地调调度规程范文

2024-06-19

地调调度规程范文（精选5篇）

地调调度规程第1篇

第一章总则

第1条为规范电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电、用电各方的合法权益，特制定本规程。

第2条根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《山东电力系统调度管理规程》及电力行业相关标准，修订本规程。

第3条电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。第4条山东电力系统设置三级调度机构，即省、地区（市）、县（市、区）调度机构（以下简称省调、地调、县调），各级调度机构在调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第5条调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是职能管理机构，在电力系统运行中行使调度权。XXX电力调度所（以下简称XXX地调）负责XXX地区电力系统的调度管理工作。

第6条凡并入XXX电力系统的各发电、供电、用电单位，必须服从调度机构的统一调度管理，遵守调度纪律，各级调度机构按其调度管辖范围具体实施电网调度管理。

第7条 XXX电力系统各级调度值班人员，变电站（包括户变电站）、操作队、监控中心运行人员（以下统称为变电运行人员），发电厂值长及电气运行人员统称调度系统运行值班人员，必须熟悉并严格执行本规程；有关领导、技术人员也应熟悉、遵守本规程。第8条本规程的解释权属于XXX供电公司。第二章调度管理

第一节调度管理的任务

第9条电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：

1.按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定、可靠、经济运行。

2.调整电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准。

3.遵循资源优化配置原则，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足经济社会和人民生活用电需要。

4.按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。

第10条调度机构的主要工作： 1.接受省调调度机构的调度指挥。

2.对所辖电力系统实施专业管理和技术监督。

3.指挥调度管辖设备、省调许可设备、省调委托代管设备的操作。

4.指挥电力系统事故处理，参与事故分析，参与制定提高电力系统安全稳定的措施。

5.负责电力系统的频率调整和调度管辖范围内的电压调整。

6.负责调度管辖范围内的继电保护及安全自动装置、自动化和通信系统的运行管理；负责对下级调度机构管辖范围内的继电保护及安全自动装置、自动化和通信系统的运行管理进行 3 技术指导。

7.负责编制和实施电网“黑启动”方案。

8.参与制定事故拉路顺序及事故限电方案，严格执行省调事故用电限额，发布限电、拉路指令。

9.参与继电保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信规划的编制工作。

10.组织编制和执行电网的调度计划（运行方式）；执行省调下达的跨区电网联络线运行方式和检修方式。

11.参与电网规划编制工作，参与电网工程设计审查工作。12.参与编制年、月发电、供电计划，监督发电、供电计划的执行情况，并负责监督、调整、检查、考核。

13.组织调度系统运行值班人员的持证上岗管理工作。14.审核地方电厂申请并网的技术要求，签订并网调度协议，负责地方电厂的调度运行管理。

15.行使电力行政管理部门或省调授予的其它职权。

第二节调度管理基本原则

第11条下列人员需经培训、考试，并取得《调度运行值班合格证书》，方可上岗，进行调度业务联系：

1.地方电厂值长、电气班长。

2.变电站（操作队、监控中心）站（队）长、值班员。3.地调、县调值班调度员。

第12条值班调度员必须按照规定发布各种调度指令。所谓调度指令，是指上级值班调度员对调度系统下级运行值班人员发布的必须强制执行的决定，包括值班调度员有权发布的一切4 正常操作、调整和事故处理的指令。

第13条地调值班调度员在调度关系上，受省调值班调度员的指挥，并负责正确执行省调值班调度员的调度指令。地调值班调度员为地调调度管辖范围内系统的运行、操作和事故处理的指挥人。调度管辖范围内的运行值班人员，在调度关系上受地调值班调度员的指挥。地调值班调度员直接对调度范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。接受调度指令的运行值班人员对其执行指令的正确性负责。

第14条任何单位和个人不得干预调度系统运行值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。对不执行或延误执行调度指令者，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施；并依据有关法律、法规和规定追究受令人和所在单位的责任。

第15条各级领导人发布的指示如涉及到值班调度员的权限时，必须经值班调度员许可方能执行（现场事故处理规程中有规定者除外）。各级领导人发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度负责人转达给值班调度员；值班调度员直接接受和执行指示时，应同时迅速报告调度负责人。

第16条未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。第17条省调管辖设备状态改变前后，现场值班人员应及时向地调值班调度员汇报。

第18条地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，县 5 调在操作前应向地调申请，在地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。

第19条紧急需要时，地调值班调度员对县调负责操作的设备可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。

第20条进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。

调度术语示例见附录一。

第21条各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员坚持该指令时，接令运行值班人员应立即执行，但是执行该指令确将危及人身、电网或者设备安全时，运行值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第三节调度汇报制度

第22条各县调值班调度员、电厂值长，接班后1小时内向地调值班调度员汇报重要操作、重大设备异常、恶劣天气情况等，同时地调值班调度员应将运行方式变化及重大异常运行情6 况告知有关单位。

第23条地调管辖设备遇下列情况之一者，应立即报告省调值班调度员：

1.重要发供电设备损坏或遭受较大的破坏、盗窃。2.发生人身伤亡或对重要用户停电。

3.220kV变压器、线路非计划停运或故障跳闸。4.220kV任一段母线故障跳闸。5.电网损失负荷（包括事故甩负荷、安全自动装置动作切负荷和限电、事故拉路）。

6.地区电网发生功率振荡和异步振荡。

7.调度管辖范围内发生误调度、误操作事故。8.预报有灾害性天气或天气突然变化。

第24条地调管辖设备、地调委托县调代管设备发生异常或事故时，县调值班调度员、变电运行人员、电厂值长，须立即报告地调值班调度员。

第25条县调、地方电厂、用户管辖设备发生重大事故（如设备损坏、误操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。

第26条调度员值班期间，不得离开调度室，如必须离开时，应经领导同意，由具有值班资格的人员代替。电厂值长离开值班室时，应指定有调度联系资格的专人负责调度联系，并事先报告值班调度员。

第四节调度应急管理

第27条调度应急管理遵循预防为主、统一指挥、迅速响应、分级负责、保证重点的原则。

第28条为了保证应急机制有效运转和应急预案有效执行，各级调度机构应成立相应的应急组织机构并明确职责。应急组织机构人员名单和联系方式报上级调度机构备案。

第29条调度机构应建立应对突发事件的工作机制，编制相应工作预案，并报上级调度机构备案。预案内容包括组织机构、应急预案启动和解除条件的判定、工作流程、人员到位要求、向公司应急领导小组和上级调度机构的报告程序等。

第30条调度机构应组织相关应急培训和应急预案演练，调度系统运行值班人员应熟悉有关应急预案的措施和要求。调度机构每年至少组织一次联合反事故演习，相关厂站按照调度机构要求参加联合反事故演习。

第31条调度机构根据电网发展变化情况编制并及时修订黑启动方案。黑启动方案必须得到电网经营企业的批准，并报上级调度机构备案。

第32条调度机构按照规定编制并及时修订调度管辖范围内的典型事故处理预案。发电厂和变电站制定全厂（站）停电预案和保厂（站）用电方案并报所辖调度机构备案。第三章调度设备管辖范围划分原则

第33条 XXX电力系统设备按照调度管辖划分为省调管辖、地调管辖、县调管辖设备。省调管辖设备由省调度规程确定。第34条地调管辖设备划分原则：

1.XXX电力系统中非省调管辖的220kV设备。

2.公司所属变电站（开闭所）110kV、35kV、10kV母线及其出线、备用间隔。

3.跨县（市、区）供电的联络线路。

4.公司所属变电站的变压器及其中性点接地装置。5.非省调管辖的并网地方电厂发电机组。

6.地调管辖设备配置的继电保护、安全自动装置以及有关的自动化、通信设备等。

第35条地调许可划分原则：

1.由公司所属变电站出线的各县（市、区）供电公司、直供用户变电站的变压器中性点接地装置。

2.县调管辖设备中，其操作对地调管辖范围内的设备有较大影响的，列为地调许可设备。

第36条地调委托县调代管设备范围：

1.由公司所属变电站出线的各县（市、区）供电公司和所在县（市、区）直供用户的变电站进线的开关、刀闸、线路接地刀闸。

2.由各县（市、区）供电公司所属变电站出线的地方电厂联络线。

第37条县调管辖设备划分原则：

各县（市、区）电网内非地调管辖的主要输、变电设备。第38条公司所属变电站站用变低压侧、直流系统由变电运行人员自行管理。

第39条地方电厂用电设备及热电厂的供热设备，由各厂自行管理。第四章系统运行方式编制和管理

第一节系统运行方式管理

第40条根据调度管辖范围，调度机构负责编制系统的年度运行方式、月度调度计划、日调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施。

年度运行方式、月度调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施须经相应公司分管领导批准。

第41条编制系统运行方式应遵循电网安全、优质、经济运行原则，并满足下列要求: 1.满足《电力系统安全稳定导则》的要求，当电网发生N-1故障时，能保证电网安全稳定运行。

2.能迅速平息事故，避免事故范围扩大，最大限度保证重要用户的连续可靠供电。

3.短路电流不超过开关的额定遮断电流。4.具有足够的备用容量。5.电能质量符合相关标准。第42条各地方电厂、各县（市、区）电网的正常结线应与主网的正常结线相适应。地方电厂的正常结线应保证地方电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。各县（市、区）电网的正常结线首先保证主网的安全。

第二节年度运行方式编制

第43条编制年度运行方式的主要内容包括： 1.上年度电网运行情况总结。2.本年度新建及扩建设备投产计划。3.本年度电网分月电力平衡分析。4.本年度分月电网无功平衡与电压分析。5.本年度冬、夏季电网潮流计算分析。6.系统安全运行存在问题及措施。7.电网及变电站正常运行接线方式。

8.安全自动装置配置和低频、低压自动减负荷整定方案。9.调度管辖各厂、站母线短路容量。10.重大检修方式下的电网分析及措施。

第三节月、日调度计划编制

第44条编制月调度计划的主要内容：（参照省调规45条并保留原主要内容）

1.发输变电设备检修计划。2.新设备投产计划。

3.重大检修方式下的电网分析及措施。4.地方电厂发电出力计划。

第45条编制日调度计划的主要内容：

1.地区、各县（市、区）预计负荷和临时负荷限额。2.批复的设备检修申请。

3.新建及改扩建设备投产的调度启动措施。

4.检修方式出现薄弱环节的风险分析、反事故措施和有关注意事项。

第四节特殊时期保电措施编制第46条电网特殊时期（含节假日）保电措施应包括电网日调度计划（含前后各1日）的全部内容，并制定保电预案。第五章设备检修调度管理

第47条电力系统内主要设备实行计划检修。设备年、月度检修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第48条设备检修或试验虽已有计划，有关单位仍需在开工前履行申请手续。

省调管辖设备、省调许可设备，在开工前2个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前1个工作日17时前批复申请并通知有关单位。节日检修（含节后第一个工作日）应在节前3个工作日12时前提出申请，在节前1工作日12时前批复。

第49条地调管辖设备的检修、试验申请（不包括省调管辖、省调许可）需在开工前1个工作日10时前（遇公休日提前），由县调值班调度员、各检修单位向地调提出申请，地调在17时前批复。

第50条检修单位提出检修申请后，运方、保护人员履行签字审批手续，运方根据检修申请安排一次运行方式，保护根据一次运行方式安排继电保护及自动装置投停方式的变化。批准的检修申请，地调在17时前将其通知申请单位和运行单位。设备的检修开工，必须得到地调值班调度员的指令。

第51条地调委托县调代管设备、地调许可设备的检修申请，由工作单位向代管县调提出，代管县调向地调申请，地调的批复由县调转达。

第52条检修申请应包括以下内容：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、紧急恢复备用时间及对系统的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经履行申请及批准手14 续，不得在设备上工作。

第53条输变电设备预计提前竣工的，应在竣工前3小时向地调汇报，延期申请应在批准竣工时间前3小时提出。机炉设备延期申请应在批准工期未过半时提出。

第54条设备应避免无计划检修，特殊情况必须停电检修者需经分管领导批准。

第55条省调管辖设备、省调许可设备、省调委托地调代管设备、地调管辖设备的继电保护、安全自动装置和自动化设备停用、试验、改变定值等工作，应按上述有关条款规定执行。

第56条设备临故修、紧急消缺，可随时向地调提出申请。地调值班调度员有权批复下列临时检修项目：

1.8小时以内可以完工且对用户不中断供电的检修。2.与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间）。

第57条地调批准的设备检修时间计算：

1.输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

2.申请时间包括停、送电操作及检修时间。220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟，35kV及以下线路为40分钟。如线路配合变电站全站停电时，还应预留全站停、送电时间。

第58条地调管辖设备的带电作业，须在作业前向地调值班调度员提出申请，说明带电作业时间、内容、有无要求，以及 15 对继电保护、安全自动装置、自动化、通信的影响（有影响者，应按上述有关条规定执行），并得到同意，值班调度员应通知有关运行单位。带电作业申请人对带电作业的安全性负责。

如带电作业需持续多日时，应遵循“当日工作，当日结束”的原则。

第59条地方电厂发电设备检修（计划检修、非计划停运及消缺）工作结束前一日12时前应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。

第60条已经批准的计划检修，因天气变化或其它原因需改期时，检修申请单位应提前2小时向值班调度员提出申请。第六章新设备启动投产管理

第61条涉及省调管辖、地调管辖的新建（含扩建或改建）发、输、变电设备（以下统称新设备），并入XXX电力系统运行的，工程管理单位应在启动前3个月前向地调报新设备命名编号建议。地调应在收到新设备命名编号建议的1个月内答复设备命名编号、调度管辖范围划分。

地调管辖设备命名编号原则见附录二。

第62条涉及省调管辖、地调管辖的新设备，工程管理单位应在启动前3个月前向地调提供下列书面资料：

1.一次系统结线图（线路注明：导线规范、长度）。2.主要设备规范及技术参数。

3.继电保护、安全自动装置的配置及保护图纸（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

4.试运行方案、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。

5.通信方案。

第63条新设备启动前15天由运行单位书面向地调提出启动措施。其内容包括：启动日期、启动范围、接带负荷、对电网的要求等。

第64条地调应在新设备启动前5个工作日答复下列问题： 1.确定运行方式和主变分头位置，变压器中性点接地方式。2.地调调度员名单。

3.继电保护及安全自动装置（调试）定值（并负责审查许可设备继电保护、安全自动装置定值）。

第65条新设备启动申请应在启动前3个工作日12时前地调提出申请，地调提前2个工作日17时前批复。

第66条新设备启动前必须具备下列条件：

1.设备验收合格，有关运行单位已向所属调度机构提出投运申请。

2.所需资料已齐全，参数测量工作已结束。

3.与所属调度机构已签定并网调度协议，有关设备和厂、站具备启动条件。

4.自动化、通信设备具备投运条件；计量点明确，计量系统具备投运条件。

5.启动、试验方案和相应调度措施已批准。第67条新设备投入运行必须核相（定相）。设备检修改进后，如需核相（定相），由申请单位向调度机构提出核相（定相）方案，经调度机构许可后实施。第七章系统频率调整与有功管理

第一节系统频率调整

第68条山东电网频率标准为50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下电网频率按50±0.1赫兹控制。

第69条为监视电网频率，各级调度机构调度室、发电厂控制室、变电监控中心、110kV及以上变电站应装有数字式频率表。

第70条电网频率调整由省调值班调度员负责。地调、县调值班调度员和地方电厂值长应积极、主动协助省调值班调度员调整电网频率，对频率的调整负有同等责任。

第二节负荷管理

第71条各级用电管理部门应向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。

第72条各级用电管理部门要做好本级负荷预测工作，负荷预测应准确。对因实际用电负荷与预测负荷偏差较大致使电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位的责任。

第73条负荷预测分为年度负荷预测、月度负荷预测、日负荷预测、节日负荷预测。

县（市、区）年度负荷预测应包括每月最高、最低负荷，在每年10月底前报地调。月度负荷预测应在前1个月20日前报地调。日负荷预测曲线按96点进行编制，在前1个工作日的12时前报地调。法定节假日3个工作日前上报县（市、区）负荷预测曲线，并可每日进行修改上报。节假日最高、最低负荷预测应在10天前报地调。

第74条地调每年应备有经政府有关部门批准的XXX电网有序用电方案；各县调应于每年一季度末向地调上报经政府有关部门批准的XXX电网有序用电方案。

第75条若发电出力不能满足用电需求，或因发输变电设备计划检修等原因造成电网供电能力不足时，地调值班调度员根据具体情况，按照批准的XXX电网有序用电方案分配各县调、用电单位用电限额。各县调、用电单位实际用电不应超过用电限额，对未经地调同意超限额用电迫使地调拉闸限电者，要追究超限额用电单位的责任。第八章系统电压调整与无功管理

第一节系统无功管理

第76条为保证电压质量，下列厂、站母线定为地调电压监视点：

1.XXX电网220kV变电站的220kV母线为省调、地调电压监测点，公司所属变电站中、低压母线为地调电压监测点。

2.220kV及以下变电站各级母线运行电压范围为213.4kV～235.4kV，106.7kV～117.7kV，33.95kV～37.45kV，10kV～10.7kV 第77条生产部门根据电网负荷变化和调压需要对电压监测点编制和下达电压曲线。电压监测点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求。

第78条凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表等均应与相关设备同步投产。

第二节系统电压调整

第79条公司变电运行人员、地方电厂电气运行人员应加强母线电压监视并及时调整，保证按规定的电压曲线运行。当电压超出范围无法调整时，应及时汇报地调值班调度员协助调整。

第80条县调值班调度员负责所管辖范围的电压监视和调整，最大限度地满足供电电源220kV变电站变压器高压侧功率因数的要求。

第81条地调值班调度员要加强对所辖地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过采取调整机组无功出力、投退无功补偿设备等措施，保证220kV 变压器高压侧功率因数高峰时段不小于0.95，低谷时段不大于0.95。

如全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。

第82条调整电压的原则：

1.调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。

2.电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。

3.无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功出力，保持电网稳定运行。

第83条地方电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照下达的电压曲线自行调整无功出力，合格调压范围为目标值电压的98%-102%。

1.无功负荷高峰期间，地方电厂发电机无功要增到监视控制点电压达到目标电压值或按发电机P-Q曲线带满无功负荷为止。

2.无功负荷低谷期间，地方电厂发电机无功要减到监视控制点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98（迟相）以上（或其它参数到极限）。

3.已执行上款规定但监视控制点电压仍高达目标电压值的102%及以上时，100MW以下容量地方发电机组功率因数要求达到1（自动励磁调节装置投运）。第84条电压调整的主要方法：

1.改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器。2.改变变压器分头。

3.改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配。4.开启、停运机组。

5.改变电网结线方式，投、停并列运行的变压器。6.限制电压过低地区的负荷。

第85条变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。

第九章调度操作管理

第一节操作一般原则

第86条电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对地调管辖设备有影响，操作前应通知地调值班员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令执行，地调委托代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。

第87条值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第88条对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由地调值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由地调值班调度员直接下达给变电站值班员。

地调值班调度员将操作指令直接下达变电站，由变电值班员实施操作；操作值班员应按计划到现场。

第89条值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第90条因本厂、站一次运行方式变化需对厂、本站保护和自动装置的PT、CT二次回路进行切换的，由各厂、站值班员自行操作；厂、站站用变、PT停送电时，现场值班员应防止由低压向高压反送。

第91条值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前24 要特别注意下列问题：

1.对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、系统稳定、通信及调度自动化等方面的影响。必要时，应对电网进行在线安全计算分析并做好事故预想。

2.对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

3.操作顺序的正确性，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸和带地线合闸等。

4.继电保护、安全自动装置和变压器中性点接地方式的适应性。

5.线路“T”接线。

第92条操作指令分逐项指令、综合指令和单项指令。涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1.事故应急处理。

2.拉合断路器（开关）的单一操作的。3.投入或退出一套保护、安全自动装置。4.发电机组启停。

第93条逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写倒闸操作票，根据值班调度员指令实施操作。

单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令。

第94条地调值班调度员的操作指令，应由县调值班调度员、地方电厂值长或电气班长、操作队（或变电站）值班长接受和汇报执行结果。

地调值班调度员为便利操作或在通信中断时，可以通过县调值班调度员转达指令和汇报，也可以委托县调值班调度员对地调管辖设备进行操作。受委托县调值班调度员应完整地转达指令和汇报，对委托操作的正确性负责，并做好记录。操作结束后，县调值班调度员将调度权交还地调值班调度员。

第95条为便利操作而实行的委托应事先通知有关单位。地调值班调度员应在前一工作日17时前，将次日重大操作任务通知有关单位。

第96条接地刀闸（地线）管理规定：

1.凡属地调管辖线路出线刀闸以外的地调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地线），由地调操作管理。

2.出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂、站值班员操作管理。

3.检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第97条线路开竣工管理规定：

1.公司所属线路开竣工手续由值班调度员与检修申请单位工作许可人办理。2.用户变电站的安全措施，地调值班调度员可委托检修单位工作许可人负责操作管理，地调值班调度员只负责公司所属变电站出线电源侧的安全措施，地调值班调度员必须在办理开工手续时向检修单位工作许可人加以说明。

3.公司所属变电站出线由县供电公司管理的线路，开竣工手续由地调值班调度员与县调值班调度员办理；地调委托县调代管设备的安全措施（地线、接地刀闸）由县调值班调度员负责操作管理，地调值班调度员只负责公司所属变电站出线电源侧的安全措施，但在送电时地调值班调度员必须向县调值班调度员询问清楚。

第二节操作制度

第98条操作指令票制：

1.所有正常操作，值班调度员应于发布指令2小时前填写好操作指令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。

2.操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。

3.现场根据调度预告的步骤，写出倒闸操作票，做好操作准备。

4.在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修票中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并 27 做好事故预想。

5.填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。

6.新设备启动送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第99条复诵指令制：

接受操作预告、操作指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。

第100条监护制：

调度操作指令票一般由副值调度员填写，调度长（正值）审核。

发布操作指令和收听操作汇报，一般由副值调度员实施，正值调度员监护。

第101条录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第三节基本操作规定

第102条变压器操作：

1.110kV及以上变压器在停、送电前，现场值班员应先合上变压器中性点接地刀闸，合变压器中性点接地刀闸前先停用间28 隙零序电流保护，并投入接地保护。变压器投入运行后，现场值班员根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

2.并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，合主变中性点接地刀闸前先停用间隙零序电流保护，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

3.变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。

4.新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

5.变压器并列运行的条件：（1）结线组别相同。（1）电压比相同。（3）短路电压相同。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

6.倒换变压器时，现场应检查并入的变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。

7.变压器停电，现场应必须解除停电变压器跳其它运行设备的保护和其它保护跳停电变压器的保护。

第103条开关、刀闸操作：

1.开关合闸前，现场必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，现场必须检查确认三相均已接通。

2.开关操作时，若远方操作失灵，厂、站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

3.刀闸的操作范围：

（1）在电网无接地故障时，拉合电压互感器。（2）在无雷电活动时拉合避雷器。

（3）拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流。

（4）电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。（5）与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。

（6）其它刀闸操作按厂、站现场规程执行。

第104条母线操作：

1.母线的倒换操作，必须使用母联开关。

2.备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。

3.无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，现场必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸（开关）充电。

4.母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

5.进行母线倒闸操作时应注意：（1）对母差保护的影响。

（2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。（3）变压器中性点接地方式的适应性。（4）防止PT对停电母线反充电。

（5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。

第105条线路停电操作顺序：

1.拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。

线路送电操作顺序：拉开线路各端接地刀闸（或拆除接地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。

值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂接地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除接地线）即包括摘除“禁止合闸,线路有人工作”标示牌。现场自行掌握的安全措施由现场自行负责。

2.双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其它事故。

3.220kV双回线或环网中一回线路停电时，应先拉开送电端开关，后拉开受电端开关，以减少开关两侧电压差，送电时反之。如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环。有特殊规定的除外。

直配线路停电时一般先拉开受电端开关，后拉开送电端开关。送电时反之。

4.操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑：（1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。

31（2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。（3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。

第106条新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间，按有关规定或启动措施执行。

第107条解、并列操作：

1.值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。

2.准同期并列的条件：（1）相序、相位相同。（2）频率相同。（3）电压相同。3.并列时调整频率的原则：

（1）发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。

（2）电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。

4.并列时调整电压的原则：

（1）发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。

（2）电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

5.电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。

凡有并列装置的厂、站运行人员必须达到能操作并列的要32 求。

第108条解、合环操作

1.值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、安全自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。

2.解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。3.环形网络只有相位相同才允许合环。

4.合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

5.合环调电，有关运行人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行开环操作。

第十章电力系统事故及异常处理

第一节事故处理一般原则

第109条地调值班调度员在事故处理时接受省调值班调度员指挥，是地调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对地调管辖范围内电力系统事故处理的正确性和及时性负责。

第110条事故处理的主要任务：

1.迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

2.用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。

3.迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复地方电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。

4.调整电网运行方式，使其恢复正常。

第111条电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：

1.跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。

2.继电保护和安全自动装置动作情况，故障录波及测距。3.表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。4.人身安全和设备运行异常情况。

第112条事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。

第113条为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无34 须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1.对人身和设备安全有威胁时,根据现场规程采取措施。2.厂、站用电全停或部分停电时，恢复送电。

3.电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用。

4.将已损坏的设备隔离。

5.电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或合环。

6.安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。

7.本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第114条电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第115条值班调度员在处理事故时应特别注意：

1.防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断。2.按照规定及时处理异常频率、电压。3.防止过负荷跳闸。4.防止带地线合闸。5.防止非同期并列。6.防止电网稳定破坏。

7.开关故障跳闸次数在允许范围内。

第116条值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、35 迅速。处理事故期间非有关人员应主动退离调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理告一段落，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。

第117条在事故处理过程中，为缩小事故范围、防止设备损坏、解救触电人员以及对电网的紧急调整等进行的操作称之为应急处理操作。是否为应急处理操作，由值班调度员认定。

值班调度员发布应急处理操作的调度指令称为应急指令。第118条应急指令的执行：

1.受令单位接到值班调度员发布的应急指令后，在保证安全的前提下，应尽可能提高应急处理操作的速度。

2.执行应急指令时不用操作票，但应做好记录。

3.对于无人值守变电站，操作单位执行应急指令时，能遥控的设备必须用遥控操作。

4.应急处理过程中，现场可采取一切通信方式尽快与调度联系。

5.执行应急指令需要解锁操作时，可由操作队或变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具，发电厂由当值值长下令紧急使用解锁工具，操作完毕后应及时向防误闭锁专责人汇报。

6.执行应急指令优先于执行正常操作指令。

第119条处理事故时，要全部录音并做好记录。重大事故当值调度员应在3日内写出事故报告。

第120条重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。

第121条交接班时发生事故，应停止交接班。由交班调度员（运行人员）进行处理，接班调度员（运行人员）协助，等36 待事故处理告一段落后，再进行交接班。

第二节频率异常处理

第122条一般情况下，电网频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过15分钟。

第123条局部电网解列时，装机容量小于3000MW的电网正常频率为50±0.5赫兹。一般情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±1赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过30分钟；频率超过50±1赫兹且持续时间不得超过15分钟。

当电网频率低于49.8赫兹时，地调应根据省调指令迅速下达限电或事故拉路指令。各县调、用户接到指令后，应在10分钟内完成。

第124条当频率低至49.5赫兹且有继续下降趋势或低于49.8赫兹持续时间超过15分钟以上时，地调值班调度员按照地调事故拉路序位直接拉路，使频率低于49.8赫兹的持续时间不超过30分钟。

第125条当频率低于49.25赫兹时，地方电厂、变电运行人员应主动迅速地将装有自动低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸。

当电网频率低于49.0赫兹时，地调、县调值班调度员应主动按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上。

当频率低于48.5赫兹时，地方电厂按本厂“事故拉路序位”立即拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上，然后汇报地调、县调值班调度员。

当频率低于48.0赫兹时，省调值班调度员、地调值班调度员、发电厂值长可不受事故拉路序位的限制自行拉停负载线路或变压器，使频率恢复至49.0赫兹以上。

当频率低于46.0赫兹时，地方电厂可按规定解列，带本厂厂用电或按规程执行。

第126条当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的地方电厂应主动联系所属值班调度员将解列的发电机并入电网。

第127条低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电（需送保安电源者除外）。省调下令拉闸的线路由省调下令恢复送电。地调下令拉闸的线路由地调下令恢复送电。

第128条下级调度机构未按上级调度机构指令或有关规定及时限电或拉闸，所引起的一切后果由其负责。

第三节电压异常处理

第129条一般情况下，电压监测点电压超出规定电压±5%的持续时间不应超过1小时；超出规定电压±10%的持续时间不应超过30分钟。任何情况下，电压超出规定电压±5%的持续时间不得超过2小时；超出规定电压±10%的持续时间不得超过1小时。

第130条当电压监测点电压低于规定电压的95%时，地调值班调度员采取措施使电压恢复正常，必要时在低电压地区限电。

当电压低于规定电压的90%时，地调值班调度员应立即在低电压地区事故拉路，直至电压恢复正常。

第131条发电机电压降至额定电压的90%以下时，现场值班员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理,若电压下降很快,低于额定电压的85%,发电厂可按事故拉闸顺序自行拉闸，使电压恢复至额定值的90%以上，再向值班调度员报告。

第132条当电压监测点电压高于规定电压的105%时，值班调度员应采取改变运行方式，切除无功补偿电容器、投入电抗器等措施，必要时可停运机组、线路，直至电压恢复正常。

第四节线路事故及过负荷处理

第133条线路跳闸，根据调度指令进行处理：无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次；有重合闸重合不成时，应强送一次（对于无人值守变电站，可不待现场检查结果）。若强送不成功，而电网运行急需或有重要保电任务，可请示调度机构领导批准后再强送一次。

第134条两端有电源的线路，应根据下列原则决定强送端： 1.短路故障容量小的一端。

2.开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端。3.保护健全并能快速动作跳闸的一端。

4.能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端。

5.电网稳定规程有规定的按规定执行。

第135条下列情况线路跳闸后，不宜立即强送电： 1.空充电线路。

2.线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电的。

第136条下列情况线路跳闸后，不能强送：

1.电缆线路（根据故障录波测距，故障在电缆范围内）。2.线路有带电作业。3.已发现明显故障象征。4.试运行线路。

5.检修后的线路恢复送电开关跳闸时，应通知检修单位查线，在未查明原因前不得强送。

6.恶劣天气，线路故障跳闸（重合闸未投）或重合闸拒动，不强送；待天气好转时再决定是否强送。

7.10kV线路分段开关跳闸，应根据所属单位查线结果决定是否强送。

8.其它有明确规定的不能强送的线路。第137条非电网运行急需的线路连续两次故障跳闸、重合时，应停用该线路重合闸；再次故障跳闸，应待查出原因后决定是否强送。

第138条开关允许遮断故障次数，以技术部门公布为准。现场值班员必须确知开关遮断故障的次数（220kV及以上分相统计）。当开关实际遮断故障次数接近允许次数时，现场应及时报告有关领导。当开关实际遮断故障次数距允许次数只剩一次时应停用重合；等于允许次数时应用旁路代路；无旁路或无法倒40 电时，应请示有关领导联系停电处理或能否增加遮断故障次数。

第139条当开关允许遮断故障次数少于两次时，厂、站值班员应向管辖调度提出要求，停用该开关的重合闸。

第140条线路故障跳闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡查相关设备并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即将该线路停电，并通知有关单位巡线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。

值班调度员下达巡线指令时应说明线路状态、继电保护动作和故障测距情况。

第141条线路过负荷时，应采取下列措施：

1.受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力。

2.提高送、受端运行电压。

3.改变电网结线方式，使潮流强迫分配。4.将受电地区负荷调出。5.在受电地区限电或拉闸。

第142条在正常或事故情况下，电厂与电网单回联络线过负荷时，电厂可不必等待调度指令，视具体情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。

第143条线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：

1.线路电流互感器过负荷超过10％或线路过负荷不超过15％时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若10分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过20分钟。

2.线路过负荷超过15％时，地调值班调度员立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15％，再按上款的规定处理。

3.继电保护和稳定极限按给定的数值掌握,不允许超过。输电线路持续允许电流、功率见附录三。

第五节开关故障处理

第144条开关在运行中出现闭锁合闸尚未闭锁分闸时，值班调度员根据情况下令拉开此开关；开关闭锁分闸现场采取措施无效时，值班调度员应尽快将闭锁开关从运行中隔离，采取如下措施：

1.有专用旁路或母联兼旁路开关的厂、站，应采用代路方式隔离开关（保护定值不符，现场不能改的可请示保护专工或有关领导同意先代路）。

2.用母联开关串故障开关，使故障开关停电。

3.母联开关故障，可用某一元件刀闸跨接两母线（或倒单母线），然后拉开母联开关两侧刀闸。

4.特殊情况没有其它方法调出负荷必须停电处理的，应先请示有关生产领导批准。

第145条根据开关在运行中出现不同的非全相运行情况，分别采取如下措施：

1.开关单相跳闸，造成两相运行，厂站值班员应立即手动合闸一次，合闸不成应尽快拉开其余两相开关。

2.运行中开关两相断开，应立即将开关拉开。

3.线路非全相运行开关采取以上措施仍无法拉开或合入时，应立即拉开对侧开关，然后就地拉开开关。

4.发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理。

5.母联开关非全相运行，应立即调整降低母联开关电流，然后进行处理，必要时将一条母线停电。

第146条开关泄压，闭锁跳合闸信号发出，现场值班员应立即停用打压电源，停用开关操作电源，现场值班员应注意以下问题：

1.开关泄压严禁强行打压。

2.开关泄压严禁用卡涩等方法防慢分。

第六节母线故障处理

第147条电厂母线电压消失时，现场运行值班人员应首先将可能来电的开关断开，然后断开所有开关（如双母线均有电源时，应首先断开母联开关），一面恢复受影响的厂用电，一面检查母线，同时报告值班调度员。

第148条具有两个及以上电源的变电站母线电源消失时，现场运行值班人员在每条母线上保留一个电源线路开关，断开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。

装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失，备用电源自投装置拒动时，现场运行值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关；若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一

地调调度规程第2篇

B变电站母线发生全停事故的原因有哪些？如何进行应如何判断？应注意什么？

答： ⑴原因：

变电站母线停电的原因一般有母线故障、母线所接元件保护、断路器误动、外部电源全停。

⑵如何判断：

对母线全停的判断：应根据仪表指示、保护和自动装置动作情况、断路器信号及事故现象判断

⑶注意事项：

事故处理中应注意：不可只凭站用电源全停或照明全停而误认为变电站全停。

B变压器事故跳闸的处理原则是什么？

答：

⑴查相关设备有无过负荷情况；

⑵若过流动作跳闸，对设备外观检查无问题后可试送一次； ⑶若瓦斯或纵差之一动作未查清原因消除故障前，不得试送；

⑷装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后在考虑送电； ⑸若有备用电源或备用变压器，应将备用电源或备用变压器投入运行后，再对故障设备进行检查；

⑹若为下级开关拒动，保护越级动作，将故障开关隔离后，再对变压器送电。B变压器并列运行变比不等有何后果？

答：当变比不同时，变压器二次侧电压不等，并列运行的变压器将在绕组的闭和回路中引起均衡电流的产生。该电流除增加变压器的损耗外，当变压器带负荷时，均衡电流叠加在负荷电流上。均衡电流与负荷电流方向一致的变压器负荷增大；均衡电流与负荷电流方向相反的变压器负荷减轻。B变压器停送电操作时，为什么中性点必须接地？

答：中性点有效接地系统中，变压器停送电操作时，中性点必须接地原因是

因为空载停、投变压器时，可能使变压器中性点或相地之间产生操作过电压，使变压器中性点发生击穿短路或使中性点避雷器发生爆炸或热崩溃。为此，在停、投变压器时，对中性点不接地变压器，在操作过程中，为防止电气设备损坏，应先将变压器中性点临时接地。

B保证电力系统安全稳定运行的基本条件有哪些？

答：

⑴有一个合理的电网结构。

⑵对所设计和所运行的电力系统进行全面的分析研究，掌握系统情况，对可能发生的各种事故，采取一切可行的技术措施和管理措施，保证在这些事故发生后，电力系统仍然能够继续安全稳定地运行。

⑶万一系统失去稳定，能有预定措施防止出现恶性连锁反应，尽可能缩小事故损失，尽快使系统恢复正常运行，即建立保证电力系统安全稳定运行地最后一道防线。

D电网电压中枢点电压允许偏移范围如何确定? 答:一般电网电压中枢点电压允许偏移范围的确定,是以网络中在最大负荷时电压损失最大的一点(即电压最低的一点)及在最小负荷时电压损失最小的一点(即电压最高的一点)作为依据,使它们的电压允许偏差在规定值的±5%范围以内。确定电压中枢点偏移范围，是为了编制中枢点的电压曲线，因为只要调整中枢点电压在这个变化范围之内，由其供电的所有用户对电压质量的要求就可以满足。

D电网进行无功补偿后对电力系统有什么好处？

答：对电网进行无功补偿所带来的好处是可以提高电网的功率因数，从而： ⑴减少电压降，改善了电网的电压质量。

⑵增加了电网的输电能力，从而使电网内的电气设备容量能得到充分利用。⑶电网的传输损耗减少，使电网的经济效益提高。

⑷防止因功率因数过低而造成电压崩溃、电网瓦解的事故发生，提高电网的运行安全水平。

⑸用户提高功率因数可以提高产品质量，减少电费开支，从而降低成本。D倒闸操作前，值班调度员应重点考虑哪些问题？

答：

⑴结线方式改变后电网的稳定性、合理性； ⑵操作引起的潮流、电压、频率的变化；

⑶继电保护及安全自动装置、变压器的中性点是否符合规定； ⑷操作对计量装置、通信及自动化系统的影响； ⑸电网安全措施和事故预案的落实情况；

D带电作业有几种形式？对高压带电作业气象条件有何要求？带电作业哪些情况下应应停用线路重合闸？作业过程中遇有线路突然停电怎么办？

答：

⑴带电作业的形式包括：

主要有等电位、中间电位、地电位和低压带电作业四种方式。⑵对带电作业气象条件的要求：

带电作业应在良好天气下进行。如遇雷电（听见雷声、看见闪电）、雪雹、雨雾不得进行带电作业，风力大于5级时，一般不宜进行带电作业。⑶带电作业有下列情况之一者应停用重合闸，并不得强送电：

①中性点有效接地的系统中有可能引起单相接地的作业。②中性点非有效接地的系统中有可能引起相间短路的作业。③工作票签发人或工作负责人认为需要停用重合闸的作业。④严禁约时停用或恢复重合闸。⑷带电作业过程中设备突然停电如何处理：

作业人员应视设备仍然带电。工作负责人应尽快与调度联系，值调度员未与工作负责人取得联系前不得强送电。

D调度术语中的“同意”、“许可”、“直接”、“间接”的含义？

答：

同意：上级值班调度员对下级值班调度员或厂站值班员提出的申请、要求予以同意。

许可：在改变电气设备的状态和电网运行方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。

直接：值班调度员直接向运行人员发布调度命令的调度方式。

间接：值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其它运行人员转达调度命令的调度方式。

D电力系统发生大扰动时如何划分安全稳定标准？

答：根据电网结构和故障性质的不同，电力系统发生大扰动时的安全稳定标准可分为以下四类：

⑴保持电网稳定运行和向用户正常供电。⑵保持稳定运行，但允许损失部分负荷。

⑶当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃，并尽量减少负荷损失。⑷在满足规定的条件下，允许地局部系统作短路间的非同步运行。D当设备出现哪些异常情况时，现场值班人员可不经请示值班调度员和本单位主管领导，立即将其退出运行，但事后应立即将异常情况及处理过程向值班调度员汇报？

答：

⑴对人身安全构成威胁；

⑵变压器声响明显增大，内部有爆裂声；

⑶严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； ⑷套管有严重的破损或放电现象； ⑸变压器冒烟着火；

⑹发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护拒动；

⑺变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁； ⑻在正常负载和冷却条件下，变压器的温度不正常并不断上升； ⑼值班人员认为可能威胁主变安全的其它情况。D电气设备上安全工作的组织措施有哪些？

答：

⑴工作票制度； ⑵工作许可制度； ⑶工作监护制度；

⑷工作间断、转移和终结制度。

D电力系统振荡和短路的区别是什么? 电力系统振荡时,对哪些继电保护装置有

影响?哪些保护装置不受影响? 答： ⑴区别：

①发生振荡与发生短路时电气量的变化速率不同，短路时电流突增，电压突降，而振荡时电气量的变化是缓慢的；

②振荡时电网任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而变化，短路时电流与电压之间的相位角基本不变；

③振荡时三相完全对称，短路时可能出线三相不对称。⑵振荡时受影响的保护：

电力系统振荡时对电流继电器，阻抗继电器有影响,所以会影响含有这些元件的保护装置。⑶振荡时不受影响的保护：

相差高频保护和电流差动纵联保护等。

D电网操作时，监护调度员的工作是什么？

调度操作指挥应严格执行操作监护制度，指挥电网操作时，监护调度员对发令调度员监护的工作重点为：

⑴下令停电前，监护人应检查电网潮流是否允许，保护装置运行是否正确； ⑵在下“许可工作”指令前，监护人应检查所有应挂地线、接地隔离开关是否已全部就位；

⑶在下达送电指令前，监护人应检查所有申请检修、配合的工作确已全部结束；

⑷联络线停电时，在下合接地隔离开关指令以前，监护人应检查对侧隔离开关确在断位；

⑸联络线送电时，在下合隔离开关指令以前，监护人应检查各侧接地隔离开关确已拉开或接地线确已拆除；

调度操作一般应尽量避免在交接班和高峰负荷时进行,不能避免的应操作完再交班。严禁约时操作。D倒闸操作包括哪些内容？

⑴电力线路停送电操作。

⑵电力变压器停送电操作。⑶电网合环或解环操作。⑷倒换母线操作。⑸旁路母线代路操作。

⑹中性点接地方式改变和消弧线圈分头调整。D调度员在线路故障后发布寻线指令时应说明哪些情况？

答：

⑴线路是否已经带电；

⑵若线路无电是否已做好安全措施；

⑶找到故障后是否可以不经联系立即开始处理，同时值班调度员还应将继电保护动作情况告诉巡线单位，并尽可能根据故障录波器测量数据指出故障点，以供巡线单位参考。

D《电网调度管理条例》的基本原则是什么？它适用于哪些范围？

答：

⑴《电网调度管理条例》的基本原则是：

①统一调度、分组管理的原则。②按照计划用电的原则。

③维护电网整体利益，保护有关单位和电力用户合法权益相结合的原则。

④值班调度人员履行职责受法律保护和接受法律约束的原则。⑤调度指令具有强制力的原则。

⑥电网调度应当符合社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律的原则。

⑵《电网调度管理条例》范围：

适用于中华人民共和国境内的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。

S事故处理告一段落后，调度值班人员应做哪些工作？

答：当事故处理告一段落后，调度值班人员应向有关领导汇报事故情况，还应按有关规定及时报上级调度；对线路故障踊跳闸（无论重合成功与否）处理完

后，应通知维护管理部门查线。事故处理完毕后应详细记录事故情况和处理过程，并于72h内填写好事故报告。S什么是变压器的分级绝缘和全绝缘？

答：变压器的分级绝缘就是说变压器靠近中性点的绕组主绝缘水平比端部（首端）绕组的绝缘水平要低；相反，当变压器的端部和尾端的绝缘水平一致时，就是全绝缘。

S什么是变压器的过励磁？有何危害？如何避免？

答：变压器的过励磁就是当变压器在电压升高或频率下降时将造成工作磁通密度增加，使变压器的铁芯饱和。其产生的原因主要有：当电网因故解列后造成部分电网因甩负荷而过电压、铁磁谐振过电压、变压器分接头连接调整不当、长线路末端带空载变压器或其他误操作、发电机频率未到额定值即过早增加励磁电流、发电机自励磁等，这些情况下都可能产生较高的电压而引起变压器过励磁。

变压器过励磁的危害是：当变压器运行电压超过额定电压的10%时，就会使变压器铁芯饱和，而因饱和产生的漏磁将使箱壳等金属构件涡流损耗增加，铁损增大，造成铁芯温度升高，同时还会使漏磁通增强，使靠近铁芯的绕组导线、油箱壁和其他金属构件产生涡流损耗，使变压器过热，绝缘老化，影响变压器寿命，严重是造成局部变形和损伤周围的绝缘介质，有时甚至烧毁变压器。

一般避免变压器过励磁的方法主要有：

⑴ 防止变压器运行电压过高，一般电压越高，变压器过励磁情况越严重，允许运行的时间也就越短。

⑵加装过励磁保护，根据变压器特性曲线和不同的允许过励磁倍数发出告警信号或切除变压器。S设备检修时间的计算：

答：

⑴机炉是从系统解列或停止备用开始；

⑵电力线路是从省调值班调度员下达“开工令”时开始，到省调值班调度员得到申请单位值班调度员报告“人员撤离、工作地点地线拆除，相位正确，具备送电条件”为止；

⑶其他电气设备是从省调值班调度员下达设备停运开工令时开始，到设备重

新正式投入运行或根据省调要求转入备用为止。投入运行（或备用）的操作时间（包括试验及试运行）均计算在检修时间之内。S什么是电网调度？其运行原则是什么？

答：

⑴电网调度定义

电网调度是指电网调度机构为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行组织、指挥、指导和协调。电网调度应当符合社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律。

⑵电网调度运行原则：

实行统一调度、分级管理的原则。S什么样的操作可用综合指令？

答：综合指令是值班调度员对一个单位下达的一个综合操作任务，具体操作项目、顺序由现场运行人员按规定自行填写操作票，在得到值班调度员允许之后即可进行操作。综合指令一般适用于只涉及一个单位的操作

S什么情况下可直接用刀闸操作？

答：

⑴在系统无接地故障时，拉合220KV及以下电压等级的电压互感器、避雷器、变压器中性点；

⑵拉合220KV及以下电压等级的空母线； ⑶拉合开关闭合情况下的旁路电流； ⑷拉合励磁电流不超过2A的空载变压器； ⑸拉合电容电流不超过5A的无负荷线路； ⑹拉合经计算、试验无问题的环路均衡电流。

S什么是零序保护？大电流接地系统中为什么要单独装设零序保护？

答：

⑴在大电流接地系统中发生接地故障后就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地接地短路的继电保护装置统称为零序保护。

⑵三相星型接线的过电流保护虽然也能保护接地短路，但其灵敏度较低，保护时间较长。采用零序保护就可克服此不足，这是因为：

①系统正常运行和发生相间短路时，不会出现零序电流和零序电压，因此零序保护的动作电流可以整定的较小，有利于提高灵敏度；

②Ｙ/△接线的变压器，Ｙ侧以后的故障不会在△侧反映出零序电流，所以零序保护的动作时限可以不必与该种变压器以后的线路保护相配合而取较短动作时限。

M母线故障的处理原则？

答：

⑴若确认系保护误动作，应尽快恢复母线运行。

⑵找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对停电母线恢复送电。⑶双母线中的一条母线故障，且短时不能恢复，在确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电。

⑷找不到明显故障点的，有条件时应对故障母线零起升压，否则可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应优先用外部电源。试送开关必须完好，并有完备的继电保护。

⑸对端有电源的线路送电时要防止非同期合闸。M母线失压如何处理？

答：

⑴母线电压消失，母差保护未动作，连接于母线上的开关没有跳闸，可能是外部电源中断造成，检查母线无故障象征时，可试充电一次。

⑵母差保护动作，使连接于该母线的开关跳闸，造成母线电压消失时，应对母线及其相连设备和母差保护进行检查，查出故障原因，并消除或隔离故障点后，可向母线充电一次。

⑶若母线故障点不能即时消除或隔离应将母线上设备尽倒至其他母线运行，以减少停电损失。

⑷若母线故障使电网分成若干个单独运行的部分时，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸并列而扩大事故。

Y110kV线路转运行的操作顺序是什么？应注意什么？

答：

线路转运行的操作顺序：

⑴先拉开线路两侧的接地刀或拆除接地线；

⑵在确定线路及开关在冷备用状态时，合上送端开关两侧刀闸及开关； ⑶合上受端两侧刀闸及受端开关。注意事项：

⑴尽量避免由发电厂端向线路充电；

⑵必须考虑充电充电功率引起的线路末段电压声高和系统电压波动； ⑶尽量避免用小电源向线路充电，以防小机组发生自励； ⑷线路充电开关必须具备完善的保护，并保证有足够的灵敏度。

Y110kV主变配置什么保护？各套保护的保护范围？差动、瓦斯保护的构成原理？哪些保护是主变的主保护？

答：

⑴瓦斯保护：切除变压器油箱内故障，反映主变油位降低反映变压器内部过热引起油气分离发展的故障。

⑵差动保护：切断主变本体及引线这部分故障，反映纵差保护范围内电气故障。

⑶10KV，35KV过电流保护：切除10KV、35KV母线故障，作为10KV、35KV出线保护。

⑷110KV复合电压过流保护：作为瓦斯、差动主保护的后备保护，同时作10KV、35KV出线远后备。

⑸主变零序电流保护：切除主变110KV侧单相接地故障，作为110KV出线保护远后备。

⑹过负荷保护：超温发信号。主变的主保护：瓦斯保护、差动保护。

瓦斯保护原理：变压器内部故障时，故障点局部高温使变压器油温升高，体积膨胀，油内气体被排出而形成上升气体。若故障点产生电弧，则变压器和绝缘材料部分将分解出大量气体，这些气体箱流向油枕上部，故障程度越严重产生的气体越多，流向油枕油流速断越快，利用这一现象，在油箱间加装气体继电器，构成瓦斯保护，当少量气体和气流速度小时，轻瓦斯动作。

差动保护原理：按循环电流原理装设的。如两圈变压器，在变压器两侧安装具有相同型号的CT，其二次采用环流法接线。在正常与外部故障时，CT中没有电流流过。而在变压器的内部发生相间短路时，CT中会造成很大电流流过，折合到CT一次侧，是故障点的总短路电流。T调整电压的主要手段？

答：

⑴调整发电机的励磁电流。

⑵投入或停用补偿电容器和低压电抗器； ⑶调整变压器分接头位置。⑷调整发电厂间的出力分配。⑸调整电网运行方式。

⑹对运行电压低的局部地区限制用电负荷。N哪些项目应填入操作票内？

答：

⑴应拉合的设备［断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等］，验电，装拆接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压等；

⑵拉合设备［断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等］后检查设备的位置；

⑶进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关（刀闸），手车式开关拉出、推入前，检查断路器（开关）确在分闸位置；

⑷在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况； ⑸设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。Z在带电的电压互感器二次回路上工作时应采取哪些安全措施？

答：

⑴严防短路或接地，应使用绝缘工具，戴手套。必要时，工作前停用有关保护装置；

⑵接临时负载，必须装有专用的刀闸和熔断器；

⑶工作时应有专人监护，严禁将回路的安全接地点断开。Z值班调度员在填写操作票前，应考虑哪些问题？

⑴对电网的接线方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、一次设备的相序相位的正确性以及短路容量、通信及调度自动化等方面的影响；

⑵对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应事先通知有关单位；

⑶继电保护、自动装置是否配合，是否需要改变； ⑷变压器中性点接地方式是否需要变更；

⑸线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷； ⑹防止非同期并列；

⑺根据电网改变后的运行方式，重新规定新的事故处理办法，并做新的事故预想。

N哪些情况下，下级值班人员应不待调度指令先行紧急操作，然后再报告省调值班调度员？

答：

⑴将直接对人身安全有威胁的设备停电； ⑵将故障点及已损坏的设备隔离； ⑶对运行中的设备有受损伤威胁时的处理；

⑷当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开； ⑸发电厂厂用电全停或部分停电时，恢复其电源；

⑹电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能误动的保护及自动装置停用；

⑺低频低压减载、低频低压解列、自动切机等装置应动作未动时手动代替； ⑻现场规程规定的其它紧急操作。

H何谓“统一调度”？何谓“分级管理”？两者之间有何关系？

答：所谓统一调度，是根据电力生产的上述特点，由一个调度机构来统一组织编制和实施全网的运行方式，包括统一安排发用电短期计划，安排主要发、供电设备的检修进度，统一布置全网性安全稳定和继电保护设施等;统一指挥电网的操作和事故处理;统一布置和指挥发电厂的功率调整以适应电网高峰低谷负荷的变化;统一指挥电网的频率调整和电压调整;统一指导全网调度自动化和调度通信设备的运行;统一协调水电厂（站）水库蓄水的合理使用;对计划用电实施监控以及处理其它涉及电网运行的重大事宜。这个调度机构就是对全网的安全、优质和经济运行负责的最高一级的电网调度机构。

由于电网是依电压等级分层、依地域划分分区的一个巨型系统，统一调度要有效率，因此电网最高一级调度机构的工作内容就不能包揽一切，而必须分级管理。所谓分级管理是指实行在电网最高一级调度机构领导下实行的各级调度机构的分级负责制，它能发挥各级调度机构的主动性和积极性，在规定的调度管辖范围内，具体落实统一调度的各项要求，自主地处理职责范围内的调度管理事宜。

统一调度、分级管理是一个不可分割的整体。统一调度是分级管理基础上的统一调度，公级管理是统一调度下的分级管理。统一调度、分级管理作为一个原则通常只简单称统一调度，分级管理是不言而喻的。R如何防止变压器向空载母线充电时的串联谐振过电压？

答：防止变压器向空载母线充电时产生串联谐振过电压的措施是：当变压器向接有电压互感器的空载母线合闸充电时，在可能条件下，应将变压器中性点接地或经消弧线圈接地。其目的是防止由于电磁场和电场参数的耦合，即避免在回路中，使感抗等于容抗，发生串联谐振，从而使谐振过电压引起电气设备损坏。P旁带操作应遵循哪能些原则？

答：

⑴在用旁路断路器旁带其他断路器时，应首先检查旁路断路器与所旁带断路器的保护定值是否一致；

⑵投入旁路断路器专用充电保护给旁母充电；

⑶充电无故障后，断开旁路断路器，退出专用充电保护；

⑷投入旁路断路器的旁带保护，合上所带旁路断路器的旁路隔离开关，再合旁路断路器；

⑸断开所带旁路断路器的断路器和隔离开关；

⑹对220kV及以上断路器或装有高频保护的断路器进行旁带操作必须按单项命令执行。

J进行线路停电作业前，应做好哪些安全措施？

答：

⑴断开发电厂、变电站、开闭所、配电站（所）、环网设备（包括用户设备）等线路断路器（开关）和隔离开关（刀闸）；

⑵断开需要工作班操作的线路各端（含分支）断路器（开关）、隔离开关（刀闸）和熔断器（保险）；

⑶断开危及该线路停电作业，且不能采取相应安全措施的交叉跨越、平行和同杆架设线路（包括用户线路）的断路器（开关）、隔离开关（刀闸）和熔断器（保险）；

⑷断开有可能返回低压电源的断路器（开关）、隔离开关（刀闸）和熔断器（保险）。

X线路跳闸，哪些情况不宜强送？哪些情况可以强送？

答：下列情况不宜强送： ⑴空充电线路 ⑵试运行线路

⑶线路跳闸会，经备用自投已将负荷转移，不影响供电 ⑷电缆线路

⑸有带电作业工作并申明不能强送电的线路 ⑹线路变压器组跳闸，重合不成功 ⑺运行人员已发现明显故障现象

⑻线路断路器有缺陷或遮断容量不足的线路 ⑼已掌握有严重缺陷的线路

除上述情况，跳闸重合不成功，按规程或请示总工程师后可强送一次，必要时经总工程师批准可多于一次。强送不成功，有条件可零起升压 F发现变压器有哪些情况时，应停止变压器运行？

答：有下列情况之一时，应停止变压器运行： ⑴对人身安全构成威胁；

⑵变压器声响明显增大，内部有爆裂声；

⑶严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

⑷套管有严重的破损或放电现象； ⑸变压器冒烟着火；

⑹发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护拒动；

⑺变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁； ⑻在正常负载和冷却条件下，变压器的温度不正常并不断上升； ⑼值班人员认为可能威胁主变安全的其它情况。

F发生什么情况时，下级值班人员应立即向省调值班调度员汇报

答：

⑴省调管辖或许可设备故障、损坏及异常运行；

⑵地调管辖的110kV及以上变电站全站事故停电或主要设备损坏； ⑶省调管辖或许可设备的继电保护及安全自动装置异常或动作； ⑷电网主网解列、振荡、大面积停电事故；

⑸由于电网事故造成重要用户（如煤矿、铁路、钢厂、市政设施、化工厂等）停、限电，影响正常生产；

⑹天气突然变化或自然灾害（如水灾、火灾、风灾、地震、污闪、冰闪等）对电力生产构成威胁； ⑺人员误调度、误操作事故； ⑻人身伤亡事故；

⑼外部环境或涉外其它原因，对发电厂、变电站、输电设备的安全运行构成威胁；

⑽本规程其它条款规定的汇报内容或下级值班人员认为应该汇报的情况。K开关在运行中出现闭锁分合闸应采取什么措施？

答：开关在运行中出现闭锁分合闸应尽快将闭锁断路器从运行中隔离开来，可根据以下不同情况采取措施：

⑴凡有专用旁路断路器或母联兼旁路断路器的变电站，需采用代路方式使故障断路器脱离电网。

⑵用母联断路器串带故障断路器，然后拉开对侧电源断路器，使故障断路器停电。

⑶对Ⅱ型接线，合上线路外桥隔离开关使Ⅱ接改T接，停用故障断路器。

⑷对于母联断路器可将某一元件两条母线隔离开关同时合上，再断开母联断路器的两侧隔离开关。

⑸对于双电源且无旁路断路器的变电站线路断路器泄压，必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变电站的方式处理泄压断路器的操动机构。

⑹对于3/2接线母线的故障断路器可用其两侧隔离开关隔离。X下图为某开关控制回路图。

分别说明开关在运行状态时，AB、AD、BD、AC、CD两点接地时各有什么危害？

答：

AB：开关在分闸状态，将合闸；开关在合闸状态当保护动作或手动分闸将产生跳跃。

AD：将造成控制保险熔断。

BD：当手动合闸或自动装置动作合闸时将造成控制保险熔断而拒合。

AC：开关在分闸状态，将拒合；开关在合闸状态将无保护动作掉闸。CD：当手动分闸或保护装置动作分闸时将造成控制保险熔断而拒分。G工作票负责人（监护人）的安全责任是什么？

答：

⑴正确安全地组织工作； ⑵结合实际进行安全思想教育； ⑶督促、监护工作人员遵守本规程；

⑷负责检查工作票所载安全措施是否正确完备和值班员所做的安全措施是否符合现场实际情况；

地调调度规程第3篇

关键词：接入网；调度数据网；双平面；网络拓扑

中图分类号：TN91 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0108-01

国家电力调度数据网作为一种核心的数据网络，在电力调度生产服务中占据重要地位，它主要负责将调度中心与厂站、每个级别的调度中心之间联系起来，将其所需要的即时数据进行准时传递，或者是转换数据。不管是在调度机构日常工作时还是在紧急时刻，想要给予以上两种情况必需的电网信息，都要加大力度开发电力调度数据网，让其变得完整而安全可靠，在网络运作过程中降低风险，保证业务能有效进行，这些都是发展智能电网调度系统不可或缺的工作。

1 如何使得电力调度数据网双平面化发展

从国家电网调度数据网第二平面对技术完整的规划内容来看，调度数据网会大力整顿其网络结构，使其具备持久发展的能力，同时它也是一种通信平台，掌握重要业务数据的传输和交换，为了使整体网络规格化，会考虑采取双平面的方法来构思建设，让调度业务在安全可靠程度以及时间性能方面能够达到标准，那么如何成功建设电力调度数据网双平面呢？这就要从实际出发，在如今的调度数据网络的发展状态下，调动一切可用资源，为了降低投资数额，应该做到以下几点：降低数据网络传输时的风险，达到实现调度业务的网络双平面要求，建立与第一平面一种特殊的相互备份的联系。

1.1 网络的技术点

1.1.1 接入网

遵从国家电网调度数据网第二平面对技术规划内容的要求，每一个级别的调度直调厂站分别建立起各自的接入网络，这些接入网分以下几种：国调接入网、网调接入网、省调接入网、地调接入网，第一种接入网主要包含了国调直调厂站节点或单机，第二种接入网同时拥有网调直调厂站或单机和国调直调厂站所处的网调区域节点或单机，第三种接入网结合了省调直调厂站或单机和网调直调厂站所处的省调区域节点或单机，第四种接入网同时拥有县调直调厂站或双机和省调直调厂站所处的地调区域节点或单机。需要全面建设地调节点、省调、备调这三个方面，让国家电网调度数据网络更加发达。

1.1.2 网络技术制度。

建立在IP over SDH此种技术制度的基础上，为高度统一调度网络技术制度，调度网络是一种普遍使用的大众化网络，因此要利用MPLS/VPN安插在整个网络中，采取可靠分区的准则，不同业务分别接上合适的VPN。

规划合适网络业务带宽和链路。在网络方面一般都是选择电力专用的通信网络，在众多链路中，光通信链路作为最好的选择，在物理层面上，为了不被其他网络干扰，采取SDH专线进行搭建，从而分离开来。在相互连接骨干网每个节点时，在条件不允许的情况下，为解燃眉之急，会选用n条10M链路，但是一般情况中均会选用155M链路。并且在链路的设计规则上要尽量避免路由会交叉在一起。

1.2 路由协议的设计方案

为了让VPN里面有效传输信息以及设置路由，MP-IBGP协议是一个不错的选择。在每个区域之间遵循MP-IBGP协议能够让区域与区域之间相互沟通联系，为了让IBGP每个区域之间相互连接，不妨使用路由反射技术。另外，目前在网络中比较实用的OSPF路由协议，同样可以用来在空闲的物理链路上安装设置路由冗余，为了让路由器设备在一般的网络节点上正常运作，此路由设备必须具有CQS体系结构，同时也与QOS兼容。双路由的设计方案作为接入网的主要设计方案。骨干网的主要作用就是让每个调度机构之间能够保持信息畅通，双平面建立一种特殊的互备联系。

2 设计节点以及拓扑

2.1 拓扑的安全性原则

网络一般采用拓扑设计方法，而这种方法需要遵守两个方面的可靠性原则，一个是在节点方面，一个是在“N1”的电路方面。换句话说，就是在这种拓扑结构中不管失去哪一个节点或者是连线都不会造成其他节点之间连通的障碍。

2.2 两个出口原则

不管是地调还是省调，它们的局域网均包含双出口，而且这两个出口安放的位置不能一样，是为了减少在外来因素导致的风险，否则在断电的情况下，这两个出口都将同时无法正常工作，因此，在连接双出口的电路里面要保证有两条以上的电路是隔离的。

2.3 优化流量与拖延时间原则

如何简单有效的分配和布置带宽以及电路，取决于网络流的方向和流量大小，应该合理控制一下网络在“N1”中的流量大小。在网络中，流量的分配是相对平均的，在每一条电路中，都没有多余的带宽得以浪费，所以基本上不会出现网络带宽受到限制的现象。在日常的直接业务通信中，它们的网络节点都相隔的非常近。

2.4 经济性与拓展性原则

要在一定程度上减少网络工作的成本，而且又不会阻碍网络的流通和增加网络的风险，可以从带宽以及电路数目还有总共的里程上面做一定的调整。在改善网络状况时，务必注意不要损害网络的拓扑结构，合理的提高、更改以及降低网络节点和电路数目。

3 设计路由

3.1 BGP设计

自治系统：作为自治系统的典型代表，第二平面骨干网能够自行进行管理。为了达成一致，整个网络都是使用20 000路由反射器，在MP—IBGP协议下，设计的路由样板都是全连接交替VPN，但是这种方式容易出现问题，所以为了降低全连接的程度，会采取反射器（BR）技术来解决这一问题。

3.2 OSPF设计

分区：有以下几种方式来划分路由区域：第一，在设计方式中，area ID等同于23，在黑龙江地区的所有调节点路由器都会归类到1个area区；第二，省调骨干节点路由器是属于ABR，按理归类到area23和area0之间的边界区域路由器；第三，省网骨干节点和电力调度数据网第二平面国网以及网局这三类路由器具有一定的重要性，所以它们属于area0的骨干区。

发布路由：根据area23的规则，由发布消息一方负责管理PE与PE之间相互联系的所在地，PE与CE相互联系的公共网络地点，还有路由器的loop back位置。除此之外，还要调整PE，比如要默认设置PE与CE相互联系的链路端口。

路由聚合考虑：让OSPF路由域变得简单明了，就要在一定程度上去掉不必要的路由条目，在自行管理的系统中，可以考虑让区域边界路由器又叫ABR和边界路由器又叫ASBR这两种路由聚合在一起，产生的路由器信息也是聚合的，并且向外界发送这种信息。并非路由的一切都会聚合在一起，唯独除了Loop back的位置。

Cost值：为了方便管理，整个网络都遵照一致的cost值，cost值就是带宽参考值和链路带宽之比，在这个等式里面，带宽参考值是固定的，大小为1 000 M。

跨区域相互联系：在省调接入网、各大区域调接入网、第二平面骨干网这三种网络跨区域相互联系的时候，每种网络都有各自的自行管理机制。要通过路由相互访问的时候，为了顺利进行通信，在VPN里面要跨区域相互联系。现在推行一种有效的方式——MP—EGP，也就是开启option B模式。

4 总结

网络科技的发展使得在网络中传输电网信息更加普遍化，带动电力调度数据网的发展，使其完整性和可靠性得到提高。要不断促进数据网向两个平面化的发展，首先要做的就是如何改善现有的地调接入网风险高且易波动的问题。当今调度数据网发展的重任就是使得两个依赖程度低的双平面方式建立的调度数据网具有安全系数高的优点。

参考文献：

[1] 章杜锡，陈东海.电力调度数据网地调接入网的建设研究[J].电力系统通信，2012，33（12）：12-15.

[2] 王慕维，刘文军.河南电力调度数据网双平面改造优化探讨[J].电力系统通信，2012，33（3）：16-19.

[3] 丁洪筠.调度自动化专用数据网应用研究[J].中国电业（技术版），2013，（3）：39-42.

河南电力调度规程第4篇

1范围

本规程适用于河南电力系统内发电、输电、售电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程，使用本规程的各方应使用本规程所引用的法律、标准、技术规范、上级调度规程（规范）及管理文件等最新版本。

《中华人民共和国安全生产法》

——2002《中华人民共和国电力法》 ——1995《电网调度管理条例》国务院——1993《电力监管条例》

国务院——2005《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力生产事故调查规程》国家电网公司——2005《电力系统安全稳定导则》国家经贸委——2001《微机继电保护装置运行管理规程》 ——DL/T587—2007《电网调度自动化系统运行管理规程》 ——DL/T516—2006《电力系统通信管理规程》 ——DL/T544—94《电力系统光纤通信运行管理规程》 ——DL/T547—94《电力系统通信站防雷运行管理规程》 ——DL/T548—94-2-《关于加强电力系统管理的若干规定》能源部——1988《电力二次系统安全防护规定》

国家电力监管委员会令5号——2005《节能发电调度办法实施细则（试行）》

发改能源〔2007〕3523号《电网运行规则（试行）》

国家电力监管委员会令22号——2006《电网运行准则（试行）》 ——DL/T 1040—2007 3术语和定义 3.1电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全稳定自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。（参见《电网运行准则》

术语第1条）3.2电力系统运行

指在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3独立小电力系统

指与主网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统。3.4发电企业

并入电网运行

（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。（参见《电网运行准则》术语第5条）3.5电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。（参见《电网运行准则》术语第4条）

发电企业、电网企业两者合并简称为发、供电单位。3.6电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。（参见《电网运行准则》术

-3-语第7条）3.7电力调度

为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，实行资源的优化配置和环

境保护，保证电力生产的秩序，对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的活动。

3.8电力调度机构

对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权，简称调度机构。（参见网调规程）

3.9电力调度管理

指电力调度机构依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、运行方式管理、继电保护及安全稳定自动装置管理、调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、新能源调度管理、调度系统人员培训管理等。

3.10电力调度系统

包括各级电力调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站，下同）、大用户变（配）电系统等的运行值班单位。

3.11 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.12调度许可

下级调度机构、厂（站）管辖（或受委托调度）的设备在进行有关操作前，下级调度机构值班调度员、厂（站）值班运行人员向上级调度机构值班调度员申请并征得同意。

3.13委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14越级调度

紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行单位的值班运行人员的方式。

3.15调度指令值班调度员对其下级调度机构值班调度员或调度管辖厂（站）值班运行人员发布有关运行、操作和事故处理的指令，包括自动发电控制（简称AGC）、自动无功电压控制（简称AVC）、实时调度等调度自动化系统下达的调控指令。

3.15.1发布指令——值班调度员正式向下级调度机构值班调度员或厂（站）值班运行人员（调度自动化主站系统正常运行时）下达调度指令。

3.15.2接受指令——受令人听取指令的步骤和内容，复诵指令并认可。

3.15.3复诵指令——受令人依照指令的步骤和内容，向发令人完整无误诵读一遍。3.15.4回复指令——受令人向值班调度员报告已执行完调度指令的步骤、内容和时间。

3.15.5拒绝接受指令——受令人认为值班调度员或调度自动化系统发布的调度指令会危害人身、电网和设备安全，不执行调度指令。

3.16水调自动化系统水调自动化系统是电网调度自动化的一个重要组成部分，由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。

3.17调度自动化系统调度自动化系统包括能量管理系统（EMS）、电力系统实时动态监测系统（WAMS）、调度管理及实时调度系统、调度员培训仿真系统（DTS）、电能量计量系统（TMS）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统（OMS）、配电管理系统（DMS）-46-名规范》和《河南电力通信设备标识规范》执行。

16.5.2各维护单位应设专人负责通信资源数据库维护工作，应保障维护范围内的资源数据库的完整性和准确性。

16.5.3 500kV系统电力载波频率由网调分配；220kV系统电力载波频率由省调分配；110kV系统电力载波频率由地调分配。16.6规划建设

16.6.1通信规划建设应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的原则。根据电网发展规划的需求和特点，结合专业管理和通信网发展状况，采用先进、实用、可靠的通信技术。16.6.2调度机构与所属调度对象之间通信应具有两条及以上独立路径的数字通道。16.6.3同一条线路的两套线路保护和同一系统的两套安全稳定自动装置，应组织两条独立的通道，配置两套独立的通信设备，由两套独立的通信电源供电。

16.6.4新建220kV及以上通信站的调度交换机，应采用统一编号、统一信令和数字中继接入电力调度交换网。调度台应采用通信专用-48伏直流供电或UPS电源供电。16.6.5调度机构与所属调度对象之间应配置应急调度电话单机和调度录音系统。

16.6.6并网电厂和用户变电站的通信设备技术标准和运行条件应符合电力通信网技术规范和运行要求，接入方案应经所属通信机构审核。

16.6.7省网基建和技改通信项目相关单位应按以下要求向省调报送技术资料：设备采购前25个工作日报送设备技术规范书；并网前25个工作日报送设备技术协议、采购合同复印件和

施工设计图；并网前10个工作日报送设备及光缆测试参数。

16.6.8通信工程竣工应经运行维护单位验收合格后方可投运，应对设备运行维护人员进行技术培训。16.7通信站

16.7.1通信站应满足国网公司通信站标准化管理和《华中电

-47-力系统电力通信管理规程》的要求和相应技术条件，维护单位应建立健全各项规章制度，完备各种技术资料和记录，配备仪表、备件和工具。

16.7.2厂、站应具备对通信机房动力环境、通信设备运行状态监视的手段。通信设备（电源、传输、交换等设备）的主要告警信息应接入厂站综合监控系统。

16.7.3站内通信设备的日常巡视工作应纳入变电站统一运行管理，在设备出现异常时，变电运行人员应及时通知当地通信调度。16.8统计考核

16.8.1电力通信统计分析工作采取分级统计、逐级汇总的方式。分为统计分析（通信设备运行统计分析工作）和月度统计分析（通信管理和运行统计分析工作）。各维护单位负责维护范围内的通信统计分析和报送工作。

16.8.2通信考核按照相关规程规定进行，实行月度和考核。17并网与调度 17.1 凡与河南电网并网运行的发电厂（机组）、接入电网的用户变电站应服从调度机构的统一调度，在并网前签订并网调度等协议，按照规定履行相关手续。17.2 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站在与有关电网企业签订并网协议之后，应当提出并网申请，由有关电网企业审查其是否符合并网运行的条件。17.3 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应当具备以下基本条件：

17.3.1新投产设备已通过分部调试或试运行，通过并网必备技术条件审查、工程质量检查和安全性评价。-48-

17.3.2按照电网调度机构的要求提交全部技术资料。

17.3.3与电网调度机构间的通信通道符合有关规定，至少保证两种相互独立的通道，并已投运。调度总机按组网要求接入开通。

17.3.4按照电力行业标准、规程配置的，电网安全稳定运行需要的继电保护和安全稳定自动装置具备投运条件，有关安全措施已落实，并已通过相应电网调度机构的审查。220kV及以上电压等级的厂站应装设继电保护信息子站，并完成与省调主站的联调。

17.3.5自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，满足电力调度二次系统安全防护要求并验收合格。信息已经正确传送至有关调度机构的电网调度自动化系统。

17.3.6并网关口计量装置按电力行业标准、规程设计建成并经验收合格，电能量数据能够正确传送至有关调度机构的电能量计量计费系统。

17.3.7调度管理及实时调度系统电厂端的子系统完成接入省调主站的调试工作并投入运行。17.3.8厂站端调度数据专网设备按要求安装完毕，接入相应电力调度数据专用网络，并承载调度信息业务。

17.3.9发电机组试运行结束，应该完成带负荷运行的所有试验，将有关报告和技术资料报送调度机构，并通过审查。

17.3.10具备正常生产运行的其它条件。17.4 新建或扩建的电气设备加入试运行前三个月，并网方应向调度机构提供下列资料三份。17.4.1注明设备型号、设计规范参数的一次接线图； 17.4.2继电保护、安全稳定自动装置的原理图及说明书；

17.4.3线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；-49-17.4.4通信有关资料；

17.4.5相关的调度自动化系统技术参数及工程设计文件，包括：远动施工设计图和二次接线图，远动设备清单及说明书，测量回路变比，通信规约；AGC、AVC、PMU的型号、技术

参数及指标；电能量计量系统相关图纸、设备型号及参数，计量回路变比，辅助接点类型，关口点的设置方案；调度数据专用网络的施工设计图、设备清单及说明书；调度管理及实时调度系统厂站端的施工设计图、设备清单及说明书；二次系统安全防护方案，安全防护产品清单及说明书等；

17.4.6其它涉及新设备投产的资料。17.5 新建或扩建发电厂启动试运行前三个月，拟并网方还应向调度机构提供下列资料： 17.5.1锅炉、汽轮机、发电机、变压器等主要设备规范和参数； 17.5.2发电机、变压器的测试结论；

17.5.3发电厂输煤、给水、主蒸汽、除灰、燃烧、调速、循环水、发电机冷却系统图，励磁系统图；

17.5.4新设备规程，运行人员名单；

17.5.5线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；

17.5.6相关调度自动化系统设备验收报告；远动信息表；电能计量装置检验记录及施工图一套；电能计量若有拨号通道，应提供拨号号码；二次系统安全防护实施方案有关资料。17.5.7风电、太阳能等新能源机组应提供有关模型及参数。模型及参数应满足省调校核、计算的要求。

17.5.8调度机构要求的其他资料。17.6 提供资料的单位应对资料的正确性负责，并且对因资料误差而引起的后果负责。-50-17.7 调度机构接到上述资料后，按照有关规定进行下列工作： 17.7.1确定设备命名、编号和调度管辖范围划分。17.7.2提供继电保护及安全稳定自动装置定值。

17.7.3进行潮流和稳定计算，确定输送功率极限和运行方式及主变分接头位置。17.7.4编制试运行调度方案。

17.7.5依据并网通信系统设计方案，组织完成并网通信电路的测试、开通工作。17.7.6组织完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调。

17.7.7组织完成并网调度业务所需的其它二次系统（数据专网、实时调度、保护信息等）的调试、开通。

17.7.8有关人员赴现场熟悉设备。

17.7.9组织研究并网条件，提出意见，参与有关并网前的检查等。17.8 拟并网方运行人员应在设备投入运行前熟悉本调度规程，经调度机构考试合格后方可上岗。17.9 新设备技术参数不满足国家标准或规定的要求，未通过并网运行必备条件审查，调度机构应拒绝该设备加入电网运行。

17.10新设备第一次启动的并网申请应由启动委员会主任签发并以书面形式通知省调，表示新设备已具备并网的安全和技术条件。调度机构认为新设备已满足并网条件，方可在日调度计划中安排并网试运行工作。

电网调度规程第5篇

第一章总则

第1条电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

第2条电网调度机构是电网运行组织、指挥、指导和协调机构。各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。

第3条各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第4条凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内实施电网调度管理。

第5条电网各级调度人员、变电监控中心、操作队运行人员、各发电厂值长及电气运行人员、直供大用户的变电运行人员，必须熟悉并严格执行本规程；各级有关领导、技术人员也应该熟悉、遵守本规程。

第二章调度管理

第一节调度管理的任

第6条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：

1、按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；

2、按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；

3、按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。按电力市场调度规则，组织电力市场运营。

4、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

第7条电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

3、负责组织编制和执行电网年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；

4、参入编制电网的、月发供电计划和技术经济指标；监督发、供电计划执行情况；执行上级调度下达的跨区联络线送、受电计划；

5、负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参入事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

7、负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施；

8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

9、指挥调度管辖范围内设备的操作、电网事故处理和电压调整，根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

15、行使上级电网管理部门及上级调度机构授予的其它职责第二节调度设备管辖范围划分的原则第10条地调许可设备划分原则

县调（或大用户）管辖设备，其操作对地调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，为地调许可设备。

第11条地调管辖委托县调代管设备划分原则

地调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大，但对县电网运行方式有较大影响的发、输电设备，可委托县调代管。如：部分发电厂设备、部分县间输电联络线路。

第12条县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

第13条发电厂厂用电设备、热电厂的供热设备及变电站的站用电设备，由发电厂值长及操作队值班员自行管理。

第三节调度管理制度

第14条凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体或产权归属，均应遵照《电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规的规定，在并网前向电网经营企业提出并网申请，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第16条任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。

第19条对于代管设备、许可设备，下级调度机构在操作前应向地调申请，经地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。

第20条电网紧急需要时，地调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。

第21条进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

第22条各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第24条各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。

第26条县调、发电厂管辖设备发生重大事故（如设备损坏、无操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。

第28条当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。对不执行或延迟执行调度指令者，在报告领导调查处理后，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施。

第四节检修管理

第31条电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第34条地调管辖设备、地调委托县调代管设备、地调许可设备检修或试验虽已有计划，仍需在开工前一天十时前（遇公休日提前至周五），由设备检修单位调度工作联系人向地调值班员提出申请，利用调度MIS传递检修审批单的同时必须电话和地调值班调度员核对无误，地调在十七时前批复。节日检修在节前三天提出申请，地调在节前一天十一时前批复。设备的检修开工，必须得到值班调度员的指令。

第38条提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请和批准手续，不得在设备上工作。

第39条设备临故修、消缺，可随时用检修审批单向地调值班调度员提出申请。但申请人应根据工作内容提出相关设备的状态要求（停电、运行、某保护及自动装置投入、停用），并对要求的正确性负责。地调值班调度员有权批准下列检修（对故修时间不予批复）：

1、八小时以内可以完工的检修；

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第42条地调批准的设备检修时间计算：

1、发电机组检修时间从设备断开，地调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

第43条申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。35kV及以下线路停、送电操作一般规定各为30分钟。如线路配合变电站全站停电时还应预留全站停送电时间。

第44条地调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报地调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动设备的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。带电作业需停用重合闸时，应于作业开始两小时前向地调提出申请。

第45条发电厂的地调委托县调代管设备，其检修计划由发电厂报所属县调，县调安排后报地调。

第46条发电设备检修（计划检修、临故修及消缺）工作结束前一天的12时前（遇公休日提前）应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。

第48条已批准的计划工作，由于天气等原因确定不能工作时，工作单位应于批准的操作时间前，向地调撤消申请。

第五节出力管理

第49条发电厂向电网经营企业报月度检修计划的同时，报出各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，顶峰出力，经电网经营企业审查批准，地调按批准的出力进行调度管理。当出力变化时，应于前一天十时前向地调提出申请，并经批准。

第50条各地方电厂及企业自备发电厂应严格按照地调下达的负荷曲线发电，电网发生故障或异常时，发电厂应遵照地调值班调度员的指令调整有、无功出力。

第51条运行设备异常而使机组最大连续出力和最小技术出力变化时，值长应向地调值班调度员报告改变原因并提出申请，预计超出本值的降出力，应提出书面申请。（代管电厂由所属县调值班调度员提出）

第六节负荷管理

第52条公司各供电营销单位按《电网负荷预测管理办法》向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。

第53条地调、县调应有经本级人民政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。县调的事故限电序位表和超计划用电限电序位表要报地调备案。

第54条各县、区供电营销单位要做好本县区负荷预计工作，负荷预计应准确。对因实际用电负荷与预计负荷偏差较大而造成电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位责任。

第55条当发生事故或其它原因发电厂出力降低时，地调值班调度员可根据省调的通知，按照批准的限电方案分配县（区）临时用电限额，各县调应按分配的负荷限额控制负荷，对未经地调同意超限额用电而迫使省调、地调拉闸限电者，要追究超用电单位责任。

第七节运行方式的编制和管理

第56条编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项第三章调度操作

第一节操作的一般规则

第123条电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对地调管辖的设备有影响，操作前应通知地调值班调度员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令进行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。

第124条对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员直接下达给变电站值班员。操作指令直接下达变电站，由操作队（或变电站）值班员实施操作，操作队值班员应按计划到现场。无人值班变电站设备操作完毕，操作队值班员在汇报地调值班调度员的同时通知监控中心值班员。当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，地调值班调度员可下令电网监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。

第126条值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第127条为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第128条值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析；

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位；

3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个及以上单位的配合操作或者需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

2、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

第130条逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作；

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作；

即时指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向值班人员发布指令，但应做好记录。

第二节操作制度

第135条操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂、站主结线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前二十四小时下达操作预告；

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致；

3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备；

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修申请单中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想；

5、填写操作票，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令；

6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第138条录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第139条已经录音的微机硬盘，一般保存三个月，复杂操作和事故处理的录音保存期限由领导决定。调度电话录音内容具有严格的保密性。调度电话录音只有公司领导、生产总工、安监部主任、调度所主任、调度班长有权提取。

第三节变压器操作

第140条 110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

第141条变压器充电时，应先合装有保护的电源测开关，后合负荷侧开关。停电时则反之。

第142条新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

第143条变压器并列运行的条件：

1、结线组别相同；

2、电压比相同；

3、短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

第144条倒换变压器时，应检查并入之变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。

第145条并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

第四节母线、刀闸操作规定

第146条母线的倒换操作，必须使用母联开关。

第147条备用母线和检修后的母线，充电时应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。

第148条无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

第149条母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条刀闸的操作范围：

1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器；

2、在无雷电活动时拉合避雷器；

3、拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；

4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；

5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；

6、拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但220kV以上应使用户外三联刀闸）；

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节开关操作

第151条开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。

第152条开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定运行进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

第153条交流母线为3/2接地方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

第六节线路操作

第155条双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷掉闸或其它事故。

第159条联络线停送电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。

第七节解、并列操作

第160条值班调度员在解、并列操作前，应利用PAS系统进行潮流计算，认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。操作后，进行电网安全检查计算，制定预防措施，通知现场值班人员记录并执行该措施内容。

第161条准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条并列时调整频率的原则：

1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

2、电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。第163条并列时调整电压的原则：

1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

2、电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

第164条电网解环时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。

第165条值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，并通知有关单位。

第166条解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条闭式网络只有相位相同才允许合环。

第168条合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第169条合环调电，现场值班人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行解环操作。

第九节零起升压操作

第170条担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

第171条升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。

第172条对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

第173条零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章电网事故处理

第199条调度值班员在事故处理时受上级调度值班员指挥，是管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对管辖范围内电力系统事故处理的正确和迅速负责。

第200条事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电；

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第201条电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况：

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；

4、人身安全和设备运行异常情况。

第202条事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。

第203条电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第204条为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；

2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；

4、将已损坏的设备隔离；

5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动操作；

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205条值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

2、按照规定及时处理异常频率和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

第206条值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，调度班长、方式、继保人员、调度主任等有关人员应主动协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故汇报上级值班调度员、调度所领导、生技部、安监部主任或专工、公司总工程师及分管生产的副总经理等。

第二节线路的事故处理

第209条单电源线路故障开关掉闸时的处理：

1、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场（监控中心）值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，再向调度汇报（发现明显故障点、空载线路、电缆除外）；

2、线路重合不成或重合闸停用时，分段强送。若一段强送不成，则强送另一段；若强送成功，另一段不再强送。

第211条两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

第213条带电作业期间线路故障掉闸，无论重合闸投停，在未查明原因前，不得强送。

第214条强送线路时，现场有人值班的的厂、站应先停用该线路的重合闸，然后再强送。

第215条线路跳闸时伴有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，待查明原因后再考虑能否强送。

第216条无人值班变电站出线线路故障跳闸，强送或试送前监控中心值班员应利用图像监控系统对现场设备运行情况进行检查。发现明显故障，禁止进行强（试）送。并立即汇报值班调度员。

第217条无人值班变电站出线线路故障跳闸，在现场设备情况不明，保护动作情况不清的情况下，一般不能遥控强送，特殊情况下需经有关领导同意。

第218条电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

第219条无人值班变电站发生开关跳闸，无论重合闸重合成功与否，操作队值班人员必须到现场对设备运行情况、保护及自动装置动作情况进行检查。

第220条线路故障跳闸，开关切除故障已达到规定次数，由厂、站（监控中心）运行值班员向调度提出。当开关允许遮端故障次数少于两次时，应停用该开关的重合闸。少于或等于一次时，应用旁路代路，无旁路或无法倒电时，应请示总工联系停电处理或作出能否允许增加遮断故障次数的批示。

第221条恶劣天气，线路连续两次故障掉闸应停用重合闸，再次故障掉闸不再强送，待天气好转时决定是否强送。恶劣天气，10kV农业线路故障掉闸，一般不立即强送，待天气好转时强送一次。

第222条线路故障开关掉闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线，并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即拉开该线路所有开关、刀闸、合上接地刀闸（挂好地线），通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。

第三节小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条接地故障的处理的一般规定

1、值班调度员接到系统发生单相接地故障的报告后，应作好记录：三相对地电压值、信号动作情况、消弧线圈接地系统应记录消弧线圈的残流、残压。根据变电站（监控中心）值班人员汇报的系统接地指示信号和数据应进行全面正确分析：是系统单相接地还是PT一次熔丝熔断、是线路断线还是消弧线圈补偿不当引起电压不平衡、谐振过电压引起的虚幻接地，经分析判断确定属哪一种情况，再进行处理。

2、无人值班变电站发生系统单相接地故障时，监控中心值班员在汇报值班调度员后，通知操作队值班人员立即到现场对接地系统的设备情况细致巡查，将现场接地故障情况和巡查结果汇报值班调度员和监控中心值班员，并根据值班调度员指令进行处理。

3、当变电站内装有选测馈线接地指示的，测寻故障时应充分应用它作为判断故障线路的依据，但在没有取得运行经验前，选测出的故障线路再使用“拉合法”进行缺证。

4、当接地线路发生断线或断线直接接地的报告时，应立即将故障线路切除，以免危害人身设备安全。

5、无论发生何种形式的接地故障，均应通知运行单位进行巡线检查，用户管理单位对用户进行查询、检查。

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

1、为缩小受影响的范围，如果系统可分割为电气上不直接连接的几部分，则尽可能进行分割，以确定故障区域。进行分割时，应考虑分割后的线路或变压器是否过负荷，并注意保护及自动装置的动作条件有无变更。

分割电网的方法：

1）如有两台变压器，而其10kV母线通过分段开关并列运行者，可先断开分段开关，检查出哪一母线系统接地；若一台变压器运行带10kV两段母线运行，另一台变压器备用，可先投入备用变压器，将10kV母线分列运行，检查出哪一段母线系统接地。

2）有发电厂并网运行的系统，应调整联络线潮流，将发电厂与系统解列，查出是哪一系统接地。

2、在判断系统有单相接地、操作队值班人员检查后没有发现站内设备接地故障点，应按下列顺序查出故障设备：

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；