XX电网XXXX年度继电保护
整定运行方案
XX供电有限责任公司调度室
XXXX年3月
第一部分 XX电网继电保护配置情况
第一节 继电保护配置情况
一、概述
继电保护配置情况是继电保护整定计算和运行管理的基础，也是编写继电保护整定运行方案的前提。XXXX年XX供电公司所属变电站除35kV城西站，35kV及以上变电站都实现了继电微机化外，其余设备及其他电站均未实现继电保护微机化。
二、35kV线路保护
35kV线路保护的基本配置为三段低压闭锁方向过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。XX电网运行的35kV线路保护装置主要有以下四种：
（一）ISA-367G 配置可独立投退的三段式低电压闭锁方向过电流保护、低压闭锁相电流后加速保护、三相一次自动重合闸、低周减载及低压减载。（清江站化清线，柳林站恩柳线、柳花线，茶坝站玉茶线、柳茶线，玉山站江玉线、玉茶线、玉顶线使用）。
（二）NAS-921 配置三段式复压方向过流保护、零序过流保护、加速段保护、过负荷保护、重合闸、低频保护、零序过压保护。（共4套，恩龛线、龛西线、龛南Ⅰ、Ⅱ回）
（三）GM-967A 配置三段低电压启动方向闭锁电流保护、独立启动段合闸后加速跳、三相一次自动重合闸、过负荷保护
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及低周减载。（共4套，城南站江城线、堂南线、龛南Ⅰ、Ⅱ回）
（四）TDR931 配置三段式复合电压闭锁方向过流保护、零序过流保护、加速段保护、过负荷保护、重合闸、低频保护、零序过压保护。（共5套，城西站大西线、35kV分段，三江电站江城线、江曾线、江玉线）
三、35kV主变保护
35kV主变保护由差动保护、各侧后备保护和非电量保护组成，非电量保护主要包括主变瓦斯保护及压力释放阀。XX电网运行的35kV主变保护装置配置主要是以下七种：
（一）深圳南瑞ISA-300系列主变成套保护，即ISA-387G + ISA-388G+ISA-361G。
保护装置 保 护 类 型 差动速断保护 差动保护比率差动保护 ISA-387G CT 断线告警 三段复压方向过流 高后备保护ISA-388G 过负荷告警 风扇起动 过负荷闭锁调压 低后备保护ISA-388G 三段复压方向过流 过负荷告警 ——— 3 1 1 1 3 1 ——— 1 1 1 1 1 1 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 ——— ——— 采用二次谐波制动 段数 ——— 每段时限数 ——— 备 注 3
风扇起动 过负荷闭锁调压 1 1 1 1 ISA-361G 非电量保护（本体轻瓦斯，有载调压轻、重瓦斯，冷控失电）
如清江站1#、2#主变，柳林站1#、2#主变，茶坝站1#、2#主变，玉山站1#、2#主变。另外，化成站2#主变、曾口站2#主变均只配置了主变低后备保护，采用深圳南瑞主变后备保护装置ISA-388G。
（二）南京南自NAS-900系列主变成套保护，即NAS-9211 + NAS-9213。
保护装置 保 护 类 型 差动速断保护 差动保护比率差动保护 NAS-9211 CT 断线告警 四段复压方向过流 零序过流 高后备保护加速段保护 NAS-9213 过负荷 充电保护 低后备保护NAS-9213 四段复压方向过流 零序过流 1 1 4 1 1 1 1 1 仅在对母线充电时投入 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 1 1 ——— 4 1 ——— 1 1 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 ——— ——— 采用二次谐波制动 段数 ——— 每段时限数 ——— 备 注 4
加速段保护 过负荷 充电保护 本体瓦斯 非电量保护 有载瓦斯 1 1 1 ——— ——— 1 1 1 ——— ——— 仅在对母线充电时投入 NAS-9210 非电量保护（本体轻、重瓦斯，有载调压轻、重瓦斯）
如南龛站1#、2#主变。
（三）南京南自NAS-925B变压器保护。
保护装置 保 护 类 型 二段复压方向过流 段数 2 每段时限数 3 备 注 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 Ⅰ、Ⅱ段可带方向,Ⅲ段低后备保护NAS-925B 过负荷告警 充电保护 1 1 1 1 仅在对母线充电时投入 三段零序过流保护 3 3 为一个时限 如渔溪站1#主变，雪山站1#主变，顶山站1#主变。 （四）南京钛能TDR935系列主变成套保护，即TDR935 + TDR935B。
保护装置 差动保护TDR935 保 护 类 型 差动速断保护 比率差动保护 段数 ——— ——— 每段时限数 ——— ——— 备 注 采用二次谐波制动 5
CT 断线告警 高后备保护TDR935B 三段零序过流保护 二段复压方向过流 ——— 2 ——— 3 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 Ⅰ、Ⅱ段可带方向,Ⅲ段3 3 为一个时限 零序过压保护 过负荷告警 充电保护 二段复压方向过流 ——— 1 1 2 ——— 1 1 3 仅在对母线充电时投入 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 Ⅰ、Ⅱ段可带方向,Ⅲ段三段零序过流保护 低后备保护TDR935B 零序过压保护 过负荷告警 充电保护 3 3 为一个时限 ——— 1 1 ——— 1 1 仅在对母线充电时投入 如雪山站1#主变、顶山站2#主变均配置了差动保护、高后备保护，三江电站1#、2#、3#、4#主变均配置了差动保护、低后备保护，采用南京钛能TDR935主变差动保护装置及TDR935B主变后备保护装置。渔溪站2#主变、城南站2#主变仅配置了主变低后备保护，采用南京钛能TDR935B主变后备保护装置。
（五）南京力导DMP300变压器保护。
保护装置 DMP300 保 护 类 型 电流保护 段数 3 每段时限数 1 备 注 三段分别为电流速断、 6
限电速断、过流 重合闸 低频减载 零序方向保护 PT断线告警 CT断线告警 ——— ——— ——— ——— ——— ——— ——— ——— ——— ——— 如曾口站1#主变。
（六）成都柏信GM-900系列主变成套保护，即GM-987B + GM-967B。
保护装置 保 护 类 型 差动速断保护 差动保护比率差动保护 GM-987B CT 断线告警 1侧低电压启动电流1 保护 高后备保护GM-987B 2侧低电压启动电流1 保护 加速段保护 过负荷 低后备保护GM-967B 三段复压方向电流 加速段保护 1 1 3 1 1 1 1 1 Ⅰ、Ⅱ段可带方向 1 1 ——— ——— ——— ——— 采用二次谐波制动 段数 ——— 每段时限数 ——— 备 注 7
过负荷 1 1 如城南站1#主变。
（七）南京南瑞RCS-9600C系列主变成套保护，即RCS-9671C + RCS-9681C+RCS-9661C。
保护装置 保 护 类 型 差动速断保护 差动保护比率差动保护 RCS-9671C CT 断线告警 五段复压方向过流 过流Ⅵ段 高后备保护过负荷告警 RCS-9681C 风扇起动 过负荷闭锁调压 五段复压方向过流 过流Ⅵ段 零序过流 低后备保护间隙零序过流 RCS-9681C 过负荷 启动风冷 过载闭锁调压 非电量保护冷控失电 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 3 1 3 1 1 1 1 2 五段均可带方向 无复压及方向闭锁 零序过流Ⅲ段仅一时限 1 1 ——— 5 1 ——— 1 1 五段均可带方向 无复压及方向闭锁 ——— ——— 采用二次谐波制动 段数 ——— 每段时限数 ——— 备 注 8
RCS-9661C RCS-9661C 非电量保护（本体轻、重瓦斯，有载调压轻、重瓦斯，冷控失电）
如花丛站1#主变。 四、10kV线路保护
10kV 线路保护基本配置为三段过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。
XX电网运行的10kV 线路保护装置主要有以下七种： （一）ISA-367G 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（柳林站、茶坝站、玉山站使用）
（二）ISA-351G 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（化成站使用）
（三）NAS-9212 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、过负荷保护、三相一次重合闸及低频减载。（南龛站、渔溪站、雪山站、顶山站、清江站各10kV线路使用）
（四）GM-951C 配置三段可经低压闭锁的定时限方向过流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（城南站使用）
（五）DMP300 配置三段可经低压闭锁的定时限方向电流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。
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（曾口站使用）
（六）RCS-9611C 配置三段可经低压闭锁的定时限方向电流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（花丛站使用）
（七）TDR931 配置三段式复合电压闭锁方向过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低频保护。（三江电站使用）
五、10kV电容器保护
10kV 电容器保护基本配置为二段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。
XX电网10kV 电容器保护装置主要有以下六种：
（一）ISA-359G 配置二段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电流保护。（化成站、柳林站、茶坝站、玉山站使用）
（二）NAS-9212 配置四段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、零序过压保护、零序过流保护。（共2套，南龛站使用）
（三）NAS-921 配置三段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、零序过压保护、零序过流保护、自动投切功能。（清江站、渔溪站、雪山站、顶山站使用）
（四）GM-967A 配置三段定时限电流保护、过电压保护、
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低电压保护。（共1套，城南站）
（五）DMP-331 配置三段三相式电流保护、低电压保护、过电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。（共1套，曾口站）
（六）RCS-9631C 配置配置三段三相式电流保护、低电压保护、过电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。（共1套，花丛站）
第二节 继电保护配置存在的问题
一、化成站1#主变、花丛站2#主变缺主保护及后备保护。 二、城西站2#主变、城南站2#主变缺主变低后备保护，渔溪站2#主变、顶山站2#主变、化成站2#主变、曾口站2#主变缺主变高后备保护。
三、城南站缺一套故障解列装置解列35kV 江城线。 四、玉山站10kV分段备自投装置未做试验，不能投入运行。 五、玉山站10kV 备自投装置的备用电源方式需进行讨论研究。
六、玉山站现不能实现10kV 分段备自投，不能满足玉山站10kV母线分段运行需要。
七、化成电站、新桥河电站、柳林电站、青木电站保护装置已坏，无法执行保护定值。水宁寺电站2#机保护装置拒动。
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第二部分 XX电网继电保护整定方案
第一节 概述
一、基本原则
XX电网继电保护整定方案是根据《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》等有关条款的规定，以及结合XX电网的具体结构、电源分布特点、现有保护配置情况和多年的运行经验，在确保安全供电的前提下进行编写的。本方案不仅要满足XX电网安全可靠的运行要求，而且要尽量简化运行中频繁调整保护定值的需要，同时又必须满足继电保护的可靠性、选择性、灵敏性及速动性的基本要求。
二、编制依据
（一）《3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程》 （二）《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 （三）《巴中电网2010年度继电保护及安全自动装置整定运行方案》
（四）四川电网3-110kV系统继电保护整定计算标准化指导书（试行本）
（五）继电保护装置的技术说明书、原理接线图 三、基本参数
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（一）标幺值计算的基准值
基准功率采用100MVA，各级基准电压采用平均额定电压， 各电压等级下的基准电压、基准电流和基准阻抗如下表：
电压等级 基准电压 基准电流 基准阻抗 35 kV 37 kV 1560 A 13.7 Ω 10 kV 10.5 kV 5500 A 1.1 Ω 6 kV 6.3 kV 9164 A 0.4 Ω （二）线路参数
线路长度、导线型号采用《XX电力系统2010 年度运行方 式》上数据。
LGJ—70、LGJ—95型导线的每公里正序阻抗取0.4 Ω/ km。 其它型号导线的每公里正序阻抗采用北京中恒博瑞公司研 发的图形化继电保护整定校验系统（继电保护整定计算辅助软 件）中推荐的导线每公里正序阻抗，其值见下表：
正序电阻 导线型号 （Ω/ km） LGJ--120 LGJ--185 LGJ--240 0.27 0.17 0.132 （Ω/ km） 0.408 0.394 0.386 （Ω/ km） 0.489 0.429 0.408 57° 67° 71° 正序电抗 正序阻抗 正序阻抗角 线路零序阻抗取正序阻抗的3 倍，即R0=3R1，X0=3X1，Z0=3Z1。 零序阻抗角等于正序阻抗角。
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将上述理论数据与部分线路的实测参数进行比较，理论数据与实测参数相差在10%以内。因此在整定计算过程中，采用理论数据进行计算，在得到实测参数后，将理论数据与实测参数进行比较，校核整定值。
（三）变压器、发电机参数
变压器参数采用《XX电力系统2010 年度运行方式》上数 据。在计算变压器阻抗时，按变压器零序阻抗值等于正序值计 算。在计算发电机阻抗时，按发电机负序阻抗值等于正序阻抗值计算。
（四）不考虑线路电容电流和负荷电流的影响。
（五）短路电流计算只考虑常见运行方式下金属性三相短 路、两相短路、单相接地和两相接地短路，不考虑复合故障类型的短路。
（六）XX供电公司所属变电站，除了35kV 城西站，其余变电站都实现了继电保护微机化。为有效的利用时限资源，增强继电保护的快速性，XX电网继电保护动作时限级差Δt=0.3 s。
四、系统运行方式
合理的选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键。继电保护整定计算以常见运行方式为依据。常见运行方式是指正常运行方式和正常检修方式。常见运行方式见《XX电力系统2010 年度运行方式》及运行方式专业在新设备投运前
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编制的《××设备投运后电网运行接线方案》。
五、与上一级电网的保护整定配合原则
（一）XX电网与巴中电网存在上下级供电运行方式，其整定配合原则为：巴中电网供XX电网时，XX电网所涉及的保护主动与巴中电网联络线保护相配合，巴中电网联络线保护为XX电网提供一定的时限裕度。
（二）与下一级电网的保护整定配合必须遵循：局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时尽量照顾局部电网和下一级电网的需要。
第二节 整定细则
一、35kV 线路保护 （一）三段过流保护
电流元件 按本线路末端最大三相短路电流的1.5 倍整定， 且满足线路出口（距首端5%处）最大三相短路 过流Ⅰ段 的灵敏系数不小于1，若该灵敏系数小于1，则 不启用过流Ⅰ段 按最小方式下，本线路末端两相短路有不小于 过流Ⅱ段 与之配合的相邻线路过流Ⅱ t1=0 s 时间元件 1.5 的灵敏系数整定，且与相邻线路过流Ⅱ段保 段动作时限+Δt 护配合，并可靠躲过本线路末端变压器低压侧 至终端变电站的35kV 线路开 15
最大方式下三相短路时，流过线路的短路电流 关t2=0.3 s 与之配合的相邻线路过流Ⅲ 按本线路最大负荷电流的1.5 倍整定，且与相 邻线路过流Ⅲ段保护配合，并力争满足线路末 过流Ⅲ段 端变压器低压侧故障时有不小于1.2 的灵敏系 数 段动作时限和线路末端主变 后备保护跳35kV 总路开关动 作时限的较大者+Δt 至终端变电站的35kV 线路开 关t2=1.5 s （二）过流加速段：电流定值与过流Ⅱ段整定一致，时限为0.2 s。
（三）零序过流保护：35kV 系统为不接地系统，不启用零序过流保护。
（四）过流保护经低压闭锁：过流Ⅰ、Ⅲ段保护不启用低压闭锁。过流Ⅱ段保护若能兼顾灵敏性和选择性要求，则不启用低压闭锁，反之，启用低压闭锁。
（五）过流保护方向：单侧电源线路，保护不带方向，两侧电源线路，启用过流保护经方向闭锁，且保护方向指向线路。
（六）PT断线时暂时退出与电压有关段的电流保护：PT断线时应暂时取消过流保护的低压闭锁和方向闭锁，保留纯过流保护，不启用PT 断线时退出与电压有关的电压保护。
二、35kV 主变保护
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（一）35kV 主变差动保护
主变差动保护应设置差动速断保护快速切除故障，以防止 CT 饱和差动保护延时动作；在主变空载投入或外部短路故障切除后产生励磁涌流和主变过励磁时，差动保护不应误动；差动保护应具有比率制动特性；最小运行方式下，差动保护区内的两相金属性短路，差动保护的灵敏度不小于2。
1、差动速断保护：一般取8 Ie。 2、差动保护启动值：一般取0.5 Ie。
3、比率制动系数：单斜率比率制动系数一般取0.5。 4、二次谐波制动系数：一般取0.15
5、CT 断线闭锁差动保护：避免CT 断线产生差流，造成差 动保护误动，启用CT 断线闭锁差动保护。
（二）35kV 主变瓦斯保护
重瓦斯保护出口跳主变各侧开关，通常按通过气体继电器的油流流速整定；轻瓦斯保护出口发信号，通常按产生气体的容积整定。
1、本体瓦斯：重瓦斯整定见下表
序号 主变容量（kVA） 1 2 3 7000~7500 7500~10000 10000 以上 气体继电器型号 QJ-50 QJ-80 QJ-80 冷却方式 自冷或风冷 自冷或风冷 自冷或风冷 动作流速整定值（m / s） 0.8 - 1.0 0.7 - 0.8 0.8 - 1.0（一般取0.9） 17
轻瓦斯取250 ml。 2、有载调压瓦斯：
重瓦斯气体继电器型号QJ-25，流速整定值1.0 m/s。 轻瓦斯取220 ml。
（三）35kV 主变35kV 侧后备保护 1、三段复合电压闭锁过流保护
电压元件 方向元件 电流元件 时间元件 主变10kV 后备保 复压过流 U1≤70 V Ⅰ段 U2≥4 V Ie 为主变本侧的电压元件 复压过流 取自10kV Ⅱ段 复压过流 Ⅲ段 T3= T2+Δt 主变两侧 T3=1.5 s T2=1.2 s 不带方向 额定电流 T2= T1+Δt 35kV 总路 T1=0.9 s I=1.5 Ie 作时限 不启用 护跳10kV 总路动 35kV 分段 跳闸出口 2、零序过电压告警
零序过电压告警 电压元件 U0=8 V 时间元件 2 s 3、其它整定说明：
（1）过流保护经其它侧复压闭锁：引入10kV 侧电压，开放35kV 侧复压闭锁，启用过流保护经其它侧复压闭锁。
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（2）PT 断线时退出与电压有关的电压保护：PT 断线时应暂时取消复压闭锁过流保护的复压闭锁和方向闭锁，保留纯过流保护，不启用PT 断线时退出与电压有关的电压保护。
（三）35kV 主变10kV 侧后备保护
电压元件 方向元件 电流元件 时间元件 10kV 线路过流最 复压过流 Ⅰ段 不启用 Ie 为主变本侧的复压闭锁 复压过流 Ⅱ段 复压过流 Ⅲ段 T2=0.6 s T3= T2+Δt 主变两侧 T3=0.9 s 不带方向 额定电流 T2= T1+Δt 10kV 总路 T1=0.3 s I=1.5 Ie 后一段动作时限 10kV 分段 +Δt 跳闸出口 三、重合闸
重合闸方式：35kV 及以下线路采用三相一次重合闸，重合闸时间为1 s。
单侧电源单回线路采用检无压重合闸。
单侧电源并列运行线路，系统侧采用检无压重合闸，负荷侧采用检同期重合闸。
双侧电源线路，带小电源的线路，采用解列重合闸，即线路发生故障时，小电源侧开关不跳闸，故障解列装置动作解列
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小电源后，系统侧检无压重合。
双侧电源线路，发电厂的送出线路，采用系统侧检无压重合闸，电厂侧5s检同期重合闸。
四、备自投装置
（一）母线低电压元件：取30%Ue （二）线路有压元件：取70%Ux
（三）进线有流判别：为防止PT断线后，备自投装置误动，启用进线有流闭锁备自投。
（四）时间元件：主供线路、备用线路电源侧后备保护动作时限的较大者与线路重合闸时间之和+Δt。
五、10kV保护
对10kV保护整定的要求：除电容器过压保护和低压保护外，35kV变电站10kV保护动作时限不大于0.3s。
第三节 整定方案存在的问题及改进建议
一、35kV线路以电流速断和限时电流速断为主保护，过电流为后备保护，过电流动作时限按0.3s 的时限级差与上下级线路配合。若串供级数过长，则电源侧首端线路开关过电流保护动作时限长，且电源侧首端线路故障，故障电流大，对系统稳定运行极为不利。从系统稳定分析角度，应向继电保护整定提出对35kV线路开关后备保护动作时限的要求。现XX电网35kV线路过电流保护动作时限：大龛线供电运行方式下按1.1s控制，
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时限为1.1S 的线路开关有南龛站恩龛线351开关、龛南Ⅰ回353开关、龛南Ⅱ回354开关; 堂南线供电运行方式下按0.8s控制，时限为0.8S 的线路开关有城南站江城线351开关、龛南Ⅰ回354开关、龛南Ⅱ回353开关；恩柳线供电运行方式下按0.6s控制，时限为0.6S 的线路开关有柳林站柳茶线353开关。建议：电网结构和运行方式上应避免多级串供，串供应控制在3级。
二、建议加强直流系统的运行维护，不发生直流系统故障引起全站保护装置无法工作的情况。
三、部分老旧线路未进行参数实测，保护整定值未按实测参数进行校核。建议利用35kV大修、改造的机会，逐步安排老久线路参数实测。
第三部分 继电保护运行方案说明
第一节 概述
XX电网继电保护运行方案是根据有关规程和规定，并结合XX电网的实际运行情况而编写的，主要作为调度运行依据。对现场继电保护装置具体操作和运行见其它有关规程和现场运行规定。
一、系统运行方式说明
继电保护运行方案的编写以常见运行方式为基础。常见运行方式包括正常运行方式和正常检修方式，详见《XX电力系统2010年度运行方式》及运行方式专业在新设备投运前编制的
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《××设备投运后电网运行接线方案》。
第二节 继电保护运行方案
一、正常运行方式的继电保护运行方案 （一）35kV线路保护
正常方式下，35kV线路投入常规保护，即三段低压闭锁方向过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。单侧电源的35kV线路，电源侧开关保护投入跳闸出口，负荷侧开关保护退出跳闸出口。两侧电源的35kV线路均为用户线路，两侧开关保护均投入跳闸出口，用户侧开关保护由用户自行负责整定计算和运行管理，但必须满足主网运行要求。
（二）35kV主变保护
35kV主变非电量保护、差动保护及各侧后备保护在主变运 行时均投入运行。本体轻瓦斯、调压轻瓦斯及压力释放阀投信号，本体重瓦斯、调压重瓦斯投跳闸。
二、特殊运行方式的继电保护运行方案 （一）堂城线供城西站负荷继电保护运行方案 1、正常运行方式：
35kV堂城线351/352 供城西站负荷。 继电保护运行方案：
（1）投入堂城线351开关备用定值；
（2）堂城线352开关不投入保护跳闸出口及重合闸。
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2、检修方式：
35kV大西线351/353 供城西站负荷。 继电保护运行方案：
（1）投入大西线351开关保护定值；
（2）大西线353开关不投入保护跳闸出口及重合闸。 （二）堂南线供南龛站负荷继电保护运行方案 运行方式：
堂南线354/352通过龛南Ⅰ回354/353、龛南Ⅱ回353/354供南龛站负荷。
继电保护运行方案：
1、投入龛南Ⅰ回354开关定值、龛南Ⅱ回353开关定值； 2、南龛站龛南Ⅰ回353开关、龛南Ⅱ回354开关不投入保护跳闸出口及重合闸。
（三）大龛线供城南站负荷继电保护运行方案 运行方式：
大龛线352/352通过龛南Ⅰ回353/354、龛南Ⅱ回354/353供城南站负荷。
继电保护运行方案：
1、投入龛南Ⅰ回353开关定值、龛南Ⅱ回354开关定值； 2、城南站龛南Ⅰ回354开关、龛南Ⅱ回353开关不投入保护跳闸出口及重合闸。
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（四）恩龛线供南龛站负荷继电保护运行方案 运行方式：
35kV恩龛线351/351 供南龛站负荷。 继电保护运行方案：
1、投入恩阳站恩龛线351开关保护定值；
2、南龛站恩龛线351开关不投入保护跳闸出口及重合闸。 （五）恩柳线供茶坝站负荷继电保护运行方案 运行方式：
恩柳线354/352通过柳茶线353/351供茶坝站负荷。 继电保护运行方案：
1、投入柳茶线353开关保护定值；
2、茶坝站柳茶线351开关不投入保护跳闸出口及重合闸。
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