2011年度繼電保護整定運行方案設(shè)計

1、巴州電網(wǎng) 2011 年度繼電保護整定運行方案四川巴州供電有限責任公司調(diào)度室2011 年 3月第一部分 巴州電網(wǎng)繼電保護配置情況第一節(jié) 繼電保護配置情況一、概述 繼電保護配置情況是繼電保護整定計算和運行管理的基 礎(chǔ)，也是編寫繼電保護整定運行方案的前提。 2011 年巴州供電 公司所屬變電站除 35kV 城西站， 35kV 及以上變電站都實現(xiàn)了 繼電微機化外， 其余設(shè)備及其他電站均未實現(xiàn)繼電保護微機化。二、35kV 線路保護35kV 線路保護的基本配置為三段低壓閉鎖方向過流保護、 一段獨立合閘加速段保護、三相一次重合閘及低周減載。巴州 電網(wǎng)運行的 35kV 線路保護裝置主要有以下四種：（一）ISA

2、-367G 配置可獨立投退的三段式低電壓閉鎖方 向過電流保護、低壓閉鎖相電流后加速保護、三相一次自動重 合閘、低周減載及低壓減載。 （清江站化清線， 柳林站恩柳線、 柳花線，茶壩站玉茶線、柳茶線，玉山站江玉線、玉茶線、玉 頂線使用）。（二）NAS-921 配置三段式復壓方向過流保護、零序過 流保護、加速段保護、過負荷保護、重合閘、低頻保護、零序 過壓保護。（共4套，恩龕線、龕西線、龕南I、口回）（三）GM-967A 配置三段低電壓啟動方向閉鎖電流保 護、獨立啟動段合閘后加速跳、三相一次自動重合閘、過負荷保護及低周減載。（共4套，城南站江城線、堂南線、龕南I、 口回）（四）TDR931配置三段式

3、復合電壓閉鎖方向過流保護、零序過流保護、加速段保護、過負荷保護、重合閘、低頻保護、零序過壓保護。（共5套，城西站大西線、35kV分段，三江電 站江城線、江曾線、江玉線）三、35kV主變保護35kV主變保護由差動保護、各側(cè)后備保護和非電量保護組 成，非電量保護主要包括主變瓦斯保護及壓力釋放閥。巴州電 網(wǎng)運行的35kV主變保護裝置配置主要是以下七種：（一）深圳南瑞ISA-300系列主變成套保護，即ISA-387G+ ISA-388G+ISA-361G。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護ISA-387G差動速斷保護比率差動保護采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護ISA-388G31三段復壓

4、方向過流i、n段可帶方向過負荷告警11風扇起動11過負荷閉鎖調(diào)壓11低后備保護31三段復壓方向過流i、n段可帶方向ISA-388G過負荷告警11風扇起動11過負荷閉鎖調(diào)壓11ISA-361G 非電量保護（本體輕瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦 斯，冷控失電）如清江站1#、2#主變，柳林站1#、2#主變，茶壩站1#、 2#主變，玉山站1#、2#主變。另外，化成站 2#主變、曾口站 2#主變均只配置了主變低后備保護，采用深圳南瑞主變后備保 護裝置ISA-388G。（二）南京南自NAS-900系列主變成套保護，即NAS-9211 + NAS-9213。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護NAS-9211

5、差動速斷保護比率差動保護采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護NAS-9213四段復壓方向過流41i、n段可帶方向零序過流11加速段保護11過負荷11充電保護11僅在對母線充電時投入低后備保護四段復壓方向過流41i、n段可帶方向NAS-9213零序過流11加速段保護11過負荷11充電保護11僅在對母線充電時投入非電量保護本體瓦斯有載瓦斯NAS-9210 非電量保護（本體輕、重瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦斯）如南龕站1#、2#主變。（三）南京南自NAS-925B變壓器保護保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注低后備保護NAS-925B一段復壓方向過流23i、n段可帶方向三段零序過流保護33i、n段可帶方向

6、，川段為一個時限過負荷告警11充電保護11僅在對母線充電時投入如漁溪站1#主變，雪山站1#主變，頂山站1#主變。（四）南京鈦能TDR935系列主變成套保護， 即TDR935 +TDR935B。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護差動速斷保護TDR935比率差動保護采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護TDR935B23一段復壓方向過流i、n段可帶方向三段零序過流保護33i、n段可帶方向，川段為一個時限零序過壓保護過負荷告警11充電保護11僅在對母線充電時投入低后備保護TDR935B23一段復壓方向過流i、n段可帶方向三段零序過流保護33i、n段可帶方向，川段為一個時限零序過壓保護過負荷告

7、警11充電保護11僅在對母線充電時投入如雪山站1#主變、頂山站2#主變均配置了差動保護、 高后 備保護，三江電站1#、2#、3#、4#主變均配置了差動保護、 低后備保護，采用南京鈦能 TDR935主變差動保護裝置及 TDR935B主變后備保護裝置。漁溪站 2#主變、城南站2#主變 僅配置了主變低后備保護，采用南京鈦能TDR935B主變后備保 護裝置。（五）南京力導DMP300變壓器保護。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注DMP300電流保護31三段分別為電流速斷、限電速斷、過流重合閘低頻減載零丿予方向保護PT斷線告警CT斷線告警如曾口站1#主變。（六）成都柏信GM-900系列主變成套保護， 即

8、GM-987B+ GM-967B。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護GM-987B差動速斷保護比率差動保護采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護GM-987B1側(cè)低電壓啟動電流保護112側(cè)低電壓啟動電流保護11加速段保護11過負荷11二段復壓方向電流31i、n段可帶方向低后備保護加速段保護11GM-967B過負荷11如城南站1#主變。（七）南京南瑞RCS-9600C系列主變成套保護，即RCS-9671C + RCS-9681C+RCS-9661C。保護裝置保護類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護RCS-9671C差動速斷保護比率差動保護采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護RCS-9681C

9、五段復壓方向過流51五段均可帶方向過流W段11無復壓及方向閉鎖過負荷告警11風扇起動11過負荷閉鎖調(diào)壓11低后備保護RCS-9681C五段復壓方向過流31五段均可帶方向過流W段11無復壓及方向閉鎖零序過流32零序過流川段僅一時限間隙零序過流12過負荷11啟動風冷11過載閉鎖調(diào)壓11非電量保護RCS-9661C冷控失電RCS-9661C 非電量保護（本體輕、重瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦斯，冷控失電）如花叢站1#主變。四、10kV線路保護10kV線路保護基本配置為三段過流保護、一段獨立合閘 加速段保護、三相一次重合閘及低周減載。巴州電網(wǎng)運行的10kV線路保護裝置主要有以下七種：（一）ISA-367G

10、配置三段定時限過流保護、一段獨立合 閘加速段保護、三相一次重合閘及低周減載。（柳林站、茶壩 站、玉山站使用）（二）ISA-351G 配置三段定時限過流保護、一段獨立合 閘加速段保護、三相一次重合閘及低周減載。（化成站使用）（三）NAS-9212 配置三段定時限過流保護、 一段獨立合 閘加速段保護、過負荷保護、三相一次重合閘及低頻減載。 （南 龕站、漁溪站、雪山站、頂山站、清江站各 10kV線路使用）（四）GM-951C 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向過 流保護、一段獨立合閘后加速段保護、三相一次重合閘及低周 減載。（城南站使用）（五）DMP300 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向電 流保護、

11、一段獨立合閘后加速段保護、三相一次重合閘及低周 減載。（曾口站使用）（六）RCS-9611C 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向 電流保護、一段獨立合閘后加速段保護、三相一次重合閘及低 周減載。（花叢站使用）（七）TDR931 配置三段式復合電壓閉鎖方向過流保護、 一段獨立合閘加速段保護、三相一次重合閘及低頻保護。（三 江電站使用）五、10kV 電容器保護10kV 電容器保護基本配置為二段定時限過流保護、過電 壓保護、低電壓保護、不平衡電壓保護、不平衡電流保護。巴州電網(wǎng) 10kV 電容器保護裝置主要有以下六種：（一）ISA-359G 配置二段定時限過流保護、 過電壓保護、低電壓保護、不平衡電流保

12、護。（化成站、柳林站、茶壩站、 玉山站使用）（二）NAS-9212 配置四段定時限過流保護、 過電壓保護、 低電壓保護、零序過壓保護、零序過流保護。（共 2套，南龕 站使用）（三）NAS-921 配置三段定時限過流保護、 過電壓保護、 低電壓保護、零序過壓保護、零序過流保護、自動投切功能。清江站、漁溪站、雪山站、頂山站使用）（四）GM-967A 配置三段定時限電流保護、 過電壓保護、 低電壓保護。（共 1套，城南站）（五）DMP-331 配置三段三相式電流保護、 低電壓保護、 過電壓保護、不平衡電壓保護、不平衡電流保護。（共 1套， 曾口站）（六）RCS-9631C 配置配置三段三相式電流保護

13、、低電 壓保護、 過電壓保護、 不平衡電壓保護、 不平衡電流保護。 （共 1套，花叢站）第二節(jié) 繼電保護配置存在的問題一、化成站 1# 主變、花叢站 2# 主變?nèi)敝鞅Ｗo及后備保護。二、城西站2#主變、 城南站 2#主變?nèi)敝髯兊秃髠浔Ｗo， 漁 溪站2# 主變、頂山站 2# 主變、化成站 2# 主變、曾口站 2#主變 缺主變高后備保護。三、城南站缺一套故障解列裝置解列 35kV 江城線。四、玉山站 10kV 分段備自投裝置未做試驗， 不能投入運行。五、玉山站 10kV 備自投裝置的備用電源方式需進行討論 研究。六、玉山站現(xiàn)不能實現(xiàn) 10kV 分段備自投，不能滿足玉山 站10kV母線分段運行需要。七

14、、化成電站、新橋河電站、柳林電站、青木電站保護裝置已壞，無法執(zhí)行保護定值。水寧寺電站 2# 機保護裝置拒動。第二部分 巴州電網(wǎng)繼電保護整定方案第一節(jié) 概述一、基本原則巴州電網(wǎng)繼電保護整定方案是根據(jù) 3-110kV 電網(wǎng)繼電保 護裝置運行整定規(guī)程、大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計 算導則等有關(guān)條款的規(guī)定，以及結(jié)合巴州電網(wǎng)的具體結(jié)構(gòu)、 電源分布特點、現(xiàn)有保護配置情況和多年的運行經(jīng)驗，在確保 安全供電的前提下進行編寫的。本方案不僅要滿足巴州電網(wǎng)安 全可靠的運行要求，而且要盡量簡化運行中頻繁調(diào)整保護定值 的需要，同時又必須滿足繼電保護的可靠性、選擇性、靈敏性 及速動性的基本要求。二、編制依據(jù)（一） 3-

15、110kV 電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程（二）大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計算導則（三）巴中電網(wǎng) 2010 年度繼電保護及安全自動裝置整定 運行方案（四）四川電網(wǎng) 3-110kV 系統(tǒng)繼電保護整定計算標準化指 導書（試行本）（五）繼電保護裝置的技術(shù)說明書、原理接線圖三、基本參數(shù)（一）標幺值計算的基準值基準功率采用100MVA，各級基準電壓采用平均額定電壓，各電壓等級下的基準電壓、基準電流和基準阻抗如下表:電壓等級35 kV10 kV6 kV基準電壓37 kV10.5 kV6.3 kV基準電流1560 A5500 A9164 A基準阻抗13.7 Q1.1 Q0.4 Q（二）線路參數(shù)線路長度、導線

16、型號采用巴州電力系統(tǒng)2010年度運行方式上數(shù)據(jù)。LGJ 70、LGJ 95型導線的每公里正序阻抗取 0.4 Q/km。其它型號導線的每公里正序阻抗采用北京中恒博瑞公司研 發(fā)的圖形化繼電保護整定校驗系統(tǒng)（繼電保護整定計算輔助軟 件）中推薦的導線每公里正序阻抗，其值見下表：正序電阻正序電抗正序阻抗導線型號正序阻抗角(Q / km )(Q / km )(Q/ km )LGJ-1200.270.4080.48957 °LGJ-1850.170.3940.42967 °LGJ-2400.1320.3860.40871 °線路零序阻抗取正序阻抗的 3倍，即Ro=3Ri, Xo

17、=3Xi,Zo=3Z i 。零序阻抗角等于正序阻抗角。將上述理論數(shù)據(jù)與部分線路的實測參數(shù)進行比較，理論數(shù) 據(jù)與實測參數(shù)相差在10%以內(nèi)。因此在整定計算過程中，采用 理論數(shù)據(jù)進行計算，在得到實測參數(shù)后，將理論數(shù)據(jù)與實測參 數(shù)進行比較，校核整定值。（三）變壓器、發(fā)電機參數(shù)變壓器參數(shù)采用巴州電力系統(tǒng) 2010年度運行方式上 數(shù)據(jù)。在計算變壓器阻抗時，按變壓器零序阻抗值等于正序值計 算。在計算發(fā)電機阻抗時，按發(fā)電機負序阻抗值等于正序阻抗 值計算。（四）不考慮線路電容電流和負荷電流的影響。（五）短路電流計算只考慮常見運行方式下金屬性三相短 路、兩相短路、單相接地和兩相接地短路，不考慮復合故障類 型的短路

18、。（六）巴州供電公司所屬變電站，除了35kV城西站，其 余變電站都實現(xiàn)了繼電保護微機化。為有效的利用時限資源， 增強繼電保護的快速性，巴州電網(wǎng)繼電保護動作時限級差 t=0.3 s。四、系統(tǒng)運行方式合理的選擇運行方式是改善保護效果，充分發(fā)揮保護效能 的關(guān)鍵。繼電保護整定計算以常見運行方式為依據(jù)。常見運行 方式是指正常運行方式和正常檢修方式。常見運行方式見巴 州電力系統(tǒng)2010年度運行方式及運行方式專業(yè)在新設(shè)備投 運前編制的XX設(shè)備投運后電網(wǎng)運行接線方案。五、與上一級電網(wǎng)的保護整定配合原則（一）巴州電網(wǎng)與巴中電網(wǎng)存在上下級供電運行方式，其 整定配合原則為：巴中電網(wǎng)供巴州電網(wǎng)時，巴州電網(wǎng)所涉及的 保

19、護主動與巴中電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線保護相配合，巴中電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線保護 為巴州電網(wǎng)提供一定的時限裕度。（二）與下一級電網(wǎng)的保護整定配合必須遵循：局部電網(wǎng) 服從整個電網(wǎng)、下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng)、局部問題自行消 化的配合原則，同時盡量照顧局部電網(wǎng)和下一級電網(wǎng)的需要。第二節(jié)整定細則一、35kV線路保護（一）三段過流保護電流元件時間元件過流I段按本線路末端最大三相短路電流的 1.5倍整定， 且滿足線路出口（距首端 5%處）最大三相短路 的靈敏系數(shù)不小于1，若該靈敏系數(shù)小于1，則 不啟用過流I段t1=0 s按最小方式卜，本線路末端兩相短路有不小于與之配合的相鄰線路過流n1.5的靈敏系數(shù)整定，且與相鄰線路過流n段保段動作

20、時限+ At過流n段護配合，并可靠躲過本線路末端變壓器低壓側(cè)至終端變電站的35kV線路開最大方式卜三相短路時，流過線路的短路電流大 t2=0.3 s與之配合的相鄰線路過流川按本線路最大負荷電流的1.5倍整定，且與相段動作時限和線路末端主變鄰線路過流川段保護配合，并力爭滿足線路末后備保護跳35kV總路開關(guān)動過流川段端變壓器低壓側(cè)故障時有不小于1.2的靈敏系作時限的較大者+ At數(shù)至終端變電站的35kV線路開關(guān) t2=1.5 s（二）過流加速段：電流定值與過流口段整定一致，時限為0.2 s。（三）零序過流保護：35kV系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，不啟用 零序過流保護。（四）過流保護經(jīng)低壓閉鎖：過流I、川段保

21、護不啟用低 壓閉鎖。過流段保護若能兼顧靈敏性和選擇性要求，貝y不啟 用低壓閉鎖，反之，啟用低壓閉鎖。（五）過流保護方向：單側(cè)電源線路，保護不帶方向，兩 側(cè)電源線路， 啟用過流保護經(jīng)方向閉鎖， 且保護方向指向線路。（六）PT斷線時暫時退出與電壓有關(guān)段的電流保護：PT斷線時應(yīng)暫時取消過流保護的低壓閉鎖和方向閉鎖，保留純過 流保護，不啟用 PT 斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護。二、35kV 主變保護（一）35kV 主變差動保護 主變差動保護應(yīng)設(shè)置差動速斷保護快速切除故障，以防止CT 飽和差動保護延時動作；在主變空載投入或外部短路故障 切除后產(chǎn)生勵磁涌流和主變過勵磁時，差動保護不應(yīng)誤動；差 動保護應(yīng)具

22、有比率制動特性；最小運行方式下，差動保護區(qū)內(nèi) 的兩相金屬性短路，差動保護的靈敏度不小于 2。1 、差動速斷保護：一般取 8 Ie 。2、差動保護啟動值：一般取 0.5 Ie 。3、 比率制動系數(shù)：單斜率比率制動系數(shù)一般取0.5 。4 、二次諧波制動系數(shù)：一般取 0.155、CT 斷線閉鎖差動保護：避免 CT 斷線產(chǎn)生差流，造成 差動保護誤動，啟用 CT 斷線閉鎖差動保護。（二）35kV主變瓦斯保護重瓦斯保護出口跳主變各側(cè)開關(guān)，通常按通過氣體繼電器的油流流速整定；輕瓦斯保護出口發(fā)信號，通常按產(chǎn)生氣體的 容積整定。1、本體瓦斯：重瓦斯整定見下表序號主變?nèi)萘浚╧VA ）氣體繼電器型號冷卻方式動作流速

23、整定值（m / s ）170007500QJ-50自冷或風冷0.8 - 1.02750010000QJ-80自冷或風冷0.7 - 0.8310000 以上QJ-80自冷或風冷0.8 - 1.0 （一般取 0.9 ）輕瓦斯取250 ml2、有載調(diào)壓瓦斯:重瓦斯氣體繼電器型號QJ-25，流速整定值1.0 m/s輕瓦斯取220 ml o（三）35kV主變35kV側(cè)后備保護1、三段復合電壓閉鎖過流保護電壓元件方向兀件電流元件時間元件跳閘出口U1 <70 V主變10kV后備保1=1.5 Ie復壓過流U2 >4 V護跳10kV總路動35kV分段電壓元件Ie為主變本側(cè)的作時限不啟用I段不帶方向額

24、定電流取自10kVT1=0.9 s復壓過流T2= T1+ At35kV總路n段T2=1.2 s復壓過流川段T3= T2+ AtT3=1.5 s主變兩側(cè)2、零序過電壓告警電壓元件時間元件零序過電壓告警U0=8 V2 s3、其它整定說明：（1 ）過流保護經(jīng)其它側(cè)復壓閉鎖：引入10kV側(cè)電壓，開放35kV側(cè)復壓閉鎖，啟用過流保護經(jīng)其它側(cè)復壓閉鎖。（2）PT斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護：PT斷線時應(yīng)暫時取消復壓閉鎖過流保護的復壓閉鎖和方向閉鎖，保留純 過流保護，不啟用PT斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護。（三）35kV主變10kV側(cè)后備保護電壓元件方向兀件電流元件時間元件跳閘出口復壓過流I段不啟用復壓

25、閉鎖不帶方向1=1.5 IeIe為主變本側(cè)的額定電流10kV線路過流最后一段動作時限+ AtT1=0.3 s10kV分段復壓過流n段T2= T1+ AtT2=0.6 s10kV總路復壓過流T3= T2+ At主變兩側(cè)川段T3=0.9 s三、重合閘重合閘方式：35kV及以下線路采用三相一次重合閘，重 合閘時間為1 s。單側(cè)電源單回線路采用檢無壓重合閘。單側(cè)電源并列運行線路，系統(tǒng)側(cè)采用檢無壓重合閘，負荷 側(cè)采用檢同期重合閘。雙側(cè)電源線路，帶小電源的線路，采用解列重合閘，即線 路發(fā)生故障時，小電源側(cè)開關(guān)不跳閘，故障解列裝置動作解列 小電源后，系統(tǒng)側(cè)檢無壓重合。雙側(cè)電源線路，發(fā)電廠的送出線路，采用系統(tǒng)

26、側(cè)檢無壓重 合閘，電廠側(cè)5s檢同期重合閘。四、備自投裝置（一）母線低電壓元件：取 30%U e（二）線路有壓元件：取 70%U x（三）進線有流判別：為防止PT斷線后，備自投裝置誤動， 啟用進線有流閉鎖備自投。（四）時間兀件：主供線路、備用線路電源側(cè)后備保護動作時限的較大者與線路重合閘時間之和+ At。五、10kV保護對10kV保護整定的要求：除電容器過壓保護和低壓保護外，35kV變電站10kV保護動作時限不大于 0.3s。第三節(jié) 整定方案存在的問題及改進建議一、35kV線路以電流速斷和限時電流速斷為主保護，過電流為后備保護， 過電流動作時限按 0.3s 的時限級差與上下級線 路配合。若串供級

27、數(shù)過長，則電源側(cè)首端線路開關(guān)過電流保護 動作時限長，且電源側(cè)首端線路故障，故障電流大，對系統(tǒng)穩(wěn) 定運行極為不利。從系統(tǒng)穩(wěn)定分析角度，應(yīng)向繼電保護整定提 出對 35kV 線路開關(guān)后備保護動作時限的要求?，F(xiàn)巴州電網(wǎng)35kV 線路過電流保護動作時限： 大龕線供電運行方式下按 1.1s 控制，時限為 1.1S 的線路開關(guān)有南龕站恩龕線 351 開關(guān)、 龕南 I回353開關(guān)、龕南回354開關(guān)；堂南線供電運行方式下按 0.8s控制，時限為0.8S的線路開關(guān)有城南站江城線 351開關(guān)、 龕南I回354開關(guān)、龕南回353開關(guān)；恩柳線供電運行方式 下按0.6s控制，時限為0.6S的線路開關(guān)有柳林站柳茶線 353

28、開 關(guān)。建議：電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和運行方式上應(yīng)避免多級串供，串供應(yīng)控 制在 3級。二、建議加強直流系統(tǒng)的運行維護，不發(fā)生直流系統(tǒng)故障 引起全站保護裝置無法工作的情況。三、部分老舊線路未進行參數(shù)實測，保護整定值未按實測 參數(shù)進行校核。 建議利用 35kV 大修、 改造的機會， 逐步安排老 久線路參數(shù)實測。第三部分 繼電保護運行方案說明 第一節(jié) 概述 巴州電網(wǎng)繼電保護運行方案是根據(jù)有關(guān)規(guī)程和規(guī)定，并結(jié) 合巴州電網(wǎng)的實際運行情況而編寫的， 主要作為調(diào)度運行依據(jù)。 對現(xiàn)場繼電保護裝置具體操作和運行見其它有關(guān)規(guī)程和現(xiàn)場運 行規(guī)定。一、系統(tǒng)運行方式說明 繼電保護運行方案的編寫以常見運行方式為基礎(chǔ)。常見運 行方式包括正常運行方式和正常檢修方式，詳見巴州電力系 統(tǒng) 2010 年度運行方式 及運行方式專業(yè)在新設(shè)備投運前編制的XX設(shè)備投運后電網(wǎng)運行接線方案。第二節(jié) 繼電保護運行方案 一、正常運行方式的繼電保護運行方案（一）35kV 線路保護正常方式下， 35kV 線路投入常規(guī)保護， 即