南方电网公司2011年工作报告

南方电网公司2011年工作报告（精选9篇）

南方电网公司2011年工作报告 篇1

2011-1-28

“十二五”开局之年，南方电网公司认为，“转型”是公司发展面临的形势中最突出的特征和关键词。

赵建国指出，在国际国内经济发展模式面临“转型”的情况下，电网发展和公司自身发展亦将转型，即电网发展向更加智能、高效、可靠、绿色方向转变，企业管理向精益化转变。

展望“十二五”,南方电网公司已明确公司的战略定位、发展方向、核心理念；公司将实现与国际先进接轨，实现重要的管理变革和战略转型。一个服务好、管理好、形象好的国际先进电网企业已跃然未来的蓝图。

超5000亿建设坚强智能电网

“十一五”期间，南方电网公司电网建设成绩斐然，电网的建设规模、结构架设、保障能力、运行水平大大提高。

过去的5年，南方电网完成电网建设投资3023亿元，为“十五”的2.3倍；特高压直流工程等一批重点项目的投产，形成了“八交五直”西电东送大通道，输送能力超过2300万千瓦，输送总量翻番；实现海南电网与主网联网，完成农网建设改造投资691亿元，实现绝大部分电网覆盖范围内“户户通电”；应用了可控串补、多直流协调控制等世界先进技术。

接下来的5年，南方电网确立了电网发展的思路，将从两个方面实现转型：一是优化主网结构，强化受端系统，提高供电可靠率；二是将从技术和管理上提高信息化水平，研究增强与客户的互动性，使电网更加智能化。

“十二五”期间，南方电网固定资产投资将超过5000亿元，农电建设改造投资资金将达1116亿元,占电网总投资的27.9%。“十二五”期间预计新增电力供应6000万千瓦；2015年西电东送总规模将达到4300万千瓦。在确保主网架安全高效的情况下，进一步加强配网建设，切实提高供电质量和可靠性。“十二五”期末城市客户年平均停电时间不超过5小时，电网综合线损率降低至6.12%。

这5年同样是建设绿色电网的关键阶段，南方电网将大力推动西南水电开发利用，积极支持广东、广西、海南核电建设，支持新能源和清洁能源发展，加快解决新能源、可再生能源接入电网的问题，重点推动海上风电的开发利用。“十二五”期末，南方电网非化石能源装机比重将达到48.4%，比“十五”期末提高5个百分点。

一个坚强、高效、绿色的现代化大电网即将建成，与其相得益彰的是不断提高的电网智能化水平和南方电网公司高水平驾驭复杂大电网的能力。

工作报告显示，南方电网制定了发展智能电网的战略规划，确定了22个技术领域、320个标准的体系框架。在电网核心技术方面，南方电网将加大科技投入，力争在“十二五”期末科技研发和创新能力达到国内先进水平，形成南方电网的技术品牌。一体化电网运行智

能系统、大规模新能源与常规能源发电联合优化节能调度技术、特高压直流、电动汽车与电网互动等重点项目将被研发和应用。

一体化管理培育国际竞争力

电网建设“硬件”要抓，企业管理这个“软件”也同样要抓。赵建国表示，南方电网公司将把精益化管理作为企业管理的努力方向，靠管理控成本，向管理要效益。

为了实现企业管理向精益化方向转变，南方电网在加强集团掌控能力和提高公司集约化程度上开始发力，实行一体化管理、集团化运作，着力培育国际竞争力。

赵建国提出，集团化运作是国资委的要求，也是公司实现外延型发展与内涵式发展并重，以管理促效益，提升公司发展层次和质量的重要举措。一体化管理是实现公司战略落地的主要途径和载体。

南方电网通过推进一体化管理提升公司整体效益，实行集团化运作，在整合和规范上下工夫，重点抓好三个管理流向：一是自下而上集约人力、财务、物资等资源，按照经营型管控要求，实现对企业关键要素的集中控制；二是自上而下规范安全生产、电网规划建设、市场营销等主要业务领域，继续按照“管理制度化、制度流程化、流程表单化、表单信息化”的思路，实现管理落地和简洁高效；三是横向上加快推进资产全寿命周期、营配一体化、综合计划、全面预算等管理模式，以统一的企业级信息化平台为支撑，打破部门间壁垒，实现公司管理由条块分割向协同高效的根本性转变。

据悉，在财务管理方面，南方电网将加强资金集中管理，强化预算资源配置集约管控作用，“十二五”期末货币资金存量控制到140亿元以内，会计核算链条缩短至2级。物资管理方面，将建立一体化的物资管理制度、采购标准和业务流程，用两年时间将公司一级集中采购金额比例提高到80%，并进一步提高采购集中度。

“三步走”迈向国际先进电网企业

南方电网围绕服务好、管理好、形象好的国际先进电网企业这个目标，深入促进电网发展和企业管理“两个转变”，南方电网着眼长远，确立了未来十年“三步走”的路径。

第一步：从2011年至2012年，南方电网全面推进一体化、规范化管理；广州、深圳供电局向国际先进靠拢，广东电网公司以及南宁、昆明、贵阳、海口供电局达到国内先进。第二步：从2013年至2015年，全面完成“十二五”各项目标任务，公司整体达到国内领先，其中广州、深圳供电局率先达到国际先进，珠三角地区主要城市供电局基本达到国际先进，广东电网公司、其他主要城市供电局达到国内领先、向国际先进靠拢。第三步：从2016年至2020年，公司综合实力持续提升，国际知名度和影响力不断提高，在安全、可靠、客户满意和绿色环保等领域达到国际先进。

广州、深圳供电局达到国际领先，广东电网公司、13个主要城市供电局达到国际先进，其他四省区电网公司达到国内领先，向国际先进靠拢。

客户服务方面，在此次会议上,南方电网将服务型定位排在公司四个战略取向的首位。“十二五”期间，南方电网将继续全面深化客户满意度管理，打造客户导向的服务体系，建立统一的客户服务平台，并逐步理顺与客户的资产界面,持续提升电网企业形象。

节能减排方面，南方电网在全国率先开展了节能发电调度试点，并率先全面启动全网节能发电调度运行，累计节约标煤700万吨，减少二氧化碳排放1834万吨，二氧化硫排放13.5万吨；为企业开展节能诊断2.8万次，累计节约电量46.4亿千瓦时。“十二五”期间,南方电网将建设多元化的节能服务队伍,大力开展客户节能服务，至“十二五”期末，为客户开展节能诊断比例将达到70%。

作为世界500强企业，在未来拓展国际化业务上，南方电网将充分发挥作为大湄公河次区域电力合作中方执行单位的作用，积极参与次区域水电资源开发，搭建统一的国际化战略实施平台。

南方电网公司2011年工作报告 篇2

2013年3月6日,南方电网公司召开信息化工作会议,贯彻落实公司2013年工作会议精神,总结2012年工作,部署2013年信息化重点工作。公司首席信息官兼信息部主任赖佳栋出席会议并讲话。

会议总结了公司“十二五”信息化工作取得的成果和经验,分析了面临的形势与挑战,指出目前“战略支撑型信息化”的蓝图已显露雏形,“6+1”工程建设成果丰硕。今年公司信息化工作的目标是基本完成“6+1”工程系统开发工作;系统集成、共享、协同性进一步提高;应用实效和数据质量明显提高;综合技术平台全面建成,绿色机房和“南网云”等基础设施建设进一步完善,安全保障能力进一步提高,信息化水平力争达到央企A级水平。

会议提出,今年信息化工作要以公司战略为导向,以业务协同和数据质量为抓手,将用户体验作为一切工作的出发点和落脚点,推进业务深度融合和系统深化应用,重点抓好以下7个方面工作。1)抓方向。做好信息化顶层设计,落实企业架构管控与信息化规划,把握信息化建设方向。2)抓平台。做到平台先行,建设完善全网统一的数据资源管理平台、统一的电网GIS、统一的信息集成平台,从技术上避免重复建设和信息孤岛。3)抓建设。坚持高起点、高标准地推进“6+1”工程建设,扎实做好业务梳理、系统设计、开发实施、推广应用等工作,促进信息与业务的深度融合。4)抓数据。突出抓好数据质量,扩大数据质量管理工作的覆盖面,建立持续改进机制,为公司决策提供完整、正确、统一的数据支撑。5)抓实用化。对于已完成全网推广的投资计划、基建、物资、审计等系统,提高实用化程度。重点抓好营配信息集成、“两册”应用等典型应用工作。6)抓一体化。理顺IT战略、企业架构、规划计划、项目建设、运行维护、实用化和后评估工作,提升IT管控能力,注重集约建设,确保投资质量,节约建设成本。7)抓安全。强化信息安全防护体系,健全信息安全等级保护体系,统筹开展全网年度一体化信息安全风险评估,推进信息安全基础平台建设。牢固树立信息安全意识,以技术防护为基础,以落实管理措施为核心,坚持信息安全常态化工作机制,消除内外部信息安全隐患,杜绝重大信息安全事件。

南方电网公司2011年工作报告 篇3

【海南电网公司】7月8日，海南电网公司人力资源管理制度宣贯会在琼海召开。公司人力资源部有关负责人对相关制度进行了宣贯，分别从劳动组织管理、员工培训与评价、员工绩效管理、薪酬管理四个方面出发，为员工厘清了人力资源的基本概念，纠正了广大员工对人力资源管理存在的误区，同时明确了公司人力资源管理的基本逻辑：首先确立起一体化的组织框架，其次通过员工评价选择合适的人选进行岗位匹配，再通过绩效考核来体现员工业绩水平，最后根据岗位岗级和员工业绩考核结果兑现工资待遇。宣贯会进一步加深了广大干部员工对公司现行人力资源管理制度的理解，为提高各级人员的履职能力，促进企业长远发展打下牢固基石。

【南方电网公司】近日，南方电网公司启动《员工职业发展指南》编制工作。该指南根据公司党组关于强化人才队伍建设的有关要求而编制，将为公司分层分类推进复合型经营管理人才、关键紧缺型人才、高层次专业技术人才、应用型技能人才培养，实施人才发展“六大工程”打下坚实基础。该指南将包含公司通用职业发展支持体系、职业发展评估体系、职业发展运作体系等主要成果，可帮助员工认清自我发展潜能，找准合理、有效的职业发展定位、发展路径和发展规划，最大限度激励员工快速适应岗位，激发工作热情，进一步提升工作能力和个人成长速度。

南方电网公司：调研把脉党建工作 篇4

2009年12月16日 20:11 来源：国企

南方电网公司在国务院国资委召开的中央企业党建工作会议上，就企业文化建设经验作了大会交流发言，与会人士对南网方略和公司企业文化建设给予了充分肯定。

作为国务院国资委《中央企业企业文化建设评价体系研究》子课题“中央企业企业文化建设的框架体系和基本内容”牵头单位，南方电网公司组织相关部门深入开展课题研究，参加《中央企业企业文化建设评价暂行办法》起草工作，并被国资委列为8家试点单位之一。以试点工作为契机，南方电网公司开展了服务文化建设课题研究和试点，围绕“以客户为中心”的价值观和“服务永无止境”的理念，初步总结提炼了以制度体系、技术体系、能力体系、环境体系为支撑，以客户价值、服务标准、服务行为规范为主体内容的服务文化体系。

调研六大专题

按照公司党组的决定，10月下旬至11月上旬，南方电网公司副总经理周继太、党组纪检组组长王玉霜、副总经理王良友分别带队赴基层对公司系统党建工作开展专题调研。

此次调研重点集中六个方面：南方电网公司系统党建工作好的经验做法及存在的问题；如何建设学习型党组织；如何坚持和完善民主集中制原则，建立健全党组织在企业中发挥政治核心作用的领导体制和运行机制；如何深化干部人事制度改革，着力抓好公司各级领导班子建设和干部人才队伍建设；如何落实“三重一大”集体决策制度，深入推进公司惩治和预防腐败体系建设，更有效地预防腐败，确保廉洁从业；如何创新公司基层党建工作，做好抓基层打基础工作，更好地发挥基层党组织战斗堡垒作用和党员先锋模范作用。

11月6日，周继太到调峰调频公司就贯彻党的十七届四中全会精神开展党建专题调研。调峰调频公司组建以来，在组建中融合，在融合中发展，党建工作创造性地贯彻总公司的一系列决策部署和指示精神，深入推进党建“一一二”工程，扎实开展“四好”班子建设。他们提出，党建工作的核心是做人的工作，要结合实际，根据不同的性质、任务和环境，围绕人来进行，要把党建工作融入到生产经营管理当中去，而且要有自身特点。

11月2日，王玉霜到鼎和保险公司开展党建专题调研。鼎和保险公司深入学习实践科学发展观活动特色突出，据了解，鼎和保险公司提出，继续加强制度建设，形成靠制度管权、管人、管事的良好机制。既要注重建立单个的制度，又要注重制度的配套性，形成一个能够充分发挥作用的制度体系。不断提高广大员工对制度的执行力，突出执行制度的严肃性，使制度得到更好的落实。在反腐倡廉建设方面，要努力建设既有南网特色又有鼎和保险特色的拒腐防变教育长效机制、反腐倡廉制度体系、权力运行监控机制。通过丰富多彩的载体和形式，宣传和贯彻“清白做人、干净干事”的廉洁理念，让员工接受优秀的企业文化的熏陶，使廉洁从业成为员工的行为习惯和文化自觉。

融入中心进入管理

近年来，由于企业的跨越式发展，超高压公司干部交流的力度也日益加大，大量来自技术岗位的同志走上党务干部岗位。针对这种情况，公司党委从统一思想、提高认识、创新思维和理念入手，通过会议、培训、交流学习、讨论等多种方式，不断贯输“坚持党的领导，充分发挥企业党组织的政治核心作用，是实现企业科学发展的重要保证”，灌输“党建工作是企业管理的组成部分，党建工作也是管理工作，企业党组织是企业不可替代的资源，党员队伍是企业最优秀的资源”等理念，以及“融入中心做工作、进入管理起作用”的基本思路，要求大家从思想上重视党建工作，及时更新观念，解决好对党建工作地位、作用、目标、载体等的认识。组织党委书记学习考察，理清党委应该在企业中处于什么位置、应该发挥什么作用等认识问题;组织党支部书记培训、学习，讨论党支部的作用，更新党务管理业务知识。2006年起，公司政研会每年的年会都把统一思想、提高认识，探索融入中心、进入管理、发挥党组织“三个作用”作为研讨的重要内容。

思维上的碰撞、认识上的飞跃使党建工作的方向和思路越来越清晰，目标越来越明确，任务越来越集中，为准确定位党建工作的职能奠定了基础。南方电网公司党建工作强调要和生产经营紧密结合，形成对中心工作的助力，在关键问题上起作用，在中心工作上见成效；强调要从思想观念上融入、从管理体制上融入、从推动发展上融入，进入企业管理的全过程和生产经营的各个环节，使它成为每一个环节的精神动力、政治保证和智力支持。

公司各级党委突出政治核心作用，做到领会意图、吃透和准确把握上情，了解和熟悉下情;掌握政策、把握方向，通过保证、监督、支持、参与、领导五大功能发挥政治核心作用;实行党政分设、“双向进入、交叉任职”的领导体制，在组织上保障作用发挥。公司各党支部则突出做好党员的教育、管理和服务。

实践中，超高压公司注重选好配齐党支部书记，保证宣传到位、发动到位、党和国家方针政策以及企业各项工作决策在一线班组贯彻落实到位；注重增强支部活力，以“支部特色活动”加大参与生产经营力度，提高支部的影响力和带动力；注重狠抓党员素质，把生产经营骨干培养成党员，把党员培养成生产经营骨干；使党员成为影响和带动群众的源点；注重落实保持共产党员先进性长效机制，推进党建标准化、信息化建设，使党建工作步入靠制度规范、靠机制保障、进入管理起作用的良性轨道。

南方电网公司2011年工作报告 篇5

总 则

为贯彻落实国家有关法律法规，推进公司依法治企建设，防止基建领域权力寻租、违规向职工持股企业输送利益问题，结合公司实际，制定本细则。

本细则适用于参与公司基建工程管理的各级人员。管理要求

第一条 不准违规干预基建工程招标及合同管理。

各级领导干部应当严格遵守国家法律法规和公司有关规定，不准有下列违规行为：

（一）在基建工程招标、合同变更和结算等环节为项目承包商请托说情，授意、纵容身边工作人员或亲属为项目承包商请托说情；

（二）要求基建管理人员或基建单位负责人私下会见项目承包商或代理人以及其他与基建项目有利害关系的人；

（三）超越职权对基建工程招标及采购提出倾向性意见或者具体要求；

（四）其他违法的基建管理活动，妨碍基建招标、合同管理公平、公正、公开的行为。

对领导人员干预招标、插手工程项目的情况，基建人员应当全面如实记录，做到全程留痕、有据可查。第二条 不准利用基建工程进行权力寻租。

基建各级人员应当严格遵守国家法律法规和公司有关规定，按有关规章制度和流程标准办事，不得在基建工程招标采购、合同签订、设计评审、工程量变更、事故责任认定、项目验收、合同结算、承包商管理等环节吃、拿、卡、要，损害公司形象，谋取不正当利益。

第三条 不准违规开展招标工作。

基建工程招标不得违反国家法律法规和公司招投标有关规定，严格按规章制度、作业标准及办事流程办事，不得以权谋私、违规操作。

达到公开招标条件的项目，必须公开招标。应当核准或备案的项目，在未取得核准或备案手续前，原则上不准招标。未列入公司固定资产投资计划的项目，不准开展招标工作。

工程建设过程必须合法合规，严禁先实施、后招标。严禁建设单位将工程发包给不具备相应资质的单位或个人。

第四条 不准违规进行评标。

评标委员会的组建，必须严格符合国家法律法规和公司有关制度以及招标方案和招标文件。与投标人有利益相关方的评标专家必须按照规定进行回避。

评标专家必须认真履行职责，依据招标文件的评分规则和投标人递交的资料进行评标。评标过程应客观公正、严谨完整，不准存在错打或遗漏现象。

第五条 不准违反合同管理有关规定。

合同的签订、履行、变更和结算应严格遵守公司相关管理规定。

严格按照规定的程序和权限对合同进行审批和签订，合同条款要采用合同标准文本且符合招投标文件要求，对变动的专用条款须严格审查。严格开展合同履约和合同变更管理，坚持“先审批，后实施”的变更原则；合同变更须依据合同变更条款和规定的审批程序进行；变更的工程量、价应符合实际，由相关各方签字确认，变更资料及时、完备。规范合同的结算工作，严禁超前结算；合同结算须按结算审核指导书要求，严格审核，结算原则应与合同保持一致。

第六条 不准非法转包、非法分包和挂靠行为。

不准存在分包管理不到位现象。不准基建管理人员私下指定分包单位，违规指定分包范围。加强分包审批与备案管理，防止“阴阳合同”，严格项目现场的分包检查。

第七条 不准对承包商管理不公。

严格承包商管理，确保公平、公正、公开，防止人为干预。

不准基建管理人员在承包商建立资信档案过程中，人为提高或降低审核标准；不准在承包商考核扣分中徇私舞弊，没有严格按照扣分标准进行检查扣分；不准在承包商履约评价中偏袒或歧视承包商等不公正行为。在承包商管理中严格复核，不准弄虚作假。

第八条 不准违规向职工持股企业输送利益。

严禁直接将应招标基建项目交由职工持股企业承接，职工持股企业必须经过合法的程序（如公开招投标），通过市场竞争取得基建项目。招投标过程必须依法依规、一视同仁，不得有偏袒不公，采购价格符合市场水平。/ 2

加强对职工持股企业承接项目的管控，防止在项目实施过程中发生违规利益输送问题；强化责任落实，特别是加强变更管理，杜绝工程量与实际不符的情况；加强结算管理，严格结算审查；加强分包管理，严禁职工持股企业发生非法转包、非法分包和挂靠等行为。

检查与监督

各级基建人员应定期开展自查自纠，对违反规定的行为，应及时予以纠正、处理。公司总部和各分子公司不定期地进行巡查，检查中发现问题，严肃处理。问题严重的，责任单位领导负责向上级说清楚。

对违反规定，造成重大损失或恶劣影响的，应当按照国家法律法规和公司有关规定，由纪检监察部门进行立案调查，涉嫌构成犯罪的移交司法机关处置。

本细则自发布之日起实施，公司基建部负责解释。

南方电网公司2011年工作报告 篇6

电网安全水平稳步提升。始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，扎实开展安全大检查和隐患排查治理，狠抓责任制落实，安全基础进一步夯实，确保了电网安全稳定运行。充分发挥特高压和跨区电网的优势，推动北电南送和西电东送，缓解了华中地区用电紧张局面，有力支援南方地区抗旱和亚运会供电。加强应急体系建设，积极应对玉树地震、舟曲和映秀特大泥石流等自然灾害，保证了电网安全可靠供电。加强组织领导，充分发挥集团化运作优势，圆满完成了上海世博会保电任务，展示了中央企业良好形象。

电网发展取得新的突破。向家坝—上海±800千伏特高压直流示范工程成功投运，标志着公司特高压发展再次取得具有里程碑意义的重大突破创新成果。特高压交直流示范工程相继建成投运，标志着我国全面掌握了特高压输电核心技术和全套设备制造能力，在世界电网科技领域实现了“中国创造”和“中国引领”。德宝直流、呼辽直流、宁东直流极Ⅰ系统和新疆与西北联网、甘肃千万千瓦级风电一期送出等重点工程建成投运，进一步提升了电网对能源资源大范围优化配置的能力。克服天气寒冷和高原反应等困难，“电力天路”青藏联网工程建设取得重大进展，基础施工全部完成。公司成功收购巴西7家输电公司及其输电资产特许经营权，这是国家电网公司继获得菲律宾国家电网25年特许经营权后的又一项重大海外投资。公司运营菲律宾国家电网取得良好效益。

公司发展取得新进展。深入推进“两个转变”，“三集五大”体系建设取得新突破。强化全面预算和综合计划管理，加强成本控制，在企业管理各个环节和领域落实“三节约”要求。基本形成公司人财物核心资源一体化管理格局，资金归集度达到99%，10千伏及以上主要设备、材料全部纳入一级集中招标。全面支持战略性新兴产业发展，与经营区域地市政府签订电动汽车充电设施建设合作协议，为推动新能源发展奠定坚实基础。

2010年，我们深入贯彻落实科学发展观，全面加强“三个建设”，充分发挥各级党组织的政治核心作用、党支部的战斗堡垒作用和共产党员的先锋模范作用。公司广大员工拼搏奉献、贡献智慧、挥洒汗水，开创了公司科学发展的新局面，用实际行动诠释了“诚信、责任、创新、奉献”的核心价值观和“努力超越、追求卓越”的企业精神，为深入推进“两个转变”，加快建设“一强三优”现代公司作出了重要贡献。

经过“十一五”的快速发展，国家电网规模总体翻番。公司累计投产110千伏及以上输电线路25.4万公里、变电容量12.7亿千伏安，线路长度增长60%，变电容量增长118%；国家电力市场交易电量从775亿千瓦时增加到3225亿千瓦时，增长3.2倍。公司综合实力显著增强。公司主营业务收入从7417亿元增加到1.5万亿元，翻了一番；累计实现利润1235亿元，实现利税近5000亿元；资产总额增长82%；净资产收益率提高了2.65个百分点。公司连续六年两个任期被评为中央企业业绩考核A级，在世界企业500强中的排名由2005年的第46位上升至2010年的第8位。公司科技水平大幅提升。公司连续四年荣获国家科技进步一等奖，获科技奖励数量创历史最好水平，新增专利授权数量是2005年年底的6倍。建成了世界规模最大的SG186企业级信息平台，信息化整体水平进入国内领先、国际先进行列。特高压交流试验示范工程荣获“国家优质工程金质奖”。公司被评为全国首批“创新型企业”。

“十一五”期间，公司积极履行社会责任，大力推进全面社会责任管理，发布了我国第一份社会责任报告和企业履行社会责任指南。全面实施“新农村、新电力、新服务”农电发展战略，服务“三农”、改善民生，投资158.6亿元解决了边远落后地区134万无电户、509万人口的用电问题，实现国家电网经营区域内“户户通电”目标。建立“助学助老助残”爱心基金，持续开展电力扶贫、援疆、援藏工作，在促进和谐社会建设中发挥了中央企业的表率作用。

党的十七大提出到2020年实现全面建成小康社会的奋斗目标，十七届五中全会作出了我国仍处于大有作为的重要战略机遇期的重大判断。“十二五”是我国加快转变经济发展方式的关键时期，2011年是“十二五”开局之年。我们要认真贯彻党的十七届五中全会精神，全面落实科学发展观要求，坚持“四个服务”宗旨，以“三个建设”为保证，深入推进“两个转变”，加快建设“一强三优”现代公司。要加快建设以特高压为骨干网架，各级电网协调发展，具有自动化、信息化、互动化特征的坚强智能电网，大力提高电网大范围优化资源配置的能力。要加快构建“三集五大”体系，推进组织架构变革。要树立正确的世界观、人生观和价值观，继续大力弘扬“努力超越、追求卓越”的企业精神，艰苦奋斗，拼搏奉献，为服务经济社会发展作出新的更大贡献。

南方电网公司2011年工作报告 篇7

该项目以能力素质模型理论为基础, 重点关注了南方电网公司技能人员的潜在素质。对南方电网公司线路运检、变电运检、营业用电、电力调度通信、发电厂电气安装、送变电安装六大专业类别及其所包含的39个工种展开了胜任力模型及其行为评价标准的研究, 形成了六大专业类别技能人员的一个通用类素质模型和六个专业鉴别类模型等成果。技能人员胜任力模型用以确定各专业不同层级技能人员的能力素质特点。通用类能力要素界定了所有技能人员都应当具备的能力素质要求, 鉴别类能力要素则对各专业类别的技能人员在能力素质的差别性方面进行了区分。

项目具有在南网公司系统推广应用的价值, 和具备行业内广泛的借鉴意义, 对于提升技能人员能力素质, 保障安全生产和科技进步, 实现员工和企业的共同和谐发展有重要的促进作用。

1 中国南方电网公司简介 篇8

根据国务院《电力体制改革方案》，中国南方电网有限责任公司于 2002 年 12 月 29 日正式挂牌成立并开始运作。公司经营范围为广东、广西、云南、贵州和海南五省（区），负责 投资、建设和经营管理南方区域电网，经营相关的输配电业务，参与投资、建设和经营相关 的跨区域输变电和联网工程；从事电力购销业务，负责电力交易与调度；从事国内外投融资 业务；自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。公司总部设在广州。下设 3 个直属机构电力调度通信中心、技术研究中心、电力交易中 心，两个分公司——超高压输电公司和调峰调频发电公司，六个全资子公司——广东电网公 司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司、南网国际公司，控股南 方电网财务公司。至 2006 年底，公司资产总额 2969 亿元，职工总数 16 万人。

2005 年、2006 年，公司均进入全球 500 强企业。在 2007 年以 27966.1 百万美元的营业 收入排列世界 500 强第 237 位。

公司辖属的南方电网覆盖五省（区），面积约 100 万平方公里，东西跨度近2000 公里，供电总人口 2.3 亿人。网内拥有水、煤、核、抽水蓄能、油、气、风力等多种电源，网内总 装机容量超过 1 亿千瓦。目前西电东送已经形成“3 条直流、6 条交流”9 条西电东送大通 道，最大输电能力超过 1200 万千瓦。

南方电网远距离、大容量、超高压输电，交直流混合运行，既有电触发直流技术，又有 光触发、可控串补、超导电缆等世界顶尖技术。南方电网是国内结构最复杂、联系最紧密、科技含量最高的电网，也是西电东送规模最大、效益最好、发展后劲最强的电网也是西电东 送起步最早、规模最大、效益最好的电网。

从 2004 年 9 月起，南方电网开始向越南送电，成为国内率先“走出去”的电网。南方 电网与东南亚国家接壤，毗邻港澳，具有独特的区位优势。公司作为中国**授权的大湄公 河次区域电力合作中方执行单位，积极实施“走出去”战略，为营造和平稳定、睦邻友好的 周边环境发挥了积极作用。几年来，与越南、老挝、缅甸、泰国、柬埔寨等国家的电力合作，已在多个方面取得了阶段性成果。

1.2 南方电网发展战略

中国南方电网有限责任公司从 2002 年 12 月 29 日挂牌成立以来，公司非常重视发展战 略工作，通过不断的探索与实践，已形成了公司的总体发展战略体系框架，并在不断丰富和 深化其内涵。公司战略体系具体可以分解为公司战略定位、宗旨、公司发展战略目标、经营 理念、工作方针、电网发展目标等要素.公司战略定位：公司是由中央管理的国有特大型企业，从事国民经济的基础产业和国计民生的公用事业，关系到国民经济命脉、国家能源安全与社会稳定大局，在国民经济和社会 发展中发挥着举足轻重的作用。公司直接服务于南方五省（区）。公司在南方电网发展和南 方电力资源乃至能源资源优化配置中发挥主导作用，承担着实施国家西部大开发、西电东送 战略的重要任务，协助**调整电力结构，保证电力工业持续快速健康发展。公司是社会主 义市场经济环境下以电网为主营业务的运营商，是区域电力市场交易的主体，在接

1受**监 管的同时，积极培育电力市场，协助**维护电力市场秩序，实现电力市场的规范化运营。

公司宗旨：对中央负责、为五省（区）服务。

公司发展战略目标：把公司建设成为一个经营型、服务型、一体化、现代化的国内领先、国 际知名企业。

公司工作方针：“六个更加注重”：

在抓好电网安全的同时 更加注重依靠科技进步，提高电网科技含量，增强驾驭大电网的能力；

在抓好电力供应的同时 更加注重树立科学发展观，统筹区域资源优化配置，处理好各方利 益关系，促进东西部互联互动，形成多赢格局；

在抓好发展出实力的同时 更加注重管理出实力，强化管理，打牢基础，提高管理能力、管 理水平，实现管理到位；

在抓好提高企业效益的同时 更加注重社会效益，千方百计保证群众生活用电，为广大用户 服务，为发电企业服务，为五省（区）经济社会发展服务；

在抓好理顺关系、巩固成果的同时 更加注重深化改革，建立现代企业制度，实现机制、体 制创新，抓大放小，理清管理界面，调动各方面积极性；

在抓好企业发展的同时 更加注重人的发展，坚持以人为本，重视人才的培养、吸引和使用，加强企业文化建设，不断提高各级领导班子和领导成员的决策水平和领导能力，充分发挥党 组织的政治核心作用。

南方电网发展目标：

把南方电网建设成为统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的现代化大电网。公司发展战略重要研究课题

启动西电东送战略、科技兴网战略、市场营销战略、人才强企战略、管理创新战略、信息化 战略、„走出去‟战略、企业文化建设等子战略研究，并推进分、子公司结合自身特点，制 定符合实际情况的分、子公司战略。

公司的战略管理是一个系统工程，为了保证实现公司的战略目标，南方电网公司将秉承 科学发展理念，倡导“人人快乐工作”，积极建设“责任南网”、“和谐南网”，实施战略的联 动发展和滚动发展，为构建和谐社会做出自己的贡献。

1.3 南方电网企业文化

核心理念

1、公司宗旨

对中央负责 为五省区服务

坚定不移地贯彻落实“三个代表”重要思想、科学发展观等党和国家路线、方针、政策，与 中央保持高度一致；积极实施国家西部大开发和西电东送战略，充分发挥南方电网公司优化 资源配置大平台的作用，确保电网安全和电力供应，为国家能源安全、经济发展乃至社会稳 定作出积极贡献；积极培育电力市场，协助**维护电力市场秩序，实现电力市场的规范化 运营；依法经营，确保国有资产保值增值；处理好中央与地方、东部与西部、卖方与买方、电网与电源的关系，当好五省区全面建设小康社会的“先行官”，服务于五省区经济

2社会发 展，让中央放心，让五省区**和人民满意。

2、核心价值观

主动承担社会责任

确保安全生产和电力供应，为五省区经济社会发展提供电力保障；坚持依法经营，提供优质 服务，创造社会财富，承担环保责任，建设节约型企业；坚持以人为本，把公司发展与员工 发展结合起来；参与社会事业，建设责任南网、和谐南网。

3、公司战略目标

打造经营型、服务型、一体化、现代化的国内领先国际著名企业

经营型——以电网经营为主营业务，以经济效益为中心，制定经营策略，遵循市场规律，以 市场需求为导向，大力拓展电力市场，积极培育新的经济增长点，实现南方电网的良性发展，确保国有资产保值增值。严格控制成本，降低消耗，增加产出，提高效益。积极利用公司的 资金资源优势，搭建资本运作平台，开展资本经营，为电网发展提供有力支持。在做好有形 资产运作的同时，重视商誉、知识产权等无形资产运作。

服务型——优质服务既是公司对社会的责任，也是公司核心能力的重要组成部分。坚持以客 户为中心的经营理念，注重社会效益和公众利益，保证电网安全稳定运行，提供安全、可靠、优质、价格合理的电力，满足经济发展和人民生活水平提高对电力的需求。处理好与广大客 户、发电企业的利益关系，做到公平、公正、公开、透明，提供优质服务。一体化——公司系统加强融合，形成统一的意志、统一的认识、统一的步调，具有一体化的 发展战略规划、一体化的管理运作机制、一体化的内部资源调配秩序、一体化的企业文化，全公司一盘棋，维护公司的整体利益和形象，增强凝聚力和向心力，上下同欲，政令畅通，外顺内和，促进南方电网和公司的全面协调可持续发展。

现代化——积极参与国际经济技术交流与合作，大力推进信息化，加快科技进步，吸收先进 的经营管理理念和方法，提高自主创新能力，建立现代化企业管理机制。在员工队伍、装备 水平、运营管理、创新能力、优质服务、企业文化等方面，向世界一流的跨国大企业看齐，实现一流的技术、一流的管理、一流的效率、一流的队伍。

国内领先国际著名——公司作为中国电力体制改革的试验田，以国际化的视野和勇于开拓的 精神，与国内外先进企业对标，在技术和管理上、在发展质量和速度上实现领先，确立行业 先锋的地位。逐步在主营业务收入增长率、资产回报率、人均劳动生产率、供电可靠率、输 变电设备可用率、安全事故率、客户满意率等生产经营指标上做到国内领先，在全球 500 强企业中的地位有较大上升。

4、公司战略发展思路

强本 创新 领先

强本是公司发展的基础。要建设、运营和管理好南方电网，进一步提高安全可靠供电的能力，确保公司电网业务快速发展。一要加大对现有设备的更新改造力度，提高电网科技含量和设 备可靠性，提高驾驭复杂大电网的能力，保证电网安全稳定运行。二要认真做好电力规划，加快电网发展，建设坚强的主网架和必要的调峰调频电厂。三要提高优质服务水平，增强核 心竞争力。四要对内强化财务资金的集中管理和资产经营预算管理，增强控制力；对外积极 争取落实电价改革方案，加快建立合理的上网电价、输配电价和销售电价形

3成机制，拓展盈 利空间，提高公司效益。五要树立现代管理理念，优化管理架构和流程，提高管理能力、管 理水平，实现管理到位。创新是公司发展的灵魂。要加快推进技术、业务、机制等方面的创新。一要以交直流混合电 网安全稳定运行技术为核心，逐步形成自己的核心技术能力和知识产权，尤其要在直流输电 等方面提高集成创新能力。二要发挥电网资源优势，拓展电网业务，延伸电网产业链，重点 培育和发展金融服务、信息通信业务。三要加快实施“走出去”战略，在与大湄公河次区域、香港、澳门电力合作中有所作为。四要努力建立现代企业制度，积极推进股份制改革，不断 完善现代化大公司体制。

领先是公司发展的导向。公司作为中国电力体制改革的试验田，要以国际化的视野和勇于开 拓的精神，与国内外先进企业对标，在技术和管理上、在发展质量和速度上实现领先，确立 行业先锋的地位。逐步在主营业务收入增长率、资产回报率、人均劳动生产率、供电可靠率、输变电设备可用率、安全事故率、客户满意率等生产经营指标上做到国内领先。

5、工作方针

“六个更加注重”

更加注重依靠科技进步；更加注重树立科学发展观；更加注重社会效益；更加注重管理出实 力；更加注重深化改革；更加注重人的发展。在抓好电网安全的同时，更加注重依靠科技进步，提高电网科技含量，增强驾驭大电网的能 力； 在抓好电力供应的同时，更加注重树立科学发展观，统筹区域资源优化配置，处理好各方利 益关系，促进东西部互联互动，形成多赢格局； 在抓好提高企业效益的同时，更加注重社会效益，千方百计保证重要用户和人民生活用电，为广大用户服务，为发电企业服务，为五省区经济社会发展服务；在抓好发展出实力的同时，更加注重管理出实力，强化管理，打牢基础，提高管理能力、管 理水平，实现管理到位； 在抓好加强融合、巩固成果的同时，更加注重深化改革，建立现代企业制度，实现机制、体 制创新，抓大放小，理清管理界面，调动各方面积极性；在抓好企业发展的同时，更加注重人的发展，坚持以人为本，重视人才的培养、吸引和使用，建设优秀企业文化，充分发挥党组织的政治核心作用。

6、企业精神

想尽办法去完成每一项任务

执行力强，勇于面对困难，善于克服困难；有端正的思维、正确的思路和得当的方法；恪尽 职守，认真、负责、踏实，超前思考，积极主动地工作，不推诿，不扯皮；坚信“办法总比 困难多”，坚韧不拔，百折不挠，千方百计高标准、高质量地完成任务。

7、工作作风

高标准 严要求 快节奏

工作标准高，追求卓越；严字当头，从严治企；雷厉风行，运作流畅，工作效率高。

专业理念

1、安全理念

一切事故都可以预防

安全生产是公司的生命线，坚决同“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人作斗争，除人力 不可抗拒的自然灾害外，所有事故都可以预防，任何安全隐患都可以控制和消除；增强全

4员 安全意识，认真落实各项安全措施，严格落实各项规章制度，全面落实安全生产责任制；提 高电网设计标准，提高电网设备装备水平，提高抵御自然灾害的能力；做好事故预想，完善 应急预案，确保电网安全，确保人身安全，确保电力供应。

2、经营理念

为客户创造价值 为社会创造效益

以客户为中心，注重社会效益，提供安全、可靠、优质、价格合理的电力，满足五省区经济 建设和人民生活需要，与客户共同发展，与社会共同进步。

3、管理理念

以绩效为导向 实现管理到位

建立以发展战略统领的绩效管理模式，完善以绩效为导向的管理制度和运行机制；通过科学 的绩效评估，为员工创造工作平台与环境，让员工承担更重要的责任，不断发掘员工潜力，提高个人的业绩能力，以个人绩效带动整个组织绩效，实现企业价值增加；贯穿人本管理思 想，采用科学管理方法，实行差别化管理，推行持续性改进，提高管理能力、管理水平，实

现管理到位。

4、服务理念

服务永无止境

急客户之所急，想客户之所想，创新服务内容，完善服务手段，提高服务水平；以最快的速 度、最好的质量满足客户的需求；诚信、便捷、精湛、优质，超越客户期待；没有最好，只 有更好，以永无止境之心，求日进日新之境。

5、团队建设理念

①上下同欲，政令畅通，人人快乐工作

追求共同的目标，恪守共同的价值，实现共同的愿景；信息有序传递，指令有效执行，令行 禁止；激活团队，使员工有奔头、有劲头，气顺劲顺，在一个宽松、和谐的环境中，创造性 地工作，提高绩效，实现企业和人的共同发展。

②讲原则，重感情，严爱结合带队伍

讲原则就是讲政治、讲大局、讲正气。坚持正确的政治方向，正确处理好全局和局部、长远 和当前、组织和个人以及多数人和少数人的关系。为人光明磊落，言行一致，表里如一，明 辨是非，刚正不阿，反对好人主义。重感情就是以人为本，关心人、爱护人、发展人，讲尊 重、宽容、理解，营造一个和谐的工作氛围。严爱结合带队伍就是寓爱于严，融严于爱，为 员工提供充分展现才华、实现价值的舞台，培养高素质的员工队伍。

6、廉洁理念

清白做人 干净干事

精神上追求高尚，道德上严守纯洁，行为上坦荡磊落；常修为官之德，常思贪欲之害，常除 非分之想，常怀律己之心；始终保持蓬勃朝气、昂扬锐气和浩然正气；慎微慎初，防微杜渐； 为政要廉，用人要当，办事要公，作风要实。

7、行为理念

忠诚 敬业 责任 服从

5忠诚于事业和企业，自觉维护公司利益和形象；爱公司，爱岗位，对上负责，对下尽职，兢 兢业业；开拓进取，守土有责；顾全大局，遵守纪律，任劳任怨，甘于奉献。

南方电网公司主题形象语——万家灯火 南网情深

“万家灯火，南网情深”，突显了南方电网公司作为服务型公司的独特性。

“万家灯火”是公司服务社会的物态意象与思想意境，其中有光、有热、有力；其中是真诚、是卓越、是感动。“万家”是我们服务的对象，极言受众之广，借指电能普惠百姓，生活须臾不离；“灯火”是无形电能的具体表达，传达光明信息，创造深远境界。“万家灯火”是南网人共同追求的目标。南网人始终铭记为社会发展提供充足电力、卓越服务是我们肩负 的责任。

“南网情深”是公司服务社会的精神态度与价值取向。“情深”可作两解，一是南网人对南 网倾注深情，同心结南网；二是南网人对客户倾注深情，始于客户需求，终于客户满意，用 心服务，成就卓越。

“南网情深”表达了南方电网公司的服务态度、服务精神，追求优质、方便、真诚、快捷的 服务。南网人始终铭记为社会发展付出真心、倾注真诚是我们涌动的真情。

南方电网公司2011年工作报告 篇9

中国南方电网电力调度通信中心

2008年6月总则

1.1 《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》（以下简称《反措汇编》）是在《防止电

力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等

规程、规定和技术标准的基础上，汇总近年来南方电网继电保护的主要反事故措施而编制的。

1.2 《反措汇编》重点针对设计、运行等技术标准中没有明确，而实际运行中已出现对继电

保护装置可靠运行产生较大影响的问题，对于已在相关技术标准中明确的部分早期反事故措

施，本汇编不再重复。因此，在贯彻落实《反措汇编》的过程中仍应严格执行相关规程、规

定和技术标准。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与《反措汇编》有抵触的，应按《反

措汇编》执行。

1.3 新建、扩建和技改等工程均应执行《反措汇编》，现有发电厂、变电站已投入运行的继

电保护装置，凡严重威胁系统安全运行的应立即整改，其它可分轻重缓急有计划地予以更新

或改造，不能满足要求的应结合设备大修加速更换。

1.4 各单位应在遵循《反措汇编》的基础上，对各项反事故措施落实情况进行全面检查，并 结合实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。整定计算

2.1 继电保护的配置与整定应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂故障情况

下继电保护的不正确动作，当遇到电网结构发生变化、整定计算不能满足系统要求时，若保

护装置不能充分发挥其效能，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，同时备案注明并

报主管领导批准。

【释义】对于在整定方案中出现的失配、灵敏度不足等情况均应备案注明并报主管领导批准。

2.2 制定整定方案应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网应严格按

照中调下达的限额进行定值整定。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级内，不得造

成高电压等级保护越级跳闸。

2.3 并网电厂涉网继电保护装置的技术指标和性能应满足所接入电网的要求。

2.4 并网机组的低频率、高频率保护，过电压、低电压保护，失磁保护，过励磁保护，失步

保护，定子接地保护，阻抗保护，零序过流保护，复合电压闭锁过流保护等涉网保护定值，应与系统继电保护及安稳装置定值配合，且涉网保护的定值应报相应调度机构备案。

2.5 并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统

故障时辅机保护等厂用电系统的不正确动作造成机组跳闸，使事故范围扩大。

2.6 发电机变压器组保护的整定计算应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》

（DL/T684－1999），并网电厂应根据电网运行情况和主设备技术条件，定期对所辖设备的继

电保护定值进行校核，尤其是校核电厂涉网保护定值与电网保护定值是否满足配合要求。当

电网结构、线路参数、短路电流水平或出线定值发生变化时，应及时校核相关涉网保护定值，避免保护发生不正确动作，并注意以下原则：

2.6.1 发电机变压器组的过励磁保护应考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并

按先发电机电压调节器过励磁动作，其次发电机变压器组过励磁保护动作，后发电机转子过

负荷保护动作的先后顺序进行整定。

2.6.2 发电机定子接地保护应根据发电机在不同负荷的运行工况下，实测基波零序电压和

发电机中性点三次谐波电压的有效值进行校核。

2.6.3 发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序

下菲鳌⒏衾氲墩⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏2.7 加强变压器差动保护整定计算管理。对厂家资料或说明书容易产生混淆的地方，尤其是

“变压器各侧额定电流与CT二次额定电流以及平衡系数计算”等问题应确认清楚，并在现

场试验时校验平衡系数是否正确。

2.8 为了防止220kV线路单相跳闸重合闸期间，220kV变压器220kV侧中性点间隙零序电流、电压保护动作，在征得设备主管部门同意后，间隙保护动作时间可按躲过重合闸时间整定。3 保护装置

3.1 线路保护及远跳

3.1.1 传输保护信息的通道应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。纵联保护应优先

采用光纤通道，220kV及以上新建、技改的同杆并架线路保护，在具备光纤通道的条件下，应配置光纤电流差动保护或传输分相命令的纵联保护。

3.1.2 为提高220kV及以上系统远方跳闸的安全性，防止误动作，远方跳闸命令宜经相应 的就地判据出口。

3.1.3 远跳通道宜独立于线路差动保护通道。

3.1.4 线路两侧不允许同时投入保护的弱馈功能。

3.1.5 电压二次回路一相、两相或三相同时失压，保护装置应发告警信号，并闭锁可能误

动作的保护。

3.1.6 采用三相电压及自产零序电压的保护，应避免电压回路故障时同时失去相间及接地

保护。

3.1.7 500kV线路保护配置零序反时限过流保护，反时限零序过流一般情况下不带方向，宜采用IEC正常反时限特性曲线。

3.1.8 高频保护收发信机的其它保护停信回路（或称母差保护停信、停信2）应具有2～ 5ms延时。

3.1.9 500kV线路光纤电流差动保护应具备双通道接入功能。光纤电流差动保护装置、保

护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）应具备地址识别功能，地址编码可采用数字 或中文。

【释义】保护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）指将保护允许（闭锁）命令、断

路器失灵远跳、过压远跳或500kV电抗器保护远跳等信号转换为光信号传送至通信机房或对

侧的装置，如FOX-41A、GXC-01及CSY-102A等。

3.1.10 线路保护通道的配置应符合双重化原则，500kV线路保护通道的改造及新投产保

护通道的配置应满足以下要求：

3.1.10.1 配置两套主保护的线路，每套主保护的通道应有完全独立的“光纤”+“光纤”、“光

纤”+“载波”保护通道，确保任一通道故障时，每套主保护仍可继续运行。“光纤”+“光 纤”双通道应包括两个不同的光纤路由和不同的光传输设备，且通信直流电源应双重化。

【释义】“光纤”指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用2M等各种形式 的光纤通道。

3.1.10.2 配置三套主保护的线路，应至少有一套主保护采用 “光纤”+“光纤”、“光纤”+ “载波”或“光纤通道自愈环”三种通道方式之一。以确保任一通道故障时，仍有两套主保

护继续运行。

3.1.10.3 单通道光纤电流差动保护采用短路径通道，双通道光纤电流差动保护采用一路短路

径通道和一路长路径通道，且短路径通道和长路径通道分别采用不同的光通信设备。

3.1.10.4 光纤电流差动保护禁止采用光纤通道自愈环，非光纤电流差动保护和辅助保护可采

用光纤通道自愈环。

3.1.11 线路保护光纤通道应优先采用本线或同一电压等级线路的光缆，在不具备条件时

可复用下一级电压等级线路的光缆。磁保护动作，后发电机转子过 负荷保护动作的先后顺序浇3.2 母线保护及断路器失灵保护

3.2.1 母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，无论在新建、扩建还是技改工程中都应保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

3.2.2 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护，防止母线差动保护拒动而危及系统

稳定或将事故扩大，500kV母线保护及500kV变电站的220kV母线保护应采用双重化配置，重要的或有稳定问题的220kV厂站的220kV母线保护应采用双重化配置。双重化配置除应

符合7.2条的技术要求外，同时还应满足以下要求：

3.2.2.1 每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的屏柜内。每套保护

分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

3.2.2.2 采用单套失灵保护时，失灵应同时作用于断路器的两个跳闸线圈；当共用出口的双

重化配置的微机型母差保护与断路器失灵保护均投入时，每套保护可分别动作于断路器的一

组跳闸线圈。

3.2.2.3 用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与 其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.2.2.4应合理分配母线差动保护所接电流互感器二次绕组，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施来解决。

3.2.3 母联、分段断路器应配置充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路，并宜启动失灵保护。

3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。

3.2.5 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。

3.2.5.1 对数字式母线保护装置，可在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在

跳闸出口回路上串接电压闭锁触点；

3.2.5.2 对非数字式母线保护装置电压闭锁接点应分别与跳闸出口触点串接。

3.2.5.3 母联或分段断路器的跳闸回路不应经电压闭锁触点控制。

3.2.6 500kV边断路器失灵宜通过母差出口跳相关边开关。

3.2.7 500kV边断路器失灵经母差保护出口跳闸的，母差保护应充分考虑交直流窜扰，可

在母差失灵出口回路中增加20～30ms的动作延时来提高失灵回路抗干扰的能力，防止母差

失灵误动作。

3.2.8 220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵时，应起动断路器失灵保护，并满足以

下要求:

3.2.8.1 断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或门”构

成的逻辑。

3.2.8.2 为解决断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题，可采用以下解决方案：

a）采用由主变各侧“复合电压闭锁元件动作”（或逻辑）作为解除断路器失灵保护的复合电

压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的

空接点。

b）采用保护跳闸接点和电流判别元件同时动作去解除复合电压闭锁，在故障电流切断或保

护跳闸命令收回后重新闭锁断路器失灵保护。

【释义】该解除电压闭锁方案比单纯靠保护跳闸接点解除复合电压闭锁可靠性高，降低了保

护跳闸接点误导通而误解锁的可能性。

3.2.9 母线发生故障，母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对于不带分支且有纵联

保护的线路，应利用线路纵联保护使对侧快速跳闸，如闭锁式采用母差保护动作停信、允许

式采用母差保护动作发信、纵差采用母差保护动作直跳对侧等。对于该母线上的变压器，除

利用母差保护动作接点跳变压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失灵。?${熜貴3.3 发电机变压器保护

3.3.1 220kV及以上电压等级的主变压器或100MW及以上容量发电机变压器组保护应按 双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置除应符合7.2条的技术要求外，同时还应满

足以下要求：

3.3.1.1主变压器应采用两套完整、独立并且安装在各自屏柜内的保护装置。每套保护均应配 置完整的主、后备保护。

3.3.1.2发电机变压器组每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故

障及异常状态，并能动作于跳闸或发信。

3.3.1.3主变压器或发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关

及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安

装位置也应相对独立。

3.3.1.4每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护的跳闸回路

应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

3.3.1.5为与保护双重化配置相适应，500kV变压器的高、中压侧和220kV变压器的高压侧必

须选用具有双跳闸线圈的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以

及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.3.2 发电机、变压器的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。

3.3.3 变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱引出的

电缆应直接接入保护柜。非电量保护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介

于55～65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。

3.3.4 电气量保护与非电气量保护的出口继电器应分开，不得使用不能快速返回的电气量

保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，且断路器失灵保护的相电流判别元件动作

时间和返回时间均不应大于20毫秒。

3.3.5 为防止冷却器油泵启动时引起的油压突然变化导致重瓦斯保护误动作，应进行单台

及多台油泵启停试验，检查重瓦斯保护动作情况。若出现误动，应采取针对性措施。

3.3.6 有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电

保护的配置及二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都

应加强质量管理和技术监督，消除隐患。

3.3.7 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，做好发电机失步、失磁保护的

选型工作。应采取相应措施防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器不正确动作。

设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。

发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动

作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

3.3.8 发电机失步保护在发电机变压器组外部发生故障时不应误动作，只有测量到失步振

荡中心位于发电机变压器组内部，并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸，并尽量避免断路

器两侧电势角在180度时开断。

3.3.9 发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

3.3.10 200MW及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但应将基波零序保护与发

电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐

波电压保护宜投信号。

3.3.11 发电机变压器组断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后经

快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相动动⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：

3.3.11.1以“零序或负序电流”元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”构成的

“与”逻辑，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发

出告警信号。

3.3.11.2同时经“零序或负序电流”元件以及任一相电流元件动作的“或”逻辑，与“断路

器三相位置不一致”，“保护动作”构成的“与”逻辑，经由独立的时间元件以第三时限去启

动断路器失灵保护，并发“断路器失灵保护启动”的信号。

3.3.12 发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技

术要求。

3.3.13 在新建、扩建和改建工程中，应创造条件优先考虑配置横差保护，并且横差保护的

三次谐波滤过比应大于30。3.3.14 200MW及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

3.3.15 发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。220kV及以上电压等级单元制接线的发

变组，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去启动发变组断路器失灵保护。

3.4 故障录波和继电保护故障信息系统

3.4.1 为充分利用故障录波手段，更好地开展运行分析，发现隐患，查明事故原因，相同

一次设备（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量和开关量宜接入同一录波器中。

3.4.2 模拟量是故障录波的基本信息，所有220kV及以上电气模拟量必须录波，并宜按照

TV、TA装设位置不同分别接入。其中应特别注意：

3.4.2.1 安装在不同位置的每一组三相电压互感器，均应单独录波，同时还应接入外接零序 电压。

3.4.2.2 变压器不仅需录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和

中性点零序电压。电抗器应参照变压器选取模拟量录波。

3.4.2.3 母联、分段以及旁路开关，应录取其电流。

3.4.2.4 3/2接线、角形接线或双开关接线，宜单独录取开关电流。

3.4.3 开关量变位情况是故障录波的重要信息，接入录波器的开关量应包括保护出口信息、通道收发信情况以及开关变位情况等变位信息。其中应特别注意：

3.4.3.1 任意保护的逻辑功能出口跳闸，均应在录波图的开关量中反映。对于独立出口继电

器的单一逻辑功能，宜单独接入录波。对于多项逻辑功能共用多组出口继电器的，可选用一 组开关量接入录波器。

3.4.3.2 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信的接点信号，均应

接入录波器。

3.4.3.3 220kV及以上的开关，每相开关的跳、合位均应分别录波，宜选用开关辅助接点接 入。

3.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点变位宜接入故障录波，便于事故分析。

3.4.3.5 保护跳闸、开关位置等重要开关量的变位应启动录波。

3.4.4 为了便于分析交直流串扰引起的保护跳闸，在保证安全的前提下，宜录取保护使用 的直流母线电压。直流电源

4.1 保护控制直流电源

4.1.1 正常情况下蓄电池不得退出运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池 组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。

4.1.2 变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流

母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现一段直流母线失压。

4.1.3 互为冗余配置的两套主保护、两套安稳装置、两组跳闸回路的直流电源应取自不同

段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。

4.1.4 双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电

源必须取自同一组直流电源。4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。

4.1.6 为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

4.1.6.1 直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。

4.1.6.2 直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空

气开关有选择性地配合。

4.1.6.3 直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有

选择性地配合。

4.1.6.4 为防止因直流熔断器不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和

小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

4.1.7 使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机

在满功率发信的状态下）的1.5-2.0倍选用。

4.1.8 直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：

4.1.8.1 信号回路由专用直流空气开关（直流熔断器）供电，不得与其他回路混用。

4.1.8.2 由一组保护装置控制多组断路器（例如母线差动保护、变压器差动保护、发电机差 动保护、线路横联差动保护、断路器失灵保护等）和各种双断路器的变电站接线方式中，每

一断路器的操作回路应分别由专门的直流空气开关（直流熔断器）供电，保护装置的直流回

路由另一组直流空气开关（直流熔断器）供电。4.1.8.3 有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔

断器）供电。

4.1.8.4 只有一套主保护和一套后备保护的，主保护与后备保护的直流回路应分别由专用的

直流空气开关（直流熔断器）供电。

4.1.9 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的接线原则：

4.1.9.1 每一套独立的保护装置，均应有专用于直接到直流空气开关（直流熔断器）正负极

电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且

只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。

4.1.9.2 不允许一套独立保护的任一回路（包括跳闸继电器）接到另一套独立保护的专用端

子对引入的直流正、负电源。

4.1.9.3 如果一套独立保护的继电器及回路分装在不同的保护屏上，同样也必须只能由同一

专用端子对取得直流正、负电源。

4.1.10 由不同熔断器供电或不同专用端子对供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允

许有任何电的联系，如有需要，必须经空接点输出。

4.1.11 查找直流接地点，应断开直流空气开关（直流熔断器）或断开由专用端子对到直流

空气开关（直流熔断器）的连接，并在操作前，先停用由该直流空气开关（直流熔断器）或

由该专用端子对控制的所有保护装置，在直流回路恢复良好后再恢复保护装置的运行。4.1.12 所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动报警回路。

4.1.13 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：

4.1.13.1 直流电压波动范围应小于 5%额定值。

4.1.13.2 波纹系数小于5%。压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失4.1.13.3 失去浮充电源后在最大负载下的直流电压不应低于80%的额定值。

4.1.14 保护装置直流电源的插件运行不宜超过8年。

4.2 保护接口装置通信直流电源

4.2.1 线路保护通道的配置应符合双重化原则，保护接口装置、通信设备、光缆或直流电

源等任何单一故障不应导致同一条线路的所有保护通道同时中断。

4.2.2 不同保护通道使用的通信设备的直流电源应满足以下要求：

4.2.2.1 保护通道采用两路复用光纤通道时，采用单电源供电的不同的光端机使用的直流电

源应相互独立；

4.2.2.2 保护通道采用一路复用光纤通道和一路复用载波通道时，采用单电源供电的光端机

与载波机使用的直流电源应相互独立；

4.2.2.3 保护通道采用两路复用载波通道时，不同载波机使用的直流电源应相互独立。

【释义】对于有两路电源供电的光端机，由于任一路直流电源故障不影响其正常工作，从通

信角度来看，具有双电源接入功能的光设备，应优先采用相互独立的两路电源供电。为了避

免降低两路直流电源的可靠性，采用双电源供电的光端机，应防止工作过程中出现两路直流

电源短接的状态。

4.2.3 在具备两套通信电源的条件下，保护及安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应

满足以下要求：

4.2.3.1 通信设备使用单直流电源时，保护及安稳装置的数字接口装置应与提供该通道的通

信设备使用同一路（同一套）直流电源；通信设备使用双直流电源时，两路电源应引自不同 的直流电源。

4.2.3.2 线路配置两套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）两套主保护均采用单通道时，每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；

b）两套主保护均采用双通道时，每套主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电

源应相互独立；

c）一套主保护采用单通道，另一套主保护采用双通道时，采用双通道的主保护的每个保护

通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，同时应合理分配采用单通道的主保护的数

字接口装置使用的直流电源。

【释义】具有独立蓄电池组和充电装置的一路（一套）电源视为独立电源。

4.2.3.3 线路配置三套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）三套主保护均采用单通道时，允许其中一套主保护的数字接口装置与另一套主保护数字

接口装置共用一路（一套）直流电源，但应至少保证一套主保护的数字接口装置使用的直流

电源与其它主保护使用的数字接口装置的直流电源相互独立；

b）一套主保护采用双通道，另外两套主保护采用单通道时，采用双通道的主保护的每个保

护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，两套采用单通道的主保护的数字接口装

置使用的直流电源应相互独立；

c）两套及以上主保护采用双通道时，每套采用双通道的主保护的每个保护通道的数字接口

装置使用的直流电源应相互独立，采用单通道的主保护的数字接口装置可与其它主保护的数

字接口装置共用一路（一套）直流电源。

4.2.3.4 两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。

4.2.3.5 光纤通道和载波通道的保护接口装置使用的直流电源应相互独立。二次回路及抗干扰

5.1 互感器及其二次回路

5.1.1 在继电保护装置交流电流回路设计过程中，应严格按照文件的要求，进行继电保护

用电流互感器二次绕组的选型和配置，防止出现保护死区。在继电保护装置和电流互感器的安装、调试、验收过程中，应做好电流互感器安装位置正确性、电流互感器二次绕组配置合

理性、继电保护装置交流电流回路接线正确性检查。检查记录应有签名并作为工程竣工报告 存档。

5.1.2 继电保护用电流互感器二次绕组配置原则：

5.1.2.1 电流互感器二次绕组的配置应满足DL／T 866-2004《电流互感器和电压互感器选择

及计算导则》的要求。

5.1.2.2 500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则：

①线路保护宜选用TPY级；②母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当的电流互感器；

③断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器，不宜使用TPY 级。

5.1.2.3 为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时

应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。当线路保护或主变

保护使用串外电流互感器时，配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。

5.1.2.4 为防止电流互感器二次绕组内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器

失灵保护因无法感受到故障电流而拒动，断路器保护使用的二次绕组应位于两个相邻设备保

护装置使用的二次绕组之间。

5.1.3 电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。独立的、与其他互感器二次回路没

有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。由几组电流互感器组合的电

流回路，如各种多断路器主接线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。

5.1.4 经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将 N600一点接地；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接

触器等。

5.1.5 已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，如认为必要，可以在开关场将二次绕

组中性点经氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30ImaxV(220kV及以上系统中击穿电压

峰值应大于800V)。其中Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为kA。

5.1.6 来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和开口三角绕组的2根引入线均应

使用各自独立的电缆，不得公用。

5.1.7 电流互感器的安装、调试要求

5.1.7.1 在电流互感器安装调试时应进行电流互感器出线端子标志检验，核实每个电流互感

器二次绕组的实际排列位置与电流互感器铭牌上的标志、施工设计图纸是否一致，防止电流

互感器绕组图实不符引起的接线错误。新投产的工程应认真检查各类继电保护装置用电流互

感器二次绕组的配置是否合理，防止存在保护动作死区。以上检验记录须经工作负责人签字，作为工程竣工资料存档。

5.1.7.2 保护人员应结合电流互感器一次升流试验，检查每套保护装置使用的二次绕组和整

个回路接线的正确性。

5.1.7.3 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。

5.1.7.4 新安装及解体检修后的电流互感器应做变比及伏安特性试验，并进行三相比较以判

别二次绕组有无匝间短路和一次导体有无分流；注意检查电流互感器末屏是否已可靠接地。

5.2 保护二次回路

5.2.1 为避免形成寄生回路，在任何情况下均不得并接第一、第二组跳闸回路。

5.2.2 直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线圈线径小于 0.09mm的继电器时，其线圈须经密封处理，以防止线圈断线；如果用低额定电压规格（如

220V电源用于110V的继电器）的直流继电器串连电阻的方式时，串联电阻的一端应接于负的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全稀电源。

5.2.3 直流电压在110V及以上的中间继电器一般应有符合下列要求的消弧回路：

5.2.3.1 不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。

5.2.3.2 用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二极管上都必须

串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继电器线圈回路短接。消弧回路

应直接并在继电器线圈的端子上。

5.2.3.3 选用的消弧回路所用反向二极管，其反向击穿电压不宜低于1000V，禁止低于600V。

5.2.3.4 注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。

5.2.4 跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%，但也不应过高，以保证

直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器（例

如5W以上），如为快速动作的需要，则允许动作电压略低于额定电压的50%，此时必须保

证继电器线圈的接线端子有足够的绝缘强度。由变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器，因连线长，电缆电容大，为避免电源正极接地误动作，应采用较大起动功率的中间继电器，但不要求快速动作。

5.2.5 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串连自保持继电器，并保证：

5.2.5.1 跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。

5.2.5.2 断路器可靠跳、合闸。

5.2.6 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件：

5.2.6.1 自保持电流不应大于额定跳(合)闸电流的50%左右，线圈压降小于额定值的5%。

5.2.6.2 出口继电器的电压起动线圈与电流自保持线圈的相互极性关系正确。

5.2.6.3 电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应

为交流2000V、1min）。

5.2.6.4 电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。

5.2.7 有多个出口继电器可能同时跳闸时，宜由防止跳跃继电器KBJ实现上述任务，防跳

继电器应为快速动作的继电器，其动作电流小于跳闸电流的50%，线圈压降小于额定值的

10%，并满足5.2.6.1～5.2.6.4条的相应要求。

5.2.8 不得采用可控硅跳闸出口的方式。

5.2.9 两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共连线引出。检查测试带串连信号继电器回路的整组起动电压，必须保证在80%直流额定电压和最不利条

件下分别保证中间继电器和信号继电器都能可靠动作。5.2.10 跳闸连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路，应满足以下要求： 连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的

连接片；检查并确证连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的连接片导电杆必

须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；检查连接片在拧紧后不会接地。不符合上述要求的需立

即处理或更换。

5.2.11 用隔离开关辅助接点控制的电压切换继电器，应有一对电压切换继电器触点作监视

用；不得在运行中维护隔离开关辅助触点。

5.2.12 电压回路在切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。

5.2.13 用隔离开关辅助触点控制的切换继电器，应同时控制可能误操作的保护的正电源。

5.2.14 保护屏上的电缆必须固定良好，防止脱落、拉坏接线端子排造成事故。

5.3 抗干扰

5.3.1 静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

5.3.2 为了防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤波

器和收发信机与高频电缆芯线相连接端均应分别串有电容器。

5.3.3 对于现已运行的采用高频变量器直接耦合的高频通道（结合滤波器及收发信机高频

电缆侧均无电容器），要求在其通道的电缆芯回路中串接一个电容器，其参数为：0.05μf左 右，交流耐压2000V、1min。串接电容器后应检查通道裕度。

5.3.4 高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠

高频同轴电缆敷设截面积不小于100mm2的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与地网

相连。在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的分支铜导线，分别延伸至

保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3～5m处与地网连通。

5.3.5 结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆

外罩铁管应与耦合电容器的底座焊接在一起。高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子

上，用大于10mm2的绝缘导线连通引下，焊接在上述分支铜导线上，实现接地，亦可采用

其它连通方式。在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.5～2.5mm2的多股铜线直接接于保

护屏接地铜排。

5.3.6 收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连。

5.3.7 高频收发信机的输出（入）线应用屏蔽电缆，屏蔽层接地，接地线截面不小于1.5mm2。

5.3.8 保护屏抗干扰要求：

5.3.8.1 保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面

不小于4mm2的多股铜线连接到接地铜排上, 接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保

护室内的二次接地网相连。装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜

排直接连通。

5.3.8.2 保护屏本身必须可靠接地。

5.3.8.3 所有用旋钮（整定连接片用）接通回路的端子，应加装接触性能良好的垫片，并注

意螺杆不宜过长，以确保可靠压接。

5.3.8.4 跳（合）闸引出端子应与正电源适当地隔开。

5.3.8.5 集成电路型保护或微机型保护的交流及直流电源来线，应先经过抗干扰电容（最好

接在保护装置箱体的接线端子上），然后才进入保护屏内，此时：

a）引入的回路导线应直接焊在抗干扰电容的一端；抗干扰电容的另一端并接后接到屏的接

地端子（母线）上。

b）经抗干扰电容后，引入装置在屏上的走线，应远离直流操作回路的导线及高频输入（出）

回路的导线，更不得与这些导线捆绑在一起。

c）引入保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。

5.3.9 弱信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相临近。

5.3.10 保护装置本体抗干扰要求：

5.3.10.1 保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。

5.3.10.2 所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等）的一、二次线圈间

必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。

5.3.10.3 外部引入至集成电路型或微机型保护装置的空接点，进入保护后应经光电隔离。

5.3.10.4 集成电路型、微机型保护装置只能以空接点或光耦输出。5.3.11 开关场到控制室的电缆线抗干扰要求：

5.3.11.1 对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽

层两端接地，内屏蔽层宜在户内一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应联接在二次接地网上。

5.3.11.2 用于集成电路型、微机型保护的电流、电压和信号接点引入线，应采用屏蔽电缆，⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏屏蔽层在开关场与控制室同时接地；各相电流线、各相电压线及其中性线应分别置于同一电 缆内。

5.3.11.3 不允许用电缆芯两端同时接地的方法作为抗干扰措施。

5.3.11.4 动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。

5.3.12 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发

电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

5.3.13 交流电压、电流回路、直流回路及电源四部分均应使用独立电缆，动力电缆和控制

电缆应按种类分层敷设，严禁用同一电缆的不同导线同时传送动力电源和信号。运行与检修

6.1 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试

与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质

量符合相关规程和技术标准的要求。

6.2 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。线路快速保护、母线差动保护、断

路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

6.3 应加强微机保护的运行管理，避免因软件版本管理问题而引发的保护装置异常和造成保

护不正确动作。

6.3.1 微机继电保护软件版本按照调度管辖范围实行分级管理。

6.3.2 装置原软件版本存在严重缺陷，运行维护单位收到相应调度机构下发的反措文件后，应限期整改。

6.3.3 运行单位对软件版本有特殊要求时，向相应调度机构提出升级要求，上报相关资料，经审核确认后，方可执行。

6.4 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线

均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

6.5 继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

6.6 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路

以及“和电流”接线方式等有关的二次回路上工作时，应特别认真做好安全隔离措施。

6.7 新投运的220kV及以上保护设备经历第一次区外故障时，应及时打印保护装置和故障录

波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。

6.8 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备校

验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

6.9 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在正式投入运行前，除测定相

回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接

线的正确性。

6.10 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二

次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

6.11 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻

抗保护误动的有效措施。

6.12 两个被保护单元的保护装置配在一块屏上时，其安装必须明确分区，并划出明显界线，以利于分别停用试验。一个被保护单元的各套独立保护装置配在一块屏上，其布置也应明确 分区。

6.13 现场试验应遵守的原则：

6.13.1 停用整个间隔保护进行传动试验需要投入保护出口压板时，应将与运行设备及保护V装置关联的连接片断开，如断开失灵启动和失灵出口压板等；停用其中一套保护进行试验时，停用保护要有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），如果连接片只控制

本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。6.13.2 不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不允许在保护未停用的

情况下，用装置的试验按钮（闭锁式纵联保护的起动发信按钮除外）作试验。

6.13.3 试验用直流电源应由专用熔断器或空气开关供电。

6.13.4 整组试验指除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处

于与投入运行完全相同的状态下进行试验。不允许用卡继电器触点、短路触点或类似人为手

段进行保护装置的整组试验。

6.13.5 对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动必须履行如下程序：

6.13.5.1 在原图上做好修改，经相关继电保护主管部门批准。

6.13.5.2 应按图施工，拆动二次回路时应逐一做好记录，恢复时严格核对。

6.13.5.3 改完后，应做相应的整组试验，确认回路、极性及整定值等完全正确，然后再申请

投入运行。

6.13.5.4 工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图作废。

6.13.6 应对保护装置做拉合直流电源的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流

电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或误信号的情况。

6.13.7 对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程按照保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特性。

6.13.8 在载波通道上工作后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。

6.13.9 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：

6.13.9.1 不允许在现场进行修理插件的工作。6.13.9.2 在现场试验过程中不允许拔出插板测试，只允许用厂家提供的测试孔或测试板进行

测试工作。

6.13.9.3 插拔插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供相

应的物件。

6.13.9.4 应做好插件的标识记录工作，防止误插插件。

6.13.10 在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）时不能自动起动的直流逆变电源，必须更换。

6.13.11 所有试验仪表、测试仪器等，均必须按使用说明书的要求做好相应的接地（在被测

保护屏的接地点）后，才能接通电源；注意与引入被测电流、电压的接地关系，避免将输入 的被测电流或电压短路；只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。

6.13.12 对于由3U0构成的保护的测试：

6.13.12.1 不能以检查3U0回路是否有不平衡电压的方法来确认3U0回路是否良好。

6.13.12.2 可以包括电流、电压互感器及其二次回路连接与方向元件等综合组成的整体进行试

验，以确证整组方向保护的极性正确。

6.13.12.3 最根本的办法是查清电压及电流互感器极性，所有由互感器端子到继电保护盘的连

线和盘上零序方向继电器的极性，做出综合的正确判断。

6.13.13 多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其他保

护有关联的某一套进行试验时，必须特别注意做好保护的安全措施，例如将电流回路旁路或 将相关电流回路短接、将接到外部的触点全部断开等措施。

6.13.14 在可靠停用相关运行保护的前提下，对新安装设备应分别进行分、合直流电源正、负极电源的试验，以保证没有寄生回路存在。

6.14 现场运行应遵守的原则：

6.14.1 纵联保护（如高频闭锁方向保护等）的任一侧需要停用或停直流电源时（例如为了寻找直流电源接地等），应先报调度，申请退出两侧纵联保护，然后才允许工作。工作完后，两侧保护按规定进行检查，并按规定程序恢复运行。

6.14.2 线路基建投产，相应的保护、故障信息系统必须同步投入运行。

6.14.3 专用收发信机，应每天交换通道信号，保护投入运行时收信电平裕量不得低于 8.68dB（以能开始保证保护可靠工作的收电平值为基值），运行中当发现通道传输衰耗较投

运时增加超过规定值3dB时，应立即报告主管调度机构和通知有关部门，以判定高频通道

是否发生故障、保护是否可以继续运行；运行中如发现通道电平裕量不足5.68dB时，应立

即通知主管调度机构，并申请退出两侧纵联保护，然后才通知有关部门安排相应的检查工作。

6.15 专用收发信机的维护要求：

6.15.1 依照定检条例和装置说明书正确调整3dB告警的动作电平，并记录在案。记录内 容应包括正常收信电平和3dB告警的实际动作（收信）电平。对于没有记录的视为该项目

漏查。

6.15.2 继电保护人员应将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 站运行值班人员，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。

6.15.3 当发生3dB告警时，应立即报至当值调度申请退出高频保护并组织人员查找告警 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。

6.15.4 每次3dB告警，均应详细记录备案并反映在当月的缺陷报表中。发生3dB告警的

保护通道在投运前应有详细试验记录，并由各供电局、电厂的继电保护专责签字认可试验结

果，在消除故障后方允许投入运行。

6.15.5 为了确认阻波器调谐元件是否运行正常，要求各单位在有线路停电检修时，必须分

合线路侧地刀检查收信电平的变化并记录在案。对于收信电平变化大于2dB的通道（阻波

器分流衰耗值），应立即组织人员检查该通道。确认检查情况应详细记录备案并反映在当月 的缺陷报表中。

6.15.6 每条配备专用收发信机高频保护的线路均要通过两侧配合试验校验收发信机的工

作状况，试验时必须采用选频电平表，并作好试验记录。收发信机正常工作的收信裕度应控

制在12 dB以上，有最高收信电平限制的专用收发信机如：YBX-1和GSF-6A型最高收信电平

不得高于15dB。两侧收发信机所测的传输衰耗之差不得大于3dB，达不到要求的，要查明

原因并报主管调度机构的继保部门。每一侧的试验记录必须包括：本侧与对侧的收发信机高

频电缆端的启动电压电平、启动功率电平、收信电压电平、收信功率电平、发信电压电平、发信功率电平、收信裕度、3dB告警的实测值、收发信机外部加入的衰耗值，收发信机内部

加入的衰耗值等。

6.15.7 穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。专业管理

7.1 继电保护的配置和选型应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》及国家、行业技术

标准。应优先采用取得成功运行经验的保护装置，未按规定的要求和程序进行检测或鉴定的

保护装置不允许入网运行。应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理 的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路” 的原则进行保护配置、选型

与整定。从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。继电保护新产

品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

7.2 继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大，并遵循相互独立的原则，注意做到：

7.2.1 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不

应有任何电气联系，充分考虑到运行和检修时的安全性，当一套保护退出时不应影响另一套

保护的运行。

7.2.2 每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立 的绕组，相邻设备保护的保护范围应交叉重迭，避免死区。

【释义】一次设备具备条件的，交流相电压也应分别取自电压互感器互相独立的绕组。在保

护设计、安装、验收等环节要特别注意避免产生保护死区。线路保护、变压器保护、发变组

保护、母线保护、断路器失灵保护等的保护范围必须相互交叉，运行中应不存在保护死区。

7.2.3 为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路

器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则

按双重化配置。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

【释义】考虑到回路可靠性，同时兼顾相关回路的独立性双重化配置的保护一般仅要求动作

于断路器的一组跳闸线圈。

7.2.4 双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线。

7.2.5 双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组宜使用主、后一体化的保护

装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化 的要求进行保护配置。

7.3 220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护并投入运 行。

【释义】考虑到断路器三相位置不一致保护主要功能是提供保护断路器本体的功能，有电气

量闭锁的保护在某些条件下无法提供保护，本着断路器的问题断路器自己解决的原则应配置

断路器本体的三相不一致保护。

7.4 各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备

安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

7.5 配备足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。

【释义】与相关保护厂家签署备品、备件供应合同或服务协议，能在指定时间内提供备品、备件的视为“配备足够的保护备品、备件”。

7.6 保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套。

【释义】防跳回路可以切换时，通常远方操作采用操作箱的防跳回路，就地操作时自动切换

为断路器本体的防跳回路；防跳回路不可以切换时，可选用保护装置或断路器本体防跳回路

其中一个。