保护后，再进行旁路代路操作；代路过程中保护的操作要求见11.3.6；代路操作完成、供代路用光纤通道对应的纵联差动保护两侧在确定无异常差流后投入；代路任务完成、恢复本开关运行前线路两侧也应先退出其纵联差动保护，恢复本开关运行的各种操作完成、投入两侧纵差保护后，按相关定值单要求恢复线路两侧相间距离和接地距离保护二段时间定值；这种情况下，整个代路期间该线路相间距离和接地距离保护二段的时间将维持在0.2秒运行，某些特殊情况下会有越级跳闸的可能；
（2）当旁路开关TA变比与被代线路开关的不一样时，应更改线路两侧与TA变比变化有关的定值；本项工作由中调继保部制定临时定值通过当值调度下令后执行。
11.3.8 对于本开关线路保护采用分相传输功能，而旁路保护不具备分相功能，或者旁路保护具备分相功能，但与本开关线路保护型号不同的情况，具体代路操作要求如下（假设切换主二纵联保护通道）：
（1）代路操作前，按当值调度令将线路两侧主二纵联保护改为非分相式命令；
（2）确认上述工作完成后，按当值调度代路综合令进行常规代路操作,代路过程中保护的操作要求见11.3.6；
（3）代路结束，恢复本开关运行后，确认线路两侧纵联保护通道正常,两侧两套主保护已投入，按调通中心令将线路两侧主二纵联保护恢复为分相式命令。
11.3.9 对于中调调管范围的线路，各地调需建立线路保护特殊代路运行信息表，表格有更新时，需注明更新点并及时报送中调继保部，具体流程如附录I的附图。特殊代路运行信息包含以下两种（传输分相命令的线路保护代路和线路纵联光纤差动保护代路）：
（1）传输分相命令的线路保护代路，按附录I的附表1要求建立特殊代路运行信息表：
1）旁路保护不具备分相传输命令功能，而厂站出线的线路纵联保护采用了分相传输命令功能；
2）旁路保护具备分相传输功能，厂站出线的线路保护采用了分相传输功能，但旁路保护型号与出线的线路保护型号不同；
（2）线路纵联光纤差动保护代路，按附录I的附表2要求建立特殊代路运行信息表。
11.3.10 旁路开关代非中调调管的220kV线路开关的操作要求：
相关保护的操作由当地地调和运维部门负责。须按现场规程要求操作，包括注意：负责旁路开关保护和重合闸的设置、定值整定，代路侧线路纵联保护通道的切换，本线路其余保护的处理等。
11.3.11 代110kV线路开关的操作要求：
（1）旁路保护定值按被代路设备的定值折算后整定；
（2）母联开关兼旁路开关的220kV站110kV母差保护投代路方式；
（3）若110kV线路配置有纵联保护，而旁路保护没有纵联保护，代路前须退出线路两侧纵联保护直到代路结束，再恢复原有状态。
11.3.12 代变压器开关的操作要求：
（1）相关保护的操作由当地地调负责；
（2）须采取变高、变中两侧同时代路的方式；
（3）负责旁路开关至变压器间引线的保护设置及其定值的整定；
（4）退出旁路保护重合闸；
（5）负责对接于开关TA回路变压器保护的正确处理、变压器保护电流回路及跳闸
回路的切换等。
11.4 断路器保护、短引线保护及T区保护运行规定
11.4.1 断路器保护运行规定
（1）正常运行时，开关充电保护、过流保护应退出；开关充电、过流保护临时投入后，在退出开关充电、过流保护时，确认“投充电（过流）保护”硬压板退出以及所有的充电保护和过流保护电流值必须置最大值后(可通过切换定值区实现)，“投充电（过流）保护”软压板（控制字）允许在48小时内恢复原定值；
（2）一个半断路器接线的线路重合闸，正常情况下边断路器先合，中断路器后合。边断路器停运时，属平行双回线路或同一电压等级环网线路的中断路器可以不改为先合；属同一电压等级单回联络线的中断路器应改为先合；
（3）断路器检修时，应断开此元件对应的失灵保护启动出口回路；
（4）3/2开关接线的开关保护退出时，原则上应将开关停运；断路器保护因更改定值退出运行，超过1小时以上时该断路器应停运；
（5）3/2、4/3或角形接线等多断路器接线方式，当一台断路器停用时，应通过切换断路器检修转换把手固定该断路器的位置；断路器恢复运行时应将该把手切换至正常运行状态。
11.4.2 短引线保护运行规定
（1）间隔短引线
1）线路或变压器等间隔设备正常运行时，应退出间隔短引线保护及其充电保护；
2）当线路或变压器等间隔设备停运，相应出线隔离刀闸打开，而断路器合环运行时，应投入该间隔短引线保护。
（2）开关（断路器）短引线保护运行规定
1）开关短引线保护正常运行时应根据要求投运；
2）开关短引线保护作为相应间隔主保护的补充，动作后不仅跳本断路器，同时根据相应主保护的动作范围跳相邻断路器和远跳线路对侧断路器或主变其它侧断路器，机组间隔通知停机灭磁。
11.4.3 T区保护运行规定
（1）正常运行时，T区保护投入运行；T区保护动作后跳本间隔串上或环上相邻两个断路器，同时发远跳信号（线路间隔）或跳主变其它侧断路器（变压器间隔）；
（2）出线刀闸打开时，T区保护通过出线刀闸的辅助接点或投入“短引线保护”功能压板，将T区保护转换为一套常规的短引线保护（使用串上或环上相邻两个开关的CT）和一套引出线过流保护（使用引出线上的CT）。
11.5 母线保护运行规定
11.5.1 对于一个半断路器接线的母线，当母线上的母差保护全停时，该母线必须停运。
11.5.2 双母线接线方式，母差保护全部退出时，除非必要并且经方式核算，一般不对该母线进行倒闸操作；经方式计算母差停运对系统稳定没有影响的，6小时以内可不改对侧后备保护定值。
11.5.3 500kV变电站的35kV、66kV母差保护退出超过6小时以上时，应采取措施。
11.5.4 母线保护电压闭锁异常开放，等候处理期间，母差、失灵保护可不退出运行。
11.5.5 母差及失灵保护的计划性退出应向设备管辖的方式部门申请。
11.5.6 母差保护在投入运行前必须确认其差流符合相关运行规定。
11.5.7 配备母差保护的双母线（及双母线单分段、双分段等）结线方式的一次设备在倒闸过程中必须有相应的母差保护投入运行，且投非选择方式。
11.5.8 微机型母差、失灵保护在倒闸操作时，可以采用自动或手动互联，有互联压板的应在断开母联开关操作电源之前投入。
11.5.9 倒闸操作期间刀闸辅助节点不能及时变位的微机型母差保护可继续操作，母差保护不退出，同时对异常现象进行排查。
11.5.10 微机母差保护正常投入的前提下，若刀闸辅助节点出错，在处理期间不退出母差保护，期间可通过模拟盘或运行方式设置给出正确的刀闸位置。
11.5.11 正常运行情况下，为防止母联（分段）开关在跳位时发生死区故障将母线全切除，对微机型母差保护，母联（分段）在跳位时母联电流不计入小差，该功能可由装置根据母联（分段）位置自动识别，也可投入硬压板来控制。
11.5.12 对于双母双分段结线方式，母差保护实际由两组母差保护来完成。当任何一套母差保护退出运行进行工作时，要把该母差保护启动分段开关失灵的功能退出。
11.5.13 一般情况下，各间隔起动失灵保护的压板应与相应保护的出口压板对应投退。
11.5.14 旁路开关代路或由旁路开关恢复原方式的操作过程中不退出母差保护。
11.5.15 涉及到母差保护TA的一次设备要做通流和短路试验时，必须做好相应的安全措施，使该电流不进入正常运行的母差保护电流回路。
11.5.16 正常运行时，退出母联（分段）开关充电、过流保护。
11.5.17 在母联（分段）开关TA极性不确定的情况下，由该母联（分段）开关向空母线充电或经该母联（分段）开关合环前，必须退出相应的母差保护。
11.5.18 采用单母结线方式的，如果以线路对侧或变压器为充电电源向本间隔（母线刀闸拉开）进行充电操作时，必须退出该母线的母差保护。
11.5.19 采用双母结线方式的，对新间隔或检修后设备充电时，应在倒空一条(段)母线的方式下进行，母差保护不退出，按正常方式投入运行。若此时因某些特殊原因造成运行母线的母差保护不能投入，则按母差保护全退出的情况处理。
11.5.20 退出母联（分段）开关充电过流保护时，在确认“投充电（过流）保护”硬压板退出以及所有的充电保护和过流保护电流值必须置最大值后（可通过切换定值区实现），“投充电（过流）保护”软压板（控制字）允许在48小时内恢复原定值。
11.5.21 双母接线的母差保护电压闭锁元件应接于所控母线上的电压互感器（TV）。当一条母线上的TV因故退出、维持双母运行方式时，应将原接于退出TV的保护切换至另一TV，电压闭锁不解除，如线路保护配置一套光纤差动保护，此时本母线的母差保护可正常投入，不需投无选择方式。
11.5.22 110kV母线全部母差保护退出时，若经方式部门确认，母线故障时存在稳定问题，应缩短其出线对侧后备保护中对本母线有灵敏度的保护动作时间，一般是更改相间距离和接地距离保护二段的时间定值。
11.5.23 使用中的220kV开关间隔失灵启动（保护）需退出运行的，如有旁路开关，应将该间隔的设备转至旁路运行；如无旁路开关，开关间隔失灵启动（保护）退出时间超过4小时的，则相应开关应停运。如开关无法停运，则应采取临时保护措施。
11.6 高抗、变压器保护运行规定
11.6.1 对于通过隔离开关或直接接在线路上的高抗，其保护动作时除跳本侧开关外，还将启动远跳装置跳对侧开关并闭锁重合闸。当高抗本体因故需进行检查处理而停运时，应将高抗本体保护跳本侧及起动远跳压板退出。
11.6.2 高抗保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障以前，不允许强送电。500kV线路保护与高抗保护同时动作跳闸时，应按高抗事故进行处理。
11.6.3 220kV及以上电压等级变压器、高抗不允许无差动保护运行。
11.6.4 变压器、高抗重瓦斯保护因故停用，由运行维护单位主管领导决定是否允许变压器或高抗短时间运行。
11.6.5 变压器单套保护动作跳闸时，现场应按有关规程规定进行检查，判明变压器保护误动时，退出该误动保护后，允许试送一次。
11.6.6 变压器差动保护在投入运行前必须确认其差流符合相关运行规定。
11.6.7 一些特殊情况下变压器电气量保护的处理：
（1）运行过程中装置出现异常差流时应退出其相应的变压器差动保护；
（2）TA断线时应立即退出其相应的变压器差动保护；
（3）复合电压闭锁的过流保护失去电压时，可不退出，但应及时处理。
11.6.8 除地调调管的220kV终端站，其余220kV及以上变压器的接地方式由中调继保部确定。正常运行时，500kV变压器中性点均为直接接地运行；一般每个220kV变电站只允许一个220kV侧变压器中性点直接接地。
（1）当正常运行方式下220kV侧中性点直接接地的变压器需停运或接地刀需要检修时时，按保护定值计算的大小方式要求重新选定直接接地中性点；在转换直接接地点时，必须采用“先合后拉”的操作方式；
（2）220kV母线分列运行时，分列运行的各组母线须有一个220kV侧的变压器中性点直接接地；分列运行操作前，必须先将新增接地点的接地刀合上；新增加的变压器220kV侧中性点直接接地点由调控中心继保部确定；
（3）双母结线形式、有变压器运行的母线，有下列情况时变压器220kV侧中性点必须有直接接地点：
1）由母联（分段）开关向其中一条（段）空母线充电；
2）在倒空一条（段）母线时向连接于该空母线的间隔设备充电；
（4）变压器中性点经隔直装置接地的视为直接接地。
11.6.9 经220kV系统对220kV变压器充电，该变压器的220kV侧中性点必须直接接地；对500kV变压器充电时，其中性点必须直接接地。
11.6.10 母线为双母双、单分段接线的变电站，对于变压器需联切母联、分段开关的保护，应根据实际运行方式，投入联切与变压器运行所在母线相联的母联、分段开关出口压板。
11.6.11 当220kV母线采取特殊分母线方式，以110kV系统为电源，经220kV主变向220kV空母线充电时，为防止220kV空母线故障时母差保护灵敏度不足，地调应投入主变高压侧复压过流保护，时间整定为0.2秒。
11.7 故障录波装置运行
11.7.1 故障录波装置应当确保正常投运。
11.7.2 各运行维护单位应制定故障录波装置现场运行管理细则并严格执行。
11.7.3 在具备数据网通道情况下，故障录波数据远传系统应通过数据网上传录波信息，不具备数据网通道时，通过专用2M接入。
11.7.4 各变电站500kV、220kV故障录波器的调度管辖权归相应供电局，若计划退出时间超过24小时，应提前以书面形式（OAK或者传真）向中调继保部报备，报备内容包括退出原因及时间。原故障录波完好率的考核标准不变。原属南网总调调度的故障录波器的调度管辖权保持不变。
11.8 继电保护信息系统运行规定
11.8.1 各级调度机构负责调度端继电保护信息系统主（分）站运行维护，通过主（分）站系统分析考核继电保护信息系统运行情况，定期通过主（分）站收集、分析保护上送给子站各类异常信息（如通道告警信息、回路异常信息等），并协调处理。
11.8.2 继电保护信息系统子站运行管理
（1）继电保护信息系统子站应当确保正常投运，其投退须经相应调度机构同意；
（2）新建、扩建、改建工程投运前，应确保保信子站同步投运；且子站各项功能齐全、调试正常，并与保信主（分）站联调合格，调试报告与验收报告齐全；
（3）运行人员应认真巡视保信子站，保信子站运行管理应与继电保护相同，并在现场运行规程中明确如下要求：运行值班人员应认真巡视保信子站硬件设备（保信子站装置、网络存储器、交换机、保护管理机、协议转换器等）是否出现面板显示不正常、面板指示灯异常、装置告警、电源异常等故障，发现异常情况应准确记录异常信息，并及时通知保信子站维护班组处理；
（4）运行维护单位应做好子站信息定制表的管理，按照主站端要求，配置信息定制表，满足各主站信息需求；
（5）运行维护单位应做好站内保护及录波器装置的IP管理，避免不同后台系统的地址冲突，IP地址一经确定禁止随意更改；
（6）继电保护装置动作后，运行维护单位应核查故障录波装置、继电保护信息系统子站收集的信息，并核实信息的完整性与准确性；
（7）单纯的保信子站工作，如保信子站重启、配置修改、保信点表修改、软件升级、插件更换等，运行维护单位直接办理站内工作票，经相关调度机构同意后开展工作，并通报各主站运行人员；涉及运行保护或故障录波装置的相关工作，包括运行保护装置接入子站、运行保护装置配合子站重启、运行保护装置升级通信插件等，应按照正常检修流程向相应调度机构提前办理检修申请（按照调管范围分别办理），涉及的保护或故障录波装置装置较多时应编制工作方案，分阶段完成工作；
（8）子站配置信息发生改变时，运行维护单位在生产管理系统填写“主子站联调工作联系单”（附录E）报相应主站端，申请联调；原则上要求在工作结束前完成主子站联调，主站确认各类信息齐全后，子站工作方可终止；若主站因故不能同步联调，运行维护单位在站内工作完成、验收通过的前提下，经主站同意后，终止站内工作；主站端做好登记，尽快安排信息确认；
（9）保护装置或故障录波装置软件升级时，运行维护单位应注意装置规约、保护点表是否发生变化，若有变化要求保护升级和子站配置修改同步开展，并通知主站进行联调；短期内涉及点表修改的数量较多时，运行维护单位可集中进行子站配置修改；保护装置或故障录波装置软件升级过程中，各运行维护单位应保证升级前后装置串口波特率、装置地址、IP地址、规约类型等参数的一致性，确保通信正常；
（10）一次设备名称发生改变时，运行维护单位应及时对子站内配置信息进行修改，并通知主站联调。
11.9 测距装置运行要求
11.9.1 发生线路跳闸后（含强送、试送失败），各级系统运行部继电保护专业管理部门应根据附录H的评价标准，对线路测距信息的及时性、准确性、完整性进行评价。
11.9.2 地区供电局系统运行部每周应统计管辖范围内本周220kV及以上线路故障、保护跳闸及测距信息（见附录H），并将线路故障情况告知本单位生产设备管理部；地区供电局生产设备管理部向本单位系统运行部提供故障点情况；地区供电局系统运行部保护专业管理部门应结合实际故障点情况，及时、认真分析线路故障信息。
11.10 保护设备特殊维护
根据电网安全需求，广东电网内继电保护设备特殊维护工作的开展按照总调、中调发布的最新特殊维护工作方案执行。
11.11 检修管理
11.11.1 设备检修工作由设备运行维护单位按照检修管理的要求向相应调度机构报送申请。设备运行维护单位应提出保护需要采取的措施及配合要求，并对设备检修工作的必要性、检修申请和保护措施的合理性及正确性负责。
11.11.2 调度机构继电保护专业管理部门应根据检修申请的工作内容、停电范围及系统方式的变化负责评估检修工作对系统的影响。
11.11.3 保护通道检修：
（1）涉及保护通道的通信设备检修工作应按规定办理检修申请，检修申请中应使用规范的保护通道名称，且检修票审核批复顺序应严格按先通信专业后保护专业的顺序开展；
（2）通信检修工作影响保护通道时，通信专业应列出受影响的所有保护通道的范围和时间，同时应注明受影响的保护是否有备用通道，并对其正确性负责；
（3）通信检修工作影响保护通道时，保护专业负责评估该项工作期间保护是否健全、是否满足快速切除故障的要求以及是否需要采取切换至备用通道等其它措施；
（4）正常情况下，保护单一通道运行的时间（220kV及500kV线路配置双通道线路保护装置时，每套保护装置单通道运行时间）应不超过30小时；通道检修期间，未检修的保护运行通道可靠性受雷雨、冰灾天气等外界因素影响时，应采取开通备用通道等措施或推迟通信检修工作。
11.12 继电保护的异常及事故处理
11.12.1 继电保护装置在运行中出现异常、告警或动作、开关跳闸后，厂站运行值班员、保护人员应做到快速反应、快速处理。
11.12.2 继电保护装置出现异常、告警、跳闸后，厂站运行值班员应做好异常或动作记录并立即将相关保护动作信号及有关情况向相应调度机构的当值调度员汇报，并通知本单位继电保护人员立即处理。
11.12.3 继电保护人员在接到保护装置异常、告警或保护动作后，应按规定的时间赶至现场进行处理。查明情况后，立即向相应调度机构的继电保护专业管理部门汇报。
11.12.4 各运行维护单位对继电保护异常、告警、事故处理应当实事求是，不得隐瞒、拖延。
11.12.5 对简单的、只涉及本单位的保护不正确动作，运行维护单位应尽快组织开展调查工作；工作完成后，必须将动作分析、结论及相关检验报告在48小时内经所在单位盖章后提交相应调度机构的继电保护专业管理部门。
11.12.6 对复杂的或涉及多个单位的保护不正确动作，由相应调度机构的继电保护专业管理部门组织开展调查及检验分析工作，保护不正确的动作分析、结论及相关检验报告必须在规定时间内上报。
11.12.7 定为原因不明的继电保护事故，必须经运行维护单位生产主管领导确定后，报上一级继电保护专业管理部门认可。在未定为原因不明前，不得中断检查、分析、检验工作。
11.12.8 对于线路两侧不同运行维护单位的，当对侧厂站事故处理需本侧配合的，本侧应积极予以配合。
11.13 保护动作信息报送管理
11.13.1 220kV及以上发电厂、变电站保护装置动作后，应按照附录A的要求及时向相应调度机构报送保护打印报告、故障录波、一次及二次设备检查情况和保护动作分析报告。
11.13.2 全网500kV厂站及南网总调直调220kV厂站应配置扫描仪及数码相机，以便将继电保护动作（异常）报告转成电子文件，及时对一、二次设备故障现场进行拍照，并将电子文件、照片等资料发给相应调度机构。
11.13.3 对于110kV保护动作信息报送，各单位应将继电保护动作（异常）报告转成电子文件，有必要时及时对一、二次设备故障现场进行拍照，并将电子文件、照片等资料发给相应调度机构。
12 状态评价与风险评估管理
继电保护设备状态评价与风险评估管理按公司现行设备状态评价与风险评估管理办法及工作方法执行。
13 作业管理
13.1 职责分工
13.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
13.1.1.1 负责规范广东电网继电保护现场作业，制定其原则与要点，监督其实施，并对执行情况进行考核。
13.1.1.2 负责编制广东电网继电保护误动分析汇编、总结现场工作中存在的共性问题、汇总现场工作中的危险点、危险源及预控措施，提供给各地区供电局及并网电厂学习。
13.1.1.3 负责组织广东电网重大继电保护不正确动作的技术分析及试验工作，做出评价，制定对策，并上报网公司系统运行部。
13.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
13.1.2.1 负责规范本单位继电保护专业现场作业，制定现场作业原则和要点并监督实施，并对现场执行情况进行考核。
13.1.2.2 依照总调与中调的要求，负责对设备维护范围内继电保护装置的检修、试验、改造、定值修改、缺陷消除、事故处理、图档管理等所有现场工作进行监督与管理。
13.1.2.3 负责组织完善本单位安全学习制度和班前工前会制度，监督班前工前会开展。
13.1.2.4 负责现场工作中所发现问题的及时分析处理，重大问题应按设备调管范围如实上报上级保护专业管理部门。
13.1.2.5 负责协调本地区其他专业和继电保护专业人员在现场作业中的相关工作。
13.1.2.6 负责总结现场工作中存在的共性问题、汇总现场工作中的危险点、危险源及预控措施，并提供给各运行单位学习。
13.1.3 运维单位保护设备运维部门
13.1.3.1 负责设备运行维护范围内的继电保护专业现场作业。
13.1.3.2 负责完善本单位安全学习制度和班前工前会制度，组织班前工前会开展。
13.1.3.3 负责现场作业中所发现问题的分析处理，重大问题应如实上报上级部门。
13.2 管理基本原则
各单位应健全继电保护现场工作秩序，规范现场工作流程和作业标准化，杜绝继电保护人员责任事故，确保广东电网的安全稳定运行。本章适用于广东电网继电保护装置的检验、试验、改造、定值修改、缺陷消除、事故处理、图档管理等所有现场工作。
13.3 现场工作管理
13.3.1 检修工作中应严格执行现场有关安全工作规程和检修、试验等的有关规程、规定。对检修过程中可能危及到人身、设备、电网安全的各种因素进行系统、充分的风险评估，落实控制风险的安全、技术和管理措施。
13.3.2 各设备运维单位应由继保专业管理部门针对工作启动、前期准备、现场作业、突发事件、审核与存档等环节，编制现场工作流程，继电保护人员应严格按照现场工作流程开展工作，并做好记录，保证现场工作实现流程规范化、作业标准化。
13.3.3 各设备运维单位应完善安全学习及培训制度，自行开展安全教育和专业培训。形式、内容自定，并进行记录，记录形式可自定。本单位继电保护专业管理部门负责监督。
13.3.4 各设备运维单位应保证班前工前会的召开。工作班组每天必须组织召开“班前会”，每次开始工作前（包括休息结束后）必须召开“工前会”，安全教育、危险点分析是班前工前会的必须项目，会后应做好记录，记录形式可自定。本单位继电保护专业管理部门负责监督班前工前会的开展。
13.3.5 工作负责人应按照继电保护工作计划，至少提前一个工作日准备二次接线图、保护设备说明书、工具、作业指导书（作业表单）等，至少提前一个工作日准备工作票、继电保护措施票、危险点控制卡，并通过生产信息系统完成审核批准流程。
13.3.6 现场作业人员要求：
（1）现场作业人员的素质及工作负责人的担任，必须符合相关规定要求；
（2）现场工作至少应有二人参加；
（3）工作负责人对工作前的准备，现场工作的安全、质量、进度和工作结束后的交接负全部责任。
13.3.7 现场工作前工作班成员必须做好充分准备，包括但不限于以下工作内容：
（1） 了解工作地点一、二次设备运行情况；
（2） 本工作与运行设备有无直接联系(如备自投、联切等)；
（3） 与其他班组及其他部门有无需要相互配合的工作；
（4） 拟定工作重点项目、准备解决的缺陷、薄弱环节、危险点等；
（5） 工作人员明确分工并熟悉图纸与检验规程等有关资料；
（6） 具备与实际状况一致的图纸、上次检验的记录、最新整定通知单、检验规程、合格的仪器仪表、备品备件、工具和连接导线等。
13.3.8 办理工作票许可手续前，工作负责人应依据工作票，与运行人员共同确认安全措施是否齐全。
13.3.9 由工作负责人向运行人员办理工作票许可手续。
13.3.10 如需间断工作，必须清理好现场，保留安全措施，并做好记录，再次复工前应召开“工前会”。
13.3.11 如需更换工作负责人，需经工作票签发人审核同意后，由工作票签发人将变动情况分别通知原工作负责人、现工作负责人、工作许可人，并在工作票上填写变动时间及签名或由工作许可人代替工作票签发人在工作票上填写变动时间及签名，工作人员暂停工作。并由原工作负责人向更换后的工作负责人交底，确认无问题后在工作票上分别签名，经工作许可人确认后，由现工作负责人宣布继续工作。
13.3.12 如需扩大工作范围，应重新制定工作方案，经工作票签发人审核同意，重新办理工作票，重新制定现场安全措施并执行，由工作负责人向工作班成员重新交底后，方可依照现场工作流程重新开始工作。
13.3.13 在检验继电保护及二次回路时，继电保护人员对于与其他运行设备二次回路关联的压板和接线应做好明显标记，并按安全措施票仔细地将有关回路断开或短路，做好记录。
13.3.14 继保人员在现场工作时应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据。如发现图纸与实际接线不符时，继电保护人员应按照各供电局编制的图纸修改流程进行工作并上报本单位相应管理部门。
13.3.15 继电保护人员在修改二次回路接线时，事先必须经过继保主管部门审核，拆动接线前先要与原图核对，接线修改后要与新图核对，并及时修改底图，修改运行人员及有关各级继电保护人员用的图纸。修改后的图纸应及时上报继保主管部门，并按照图档管理流程进行归档。
13.3.16 继电保护人员如发现缺陷，应按照缺陷处理流程上报相应管理部门，待许可后方能进行现场消缺；如消缺工作量较大或复杂，存在较多危险点，需制定工作方案；消缺后应将处理结果上报本单位继电保护专业管理部门，及时录入生产信息系统，以便缺陷统计、分析。
13.3.17 继电保护装置的投退以及定值更改，必须经值班调度员批准，厂站运行值班人员及继电保护人员应按照厂站继电保护现场运行规定执行具体操作，保证执行的正确性。保护装置整定最新定值前，继电保护人员应先核对定值单与实际设备是否相符(包括互感器的接线、变比)，然后逐项核对定值项并进行整定，修改定值后应从装置打印最新定值单进行存档。
13.3.18 现场工作结束前，工作负责人应会同工作人员检查试验记录有无漏试项目，整定值是否与定值通知单相符，试验结论、数据是否完整正确，经检查无误后，才能拆除试验接线。
13.3.19 现场工作结束后，工作负责人应会同运行人员检查临时接线是否全部拆除、电流电压回路是否恢复、拆下的线头是否全部接好、图纸是否与实际接线相符，标识是否正确完备等，全部设备及回路应恢复到工作开始前状态。清理完现场后，由工作负责人做好记录，并向运行人员办理工作票终结手续。
13.4 定检标准化作业指导书（作业表单）
13.4.1 各设备运维单位应贯彻执行国家、行业的有关设备检修的规程规定和制造厂家技术文件要求，建立和完善各类设备的检修作业指导书或作业表单，并在检修工作中严格执行，实现检修流程和检修方法的标准化。
13.4.2 工作负责人在依照定检计划开展定检工作前，应结合现场实际情况，选择可供现场工作使用的标准化作业指导书（作业表单）及检验记录报告，按照安全生产风险管理要求针对定检工作进行风险评估，并制定预控措施。开工前对工作班成员进行安全交底，并做好工作前准备。定检完成后工作负责人应对作业指导书（作业表单）进行归档。归口管理部门应按照相应的管理制度对其进行全程监督。
13.4.3 作业指导书（作业表单）不能代替有关安全管理规定中的工作票、操作票、措施票、危险点控制卡和安全技术交底表等安全文件。
13.4.4 现场工作人员在使用作业指导书（作业表单）发现问题后，应视情况而定开展后续工作。
13.4.4.1 如发现作业指导书（作业表单）存在的问题可在现场解决且不影响后续工作，应在工作负责人及工作班成员统一讨论后方能对作业指导书（作业表单）进行修改，定检完成后应有修改记录及归档处理，并向班长或继保专责汇报发现的问题。
13.4.4.2 如发现作业指导书（作业表单）存在重大问题，应立即向班长或继保专责汇报发现的问题，在班长或继保专责予以批复同意后方能对作业指导书（作业表单）进行修改，定检完成后应有修改记录及归档处理，后再由归口管理部门统一对存在该类问题的作业指导书（作业表单）进行修编。
13.4.4.3 作业指导书（作业表单）存档后，继保班班长和继保专责应及时完成作业指导书（作业表单）的审核，如发现缺检、漏检时及时上报继电保护主管部门，并视情况决定是否需要停电进行补检。
13.5 图档管理
13.5.1 各设备运维单位应依照公司图档管理相关制度和流程，进行图档管理工作。
13.5.2 已投运工程的图档，由运行维护部门负责归档（或录入生产信息系统）。
13.5.3 对于仅有纸质图纸的工程，由运行维护部门统筹安排完成电子图档的生成工作。
13.5.4 新建工程、修理及技改工程竣工后，设计单位和施工单位应提交相关电子图档及纸质图纸，运行维护部门应及时存档；有生产信息系统的，应在生产信息系统中录入完整竣工图纸的电子图档。
13.5.5 针对图纸修改的情况，各设备运维单位应制定详细的图纸修改流程并明确流程每一环节的责任人，并有记录。
13.6 备品备件管理
13.6.1 运行维护单位每年应根据保护缺陷统计和元件使用寿命情况，制定备品备件采购和更换计划。并根据其消耗程度、继电保护装置的运行情况及时补充。
13.6.2 各继电保护装置厂家应配合运行维护单位做好备品备件的供应和维护。
13.6.3 备品备件要有专用的地方集中存放，其存放的环境应与机房环境相同。其存放必须使用专用的防潮、防尘、防静电的包装箱、盒或袋，并应分类、定位放置，便于查找和提取。对整套的继电保护装置，有条件可以组屏并通电运行。
13.6.4 应使用有效手段，使备品备件处于良好状态。当备品备件已丧失备用功能时，要及时做好清理、报废手续。
13.6.5 各运行维护单位应根据在运行的继电保护装置型号和数量，确定备品备件的类型和数量，原则上各单位各型号若现场运行超过10套时，均应备用一整套，并备有足够的易耗元器件及插件，尤其电源、操作以及切换元件等。以适质、适量、适时、适地之原则，申购所需物资，尽量避免常用易耗元件缺货的现象，并使库存物资、成本使用资金费用最小化。
13.6.6 保护退役设备经各运行维护单位继电保护专业管理部门组织退役技术鉴定认可的，可作为备品备件。
13.7 现场事故处理
13.7.1 当继电保护装置动作时，运行值班人员应准确、全面记录继电保护动作情况并收集相关资料，立即向相关调度值班员汇报，并通知继电保护人员。
13.7.2 继电保护人员应先对继电保护装置外观进行检查，记录装置面板灯显示情况，然后查看继电保护动作报告、故障录波器信息、现场动作信号等，并对其进行全面的收集，继电保护动作报告应清晰明确，故障录波器信息应存储完整。待收集完整后按照规定格式上报专业管理部门和运维部门。
13.7.3 当发生保护装置不正确动作后，继电保护人员应保留所有现场状态，并将现场收集的完整信息尽快上报继保主管部门；继保专责或继保人员应及时根据现场信息开展调查分析、制定对策，并有明确的分析结论。对造成事故、过程较复杂或影响较普遍的不正确动作，各设备运维单位保护专业管理部门应负责进行调查分析、制订对策，并配合上级部门调查。
13.7.4 各级继电保护专业管理部门按设备管辖范围组织开展继电保护不正确动作技术分析，制定相应的整改措施。
14 定检管理
14.1 职责分工
14.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
14.1.1.1 负责规范调管范围内继电保护定检管理，收集汇总运行维护单位上报的年度及月度定检计划，协调调管范围内继电保护装置定检工作，并监督完成。
14.1.1.2 负责广东电网继电保护定检工作的技术监督。
14.1.1.3 负责按月度、年度对各单位定检管理工作进行考核，并发布220kV及以上继电保护定检完成情况。
14.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
14.1.2.1 负责审核本单位管辖范围内继电保护设备定期检验计划的制定，并将继电保护设备定期检验计划按调管范围报上级继电保护专业管理部门。
14.1.2.2 负责本单位继电保护设备定检工作的技术监督，负责定检工作的质量控制、安全控制及定检结果的管理。
14.1.2.3 负责按月度、年度对运行维护部门定检管理工作进行考核，并发布定检完成情况。
14.1.3 运行维护部门
14.1.3.1 负责管辖范围内继电保护设备年度定检计划和月度定检计划的制定与上报。
14.1.3.2 负责定检实施工作，做好定检质量控制、安全控制以及定检结果的存档。
14.2 定检管理要求
14.2.1 运行维护单位编制定检计划时应综合考虑所辖设备的电压等级、运行工况、运行环境与条件。定检应结合一次设备定检周期统筹安排，避免一二次设备因定检重复停电。在保证设备不超周期运行的前提下，各单位应合理安排继电保护定检时间，使继电保护检验周期与一次设备检修周期保持一致。新安装继电保护装置，若其二次回路为同期建设或同期改造，则在继电保护装置投运后一年内原则上应进行第一次全检；若仅更换装置而保留二次回路的技术改造工程，则投产前应进行一次全检，此后可按正常检验周期安排检验，不进行投运后第一年的全检。若在继电保护装置第二次全检后，发现装置运行情况较差或已暴露出了需予以监督的缺陷，此时部检周期可考虑适当缩短，并有目的、有重点地选择检验项目。
14.2.2 各运行维护单位应做好线路两侧定检工作的协调，线路两侧保护装置的定检应协调一致。同一设备的各套保护装置（联络开关除外）的定检周期也应协调一致，线路高抗保护的定检应与线路保护定检同步进行。当两侧保护上一次定检完成时间不一致时，较晚完成定检的一侧应缩短周期以同步两侧定检周期。对于年度停电计划中可安排多次停电的线路，两侧保护定检时间允许不一致，但应根据实际情况结合某次停电完成定检。
14.2.3 对于应用于各个电压等级的微机型继电保护装置，其定检周期应根据有关规定取最长检验周期执行。新型的装置在未获得足够的运行经验前，应考虑缩短其部检期限。
14.2.4 保护装置的定检时间未超过定检周期三个月的，视为按期定检。此周期内可优先结合一次设备停电进行定检。超过定检周期三个月尚未进行检验的，视为定检超期。超期未检的应按有关规定进行风险发布。各级调度机构应定期核查保护超期未检情况，评估超期未检设备对系统运行产生的风险，将保护超期未检风险通知相关单位及部门，尽快落实超期未检继电保护装置的定检时间。
14.2.5 运行维护部门应制定有效管理流程，将定检结果存档，对定检过程中发现的问题及处理情况进行统计分析，对于重大问题，应形成书面报告及时上报相应调度机构。
14.2.6 继电保护装置定期检验时间的安排按附录F6执行。
14.3 定检计划管理
14.3.1 调度机构继电保护专业管理部门应规范调管范围内继电保护装置定检计划的制定、定检工作的质量控制和安全控制及定检结果的管理。
14.3.2 运行维护部门负责年度定检计划和月度定检计划的及时、合理的编制与上报；负责做好定检准备工作、定检实施工作及定检结果的存档。
14.3.3 每年年底前，运行维护部门应结合申报一次设备的检修计划，制定次年度继电保护定检计划，并将保护定检的计划报相应继电保护专业管理部门，定检计划应包含定检到期日期、定检中需要开展的工作（如反措执行、版本升级等）等信息。具体要求如下：
14.3.3.1 每年12月底前，运行维护部门根据《中国南方电网继电保护检验规程》规定的保护检验周期，结合季节特点、负荷情况，合理制订下一年年度定检计划初稿；在下年度内已经或即将定检超期，而方式年度检修计划中未安排停电的保护设备，应作为电网运行风险报上一级调度机构继电保护管理部门备案。
14.3.3.2 方式部门的年度检修计划初稿发布后，各运行维护部门应将定检计划与年度检修计划初稿进行核对，报本单位继保专业管理部门审核。
14.3.3.3 方式部门年度检修计划正式确定后，运行维护部门结合方式年度检修计划终稿来制定年度定检计划，在方式部门的年度检修计划发布后5个工作日内将各电压等级的继电保护设备年度定检计划上报本单位继保专业管理部门。
14.3.3.4 设备运维单位继电保护专业管理部门在方式部门年度检修计划发布后7个工作日内完成本单位保护年度定检计划编制，将220kV及以上继电保护设备年度定检计划报上级调度保护专业管理部门。
14.3.3.5 省公司系统运行部在方式部门年度检修计划发布后15个工作日内，完成220kV及以上保护的年度定检计划编制，上报网公司系统运行部。
14.3.4 运行维护部门应根据调度机构下发年度停电检修计划，每月完成月度定检计划的编制及月度定检完成情况的统计，按时向相应调度机构提交检修申请，确保定检工作按期开展。若下月检修计划有变动，应在月度报表中注明。具体要求如下：
14.3.4.1 每月中下旬，运行维护部门应根据年度定检计划和当时具体情况制定下月的月度定检计划初稿，根据月度定检计划的需求向管辖范围内调度方式部门提交停电申请。运行维护部门根据方式部门的最终停电批复情况，制定下月的月度定检计划，并单独列出已经超期三个月及以上的设备，在每月的最后1个工作日前将下月的月度定检计划上报本单位继保专业管理部门。
14.3.4.2 各运行维护单位继电保护专业管理部门在每月的第1个工作日前，完成本月月度定检计划的编制，将定检计划按设备调管范围报上级调度保护专业管理部门。
14.3.4.3 省公司系统运行部汇总统计各单位上报的月度定检计划后归档。
14.3.4.4 各运维单位保护运行维护部门在每月最后1个工作日前将本月的月度定检完成情况报本单位保护专业管理部门。本单位继电保护专业管理部门在每月第1个工作日前，将上月的月度定检完成情况按调管范围报上级调度保护专业管理部门。
14.3.4.5 省公司系统运行部每月汇总统计各单位上报的月度定检完成情况。每月第6个工作日前，省公司系统运行部将220kV及以上保护月度定检完成情况上报网公司系统运行部。
14.3.5 省公司系统运行部应定期核查保护超期未检情况，评估超期未检设备对系统运行产生的风险，将保护超期未检风险通知相关单位及部门。
14.3.6 保护定检涉及不同调度机构的，相关调度机构应做好协调，线路两侧的运行维护单位应及时相互交换停电安排情况，确保同时开展保护定检工作。
14.3.7 运行维护部门应在每年1月20日前将上年度继电保护设备定检工作总结报地调，地调在每年1月底前将220kV及以上继电保护工作总结报中调。
14.4 定检作业管理
14.4.1 继电保护定检前应检查已发布的作业表单，作业表单应紧贴现场并按符合设备实际安装情况的正确图纸进行现场检验工作，定检时应认真做好安全措施，定检过程中作好记录，定检结束时应及时向运行人员交待，在有关记录簿上作好记录，结束后应及时整理检验报告。继电保护定检过程中还应对照有关反措，检查反措落实情况。
14.4.2 作业表单的执行要求
14.4.2.1 生产班组班长制定周（日）生产工作计划时，应明确现场作业使用的作业表单。如发现颁发的作业表单未覆盖本次作业时，应立即组织班组对本次作业开展风险评估，制定适合本次作业的临时作业表单，经部门对应专业专责审查、部门领导批准后执行。
14.4.2.2 生产班组现场作业应严格执行作业表单，按作业表单规定的风险控制要求、作业步骤及质量控制要求逐项落实，并形成完整规范的作业记录。
14.4.2.3 作业记录由工作负责人或指定的作业成员填写，填写应清晰、整洁，作业记录应符合作业表单中有关填写要求。
14.4.2.4 作业过程中发现现场实际情况存在的风险与作业表单不符合或未涉及时，作业负责人应组织作业人员进行风险评估，在作业记录备注栏中补充有关风险预控措施，并汇报部门。
14.4.2.5 作业过程中发现作业表单的作业步骤、工艺及质量要求与现场实际情况存在差异，影响安全或作业质量时，工作负责人应立即暂停作业，汇报部门对应专业专责，经批准后进行临时调整，并详细记录有关情况，完成作业后汇报部门。
14.4.2.6 现场作业完成后，工作负责人应在两个工作日内完成安全生产管理信息系统中作业记录的录入，需要进行审核的应在三个工作日内按规定的审核流程完成审核，并将现场作业执行后的作业表单交班组归档保存，至少保存6个月，试验类应长期保存。
14.4.2.7 运行维护部门根据生产班组反馈的意见，提出修编申请，上报地区供电局系统运行部。
14.4.2.8 如要求外包单位使用作业表单，需在承包协议中明确，并要求外包单位执行后的作业表单作为检修、试验报告的组成部分，随设备资料移交。
14.4.3 定检期间使用作业表单发现以下情况时，地区供电局系统运行部应立即组织新编或修订本单位作业表单，需要新增、修订作业表单模板的，同时向上级系统运行部提出申请：
（1）应用新设备、新技术、新工艺后，需调整作业内容、步骤或风险预控措施等；
（2）作业表单模板未覆盖现有生产作业；
（3）作业表单存在原则性错误；
（4）作业表单的完整性或可操作性不足；
（5）作业标准必须编码，新建、修编作业标准时，必须同时公布最新在用作业标准目录及编码，废止旧版本的作业标准。
14.4.4 运行维护部门应制定有效管理流程，将定检结果存档，对定检过程中发现的问题及处理情况进行统计分析，对于重大问题，应形成书面报告及时上报相应调度机构。
15 缺陷管理
15.1 职责分工
15.1.1 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
负责广东电网继电保护缺陷管理，对各类继电保护装置的质量进行评定，并向网公司系统运行部提供各类保护装置质量状况的报告。
15.1.2 地区供电局电力调度控制中心（地区供电局系统运行部）
负责地区电网继电保护的缺陷管理，按要求向上级继电保护专业管理部门报送继电保护缺陷信息及统计分析数据。
15.1.3 并网电厂和大用户专业管理部门
负责本单位运行维护厂站继电保护装置的缺陷管理，并按要求及时将继电保护缺陷信息报上级继电保护专业管理部门及相应调度机构。
15.1.4 供电局、并网电厂及大用户运行维护部门
15.1.4.1 负责运行维护范围内继电保护装置（含继电保护信息子站）运行监视、异常缺陷处理，并按要求准确、及时向相应调度机构及本单位继电保护专业管理部门汇报。
15.1.4.2 负责建立、健全继电保护缺陷记录及档案。
15.2 管理原则
15.2.1 继电保护缺陷原则上按照检修范围（含代管、调管电厂）分级管理、分类统计评价。
15.2.2 继电保护缺陷管理遵循全过程管理，从验收、运行、检验等多方面总结和发现在制造、设计、安装调试、运行维护等环节存在的问题。
15.2.3 已通过验收尚未投运的装置缺陷、投入运行（含试运行）的各种继电保护缺陷（含故障录波器、故障测距装置、保护通道加工设备及相关二次回路、保信系统、一体化运行记录分析装置（或网络报文分析装置））均在缺陷统计评价范围之内。继电保护对应的设备生产厂家均在售后服务质量综合评议范围之内。
15.3 缺陷分类
设备缺陷按其对运行影响的程度分为紧急缺陷、重大缺陷、一般缺陷三类。
15.3.1 紧急缺陷
指保护装置及其继电保护回路发生或处于异常状态，已导致不正确动作，或导致主设备停电，或严重威胁电网安全运行，必须立即处理的缺陷。包括：
（1）对人身安全造成威胁的；
（2）失去保护导致主设备（低压无功补偿设备除外）停电的；
（3）导致220kV及以上继电保护设备损坏的，已影响到一次设备运行；
（4）造成220kV及以上设备完全失去主保护的；
（5）由于各种设备、回路原因已经导致合并单元、智能终端退出运行的缺陷；
（6）已经导致保护的不正确动作的。
15.3.2 重大缺陷
指保护装置及其继电保护回路发生或处于异常状态，可能导致不正确动作，威胁电网安全运行，必须立即着手处理的缺陷。包括：
（1）由于各种设备原因造成220kV及以上系统保护单套退出运行；
（2）保护装置本身元件损坏或数据采集出错，装置失去保护功能；
（3）保护通道、通讯设备、接口设备等可能导致误动、拒动的缺陷；
（4）220kV及以上变电站故障录波器不能录波；
（5）一体化运行记录分析装置（或网络报文分析装置）不能正常记录报文，或已导致其退出运行的缺陷；
（6）由于各种设备原因可能或已导致继电保护信息系统主（分）站、子站无法正常工作或退出运行，运行主（分）子站间通信中断、运行子站与保护设备间通信全部中断；
（7）由于各种设备、回路原因可能导致合并单元、智能终端无法正常工作或退出运行，或可能导致保护误动、拒动的缺陷。
15.3.3 一般缺陷
指保护装置及其继电保护回路发生或处于异常状态，对安全运行有一定的威胁，但尚能坚持运行一段时间的缺陷。包括：
（1）装置一般故障、外部异常、操作错误等告警，装置未失去保护功能；
（2）行波双端测距装置通讯通道异常；
（3）对继电保护信息系统正常运行虽有影响，但尚能坚持安全运行的设备缺陷；例如装置一般故障、外部异常等告警；因各种设备的原因造成保信系统与部分保护设备通信中断；因设备的原因造成保护信息、录波数据丢失或上送不正确；
（4）对合并单元、智能终端、一体化运行记录分析装置（或网络报文分析装置）正常运行虽有影响，但尚能坚持安全运行的设备缺陷；例如与后台通信异常，指示灯显示不正确、一体化运行记录分析装置（或网络报文分析装置）异常频繁启动等；
（5）其他。
15.4 缺陷管理的工作流程
继电保护设备缺陷的管理工作流程包括缺陷的发现与记录、受理分析、消缺处理、验收、保护插件损坏原因分析及缺陷定期分析总结等闭环管理环节。
15.4.1 缺陷的发现与记录
15.4.1.1 基建调试及验收人员、运行维护人员、各级工程技术人员均有责任发现、汇报设备缺陷。
15.4.1.2 在基建、技改工程保护设备的验收中发现缺陷时，参加验收的继保工作责任人应及时汇报相应继电继电保护专责（主管），由设备主管部门组织相关部门开展消缺工作。
15.4.1.3 在保护设备定检中发现缺陷时，保护定检工作负责人应及时向相关调度值班调度员和相应继电继电保护专责（主管）汇报，由设备维护部门组织开展消缺工作。
15.4.1.4 运行中的继电保护装置及其二次回路出现或缺陷时，运行人员应立即按照有关运行规定处理，向相应调度机构调度值班员汇报，并通知继电保护运行维护单位处理，对于危及电网安全运行的缺陷，在消除前应加强监视。重大及以上缺陷应及时汇报相应调度机构继电保护专业管理部门，对于影响系统稳定的紧急缺陷，必须汇报本单位相关领导。
15.4.1.5 缺陷一经发现，应及时进行详细记录。各级继电保护专业专业管理部门或专责（主管）应指定专人负责按照规定格式及时、准确填写相应的缺陷管理台帐。
15.4.1.6 紧急缺陷由运行维护部门领导审核，重大缺陷、一般缺陷由运行维护部门继电继电保护专责（主管）审核。继电保护专业管理部门负责对继电保护的缺陷认定进行审查，根据系统运行情况提高或降低缺陷级别。
15.4.2 缺陷的受理分析
15.4.2.1 发现设备缺陷后，运行维护部门应及时判断缺陷严重程度和发展趋势，分析并受理缺陷。
15.4.2.2 对于需要抢修的，按照抢修管理相关流程进行消缺处理。
15.4.2.3 对于基建工程保修期内，因施工、调试造成的质量缺陷，由建设单位基建部门组织施工、调试、监理等单位处理，因设备质量造成的缺陷，由物资部门组织物资供应商处理。
15.4.2.4 进行设备消缺前，运行维护部门应拟定消缺措施或制定消缺技术方案，制定风险控制措施，对于技术难度较复杂、处理费用较高的消缺方案需报本单位相关专业管理部门审核。
15.4.3 缺陷处理
15.4.3.1 紧急缺陷应在24小时内消除，缺陷处理完后，继电保护方能投入运行。
15.4.3.2 继电保护重大缺陷应退出相应的保护装置，立即着手处理，在7天内处理完毕；220kV-500kV主保护缺陷应在36小时内消除缺陷。
15.4.3.3 一般缺陷应制定消缺计划，缺陷处理时间一般不应超过3个月，确因配件原因无法及时消缺，应及时通报相应调度机构。
15.4.3.4 在进行保信系统缺陷处理时，应首先保存现场各类原始信息、记录相关参数及进程运行情况，为缺陷及事故保留分析依据。不得随意重启主、子站装置。
15.4.4 缺陷的验收
15.4.4.1 缺陷处理后，运行维护单位应进行验收，处理工作负责人做好详细的处理记录，并及时将处理情况向相应值班调度员及继电保护运行管理专责汇报。
15.4.4.2 运行维护单位应在验收后24小时内在设备缺陷台账（或信息系统）中录入验收记录，并做好缺陷流程的闭环和缺陷记录的归档工作。
15.4.4.3 在信息系统中，设备缺陷的全过程记录应与该设备台帐关联并保存。
15.5 保护插件损坏原因分析
15.5.1 为全面获取缺陷信息，有效分析缺陷数据，及时发现保护设备共性及家族型缺陷，必须对保护装置插件损坏的原因进行分析闭环管理，管理的流程包括损坏插件记录、损坏插件返厂分析、插件损坏结果反馈、插件损坏原因统计分析。
15.5.2 本细则中，保护插件损坏原因分析的范围包括110kV及以上系统国产保护装置。110kV以下系统的保护装置插件，各单位可参照本细则开展相关工作。
15.5.3 运行维护单位在设备消缺完成后，应于1个工作日内在缺陷台账（或信息系统）上对存在保护插件损坏的缺陷进行补充记录，将更换下来的损坏插件，经本单位设备运维部门邮寄回设备厂家检测，同时报本单位继电保护专业管理部门备案，见附录G。
15.5.4 保护设备厂家收到返回的插件后，14天内完成插件检测和检测报告的编制，将检测结果及报告，反馈相应的运行维护单位。若运行维护单位对损坏的插件有资产管理的要求，由厂家将损坏的插件邮寄回相应的运行维护单位作处理。
15.5.5 运行维护单位收到设备厂家反馈的插件检测报告后，由设备运维部门和保护专业管理部门对检测结果进行评估和分析，并在缺陷台账（或信息系统）上进行补充记录并归档。若发现有检测结果异常情况，应及时报相应继电保护专业管理部门处理。
15.5.6 每月末最后2个工作日内，运行维护单位对寄出的插件进行跟踪，汇总插件寄出超过30天仍未收到厂家反馈检测报告的缺陷，由本单位设备运维部门和继电保护专业管理部门跟进处理。
15.5.7 每月初第3个工作日前，各运行维护单位的继电保护专业管理部门完成所辖保护损坏插件的跟踪处理工作（重点落实邮寄超过30天仍未收到厂家反馈检测报告的缺陷），将处理结果在缺陷台账（或信息系统）上进行补充记录，并报上级继电保护专业管理部门。
15.5.8 省公司系统运行部每月初对检修范围内（含调管电厂）110kV及以上保护装置的插件损坏原因进行跟踪处理，并对各运维单位的完成情况进行监督。
15.6 缺陷的统计和分析
15.6.1 运行维护单位每月末最后2个工作日内审查继电保护装置缺陷记录，统计当月缺陷的发现日期、缺陷内容、消缺情况、责任分析、历史插件损坏检测结果等，在下月第2个工作日前将上月缺陷数据报本单位继电保护专业管理部门，见附录G。
15.6.2 各运行维护单位的继电保护专业管理部门在每月初第3个工作日前，汇总上月检修范围内110kV及以上系统保护缺陷数据报上级继电保护专业管理部门。
15.6.3 省公司系统运行部在每月初第6个工作日前，汇总上月检修范围内（含调管电厂）220kV及以上系统继电保护缺陷统计结果报网公司系统运行部。
15.6.4 省公司系统运行部在每年3月底前，编制上一年度检修范围内（含调管电厂）110kV及以上系统继电保护缺陷分析报告，并报网公司系统运行部备案。
15.6.5 省公司系统运行部在缺陷统计分析过程中，若发现设备家族性、共性缺陷，应通过产品质量的追溯机制向物资部门传递，并研究制定风险防范措施、启动反措处理流程。
15.6.6 运行中的子站出现异常时，运行值班人员应准确记录并立即向地调汇报，及时通知子站运行维护部门处理。地调应将异常信息1个工作日内通过省公司安全生产管理信息系统报上级继电保护专业管理部门。
15.6.7 继电保护装置动作后子站运行维护部门应核查子站收集的信息，负责对子站传送的信息进行完整性与准确性检查，若上送信息错漏的应及时向地调汇报并处理缺陷。缺陷处理并经验收后，消缺工作负责人应及时向地调汇报。
15.6.8 对于220kV及以上电压等级保信子站缺陷，运维部门应按照本细则的时间要求处理缺陷，并应在缺陷发现后7个工作日内按照将缺陷处理情况上报地调，经地调审核通过后上报中调；缺陷处理完毕后2个工作日内将缺陷处理结果通过网络填入省公司安全生产管理信息系统。
15.7 缺陷的考核和回顾
15.7.1 缺陷的管理指标
（1）消缺及时率：
紧急缺陷消缺及时率=100%（按月统计）；
重大缺陷消缺及时率=100%（按月统计）；
一般缺陷消缺及时率≥90%（按年统计）。
（2）消缺率：
紧急缺陷消缺率=100%（按月统计）；
重大缺陷消缺率=100%（按月统计）；
一般缺陷消缺率≥90%（按年统计）。
15.7.2 各级继电保护专业管理部门根据设备缺陷统计分析结果，对设备检修、改造、选型、设计审查等工作环节进行全面回顾，结合年度专业管理工作提出改进措施。
16 反措管理
16.1 职责分工
16.1.1 省公司生产设备管理部
16.1.1.1 是省公司反措工作的归口管理部门，负责组织制定发布省公司年度反措。
16.1.1.2 负责省公司一次设备反措的编制、发布和综合评价。
16.1.2 省电力调度控制中心（省公司系统运行部）
16.1.2.1 负责分析新发现的电网、设备安全隐患，及时向网公司系统运行部提出继电保护反措建议。
16.1.2.2 负责组织制定广东电网继电保护的反事故措施，并上报总调。落实总调下达的继电保护反事故措施，并监督执行。
16.1.2.3 负责本单位继电保护反措计划的实施。
16.1.2.4 负责审核、指导、监督各基层单位继电保护反措计划的实施。
16.1.2.5 负责反措实施情况的跟踪和总结。
16.1.2.6 负责指导、收集各地调的月度反措计划、月度完成情况、年度反措计划、年度完成情况，并上报总调。
16.1.3 地区供电局系统运行部、电厂继电保护管理部门
16.1.3.1 负责分析新发现的电网、设备安全隐患，及时向省公司系统运行部提出继电保护反措建议。
16.1.3.2 负责组织制定地区电网继电保护的反事故措施，并上报中调。负责贯彻上级下达反措，组织制定具体的实施计划，并监督执行。
16.1.3.3 组织本单位年度反措计划的编制、监督和总结。
16.1.3.4 落实年度反措计划申报技改修理项目。
16.1.3.5 负责完成本单位的继电保护执行情况汇总，并按照要求上报中调。
16.1.4 地区供电局设备运维部门、电厂继电保护运维部门
16.1.4.1 负责本部门管辖设备反措计划的具体实施。
16.1.4.2 制定设备反措计划和实施方案。
16.1.4.3 提出反措项目和紧急资金申报。
16.1.4.4 负责向上级调度机构提出地区电网继电保护反事故措施建议。
16.1.5 设备厂家
16.1.5.1 发现设备隐患，需向网公司系统运行部汇报，并提出反措建议。
16.1.5.2 按要求提供设备反措的具体要求、步骤，反措前后的差异说明，并按时间节点提供运行设备反措所需的设备材料。
16.1.5.3 将网省公司系统运行部发布的反措标准落实在设备生产中。
16.2 反措管理
16.2.1 反措的制定
16.2.1.1 各级调度机构负责制定调管范围内继电保护的反事故措施，并将发布的继电保护反事故措施报上级调度机构。
16.2.1.2 各级调度机构应及时向上级调度机构反映调管范围内继电保护运行管理中发现的重大问题，并提出继电保护反措建议。
16.2.1.3 南网总调负责组织制定南方电网内110kV及以上重大或具有共性的继电保护反事故措施。
16.2.1.4 中调负责组织制定广东电网内10kV及以上重大或具有共性的继电保护反事故措施，并上报总调。
16.2.1.5 各电厂应及时向相应调度机构反映维护范围内继电保护运行中发现的重大问题，并提出继电保护反措建议。
16.2.2 反措的执行与考核
16.2.2.1 各单位应根据上级颁发的反措要求，制定具体的实施计划，落实具体实施部门，并按期完成。
16.2.2.2 设计单位（包括非电力系统所属的设计单位）在进行电力工程的继电保护设计时，必须贯彻执行反措规定。凡不执行反措，运行部门有权不予通过设计审查。在设计之后，施工之前的反措，设计单位应按反措修改图纸，施工单位应按修改后的图纸进行施工。
16.2.2.3 施工单位在进行电力系统继电保护设备安装调试时，应符合反措要求。凡不执行反措，运行维护单位有权拒绝验收，调度部门有权不允许装置投入运行，基建项目不能报竣工。
16.2.2.4 继电保护设备制造单位均应遵守反事故措施的相关要求。凡不执行反措，继电保护设备不允许投入运行。
16.2.2.5 各级调度机构应监督检查反措计划的执行进度和效果。对于无故不执行反措、长期拖延反措计划的实施或执行不力的单位，调度机构应责令其执行，并进行考核。
16.3 反措的汇编
中调负责将本省年度继电保护反事故措施进行汇总，并于次年2月底前上报总调。
16.4 反措制定的依据
16.4.1 各单位根据管辖范围内电网、设备出现的安全隐患或问题，及时向上级生产设备管理部、系统运行部汇报并提出相应反措建议。
16.4.2 省公司系统内发生安全事故，需采取技术措施加以防范。
16.4.3 针对新发现具备普遍性的设备典型缺陷、设备家族性缺陷或设备安全隐患提出的技术政策和治理方案。
16.4.4 针对日常生产运行、安全检查、安全分析会以及事故、障碍中发现的问题而采取的防范技术措施。
16.4.5 提高系统、设备安全性能的重大技术改造方案。
16.4.6 电网、设备、作业风险评估后提出普遍性风险控制措施。
16.4.7 政府、行业或上级新颁布的反措文件。
16.5 待反措设备的风险与控制管理
待反措设备应进行电网、设备、作业的风险评估，提出普遍性风险控制措施并加以分析。
17 统计评价管理
17.1 继电保护运行评价管理
17.1.1 继电保护动作评价分别按调度范围和检修范围进行评价。
17.1.2 继电保护的动作分析和运行评价的分级管理
17.1.2.1 各发电厂、供电企业应对所管辖的全部继电保护运行情况进行综合分析。
17.1.2.2 各地区供电局对管辖范围内全电压等级继电保护运行情况进行分析，尤其对110kV及以上系统继电保护进行综合分析评价。
17.1.3 继电保护运行情况评价
17.1.3.1 110kV-500kV发电厂、地区供电局继电保护专业部门，在每次系统故障跳闸后，应向相应调度机构上报继电保护动作信息，包括保护设备打印的动作（故障）报告和故障录波源文件及继电保护动作情况表（涉及500kV保护和220kV及以上元件保护动作情况应在跳闸后24小时内上报）。保护不正确动作后，应在跳闸发生后24小时内上报初步分析报告，在跳闸原因查清后24小内上报正式报告。
17.1.3.2 110kV及以下系统保护正确动作报告以及跳闸资料，设备运维单位的运维部门应于1个工作日内报相应调度机构。
17.1.3.3 110kV系统及以下继电保护发生不正确动作、35kV及以上变电站全站失压等，设备运维单位的运维部门应按有关规定在两个小时内向专业主管部门或调度部门通报情况，不正确动作分析报告要求在事件发生后24小时内上报相应调度机构。按照南网事故调查规程构成三级事件及以上的继电保护动作分析报告及相关资料，应在事件发生后24小时内上报上级调度机构。
17.1.3.4 110kV-500kV发电厂、供电企业继电保护专业部门，应每月对本单位继电保护运行情况认真分析评价，并于下月第1个工作日前上报相应调度机构。
17.1.3.5 地调应每月对110kV、220kV系统继电保护运行情况应进行认真分析评价，应于下月第2个工作日前，根据调度范围将110kV、220kV系统继电保护运行情况上报中调，并对其准确性负责。
17.1.3.6 中调应每月对220kV及以上系统继电保护运行情况应进行认真分析评价，于下月第3个工作日前，根据调度范围将220kV及以上系统继电保护运行情况上报南网总调，并对其准确性负责；下月第6个工作日前，根据调度范围将110kV系统继电保护运行情况上报南网总调。
17.1.3.7 中调应每月对管辖范围内110kV及以上系统继电保护运行情况应进行认真分析评价，并在下月15日前编制完成继电保护月报并上报南网总调。
17.1.4 每年1月15日前，发电厂、地区供电局继电保护专业部门将上年度的继电保护运行情况报相应调度机构。
17.1.5 每年2月10日前，中调将上年度继电保护运行情况总结报南网总调。
17.1.6 重大事故及时上报
因继电保护问题引起或扩大的电力系统重大事故，各发电厂、地区供电局 应及时将继电保护事故分析报告报中调。
17.2 继电保护运行评价体系
17.2.1 继电保护评价按照综合评价、责任部门评价和运行分析评价三个评价体系实施。
17.2.2 综合评价体系按照继电保护动作的实际效果进行评价。继电保护最终的动作行为应满足可靠、快速、灵敏、有选择地切除故障的要求，保障电网安全。
17.2.3 责任部门评价体系针对继电保护全过程管理涉及的各部门、各环节的责任进行评价。
17.2.4 运行分析评价体系按照继电保护运行效果进行评价。侧重分析继电保护缺陷、异常退出等运行情况。
17.3 继电保护运行评价范围
17.3.1 接入广东电网运行的以下继电保护的动作行为纳入运行评价范围：
（1）交流线路（含电缆及电缆与架空线混合的线路）、母线、变压器、发电机、电抗器、断路器、电容器和电动机等的保护装置；
（2）电力系统故障录波及测距装置。
17.3.2 继电保护责任范围包括以下设施和环节（不作为现场各专业运行维护职责范围划分的依据，现场专业的界定按相应规程、规定等执行）：
（1）继电保护装置本体：包括继电保护装置硬件（装置内部各继电器、元件、端子排及回路）和软件（原理、程序、版本）；
（2）交流电流、电压回路：供继电保护装置使用的自交流电流、电压互感器二次绕组的接线端子或接线柱接至继电保护装置间的全部连线，包括电缆、导线、接线端子、试验部件、电压切换回路等；
（3）开关量输入输出回路；
（4）继电保护通道：保护装置至保护与通信专业运行维护分界点；
（5）直流回路：自直流电源分配屏至断路器汇控柜（箱）间供继电保护用的全部回路；
（6）直流保护测量回路：包括（光纤）电流互感器、（光纤）电压互感器、光电转换器、光传感器、合并单元等；
（7）其他相关设备。
17.4 继电保护专业工作评价
17.4.1 各级调度机构应依据《中国南方电网调度工作评价标准》开展调度工作评价。调度工作评价主体为各级调度机构，评价对象为接受调度的下级调度机构和有关运行、维护单位。
17.4.2 调度工作评价按季度开展，年度评价根据四个季度评价结果进行计算汇总。
17.4.3 各级调度机构应在每季度第一个月的15日前完成上一季度的调度工作评价，30日前公布上一季度评价结果。
17.4.4 下级机构违反《中国南方电网调度工作评价标准》时，上级机构可立即进行初步评价考核。下级机构对初步评价信息有异议时，应在5个工作日之内向上级调度机构申请审查，并提供申诉材料。上级调度机构根据申诉材料确定最终考核结果。
17.4.5 根据实际情况，上级调度机构可组织对管辖范围内下级调度机构开展年度评价的现场查评。
17.5 电厂两个细则评价
17.5.1 省电力调度控制中心每月按《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称两个细则）对管辖范围内并网电厂的继电保护专业工作进行考核，对违反两个细则要求的电厂进行发电量考核。
17.5.2 省电力调度控制中心负责继电保护考核的数据发布、事件认定和争议处理。
17.5.3 两个细则电量考核每月进行一次。省电力调度控制中心每月20日前出具各并网电厂上月继电保护专业初步考核结果，各并网电厂根据上月初步考核结果向省电力调度控制中心反馈争议。省电力调度控制中心在30日前完成电厂争议处理，并通过两个细则考核系统出具上月最终考核结果。
17.6 评价回顾与提升
17.6.1 下级调度机构收到上级调度机构的评价结果后（或并网电厂收到中调的两个细则电量考核后），单位负责人要针对评价反映的问题，认真研究，协调管理，制订整改计划，并抓好整改。
17.6.2 各单位继电保护专业管理部门负责对纠正、预防及改进措施的实施效果进行跟踪、检查，每年底对本单位本年度继电保护专业工作评价进行回顾，促进下一年度相关工作的提高。
18 技改与修理管理
18.1 职责分工
18.1.1 省地系统运行部
负责编制保护技改修理规划原则，参与制定保护技改修理规划，在保护技改修理项目申报及审批流程中，负责技术审查，形成优先级排序表和项目清册。
18.1.2 项目实施单位
按照保护技改修理规划原则，编制保护技改修理规划，并及时申报保护技改修理立项，在本年度项目下达后组织委托设计单位开展勘查设计工作，按时间节点组织做好项目实施的全过程管理。
18.2 技改修理规划原则的编制与发布
省公司系统运行部保护专业管理部门结合网公司发布的电网技改修理规划原则，以电网运行风险管控为主线，开展电网二次系统风险校核分析，梳理保护自身故障可能造成电力安全事故（事件）的风险点，以化解电网风险为出发点，通过安全效益评估与技术经济效益分析对比，编制广东电网保护设备技改修理规划原则，经科室负责人审核、部门分管领导审核后报省公司生产设备管理部予以发布。
18.3 技改修理规划项目库的编制
18.3.1 地区供电局运行维护部门根据省公司的技改修理规划原则，结合设备状态评估与风险评估、年度反事故措施计划，设备缺陷管理等因素，开展保护技改修理规划编制，根据网省公司审批下达的规划项目库（前期项目储备库）申报技改修理前期项目计划。
18.3.2 地区供电局系统运行部收到本单位运行维护部门保护技改修理前期项目后，保护专责组织开展审查工作，经部门分管领导批准后报本单位的生产设备管理部审查。
18.3.3 省公司系统运行部负责各地区供电局保护技改修理前期项目的专业审查，提出保护技改修理前期项目决策建议。
18.4 技改修理项目的申报与审批
18.4.1 地区供电局运行维护部门根据下达的技改修理前期项目计划完成可研前期工作后，申报技改修理项目计划，保护专责组织开展审查工作，经部门分管领导批准后报本单位的生产设备管理部汇总。
18.4.2 地区供电局系统运行部收到本单位运行维护部门保护技改修理项目后，组织开展技术审查，形成优先级排序表和项目清册，通过本单位生产设备管理部向省公司生产设备管理部上报项目申报表。
18.4.3 省公司系统运行部负责对各地区供电局保护技改修理项目进行技术审查，形成广东电网保护类技改修理项目的优先级排序表和项目清册。
18.5 技改修理项目的实施管理
18.5.1 在电力系统设计及输变电工程的可行性研究工作中，设计单位应按照《电力系统安全稳定导则》的规定，对电力系统的稳定做出计算，提出所需采取的安全稳定措施，提出继电保护配置要求。结合远期规划，对短路容量进行校核，确定电流互感器参数选型，防止近期及远期短路电流超过电流互感器准确限制值。
18.5.2 在进行电力系统安全稳定措施的规划设计中，电网规划部门和设计单位应认真执行《电力系统安全稳定导则》，建立和完善广东电网安全稳定的“三道防线”，组成一个完备的安全稳定防御系统。
18.5.3 技改修理工程中，设计单位应从整个系统统筹考虑继电保护的配置，作出合理安排，除改造部分外，还应包括对原有系统继电保护装置不符合要求部分的改造。
18.5.4 继电保护的选型、配置方案应符合有关技术标准及反措要求，尽量采用先进、成熟的技术。
18.5.5 技改修理工程从可研、设计、招投标至投产各个阶段都必须经过相应调度继电保护专业管理部门的审核和技术把关。
18.5.6 各级继电保护专业管理部门在参加工程设计、招投标工作时，应对电流互感器的选型、继电保护装置及二次回路的配置及选型进行审查。
18.5.7 继电保护装置及二次回路的配置、选型一经确定，设计单位应严格按审查意见进行施工图设计和提供订货清册，设备订货单位应按设计单位提供订货清册和参数订货，不得擅自更改。
18.5.8 建设单位、调试单位、设备运行维护单位、相应调度机构应参加保护设备出厂测试。出厂测试由厂家根据调度机构要求提供测试方案，建设单位在厂家提供完整技术资料的基础上认可方案。
18.5.9 技改修理工程应在投产前一个月将继电保护整定计算用的完整资料报有关调度机构继电保护管理部门。
18.6 技改及修理工程验收管理
18.6.1 各运行维护单位负责对设备的安装、调试过程进行监督，并直接参与具体验收工作。
18.6.2 继电保护运行维护部门应会同有关部门监督安装调试人员，严格按照检验规程、技术规范及反措要求，进行设备的安装、施工及调试等，确保工作质量并形成完整的技术资料。
18.6.3 运行维护单位应提前介入技改修理工程的继电保护调试，了解装置的性能、结构和参数，并对装置及回路按有关规程、制度和标准进行验收。
18.6.4 验收工作的组织部门应根据工程需要，成立专门的验收小组，负责具体的验收工作。验收小组应严格遵循验收标准，编制验收方案及相关作业指导书，具体、细致地完成验收工作。
18.6.5 未验收或验收不合格的继电保护装置及二次回路不允许投入运行。
18.6.6 设计单位、施工单位与调试单位应充分配合验收工作，对于不予配合的，运行维护单位有权拒绝验收，电网调度部门有权不允许继电保护装置投入运行，基建项目不能报竣工。
18.6.7 为保证验收质量，验收方和配合验收方应保证验收的时间和人员充足（验收时间可按实际工程项目进行量化），以满足继电保护的需要。
18.6.8 技改修理工程并网时，全部设计的继电保护装置应同时投入，特殊情况时，须经相关继电保护专业管理部门批准。
18.6.9 新安装装置在竣工验收时，建设单位应组织施工调试单位按照有关规定向运行维护单位移交施工图纸、调试纪录、厂家说明书、设计变更通知单等设备技术资料，以及制造厂随同设备供应的备品备件、生产试验仪器和专用工具等。项目投产前5个工作日，建设单位组织设计、监理、施工、供货厂商等单位完成项目新增二次设备的生产管理系统设备台帐信息电子文档录入，生产运维部门及财务部门对设备台帐信息验收确认合格后设备方能投运。
18.6.10 继电保护装置投入运行后3个月内，工程管理部门应督促设计单位将继电保护竣工图纸（包括可修改、能打印的CAD电子文档）送交运行维护部门。
19 退役管理
19.1 省地系统运行部职责
19.1.1 负责执行网省公司二次继保设备退役和处置相关管理规定和技术标准。
19.1.2 负责依据二次设备退役原则编制二次继保设备退役计划。
19.1.3 负责组织编制退役二次继保设备报废预算。
19.1.4 负责继保退役设备的退役申请、鉴定、回收、修复、移交和再利用管理。
19.1.5 负责未入库继保退役设备的台帐、保管、维护、调拨等管理。
19.1.6 负责组织、指导、监督、检查继保设备退役和处置工作。
19.1.7 负责开展退役二次继保设备的分析工作。
19.2 继保退役设备的鉴定按《南方电网公司继电保护退役设备技术鉴定标准》执行。
19.3 保护设备的退役和处置管理按《中国南方电网有限责任公司资产全生命周期设备
退役和处置管理办法》执行。
20 附则
20.1 本细则由省公司系统运行部负责解释。
20.2 省公司系统运行部定期对本细则的依从性进行回顾，对细则执行中存在的问题及
时修编。
20.3 本细则自发布之日起执行。
附录A 继电保护动作情况报表
附录B 保护命名原则
附录C 保护通道命名规范
附录D 微机保护软件版本变更需求申请表
附录E 继电保护信息系统主子站联调工作联系单
附录F 保护定检管理表格
附录G 继电保护缺陷管理表格
附录H 测距评价标准及测距信息表格
附录I 线路特殊代路上报流程及表格
本文来源：https://www.2haoxitong.net/k/doc/8c37a2c2b42acfc789eb172ded630b1c58ee9be3.html
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